0 引言
随着油气勘探理论、工程技术的不断进步以及中浅层油气勘探开发程度的不断深入，超深层油气勘探开发越来越被广泛关注[1,2,3,4]。目前深层大油气田发现个数、总储量和产量占全球比例总体上还较低，但近5年来的勘探发现展示了深层油气良好的发展前景，深层油气已逐渐成为油气勘探重要的接替领域。特别是在中国，深层油气是当前最重要的勘探领域和研究热点[5]。与中浅层油气相比，深层油气勘探面临两大挑战：一是深层油气地质理论不够成熟，尤其是针对古老碳酸盐岩（古生界），在超过7 000 m的埋深还存在大量的缝网体系，在钻井过程中还经常发生放空漏失，对于这种储层的形成、保存机理缺乏系统深入的研究[6]；二是深层油气勘探技术还不能满足需求，缝洞型碳酸盐岩具有非均质性强、一洞一藏的特点[7]，目前的地震预测技术还不能完全实现7 000 m以深缝洞位置的准确预测。本文以塔里木盆地奥陶系缝洞型碳酸盐岩为例，通过对7 000 m以深超深层碳酸盐岩油气储层的形成、保存与分布预测开展研究，以期对超深层的油气勘探和规模开发提供参考和指导。
1 地质背景
塔里木盆地是一个超大型叠合盆地。盆地内部可划分为“三隆四坳”7个二级构造单元。塔里木盆地油气资源丰富，但地质条件极其复杂，油气性质复杂、相态多样[8,9]，勘探难度大，目前已发现油气田37个，三级油气地质储量68×108 t油当量，石油探明率为19.11%，天然气探明率为11.1%，勘探潜力大。其中奥陶系碳酸盐岩是主力含油气层系之一，目前已经证实塔北、塔中两大隆起区整体富含油气，目的层埋深普遍都在6 000 m以深[10,11]。近年来随着塔北隆起哈拉哈塘地区奥陶系勘探不断向南拓展（图1），目的层埋深不断加大，富源、跃满、果勒区块50余口井的完钻井深均在7 000 m以深[12]，主要产层段在奥陶系一间房组—鹰山组，岩性主要以亮晶颗粒灰岩为主，储层类型以洞穴型和裂缝孔洞型为主，空间上孔洞缝十分发育，在钻井过程中经常发生泥浆漏失和钻具放空情况。储层纵向上发育层位性较强，主要沿一间房组顶之下90 m范围内集中分布[13]，平面上非均质性较强，主要沿断裂集中发育。
2 实验方法
储层方面：通过岩心、薄片、成像测井、三维地震等静态资料描述储层储集空间特征，利用钻井、试井、试采等动态资料综合判断储层类型，通过储层地震响应特征识别、属性提取来预测储层分布规律，通过储层成岩演化分析建立储层发育地质模型，明确超深碳酸盐岩储集层形成与演化。
地震刻画：通过对地震敏感属性体、地震测井联合波阻抗反演体以及地震相约束下的缝洞型储层建模方法进行缝洞体三维几何形态、储层有效空间雕刻，计算出不同储层类型的有效储集空间，分储层类型雕刻计算含油面积、有效厚度、平均孔隙度等关键参数，从而实现对超深碳酸盐岩储层缝洞体的定量雕刻与表征。
地质力学建模：运用建模软件，建立塔里木盆地奥陶系深层地质力学模型，预测超深层裂缝和孔洞的变化特点，确定储层发育深度下限及储集性能。
3 超7 000 m埋深古老碳酸盐岩缝洞体形成与演化
3.1 超深碳酸盐岩储集层物性特征
塔北奥陶系沉积相主要以开阔台地台内滩亚相为主，岩性以亮晶颗粒灰岩为主，整体以中—高能沉积环境为主，粒间孔、粒内溶孔和晶间孔较发育（图2）。
超深缝洞型碳酸盐岩岩心分析孔隙度为0.06%~6.38%，平均孔隙度为1.28%，主峰位于0.5%~1.8%之间；渗透率变化区间为（0.001 1~36.8）×10-3 μm2，平均渗透率为0.79×10-3 μm2，主峰位于（0.1~1.0）×10-3 μm2之间（图3）。岩心的孔隙度、渗透率相关性分析表明两者相关性不明显，储层基质孔隙度低。缝洞型碳酸盐岩储层发育段钻井过程中经常发生放空、漏失等复杂情况，很难取到完整的岩心，岩心的物性分析数据仅能代表基质的物性，不能代表储层发育段的油气储集性能。
试井解释储层渗透率高，更接近油气储层段的真实情况。通过对多口井的试井解释均表现出拟均质类、双重介质类和复合油藏模型共3种类型，以双重介质和复合油藏模型为主，占比达到86.8%。试井解释控制半径为220~2 180 m，平均为1 163 m，但非均质性极强，渗透率为（3.3~3 730）×10-3 μm2，算术平均值为790×10-3 μm2，67%的井表现为中渗—特高渗，部分井油气生产表现为管流特征。
3.2 超深碳酸盐岩储集空间特征
超深层碳酸盐岩储集空间主要有孔、洞、缝三大类，储层类型主要为洞穴型、孔洞型、裂缝型。洞穴型储层在电成像测井图像上可明显看到大面积的暗色斑块（图4），在偶极声波成像测井的变密度图上可以看到在洞顶底界面上存在反射条纹，反射强度与充填程度相关。在洞穴发育井段，偶极声波斯通利波波形能量衰减严重；常规测井曲线中电阻率值大幅度降低，伽马值增高，且伴随扩径。
孔洞型储层在电阻率成像测井上可明显看到大面积暗色的斑点或斑块，在常规测井曲线中表现为低电阻率，深、浅侧向值差异较小或不明显，密度值明显降低（图5）。
裂缝型储层在电阻率成像测井可看到未充填或泥质充填缝呈暗色正弦线状形态，在常规测井曲线上表现为较低伽马值，双侧向电阻率较低（图6）。
通过对已钻井地震反射特征分析，当缝洞型碳酸盐岩储层达到一定规模时，在地震反射特征上表现为以波谷—波峰组成的低频率、较强振幅反射，也就是常说的“串珠”状反射。钻探结果已经证实，当钻遇这种地震响应特征的地层时会出现井漏、钻具放空等现象。“串珠”状反射是目前塔北地区奥陶系勘探开发的主要目标，反映的是大型洞穴、缝洞集合体、裂缝密集带的整体特征。
3.3 超深碳酸盐岩储集层形成与演化
3.3.1 高能沉积相带是缝洞型储层大面积分布的基础
塔里木盆地一间房组—鹰山组沉积时期整体以厚层大套滩体大面积分布为特征，在中高能台内滩体沉积过程中，因海平面相对下降而暴露遭受大气淡水的淋滤，发生选择性溶蚀作用，在高位潜水面附近形成了一套中高能的相控型溶蚀孔洞层，伴随着又一次海平面升降，继续溶蚀叠加，残存有较好的孔渗性能。同时高能滩体岩性较纯，脆性较大，泥质夹层少，这些特点决定了岩层易受断裂破裂作用和岩溶作用的影响，出现较好的储层发育段。这种成层性的中高能台内滩及早期溶蚀孔洞层为后期岩溶作用奠定了物质基础。哈拉哈塘奥陶系发育高能滩相沉积，区域上大面积规模分布，是缝洞型碳酸盐岩优质储层发育的物质基础（图8）。
3.3.2 不整合岩溶作用是储层形成的关键，控制了储层纵向分带性
哈拉哈塘南部不整合岩溶主要发生在一间房组顶部，一间房组沉积后受区域构造抬升剥蚀作用，在顶面形成低角度不整合。不整合面之下地层遭受大面积暴露淋滤，形成了大量的溶蚀孔洞以及沿裂缝形成的缝洞系统，表现为纵向叠置、横向连片的特征，是主要油气储渗空间（图9）。
3.3.3 断裂破碎作用进一步叠加改造储层，控制岩溶储层的空间展布规模
哈拉哈塘南部地区断裂的产生主要受控于加里东运动中晚期，海西运动早中期的构造应力变形叠加作用，形成了由断裂和裂缝组成的缝网体系。在构造褶皱转折端、断裂附近和高应变区是裂缝的主要发育区。多期构造运动叠加形成了大量裂缝，主要以构造缝为主。规模发育的裂缝，有效地提高了储层基岩物性，成为油气运移的主要通道和油气储集的重要场所。构造运动所形成的断裂系统，在经历后期构造抬升剥蚀的过程中，大气淡水、地表水等碳酸盐未饱和溶蚀流体沿断裂、裂缝流动并将溶蚀通道扩溶形成大的洞穴、溶蚀孔洞，形成了沿断裂附近大型洞穴及岩溶孔洞集中发育特征（图10）。
塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩钻遇大型缝洞系统的井多位于断裂带附近，由哈拉哈塘“串珠”状反射与断裂带距离分布频率统计直方图[图11（a）]可见，“串珠”状反射主要发育在距断裂1 200 m的范围内，集中分布在600 m范围内，而且距断裂越远溶洞发育越少，溶洞的规模也快速减小，表明溶洞与断裂之间具有良好的相关性，越靠近断裂碎裂带岩溶洞穴越发育。断裂带附近裂缝发育，能有效沟通各类孔洞储集体，这类储层不仅能获得高产，而且裂缝沟通范围大，连通储集体多，有利于油气的稳产[图11（b）]。统计分析邻近断裂1 200 m范围内的裂缝最发育，而且能形成相互连通的储层，有利于油气的产出。而远离断裂的裂缝系统相对较孤立，裂缝的发育程度也很快降低，连通的储集体规模相对较小，虽然有油气产出，但产量低，难以稳产。
4 缝洞体定量雕刻与表征技术
超深缝洞型碳酸盐岩受地表条件（沙漠区）、地下埋深（大于7 000 m）和上覆火成岩的影响，使得地震资料品质相对较差，缝洞体识别困难。在地震资料采集上形成了宽方位+较高密度地震采集技术，在地震资料处理上形成了各向异性叠前深度偏移处理技术，采集处理地震资料信噪比较高、断层偏移成像准确、“串珠”状反射偏移归位好、保真性好，为三维地震精细构造解释、储层预测和地震反演奠定了坚实的基础。
针对超深缝洞型碳酸盐岩非均质性强、内部结构复杂的特点，通过断裂增强的构造倾角滤波处理技术、储层地震相识别预测技术，地震测井联合波阻抗反演技术、相干加强（AFE）裂缝预测技术实现了对储层发育特征的整体预测。对储层内部形态刻画，主要通过对地震敏感属性体、地震测井联合波阻抗反演体以及地震相约束下的缝洞储层建模方法进行体积量化雕刻攻关，计算出不同储层类型的有效储集空间。
4.1 缝洞体三维几何形态雕刻
碳酸盐岩缝洞体储层主要是由洞穴、孔洞和裂缝组成，在叠加偏移地震数据体上分别对应“串珠”状、片状、杂乱状3种地震响应特征。其中“串珠”状反射代表洞穴型储层，片状、杂乱状反射主要以孔洞型、裂缝—孔洞型储层为主。利用地震资料上不同类型储层地震相特征范围确定缝洞型储层量化雕刻范围，在地震相轮廓范围的约束下使缝洞体量化描述更合理、更准确。
图12 “串珠”状反射地震相空间雕刻示意Fig.12 Sketch map of beaded reflection seismic phase space sculpture |
图13 片状反射地震相空间雕刻示意Fig.13 Sketch map of patch reflection seismic phase space sculpture |
图14 杂乱反射地震相空间雕刻示意Fig.14 Sketch map of disorder reflection seismic phase space sculpture |
利用三维可视化技术，通过对缝洞体的识别和雕刻，用“有机分子”结构的形式表现缝洞体的空间形态（图16），描述了可能的缝洞型储层在空间的几何形态和区域上的分布趋势，是储量面积确定的基础图件之一。
4.2 缝洞体储层有效空间雕刻
反演的波阻抗体虽准确刻画出了缝洞型储层的空间形态，但还不能确定单个缝洞体的有效储集空间，因为碳酸盐岩储层类型多样，有洞穴型、裂缝孔洞型、孔洞型、裂缝型，储层内充填物质也不一样，刻画的每个缝洞体都是不同类型储层的组合体，只有计算出各个缝洞体的孔隙度，才能准确计算他们的有效储集空间。
因此计算碳酸盐岩缝洞型储层的孔隙度属性体，也是碳酸盐岩缝洞型储层定量刻画最关键的一步。通过测井解释孔隙度与测井波阻抗曲线进行交会，得到孔隙度与波阻抗相互转换的关系，进而就可以得到孔隙度属性体。
有了孔隙度属性体后，在储层地震相轮廓范围的约束下，就可以从孔隙度模型中计算的总孔隙度中扣除小于有效孔隙度下限的部分，就可以得到缝洞连通体的有效孔隙度模型（图16），由于缝洞连通体储层是以缝洞连通体内的有效网格为单位，可以通过积分法求取有效体积，单个有效网格的有效储集空间＝单个有效网格体积×相对应的有效孔隙度，缝洞连通体的有效储集空间＝缝洞连通体内所有有效网格的有效储集空间之和，区块内有效储集空间＝区块内所有缝洞连通体的有效储集空间之和。
5 超深层储层孔洞保持机制与储层下限的确定
随着向8 000 m以深埋深层段勘探的推进，预测超深层孔洞及裂缝的发育规律与储层埋深下限，是油气勘探的关键难题[25]。可以通过建立力学模型计算，预测超深层裂缝和孔洞的变化特点。
5.1 断层伴生裂缝发育预测
式中： 为地层中的最大主应力，MPa； 为地层中的最小主应力，MPa； 为地层的抗拉强度，MPa。
图17 断层面受力图（图中网格为数值计算划分的网格，红色箭头为力，垂直断层面为挤压力，平行断层面为剪切力）Fig.17 Force diagram of fault plane (The grid cuts the formation into discrete blocks for mumerical computation, the red arrows areforces acting on fault plane, the perpendicular arrow is compressive forcenormal pressure, and the parallel arrow is shear stress) |
图18 最大主应力等值线分布（应力单位：MPa）Fig.18 Contour map of maximum principal stress (stress unit: MPa) |
当地层中最大主应力和最小主应力的组合使得式（1） 左边大于0时，地层中的原生裂隙发生扩展，取该计算值的自然对数来量度地层原生裂隙发生扩展的能力，进而评估地层裂缝的发育状况，地层裂缝发育能力随着距断层面的距离的增大而减弱(图20)。
5.2 溶洞消亡趋势与深度预测
评估不同直径孔洞围岩破坏程度，确定相应的坍塌深度，获取孔洞直径与坍塌深度极限关系曲线（图22），图中蓝色线条为孔洞坍塌极限深度（H）与孔洞直径对数值（LnD）关系曲线，图中红色线条为拟合曲线，拟合公式为：
拟合优度为0.943。根据地质认识与几个关键直径孔洞坍塌极限深度，划分碳酸盐岩储层品质优劣：8 500 m以浅为优势储层分布区域；8 500~9 200 m为有效储层分布区域；9 200~9 500 m为一般储层分布区域；11 000 m以深大型孔洞逐渐消亡（图22）。
5.3 溶洞保持机制
通过针对奥陶系碳酸盐岩断层伴生裂缝的发育状况做了定量分析。碳酸盐岩中的裂缝发育带一般都伴生有溶洞，即所谓“有缝就有洞”。在地表淋滤作用下，碳酸盐岩中会生成大小不等的溶洞，深埋后这些溶洞到底以何种形态存在，或者说这些溶洞的存在有无埋深极限，这是碳酸盐岩储层勘探关注的问题[27]。从岩石力学角度来看，地表形成的溶洞在地质营力作用下被逐渐深埋，在该过程中溶洞逐渐坍塌，溶洞周边的地层中形成破碎区（表现为天然裂缝发育）。然而，由于溶洞周边岩体的自平衡作用，其中会形成压力拱，阻碍溶洞的继续坍塌。压力拱的特性是仅受轴向压力作用，不受弯矩和剪力作用，这最大限度地发挥了岩石的抗压强度远大于其抗剪和抗拉强度的力学特性。而且，压力拱可以将溶洞顶部受到的上覆岩层压力传递到拱脚的稳定岩体中。在构造挤压较弱的条件下，古溶洞顶部形成的压力拱为抛物面型拱。经分析可知，在同一荷载作用下，高跨比为1的抛物线拱较为稳定[28]。模拟矢高和跨度均为8 m溶洞的稳定性，当上覆岩层压力达到1 175 MPa（约为50 000 m深度），溶洞仍未完全闭合（图23）。在巨大的上覆岩层压力作用下，溶洞底板上拱，溶洞空间极度缩小。模拟结果表明，抛物面型洞顶可以很好地抵御上覆岩层压力作用，即便是在50 000 m的超深地层，仍有一定空间存在，而未完全闭合。
6 缝洞体油藏油气富集规律与井点优选方法
针对缝洞体油藏油气富集规律形成了井点优选方法：邻近寒武系油源断裂或其分支断裂，储层预测有利，靠近裂缝发育区，构造背景好，储层发育位置高，缝洞体规模大，流体检测有利。同时强化缝洞型储层的描述，推进短半径水平井钻探，提高储层钻遇率，取得了较好的钻探效果。哈拉哈塘油田自2009年发现以来向南滚动勘探连续10年获得发现，钻井成功率一直保持在75%以上，高效建成了哈拉哈塘年产百万吨大油田。
7 结论
（1）塔里木盆地超深层缝洞型碳酸盐岩主要以大型缝洞集合体集中分布为特征，洞穴、孔洞、裂缝在空间上形成规模的缝网体系，储层在地震上的响应特征主要是“串珠”状、片状等强反射组成的集合体，是寻找高产稳产井的主要目标，形成了缝洞体油藏油气富集规律与井点优选方法。
（2）超深缝洞型储层在纵向上发育具有明显的层位性和可对比性，主要分布在一间房组不整合面之下90 m范围内，沿断裂带附近集中发育；具有纵向叠置，横向呈准层状连片分布的特征。规模优质储层的发育受多期岩溶作用的叠加改造，关键是受控于沉积期后的不整合岩溶和加里东中晚期断裂改造两大因素，沉积期后的不整合岩溶控制了储层发育的层位性，断裂—裂缝作为岩溶的有效通道进一步改善储层的储集性能，控制了储层的非均质性及横向展布规模，已建立了缝洞体定量雕刻与表征技术。
（3）断层伴生裂缝的发育能力与距断层面的距离相关，地层裂缝发育能力随着距断层面的距离的增大而减弱。碳酸盐岩地层在8 500 m以浅储层为优势储层分布区，在8 500~9 200 m为有效储层分布区，9 200~9 500 m为一般储层分布区，11 000 m以深大型孔洞逐渐消亡。近地表形成的溶洞在深埋过程中发生坍塌，在顶部岩体中形成压力拱，这种结构不产生弯矩和剪力，而且能将来自顶部的压力传递到拱脚周边岩体，极大地提高了溶洞的抗垮塌能力，溶洞得以在超深地层中保存，以高跨比为1、矢高为8 m的抛物线型拱顶溶洞为例，其完全闭合深度在50 000 m以上。因此，古老碳酸盐岩洞穴储层不存在勘探深度下限。
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