陈华鑫等：塔河油田碳酸盐岩油藏古岩溶洞穴层状结构与形成机理

　　（1.中国地质大学(北京)能源学院 海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室,北京100083；2.中国石化石油勘探开发研究院,北京100083）

　　随着岩溶型碳酸盐岩油藏开发实践的不断深入,层状洞穴储层结构特征和流体同层连通特点逐渐被学者重视。层控岩溶结构、形成要素和过程等是本类油藏有效开发的关键。通过原始地层组构对比和野外溶洞特点,认为:塔河奥陶系岩溶层具较好的对比标志层和岩性差异,为层状岩溶洞穴发育奠定了物质基础;野外顺水平层理多层溶洞和受控于层理缝的管道型古暗河等地质现象,证实了层控岩溶普遍存在。在岩溶洞穴单井识别、连井测井对比、单井动态及地震波形特征的基础上,以典型溶洞带为例,识别出3个主要洞穴层,建立了全新的3层洞穴储集体地质结构剖面:第1层洞穴以砂砾岩充填为主要特点,第2层洞穴呈现洞穴规模大且泥质充填严重,第3层规模较小,主要发育于岩溶地貌高地。运用现代岩溶理论,探讨了层控岩溶的形成机制:碳酸盐岩原岩组构差异是岩溶作用的物质基础和主控因素之一;潜流带岩溶水(饱含CO2)控制着岩溶洞穴的横向发育,岩溶古地貌控制同层洞穴的横向差异;平缓地层条件下的潜水面水位垂向带迁移控制洞穴的岩溶期次及层状结构。基于各岩溶要素认识,构建了层状岩溶储层发育模式。

　　根据油气资源潜力调查,全球剩余油气可采储量(证实储量+概算储量)为 4 212.6×108 t,其中碳酸盐岩油藏储量占 47.5%[1-2],致使该类油藏是未来油气开发潜力目标。其中的古岩溶缝洞型油藏,自20世纪80年代以来,已成为勘探与开发的重要研究对象[3-4]。近年来,随着塔里木盆地塔河、顺北、哈拉哈塘、塔中和四川盆地普光、龙岗、磨溪-高石梯及鄂尔多斯盆地苏里格、靖边等大规模海相碳酸盐岩油气田的开发,预示我国碳酸盐岩油藏进入快速发展期。

　　塔河油田是碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏最典型的实例之一。近年以来,随着勘探开发技术和预测方法提升,深化了此类油藏的储集特征、控制因素、发育机理和展布规律认识。如鲁新便等[5]对古岩溶系统的概念与特征进行了探讨,并对缝洞的形成、演化改造以及对油藏的分隔作用进行了研究;康志宏等[6]认为塔河地区发育垮塌的岩溶洞穴,其特点是顶部下凹,具有明显“串珠”状和“杂乱”地震反射特征;曲全工等[7]、邹胜章等[8]和余智超等[9]认为分带性是岩溶垂向上发育非均匀表现,提出自上而下划分为表层岩溶带、垂直渗流带和水平径流带,类比现代岩溶发育特征,建立了岩溶储层垂向分带的识别标准。李阳等[10]通过岩溶带缝洞的结构和充填特征分析,认为岩溶期古地貌、潜水面升降和埋藏期的断层活动控制了缝洞形成。

　　随着岩溶型碳酸盐岩油藏开发的不断深入,层状洞穴储层结构特征逐渐显现,比如:堵水调剖、注水和注气驱替等措施,取得良好效果[11]。赵文智等[12]基于碳酸盐岩岩溶储层类型研究成果,认为一间房组及鹰山组层间和顺层岩溶储层已经成为重要的勘探对象,并取得了重大勘探发现。钱海涛等[13]通过我国西南地区三叠系碳酸盐岩对水利工程的影响研究,认为:受岩性的控制,碳酸盐岩溶蚀作用一般顺层,呈现多层状发育特点。何治亮等[14]、樊太亮等[15]、游李伟等[16]和魏国齐等[17]提出不同类型的层序界面控制着碳酸盐岩储层发育,Ⅰ和Ⅱ级层序界面控制岩溶储层的形成。鲁新便等[18-19]结合洞穴层段的统计结果,提出以奥陶系古风化壳顶面为界,向下每 60 m 为单位,在纵向上,将深度 0~240 m 岩溶储层划分为4个层段,各层段洞穴规模和充填程度存在差异;并结合开发单井动态特征,提出“岩溶残丘型油藏”和“岩溶古河道型油藏”两类“层控”型油藏。李新华等[20]以S67井为例,纵向划分了3个“致密段”和4层岩溶储层发育段,“致密段”在空间上具一定隔挡作用,使部分油井纵向上储层不连通,存在多个油水系统。在缝洞油藏数值模型和动态模拟[21-22]应用实践中,亦强调层状地质模型、地震溶洞和裂缝DFN模型表征技术结合。同时,针对控储层分布的开发方式探索取得了成效,注水井网中的“同层连通模式”已经被认为是有效的驱替方式之一,例如仅在T738井区,目前有7个同层连通井组,注采有效期104天,平均増油1 447 t。

　　尽管古岩溶缝洞体层状化特性逐步被众多学者认知,但合理地预测和建立岩溶型洞穴储层结构仍然是油气勘探开发“瓶颈”技术之一。本文通过原始地层组构和对比、结合野外溶洞特点、利用单井岩溶洞穴测井识别及地震横向变化,编制了全新的层状洞穴储集体地质结构剖面。运用现代岩溶理论,构建发育模式,探讨了层状岩溶洞穴的形成机制,力求为同类碳酸盐岩油藏勘探开发提供新的地质依据。

　　可溶性岩石岩性和结构是岩溶发育的首要因素,碳酸盐岩不同的岩石特征对岩溶发育强度具有较为明显的影响。Annable[23]研究发现,岩石的纯度影响着岩溶程度,泥质矿物和硅质矿物是常见的难溶物质,颗粒的粉泥物质堵塞岩石中的原生孔道,从而抑制岩溶发育。岩石结构呈“粒状或砂糖状”的颗粒状碳酸盐岩,尤其是白云岩,原始孔隙和孔隙结构优于“坚固和致密”泥微晶灰岩,易于被水流溶蚀。部分学者开展过有关灰岩和白云岩岩溶的研究,并进行了有关溶蚀实验,Rauch和White[24]在美国宾夕法尼亚岩溶中,发现当MgO含量为1%~3%时,溶解度最大;Choquette和James[25]提出高Mg方解石最容易发生溶解;夏日元[26]认为在暴露环境下,生物灰岩更易于溶蚀,其次是白云岩,其中亮晶和泥晶生物灰岩相对溶解度最大,分别为1.11和1.09,细晶和泥晶白云岩分别为0.77和0.51。综上认为岩性、矿物成分、结晶程度、原岩颗粒和孔隙结构等均能导致岩溶发育强度的差异性。

　　塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层主要发育于鹰山组和一间房组,少量恰尔巴克组和良里塔格组,各组岩性和组构存在一定差异。根据录井和岩心镜下鉴定成果,主要岩性为泥晶灰岩、亮晶灰岩、生物碎屑灰岩、残余结构云灰岩、晶粒结构白云岩、含硅质团块灰岩、泥质灰岩等8类。为了更好揭示原始沉积岩性面貌,这里选择岩溶作用不强(岩心和测井显示)的S86井鹰山组、一间房组及恰尔巴克组为例说明地层岩性及结构特征。

　　(1) 鹰山组(O1-2y):区内为开阔台地相灰岩沉积,是岩溶发育的主要地层之一。根据S86井录井的岩性特征(图1),主要岩性为白云质灰岩、泥晶灰岩和亮晶灰岩。从S86井测井显示出自然伽马值低、声波时差低和密度高的特征,说明本井受地表岩溶作用影响不明显,保留原始地层组构特征,其中低电阻率值为白云质灰岩,高电阻率存在幅差的为泥晶灰岩,其余为亮晶灰岩。

　　目前钻井大部分揭示了鹰山组上部地层,此次优选出岩溶作用相对较弱12口井进行电性(深浅电阻率)曲线的对比,本段为中下奥陶统鹰山组上部层段。根据电阻率高低的变化及组合特征,由上至下分为6个电性(电阻率)层段(图2),通过区域钻井对比,6个岩性层段具有较好可比性。本层段顶部(及鹰山组顶部)第1小层具有电阻率“双峰”低值特点(图2中第1层中的绿色),从南部S86井(水体较深)到东北部TK405井(水体较浅)具有较好的可比性,“双峰”低值的主要岩性为亮晶白云质灰岩,具有斑状结构,可溶性相对较好;小层其上部总体曲线小层曲线总体为“钟形”和“齿状箱形”,白云质灰岩为主。第3小层中部出现电阻率微有增大的“双峰”,尽管峰值幅度很小,但各井均有相同特点,横向具有可比性,以泥晶灰岩为主。第4小层中部发育连续性较好的泥晶灰岩隔层(图2中第4层中的绿色)。第5小层中部为低电阻率段,为斑状白云质灰岩。本段底部第6小层电性曲线相似性极强,先从底部开始,曲线为低值,总体为近似的“双峰”样式(图2中第6层中的绿色),中部为明显的高阻,几乎是鹰山组最高值,根据岩心资料本层主体为亮晶灰岩,并部分发育硅质结核或充填,向上曲线为“漏斗形”。

　　(2)一间房组(O2yj):沉积环境为开阔碳酸盐台地,岩性以亮晶灰岩-砂屑灰岩的旋回式变化发育为特征,表现为下部致密亮晶灰岩发育,上部含生物碎屑灰岩或孔隙性砂屑灰岩发育,因而,测井曲线表现为下部电阻率高,上部电阻率较低,且有一定的深浅电阻率幅差(图1)。S86井在中部(5 725~5 733 m)发育硅质灰岩段,导致电阻率异常高。本井的第9回次取心为位于硅质岩上部,发育生物灰岩;该段下部第10和11回次取心发育颗粒灰岩及含腕足的生物灰岩。因此,本段总体为易溶岩层,溶蚀的储集体被二叠纪热液充填改造,硅质岩为后期(二叠纪)热液交代的产物。此类热液充填和交代现象在野外柯坪一间房、巴楚西克尔和塔中同时亦有发育,推测其原岩为生物碎屑灰岩或颗粒白云岩。

　　(3)恰尔巴克组(O3q):沉积环境为深浅海陆棚,主要发育一套深水的含泥质的瘤状灰岩和含薄壳介形虫的微晶灰岩。整体岩溶欠发育。测井曲线上表现为下部自然伽马值相对较低,电阻率相对较高,底部或近底部存在1个自然伽马较高值尖峰,为泥质条带;上部具自然伽马值高和电阻率低的特征,岩心证实,该自然伽马值高亦为灰岩中的泥质含量升高造成,并非溶洞内的砂泥质充填(图1)。

　　尽管碳酸盐岩层经历成岩之后的表生岩溶改造,但是通过弱岩溶作用钻井岩心岩性识别和电性特征对比分析,作为岩溶的物质基础——岩石岩性和原始组构仍然存在较大差异,而且这些差异的特征具有一定横向对比性,是进一步岩溶分带性研究的物质条件基础。

　　塔北的柯坪地区奥陶系存在众多的古岩溶现象[27⇓⇓-30],直观的岩溶孔洞展布特征为深化塔河地下结构和成因模式提供了直接证据。

　　通过对塔北露头区314国道1 133~1 314 km段以北的柯坪地区古岩溶地质调查(野外测量和采样),位于农三师岔路口7 km处发育南一沟剖面,地层主要为奥陶系一间房组。岩性多为泥晶灰岩,含砂屑、含藻屑亮晶灰岩及少量生物礁滩灰岩。在野外露头,0.1~1 m规模的洞穴极为发育;可以观察到,地层倾向与水流方向一致时岩溶作用强,溶蚀带发育较好,说明岩溶作用存在层控特点,层理面和岩性等对溶蚀程度具有控制作用;顺水平层理发育连续洞穴,造成了溶洞的多层性(图3(a)、(b)和(d))。

　　(a)生物灰岩发育的礁滩侧翼发育多个岩溶洞穴,礁滩两侧发育岩溶洞穴,其中之一规模为长2.6 m、宽0.52 m、高0.48 m;(b)地层倾向于水流方一致的岩溶区域,岩石被溶蚀作用较强,同层内出现顺水流方向的溶沟;(c)溶洞顺层间水平裂缝和穿层的垂直裂缝发育;(d)一间房组含藻屑亮晶灰岩的顺层溶洞发育,溶洞宽度约0.10~0.25 m

　　通过岩性对比,生物灰岩发育的礁滩侧翼发育多个岩溶洞穴,其中规模达长2.6 m和宽0.52 m(图3(a));一间房组含藻屑亮晶灰岩的顺层溶洞发育,溶洞宽度为10~25 m(图3(d))。进一步证实:碳酸盐岩地层岩性和原岩颗粒和孔隙结构影响岩溶发育强度。

　　此外,溶洞顺着层理缝和垂直裂缝的方向发育较多(图3(c)),小型断裂和裂缝对溶蚀同时具有一定的控制作用。

　　在柯坪一间房南一沟入口处,发育一个典型古暗河管道型溶洞(图4),是本区野外规模最大且保存完整管道型古暗河系统。其岩层为一间房组(O2yj),岩性为褐色鲕状和含生屑砂屑灰岩,含棘皮类化石。溶洞主体呈廊道型,高在0.5~8 m之间,宽在0.6~1.5 m之间,整体洞长近百米。发育方向为310°,并沿地层向下倾斜延伸,与地层下倾方向相近。溶洞系统整体呈宽—窄—宽—窄的变化趋势,末端变得窄小。

　　上图为古暗河管道型洞穴的剖面图,洞穴倾向为北西方向,与地层倾向相似(倾角约10°);下图(a)-(d)为不同深度点的洞面貌照片。(a)从洞口外拍摄的洞口照片洞口高度2 m;(b)和(c)点之间洞穴截面增大最高达3 m;(d)洞穴变窄洞高约1 m,且宽度不足0.6 m

　　管道型古暗河基本沿地层延伸,具有顺层特点,推测主要受控于地层岩性(鲕状、生物灰岩和砂屑灰岩等)、层理缝和长期稳定水系侵蚀作用等。该洞穴岩壁上发现多处萤石矿物,根据周刚等[31]测试认为:萤石矿成矿年代为海西晚期二叠纪,属于热液对原始洞穴充填,此热液作用与S86井的硅质交代充填为同期产物。说明洞穴形成于海西期早期,此岩溶暗河管道与塔河油田岩溶储集体为同期产物,具有可比性。

　　碳酸盐岩岩溶洞穴型储层的识别、对比和评价一直是油田开发的难点[32⇓-34],随着油田开发的深入,碳酸盐岩溶洞层状储集特征不断被认识和深化。结合常规测井曲线、岩心资料、录井资料、FMI测井资料和单井油气动态资料,康志宏等[35]、徐嘉宏等[36]和蓝茜茜等[37]等建立了研究区岩溶缝洞解释模型,总结出4种岩溶缝洞储集体类型:机械充填(砂泥岩充填、细砂岩充填)、垮塌角砾充填、溶洞(未充填)和溶蚀裂缝。

　　以T615井单井为例,可以识别出3个主要洞穴层(图5),各储层差异较大,伴随不同FMI成像和常规测井特征。

　　第1层:5 533~5 556 m井段,洞穴厚度23 m,属于大型溶洞。由于外来碎屑含量较多,导致自然伽马相对较高,且深浅电阻率有明显正幅度差异。经岩心证实[38],洞穴被高成熟度石英砂岩充填,是石炭纪海侵过程中进入洞穴的高成熟海岸沉积,洞岩石碎屑成分基本上为陆源石英,缺乏碳酸盐岩碎屑组分;石英砂岩的孔隙度主要分布在10%~15% 之间,渗透率均大于1×10-3μm2。分析认为在早期地壳的抬升或海平面的下降过程中洞穴就已形成,石炭纪海平面上升至此附近,高成熟度的海岸石英砂岩进入并沉积于洞形成砂岩储层。

　　第2层: 5 562~5 575 m井段,洞穴厚度20 m,为角砾充填型溶洞。FMI图像呈明暗相间条纹,明亮的团块状为角砾,深浅电阻率较低,且幅度差异可忽略不计。岩心证实:角砾分选差,呈尖棱状,角砾间发育大量外来的含泥物质充填;泥质充填物导致自然伽马有所升高,且表现为尖峰状。该层洞穴由于构造抬升,海平面下降,由于改变了地下水支撑条件,溶洞受顶部岩石负载作用,导致溶洞垮塌、围岩堆积并充填外来搬运的碎屑物质。

　　第3层:5 619~5 627 m井段,洞穴厚度8 m,发育未充填溶洞,FMI测井图像显示为的暗色无规律片状或条带状,延伸较短,无定向性。在钻井过程中,由于钻遇无充填物的溶洞导致钻速迅速提高,当钻至5 620 m时有漏失放空现象。本层中子和声波时差测井曲线明显增大,深侧向电阻率明显大于浅侧向电阻率。与上述1和2层相比,本层洞穴没有被外来碎屑和原地洞穴垮塌物充填,属于保存完好的溶洞段。

　　为了进一步分析洞穴的横向变化,本次采用了三维地震上具有较好溶洞反射特点的连井剖面,即具有“串珠”或短轴强反射特征的井[39],作为测井对比剖面基础井。通过钻井、测井和动态连通性分析成果,开展连井测井对比。对比的原则如下:(1)测井曲线)结合岩溶地貌恢复技术,采用石炭系“双峰灰岩”作为等时面拉平[40],进行岩溶期的溶洞对比;同期岩溶洞穴具有一定成因变化规律;(3)通过同层洞穴油气产量和连通性验证对比可靠性(图6)。

　　以T615井位代表的石英砂岩充填段。在相邻的TK730钻井录井揭示为油侵,属于充填型溶洞,洞穴测井曲线相同基本相似,为声波时差AC曲线井录井揭示角砾灰岩、砂屑灰岩,钻时下降,油迹显示;测井的密度DEN和自然伽马GR等具有低幅度“齿状”特征;本井于5 540~5 548 m射孔,然后酸压5 531~5 560 m井段,初产油200 m3/d,证实在本段附近发育有效洞穴储层。在岩溶高地的TK602井相同层位,密度测井DEN、声波时差AC及自然伽马GR等均有低幅度“齿状”变化,录井为微晶砂屑灰岩,气侵油迹显示,测井解释为油气层,井射孔酸压本层段(5 501~5 520 m)累产2.4万t。

　　本层段洞穴发育于古地貌斜坡带,并被砂岩充填;原岩为砂屑灰岩段,其测井特征为密度DEN和自然伽马GR等具有低幅度;从岩溶高地-斜坡- 洼地,由砂屑灰岩岩性段(TK602)—砂屑灰岩溶蚀孔洞储层(酸压投产)(TK632)—小型洞穴(TK730)—大型洞穴(T615)—残留砂屑灰岩岩性段(TK734)规律变化。

　　该层洞穴极为发育,且厚度大,从南到北TK734、T615、TK730、TK632井具测井响应(图6)。与T615井相比, TK734、TK730和TK632井测井曲线形态基本相同:自然伽马GR、声波时差AC和密度DEN异常幅度大,总体呈齿状;呈GR高、AC高和DEN低特点。根据康志宏等[35⇓-37,41]研究成果和录井资料:(1)TK734井本段原岩为生屑灰岩和泥晶灰岩,油迹—油斑显示,本段于5 529~5 600 m酸压,未建产,产水2.1 m3/d,本层试油结论为水层; 5 573~5 590 m洞穴段,发育呈GR高、AC高和DEN低的两层泥质充填严重洞穴,属于全充填型洞;(2)T615井5 562~5 575 m井段,洞穴厚度20 m,为角砾充填型溶洞,本段酸压测试未建产;(3)TK730井和TK632井本段泥晶灰岩,严重泥质充填洞穴,未建产;(4)TK602井洞穴厚度薄,仅为4 m,录井为微泥晶砂屑灰岩,见洞穴充填物—粉砂岩。

　　本层洞穴主要特点是:洞穴规模大,横向可比性好;但是洞穴被泥质和垮塌物严重充填;自然伽马GR呈高幅度 “齿状”,密度DEN和电阻率Rt低幅度;油气产能较差,仅有洞穴厚度最小的TK602井累产3.08万t。

　　除TK632井没有洞穴测井响应外,其余4口井均有洞穴显示。以位于岩溶高地的TK602井最为显著:主体洞穴(厚度38 m),下部充填,上部未充填,洞穴下部相对上部,呈GR高、AC高和DEN低特点,上下曲线幅度有明显差异。该井岩屑录井为微晶和微晶砂屑灰岩为主,油斑显示,累积产油36.75万t,无水产油期为269天。

　　本层洞穴最大特点是:位于岩溶高地的洞穴规模明显较大,向洼地方向规模降低;充填程度与第2层相比,泥质充填有所降低;油气产量高,但由于层位较低,部分为水层。

　　随着地震品质的提高,洞穴分布的预测逐渐深入[42-43],为了更好地验证岩溶洞穴层状结构的存在,图7(a)展示了沿着地下暗河的三维地震反射剖面(已经转为深度域剖面)。尽管地震的主频率为32 Hz,但波形变化特征能够比较清晰地反映如下三段地层—洞穴结构。

　　第1层为正相位(黑色),在T615—TK730—TK632井振幅较弱,在TK602井为强反射,同相轴连续性好。

　　第2层位负相位(蓝色),T615和TK602井振幅弱,连续性差, TK734、TK730、TK632井振幅微有变强,与测井解释的洞穴具有较好的吻合性。在TK632井与TK602井之间出现同相轴连续,振幅变强特征;推测是洞穴的发育程度的差异导致波形的变化。

　　第3层位正相位(黑色),同相轴连续性好,进一步证明地层和洞穴具有一致性;以测井识别的洞穴吻合性好。

　　根据孙东等[44]、潘建国等[45]、李凡异等[46]、马灵伟等[47]以及崔永福等[48]等人的碳酸盐岩缝洞正演和邓光校等[49]的现场储集体检验,地震的同相轴连续性主要是地层产状的反应,溶洞的响应主要体现于地震同相轴部分振幅变化。因此,更好的解释是:同一地震同相轴代表同一时代的地层,不同的洞穴发育程度,其振幅存在差异。结合测井洞穴对比认识,编制了连井的岩溶洞穴地质剖面(图7(b)),展示在三个不同地层(三个同相轴)分别发育了各自洞穴,表征和再现层状溶洞的结构。

　　结合野外溶蚀特征、洞穴产状、原始地层结构、测井溶洞层对比和地震反射同相轴连续性等,通过连井的岩溶洞穴地质剖面(图7(b)),进一步深化层状溶洞结构特征的认识。

　　TK734-TK730-TK632-TK602地质剖面整体地势是北高南低,整体水流方向由TK602所在岩溶高地,向TK734井岩洼地排泄,目前保留了三个溶洞层(图7(b))。第1洞穴层由砂屑灰岩为原始组构,形成的洞穴被石英砂岩充填(如:T615、TK60、TK730井),充填物成分单一且横向可比性好,可能属于后期(石炭纪)滨岸砂岩充填于岩溶洞[50-51]。第2洞穴层规模大,横向可比性好,规模大,洞穴被泥质和垮塌物严重充填,根据水动力的强弱变化[52],通常距离落水洞较近的溶洞区域,充填的沉积物颗粒较大,远离落水洞区的区域沉积物颗粒变小,以砂泥充填为主;地表发育地表河流和落水洞,是岩溶水及碎屑沉积物的重要来源[53]。第3洞穴层规模小,主要发育岩溶地貌高地,充填程度相对较低。

　　层状可溶岩岩石纯度、颗粒大小与结构控制岩溶层展布。Worthington等[54-55]列举了碳酸盐岩基质、裂隙和管道对岩体渗透系数和地下水流动的影响程度,地下水在基质中运移所占的比例非常小,最大仅占0.02%,裂缝在0.2%~6%之间,管道渗流所占比例为97%~99%。几乎所有的例子都说明了地下水的渗流发生在管道网络中,这是可溶岩的特性。

　　塔河地区原生碳酸盐岩地层形成于台地环境,水域辽阔,横向岩性稳定,发育生物灰岩、砂屑灰岩、白云质灰岩等岩层。先期形成的原生孔隙、溶蚀孔洞和层理缝等渗透性好的岩层为顺层岩溶作用提供了较有利通道(图8(a))。岩溶期构造隆升作用形成的大量断裂、早期形成并保存的溶蚀孔洞、一间房组中上部礁滩相孔隙为岩溶水提供重要的渗流通道(图8(b))。在北部裸露区汇聚的水体,顺层优先进入这些通道,并进一步溶蚀扩大(图7(b))。因此,在研究区一间房组生物灰岩和颗粒砂屑灰岩段中可见大段原油充填,在成像测井上可见层状发育的溶蚀孔洞,如在S74井可见大套顺层发育的溶蚀孔洞,孔洞极为发育,储层发育方向与古地貌抬升方向一致。在鹰山组生物灰岩、砂屑颗粒灰岩、白云质灰岩等成为主要的岩溶水渗流通道的物质基础。

　　1903年,Grund[56]提出:岩溶地区的地下水受海平面(基准面)控制,假定岩溶地层中发育饱水带,饱水带的顶面在近海岸区与海平面一致,而在远离海洋的内陆地区则地下水面上升。当内陆处的地下水水位高于海平面时,饱水带的地下水在水位势差的作用下才会运动,该水体称为岩溶地下水。在内陆地区,岩溶基准面是指岩溶作用向地下深处发展所能达到的下限。指排水基准面和可溶岩的底板。随着岩溶作用的发展,岩溶水逐渐形成相对稳定的统一地下水面,在其附近一般有一个强岩溶发育带。岩溶或古岩溶的最大地形起伏取决于地表高程,该高程与基准面的差值控制着岩溶侵蚀的深度。

　　潜流带是指岩溶陆地区域中,岩石孔隙流体压力与空气压力相等的一个平衡带。地下水在重力作用下向下自由移动到 “水面”(潜水面),亦称为“水位”[57],这个用来定义裂隙或孔隙中自由流动水所组成的面,明确了饱含CO2潜流层带顶面。Ford[58]认为潜水面附近相邻岩层孔隙和渗流能力相对更好,洞穴的发育取决于潜流带的位置,靠近潜流带处洞穴较为发育。由于原岩地层渗透率的非均质性,地下岩溶水会绕过相对滞留的深部带,改变方向,岩溶可以下蚀至基准面附近,但围绕潜流带仍然是洞穴发育带[59]。

　　在包气带地下水(饱含CO2)向下渗透过程中,层面连接节理(裂缝)成为地下水向下流动的主要通道。当地层抬升时,张开的裂缝为地下水提供了重要的补给路径(图8(a)),受限于致密厚层岩石之间地下水﹐在节理没有将层面贯通使地下水发生横向运动之前,会使得地下水向下侵蚀严重。这种现象尤其易发生在岩溶高地,基于构造运动的抬升和风化淋滤作用,岩溶高地的节理面和裂缝往往更加发育,得益于此包气带的水以更快的速度进入潜流带岩层,向下冲刷和溶蚀作用得到加强,使得岩溶高地的溶蚀洞穴较大。随着垂向裂缝数量减少,同时岩溶水势能的降低,岩溶水优势方向改为顺岩层方向,在渗透岩层形成潜流带,向低势区流动。随着岩溶作用增强,形成相对稳定的地下潜流带,在潜流带中层面所起的控制作用将更加显著。向岩溶洼地方向,随着CO2的不断消耗,溶解的Ca(OH)2含量增加,层面变缓,流速减缓,溶蚀与侵蚀能力降低,洞穴规模由高地至出水口变小。

　　张远海等[60]通过对中国目前长度超过5 km的岩溶洞穴统计,认为:地壳抬升对大型洞穴发育提供了有利条件,洞穴具成层性现象,洞穴系统惊人一致地分布在与河流基准面附近,如乌江水多个阶地台面对应为 4~5层相互通达的横向洞穴,体现了地壳抬升历史过程。塔河油田的奥陶系有着同样的岩溶地质过程,岩溶的发育受溶蚀-侵蚀基准面控制[61],发育多级岩溶台面(岩溶基准面),多期基准面的下降,形成了多期的潜流带,对应多个岩溶发育期(图8(b)和图8(c))。

　　在海西期,塔里木盆地北部地层平缓抬升,根据成像测井和地震解释认为:地层倾角在3°~12°之间。由于基准面的下降,早期的水平潜流带过渡为垂直为主的渗滤带,新的潜流带形成于稳定后的基准面之下(图8(b)),径向流动产生的溶蚀作用强,水平潜流带易发育暗河或者大规模连续性洞穴[62];从钻遇溶洞(即潜流带)规模来看,第二层洞穴规模较其他两层洞穴大(图7(b)),所处的溶蚀时间应该较长,即潜流带稳定于同一岩层段,该岩溶时期较长,溶蚀程度强,洞穴规模普遍较大;随着构造抬升,出现第二次基准面下降,导致潜流带顶面水位下降,洞穴出露于潜流带顶面之上,洞内水排出后,洞壁缺缺乏支撑,不稳定的围岩垮塌,导致在第二层洞穴底部形成角砾堆积[63](图8(c));伴随第三次构造抬升及基准面下降,第三层洞穴在岩溶高地溶蚀作用强,在TK602井该层溶洞厚度38 m,底部发育砂泥岩充填,向岩溶斜坡-洼地方向溶洞规模(揭示厚度)变小,充填程度也逐渐降低。随着构造抬升,岩溶古地貌高地区域岩溶作用强,溶洞规模大,同时部分泥沙被携带洞中(图8(c))。斜坡-洼地方向减弱,潜流带发育时间短,潜流带洞穴规模小。还未形成大规模潜流带,基准面抬升,洞穴处于基准面之下,洞穴中长期充满承压水,因此充填较少(图8(d))。泥盆纪后期,当海平面快速上升时,基准面随着海平面变动[64],第二层早期的形成的大规模垮塌洞穴将再次处于潜流带,充满承压水,围岩趋于稳定,此时洞内沉积以河流所带来的砂泥为主,覆盖了原角砾堆积(图8(d)),通常泥岩的自然伽马较高而灰岩的自然伽马较低[65],基于第二层洞穴的自然伽马曲线),可推测该层洞穴经历了至少两次充填过程, 从而形成了砂泥角砾充填的近似互层现象。随着海水进一步上升,石炭纪形成的高成熟海岸(潮汐水道)石英砂岩沉积充填于早期第一层洞穴之中,因此同期沉积环境影响着洞穴充填物成分。

　　(1)碳酸盐岩原岩岩性和结构是岩溶作用的物质基础,塔河奥陶系碳酸盐岩不同的岩石特征对岩溶发育强度具有较为明显的影响。主要岩溶层段(一间房组和鹰山组)测井曲线的深浅电阻率特征存在较好的横向对比性。地层岩性(鲕状、生物灰岩和砂屑灰岩等)、层理缝、构造缝等,控制着古暗河沿孔隙和渗透性好地层延伸的顺层特点。

　　(2)钻井、录井、测井、成像、地震及其属性相结合,厘定塔河奥陶系鹰山组顶部发育3个洞穴层:整体水流方向由岩溶高地向洼地排泄,第1层洞穴由砂屑灰岩为原始组构,形成的洞穴被砂岩充填,第2层洞穴规模大,横向可比性好,规模大,洞穴被泥质和垮塌物严重充填,第3层洞穴规模小,主要发育岩溶地貌高地,充填程度相对较低。三层溶洞的地震同相轴响应特征进一步证实了3个不同层段横向可比性。

　　(3)塔河油田奥陶系层状洞穴形成机理可归纳为:首先,碳酸盐岩原岩组构是岩溶作用的物质基础;其次,古地貌和潜流带岩溶水(饱含CO2)控制着岩溶洞穴的横向发育,潜流带产生的溶蚀作用强,易发育暗河或者大规模连续性洞穴;最后,塔河油田经历了地层平缓抬升和海进,导致至少三次的基准面下降和一次的基准面上升;基准面三个相对稳定期形成了三层洞穴,垂向迁移速度控制洞穴的岩溶程度及洞穴规模,基准面上升期的沉积环境影响洞内充填物成分。

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