深水碳酸盐岩是有利的油气储集岩，中东地区上白垩统Khasib组缓坡型深水碳酸盐岩是重要的产油层系。伊拉克H油田Khasib组储层非均质性较强，储层发育特征及控制因素、油气分布规律不清，制约了选区评价及勘探部署。在区域地质调研的基础上，基于岩心、薄片和测井资料，对H油田Khasib组岩相、沉积微相和沉积模式、储层发育控制因素进行了研究，取得了以下认识：①研究区发育生物碎屑颗粒灰岩、生物碎屑泥粒灰岩、含生物碎屑粒泥灰岩、泥晶灰岩和灰质泥岩5种岩石类型；②研究区中缓坡相海侵体系域发育3类碳酸盐岩沉积微相（生物碎屑滩、滩翼、缓坡灰泥）和1类碳酸盐岩重力流沉积；③Khasib组KA1-2和KB储层段生物扰动较发育，渗透率与骨屑颗粒含量呈正 相关，储层主要受沉积微相、生物扰动和准同生溶蚀控制。明确了研究区6个小层的沉积微相演化规律，建立了伊拉 克地区从西到东滨岸—内缓坡—中缓坡—外缓坡的缓坡型碳酸盐沉积模式，研究成果对于深水碳酸盐岩储层分布预测具有借鉴和参考意义。

生物扰动可改变碳酸盐岩原始沉积组构，影响后期成岩作用，导致潜穴与基质间存在物性差异，进而增强碳酸盐岩储层的非均质性。在大量岩心、薄片观察和点渗透率等多种资料分析的基础上，对伊拉克艾哈代布油田上白垩统Khasib组Kh2段生物扰动遗迹组构类型及其对储层非均质性的影响开展研究。结果表明：①Kh2段发育海生迹（Thalassinoides）、蛇形迹（Ophiomorpha）、古藻迹（Paleophycus）等 3种主要遗迹组构。Thalassinoides潜穴外壁光滑，不具有衬壁结构，呈三维网状连通管形，单个潜穴直径为5~25 mm；Ophiomorpha潜穴呈“T”形管状，多呈水平分布，部分发育泥质衬壁结构，直径为5~15 mm；palaeophycus潜穴呈圆形—椭圆形的轻微弯曲—直管，直径为2.5~10 mm，主要呈水平分布，不具有衬壁结构。②由于物性差异导致的含油性差异，岩心具有明显的斑块状特征，同时不同含油级别区域分布与生物遗迹组构的形态及空间展布相关，这表明Kh2段储层非均质性主要受生物扰动作用的控制。③Kh2段不同沉积环境下发育不同的生物扰动遗迹组构类型，导致潜穴与基质的原始组构及沉积介质化学性质发生变化，形成潜穴与基质之间的孔隙结构差异，在此基础上，叠加后期成岩差异（胶结、溶蚀、压实等），进而导致Kh2段不同的储层非均质性类型。Thalassinoides遗迹组构主要发育于中缓坡绿藻生屑滩，潜穴内受到准同生溶蚀而形成大量铸模孔，基质部分受到早期强烈的胶结作用。Ophiomporpha遗迹组构主要发育于中缓坡中—低能浅滩，潜穴内因颗粒充填而发育粒间孔，基质部分灰泥含量高。Palaeophycus遗迹组构主要发育于中缓坡颗粒滩，潜穴内颗粒含量高，且早期胶结作用受到抑制；随着海平面下降，大气淡水优先进入潜穴通道进行溶蚀。

孔隙性生物碎屑灰岩是中东地区主要储层类型之一，具有非均质性强、孔隙类型差异显著且微观孔隙结构 复杂等特征。成岩作用是造成上述特征的重要原因，成岩相研究是综合分析成岩作用对储层影响的重要方法。本次研究针对伊拉克H油田上白垩统Hartha组缓坡相生物碎屑灰岩，开展了岩心成岩作用表征、成岩相划分及孔喉特征 分析、成岩相测井响应及神经网络学习、成岩相空间约束条件分析及地质建模等研究工作。结果表明，研究区Hartha 组顶部HA层发育孔隙型碳酸盐岩储层，对储层质量造成影响的成岩作用主要为海水胶结作用、藏胶结作用、准同生溶蚀作用、埋藏溶蚀作用、压实作用和白云石化作用。依据成岩作用差异和孔隙类型差异，划分出5种岩心成岩相类型，分别为原生孔隙型、溶孔型、体腔孔型、晶间孔型和微孔型。将岩心成岩相及测井曲线特征进行标定，划分出3种差异较为明显的测井成岩相，通过基于岩心标定的常规测井曲线进行神经网络学习，对非取心井进行测井成岩相识别。以单井成岩相为基础，铀/钍钾比、层序界面距离、纵波时差3种属性为空间约束，建立了研究区三维成岩相模型。本次研究为孔隙性生物碎屑灰岩成岩相表征与建模提供了方法与实例。

伊拉克东南部白垩系塞诺曼阶—土伦阶下部巨厚型碳酸盐岩油藏具有强非均质性，储层特征受沉积作用控 制。应用岩心和铸体薄片资料，结合区域沉积背景，基于岩石结构、颗粒组分和生物碎屑类型等特征识别沉积微相， 根据微相组合建立研究区碳酸盐岩沉积模式，并分析了积环境及其演化。结果表明①伊拉克东南部白垩系塞诺曼—土伦阶下部发育28种碳酸岩微相，发育潮上坪、台内、潟湖、潮道、礁滩、滩间浅水斜坡、深水斜坡和深水陆棚等9种沉积环境。②诺曼阶—土伦阶下部处于碳盐缓坡沉积环境。早期水体阔，以深水陆棚和深水斜坡主；随着全球海平面下降，渐演化为浅水环境，发育大模浅水斜坡、礁滩和潮道；滩垂向加积阻挡了水体的正常循环，晚期逐渐演化为限环境，以大规模的潟湖和内滩为主。建立了研究区塞曼阶—土伦阶下部缓坡—弱镶边碳酸台地沉积模式，为储层预测成因分析奠定了地质基础。

上白垩统 Mishirif组是阿联酋东鲁卜哈利盆地主要的产油层，目前对 Mishrif-1段和 Mishrif-3段储层孔隙特征差异的研究较为薄弱。在岩心描述、薄片鉴定、气测、压汞及核磁共振测试的基础上，对Mishrif组储层储集空间、孔隙结构进行了系统研究，明确了储层的相控特征以及Mishrif-1段和Mishrif-3段的差异。结果表明：①Mishrif组岩石类型主要包括泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩、亮晶厚壳蛤灰岩，储集空间类型以粒内溶孔、粒间孔、铸模孔、生物体腔孔和晶间溶孔为主，属孔隙型储层。②Mishrif组储层具有明显的相控特征，优质储层集中在Mishrif-1段生物礁和生屑滩微相，Mishrif-3段厚壳蛤礁滩和生屑滩微，平均孔隙度高于20%，平均渗透率大于100×10-3μm2，为高孔高渗储层。③Mishrif-1段生物礁微相压汞曲线为斜线型，核磁共振曲线为锯齿型，孔隙为大孔径生物体腔孔，束缚水饱和度低；Mishrif-3段厚壳蛤礁滩微相压汞曲线为斜线型，核磁共振曲线为双峰锯齿复合型，铸模孔、生物体腔孔发育，同时发育一定的粒间溶孔，束缚水饱和度低；Mishrif-1段生屑滩微相压汞曲线为斜线型，核磁共振曲线为双峰锯齿复合型，铸模孔、粒间溶孔同时发育，束缚水饱和度低；Mishrif-3段生屑滩微相压汞曲线为斜线型，核磁共振曲线为锯齿型，孔径分布不集中，孔隙类型多样，以粒间溶孔为主。

碳酸盐台地下切谷的研究多基于阿曼上白垩统露头。以中东地区伊拉克H油田上白垩统Mishrif组钻井岩心、测井和三维地震数据为基础，结合区域层序地层，从沉积旋回、岩相特征、测井响应、地震相平面分布与垂向演化等方面，对碳酸盐台地发育的下切谷这一重要沉积微相类型开展研究，并对其意义作了探讨。研究表明：①H 油田MB2-1亚段发育碳酸盐台地内下切谷。下切谷内部以泥晶灰岩充填为主（与下伏颗粒灰岩明显不同），颗粒向上变细再变粗；测井曲线具有箱形特点；地震剖面上呈平行—近平行短轴强振幅反射，边界清晰，平面上显示近似河道形态但更平直。②下切谷在SQ3高位域晚期（MB2-1亚段沉积末期）侵蚀成谷，SQ4海侵期快速充填，下切谷的底部代表了区域层序界面。③下切谷切割MB2-1亚段，而且岩性整体致密，可成为油藏的横向隔挡层。碳酸盐台地下切谷的发现，对于层序边界识别、油藏非均质性研究具有重要意义。

基于岩心、薄片、地震、测井等资料，通过分析伊朗A油田白垩系Sarvak组生物碎屑灰岩储层内发育的隔夹层类型、地质特征及井震响应特征，系统研究了隔夹层的成因及展布特征。研究表明：A油田Sarvak组储层主要发育泥粒灰岩隔夹层和粒泥灰岩隔夹层，根据隔夹层发育的主控因素，可划分为沉积成因、成岩成因和复合成因。Sarvak组储层内隔夹层的展布特征具有明显的规律：厚度较大、广泛发育的隔夹层主要受沉积作用控制，沉积环境以局限台地相和潟湖相为主；厚度较薄、局部发育的隔夹层主要受压实作用和胶结作用等成岩作用控制。Sar2和Sar7段发育沉积成因隔夹层，平均厚度分别为15 m和5 m；Sar3和Sar8段局部发育成岩成因隔夹层，平均厚度分别为3.25 m和4.5 m左右；Sar4—Sar6段发育大量的复合成因隔夹层，厚度变化较大，总平均厚度为4.8～7.1 m，纵向上广泛发育。

隔夹层和高渗层是影响油田开发效果的重要因素。以伊拉克 H油田 Mishrif组为例，基于岩心和测井资料，在渗透率控制因素分析的基础上，研究了隔夹层和高渗层的成因类型与发育规律，并探讨了对油田开发的指导意义。Mishrif组生物碎屑灰岩渗透率与岩石结构、孔隙类型和成岩改造密切相关，受沉积和成岩作用的共同控制。隔夹层包括隔层、夹层和侧向隔挡层：隔层可进一步划分为深水沉积型隔层和浅水沉积型隔层，受层序地层控制；夹层进一步可划分为沉积型夹层和成岩型夹层，分别受沉积结构和高频层序控制；侧向隔挡层主要为潮道灰泥充填物或下切谷，主要发育于层序界面附近。高渗层具有沉积型和成岩型2种类型：沉积型高渗层以潮道高能生物碎屑灰岩为主，相较周围潟湖相低能细粒沉积构成异常高渗带；成岩型高渗层形成于暴露溶蚀改造，表现为潟湖低能细粒沉积和滩相生物碎屑灰岩溶蚀改造的产物，主要发育于四级或三级层序高水位体系域上部，平面上受微相和地形地貌控制。在油气开发过程中，射孔段应尽量避开主要发育于层序旋回底部和顶部的隔夹层和高渗层，避免破坏开发单元或过早见水，也便于后期措施调整；宜优先采用储层单元内部同层注水，根据夹层发育状况设计注采关系。隔夹层和高渗层认识对于中东、中亚以及南美地区中新生代同类型厚层油气藏开发具有重要指导意义。

基于区域沉积环境及古地貌分析，充分利用岩心、薄片、测井和地震等资料，对秘鲁 58 区块二叠系Copacabana组的沉积相识别标志、沉积相类型及展布特征开展研究，建立了研究区碳酸盐岩的沉积模式，揭示出沉积储层发育的主控因素。研究表明: ①Copacabana组属于碳酸盐台地沉积，可划分为开阔台地、局限台地和蒸发台地3种沉积相和开阔台地浅滩、滩间海，局限台地潟湖、浅滩和蒸发台地潮坪5种亚相。②Copacabana组下段广泛发育开阔台地颗粒滩；中段开阔台地滩间海由西南部延伸至工区大范围；上段由西南向东北依次发育开阔台地滩间海—开阔台地颗粒滩—局限台地潟湖沉积，上段顶部发育区域性风化壳。自下而上展示出退积—加积—进积的沉积序列。③储层发育受控于古地貌和海平面升降的双重作用：古地貌的高低造成风化程度的不同，进而控制了风化壳、砂屑白云岩、白云质灰岩储层的发育；海平面周期性变化引起颗粒滩的迁移，进而控制了颗粒灰岩储层的发育。明确了研究区风化程度有限，主要发育开阔台地颗粒滩，颗粒灰岩为研究区主要的储层类型。

滨里海盆地东南缘的D-I、II区块石炭系盐下KT-II及KT-I油层组碳酸盐岩储层为勘探重点，开展该储层段沉积相及沉积模式研究，可以指导该新区的下一步勘探。利用薄片、测井及地震等资料，对KT-II及KT-I油层组进行了沉积相划分及沉积相演化研究，取得如下成果：①通过岩石相、测井相及地震相特征研究，划分出局限台地、开阔台地、台地边缘及台地前缘斜坡 4种沉积相。②KT-II及 KT-I油层组沉积相带平面上均为北东—南西向展布，向东南方向、西北方向发生相变，由开阔台地（或局限台地）相变为台地边缘—台地前缘斜坡，东西两边分别发育台地边缘及台地前缘斜坡。③建立了KT-II及KT-I油层组碳酸盐台地—台地前缘斜坡沉积模式。KT-I油层组发育开阔台地，局部发育局限台地，其中分别发育开阔台地台内滩和局限台地台内滩；KT-II油层组发育开阔台地，其中主要发育开阔台地台内滩。④研究区石炭系经历了辫状河三角洲—浅海陆棚、碳酸盐孤立台地—台地前缘斜坡、浅海陆棚、碳酸盐孤立台地—台地前缘斜坡的沉积演化过程。通过沉积特征研究，厘清了研究区KT-II及KT-I油层组的沉积模式、沉积相展布特征，为下一步勘探部署提供了依据。

哈萨克斯坦北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩储层受沉积作用、构造作用和差异成岩作用等影响，储层岩性复杂、储集空间多样、基质物性较差、测井响应复杂，使得该类储层在岩性识别、储层参数计算和流体性质识别等方面遇到了许多困难。针对北特鲁瓦油田复杂碳酸盐岩储层测井评价中存在的问题，在大量岩心观察、薄片分析的基础上，通过碳酸盐岩储层最优化测井解释方法，对碳酸盐岩储层的矿物组分进行可靠识别，进而计算得到准确的岩性剖面。基于取心、成像测井资料，建立孔隙、裂缝双重介质解释模型，结合不同储集空间类型储层的测井响应特征，对各类储集空间进行精细识别及分类。根据储层储集空间组合特征与孔渗关系，把储层划分为孔洞缝复合型、裂缝孔隙型、孔隙型、孔洞型、裂缝型等 5类，基于储层分类开展了储层定性、定量评价方法和理论的研究，建立了储层参数计算模型，得出一套较为完善的复杂碳酸盐岩储层测井评价方法。