一(yī)、縫洞型碳酸鹽岩儲集體(tǐ)特征及預測——以哈薩克斯坦A油田Pz段爲例
王兆峰1，2 王 鵬2 陳 鑫2 李 強2
（1.中(zhōng)國地質大(dà)學地球物(wù)理與信息技術學院，北(běi)京 100083； 2.中(zhōng)國石油集團東方地球物(wù)理公司研究院，河北(běi)涿州 072751）
作者簡介：王兆峰，男，在讀博士後，高級工(gōng)程師，主要從事油氣藏評價與開(kāi)發工(gōng)作。
摘 要：縫洞型碳酸鹽岩油氣藏是全球油氣增儲上産的重要領域之一(yī)。然而，碳酸鹽岩儲集體(tǐ)形态複雜(zá)，非均質性強，難以準确預測。本文以哈薩克斯坦a油田pz段儲集體(tǐ)爲研究對象，采用井震協同進行精細連井 标定，提高了目的層橫向上的連續性和可靠性。引入現代岩溶理論指導基底頂面構造解釋，落實尖滅線及圈 閉規模，增加了研究區勘探開(kāi)發的面積。利用斷層建模技術将斷層面立體(tǐ)刻畫，确保斷層解釋的精度。利用 三維可視化技術進行古地貌分(fēn)析，将研究區古地貌分(fēn)爲峰從窪地、峰林谷地和古侵蝕溝3種，并預測了有利 岩相帶的空間展布。綜合地質、測井和地震響應特征，宏微觀相結合将儲集體(tǐ)分(fēn)爲溶洞孔隙型、裂縫孔隙型 和裂縫型3種。綜合地震屬性、地震反演和螞蟻體(tǐ)追蹤建模技術，刻畫了儲集體(tǐ)的空間展布特征，并指出了 下(xià)一(yī)步滾動勘探開(kāi)發的潛力區。
關鍵字：縫洞型儲層；碳酸鹽岩；儲集體(tǐ)預測；a油田
the characteristics and prediction of fissure-cavern carbonate reservoirs of pzlayer in nwkyz oil field in kazakhstan
wang zhaofeng1，2，wang peng2，chen xin2，li qiang2
（1.geophysical and information technology institute of china university of geosciences，beijing 100083，china； 2.bgp geophysical research institute，cnpc，zhuozhou 072751，china）
abstract：fissure-cavern carbonate reservoirs is one of the most important areas of increasing oil and gas production in the world.it is hard to forecast because the reservoir rock has complex form and heterogeneity.using fissure-cavern carbonate reservoirs of the pz layer in nwkyz oil field in kazakhstan as the target，we demarcate the well tie with integration of well and seismic to heighten the consistence and reliability of the horizon demarcating.we draw recent karst theory to direct the structure elucidation of the top surface of the base.we define the wedge out and structural trap，and increase the exploratory development area of the region of interest.we show the fault plane audio-visual with the method of fault model technology and make sure the quality of fault interpretation.we divide the palaeogeomorphology into 3 kinds with 3d visualization：peak cluster，peak forest and fossil erosion cut.we forecast the distribution of the beneficial lithofacies.with the characteristic of geology，logging and seismic response，we divide the reservoirs into 3 kinds：vag hole，fracture pore and fracture.we clarify the distribution of the 3 types reservoirs with the method of seismic attribution，seismic inversion and ant tracking modeling，and then we point out the potential area for exploratory development.
key words：fissure-cavern reservoir；carbonate；reservoir prediction；nwkyz oil field
引言
縫洞型碳酸鹽岩油氣藏是全球油氣增儲上産的重要領域之一(yī)［1～2］。由于該儲集體(tǐ)形态複雜(zá)，非均質性強，鑽探成功率一(yī)直不高，使得縫洞型碳酸鹽岩油氣藏的勘探開(kāi)發成爲一(yī)項世界級難 題［3～7］。多學科綜合應用進行儲集體(tǐ)的預測是解決這項難題的有效途徑［8～9］。本文以哈薩克斯坦 a油田pz層的縫洞型碳酸鹽岩儲集體(tǐ)爲例，探索綜合應用地質、地震、測井及生(shēng)産動态資(zī)料來預 測縫洞型碳酸鹽岩儲集體(tǐ)特征的方法，希望能抛磚引玉，促進多學科在縫洞型碳酸鹽岩儲集體(tǐ)預 測中(zhōng)的廣泛應用。
圖1 a油田位置（據胡向紅，2011［7］，有修改）
1 區域地質概況
a油田位于哈薩克斯坦共和國境内南(nán)圖爾蓋盆地南(nán)部的aryskum凹陷的aksay凸起上（圖1）［1］。a 油田主要在m-Ⅱ層、侏羅系層和基底pz層發現了工(gōng)業油氣流。本次研究的基底pz層主要爲灰岩和白(bái) 雲質灰岩（kz43、kz47井），部分(fēn)井含少量硬矽酸岩和軟矽酸岩（kz51），是典型的縫洞型碳酸鹽岩儲 集體(tǐ)。
南(nán)圖爾蓋盆地基底固結于早古生(shēng)代末，根據基底組成及變質程度的差異，可進一(yī)步将其劃分(fēn)爲 兩套構造層，即前元古宇-下(xià)古生(shēng)界深變 質褶皺基底，爲盆地之真正基底，另一(yī)套 爲泥盆-石炭系碳酸鹽岩-基底pz，爲盆 地過渡性質基底，研究區的基底屬于碳酸 鹽岩過渡性基底［1]。基底之上主要發育侏 羅系、白(bái)垩系、第三系（古近-新近系） 和第四系，上覆地層與基底間以大(dà)角度不 整合接觸（表1）。
南(nán)圖爾蓋盆地位于哈薩克斯坦中(zhōng)南(nán)部，處于烏拉爾-天山縫合線轉折端剪切帶，是 在海西期基底隆起上發育的中(zhōng)生(shēng)代裂谷盆 地［10］。按地層構造标志(zhì)序列，可将其中(zhōng)新 生(shēng)界劃分(fēn)出反映區域構造演化特征的5個階 段，即初始張裂階段、斷陷發育階段、斷坳 轉換階段、坳陷發育階段和後期隆起階 段［10]。研究區目的層基底pz固結于古生(shēng)代 末，并且遭受了擡升和強烈的剝蝕。a油田 基岩岩性複雜(zá)，據岩心、錄井、鏡下(xià)資(zī)料分(fēn) 析，儲層主要岩性可以分(fēn)爲4類：灰岩、白(bái) 雲質灰岩、角礫岩和矽質岩。測井曲線特征 表現爲高電(diàn)阻率、高速度、低中(zhōng)子、高密度的特征。
表1 南(nán)圖爾蓋盆地地層簡表
2 精細構造解釋
2.1 井震聯合連井精細标定
精細的地震地質層位标定是地震構造解釋的基礎，在标定時确保每一(yī)個地質界面和地震同相軸相對 應，匹配好儲層段的每個同相軸，使時間域地震資(zī)料和深度域的測井資(zī)料能夠正确地結合［11］。本次層 位标定采用“井震結合連井精細标定” 方法，即綜合利用研究區29口完鑽井的鑽井、錄井和測井資(zī)料 在進行了精确地層劃分(fēn)與對比的基礎上，進行層位的連井标定與對比。通過多井合成地震記錄的制作及 研究區縱橫向聯井剖面的對比驗證，保證了層位标定橫向上的連續性和可靠性（圖2）。在标定過程中(zhōng) 根據測井曲線在縱向上的變化規律來确定标準層。其中(zhōng)白(bái)垩系阿雷斯庫姆組泥岩段在工(gōng)區内分(fēn)布相對穩 定，可作爲标準層。
圖2 nwkyzyjia50-58-54-48-57-32-51-31聯井标定剖面
2.2 引入現代岩溶理論指導基底頂面構造解釋
利用現代岩溶形成的喀斯特地貌特征（圖3-a）和研究區的地震剖面（圖3-b）進行對比來指導地 震解釋，将古地貌複雜(zá)的上覆地層與基底的接觸關系分(fēn)爲u形、v形和楔形3種，并對研究區古地貌複雜(zá) 的研究區進行重新解釋。重新落實mii、j3ak尖滅線及構造26.1km2、落實碳酸鹽古潛山構造52.7km2。
圖3 引入現代岩溶指導縫洞型碳酸鹽岩的基底頂面構造解釋
2.3 斷裂模型确保斷層解釋精度
在運用相幹、地層傾角、時間切片、三維可視化等多種方法進行斷層識别的基礎上，進行斷層建 模，利用斷裂模型來确保斷層解釋精度（圖4）。全區共解釋斷層50條，穿過基底斷層30條，其中(zhōng)10 條延伸距離(lí)在1.5km以上（圖5）。
圖4 a油田斷面模型
圖5 a油田pz層頂面斷裂平面分(fēn)布圖
2.4 構造落實與古地貌的三維可視化展現
在精細解釋pz頂面反射層的基礎上，利用研究區29口井的時深關系建立三維速度場，對層位進行 時深轉換，然後對井進行校正，得到了目的層頂面構造圖（圖6）。基底pz頂面主要分(fēn)爲東、西兩個隆 起，局部發育一(yī)些小(xiǎo)背斜圈閉，本次研究共落實圈閉16個，面積17.88km2。
圖6 a油田pz層頂面構造圖
在構造落實的基礎上，進行古地貌恢複，并利用三維可視化技術展現研究區的古地貌特征（圖7）。研究區的古地貌可分(fēn)爲峰從窪地、峰林谷地和古侵蝕溝3種類型。
圖7 a油田pz層古地貌分(fēn)析圖
3 儲集體(tǐ)特征及預測
3.1 儲層岩相特征
岩心、薄片及錄井資(zī)料顯示基底pz主要岩性爲灰岩、白(bái)雲質灰岩、矽質岩和角礫岩4類。由單井 岩相分(fēn)析圖（圖8）可以看出，基底岩性的電(diàn)測特征主要分(fēn)爲兩類：一(yī)類灰岩和白(bái)雲質灰岩爲低伽馬、 中(zhōng)高電(diàn)阻率、低聲波時差、高密度；另一(yī)類矽質岩和角礫岩剛好相反，中(zhōng)高伽馬、低電(diàn)阻率、高聲波時 差、低密度。同類岩性的曲線形态基本一(yī)緻，多爲線型。從接觸關系上看，灰岩和白(bái)雲質灰岩與上覆碎 屑岩的測井曲線接觸關系爲突變，矽質岩和角礫岩與上覆碎屑岩的接觸關系爲漸變。儲層岩相在橫向和 縱向上都具有很強的非均質性，角礫岩、矽質岩和白(bái)雲質灰岩呈塊狀分(fēn)布，利用屬性建模技術能夠很好 地将岩相的空間展布形态直觀地展示（圖9）。
3.2 儲層分(fēn)類特征
a油田pz段的縫洞型碳酸鹽岩儲集體(tǐ)次生(shēng)孔隙較爲發育，非均質性強，儲層物(wù)性好，是該區的主 力産層。根據岩心、測井及地震響應特征，研究區的儲集體(tǐ)主要可以分(fēn)爲溶洞孔隙型、裂縫孔隙型和裂 縫型3種類型（表2）。
（1）溶洞孔隙型儲集體(tǐ)。溶洞被矽質岩、角礫岩全充填，儲集空間以溶洞充填物(wù)之間的孔隙爲主。一(yī)般具有一(yī)定的構造背景，地震響應呈透鏡狀異常強反射，下(xià)部呈凹形的不連續強反射。測井響應呈箱 形或漏鬥形，中(zhōng)低gr、高dt和低密度。
圖8 a油田nwkyzyjia49井pz段岩相分(fēn)析綜合柱狀圖
圖9 a油田pz段岩相模型
表2 a油田pz段儲層分(fēn)類特征
（2）裂縫孔隙型儲集體(tǐ)。裂縫和基質孔隙比較發育，是典型的雙重介質型儲集體(tǐ)。地震響應上常 呈不連續反射，特征不明顯，多與縫洞和較大(dà)的斷裂相鄰。測井曲線變化較小(xiǎo)，低gr、低dt和高 密度。
（3）裂縫型儲集體(tǐ)。儲集空間主要是微裂縫。在地震響應上主要表現爲連續強振幅界面，測井曲 線變化較小(xiǎo)，低gr、中(zhōng)高dt和中(zhōng)高密度。
3.3 地震屬性進行儲層預測
地震屬性分(fēn)析是預測碳酸鹽岩孔洞縫分(fēn)布的重要技術手段。孔洞縫體(tǐ)系的規模和充填程度不同均會 引起地震響應細微的變化，而這種變化靠肉眼從地震同相軸的變化上來識别是非常困難的［12］。但是，在地震屬性的差異中(zhōng)可能隐含了這種變化，每一(yī)種地震屬性都從不同的側面反映地下(xià)的變化，不同的屬 性對縫洞的敏感程度是不同的。反射振幅包含了單個界面的速度、密度及其厚度信息，用它預測橫向的 岩層變化和碳氫化合物(wù)存在的可能性，利用振幅類的屬性可以幫助識别縫洞儲層的分(fēn)布［13］。頻(pín)率是地 震脈沖的特性，它和地質因素如反射層的厚度或速度的橫向變化及氣體(tǐ)的存在有關：通常低頻(pín)更多反映 厚的特征，高頻(pín)對薄的特征敏感，油氣和儲層的變化會引起高頻(pín)的吸收衰減。由于縫洞型碳酸鹽岩儲層 在大(dà)套的碳酸鹽岩地層中(zhōng)相對而言是微觀的，因此，在碳酸鹽岩縫洞型儲層的預測中(zhōng)，分(fēn)頻(pín)信息對刻畫 儲層的非均質性是很有幫助的［14］。反射連續性和地層連續性有密切的關系，是評價地震同相軸橫向延 伸能力的物(wù)理參數，通常用相位類的屬性來刻畫。
（1）分(fēn)頻(pín)屬性。分(fēn)頻(pín)解釋技術是一(yī)種新的地震資(zī)料解釋方法，它是以傅裏葉變換、最大(dà)熵法及小(xiǎo) 波變換等爲核心算法的頻(pín)譜分(fēn)解技術［14-15］。分(fēn)頻(pín)屬性結合三維可視化，是精細描述非均質儲層的有力 手段。該方法在對三維地震資(zī)料時間厚度、地質不連續性成像和解釋時，可在頻(pín)率域内對每一(yī)個頻(pín)率所 對應的振幅進行分(fēn)析，這種分(fēn)析方法排除了時間域内不同頻(pín)率成分(fēn)的相互幹擾，從而可得到高于傳統分(fēn) 辨率的解釋結果。通過對分(fēn)頻(pín)數據體(tǐ)的過井點剖面分(fēn)析，總結研究區儲層的分(fēn)頻(pín)響應有以下(xià)規律：有利 儲層的分(fēn)頻(pín)響應爲相對高（暖色）的調諧振幅，差儲層分(fēn)頻(pín)屬性響應往往表現爲較低（冷色）調諧振 幅（圖10）。通過該方法研究，認爲基底碳酸鹽岩有利儲層主要分(fēn)布于研究區中(zhōng)部，以侵蝕溝谷爲界東 西分(fēn)布的兩大(dà)古岩隆周圍面積約20km2。
圖10 nwkyzyjia地區基底50hz分(fēn)頻(pín)屬性可視化效果圖
（2）振幅類屬性。振幅是岩性界面阻抗差異的響應，上下(xià)地層阻抗差異越大(dà)，形成的反射振幅越 強［16］。研究區基底碳酸鹽岩表現爲弱振幅特征，當内部出現孔、洞、縫的時候，相當于在其内部出現 新反射界面，容易表現出振幅異常，形成局部強反射。
在nwkyzyjia地區基底反射強度交流分(fēn)量平面圖上（圖11），中(zhōng)部反射強度較強（橙、黃等暖色 調）區域代表了孔洞等Ⅰ類儲集體(tǐ)發育的地區，其周邊反射強度較弱（藍(lán)、綠等冷色調）區域則代表 孔洞不發育的地區。可以看到，強反射區域可大(dà)緻分(fēn)爲東、西兩個部分(fēn)，與分(fēn)頻(pín)技術預測結果基本一(yī) 緻。在此基礎上，每部分(fēn)又(yòu)可分(fēn)爲多個沿nw-se方向展布的條帶，與研究區主要斷層展布方向基本 一(yī)緻，說明孔洞發育情況受區域應力和斷裂影響。
圖11 nwkyzyjia地區基底反射強度交流分(fēn)量平面圖
3.4 用地震反演進行儲層預測
地震反演技術是充分(fēn)利用測井、鑽井、地質資(zī)料提供的豐富的構造、層位、岩性等信息，從常規的 地震剖面推導出地下(xià)地層的波阻抗、密度、速度、孔隙度、滲透率、砂泥岩百分(fēn)比、壓力等信息［17］。本次反演用jason軟件中(zhōng)約束稀疏脈沖反演（constraint sparse spike inversion）來完成的。
根據研究區基底Ⅰ、Ⅱ類儲集體(tǐ)發育規律，利用jason軟件的體(tǐ)雕刻模塊（volume view）對 距潛山頂面120m厚度範圍内的Ⅰ、Ⅱ類儲集體(tǐ)進行了雕刻（圖12，圖13），Ⅰ類儲集體(tǐ)波阻抗值 界定爲5000～10000g/cm3 *m/s，Ⅱ類儲集體(tǐ)波阻抗值界定爲10000～13800g/cm3 *m/s。結合研 究區的構造特征可以看出，Ⅰ類儲集體(tǐ)主要沿古構造高部位發育，而且位置越高的地方儲層厚度越 大(dà)，nwkyzyjia56井附近，Ⅰ類儲集體(tǐ)厚度達70m。Ⅱ類儲集體(tǐ)發育于構造斜坡部位，其他地方 也有小(xiǎo)範圍的零星分(fēn)布。
3.5 利用螞蟻體(tǐ)追蹤建模技術進行儲層裂縫預測
裂縫預測一(yī)直是縫洞型儲層研究的難點。本次裂縫預測采用螞蟻追蹤技術，該技術的原理就 是在地震數據體(tǐ)中(zhōng)播撒大(dà)量的螞蟻，在地震屬性體(tǐ)中(zhōng)發現滿足預設斷裂條件的斷裂痕迹的螞蟻将 “釋放(fàng)” 某種信号，召集其他區域的螞蟻集中(zhōng)在該斷裂處對其進行追蹤，而其他不滿足斷裂條件 的斷裂痕迹将不進行标注［18］。最後，獲得一(yī)個低噪音、具有清晰斷裂痕迹的數據體(tǐ)。根據研究區 pz頂面以下(xià)0～120m螞蟻體(tǐ)追蹤的裂縫模型（圖14）可以看出，Ⅲ類裂縫型儲集體(tǐ)受斷裂影響 明顯，發育于斷裂附近。
圖12 nwkyzyjia工(gōng)區pz頂面以下(xià)0～120m Ⅰ類儲集體(tǐ)厚度圖
圖13 nwkyzyjia工(gōng)區pz頂面以下(xià)0～120m Ⅱ類儲集體(tǐ)厚度圖
圖14 nwkyzyjia工(gōng)區pz頂面以下(xià)0～120mⅢ類裂縫型儲層展布特征
4 結論
（1）采用井震聯合技術進行精細連井标定可以增強層位标定橫向上的連續性和可靠性。
（2）引入現代岩溶理論指導基底頂面構造解釋，落實尖滅線及構造圈閉。研究區重新落實mii、 j3ak尖滅線及構造26.1km2，落實碳酸鹽古潛山構造52.7km2，增加了勘探開(kāi)發的面積。
（3）斷層建模技術可以将斷層面直觀地展現，有利于确保斷層解釋的質量。
（4）利用三維可視化技術展現古地貌特征，有助于古地貌的分(fēn)析。研究區的古地貌主要可以分(fēn)爲 峰叢窪地、峰林谷地和古侵蝕溝3種類型。
（5）綜合地質、測井和地震響應特征，将研究區儲集體(tǐ)分(fēn)爲溶洞孔隙型、裂縫孔隙型和裂縫型三 種類型。
（6）綜合地震屬性、地震反演和螞蟻體(tǐ)追蹤建模技術，弄清了研究區3類儲集體(tǐ)的空間展布特征。認爲Ⅰ類溶洞孔隙型儲集體(tǐ)主要沿古構造高部位發育，而且位置越高的地方儲層厚度越大(dà)；Ⅱ類裂縫孔 隙型儲集體(tǐ)發育于構造斜坡部位，其他地方也有小(xiǎo)範圍的零星分(fēn)布；Ⅲ類裂縫型儲集體(tǐ)受斷裂影響明 顯，發育于斷裂附近。
參考文獻
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二、碳酸鹽岩縫洞型油氣運聚機理與富集因素
油氣運聚富集機理研究主要包括油氣源判識、運移方向、運移期次、運移輸導體(tǐ)系和聚集機理等，其中(zhōng)油氣源研究是基礎，運移、聚集是研究核心。區域不整合面和斷裂兩類輸導體(tǐ)系有效地溝通烴源，是碳酸鹽岩縫洞系統油氣大(dà)面積聚集的前提條件。本節重點講述碳酸鹽岩縫洞型油氣輸導體(tǐ)系、運移機理和成藏模式。
一(yī)、縫洞型油氣産出特征與類型
根據縫洞的連通性，縫洞型油氣主要分(fēn)爲孤立洞穴型和連通縫洞型。孤立洞穴型油氣以孤立的洞穴爲儲層，具有統一(yī)的溫壓系統與流體(tǐ)性質，油氣水界面明顯，底水發育，油氣産出受控于洞穴規模，定容特征明顯。連通縫洞型油氣具有連通性多樣的多套縫洞系統，同一(yī)縫洞體(tǐ)中(zhōng)具有相同的流體(tǐ)性質、統一(yī)的油氣水界面;不同縫洞體(tǐ)中(zhōng)可以有差異，油氣産出過程中(zhōng)會出現新的縫洞體(tǐ)供給油氣，油氣産出不穩定，出水類型多樣，易出現油氣産量忽高忽低、忽油忽水等複雜(zá)現象。
1.孤立洞穴型油氣
塔裏木盆地輪南(nán)、哈拉哈塘、塔中(zhōng)北(běi)斜坡等地區奧陶系縫洞型油氣以大(dà)型洞穴爲主要儲集空間，由于長期的深埋與成岩作用，大(dà)多數洞穴之間的通道垮塌，被膠結充填，連通性差，形成相對獨立的洞穴體(tǐ)單元。如哈7井位于哈拉哈塘地區西北(běi)部，屬于輪南(nán)低凸起的西部斜坡帶。根據儲層、流體(tǐ)性質、試采特征分(fēn)析，哈7井屬典型的定容洞穴型油單元。根據儲層預測與縫洞雕刻判斷，哈7井爲孤立的洞穴體(tǐ)系，與周圍縫洞體(tǐ)相距較遠，連通性差(圖6-8)。周圍不同單井油氣性質變化大(dà)，哈7井爲重油，而西南(nán)部的哈11井爲正常油，表明油藏間不連通;哈7井試采基本不含水，哈9井卻出現暴性水淹，低部位的哈11井試采高産穩産、且不含水，表明不同井區具有不同的邊、底水條件，地層水體(tǐ)沒有溝通;哈7井試采表明油壓下(xià)降快，産量衰竭明顯，是孤立的定容型油聚集單元。
2.連通縫洞型油氣
在岩溶縫洞儲層發育過程中(zhōng)，由于河道、裂縫與斷裂系統的溝通作用，有很多大(dà)型縫洞體(tǐ)是連通的，雖有後期垮塌充填，但也有一(yī)定數量縫洞體(tǐ)的保存，形成相互連通的多縫洞系統。在一(yī)定曆史時期、一(yī)定的壓差下(xià)相互獨立的縫洞體(tǐ)由于某些作用也能互相連通，形成統一(yī)的多縫洞體(tǐ)油氣藏。縫洞的連通性判識比較困難，通常根據試采、幹擾試井和示蹤劑等方法确定。塔裏木盆地中(zhōng)古162井、輪古101井、輪古15井等井區發育連通的縫洞型油氣。如中(zhōng)古162井，是多縫洞體(tǐ)控制的弱揮發油聚集單元。在縫洞雕刻圖上(圖6-9)，中(zhōng)古162井附近有多套連通的縫洞體(tǐ)發育;從試采曲線上可以看出，中(zhōng)期在未采取任何措施的情況下(xià)，出現油壓上升、氣油比降低、産油量增加等現象，分(fēn)析是因爲溝通了新的儲集體(tǐ)，另外(wài)一(yī)個縫洞單元在一(yī)定的壓差下(xià)，與先期出油的縫洞體(tǐ)溝通，從而得到更多的油氣補給，增加了油氣産量，油壓也随之上升;區内鄰近縫洞體(tǐ)在一(yī)定條件下(xià)可能形成相互連通的儲集單元，成爲連通的縫洞型油聚集單元(圖6-9)。
圖6-8 哈7井奧陶系碳酸鹽岩縫洞雕刻與洞穴型油聚集單元剖面圖
圖6-9 中(zhōng)古162井奧陶系縫洞雕刻與多縫洞型油聚集單元剖面圖
二、輸導體(tǐ)系
作爲油氣成藏過程中(zhōng)溝通源岩與儲層的橋梁與紐帶，輸導體(tǐ)系是油氣成藏的關鍵控制因素，也是系統化、動态化油氣成藏研究重要的體(tǐ)現(magoon，1994)。油氣輸導體(tǐ)系受控于盆地構造、沉積成岩演化、流體(tǐ)活動(流體(tǐ)勢、壓力)等諸多因素，随時空變化輸導性質和能力發生(shēng)複雜(zá)的變化(郝芳等，2000)。一(yī)般認爲，輸導體(tǐ)系是油氣從烴源岩運移到圈閉過程中(zhōng)所經曆的所有路徑網，主要包括斷層和裂縫、不整合面、連通砂體(tǐ)，以及它們的組合類型(付廣，2001)。
1.斷裂和裂縫輸導體(tǐ)系
斷裂和裂縫輸導體(tǐ)系是斷裂活動開(kāi)啓形成的油氣運移通道。同時，大(dà)量伴生(shēng)裂縫的發育也顯著改善了碳酸鹽岩的儲集性能，形成溶孔-溶洞-裂縫體(tǐ)系。裂縫越發育，滲濾空間越大(dà)，越有利于油氣的運移。
如塔北(běi)輪南(nán)奧陶系斷裂及裂縫特别發育，斷裂和裂縫與褶皺構造常相伴而生(shēng)。其中(zhōng)斷至中(zhōng)下(xià)寒武統烴源岩的斷裂，成爲油氣有效的運移通道。如輪南(nán)地區的油氣主要來源于古生(shēng)界海相烴源岩，溝通烴源岩斷裂發育的碳酸鹽岩縫洞區，成爲油氣富集區。如英買2井區、塔河地區s86—s67—s65—t401井及t402—s78井沿北(běi)東方向構造裂隙相對發育，形成自塔河7區—6區—4區的中(zhōng)下(xià)奧陶統油氣運移富集帶(顧憶，2007)。斷裂也對古生(shēng)界部分(fēn)油氣藏具有一(yī)定的改造和破壞作用。
2.不整合面輸導體(tǐ)系
多期構造運動形成多期不整合，不整合面之下(xià)一(yī)定深度範圍内形成大(dà)規模的溶蝕孔、洞、縫系統，成爲碳酸鹽岩縫洞型油氣主要的儲集空間，同時，不整合面是油氣側向運移的重要通道，前提是其上必須有封閉蓋層。
如輪古-塔河油田中(zhōng)下(xià)奧陶統，經加裏東期—海西早期長期暴露風化剝蝕，形成廣泛分(fēn)布的風化殼，儲滲條件較好的地表殘積物(wù)、風化裂隙角礫岩和半風化層主要由裂縫、縫合線溝通的溶蝕孔、洞、縫構成岩溶網絡體(tǐ)系，是輪古-塔河油田最重要的輸導體(tǐ)系，尤其是海西晚期烴源區大(dà)規模供油及塔河地區尚不完全封閉的蓋層條件，造成了現今奧陶系稠油分(fēn)布狀況，顯示出不整合及岩溶系統輸導體(tǐ)系對輪古-塔河油田的形成具重要性(顧憶，2007)。
3.連通砂體(tǐ)輸導體(tǐ)系
連通砂體(tǐ)輸導體(tǐ)系以連通孔隙作爲油氣運移的通道，如塔北(běi)輪南(nán)古-塔河地區，該類輸導體(tǐ)系主要發育于石炭系卡拉沙依組砂岩及三疊系砂岩中(zhōng)(陳強路，2004)。卡拉沙依組具有砂岩層數多、單層厚度薄、橫向變化大(dà)等特點;三疊系砂體(tǐ)展布相對穩定，橫向變化較小(xiǎo)，與斷裂、不整合面相互配合，成爲油氣運移的重要輸導體(tǐ)系。
4.複式輸導體(tǐ)系
區域性通源斷裂、不整合面、岩溶縫洞系統、砂體(tǐ)及裂隙等構成了油氣運移的複合通道，是形成大(dà)型複式油氣藏的重要條件。如塔北(běi)輪南(nán)地區三疊系、石炭系和奧陶系油氣藏即是經過多期生(shēng)烴、充注、調整，形成的多層系複合式油氣分(fēn)布，是複式輸導體(tǐ)系作用的結果。喜馬拉雅期晚期氣侵之前，桑塔木斷壘、輪南(nán)斷裂帶的斷裂、裂縫溝通了三疊系砂體(tǐ)和奧陶系古油藏，使得油氣運移到上覆的石炭系和三疊系，并在石炭系和三疊系砂體(tǐ)内進一(yī)步運移。喜馬拉雅期晚期氣侵過程中(zhōng)，裂解形成的高幹燥系數的天然氣，順着輪古東走滑斷裂充注到奧陶系碳酸鹽岩縫洞型儲層中(zhōng)，由于石炭系高壓層的形成，導緻了斷裂在石炭系閉合，晚期裂解天然氣隻能沿斷層和不整合面輸導體(tǐ)系運移，運移通道爲桑塔木斷裂帶的奧陶系縫洞碳酸鹽岩儲層。
三、油氣運移和聚集機理
裂縫-溶洞型碳酸鹽岩油藏是由基質、裂縫和溶洞組成的連續介質。裂縫和由裂縫貫穿的溶洞與烴源岩連通，既是儲集空間，又(yòu)是流動通道;由裂縫連通的孔洞具有管流特征，裂縫系統油氣滲流遵循達西定律，基質系統滲流能力很小(xiǎo)，具有非達西滲流特征。縫洞型碳酸鹽岩油藏，儲集空間以溶洞爲主，裂縫爲主要流通通道，溶洞、裂縫随機分(fēn)布，具有“晶格狀”油藏的特征。裂縫和與其連通的溶洞動力學尺寸較大(dà)，流體(tǐ)流動可以看成是管道流動，基質滲透率很低，流體(tǐ)流動遵守非達西定律。
縫洞型油藏内部大(dà)縫大(dà)洞與小(xiǎo)縫小(xiǎo)洞并存，介質表現爲極強的不連續性;流體(tǐ)流動的空間不僅在形狀上而且在尺度上存在巨大(dà)差異;流體(tǐ)的流動模式既有小(xiǎo)縫小(xiǎo)洞中(zhōng)的線性流，又(yòu)有大(dà)縫大(dà)洞中(zhōng)的非線性流，更有兩種流動規律以不同形式混合在一(yī)起的組合流動。有關碳酸鹽岩油藏的流動規律，多數觀點是基于連續介質理論讨論，或者把不連續介質用等效的連續介質流動系統代替，将儲層視爲孔隙-溶洞型雙重介質、孔隙-裂縫-溶洞型三重介質或多重孔隙介質等類型(圖6-10)，認爲在其中(zhōng)發生(shēng)的完全是滲流。
圖6-10 阿克庫勒凸起南(nán)斜坡下(xià)奧陶統縫洞型碳酸鹽岩油氣剖面
針對縫洞型儲層系統的特點，本書(shū)提出縫洞型油氣聚集機理，即一(yī)種溶洞大(dà)尺度流動與裂縫滲流交接系統的流動物(wù)理模型———縫洞交接流動模型(圖6-11)，也就是管流-滲流交接流動模型。這種滲流與管流耦合模型既反映了大(dà)裂縫溶洞系統中(zhōng)流體(tǐ)的流動，又(yòu)反映了基質和孤立孔洞中(zhōng)流體(tǐ)的滲流，它将縫洞型儲層系統看成是統一(yī)的連續介質地質模型。例如可以假設溶洞爲圓柱狀，它們之間通過裂縫滲流系統連接，一(yī)個縫洞單元可以看成是一(yī)種網狀物(wù)理模型。溶洞中(zhōng)的流體(tǐ)流動可近似爲不規則的管流，即流體(tǐ)在圓管中(zhōng)的流動，它是流體(tǐ)力學中(zhōng)相對簡單的一(yī)種流動。
圖6-11 碳酸鹽岩縫洞油氣聚集機制示意圖
溶洞爲主要的儲集空間，可視爲管狀通道，溶洞中(zhōng)的流動可以認爲是管流，流體(tǐ)視爲不可壓縮的黏性流體(tǐ)。裂縫是主要的滲濾通道，在溶洞之間起連接作用，同時又(yòu)有一(yī)定的儲集能力，裂縫中(zhōng)的流動可以認爲是線性滲流。溶洞單元和裂縫單元組合起來就可以構成縫洞單元。緻密的基岩滲流能力很低，由于其特殊的成藏條件，使得縫洞的非均質性非常強，流體(tǐ)流動狀态複雜(zá):裂縫溶洞尺寸較大(dà)，其中(zhōng)流體(tǐ)流動可以視爲管流;微細裂縫或基質非常緻密，孔隙尺寸很小(xiǎo)，流體(tǐ)流動遵循達西定律或非達西定律。由于縫洞型油藏同時存在基質的“滲流”與縫洞的“管流”(或空腔流、窩流)，現有的油藏流體(tǐ)動力學理論尚不能有效地描述流體(tǐ)流動特征。
由于縫洞型碳酸鹽岩儲層的非均質性，導緻油氣運聚和分(fēn)布具複雜(zá)性(圖6-12)。例如，輪南(nán)凸起經曆了晚加裏東期、海西期的強烈隆升剝蝕及印支期以來的疊加改造過程，輪南(nán)凸起及其周圍地區長期處在油氣運移的指向上，經曆了3個一(yī)級波動周期的油氣成藏旋回:第一(yī)成藏旋回以破壞爲特點，第二成藏旋回以改造爲特點，第三成藏旋回以富集爲特點。輪南(nán)地區溶洞系統有3個發育段，縫洞系統發育程度及其連通性是風化殼型油氣富集的重要因素，密集發育的裂縫及小(xiǎo)斷層溝通溶洞就形成油氣富集區，孤立的溶洞沒有油氣來源，鑽到溶洞發育區即出水。在斷壘帶頂部洩漏區含水，緊鄰的斜坡高部位蓋層條件欠佳爲高滲漏區，是稠油分(fēn)布區。斜坡低部位以及平台區，由晚期油氣的充注形成輕質油和凝析油分(fēn)布區。中(zhōng)、上奧陶統的殘存區是尋找早期形成的碳酸鹽岩原生(shēng)油氣藏的有利地區。圍繞輪南(nán)低凸起沿斜坡往下(xià)向着凹陷的方向是碳酸鹽岩有利的油氣富集區。
圖6-12 輪南(nán)地區多種油氣性質分(fēn)布圖
塔河油田碳酸鹽岩儲集空間以溶洞爲主，具有産能貢獻意義的溶洞、裂縫尺度在300μm以上;酸壓形成的裂縫張開(kāi)度一(yī)般爲1～8mm。根據流動方式判别，塔河油田縫洞儲集體(tǐ)中(zhōng)流體(tǐ)流動以達西流爲主，進而明确了溶洞中(zhōng)的流體(tǐ)流動可近似爲不規則的管流，而尺度在300μm以下(xià)的溶蝕孔洞和裂縫中(zhōng)的流體(tǐ)流動爲滲流。對于碳酸鹽岩縫洞型油氣藏，準确地預測碳酸鹽岩縫洞的分(fēn)布區是發現油氣的前提，而準确地識别裂縫及小(xiǎo)斷裂的分(fēn)布更是提高勘探成功率的關鍵。
四、縫洞型油氣富集規律
我(wǒ)國海相沉積盆地具有時代老、有機質熱演化曆史長、成熟度高、儲層埋藏深、儲層非均質性強、油氣藏分(fēn)布複雜(zá)且後期調整、改造破壞嚴重等特征。縫洞型油氣是指儲存在由岩溶作用形成的縫洞體(tǐ)中(zhōng)的油氣，儲層的非均質性極強，基質孔隙度一(yī)般小(xiǎo)于1.2%，滲透率一(yī)般小(xiǎo)于0.5×10-3μm2，油氣主要受一(yī)系列縫洞體(tǐ)控制，在相對獨立的縫洞體(tǐ)内具有統一(yī)的溫壓系統、統一(yī)的油氣水界面。如輪南(nán)-塔河油田潛山風化殼油氣分(fēn)布區、塔中(zhōng)北(běi)斜坡鷹山組層間風化殼大(dà)型凝析油氣分(fēn)布區都是由一(yī)系列疊置連片的縫洞體(tǐ)控制。
1.長期暴露的古隆起控制優質儲層發育
縫洞型岩溶儲層的分(fēn)布與發育程度受古岩溶地貌控制。不同的地貌單元，岩溶作用與儲層發育程度不同，油氣富集程度也有所差異。岩溶台地，古地勢較高，地層剝蝕嚴重，岩溶作用以發育垂直洞穴爲主，是區内岩溶水的主要補給區，其上蓋層沉積較薄，難以形成有效的油氣聚集。岩溶盆地和谷地處于岩溶水的彙集排洩區，儲層充填嚴重，難以形成有利的儲集空間。岩溶階地處于岩溶台地與岩溶盆地的平緩過渡帶，水動力條件優越，岩溶水補給有源，排洩有道，古岩溶作用強烈，儲集空間相對發育。
陝甘甯盆地、四川盆地與塔裏木盆地的古隆起分(fēn)别經曆了140ma、120ma、77～232ma的風化剝蝕，形成的風化殼構成了較好的儲層。以川中(zhōng)古隆起爲例，二疊紀前，古隆起地貌已準平原化，風化殼以碳酸鹽岩爲基岩的元素風化帶出率達90.32%～96.52%，屬于岩溶風化殼;以粘土岩和砂岩爲基岩的元素風化帶出率爲25%，屬于殘積風化殼;碳酸鹽岩風化殼具有淋溶作用強、淋濾作用大(dà)、殘積作用弱的特點，因而易形成縫洞岩溶發育帶。陝甘甯古隆起也有類似現象，塔裏木台盆區寒武-奧陶系碳酸鹽岩儲層的分(fēn)布主要受後期風化剝蝕和古岩溶作用控制。輪南(nán)、塔中(zhōng)、巴楚東南(nán)部等古隆起區奧陶系因暴露時間長，因而儲集條件較好。相反，位于滿加爾凹陷北(běi)部的羊屋2井、巴楚東部的和3井等，由于處于古斜坡的低部位，因而儲集條件較差。另外(wài)，長期發育的繼承性古隆起往往可形成多套優質儲層，輪南(nán)地區之所以存在奧陶系、石炭系、三疊系、侏羅系等多套優質儲層，與其長期發育的古隆起背景有着密切聯系。
2.優質儲層控制了縫洞型油氣的富集
油氣不受局部構造控制，縫洞體(tǐ)控制了風化殼油氣的富集。如塔北(běi)南(nán)緣奧陶系以台地相灰岩爲主，原生(shēng)孔隙幾乎消失殆盡，儲集體(tǐ)以岩溶作用形成的縫洞體(tǐ)爲主，有很多鑽井鑽遇大(dà)型縫洞系統，輪南(nán)地區共有20餘口井在鑽井過程中(zhōng)發生(shēng)放(fàng)空、井湧或泥漿漏失，井間變化大(dà)。在平面上，岩溶縫洞具有分(fēn)帶、分(fēn)塊的特征，岩溶斜坡儲層最發育，岩溶洞穴數量多、規模大(dà)、充填少，一(yī)系列縫洞發育區在空間上疊置連片分(fēn)布。隻有鑽遇大(dà)型溶洞的井才能獲得高産工(gōng)業油氣流，沙48井、輪古15井、輪古42井、輪古701井、艾丁4井等高産工(gōng)業油氣流井都是由大(dà)型溶洞産出，而輪南(nán)15井等低産與失利的主要原因是儲層欠發育。對輪南(nán)-塔河潛山的勘探實踐表明，隻有當鑽井打在大(dà)型溶洞或與溶洞溝通良好的裂縫上時，才可能獲得高産和穩産，縫洞體(tǐ)的發育程度決定了奧陶系儲層的産能，優質儲層控制了油氣的富集。
縫洞系統造成了油氣聚集的不均一(yī)性。輪南(nán)奧陶系的鑽探與研究表明，有利儲集體(tǐ)分(fēn)布在潛山風化殼頂部200m範圍内，油氣分(fēn)布受控于岩溶體(tǐ)系與裂縫系統的空間發育程度。盡管宏觀上油氣呈準層狀分(fēn)布，但由于岩溶儲層非均質性強，縫洞系統周緣就是不含油氣的緻密灰岩，相對獨立的一(yī)個或多個溶洞系統就組成了一(yī)個相對獨立的油(氣)藏，其間具有相對統一(yī)的油氣水界面與統一(yī)的溫壓系統。由于缺乏構造圈閉或地層岩性的遮擋，縫洞體(tǐ)系的獨立與連通是相對的，在不同的地史時期，不同的邊界條件下(xià)，連通的油氣藏可能分(fēn)隔爲多個孤立的油氣藏，相對獨立的縫洞系統可能實現連通與油氣的調整，因此在油氣産出過程中(zhōng)，由于不同縫洞系統的溝通，會造成油氣水性質的差異與産量的周期性變化。相對孤立的縫洞系統形成定容體(tǐ)，油氣初始産量高，但上水快，産量有限;而連通的多縫洞系統規模大(dà)，油氣産量比較穩定或緩慢(màn)下(xià)降，含水率逐步上升。對于連通性較差的多套縫洞系統，在一(yī)定的壓差下(xià)可能實現連通，從而出現油氣産出的周期性變化，如一(yī)套縫洞體(tǐ)系産出後又(yòu)出現另一(yī)套系統的油氣供給，造成産量忽高忽低，含水率也出現很大(dà)變化。
3.多成因儲層疊置連片分(fēn)布是油氣大(dà)面積分(fēn)布的基礎
我(wǒ)國古老的碳酸鹽岩儲層經曆了多期的構造擡升與暴露，發育多期碳酸鹽岩岩溶作用，造成風化殼岩溶古地貌的不同與儲層特征的差異性。多類型次生(shēng)孔隙造成了儲層的非均質性。由于碳酸鹽岩儲層受控于多期的溶蝕作用和破裂作用，具有非組構選擇性，形成多種類型複雜(zá)的次生(shēng)孔隙，其發育特征與空間分(fēn)布複雜(zá)多樣，造成碳酸鹽岩儲層的強烈非均質性。
岩溶型碳酸鹽岩儲層易縱向疊置、橫向連片呈近層狀大(dà)面積分(fēn)布。如輪南(nán)潛山縫洞系統在縱向上分(fēn)層明顯，雖然井間橫向變化大(dà)，縫洞層的數量、深度差異大(dà)，但不同的岩溶部位都有多層岩溶洞穴的發育。在平面上，岩溶縫洞具有分(fēn)帶、分(fēn)塊的特征，一(yī)系列縫洞發育區在空間上疊置連片分(fēn)布，形成逾5000km2規模的岩溶儲層發育區。塔中(zhōng)鷹山組風化殼儲層分(fēn)布類似輪南(nán)地區，縱向分(fēn)層、平面分(fēn)區塊特征更明顯，下(xià)奧陶統鷹山組風化殼儲層主要發育在潛山面以下(xià)200m的垂直滲流帶和水平潛流帶内，在塔中(zhōng)北(běi)斜坡分(fēn)布面積逾6000km2。
4.長期繼承性發育的古隆起斜坡帶、地層超覆尖滅帶、岩相變化帶等是有利的油氣聚集場所
縫洞型油氣主要與大(dà)型地層不整合面及古隆起有關，古隆起由于構造活動的繼承性擡升，爲油氣長期運移指向，因此往往有豐富的油氣聚集;影響縫洞型油氣形成與油氣富集程度的因素除了烴源岩和儲蓋條件等因素外(wài)，古隆起形成時間、後期構造的穩定性以及古隆起的規模、油氣充注和成藏過程疊加等也是十分(fēn)重要的因素，古隆起形成時間越早、發育時間越長、後期構造越穩定、古隆起規模越大(dà)，越有利于油氣聚集和保存，油氣富集程度也越高。
古隆起高部位因後期構造變動最爲強烈，因而往往以油氣的調整和破壞爲主，該部位一(yī)般形成的是次生(shēng)油氣聚集，若後期構造變動極爲強烈，則甚至無油氣形成和保存。隆起低部位以及古隆起的斜坡部位因後期構造活動相對較弱，因而是原生(shēng)油氣形成和保存的主要部位，或者既有較大(dà)規模的原生(shēng)油氣聚集，又(yòu)有規模不大(dà)的次生(shēng)油氣形成。岩溶儲層在古隆起斜坡疊合複合，油氣沿不整合面分(fēn)布，形成大(dà)面積分(fēn)布的準層狀油氣田(圖6-13)。
圖6-13 塔裏木盆地南(nán)北(běi)向油藏剖面圖
三、油藏開(kāi)發初期的試井應用
勝利油區經過多年的勘探和開(kāi)發，目前發現的油氣藏主要是儲量規模較小(xiǎo)的複雜(zá)斷塊、岩性、潛山基岩等隐蔽油氣藏。在開(kāi)發初期要确定這些複雜(zá)小(xiǎo)油田的油藏邊界、儲量多少、油層連通性、裂縫發育、儲集性能等情況，試井可能起很重要的作用。
（一(yī)）确定油藏外(wài)邊界及單井儲量估算
勝利油區一(yī)共進行了300多口井的試井測試，約有1/3的測試結果見到了不同類型的油藏邊界反映，其中(zhōng)包括單一(yī)不滲透邊界、多條不滲透邊界（斷層或岩性尖滅）、等壓邊界（油水邊界）、不滲透邊界與等壓邊界的組合和全封閉外(wài)邊界。
1.封閉邊界的預測
孤北(běi)30井位于沾化凹陷孤北(běi)30斷塊（圖6-18），射開(kāi)層位是沙二段（2318.3～2328.6m），儲層爲灰色油迹粉砂岩。1993年10月進行了壓力劃分(fēn)探邊測試，關井前已穩産30d，日産47.8t，不含水。在雙對數坐标圖上的壓力恢複曲線（圖6-19）上，推斷該井有4個邊界，其距離(lí)分(fēn)别爲62、125、192和248m，含油面積約0.18km2。
圖6-18 孤北(běi)30構造井位示意圖
圖6-19 孤北(běi)30井壓力恢複拟合曲線圖
以此爲依據，并結合其他地質資(zī)料，在預測的含油範圍内打了1口新井孤北(běi)30-1（圖6-18右），該井也是高産井，增加含油面積0.2km2，取得了良好效果。
2.全分(fēn)别邊界的預測
鹽16井位于民豐窪陷北(běi)部，其沙三段砂礫岩油藏是南(nán)傾地層與兩條北(běi)傾斷層及岩性變化組成的複合型油藏（圖6-20）。對沙三段中(zhōng)部（1994～2018m）進行了壓力恢複探邊試井，采用井筒儲存帶表皮效應的均質矩形全封閉外(wài)邊界模型拟合（雙對數拟合，圖6-21）。
圖6-20 鹽16井構造示意圖
圖6-21 鹽16井全封閉外(wài)邊界模型壓力拟合曲線圖
拟合的矩形長和寬分(fēn)别爲1120m和366m，圈閉面積爲0.41km2。後來在鹽16井以南(nán)鑽了鹽161井，證實了試井解釋的正确性。
3.等壓邊界預測
利371井位于東營凹陷濱南(nán)-利津斷裂帶利371背斜頂部（圖6-22），沙三段上部被射開(kāi)16m（2036～2052m），從壓力恢複雙對數拟合曲線看（圖6-23），在井筒儲存和表皮效應影響過後，壓力導數曲線進入0.5斜率的徑向流動期；然後折90°迅速下(xià)降，用圓形等壓封閉邊界拟合，得到圓半徑爲850m，井位位于油藏中(zhōng)心。
圖6-22 利371背斜構造圖
圖6-23 利371井壓力恢複雙對數拟合曲線圖
由于該井位于背斜頂部，850m的油水邊界應當在2080m構造等高線上，由此計算出的圈閉面積爲2.26km2，單井控制儲量279萬噸。後來打了利371-1和利371-2井，證實油水界面在2073m，上報地質儲量223萬噸，含油面積1.8km2。基本證實利371井試井預測的油藏邊界和儲量是準确的。
4.流壓探邊
埕科1井是勝利油區第一(yī)口水平井，該井構造位置屬于埕東凸起東北(běi)坡埕110鼻狀構造高部位，目的層爲上二疊統含礫砂岩和侏羅系粉細砂岩，油層向東北(běi)方向傾斜、傾角27°（圖6-24），平面上呈條帶狀分(fēn)布。
圖6-24 埕科1井油藏剖面示意圖
爲了搞清楚埕科1井的産能、儲層物(wù)性及儲量，先後進行4次試井，其中(zhōng)第一(yī)次爲系統試井和壓力恢複試井，第二、第三次爲流壓探邊試井，第四次爲上返前的壓力恢複試井。第二次的流壓測試由于更換油嘴僅5天，測試的壓力曲線在直角坐标系上無明顯直線段，因而不能用于估算儲量。
圖6-25是埕科1井第三次試井時的流壓曲線，此時該井已經以10mm油嘴穩定生(shēng)産了兩個月，測試曲線爲一(yī)直線，油藏處于拟穩定流狀态，利用圖中(zhōng)直線斜率計算出的連通孔隙體(tǐ)積（ahφ）爲11.8×106m3，爲該井儲量計算打下(xià)堅實基礎。
圖6-25 埕科1井流壓探邊測試曲線
（二）油藏的儲集空間類型預測
勝利油區的地質情況比較複雜(zá)，預測油藏儲集空間類型是油田投入高效開(kāi)發的前提。物(wù)性比較好的砂岩油藏常作爲均質儲層來開(kāi)發，非均質性強烈的砂岩油藏常常作爲低滲透和高滲透雙重介質來開(kāi)發，潛山型碳酸鹽岩油藏一(yī)般存在岩塊和裂縫兩種儲集空間（雙重介質）。奧陶系灰岩儲層的雙重介質特征十分(fēn)明顯，例如沾化凹陷樁古18斷塊的老30井試井資(zī)料（圖6-26），雙對數的壓力恢複曲線呈現雙重介質特征：岩塊爲低滲透層，裂縫滲透率也不高，僅爲2.5×10-3μm2。
圖6-26 潛山型奧陶系灰岩油藏試井曲線特征（l30井）
（三）預測裂縫型油藏的裂縫走向
濟陽坳陷火(huǒ)成岩分(fēn)布廣泛，目前已有近500井鑽遇火(huǒ)成岩，其中(zhōng)20%以上有油氣産出，特别是惠民凹陷的商(shāng)741塊、沾化凹陷的羅151塊裂縫型輝綠岩獲得了高産油流，展示了火(huǒ)成岩油藏的開(kāi)發前景。
圖6-27 商(shāng)741斷塊井位及儲層頂面構造圖
開(kāi)發裂縫型火(huǒ)成岩油藏的關鍵環節是确定裂縫的發育方向，利用fmi測井雖然可以識别裂縫發育帶，但是成本高、且隻能識别井壁附近的裂縫，而多井幹擾試井則能搞清楚裂縫走向、儲量參數等。
商(shāng)741塊進行了多井幹擾試井，觀察井爲商(shāng)743井，激動井爲商(shāng)741井和南(nán)邊的商(shāng)74-8井（圖6-27）。将電(diàn)子壓力計下(xià)在商(shāng)743井，對壓力變化進行連續測試；在保持周圍其他井工(gōng)作制度不變的情況下(xià)，先将商(shāng)741井關井激動，然後再開(kāi)井激動，壓力趨于穩定後，關商(shāng)74-8井産生(shēng)新的激動，在商(shāng)743井觀察到的幹擾試井曲線如圖6-28所示。
圖6-28 商(shāng)741斷塊幹擾試井曲線
幹擾試井結果表明，東西方向分(fēn)布的商(shāng)741井和商(shāng)743井是相互連通的，而且滲透率相當高。盡管兩口井相距1350m，商(shāng)741井在關井1小(xiǎo)時後，商(shāng)743井就接收到了壓力幹擾信号；而在距離(lí)商(shāng)743井1430m的商(shāng)74-8井進行關井激動3天之後，商(shāng)743井也沒有觀察到幹擾信号，說明兩口井之間不連通或連通性很差。因此，商(shāng)741塊儲層裂縫主要是東西走向的，在南(nán)北(běi)方向上流體(tǐ)很難流動。
