海相碳酸盐岩储层基本特征

中国海相盆地发育多套碳酸盐岩储层（见表1-1），它们主要构成天然气储层，在油藏储层中所占比例很小。

1.海相碳酸盐岩时代老，经历复杂的成岩作用，储集空间以溶蚀孔洞和裂缝为主，物性、厚度变化大

中国海相碳酸盐岩主要集中在下古生界，甚至包括中上元古宇，其次是上古生界—三叠系，新生界等年轻碳酸盐岩仅在珠江口等东部大陆架盆地可见。

古生代甚至早、中三叠世碳酸盐沉积物，在多期升降作用影响下，其埋藏、表生成岩作用反复发生，并进行叠加改造。四川、塔里木、渤海湾盆地碳酸盐岩储层大多经历了反复埋藏-抬升过程，成岩历史极为复杂，孔隙演化经历了多次胶结充填和溶蚀扩大作用。

图4-20 四川盆地川东气区大、中型气田分布和志留系生气中心关系图

这些时代较老的碳酸盐岩多已进入成岩晚期，基质孔隙度、渗透率低，有效厚度小，与风化溶蚀、白云岩化、构造破裂作用密切相关的孔洞-裂缝型储层占有很大比例，其储集物性变化很大，有效储层厚度一般不大。例如，鄂尔多斯盆地奥陶系储层仅集中于50～65 m厚的风化壳，有效储层厚10～26 m。

中国海相碳酸盐岩储层储集空间多为复合型，孔、洞、缝往往联为一体，一般具有双重孔隙度、双重渗透率。各类孔、洞为主要储集空间，裂缝为主要渗滤通道，其初期产量普遍较高，但不易稳产。四川盆地260个气藏中，单一孔隙型与裂缝型气藏只分别占6%和9%，而裂缝-孔隙（洞）型、孔隙（溶孔）-裂缝型占85%；塔里木盆地奥陶系储层包括裂缝型、洞穴型、裂缝-孔洞型及孔洞-裂缝型等；鄂尔多斯盆地奥陶系主要为孔隙型和裂缝-孔隙型；珠江口盆地第三系礁灰岩储层主要为孔隙型，孔隙以溶孔为主。一般地，孔隙型碳酸盐岩（主要是白云岩）储层更有利于形成大中型油气田，如川东石炭系孔隙型藻白云岩和角砾状白云岩储层，孔隙度大于5%，有效厚度15～40 m，已先后发现7个大中型气田（藏）；四川相国寺气田下三叠统嘉陵江组藻屑含灰质白云岩，其孔隙度可达27%～30%，大池干井气田石炭系泥晶砂屑白云岩孔隙度12%～14%。

2.碳酸盐岩孔隙发育受沉积、成岩及构造作用控制

时代越新的储层，沉积环境对储集物性的控制作用越明显，时代越老的储层，受成岩（包括构造作用）的影响就越大。沉积作用是原生的、内在的因素，成岩作用是次生的、外部的因素。

台地边缘礁（滩）、台内点礁（滩）和潮坪环境的碳酸盐岩储层一般较好。台地边缘高能区水体浅，适于造礁生物的繁殖和礁体形成，常发育内碎屑滩，如鲕粒滩、生屑滩、砂屑滩等。礁滩沉积体一方面具有较发育的骨架间或粒间孔隙，另一方面因泥质含量低、质纯，有利于溶蚀作用和破裂作用发生，有助于储层的改善。扬子克拉通台地边缘藻礁）、藻滩）、鲕滩）、碳酸盐角砾岩（Z2、、O1 ）是储层发育的有利相带（图4-21）。塔里木盆地塔中1号断裂带上盘及塔北轮南地区中—下奥陶统台地边缘礁滩相碳酸盐岩发育，原生孔隙虽遭后期破坏丧失较多，但该相带有利于溶蚀、破裂作用，即经后期次生改造可形成有利的储集岩。从这些储层中已获得高产工业油气流。潮间带和潮上带微-粉晶白云岩晶间孔是主要孔隙类型，可构成较好的孔隙性储层。

在地质历史时期，因构造抬升、剥蚀、风化淋滤、溶蚀等，形成古岩溶带，使储层得以改善。古岩溶带深度各地不一。塔里木盆地奥陶系岩溶带深度大于300 m；四川盆地石炭系、鄂尔多斯盆地奥陶系岩溶带深度仅几十米。岩溶带主要包括地表岩溶带、上部垂直渗流带和下部水平潜流带，造成溶蚀孔洞发育。鄂尔多斯盆地奥陶系基质孔隙度普遍小于2%，由于其顶部遭受了1.3亿年的风化剥蚀及淡水淋滤作用，形成了一套储集性能良好的储集体，岩溶斜坡岩溶储层最发育（图 4-22），构成中部气田的产层，平均孔隙度8%～10%，高者可达23%，渗透率（0.1～100）×10-3μm2。

图4-21 碳酸盐岩储集岩分布模式示意图

构造运动不仅使地壳抬升、形成古岩溶，还可以通过变形形成裂缝、断裂，改善储层，并可以使地下水沿裂缝进一步溶蚀，增加孔隙空间。

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