沉积和成岩特征对碳酸盐岩储层物性的影响

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。

在这个油气系统中天然气和凝析气被圈闭于：（1）形成于恢复的基地断块的南北走向的缓坡背斜，（2）由盐类构造作用形成的盐丘（3）由扎格拉斯褶皱形成的西北东南走向的构造圈闭。这些区域性的含油气系统要素（烃源岩，储集层，盖层和上覆岩层）和圈闭形成前或同期的随着油气生成，运移的高峰期的组合，形成了这些重要的气田。

上胡夫层序在卡塔尔构造拥有巨大的天然气储量。卡塔尔北部地区的向北扩张（北部盐丘）在伊朗被称为南帕尔斯气田。（图1）。北部和南部帕尔斯气田发现于1971和1990年，分别钻了200口井。

在过去40年，之后的发现，控制储层物性和特征的地质参数没有得到广泛的记录。没有关于卡塔尔北部气田地质详情的刊物出版。虽然如此，伊朗方面发表的储层研究表明这里的岩石是在一定程度上有很强的非均质性。

本文的主要目的是讨论碳酸盐岩构造的沉积和成岩特征以及对储层物性的控制。本研究课扩展到卡塔尔部（北部气田）。此外，这些结果可能会影响波斯湾盆地其他胡夫储集层的储层特征和预测。

3、地质环境

波斯湾盆地包含几个北西，南东的构造单元，阿拉伯地台，和一个边缘槽区域，包括限于北东扎格洛斯逆断层的扎格洛斯褶皱带。胡夫天然气和阿拉伯石油的聚集都位于海湾盆地。这个盆地是世界上最富有的石油和天然气的盆地之一，含有55-68的世界石油可采储量和超过40％的天然气储量。

几个重要的南北构造，如主卡塔尔卡泽伦，横穿这个区域。许多学者对该盆地的地质历史，沉积层序和的石油潜力进行了研究。

4、构造环境

自从前寒武纪，构造隆起—卡塔尔构造—就把波斯湾盆地分为两个槽：ESE 和WNW盆地。这是尤为突出在前寒武纪，早志留纪，晚二叠纪，晚三叠纪，晚侏罗纪和新生代（图2）。

北北东南南西走向的构造隆起卡塔尔构造自从前寒武纪就获得新生且重复性的抬升（图2）。区域上的平缓广泛背斜或穹状构造对海湾的历史有重要影响。

卡塔尔构造扩张可分为两部分，南东扎克拉斯构造带的陆上的和海上部分。

在法尔斯沿海的卡塔尔陆上扩张被称为法尔斯地台。这个地台是个构造隆起在东部和西部分别以Nezamabad（NE）和拉扎克（RK）为界。一些重要的油气田，如北帕尔斯，纳尔，Kangan，Aghar，Bandubast，达兰，阿萨耶卢，Shanul和Varavi，都属于这个区域的15达兰—Kangan天然气田。在卡塔尔海上，北部和南帕尔斯气田位于北北东的卡塔尔构造侵入，东边是平缓的背斜，西侧以断层为界，和一系列陡峭背斜，构成西翼构造。

晚前寒武纪至早寒武纪在沙特阿拉伯中部地区的由老的断层系统复苏引起的构造运动（断层系统）导致了该区域的隆起。这个断块卡塔尔构造分成两个始寒武纪（霍尔木兹海峡）盐盆地且严重影响了该区域自古生代的沉积和构造。迄今为止，还没有关于寒武奥陶纪沉积物的详细信息发表。这些次级盆地在志留纪复苏，导致了从卡塔尔构造的西部到东部间隔地薄层源岩沉积。一些学者认为二叠纪的薄层表明在这个区域存在同沉积的构造隆起。由于卡塔尔构造在晚三叠纪德构造活动和抬升，在三叠纪到中侏罗纪时期没有沉积。这个非沉积事件在地震资料中记录为剥蚀面。卡塔尔构造在侏罗纪是积极的构造，把地台分为两个次级盆地。在卡塔尔构造的顶部的薄层沉积为白垩纪的重新抬升提供了证据。当在卡塔尔构造上暴露的沉积物沉积时，这个拱在整个晚新生代也定期活跃。

沉积厚度（来自区域等厚线地图; Bahroudi＆塔尔伯特2003;博尔德纳夫2008年），描述了波斯湾在始寒武纪到新生代的盆地演化（图2）。拱的恢复活越性控制了沉积覆盖厚度和分布。因此，覆盖在卡塔尔构造的趁机厚度的与邻近地区相比的缩小，为在一个长的地质时间的古隆起和它的活跃性提供了证据。

5、地层环境

卡塔尔构造底下的地层层序包括：

后前寒武纪前的二叠纪碎屑沉积物（包括志留纪沉积烃源岩）;

在二叠纪的厚厚的石灰岩，白云岩三叠纪序列和硬石膏，（相当于胡夫）在阿拉伯板块（做储集岩）;

后三叠纪部分，主要是海洋序列由石灰岩，白云岩，页岩和蒸发与当地的碎屑岩序列。

在扎格罗斯和卡塔尔构造观察到四个主要的构造趁机单元，被Alavi (2004)分成11个巨层序。

（a）后前寒武纪前二叠纪单元：在古生代（晚新元古代，石炭），波斯湾盆地是一个稳定的沉降区，阿拉伯板块大部分区域的基地岩石被不同时期的砂岩覆盖，覆盖在晚前寒武纪或早前寒武纪霍尔木兹盐岩和灰岩之上。

在南帕尔斯气田，没有钻深达到前二叠纪沉积物，或下志留系烃源岩的钻井。因此，在该区域没有关于石炭奥陶纪的自然层序的证据。关于卡塔尔构造烃源岩的存在或缺失存在不同的意见。

（b）二叠三叠单元：两个巨层序，III 和IV沉积在新的扩张海洋。达兰和Kangan相似地被以达什塔克为基底形成的暗棕色或杂色页岩所披覆。

（c）侏罗白垩纪单元：在侏罗纪，白垩纪，广大陆缘海发育，导致了四个海相碳酸盐岩巨层序沉积，这是对波斯湾周边地区最大的扩张（Alsharhan＆奈恩1997;阿拉维2004;Farzadi 2006年）。在三叠纪到侏罗纪的过渡期的侵蚀和非沉积是由构造抬升和拱的海平面低水位同时造成的。后土伦侵蚀，侵蚀掉了拱区域和扎格罗斯带的沉积覆盖，分成了第三和第四单元。

（d）晚白垩-现在岩石单元：最上面的巨层序（IX, X, XI),早森诺统到现在，是在扎格罗斯造山运动以后沉积的，结果该地区从Neotethys时代逐步停止（Murris 1980; Sharland等2001年）。卡塔尔构造及其邻近地区发育的四个重要构造阶段是与大部分碳酸盐岩沉积相联系的。

6、数据库与方法

在研究中，使用了在上达兰-Kangan钻探的十口井的岩心，同位素数据，对数，岩心栓和岩石物理性质分析。因此，我们的研究主要基于穿越南帕尔斯气田的伊朗区域的考察。这些井中的岩心是可以得到的，存在用来重建非岩心间隔的对数数据（伽马射线（GR））。岩心和薄层分析相结合以确定类型和与成岩作用的关系，特别与孔隙发育有关。共850个染有茜素红S的岩石薄片用来确定碳酸盐岩矿物。稳定同位素比率由112种样品的标准方法确定。

7、南帕尔斯气田的一般储层特征

在南帕尔斯气田（和北部气田）的上达兰-Kangan随埋深的增加（从2750m 到3200m）包含四个储层单元—k1,k2,k3和k4。（图4）一般说来，储层单元的平均厚度从南帕尔斯气田（大约450m）到北部气田（385m）变薄。从基底向上

储层层序主要由细到中晶白云岩，和间隔的石灰石和硬石膏组成。

K4，间隔最深，高孔隙度平均总厚度约165米。K4单元约55–60%是覆盖在纳尔硬石膏单元的白云质碳酸盐岩。（可能相当于卡塔尔的中东硬石膏地区）K3平均总厚度121米，包括70%多的白云岩。硬石膏和硬石膏质碳酸盐岩厚间隔（达50米），在K3底部作为孔隙度遮挡与K4单元分隔开。显然，这个遮挡间隔相当于北部气田的致密的上硬石膏单元（UA）。

K2的石灰岩间隔约42米厚，是目前最重要的生产区。尽管如此，孔隙度和渗透率值都呈纵向快速变化。例如从孔隙度0-35％，而渗透率范围从零到1000md 以上只有1米间隔。K2的基底由二叠三叠界限和首次出现的致密凝块岩床所限定。Insalaco等（2006）指出在K2，K3单元之间没有大的不整合，但最近有关这个边界(使用沉积学，地球化学，岩石物理和生物地层学）的研究（Rahimpour - Bonab等。2009年）说明在这个时间间隔在此区域发育重要不整合。

K1内部大概表现高孔隙度低渗透性。岩石方面，这个区间包括70%-80%的白云岩。厚的硬石膏和硬石膏质碳酸盐岩从K1的基底和K2的顶部把K1和K2分开。达什塔克（盖层）和Kangan构造（K1单元）的联系被高GR曲线反映和开始的页岩相所确认（达什塔克的Aghar页岩单元）

这些单元十口井的储层物性如图4所示。在这些储层单元中，孔隙度和渗透率值分别在0~36%和0.001~3000mD之间变化。基于这些数据，整体说来K4,K2的储层物性比K3,K1好。总储层物性为孔隙度9.7%，渗透率26.8mD（算术平均值，孔隙度5.46%，渗透率1.44mD，几何平均）。然而，这些单元的真实值会明显低于上述数值。Ehrenberg (2006) 和Rahimpour-Bonab(2007)讨论认为，该区域储层在很大程度上是非均质的（特别是垂向上）。

8、沉积环境及其对储层物性的控制

相分析：

对于相分析，要结合研究岩心和薄切片。根据层理，颗粒大小和类型，岩性，沉积构造和其他特征，记录了南帕尔斯气田上达兰—Kangan储层的十四个相。为了评价沉积环境，对相似的现在和以往优秀文献记载进行了对比。（图5，图6）数据表整合了没口井的资料（如图7）。F1和F2相是致密硬石膏和硬石膏质白云岩沉积物，其中硬石膏或者作为结核岩组或者作为分层硬石膏沉积。Warren

& Kendall (1985)和Warren (2006)提出把特鲁西尔海岸的蒸发萨勃哈作为这些沉积相的现代模拟。F3和F4为大规模泥质白云岩。F3相含有的硬石膏将其与F4相区分开。这些相是与F1F2相联系的。现代与这些相类似的相为潮缘带（特别是潮间带）(Tucker & Wright 1990; Flügel 2004)。

F5相是以层状结构为特征的叠层的结粘灰岩。该凝块作为消亡相发育在二叠三叠期。无论是现代（Persian Gulf, Florida 和the Bahamas）还是古代（如Shinn 1983; Flügel 2004）窗孔和多纹层结构的微生物层都是潮坪相描述的潮间带沉积环境得典型特征。

窗孔的白云岩（F6相）为窗孔结构且含有介形虫和白云岩的泥质（泥岩，颗粒支撑）层理。这些沉积相被认为是潮间带沉积。鸟眼孔隙特征的介形泥岩也显示了接近潮上带的潮间带沉积环境。

F7相为内碎屑粒序层理和颗粒逐渐增大的块状层理。这些与潮缘相（特别是F5）有关的沉积相缺失介壳碎片（或很少）。分级似团粒粒屑灰岩是风暴事件的充溢沉积（Wanless等，1988）。这表明潮间突礁与水道沉积环境存在沉积相联系（Tucker 和Wright 1990; Flügel 2004）。F8和F9相多似团粒。钻孔和生物扰动，受限制的海相单特异性动物群通常出现在石泥岩杂基中。在现代朝见碳酸盐岩沉积环境，朝下带和下部潮间带显示强烈生物扰动（Shinn 1983; Flügel 2004）和一些在潜水碳酸盐岩层序发育的典型特征。F10相为含有不同生物（混有限制和开阔海相生物）的生物碎屑灰岩（石灰岩和白云岩）。绿藻是该沉积相的化学沉淀。根据Wilson (1975), Scholle等(1983)和Flügel (2004)，这些特征是典型的开放浅泻湖环境。在储层区间中富鲕粒相（F11F12和部分F13）有块状结构（F11和F12），交错层理或粒序层理。这是复杂鲕粒组的共同特征。对比层理和空间分布相似组的泥岩有相同的沉积环境，如现在的波斯湾。F14相为含有保存良好叠层和开放海相生物的暗色泥岩。与复杂鲕滩相紧密联系。缺少浪成构造说明是浪基面以下的朝下带沉积环境。该相缺少土著底栖生物或洞穴说明在沉积过程是缺氧环境。根据很多学者的研究，该相是在浪基面以下环境沉积的。这些沉积相在储层单元中式垂相上重复的。个别相范围从分米到几米。根据不同的环境把沉积相分为两个主要沉积相群。A类由F1-F8组成（潮上，潮间带和限制泻湖相）。通常有白云岩叠覆和硬石膏胶结。在该区域超过70%的上达兰-Kangan层序由硬石膏和泥质沉积物组成（约70％的K4，85％的K3，20％的K2和88%的K1）。

这些沉积相是在低能条件下的地台中沉积的。

B类包括在开阔泻湖，浅滩和环境的F9到F14相。这些沉积相群与位于地台一侧的向海高能条件紧密相关。约30%的储层区间由这些沉积物组成（约30%的K4，少于10%地K3，80%的K2和12%的K1）。

9、区域沉积模型

重建了沿着碳酸盐岩斜坡系统记载的沉积相带的横向分布（图5和6）。从潮缘环境到高能浅滩相再到浅水潮下带。储集岩含有厚层浅水沉积物，且显示粒级从浅到深水斜坡相变大。然而，这些沉积相的时空分布反映了理想的由浅到深的层序。相分析表明在相关系中存在过度边界，这表明它们根本相关的并显示了非常低的沉积梯度和形态。类似的解释也发表在胡夫构造（相当于上达兰—Kangan 构造）。

我们已经重建了南帕尔斯区域上达兰—Kangan在碳酸盐岩斜坡浅层部位的沉积体系（图5，6）。这种解释是基于相特征，气横向和纵向关系，存在厚层的浅沉积（较高比例的潮缘和泻湖，开阔海相），缺失珊瑚礁沉积与陆架坡折和较少相类型相关（Ahr 1973; Read,1985; Burchette 和Wright 1992; Avrell 等1998）。在区域上，上达兰—Kangan层序的相类型和组合代表了坡道环境的浅海碳酸盐岩系统（Al-Aswad 1997;Insalaco等，2006）。这种沉积环境与现在的熟知的波斯湾碳酸盐岩系统紧密相关（Alsharhan和Kendall 2003）。表面上，本文研究的地层是在碳酸盐岩系统内部沉寂的。

区域上，不同沉积相并列说明了从海上到陆上的环境（扎格罗斯露头）变化，其中更主导的潮上带条件取代了饿开放海相环境。小的海洋波动在这样的环境中造成了相当大的程度古海岸线位置的变化（Alsharhan 和Nairn 1997; Insalaco 等2006）。基于沉积标准与良好的标号的整合，把南帕尔斯区域上达兰—Kangan碳酸盐岩细分为四个沉积层序（图7）。图5重建了这些区间的层序特征。

10、相，岩石类型和储层物性

古环境控制的研究单元的孔渗值可以由研究沉积相和储层物性的关系推导出来。一般岩心孔渗值对比沉积相的散点图显示颗粒主导的潮下带（B类相组）有最好的储层物性（图8和表2）。一般孔渗值的范围对应环境能量梯度，从陆

地向高能浅滩上升，远海相下降。因此在储层研究中储层物性分布和相非均质性有直接关系。二叠三叠边界的大消光可以在储层单元中辨别出来。大消光后，古环境中出现了原始微生物群落。在三叠纪碳酸盐岩地台的记载中，在快速的大规模海侵事件（最早在三叠纪）期间重置了正常海洋环境（Baud 等 2005; Insalaco 等 2006）。由于二叠三叠消光记录了该区域储集岩从骨架到非骨架碳酸盐岩层的重要转换。晚二叠到基底三叠的溶栓区域（7-10m厚）影响了下覆储层单元储层物性和其他物理化学性质（图9）。另外，该区域受广泛成岩作用影响。由所有井横向上资料得出对数值（GR和ROHB），孔渗值和同位素比率的减少是该区间的主要特征（图9）。这个横向上大范围的平面成为流体垂相流动的遮挡。不同类型的沉积岩石物理研究表明孔隙度和渗透率很大的差别（图8）。这些孔隙空间的变化原因是沉积条件和成岩披覆。为了确定岩石类型，有必要区分孔隙空间。通常应用的基于Dunham（1962）分类的碳酸盐岩描述标准的不足以提供对储层流体的准确认识。研究中应用Ruf 和Aigner (2004)方法研究储层系统的岩石类型。这些岩石类型显示了与孔渗值相同的关系。标准层理和孔隙空间分类定义了四个岩石类型组合十六个岩石类型（图10）。该研究中，根据储集岩的层理（）和主导孔隙空间细分了储集岩（图10）。

岩石类型和它们的孔渗值关系的主要结果归纳如下：

1.根据主导孔隙空间划分岩石类型，分割了抽象区域（图10）。用这些方法上达兰—Kangan储层物性按如下顺序递减：Tip，Ttv, Tsv andTt（表3）。另外，由于因为忽略指定沉积相储层物性上的成岩叠加效应孔渗值和岩石类型的关系十分明显（比相类型）。岩石类型组与孔渗值有较大变化（图10），说明储集层物性不只是受主导孔隙空间类型控制。根据层理类型和参数（颗粒大小，分选），结合附加孔隙度渗透率和岩石类型可以导致更好的效果。基于Dunham (1962)的岩石类型的分组和定义煤油考虑孔隙系统可能会得到不好的效果（图11）。研究单元的沉积相在垂相的分布显示了循环模式。如前所述，相类型对储层物性有重要控制作用。因此，合理判定相分布的循环模式影响孔渗性。沿着对数数据垂相上相层序的变化表明这些地层叠加层套和沉积周期构成。在沉积相系统排列的基础上识别了相关的成岩模式，对数数据和四种沉积层序，显示不同的岩石物性（图7）。这些层序在顶部和基地由白云质泥岩和硬石膏作为边界。一般的，后来的封隔流体单元是致密的。在上达兰—Kangan碳酸盐岩层沉积过程中发生地台相的盆

倾进积，潮坪和泻湖相，浅滩和潮下带相。成岩作用对储集岩的影响使我们不能对储层物性和层序做确切的关系概括。结果表明沉积变化基本控制了储层物性和南帕尔斯区域上达兰—Kangan单元的产气率。

11、成岩作用与储层质量

成岩历史和孔隙演化

有几个详细的关于卡塔尔大气田的储集岩的成岩作用研究，我们对于复杂的成岩历史提出一种成岩储层模型（图12）。该模型有四个阶段并且记录了成岩环境和流程的连续性。薄壁的成岩特征的显微照片显示在图13。图中能够看到有两个成岩阶段，早期成岩作用发生在流体压力作用之前，而晚成岩期发生在流体压力作用期间或作用后。我们的研究表明，提高储层特征的成岩作用发生在大气圈，比如在浅层。大部分储层的原始孔隙度是在成岩期间形成的（图13）。详细的岩相研究明确了在储层形成历史中选择性成岩的作用。在富含石灰石和白云石的沉积物中成岩的特点是非均质性的。然而，他们强烈影响两个岩性的孔隙度和渗透率。

影响达兰-kangan储层单元上部的成岩过程包括：（1）微晶化和海洋胶结；（2）硬石膏的形成；（3）早期白云岩和白云岩新生变形；（4）分解和文石的新生变形（次生空隙带）；（5）硬石膏和方解石胶结；（6）机械和化学压实；（7）小型压裂。对成岩作用具有重要作用的是鞍白云石的凝结和硬石膏的更换，这些影响中许多是重叠的。

文石降解和低镁方解石的保存这些证据意味着碳酸盐岩中次生空隙的演化。尽管白云岩的新生变形和压裂对孔隙度有小的影响，但是在某些情况下，他们对渗透率（特别是在K4）却有重要影响。埋藏成岩过程中通过物理压实、硬石膏和碳酸盐沉淀胶结往往会降低储层的质量。下面是影响储层质量的成岩蚀变的四个阶段。

阶段一：海洋沉积和成岩的综合作用。这一阶段显示的是碳酸盐斜坡系统浅部的正常沉积条件。硬石膏和早期白云石在潮缘的环境下的形成、微晶化、扰动和潮下带海洋方解石胶结都是在这个阶段形成的。原生孔隙形成，随后被这些过程而改变。

阶段二：含盐成岩作用。这一阶段的特点是高咸早期白云岩的共生盐沼和与

环境有关的孔隙填充硬石膏胶结以及广泛的硬石膏球化进程。这些过程都与潮缘和限制泻湖相有关并且影响在干旱气候条件下成岩作用早期阶段的产物。大部分早先形成的孔隙空间被硬石膏胶结所闭塞。

阶段三：大气成岩作用。通过海平面下降，这个平台的浅相带部分被暴露在湿润气候下，这个阶段的主要特点是淋溶和不稳定的产物的新生变形，以及后来大气方解石胶结。表面上看，超过60％的储层孔隙通过浸出形成于这个阶段。

阶段四：埋葬成岩作用。白云石新生变形，压实，胶结（硬石膏和方解石）压裂，鞍白云石沉淀影响了这个阶段的储层单元并且减少了孔渗值，埋葬成岩继续作用到埋深2.5-3.2公里。

12、成岩控制的储层质量

岩性、白云石化、孔渗值

方解石，白云石和硬石膏是不同于薄切片检测中的三种常见的矿物。在核心与薄切片检查的实地规模的相关性表明储层岩石是由60%的白云石和30%的石灰石以及10%的硬石膏所组成。大约20％的K1，90%的K2，30 %的K3和50%K4是石灰石岩性。

这些岩性的孔渗值的比较揭示了岩性和储层质量之间的明确的关系，一般来说，储集岩的白云间隔比石灰石和硬石膏渗透性更好。虽然，石灰石间隔表现出较高的孔隙度值，它们通常都与低渗透相关（以K4的中间部分为例）。硬石膏单元多数是无孔（紧）间隔，但在某些情况下，这些单元的储层质量由于压裂或溶解而提高。这些间隔主要发生在K3的下部，K2的上部，以及K1的下部。

因此，涉及到白云石化对储层质量的影响的一个关键问题，在碳酸盐岩储层中，组成白云岩的稳定碳和氧的同位素可以提供关于其成因和孔隙度发展的洞察力（即绍莱尔与Henderson 1998）。沉积学岩石学和地球化学资料表明盐沼和反流模型是达兰-kangan上部这一领域的白云岩的白云石化的两个主要机制。胡夫储层也报道了类似的白云石化机制。一般来说，白云石化过程仍保留了最初的岩石结构并且白云石晶体在数量上是中等大小（模仿白云岩）。根据岩关系和同位素成分，在K4中的粗晶白云岩间隔（数米），归因于新生变形。具有高晶间孔隙类型的微晶白云岩是这一领域中最好的储集相。

在Kangan储层（特别是k2）和孔渗值相关的岩石地球化学值表示18O含量高的白云岩的储层质量要高于灰岩的。在低孔渗值和低同位素值（在13C和18O

值间）之间存在负相关性，白云岩的孔渗值主要受前体沉积相和原始孔隙度的控制。虽然白云石化不会在储集岩中造成明显的孔隙空间但是它对孔隙连接起到积极的作用。根据这项研究表明白云石化可以改善储层质量。

13、溶解

岩相观察表明在南帕斯地区溶解是孔隙形成的最重要的因素。在所有的胡夫储层中这一因素被认为是改善储层质量的关键因素。在储集岩研究中数字式点计数法用于区分主要孔隙类型（由Jmicrovision 1.2版图像分析软件）。对井A的68个样品的多于600个薄切片的显微图像进行了分析，结果表明，在这些储层单元中有七个主要孔隙类型，图16显示了这些孔隙类型的丰富资料。储集岩中最常见的孔隙类型是由不稳定的组成部分的溶解形成的。

早先的研究报告表明，滑膜毛孔增加孔隙度但对渗透性影响不大，然而，带有粒间（暗沙复杂相）和触摸溶孔的孔隙类型的连接增加了孔渗值。这项研究表明最佳的储层发现在具有高滑膜和粒间孔隙度的谷粒岩或泥粒岩中和白云谷粒岩或泥粒岩沉积中。这些储层相在K2单元的底部和中间部分以及在K4单元的中间部分形成厚的隔层。近表面浸出过程和石灰岩间隔（开放式海洋木纹相）相关，因为早期白云岩沉积物在气象条件上比石灰岩更稳定。在成岩过程中选择性组构溶解形成了溶解孔隙。

14、胶结

特别是硬石膏胶结是对碳酸盐岩储层孔隙度的破坏的占主导地位的机制（如索思伍德＆希尔1995年），在研究间隔中两种胶结物的主要类型是硬石膏和方解石，除此之外，在成岩过程的后期阶段还有断裂充填的白云石（鞍白云石）胶结。薄片检查表明，早期胶结物比晚期胶结物有更大的体积，硬石膏胶结物一般与白云质间隔相关（潮上带，潮间带和泻湖相），而方解石胶结物和石灰石层断有关，包括开阔海相（例如F10，F12和F13的高能相）。

可视化估计表明在储层层断中最常见的胶结物类型是硬石膏。主要的闭塞孔隙的胶结物（方解石和硬石膏）是在早成岩阶段中淅出的，一般说来，胶结对孔渗值有负面影响，在许多情况下，孔隙空间完全由胶结物所闭塞。胶结作用对储层特征的影响是由对胶结物的可视化预测进行评价，含有超过10％的胶结物的岩相（不考虑胶结矿物）比其他岩相有低的渗透率。据推测，在胶结物类型和储

层质量之间有明确的关系。在大多数情况下，方解石-胶结物相比硬石膏-胶结物相有更好的孔渗值。

15、压实

薄壁和岩芯观测都表明这一区域的储集岩从沉积到深部埋藏都受到压实的影响。大多数沉积物显示没有白云石化压实的证据，表明这个过程之前就受到压实。压实作用提高的结果是溶解缝和缝合线的形成，在大多数情况下，缝合线穿过白云石和硬石膏晶体，但是沿着该缝合线没有发现硬石膏晶体，大部分的缝合线平行于岩床面并且发育于两岩相之间。缝合线的空间分布是由储集岩中粘土矿物的沉积分布所决定的，因此，古环境的能源条件已经控制了这些压实特征的定位。在大多数情况下，缝合线发育在以泥为主的相特别是在K3的中上部分，也在K1单元。在K4单元，缝合线通常出现在较低部分，也出现在K2单元的上部和下部。压实流体和缝合线进程为后期的埋藏胶结提供了与后压实胶结有关的必要的原料，这个过程阻塞了在早期成岩阶段形成并保存的孔隙空间的形成。

为了分析压实对储层物性的影响，缝合线（每米）的数量通过岩芯观测可以计算出来，本研究结果表明，随着缝合线的增加孔渗值和储层质量下降。总之，压实对孔隙度和渗透率有负面影响。在南气田藻的发现支持了这一结果。

16、压裂

宏观和微裂缝出现在所研究的储层中，他们的特点从各种尺度的岩芯样品到钻孔电子图像可以发现，断裂孔占储集岩孔隙度的13％，在许多情况下，这些断裂由硬石膏，方解石和白云石胶结物填充（矿化或闭合性断裂），在其他情况下，开放断裂系统可以连接孤立的孔隙。然而，储层压裂的确切作用和它对这一区域的储层质量的影响还没被充分理解。阿克巴尔等（2000年）报道了在储集岩中自然裂缝和钻井次生裂缝的存在，这是以FMI图像分析作为基础。由钻井诱发的断裂在大部分层断中占主要地位，他们出现在K1，K2和K3的储层单元，在较小程度上，也出现在K4单元。作为一个整体，K2和K3单元包含次生裂缝，而自然开放性裂缝主要出现在K1和K4的水平面上，后者的特征在脆性白云岩中发展的很好。在某些情况下，白云岩裂缝导致了高的孔隙度值但对渗透率有小的影响。

17、讨论与结论

对南方气田区域的研究表明储层非均质性是由几个因素所控制的。相分析确定了沿着同斜层的碳酸盐斜坡内部分部的沉积环,境，该环境从潮缘延伸至浅潮下带，并超过高能滩和非暗沙相传递。一般来说，在相类型和孔渗值之间的关联表明了从海岸面到向海面储层质量的提高。岩石类型组和孔渗值间和质地和孔隙类型一体化之间显示了明显的关系。他们表明，在二叠-三叠系储层质量是由成岩作用控制的。

四个成岩阶段被记录下来，在各个阶段中沉积相通过浅层和埋深成岩过程有选择性的叠加。然而，所有的研究表明储层的质量主要缘于浅部成岩环境的溶解作用。除了相和沉积控制，五个主要成岩因素影响区域的储层质量：岩性，溶解，胶结，压实和压裂。

最后，在上达兰- Kangan储层的孔渗非均质性是由沉积环境继承下来的，但被随后的成岩作用所改变。因此，对于在这种异构碳酸盐岩储层中储层特性的精确表征，沉积的一体化和成岩特征是必不可少的。

碳酸盐岩储层评价技术综述

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。

碳酸盐岩储层成因类型研究

碳酸盐岩储层成因类型研究 摘要：中国碳酸盐岩油藏储层研究始于70年代以后，胜利、华北和辽河油田等三十多个碳酸盐岩油气藏的相继发现，使得国内油气田研究进入了一个新的勘探开发领域。国内广泛地分布着碳酸盐岩地层，已发现的具有工业性油气流的沉积盆地包括塔里木、四川、柴达木、鄂尔多斯、珠江口、渤海湾、苏北等盆地。地层层序上从元古界地层到新生界地层除少数几个层系以外，都发现了具有工业性油气流的地层。业界对于碳酸盐岩储层的成因类型见仁见智，各执一词。因此，本文在深入解读前人研究成果基础上，对碳酸盐岩储层成因类型的各家观点进行了归纳和总结。 关键词：碳酸盐岩油藏储层成因类型归纳总结 1 、碳酸盐岩储层成因分析 控制碳酸盐岩储层形成的主控因素有构造运动、沉积相带、成岩作用和白云岩化四种。 ①构造运动 构造运动对碳酸盐岩具有控制作用，构造环境决定了储集体的类型与展布特征。构造作用对碳酸盐岩储层形成的主要贡献之一是形成了两个不整合面。在不整合面附近,碳酸盐岩遭受大气淡水淋滤,形成了大量的储集空间,为油气的聚集提供了极为有利的场所。构造作用的另一个作用是形成了大量的裂缝系统,这些裂缝系统不仅可以直接作为储集空间,更为重要的是它们还可以为埋藏期酸性流体的渗流提供通道,使酸性流体对业已存在的缝洞系统进行溶蚀扩大、重新配置,在局部地方形成优质储层。 ②沉积相带 沉积相带是碳酸盐岩储层的主控因素之一，沉积层序着孔洞的发育。沉积相对储层形成的控制作用主要是通过沉积作用来进行的。不同的沉积环境具有各不相同的沉积作用,沉积作用的差异可以产生结构不同,甚至岩性不同的岩石类型,进而控制储层的形成与演化。 ③成岩作用

碳酸盐岩储层评价方法及标准

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。

碳酸盐岩储集层

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

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。

油田储层物性变化

油田开发过程中储层性质变化的机理和进本规律 班级：石工10-9班姓名：林鑫学号：2010022116 对于大多数油田来说，随着开发的进行，注水量的增加，油田储层的性质也随着变化，大多数情况是储层物性变差，以下，主要从储层孔隙度、渗透率，储层岩性、原油性质和润湿性变化这几个角度进行分析。 1.孔隙度和渗透率变化 孔隙度在油田开发中不是一成不变的，在注入水的冲刷下，中高渗储层水洗后，孔道内的衬边粘土矿物多被冲刷掉，孔道增大，且连通性能变好，发生了增渗速敏，尤其是“大孔道”在注水开发中变得越来越大, 相应地储层( 尤其是高渗储层)的渗透率增高,从而加剧了注入水的“水窜”,影响油藏的开发效果。另一方面, 一些泥质含量较高的砂体,孔隙大小一般未发生变化, 甚至有缩小趋势。 在实际条件下，注水井与产出井之间由于地层的非均质性、流体的流动速度不同及岩性的差异，不同岩石中的微粒对注入速度增加的反应不同，有的反应甚微，则岩石对流动速度不敏感；有的岩石当流体流速增大时, 表现出渗透率明显下降。因此，地层的渗透率变化是受岩性、注入速度等条件限制的，可能增大也可能减小。这种孔隙度和渗透率的变化，导致了储层非均质性的加重，加大了储层开发的难度。 例如：胜坨油田二区沙二段3层为砂岩储层，泥质胶结为主，在注水开发过程中，随着注水倍数的增加，砂岩中的胶结物不断被冲刷带出，胶结物含量逐渐减少。开发初期颗粒表面及孔隙间充填较多的粘土矿物，到特高含水期，样品颗粒表面较干净，粒间的粘土矿物减少。从不同含水期相同能量带的毛管压力曲线对比也可看出，由开发初期到特高含水期, 毛管压力曲线的门限压力减小，说明最大孔喉半径增大，随着最大孔喉半径增大，流体的流动能力增强，渗透率有较大幅度提高。而沙二8层粒度细、孔喉细小、泥质含量高，随着油田注水开发，蒙脱石膨胀、高岭石被打碎等原因部分堵塞喉道，使得孔喉半径变得更小，导致了储层的渗透率降低。 储层岩性的变化 对于储层岩性的变化主要从粘土矿物和岩石骨架两个方面进行研究。 注入水对粘土矿物的作用主要有两种：水化作用和机械搬运与聚积作用。注水过程中储层内水敏性强的粘土矿物吸水膨胀，原来的矿物结构遭到破坏。因此，水驱后储层中孔道中心的粘土矿物被冲散、冲走，在微孔隙处富集。由于注入水总是沿着物性好、渗透性好的部位流动，这样就使原来粘土矿物少的部位水驱后粘土矿物变得更少，而原来物性差、分选差的部位粘土矿物含量变得更多，结果是粗孔道更加通畅，细孔道更容易被堵塞，从而使两者的差距加大。 注入水对岩石骨架的作用为溶蚀作用。虽然储层中矿物的溶解度很低，但是长期积累的效果对整个储层而言也不可忽视，溶蚀作用的结果是水淹层的孔隙结构发生变化、孔隙度增大。尤其是高渗透条带，注入介质所造成的冲刷、溶解现

煤储层渗透率影响因素

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。

碳酸盐储层特征

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。

低渗储层物性特征分析

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

碳酸盐岩储层

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%。

碳酸盐岩储层有效性

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

平顶山煤田煤储层物性特征与煤层气有利区预测

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.docsj.com/doc/bb2987017.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

储层物性参数解释方法研究

储层物性参数解释方法研究 宋岩竹 （大庆油田有限责任公司第十采油厂黑龙江大庆 166405） 摘要：首先以测井曲线的分辨率、探测原理为基础，优选出与孔隙度、渗透率相关性较高的声波时差曲线和自然伽玛曲线来建立孔隙度和渗透率的解释方程，并且用非建立关系的密闭取心井和评价井进行验证，解释结果比较合理，为多学科油藏研究奠定良好的基础。 主题词：孔隙度渗透率多元回归 Study on reservoir physical property interpretation method Song Yanzhu (No.10 Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co.,Ltd.,Heilongjiang Daqing 166405) 「Abstract」It is a difficult problem in the Oilfield.First，we choose the well log of AC and GR to establish the reservoir physical property interpretation equation,in the base of the differentiated rate and exploration principle of well log.Then it is verified that the result is reasonable based on datas of sealing core drill well and assessment well,and it lays a favorable foundation for the study on multidisciplinary reservoir. 「Keywords」porosity;permeability;multiple regression 1 前言 统计某油田扶余油层探明区内86口探井、几千个样品分析结果表明，油层砂岩平均孔隙度15.3%，平均渗透率10.8×10-3μm2。 作者简介：宋岩竹，工程师，1994年毕业于大庆石油学院采油工程专业，主要从事精细地质描述工作。E-mail:songyanz@https://www.docsj.com/doc/bb2987017.html,

陈晶_2011010949_碳酸盐岩储层成因类型及其基本特征

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

S区碳酸盐岩储层沉积微相的识别

S区碳酸盐岩储层沉积微相的识别 碳酸盐岩储层沉积类型复杂，，储层非均质性强，导致储层评价和识别碳酸盐岩沉积微相等问题上都存在一定多解性问题，而且，单纯地用岩性资料和常规测井特征，很难准确的识别碳酸盐岩的沉积微相。电成像测井具有高分辨率特点，能够清晰识别沉积构造现象，成为沉积微相识别最有效手段[1]。本文采用一种综合识别法，将常规测井曲线与电成像测井图像结合，建立了典型碳酸盐岩沉积微相综合测井识别图版有效克服了多解性问题，在应用中取得较好效果。 标签：碳酸盐岩；沉积微相；电成像测井 Abstract：Carbonate reservoirs are complex in sedimentary types，and have strong reservoir heterogeneity，leading to certain problems in reservoir evaluation and identification of carbonate sedimentation. Sex data and conventional logging features make it difficult to accurately identify the carbonate sedimentary microfacies. Electrical image logging has high resolution characteristics and can clearly identify sedimentary structure phenomena，making it the most effective means for identifying sedimentary microfacies. In this paper，a comprehensive identification method is used to combine the conventional well logging curve with the image of the electric imaging log，and a typical carbonate sedimentary microfacies integrated logging identification plate is built to effectively overcome the multi-solution problem and achieve better results in application. Key words：carbonate rock；sedimentary microfacies；electrical imaging logging 1 研究目的和意义 通过研究发现，沉积微相控制着储层的物性分布和空间展布，并且在有利沉积相带内发育着大面积的油气藏，所以沉积微相的识别对碳酸盐岩储层的评价有着很重要的作用。碳酸盐岩沉积微相测井识主要是建立不同沉积微相的测井响应特征模型，但是考虑到碳酸盐岩储层发育的沉积微相类型多样，纵向上有多期叠合发育特征，常规测井响应特征差异不明显且复杂多变，造成沉积微相识别困难，本文针对S地区三叠系飞仙关组和二叠系长兴组碳酸盐岩地层，利用电成像测井高分辨率特点，结合常规测井资料综合识别沉积微相。 2.沉积微相的识别 飞仙关～长兴组处于S地区碳酸盐岩开阔台地和台地边缘相，发育巨厚的浅滩—生物礁沉积体，储层岩石类型多，其中鲕粒和残余鲕粒白云岩、结晶白云岩、砾屑白云岩和海绵礁白云岩是重要的岩石储集类型。长兴期沉积环境总体由碳酸盐缓坡向碳酸盐台地演化，飞仙关期是在长兴期台地基础上发展成熟直到消亡的碳酸盐台地沉积为特征，两个层位的礁滩相沉积具有继承发育的特点，所以本章