Ⅰ 塔里木盆地古生代海相油气勘探重大进展
康玉柱
（中国石化新星石油公司西北石油局，新疆乌鲁木齐830011）
【摘要】1984年9月西北石油局在塔北设计的沙参2井实现了我国古生代海相油气田首次重大突破后，开创了油气勘探的新领域。特别“九五”以来，塔河油田的发现和探明，加大了古生界的勘探和研究力度，并取得了重大进展：油气的重大突破、奥陶系古岩溶和储集体研究取得新进展、初查了塔河大油田特征及勘探技术方面的进步等。
【关键词】盆地；古生代；油田
1965年著名石油地质学家朱夏就指出：“中国油气勘探实践说明，盆地发展存在两个重要差异，从印支运动前后可以划分出古生代盆地和中新生代盆地”，并多次提出古生代有较好的油气前景。我们从60年代末，就开始研究塔里木盆地古生代成油条件。特别是1984年9月在塔里木盆地北部我们设计的沙参2井实现古生代海相油气首次重大突破后，开创了塔里木盆地古生代勘探新领域。经过攻关研究计算的塔里木盆地油气资源量为206×108t，其中古生界海相地层油气资源量为160×108t，约占全盆地油气资源总量的4/5；目前已发现26个油气田（其中以古生界海相为油源的油气田15个），其中大、中型油气田12个，已获探明油气地质储量达10×108t；1999年原油产量529×104t、天然气3.9×108m3，其中古生代海相油约300×104t。
特别已探明塔河大油田（储量1.07×108t），表明古生代海相油气的巨大潜力。
1油气的重大突破
1.1发现和探明多个油气田
自1995年以来，我局加强了古生界油气勘探工作，1996年首先在沙雅隆起艾协克地区开展大面积三维地震。于1997年西北石油局在艾协克地区（塔河3～4号）沙46、沙48井于奥陶系获高产油气流后，又迎来了新一轮勘探古生界的高潮。近年来主要成果有如下几个方面[2]。
（1）在盆地的4个隆起（沙雅隆起、卡塔克隆起、巴楚隆起及顺托果勒隆起）上有40多口探井获工业油气流。石炭系和奥陶系油气具有多层特点。共发现大型油气田2个，中型油气田8个（表1、2）。
（2）1999年探明塔河大油田，其储量为10746×104t，成为塔里木第一个超大型油田。
（3）1997年9月中国石油集团公司塔里木石油勘探指挥部（简称塔指）施工的玛4井于下奥陶统获高产气流后，改称和田河气田，探明天然气储量620×108m3。
（4）1997年12月后“塔指”又在轮南地区设计轮古1、轮古2井在奥陶系获高产油气
表1塔里木盆地奥陶系油气田表（据西北石油局和塔指资料）
表2塔里木盆地石炭系油气田表（据西北石油局及塔指资料）流，使该区古生界储量不断扩大。
（5）1998年“塔指”在顺托果勒隆起北部哈德地区哈1井于石炭系获工业油气流，经过评价哈德油田获探明储量1008×104～t。
1.2地质储产量快速增长
（1）目前，在该盆地古生界获得的地质储量为5.25×108t，占全盆地总储量一半左右。
（2）1999年古生界石油产量增长到300×104t，为全盆地产量的3/5左右。
2石油地质理论的重大进展
2.1古生代海相成油理论的建立
1984年9月西北石油局在塔北地区高左的沙参2井于井深5391m奥陶系喜获高产油气流，日初产油1000m3、天然气200×104m3，成为我国古生界找油的重要里程碑。之后，又连续发现古生界油气田。经过“七五”、“八五”科技攻关研究总结了塔里木盆地和国内有代表性古生界油气田的成藏特征，于1992年首次建立了我国古生代海相成油理论（专著：塔里木盆地古生代海相油气田、中国古生代海相成油特征）。“九五”以来，又充实了这一理论。其主要内容如下[1]。
（1）多时代、多类型盆地叠加复合是形成巨大的海相沉积体，并造就形成丰厚油气资源的构造、沉积背景和良好环境的重要因素。
（2）多时代生油岩、多期生油。各盆地古生界生油岩有：上震旦统、寒武—奥陶系、志留系、石炭系—二叠系等。由于盆地长期处于多旋回条件，使生油岩具长期生油特征。因此，油气资源十分丰富。
（3）多时代、多类型的储集层系有：震旦系、寒武—奥陶系、志留—泥盆系及石炭—二叠系。
上覆的中新生界储集层，储集岩有：碎屑岩、碳酸盐岩及火山岩等。而碳酸盐岩储集空间为孔洞缝。大油气田形成的重要因素之一，是洞、缝、孔储集体发育。
（4）油气具有长距离运移的特征。实践表明，古生界生成的油气，可通过区域性不整合、断裂等作长距离运移，水平运距达几十至上百公里，垂直运距达几百米至上千米。这是有别于陆相找油的特征之一。
（5）多期成藏。由于该盆地具多期、长期生油之特点，造就了多期成藏。其主要成藏期有海西早期、海西晚期，印支-燕山期，喜马拉雅期，但以海西晚期和喜马拉雅期为主要成藏期。
（6）多油气藏类型及多成藏模式。盆内古生界油气藏类型丰富多彩，可划分为三大类（构造、地层、岩性）、14亚类。古生界成藏模式有古生古储（古生界生油岩生成的油气，又储集到古生界中）、后生古储（古生界晚期生成的油气，又储集到古生界中）、后生中储（古生界晚期生成的油气，储集到中生界中）和后生新储（古生界晚期生成的油气，储集到新生界中）。
（7）油气分布特征。古生界海相油气田主要分布在古隆起、古斜坡、断裂带和区域性不整合面附近。
根据上述理论的指导，我局自1992年后在沙雅隆起、中央隆起区上发现了油气田，如巴楚-麦盖提地区发现了巴什托、亚松迪油气田；1998年又探明了塔河超亿吨级大油田（探明储量1.07×108t）等，使塔里木盆地古生界油气勘探开发推向了新的热潮。
2.2奥陶系古岩溶研究的新进展
多年来通过几十口深井的各种资料及物探资料的研究，对塔里木盆地奥陶系古岩溶有了新的认识。古岩溶形成的因素主要有下面几个。
（1）岩性
由于碳酸盐岩中各岩性的化学溶解度不同，故被溶蚀的程度也不同，直接影响了岩溶的发育。实践证明，灰岩、泥质灰岩易被溶蚀。
（2）断裂
实践证明，断裂的破坏作用对岩溶的发育起着重要作用。但不同的岩性对其破坏作用程度也不同，总的物理破坏量白云岩最高，抗拉强度最低。因此，不同的物理破坏结果对后期岩溶发育程度的影响也是不同的。
断裂对岩溶的控制作用主要表现为：增加了岩石的渗透性，改善了岩溶水的循环系统，增大了可溶岩溶蚀面积。
（3）地貌
一般情况下，古地貌相对高的地区，地表及渗流岩溶带发育，并以供水为主，岩溶发育深度大，但充填严重；岩溶洼地，溶蚀程度高，充填和塌陷严重，但潜流岩溶带发育；岩溶缓坡，岩溶发育程度相对适中，有利储集空间发育，是油气勘探的最佳领域。塔河油田大部分地区均处于岩溶缓坡，是寻找大型油气田的最佳区域之一。
（4）古气候条件
古气候条件是影响岩溶发育程度的另一个重要因素。潮湿、温暖、降水量丰富的气候条件有利于岩溶发育；高温、干旱的气候虽然不利于岩溶发育，但可产生较强的物理风化作用，为后期的岩溶作用提供了有利条件。
（5）古水系
在岩溶区，古水系往往形成地下水系与地表水系两大类。地下水系受断裂系统和岩石性质的影响，多形成不同的地下水文网，控制着岩溶系统的分布。地下水文网供、排水系统完善的岩溶发育程度高，溶洞发育，充填也严重。地表水系沿地表岩溶冲沟、断裂带，形成塌陷的溶洞。沿地表水系主干流两侧异常发育侧向溶蚀洞穴、具层状的排水洞。
2.3奥陶系碳酸盐岩储集体研究的进展
从多口井的实际资料研究认为，碳酸盐岩储层以孔、洞、缝作为储集的空间，形成双重或多重孔隙介质的特殊储层。碳酸盐岩基质孔隙度一般小于2%，对储层的好坏影响不大。储层的好坏主要看洞、缝的发育程度，即后期的构造及岩溶改造的程度。
受多期构造运动及岩溶作用的影响，阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩中发育多期裂缝及溶蚀孔洞，它们构成了奥陶系灰岩的主要储集空间。但是裂缝和溶蚀孔洞的分布极不均一，从而储层在纵、横向上具有极强的非均质性，主要表现在洞缝发育的多少和大小、充填情况、洞缝空间组合类型的不同，从而造成储渗能力的千差万别。
阿克库勒凸起奥陶系灰岩储集层主要有4种储集类型，其一是裂缝—孔洞型，储渗空间以孔洞为主，裂缝次之，是最好的储集类型，如S48井等；其二是孔洞—裂缝型，孔洞及裂缝对储集均有贡献，如S47井等；三是裂缝型，裂缝是主要通道和储集空间，孔洞相对不发育，如S46井、S14井等；四是生物滩相孔隙型，以自生粒间孔、溶蚀孔为储集空间，如S76井、S60井、S68井等。
储集体分布规律从纵向上看有两个主要缝洞发育带：一是风化面附近的地表岩溶—渗流岩溶带上部；二是潜流岩溶带。主要缝洞发育带大多位于风化面以下200m范围内，受岩溶发育深度的明显控制。中上奥陶统与下奥陶统分界面附近也是一个岩溶发育的有利带，并获油气突破。
3塔河大油田特征
塔河大油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起的西南部斜坡上，已控制面积约700km2（图1）。
3.1地层特征
该油田地层发现较齐全，从震旦—第三系均有沉积，但其北部缺失志留—泥盆系及上奥陶统。
图1塔河油田分布图
阿克库勒凸起从加里东中期开始隆起，北部缺失了中上奥陶统。海西早期快速抬升，所以北部缺失了志留—泥盆系地层。石炭纪又广泛海浸全面覆盖本区。但海西晚期再次抬升，使本区缺了上二叠统及下二叠统的部分地层。中新生代为浅坳盆地演化阶段，沉积了较齐全的中新生代地层。
3.2生油岩
该油田的油源岩为寒武—奥陶系碳酸盐岩。从原油性质及包裹体分析，塔河油田成藏形成期以海西晚期和燕山-喜马拉雅期为主。
3.3油田储层特征
下石炭统及三叠系为砂岩储层，其储集物性较好。奥陶系主要为微-细晶灰岩，以亮晶、砂屑灰岩为主。储集类型为裂缝型、裂缝-溶洞型及裂缝-孔（洞）型。它们的发育程度主要与岩溶地貌、断裂、古水流系统及岩石性质有关。
该油气藏储集体发育非均质性很强，纵、横向分布差异性较大。但其奥陶系油藏纵向分布有3层（图2），自上而下为：奥陶系顶部风化壳、渗流带及潜流带。油气主要分布在从奥陶系顶部风化面以下200m范围内。
图2塔河油田3区油藏剖面示意图
3.4油藏类型
下石炭统及三叠系油藏主要为背斜型。下石炭统还存在岩性尖灭型油气藏。奥陶系油藏有三大类，即构造型、地层岩性型及复合型（表3）。
表3塔河油田奥陶系油藏类型表
3.5油气水特征
3.5.1原油特征
据现有资料分析，三叠系及下石炭统的油为轻质油或凝析油，且含气层。奥陶系的油为西北重东南轻，即：塔河6号、4号为重质油（4号区平均原油密度0.957g/cm3）；中部的塔河3号区以正常原油为主（原油密度平均0.82g/cm3）；东南部的塔河1号区为轻质原油。油内含硫量亦有类似的变化。
3.5.2水的特征
奥陶系油藏总体为底水油藏。目前控制的700km2范围内底水多处在5690～5700m，但又不是统一的油水界面。塔河6号区西北角的沙81井底水在5750m附近，这是目前底水面最深的一口井。油区内底水面变化是北高南低，东高西低。
3.6前景展望
2000年塔河油田勘探开发取得了重大进展：①扩大了奥陶系含油面，从200km2扩展到700km2左右，在潜丘、平台及低凹部位的探井均发现油气流，因此认为基本连片含油；②地质储量快速增长，去年已获探明储量1.07×108t，今年可增加探明储量4000×104t左右；③又在中上奥陶统灰岩中打出高产油气流，另在沙76井发现了生物滩含油，开拓了新领域；④进一步认识了奥陶系储集体的发育特点及分布特征，使提高钻井命中率有了新科学依据；⑤2000年西北石油局原油产量从1999年的109×104t可上升到190多万吨，原油产量增加的幅度相当可观；⑥据目前成果预测，塔河大油田探明＋控制＋预测储量达2.9×108t左右。笔者认为，2至3年内可拿到3×10～53×108t的超大型油气田。
4古生界碳酸盐岩油气勘探开发技术进展
在“九五”期间，特别是从“十五”以来，以国家科技攻关项目为龙头的深入研究，初步形成了一套适应塔里木盆地古生界碳酸盐岩油气勘探开发的技术系列，主要包括以下几个方面。
4.1区域评价选区技术
通过建立地层层序、地层对比，编制岩相古地理图，识别和确定生油岩，在搞清区域构造的基础上进行油气前景评价，优选靶区和突破点。
4.2碳酸盐岩储层预测及油识别地球物理技术
通过二维、三维地震资料的深入研究和特殊处理，总结出了溶洞发育带具有低速度、弱振幅、低频率、层速度异常、弱相关性等特点，研制开发了储层精细成像处理、三维相干体处理、地震特殊参数提取分析、波阻抗反演技术、烃类直接检测、三维可视化等6大技术，初步形成了一套碳酸盐岩储层预测的物理方法技术系列，有效地指导了勘探开发，为塔河油田扩大含油面积、增储上产提供了科学依据。
4.3深井碳酸盐岩欠平衡钻井技术
根据盆内碳酸盐岩储层的漏失特点和现有设备，采用了常规、万能、旋转防喷器、液体分离器等配套设备，选用无固相钻井液体系，细化压井和深井技术工艺，重建了井底正常压力状态和方法等，完井器口现场应用达到了欠平衡钻井的设计要求。
4.4深井碳酸盐岩储层完井技术
由于碳酸盐岩裂缝带后效应较强，采用了胶溶性暂堵钻井完井液和酸化压裂改造等增产技术，提高了单层裸眼完井、中高产多层且无法套管射孔完成ECP完井、低产多层射孔完井、低产单层裸眼射孔完井等不同完井方式，为多油组的有效分隔和分层评价提供了有效完井技术。
4.5深井碳酸盐岩储层预测技术根据盆内碳酸盐岩储层高温、高压、深埋、油品粘度大等特点，采用了套管挂壁测试、裸眼支撑测试，裸眼挂壁测试、裸眼膨胀跨隔测试、裸眼PIP测试等技术。
4.6深井碳酸盐岩储层改造技术
针对盆内碳酸盐岩储层非均质性严重的特点，采用大酸量、大排量封隔酸压作业，一批深井和开发井由不出油至产油量达标或高产，储量和产量增加效果明显。
4.7碳酸盐岩油气田评价技术
该类油气田评价属世界性难题，据其油气藏特点，采用油气描述、油气藏建模等技术，进行油气藏评价及地质储量计算等。
4.8深井碳酸盐岩油气试采和试验性开发技术
近几年来，通过对塔河油田和雅克拉凝析气田的试采和试验性开发工作，初步探索了油气田开发的技术及工艺。
参考文献
[1]康玉柱.中国古生代海相成油特征[M].乌鲁木齐：新疆科技卫生出版社，1995.
[2]康玉柱.塔里木盆地奥陶系形成大油气田地质条件[J].新疆地质，1999，17（2）.
[3]康玉柱.塔里木盆地塔河大油田特征[A].第四届天山地质矿产资源学术讨论会文集[C].2000.96～102.
Ⅱ 我国是否可利用西南地区丰富的溶洞资源建立石油储备基地
不好
一是石油易挥发，损失较大
二是石油可与地下物质结合，增加重新使用的难度，也有损失
三是石油有毒，易污染地下水及周围生态环境
还有就是溶洞并不稳定，可能坍塌。
也许有不对的地方，求指正。
Ⅲ 塔河四区碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式
刘中春袁向春李江龙
（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）
摘要 塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型稠油油藏，受多次构造运动影响，岩溶缝洞交互发育，埋深大于5300m，油水分布关系复杂、非均质性极强。储集空间流动特征尺度大至几十米，小到微米量级，流动规律不同于砂岩油藏。油井的生产动态多变，开发的可控性差。为深入研究碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式，揭示油井水淹后是否仍有利用的价值，依据油井综合解释资料、生产动态信息，结合对现代喀斯特地貌中岩溶缝洞与古岩溶缝洞的认识，建立了3种近井地带储集体简化的地质模型，采用流体动力学理论及物理模拟实验相结合的方法，分析了钻遇不同储集空间的油井水淹后剩余油存在的形式，确立了缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术的研究方向。
关键词 缝洞型碳酸盐岩油藏 地质模型 物理模拟 剩余油形式
Analysis on Formation of Resial Oil Existence and Its Effect Factors in The Forth Area of Tahe Carbonate Heavy Oil Reservoir
LIU Zhong-chun，YUAN Xiang-chun，LI Jiang-long
（Exploration ＆ Proction Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）
Abstract In Tahe Ordovician carbonate reservoir，which is karstic/fractured heavy oil reservoir，higher level of heterogeneity and more complex distributing of oil and water had been formed by ancient structural action time after time comparing with other carbonate reservoirs.The reservoir depth is over 5300m and temperature is 398K.The oil viscosity is about 24mPa·s on the reservoir condition.The main flow conits include fractures and caves that their flow characteristic sizes are from several decameters to microns.The well proction performances vary rulelessly，and are difficult to be controlled.For investing the form of resial oil existence and analyzing the value in use of the well after water out，three types of simplified theorial and experimental models were constructed separately combining the results of integrated interpreting and proction performance information of wells with realization of modern and ancient karst.As to the wells drilling on different flow conits in carbonate reservoirs，the form of resial oil existence and its effect factors have been discussed.Meanwhile，the direction of EOR technology development in fractured/karstic carbonate reservoir have been determined.
Key words Fractured/karstic carbonate reservoir Theoretical model Physical simulation Form of resial oil
碳酸盐岩油气田在世界油气分布中占有重要地位，其储量占油气总储量的50%以上，而产量已占总产量的60%左右［1，2］。近年来，我国碳酸盐岩油气田的勘探开发也呈现快速发展的态势，尤其是塔里木盆地的塔河油田发展迅速。截至2005年底，塔河油田累计探明石油地质储量达6.3×108t，年产油量4.2×106t，已成为我国最大的古生界碳酸盐岩油田。塔河油田4区奥陶系油藏位于塔河油田的中部，以艾协克2号构造为主体，为具底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型块状重质油藏。油藏埋深大于5300m，储集类型以溶洞为主，且发育极不规则，纵、横向非均质性强，储层预测难度大，且油气水关系及油藏类型极为复杂。经近10年的滚动勘探开发，暴露出钻井成功率低、采收率低和递减快的开发特征。油井过早见水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年递减率高达44%，暴性水淹可使油井产量锐减70%以上；平面和纵向储量动用程度低，平均采出程度仅9.5%［5～11］。因此，在现有油藏地质认识基础上，研究缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油形式，探索新的提高采收率方法迫在眉睫。
1 缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞、缝及基质岩块的认识
测井、钻井、录井与油井的生产动态均表明，有些油井直接钻遇了未充填或半充填的溶洞，直接建产；有些油井未直接钻遇溶洞，但通过酸压可沟通具有有效储集能力的空间；还有少数井钻在致密的岩石中，即使酸压也无法沟通有效储集空间。认识缝洞型油藏储集体特性、识别有效储集空间的分布、了解剩余油分布形态，是提高油藏采收率的基础。
1.1 对溶洞的认识
理论上，地下古岩溶洞特点与现代岩溶应具有一定的相似性。图1和图2是我国贵阳境内世界最长的现代岩溶双河洞的分布及洞室情况。
图1 双河洞的平面分布图
图2 双河洞其中一个洞室
现代岩溶发育具有以下特点：①洞穴展布受区域构造裂隙控制；②洞穴发育与地下排水系统关系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多层性；④洞穴的侵蚀和沉积同步进行；⑤溶洞大多发育在褶皱的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位于河流中、上游地区；⑦以地下河为主体，发育若干支洞；⑧洞穴规模大，最长达85.3km（双河洞）；最大洞室面积达×104m2（织金洞），高达150m。
古岩溶系统，由于长期构造运动和沉积作用，上覆岩层的关键层因受岩体自重重力、地应力集中以及溶洞内的真空负压三重作用而破坏塌落。塔河4区钻井过程中部分井具有严重的放空和漏失现象充分说明有未充填溶洞的存在。但测井解释结果显示大部分岩溶系统均发生不同程度的充填，如T403井全充填洞高达67m，TK409井全充填洞高达75m。图3为TK429井测井与成像测井对比解释结果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，为溶洞发育段。大型洞穴内有塌陷角砾岩、暗河沉积角砾岩和砂泥岩沉积，还有致密的灰岩（图4）。
古岩溶系统与现代岩溶的主要区别在于洞的规模小于地面，洞的充填程度高。
图3 KT429井测井与成像
图4 溶洞内不同种类充填物
1.2 裂缝发育分布规律
根据塔河油田14口成像测井资料统计了裂缝的走向，结果如图5，可以看出本区裂缝体系中以 NW-SE 向裂缝系占据主导地位，该裂缝系中又以走向为160°～180°或350°～360°的裂缝为主，NE-SW向裂缝系的发育程度要明显差于前一裂缝系，该裂缝主要的主体走向为0～20°或180°～220°。裂缝倾角如图6所示。大多数裂缝的倾角在60°～90°区间内，裂缝产状大多呈高角度，低角度裂缝发育很少。奥陶系碳酸盐岩大部分有效缝的发育主要集中在局部存在滑塌角砾现象的岩溶层段，因此裂缝在成因上主要与岩溶垮塌作用有关。
图5 塔河油田奥陶系裂缝体系的总体走向特征
图6 裂缝倾角百分比
1.3 基质岩块系统的认识
根据下奥陶统储层岩心孔渗分析资料统计，7011 块小样品孔隙度分布区间为0.01%～10.8%，平均为0.96%，其中小于1%的样品占71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）占22.02%，大于2%的仅占6.46%。全区6473个小样品渗透率分布区间为（0.001～5052）×10-3μm2，其中小于0.12×10-3μm2的占样品总数的67.14%，小于0.6×10-3μm2的占85.68%，小于3×10-3μm2的占94.39%，大于3×10-3μm2的仅占5.61%，最大渗透率为5052×10-3μm2，频率中值小于0.1×10-3μm2。岩心分析数据反映出塔河油田奥陶系储层基质物性较差，基质孔渗对储层孔渗基本无贡献。
2 近井地带简化的地质模型及剩余油
为了进一步揭示油井生产动态与储集体性质的关系，揭示油井水淹后是否还有利用的价值及剩余油形式，根据油井的综合资料分析，建立了近井地带4种不同的地质模型。
2.1 封闭型溶洞
封闭型纯油溶洞是指不与外界沟通，内部只充满油的溶洞。目前尚未发现钻遇这种类型的溶洞，但尚无充分的证据排除这种洞存在的可能性。
此类溶洞完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油的弹性能和溶洞裂缝自身的弹性能。由于无外界能量的补充，溶洞内的压力与生产井的产量均由于天然能量的损耗而逐渐降低，直至最后停喷。
2.1.1 利用物质平衡法分析剩余油
钻遇此类溶洞的生产井，当井底流压低于井筒的静液柱压力及井筒摩阻造成的压力损失时，油井停喷。
pwf=Δp（静液柱）+Δp（摩阻） （1）
对裸眼完井方式的油井，停喷时溶洞内的压力接近式（1）表示的数值，此时根据物质平衡方程，油井的累积采油量为：
NpBo=NoBoCt（pi-pwf） （2）
此类溶洞的采收率只与溶洞内原油、岩石的弹性压缩系数及压降有关，符合下式：
油气成藏理论与勘探开发技术
无论井口限制生产与否，对打在溶洞任何位置的油井，均会有剩余油存在，且剩余油的大小满足：
剩余油=（1-η）NoBo （4）
2.1.2 溶洞内流体的流动特征
根据流体力学中伯努利方程
油气成藏理论与勘探开发技术
计算了圆柱型溶洞中单相流体的流动特征，压力与流速无因次分布结果见图7。当具有一定压力的封闭溶洞被打开后，洞中流体的流线如图7所示。仅在近井地带，压力才产生扰动；远离井底，压力仍然保持在初始状态。流体的流速在无因次距离0.5m处，开始扰动，即接近溶洞二分之一的高度处。
图7 圆柱型溶洞单井单相流体的流动特征
2.2 底水型溶洞
底水型溶洞又分为封闭型底水溶洞和沟通型底水溶洞。其中封闭型底水溶洞是指不与外界沟通，内部包括油、水两相的溶洞（图8）。此类溶洞也完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油、地层水的弹性能及溶洞裂缝自身的弹性能。沟通型底水溶洞指的是与外界沟通，又可分成两种，一种是外界水浸量速度低于生产速度，此时溶洞依靠的天然能量包括水浸量与弹性能；另一种是外界水浸速度等于生产速度，溶洞中压力不变，这类溶洞的开采完全依靠水驱。
2.2.1 未充填溶洞底水锥进的理论分析
对于底水型溶洞，油井产量递减的原因，不仅是能量降低，还有出水的影响。油井出水加快了产量递减。油井出水并不意味着油水界面一定达到井底，根据流体力学理论，油水界面处油水的速度分别为：
油气成藏理论与勘探开发技术
油气成藏理论与勘探开发技术
水油速度比：
油气成藏理论与勘探开发技术
塔河油田4区地下原油黏度平均为24mPa·s，如果地层水黏度近似1mPa·s，那么相同的条件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，当溶洞被钻开后，由于生产井产生的扰动，井底附近必然会产生底水锥进的趋势，同时油水密度差造成的重力分离作用，又可抑制底水锥进。
图8 封闭型底水溶洞示意图
此类溶洞的剩余油不仅取决于溶洞内的天然能量，而且与底水锥进的程度密切相关。底水从生产井突破，又加速了油井停喷的进程。因此影响底水锥进程度的因素，也将影响溶洞中剩余油的数量。此影响因素很多，包括油水黏度比、采油强度、溶洞中油水界面的高度、生产井的位置、生产井密度以及溶洞的几何形状等。
图9 底水锥进实验结果
2.2.2 未充填溶洞底水锥进的物理模拟
实验采用真空泵产生负压流动的方式，模拟溶洞型储集空间的底水锥进过程。实验用油为黏度约为15mPa·s 的白油，水为配置的矿化度为2×105mg/L的盐水，实验温度为室温25℃，实验结果见图9。
实验的排量为30mL/s，即2.5t/d，产生的水锥高度约为0.01m；减小生产速度，可抑制水锥的产生；井底水锥产生的扰动范围很小。由于油水重力分异的结果，实际产生的水锥高度远小于理论计算的结果。若假设水锥产生的高度与生产速度成正比，则估算实际生产速度达250t/d时，产生的水锥高度也只有1m。因此，可以推测当油井处在未充填溶洞的顶部时，油井见水后剩余油的潜力很小，且此部分剩余油完全可以通过减小生产速度而得到有效开采。
2.3 近井缝洞型
塔河油田4区钻遇溶洞并提前终孔的油井毕竟是少数，大部分油井均正常完成钻井过程，部分井自然完井后建产，部分经酸压后建产。岩心观察与成像测井解释结果对裸眼井段钻遇的缝洞有了一定程度的认识。
图10 裸眼井段钻遇的洞缝及简化模型
为了理论研究，将裸眼井段钻遇的溶洞、裂缝，简化为一组规则的毛管流动（图10）。依据岩心观察统计结果，宽度大于1mm裂缝有19条，占总数 2.4%；宽度 0.1～1mm裂缝共有267条，占总数33.5%；宽度小于0.1mm 裂缝共有512条，占总数64.2%。
根据流体力学理论，按照岩心统计的缝比例，不同尺度缝洞对进入裸眼井段总流量的贡献不同。结果表明：有洞存在时，即使只有一个，当洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大于50mm时，对总流量的贡献已大于95.96%。就是说，当洞的尺度大于50mm时，油井的总产量主要来自于洞，而缝的贡献较小。剩余油的主要形式包括底水未波及的缝中剩余油、波及过大孔道的壁面，数量取决于非均质程度与油水黏度比。
按上述洞缝尺寸与比例，近井地带洞缝储量的比例分布见图11。当溶洞的尺度为1m时，溶洞内储量占总储量的82%，缝中储量仅占17.8%；当溶洞的尺度降到50mm时，洞储量占总储量的比例降为18.7%，缝中储量上升至81.3%。尽管裸眼井段中当洞的尺度降到50mm时，洞对总流量的贡献仍较高，但洞内的流体被底水驱替以后，缝内的储量也是不容忽视的。
图11 单位岩石体积不同尺度溶洞占储量的百分数
2.4 近井裂缝型
塔河油田4区大部分油井是酸压后建产，即在钻井过程中未钻遇有效的储集空间，经酸压后沟通了有效储集空间建产（图12）。为了研究方便仍将其简化为一束毛管。
图12 裸眼井段钻遇裂缝及简化模型
由于碳酸盐岩表面具亲油性，底水驱替裂缝内原油时，毛管力为驱替的阻力，在裂缝壁面必然会留下剩余油膜。亲油、亲水孔隙中水驱油过程的对比见图13。
图13 不同润湿性仿真孔隙模型中油水的分布
仍然按照上述分析的裂缝分布比例，不同油膜厚度的剩余油百分数见图14。可看出对于一定体积的裂缝储集空间，假设底水波及的范围达到100%，仅按不同厚度的剩余油膜计算，当油膜厚度达到0.1mm时，剩余油百分数接近50%，当油膜厚度降到0.01mm时，剩余油百分数能达到26%。而油膜厚度不仅与岩石的润湿性有关，而且取决于驱替速度。况且底水不可能百分之百驱替裂缝孔隙，因此裂缝型储集空间的剩余油也是相当可观的。
图14 不同油膜厚度的剩余油百分数
3 剩余油产生因素及提高采收率途径
根据地质模型的剩余油分析，目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率的关键问题为：①油井未能有效沟通有效储集空间；②油井即使沟通了有效储集空间，但由于底水锥进或天然能量不足，仍可产生大量的剩余油。对于已动用的储量，底水碳酸盐岩油藏剩余油的影响因素包括能量及底水的驱替程度两个方面，影响底水驱替程度可以从扫油效率和洗油效率两个角度分析，结果如图15。油藏天然能量大小、非均质程度、油水黏度比是影响缝洞型碳酸盐岩油藏动用储量采收率的三大关键因素。
图15 缝洞型油藏影响采收率的因素及提高采收率的途径
因此，针对此类油藏，应当结合剩余油形态分析，有针对性地开展提高采收率技术研究。以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的研究工作势在必行。具体可分两个阶段进行，一是天然能量阶段，包括加密井、纵向分层开采、侧钻水平井、酸压、堵水等技术研究；二是人工补充能量阶段，可能采用的方法包括注水、注气、注稠化剂，以及活性剂等。化学法风险较大；注气虽然对底水且具有垂直裂缝的油藏具有得天独厚的优势，但对埋深超过5300m的油藏，要求较高注入压力的注入泵限制了该方法的应用。因此，注水仍是风险小、成本低的首选方法。但常规油藏成功的注水经验已不适应无法判断连通性的缝洞型碳酸盐岩油藏［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。
4 结论与认识
（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，并不意味着储集空间完全水淹。
（2）主体剩余油主要有5种形式：①因储集空间尺度差异而产生的底水未波及剩余油；②油井未处洞顶，水淹后未充填溶洞的顶部剩余油；③未充填溶洞因底水锥进的剩余油；④水波及过后的残余油膜；⑤能量严重不足的各类储集空间内剩余油。
（3）提高采收率技术研究应当针对不同类型的剩余油形式，以缝洞流动单元为基础，确定以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的提高采收率方法的研究方向。
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Ⅳ 典型实例
一、轮南低凸起构造演化特征
塔北隆起是古生代长期发育的古隆起，其形成主要经历了3个主要时期，即加里东形成期、海西-印支定型期、燕山-喜马拉雅沉降期。在隆起及斜坡上，形成了大量构造与非构造圈闭。轮南凸起是一个古生界残余古隆起，经历了多期构造演化，随着构造应力场的变化，在不同的构造阶段其构造形态和形变特点不同。轮南潜山经历了3次重要的构造运动的改造，即早海西期、中晚海西期-印支期、燕山-喜马拉雅早期构造运动，地层遭受剥蚀，直接影响了潜山油气藏的形成与改造，相应地形成3级天窗和3条尖灭线(潘文庆等，2001)。发生于泥盆纪晚期—石炭纪早期的海西早期运动，使地层抬升幅度大，剥蚀地层厚度大，持续时间长，对中-下奥陶统裂缝、孔洞、大型洞穴等储集空间形成、演化和分布的影响最为强烈(徐国强，2005;刘存革等，2008)。
二、沉积相与储盖组合
奥陶系潜山部分地层自上而下划分为:上奥陶统桑塔木组(O3s)、良里塔格组(O3l)和吐木休克组(O3t)，中奥陶统一间房组(O2y)，中-下奥陶统鹰山组(O1-2y)，下奥陶统蓬莱坝组(O1p)。鹰山组进一步划分为上段(砂屑灰岩段)(O1-2y1)和下段(含云质砂屑灰岩段)(O1-2y2)，蓬莱坝组进一步划分为云质灰岩段(O1p1)和泥晶灰岩段(O1p2)。良里塔格组缺失良一段至良四段，仅存良五段。良里塔格组在塔河盐下区(侯明才，2006)和轮古东地区均具有由北向南减薄的趋势。
轮南地区奥陶系自早奥陶世蓬莱坝组沉积期开始至晚奥陶世桑塔木组沉积期，总体上经历了半局限台地相—开阔台地相—台地边缘相—台缘斜坡相—混积浅水陆棚相的演化。在这个演化过程中，海水的深度及水动力强度总体上经历了浅—深—浅和较弱—强—弱的演化，从而构成一个完成的海侵-海退旋回。
轮南潜山主要有4套储盖组合:三叠系俄霍布拉克组泥岩-下奥陶统组合，石炭系中泥岩段-下奥陶统组合，石炭系底砾岩段-下奥陶统组合、上奥陶统桑塔木组-中下奥陶统组合。
三、轮南低凸起储层特征
通过岩心、测井、三维地震、油井生产等静态、动态资料，结合现代岩溶认识，寻找古岩溶的发育规律及控制因素，研究古岩溶与有效储集体分布的内在联系，指导油田勘探、开发。
1.储层纵向展布规律
表层岩溶带和垂直渗流带古岩溶缝洞系统相对发育，储集空间多为裂缝-孔洞型、溶洞型，岩溶缝洞系统比较发育，岩溶储层储集性能较好。表层岩溶储层最发育，横向连片。
潜流带岩溶发育相对较弱，仅局部发育小规模溶洞或岩溶管道，岩溶储层以裂缝-孔洞型或孔洞型为主。如桑南西区块奥陶系顶面10～35ms分频均方根振幅属性表明(图6-15)，下部溶蚀带储层呈星点状和条带状分布，储层发育明显比上部差。
图6-15 轮古中斜坡地区潜山表层弱振幅属性+潜山内幕强振幅属性叠合图
2.储层平面展布规律
轮南奥陶系碳酸盐岩主要发育两套3类储集体(图6-16)。
第一套储集体主要受加里东中期岩溶影响，发育于良里塔格组上部30m左右范围内，储层类型以洞穴、裂缝-孔洞、孔洞型为主。储集体主要发育于桑塔木组尖灭线以东。
第二套储集体分两类。在桑塔木组尖灭线以东区域，海西期岩溶不发育，储集体主要受加里东中期及深埋岩溶作用影响，分布在泥灰岩段下部和一间房组上部50m范围内，储层类型以裂缝、裂缝-孔洞、孔洞型为主，也有部分洞穴型储层，轮古东气田以该类储层为主。在桑塔木组尖灭线以西的广大区域，储集体受加里东、海西期多期岩溶作用影响，部分地区加里东期岩溶可能因后期构造运动而遭受剥蚀。储集体总体发育在奥陶系不整合面以下150m范围内，个别井达400m，以一间房组、鹰山组为主，储层类型主要包括洞穴、孔洞、裂缝和孔洞-裂缝，这种储集体是轮古油田和塔河油田的主要储集体类型。
图6-16 塔北南缘奥陶系风化壳岩溶储层平面分布
四、油气分布规律
研究区油气性质具有以下规律:
(1)晚期成藏过程中，轮古东走滑断裂的南部—桑塔木断垒带—桑南西和中平台西部的轮古8井和轮古2井区的奥陶系遭受强烈气侵作用，原油密度相对较低，为中质油或凝析油，原油含蜡量高，胶质和沥青质含量低，天然气成熟度高，δ13C1较重，干燥系数大，iC4/nC4及iC5/nC5比值小，H2S含量高，N2含量低。在轮古东地区北部、轮南断垒带和中平台的中部和东部地区气侵作用较弱;在轮古7井区，除了轮古4井、轮南1井等少数井，大部分地区未遭受或受气侵作用影响不明显，与遭受强烈气侵的地区相反。
(2)在纵向上，石炭系、三叠系和奥陶系油气性质具有明显差异。奥陶系天然气干燥系数大，N2含量低，δ13C1较重;三叠系天然气干燥系数小，N2含量高，δ13C1较轻。在桑塔木断垒带的中段和东段，奥陶系原油密度明显小于三叠系;在中平台西部(LG8井和LG801井所在区域)，石炭系原油密度小于奥陶系和三叠系。晚期气侵过程对三叠系影响不明显，说明三叠系和奥陶系油气性质受控于不同的成藏期次和过程。
(3)在纵向上，天然气明显具有下干上湿的特征，反映了天然气的气侵方向是由下向上进行的，先到奥陶系，然后再到石炭系和三叠系;在横向上，天然气表现为东干西湿，反映天然气的气侵方向是自东向西进行的。气侵过程中，原来储层中的原油受到气洗作用，表现为高蜡含量。
五、油气高产富集的主控因素
轮南低凸起已发现众多油气藏，分布层位从古生界至中生界，多期构造运动叠加，多期成藏，呈现出不同性质、不同类型油气藏交叉叠置的复式油气藏特征。平面上油气藏主要沿断裂带分布，油气性质分带性强;纵向上不同层位油气藏类型多样，各种性质油气藏叠置，油气藏埋深大，油气储量分布集中，油气藏相态复杂，不同期成藏的油气并存。
1.充足的油气源
对轮古-塔河油气田群有贡献的生油岩主要有两套:中上奥陶统烃源岩和中下寒武统烃源岩。与生烃凹陷相邻是碳酸盐岩缝洞型油气藏高产富集的基础。寒武-奥陶系主力烃源岩长期生烃、多期供烃，为轮南低凸起不同层系油气大规模多期成藏提供了可靠的资源保障。
2.发育准层状缝洞系统
轮古油田奥陶系储层从宏观上可以分为两部分，一部分是位于桑塔木组尖灭线以西的地区，另一部分为桑塔木组尖灭线以东的轮古东地区。轮古东地区储层物性差，油气储量丰度相对偏低。试油效果好的井储层相对发育，失利井储层普遍欠发育(表6-5)。
表6-5 轮古东地区失利井分析
图6-17 桑南西奥陶系测井解释储层厚度与累计产量关系
3.构造相对高部位富集
位于大型岩溶残丘及岩溶洼地的储层均发育。如位于岩溶洼地的轮古102井测井解释溶洞型储层17.2m，钻井过程中发生4段放空，累计放空厚度为15.64m，为该区溶洞型储层最发育井。储层厚度和累产之间有一定正相关性(图6-17)，储层发育与否是首要条件，但在储层发育前提下，微构造为主控因素，在桑南西地区表现为位于大型岩溶残丘高部位的LN54井、LG100-6井、LG100-10井、LG100-11井、LG101井、LG101-2井油柱高度大(图6-18)，累产高，是油气富集区。
图6-18 过桑南西奥陶系大型岩溶残丘的油柱高度剖面图
4.岩溶上覆盖层
轮古7井区位于轮南潜山高部位，剥蚀程度高，盖层欠发育。如LG7-11井、LG7-10井、LG7-15井缺少石炭系和三叠系俄霍布拉克组泥岩盖层，LN1井和LG21井缺失石炭系盖层，仅剩余部分三叠系俄霍布拉克组泥岩，奥陶系的油气向上调整到上覆三叠系中。LN11-3井、LN11-4井、LG7-7井等位于岩溶洼地，水体能量强，且油气受浮力作用向岩溶斜坡运移，造成水柱高度大，以产水为主。在岩溶斜坡，由于上覆石炭系和储层强非均质性导致的垂向和侧向封堵，使油气得以保存，油柱高度相对最大，如LG7-5井、LG7-1井、LG7-8井、LG701井等(图6-19)。
图6-19 盖层欠发育区(轮古7井区)油气水分布图
在轮古东地区，存在奥陶系桑塔木组、石炭系等多套盖层，且盖层厚度大。油气水的分布主要受晚期气侵强度的控制。由于轮古东走滑断裂为晚期油气的优势运移通道，沟通了轮古东南部的满加尔生油坳陷，因此在轮古东断裂附近的南部，天然气丰度大，以气层为主。随着与气源沟通能力变差，流体分布变为油气水共存，而在轮古东北部的雀马1井和雀马2井，由于与气源沟通能力差，地层以产水为主。
总之，轮南低凸起碳酸盐岩缝洞型油气藏，高产富集主控因素有4个:①烃源岩是基础;②储层发育是油气富集的前提条件;③构造高点及大型岩溶残丘是油气富集的最有利地位;④优质盖层是油气高产富集的保证。
Ⅳ 潜山型碳酸盐岩储集空间的描述方法
（一）储集性碳酸盐岩地质描述概论
储层描述的目的是搞清储集空间类型、结构、孔隙度、渗透率、含油饱和度及原油开采过程中的地下渗流特点，为提高油气采收率提供必要的地质参数。其中裂缝和溶洞是潜山型碳酸盐岩储层描述的核心内容，包括以下几个方面：
（1）对裂缝-溶洞系统的形成机理做出合理的解释，由此可以对裂缝-溶洞几何形态和分布进行可能的预测。
（2）确定基质和裂缝-溶洞系统的岩石物性参数，预测基质和裂缝-溶洞系统的空间分布或因环境参数（深度、孔隙压力的衰减、流动方向等）改变而引起的不同部位储集参数的变化。
（3）评价基质和裂缝-溶洞系统的相互关系，确定油气水渗流特征。
（4）在裂缝-溶洞系统研究的基础上，进行储层分类评价。
（二）潜山型碳酸盐岩储集空间一般地质研究方法
对潜山型碳酸盐岩储集空间的地球物理、试井等评价方法将作专门介绍，这里介绍野外、岩心、录井等裂缝-溶洞的识别和描述，并介绍它们的成因判别及其渗流特征等分析。
1.裂缝溶洞的识别和描述
碳酸盐岩裂缝-溶洞的识别和描述方法主要有：岩心观察、地质录井、实验测试、开发动态监测、野外地质调查等，需要综合各方面参数判断出裂缝-溶洞的发育特征。
（1）岩心观察：钻井取心是了解裂缝-溶洞特征的最直接方法。岩心描述内容：裂缝宽度、裂缝壁的结构、溶蚀程度、充填情况（充填物成分、结晶程度），需要统计裂缝、溶洞的密度、组合情况、切割情况以及测量裂缝的产状和含油性等。
但是钻井取心毕竟数量少，不能了解裂缝在空间上的延伸情况，特别是张性裂缝段的取心收获率低，会漏失许多资料。所以岩心观察只能作为验证其他裂缝识别及监测方法的证据。
（2）地质录井：地质录井包括岩屑录井、泥浆录井、钻时录井及钻具放空等，根据录井资料可以定性地判断裂缝-溶洞的发育程度。
裂缝-溶洞一般充填有方解石、白云石或其他矿物，根据这些矿物的多少和结晶程度，可以判断储集空间发育程度。透明自形晶方解石、环带状和葡萄状方解石为张性裂缝或开启溶洞充填物，而半透明或不透明他形晶方解石或白云石表明裂缝被全充填，无有效储集空间。
在钻井过程中钻具放空及泥浆漏失，井径异常扩大，均反映裂缝、溶洞的存在。裂缝-溶洞都是沿断裂分布，根据溶洞率及泥浆漏失情况，还可以判断断层、裂缝的发育情况。
裂缝-溶洞发育段岩石破碎，钻进速度快、钻时低。如果钻遇致密层，钻时增高。
（3）岩心分析测试：这是裂缝-溶洞的微观特征研究，包括微裂缝的宽度、充填情况及充填物的成分和结构等。分析项目有岩心揭片、岩矿薄片、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、包裹体和压汞分析等。
（4）野外地质调查和类比研究：碳酸盐岩裂缝-溶洞分布极不均一，要了解整个基岩油藏储集空间的分布规律，只靠几口取心井是不够的，选择地质条件相似的露头或矿山坑道进行野外调查是非常必要的。通过模拟对比，可以了解各级裂缝-溶洞的分布特点，特别是大型裂缝-溶洞的空间分布。在任丘潜山发现初期，地质工作者就对冀中坳陷周边的燕山、太行山（特别是河北满城县西柏山）进行了野外地质调查，对基岩潜山的地层、岩性、构造和裂缝-溶洞的分布建立了概念模型。
2.裂缝-溶洞的描述内容
（1）单条裂缝特征：利用全直径岩心描述裂缝的产状、形态、充填情况和力学性质。如果有定向取心可直接描述裂缝的真产状，非定向取心可描述裂缝产状和地层产状的关系，再换算出裂缝的真实产状。裂缝的形态主要包括长度、宽度、开度及纵向连通情况。裂缝充填情况包括充填程度、充填物成分、结晶程度、晶体方向与裂缝壁的关系。裂缝力学性质是指根据裂缝产状、裂缝面结构、擦痕、矿物等，区分张性裂缝和剪切裂缝，其鉴别特征见表3-11。
表3-11 裂缝力学特征表
（2）裂缝组系描述：凡是产状一致、相互平行、力学性质一致的裂缝属于同一组裂缝，呈共轭剪切缝及共生张性裂缝为同一裂缝系统。
根据裂缝的交切关系判断不同组系的裂缝形成的序次，被切割位移的组系为早期缝。另外，根据裂缝充填物的世代和包裹体性质，判断裂缝形成时间的早晚。
（3）裂缝发育程度的定量描述：描述裂缝的定量参数有裂缝密度、裂缝间距、裂缝指数和岩块尺寸。裂缝密度包括面密度和线密度，面密度是指单位面积内裂缝总长度（m/m2），线密度为沿某个方向单位长度遇到的裂缝条数（条数/m）。裂缝间距为裂缝之间的平均距离。裂缝指数为岩层厚度和裂缝间距的比值，在某一构造部位为一常数，根据裂缝指数和岩层厚度可求出裂缝间距。岩块尺寸是指裂缝在三维空间切割的岩块的大小。
（4）裂缝的分类：根据裂缝的成因可分为构造缝和非构造缝。非构造缝包括由沉积作用形成的层理缝、层面缝、砾间缝等；由成岩作用形成的收缩缝、压溶缝、压裂缝及晶间缝等；以及人工诱发缝。
根据构造裂缝的力学性质分为剪切缝和拉张缝。
根据裂缝的产状可划分为高角度（>60°）缝，低角度（<30°）缝。
根据裂缝产状和地层产状的关系，可分为走向缝、倾向缝和顺层缝。
（5）裂缝分布规律研究：根据岩心统计和测井综合解释资料，分井、储层单元编制裂缝分布玫瑰图和裂缝密度分布图，描述裂缝密度、产状在纵向上和平面上的变化特征，确定油藏范围内裂缝发育程度和范围。
（三）裂缝-溶洞渗流特征分析
1.裂缝-溶洞储层孔隙度的确定
大部分裂缝-溶洞储层具双重介质特点，即储集空间由裂缝-溶洞系统和岩块孔隙系统组成。确定裂缝性储层孔隙度难度较大，需要多种方法相结合综合确定：①利用大直径岩心或小直径岩心直接测得孔隙度，小直径岩心基本代表岩块孔隙度，大直径岩心反映岩块孔隙度和部分裂缝孔隙度。②利用岩心切片或铸体薄片统计碳酸盐岩面孔率。③利用钻井放空、扩径判别大型缝洞的存在与否。④利用测井综合解释资料，确定地层总孔隙度和有效孔隙度。⑤利用压力恢复、生产动态等资料确定有效孔隙度和裂缝孔隙度。⑥利用CT、核磁共振技术确定裂缝-溶洞总孔隙度。⑦根据野外地质调查资料确定裂缝孔隙度。
2.裂缝-溶洞渗透率的确定
裂缝-溶洞的渗透率高于基质岩块渗透率十几倍到几十倍，但是前者渗透率的确定比较困难，目前常用的方法有以下几种：①利用全直径岩心测定基质及部分小裂缝渗透率，测定不同方向的渗透率。②利用测井资料定性解释渗透率。③利用压力恢复资料或试井资料确定有效渗透率，或裂缝渗透率。④利用裂缝统计资料，根据经验公式计算裂缝渗透率。
3.裂缝-溶洞渗流特征分析
（1）裂缝-溶洞系统的渗流特征和排驱机理：室内和油藏条件下的驱替试验结果表明，裂缝-溶洞系统的原始含油饱和度很高，流体在其中流动符合达西定律，毛细管力作用可以忽略，流体相对渗透率变化呈近似的对角线关系，水驱过程接近活塞式推进，水驱率可达95%以上，流体间的驱替过程主要依靠驱动压差。
（2）岩块系统驱替机理：实验表明，基质岩块渗流能力比裂缝-溶洞低得多，其中的排驱过程主要在微裂缝及小孔洞中进行，依靠毛细管力自吸排油和压差作用排油。自吸排油是基于储层的亲水性。根据润湿性分析，在毛细管力作用下，原油自动进入岩块中与喉道相连通的孔隙。自吸排油效率一般为16%～26%。但是，根据动态资料分析，裂缝-溶洞油藏实际自吸排油效率一般在10%左右。这种低值情况，除了储层孔隙结构和润湿性影响之外，采油速度过高可能是一个重要原因。
在油田开发中，裂缝-溶洞系统在水驱过程中所需要的压力梯度很小，而岩块系统则需较大的压力梯度。当两者共存、并且裂缝-溶洞占主导地位时，岩块系统水驱油过程是难以进行的。
（四）裂缝定量预测
20世纪80年代以来，曾采用弹性小挠度薄板弯曲理论，用主曲率法进行裂缝数值模拟研究。90年代以来进展很快，将原来仅用于褶皱派生的张扭性裂缝预测的差分法发展为多种构造条件、多层状、复杂边界的裂缝预测有限元方法。许多油田的裂缝数值模拟利用国外ALGOR有限元软件包，采用真三维地质模型，使数值模拟更接近实际、结果更可靠。
Ⅵ 西南地区的溶洞适合建立石油储备基地吗
西南地区溶洞适合建立石油储备基地似的。
Ⅶ 中东地下石油的特点是
储量大 都是溶洞裂缝式的赋存空间。