地理学报影响因素

钱 星

（广州海洋地质调查局 广州 510760）

作者简介：钱星（1985—），男，助理工程师，主要从事海洋石油地质方面的科研及生产工作。E-mail：made607＠126.com。

摘要 南海东部某油田沙河街组储集层岩石结构复杂，层间差异明显，总体上为低孔低渗型储集层，使用传统的油气测井评价方法解释精度往往较低，常常造成油气层的漏解释或者误解释。依据岩心物性、毛管压力曲线等实验分析数据，以测井相分析为手段和桥梁对储集层进行分类分析，提出了以沉积微相砂体分类为单元的精细测井评价方法。应用此方法对该油田实际井进行测井解释结果表明，以该方法建立的测井解释模型具有较高的精度，为进一步提高储量计算和储集层表征的准确性奠定了基础。

关键词 低孔低渗储集层 沉积微相 孔隙结构 精细测井解

1 引言

储集层参数模型的精度直接影响着储量计算和储集层表征的准确性。低孔低渗油气藏与中高孔渗油气藏的储层特性有许多不同，一般具有孔隙结构复杂、喉道细小、束缚水饱和度高［1～3］等特点。

常见的针对低孔低渗储层参数模型的研究思路主要以细分储集层类型来研究岩电参数规律，从而达到提高储集层参数模型精度的目的［4～9］。大量的研究表明，在测井精细解释的过程中，有效的对储集层进行分类分析是提高解释精度的有效手段。周灿灿等［10］依据岩石物理理论，提出岩石相控建模的概念对近源砂岩进行有效分类；张龙海等［11］以地层流动带指数和储集层品质指数来研究岩石物理分类的有效方法；这些分类方法对储层参数模型建模都具有一定的实际指导意义。

南海东部某油田沙河街组储层孔隙度平均值一般小于20％，渗透率平均值小于50×10-3μm2，为典型的低孔低渗储层［12］，其储层质量主要受原始沉积环境和成岩作用所控制［13～17］。

纵观低孔低渗储层成因的各因素，结合研究区低孔低渗储层成因特点，本文试以沉积微相分类为思路来细分储集层，使得测井解释岩电参数模型更加准确，从而达到对该地区低孔低渗储集层进行精细测井解释之目的。

2 低孔低渗储层与沉积相带之间的关系

南海东部某油田沙河街组沙二段为扇三角洲沉积，主要为扇三角洲前缘亚相，进一步可分为水下分流河道、水下分流河道间、河口坝和远砂坝微相；沙三段为较深水湖泊环境下的浊积扇沉积，发育有扇根、扇中、扇前缘亚相，其沙河街组沉积分析综合柱状图如图1所示［18～19］。

依据常规物性分析数据，对各微相砂体的孔隙度和渗透率统计分析表明（图2）：沙三段各微相砂体总体上表现为低孔低渗的物性特征，其中，扇根砂体孔隙度分布范围7.9％～16.9％，平均13.3％，渗透率分布范围0.01～39.9 mD，平均1.19 mD；扇主体砂体孔隙度分布范围3.8％～17.0％，平均13.0％，渗透率分布范围0.05～49.7 mD，平均4.0 mD；扇前缘砂体孔隙度分布范围1.7％～14.2％，平均4.6％，渗透率分布范围0.01～42.1 mD，平均1.07 mD。沙二段水下分流河道砂体孔隙度分布范围4.5％～24％，平均13.17％，渗透率分布范围0.005～466.5 mD，平均42.89 mD，表现为中低孔渗；河口坝砂体孔隙度分布范围5.2％～12.6％，平均8.93％，渗透率分布范围0.006～0.43mD，平均0.09 mD，与沙三段各微相砂体一样，表现为低孔渗的物性特征。

由此可见，沉积作用的差异使得各微相砂体储层物性不同，研究区低孔低渗储层主要发育于扇三角洲沉积的河口坝及近岸水下扇沉积的扇根、扇主体、扇前缘砂体之中。

3 各沉积微相砂体的孔隙结构特征

在对该油田各井测井相分析的基础上，依据毛管压力实验分析数据，对具有不同物性特征的各微相砂体其孔隙结构进行分析，根据毛管压力曲线的主要特征，其孔隙结构可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四种类型（图3），其中水下分流河道砂体主要以I、Ⅱ类为主，Ⅰ类曲线排驱压力较低，小于0.2 MPa，最大进汞饱和度大于80％，喉道半径分布大于1.0 μm，喉道相对较大，分选较好，为细喉；Ⅱ类曲线排驱压力介于0.2～0.5MPa之间，最大进汞饱和度大于60％，喉道半径为0.25～1.0μm，喉道细小，分选较差，为特细喉。

而具有低孔渗物性的河口坝、扇根、扇中及扇前缘砂体则主要以Ⅲ、Ⅳ类为主，Ⅲ类曲线排驱压力介于0.5～1.0 MPa之间，最大进汞饱和度小于60％，喉道半径峰值一般都小于0.1～0.25μm，孔喉特别微细，但是分选中等，细歪度的喉道，流通性能较好，属于微细喉；Ⅳ类曲线毛管压力曲线近直立，排驱压力大于1.0 MPa，最大进汞饱和度一般小于50％，在仪器压力范围内读不出中值毛管压力，表示岩石渗流能力极差，喉道半径峰值小于0.1μm，属于特微喉。

由上分析不难看出，在一定的沉积环境背景下，各微相砂体与储层的孔隙结构类型有较好的对应关系，在研究层段主要表现同一微相砂体其孔隙结构具有相似性，不同微相砂体之间孔隙结构特征差异明显的规律。

图1 沙河街组沉积相分析综合柱状图（据杨玉卿［20］修改）

4 在南海东部某油田中的应用

众所周知，在储集层评价中，孔隙结构分析是储集层微观物理研究的核心，不论是砂岩还是碳酸岩，其孔隙、喉道类型以及它们的配合情况，与储集层的物理特性和储集性能有密切关系。对于低孔渗储层中孔隙结构的评价则显得更加重要，其孔隙、喉道的大小、分布以及几何形状不但是影响储层储集能力和渗透特征的主要因素，而且也是影响测井解释评价精度的关键。

图2 各微相砂体储层孔隙度-渗透率关系图

图3 毛管压力曲线类型

在测井解释过程中，常受实际条件的限制，取心段往往较少且分布不均，储层的物性、孔隙结构、岩电参数等实验分析数据有限，分析所得的测井解释参数往往不能较完整的对全区域、全井段储层有所反映。在已知沉积背景的情况下，测井相的划分和分类分析则为解决这一实际难题带来了可能，测井曲线是地层岩性的地球物理响应，相同的微相砂体其地球物理特征具有一定的相似性，以测井相为手段和桥梁，通过研究有分析数据的各微相砂体的孔隙结构特征，进而对相似的砂体间接进行孔隙结构分析，最终研究不同孔隙类型储层的岩电参数变化规律，从而根据地质成因和孔隙结构类型来视储层不同而分开选择参数模型，进而达到对全井段的精细测井解释之目的。

阿尔奇公式是利用电阻率曲线计算含油饱和度的经典方法，公式 中解释参数a、b、n、m的选取对解释结果往往有较大的影响。其中a、b（岩性系数）为与岩性有关的参数，取值一般接近于1；n（饱和度指数）定义了含水饱和度间与储层电性特征间的数量关系；m（胶结指数）表现为地下地质体的一种综合响应，是反映储集层孔隙结构的参数，对孔隙结构具有非均质性的储集层常常变化较大。

针对研究区不同微相砂体储集层孔隙结构具有差异性这一特点，在本次解释中，对不同孔隙结构类型的储层分类分析了其孔隙度与各岩电参数a、b、m、n的变化规律（图4）。分析结果表明，储层的孔隙结构类型和特征对m值的变化起了主导作用，低孔渗储层段胶结指数与孔隙度表现出较好的相关性，非低孔低渗储层段胶结指数m与孔隙度等参数之间则没有明显规律，最终其参数选择见表1。

表1 不同类型储层的a、b、m、n参数值

最终，利用上述方法，对研究区X井沙河街组沙三段的低孔低渗储层段进行了实测井解释，发现了一系列的可能存在的低孔低渗型油气藏，测井解释成图如图5所示。

5 结论

依据实验分析数据，以测井相为手段和桥梁，对南海东部某油田沙河街组储集层分类分析，针对不同孔隙结构类型的储集层选择不同的岩电参数分类进行测井建模解释，可较好地改善和提高低孔低渗储层测井解释的准确性。

图4 不同类型储层孔隙度与m值变化关系

图5 测井解释成果

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Fine logging interpretation of the low porosity ＆ low permeability reservoir ——By a case study of anoilfield in the east of South Sea of China

Qian Xing

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，5 10760）

Abstract：It one-sided or wrongly explains about oil andgas layer by using traditional oil and gaswell logging evaluation because of low porosity and low permeability reservoir as the Shahejie For-mation reservoir texture is complex and different obviously between the layer in an oilfield in theeast of South Sea of China.A more accurate Log Evaluation method of classifying sedimentary mi-cro-faces is proposed by analyzing well logging faces and reservoir bed according to some experi-ments’ data such as core properties experiment or capillary pressure curves experiment.It showsthat the logging interpretation model is more accurate by applying this method to log explanation ofoil field real well，therefore it establishes a theory foundation of more accurate reserve calculationand reservoir charaeterization.

Key words：Low porosity ＆low permeability reservoir Sedimentary microfaciesPore structure Fine logging interpretation

陈新军1，2蔡希源3纪友亮2周卓明1

（1.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，无锡214151；2.同济大学海洋与地球科学学院，上海200092；3.中国石油化工集团公司，北京100027）

摘要 塔里木盆地经历了多期构造运动，造成沉积间断，继而形成了一系列重大的地层不整合面。塔中地区奥陶系主要发育有两个大型的不整合面T47和T07，它们受构造和海平面的共同控制，暴露时间长，规模大，在区域上控制了两期强烈的风化壳岩溶事件的发育。第一期位于下奥陶统顶部不整合面之下，第二期位于上奥陶统顶部不整合面之下，这两期岩溶特征因其上覆不整合面的特征不同而不同。不整合面对岩溶发育的控制主要体现在两个方面：一是不整合面形态对风化壳岩溶发育范围的控制；二是不整合面的强度级别对风化壳岩溶发育深度的控制。

关键词 不整合面 岩溶 塔中地区

The Relationship between the Large Scale Unconformity Surface and Weathering Crust Karst——Ordovician in Central Tarim Area

CHEN Xin-jun1，2，CAI Xi-yuan3，JI You-liang2，ZHOU Zhuo-ming1

（1.Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，SINOPEC，Wuxi，214151；2.School of Ocean and Earth Science，Tongji University，Shanghai200092；3.SINOPEC，Beijing100027）

Abstract The Tarim basin has experienced periods of structure movements and developed a series of large stratigraphic unconformities.The Ordovician has two large unconformity surfaces T47 and T07 in central Tarim area，which were predominated by structure movements and sea level changes.They were exposed for a long time，and locally controlled the development of two periods regolith karst.The first period karst located under the unconformity’s at the top of Lower-Ordovician，the second located under the unconformity at the top of Upper-Ordovician，the character of two periods’ karst are different for their unconformities are different.The effects of the unconformity surface on karst mainly include two aspects：one is that the configuration of unconformities controls the development scale of regolith karst，another is the intensity of unconformities controls the development depth of regolith karst.

Key words unconformity surface karst central Tarim area

地层之间的不整合接触关系是地面露头和地震剖面上常见的地质现象，进行不整合分析对于划分地层层序，确定地层格架和构造运动，分析盆地的形成、演化和改造以及研究与不整合有关的圈闭均具有重要的意义。为此，许多学者曾对不整合的概念、类型及其在油气勘探中的应用进行了广泛的研究，并取得了重要的进展［1］。不整合的认识与研究自18世纪末以来已经历了200年的历史，但仅是在20世纪30年代才因其与油气圈闭有关而受到广泛关注。在总结以往研究成果的基础上，Bates和Jackson［2］在美国地质词汇中对不整合作了这样的定义：它是相接触岩层的构造关系，以沉积间断、风化作用或特别是新岩层沉积前的陆上或水下侵蚀作用为特点，常常（但不总是）表现为地层间的非平行接触关系。然而自20世纪70年代以来，随着地震地层学及层序地层学的发展，地层不整合面被应用在层序地层学中，不整合面更主要的是在成因上与海面相对变动联系起来，并被作为划分层序级别及类型的关键界面。Vail等将作为层序界面的不整合面划分为代表陆架暴露的第一类层序界面和陆架未暴露的第二类层序界面，以分别反映海面的相对下降幅度［2］。但是，并非所有不整合面都可归为低海平面成因，因为多数全球性构造事件在时间上与海面上升期相对应［3］。许效松［4］则从Vail等［5］的两类层序界面划分中独立出第三类层序界面，专指发育于碳酸盐岩层序之上的溶蚀型卡斯特界面，以区别于碎屑海岸由河流回春作用形成的侵蚀界面，并且这一划分是非成因的。

不整合面不仅是构造运动或海面变动事件的记录者，而且还代表了后期地质作用对前期沉积岩（物）的不同性质和程度的改造。这一改造作用通常具有明显的经济价值。风化作用除能直接形成残坡积风化矿床外，与风化面相关的岩溶型油气藏已在碳酸盐岩油气勘探中占据了重要地位［6～8］。与不整合面发育相伴的岩溶作用强度及其分带性是控制碳酸盐岩次生储集空间形成与展布的关键因素。而不同成因的不整合面以不同方式控制着岩溶储层的产出。油气勘探成果证明，世界上许多含油气盆地均发育有碳酸盐岩古风化壳含油气层，据统计，世界油气的20%～30%与不整合面有关，且主要与古风化壳岩溶有关［9］。因此对不整合面进行研究在岩溶储层研究中具有非常重要的意义。

1 区域地质概况

塔里木盆地位于我国西北边陲，面积约56×104km2，是我国最大的内陆盆地。塔中地区在区域构造位置上属中央隆起中段的塔中低隆起，北以塔中1号断裂带与满加尔凹陷相邻，西面及南面分别与阿瓦提凹陷和塘古孜巴斯凹陷呈斜坡过渡关系，东与塔中东凸起相邻（图1）。目前，该区已经开展了大量的基础地质研究工作，经过多年的研究大家对碳酸盐岩储层发育规律已达成基本共识，即岩溶作用是控制碳酸盐岩储层质量的关键因素。为此，众多研究者运用各种理论和方法对碳酸盐岩储层的岩溶发育规律进行了多方面的研究［10～13］。本文从不整合面分析的角度出发来研究风化壳岩溶的发育规律，为油气勘探服务。

2 不整合面发育情况及其特征

塔里木盆地自震旦纪以来，经历了加里东期、海西期、印支期和喜马拉雅期构造旋回，形成了四大构造层［14］。每个构造旋回又发生过多期构造运动，相应地引起了海平面的大规模相对升降变化，造成沉积间断和地层变形，继而形成了一系列重大的地层不整合面。其中，在塔中地区奥陶系主要发育有两个大的不整合面（图2），一个是发育在下奥陶统与中上奥陶统之间的 。另一个是奥陶系顶与志留系之间的区域性不整合面 ，其接触类型主要为上超或削截或顶超。这两个大的不整合面都是由加里东运动造成的，同时受全球性大规模海平面下降的影响［11］，受构造和海平面的共同控制，不整合面 和 暴露时间长、规模大，在区域上控制了两次强烈的暴露岩溶事件的发育。

图1 研究区平面位置图

图2 塔中地区奥陶系大型不整合面

2.1 不整合面

该不整合面在塔里木盆地普遍分布，位于下奥陶统顶，在塔中地区剥蚀程度较大，在剖面上容易识别（图2）。 不整合面形成于早加里东运动时期，此时，塔里木地台第一次受到挤压构造作用，一系列正断层发生反转，构造上拱，受塔中Ⅰ号和Ⅱ号断层上盘隆升的控制，塔中隆起基本成型。隆起部位下奥陶统遭受强烈剥蚀，形成广泛的不整合面，下奥陶统之上普遍缺失了大湾期鹰山组的上部、牯牛潭期、庙坡期的一间房组、恰尔巴克组。两侧的满加尔、塘古巴斯凹陷相对下沉，继续沉积，呈整合接触。

根据塔中地区下奥陶统上覆地层分布图（图3）可以得知，沿塔中Ⅱ号构造带一线，TZ64—TZ18—TZ46—TZ37—TZ9—TZ19—TZ4—TC1—TZ1—TZ25—TZ27 一线以南至 TB1—TZ3—TZ38—TZ48一线的广大地区，下奥陶统之上均缺失了中上奥陶统、志留系，且下奥陶统发育不全，表明该区除了受下奥陶统顶部早加里东期运动影响外，还经受了上奥陶统与志留系之间的晚加里东运动等后期构造运动。因此，该区受构造活动影响较大，挤压抬升幅度较大，古地貌较高，遭受剥蚀程度巨大。

图3 塔中下奥陶统上覆地层分布图

2.2 不整合面

该界面在塔里木盆地普遍分布，位于奥陶系与志留系之间，在塔中地区为角度不整合。不整合面之上的地层主要是碎屑岩，其下主要为碳酸盐岩，在露头、测井及地震剖面上都非常容易识别（图2）。钻井揭示塔中隆起由北向南、由西向东，志留系依次不整合覆于中上奥陶统、中奥陶统和下奥陶统之上。 不整合面形成于加里东运动中、晚期，此时，南天山洋封闭，塔里木盆地发生了大规模的构造运动，受SN向挤压，塔中地区进一步隆升，塔中东部大幅度抬升，地层遭受剥蚀，随着东部地区的抬升剥蚀，前一阶段的西部高点逐渐向西倾没，形成向东翘起的鼻状构造。

根据塔中上奥陶统上覆地层分布图（图4）可以看出，除了下奥陶统裸露区外，塔中大部分地区均有中、上奥陶统分布，并且大部分地区的奥陶系顶部发育有一套泥岩沉积，仅在TZ37—TZ20—TZ16—TZ401—TZ101一线附近，上奥陶统顶的泥岩层缺失，导致中、上奥陶统的灰岩在志留系沉积之前裸露地表遭受剥蚀和溶蚀。

3 岩溶发育特征

塔中地区奥陶系主要发育有两期风化壳岩溶，第一期位于下奥陶统顶部不整合面之下；第二期位于上奥陶统顶部不整合面之下。这两期岩溶发育特征因其上覆不整合面的发育特征不同而不同。

3.1 平面发育特征

从平面上看，下奥陶统顶部的风化壳岩溶分布范围较大，岩溶作用比较强烈，溶蚀深度较大。主要分布在塔中Ⅱ号构造带、TZ3—TZ7井区、TZ48—TZ38井区、TG1井区和TB2井区。

图4 塔中上奥陶统上覆地层分布图

上奥陶统顶部的风化壳岩溶早期分布范围很小，岩溶作用也不大，仅在TZ25—TZ27井区分布，随着后期构造运动的改造，在Z1—TZ37—TZ16—TC1—TZ101一线及TB2井周围一定范围内由于缺失上奥陶统泥岩段而形成比较强的岩溶作用，该期岩溶作用在上奥陶统灰岩厚度不大的地区还间接地影响到下奥陶统顶面的岩溶发育。

3.2 纵向发育特征

从纵向上看，在塔中地区两期风化壳岩溶都具有良好的分带性，大致可以分为3个带，自上而下依次为：垂直渗流带、水平潜流带和深部缓流带（图5）。

图5 TZ16井中上奥陶统岩溶带

3.2.1 垂直渗流带

该带常位于不整合面与最高潜水面之间，沉积物以代表古土壤的紫红色泥岩、灰绿色粘土质泥岩、覆盖角砾灰岩及角砾白云岩等为主。岩溶作用以垂直方向为主，常形成一些垂向溶孔、溶缝、侵蚀沟、古梁和孤立的落水洞等。该带的一个最大特点是发育各种裂缝，尤其是风化缝和构造缝，且这些裂缝常被溶蚀。这主要是因为垂直渗流带处于不整合面地表附近，岩石温度随季节变化而变化，岩石在冷热温差悬殊下极易产生风化缝［15］。在这些垂向溶孔、溶缝和溶洞中，常被泥、粉砂、各种成因的角砾（垮塌角砾、构造角砾、岩溶角砾）所充填，有些还被方解石胶结物所充填，这些充填物的形态极不规则，大体上以与围岩垂直或近于垂直的囊状或脉状产出，与围岩呈清晰的溶蚀接触。

垂直渗流带在测井曲线上常呈漏斗型，因为在垂直渗流带中各种胶结、充填作用较强，其储集性能较差，常形成岩溶带中相对致密的岩溶壳，电阻率相对于其下部的潜流带要高，自然伽马测井曲线相对于不整合面顶部要低。在地震剖面上有时可见一些沿不整合面发育的侵蚀沟，呈“V”或“U”型。垂直渗流带的发育深度与岩溶作用强度、所处构造部位和潜水面高低有关，一般在距侵蚀面50m内。

3.2.2 水平潜流带

水平潜流带位于枯水期的最低潜水面之下，距侵蚀面一般30～200m，其厚度与补给区高程有关。该带以发育大量的溶洞和溶孔为主，当然也有一些溶缝，但远不及垂直渗流带发育。这是因为该带处于包水带，地下水十分活跃，并多沿水平方向流动，在潜水面附近，地下水不饱和，CO2含量高，分压大，岩溶地下水交替快，溶蚀作用强，易形成水平溶洞，甚至地下暗河，由于构造运动引起的地表升降，在古岩溶地层中可形成若干层水平溶洞［16］。

水平潜流带在自然伽马曲线与电阻率曲线上都表现为低值，深、浅侧向电阻率间具有较大的正幅度差。在地震上，该带常表现为低能量、低频率和弱反射，反射轴的连续性极差。若地下暗河发育，该带在地震剖面上表现为一弱反射带，且与相邻反射呈切割接触，呈一水平囊状体。水平潜流带由于具有大量的孔洞和溶缝，即使被充填，也仍有许多有效储集空间，因此常成为良好的油气储层。

3.2.3 深部缓流带

该带位于水平潜流带下，最大底界深度是岩溶作用的下限，一般可达侵蚀面下300m左右，该带仅见一些小型水的溶孔和零星溶缝，与普通未发生岩溶作用的层段差别不大，胶结作用在该带较明显。

在对塔中地区岩溶发育特征研究的基础上，建立了该区奥陶系的岩溶地貌发育模式。区内岩溶地貌表现为较大的地形起伏。从整体上看，具明显的北高南低的特征，南北两侧是岩溶高地，中间部位为岩溶谷地，二者之间为岩溶斜坡。

4 不整合面与岩溶发育的关系

影响碳酸盐岩岩溶发育的主要因素有很多，如古气候、海平面的升降以及构造活动等［17］。其中构造不整合面决定了古递降水流平衡面、地下水的深度及活动范围，水动力场大小对碳酸盐岩岩溶发育与否起到了极其重要的作用，尤其是风化壳岩溶。因为碳酸盐岩必须直接出露地表或出露到大气水能改造的范围内才会受大气水中溶解的CO2形成的碳酸溶解［13，15］。构造挤压运动形成隆起，地层出露水面遭受剥蚀，形成不整合面，这为岩溶的发育提供了最基本的条件。研究表明，不整合面对岩溶发育的控制主要体现在两个方面：①古构造所形成的不整合面形态；②古构造的形成不整合面的强度级别。

4.1 不整合面形态对风化壳岩溶发育范围的控制

通过细致研究塔中地区岩溶发育区图（图6）可以发现，塔中地区奥陶纪的岩溶几乎都分布在古构造高点，四周被断层包围形成了构造控制岩溶的格局。在古构造的高点，下奥陶统上部和中上奥陶统顶部的地层在不同时期都出露地表遭受剥蚀，这样下奥陶统顶部和中上奥陶统顶部的灰岩直接出露于不整合面之上，遭受大气水的淋滤、溶蚀，形成风化壳岩溶。也就是说，风化壳岩溶发育范围受不整合面形态的控制，即只有在不整合面发育区域，风化壳岩溶才有可能发生。

图6 塔中地区岩溶发育区示意图

值得注意的是出露于不整合面之上的中上奥陶统顶部灰岩，由于大部分地区发育有一套泥岩沉积，阻隔了中、上奥陶统顶部灰岩与大气水的接触，抑制了风化壳岩溶的发育。这些被泥岩所包围的碳酸盐岩“岩块”区域，在地貌上为高地或丘陵，虽然在志留系前的古地貌背景上存在区域上的地表水古径流体系，但对这些呈地貌高地的碳酸盐岩“岩块”来说，其区域古地表径流的作用不太大。这些“岩块”区的大气水渗入，补给主要靠“岩块”自身捕获的大气降水。另外，这些“岩块”区顶部的岩性和岩相特征也是控制其岩溶作用发育的因素之一。TZ50井区至TZ15井区处于棚内缓坡、棚内洼地与棚缘内的相变区内，其上部的泥质条带灰岩段厚度大、泥质含量高。这些含泥质的泥晶灰岩孔、缝发育较差，可溶解性差，其较低的渗透性和较差的可溶性，影响了岩溶作用的发育。

4.2 不整合面强度级别对风化壳岩溶发育深度的控制

风化壳岩溶发育在垂向上的发育深度不仅与古地貌、构造、岩性和古水文条件等因素有关，而且还与不整合面的强度级别有关。 与 两个不整合面，由于遭受加里东运动的早、中、晚期以及早海西期运动等多期构造运动的叠加改造，其暴露时间长、规模大，为出露于不整合面之上的碳酸盐岩充分接受大气水的淋滤和溶蚀提供了时间及空间上的保证。同时处于大型不整合面下部经过溶蚀的碳酸盐岩，其溶蚀孔、缝及洞一般来说都比较发育，因而大气水十分丰富，并多沿垂直方向渗流形成一些垂向溶孔、溶缝、侵蚀沟和孤立的落水洞等，造成风化壳岩溶发育深度较大。如TZ1井中下奥陶统顶部的风化壳岩溶的影响深度可达不整合面以下700多米。

综上所述，在全球性的海平面大规模下降时形成的大型不整合面对岩溶发育具有控制作用，在古地貌较高部位，由于遭受强烈的剥蚀，缺少泥岩封盖，碳酸盐岩直接出露地表，因而岩溶作用相对较发育。

5 结论

在研究区内，通过不整合面的研究可以得出：多期构造运动和海平面的大规模相对升降变化，形成了区内大型不整合面，并对风化壳岩溶作用产生了一定的控制。风化壳岩溶发育在不整合面的下部，岩溶特征因其上覆不整合面的发育特征不同而不同。不整合面的形态控制了风化壳岩溶发育范围，不整合面的强度级别控制了风化壳岩溶的发育深度。塔中地区中、上奥陶统碳酸盐岩为特低孔和特低渗储层，因此对碳酸盐岩储层的岩溶发育规律进行研究，对于正确预测碳酸盐岩储层的发育规律显得尤为重要。本文将不整合面特征与岩溶作用研究相结合，探讨不整合面对风化壳岩溶发育的控制作用，旨在探索本区碳酸盐岩的油气储层研究的新思路。

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