塔里木盆地轮古油田奥陶系储层特征及主控因素

程 飞， 韩 杰， 韩开飞， 刘俊峰， 崔仕提， 罗新生， 翟姝玲

( 1. 山东胜软科技股份有限公司 胜软油气勘探开发研究院，山东 东营 257000； 2. 中国石油塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000 )



塔里木盆地轮古油田奥陶系储层特征及主控因素

程 飞1， 韩 杰2， 韩开飞1， 刘俊峰2， 崔仕提2， 罗新生2， 翟姝玲2

( 1. 山东胜软科技股份有限公司 胜软油气勘探开发研究院，山东 东营 257000； 2. 中国石油塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000 )

针对塔里木盆地轮古潜山奥陶系油气藏勘探开发现状，引入试井分析方法，基于轮古地区的钻井、岩心、测井、地震、试井和分析化验资料，分析轮古地区储层岩石类型、沉积相特征、储集空间类型、储层物性和储层分布特征，研究储层主控因素.结果表明：轮古地区奥陶系碳酸盐岩经过各种成岩作用改造，其原生孔隙已被破坏殆尽，有效孔隙空间主要是加里东—海西期构造及岩溶作用形成的裂缝和溶蚀孔洞，储层分布的非均质性极强.岩溶缝洞型储集体的发育主要受岩性岩相、岩溶作用和构造破裂作用等因素控制.岩性岩相是储层的基础，岩溶作用和构造破裂作用是储层形成和发育的主要控制因素，溶蚀孔洞是稳产的条件，裂缝是高产、稳产的关键.碳酸盐岩储层特征是岩性、沉积环境、多种成岩作用和构造活动等因素综合作用结果，即碳酸盐岩储层通常是岩性、沉积环境、成岩作用和构造作用相互叠加的产物.

岩溶作用； 储层特征； 高能相带； 奥陶系； 塔里木盆地

0 引言

塔里木盆地奥陶系滩礁体沉积储层和油气勘探取得重大突破，为中国石油的主要勘探开发区块.塔里木油田是我国石油工业“发展西部”的主战场[1]，油田储层作为油田的经济基础具有重要的作用，同时油气勘探是一个实践—认识—再实践—再认识的辩证过程[2].近年来，成像测井、试井解释技术逐步应用于储层物性研究，为识别储层物性、储层类型及储层分布提供依据[3].

碳酸盐岩油藏具有储层埋藏深、时代久、缝洞发育、储层非均质性强和成因类型多样[4-5]等特点，碳酸盐岩储层的预测和评价难度大.贾承造、苗继军等认为长期风化淋虑作用是形成风化壳岩溶储层的关键，多期构造运动改善储集性能，深部流体进一步加强岩溶作用[6-7]；王福焕等认为形成于晚加里东—早海西期的3条大断裂及与之伴生的裂缝系统，是轮古地区奥陶系油气成藏的主控因素[8]；Verwer K等认为储层的原生孔隙和沉积相带是次生孔隙形成的基础，岩溶作用是控制储层发育的主要因素[9-10].随着轮古油田勘探开发的不断深入，研究不同类型储集体展布特征、物性特征和储层发育主控因素，能够为油田的高效开发、稳产增产提供地质依据.

1 地质背景

轮古油田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起中部，面积约为498.7 km2，塔北隆起奥陶系灰岩顶面从轮南到英买力地区为一大型背斜，轮南、哈拉哈塘北部发育潜山，为一大型油气富集带.奥陶系灰岩顶面以轮古西走滑断裂为界整体分为两部分，走滑断裂以西整体呈现一个西北倾向的宽缓斜坡，斜坡内部发育多个被大型沟谷所切割的形态各异的小型背斜.走滑断裂以东整体呈现大型东南倾的斜坡，以东西向逆冲走滑断裂为界，可划分为中部斜坡带、轮南断垒带、桑塔木断垒带及南部斜坡带四部分.轮古油田受构造活动及岩溶改造作用影响，潜山顶面发育一系列面积大小不一、形态不规则的断鼻或断背斜.奥陶系是轮古地区的主要产油层系之一，与上覆地层不整合接触，与下伏寒武系整合接触.奥陶系主要含油层系为一间房组和鹰山组，其中一间房组厚度为17～86 m，岩性以浅褐灰—灰褐色亮晶砂屑灰岩，亮晶鲕粒灰岩、亮晶藻屑砂屑灰岩为主，生物以兰绿藻及其藻屑为主，含少量薄壳腕足类和介形虫，具生物潜穴和扰动构造，具有低的自然伽马和较高的电阻率值；鹰山组厚度在600 m以上，岩性以褐灰色砂屑灰岩和含云质砂屑灰岩为主，在电性上表现为低伽马和高电阻，自然伽马曲线比较平直，无大的起伏，鹰山组油气主要富集于鹰山组鹰一段顶部，底部储层主要为水层和干层.

图1 轮古油田奥陶系油藏构造Fig.1 The structural of Lungu oilfield Ordovician reservoir

2 储层特征

2.1 储层岩石类型

轮古油田奥陶系储层主要发育于中下奥陶统一间房组和鹰山组，在沉积、构造和岩溶改造作用下形成准层状滩礁体储集层[4,11].岩石类型主要为亮晶颗粒灰岩(见图2(a))、泥晶灰岩(见图2(b))、生屑灰岩(见图2(c))、含硅质结核灰岩、角砾状灰岩和云质灰岩(见图2(d))等，溶洞及裂缝中充填或沉积泥岩、粉砂岩及方解石胶结物.其中亮晶颗粒灰岩的储集性能较好，在奥陶系发育分布比较广泛，是能量相对较高的台内浅滩环境的沉积产物，泥晶灰岩、生屑灰岩形成于能量相对较低的台坪环境.

根据L7、N1、N101、N11和N1-H1等10口井鹰一段171块岩心薄片、铸体薄片资料统计，亮晶砂屑灰岩质量分数占60.3%，泥晶灰岩质量分数占24.5%，生屑灰岩质量分数占3.3%，其他岩石类型质量分数占11.9%.表明鹰山组储集层以亮晶砂屑灰岩为主，泥晶灰岩中也有储层分布；一间房组储集层以颗粒灰岩为主(占83%)，其他岩石类型质量分数较少.

2.2 沉积相特征

2.2.1 类型

根据研究区单井岩心精细观察描述，结合薄片、地震、测井资料分析及区域沉积格局研究，轮古油田奥陶系主要划分为碳酸盐开阔台地、局限台地及半局限台地3个大相[12].其中开阔台地主要发育于中下奥陶统鹰山组及中奥陶统一间房组，根据沉积水体能量划分为台内滩、台内礁(丘)及滩间海3个亚相.

2.2.2 纵向特征

轮古油田奥陶系整体处于轮南古隆起构造顶部，由于奥陶系鹰山组、一间房组遭受强烈风化剥蚀, 使得其上地层完全被剥蚀掉.根据轮古油田单井奥陶系沉积相分析，鹰山组为开阔台地沉积，垂向上表现为台内滩和滩间海交替出现，说明该处水体较浅，地形略有起伏；一间房组也为开阔台地沉积，垂向上表现为台内滩和台内点礁交替出现，说明该处水体较鹰山组沉积时期更浅，水体能量更高.

图2 轮古油田奥陶系碳酸盐岩岩心Fig.2 Lungu oilfield Ordovician carbonate rocks

轮古油田沉积相连井分析结果(见图3)表明，轮古油田大多数井钻遇的地层为鹰山组，沉积相为开阔台地沉积，台内滩发育，沉积厚度较大，横向上大面积分布；在滩间海发育泥晶灰岩，呈现透镜体形式.台内滩粒屑比较丰富，岩性以浅褐灰色粒屑灰岩为主，夹亮晶粒屑灰岩和粒屑泥晶灰岩.粒屑为砂屑、蓝绿藻屑和生屑，为高能沉积环境，主要发育原始粒间孔、粒内溶孔和晶间孔，岩性较纯，泥质较少，受构造破裂作用和岩溶作用的影响，出现较好的储层发育段.

2.2.3 平面特征

轮古油田大多数井仅钻揭奥陶系中下统鹰山组地层，平面上奥陶系鹰山组主要以区域性开阔台地的台内砂屑滩沉积为主，滩间海仅发育在N34井、N26井及N3井周围区域.一间房组地层仅在方案区的东南部残留，平面上以区域性开阔台地的台内高能鲕粒砂屑滩沉积为主，局部发育台内点礁.

台地前缘斜坡、生物礁和边缘浅滩等滨岸带属于高能带，形成的碳酸盐岩的原生孔隙、次生孔隙和储集物性好.深水陆棚、广海陆棚等滨外带及潮上带属于低能带，形成的原生孔隙和次生孔隙不发育，储集和渗滤通道主要是裂缝[4].

2.3 储集空间类型

轮古油田奥陶系碳酸盐岩储集空间主要有孔、洞、缝三大类[2].按规模划分为肉眼可以观察到岩心的宏观孔洞缝和镜下才能观察到薄片的微观孔洞缝两大类.

2.3.1 宏观储集空间类型

(1)洞穴.在钻进过程中，钻遇洞穴时常伴随钻具放空、井涌和泥浆漏失等现象，岩屑中见大量次生矿物、溶积岩和溶塌角砾岩等.在钻井过程中，轮古油田发生漏失井59口、放空井20口，最大漏失量为6 400.80 m3(N11-H2井)，最大放空长度为13.15 m(L701井)，从轮古西到中斜坡有分布井.L701、L7-1、N1、N101等井的钻井、岩心和测井曲线等资料反映存在洞穴储集空间，其中L701井为大型溶蚀洞穴发育的典型代表，该井钻进到奥陶系鹰山组5 240.03 m时，连续放空4次，累计放空14.68 m，同时漏失钻井液476.20 m3.对5 121.23～5 262.51 m进行完井测试，未经措施直接求产，6 mm油嘴日产油132.00 m3，日产气14 850.00 m3.

图3 轮古油田奥陶系鹰山组东西向沉积相Fig.3 Lungu oilfield Ordovician Yingshan formation compared to the precipitation facie

(2)溶蚀孔隙、孔洞.研究区发育分布局限，具有一定的岩石组构选择性，主要发育于台内滩亚相颗粒灰岩，表现为粒间溶孔和粒内溶孔密集发育，基本未被粒状亮晶方解石及其他成岩矿物充填.溶蚀孔隙的孔径界定于0.01～2.00 mm，主要发育于台内滩亚相颗粒灰岩，表现为粒间溶孔和粒内溶孔密集发育，未被粒状亮晶方解石及其他成岩矿物充填，成像测井上呈低阻斑点状；溶蚀孔洞的大小界定于2～20 mm，孔洞内为方解石或粉砂—泥级灰岩碎屑部分充填，保留有效空间为原油占据，成像测井上呈较大低阻暗色斑块或较厚条带，可在岩心上完整识别.

(3)裂缝.考虑电成像测井的角度，根据形成机制，裂缝可分为高导构造缝、高阻缝和诱导缝三类.高导构造缝有利于储层的形成和改造，主要以构造作用形成.高阻缝为高阻物质充填裂缝或裂缝闭合而成，属于无效缝.尤其是碳酸盐岩中形成的特殊构造缝合线，为压溶作用产生的齿状裂缝，对油气运移具有一定积极意义.诱导缝为钻井过程中产生的人工缝，一般沿井壁的对称方向出现，呈羽状或雁列状，对储层原始储渗空间没有贡献.

2.3.2 微观储集空间类型

根据轮古油田奥陶系岩心铸体薄片观察统计，微观储集空间有裂缝和孔洞两大类.其中孔洞包括粒间孔、粒内孔、晶间孔和晶间溶孔四小类(见图4(a)、(b)、(c))；裂缝包括构造缝、压溶缝和溶蚀缝三小类(见图4(d)).

铸体薄片观察结果表明，中下奥陶统储层普遍分布于微观孔洞，主要存在于碳酸盐岩的基质，基本未受到其他地质作用的破坏.奥陶系微裂缝发育，以构造缝为主，少量为压溶缝和溶蚀缝，组系分明，延伸较远，缝宽小于0.04 mm，晚期构造缝切割早期构造缝或与早期构造缝平行排列，局部呈枝叉状、雁行状，多被方解石全充填.这些裂缝既是碳酸盐岩储层的主要渗流通道，也是重要的储集空间.轮古地区奥陶系碳酸盐岩经过各种成岩作用改造，原生孔隙已被破坏殆尽，加里东—海西期上升暴露表生岩溶期[13]，为轮古地区奥陶系储层储集空间的主要形成期.

2.4 储层类型

轮古油田奥陶系碳酸盐岩储层的实测孔隙度和渗透率非常低，碳酸盐岩基质孔隙发育极差.油气储集空间主要集中在溶洞和构造溶蚀裂缝中，储层分布的非均质性极强.根据地震、钻井、录井、测井、试井和生产等解释结果，结合岩心观察和镜下薄片的鉴定，参考邻近工区成果[11,14]，按照孔洞缝在地下储层中的不同组合方式，将研究区储层类型分为裂缝型、孔洞型、裂缝孔洞型及洞穴型四类.

图4 轮古油田奥陶系岩心薄片Fig.4 The Ordovician rock core wafer of Lungu oilfield

2.4.1 裂缝型储层

轮古油田奥陶系碳酸盐岩储层裂缝普遍发育，裂缝既是储集空间，又是渗滤通道，在地震剖面中表现为杂乱反射特征，裂缝构成与发育的溶蚀孔、洞储集空间相互沟通，可成为好的有效储层.

2.4.2 孔洞型储层

开阔台地台内滩发育以溶蚀孔洞为主要储集空间的孔洞型储层，横向上为层状展布特征，在地震剖面中表现为片状强反射特征.该类储层高导裂缝不发育.

2.4.3 裂缝孔洞型储层

裂缝孔洞型储层不但发育溶蚀孔洞，而且发育裂缝，且同时伴随裂缝溶蚀扩大，在地震剖面中表现为串珠、片状强反射特征.相比孔洞型储层，储层渗流条件更好，是一种较为相对有利的储层.这类储层综合裂缝与孔洞型储层的特征，有的井甚至不经过酸化压裂就可以获得工业油气流.

2.4.4 洞穴型储层

洞穴型储层以洞穴为储集空间，油井投产后产量高且能稳产.该类储层储集空间是指洞径大于500 mm的溶蚀空间，主要在地震剖面中进行识别，在地震剖面中表现为串珠状反射特征，在钻进过程中主要发生钻具放空和泥浆漏失等现象.

洞穴又分为未充填、部分充填和完全充填，其中前两种洞穴是有效储层.完全充填洞穴是否有效需要根据充填物类型判断：如果是砂质或角砾完全充填，多数情况下具有一定的储集空间(即有一定的有效孔隙度)，则是有效储层，为有效洞穴；如果是泥质完全充填，则是非有效储层，为无效洞穴.

2.5 储层物性特征

2.5.1 岩心物性

岩心分析数据代表基质物性.根据轮古油田36口井岩心物性资料统计，奥陶系基质孔隙不太发育.2 864个样品的孔隙度分布在0.07%～15.50%之间，平均为1.27%；其中孔隙度小于1.80%的占总数的86.28%，孔隙度为1.80%～4.50%的占总数的12.12%，孔隙度大于4.50%的占总数的1.61%.2 242个样品渗透率分布在(0.001 3～390)×10-3μm2之间，平均为1.190 0×10-3μm2；其中渗透率小于0.1×10-3μm2的占总数的65.57%，渗透率在(0.1～1.0)×10-3μm2之间的占总数的26.32%，渗透率大于1.0×10-3μm2的占总数的8.12%.研究区基质孔隙度、渗透率较低，孔渗相关性极差，渗透率不受孔隙度控制.

2.5.2 测井物性

测井解释结果代表井筒周围物性.由于碳酸盐岩储层非均质性极强，缝洞发育井段取心收获率低，岩心破碎，难以开展岩心物性分析.因此，岩心基质孔、渗特征不能反映储层的整体物性特征.

统计轮古油田鹰山组灰岩储层发育段的测井解释有效孔洞孔隙度、裂缝孔隙度和渗透率，有效孔隙度分布在0.10%～100.00%之间，平均有效孔隙度为3.50%，孔隙度主要介于0.50%～4.50%，占总数的71.86%；渗透率分布在(0.001～3 956.37)×10-3μm2之间，平均渗透率为21.700 0×10-3μm2，基质渗透率主要介于(0.1～10)×10-3μm2，占总数的67.27%.整体上轮古油田奥陶系溶蚀缝洞发育，储层物性较好.

2.5.3 试井物性

试井解释储层渗透率较高，更接近油气储层真实情况.根据轮古地区典型油藏特征，建立三种储层类型的试井解释模型，即单重介质(以孔隙为主)油藏模型、双重介质(孔隙、裂缝发育)油藏模型、三重介质(孔隙、裂缝、缝洞发育)油藏模型.

分析轮古油田38井层试井资料，试井渗透率为(0.1～1 236)×10-3μm2，平均为146.000 0×10-3μm2，占总数51.8%的井表现为中渗—高渗储层.(1)双重介质型(见图5(a)).存在明显窜流下凹，导数曲线下凹时间和下凹深度受窜流因数和储容比影响：储容比越大，下凹越浅；窜流因数越大，下凹出现越早(裂缝—孔洞型储层、裂缝—孔洞和洞穴型储层).(2)复合型(见图5(b)).导数曲线出现两个以上明显的径向流段，反映地层系数变大或变小(钻遇多个缝洞储集体，或裂缝沟通多个储集体).洞穴型储层试井曲线一般表现为井储大，大多数无径向流，与孔洞型和裂缝孔洞型储层最大区别：能量衰竭极快，关井压力几乎无恢复.

图5 轮古试井双对数及导数曲线Fig.5 The double logarithmic and derivative curve in Lungu reservoir test

2.6 储层分布特征

根据测井解释、储层分类评价和储层主控因素分析结果，对轮古地区奥陶系储层进行横向对比.轮古油田奥陶系储层在表层岩溶带、垂向渗滤岩溶带、径流岩溶带比较发育[14-17]，类型以洞穴型、裂缝孔洞型储层为主.储层集中发育在潜山面以下160 m范围，局部深度可达250 m，平面上呈团块、星点和枝状，主要沿残丘高部位大面积分布.

储层整体特征表现为非均质性强、井间横向连续性差等特点.纵向上岩溶分带明显，整体上发育3套储层，分别位于3个岩溶带.轮古油田表层岩溶带储层普遍发育，可对比性好，尤其是在表层岩溶带底部小型洞穴发育，为半充填—未充填，是有效储层发育段.

垂向渗滤岩溶带地下水主要沿着岩层中的裂缝向下渗流，其岩溶的发育程度与早期构造裂缝的发育密切相关，以垂向岩溶为主[18-20].根据岩心特征，在特定条件下形成由方解石、泥和其他不同来源成因的砂岩混合充填的溶洞.钻井过程中，钻速一般略有不加快，且伴随少量泥浆漏失.垂直渗流带储层也比较发育，但是不同井间储层发育差异较大，可对比性较差，类型以裂缝—孔洞型储层为主，也可见少量洞穴型储层.

径流岩溶带位于垂直渗滤岩溶带下部的地下水潜流带.地下水潜流带地下水受压力梯度控制并沿水平方向流动，在潜水面附近的地下水中碳酸钙不饱和且 CO2含量高，溶蚀能力强，最明显的岩溶特征是出现大型的水平溶洞，地下暗河及其溶蚀孔、洞、缝发育[21-23].溶蚀作用与充填作用比较强，最突出的是出现河成角砾岩、粉砂岩、泥岩及洞穴崩塌堆积物的充填[12,18]，在钻井过程中，出现钻速加快、放空及大量泥浆漏失现象.径流岩溶带储层井间可对比性好，未充填的水平洞穴及大型暗河常发育洞穴型储层；洞穴或暗河顶部受重力作用而发育大量的洞顶缝及相关的溶蚀孔洞，是裂缝—孔洞型储层的主要发育段.

3 储层发育主控因素

轮古油田奥陶系鹰山组碳酸盐岩岩溶缝洞型储层的形成和发育，主要受岩性岩相、岩溶作用和构造破裂作用等因素的控制.岩性岩相是储层发育的基础，岩溶作用和构造破裂作用是储层形成和发育的主要控制因素，成岩作用储集空间的影响最大，决定储集空间的最终形态，溶蚀孔洞是稳产的条件，断裂及裂缝是高产和稳产的关键.

3.1 岩性岩相作用

高能粒屑滩形成岩溶型储层发育的物质基础.礁滩相储层形成机理复杂，受沉积相、早期溶蚀、构造作用、埋藏和热水溶蚀等因素的综合作用控制.碳酸盐岩储层的主要储集空间是次生溶蚀孔、洞和缝，这些溶蚀作用产物的形成受原始孔洞发育程度的控制.初始孔、缝发育地带是岩溶作用最强的地带，是最有可能发育优质储集体的地带[19].原生孔洞发育程度又受岩性岩相控制，鹰山组、一间房组沉积环境属于开阔台地的台内滩，台内滩以亮晶砂屑灰岩、亮晶砂砾屑灰岩沉积为主，原始粒间孔、粒内溶孔和晶间孔较发育，属于高能环境，由于受构造破裂作用和岩溶作用的影响，导致形成的岩性较纯，脆性较大，泥质夹层少，成为较好的储层发育段[2].

3.2 岩溶作用

岩溶作用是形成有效储层的必要条件.轮古油田奥陶系地层在石炭系沉积前受海西期构造运动的强烈影响而抬升暴露剥蚀，奥陶系中下统鹰山组以上地层全部被剥蚀[19,24]，鹰山组地层也被剥蚀20～70 m，当时轮南古隆起成为一个大的碳酸盐古潜山地貌，岩溶作用非常强烈，储层发育受潜山面控制作用明显，储层主要发育在距潜山顶部0～160 m范围，多数放空漏失井段也主要分布在这个深度范围.按照轮古潜山的古地貌发育特征，可以划分为岩溶高地、岩溶台地、岩溶缓坡地、峰丛谷地和岩溶盆地5个二级地貌单元(见图6)[25].各个二级地貌单元岩溶发育特征各异.

(1)岩溶高地、岩溶台地.该区域地形起伏较小，地势相对平坦，相对高差一般小于50 m；地貌个体形态主要为溶丘、溶槽(沟)和洼地等；地表岩溶主要为溶丘、浅洼地和落水洞.根据现代岩溶理论，古岩溶流域位置地势相对较高，是古岩溶流域地下水主要补给区，地下水补给以垂向补给为主.奥陶系顶面下0～60 m范围溶蚀裂缝、溶蚀孔洞比较发育，且普遍发育古溶洞系统.奥陶系顶面下0～60 m范围，古溶蚀孔洞系统占地貌单元古溶蚀孔洞系统总数的78.57%；奥陶系顶面下60～100 m范围，溶蚀裂缝也比较发育，局部发育古溶蚀孔洞系统，溶洞规模相对较小(溶洞高为1.50～3.01 m)；奥陶系顶面下100～150 m范围，溶蚀裂缝和溶洞不发育，溶洞规模相对较小(溶洞高一般小于1.00 m).可见，奥陶系顶面下0～60 m范围，岩溶属溶蚀裂缝—溶洞复合型古岩溶系统；以下多属裂缝—孔洞型，局部存在岩溶管道型的古岩溶系统.

图6 轮古潜山奥陶系古地貌平面Fig.6 Burial hill Ordovician palaeogeomorphic of Lungu

(2)岩溶缓坡地、峰丛谷地.根据现代岩溶理论，岩溶地貌类型区地表水系较发育，地表沟谷深切，浅部地下水以垂向流为主，径流坡降大，形成较多的峰丛、岩溶槽谷(沟谷)和洼地，岩溶相对比较发育；下部处于古岩溶流域径流和汇流区段，地下水以水平运动为主，古溶洞系统和古岩溶管道系统比较发育.奥陶系顶面以下0～30 m范围，溶洞系统、溶蚀裂缝和溶蚀孔洞较发育，古溶洞系统规模相对较大，属溶蚀裂缝—溶洞型古岩溶系统；奥陶系顶面以下30～60m范围，溶蚀孔洞、溶蚀裂缝也比较发育，局部发育古地下河岩溶管道系统，古地下河岩溶管道系统规模相对较大，属溶蚀裂缝—溶洞型古岩溶系统；奥陶系顶面以下60～100 m范围，溶蚀裂缝不发育，除局部发育古溶洞系统外，古溶洞系统一般不发育.总体上，此类岩溶地貌单元奥陶系顶面下浅部古岩溶系统极为发育，下部岩溶管道也比较发育，岩溶储层(溶洞型、裂缝型)较好，如果具有油藏圈闭构造，则形成较好的油藏.

(3)岩溶谷地.此类地貌单元属于古水系补给和径流区，接受四周的汇水，因而岩溶作用较强；同时水岩作用周期长，导致地下古岩溶洞穴系统、古岩溶管道系统相对较为发育，致使岩溶空间后期易于充填[26].奥陶系顶面下0～60 m范围，溶蚀裂缝、古溶洞系统比较发育，谷地下部至少发育二层古溶洞系统.上层古溶洞系统距奥陶系顶面为10～30 m，下层溶洞系统距奥陶系顶面为40～50 m.古溶洞系统充填物具地下河沉积特征，属于古地下河岩溶管道系统.

轮古潜山经过长期风化淋滤，地表和地下水系十分发育，大型水系基本上控制大型缝洞体的空间分布.明河位于潜山面以上，地震剖面上同相轴多呈下凹特征，平面上呈树枝状展布，河流下部的缝洞发育，常被砂泥或角砾充填而成为无效的储集空间.岩溶台地区孤立洞穴充填程度较低，随着地貌位置降低，洞穴充填程度呈增加趋势.因此，侧枝暗河和宽缓残丘高部位洞穴充填程度弱、储层发育.

3.3 成岩作用

目前，成岩作用和构造作用越来越被证实是碳酸盐岩储层的重要因素[27].许多大型油气藏与碳酸盐岩储层的埋藏成岩作用有关[28]，成岩作用既可以促进次生孔隙的发育，又可以破坏原生孔隙，使原生孔隙变差[4].碳酸盐岩储层的物性特征主要受沉积相、成岩作用和构造作用的影响与控制，成岩作用决定储层的最终物性，沉积相决定储层的原始物性和空间分布，构造作用影响区域有限.胶结作用和溶蚀作用贯穿整个成岩阶段始终，其中溶蚀作用和白云石化作用具有积极改造作用，压实作用起到消极作用，胶结作用、压溶作用、重结晶作用和硅化作用对储集的发育具有双重效应.

3.4 构造作用

构造作用控制海平面、潜水面的变化和碳酸盐岩的演化，是影响岩溶的关键因素.断裂及产生的裂缝在不同岩溶阶段起重要作用，断裂带附近岩溶更发育，常常油气更富集.构造破裂作用是流体重要的渗滤通道，一方面构造变形作用产生断裂，不仅形成储层的储集空间和渗滤通道，而且改善储层的渗透性；另一方面裂缝系统又促进岩溶作用的进行，它把孔、洞连通起来，使储层成片成网.断裂及裂缝是地下水活动的通道，地下水活动产生岩溶作用；断裂及裂缝也是深部热液向浅层渗流的通道，热液也产生岩溶作用[4].整体上，轮古油田奥陶系鹰山组储层在沿断裂带附近更加发育，表明断裂对储层发育有很大的影响，储层分布规律与断裂关系较明显，大型走滑剪切断裂及伴生断裂发育区储层发育.

4 结论

(1)轮古地区奥陶系碳酸盐岩储层特征是岩性、沉积环境、多种成岩作用和构造活动等因素控制的综合结果，即碳酸盐岩储层通常是岩性、沉积环境、成岩作用和构造作用相互叠加的产物.

(2)轮古地区奥陶系碳酸盐岩经过各种成岩作用改造，其原生孔隙已被破坏殆尽，加里东—海西期上升暴露表生岩溶期，溶蚀作用是轮古地区奥陶系储层储集空间的主要形成期.轮古油田储层非均质性极强，基质孔隙不发育，有效储集空间主要以洞穴、次生的溶蚀孔洞和裂缝为主，整体上奥陶系溶蚀缝洞发育，储层物性较好，为油田高产和稳产的主要因素.

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2015-03-17；编辑：任志平

中国石油天然气股份公司重大科技专项(2014E-2015)；国家科技重大专项(2011ZX05004)

程 飞 (1989-)，男，助理工程师，主要从事油气藏综合地质方面的研究.

TE122.2

A

2095-4107(2015)03-0015-10

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.03.003