缝洞型碳酸盐岩油气运聚机理及富集因素
一、缝洞型油气生产的特征和类型
根据缝洞的连通性，缝洞型油气主要分为孤立的洞穴和连通的缝洞。孤立洞穴型油气以孤立洞穴为储层，具有统一的温压系统和流体性质，油气水界面明显，底水发育，油气产出受洞穴规模控制，具有明显的定容特征。连通缝洞型油气具有多套不同连通性的缝洞系统，同一缝洞体具有相同的流体性质和统一的油气水界面。不同缝洞体可能存在差异。在油气生产过程中，会有新的缝洞体供给油气，且油气产量不稳定，出水类型多样，容易出现油水产量高低等复杂现象。
1.孤立洞穴石油和天然气
大型溶洞是轮南、哈拉哈塘和塔里木盆地北斜坡奥陶系缝洞型油气的主要储集空间。由于长期埋藏和成岩作用，大部分洞穴之间的通道塌陷并胶结充填，导致连通性差，形成相对独立的洞穴单元。茹哈7井位于哈拉哈塘地区西北部，属于轮南低凸起西部斜坡带。根据储层、流体性质和试采特征分析，哈7井是一个典型的定容洞穴采油单元。根据储层预测和缝洞雕刻，哈7井是一个孤立的溶洞系统，与周围缝洞体距离较远，连通性较差(图6-8)。不同周边单井的油气性质差异很大。哈7井为稠油，西南的哈11井为正常油，说明油藏不连通。Ha7井试生产基本不含水，但Ha9井突然水淹。下部Ha11井试采高且稳定，无含水，说明不同井区边底水情况不同，地层水体之间无沟通。哈7井试生产表明，油压下降快，产量衰竭明显，是一个孤立的定容油藏单元。
2.连通缝洞油气
在岩溶缝洞型油藏的开发过程中，由于河道、裂缝和裂缝系统之间的沟通，许多大型缝洞体相互连通。虽然后期有部分缝洞体坍塌充填，但仍有一定数量的缝洞体保存下来，形成一个相互连通的多缝洞系统。在一定的历史时期和一定的压差下，独立的缝洞体也可以因某些作用而相互沟通，形成统一的多缝洞体油气藏。裂缝和洞穴的连通性很难识别，通常通过试采、干扰试井和示踪剂来确定。塔里木盆地中生界162井、伦古101井和伦古15井发育连通的缝洞型油气。如中古162井，是受多缝洞控制的弱挥发油聚集单元。在缝洞雕刻图上(图6-9)，中世纪162井附近发育多套连通的缝洞体。从试采曲线可以看出，中期在不采取任何措施的情况下，油压上升，气油比下降，产油量增加等。分析是因为连通了新的油藏，另一个缝洞单元在一定压差下与提前产油的缝洞体连通，从而获得更多的油气供应，增加油气产量，油压也上升；在一定条件下，该区相邻的缝洞体可能形成连通的储层单元，成为连通的缝洞成藏单元(图6-9)。
图6-8哈7井奥陶系碳酸盐岩缝洞雕刻及洞穴型成藏单元剖面图
图6-9中世纪162井奥陶系缝洞雕刻及多缝洞成藏单元剖面图。
第二，传输系统
输导体系作为油气成藏过程中烃源岩和储层之间的桥梁和纽带，是油气成藏的关键控制因素，也是油气成藏研究系统性、动态性的重要体现(Magoon，1994)。油气输导体系受多种因素控制，如盆地构造、沉积成岩演化、流体活动(流体势、压力)等。，而运输性质和能力随时间和空间而变化(方浩等人，2000)。总的来说，输导体系是油气从源岩向圈闭运移过程中所经过的全部路径网络，主要包括断层和裂缝、不整合、连通砂体及其组合类型(富光，2001)。
1.断层和裂缝运输系统
断层和裂缝输导系统是断层活动开启形成的油气运移通道。同时，大量伴生裂缝的发育也显著改善了碳酸盐岩的储集性能，形成了溶孔-溶洞-裂缝系统。裂缝越发育，渗流空间越大，越有利于油气运移。
如塔北轮南奥陶系断层、裂缝特别发育，断层、裂缝往往伴有褶皱构造。它中断了中下寒武统烃源岩的裂缝，成为油气运移的有效通道。如轮南地区油气主要来自古生界海相烃源岩，与裂缝性碳酸盐岩沟通，成为油气富集区。如塔河地区的英买2井区、S86-S67-S65-T401井、T402—S78井沿北东向构造裂缝相对发育，形成了塔河7-6-4区中下奥陶统油气运移富集带(顾毅，2007)。断层对一些古生界油气藏也有一定的改造和破坏作用。
2.不整合面输导系统
多期构造运动导致多期不整合面，在不整合面以下一定深度内形成大规模的溶孔、溶洞和裂缝系统，成为缝洞型碳酸盐岩油气的主要储集空间。同时，不整合面是油气侧向运移的重要通道，前提是其上必须有封闭的盖层。
如伦古-塔河油田中、下奥陶统在加里东期至海西早期长期遭受风化剥蚀，形成广泛分布的风化壳。地表残积物、风化裂隙角砾岩和半风化层，具有良好的储渗条件，主要构成岩溶网络系统，是伦古-塔河油田最重要的输导体系，特别是海西晚期烃源岩区的大规模供油和塔河地区未完全封闭的盖层。造成了目前奥陶系稠油的分布，说明不整合和岩溶系统输导体系对伦古-塔河油田的形成具有重要作用(顾毅，2007)。
3.连通输沙系统
连通砂体输导体系以连通孔隙为油气运移通道，如塔北轮南古-塔河地区。这种输导体系主要发育在石炭系卡拉恰伊组砂岩和三叠系砂岩中(陈强道，2004)。卡拉恰依组具有砂岩层数多、单层厚度薄、横向变化大的特点。三叠系砂体分布相对稳定，横向变化小，与断层和不整合面配合，成为油气运移的重要输导体系。
4.复合输送系统
区域性童渊断裂、不整合面、岩溶缝洞系统、砂体和裂缝构成油气运移的复合通道，是形成大型复合油气藏的重要条件。如塔北轮南地区三叠系、石炭系、奥陶系油气藏，是多期生烃、充注、调整形成的多层复合油气分布，是复合输导体系作用的结果。喜马拉雅晚期天然气入侵前，三塔木断障和轮南断裂带的断层和裂缝将三叠系砂体与奥陶系古油藏连通，使油气运移至上覆的石炭系和三叠系，并进一步在石炭系和三叠系砂体中运移。喜马拉雅晚期气侵过程中，裂解形成的高干燥系数天然气沿轮古洞走滑断层注入奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层。由于石炭系高压层的形成，断层在石炭系是封闭的，后期裂解的天然气只能沿断层和不整合输导体系运移，运移通道为三塔木断裂带奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层。
第三，油气运聚机理
裂缝-岩溶碳酸盐岩储层是由基质、裂缝和溶洞组成的连续介质。裂缝和被裂缝贯穿的溶洞与烃源岩相连，烃源岩既是储集空间，又是流动通道。裂缝连接的孔洞具有管流特征，裂缝系统中油气渗流遵循达西定律，基质系统渗流能力很小，具有非达西渗流特征。缝洞型碳酸盐岩储层具有“格子”型储层特征，其中溶洞是主要的储集空间，裂缝是主要的流通通道，溶洞和裂缝随机分布。与之相连的裂缝、溶洞动态尺寸大，流体流动可视为管道流动，基质渗透率低，非达西定律。
缝洞型储层大裂缝、大孔洞与小裂缝、小孔洞并存，介质表现出较强的不连续性；流体流动的空间不仅形状不同，而且规模也不同。流体的流态包括小裂缝和小孔中的线性流动，大裂缝和大孔中的非线性流动，甚至还有两种流动规律以不同形式混合的组合流动。大多数关于碳酸盐岩油藏流动规律的观点都是基于连续介质理论，或将非连续介质替换为等效的连续流动体系，将油藏视为孔隙-溶洞双重介质、孔隙-裂缝-溶洞三重介质或多孔隙介质类型(图6-10)，认为其中发生的是完全渗流。
图6-10阿克库勒凸起南坡下奥陶统缝洞型碳酸盐岩油气剖面图
本书根据缝洞型储层系统的特点，提出了缝洞型油气成藏的机理，即溶洞大尺度流动与裂缝渗流-缝洞联合流动模型的联合系统的一种物理流动模型(图6-11)，即管流与渗流的联合流动模型。这种渗流与管流耦合模型不仅反映了裂隙溶洞系统中的流体流动，也反映了基质和孤立孔洞中的流体渗流。它将缝洞型储层系统视为统一的连续介质地质模型。例如，可以假设喀斯特洞穴是圆柱形的，它们由一个裂隙渗流系统连接起来。缝洞单元可视为一个网络物理模型。溶洞内的流体流动可以近似为不规则管流，即圆管内的流体流动，这是流体力学中比较简单的流动。
图6-碳酸盐岩缝洞油气聚集机理示意图+01
溶洞是主要的储集空间，可视为管状通道。溶洞内的流动可视为管流，流体可视为不可压缩的粘性流体。裂隙是主要的入渗通道，起着连接溶洞之间的作用，具有一定的蓄水能力。裂缝中的流动可以认为是线性渗流。溶洞单元和裂缝单元可以组合形成缝洞单元。致密基岩的渗透能力很低。由于其特殊的成藏条件，缝洞非均质性很强，流体流动状态复杂:缝洞尺寸大，流体流动可视为管流；微裂缝或基质非常致密，孔隙尺寸非常小，流体流动遵循达西定律或非达西定律。由于缝洞型油藏中既有基质的“渗流”，又有“管流”(或空穴流和空穴流)，现有的油藏流体动力学理论不能有效地描述流体流动的特征。
缝洞型碳酸盐岩储层的非均质性导致油气运聚分布的复杂性(附图6-12)。如轮南隆起在晚加里东期和海西期经历了强烈的抬升剥蚀，印支期以来又经历了叠加改造。轮南隆起及其周边地区长期处于油气运移方向，经历了三次具有一级波动周期的油气成藏旋回:第一次成藏旋回以破坏为特征，第二次成藏旋回以改造为特征，第三次成藏旋回以富集为特征。轮南地区溶洞系统发育有三个阶段，缝洞系统的发育程度和连通性是风化壳型油气富集的重要因素。密集发育的断裂和小断层与溶洞沟通形成油气富集区，孤立的溶洞没有油气源，钻进溶洞发育区就出水。断层遮挡带顶部漏失区有水，邻坡高部位覆盖条件差为高漏失区，为稠油分布区。在斜坡和台地低部位，后期油气充注形成了轻质油和凝析油的分布区。中、上奥陶统残余区是寻找早期形成的原生碳酸盐岩储层的有利地区。轮南低凸起周围沿斜坡向下凹陷是碳酸盐岩的有利油气富集区。
图6-12轮南地区各种油气性质分布图
塔河油田碳酸盐岩储集空间以溶洞为主，有产能贡献的溶洞和裂缝规模在300μm以上；酸压形成的裂缝开度一般为1 ~ 8 mm，根据流型判别，塔河油田缝洞型油藏流体流动以达西流为主，进而明确溶洞内流体流动可近似为不规则管流，而300μm以下尺寸的溶洞和裂缝内流体流动为渗流。对于碳酸盐岩缝洞型油藏，准确预测缝洞型碳酸盐岩油藏的分布区域是油气发现的前提，准确识别裂缝和小断层的分布是提高勘探成功率的关键。
第四，缝洞油气富集规律
我国海相沉积盆地具有年代久远、有机质热演化史长、成熟度高、储层埋藏深、储层非均质性强、油气藏分布复杂、后期调整改造损害严重等特点。缝洞型油气是指储存在岩溶作用形成的缝洞体中的油气。储层非均质性很强，基质孔隙度一般小于1.2%，渗透率一般小于0.5×10-3 μm 2。油气主要受一系列缝洞体控制，在相对独立的缝洞体中有统一的温度压力系统和统一的油气水界面。如轮南-塔河油田潜山风化壳油气分布区和塔中北坡英山组层间风化壳大凝析油气分布区，都受一系列叠置缝洞体控制。
1.古隆起的长期暴露控制着优质储层的发育。
缝洞型岩溶储层的分布和发育受古岩溶地貌控制。不同地貌单元岩溶作用和储层发育程度不同，油气富集程度也不同。岩溶台地古地形高，地层剥蚀严重，是该区岩溶水的主要补给区，上覆地层薄，难以形成有效的油气聚集。岩溶盆地和河谷位于岩溶水的汇集和排泄区，水库淤积严重，难以形成有利的储集空间。岩溶阶地位于岩溶台地与岩溶盆地的平缓过渡带，水动力条件优越，岩溶水补给活跃，排泄适宜，古岩溶强烈，储集空间相对发育。
陕甘宁盆地、四川盆地和塔里木盆地的古隆起分别经历了140Ma、120Ma和77～232Ma的风化剥蚀，形成的风化壳构成了良好的储层。以四川中古生代隆起为例。二叠纪以前，古隆起地貌已被准平坦化，以碳酸盐岩为基岩的元素风化率达90.32% ~ 96.52%，属于岩溶风化壳。以粘土岩、砂岩为基岩的元素风化率为25%，属于残余风化壳；碳酸盐风化壳具有淋溶作用强、淋溶量大、残效弱的特点，容易形成缝洞型岩溶发育带。陕甘宁古隆起也有类似现象，塔里木盆地寒武-奥陶系碳酸盐岩储层分布主要受后期风化剥蚀和古岩溶控制。轮南、塔中、巴楚东南部等古隆起区的奥陶系由于暴露时间长，储集条件好。相反，曼加尔凹陷北部的吴恙2井和巴楚东部的河3井位于古斜坡的下部，储层条件较差。此外，长期继承性古隆起往往可以形成多套优质储层，轮南地区奥陶系、石炭系、三叠系、侏罗系等多套优质储层的存在与其长期发育的古隆起背景密切相关。
2.优质储层控制缝洞型油气的富集。
油气不受局部构造控制，但缝洞体控制着风化壳中油气的富集。如北塔南缘奥陶系以台地灰岩为主，原生孔隙几乎消失。储层以岩溶作用形成的裂缝和洞穴为主。许多钻井遇到大型缝洞系统，轮南地区有20多口井在钻井过程中发生了空井、井涌或漏浆，井间变化很大。在平面上，岩溶缝洞具有分带、封堵的特点，岩溶斜坡储层最发育，溶洞数量多、规模大、充填少，一系列缝洞发育区在空间上叠加连片。高产的工业油气流只能通过钻大溶洞的井来获得。沙48井、伦古15井、伦古42井、伦古701井、艾丁4井等高产工业油气流井均为大溶洞产油，轮南15井低产、衰竭的主要原因是油藏未开发。轮南-塔河潜山勘探实践表明，只有在大型溶洞或与溶洞沟通良好的裂缝中钻井，才能获得高产稳产。缝洞体发育程度决定奥陶系储层产能，优质储层控制油气富集。
缝洞系统导致油气聚集的非均质性。轮南奥陶系的钻探和研究表明，有利储层分布在潜山风化壳顶部200m以内，油气的分布受岩溶系统和裂缝系统的空间发育程度控制。虽然油气在宏观上呈准层状分布，但由于岩溶储层的强烈非均质性，缝洞系统周围有致密的无油气灰岩，一个或多个相对独立的溶洞系统形成相对独立的油(气)藏，具有相对统一的油气水界面和统一的温压系统。由于缺乏构造圈闭或地层岩性，缝洞系统的独立性和连通性是相对的。在不同的地质时期和不同的边界条件下，连通的油气藏可能被分割成若干个孤立的油气藏，相对独立的缝洞系统可能实现连通和油气的调整。因此，在油气生产过程中，不同缝洞系统的连通会导致油气水性质的差异和产量的周期性变化。相对孤立的缝洞系统形成定容体，初期油气产量高，但供水快，产量有限；而连通的多缝洞系统规模较大，油气产量相对稳定或缓慢下降，含水率逐渐升高。对于连通性差的多个缝洞系统，在一定压差下可能实现连通，导致油气产量周期性变化。比如一个缝洞系统产出后，出现另一个系统的油气供应，导致产量高低，含水率变化大。
3.多成因油气藏的分布是油气大规模分布的基础。
中国古碳酸盐岩储层经历了多期构造抬升和暴露，发育了多期碳酸盐岩岩溶作用，造成了风化壳岩溶古地貌和储层特征的差异。多种类型的次生孔隙导致储层非均质性。由于碳酸盐岩储层受多期溶蚀和压裂作用控制，具有非组构选择性，形成多种类型的复杂次生孔隙，其发育特征和空间分布复杂多样，导致碳酸盐岩储层非均质性强。
岩溶碳酸盐岩储层容易纵向叠置，横向大面积近层状分布。如轮南潜山缝洞系统在纵向上具有明显的层状。虽然井间横向变化较大，缝洞层数和深度不同，但在不同的岩溶部位存在多层次的溶洞。在平面上，岩溶缝洞具有分带、分块的特点，一系列缝洞发育区连片空间分布，形成规模超过5000km2的岩溶储层发育区。塔中地区英山组风化壳储层的分布与轮南地区相似，垂向分层和平面分带特征更为明显。下奥陶统鹰山组风化壳储层主要发育在潜山面以下200米的垂向渗流带和水平潜流带，在塔中北坡的分布面积超过6000km2。
4.长期继承发展的古隆起斜坡带、地层超覆尖灭带和岩相变化带是油气聚集的有利场所。
缝洞型油气主要与大型地层不整合和古隆起有关，由于构造活动的继承性隆升，是油气长期运移的方向，因此往往有丰富的油气聚集；除烃源岩和储盖条件外，形成时间、后期构造稳定性、古隆起规模、油气充注与成藏过程的叠加也是影响缝洞型油气形成和富集的重要因素。形成时间越早，发育时间越长，后期构造越稳定，古隆起规模越大，越有利于油气聚集和保存，油气富集程度越高。
古隆起的高部位由于后期构造变动最强烈，往往以油气调整破坏为主。一般在该部位形成二次油气聚集。如果后期构造变动异常强烈，甚至没有油气形成和保存。隆起的低部位和古隆起的斜坡由于后期构造活动相对较弱，是原生油气形成和保存的主要部位，或者既有大规模的原生油气聚集，又有小规模的次生油气形成。岩溶储层在古隆起斜坡上叠加复合，油气沿不整合面分布，形成大面积分布的准层状油气田(附图6-13)。
图6-13塔里木盆地南北储层剖面图