程 飛， 韓 杰， 韓開飛， 劉俊峰， 崔仕提， 羅新生， 翟姝玲

( 1. 山東勝軟科技股份有限公司 勝軟油氣勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000； 2. 中國石油塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000 )

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塔里木盆地輪古油田奧陶系儲層特征及主控因素

程 飛1， 韓 杰2， 韓開飛1， 劉俊峰2， 崔仕提2， 羅新生2， 翟姝玲2

( 1. 山東勝軟科技股份有限公司 勝軟油氣勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000； 2. 中國石油塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000 )

針對塔里木盆地輪古潛山奧陶系油氣藏勘探開發(fā)現(xiàn)狀，引入試井分析方法，基于輪古地區(qū)的鉆井、巖心、測井、地震、試井和分析化驗資料，分析輪古地區(qū)儲層巖石類型、沉積相特征、儲集空間類型、儲層物性和儲層分布特征，研究儲層主控因素.結(jié)果表明：輪古地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖經(jīng)過各種成巖作用改造，其原生孔隙已被破壞殆盡，有效孔隙空間主要是加里東—海西期構(gòu)造及巖溶作用形成的裂縫和溶蝕孔洞，儲層分布的非均質(zhì)性極強(qiáng).巖溶縫洞型儲集體的發(fā)育主要受巖性巖相、巖溶作用和構(gòu)造破裂作用等因素控制.巖性巖相是儲層的基礎(chǔ)，巖溶作用和構(gòu)造破裂作用是儲層形成和發(fā)育的主要控制因素，溶蝕孔洞是穩(wěn)產(chǎn)的條件，裂縫是高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵.碳酸鹽巖儲層特征是巖性、沉積環(huán)境、多種成巖作用和構(gòu)造活動等因素綜合作用結(jié)果，即碳酸鹽巖儲層通常是巖性、沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造作用相互疊加的產(chǎn)物.

巖溶作用； 儲層特征； 高能相帶； 奧陶系； 塔里木盆地

0 引言

塔里木盆地奧陶系灘礁體沉積儲層和油氣勘探取得重大突破，為中國石油的主要勘探開發(fā)區(qū)塊.塔里木油田是我國石油工業(yè)“發(fā)展西部”的主戰(zhàn)場[1]，油田儲層作為油田的經(jīng)濟(jì)基礎(chǔ)具有重要的作用，同時油氣勘探是一個實踐—認(rèn)識—再實踐—再認(rèn)識的辯證過程[2].近年來，成像測井、試井解釋技術(shù)逐步應(yīng)用于儲層物性研究，為識別儲層物性、儲層類型及儲層分布提供依據(jù)[3].

碳酸鹽巖油藏具有儲層埋藏深、時代久、縫洞發(fā)育、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)和成因類型多樣[4-5]等特點，碳酸鹽巖儲層的預(yù)測和評價難度大.賈承造、苗繼軍等認(rèn)為長期風(fēng)化淋慮作用是形成風(fēng)化殼巖溶儲層的關(guān)鍵，多期構(gòu)造運(yùn)動改善儲集性能，深部流體進(jìn)一步加強(qiáng)巖溶作用[6-7]；王福煥等認(rèn)為形成于晚加里東—早海西期的3條大斷裂及與之伴生的裂縫系統(tǒng)，是輪古地區(qū)奧陶系油氣成藏的主控因素[8]；Verwer K等認(rèn)為儲層的原生孔隙和沉積相帶是次生孔隙形成的基礎(chǔ)，巖溶作用是控制儲層發(fā)育的主要因素[9-10].隨著輪古油田勘探開發(fā)的不斷深入，研究不同類型儲集體展布特征、物性特征和儲層發(fā)育主控因素，能夠為油田的高效開發(fā)、穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)提供地質(zhì)依據(jù).

1 地質(zhì)背景

輪古油田位于塔里木盆地塔北隆起輪南低凸起中部，面積約為498.7 km2，塔北隆起奧陶系灰?guī)r頂面從輪南到英買力地區(qū)為一大型背斜，輪南、哈拉哈塘北部發(fā)育潛山，為一大型油氣富集帶.奧陶系灰?guī)r頂面以輪古西走滑斷裂為界整體分為兩部分，走滑斷裂以西整體呈現(xiàn)一個西北傾向的寬緩斜坡，斜坡內(nèi)部發(fā)育多個被大型溝谷所切割的形態(tài)各異的小型背斜.走滑斷裂以東整體呈現(xiàn)大型東南傾的斜坡，以東西向逆沖走滑斷裂為界，可劃分為中部斜坡帶、輪南斷壘帶、桑塔木斷壘帶及南部斜坡帶四部分.輪古油田受構(gòu)造活動及巖溶改造作用影響，潛山頂面發(fā)育一系列面積大小不一、形態(tài)不規(guī)則的斷鼻或斷背斜.奧陶系是輪古地區(qū)的主要產(chǎn)油層系之一，與上覆地層不整合接觸，與下伏寒武系整合接觸.奧陶系主要含油層系為一間房組和鷹山組，其中一間房組厚度為17～86 m，巖性以淺褐灰—灰褐色亮晶砂屑灰?guī)r，亮晶鮞?；?guī)r、亮晶藻屑砂屑灰?guī)r為主，生物以蘭綠藻及其藻屑為主，含少量薄殼腕足類和介形蟲，具生物潛穴和擾動構(gòu)造，具有低的自然伽馬和較高的電阻率值；鷹山組厚度在600 m以上，巖性以褐灰色砂屑灰?guī)r和含云質(zhì)砂屑灰?guī)r為主，在電性上表現(xiàn)為低伽馬和高電阻，自然伽馬曲線比較平直，無大的起伏，鷹山組油氣主要富集于鷹山組鷹一段頂部，底部儲層主要為水層和干層.

圖1 輪古油田奧陶系油藏構(gòu)造Fig.1 The structural of Lungu oilfield Ordovician reservoir

2 儲層特征

2.1 儲層巖石類型

輪古油田奧陶系儲層主要發(fā)育于中下奧陶統(tǒng)一間房組和鷹山組，在沉積、構(gòu)造和巖溶改造作用下形成準(zhǔn)層狀灘礁體儲集層[4,11].巖石類型主要為亮晶顆?；?guī)r(見圖2(a))、泥晶灰?guī)r(見圖2(b))、生屑灰?guī)r(見圖2(c))、含硅質(zhì)結(jié)核灰?guī)r、角礫狀灰?guī)r和云質(zhì)灰?guī)r(見圖2(d))等，溶洞及裂縫中充填或沉積泥巖、粉砂巖及方解石膠結(jié)物.其中亮晶顆?；?guī)r的儲集性能較好，在奧陶系發(fā)育分布比較廣泛，是能量相對較高的臺內(nèi)淺灘環(huán)境的沉積產(chǎn)物，泥晶灰?guī)r、生屑灰?guī)r形成于能量相對較低的臺坪環(huán)境.

根據(jù)L7、N1、N101、N11和N1-H1等10口井鷹一段171塊巖心薄片、鑄體薄片資料統(tǒng)計，亮晶砂屑灰?guī)r質(zhì)量分?jǐn)?shù)占60.3%，泥晶灰?guī)r質(zhì)量分?jǐn)?shù)占24.5%，生屑灰?guī)r質(zhì)量分?jǐn)?shù)占3.3%，其他巖石類型質(zhì)量分?jǐn)?shù)占11.9%.表明鷹山組儲集層以亮晶砂屑灰?guī)r為主，泥晶灰?guī)r中也有儲層分布；一間房組儲集層以顆?；?guī)r為主(占83%)，其他巖石類型質(zhì)量分?jǐn)?shù)較少.

2.2 沉積相特征

2.2.1 類型

根據(jù)研究區(qū)單井巖心精細(xì)觀察描述，結(jié)合薄片、地震、測井資料分析及區(qū)域沉積格局研究，輪古油田奧陶系主要劃分為碳酸鹽開闊臺地、局限臺地及半局限臺地3個大相[12].其中開闊臺地主要發(fā)育于中下奧陶統(tǒng)鷹山組及中奧陶統(tǒng)一間房組，根據(jù)沉積水體能量劃分為臺內(nèi)灘、臺內(nèi)礁(丘)及灘間海3個亞相.

2.2.2 縱向特征

輪古油田奧陶系整體處于輪南古隆起構(gòu)造頂部，由于奧陶系鷹山組、一間房組遭受強(qiáng)烈風(fēng)化剝蝕, 使得其上地層完全被剝蝕掉.根據(jù)輪古油田單井奧陶系沉積相分析，鷹山組為開闊臺地沉積，垂向上表現(xiàn)為臺內(nèi)灘和灘間海交替出現(xiàn)，說明該處水體較淺，地形略有起伏；一間房組也為開闊臺地沉積，垂向上表現(xiàn)為臺內(nèi)灘和臺內(nèi)點礁交替出現(xiàn)，說明該處水體較鷹山組沉積時期更淺，水體能量更高.

圖2 輪古油田奧陶系碳酸鹽巖巖心Fig.2 Lungu oilfield Ordovician carbonate rocks

輪古油田沉積相連井分析結(jié)果(見圖3)表明，輪古油田大多數(shù)井鉆遇的地層為鷹山組，沉積相為開闊臺地沉積，臺內(nèi)灘發(fā)育，沉積厚度較大，橫向上大面積分布；在灘間海發(fā)育泥晶灰?guī)r，呈現(xiàn)透鏡體形式.臺內(nèi)灘粒屑比較豐富，巖性以淺褐灰色粒屑灰?guī)r為主，夾亮晶粒屑灰?guī)r和粒屑泥晶灰?guī)r.粒屑為砂屑、藍(lán)綠藻屑和生屑，為高能沉積環(huán)境，主要發(fā)育原始粒間孔、粒內(nèi)溶孔和晶間孔，巖性較純，泥質(zhì)較少，受構(gòu)造破裂作用和巖溶作用的影響，出現(xiàn)較好的儲層發(fā)育段.

2.2.3 平面特征

輪古油田大多數(shù)井僅鉆揭奧陶系中下統(tǒng)鷹山組地層，平面上奧陶系鷹山組主要以區(qū)域性開闊臺地的臺內(nèi)砂屑灘沉積為主，灘間海僅發(fā)育在N34井、N26井及N3井周圍區(qū)域.一間房組地層僅在方案區(qū)的東南部殘留，平面上以區(qū)域性開闊臺地的臺內(nèi)高能鮞粒砂屑灘沉積為主，局部發(fā)育臺內(nèi)點礁.

臺地前緣斜坡、生物礁和邊緣淺灘等濱岸帶屬于高能帶，形成的碳酸鹽巖的原生孔隙、次生孔隙和儲集物性好.深水陸棚、廣海陸棚等濱外帶及潮上帶屬于低能帶，形成的原生孔隙和次生孔隙不發(fā)育，儲集和滲濾通道主要是裂縫[4].

2.3 儲集空間類型

輪古油田奧陶系碳酸鹽巖儲集空間主要有孔、洞、縫三大類[2].按規(guī)模劃分為肉眼可以觀察到巖心的宏觀孔洞縫和鏡下才能觀察到薄片的微觀孔洞縫兩大類.

2.3.1 宏觀儲集空間類型

(1)洞穴.在鉆進(jìn)過程中，鉆遇洞穴時常伴隨鉆具放空、井涌和泥漿漏失等現(xiàn)象，巖屑中見大量次生礦物、溶積巖和溶塌角礫巖等.在鉆井過程中，輪古油田發(fā)生漏失井59口、放空井20口，最大漏失量為6 400.80 m3(N11-H2井)，最大放空長度為13.15 m(L701井)，從輪古西到中斜坡有分布井.L701、L7-1、N1、N101等井的鉆井、巖心和測井曲線等資料反映存在洞穴儲集空間，其中L701井為大型溶蝕洞穴發(fā)育的典型代表，該井鉆進(jìn)到奧陶系鷹山組5 240.03 m時，連續(xù)放空4次，累計放空14.68 m，同時漏失鉆井液476.20 m3.對5 121.23～5 262.51 m進(jìn)行完井測試，未經(jīng)措施直接求產(chǎn)，6 mm油嘴日產(chǎn)油132.00 m3，日產(chǎn)氣14 850.00 m3.

圖3 輪古油田奧陶系鷹山組東西向沉積相Fig.3 Lungu oilfield Ordovician Yingshan formation compared to the precipitation facie

(2)溶蝕孔隙、孔洞.研究區(qū)發(fā)育分布局限，具有一定的巖石組構(gòu)選擇性，主要發(fā)育于臺內(nèi)灘亞相顆?；?guī)r，表現(xiàn)為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔密集發(fā)育，基本未被粒狀亮晶方解石及其他成巖礦物充填.溶蝕孔隙的孔徑界定于0.01～2.00 mm，主要發(fā)育于臺內(nèi)灘亞相顆?；?guī)r，表現(xiàn)為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔密集發(fā)育，未被粒狀亮晶方解石及其他成巖礦物充填，成像測井上呈低阻斑點狀；溶蝕孔洞的大小界定于2～20 mm，孔洞內(nèi)為方解石或粉砂—泥級灰?guī)r碎屑部分充填，保留有效空間為原油占據(jù)，成像測井上呈較大低阻暗色斑塊或較厚條帶，可在巖心上完整識別.

(3)裂縫.考慮電成像測井的角度，根據(jù)形成機(jī)制，裂縫可分為高導(dǎo)構(gòu)造縫、高阻縫和誘導(dǎo)縫三類.高導(dǎo)構(gòu)造縫有利于儲層的形成和改造，主要以構(gòu)造作用形成.高阻縫為高阻物質(zhì)充填裂縫或裂縫閉合而成，屬于無效縫.尤其是碳酸鹽巖中形成的特殊構(gòu)造縫合線，為壓溶作用產(chǎn)生的齒狀裂縫，對油氣運(yùn)移具有一定積極意義.誘導(dǎo)縫為鉆井過程中產(chǎn)生的人工縫，一般沿井壁的對稱方向出現(xiàn)，呈羽狀或雁列狀，對儲層原始儲滲空間沒有貢獻(xiàn).

2.3.2 微觀儲集空間類型

根據(jù)輪古油田奧陶系巖心鑄體薄片觀察統(tǒng)計，微觀儲集空間有裂縫和孔洞兩大類.其中孔洞包括粒間孔、粒內(nèi)孔、晶間孔和晶間溶孔四小類(見圖4(a)、(b)、(c))；裂縫包括構(gòu)造縫、壓溶縫和溶蝕縫三小類(見圖4(d)).

鑄體薄片觀察結(jié)果表明，中下奧陶統(tǒng)儲層普遍分布于微觀孔洞，主要存在于碳酸鹽巖的基質(zhì)，基本未受到其他地質(zhì)作用的破壞.奧陶系微裂縫發(fā)育，以構(gòu)造縫為主，少量為壓溶縫和溶蝕縫，組系分明，延伸較遠(yuǎn)，縫寬小于0.04 mm，晚期構(gòu)造縫切割早期構(gòu)造縫或與早期構(gòu)造縫平行排列，局部呈枝叉狀、雁行狀，多被方解石全充填.這些裂縫既是碳酸鹽巖儲層的主要滲流通道，也是重要的儲集空間.輪古地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖經(jīng)過各種成巖作用改造，原生孔隙已被破壞殆盡，加里東—海西期上升暴露表生巖溶期[13]，為輪古地區(qū)奧陶系儲層儲集空間的主要形成期.

2.4 儲層類型

輪古油田奧陶系碳酸鹽巖儲層的實測孔隙度和滲透率非常低，碳酸鹽巖基質(zhì)孔隙發(fā)育極差.油氣儲集空間主要集中在溶洞和構(gòu)造溶蝕裂縫中，儲層分布的非均質(zhì)性極強(qiáng).根據(jù)地震、鉆井、錄井、測井、試井和生產(chǎn)等解釋結(jié)果，結(jié)合巖心觀察和鏡下薄片的鑒定，參考鄰近工區(qū)成果[11,14]，按照孔洞縫在地下儲層中的不同組合方式，將研究區(qū)儲層類型分為裂縫型、孔洞型、裂縫孔洞型及洞穴型四類.

圖4 輪古油田奧陶系巖心薄片F(xiàn)ig.4 The Ordovician rock core wafer of Lungu oilfield

2.4.1 裂縫型儲層

輪古油田奧陶系碳酸鹽巖儲層裂縫普遍發(fā)育，裂縫既是儲集空間，又是滲濾通道，在地震剖面中表現(xiàn)為雜亂反射特征，裂縫構(gòu)成與發(fā)育的溶蝕孔、洞儲集空間相互溝通，可成為好的有效儲層.

2.4.2 孔洞型儲層

開闊臺地臺內(nèi)灘發(fā)育以溶蝕孔洞為主要儲集空間的孔洞型儲層，橫向上為層狀展布特征，在地震剖面中表現(xiàn)為片狀強(qiáng)反射特征.該類儲層高導(dǎo)裂縫不發(fā)育.

2.4.3 裂縫孔洞型儲層

裂縫孔洞型儲層不但發(fā)育溶蝕孔洞，而且發(fā)育裂縫，且同時伴隨裂縫溶蝕擴(kuò)大，在地震剖面中表現(xiàn)為串珠、片狀強(qiáng)反射特征.相比孔洞型儲層，儲層滲流條件更好，是一種較為相對有利的儲層.這類儲層綜合裂縫與孔洞型儲層的特征，有的井甚至不經(jīng)過酸化壓裂就可以獲得工業(yè)油氣流.

2.4.4 洞穴型儲層

洞穴型儲層以洞穴為儲集空間，油井投產(chǎn)后產(chǎn)量高且能穩(wěn)產(chǎn).該類儲層儲集空間是指洞徑大于500 mm的溶蝕空間，主要在地震剖面中進(jìn)行識別，在地震剖面中表現(xiàn)為串珠狀反射特征，在鉆進(jìn)過程中主要發(fā)生鉆具放空和泥漿漏失等現(xiàn)象.

洞穴又分為未充填、部分充填和完全充填，其中前兩種洞穴是有效儲層.完全充填洞穴是否有效需要根據(jù)充填物類型判斷：如果是砂質(zhì)或角礫完全充填，多數(shù)情況下具有一定的儲集空間(即有一定的有效孔隙度)，則是有效儲層，為有效洞穴；如果是泥質(zhì)完全充填，則是非有效儲層，為無效洞穴.

2.5 儲層物性特征

2.5.1 巖心物性

巖心分析數(shù)據(jù)代表基質(zhì)物性.根據(jù)輪古油田36口井巖心物性資料統(tǒng)計，奧陶系基質(zhì)孔隙不太發(fā)育.2 864個樣品的孔隙度分布在0.07%～15.50%之間，平均為1.27%；其中孔隙度小于1.80%的占總數(shù)的86.28%，孔隙度為1.80%～4.50%的占總數(shù)的12.12%，孔隙度大于4.50%的占總數(shù)的1.61%.2 242個樣品滲透率分布在(0.001 3～390)×10-3μm2之間，平均為1.190 0×10-3μm2；其中滲透率小于0.1×10-3μm2的占總數(shù)的65.57%，滲透率在(0.1～1.0)×10-3μm2之間的占總數(shù)的26.32%，滲透率大于1.0×10-3μm2的占總數(shù)的8.12%.研究區(qū)基質(zhì)孔隙度、滲透率較低，孔滲相關(guān)性極差，滲透率不受孔隙度控制.

2.5.2 測井物性

測井解釋結(jié)果代表井筒周圍物性.由于碳酸鹽巖儲層非均質(zhì)性極強(qiáng)，縫洞發(fā)育井段取心收獲率低，巖心破碎，難以開展巖心物性分析.因此，巖心基質(zhì)孔、滲特征不能反映儲層的整體物性特征.

統(tǒng)計輪古油田鷹山組灰?guī)r儲層發(fā)育段的測井解釋有效孔洞孔隙度、裂縫孔隙度和滲透率，有效孔隙度分布在0.10%～100.00%之間，平均有效孔隙度為3.50%，孔隙度主要介于0.50%～4.50%，占總數(shù)的71.86%；滲透率分布在(0.001～3 956.37)×10-3μm2之間，平均滲透率為21.700 0×10-3μm2，基質(zhì)滲透率主要介于(0.1～10)×10-3μm2，占總數(shù)的67.27%.整體上輪古油田奧陶系溶蝕縫洞發(fā)育，儲層物性較好.

2.5.3 試井物性

試井解釋儲層滲透率較高，更接近油氣儲層真實情況.根據(jù)輪古地區(qū)典型油藏特征，建立三種儲層類型的試井解釋模型，即單重介質(zhì)(以孔隙為主)油藏模型、雙重介質(zhì)(孔隙、裂縫發(fā)育)油藏模型、三重介質(zhì)(孔隙、裂縫、縫洞發(fā)育)油藏模型.

分析輪古油田38井層試井資料，試井滲透率為(0.1～1 236)×10-3μm2，平均為146.000 0×10-3μm2，占總數(shù)51.8%的井表現(xiàn)為中滲—高滲儲層.(1)雙重介質(zhì)型(見圖5(a)).存在明顯竄流下凹，導(dǎo)數(shù)曲線下凹時間和下凹深度受竄流因數(shù)和儲容比影響：儲容比越大，下凹越淺；竄流因數(shù)越大，下凹出現(xiàn)越早(裂縫—孔洞型儲層、裂縫—孔洞和洞穴型儲層).(2)復(fù)合型(見圖5(b)).導(dǎo)數(shù)曲線出現(xiàn)兩個以上明顯的徑向流段，反映地層系數(shù)變大或變小(鉆遇多個縫洞儲集體，或裂縫溝通多個儲集體).洞穴型儲層試井曲線一般表現(xiàn)為井儲大，大多數(shù)無徑向流，與孔洞型和裂縫孔洞型儲層最大區(qū)別：能量衰竭極快，關(guān)井壓力幾乎無恢復(fù).

圖5 輪古試井雙對數(shù)及導(dǎo)數(shù)曲線Fig.5 The double logarithmic and derivative curve in Lungu reservoir test

2.6 儲層分布特征

根據(jù)測井解釋、儲層分類評價和儲層主控因素分析結(jié)果，對輪古地區(qū)奧陶系儲層進(jìn)行橫向?qū)Ρ?輪古油田奧陶系儲層在表層巖溶帶、垂向滲濾巖溶帶、徑流巖溶帶比較發(fā)育[14-17]，類型以洞穴型、裂縫孔洞型儲層為主.儲層集中發(fā)育在潛山面以下160 m范圍，局部深度可達(dá)250 m，平面上呈團(tuán)塊、星點和枝狀，主要沿殘丘高部位大面積分布.

儲層整體特征表現(xiàn)為非均質(zhì)性強(qiáng)、井間橫向連續(xù)性差等特點.縱向上巖溶分帶明顯，整體上發(fā)育3套儲層，分別位于3個巖溶帶.輪古油田表層巖溶帶儲層普遍發(fā)育，可對比性好，尤其是在表層巖溶帶底部小型洞穴發(fā)育，為半充填—未充填，是有效儲層發(fā)育段.

垂向滲濾巖溶帶地下水主要沿著巖層中的裂縫向下滲流，其巖溶的發(fā)育程度與早期構(gòu)造裂縫的發(fā)育密切相關(guān)，以垂向巖溶為主[18-20].根據(jù)巖心特征，在特定條件下形成由方解石、泥和其他不同來源成因的砂巖混合充填的溶洞.鉆井過程中，鉆速一般略有不加快，且伴隨少量泥漿漏失.垂直滲流帶儲層也比較發(fā)育，但是不同井間儲層發(fā)育差異較大，可對比性較差，類型以裂縫—孔洞型儲層為主，也可見少量洞穴型儲層.

徑流巖溶帶位于垂直滲濾巖溶帶下部的地下水潛流帶.地下水潛流帶地下水受壓力梯度控制并沿水平方向流動，在潛水面附近的地下水中碳酸鈣不飽和且 CO2含量高，溶蝕能力強(qiáng)，最明顯的巖溶特征是出現(xiàn)大型的水平溶洞，地下暗河及其溶蝕孔、洞、縫發(fā)育[21-23].溶蝕作用與充填作用比較強(qiáng)，最突出的是出現(xiàn)河成角礫巖、粉砂巖、泥巖及洞穴崩塌堆積物的充填[12,18]，在鉆井過程中，出現(xiàn)鉆速加快、放空及大量泥漿漏失現(xiàn)象.徑流巖溶帶儲層井間可對比性好，未充填的水平洞穴及大型暗河常發(fā)育洞穴型儲層；洞穴或暗河頂部受重力作用而發(fā)育大量的洞頂縫及相關(guān)的溶蝕孔洞，是裂縫—孔洞型儲層的主要發(fā)育段.

3 儲層發(fā)育主控因素

輪古油田奧陶系鷹山組碳酸鹽巖巖溶縫洞型儲層的形成和發(fā)育，主要受巖性巖相、巖溶作用和構(gòu)造破裂作用等因素的控制.巖性巖相是儲層發(fā)育的基礎(chǔ)，巖溶作用和構(gòu)造破裂作用是儲層形成和發(fā)育的主要控制因素，成巖作用儲集空間的影響最大，決定儲集空間的最終形態(tài)，溶蝕孔洞是穩(wěn)產(chǎn)的條件，斷裂及裂縫是高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵.

3.1 巖性巖相作用

高能粒屑灘形成巖溶型儲層發(fā)育的物質(zhì)基礎(chǔ).礁灘相儲層形成機(jī)理復(fù)雜，受沉積相、早期溶蝕、構(gòu)造作用、埋藏和熱水溶蝕等因素的綜合作用控制.碳酸鹽巖儲層的主要儲集空間是次生溶蝕孔、洞和縫，這些溶蝕作用產(chǎn)物的形成受原始孔洞發(fā)育程度的控制.初始孔、縫發(fā)育地帶是巖溶作用最強(qiáng)的地帶，是最有可能發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲集體的地帶[19].原生孔洞發(fā)育程度又受巖性巖相控制，鷹山組、一間房組沉積環(huán)境屬于開闊臺地的臺內(nèi)灘，臺內(nèi)灘以亮晶砂屑灰?guī)r、亮晶砂礫屑灰?guī)r沉積為主，原始粒間孔、粒內(nèi)溶孔和晶間孔較發(fā)育，屬于高能環(huán)境，由于受構(gòu)造破裂作用和巖溶作用的影響，導(dǎo)致形成的巖性較純，脆性較大，泥質(zhì)夾層少，成為較好的儲層發(fā)育段[2].

3.2 巖溶作用

巖溶作用是形成有效儲層的必要條件.輪古油田奧陶系地層在石炭系沉積前受海西期構(gòu)造運(yùn)動的強(qiáng)烈影響而抬升暴露剝蝕，奧陶系中下統(tǒng)鷹山組以上地層全部被剝蝕[19,24]，鷹山組地層也被剝蝕20～70 m，當(dāng)時輪南古隆起成為一個大的碳酸鹽古潛山地貌，巖溶作用非常強(qiáng)烈，儲層發(fā)育受潛山面控制作用明顯，儲層主要發(fā)育在距潛山頂部0～160 m范圍，多數(shù)放空漏失井段也主要分布在這個深度范圍.按照輪古潛山的古地貌發(fā)育特征，可以劃分為巖溶高地、巖溶臺地、巖溶緩坡地、峰叢谷地和巖溶盆地5個二級地貌單元(見圖6)[25].各個二級地貌單元巖溶發(fā)育特征各異.

(1)巖溶高地、巖溶臺地.該區(qū)域地形起伏較小，地勢相對平坦，相對高差一般小于50 m；地貌個體形態(tài)主要為溶丘、溶槽(溝)和洼地等；地表巖溶主要為溶丘、淺洼地和落水洞.根據(jù)現(xiàn)代巖溶理論，古巖溶流域位置地勢相對較高，是古巖溶流域地下水主要補(bǔ)給區(qū)，地下水補(bǔ)給以垂向補(bǔ)給為主.奧陶系頂面下0～60 m范圍溶蝕裂縫、溶蝕孔洞比較發(fā)育，且普遍發(fā)育古溶洞系統(tǒng).奧陶系頂面下0～60 m范圍，古溶蝕孔洞系統(tǒng)占地貌單元古溶蝕孔洞系統(tǒng)總數(shù)的78.57%；奧陶系頂面下60～100 m范圍，溶蝕裂縫也比較發(fā)育，局部發(fā)育古溶蝕孔洞系統(tǒng)，溶洞規(guī)模相對較小(溶洞高為1.50～3.01 m)；奧陶系頂面下100～150 m范圍，溶蝕裂縫和溶洞不發(fā)育，溶洞規(guī)模相對較小(溶洞高一般小于1.00 m).可見，奧陶系頂面下0～60 m范圍，巖溶屬溶蝕裂縫—溶洞復(fù)合型古巖溶系統(tǒng)；以下多屬裂縫—孔洞型，局部存在巖溶管道型的古巖溶系統(tǒng).

圖6 輪古潛山奧陶系古地貌平面Fig.6 Burial hill Ordovician palaeogeomorphic of Lungu

(2)巖溶緩坡地、峰叢谷地.根據(jù)現(xiàn)代巖溶理論，巖溶地貌類型區(qū)地表水系較發(fā)育，地表溝谷深切，淺部地下水以垂向流為主，徑流坡降大，形成較多的峰叢、巖溶槽谷(溝谷)和洼地，巖溶相對比較發(fā)育；下部處于古巖溶流域徑流和匯流區(qū)段，地下水以水平運(yùn)動為主，古溶洞系統(tǒng)和古巖溶管道系統(tǒng)比較發(fā)育.奧陶系頂面以下0～30 m范圍，溶洞系統(tǒng)、溶蝕裂縫和溶蝕孔洞較發(fā)育，古溶洞系統(tǒng)規(guī)模相對較大，屬溶蝕裂縫—溶洞型古巖溶系統(tǒng)；奧陶系頂面以下30～60m范圍，溶蝕孔洞、溶蝕裂縫也比較發(fā)育，局部發(fā)育古地下河巖溶管道系統(tǒng)，古地下河巖溶管道系統(tǒng)規(guī)模相對較大，屬溶蝕裂縫—溶洞型古巖溶系統(tǒng)；奧陶系頂面以下60～100 m范圍，溶蝕裂縫不發(fā)育，除局部發(fā)育古溶洞系統(tǒng)外，古溶洞系統(tǒng)一般不發(fā)育.總體上，此類巖溶地貌單元奧陶系頂面下淺部古巖溶系統(tǒng)極為發(fā)育，下部巖溶管道也比較發(fā)育，巖溶儲層(溶洞型、裂縫型)較好，如果具有油藏圈閉構(gòu)造，則形成較好的油藏.

(3)巖溶谷地.此類地貌單元屬于古水系補(bǔ)給和徑流區(qū)，接受四周的匯水，因而巖溶作用較強(qiáng)；同時水巖作用周期長，導(dǎo)致地下古巖溶洞穴系統(tǒng)、古巖溶管道系統(tǒng)相對較為發(fā)育，致使巖溶空間后期易于充填[26].奧陶系頂面下0～60 m范圍，溶蝕裂縫、古溶洞系統(tǒng)比較發(fā)育，谷地下部至少發(fā)育二層古溶洞系統(tǒng).上層古溶洞系統(tǒng)距奧陶系頂面為10～30 m，下層溶洞系統(tǒng)距奧陶系頂面為40～50 m.古溶洞系統(tǒng)充填物具地下河沉積特征，屬于古地下河巖溶管道系統(tǒng).

輪古潛山經(jīng)過長期風(fēng)化淋濾，地表和地下水系十分發(fā)育，大型水系基本上控制大型縫洞體的空間分布.明河位于潛山面以上，地震剖面上同相軸多呈下凹特征，平面上呈樹枝狀展布，河流下部的縫洞發(fā)育，常被砂泥或角礫充填而成為無效的儲集空間.巖溶臺地區(qū)孤立洞穴充填程度較低，隨著地貌位置降低，洞穴充填程度呈增加趨勢.因此，側(cè)枝暗河和寬緩殘丘高部位洞穴充填程度弱、儲層發(fā)育.

3.3 成巖作用

目前，成巖作用和構(gòu)造作用越來越被證實是碳酸鹽巖儲層的重要因素[27].許多大型油氣藏與碳酸鹽巖儲層的埋藏成巖作用有關(guān)[28]，成巖作用既可以促進(jìn)次生孔隙的發(fā)育，又可以破壞原生孔隙，使原生孔隙變差[4].碳酸鹽巖儲層的物性特征主要受沉積相、成巖作用和構(gòu)造作用的影響與控制，成巖作用決定儲層的最終物性，沉積相決定儲層的原始物性和空間分布，構(gòu)造作用影響區(qū)域有限.膠結(jié)作用和溶蝕作用貫穿整個成巖階段始終，其中溶蝕作用和白云石化作用具有積極改造作用，壓實作用起到消極作用，膠結(jié)作用、壓溶作用、重結(jié)晶作用和硅化作用對儲集的發(fā)育具有雙重效應(yīng).

3.4 構(gòu)造作用

構(gòu)造作用控制海平面、潛水面的變化和碳酸鹽巖的演化，是影響巖溶的關(guān)鍵因素.斷裂及產(chǎn)生的裂縫在不同巖溶階段起重要作用，斷裂帶附近巖溶更發(fā)育，常常油氣更富集.構(gòu)造破裂作用是流體重要的滲濾通道，一方面構(gòu)造變形作用產(chǎn)生斷裂，不僅形成儲層的儲集空間和滲濾通道，而且改善儲層的滲透性；另一方面裂縫系統(tǒng)又促進(jìn)巖溶作用的進(jìn)行，它把孔、洞連通起來，使儲層成片成網(wǎng).斷裂及裂縫是地下水活動的通道，地下水活動產(chǎn)生巖溶作用；斷裂及裂縫也是深部熱液向淺層滲流的通道，熱液也產(chǎn)生巖溶作用[4].整體上，輪古油田奧陶系鷹山組儲層在沿斷裂帶附近更加發(fā)育，表明斷裂對儲層發(fā)育有很大的影響，儲層分布規(guī)律與斷裂關(guān)系較明顯，大型走滑剪切斷裂及伴生斷裂發(fā)育區(qū)儲層發(fā)育.

4 結(jié)論

(1)輪古地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層特征是巖性、沉積環(huán)境、多種成巖作用和構(gòu)造活動等因素控制的綜合結(jié)果，即碳酸鹽巖儲層通常是巖性、沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造作用相互疊加的產(chǎn)物.

(2)輪古地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖經(jīng)過各種成巖作用改造，其原生孔隙已被破壞殆盡，加里東—海西期上升暴露表生巖溶期，溶蝕作用是輪古地區(qū)奧陶系儲層儲集空間的主要形成期.輪古油田儲層非均質(zhì)性極強(qiáng)，基質(zhì)孔隙不發(fā)育，有效儲集空間主要以洞穴、次生的溶蝕孔洞和裂縫為主，整體上奧陶系溶蝕縫洞發(fā)育，儲層物性較好，為油田高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的主要因素.

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2015-03-17；編輯：任志平

中國石油天然氣股份公司重大科技專項(2014E-2015)；國家科技重大專項(2011ZX05004)

程 飛 (1989-)，男，助理工程師，主要從事油氣藏綜合地質(zhì)方面的研究.

TE122.2

A

2095-4107(2015)03-0015-10

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.03.003