碳酸盐岩储层特征与有效储层的预测

碳酸盐岩储层是海相层序中最常见的一类储层，也是海相层序在石油地质条件上有别于陆相层序的一个重要方面。海相碳酸盐岩作为储层的最大特点是储集物性的非均质性强。由这类储层产生的圈闭和形成的相关油气藏有较大的隐蔽性，对其分布的预测难度较大。最近10年来，随着在鄂尔多斯盆地中部发现靖边古生界大气田，在塔里木盆地发现塔河、塔中与和田河奥陶系大中型油田和气田，在四川盆地石炭系、二叠系与三叠系发现相国寺、傅家庙、渡口河、阳高寺与磨溪等一系列碳酸盐岩气田，使对碳酸盐岩储层特征的认识与有效储层的预测技术有了很大进展。

（一）碳酸盐岩储层发育特征与分布规律

碳酸盐岩储层在我国海相层序中分布的时代从前寒武系到中新生界共10个系21个地层组（表1-1），时代跨度很大。碳酸盐岩作为储层，一类是原生的，包括颗粒碳酸盐岩

表1-1 中国海相碳酸盐岩油气层分布表

（如生物灰岩、鲕滩灰岩、原生白云岩）、礁体等。这类储层以原生孔隙为主，或在原生孔隙基础上，经过一定程度的溶蚀加大而保存下来者，一般多以粒间孔、粒（体）内孔为主，晶间孔次之。对原生型碳酸盐岩储层分布的预测首先需要搞清沉积背景和沉积环境，在此基础上，借助钻井揭示的蛛丝马迹，通过与地震资料结合达到对储集体的有效预测。

四川盆地川东北部地区三叠系飞仙关组鲕滩灰岩储层属于原生型碳酸盐岩储层。它主要是孔隙性鲕粒白云岩，已获天然气探明地质储量336.06×108 m3 ，其中渡口河气田探明天然气地质储量271.65×108 m3 ，单井日产气可达111.47×104 m3 （铁山11井），成为川东继石炭系之后重要的接替层系。鲕滩灰岩储层的发育主要受沉积背景、沉积相带和成岩作用控制。三叠纪早期飞仙关组沉积时期，古地貌和构造格局存在差异性，由此造成飞仙关组地层厚度、岩性、结构在横向上均有较大差别。海槽中鲕粒灰岩不发育，泥质增多，形成泥晶及细粉晶白云岩。渡口河气田处在海槽边缘浅滩这样的地貌高带上发育了厚度达100 m、呈条带状、错落叠置分布的滩相鲕粒灰岩。处在该位置的鲕滩灰岩储层，受海水较频繁进退、间歇性海水盐度变化及间断暴露出海平面的作用，使早期白云岩化得以进行，并发生溶蚀作用，故形成了孔隙性较理想的储渗体（图1-8）。鲕滩灰岩储层以鲕粒溶孔云岩、残余鲕粒灰质云岩为主，粒内、粒间溶孔最多，约占全部孔隙的 80%；原生粒间、粒内孔次之，约占15%；晶间孔、铸模孔等约占全部孔隙的5%。渡口河气田飞仙关组鲕滩灰岩储层孔隙度值分布在0.53%～25.22%，一般6.5%～12.3%，平均孔隙度达9.0%。有效厚度15～70 m不等，储集性能优良。

图1-8 开江-梁平海槽剖面示意图

近年来，在南海北部大陆架东沙隆起碳酸盐岩台地上发现了礁（滩）型油气田，其第三系海相生物礁及生物滩储层是我国最年轻的原生型的极其重要的碳酸盐岩储层，其中流花11-1油田是储量逾2×108 t的大油田。这些礁（滩）的分布具有以下特点：海侵期是礁的繁盛期；海平面上升速率超过或与礁的生长速率同步时，有利于礁的生长；随海侵范围扩大，生物礁由隆起边缘向高部位逐渐发展；生物礁分布受古地貌控制，多发育于古地形高处（断层上升盘、地垒和古潜山等）。礁（滩）储层受成岩改造后，以粒间溶孔、粒内溶孔等为主，次为溶缝、缝合线、裂缝及晶间孔，储层物性好。孔隙型储层孔隙度大于20%，渗透率大于300×10-3μm2 ，是高孔隙、高渗透性的优质储层，与强溶解、强白垩化作用有关；裂缝-孔隙型储层孔隙度10%～25%，渗透率（100～300）×10-3μm2 ，与中等胶结、弱溶解、弱白垩化有关；孔隙-裂缝型储层，孔隙度小于 10%，渗透率小于100×10-3μm2 ，受极少溶解、强胶结和无白垩化作用控制。

另一类碳酸盐岩储层主要受成岩后生作用控制，即孔隙的增加是由于各种成岩作用造成的，如果没有这些次生作用，就不能形成有效的储层（图1-9）。这种储层在中国海相碳酸盐岩储层中占主导地位。促进碳酸盐岩储层孔隙增加的成岩作用主要有溶解作用（其中又包括非岩溶化溶解作用和岩溶化溶解作用）、断裂作用、白云岩化作用等。在其中一种或多种作用控制下，形成了不同类型的碳酸盐岩储层，如主要受风化壳岩溶和非岩溶化溶蚀作用形成的鄂尔多斯盆地中部奥陶系大气田储层；主要受溶蚀作用和白云岩化作用形成的川东石炭系气田储层；主要受风化壳岩溶和破裂作用控制形成的轮南地区奥陶系油气田储层、和田河气田储层；主要受埋藏溶蚀作用和断裂作用控制的塔中地区奥陶系储层。

对于鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系储层的形成，沉积相带是基础，风化壳岩溶和同生岩溶作用等是关键。早奥陶世马家沟期，盆地中部普遍发育蒸发潮坪沉积。不同潮坪微相中岩性组合和次生孔隙组合不同。在含膏云坪、藻泥云坪微相带中的白云岩，是发育溶蚀孔洞的主要岩石组合；在云坪、灰云坪微相带中的白云岩是发育晶间孔、晶间溶孔的主要岩石组合；在云灰坪、泥云坪微相带中的白云岩是发育晶间孔、晶间溶孔的主要岩石组合。它们在盆地中部形成了一个南北长约200 km、宽约30～40 km的有利微相带，奠定天然气储层大面积发育的基础。在此基础上，由于先后发育的同生岩溶、风化壳岩溶和埋藏岩溶作用的叠加，造就广泛分布的风化壳储集体。在潮坪环境发育过程中，由于周期性暴露，含膏云坪微相带中产生同生岩溶；奥陶系沉积后，加里东运动使盆地整体抬升，奥陶系经历长达1.3亿年的风化剥蚀，形成对储层发育有重要意义的风化壳及其古岩溶体系。大气淡水的长期淋滤，导致碳酸盐岩和蒸发岩类的强烈溶蚀，在同生岩溶的基础上，进一步发育溶孔、溶洞和岩溶管道。处于隆、坳过渡带的岩溶台地孔、洞、缝网络广泛发育，风化壳深度稳定，垂向分带性明显，垂直岩溶带溶蚀孔洞发育，是气藏主力气层发育段。在风化壳进入深埋藏阶段，有机质脱羧基作用产生的压实水进入风化壳，进行溶蚀改造。上述风化壳储层储集空间以溶蚀孔为主，其次为晶间、膏模孔等，裂缝为岩溶缝等。主要储层类型为裂缝溶孔型白云岩，孔隙度平均值5.3%～6.7%，渗透率一般 1×10-3μm2 左右，高者可达62×10-3μm2。

川东地区发育的石炭系藻白云岩、角砾状白云岩夹生物灰岩储层分布广，是一系列大中型气田的重要储层。其发育特征与鄂尔多斯盆地中部大气田奥陶系相似。该地区上石炭统白云岩储层形成于潮坪环境，同生成岩过程中经历多次暴露、淡水淋滤溶解、白云岩化作用；沉积后抬升，遭受长期风化剥蚀和淋滤溶解，溶洞、溶孔较为发育。有利储层包括溶孔砂屑白云岩、生物碎屑白云岩、粉晶白云岩、角砾状白云岩等。川东地区孔隙度大于3%的上石炭统有效储层厚度一般为 10～34 m，为大面积连片分布的裂缝-孔隙型储层，是大中型气田群的主要产层。

轮南地区油气田（藏）（包括塔河油田）、和田河气田的奥陶系储层是由于风化壳岩溶作用和破裂作用造成的缝洞型碳酸盐岩储层。

图1-9 缝洞系统演化模式图

轮南地区（包括塔河油田）奥陶系碳酸盐岩储层中发现了一系列油气藏，特别是发现了塔河亿吨级油田，成为极其重要的储层。其主要岩石类型为台地边缘、开阔台地相粒屑灰岩、生屑灰岩等。由于长期的成岩作用，其基质孔隙度和渗透率都很低，破裂作用形成的构造裂缝及风化壳岩溶作用形成的溶孔、溶洞和溶缝是最重要的储集空间，储层非均质性强，储层类型主要是孔洞-裂缝型和裂缝-孔洞型。对这套储层的形成，高能环境下形成的粒屑灰岩是有利条件，风化壳岩溶作用和破裂作用是关键。轮南地区奥陶系一间房组和大湾组为沉积于台地边缘浅滩和台地内斜坡浅滩的粒屑灰岩、生屑灰岩，质纯，有利于风化壳溶蚀和裂缝发育。油气的主要储集空间———溶蚀孔洞的发育与风化壳岩溶作用有关。轮南地区奥陶系灰岩在海西早期运动被剥露地表前已成致密灰岩。早海西运动抬升，形成潜山，在泥盆纪晚期—石炭纪初期岩溶作用形成大量次生溶蚀孔洞；石炭纪初期（杜内期）海侵过程中，在稍高层位发育另一岩溶带；海西运动末期至印支运动初期，潜山除再次遭受抬升、剥蚀和发生岩溶外，构造变形形成一系列断裂和裂缝（图 1-10）。溶蚀孔洞的发育在垂向上受岩溶分带的制约，横向上与岩溶古地貌关系密切。距风化壳顶面100 m范围内是岩溶最发育的层段；平面上，岩溶斜坡、岩溶高地边缘、岩溶残丘是岩溶带最厚、溶蚀孔洞较发育的地区，是优质储层形成的有利地带。在中新生代的埋藏过程中，有机质热演化产生的酸性水可沿裂缝和孔隙渗入，使原有的孔、洞、缝发生扩溶，进一步改善储层。裂缝发育程度一方面决定岩溶发育的初始条件，其次是将孔、洞串联起来，成为油气渗滤通道，它的形成主要与构造应力作用有关。

图1-10 轮南地区奥陶系风化壳形成模式示意图

塔里木盆地塔中Ⅰ号断裂带奥陶系碳酸盐岩储层发育不同于风化壳储层的发育，主要与埋藏溶蚀、断裂作用有关（图1-11）。塔中Ⅰ号断裂是塔中凸起与其北侧满加尔凹陷的分界，长期发育并控制奥陶系沉积相的展布。Ⅰ号断裂上盘发育有利的台地边缘（陆棚）礁滩沉积相带，虽在后期成岩作用中原生孔隙已消失殆尽，但这种原始沉积相带有利于溶蚀作用和破裂。在中深埋藏阶段，来源于深部及凹陷方向的CO2、有机酸和 H2 S，沿断裂带运移，使奥陶系灰岩发生溶蚀。溶蚀作用主要有 3 期，与 3 次油气运移事件相一致，形成裂缝-孔洞型储层和孔隙-裂缝型储层，目前已发现以此为储层的多个油气藏。

图1-11 塔中地区中上奥陶统碳酸盐岩埋藏期酸性流体运移模式示意图

可以看出，中国海相碳酸盐岩储层因时代较老，以次生型为主，且成因类型多样，非均质性强，隐蔽性大，预测难度也大，而时代较新的碳酸盐岩可发育原生型储层，受原始沉积相控制程度较高，预测相对较易。

（二）碳酸盐岩有效储层的预测技术

碳酸盐岩储层以其后生改造作用显著、非均质性和隐蔽性强为鲜明特点，因此对其预测一直是一项难度很大的课题。近年来通过攻关，已取得长足进展。

碳酸盐岩储层预测方法和技术可以概括为两大类，即地质分析法和地球物理探测法，近年来又逐渐表现为由这两种技术相结合而发展起来的地质-地球物理综合预测技术。

1.地质分析法

地质分析法即是依据碳酸盐岩储层发育的主控因素，预测有利储集体的分布，它包括沉积相分析、成岩相分析、构造裂缝分析。

沉积相分析是碳酸盐岩储层预测的基础。原生孔隙发育及有利于后期次生孔隙发育的相带为有利储层发育带。碳酸盐岩沉积相分布，在台地边缘为高能碳酸盐砂或礁发育区，向台地内部和盆地方向则分别变为潮坪、萨布哈及坡前碎屑流等环境。中国已发现的碳酸盐岩储层发育的主要沉积相包括：潮坪相，如四川盆地震旦系、石炭系，鄂尔多斯盆地奥陶系，塔里木盆地石炭系，渤海湾盆地的中新元古界、奥陶系，它们频繁暴露于大气环境，处于变盐度环境，有利于同生溶蚀作用改造，改善储层；礁（滩）相，如四川盆地东部二叠系长兴组陆棚边缘礁、点礁，三叠系飞仙关组鲕滩灰岩，塔里木盆地塔中Ⅰ号断裂带上盘奥陶系礁滩灰岩、轮南潜山奥陶系粒屑、生屑灰岩，东沙隆起第三系礁滩，它们形成于相对高能环境，质纯，原生孔隙发育，当原生孔隙消失时仍有助于后期的溶蚀作用和破裂作用。

成岩相即成岩环境的“物质表现”。碳酸盐岩储层性质受成岩作用影响极大。通过对成岩作用的分析，可以预测有利成岩相的发育，进而预测有利储集体的分布。促使孔隙度增加的成岩作用主要有同生期溶蚀作用、风化壳岩溶作用、埋藏岩溶作用、白云岩化作用。同生期溶蚀作用与沉积物间歇性暴露于大气水环境有关，主要发生在潮上、潮间以及台缘、台内的礁（滩）相，从而形成粒间、粒内溶孔；由于构造抬升、剥蚀、淋滤而发生的风化壳岩溶作用，在中国古老碳酸盐岩储层形成中极为重要，也较普遍。有效储层的分布垂向上具分带性，平面上受岩溶地貌单元控制。通过岩溶体系研究，可以较好地预测有利岩溶储层分布，例如：利用层拉平技术和三维可视化技术将轮南奥陶系潜山顶面沿上覆石炭系双峰灰岩（标志层）拉平，此时的奥陶系顶面可视为海西早期岩溶发育时的古地貌，进一步标定古水系展布，为预测岩溶储层发育奠定了基础。

白云岩化作用可发生于潮坪环境、埋藏环境等，其中潮坪或浅水礁（滩）沉积物的白云岩化作用对改善储层意义较大。

构造裂缝分析包括根据裂缝形成机理及通过应力场分析再现裂缝发育规律。构造裂缝形成与局部构造的形态、岩石物理性质、地层厚度以及地层埋藏深度等相关。裂缝通常在构造的端部最发育，它可以出现在陡窄背斜的顶部，或高点复杂化的宽缓背斜的顶部或不对称背斜的陡翼上。张裂缝发育程度与地层变形曲率成正比。依据这些特点可以预测裂缝带集中分布的部位。对裂缝的研究可以通过岩心观察、地表露头研究以及微裂缝研究去进行。近年来，国内预测碳酸盐岩裂缝发育还采用了有限元应力场数值模拟及差异应力场分析方法，通过获得最大、最小主应力和剪应力分布，预测裂缝发育级别和裂缝密集带分布。

2.地球物理探测法

1）据地震反射特征识别碳酸盐岩储集体

对于一些原生性质的礁、滩储集体，它们在地震反射剖面上具有独特的反射结构。

生物礁在地层中往往呈岩隆状凸起，因而在时间剖面上呈丘状凸起，轮廓清楚，顶部具强反射，内部为杂乱反射或无反射，两侧有向岩隆上超反射结构，上覆沉积常见披覆构造，当礁岩与下伏围岩声速差异较大时，底面反射同相轴可能上提或下拉。据此，在南海北部陆架第三系碳酸盐岩台地边缘发现了一系列礁体。在塔里木盆地某地区也发现了一系列为礁丘反映的“丘状异常体”（图1-12），礁丘发育时代为中奥陶世，呈丘状或金字塔状外形，内部反射结构杂乱，翼部具有向“丘状异常体”超覆减薄现象。

川东三叠系飞仙关组鲕滩地震反射特征亦很清晰。在渡口河地区，飞仙关组储层段与非储层段声波时差有明显差异，平均相差达1660 m/s，由此形成强振幅反射，即亮点。区内鲕滩灰岩储层即表现为，在弱或极弱反射背景下出现了强或较强的反射段。

对于像塔河油田奥陶系那样由孔、洞、缝构成的储层，其在地震响应上也有相应的特征。①缝洞系统对地震波有较强的吸收和衰减作用：地震波通过缝洞系统尤其是其充满天然气后，会出现频率降低、振幅减弱的地震异常；②缝洞系统是一个地震低速异常体：缝洞系统及其被油、气、水充填后，相对于致密基质岩块来说，是一地震低速异常体或低阻抗体；③缝洞系统为地震波的散射和绕射创造了条件：在地震剖面上，缝洞系统常表现为相干性差、反射杂乱、同相轴时强时弱、断续出现或存在复合波等异常特征；④纵波的各向异性：利用纵波不同方位的振幅特性可判断裂缝的走向；⑤横波分裂：根据快、慢横波的时差、波形、振幅衰减、频率变化等研究裂隙的方位。

图1-12 塔里木盆地某地区“丘状异常体”典型剖面

2）测井信息与地震处理结合，形成的储层预测技术

近年来，在塔里木盆地轮南奥陶系碳酸盐岩风化壳油气藏（包括塔河油田）勘探过程中，逐渐形成了一套先进的碳酸盐岩储层预测技术系列，包括碳酸盐岩储层地震资料精细成像处理技术、储层预测的地震技术、储层识别与评价的测井技术等（据99—111项目研究成果）。

（1）利用碳酸盐岩储层精细成像处理技术对塔河油田进行三维连片精细处理，对奥陶系风化面进行了精细刻画。

（2）在轮南潜山（包括塔河油田）采用的碳酸盐岩储层预测技术，具体包括地震属性提取技术、三维地震相干体技术、三维可视化解释技术、地震测井联合反演技术和检测裂缝及溶洞VSP技术。

a.地震属性参数提取：为了消除地震反射振幅本身存在的差异对振幅属性分析的影响，应用振幅横向变化率来预测储层，结果表明振幅横向变化率较大的区域与裂缝带或溶洞的发育有关。

b.三维地震相干体分析技术：利用联片三维地震资料相干数据分析表明，裂隙、溶洞发育，矿物、泥质和碎屑充填程度低，而产量和储量丰度较高的地区，处于相干性较弱的区域。

c.三维可视化解释：利用三维可视化技术和地震数据体层拉平（古构造近似恢复）技术相结合的方法，对古地貌、古水系的恢复，为古岩溶体系的展布及有利储层的预测、储层地质模式的建立提供了可靠依据。

d.地震测井联合反演技术：利用钻井资料和联片三维地震保幅数据体针对奥陶系碳酸盐岩储层进行反演处理研究。通过地震测井联合反演波阻抗结果预测，下奥陶统储层发育与上、下岩溶带有关，储层主要分布在风化面以下 150～200 m范围以内（图 1-13），主要储集体和油气产层多发育在下奥陶统顶部风化面以下60～90 m。

图1-13 轮南地区奥陶系风化壳油气藏模式示意图

（3）碳酸盐岩储层识别与评价的测井技术

主要包括声波电视成像测井技术和长源距声波全波测井技术等。

a.声波电视成像测井技术：通过对塔河油田声波电视测井数据处理，将声波电视幅度图像和传播时间图并排显示，可进行与井眼相交的倾斜裂缝、张开裂缝、闭合裂缝对比分析，根据从声波电视图像上提取的各井裂缝倾向、倾角信息，作出各井奥陶系井段的裂缝产状施密特图，较客观地描述裂缝-孔洞型储层特征。

b.长源距声波全波测井技术：运用长源距声波全波测井测得的一段数据，编辑“裂缝指示”曲线，建立塔河油田综合裂缝概率模型。

3）碳酸盐岩储层油气判别技术

对塔河油田碳酸盐岩储层的含油气性，主要利用模式识别、稳健烃类检测系统、多参数聚类分析技术进行了研究探索。

（1）模式识别预测含油气性：利用模式识别处理技术进行碳酸盐岩储层含油气性预测，预测成功率为60%左右。本模式识别方法只是二维油气预测，预测精度受到一定限制。

（2）稳健烃类检测系统应用：通过对已知钻井的分析和预测井的验证，“稳健烃类检测系统”反映下奥陶统碳酸盐岩储层含油性最敏感的特征参数 F w，其响应特征为：对于高产油井，Fw存在良好的低异常；对于干井，Fw 为高值；对于低产井或中等偏低产量的井，Fw存在不显著的低异常。

（3）多参数聚类分析技术：利用二维交会的方式，将沿层任意两种地球物理参数进行分析，如平均相干、振幅的二维交会图，或利用三种参数进行交会分析，如平均相干、波阻抗、振幅的三维交会图，进行含油气性预测，也取得了较好效果。

（4）碳酸盐岩储层含油气性综合预测：充分利用模式识别、烃类检测的二维预测结果，综合利用振幅、振幅变化率、相干、波阻抗、层速度等多种参数平面分布特征与油气的对应关系，结合已完钻井油气成果与古地貌、古水系的对比研究成果，综合判识储层含油性，效果更加明显。

（5）碳酸盐岩储层识别技术：这一预测技术经过在塔河油田的探索性研究、应用，已初见成效。主要是多方位地震资料各向异性处理技术、构造应力场分析技术和频率差异分析溶蚀识别技术。

通过这一技术的探索应用和上述各种地球物理参数的分析评价，综合钻井、岩心等资料，可预测碳酸盐岩裂缝及溶洞型储层的有利发育区带，进而对储层的区域分布进行综合评价预测。

4）非地震技术

在判别塔里木盆地“丘状异常体”地质属性为“火成岩”、“礁丘异常体”、“局部发育的砂体”中，采用了高精度航磁资料进行正演计算及数据处理，排除了其为火成岩体的可能性。再结合速度分析，认为这些异常体为礁丘的反映。

除此之外，高精度重力勘探、重力测井技术、遥感技术在碳酸盐岩储层及储集体预测中亦具有一定的应用价值。

上述分析表明，碳酸盐岩储层具有显著的非均质性和隐蔽性，预测难度较大。其分布受原始沉积相带及成岩后生作用控制。原生性的储层受沉积相带的控制较明显，通过沉积相研究并结合地震预测可以较好地圈定其分布范围。而在海相碳酸盐岩储层中占主导地位的，主要是由成岩和后生作用形成的储层，预测难度就很大。对其分布范围的客观预测除要寻找有利于后期储层发育的高能沉积相带外，还要找寻溶解作用、断裂作用和白云岩化作用的有利区带，由于这些作用时空上的不均一性，因而要完全掌握它的规律难度很大，甚至在有些情况下还不可能。这就只能依靠综合研究的不断深化和新技术的应用，逐步去逼近客观实际。碳酸盐岩储层的预测技术正在不断发展中。通过地震反射特征、地震属性分析、测井信息评价、测井-地震联合反演以及非地震技术，预测有利储层的分布。但应该承认，目前技术还只能对碳酸盐岩非均质储层的分布给出轮廓性的预测，要描述储层发育的细节，一方面要提高预测的精度，另一方面要想方设法描述空间分布的连续性。应该说，发展碳酸盐岩储层预测技术还任重而道远。

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