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《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一摘要：本文针对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行了深入研究。
通过分析其地质特征、流体性质和储层物理特征，探讨流体的流动过程及其控制因素，揭示了流体的主要流动机理，旨在为油田的合理开发和高效开发提供理论支持。
一、引言随着国内外油气资源开发进程的不断深入，缝洞型碳酸盐岩油藏作为重要的一类储层类型，具有储层空间结构复杂、流动机理特殊等特点。
因此，对缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理的研究显得尤为重要。
本文旨在通过深入分析其流动机理，为油田的合理开发和高效开发提供理论依据。
二、地质特征与流体性质缝洞型碳酸盐岩油藏主要分布在特定的地质构造中，其地质特征包括多期次构造运动、复杂的地层结构和孔隙-裂缝-洞穴的发育等。
储层中的流体主要为油、气、水等，其性质受到储层温度、压力和成分等因素的影响。
了解这些基本特征是研究流动机理的基础。
三、储层物理特征分析储层的物理特征主要包括孔隙结构、渗透率、饱和度等。
在缝洞型碳酸盐岩储层中，由于复杂的储层结构，其孔隙-裂缝-洞穴的连通性对流体的流动产生重要影响。
通过对储层物理特征的分析，可以更准确地理解流体的流动过程和规律。
四、流体的流动过程与控制因素缝洞型碳酸盐岩油藏的流体流动过程受到多种因素的影响，包括储层结构、流体性质和外部条件等。
在储层中，由于孔隙-裂缝-洞穴的复杂结构，流体在其中的流动表现出明显的非线性特征。
同时，储层的温度和压力对流体的流动也产生重要影响。
此外，流体的物理性质如粘度、密度等也对流动过程产生影响。
这些因素的综合作用决定了流体的流动规律和控制机理。
五、流动机理的深入研究通过对缝洞型碳酸盐岩油藏的深入研究，我们发现在流体流动过程中，主要存在两种流动机理：一种是毛细管力和渗流力共同作用下的多相流体流动机理；另一种是因缝洞连通性不同而导致的复杂流线型态的流体流动机理。
在分析这两种机理时，我们发现不同地区的储层因构造、地应力等地质因素而呈现出不同的流动特征和规律。
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言缝洞型碳酸盐岩油藏因其独特的储层结构与地质特性，成为石油工业领域的研究重点。
了解并掌握其流动机理对于提升油田开采效率及经济效益具有至关重要的意义。
本文将重点对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究与分析，为石油开发提供理论依据与指导方向。
二、碳酸盐岩储层基本特性碳酸盐岩储层以其多孔性、多缝性及复杂的洞穴系统为特点，这些特性为油气的储存提供了良好的条件。
储层中的裂缝和洞穴系统为油气提供了流动通道，同时也影响了油气的分布与流动规律。
三、流动机理分析1. 流体在缝洞系统中的流动流体在缝洞系统中的流动受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
流体的流动往往在裂缝和洞穴系统中形成复杂的网络结构，表现出非线性流动的特点。
2. 毛细管作用力对流体的影响毛细管作用力是影响缝洞型碳酸盐岩油藏流体的关键因素之一。
由于储层岩石的多孔性，毛细管作用力在油水的运移和分配中起到重要作用，尤其是在油气采收过程中，毛细管力对采收率有显著影响。
3. 流体在多孔介质中的渗流流体在多孔介质中的渗流是一个复杂的过程，涉及到流体的物理性质、多孔介质的特性以及流体与岩石之间的相互作用。
多孔介质中的渗流规律对于预测油藏的产能及制定开采策略具有重要意义。
四、研究方法与实验分析1. 实验室模拟实验通过实验室模拟实验，可以更好地理解缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理。
实验中可以模拟不同地质条件下的流体流动过程，观察流体在多孔介质中的分布和流动规律。
2. 数值模拟分析利用数值模拟技术对缝洞型碳酸盐岩油藏进行建模和分析，可以更准确地预测流体的流动状态和分布规律。
通过对比模拟结果与实际生产数据，可以验证模型的准确性，并为优化开采策略提供依据。
五、结论与展望通过对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究，可以得出以下结论：1. 缝洞型碳酸盐岩储层的流动机理受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言在地质资源领域中，缝洞型碳酸盐岩油藏以其特有的储集与流动机理成为了国内外学者的研究重点。
该类型油藏不仅关系到能源的开发和利用，更关乎环境与生态的可持续性。
因此，研究其流动机理对科学开发和高效利用此类资源具有深远意义。
本文将详细分析缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理，探讨其地质特性及流动过程。
二、缝洞型碳酸盐岩地质特性缝洞型碳酸盐岩主要由石灰岩、白云岩等碳酸盐矿物组成，具有多孔、多缝、多洞的复杂地质结构。
这些缝洞网络为油气的储集和运移提供了条件。
该类岩石多形成于古代的沉积盆地，并因后期地壳运动而暴露地表或深埋地下。
地质上具有明显的不均一性和非均质性。
三、流动机理研究（一）流体的赋存状态缝洞型碳酸盐岩中的流体以气相和液相的形式存在，两者在岩石的缝洞网络中相互影响，共同形成复杂的流场。
其中，气相主要指天然气，而液相则主要为石油或与之伴生的水体。
这些流体在不同的缝洞网络中受到各种力的作用而流动。
（二）驱动力的研究1. 压力差驱动：油藏内部的压力差是流体流动的主要驱动力之一。
当地下油气分布不均时，高压力区与低压力区之间会形成压力梯度，驱动流体沿缝洞网络流动。
2. 浮力效应：油气与水的密度差异使得油气上浮、水下沉，这种浮力效应也会驱动流体流动。
3. 渗流作用：当流体通过岩石微小孔隙时，受到的摩擦力会驱动流体持续流动。
（三）流场特性分析缝洞型碳酸盐岩的流场具有多尺度性、非线性及非均质性等特点。
多尺度性指流体在不同尺度上的运动特性，如微孔隙的渗流、宏观的脉动等；非线性主要表现在流体与岩石相互作用过程中复杂的力学关系；非均质性则与地质条件及岩性差异密切相关，表现为局部流动速率的巨大差异和复杂的渗流现象。
四、影响因素研究（一）储层地质结构储层的几何形态、大小和分布特征直接影响着流体的流态和路径选择。
在裂缝或孔洞较发达的区域，流体的流通速度相对更快；而封闭性或岩石质地坚硬的区域则阻碍了流体流通或仅局部发生微小渗流。
塔河油田主力油藏属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏，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。
奥陶系储层埋深5400～6600m，注水替油是油田增产和减少递减的主力措施。
但油井经过多轮次注水替油后，油水界面上移，替油效果逐渐变差，很多油井注水替油失效导致高含水而停产关井。
另外。
注水只能把油井地下溶洞溢出口以下的油驱替出来，但对溢出口以上顶部的“阁楼油”却难以动用，使得井周高部位大量剩余油无法采出，影响了采油效益。
因此，寻找合适恰当的技术以提高这类油藏的采收率对于油田高效开发来说至关重要。
一、为什么应用注氮气技术基于国内制氮工艺技术成熟，氮气气源量大，空气中氮气含量78％，且氮气难溶解于原油，1m3原油最多能溶解氮气28m3，混相压力为50-100MPa，油藏条件下注入的N2是非混相状态，可有效形成气顶替油效果好，确定了氮气作为注气替油气源。
并且气体注入地层后，在重力作用下向高部位上升，会形成“气顶”，排驱原油下移，同时补充地层能量，减缓由于地层能量下降造成的递减以及控制含水上升，抑制底水锥进，可有效启动单纯注水无法驱动的“阁楼油”。
因此开展注氮气动用高部位“阁楼油”无疑是碳酸盐岩缝洞型油藏长期稳产的重要技术手段。
二、注氮气技术的选井原则通过分析注水替油失效井静态及生产动态、计算剩余可采储量，制定了井筛选原则：1.地震反射特征表明储集体具有一定规模；2.井点周 围的高部位有明显反射特征；3.钻遇溶洞或主要生产层段位于岩溶风化面30m以下；4.储量丰度高，累产油量大，底水锥进造成水淹的油井；5.注水替油效果变差或失效后，动静态资料表明具有剩余油潜力。
三、注氮气工艺实现流程及优化1.注入方式优化初期在进行注氮气时，采用的是液氮作为注入气源，虽然油井现场试验效果好，但存在着液氮组织困难，且液氮成本高，投入产出比高，经济效益低的问题。
针对上述问题，提出了利用撬装膜制氮机与35MPa制氮拖车配合注水泵实行气水混注的方式，在满足注氮施工要求的同时大幅度降低了成本。
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术研究摘要：为确保塔河油田长裸眼段水平井的改造效果能够得到最大限度的发挥，依照塔河油田缝洞型碳酸盐岩所表现出的油藏特点，本文针对侧钻水平井酸压工艺技术施工所面临的难点作出了简要分析，在此基础之上就酸液体系的最优化选择以及侧钻水平井酸压施工工艺的优化方式做出了详细研究与说明，确保储层油井中的酸压措施能够较好的与井下缝洞达成沟通。
这对于塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏油层结构下水平井产量的提升而言有着重要的作用与意义。
关键词：塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏特点酸压水平井分析在针对水平井酸压技术进行研究之前，相关工作人员应当对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层的基本属性及相关指标有一个明确的认识与了解：塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层地层温度为120~150℃，压力参数在0.9~1.2之间，已探明储层埋深深度为5400~6900m范围当中，深度高、温度高以及压力高是这一储层最基本的属性特点。
对于奥陶系基质的岩块岩体而言，其自身含油率比较低。
油气储集类型按照形成方式的不同可以分为裂缝型、裂缝-溶洞型以及裂缝-孔洞型。
一般来说，该储层所储集油气的渗流通道多应用裂缝方式。
正是受到以上特殊地质结构因素的影响，当前技术条件作用之下进行施工建设的大部分侧钻水平井在完井之后仍然无法正常的投入到运行过程当中，储集体的整合与优化需要在酸压改造的作用之下加以完善。
特别值得注意的一点在于：由于塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层水平井的裸眼井段长度大约在500~700m作用，属于长裸眼井段，因而传统意义上全井段的酸压施工作业方式无法确保该储层各个油井酸压效果的显著性。
针对现阶段酸压技术存在的缺陷加以认识与完善，已成为现阶段相关工作人员最亟待解决的问题之一。
笔者现结合实践工作经验，就这一问题做详细分析与说明。
一、塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏侧钻水平井酸压技术难点分析最关键的问题在于：塔河油田所具备的特殊性奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏结构使得其缺少统一化的油水界面反应模式，仅仅依照地震及测井资料是无法对油藏储层结构当中储集体同水平井井筒之间的距离参数以及储集体当中流经流体性质属性加以系统分析与判定的。
塔河油田缝洞型储层漏失特征及控制技术实践塔河油田是我国石油加工业的重要基地之一，然而在油田开发过程中，常常会遭遇到某些储层漏失的问题，其中最为常见的一种储层漏失现象就是缝洞型储层漏失。
本文通过对塔河油田的实践研究，总结了缝洞型储层漏失的特征及相关的控制技术。
一、塔河油田缝洞型储层漏失的特征在塔河油田的探测中，我们发现缝洞型储层漏失通常表现为以下几种特征：1、漏失稳定持续。
缝洞型漏失由于储层裂缝或洞口存在，大量的地下水、油和气体通过储层孔隙往外渗透，导致地下水位下降或油井输出量的减少。
这种情况通常是稳定的，时间相对较长，且漏失持续数年至十数年都存在。
2、井筒极易浸渍。
因为缝洞型漏失使得储层孔隙空间大量泄露出去，导致油井周围出现大量浸渍现象，一些沉积物和渗透土壤被石油污染，有些地区甚至导致地表环境的恶化。
3、产油流量异常。
缝洞型漏失会使油井的输出流量发生异常，产量会发生波动或下降，有些地方甚至导致油井无法正常输出。
这时需要对井筒进行加固防漏处理，以避免影响油井的产能。
二、塔河油田缝洞型储层漏失的控制技术实践在实践研究中，塔河油田的工程师们采取了以下控制技术来避免缝洞型储层漏失：1、注水压裂技术。
通过像储层注入高压水泥浆等，将油层中未被开采的油汁压裂出来。
同时通过在储层中注入合适的压力以强制深入裂缝，在塔河油田中已经具备了较高的应用水平。
2、压缩空气挤压技术。
通过挤压储层中的多余气体和油汁，来填补其它裂隙，减少储层漏失。
这种技术工艺简单，效果显著，但需要投入大量的人力和物力。
3、防渗透剂涂料涂刷技术。
在储层中添加防渗透剂涂料，并通过涂刷等方式将其涂布到井筒、钢管和接头等部位，以增强其密封性，防止储层漏失。
这种技术简单易行，且对环境污染较少，是比较有效的控制措施。
综上所述，缝洞型储层漏失是油田开发中面临的一个重要问题，通过对塔河油田的实践研究，我们可以发现该类型漏失的主要特征，也可以采取相应的控制技术，避免油井产出被影响。
新疆油田油藏研究概况姓名：阿拉依·阿合提学号: 20071043642班级: 022081指导老师:潘林新疆油田油藏研究之—————塔河油田油藏概况阿拉依·阿合提中国地质大学资源学院湖北武汉（430074）摘要：以油气成藏体系理论为指导，对塔里木盆地塔河地区油气成藏研究概况进行了分析。
阐述了塔河油田油藏成藏的地质背景,油气运移过程,储层的岩性特征,和渗透规律,描述了塔河缝洞型油藏的基本特征,汇总了目前国内对缝洞型油藏的研究动态和研究方向,对流体流动类型和储层评价进行了简单综述。
关键词:塔河碳酸盐岩缝洞油藏流体引言:随着我国油气需求的不断攀升,对油气资源的需求日益增大,进一步勘探出新油气田和提高已有油田的采收率不断得到加强研究.在勘探开发不断深入进展下，碳酸盐岩地层中发现的油气储量和产量越来越多，引起了海内外学者的重视和兴趣。
碳酸盐岩油藏储集空间类型比较多，既有微观孔隙，也有大小和规模相差悬殊的溶蚀孔洞和裂缝，而且储集层纵、横向变化大，给储集层定量评价带来了很大难度也进一步加大了研究的必要性和紧迫性。
我国陆相石油地质理论中对碎屑岩的生烃机制和成烃模式的研究理论已较为成熟。
为我国许多陆相石油的勘探提供了大量技术理论支撑。
然而我国海相碳酸盐岩的沉积分布也比较广泛,已在四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地的海相碳酸盐岩中找到了大型和特大型油气田，而且获得了十分可观的地质储量,但对碳酸盐岩的沉积过程和成岩作用的研究却相对缺乏，因为碳酸盐岩和碎屑岩在物理性质和化学组成上都有着本质的差别，碳酸盐岩有机质的演化特征和成烃机制与碎屑岩有很大差异性[1]。
由此可见，深人研究总结碳酸盐岩具有重要意义,塔河油田为我国第一个以古生界奥陶系为主产层的大油田，其缝洞型油藏是最典型的特征，而这对缝洞型油藏的研究影响着塔河油田整个石油勘探开发的全过程。
本文主要对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的地质背景和成藏机理进行了简要的概述分析。
1.塔河油田地质环境1.1 塔河油田形成地质背景塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，该凸起是在加里东中晚期形成凸起雏形，在海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的北东向大型鼻凸，在海西晚期改造基本定型，后经印支一燕山和喜山运动进一步改造成为大型古隆起口。
[1、2、3]塔里木盆地经历了漫长的构造演化，在整个过程中缺乏热事件的构造改造，早期的油气藏在合适的位置可以长期保存至今，也可能因为后期的区域翘倾而使得油气藏再分配或演化成为成岩圈闭油气藏。
在深凹陷处的烃源岩和古油藏可以进一步裂解形成干气，并对早期斜坡和隆起部位聚集的古油气藏发生气洗作用，使得其物性发生很大变化，构成了塔河复杂的构造成因。
1.2 塔河油田基本地下环境塔河油田奥陶系储层以构造缝和溶蚀孔、洞、缝等次生孔隙为主，同时溶蚀的孔、洞、缝与构造缝又也有重要关系。
这种复杂的环境造就了塔河油田奥陶系油藏成为大型碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏。
塔河油田目前总控制含油面积达1 000平方千米，为中国第一个以古生界奥陶系为主产层的大油田。
在油藏的储渗空间中，张清[11]根据常规岩心物性分析，孔隙度0.01％～8．5％，平均为0．76％，康志宏[1]等统计，依据裂缝开度大小，结合塔河地区岩心裂缝发育开度实际，将全区裂缝分为3种类型：大缝，开度大于2.mm;中缝，开度为0.1～2 mm；小缝，开度小于0.1 mm。
其中裂缝中大缝所占比例为12.44% ，中缝为44.59 %，小缝为42.97% 。
从裂缝倾角来统计结果是，水平缝略占优势，为40.76% ；低角度为26.49 %；高角度缝为32．75% 。
整个油藏埋深在5360-6200 m，地层压力59.0583～67.598MPa，压力系数1.O7～1.12。
油气水关系复杂，储层非均质性严重，油藏类型和储层中溶洞裂缝分布特别复杂。
在此基础上构成了塔河多个缝洞单元组成的、三维空间上相互叠置的多油水系统的复合油藏。
2.裂缝发育主要影响因素2.1 构造部位差异导致裂缝构造曲率变化大的部位是裂缝发育的最佳部位，其次是断鼻、褶皱和断块轴向交点部位。
苏培东[6]通过分析位于阿克库勒北东向古鼻凸轴部附近的沙104井区，得出早期构造变形及断裂对下奥陶统裂缝及溶蚀发育有利。
该井下奥陶统裂缝较为发育，平均裂缝线密度为18．13条／m。
说明了在断层发育区也是裂缝发育区，在延伸方向变化的转弯处、断层交汇处及断层端部、断层相交呈“墙角式”组合处、两条或多条断层之间的断块或断垒区以及小断层发育带均为裂缝发育区。
2.2 岩性影响裂缝的发育在碳酸盐岩储层中会有不同程度的白云岩化，而白云岩塑性不高，则在成岩过程中，随白云岩化的加深，裂缝的发育程度会逐渐增强。
苏培东[6]对塔河油田49口钻井岩心统计资料得出，裂缝发育密度从大到小的岩石类型为：泥(微)晶砂屑灰岩一砂屑泥(微)晶灰岩一泥(微)晶灰岩一角砾状灰岩一粒屑灰岩。
此外，当泥微晶灰岩经历白云岩化后，裂缝数量明显增加。
2.3 地层埋深对裂缝发育影响根据大量前人研究资料表明，研究裂缝发育与地层埋深的关系同研究裂缝发育与地层围压的关系近似相同。
因为埋深的增大，根据地温梯度，地层温度会升高、围压均增大，岩石的脆性降低，塑性增高，会降低裂缝发育的可能性。
同时，地层埋深的变化对裂缝的开度也有较显著地影响。
此外裂缝的发育还受如构造运动、地层厚度、温度、孔隙流体等因素控制。
这些因素对于塔河油田裂缝的分布与发育所起的作用都基本一致。
例如构造运动，虽然它是裂缝形成的主要原因，但对任一期构造运动而言，它对塔河油田内任一区块的构造作用力的大小和方向几乎都是一致的或相同的，其对裂缝形成的影响也是一致的。
同样，而对于温度和孔隙流体，在同一构造运动阶段，塔河油田应该处于一个大致相同的温度场和渗流场。
[6]3.油气运移成藏机理塔北早古生代成藏体系的源岩、输导体系和圈闭均处于分离状，属于三位成藏体系。
塔北地区早古生代成藏体系的油气来源为塔北南坡的烃源岩，油气先充注塔河南部古岩溶和礁滩相储集空间中形成古油藏，在海西末期，断裂和不整合面连通油源，油气沿断裂垂向运移，遇到不整合面和高效砂岩输导体再作侧向运移，进入塔河主体的以海西早期岩溶为主的奥陶系碳酸盐岩孔、洞、缝储集体。
喜山期烃源岩再次成熟,成熟-高成熟油气沿断裂垂向运移，同时受到东南方向局部地区的高成熟气侵入。
[7]最后聚集成目前的塔河奥陶系碳酸盐岩油藏。
4.塔河油田油藏特征4.1 裂缝为主要储集流通通道塔河油田为裂缝-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。
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏裂缝、溶洞发育良好，储集空间主要为较大洞穴河较宽裂缝，前者储集空间巨大，后者对沟通洞穴和改善流动性能作用大。
基质储集空间以粒间溶孔、晶间孔等为主。
流体多储于溶洞之中，裂缝为主要的流动通道。
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；基质非常致密，孔隙尺寸很小,流体流动遵循达西定律。
由于缝洞型油藏同时存在基质的“渗流”与缝洞的“空腔流” [5、8]。
4.2 缝洞型油藏地层潜在驱动能量缝洞型油藏的驱动能量包括缝洞的弹性能、基质弹性能、原油弹性能、底水驱动能和井底压力差。
缝洞型油藏的饱和压差大，属于未饱和油藏。
油藏驱动能量包括缝洞基质的弹性能、原油的弹性能、底水的驱动能及井底的压力差等。
裂缝、溶洞的几何尺寸较大，毛管力作用基本可忽略，重力作用是油藏开发的主要影响因素之一。
基岩块致密，渗透率低，储集空间几何尺寸小是典型的渗流区域，毛管力起重要作用[1]4.3 储集体类型碳酸盐岩储集层物性普遍偏差，微裂缝对储量和产量有较大贡献，近70％的油气当量聚集在碳酸盐岩储集层中，其中3／4的天然气和1／2的石油探明储量分布在碳酸盐岩储集层中。
碳酸盐岩储集层多属非常规储集层，物性普遍较差，多为低孔和低渗储集层，孔隙度一般为3% ～5%。
相对好的储集层多与鲕滩或不整合面共生，储集空间包括孔隙、裂隙、溶孔(洞)、裂缝等，非均质性极强，主要划分为3种类型：①受沉积环境控制的以孔隙为主的储集体，如暴露滩相碳酸盐岩、潮坪隐藻白云岩、生物礁和湖相石灰岩等，其分布受岩相带控制，粒间孔和粒内孔是主要的储集空间．②受不整合面控制的以溶孔(洞)和裂缝为主的储集体；③局部构造应力作用形成的裂缝性为主的储集体。
[8]4.4 特殊缝洞系统-定容体没有纵深断裂沟通深部大水体的封闭缝洞系统称为定容体，定容体的规模大小决定于缝洞系统的总有效体积。
这类储层特点为：(1)储集空间以裂缝、溶洞和溶孔为主，基质不含或含很少油，基本不具备储渗能力，裂缝为主要渗流通道。
(2)储层孔隙度低，溶洞分布不均匀且大小差别很大，与溶洞连通的裂缝数目和大小变化也很大。
(3)储层非均质严重，裂缝渗流能力差别很大，这主要取决于裂缝宽度。
(4)油藏内通常含有少量的封存水，这种水体属于有限水体。
[9]4.5 油藏分布塔河油田奥陶系油藏主要分布在塔3、4、6区，油藏埋深5300～5750m[10]，地层的主要矿物成分是方解石，岩性以颗粒灰岩、微品灰岩为主。
基质物性比较差，受致密基岩和裂缝发育不均质的影响，地表水选择性溶蚀，造成储集层纵、横向变化大。
5.缝洞型油藏储集空间特点及流体流动类型5.1 缝洞型油藏基本特征塔河油田是典型的缝洞型碳酸盐岩油藏。
其储集空间的特点是： (1)类型多样。
不仅有孔隙，还包括裂缝和溶蚀孔洞。
其中，溶洞是主要的储集空间，裂缝主要起沟通作用，基质岩块孔、渗条件差，一般认为对油藏贡献有限； (2)尺度差异大。
基岩中的溶孔只有几个微米，裂缝开度在0.1m左右，而溶洞则有数米，有的甚至数十米、上百米。
缝洞型碳酸盐岩油藏由若干个通过不同级别的裂缝连通的缝洞系统组成，这些相互沟通的缝洞体内都有各自独立的油水系统和统一的油水界面，上部为油，下部为水。
与井筒连通的不同的缝洞体规模不同，裂缝大小不同。
裂缝大小之间的差别，导致流动能力的巨大变化。
[9]5.2 缝洞油藏基本模型建立的思路对塔河油田奥陶系岩溶缝洞型油藏特点进行了分析，建立了小层、构造、裂缝一岩溶、流体4个主要模型：(1)小层模型，解决剥蚀量估算问题，恢复古地貌，并预测早期古岩溶储层的分布。
(2)构造模型，查明应力场对断裂的控制、断裂的空间展布以及对裂缝发育的控制。
(3)裂缝一岩溶模型，查明缝洞储集体的发育成因及空间的展布规律，并对储集性能进行评价。
(4)流体模型，用于描述流体的空间分布特征及其成因。
[2]5.3 流体流动形式缝洞型油藏流体流动形式十分复杂。
目前，对流动形式的分类，是依据储集空间的不同分为孔隙流、缝隙流和洞穴流。
