缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟技术研究 碳酸盐岩缝洞型储层成因及识别
康志江 张 允
（中国石油化工份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083）
摘 要：缝洞碳酸型盐岩油藏具有储集空间变化尺度大、介质复杂、流体流动形态多样等特点，无法利 用比较成熟的砂岩油藏数值模拟理论与技术，因此缝洞油藏数值模拟成了当前世界面临的难点和重点，其制 约着这类油藏的合理高效开发。为此，在缝洞油藏尺度上，依据连续性介质的思想框架，发展了双重介质，形成了等效多重介质理论，即将缝洞型油藏中的多相流动问题等效成为若干个连续介质中的多相流动问题，建立了包含溶洞、裂缝、溶孔的三重介质连续性模型，研究了表征单元体理论，提出了模型的建立准则；同 时针对缝洞型油藏大型溶洞中流体流动需要精细刻画的问题提出了耦合型数值模拟技术。主要包括建立了缝 洞型油藏数值模拟多孔介质区、洞穴区及其交界面的数学模型，实现了溶洞中Navier-Stokes流和基质中Darcy 流的耦合，解决了油水两相界面处理问题，形成了洞穴与多孔介质区的交界面条件，然后分别研究了等效多 重介质模型和耦合型数值模拟的数值算法。最后根据形成的缝洞型油藏数值模拟技术编制了的三维三相流体 数值模拟器，通过物理模拟实验和数值模拟实验模拟了一注水驱油过程，结果的一致性验证了方法的正确性。
关键词：缝洞型油藏；数值模拟；多重介质；流渗耦合
Study on Numerical Simulation Technology of Fractured-vuggy Carbonate Reservoir
Kang Zhijiang，Zhang Yun
（Exploration ＆ Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China）
Abstract：Fractured-vuggy carbonate reservoir is characterized by different scales of reservoir space，medium complex，many fluid flow patterns，etc.And it can not make use of more mature sandstone reservoir simulation theory and technology.So the numerical simulation method of naturally fractured-vuggy carbonate reservoir is the world difficulty and emphasis，and it restricts efficient development of such reservoirs.Then according to the fractured-vuggy reservoir characteristics，the equivalent multi-media numerical simulation technology was formed based on dual media theory.That is，multiphase flow problems are equivalent to a number of multiphase flow problems in continuous medium in fractured- vuggy reservoir.The continuity medium of triple-medium model was established including caves，fractures and so on.And then Representative Elementary Volume was studied，and the model rules were put forward.And in order to fine description fluid flow in the large cave of fractured-vuggy reservoir，coupled numerical simulation technology was proposed.The article established the mathematical model that included porous media area，cave area，and their interface，achieved the coupling of the Navier-Stokes flow in cave and Darcy flow in matrix，and solved the oil-water two- phase interface problem，and formed caves and porous area of the interface conditions.Then the numerical algorithm of the numerical simulation of multiple media model and coupled model was studied.Finally，the fractured-vuggy reservoir numerical simulator was developed.The physical simulation and numerical simulation of a simulation process of water flooding was finished.And it was used to verify the correctness of the numerical simulation method.
Key words：fractured-vuggy reservoir；numerical simulation；multi-media；coupled flow
引言
世界上已发现的油气储量有一半以上来自碳酸盐岩油气储集层［1］，而缝洞型碳酸盐岩油藏作为 其中的一种特殊类型，也在我国乃至世界的油气资源中也占有很大的比重。缝洞型碳酸盐岩油藏属 于非常规油气藏类型，其储量规模大，可以形成大型油气藏，也是世界碳酸盐岩油藏生产的重要组 成部分。
近十多年来，研究对象为碎屑岩的油藏数值模拟，其相关的理论与技术研究均基于多孔介质理论，已经取得了巨大的发展，形成了工业化技术应用。但对于储层空间变化尺度大，介质复杂的碳酸盐岩缝 洞型储层，目前的理论与技术方法在很多方面都不能适用，为此开展了缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟研 究，主要为等效多重介质数值模拟技术［2～16］和耦合型数值模拟技术［17～20］。
1 数学模型的建立
1.1 模型建立准则
多重介质理论本质上是一种连续介质理论，而连续介质理论成立的前提是其表征单元体存在。目前 在单重介质表征单元体研究方面已有很多成果［21］，对于多重介质表征单元体理论方面的研究国内外还 很少，这是由于复杂介质中不同空隙类型的空间尺度差异很大、空隙中多相流体的流动形态也是多种多 样，因此在我们研究的尺度范围内复杂介质的表征单元体往往并不存在。为解决这一问题，我们提出了 复杂介质多重表征单元体的概念。
对于复杂介质油藏，设ΩK（x0）为复杂介质区域中的一个体积，x0是体积ΩK（x0）的质心，E为 该复杂介质的外延量（质量、空隙空间、单位时间通过的流体质量等）、e为该外延量对应的内涵量（密度、孔隙度、质量流量等）。E（ΩK（x0））表示体积ΩK（x0）内的外延量，eK（x）表示点x处的内涵 量，M、F、V为基质、裂缝、溶洞，如果满足：
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则，外延量EK相应的内涵量eK的表征单元体存在，连续介质方法可用，采用多重介质方法。否则 就要单独处理，即用离散方法（耦合方法）处理，式（1）和式（2）即是复杂介质的多重介质模型的 建立准则。
1.2 多孔介质中的控制方程
洞缝型油藏考虑为等温条件，并且包含油、水两相流体。复杂介质区域流体流动的方程为：
水相：
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油相：
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其中，当b相流体（w为水；o为油）为Darcy流动时，其速度根据Darcy定理如下定义：
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式中，ρβ是β相在油藏条件下的密度； 是在油藏条件下脱去溶解气的油相密度；φ是油层的有效孔 隙度；μβ是β相的黏度；Sβ是β相的饱和度；Pβ是β相的压力；qβ是地层β组分每单位体积汇点/源 点项；g是重力加速度；k是油层的绝对渗透率；krβ是β相的相对渗透率；D是深度。
1.3 洞穴中的控制方程
洞穴自由流动区控制方程采用Navier-Stokes方程。在自由流动区域油水不可混溶形成双流体。孔洞 内油水两种流体间有明显的界面，且可以明确表示出来。控制方程包括油区域的控制方程、水区域的控 制方程以及油水界面运动方程。
首先分别对油、水存在的区域给出质量守恒、动量守恒方程。
油相方程：
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水相方程：
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其中，fσ表示表面张力。
这就是微可压缩流体的两相流动方程。
作为特例，假设油水不可压缩，则密度为常数，此时在上述方程中消去密度常数可得：
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以及（8）式和（9）式是两组标准的N-S运动方程组。区别在于在交界面上，两相流体性质如密 度、黏性不同。另外还有交界面的运动方程。
下面考虑油水间界面的运动方程。关于界面有两种表达形式，针对不同的算法可以选取不同的 形式。
(1)界面用点集描述，
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这种情况下，界面上的点以流体速度按如下规律运动。
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(2)界面上的点用F（x，t）＝0方程确定
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此时F（x，t）满足
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其中u表示流体运动速度。
在油水两种流体的分界面上压力、速度等物理量都是连续的。而密度、黏性等表示流体特性的物理 量则不同。
1.4 洞穴与多孔介质区的交界面条件
界面条件包括浓度连续性、压力平衡、流通量平衡等。并考虑油藏实际情况，可以对交界面条件进 行简化。由于不论是多孔介质的压力pd还是洞穴的压力ps，都很大。相对于地层压力，速度和黏性都 很小，因此可以忽略。同时可以假设洞穴流动区域和多孔介质区域在边界切线方向上没有滑移。在这种 假设下，交界面条件可以表示为
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这组条件实际上表示在交界面上浓度、压力和速度的连续性。
实际计算过程中，交界面条件（12）一般要比较容易使用，特别是在使用有限差分和有限体积进 行离散时。但在使用有限元方法求解推导弱形式过程中，可以直接应用。
2 数值算法研究
2.1 等效多重介质模型数值模拟技术
油藏模型考虑为等温条件，并且包含油、气、水三相流体。水和油这两个液体组分分别存在于水相 中和油相中，而气体不仅存在于气相，而且可以溶解于油中。每一相的流体在压力、重力和毛细管力的 作用下按照Darcy定理流动；溶洞内和溶洞之间的流动为非Darcy流或管流。
采用有限体积法进行空间离散后，采用向后一阶差分进行时间离散，可得离散化后单元i内方 程为：
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其中，M是β相的质量；上标n表示是前一时刻的量；上标n＋1表示是当前时刻的量；Vi是单元 i（基质、裂缝或溶洞）的体积；△t是时间步长；ηi是同单元i相连接的单元j的集合；Fβ，ij是单元i同 单元j之间β相的质量流动项；Qβi是单元i内β相的源汇项。多重介质单元i、j之间的流动项Fβ，ij可表 示如下：
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其中，λβ，ij＋1/2是β相的流度，
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为了描述复杂介质中的多种流动形态，在复杂介质的多重介质模型中，单元间的流动分为渗流（达西流、非达西低速流或非达西高速流）、一维管流和裂缝面上的二维流动（非达西高速流）、无充填 溶洞内的三维“洞穴流”。
2.2 耦合型数值模拟技术
针对缝洞型油藏大型洞穴内流体流动问题，在Navies-Stokes方程的理论基础上，考虑动量守衡，创 建了油水两相不混溶、微可压缩流动的数学模型，实现了复杂介质油藏Navies-Stokes流和渗流耦合的数 值模拟技术。其数值模型的建立包含两个步骤：求解区域的离散和方程的离散。求解区域的离散产生求 解区域的数值描述，包括求解点的位置和边界描述。空间被分为有限的离散区域，称为控制体积或体 网格。而对瞬态问题，时间区间也被分为有限的时间步长。方程离散则将控制方程的项转化为代数 表达。
对任意的物理量φ，其传递方程可写为：
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有限体积方法要求满足以P为基础的控制体VP中控制方程的积分形式：
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由于扩散项是φ的二阶导数，为保证一致性，有限体积中离散的阶数必须等于或大于方程的阶数。
离散方法的精确性取决于在点P附近的时空位置上假定的变化函数φ＝φ（x，t）。
要获得传递方程的离散形式，关键在于交界面f上的值及其上的垂直梯度，即φf和S·（▽φ）f。对 位于区域边界上的面，其值由边界条件计算得到。
3 油藏数值模拟方法的验证
根据对油藏数值模拟方法研究结果，编制了相应的数值模拟软件，为了验证该数值模拟方法的正确 性，开展了注水驱替油物理实验，实验中充填物为右半部为5mm白色大理石，左半部为3mm白色大理 石，注入清水速度为0.9L/min，模型内部充满油，从左向右驱替油，实验结果如图1所示，采用相同 的参数进行数值模拟，结果如图2所示，通过比较可以得出数值模拟实验与物理实验趋势一致，从而验 证了方法的正确性。
图1 水驱油物理实验现象
图2 油藏数值模拟实验含油饱和度图
4 结论
（1）双重介质理论在裂缝型油藏广泛应用，较好地解决了基质与裂缝中流体流动差异性大的问题，对于小型溶蚀洞，也有的专家开展了三重介质数值模拟研究，对于具有洞穴的缝洞型油藏没有相关报 道，通过研究形成了一套能处理洞穴的基于多重介质缝洞油藏自适应隐式数值模拟方法；
（2）针对洞穴内两相流界面计算和洞穴多孔介质耦合计算两个关键问题开展了研究，结合洞穴内 油水两相流物理实验，解决了油水两相界面技术问题，形成了耦合油藏数值模拟方法，确定了数值 解法；
（3）根据形成的数值模拟方法编制了相应的数值模拟软件，并通过实验验证了方法的正确性。
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碳酸盐岩缝洞型油气勘探开发技术~
碳酸盐岩缝洞型油气勘探开发配套技术是一项系统工程，贯穿于地震资料采集、处理、解释和室内模型等多个环节，需要地震资料与测井、钻井、岩心、构造演化、生产动态等因素综合分析，包括有利岩相及古地貌分析技术、全三维构造、断裂精细解释及三维显示技术、缝洞型储层模型物理模拟技术、碳酸盐岩缝洞型储层识别技术、烃类检测技术、储层酸化压裂技术、水平井开发、水平井分段酸压改造技术及注水替油技术等。
一、岩相古地貌技术
有利岩相及古地貌分析技术是指利用层序地层学、储层地质学、构造地质学和沉积地质学等地学理论为指导，以计算机为工具，采用层序划分、地层对比、单井相分析、沉积相纵横向分布特征研究、储层宏观特征研究(如岩心观察)、储层微观特征分析(如薄片观察、地球化学分析等)、储层物性统计等手段，开展层序地层划分与对比、储集体类型及成因机制、沉积相、古地貌及古水系分析等明确优质碳酸盐岩储集体发育的地质成因条件，建立不同样式储层体成因模式。
二、地震预测技术
借助全三维地震数据体，对振幅、频率等属性特征进行分析，可对三维地震数据体采用由点-线-面逐级放大的方法，实现三维空间立体可视化精细解释。采用的技术手段有精细层位标定、相干及倾角分析技术、三维解释及立体显示技术等。三维地震联片处理技术，为储层预测提供了较高精度的基础数据，最终实现了统一网格、统一静校正、统一地震记录(极性、时差、振幅、频率、波形)、统一速度模型、统一叠加和偏移的联片处理;通过联片精细成像处理，地震资料的品质得到了改善，并对主要目的层风化面进行精细刻画，使原三维地震资料拼接处的构造得到了落实，资料的分辨率、信噪比、保真度得到了有效提高，为后续的地震资料解释、储集层预测、地震反演、整体评价提供了可靠的基础资料。
三、物理模拟技术
1977年，美国休斯敦大学地震声学实验室创建了水槽地震物理模型。国内南京石油物探研究所及同济大学在1985年前后建立了大型水槽自动物理模拟观测系统。但是，水槽地震物理模拟也存在着缺陷，它无法正确模拟陆上地震勘探过程，只能记录纵波，不能记录横波和转换横波。为了克服上述缺点，20世纪80年代，美国哥伦比亚大学、埃克森石油公司、休斯敦大学和中国石油大学先后研制了固体地球物理模型。针对碳酸盐岩缝洞储层的物理模拟技术研究，已经开始起步，但缺少系统性研究。数值模拟技术，随着算法的改进和计算机技术的发展，已经从声波射线模拟发展为波动方程模拟，模拟精度和速度得到明显提高。
四、储层雕刻技术
碳酸盐岩缝洞型储层的识别可以从地震属性特征、钻井、录井、测井、岩心和薄片观察几个方面联合进行。钻井前缝洞型储层识别主要依靠地震，利用储层精细标定和模型正演技术，明确储集体的地球物理响应特征，开展储集体地震属性敏感性分析，确定有效地震属性，并由此提取相应地震属性，最后在地质成因分析及储集体地质模式控制下，分别开展岩溶孔洞及裂缝的识别。
多属性综合分析技术是指沿层对一定时窗范围内的数据体提取不同的属性，得到该属性的平面分布图或立体图，并进行综合地质分析。多属性交会分析认为相干检测、分频振幅和波阻抗是基本适合碳酸盐岩缝洞型储层预测的敏感属性。属性提取技术可细分为均方根振幅、振幅变化率、分频、沿层相干、波阻抗和灰岩顶面地震相等，其关键是确定合理的时窗和精细的解释层位。地震属性提取是一项较成熟的常用技术。但溶洞定量描述和流体识别仍然十分困难。
近年来，缝洞型储层定量雕刻技术已取得重要进展，如塔里木油田基于井控高保真叠前时间偏移处理，使储层特征更加明显，尤其是道集资料信息，为储层量化描述和叠前油气检测奠定了坚实的资料基础;通过高精度叠前深度偏移处理，有效地解决了“串珠”归位不合理的问题，为缝洞体位置的准确识别提供了有力的支撑;在井震结合建模的基础上，建立了地震响应特征与缝洞体发育状况的量化关系，初步实现了缝洞单元储集空间的定量计算;缝洞体三维立体雕刻与量化描述在井位研究中发挥了重要作用，近两年储层钻遇率达到98%以上(图6-14)。
图6-14 塔中中古11井缝洞雕刻图
五、烃类检测技术
碳酸盐岩缝洞型储层烃类检测技术是个难点，同时也是研究的热点。目前有叠前AVO道集、频率吸收等技术。在频率吸收技术中，高产井烃类指示响应特征为主频降低、高频衰减快、低频能量增强;泥质充填干井响应特征为较高能量、高频、低吸收;断裂发育具有低能量、低频、高吸收特征。叠前AVO道集是利用振幅随偏移距(入射角)的变化来判断溶洞中的流体类型，总体表现为油井振幅随偏移距增大而增加，水井振幅随偏移距增大而减小。
六、储层酸化压裂技术
碳酸盐岩缝洞型储层非均质性强，基质渗透率低，无储集能力，油气渗流通道主要为裂缝，油井完井后大多无产能，只有通过酸压改造措施，形成一定长度、高导流能力的酸蚀裂缝，沟通油气渗流通道和储油空间，才能保证正常投产和较长时间高产稳产。事实证明，酸压改造储层的技术解放了地层能量，大幅度提高了油气井产能，使油田开发的经济效益显著提高，已成为碳酸盐岩缝洞型油气藏开发中必不可少的关键技术之一。
七、水平井开发技术
在碳酸盐岩溶洞发育密集的地区，为了多钻遇几个缝洞单元，提高单井产量，常采用水平钻井工艺，水平井的方向一般垂直于裂缝走向，这样钻井穿过缝、洞发育段的可能性大大提高，对缝洞型储层开发效果好。
水平井钻井和开发中常遇见以下问题:①水平井水平段在钻遇大型洞穴储集体发生放空、漏失时，无法建立泥浆循环，导致无法按原设计继续钻进其他溶洞，多数情况下只能直接投产;②水平井在水平段穿过的几个缝洞单元，只要一个缝洞单元出水，就有可能造成水淹，其余缝洞单元的储量也将无法有效动用。因此，在储层预测、流体识别和缝洞系统定量描述无法满足水平井设计要求时，不易大规模实施水平井开发，井位部署时仍应首先采用直井+侧钻的布井思路和做法(吕媛娥，2006)。
八、水平井改造技术
水平井分段改造技术是目前国际上提高产量的重要技术。通俗讲就是采用专业工具，将水平井段分成若干相对独立的系统后，有选择性地进行酸化改造。如塔里木油田水平井酸化压裂改造始于2005年，2008年首次在塔中62-7H井实施，获得日产油220m3，天然气20×104m3的高产。
该技术与较笼统酸压技术相比具有诸多明显优势，可形成相对独立的人工裂缝系统，更好地利用物性差异层段，充分挖掘水平井产能，最大限度地提高单井产量。实践证实实施水平井分段改造后，平均产能与同区块直井相比，提高了3.8倍，而与水平井笼统酸压相比，也提高了近一倍。经过多年探索，采用水平井开发逐渐成为塔中地区在碳酸盐岩中建立高产井、培养高产井组和高产区块的重要模式，水平井分段酸压改造技术则成为进一步提高开发效率、延长单井寿命的重要依据。
九、注水替油技术
碳酸盐岩缝洞型油气藏投入开发后自然产量递减快，弹性采收率低，如塔河油田以定容性溶洞为储层的单井年产量递减达30%～90%(涂兴万，2008)，注水替油是提高采收率的一种重要手段。以碳酸盐岩缝洞型为储层的油井，在进行注水替油生产前，要尽可能地利用天然能量开采，在后期地层压力难以维持正常机抽生产时，才能进行注水替油，定容性油洞为优选对象。
碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油的机理是:通过注入水补充地层能量，恢复地层压力;利用重力分异的原理，在焖井过程中，油水不断置换，产生次生底水以抬升油水界面;使注入水进入油井周围比较小的裂缝中，置换出其中难以采出的剩余油。油井以“注水—焖井—采油”为一个周期进行注采循环，经过多轮次的注水替油，可逐步提高原油采收率(荣元帅，2008)。
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;⑤缝洞型储层的预测研究，包括利用地球物理方法和地质构造方法等;⑥缝洞型储层的地质建模等。从微观到宏观对碳酸盐岩储集空间进行综合研究，搞清古岩溶地貌特征及古岩溶发育规律，对指导碳酸盐岩油气田的勘探开发具有重要意义。
一、缝洞型储层特征
缝洞型储层的主要储集空间，由大小不等的溶洞、裂缝和溶蚀孔隙组成，大型洞穴是最主要的储集空间，而基质孔隙一般欠发育，裂缝起主要沟通作用。一般将溶蚀孔径大于5～15mm者视为溶洞，而连续延伸的溶洞则称为溶洞系统或洞穴系统(Ford，1988)。
按行业标准，缝洞型储层储集空间进一步可划分为:大孔、中孔、小孔、微孔，巨洞、大洞、中洞、小洞，巨缝、大缝、中缝、小缝、微缝(表6-1)。
表6-1 碳酸盐岩孔、洞、缝尺度级别划分
从观察尺度，可将碳酸盐岩储集空间进一步分为宏观缝洞储集空间类型和微观孔缝储集空间类型。宏观缝洞储集空间类型包括岩心描述统计的洞、缝及钻井放空、井喷、井漏形成的大型溶洞，(包括测井资料解释的大型溶洞)。如塔里木盆地轮南西LG15井钻揭奥陶系20.5m，钻遇溶洞发育段累计放空2.09m;LG432井距风化壳59m，井深5645～5720m处为一大型溶洞，洞内已被灰绿色泥质粉砂岩、灰质粉砂岩充填。大型溶洞纵向上一般发育在距风化壳顶面50～140m的潜流岩溶带;横向上一般发育在古地貌岩溶斜坡带。微观孔缝储集空间类型包括铸体薄片、电镜扫描观察的直径小于2mm的孔隙和缝宽小于1mm的微裂缝。微观孔隙包括晶间孔、晶间溶孔和粒内孔。微裂缝包括构造缝、压溶缝和溶蚀缝等。
按储集空间组合类型可进一步分为裂缝型、裂缝孔洞型、孔洞型及洞穴型等。裂缝型储集层的裂缝既是储集空间，同时也是渗滤通道，具有低孔高渗的特点。裂缝孔洞型储层的储集空间主要是孔洞，裂缝是主要的渗滤通道，这类储层虽然孔隙度不太高，但渗透性能较好，储层品质好，测试获高产油流。孔洞型储层的储集空间主要是孔洞，这类储层如果没有裂缝沟通难以获得产能。洞穴型储层的储集空间主要有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。
二、缝洞型储层发育主控因素
缝洞型储层储集空间多样，形成主控因素复杂，总体上分为内因和外因两大类。内因主要指岩性与物性;外因包括气候条件、断裂强度、古地貌、古水系、植被及暴露时间等，外因中气候条件是主控因素(袁道先等，1987;Ford et al.，1989;James et al.，1988)。
1.岩性对缝洞型储层发育的控制作用
有利的沉积相带是储层发育的基础。岩石的可溶性取决于岩石自身的物质成分、组构和物理化学性质。总体上灰岩比白云岩易溶;同样是灰岩，生物礁灰岩、粒屑灰岩、泥晶灰岩更容易被溶蚀，泥质灰岩不易溶蚀。在岩石组构对其可溶性的影响方面，一是粗粒结构岩石的粒间孔隙发育、连通性好，侵蚀性水流可沿粒间空隙扩散溶滤，进而弥散到整个岩石之中，以致呈现出“空间溶蚀”特征;二是原生孔隙发育的岩石(如礁灰岩)，其溶蚀作用也强烈。
2.岩溶作用对储层的控制作用
岩溶(Karst)是一种成岩相(Esteban et al.，1983)，是碳酸盐岩(包括蒸发岩)暴露于大气水成岩环境中，由含CO2的地表水和地下水对可溶性岩石的溶解、淋滤、侵蚀、搬运和沉积等一系列破坏和改造作用以及形成的水文、地貌现象的综合，既包括化学过程，也包括物理过程。Wright(1982)将古岩溶定义为“被年青沉积物或沉积岩所埋藏的岩溶”，一般意义的古岩溶是指地质历史阶段的岩溶;但这个历史阶段是指新生代前，还是第四纪以前，目前还有较大争议。
(1)古岩溶作用类型
虽然不同学者对岩溶的划分还存在差异(Bathurst，1975;Longman，1980;Tucker，1990;Palmer，1991)，但总体上可划分为准同生岩溶、表生岩溶和埋藏岩溶三大类(表6-2)。
表6-2 古岩溶成因类型及特征
图6-1 塔里木盆地塔北地区岩溶类型分布模式
表生岩溶受构造不整合面和古构造等影响较大，主要表现为垂向分带性明显的复杂孔洞缝网络结构，发育一些标型特征，如钙质壳，古土壤，铝土矿，淡红色方解石晶体，溶蚀沟、坑、天坑，新月形状、悬垂和纤维状渗滤砂或胶结物，岩溶角砾及与地下暗河有关的机械流水沉积。埋藏溶蚀主要受断裂与深部流体控制，往往发育与中低温热液有关的异形铁白云石、萤石、闪锌矿、磁黄铁矿等矿物以及塌陷构造、裂隙结构、不规则的角砾(化)岩体等。根据对塔里木盆地塔北地区岩溶储层的研究，奥陶系岩溶发育类型以层间与潜山+顺层岩溶为主，可以划分为塔河-轮南型与哈拉哈塘型两种类型。其中，塔河-轮南型处于构造高部位，坡度大，水动力条件强，形成典型的喀斯特岩溶;哈拉哈塘型处于构造低部位，地势平缓，水动力条件差，以层间岩溶与潜山+顺层岩溶发育为主(图6-1)。
(2)古岩溶分带
碳酸盐岩岩溶体系在垂向上呈现分带特征。从上而下依次分为表层岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带。每个岩溶带发育特征明显，在横向上具有一定的发育规律，呈准层状分布。
表层岩溶带:一般发育在古风化壳附近及向下渗流带上部，厚度一般小于50m。主要受地表附近大气淡水影响，包括地表塌积、生物剥蚀和一定的沉积作用;岩溶方式以大气淡水的地表径流为主，岩溶产物主要为大气淡水产生的地表径流(CO2含量高，溶蚀能力强)冲刷、溶蚀过程中形成的一些溶沟、溶洞、溶缝、溶蚀洼地、溶蚀漏斗及落水洞等，其充填物主要为地表残积物和洞壁塌积物;地表沉积物多为棕色—红色等氧化沉积，包括铝土质和垮塌角砾等。其储集层主要为裂缝、溶蚀孔洞构成，充填作用较小，具有大量的有效储集空间，且由于裂缝发育，其连通性较好，是目前勘探的最有利层段。在钻井过程中往往出现井涌、放空、井漏等现象，如轮古15井5736～5750m累计放空3段，共2.09m。
渗流岩溶带:位于表层岩溶带与最高潜水面之间，厚30～120m，最厚可达150m。以地表水系向下渗滤或沿早期裂缝向下渗流发生淋滤溶蚀作用为主，以垂直方向岩溶作用为主;其发育深度与岩溶作用强度、所处构造部位、潜水面高低等有关。以形成中小型或大型瓶颈状、葫芦状、囊状、串珠状溶洞、溶蚀裂缝为特征，洞底通常向岩溶洼地方向延伸，直至洞与洞相连，形成巨大的缝-洞储集空间。由于形成的孔洞、溶蚀裂缝多呈垂向分布，因此该岩溶带的充填程度相对较小，仅见溶蚀裂缝的局部方解石充填和较少部分溶蚀孔洞的砂泥岩充填。若形成的溶蚀洞穴经受不住上部及其围岩的压力，可形成潜山顶面的塌陷溶洞。该岩溶带也是目前勘探的最有利层段。塔里木盆地轮古西地区已钻揭井渗流带发育厚度从12.3m到119m变化不等，一般在120m以内。
潜流岩溶带:位于地下潜水面附近，厚50～80m。一般来说，具有一定开启度的构造裂缝切割的深度，就是潜流岩溶带发育的底部。该带地下水十分活跃，水流多呈横向流动，通常处于CaCO3不饱和状态，因而具有广泛的溶解作用，首先将方解石、文石溶解形成溶蚀孔洞，然后逐渐扩大成中小型、大中型以至大型溶洞(暗河)。由于构造裂缝发育，岩溶水多沿构造裂缝的走向流动，使得该岩溶带的溶蚀孔洞多相互连通，形成一个巨大的储集体。由于水流呈横向流动，由地表带进来的泥沙，容易在洞穴低凹部位或水流较缓的地段形成砂泥沉积物，甚至能够表现出较好的韵律和层理，在洞穴局部或部分洞穴会形成砂泥质的全充填和半充填。由于地下水流的不断冲刷与溶蚀，溶蚀洞穴也会不断扩大，在洞穴底部常会形成洞穴垮塌岩。该岩溶带也是目前勘探的有利层段。
3.古地貌对岩溶储层的控制作用
古地貌对岩溶储层的发育起着重要的控制作用。岩溶古地貌可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶洼地3种类型。岩溶高地，表层及渗流岩溶带发育，以供水为主，岩溶发育深度大，但充填严重;岩溶斜坡，岩溶发育程度适中，潜流带常发育地下暗河，存在岩溶管道，充填程度小，有利储集空间发育，是油气勘探的主要对象;岩溶洼地溶蚀程度高，发育潜流岩溶，但充填和塌陷严重，且岩溶洼地洞穴含水可能性大。岩溶区的古水系包括地表水和地下水两大类，水系发育受断裂和岩性影响，沿地表水系主干流两侧常发育侧向溶蚀洞穴。如塔里木盆地塔北地区奥陶系岩溶系统发育两期古河道，第一期古河道为一间房组沉积后经短暂暴露在低洼处形成，为高弯度曲流河，上、下游高差小于15m，反映为平缓的古地貌背景;第二期古河道为奥陶系沉积期末桑塔木组经短暂暴露形成，河流具高弯度，宽深比固定，无侧向迁移，上、下游高差小于6m，构造平缓(图6-2)。
图6-2 塔里木盆地塔北地区奥陶系古河道发育图
4.古断裂及裂缝对岩溶储层的控制作用
断裂和构造裂缝决定了原岩的渗透性及渗透方向，这样也就控制了地表径流与地下水流的流动轨迹及方向，由此也决定了岩溶型储集层沿断裂、裂缝发育带呈层状条带分布的特点，往往在断裂、裂缝密集发育区及断裂的拐点、交点处岩溶型储层更为发育，如塔里木盆地塔北地区哈6区块发育3期断裂，以共轭剪切断裂为主，后期雁行断裂与早期X形断裂沟通，连通范围扩大;高角度构造缝、斜交缝及微裂缝等十分发育;多级裂缝相互沟通，形成复杂的网状储层输导系统，为岩溶的形成和改造提供了良好的通道。
5.缝洞充填作用对岩溶储层的影响
缝洞的充填作用对于油气的储存空间有很大的影响。一般来说，表层岩溶带的裂缝、孔洞比较发育，充填程度较低，横向连通性较好，储集性能最佳;渗流岩溶带裂缝发育，溶蚀缝洞相对欠发育，但是这个带作为地表水向下的长期渗流作用带，充填程度较差，具有一定的有效储集空间。渗流岩溶带，地表水经渗流岩溶带渗滤后，水流主要横向流动，由于裂缝和泄水方向的定向作用，水流多向一定的方向流动，因而这个带多形成近水平、横向上连通、巨大的孔洞、洞穴，也就是地下暗河，从地表携带来的泥沙也容易在洞穴中沉积，形成全充填或半充填的孔洞和洞穴，储集性能良好。
三、缝洞型储层识别
古岩溶可从宏观和微观两个方面进行识别，宏观方面包括露头、钻井及录井、岩心、测井、地震和生产过程响应等;微观方面包括薄片、碳氧同位素、微量元素和流体包裹体等。
1.露头识别古岩溶
碳酸盐岩因遭受长期的风化剥蚀及淋滤，宏观特征明显，在露头上可表现为:长期的沉积间断，古侵蚀面上普遍发育铝土质泥岩、铝土矿、黄铁矿或褐铁矿层等风化残积物，存在与侵蚀面伴生的覆盖角砾灰岩、崩塌角砾岩、填隙角砾岩、灰质粉砂岩与泥质粉砂岩等。
2.钻井、录井中的古岩溶标志
岩溶发育段，在钻进中常有钻速加快、放空、蹩跳钻及井漏、井喷现象发生，泥浆槽面常见油花、油膜，岩屑有荧光显示，常见油迹;岩屑砂样中常见自形-半自形方解石晶体;气测油气显示明显，全烃、重烃、烃组分明显提高。轮古油田和塔河油田均有多口井发生放空，如轮古102井累计放空4段，共15.64m;轮古西和轮古7井区也有多口井放空(图6-3)。
图6-3 钻井过程中放空现象
3.岩心中的古岩溶标志
在岩心观察中古岩溶系统识别标志较多，主要有:①小型溶蚀孔洞无充填物或被方解石或砂泥质充填;②小型溶蚀孔洞内壁呈紫红色或褐黄色，多被泥质充填或半充填，孔洞通常呈瓶颈状、葫芦状或串珠状;③洞穴内存在溶洞坍塌形成的角砾岩，如崩塌角砾岩、填隙角砾岩;④洞穴内出现的具层理结构的泥、砂质沉积物，多为岩溶管道系统;⑤洞穴内充填巨晶方解石、钟乳石等自生矿物;⑥高角度溶蚀缝被红色、灰绿色泥质或方解石等充填。
4.测井显示的古岩溶标志
古岩溶测井响应总体表现为三高两低:①自然伽马值升高;②声波时差值升高;③中子孔隙度值升高;④电阻率值降低;⑤岩石密度值降低(张宝民等，2009)。
大型溶洞随着泥质充填程度的增大，测井伽马值由低到高而变化;深浅双侧向、微侧向数值低，且有差异;井径扩径严重;中子、密度、声波曲线变化大。小的溶孔、溶洞在微电阻率成像测井(EMI或FMI)图像上表现为“豹斑”状不规则黑色星点，大型溶洞在EMI或FMI图像上表现为所有极板全是黑色(图6-4)。
图6-4 岩溶孔洞缝的FMI特征
5.地震显示的古岩溶
由于缝洞系统发育处对地震波的吸收衰减增大，溶洞系统一般在地震剖面上表现为“串珠状”特征(图6-5)。频率降低、振幅减弱、杂乱反射、弱反射、串珠状反射(同相轴断续出现或存在复合波)、低速度(降速达20%左右)等地震波谱特征的出现，均预示着有溶洞系统发育。
6.薄片中的古岩溶标志
准同生岩溶的微观识别标志包括:①高能粒屑滩相颗粒灰岩，原生粒间孔内只有第一期纤状环边方解石胶结物被溶蚀，后期粒状方解石或粗晶方解石保存完整;②选择性溶蚀形成粒内溶孔、铸模孔、粒间孔和泥晶套等;③粒间溶孔被渗流粉砂充填;④发育悬垂型或新月型特征的方解石胶结物。
埋藏岩溶的微观识别标志主要有:①孔洞、裂缝充填的含铁方解石、铁白云石及异形白云石等被溶蚀成晶间、晶内孔洞;②沿早期缝合线扩溶，形成压溶缝及溶蚀微孔或未被充填的裂缝;③紧密排列的中粗晶白云石晶体间存在较大晶间孔或晶间溶孔;④有萤石、燧石等热液矿物(王振宇等，2008)。
图6-5 地震剖面中溶洞的串珠状响应
7.岩石地球化学特征
当渗流-潜流、混合水和溶洞成岩环境的碳氧同位素值不相同时，多结合微量元素和流体包裹体等碳酸盐岩储层地球化学方面的研究加以识别。埋藏岩溶作用形成的岩溶缝洞中充填的方解石晶体中包裹体均一化温度都比较高，一般大于90℃。
四、我国碳酸盐岩缝洞型岩溶储层特征与分布
我国油气田缝洞型储层具有以下特征:①古岩溶垂向分带明显，表层岩溶带、垂直渗流带和水平潜流带发育齐全;②储集空间主要由岩溶作用形成的半充填或未充填残余大型溶洞和溶蚀孔洞缝组成，优质储层类型以裂缝-溶蚀孔洞-大型溶洞为主，为各大油气田高产、稳产最重要的储层和主力产层;③储层明显受古岩溶地貌和断层裂缝控制，岩溶斜坡和断裂发育区是储层发育的最有利地区;④埋藏有机溶蚀作用形成的次生孔隙也是重要的有效孔隙，其发育与烃类形成、演化和运聚相匹配;⑤表生岩溶和埋藏有机溶蚀作用的多期次叠加、改造，是古岩溶储层及油气藏形成的最佳组合模式(陈学时，2004)。
1.塔里木盆地塔北地区寒武-奥陶系岩溶储层
塔北地区属残余古隆起，经历了加里东—喜马拉雅期多期构造运动叠加改造，古生界岩溶储层广泛分布。在毗邻复背斜轴部的牙哈、英买32井区，发育印支—燕山期的潜山岩溶储层;自此向南，依次发育晚海西期、早海西期和晚加里东期潜山岩溶储层;被上奥陶统桑塔木组砂泥岩覆盖的古隆起围斜部位，奥陶系碳酸盐岩层系中发育多期顺层深潜流岩溶储层。其中，顺层岩溶储层具有溶洞规模大、充填程度低和缝洞型储层连通性好等特点，如轮古35井，钻井揭示溶洞高达31m，其顶部6m为空洞(图6-6)(张宝民等，2009)。
图6-6 塔里木盆地塔北地区岩溶储层的类型与分布
总体上轮南、塔河油田奥陶系碳酸盐岩3种基本类型的储集空间以不同的组合构成了5类储层:断裂-溶洞型，裂缝-孔洞型，孔洞-裂缝型，裂缝-礁(滩)孔隙型，裂缝型(顾家裕，2001)。
2.塔里木盆地巴楚、塔中地区寒武-奥陶系岩溶储层
塔里木盆地巴楚、塔中地区寒武-奥陶系也广泛发育古岩溶储层，共发育5期3类古岩溶储层，包括:早加里东末期(寒武系顶)和中加里东早期(蓬莱坝组顶)、中期(鹰山组顶)层间岩溶储层，中加里东晚期(良里塔格组)礁滩岩溶储层，以及晚加里东期和早海西期潜山岩溶储层。其中，3期层间岩溶储层广布巴楚、塔中地区，勘探面积达5×104km2以上;良里塔格组礁滩岩溶储层主要沿Ⅰ号台缘带发育，向广阔台内变为一般意义上的潜山岩溶储层，因为良里塔格组与上覆的桑塔木组“黑被子”之间为假整合或微角度不整合接触，沉积间断时间约为2Ma;两期潜山岩溶储层广泛发育在和田河气田-麦盖提斜坡，特别是在塔中主垒带及其以南广大地区。
3.鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组岩溶储层
鄂尔多斯盆地主体面积约25×104km2，中奥陶统马家沟组的分布面积近20×104km2。马家沟组自下而上划分为6个岩性段，顶部马六段基本被剥缺，马五段顶部残缺不全。在盆地中东部，马五段自上而下又分为马五1至马五10共10个小层，马五1-马五4的膏云坪含石膏结核、斑点的孔洞型粉晶白云岩构成了主要勘探目的层和靖边气田的储产层。其中，尤以马五1最为重要，白云岩单层厚3～5m，储层连片稳定分布，气层平均有效厚度为2.40m，面积达4×104km2。
奥陶纪末至上石炭统本溪组沉积之前，晚加里东期-早海西期运动使鄂尔多斯盆地整体抬升，遭受了长达150Ma的风化剥蚀，从而在鄂尔多斯盆地形成广泛分布的岩溶型储层。在盆地主体区，岩溶带厚约30～80m，可划分出地表岩溶残积带、垂直渗流岩溶带和水平潜流岩溶带等。在垂直渗流岩溶带，大气淡水径流沿裂缝垂直高速向下渗流溶蚀，形成以垂向形态为特征的溶蚀孔洞，并多被泥质、粉砂质、淡水方解石及黄铁矿等充填-半充填，形成以裂缝型和孔洞-裂缝型为主的储层段。水平潜流岩溶带因岩溶水受压力梯度控制并沿水平方向流动而形成层流，在潜水面附近，不饱和的地下岩溶水流动交替活跃，水平状岩溶发育。同时，还由于硬石膏(结核)及盐类等易溶矿物的强烈溶蚀，形成富含SO2-4的地下水，更加强了对碳酸盐岩的岩溶作用，形成以裂缝-溶蚀孔洞为主的储集体，洞缝相连的储渗体系构成马五1的最重要天然气储层段。
4.四川盆地威远气田震旦系岩溶储层
据威远气田61口气井统计，古岩溶储层主要分布于震旦系顶部侵蚀面以下12～23m和43～80m的两个层段。震旦系灯影组白云岩古岩溶属多期岩溶作用叠加改造的产物。古岩溶垂向分带明显，风化残积带和渗流-潜流岩溶带发育齐全。其中，残积带由风化残积角砾岩和铁、铝质泥岩组成，厚约3～3.5m;渗流岩溶带主要发育以直立及高角度分布的裂缝、溶缝、岩溶漏管、串珠状溶蚀孔洞、落水洞等组成的洞缝，且大多被泥质、渗流粉砂、粒状白云石、岩溶角砾等充填-半充填，属孔洞-裂缝型或裂缝型储层;潜流岩溶带以近水平方向为主的多套溶蚀孔洞层和洞穴层为特征，发育裂缝-洞穴型、裂缝-孔洞型、孔洞-裂缝型及裂缝型等多种储层类型。
海相碳酸盐岩储层改造新工艺技术发展趋势
答：20世纪90年代,该技术成为碳酸盐岩储层深度酸压的主流技术(丁云宏,2005)。 根据地层特征,该技术可将非反应性高黏液体与各种不同特性的酸液组合,构成不同类型、不同规模的多级注入酸压技术。主要应用于低渗、特低渗的碳酸盐岩储层,更适合于重复酸压井。 1998年,Schlumberger Dowell公司在墨西哥的维拉克鲁斯州碳酸...
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碳酸盐岩水平井分段酸压优化设计及应用
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