谢锦龙
图1碳酸盐岩油气藏生储组合法分类方案
图3中国碳酸盐岩油气探明储量分布状况（按石油公司统计）
图4中国碳酸盐岩油气探明储量分布状况（按盆地统计）
图6中国碳酸盐岩油气探明储量分布状况（按埋深统计）图5中国碳酸盐岩油气探明储量分布状况（按层系统计）
图7中国碳酸盐岩石油探明储量分布状况（按油品统计）
碳酸盐岩储集层 碳酸盐岩油气储层在世界油气分布中占有重要地位，其油气储量约占全世界油气总储量的50%，油气产量达全世界油气总产量的60%以上。碳酸盐岩储集层构成的油气田常常储量大、单井产量高，容易形成大型油气田，世界上共有九口日产量曾达万吨以上的高产井，其中八口属碳酸盐岩储集层。世界许多重要产油气区的储层是以碳酸盐岩为主的；在我国，碳酸盐岩储层分布也极为广泛。[1] 碳酸盐岩的储集空间，通常分为原生孔隙、溶洞和裂缝三类。与砂岩储集层相比，碳酸盐储集层储集空间类型多、次生变化大，具有更大的复杂性和多样性。 砂岩与碳酸盐岩储集空间比较（据Choquette和Pray，1970 修改） (一)原生孔隙 1、粒间孔隙
多存在于粒屑灰岩，特征与砂岩的相似，不同之处是，易受成岩后生作用的改变，常具有较高的孔隙度。 另外，有的由较大的生物壳体、碎片或其它颗粒遮蔽之下形成的孔隙，称遮蔽孔隙，也属粒间孔隙。 2、粒内孔隙 是颗粒内部的孔隙，沉积前颗粒在生长过程中形成的，有两种： 生物体腔孔隙：生物死亡之后生物体内的软体腐烂分解，体腔内未被灰泥充填或部分充填而保留下来的空间。多存在于生物灰岩，孔隙度很高，但必须有粒间或其它孔隙使它相通才有效。 鲕内孔隙：原始鲕的核心为气泡而形成。 3、生物骨架孔隙 4、生物钻空孔隙 5、鸟眼孔隙 (二)次生孔隙 1、晶间孔隙 2、角砾孔隙 3、溶蚀孔隙 根据成因和大小，包括以下几种： 粒内溶孔或溶模孔：由于选择性溶解作用而部分被溶解掉所形成的孔隙，称粒内溶孔。整个颗粒被溶掉而保留原颗粒形态的孔隙称溶模孔。粒间溶孔：胶结物或杂基被溶解而形成。 晶间溶孔：碳酸盐晶体间的物质选择性溶解而形成。 岩溶溶孔洞：上述溶蚀进一步扩大或与不整合面淋滤溶解有关的岩溶带所形成的较大或大规模溶洞。孔径<5mm或1cm为溶孔；>5mm或1cm为溶洞。 4、裂缝
碳酸盐岩油藏自然衰竭式方式开采世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。碳酸盐储层通常为低孔隙度，而且可能含有裂缝。碳酸盐岩储集层都是具天然裂缝的地层，具有孔隙度和渗透率不均匀分布的特性。在碳酸盐岩(尤其是岩石基质中)处于低渗透率和低孔隙度的状态时，储层中流体的流动很可能完全取决于裂缝系统的状况；而岩石基质仅仅起一个油源的作用(类似于敏密砂岩层和天然气流)。如果是孔隙型碳酸盐岩，裂缝系统可能造成注入流体对储层的不均匀波及，从而使其过早突破进入生产井，结果是采收率下降。众多的研究者把碳酸盐储层的含油丰度作为研究目标，试图刻画其非均匀性，将不同类型的裂缝性储层分门别类，并确定哪些岩石特性和流体性能对最终采收率有决定性的影响。 自然衰竭式方式开采：衰竭式开采主要是利用油藏的边水、底水,以及油气藏自身、储层岩石和束缚水的弹性能采出原油。衰竭式开采有以下三个优点,①充分利用天然能量②可以节省投资③地层适应性强。由于衰竭式开采是以压力的大幅度下降为代价进行开采的,因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。 自然衰竭式方式开采依靠地层能量衰竭开发油田的方式往往发生在无气顶时水压驱动的油田开发初期,在该阶段没有压力补给系统,或者少数区块用来增压的注入井布局不适用,亦或是不合理。除此之外,当采液速度比较大,甚至含有边水、底水或者是气顶的储层能量发生衰竭,而水或者气体又不足以弥补由于采出原油而造成的地层亏空体积时,该开采方式也会产生作用。自然衰竭式开采分为两个阶段:①弹性封闭开采阶段,该阶段发生在地层压力由原始压力下降至泡点压力的时期;②溶解气驱开采阶段,该阶段发生在地层压力低于泡点压力的时期 衰竭式开采可以充分利用天然能量,节省投资,而且地层适应性强。因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。下面主要对采油速度、油水粘度比、水平和垂向渗透率、水油密度差、地层水粘度、夹层等参数进行敏感性分析。对于衰竭式开采,不像补充能量开采,在一次采油后可通过二次采油甚至三次采油来提高最终采收率。如果低于合理速度开采,虽然能够有效保持地层压力,但从经济角度来说是不利的,而且地层天然能量就没有很好的利用。如果高于合理速度开采,虽然短期内有较好的经济效益,但从长期来看是不利的。一是因为底水锥进,油水界面上升不均匀,从而使边底水的波及系数降低;二是岩块被水包围时,油相渗透率会下降,位于岩块中部较小孔隙中的油很难排出来,甚至产生水锁,降低了驱油效率,导致最终采收率降低。尤其在开发早期,如果采油速度没有控制好,引起水淹,造成油水关系复杂,为中后期的生产和治理增加了难度。
1998年特 种 油 气 藏第5卷第2期 国外火山岩油气藏特征及其勘探方法 伊培荣Ξ 彭 峰 韩 芸 编译 前 言 随着能源需求的日益增长,石油与天然气的勘探、开发领域也在不断地扩展。以往认为没有油气聚集价值的火山岩,如今也成为寻找油气不可忽视的领域之一。特别是夹于生油岩系中的火山岩,与沉积岩一样,同样有利于油气聚集和保存。早在19世纪末20世纪初,古巴、日本、阿根廷、美国等国家均先后发现火山岩油气藏。日本对火山岩油气竭尽全力进行勘探开发,从50年代中期到80年代已陆续发现了几十个中、小型火山岩油气藏。 火山岩储集层特征 11 岩石类型 前苏联C1B1克卢博夫综合分析世界各国含油气盆地的火山岩储集层,将其岩石类型归纳为三大类。 (1) 熔岩和熔岩角砾岩 熔岩按其化学成分可划分为玄武岩(SiO2<52%),安山岩(SiO2为57%～62%),英安岩(SiO2为6510%～68.5%),流纹岩(SiO2>78%);熔岩角砾岩指熔岩角砾被相同成分的熔岩所胶结的岩石。 在阿塞拜疆、格鲁吉亚陆续发现基性和中性火山熔岩中的油气藏较多。例如,阿塞拜疆穆腊德汉雷油气田产于白垩系的蚀变基性(玄武岩和玄武玢岩)和中性(安山岩和安山玢岩)火山岩及其风化壳中。古巴的克里斯塔列斯油气藏也产于破碎的基性和中性火山岩及其风化壳中。 在日本,酸性火山岩中的油气藏较多。例如,日本新泻县吉井—东柏椅气田、南长岗—片贝气田和见附油田产层位于上第三系的“绿色凝灰岩”的流纹岩中。 (2) 火山碎屑岩 按其碎屑大小可划分为凝灰集块岩、火山角砾岩、凝灰砾岩、砂屑凝灰岩和粉砂屑凝灰岩。 格鲁吉亚第比利斯萨姆戈里油田产于上—中始新统厚达100～150m的凝灰质砂岩和凝灰岩中。阿塞拜疆穆腊德汉雷油田除了在基性—中性火山熔岩中含油之外,在裂缝性安山凝灰岩中也具有工业性原油。美国内华达州伊格尔泉和特腊普泉油田则产于第三系流纹凝灰岩中。阿根廷门多萨盆地西部图平加托油田也是火山凝灰岩产层。 Ξ辽河石油勘探局勘探开发研究院 辽宁 盘锦 124010
碳酸盐岩储层评价技术综述 储层评价是以测井资料为基础，结合地质、地震资料、岩心分析资料以及开发过程中的动静态资料等，从测井角度综合评价含油气储层，查明复杂岩性储层的参数计算方法、流体性质判别以及解决面临的某类特殊地质问题等。 中国石油拥有一批科研院所和测井公司，对碳酸盐岩复杂岩性测井评价方法有深入研究。其中在国内油田比较有特色的单位有四川地质勘探开发研究院、新疆塔里木塔河油田等，在国外区块对碳酸盐岩有深入研究的有长城钻探、石油勘探开发研究院等。过去几十年已经储备了一批碳酸盐岩测井评价专家，形成了多项特色评价技术。 （一）储层参数评价技术 复杂岩性碳酸盐岩储层通常具有较大的非均质性，它使得基于均质性地层模型的阿尔奇公式难以准确地描述储层岩性、物性、电性和含油性之间的复杂关系。为了获得这类储层的孔、渗、饱及其它关键参数，借助微观岩心分析、数字岩心技术和特殊测井方法，有针对性地改进了均质性储层参数评价方法，形成了新的针对非均质性储层的参数评价技术。 1.储层四性关系综合评价技术 u技术原理： 碳酸盐储层岩性复杂、储集空间类型多样、大小相差大、非均质性强，孔隙结构复杂，常规的孔隙不能完全反映储集性能，岩石物理研究采用薄片分析、X-衍射、毛管压力实验等多种手段解析岩石组分、内部结构、孔隙类型、裂缝发育情况、孔喉大小、孔喉配置关系等岩石内部的微观结构，充分了解岩石的岩性、物性特征，用岩心刻度测井，分析储层电性特征，结合录井、试油资料，确定储层的含油性，只有立足于充分的岩石物理研究才能更好地确定储层的“四性”关系。
u技术特点： 以岩石物理研究为坚实基础，确定岩性、物性特征，以测井资料为主，结合录井、试油资料进行储层综合评价。 u适用范围： 复杂岩性碳酸盐岩储层。 u实例： 下图为某油田碳酸盐岩储层研究实例，通过岩石物理研究确定储层岩性、物性、划分储层类型，通过岩心刻度测井，分析测井响应特征，结合录井和试油资料分析储层的流体性质。
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比，具有以下主要特点：岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育。 成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 储层非均质程度高。 碳酸盐岩储层描述的主要内容包括沉积相及成岩史、储集空间类型及控制因素、孔隙、裂缝、溶洞、储集空间体系，储层非均质性，储层参数确定及评价等。基本工作流程列入表5．1。 无论是以原生孔隙为主，还是以次生储集空间为主的碳酸盐岩储层，其沉积相及成岩史是这类储层形成和发育的基础。它决定储集类型、孔隙、裂缝、溶洞发育程度和分布、储渗能力、储层非均质性。也是储层层位对比划分的基础和依据。 一、沉积相描述
1．沉积相标志 (1)岩性标志。岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色: 岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 下面在表5．2中列出碳酸盐岩常见的几种颜色反映由氧化到还原环境的 ②自生矿物： a．海绿石：形成于水深10～50m，温度25～27℃。鲕绿泥石：形成于水深25～125m，温度10～15℃。二者均为海相矿物。 b．自生磷灰石(或隐晶质胶凝矿)：海相矿物。 c. 锰结核: 分布于深海、开放的大洋底。 d，天青石、重晶石、萤石：咸化泻湖沉积。 e. 黄铁矿: 还原环境。 f．石膏、硬石膏：潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑(颗粒)，礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。
缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究 李金宜1,姜汉桥1,李俊键1,陈民锋1,涂兴万2,任文博2 (1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京 102249;2.中国石化西北石油局采油二厂,乌鲁木齐 830011) 摘 要:塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N 2开采裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。针对塔河该类油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10%左右。 关键词:缝洞型碳酸盐岩油藏;阁楼油;注氮气;可行性;技术界限 与其它地区的碳酸盐岩储层不同,溶洞是塔河 地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型,裂缝是次要的储集空间,基质部分基本不具有储油能力,属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,储集体空间形态差异大,油水关系极其复杂。多轮次注水替油后,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,形成阁楼油。针对特殊地质情况,分析了注氮气开采阁楼油的机理并通过等效数值模拟方法对注气效果进行影响因素分析,对塔河该类油藏注氮气开采阁楼油的技术政策界限进行了优化研究。 1 注氮气开采阁楼油机理研究 1.1 注N2吞吐开采“阁楼油”主要作用 通过大量的理论研究,结合矿场试验,认为:一般N 2与原油最小混相压力远高于其地层压力,根据室内试验及模拟计算得出的最低混相压力为50～100MPa[1],在油藏条件下注N2驱是以非混相状态下进行的。 非混相条件下注气作用机理主要有: 靠重力驱替上端封闭大缝洞中的剩余油及油藏顶部的“阁楼油”,如图1所示; 注气后,油气间的界面张力远小于油水间的界面张力(约4倍)[2],而油气密度差又大于油水密度差,从而减小了毛管力作用。 1.1.1 油气重力分异作用[3] 油气重力分异作用包含两个因素:一是因为气油密度差一般比油水密度差较大,利用油气密度差所形成的重力分异作用将顶部“阁楼油”聚成新的前缘富集油带,均匀向构造下部移动,最后进入生产井采出;二是因为油水界面张力一般比油气界面张力 较大,N 2更容易克服毛管力和粘滞阻力进入裂缝驱替采油,而且在仅有重力时N 2 可以进入的最小含油裂缝宽度下限比水可进入的最小含油裂缝下限要小很多,因此气驱波及的裂缝体积远大于水驱,同时也可以进一步降低水驱后细小缝洞中的残余油。1.1.2 原油溶气膨胀排油 在地层温度和压力下,注入的N 2与原油接触后一般会部分溶于原油中,使原油体积膨胀,在原油膨胀力作用下,部分剩余油就会从其滞留空间“溢出”并流入裂缝通道成为可流动油。这一驱替作用一般会使岩块中驱替效率提高数个百分点。 1.1.3 改变流体流动方向 水驱过后,裂缝中还会存在少量残余油。当由底部水驱改为顶部注气后,改变了地层内的流体流动方向,从而改变了储渗空间的压力分布,可能会驱替出部分剩余油或“死油”,降低裂缝系统中的剩余油量。 1.1.4 提高水驱波及体积 N2注入到地层后,可在油层中形成束缚气饱和度,从而使含水饱和度及水相相对渗透率降低,可在 一定程度上提高水驱波及体积。 图1 注氮气驱替阁楼油示意图 在国内大多数注N 2 驱油的试验中都取得了比 水驱高的采收率,注N 2 驱对于开采“阁楼油”更是有着广阔的前景。 收稿日期:2008-04-14 作者简介:李金宜,男,2007级硕士。现从事油气藏工程及数值模拟等方面研究工作。
影响碳酸盐岩储集层物性的主要因素 ?沉积环境 影响碳酸盐岩原生孔隙发育的主要因素是沉积环境，即介质的水动力条件。碳酸盐岩原生孔隙的类型虽然多种多样，但主要的是粒间孔隙和生物骨架孔隙。这类孔 隙的发育程度主要取决于粒屑的大小、分选程度、胶结物含量以及造礁生物的繁殖 情况。因此，水动力能量较强的或有利于造礁生物繁殖的沉积环境常常是原生孔隙 型碳酸盐岩储集层的分布地带。一般包括台地前缘斜坡相、生物礁相、浅滩相和潮 坪等。在水动力能量低的环境里形成微晶或隐晶石灰岩，由于晶间孔隙微小，加上 生物体少，不能产生较多的有机酸和CO2，因此不仅在沉积时期，就是在成岩阶段 要形成较多的次生溶孔也是比较困难的。 ?成岩后生作用 碳酸盐岩的孔隙在它形成的地质历史过程中是不断变化的。在沉积时期所形成的原生孔隙会因其后发生的各种成岩后生作用而改变。碳酸盐岩的成岩后生作用有些 有利于储层物性的改善，而有些则使储层物性变差。因此，研究成岩后生作用对孔 隙的影响是很重要的。碳酸盐岩的成岩后生作用主要有压实及压溶作用、胶结作用、重结晶作用、白云石化作用、溶解作用、方解石化作用、硅化作用、硫酸盐化作用 等。现择其对储层储集物性有重要影响的作用简述如下： （1）溶蚀作用：碳酸盐岩孔隙的形成和发育情况与地下水的溶解作用和淋滤作用关系密切，这是由碳酸盐岩的易溶性所决定的。地下水因溶解带走了易溶矿物是 造成溶蚀孔隙、孔洞的原因，也是溶蚀裂缝扩大的原因。在漫长的地质年代里，碳 酸盐岩的溶解是很可观的。巨大的岩溶洞穴、地下暗河等是碳酸盐岩发育区常见的 景观。碳酸盐岩结晶矿物的溶解度决定于它们本身的性质、地下水的溶解能力以及 热动力条件。 岩石的矿物成分不同其溶解度也不同。已有资料表明：方解石和白云石的溶解度决定于水中CO2的含量、地下水的温度和硫酸钙的含量等。随着水中CO2含量的增加，方解石和白云石的溶解度增大，且当水中CO2含量高时，方解石的溶解度比白云石高；相反，当水中CO2含量低时，白云石的溶解度比方解石高（图中B）。一般在CO2含量较高的水中，在低温条件下（小于0℃）方解石的溶解度比白云石的 溶解度大约高0.5倍。随着温度上升，这个差值变小，当温度为55℃时白云石的溶 解度和方解石相等。温度进一步升高，白云石的溶解度反比方解石高（图中A）。 水中硫酸钙含量对方解石和白云石溶解度影响问题还没有彻底弄清楚。一般说来， 白云石的溶解度与硫酸钙含量增加关系不大，而方解石的溶解度明显随之下降（图 中C）。 结晶矿物晶粒大小不同，它们的溶解度也不相同。如2mm石膏微粒比0.3mm的石膏微粒的溶解度低20%，碳酸盐矿物也是如此。因此，小颗粒的溶解有利于大颗粒的生长。 此外，碳酸盐岩中所含不溶矿物杂质对溶解过程也有很大的影响，当碳酸盐岩中存在泥质、硅质或有机物等杂质时会阻碍溶解过程进行。如我国四川乐山震旦亚界 白云岩，岩石不溶残余物含量小于1%者，孔洞发育；当不溶残余物含量大于10% 时，很少发育大溶洞。 碳酸盐岩的溶蚀孔洞一般均发育在岩溶带。岩溶带的发育状况与气候条件、地下水的活动情况有密切的关系。一般温暖潮湿气候区，地下水活动强烈，溶蚀作用也 相当活跃。在碳酸盐岩发育区，地下水的活动有明显的垂直分带性。接近地表部分
碳酸盐岩储层评价 一、储层岩石学特征评价 1、内容和要求 （1）颜色； （2）矿物成分、含量、结构等，其中矿物结构分粒屑结构、礁岩结构、残余结构、晶粒结构。 粒屑结构：要求描述粒屑组分、含量、基质、胶结物等特征。粒屑组分描述应包括内碎屑、生屑和其他颗粒（鲕粒、球粒、团粒）的大小、形态、分选、磨圆、排列方向、破碎程度等方面的内容。对鲕粒还应描述内部结构；粒屑含量是指采用镜下面积目估法或计点统计法确定各种碎屑的含量；基质（一般把粒径＜0.032mm的颗粒划为基质＝成分、含量、颗粒形态、结晶程度、类型、成因及胶结物（亮晶）成分、含量、晶体的大小、结晶程度、与颗粒接触关系、胶结物形态（栉壳状、粒状、再生边或连生胶结）、胶结世代及胶结类型等都是应描述的内容。 礁岩结构：分析原地生长的生物种类、骨架孔隙的发育情况，确定粘结结构类型（叠层状、席状、皮壳状）、规模大小及成因；分析异地堆积的类型（分散礁角砾、接触礁角砾）、成因、各类礁角砾的大小和含量，描述其形态、分布等。 残余结构：确定原结构类型、残余程度，分析成因。 晶粒结构：描述晶体形态、晶粒间接触关系以及晶间孔发育和连通程度，确定晶粒大小、各种晶粒的比例。 （3）沉积构造 物理成因构造 a.流动构造：确定类型（冲刷痕、皱痕、微型层理及渗流砂），描述形态、大小和排列方向； b.变形构造：确定类型（滑塌构造、水成岩墙），描述特征； c.暴露构造：确定类型（雨痕、干裂、席状裂隙、鸡丝构造、帐蓬构造），描述特征； d.重力成因构造：确定类型（递变层理、包卷构造，枕状构造、重荷模构造），描述特征。 化学成因构造
a.结晶构造：确定类型（晶痕、示底构造），描述特征； b.压溶构造：确定类型（缝合线、叠锥构造）描述特征； c.交代增生构造：确定类型（结核、渗滤豆石），描述特征。 生物沉积构造 a.生物遗迹：确定类型（足迹、爬痕、潜穴、钻孔），描述形态和分布； b.生物扰动构造：确定类型（定形扰动、无定形扰动），描述形态和分布； c.鸟眼构造：描述鸟眼孔的大小、充填物质与充填情况、分布特点，分析成因。 生物—化学沉积构造 a. 葡萄状构造：确定大小、藻的类型，分析成因； b. 叠层石构造：确定大小、藻的类型，分析成因； （4）、沉积层序研究 在单井剖面上划分沉积旋回，确定其性质、大小；分析旋回间的接触及组合关系；在旋回内部划分次级旋回并分析不同级别沉积旋回的成因及控制因素。 建立研究井的沉积层序及单维模式。 2、技术和方法 （1）岩心观察和描述 系统地观察描述岩心的颜色、矿物成分、肉眼可见的沉积结构和构造、古生物类型以及孔、洞、缝发育情况。 （2）岩心实验室分析 岩心薄片鉴定。 酸蚀分析。将岩石制成光面，放入酸液（浓度为23%的醋酸或5%～10%的盐酸）中，作用一定时间后取出，清洗干净，用放大镜或显微镜观察岩石的结构、构造和不溶组分。 揭片分析。将涂有醋酸盐的薄膜覆盖在经酸蚀后的岩石光面上，作用一定时间后揭下该薄膜，在显微镜下观察岩石的结构和构造。 非碳酸盐组分分离。把岩石制成3cm×3cm×0.6cm的样品，放入浓度为20%的醋酸中浸泡，使碳酸盐全部溶解掉，然后在显微镜下观察酸不溶物的成分和特征。 扫描电镜观察。鉴定岩石的矿物成分、超显微结构和构造、超微古生物化石。
项目名称：火山岩油气藏的形成机制与分布规律 首席科学家：陈树民大庆油田有限责任公司 起止年限：2011.1至2013.8 依托部门：中国石油天然气集团公司 一、研究目标的调整 1、总体目标 本项目预期达到三个主要目标：①通过中国东部中新生代和西部古生代盆地火山岩的系统研究，反演火山作用和成盆、成烃、成藏过程及其相互关系，揭示大规模火山岩油气成藏的控制因素和机理，凝练火山岩油气藏理论，实现火山岩油气藏理论创新，弄清与火山作用有关的油气分布规律，为火山岩油气勘探开发提供理论支撑；②形成产学研联合火山岩油气藏研究创新团队，为能源经济的又好又快发展提供高素质人才储备，培植我国油气产业的国际竞争优势，在火山岩油气藏研究领域达到国际领先水平；③拓展火山岩油气勘探新领域，集成研发火山岩储层及其油气藏识别与评价的配套和关键技术，补充完善相关技术标准和行业规范，为国家找到更多的油气储量，提高我国的能源安全保障能力。 2、五年预期目标 (1 科学目标: 抓住中国东部中新生代和西部古生代盆地大规模火山岩富含油气的优势，通过火山作用类型、特征、喷发机制、构造背景分析，查明火山作用与盆
地演化、油气形成、运移、聚集、成藏的时空响应，实现火山岩油气成藏理论的创新，抢占国际火山岩油气藏理论研究的制高点。 (2 国家油气目标和产业目标: 揭示火山岩油气藏的控制因素、形成机理与分布规律，实现火山岩油气勘探新领域、理论和技术的重大突破，在我国东、西部形成两个万亿方级别的大气区和一批规模储量目标区，具体目标包括：①扩大松辽盆地北部徐家围子火山岩天然气勘探成果，在松辽盆地优选出8-10个有利勘探区带，新增探明储量3000×108m3；②在准噶尔和三塘湖等盆地找到新的火山岩油气藏，促进提交新增探明储量4×108t以上；③研发火山岩储层及其油气藏识别、预测、评价理论和关键技术，为发现更多的油气储量提供理论技术支撑，建立火山岩油气勘探和评价的相关技术标准和行业规范，推动产业进步、提高我国油气行业的国际市场竞争能力。 (3 创新团队建设目标: 形成一支进入国际前沿领域的、产学研结合的优秀科学家群体，培养15名左右中青年学术带头人和70名左右博士后、博士/硕士研究生。树立以大庆油田为代表的产业科技创新旗帜，全面增强相关企业的科技创新能力。 (4 学术论著目标: 发表学术论文不少于200篇（其中，SCI/EI收录学术论文100篇左右，争取在国际领衔刊物发表主题研究学术论文40篇左右）；出版学术专著3部以上；争取主办高规格的国际学术专题研讨会。 二、研究内容和课题设置的调整 能源供应紧张威胁国家的战略安全。近年我国火山岩油气勘探的成果已展示出火山岩油气资源的巨大潜力。本项目旨在建立新的火山岩油气藏理论，开拓油气勘探新领域和新途径，提供大型油气田的后备基地，为解决国家能源危机做贡献。 拟解决的科学问题为：火山岩油气藏的成藏模式、形成机理和分布规律。回答①火山岩油气富集区的地质背景和控制因素；②不同类型火山岩储层的发育特征、展布规律和成储机制；③火山作用与油气生成、运移、聚集和保存的关系及其成藏模式；④火山岩储层及油气藏的地球物理响应；⑤火山岩油气分布规律和勘探方向。
文章编号：!"""#"$%$（&""&）"!#"!"’#"( 塔河碳酸盐岩油藏地质模型 王根久!，王桂宏&，余国义&，杨荣婧(，孙爱( （!)中国地质大学（北京）；&)中国石油勘探开发研究院；()中国石油华北油田） 摘要：塔里木盆地塔河油田为以裂缝、溶洞为主的碳酸盐岩油藏，其储集层近水平方向延伸，横向连续性很差，特别是北西#南东方向储集层变异程度大。建立裂缝和溶洞模型的具体方法是：对密度测井曲线进行标准化，与岩心实测孔隙度对比，控制数据质量后计算密度孔隙度；对密度孔隙度进行空间数据分析，得到变差函数，按裂缝和溶洞带水平延伸的框架模型进行条件模拟，建立基于井的孔隙度地质模型；用!(口井的密度测井曲线推导拟波阻抗曲线，建立整个油藏的三维地震速度模型，综合反演得到油藏的孔隙度模型。估算结果，塔河油田裂缝、溶洞的净厚度约为碳酸盐岩厚度的*+。由于油藏条件下的岩心分析数据非常重要，所以应在对油层进行酸化、压裂之前获取单层测试资料，以利于通过生产资料来检验模型的精度。图*表!参&（王根久摘） 关键词：塔里木盆地；塔河油田；碳酸盐岩；裂缝；溶洞；密度测井；三维地震；综合反演；孔隙度模型 中图分类号：,-!’文献标识码：. 塔河油田位于塔里木盆地北部阿克库勒地区，是典型的非均质性油气藏，主力产层是奥陶系碳酸盐岩，油气纵向上主要分布在潜山风化淋滤岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带（厚约&*"/）内，横向上分布在古岩溶高地、古岩溶斜坡及不同走向断裂、裂缝交汇处［!］。塔河油田的油气藏类型为潜山风化壳与裂缝、孔、洞复合型，进行地质描述有一定难度。本文根据岩心测试、密度测井、钻速资料描述储集空间，建立基于井的地质模型，进而利用三维地震和012资料建立综合地震反演孔隙度模型，预测裂缝和岩溶带的厚度。 !裂缝和溶洞带描述 在碳酸盐岩油藏中，尤其是裂缝带或溶洞带附近，井孔条件严重影响井数据的质量，所以必须借助图形分析，比较分析多种数据间的关系，在控制数据质量的前提下，客观地描述裂缝和溶洞带。 碳酸盐岩岩心不包含大裂缝和溶洞带，发育较大裂缝而不发育微裂缝的碳酸盐岩一般测不到高渗透率。在岩心实测渗透率与基岩密度的交会图上可发现，相对较高的渗透率对应较低的基岩密度，说明实测孔隙度和渗透率只反映碳酸盐岩岩心基岩的孔隙度和微裂缝贡献的渗透率，而且只有在油藏条件下测得的孔隙度和渗透率才有效，因为当压力降低时，地下高压条件下闭合的微裂缝会张开。从图!可见，塔河油田岩心实测渗透率与孔隙度有两组关系：一组孔隙度较高而渗透率较低，其渗透率来自高孔隙的贡献；另一组孔隙度较低而渗透率较高，其渗透率来自微裂缝的贡献。不同孔隙度样品中都有一些渗透率较高，说明有微裂缝存在，所以本文将孔隙度分为3组（第!组小于&)*+，第&组为&)*+4()*+，每组递增!+孔隙度，第3组为3)*+4!"+），建立孔隙度和渗透率的关系， 进而描述基岩与微裂缝的关系。 图!塔河油田岩心实测孔隙度和渗透率关系图 裂缝和溶洞带的密度测井值明显较低，所以密度测井是描述裂缝、溶洞和基岩最可靠的数据。但碳酸盐岩油藏的井孔条件影响密度测井质量，不同井的基岩密度基线不同，许多井段密度曲线的数值明显高于岩心分析的基岩密度，因此用密度测井资料计算孔隙度（本文称为密度孔隙度）前，必须对密度曲线进行标准化处理。由密度孔隙度（5267）、自然伽马（89）和钻速（9:2）之间关系（见图&）明显可见，高孔隙度层对应于高自然伽马和较高的钻速。 取心段钻速小于")"&/;/<=，裂缝和溶洞带钻速大于")">/;/<=。由图(可见，较低钻速对应较低密度孔隙度，而较高钻速对应较高密度孔隙度。（一些数据对应不好是深度误差造成的。） ’"! 石油勘探与开发 &""&年&月2-,9:?-@A-B2?:9.,7:C.C55-0-?:2A-C,0DE)&’CD)! 万方数据
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比，具有以下主要特点： ●岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化 学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 ●以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育。 ●成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。 ●断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 ●次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 ●储层非均质程度高。 1．沉积相标志 （1）岩性标志 岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色：岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 ②自生矿物： a．海绿石：形成于水深10～50m，温度25～27℃。鲕绿泥石：形成于水深25～125m，温度10～15℃。二者均为海相矿物。 b．自生磷灰石（或隐晶质胶磷矿）：海相矿物。 c．锰结核：分布于深海、开放的大洋底。 d．天青石、重晶石、萤石：咸化泻湖沉积。 e．黄铁矿：还原环境。 f．石膏、硬石膏：潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑（颗粒），礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。 粒屑结构；粒屑结构由粒屑、灰泥、胶结物和孔隙四部分组成。粒屑结构代表台地边缘浅滩相环境。根据颗粒类型、分选、磨圆、排列方向性、填充物胶结进一步确定微相。 a．内碎屑、生屑反映强水动力条件。 b．鲕粒、核形石、球团粒、凝块石反映化学加积、凝聚环境，水动力中高能。鲕粒包壳代表中等能量，持续搅动，碳酸钙过饱和的环境，核形石（藻包壳）、泥晶套反映浅水环境。 c．分选好，反映持续稳定的水动力条件，反之则反映强水动力条件。 d．磨圆度高反映强水动力环境，反之反映弱水动力环境。 e．颗粒、生屑化石平行排列，尖端方向交错，长轴平行海岸，反映振荡水流。尖端指向一个方向，长轴仍平行海岸线，则为单向水流。 f．用胶结物和灰泥的相对含量反映水动力强弱。胶结物／（胶结物+灰泥）在0～1之间，越接近0，水动力越弱，反之越强。 礁岩结构： a．生长结构：原地生长坚硬生物骨架，代表台地边缘生物礁环境。 b．粘结结构：层纹状、波纹状藻迭层结构代表潮上-潮间中低能环境。柱状、锥状藻迭层结构代表潮间～潮下高能环境。 晶粒结构：泥晶代表盆地低能，广海陆棚低能环境。 ④沉积构造。反映水流成因构造： a．沟膜、槽模、递变层理代表浊流环境。
世界碳酸盐岩储层 碳酸盐岩中储集有丰富的石油、天然气和地下水。 碳酸盐岩是世界上重要的石油天然气产层，约占全球储量的一半，产量已达到总产量60％以上。在世界范围内，大约有1/3油气资源储存于碳酸盐岩储层中，特别是中东、北美、俄罗斯的许多大型或特大型油气田均与碳酸盐岩密切相关。 碳酸盐岩和碳酸盐沉积物从前寒武纪到现在均有产出，分布极广，约占沉积岩总量的 1/5至1/4。碳酸盐岩本身也是有用矿产，如石灰岩、白云岩，以及菱铁矿、菱锰矿、菱镁矿等，广泛用于冶金、建筑、装饰、化工等工业。 我国碳酸盐岩油气资源 我国海相碳酸盐岩储集层层系分布范围广泛，从震旦系至三叠系均有分布，约占大陆沉积岩总面积的40%。据初步统计，我国有28个盆地发育分布海相碳酸盐岩地层，资源丰富，勘探潜力很大。我国碳酸盐岩油气资源量约为385亿吨油当量。 我国碳酸盐岩缝洞型油藏一般经历了多期构造运动、多期岩溶叠加改造、多期成藏等过程，形成了与古风化壳有关的碳酸盐岩缝洞型油藏。 近几年的实践表明，我国碳酸盐岩勘探正处于大油气田发现高峰期，是近期油气勘探开发和增储上产的重要领域之一。与常规的砂岩油气藏相比，碳酸盐岩油气藏勘探开发程度较低。对于以“潜山”起家的华北油田而言，碳酸盐岩油藏探明储量比例只有41.6%。因储层具有典型的双重介质特点，渗流规律特殊，加之非均质性严重、开发技术不完善，开采效果迥异。 碳酸盐岩勘探技术发展 近年来，中国石油开始全面开展碳酸盐岩物探技术研究，形成了成熟的碳酸盐岩配套技术，储层钻遇率大幅度提高，在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等地区发现了一批大型油气田，碳酸盐岩勘探成为油气储量产量增长的重要领域。 新中国成立到20世纪70年代，碳酸盐岩勘探以地表地质调查和重磁物探为主，发现了如四川威远、华北任丘等油气藏。20世纪80年代至90年代，地震勘探技术在落实构造、发现碳酸盐岩油气藏的勘探中发挥了重要作用，发现了塔里木盆地轮古、英买力潜山及塔中等含油气构造。进入21世纪，随着高精度三维地震技术的发展，深化了对碳酸盐岩非均质储层油气藏的认识，全面推动碳酸盐岩油气藏勘探开发进程。在塔里木、四川等盆地实施高精度三维地震勘探超过1.5万平方公里，探井成功率提高了25%。
一．研究碳酸盐岩储层有效性影响因素 1.渗透率 1.1存在成层渗流的渗透率 对于渗流成层性的存在, 地下水往往具有承压性质。即使渗流的成层性不甚明显, 但岩体的渗透性随深度的增加而降低的规律总是存在的。将岩体的渗透系数表达为 1.2裂缝型介质等效渗透率张量计算方法（详见李亚军《缝洞型介质等效连续模型油水两相流动模拟理论研究》）先通过建立裂缝型介质几何模型，利用几何模型对裂缝型介质做关于等效渗透率张量的分析，建立了求解裂缝型
多孔介质等效渗透率张量的数学模型,通过求解连续边界条件和周期边界条件下的边界积分方程,得到裂缝型多孔介质网格块的等效渗透率张量。所求得的等效渗透率张量能够反映裂缝的空间分布和属性参数对油藏渗透特性的影响假设裂缝型介质为水平介质,裂缝为垂直于水平面且具有一定厚度的矩形面,裂缝的纵向切深等于所研究区域的厚度,此时可视为二维空间中的介质体,裂缝等价于二维空间中的线型裂缝。 图一 裂缝的中心位置，开度，长度，倾角，方位角，密度，组系等参数称为裂缝的特征参数,所有裂缝以这些特征参数进行定义。如图二在二维空间,裂缝通过中点O方位角H长度L 及开度h 确定。根据裂缝属性参数的地质学统计分析研究,假设裂缝中心位置服从均匀分布,裂缝长度服从指数分布，方位角服从正态分。
图二 裂缝的开度是指裂缝壁之间的距离,主要取决于所处深度。孔隙压力和岩石类型。根据所发表的一些关于天然裂缝的宽度数据可知,裂缝开度通常在10~200Lm之间变化,统计资料表明最常见的范围在10~40Lm之间（如图三），且服从对数正态分。假设采用裂缝开度的对数正态分布，裂缝系统各属性参数的统计分布函数见表一。 表一
碳酸盐岩储集层的成因类型 及其基本特征 姓名：陈晶班级：地质11-7 学号：2011010949 碳酸盐岩储层分类受到岩相、成岩、构造、流体等多方面的控制，根据储层成因机理、主要储渗空间类型和岩石特征将碳酸盐岩储层分为4种类型：礁滩型储集层、岩溶型储集层、裂缝性储集层、白云岩储集层。 1 礁滩型储集层 1.1 成因 礁型地貌隆起和海平面相对变化控制礁滩体的成岩早期暴露, 准同生期大气淡水溶蚀、淋滤作用和岩溶作用是控制台缘礁滩体优质储层发育的根本原因。 礁丘在纵向上营建,形成隆起,礁丘顶部及礁前发育礁坪及中高能的生屑砂砾屑滩,向两翼逐渐相变为礁翼和棘屑滩,横向上过渡为礁后低能带、中低能砂屑滩和滩间海。在海平面相对变化和礁丘营建的共同作用下,礁丘的顶部间歇性暴露于大气淡水环境中,受大气淡水溶蚀淋滤作用,在纵向上区别为大气淡水渗流岩溶带和大气淡水潜流岩溶带。 在暴露期间由礁型地貌转化而成的岩溶地貌,已形成岩溶发育规模。礁滩复合体核部形成岩溶高地,礁翼形成岩溶斜坡,礁后低能带、礁滩间海形成岩溶洼地、洼坑。储层在侧向上主要发育礁滩复合体核部和翼部,核部以好—中等储层为主,翼部以好储层为主,礁后低能滩和低能泥晶灰岩沉积区储层变薄变差。 碳酸盐岩的埋藏溶蚀作用是提高储层孔渗性的一种重要的建设性成岩作用。多期油气运聚和埋藏溶蚀作用增加了储层的有效储集能力。多期构造破裂作用所形成的裂缝改善了储层的渗流条件,增加了储层和微观孔隙结构的连通性。
1.2 特征 1.2.1 礁滩型储集层岩石类型 塔中礁滩体储层主要岩石类型为礁滩相礁灰岩类和颗粒灰岩类，其中生屑粘结岩、生屑灰岩、生物砂砾屑灰岩是发育孔洞型储层的岩石类型，而砂屑灰岩、砂砾屑灰岩、鲕粒灰岩是孔隙型储层潜在储集岩类型。以塔中82井区为例，在剖面上一般以内碎屑灰岩和隐藻泥晶灰岩为主，一般占地层厚度的25% 以上；生屑灰岩、生物礁灰岩和泥晶灰岩相对少一些，一般占地层厚度的10%～15%。 1.2.2 储集空间类型及特征 礁滩体储层储集空间以大型溶洞、溶蚀孔洞、粒内及粒间孔、裂缝为主。 溶蚀孔洞一般为肉眼可见的小洞、大孔，岩心显示礁滩体储层溶蚀洞比较发育，孔洞呈圆形、椭圆形及不规则状，孔洞发育段岩石呈蜂窝状。 粒内溶孔主要见于砂屑内，少数见于生屑和鲕粒内，是同生期大气淡水选择性溶蚀所致。 粒间溶孔指粒间方解石胶结物被溶蚀形成的孔隙，主要溶蚀粒间中细晶粒状方解石，溶蚀强烈时，可溶蚀纤维状方解石甚至颗粒边缘，使颗粒边缘呈港湾状或锯齿状。 裂缝是碳酸盐岩重要储集空间，也是主要的渗流通道之一，从成因来分主要有3种类型，即构造缝、溶蚀缝和成岩缝。 1.2.3 储层控制因素及分布特征 礁滩体储层发育受多种因素控制，主要控制因素表现为以下3个方面。 一是沉积微相控制了岩石的岩性和结构，从而控制了岩石原生孔隙的发育。生屑滩、粒屑滩由于颗粒支撑作用形成大量的粒间孔，虽然大部分孔洞为灰泥、生物碎屑和多期方解石充填、半充填，但仍有1%～3%残余孔隙被保存，同时为组构的选择溶蚀奠定了基础。 二是早期暴露蜂窝状溶蚀是形成优质孔洞层的重要因素。中—晚奥陶世构造与海平面振荡变化频繁，造成沉积的多旋回叠加，海平面的相对下降可能造成短暂的同生期大气淡水岩溶成岩环境，使礁滩复合体形成的古地貌高部位露出海面。在潮湿多雨的气候下，受到富CO2 的大气淡水的淋滤，选择性地溶蚀了准稳定矿物组成的颗粒或第一期方解石胶结物，形成粒内溶孔、铸模孔和粒间溶孔；又可沿着裂缝、残留原生孔发生非选择性溶蚀作用，形成溶缝和溶蚀孔洞，从而形成优质孔洞层。 三是构造作用是改善礁滩体储层储集性能的关键，走滑断裂活动的断裂和裂
第32卷第2期 地球科学———中国地质大学学报 Vol.32 No.22007年3月 Earth Science —Journal of China University of G eosciences Mar. 2007 基金项目:国家十五重点攻关项目“塔里木盆地大中型油气田勘探开发关键技术研究” (No.2004BA616A02).作者简介:韩剑发(1965-),男,高级工程师,在读博士研究生,长期从事油气藏评价部署与储量计算工作. E 2mail :hanjf 2tlm @https://www.doczj.com/doc/884608297.html, 复杂碳酸盐岩油气藏建模及储量计算方法:以潜山油气储量计算为例 韩剑发1,2,梅廉夫1,3,潘文庆2,祁兴中2,沈传波1 1.中国地质大学资源学院,湖北武汉430074 2.中国石油塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000 3.湖北省油气勘探开发理论与技术重点实验室,湖北武汉430074 摘要:油气藏地质建模是储量计算的基础和前提.针对复杂碳酸盐岩储量计算中油气藏建模、参数求取等具体难点,通过石油地质、地球物理等多学科新技术、新理论的综合运用,创新性地建立了潜山准层状油气藏模式,为计算单元的正确划分、计算方法的适当选择、储量参数的合理取值提供了可靠依据.首次提出并实现了该类油气藏孔洞型和裂缝型储集体油气储量的分别计算,且对含油体积、有效厚度下限、孔隙度、饱和度等参数的求取进行了计算方法创新和软件开发,促成了轮南古隆起复杂碳酸盐岩油气储量的大幅度上升,并为类似油气储量计算提供了依据.关键词:碳酸盐岩;复杂油气藏;油气藏建模;储量计算.中图分类号:P618 文章编号:1000-2383(2007)02-0267-06 收稿日期:2006-04-16 C omplex C arbonate H ydrocarbon R eservoir Modeling and R eserve C alculating :T aking the B uried C arbonate H ill Oil 2G as Pool R eserve C alculation as an E xample HAN Jian 2fa 1,2,M EI Lian 2f u 1,3,PAN Wen 2qing 2,Q I Xing 2zhong 2,SH EN Chuan 2bo 1 1.Facult y of Eart h Resources ,China Uni versit y of Geosciences ,W uhan 430074,China 2.Pet roChi na T ari m Oil f iel d Com pany ,Kola 841000,China 3.Key L aboratory of Theory and T echnology of Petroleum Ex ploration and Development of Hubei Province ,Wuhan 430074,China Abstract :The modeling of complex hydrocarbon reservoirs is the premise and basis of the calculation of the reserves.In this paper ,focusing on the modeling and parameters acquiring in reserve calculation of carbonate rock ,a model of karstificated weathering crust 2type quasi 2layered reservoirs was established by using the new techniques and theories in petroleum geology and geophysics.On the basis of this model ,the calculated units could be correctly divided ,the calculating method could be properly chosen ,and the parameters of reserves could be reasonably selected.The authors proposed and realized a way to calculate the reserves of the vug 2type reservoirs and the fissure 2type reservoirs respectively.Furthermore ,the method for calculating a series of parameters such as the oil 2bearing volume ,the lower limit of valid thickness ,porosity and saturation was innovated ,and the corresponding computer software was developed.These innovations dramatically increase the calcu 2lated reserves of the complex oil 2gas pool in carbonate rocks ,and provide an example for the reserve calculation of similar reservoirs. K ey w ords :carbonate rock ;complex hydrocarbon reservoir ;hydrocarbon reservoir modeling ;reserves calculation. 1989年轮南1井在奥陶系获得油气突破,直到2001年油气资源量22亿t 的轮南奥陶系碳酸盐岩潜山油当量探明储量仅118万t ,复杂碳酸盐岩油气藏评价技术和储量计算方法是制约储量增长的关键.