储层特征

(一)孔隙度和渗透率的关系

高孔隙度致密储层中存在大量连通性好的短孔隙吼道，其孔隙度和渗透率具有良好的相关性。由粉砂岩和颗粒极细的砂岩组成的浅部层状储层与页岩呈薄互层状展布(Rice和Shurr，1980)，浅部席状储层不适合做精确的岩心分析(所得出的结果与实际情况相差很大)。然而白垩可以做岩心分析。图5－3是美国丹佛盆地东部6口井的岩心孔隙度与渗透率交会图。这些数据显示随着孔隙度的降低渗透率也相应地降低。

图5－3美国丹福盆地东部6口井上白垩统白垩岩心孔隙度与渗透率关系图 (据Lockridge和Scholle，1978)

典型的低孔隙度储层中，孔隙大多是离散的，由多数宽度小于1μm的弯曲条带状或片状毛细管连接，连通性很差。图5－4是在近似剩余围岩压力下的孔隙度与渗透率交会图，对气体逸出进行了Klinkenberg校正。然而，尽管进行了校正，但由于测量的为干岩心，所以并未完全模拟出储层的实际情况。

(二)应力敏感性

低孔隙度储层最重要的特征之一是当施加在岩心上的应力增大时，渗透率会有很大的降低。在超压条件下，岩心渗透率会降低2～10倍渗透率越低，相应地降低也越大(Jones和Owens，1980)。当施加的应力为20.7～27.6MPa时，渗透率降低最大。

图5－5显示由应力引起的经Klinkenberg校正后所测得的渗透率值(Morrow et al.，1984)。在该试验中，逐渐加大对岩心施加的限制应力(加压)然后释放应力(卸压)，测量是否存在滞后效应。第一次加压之后，在低压力下，渗透率降低但是在高压力下(34.5MPa)，第一次和第二次加压时渗透率基本相近。

图5－4Piceance盆地南部上白垩统Mesaverde群砂岩孔隙度与渗透率的关系图 (据Kukal和Simons，1985)

图5－5渗透率与上覆压力关系图 (据Morrow et al.，1984)

图5－6A显示美国皮昂斯盆地内2174m深处上白垩统Mesaverde组储集岩的应力敏感性。这些岩心样品的原始最大埋深为3660m。为了对比，图5－6B显示同样采自皮昂斯盆地的常规Mesaverde组砂岩储层随着限制压力的增大，其渗透率只有轻微的减小。该岩心的深度为1371m，仅稍小于初始埋深。“第一次”加压实际上是第二次加压，因为该岩心处于地层压力状态。

图5－6围压对经Klinkenberg校正后的渗透率的影响图 (据Morrow et al.，1984)

Keighin和Sampath(1982)研究了致密储层中天然气的逸出(Klinkenberg的影响)。他们认为应力敏感性是由许多扁平的或裂缝状的孔隙闭合引起的，在存在上覆压力的实际储层条件下不会有毛细管的存在。研究者推断当岩心被采出时压力降低，由于岩石膨胀会产生许多这样的裂缝和微裂缝，但并非所有的裂缝和微裂缝都是由于这样的机制产生的。该推断最好的证据是Teufel(1983)所进行的应力研究，Teufel发表了致密岩心的膨胀实验数据，他研究的岩心是采出30h之后完全膨胀的岩心。Teufel推断变形恢复过程会产生微裂缝，这些裂缝排列成行且其走向与最大水平应力方向呈90°夹角(Teufel，1983)，而且处于原地压力的岩心具有近似一致或均匀的渗透率。

为了论证这些假设以及测量最大应力方向，对50MPa围压下的岩心和未加压的岩心测得了一系列声波速度数据。图5－7显示了这些方位的速度变化。最慢的速度出现于未加压岩心北偏东100°，是由岩心的最大膨胀引起的，该现象显示了岩心膨胀的最大方向，同时也是最大应力方向。可以看到，在所有的方向上声波速度都被削减了，因此岩心在所有的方向上都有扩张，但由于最大应力的释放，在该方向上扩张更大。

图5－7致密岩心未加压和50MPa围压下的方位超声波速图 (据Spencer，1989)

北偏东100°速度的降低是由最大应力释放方向上岩心膨胀引起的，岩心膨胀时会形成人工微裂缝

Brower和Morrow(1985)的井周声波扫描测井研究说明未加压岩心中存在许多片状孔隙，但是在34.5MPa的压力下，这些片状孔隙就会消失或者是由于孔隙太小，不会被声波扫描测井所辨识。Spencer(1985)注意到在扫描显微电镜(SEM)下可区分人工扩张微裂缝与天然裂缝，这是由于人工扩张裂缝的面互成镜像，而天然微裂缝或毛细管不具有该特征(图5－8)。SEM和薄片分析显示扩张裂缝通常发育于颗粒边界。总体来说人工裂缝(<1.0μm宽)比天然微裂缝要窄，尽管有些天然微裂缝可能小于<1.0μm(Morrow et al.，1984Soeder和Randolph，1984)。然而，观察到的大多数小于1.0μm的微裂缝都是人工的。

图5－8A为一个人工裂缝及其相应的外观，图5－8B为天然的扁平状或似带状毛细管和孔隙。初始压力(20.7～27.6MPa)可能封闭了大部分的扩张裂隙，减小了天然微裂缝的宽度。通常来讲，未加压致密砂岩的孔隙度平均为5%～10%，高于初始围压下的孔隙度。因此，具有9%原地孔隙度的致密砂岩岩心取出后可能会膨胀，故在常规实验分析中测得孔隙度可能为9.5%，增加的0.5%的孔隙度是由微裂缝与孔隙扩张所造成的。注意到在许多情况下围压比地层条件下的实际压力或者剩余压力高，这是由于在计算剩余压力时必须减去孔隙流体压力。应力敏感性之所以如此重要，是因为当储层压力降低时非常致密砂岩的渗流速率可能会降低(Vairogs et al.，1971)。

Morrow et al.(1984)对富含碳酸盐(11%～40%)的致密砂岩岩心进行了酸化试验研究。尽管只有一小部分碳酸盐岩被溶解，但是渗透率却明显加大了，而且压力敏感性也降低了。这项研究表明，对富碳酸盐砂岩的酸化处理后，如果能防止副产物的沉淀，则可提高井的产量。

图5－8致密砂岩岩心的扫描电镜显微照片 (据Spencer，1989)

(三)毛细管压力和气的相对渗透率

岩石的毛细管压力受孔隙吼道入口(和毛细管)大小以及孔隙大小分布的影响。测量致密岩石毛细管压力的方法有很多(Morrow et al.，1984):压汞实验、水蒸气和烃类气体吸附—解吸等值线及高速离心。在中等低润湿相饱和状态下，低孔隙度储层具有相对高到非常高的毛细管压力。在汞润湿相饱和度为50%和高速离心(水饱和)时，毛细管压力通常可能大于6.9MPa，说明岩石的孔隙吼道和毛细管非常小。在原地条件下，这种高毛细管压力会造成中等含水饱和度(Sw)，Sw通常为45%～75%。在致密储层和常规储层中，高的含水饱和度都会削弱或阻止气体的流动。

图5－9显示三块低孔隙度岩心在不同含水饱和度下的气相对渗透率，这些岩心采自怀俄明州绿河盆地。这些数据说明在含水饱和度为50%时，不同深度岩心的原始气渗透率会降低到原始干燥条件下渗透率的12%～21%。这些渗透率是在689kPa下测得的，压力贯穿岩心并且围岩压力不同。这些数据还显示由含水饱和度增大所引起的渗透率的降低与围岩压力无关。在较高的流体压力下，相对渗透率曲线会轻微地向右移动。可以看到，含水饱和度的任意增加都会明显降低气体的相对渗透率。

这类岩心分析实验主要是描述岩石本身孔隙空间大小；各种流体在孔隙空间内占有多大比例；各种流体在储层内发生流动时，它的流动速度与流体性质及岩石特性之间的关系。

（1）岩石孔隙度（数学符号记为Φ）：它是对岩石储存流体的储集能力的度量。定量地说，孔隙度是孔隙体积与岩石总体积的比率。孔隙体积如果是总孔隙体积（连通的孔隙体积加上不连通的孔隙体积），这个比率就叫绝对孔隙度；孔隙体积如果是相互连通的孔隙体积，这个比率就叫有效孔隙度。有效孔隙度是指互相连通的孔隙体积占岩石总体积的比率，那些不连通的孔隙称为死孔隙，对开发是没有意义的。因此，有效孔隙度是表征岩石物性的一个非常重要的参数。

（2）岩心流体饱和度：为某特定流体（油、气或水）在地层中占据孔隙体积的分数或百分比。油的饱和度数学符号记为So；气的饱和度数学符号记为Sg；水的饱和度数学符号记为Sw。

所有流体的饱和度之和是100%，所以，So+Sg+Sw=1.0。一般认为，油藏中的流体从运移到聚集经历了漫长的地质年代，流体已达到了一种过平衡状态，按密度的不同进行了分离，油的上面是天然气，下面是水。除了底水和边水外，储层中由于毛管力的作用，孔隙中还分布着最低限度的原生水，原生含水饱和度（Swc）也很重要，因为它占据了油气之间的空间。它在整个油藏中不是均匀分布的，随岩性孔隙致密程度及离自由水面的高度而变化，最低限度的原生水通常呈水膜状附着在岩石的孔隙周围，通常也称之为束缚水饱和度。油藏一旦投入开发，油相要流动，其饱和度必须超过某一个特定值才能流动，这个值就是临界含油饱和度（Soc），低于这个值油相在孔隙中是不流动的。如果我们用一种驱替剂将油驱替出来，在这个过程中，就有一个残余油饱和度（Sor）的概念，残余油饱和度总是大于临界油饱和度。我们经常感兴趣的饱和度是可流动油的饱和度（Som），也就是可动油占据孔隙体积的分数或百分比，用公式表达为Som=1.0-Swc-Sor。

（3）岩石渗透率（数学符号记为K）：岩石渗透率是一个非常重要的表征岩石特性的参数。主要是用它度量地层传送流体的能力，它控制着地层中流体的流速和运动方向。1856年，亨利·达西（Henry Darcy）总结了他利用水通过自制铁管砂子的驱替实验，第一次用数学公式定义了这一岩石特性，这就是有名的达西定律。在流体流动计算中应用传统的线性流方程表达为：

式中，q为通过多孔岩石流体的流速，立方厘米/秒；A为流体通过的截面面积，平方厘米；μ为流体的黏度，毫帕·秒；p1，p2为进口端及出口端压力，帕；L为长度，厘米；K为渗透率，平方微米。1平方微米在英制中通称为1达西（以达西名字命名该单位）。大多数储层的渗透率均小于1平方微米，故多用10-3平方微米（即毫达西）。

达西线性示意图渗透率与孔隙度之间没有严格的关系，但对于一个相类似的砂岩储层，许多油田都显示出如图的近似统计关系，Ф=algK+b，a和b这两个常数和储层的孔隙结构有关系。

某油田孔隙度和渗透率的关系从达西定律中可以明显看出，通过多孔岩石流体的流速q与岩石的渗透率及两端的压差成正比，与流体的黏度和流过的距离成反比。这就好比我们以相同的压力差来驱赶那些地下的油、气，地下的“房子”越大（Ф越大）、房子的“门窗”越多（孔隙结构的喉道配位数越多）、行走越畅通的地方（高渗透储层），油或气就越容易被赶出来，而对那些房子小、门窗小、行走阻力大的地方（低渗透储层），油、气就比较难于被赶出来。除非加大驱动压力差，或者把“门窗”改造大一些（通过压裂、酸化等改造措施）才能把更多的气、油赶出来。如果地层构造都一样，可以肯定说，气最容易跑出来，因为气的黏度低，流动起来阻力小，油黏度比气高，流动起来就比气迟缓。同是油，那些黏度低的也就比那些黏度高的容易流动，一些黏度极高的重油简直就像狗皮膏药，黏糊糊的，很难把它们从地下“拽”出来。

刘宁　安明泉　陈攀峰　郑胜利　王艳琴

摘要　该文系统介绍了岩心图像扫描分析技术，阐述了图像处理和相关沉积构造参数计算方法；并以车古201井为例，通过岩心观察与岩心扫描分析相结合，对该井早古生代奥陶纪碳酸盐岩储集层储集空间发育特征及含油性进行了综合分析。

关键词　岩心　图像扫描　图像分析　储集层　裂缝　溶蚀孔洞

一、引言

岩心是油气田勘探开发研究工作中最重要的基础地质资料之一，岩心的观察描述在确定岩性，推断沉积环境以及生储盖组合综合研究中，具有不可替代的作用[1]。以往常规岩心观察描述的劳动强度较大，加之频繁的采样、自然风化等因素造成的岩心缺失、错乱和破坏，使其准确性和完整性受到影响，不利于研究工作的深入。岩心图像扫描分析是近年发展起来的一项岩心分析新技术，通过对岩心进行扫描观察分析，并结合钻井、测井、地质分析化验等多方面地质资料，开展综合研究，极大地提高了岩心观察描述的效率和岩心资料的利用率，该技术对于单井基础资料的补充完善，以及相应综合研究工作的开展，都具有重要意义。

二、岩心图像扫描分析技术简介

岩心图像扫描分析技术主要包括岩心图像扫描、岩心图像处理和岩心图像地质分析。

1.岩心图像扫描

岩心图像扫描是岩心图像扫描分析技术的基础。它是利用彩色岩心扫描仪对岩心表面图像信息进行采集、传输和存储的技术。所形成的岩心图像，分辨率为5000像素/m2，频谱范围400～700nm（可见光频谱范围380～780nm）。岩心图像文件以BMP格式保存。

根据岩心保存状况和地质分析需要，岩心图像扫描有两种工作模式，圆周展开式扫描和平面式扫描（图1）。

（1）圆周展开式扫描

该模式是圆柱状岩心在扫描仪机械装置驱动下，绕中心轴线缓慢转动，同时扫描头连续采集岩心表面图像信息的扫描工作方式。扫描形成的岩心图像是360°岩心圆周表面图像，可完整地记录岩心表面所有的图像信息。

圆周展开式扫描技术要求：岩心直径范围≤150mm，一次扫描长度≤1000mm。该模式适用于形状规则、成形较好的岩心。

图1　岩心图像扫描示意图

（2）平面式扫描

该模式是扫描头沿岩心轴向移动并同时采集岩心图像信息的扫描工作方式。扫描形成的岩心图像是岩心剖面图像。

平面式扫描技术要求：岩心直径≤300mm，一次扫描长度≤950mm。该模式主要适用于那些破碎、形状不规则、胶结疏松和剖切后的岩心。

2.岩心图像处理

岩心图像处理是把单幅的岩心图像，按照岩心出筒自然顺序根据深度从顶到底进行拼接，形成岩心各筒次的纵向柱状岩心图像，再按照深度标记分段，把岩心精细描述分别粘贴到对应位置，制成图文并茂的岩心图件。

（1）岩心图像拼接

岩心图像拼接可实现岩心图像以取心筒次为单位，根据岩心深度拼接为纵向岩心柱状图像，并沿深度标尺展现岩心宏观整体状况。岩心图像最大拼接长度可达12m。单幅岩心图像通过拼接，可使研究人员对不同层段岩心宏观岩性、沉积构造、孔缝发育情况等有更清楚的认识。

（2）岩心图件制作

岩心图像扫描、拼接过程中，地质技术人员可结合现场录井岩心描述、岩心综合录井图和相关岩心分析化验等资料，对扫描过的岩心进行精细描述，制成图文并茂的岩心图件。这为科研人员充分利用岩心资料提供了便利。

3.岩心图像地质分析

岩心图像地质分析是基于岩心拼接图像资料，定量分析图像所反映的沉积构造和裂缝的技术。它包括沉积构造、裂缝产状分析和裂缝参数分析。

（1）沉积构造、裂缝产状分析

沉积构造和裂缝是岩心观察描述的重要内容。通过沉积构造和裂缝的识别、统计和研究，可以判断碎屑岩的沉积水动力条件、沉积环境，研究裂缝性油藏的古地应力方向、强度和储集层物性等。

在对沉积构造和裂缝进行定性分析的基础上，利用岩心圆周展开图像，对于某些沉积构造和裂缝进行产状分析，可以获得其深度、倾向、倾角等参数，并以矢量图显示出来。

沉积构造、裂缝产状分析的数学模型公式为：

胜利油区勘探开发论文集

从图2中可以看出，D点为岩心圆周面沉积构造、裂缝轨迹线的最低点，E点为其最高点。截面 DEF过岩心圆柱体的中轴线，DF=d,EF=2a0。

图2　沉积构造产状分析数学模型示意图

通过人机交互操作，在岩心圆周展开图上，沿沉积构造、裂缝的图像轨迹任意选取三个点，A(xa,ya）、B(xb,yb）、C(xc,yc）。把三个点的坐标代入数学模型公式，建立三元一次方程组，可求解出y0、a0、x0。则

胜利油区勘探开发论文集

式中：h——沉积构造、裂缝的平均深度，m；

α——沉积构造、裂缝的视倾向，（°）；

β——沉积构造、裂缝的倾角，（°）；

d——岩心直径，m。

（2）岩心裂缝参数分析与计算

裂缝的发育状况是裂缝性油藏储集层研究的核心，对岩心平面图像裂缝分析，可实现裂缝识别，计算裂缝的长度、开启度、面密度和体积密度等参数，从而分析裂缝的连通性和有效性。

三、应用实例分析

车古201井位于济阳坳陷车镇凹陷车西洼陷车3鼻状构造带，完钻井深4697m。该井在下古生界试油后获得日产220t的高产。应用彩色岩心扫描仪及其配套软件对车古201井岩心进行了图像扫描分析，结合观察岩心及岩矿鉴定和常规物性及其他分析资料，对车古201井早古生代奥陶纪碳酸盐岩储集层岩心孔洞裂缝特征及含油性进行了分析研究。

1.岩性及孔缝特征

车古201井下古生界奥陶系岩心（3267.00～3946.30m）为灰岩和白云岩，根据油气显示情况，自上而下可分为以下三部分（图3）。

图3　车古201井奥陶纪碳酸盐岩岩心柱状图

（1）上部

取心井段3267.00～3293.60m。主要岩性为褐灰色油斑灰岩和灰黄色白云岩，致密坚硬。镜下薄片观察隐晶质结构为主，较多见砂屑、球团粒等，顶部见凝块状黄铁矿。岩心观察该段较破碎，垂直或高角度裂缝较发育，缝宽一般为1～5mm，多被方解石充填，局部裂缝呈树枝状。岩心溶蚀孔洞发育，多被棕褐色原油浸染，微染手或染手，含油性较好，含油级别为油斑。溶蚀孔洞多分布于裂缝面上，主要为充填裂缝的结晶方解石晶间孔受溶蚀而成，孔径一般为2～5mm，最大可见24mm×12mm×8mm的大洞（3281.0m处），面孔率最大可达25%。

常规物性分析，该段岩心岩石孔隙度一般2%左右，局部可达6%～12%；裂缝发育，岩心水平渗透率一般在1×10-3μm2以上，局部可达77.8×10-3μm2(3271.00～3279.20m井段）。

（2）中部

非连续取心，取心井段3355.00～3508.70m，含油性较差，主要岩性为褐灰色灰质白云岩、白云质灰岩，少量为灰白色硬石膏质白云岩等。

3355.00～3362.10m井段，较多见构造成因的高角度垂直缝、近垂直缝等，低角度斜交缝、水平缝较少。裂缝多被充填，充填物主要为方解石。镜下观察可见充填裂缝的方解石晶间孔被溶蚀。岩心观察裂缝宽度为0.5～8mm，以2～5mm居多，裂缝线密度为16～110条/m，以20～45条/m为多，面密度10～21m/m2。

3401.00～3408.50m井段，以硬石膏质白云岩为特征。裂缝充填物主要为硬石膏。岩心硬石膏为透镜状、雪花状，镜下观察多呈板状、纤维状集合体。硬石膏充填裂缝宽度为0.5～10mm，一般2～7mm，裂缝发育段线密度一般为30～50条/m，面密度一般为10～16m/m2。

3484.30～3508.70m井段，岩性主要为白云质灰岩。裂缝充填物为方解石。裂缝规模较小，缝宽一般为0.5～2mm，裂缝线密度一般为9～28条/m，面密度一般为6～20m/m2。

（3）下部

取心井段3942.50～3946.30m主要岩性为灰色油斑燧石白云岩，镜下见硅质充填白云石晶间孔。岩心观察孔缝发育，多见未充填、半充填微裂缝，均为有效张开裂缝，缝面含油。裂缝充填物主要为方解石。孔洞顺裂缝发育，分布不均，含油，连通性好，孔径一般在1mm左右，孔长1～5mm，最大可达5mm，孔洞面密度约2个/cm2。部分岩心破碎严重，多见小裂缝面和充填的方解石矿物晶体，溶孔呈蜂窝状，孔径为0.3～2mm。

2.岩心孔缝分类及含油性分析

车古201井3267.00～3946.30m段岩心主要为碳酸盐岩，孔缝发育，不同井段孔缝发育特征存在一定差异。这与岩性、构造背景和溶蚀作用改造等因素有密切关系。

（1）裂缝分类

岩心图像及薄片观察车古201井储集层岩心裂缝发育状况，据成因可分为构造缝、溶蚀缝、缝合线三大类。因构造活动而产生的构造缝在车古201井发育最普遍。从构造应力作用方式看，主要有两种成因类型：构造拉张作用形成的裂缝，主要为垂直缝和高角度斜交缝，规模一般较大，居主导地位；构造挤压作用形成的裂缝，主要为低角度斜交缝，规模相对较小，以小于2mm的微裂缝为主。

（2）裂缝成因期次及有效性分析

岩心及图像观察，该井下古生界奥陶系中发育裂缝多为垂直缝和高角度缝，裂缝间距为10～30mm，多数裂缝为构造成因，部分溶蚀现象较为明显，可能为构造缝后期溶蚀作用改造而成。从裂缝切割关系判断，明显存在两期以上裂缝形成期次。总体看，早期成因的构造裂缝，由于受后期成岩作用和挤压影响较大，多为低角度斜交缝，规模一般较小，溶蚀孔洞一般不发育；而晚期形成的构造裂缝，受拉张作用影响较大，多为高角度缝斜交和垂直缝，发育规模较大，缝宽一般大于2mm，方解石充填物易被溶蚀，受后期成岩作用影响小，溶蚀孔洞亦较发育。岩心观察裂缝宽度差异很大，既有微细裂缝，也有10mm以上的大缝，缝宽一般为0.5～3mm。

镜下观察微裂缝小于1mm，一般为0.02～0.3mm；根据充填情况可分为全充填、半充填、未充填等。以全充填缝最多，半充填缝次之，未充填缝则较少见。

根据图像扫描分析，与微细裂缝伴生的大裂缝或微细裂缝，呈枝状或网状，溶蚀孔洞发育，裂缝连通性及有效性较好。

从裂缝充填物成分看，灰岩中的裂缝充填物主要为方解石，白云岩中的裂缝充填物主要为方解石或石膏。岩心常规物性分析表明，裂缝发育的岩心，渗透率高低主要取决于充填物成分：方解石充填缝，水平渗透率较基质渗透率高10～100倍，一般为1×10-3～10×10－3μm2，尤其是发育孔洞的方解石充填缝，孔、渗值则更高，最大可达77.8×10-3μm2，是油气主要的储集空间与渗流通道；硬石膏充填缝，溶蚀孔洞一般不发育，水平渗透率都在1×10－3μm2以下，储集性与渗透性较差。

（3）溶蚀孔洞与裂缝关系

岩心及图像扫描观察，溶蚀孔洞的发育与裂缝有密切关系。

充填裂缝的方解石，一般结晶较好，缝面方解石晶间孔发育，易受后期溶蚀作用改造，形成溶蚀孔洞[2]。岩心剖面上可见溶蚀孔洞主要顺较宽的裂缝不均匀分布，多呈串珠状、蜂窝状。

溶蚀孔洞是否发育还与裂缝形成期次及裂缝充填物成分有关。早期裂缝由于受后期成岩作用影响较大，溶蚀孔洞多不发育，而晚期裂缝受后期成岩作用影响较小，溶蚀孔洞较发育。灰岩、白云岩中的方解石充填缝，溶蚀孔洞发育，而硬石膏充填缝，孔洞不发育，这是因为充填物硬石膏成分（CaSO4）与方解石（CaCO3）相比，不易被溶解[2]。

车古201井取心层段上部地层由于临近古潜山风化壳，裂缝充填物主要为方解石，受溶蚀作用改造较强，溶蚀孔洞与裂缝最发育；下部地层溶蚀作用较弱，孔洞和裂缝发育较次；而中部地层裂缝虽较发育，但由于充填物主要为硬石膏，不易被溶蚀，故孔洞不发育。总体看，溶蚀孔洞的形成普遍要晚于裂缝，孔洞沿缝分布，是缝的扩大和延伸，二者相辅相成，互为促进。裂缝溶蚀作用发育层段，溶蚀孔洞发育；裂缝溶蚀作用不发育，溶蚀孔洞就减少甚至消失。

（4）孔缝发育影响因素分析

车古201井碳酸盐岩储集层孔缝发育受岩性、构造运动、充填物、岩溶作用等因素影响。

岩性　不同岩性储集层裂缝发育程度不同。灰岩层段破碎程度大，裂缝发育程度较白云岩层段强；薄层质纯的灰岩、白云岩，脆性相对较大，抗张、抗压强度较小，易产生裂缝；而泥质含量高的灰岩、白云岩脆性减弱，抗张、抗压强度增大，不易产生裂缝。

充填物　岩心及薄片观察，裂缝充填物主要为方解石、硬石膏、高岭石、硅质等。方解石充填最常见，广泛发育，尤其是后期形成的方解石充填缝，易溶蚀，进而产生溶蚀孔缝，对于储集空间有效性来说最有意义；硬石膏充填裂缝局部发育，集中于膏质白云岩中，但由于硬石膏不易被溶解，充填缝基本为全充填，溶蚀孔缝不发育，对于油气聚集无意义；高岭石、硅质充填物个别可见，发育少，但由于高岭石晶间微孔发育，硅质一般为半充填，因此形成的裂缝具一定意义。

构造运动　构造运动是控制裂缝形成的重要因素，表现为构造应力和断裂带的发育对裂缝影响。一般而言，构造应力场高值区构造裂缝相对较发育。从灰岩、白云岩抗张、抗压强度分析，白云岩抗压强度低于灰岩，在挤压应力下最易破裂；而灰岩的抗张强度值较低，在张应力环境中更易形成破裂[3]。断层的发育与裂缝发育程度之间关系密切。断层发育带往往是破裂带，也是裂缝发育带。距断层越近，裂缝越发育，沿主断层方向，裂缝最发育。从构造部位看，构造应力多沿褶皱轴部集中发育，此处多为裂缝发育带。构造运动的多期性，决定了多期次、多组系裂缝的形成[3]。

溶蚀作用　溶蚀作用是影响裂缝（尤其是有效裂缝）发育的主要地质因素之一，它对裂缝（尤其是充填缝）具有明显的改善作用。裂缝是储集体的主要渗滤通道，而溶蚀孔是主要的储集空间，对于油气的运移与聚集，二者缺一不可。

（5）溶蚀孔缝及其含油性分析

根据岩心观察和图像扫描分析，车古201井下古生界奥陶系碳酸盐岩多个层段见油气显示（表1）。含油段岩心缝洞发育，溶孔多为晶间孔溶蚀而成。含油孔缝周边普遍被原油浸染，呈棕褐色，油味浓，多微染手或染手，具油脂感。根据物性分析，含油段岩心孔、渗参数普遍好于非含油段。

表1　车古201井下古生界孔缝发育与含油井段常规物性统计表

总体来看，具油气显示的岩心层段主要分布在孔洞缝发育带。溶蚀孔洞及其相连裂缝发育处，多数含油，油气显示一般较好。溶蚀孔洞大小分布不均，孔径为2～5mm。孔洞发育处多呈蜂窝状，面孔率可达25%，连通性好。溶蚀孔洞是良好的储集空间，而与其相连的裂缝则是主要的油气运移通道，二者相辅相成，互为促进，极大地提高了储集层的储集性能。

因此，溶蚀孔缝是否发育决定油气显示好坏，油气的生成、运移与聚集明显是在孔洞缝（尤其是溶蚀孔缝）形成之后，为典型的“新生古储”型。其储集层类型主要为裂缝—孔洞型。具体表现为取心井段上部、下部溶蚀孔洞、裂缝均较发育，孔缝含油性相对好；中部取心井段，裂缝虽也较发育，但由于其充填物全为硬石膏，溶蚀孔洞与裂缝不发育，基本不含油。

根据试油资料，早古生代奥陶纪碳酸盐岩储集层产能较好。3265.23～3314.5m井段测试结果折合日产油77.9t；3321.08～3408.5m井段测试结果折合日产油14.3t/d；3905.95～3959.5m井段测试结果折合日产油222.8t，产能最大。产油层段与岩心观察溶蚀孔洞缝发育段基本一致。

3.认识与结论

经岩心观察和图像扫描分析，对车古201井早古生代奥陶纪碳酸盐岩储集层岩心孔缝及含油特征的综合研究，可得出以下认识与结论。

第一，车古201井深层奥陶纪古潜山碳酸盐岩储集层孔洞缝极发育，可为油气聚集与运移提供较好的储集空间和运移通道。储集层发育裂缝主要为构造成因的高角度缝和垂直缝，部分经溶蚀作用改造，而孔洞主要为溶蚀成因。

第二，根据裂缝形成期次早晚和所受应力方向不同，可将裂缝分为早期挤压成因裂缝和晚期拉张成因裂缝两大类。早期裂缝，以挤压成因为主，现所见一般规模相对较小，多为低角度斜交缝；晚期裂缝，以拉张成因为主，现所见一般规模较大，主要为高角度缝和垂直缝。车古201井碳酸盐岩储集层裂缝发育情况看，明显以晚期拉张成因的高角度斜交缝和垂直缝居主导地位。

第三，车古201井深层碳酸盐岩溶蚀孔洞的发育与否，同裂缝发育规模以及充填物成分关系密切。主要表现为一定规模裂缝中的方解石充填物后期被溶蚀而产生大量溶蚀孔洞；而以硬石膏为充填物的裂缝，即使具一定规模，溶蚀孔洞亦不发育。

第四，从岩心观察油气显示情况看，车古201井下古生界碳酸盐岩储集层主要为裂缝—孔洞含油，为典型裂缝—孔洞型储集层，孔洞缝发育与否与油气显示关系极为密切。储集层岩心上部和下部经过溶蚀作用改造，溶蚀孔洞与裂缝发育，含油性好；中部膏质白云岩段未经溶蚀作用改造，溶蚀孔缝不发育，则基本不含油。

四、结束语

彩色岩心图像扫描分析系统的应用，为岩心观察描述工作提供了新方法、新手段，对于岩心资料的保存和研究工作的拓展应用具有重要意义，具体表现在以下几个方面：①岩心出筒后通过岩心图像扫描，能最大限度地保持岩心原始资料的完整性，一定程度上避免了后期由于取样分析对原始岩心破坏造成的损失；②彩色岩心图像扫描分析技术，可提供高质量的岩心图像资料，提高科研工作效率；③通过对岩心图像的处理和地质分析，可实现岩心图像信息的精细描述与定量分析研究，结合录井、测井以及相应的分析化验资料，可针对不同类型岩心开展相应的研究工作，如储集层评价、沉积相分析等；④随着计算机网络技术的发展，彩色岩心图像扫描分析技术的开发和应用使岩心图像资料实现了数字化、网络化管理，便于岩心资料的进一步交流和使用。随着数字化岩心库建设，将极大提高岩心资料的利用率。

主要参考文献

[1]许运新，蒋承藻，萧得铭编著.岩心描述与用途.哈尔滨：黑龙江科学技术出版社，1994.

[2]强子同主编.碳酸盐岩储集层地质学.东营：石油大学出版社，1998.

[3]吴元燕，徐龙，张昌明等编.油气储集层地质.北京：石油工业出版社，1996.

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