Question

碳酸盐岩缝洞型油气运聚机理与富集因素

Answer 1

油气运聚富集机理研究主要包括油气源判识、运移方向、运移期次、运移输导体系和聚集机理等，其中油气源研究是基础，运移、聚集是研究核心。区域不整合面和断裂两类输导体系有效地沟通烃源，是碳酸盐岩缝洞系统油气大面积聚集的前提条件。本节重点讲述碳酸盐岩缝洞型油气输导体系、运移机理和成藏模式。

一、缝洞型油气产出特征与类型

根据缝洞的连通性，缝洞型油气主要分为孤立洞穴型和连通缝洞型。孤立洞穴型油气以孤立的洞穴为储层，具有统一的温压系统与流体性质，油气水界面明显，底水发育，油气产出受控于洞穴规模，定容特征明显。连通缝洞型油气具有连通性多样的多套缝洞系统，同一缝洞体中具有相同的流体性质、统一的油气水界面;不同缝洞体中可以有差异，油气产出过程中会出现新的缝洞体供给油气，油气产出不稳定，出水类型多样，易出现油气产量忽高忽低、忽油忽水等复杂现象。

1.孤立洞穴型油气

塔里木盆地轮南、哈拉哈塘、塔中北斜坡等地区奥陶系缝洞型油气以大型洞穴为主要储集空间，由于长期的深埋与成岩作用，大多数洞穴之间的通道垮塌，被胶结充填，连通性差，形成相对独立的洞穴体单元。如哈7井位于哈拉哈塘地区西北部，属于轮南低凸起的西部斜坡带。根据储层、流体性质、试采特征分析，哈7井属典型的定容洞穴型油单元。根据储层预测与缝洞雕刻判断，哈7井为孤立的洞穴体系，与周围缝洞体相距较远，连通性差(图6-8)。周围不同单井油气性质变化大，哈7井为重油，而西南部的哈11井为正常油，表明油藏间不连通;哈7井试采基本不含水，哈9井却出现暴性水淹，低部位的哈11井试采高产稳产、且不含水，表明不同井区具有不同的边、底水条件，地层水体没有沟通;哈7井试采表明油压下降快，产量衰竭明显，是孤立的定容型油聚集单元。

2.连通缝洞型油气

在岩溶缝洞储层发育过程中，由于河道、裂缝与断裂系统的沟通作用，有很多大型缝洞体是连通的，虽有后期垮塌充填，但也有一定数量缝洞体的保存，形成相互连通的多缝洞系统。在一定历史时期、一定的压差下相互独立的缝洞体由于某些作用也能互相连通，形成统一的多缝洞体油气藏。缝洞的连通性判识比较困难，通常根据试采、干扰试井和示踪剂等方法确定。塔里木盆地中古162井、轮古101井、轮古15井等井区发育连通的缝洞型油气。如中古162井，是多缝洞体控制的弱挥发油聚集单元。在缝洞雕刻图上(图6-9)，中古162井附近有多套连通的缝洞体发育;从试采曲线上可以看出，中期在未采取任何措施的情况下，出现油压上升、气油比降低、产油量增加等现象，分析是因为沟通了新的储集体，另外一个缝洞单元在一定的压差下，与先期出油的缝洞体沟通，从而得到更多的油气补给，增加了油气产量，油压也随之上升;区内邻近缝洞体在一定条件下可能形成相互连通的储集单元，成为连通的缝洞型油聚集单元(图6-9)。

图6-8 哈7井奥陶系碳酸盐岩缝洞雕刻与洞穴型油聚集单元剖面图

图6-9 中古162井奥陶系缝洞雕刻与多缝洞型油聚集单元剖面图

二、输导体系

作为油气成藏过程中沟通源岩与储层的桥梁与纽带，输导体系是油气成藏的关键控制因素，也是系统化、动态化油气成藏研究重要的体现(Magoon，1994)。油气输导体系受控于盆地构造、沉积成岩演化、流体活动(流体势、压力)等诸多因素，随时空变化输导性质和能力发生复杂的变化(郝芳等，2000)。一般认为，输导体系是油气从烃源岩运移到圈闭过程中所经历的所有路径网，主要包括断层和裂缝、不整合面、连通砂体，以及它们的组合类型(付广，2001)。

1.断裂和裂缝输导体系

断裂和裂缝输导体系是断裂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，形成溶孔-溶洞-裂缝体系。裂缝越发育，渗滤空间越大，越有利于油气的运移。

如塔北轮南奥陶系断裂及裂缝特别发育，断裂和裂缝与褶皱构造常相伴而生。其中断至中下寒武统烃源岩的断裂，成为油气有效的运移通道。如轮南地区的油气主要来源于古生界海相烃源岩，沟通烃源岩断裂发育的碳酸盐岩缝洞区，成为油气富集区。如英买2井区、塔河地区S86—S67—S65—T401井及T402—S78井沿北东方向构造裂隙相对发育，形成自塔河7区—6区—4区的中下奥陶统油气运移富集带(顾忆，2007)。断裂也对古生界部分油气藏具有一定的改造和破坏作用。

2.不整合面输导体系

多期构造运动形成多期不整合，不整合面之下一定深度范围内形成大规模的溶蚀孔、洞、缝系统，成为碳酸盐岩缝洞型油气主要的储集空间，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盖层。

如轮古-塔河油田中下奥陶统，经加里东期—海西早期长期暴露风化剥蚀，形成广泛分布的风化壳，储渗条件较好的地表残积物、风化裂隙角砾岩和半风化层主要由裂缝、缝合线沟通的溶蚀孔、洞、缝构成岩溶网络体系，是轮古-塔河油田最重要的输导体系，尤其是海西晚期烃源区大规模供油及塔河地区尚不完全封闭的盖层条件，造成了现今奥陶系稠油分布状况，显示出不整合及岩溶系统输导体系对轮古-塔河油田的形成具重要性(顾忆，2007)。

3.连通砂体输导体系

连通砂体输导体系以连通孔隙作为油气运移的通道，如塔北轮南古-塔河地区，该类输导体系主要发育于石炭系卡拉沙依组砂岩及三叠系砂岩中(陈强路，2004)。卡拉沙依组具有砂岩层数多、单层厚度薄、横向变化大等特点;三叠系砂体展布相对稳定，横向变化较小，与断裂、不整合面相互配合，成为油气运移的重要输导体系。

4.复式输导体系

区域性通源断裂、不整合面、岩溶缝洞系统、砂体及裂隙等构成了油气运移的复合通道，是形成大型复式油气藏的重要条件。如塔北轮南地区三叠系、石炭系和奥陶系油气藏即是经过多期生烃、充注、调整，形成的多层系复合式油气分布，是复式输导体系作用的结果。喜马拉雅期晚期气侵之前，桑塔木断垒、轮南断裂带的断裂、裂缝沟通了三叠系砂体和奥陶系古油藏，使得油气运移到上覆的石炭系和三叠系，并在石炭系和三叠系砂体内进一步运移。喜马拉雅期晚期气侵过程中，裂解形成的高干燥系数的天然气，顺着轮古东走滑断裂充注到奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层中，由于石炭系高压层的形成，导致了断裂在石炭系闭合，晚期裂解天然气只能沿断层和不整合面输导体系运移，运移通道为桑塔木断裂带的奥陶系缝洞碳酸盐岩储层。

三、油气运移和聚集机理

裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏是由基质、裂缝和溶洞组成的连续介质。裂缝和由裂缝贯穿的溶洞与烃源岩连通，既是储集空间，又是流动通道;由裂缝连通的孔洞具有管流特征，裂缝系统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。缝洞型碳酸盐岩油藏，储集空间以溶洞为主，裂缝为主要流通通道，溶洞、裂缝随机分布，具有“晶格状”油藏的特征。裂缝和与其连通的溶洞动力学尺寸较大，流体流动可以看成是管道流动，基质渗透率很低，流体流动遵守非达西定律。

缝洞型油藏内部大缝大洞与小缝小洞并存，介质表现为极强的不连续性;流体流动的空间不仅在形状上而且在尺度上存在巨大差异;流体的流动模式既有小缝小洞中的线性流，又有大缝大洞中的非线性流，更有两种流动规律以不同形式混合在一起的组合流动。有关碳酸盐岩油藏的流动规律，多数观点是基于连续介质理论讨论，或者把不连续介质用等效的连续介质流动系统代替，将储层视为孔隙-溶洞型双重介质、孔隙-裂缝-溶洞型三重介质或多重孔隙介质等类型(图6-10)，认为在其中发生的完全是渗流。

图6-10 阿克库勒凸起南斜坡下奥陶统缝洞型碳酸盐岩油气剖面

针对缝洞型储层系统的特点，本书提出缝洞型油气聚集机理，即一种溶洞大尺度流动与裂缝渗流交接系统的流动物理模型———缝洞交接流动模型(图6-11)，也就是管流-渗流交接流动模型。这种渗流与管流耦合模型既反映了大裂缝溶洞系统中流体的流动，又反映了基质和孤立孔洞中流体的渗流，它将缝洞型储层系统看成是统一的连续介质地质模型。例如可以假设溶洞为圆柱状，它们之间通过裂缝渗流系统连接，一个缝洞单元可以看成是一种网状物理模型。溶洞中的流体流动可近似为不规则的管流，即流体在圆管中的流动，它是流体力学中相对简单的一种流动。

图6-11 碳酸盐岩缝洞油气聚集机制示意图

溶洞为主要的储集空间，可视为管状通道，溶洞中的流动可以认为是管流，流体视为不可压缩的黏性流体。裂缝是主要的渗滤通道，在溶洞之间起连接作用，同时又有一定的储集能力，裂缝中的流动可以认为是线性渗流。溶洞单元和裂缝单元组合起来就可以构成缝洞单元。致密的基岩渗流能力很低，由于其特殊的成藏条件，使得缝洞的非均质性非常强，流体流动状态复杂:裂缝溶洞尺寸较大，其中流体流动可以视为管流;微细裂缝或基质非常致密，孔隙尺寸很小，流体流动遵循达西定律或非达西定律。由于缝洞型油藏同时存在基质的“渗流”与缝洞的“管流”(或空腔流、窝流)，现有的油藏流体动力学理论尚不能有效地描述流体流动特征。

由于缝洞型碳酸盐岩储层的非均质性，导致油气运聚和分布具复杂性(图6-12)。例如，轮南凸起经历了晚加里东期、海西期的强烈隆升剥蚀及印支期以来的叠加改造过程，轮南凸起及其周围地区长期处在油气运移的指向上，经历了3个一级波动周期的油气成藏旋回:第一成藏旋回以破坏为特点，第二成藏旋回以改造为特点，第三成藏旋回以富集为特点。轮南地区溶洞系统有3个发育段，缝洞系统发育程度及其连通性是风化壳型油气富集的重要因素，密集发育的裂缝及小断层沟通溶洞就形成油气富集区，孤立的溶洞没有油气来源，钻到溶洞发育区即出水。在断垒带顶部泄漏区含水，紧邻的斜坡高部位盖层条件欠佳为高渗漏区，是稠油分布区。斜坡低部位以及平台区，由晚期油气的充注形成轻质油和凝析油分布区。中、上奥陶统的残存区是寻找早期形成的碳酸盐岩原生油气藏的有利地区。围绕轮南低凸起沿斜坡往下向着凹陷的方向是碳酸盐岩有利的油气富集区。

图6-12 轮南地区多种油气性质分布图

塔河油田碳酸盐岩储集空间以溶洞为主，具有产能贡献意义的溶洞、裂缝尺度在300μm以上;酸压形成的裂缝张开度一般为1～8mm。根据流动方式判别，塔河油田缝洞储集体中流体流动以达西流为主，进而明确了溶洞中的流体流动可近似为不规则的管流，而尺度在300μm以下的溶蚀孔洞和裂缝中的流体流动为渗流。对于碳酸盐岩缝洞型油气藏，准确地预测碳酸盐岩缝洞的分布区是发现油气的前提，而准确地识别裂缝及小断裂的分布更是提高勘探成功率的关键。

四、缝洞型油气富集规律

我国海相沉积盆地具有时代老、有机质热演化历史长、成熟度高、储层埋藏深、储层非均质性强、油气藏分布复杂且后期调整、改造破坏严重等特征。缝洞型油气是指储存在由岩溶作用形成的缝洞体中的油气，储层的非均质性极强，基质孔隙度一般小于1.2%，渗透率一般小于0.5×10^-3μm²，油气主要受一系列缝洞体控制，在相对独立的缝洞体内具有统一的温压系统、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、塔中北斜坡鹰山组层间风化壳大型凝析油气分布区都是由一系列叠置连片的缝洞体控制。

1.长期暴露的古隆起控制优质储层发育

缝洞型岩溶储层的分布与发育程度受古岩溶地貌控制。不同的地貌单元，岩溶作用与储层发育程度不同，油气富集程度也有所差异。岩溶台地，古地势较高，地层剥蚀严重，岩溶作用以发育垂直洞穴为主，是区内岩溶水的主要补给区，其上盖层沉积较薄，难以形成有效的油气聚集。岩溶盆地和谷地处于岩溶水的汇集排泄区，储层充填严重，难以形成有利的储集空间。岩溶阶地处于岩溶台地与岩溶盆地的平缓过渡带，水动力条件优越，岩溶水补给有源，排泄有道，古岩溶作用强烈，储集空间相对发育。

陕甘宁盆地、四川盆地与塔里木盆地的古隆起分别经历了140Ma、120Ma、77～232Ma的风化剥蚀，形成的风化壳构成了较好的储层。以川中古隆起为例，二叠纪前，古隆起地貌已准平原化，风化壳以碳酸盐岩为基岩的元素风化带出率达90.32%～96.52%，属于岩溶风化壳;以粘土岩和砂岩为基岩的元素风化带出率为25%，属于残积风化壳;碳酸盐岩风化壳具有淋溶作用强、淋滤作用大、残积作用弱的特点，因而易形成缝洞岩溶发育带。陕甘宁古隆起也有类似现象，塔里木台盆区寒武-奥陶系碳酸盐岩储层的分布主要受后期风化剥蚀和古岩溶作用控制。轮南、塔中、巴楚东南部等古隆起区奥陶系因暴露时间长，因而储集条件较好。相反，位于满加尔凹陷北部的羊屋2井、巴楚东部的和3井等，由于处于古斜坡的低部位，因而储集条件较差。另外，长期发育的继承性古隆起往往可形成多套优质储层，轮南地区之所以存在奥陶系、石炭系、三叠系、侏罗系等多套优质储层，与其长期发育的古隆起背景有着密切联系。

2.优质储层控制了缝洞型油气的富集

油气不受局部构造控制，缝洞体控制了风化壳油气的富集。如塔北南缘奥陶系以台地相灰岩为主，原生孔隙几乎消失殆尽，储集体以岩溶作用形成的缝洞体为主，有很多钻井钻遇大型缝洞系统，轮南地区共有20余口井在钻井过程中发生放空、井涌或泥浆漏失，井间变化大。在平面上，岩溶缝洞具有分带、分块的特征，岩溶斜坡储层最发育，岩溶洞穴数量多、规模大、充填少，一系列缝洞发育区在空间上叠置连片分布。只有钻遇大型溶洞的井才能获得高产工业油气流，沙48井、轮古15井、轮古42井、轮古701井、艾丁4井等高产工业油气流井都是由大型溶洞产出，而轮南15井等低产与失利的主要原因是储层欠发育。对轮南-塔河潜山的勘探实践表明，只有当钻井打在大型溶洞或与溶洞沟通良好的裂缝上时，才可能获得高产和稳产，缝洞体的发育程度决定了奥陶系储层的产能，优质储层控制了油气的富集。

缝洞系统造成了油气聚集的不均一性。轮南奥陶系的钻探与研究表明，有利储集体分布在潜山风化壳顶部200m范围内，油气分布受控于岩溶体系与裂缝系统的空间发育程度。尽管宏观上油气呈准层状分布，但由于岩溶储层非均质性强，缝洞系统周缘就是不含油气的致密灰岩，相对独立的一个或多个溶洞系统就组成了一个相对独立的油(气)藏，其间具有相对统一的油气水界面与统一的温压系统。由于缺乏构造圈闭或地层岩性的遮挡，缝洞体系的独立与连通是相对的，在不同的地史时期，不同的边界条件下，连通的油气藏可能分隔为多个孤立的油气藏，相对独立的缝洞系统可能实现连通与油气的调整，因此在油气产出过程中，由于不同缝洞系统的沟通，会造成油气水性质的差异与产量的周期性变化。相对孤立的缝洞系统形成定容体，油气初始产量高，但上水快，产量有限;而连通的多缝洞系统规模大，油气产量比较稳定或缓慢下降，含水率逐步上升。对于连通性较差的多套缝洞系统，在一定的压差下可能实现连通，从而出现油气产出的周期性变化，如一套缝洞体系产出后又出现另一套系统的油气供给，造成产量忽高忽低，含水率也出现很大变化。

3.多成因储层叠置连片分布是油气大面积分布的基础

我国古老的碳酸盐岩储层经历了多期的构造抬升与暴露，发育多期碳酸盐岩岩溶作用，造成风化壳岩溶古地貌的不同与储层特征的差异性。多类型次生孔隙造成了储层的非均质性。由于碳酸盐岩储层受控于多期的溶蚀作用和破裂作用，具有非组构选择性，形成多种类型复杂的次生孔隙，其发育特征与空间分布复杂多样，造成碳酸盐岩储层的强烈非均质性。

岩溶型碳酸盐岩储层易纵向叠置、横向连片呈近层状大面积分布。如轮南潜山缝洞系统在纵向上分层明显，虽然井间横向变化大，缝洞层的数量、深度差异大，但不同的岩溶部位都有多层岩溶洞穴的发育。在平面上，岩溶缝洞具有分带、分块的特征，一系列缝洞发育区在空间上叠置连片分布，形成逾5000km²规模的岩溶储层发育区。塔中鹰山组风化壳储层分布类似轮南地区，纵向分层、平面分区块特征更明显，下奥陶统鹰山组风化壳储层主要发育在潜山面以下200m的垂直渗流带和水平潜流带内，在塔中北斜坡分布面积逾6000km²。

4.长期继承性发育的古隆起斜坡带、地层超覆尖灭带、岩相变化带等是有利的油气聚集场所

缝洞型油气主要与大型地层不整合面及古隆起有关，古隆起由于构造活动的继承性抬升，为油气长期运移指向，因此往往有丰富的油气聚集;影响缝洞型油气形成与油气富集程度的因素除了烃源岩和储盖条件等因素外，古隆起形成时间、后期构造的稳定性以及古隆起的规模、油气充注和成藏过程叠加等也是十分重要的因素，古隆起形成时间越早、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，油气富集程度也越高。

古隆起高部位因后期构造变动最为强烈，因而往往以油气的调整和破坏为主，该部位一般形成的是次生油气聚集，若后期构造变动极为强烈，则甚至无油气形成和保存。隆起低部位以及古隆起的斜坡部位因后期构造活动相对较弱，因而是原生油气形成和保存的主要部位，或者既有较大规模的原生油气聚集，又有规模不大的次生油气形成。岩溶储层在古隆起斜坡叠合复合，油气沿不整合面分布，形成大面积分布的准层状油气田(图6-13)。

图6-13 塔里木盆地南北向油藏剖面图