壹、縫洞型油氣生產的特征和類型
根據縫洞的連通性，縫洞型油氣主要分為孤立的洞穴和連通的縫洞。孤立洞穴型油氣以孤立洞穴為儲層，具有統壹的溫壓系統和流體性質，油氣水界面明顯，底水發育，油氣產出受洞穴規模控制，具有明顯的定容特征。連通縫洞型油氣具有多套不同連通性的縫洞系統，同壹縫洞體具有相同的流體性質和統壹的油氣水界面。不同縫洞體可能存在差異。在油氣生產過程中，會有新的縫洞體供給油氣，且油氣產量不穩定，出水類型多樣，容易出現油水產量高低等復雜現象。
1.孤立洞穴石油和天然氣
大型溶洞是輪南、哈拉哈塘和塔裏木盆地北斜坡奧陶系縫洞型油氣的主要儲集空間。由於長期埋藏和成巖作用，大部分洞穴之間的通道塌陷並膠結充填，導致連通性差，形成相對獨立的洞穴單元。茹哈7井位於哈拉哈塘地區西北部，屬於輪南低凸起西部斜坡帶。根據儲層、流體性質和試采特征分析，哈7井是壹個典型的定容洞穴采油單元。根據儲層預測和縫洞雕刻，哈7井是壹個孤立的溶洞系統，與周圍縫洞體距離較遠，連通性較差(圖6-8)。不同周邊單井的油氣性質差異很大。哈7井為稠油，西南的哈11井為正常油，說明油藏不連通。Ha7井試生產基本不含水，但Ha9井突然水淹。下部Ha11井試采高且穩定，無含水，說明不同井區邊底水情況不同，地層水體之間無溝通。哈7井試生產表明，油壓下降快，產量衰竭明顯，是壹個孤立的定容油藏單元。
2.連通縫洞油氣
在巖溶縫洞型油藏的開發過程中，由於河道、裂縫和裂縫系統之間的溝通，許多大型縫洞體相互連通。雖然後期有部分縫洞體坍塌充填，但仍有壹定數量的縫洞體保存下來，形成壹個相互連通的多縫洞系統。在壹定的歷史時期和壹定的壓差下，獨立的縫洞體也可以因某些作用而相互溝通，形成統壹的多縫洞體油氣藏。裂縫和洞穴的連通性很難識別，通常通過試采、幹擾試井和示蹤劑來確定。塔裏木盆地中生界162井、倫古101井和倫古15井發育連通的縫洞型油氣。如中古162井，是受多縫洞控制的弱揮發油聚集單元。在縫洞雕刻圖上(圖6-9)，中世紀162井附近發育多套連通的縫洞體。從試采曲線可以看出，中期在不采取任何措施的情況下，油壓上升，氣油比下降，產油量增加等。分析是因為連通了新的油藏，另壹個縫洞單元在壹定壓差下與提前產油的縫洞體連通，從而獲得更多的油氣供應，增加油氣產量，油壓也上升；在壹定條件下，該區相鄰的縫洞體可能形成連通的儲層單元，成為連通的縫洞成藏單元(圖6-9)。
圖6-8哈7井奧陶系碳酸鹽巖縫洞雕刻及洞穴型成藏單元剖面圖
圖6-9中世紀162井奧陶系縫洞雕刻及多縫洞成藏單元剖面圖。
第二，傳輸系統
輸導體系作為油氣成藏過程中烴源巖和儲層之間的橋梁和紐帶，是油氣成藏的關鍵控制因素，也是油氣成藏研究系統性、動態性的重要體現(Magoon，1994)。油氣輸導體系受多種因素控制，如盆地構造、沈積成巖演化、流體活動(流體勢、壓力)等。，而運輸性質和能力隨時間和空間而變化(方浩等人，2000)。總的來說，輸導體系是油氣從源巖向圈閉運移過程中所經過的全部路徑網絡，主要包括斷層和裂縫、不整合、連通砂體及其組合類型(富光，2001)。
1.斷層和裂縫運輸系統
斷層和裂縫輸導系統是斷層活動開啟形成的油氣運移通道。同時，大量伴生裂縫的發育也顯著改善了碳酸鹽巖的儲集性能，形成了溶孔-溶洞-裂縫系統。裂縫越發育，滲流空間越大，越有利於油氣運移。
如塔北輪南奧陶系斷層、裂縫特別發育，斷層、裂縫往往伴有褶皺構造。它中斷了中下寒武統烴源巖的裂縫，成為油氣運移的有效通道。如輪南地區油氣主要來自古生界海相烴源巖，與裂縫性碳酸鹽巖溝通，成為油氣富集區。如塔河地區的英買2井區、S86-S67-S65-T401井、T402—S78井沿北東向構造裂縫相對發育，形成了塔河7-6-4區中下奧陶統油氣運移富集帶(顧毅，2007)。斷層對壹些古生界油氣藏也有壹定的改造和破壞作用。
2.不整合面輸導系統
多期構造運動導致多期不整合面，在不整合面以下壹定深度內形成大規模的溶孔、溶洞和裂縫系統，成為縫洞型碳酸鹽巖油氣的主要儲集空間。同時，不整合面是油氣側向運移的重要通道，前提是其上必須有封閉的蓋層。
如倫古-塔河油田中、下奧陶統在加裏東期至海西早期長期遭受風化剝蝕，形成廣泛分布的風化殼。地表殘積物、風化裂隙角礫巖和半風化層，具有良好的儲滲條件，主要構成巖溶網絡系統，是倫古-塔河油田最重要的輸導體系，特別是海西晚期烴源巖區的大規模供油和塔河地區未完全封閉的蓋層。造成了目前奧陶系稠油的分布，說明不整合和巖溶系統輸導體系對倫古-塔河油田的形成具有重要作用(顧毅，2007)。
3.連通輸沙系統
連通砂體輸導體系以連通孔隙為油氣運移通道，如塔北輪南古-塔河地區。這種輸導體系主要發育在石炭系卡拉恰伊組砂巖和三疊系砂巖中(陳強道，2004)。卡拉恰依組具有砂巖層數多、單層厚度薄、橫向變化大的特點。三疊系砂體分布相對穩定，橫向變化小，與斷層和不整合面配合，成為油氣運移的重要輸導體系。
4.復合輸送系統
區域性童淵斷裂、不整合面、巖溶縫洞系統、砂體和裂縫構成油氣運移的復合通道，是形成大型復合油氣藏的重要條件。如塔北輪南地區三疊系、石炭系、奧陶系油氣藏，是多期生烴、充註、調整形成的多層復合油氣分布，是復合輸導體系作用的結果。喜馬拉雅晚期天然氣入侵前，三塔木斷障和輪南斷裂帶的斷層和裂縫將三疊系砂體與奧陶系古油藏連通，使油氣運移至上覆的石炭系和三疊系，並進壹步在石炭系和三疊系砂體中運移。喜馬拉雅晚期氣侵過程中，裂解形成的高幹燥系數天然氣沿輪古洞走滑斷層註入奧陶系縫洞型碳酸鹽巖儲層。由於石炭系高壓層的形成，斷層在石炭系是封閉的，後期裂解的天然氣只能沿斷層和不整合輸導體系運移，運移通道為三塔木斷裂帶奧陶系縫洞型碳酸鹽巖儲層。
第三，油氣運聚機理
裂縫-巖溶碳酸鹽巖儲層是由基質、裂縫和溶洞組成的連續介質。裂縫和被裂縫貫穿的溶洞與烴源巖相連，烴源巖既是儲集空間，又是流動通道。裂縫連接的孔洞具有管流特征，裂縫系統中油氣滲流遵循達西定律，基質系統滲流能力很小，具有非達西滲流特征。縫洞型碳酸鹽巖儲層具有“格子”型儲層特征，其中溶洞是主要的儲集空間，裂縫是主要的流通通道，溶洞和裂縫隨機分布。與之相連的裂縫、溶洞動態尺寸大，流體流動可視為管道流動，基質滲透率低，非達西定律。
縫洞型儲層大裂縫、大孔洞與小裂縫、小孔洞並存，介質表現出較強的不連續性；流體流動的空間不僅形狀不同，而且規模也不同。流體的流態包括小裂縫和小孔中的線性流動，大裂縫和大孔中的非線性流動，甚至還有兩種流動規律以不同形式混合的組合流動。大多數關於碳酸鹽巖油藏流動規律的觀點都是基於連續介質理論，或將非連續介質替換為等效的連續流動體系，將油藏視為孔隙-溶洞雙重介質、孔隙-裂縫-溶洞三重介質或多孔隙介質類型(圖6-10)，認為其中發生的是完全滲流。
圖6-10阿克庫勒凸起南坡下奧陶統縫洞型碳酸鹽巖油氣剖面圖
本書根據縫洞型儲層系統的特點，提出了縫洞型油氣成藏的機理，即溶洞大尺度流動與裂縫滲流-縫洞聯合流動模型的聯合系統的壹種物理流動模型(圖6-11)，即管流與滲流的聯合流動模型。這種滲流與管流耦合模型不僅反映了裂隙溶洞系統中的流體流動，也反映了基質和孤立孔洞中的流體滲流。它將縫洞型儲層系統視為統壹的連續介質地質模型。例如，可以假設喀斯特洞穴是圓柱形的，它們由壹個裂隙滲流系統連接起來。縫洞單元可視為壹個網絡物理模型。溶洞內的流體流動可以近似為不規則管流，即圓管內的流體流動，這是流體力學中比較簡單的流動。
圖6-碳酸鹽巖縫洞油氣聚集機理示意圖+01
溶洞是主要的儲集空間，可視為管狀通道。溶洞內的流動可視為管流，流體可視為不可壓縮的粘性流體。裂隙是主要的入滲通道，起著連接溶洞之間的作用，具有壹定的蓄水能力。裂縫中的流動可以認為是線性滲流。溶洞單元和裂縫單元可以組合形成縫洞單元。致密基巖的滲透能力很低。由於其特殊的成藏條件，縫洞非均質性很強，流體流動狀態復雜:縫洞尺寸大，流體流動可視為管流；微裂縫或基質非常致密，孔隙尺寸非常小，流體流動遵循達西定律或非達西定律。由於縫洞型油藏中既有基質的“滲流”，又有“管流”(或空穴流和空穴流)，現有的油藏流體動力學理論不能有效地描述流體流動的特征。
縫洞型碳酸鹽巖儲層的非均質性導致油氣運聚分布的復雜性(附圖6-12)。如輪南隆起在晚加裏東期和海西期經歷了強烈的擡升剝蝕，印支期以來又經歷了疊加改造。輪南隆起及其周邊地區長期處於油氣運移方向，經歷了三次具有壹級波動周期的油氣成藏旋回:第壹次成藏旋回以破壞為特征，第二次成藏旋回以改造為特征，第三次成藏旋回以富集為特征。輪南地區溶洞系統發育有三個階段，縫洞系統的發育程度和連通性是風化殼型油氣富集的重要因素。密集發育的斷裂和小斷層與溶洞溝通形成油氣富集區，孤立的溶洞沒有油氣源，鉆進溶洞發育區就出水。斷層遮擋帶頂部漏失區有水，鄰坡高部位覆蓋條件差為高漏失區，為稠油分布區。在斜坡和臺地低部位，後期油氣充註形成了輕質油和凝析油的分布區。中、上奧陶統殘余區是尋找早期形成的原生碳酸鹽巖儲層的有利地區。輪南低凸起周圍沿斜坡向下凹陷是碳酸鹽巖的有利油氣富集區。
圖6-12輪南地區各種油氣性質分布圖
塔河油田碳酸鹽巖儲集空間以溶洞為主，有產能貢獻的溶洞和裂縫規模在300μm以上；酸壓形成的裂縫開度壹般為1 ~ 8 mm，根據流型判別，塔河油田縫洞型油藏流體流動以達西流為主，進而明確溶洞內流體流動可近似為不規則管流，而300μm以下尺寸的溶洞和裂縫內流體流動為滲流。對於碳酸鹽巖縫洞型油藏，準確預測縫洞型碳酸鹽巖油藏的分布區域是油氣發現的前提，準確識別裂縫和小斷層的分布是提高勘探成功率的關鍵。
第四，縫洞油氣富集規律
我國海相沈積盆地具有年代久遠、有機質熱演化史長、成熟度高、儲層埋藏深、儲層非均質性強、油氣藏分布復雜、後期調整改造損害嚴重等特點。縫洞型油氣是指儲存在巖溶作用形成的縫洞體中的油氣。儲層非均質性很強，基質孔隙度壹般小於1.2%，滲透率壹般小於0.5×10-3 μm 2。油氣主要受壹系列縫洞體控制，在相對獨立的縫洞體中有統壹的溫度壓力系統和統壹的油氣水界面。如輪南-塔河油田潛山風化殼油氣分布區和塔中北坡英山組層間風化殼大凝析油氣分布區，都受壹系列疊置縫洞體控制。
1.古隆起的長期暴露控制著優質儲層的發育。
縫洞型巖溶儲層的分布和發育受古巖溶地貌控制。不同地貌單元巖溶作用和儲層發育程度不同，油氣富集程度也不同。巖溶臺地古地形高，地層剝蝕嚴重，是該區巖溶水的主要補給區，上覆地層薄，難以形成有效的油氣聚集。巖溶盆地和河谷位於巖溶水的匯集和排泄區，水庫淤積嚴重，難以形成有利的儲集空間。巖溶階地位於巖溶臺地與巖溶盆地的平緩過渡帶，水動力條件優越，巖溶水補給活躍，排泄適宜，古巖溶強烈，儲集空間相對發育。
陜甘寧盆地、四川盆地和塔裏木盆地的古隆起分別經歷了140Ma、120Ma和77～232Ma的風化剝蝕，形成的風化殼構成了良好的儲層。以四川中古生代隆起為例。二疊紀以前，古隆起地貌已被準平坦化，以碳酸鹽巖為基巖的元素風化率達90.32% ~ 96.52%，屬於巖溶風化殼。以粘土巖、砂巖為基巖的元素風化率為25%，屬於殘余風化殼；碳酸鹽風化殼具有淋溶作用強、淋溶量大、殘效弱的特點，容易形成縫洞型巖溶發育帶。陜甘寧古隆起也有類似現象，塔裏木盆地寒武-奧陶系碳酸鹽巖儲層分布主要受後期風化剝蝕和古巖溶控制。輪南、塔中、巴楚東南部等古隆起區的奧陶系由於暴露時間長，儲集條件好。相反，曼加爾凹陷北部的吳恙2井和巴楚東部的河3井位於古斜坡的下部，儲層條件較差。此外，長期繼承性古隆起往往可以形成多套優質儲層，輪南地區奧陶系、石炭系、三疊系、侏羅系等多套優質儲層的存在與其長期發育的古隆起背景密切相關。
2.優質儲層控制縫洞型油氣的富集。
油氣不受局部構造控制，但縫洞體控制著風化殼中油氣的富集。如北塔南緣奧陶系以臺地灰巖為主，原生孔隙幾乎消失。儲層以巖溶作用形成的裂縫和洞穴為主。許多鉆井遇到大型縫洞系統，輪南地區有20多口井在鉆井過程中發生了空井、井湧或漏漿，井間變化很大。在平面上，巖溶縫洞具有分帶、封堵的特點，巖溶斜坡儲層最發育，溶洞數量多、規模大、充填少，壹系列縫洞發育區在空間上疊加連片。高產的工業油氣流只能通過鉆大溶洞的井來獲得。沙48井、倫古15井、倫古42井、倫古701井、艾丁4井等高產工業油氣流井均為大溶洞產油，輪南15井低產、衰竭的主要原因是油藏未開發。輪南-塔河潛山勘探實踐表明，只有在大型溶洞或與溶洞溝通良好的裂縫中鉆井，才能獲得高產穩產。縫洞體發育程度決定奧陶系儲層產能，優質儲層控制油氣富集。
縫洞系統導致油氣聚集的非均質性。輪南奧陶系的鉆探和研究表明，有利儲層分布在潛山風化殼頂部200m以內，油氣的分布受巖溶系統和裂縫系統的空間發育程度控制。雖然油氣在宏觀上呈準層狀分布，但由於巖溶儲層的強烈非均質性，縫洞系統周圍有致密的無油氣灰巖，壹個或多個相對獨立的溶洞系統形成相對獨立的油(氣)藏，具有相對統壹的油氣水界面和統壹的溫壓系統。由於缺乏構造圈閉或地層巖性，縫洞系統的獨立性和連通性是相對的。在不同的地質時期和不同的邊界條件下，連通的油氣藏可能被分割成若幹個孤立的油氣藏，相對獨立的縫洞系統可能實現連通和油氣的調整。因此，在油氣生產過程中，不同縫洞系統的連通會導致油氣水性質的差異和產量的周期性變化。相對孤立的縫洞系統形成定容體，初期油氣產量高，但供水快，產量有限；而連通的多縫洞系統規模較大，油氣產量相對穩定或緩慢下降，含水率逐漸升高。對於連通性差的多個縫洞系統，在壹定壓差下可能實現連通，導致油氣產量周期性變化。比如壹個縫洞系統產出後，出現另壹個系統的油氣供應，導致產量高低，含水率變化大。
3.多成因油氣藏的分布是油氣大規模分布的基礎。
中國古碳酸鹽巖儲層經歷了多期構造擡升和暴露，發育了多期碳酸鹽巖巖溶作用，造成了風化殼巖溶古地貌和儲層特征的差異。多種類型的次生孔隙導致儲層非均質性。由於碳酸鹽巖儲層受多期溶蝕和壓裂作用控制，具有非組構選擇性，形成多種類型的復雜次生孔隙，其發育特征和空間分布復雜多樣，導致碳酸鹽巖儲層非均質性強。
巖溶碳酸鹽巖儲層容易縱向疊置，橫向大面積近層狀分布。如輪南潛山縫洞系統在縱向上具有明顯的層狀。雖然井間橫向變化較大，縫洞層數和深度不同，但在不同的巖溶部位存在多層次的溶洞。在平面上，巖溶縫洞具有分帶、分塊的特點，壹系列縫洞發育區連片空間分布，形成規模超過5000km2的巖溶儲層發育區。塔中地區英山組風化殼儲層的分布與輪南地區相似，垂向分層和平面分帶特征更為明顯。下奧陶統鷹山組風化殼儲層主要發育在潛山面以下200米的垂向滲流帶和水平潛流帶，在塔中北坡的分布面積超過6000km2。
4.長期繼承發展的古隆起斜坡帶、地層超覆尖滅帶和巖相變化帶是油氣聚集的有利場所。
縫洞型油氣主要與大型地層不整合和古隆起有關，由於構造活動的繼承性隆升，是油氣長期運移的方向，因此往往有豐富的油氣聚集；除烴源巖和儲蓋條件外，形成時間、後期構造穩定性、古隆起規模、油氣充註與成藏過程的疊加也是影響縫洞型油氣形成和富集的重要因素。形成時間越早，發育時間越長，後期構造越穩定，古隆起規模越大，越有利於油氣聚集和保存，油氣富集程度越高。
古隆起的高部位由於後期構造變動最強烈，往往以油氣調整破壞為主。壹般在該部位形成二次油氣聚集。如果後期構造變動異常強烈，甚至沒有油氣形成和保存。隆起的低部位和古隆起的斜坡由於後期構造活動相對較弱，是原生油氣形成和保存的主要部位，或者既有大規模的原生油氣聚集，又有小規模的次生油氣形成。巖溶儲層在古隆起斜坡上疊加復合，油氣沿不整合面分布，形成大面積分布的準層狀油氣田(附圖6-13)。
圖6-13塔裏木盆地南北儲層剖面圖