碳酸盐岩缝洞型油气运聚机理与富集因素 碳酸盐岩缝洞型油气资源潜力与方向
油气运聚富集机理研究主要包括油气源判识、运移方向、运移期次、运移输导体系和聚集机理等，其中油气源研究是基础，运移、聚集是研究核心。区域不整合面和断裂两类输导体系有效地沟通烃源，是碳酸盐岩缝洞系统油气大面积聚集的前提条件。本节重点讲述碳酸盐岩缝洞型油气输导体系、运移机理和成藏模式。
一、缝洞型油气产出特征与类型
根据缝洞的连通性，缝洞型油气主要分为孤立洞穴型和连通缝洞型。孤立洞穴型油气以孤立的洞穴为储层，具有统一的温压系统与流体性质，油气水界面明显，底水发育，油气产出受控于洞穴规模，定容特征明显。连通缝洞型油气具有连通性多样的多套缝洞系统，同一缝洞体中具有相同的流体性质、统一的油气水界面;不同缝洞体中可以有差异，油气产出过程中会出现新的缝洞体供给油气，油气产出不稳定，出水类型多样，易出现油气产量忽高忽低、忽油忽水等复杂现象。
1.孤立洞穴型油气
塔里木盆地轮南、哈拉哈塘、塔中北斜坡等地区奥陶系缝洞型油气以大型洞穴为主要储集空间，由于长期的深埋与成岩作用，大多数洞穴之间的通道垮塌，被胶结充填，连通性差，形成相对独立的洞穴体单元。如哈7井位于哈拉哈塘地区西北部，属于轮南低凸起的西部斜坡带。根据储层、流体性质、试采特征分析，哈7井属典型的定容洞穴型油单元。根据储层预测与缝洞雕刻判断，哈7井为孤立的洞穴体系，与周围缝洞体相距较远，连通性差(图6-8)。周围不同单井油气性质变化大，哈7井为重油，而西南部的哈11井为正常油，表明油藏间不连通;哈7井试采基本不含水，哈9井却出现暴性水淹，低部位的哈11井试采高产稳产、且不含水，表明不同井区具有不同的边、底水条件，地层水体没有沟通;哈7井试采表明油压下降快，产量衰竭明显，是孤立的定容型油聚集单元。
2.连通缝洞型油气
在岩溶缝洞储层发育过程中，由于河道、裂缝与断裂系统的沟通作用，有很多大型缝洞体是连通的，虽有后期垮塌充填，但也有一定数量缝洞体的保存，形成相互连通的多缝洞系统。在一定历史时期、一定的压差下相互独立的缝洞体由于某些作用也能互相连通，形成统一的多缝洞体油气藏。缝洞的连通性判识比较困难，通常根据试采、干扰试井和示踪剂等方法确定。塔里木盆地中古162井、轮古101井、轮古15井等井区发育连通的缝洞型油气。如中古162井，是多缝洞体控制的弱挥发油聚集单元。在缝洞雕刻图上(图6-9)，中古162井附近有多套连通的缝洞体发育;从试采曲线上可以看出，中期在未采取任何措施的情况下，出现油压上升、气油比降低、产油量增加等现象，分析是因为沟通了新的储集体，另外一个缝洞单元在一定的压差下，与先期出油的缝洞体沟通，从而得到更多的油气补给，增加了油气产量，油压也随之上升;区内邻近缝洞体在一定条件下可能形成相互连通的储集单元，成为连通的缝洞型油聚集单元(图6-9)。
图6-8 哈7井奥陶系碳酸盐岩缝洞雕刻与洞穴型油聚集单元剖面图
图6-9 中古162井奥陶系缝洞雕刻与多缝洞型油聚集单元剖面图
二、输导体系
作为油气成藏过程中沟通源岩与储层的桥梁与纽带，输导体系是油气成藏的关键控制因素，也是系统化、动态化油气成藏研究重要的体现(Magoon，1994)。油气输导体系受控于盆地构造、沉积成岩演化、流体活动(流体势、压力)等诸多因素，随时空变化输导性质和能力发生复杂的变化(郝芳等，2000)。一般认为，输导体系是油气从烃源岩运移到圈闭过程中所经历的所有路径网，主要包括断层和裂缝、不整合面、连通砂体，以及它们的组合类型(付广，2001)。
1.断裂和裂缝输导体系
断裂和裂缝输导体系是断裂活动开启形成的油气运移通道。同时，大量伴生裂缝的发育也显著改善了碳酸盐岩的储集性能，形成溶孔-溶洞-裂缝体系。裂缝越发育，渗滤空间越大，越有利于油气的运移。
如塔北轮南奥陶系断裂及裂缝特别发育，断裂和裂缝与褶皱构造常相伴而生。其中断至中下寒武统烃源岩的断裂，成为油气有效的运移通道。如轮南地区的油气主要来源于古生界海相烃源岩，沟通烃源岩断裂发育的碳酸盐岩缝洞区，成为油气富集区。如英买2井区、塔河地区S86—S67—S65—T401井及T402—S78井沿北东方向构造裂隙相对发育，形成自塔河7区—6区—4区的中下奥陶统油气运移富集带(顾忆，2007)。断裂也对古生界部分油气藏具有一定的改造和破坏作用。
2.不整合面输导体系
多期构造运动形成多期不整合，不整合面之下一定深度范围内形成大规模的溶蚀孔、洞、缝系统，成为碳酸盐岩缝洞型油气主要的储集空间，同时，不整合面是油气侧向运移的重要通道，前提是其上必须有封闭盖层。
如轮古-塔河油田中下奥陶统，经加里东期—海西早期长期暴露风化剥蚀，形成广泛分布的风化壳，储渗条件较好的地表残积物、风化裂隙角砾岩和半风化层主要由裂缝、缝合线沟通的溶蚀孔、洞、缝构成岩溶网络体系，是轮古-塔河油田最重要的输导体系，尤其是海西晚期烃源区大规模供油及塔河地区尚不完全封闭的盖层条件，造成了现今奥陶系稠油分布状况，显示出不整合及岩溶系统输导体系对轮古-塔河油田的形成具重要性(顾忆，2007)。
3.连通砂体输导体系
连通砂体输导体系以连通孔隙作为油气运移的通道，如塔北轮南古-塔河地区，该类输导体系主要发育于石炭系卡拉沙依组砂岩及三叠系砂岩中(陈强路，2004)。卡拉沙依组具有砂岩层数多、单层厚度薄、横向变化大等特点;三叠系砂体展布相对稳定，横向变化较小，与断裂、不整合面相互配合，成为油气运移的重要输导体系。
4.复式输导体系
区域性通源断裂、不整合面、岩溶缝洞系统、砂体及裂隙等构成了油气运移的复合通道，是形成大型复式油气藏的重要条件。如塔北轮南地区三叠系、石炭系和奥陶系油气藏即是经过多期生烃、充注、调整，形成的多层系复合式油气分布，是复式输导体系作用的结果。喜马拉雅期晚期气侵之前，桑塔木断垒、轮南断裂带的断裂、裂缝沟通了三叠系砂体和奥陶系古油藏，使得油气运移到上覆的石炭系和三叠系，并在石炭系和三叠系砂体内进一步运移。喜马拉雅期晚期气侵过程中，裂解形成的高干燥系数的天然气，顺着轮古东走滑断裂充注到奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层中，由于石炭系高压层的形成，导致了断裂在石炭系闭合，晚期裂解天然气只能沿断层和不整合面输导体系运移，运移通道为桑塔木断裂带的奥陶系缝洞碳酸盐岩储层。
三、油气运移和聚集机理
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。裂缝和由裂缝贯穿的溶洞与烃源岩连通，既是储集空间，又是流动通道;由裂缝连通的孔洞具有管流特征，裂缝系统油气渗流遵循达西定律，基质系统渗流能力很小，具有非达西渗流特征。缝洞型碳酸盐岩油藏，储集空间以溶洞为主，裂缝为主要流通通道，溶洞、裂缝随机分布，具有“晶格状”油藏的特征。裂缝和与其连通的溶洞动力学尺寸较大，流体流动可以看成是管道流动，基质渗透率很低，流体流动遵守非达西定律。
缝洞型油藏内部大缝大洞与小缝小洞并存，介质表现为极强的不连续性;流体流动的空间不仅在形状上而且在尺度上存在巨大差异;流体的流动模式既有小缝小洞中的线性流，又有大缝大洞中的非线性流，更有两种流动规律以不同形式混合在一起的组合流动。有关碳酸盐岩油藏的流动规律，多数观点是基于连续介质理论讨论，或者把不连续介质用等效的连续介质流动系统代替，将储层视为孔隙-溶洞型双重介质、孔隙-裂缝-溶洞型三重介质或多重孔隙介质等类型(图6-10)，认为在其中发生的完全是渗流。
图6-10 阿克库勒凸起南斜坡下奥陶统缝洞型碳酸盐岩油气剖面
针对缝洞型储层系统的特点，本书提出缝洞型油气聚集机理，即一种溶洞大尺度流动与裂缝渗流交接系统的流动物理模型———缝洞交接流动模型(图6-11)，也就是管流-渗流交接流动模型。这种渗流与管流耦合模型既反映了大裂缝溶洞系统中流体的流动，又反映了基质和孤立孔洞中流体的渗流，它将缝洞型储层系统看成是统一的连续介质地质模型。例如可以假设溶洞为圆柱状，它们之间通过裂缝渗流系统连接，一个缝洞单元可以看成是一种网状物理模型。溶洞中的流体流动可近似为不规则的管流，即流体在圆管中的流动，它是流体力学中相对简单的一种流动。
图6-11 碳酸盐岩缝洞油气聚集机制示意图
溶洞为主要的储集空间，可视为管状通道，溶洞中的流动可以认为是管流，流体视为不可压缩的黏性流体。裂缝是主要的渗滤通道，在溶洞之间起连接作用，同时又有一定的储集能力，裂缝中的流动可以认为是线性渗流。溶洞单元和裂缝单元组合起来就可以构成缝洞单元。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;微细裂缝或基质非常致密，孔隙尺寸很小，流体流动遵循达西定律或非达西定律。由于缝洞型油藏同时存在基质的“渗流”与缝洞的“管流”(或空腔流、窝流)，现有的油藏流体动力学理论尚不能有效地描述流体流动特征。
由于缝洞型碳酸盐岩储层的非均质性，导致油气运聚和分布具复杂性(图6-12)。例如，轮南凸起经历了晚加里东期、海西期的强烈隆升剥蚀及印支期以来的叠加改造过程，轮南凸起及其周围地区长期处在油气运移的指向上，经历了3个一级波动周期的油气成藏旋回:第一成藏旋回以破坏为特点，第二成藏旋回以改造为特点，第三成藏旋回以富集为特点。轮南地区溶洞系统有3个发育段，缝洞系统发育程度及其连通性是风化壳型油气富集的重要因素，密集发育的裂缝及小断层沟通溶洞就形成油气富集区，孤立的溶洞没有油气来源，钻到溶洞发育区即出水。在断垒带顶部泄漏区含水，紧邻的斜坡高部位盖层条件欠佳为高渗漏区，是稠油分布区。斜坡低部位以及平台区，由晚期油气的充注形成轻质油和凝析油分布区。中、上奥陶统的残存区是寻找早期形成的碳酸盐岩原生油气藏的有利地区。围绕轮南低凸起沿斜坡往下向着凹陷的方向是碳酸盐岩有利的油气富集区。
图6-12 轮南地区多种油气性质分布图
塔河油田碳酸盐岩储集空间以溶洞为主，具有产能贡献意义的溶洞、裂缝尺度在300μm以上;酸压形成的裂缝张开度一般为1～8mm。根据流动方式判别，塔河油田缝洞储集体中流体流动以达西流为主，进而明确了溶洞中的流体流动可近似为不规则的管流，而尺度在300μm以下的溶蚀孔洞和裂缝中的流体流动为渗流。对于碳酸盐岩缝洞型油气藏，准确地预测碳酸盐岩缝洞的分布区是发现油气的前提，而准确地识别裂缝及小断裂的分布更是提高勘探成功率的关键。
四、缝洞型油气富集规律
我国海相沉积盆地具有时代老、有机质热演化历史长、成熟度高、储层埋藏深、储层非均质性强、油气藏分布复杂且后期调整、改造破坏严重等特征。缝洞型油气是指储存在由岩溶作用形成的缝洞体中的油气，储层的非均质性极强，基质孔隙度一般小于1.2%，渗透率一般小于0.5×10-3μm2，油气主要受一系列缝洞体控制，在相对独立的缝洞体内具有统一的温压系统、统一的油气水界面。如轮南-塔河油田潜山风化壳油气分布区、塔中北斜坡鹰山组层间风化壳大型凝析油气分布区都是由一系列叠置连片的缝洞体控制。
1.长期暴露的古隆起控制优质储层发育
缝洞型岩溶储层的分布与发育程度受古岩溶地貌控制。不同的地貌单元，岩溶作用与储层发育程度不同，油气富集程度也有所差异。岩溶台地，古地势较高，地层剥蚀严重，岩溶作用以发育垂直洞穴为主，是区内岩溶水的主要补给区，其上盖层沉积较薄，难以形成有效的油气聚集。岩溶盆地和谷地处于岩溶水的汇集排泄区，储层充填严重，难以形成有利的储集空间。岩溶阶地处于岩溶台地与岩溶盆地的平缓过渡带，水动力条件优越，岩溶水补给有源，排泄有道，古岩溶作用强烈，储集空间相对发育。
陕甘宁盆地、四川盆地与塔里木盆地的古隆起分别经历了140Ma、120Ma、77～232Ma的风化剥蚀，形成的风化壳构成了较好的储层。以川中古隆起为例，二叠纪前，古隆起地貌已准平原化，风化壳以碳酸盐岩为基岩的元素风化带出率达90.32%～96.52%，属于岩溶风化壳;以粘土岩和砂岩为基岩的元素风化带出率为25%，属于残积风化壳;碳酸盐岩风化壳具有淋溶作用强、淋滤作用大、残积作用弱的特点，因而易形成缝洞岩溶发育带。陕甘宁古隆起也有类似现象，塔里木台盆区寒武-奥陶系碳酸盐岩储层的分布主要受后期风化剥蚀和古岩溶作用控制。轮南、塔中、巴楚东南部等古隆起区奥陶系因暴露时间长，因而储集条件较好。相反，位于满加尔凹陷北部的羊屋2井、巴楚东部的和3井等，由于处于古斜坡的低部位，因而储集条件较差。另外，长期发育的继承性古隆起往往可形成多套优质储层，轮南地区之所以存在奥陶系、石炭系、三叠系、侏罗系等多套优质储层，与其长期发育的古隆起背景有着密切联系。
2.优质储层控制了缝洞型油气的富集
油气不受局部构造控制，缝洞体控制了风化壳油气的富集。如塔北南缘奥陶系以台地相灰岩为主，原生孔隙几乎消失殆尽，储集体以岩溶作用形成的缝洞体为主，有很多钻井钻遇大型缝洞系统，轮南地区共有20余口井在钻井过程中发生放空、井涌或泥浆漏失，井间变化大。在平面上，岩溶缝洞具有分带、分块的特征，岩溶斜坡储层最发育，岩溶洞穴数量多、规模大、充填少，一系列缝洞发育区在空间上叠置连片分布。只有钻遇大型溶洞的井才能获得高产工业油气流，沙48井、轮古15井、轮古42井、轮古701井、艾丁4井等高产工业油气流井都是由大型溶洞产出，而轮南15井等低产与失利的主要原因是储层欠发育。对轮南-塔河潜山的勘探实践表明，只有当钻井打在大型溶洞或与溶洞沟通良好的裂缝上时，才可能获得高产和稳产，缝洞体的发育程度决定了奥陶系储层的产能，优质储层控制了油气的富集。
缝洞系统造成了油气聚集的不均一性。轮南奥陶系的钻探与研究表明，有利储集体分布在潜山风化壳顶部200m范围内，油气分布受控于岩溶体系与裂缝系统的空间发育程度。尽管宏观上油气呈准层状分布，但由于岩溶储层非均质性强，缝洞系统周缘就是不含油气的致密灰岩，相对独立的一个或多个溶洞系统就组成了一个相对独立的油(气)藏，其间具有相对统一的油气水界面与统一的温压系统。由于缺乏构造圈闭或地层岩性的遮挡，缝洞体系的独立与连通是相对的，在不同的地史时期，不同的边界条件下，连通的油气藏可能分隔为多个孤立的油气藏，相对独立的缝洞系统可能实现连通与油气的调整，因此在油气产出过程中，由于不同缝洞系统的沟通，会造成油气水性质的差异与产量的周期性变化。相对孤立的缝洞系统形成定容体，油气初始产量高，但上水快，产量有限;而连通的多缝洞系统规模大，油气产量比较稳定或缓慢下降，含水率逐步上升。对于连通性较差的多套缝洞系统，在一定的压差下可能实现连通，从而出现油气产出的周期性变化，如一套缝洞体系产出后又出现另一套系统的油气供给，造成产量忽高忽低，含水率也出现很大变化。
3.多成因储层叠置连片分布是油气大面积分布的基础
我国古老的碳酸盐岩储层经历了多期的构造抬升与暴露，发育多期碳酸盐岩岩溶作用，造成风化壳岩溶古地貌的不同与储层特征的差异性。多类型次生孔隙造成了储层的非均质性。由于碳酸盐岩储层受控于多期的溶蚀作用和破裂作用，具有非组构选择性，形成多种类型复杂的次生孔隙，其发育特征与空间分布复杂多样，造成碳酸盐岩储层的强烈非均质性。
岩溶型碳酸盐岩储层易纵向叠置、横向连片呈近层状大面积分布。如轮南潜山缝洞系统在纵向上分层明显，虽然井间横向变化大，缝洞层的数量、深度差异大，但不同的岩溶部位都有多层岩溶洞穴的发育。在平面上，岩溶缝洞具有分带、分块的特征，一系列缝洞发育区在空间上叠置连片分布，形成逾5000km2规模的岩溶储层发育区。塔中鹰山组风化壳储层分布类似轮南地区，纵向分层、平面分区块特征更明显，下奥陶统鹰山组风化壳储层主要发育在潜山面以下200m的垂直渗流带和水平潜流带内，在塔中北斜坡分布面积逾6000km2。
4.长期继承性发育的古隆起斜坡带、地层超覆尖灭带、岩相变化带等是有利的油气聚集场所
缝洞型油气主要与大型地层不整合面及古隆起有关，古隆起由于构造活动的继承性抬升，为油气长期运移指向，因此往往有丰富的油气聚集;影响缝洞型油气形成与油气富集程度的因素除了烃源岩和储盖条件等因素外，古隆起形成时间、后期构造的稳定性以及古隆起的规模、油气充注和成藏过程叠加等也是十分重要的因素，古隆起形成时间越早、发育时间越长、后期构造越稳定、古隆起规模越大，越有利于油气聚集和保存，油气富集程度也越高。
古隆起高部位因后期构造变动最为强烈，因而往往以油气的调整和破坏为主，该部位一般形成的是次生油气聚集，若后期构造变动极为强烈，则甚至无油气形成和保存。隆起低部位以及古隆起的斜坡部位因后期构造活动相对较弱，因而是原生油气形成和保存的主要部位，或者既有较大规模的原生油气聚集，又有规模不大的次生油气形成。岩溶储层在古隆起斜坡叠合复合，油气沿不整合面分布，形成大面积分布的准层状油气田(图6-13)。
图6-13 塔里木盆地南北向油藏剖面图
缝洞油气运聚系统~
油气运聚富集机理研究主要包括油气源判识、运移方向、运移期次、运移输导体系和聚集机理等，其中油气源研究是基础，运移、聚集研究是核心。区域不整合面和断裂两类输导体系有效地沟通烃源层，是碳酸盐岩缝洞油气大面积聚集的前提。
1.流体流动方式
碳酸盐岩缝洞储层的连通性，主要受控于高渗透性裂缝与低渗透性基质孔隙组成的双重介质，孔隙结构的差异性造成储层连通性复杂、流体流动方式与形态的差异。在油气聚集单元内部，流体流动形态可以划分为两大类四小类，即渗流（包括达西流和非达西流）和管流（包括层流和紊流）。通常情况下，储层内运聚作用的流体多遵循达西定律（李传亮等，2007）。但由于碳酸盐岩缝洞储层非均质性强，溶蚀孔洞、未完全充填的地下河道、不整合面、多级断裂、裂缝相互沟通，形成复杂的网状输导系统（Nie et al.，2011），在孔道半径较小的输导体系中表现出达西流特征，在大型孔道，如一些未完全充填的地下河道、连续性较好的溶蚀孔道，则表现出明显的管流特征（图15-2）。
图15-2 碳酸盐岩缝洞系统油气运聚示意图
A—洞穴型；B—缝洞连通型；C—裂缝型；D—孤立溶洞；E—暗河缝洞体
①岩溶缝洞体形成阶段：形成表层岩溶带、垂直渗流带、水平潜流带3个岩溶系统；②油气充注运聚早期阶段：在洞穴型和微裂缝沟通的储集单元中，油气以非达西渗流的形式流动，油气聚集；在有断裂系统和大型裂缝沟通的岩溶体系内以达西流的形式流动聚集；在暗河管道内以管流的形式流动，油气聚集；③油气聚集与定型阶段：构造活动，发育一些新的断裂、裂缝系统沟通原本孤立的缝洞体，油气充注；后期改造活动，在暗河溶蚀管道局部发生封堵，形成油气聚集系统
实验表明，当流体流动通道尺度大于300μm时，在正常流速范围内，流体流动呈达西流特征（康志江等，2005）；在缝洞型油气中，90%的储量分布在大于5mm的溶洞中，流动类型主要为管流。碳酸盐岩缝洞储层中渗流与大孔道中管流是相互联系又相互影响的，空间尺度具有突变特征，多种流动形式组合而成复合流动类型。
2.缝洞连通性与油气水分异
碳酸盐岩缝洞之间的连通性较差，空间上裂缝不能完全连通，很少形成区域连通的网状裂缝系统，油气储层间的连通介质主要为基质孔隙。多孔介质的渗透率是一个平均统计参数，它是由许多大小不等的孔道渗透性能构成的总和。对于低渗透和特低渗透的碳酸盐岩地层，低渗透岩心的孔隙系统基本上由小孔道组成，在油、水流动时，每个孔道都有自己的启动压力梯度（Law and Curtis，2002；向才富等，2009），当启动压力梯度大于某孔道的启动压力梯度时，该孔道中的油、水才开始流动（Julien et al.，2010），使整个岩心的渗透率值有所增加。随着驱动压力梯度的不断提高，会有更多的孔道参与流动，岩心的渗透率也随之增强。微观孔隙结构对流体流动方式与聚集的影响明显。弱连通的洞穴间是以低渗透孔隙或裂缝为连接通道，油气柱高度通常在50m内，其浮力不足以克服毛管阻力，造成油气水重力分异不明显，使不同洞穴中油水界面不一致，流体性质有差异。
3.输导体系
输导体系是油气从烃源岩运移到聚集地过程中所经历的所有路径网，主要包括断层和裂缝、不整合面、储集层等或它们的有效组合。
A.断裂和裂缝输导体系
断裂和裂缝输导体系是断裂活动开启形成的油气运移通道。大量伴生裂缝会显著改善碳酸盐岩的储集性能，形成溶孔-溶洞-裂缝体系。裂缝越发育，渗滤空间越大，越有利于油气运移。
塔里木盆地轮南地区的油气主要来源于下古生界海相烃源岩，断裂发育的碳酸盐岩缝洞区，成为油气富集区，同时对古生界部分油气藏具有一定的改造和破坏作用。
B.不整合面输导体系
多期构造运动形成多期不整合，不整合面之下一定深度内形成大规模溶蚀孔、洞、缝系统，成为碳酸盐岩缝洞油气的主要储集空间，不整合面是油气侧向运移的重要通道。
如塔里木盆地轮古-塔河油田中下奥陶统，经加里东期—海西早期长期暴露风化淋滤，形成广泛分布的风化壳。海西晚期烃源岩区大规模供油及塔河地区尚不完全封闭的盖层条件，形成现今奥陶系稠油分布特征，显示不整合及岩溶系统输导体系对轮古-塔河油田的形成具有重要作用（顾忆，2007）。
C.连通砂体输导体系
连通砂体输导体系以连通孔隙作为油气运移的通道。如轮古-塔河地区，该类输导体系主要发育于石炭系卡拉沙依组砂岩及三叠系砂岩中（陈强路等，2004）。卡拉沙依组具有砂岩层数多、单层厚度薄、横向变化大等特点；三叠系砂体展布相对稳定，横向变化较小，与断裂、不整合面相互配合，成为油气运移的重要输导体系。
D.复式输导体系
区域性通源断裂、不整合面、岩溶缝洞系统、砂体及裂隙等构成了油气运移的复合通道，是形成大型复式油气聚集的重要条件。如塔里木盆地轮南地区三叠系、石炭系和奥陶系油气，经过多期生烃、充注、调整，形成多层系复合式油气分布，为复式输导体系作用的结果。喜马拉雅晚期气侵前，桑塔木断垒和轮南断裂带的断裂、裂缝沟通了三叠系砂体和奥陶系油气，使油气运移到上覆的石炭系和三叠系，在石炭系和三叠系砂体内进一步运移。在喜马拉雅晚期气侵过程中，裂解形成的高干燥系数的天然气，顺着轮古东走滑断裂充注到奥陶系碳酸盐岩缝洞储层中，由于石炭系高压层的形成，导致断裂在石炭系闭合，晚期裂解天然气只能沿断层和不整合面输导体系运移，运移通道为桑塔木断裂带的奥陶系缝洞碳酸盐岩储层。
4.油气运移和聚集机理
碳酸盐岩缝洞型储层是由基质、裂缝和溶洞组成的连续介质。由裂缝贯穿的溶洞与烃源岩连通，既是储集空间，又是流动通道；由裂缝连通的孔洞具有管流特征，裂缝系统油气渗流遵循达西定律，基质孔隙系统渗流能力很小，具有非达西渗流特征。缝洞型碳酸盐岩储集空间以溶洞为主，裂缝为主要流通通道，溶洞、裂缝随机分布，具有“晶格状”的特征。
缝洞型储层内部大缝大洞与小缝小洞并存，表现为不连续性；流体流动的空间不仅在形状上而且在尺度上存在差异；流体的流动模式既有小缝小洞中的渗流，又有大缝大洞中的管流，更有两种流动规律以不同形式混合在一起的组合流动。有关碳酸盐岩油气的流动规律，多数观点是基于连续介质理论讨论，或把不连续介质用等效的连续介质流动系统代替，将储层视为孔隙-溶洞型双重介质、孔隙-裂缝-溶洞型三重介质或多重孔隙介质等类型，认为在其中发生的是渗流。
中国海相盆地分布广，海相沉积分布或规模均占有相当大的比重，下古生界以碳酸盐岩岩溶储层为主，层间-层内似层状岩溶储层大面积分布(表6-4)，多期不整合面发育，为大中型地层不整合油气藏的形成提供了重要的地质基础。顺层深岩溶是深层有效储层规模化发育的重要控制因素，在深层能发现大油气田。
一、古隆起及其围斜部位
古老海相盆地的隆起形成时间早，延续时间很长，是油气运移长期的有利指向区;古隆起规模大，隆起面积多在(1～4)×104km2之间，为海相地层油气勘探提供了广阔领域;具有良好的生储盖组合，多期成藏;隆起晚期构造活动相对较强，有利于油气的聚集与调整。
克拉通构造活动的强度及演化不同，大型隆起对油气的控制作用也不同。中国几大古生代克拉通盆地，以塔里木克拉通最活跃，鄂尔多斯华北克拉通最稳定，四川上扬子克拉通介于二者之间。塔里木盆地大部分海相油气田都集中在三大隆起及其斜坡部位;四川盆地海相天然气富集在具古隆起背景的喜马拉雅期局部构造上;鄂尔多斯庆阳古隆起并不直接控制天然气的富集。
和田河气田周缘由于古隆起迁移，形成古风化壳、台缘滩和推覆构造三大勘探领域，早期成藏区域北倾，晚期成藏区域南倾。玛东、玛北、玛南地区成藏条件存在差异，玛南处于和田河古隆起向东北延伸的部位，在石炭系沉积前遭受风化和淋滤，奥陶系桑塔木组遭受剥蚀，良里塔格组台缘相带颗粒灰岩有所保存，后被石炭系下泥岩段覆盖。通过地震反演预测该区奥陶系风化壳储层发育，同时发育沟通寒武系的压扭断层，对成藏十分有利。
表6-4 中国海相盆地典型地区岩溶储层分布特征
二、大型地层不整合油气藏
古隆起、古斜坡是形成大中型不整合油气藏的有利地带，包括不整合面下的削截油气藏、不整合面上的超覆油气藏。不整合油气藏的形成既受控于不整合类型、圈闭形成期与油气运聚成藏期匹配的控制，又受生、储、盖组合的配套、断裂发育状况、构造变形的控制。盖层质量直接关系到不整合油藏能否形成;不整合储集体的好坏及储集层的非均质性直接影响油气藏的储量和产能。
不整合(面)对油气聚集既有建设性作用，又有破坏性作用。建设性作用主要有:①为油气运移提供良好通道;②改善了不整合面下储集层(体)的储集性能;③不整合面上、下发育大量不整合圈闭。破坏性作用表现为对盖层的破坏使油气大量散失，即使是部分破坏，原油也将受到不同程度的氧化、水洗，使轻质组分逸散，重质组分留下，形成稠油或难于流动的沥青。此外，不整合面与通入古地表的断裂结合，会使油气沿不整合面、断裂面运移到地表逸散，使油气藏遭到一定的破坏。
中国三大盆地大中型地层不整合油气藏勘探领域广，如塔里木盆地不整合油气藏类型多、分布广，塔北南缘奥陶系岩溶发育区，良里塔格组、一间房组、鹰山组3套岩溶储层厚70～250m，有利面积达3.5×104km2;塔中奥陶系礁滩与岩溶发育区，良里塔格组、鹰山组、蓬莱坝组3套岩溶储层厚100～400m，有利面积达1.2×104km2;麦盖提斜坡奥陶系岩溶区发育3期岩溶，有利面积达0.8×104km2;和田河周缘奥陶系潜山发育风化壳岩溶储层，有利面积达0.9×104km2。
在鄂尔多斯盆地靖边气田周缘奥陶系岩溶发育区，马五段白云岩向周缘扩展，有利面积达1.0×104km2;四川盆地雷口坡组风化壳区发育风化壳岩溶储层，勘探已获发现，有利面积达1.2×104km2;四川盆地震旦系—下古生界岩溶斜坡规模大，白云岩岩溶储层发育，有利面积可达8.5×104km2;渤海湾盆地潜山富油气凹陷成藏条件好，有利面积达0.5×104km2。
三、深层-超深层油气藏
随着油气勘探程度的不断深入，油气勘探向深层发展势在必行。如美国在埋深8088m的寒武-奥陶系碳酸盐岩储层中发现了贾伊费尔德气田，储层中次生孔、洞、缝大量发育，孔隙度为25%，渗透率为1020×10-3μm2(吴富强等，2006)。此外，美国西内盆地7663～8083m的下奥陶统碳酸盐岩内发现了阿纳达科凹陷米尔斯兰奇气田带等。
我国塔里木盆地，塔参1井在7100m进入上震旦统花岗闪长岩，其上白云岩缝洞非常发育，录井、取心、气测均有油气显示。轮东1井在6785～6805m的奥陶系累产原油28.61m3，在7141～7180m的深度发现了低产天然气，哈拉哈塘地区多口井在接近7000m的奥陶系有工业油气流产出。
塔北地区奥陶系及上部层位已发现了丰富的油气，塔北下部的寒武系更接近寒武系烃源岩，是油气勘探的有利接替领域。中石化塔深1井在寒武系见到了良好的油气显示，在埋深8400m、温度160℃、压力80MPa的上寒武统白云岩溶洞储集层中发现了褐黄色的液态烃，根据甲基菲指数换算的原油成熟度在1.08%～1.2%之间，为高成熟轻质油或凝析油。在对下奥陶统—上寒武统6800～7538m段进行测试时，有少量天然气产出，天然气以烃类气体为主，占97%;干燥系数为0.97，甲烷碳同位素组成为-37.9，对应的气源岩Ro为1.65%～1.91%，气的成熟度高于原油，属于典型的高演化油型干气。
塔深1井寒武系位于轮南台缘带，白云岩储层储集空间类型以晶间孔、晶间溶孔及裂(溶)缝为主。塔深1井岩心测试孔隙度为0.6%～9.1%，渗透率为(0.001～34.4)×10-3μm2。测井解释储层44层641m，其中I类储层为66m/7层，孔隙度为4.5%～10.4%，孔隙类型为裂缝-孔洞型，主要发育于中寒武统;Ⅱ型储层为127m/9层，孔隙度为3%～5.7%，孔隙类型为孔洞型，主要发育于下寒武统、中寒武统和上寒武统底部;Ⅲ类储层为456.5m/28层，孔隙度为0.63%～5%，孔隙类型为溶孔型或裂缝型，主要发育于上寒武统。
上述塔深1井数据表明深层寒武系具备油气运聚条件。
碳酸盐岩缝洞型油气运聚机理与富集因素
答：一、缝洞型油气产出特征与类型 根据缝洞的连通性,缝洞型油气主要分为孤立洞穴型和连通缝洞型。孤立洞穴型油气以孤立的洞穴为储层,具有统一的温压系统与流体性质,油气水界面明显,底水发育,油气产出受控于洞穴规模,定容特征明显。连通缝洞型油气具有连通性多样的多套缝洞系统,同一缝洞体中具有相同的流体性质、统一的...
缝洞油气运聚系统
答：油气运聚富集机理研究主要包括油气源判识、运移方向、运移期次、运移输导体系和聚集机理等，其中油气源研究是基础，运移、聚集研究是核心。区域不整合面和断裂两类输导体系有效地沟通烃源层，是碳酸盐岩缝洞油气大面积聚集的前提。1.流体流动方式 碳酸盐岩缝洞储层的连通性，主要受控于高渗透性裂缝与低...
缝洞油气形成与分布
答：单个缝洞单元既可是纯油型、底水型,也可是纯水型。多个缝洞单元以不同方式叠置形成油气聚集,平面上呈似层状分布,垂向上具有油气水分布不规律、局部高点油气相对富集的特点。如哈拉哈塘地区缝洞型油气,根据缝洞体分布状态、连通性及缝洞体大小,可以分为3类:孤立洞穴型油气、多缝洞连通型油气和裂缝-孔洞型油气。
碳酸盐岩缝洞型油气资源潜力与方向
答：我国塔里木盆地，塔参1井在7100m进入上震旦统花岗闪长岩，其上白云岩缝洞非常发育，录井、取心、气测均有油气显示。轮东1井在6785～6805m的奥陶系累产原油28.61m3，在7141～7180m的深度发现了低产天然气，哈拉哈塘地区多口井在接近7000m的奥陶系有工业油气流产出。塔北地区奥陶系及上部层位已发现...
碳酸盐岩储层缝洞系统与单元
答：缝洞系统油气藏聚集具“统一温-压系统、大面积含油、缝洞储集体富集”的特点，断裂输导体系控制缝洞系统的油气分布。缝洞单元是指由裂缝网络连通的一个或多个溶洞所组成的具有统一压力系统和水动力系统的流体动力单元，以溶蚀的孔、洞、缝为主要储集空间和渗流通道，周围被相对致密或渗透性较差的隔挡层...
塔里木盆地阿克库勒凸起下奥陶统储层特征与油气富集
答：【关键词】 油气富集;储层特征;阿克库勒凸起;塔里木盆地 塔里木盆地阿克库勒地区下奥陶统碳酸盐岩油气藏是以溶蚀孔、洞、缝及构造裂隙为储集空间的地层不整合型油气藏。成藏地质条件的复杂性及碳酸盐岩储层的严重非均质性增加了油气勘探的难度[1]。近年来的勘探成果表明,该区大型油气藏多与下奥陶统古岩溶作用...
碳酸盐岩缝洞型储层成因及识别
答：碳酸盐岩缝洞型储层中既有裂缝又有溶蚀孔洞,主要受原始岩性、构造和岩溶的综合影响。对碳酸盐岩缝洞型储层的研究,主要包括以下几个方面:①碳酸盐岩缝洞型储层储集空间类型、储层类型描述;②碳酸盐岩缝洞型储层沉积作用研究;③构造演化对岩溶缝洞系统的控制作用;④缝洞型储层的识别,包括岩心、录井及测井等...
碳酸盐岩潜山储集空间成因模式及其影响因素
答：但是,断裂活动使碳酸盐岩产生众多裂缝并抬升至地表或潜水活动带时,则会产生规模很大的溶洞,形成潜山型碳酸盐岩最重要的储集空间。我们认为,碳酸盐岩潜山中的断层和裂缝带是产生溶洞的基础,地表和潜水带的低矿化度水和酸性水与碳酸盐岩的相互作用是溶洞形成的主要过程。因此,这里先介绍碳酸盐岩岩溶过程和机理,再...
碳酸盐岩缝洞储层
答：碳酸盐岩缝洞储层分为洞穴型、孔洞型、裂缝型、裂缝-孔洞型和多缝洞连通型5种类型的储层。 洞穴型储层是指洞径大于100mm的溶蚀洞穴,储集空间主要为未充填或半充填的大型溶洞,如表层岩溶带的落水洞、囊状洞、沿裂缝溶蚀的串珠状溶洞,或地下暗河坍塌形成的孤立洞。成像测井上为全暗色,钻进过程中常发生放空...
缝洞型碳酸盐岩储集体特征及预测——以哈萨克斯坦A油田Pz段为例_百度...
答：摘要:缝洞型碳酸盐岩油气藏是全球油气增储上产的重要领域之一。然而,碳酸盐岩储集体形态复杂,非均质性强,难以准确预测。本文以哈萨克斯坦A油田Pz段储集体为研究对象,采用井震协同进行精细连井 标定,提高了目的层横向上的连续性和可靠性。引入现代岩溶理论指导基底顶面构造解释,落实尖灭线及圈 闭规模,增加了研究区...
