塔北地区奥陶系地下河溶洞充填规律与储集性能

张 三，金 强，史今雄，胡明毅，段梦悦，李永强，张旭栋，程付启

［1.长江大学 地球科学学院，湖北 武汉 430100；2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580；3.西北大学 地质系，陕西 西安 710069；4.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 102206］

地下河又称暗河，是地下径流集中的地下通道，具有河流主要特性［1］。碳酸盐岩岩溶区，水流沿岩石裂隙或落水洞进入地下，于潜水面附近转为径向流，经溶蚀、坍塌以及水流侵蚀、搬运沉积作用形成错综复杂的岩溶地下河溶洞系统［2］。由于岩溶作用的随机性与复杂性，地下河溶洞空间分布及充填结构极其复杂，时而开阔、时而狭窄、时而完全充填、时而未充填［3-4］。早期的国内外关于地下河溶洞研究主要集中在野外露头的观测与描述［3-5］，随着石油工业的蓬勃发展以及大批与古岩溶相关碳酸盐岩油气田的发现［6］，地表岩溶露头观测与地下岩溶结构描述相结合的地下河溶洞储层研究逐渐兴起［7-9］。其中，广泛发育地下河溶洞系统的塔河油田奥陶系古风化壳岩溶一直是地下河溶洞储层研究的典范［10-12］。李阳等［10，13］通过塔北露头考察与塔河油田储集体对比分析，指出塔河油田奥陶系发育连续带状分布的地下河型、孤立分布的岩溶洞穴型（洞径＞0.2 m）及网络状分布的溶蚀孔缝型3 类缝洞系统，且地下河系统和岩溶洞穴系统为其主要储集体类型。鲁新便、李源等［14-15］通过地震属性提取及三维雕刻技术，实现了地下河的识别与三维雕刻，明确了其空间分布。徐微、金强等［16-17］基于岩心、薄片、测井等资料，建立了地下河溶洞充填物识别方法，识别出沉积、垮塌、化学3类充填物，并对比分析了其储集性能。杨晓兰等［18］尝试基于正演模型与叠前分频技术进行溶洞内部充填结构识别，识别出部分充填和完全充填溶洞。田亮、张慧涛等［19-20］综合前人研究成果，通过岩心、测井（成像测井）开展单井充填相分析，指出地下河溶洞未充填相为其主要储集空间。

然而，随着塔河油田勘探开发程度不断提高，生产实践显示，地下河溶洞发育区的油井普遍低产，仅局部未充填溶洞（放空段）可获高产［21-22］，早期认识的T615 井地下河溶洞油浸石英砂岩优质储层［23］（孔隙度达23.4 %）并未获得高产，累产原油仅2.04×104t。因此，地下河溶洞有何充填规律，井间如何充填，未充填空间在哪，成为目前地下河溶洞储层评价预测亟待解决的难题。本文通过对塔河油田大量地下河溶洞段岩心观察描述与测井精细解释，分析不同类型充填物韵律结构与旋回组合特征，井-震结合，开展井间充填旋回对比分析，探讨其井间充填规律，预测未充填空间分布与规模，同时结合大量的岩心、薄片及测试资料，分析充填物储集性能，为地下河溶洞储层评价预测提供借鉴。

1 岩溶地质背景

塔河油田位于塔里木盆地北部塔北隆起之上，自下而上依次发育中、下奥陶统台地相蓬莱坝组、鹰山组、一间房组和上奥陶统混积陆棚相恰尔巴克组、良里塔格组、桑塔木组，其中鹰山组和一间房组为其主力储产层，岩溶缝洞为其主要储集空间［24-25］（图1）。海西早期，强烈的构造活动使塔河地区强烈抬升，形成北东向展布大型鼻隆构造，中、上奥陶统尖灭线自北向南依次呈裙带式分布［26］。塔河油田北部一间房组和鹰山组可溶性灰岩大面积暴露地表遭受强烈岩溶作用，形成复杂的风化壳岩溶缝洞系统，高产井（累产油量＞3×104t 的井）围绕峰丘呈准连续片状分布［13，22］；南部因上奥陶统非可溶性岩层覆盖，仅在深大断裂带部位的中、下奥陶统可溶岩层中发育断控岩溶缝洞体，高产井紧密围绕断裂带呈窄条带状分布［22］（图1）。泥盆纪末—石炭纪初，海水自西南向北东大规模侵入，结束了塔河油田海西早期岩溶［27］；而后的构造活动仅仅诱发塔河油田奥陶系早期断裂多期活动，而对其整体构造格局影响较小［28］。

图1 塔河油田奥陶系岩溶地质概况Fig.1 Geological overview map of the Ordovician karsts in the Tahe oilfield

塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩溶地下河溶洞系统主要发育于鹰山组与一间房组，平面上主要分布于恰尔巴克组尖灭线以北，展布方向与断裂展布方向具一定的相关性，呈北东向和北西向展布［14，22］。值得强调的是，各地下河向南均终止于恰尔巴克组尖灭线附近（出露地表而汇入泄水区［29］），且AD20 井区（加里东期岩溶区）亦不发育地下河［22］，表明塔河地区地下河主要分布于海西早期风化壳岩溶区（图1）。

2 地下河溶洞充填物类型及占比

2.1 充填物类型及特征

地下河溶洞的形成过程除了水流的侵蚀与溶蚀，还伴随着垮塌与充填作用，即一边扩大，一边充填；且因其水流属于地下径流，具较强搬运与沉积能力，其充填物发育河流相沉积层理［1-2］。因此，具沉积层理或搬运砾石（具一定磨圆）的溶洞充填物是地下河溶洞判别的关键标志［29-32］。本文通过对塔北奥陶系岩溶露头考察与塔河油田40 余口井奥陶系溶洞段岩心观察描述，识别出塔北西克尔和硫磺沟2 个典型的地下河古溶洞露头剖面，发现塔河油田14 口井（S65，S70，S75，S81，S93，S94，AD8，YQ4，T403，T414，T502，T615，TK404 和TH12112井）发育地下河古溶洞系统（图2）。

图2 塔北地区奥陶系地下河溶洞充填特征及充填物类型Fig.2 Filling characteristics and filling types of the Ordovician buried-river karst caves in the Tabei area

西克尔剖面一间房组地下河溶洞出露规模：长23.6 m、高5.3 m，溶洞被钙质砂岩与粉砂质泥岩完全充填，具下粗上细多个充填旋回（图2a）。硫磺沟剖面地下河溶洞仅出露了一个截面：洞高7.5 m 的不规则溶洞（后期构造挤压形变），发育垮塌-沉积充填组合；下部发育3.8 m 厚砂泥岩充填，具下粗上细正旋回特征，其中底部充填砂砾岩夹垮塌角砾，砾石具一定磨圆，成分为奥陶系泥晶灰岩；上部发育3.5 m 厚垮塌角砾充填，角砾间被沉积粉砂及泥质充填（图2b）；顶部出现0.2 m 高的未充填空间（少量碎石松散堆积）。这种具一定旋回组合的溶洞充填现象在塔河油田深度5 400 m 的奥陶系岩溶洞穴中亦有发现。如：T502 井于深度5 439.74 m的鹰山组钻遇具下粗上细的砂泥质充填物（图2c），S70 井于深度5 498.21 m 的一间房组钻遇具多个正韵律粉砂岩与泥岩组合（图2d），AD8 井于深度6 042.56 m 的鹰山组钻遇具一定磨圆砾石与泥岩混杂沉积组合（图2e），S75 井于深度5 516.89 m的鹰山组钻遇下部为沉积砾岩、上部淀积方解石的正韵律充填组合（图2f）。

2.2 不同类型充填物占比

采用岩心刻度测井、测井标定地震、地震三维雕刻等技术方法，雕刻出工区内地下河的空间展布。区内地下河平面上呈迂回曲折条带状（图3a），空间上呈错综复杂网络状（图3b），受潜水面升降控制，空间上发育多层地下河（图3c）。结合塔河地区奥陶系古岩溶地下河平面展布，复查了98 口钻遇了地下河溶洞的井，其中有13 口井发生放空。结合岩心观察结果及前人不同类型溶洞充填物测井识别图版［17，30］，对工区内98 口井地下河溶洞充填物开展解释。结果显示，累计解释地下河溶洞高度1 191.2 m，其中沉积充填物累计厚度681.5 m，占比57.2 %，垮塌充填物累计厚度312.4 m，占比26.2 %，化学充填物累计厚度76.8 m，占比6.4 %；未充填空间累计高度120.5 m（包含钻井放空段）、占比10.1 %，即地下河溶洞充填率89.9 %（表1）。值得强调的是塔河地区地下河溶洞化学充填物通常为薄层的淀积方解石，并不发育孤立溶洞中充填的块状巨晶方解石和块状硅质岩。

表1 塔河地区奥陶系地下河溶洞充填程度统计Table 1 Statistics of the filling rates of the Ordovician buried-river karst caves in the Tahe area

图3 塔河地区奥陶系地下河溶洞空间结构特征Fig.3 Spatial structures of the Ordovician buried-river karst caves in the Tahe area

3 地下河溶洞充填组合类型及展布规律

基于岩心、测井解释成果总结发现，塔河地区奥陶系古岩溶地下河溶洞主要发育多旋回沉积充填组合、垮塌-沉积组合2 种类型。化学充填通常呈薄夹层或粒间胶结物产出，在上述2种组合中都有发育。

3.1 多旋回沉积充填组合

多旋回沉积充填组合类型主要指地下河溶洞被多个沉积砂泥岩正韵律旋回组合充填，各旋回底部通常发育磨圆砾石与泥质混杂沉积，且局部可能发育薄层垮塌角砾岩。因其充填物以细粒物质为主，充填溶洞段自然伽马（GR）及无铀伽马（GRk）曲线整体表现为箱形高值（垮塌角砾段为低值），声波时差（AC）及补偿中子孔隙度（CNL）曲线也为箱形高值，而双侧向电阻率（RLLD，RLLS）曲线呈箱形特低值，且具明显正差异。该类型充填组合通常位于岩溶地貌落差较小（水流动力弱）的岩溶下斜坡区［29］。

T615井于深度5 534.5～5 553.3 m发育18.8 m高度的多旋回沉积充填地下河溶洞。该溶洞主要被块状砂岩和粉砂质泥岩完全充填，共发育9个充填正旋回组合（图4），下部主要为块状砂岩与薄层粉砂质泥岩互层结构，其中砂岩物性及含油性好，孔隙度可达20.3 %以上，而泥岩物性差，几乎不含油；上部发育粉砂岩与泥岩组合，粉砂岩物性及含油性变差，平均孔隙度为12.2 %（图4b）。该溶洞底部2.0 m 高度范围内发育2层薄层溶洞，岩心、成像测井显示其呈近水平产状，且被粉砂岩充填。另外，深度5 556.0～5 558.1 m 发育的2.2 m 高度的地下河溶洞，被沉积砂砾与垮塌角砾完全充填（图4c），同样发育2个正旋回组合。

图4 塔河油田奥陶系地下河溶洞多旋回沉积充填组合特征Fig.4 Characteristics of polycyclic sedimentary filling assemblages in the Ordovician buried-river karst caves in the Tahe oilfield

3.2 多旋回垮塌-沉积充填组合

多旋回垮塌-沉积充填组合类型主要指地下河溶洞被多个垮塌角砾岩-沉积砂砾岩组合旋回充填；因其垮塌角砾及近源搬运砾石充填占比增加（充填物粒度较粗），充填溶洞段GR 和GRk曲线整体呈峰丛式高值、AC 和CNL 曲线呈峰丛式低值、RLLD与RLLS曲线呈锯齿状中-低值（明显不同于多旋回沉积充填组合）。其中沉积充填段GR 与AC 曲线呈锯齿状中-高值，RLLD与RLLS曲线呈箱形低值（正差异）；垮塌充填段GR 与AC 曲线呈微齿状箱形低值（与奥陶系灰岩基值相当），Rd 与Rs 曲线呈箱形中-高值（无差异）。该类型充填组合通常位于岩溶地貌落差大（水流动力强）、断裂活动频繁的岩溶上斜坡区［29］。

塔河油田T403 井位于断裂带上，其于深度5 487.6～5 554.3 m 钻遇66.7 m 高度的多旋回垮塌-沉积充填地下河溶洞。该溶洞主要被垮塌角砾岩与沉积砂砾岩充填，二者充填比例为0.91（厚度相当），且自下而上共发育10个沉积-垮塌充填组合旋回。其中垮塌角砾多为不同尺度的次棱角状灰岩岩块，角砾间被淀积（钙化）方解石及钙质粉砂岩充填，胶结致密，物性差（孔隙度＜2 %），几乎不含油（图5d，e）；沉积充填物为较粗砂砾岩，砾石成分为奥陶系灰岩、磨圆较好，孔隙度可达8.6 %，不含油（图5f）；局部发育小尺度角砾（砾径＜10 cm）与砂泥岩混杂堆积，角砾呈次棱角状（具一定磨圆），属洪泛期快速近源沉积（图5c），物性差（与垮塌角砾相当）。值得注意的是，第6 次取心显示，洞顶发育张性开启裂缝（图5a），且存在1.76 m 未充填空间（放空），预示着该类型溶洞充填组合易出现未充填空间。

3.3 充填旋回组合空间对比

地下河溶洞的形成过程始终受潜水面的控制［2，4，15］。当潜水面上升并维持在较高水平时，地下河溶洞被水体充满，以泥质或粉砂质细粒沉积为主，即洪泛沉积［17］，井间可追踪对比；当潜水面下降，地下河溶洞内水位降低，水体流速加快，出现砂砾岩等较粗碎屑沉积。因此，潜水面的多期升降变化，将导致地下河溶洞充填物的多期旋回性，且洪泛期的细粒沉积物可作为井间旋回对比的重要标志。基于此，本文针对地下河溶洞的多旋回充填组合特征，依据沉积旋回理论，开展井间旋回对比分析。结果显示，同一地下河道内不同段溶洞充填旋回井间可追踪对比。如TK734 井与TK730 井相距1.51 km，钻遇同一条地下河，分别揭示21.9 m 和22.1 m 高度的溶洞，溶洞均发育沉积旋回充填组合，被多个沉积砂砾岩与泥岩旋回充填。各旋回中的泥岩段和砂砾岩段均可追踪对比，空间上构成3个正旋回沉积充填组合。

依据图6 旋回对比原则，井-震结合，开展地下河溶洞充填物横向对比。图7a 为塔河油田T615 井区TK734 井—TK602 井方向地下河溶洞充填剖面，波阻抗反演属性剖面显示该地下河为相对稳定的地下干流河（稳定连续管道状）；其中TK734 井与TK730井间发育的3 个正旋回组合可连续追踪至TK602 井（长达5.4 km），尽管②号和③号旋回下部的厚层砂砾岩段在TK632 与TK602 井明显较薄，然而其整体旋回组合依然可对比。图7b 为塔河油田T403 井区的TK476 井—T403 井方向地下河溶洞充填结构，波阻抗反演属性剖面显示该地下河结构复杂，河道连续性差。钻井资料揭示，T403 井与TK476 井分别钻遇该河道的2个厅堂洞，且2口井均在深度5 510 m 和5 516 m钻遇厚度相当的垮塌角砾岩。该角砾岩与其上下的沉积砂泥岩组成了2 套垮塌-沉积充填旋回组合。该组合在河道复杂的空间结构中仍然可以连续追踪（长达1.6 km）。另外在T403 井溶洞上部垮塌角砾岩之上发育一定的未充填空间。

图7 塔河油田奥陶系岩溶斜坡上、下游地下河溶洞充填特征（剖面位置见图3a）Fig.7 Filling characteristics of buried-river karst caves in the upper and lower reaches of the Ordovician karst slope in the Tahe oilfield（see Fig.3a for the section location）

3.4 不同类型充填组合平面展布

基于上述两种充填组合特征，分类统计了区内98口钻井的地下河溶洞充填组合，结果发现，54 口井发育垮塌-沉积充填组合，44 口井发育沉积旋回充填组合。本文依据区内岩溶古地貌高差和古水系产状，将塔河地区奥陶系岩溶斜坡划分为上游和下游；上游地形平均坡度2.9°，相对高差30～80 m，地下河呈枝状展布，连续性较差，发育多旋回垮塌-沉积充填组合；下游地形平均坡度1.5°，相对高差不足20 m，地下河呈网状展布，连续性较好，发育多旋回沉积充填组合（图8）。

图8 塔河地区奥陶系地下河溶洞不同类型充填组合平面分布Fig.8 Planar distributions of various types of filling assemblages in the Ordovician buried-river karst caves in the Tahe area

综合分析表明，断裂和地貌对地下河溶洞的发育与充填组合具有明显的控制作用，地貌与潜水面之间落差产生的势能控制着地下水的区域流势，断裂走向影响了地下水的路径，使其在沿斜坡下流过程中优先沿断裂带方向流动，继而发生溶蚀、侵蚀形成沿断裂走向展布的地下河溶洞系统。在岩溶斜坡上游地区，地下水位与潜水面间的落差大，水流迅猛，搬运能力强，常常携带一些粗碎屑（砂砾岩）沉积于迂回曲折的地下河河道中；另外迅猛的流水对地下河溶洞的破坏能力也强，加之断裂的多期活动，极易导致溶洞的坍塌，从而形成垮塌角砾岩与沉积砂砾岩互层充填结构，如此垮塌—沉积—垮塌往复循环，即形成了地下河溶洞内的多期垮塌-沉积旋回充填组合。然而在岩溶斜坡下游平坦地区，地下水位与潜水面间落差小（局部地区重合），水流缓慢，搬运能力弱，通常携带一些细粒物质（粉砂-细砂岩）充填于地下河道之中；其对溶洞的破坏性小，即便由于断裂活动，在潜水面的托浮下，溶洞也不易发生垮塌。如此往复，地下河溶洞可持续稳定的发育多套沉积旋回充填组合。值得强调的是，溶洞的每一期垮塌，在其顶部均会出现未充填空间，未充填空间往往与垮塌角砾岩和构造活动伴生，尤其是在地貌落差大的岩溶斜坡上游发育的垮塌-沉积旋回充填组合的地下河溶洞顶部。如T403井地下河溶洞顶部钻遇1.76 m 高度未充填段（图5），该井累产液28.8×104m3，表明其地下空间的规模可能更大（图7b）。

4 地下河溶洞储集特征

4.1 地下河溶洞未充填空间分布

塔河油田地下河溶洞放空-漏失高产井的存在，已证实了未充填空间的巨大储集潜力（图8）。然而，限于地震分辨率的局限性，目前溶洞的未充填空间尚且无法预测。依据上述认识（地下河溶洞充填旋回井间可对比性）可开展未充填空间井间预测。本文基于地下河溶洞充填旋回组合规律，通过绘制地下河溶洞高度与沉积-垮塌充填厚度等值线图，预测地下河溶洞未充填空间分布及规模（高度、面积）。

塔河油田六区S67 缝洞单元发育长达16.2 km 地下河溶洞系统（图9），共有13 口井钻遇，3 口井（S67，TK622，TK603）发生放空漏失；1 条干流河（洞）中发育7个厅堂洞及6个支流洞；溶洞高度在4.2～45.1 m，充填程度在16.5 %～100.0 %，主要发育沉积、垮塌两类充填物。其中沉积充填物主要分布于干流洞和厅堂洞；垮塌充填物主要在厅堂洞中充填，且临近断层发育，距断层越近充填厚度最大。结合洞高、沉积、垮塌充填物厚度分布即可求取未充填空间分布及规模。如S67 井钻遇地下河溶洞以垮塌-沉积旋回组合为主，钻遇未充填高度4.8 m，以未充填高度等值线圈定范围达0.468 km2。S67 井累产液量达51.8×104m3，其中累产油40.9×104t，印证了地下未充填空间的存在。位于次级断裂上的TK622 井钻遇18.6 m 高度的垮塌-沉积旋回充填溶洞，发育1.6 m 高度的未充填空间，圈定面积0.15 km2，其累产液量达18.6×104m3。然而位于厅堂洞部位的TK603 井区，其地下河溶洞主要发育多旋回沉积充填组合，钻遇未充填高度0.6 m，圈定面积约0.03 km2，单井累产液量不到2×104m3。

图9 塔河油田S67缝洞单元奥陶系地下河溶洞充填特征及开发现状Fig.9 Filling characteristics and oil/gas exploitation status-quo of the Ordovician buried-river karst caves in the fractured-vuggy unit S67，Tahe oilfield

由此可见，地下河溶洞未充填空间多发育于厅堂洞顶部，且与垮塌角砾相伴生，加之深大断裂的有效配置，可形成紧邻断裂带方向展布的规模油气储集空间。这也就是大部分钻遇地下河的高产井（累产液量＞5×104t）均分布于断裂带附近的原因。

4.2 地下河溶洞充填物储集性能评价

塔河地区地下河溶洞充填程度高达89.9 %，有必要对其充填物储集性能开展评价。然而限于资料的局限性，目前对于地下河溶洞充填物是否具备储集性能尚无定论。本文基于塔河油田钻井岩心、薄片及物性数据统计发现，塔河地区奥陶系岩溶地下河溶洞充填物物性差异极大、非均质性极强、单井产能差异巨大。岩心、薄片资料显示，地下河溶洞充填物钙质胶结严重，尽管其充填碎屑颗粒呈点接触（压实较弱），但其粒间方解石胶结使其粒间孔大大减小。如图10a 所示，T615 井同一块地下河砂岩充填物含油段与不含油段薄片观察显示，不含油段粒间方解石胶结程度强（红色为方解石、黑色为原油），测试孔隙度仅5.6 %，而含油段粒间方解石胶结程度弱，测试孔隙度达21.8 %。再如T615 井深度5 557.52 m 地下河砂砾岩充填物，砾石成分为奥陶系砂屑灰岩，砾间充填石英砂岩，粒间同样被方解石（染色薄片红色部分）胶结严重，测试孔隙度仅4.2 %，且不含油（图10b）。另外，地下河溶洞垮塌角砾岩砾间也多被泥质与淀积方解石充填，导致角砾间空隙减小（孔隙度＜1 %），其中淀积方解石厚度可达2～43 cm，呈棕红色，晶粒粗大，孔隙不发育（图10c）。

图10 塔河油田奥陶系地下河溶洞不同类型充填物孔隙发育特征Fig.10 Pore characteristics of various filling types in the Ordovician buried-river karst caves in the Tahe oilfield

塔河地区11 口井的地下河充填物全直径样品物性测试数据显示（图11），仅T615井的石英砂岩孔隙度可达10 %以上，且孔隙度与渗透率具良好线性关系；而其他井砂砾岩孔隙度主要分布在4 %以下（个别样品超过5 %），渗透率均不超过1× 10-3μm2，且孔隙度与渗透率相关性差；角砾岩充填物孔隙度均在3 %以下；淀积钙化充填物孔隙度不到1 %。因此，地下河溶洞充填物储层物性差异较大、非均质性极强，T615 井高孔隙度油浸细砂岩的溶洞充填物不能代表地下河溶洞充填物储集性能，早期基于T615井物性数据认为地下河溶洞沉积充填物储集物性好（孔隙度可达23.4 %）的结论［23］值得商榷。

图11 塔河油田奥陶系地下河溶洞不同类型充填物孔-渗特征Fig.11 Porosity vs.permeability of various filling types in the Ordovician buried-river karst caves in the Tahe oilfield

综合分析认为，复杂的地下河溶洞结构和地下封闭的碳酸钙过饱和环境，导致其充填物粒间泥质和钙质胶结严重，原始粒间孔缩减，进而导致极强的储层非均质性。因此，对于地下河溶洞充填物储集性能的评价，应该结合地下河空间结构、水流动力及溶洞充填组合类型差异分类评价。本文所提出的岩溶斜坡上、下游地下河溶洞充填组合差异的认识，即可为其分类评价提供借鉴。

5 结论

1）塔河油田奥陶系迂回曲折的地下河溶洞结构和地下河较强的搬运能力，导致地下河溶洞的超高充填性，充填率高达89.9 %，以沉积砂泥岩、垮塌角砾岩充填为主，发育多旋回沉积充填和多旋回垮塌-沉积充填2种组合类型。

2）受潜水面升降、构造活动及断裂多期活化的影响，地下河溶洞充填组合具有旋回性，且各旋回组合井间可连续追踪对比，据此可进行井间充填物与未充填空间分布预测。

3）岩溶斜坡上、下游地貌落差的差异，导致地下河溶洞充填组合差异；上游地貌起伏大，水流动力强，发育多旋回垮塌-沉积充填组合，未充填空间发育；下游地貌平坦、水流动力弱，发育多旋回沉积充填组合，未充填空间不发育。

4）封闭的地下碳酸钙过饱和环境，导致地下河溶洞充填物颗粒易被淀积方解石胶结，加之泥质充填，导致其储集物性差异悬殊，非均质性极强；未充填空间将是地下河溶洞储层油气挖潜的重点靶区。