第一节_任丘碳酸盐岩油藏.doc

第一节 碳酸岩油藏地质模型碳酸岩盐油藏是由圈闭体、储集体和流体组成的地质体，它包括盖层、圈挡层和含油储集层。碳酸盐岩油藏地质模型是碳酸盐岩油藏地质特征和成藏机理的概括，反映各类油藏的标准地质式样、成藏规律和驱油机理，包括不同类型油藏的形态物理模型和储集渗流模式。第一节 碳酸盐岩油藏形态物理模型华北碳酸盐岩油藏形态物理模型是渤海湾地区碳酸盐岩油藏的典型形态描述，其中包括含油体顶面形态物理模型、边界遮挡条件、盖层条件和内幕构造形态模型等几个方面内容。一、油藏边界圈闭遮挡条件碳酸盐岩含油地质体的边界圈闭遮挡条件，一是靠山顶面下倾、上覆泥质盖层圈闭遮挡，二是靠边界大断层下降盘泥质层遮挡。往往碳酸盐岩油藏一侧或两侧为边界大断层遮挡，而其它方向为潜山面下倾圈闭。1断层遮挡渤海湾含油区碳酸盐岩油藏的形成与断层有密切关系，在油藏形成之际，边界大断层正当活动阶段，是油气运移的通道，油藏形成之后，断层停止活动，又是遮挡油气外溢的条件。每个碳酸盐岩油藏都有众多的不同等级的断层，依据形成时间、分布位置和对油藏的意义，大致可分为三类：第一类是油藏内部的断层，断距仅几米至几十米，延伸不过数百米，成组系分布，密度较大，这类断层既不起边界断层遮挡油气的作用，又不能侵害含油断块，只能连通孔洞，是流体运动的主要通道。第二类是油藏中的主要断层，断距可达数百米，延伸数千米，形成时间较晚，在油藏中不起圈挡作用，但能侵害含油断块和不同的含油山头。第三是古潜山油藏的边界大断层，分布于凸起与凹陷之间（古潜山与凹槽之间），这类断层是第三纪沉积早期就开始活动的同沉积拉张大断层。第三系生油岩沿断层下降盘凹槽分布，油气通过断面向潜山碳酸盐岩中运移聚集，同时断层垂直断距大于潜山含油高度，断层下降盘的第三系倾向与潜山面坡向相反，所以边界断层又起到遮挡油气外溢的作用，成为碳酸盐岩潜山油藏圈闭遮挡条件。潜山油藏的边界断层平面上多为直线形或弧形，剖面上呈陡坎形或上陡下缓的坐椅形，从断棱到油水界面的平面投影宽度较窄。任丘雾迷山油藏的任西断层，河间高于庄西油藏的河间断层等都是边界大断层，对油藏起遮挡作用。2潜山面下倾上覆盖层覆盖圈挡碳酸盐岩古潜山油藏的高部位，一般都靠近边界大断层附近，边界大断层活动，上升盘抬升成翘倾单面山，其下倾方向是上覆盖层遮挡的油藏边界。边界断层活动的时间有早有晚，断层的断距有大有淖，油藏边界圈挡的地层有新有老，从而潜山面下倾上覆盖层覆盖圈挡又可划分为两种边界模型：第一种，由石炭二叠系地层圈挡的是奥陶系碳酸盐岩油藏。这类油藏边界断层形成时间较晚（始新世后），断距较小，碳酸盐岩地层以上仍保存较厚的石炭二叠系地层。石炭二叠系为碳酸盐岩油藏的边界圈挡地层。第二种，由第三系泥质圈挡的元古界下古生界碳酸盐岩油藏。这类油藏边界断层形成时间较早（第三纪前），断距较大，断层上升盘经过强烈风化剥蚀，形成碳酸盐岩古潜山，始新世以后地壳下沉，下第三系超覆盖在碳酸盐岩古潜山之上。碳酸盐岩古潜山从高部位向外侧地层越来越新，而第三系盖层从潜山高部位向外地层越来越老，两套地层为角度不整合接触，形成羽状交会。二、油藏盖层条件渤海湾碳酸盐岩潜山油藏盖层以其地层时代和岩石组合类型可划分为两种：第一种为石炭二叠系盖层，潜山地层与盖层平行不整合接触，盖层由铝土质泥岩、炭质泥岩、含煤线泥岩组成，盖层厚度大于100m，遮盖条件较好。第二种为下第三系泥制裁岩盖层，下第三系地层超覆于碳酸盐岩潜山之上，两者为角度不整合接触。第三系盖层底部往往有砂砾岩层（具有一定渗透性），但多为透镜状分布，并向油藏外侧倾斜，所以第三系底部砂砾岩不破坏第三系的盖层条件。大套连片分布的厚层（单层大于15m）泥岩，一般距碳酸盐岩潜山顶面3040m，与下部泥岩组成统一的第三层盖层（图1.1）。由于第三系底部的砂砾岩和新生代强烈的构造断裂活动，降低了第三系的遮盖能力，造成石炭二叠系盖层优于第三系盖层，石炭二叠系覆盖的古潜山油藏油质轻，气油比高，而第三系覆盖的古潜山油藏油质重，气油比低等结果。图1.1 任丘潜山盖层分布图三、油藏形态物理模型油藏形态是指受边界条件限制的油藏顶面形态和剖面形态，碳酸盐岩油藏形态一般可归纳成四种类型：1）残丘形：残丘形碳酸盐油藏均由元古界藻云岩组成。残丘形态差异较大，有浑圆形高点残丘，也有沿边界大断层分布的多高点残丘，残丘一侧为边界断层，而其它方向为碳酸盐岩顶面下倾，形成弧形封闭边界。2）断块形：碳酸盐岩油藏边界多被断层切割遮挡称断块形油藏，油藏边界平直平面上呈多边形，断块顶面为单向倾斜的斜坡形，高部位靠近边界大断层。奥陶系碳酸盐岩油藏断块形较多。3）斜坡形：斜坡形油藏形态是奥陶系厚层碳酸盐岩潜山油藏中的一种特殊形态，一般分布于潜山腰部。向潜山高部位受风化剥蚀的影响奥陶系剥蚀尖灭，潜山顶面第三系盖层与储层下部泥质隔层相交遮挡圈闭，下倾方向为油水界面，底部为泥质隔层，剖面上呈三角形（也称楔形），两侧受断层阻隔。4）单斜形：寒武系府君山组层状白云岩油藏多为单斜形油藏（参看任北府君山组油藏形态图）。府君山组分布于潜山的腰部，地层倾角大于潜山坡角度，故府君山组上倾方向与风化壳会合，形成府君山组白云岩风化窗口，向下插入古潜山腹部，被寒武系馒头组泥质岩遮盖，两侧断层切割遮挡，形成层状单斜形碳酸盐岩油藏。四、油藏内幕构造形态碳酸盐岩油藏内幕构造形态的变化，主要受地层褶曲与断层切割的影响。渤海湾地区碳酸盐岩油藏内幕构造有单斜形和半背斜形两种，不同的油藏外部形态都可成单斜形和半背斜形内幕构造。而内部构造形态为单斜形的碳酸盐岩油藏，顶部形态（潜山形态）一般均为单斜断块，碳酸盐岩地层倾向与潜山坡向相近，地层倾角大于坡度角，所以潜山高部位地层老，低部位地层新，主断层位于油藏高部位。半背斜构造是背斜构造遭断层切割的残留部分，断层一盘形成半背斜潜山油藏。第二节 碳酸盐岩油藏储集模式碳酸盐岩发育特征与碳酸盐岩石类型有密切的关系，元古生界碳酸盐岩（高于庄组及雾迷山组等）以各种结构的白云岩为主（表1.1），下古生界(寒武系府君山组及奥陶系)以各种结构的石灰岩和粉细晶白云岩为主(府君山组主要为白云岩)表(1.2)。表1.1 元古生界碳酸盐岩油藏岩石类型表岩 石 类 型占厚度百分比,%隐藻白云岩层纹石白云岩凝块石残余凝块石白云岩锥状、柱状、小波纹、大波纹掌状迭层白云岩45.0颗粒白云岩砂砾屑白云岩鲕粒白云岩10.0化学白云岩泥粉晶白云岩5.7（含）泥质白云岩含泥、泥质白云岩4.0（含）硅质白云岩含硅、硅(化)质白云岩13.8角砾状白云岩构造角砾状白云岩溶塌角砾状白云岩风化溶淋角砾状白云岩21.5表1.2 下古生界碳酸盐岩油藏岩石类型表岩 石 类 型占厚度百分比,%石灰岩类泥晶灰岩砂砾屑灰岩生物碎屑灰岩藻灰岩鲕状灰岩55石灰岩白云岩类（含）灰质泥粉晶云岩（含）云质泥晶岩10白云岩类粉细晶白云岩藻白云岩角砾状白云岩20泥质碳酸盐岩类（含）泥质泥晶灰岩（含）泥质泥粉晶云岩泥灰岩泥云岩1015泥岩类（含）灰质泥岩（含）云质泥岩泥（页）岩510一、储层发育与演化渤海湾地区中上元古生界下古生界碳酸盐岩储集孔隙以次生成因为主，其储层发育演化过程，实际上就是碳酸盐岩沉积成岩后各种地质作用建造次生孔隙的全部过程，不同地史阶段、不同成因的孔隙形成退化新的孔隙形成再退化，直至油气聚集阶段仍然残存的储集孔隙变化的描述。1裂缝溶洞型储层发育与演化冀中奥陶系油藏为裂缝溶洞型储集类型，早中奥陶世，冀中处于浅海陆棚的生物、化学和机械沉积环境，接受了一套浅海陆棚相碳酸盐岩沉积。奥陶系沉积以后，经压实胶结，结晶交代成岩，原生孔隙逐步减少，成为准同生白云岩和不同结构的石灰岩；中奥陶世末至中石炭早期，加里东运动使华北整体抬升，奥陶系顶面经风化剥蚀淋漓，大量溶蚀孔缝洞形成；中石炭世以后，渤海湾地区又复下沉，奥陶系风化壳之上沉积了中石炭二叠系地层，奥陶系风化淋漓带的次生孔隙被充填堵塞，结合重晶作用和白云岩化作用，奥陶系的准同生白云岩转变成准同生后白云岩，晶间孔隙增加；中新生代受燕山运动的影响，渤海地区褶皱断裂运动强烈，在翘倾断块的高部位，奥陶系上覆地层被剥蚀，碳酸盐岩再次出露地表，经过大气降水的风化淋漓，溶蚀溶解，产生大量风化溶蚀空隙；始新世后，地壳再次下沉，奥陶系被第三系砂泥岩超覆覆盖，表生期的风化溶蚀空隙又一次被充填堵塞（但仍残留部分次生空隙）；晚第三纪以后的新构造运动和油田的溶解作用，在奥陶系碳酸盐岩中营造出少量构造缝和溶蚀孔洞，组成奥陶系碳酸盐岩古潜山储层的孔隙系统（图1.2）。2裂缝孔隙型储层发育与演化寒武系府君山组白云岩为裂缝孔隙型储集类型，其储层发育演化过程较裂缝溶洞型缺少前表生期，成岩早期（浅埋期）与成岩期（深埋期）为连续过渡的地质阶段，储层演化仅经历了五个阶段，即沉积成岩早期、成岩期、褶皱断裂期、表生期和后埋藏期。成岩期是府君山组白云岩化的主要形成阶段，也是晶间孔隙形成的主要阶段；准同生后白云岩经过构造应力作用，构造缝产生；中生代晚期到早第三纪是府君山组储层上倾部位遭受风化淋漓，大气降水沿府君山组风化窗口经准同生后白云岩晶间孔隙顺层侵入溶解，使晶间孔变成晶间溶孔，扩大了白云岩储层的孔隙和喉道，造成府君山组顺层溶蚀孔隙带（层）；后埋藏期的地质作用与裂缝溶洞型储层相同，但充填堵塞作用主要发生在府君山组风化窗口附近，充填堵塞作用较弱（图1.3）。3复合型储层发育与演化中元古界蓟县系雾迷山组组成复合型储集类型的碳酸盐岩油藏，储层发育演化阶段可分为沉积期、成岩期、前表生期、前埋藏期、褶皱断裂期、后表生期和后埋藏期等七个阶段，有些演化阶段在时间上不能截然分开，如沉积期和成岩期，褶皱断裂期和后表生期等。碳酸盐岩与碎屑岩不同，成岩作用很早，上部碳酸盐沉积，下部已开始成岩，所以沉积期就开始成岩，成岩阶段继续接受沉积。褶皱断裂期与后表生期也难截然分开，后表生期的褶皱断裂作用仍很强烈，但从雾迷山组储层发育的时空关系分析，一般总是褶皱断裂运动发生在前，断层上升盘高部位的雾迷山组露出地表，经过表生期的风化淋漓，形成次生溶蚀孔洞缝发育的复合型储集层。后埋藏期主要以充填堵塞作用为主，次生孔隙退化减少（图1.4）。4似孔隙型储层发育与演化冀中饶阳凹陷东部碳酸盐岩潜山油藏储层以似孔隙型储集类型为主，其储层发育演化阶段与复合型相同，但褶皱断裂期以前四个演化阶段的地质时期与复合型不同（图1.5）。油藏主要储集空间发育于褶皱断裂期和后表生期，燕山期元古界碳酸盐岩遭受强烈构造变动，断裂破碎成糜棱岩化构造角砾岩，后表生期又经风化溶蚀，角砾岩转变成溶蚀缝洞孔极其发育的似孔隙型储层，虽然后埋藏期次生孔隙被局部堵塞，但残存孔隙空间仍十分发育。渤海湾地区中元古界下古生界碳酸盐岩储层发育演化时间很长，一般均经历了以原生孔隙为主的碳酸盐岩沉积成岩早期，逐渐经过埋藏期、褶皱断裂期、后表生期和后埋藏期等几个阶段的改造，原生孔隙退化减少，次生孔隙形成，继而部分孔隙空间充填堵塞，最终形成以次生构造溶蚀孔隙为主的碳酸盐岩储集层。四种储集类型发育演化的时间不同，而其演化阶段大体划分为两类。裂缝溶洞型储层、似孔隙型储层和复合型储层，两次暴露地表，经历两个表生期的改造，而裂缝孔隙型储层沉积成岩以后，仅一次暴露地表，经历一个表生期的改造。渤海湾潜山碳酸盐岩储层次生孔隙（裂缝与溶蚀孔隙）主要形成于燕山期褶皱断裂运动和后表生期的风化淋漓作用，后埋藏期是潜山碳酸盐岩油藏的形成阶段，油田水中的有机质脱羧基作用，地下水中CO2含量增加，加强了油田水的溶解能力，碳酸盐岩储层中的次生孔隙继续溶解扩大，形成潜山碳酸盐岩油藏储层孔隙结构的现今状态。二、储集空间类型潜山碳酸盐岩储层的孔隙类型以构造溶蚀孔洞缝等次生孔隙为主，储集渗透空间形态多样，大小悬殊，分布不均，以其形态和成因大致可划分为三类十八种(表1.3)。表1.3 空隙分类表形态成因分类大小(直径或宽度)，m地质作用分布洞溶 洞大5105溶蚀沿断层岩溶带中51051104小11042103缝构 造溶蚀缝大中小10010010101构造溶蚀沿构造缝构造缝层间缝压溶缝110200几构 造沉 积沉积成岩多垂直斜交层面顺层面多平行层面孔藻架孔基质溶孔砾间孔粒间孔晶间孔砾内孔裂缝充填粒间孔裂缝充填砾间孔裂缝充填晶间孔几十200几十几百几几百几几十几几十几十几几几十几几十几几十沉 积溶 积风化、构造、溶蚀沉 积沉积、成岩、成岩后溶 蚀充 填充 填充 填藻云岩层与裂缝连通角砾岩层藻团球粒层中细晶云岩层角砾岩层裂缝带裂缝带裂缝带洞空隙三度空间长度相近，均大于2mm；孔空隙三度空间长度相近，均小于2mm；缝空隙三度空间长度相差悬殊，一度很小，另外两度很大，其比值泪地1:10。1洞主要由溶蚀作用形成，少量为砾石支撑砾间小洞。洞穴的空隙体形较大，直径大于500mm者称为大洞。根据雾迷山组复合型储层统计，大洞的孔隙度约为0.5%左右，主要分布于大断层带和风化壳附近；直径小于500mm、大于10mm者为中洞，大于2mm、小于10mm称为小洞，分布于粗结构藻云岩层中，并与断裂裂缝有依存关系，复合型储层中小型孔隙度约为0.3%左右。故溶洞在复合型储层中的孔隙度约为0.8%，而裂缝溶洞孔隙度占总孔隙度比例较大，一般均超过50%。2孔孔是碳酸盐岩储层中数量最多的空隙空间，一般直径仅几微米至几百微米，其成因类型比较复杂，有晶间孔、粒间孔、藻架孔和溶蚀孔等。由各种微孔及微细构造缝组成的孔隙称为基质孔隙系统，其孔隙可达1.83.5%。基质孔隙发育程度受岩石结构控制，粗结构的藻云岩，凝块石云岩及粗粉细晶云岩基质孔隙较发育，而细结构的泥云岩、泥晶灰岩基质孔隙很少。3缝缝是渤海湾碳酸盐岩油藏中极其发育的孔隙类型，主要是构造成因的构造缝和构造溶缝，其次是层理缝，压溶缝较少。构造缝具下列特征：1）裂缝成组系分布，主要裂缝组系平行边界断层，另有两组斜交缝。2）以高角度缝为主，大于75占80%，7545占14%，小于45仅占6%。3）裂缝具等级性（详铜陵裂缝系统），高级别的大裂缝数量少，低级别的小裂缝数量多。4）各级裂缝为不等距分布，一般大缝间距大，小缝间距小，离边界主断层越远裂缝间距越大，离主断层越近间距越小。5）裂缝多数被充填或半充填，半充填缝残留有效宽度较小，一般仅几毫米至几微米。碳酸盐岩储集空间的组合形式既决定了储层的储集能力又决定储层中流体运动特点（渗流特点），其研究内容包括储集空间与连通喉道的形态、大小、多少、组合关系及其分选分布、孔喉比等。4储集空间的连通喉道（图1.6）碎屑岩孔与孔之间的连通吃道以粒间隙为主，喉道短窄，形态简单。碳酸盐岩储层喉道复杂，以裂缝晶间隙等片状喉道为主，少数不规则的细管喉道。1）碳酸盐岩储层喉道以其成因可分为五类：构造裂缝型；晶间隙（孔）型；粒间隙型；生物壳缘缝型；溶蚀孔缝型。2）碳酸盐岩储层喉道依其形态分为三类十种：短直片状喉道；长直片状喉道； 片状喉道长弯曲片状喉道；粗管型短喉道；粗管型长直喉道；粗管型长弯曲喉道；细管型短喉道； 管状喉道细管型长直喉道；细管型长弯曲喉道；不规则喉道。冀中碳酸盐岩油藏以溶蚀缝及溶蚀晶间隙成因的片状喉道为主，管状喉道及不规则喉道较少。3）冀中潜山碳酸盐储层以其喉道宽度，大致分为四类：喉宽小于0.2m的喉道，称为超微喉道，流体不易运动，为非储层；喉宽0.2100m，称微喉道，储层具储集能力，流体可以渗吸；喉宽大于1001000m称细喉道，储层具储集能力，流体可自由流动；喉宽在于1000m称粗喉道，储层渗透率高，油井产量高。5储集空间与喉道组合储集空间的几何结构包括的内容很多，这里主要讨论储集空间与连通喉道的组合氨基酸关系。（1）大缝洞型几何结构其特点为大于1000m的喉道连接洞穴，储层中流体以管流层流为主。在大缝洞几何结构中又可分成三种：1）洞穴四周均有大喉道连通，流体能进能出，水驱油效率高（图1.7a）。2）下洞上喉。洞上方有宽缝相通，呈半开启性，连通较上述情况差，实验证明水驱油过程中，由于重力分异作用，水将油慢慢替出（图1.7b）。3）上洞下喉。洞的下部有宽缝连通，水驱油时原油不易排出，若改为气驱则驱油效率较好（图1.7c）。大缝洞型的储集空间几何结构，多发育在裂缝溶洞型储层及断裂溶蚀作用强烈的地区，孔隙很不发育的泥粉晶灰岩层段，储层孔隙度低，而渗透性甚强，如龙虎庄奥陶系油藏、任北奥陶系油藏靠大断层带。（2）微缝孔隙型几何结构以微裂缝及晶间隙为喉道，连通各种孔隙和小型孔洞所组成的储集空间几何结构。储层孔隙度较高，渗透率较低，流体运动主要表现为渗吸作用。微缝孔隙型几何结构以其喉道形态又可细分为：1）短喉孔隙结构。杂乱堆积的自形晶和半自形晶白云石，晶间多面体孔或不规则孔隙较发育，孔径数微米至数十微米，孔间喉道短宽，一般约1m至数微米，长数微米，喉道多平直，孔隙连通性好，孔喉比小，对油气的储集和渗流极为有利（图1.8a,b）。2）网格状孔隙结构。喉道沿白云石晶面发育，孔隙间由网格状喉道连通，喉道宽度小于1m，喉道较长，弯曲转折，油气渗流速度较慢（图1.8c,d）。3）弯曲细长喉道孔隙结构。喉道细长，一般小于0.2m，油水难以流动（图1.8e）。（3）缝洞孔复合型几何结构是上述大缝洞型几何结构与微缝孔隙型结构配置而成的一种储集空间几何结构，表现出缝洞孔均发育，故称为缝洞孔复合型。储层非均质程度高，孔洞由微细裂缝与大裂缝连通，属于大缝连通的孔洞部分水驱效率高，微细缝和晶间隙连通的孔洞部分，油不易排出，水驱油效率低。任丘雾迷山组储层具有缝洞孔复合型几何结构，水驱效率在大缝洞部分高达80%以上，大缝之间的微孔缝部分水驱油效率仅10%20%，因此，开发这种复合型结构的油田需要采用多种特殊措施，以期提高开发效果。三、裂缝网络系统所谓裂缝系统是指在正常生产条件下，流体可以自由流动的与裂缝连通的孔隙系统。所谓裂缝网络系统是指缝在储层的分布特征。燕山期渤海湾地区褶皱断裂运动强烈，造成前古生界碳酸盐岩构造裂缝特别发育，各种类型、不同部位碳酸盐岩的构造缝不全相同。潜山顶部构造缝经过表生期改造，风化淋漓成构造溶缝，裂缝张开宽度较大，缝壁凹凸不平；而潜山风化带以下碳酸盐岩的裂缝是在封闭条件下形成的构造缝，未经过表生期的改造，裂缝开度小，缝壁平整。差别裂缝系统发育程度国外常用压力恢复曲线或压降曲线计算的裂缝渗透率（Kf）与岩心渗透率的比值来确定；Kf/K 1000为裂缝发育的储层；Kf/K = 100010为裂缝中等发育的储层；Kf/K 10为裂缝不发育的储层。渤海湾前古生界碳酸盐岩储层裂缝渗透率一般大于1m2，而岩心渗透率低于0.001m2，两者比值大于100，故属裂缝发育的储层，裂缝开度大，渗透率高，裂缝系统完善。1裂缝级次根据公式：f= Kf /(5.5510-4b2)计算出冀中碳酸盐岩裂缝平均宽度为50m以上（f为裂缝孔隙度；Kf为裂缝渗透率；b为裂缝宽度）。而在碳酸盐岩储层中，依据裂缝张开度划分的不同级次裂缝，成组系有规律地分布，在网组系中，高级次裂缝之间夹低级裂缝，高级次裂缝少，低级次裂缝多（图1.9、图1.10）。根据露头区裂缝调查和岩心统计资料提出裂缝分级意见如表1.4。表1.4 裂缝分级表级别名称长度m开度mm密度条/m伴 生 孔 洞大缝1050.1溶洞发育,洞径可大于1m,洞率可达5%中缝101510.10.5洞径可小于1m,洞率2%小缝110.10.510洞径可小于0.2m,洞率1%穿层节理缝10.10.10.0110100洞径可小于0.1m,洞率1%层内节理缝0.10.01100少量溶孔各级裂缝长度（L）、张开宽度（b）和裂缝宽度（d）的相对比例关系如下：1）长度：LLLLLL：L：L：L：L = 10：5：1：0.5：0.12）张开宽度：bbbbbb：b：b：b：b = 5：2.5：0.5：0.05：0.0053）密度：dddddd：d：d：d：d = 0.05：0.2：10：60：200从以上数值看、级裂缝数量很少，级裂缝其张开宽度一般均小于10m，属微细裂缝，而、级裂缝密度大，张开宽度也较大，是油藏中的主要储集渗流裂缝网络系统。2裂缝组系冀中碳酸盐岩油藏裂缝以构造成因的为，层间缝次之，构造缝成组系分布。以任28井岩心裂缝统计资料说明任丘雾迷山组裂缝组系分布特征。主要裂缝组系与油藏边界主断层近于平行，为NE30左右，另一组边界断层近于直交，为NW295。除上述两组主要裂缝处，还有两组斜交的剪切断层，一组为NW向，一组为NE向，四组裂缝组成任丘雾迷山组油藏裂缝系统（图1.11）。裂缝密度是影响碳酸盐岩储集渗流能力的重要条件，而决定碳酸盐岩储层裂缝密度有下列四种因素：1）岩石成分：冀中碳酸盐岩储层白云岩裂缝密度最大，其次为灰质云岩、云质灰岩，灰岩裂缝密度最小，在碳酸盐岩中泥质含量超过5%时，裂缝明显减少，泥质碳酸盐岩裂缝很少，为非储集层。2）岩石结构：一般细结构岩石裂缝密度小，粗结构岩石裂缝密度大。3）单层厚度：根据野外调查说明裂缝密度与岩层单层厚度关系密切，地层厚度大（单层）构造缝少，而地层厚度小构造缝多。4）构造应力作用：同一潜山碳酸盐岩油藏的不同构造部位受构造应力作用不同，构造轴部转折部位及地层曲率大的部位是受力最强的位置，也是构造裂缝最多的部位。渤海湾碳酸盐岩潜山油藏多为单斜断块，构造应力强弱一般均根据离边界大断层的距离来判别。离边界断层越近，受力越强，裂缝密度越大；离边界断层越远，受力越弱，裂缝密度越小。任丘雾迷山组油藏为中细晶藻云岩，块厚层状，泥质含量一般低于5%，其裂缝密度主要与边界断层有关。离断层越近，密度越大；离断层越远，密度越小。3裂缝张开宽度裂缝张开宽度既与裂缝成因有关（溶缝开度大），又与上覆压力有密切关系，一般溶蚀构造缝张开宽度较构造缝宽度大，上覆压力越大裂缝宽度越小。四、宏观孔隙结构所谓宏观孔隙是指野外调查和岩心统计中肉眼可以分辨的孔隙，而微观孔隙要借助于仪器设备来测定。在油藏工程中宏观孔隙一般划入裂缝孔隙系统，为大裂缝连通的溶洞溶缝，其连通喉道一般大于100m。在渤海湾碳酸盐岩油藏储层中，由于裂缝网络的规则分布，故宏观孔隙（裂缝孔隙系统）与微观孔隙具有一定的分布规律，其总体特征是大缝连通的溶洞包围小缝小孔（图1.12），组成两种不同的孔隙结构与渗流特征的油藏储集体。碳酸盐岩储层宏观孔隙由溶蚀缝洞组成，任丘雾迷山组油藏最大的溶洞可达3m以上，溶蚀缝宽度可达1cm以上。根据野外调查奥陶系石灰岩（裂缝溶洞型储层）孔隙分布呈双峰型，直径小于0.1mm的孔隙占25%，直径大于1m的溶洞占总孔隙的48%（图1.13）；而以喉道控制的孔隙体积分布一般呈多峰型，小于0.2m喉道控制的孔隙体积占15%，58m喉道控制的孔隙体积占22%，大于20m喉道控制的孔隙体积约占37%（图1.14）。从而可以看出奥陶系石灰岩以粗喉道连通的大溶洞为主要的储集空间，流通条件特好，在油田开发过程中只要钻遇大缝大洞，均可获得高产。但是由于大缝大洞分布的非均质性，远离大断层、大缝洞稀少的区块，油井就会低产甚至为干井。大缝大洞组成的裂缝孔隙系统，除具高渗透性特征而外，其裂缝系统孔隙总体积较小，孔隙形体大、数量少、形态不规则、分布不均一。一般大缝大洞孔隙体积为1%左右，在裂缝溶洞型储层中大缝大洞孔隙体积占孔隙总体积的35%50%左右，复合型储层中大缝大洞孔隙体积约占总孔隙何种的20%30%左右。从而可以看出裂缝溶洞型储层以宏观的大缝大洞为主要的储集渗流空间，而复合型储集类型微观孔隙占的比例较大。五、微观孔隙结构在油藏工程研究中微观孔隙一般划入基质岩块孔隙系统。研究碳酸盐岩微观孔隙主要应用铸体薄片、扫描电镜、压汞数据处理、图象分析和CT扫描等。裂缝溶洞型储层微观孔隙与复合型、似孔隙型、裂缝孔隙型储层不同。前者有效储集空间为大中小型溶洞与裂缝，微观孔隙多为小于10.0m的晶间隙和少量微裂缝，毛管压力曲线多为陡峻型，孔隙均值小于0.1m，Pc25MPa（图1.15），扫描电镜和图象分析测量出灰岩晶间隙直径均小于0.2m，铸体无法进入灰岩的微孔隙。而似孔隙型、裂缝孔隙型和复合型储层均由不同结构的白云岩组成，晶间孔、晶间溶孔发育，孔隙空间较大，一般大于1白云岩的晶间隙和微裂缝组成微观孔隙结构。似孔隙型储层、裂缝孔隙型储层和复合型储层的微观孔隙结构特征相近。现以任丘雾迷山组复合型储声能微观孔隙代表，进行综合特征描述。复合型储层微观孔隙受岩石性质控制，储集类型与储集性能有密切关系（表1.5）。类好储层由凝块石云岩、锥状迭层石云岩组成，从扫描电镜上可以看出，微观孔隙以裂缝和晶间隙为主，30条压汞曲线（图1.16、图1.17）汇总的数据，大于1m喉道控制的孔隙体积占38.46%，大于0.6m喉道控制的孔隙体积占58.52%，孔隙均值9.53，平均喉道直径1.3m，铸体可以进入多数微观孔隙。类差储层由微层状凝块石云岩，层纹石藻云岩组成，孔隙喉道较细，平均喉道直径0.4m，孔隙均值11.31，直径大于1m喉道控制的孔隙体积占19.34%，大于0.6m喉道控制的孔隙体积占28.51%，铸体仅能进入少量微孔隙，扫描电镜测量出的多数微孔隙小于2m。1类非储层由层纹石云岩、泥粉晶含硅质条带（团块）云岩和含泥质泥晶云岩组成，三种岩石类型微观孔隙不全相同。层纹石云岩和泥粉晶含硅质条带（团块）云岩，微孔隙不发育，少量晶间孔隙，孔喉均值小于0.2m，为无效孔隙，而含泥泥晶云岩晶间孔隙发育，但均很细小，铸体无法进入，为非储集孔隙。1类储层大于1m喉道控制的孔隙体积13.22%，大于0.6m喉道控制的孔隙体积仅15.24%，小于0.1m喉道的孔隙体积为69.03%，平均喉道直径0.14m，孔隙值12.79。2类非储层由泥质白云岩组成，在油藏中为隔层，孔喉均很细小，一般孔隙喉道仅0.088m，孔隙均值13.47，大于1m喉道控制的孔隙体积为18.05%，大于0.6m喉道控制的孔隙体积18.45%，小于0.1m喉道的孔隙体积76.5%，好绝大部分孔隙为微细孔隙，流体无法进入。表1.5 任丘雾迷山组储集岩分类类别数据指标+121+2平均值块数平均值块数平均值块数平均值块数平均值块数平均值块数孔隙度,%3.96303.02293.50592.09331.622.0635排驱压力,MPa0.5640.6920.6271.5713.2341.666中值压力,MPa2.2475.7553.97121.2619.921.18中值液柱高度,mm89230159850796847汞饱和度,%94.9884.0489.650.3937.8251.44均值,(直径,m)9.53(1.3)11.31(0.4)10.41(0.73)12.79(0.14)13.47(0.088)12.83(0.14)残余油饱和度,%24.65613.59519.62119.0139.013渗透率10-3m20.87639.4219.831.0811.07孔分布%7.5m14.938.6711.875.362.955.221.0m38.4619.3429.0613.2218.0512.987.50.3m43.5619.8431.909.8815.5010.210.30.75m28.2941.7034.8815.735.0615.120.075m13.1929.7921.3569.0376.569.45从上述四种储集类型的微观孔隙来看，裂缝溶洞型储层基质岩块中的微观孔隙由微裂缝及白云岩夹层中的晶间隙组成，主要储集宋体字间为大缝洞，而其它三种储集类型基质类型岩块中的微观孔隙以晶间隙为主，微裂缝次之。各种储集类型均具双重孔隙介质的储集渗流特点，中大缝洞组成裂缝孔隙系统，微细裂缝晶间隙（包括溶孔）组成基质岩块系统。六、储集类型由不同类型储集空间组成的碳酸盐岩储集层，储集类型十分复杂。根据缝洞孔在储层中所占的比例关系及储声能的储集渗流特征划分碳酸盐岩储集类型，其划分原则参看碳酸盐岩储层三角分类图（图1.18），三个端点（、）为每一种空隙类型占100%的点，命名为单一孔隙储集类型；、六个区间为两种空隙复命名区间，孔隙体积占总孔隙体积在于50%为主名，占25%50%和10%25%均为辅名，孔隙体积占总孔隙体积10%25%者放在复合名称的最前面，如裂缝孔隙溶洞型储层中裂缝约占10%25%，孔隙占25%50%，溶洞占50%以上；分布于三角形的中央部分，各种空间都占有较大比例（25%50%），故称为复合型储层，亦可称为缝洞孔复合型储集类型，这里缝洞的前后位置不能说明孔隙体积的比例关系（见表1.6）。表1.6 储集类型分类命名原则表类型序号储集空间，%储集类型名 称孔洞缝901010105050501050101025505050255010251025255010109050105010101050505025501025102525505025501090101010105050501050102510252550505025502550孔隙型裂缝型溶洞型孔隙溶洞型溶洞孔隙型裂缝孔隙型孔隙裂缝型溶洞裂缝型裂缝溶洞型裂缝、孔隙溶洞型裂缝、溶洞孔隙型溶洞、裂缝孔隙型溶洞、孔隙裂缝型孔隙、溶洞裂缝型孔隙、裂缝溶洞型复合型冀中碳酸盐岩油藏主要储集类型有四种，中元古生界雾迷山组藻云岩为复合型储集类型，属储层三角分类图的第类；中元古界高于庄组白云岩为似孔隙型储集类型，似孔隙储集类型是复合型储层的一种特殊类型，从缝洞孔的比例仍属得复合型储层，但由于小缝小洞及溶蚀孔隙特别发育，岩心含油产状与砂岩饱和含油相似，为区别于雾迷山复合型储层，故称似孔隙型储集类型；寒武系府君山组白云岩为裂缝孔隙型储层，属三角图上的第类；奥陶系石灰岩（夹白云岩）为裂缝溶洞型储集类型，属三角图上的第类。从冀中碳酸盐岩油藏均为两种空隙空间以上的复合储集类型为主，单一空隙空间组成的储集类型很少。裂缝在各种潜山油藏中均占一定比例（大于25%），故冀中潜山碳酸盐岩油藏均为裂缝型碳酸盐岩油藏。裂缝既是渗汉通道，又是储集空间，但不同储集类型的碳酸盐油藏，裂缝发育程度差别较大。潜山碳酸盐岩油藏孔隙分布非均质性十分严重，表现在储集类型上同一个油藏不同区块不同层段也不完全一样，例如任北奥陶系泥晶灰岩为裂缝溶洞型储层，而白云岩夹层又以裂缝孔隙型为主（上述油藏储集类型定名以油藏的主要储集类型为准），裂缝溶洞的分布也极不均一，靠边界古断层溶洞溶缝极发育，远离断层溶洞缝很少。七、储层孔隙喉道宽度的几个界限碳酸盐岩储层孔隙结构很不均一，其不均一性不但表现在孔隙大小分布的不均一性，同时反映在连通喉道大小、长短、弯曲弈和形态的多变性，碳酸盐储层喉道宽度既能影响油藏中流体运动方式，更是决定储层孔隙能否储集油气和孔隙中油气能否流动的主要参数。从而碳酸盐岩储层喉道可划分为有效喉道和无效喉道，裂缝孔隙系统喉道（流体自由流动喉道）和基质孔隙系统喉道（流体渗吸喉道）。1有效与无效喉道宽度界限根据多年来碳酸盐岩储声能研究总结，碳酸盐岩储层喉道研究大致有三种方法：一是直接观察测量法，即利用高精度的仪器设备，直接测量裂缝和连通孔隙之间的喉道直径，一般以偏光显微镜图象分析仪测量出铸体能够进入的喉道界限。冀中碳酸盐岩铸体可以进入的有效喉道下限值为1m左右，从而确定大于1m的喉道为有效喉道。二是用公式求出不同大小喉道的渗透率贡献值K（F为岩性系数，冀中碳酸盐岩一般F=1）。一般渗透率累积贡献值达到95%98%的对应喉道为有效喉道的下限值，冀中碳酸盐岩储层渗透率累积贡献值到95%98%的对应喉道半径在0.55.0m之间（图1.19）。实际上对应的累积渗透率贡献值为95%98%的部位，也正是累积渗透率贡献值曲线的拐点，故累积渗透率贡献值曲线拐点的对应喉道半径为有效喉道与无效喉道的界限。渤海湾碳酸盐岩储层取1m。三是根据国外文献报导：裂缝壁上水膜厚度最大为0.16m，两壁水膜总厚0.32m，除水膜外还需具有流体分子直径的宽度，流体才能通过。流体分子直径取0.2m，所以喉道必须大于0.56m流体才能通过，从而有效喉道的下限应大于0.56m。综上所述，渤海湾碳酸盐岩有效喉道下限值介于0.55.0m之间，多数接近于1m，故暂定为1m，也就是说喉道小于m控制的孔隙体积为无效孔隙体积，大于1m的喉道为非流通喉道，大于1m为有效喉道，大于1m喉道控制的孔隙体积为有效孔隙体积。2裂缝孔隙系统喉道与基质孔隙系统喉道（粗喉道与细喉道）的界限所谓大与小、粗与细只是一个相对量的概念，但在油藏工程中流体在储导的运动形式可以完全不同。在大（粗）喉道中流体在压差的作用下可以自由流动，成管流或层流形式运动，故又称裂缝孔隙系统喉道；而在小（细）喉道中流体靠毛管力的作用以渗吸的形式运动，故又称基质孔隙系统喉道。裂缝系统的喉道下限应该是没有毛细管作用的喉道直径。法国Davadant研究结果表明：自由流动喉道下限为10m；前苏联Smekhov指出10m以上宽度的裂缝，两壁水膜不会形成弯月面，毛管力在裂缝中的作用可以忽略不计；伊朗A.Saidi认为当裂缝宽度大于2030m时，毛管力的作用就会消失。所以，国外学者把裂缝系统喉道的下限值定为10m。根据试井解释资料，冀中碳酸盐岩储层裂缝孔隙度（f）接近于1%，其裂缝渗透率（Kf）为12m，以公式f =可求出裂缝宽度b。冀中碳酸盐岩裂缝平均喉道宽度为50100m，从而碳酸盐岩储层裂缝系统喉道的下限值应该小于50m。另外根据雁翎雾迷山组藻云岩微观模型实测的自由流动喉道宽度为1020m，铸体薄片资料观察到铸体饱和度达90%以上的喉道也在10m左右，所以渤海湾碳酸盐岩储层裂缝系统喉道下限值为1020m，目前暂以10m为裂缝孔隙系统喉道与基质孔隙系统喉道的分界，即大于10m为裂缝孔隙系统的喉道，小于10m为基质孔隙系统的喉道。根据上述资料可划分出三种喉道界限：无效喉道：1m有效喉道：基质孔隙系统喉道：1100m裂缝孔隙系统喉道：10m碳酸盐岩储层喉道分界 10m裂缝孔隙系统喉道 基质孔隙系统喉道有效喉道 无效喉道八、储层划分标准碳酸盐岩储层有效厚度和有效孔隙度，是容积法计算石油地质储量的重要参数。而碳酸盐岩储集层的确定，实际上就是确定划分储层、非储层界限，划分不同级别的储层、非储层，统计各类储层厚度，为储量计算提供数据。不同储集空间类型及不同孔隙结构的储集岩形成不同性质的储集层。在同一油藏中往往由好储集层、中午储集层、差储层和非储集层互相组合而成，有时受地层岩性控制，产生纵向上层与层之间的差异，有时受断层裂缝的影响横向上发生变化，也有受风化淋漓和岩溶作用的影响，造成纵横向储集性能的变化，这种非均质性在碳酸盐储层中是普遍存在的。因此，划分碳酸盐岩储层并认识其变化规律，不仅在油田开发实践中有实现意义，而且计算石油地质储量时，也是必不可少的重要参数。1雾迷山组储集岩分类冀中地区碳酸盐岩主要有下列岩石类型：藻结构碳酸盐岩、生物碎屑碳酸盐岩、生物碎屑碳酸盐岩、颗粒碳酸盐岩、准同生后白云岩及角砾状碳酸盐岩等。（1）藻结构碳酸盐岩（照片1，2，3）有凝块石、锥状叠层石、核形石白云岩及层纹石云岩等，主要发育在中上元古界，而陷藻灰岩多分布于寒武奥陶纪地层中。上述储集岩中溶蚀孔洞及构造裂缝均很发育。（2）颗粒碳酸盐岩包括砂砾屑碳酸盐岩（照片4，5）（鲕粒、球粒、团粒等），中元古界及下元古界碳酸盐岩中均有分布。其储集空间主要是粒间溶孔。（3）次生白云岩主要发育于寒武奥陶纪地层中。这类储集岩主要以晶间孔为主要储集空间。（4）角砾状碳酸盐岩包括构造角砾岩、溶塌角砾岩、风化角砾岩等，分布不均，无一定层位关系。储集空是为溶洞孔洞及裂缝（照片6，7，8）。依据物性、压汞、含油性及电性特征，特别是渗流特点，将中元古界雾迷山组储声能分类为类（好储集岩）、类（差储集岩）、类（非储集岩）（见表1.7及图1.20）。表1.7 雾迷山组储集岩与非储集岩主要特征表类别主要岩石类型全直径岩心物性压 汞岩心含油显示自然伽玛C/(kgh)孔隙度,%渗透率10-3m2Pc50MPaSHg%主要孔隙结构类型萤光含油级别类(好储集岩)锥状叠层石白云岩31480短宽喉道结构类型好含油油斑1.6凝块石白云岩微层状凝块石白云岩等类(差储集岩)层纹石白云岩211050网格状喉道或微裂缝中差或无油斑油迹31.6小波纹叠层石白云岩砂砾屑白云岩泥粉晶白云岩类(非储集岩)硅质、含硅质白云岩211050弯曲细长喉道或无喉道连通差或无油迹或无33硅质岩泥晶白云岩泥质(含泥)白云岩类(好储集岩)。岩性多为凝块石、核形石、锥状叠层石白云岩和角砾状白云岩等，以细晶为主，储集空间有溶蚀孔洞及微裂缝，孔隙异常发育。孔隙度3%6%，渗透率较高，排驱压力小于0.1Mpa，饱和中值压力小于0.5Mpa。大于1m宽喉道控制的孔隙体积在60%以上，储渗能力均好。类(差储集岩)。岩性多为微层状凝块石云岩、层纹石白云岩、粉晶白云岩。晶粒较细，以粗粉晶为主，孔隙不发育，孔隙多为2%3%。排驱压力较高，一般在0.5Mpa左右，喉道均值11.31()，孔隙体积多受0.21m宽的喉道所控制，储渗性能均较差。类非储集岩，又可分为1和2两类。1类非储集岩，以致密硅质白云岩、泥晶白云岩为主，孔隙度小于2%，90%以上的孔隙体积受小于0.2m喉道所控制，不具备储油能力，在一定条件下发育少量裂缝，可作为流体流动通道。2类非储集岩，以泥质白云岩为主，孔隙缝均不发育。微孔隙基本受小于0.1m的喉道所控制，不具备储油能力。自然伽玛曲线显示高值，是碳酸盐岩油藏中的相对隔层。2雾迷山组储层划分储层划分主要依据岩石物性数据和测井资料。由于碳酸岩岩心少，岩石物性资料不连续、不系统，又受储层非均质性的影响，岩石物性代表性差，所以在搞清一个地区的四性关系以后，可借助于电性划分储层。（1）雾迷山组储声能物性标准任丘雾迷山组藻白云岩的孔隙度较低，其中具溶孔粗结构的白云岩孔隙度3%6%；而细结构的白云岩孔隙度仅2%。其中储集性能与物性有明显关系，一般孔隙度、渗透率高，含细好；反之，孔隙度愈低，含油愈差。据任28井统计243块全直径岩样物性数据，在33块不含油的样品中，有30块分布在孔隙度小于2%、渗透率小于110-3m2的范围内。另据292块小直径岩样物性统计结果，也见类似情况（图1.21）。从储集岩的喉道均值与含油性可以看出（图1.22）：喉道愈宽，含油愈好，含油级别愈高；反之，喉道愈窄，含油级别愈低。当喉道小于0.2m以下，岩样微含油或不含油。另据孔隙度与孔隙均值关系图（图1.23）反映：1）35块类非储集岩样品的平均孔隙度为2.06%，其中有73%的样品孔隙度小