储层非均质性ppt课件.ppt

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第一节分类第二节　资料基础第三节　储层非均质性表征第四节　储层非均质性对油田开发的影响第五章储层非均质性 一、概念沉积建造、成岩演化、构造改造等作用→油气储层在空间分布及内部各种属性上均表现出不均匀变化。测量单元具有规模和层次性→储层非均质性具有规模和层次性标量具有各向同性：非均质性表现为空间分布上的差异矢量具有各向异性：非均质性表现为空间分布和测量方向的差异储层非均质性是影响地下流体运动及最终采收率的主要因素。第一节分类 二、分类1、Pettijohn(1973)分类以河流沉积储层为例、考虑储层非均质性规模层系规模：100m级砂体规模：10m级层理规模：1～10m级纹层规模：10～100mm级孔隙规模：10～100μm级 2、Weber(1986)分类分类原则：储层非均质性规模+非均质性对流体渗流的影响(1)封闭、半封闭、未封闭断层储层非均质性规模大断层封闭→大型渗流隔板断层开放→大型渗流通道(2)成因单元边界储层非均质性规模较大沉积相边界、岩性变化边界渗透层与非渗透层分界、渗透性差异分界(3)成因单元内渗透层非渗透层带状分布→渗透层带状分布(4)成因单元内隔夹层隔夹层的分布→影响垂向渗流＋水平渗流(5)纹层和交错层理层理内部纹层的分布→影响注水开发后残余油分布(6)微观非均质性孔隙规模的储层非均质性(7)封闭、开启裂缝 3、Haldorsen(1983)分类(1)微观非均质性：孔隙和砂颗粒规模(2)宏观非均质性：岩心规模(3)大型非均质性：数值模拟模型中的大型网块(4)巨型非均质性：整个岩层或区域规模 4、裘亦楠(1992)分类我国油田生产部门通常使用的分类分类角度：储层非均质性规模+油田开发生产实用性(1)层间非均质性层系旋回性、砂层间渗透率的非均质程度、隔层分布、特殊类型层的分布、层组和小层划分(2)平面非均质性砂体成因单元连通程度、平面孔隙度、渗透率变化及非均质程度、渗透率方向性。(3)层内非均质性包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度及高渗段位置、层内不连续薄泥质夹层的分布频率和大小、全层规模的水平／垂直渗透率比值等。(4)微观非均质性孔隙非均质性指砂体孔隙、喉道大小及其均匀程度，孔隙喉道的配置关系和连通程度。这些性质直接影响油田开发过程中注入剂的驱替效率。 5、储层非均质性综合分类分类原则：1、油田开发生产的实用性；2、储层非均质性的规模；3、储层性质（连续性、厚度、孔隙度、渗透率、孔隙、喉道等） 资料来源：岩心观测、实验分析资料、测井资料、测试资料、开发地震。一、岩心观测资料粒度韵律沉积构造夹层分布裂缝特征第二节储层非均质性研究资料基础 二、实验分析资料岩石结构特征岩石物性(孔隙度、渗透率、含油饱和度)孔隙结构特征成岩特征岩石润湿性、毛管压力、相渗透率第二节储层非均质性研究资料基础 三、测井资料1、层组划分和对比建立层组对比的测井标准层结合岩心、岩屑录井资料进行层组对比2、测井相研究岩类判别沉积韵律判别古流向判别3、储层参数解释储层属性参数：Por、Perm、So、Vsh油、气、水层判别有效厚度划分隔层、夹层解释4、裂缝解释第二节储层非均质性研究资料基础 四、测试资料1、多井试井(标准干扰试井、脉冲试井)单井试井：如钻杆测试、完井试油，井周围的地层平均特性多井试井：井间储层连续性，渗透率方向性等非均质信息2、井间示踪剂测试砂体连通性与流动屏障渗透率方向性评价裂缝指示五、开发地震三维地震垂直地震测井(VSP)井间地震第二节储层非均质性研究资料基础 层间非均质性平面非均质性层内非均质性孔隙非均质性第三节储层非均质性表征 砂层间差异→划分开发层系、决定开采工艺的依据→注水开发中层间干扰和水驱差异我国陆相湖盆沉积体系→层间非均质性比较突出主要包括：层系旋回性分层系数和砂岩密度砂层间渗透率非均质程度层间隔层层间断层、裂缝特征一、层间非均质性 1、层系旋回性（沉积旋回性）陆相盆地沉积旋回一般可分为五级：一、二级旋回：标志层―古生物层反映盆地构造演化、沉降和抬升背景上形成的沉积层，旋回间有不整合和(或)沉积相明显变化。地层单元：系、组（含油层系）三级旋回：标准层―稳定泥岩隔层（10m±）代表湖盆水域的扩展与收缩。地层单元：段（若干油层组）油层组：油田范围内厚度稳定、同时具稳定隔层的储层段，适用于开发层系的划分。四级旋回：视标准层―较稳定泥岩隔层沉积条件变化形成的沉积层。地层单元：砂层组砂岩组：油层组的细化。适应于分层开采工艺的实施。五级旋回：隔层分布面积大于小层连通面积同一沉积环境下形成的微相单元。地层单元：小层、单层 三级五级一-二级 2、分层系数与砂岩密度分层系数层系内砂层的层数。表示方法：分层系数＝平均单井钻遇砂层层数＝钻遇砂层总层数/统计井数分层系数↑→层间非均质↑→油层动用率↓→油层开采效果↓砂岩密度垂向剖面上，砂岩总厚度与地层总厚度之比，%。 3、砂层间渗透率非均质程度开发层系划分原则：开发层系间必须有稳定隔层，且无裂缝贯穿开发层系内砂层间渗透率差异不能太大，否则，低渗层形成剩余油层间渗透率流管法试验：大庆油田、原油性质相同的两个油层同时开采渗透率相差1倍，采收率：52.29%渗透率相差4倍，采收率：49.27%渗透率相差8倍，采收率：46.00% （1）层间渗透率分布形式主要描述不同单层砂体的渗透率差异（2）层间渗透率变异系数3、砂层间渗透率非均质程度 （3）层间渗透率突进系数Kmax：最大单层平均渗透率Kmin：最小单层平均渗透率Ki：第i层平均渗透率（4）层间渗透率级差K：各层渗透率平均值n：统计总层数大庆油田：三角洲前缘亚相开发层系：Jk＜3，不出油的层占12%Jk＞3，不出油的层占86.3%河流相开发层系：Jk＜5，不出油的层占13.5%Jk＞5，不出油的层占61.2%3、砂层间渗透率非均质程度 4、层间隔层阻止层间垂向渗流→独立开发单元隔层具有层次性：油组间隔层、砂组间隔层、单层间隔层描述内容：隔层岩石类型：泥岩、蒸发岩、其它岩类隔层在剖面上的分布位置隔层厚度在平面上的变化情况 5、构造裂缝裂缝穿层→层间流体窜流→对注水开发影响极大描述内容：产状：裂缝走向、倾向和倾角性质：裂缝张开与闭合性质、裂缝充填情况和裂缝壁特性等。密度：线密度、面密度、体密度穿层程度：切穿若干岩层；单层内 包括：单砂体的几何形态各向连续性连通性砂体内属性参数的平面变化及方向性。对布置井网、注水平面波及率及剩余油平面分布规律有很大影响。二、平面非均质性 1、砂体几何形态沉积相→砂体几何形态砂体几何形态分类：①席状砂体长宽比近于1：1，平面上呈等轴状，大片分布，面积从几平方公里至几十平方公里。②土豆状砂体长宽比等于或小于3：1，分布面积小，形似“土豆”，零星分布，多为小透镜状砂体。 ③条带状砂体长宽比介于3：1和20：1之间，一些顺直型分流河道砂体属此类。④鞋带状砂体长宽比大于20：1。⑤树枝状砂体属伸长状砂体，通常较弯曲并有分枝。如：树枝状分流河道砂体。⑥不规则状砂体形态不规则，一般有一个主要延伸方向，其它为次要延伸方向，为多次水流改道而成。 ①砂体各向长度（米）②钻遇率:钻遇砂体井数占总井数的百分率砂体连续性分级：一级：砂体延伸＞2000米，连续性极好；二级：砂体延伸1200～2000米，连续性好三级：砂体延伸600～1200米，连续性中等四级：砂体延伸300～600米，连续性差五级：砂体延伸＜300米，连续性极差我国中、新生代陆相盆地砂体，侧向连续性较差，密井网开发，井距大多在300米以下。2.砂体的连续性 3、砂体连通性砂体连通→扩大砂体连续性；砂体不连通→不同注采井组砂体连通形式：断层连通多边式―砂体间侧向接触连通多层式―垂向叠加连通 (1)砂体配位数：与一个砂体接触连通的砂体数(2)连通程度：砂体间连通部分的面积占砂体总面积的百分数(3)连通系数：连通的砂体层数与砂体总层数之比(4)连通体大小：连通体―砂体相互接触连通而成的复合砂体(5)砂体接触处渗透能力 4、砂体渗透率的平面变化(1)影响因素：沉积因素①平面上不同微相砂体渗透率存在差异②同一微相不同部位渗透率存在差异:主体带与边缘带、近源带与远源带③砂体几何形态引起渗透率方向性带状砂体：高渗带呈条带状 ④古水流主流方向：引起渗透率方向性古水流主流方向：注入水的“自然水路”颗粒粗、分选好→渗透率高颗粒定向排列、斜层理倾向下游→顺古水流方向高渗4、砂体渗透率的平面变化 裂缝类型不同，影响不同：微裂缝增大渗透率，对渗透率的平面非均质性无大影响延伸长度小于井距的裂缝局部发育，对渗透率的平面非均质性有一定影响，但影响范围有限，在全油田范围内影响较小延伸长度超过井距的裂缝这类裂缝构成网状裂缝系统时，会导致严重的渗透率方向性，对油田注水开发有很大的影响裂缝影响4、砂体渗透率的平面变化 影响大范围内的流体渗流：大规模渗流屏障大规模渗流通道断层封闭性影响4、砂体渗透率的平面变化 (2)井间渗透率非均质性程度表征参数①井间渗透率变异系数Ki：第i个井点的砂体渗透率K：所有井点的平均渗透率n：井点数②不同等级渗透率的面积分布频率③注采井间渗透率的差异程度导致注水开发中平面矛盾的内在原因4、砂体渗透率的平面变化 1、粒度韵律单砂层内颗粒粒度大小在垂向上的变化→渗透率韵律性（1）正韵律颗粒粒度自下而上变细。典型砂体：曲流河点坝、浊积岩（2）反韵律颗粒粒度自下而上变粗。典型砂体：三角洲前缘河口砂坝三、层内非均质性 1、粒度韵律（3）复合韵律正、反韵律组合复合正韵律：正韵律叠置复合反韵律：反韵律叠置复合反正韵律：上下细、中间粗复合正反韵律：上下粗、中间细（4）均质韵律颗粒粒度在垂向上变化无韵律三、层内非均质性 渗透率大小在纵向上的变化所构成的韵律性渗透率韵律模式：正韵律、反韵律、复合韵律、均质韵律2、渗透率韵律及最高渗透层所处位置三、层内非均质性 3、层理构造及渗透率各向异性平行层理Kh比Kv大得多斜层理顺层理倾向：渗透率最大逆层理倾向：渗透率最小平行纹层走向：渗透率介于其间交错层理组合愈复杂，各向异性程度愈高三、层内非均质性 分散在单砂体内的低渗或非渗透层。厚度较小，一般几厘米至几十厘米直接影响垂直和水平渗透率4、层内夹层三、层内非均质性 （1）夹层岩性及产状①泥质夹层泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩等砂体中的泥质薄层：平行层面分布。三角洲前缘河口坝、席状砂。砂体中的泥质侧积层：与砂体斜交。河流点坝砂体。4、层内夹层三、层内非均质性 层理构造中的泥质纹层或条带：厚度小、数量多、分布不规则砂、泥岩配置方式：J.C.M.泰勒A、平行渗透屏障：泥质薄层B、交织渗流屏障：泥质侧积层、交错层理泥质层、部分胶结条带4、层内夹层 ②成岩胶结条带物性夹层、成岩胶结夹层：钙质条带硅质条带粘土胶结条带薄层砂体全胶结型厚层砂体顶、底胶结型砂体内的分散胶结型③沥青条带石油运移过程中产生的沥青或重质油充填带4、层内夹层 (2)夹层大小及延伸长度相对稳定夹层夹层在油层内延伸距离达到一个注采井距以上，相当于隔层较稳定夹层夹层在油层内延伸距离可达到注采井井距一半以上，但不到一个井距不稳定夹层夹层在油层内的延伸距离均小于注采井距之半，呈透镜状分布4、层内夹层 (3)夹层频率和密度夹层频率：单位厚度岩层中夹层的层数，层/米夹层密度：砂体中夹层总厚度与统计的砂体(包括夹层)总厚度的比值，%4、层内夹层 5、层内裂缝改变流体层内渗流特征[岩心和显微镜下描述]裂缝长度、宽度、产状、组合方式、充填性质、发育程度三、层内非均质性 6、垂直与水平渗透率比值(Kv／Kh)考察层内夹层对垂直渗透率的影响：Haldersen等，1984、1986Kve：有效垂直渗透率K：均质砂体垂直渗透率Fs：夹层密度，小数S：夹层频率，层数/米Lav：几何常数二维剖面中，C＝2；三维空间中，C＝3三、层内非均质性 7、层内渗透率非均质程度(1)渗透率变异系数Vk：渗透率变异系数Ki：层内某样品的渗透率值K：层内所有样品渗透率平均值n：层内样品的个数评价标准：Vk＜0.5非均质程度弱0.5＜Vk＜0.7非均质程度中等Vk＞0.7非均质程度强三、层内非均质性 (2)渗透率突进系数(Tk)Tk：渗透率突进系数Kmax：层内最大渗透率值K：层内所有样品渗透率平均值评价标准：Tk＜2非均质程度弱2＜Tk＜3非均质程度中等Tk＞3非均质程度强(3)渗透率级差(Jk)Jk：渗透率级差Kmin：层内最小渗透率Jk越大，渗透率非均质越强；Jk越小，渗透率非均质越弱。 陆相湖盆典型微相砂体的层内非均质性 直接影响注入剂的微观驱替效率包括：孔隙非均质、颗粒非均质、填隙物非均质[岩心规模]1、孔隙非均质2、颗粒非均质性3、粘土基质及胶结物四、微观非均质性 (1)孔隙、喉道大小孔隙、喉道类型、大小、分布状态、分选程度用各种孔喉半径参数定量描述润湿相流体存在时：有效孔喉半径＝实际孔喉半径―液膜厚度(2)孔、喉大小分布孔间干扰：流体沿大孔道渗流，而小孔喉水驱不到用分选系数、相对分选系数、均质系数、孔隙结构系数、孔喉歪度、孔喉峰态等参数定量描述(3)孔隙连通性用孔喉配位数、孔喉直径比、孔喉体积比表征孔隙连通性越好，越有利于油气采出(4)孔隙形状复杂性1、孔隙非均质 2、颗粒非均质性颗粒大小、形状、分选、排列及接触关系影响：孔隙非均质性、渗透率各向异性注水开发中储层自身的动态变化3、粘土基质及胶结物粘土基质及胶结物类型、含量、产状 油田采收率：Hk：水淹厚度系数，Hk＝f（层间非均质性、层内非均质性）Sk：水淹面积系数，Sk＝f（平面非均质性、层内非均质性）Lk：水淹层驱油效率，Lk＝f（微观非均质性）第四节储层非均质性对油田开发的影响 影响采收率主要因素：各种地质客观因素储层非均质性流体非均质性各种人为因素井网布置注水方式油井工作制度采油工艺经济管理水平第四节储层非均质性对油田开发的影响 1、层间非均质性→层间矛盾[多层合注合采]层间矛盾：层间干扰、单层突进好油层：注水井中吸水多，水线推进快；采油井中出油多差油层：吸水少，水线推进慢甚至不水驱，出油少层数↑、层间差异↑→层间矛盾↑一、宏观非均质性对油田注水开发的影响 大庆油田：三角洲前缘亚相开发层系Jk＜3，不出油的层占12%Jk＞3，不出油的层占86.3%河流相开发层系Jk＜5，不出油的层占13.5%Jk＞5，不出油的层占61.2%层间非均质性越强，层间矛盾越突出，水驱油效率越低 2、平面非均质性→平面矛盾(1)砂体连续性和连通性对注水开发效果的影响A、透镜状、条带状砂体：侧向连续性差无井钻达：油层保持原始状态→未动用剩余油区仅注水井：注水→憋高压未动用油层仅采油井：仅靠天然能量采出少量油，低压基本未动用油层B、“迷宫状”砂体：注采井网常不完善，注、采井间不连通，可导致“注不进，采不出”现象。 (2)渗透率方向性的影响水道：水窜部位经长期水洗之后而形成。主要发育：高渗条带方向：剩余油―低渗区古水流主流线方向：剩余油―主流线两侧延伸较远的大裂缝方向：剩余油―远离裂缝原始孔隙区 3、层内非均质性与水驱效果(1)渗透率韵律和渗透率非均质程度的影响A、单井点、厚油层正韵律：底部水淹型底部：水洗程度高，油井见水早、含水率上升快。长期→水道中上部：水洗程度弱甚至未水洗→剩余油 反韵律：均匀水淹型、水淹厚度系数大上部水淹严重、产液多：层内渗透率级差很大＋较稳定夹层全层驱油效率基本接近：均匀水淹型，渗透率级差不大底部先见水、水洗强：渗透差级差很小＋亲水 复合韵律：与韵律段厚度、渗透率大小、方向、级差相关复合正韵律复合反韵律均质韵律复合正韵律：分段水淹型复合反韵律：均匀水淹型均质韵律：水洗效果与厚度相关厚度薄：水洗效果一般较好（重力影响不明显）厚度大、无夹层：水洗效果一般较差（重力影响明显） B、注水井到采油井的剖面正韵律：底部水淹型注水井附近，水淹厚度较大，可达90%以上。水线推进一段距离后，水淹厚度变小，只有20%左右。 反韵律：三种情况注水井→采油井：上部水洗严重→下部水洗严重渗透率级差很大→一直是上部水洗严重渗透率级差很小→一直是下部水洗严重B、注水井到采油井的剖面 剖面上正反韵律交错：重力作用→距注水井排越远，底部越表现为优先水驱的趋势注水效果：反韵律＞复合韵律＞正韵律，均质韵律与厚度有关 (2)夹层的影响与夹层延伸长度、产状、发育程度有关相对稳定的平行夹层：延伸长度大于一个注采井距，有利水驱特点分隔厚油层，抑制纵向窜流，提高动用程度，增加水洗厚度；夹层频率和密度越大，水驱效果越好。 稳定性差的不连续平行夹层、交织的夹层：延伸长度小于注采井距，不利注水特点复杂渗流屏障，降低纵横向传导系数，导致剩余油、注采失败；夹层频率和密度越大，水驱效果越差。 (3)层理构造对水驱效果的影响大庆油田对不同层理砂岩储层注水模拟实验：不同水驱方向对斜层理砂岩的驱油效果表 润湿相液滴从大孔道自吸入小孔道的力分析示意图微观非均质性→微观驱替效率→微观规模剩余油分布1、孔隙系统中的微观驱替机理孔隙介质中滞留石油的力共有三种：(Dawe，1979)粘滞力：流体沿孔隙流动时的剪切应力造成重力：油、气、水的密度差造成毛管力：油湿储层（阻力），水湿储层（动力）自由渗吸现象：PC2＞PC1→润湿相液滴从大孔道自吸入小孔道（1）单孔道模型采油过程是驱动力克服阻力的过程。二、微观非均质性对采收率的影响 （2）双孔道模型：一对不等径的并联孔道模型A、水湿体系：取决于施压的大小施压很大：主要动力―外加压力，主要阻力―粘滞力（图C）施压过小：主要动力―毛管力，主要阻力―粘滞力（图D） B、油湿体系驱油动力―外加压力，驱油阻力―毛管力、粘滞力孔间干扰的典型模式：指进作用：注入水总是优先选择大孔道向前推进旁超作用：油滴被滞留在小孔道中C、混合润湿体系亲油部位捕集残余油滴。并联双孔道模型不适用 (3)串联孔道模型毛管截面渐扩渐缩模式：海恩斯跃进(Hainesjumps)―界面曲率逐点改变→界面两侧的毛管压力逐点改变→弯液面时而扩张、时而收缩：瞬变不平衡状态。 水湿体系：动力―毛管力、外力。残余油形成机理：侵入水自动润湿孔喉表面，随水膜变厚，喉道轴心的油颈被挤成丝状，最后油丝断裂，在喉道处形成水桥→阻塞油路→水桥后形成残余油。油湿体系：动力―外力，阻力―毛管力。孔喉隘口处→孤立油滴 (4)残油特征水湿储层不规则油滴（图A）：不同产状并联孔道中（a）H型孔隙中（b）死胡同孔隙中（c）孤立孔隙中（d）索状（图B）：油饱和度较大，残余油连贯簇状油块（图C）：油丝断裂、水桥阻塞、旁超作用造成 油湿储层油滴：“死胡同”孔隙中油膜：附着孔壁上，尤其孔隙表面较粗糙部分簇状油块：被小孔喉圈闭的死油区 2、碎屑岩孔隙非均质性对驱油效率的影响孔隙非均质性愈强，驱油效率越低（1）均质系数α与驱油效率（沈平平：东部、下第三系沙河街组砂岩）0＜α＜1：α→1，孔隙结构越均质强亲油条件下：阻力―毛细管力、粘滞力动力―外力η0＝-6.74＋66.42αr＝0.85η0.5＝7.3＋59.7αr＝0.91η10＝31＋48.6αr＝0.98η30＝41.2＋40.9αr＝0.93η30：岩样的驱油效率，下标为含水百分数结论：α越小，孔隙结构非均质越差，Rave与Rmax偏离越大，水线前沿大孔道突进严重，小孔道被其周围大孔道的水隔截为不连通孔隙，无水期直至最终期的驱油效率越低。 强亲水条件下：动力―外力、毛细管力，阻力―粘滞力η0＝-0.83＋75.2αr＝0.76η0.5＝24.6＋50.38αr＝0.73η10＝42.36＋45.78αr＝0.71η30＝49.6＋36.54αr＝0.65外力下（进汞曲线）：α↑→孔隙+喉道越均一→η↑毛细管力下（退汞曲线）：α’↓→喉道越不均一→η↑孔隙结构特征参数βη0＝69.2―46.6βr＝-0.75η0.5＝75.4―37.6βr＝-0.87η10＝88―33.1βr＝-0.82η30＝85.6―25.8βr＝-0.74β↓(α↑、α’↓)→η↑与η相关性：β较α高 （2）特征结构系数（1/DrΦp）与水驱油效率（王传禹，1981：大庆、砂岩）孔隙结构参数与驱油效率相关性对比表Φp：迂曲度因子，反映真实岩石孔隙结构与理论平行毛细管束之间的差别。Φp=1：毛细管束模型（Φp≥1）Dr：孔喉相对分选系数，反映均一度Dr↓→孔喉越均一（Dr≥0） （3）结构难度指数D与三次采油采收率（Dullien，1972）反映油滴在该种孔隙系统中排出的困难程度，D越大，油滴越不容易排出。统计样品：15种不同的砂岩、水湿油层、流体粘度中等 （4）孔隙结构系数Gs与水驱油效率（张芳洲等，1981：玉门老君庙、M层）K：渗透率，mdΦ：孔隙度，%M层储层发育特点：Perm低、So低、裂缝发育、厚度大、沉积稳定，孔隙小、非均质性很强。Dm：孔喉直径平均值Sp：孔喉分选系数Φr：大于有效孔喉（M层：0.691um）的连通孔喉百分数Gs＝f（胶结物成分、含量、产状）与宏观物性的关系：Gs＝28.4604―0.025908K―0.0090045Φ与驱油效率的关系：与驱油效率呈反比。孔隙结构越好→Gs↓，→η↑ 3、碳酸盐岩储层孔隙结构对石油采收率的影响储层非均质性较砂岩储层严重得多砂岩：少量试验数据一般具有代表性碳酸盐岩：少量试验数据一般不具有代表性采收率η＝f（流体性质、孔隙系统）A、孔喉大小比值：（孔隙、喉道）直径比和体积比↑→η↓（孔隙、喉道）直径比不变，但绝对大小↓→η↓B、孔喉配位数：Fatt(1956)：无限大的网络，配位数↑→η↑ Wardlaw(1978)：孔隙网络与采收率关系模型：四种基本孔隙网络每种基本网络具有相应的油气采收率实际孔隙网络由基本网络组合而成 （1）高晶间孔隙网络（数码XH）XHXLPHM特点：三重六边形网络，高晶间孔隙度，孔隙度≥20%，孔/喉比较低，孔隙粒径较规则储层：高晶间孔隙度白云岩η：≥55% （2）低晶间孔隙网络（数码XL）XHXLPHM特点：单一六边形网络，低晶间孔隙度，孔隙度≤5%，片状或层状晶间孔，宽度＜3um。储层：中粗晶石灰岩、白云岩，微晶灰岩，低孔细晶岩裂缝碳酸盐岩η：＜20% （3）高粒间孔隙网络（数码PH）XHXLPHM特点：各种大小组成的三重六边形网群，粒间孔隙度高，孔隙度≥15%，孔隙大小、形状与晶间孔隙相比不规则。储层：颗粒石灰岩η：≈45% （4）较大孔隙网络（数码M）XHXLPHM特点：孔隙为孔洞或溶洞，由比它更小的孔喉连结，孔隙体积大，孔/喉直径比大储层：溶孔、溶洞型碳酸盐岩η：比较低