0 引言

中国的海相碳酸盐岩普遍具有形成时间早、经历了多期构造演化与叠加、成岩作用改造强烈、埋藏深和储层非均质性强的显著特点，储层研究的难度大。碳酸盐岩储层作为一种主要的油气储层类型，其形成、演化与古岩溶及古岩溶作用密切相关^{[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13]}；断裂活动对碳酸盐岩储层的改造作用不仅仅体现在形成裂缝和破碎带等方面，而且还可以导致碳酸盐岩储层发生一系列物理和化学变化，并影响甚至控制古岩溶发育^{[14, 15, 16, 17, 18, 19, 20]}。实践证明，正是由于溶孔、溶洞和溶缝的广泛存在及构造裂缝的发育，使得碳酸盐岩储层评价变得更复杂^[21]。调研塔里木、四川和鄂尔多斯含油气盆地碳酸盐岩储层评价现状发现：塔里木盆地碳酸盐岩储层评价多是综合储层岩性、岩石结构、孔隙结构参数及压汞曲线、物性参数和储层类型等方面的指标^{[22, 23, 24, 25]}；四川盆地碳酸盐岩储层评价所选指标与塔里木盆地相似^{[26, 27]}；鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层评价主要是从岩性和沉积微相特征、物性及孔隙结构特征、成岩作用等角度对储层进行单因素分类分析，通过优选参数、计算平均值、计算单项参数评价分数、确定权重系数，建立了碳酸盐岩综合评价体系，据此开展储层评价工作^{[28, 29]}。我国用于油气储层评价的石油天然气行业标准属于孔隙型储层评价的范畴，反映出我国目前在碳酸盐岩油气勘探阶段常用的储层分类评价标准的指标以物性参数为主，但结合孔隙结构参数^[30]，未见与岩溶和构造裂缝有关的定量评价指标，因而不能比较客观地评价古岩溶储层。

笔者选择塔里木盆地塔中西部地区上奥陶统良里塔格组灰岩，在系统分析古岩溶储层特征的基础上，将能够表征岩溶作用所形成的孔洞缝的有效性定量指标(残余岩溶强度R)和反映裂缝发育程度的定量指标(岩体破坏接近度系数η)与岩石类型、沉积微相、成岩作用、储层基本类型、物性参数、压汞曲线类型和产能等多项指标综合，进一步完善了碳酸盐岩古岩溶储层的分类评价标准，并用于对该地区良里塔格组灰岩叠加型古岩溶储层进行评价与预测。这对于进一步明确塔中西部地区今后油气勘探的主攻方向具有重要意义，同时也为我国碳酸盐岩古岩溶储层评价提供了新思路。 1 研究区地质概况

塔中地区(中国石油化工集团公司称之为卡塔克隆起)，位于塔里木盆地中央隆起区的中部。本文研究区为卡塔克隆起西部地区，主体上位于塔中低凸起的西北部，包括巴楚断隆东南部、北部坳陷阿尔瓦提凹陷南部和满加尔凹陷西南部的少部分地区，面积约1.5×10⁴ km²(图 1)。

图 1 塔里木盆地构造单元划分及研究区位置 Fig. 1 Tectonic unit division of Tarim basin and location map of the study area

图选项

研究区主要经历了塔里木、加里东、海西、印支、燕山和喜山六大构造运动，形成了一系列重大的地层不整合面，如中下奥陶统鹰山组顶部和上奥陶统良里塔格组底部之间的不整合面(T₇⁴)，上奥陶统良里塔格组顶部与桑塔木组底部之间的区域性古暴露面和沉积间断界面(T₇²)^[31]，奥陶系顶部的一级区域不整合面(T₇⁰/T₆²/T₆⁰)。塔中断裂系统主要包括10条逆冲断裂，整体表现为西部开阔，东部狭窄，由西向东逐渐收敛。其中以加里东运动产生的塔中I号断裂发育规模最大。本区上奥陶统良里塔格组主要为一套灰色、褐灰色灰岩，与下伏中下奥陶统鹰山组呈假整合接触，与上奥陶统桑塔木组至石炭系的不同层位呈不整合接触。受沉积期后差异剥蚀的影响，该组的地层厚度变化很大，0到600 余m不等，总体上表现出北厚南薄和西厚东薄的变化趋势。根据岩性和电性特征分析，该组自上而下可分为3个岩性段:良一段(O₃l¹)以发育具泥质条带的灰岩为特征；良二段(O₃l²)灰岩较纯，泥质含量低，颗粒灰岩发育；良三段(O₃l³)灰岩的泥质含量高。本区良三段发育镶边台地－斜坡－盆地沉积体系，良一、二段具继承性，同时台地边缘相带相对发育，出现高能镶边体系。 2 储层基本特征

研究区良里塔格组储层的储集岩主要为亮晶砂屑灰岩、亮晶鲕粒砂屑灰岩、亮晶砂屑鲕粒灰岩、泥晶颗粒灰岩和部分礁灰岩。本区良里塔格组灰岩表现出成岩作用类型多、多期或多种成岩效应叠加的特征。其结果不仅导致了原岩的显著变化，而且在很大程度上控制了储层孔隙空间的发育与演化，决定着油气的储集和保存。其中，胶结、压实和交代充填作用破坏储层，白云石化、构造破裂和岩溶作用建设储层，去白云石化和热液重结晶等成岩作用对储层的直接影响不明显。该区良里塔格组灰岩中的岩溶作用以同生期岩溶和埋藏期岩溶两种类型为主，它们是控制良里塔格组储层发育的关键因素之一，局部发育表生期岩溶作用，例如Z1井－Z12井一带以及塔中Ⅱ号构造带周边地区，但发育程度较低，对储层形成的贡献并不大。本区良里塔格组储层总体上属于同生期岩溶＋埋藏期岩溶的叠加型古岩溶储层。 2.1 储层物性特征

通过对167个岩心样品物性分析，得到本区良里塔格组储层孔隙度(Φ)为0.06%～12.74%，主要分布在0.50%～2.50%(图 2a)，平均孔隙度为1.46%；渗透率(K)为(0.000 274～81)×10^-3 μm²，主要分布在(0.01～0.05)×10^-3 μm²和(0.10～0.50)×10^-3 μm²(图 2b)，平均渗透率为1.37×10^-3 μm²。良里塔格组储层总体上具有特低孔低渗的物性特征，孔隙度与渗透率无明显的相关性。良二段储层物性优于良一、良三段(表 1)。

图 2 良里塔格组储层岩心孔隙度(a)和渗透率(b)分布直方图 Fig. 2 Core porosity (a) and permeability (b) distribution histograms of the Lianglitage Formation reservoir

图选项

本区良里塔格组同生期岩溶型储层以S2井和TZ12井为代表，其储层孔隙度为0.32%～3.98%，平均孔隙度为1.57%；储层渗透率为(0.000 1～0.25)×10^-3 μm²，平均渗透率为0.03×10^-3 μm²。由于该类储层的主要储渗空间类型为孤立状分布的铸模孔和粒内溶孔，孔隙的连通性差，造成该类古岩溶储层具有孔隙度较高、渗透率较低的特征。表生期岩溶型储层见于本区良里塔格组顶部，如Z1、12、13井，TZ2、9、19井。其储层孔隙度为0.87%～12.74%，平均孔隙度为3.67%；储层渗透率为(0.06～11.0)×10^-3 μm²，平均渗透率为1.53×10^-3 μm²。埋藏期岩溶型储层在本区良里塔格组灰岩中发育，如TZ45井，储层孔隙度为0.7%～2.0%，平均孔隙度为1.35%，储层渗透率为(0.1～1.25)×10^-3 μm²，平均渗透率为0.78×10^-3 μm²。

上述物性分析表明，岩溶作用控制下的储层是本区良里塔格组灰岩储层中的高孔渗段，但岩溶作用也使储层具有极强的非均质性。 2.2 储渗空间类型及特征

通过对岩心的系统观察与描述及对150块有孔铸体薄片的显微镜下详细鉴定与统计，从研究区良里塔格组储层中主要识别出6种储渗空间类型(表 2)。粒内溶孔多见于砂屑和鲕粒内，为良里塔格组主要孔隙类型，如S2井良二段6 781~6 802 m井段粒内溶孔发育(图 3a、b)，良一段局部可见。铸模孔是粒内溶孔的溶蚀扩大，仅保存颗粒外形或泥晶套，S2井良二段铸模孔发育良好，多是砂屑和鲕粒的铸模(图 3b)。非组构选择性溶孔是指既溶蚀颗粒又溶蚀胶结物和基质而成的串珠状或囊状孔隙，为良里塔格组次要孔隙类型(图 3c)。溶洞多为良里塔格组有效储集空间，早期溶洞多以充填残余洞的形式保留。溶缝是沿着早期的裂缝、缝合线溶蚀扩大而形成的。构造缝为良里塔格组主要的也是最有效的裂缝类型，以微缝居多(图 3d)。

a.亮晶鲕粒砂屑灰岩，粒内溶孔，S2井，6 798.6 m，O3l2，红色铸体片，单偏光；b.亮晶砂屑鲕粒灰岩，铸模孔和粒内溶孔，S2井，6 798.3 m，O3l2，红色铸体片，单偏光；c.亮晶鲕粒砂屑灰岩，非选择性溶孔，S2井，6 798.6 m，O3l2，红色铸体片，单偏光；d.亮晶砂屑鲕粒灰岩，构造裂缝，S2井，6 797.3 m，O3l2，红色铸体片，单偏光。 图 3 良里塔格组储层的主要储渗空间类型 Fig. 3 Reservoir’s accumulation and percolation space types of the Lianglitage Formation

图选项

本区良里塔格组储层中的储渗空间类型按不同的方式、配比及规模组合成裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型、孔洞型、孔隙型、裂缝型和孔隙-裂缝型等几种储层类型。 2.3 孔隙结构类型及特征

根据岩心观察、铸体薄片鉴定和孔喉图像分析，发现在研究区良里塔格组储层中起连通作用的喉道主要有裂缝和方解石晶间微孔两种类型。裂缝喉道可分为宽缝喉道、小缝喉道和微缝喉道3类：宽缝喉道宽度在0.1 mm以上，通常肉眼可识别；小缝喉道宽度为0.01~0.1 mm，显微镜下可识别，有铸体进入；微缝喉道宽度＜0.01 mm，显微镜下可见，但铸体难进入。方解石晶间微孔喉道宽度和方解石晶体大小有关，一般晶体越粗，方解石晶间微孔喉道越大，但孔喉宽度一般小于0.01 mm。

根据压汞曲线形态和特征参数统计，将本区良里塔格组储层孔隙结构大致划分为4类。

Ⅰ类：进汞曲线下凹，具平缓段。该类具有排驱压力和中值压力较低、进汞饱和度大、孔喉分选性和连通性较好的特点。排驱压力为0.29 MPa，中值压力为12.14 MPa，最大进汞饱和度为88.31％，分选系数为2.04。孔隙度一般大于4.5%，渗透率在5×10^-3 μm²以上。本区的裂缝-孔洞型储层和裂缝-孔隙型储层具有这类孔隙结构(图 4)。

图 4 良里塔格组储层典型压汞曲线及相应孔隙结构示意图 Fig. 4 Reservoir’s typical mercury penetration curves and it’s pore texture chart of the Lianglitage Formation

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Ⅱ类：进汞曲线呈平缓斜坡型。该类具有排驱压力和中值压力较高、进汞饱和度中等、孔喉分选性中等的特点。排驱压力为1.71 MPa，中值压力为65.13 MPa，最大进汞饱和度为54.52％，分选系数为4.85。孔隙度一般为2%～5%，渗透率为(0.1～5)×10^-3 μm²。本区的孔隙型储层多具有这种孔隙结构(图 4)。

Ⅲ类：进汞曲线呈明显陡坡型。该类具有排驱压力和中值压力高、进汞饱和度小、孔喉分选性差的特点。排驱压力为1.95 MPa，最大进汞饱和度为23.30％，分选系数为5.45。孔隙度一般为1.5%～3.0%，渗透率为(0.01～0.10)×10^-3 μm²(有裂缝的贡献)。本区的裂缝型储层和少量裂缝-孔隙型储层常具有这种孔隙结构(图 4)。

Ⅳ类：进汞曲线呈陡短型。其具有排驱压力大、进汞饱和度很小、孔喉分选性很差的特点。排驱压力为2.92 MPa，最大进汞饱和度为8.23％。孔隙度一般＜1.5%，渗透率一般＜0.01×10^-3 μm²，由于裂缝作用，有时可见渗透率值异常高的情况。本区的致密灰岩和以基质微孔喉为主的岩石具有此类孔隙结构(图 4)。 3 残余岩溶强度表征

岩溶强度是表征易溶岩类，特别是碳酸盐岩溶蚀强弱的一个综合指标。残余岩溶强度是指易溶岩类经溶蚀、压实、胶结、再溶蚀、再压实和胶结反复进行后所残留的溶蚀强度，也就是现在取出岩心所观察到的岩溶的残余强度^[21]。镜下观察表明，90%以上的有效孔洞缝都是岩溶作用产生的或受到了岩溶作用的溶蚀扩大。因此残余岩溶强度比较全面地表征了岩溶作用所形成的储层孔洞缝的有效性，它是表征碳酸盐岩储集性能的一个重要指标。

王允诚^[21]针对鄂尔多斯盆地长庆气田马五1储层提出，残余岩溶强度(残余岩溶率)理论上是碳酸盐岩岩溶率减去充填率，在实际应用中，将储层残余岩溶强度简化为有效厚度(岩溶段累加厚度)除以岩层总厚度，再乘以有效厚度的平均孔隙度。笔者根据研究区单井良里塔格组各岩性段的储层岩溶发育和保存的实际情况，将残余岩溶强度

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根据式(1)，利用岩心描述资料和物性分析资料，计算了TZ12等15口井良里塔格组各岩性段的R(表 3)。

表 3反映出：良里塔格组储层残余岩溶强度高值(R＞2.0%)主要分布于TZ16、42、45和54井周围；中值(R为1.0%～2.0%)主要分布于TZ12、30井周围和TZ44、24及26井一带，TZ35井良一段、TZ161井良二段和TZ54井良三段的储层残余岩溶强度也均为中值；低值(R＜1.0%)主要分布于TZ15、43、49、451井一带，TZ12井良三段、TZ16井良二段、TZ30井良一段和良三段、TZ35井良二段和良三段、TZ44井良三段、TZ49井良一段和良三段、TZ161井良一段和良三段的储层残余岩溶强度也均为低值。总体上良里塔格组储层残余岩溶强度值从南到北呈增大趋势。 4 储层构造裂缝预测

由于构造应力的大小、方向决定了岩石的破坏状态和方式，进而影响和控制水流的运移方向和动力条件，在一定程度上决定着岩溶发育的特点和规律。而构造裂缝作为岩体破坏的主要产物之一，它为水流对可溶性岩类的溶蚀创造了基本条件。所以古构造应力场分析及裂缝预测结果既是古岩溶储层评价预测的构造背景，又是古岩溶储层评价预测的重要依据。

笔者采用二维有限元数值模拟法，利用经过二次开发的“二维有限元分析软件2D-σ”对研究区 反射层(良里塔格组与鹰山组间的反射界面)碳酸盐岩进行模拟研究，进而对本区良里塔格组灰岩储层开展裂缝预测。具体流程如下：1)以研究区T₇⁴地震反射层构造图为基础，建立地质结构模型，将计算模型区域网格化，通过不断地调整网格单元的物理力学参数值，使该模型最后的构造变形特征与现今的构造形迹达到最佳拟合(拟合度达到85%以上)，实现对加里东－海西期古构造应力场的模拟。

2)计算得到T₇⁴地震反射层的最大主应力(σ₁)、最小主应力(σ₂)和剪应力(τ)分布特征。由于研究区良里塔格组灰岩的岩性和厚度分布较为均匀，因此，对其裂缝发育程度的预测评价可以依据岩体的受力情况进行。本区T₇⁴地震反射层构造图反映出该区断裂发育、褶皱构造不发育的特征，说明岩石的力学性质更靠近于脆弹性，可以采用Mohr-coulomb准则作为判断岩石破裂的依据。根据莫尔理论，岩体破坏接近度系数的简单表达式为η= f(σ)/k(k)，其具体表达式为

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当η＜1.00时，岩体将是稳定的，一般不会被破坏(其应力状态处于屈服曲面的内部)；当η≥1.00时，岩体所受的应力状态已处于或超过Mohr-coulomb应力圆破裂包络线，岩体将失稳产生较明显的破裂(应力莫尔圆处于屈服曲面外或屈服曲面上)。一般来说，η值越大，裂缝就越发育。

3)根据古构造应力场数值模拟分析结果计算η，结合研究区的沉积、储层、构造特征和钻井、测试及生产资料进行综合分析，针对本区的裂缝发育程度，制订了以下裂缝评价预测标准(表 4)。

4)利用裂缝评价预测标准(表 4)，将本区T₇⁴反射层碳酸盐岩储层岩体按裂缝的发育程度分为断裂带、Ⅰ级裂缝发育区，Ⅱ级裂缝发育区，Ⅲ级裂缝发育区和裂缝欠发育区，4个级别的裂缝发育区在研究区内的分布见图 5。经与实钻井的岩心裂缝观察、测井裂缝评价结果对比，上述预测结果的符合率较高，可达65%以上，预测结果可靠。

图 5 T74反射层裂缝发育程度评价预测图 Fig. 5 Map of fracture evaluation and prediction of T74 reflection stratum

图选项

塔中西部良里塔格组古岩溶储层属于典型的特低孔低渗灰岩储层，溶蚀孔洞缝和构造裂缝的发育是控制碳酸盐岩储层发育的关键。因此，对其碳酸盐岩储层的评价不能仅以物性参数作为储层评价的标准，还要在考虑储层物性的前提下，充分考虑到岩溶作用和构造裂缝对储层储集性能的重要影响。

笔者将能够表征岩溶作用所形成的孔洞缝的有效性的定量指标(R)和反映裂缝发育程度的定量指标(η)与岩石类型、沉积微相、成岩作用、储层基本类型、物性参数、压汞曲线类型和产能等多项储层地质参数综合，进一步完善了碳酸盐岩古岩溶储层的分类评价标准(表 5)。将本区良里塔格组古岩溶储层划分为4类，即Ⅰ类储层(好储层)、Ⅱ类储层(较好储层)、Ⅲ类储层(中等储层)及Ⅳ类储层(差或非储层)(表 5)。根据研究区良里塔格组古岩溶储层综合分类评价标准(表 5)，对大量重点井开展单井储层评价，在统计单井储层残余岩溶强度和岩体破坏接近度系数的基础上，应用多因素综合分析叠合成图的方法，对本区良里塔格组古岩溶储层在平面上进行评价预测(图 6)。这对于进一步明确塔中西部地区今后油气勘探的主攻方向具有重要意义。研究区良里塔格组Ⅰ、Ⅱ类储层主要分布于台地边缘相带的S2井－TZ45井－TZ12井一带，其次分布于Z11井－TZ10井－TZ11井一带；Ⅰ类储层分布区仅见于台地边缘相带的TZ451井－TZ45井一带；Ⅳ类储层分布于研究区的西北部和东北部；其余地区以Ⅲ＋Ⅳ类储层为主(图 6)。

图 6 良里塔格组古岩溶储层评价预测平面图 Fig. 6 Plan of evaluation and prediction of palaeokarst reservoir of the Lianglitage Formation

图选项

1)本区良里塔格组储层具有特低孔低渗的物性特征，孔隙度与渗透率无明显的相关性。良二段储层物性优于良一、良三段。岩溶作用控制下的储层是良里塔格组储层中的高孔渗段。孔隙类型以粒内溶孔、铸模孔和非组构选择性溶孔为主，主要见裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型、孔洞型、孔隙型和裂缝型等储层类型。根据压汞曲线形态和特征参数统计将本区良里塔格组储层孔隙结构大致划分为4类。

2)本区良里塔格组和良二段的储层残余岩溶强度均存在高值(R＞2.0%)、中值(1.0%～2.0%)和低值(R＜1.0%)，总体上良里塔格组储层残余岩溶强度值从南到北呈增大趋势。根据古构造应力场数值模拟分析结果计算出岩体破坏接近度系数(η)；利用裂缝评价预测标准，在本区平面上划分出4个级别的裂缝发育区。

3)将R和η与岩石类型、沉积微相、成岩作用、储层基本类型、物性参数、压汞曲线类型和产能等多项参数综合，进一步完善了碳酸盐岩古岩溶储层的分类评价标准，将本区良里塔格组古岩溶储层划分为4类。在平面上评价预测认为Ⅰ、Ⅱ类储层主要分布于S2井－TZ45井－TZ12井一带和 Z11井－TZ10井－TZ11井一带。这对于进一步明确塔中西部地区今后油气勘探的主攻方向具有重要意义。