哈拉哈塘油田哈601井区缝洞型油藏缝洞单元划分评价

廖　涛，侯加根，陈利新，马　克，杨文明，董　越（.中国石油大学地球科学学院，北京049；.中国石油塔里木油田分公司塔北项目经理部，新疆库尔勒84000）

哈拉哈塘油田哈601井区缝洞型油藏缝洞单元划分评价

廖涛1，侯加根1，陈利新2，马克1，杨文明2，董越1
（1.中国石油大学地球科学学院，北京102249；2.中国石油塔里木油田分公司塔北项目经理部，新疆库尔勒841000）

在储集体预测的基础上，以塔北地区奥陶系露头为指导，将哈拉哈塘油田哈601井区油藏洞穴按成因细分为暗河管道厅堂洞穴、断裂明河双控洞穴和断控洞穴3类。针对缝洞单元划分的难点，应用静态储集体预测和数值试井两种方法确定缝洞单元边界，明确了内幕区缝洞单元主控因素为断裂和良里塔格组古地貌古水系。依据缝洞体规模、储量、能量指标、成因类型、压力水平等因素，建立了适用于研究区的缝洞单元评价标准，对有井控制单元及无井单元进行了综合评价，为哈拉哈塘油田下一步的井位部署与开发调整提供参考。

塔里木盆地；哈拉哈塘油田；奥陶系；碳酸盐岩缝洞型油藏；缝洞单元；评价标准

2009年以来，在塔里木盆地塔北地区哈拉哈塘油田奥陶系一间房组碳酸盐岩缝洞储集体连续取得重大突破。但由于碳酸盐岩缝洞型油藏的特殊性，缝洞体的连通关系十分复杂，长期暴露的潜山风化壳岩溶与内幕区层间岩溶的发育背景差别较大，导致缝洞储集体的规模、形态、连通状况和形成机理等方面存在一定的差异。当前针对缝洞单元的研究多以潜山风化壳岩溶储集体（如塔河油田）为对象[1-5]，但对哈拉哈塘油田的内幕层间岩溶储集体还未开展相应研究。本文以哈拉哈塘油田岩溶斜坡带内幕层间岩溶缝洞储集体为研究对象，探讨储集体连通性及缝洞单元边界的确定方法，以有井控制的缝洞单元特征为基础，建立缝洞单元量化评价标准，并对研究区缝洞单元进行评价，为塔里木盆地类似油藏的开发提供依据。

1　区域地质概况

哈拉哈塘油田位于塔北隆起哈拉哈塘斜坡上，北为轮台凸起，南邻满西斜坡带，西接英买力低凸起，东为轮南低凸起。在其四周已经陆续发现了哈德逊、英买力、塔河等大型油气田，是塔里木盆地重要的油气富集带。哈拉哈塘油田共划分为哈6、新垦、热瓦普和齐满4个区块，前人以桑塔木组剥蚀线为界将哈拉哈塘油田划分为风化壳岩溶为背景的潜山区和层间岩溶为背景的内幕区[6]，哈6区块东部的哈601井区位于上奥陶统桑塔木组覆盖的内幕区（图1）。

哈601井区井距为900~1 700 m，奥陶系一间房组埋深为6 600~6 800 m，岩心孔隙度为0~3.88%，渗透率为0.31~21.39 mD，平均2.56 mD，奥陶系自下而上依次为蓬莱坝组、鹰山组、一间房组、吐木休克组、良里塔格组和桑塔木组，沉积相背景为蓬莱坝组半局限台地相→鹰山组开阔台地相→一间房组台地边缘相→良里塔格组和吐木休克组台缘斜坡相→桑塔木组混积浅水陆棚相。

图1　哈拉哈塘油田哈601井区构造位置

2　缝洞体连通性分析

经钻井证实，研究区一间房组普遍发育大型洞穴储集体，最大高度可达20 m，纵向上，厚度约100 m的一间房组内均有洞穴分布，成像测井及岩心清晰显示出除大型洞穴外还有裂缝孔洞的存在，不同成因类型缝洞储集体的分布具有一定的规律性，根据传统岩溶地质学理论及岩溶垂向分带性，自不整合面向下岩溶作用强度逐渐减弱[7]，但无法很好地解释内幕区深部存在大型洞穴的现象。基于研究区储集体主要为大型洞穴的特点，将其与现代岩溶及古岩溶露头对比，从成因角度将内幕区洞穴细分为3种：暗河管道厅堂洞穴、断裂明河双控洞穴和断控洞穴。

2.1暗河管道厅堂洞穴

暗河管道是具有河流特性的地下岩溶管道系统，流经范围大，是地下发育规模最大的岩溶系统，发育过程中受潜水面变化可以多层叠置[8]。暗河管道系统由大型暗河厅堂洞及暗河管道段构成，其中管道段细窄易垮塌充填，造成暗河厅堂洞横向展布，但洞与洞之间连通性较差或不连通。在古地貌恢复的基础上，结合缝洞体结构建模、边界精细刻画等方法对储集体进行预测[9]，认为哈601井区共发育有3条暗河管道（图2中①，②和③所在位置）。

钻遇同一条暗河管道的井存在连通的可能，井间干扰能够进一步证实连通情况[10]。以研究区西北部的HA601-13井—HA601-6井—HA601-2井暗河为例，以HA601-13井为激动井，以HA601-2井和HA601-6井为观测井进行干扰试井实验，其中HA601-2井与HA601-6井在压力历史阶段Ⅱ压力上升，压力跳跃前后上升幅度相当，与HA601-13井注水周期保持一致，表明井间连通且具有清晰的滞后效应（图3）。但是由于内幕区暗河管道与潜山区暗河存在很大区别，管道段垮塌充填会形成局部堵点，造成钻遇同一暗河管道的井之间也可能相互不连通，需要根据动态数据进行验证。

图2　哈601井区良里塔格组古地貌及暗河管道系统发育位置

图3　 HA601-13井—HA601-2井—HA601-6井组干扰试井分析

2.2断裂明河双控洞穴

研究区缝洞储集体受到多期岩溶作用叠加影响，其中以良里塔格组沉积末期的加里东运动中期Ⅱ幕岩溶作用最为重要，断裂明河双控洞穴是以加里东运动中期形成的断裂为通道，以地表水系为岩溶水源，依托断裂及伴生裂缝逐渐溶蚀扩大，形成垂向规模大于横向规模的洞穴，与塔河油田纵向发育型洞穴类似[10]，受断裂的影响，其垂向规模往往能够达到数十米，平面上也具有明显的发育规律。由于加里东运动中期南北向挤压应力强，形成研究区主干断裂的同时，也形成大量伴生高角度构造裂缝，动态资料已经证实，该类型洞穴在垂向上连通性好，横向连通性差，受洞穴横向规模的影响，缝洞单元平面分布面积小。以HA601-8井为例，该井距离加里东运动中期形成的断裂399 m，通过生产动态、缝洞体雕刻，明确该井钻遇洞穴型储集体，宽厚比为0.36，地质分析认为属于断裂明河双控洞穴，在生产过程中共历经7轮高效注水驱油，证实洞穴为孤立缝洞体。根据双对数诊断图特征，选用井储-表皮-径向复合气藏-平行断层边界模型进行分析，缝洞体复合半径为344.71 m，远小于邻井882.9 m井距，为独立封闭的油藏，与邻井不连通，推测缝洞单元半径在350 m左右。

2.3断控洞穴

在加里东运动晚期至海西运动早期，基底断裂的继承性发育及新断裂、新裂缝的形成，再次为岩溶水的向下溶蚀提供了通道，在断裂附近部位形成岩溶洞穴。断控洞穴储集体主要受到加里东运动晚期—海西运动早期断裂控制，并不受良里塔格组古水系及潜水面变化的影响，岩溶水动力相对较小，空间上具有明显的分布规律，平面上主要沿加里东运动晚期—海西运动早期断裂带分布，在断裂交会处更为发育，垂向上随机分布在断裂两侧。

数米至数十米规模的洞穴顶部均发育有垮塌形成的垮塌缝，与构造缝及溶蚀缝等可以相互沟通扩大缝洞体的规模[11]，断裂及裂缝不仅能够作为岩溶通道，同时也增强了储集体的连通性，同一条断裂控制的缝洞储集体间连通的可能性更高。如研究区HA9-1井与HA901-2井位于同一条走滑断裂一侧，通过生产特征、原油性质与邻井对比（表1），证实两井连通。断控洞穴受后期断裂控制明显，以缝洞体随机且孤立发育为特征，储集体之间不连通可能性更大，因此，同一条断裂控制的缝洞储集体，其连通性同样需要动态数据加以验证。

表1　研究区原油性质及压力统计

3　缝洞单元划分

3.1缝洞单元定义

缝洞单元是指一个或若干个由裂缝网络沟通的溶洞所组成的、具有统一压力系统的流体动力单元，也可以定义为具有统一油水界面和压力系统或一个相对独立控制油水运动的缝洞储集体[1-2]，这一概念强调的是缝洞储集体的连通性。在缝洞储集体研究的基础上，笔者综合利用多种资料，从静态储集体预测及动态数值试井方面提出了适用于内幕区的缝洞单元划分条件。

3.2缝洞单元划分标准

（1）静态储集体预测确定单元边界研究区40余口井的井旁道统计表明，有效缝洞储集体的最大振幅属性为3 000~6 000（图4a），依据储集体储集能力差异，将有效缝洞储集体孔隙度下限定为1.8%[12]。笔者在内幕区缝洞体类型划分的基础上，以岩溶发育地质模式为指导，根据孔隙度反演、最大振幅属性预测缝洞储集体的形态和平面分布范围；结合裂缝发育概率预测、裂缝走向预测描述缝洞储集体可能的连通范围；最终，在明确井间连通性的情况下刻画缝洞单元的边界。

以HA601-13井—HA601-6井—HA601-2井组为例，前文已述及该井组钻遇同一条暗河管道，通过一间房组孔隙度反演及最大振幅属性能够清晰刻画出暗河储集体的分布范围（图4b，图4c），根据岩溶发育地质模式，预测出暗河管道的流向、形态、暗河厅堂洞平面分布及外部边界（图4d）；以裂缝发育概率描述井间米级尺度裂缝相对发育区（图4e），并采用裂缝预测软件预测了数十米至百米级小尺度断裂走向，综合确定了缝洞单元边界（图4f）。

（2）数值试井划分单元边界数值试井是一项新的试井解释技术，它将油藏工程理论和数值模拟技术有效结合，通过大量数学模拟运算实现对油藏特征的精确刻画。该技术汲取了油藏数值模拟技术中描述油藏渗流条件非均质性和油藏特殊外边界形状等复杂油藏属性描述方面成熟的技术，同时又采纳了高精度压力计录取的压力资料作为模型拟合检验实际的参照，具有丰富的油藏边界描述功能，为复杂油藏边界的分析创造了条件，实现了试井研究目标从局部向缝洞型油气藏整体描述、评价方向的升级。

例如已经证实连通的HA901-2井—HA9-1井组，HA901-2井试井曲线表现出反应裂缝流动的特征，说明紧邻的走滑断裂起到了沟通作用。根据储渗系统井间连通性和连通形式确定了试井储集体模型（图5a)，通过数值试井拟合不断调整模型得到压降示意图（图5b)，试井结果表明缝洞体内部流体渗流能力好，为封闭多洞穴连通储集体，并据此推测缝洞单元边界（图5c）。

图4　 HA601井区一间房组不同属性及裂缝预测确定缝洞单元边界

图5　数值试井确定HA901-2井—HA9-1井组缝洞单元边界

3.3缝洞单元主控因素

内幕区地质因素对于缝洞单元的控制，体现在对岩溶的控制和晚期断裂及伴生裂缝对于缝洞体连通性的改造。由海平面下降导致台地暴露，接受大气淡水淋滤，形成的岩溶作用一般与地层暴露程度、气候、岩性和海平面相对变化速度有关[13]。研究区紧邻塔河油田，其气候条件、沉积相类型、岩性及海平面相对变化速率均与塔河油田类似，区域上共经历了一间房组沉积末期（加里东运动中期Ⅰ幕）、良里塔格组沉积末期（加里东运动中期Ⅱ幕）、桑塔木组沉积末期（加里东运动中期Ⅲ幕）、泥盆纪早期（海西运动早期）和石炭纪晚期（海西运动晚期）共5幕岩溶作用，其中各时期古地貌古水系是地层暴露程度、气候及相对海平面变化速度的综合反映。因此，内幕区缝洞单元的主控因素主要表现在古地貌古水系和断裂两方面。

（1）断裂断裂的存在使得岩溶储集体并非只能在地表暴露条件下形成，沟通地表的大型断裂及伴生裂缝增加了碳酸盐岩地层与地表大气淡水的接触面积，断裂发育带决定了岩溶储集体在地下的发育规模[14-16]。岩溶发育受断裂控制明显，有学者将其命名为“控洞断裂”[17]，这一表述在哈拉哈塘内幕区并不完全准确。缝洞体雕刻证实，走滑断裂伴生的高角度构造裂缝发育带扩大了缝洞体空间发育范围。

（2）古地貌古水系哈拉哈塘油田加里东运动中期共存在两幕岩溶作用：Ⅰ幕岩溶作用发生在一间房组沉积末期，但此期地层暴露时间短，岩溶作用弱，持续的时间也较短[18]，为缝洞储集体的发育奠定了基础；随后在良里塔格组沉积末期发生了Ⅱ幕岩溶作用，哈拉哈塘油田北部抬升明显，发生了较强的剥蚀作用[19]，南北地势高差增大，地表古水系发育，水动力作用明显，河流具有强烈的下切作用，为暗河管道的形成提供了入水口及排泄口，同时也为断裂明河双控洞穴的发育提供了充足的岩溶水来源。

3.4缝洞单元分布规律

内幕区受岩溶斜坡发育背景的影响，暗河管道受潜水面变化影响小且管道段细窄易垮塌充填，断裂明河双控洞穴及断控洞穴以垂向发育为主，平均宽厚比均小于0.5，横向规模小，连通性差，因此研究区以单井孤立单元为主，动态证实共有3个多井连通单元，缝洞单元发育在古岩溶高地、丘峰洼地中地势高部位、古水系及断裂发育部位，与地貌及断裂的分布吻合性好（图6）。

暗河管道厅堂洞穴单元共8个，位于研究区西北部及中部，含1个暗河管道沟通的多井连通单元，单元主轴延伸方向受控于暗河管道流向，规模为800~ 3 500 m，宽度为500~1 000 m.缝洞体规模大，天然能量强，以暗河厅堂洞穴为主。

断控洞穴单元共26个，主要位于研究区东部，含1个断裂沟通的多井连通单元，主要发育在良里塔格组峰丛洼地、丘从洼地中的岩溶高地及加里东运动晚期—海西运动早期断裂附近，单元主轴方向延伸800~2 500 m，宽度300~600 m，储集体规模大，天然能量充足，以断控洞穴储集体为主。

表2　哈601井区不同缝洞体类型储集体发育特征

图6　哈拉哈塘油田哈601井区缝洞单元分布

断裂明河双控洞穴单元，位于研究区北北西向主干断裂附近，包括单元32个，含1个裂缝沟通的多井连通单元，单元主轴延伸500~1 500 m，底水规模大，高角度构造缝发育程度高，垂向连通性好，易出现底水锥进现象，采出水油体积比大。

4　缝洞单元评价

4.1缝洞体产能分布

缝洞型碳酸盐岩油藏与孔隙性油藏和裂缝性油藏油井递减特征具有显著差异，钻遇不同类型缝洞体的油井产能递减特征截然不同[11]。成因类型直接控制了缝洞体的发育规模及裂缝的发育特征，也间接控制了单井产能。根据单井生产压力、生产方式及投产时间的差异，将油井生产效率划分为高效、中效和低效3类，暗河管道厅堂洞穴是内幕区最有利的储集体，高效井最多；断控洞穴系统由于断裂规模小，垂向上不易沟通底水，在横向上能够通过断裂沟通形成大型缝洞体，因而高效、中效井较多；断裂明河双控洞穴由于底水锥进，很难得到高效井，甚至完全产水（表2）。

4.2缝洞单元评价指标

不同类型缝洞单元的差异主要体现在缝洞单元储集体规模和天然驱动能量，油藏天然能量是单元分类的主要依据[5]，根据每采出1%地质储量的平均地层压降和无因次弹性产量比值进行评价。依据石油天然气行业标准（SY/T 6167—1995），哈拉哈塘内幕区缝洞型油藏可分为天然能量较充足、具有一定天然能量和天然能量不足3个级别，据此将研究区已有井控缝洞单元分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类。

缝洞储集体有效体积是缝洞单元内缝洞体规模的直接体现。以缝洞单元为单位，通过建立研究区一间房组储集体三维地质模型来刻画缝洞体体积[20]。经统计，含高效井缝洞单元缝洞体有效体积普遍大于50×104m3，地质储量大于25×104m3；含中效井缝洞单元缝洞体有效体积为15×104~50×104m3，地质储量为8×104~25×104m3；含低效井缝洞单元缝洞体有效体积小于15×104m3，地质储量小于8×104m3.

应用储量丰度能够准确可靠地预测油藏地质储量的分布，依据已有井控单元的油藏储量丰度可以推测无井单元储量丰度，进而在一定程度上对无井单元进行有效评价。通过对研究区一间房组进行储量丰度平面预测，油井与储量丰度的分布具有较好的匹配关系，高效井缝洞单元储量丰度在7以上，中效井缝洞单元储量丰度为4~7，低效井缝洞单元储量丰度普遍小于4.

综上所述，将缝洞体类型、天然能量和缝洞体规模作为主要评价的依据，其他指标作为次要评价指标，建立了适用于哈拉哈塘油田内幕区缝洞单元的综合量化评价指标（表3），以此对其他无井单元进行评价。

表3　哈拉哈塘油田内幕区缝洞单元综合评价指标

4.3缝洞单元发育特征

通过对已划分的缝洞单元进行评价，哈601井区共有9个Ⅰ类缝洞单元，面积12.7 km2，已全部动用；21个Ⅱ类缝洞单元，面积18.6 km2，已动用12个；31个Ⅲ类缝洞单元，面积21.2 km2，已动用10个。研究区井网控制程度高，缝洞单元受岩溶成因类型控制明显，Ⅰ类、Ⅱ类单元的缝洞体主要为暗河厅堂洞和断控洞穴，沿主干大断裂附近Ⅰ类、Ⅱ类单元的缝洞体少。不同时期、不同成因类型所形成的缝洞体在规模、含油性等方面差异很大，随着动态资料的不断丰富，对储集体地质认识的不断深入，储集体的雕刻及缝洞单元的边界也在不断变化，逐渐逼近地下真实情况。

5　结论

（1）塔北地区哈拉哈塘油田哈601井区已经实现了规模有效开发，通过现代岩溶及古岩溶露头认知，结合缝洞储集体形态规模，根据成因及发育特征将研究区洞穴储集体类型划分为暗河管道厅堂洞穴、断裂明河双控洞穴和断控洞穴3种。

（2）在缝洞单元划分中强调了地质成因的指导作用，从一定程度上拓宽了缝洞单元的研究思路，暗河厅堂洞穴及断控洞穴横向连通性较好，断裂明河双控洞穴垂向连通性更好。

（3）以HA901-2井—HA9-1井单元为例，应用数值试井方法确定单元边界，通过静态储集体预测建立试井储集体模型，以数值试井结果预测缝洞单元边界，但该方法需要井组进行压力恢复试井以满足数值试井需要。

（4）明确了哈拉哈塘油田内幕区缝洞单元的主控因素为断裂和良里塔格组沉积末期古地貌古水系，控制缝洞体的发育规律即控制了缝洞单元的分布。

（5）储集体类型的细分能够较好地解释单井产能的差异，暗河厅堂洞穴和断控洞穴为相对高产储集体。根据缝洞体规模、储量、能量指标、成因类型、压力水平指标建立了适用于哈拉哈塘油田内幕区缝洞单元的量化评价标准，共评价出研究区含有Ⅰ类缝洞单元9个，Ⅱ类缝洞单元21个，Ⅲ类缝洞单元31个，Ⅰ类和Ⅱ类缝洞单元目前钻井控制程度均较高。

［1］焦方正，窦之林.塔河碳酸盐岩缝洞型油藏开发研究与实践［M］.北京:石油工业出版社，2008. Jiao Fangzheng，Dou Zhilin.Studying and development experiences of fractured⁃vuggy carbonate reservoir in Tahe oilfield［M］.Beijing: Petroleum Industry Press，2008.

［2］陈志海，马旭杰，黄广涛.缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元划分方法研究——以塔河油田奥陶系油藏主力开发区为例［J］.石油与天然气地质，2007,28（6）:847-855. Chen Zhihai，Ma Xujie，Huang Guangtao.Research on the fracture⁃vug unit division of fractured⁃vuggy carbonate rock oil pools—an ex⁃ample from the Ordovician oil pools in the principle producing area of Tahe oilfield［J］.Oil&Gas Geology，2007,28（6）:847-855.

［3］李培廉，张希明，陈志海.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏开发［M］.北京：石油工业出版社,2003:202-259. Li Peilian,Zhang Ximing,Chen Zhihai.Development on the karstcarbonate reservoirs in Tahe oilfield［M］.Beijing：Petroleum Indus⁃try Press,2003:202-259.

［4］张希明，朱建国，李宗宇,等.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏的特征及缝洞单元划分［J］.海相油气地质，2007，12（1）:21-24. Zhang Ximing,Zhu Jianguo,Li Zongyu,et al.Ordovician carbonate fractured⁃vuggy reservoir in Tahe oilfield,Tarim basin:characteris⁃tics and subdivision of fracture⁃vug units［J］.Marine Origin Petro⁃leum Geology，2007，12（1）:21-24.

［5］易斌，崔文彬，鲁新便,等.塔河油田碳酸盐岩缝洞型储集体动态连通性分析［J］.新疆石油地质，2011，32（5）:469-472. Yi Bin，Cui Wenbin，Lu Xinbian，et al.Analysis of dynamic connec⁃tivity on carbonate reservoir with fracture and cave in Tahe field, Tarim basin［J］.XinjiangPetroleum Geology，2011，32（5）:469-472.

［6］赵文智，沈安江，潘文庆，等.碳酸盐岩岩溶储层类型研究及对勘探的指导意义——以塔里木盆地岩溶储层为例［J］.岩石学报，2013，29（9）:3 213-3 222. Zhao Wenzhi，Shen Anjiang，Pan Wenqing，et al.A research on car⁃bonate karst reservoirs classification and its implication on hydrocar⁃bon exploration:cases studies from Tarim basin［J］.Acta Petrologi⁃caSinica，2013，29（9）:3 213-3 222.

［7］任美锷，刘振中，王飞燕.岩溶学概论［M］.北京:商务印书馆，1983:3-33. Ren Meie，Liu Zhenzhong，Wang Feiyan.Overview of karst study［J］.Beijing:The Commercial Press，1983：3-33.

［8］马晓强，侯加根，胡向阳，等.塔里木盆地塔河油田奥陶系断控型大气水岩溶储层结构研究［J］.地质论评，2013，59（3）:521-531. Ma Xiaoqiang，Hou Jiagen，Hu Xiangyang，et al.Framework of fault⁃controlled meteoric palaeokarst Ordovician reservoirs in Tahe oil⁃field，Tarim basin［J］.Geological Review，2013，59（3）:521-531.

［9］客伟利，张光亚，潘文庆，等.塔里木盆地哈拉哈塘地区奥陶系一间房组岩溶储集层地震识别与控制因素［J］.古地理学报，2014，16（1）:125-132. Ke Weili，Zhang Guangya，Pan Wenqing，et al.Seismic identifica⁃tion and controlling factors on karsted carbonate reservoir for the Yijianfang formation of Ordovicianin Hanikatam area of Tarim basin［J］.Journal of Palaeogeography，2014，16（1）:125-132.

［10］周波，蔡忠贤，李启明.应用动静态资料研究岩溶型碳酸盐岩储集层连通性——以塔河油田四区为例［J］.新疆石油地质，2007,28（6）:770-772. Zhou Bo，Cai Zhongxian，Li Qiming.A study on fluid connectivity of karst carbonate reservoir with static and dynamic data—an ex⁃ample of No.4 district in Tahe oilfield,Tarim basin［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2007,28（6）:770-772.

［11］Loucks R G，Mescher P K，Mcmechan G A.Three⁃dimensional ar⁃chitecture of a coalesced,collapsed⁃paleocave system in the Lower Ordovician Ellenburger group,central Texas［J］.AAPG Bulletin，2004，88（5）:545-564.

［12］杨鹏飞，张丽娟，郑多明，等.塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩大型缝洞集合体定量描述［J］.岩性油气藏，2013，25（6）:89-94. Yang Pengfei，Zhang Lijuan，Zheng Duoming，et al.Quantitative characterization of Ordovician carbonate fracture⁃cavity aggregate in Tarim basin［J］.Lithologic Reservoirs，2013，25（6）:89-94.

［13］Mylroie J E,Carew J L.Karst development on carbonate islands［C］//Budd D A，Saller A H,Harris P M.Unconformities and po⁃rosity in carbonate strata.AAPG Memoir 63,1995:55-76.

［14］乔占峰，沈安江，邹伟宏，等.断裂控制的非暴露型大气水岩溶作用模式——以塔北英买2构造奥陶系碳酸盐岩储层为例［J］.地质学报，2011，85（12）:2 070-2 083. Qiao Zhanfeng，Shen Anjiang，Zou Weihong，et al.A fault⁃con⁃trolled non⁃exposed meteoric karstificiation：a case study of Ordovi⁃cian carbonate reservoir at structure YM2 in northern Tarim basin，northwestern China［J］.Acta Geologica Sinica，2011，85（12）：2 070-2 083.

［15］汤良杰，漆立新，邱海峻，等.塔里木盆地断裂构造分期差异活动及其变形机理［J］.岩石学报，2012，28（8）:2 569-2 583. Tang Liangjie，Qi Lixin，QiuHaijun，et al.Poly⁃phase differential fault movement and hydrocarbon accumulation of the Tarim basin，NW China［J］.ActaPetrologicaSinica，2012，28（8）：2 569-2 583.

［16］刘学锋，彭德堂，刘绍平，等.塔北隆起构造格架及其成因［J］.江汉石油学院学报，1996，18（4）:26-32. Liu Xuefeng，Peng Detang，Liu Shaoping，et al.Structural frame⁃work and origin of the northern Tarim uplift［J］.Journal of Jiang⁃han Petroleum Institute，1996，18（4）：26-32.

［17］周文，李秀华，金文辉，等.塔河奥陶系油藏断裂对古岩溶的控制作用［J］.岩石学报，2011，27（8）:2 340-2 348. Zhou Wen，Li Xiuhua，Jin Wenhui，et al.The control action of fault to paleokarst in view of Ordovician reservoir in Tahe area［J］.Acta PetrologicaSinica，2011，27（8）:2 340-2 348.

［18］徐国强，刘树根，李国蓉,等.塔中、塔北古隆起形成演化及油气地质条件对比［J］.石油与天然气地质，2005，26（1）:114-119. Xu Guoqiang,Li Shugen,Li Guorong,et al.The correlation of tec⁃tonic evolution and petroleum geological factors between Tazhong and Tabei paleo⁃uplift,Tarim basin［J］.Oil&Gas Geology,2005, 26（1）：114-119.

［19］张一伟，金之钧，刘国臣,等.塔里木盆地环满加尔地区主要不整合形成过程及剥蚀量研究［J］.地学前缘，2000，7（4）:449-456. Zhang Yiwei，Jin Zhijun，Liu Guochen，et al.Study on the forma⁃tion of unconformaties and the amount of eroded sedimentation in Tarim basin［J］.Earth Science Frontiers，2000，7（4）:449-456.

［20］赵彬，侯加根,刘钰铭，等.基于示点性过程模拟的碳酸盐岩裂缝型储层建模方法［J］.科技导报，2011,29（3）:39-43. Zhao Bin，Hou Jiagen，Liu Yuming，et al.Modeling of carbonate fractured reservoirs based on marked point process simulation［J］. Science&Technology Review，2011,29（3）:39-43.

Division and Evaluation of Fractured⁃Vuggy Reservoirs’Fracture⁃Vug Units of HA601 Wellblock in Halahatang Oilfield,Tarim Basin

LIAO Tao1,HOU Jiagen1,CHEN Lixin2,MA Ke1,YANG Wenming2,DONG Yue1
（1.College of Geosciences,ChinaUniversity of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Tabei Project Management Department,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla,Xinjiang 841000,China）

Taking HA601 wellblock in Halahatang oilfield as an example,based on the reservoir prediction,guided by the Ordovician out⁃crop in Tabei area(northern Tarim basin),this paper presents three genetic types of fractured⁃vuggy reservoir formed in the karstification, including tubulose underground river caves,caves controlled by faults and rivers,caves controlled by faults;considering the difficulties in fracture⁃vug unit division,it provides two divisive methods of static reservoir prediction and numerical well test to confirm the boundary of fracture⁃vug units.The study indicates that the key factors for controlling fracture⁃vug units in carbonate interstratum area is river systems in Lianglitage formation and faults.Based on the scale of reservoir body,geological reserves,energy index,genetic type and pressure level, it establishes the evaluation criterion for fracture⁃vug units in carbonate interstratum area,and applies it to all the well⁃controlled and non⁃well⁃controlled units,which provide areference for well deployment and development adjustment of Halahatangoilfield in the future.

Tarim basin;Halahatangoilfield;Ordovician;carbonate fractured⁃vuggy reservoir;fracture⁃vugunit;evaluation criterion

TE112.221

A

1001-3873（2015）04-0436-07

10.7657/XJPG20150410

2014-12-10

2015-04-21

国家973项目（2011CB201003）；国家科技重大专项（2011ZX05014-002）

廖涛（1967-）,男,新疆库尔勒人，高级工程师，博士研究生，石油地质，（Tel）010-89733101（E-mail）liaotao1967@126.com.