浅淡塔里木油田储层特征毕业论文

中国大中型油气田主力烃源岩的分布在时代、盆地类型、岩性和沉积环境方面都具有多样性.在地质时代上,从中元古代到新生代(泥盆系除外)均有烃源岩分布,最重要的是在中、新生代.在盆地类型上,有中、新生代的裂谷盆地、古生代早期的克拉通盆地和晚期的前陆盆地、以及中生代的前陆盆地.不同类型盆地的烃源岩的分布、地质地化特征和生烃潜力差别较大.源岩类型有海相碳酸盐岩、泥岩以及海陆过渡相和陆相泥岩、煤系及碳酸盐岩,其中以湖相碎屑岩为主. 根据多方资料查证，得到了中国油气田特征及其分布规律。指出，中国大中型油田主要分布在裂谷型盆地中，大中型油田主要分布在克拉通盆地和山前盆地中；陆相生烃岩是中国大中型油气田的主要生烃岩，生烃岩从早古生代到新生代都有，南中国海和东中国海的古近系和新近系，中国北方的侏罗系和石炭系--二叠系是中国的主要生气层，古近系，新近系，白垩系，侏罗系，三叠系，二叠系是中国的主要生油层；大中型气田的储集层主要为陆源层（中砂岩，细砂岩和砂砾岩），其成因类型为扇三角洲和三角洲体系，碳酸盐储集层主要为裂缝型、风化壳型；油气藏盖层主要为均质泥岩，油气成藏期较晚，绝大多数大中型油气田形成于新生代，在早生代地层中仍有相当储量的油气田未被发现。中国油气资源潜力丰富，大多数盆地的油气田处于开发的早中期，发现大中型油气田的可能性是很大地。 中国的油气储量和世界大多数国家一样主要分布在大中型油气田中。自上世纪50年代初期以来，我国先后在82个主要的大中型沉积盆地开展了油气勘探，发现油田500多个。以下是我国主要的陆上石油产地。大庆油田： 位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市这间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给自足起到了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田。目前，大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在5000万吨以上。 胜利油田： 地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个城市的28个县（区）境内，主要开采范围约平方公里，是我要第二大油田。 辽河油田： 主要分布在辽河中上游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市（地）32县（旗），总面积10万平方公里，产量居全国第三位。 克拉玛依油田： 地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成了792万吨原油配套生产能力（稀油万吨，稠油万吨），从1900年起，陆上原油产量居全国第四位。 四川油田： 地处四川盆地，已有60年的历史，发现油田12个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总量近一半，是我国第一大气田。 华北油田： 位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4喷出日产千吨高产工业油流，发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。1978年原油产量达到1723万吨，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产量原油1千万吨达10年之久。目前原油产量约400多万吨。 大港油田： 位于天津市大港区，其勘探地域辽阔，包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地，总勘探面积34629平方公里，其中大港探区18628平方公里。现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区，形成年产原油430万吨和天然气亿立方米生产能力。目前，发现了千米桥等上亿吨含油气构造，为老油田的增储上产开辟了新的油气区。 中原油田： 地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量亿吨，探明天然气地质储量亿立方米，累计生产原油7723万吨、天然气亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一。 吉林油田： 地处吉林省扶余地区，油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开，先后发现并探明了18个油田，其中扶余、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田，油田生产已达到年产原油350万吨以上，形万了原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模。 河南油田： 地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等8县境内。已累计找到14个油田，探明石油地质储量亿吨及含油面积平方公里。 长庆油田： 勘探区域主要在陕甘宁盆地，勘探总面积约37万平方公里。油气勘探开发建设始于1970年，先后找到了油气田22个，其中油田19个，累计探明油气地质储量万吨（含天然气探明储量亿立方米），目前已成为我国主要的天然气产区，并成为北京天然气的主要输送基地。 江汉油田： 是我国中南地区重要的综合型石油基地。油田主要分布在湖北省境内的潜江、荆沙等7个市县和山东寿光市、广饶县以及湖南省境内衡阳市。先后发现24个油气田，探明含油面积平方公里、含气面积平方公里，累计生产原油万吨、天然气亿立方米。 江苏油田： 油区主要分布在江苏的扬州、盐城、淮阴、镇江4个地区8个县市，已投入开发的油气田22个。目前勘探的主要对象在苏北盆地东台坳陷。 青海油田： 位于青海省西北部柴达木盆地。盆地面积约25万平方公里，沉积面积12万平方公里，具有油气远景的中新生界沉积面积约万平方公里。目前，已探明油田16个，气田6个。 塔里木油田： 位于新疆南部的塔里木盆地。东西长1400公里，南北最宽外520公里，总面积56万平方公里，是我国最大和内陆盆地。中部是号称“死亡之海”的塔克拉玛干大沙漠。1988年轮南2井喷出高产油气流后，经过7年的勘探，已探明9个大中型油气田、26个含油气构造，累计探明油气地质储量亿吨，具备年产500万吨原油；100万吨凝折、25亿立方米天然气的资源保证。 吐哈油田： 位于新疆吐鲁番、哈密盆地境内，负责吐鲁番、哈密盆地的石油勘探。盆地东西长600公、南北宽130公里，面积约5。3万平方公里。于1991年2月全面展开吐哈石油勘探开发会战。截止1995年底，共发现鄯善、温吉桑等14个油气油田和6个含油气构造探明含油气面积平方公里，累计探明石油地质储量亿吨、天然气储量731亿立方米。 玉门油田： 位于甘肃玉门市境内，总面积平方公里。油田于1939年投入开发，1959生产原油曾达到万吨，占当年全国原油产量的。创造了70年代60万吨稳产10年和80年代50万吨稳产10的优异成绩。誉为中国石油工业的摇篮。 除陆地石油资源外，我国的海洋油气资源也十分丰富。中国近海海域发育了一系列沉积盆地，总面积达近百万平方公里，具有丰富的含油气远景。这些沉积盆地自北向南包括：渤海盆地、北黄海盆地、南黄海盆地、东海盆地、冲绳海槽盆地、台西盆地、台西南盆地、台西南盆地、台东盆地、珠江口盆地、北部湾盆地、莺歌海——琼东南盆地、南海南部诸盆地等。中国海上油气勘探主要集中于渤海、黄海、东海及南海北部大陆架。 1966年联合国亚洲及远东经济委员会经过对包括钓鱼岛列岛在内的我国东部海底资源的勘察，得出的结论是，东海大陆架可能是世界上最丰富的油田之一，钓鱼岛附近水域可以成为“第二个中东”。据我国科学家1982年估计，钓鱼岛周围海域的石油储量约为30亿~70亿吨。还有资料反映，该海域海底石油储量约为800亿桶，超过100亿吨。 南海海域更是石油宝库。中国对南海勘探的海域面积仅有16万平方千米，发现的石油储量达亿吨，南海油气资源可开发价值超过20亿万元人民币，在未来20年内只要开发30，每年可以为中国GDP增长贡献1~2个百分点。而有资料显示，仅在南海的曾母盆地、沙巴盆地、万安盆地的石油总储量就将近200亿吨，是世界上尚待开发的大型油藏，其中有一半以上的储量分布在应划归中国管辖的海域。经初步估计，整个南海的石油地质储量大致在230亿至300亿吨之间，约占中国总资源量的三分之一，属于世界四大海洋油气聚集中心之一，有“第二个波斯湾”之称。据中海油2003年年报显示，该公司在南海西部及南海东部的产区，截至2003年底的石油净探明储量为亿桶，占中海油已探明储量的。 到目前为止，渤海湾地区已发现7个亿吨级油田，其中渤海中部的蓬莱19-3油田是迄今为止中国最大的海上油田，又是中国目前第二大整装油田，探明储量达6亿吨，仅次于大庆油田。至2010年，渤海海上油田的产量将达到5550万吨油当量，成为中国油气增长的主体。从以上来看，我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地，其可采资源量172亿吨，占全国的％；天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地，其可采资源量万亿立方米，占全国的％。 从资源深度分布看，我国石油可采资源有80％集中分布在浅层(＜2000米)和中深层(2000米～35 00米)，而深层(3500米～4500米)和超深层(＜4500米)分布较少；天然气资源在浅层、中深层、深层和超深层分布却相对比较均匀。 从地理环境分布看，我国石油可采资源有76％分布在平原、浅海、戈壁和沙漠，天然气可采资源有74％分布在浅海、沙漠、山地、平原和戈壁。 从资源品位看，我国石油可采资源中优质资源占63％，低渗透资源占28％，重油占9％；天然气可采资源中优质资源占76％，低渗透资源占24％。 截至2004年底，我国石油探明可采储量亿吨，待探明可采资源量近144亿吨，石油可采资源探明程度％，处在勘探中期阶段，近中期储量发现处在稳步增长阶段；天然气探明可采储量万亿立方米，待探明可采资源量万亿立方米，天然气可采资源探明程度仅为％，处在勘探早期阶段，近中期储量发现有望快速增长

塔中油气田位于塔里木盆地中部卡塔克隆起上，自1989年发现后，先在中奥陶统一间房组探明储量扩大，近年来，又在下奥陶统鹰山组白云岩中发现大型油田，控制储量达3×108t以上。

塔中隆起奥陶系碳酸盐岩油气勘探从良里塔格组礁滩体到鹰山组风化壳取得了前所未有的重大发现，最主要的一点是勘探思路从构造勘探向储层勘探的转变，这也为配套技术的发展指明了方向。碳酸盐岩储层受沉积-改造的双重控制，改造作用对于改善其储集性能至关重要。塔中地区发育北西向逆冲和北东向走滑的两组断裂，如塔中82井区在塔中Ⅰ号断裂和塔中82走滑断裂的作用下发育级别不同、规模不等的次一级断裂以及裂缝，在断裂带发育的附近，储层裂缝发育，多级次、多方位裂缝的发育与沟通无疑使碳酸盐岩的储集性能得到明显改善。探讨断裂活动对发育优质储层所起的作用以及对储层的改造机制并建立相应的地质模式，对碳酸盐岩储层地质学的深化和油气勘探开发都有其现实意义。

（一）地质背景

塔中隆起位于塔里木盆地中部卡塔克隆起上，北邻满加尔凹陷，西北与阿瓦提凹陷相邻，西邻巴楚隆起，南邻塘沽孜巴斯凹陷，东接塔东低凸起，是一个加里东运动期定型的稳定古隆起。不同规模、方向、期次的断裂将塔中隆起切割成多块，具有“南北分带、东西分块与垂向分层”的特点。塔中隆起总体走向为北西—南东向，平面上自东向西呈扇状发散，形成了塔中隆起东窄西宽的构造格局。北西向逆冲断裂将塔中隆起分成塔中Ⅰ号、塔中10号、塔中Ⅱ号断裂构造带和塔中南缘断裂坡折带等（图7-11）。其中，塔中北斜坡可细分为岩溶下斜坡带、岩溶次高低和岩溶上斜坡带等次级构造单元。北东向走滑断裂将其分割为中东部陡坡区、中部低隆区、中西部缓坡区和西部平台区等。

塔中地区断裂构造的演化受控于塔里木盆地及周边造山带的构造演化。通过地震剖面解释及构造演化分析，塔中隆起自寒武纪以来有5期断裂活动。即早—中寒武世强伸展断裂活动、中—晚奥陶世强挤压逆冲断裂活动、志留纪—早泥盆世走滑断裂活动、二叠纪火成岩活动伴生局部断裂和继承性走滑断裂活动以及新生代陆内造山运动走滑断裂局部调整。

早—中寒武世陆缘拉张，塔里木地块处于强伸展阶段，断裂活动强烈，正断层控制塔中两侧不等厚沉积。早—中寒武世，局部先期短时间内拉张形成小型地堑，到中寒武世末挤压隆升为一个小型凸起。至晚寒武世，构造活动基本处于休止期，断裂不发育。受下伏断层的影响，局部井区上寒武统略厚。

中奥陶世塔里木盆地发生差异沉降活动、周边隆起、逆冲断裂活动。沉积地层发生挤压，在下奥陶统蓬莱坝组和上寒武统内部发育一些“X”型剪切共轭构造。该期构造活动导致塔中地区个别井区因下伏断裂的存在，产生新的走滑断裂，从基底上切至鹰山组。至晚奥陶世，良里塔格组沉积之后，走滑断裂在局部有微弱调整，上切至良里塔格组。上奥陶统桑塔木组沉积之前，良里塔格组遭受剥蚀，地层相对平缓，部分井区地层发生沉降。至晚奥陶世末，南北大洋关闭，满加尔坳拉槽停止活动，塔中地区走滑断裂活动停止。

图7-11 塔中隆起断裂平面分布图

志留纪—早泥盆世，塔里木盆地处于过渡盆地发育阶段，南天山洋先期扩张引起侧向挤压力，后期向北消减，满加尔坳拉槽形成新的坳陷。受海西运动早期构造运动影响，塔中地区走滑断裂活动强烈。至海西运动中期，二叠纪之前，构造运动相对较弱，走滑断裂活动停止。

二叠纪，塔里木地块北部抬升，使盆地向南迁移，结束古生代盆地的演化历史。海西运动晚期火山活动伴生局部断裂、继承性走滑断裂活动，在局部有小幅度调整，先存走滑断裂上切至石炭系标准灰岩段。

喜马拉雅运动期，塔里木盆地处于陆相盆地发育阶段，陆内造山运动，由山前分割性盆地发展为统一的大型前陆盆地。古近纪之前，塔中地区沉积地层持续抬升，因东西向挤压，走滑断裂局部调整。

塔中地区奥陶系为一套巨厚的台地相碳酸盐岩沉积，岩性以浅灰色亮晶砂屑灰岩、泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩和白云质灰岩为主。在暴露侵蚀、埋藏溶蚀、断裂活动、热液改造等作用下，其顶部发育大型岩溶风化壳，在不整合面之下0～220m呈准层状分布。风化壳内发育良好储层，储集空间以溶蚀孔洞和裂缝为主，横向连片、纵向叠置、规模不等，部分裂缝和溶洞被泥质、方解石、石膏或硅质充填或半充填。该风化壳在地震、钻井、测井以及岩心资料上均可识别、区域上可连续追踪对比，例如，地震剖面上一般显示为“串珠状”反射特征，钻井过程中容易出现低钻时、泥浆漏失、放空等现象，自然伽马、声波时差以及深、浅侧向电阻率等测井曲线形状发生突变，岩心上可见特征的岩性。

断裂对碳酸盐岩储层的改造作用主要集中在两个方面：一是深大断裂可作为流体运移的良好通道，向下沟通深部热流体上涌。改造储层储集性能，向上增大表生岩溶深度，促使风化壳岩溶储层发育；二是深大断裂活动导致一系列诱导缝在其周围一定范围内交错发育，扩大了储层的储空间，进一步与溶蚀孔洞沟通，从而形成优质酸盐岩储层。断裂尤其是走滑断裂对风化壳岩溶储层的控制作用在塔中北斜坡中部的中古5—中古7井区体现得非常明显（图7-12）。中古5井和中古7井均靠近大型的走滑断裂，二者优质储层发育，底界距不整合面分别为182m和166m；而中古6井和中古501井附近则不发育这种大型的走滑断裂，因此岩溶储层的发育深度也相对较浅，分别为、；中古9井最深为282m。从井区的构造演化剖面上看，在中古5和中古9之间以及中古7井东侧各存在一组自鹰山组沉积后发育至今的深大断裂，向下断穿基底，向上断至志留系或者上奥陶统的桑塔木组，而中古6井和中古501井附近不存在这种性质的断裂，断裂发育规模较小。可见，深大断裂对岩溶储层的发育深度具有显著的控制作用。

图7-12 中古5—中古7井区岩溶储层横向对比图

塔中北斜坡位于塔里木盆地中央隆起带塔中低凸起北部，是塔中低凸起的一个二级构造单元（图7-13）。塔中低凸起西与巴楚断隆相接，东与塔东低隆相连，呈北西向条带状展布，是一个在寒武系—奥陶系巨型褶皱背斜基础上长期发育的继承性隆起，形成于早奥陶世末，泥盆系沉积前基本定型，早海西期以后以构造迁移及改造为特征。区域地层对比和生物地层学分析表明，该区中奥陶统一间房组与上覆良里塔格组之间呈角度不整合关系，鹰山组顶部遭受了强烈剥蚀、淋滤和风化，形成了广布塔中地区的碳酸盐岩风化壳岩溶储集体。塔中低凸起为北部满加尔凹陷与南部塘古孜巴斯凹陷所夹持，特别是满加尔凹陷已被证实为大型的生烃凹陷，环满加尔凹陷已发现了哈得4、东河塘、英买力等一系列大中型油气田。塔中低凸起是周边凹陷烃源岩生成油气的长期运移指向区。塔中Ⅰ号断裂、后期的走滑断裂以及横向的输导层形成时间早，构成油气运移的有效输导体系，为大量油气的运聚成藏提供了桥梁。

图7-13 塔中北斜坡构造位置图

（二）碳酸盐岩岩溶储集体类型

通过对24口井273块岩心常规物性数据统计（吕修祥，2010），实测孔隙度分布范围为～，平均为；实测渗透率分布范围为（～153）×10-3μm2，平均为×10-3μm2，说明基质孔隙并非有效的储渗空间。关键是溶蚀孔洞和裂缝可组成大型缝洞系统，具体包括地震串珠状反射所对应的缝洞单元，成像测井检测到的裂缝和孔洞，钻井放空、漏失段对应的储集空间等。根据鹰山组孔、洞、缝的综合识别和组合特征，将其划分为洞穴型储层、裂缝-孔洞型储层、孔洞型储层、裂缝型储层和白云岩储层5种类型。

1.洞穴型储层

洞穴型储层是该区最主要的储集体类型之一，其储渗空间主要以大型洞穴（直径大于100mm）为主。最明显的特征就是在钻井过程中出现放空或漏失（表7-4），成像测井图像为暗色条带夹局部亮色团块或所有极板全是黑色（图7-14a），地震上可见典型的串珠状反射。洞穴型储层纵向上主要分布在鹰山组顶部风化壳附近，平面上主要分布于断裂活动发育区，是油气产出的主要的储集类型。

表7-4 塔中北斜坡奥陶系储层钻进过程中放空及钻井液漏失情况表

2.裂缝-孔洞型储层

裂缝-孔洞型储层也是该区最主要的储集体类型之一，孔洞是其主要的储集空间，裂缝可提供部分储集空间，但更为重要的是起连通渗流渠道的作用。相比单一孔洞型或单一裂缝型储层，孔洞和裂缝共存更能提高储集、渗流能力，其在FMI成像测井动态图像上显示为黑斑点与垂直黑色条带联合（图7-14 b）。裂缝-孔洞型储层在研究区广泛分布，纵向上主要分布在距鹰山组顶部200m范围之内。

3.孔洞型储层

孔洞型储层发育相对较少，主要是原生孔隙经过溶蚀改造形成溶蚀孔、洞（直径小于100mm），裂缝欠发育，大多由同生期大气淡水淋虑作用形成。此类储层经过中-深埋藏多数已被胶结充填，基质孔隙度多在2%以下，但部分溶蚀孔漏发育段孔隙度可达4%～6%，局部超过10%。在FMI成像图上观察到的溶蚀孔洞，一般呈不规则暗色斑点状分布（图7-14c）。孔洞型储层主要分布在塔中I号坡折带附近（如ZG203井），纵向上分布于高能滩等沉积地貌高处。

4.裂缝型储层

裂缝型储层相对不发育。该类储层缺乏孔洞，基质孔隙一般不发育，孔洞孔隙度一般小于，裂缝孔隙度一般大于，裂缝既是渗滤通道，又是主要的储集空间，具低孔隙度（主要是岩石基质孔隙度）和较高的渗透率，储渗能力主要受裂缝分布和发育程度的控制。裂缝型储层主要分布在塔中北斜坡鹰山组中下部裂缝相对较发育的区域（图7-14d）。

图7-14 塔中北斜坡奥陶系岩溶储层储集类响应特征

5.白云岩储层

塔中地区中下奥陶系白云岩发育。白云石晶体大小不一，结构特征各异，可归纳为6种基本类型（表7-5）；按其成因可划分为5 种类型，分别为Ⅰ型白云岩、Ⅱ型白云岩、Ⅲ型白云岩、Ⅳ型白云岩与V型白云岩。

表7-5 塔中地区奥陶系鹰山组白云岩结构类型及特征

奥陶系白云岩主要为潮上带藻席蒸发白云岩，灰黄色，叠层结构发育，微晶到细晶结构为主，原生白云岩占主要地位（图7-15）。动物化石及早期细纤维状、等轴状的方解石胶结物由保存较差到保存较好各个阶段都有。交代白云岩化作用在奥陶系非常典型且普遍，交代白云岩包括微晶到粗晶的，粒径为20～400μm，据晶体结构大小可分3种类型：微晶白云岩（I型）、细晶白云岩（Ⅱ型）及中粗晶白云岩（Ⅲ型）。少量细晶到粗晶、半透明及马鞍状白云岩在交代白云岩中也常有发生。Ⅱ型白云岩是最常见的，约占整个交代白云岩含量的80%，I型白云岩约占15%，而Ⅲ型白云岩只占3%，体积上相对比较少。

图7-15 塔中地区寒武系交代白云岩结构示意图

1）微晶白云岩（Ⅰ型）

通常为紧密排列的、微晶（20～50μm）、他形、等粒状的、边部是非平面的（图716）由这种白云石组成的微晶白云岩和藻白云岩成层性好，横向分布稳定，水平层理发育，主要产于潮坪环境。常能在各种沉积相带中存在，并且具有保存完好的原生石灰岩的结构，发现有海百合碎片及早期细纤维状方解石胶结物（图7-16 a），等轴状的方解石胶结物，被白云岩交代后仍有残余结构。I型白云岩在细纤维状、等轴状方解石胶结物之后形成，但早于缝合线和裂缝形成期（图7-16b）。I型白云岩大小相对均一，粒屑白云岩中的颗粒主要由泥、微晶白云石组成。推测这种白云石形成时间早，多为准同生白云岩化产物，且与沉积环境密切相关。寒武系白云岩中这类白云岩发育广泛。

2）细晶白云岩（Ⅱ型）

为本区寒武系白云岩的主要结构类型之一。既可作为交代物产出，也可呈胶结物或充填物形式生长于各种孔隙内，或是重结晶作用的产物图（图7-17）。既可单独构成粉晶白云岩，也可是砂砾屑的主要组分。有时可见白云石沿缝合线及其附近呈不规则斑块状或斑纹状分布，或沿生物潜穴和扰动构造分布，在多种成岩环境中均可生成，产状不同，其成因也不同。Ⅱ型白云岩通常包括粒径为50～150μm、自形到他形、连生的菱形的晶体，具有规则消光。形态通常是多孔糖粒状嵌晶结构，具平面的晶体边界，原生石灰岩结构如细纤维状及等轴状方解石胶结物都有发现（图7-17a，b）。晶体中心部位包含有流体包裹体，具雾心亮边现象，边部含少量流体包裹体，较明亮，但有些晶体或含有大量流体包裹体，晶体明亮的通常占整个晶体的10%～40%，其余则是雾状核心部分。雾状核心和富含包裹体的晶体常有暗淡的橘红色荧光，比I型白云岩更明亮。较清澈的、含包裹体较少的边部则有暗淡红色荧光。许多Ⅱ型白云岩镶嵌状的晶体常含少量I型白云岩，细晶结构，嵌晶接触。Ⅱ型白云岩中，腕足类、珊瑚、腹足类、头足类以及海百合化石等具有选择性溶蚀现象，形成数量不等的铸模和溶孔。Ⅱ型白云岩主要有以下3种不同的产状（图7-17c，d）。

图7-16 塔中地区寒武系—奥陶系I型白云岩显微特征

（据杨玉芳等，2010）

图7-17 塔中地区寒武系—奥陶系Ⅱ型白云岩显微特征

（据杨玉芬，2010）

（1）浑浊状细晶白云石：细晶白云岩和残余颗粒白云岩的主要组分，镜下呈浑浊状，半自形—他形为主，晶间呈直线形—凹凸形接触，局部具颗粒残余或幻影结构。

（2）亮晶白云石胶结物：分布有限，仅产于亮晶粒屑白云岩的粒间孔隙中。镜下表现为以胶结物形式生长于粒间孔隙内，晶体洁净明亮，半自形细晶为主，一般发育两个世代，第一世代多呈马牙状环边，第二世代为粒状亮晶。由孔隙流体结晶生成，形成环境范围较宽，从海底成岩环境直到埋藏成岩环境均有可能生成。

（3）亮晶白云石充填物：呈充填物形式产于次生缝洞内，在交代围岩基质的基础上向缝洞中心自由生长，菱面体发育良好。岩心中可见中、粗晶甚至巨晶白云石充填物，其晶体大小与缝洞大小成正比，多产于结构裂缝和溶蚀缝洞中。据产状特征推测，这种白云石是在埋藏环境中从地层水中沉淀生成的，甚至可以是由沿构造裂缝运移来的热液中结晶生成的。

3）中、粗晶白云岩（Ⅲ型）

分布较广，但比Ⅱ型白云岩少得多，可单独组成原生结构完全消失的中、粗晶白云岩，也可以以充填物形式产于大型缝洞内。多数在埋藏环境高温下生成，有的则是重结晶作用的产物。常为松散排列、糖粒状，粒径为150～400μm，自形—他形，具有内生或者连生的菱形晶体，具雾心亮边现象，有时有嵌晶结构及他形非平面边界，具明显次生加大边。有时具明显原生结构破坏性的特点。次生加大的明亮边部通常占整个晶体的10%～30%，有雾状核心。Ⅲ型白云岩有些具弯曲的晶体边部，呈波状消光，与马鞍状白云岩类似。荧光照射为暗橘红色到红色，比雾状核心的含流体包裹体的Ⅱ型白云岩更亮。Ⅲ型白云岩通常也同时包含Ⅱ型或Ⅰ型白云岩。

4）白云岩的充填（Ⅳ型）

分布有限，仅产于亮晶粒屑白云岩的粒间孔隙中。以胶结物形式生长于粒间孔隙内，晶体洁净明亮，半自形细晶为主，一般发育两个世代，第一世代多呈马牙状环边，第二世代为粒状亮晶。这种白云石由孔隙流体结晶生成，从海底成岩环境到埋藏成岩环境均有可能生成。也可呈充填物形式产于次生缝洞内，一般是在交代围岩基质的基础上向缝洞中心自由生长，菱面体发育良好。在岩心中可见中、粗晶甚至巨晶白云石充填物，晶体大小与缝洞大小成正比，多产于结构裂缝和溶蚀缝洞中。据产状特征推测，为埋藏环境下从地层水中沉淀生成的，甚至可以是由沿构造裂缝运移来的热液结晶生成的。

5）石灰岩晶体中充填的细粉晶白云岩（Ⅴ型）

为本区常见结构类型之一，很少单独组成白云岩，常以缝洞充填物形式产出，是通过交代基质形成白云石雾心，随后次生加大形成白云石亮边。说明雾心亮边白云石形成于条件多变的成岩环境，推测主要为混合水和埋藏成岩环境。粒屑白云岩是机械搬运、沉积的白云岩碎屑颗粒由自生白云石胶结而成的白云岩，属原生白云岩类型，其形成环境多样，粒屑结构发育良好，颗粒与填隙物界线分明，有时甚至可见粒间白云石胶结物呈世代生长。角砾白云岩和砾屑白云岩见于塔中5井、塔中38井下奥陶统，发育于台缘斜坡相带，属海底岩崩、滑塌及碎屑流成因，其碎屑颗粒主要来源于台地边缘已固结的同时代白云岩。此类型白云岩也可呈大型溶洞充填物的形式产出，如塔中1井～井段白云岩，其粒屑成分为微晶隐藻白云岩，属藻砾屑和藻砂屑，磨圆好，分选中等，推测其源于潮坪环境准同生云化形成的隐藻白云岩，经破碎、搬运，在浅滩或潮沟环境中再沉积而成。粒间一般发育两期白云石胶结物。第一期呈马牙状环边，第二期为粒状亮晶白云石。另一种以塔中38井以下的砂砾屑白云岩为代表，发育于台缘斜坡，也可是海底碎屑流或浊流成因。

（三）岩溶储集体发育的主控因素

早奥陶世末—晚奥陶世初的中加里东运动使塔中地区整体抬升，中奥陶统上部和上奥陶统下部的吐木休克组多有缺失，一间房组部分层段被剥蚀。鹰山组在表生成岩环境中，经多幕次加里东运动和海西运动早期形成叠加古隆起的暴露、埋藏和再抬升，造成了碳酸盐岩多期次、多成因的溶解，形成了叠加复合储集体。

1.断裂和裂缝网络

构造背景是古岩溶发育的基础，断裂展布型式控制了岩溶地貌分区。断裂和裂缝是岩溶水的主要渗滤通道。本区断裂非常发育，主要有2期：第1期为加里东期形成的塔中Ⅰ号断裂和塔中10号断裂，呈北西—南东走向，断距大，延伸远，控制了塔中北斜坡构造的总体格局；第2期主要形成于海西期，为北东—南西走向的走滑断裂，加深改造了塔中北斜坡的构造面貌。走滑断裂均伴随一些羽状排列的次级走滑断层，其与主走滑断裂斜交，组成网状断裂系统。中加里东期至海西期形成的多期、多组断裂及伴生的裂缝网络形成良好的流体优势运移通道，成为各种液体（地表水、热液水、烃源岩排烃之前的酸性水）溶蚀改造储层的有利通道。向上通过网络系统的沟通而成为有利的碳酸盐岩孔洞缝发育的集合体。

2.不整合岩溶

中加里东运动使塔中地区整体抬升，下奥陶统鹰山组广泛暴露并长期遭受剥蚀。形成广泛的鹰山组不整合岩溶发育区。鹰山组顶部不整合面之下200m厚的地层内出现了发育程度不等、规模不同、形态各异的岩溶缝洞系统和不同特征的内部充填物。岩溶的发育程度和深度随古地貌位置、古水文条件以及暴露时间长短等因素的差异而有较大的变化。理论上一个发育完整的不整合岩溶序列从不整合面向下一般由表层岩溶带、垂向渗滤岩溶带、径流岩溶带和深部缓流岩溶带4部分构成。塔中北斜坡鹰山组除表层岩溶带相对不发育外，垂向渗滤岩溶带、径流岩溶带和深部缓流岩溶带均有不同程度的发育。优质储层段主要分布在径流岩溶带内，其次为垂向渗滤岩溶带，深部缓流岩溶带储层基本不发育（附图14）。有效储集体呈准层状分布在垂向渗滤岩溶带和径流岩溶带内。

不同井区地层的岩性分布特征、古地貌以及岩溶期次的不同，导致了风化壳岩溶在不同井区的发育和分布存在着明显的差异。古地貌不仅对沉积古地理的发育具有重要影响作用，对碳酸盐岩储层发育分布也具有明显的控制作用，利用残厚法（鹰山组和蓬莱坝组厚度）可较好地反映鹰山组风化壳的古地貌。塔中北斜坡岩溶古地貌形态由于中加里东运动起伏较大，平行塔中Ⅰ号坡折带方向从外带向内带逐渐升高，依次发育岩溶洼地、岩溶斜坡及岩溶次高地，东西两侧分别是潜山区和平台区。岩溶洼地岩溶作用相对较弱，储层相对不发育（如TZ722井）。岩溶斜坡除大气降水垂直渗流补给外，还接受岩溶高地地下水的侧向补给，水动力作用强，主要以水平层状岩溶为主；岩溶形态以暗河管道和宽溶缝为主，部分溶蚀垮塌物可具有一定距离的搬运和分选；储层保存情况较好（如ZG5井、ZG7井）。岩溶次高地上的侵蚀、溶蚀力度大，为地下水的补给区，流体以垂向渗滤为主，形成垂向溶蚀带、落水洞等，分布具有非均一性（如ZG432井）。西部平台区岩溶作用也相对较弱，储层相对不发育（如ZG15井）。东部潜山区岩溶作用最强，常形成大型的缝洞系统。

塔中北斜坡一间房组岩溶古地貌高度差异明显，如岩溶次高地与岩溶洼地最大高差可达581m。由于鹰山组不整合岩溶作用发育的不完善性，结合多口井岩溶具体发育情况，推测岩溶有效厚度为100～200m，即不整合岩溶储层集中分布在下奥陶统顶面以下200m地层厚度范围内，这与目前钻井油气产出情况非常符合。

3.埋藏溶蚀

埋藏期深部流体的溶蚀作用可改善储层的储集性能，不但使储层的孔隙度升高、渗透性增强，而且能在构造裂缝发育带形成相当规模的储渗体。埋藏溶蚀所形成的储层主要分布在构造裂缝和断层发育带、油气排泄有利区和运移线上，以及其他因素形成的孔隙发育带。本区碳酸盐岩历经多次构造—成岩旋回的改造，同时存在多套源岩和多次烃类的运聚事件，相应地发育了多期埋藏溶蚀作用。特别是TSR作用形成的酸性流体对储层的溶蚀改造，可以明显改善储层的性能，这已在四川盆地飞仙关组和长兴组得到证实。塔中地区奥陶系油气藏中富含因TSR作用形成的酸性流体，如硫化氢、二氧化碳等，这些流体对成岩蚀变、扩溶缝洞具有重要作用，是本区一种重要的建设性成岩作用。埋藏溶蚀作用所形成的各种串珠状溶蚀孔洞、扩溶缝进一步改善了不整合岩溶所形成的缝洞系统，成为本区油气有效的储集空间控制着优质储层的发育和油气富集。

该区另一种优质的储层是白云岩储层，埋藏期地下热水沿断层或裂缝向上运移使灰岩地层发生热液白云岩化，这对灰岩储集性能具有重要的建设性作用。热液成因白云岩具有以下特征：白云岩晶体粗大，常为中—粗晶，部分为块状斑晶；异形白云石结晶粗大，呈粗晶块状，晶形和解理弯曲，波状消光，常分布于溶蚀孔洞中或大裂缝中，具有较高的铁和锰含量。埋藏成因白云石87Sr/86Sr变化范围较宽，平均值高于近地表海水蒸发成因，Fe含量可达（1804～4652）×10-6，Mn含量最高可达132×10-6，具有较轻的δ18O；流体包裹体均一化温度高；常见石英等残余晶体。热液成因的白云岩分布较广，如TZl62井、TZl2井、TZ43井等均可见及，呈不规则透镜状或块状分布，井间对比性较差。碳酸盐岩围岩、岩浆热液、断裂和不整合等共同组成了热液溶蚀作用的要素，同时热液矿物的发育也可较大地改善储层的物性。

（四）储层发育模式及有利区带预测

塔中北斜坡奥陶系一间房组为大型不整合准层状缝洞型凝析气藏。是多种作用、多期叠加改造形成的纵向叠置、横向连片的优质碳酸盐岩储集体。其储层成因演化模式：良里塔格组沉积之前，下奥陶统鹰山组地层经过中加里东期构造抬升而受剥蚀溶蚀，发育不整合岩溶，在不整合面附近形成准层状的大规模不整合岩溶型缝洞储集体；到上奥陶统良里塔格组下部的良四段、良五段沉积时期，海平面之上的岩溶水对鹰山组储层进一步溶蚀，空间上与良四—良五段的礁滩体形成统一的储集体系；晚加里东期至喜马拉雅期经过多期构造破裂作用和埋藏溶蚀作用改造及油气聚集，鹰山组顶部的风化壳储层和良里塔格组下部的孔洞层被断裂/裂缝体系连通为一个统一的储集单元，最终形成了优质的岩溶储层。

通过对制约不整合岩溶储层发育因素分析及发育演化模式建立可预测有利的储集区带。这套储层既与岩溶古地貌相关，又受多成因、多期次成岩溶蚀、断裂裂缝、埋藏溶蚀叠加的综合控制。优质储层主要沿断裂和裂缝呈斑团状和短条带状，最有利储层发育区主要分布在不整合岩溶和断裂同时发育的区域，总体上沿塔中Ⅰ号坡折带呈断续分布，部分受走滑断裂控制而呈北东—南西向分布。次有利储层发育区主要分布在不整合岩溶和断裂次有利发育的区域，但范围较最有利储层分布范围广，连片性好。断裂和不整合岩溶都不发育或者只有一种类型发育的区域储层相对不发育（附图15）。

陈强路 王恕一

（中国石化无锡实验地质研究所，江苏无锡214151）

【摘要】下奥陶统碳酸盐岩是阿克库勒地区主要的油气产层。根据储层储渗空间的几何形态、大小及成因，下奥陶统碳酸盐岩储集体的储集空间类型可划分为洞、裂缝、孔3大类。碳酸盐岩基质孔渗物性极差，但并不反映下奥陶统储层的储渗空间特征。大裂缝、溶蚀孔洞是本区奥陶系储层最主要的储渗空间，据其不同组合可划分为裂缝型、裂缝-溶洞型、裂缝-孔（洞）型3种储集类型。储集空间类型、发育规模、发育区域受古岩溶作用和构造作用制约。文中根据岩溶地貌位置、古水流体系发育状况、岩溶作用的发育期次和暴露时间的相对长短、断裂发育程度、地震资料预测岩溶裂缝发育带的发育程度以及垂向剖面油气层发育情况等参数进行了综合评价，指出岩溶储集体的发育展布是制约本区油气富集成藏的重要因素。

【关键词】油气富集；储层特征；阿克库勒凸起；塔里木盆地

塔里木盆地阿克库勒地区下奥陶统碳酸盐岩油气藏是以溶蚀孔、洞、缝及构造裂隙为储集空间的地层不整合型油气藏。成藏地质条件的复杂性及碳酸盐岩储层的严重非均质性增加了油气勘探的难度[1]。近年来的勘探成果表明，该区大型油气藏多与下奥陶统古岩溶作用形成的次生孔洞缝有关[2]。本文着重讨论下奥陶统碳酸盐岩的储层特征，并通过有效储集体的展布特征对该区油气富集进行综合评价。

1下奥陶统沉积特征

下奥陶统在区内均有分布。研究区及以西地区为碳酸盐岩台地相沉积，厚1000～1500m；东部为斜坡-盆地相，以深灰色泥晶灰岩与灰黑色钙质泥岩为主，厚500～1000m，是塔北的重要烃源岩；中部为台地边缘相，以砂屑灰岩及生屑灰岩为主，区内钻井揭示最大厚度为963m，未见底。加里东晚期-海西期多次暴露剥蚀，区内下奥陶统残留层位不一。阿克库木轮南3井一带下奥陶统仅残留蓬莱坝组；向南剥蚀厚度逐渐减少，一般残存鹰山组及以下地层（图1）。

2下奥陶统储集体特征

储集空间类型

研究区下奥陶统碳酸盐岩储集体储集空间类型较多，成因复杂。根据储层储渗空间的几何形态、大小及成因，本文将储层的储集空间类型划分为洞、裂缝、孔3大类。

洞

洞的直径大于2mm，由溶蚀作用形成，部分角砾岩砾间形成小洞。根据大小洞可细分为小洞（直径2～5mm）、中洞（5～10mm）、大洞（10～100mm）、巨洞（＞100mm）4类。溶洞是阿克库勒地区主要的储集空间类型之一，其发育和分布极不均匀。一般岩心上可见小、中洞，大洞和巨洞主要根据钻井放空、漏失，并结合测井等资料综合判别。岩心、岩屑中常见岩溶沉积物，据岩心观察和岩屑录井并结合测井解释，也普遍发现已被岩溶沉积物充填的大-巨型溶洞。从已充填和未充填的大-巨型溶洞的发育情况可见，区内岩溶非常发育。这些大-巨型洞穴是本区重要的储集空间类型之一。如长期高产、稳产的沙48井，据测试资料分析主要为大型洞穴系统。另外在充填的大-巨型洞穴中，由于充填物受围岩保护，后期压实作用较弱，因而比基岩具有更高的孔渗。中-小洞一般可以从岩心上观察。据岩心统计，孔洞最大密度可达101个/m，一般每米发育数个孔洞，少数钻井孔洞已被后期方解石和硅质充填，但多数孔洞未被充填或部分充填，为有效储集空间。

裂缝

裂缝是下奥陶统碳酸盐岩储集体中常见的储集空间之一，主要有构造成因的构造缝、经后期溶蚀扩大的构造溶缝以及成岩裂缝和压溶缝（缝合线）。据荧光薄片统计，裂缝和溶缝的油气显示率平均为，缝合线的油气显示率平均高达。

据钻井岩心观察统计，裂缝以中-高角度缝为主。其中立缝（＞70°）占33%，斜缝（5°～70°）占；张开度小于的裂缝约占～1mm的裂缝占，大于1mm的裂缝占。裂缝密度平均为条/m，单井裂缝密度最大为条/m，其中大部分为有效缝；被方解石及泥质充填的裂缝仅占。它们既是重要的储集空间，又是重要的渗滤通道。

图1阿克库勒地区奥陶系地层对比略图

缝合线是成岩过程中压溶作用的产物，缝宽数微米至数十微米不等，以近水平状为主，少量斜交或垂直。

成岩裂缝主要为不整合面附近的风化裂缝，一般延伸短、不穿层，它们相互联络可构成角砾状孔隙。这种裂缝为张性且常沿裂缝发育溶孔、溶洞，缝内常见各类砂泥填积，但相当部分充填后尚保留有效孔隙，成为良好的储集空间。

孔

孔是下奥陶统储层中另一类分布普遍的孔隙空间，一般直径数微米至数百微米。主要的有效孔隙为晶间和粒间溶孔、岩溶沉积物粒间孔和裂缝充填残孔，这几类孔隙与微细裂缝孔隙构成了基岩孔隙。

储集体物性特征

基质的孔渗主要反映孔、小洞以及微裂缝的发育状况。

（1）基质孔渗极低。据1954件小岩心柱分析（图2），孔隙度为～，平均；其中＜的样品占，＜的样品占81%,＞的样品仅占19%。渗透率为×10-3～252×10-3μm2，平均为×10-3μm2，其中＜×10-3μm2的占，＜×10-3μm2的占×10-3～10×10-3μm2的占，＞10×10-3μm2的仅占。

图2研究区储层小样品孔隙度、渗透率分布直方图

（2）基质物性并不反映下奥陶统储层的储渗空间特征。由于区内下奥陶统储层非常强烈的非均质性，基质物性并不能反映储层的储渗特征。

（3）岩溶充填物物性较灰岩基质物性好。有的溶洞和大溶缝充填了各种角砾、砂泥等沉积物，由于溶洞围岩支撑，使这些沉积物减弱或避免了压实作用，因此这些沉积物物性一般较基岩好。

（4）全直径样品物性普遍较小样品物性高。全直径样品孔渗与对应深度的小岩心柱样品对比，平均孔隙度值增大了78%（表1），分布频率也明显地向孔隙度增大方向增多。这种差异表明，全直径样品中包括了小样品中没有反映出来的较大的孔洞以及较大裂缝的孔隙。全直径样品的渗透率也明显较小岩心柱样品渗透率高，反映了大裂缝对渗透性改善的明显作用。

在一些钻井放空、漏失或井径异常扩大的层段中，测井孔隙度资料大多反映出有较高的孔隙度，应为极好的储集层。但由于大型洞穴和裂缝的存在，这些储集层段岩性破碎，钻井取心收获率低，难以取到有代表性的物性分析样品。因此，无论是小样品或全直径样品，都无法真实反映其储层的孔渗特征。实际上，这些层段是裂缝-溶洞型优质储层。

表1塔河油区下奥陶统灰岩小样品与全直径样品孔隙度对比表

储集层类型

下奥陶统灰岩储层原生孔隙不发育，各种溶孔、溶洞（尤其是巨-大型溶洞）以及裂缝储集空间的组合特征构成了不同的储集层类型。

（1）裂缝型：其特征是岩块基质孔隙度很低，裂缝极发育，是储集体的主要渗滤通道，同时也是主要的储集空间；储层的储渗性能主要受裂缝发育程度的控制。如T403井，裂缝发育，有效裂缝平均密度为条/m，张开度100～4500μm，平均裂缝孔隙度达，而平均孔洞孔隙度只有，为典型裂缝型储层。

（2）裂缝-溶洞型：有效储集空间以大型溶蚀洞穴为主，同时裂缝发育，主要起沟通洞穴改善渗流性能的作用；这类储集类型中大-巨型洞穴主要靠钻井放空、井涌、井漏等信息判断。如沙47井放空，综合解释平均孔洞孔隙度高达，平均裂缝孔隙度仅；沙48井揭开下奥陶统仅7m，放空，漏失泥浆累计。

（3）裂缝-孔（洞）型：裂缝发育，孔（洞）相对较发育，两者对储渗均有相当贡献，其孔洞主要有孔和小-中洞组成；此类储层储集性能较好，产能较高且较稳定。

3储集层发育的控制因素

从影响碳酸盐岩储层发育的构造演化、沉积环境及成岩作用基本地质因素分析，本区下奥陶统储集体的形成主要与加里东末-海西期的地表岩溶作用及构造破裂作用有关。

成岩演化分析

阿克库勒地区下奥陶统埋深多超过5000m，处于中成岩成熟阶段B亚段和超成熟阶段。主要成岩作用有压溶、胶结、溶蚀和破裂作用，其次有重结晶、白云化和硅化等作用。其中，对岩石孔隙破坏和建设性的主要成岩作用有：压实作用、胶结作用、溶蚀作用及破裂作用。其主要特征为：

（1）由于长期的深埋藏，经历了强烈的压实和多期胶结，岩石的原生孔隙及早期近地表淡水溶蚀孔隙多已丧失。现今基岩孔隙度极低反映了压实和胶结作用对岩石孔隙的强烈破坏作用；

（2）发育多期溶蚀作用，包括早期的近地表淡水溶蚀、加里东-海西期抬升剥蚀区的地表溶蚀和埋藏期的埋藏溶蚀。其中早期近地表淡水溶蚀已被后期胶结物充填，现今保存的孔隙（包括孔洞）主要形成于地表溶蚀期，其次为埋藏期溶蚀孔；

（3）成岩演化不均衡。奥陶系沉积后，经受了早成岩期的海底成岩和近地表成岩作用，并逐步埋藏进入中成岩期，受加里东-海西运动影响，该区中北部强烈抬升剥蚀，经受了暴露溶蚀（古岩溶），其后随着中新生界的沉积，再次埋藏，构成了中期开启型成岩演化系统[3]。南部地区虽也受构造隆升影响，但上覆志留系至中-上奥陶统仍残留相当厚度，下奥陶统灰岩基本未受暴露溶蚀影响，总体上表现为持续埋藏型成岩演化特征。

上述成岩特征表明，下奥陶统碳酸盐岩有利储集体主要形成于地表岩溶期，其发育范围主要为中、北部中期开启型成岩演化系统发育区。

构造破裂作用

阿克库勒凸起是一个自加里东期就开始发育的大型由北向南倾伏的鼻状古隆起，经历了海西早、晚两期本区最主要的构造运动，形成断裂和褶皱，造成严重的地层剥蚀。奥陶系碳酸盐岩受到强烈的古岩溶作用，形成北部为岩溶高地、南部为岩溶盆地而其间则为岩溶斜坡的岩溶地貌。不同期次构造运动形成的构造裂隙对下奥陶统储集体有不同的影响。海西早期及以前的构造裂缝，当其在发生大规模岩溶作用时期为有效缝时，其本身可以被溶蚀扩大为溶缝，增加了储集空间和渗透性能。更重要的是，由于这些有效缝的存在，增强了大气水下渗流动，促进了岩溶作用的发育。岩溶作用以后的构造缝即海西晚期以来形成的构造缝，对岩溶作用的发育作用不大，但对非均质性极强的岩溶储集体的相互连通起到了积极的作用，有利于储集体缝洞系统的形成和扩大。

4储集体评价与油气富集

储集体综合评价

对下奥陶统储集体，本文从岩溶储集体的控制因素出发，结合钻井、测井、测试成果及地震资料，选择了古岩溶地貌位置、古水流体系发育程度、发育岩溶作用的期次或暴露时间的相对长短、断裂发育程度、地震资料处理预测的岩溶裂缝发育带的发育程度以及垂向剖面油气层发育情况等参数进行了综合预测评价。各项参数的权值及评价系数见表2。

表2下奥陶统储集体评价标准表

岩溶地貌位置

加里东—海西期阿克库勒地区总体处于岩溶斜坡区，其本身的次级岩溶地貌又可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地。岩溶高地主要分布于阿克库木一带，岩溶斜坡位于岩溶高地至中—上奥陶统尖灭线之间。在不同的次级岩溶地貌单元，由于水动力条件、溶蚀作用方式、形态等不同，岩溶发育程度存在差异。岩溶高地以主要发育地表岩溶带和较厚的渗流岩溶带、早期溶蚀孔洞多被严重充填等为特征。岩溶斜坡地下水系发育，地表岩溶带、渗流岩溶带厚度向泄水区逐渐降低，发育峰林平原地貌，是岩溶最发育的地貌单元。岩溶盆地岩溶作用发育相对较差且充填严重，是最不利于岩溶储集体发育的地貌单元，为此分别给予不同的评价系数（表2）。

古水流体系发育程度

地表岩溶带的发育明显受古岩溶地貌及地表水系发育程度的控制，潜流岩溶带更直接受地下水系的控制。古水流体系发育的地区，更有利于岩溶储集体的发育，因此可根据各地区古水流体系的发育程度给予评价系数。

溶蚀期次或暴露时间的相对长短

总的来说，相同条件下暴露时间越长，越有利于岩溶的发育。本区从加里东晚期至海西晚期多次暴露剥蚀，但不同地区暴露剥蚀期次或时间有差异。

断裂发育情况

古今岩溶的研究都表明，断裂与岩溶的发育关系极为密切。断裂发育，岩溶作用发育更强烈；尤其是缝、洞系统的发育更与断裂发育程度密切相关。因此，根据下奥陶统上部断裂的发育程度分别给予不同的评价系数。

地震资料预测的岩溶裂缝带发育程度

采用地震特征参数组合预测的碳酸盐岩储层岩溶裂缝发育带，统计了各地区岩溶裂缝带的发育率，结合岩溶裂缝类别，将岩溶裂缝带发育程度评为好—差不同等级并给予不同的评价系数。

油气层分布

油气层主要分布于距不整合面（ ）250m以内，但是各地区油气层垂向分布并不一致，油气层深度分布如图3（现有油气成果）。油气层的分布一定程度上反映了储层的垂向展布及发育状况。把油气层垂向分布范围宽窄作为一个评价参数，分布范围超过100m的地区，储层发育程度较好；分布于距不整合面100m以内的地区，储层发育程度稍差；无油气层的地区最差。

朱夏油气地质理论应用研讨文集

根据上述评价原则对储集层进行定量评价。阿克库木地区轮南1-轮南11井区、轮南4-轮南10井区、平台区、阿克库勒中-西段，塔河3、4号地区为I级储层发育区，阿克库勒南、牧场北为Ⅱ级储层发育区，北部斜坡区、中-上奥陶统覆盖区及轮南2-轮南26井区为Ⅲ级储层发育区。

储集体的发育程度制约油气富集

塔里木盆地阿克库勒地区油气藏成藏机制复杂，多期成藏，油气藏类型多样[4,5]，其中以缝洞型储集体的下奥陶统地层岩性圈闭最为富集油气。如前文所述，碳酸盐岩基块孔渗条件极差，但并不反映下奥陶统储层的储渗空间特征；溶蚀缝、洞（孔）是本区最为主要的储集空间和运聚通道；储集类型、发育规模、发育区域受风化、溶蚀和构造制约；构造作用决定了储集条件的初始分布特征，而成岩作用则对储集条件的改善与油气聚集起到了决定作用[6]；油气富集成藏受控于岩溶储集体的发育展布。勘探实践证实，I级储层发育区最为富集油气，多数钻井获得了工业油气流；Ⅱ级储层发育区含油气性中等，部分钻井获工业油气流，大多数钻井仅获低产油气或见油气显示；Ⅲ级储层发育区含油气性差，多数钻井未获工业油气流或仅见显示甚至很少油气显示。如轮南2井至沙9井一带，按现今构造，位于阿克库勒凸起下奥陶统构造高部位，但高部位的沙9井仅获油气显示，轮南2井奥陶系井段为水层。可见，裂缝型、裂缝-溶洞型、裂缝-孔（洞）型储层发育区富集油气，不发育区则不含或少含油气。因此，对储集体的综合评价在一定程度上反映了本区的油气分布，可为油气勘探提供重要依据。

参考文献

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[3]叶德胜，王恕一，张希明，等.新疆塔里木盆地北部储层沉积、成岩特征及储层评价[M].成都：成都科技大学出版社，1995.

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[5]康玉柱.塔里木盆地油气藏（田）特征[J].石油实验地质，2000,22（2）:115～120.

[6]夏义平，柴桂林，下昌桂，等.塔里木盆地轮南地区下奥陶统碳酸盐岩储层的控制因素分析[J].现代地质，2000,14（2）:185～190.

这种综述性的论文不适合在这里交流，况且级别不够，知识储备不够，做人的格局没到那个份儿上，写出来的也是———，仅是个人观点，不知道你干什么用的，应付了事的话，好办，上知网上下载，要多少有多少