中国海相碳酸盐岩油气资源丰富，勘探潜力巨大，是中国油气勘探战略接替区之一^[1]。海相碳酸盐岩油气勘探近几年取得了重大进展，相继发现了以塔里木盆地塔河油田、四川盆地普光气田为代表的一批大中型油气田。塔河油田为我国第一个、第一大古生界海相大油田，实现了我国古生代海相碳酸盐岩油气勘探真正意义上的重大突破^[2~3]。普光气田是中国储量规模最大、储层埋藏最深、资源丰度最高、原油裂解气规模最大、天然气最干、硫化氢储量最多、次生孔隙最发育的海相碳酸盐岩气田^[4]。

我国海相地层目前埋藏普遍较深（大部分在4000 m以上），经历了多期次构造运动的改造，加之控制因素众多，如沉积相、白云石化^[5~7]、大气淡水溶蚀、热液溶蚀^[8]、裂缝作用、硫酸盐热化学还原(thermochemical sulfate reduction，TSR)反应^[9]、径一水一岩相互作用^[10~11]、原油裂解、构造抬升，导致储层成岩和油气成藏都非常复杂。为此，本文从控制海相碳酸盐岩储层的地质条件入手对塔河油田、普光气田储层特征进行对比研究，以期对今后海相碳酸盐岩领域的勘探有所启示。

1.   储层基本特征

1.1   储层物性

(1) 塔河油田  塔河油田奥陶系储层岩性主要为灰岩，中一下奥陶统常规小样品孔隙度在0.1%~6.7%之间，平均1.15%，渗透率在0.002~380×10^-3μm²之间，平均3.4×10^-3μm²; 上奥陶统良里塔格组常规小样品孔隙度在0.005%~8.3%之间，平均1.186%，渗透率在0.001~ 250×10^-3μm²之间，平均1.2×10^-3μm²; 奥陶系全直径样品孔隙度在0.2%~ 9.4%之间，平均2.25%，渗透率在0.01~821×10^-3μm²之间，平均4.9×10^-3μm^2①。按石油天然气储量计算规范2005版，为特低孔特低渗储层。但全直径样品和常规小样品都不能反映对本区至为重要的大型缝洞发育段的储集性能和产能情况，这类储层因岩心破碎或取不到岩心而缺乏实测数据，识别大型缝洞最有效、最直接的方法是钻井过程中的钻具放空、泥浆漏失、钻时加快等现象。

① 中石化西北分公司勘探开发研宄院，2005.新疆塔里木盆地塔河油田探明储量区奥陶系整体油藏描述，内部报告

(2) 普光气田  普光气田飞仙关组储层岩性主要为糖粒状残余鲕粒白云岩、残余鲕粒白云岩、鲕粒白云岩、结晶白云岩、含烁屑鲕粒白云岩，孔隙度分别在3.17% ~ 28.86%、1.95% ~21.98%、2.30% ~21.14%、1.02%~17.56%、0.94%~18.86%之间，平均值分别为12.71%、8.74%、9.73%、3.97%、9.89%，渗透率分别在0.0379~3354.6965、0.0126~1816.0716、0.0163~2823.2115、0.0123~954.8462、0.031 ~551.9429 ×10^-3μm²之间，平均值分别为479.3390、143.5190、31.0815、17.8417、6.0283 ×10^-3μm^2[12]，按石油天然气储量计算规范2005版，主要为中高孔中高渗储层。

1.2   储集类型

(1) 塔河油田  塔河油田奥陶系储层大洞、大缝特别发育，发现的最大未充填溶洞为29.49m (T808K井5763.51 ~ 5793.00 m)，岩心上发现的最大全充填溶洞为20.0m (T615井5535 ~5555m)，测井识别的最大全充填溶洞为73m (TK409井5586 ~ 5659m)^②。裂缝也非常发育，S101井在5694.48 ~ 5694.87m见到具断层泥和滑动擦痕的大裂缝存在，缝宽大于6cm，缝内充填物为方解石、碳质和泥质，结构疏松；T403井5417 ~5428m含油的有效裂缝达6.1条/m，平均裂缝孔隙度2.15%，平均孔洞孔隙度1.3%^②。塔河油田储集类型多样，按孔、洞、缝的发育程度分为6种：裂缝型、孔洞一裂缝型、裂缝一孔洞型、浅滩裂缝一孔隙型、大型洞穴充填物孔隙型、裂缝一溶洞型^②。

② 西南石油局贵州勘探开发研究院. 2004.阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩加里东中期岩溶作用机制研究，内部报告

(2) 普光气田普光气田储集类型比较单一，为孔隙型或裂缝一孔隙型，储集空间以孔隙为主，裂缝对储层物性起到一定的改善作用。

1.3   储层非均质性

(1) 塔河油田  塔河油田奥陶系储层非均质性极强，开发实践证实，高产稳产井旁可出现干井，稳产井与非稳产井交叉分布，相距较远的井可相互连通，而相邻的井却互不连通，且流体性质差异较大，具有多缝洞系统、多压力体系、多渗流单元的特征。

(2) 普光气田  普光气田长兴组天然气H₂S含量14.7%~16.0%，CO₂含量8.73%~9.469%;飞仙关组天然气H₂S含量14.7%~17.2%，CO₂含量7.71% ~10.5%^[13]，各井硫化氢、二氧化碳含量相近，反映储层非均质性弱。另外，所有探井均获高产也可以说明这一点^[14]。

2.   成岩作用

2.1   溶蚀作用

(1) 塔河油田  塔河油田奥陶系碳酸盐岩经历了多类型岩溶作用（同生期岩溶、风化壳岩溶、埋藏岩溶)^[15~16]。同生期岩溶仅见于极浅水沉积的碳酸盐岩内，较深水沉积的碳酸盐岩内未发现，其分布严格受沉积相的控制；风化壳岩溶最为重要，可以形成大洞、大缝，主要发生于海西早期，其次是加里东中期^[17~19]; 埋藏岩溶主要发育在滩相生物灰岩中，溶蚀孔隙分布较为均匀、孔径小（一般0.01~0.03mm，少数可达0.10mm以上）。

(2) 普光气田  普光气田仅包括同生期岩溶作用和埋藏期岩溶作用。同生期受大气淡水影响，发生选择性溶蚀作用，形成鲕模孔、鲕粒内溶孔、生屑模孔和生物体腔溶孔等，以鲕模孔和鲕粒内溶孔为主。埋藏期溶蚀作用可分为两期，第一期溶蚀介质是有机质成熟过程中生成的有机酸，增加的溶蚀孔隙有限，多被沥青充填或半充填；第二期溶蚀介质是原油裂解及TSR反应生成的H₂S和CO₂, 溶蚀作用异常强烈，是普光气田优质白云岩储层形成的重要机制。

普光气田溶蚀作用具有以下特点：

① 构造适中部位储层物性更好  普光气田储层物性纵向上可分为3段(表 1)，上段埋深4770~4990m，孔隙度在5.50%~7.50%之间，渗透率在5~19×10^-3μm²之间；中段埋深4990~5385m，孔隙度在7.37%~10.36%之间，渗透率在45~446.640×10^-3μm²之间；下段埋深 > 5385m(?)，孔隙度为7.50%，渗透率为3.4×10^-3μm²，中段最好，上段次之，下段较差。储层物性如此分布是有其必然性的，其原因详见下文。

表  1  普光气田测试结果^[14]

Table  1.  Gas testing results in Puguang gas field

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② TSR反应是在封闭系统中发生的  膏岩因岩性致密、可塑性强，对油气具有极强的封盖能力。普光气田不仅有飞仙关组飞四段膏岩、灰岩及泥质岩直接盖层，而且有厚逾千米的嘉陵江组、雷口坡组膏岩、膏质岩区域盖层，保存条件极佳。普光气田硫化氢含量为四川盆地之最，也说明封闭性很好。

③ CO₂具有较强的溶蚀能力  CO₂溶于水即为碳酸，碳酸在水中的电离分为二级，即。一般根据碳酸的一级电离常数K₁= 4.2 × 10^-7, 二级电离常数K₂=5.6× 10^-13认为碳酸是一种弱酸。K₁= 4.2 × 10^-7是根据在298K时，1L水能溶解0.9 LCO₂，并且假定二氧化碳全部转变成碳酸时计算出来的。实际上在二氧化碳的饱和溶液中，大部分二氧化碳是以结合微弱的水合分子形式存在的，只有1/600转变成碳酸，所以碳酸的实际电离常数为2× 10^-4，强于甲酸(电离常数为1.77 × 10^-4)，根据结构式分析碳酸酸性也强于甲酸^[20]，地层酸化实践表明106的甲酸相当于6.86的HC1^[21]，因此CO₂具有较强的溶蚀碳酸盐岩的能力。

① 硫化氢不是主要的溶蚀介质

1.氢硫酸是弱酸。H₂S溶于水即为氢硫酸，氢硫酸在水中的电离分为二级，即H₂S↔H⁺+HS^-，HS^-↔H⁺+S^2-。一级电离常数K₁=1.1× 10^-7，二级电离常数K₂ = 1.3×10^-13。一级电离常数碳酸为氢硫酸的1800多倍。地层水中碳酸的电离，会导致H⁺浓度明显增加，因而很大程度上抑制了氢硫酸的电离，降低了氢硫酸的影响。

表  2  硫化氢溶蚀碳酸盐实验模拟后溶液中主要化学成分表^[22]

Table  2.  Major element contents of solution after carbonate rock dissolved by sulfureted hydrogen

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2.硫化氢溶蚀碳酸盐岩效果不佳。硫化氢溶于水后形成氢硫酸，氢硫酸是混合物，含有不同的分子和离子(硫化氢分子、水分子、H⁺、S^2-、HS^-、极少量OH^-)，氢硫酸溶蚀碳酸盐岩可能的产物为硫化钙(CaS)、硫化镁(MgS)。但硫化钙在有二氧化碳参与的水溶液中进一步反应生成碳酸钙沉淀和硫化氢气体，反应式为; MgS溶于水发生双水解，生成氢氧化镁，反应式为，氢氧化镁几乎不溶于水，在水中的溶解度为0.0009g/100g (18℃)。硫化氢溶蚀碳酸盐岩实验模拟后溶液中未检出OH^-离子^[22]可能就是因为OH^-和Mg²⁺结合形成了氢氧化镁沉淀。

如果氢硫酸对碳酸盐岩确实具有较强的溶蚀作用，则溶蚀作用应一直进行下去，直至硫化氢消耗完毕或地层水饱和为止，但普光气田现今H₂S含量很高、地层水矿化度不高，部分层段盐度甚至接近零^[23]，也表明H₂S溶蚀碳酸盐岩效果不佳。

3.短时间（100天）的硫化氢溶蚀碳酸盐岩实验模拟后SO₄^2-离子含量即可达到2002.7mg/L^[22]，而普光气田现今地层水SO₄^2-离子含量最大才378mg/L^[23]，说明硫化氢不可能是碳酸盐岩被溶蚀的主要原因。

4.马永生^[22]根据硫化氢溶蚀碳酸盐岩实验认为硫化氢的溶蚀作用明显改善了储层物性。根据前述，硫化氢溶蚀碳酸盐岩效果不佳，而模拟实验储层物性得到极大改善的原因，是硫化氢在空气中被氧化为二氧化硫，二氧化硫与水反应生成亚硫酸，亚硫酸进一步被氧化成硫酸，而硫酸是众所周知的强酸，溶蚀碳酸盐岩的能力极强。这个过程也解释了硫化氢溶蚀碳酸盐岩实验模拟后溶液中SO₄^2-离子从何而来，但和实际地质条件为还原环境明显不同。

⑤ 普光气田碳酸盐岩溶蚀异常强烈主要和原油裂解成气及TSR反应有关原油裂解成气会产生强烈的增压效应。理论计算表明，理想封闭系统内，1%体积的原油裂解产生的气体可使储层压力达到静岩压力。模拟实验表明，在标准温度、压力条件下，单位体积的标准原油裂解可产生534.3体积的气体。

TSR反应不仅能够加速烃类裂解成气，而且使烃类裂解比较充分，裂解生气量有TSR反应实验组是没有TSR反应实验组的2倍，甲烷生成量甚至可达3倍^[24]，会造成比一般热裂解更大的超压。TSR反应还能够生成大量淡水，杜春国(2007)^[23]的研究表明普光气田TSR反应生成的淡水将原生地层水稀释了大约3倍。淡水不仅对碳酸盐岩具有较强的溶蚀作用，而且使油（气）藏中流体得到持续补充，有助于超压积累和流体排放的反复进行。

超压增大到一定程度就会发生压力泄漏，地层水在超压的作用下快速流动，而流体流速对溶蚀率具有决定性的影响^[25]，由于超压积累的连续性、超压泄露的的多期性和周期性，最终对碳酸盐岩造成了强烈溶蚀。在这一过程中，流体周期性的自油（气）藏中心向四周快速运移，溶蚀的物质被带到边部，如果达到饱和则沉淀下来。比较而言，油（气）藏下部最容易接受沉淀，上部次之，中部最难，因此如前所述，气藏中部储层物性最好，上部次之，下部最差。

2.2   白云石化作用

(1) 塔河油田  塔河油田上寒武统及下奥陶统蓬莱坝组以白云岩为主，主要储层下一中奥陶统鹰山组、中奥陶统一间房组、上奥陶统良里塔格组以灰岩为主，白云石化程度较弱。目前钻遇上寒武统一下奥陶统蓬莱坝组井极少，2008年塔深1井8404 ~ 8406m上寒武统发现褐黄色液态烃，6800~7358m上寒武统一下奥陶统蓬莱坝组获天然气流，白云岩储层为塔河油田超深层重要的储层类型。

(2) 普光气田  白云石化作用是普光气田改善储层质量的重要因素，但由于白云石化作用的复杂性，仍有一些问题存在争议。

① 白云石化后孔隙体积是增加、减少还是不变?

王一刚等(2007)^[26]根据鲕粒白云岩中鲜见白云石晶粒间的多面体晶间孔，而且有原岩的结构或结构幻影保存，认为白云石化过程是等体积交代，不会有伴随白云石化的体积收缩孔产生。

白云石化后由于矿物体积变化导致的孔隙体积有可能增加，也有可能减少，还有可能不变^[27]。

(a) 孔隙增加的化学反应式

在这一反应中，被交代矿物如果为文石，矿物缩小的体积为5.76%，如果为方解石，缩小的体积为12.96%。

(b) 孔隙减少的化学反应式

在这一反应中，被交代矿物如果为文石，矿物体积增加88.5%，如果为方解石，增加74%。

(c) 等体积交代的化学反应式

在这一反应中，被交代矿物为文石时, x取0.12，为方解石时x取0.26，反应前后岩石体积不发生变化，只有离子浓度的减少。

在酸性溶液中，CO₃^2-将与H⁺结合形成HCO₃^-，因此溶液的pH值< 7时，CO₃^2-将不会以游离方式存在，不利于反应式（Ⅱ）、（Ⅲ）的发生，利于反应式(Ⅰ)的发生，从而增加孔隙。晚三叠世普光气田的烃源岩成熟产生的酸性水开始进入储层，早侏罗世地温达到120℃，TSR反应启动，产生大量的H₂S和CO₂, 目前H₂S含量达17.2%，CO₂含量达10.5%，故自晚三叠世以来地层水一直处于酸性环境，白云石化应以体积缩小、孔隙增加为主，如在结晶白云岩中可以观察到颗粒收缩现象^[25]。

② TSR反应和白云石化哪个更重要?

黄思静等(2007)^[25]认为埋藏成岩过程中封闭系统的白云石化可能是四川盆地东北部优质储层形成最为重要的成岩机理，没有这种白云石化作用就没有四川盆地东北部三叠系飞仙关组的优质储层。王瑞华等(2006)^[29]认为对储层贡献最大的成岩作用主要是发生在中一深埋藏环境下的溶蚀作用、新生变形作用和破裂作用。马永生等(2007)^22]认为硫化氢对碳酸盐岩储层的强烈溶蚀改造作用可能是普光高含硫化氢天然气藏深部优质储层空前发育的最重要原因，硫化氢的溶蚀作用使储层孔隙度平均提高3% ~ 8%。

根据埋藏史分析，普光气田在侏罗系沉积后期埋藏深度超过8000m，目前埋深在6000m左右。相对其埋深，储层的压实强度并不高，如鲕粒白云岩的鲕粒球状外形保存的比较好，鲕粒之间为基底式胶结，未见明显的定向排列(图 1)，因此普光气田储层如此之好首先和抵抗压实作用的机制有关。

图  1  普光2井岩石薄片特征

Figure  1.  Thin section features of rocks from Puguang-2

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这种机制包括早期胶结作用、异常高压、白云石化等。普光气田长兴组相同沉积相的白云岩、灰岩样品孔隙度存在较大差别：礁后浅滩白云岩孔隙度为1.19%~ 18.05%, 平均6.57%, 灰岩孔隙度为0.24% ~ 14.07%，平均2.99%，白云岩与灰岩平均孔隙度之差为3.58%;生物礁白云岩孔隙度为2.479% ~ 6.46%，平均4.20%，灰岩孔隙度为0.27% ~ 1.02%，平均0.60%，白云岩与灰岩平均孔隙度之差为3.60%;礁前斜坡白云岩孔隙度为3.58% ~6.87%，平均5.23%，灰岩孔隙度为0.19% ~ 2.69%，平均1.19%^[30]，白云岩与灰岩平均孔隙度之差为4.04%。相同沉积相的白云岩、灰岩平均孔隙度之差在3.58%~4.04%之间，变化较小。由于样品来自同一沉积相，胶结作用、异常高压等因素对物性的影响是相似的，白云岩和灰岩平均孔隙度之差可以认为是由于岩性差异即白云石化作用造成的，即白云石化作用使储层平均孔隙度提高3.5%~4.0%。

考虑到TSR反应发生时地层温度已大于120℃，这时已是封闭系统，储层内部物质与外界环境之间不存在大规模物质交换，溶蚀的结果基本上是储层内部物质的再分配，不会导致储层孔隙度明显增加，TSR反应主要是对储层进行强烈改造，改善程度并不大，因此白云石化是普光气田优质储层形成最重要的原因。

3.   储层控制因素

3.1   构造作用

(1) 塔河油田  塔河油田奥陶系储集空间以构造变形产生的构造裂缝与岩溶作用形成的孔、洞、缝为主，构造对储层的控制作用体现在区域构造、断裂及岩溶古地貌3方面。

① 区域构造  加里东中期，塔河油田所在的阿克库勒凸起开始形成，构造变形宽缓，地貌起伏不大，水动力相对较弱，加之断裂还不十分发育，因此岩溶强度不大，绝大部分在不整合面之下0~30m，断裂带附近可较深。

海西早期区域构造对岩溶的控制作用体现在多个方面：①海西早期运动使全区抬升，中上奥陶统、志留系、泥盆系大部被剥蚀，石炭系(图 2)在构造高部位也被剥蚀，下一中奥陶统鹰山组、中奥陶统一间房组碳酸盐岩地层出露地表，处在大气水直接或间接改造的范围内，岩溶作用得以进行；②阿克库勒凸起地形高差大，水动力强，持续时间长，岩溶作用强烈，大型洞穴特别发育；③阿克库勒凸起是一个长期发育的古隆起，处于长期的构造应力集中部位，张裂缝发育；④阿克库勒凸起多期次隆升，在潜水面控制下，海西早期岩溶发育3 ~ 4个岩溶旋回(图 3)。

图  2  塔河油田不整合面分布图

Figure  2.  Distribution of unconformity pinch-out lines in Tahe oilfield

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图  3  塔河油田T702-S73井洞穴层对比图

Figure  3.  Well T702-S73 karst cycles of Tahe oilfield

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② 断裂  塔河油田基质基本不具备储渗能力，断裂限定了流体运动的方向，增加了水与碳酸盐岩的接触面积，增大了地表水及地下水的溶蚀范围，改善了碳酸盐岩的渗流作用，使溶蚀作用增强，溶蚀速度加快，不仅使早期形成的溶蚀孔洞进一步扩大，而且可以形成新的溶蚀孔洞，裂缝本身的溶蚀扩大也可以成为有利的储集空间，因此断裂附近，尤其是多组断裂交汇地带，往往形成优质储层。

③ 岩溶古地貌  加里东中期岩溶古地貌较为平缓，起伏不大，难以进行次一级地貌单元划分，古地貌对加里东中期岩溶的控制也不太明显。

海西早期岩溶古地貌起伏较大，地形高差在400m以上，北高南低，北侧为岩溶高地，南侧及东西两侧为岩溶谷地，其间为岩溶斜坡，以岩溶斜坡最为有利，且保存机率较高（特别是岩溶缓坡及其上的岩溶残丘），其次是岩溶高地、岩溶谷地接近岩溶斜坡的地区。

(2) 普光气田  受构造运动影响，长兴组一飞仙关组发生了5期断裂活动，张性破裂3期，压性破裂2期，形成了张性裂缝和压性微裂缝。张性裂缝缝宽2 ~ 10mm，前2期被方解石充填，晚期未被充填；压性微裂缝缝宽小于0.5mm，被沥青、白云石充填。构造作用形成的裂缝扩大了储集空间，改善了储层连通性。

3.2   沉积相

(1) 塔河油田  下一中奥陶统鹰山组、中奥陶统一间房组以台地相纯一较纯灰岩为主，各类岩石化学成分非常相似，变化不大，CaO、SiO₂、Al₂O₃、MgO含量分别在51.46%~ 54.99%、1.98%~3.40$、0.26%~0.86%、0.12%~0.95%之间，K₂O、Na₂O、FeO含量非常低^①(表 3)，利于裂隙的发育和延伸，也利于岩溶的广泛拓展，岩溶无选择性，可发生于任何岩石类型及岩石组构，基本上不受沉积相控制，具有明显的跨层特征，大型洞穴特别发育。

表  3  塔河油田奥陶系化学成分表^①

Table  3.  Chemical compositions of Ordovician rocks from Tahe oilfield

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① 西南石油局贵州勘探开发研宄院.2004.阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩加里东中期岩溶作用机制研宄，内部报告.

上奥陶统良里塔格组沉积时期碳酸盐台地虽发育，但台地规模较小，明显受到陆源物质注入的影响，岩石类型非常复杂，化学组成变化非常大^① (表 3)，CaO、Si0₂、A1₂0₃、MgO含量分别在12.55% ~53.71%、2.66% ~50.02%、0.71% ~ 13.17%、0.39% ~ 1.81%之间，K₂0、Na₂0、FeO含量也较高，分别在0.081% ~ 3.70%、0.01% ~ 0.29%、0.22% ~ 3.16%之间，因此岩石可溶性、透水性不如中一下奥陶统鹰山组、中奥陶统一间房组，裂隙的发育程度和延伸长度受到限制，沿裂隙的溶蚀扩大也受到限制，只有在可溶岩与非可溶岩的接触部位，非可溶岩起挡水作用，利于地下水在其附近聚集和流动，形成集中的岩溶带。恰尔巴克组/一间房组、桑塔木组/良里塔格组之间既是加里东中期不整合面发育时期，同时又构成明显的岩性界面，岩溶作用主要沿这些界面进行，形成层状岩溶缝洞。加里东中期第Ⅰ幕岩溶作用基本上在一间房组顶部0~35m范围，加里东中期第Ⅱ幕岩溶作用基本上在良里塔格组顶部0~20m；范围，具有明显的层控性，缝洞规模相对也较小。

(2) 普光气田  普光气田沉积环境长兴期为陆棚一台地边缘礁滩一开阔台地组合，飞仙关期为陆棚一台地边缘礁滩一蒸发台地组合。陆棚长兴期主要为硅质岩、页岩，飞仙关期主要为灰岩、泥灰岩，开阔台地主要为生屑灰岩、砂屑灰岩，局限台地主要为泥一粉晶白云岩、灰岩、膏岩，均无优质储层发育。只有台地边缘礁滩水体浅、能量高，沉积亮晶鲕粒白云岩、亮晶含烁屑鲕粒白云岩、骨架海绵礁白云岩、障积海绵礁白云岩等，经历一系列成岩作用后物性仍然很好，发育优质储层。

4.   结论

(1) 碳酸盐岩储层类型多样，白云岩可以形成优质储层（普光气田），致密灰岩也可以形成优质储层（塔河油田）台地边缘礁滩相可以形成优质储层（普光气田），开阔台地相也可以形成优质储层（塔河油田）清水沉积的质纯灰岩可以形成优质储层（塔河油田下一中奥陶统），混水沉积的生屑泥晶灰岩也可以形成优质储层（塔河油田上奥陶统）。

(2) 礁滩型储层一般物性较好，储集类型为孔隙型或裂缝一孔隙型，非均质性弱（塔河油田、普光气田）风化壳岩溶型储层一般物性较差，储集类型多样，非均质性极强（塔河油田）。

(3) 白云石化是超深层(> 6000m)碳酸盐岩储层形成的重要机制（塔河油田、普光气田），白云岩较灰岩平均孔隙度可提高3.5%~4.0% (普光气田），TSR反应主要是对储层进行强烈改造，改善程度并不大（普光气田）。

(4) 沉积相、构造作用均为碳酸盐岩储层重要的控制因素，对不同类型储层的影响程度、影响方式不尽一致：对于风化壳岩溶型储层，沉积相的影响主要体现在对岩石可溶性、透水性的控制上，在岩石可溶、透水的基础上构造作用控制了储层的发育范围及程度（塔河油田）礁滩型储层受沉积相的严格控制，构造作用形成的裂缝对储层物性有明显改善（塔河油田、普光气田）。