深层海相碳酸盐岩储层非均质性研究进展

尚墨翰，赵向原，曾大乾，游瑜春

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石化石油勘探开发研究院博士后工作站，北京 100083）

国际上通常将埋深为4 500～6 000 m 的地层界定为深层，将埋深大于6 000 m 的地层界定为超深层［1］。近年来中国在深层海相碳酸盐岩油气领域不断取得突破［2］，四川、塔里木和鄂尔多斯三大海相盆地已成为增储上产的重要阵地［1］。海相碳酸盐岩储层普遍具有厚度相对大、分布范围广且多呈块状、储集空间类型多样、多尺度天然裂缝普遍发育、孔-缝-洞等多重介质耦合发育的特点；深层碳酸盐岩储层还受埋深、高温、高压等多种因素及其耦合作用进一步影响，呈现出多类型、多尺度的强非均质性特征。随着深层碳酸盐岩油气藏开发的不断推进，储层非均质性对开发的不利影响逐渐显现，如安岳气田龙王庙组气藏［3-6］、普光气田飞仙关组-长兴组气藏［7-9］、元坝气田长兴组气藏［10-13］、塔河油田奥陶系油藏［14-18］等，随着油气田开发进入中后期，储层不同层次、不同类型的非均质性不仅造成剩余油气高度分散，挖潜难度越来越大［19］，还会造成边底水不均衡推进，影响油气藏稳产效果［20-21］。因此，开展储层非均质性分布特征研究是油气田进行调整挖潜、制定提高采收率措施的基础和关键［22-23］。

中国油气藏开发进程的推进十分依赖开发地质理论、方法和技术的创新［24］。20 世纪90 年代以来，随着油气田开发的不断深入和中国对油气资源需求量的日益增长，学者们开始重视储层非均质性研究，相关认识有力指导了剩余油气描述、水侵控制以及挖潜调整措施的制定［25-26］。……