影响碳酸盐岩储集层物性的主要因素
?沉积环境
影响碳酸盐岩原生孔隙发育的主要因素是沉积环境，即介质的水动力条件。碳酸盐岩原生孔隙的类型虽然多种多样，但主要的是粒间孔隙和生物骨架孔隙。这类孔
隙的发育程度主要取决于粒屑的大小、分选程度、胶结物含量以及造礁生物的繁殖
情况。因此，水动力能量较强的或有利于造礁生物繁殖的沉积环境常常是原生孔隙
型碳酸盐岩储集层的分布地带。一般包括台地前缘斜坡相、生物礁相、浅滩相和潮
坪等。在水动力能量低的环境里形成微晶或隐晶石灰岩，由于晶间孔隙微小，加上
生物体少，不能产生较多的有机酸和CO2，因此不仅在沉积时期，就是在成岩阶段
要形成较多的次生溶孔也是比较困难的。
?成岩后生作用
碳酸盐岩的孔隙在它形成的地质历史过程中是不断变化的。在沉积时期所形成的原生孔隙会因其后发生的各种成岩后生作用而改变。碳酸盐岩的成岩后生作用有些
有利于储层物性的改善，而有些则使储层物性变差。因此，研究成岩后生作用对孔
隙的影响是很重要的。碳酸盐岩的成岩后生作用主要有压实及压溶作用、胶结作用、重结晶作用、白云石化作用、溶解作用、方解石化作用、硅化作用、硫酸盐化作用
等。现择其对储层储集物性有重要影响的作用简述如下：
（1）溶蚀作用：碳酸盐岩孔隙的形成和发育情况与地下水的溶解作用和淋滤作用关系密切，这是由碳酸盐岩的易溶性所决定的。地下水因溶解带走了易溶矿物是
造成溶蚀孔隙、孔洞的原因，也是溶蚀裂缝扩大的原因。在漫长的地质年代里，碳
酸盐岩的溶解是很可观的。巨大的岩溶洞穴、地下暗河等是碳酸盐岩发育区常见的
景观。碳酸盐岩结晶矿物的溶解度决定于它们本身的性质、地下水的溶解能力以及
热动力条件。
岩石的矿物成分不同其溶解度也不同。已有资料表明：方解石和白云石的溶解度决定于水中CO2的含量、地下水的温度和硫酸钙的含量等。随着水中CO2含量的增加，方解石和白云石的溶解度增大，且当水中CO2含量高时，方解石的溶解度比白云石高；相反，当水中CO2含量低时，白云石的溶解度比方解石高（图中B）。一般在CO2含量较高的水中，在低温条件下（小于0℃）方解石的溶解度比白云石的
溶解度大约高0.5倍。随着温度上升，这个差值变小，当温度为55℃时白云石的溶
解度和方解石相等。温度进一步升高，白云石的溶解度反比方解石高（图中A）。
水中硫酸钙含量对方解石和白云石溶解度影响问题还没有彻底弄清楚。一般说来，
白云石的溶解度与硫酸钙含量增加关系不大，而方解石的溶解度明显随之下降（图
中C）。
结晶矿物晶粒大小不同，它们的溶解度也不相同。如2mm石膏微粒比0.3mm的石膏微粒的溶解度低20%，碳酸盐矿物也是如此。因此，小颗粒的溶解有利于大颗粒的生长。
此外，碳酸盐岩中所含不溶矿物杂质对溶解过程也有很大的影响，当碳酸盐岩中存在泥质、硅质或有机物等杂质时会阻碍溶解过程进行。如我国四川乐山震旦亚界
白云岩，岩石不溶残余物含量小于1%者，孔洞发育；当不溶残余物含量大于10%
时，很少发育大溶洞。
碳酸盐岩的溶蚀孔洞一般均发育在岩溶带。岩溶带的发育状况与气候条件、地下水的活动情况有密切的关系。一般温暖潮湿气候区，地下水活动强烈，溶蚀作用也
相当活跃。在碳酸盐岩发育区，地下水的活动有明显的垂直分带性。接近地表部分
（饱气带），水流方向近于垂直，以淋滤为主，水流速度快，对岩石的溶蚀作用差，仅发育一些垂向溶缝。该带之下为潜水面季节变化带，此带中的地下水时而垂向淋滤，时而水平流动，可出现垂直和水平两类溶洞。再往下为潜流带（饱水带），地下水作水平流动，流速慢，对岩石溶蚀时间长，溶蚀孔洞发育。因此，溶蚀孔洞最发育的地带是风化壳以下潜水面附近的岩溶带。我们知道，由于构造运动发展的不均衡性，在一个古风化壳面以下往往可以见到多层岩溶发育带。我国华北地区下古生界碳酸盐岩地层在奥陶系沉积以后，整体上升，经过长期的沉积间断，古岩溶发育良好，因此，是一个良好的储集层。
（2）重结晶作用：重结晶作用是指碳酸盐岩被埋藏之后，随着温度、压力的升高，岩石矿物成分不变，而矿物晶体大小、形状和方位发生了变化的作用。这种作用使致密、细粒结构的岩石变为粗粒结构的、疏松、多晶间孔隙的岩石。粗粒结构的岩石强度降低，易产生裂缝。这样，有利于地下水渗滤，为溶蚀孔隙的发育创造条件。
我国四川侏罗系大安寨介壳灰岩产油气层，其孔隙发育程度随重结晶作用的增强而变好。当碳酸盐岩中存在泥质、有机质、硅质、硫酸盐等杂质时，它们会降低碳酸盐岩重结晶的速度，又往往填塞在各种孔隙空间，对碳酸盐岩的储油物性产生不利的影响。
（3）白云石化作用：白云石化作用是指白云石取代方解石、硬石膏和其它矿物的作用。白云石化作用一般可分为二类，一类发生在沉积物中的准同生期白云石化作用；另一类发生在岩石中的成岩后生期白云石化作用。白云石化作用对碳酸盐岩孔隙度的影响问题，至今仍是一个未解决的争论问题。以前一种比较流行的看法是白云石化作用总是引起孔隙度的增加，这是根据1837年包蒙所提出的白云石分子交代石灰岩中方解石分子的分子对等假说，其反应式是：
2CaCO3+Mg++=CaMg(CO3)2+Ca++
此时体积缩小12.5%，这样就形成孔隙极为发育的白云岩。这种观点一直到现在还有人运用。但是，亦有许多学者反对这种观点。1915年伦德斯在研究岩石白云石化作用对孔隙的形成问题时，指出：（1）白云石化带并不总是孔隙发育带；（2）所观察到的白云岩孔隙与计算所得结果不一致；（3）白云岩中的孔隙本身带有溶蚀的痕迹，而不是依靠体积缩小的方式形成孔隙。
1953年柯尔任斯基在详细研究了各种交代作用以后指出，交代作用并不伴随体积的变化，交代作用的发育程度与孔隙溶液溶解固相物质的作用密切有关。存在于孔隙中的溶液含有可转变为固相的物质，但其浓度是不同的，不同的浓度就是造成致密的或多孔的交代岩石的主要原因。溶液过饱和时，往往形成致密坚硬的岩石；相反，在溶液矿化度低的情况下，岩石的孔隙就发育。通常在表生交代作用条件下，溶解作用大于沉淀作用；因而常形成多孔的白云岩。尽管意见不同，但一般说来，白云石化对岩石孔隙度和渗透率还是起改善作用的。
此外，还有压实及压溶作用和胶结作用等，它们对储层物性主要起破坏作用，不少研究者都曾作过研究和总结，这里不再赘述。
构造因素
裂缝既是碳酸盐岩储层的储集空间，更重要的是油气渗滤的重要通道。不同类型的裂缝其成因不同。根据成因可将裂缝划分为构造裂缝和非构造裂缝两大类。对储层物性有重要影响的主要是构造裂缝。构造裂缝受构造因素控制，构造因素包括构
造作用力的强弱、性质、受力次数、变形环境和变形阶段等。一般说来，受力越强，张力越大，受力次数越多，构造裂缝越发育；反之，则发育较差。同一岩石在常温常压的应力环境下裂缝发育，在高温高压环境下则发育较差。在一次受力变化的后期阶段，裂缝密度大，组系多；前期阶段则相应较少。这些条件的时空配置，控制着构造裂缝的发育分布规律。
地震在碳酸盐岩储层预测中的应用 【摘要】碳酸盐岩储层研究是世界性难题，由于碳酸盐岩储层的非均质性强，单一储层预测方法已经不能满足勘探开发的需要。充分利用地震资料在空间密集采样的优势，能够提高碳酸盐岩储层预测准确度，降低了钻探风险。本文主要介绍了碳酸盐岩储层预测中常用的地球物理方法与技术：地震属性分析、相干体技术、体曲率技术、地震相分析、蚂蚁体追终技术。 【关键词】地震解释；储层预测；地震属性分析 0.引言 油气勘探实践表明，世界上50%以上的油气赋存于碳酸盐岩储层中[1]。碳酸盐岩在我国分布在：四川盆地、塔里木盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、南方以及海域的相关盆地[7]。具有很大勘探潜力，由于碳酸盐岩储层的非均质性强单一预测方法不能满足勘探开发需求，地震资料密集采样优势包含丰富的地质信息，在碳酸岩储层预测中地震储层预测技术起着重要作用。 1.碳酸盐岩地震储层预测技术 1.1地震属性分析 地震属性技术现已广泛用在碳酸盐岩储层预测。针对碳酸盐岩储层的非均质性强的特点，应用地震属性技术对储层进行预测，能够较好地提高储层预测的精确度[2]。地震属性是由叠前或叠后地震数据通过各种计算而得到的属性参数，属性参数通常代表的意义各不相同[4]。地震属性参数的异常是多解的，异常可能反映地岩性、岩相、地层的变化，也可能反映缝洞分布区域的变化，甚至是由噪声所引起的各类影响。多解性的缝洞地震响应往往非常的微弱并且存在信噪比较低的影响。在地球物理模型正演的基础上，多方法的联合预测，可以减少地震属性多解性的影响，更好地发挥地震属性技术在碳酸盐岩储层识别[2]。 1.2相干体技术 相干体技术由CTC和Amoco公司于1997年发明，是重要的地震解释技术之一。相干体分析技术依据是利用地震波形相干原理，计算中心地震道和指定相邻道的相干系数，将普通地震资料转换成相干系数资料，用来突显出地震资料中异常现象，相干技术是碳酸盐岩储层研究常用的断裂预测方法。它是一种新的地震属性，在断层识别、特殊岩性体的解释方面有明显优点[7]。地震相干体分析技术作为三维地震资料解释和可视化的重要内容，对预测碳酸盐岩表层非均质储层等方面有良好效果。在地震勘探领域得到了广泛的应用和发展。 1.3体曲率技术
碳酸盐岩储层评价技术综述 储层评价是以测井资料为基础，结合地质、地震资料、岩心分析资料以及开发过程中的动静态资料等，从测井角度综合评价含油气储层，查明复杂岩性储层的参数计算方法、流体性质判别以及解决面临的某类特殊地质问题等。 中国石油拥有一批科研院所和测井公司，对碳酸盐岩复杂岩性测井评价方法有深入研究。其中在国内油田比较有特色的单位有四川地质勘探开发研究院、新疆塔里木塔河油田等，在国外区块对碳酸盐岩有深入研究的有长城钻探、石油勘探开发研究院等。过去几十年已经储备了一批碳酸盐岩测井评价专家，形成了多项特色评价技术。 （一）储层参数评价技术 复杂岩性碳酸盐岩储层通常具有较大的非均质性，它使得基于均质性地层模型的阿尔奇公式难以准确地描述储层岩性、物性、电性和含油性之间的复杂关系。为了获得这类储层的孔、渗、饱及其它关键参数，借助微观岩心分析、数字岩心技术和特殊测井方法，有针对性地改进了均质性储层参数评价方法，形成了新的针对非均质性储层的参数评价技术。 1.储层四性关系综合评价技术 u技术原理： 碳酸盐储层岩性复杂、储集空间类型多样、大小相差大、非均质性强，孔隙结构复杂，常规的孔隙不能完全反映储集性能，岩石物理研究采用薄片分析、X-衍射、毛管压力实验等多种手段解析岩石组分、内部结构、孔隙类型、裂缝发育情况、孔喉大小、孔喉配置关系等岩石内部的微观结构，充分了解岩石的岩性、物性特征，用岩心刻度测井，分析储层电性特征，结合录井、试油资料，确定储层的含油性，只有立足于充分的岩石物理研究才能更好地确定储层的“四性”关系。
u技术特点： 以岩石物理研究为坚实基础，确定岩性、物性特征，以测井资料为主，结合录井、试油资料进行储层综合评价。 u适用范围： 复杂岩性碳酸盐岩储层。 u实例： 下图为某油田碳酸盐岩储层研究实例，通过岩石物理研究确定储层岩性、物性、划分储层类型，通过岩心刻度测井，分析测井响应特征，结合录井和试油资料分析储层的流体性质。
碳酸盐岩储层评价 一、储层岩石学特征评价 1、内容和要求 （1）颜色； （2）矿物成分、含量、结构等，其中矿物结构分粒屑结构、礁岩结构、残余结构、晶粒结构。 粒屑结构：要求描述粒屑组分、含量、基质、胶结物等特征。粒屑组分描述应包括内碎屑、生屑和其他颗粒（鲕粒、球粒、团粒）的大小、形态、分选、磨圆、排列方向、破碎程度等方面的内容。对鲕粒还应描述内部结构；粒屑含量是指采用镜下面积目估法或计点统计法确定各种碎屑的含量；基质（一般把粒径＜0.032mm的颗粒划为基质＝成分、含量、颗粒形态、结晶程度、类型、成因及胶结物（亮晶）成分、含量、晶体的大小、结晶程度、与颗粒接触关系、胶结物形态（栉壳状、粒状、再生边或连生胶结）、胶结世代及胶结类型等都是应描述的内容。 礁岩结构：分析原地生长的生物种类、骨架孔隙的发育情况，确定粘结结构类型（叠层状、席状、皮壳状）、规模大小及成因；分析异地堆积的类型（分散礁角砾、接触礁角砾）、成因、各类礁角砾的大小和含量，描述其形态、分布等。 残余结构：确定原结构类型、残余程度，分析成因。 晶粒结构：描述晶体形态、晶粒间接触关系以及晶间孔发育和连通程度，确定晶粒大小、各种晶粒的比例。 （3）沉积构造 物理成因构造 a.流动构造：确定类型（冲刷痕、皱痕、微型层理及渗流砂），描述形态、大小和排列方向； b.变形构造：确定类型（滑塌构造、水成岩墙），描述特征； c.暴露构造：确定类型（雨痕、干裂、席状裂隙、鸡丝构造、帐蓬构造），描述特征； d.重力成因构造：确定类型（递变层理、包卷构造，枕状构造、重荷模构造），描述特征。 化学成因构造
a.结晶构造：确定类型（晶痕、示底构造），描述特征； b.压溶构造：确定类型（缝合线、叠锥构造）描述特征； c.交代增生构造：确定类型（结核、渗滤豆石），描述特征。 生物沉积构造 a.生物遗迹：确定类型（足迹、爬痕、潜穴、钻孔），描述形态和分布； b.生物扰动构造：确定类型（定形扰动、无定形扰动），描述形态和分布； c.鸟眼构造：描述鸟眼孔的大小、充填物质与充填情况、分布特点，分析成因。 生物—化学沉积构造 a. 葡萄状构造：确定大小、藻的类型，分析成因； b. 叠层石构造：确定大小、藻的类型，分析成因； （4）、沉积层序研究 在单井剖面上划分沉积旋回，确定其性质、大小；分析旋回间的接触及组合关系；在旋回内部划分次级旋回并分析不同级别沉积旋回的成因及控制因素。 建立研究井的沉积层序及单维模式。 2、技术和方法 （1）岩心观察和描述 系统地观察描述岩心的颜色、矿物成分、肉眼可见的沉积结构和构造、古生物类型以及孔、洞、缝发育情况。 （2）岩心实验室分析 岩心薄片鉴定。 酸蚀分析。将岩石制成光面，放入酸液（浓度为23%的醋酸或5%～10%的盐酸）中，作用一定时间后取出，清洗干净，用放大镜或显微镜观察岩石的结构、构造和不溶组分。 揭片分析。将涂有醋酸盐的薄膜覆盖在经酸蚀后的岩石光面上，作用一定时间后揭下该薄膜，在显微镜下观察岩石的结构和构造。 非碳酸盐组分分离。把岩石制成3cm×3cm×0.6cm的样品，放入浓度为20%的醋酸中浸泡，使碳酸盐全部溶解掉，然后在显微镜下观察酸不溶物的成分和特征。 扫描电镜观察。鉴定岩石的矿物成分、超显微结构和构造、超微古生物化石。
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/7518635386.html, 基于储层分类的碳酸盐岩储层渗透率预测方法 作者：赵冰 来源：《石油研究》2019年第07期 摘要：中东地区H油田M组碳酸盐岩储层孔隙结构复杂，非均质性强，孔渗相关性较差，导致直接利用孔渗拟合关系计算渗透率误差较大。为有效对研究区储层渗透率进行准确评价，以岩心压汞资料为基础，采用Winland R35岩石物理分类方法将研究区储层类别划分为四类，并从物性特征方面验证了分类的合理性。对分类后的每类储层建立了相应的孔渗回归模型，与分类前的孔渗回归模型相比，Winland R35岩石物理分类的渗透率计算结果与岩心渗透率吻合度更高，验证了该方法的准确性与实用性。 关键词：碳酸盐岩;储层分类;渗透率;Winland R35 1 引言 碳酸盐岩储层沉积时代久远，具有较长的成岩作用时期以及比较广泛的成岩类型，相对于碎屑岩储层非均质性严重、储层各向异性大。因此准确评价碳酸盐岩储层的渗透率具有一定的难度[1-2]。碳酸盐岩岩石物理分类是在储层具有强烈非均质性的条件下，以岩石物理特征为依据，将储层划分为若干相对均质的过程，一般借助于岩石物性资料实现，比如说孔隙度、渗透率以及毛管压力曲线参数等[3]，在这种相对均质的储层中评价储层参数即变得较为容易且更为准确。本文以中东地区H油田M组碳酸盐岩储层为例，基于Winland R35岩石物理分类方法对渗透率进行分类评价。 2 储层分类 Winland R35岩石物理分类作为碳酸盐岩储层中最常用的方法[4]，认为R35反映岩石中最大连通孔喉半径，与岩石的物性参数具有直接关系，储层岩石分类可依据R35的大小来进行。参照Winland经验公式，针对该研究区的实际情况，对903块岩心的孔隙度、渗透率和压汞实测R35进行拟合，拟合公式见式（1）。 其中：R35为压汞测试中进汞饱和度达到35%时对应的孔喉半径，μm;k为渗透率，mD;Φ为孔隙度，%。 利用式（1）求取了拟合后的R35值，与压汞实测R35值较为吻合，故根据此式来进行储层分类，划分原理参考Al-Qenae K J[5]。将反映储层孔隙结构的参数排序后绘制其与序号的半对数分布图，观察直线的斜率变化，每一次斜率的变化都表明一种新的岩石类型。绘制R35的
碳酸盐岩储集层 碳酸盐岩油气储层在世界油气分布中占有重要地位，其油气储量约占全世界油气总储量的50%，油气产量达全世界油气总产量的60%以上。碳酸盐岩储集层构成的油气田常常储量大、单井产量高，容易形成大型油气田，世界上共有九口日产量曾达万吨以上的高产井，其中八口属碳酸盐岩储集层。世界许多重要产油气区的储层是以碳酸盐岩为主的；在我国，碳酸盐岩储层分布也极为广泛。[1] 碳酸盐岩的储集空间，通常分为原生孔隙、溶洞和裂缝三类。与砂岩储集层相比，碳酸盐储集层储集空间类型多、次生变化大，具有更大的复杂性和多样性。 砂岩与碳酸盐岩储集空间比较（据Choquette和Pray，1970 修改） (一)原生孔隙 1、粒间孔隙
多存在于粒屑灰岩，特征与砂岩的相似，不同之处是，易受成岩后生作用的改变，常具有较高的孔隙度。 另外，有的由较大的生物壳体、碎片或其它颗粒遮蔽之下形成的孔隙，称遮蔽孔隙，也属粒间孔隙。 2、粒内孔隙 是颗粒内部的孔隙，沉积前颗粒在生长过程中形成的，有两种： 生物体腔孔隙：生物死亡之后生物体内的软体腐烂分解，体腔内未被灰泥充填或部分充填而保留下来的空间。多存在于生物灰岩，孔隙度很高，但必须有粒间或其它孔隙使它相通才有效。 鲕内孔隙：原始鲕的核心为气泡而形成。 3、生物骨架孔隙 4、生物钻空孔隙 5、鸟眼孔隙 (二)次生孔隙 1、晶间孔隙 2、角砾孔隙 3、溶蚀孔隙 根据成因和大小，包括以下几种： 粒内溶孔或溶模孔：由于选择性溶解作用而部分被溶解掉所形成的孔隙，称粒内溶孔。整个颗粒被溶掉而保留原颗粒形态的孔隙称溶模孔。粒间溶孔：胶结物或杂基被溶解而形成。 晶间溶孔：碳酸盐晶体间的物质选择性溶解而形成。 岩溶溶孔洞：上述溶蚀进一步扩大或与不整合面淋滤溶解有关的岩溶带所形成的较大或大规模溶洞。孔径<5mm或1cm为溶孔；>5mm或1cm为溶洞。 4、裂缝
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比，具有以下主要特点：岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育。 成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 储层非均质程度高。 碳酸盐岩储层描述的主要内容包括沉积相及成岩史、储集空间类型及控制因素、孔隙、裂缝、溶洞、储集空间体系，储层非均质性，储层参数确定及评价等。基本工作流程列入表5．1。 无论是以原生孔隙为主，还是以次生储集空间为主的碳酸盐岩储层，其沉积相及成岩史是这类储层形成和发育的基础。它决定储集类型、孔隙、裂缝、溶洞发育程度和分布、储渗能力、储层非均质性。也是储层层位对比划分的基础和依据。 一、沉积相描述
1．沉积相标志 (1)岩性标志。岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色: 岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 下面在表5．2中列出碳酸盐岩常见的几种颜色反映由氧化到还原环境的 ②自生矿物： a．海绿石：形成于水深10～50m，温度25～27℃。鲕绿泥石：形成于水深25～125m，温度10～15℃。二者均为海相矿物。 b．自生磷灰石(或隐晶质胶凝矿)：海相矿物。 c. 锰结核: 分布于深海、开放的大洋底。 d，天青石、重晶石、萤石：咸化泻湖沉积。 e. 黄铁矿: 还原环境。 f．石膏、硬石膏：潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑(颗粒)，礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。
煤层气储层渗透率影响因素 摘要：煤层气作为一种新型能源，而且我国煤层气储量丰富，因此其开采利用可以很大程度上缓解我国常规天然气需求的压力。煤储层的渗透率是煤岩渗透流体能力大小的度量，它的大小直接制约着煤层气的勘探选区及煤层气的开采等问题。因此掌握煤储层渗透率的研究方法及影响因素，对于指导煤层气开采具有重要的指导意义。本文主要在前人的基础上，从裂隙系统、煤变质程度、应力及当前其他领域的技术对渗透率的研究的理论、认识及存在的问题等进行总结，对煤储层渗透率的预测有一定的理论指导意义。 Abstract: Our country is rich in the CBM which is a new resource. So the development of CBM can lighten our pressure for the requirement of conventional gas.The permeability of the coal reservoir is a measure of fluid’s osmosis permeability, restricting the exploration area and mining of CBM. Therefore, controlling the method of mining and the effect factoring has an important guiding significance for mining .This article is summarized from fracture system,the degree of coal metamorphism, stress for the theory, matters and so on of permeability’s study which is based on the achievement of others，having a great guiding significance for the permeabilityprediction.关键词：煤层气；渗透率；影响因素 1、引言 煤层气是指赋存在煤层中常常以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解在煤层水中的烃类气体[1]。美国是最早开发煤层气并取得成功的国家，其富产煤层气的煤级主要是气、肥、焦煤，即中级煤。我国煤盆地一般都具有复杂的热演化史和构造变形史，构造样式复杂多样，煤储层物性差异较大，孔渗性偏低，富产煤层气的煤级是几个高级煤、无烟煤和贫煤[2]。因此我们不能照搬美国的理论来指导我国煤层气的生产。近十几年来，我们在实践中不断认识到这种差异，并针对我国煤层气储层的特征进行了一系列的研究，在煤储层物性方面取得了丰硕的成果，已初步形成了一套研究的理论与方法。渗透性是制约煤层气勘探选区的最重要的参数之一，有效预测煤储层渗透性对我国煤层气的勘探开发具有重要意义[3]。笔者主要从煤储层裂隙系统、煤变质程度、有效应力等方面作以阐述。
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比，具有以下主要特点： ●岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化 学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 ●以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育。 ●成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。 ●断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 ●次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 ●储层非均质程度高。 1．沉积相标志 （1）岩性标志 岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色：岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 ②自生矿物： a．海绿石：形成于水深10～50m，温度25～27℃。鲕绿泥石：形成于水深25～125m，温度10～15℃。二者均为海相矿物。 b．自生磷灰石（或隐晶质胶磷矿）：海相矿物。 c．锰结核：分布于深海、开放的大洋底。 d．天青石、重晶石、萤石：咸化泻湖沉积。 e．黄铁矿：还原环境。 f．石膏、硬石膏：潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑（颗粒），礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。 粒屑结构；粒屑结构由粒屑、灰泥、胶结物和孔隙四部分组成。粒屑结构代表台地边缘浅滩相环境。根据颗粒类型、分选、磨圆、排列方向性、填充物胶结进一步确定微相。 a．内碎屑、生屑反映强水动力条件。 b．鲕粒、核形石、球团粒、凝块石反映化学加积、凝聚环境，水动力中高能。鲕粒包壳代表中等能量，持续搅动，碳酸钙过饱和的环境，核形石（藻包壳）、泥晶套反映浅水环境。 c．分选好，反映持续稳定的水动力条件，反之则反映强水动力条件。 d．磨圆度高反映强水动力环境，反之反映弱水动力环境。 e．颗粒、生屑化石平行排列，尖端方向交错，长轴平行海岸，反映振荡水流。尖端指向一个方向，长轴仍平行海岸线，则为单向水流。 f．用胶结物和灰泥的相对含量反映水动力强弱。胶结物／（胶结物+灰泥）在0～1之间，越接近0，水动力越弱，反之越强。 礁岩结构： a．生长结构：原地生长坚硬生物骨架，代表台地边缘生物礁环境。 b．粘结结构：层纹状、波纹状藻迭层结构代表潮上-潮间中低能环境。柱状、锥状藻迭层结构代表潮间～潮下高能环境。 晶粒结构：泥晶代表盆地低能，广海陆棚低能环境。 ④沉积构造。反映水流成因构造： a．沟膜、槽模、递变层理代表浊流环境。
世界碳酸盐岩储层 碳酸盐岩中储集有丰富的石油、天然气和地下水。 碳酸盐岩是世界上重要的石油天然气产层，约占全球储量的一半，产量已达到总产量60％以上。在世界范围内，大约有1/3油气资源储存于碳酸盐岩储层中，特别是中东、北美、俄罗斯的许多大型或特大型油气田均与碳酸盐岩密切相关。 碳酸盐岩和碳酸盐沉积物从前寒武纪到现在均有产出，分布极广，约占沉积岩总量的 1/5至1/4。碳酸盐岩本身也是有用矿产，如石灰岩、白云岩，以及菱铁矿、菱锰矿、菱镁矿等，广泛用于冶金、建筑、装饰、化工等工业。 我国碳酸盐岩油气资源 我国海相碳酸盐岩储集层层系分布范围广泛，从震旦系至三叠系均有分布，约占大陆沉积岩总面积的40%。据初步统计，我国有28个盆地发育分布海相碳酸盐岩地层，资源丰富，勘探潜力很大。我国碳酸盐岩油气资源量约为385亿吨油当量。 我国碳酸盐岩缝洞型油藏一般经历了多期构造运动、多期岩溶叠加改造、多期成藏等过程，形成了与古风化壳有关的碳酸盐岩缝洞型油藏。 近几年的实践表明，我国碳酸盐岩勘探正处于大油气田发现高峰期，是近期油气勘探开发和增储上产的重要领域之一。与常规的砂岩油气藏相比，碳酸盐岩油气藏勘探开发程度较低。对于以“潜山”起家的华北油田而言，碳酸盐岩油藏探明储量比例只有41.6%。因储层具有典型的双重介质特点，渗流规律特殊，加之非均质性严重、开发技术不完善，开采效果迥异。 碳酸盐岩勘探技术发展 近年来，中国石油开始全面开展碳酸盐岩物探技术研究，形成了成熟的碳酸盐岩配套技术，储层钻遇率大幅度提高，在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等地区发现了一批大型油气田，碳酸盐岩勘探成为油气储量产量增长的重要领域。 新中国成立到20世纪70年代，碳酸盐岩勘探以地表地质调查和重磁物探为主，发现了如四川威远、华北任丘等油气藏。20世纪80年代至90年代，地震勘探技术在落实构造、发现碳酸盐岩油气藏的勘探中发挥了重要作用，发现了塔里木盆地轮古、英买力潜山及塔中等含油气构造。进入21世纪，随着高精度三维地震技术的发展，深化了对碳酸盐岩非均质储层油气藏的认识，全面推动碳酸盐岩油气藏勘探开发进程。在塔里木、四川等盆地实施高精度三维地震勘探超过1.5万平方公里，探井成功率提高了25%。
148 1?储层物性特征1.1?储层岩石学特征 储层岩石学特征的研究，是对储层的后续特征研究的一个基础，它包括对储集层岩石的组分、分选、磨圆、粒度、填隙物成分等一系列与储集岩体有关的内容，这些都是储集层的先天条件，是决定油气储层性能的关键因素[1]。 根据岩心和铸体薄片观察统计，储层的岩石类型基本为含长石石英砂岩、长石砂岩和岩屑长石砂岩，含少量岩屑石英砂岩。研究区长6油层组主要为长石砂岩，偶见岩屑长石砂岩，说明研究区长6油层组砂岩成分成熟度低。 1.2?储层填隙物成分 研究区长6油层组储层砂岩粘土杂基含量较少，平均为3.76%，最高达8.5%，表现出分布的不均匀性，一般位于河道砂体中下部的中～细粒长石砂岩中，泥质杂基含量很少；而位于河道砂体中上部和河道间沉积的粉砂岩中，泥质分布较为普遍，含量1%～7%不等；由于研究区长6油层组储层砂岩杂基普遍较少，因而胶结物对储层物性的影响更为重要。胶结物种类较多，有碳酸盐矿物、粘土矿物、次生石英和长石等，其含量分别为云母0.93%，绿泥石3.32%，方解石2.56%，石英加大0.96%，长石加大0.66%。 1.3?储层物性 根据研究区样品的物性分析，研究区粒间孔含量8.6%，溶孔含量1.1%，晶间孔含量0.3%，面孔率10.1%，平均孔径63.6μm。储层孔隙度最小值为4.55%，最大值为11.86%，平均值为9.2%，储层渗透率分布在（0.10~3.47）×10-3 μm 2 之间，平均1.0×10-3 μm 2 ，为低孔、低渗储层。 2?储层物性影响因素 2.1?机械压实作用和压溶作用 压实作用是在一定的埋深下，在上覆地层压力或构造运动力等能使其发生体积变小的力的作用下导致储层的空间结构变小，进而使得孔隙度变差的一种成岩作用[2]。在压实作用下，储层的砂岩颗粒可能会发生变形，破裂等， 进而形成更加致密的岩层，主要发生在成岩作用早期，对储层的破坏性较大。 2.2 溶蚀作用 溶蚀作用是对储层具有贡献性的成岩作用之一，多是在酸性条件下，碎屑颗粒及填隙物发生溶解而使得储层孔隙变大的作用[3]。工区长6储层发生溶蚀的组分主要以碎屑、杂基为主，主要与有机质演化过程中所形成的酸性物质发生化学反应，而产生一系列的空间较大的次生孔隙，该类孔隙连通性相对较好。 2.3?胶结作用 石英次生加大胶结在工区内较为常见，长石次生加大胶结稍微少见，据室内资料统计分析，石英次生加大是导致工区渗透性变差的主要因素之一，常见于粒度较粗、含碳酸盐胶结物的砂岩中，充填与粒间孔隙中。石英加大边在早期压溶作用的改造下产出，多覆盖于颗粒边缘。另自生石英胶结呈六方双锥状充填于粒间孔，致使储层孔隙度因空间结构减小而降低。 3?结论 1）研究区储层孔隙度平均为9.2%，渗透率平均为1.0×10-3μm 2，为低孔、低渗储层。 2）研究区长6储层砂岩成分成熟度较低。 3）影响研究区储层物性的主要因素有，压实作用、压溶作用、胶结作用以及溶蚀作用。其中，压实、胶结作用降低了储层物性，压溶作用、溶蚀作用对储层物性是有利的。 参考文献 [1]孙健，姚泾利，廖明光，等.?陇东地区延长组长_（4+5）特低渗储层岩石学特征[J].?特种油气藏，2015（6）：70-74；144. [2]高潮，孙兵华，孙建博，等.?鄂尔多斯盆地西仁沟地区长2低渗储层特征研究[J].?岩性油气藏，2014（1）：80-85. [3]李彩云，李忠兴，周荣安，等.?安塞油田长6特低渗储层特征[J].?西安石油学院学报：自然科学版，2001（6）：30-32；3. 低渗储层物性特征分析 苗贝1，2? ? 鲁晋瑜1，2 1.西安石油大学 陕西 西安 710065 2.延长油田井下作业工程公司 陕西 延安 716000 摘要：目前低渗储层已成为我国开发的重点，对低渗储层物性特征进行研究对低渗储层的开发具有重要指导意义，本文对M区低渗储层物性特征进行了分析。 关键词：低渗储层?物性特征?成岩作用 Analysis?of?physical?properties?of?low?permeability?reservoirs Miao?Bei?1，2，Lu?Jinyu?1，2 1.Xi ’an Shiyou University ，Xi ’an 710065，China Abstract：The?low?permeability?reservoirs?have?become?the?focus?of?oilfield?development?in?China.?The?research?on?the?physical?properties?of?low?permeability?reservoirs?is?of?great?significance?to?the?development?of?low?permeability?reservoirs.?This?article?describes?the?characteristics?of?low?permeability?reservoirs?in?M?Block. Keywords：low?permeability?reservoir；physical?property；diagenesis
万方数据
?５０?ＳＩＮＯ—ＧＬＯＢＡＬＥＮＥＲＧＹ ２０１０年第１５卷 度和孔洞孔隙度基本不具备储集能力。轮古西地区裂缝型储层平均裂缝孔隙度达０．１７％，平均孔洞孔隙度只有０．９２％，平均渗透率为６．７３ｘ１０。３斗ｍ２，全区裂缝型储层平均累积厚度达１１３．５５ｍ。 取心常见缝面油污侵染。但多数裂缝发育段难以得到较好的岩心收获率。原始裂缝状态不易保存。但可清楚看到散落岩心缝面的油迹。裂缝是荧光显示最活跃的油气储集空间类型。因此，轮古西地区裂缝型储层是有利的含油层。 ３．２孔洞型储层 孔洞型储层以基质孑Ｌ隙和中小溶蚀孔洞为主要储渗空间，但孔洞十分发育，且连通性好；一般裂缝不发育，渗透性较差，平均渗透率仅０．１５ｘ１０刁肛ｍｚ。轮古西地区孔洞型储层平均孔洞孔隙度达２．１９％，基本无裂缝孔隙度，全区１２口井孔洞型储层平均累积厚度为６６．４２ｍ．是本区发育的储层类型。３．３裂缝一孔洞型储层 裂缝一孔洞型储层储集空间既有孔洞．又有裂缝，两者对储集性能均有相当大的贡献。其中孔洞主要由孑Ｌ（包括基质孔隙和溶蚀孔隙）和小一中洞组成，裂缝发育，可以是储集空间之一，更足沟通孔洞的渗流通道。这种缝洞系统及由它连通的先成孔隙，具有储渗空间数最较多、匹配好、储产油气能力强等特点。该类储层具有储集空间大、渗透性好的特点，而且具有较高和稳定的产能。如Ｌ９４２井在５８１０～５８３０ｍ的大溶洞的上下，洞顶及洞底缝发育，溶蚀孑Ｌ洞也很发育。构成了良好的裂缝一孔洞型储层，产量很高。 轮古西地区裂缝一孔洞型储层平均孔洞孔隙度为２．２６％，平均裂缝孔隙度为Ｏ．２４％，平均渗透率为１７．５５ｘ１０—３ｔｌ，ｍ２．全区１２口井裂缝一孔洞型储层平均累积厚度为５０．３７ｍ。是轮古西地区具有较好开发价值的一种储层类型。 ３．４洞穴型储层 洞穴型储层储集空间为大型洞穴（和裂缝），洞穴（包括大洞、巨洞）储集空间巨大。加之裂缝对沟通洞穴和改善渗流性能的作用，形成了储集空间巨大、储渗能力极好的最有利储层类型。这种洞穴型储层一般具有规模较大的储渗体，具有储量规模大、产量高、易开采的特点。据测井解释，其孔隙度可高达５０％，如ｋ１５井。 未充填巨洞在岩心上难以见到．要靠钻井放空、井涌、井喷及泥浆漏失、图像等信息加以判断和识别，如Ｌｇｌ５井在５７３６．１—５７４０ｍ井段，累计放空２．０９ｍ；５７３５～５７４３ｍ井段，漏失４３．３ｍ３。钻井液溢流，槽面被稠油覆盖，气泡占槽面的１０％，集气点火可燃：Ｌ９１５—１井在５９１９．０～５９５３．４３ｍ井段。发生严重井漏，共漏失钻井液１３７５．０ｍ，。 轮古西地区洞穴型储层平均洞穴孔隙度为２６．２１％。裂缝平均孔隙度为０．４８％。渗透率高达３９９２．８３ｘ１０旬“ｍｚ，该类储集体为最具价值的储层。在本区ｋ１５、Ｌ９１５－１、Ｌ９１５－２、Ｌ９４０、Ｌ９４１等井中均有发现，全区洞穴型储层平均累积厚度为１８．８ｍ。 对比这几种类型的储层：裂缝型以及孔洞型储层很难形成稳定的产能：裂缝一孔洞型储层既有较好的储集能力．又有良好的渗透性能，能够形成稳定的产能，是本区一类重要产层（如Ｌ９９、Ｌ９４２井）；洞穴型储层具有最好的储集能力和渗透性能，是本区最有价值的储层类型。从轮古西单井产能与储层厚度分布关系图可以看出．具有洞穴型储层的井都获得了一定的产能。因而，寻找孔渗能力最好的洞穴型储层和裂缝一孔洞型储层，是钻探成功的关键。４洞穴型储层地震反射特征 在地震上，溶洞发育层段（洞穴型储层）表现为“串珠状”强反射。ｋ１５井在进入奥陶系潜山表层岩溶带钻遇未充填洞穴．在钻进过程中于５７３２—５７３６ｍ井段放空２．０９ｍ：Ｌ９４１井在５６２１—５６３６ｍ井段取心见１．６６ｍ充填洞以及宽５ｍｍ、长６５０ｍｍ垂直张开缝．且井筒内不断有稠油返出。过这两口井的地震剖面上均表现出串珠状强反射特征（见图１）。 图ｌ过井地震剖面溶洞地震反射特征通过地球物理正演模拟发现： ①在两条裂缝的交点处出现了“串珠状”强反 万方数据
一．研究碳酸盐岩储层有效性影响因素 1.渗透率 1.1存在成层渗流的渗透率 对于渗流成层性的存在, 地下水往往具有承压性质。即使渗流的成层性不甚明显, 但岩体的渗透性随深度的增加而降低的规律总是存在的。将岩体的渗透系数表达为 1.2裂缝型介质等效渗透率张量计算方法（详见李亚军《缝洞型介质等效连续模型油水两相流动模拟理论研究》）先通过建立裂缝型介质几何模型，利用几何模型对裂缝型介质做关于等效渗透率张量的分析，建立了求解裂缝型
多孔介质等效渗透率张量的数学模型,通过求解连续边界条件和周期边界条件下的边界积分方程,得到裂缝型多孔介质网格块的等效渗透率张量。所求得的等效渗透率张量能够反映裂缝的空间分布和属性参数对油藏渗透特性的影响假设裂缝型介质为水平介质,裂缝为垂直于水平面且具有一定厚度的矩形面,裂缝的纵向切深等于所研究区域的厚度,此时可视为二维空间中的介质体,裂缝等价于二维空间中的线型裂缝。 图一 裂缝的中心位置，开度，长度，倾角，方位角，密度，组系等参数称为裂缝的特征参数,所有裂缝以这些特征参数进行定义。如图二在二维空间,裂缝通过中点O方位角H长度L 及开度h 确定。根据裂缝属性参数的地质学统计分析研究,假设裂缝中心位置服从均匀分布,裂缝长度服从指数分布，方位角服从正态分。
图二 裂缝的开度是指裂缝壁之间的距离,主要取决于所处深度。孔隙压力和岩石类型。根据所发表的一些关于天然裂缝的宽度数据可知,裂缝开度通常在10~200Lm之间变化,统计资料表明最常见的范围在10~40Lm之间（如图三），且服从对数正态分。假设采用裂缝开度的对数正态分布，裂缝系统各属性参数的统计分布函数见表一。 表一
第32卷第2期 地球科学———中国地质大学学报 Vol.32 No.22007年3月 Earth Science —Journal of China University of G eosciences Mar. 2007 基金项目:国家自然科学基金项目(No.40572091);国家重点基础研究发展计划课题(No.2002CB211702);中国地质调查局资助项目(No. 20021010004);国家重点基础研究发展计划课题(No.2006CB202202). 作者简介:姚艳斌(1978-),男,博士研究生,从事油气及煤层气地质研究工作.E 2mail :yaoyanbin @https://www.doczj.com/doc/7518635386.html, 平顶山煤田煤储层物性特征与煤层气有利区预测 姚艳斌1,刘大锰1,汤达祯1,唐书恒1,黄文辉1,胡宝林2,车 遥1 1.中国地质大学能源学院,北京100083 2.安徽理工大学资源和环境系,安徽淮南232000 摘要:通过对平顶山煤田采集煤样的煤质、煤岩显微组分、煤相、煤岩显微裂隙分析,低温氮比表面及孔隙结构和压汞孔隙 结构测试,研究了该区的煤层气赋存地质条件、煤层气生气地质条件和煤储层物性特征.并采用基于GIS 的多层次模糊数学评价方法计算了该区的煤层气资源量,预测了煤层气资源分布的有利区.研究结果表明,该区煤层气总资源量为786.8×108m 3,煤层气资源丰度平均为1.05×108m 3/km 2,具有很好的煤层气资源开发潜力.其中,位于煤田中部的八矿深部预测区和十矿深部预测区周边地区,煤层累计有效厚度大,煤层气资源丰度高,煤层埋深适中,同时由于该受挤压构造应力影响,煤储层孔裂隙系统发育、渗透性高,是该区煤层气勘探、开发的最有利目标区.关键词:煤层气;平顶山煤田;储层物性;有利目标区.中图分类号:P618.130.2+1 文章编号:1000-2383(2007)02-0285-06 收稿日期:2006-05-20 Coal R eservoir Physical Characteristics and Prospective Areas for CBM Exploitation in Pingdingshan Coalf ield YAO Yan 2bin 1,L IU Da 2meng 1,TAN G Da 2zhen 1,TAN G Shu 2heng 1,HUAN G Wen 2hui 1,HU Bao 2lin 2,C H E Yao 1 1.Facult y of Energ y Resources ,China Universit y of Geosciences ,Bei j ing 100083,China 2.Department of Resources and Environmental Engineering ,A nhui Universit y of Science and T echnology ,Huainan 232000,China Abstract :Based on the elemental ,maceral ,micro 2fracture ,coal facies ,liquid nitrogen adsorption/desorption and mercury injection analyses ,the coalbed methane (CBM )geological characteristics ,coal reservoir physical characteristics ,CBM re 2sources and its exploration and exploitation prospect in Pingdingshan coalfield were systematically studied.The in 2place CBM resource was calculated using the f uzzy mathematics and stacking analysis of GIS (geographic information system )method.The results show that the in 2place CBM resources and the resources abundance in Pingdingshan coalfield are about 786.8×108m 3and 1.05×108m 3/km 2respectively ,which are very favorable for CBM exploration and development.The optimum target areas in this coalfield are the deep prediction districts of No.8and No.10coal districts ,where the coal reser 2voirs have higher coal thickness and CBM resource abundance ,good burial depth ,well connected pore 2cleat systems ,and higher permeability resulting f rom the tectonic stress. K ey w ords :coalbed methane ;Pingdingshan coalfield ;coal reservoir characteristics ;prospective and target area. 平顶山煤田位于河南省平顶山市,横跨宝、叶、襄、郏4县.东起洛岗正断层,西北至韩梁矿区,东北到襄郏正断层,南至煤层露头,整个煤田的勘探矿区和预测区面积约980km 2,煤炭探明储量和预测储量共计92亿t ,煤层气资源量786.8×108m 3,资源丰度平均为1.05×108m 3/km 2,具备良好的煤层气资源潜力.同时该区也是我国煤与瓦斯突发事故严重矿区,开发利用该区的煤层气具有充分利用资源、保
碳酸盐岩储集层的成因类型 及其基本特征 姓名：陈晶班级：地质11-7 学号：2011010949 碳酸盐岩储层分类受到岩相、成岩、构造、流体等多方面的控制，根据储层成因机理、主要储渗空间类型和岩石特征将碳酸盐岩储层分为4种类型：礁滩型储集层、岩溶型储集层、裂缝性储集层、白云岩储集层。 1 礁滩型储集层 1.1 成因 礁型地貌隆起和海平面相对变化控制礁滩体的成岩早期暴露, 准同生期大气淡水溶蚀、淋滤作用和岩溶作用是控制台缘礁滩体优质储层发育的根本原因。 礁丘在纵向上营建,形成隆起,礁丘顶部及礁前发育礁坪及中高能的生屑砂砾屑滩,向两翼逐渐相变为礁翼和棘屑滩,横向上过渡为礁后低能带、中低能砂屑滩和滩间海。在海平面相对变化和礁丘营建的共同作用下,礁丘的顶部间歇性暴露于大气淡水环境中,受大气淡水溶蚀淋滤作用,在纵向上区别为大气淡水渗流岩溶带和大气淡水潜流岩溶带。 在暴露期间由礁型地貌转化而成的岩溶地貌,已形成岩溶发育规模。礁滩复合体核部形成岩溶高地,礁翼形成岩溶斜坡,礁后低能带、礁滩间海形成岩溶洼地、洼坑。储层在侧向上主要发育礁滩复合体核部和翼部,核部以好—中等储层为主,翼部以好储层为主,礁后低能滩和低能泥晶灰岩沉积区储层变薄变差。 碳酸盐岩的埋藏溶蚀作用是提高储层孔渗性的一种重要的建设性成岩作用。多期油气运聚和埋藏溶蚀作用增加了储层的有效储集能力。多期构造破裂作用所形成的裂缝改善了储层的渗流条件,增加了储层和微观孔隙结构的连通性。
1.2 特征 1.2.1 礁滩型储集层岩石类型 塔中礁滩体储层主要岩石类型为礁滩相礁灰岩类和颗粒灰岩类，其中生屑粘结岩、生屑灰岩、生物砂砾屑灰岩是发育孔洞型储层的岩石类型，而砂屑灰岩、砂砾屑灰岩、鲕粒灰岩是孔隙型储层潜在储集岩类型。以塔中82井区为例，在剖面上一般以内碎屑灰岩和隐藻泥晶灰岩为主，一般占地层厚度的25% 以上；生屑灰岩、生物礁灰岩和泥晶灰岩相对少一些，一般占地层厚度的10%～15%。 1.2.2 储集空间类型及特征 礁滩体储层储集空间以大型溶洞、溶蚀孔洞、粒内及粒间孔、裂缝为主。 溶蚀孔洞一般为肉眼可见的小洞、大孔，岩心显示礁滩体储层溶蚀洞比较发育，孔洞呈圆形、椭圆形及不规则状，孔洞发育段岩石呈蜂窝状。 粒内溶孔主要见于砂屑内，少数见于生屑和鲕粒内，是同生期大气淡水选择性溶蚀所致。 粒间溶孔指粒间方解石胶结物被溶蚀形成的孔隙，主要溶蚀粒间中细晶粒状方解石，溶蚀强烈时，可溶蚀纤维状方解石甚至颗粒边缘，使颗粒边缘呈港湾状或锯齿状。 裂缝是碳酸盐岩重要储集空间，也是主要的渗流通道之一，从成因来分主要有3种类型，即构造缝、溶蚀缝和成岩缝。 1.2.3 储层控制因素及分布特征 礁滩体储层发育受多种因素控制，主要控制因素表现为以下3个方面。 一是沉积微相控制了岩石的岩性和结构，从而控制了岩石原生孔隙的发育。生屑滩、粒屑滩由于颗粒支撑作用形成大量的粒间孔，虽然大部分孔洞为灰泥、生物碎屑和多期方解石充填、半充填，但仍有1%～3%残余孔隙被保存，同时为组构的选择溶蚀奠定了基础。 二是早期暴露蜂窝状溶蚀是形成优质孔洞层的重要因素。中—晚奥陶世构造与海平面振荡变化频繁，造成沉积的多旋回叠加，海平面的相对下降可能造成短暂的同生期大气淡水岩溶成岩环境，使礁滩复合体形成的古地貌高部位露出海面。在潮湿多雨的气候下，受到富CO2 的大气淡水的淋滤，选择性地溶蚀了准稳定矿物组成的颗粒或第一期方解石胶结物，形成粒内溶孔、铸模孔和粒间溶孔；又可沿着裂缝、残留原生孔发生非选择性溶蚀作用，形成溶缝和溶蚀孔洞，从而形成优质孔洞层。 三是构造作用是改善礁滩体储层储集性能的关键，走滑断裂活动的断裂和裂
沉积和成岩特征对碳酸盐岩储层物性的影响 ——以波斯湾南帕尔斯气田为例 1、摘要： 世界上最大的非伴生气藏赋存于上达兰-上胡夫的二叠系，三叠系的碳酸盐岩蒸发继承。南气田地区的详细描述表明，储层物性是区域沉积和成岩过程的函数。研究单元的沉积相研究表明，沉积物在碳酸盐均斜缓坡的内部区域沉积，随后受到表层成岩作用和埋藏作用。 沉积相的垂直分布表明旋回和对储层物性的影响。 岩石类型的分类基于主导的毛细管空间，定义不同的区域。这种方法体现了孔渗性能和岩石类型的关系。成岩叠覆对储层物性有很大影响。 虽然在储层研究的原始孔渗非均质性继承了上达兰-上胡夫的古地台，但是孔渗性被成岩叠覆严重改变了。 因此确定了沉积相类型与储层物性的可能的初步关系。因此，要精确表征上达兰-上胡夫的储层物性特征就必须整合成岩特征和沉积史。 关键词：碳酸盐储层非均质性，成岩作用，波斯湾，南帕尔斯气田，胡夫储层，达兰-胡夫地层。 2、介绍 在波斯湾盆地自20世纪70年代，许多巨大的天然气和凝析气田已被发现。大多数气田生成于二叠，三叠层系（伊朗地层委员会1976年;萨博＆凯拉德皮尔1978），或胡夫碳酸盐层系。根据我们的估计，波斯湾地区占世界已探明天然气总储量的四分之一到三分之一之间。在这个天然气前景地区，也被称为胡夫储层，有超过80个非伴生天然气领域。有机丰富的志留纪热页岩被认为是这些气藏的烃源岩。储集岩广泛分布在阿拉伯板块和扎格洛斯山脉，阿拉伯环拱，以及中部和北部阿曼山。在波斯湾地区这种潜在的储层在仍然相对未开发的（伊朗，卡塔尔，巴林，沙特阿拉伯，阿拉伯联合酋长国，阿曼和科威特）。沉积物往往向北变厚，远离阿拉伯陆棚，说明存在一个内地深盆，现在的伊朗，和向西部和海湾东南区域变浅趋势（Kashfi 1992年）。三叠系的非渗透性的硬石膏和页岩层序（相当于Sudair地层）为储层提供了盖层。