碳酸鹽岩儲層測井解釋方法研究

① 縫洞型碳酸鹽岩儲集體特徵及預測——以哈薩克A油田Pz段為例

王兆峰^1，2 王 鵬² 陳 鑫² 李 強²

（1.中國地質大學地球物理與信息技術學院，北京 100083； 2.中國石油集團東方地球物理公司研究院，河北涿州 072751）

作者簡介：王兆峰，男，在讀博士後，高級工程師，主要從事油氣藏評價與開發工作。

摘 要：縫洞型碳酸鹽岩油氣藏是全球油氣增儲上產的重要領域之一。然而，碳酸鹽岩儲集體形態復雜，非均質性強，難以准確預測。本文以哈薩克A油田Pz段儲集體為研究對象，採用井震協同進行精細連井 標定，提高了目的層橫向上的連續性和可靠性。引入現代岩溶理論指導基底頂面構造解釋，落實尖滅線及圈 閉規模，增加了研究區勘探開發的面積。利用斷層建模技術將斷層面立體刻畫，確保斷層解釋的精度。利用 三維可視化技術進行古地貌分析，將研究區古地貌分為峰從窪地、峰林谷地和古侵蝕溝3種，並預測了有利 岩相帶的空間展布。綜合地質、測井和地震響應特徵，宏微觀相結合將儲集體分為溶洞孔隙型、裂縫孔隙型 和裂縫型3種。綜合地震屬性、地震反演和螞蟻體追蹤建模技術，刻畫了儲集體的空間展布特徵，並指出了 下一步滾動勘探開發的潛力區。

關鍵字：縫洞型儲層；碳酸鹽岩；儲集體預測；A油田

The Characteristics and Prediction of Fissure-cavern Carbonate Reservoirs of PzLayer in NWKYZ Oil field in Kazakhstan

Wang Zhaofeng^1，2，Wang Peng²，Chen Xin²，Li Qiang²

（1.Geophysical and Information Technology Institute of China University of Geosciences，Beijing 100083，China； 2.BGP Geophysical Research Institute，CNPC，Zhuozhou 072751，China）

Abstract：Fissure-cavern carbonate reservoirs is one of the most important areas of increasing oil and gas proction in the world.It is hard to forecast because the reservoir rock has complex form and heterogeneity.Using fissure-cavern carbonate reservoirs of the Pz layer in NWKYZ oil field in Kazakhstan as the target，we demarcate the well tie with integration of well and seismic to heighten the consistence and reliability of the horizon demarcating.We draw recent karst theory to direct the structure elucidation of the top surface of the base.We define the wedge out and structural trap，and increase the exploratory development area of the region of interest.We show the fault plane audio-visual with the method of fault model technology and make sure the quality of fault interpretation.We divide the palaeogeomorphology into 3 kinds with 3D visualization：peak cluster，peak forest and fossil erosion cut.We forecast the distribution of the beneficial lithofacies.With the characteristic of geology，logging and seismic response，we divide the reservoirs into 3 kinds：vag hole，fracture pore and fracture.We clarify the distribution of the 3 types reservoirs with the method of seismic attribution，seismic inversion and ant tracking modeling，and then we point out the potential area for exploratory development.

Key words：Fissure-cavern reservoir；carbonate；reservoir prediction；NWKYZ oil field

引言

縫洞型碳酸鹽岩油氣藏是全球油氣增儲上產的重要領域之一^［1～2］。由於該儲集體形態復雜，非均質性強，鑽探成功率一直不高，使得縫洞型碳酸鹽岩油氣藏的勘探開發成為一項世界級難 題^［3～7］。多學科綜合應用進行儲集體的預測是解決這項難題的有效途徑^［8～9］。本文以哈薩克 A油田Pz層的縫洞型碳酸鹽岩儲集體為例，探索綜合應用地質、地震、測井及生產動態資料來預 測縫洞型碳酸鹽岩儲集體特徵的方法，希望能拋磚引玉，促進多學科在縫洞型碳酸鹽岩儲集體預 測中的廣泛應用。

圖1 A油田位置（據胡向紅，2011^［7］，有修改）

1 區域地質概況

A油田位於哈薩克共和國境內南圖爾蓋盆地南部的Aryskum凹陷的aksay凸起上（圖1）^［1］。A 油田主要在M-Ⅱ層、侏羅系層和基底Pz層發現了工業油氣流。本次研究的基底Pz層主要為灰岩和白 雲質灰岩（Kz43、Kz47井），部分井含少量硬硅酸岩和軟硅酸岩（Kz51），是典型的縫洞型碳酸鹽岩儲 集體。

南圖爾蓋盆地基底固結於早古生代末，根據基底組成及變質程度的差異，可進一步將其劃分為 兩套構造層，即前元古宇-下古生界深變 質褶皺基底，為盆地之真正基底，另一套 為泥盆-石炭系碳酸鹽岩-基底Pz，為盆 地過渡性質基底，研究區的基底屬於碳酸 鹽岩過渡性基底^［1]。基底之上主要發育侏 羅系、白堊系、第三系（古近-新近系） 和第四系，上覆地層與基底間以大角度不 整合接觸（表1）。

南圖爾蓋盆地位於哈薩克中南部，處於烏拉爾-天山縫合線轉折端剪切帶，是 在海西期基底隆起上發育的中生代裂谷盆 地^［10］。按地層構造標志序列，可將其中新 生界劃分出反映區域構造演化特徵的5個階 段，即初始張裂階段、斷陷發育階段、斷坳 轉換階段、坳陷發育階段和後期隆起階 段^［10]。研究區目的層基底Pz固結於古生代 末，並且遭受了抬升和強烈的剝蝕。A油田 基岩岩性復雜，據岩心、錄井、鏡下資料分 析，儲層主要岩性可以分為4類：灰岩、白 雲質灰岩、角礫岩和硅質岩。測井曲線特徵 表現為高電阻率、高速度、低中子、高密度的特徵。

表1 南圖爾蓋盆地地層簡表

2 精細構造解釋

2.1 井震聯合連井精細標定

精細的地震地質層位標定是地震構造解釋的基礎，在標定時確保每一個地質界面和地震同相軸相對 應，匹配好儲層段的每個同相軸，使時間域地震資料和深度域的測井資料能夠正確地結合［11］。本次層 位標定採用「井震結合連井精細標定」 方法，即綜合利用研究區29口完鑽井的鑽井、錄井和測井資料 在進行了精確地層劃分與對比的基礎上，進行層位的連井標定與對比。通過多井合成地震記錄的製作及 研究區縱橫向聯井剖面的對比驗證，保證了層位標定橫向上的連續性和可靠性（圖2）。在標定過程中 根據測井曲線在縱向上的變化規律來確定標准層。其中白堊系阿雷斯庫姆組泥岩段在工區內分布相對穩 定，可作為標准層。

圖2 NWKYZYJIA50-58-54-48-57-32-51-31聯井標定剖面

2.2 引入現代岩溶理論指導基底頂面構造解釋

利用現代岩溶形成的喀斯特地貌特徵（圖3-A）和研究區的地震剖面（圖3-B）進行對比來指導地 震解釋，將古地貌復雜的上覆地層與基底的接觸關系分為U形、V形和楔形3種，並對研究區古地貌復雜 的研究區進行重新解釋。重新落實MII、J3ak尖滅線及構造26.1km²、落實碳酸鹽古潛山構造52.7km²。

圖3 引入現代岩溶指導縫洞型碳酸鹽岩的基底頂面構造解釋

2.3 斷裂模型確保斷層解釋精度

在運用相干、地層傾角、時間切片、三維可視化等多種方法進行斷層識別的基礎上，進行斷層建 模，利用斷裂模型來確保斷層解釋精度（圖4）。全區共解釋斷層50條，穿過基底斷層30條，其中10 條延伸距離在1.5km以上（圖5）。

圖4 A油田斷面模型

圖5 A油田Pz層頂面斷裂平面分布圖

2.4 構造落實與古地貌的三維可視化展現

在精細解釋Pz頂面反射層的基礎上，利用研究區29口井的時深關系建立三維速度場，對層位進行 時深轉換，然後對井進行校正，得到了目的層頂面構造圖（圖6）。基底Pz頂面主要分為東、西兩個隆 起，局部發育一些小背斜圈閉，本次研究共落實圈閉16個，面積17.88km²。

圖6 A油田Pz層頂面構造圖

在構造落實的基礎上，進行古地貌恢復，並利用三維可視化技術展現研究區的古地貌特徵（圖7）。研究區的古地貌可分為峰從窪地、峰林谷地和古侵蝕溝3種類型。

圖7 A油田Pz層古地貌分析圖

3 儲集體特徵及預測

3.1 儲層岩相特徵

岩心、薄片及錄井資料顯示基底Pz主要岩性為灰岩、白雲質灰岩、硅質岩和角礫岩4類。由單井 岩相分析圖（圖8）可以看出，基底岩性的電測特徵主要分為兩類：一類灰岩和白雲質灰岩為低伽馬、 中高電阻率、低聲波時差、高密度；另一類硅質岩和角礫岩剛好相反，中高伽馬、低電阻率、高聲波時 差、低密度。同類岩性的曲線形態基本一致，多為線型。從接觸關繫上看，灰岩和白雲質灰岩與上覆碎 屑岩的測井曲線接觸關系為突變，硅質岩和角礫岩與上覆碎屑岩的接觸關系為漸變。儲層岩相在橫向和 縱向上都具有很強的非均質性，角礫岩、硅質岩和白雲質灰岩呈塊狀分布，利用屬性建模技術能夠很好 地將岩相的空間展布形態直觀地展示（圖9）。

3.2 儲層分類特徵

A油田Pz段的縫洞型碳酸鹽岩儲集體次生孔隙較為發育，非均質性強，儲層物性好，是該區的主 力產層。根據岩心、測井及地震響應特徵，研究區的儲集體主要可以分為溶洞孔隙型、裂縫孔隙型和裂 縫型3種類型（表2）。

（1）溶洞孔隙型儲集體。溶洞被硅質岩、角礫岩全充填，儲集空間以溶洞充填物之間的孔隙為主。一般具有一定的構造背景，地震響應呈透鏡狀異常強反射，下部呈凹形的不連續強反射。測井響應呈箱 形或漏斗形，中低GR、高DT和低密度。

圖8 A油田NWKYZYJIA49井Pz段岩相分析綜合柱狀圖

圖9 A油田Pz段岩相模型

表2 A油田Pz段儲層分類特徵

（2）裂縫孔隙型儲集體。裂縫和基質孔隙比較發育，是典型的雙重介質型儲集體。地震響應上常 呈不連續反射，特徵不明顯，多與縫洞和較大的斷裂相鄰。測井曲線變化較小，低GR、低DT和高 密度。

（3）裂縫型儲集體。儲集空間主要是微裂縫。在地震響應上主要表現為連續強振幅界面，測井曲 線變化較小，低GR、中高DT和中高密度。

3.3 地震屬性進行儲層預測

地震屬性分析是預測碳酸鹽岩孔洞縫分布的重要技術手段。孔洞縫體系的規模和充填程度不同均會 引起地震響應細微的變化，而這種變化靠肉眼從地震同相軸的變化上來識別是非常困難的^［12］。但是，在地震屬性的差異中可能隱含了這種變化，每一種地震屬性都從不同的側面反映地下的變化，不同的屬 性對縫洞的敏感程度是不同的。反射振幅包含了單個界面的速度、密度及其厚度信息，用它預測橫向的 岩層變化和碳氫化合物存在的可能性，利用振幅類的屬性可以幫助識別縫洞儲層的分布^［13］。頻率是地 震脈沖的特性，它和地質因素如反射層的厚度或速度的橫向變化及氣體的存在有關：通常低頻更多反映 厚的特徵，高頻對薄的特徵敏感，油氣和儲層的變化會引起高頻的吸收衰減。由於縫洞型碳酸鹽岩儲層 在大套的碳酸鹽岩地層中相對而言是微觀的，因此，在碳酸鹽岩縫洞型儲層的預測中，分頻信息對刻畫 儲層的非均質性是很有幫助的^［14］。反射連續性和地層連續性有密切的關系，是評價地震同相軸橫向延 伸能力的物理參數，通常用相位類的屬性來刻畫。

（1）分頻屬性。分頻解釋技術是一種新的地震資料解釋方法，它是以傅里葉變換、最大熵法及小 波變換等為核心演算法的頻譜分解技術^［14-15］。分頻屬性結合三維可視化，是精細描述非均質儲層的有力 手段。該方法在對三維地震資料時間厚度、地質不連續性成像和解釋時，可在頻率域內對每一個頻率所 對應的振幅進行分析，這種分析方法排除了時間域內不同頻率成分的相互干擾，從而可得到高於傳統分 辨率的解釋結果。通過對分頻數據體的過井點剖面分析，總結研究區儲層的分頻響應有以下規律：有利 儲層的分頻響應為相對高（暖色）的調諧振幅，差儲層分頻屬性響應往往表現為較低（冷色）調諧振 幅（圖10）。通過該方法研究，認為基底碳酸鹽岩有利儲層主要分布於研究區中部，以侵蝕溝谷為界東 西分布的兩大古岩隆周圍面積約20km²。

圖10 NWKYZYJIA地區基底50Hz分頻屬性可視化效果圖

（2）振幅類屬性。振幅是岩性界面阻抗差異的響應，上下地層阻抗差異越大，形成的反射振幅越 強^［16］。研究區基底碳酸鹽岩表現為弱振幅特徵，當內部出現孔、洞、縫的時候，相當於在其內部出現 新反射界面，容易表現出振幅異常，形成局部強反射。

在NWKYZYJIA地區基底反射強度交流分量平面圖上（圖11），中部反射強度較強（橙、黃等暖色 調）區域代表了孔洞等Ⅰ類儲集體發育的地區，其周邊反射強度較弱（藍、綠等冷色調）區域則代表 孔洞不發育的地區。可以看到，強反射區域可大致分為東、西兩個部分，與分頻技術預測結果基本一 致。在此基礎上，每部分又可分為多個沿NW-SE方向展布的條帶，與研究區主要斷層展布方向基本 一致，說明孔洞發育情況受區域應力和斷裂影響。

圖11 NWKYZYJIA地區基底反射強度交流分量平面圖

3.4 用地震反演進行儲層預測

地震反演技術是充分利用測井、鑽井、地質資料提供的豐富的構造、層位、岩性等信息，從常規的 地震剖面推導出地下地層的波阻抗、密度、速度、孔隙度、滲透率、砂泥岩百分比、壓力等信息^［17］。本次反演用Jason軟體中約束稀疏脈沖反演（Constraint Sparse Spike Inversion）來完成的。

根據研究區基底Ⅰ、Ⅱ類儲集體發育規律，利用Jason軟體的體雕刻模塊（Volume View）對 距潛山頂面120m厚度范圍內的Ⅰ、Ⅱ類儲集體進行了雕刻（圖12，圖13），Ⅰ類儲集體波阻抗值 界定為5000～10000g/cm³ *m/s，Ⅱ類儲集體波阻抗值界定為10000～13800g/cm³ *m/s。結合研 究區的構造特徵可以看出，Ⅰ類儲集體主要沿古構造高部位發育，而且位置越高的地方儲層厚度越 大，NWKYZYJIA56井附近，Ⅰ類儲集體厚度達70m。Ⅱ類儲集體發育於構造斜坡部位，其他地方 也有小范圍的零星分布。

3.5 利用螞蟻體追蹤建模技術進行儲層裂縫預測

裂縫預測一直是縫洞型儲層研究的難點。本次裂縫預測採用螞蟻追蹤技術，該技術的原理就 是在地震數據體中播撒大量的螞蟻，在地震屬性體中發現滿足預設斷裂條件的斷裂痕跡的螞蟻將 「釋放」 某種信號，召集其他區域的螞蟻集中在該斷裂處對其進行追蹤，而其他不滿足斷裂條件 的斷裂痕跡將不進行標注^［18］。最後，獲得一個低噪音、具有清晰斷裂痕跡的數據體。根據研究區 Pz頂面以下0～120m螞蟻體追蹤的裂縫模型（圖14）可以看出，Ⅲ類裂縫型儲集體受斷裂影響 明顯，發育於斷裂附近。

圖12 NWKYZYJIA工區Pz頂面以下0～120m Ⅰ類儲集體厚度圖

圖13 NWKYZYJIA工區Pz頂面以下0～120m Ⅱ類儲集體厚度圖

圖14 NWKYZYJIA工區Pz頂面以下0～120mⅢ類裂縫型儲層展布特徵

4 結論

（1）採用井震聯合技術進行精細連井標定可以增強層位標定橫向上的連續性和可靠性。

（2）引入現代岩溶理論指導基底頂面構造解釋，落實尖滅線及構造圈閉。研究區重新落實MII、 J3ak尖滅線及構造26.1km²，落實碳酸鹽古潛山構造52.7km²，增加了勘探開發的面積。

（3）斷層建模技術可以將斷層面直觀地展現，有利於確保斷層解釋的質量。

（4）利用三維可視化技術展現古地貌特徵，有助於古地貌的分析。研究區的古地貌主要可以分為 峰叢窪地、峰林谷地和古侵蝕溝3種類型。

（5）綜合地質、測井和地震響應特徵，將研究區儲集體分為溶洞孔隙型、裂縫孔隙型和裂縫型三 種類型。

（6）綜合地震屬性、地震反演和螞蟻體追蹤建模技術，弄清了研究區3類儲集體的空間展布特徵。認為Ⅰ類溶洞孔隙型儲集體主要沿古構造高部位發育，而且位置越高的地方儲層厚度越大；Ⅱ類裂縫孔 隙型儲集體發育於構造斜坡部位，其他地方也有小范圍的零星分布；Ⅲ類裂縫型儲集體受斷裂影響明 顯，發育於斷裂附近。

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② 測井解釋評價的地質依據

（一）油藏特徵模型（地質概念模型）

石油和天然氣都儲存在儲集層中，因此，測井解釋的主要對象是儲集層。

不同類型的儲集層具有不同的地質-地球物理特點，在測井系列的選擇和解釋方法上具有不同的內容和特點，其解釋效果也不相同。因此，有必要先扼要討論一下儲集層的分類及特點。

地層中，能作為儲集層的岩石類別甚多，其儲集特性各異，儲集層的分類方法有多種，測井分析者習慣於採用以岩性或儲集空間結構來分類。

按岩性可分為碎屑岩儲集層、碳酸鹽岩儲集層和特殊岩性儲集層；按儲集空間結構可分為孔隙性儲集層、裂縫性儲集層和洞穴性儲集層。

1.碎屑岩儲集層

碎屑岩儲集層包括礫岩、砂岩、粉砂岩和泥質砂岩等。目前，世界上已發現的儲量中大約有40%的油氣儲集於這一類儲集層。該類儲集層也是我國目前最主要、分布最廣的油氣儲集層。

碎屑岩由礦物碎屑、岩石碎屑和膠結物組成。最常見的礦物碎屑為石英、長石和雲母；岩石碎屑由母岩的類型決定；膠結物有泥質、鈣質、硅質和鐵質等（圖6-1）。

碎屑岩的粒徑、分選性、磨圓度以及膠結物的成分、數量、膠結形式，控制著岩石的儲集性質。一般，粒徑越大、分選性和磨圓度越好、膠結物越少，則孔隙空間越大、連通性越好。

測井分析者認為砂岩的骨架成分是石英（SiO₂），硅質膠結物也被視為石英骨架；當鈣質膠結物較多時，砂岩骨架則被認為是由石英和方解石（CaCO₃）組成的雙礦物岩性。由於儲集層中的泥質除對儲集層的岩性、物性和含油性有顯著影響外，對各種測井值均有影響，所以測井分析者把泥質當作骨架以外的一種獨立成分予以考慮。

碎屑岩儲集層的圍岩一般是粘土岩類，構成砂泥岩剖面，粘土岩類包括有粘土岩、泥岩、頁岩等。粘土礦物的主要成分有高嶺石、蒙脫石和伊利石等。由不同粘土礦物成分構成的粘土岩的測井值是有一定差異的，例如，自然電位測井曲線是以粘土岩類的測井值為基線的；對於不同地質時代的沉積，由於粘土性質和地層水礦化度不同，而可能出現SP基線位移；不同地區、不同層系的粘土成分不同，在GR曲線上的顯示也有差別；不同地區、各類粘土岩的電阻率亦不同等。但是，粘土岩類無論在岩性或物性等方面，與碎屑岩類相比都要穩定得多，因此，測井解釋中往往用粘土岩類的測井值為參考標准。

圖6-1 碎屑岩結構和成分

碎屑岩儲集層的孔隙結構主要是孔隙型的，孔隙分布均勻，各種物性和泥漿侵入基本上是各向同性的。目前，在各類岩性儲集層的測井評價中，碎屑岩儲集層的效果最好。泥質含量比較多、顆粒很細的儲集層評價，即所謂泥質砂岩的測井解釋問題比較困難。

對地層剖面進行測井解釋時，常常根據泥質的有無，分為純地層和含泥質地層。前者不含泥質，後者含有不同數量的泥質。最初的測井解釋理論和技術都是建立在純地層的基礎上，因而純地層的解釋方法比較完善。根據純地層中礦物成分的種類，可以用單礦物、雙礦物、三礦物解釋模型。現在，測井解釋中，最多能分析三種礦物組成的地層。如純砂岩就只含石英一種礦物；復雜岩性的地層岩石都含兩種以上礦物，很少只有一種礦物組成的。

隨著油氣勘探和開發的發展，含泥質地層中發現了工業油流。這樣，測井分析必須滿意地解決泥質地層有關含油性的多種復雜問題。近幾年來，泥質地層的測井分析有了迅速的發展。

泥質由很細的固體顆粒和水混合而成。固體顆粒主要是粘土礦物和粉砂，典型的泥質大約含50%的粘土、25%的粉砂、10%的長石、10%的碳酸鹽岩、3%的氧化鐵、1%的有機物、1%的其他礦物。泥質中的水分約為2%～40%，它們被束縛在固體顆粒的晶格內面，是不能流動的，稱為結晶水。所以，中子測井要受泥質的影響。第一章已經指出，泥質顆粒的導電性較好，當地層含泥質時，其電阻率比較低。所以，電測井結果要進行泥質校正。不僅如此，泥質顆粒結合不緊密，且含有水分，孔隙也發育，對聲速測井有明顯的影響。泥質顆粒吸附放射性元素，使自然伽馬測井幅度增加。

總之，由於泥質的物理化學性質與其他礦物的不同，它對各種測井方法都有影響。如果不能識別泥質，並根據其含量和在地層中的分布形式，進行適當的校正，測井解釋就會出現錯誤。

已經發現，地層中的泥質有三種分布形式：層狀泥質、結構泥質和分散泥質（圖6-2）。泥質和岩石顆粒成互層狀是層狀泥質，它既取代了一部分岩石顆粒，也佔了一定的孔隙。含層狀泥質的岩石，孔隙度降低。結構泥質是岩石顆粒風化形成的，它不影響地層的孔隙。泥質顆粒分散在岩石顆粒之間是分散泥質。分散泥質的存在明顯降低了地層的孔隙度。

圖6-2 泥質的分布形式

含泥質地層的解釋不僅計算繁瑣，而且計算某個未知參數時，又用到另外的未知參數，必須使用較多的計算技術，只有用計算機解釋才比較方便。手工解釋時，一般都用純地層的解釋關系式和解釋方法。

2.碳酸鹽岩儲集層

在世界油氣田中，碳酸鹽岩儲集層占很大比重，目前世界上大約有50%的儲量和60%的產量屬於這一類儲集層。我國華北的震旦系、寒武系和奧陶系的產油層，四川的震旦系、二疊系和三疊系的油氣層，均屬於這一類儲集層。

碳酸鹽岩屬於生物、化學沉積，主要由碳酸鹽礦物組成，主要岩石類型是石灰岩和白雲岩，過渡類型的泥灰岩也屬此類。石灰岩的礦物成分主要是方解石，其化學成分是CaCO₃；白雲岩的礦物成分主要是白雲石，其化學成分是CaCO₃·MgCO₃。以石灰岩、白雲岩為主的地層剖面稱碳酸鹽岩剖面。

在石灰岩和白雲岩中，常見的儲集空間有晶間孔隙、粒間孔隙、鮞狀孔隙、生物腔體孔隙、裂縫和溶洞等（圖6-3）。

從儲集層評價及測井解釋的觀點出發，習慣於將碳酸鹽岩的儲集空間歸納為兩類：原生孔隙（如晶間、粒間、鮞狀孔隙等）和次生孔隙（如裂縫、溶洞等）。前者一般較小且分布均勻，滲透率較低（孔隙性碳酸鹽岩例外）；次生孔隙的特點是孔隙比較大，形狀不規則，分布不均勻，滲透率較高。這里要指出，石灰岩重結晶和白雲岩化所產生的次生孔隙在測井資料上無法與原生孔隙相區分，所以在測井解釋中實際上把它們歸入原生孔隙類。

圖6-3 裂縫性儲層概念模型和測井模型

緻密的石灰岩和白雲岩，原生孔隙小且孔隙度一般只有1%～2%；若無次生孔隙，它是非滲透性的；當具有次生孔隙時，一般認為包括原生孔隙和次生孔隙的總孔隙度在5%以上，碳酸鹽岩即可具有滲透性而成為儲集層。

碳酸鹽岩儲集層以孔隙結構為特點可分為三類：孔隙型、裂縫型和溶洞型。

1）孔隙型碳酸鹽岩儲集層。它與碎屑岩儲集層的儲集空間極為相似，包括兩類孔隙，一類是粒間孔隙、晶間孔隙和生物腔體孔隙等；另一類是白雲岩化及重結晶作用形成的粒間孔隙。

孔隙型碳酸鹽岩儲集層的儲集物性、孔隙分布、油氣水的滲濾以及泥漿侵入特點等均與砂岩相似，適用的測井方法和解釋方法也基本相同，它也是目前測井資料應用最成功的一類儲集層。

2）裂縫型碳酸鹽岩儲集層。這類儲集層的孔隙空間主要由構造裂縫和層間裂縫組成，由於裂縫的數量、形狀和分布可能極不均勻，故孔隙度和滲透率也可能有很大變化，油氣分布也不規律，裂縫發育的儲集層具有滲透率高和泥漿侵入深的特點。

從測井解釋的角度來說，裂縫型儲集層大致可分為兩種情況。一種是裂縫發育，岩石相當破碎，以致在通常的測井探測范圍內可認為裂縫是均勻分布的，而且裂縫孔隙度與粒間（或晶間）孔隙度相當或在數量上占優勢。在這種情況下，目前的測井和解釋方法的使用效果比較好。另一種是裂縫不太發育且分布不均勻，裂縫孔隙度不及粒間孔隙度大，在此情況下，採用目前適用於孔隙性儲集層的測井和解釋方法，常常不足以區分油（氣）、水層。

3）洞穴型碳酸鹽岩儲集層。這類儲集層的孔隙空間主要是由溶蝕作用產生的洞穴，洞穴形狀各異、大小不一、分布不均勻。對於常用測井方法的探測范圍來說，洞穴的存在也往往具有偶然性，這給測井解釋帶來相當大的困難。只有當洞穴小且分布比較均勻時，可用中子（或密度）孔隙度與聲波孔隙度之差作為次生的洞穴孔隙度，以中子或密度孔隙度計算含油氣飽和度。

必須指出，實際的碳酸鹽岩儲集層，其孔隙類型可能是上述幾種類型的復合情況。碳酸鹽岩剖面中的測井解釋任務，是從緻密圍岩中找出孔隙型、裂縫型和洞穴型儲集層，並判斷其含油（氣）性。

碳酸鹽岩儲集層一般具有較高電阻率，所以須採用電流聚焦型的電阻率測井方法，如側向測井、微側向測井等；自然電位測井在碳酸鹽岩剖面一般使用效果不好，為區分岩性和劃分滲透層（非泥質地層）須採用自然伽馬測井。由於儲集層常具有裂縫、溶洞，為評價其孔隙度一般需要採用中子（或密度）測井和只反映原生孔隙的聲波測井組合使用。

自20世紀70年代後期至今，碳酸鹽岩儲集層的裂縫測井方法與裂縫儲集層的評價技術有了很大發展，其特點是：發展了新的儀器及方法，逐步形成了裂縫測井系列；形成了一套採用各種測井方法組合研究裂縫的綜合評價技術；裂縫參數的定量研究有了新進展。

3.特殊岩性儲集層

碎屑岩和碳酸鹽岩以外的岩石所形成的儲集層，如岩漿岩、變質岩、泥岩等，人們習慣於稱它們為特殊岩性的儲集層。當這些岩層的裂縫、片理、溶洞等次生孔隙比較發育時，也可成為良好的儲集層，特別是古潛山的風化殼，往往可獲得單井高產的油氣流。對於這類儲集層，目前的測井解釋效果也較差，尚有一些技術難關需要克服。

（二）測井解釋評價的地質依據

1.地質刻度測井為提高測井解釋的精度奠定堅實的基礎。

應用野外露頭，鑽井岩心和實驗室分析化驗獲取的地質信息和參數，進行各種測井曲線的標定和刻度，開展測井資料解釋方法的研究，即簡稱為「地質刻度測井（或岩心刻度測井）」。它包括，測井解釋可行性分析、測井曲線編輯、環境校正與標准化、測井的侵入校正、岩石物理研究、建立測井解釋模型、成果檢驗准則和測井儲層參數計算的數學模型。

2.含油性是測井解釋評價油氣層的重要前提。

長期以來，人們常常沿用這樣一種概念，就是以含油性做為判斷油氣層的基本條件，以含油飽和度的大小作為劃分油（氣）水層的主要標准。這樣做當然有道理，因為含油性是油氣層必然具有的基本特性，是決定產層能否產油氣的重要前提。正因為如此，確定產層的含水飽和度是評價油氣層的一項重要內容。應該指出，這種單純依據含油飽和度的概念並不完善。從根本上說，油氣水層的含油飽和度界限並不是固定不變的，而經常隨著產層束縛水含量的變化而變化。這一點，已被大量的取心和試采資料所證實。因此，含油性畢竟只是判別油氣層的必要條件，並非充分條件。

隨著聲波測井和感應測井的發展，計算含油飽和度解釋技術的廣泛採用，測井解釋水平有了新的提高。依據含油飽和度55%～60%的界限作為劃分油氣層的標准，其結果是一方面成功地解釋了許多油氣，解釋成功率有了明顯提高；另一方面，在解釋油氣層時也出現了兩種不同的傾向。這兩種傾向如下。

1）粉砂岩和泥質砂岩的油氣層普遍解釋偏低。以粉砂岩和泥質砂岩為主的產層其特點是：組成地層骨架的岩石顆粒平均粒徑普遍較小。由於岩性普遍很細，圍繞孔隙的表面積（以岩石比面度量之）比一般砂岩大，普遍含有以伊利石和蒙脫土為主的粘土礦物，它們具有比較強的吸水性，一般充填於孔隙內，呈分散狀分布。這兩個因素的結合，形成產層的孔隙結構十分復雜。不僅孔隙喉道窄小，孔隙喉道半徑中值超過10 μm者極少；而且微孔隙發育，彎曲度大，普遍表現為低滲透性和親水的特點。因此，高束縛水含量是以粉砂岩和泥質砂岩為主的產層普遍具有的特徵。由於孔隙中的水是以不能流動的束縛水形式而存在的，即使含水飽和度高達60%～70%，也依然只產油氣。所以，這種類型的油氣層實際上是以束縛水為主要成分的低含油（氣）飽和度油氣層，或稱低電阻率油氣層。經過試采和油基泥漿井的實測資料證明，粉砂岩和泥質砂岩油氣層當含油飽和度大於30%時，就可能產油氣而不含水。許多油田在勘探初期，或者由於沒有認識這一特點，或者由於沒有有效的解釋方法，因此解釋偏低和漏掉這種類型油氣層的現象比較嚴重。

2）高滲透率的產層容易解釋偏高。高滲透率的產層往往又是另一種特點。主要是，粒度中值普遍較大、粘土含量少並以高嶺土為主。孔隙分布比較均勻，孔徑大，孔隙喉道半徑中值甚至可達60～80 μm。岩石比面小，一般在0.014～0.028 km²/m³。因此，滲透率都在1000×10^-3 μm²以上，甚至高達50000×10^-3 μm²。所以這種類型的產層束縛水含量小，一般在10%～20%之間。有時產層的含油飽和度達60%～70%，依然含有可動水，試采過程中表現為油水同出。這一特點容易引起解釋偏高，把油水同層和含油水層解釋為油層。

3.可動水和相對滲透率分析是油氣層解釋評價的主要途徑

油氣層之所以不出水，並非不含水。事實上，油氣層總有一定的含水飽和度，即使最好的油氣層也是如此。更有意思的是，有些油氣層的含水飽和度高達60%～70%，竟然只產油氣而不出水。如何解釋這種現象是評價油氣層首先需要解決的問題。

眾所周知，油氣層是儲集層岩石和所含流體（油、氣、水）之間形成的統一體，以彼此間的物理作用相維系。一般說來，任何儲存油、氣、水的岩石孔隙都可看成由一系列毛細管所組成。根據流體在微觀孔隙的流動特性，一般把儲集層的孔隙分為三類。

1）超毛細管孔隙：指孔隙半徑大於250 μm以上的孔隙。由於這部分孔隙毛細管力幾乎趨於零，流體可在其中自由流動。

2）毛細管孔隙：指孔隙半徑在0.1～250 μm之間的孔隙。其毛細管力隨著孔隙變小而增加。對於這部分孔隙，只有當外力大於毛細管力時，流體才能在其中流動。根據掃描電子顯微鏡揭示，泥岩最大的孔隙直徑可達1 μm左右。因此，對於孔隙直徑小於1 μm的孔隙，流體實際上是不易在其中流動的。

3）微毛細管孔隙：指孔隙半徑小於0.1 μm的孔隙。由於這部分孔隙極小，孔隙表面分子的作用力達到或幾乎達到孔隙的中心線，以致保留在其中的流體不能流動。

壓汞分析表明，砂岩儲集層的孔隙分布范圍一般由小於0.1 μm至160 μm（指孔隙半徑），孔隙半徑中值也分布在0.26～60 μm之間。即使滲透率高達60 μm²的粗砂岩地層，孔隙半徑超過160 μm者占總孔隙的比例也不大；其孔隙半徑中值一般也不超過80 μm。因此，發生在儲集層孔隙內的毛細現象都表現得比較突出。

由此可見，在油層形成過程中，由於油（氣）、水對岩石潤濕性的差異以及發生在孔隙內的毛細現象，規定了油（氣）、水在孔隙空間內獨特的分布形式與流動特點。在油藏未形成前，儲油層本來是一個充滿水的多孔介質。當油（氣）在各種內、外力作用下，由生油層逐漸向儲油層運移時，發生了油（氣）驅水的過程。但是油（氣）最終不可能把產層孔隙內的水完全排出，總有一部分原生水或者由於驅動壓力無法克服毛細管力而滯留於油氣層微小毛管孔隙內，或者被親水岩石顆粒表面所吸附。因此，這部分水的相對滲透率極小，不能流動，稱謂「不動水」。油（氣）、水這種分布形態是油氣層固有的特點，即水主要分布於流體不易在其中流動的微小毛管孔隙中或被岩石顆粒表面所吸附；油（氣）則主要佔據較大的孔道或孔隙內流動阻力較小的部位，形成只有油（氣）流動而水不能流動的狀態。這一過程，同樣可由油和水的相對滲透率概念得到直觀的解釋，相當於開發過程的逆過程，如圖6-4所示。

在油氣未向儲集層運移之前，儲集層為充滿水的多孔介質，屬於單相流動狀態。因此，S_w=1，k_rw=1。隨著油氣的運移，油首先佔據儲集層孔隙空間內流體流動阻力最小的部位。由於主要的流動通道被油所堵塞，增加了水流動的阻力，因此水的相對滲透率迅速下降。然而，這時儲集層的含油飽和度還十分小，油在孔隙空間內呈孤立和不連續狀態，不能流動，其相對滲透率趨於零。這相當所謂「含油水層」的情況，與此相應的含油飽和度近似為地層的殘余油飽和度 S_or。隨著儲集層孔隙空間的含油飽和度進一步增加，油的相對滲透率k_ro也相應增加，油開始流動；k_rw繼續下降，相當油水同層的情況。當含油飽和度達到某一臨界值時，與此相應的含水飽和度相當於不動水飽和度S_wirr，這時k_ro達到最大，k_rw趨於零，水不能流動而只有油流動。顯然，這就是我們常說的出油（氣）含油飽和度界限。所以，所謂油氣層的含油飽和度界限就是當S_w=S_wirr時的含油飽和度數值。「不動水」的主要成分是束縛水，隨著產層的孔隙直徑變小和微毛管孔隙的增加而增大，因此與組成岩石骨架的顆粒度分布和充填於孔隙內的粘土含量有關。即使在孔隙內束縛水的相對含量接近或超過了油（氣）的飽和度，也不能改變其不流動的特性，產層依然只產油氣而不出水。所以，只含「不動水」（束縛水），不含「可動水」是油氣層普遍具有的特點。這就不難理解，為什麼油氣層的含油飽和度界限並非固定不變，而常常隨著油氣層束縛水含量的變化而變化。也不難理解，為什麼有時油氣層含水飽和度高達60%～70%，依然只產油氣而不出水。

圖6-4 相對滲透率與含水飽和度關系圖

4.微觀孔隙滲流機理的分析是產液性質評價的重要手段

事實上，當多相流體（油、氣、水）並存時，儲集層的產液性質服從多相流體滲流理論所描述的動態規律，可用多相共滲的分流量方程確定之。若地層呈水平狀，則儲集層的油、氣、水產量（分流量）可分別表示為

地球物理測井

式中：Q_o、Q_g、Q_w分別表示儲集層油、氣、水的分流量（產量）；k_o、k_g、k_w分別為油、氣、水的有效滲透率，以μm²為單位；μ_o、μ_g、μ_w分別表示油、氣、水的黏度（mPa·s）；為壓力梯度，10⁵Pa·cm^-1；A為滲流截面。

有效滲透率系指相對滲透率。在多相共滲體系中，它是對每一相流體在地層內部流動能力大小的度量。實際上，為了了解各相流體在儲集層內部的相對流動能力，以便更好地描述多相流動的過程，往往又採用相對滲透率的大小，它等於有效滲透率與絕對滲透率（k）的比值，例如：

地球物理測井

或

地球物理測井

根據分流方程，可進一步導出多相共滲體系各相流體的相對產量，它們相當於各相的產量與總液量之比。例如，對於油水共滲體系，儲集層的產水率（F_w），可近似表示為

地球物理測井

產油率（F₀）則為

地球物理測井

分析上述各式可以看出，儲集層的產液性質主要取決於各相的相對滲透率，即取決於油、氣、水在儲集層內部的相對流動力。若地層內部只有兩種流體，例如油和水。則根據它們各自滲透率的變化，相應有三種不同的產液性質：

1）如果儲集層水的相對滲透率k_rw或k_w趨於0，而油的相滲透率達到最大（k_ro→1，k_o→k），相當於在儲集層內部水不能流動而油的流動能力達到最大。根據上述方程式，則得Q_w→0，F_w→0，F₀→1。表明儲集層只產油而不產水，屬於油層情況。

2）儲集層油的相對滲透率k_ro或k_o趨於0，而水的相對滲透率達到最大（k_rw→1，k_w→k），相當於在儲集層內部油不能流動而水的流動能力達到最大。根據上述方程式，則得Q_o→0，F_w→1，F_o→0，表明在這種情況下儲集層為水層。

3）若0＜（k_rw，k_w）＜1和0＜（k_ro，k_o）＜1，相當於油和水在儲集層內部都具有一定的流動能力。同理，可以導出Q_w＞0，Q_o＞0，F_w及F_o均大於0而小於1，表明在試采過程中為油水同出。

這就是說，一個儲集層到底到產油，還是產水，或是油水同出，歸根結底取決於油、氣、水在儲集層內部的相對流動能力。因此，只要應用測井資料確定產層的相對滲透率，並進一步計算其產水率F_w或產油（氣）率，不僅能夠達到最終評價油氣水層的目的，而且能夠定量描述儲集層的產液性質。所以，確定產層的相對滲透率是評價油氣層必要而充分的條件。

同樣，可以採用相對滲透率的概念，對影響油（氣）層含油（氣）飽和度界限的因素進行分析，以便對油氣水層解釋工作中出現的不同傾向，給予比較完滿的解釋。

一般來說，對於低滲透率砂岩地層，由於具有粒度小和泥質含量高的特點，微孔隙比較發育，孔隙半徑也普遍較小。因此，即使驅動壓力相當大，仍然有相當數量的孔隙，由於驅動壓力無法克服毛管力，而保留了較多的束縛水。對於高滲透率地層，則由於其孔隙半徑普遍較大，因而束縛水含量較少。這一特點可十分清楚地反映在毛細管壓力曲線中。圖6-5表示用同一種流體，而不同滲透率的岩樣測定的毛細管壓力曲線，表明束縛水飽和度隨著滲透率的降低而增大。其相對滲透率與飽和度的關系曲線如圖6-6所示。

這意味著，低滲透率產層在含油飽和度較低時，就能出純油而不含水；高滲透率油層則要求有更高的含油飽和度界限。同樣，由於親水地層往往比親油地層具有更高的束縛水飽和度，因此，親水地層的油氣層界限也相對較低。除了儲集層的滲透率和潤濕性外，原油黏度也是影響油層界限的一個重要因素。油質變稠的結果將使S_or增大，k_ro減小，即相當於k_rw增大。這就是說，油的流動性變差，水顯得更為活躍，其相對滲透率與飽和度關系曲線示於圖6-7。所以對於稠油層，其含油飽和度界限普遍比稀油層高。

圖6-5 毛細管壓力曲線圖

圖6-6 不同滲透率岩石的相對滲透率曲線

總之，含油性和不含可動水是油氣層的兩個重要的特點，並在事實上構成了判斷油（氣）水層的兩個重要的條件。其中含油性是評價油氣層的前提，分析產層的可動水則能把握油氣層的變化和界限，而對油氣層的最終評價則取決於對地層油（氣）、水相對滲透率和微觀孔隙滲流機理的分析。

通過上述測井分析，達到評價油氣層目的基本途徑主要有二條。

1）分析產層含水飽和度（S_w）與束縛水飽和度（S_wi）之間的關系。這是一條比較簡便的途徑，其原理是通過分析S_w與S_wi的關系，達到揭示儲集層相對滲透率的變化和最終評價油氣層的目的。目前投入應用的「可動水分析法」就是建立在這一原理基礎上的解釋方法，我們將在第七章進行系統介紹。

2）直接利用測井資料計算產層的相對滲透率和產水率（或產油氣率），達到定量確定地層的產液性質和產能，以及全面評價產層的目的。

圖6-7 稠油、稀油油層的相對滲透率曲線

根據實驗室測定，油、水的相對滲透率通常是儲集層的含水飽和度（S_w）、束縛水飽和度（S_wi）及殘余油飽和度（S_or）三者的函數。一種比較普遍用於確定油、水相對滲透率的經驗方程已由（6-7）及（6-8）式提供。這就是說，只要利用測井資料確定S_w、S_wi和S_or，就能夠實現應用測井資料計算儲集層的油、水相對滲透率。

根據實驗室測定，油水相對滲透率k_ro、k_rw的經驗關系式如下：

地球物理測井

式中：S_w為含水飽和度；S_wi為束縛水飽和度；S_or為殘余油飽和度；m、n、j為經驗系數，主要取決於儲層的岩石特性，一般m=3～4，n=1～2，j=1～2。

確定k_rw和k_ro的方法還有如下兩種：

彼爾遜經驗方程

地球物理測井

乘方公式

地球物理測井

式中：S_hr為殘余油飽和度。

另外，還有一種一般經驗關系式的特例，相當S_hr=0.1，m=3，n=1，j=1的特定形式：

地球物理測井

雖然上述簡化式可求得相對滲透率，但在實際使用時應該根據本地區油藏特徵條件，通過實驗用統計分析的方法獲得經驗系數m、n、j。對於三相共滲系統，在縱向上按油、氣、水分布特點可分成油氣和油水兩組兩相共滲系統求解。束縛水飽和度（S_wi）由地區資料統計得到，殘余油飽和度（S_hr）由岩心分析、中子壽命測一注一測技術和碳氧比測井三種方法之一獲取。

③ 潛山型碳酸鹽岩儲集空間的描述方法

（一）儲集性碳酸鹽岩地質描述概論

儲層描述的目的是搞清儲集空間類型、結構、孔隙度、滲透率、含油飽和度及原油開采過程中的地下滲流特點，為提高油氣採收率提供必要的地質參數。其中裂縫和溶洞是潛山型碳酸鹽岩儲層描述的核心內容，包括以下幾個方面：

（1）對裂縫-溶洞系統的形成機理做出合理的解釋，由此可以對裂縫-溶洞幾何形態和分布進行可能的預測。

（2）確定基質和裂縫-溶洞系統的岩石物性參數，預測基質和裂縫-溶洞系統的空間分布或因環境參數（深度、孔隙壓力的衰減、流動方向等）改變而引起的不同部位儲集參數的變化。

（3）評價基質和裂縫-溶洞系統的相互關系，確定油氣水滲流特徵。

（4）在裂縫-溶洞系統研究的基礎上，進行儲層分類評價。

（二）潛山型碳酸鹽岩儲集空間一般地質研究方法

對潛山型碳酸鹽岩儲集空間的地球物理、試井等評價方法將作專門介紹，這里介紹野外、岩心、錄井等裂縫-溶洞的識別和描述，並介紹它們的成因判別及其滲流特徵等分析。

1.裂縫溶洞的識別和描述

碳酸鹽岩裂縫-溶洞的識別和描述方法主要有：岩心觀察、地質錄井、實驗測試、開發動態監測、野外地質調查等，需要綜合各方面參數判斷出裂縫-溶洞的發育特徵。

（1）岩心觀察：鑽井取心是了解裂縫-溶洞特徵的最直接方法。岩心描述內容：裂縫寬度、裂縫壁的結構、溶蝕程度、充填情況（充填物成分、結晶程度），需要統計裂縫、溶洞的密度、組合情況、切割情況以及測量裂縫的產狀和含油性等。

但是鑽井取心畢竟數量少，不能了解裂縫在空間上的延伸情況，特別是張性裂縫段的取心收獲率低，會漏失許多資料。所以岩心觀察只能作為驗證其他裂縫識別及監測方法的證據。

（2）地質錄井：地質錄井包括岩屑錄井、泥漿錄井、鑽時錄井及鑽具放空等，根據錄井資料可以定性地判斷裂縫-溶洞的發育程度。

裂縫-溶洞一般充填有方解石、白雲石或其他礦物，根據這些礦物的多少和結晶程度，可以判斷儲集空間發育程度。透明自形晶方解石、環帶狀和葡萄狀方解石為張性裂縫或開啟溶洞充填物，而半透明或不透明他形晶方解石或白雲石表明裂縫被全充填，無有效儲集空間。

在鑽井過程中鑽具放空及泥漿漏失，井徑異常擴大，均反映裂縫、溶洞的存在。裂縫-溶洞都是沿斷裂分布，根據溶洞率及泥漿漏失情況，還可以判斷斷層、裂縫的發育情況。

裂縫-溶洞發育段岩石破碎，鑽進速度快、鑽時低。如果鑽遇緻密層，鑽時增高。

（3）岩心分析測試：這是裂縫-溶洞的微觀特徵研究，包括微裂縫的寬度、充填情況及充填物的成分和結構等。分析項目有岩心揭片、岩礦薄片、鑄體薄片、熒光薄片、掃描電鏡、包裹體和壓汞分析等。

（4）野外地質調查和類比研究：碳酸鹽岩裂縫-溶洞分布極不均一，要了解整個基岩油藏儲集空間的分布規律，只靠幾口取心井是不夠的，選擇地質條件相似的露頭或礦山坑道進行野外調查是非常必要的。通過模擬對比，可以了解各級裂縫-溶洞的分布特點，特別是大型裂縫-溶洞的空間分布。在任丘潛山發現初期，地質工作者就對冀中坳陷周邊的燕山、太行山（特別是河北滿城縣西柏山）進行了野外地質調查，對基岩潛山的地層、岩性、構造和裂縫-溶洞的分布建立了概念模型。

2.裂縫-溶洞的描述內容

（1）單條裂縫特徵：利用全直徑岩心描述裂縫的產狀、形態、充填情況和力學性質。如果有定向取心可直接描述裂縫的真產狀，非定向取心可描述裂縫產狀和地層產狀的關系，再換算出裂縫的真實產狀。裂縫的形態主要包括長度、寬度、開度及縱向連通情況。裂縫充填情況包括充填程度、充填物成分、結晶程度、晶體方向與裂縫壁的關系。裂縫力學性質是指根據裂縫產狀、裂縫面結構、擦痕、礦物等，區分張性裂縫和剪切裂縫，其鑒別特徵見表3-11。

表3-11 裂縫力學特徵表

（2）裂縫組系描述：凡是產狀一致、相互平行、力學性質一致的裂縫屬於同一組裂縫，呈共軛剪切縫及共生張性裂縫為同一裂縫系統。

根據裂縫的交切關系判斷不同組系的裂縫形成的序次，被切割位移的組系為早期縫。另外，根據裂縫充填物的世代和包裹體性質，判斷裂縫形成時間的早晚。

（3）裂縫發育程度的定量描述：描述裂縫的定量參數有裂縫密度、裂縫間距、裂縫指數和岩塊尺寸。裂縫密度包括面密度和線密度，面密度是指單位面積內裂縫總長度（m/m²），線密度為沿某個方向單位長度遇到的裂縫條數（條數/m）。裂縫間距為裂縫之間的平均距離。裂縫指數為岩層厚度和裂縫間距的比值，在某一構造部位為一常數，根據裂縫指數和岩層厚度可求出裂縫間距。岩塊尺寸是指裂縫在三維空間切割的岩塊的大小。

（4）裂縫的分類：根據裂縫的成因可分為構造縫和非構造縫。非構造縫包括由沉積作用形成的層理縫、層面縫、礫間縫等；由成岩作用形成的收縮縫、壓溶縫、壓裂縫及晶間縫等；以及人工誘發縫。

根據構造裂縫的力學性質分為剪切縫和拉張縫。

根據裂縫的產狀可劃分為高角度（>60°）縫，低角度（<30°）縫。

根據裂縫產狀和地層產狀的關系，可分為走向縫、傾向縫和順層縫。

（5）裂縫分布規律研究：根據岩心統計和測井綜合解釋資料，分井、儲層單元編制裂縫分布玫瑰圖和裂縫密度分布圖，描述裂縫密度、產狀在縱向上和平面上的變化特徵，確定油藏范圍內裂縫發育程度和范圍。

（三）裂縫-溶洞滲流特徵分析

1.裂縫-溶洞儲層孔隙度的確定

大部分裂縫-溶洞儲層具雙重介質特點，即儲集空間由裂縫-溶洞系統和岩塊孔隙系統組成。確定裂縫性儲層孔隙度難度較大，需要多種方法相結合綜合確定：①利用大直徑岩心或小直徑岩心直接測得孔隙度，小直徑岩心基本代表岩塊孔隙度，大直徑岩心反映岩塊孔隙度和部分裂縫孔隙度。②利用岩心切片或鑄體薄片統計碳酸鹽岩面孔率。③利用鑽井放空、擴徑判別大型縫洞的存在與否。④利用測井綜合解釋資料，確定地層總孔隙度和有效孔隙度。⑤利用壓力恢復、生產動態等資料確定有效孔隙度和裂縫孔隙度。⑥利用CT、核磁共振技術確定裂縫-溶洞總孔隙度。⑦根據野外地質調查資料確定裂縫孔隙度。

2.裂縫-溶洞滲透率的確定

裂縫-溶洞的滲透率高於基質岩塊滲透率十幾倍到幾十倍，但是前者滲透率的確定比較困難，目前常用的方法有以下幾種：①利用全直徑岩心測定基質及部分小裂縫滲透率，測定不同方向的滲透率。②利用測井資料定性解釋滲透率。③利用壓力恢復資料或試井資料確定有效滲透率，或裂縫滲透率。④利用裂縫統計資料，根據經驗公式計算裂縫滲透率。

3.裂縫-溶洞滲流特徵分析

（1）裂縫-溶洞系統的滲流特徵和排驅機理：室內和油藏條件下的驅替試驗結果表明，裂縫-溶洞系統的原始含油飽和度很高，流體在其中流動符合達西定律，毛細管力作用可以忽略，流體相對滲透率變化呈近似的對角線關系，水驅過程接近活塞式推進，水驅率可達95%以上，流體間的驅替過程主要依靠驅動壓差。

（2）岩塊系統驅替機理：實驗表明，基質岩塊滲流能力比裂縫-溶洞低得多，其中的排驅過程主要在微裂縫及小孔洞中進行，依靠毛細管力自吸排油和壓差作用排油。自吸排油是基於儲層的親水性。根據潤濕性分析，在毛細管力作用下，原油自動進入岩塊中與喉道相連通的孔隙。自吸排油效率一般為16%～26%。但是，根據動態資料分析，裂縫-溶洞油藏實際自吸排油效率一般在10%左右。這種低值情況，除了儲層孔隙結構和潤濕性影響之外，採油速度過高可能是一個重要原因。

在油田開發中，裂縫-溶洞系統在水驅過程中所需要的壓力梯度很小，而岩塊系統則需較大的壓力梯度。當兩者共存、並且裂縫-溶洞佔主導地位時，岩塊系統水驅油過程是難以進行的。

（四）裂縫定量預測

20世紀80年代以來，曾採用彈性小撓度薄板彎曲理論，用主曲率法進行裂縫數值模擬研究。90年代以來進展很快，將原來僅用於褶皺派生的張扭性裂縫預測的差分法發展為多種構造條件、多層狀、復雜邊界的裂縫預測有限元方法。許多油田的裂縫數值模擬利用國外ALGOR有限元軟體包，採用真三維地質模型，使數值模擬更接近實際、結果更可靠。

④ 塔河地區碳酸鹽岩儲層預測技術方法研究

李宗傑韓革華黃緒寶張旭光

（新星公司西北石油局規劃設計研究院，烏魯木齊 830011）

摘要作者分析了新疆塔里木盆地北部塔河油田區碳酸鹽岩儲層的特點和預測的難點，並針對這些難點，初步找到了利用地震資料進行碳酸鹽岩儲層預測的方法技術系列。通過在塔河油田的應用取得了較好的效果。這些技術方法主要包括：古地貌研究、古水系研究、振幅提取、相干計算、波阻抗反演技術、模式識別技術、多參數直方圖、二維交會圖、三維交會圖分析技術等。

關鍵詞古地貌研究古水系研究振幅提取相干計算波阻抗反演模式識別多參數分析

1引言

塔河地區奧陶系碳酸鹽岩儲層是塔里木盆地北部油氣勘探的主要目的層之一，儲層具有兩個顯著特點，一是目的層埋藏深（大都在5000m以下），地震反射信號較弱；二是儲集空間為構造裂縫及溶蝕孔、洞、縫系統，縱向及橫向非均質性強。

隨著勘探開發程度的不斷深入，在碳酸鹽岩儲層預測研究中主要存在以下三個方面的問題：

（1）探索碳酸鹽岩儲層預測的地球物理方法技術系列。

（2）區別碳酸鹽岩儲集空間內充填物的性質，即油、氣、水、硅質、砂泥質、方解石等充填物的識別，也就是含油氣性判別。

（3）建立碳酸鹽岩儲層的地質、地球物理模式。

針對上述問題，主要採用了以下幾類碳酸鹽岩儲層預測技術手段：

（1）利用三維地震資料進行古地貌、古水系研究。

（2）利用地震特殊處理技術進行以下儲層預測研究。地震屬性參數提取（振幅、頻率等），地震特徵計算（相干值），地震反演（測井約束反演），測井反演類（利用地震約束的測井反演）。

（3）模式識別等油氣識別技術。

利用上述多種地球物理參數，引入直方圖分析、二維、三維交會圖分析等技術進行多參數綜合分析評價，預測儲層的分布取得了顯著效果，使針對碳酸鹽岩儲層的鑽井成功率在80％以上，證明上述技術方法具有推廣應用價值。

2碳酸鹽岩儲層預測研究技術方法

通過對塔河地區碳酸鹽岩儲層特點、預測難點的分析和長時間的摸索和實踐確定了如圖1所示的碳酸鹽岩儲層預測研究流程，初步探索出了有效的技術方法系列，下面將介紹各種方法的基本原理和應用條件。

2.1古地貌、古水系研究

圖1利用地震資料預測碳酸鹽岩儲層研究框圖Fig.1The forecast workflow of carbonatite reservoir by seismics

塔河地區構造位置隸屬新疆塔里木盆地北部沙雅隆起阿克庫勒凸起上，阿克庫勒凸起奧陶系碳酸鹽岩古岩溶發育的時期主要為海西早期，部分地區疊加了海西晚期岩溶作用。

古岩溶發育程度受多種因素控制，其中包括岩性、構造、氣候、岩溶持續時間等，其中構造是控制古岩溶發育的重要外在因素之一，主要表現為：①構造背景是古岩溶發育的基礎；②構造格局控制了岩溶地貌的分區；③斷裂和裂縫是地下水重要通道，對古岩溶的發育具有重要控製作用。因此對古地貌、古水系的研究是進行奧陶系儲層預測的重要環節。

石炭系底部巴楚組是在中下奧陶統風化殼之上的填平補齊式沉積，其厚度可間接反映中下奧陶統風化殼型岩溶的地貌特徵。石炭系巴楚組頂部的雙峰灰岩是區域標志層，它代表一種沉積環境相對穩定情況下的沉積。我們利用地震資料的層拉平技術，將地震數據體或奧陶系頂面構造圖沿雙峰灰岩頂面拉平，拉平後的奧陶系頂面的構造面貌，基本代表了海西早期岩溶發育時的地貌特徵。這樣就可以根據古地貌特徵，確定岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶窪地，從而預測碳酸鹽岩儲層的有利分布范圍。

古水系發育的研究是古岩溶研究的又一個重要環節。我們在精細構造解釋的基礎上，利用地震的層拉平技術和三維立體可視化解釋技術相結合，通過振幅屬性的調整，結合鑽井岩心、測井解釋的數據進行標定，直接利用三維地震數據體分析古地表水系、地下水系的發育情況，從而利用古水系的分布規律預測碳酸鹽岩儲層的有利分布區域。

2.2儲層預測的地球物理參數方法

（1）相干體技術

相干體技術是利用地震信息計算各道之間的相關性，突出不相關的異常現象。一般認為原始地層沉積時，地層是連續的，即使在橫向上有變化也是一種漸變過程。所以，地震波在橫向上基本是相似的。影響地震道之間不相關的因素較多，地震資料處理的噪音、地層傾角變化、岩性變化、地層中存在的斷層和裂縫，以及火成岩體、礁體、鹽丘及泥岩刺穿體等因素，都會影響地震道的相關性。在塔河地區奧陶系碳酸鹽岩儲層段若地震資料品質好，橫向岩性變化不大，斷裂的位置可通過地震剖面解釋確定，那麼影響地震道不相關因素主要是裂縫及溶蝕孔洞和微小斷裂，即碳酸鹽岩的主要儲集空間。所以，利用相干體技術可以預測碳酸鹽岩的孔、洞、縫發育帶。這里說明一點，相干體只是宏觀預測碳酸鹽岩孔、洞、縫的發育帶，至於孔、洞、縫中充填的是油、氣、水，還是泥質、鈣質、硅質充填，不能區分。雖然這些物質的充填也會引起地震道之間的不相關性，不相關的程度有多大，尚不能判別，因此還要藉助於其他方法。

（2）振幅提取技術

影響地震反射波振幅的因素較多，拋開地震數據採集、處理的影響外，假設在地震處理中，保幅處理較好，那麼在奧陶系碳酸鹽岩儲層中，影響振幅的則是孔、洞、縫的發育程度。一般認為儲層中孔洞縫發育則會使振幅減小，因此振幅提取技術也是預測碳酸鹽岩儲層的有效手段之一，它可以指出碳酸鹽岩孔、洞、縫發育帶，不能區分其充填物。孔洞中其充填物不同則振幅衰減的程度不同，能否分辨還要取決於地震波的解析度。

（3）波阻抗反演

地震資料反演的波阻抗數據，是進行岩性解釋的有效手段。根據反演的約束條件不同，可分為無井約束反演、單井約束反演、多井約束反演。反演的演算法也有很多種，影響反演結果的因素有以下幾個方面：

a.地震基礎數據的資料品質，品質好（信噪比高、解析度高、保真度高），反演效果好；否則差。

b.針對碳酸鹽岩儲層，聲波測井曲線能否正確反應裂縫發育帶及不發育帶，直接影響著測井約束反演的結果。若聲波時差曲線不能反應裂縫發育帶，就要通過其他的測井曲線如側向電阻率曲線來建立速度模型，進行正演，與已知井旁道進行對比，以校正聲波時差曲線，提高反演的精度和效果。

c.約束反演中子波的提取與確定，也是影響波阻抗反演成果的因素。子波在時間上和空間上應該是變化的，尤其是利用多口井確定的子波，反演中用一個，還是都用，也會影響波阻抗反演結果的精度。

d.約束反演中，初始模型的建立，也就是精細層位標定和解釋，是反演結果好壞的基礎。

e.如何對聲波測井曲線進行環境校正，製作精度高的合成地震記錄是反演的關鍵。

f.參與測井約束反演的井越多，反演的結果越可靠。

碳酸鹽岩地層是高波阻抗岩層，當岩層中存在孔、洞、縫發育帶時，波阻抗值會降低，低阻抗帶基本反映了儲層的發育帶。也應注意一點，低波阻抗帶也只是反映了孔洞縫發育帶，致於其充填物是油、氣、水還是泥質、砂泥、硅質，也要依據波阻抗反演的解析度以及充填物與基質、圍岩的波阻抗差別大小來判別。

若取灰岩地震波速度為6350m/s，灰岩孔隙度取4％，按時間平均方程計算，當孔隙充填氣體時（取氣為340m/s）速度將下降37.5％。當充填物為水時（取v=1500m/s）速度將下降10％。當充填物為油時（取v=1200m/s），則速度降低為12.7％。當充填物為泥質時（取v=4700m/s），則速度降低1.2％。當灰岩中裂縫孔洞發育時，孔隙度增大，則相應的速度降低幅度也將增大。

（4)Jason反演中利用地震資料約束的測井反演技術

這種方法就是利用井旁地震道內插出一個地震數據體，將內插地震數據體與實測地震數據體相對比，然後改變每一個樣點的權系數值，直到內插的數據體與實測數據體的誤差滿足精度要求，從而求出一個權系數體。再利用已知井的結果，通過權系數控製得到內插、外推的各種結果，如波阻抗、孔隙度、含水飽和度等。這種方法較適用於開發階段，它一般要求100km²的面積，要有10口以上鑽井，且在區內均勻分布。如果區內鑽井少，分布很不均勻時，其精度將大受影響。

2.3神經網路與模式識別油氣預測方法

神經網路與模式識別是利用地震資料直接檢測油氣的方法，是對前面幾種方法的一種補充。利用已知油氣井和乾井井旁地震道，提取特徵信息，建立判別函數，對未知樣本判別其含油氣性。這些方法在碎屑岩儲層研究中取得了較好的效果。在塔北由於目的層埋藏較深、地震信息較弱，儲層橫向非均質性嚴重等因素，在特徵參數、樣本選擇、時窗選擇上作了大量試驗應用研究，在油氣直接檢測方面取得了一定效果。

2.4地球物理參數分析技術

採用直方圖、二維交會圖、三維交會圖等多參數聚類分析技術，對多種地球物理參數進行綜合分析評價，預測碳酸鹽岩儲層的有利發育帶。

3碳酸鹽岩儲層預測技術應用實例

3.1古地貌研究實例

利用三維地震的層拉平技術，將牧場北工區奧陶系頂面 t_。圖沿雙峰灰岩頂面拉平，並用三維可視化技術對該拉平的層面進行立體顯示（圖2），該圖基本反映了該區古岩溶時期的古地貌特徵。

從阿克庫勒凸起奧陶系碳酸鹽岩岩溶地貌上分析，牧場北地區位於岩溶斜坡帶的殘丘上，牧場北工區正處於Ln27井所處的岩溶殘丘一帶。從圖2上可以看出牧場北工區的岩溶殘丘並非一個，而是岩溶殘丘的群體。對比牧場北古岩溶地貌與桂林地區現代峰叢、峰林岩溶地貌形成的模式（圖3），二者極為相似。

圖2牧場北三維工區古地貌立體顯示圖（時間域）Fig.2The 3D stereoscopic display of fossil landscape

圖3桂林峰叢、峰林岩溶地貌形成示意圖Fig.3The forming diagram of Karst spike crowd and forest in Guilin,China

通過牧場北地區古岩溶地貌綜合分析，得出以下結論：

（1）牧場北古地貌東高、西低，與現今構造形態相似。

（2）牧場北古地貌岩溶殘丘可以分為三類。第一類，S48井區（塔河4號油田）為I級殘丘；第二類，Ln27-S66井區、S67井區殘丘為Ⅱ級殘丘；第三類，Ln27井－S66井西北部殘丘為Ⅲ級殘丘。各殘丘帶之間有溶蝕溝。工區北部、西北、西南部位均處於較低窪的部位。

（3）從本區溶溝的展布方位推斷本區裂縫（節理）主要發育兩組，一組為北東向，一組為北西向。這種發育模式可能與本區位於阿克庫木構造帶和阿克庫勒構造帶的交匯部位有關。

（4）分析本區鑽井油氣成果和古地貌特徵，鑽獲工業油氣流的 S48、T401、T402、TK408井均處於古地貌較高的殘丘上，顯示較好的鑽井S66、S67、S65井也位於岩溶殘丘的高部位或岩溶殘丘的斜坡部位。

（5）根據上述古地貌分析，預測本區碳酸鹽岩儲層的有利發育帶為：

第一類有利區，S48井區的工級殘丘；第二類有利區，Ln27-S66、S67井區的Ⅱ級殘丘；第三類有利區，Ln27-S66井西的Ⅲ級殘丘。

經位於第二類有利區的S71井鑽井獲工業油氣流，但比位於第一類有利區的S48井區的產能低，證實我們的預測是正確的。

3.2古水系研究實例

利用地震數據和鑽井、測井成果對艾協克工區塔河3、4號油田區的古水系進行了研究。

首先將艾協克三維工區的地震數據體沿雙峰灰岩頂面

地震反射波進行層拉平處理。再將拉平後的三維數據體載入到三維可視化軟體中，然後通過調整振幅屬性，沿拉平後的雙峰灰岩頂面向下分析，在奧陶系頂面附近，黑色振幅連接成樹枝狀，類似水系的展布（圖4）；在奧陶系頂面以下約150 m左右，觀察到一組黑色振幅連成樹枝狀，也類似水系的展布（圖5）。根據鑽井資料S64井在奧陶系風化面附近鑽遇角礫灰岩，代表著溶溝充填物沉積。S61井在奧陶系頂面以下198.4 m處放空1.29 m，鑽遇溶洞。S64井、S61井又正好處於樹枝狀黑色振幅連線附近，所以樹枝狀的振幅分布，很有可能是古水系的地震反映。

對靠近奧陶系頂部的地表水系和奧陶系內部的地下水系發育情況進行了分析，塔河3、4號油田區古水系發育具有以下特徵：

（1）本區奧陶系頂面古構造上呈現北高南低的格局，水系較發育，水由北向南流。

（2）本區主要發育4組水系。以中間的兩組水系為主。地表及地下水系均呈樹枝狀分布。除主幹河道外，還有許多分支河道。分支河道向下游逐漸匯聚。

（3）本區地表與地下水系有很強的相關性，且地表水系較地下水系發育。

（4）本區南部各水系匯聚成主幹河道，分支河道不發育，與本區中上奧陶統覆蓋地區相吻合，地表及地下水系主要發育在中上奧陶統缺失區。中、上奧陶統尖滅線附近，為海水、淡水交匯地區，是混合岩溶的有利發育區。

（5）古水系的發育與本區南北、北東、北西向三組斷裂、裂縫發育有關。

（6）對比塔河3號油田和塔河4號油田地表及地下水系；可以看出塔河4號油田區分支河道多於塔河3號油田區。

（7）從本區已完鑽井的油氣產出情況與地表、地下水系的發育狀況分析，處於多支分支河道交匯處的鑽井，如S48井有較高的油氣產能。水系不發育的地區油氣產出也較少，甚至沒有產出，如TK303井。

圖4艾協克三維工區奧陶系頂面附近（3448ms）地震切片圖（層拉平後）Fig.4Seismic slices near the top of Ordovician system in IXK 3D area(after horizon flatten）

利用地震資料進行古水系研究，為古岩溶發育研究提供了基礎數據。分析認為，分支河道交會地區是岩溶洞穴發育的有利區域，主幹河道和分支河道不發育的地區為儲層發育的不利地區。這種方法為地下河、溶洞的展布研究，塔河油區儲層地質模式的建立提供了可靠的地質依據。

3.3儲層預測的地球物理參數方法應用效果

（1）反演波阻抗的應用效果

為進一步研究艾協克三維工區奧陶系碳酸鹽岩儲層的橫向變化規律，利用該區三維地震保幅數據體和工區內已完鑽的T401、T402、TK405、TK406、S46、S47、T302、TK303、S61、S62等10口鑽井的測井資料，進行了測井約束的地震反演。

圖6為預測井 TK407井波阻抗反演剖面，鑽井揭示 TK407井的油氣層主要集中在5391.5～5478m，即風化面以下80m范圍以內（約30ms）。與波阻抗剖面上的奧陶系風化面以下33ms內的低波阻抗相對應，吻合很好。

利用上述方法對區內鑽井逐個分析，約束井的吻合率約為70％～80％，檢驗、預測井成功率為60％～76％。

（2）振幅參數應用效果

為更客觀地分析振幅屬性參數，我們選用井周圍約50m范圍內的振幅平均值，作為該井附近的振幅值。分析振幅值與相應油氣儲層的關系，確定振幅門檻值。通過分析奧陶系頂面以下20ms時窗內各參數平均值，艾協克工區振幅門檻值為2400，艾協克北工區為7000，牧場北工區為7400（振幅為相對值，量綱一）。經預測井TK407、TK408等鑽井鑽探證明該參數預測的成功率約為68％～80％。

圖5艾協克三維工區奧陶系內部（3496ms）地震切片圖（層拉平後）Fig.5Seismic slices of Ordovician system in IXK 3D area(after horizon flatten）

圖6過TK407井波阻抗反演剖面Fig.6The section of impedance inversion cross well TK407

（3）相干參數應用效果

按照與振幅參數相同的分析方法，確定奧陶系頂面以下約20ms時窗以內的門檻值為：艾協克北三維相關門檻值為9.05％（相對值），艾協克工區門檻值為33％（相對值），牧場北門檻值為95％（相對值），這些值不同是由於各工區數據沒有做歸一化處理。經T4K 07、TK408等井鑽探證實，相干參數在各工區有較高的成功率。

3.4模式識別油氣預測方法應用效果

為了能夠在有利儲集層分布區，進一步判別儲集空間內的含油氣性和間接判別充填物性質，對塔河地區碳酸鹽岩儲層進行了模式識別油氣預測，取得了一定效果。

圖7過S71井模式識別異常剖面圖Fig.7The section of pattern recognition anomalies cross well S71

在牧場北工區利用S48、T401井作為油井樣本，LN27井作為乾井樣本，進行了模式識別處理。本次模式識別所選用的時窗為36 ms，特徵參數主要選擇伯格譜、自相關、自回歸模型參數。如圖7為預測井S71井模式識別油氣預測異常剖面圖，由圖分析S71井可望鑽獲工業油氣流，後經實鑽證實預測是正確的。

3.5地球物理多參數分析技術應用

（1）直方圖分析技術應用

利用直方圖分析技術對所求取的各項沿層的地震參數，比如沿層的振幅、相干值、波阻抗、模式識別異常、頻率異常等進行量化分析。

以艾協克北奧陶系頂面以下20ms時窗內的平均波阻抗分析為例，通過平均波阻抗的直方圖分析，該區沿層平均波阻抗值主要集中在11000到14500之間（數值為相對值）。綜合分析實鑽井油氣儲層與波阻抗的之間的關系，確定門檻值為12800，將低於12800的波阻抗分布的范圍展在平面圖上，根據具體情況調整波阻抗值的選擇范圍，使預測區域中已知鑽井的吻合率達到70％以上，這時就可以對有利儲層的預測分布范圍進行外推。

（2）二維交會圖分析技術應用

利用二維交會的方式，將沿層任意兩種地球物理參數進行分析，比如對牧場北三維工區奧陶系頂面以下20 ms時窗內的平均相干值、振幅、波阻抗的等進行兩兩交會，從而分析各參數間的關系以及兩種參數與儲層的關系。選擇弱振幅、弱相乾的參數，通過RAVE的發射功能，就可以將所選中的兩種參數的有利分布范圍展到平面圖上。還可以調整兩種參數范圍，分析有利儲層的平面展布范圍。

（3）三維交會圖分析技術應用

三維交會圖是利用三種參數進行交會分析的技術，如圖8為艾協克工區奧陶系頂面以下20 ms平均相干、波阻抗、振幅的三維交會圖，圖中黑區為選擇的弱相干、弱振幅、低波阻抗的有利參數區，利用RAVE的功能就可以直接將有利參數所代表的儲層有利分布范圍展布到平面圖上（圖9）。利用這種方法可以綜合三種參數進行評價分析，確定有利儲集體的分布，減少單個參數的局限性。

圖8艾協克三維工區平均相干、振幅、波阻抗三維交會圖（O₁頂面以下20ms)Fig.8The 3D cross plot of average coherent coefficient、amplitude、impedance in IXK 3D area (20 ms under the top of O₁）

總之，上述分析方法技術為參數的量化分析和多參數綜合分析提供了可靠的技術手段。

4結論

經過幾年的實踐，逐步形成了一套適合於塔北碳酸鹽岩儲層預測的方法組合，其中主要包括測井約束地震反演、地震約束的測井反演、相干體計算、振幅提取等方法。

利用模式識別方法進行油氣預測，為在碳酸鹽岩儲層發育帶尋找油氣儲層提供了有效的輔助技術手段。利用三維地震數據體層拉平技術，進行古地貌、古水系研究，為建立塔河地區岩溶發育的地質模式奠定了基礎。

碳酸鹽岩有利儲層的地球物理特徵一般表現為：低波阻抗（低速度）、低振幅、弱相關性、較低的頻率等。因各工區地震數據不同，其門檻值也不同。應分區分別建立碳酸鹽岩儲層的地球物理模式。儲層預測不能靠單一的技術方法，每種方法都有其自身的適應性和局限性，必須堅持多參數綜合評價分析的方針。直方圖分析和交會圖分析技術為多參數分析研究提供了有效的技術手段。

圖9艾協克三維工區平均相干、振幅、波阻抗分析有利儲層分布圖（O1頂面以下20 ms) Fig.9Distribution offavorablereservoir by the analysis of average coherent coefficient、amplitude、impedance in IXK 3D area(20 ms under thetop of O1）

上述方法技術在塔河碳酸鹽岩儲層預測研究方面取得明顯效果，但還需在今後的工作中不斷總結、改進、完善、提高，為碳酸鹽岩油氣勘探發揮更大作用。

參考文獻

[1]N·P·詹姆斯、P·W·肖凱．胡文海、胡征欽等譯．古岩溶．北京：石油工業出版社，1992,23～51

The forecast methods of carbonite reservoir in Tahe region

Li ZhongjieHan GehuaHuang XubaoZhang Xuguang

(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi83001 1)

Abstract:The writer analyses the characters and difficult point of carbonatite reservoir prediction, gives a set of preliminary technology for it by using seismic data at Tahe area in Tarim basin.Actual results prove its effectiveness in the area.Technical methods inclucle:fossil landscape study、fossil hydrographic net study、amplitude obtaining、coherence calculation acoustic impedance inversion、pattern recognition、multi-parameters block diagram、2D cross plot、3D cross plot.

Key words:fossil landscape studyfossil hydrographic net studyamplitude obtainingcoherence calculationacoustic impedance inversionpattern recognitionmulti-parameters analysis

⑤ 碳酸鹽岩熱儲層測井系列

1.碳酸鹽岩裂縫型儲層測井系列

標准測井:比例尺1∶500;測試項目:2.5m梯度電阻率、0.5m電位;自然電位;

綜合測井:比例尺1∶200;測試項目:雙側向-微側向;補償聲波;自然伽馬;

其他測井:井溫、井斜、井徑測試。

碳酸鹽岩裂縫型儲層標准測井加綜合測井成果示例如圖4-16所示。

2.碳酸鹽岩熱儲地球物理特徵

碳酸鹽岩剖面的主要岩類是石灰岩、白雲岩,部分硬石膏和這些岩類的過渡岩。熱儲層主要是在巨厚石灰岩和白雲岩中的孔隙和裂縫發育帶,因此,與砂岩儲層不同的是熱儲層與上下圍岩往往具有相同的岩性。

在研究碳酸鹽岩儲層中,電法測井仍為主要方法。最有效的方法是使用具有不同測深的微側向測井、側向測井與4m或8m梯度電極系的組合以及長電位電極系。利用這些方法能分辨出0.5～1.0m的薄夾層,求出的地層電阻率精度也高。自然伽馬和孔隙率測井也非常重要,緻密的純石灰岩、白雲岩具有低自然伽馬和低孔隙度,熱儲層孔隙度增大(往往在2%～10%)。硬石膏層的典型特徵是自然伽馬為剖面最低值,電阻率為最高值,且體積密度最大,容易判斷。

溶洞型熱儲層:彈性波強烈衰減,因而在聲幅曲線上可以以極小值劃分出溶洞熱儲層。微側向測井曲線幅度值變化劇烈,用側向、聲波(ΔT)和中子-伽馬測井曲線常常不好劃分。對於溶洞-孔隙型儲層,彈性波衰減增高,高波幅度值降低,微側向曲線出現劇烈鋸齒狀。

圖4-16 某碳酸鹽岩地熱井測井成果圖

裂縫型熱儲層:彈性波顯著衰減。微側向測井曲線電阻率劇烈跳躍——從最小值到最大值,岩石具較高或高的電阻率(幾十至幾百Ω·m);自然電位幅度差很小,呈現弱的負(或正)異常;自然放射性低;中子-伽馬讀數高(達5～6條件單位);由於泥岩沿裂縫侵入很深,橫向測井曲線為兩層曲線。

實際上,碳酸鹽岩很難有單一的熱儲層,多為混合型熱儲層。主要有孔隙-裂縫型儲層、溶洞-裂縫型儲層、溶洞-裂縫-孔隙型儲層。

孔隙-裂縫型儲層常與孔隙型儲層不易區別,但由於鑽井液沿裂縫侵入很深,因此,在大多數情況下,橫向測井曲線是三層高侵曲線。

溶洞-裂縫型儲層與裂縫型儲層特徵相似。

溶洞-裂縫-孔隙型儲層比較復雜,電測井、聲波速度測井和中子-伽馬測井的綜合資料,區分其顯示與孔隙型儲層一樣,但利用衰減聲波測井資料在劃分溶洞-裂縫-孔隙型儲層與孔隙型儲層有很大的效果。

在實際判斷碳酸鹽岩熱儲層時,應首先確定低電阻率層;其次利用自然伽馬曲線的相對高值排除其中的泥質層;然後根據側向電阻率曲線的差異和孔隙率測井曲線的顯示特徵圈定出熱儲層,並進一步判斷其滲透性的好壞。

⑥ 碳酸鹽岩油氣藏測井評價

碳酸鹽岩作為油氣重要的儲集層早已由於大量的油氣產出被世人廣泛接受，但其儲層的評價技術及效果與碎屑砂岩的評價技術相比較所面臨的困難及挑戰性要大得多，其主要的原因表現在岩石具有極強的非均質性，傳統的評價方法和模型適用能力差，給出的結果不確定性程度高。隨著成像測井技術的發展，提高了碳酸鹽岩的測井評價能力，同時拓寬了評價的范圍，取得了很大進展。

9.2.1 儲層的主要特性

碳酸鹽岩地層主要的岩性是碳酸鹽岩和白雲岩，主要的沉積環境有海相沉積、陸相岩溶沉積，儲集空間主要有基質孔隙、裂縫、溶蝕孔洞、溶洞。碳酸鹽岩油氣藏由於儲層的孔隙結構和滲流特性的不同，形成不同類型的油氣層，衍生了不同的評價難度，需要採用不同應對性的分析思路和評價方法，進行儲層評價。

1)孔隙型碳酸鹽岩儲層的測井響應特徵與碎屑岩相似，基本能適用於碎屑岩的分析思路和測井評價方法，但仍要注意具有的其他特殊性，如骨架、裂縫等因素的影響。

2)裂縫與孔隙都十分發育的碳酸鹽岩儲層，雖然具有復雜的雙重孔隙空間，由於縫、孔、洞十分發育，儲層連通性好，使得碳酸鹽岩儲層固有的非均質性明顯退化，趨於各向同性。具有這種儲層特性的油氣藏，往往有比較統一的氣－水或油－水界面，如任丘、王莊油田等。這是碳酸鹽岩復雜儲層評價中比較簡單的一種類型，基本可借鑒碎屑岩的分析思路和測井評價方法。主要的特殊性表現在:油氣水層的顯示特點與孔隙度有十分密切的關系，需要作過細分析。

3)具有強烈非均質性的復雜儲集空間型碳酸鹽岩儲層，是目前評價難度最大的主要類型，也是勘探和分析的難點和重點。

9.2.2 基本思路和評價方法

(1)基本思路

重新審視碳酸鹽岩的岩石物理特性。強烈的非均質性引起復雜的導電和滲流的傳輸特性，潤濕性的差異，表現在反映儲層孔隙結構指數m、n值的變化非常大，導致描述碎屑岩導電特性的電阻率經驗公式———阿爾奇公式的不適應性，孔隙度、滲透率及其他岩石特性之間也出現更為復雜的關系。近期研究表明，碳酸鹽岩儲層的原生、次生孔隙網路、裂縫網路等都具有分形結構，它們的形狀、大小和位置，孔隙度、滲透率以及其他屬性的非均勻分布，都可以用分形幾何很好地描述，僅用少量的參數 ( 例如分數維) 便可以表徵這些貌似復雜的現象，而該分數維與阿爾奇公式的 m 值直接相關。

搞清碳酸鹽岩的岩性。在鑽井液性質合適的條件下，岩性密度測井綜合其他常規測井資料基本上可解決碳酸鹽岩岩性問題，針對岩性復雜且層薄的情況，可採用測井新技術———地層元素測井來解決岩性識別問題。

分析與描述儲層裂縫特性。裂縫發育及分布規律與地質構造密切相關，分析與描述儲層的裂縫特性及其分布格局，可有效指導油氣藏的勘探和開發方案的設計。

分析原生孔隙與次生孔隙匹配關系，特別是分析裂縫與孔隙、溶孔、溶洞的匹配關系。盡管裂縫對儲集層孔隙度的貢獻不突出，但對滲透率的貢獻是巨大的。油田勘探實踐表明，原生孔隙與次生孔隙的匹配，或者說總孔隙與裂縫、溶蝕孔隙度的相互匹配是決定裂縫性儲層儲、滲性能優劣和產能大小的主要因素。總體上說，次生孔隙 ( 裂縫和溶蝕孔隙) 的大小往往具有主導作用。

分析微孔隙、中孔隙、大孔隙的類型和分布。研究發現，孔徑小於 0. 5μm 的微孔隙中通常大部分為束縛水，小部分是油氣; 孔徑在 0. 5 ～5μm 之間的中孔隙，含有大量的油氣; 孔徑大於 5μm 的大孔隙，在許多碳酸鹽岩儲層中，對油氣產量起著很大的作用，但常常成為早期水竄的通道，使相當部分的油氣滯留在中孔隙內。同時，在研究中利用了核磁共振測井技術評價孔喉半徑。

( 2) 評價方法

1) 儲層的綜合評價。採用三孔隙度測井與核磁孔隙度測井結合，計算地層孔隙度包括總孔隙度、有效孔隙度、自由流體孔隙度和束縛水孔隙度。在劃分大、中、微三種孔隙系統的基礎上，採用核磁共振測井計算地層滲透率; 結合陣列聲波測井，進一步評價儲層的滲流特性。提高電阻率 － 孔隙度測井組合，利用雙重孔隙模型計算地層含水飽和度的可信度; 探討利用核磁共振確定的束縛水飽和度計算油氣層的油氣飽和度; 探討利用核磁共振 T₂分布譜轉換為毛管壓力曲線，確定自由水界面以上油氣層的飽和度。

2) 井旁構造分析。通過對成像測井資料的精確處理、解釋，提供各段地層的產狀、接觸關系和斷層發育情況，分析井旁構造形態。

3) 岩石結構與孔隙結構的描述: 根據成像測井、核磁共振的結合，描述碳酸儲層的岩石結構、原生與次生孔隙度的發育和匹配情況。

4) 裂縫及儲層有效性分析: 通過成像測井、偶極橫波陣列測井、核磁共振的綜合分析，分析天然裂縫 ( 開啟縫與充填縫) 、誘導縫和斷層等的發育情況，提供產狀及其縱向分布特點，通過定量計算裂縫、流體滲流等有關參數和 T2分布形態，分析裂縫的連通性和儲層的有效性，描述儲層的靜態與動態特性，劃分儲層類型。

5) 地應力分析和岩石力學參數計算: 根據成像測井、偶極橫波陣列測井和雙井徑的綜合分析，確定現今地應力方向和可能的古應力方向，估算最大、最小主應力數值; 計算岩石力學參數，分析井眼穩定性，進行壓裂高度預測進一步分析地層的非均質性。

9. 2. 3 實例分析

( 1) 測井油氣水層評價

普光氣田是中國石化近幾年成功勘探的一個特大型氣田，普光構造主要目的層段為三疊系飛仙關組及二疊系長興組海相碳酸鹽岩地層，儲層類型以孔隙型為主，裂縫次之，儲層岩性主要為白雲岩及含灰質白雲岩。從區域特徵看，飛二段至飛一段與長興組分界以上地層多發育100m左右的白雲岩或岩性較純的灰岩，儲層的孔隙以粒間溶孔、晶間、晶粒、溶孔和鮞模型孔為主，孔隙度在2%～15%，最大孔隙度可達到20%以上，平均7%左右。

圖9.2.1 普光×井測井資料顯示氣水界面的實例(據曾文沖等，2006)

實踐表明，在裂縫不發育的情況下，利用常規測井資料可有效識別儲集層流體性質(圖9.2.1)，儲集層段自然伽馬為低值，6101.8～6141.5m為氣層儲集段，深側向測量電阻率為200～20000Ω·m，雙側向電阻率明顯正差異，氣測具有異常顯示;6141.5～6205m為氣水過渡帶，深側向測量電阻率為50～1000Ω·m，深側向電阻率明顯低於其相鄰的氣層，但高於下面的水層，其間的高電阻率多是由於地層物性變差引起;6205m以下為主要產水段，深側向測量電阻率為30～130Ω·m，雙側向電阻率負差異。

(2)測井地質參數計算

在普光氣田，根據其儲層物性特徵，採用了岩性密度等能很好反映地層岩性的測井項目，首先計算地層礦物成分，然後考慮到氣對孔隙度測量的影響，建立了測井解釋模型，計算的孔隙度與岩心分析孔隙度對比，其相關系數達到0.9059，計算結果滿足了儲量申報的要求(圖9.2.2)。

圖9.2.2 測井與岩心分析孔隙度對比

對於裂縫性儲層，利用常規測井資料很難反映裂縫及次生孔隙的響應特徵，成像測井特別是微電阻率掃描成像測井在解決該類儲層的評價方面提供了有效手段。通過對成像測井資料定量處理，可得到裂縫平均寬度、裂縫長度、裂縫密度、裂縫視孔隙度等參數，為測井儲層有效評價及儲量計算提供了可靠依據。圖9.2.3是渤深6－X井裂縫參數定量分析成果圖。圖中，FVDC為裂縫密度，FVTL為裂縫長度，FVA為裂縫平均寬度，FVAH為水動力寬度，FVPA為裂縫孔隙度。

(3)井旁構造解釋

地層微電阻率掃描成像測井(FMI)可清楚地顯示井周地質特徵，幫助分析斷層、褶皺、層理、裂縫等地質現象，並能准確地確定出其位置、形態等，如斷層就能確定出斷層的斷點位置、斷距的大小及斷層的走向等。

富台油田是勝利探區「九五」以來新探明的碳酸鹽岩裂縫性油氣藏，斷裂系統復雜。在該油田的大多數井中都測了微電阻率掃描成像測井，為進行精細構造解釋提供了可靠依據。例如車古X03井，其地層產狀的傾向基本上都是北北西傾，變化不大。地層傾角模式顯示在3880～4020m之間存在一個很大的正斷裂帶，斷裂帶內小斷面很發育;在3950～3970m存在有較大的斷面(圖9.2.4)。斷裂帶的走向基本上是東西向。由斷裂帶引起小斷層、地層變形及斷裂帶附近的角礫岩等在FMI成像圖上清晰可見。再如在車古X05井，在4012m附近存在一個小的褶皺構造現象，是什麼原因造成車古X03井及車古X05井這種斷裂、變形褶皺等構造現象發生的呢?是因為該井正處在潛山中部的地塹塊上，由於該地塹塊的深度分割，加上埕南大斷層東傾和二台階斷層落差大，使得車古X0－車古X01斷塊在向東滑時失去支撐而傾倒在下降盤上，從而形成地層斷裂及褶皺等構造，甚至在局部呈現逆斷層的特點。

圖9.2.3 渤深6－X井裂縫參數定量分析

通過對FMI成像測井資料的解釋，可以確定出井點所在位置的各種地質構造現象，通過對多井構造現象的綜合研究，就可以確定出區域地質構造特徵。另外利用FMI成像資料還可以細化地震剖面的精細解釋，提高地震剖面的解釋精度，從而為油田的勘探開發提供更為可靠准確的基礎數據和資料。

此外，對於碳酸鹽岩地層，裂縫發育分布規律及有效性評價也是一個主要的研究內容。比如，通過成像圖與雙側向或方位電阻率成像測井比較，判斷裂縫的有效性。當裂縫徑向延伸大時，深淺側向電阻率讀數均降低，當裂縫徑向延伸較小時，淺側向電阻率讀數降低，深側向電阻率讀數無明顯變化。

圖9.2.4 車古X03井斷層識別成果示意圖

⑦ 碳酸鹽岩縫洞型儲層成因及識別

碳酸鹽岩縫洞型儲層中既有裂縫又有溶蝕孔洞，主要受原始岩性、構造和岩溶的綜合影響。對碳酸鹽岩縫洞型儲層的研究，主要包括以下幾個方面:①碳酸鹽岩縫洞型儲層儲集空間類型、儲層類型描述;②碳酸鹽岩縫洞型儲層沉積作用研究;③構造演化對岩溶縫洞系統的控製作用;④縫洞型儲層的識別，包括岩心、錄井及測井等;⑤縫洞型儲層的預測研究，包括利用地球物理方法和地質構造方法等;⑥縫洞型儲層的地質建模等。從微觀到宏觀對碳酸鹽岩儲集空間進行綜合研究，搞清古岩溶地貌特徵及古岩溶發育規律，對指導碳酸鹽岩油氣田的勘探開發具有重要意義。

一、縫洞型儲層特徵

縫洞型儲層的主要儲集空間，由大小不等的溶洞、裂縫和溶蝕孔隙組成，大型洞穴是最主要的儲集空間，而基質孔隙一般欠發育，裂縫起主要溝通作用。一般將溶蝕孔徑大於5～15mm者視為溶洞，而連續延伸的溶洞則稱為溶洞系統或洞穴系統(Ford，1988)。

按行業標准，縫洞型儲層儲集空間進一步可劃分為:大孔、中孔、小孔、微孔，巨洞、大洞、中洞、小洞，巨縫、大縫、中縫、小縫、微縫(表6-1)。

表6-1 碳酸鹽岩孔、洞、縫尺度級別劃分

從觀察尺度，可將碳酸鹽岩儲集空間進一步分為宏觀縫洞儲集空間類型和微觀孔縫儲集空間類型。宏觀縫洞儲集空間類型包括岩心描述統計的洞、縫及鑽井放空、井噴、井漏形成的大型溶洞，(包括測井資料解釋的大型溶洞)。如塔里木盆地輪南西LG15井鑽揭奧陶系20.5m，鑽遇溶洞發育段累計放空2.09m;LG432井距風化殼59m，井深5645～5720m處為一大型溶洞，洞內已被灰綠色泥質粉砂岩、灰質粉砂岩充填。大型溶洞縱向上一般發育在距風化殼頂面50～140m的潛流岩溶帶;橫向上一般發育在古地貌岩溶斜坡帶。微觀孔縫儲集空間類型包括鑄體薄片、電鏡掃描觀察的直徑小於2mm的孔隙和縫寬小於1mm的微裂縫。微觀孔隙包括晶間孔、晶間溶孔和粒內孔。微裂縫包括構造縫、壓溶縫和溶蝕縫等。

按儲集空間組合類型可進一步分為裂縫型、裂縫孔洞型、孔洞型及洞穴型等。裂縫型儲集層的裂縫既是儲集空間，同時也是滲濾通道，具有低孔高滲的特點。裂縫孔洞型儲層的儲集空間主要是孔洞，裂縫是主要的滲濾通道，這類儲層雖然孔隙度不太高，但滲透性能較好，儲層品質好，測試獲高產油流。孔洞型儲層的儲集空間主要是孔洞，這類儲層如果沒有裂縫溝通難以獲得產能。洞穴型儲層的儲集空間主要有未充填或半充填的大型溶洞，如表層岩溶帶的落水洞、囊狀洞、沿裂縫溶蝕的串珠狀溶洞。

二、縫洞型儲層發育主控因素

縫洞型儲層儲集空間多樣，形成主控因素復雜，總體上分為內因和外因兩大類。內因主要指岩性與物性;外因包括氣候條件、斷裂強度、古地貌、古水系、植被及暴露時間等，外因中氣候條件是主控因素(袁道先等，1987;Ford et al.，1989;James et al.，1988)。

1.岩性對縫洞型儲層發育的控製作用

有利的沉積相帶是儲層發育的基礎。岩石的可溶性取決於岩石自身的物質成分、組構和物理化學性質。總體上灰岩比白雲岩易溶;同樣是灰岩，生物礁灰岩、粒屑灰岩、泥晶灰岩更容易被溶蝕，泥質灰岩不易溶蝕。在岩石組構對其可溶性的影響方面，一是粗粒結構岩石的粒間孔隙發育、連通性好，侵蝕性水流可沿粒間空隙擴散溶濾，進而彌散到整個岩石之中，以致呈現出「空間溶蝕」特徵;二是原生孔隙發育的岩石(如礁灰岩)，其溶蝕作用也強烈。

2.岩溶作用對儲層的控製作用

岩溶(Karst)是一種成岩相(Esteban et al.，1983)，是碳酸鹽岩(包括蒸發岩)暴露於大氣水成岩環境中，由含CO₂的地表水和地下水對可溶性岩石的溶解、淋濾、侵蝕、搬運和沉積等一系列破壞和改造作用以及形成的水文、地貌現象的綜合，既包括化學過程，也包括物理過程。Wright(1982)將古岩溶定義為「被年青沉積物或沉積岩所埋藏的岩溶」，一般意義的古岩溶是指地質歷史階段的岩溶;但這個歷史階段是指新生代前，還是第四紀以前，目前還有較大爭議。

(1)古岩溶作用類型

雖然不同學者對岩溶的劃分還存在差異(Bathurst，1975;Longman，1980;Tucker，1990;Palmer，1991)，但總體上可劃分為准同生岩溶、表生岩溶和埋藏岩溶三大類(表6-2)。

表6-2 古岩溶成因類型及特徵

圖6-1 塔里木盆地塔北地區岩溶類型分布模式

表生岩溶受構造不整合面和古構造等影響較大，主要表現為垂向分帶性明顯的復雜孔洞縫網路結構，發育一些標型特徵，如鈣質殼，古土壤，鋁土礦，淡紅色方解石晶體，溶蝕溝、坑、天坑，新月形狀、懸垂和纖維狀滲濾砂或膠結物，岩溶角礫及與地下暗河有關的機械流水沉積。埋藏溶蝕主要受斷裂與深部流體控制，往往發育與中低溫熱液有關的異形鐵白雲石、螢石、閃鋅礦、磁黃鐵礦等礦物以及塌陷構造、裂隙結構、不規則的角礫(化)岩體等。根據對塔里木盆地塔北地區岩溶儲層的研究，奧陶系岩溶發育類型以層間與潛山+順層岩溶為主，可以劃分為塔河-輪南型與哈拉哈塘型兩種類型。其中，塔河-輪南型處於構造高部位，坡度大，水動力條件強，形成典型的喀斯特岩溶;哈拉哈塘型處於構造低部位，地勢平緩，水動力條件差，以層間岩溶與潛山+順層岩溶發育為主(圖6-1)。

(2)古岩溶分帶

碳酸鹽岩岩溶體系在垂向上呈現分帶特徵。從上而下依次分為表層岩溶帶、滲流岩溶帶和潛流岩溶帶。每個岩溶帶發育特徵明顯，在橫向上具有一定的發育規律，呈准層狀分布。

表層岩溶帶:一般發育在古風化殼附近及向下滲流帶上部，厚度一般小於50m。主要受地表附近大氣淡水影響，包括地表塌積、生物剝蝕和一定的沉積作用;岩溶方式以大氣淡水的地表徑流為主，岩溶產物主要為大氣淡水產生的地表徑流(CO₂含量高，溶蝕能力強)沖刷、溶蝕過程中形成的一些溶溝、溶洞、溶縫、溶蝕窪地、溶蝕漏斗及落水洞等，其充填物主要為地表殘積物和洞壁塌積物;地表沉積物多為棕色—紅色等氧化沉積，包括鋁土質和垮塌角礫等。其儲集層主要為裂縫、溶蝕孔洞構成，充填作用較小，具有大量的有效儲集空間，且由於裂縫發育，其連通性較好，是目前勘探的最有利層段。在鑽井過程中往往出現井涌、放空、井漏等現象，如輪古15井5736～5750m累計放空3段，共2.09m。

滲流岩溶帶:位於表層岩溶帶與最高潛水面之間，厚30～120m，最厚可達150m。以地表水系向下滲濾或沿早期裂縫向下滲流發生淋濾溶蝕作用為主，以垂直方向岩溶作用為主;其發育深度與岩溶作用強度、所處構造部位、潛水面高低等有關。以形成中小型或大型瓶頸狀、葫蘆狀、囊狀、串珠狀溶洞、溶蝕裂縫為特徵，洞底通常向岩溶窪地方向延伸，直至洞與洞相連，形成巨大的縫-洞儲集空間。由於形成的孔洞、溶蝕裂縫多呈垂向分布，因此該岩溶帶的充填程度相對較小，僅見溶蝕裂縫的局部方解石充填和較少部分溶蝕孔洞的砂泥岩充填。若形成的溶蝕洞穴經受不住上部及其圍岩的壓力，可形成潛山頂面的塌陷溶洞。該岩溶帶也是目前勘探的最有利層段。塔里木盆地輪古西地區已鑽揭井滲流帶發育厚度從12.3m到119m變化不等，一般在120m以內。

潛流岩溶帶:位於地下潛水面附近，厚50～80m。一般來說，具有一定開啟度的構造裂縫切割的深度，就是潛流岩溶帶發育的底部。該帶地下水十分活躍，水流多呈橫向流動，通常處於CaCO₃不飽和狀態，因而具有廣泛的溶解作用，首先將方解石、文石溶解形成溶蝕孔洞，然後逐漸擴大成中小型、大中型以至大型溶洞(暗河)。由於構造裂縫發育，岩溶水多沿構造裂縫的走向流動，使得該岩溶帶的溶蝕孔洞多相互連通，形成一個巨大的儲集體。由於水流呈橫向流動，由地表帶進來的泥沙，容易在洞穴低凹部位或水流較緩的地段形成砂泥沉積物，甚至能夠表現出較好的韻律和層理，在洞穴局部或部分洞穴會形成砂泥質的全充填和半充填。由於地下水流的不斷沖刷與溶蝕，溶蝕洞穴也會不斷擴大，在洞穴底部常會形成洞穴垮塌岩。該岩溶帶也是目前勘探的有利層段。

3.古地貌對岩溶儲層的控製作用

古地貌對岩溶儲層的發育起著重要的控製作用。岩溶古地貌可劃分為岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶窪地3種類型。岩溶高地，表層及滲流岩溶帶發育，以供水為主，岩溶發育深度大，但充填嚴重;岩溶斜坡，岩溶發育程度適中，潛流帶常發育地下暗河，存在岩溶管道，充填程度小，有利儲集空間發育，是油氣勘探的主要對象;岩溶窪地溶蝕程度高，發育潛流岩溶，但充填和塌陷嚴重，且岩溶窪地洞穴含水可能性大。岩溶區的古水系包括地表水和地下水兩大類，水系發育受斷裂和岩性影響，沿地表水系主幹流兩側常發育側向溶蝕洞穴。如塔里木盆地塔北地區奧陶系岩溶系統發育兩期古河道，第一期古河道為一間房組沉積後經短暫暴露在低窪處形成，為高彎度曲流河，上、下游高差小於15m，反映為平緩的古地貌背景;第二期古河道為奧陶系沉積期末桑塔木組經短暫暴露形成，河流具高彎度，寬深比固定，無側向遷移，上、下游高差小於6m，構造平緩(圖6-2)。

圖6-2 塔里木盆地塔北地區奧陶系古河道發育圖

4.古斷裂及裂縫對岩溶儲層的控製作用

斷裂和構造裂縫決定了原岩的滲透性及滲透方向，這樣也就控制了地表徑流與地下水流的流動軌跡及方向，由此也決定了岩溶型儲集層沿斷裂、裂縫發育帶呈層狀條帶分布的特點，往往在斷裂、裂縫密集發育區及斷裂的拐點、交點處岩溶型儲層更為發育，如塔里木盆地塔北地區哈6區塊發育3期斷裂，以共軛剪切斷裂為主，後期雁行斷裂與早期X形斷裂溝通，連通范圍擴大;高角度構造縫、斜交縫及微裂縫等十分發育;多級裂縫相互溝通，形成復雜的網狀儲層輸導系統，為岩溶的形成和改造提供了良好的通道。

5.縫洞充填作用對岩溶儲層的影響

縫洞的充填作用對於油氣的儲存空間有很大的影響。一般來說，表層岩溶帶的裂縫、孔洞比較發育，充填程度較低，橫向連通性較好，儲集性能最佳;滲流岩溶帶裂縫發育，溶蝕縫洞相對欠發育，但是這個帶作為地表水向下的長期滲流作用帶，充填程度較差，具有一定的有效儲集空間。滲流岩溶帶，地表水經滲流岩溶帶滲濾後，水流主要橫向流動，由於裂縫和泄水方向的定向作用，水流多向一定的方向流動，因而這個帶多形成近水平、橫向上連通、巨大的孔洞、洞穴，也就是地下暗河，從地表攜帶來的泥沙也容易在洞穴中沉積，形成全充填或半充填的孔洞和洞穴，儲集性能良好。

三、縫洞型儲層識別

古岩溶可從宏觀和微觀兩個方面進行識別，宏觀方麵包括露頭、鑽井及錄井、岩心、測井、地震和生產過程響應等;微觀方麵包括薄片、碳氧同位素、微量元素和流體包裹體等。

1.露頭識別古岩溶

碳酸鹽岩因遭受長期的風化剝蝕及淋濾，宏觀特徵明顯，在露頭上可表現為:長期的沉積間斷，古侵蝕面上普遍發育鋁土質泥岩、鋁土礦、黃鐵礦或褐鐵礦層等風化殘積物，存在與侵蝕面伴生的覆蓋角礫灰岩、崩塌角礫岩、填隙角礫岩、灰質粉砂岩與泥質粉砂岩等。

2.鑽井、錄井中的古岩溶標志

岩溶發育段，在鑽進中常有鑽速加快、放空、蹩跳鑽及井漏、井噴現象發生，泥漿槽面常見油花、油膜，岩屑有熒光顯示，常見油跡;岩屑砂樣中常見自形-半自形方解石晶體;氣測油氣顯示明顯，全烴、重烴、烴組分明顯提高。輪古油田和塔河油田均有多口井發生放空，如輪古102井累計放空4段，共15.64m;輪古西和輪古7井區也有多口井放空(圖6-3)。

圖6-3 鑽井過程中放空現象

3.岩心中的古岩溶標志

在岩心觀察中古岩溶系統識別標志較多，主要有:①小型溶蝕孔洞無充填物或被方解石或砂泥質充填;②小型溶蝕孔洞內壁呈紫紅色或褐黃色，多被泥質充填或半充填，孔洞通常呈瓶頸狀、葫蘆狀或串珠狀;③洞穴內存在溶洞坍塌形成的角礫岩，如崩塌角礫岩、填隙角礫岩;④洞穴內出現的具層理結構的泥、砂質沉積物，多為岩溶管道系統;⑤洞穴內充填巨晶方解石、鍾乳石等自生礦物;⑥高角度溶蝕縫被紅色、灰綠色泥質或方解石等充填。

4.測井顯示的古岩溶標志

古岩溶測井響應總體表現為三高兩低:①自然伽馬值升高;②聲波時差值升高;③中子孔隙度值升高;④電阻率值降低;⑤岩石密度值降低(張寶民等，2009)。

大型溶洞隨著泥質充填程度的增大，測井伽馬值由低到高而變化;深淺雙側向、微側向數值低，且有差異;井徑擴徑嚴重;中子、密度、聲波曲線變化大。小的溶孔、溶洞在微電阻率成像測井(EMI或FMI)圖像上表現為「豹斑」狀不規則黑色星點，大型溶洞在EMI或FMI圖像上表現為所有極板全是黑色(圖6-4)。

圖6-4 岩溶孔洞縫的FMI特徵

5.地震顯示的古岩溶

由於縫洞系統發育處對地震波的吸收衰減增大，溶洞系統一般在地震剖面上表現為「串珠狀」特徵(圖6-5)。頻率降低、振幅減弱、雜亂反射、弱反射、串珠狀反射(同相軸斷續出現或存在復合波)、低速度(降速達20%左右)等地震波譜特徵的出現，均預示著有溶洞系統發育。

6.薄片中的古岩溶標志

准同生岩溶的微觀識別標志包括:①高能粒屑灘相顆粒灰岩，原生粒間孔內只有第一期纖狀環邊方解石膠結物被溶蝕，後期粒狀方解石或粗晶方解石保存完整;②選擇性溶蝕形成粒內溶孔、鑄模孔、粒間孔和泥晶套等;③粒間溶孔被滲流粉砂充填;④發育懸垂型或新月型特徵的方解石膠結物。

埋藏岩溶的微觀識別標志主要有:①孔洞、裂縫充填的含鐵方解石、鐵白雲石及異形白雲石等被溶蝕成晶間、晶內孔洞;②沿早期縫合線擴溶，形成壓溶縫及溶蝕微孔或未被充填的裂縫;③緊密排列的中粗晶白雲石晶體間存在較大晶間孔或晶間溶孔;④有螢石、燧石等熱液礦物(王振宇等，2008)。

圖6-5 地震剖面中溶洞的串珠狀響應

7.岩石地球化學特徵

當滲流-潛流、混合水和溶洞成岩環境的碳氧同位素值不相同時，多結合微量元素和流體包裹體等碳酸鹽岩儲層地球化學方面的研究加以識別。埋藏岩溶作用形成的岩溶縫洞中充填的方解石晶體中包裹體均一化溫度都比較高，一般大於90℃。

四、我國碳酸鹽岩縫洞型岩溶儲層特徵與分布

我國油氣田縫洞型儲層具有以下特徵:①古岩溶垂向分帶明顯，表層岩溶帶、垂直滲流帶和水平潛流帶發育齊全;②儲集空間主要由岩溶作用形成的半充填或未充填殘余大型溶洞和溶蝕孔洞縫組成，優質儲層類型以裂縫-溶蝕孔洞-大型溶洞為主，為各大油氣田高產、穩產最重要的儲層和主力產層;③儲層明顯受古岩溶地貌和斷層裂縫控制，岩溶斜坡和斷裂發育區是儲層發育的最有利地區;④埋藏有機溶蝕作用形成的次生孔隙也是重要的有效孔隙，其發育與烴類形成、演化和運聚相匹配;⑤表生岩溶和埋藏有機溶蝕作用的多期次疊加、改造，是古岩溶儲層及油氣藏形成的最佳組合模式(陳學時，2004)。

1.塔里木盆地塔北地區寒武-奧陶系岩溶儲層

塔北地區屬殘余古隆起，經歷了加里東—喜馬拉雅期多期構造運動疊加改造，古生界岩溶儲層廣泛分布。在毗鄰復背斜軸部的牙哈、英買32井區，發育印支—燕山期的潛山岩溶儲層;自此向南，依次發育晚海西期、早海西期和晚加里東期潛山岩溶儲層;被上奧陶統桑塔木組砂泥岩覆蓋的古隆起圍斜部位，奧陶系碳酸鹽岩層系中發育多期順層深潛流岩溶儲層。其中，順層岩溶儲層具有溶洞規模大、充填程度低和縫洞型儲層連通性好等特點，如輪古35井，鑽井揭示溶洞高達31m，其頂部6m為空洞(圖6-6)(張寶民等，2009)。

圖6-6 塔里木盆地塔北地區岩溶儲層的類型與分布

總體上輪南、塔河油田奧陶系碳酸鹽岩3種基本類型的儲集空間以不同的組合構成了5類儲層:斷裂-溶洞型，裂縫-孔洞型，孔洞-裂縫型，裂縫-礁(灘)孔隙型，裂縫型(顧家裕，2001)。

2.塔里木盆地巴楚、塔中地區寒武-奧陶系岩溶儲層

塔里木盆地巴楚、塔中地區寒武-奧陶系也廣泛發育古岩溶儲層，共發育5期3類古岩溶儲層，包括:早加里東末期(寒武系頂)和中加里東早期(蓬萊壩組頂)、中期(鷹山組頂)層間岩溶儲層，中加里東晚期(良里塔格組)礁灘岩溶儲層，以及晚加里東期和早海西期潛山岩溶儲層。其中，3期層間岩溶儲層廣布巴楚、塔中地區，勘探面積達5×10⁴km²以上;良里塔格組礁灘岩溶儲層主要沿Ⅰ號台緣帶發育，向廣闊台內變為一般意義上的潛山岩溶儲層，因為良里塔格組與上覆的桑塔木組「黑被子」之間為假整合或微角度不整合接觸，沉積間斷時間約為2Ma;兩期潛山岩溶儲層廣泛發育在和田河氣田-麥蓋提斜坡，特別是在塔中主壘帶及其以南廣大地區。

3.鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組岩溶儲層

鄂爾多斯盆地主體面積約25×10⁴km²，中奧陶統馬家溝組的分布面積近20×10⁴km²。馬家溝組自下而上劃分為6個岩性段，頂部馬六段基本被剝缺，馬五段頂部殘缺不全。在盆地中東部，馬五段自上而下又分為馬五¹至馬五¹⁰共10個小層，馬五¹-馬五⁴的膏雲坪含石膏結核、斑點的孔洞型粉晶白雲岩構成了主要勘探目的層和靖邊氣田的儲產層。其中，尤以馬五¹最為重要，白雲岩單層厚3～5m，儲層連片穩定分布，氣層平均有效厚度為2.40m，面積達4×10⁴km²。

奧陶紀末至上石炭統本溪組沉積之前，晚加里東期-早海西期運動使鄂爾多斯盆地整體抬升，遭受了長達150Ma的風化剝蝕，從而在鄂爾多斯盆地形成廣泛分布的岩溶型儲層。在盆地主體區，岩溶帶厚約30～80m，可劃分出地表岩溶殘積帶、垂直滲流岩溶帶和水平潛流岩溶帶等。在垂直滲流岩溶帶，大氣淡水徑流沿裂縫垂直高速向下滲流溶蝕，形成以垂向形態為特徵的溶蝕孔洞，並多被泥質、粉砂質、淡水方解石及黃鐵礦等充填-半充填，形成以裂縫型和孔洞-裂縫型為主的儲層段。水平潛流岩溶帶因岩溶水受壓力梯度控制並沿水平方向流動而形成層流，在潛水面附近，不飽和的地下岩溶水流動交替活躍，水平狀岩溶發育。同時，還由於硬石膏(結核)及鹽類等易溶礦物的強烈溶蝕，形成富含SO^2-₄的地下水，更加強了對碳酸鹽岩的岩溶作用，形成以裂縫-溶蝕孔洞為主的儲集體，洞縫相連的儲滲體系構成馬五¹的最重要天然氣儲層段。

4.四川盆地威遠氣田震旦系岩溶儲層

據威遠氣田61口氣井統計，古岩溶儲層主要分布於震旦系頂部侵蝕面以下12～23m和43～80m的兩個層段。震旦系燈影組白雲岩古岩溶屬多期岩溶作用疊加改造的產物。古岩溶垂向分帶明顯，風化殘積帶和滲流-潛流岩溶帶發育齊全。其中，殘積帶由風化殘積角礫岩和鐵、鋁質泥岩組成，厚約3～3.5m;滲流岩溶帶主要發育以直立及高角度分布的裂縫、溶縫、岩溶漏管、串珠狀溶蝕孔洞、落水洞等組成的洞縫，且大多被泥質、滲流粉砂、粒狀白雲石、岩溶角礫等充填-半充填，屬孔洞-裂縫型或裂縫型儲層;潛流岩溶帶以近水平方向為主的多套溶蝕孔洞層和洞穴層為特徵，發育裂縫-洞穴型、裂縫-孔洞型、孔洞-裂縫型及裂縫型等多種儲層類型。

⑧ 測井資料解釋方法與技術

測井資料解釋可分為定量、半定量和定性三種類型。前者主要由計算機來實現，而後者則主要通過人工分析來完成，兩者起著相互補充、相互印證的作用。應當承認，先進的計算機解釋技術是實現各種復雜地質分析和數值運算的有力手段，也需要指出，單純的計算機數據處理，並不能完全解決測井解釋面臨的各種問題。這是因為測井所要解決的地質、工程問題，一般不能僅用單純的地質-數學模型及相應的解釋方程所描述。它既有數值運算，也包含著由多種經驗法則組成的非數值運算。大量事實也證明，使用常規的計算機處理方式，只能為測井解釋提供分析問題的手段，而不能最終提供綜合解題的能力和自動決策的最佳答案。因此，在測井解釋中，充分利用各種有用信息（包括地質、錄井、測試和岩心分析資料），認真分析各種可能的情況，藉助專家的知識和經驗，對提高測井解釋的地質效果是十分必要的。下面我們通過對一些地質問題的解決的闡述，說明測井解釋的一般方法。

15.6.1 劃分鑽井地質剖面和識別儲集層

測井資料是劃分鑽井地質剖面的可靠手段，它不僅可以准確確定不同性質岩層的頂底界面，而且可以判別岩性，確定儲集層及其儲集特性。下面討論兩種主要岩層剖面。

15.6.1.1 碎屑岩剖面

碎屑岩剖面的主要岩類是砂岩（各種粒級）、泥岩和它們的過渡岩類，有時也有礫岩及砂岩與礫岩的過渡岩類。利用目前常規的測井方法，可以較好地解決劃分其岩性剖面和確定儲集層問題。其中較有效的方法是自然電位、自然伽馬和微電極測井，其他測井方法如電阻率和聲波等也有重要的輔助作用。

通常，泥岩層都具有正的自然電位和較高的自然伽馬讀數，微電極系曲線讀數最低且無幅度差。砂岩層的顯示特徵正好與此相反。砂岩岩性純、孔滲性好，有較明顯的自然電位負異常，自然伽馬低讀數以及微電極系曲線的正幅度差等特徵，且井徑曲線常表現為實測井徑值小於鑽頭直徑。據此，也不難將剖面上的砂岩儲集層劃分出來，並可進一步根據這些曲線特徵的明顯程度判斷其滲透性的好壞。

剖面上的非滲透性緻密岩層，如緻密砂岩、礫岩等，其自然電位和自然伽馬曲線特徵與一般砂岩基本相同，但它們有明顯高的電阻率值和低的聲波時差讀數，容易根據微電極系或球形聚焦曲線，再配合徑向電阻率曲線和聲波時差曲線將它們劃分出來。

利用滲透性地層與非滲透性泥頁岩和緻密層之間的電性差異，可以劃分出儲層中的非滲透夾層，進而確定儲層的有效厚度。岩層界面的劃分，通常是用直觀性較好的自然電位或自然伽瑪曲線和分層能力較強的微電阻率曲線，同時參考徑向電阻率曲線和孔隙度測井曲線來實現。如圖15-11是碎屑岩剖面上主要岩性在常規測井曲線上的顯示特徵和用這些曲線劃分岩層剖面及確定儲集層的實例。

在實際工作中，我們也可能遇到與所述規律不相符合的一些特殊情況，如含放射性礦物的高伽馬儲層，含高礦化度地層水的低電阻率儲層，以及由於泥漿濾液礦化度大於地層水礦化度而使儲層的自然電位曲線表現為正異常等等，對此需根據有關資料做出具體分析。

15.6.1.2 碳酸鹽岩剖面

碳酸鹽岩剖面的主要岩類是石灰岩、白雲岩，也有泥岩、部分硬石膏以及這些岩類的過渡岩。儲集層主要是在緻密、巨厚石灰岩或白雲岩中的孔（洞）隙和裂縫發育帶，因此與砂岩儲集層不同之處是，它與周圍圍岩具有相同的岩性。

劃分碳酸鹽岩剖面的岩性可用常規的自然伽馬、徑向電阻率和孔隙度測井（聲波、密度和中子）曲線。通常，泥岩層具有高伽馬、低電阻率和高時差、低密度及高中子孔隙度等特徵；緻密的純石灰岩、純白雲岩，具有低的自然伽馬和電阻率值高達數千甚至上萬歐姆·米的特徵，且在孔隙度測井曲線上有較典型的特徵值。如石灰岩：Δt=47.5μs/ft（1 ft=0.3048 m），ρ_b=2.71g/cm³，Φ_N=0；白雲岩：Δt=43.5μs/ft，ρ_b=2.87g/cm³，Φ_N=0.04；硬石膏的典型特徵是，自然伽馬為剖面最低值，電阻率為最高值，且體積密度最大（ρ_b=2.98g/cm³），很容易加以識別。

碳酸鹽岩剖面上的儲集層，由於其孔隙或裂縫發育，泥漿濾液的侵入造成電阻率明顯降低（低於圍岩），成為區分碳酸鹽岩儲層與非儲層的一個重要標志。電阻率降低的數值與裂縫的發育程度有關。通常可低達數百歐姆·米甚至數十歐姆·米。在孔隙度測井曲線上，儲集層的顯示特徵也較明顯，即相對於緻密層有較高的時差值，較低密度值和較大的中子孔隙度讀數。特別是當裂縫較發育時，聲波曲線還常顯示出較明顯的周波跳躍特徵。

在實際劃分碳酸鹽岩剖面上的儲集層時，應首先尋找低電阻率地層；其次，利用自然伽馬曲線的相對高值排除其中的泥質層。然後，根據徑向電阻率曲線的差異和孔隙度測井曲線的顯示特徵圈定出儲集層，並進一步判斷其滲透性的好壞。如圖15-12是碳酸鹽岩剖面上主要岩性及儲層的測井響應特徵實例。

15.6.2 確定儲集層參數

在前述的測井分析程序中，我們已經介紹了幾種主要儲集層參數（孔隙度、飽和度和滲透率等）的常規確定方法，這里僅就程序中未能涉及到的一些問題作進一步補充。

圖15-11 碎屑岩剖面主要岩性及儲層的測井響應特徵實例

圖15-12 碳酸鹽岩剖面主要岩性及儲層的測井響應特徵實例

15.6.2.1 確定孔隙度

在用孔隙度測井資料確定儲層孔隙度時，對於高、中、低孔隙度的地層剖面，使用三孔隙度系列，一般都有較強的求解能力。也廣泛使用單一的聲波測井方法計算孔隙度，因為它的探測深度較深，對井眼條件的敏感性較低，且受岩石中可能存在的重礦物的影響較小。若再用岩心分析數據對聲波測井資料求得的孔隙度作進一步刻度，一般都能滿足儲層評價中定量計算孔隙度的要求。

也需要指出，岩石的聲波速度不是僅與孔隙度有關，它還受岩性、壓實程度、膠結程度、孔隙結構，以及孔隙流體性質等諸多因素的制約。因此，線性形式的威利時間平均公式常常不足以表達這種復雜的關系。1986年，法國道塔爾石油公司通過聲波時差與孔隙度之間關系的研究，提出了「聲波地層因素」概念，其表示式為

勘查技術工程學

或

勘查技術工程學

式中：F_ac為聲波地層因素；x為岩性指數，與岩性和孔隙結構有關。對於砂岩、石灰岩和白雲岩，x的經驗值分別為1.6，1.76和2.00。

由於式（15.6-1）與電阻率地層因素-孔隙度關系式十分相似，故有「聲波地層因素公式」之稱。將其表示成孔隙度的計算形式為

勘查技術工程學

在給出岩石的岩性指數和骨架聲波時差之後，可由該式計算孔隙度。它的特點是不需要作聲波壓實校正，也不需要流體聲波時差，因而避免了這兩個參數引起的誤差。該式不適用於天然氣層。

對於天然氣儲層，特別是疏鬆的高孔隙砂岩含氣層，當聲波曲線出現周波跳躍時，將無法用聲波曲線計算可靠的孔隙度值。此時可用中子、密度測井由下式近似估算氣層孔隙度

勘查技術工程學

式中：φ_N、φ_D分別是中子、密度測井計算的孔隙度值（%）。

對於裂縫性儲層，提出了一種利用電阻率測井資料計算裂縫孔隙度的方法。由於這類儲層的總孔隙度由岩塊孔隙度φ_b和裂縫孔隙度φ_f兩部分構成，假定岩層淺部裂縫中有泥漿侵入而岩塊孔隙及岩層深處的裂縫中無泥漿侵入，則根據並聯電路原理和阿爾奇方程可導出計算裂縫孔隙度的方程為

勘查技術工程學

式中：R_m為泥漿電阻率；m_f為裂縫的孔隙度指數，通常為1～1.3。

15.6.2.2 確定飽和度

目前，在常規測井解釋中主要是利用電阻率測井資料，由阿爾奇方程計算油氣儲層的含水飽和度。盡管阿爾奇方程在應用中也暴露出了許多問題，但它仍是目前指導油氣層測井解釋的理論基礎。實踐表明，用好阿爾奇方程的關鍵，是根據岩石類型和岩石結構正確確定方程中的經驗系數a、m、n和b，或根據對具體儲層的研究，提出一些針對性強和更加適用的派生公式。下面列舉幾種評價泥質砂岩和碳酸鹽岩油氣層的幾種派生飽和度公式。

（1）分散泥質砂岩油氣層飽和度方程

勘查技術工程學

式中：q為分散泥質含量，它是分散泥質體積占岩石總孔隙體積之比，即q=V_SH／V_φ，

勘查技術工程學

（2）層狀泥質砂岩油氣層飽和度方程

勘查技術工程學

式中：V_SH為層狀泥質砂岩的泥質含量；φ為層狀泥質砂岩的有效孔隙度，它與純砂岩部分的有效孔隙度φ_SD之間的關系為φ=φ_SD（1-V_SH）。

（3）混合泥質砂岩油氣層飽和度方程

勘查技術工程學

（4）裂縫性碳酸鹽岩油氣層飽和度方程

岩塊含水飽和度由下式計算

勘查技術工程學

式中：R_tb為岩塊電阻率；m_b和n_b分別是岩塊孔隙度指數和飽和度指數；R_tb為岩塊真電阻率，可由下式確定

勘查技術工程學

m_f為裂縫的孔隙度指數。

裂縫含水飽和度目前還很難根據測井資料直接確定，它與裂縫壁的束縛水厚度h_bW成正比，而與裂縫寬度b成反比。通常認為，只要裂縫寬度大於10μm，裂縫含水飽和度將小於5%。因此，一般情況下，裂縫性油氣層的裂縫含油氣飽和度特別高。

裂縫性油氣層的總含水飽和度S_Wt等於裂縫含水飽和度與岩塊含水飽和度的算術加權和。若用V_f表示裂縫孔隙度占岩石總孔隙度的是百分數（稱為裂縫分布指數），則

勘查技術工程學

另外，也可用電阻率測井資料計算，即

勘查技術工程學

式中m和n為總孔隙度指數和總含水飽和度指數，R_TC為裂隙性地層的真電阻率。

15.6.2.3 確定滲透率

確定儲集岩石的滲透率是測井解釋的一個難題，主要原因是影響岩石滲透率的因素較多，隨機性較強，加之目前還缺乏能直接反映岩石滲透率的測井手段。因而，現有的方法基本上都是通過統計分析建立由測井計算的孔隙度、束縛水飽和度與岩心分析滲透率之間的經驗關系式。局限性較大，很難達到地質分析所要求的精度。

應用核磁共振測井資料計算儲層滲透率是目前較有效的方法。岩心實驗分析得出的計算滲透率的兩個主要經驗公式是

SDR方程

勘查技術工程學

Timur方程

勘查技術工程學

式中：φ_NMR為核磁測井求得的孔隙度；φ_F和φ_B分別是自由流體和束縛水孔隙度；T_2log為T₂的對數平均，C、a₁、a₂、b₁和b₂為經驗系數。對於砂岩地層，通常取a₁=4，a₂=2，b₁=1，b₂=2。系數C₁和C₂對於不同地區或層段可能不一樣，可通過實驗分析確定。一般情況下（砂岩），C₁=4，C₂=10。

⑨ 勘探實踐與認識

塔河油田勘探的不斷發展依賴於正確的理論指導。勘探對象的變化，迫切需要新的理論。在塔河油田長期的攻關研究、勘探實踐與油氣發現過程中，解剖了碳酸鹽岩大型古隆起岩溶縫洞型油藏成藏機理，逐步建立起塔里木盆地海相碳酸鹽岩成油理論。同時，也形成了一套適合於塔河油田勘探的方法技術系列，取得了很好的應用效果和顯著的經濟效益。

4.3.3.1 提出「逼近主力烴源岩，立足大型古隆起、古斜坡尋找大型油氣田」的勘探思路，發現了塔河油田，創立了具有中國特色的海相碳酸鹽岩成油理論

1996年前阿克庫勒凸起鑽了多口工業油氣流井，有些為高產工業油氣流，但試采不能穩產；塔河油田范圍內也鑽了多口井均見油氣顯示，測試沒有獲得油氣流。對油藏類型、規模以及能否形成大油氣田認識不足；缺乏儲層預測、改造技術、側鑽井等技術，制約了發現。

在長期的勘探實踐中，認識到克拉通盆地古生界具有巨大的油氣潛力，是培育大型油氣田的目標區，逐步提出並堅持了「逼近主力烴源岩，以大型古隆起、古斜坡、古潛山為勘探目標，靠近大型斷裂、大型不整合面尋找大型油氣田」的勘探思路。並且認識到尋找塔里木克拉通盆地大型油氣田的主要目標是下古生界碳酸鹽岩。

反復實踐中總結出來的理論與思路，指導了塔河油田的發現。

4.3.3.2 進一步提出了碳酸鹽岩岩溶縫洞型油藏成藏理論，指導了勘探部署，帶來了塔河油田儲量快速增長

（1）岩溶縫洞型油氣藏特徵和海西期岩溶發育主控因素與儲層發育規律認識的深入指導了勘探部署，提高了勘探井的成功率，帶來了儲量快速增長

在塔河油田的勘探實踐過程中，逐步加深了對油藏特徵及其主控因素的認識，進一步認識到塔河地區奧陶系大型岩溶縫洞型圈閉疊合連片含油、不均勻富集的特點，認識到岩溶作用形成的岩溶縫洞儲層是控制油氣富集的主要因素，同時認識到海西早期是塔河油田主體最主要的岩溶期次。

在對海西早期岩溶的主控因素與儲層發育規律認識基礎上，指出阿克庫勒凸起軸部裂縫發育，是海西早期岩溶縫洞型儲層發育的有利地區；同時，岩溶地貌也是控制岩溶發育的重要因素，岩溶斜坡是岩溶縫洞型儲層發育的有利地區。因此，阿克庫勒凸起軸部與岩溶斜坡的疊合部位是岩溶縫洞型儲層發育最有利的地區。隨著認識的提高，及時調整勘探部署，加大了該區的勘探部署力度，提高了勘探井的成功率，探井成功率達到75%，並帶來了儲量快速增長。相繼提交7、2、8區探明儲量18268×10⁴t油當量。基本探明塔河大油田的主體部分。這一階段是塔河油田儲量快速增長的時期，同時也帶動了塔里木盆地原油產量的快速增長。

（2）加里東中期岩溶的發現，進一步開拓了勘探范圍

通過「十五」前期的勘探和研究，加里東期古構造、古岩溶研究取得重大進展，為塔河油田南擴提供了科學依據，加快了向外圍甩開部署的步伐。塔河油田南部在中奧陶統一間房組與上奧陶統恰爾巴克組之間，以及上奧陶統內部（良里塔格組與桑塔木組間）存在間斷，即加里東中期至少存在兩幕岩溶作用（第一幕和第二幕）（圖4-14）。同時對加里東中期岩溶作用所形成的有利儲層分布區主要有兩類。①阿克庫勒凸起的軸部，凸起軸部裂縫發育，因而加里東中期岩溶也發育。所以阿克庫勒凸起的軸部的西南傾沒端是岩溶儲層發育的有利部位；②沿加里東中期所形成的斷裂發育有利儲層，如S112、S106井在加里東中期斷裂附近，鑽獲高產油氣流。在此認識基礎上，加快了對該領域的勘探步伐，S96、S106、S112、S117等一大批井獲得油氣突破，相繼提交探明儲量31409×10⁴t油當量。

加里東中期岩溶對上奧陶統覆蓋區中下奧陶統及上奧陶統良里塔格組碳酸鹽岩的油氣勘探具有重要意義，對該區奧陶系碳酸鹽岩縫洞系統的形成具有重要作用，為塔河油田向南擴大提供了科學依據，使塔河油田的勘探面積向南（含南東和南西）擴大了3700km²，從而擴大了該區的油氣前景。

（3）深化了塔河油田成藏特徵認識，奧陶系油藏西擴獲得重大突破，發現了艾丁油區

在對塔河奧陶系油藏多期成藏與改造認識指導下，提出艾丁地區岩溶縫洞型儲層受控於早期斷

圖4-14 塔河奧陶系岩溶儲層縱向分布模式及岩溶發育范圍示意圖

裂和加里東中期岩溶作用，呈條帶狀發育。海西早期油氣成藏，海西早、晚期構造運動時期，該地區處於岩溶低部位，受該期岩溶作用影響較小，古油藏遭受破壞作用較弱，保留重質油藏。在此認識指導下，部署的一批鑽井獲得突破，AD4、AD5、AD7等井在塔河奧陶系一間房組獲得高產工業油氣流，如AD4井20mm油嘴，日產油1024t，氣4868m³。截至2006年8月6日，已累計產油47827.8t，產氣140×10⁴m³。該區2007年預計提交石油探明儲量7200×10⁴t，近兩年有望提交探明石油儲量超過2×10⁸t，為千萬噸油田建設奠定了堅實的資源基礎。

4.3.3.3 堅持立體勘探思路，指導了碎屑岩領域的勘探，實現了新地區、新領域的突破

復式油氣藏是指一個具有不同含油層系、不同油氣藏類型、不同成因組成的含油氣區。由於油源充沛，構造變動頻繁，油氣運移十分活躍，多類型油氣圈閉和多油氣層相互交錯疊置，在地下有機的排列組合，有規律的分布。多期構造運動、多期油氣成藏決定復式油氣藏是塔里木盆地的重要特徵，並是其增儲上產的重要領域。塔河油田緊鄰阿—滿生油坳陷，是一個由奧陶系岩溶縫洞油藏、古生界碎屑岩油藏與中新生界碎屑岩油藏組成的多層系、多領域含油的典型復式油氣藏。

通過對碎屑岩領域成藏地質條件及成藏規律的深入認識，提出喜馬拉雅期構造反轉控制著油氣的調整運移二次成藏，塔河油田南部處於相對高部位，是油氣調整運移聚集的指向區，所以是上古生界和中生界碎屑岩的油氣富集有利區。在此認識基礎上進行了部署調整，加大了對該領域的勘探力度，最終實現了油氣突破。

在整個塔河區域整體背景上，針對三疊系、白堊系和第三系開展成藏規律與主控因素研究，指出各領域的有利油氣聚集區，為進一步甩開勘探提供指導。三疊系油氣分布東比西好，南比北好。成藏時間為中新世-上新世。三疊系油氣富集明顯受控於現今三疊系整體東南高、西北低的構造格局。三疊系油氣成藏受控於連通下伏油藏與三疊系儲層的斷裂的形成期和三疊系的構造面貌。指出石炭系鹽邊、鹽上地區是三疊系勘探的有利地區。

截至2006年底，三疊繫纍計探明儲量5178.85×10⁴t油當量（石油3308.55×10⁴t、氣187.03×10⁸m³）；油氣勘探成果取得了豐碩的成果。

4.3.3.4 工程、工藝技術的發展支撐了塔河油田的快速發展

油氣勘探是一個需要多兵種、多學科聯合作戰的行業。塔河地區1995年以前就已經在奧陶系碳酸鹽岩發現油氣，並且獲不穩定的油氣流，但由於勘探技術與勘探對象不適應，未形成規模，亦未進行全面評價、開發。隨著「八五」、「九五」以來，塔里木盆地油氣勘探科技攻關的加強，勘探評價預測技術的綜合配套和集成，強化和提升了復雜目標的勘探本領，從而在取得重大油氣突破的同時，也形成了一套適合於塔河油田勘探的方法技術系列，取得了很好的應用效果和顯著的經濟效益。主要表現在以下幾個方面。

（1）碳酸鹽岩儲層測井定量解釋技術

塔河油田奧陶系碳酸鹽岩儲層大多以裂縫、溶洞型儲集空間為主，在縱向及橫向上的非均質性極強，測井儲層識別與評價十分困難。針對這一世界性難題，通過「十五」期間的勘探開發實踐與科研攻關，開發出一套包括成像測井技術、長源距聲波全波測井技術、綜合裂縫概率模型技術、雙側向電阻率及差異識別裂縫、雙井徑與鑽頭直徑差值識別裂縫、聲波、密度測井識別裂縫、自然伽馬能譜測井識別裂縫、常規測井資料識別溶洞、全波、偶極聲波識別縫、洞發育段等技術方法系列。通過岩心-成像測井-常規測井的標定，定量解釋儲層，有效地解決了碳酸鹽岩縫洞型儲層測井識別與評價難題，在勘探、開發井的完井選層、儲量計算與油藏開發進行了廣泛的應用，取得良好的效果。

（2）地震岩溶縫洞儲層預測技術

塔河油田奧陶系碳酸鹽岩儲層大都位於5300m以下，埋藏深，裂縫、溶洞型儲集空間在縱向及橫向上的非均質性極強，儲層預測與識別評價十分困難。面對這樣一項世界級難題，通過幾年的勘探開發實踐和攻關研究，建立了一套適合塔河油田碳酸鹽岩儲層的預測評價方法技術系列，主要包括以三維地震聯片處理技術、地震屬性提取、振幅變化率、相干體計算、三維可視化、地震測井聯合反演、波形分析、地震反射特徵研究、利用相干體、斷裂解釋技術、模型正演技術、多尺度邊緣檢測技術、分頻處理技術等。解決了塔河油田碳酸鹽岩岩溶縫洞型儲集體預測與識別評價難題，建立了岩溶縫洞儲層的地震響應特徵，並在塔河油田勘探開發中進行了廣泛的應用，提高了儲層預測精度，為鑽井部署、儲量計算和油田開發提供了依據，為歷年來儲量任務的完成奠定了基礎。經實鑽驗證儲層預測的吻合率高達90%以上，開發鑽井建產率達到80%。

（3）酸化壓裂儲層改造技術

塔河油田奧陶系碳酸鹽岩油藏儲集空間以溶蝕孔洞、裂縫為主，儲層非均質性強，連通性差、孔喉配合度低，這些都直接影響其原始滲流能力，完井後大多無自噴能力。顯然，對這類連通性較差的碳酸鹽岩儲層，必須進行酸壓改造，以形成一定豐度的具有一定導流能力的酸蝕裂縫，溝通油氣滲流通道，使油井正常自噴生產。

通過技術攻關與實踐，形成了由前期清除技術、前置酸壓技術、交替注入技術、快速助排技術、高排量施工、壓前壓後油井管理及酸壓效果評估等技術組成的一套成熟的前置液酸壓工藝。經推廣應用，極大地改善了儲層的滲流能力，大幅度提高了油氣產量，打破了制約油氣田評價和產能建設的瓶頸，取得了突出的經濟效益。

經過幾年的發展與完善，形成了以CX-206、xR-140、BD1-6B、DG-130等體系為主的膠凝酸系列及表面活性劑緩速酸和乳化酸多種酸液體系，使塔河油田酸壓工藝和膠凝劑產品達到了國際領先水平。2004年為了降低膠凝酸中聚合物含量，減少儲層傷害，研究開發了低傷害膠凝酸體系，使得聚合物加量減少到0.6%。同時針對目前很多儲層異常高溫高壓的特點，開發了溫控變黏酸體系，並在S110、S113、S119、TK209CH、T758成功應用，取得了較好的工藝效果，酸壓井均取得了良好的儲層流體評價。

針對目前儲層埋藏更深、溫度更高特點，在進一步提高目前已發展應用成熟的壓裂液體系性能基礎上，我們優選了性能更為優良的有機鋯交聯劑。使0.6%GRJ-11與有機鋯交聯劑OBZ（OBZ-A∶OBZ-B=10∶1）形成的凍膠在剪切初期具有300mPa·s以上的表觀黏度，120min時黏度達到134mPa·s。

（4）超深層復雜地層鑽井技術

「十五」期間，隨著塔河地區勘探進一步向外圍擴展，天山南地區開始探索前陸盆地領域，勘探井目的層深度均＞6000m，同時，還需解決過石炭系鹽層鑽井、復雜構造地層鑽井等世界性難題。通過近幾年的實踐和攻關研究，建立了一套包括穿鹽鑽井技術、欠平衡鑽井技術、特超深井鑽井技術等超深層鑽井工藝技術系列，取得了明顯的效果。

（5）短半徑側鑽技術

前已述及，塔河地區奧陶系碳酸鹽岩儲層非均一性強。一口鑽井未獲工業油氣流，不能表明該地區儲層不發育，沒有油氣藏，往往在其周圍就有儲層發育的部位。地球物理儲層預測技術可在該井周圍確定儲層發育部位，利用短半徑側鑽技術在該井進行側鑽，往往可取得良好的效果。利用這項技術「解放」了一批未獲工業油氣流的鑽井，表明塔河油田整體含油、不均勻富集的特徵，為儲量提交和產能建設奠定基礎。

通過以上關鍵技術的配套應用，為塔河油田的成功實現評價、探明與滾動勘探開發提供了堅實的技術支撐。

（6）碎屑岩隱蔽圈閉識別與評價技術

「十五」以來，針對塔河地區中生界碎屑岩低幅度、岩性及復合型隱蔽圈閉落實難度大，逐漸摸索出了以地震資料精細標定解釋、速度研究、地震振幅屬性提取分析等技術為核心的隱蔽圈閉識別與評價技術，加大了科技攻關和綜合研究力度，相繼發現了一批岩性傾尖滅型非背斜圈閉（如THN1井、YT1井）和受岩性上傾尖滅+斷裂控制的非背斜圈閉（如AT2井）並部署鑽井，相繼測試獲工業油流，開拓了塔河南三疊系辮狀三角洲河道、河口壩油氣勘探的新領域。非背斜領域的突破，發現了新的圈閉類型，開拓了新的勘探領域，進一步說明塔河油田碎屑岩勘探領域具有較好的勘探前景，同時開發了一套「以振幅找油」為核心的成熟的碎屑岩隱蔽圈閉落實與評價技術，為碎屑岩領域油氣勘探奠定了堅實的物質和技術基礎。

⑩ 碳酸鹽岩儲層特徵與有效儲層的預測

碳酸鹽岩儲層是海相層序中最常見的一類儲層，也是海相層序在石油地質條件上有別於陸相層序的一個重要方面。海相碳酸鹽岩作為儲層的最大特點是儲集物性的非均質性強。由這類儲層產生的圈閉和形成的相關油氣藏有較大的隱蔽性，對其分布的預測難度較大。最近10年來，隨著在鄂爾多斯盆地中部發現靖邊古生界大氣田，在塔里木盆地發現塔河、塔中與和田河奧陶系大中型油田和氣田，在四川盆地石炭系、二疊系與三疊系發現相國寺、傅家廟、渡口河、陽高寺與磨溪等一系列碳酸鹽岩氣田，使對碳酸鹽岩儲層特徵的認識與有效儲層的預測技術有了很大進展。

（一）碳酸鹽岩儲層發育特徵與分布規律

碳酸鹽岩儲層在我國海相層序中分布的時代從前寒武繫到中新生界共10個系21個地層組（表1-1），時代跨度很大。碳酸鹽岩作為儲層，一類是原生的，包括顆粒碳酸鹽岩

表1-1 中國海相碳酸鹽岩油氣層分布表

圖1-13 輪南地區奧陶系風化殼油氣藏模式示意圖

（3）碳酸鹽岩儲層識別與評價的測井技術

主要包括聲波電視成像測井技術和長源距聲波全波測井技術等。

a.聲波電視成像測井技術：通過對塔河油田聲波電視測井數據處理，將聲波電視幅度圖像和傳播時間圖並排顯示，可進行與井眼相交的傾斜裂縫、張開裂縫、閉合裂縫對比分析，根據從聲波電視圖像上提取的各井裂縫傾向、傾角信息，作出各井奧陶系井段的裂縫產狀施密特圖，較客觀地描述裂縫-孔洞型儲層特徵。

b.長源距聲波全波測井技術：運用長源距聲波全波測井測得的一段數據，編輯「裂縫指示」曲線，建立塔河油田綜合裂縫概率模型。

3）碳酸鹽岩儲層油氣判別技術

對塔河油田碳酸鹽岩儲層的含油氣性，主要利用模式識別、穩健烴類檢測系統、多參數聚類分析技術進行了研究探索。

（1）模式識別預測含油氣性：利用模式識別處理技術進行碳酸鹽岩儲層含油氣性預測，預測成功率為60%左右。本模式識別方法只是二維油氣預測，預測精度受到一定限制。

（2）穩健烴類檢測系統應用：通過對已知鑽井的分析和預測井的驗證，「穩健烴類檢測系統」反映下奧陶統碳酸鹽岩儲層含油性最敏感的特徵參數 F w，其響應特徵為：對於高產油井，Fw存在良好的低異常；對於乾井，Fw 為高值；對於低產井或中等偏低產量的井，Fw存在不顯著的低異常。

（3）多參數聚類分析技術：利用二維交會的方式，將沿層任意兩種地球物理參數進行分析，如平均相干、振幅的二維交會圖，或利用三種參數進行交會分析，如平均相干、波阻抗、振幅的三維交會圖，進行含油氣性預測，也取得了較好效果。

（4）碳酸鹽岩儲層含油氣性綜合預測：充分利用模式識別、烴類檢測的二維預測結果，綜合利用振幅、振幅變化率、相干、波阻抗、層速度等多種參數平面分布特徵與油氣的對應關系，結合已完鑽井油氣成果與古地貌、古水系的對比研究成果，綜合判識儲層含油性，效果更加明顯。

（5）碳酸鹽岩儲層識別技術：這一預測技術經過在塔河油田的探索性研究、應用，已初見成效。主要是多方位地震資料各向異性處理技術、構造應力場分析技術和頻率差異分析溶蝕識別技術。

通過這一技術的探索應用和上述各種地球物理參數的分析評價，綜合鑽井、岩心等資料，可預測碳酸鹽岩裂縫及溶洞型儲層的有利發育區帶，進而對儲層的區域分布進行綜合評價預測。

4）非地震技術

在判別塔里木盆地「丘狀異常體」地質屬性為「火成岩」、「礁丘異常體」、「局部發育的砂體」中，採用了高精度航磁資料進行正演計算及數據處理，排除了其為火成岩體的可能性。再結合速度分析，認為這些異常體為礁丘的反映。

除此之外，高精度重力勘探、重力測井技術、遙感技術在碳酸鹽岩儲層及儲集體預測中亦具有一定的應用價值。

上述分析表明，碳酸鹽岩儲層具有顯著的非均質性和隱蔽性，預測難度較大。其分布受原始沉積相帶及成岩後生作用控制。原生性的儲層受沉積相帶的控制較明顯，通過沉積相研究並結合地震預測可以較好地圈定其分布范圍。而在海相碳酸鹽岩儲層中佔主導地位的，主要是由成岩和後生作用形成的儲層，預測難度就很大。對其分布范圍的客觀預測除要尋找有利於後期儲層發育的高能沉積相帶外，還要找尋溶解作用、斷裂作用和白雲岩化作用的有利區帶，由於這些作用時空上的不均一性，因而要完全掌握它的規律難度很大，甚至在有些情況下還不可能。這就只能依靠綜合研究的不斷深化和新技術的應用，逐步去逼近客觀實際。碳酸鹽岩儲層的預測技術正在不斷發展中。通過地震反射特徵、地震屬性分析、測井信息評價、測井-地震聯合反演以及非地震技術，預測有利儲層的分布。但應該承認，目前技術還只能對碳酸鹽岩非均質儲層的分布給出輪廓性的預測，要描述儲層發育的細節，一方面要提高預測的精度，另一方面要想方設法描述空間分布的連續性。應該說，發展碳酸鹽岩儲層預測技術還任重而道遠。