碳酸盐岩储层测井解释方法研究

① 缝洞型碳酸盐岩储集体特征及预测——以哈萨克斯坦A油田Pz段为例

王兆峰^1，2 王 鹏² 陈 鑫² 李 强²

（1.中国地质大学地球物理与信息技术学院，北京 100083； 2.中国石油集团东方地球物理公司研究院，河北涿州 072751）

作者简介：王兆峰，男，在读博士后，高级工程师，主要从事油气藏评价与开发工作。

摘 要：缝洞型碳酸盐岩油气藏是全球油气增储上产的重要领域之一。然而，碳酸盐岩储集体形态复杂，非均质性强，难以准确预测。本文以哈萨克斯坦A油田Pz段储集体为研究对象，采用井震协同进行精细连井 标定，提高了目的层横向上的连续性和可靠性。引入现代岩溶理论指导基底顶面构造解释，落实尖灭线及圈 闭规模，增加了研究区勘探开发的面积。利用断层建模技术将断层面立体刻画，确保断层解释的精度。利用 三维可视化技术进行古地貌分析，将研究区古地貌分为峰从洼地、峰林谷地和古侵蚀沟3种，并预测了有利 岩相带的空间展布。综合地质、测井和地震响应特征，宏微观相结合将储集体分为溶洞孔隙型、裂缝孔隙型 和裂缝型3种。综合地震属性、地震反演和蚂蚁体追踪建模技术，刻画了储集体的空间展布特征，并指出了 下一步滚动勘探开发的潜力区。

关键字：缝洞型储层；碳酸盐岩；储集体预测；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

缝洞型碳酸盐岩油气藏是全球油气增储上产的重要领域之一^［1～2］。由于该储集体形态复杂，非均质性强，钻探成功率一直不高，使得缝洞型碳酸盐岩油气藏的勘探开发成为一项世界级难 题^［3～7］。多学科综合应用进行储集体的预测是解决这项难题的有效途径^［8～9］。本文以哈萨克斯坦 A油田Pz层的缝洞型碳酸盐岩储集体为例，探索综合应用地质、地震、测井及生产动态资料来预 测缝洞型碳酸盐岩储集体特征的方法，希望能抛砖引玉，促进多学科在缝洞型碳酸盐岩储集体预 测中的广泛应用。

图1 A油田位置（据胡向红，2011^［7］，有修改）

1 区域地质概况

A油田位于哈萨克斯坦共和国境内南图尔盖盆地南部的Aryskum凹陷的aksay凸起上（图1）^［1］。A 油田主要在M-Ⅱ层、侏罗系层和基底Pz层发现了工业油气流。本次研究的基底Pz层主要为灰岩和白 云质灰岩（Kz43、Kz47井），部分井含少量硬硅酸岩和软硅酸岩（Kz51），是典型的缝洞型碳酸盐岩储 集体。

南图尔盖盆地基底固结于早古生代末，根据基底组成及变质程度的差异，可进一步将其划分为 两套构造层，即前元古宇-下古生界深变 质褶皱基底，为盆地之真正基底，另一套 为泥盆-石炭系碳酸盐岩-基底Pz，为盆 地过渡性质基底，研究区的基底属于碳酸 盐岩过渡性基底^［1]。基底之上主要发育侏 罗系、白垩系、第三系（古近-新近系） 和第四系，上覆地层与基底间以大角度不 整合接触（表1）。

南图尔盖盆地位于哈萨克斯坦中南部，处于乌拉尔-天山缝合线转折端剪切带，是 在海西期基底隆起上发育的中生代裂谷盆 地^［10］。按地层构造标志序列，可将其中新 生界划分出反映区域构造演化特征的5个阶 段，即初始张裂阶段、断陷发育阶段、断坳 转换阶段、坳陷发育阶段和后期隆起阶 段^［10]。研究区目的层基底Pz固结于古生代 末，并且遭受了抬升和强烈的剥蚀。A油田 基岩岩性复杂，据岩心、录井、镜下资料分 析，储层主要岩性可以分为4类：灰岩、白 云质灰岩、角砾岩和硅质岩。测井曲线特征 表现为高电阻率、高速度、低中子、高密度的特征。

表1 南图尔盖盆地地层简表

2 精细构造解释

2.1 井震联合连井精细标定

精细的地震地质层位标定是地震构造解释的基础，在标定时确保每一个地质界面和地震同相轴相对 应，匹配好储层段的每个同相轴，使时间域地震资料和深度域的测井资料能够正确地结合［11］。本次层 位标定采用“井震结合连井精细标定” 方法，即综合利用研究区29口完钻井的钻井、录井和测井资料 在进行了精确地层划分与对比的基础上，进行层位的连井标定与对比。通过多井合成地震记录的制作及 研究区纵横向联井剖面的对比验证，保证了层位标定横向上的连续性和可靠性（图2）。在标定过程中 根据测井曲线在纵向上的变化规律来确定标准层。其中白垩系阿雷斯库姆组泥岩段在工区内分布相对稳 定，可作为标准层。

图2 NWKYZYJIA50-58-54-48-57-32-51-31联井标定剖面

2.2 引入现代岩溶理论指导基底顶面构造解释

利用现代岩溶形成的喀斯特地貌特征（图3-A）和研究区的地震剖面（图3-B）进行对比来指导地 震解释，将古地貌复杂的上覆地层与基底的接触关系分为U形、V形和楔形3种，并对研究区古地貌复杂 的研究区进行重新解释。重新落实MII、J3ak尖灭线及构造26.1km²、落实碳酸盐古潜山构造52.7km²。

图3 引入现代岩溶指导缝洞型碳酸盐岩的基底顶面构造解释

2.3 断裂模型确保断层解释精度

在运用相干、地层倾角、时间切片、三维可视化等多种方法进行断层识别的基础上，进行断层建 模，利用断裂模型来确保断层解释精度（图4）。全区共解释断层50条，穿过基底断层30条，其中10 条延伸距离在1.5km以上（图5）。

图4 A油田断面模型

图5 A油田Pz层顶面断裂平面分布图

2.4 构造落实与古地貌的三维可视化展现

在精细解释Pz顶面反射层的基础上，利用研究区29口井的时深关系建立三维速度场，对层位进行 时深转换，然后对井进行校正，得到了目的层顶面构造图（图6）。基底Pz顶面主要分为东、西两个隆 起，局部发育一些小背斜圈闭，本次研究共落实圈闭16个，面积17.88km²。

图6 A油田Pz层顶面构造图

在构造落实的基础上，进行古地貌恢复，并利用三维可视化技术展现研究区的古地貌特征（图7）。研究区的古地貌可分为峰从洼地、峰林谷地和古侵蚀沟3种类型。

图7 A油田Pz层古地貌分析图

3 储集体特征及预测

3.1 储层岩相特征

岩心、薄片及录井资料显示基底Pz主要岩性为灰岩、白云质灰岩、硅质岩和角砾岩4类。由单井 岩相分析图（图8）可以看出，基底岩性的电测特征主要分为两类：一类灰岩和白云质灰岩为低伽马、 中高电阻率、低声波时差、高密度；另一类硅质岩和角砾岩刚好相反，中高伽马、低电阻率、高声波时 差、低密度。同类岩性的曲线形态基本一致，多为线型。从接触关系上看，灰岩和白云质灰岩与上覆碎 屑岩的测井曲线接触关系为突变，硅质岩和角砾岩与上覆碎屑岩的接触关系为渐变。储层岩相在横向和 纵向上都具有很强的非均质性，角砾岩、硅质岩和白云质灰岩呈块状分布，利用属性建模技术能够很好 地将岩相的空间展布形态直观地展示（图9）。

3.2 储层分类特征

A油田Pz段的缝洞型碳酸盐岩储集体次生孔隙较为发育，非均质性强，储层物性好，是该区的主 力产层。根据岩心、测井及地震响应特征，研究区的储集体主要可以分为溶洞孔隙型、裂缝孔隙型和裂 缝型3种类型（表2）。

（1）溶洞孔隙型储集体。溶洞被硅质岩、角砾岩全充填，储集空间以溶洞充填物之间的孔隙为主。一般具有一定的构造背景，地震响应呈透镜状异常强反射，下部呈凹形的不连续强反射。测井响应呈箱 形或漏斗形，中低GR、高DT和低密度。

图8 A油田NWKYZYJIA49井Pz段岩相分析综合柱状图

图9 A油田Pz段岩相模型

表2 A油田Pz段储层分类特征

（2）裂缝孔隙型储集体。裂缝和基质孔隙比较发育，是典型的双重介质型储集体。地震响应上常 呈不连续反射，特征不明显，多与缝洞和较大的断裂相邻。测井曲线变化较小，低GR、低DT和高 密度。

（3）裂缝型储集体。储集空间主要是微裂缝。在地震响应上主要表现为连续强振幅界面，测井曲 线变化较小，低GR、中高DT和中高密度。

3.3 地震属性进行储层预测

地震属性分析是预测碳酸盐岩孔洞缝分布的重要技术手段。孔洞缝体系的规模和充填程度不同均会 引起地震响应细微的变化，而这种变化靠肉眼从地震同相轴的变化上来识别是非常困难的^［12］。但是，在地震属性的差异中可能隐含了这种变化，每一种地震属性都从不同的侧面反映地下的变化，不同的属 性对缝洞的敏感程度是不同的。反射振幅包含了单个界面的速度、密度及其厚度信息，用它预测横向的 岩层变化和碳氢化合物存在的可能性，利用振幅类的属性可以帮助识别缝洞储层的分布^［13］。频率是地 震脉冲的特性，它和地质因素如反射层的厚度或速度的横向变化及气体的存在有关：通常低频更多反映 厚的特征，高频对薄的特征敏感，油气和储层的变化会引起高频的吸收衰减。由于缝洞型碳酸盐岩储层 在大套的碳酸盐岩地层中相对而言是微观的，因此，在碳酸盐岩缝洞型储层的预测中，分频信息对刻画 储层的非均质性是很有帮助的^［14］。反射连续性和地层连续性有密切的关系，是评价地震同相轴横向延 伸能力的物理参数，通常用相位类的属性来刻画。

（1）分频属性。分频解释技术是一种新的地震资料解释方法，它是以傅里叶变换、最大熵法及小 波变换等为核心算法的频谱分解技术^［14-15］。分频属性结合三维可视化，是精细描述非均质储层的有力 手段。该方法在对三维地震资料时间厚度、地质不连续性成像和解释时，可在频率域内对每一个频率所 对应的振幅进行分析，这种分析方法排除了时间域内不同频率成分的相互干扰，从而可得到高于传统分 辨率的解释结果。通过对分频数据体的过井点剖面分析，总结研究区储层的分频响应有以下规律：有利 储层的分频响应为相对高（暖色）的调谐振幅，差储层分频属性响应往往表现为较低（冷色）调谐振 幅（图10）。通过该方法研究，认为基底碳酸盐岩有利储层主要分布于研究区中部，以侵蚀沟谷为界东 西分布的两大古岩隆周围面积约20km²。

图10 NWKYZYJIA地区基底50Hz分频属性可视化效果图

（2）振幅类属性。振幅是岩性界面阻抗差异的响应，上下地层阻抗差异越大，形成的反射振幅越 强^［16］。研究区基底碳酸盐岩表现为弱振幅特征，当内部出现孔、洞、缝的时候，相当于在其内部出现 新反射界面，容易表现出振幅异常，形成局部强反射。

在NWKYZYJIA地区基底反射强度交流分量平面图上（图11），中部反射强度较强（橙、黄等暖色 调）区域代表了孔洞等Ⅰ类储集体发育的地区，其周边反射强度较弱（蓝、绿等冷色调）区域则代表 孔洞不发育的地区。可以看到，强反射区域可大致分为东、西两个部分，与分频技术预测结果基本一 致。在此基础上，每部分又可分为多个沿NW-SE方向展布的条带，与研究区主要断层展布方向基本 一致，说明孔洞发育情况受区域应力和断裂影响。

图11 NWKYZYJIA地区基底反射强度交流分量平面图

3.4 用地震反演进行储层预测

地震反演技术是充分利用测井、钻井、地质资料提供的丰富的构造、层位、岩性等信息，从常规的 地震剖面推导出地下地层的波阻抗、密度、速度、孔隙度、渗透率、砂泥岩百分比、压力等信息^［17］。本次反演用Jason软件中约束稀疏脉冲反演（Constraint Sparse Spike Inversion）来完成的。

根据研究区基底Ⅰ、Ⅱ类储集体发育规律，利用Jason软件的体雕刻模块（Volume View）对 距潜山顶面120m厚度范围内的Ⅰ、Ⅱ类储集体进行了雕刻（图12，图13），Ⅰ类储集体波阻抗值 界定为5000～10000g/cm³ *m/s，Ⅱ类储集体波阻抗值界定为10000～13800g/cm³ *m/s。结合研 究区的构造特征可以看出，Ⅰ类储集体主要沿古构造高部位发育，而且位置越高的地方储层厚度越 大，NWKYZYJIA56井附近，Ⅰ类储集体厚度达70m。Ⅱ类储集体发育于构造斜坡部位，其他地方 也有小范围的零星分布。

3.5 利用蚂蚁体追踪建模技术进行储层裂缝预测

裂缝预测一直是缝洞型储层研究的难点。本次裂缝预测采用蚂蚁追踪技术，该技术的原理就 是在地震数据体中播撒大量的蚂蚁，在地震属性体中发现满足预设断裂条件的断裂痕迹的蚂蚁将 “释放” 某种信号，召集其他区域的蚂蚁集中在该断裂处对其进行追踪，而其他不满足断裂条件 的断裂痕迹将不进行标注^［18］。最后，获得一个低噪音、具有清晰断裂痕迹的数据体。根据研究区 Pz顶面以下0～120m蚂蚁体追踪的裂缝模型（图14）可以看出，Ⅲ类裂缝型储集体受断裂影响 明显，发育于断裂附近。

图12 NWKYZYJIA工区Pz顶面以下0～120m Ⅰ类储集体厚度图

图13 NWKYZYJIA工区Pz顶面以下0～120m Ⅱ类储集体厚度图

图14 NWKYZYJIA工区Pz顶面以下0～120mⅢ类裂缝型储层展布特征

4 结论

（1）采用井震联合技术进行精细连井标定可以增强层位标定横向上的连续性和可靠性。

（2）引入现代岩溶理论指导基底顶面构造解释，落实尖灭线及构造圈闭。研究区重新落实MII、 J3ak尖灭线及构造26.1km²，落实碳酸盐古潜山构造52.7km²，增加了勘探开发的面积。

（3）断层建模技术可以将断层面直观地展现，有利于确保断层解释的质量。

（4）利用三维可视化技术展现古地貌特征，有助于古地貌的分析。研究区的古地貌主要可以分为 峰丛洼地、峰林谷地和古侵蚀沟3种类型。

（5）综合地质、测井和地震响应特征，将研究区储集体分为溶洞孔隙型、裂缝孔隙型和裂缝型三 种类型。

（6）综合地震属性、地震反演和蚂蚁体追踪建模技术，弄清了研究区3类储集体的空间展布特征。认为Ⅰ类溶洞孔隙型储集体主要沿古构造高部位发育，而且位置越高的地方储层厚度越大；Ⅱ类裂缝孔 隙型储集体发育于构造斜坡部位，其他地方也有小范围的零星分布；Ⅲ类裂缝型储集体受断裂影响明 显，发育于断裂附近。

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② 测井解释评价的地质依据

（一）油藏特征模型（地质概念模型）

石油和天然气都储存在储集层中，因此，测井解释的主要对象是储集层。

不同类型的储集层具有不同的地质-地球物理特点，在测井系列的选择和解释方法上具有不同的内容和特点，其解释效果也不相同。因此，有必要先扼要讨论一下储集层的分类及特点。

地层中，能作为储集层的岩石类别甚多，其储集特性各异，储集层的分类方法有多种，测井分析者习惯于采用以岩性或储集空间结构来分类。

按岩性可分为碎屑岩储集层、碳酸盐岩储集层和特殊岩性储集层；按储集空间结构可分为孔隙性储集层、裂缝性储集层和洞穴性储集层。

1.碎屑岩储集层

碎屑岩储集层包括砾岩、砂岩、粉砂岩和泥质砂岩等。目前，世界上已发现的储量中大约有40%的油气储集于这一类储集层。该类储集层也是我国目前最主要、分布最广的油气储集层。

碎屑岩由矿物碎屑、岩石碎屑和胶结物组成。最常见的矿物碎屑为石英、长石和云母；岩石碎屑由母岩的类型决定；胶结物有泥质、钙质、硅质和铁质等（图6-1）。

碎屑岩的粒径、分选性、磨圆度以及胶结物的成分、数量、胶结形式，控制着岩石的储集性质。一般，粒径越大、分选性和磨圆度越好、胶结物越少，则孔隙空间越大、连通性越好。

测井分析者认为砂岩的骨架成分是石英（SiO₂），硅质胶结物也被视为石英骨架；当钙质胶结物较多时，砂岩骨架则被认为是由石英和方解石（CaCO₃）组成的双矿物岩性。由于储集层中的泥质除对储集层的岩性、物性和含油性有显着影响外，对各种测井值均有影响，所以测井分析者把泥质当作骨架以外的一种独立成分予以考虑。

碎屑岩储集层的围岩一般是粘土岩类，构成砂泥岩剖面，粘土岩类包括有粘土岩、泥岩、页岩等。粘土矿物的主要成分有高岭石、蒙脱石和伊利石等。由不同粘土矿物成分构成的粘土岩的测井值是有一定差异的，例如，自然电位测井曲线是以粘土岩类的测井值为基线的；对于不同地质时代的沉积，由于粘土性质和地层水矿化度不同，而可能出现SP基线位移；不同地区、不同层系的粘土成分不同，在GR曲线上的显示也有差别；不同地区、各类粘土岩的电阻率亦不同等。但是，粘土岩类无论在岩性或物性等方面，与碎屑岩类相比都要稳定得多，因此，测井解释中往往用粘土岩类的测井值为参考标准。

图6-1 碎屑岩结构和成分

碎屑岩储集层的孔隙结构主要是孔隙型的，孔隙分布均匀，各种物性和泥浆侵入基本上是各向同性的。目前，在各类岩性储集层的测井评价中，碎屑岩储集层的效果最好。泥质含量比较多、颗粒很细的储集层评价，即所谓泥质砂岩的测井解释问题比较困难。

对地层剖面进行测井解释时，常常根据泥质的有无，分为纯地层和含泥质地层。前者不含泥质，后者含有不同数量的泥质。最初的测井解释理论和技术都是建立在纯地层的基础上，因而纯地层的解释方法比较完善。根据纯地层中矿物成分的种类，可以用单矿物、双矿物、三矿物解释模型。现在，测井解释中，最多能分析三种矿物组成的地层。如纯砂岩就只含石英一种矿物；复杂岩性的地层岩石都含两种以上矿物，很少只有一种矿物组成的。

随着油气勘探和开发的发展，含泥质地层中发现了工业油流。这样，测井分析必须满意地解决泥质地层有关含油性的多种复杂问题。近几年来，泥质地层的测井分析有了迅速的发展。

泥质由很细的固体颗粒和水混合而成。固体颗粒主要是粘土矿物和粉砂，典型的泥质大约含50%的粘土、25%的粉砂、10%的长石、10%的碳酸盐岩、3%的氧化铁、1%的有机物、1%的其他矿物。泥质中的水分约为2%～40%，它们被束缚在固体颗粒的晶格内面，是不能流动的，称为结晶水。所以，中子测井要受泥质的影响。第一章已经指出，泥质颗粒的导电性较好，当地层含泥质时，其电阻率比较低。所以，电测井结果要进行泥质校正。不仅如此，泥质颗粒结合不紧密，且含有水分，孔隙也发育，对声速测井有明显的影响。泥质颗粒吸附放射性元素，使自然伽马测井幅度增加。

总之，由于泥质的物理化学性质与其他矿物的不同，它对各种测井方法都有影响。如果不能识别泥质，并根据其含量和在地层中的分布形式，进行适当的校正，测井解释就会出现错误。

已经发现，地层中的泥质有三种分布形式：层状泥质、结构泥质和分散泥质（图6-2）。泥质和岩石颗粒成互层状是层状泥质，它既取代了一部分岩石颗粒，也占了一定的孔隙。含层状泥质的岩石，孔隙度降低。结构泥质是岩石颗粒风化形成的，它不影响地层的孔隙。泥质颗粒分散在岩石颗粒之间是分散泥质。分散泥质的存在明显降低了地层的孔隙度。

图6-2 泥质的分布形式

含泥质地层的解释不仅计算繁琐，而且计算某个未知参数时，又用到另外的未知参数，必须使用较多的计算技术，只有用计算机解释才比较方便。手工解释时，一般都用纯地层的解释关系式和解释方法。

2.碳酸盐岩储集层

在世界油气田中，碳酸盐岩储集层占很大比重，目前世界上大约有50%的储量和60%的产量属于这一类储集层。我国华北的震旦系、寒武系和奥陶系的产油层，四川的震旦系、二叠系和三叠系的油气层，均属于这一类储集层。

碳酸盐岩属于生物、化学沉积，主要由碳酸盐矿物组成，主要岩石类型是石灰岩和白云岩，过渡类型的泥灰岩也属此类。石灰岩的矿物成分主要是方解石，其化学成分是CaCO₃；白云岩的矿物成分主要是白云石，其化学成分是CaCO₃·MgCO₃。以石灰岩、白云岩为主的地层剖面称碳酸盐岩剖面。

在石灰岩和白云岩中，常见的储集空间有晶间孔隙、粒间孔隙、鲕状孔隙、生物腔体孔隙、裂缝和溶洞等（图6-3）。

从储集层评价及测井解释的观点出发，习惯于将碳酸盐岩的储集空间归纳为两类：原生孔隙（如晶间、粒间、鲕状孔隙等）和次生孔隙（如裂缝、溶洞等）。前者一般较小且分布均匀，渗透率较低（孔隙性碳酸盐岩例外）；次生孔隙的特点是孔隙比较大，形状不规则，分布不均匀，渗透率较高。这里要指出，石灰岩重结晶和白云岩化所产生的次生孔隙在测井资料上无法与原生孔隙相区分，所以在测井解释中实际上把它们归入原生孔隙类。

图6-3 裂缝性储层概念模型和测井模型

致密的石灰岩和白云岩，原生孔隙小且孔隙度一般只有1%～2%；若无次生孔隙，它是非渗透性的；当具有次生孔隙时，一般认为包括原生孔隙和次生孔隙的总孔隙度在5%以上，碳酸盐岩即可具有渗透性而成为储集层。

碳酸盐岩储集层以孔隙结构为特点可分为三类：孔隙型、裂缝型和溶洞型。

1）孔隙型碳酸盐岩储集层。它与碎屑岩储集层的储集空间极为相似，包括两类孔隙，一类是粒间孔隙、晶间孔隙和生物腔体孔隙等；另一类是白云岩化及重结晶作用形成的粒间孔隙。

孔隙型碳酸盐岩储集层的储集物性、孔隙分布、油气水的渗滤以及泥浆侵入特点等均与砂岩相似，适用的测井方法和解释方法也基本相同，它也是目前测井资料应用最成功的一类储集层。

2）裂缝型碳酸盐岩储集层。这类储集层的孔隙空间主要由构造裂缝和层间裂缝组成，由于裂缝的数量、形状和分布可能极不均匀，故孔隙度和渗透率也可能有很大变化，油气分布也不规律，裂缝发育的储集层具有渗透率高和泥浆侵入深的特点。

从测井解释的角度来说，裂缝型储集层大致可分为两种情况。一种是裂缝发育，岩石相当破碎，以致在通常的测井探测范围内可认为裂缝是均匀分布的，而且裂缝孔隙度与粒间（或晶间）孔隙度相当或在数量上占优势。在这种情况下，目前的测井和解释方法的使用效果比较好。另一种是裂缝不太发育且分布不均匀，裂缝孔隙度不及粒间孔隙度大，在此情况下，采用目前适用于孔隙性储集层的测井和解释方法，常常不足以区分油（气）、水层。

3）洞穴型碳酸盐岩储集层。这类储集层的孔隙空间主要是由溶蚀作用产生的洞穴，洞穴形状各异、大小不一、分布不均匀。对于常用测井方法的探测范围来说，洞穴的存在也往往具有偶然性，这给测井解释带来相当大的困难。只有当洞穴小且分布比较均匀时，可用中子（或密度）孔隙度与声波孔隙度之差作为次生的洞穴孔隙度，以中子或密度孔隙度计算含油气饱和度。

必须指出，实际的碳酸盐岩储集层，其孔隙类型可能是上述几种类型的复合情况。碳酸盐岩剖面中的测井解释任务，是从致密围岩中找出孔隙型、裂缝型和洞穴型储集层，并判断其含油（气）性。

碳酸盐岩储集层一般具有较高电阻率，所以须采用电流聚焦型的电阻率测井方法，如侧向测井、微侧向测井等；自然电位测井在碳酸盐岩剖面一般使用效果不好，为区分岩性和划分渗透层（非泥质地层）须采用自然伽马测井。由于储集层常具有裂缝、溶洞，为评价其孔隙度一般需要采用中子（或密度）测井和只反映原生孔隙的声波测井组合使用。

自20世纪70年代后期至今，碳酸盐岩储集层的裂缝测井方法与裂缝储集层的评价技术有了很大发展，其特点是：发展了新的仪器及方法，逐步形成了裂缝测井系列；形成了一套采用各种测井方法组合研究裂缝的综合评价技术；裂缝参数的定量研究有了新进展。

3.特殊岩性储集层

碎屑岩和碳酸盐岩以外的岩石所形成的储集层，如岩浆岩、变质岩、泥岩等，人们习惯于称它们为特殊岩性的储集层。当这些岩层的裂缝、片理、溶洞等次生孔隙比较发育时，也可成为良好的储集层，特别是古潜山的风化壳，往往可获得单井高产的油气流。对于这类储集层，目前的测井解释效果也较差，尚有一些技术难关需要克服。

（二）测井解释评价的地质依据

1.地质刻度测井为提高测井解释的精度奠定坚实的基础。

应用野外露头，钻井岩心和实验室分析化验获取的地质信息和参数，进行各种测井曲线的标定和刻度，开展测井资料解释方法的研究，即简称为“地质刻度测井（或岩心刻度测井）”。它包括，测井解释可行性分析、测井曲线编辑、环境校正与标准化、测井的侵入校正、岩石物理研究、建立测井解释模型、成果检验准则和测井储层参数计算的数学模型。

2.含油性是测井解释评价油气层的重要前提。

长期以来，人们常常沿用这样一种概念，就是以含油性做为判断油气层的基本条件，以含油饱和度的大小作为划分油（气）水层的主要标准。这样做当然有道理，因为含油性是油气层必然具有的基本特性，是决定产层能否产油气的重要前提。正因为如此，确定产层的含水饱和度是评价油气层的一项重要内容。应该指出，这种单纯依据含油饱和度的概念并不完善。从根本上说，油气水层的含油饱和度界限并不是固定不变的，而经常随着产层束缚水含量的变化而变化。这一点，已被大量的取心和试采资料所证实。因此，含油性毕竟只是判别油气层的必要条件，并非充分条件。

随着声波测井和感应测井的发展，计算含油饱和度解释技术的广泛采用，测井解释水平有了新的提高。依据含油饱和度55%～60%的界限作为划分油气层的标准，其结果是一方面成功地解释了许多油气，解释成功率有了明显提高；另一方面，在解释油气层时也出现了两种不同的倾向。这两种倾向如下。

1）粉砂岩和泥质砂岩的油气层普遍解释偏低。以粉砂岩和泥质砂岩为主的产层其特点是：组成地层骨架的岩石颗粒平均粒径普遍较小。由于岩性普遍很细，围绕孔隙的表面积（以岩石比面度量之）比一般砂岩大，普遍含有以伊利石和蒙脱土为主的粘土矿物，它们具有比较强的吸水性，一般充填于孔隙内，呈分散状分布。这两个因素的结合，形成产层的孔隙结构十分复杂。不仅孔隙喉道窄小，孔隙喉道半径中值超过10 μm者极少；而且微孔隙发育，弯曲度大，普遍表现为低渗透性和亲水的特点。因此，高束缚水含量是以粉砂岩和泥质砂岩为主的产层普遍具有的特征。由于孔隙中的水是以不能流动的束缚水形式而存在的，即使含水饱和度高达60%～70%，也依然只产油气。所以，这种类型的油气层实际上是以束缚水为主要成分的低含油（气）饱和度油气层，或称低电阻率油气层。经过试采和油基泥浆井的实测资料证明，粉砂岩和泥质砂岩油气层当含油饱和度大于30%时，就可能产油气而不含水。许多油田在勘探初期，或者由于没有认识这一特点，或者由于没有有效的解释方法，因此解释偏低和漏掉这种类型油气层的现象比较严重。

2）高渗透率的产层容易解释偏高。高渗透率的产层往往又是另一种特点。主要是，粒度中值普遍较大、粘土含量少并以高岭土为主。孔隙分布比较均匀，孔径大，孔隙喉道半径中值甚至可达60～80 μm。岩石比面小，一般在0.014～0.028 km²/m³。因此，渗透率都在1000×10^-3 μm²以上，甚至高达50000×10^-3 μm²。所以这种类型的产层束缚水含量小，一般在10%～20%之间。有时产层的含油饱和度达60%～70%，依然含有可动水，试采过程中表现为油水同出。这一特点容易引起解释偏高，把油水同层和含油水层解释为油层。

3.可动水和相对渗透率分析是油气层解释评价的主要途径

油气层之所以不出水，并非不含水。事实上，油气层总有一定的含水饱和度，即使最好的油气层也是如此。更有意思的是，有些油气层的含水饱和度高达60%～70%，竟然只产油气而不出水。如何解释这种现象是评价油气层首先需要解决的问题。

众所周知，油气层是储集层岩石和所含流体（油、气、水）之间形成的统一体，以彼此间的物理作用相维系。一般说来，任何储存油、气、水的岩石孔隙都可看成由一系列毛细管所组成。根据流体在微观孔隙的流动特性，一般把储集层的孔隙分为三类。

1）超毛细管孔隙：指孔隙半径大于250 μm以上的孔隙。由于这部分孔隙毛细管力几乎趋于零，流体可在其中自由流动。

2）毛细管孔隙：指孔隙半径在0.1～250 μm之间的孔隙。其毛细管力随着孔隙变小而增加。对于这部分孔隙，只有当外力大于毛细管力时，流体才能在其中流动。根据扫描电子显微镜揭示，泥岩最大的孔隙直径可达1 μm左右。因此，对于孔隙直径小于1 μm的孔隙，流体实际上是不易在其中流动的。

3）微毛细管孔隙：指孔隙半径小于0.1 μm的孔隙。由于这部分孔隙极小，孔隙表面分子的作用力达到或几乎达到孔隙的中心线，以致保留在其中的流体不能流动。

压汞分析表明，砂岩储集层的孔隙分布范围一般由小于0.1 μm至160 μm（指孔隙半径），孔隙半径中值也分布在0.26～60 μm之间。即使渗透率高达60 μm²的粗砂岩地层，孔隙半径超过160 μm者占总孔隙的比例也不大；其孔隙半径中值一般也不超过80 μm。因此，发生在储集层孔隙内的毛细现象都表现得比较突出。

由此可见，在油层形成过程中，由于油（气）、水对岩石润湿性的差异以及发生在孔隙内的毛细现象，规定了油（气）、水在孔隙空间内独特的分布形式与流动特点。在油藏未形成前，储油层本来是一个充满水的多孔介质。当油（气）在各种内、外力作用下，由生油层逐渐向储油层运移时，发生了油（气）驱水的过程。但是油（气）最终不可能把产层孔隙内的水完全排出，总有一部分原生水或者由于驱动压力无法克服毛细管力而滞留于油气层微小毛管孔隙内，或者被亲水岩石颗粒表面所吸附。因此，这部分水的相对渗透率极小，不能流动，称谓“不动水”。油（气）、水这种分布形态是油气层固有的特点，即水主要分布于流体不易在其中流动的微小毛管孔隙中或被岩石颗粒表面所吸附；油（气）则主要占据较大的孔道或孔隙内流动阻力较小的部位，形成只有油（气）流动而水不能流动的状态。这一过程，同样可由油和水的相对渗透率概念得到直观的解释，相当于开发过程的逆过程，如图6-4所示。

在油气未向储集层运移之前，储集层为充满水的多孔介质，属于单相流动状态。因此，S_w=1，k_rw=1。随着油气的运移，油首先占据储集层孔隙空间内流体流动阻力最小的部位。由于主要的流动通道被油所堵塞，增加了水流动的阻力，因此水的相对渗透率迅速下降。然而，这时储集层的含油饱和度还十分小，油在孔隙空间内呈孤立和不连续状态，不能流动，其相对渗透率趋于零。这相当所谓“含油水层”的情况，与此相应的含油饱和度近似为地层的残余油饱和度 S_or。随着储集层孔隙空间的含油饱和度进一步增加，油的相对渗透率k_ro也相应增加，油开始流动；k_rw继续下降，相当油水同层的情况。当含油饱和度达到某一临界值时，与此相应的含水饱和度相当于不动水饱和度S_wirr，这时k_ro达到最大，k_rw趋于零，水不能流动而只有油流动。显然，这就是我们常说的出油（气）含油饱和度界限。所以，所谓油气层的含油饱和度界限就是当S_w=S_wirr时的含油饱和度数值。“不动水”的主要成分是束缚水，随着产层的孔隙直径变小和微毛管孔隙的增加而增大，因此与组成岩石骨架的颗粒度分布和充填于孔隙内的粘土含量有关。即使在孔隙内束缚水的相对含量接近或超过了油（气）的饱和度，也不能改变其不流动的特性，产层依然只产油气而不出水。所以，只含“不动水”（束缚水），不含“可动水”是油气层普遍具有的特点。这就不难理解，为什么油气层的含油饱和度界限并非固定不变，而常常随着油气层束缚水含量的变化而变化。也不难理解，为什么有时油气层含水饱和度高达60%～70%，依然只产油气而不出水。

图6-4 相对渗透率与含水饱和度关系图

4.微观孔隙渗流机理的分析是产液性质评价的重要手段

事实上，当多相流体（油、气、水）并存时，储集层的产液性质服从多相流体渗流理论所描述的动态规律，可用多相共渗的分流量方程确定之。若地层呈水平状，则储集层的油、气、水产量（分流量）可分别表示为

地球物理测井

式中：Q_o、Q_g、Q_w分别表示储集层油、气、水的分流量（产量）；k_o、k_g、k_w分别为油、气、水的有效渗透率，以μm²为单位；μ_o、μ_g、μ_w分别表示油、气、水的黏度（mPa·s）；为压力梯度，10⁵Pa·cm^-1；A为渗流截面。

有效渗透率系指相对渗透率。在多相共渗体系中，它是对每一相流体在地层内部流动能力大小的度量。实际上，为了了解各相流体在储集层内部的相对流动能力，以便更好地描述多相流动的过程，往往又采用相对渗透率的大小，它等于有效渗透率与绝对渗透率（k）的比值，例如：

地球物理测井

或

地球物理测井

根据分流方程，可进一步导出多相共渗体系各相流体的相对产量，它们相当于各相的产量与总液量之比。例如，对于油水共渗体系，储集层的产水率（F_w），可近似表示为

地球物理测井

产油率（F₀）则为

地球物理测井

分析上述各式可以看出，储集层的产液性质主要取决于各相的相对渗透率，即取决于油、气、水在储集层内部的相对流动力。若地层内部只有两种流体，例如油和水。则根据它们各自渗透率的变化，相应有三种不同的产液性质：

1）如果储集层水的相对渗透率k_rw或k_w趋于0，而油的相渗透率达到最大（k_ro→1，k_o→k），相当于在储集层内部水不能流动而油的流动能力达到最大。根据上述方程式，则得Q_w→0，F_w→0，F₀→1。表明储集层只产油而不产水，属于油层情况。

2）储集层油的相对渗透率k_ro或k_o趋于0，而水的相对渗透率达到最大（k_rw→1，k_w→k），相当于在储集层内部油不能流动而水的流动能力达到最大。根据上述方程式，则得Q_o→0，F_w→1，F_o→0，表明在这种情况下储集层为水层。

3）若0＜（k_rw，k_w）＜1和0＜（k_ro，k_o）＜1，相当于油和水在储集层内部都具有一定的流动能力。同理，可以导出Q_w＞0，Q_o＞0，F_w及F_o均大于0而小于1，表明在试采过程中为油水同出。

这就是说，一个储集层到底到产油，还是产水，或是油水同出，归根结底取决于油、气、水在储集层内部的相对流动能力。因此，只要应用测井资料确定产层的相对渗透率，并进一步计算其产水率F_w或产油（气）率，不仅能够达到最终评价油气水层的目的，而且能够定量描述储集层的产液性质。所以，确定产层的相对渗透率是评价油气层必要而充分的条件。

同样，可以采用相对渗透率的概念，对影响油（气）层含油（气）饱和度界限的因素进行分析，以便对油气水层解释工作中出现的不同倾向，给予比较完满的解释。

一般来说，对于低渗透率砂岩地层，由于具有粒度小和泥质含量高的特点，微孔隙比较发育，孔隙半径也普遍较小。因此，即使驱动压力相当大，仍然有相当数量的孔隙，由于驱动压力无法克服毛管力，而保留了较多的束缚水。对于高渗透率地层，则由于其孔隙半径普遍较大，因而束缚水含量较少。这一特点可十分清楚地反映在毛细管压力曲线中。图6-5表示用同一种流体，而不同渗透率的岩样测定的毛细管压力曲线，表明束缚水饱和度随着渗透率的降低而增大。其相对渗透率与饱和度的关系曲线如图6-6所示。

这意味着，低渗透率产层在含油饱和度较低时，就能出纯油而不含水；高渗透率油层则要求有更高的含油饱和度界限。同样，由于亲水地层往往比亲油地层具有更高的束缚水饱和度，因此，亲水地层的油气层界限也相对较低。除了储集层的渗透率和润湿性外，原油黏度也是影响油层界限的一个重要因素。油质变稠的结果将使S_or增大，k_ro减小，即相当于k_rw增大。这就是说，油的流动性变差，水显得更为活跃，其相对渗透率与饱和度关系曲线示于图6-7。所以对于稠油层，其含油饱和度界限普遍比稀油层高。

图6-5 毛细管压力曲线图

图6-6 不同渗透率岩石的相对渗透率曲线

总之，含油性和不含可动水是油气层的两个重要的特点，并在事实上构成了判断油（气）水层的两个重要的条件。其中含油性是评价油气层的前提，分析产层的可动水则能把握油气层的变化和界限，而对油气层的最终评价则取决于对地层油（气）、水相对渗透率和微观孔隙渗流机理的分析。

通过上述测井分析，达到评价油气层目的基本途径主要有二条。

1）分析产层含水饱和度（S_w）与束缚水饱和度（S_wi）之间的关系。这是一条比较简便的途径，其原理是通过分析S_w与S_wi的关系，达到揭示储集层相对渗透率的变化和最终评价油气层的目的。目前投入应用的“可动水分析法”就是建立在这一原理基础上的解释方法，我们将在第七章进行系统介绍。

2）直接利用测井资料计算产层的相对渗透率和产水率（或产油气率），达到定量确定地层的产液性质和产能，以及全面评价产层的目的。

图6-7 稠油、稀油油层的相对渗透率曲线

根据实验室测定，油、水的相对渗透率通常是储集层的含水饱和度（S_w）、束缚水饱和度（S_wi）及残余油饱和度（S_or）三者的函数。一种比较普遍用于确定油、水相对渗透率的经验方程已由（6-7）及（6-8）式提供。这就是说，只要利用测井资料确定S_w、S_wi和S_or，就能够实现应用测井资料计算储集层的油、水相对渗透率。

根据实验室测定，油水相对渗透率k_ro、k_rw的经验关系式如下：

地球物理测井

式中：S_w为含水饱和度；S_wi为束缚水饱和度；S_or为残余油饱和度；m、n、j为经验系数，主要取决于储层的岩石特性，一般m=3～4，n=1～2，j=1～2。

确定k_rw和k_ro的方法还有如下两种：

彼尔逊经验方程

地球物理测井

乘方公式

地球物理测井

式中：S_hr为残余油饱和度。

另外，还有一种一般经验关系式的特例，相当S_hr=0.1，m=3，n=1，j=1的特定形式：

地球物理测井

虽然上述简化式可求得相对渗透率，但在实际使用时应该根据本地区油藏特征条件，通过实验用统计分析的方法获得经验系数m、n、j。对于三相共渗系统，在纵向上按油、气、水分布特点可分成油气和油水两组两相共渗系统求解。束缚水饱和度（S_wi）由地区资料统计得到，残余油饱和度（S_hr）由岩心分析、中子寿命测一注一测技术和碳氧比测井三种方法之一获取。

③ 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。

④ 塔河地区碳酸盐岩储层预测技术方法研究

李宗杰韩革华黄绪宝张旭光

（新星公司西北石油局规划设计研究院，乌鲁木齐 830011）

摘要作者分析了新疆塔里木盆地北部塔河油田区碳酸盐岩储层的特点和预测的难点，并针对这些难点，初步找到了利用地震资料进行碳酸盐岩储层预测的方法技术系列。通过在塔河油田的应用取得了较好的效果。这些技术方法主要包括：古地貌研究、古水系研究、振幅提取、相干计算、波阻抗反演技术、模式识别技术、多参数直方图、二维交会图、三维交会图分析技术等。

关键词古地貌研究古水系研究振幅提取相干计算波阻抗反演模式识别多参数分析

1引言

塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层是塔里木盆地北部油气勘探的主要目的层之一，储层具有两个显着特点，一是目的层埋藏深（大都在5000m以下），地震反射信号较弱；二是储集空间为构造裂缝及溶蚀孔、洞、缝系统，纵向及横向非均质性强。

随着勘探开发程度的不断深入，在碳酸盐岩储层预测研究中主要存在以下三个方面的问题：

（1）探索碳酸盐岩储层预测的地球物理方法技术系列。

（2）区别碳酸盐岩储集空间内充填物的性质，即油、气、水、硅质、砂泥质、方解石等充填物的识别，也就是含油气性判别。

（3）建立碳酸盐岩储层的地质、地球物理模式。

针对上述问题，主要采用了以下几类碳酸盐岩储层预测技术手段：

（1）利用三维地震资料进行古地貌、古水系研究。

（2）利用地震特殊处理技术进行以下储层预测研究。地震属性参数提取（振幅、频率等），地震特征计算（相干值），地震反演（测井约束反演），测井反演类（利用地震约束的测井反演）。

（3）模式识别等油气识别技术。

利用上述多种地球物理参数，引入直方图分析、二维、三维交会图分析等技术进行多参数综合分析评价，预测储层的分布取得了显着效果，使针对碳酸盐岩储层的钻井成功率在80％以上，证明上述技术方法具有推广应用价值。

2碳酸盐岩储层预测研究技术方法

通过对塔河地区碳酸盐岩储层特点、预测难点的分析和长时间的摸索和实践确定了如图1所示的碳酸盐岩储层预测研究流程，初步探索出了有效的技术方法系列，下面将介绍各种方法的基本原理和应用条件。

2.1古地貌、古水系研究

图1利用地震资料预测碳酸盐岩储层研究框图Fig.1The forecast workflow of carbonatite reservoir by seismics

塔河地区构造位置隶属新疆塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起上，阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩古岩溶发育的时期主要为海西早期，部分地区叠加了海西晚期岩溶作用。

古岩溶发育程度受多种因素控制，其中包括岩性、构造、气候、岩溶持续时间等，其中构造是控制古岩溶发育的重要外在因素之一，主要表现为：①构造背景是古岩溶发育的基础；②构造格局控制了岩溶地貌的分区；③断裂和裂缝是地下水重要通道，对古岩溶的发育具有重要控制作用。因此对古地貌、古水系的研究是进行奥陶系储层预测的重要环节。

石炭系底部巴楚组是在中下奥陶统风化壳之上的填平补齐式沉积，其厚度可间接反映中下奥陶统风化壳型岩溶的地貌特征。石炭系巴楚组顶部的双峰灰岩是区域标志层，它代表一种沉积环境相对稳定情况下的沉积。我们利用地震资料的层拉平技术，将地震数据体或奥陶系顶面构造图沿双峰灰岩顶面拉平，拉平后的奥陶系顶面的构造面貌，基本代表了海西早期岩溶发育时的地貌特征。这样就可以根据古地貌特征，确定岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶洼地，从而预测碳酸盐岩储层的有利分布范围。

古水系发育的研究是古岩溶研究的又一个重要环节。我们在精细构造解释的基础上，利用地震的层拉平技术和三维立体可视化解释技术相结合，通过振幅属性的调整，结合钻井岩心、测井解释的数据进行标定，直接利用三维地震数据体分析古地表水系、地下水系的发育情况，从而利用古水系的分布规律预测碳酸盐岩储层的有利分布区域。

2.2储层预测的地球物理参数方法

（1）相干体技术

相干体技术是利用地震信息计算各道之间的相关性，突出不相关的异常现象。一般认为原始地层沉积时，地层是连续的，即使在横向上有变化也是一种渐变过程。所以，地震波在横向上基本是相似的。影响地震道之间不相关的因素较多，地震资料处理的噪音、地层倾角变化、岩性变化、地层中存在的断层和裂缝，以及火成岩体、礁体、盐丘及泥岩刺穿体等因素，都会影响地震道的相关性。在塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层段若地震资料品质好，横向岩性变化不大，断裂的位置可通过地震剖面解释确定，那么影响地震道不相关因素主要是裂缝及溶蚀孔洞和微小断裂，即碳酸盐岩的主要储集空间。所以，利用相干体技术可以预测碳酸盐岩的孔、洞、缝发育带。这里说明一点，相干体只是宏观预测碳酸盐岩孔、洞、缝的发育带，至于孔、洞、缝中充填的是油、气、水，还是泥质、钙质、硅质充填，不能区分。虽然这些物质的充填也会引起地震道之间的不相关性，不相关的程度有多大，尚不能判别，因此还要借助于其他方法。

（2）振幅提取技术

影响地震反射波振幅的因素较多，抛开地震数据采集、处理的影响外，假设在地震处理中，保幅处理较好，那么在奥陶系碳酸盐岩储层中，影响振幅的则是孔、洞、缝的发育程度。一般认为储层中孔洞缝发育则会使振幅减小，因此振幅提取技术也是预测碳酸盐岩储层的有效手段之一，它可以指出碳酸盐岩孔、洞、缝发育带，不能区分其充填物。孔洞中其充填物不同则振幅衰减的程度不同，能否分辨还要取决于地震波的分辨率。

（3）波阻抗反演

地震资料反演的波阻抗数据，是进行岩性解释的有效手段。根据反演的约束条件不同，可分为无井约束反演、单井约束反演、多井约束反演。反演的算法也有很多种，影响反演结果的因素有以下几个方面：

a.地震基础数据的资料品质，品质好（信噪比高、分辨率高、保真度高），反演效果好；否则差。

b.针对碳酸盐岩储层，声波测井曲线能否正确反应裂缝发育带及不发育带，直接影响着测井约束反演的结果。若声波时差曲线不能反应裂缝发育带，就要通过其他的测井曲线如侧向电阻率曲线来建立速度模型，进行正演，与已知井旁道进行对比，以校正声波时差曲线，提高反演的精度和效果。

c.约束反演中子波的提取与确定，也是影响波阻抗反演成果的因素。子波在时间上和空间上应该是变化的，尤其是利用多口井确定的子波，反演中用一个，还是都用，也会影响波阻抗反演结果的精度。

d.约束反演中，初始模型的建立，也就是精细层位标定和解释，是反演结果好坏的基础。

e.如何对声波测井曲线进行环境校正，制作精度高的合成地震记录是反演的关键。

f.参与测井约束反演的井越多，反演的结果越可靠。

碳酸盐岩地层是高波阻抗岩层，当岩层中存在孔、洞、缝发育带时，波阻抗值会降低，低阻抗带基本反映了储层的发育带。也应注意一点，低波阻抗带也只是反映了孔洞缝发育带，致于其充填物是油、气、水还是泥质、砂泥、硅质，也要依据波阻抗反演的分辨率以及充填物与基质、围岩的波阻抗差别大小来判别。

若取灰岩地震波速度为6350m/s，灰岩孔隙度取4％，按时间平均方程计算，当孔隙充填气体时（取气为340m/s）速度将下降37.5％。当充填物为水时（取v=1500m/s）速度将下降10％。当充填物为油时（取v=1200m/s），则速度降低为12.7％。当充填物为泥质时（取v=4700m/s），则速度降低1.2％。当灰岩中裂缝孔洞发育时，孔隙度增大，则相应的速度降低幅度也将增大。

（4)Jason反演中利用地震资料约束的测井反演技术

这种方法就是利用井旁地震道内插出一个地震数据体，将内插地震数据体与实测地震数据体相对比，然后改变每一个样点的权系数值，直到内插的数据体与实测数据体的误差满足精度要求，从而求出一个权系数体。再利用已知井的结果，通过权系数控制得到内插、外推的各种结果，如波阻抗、孔隙度、含水饱和度等。这种方法较适用于开发阶段，它一般要求100km²的面积，要有10口以上钻井，且在区内均匀分布。如果区内钻井少，分布很不均匀时，其精度将大受影响。

2.3神经网络与模式识别油气预测方法

神经网络与模式识别是利用地震资料直接检测油气的方法，是对前面几种方法的一种补充。利用已知油气井和干井井旁地震道，提取特征信息，建立判别函数，对未知样本判别其含油气性。这些方法在碎屑岩储层研究中取得了较好的效果。在塔北由于目的层埋藏较深、地震信息较弱，储层横向非均质性严重等因素，在特征参数、样本选择、时窗选择上作了大量试验应用研究，在油气直接检测方面取得了一定效果。

2.4地球物理参数分析技术

采用直方图、二维交会图、三维交会图等多参数聚类分析技术，对多种地球物理参数进行综合分析评价，预测碳酸盐岩储层的有利发育带。

3碳酸盐岩储层预测技术应用实例

3.1古地貌研究实例

利用三维地震的层拉平技术，将牧场北工区奥陶系顶面 t_。图沿双峰灰岩顶面拉平，并用三维可视化技术对该拉平的层面进行立体显示（图2），该图基本反映了该区古岩溶时期的古地貌特征。

从阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩岩溶地貌上分析，牧场北地区位于岩溶斜坡带的残丘上，牧场北工区正处于Ln27井所处的岩溶残丘一带。从图2上可以看出牧场北工区的岩溶残丘并非一个，而是岩溶残丘的群体。对比牧场北古岩溶地貌与桂林地区现代峰丛、峰林岩溶地貌形成的模式（图3），二者极为相似。

图2牧场北三维工区古地貌立体显示图（时间域）Fig.2The 3D stereoscopic display of fossil landscape

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

通过牧场北地区古岩溶地貌综合分析，得出以下结论：

（1）牧场北古地貌东高、西低，与现今构造形态相似。

（2）牧场北古地貌岩溶残丘可以分为三类。第一类，S48井区（塔河4号油田）为I级残丘；第二类，Ln27-S66井区、S67井区残丘为Ⅱ级残丘；第三类，Ln27井－S66井西北部残丘为Ⅲ级残丘。各残丘带之间有溶蚀沟。工区北部、西北、西南部位均处于较低洼的部位。

（3）从本区溶沟的展布方位推断本区裂缝（节理）主要发育两组，一组为北东向，一组为北西向。这种发育模式可能与本区位于阿克库木构造带和阿克库勒构造带的交汇部位有关。

（4）分析本区钻井油气成果和古地貌特征，钻获工业油气流的 S48、T401、T402、TK408井均处于古地貌较高的残丘上，显示较好的钻井S66、S67、S65井也位于岩溶残丘的高部位或岩溶残丘的斜坡部位。

（5）根据上述古地貌分析，预测本区碳酸盐岩储层的有利发育带为：

第一类有利区，S48井区的工级残丘；第二类有利区，Ln27-S66、S67井区的Ⅱ级残丘；第三类有利区，Ln27-S66井西的Ⅲ级残丘。

经位于第二类有利区的S71井钻井获工业油气流，但比位于第一类有利区的S48井区的产能低，证实我们的预测是正确的。

3.2古水系研究实例

利用地震数据和钻井、测井成果对艾协克工区塔河3、4号油田区的古水系进行了研究。

首先将艾协克三维工区的地震数据体沿双峰灰岩顶面

地震反射波进行层拉平处理。再将拉平后的三维数据体加载到三维可视化软件中，然后通过调整振幅属性，沿拉平后的双峰灰岩顶面向下分析，在奥陶系顶面附近，黑色振幅连接成树枝状，类似水系的展布（图4）；在奥陶系顶面以下约150 m左右，观察到一组黑色振幅连成树枝状，也类似水系的展布（图5）。根据钻井资料S64井在奥陶系风化面附近钻遇角砾灰岩，代表着溶沟充填物沉积。S61井在奥陶系顶面以下198.4 m处放空1.29 m，钻遇溶洞。S64井、S61井又正好处于树枝状黑色振幅连线附近，所以树枝状的振幅分布，很有可能是古水系的地震反映。

对靠近奥陶系顶部的地表水系和奥陶系内部的地下水系发育情况进行了分析，塔河3、4号油田区古水系发育具有以下特征：

（1）本区奥陶系顶面古构造上呈现北高南低的格局，水系较发育，水由北向南流。

（2）本区主要发育4组水系。以中间的两组水系为主。地表及地下水系均呈树枝状分布。除主干河道外，还有许多分支河道。分支河道向下游逐渐汇聚。

（3）本区地表与地下水系有很强的相关性，且地表水系较地下水系发育。

（4）本区南部各水系汇聚成主干河道，分支河道不发育，与本区中上奥陶统覆盖地区相吻合，地表及地下水系主要发育在中上奥陶统缺失区。中、上奥陶统尖灭线附近，为海水、淡水交汇地区，是混合岩溶的有利发育区。

（5）古水系的发育与本区南北、北东、北西向三组断裂、裂缝发育有关。

（6）对比塔河3号油田和塔河4号油田地表及地下水系；可以看出塔河4号油田区分支河道多于塔河3号油田区。

（7）从本区已完钻井的油气产出情况与地表、地下水系的发育状况分析，处于多支分支河道交汇处的钻井，如S48井有较高的油气产能。水系不发育的地区油气产出也较少，甚至没有产出，如TK303井。

图4艾协克三维工区奥陶系顶面附近（3448ms）地震切片图（层拉平后）Fig.4Seismic slices near the top of Ordovician system in IXK 3D area(after horizon flatten）

利用地震资料进行古水系研究，为古岩溶发育研究提供了基础数据。分析认为，分支河道交会地区是岩溶洞穴发育的有利区域，主干河道和分支河道不发育的地区为储层发育的不利地区。这种方法为地下河、溶洞的展布研究，塔河油区储层地质模式的建立提供了可靠的地质依据。

3.3储层预测的地球物理参数方法应用效果

（1）反演波阻抗的应用效果

为进一步研究艾协克三维工区奥陶系碳酸盐岩储层的横向变化规律，利用该区三维地震保幅数据体和工区内已完钻的T401、T402、TK405、TK406、S46、S47、T302、TK303、S61、S62等10口钻井的测井资料，进行了测井约束的地震反演。

图6为预测井 TK407井波阻抗反演剖面，钻井揭示 TK407井的油气层主要集中在5391.5～5478m，即风化面以下80m范围以内（约30ms）。与波阻抗剖面上的奥陶系风化面以下33ms内的低波阻抗相对应，吻合很好。

利用上述方法对区内钻井逐个分析，约束井的吻合率约为70％～80％，检验、预测井成功率为60％～76％。

（2）振幅参数应用效果

为更客观地分析振幅属性参数，我们选用井周围约50m范围内的振幅平均值，作为该井附近的振幅值。分析振幅值与相应油气储层的关系，确定振幅门槛值。通过分析奥陶系顶面以下20ms时窗内各参数平均值，艾协克工区振幅门槛值为2400，艾协克北工区为7000，牧场北工区为7400（振幅为相对值，量纲一）。经预测井TK407、TK408等钻井钻探证明该参数预测的成功率约为68％～80％。

图5艾协克三维工区奥陶系内部（3496ms）地震切片图（层拉平后）Fig.5Seismic slices of Ordovician system in IXK 3D area(after horizon flatten）

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

（3）相干参数应用效果

按照与振幅参数相同的分析方法，确定奥陶系顶面以下约20ms时窗以内的门槛值为：艾协克北三维相关门槛值为9.05％（相对值），艾协克工区门槛值为33％（相对值），牧场北门槛值为95％（相对值），这些值不同是由于各工区数据没有做归一化处理。经T4K 07、TK408等井钻探证实，相干参数在各工区有较高的成功率。

3.4模式识别油气预测方法应用效果

为了能够在有利储集层分布区，进一步判别储集空间内的含油气性和间接判别充填物性质，对塔河地区碳酸盐岩储层进行了模式识别油气预测，取得了一定效果。

图7过S71井模式识别异常剖面图Fig.7The section of pattern recognition anomalies cross well S71

在牧场北工区利用S48、T401井作为油井样本，LN27井作为干井样本，进行了模式识别处理。本次模式识别所选用的时窗为36 ms，特征参数主要选择伯格谱、自相关、自回归模型参数。如图7为预测井S71井模式识别油气预测异常剖面图，由图分析S71井可望钻获工业油气流，后经实钻证实预测是正确的。

3.5地球物理多参数分析技术应用

（1）直方图分析技术应用

利用直方图分析技术对所求取的各项沿层的地震参数，比如沿层的振幅、相干值、波阻抗、模式识别异常、频率异常等进行量化分析。

以艾协克北奥陶系顶面以下20ms时窗内的平均波阻抗分析为例，通过平均波阻抗的直方图分析，该区沿层平均波阻抗值主要集中在11000到14500之间（数值为相对值）。综合分析实钻井油气储层与波阻抗的之间的关系，确定门槛值为12800，将低于12800的波阻抗分布的范围展在平面图上，根据具体情况调整波阻抗值的选择范围，使预测区域中已知钻井的吻合率达到70％以上，这时就可以对有利储层的预测分布范围进行外推。

（2）二维交会图分析技术应用

利用二维交会的方式，将沿层任意两种地球物理参数进行分析，比如对牧场北三维工区奥陶系顶面以下20 ms时窗内的平均相干值、振幅、波阻抗的等进行两两交会，从而分析各参数间的关系以及两种参数与储层的关系。选择弱振幅、弱相干的参数，通过RAVE的发射功能，就可以将所选中的两种参数的有利分布范围展到平面图上。还可以调整两种参数范围，分析有利储层的平面展布范围。

（3）三维交会图分析技术应用

三维交会图是利用三种参数进行交会分析的技术，如图8为艾协克工区奥陶系顶面以下20 ms平均相干、波阻抗、振幅的三维交会图，图中黑区为选择的弱相干、弱振幅、低波阻抗的有利参数区，利用RAVE的功能就可以直接将有利参数所代表的储层有利分布范围展布到平面图上（图9）。利用这种方法可以综合三种参数进行评价分析，确定有利储集体的分布，减少单个参数的局限性。

图8艾协克三维工区平均相干、振幅、波阻抗三维交会图（O₁顶面以下20ms)Fig.8The 3D cross plot of average coherent coefficient、amplitude、impedance in IXK 3D area (20 ms under the top of O₁）

总之，上述分析方法技术为参数的量化分析和多参数综合分析提供了可靠的技术手段。

4结论

经过几年的实践，逐步形成了一套适合于塔北碳酸盐岩储层预测的方法组合，其中主要包括测井约束地震反演、地震约束的测井反演、相干体计算、振幅提取等方法。

利用模式识别方法进行油气预测，为在碳酸盐岩储层发育带寻找油气储层提供了有效的辅助技术手段。利用三维地震数据体层拉平技术，进行古地貌、古水系研究，为建立塔河地区岩溶发育的地质模式奠定了基础。

碳酸盐岩有利储层的地球物理特征一般表现为：低波阻抗（低速度）、低振幅、弱相关性、较低的频率等。因各工区地震数据不同，其门槛值也不同。应分区分别建立碳酸盐岩储层的地球物理模式。储层预测不能靠单一的技术方法，每种方法都有其自身的适应性和局限性，必须坚持多参数综合评价分析的方针。直方图分析和交会图分析技术为多参数分析研究提供了有效的技术手段。

图9艾协克三维工区平均相干、振幅、波阻抗分析有利储层分布图（O1顶面以下20 ms) Fig.9Distribution offavorablereservoir by the analysis of average coherent coefficient、amplitude、impedance in IXK 3D area(20 ms under thetop of O1）

上述方法技术在塔河碳酸盐岩储层预测研究方面取得明显效果，但还需在今后的工作中不断总结、改进、完善、提高，为碳酸盐岩油气勘探发挥更大作用。

参考文献

[1]N·P·詹姆斯、P·W·肖凯．胡文海、胡征钦等译．古岩溶．北京：石油工业出版社，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 碳酸盐岩热储层测井系列

1.碳酸盐岩裂缝型储层测井系列

标准测井:比例尺1∶500;测试项目:2.5m梯度电阻率、0.5m电位;自然电位;

综合测井:比例尺1∶200;测试项目:双侧向-微侧向;补偿声波;自然伽马;

其他测井:井温、井斜、井径测试。

碳酸盐岩裂缝型储层标准测井加综合测井成果示例如图4-16所示。

2.碳酸盐岩热储地球物理特征

碳酸盐岩剖面的主要岩类是石灰岩、白云岩,部分硬石膏和这些岩类的过渡岩。热储层主要是在巨厚石灰岩和白云岩中的孔隙和裂缝发育带,因此,与砂岩储层不同的是热储层与上下围岩往往具有相同的岩性。

在研究碳酸盐岩储层中,电法测井仍为主要方法。最有效的方法是使用具有不同测深的微侧向测井、侧向测井与4m或8m梯度电极系的组合以及长电位电极系。利用这些方法能分辨出0.5～1.0m的薄夹层,求出的地层电阻率精度也高。自然伽马和孔隙率测井也非常重要,致密的纯石灰岩、白云岩具有低自然伽马和低孔隙度,热储层孔隙度增大(往往在2%～10%)。硬石膏层的典型特征是自然伽马为剖面最低值,电阻率为最高值,且体积密度最大,容易判断。

溶洞型热储层:弹性波强烈衰减,因而在声幅曲线上可以以极小值划分出溶洞热储层。微侧向测井曲线幅度值变化剧烈,用侧向、声波(ΔT)和中子-伽马测井曲线常常不好划分。对于溶洞-孔隙型储层,弹性波衰减增高,高波幅度值降低,微侧向曲线出现剧烈锯齿状。

图4-16 某碳酸盐岩地热井测井成果图

裂缝型热储层:弹性波显着衰减。微侧向测井曲线电阻率剧烈跳跃——从最小值到最大值,岩石具较高或高的电阻率(几十至几百Ω·m);自然电位幅度差很小,呈现弱的负(或正)异常;自然放射性低;中子-伽马读数高(达5～6条件单位);由于泥岩沿裂缝侵入很深,横向测井曲线为两层曲线。

实际上,碳酸盐岩很难有单一的热储层,多为混合型热储层。主要有孔隙-裂缝型储层、溶洞-裂缝型储层、溶洞-裂缝-孔隙型储层。

孔隙-裂缝型储层常与孔隙型储层不易区别,但由于钻井液沿裂缝侵入很深,因此,在大多数情况下,横向测井曲线是三层高侵曲线。

溶洞-裂缝型储层与裂缝型储层特征相似。

溶洞-裂缝-孔隙型储层比较复杂,电测井、声波速度测井和中子-伽马测井的综合资料,区分其显示与孔隙型储层一样,但利用衰减声波测井资料在划分溶洞-裂缝-孔隙型储层与孔隙型储层有很大的效果。

在实际判断碳酸盐岩热储层时,应首先确定低电阻率层;其次利用自然伽马曲线的相对高值排除其中的泥质层;然后根据侧向电阻率曲线的差异和孔隙率测井曲线的显示特征圈定出热储层,并进一步判断其渗透性的好坏。

⑥ 碳酸盐岩油气藏测井评价

碳酸盐岩作为油气重要的储集层早已由于大量的油气产出被世人广泛接受，但其储层的评价技术及效果与碎屑砂岩的评价技术相比较所面临的困难及挑战性要大得多，其主要的原因表现在岩石具有极强的非均质性，传统的评价方法和模型适用能力差，给出的结果不确定性程度高。随着成像测井技术的发展，提高了碳酸盐岩的测井评价能力，同时拓宽了评价的范围，取得了很大进展。

9.2.1 储层的主要特性

碳酸盐岩地层主要的岩性是碳酸盐岩和白云岩，主要的沉积环境有海相沉积、陆相岩溶沉积，储集空间主要有基质孔隙、裂缝、溶蚀孔洞、溶洞。碳酸盐岩油气藏由于储层的孔隙结构和渗流特性的不同，形成不同类型的油气层，衍生了不同的评价难度，需要采用不同应对性的分析思路和评价方法，进行储层评价。

1)孔隙型碳酸盐岩储层的测井响应特征与碎屑岩相似，基本能适用于碎屑岩的分析思路和测井评价方法，但仍要注意具有的其他特殊性，如骨架、裂缝等因素的影响。

2)裂缝与孔隙都十分发育的碳酸盐岩储层，虽然具有复杂的双重孔隙空间，由于缝、孔、洞十分发育，储层连通性好，使得碳酸盐岩储层固有的非均质性明显退化，趋于各向同性。具有这种储层特性的油气藏，往往有比较统一的气－水或油－水界面，如任丘、王庄油田等。这是碳酸盐岩复杂储层评价中比较简单的一种类型，基本可借鉴碎屑岩的分析思路和测井评价方法。主要的特殊性表现在:油气水层的显示特点与孔隙度有十分密切的关系，需要作过细分析。

3)具有强烈非均质性的复杂储集空间型碳酸盐岩储层，是目前评价难度最大的主要类型，也是勘探和分析的难点和重点。

9.2.2 基本思路和评价方法

(1)基本思路

重新审视碳酸盐岩的岩石物理特性。强烈的非均质性引起复杂的导电和渗流的传输特性，润湿性的差异，表现在反映储层孔隙结构指数m、n值的变化非常大，导致描述碎屑岩导电特性的电阻率经验公式———阿尔奇公式的不适应性，孔隙度、渗透率及其他岩石特性之间也出现更为复杂的关系。近期研究表明，碳酸盐岩储层的原生、次生孔隙网络、裂缝网络等都具有分形结构，它们的形状、大小和位置，孔隙度、渗透率以及其他属性的非均匀分布，都可以用分形几何很好地描述，仅用少量的参数 ( 例如分数维) 便可以表征这些貌似复杂的现象，而该分数维与阿尔奇公式的 m 值直接相关。

搞清碳酸盐岩的岩性。在钻井液性质合适的条件下，岩性密度测井综合其他常规测井资料基本上可解决碳酸盐岩岩性问题，针对岩性复杂且层薄的情况，可采用测井新技术———地层元素测井来解决岩性识别问题。

分析与描述储层裂缝特性。裂缝发育及分布规律与地质构造密切相关，分析与描述储层的裂缝特性及其分布格局，可有效指导油气藏的勘探和开发方案的设计。

分析原生孔隙与次生孔隙匹配关系，特别是分析裂缝与孔隙、溶孔、溶洞的匹配关系。尽管裂缝对储集层孔隙度的贡献不突出，但对渗透率的贡献是巨大的。油田勘探实践表明，原生孔隙与次生孔隙的匹配，或者说总孔隙与裂缝、溶蚀孔隙度的相互匹配是决定裂缝性储层储、渗性能优劣和产能大小的主要因素。总体上说，次生孔隙 ( 裂缝和溶蚀孔隙) 的大小往往具有主导作用。

分析微孔隙、中孔隙、大孔隙的类型和分布。研究发现，孔径小于 0. 5μm 的微孔隙中通常大部分为束缚水，小部分是油气; 孔径在 0. 5 ～5μm 之间的中孔隙，含有大量的油气; 孔径大于 5μm 的大孔隙，在许多碳酸盐岩储层中，对油气产量起着很大的作用，但常常成为早期水窜的通道，使相当部分的油气滞留在中孔隙内。同时，在研究中利用了核磁共振测井技术评价孔喉半径。

( 2) 评价方法

1) 储层的综合评价。采用三孔隙度测井与核磁孔隙度测井结合，计算地层孔隙度包括总孔隙度、有效孔隙度、自由流体孔隙度和束缚水孔隙度。在划分大、中、微三种孔隙系统的基础上，采用核磁共振测井计算地层渗透率; 结合阵列声波测井，进一步评价储层的渗流特性。提高电阻率 － 孔隙度测井组合，利用双重孔隙模型计算地层含水饱和度的可信度; 探讨利用核磁共振确定的束缚水饱和度计算油气层的油气饱和度; 探讨利用核磁共振 T₂分布谱转换为毛管压力曲线，确定自由水界面以上油气层的饱和度。

2) 井旁构造分析。通过对成像测井资料的精确处理、解释，提供各段地层的产状、接触关系和断层发育情况，分析井旁构造形态。

3) 岩石结构与孔隙结构的描述: 根据成像测井、核磁共振的结合，描述碳酸储层的岩石结构、原生与次生孔隙度的发育和匹配情况。

4) 裂缝及储层有效性分析: 通过成像测井、偶极横波阵列测井、核磁共振的综合分析，分析天然裂缝 ( 开启缝与充填缝) 、诱导缝和断层等的发育情况，提供产状及其纵向分布特点，通过定量计算裂缝、流体渗流等有关参数和 T2分布形态，分析裂缝的连通性和储层的有效性，描述储层的静态与动态特性，划分储层类型。

5) 地应力分析和岩石力学参数计算: 根据成像测井、偶极横波阵列测井和双井径的综合分析，确定现今地应力方向和可能的古应力方向，估算最大、最小主应力数值; 计算岩石力学参数，分析井眼稳定性，进行压裂高度预测进一步分析地层的非均质性。

9. 2. 3 实例分析

( 1) 测井油气水层评价

普光气田是中国石化近几年成功勘探的一个特大型气田，普光构造主要目的层段为三叠系飞仙关组及二叠系长兴组海相碳酸盐岩地层，储层类型以孔隙型为主，裂缝次之，储层岩性主要为白云岩及含灰质白云岩。从区域特征看，飞二段至飞一段与长兴组分界以上地层多发育100m左右的白云岩或岩性较纯的灰岩，储层的孔隙以粒间溶孔、晶间、晶粒、溶孔和鲕模型孔为主，孔隙度在2%～15%，最大孔隙度可达到20%以上，平均7%左右。

图9.2.1 普光×井测井资料显示气水界面的实例(据曾文冲等，2006)

实践表明，在裂缝不发育的情况下，利用常规测井资料可有效识别储集层流体性质(图9.2.1)，储集层段自然伽马为低值，6101.8～6141.5m为气层储集段，深侧向测量电阻率为200～20000Ω·m，双侧向电阻率明显正差异，气测具有异常显示;6141.5～6205m为气水过渡带，深侧向测量电阻率为50～1000Ω·m，深侧向电阻率明显低于其相邻的气层，但高于下面的水层，其间的高电阻率多是由于地层物性变差引起;6205m以下为主要产水段，深侧向测量电阻率为30～130Ω·m，双侧向电阻率负差异。

(2)测井地质参数计算

在普光气田，根据其储层物性特征，采用了岩性密度等能很好反映地层岩性的测井项目，首先计算地层矿物成分，然后考虑到气对孔隙度测量的影响，建立了测井解释模型，计算的孔隙度与岩心分析孔隙度对比，其相关系数达到0.9059，计算结果满足了储量申报的要求(图9.2.2)。

图9.2.2 测井与岩心分析孔隙度对比

对于裂缝性储层，利用常规测井资料很难反映裂缝及次生孔隙的响应特征，成像测井特别是微电阻率扫描成像测井在解决该类储层的评价方面提供了有效手段。通过对成像测井资料定量处理，可得到裂缝平均宽度、裂缝长度、裂缝密度、裂缝视孔隙度等参数，为测井储层有效评价及储量计算提供了可靠依据。图9.2.3是渤深6－X井裂缝参数定量分析成果图。图中，FVDC为裂缝密度，FVTL为裂缝长度，FVA为裂缝平均宽度，FVAH为水动力宽度，FVPA为裂缝孔隙度。

(3)井旁构造解释

地层微电阻率扫描成像测井(FMI)可清楚地显示井周地质特征，帮助分析断层、褶皱、层理、裂缝等地质现象，并能准确地确定出其位置、形态等，如断层就能确定出断层的断点位置、断距的大小及断层的走向等。

富台油田是胜利探区“九五”以来新探明的碳酸盐岩裂缝性油气藏，断裂系统复杂。在该油田的大多数井中都测了微电阻率扫描成像测井，为进行精细构造解释提供了可靠依据。例如车古X03井，其地层产状的倾向基本上都是北北西倾，变化不大。地层倾角模式显示在3880～4020m之间存在一个很大的正断裂带，断裂带内小断面很发育;在3950～3970m存在有较大的断面(图9.2.4)。断裂带的走向基本上是东西向。由断裂带引起小断层、地层变形及断裂带附近的角砾岩等在FMI成像图上清晰可见。再如在车古X05井，在4012m附近存在一个小的褶皱构造现象，是什么原因造成车古X03井及车古X05井这种断裂、变形褶皱等构造现象发生的呢?是因为该井正处在潜山中部的地堑块上，由于该地堑块的深度分割，加上埕南大断层东倾和二台阶断层落差大，使得车古X0－车古X01断块在向东滑时失去支撑而倾倒在下降盘上，从而形成地层断裂及褶皱等构造，甚至在局部呈现逆断层的特点。

图9.2.3 渤深6－X井裂缝参数定量分析

通过对FMI成像测井资料的解释，可以确定出井点所在位置的各种地质构造现象，通过对多井构造现象的综合研究，就可以确定出区域地质构造特征。另外利用FMI成像资料还可以细化地震剖面的精细解释，提高地震剖面的解释精度，从而为油田的勘探开发提供更为可靠准确的基础数据和资料。

此外，对于碳酸盐岩地层，裂缝发育分布规律及有效性评价也是一个主要的研究内容。比如，通过成像图与双侧向或方位电阻率成像测井比较，判断裂缝的有效性。当裂缝径向延伸大时，深浅侧向电阻率读数均降低，当裂缝径向延伸较小时，浅侧向电阻率读数降低，深侧向电阻率读数无明显变化。

图9.2.4 车古X03井断层识别成果示意图

⑦ 碳酸盐岩缝洞型储层成因及识别

碳酸盐岩缝洞型储层中既有裂缝又有溶蚀孔洞，主要受原始岩性、构造和岩溶的综合影响。对碳酸盐岩缝洞型储层的研究，主要包括以下几个方面:①碳酸盐岩缝洞型储层储集空间类型、储层类型描述;②碳酸盐岩缝洞型储层沉积作用研究;③构造演化对岩溶缝洞系统的控制作用;④缝洞型储层的识别，包括岩心、录井及测井等;⑤缝洞型储层的预测研究，包括利用地球物理方法和地质构造方法等;⑥缝洞型储层的地质建模等。从微观到宏观对碳酸盐岩储集空间进行综合研究，搞清古岩溶地貌特征及古岩溶发育规律，对指导碳酸盐岩油气田的勘探开发具有重要意义。

一、缝洞型储层特征

缝洞型储层的主要储集空间，由大小不等的溶洞、裂缝和溶蚀孔隙组成，大型洞穴是最主要的储集空间，而基质孔隙一般欠发育，裂缝起主要沟通作用。一般将溶蚀孔径大于5～15mm者视为溶洞，而连续延伸的溶洞则称为溶洞系统或洞穴系统(Ford，1988)。

按行业标准，缝洞型储层储集空间进一步可划分为:大孔、中孔、小孔、微孔，巨洞、大洞、中洞、小洞，巨缝、大缝、中缝、小缝、微缝(表6-1)。

表6-1 碳酸盐岩孔、洞、缝尺度级别划分

从观察尺度，可将碳酸盐岩储集空间进一步分为宏观缝洞储集空间类型和微观孔缝储集空间类型。宏观缝洞储集空间类型包括岩心描述统计的洞、缝及钻井放空、井喷、井漏形成的大型溶洞，(包括测井资料解释的大型溶洞)。如塔里木盆地轮南西LG15井钻揭奥陶系20.5m，钻遇溶洞发育段累计放空2.09m;LG432井距风化壳59m，井深5645～5720m处为一大型溶洞，洞内已被灰绿色泥质粉砂岩、灰质粉砂岩充填。大型溶洞纵向上一般发育在距风化壳顶面50～140m的潜流岩溶带;横向上一般发育在古地貌岩溶斜坡带。微观孔缝储集空间类型包括铸体薄片、电镜扫描观察的直径小于2mm的孔隙和缝宽小于1mm的微裂缝。微观孔隙包括晶间孔、晶间溶孔和粒内孔。微裂缝包括构造缝、压溶缝和溶蚀缝等。

按储集空间组合类型可进一步分为裂缝型、裂缝孔洞型、孔洞型及洞穴型等。裂缝型储集层的裂缝既是储集空间，同时也是渗滤通道，具有低孔高渗的特点。裂缝孔洞型储层的储集空间主要是孔洞，裂缝是主要的渗滤通道，这类储层虽然孔隙度不太高，但渗透性能较好，储层品质好，测试获高产油流。孔洞型储层的储集空间主要是孔洞，这类储层如果没有裂缝沟通难以获得产能。洞穴型储层的储集空间主要有未充填或半充填的大型溶洞，如表层岩溶带的落水洞、囊状洞、沿裂缝溶蚀的串珠状溶洞。

二、缝洞型储层发育主控因素

缝洞型储层储集空间多样，形成主控因素复杂，总体上分为内因和外因两大类。内因主要指岩性与物性;外因包括气候条件、断裂强度、古地貌、古水系、植被及暴露时间等，外因中气候条件是主控因素(袁道先等，1987;Ford et al.，1989;James et al.，1988)。

1.岩性对缝洞型储层发育的控制作用

有利的沉积相带是储层发育的基础。岩石的可溶性取决于岩石自身的物质成分、组构和物理化学性质。总体上灰岩比白云岩易溶;同样是灰岩，生物礁灰岩、粒屑灰岩、泥晶灰岩更容易被溶蚀，泥质灰岩不易溶蚀。在岩石组构对其可溶性的影响方面，一是粗粒结构岩石的粒间孔隙发育、连通性好，侵蚀性水流可沿粒间空隙扩散溶滤，进而弥散到整个岩石之中，以致呈现出“空间溶蚀”特征;二是原生孔隙发育的岩石(如礁灰岩)，其溶蚀作用也强烈。

2.岩溶作用对储层的控制作用

岩溶(Karst)是一种成岩相(Esteban et al.，1983)，是碳酸盐岩(包括蒸发岩)暴露于大气水成岩环境中，由含CO₂的地表水和地下水对可溶性岩石的溶解、淋滤、侵蚀、搬运和沉积等一系列破坏和改造作用以及形成的水文、地貌现象的综合，既包括化学过程，也包括物理过程。Wright(1982)将古岩溶定义为“被年青沉积物或沉积岩所埋藏的岩溶”，一般意义的古岩溶是指地质历史阶段的岩溶;但这个历史阶段是指新生代前，还是第四纪以前，目前还有较大争议。

(1)古岩溶作用类型

虽然不同学者对岩溶的划分还存在差异(Bathurst，1975;Longman，1980;Tucker，1990;Palmer，1991)，但总体上可划分为准同生岩溶、表生岩溶和埋藏岩溶三大类(表6-2)。

表6-2 古岩溶成因类型及特征

图6-1 塔里木盆地塔北地区岩溶类型分布模式

表生岩溶受构造不整合面和古构造等影响较大，主要表现为垂向分带性明显的复杂孔洞缝网络结构，发育一些标型特征，如钙质壳，古土壤，铝土矿，淡红色方解石晶体，溶蚀沟、坑、天坑，新月形状、悬垂和纤维状渗滤砂或胶结物，岩溶角砾及与地下暗河有关的机械流水沉积。埋藏溶蚀主要受断裂与深部流体控制，往往发育与中低温热液有关的异形铁白云石、萤石、闪锌矿、磁黄铁矿等矿物以及塌陷构造、裂隙结构、不规则的角砾(化)岩体等。根据对塔里木盆地塔北地区岩溶储层的研究，奥陶系岩溶发育类型以层间与潜山+顺层岩溶为主，可以划分为塔河-轮南型与哈拉哈塘型两种类型。其中，塔河-轮南型处于构造高部位，坡度大，水动力条件强，形成典型的喀斯特岩溶;哈拉哈塘型处于构造低部位，地势平缓，水动力条件差，以层间岩溶与潜山+顺层岩溶发育为主(图6-1)。

(2)古岩溶分带

碳酸盐岩岩溶体系在垂向上呈现分带特征。从上而下依次分为表层岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带。每个岩溶带发育特征明显，在横向上具有一定的发育规律，呈准层状分布。

表层岩溶带:一般发育在古风化壳附近及向下渗流带上部，厚度一般小于50m。主要受地表附近大气淡水影响，包括地表塌积、生物剥蚀和一定的沉积作用;岩溶方式以大气淡水的地表径流为主，岩溶产物主要为大气淡水产生的地表径流(CO₂含量高，溶蚀能力强)冲刷、溶蚀过程中形成的一些溶沟、溶洞、溶缝、溶蚀洼地、溶蚀漏斗及落水洞等，其充填物主要为地表残积物和洞壁塌积物;地表沉积物多为棕色—红色等氧化沉积，包括铝土质和垮塌角砾等。其储集层主要为裂缝、溶蚀孔洞构成，充填作用较小，具有大量的有效储集空间，且由于裂缝发育，其连通性较好，是目前勘探的最有利层段。在钻井过程中往往出现井涌、放空、井漏等现象，如轮古15井5736～5750m累计放空3段，共2.09m。

渗流岩溶带:位于表层岩溶带与最高潜水面之间，厚30～120m，最厚可达150m。以地表水系向下渗滤或沿早期裂缝向下渗流发生淋滤溶蚀作用为主，以垂直方向岩溶作用为主;其发育深度与岩溶作用强度、所处构造部位、潜水面高低等有关。以形成中小型或大型瓶颈状、葫芦状、囊状、串珠状溶洞、溶蚀裂缝为特征，洞底通常向岩溶洼地方向延伸，直至洞与洞相连，形成巨大的缝-洞储集空间。由于形成的孔洞、溶蚀裂缝多呈垂向分布，因此该岩溶带的充填程度相对较小，仅见溶蚀裂缝的局部方解石充填和较少部分溶蚀孔洞的砂泥岩充填。若形成的溶蚀洞穴经受不住上部及其围岩的压力，可形成潜山顶面的塌陷溶洞。该岩溶带也是目前勘探的最有利层段。塔里木盆地轮古西地区已钻揭井渗流带发育厚度从12.3m到119m变化不等，一般在120m以内。

潜流岩溶带:位于地下潜水面附近，厚50～80m。一般来说，具有一定开启度的构造裂缝切割的深度，就是潜流岩溶带发育的底部。该带地下水十分活跃，水流多呈横向流动，通常处于CaCO₃不饱和状态，因而具有广泛的溶解作用，首先将方解石、文石溶解形成溶蚀孔洞，然后逐渐扩大成中小型、大中型以至大型溶洞(暗河)。由于构造裂缝发育，岩溶水多沿构造裂缝的走向流动，使得该岩溶带的溶蚀孔洞多相互连通，形成一个巨大的储集体。由于水流呈横向流动，由地表带进来的泥沙，容易在洞穴低凹部位或水流较缓的地段形成砂泥沉积物，甚至能够表现出较好的韵律和层理，在洞穴局部或部分洞穴会形成砂泥质的全充填和半充填。由于地下水流的不断冲刷与溶蚀，溶蚀洞穴也会不断扩大，在洞穴底部常会形成洞穴垮塌岩。该岩溶带也是目前勘探的有利层段。

3.古地貌对岩溶储层的控制作用

古地貌对岩溶储层的发育起着重要的控制作用。岩溶古地貌可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶洼地3种类型。岩溶高地，表层及渗流岩溶带发育，以供水为主，岩溶发育深度大，但充填严重;岩溶斜坡，岩溶发育程度适中，潜流带常发育地下暗河，存在岩溶管道，充填程度小，有利储集空间发育，是油气勘探的主要对象;岩溶洼地溶蚀程度高，发育潜流岩溶，但充填和塌陷严重，且岩溶洼地洞穴含水可能性大。岩溶区的古水系包括地表水和地下水两大类，水系发育受断裂和岩性影响，沿地表水系主干流两侧常发育侧向溶蚀洞穴。如塔里木盆地塔北地区奥陶系岩溶系统发育两期古河道，第一期古河道为一间房组沉积后经短暂暴露在低洼处形成，为高弯度曲流河，上、下游高差小于15m，反映为平缓的古地貌背景;第二期古河道为奥陶系沉积期末桑塔木组经短暂暴露形成，河流具高弯度，宽深比固定，无侧向迁移，上、下游高差小于6m，构造平缓(图6-2)。

图6-2 塔里木盆地塔北地区奥陶系古河道发育图

4.古断裂及裂缝对岩溶储层的控制作用

断裂和构造裂缝决定了原岩的渗透性及渗透方向，这样也就控制了地表径流与地下水流的流动轨迹及方向，由此也决定了岩溶型储集层沿断裂、裂缝发育带呈层状条带分布的特点，往往在断裂、裂缝密集发育区及断裂的拐点、交点处岩溶型储层更为发育，如塔里木盆地塔北地区哈6区块发育3期断裂，以共轭剪切断裂为主，后期雁行断裂与早期X形断裂沟通，连通范围扩大;高角度构造缝、斜交缝及微裂缝等十分发育;多级裂缝相互沟通，形成复杂的网状储层输导系统，为岩溶的形成和改造提供了良好的通道。

5.缝洞充填作用对岩溶储层的影响

缝洞的充填作用对于油气的储存空间有很大的影响。一般来说，表层岩溶带的裂缝、孔洞比较发育，充填程度较低，横向连通性较好，储集性能最佳;渗流岩溶带裂缝发育，溶蚀缝洞相对欠发育，但是这个带作为地表水向下的长期渗流作用带，充填程度较差，具有一定的有效储集空间。渗流岩溶带，地表水经渗流岩溶带渗滤后，水流主要横向流动，由于裂缝和泄水方向的定向作用，水流多向一定的方向流动，因而这个带多形成近水平、横向上连通、巨大的孔洞、洞穴，也就是地下暗河，从地表携带来的泥沙也容易在洞穴中沉积，形成全充填或半充填的孔洞和洞穴，储集性能良好。

三、缝洞型储层识别

古岩溶可从宏观和微观两个方面进行识别，宏观方面包括露头、钻井及录井、岩心、测井、地震和生产过程响应等;微观方面包括薄片、碳氧同位素、微量元素和流体包裹体等。

1.露头识别古岩溶

碳酸盐岩因遭受长期的风化剥蚀及淋滤，宏观特征明显，在露头上可表现为:长期的沉积间断，古侵蚀面上普遍发育铝土质泥岩、铝土矿、黄铁矿或褐铁矿层等风化残积物，存在与侵蚀面伴生的覆盖角砾灰岩、崩塌角砾岩、填隙角砾岩、灰质粉砂岩与泥质粉砂岩等。

2.钻井、录井中的古岩溶标志

岩溶发育段，在钻进中常有钻速加快、放空、蹩跳钻及井漏、井喷现象发生，泥浆槽面常见油花、油膜，岩屑有荧光显示，常见油迹;岩屑砂样中常见自形-半自形方解石晶体;气测油气显示明显，全烃、重烃、烃组分明显提高。轮古油田和塔河油田均有多口井发生放空，如轮古102井累计放空4段，共15.64m;轮古西和轮古7井区也有多口井放空(图6-3)。

图6-3 钻井过程中放空现象

3.岩心中的古岩溶标志

在岩心观察中古岩溶系统识别标志较多，主要有:①小型溶蚀孔洞无充填物或被方解石或砂泥质充填;②小型溶蚀孔洞内壁呈紫红色或褐黄色，多被泥质充填或半充填，孔洞通常呈瓶颈状、葫芦状或串珠状;③洞穴内存在溶洞坍塌形成的角砾岩，如崩塌角砾岩、填隙角砾岩;④洞穴内出现的具层理结构的泥、砂质沉积物，多为岩溶管道系统;⑤洞穴内充填巨晶方解石、钟乳石等自生矿物;⑥高角度溶蚀缝被红色、灰绿色泥质或方解石等充填。

4.测井显示的古岩溶标志

古岩溶测井响应总体表现为三高两低:①自然伽马值升高;②声波时差值升高;③中子孔隙度值升高;④电阻率值降低;⑤岩石密度值降低(张宝民等，2009)。

大型溶洞随着泥质充填程度的增大，测井伽马值由低到高而变化;深浅双侧向、微侧向数值低，且有差异;井径扩径严重;中子、密度、声波曲线变化大。小的溶孔、溶洞在微电阻率成像测井(EMI或FMI)图像上表现为“豹斑”状不规则黑色星点，大型溶洞在EMI或FMI图像上表现为所有极板全是黑色(图6-4)。

图6-4 岩溶孔洞缝的FMI特征

5.地震显示的古岩溶

由于缝洞系统发育处对地震波的吸收衰减增大，溶洞系统一般在地震剖面上表现为“串珠状”特征(图6-5)。频率降低、振幅减弱、杂乱反射、弱反射、串珠状反射(同相轴断续出现或存在复合波)、低速度(降速达20%左右)等地震波谱特征的出现，均预示着有溶洞系统发育。

6.薄片中的古岩溶标志

准同生岩溶的微观识别标志包括:①高能粒屑滩相颗粒灰岩，原生粒间孔内只有第一期纤状环边方解石胶结物被溶蚀，后期粒状方解石或粗晶方解石保存完整;②选择性溶蚀形成粒内溶孔、铸模孔、粒间孔和泥晶套等;③粒间溶孔被渗流粉砂充填;④发育悬垂型或新月型特征的方解石胶结物。

埋藏岩溶的微观识别标志主要有:①孔洞、裂缝充填的含铁方解石、铁白云石及异形白云石等被溶蚀成晶间、晶内孔洞;②沿早期缝合线扩溶，形成压溶缝及溶蚀微孔或未被充填的裂缝;③紧密排列的中粗晶白云石晶体间存在较大晶间孔或晶间溶孔;④有萤石、燧石等热液矿物(王振宇等，2008)。

图6-5 地震剖面中溶洞的串珠状响应

7.岩石地球化学特征

当渗流-潜流、混合水和溶洞成岩环境的碳氧同位素值不相同时，多结合微量元素和流体包裹体等碳酸盐岩储层地球化学方面的研究加以识别。埋藏岩溶作用形成的岩溶缝洞中充填的方解石晶体中包裹体均一化温度都比较高，一般大于90℃。

四、我国碳酸盐岩缝洞型岩溶储层特征与分布

我国油气田缝洞型储层具有以下特征:①古岩溶垂向分带明显，表层岩溶带、垂直渗流带和水平潜流带发育齐全;②储集空间主要由岩溶作用形成的半充填或未充填残余大型溶洞和溶蚀孔洞缝组成，优质储层类型以裂缝-溶蚀孔洞-大型溶洞为主，为各大油气田高产、稳产最重要的储层和主力产层;③储层明显受古岩溶地貌和断层裂缝控制，岩溶斜坡和断裂发育区是储层发育的最有利地区;④埋藏有机溶蚀作用形成的次生孔隙也是重要的有效孔隙，其发育与烃类形成、演化和运聚相匹配;⑤表生岩溶和埋藏有机溶蚀作用的多期次叠加、改造，是古岩溶储层及油气藏形成的最佳组合模式(陈学时，2004)。

1.塔里木盆地塔北地区寒武-奥陶系岩溶储层

塔北地区属残余古隆起，经历了加里东—喜马拉雅期多期构造运动叠加改造，古生界岩溶储层广泛分布。在毗邻复背斜轴部的牙哈、英买32井区，发育印支—燕山期的潜山岩溶储层;自此向南，依次发育晚海西期、早海西期和晚加里东期潜山岩溶储层;被上奥陶统桑塔木组砂泥岩覆盖的古隆起围斜部位，奥陶系碳酸盐岩层系中发育多期顺层深潜流岩溶储层。其中，顺层岩溶储层具有溶洞规模大、充填程度低和缝洞型储层连通性好等特点，如轮古35井，钻井揭示溶洞高达31m，其顶部6m为空洞(图6-6)(张宝民等，2009)。

图6-6 塔里木盆地塔北地区岩溶储层的类型与分布

总体上轮南、塔河油田奥陶系碳酸盐岩3种基本类型的储集空间以不同的组合构成了5类储层:断裂-溶洞型，裂缝-孔洞型，孔洞-裂缝型，裂缝-礁(滩)孔隙型，裂缝型(顾家裕，2001)。

2.塔里木盆地巴楚、塔中地区寒武-奥陶系岩溶储层

塔里木盆地巴楚、塔中地区寒武-奥陶系也广泛发育古岩溶储层，共发育5期3类古岩溶储层，包括:早加里东末期(寒武系顶)和中加里东早期(蓬莱坝组顶)、中期(鹰山组顶)层间岩溶储层，中加里东晚期(良里塔格组)礁滩岩溶储层，以及晚加里东期和早海西期潜山岩溶储层。其中，3期层间岩溶储层广布巴楚、塔中地区，勘探面积达5×10⁴km²以上;良里塔格组礁滩岩溶储层主要沿Ⅰ号台缘带发育，向广阔台内变为一般意义上的潜山岩溶储层，因为良里塔格组与上覆的桑塔木组“黑被子”之间为假整合或微角度不整合接触，沉积间断时间约为2Ma;两期潜山岩溶储层广泛发育在和田河气田-麦盖提斜坡，特别是在塔中主垒带及其以南广大地区。

3.鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组岩溶储层

鄂尔多斯盆地主体面积约25×10⁴km²，中奥陶统马家沟组的分布面积近20×10⁴km²。马家沟组自下而上划分为6个岩性段，顶部马六段基本被剥缺，马五段顶部残缺不全。在盆地中东部，马五段自上而下又分为马五¹至马五¹⁰共10个小层，马五¹-马五⁴的膏云坪含石膏结核、斑点的孔洞型粉晶白云岩构成了主要勘探目的层和靖边气田的储产层。其中，尤以马五¹最为重要，白云岩单层厚3～5m，储层连片稳定分布，气层平均有效厚度为2.40m，面积达4×10⁴km²。

奥陶纪末至上石炭统本溪组沉积之前，晚加里东期-早海西期运动使鄂尔多斯盆地整体抬升，遭受了长达150Ma的风化剥蚀，从而在鄂尔多斯盆地形成广泛分布的岩溶型储层。在盆地主体区，岩溶带厚约30～80m，可划分出地表岩溶残积带、垂直渗流岩溶带和水平潜流岩溶带等。在垂直渗流岩溶带，大气淡水径流沿裂缝垂直高速向下渗流溶蚀，形成以垂向形态为特征的溶蚀孔洞，并多被泥质、粉砂质、淡水方解石及黄铁矿等充填-半充填，形成以裂缝型和孔洞-裂缝型为主的储层段。水平潜流岩溶带因岩溶水受压力梯度控制并沿水平方向流动而形成层流，在潜水面附近，不饱和的地下岩溶水流动交替活跃，水平状岩溶发育。同时，还由于硬石膏(结核)及盐类等易溶矿物的强烈溶蚀，形成富含SO^2-₄的地下水，更加强了对碳酸盐岩的岩溶作用，形成以裂缝-溶蚀孔洞为主的储集体，洞缝相连的储渗体系构成马五¹的最重要天然气储层段。

4.四川盆地威远气田震旦系岩溶储层

据威远气田61口气井统计，古岩溶储层主要分布于震旦系顶部侵蚀面以下12～23m和43～80m的两个层段。震旦系灯影组白云岩古岩溶属多期岩溶作用叠加改造的产物。古岩溶垂向分带明显，风化残积带和渗流-潜流岩溶带发育齐全。其中，残积带由风化残积角砾岩和铁、铝质泥岩组成，厚约3～3.5m;渗流岩溶带主要发育以直立及高角度分布的裂缝、溶缝、岩溶漏管、串珠状溶蚀孔洞、落水洞等组成的洞缝，且大多被泥质、渗流粉砂、粒状白云石、岩溶角砾等充填-半充填，属孔洞-裂缝型或裂缝型储层;潜流岩溶带以近水平方向为主的多套溶蚀孔洞层和洞穴层为特征，发育裂缝-洞穴型、裂缝-孔洞型、孔洞-裂缝型及裂缝型等多种储层类型。

⑧ 测井资料解释方法与技术

测井资料解释可分为定量、半定量和定性三种类型。前者主要由计算机来实现，而后者则主要通过人工分析来完成，两者起着相互补充、相互印证的作用。应当承认，先进的计算机解释技术是实现各种复杂地质分析和数值运算的有力手段，也需要指出，单纯的计算机数据处理，并不能完全解决测井解释面临的各种问题。这是因为测井所要解决的地质、工程问题，一般不能仅用单纯的地质-数学模型及相应的解释方程所描述。它既有数值运算，也包含着由多种经验法则组成的非数值运算。大量事实也证明，使用常规的计算机处理方式，只能为测井解释提供分析问题的手段，而不能最终提供综合解题的能力和自动决策的最佳答案。因此，在测井解释中，充分利用各种有用信息（包括地质、录井、测试和岩心分析资料），认真分析各种可能的情况，借助专家的知识和经验，对提高测井解释的地质效果是十分必要的。下面我们通过对一些地质问题的解决的阐述，说明测井解释的一般方法。

15.6.1 划分钻井地质剖面和识别储集层

测井资料是划分钻井地质剖面的可靠手段，它不仅可以准确确定不同性质岩层的顶底界面，而且可以判别岩性，确定储集层及其储集特性。下面讨论两种主要岩层剖面。

15.6.1.1 碎屑岩剖面

碎屑岩剖面的主要岩类是砂岩（各种粒级）、泥岩和它们的过渡岩类，有时也有砾岩及砂岩与砾岩的过渡岩类。利用目前常规的测井方法，可以较好地解决划分其岩性剖面和确定储集层问题。其中较有效的方法是自然电位、自然伽马和微电极测井，其他测井方法如电阻率和声波等也有重要的辅助作用。

通常，泥岩层都具有正的自然电位和较高的自然伽马读数，微电极系曲线读数最低且无幅度差。砂岩层的显示特征正好与此相反。砂岩岩性纯、孔渗性好，有较明显的自然电位负异常，自然伽马低读数以及微电极系曲线的正幅度差等特征，且井径曲线常表现为实测井径值小于钻头直径。据此，也不难将剖面上的砂岩储集层划分出来，并可进一步根据这些曲线特征的明显程度判断其渗透性的好坏。

剖面上的非渗透性致密岩层，如致密砂岩、砾岩等，其自然电位和自然伽马曲线特征与一般砂岩基本相同，但它们有明显高的电阻率值和低的声波时差读数，容易根据微电极系或球形聚焦曲线，再配合径向电阻率曲线和声波时差曲线将它们划分出来。

利用渗透性地层与非渗透性泥页岩和致密层之间的电性差异，可以划分出储层中的非渗透夹层，进而确定储层的有效厚度。岩层界面的划分，通常是用直观性较好的自然电位或自然伽玛曲线和分层能力较强的微电阻率曲线，同时参考径向电阻率曲线和孔隙度测井曲线来实现。如图15-11是碎屑岩剖面上主要岩性在常规测井曲线上的显示特征和用这些曲线划分岩层剖面及确定储集层的实例。

在实际工作中，我们也可能遇到与所述规律不相符合的一些特殊情况，如含放射性矿物的高伽马储层，含高矿化度地层水的低电阻率储层，以及由于泥浆滤液矿化度大于地层水矿化度而使储层的自然电位曲线表现为正异常等等，对此需根据有关资料做出具体分析。

15.6.1.2 碳酸盐岩剖面

碳酸盐岩剖面的主要岩类是石灰岩、白云岩，也有泥岩、部分硬石膏以及这些岩类的过渡岩。储集层主要是在致密、巨厚石灰岩或白云岩中的孔（洞）隙和裂缝发育带，因此与砂岩储集层不同之处是，它与周围围岩具有相同的岩性。

划分碳酸盐岩剖面的岩性可用常规的自然伽马、径向电阻率和孔隙度测井（声波、密度和中子）曲线。通常，泥岩层具有高伽马、低电阻率和高时差、低密度及高中子孔隙度等特征；致密的纯石灰岩、纯白云岩，具有低的自然伽马和电阻率值高达数千甚至上万欧姆·米的特征，且在孔隙度测井曲线上有较典型的特征值。如石灰岩：Δt=47.5μs/ft（1 ft=0.3048 m），ρ_b=2.71g/cm³，Φ_N=0；白云岩：Δt=43.5μs/ft，ρ_b=2.87g/cm³，Φ_N=0.04；硬石膏的典型特征是，自然伽马为剖面最低值，电阻率为最高值，且体积密度最大（ρ_b=2.98g/cm³），很容易加以识别。

碳酸盐岩剖面上的储集层，由于其孔隙或裂缝发育，泥浆滤液的侵入造成电阻率明显降低（低于围岩），成为区分碳酸盐岩储层与非储层的一个重要标志。电阻率降低的数值与裂缝的发育程度有关。通常可低达数百欧姆·米甚至数十欧姆·米。在孔隙度测井曲线上，储集层的显示特征也较明显，即相对于致密层有较高的时差值，较低密度值和较大的中子孔隙度读数。特别是当裂缝较发育时，声波曲线还常显示出较明显的周波跳跃特征。

在实际划分碳酸盐岩剖面上的储集层时，应首先寻找低电阻率地层；其次，利用自然伽马曲线的相对高值排除其中的泥质层。然后，根据径向电阻率曲线的差异和孔隙度测井曲线的显示特征圈定出储集层，并进一步判断其渗透性的好坏。如图15-12是碳酸盐岩剖面上主要岩性及储层的测井响应特征实例。

15.6.2 确定储集层参数

在前述的测井分析程序中，我们已经介绍了几种主要储集层参数（孔隙度、饱和度和渗透率等）的常规确定方法，这里仅就程序中未能涉及到的一些问题作进一步补充。

图15-11 碎屑岩剖面主要岩性及储层的测井响应特征实例

图15-12 碳酸盐岩剖面主要岩性及储层的测井响应特征实例

15.6.2.1 确定孔隙度

在用孔隙度测井资料确定储层孔隙度时，对于高、中、低孔隙度的地层剖面，使用三孔隙度系列，一般都有较强的求解能力。也广泛使用单一的声波测井方法计算孔隙度，因为它的探测深度较深，对井眼条件的敏感性较低，且受岩石中可能存在的重矿物的影响较小。若再用岩心分析数据对声波测井资料求得的孔隙度作进一步刻度，一般都能满足储层评价中定量计算孔隙度的要求。

也需要指出，岩石的声波速度不是仅与孔隙度有关，它还受岩性、压实程度、胶结程度、孔隙结构，以及孔隙流体性质等诸多因素的制约。因此，线性形式的威利时间平均公式常常不足以表达这种复杂的关系。1986年，法国道塔尔石油公司通过声波时差与孔隙度之间关系的研究，提出了“声波地层因素”概念，其表示式为

勘查技术工程学

或

勘查技术工程学

式中：F_ac为声波地层因素；x为岩性指数，与岩性和孔隙结构有关。对于砂岩、石灰岩和白云岩，x的经验值分别为1.6，1.76和2.00。

由于式（15.6-1）与电阻率地层因素-孔隙度关系式十分相似，故有“声波地层因素公式”之称。将其表示成孔隙度的计算形式为

勘查技术工程学

在给出岩石的岩性指数和骨架声波时差之后，可由该式计算孔隙度。它的特点是不需要作声波压实校正，也不需要流体声波时差，因而避免了这两个参数引起的误差。该式不适用于天然气层。

对于天然气储层，特别是疏松的高孔隙砂岩含气层，当声波曲线出现周波跳跃时，将无法用声波曲线计算可靠的孔隙度值。此时可用中子、密度测井由下式近似估算气层孔隙度

勘查技术工程学

式中：φ_N、φ_D分别是中子、密度测井计算的孔隙度值（%）。

对于裂缝性储层，提出了一种利用电阻率测井资料计算裂缝孔隙度的方法。由于这类储层的总孔隙度由岩块孔隙度φ_b和裂缝孔隙度φ_f两部分构成，假定岩层浅部裂缝中有泥浆侵入而岩块孔隙及岩层深处的裂缝中无泥浆侵入，则根据并联电路原理和阿尔奇方程可导出计算裂缝孔隙度的方程为

勘查技术工程学

式中：R_m为泥浆电阻率；m_f为裂缝的孔隙度指数，通常为1～1.3。

15.6.2.2 确定饱和度

目前，在常规测井解释中主要是利用电阻率测井资料，由阿尔奇方程计算油气储层的含水饱和度。尽管阿尔奇方程在应用中也暴露出了许多问题，但它仍是目前指导油气层测井解释的理论基础。实践表明，用好阿尔奇方程的关键，是根据岩石类型和岩石结构正确确定方程中的经验系数a、m、n和b，或根据对具体储层的研究，提出一些针对性强和更加适用的派生公式。下面列举几种评价泥质砂岩和碳酸盐岩油气层的几种派生饱和度公式。

（1）分散泥质砂岩油气层饱和度方程

勘查技术工程学

式中：q为分散泥质含量，它是分散泥质体积占岩石总孔隙体积之比，即q=V_SH／V_φ，

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（2）层状泥质砂岩油气层饱和度方程

勘查技术工程学

式中：V_SH为层状泥质砂岩的泥质含量；φ为层状泥质砂岩的有效孔隙度，它与纯砂岩部分的有效孔隙度φ_SD之间的关系为φ=φ_SD（1-V_SH）。

（3）混合泥质砂岩油气层饱和度方程

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（4）裂缝性碳酸盐岩油气层饱和度方程

岩块含水饱和度由下式计算

勘查技术工程学

式中：R_tb为岩块电阻率；m_b和n_b分别是岩块孔隙度指数和饱和度指数；R_tb为岩块真电阻率，可由下式确定

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m_f为裂缝的孔隙度指数。

裂缝含水饱和度目前还很难根据测井资料直接确定，它与裂缝壁的束缚水厚度h_bW成正比，而与裂缝宽度b成反比。通常认为，只要裂缝宽度大于10μm，裂缝含水饱和度将小于5%。因此，一般情况下，裂缝性油气层的裂缝含油气饱和度特别高。

裂缝性油气层的总含水饱和度S_Wt等于裂缝含水饱和度与岩块含水饱和度的算术加权和。若用V_f表示裂缝孔隙度占岩石总孔隙度的是百分数（称为裂缝分布指数），则

勘查技术工程学

另外，也可用电阻率测井资料计算，即

勘查技术工程学

式中m和n为总孔隙度指数和总含水饱和度指数，R_TC为裂隙性地层的真电阻率。

15.6.2.3 确定渗透率

确定储集岩石的渗透率是测井解释的一个难题，主要原因是影响岩石渗透率的因素较多，随机性较强，加之目前还缺乏能直接反映岩石渗透率的测井手段。因而，现有的方法基本上都是通过统计分析建立由测井计算的孔隙度、束缚水饱和度与岩心分析渗透率之间的经验关系式。局限性较大，很难达到地质分析所要求的精度。

应用核磁共振测井资料计算储层渗透率是目前较有效的方法。岩心实验分析得出的计算渗透率的两个主要经验公式是

SDR方程

勘查技术工程学

Timur方程

勘查技术工程学

式中：φ_NMR为核磁测井求得的孔隙度；φ_F和φ_B分别是自由流体和束缚水孔隙度；T_2log为T₂的对数平均，C、a₁、a₂、b₁和b₂为经验系数。对于砂岩地层，通常取a₁=4，a₂=2，b₁=1，b₂=2。系数C₁和C₂对于不同地区或层段可能不一样，可通过实验分析确定。一般情况下（砂岩），C₁=4，C₂=10。

⑨ 勘探实践与认识

塔河油田勘探的不断发展依赖于正确的理论指导。勘探对象的变化，迫切需要新的理论。在塔河油田长期的攻关研究、勘探实践与油气发现过程中，解剖了碳酸盐岩大型古隆起岩溶缝洞型油藏成藏机理，逐步建立起塔里木盆地海相碳酸盐岩成油理论。同时，也形成了一套适合于塔河油田勘探的方法技术系列，取得了很好的应用效果和显着的经济效益。

4.3.3.1 提出“逼近主力烃源岩，立足大型古隆起、古斜坡寻找大型油气田”的勘探思路，发现了塔河油田，创立了具有中国特色的海相碳酸盐岩成油理论

1996年前阿克库勒凸起钻了多口工业油气流井，有些为高产工业油气流，但试采不能稳产；塔河油田范围内也钻了多口井均见油气显示，测试没有获得油气流。对油藏类型、规模以及能否形成大油气田认识不足；缺乏储层预测、改造技术、侧钻井等技术，制约了发现。

在长期的勘探实践中，认识到克拉通盆地古生界具有巨大的油气潜力，是培育大型油气田的目标区，逐步提出并坚持了“逼近主力烃源岩，以大型古隆起、古斜坡、古潜山为勘探目标，靠近大型断裂、大型不整合面寻找大型油气田”的勘探思路。并且认识到寻找塔里木克拉通盆地大型油气田的主要目标是下古生界碳酸盐岩。

反复实践中总结出来的理论与思路，指导了塔河油田的发现。

4.3.3.2 进一步提出了碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏成藏理论，指导了勘探部署，带来了塔河油田储量快速增长

（1）岩溶缝洞型油气藏特征和海西期岩溶发育主控因素与储层发育规律认识的深入指导了勘探部署，提高了勘探井的成功率，带来了储量快速增长

在塔河油田的勘探实践过程中，逐步加深了对油藏特征及其主控因素的认识，进一步认识到塔河地区奥陶系大型岩溶缝洞型圈闭叠合连片含油、不均匀富集的特点，认识到岩溶作用形成的岩溶缝洞储层是控制油气富集的主要因素，同时认识到海西早期是塔河油田主体最主要的岩溶期次。

在对海西早期岩溶的主控因素与储层发育规律认识基础上，指出阿克库勒凸起轴部裂缝发育，是海西早期岩溶缝洞型储层发育的有利地区；同时，岩溶地貌也是控制岩溶发育的重要因素，岩溶斜坡是岩溶缝洞型储层发育的有利地区。因此，阿克库勒凸起轴部与岩溶斜坡的叠合部位是岩溶缝洞型储层发育最有利的地区。随着认识的提高，及时调整勘探部署，加大了该区的勘探部署力度，提高了勘探井的成功率，探井成功率达到75%，并带来了储量快速增长。相继提交7、2、8区探明储量18268×10⁴t油当量。基本探明塔河大油田的主体部分。这一阶段是塔河油田储量快速增长的时期，同时也带动了塔里木盆地原油产量的快速增长。

（2）加里东中期岩溶的发现，进一步开拓了勘探范围

通过“十五”前期的勘探和研究，加里东期古构造、古岩溶研究取得重大进展，为塔河油田南扩提供了科学依据，加快了向外围甩开部署的步伐。塔河油田南部在中奥陶统一间房组与上奥陶统恰尔巴克组之间，以及上奥陶统内部（良里塔格组与桑塔木组间）存在间断，即加里东中期至少存在两幕岩溶作用（第一幕和第二幕）（图4-14）。同时对加里东中期岩溶作用所形成的有利储层分布区主要有两类。①阿克库勒凸起的轴部，凸起轴部裂缝发育，因而加里东中期岩溶也发育。所以阿克库勒凸起的轴部的西南倾没端是岩溶储层发育的有利部位；②沿加里东中期所形成的断裂发育有利储层，如S112、S106井在加里东中期断裂附近，钻获高产油气流。在此认识基础上，加快了对该领域的勘探步伐，S96、S106、S112、S117等一大批井获得油气突破，相继提交探明储量31409×10⁴t油当量。

加里东中期岩溶对上奥陶统覆盖区中下奥陶统及上奥陶统良里塔格组碳酸盐岩的油气勘探具有重要意义，对该区奥陶系碳酸盐岩缝洞系统的形成具有重要作用，为塔河油田向南扩大提供了科学依据，使塔河油田的勘探面积向南（含南东和南西）扩大了3700km²，从而扩大了该区的油气前景。

（3）深化了塔河油田成藏特征认识，奥陶系油藏西扩获得重大突破，发现了艾丁油区

在对塔河奥陶系油藏多期成藏与改造认识指导下，提出艾丁地区岩溶缝洞型储层受控于早期断

图4-14 塔河奥陶系岩溶储层纵向分布模式及岩溶发育范围示意图

裂和加里东中期岩溶作用，呈条带状发育。海西早期油气成藏，海西早、晚期构造运动时期，该地区处于岩溶低部位，受该期岩溶作用影响较小，古油藏遭受破坏作用较弱，保留重质油藏。在此认识指导下，部署的一批钻井获得突破，AD4、AD5、AD7等井在塔河奥陶系一间房组获得高产工业油气流，如AD4井20mm油嘴，日产油1024t，气4868m³。截至2006年8月6日，已累计产油47827.8t，产气140×10⁴m³。该区2007年预计提交石油探明储量7200×10⁴t，近两年有望提交探明石油储量超过2×10⁸t，为千万吨油田建设奠定了坚实的资源基础。

4.3.3.3 坚持立体勘探思路，指导了碎屑岩领域的勘探，实现了新地区、新领域的突破

复式油气藏是指一个具有不同含油层系、不同油气藏类型、不同成因组成的含油气区。由于油源充沛，构造变动频繁，油气运移十分活跃，多类型油气圈闭和多油气层相互交错叠置，在地下有机的排列组合，有规律的分布。多期构造运动、多期油气成藏决定复式油气藏是塔里木盆地的重要特征，并是其增储上产的重要领域。塔河油田紧邻阿—满生油坳陷，是一个由奥陶系岩溶缝洞油藏、古生界碎屑岩油藏与中新生界碎屑岩油藏组成的多层系、多领域含油的典型复式油气藏。

通过对碎屑岩领域成藏地质条件及成藏规律的深入认识，提出喜马拉雅期构造反转控制着油气的调整运移二次成藏，塔河油田南部处于相对高部位，是油气调整运移聚集的指向区，所以是上古生界和中生界碎屑岩的油气富集有利区。在此认识基础上进行了部署调整，加大了对该领域的勘探力度，最终实现了油气突破。

在整个塔河区域整体背景上，针对三叠系、白垩系和第三系开展成藏规律与主控因素研究，指出各领域的有利油气聚集区，为进一步甩开勘探提供指导。三叠系油气分布东比西好，南比北好。成藏时间为中新世-上新世。三叠系油气富集明显受控于现今三叠系整体东南高、西北低的构造格局。三叠系油气成藏受控于连通下伏油藏与三叠系储层的断裂的形成期和三叠系的构造面貌。指出石炭系盐边、盐上地区是三叠系勘探的有利地区。

截至2006年底，三叠系累计探明储量5178.85×10⁴t油当量（石油3308.55×10⁴t、气187.03×10⁸m³）；油气勘探成果取得了丰硕的成果。

4.3.3.4 工程、工艺技术的发展支撑了塔河油田的快速发展

油气勘探是一个需要多兵种、多学科联合作战的行业。塔河地区1995年以前就已经在奥陶系碳酸盐岩发现油气，并且获不稳定的油气流，但由于勘探技术与勘探对象不适应，未形成规模，亦未进行全面评价、开发。随着“八五”、“九五”以来，塔里木盆地油气勘探科技攻关的加强，勘探评价预测技术的综合配套和集成，强化和提升了复杂目标的勘探本领，从而在取得重大油气突破的同时，也形成了一套适合于塔河油田勘探的方法技术系列，取得了很好的应用效果和显着的经济效益。主要表现在以下几个方面。

（1）碳酸盐岩储层测井定量解释技术

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层大多以裂缝、溶洞型储集空间为主，在纵向及横向上的非均质性极强，测井储层识别与评价十分困难。针对这一世界性难题，通过“十五”期间的勘探开发实践与科研攻关，开发出一套包括成像测井技术、长源距声波全波测井技术、综合裂缝概率模型技术、双侧向电阻率及差异识别裂缝、双井径与钻头直径差值识别裂缝、声波、密度测井识别裂缝、自然伽马能谱测井识别裂缝、常规测井资料识别溶洞、全波、偶极声波识别缝、洞发育段等技术方法系列。通过岩心-成像测井-常规测井的标定，定量解释储层，有效地解决了碳酸盐岩缝洞型储层测井识别与评价难题，在勘探、开发井的完井选层、储量计算与油藏开发进行了广泛的应用，取得良好的效果。

（2）地震岩溶缝洞储层预测技术

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层大都位于5300m以下，埋藏深，裂缝、溶洞型储集空间在纵向及横向上的非均质性极强，储层预测与识别评价十分困难。面对这样一项世界级难题，通过几年的勘探开发实践和攻关研究，建立了一套适合塔河油田碳酸盐岩储层的预测评价方法技术系列，主要包括以三维地震联片处理技术、地震属性提取、振幅变化率、相干体计算、三维可视化、地震测井联合反演、波形分析、地震反射特征研究、利用相干体、断裂解释技术、模型正演技术、多尺度边缘检测技术、分频处理技术等。解决了塔河油田碳酸盐岩岩溶缝洞型储集体预测与识别评价难题，建立了岩溶缝洞储层的地震响应特征，并在塔河油田勘探开发中进行了广泛的应用，提高了储层预测精度，为钻井部署、储量计算和油田开发提供了依据，为历年来储量任务的完成奠定了基础。经实钻验证储层预测的吻合率高达90%以上，开发钻井建产率达到80%。

（3）酸化压裂储层改造技术

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏储集空间以溶蚀孔洞、裂缝为主，储层非均质性强，连通性差、孔喉配合度低，这些都直接影响其原始渗流能力，完井后大多无自喷能力。显然，对这类连通性较差的碳酸盐岩储层，必须进行酸压改造，以形成一定丰度的具有一定导流能力的酸蚀裂缝，沟通油气渗流通道，使油井正常自喷生产。

通过技术攻关与实践，形成了由前期清除技术、前置酸压技术、交替注入技术、快速助排技术、高排量施工、压前压后油井管理及酸压效果评估等技术组成的一套成熟的前置液酸压工艺。经推广应用，极大地改善了储层的渗流能力，大幅度提高了油气产量，打破了制约油气田评价和产能建设的瓶颈，取得了突出的经济效益。

经过几年的发展与完善，形成了以CX-206、xR-140、BD1-6B、DG-130等体系为主的胶凝酸系列及表面活性剂缓速酸和乳化酸多种酸液体系，使塔河油田酸压工艺和胶凝剂产品达到了国际领先水平。2004年为了降低胶凝酸中聚合物含量，减少储层伤害，研究开发了低伤害胶凝酸体系，使得聚合物加量减少到0.6%。同时针对目前很多储层异常高温高压的特点，开发了温控变黏酸体系，并在S110、S113、S119、TK209CH、T758成功应用，取得了较好的工艺效果，酸压井均取得了良好的储层流体评价。

针对目前储层埋藏更深、温度更高特点，在进一步提高目前已发展应用成熟的压裂液体系性能基础上，我们优选了性能更为优良的有机锆交联剂。使0.6%GRJ-11与有机锆交联剂OBZ（OBZ-A∶OBZ-B=10∶1）形成的冻胶在剪切初期具有300mPa·s以上的表观黏度，120min时黏度达到134mPa·s。

（4）超深层复杂地层钻井技术

“十五”期间，随着塔河地区勘探进一步向外围扩展，天山南地区开始探索前陆盆地领域，勘探井目的层深度均＞6000m，同时，还需解决过石炭系盐层钻井、复杂构造地层钻井等世界性难题。通过近几年的实践和攻关研究，建立了一套包括穿盐钻井技术、欠平衡钻井技术、特超深井钻井技术等超深层钻井工艺技术系列，取得了明显的效果。

（5）短半径侧钻技术

前已述及，塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层非均一性强。一口钻井未获工业油气流，不能表明该地区储层不发育，没有油气藏，往往在其周围就有储层发育的部位。地球物理储层预测技术可在该井周围确定储层发育部位，利用短半径侧钻技术在该井进行侧钻，往往可取得良好的效果。利用这项技术“解放”了一批未获工业油气流的钻井，表明塔河油田整体含油、不均匀富集的特征，为储量提交和产能建设奠定基础。

通过以上关键技术的配套应用，为塔河油田的成功实现评价、探明与滚动勘探开发提供了坚实的技术支撑。

（6）碎屑岩隐蔽圈闭识别与评价技术

“十五”以来，针对塔河地区中生界碎屑岩低幅度、岩性及复合型隐蔽圈闭落实难度大，逐渐摸索出了以地震资料精细标定解释、速度研究、地震振幅属性提取分析等技术为核心的隐蔽圈闭识别与评价技术，加大了科技攻关和综合研究力度，相继发现了一批岩性倾尖灭型非背斜圈闭（如THN1井、YT1井）和受岩性上倾尖灭+断裂控制的非背斜圈闭（如AT2井）并部署钻井，相继测试获工业油流，开拓了塔河南三叠系辫状三角洲河道、河口坝油气勘探的新领域。非背斜领域的突破，发现了新的圈闭类型，开拓了新的勘探领域，进一步说明塔河油田碎屑岩勘探领域具有较好的勘探前景，同时开发了一套“以振幅找油”为核心的成熟的碎屑岩隐蔽圈闭落实与评价技术，为碎屑岩领域油气勘探奠定了坚实的物质和技术基础。

⑩ 碳酸盐岩储层特征与有效储层的预测

碳酸盐岩储层是海相层序中最常见的一类储层，也是海相层序在石油地质条件上有别于陆相层序的一个重要方面。海相碳酸盐岩作为储层的最大特点是储集物性的非均质性强。由这类储层产生的圈闭和形成的相关油气藏有较大的隐蔽性，对其分布的预测难度较大。最近10年来，随着在鄂尔多斯盆地中部发现靖边古生界大气田，在塔里木盆地发现塔河、塔中与和田河奥陶系大中型油田和气田，在四川盆地石炭系、二叠系与三叠系发现相国寺、傅家庙、渡口河、阳高寺与磨溪等一系列碳酸盐岩气田，使对碳酸盐岩储层特征的认识与有效储层的预测技术有了很大进展。

（一）碳酸盐岩储层发育特征与分布规律

碳酸盐岩储层在我国海相层序中分布的时代从前寒武系到中新生界共10个系21个地层组（表1-1），时代跨度很大。碳酸盐岩作为储层，一类是原生的，包括颗粒碳酸盐岩

表1-1 中国海相碳酸盐岩油气层分布表

图1-13 轮南地区奥陶系风化壳油气藏模式示意图

（3）碳酸盐岩储层识别与评价的测井技术

主要包括声波电视成像测井技术和长源距声波全波测井技术等。

a.声波电视成像测井技术：通过对塔河油田声波电视测井数据处理，将声波电视幅度图像和传播时间图并排显示，可进行与井眼相交的倾斜裂缝、张开裂缝、闭合裂缝对比分析，根据从声波电视图像上提取的各井裂缝倾向、倾角信息，作出各井奥陶系井段的裂缝产状施密特图，较客观地描述裂缝-孔洞型储层特征。

b.长源距声波全波测井技术：运用长源距声波全波测井测得的一段数据，编辑“裂缝指示”曲线，建立塔河油田综合裂缝概率模型。

3）碳酸盐岩储层油气判别技术

对塔河油田碳酸盐岩储层的含油气性，主要利用模式识别、稳健烃类检测系统、多参数聚类分析技术进行了研究探索。

（1）模式识别预测含油气性：利用模式识别处理技术进行碳酸盐岩储层含油气性预测，预测成功率为60%左右。本模式识别方法只是二维油气预测，预测精度受到一定限制。

（2）稳健烃类检测系统应用：通过对已知钻井的分析和预测井的验证，“稳健烃类检测系统”反映下奥陶统碳酸盐岩储层含油性最敏感的特征参数 F w，其响应特征为：对于高产油井，Fw存在良好的低异常；对于干井，Fw 为高值；对于低产井或中等偏低产量的井，Fw存在不显着的低异常。

（3）多参数聚类分析技术：利用二维交会的方式，将沿层任意两种地球物理参数进行分析，如平均相干、振幅的二维交会图，或利用三种参数进行交会分析，如平均相干、波阻抗、振幅的三维交会图，进行含油气性预测，也取得了较好效果。

（4）碳酸盐岩储层含油气性综合预测：充分利用模式识别、烃类检测的二维预测结果，综合利用振幅、振幅变化率、相干、波阻抗、层速度等多种参数平面分布特征与油气的对应关系，结合已完钻井油气成果与古地貌、古水系的对比研究成果，综合判识储层含油性，效果更加明显。

（5）碳酸盐岩储层识别技术：这一预测技术经过在塔河油田的探索性研究、应用，已初见成效。主要是多方位地震资料各向异性处理技术、构造应力场分析技术和频率差异分析溶蚀识别技术。

通过这一技术的探索应用和上述各种地球物理参数的分析评价，综合钻井、岩心等资料，可预测碳酸盐岩裂缝及溶洞型储层的有利发育区带，进而对储层的区域分布进行综合评价预测。

4）非地震技术

在判别塔里木盆地“丘状异常体”地质属性为“火成岩”、“礁丘异常体”、“局部发育的砂体”中，采用了高精度航磁资料进行正演计算及数据处理，排除了其为火成岩体的可能性。再结合速度分析，认为这些异常体为礁丘的反映。

除此之外，高精度重力勘探、重力测井技术、遥感技术在碳酸盐岩储层及储集体预测中亦具有一定的应用价值。

上述分析表明，碳酸盐岩储层具有显着的非均质性和隐蔽性，预测难度较大。其分布受原始沉积相带及成岩后生作用控制。原生性的储层受沉积相带的控制较明显，通过沉积相研究并结合地震预测可以较好地圈定其分布范围。而在海相碳酸盐岩储层中占主导地位的，主要是由成岩和后生作用形成的储层，预测难度就很大。对其分布范围的客观预测除要寻找有利于后期储层发育的高能沉积相带外，还要找寻溶解作用、断裂作用和白云岩化作用的有利区带，由于这些作用时空上的不均一性，因而要完全掌握它的规律难度很大，甚至在有些情况下还不可能。这就只能依靠综合研究的不断深化和新技术的应用，逐步去逼近客观实际。碳酸盐岩储层的预测技术正在不断发展中。通过地震反射特征、地震属性分析、测井信息评价、测井-地震联合反演以及非地震技术，预测有利储层的分布。但应该承认，目前技术还只能对碳酸盐岩非均质储层的分布给出轮廓性的预测，要描述储层发育的细节，一方面要提高预测的精度，另一方面要想方设法描述空间分布的连续性。应该说，发展碳酸盐岩储层预测技术还任重而道远。