川东地区石炭系碳酸盐岩储层成因机理及主控因素研究

Advances in Geosciences地球科学前沿, 2014, 4, 189-197

Published Online August 2014 in Hans. https://www.360docs.net/doc/0713073962.html,/journal/ag

https://www.360docs.net/doc/0713073962.html,/10.12677/ag.2014.44023

Genetic Mechanism and Main Control

Factors of Carboniferous Carbonate

Reservoirs in Eastern Sichuan Basin

Yuqi Zhang1, Mengmeng Guo1, Zhipeng Zhang1, Zhe Zhao1, Dongxi Liu2, Yisha Liao2,

Zhonggui Hu1*

1School of Geosciences, Yangtze University, Wuhan

2Petrochina Southwest Oil & Gasfield Company, Chongqing

Email: xgz1978127@https://www.360docs.net/doc/0713073962.html,

Received: Jun. 1st, 2014; revised: Jun. 29th, 2014; accepted: Jul. 10th, 2014

This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY).

https://www.360docs.net/doc/0713073962.html,/licenses/by/4.0/

Abstract

The production of oil and gas generated from the carbonatite reservoirs makes up 60 percent of the total oil and gas production in the world. But the exploration degree of the carbonatite reser-voir is relatively lower compared with that of the conventional sandstone reservoirs in China. So the research for the carbonatite reservoir rocks has a great significance. In this paper, the forma-tion mechanism and the main control factors for the formation mechanism of the Carboniferous carbonate reservoir rocks in eastern Sichuan area have been studied. The research on the forma-tion mechanism of the carbonatite reservoirs will be of benefit to the evaluation and prediction of the carbonatite reservoirs, and also will provide an important geological basis for the exploration of oil and gas in the study area. Based on the research of predecessors’ research findings, we fo-cused on the description of the main control factors, including sedimentary facies and lithology, dolomitization and palaeo-karstification. In addition, we also analyzed the dynamic for the influ-ence of various diagenetic stages and main control factors on the formation mechanism of the Carboniferous carbonate reservoir rocks in eastern Sichuan area.

Keywords

Carbonate Reservoirs, Main Control Factors, Eastern Sichuan Area, Carboniferous,

Huanglong Formation

*通讯作者。.

川东地区石炭系碳酸盐岩储层成因机理及

主控因素研究

张雨琦1，郭萌萌1，张志鹏1，赵喆1，刘冬玺2，廖义沙2，胡忠贵1*

1长江大学地球科学学院，武汉

2中国石油西南油气田公司，重庆

Email: xgz1978127@https://www.360docs.net/doc/0713073962.html,

收稿日期：2014年6月1日；修回日期：2014年6月29日；录用日期：2014年7月10日

摘要

世界上碳酸盐岩储层的油气产量约占世界油气总产量的60%，但是在我国，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，所以研究碳酸盐岩储层具有重大的实际意义。本文通过对川东地区石炭系碳酸盐岩储层成因机理及主控因素的研究，深刻地剖析其储层形成机理，有利于该区碳酸盐岩储层的评价与预测，为油气开采提供了重要的地质依据。在总结前人研究成果的基础上，重点从影响储层形成的主控因素——沉积相与岩性对储层发育的控制，白云岩化的作用和古岩溶作用对储层发育的控制进行了描述，以及对各个成岩阶段，不同主控因素对储层形成的机理进行了动态分析。

关键词

碳酸盐岩储层，主控因素，川东地区，石炭系，黄龙组

1. 引言

川东地区发育的碳酸盐岩储层影响因素多，勘探难度大。在我国，碳酸盐岩油气藏勘探开发程度较低，所以，研究碳酸盐岩储层具有重大的实际意义。前人对该地区储层的岩石学特征、沉积环境、储层的测井响应特征、层序地层学等方面都做了详细的研究，而对碳酸盐岩储层形成机理等方面的研究相对较少。因此，本文在人的研究基础之上，从沉积相和岩性，白云岩化及古岩溶作用三个方面系统论述了碳酸盐岩储层的形成机理和主控因素并剖析了不同时期对储层的影响。

2. 区域地质背景

川东地区构造上隶属川东陡弧形褶皱带，西起华蓥山，东至七曜山，南达南川–开隆一线，北东以万源断裂带与大巴山相接，面积约5.5 × 104km2，该地区钻遇石炭系地层的钻井达200余口，大部分钻井钻获工业油气流或具有良好的油气显示，为四川盆地最重要的天然气生产基地之一(图1)。

该区石炭系地层由于受海西早期强烈构造隆升和侵蚀作用影响，仅残存不完整的上石炭统黄龙组，厚度为13~69.6 m。该地层不整合超覆在中志留统韩家店组半深海–陆棚相的大套暗色泥页岩之上，其顶被下二叠统梁山组海岸平原相的煤系地层不整合超覆，黄龙组地层上部为灰岩，底部为去云(膏)化灰岩夹石膏，中部为白云岩，是石炭系的产层段。

按岩性、岩相和沉积演化特征，黄龙组自下而上可划分为相当三个岩性段：一段，泥–粉晶结构的

Figure 1. Map of study area

图1.研究区简况图

白云岩，角砾状灰岩，去膏化去云化次生灰岩，属萨勃哈沉积，层厚0~20 m；二段，以角砾状白云岩为主，偶见鲕粒白云岩，晶粒灰岩，生物碎屑灰岩，生物碎屑角砾灰岩等，属于局限–开阔海湾沉积，残厚0~50.5 m；三段，相当高位体系域，为亮晶粒屑灰岩、微晶粒粒屑灰岩与粒屑微晶灰岩和泥–微晶灰岩互层组合，属于开阔海湾浅水–深水陆棚沉积，残厚0~40 m。

3. 川东地区石炭系沉积背景

3.1. 层序地层特征

1) I型层序界面

包括研究区在内的整个四川盆地东部地区黄龙组顶底的两个构造不整合面为I型层序。石炭系早期，川东地区由于受加里东构造运动的影响，地层的抬升速率大于海平面的上升速率；晚石炭世由于云南构造运动及沉积速率等的影响导致相对海平面下降，因此黄龙组顶、底界面为I类层序界面(图2)[1] [2]。

2) 最大海泛面

海进达到最大限度时期所形成的等时性界面，为海进体系域的顶界面。被动大陆边缘和克拉通盆地的沉降速率一般为1~25 cm/ka[3]，晚古生代川东地区属于扬子板块东缘的川鄂内部克拉通盆地，沉积速率略大于平均沉降速率，所以不发育海平面达到最高时与欠补偿沉积有关的凝缩段，最大海泛面在工区内主要发育在黄龙组三段底部。

3) 低水位体系域(LST)

晚石炭世早期川东地区与鄂西海槽相同，海水由东向西侵入，由于古隆起的影响海平面有小幅度上升，同时古隆起的存在使海水蒸发量大于补给量，使得川东地区主要为蒸发台地为主，由硬石膏岩间夹薄

Figure 2. Comprehensive column of carboniferous division of sequence and reservoir characters

图2.石炭系层序划分与储集层特征综合柱状图

层膏云岩、云膏岩。

4) 海进体系域

初始海泛面与最大海泛面之间的向陆地方向退积型层序组合。川东黄龙组中期海平面重新开始较大

幅度上升，海进由东向西逐渐扩大，将古隆起大部分淹没。沉积环境主要为局限台地环境，残留的古隆起和古隆边缘为有障壁海岸环境。岩性为泥–粉晶灰岩、泥–粉晶灰质云岩、生屑云岩的退积型准层序组合，纵向上多个叠置并依次向古隆起和古陆方向渐进式超覆。

5) 高水位体系域

黄龙组晚期为高水位体系域发育期，受云南运动的影响，川东地区隆升遭受剥蚀，仅古陆边缘和西部、南部地区，川东地区沉积环境为开阔台地海水循环良好，各类窄盐度生物丰富，沉积海相灰岩为主，仅沉积物的中上部暴露。体系域底部普遍发育暗色含生物屑微晶灰岩代表海平面上升达到最高位置时的最大海泛面，岩性组合为颗粒灰岩和灰岩、白云质灰岩、白云岩层序组成，表现为向上变浅变粗加积型层序。3.2. 沉积相特征

黄龙组沉积早期(C2hl1)主要为萨勃哈相，主要发育于研究区的西部，发育有泻湖和潮坪等亚相以及膏盐湖和蒸发潮坪等微相，为去膏化去云化次生灰岩和泥–微晶白云岩互层组合，夹有次生灰质岩溶角砾岩[4]中期(C2hl2)时海侵开始扩大，主要为有障壁海岸相，发育有潮坪，障壁滩，泻湖等亚相以及粒屑滩，半局限泻湖等微相，岩性主要以白云岩为主，如颗粒白云岩，晶粒白云岩，微晶白云岩等，局部夹有硅质白云岩，砂屑、生物屑和球粒普遍发育；晚期(C2hl3)海域范围进一步扩大，整个海湾进入开阔正常的浅海陆棚沉积环境[5]，发育有海湾陆棚和有障壁海岸沉积相以及潮坪，开阔海湾陆棚等亚相，灰泥坪，膏云坪，滨外粒屑滩等微相，残余地层的岩性主要为泥晶灰岩，亮晶粒屑灰岩与微晶白云岩互层以及受大气淡水溶蚀作用形成的灰质岩溶角砾岩[6]。

3.3. 构造运动及气候特点

发生在志留纪末期或泥盆纪的早期的加里东运动使川东地区的地层抬升，海水退去，地层暴露到地表遭受剥蚀，由于长期的风化剥蚀作用，从而使本区泥盆系、志留系上统地层被剥蚀殆尽，志留系中统也遭到不同程度的侵蚀。再加上加里东的造山运动使川东地区成为一种整体坡度极为平缓、局部凹凸不平的地貌景观。这种地貌景观形成了上石炭统咸化泻湖沉积的大背景，随后到晚石炭世，海水大量的侵入，但由于受上扬子古陆及江南古陆的半遮挡，使得海水不能完全畅通再加之气候炎热，导致海水盐度增大，形成了川东地区的特殊地理环境，即蒸发膏湖–咸化泻湖–陆表海沉积环境，这分别代表黄龙组的一段、二段、三段的沉积环境。所以形成黄龙组地层的气候特点是干旱炎热条件，当到石炭纪的末期，由于海西期构造活动(云南运动)使整个四川盆地抬升，使地层暴露到地表遭受风化剥蚀，由于大气水的淋溶作用，白云岩发生溶蚀，从而形成大量的溶蚀孔洞，有助于储层的发育。此时的气候条件由原先的干旱蒸发环境转为潮湿环境。

4. 储层形成主控因素和机理分析

4.1. 储层岩石学特征及成岩作用类型

川东地区石炭系由下到上，由次生灰岩为主—微–粉晶白云岩为主—泥–粉晶灰岩为主夹白云岩递变[6]。白云岩类有颗粒白云岩，微–泥晶白云岩，去云化粉–细晶云灰岩和白云质岩溶角砾岩等。由于白云石含量越高(即白云化程度越高)，对应孔隙度越高，越有利于储层发育(图3)，因此黄龙组储层岩性主要为颗粒和晶粒白云岩及白云质岩溶角砾岩并且主要发育于二段，而其余次生灰岩类等岩性比较致密，不利于储层的发育。

黄龙组成岩作用类型众多，破坏性成岩作用包括：胶结作用、压实和压溶作用；建设性成岩作用包括：白云岩化作用、古表生期大气水溶蚀作用、去膏化和去云化作用、再埋藏期深部溶蚀作用、重结晶

(a) (b) (c)

(d) (e) (f)

(a) 含生屑微晶灰岩，刺屑碎片，马槽1，C2hl3，4042 m，染色薄片(-)，照片对角线长4 mm；(b) 次生灰岩，七里24，C2hl2，

编号19-540，普通薄片(-)，照片对角线长1.8 mm；(c) 亮晶颗粒白云岩，天西1，C2hl2，编号137，普通薄片(-)，照片对角线长4 mm；(d) 角砾支撑次生灰质岩溶角砾岩，基质由次生方解石晶屑和外来泥质物组成，次生方解石具白云石假象和环带结构，铜11，3653 m，普通薄片(-)，对角线长4 mm；(e) 泥晶白云岩，轿1井，C2hl1，编号2-149，普通薄片(-)，照片对角线长4 mm；(f) 具溶蚀孔残余砂屑微–粉晶白云岩，溶蚀孔，铁山8，C2hl2，编号218，普通薄片(-)，照片对角线长1.8 mm Figure 3. Main rock’s types of Carboniferous Huanglong formation

图3.石炭系黄龙组主要岩石类型

作用和破裂作用。

4.2. 储层形成的主控因素

沉积相对储层发育的控制：高能的沉积环境，如粒屑滩相的颗粒白云岩、晶粒白云岩以及白云质岩溶角砾岩的物性好，如图4粒屑滩物性明显高于其他微相，有利于储层发育[4]。

白云岩化对储层发育的控制：很多研究资料都可以表明白云岩对于储层发育的重要性，白云岩的物性好，即使是岩溶角砾岩，也以白云质岩溶角砾岩的储集物性更好，因此白云岩化的程度，产生时期等均对整个储层有很大的影响。准同生期川东地区处于萨勃哈沉积环境，蒸发作用强，此时白云岩主要是高镁卤水交代碳酸盐沉积物的产物，这类白云岩很致密，不利于储层发育。早成岩期埋藏白云岩为正常海相沉积的灰岩在成岩埋藏环境中被富镁孔隙水流体交代的产物，晶间孔和晶间溶孔普遍发育，对储层发育有利。中成岩埋藏白云岩具有伴随溶蚀作用与淡水沉积物充填作用同时进行和逐渐以重结晶作用为主的特点[6]，晶间孔和晶间溶孔普遍发育，也是储层发育的有利因素。

古岩溶作用对储层发育的控制：晚石炭世晚期研究区受海西早期的云南运动影响隆升为陆，黄龙组因遭受到强烈的风化剥蚀导致C2hl3段被大面积剥蚀，部分古隆起上的黄龙组部分或全部消失殆尽，形成了黄龙组顶部的古喀斯特地貌及层内的古岩溶体系从而使沉积物原始沉积形态遭到破坏，溶洞、裂缝发育，对储层的孔隙和连通性起到了建设性作用。

4.3. 储层形成机理分析

准同生期：此时期处于晚石炭世早期，白云化作用发生在蒸发浓缩的高盐度海源孔隙水成岩系统中

Figure 4.Physical property histogram of different reservoir

microfacies of Huanglong formation in eastern Sichuan basin

图4.川东黄龙组不同储集微相物性分布直方图

[6]。这个时期气候炎热干燥，蒸发性强因而海水盐度高，并且沉积物刚脱离水体，孔隙中的流体仍与海水相通，处在一个开放环境，因此成岩流体是高盐度的海水。其产物为微晶白云岩，颗粒白云岩的一世代胶结物以及石膏岩。准同生期成岩阶段为孔隙水成岩系统是以压实作用和胶结作用为主的，因此原生孔隙大部分被充填，不利于储层发育。在该阶段主要的成岩过程是在该成岩环境下刚沉积下来不久的表层沉积物，主要是文石，由于这些沉积物还是疏松的，其粒间水由于蒸发作用和毛细管作用而使其含盐度变大，正常的海水变成了盐水，它的Mg/Ca比例达到了20:1，甚至更高，当这些盐水与文石相接触时就可以将文石交代，发生准同生白云石化作用，形成准同生白云岩，当然也可形成一些石膏盐或其他盐类矿物。形成的准同生白云岩为泥-微晶白云岩，由于此类白云岩很致密，面孔率普遍小于1%，对储层发育不利(图5(a))。

早成岩期：此时期处于晚石炭世晚期早时，这段时期沉积物经过了短时期的浅埋藏成岩固结作用。在石炭纪，海水是逐渐侵入该地区，在早成岩期气候仍处在蒸发条件，因而孔隙中流体仍具有原来海水特征。在该条件下加之沉积物有了一定的埋藏深度，造成孔隙中流体与上覆水体隔绝，因此此时成岩流体性质是封存卤水。在这种成岩条件下黄龙组二段的颗粒白云岩为其主要产物，此类白云岩孔隙十分发育，常呈溶蚀孔洞状残余颗粒白云岩产出，十分有利于油气的储集。主要的成岩作用类型有浅埋藏白云石化和压实压溶以及重结晶作用，主要发育在黄龙组二段的有障壁海岸环境，尤其是浅滩微相中。在该阶段主要的成岩过程是随着海平面的上升，沉积物的不断叠复加厚，从而使下部的岩石进入一个相对封闭的埋藏环境中，并且由于压实作用，使上部地层颗粒孔隙间的富镁孔隙水流体下流交代下部灰岩，从而形成早埋藏白云岩。该白云岩颗粒大小为粉–细晶[7]，大小较均匀，以半自形–自形晶为主，显微镜下白云石较脏，往往具有雾心亮边结构和重结晶现象，晶间孔和晶间溶孔普遍较发育，面孔率普遍大于5%。浅埋藏期的成岩系统为压实卤水成岩系统，因而压实和压溶作用以及进一步的胶结作用造成原生孔隙被破坏和充填，但是此时期大范围发育有埋藏白云化作用和建设性的重结晶作用，有利于孔隙的发育，促进储层形成(图5(b)、图5(c))。

古表生期：此时期处于晚石炭世晚期晚时，在晚石炭末由于海西期构造活动(云南运动)使得川东地区再次隆升为陆，使得经过短暂成岩固结作用的沉积物被抬升暴露，接受大气淡水的改造。该时期的气候

(a) (b) (c)

(d) (e) (f)

(a) 准同生期：硅化泥–微晶白云岩，晶间充填有机质和方解石，致密，天东7，C2hl2，编号135，普通薄片(-)，照片对角

线长1.8 mm；(b) 早成岩期：粉–细晶白云石晶体间充填泥质，茨竹1，C2hl2，编号324，普通薄片(-)，照片对角线长1.8 mm；

(d) 古表生期：粉晶砂屑鲕粒白云岩，晶间、粒间和粒内溶孔非常发育，部分溶孔边缘充填有沥青，相19，C2hl2，铸体薄片

(-)，对角线长4 mm；(e) 古表生期：白云质岩溶角砾岩，角砾内和溶蚀缝间的溶孔非常发育，板2，铸体薄片(-)，对角线4 mm；(f) 再埋藏期：热液异形白云石，充填于粉晶白云岩晶间溶孔中，板1，C2hl2，3009.38 m，铸体薄片(-)

Figure 5. Main rock’s types of Carboniferous Huanglong formation

图5.石炭系黄龙组主要岩石类型

条件由原先的蒸发环境转为潮湿环境，成岩流体性质是大气淡水。此时的成岩作用以大气水的强烈溶蚀作用为主，大气淡水对于基岩产生了溶蚀作用形成了淋溶溶孔状白云岩和白云质角砾岩等，这些岩石中各类溶蚀孔，洞，缝都很发育，为有利于储层发育的岩性。除此之外经大气水溶蚀改造后未角砾岩化的溶孔晶粒和颗粒白云岩粒间溶孔和晶间溶孔，溶缝都非常发育，为十分有利于储层发育的岩性。同时，普遍发育的淡水方解石和白云石说明存在局部的低温低还原性流体的胶结作用[6]，形成了充填孔洞缝的淡水白云石胶结物。整体来说古表生期的大气水溶蚀作用有利于储层的发育(图5(d)、图5(e))。

再埋藏期：此时期是从二叠世到侏罗世，此时的成岩阶段属于深部排放的温压水成岩系统[6]，成岩流体性质是深循环地下水。在相当印支期–喜山早期的时期内，黄龙组接受深源热液的胶结，压实，压溶，重结晶，局部的溶蚀，交代和充填等改造使得孔洞缝被堵塞，储层物性变差。但伴随埋藏深度加大和温度压力的增高以及晚印支–燕山运动期发育的大量NE向的深大断裂等使得由深部排放和沿裂缝运移的热液造成储层的强烈深部溶蚀，进一步扩大了储集空间，对研究区有效储集空间的形成起到了重要作用。该阶段的成岩过程是由于在P-K时期，川东地区处于海水环境中，黄龙组地层被海水淹没，下二叠统的梁山组煤系地层不整合超覆于其上，从而使黄龙组地层进入一个相对封闭的成岩体系，在压实作用下，来自上覆梁山组煤系地层或下伏中志留统韩家店组泥质地层的溶蚀流体下流，对黄龙组的地层进行深部溶蚀作用，并且这些流体还可对灰岩进行交代，生成一些深埋藏白云岩，再者还伴随着有机质热演化过程中排出的脱羧基酸性热液运移到多孔的黄龙组地层中，对基岩中的孔、洞、缝进行溶扩和产生新的更大规模的溶蚀孔、洞、缝，这样都会增大岩石的孔隙度和渗透率，对储层的发育非常有利(图5(f))。

构造改造期：燕山–喜山早期产生区域构造隆升和褶皱变形作用，从而发育的裂缝有利于改善储层

孔隙度，即使是较致密的岩性，如次生晶粒灰岩，泥–微晶灰岩等也会由于裂缝的发育形成有效的裂缝型储集层。喜马拉雅期发生了更为强烈的隆升挤压作用，这一过程中发生了褶皱，断裂，抬升或剥蚀作用，岩石受应力作用产生了大量裂缝，对于储层的孔隙和渗透性都有很大的帮助。

5. 结论

1) 川东地区石炭系碳酸盐岩储层的形成受控于如下因素：粒屑滩相带控制了储层分布范围和规模，成岩期热液埋藏白云岩化发育的岩石是储层形成的基础，岩溶作用进一步扩大了储层发育范围，改善了储集条件。

2) 对于石炭系碳酸盐岩储层的贡献：浅埋藏期和古表生期对于储层发育的贡献最大，相比较而言，准同时期、再埋藏期和后期构造阶段对于储层发育的贡献相对较小。

3) 储集性良好的黄龙组白云岩储层的形成，主要是早成岩阶段–浅埋藏白云岩化作用的产物，古岩溶作用对储层发育的控制起到积极的建设作用。与储层发育密切相关的成岩方式主要为：早成岩阶段压实卤水成岩系统的埋藏白云岩化作用；古表生期大气水成岩系统的岩溶作用，再埋藏中、晚成岩阶段的构造破裂作用。

基金项目

长江大学2014年省级“大学生创新创业训练计划”(项目编号：104892013005)资助。

参考文献(References)

[1]郑荣才, 李德敏, 张梢楠(1995) 川东黄龙组天然气储层的层序地层学研究. 沉积学报, 1, 1-9.

[2]崔秉荃(1993) 上扬子石炭纪锶碳同位素和微量元素铝与海平面变化的关系. 成都地质学院学报, 3, 33-37.

[3]梅冥相, 徐德斌, 周洪瑞(2003) 米级旋回层序的成因类型及其相序组构特征. 沉积学报, 1, 3-48.

[4]文华国, 郑荣才, 沈忠民(2011) 四川盆地东部黄龙组碳酸盐岩储层沉积–成岩系统. 地球科学——中国地质

大学学报, 1, 111-121.

[5]张兵, 郑荣才, 党录瑞, 等(2010) 川东地区黄龙组碳酸盐岩储层测井响应特征及储层发育主控因素. 地质勘探,

10, 13-17.

[6]胡忠贵(2009) 川东–渝北地区石炭系白云岩成因与成岩系统研究. 博士论文, 成都理工大学, 成都.

[7]郑荣才, 党录瑞, 郑超, 文华国, 周刚, 徐发波(2010) 川东–渝北黄龙组碳酸盐岩储层的成岩系统. 石油学报,

2, 237-245.

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。

萤石矿控矿因素

（一）矿床的时空分布中国萤石矿床，从大地构造位置看，产于酸性－中酸性岩浆岩接触带的矿床和产于火山岩、潜火山岩中的矿床，多分布于我国东南部中－新生代岩浆活动频繁地带，即扬子钱塘准褶皱带以南，江南古陆以东和以南地区。产于各种沉积岩（除产于浅变质碎屑岩）中的矿床多分布于以上构造以北和以西地区，如产于古生代海相火山沉积岩地区的热水沉积和交代矿床分布于我国北部中蒙交界的两大板块地缝合线的边缘和西南基性火山岩发育地区。产于沉积碳酸盐地区交代矿床多分布于西南和华北碳酸盐岩发育地区。从地理位置上看，华中、华南、华东地区集中了我国大部分萤石矿床，其次是华北地区、西南地区和西北部分地区（如甘肃、新疆等地）。其中产于酸性－中酸性岩浆岩接触带的矿床，主要分布于华中、华南。产于火山岩、潜火山岩中的矿床，主要集中于华东地区。其余类型主要集中在华北和西南地区。中国萤石矿床赋矿岩层从太古宇、元古宇至中生界都有，但比较集中于古生代的奥陶系、二叠系和中生界。从矿床成因考虑，萤石矿床（除沉积萤石矿床外）多在成岩以后，由热液活动引起。因此，即使矿床赋存于古老变质岩地层，其成矿时代也比较晚。经统计可知，我国萤石矿床的９０％与中生代燕山期造山运动有关。同时在燕山期内，又以燕山晚期成矿最为有利。那些产于酸性－中酸性岩浆岩及其内、外接触带的矿床，多数与燕山晚期花岗岩有生成联系，

只有少数萤石矿床与印支期或海西期花岗岩有关。这种趋向于晚期岩浆活动有关的现象，不但从总体上看，而且从某一局部地区看也存在这一规律。广西资源县双渭江萤石矿床，矿床所在区域内有加里东期、印支期和燕山期三个时期花岗岩出露，但矿床却明显与燕山期花岗岩有关；山东蓬莱巨山河萤石矿区，燕山期有三次岩浆侵入活动和一次脉岩侵入，但与萤石矿有关的是第二次以后的岩浆侵入活动及晚期脉岩。至于那些产于中生代火山岩和潜火山岩中的萤石矿床更是较新的地质年代中地质作用的产物。 (二) 矿床的控矿因素同其他种类矿床一样，控制萤石成矿作用的主要是岩石类型和构造。适宜的岩相和岩性往往是萤石成矿物质来源的重要基础，一定褶皱和断裂，为成矿溶液提供通道和有利的容矿空间。在这些因素中，对不同类型矿床而言，各自所起作用程度也不同。（１）岩石类型的控矿作用岩浆岩类型对萤石矿化的影响因矿床类型而异。对于产在酸性－中酸性岩浆岩内、外接触带的矿床，特别是那些成矿物质来自岩浆岩本身的矿床，总的来讲，对围岩的选择性不强，而往往岩体本身的性质对能否构成萤石矿化或矿床起着重要作用。一般与萤石矿化有关的岩浆岩多为酸性或中性，很少与基性岩浆有关，以酸性花岗岩（包括黑云母花岗岩，花岗斑岩）及某些中酸性岩石（如花岗闪长岩、闪长岩）等富sio２的钙碱性岩

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。

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

安徽省淮北市王场铁矿地质特征及控矿因素

安徽省淮北市王场铁矿地质特征及控矿因素王场铁矿为隐伏中型铁矿，矿体主要赋存于王场倒转背斜北西翼的围岩与闪长玢岩的接触带上，由11个矿体组成，主矿体产于地层转折部位，围岩蚀变强烈，分带明显，矿石以透辉石磁铁矿石为主，矿体受地层、构造、接触带、闪长玢岩控制，为一接触交代型磁铁矿床。标签：王场铁矿闪长玢岩倒转背斜接触交代型磁铁矿床王场铁矿位于淮北市东南约10公里处，为一隐伏矿床，1966通过验证磁异常开始，后续通过开展工作确定为中型矿床。本文初步总结了矿床的地质特征，并对其控矿因素进行探讨。 1矿区地质特征 1.1区域地质背景王场铁矿区位于华北陆块南缘的徐淮地块淮北断褶带内。处于“淮北坳陷”中部，出露地层有奥陶系下统石灰岩、燕山早、晚期中酸性的石英闪长玢岩和花岗岩等，构造复杂程度中等，岩体成矿作用强烈，是重要的成矿远景区。矿体主要赋存于王场倒转背斜的北西翼（此段未倒转），萧县组青龙山段及王场段，其次产于接触带上[1-3]。矿体距离接触带20～210米。矿体群出，密集排列，迭加成层，中心向上凸起，边部向下侧伏，形成不对称的穹隆式矿体群。矿体上凸部位与基底闪长玢岩上隆部位往往相对应，见圖1。 1.2 地层矿区地层除第四系及少量的石炭系外，主要是奥陶系地层。矿区内奥陶系地层自新至老归纳划分为三组五段。三组是奥陶上统阁庄组及奥陶系下统马家沟组和萧县组。五段是将奥陶系下统岩性自新至老归纳划分为上马家沟组岩性段、下马家沟组岩性段，萧县组青龙山岩性段、萧县组王场岩性段和萧县组团山岩性段。石炭系中统本溪组岩性多为紫色铁铝质页岩；奥陶系中统阁庄组白云质灰岩、泥质灰岩、质纯灰岩互层；奥陶系下统马家沟组上段以灰岩、斑纹状白云质灰岩为主中部夹泥质条带灰岩，下段以厚层状质纯灰岩为主；萧县组青龙山段白云质灰岩、泥质灰岩、灰岩互层夹土黄色薄层泥灰岩，王场段两层灰岩与两层角砾状泥质白云质灰岩互层，团山段斑纹状灰岩和白云质灰岩[4]。 1.3构造矿区位于皇藏峪复式背斜和闸河复式向斜的相接部位，构造线方向北东55°左右。矿区褶皱构造有王场倒转背斜，背斜两翼地层裸露。

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

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。博客石油转载更多精彩请登陆 https://www.360docs.net/doc/0713073962.html,

博客石油转载更多精彩请登陆https://www.360docs.net/doc/0713073962.html,

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博客石油转载更多精彩请登陆 https://www.360docs.net/doc/0713073962.html, 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。

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。

砂岩和碳酸盐岩储层对比研究

砂岩和碳酸盐岩储层的比较：从全球视角看孔-深和孔-渗关系摘要：图表展示比较了包括除加拿大以外的所有产油国的30122个碎屑岩储层和10481个碳酸盐岩储层的平均孔隙度和深度的关系。然而，用单独的图包括了加拿大阿尔伯达盆地的5534个碎屑岩储层和2830个碳酸盐岩储层。不包括加拿大的储层的平均渗透率与平均孔隙度关系展示了出来。通过对控制各岩性储层质量的主导因素对砂岩和碳酸盐岩之间的主要相同点和不同点及影响因素作了讨论。伴随深度增大中值和最大孔隙度逐步减少的趋势反映了埋藏成岩孔隙度的减少，它是响应于随深度增加热暴露的增加的。这一趋势看起来与砂岩和碳酸盐岩的孔隙度一般都由于深埋藏过程中的溶解作用而增加的说法不一致。在给定的深度，碳酸盐岩储层具有较低值的中值和最大孔隙度，极有可能是由于碳酸盐岩矿物相对于石英有较强的化学反应，这导致了它对于化学压实和相关的胶结作用具有较低的抵抗性。与碳酸盐岩储层相比，在所有深度段低孔隙度（0-8%）碎屑岩储层的相对贫乏或许可以反映出在碳酸盐岩中更易于发生的断裂现象，以及那些断裂对于低孔隙度岩石中促进形成经济性的流速的有效性。总体说来，碳酸盐岩储层与砂岩储层相比在给定的孔隙度不具有较低的渗透率，但确实有较少比例的既高孔隙度又高渗透率值的部分存在。本文提供的数据可以对在缺乏例如埋藏史和热演化史等详细的地质资料的情况下的任意给定深度的探井的钻探中储层质量的分布作为一个基本的向导。引言砂岩和碳酸盐岩储集岩的两个最根本的区别是：（1）沉积物产生的地点（砂岩为异地而碳酸盐岩为原地）和（2）碳酸盐矿物之间具有更强的化学反应（Choquette and Pray, 1970; Moore, 2001）。后一个不同对于成岩作用和储层质量具有深远的影响，例如对大多数碎屑岩储层的早期成岩作用除了碳酸盐结核和土壤发育只有很小的影响，然而碳酸盐岩以广泛的早期石化和孔隙度改变为特征。通过这种对比，大量的和系统的不同之处或许可以通过两类岩性的石油储集岩的孔-深和孔-渗分布体现出来。尽管这种不同的存在看起来被广泛的接受并且碳酸盐岩储层常作为基础单独讨论而广泛引用（Tucker and Wright, 1990; Lucia,

《中国海相碳酸盐岩储层成因与分布》一书出版

《中国海相碳酸盐岩储层成因与分布》一书出版从世界范围看，碳酸盐岩储层的油气产量约占总产量的2/3,特别是中东、北美、前苏联的许多大型一特大型油气田的油气产层均为碳酸盐岩储层。碳酸盐岩沉积储层研究历史由来已久,资料积累丰富，目前仍是国际地学界的热点研究领域之一。中国海相碳酸盐岩分布广、厚度大、领域多，但由于地质条件复杂，海相优质碳酸盐岩储层发育、分布与预测技术一直是制约勘探开发的重大瓶颈问题。为推进我国海相碳酸盐岩层系油气勘探的理论技术进步，支撑油气勘探开发工作，国家科技部在 “十一五”、“十二五”期间先后设立了二轮国家重大专项（“海相碳酸盐岩层系优质储层分布与保存条件评价”）和“973”项目（“中国海相碳酸盐岩层系多种储层形成机理与分布模式”及“下古生界碳酸盐岩优质储层形成与分布预测”）；国家自然科学基金委员会设立了石油化工联合基金项目“深层一超深层规模性白云岩储层形成机理与地质模式”等研究项目。中国石油化工股份有限公司及其有关下属油田先后设立了一系列重点科技攻关、勘探先导和生产支撑项目，大力支持对塔里木、四川、鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层的理论研究与技术攻关。以此为依托，来自中国石化石油勘探开发研究院、中国地质大学（北京）、南京大学、中国地质大学（武汉）、成都理工大学、中国科学院地质与地球物理研究所和中国石化西北油气分公司、西南油气分公司的近百人“产、学、研三结合”研究团队，积极参与了塔里木、四川、鄂尔多斯盆地碳酸盐岩油气勘探研究，取得了丰硕的成果，先后在国内外学术刊物上发表学术论文100多篇,并申报了部分发明专利及多项软件著作权，编写了多项企业技术标准。为使同行们了解中国三大盆地海相碳酸盐岩储层的基本地质特征、形成机理和分布特征,何治亮、钱一雄等以前述项目攻关成果为基础，历时二年，共同努力、汇聚集体智慧而成《中国海相碳酸盐岩储层成因与分布》专著，由科学出版社于2016年出版。该书在对碳酸盐岩岩石与储层分类综述的基础上，重点介绍了白云岩尤其是微生物白云岩研究的最新成果、碳酸盐岩溶蚀实验方法及溶蚀机理;论述了中国海相碳酸盐岩层系主要储层类型与形成的区域动力学背景;分别对岩溶型、礁滩型、白云岩型储层的岩石类型、储层空间特征、成岩作用、储层发育与分布的地质模式进行了系统研究;完善了白云岩成岩流体研究的方法体系，并基于碳酸盐岩储层孔隙微观结构的数字图像分析，采用分形理论，建立了碳酸盐岩储层孔隙组构的二维、三维定量表征新方法；总结了塔里木、四川和鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层的发育特征与分布规律,建立了地质与地球物理相结合的碳酸盐岩储层评价预测方法,并对三大盆地重点层系和地区的储层进行了分布预测和评价。 (彭守涛)

浅谈热液型矿体的控矿因素

浅谈热液型矿体的控矿因素构造因素是最重要的控矿因素之一，尤其对热液矿床来讲更是如此。构造控矿规律的研究对研究矿床的形成并指导找矿勘探均具有重要意义。针对热液型矿体构造和控矿因素以及蚀便特征，本文作了浅析。标签：热液构造控矿因素蚀变特征 1关于控矿因素和热液型矿床一个矿床的形成往往是多种控矿因素共同作用的结果。控矿因素一般是指控制矿床形成和分布的各种地质因素，如构造、岩浆活动、地层、岩相、古地理、区域地球化学因素、变质因素、岩性、古水文、风化因素等。但针对具体的某一类矿床则控矿因素对成矿的贡献是有主次之分的。例如，内生矿床主要受到岩浆岩、构造的控制，外生矿床则着重与地层、岩相、古地理、构造等有关，变质矿床则主要受到变质因素的制约。控矿因素研究是预测、找矿工作中最基本的工作内容之一。围岩蚀变围岩蚀变主要有碳酸盐化、硅化、黄铁矿化、绿泥石化、绢云母化，其中以碳酸盐化、硅化、黄铁矿化与矿化关系密切。在破碎蚀变带内，当三者叠加强烈时，往往形成较富的工业矿体。根据岩矿石结构构造，矿物的共生组合，围岩蚀变特征，可将成矿期划分为热液期和表生期。其中热液又分为早、中、晚三个阶段。早期阶段为石英阶段，黄白色、乳白色石英块体析出，沿裂隙充填，金属硫化物少，仅有少量粗粒自形的黄铁矿；中期阶段为自然金———石英硫化物阶段，为成矿的主要阶段，金与多种金属硫化物沿早期脉壁及裂隙充填；晚期阶段为石英——碳酸盐阶段，石英以细粒状灰白色与细粒方解石、白云石呈条带状充填于裂隙中，并伴有少许自然金和黄铁矿。表生期主要为氧化作用，形成次生的氧化物，如褐铁矿、针铁矿、孔雀石、绿泥石等，自然金也相应的发生迁移和沉淀，并局部产生次生富集现象。 2构造和控矿因素构造因素是控制矿床形成和分布的重要因素之一。就构造在成矿过程中的作用而言，可以分为导矿、散矿和容矿构造；从构造运动与矿化的时间关系而言，可以分为成矿前、成矿时和成矿后构造，它们对成矿物质的集散起着不同的作用；就构造发育的规模而言，可以分为全球性构造、区域性构造、矿田、矿床、矿体范围的构造。不同级别、不同规模的构造，对成矿起着不同的控制作用，它们分别控制了矿带、矿田、矿床以及矿体的产出和展布构造和地层对成矿有利，是寻找同类型金矿床，扩大金矿带远景的找矿方向。

碳酸盐岩岩溶储层特征

碳酸盐岩岩溶储层特征碳酸盐岩岩溶储层特征摘要：本文通过对区域地质背景的分析，结合钻井、岩芯及地震资料的分析，对研究区发育的岩溶储层特征进行了研究，探讨了优质岩溶储层发育的主控因素及岩溶模式，在此基础上预测了有利区带。结果表明作为研究区碳酸盐岩溶储集体主体的一间房组和鹰山组储层，其有效储集空间类型包括裂缝-孔洞型、单一洞穴型、多洞穴缝洞连通型等三种，前者在成像测井上表现为斑块与黑色条带分布，后两者在地震剖面上分别表现为单串珠强反射、多串珠复合强放射响应。研究区岩溶储层的发育受控于高能沉积相带、构造隆升作用、断裂活动和两期水系的发育等因素。关键词：层间岩溶潜山岩溶顺层岩溶岩溶储层碳酸盐岩哈拉哈塘地区一、地质背景哈拉哈塘地区在构造区划上位于塔北隆起南缘斜坡中部，西为英买力凸起，北接轮台凸起，南邻北部坳陷，东与轮南凸起相接，面积约4000km2。塔北隆起是一个长期继承性发育、晚期深埋于库车新生代山前坳陷之下的前侏罗纪古隆起，其演化历史大致可划分为前震旦纪基底形成阶段、震旦纪-泥盆纪古隆起形成阶段、石炭纪-三叠纪断裂与断隆发育阶段、侏罗纪-古近纪稳定沉降发展阶段，以及新近纪-第四纪整体发展阶段等五期演化过程。哈拉哈塘地区发育震旦系至泥盆系海相沉积地层、石炭系至二叠系海陆交互相沉积地层和中新生界陆相沉积地层。奥陶系可细分为上统桑塔木组（O3s）、良里塔格组（O3l）及吐木休克组（O3t），中统一间房组（O2y），中-下统鹰山组（O1-2y）、下奥陶统蓬莱坝组（O1p）。中奥陶统一间房组-鹰山组1段上部地层是目前发现的主要含油层系，为岩溶储集层。上奥陶统桑塔木组、良里塔格组、吐木休克组整体由南向北依次剥蚀尖灭，最北部志留系柯坪塔格组覆盖于奥陶系一间房组潜山之上。二、岩溶储层特征

海洋碳酸盐沉积环境及相模式

第十章海洋碳酸盐沉积环境及相模式第一节绪言第二节主要碳酸盐沉积模式一、两种浅海—陆表海及陆缘海（重点）二、陆表海清水沉积作用及其能量带（重点）三、潮汐作用相带模式四、综合模式五、深水碳酸盐沉积模式第三节生物礁与礁相一、概述二、礁的分类三、礁复合体和礁相四、礁发育的一般规律五、地质历史中的礁和造礁生物第十章海洋碳酸盐沉积环境及相模式（Sedimentary facies and facies model of ocean carbonate）学时：3学时基本内容： ①基本概念：陆表海、陆缘海、清水沉积作用、生物礁、生态礁、地层礁、丘； ②基本原理：碳酸盐岩沉积环境，Irwin（1965）陆表海清水沉积作用能量带的划分及其特征，Laporte （1967）和Young等（1972）的潮汐作用模式及其各相带特征，Wilson （1975）的综合模式9个相带名称，湖泊碳酸盐沉积特征，生物礁的一般特征及其分类。重点：陆表海、陆缘海、生态礁的概念；代表性的碳酸盐沉积模式，如Irwin（1965）陆表海清水沉积作用模式，Laporte （1967）和Young等（1972）的潮汐作用模式。教学路思路：通过与碎屑岩沉积环境的对比来介绍碳酸盐岩沉积环境的主要特征，然后介绍国内外一些典型的碳酸盐岩沉积相模式，重点讲解几个代表性的碳酸盐沉积模式，如Irwin（1965）陆表海清水沉积作用模式，Laporte （1967）和Young等（1972）的潮汐作

用模式，同时亦简要介绍一引起其他沉积模式。简要介绍湖泊碳酸盐沉积环境及其特征，生物礁的一般特征及其分类。在各部分中均简要介绍碳酸盐岩沉积相带与油气及其它沉积矿产的关系。主要参考书: ①冯增昭主编《沉积岩石学》下册第二十三、二十四章，石油工业出版社，1993. ②M.M.阿斯兰尼等著，冯增昭等译，《石油地质学译文集》第四集，碳酸盐岩沉积环境，科学出版社，1980. ③冯增昭编著《碳酸盐岩岩相古地理学》，石油工业出版社，1989. ④贾振远、李之琪编《碳酸盐岩沉积相及沉积环境》，地质大学出版社，1989. ⑤冯增昭主编《中国沉积学》第二十一、二十二章，石油工业出版社，1994. ⑥何幼斌编《Sedimentary Petrology》（英文辅助教材）第十一章，江汉石油学院，2003. 复习思考题： ①大规模海相或陆相湖泊碳酸盐沉积作用要求具备哪些特定条件？ ②什么叫陆缘海？什么叫陆表海？如何用海进、海退解释陆表海和陆缘海在地史时期的演化？为什么我们现在见到的主要是陆缘海，而没有陆表海？ ③试绘图说明欧文的陆表海清水沉积作用模式及其与生油、储油条件的关系。 ④试绘图说明杨的潮汐作用相带模式及其划分标志。 ⑤试绘图说明威尔逊的碳酸盐岩相带模式及其划分标志，指明生油和储油有利相带。 ⑥试列表和绘图对比欧文、杨的和威尔逊等三种不同划分方法的碳酸盐相带模式，进而以威尔逊的相模式为重点，联系阿姆斯特朗的相模式，指出各相带的主要岩石类型、指相化石、指相自生矿物、沉积构造以及生油储油有利相带；并在此基础上，通过编制岸进和岸退的垂向层序，分析碳酸盐岩的生储盖组合特征。 ⑦试说明阿姆斯特朗的相带模式，并以此说明陆源碎屑沉积和碳酸盐沉积的关系。为什么说陆源碎屑沉积和碳酸盐沉积常常呈消长关系。 ⑧什么叫礁？礁相是如何划分的？礁在石油地质上有何意义？ ⑨试论述影响生物礁的发生、发展、消亡以及它们的最终形态和内部构造的主要因素。 ⑩试归纳礁和造礁生物在地质历史不同时期的特点。教学内容提要：第一节绪言现代海洋碳酸盐沉积环境的特点：温暖、清洁、透光的浅水。第二节主要碳酸盐沉积模式一、两种浅海—陆表海及陆缘海（重点） 1．陆表海