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碳酸盐岩引言：在第二次世界大战以后，由于在西亚地区的石灰岩和白云岩中发现了大量的石油，因而促进了现代碳酸盐沉积物的研究工作。
由于这些发现，石油工业部门感到对浅水碳酸盐的沉积作用、成岩作用和石化作用的基本知识的缺乏，于是展开对现代碳酸盐沉积环境的研究工作。
碳酸盐岩是重要的烃源岩和储集岩，在当前国内外的大油田中，碳酸盐岩占很大比例，据统计，在世界上储量在0.14亿吨以上的546个油田中，就数目而论，以碳酸盐岩为储集层者虽然只占总数的37.9%，但就储量而言，则占57.9%。
碳酸盐岩油气田的平均储量为2亿吨，而砂岩油气田的平均储量仅为0.9亿吨。
碳酸盐岩储集层不仅具有如上所述的高储量，而且往往具有极高的产能。
据统计，目前世界上共有9口日产量达万吨以上的高产井，其中8口属于碳酸盐储集层。
显然，碳酸岩储集层中的石油具有很大的经济价值，激励我们去了解碳酸盐岩作为储油岩所应具有的性质。
我国的碳酸盐岩油气田的勘探与开发有着悠久历史，如四川在碳酸盐岩地层中采气已经有两千多年历史，至今仍为我国重要的碳酸盐岩气田分布区。
此外，近年来在华北盆地老第三系和震旦亚阶至奥陶系中也证实了高产能碳酸盐岩储集层的存在，更进一步开拓了碳酸盐储集层在我国的广阔前景。
随着国内外对碳酸盐岩研究的日益深入，当前已从根本上改变了认为碳酸盐岩是单纯化学沉积的观点，绝大部分的现代海洋碳酸盐都是生物成因的。
与此同时，对碳酸盐岩含油性的研究和认识也获得了新飞跃。
碳酸盐岩孔隙空间特征在碳酸盐岩储集层中常见的和对油气储集作用影响较大的空隙类型，目前已知有以下几种。
①粒间孔隙：是指碎屑碳酸盐岩颗粒之间的孔隙，如内碎屑之间、生物碎屑之间、鲕粒直间的孔隙等。
其特征与碎屑岩的的粒间空隙相似。
碳酸盐岩的粒间孔隙一般是原生的，但也可以是次生的，如大颗粒之间的微晶基质的选择性溶解造成的粒间孔隙。
②粒内孔隙：组成碳酸盐岩的各种颗粒内部的孔隙，如骨屑、团块、内碎屑、鲕粒等颗粒内部的空隙。
四川盆地川东北地区二叠系至中三叠统为碳酸盐岩台地相沉积，沉积了以石灰岩、白云岩、膏盐岩为主的岩类。
始终以来，该区是四川盆地油气开发的主要层系，并以中下三叠统、二叠系、石炭系海相碳酸盐岩为主要目的层。
在碳酸盐岩岩类中，对于石灰岩、白云岩及二者的过渡型岩石，现场肉眼不易区分，常使用化学鉴定法，如稀盐酸法、三氯化铁染色法、硝酸银和铬酸钾染色法来加以鉴定。
同时还可结合录井参数如钻时相对变化量、扭矩相对变化量等来关心判定岩性。
酸盐岩储集层，由于猛烈的次生变化，特别是胶结作用和溶解作用使储集空间具有类型多样、构造简单和分布不均的特点，因此在碳酸盐岩地质录井中必需把握以下要点：1、在岩性观看和描述时，要特别留意白云岩和白云石化，尤其要留意由潮间和浅滩环境形成的粉晶白云岩或粒屑白云岩；大气淡水与海水混合作用形成的中-细晶白云岩、礁块白云岩；潮间－潮上带形成的粉晶白云岩、角砾白云岩。
2、留意对粗构造岩石的观看和描述。
主要为发育滩相带及斜坡相带，在纵向上发育于沉积旋回中部的水退阶段的岩石，如粗粒和粗晶鲕状灰岩、介屑灰岩、碎屑灰岩、生物碎屑灰岩和礁灰岩等。
3、留意对岩石缝、洞、孔的观看统计一是留意观看统计岩屑中的次生矿物，留意争论统计次生矿物的总量和自形晶含量，求出它所占次生矿物的百分比，绘制出自形晶次生矿物百分比曲线，再结合钻时曲线，推断缝洞发育层段。
二是留意对储层岩心孔、洞、缝的观看统计，留意统计张开缝、未充填缝-半充填缝、洞的数量，留意观看裂缝与裂缝、孔洞与孔洞、裂缝与孔、洞的相互关系；留意统计分析缝洞层的孔、渗性。
三是留意对钻进中钻井参数特别状况的把握与分析，当发生钻具放空、钻时降低、泥浆漏失或跳钻、蹩钻等现象时，为钻遇洞缝层的标志，常有井漏、井喷或流体产出。
四是留意对岩石薄片显微孔、缝的统计分析。
鉴于碳酸盐岩组构的简单性，在现场录井工作中仅凭肉眼及放大镜观看，已不有满足需要，承受薄片鉴定技术已成为必不行少的重要手段。
目录一、碳酸盐岩的孔隙类型 (1)二、碳酸盐岩类描述 (2)2.1灰岩 (2)2.2白云岩 (8)三、碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比 (11)一、碳酸盐岩的孔隙类型碳酸盐岩孔隙的分类及命名，乔奎特等按受组构控制及不受组构控制将碳酸盐岩孔隙划分为三大类十五种基本类型，如图1-1-4所示。
（1）原生孔隙这是沉积时形成的孔隙，成岩过程中可能产生一定的变化。
这种孔隙主．要受碳酸盐岩的结构组分所控制，其中颗粒因素是主要的。
原生孔隙可分为粒间孔隙、粒内孔隙、晶间孔隙、壳体掩蔽孔隙和生物骨架孔隙等五种。
（2）溶蚀孔隙指沉积过程及成岩后由于溶解作用所形成的孔隙。
地下水的溶解作用往往在沉积过程中就已开始进行，并延续到成岩作用结束。
在这个阶段，地层中原生孔隙发育时，地下水大都比较活跃，并通过溶蚀而使孔隙进一步增加。
成岩作用结束后，溶蚀孔隙仍可继续发育。
尤其在不整合侵蚀面附近，由于处于渗流带及潜流带上部水文条件下，使得地下水在原生的孔隙发育带更为活跃。
加上地表水的不断补充，因而在不整合面附近往往形成极为发育的溶烛孔隙，有时可具有极高的产能。
（3）生物钻孔和潜孔孔隙这种孔隙多在沉积及成岩过程中形成。
（4）收缩孔隙由于沉积物的收缩作用而形成的孔隙。
（5）裂缝裂缝一般是由于构造作用或成岩作用而形成的。
裂缝的长度可以由几厘米到几公里不等。
宽度也可由几毫米到几十厘米，但微裂缝的宽度仅数十微米。
一般说来，大裂缝延伸远，方向稳定，与油气储集关系更为密切。
二、碳酸盐岩类描述1、观察碳酸盐岩主要结构特征（包括晶粒结构、粒屑结构、生物骨架结构和交代结构）、胶结类型，注意泥晶基质与亮晶胶结物的区别。
2、学会对碳酸盐岩标本及薄片的描述方法。
3、掌握碳酸盐岩岩石分类命名原则和最基本的岩石类型。
4、碳酸盐岩主要由自生的碳酸盐矿物方解石和白云石组成。
自生的碳酸盐矿物方解石含量>50%时称为石灰岩；若一半以上为白云石时为白云岩。
它们经常还和陆源碎屑及粘土矿物组成过渡类型岩石。
顺北一区奥陶系碳酸盐岩储层发育特征与预测马乃拜，马新平，杜伟维，李峰，赵建（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐830011）摘要：顺北油田一区奥陶系碳酸盐岩储层是油气勘探的主要目的层。
在加里东中－晚期及海西早期，受构造活动及热液溶蚀改造等因素影响，奥陶系碳酸盐岩储集体十分发育。
本文通过对该区岩石矿物成分分析，结合沉积相特征，将储层类型主要分为溶洞型、裂缝－孔洞及裂缝型。
针对储层发育特征进行分析识别，描述有利储层的地震反射特征，总结储层的展布规律，根据实钻井资料，井震结合，实现了研究区内有效储层识别和预测。
关键词：顺北一区；奥陶系；碳酸盐岩；储层；发育特征中图分类号：P618．130．2文献标识码：A文章编号：1006—7981（2019）07—0106—07顺北油田位于顺托果勒隆起构造带，跨越顺托果勒低隆和阿瓦提、满加尔两个坳陷，南部紧邻卡塔克隆起［1－2］，北部为沙雅隆起（图1）。
奥陶系碳酸盐岩储层是油气勘探的主要目的层。
奥陶系碳酸盐岩缝洞型储集体十分发育，奥陶系储层经过多期地质构造运动的作用，储层的岩性、储集空间、储集类型、流体性质及分布均表现出多样性和复杂性。
2014年底基于塔河段溶体理论及开发实践，尤其是在跃进地区获得全面开发的基础上，创新评价思路，在顺北一区F1北东向主干断裂带上部署了油藏评价井SHB1－1H 井，该井于2015年9月获得稳定的高产工业油气流，证实断裂带核部整体含油，随即对主断裂分段精细研究基础上整体布局、逐段实施，部署评价、开发井6口，实现了对主断裂的整体控制，6口井全部放空漏失，自然完井获得高产油气流。
充分证实了顺北1井区较好的开发潜力，同时邻区英买2、跃满、果勒等油田为同类型缝洞型油藏，开发形势良好，展示了顺北地区良好的开发前景。
图1顺北油田顺北一区位置图1储层发育特征1．1岩石学特征顺北1区块主要储集体为中－下奥陶统一间房组和鹰山组，通过顺北1区块岩心和镜下薄片观察，结合托甫台区块和跃进区块奥陶系储集体，其矿物成分主要为方解石，一般含量占到99%以上，其次为硅质、黄铁矿和陆源矿物等，但总含量多小于1%。
ＭＡＲＩＮＥＯＲＩＧＩＮＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＬＯＧＹ海相油气地质油气藏张希明摘要塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油气藏的主要特征表现为油气藏高度远大于残丘圈闭幅度，油气分布受储集体发育程度控制，纵向上不连续，储集体主要为岩溶－构造作用所形成的缝洞，单个缝洞储集体为独立的油水系统等。
运用油藏压力降落法、类干扰试井法和流体性质变化法等方法将塔河油田主体开发区划分出１０个连通储渗单元和２０个孤立或相对定容封闭体，对这些缝洞单元的特点作了描述。
塔河油田整体上不具统一的底水；各油气藏流体性质变化较大。
关键词奥陶纪；碳酸盐岩油气藏；缝洞型油气藏；油气藏特征；塔河油田塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏的特征及缝洞单元划分张希明１９５８年生，２００３年获吉林大学理学博士学位，高级工程师。
长期从事油气藏描述研究工作。
通讯地址：８３００１１新疆乌鲁木齐市北京北路２９号；电话：（０９９１）３６００６４６文章编号：１６７２－９８５４（２００７）－０１－００２１－０４中图分类号：ＴＥ１１２．３３文献标识码：Ａ收稿日期：２００５－０７－０１；改回日期：２００６－０７－２６１塔河油田概况塔河油田发现于１９９７年，其主体位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克库勒凸起，包括哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部［１］。
塔河油田是在阿克库勒凸起的背景上，北以轮台断裂为界，东、南、西以中奥陶统顶面６５００ｍ构造等深线所圈定的范围内，具有大致相似成藏特点和在现有经济技术条件下具有勘探价值的油气藏的统称（图１）。
油田主要产层为奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞储集层，具有大面积连片整体含油、不均匀富集的特点；其上叠加成带分布的志留系—泥盆系、石炭系及三叠系低幅度背斜圈闭、岩性圈闭及复合型圈闭，早期（加里东期—海西早期）形成的油藏由于复合期构造运动的影响产生破坏调整，并由断裂、不整合等沟通形成次生油藏，纵向上具有“复式”成藏组合特征。
图１塔河油田范围及不同油区分布自发现以来，塔河油田的储、产量连年大幅增长。
区域地质概况与气藏地质特征1、构造位置区块构造位置处于XX盆地XX斜坡，该区块具备良好的天然气成藏条件。
下伏陆相-海陆交互相煤系地层呈广覆式分布且成熟度高；总体近南北向的NPEDC9、NPEDC10 砂体在平缓的西倾单斜背景下，与侧向的河流间湾泥质岩遮挡及北部上倾方向的致密岩性遮挡一起构成了大面积的岩性圈闭。
NPEDC9组稳定分布的近100m 河漫滩相泥岩，构成上古生界气藏的区域盖层。
NPEDC9和NPEDC10 段储层属河流-三角洲相砂体，面积宽广，物性较好，构成了良好的储集体。
井区含气面积约276.5km2，平均煤层厚度11m，气层有效厚度20m。
本区构造特征明显、规律性强，地层北东高-南西低，整体呈向西倾斜的单斜。
统计地层坡度较缓，每千米下降2-15m，没有大的构造起伏，且NPEDC9段顶面、NPEDC10段顶面的微构造形态有很好的继承性，构造的主体基本上是向西倾斜的单斜构造，只在局部发育微幅度鼻隆构造。
2、开发区域范围气藏开发范围：如下图所示的矩形区块内部。
3、地层分布及储层分布：XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为：第四系，白垩系，侏罗系的NPEDC1组、NPEDC2组、NPEDC3组，三叠系的NPEDC4组、NPEDC5组、NPEDC6组、NPEDC7组，二叠系的NPEDC8组、NPEDC9组、NPEDC10组、NPEDC11组，石炭系的NPEDC12组，奥陶系的NPEDC13组。
该地区地层除缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系和下石炭统以及古近系、新近系外，其它地层发育基本齐全。
含气目的层为NPEDC9段的NPEDC91组与NPEDC92组；NPEDC10段的NPEDC101组、NPEDC102组、NPEDC103组。
（见地层分层及岩性剖面）。
NPEDC9为一套河流相砂岩，岩性为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中－粗粒砂岩及灰绿色石英砂岩，是上古生界主力产气层段；NPEDC10段以河道沉积为主，岩性为灰色、灰黑色细－中粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和泥质岩，砂岩成分成熟度低，厚度约40m 左右。
高石梯-磨溪区块灯影组碳酸盐岩气藏孔隙结构特征李程辉;李熙喆;高树生;熊伟;刘华勋【摘要】Natural gas was usually found in pores and caves in Sinian Dengying Formation dolomite gas reservoir of Sichuan Basin Gaoshiti-Moxi block, which is a serious area of the fissure formation. Because of its strong hetero-geneity, the research of pore structure characteristics is necessary to programming development plan and predicting development dynamic. Therefore, many cores were choosed from this area for a series of tests, such as basic physi-cal properties, cast thin section, nuclear magnetic resonance and CT scan, and then analyzed the experimental results. The findings were summarized as follows:the Dengying Formation reservoir rock is low porosity(2. 76%) , and low permeability (0. 8 mD) , and there is poor correlation between porosity and permeability; the main pore type is fracture-pore;fracture network is only developed in local layer, and most of the cracks are structural disso-lution fractures;the reservoir space are mainly large or medium pores ( about 65%) , and there was a positive cor-relation between movable fluid saturation and porosity;corrosion pore distribution satisfies the ( logarithmic) normal distribution, and the determining could be obtain the probability density function after the arithmetic average, which lays the foundation for quantitatively characterize the reservoir layer in lager scale.%四川盆地高石梯-磨溪区块震旦系灯影组气藏的储层以白云石为主，孔洞缝发育，非均质性强，对气藏孔隙结构特征进行研究是开发方案编制和开发动态预测的基础。
碳酸盐岩气藏开发地质特征描述
(SY/T 6110-2002代替SY/T 6110-94)
1、范围
本标准规定了碳酸盐岩气藏开发特征描述的内容和方法；本标准使用于碳酸盐岩气藏开发地质特征的描述。
3.1 构造模型structure model
是指气藏构造几何形态及断层分布。
3.2 储层模型reservoir model
3.2.2 参数模型parameter model
3.2.3 储渗模型reservoir space-permeability channel model
3.3 流体模型fluid model
5、地层特征
5.1 地层层序
5.1.1 气田内全部沉积岩系都进行地层层序和岩序描述,含气层是描述的重点,并以地层综合柱状图展示。
5.1.2 钻遇的地层以阶(组)、段或亚段为单位，未钻达的深部地层以统或阶（组）为单位。
5.1.3 描述内容包括层位、深度、岩性、厚度、接触关系，并按此内容编制含气层的地层对比图。
5.1.4 描述含气层的地震响应特征和测井电性特征。
5.2 储盖组合
描述储层和盖层的层位、岩性、厚度及其变化与分布，并作储盖组合的评价。
5.3 储层的细分与对比
5.3.1 主要采用岩性与电性对比，用标准层控制的方法进行追踪。
5.3.2 小层命名：系和统用年代地层，组、段、亚段用岩石地层单位。
层用地下地层单位。
5.3.3 编制小层对比图，描述各小层的纵横向变化。
6 构造特征
6.1 区域构造
6.2 气藏构造：利用地质、测井和地震资料精细描述含气构造的类型和名称、高点的位置和地面海拔、高点出露地层、构造圈闭的形态、闭合面积、闭合度、长轴和短轴的长度和方向、背斜两翼倾角，并编绘构造剖面图。
要求沿构造长轴方向至少作纵剖面图一张，通过各构造高点至少作横剖面图一张；对于断层、褶皱复杂的构造，应适当增加反映全构造不同变化特征的横向剖面图。
表1 ××气藏构造要素表
利用地质、测井和地震资料描述断层的类型、组系、平面分布、数量及其组合关系。
主要断层的产状、性质、落差、延伸长度、与高点和轴线关系。
两盘对接地层的层位和岩性、断层起始和消失部位的地层、断层开启与封闭性。
表2 ××气藏断层要素表
描述各断块区或断块的构造特征、切割关系、面积、岩层产状等。
表3 ××气藏断块数据表
6.5 构造图
用开发地震与地质、测井资料相结合进行精细构造解释，编制标准层及产层顶面或底面构造图。
7、裂缝特征
7.1 裂缝的类型
表5 裂缝类型
7.2.1 裂缝发育控制因素
7.2.2 露头裂缝
7.2.3 岩心裂缝和孔洞
7.2.4 地质录井
7.2.5 岩石薄片
7.2.6 地球物理方法识别裂缝
7.2.7 动态资料判断裂缝
7.2.8 裂缝的定量评价
8、储层特征
8.3 储集空间特征
8.3.1 储集空间类型
储集空间包括孔隙、洞穴、裂缝和喉道。
长度与宽度之比小于10：1者为孔或洞，大于10：1者为缝或喉。
8.3.2 储集空间尺度分级
储集空间尺度分级的标准见表6。
表6 碳酸盐岩储集空间尺度的级别
根据岩块基质的渗透率、孔隙度和孔隙结构参数，将储集岩分为四级。
Ⅰ级为中、高渗透储集岩，Ⅱ级为低渗透储集岩，Ⅲ级为特低渗透储集岩，Ⅳ级为致密岩。
8.6.1 碳酸盐岩储层参数主要包括孔隙度、渗透率、含气饱和度、相对渗透率、岩石压缩率、孔隙结构参数、裂缝参数、基质孔隙层有效厚度和裂缝层段有效厚度。
表8 碳酸盐岩储集岩级别划分
9、流体、压力和温度特征
9.2 气藏压力
9.2.1描述气藏各井内的原始地层压力、压力梯度，按折算到气水界面以上气藏高度的1/3处，求取气藏原始气层压力。
9.2.2根据静态地质特征、流体性质、折算地层压力、试采、井间干扰等资料，综合判断压力系统。
9.2.3 根据气藏原始气层压力与相同埋深的静水柱压力求取压力系数，并判断气藏是常压气藏、低压气藏还是高压气藏。
压力系数为0.9~1.2为常压气藏,压力系数大于1.2为高压气藏,压力系数小于0.9为低压气藏。
9.3 气藏温度：根据钻井实测温度按折算到气水界面以上气藏高度的1/3处,求取气藏温度。
10 驱动类型：根据气藏驱动能量，将气藏分为气驱、弹性水驱和刚性水驱三类。
对弹性水驱气藏，应进行边水、底水能量分析和影响气藏开发的水驱活跃程度分析。
11 气藏类型：其分类命名原则是：以决定气藏开发最重要的开发地质特征为气藏的基本类
型命名，其它的气藏开发地质特征可视其重要程度依次在基本命名前作为形容词。
