控制碳酸盐岩储层物性的因素主要可以概括为沉积环境、成岩作用和构造活动3个方面。储层储集条件的好坏及后期变化和改造均与沉积物类型和沉积环境有明显关系，因而沉积环境对碳酸盐岩储层的发育具有重要的控制作用。由于碳酸盐岩储层岩石学上的特殊性，对成岩作用异常敏感，成岩作用可以对岩石的原始结构进行大规模的改造，使岩石的孔隙类型、孔隙结构特征发生变化，从而在一定程度上对储层物性的好坏起决定作用。构造抬升所造成的沉积间断面和不整合面附近的岩溶作用可以形成岩溶型储层，同时可以形成与构造作用相关的各种节理、裂缝，对于连通孔隙、增加储层的渗透性有非常重要的作用。
图2-34 不同阶段不同地点成岩作用引起的孔隙变化
（一）沉积环境与储层的发育特点
碳酸盐岩储层可出现在含油气盆地的各种圈闭类型中，包括构造和构造相关圈闭、古地形圈闭、地层圈闭（沉积和成岩相变化）及水动力圈闭等，但无论是何种类型圈闭中的储层，其储层储集条件的好坏和后期变化和改造均与沉积物类型和沉积环境有明显关系，因而沉积环境对碳酸盐岩储层的发育具有重要的控制作用。在碳酸盐沉积物中，原生孔隙的发育程度主要决定于沉积环境中水动力能量的高低及生物的生长方式，高的水动力能量是浅滩带中形成粗大粒间孔隙的直接原因，如鲕粒灰岩和其他砂屑灰岩等，在动能较低的环境中，可以堆积微小生物或破碎的贝壳，形成细小的粒间孔隙，同时在中高能环境生物碎屑灰岩中，如厚壳蛤、有孔虫、双壳类富集时，粒内孔隙也是极为重要的储集空间。生物生长对原生孔隙的发育也有明显影响，如造礁生物形成的骨架孔隙（如珊瑚等），但这种孔隙易于受后期成岩作用的改变。碳酸盐沉积中，有利于储层储集空间发育的部位有其特定的沉积环境条件（图2-35）。
图2-35 碳酸盐岩储层分布和发育的沉积环境格架
沉积型储层的发育主要受沉积环境和岩相控制，主要包括生物礁体储层、潮缘相储层、碳酸盐滩坝储层和重力流沉积储层，其次也包括深海白垩类储层等。其中，礁、滩及与构造有关的滩礁储层中拥有丰富的油气资源，在世界范围不乏大型和巨型油气田。统计数据表明，其所拥有的可采储量占世界总量的19%，占碳酸盐岩储层储量的 70%，世界上现已发现的3个超大型油田，整个或部分是以礁、滩作为储层的，如沙特阿拉伯的加瓦尔油田（储量87×108 t）和Rurnaila油田（储量20×108 t）、伊拉克的基尔库克油田（储量23×108 t）。
1.内陆架环境中的碳酸盐岩储层
潮缘相（peritidal facies）。潮缘相包括潮上和潮间沉积环境，虽然潮缘沉积大多数存在于内陆架背景，但在台地其他地方也可以发育，如在台地边缘和中陆架背景暴露水面的岛屿上也可发育。发育位置一般在滨岸潮坪、岛屿背风侧和礁后陆架，主要的储层为风成碳酸盐岩和海滩碳酸盐砂沉积，另外包括潮道砂沉积等，岩性上既有灰岩也有白云岩，其中发育各种类型的孔隙，常见的孔隙类型包括晶间孔（白云岩）、窗孔状孔隙及铸模孔和溶蚀孔洞，其孔隙度和渗透率变化较大，其中风成和海滩碳酸盐砂孔、渗相对较高。潮缘沉积的一个重要特点是在原始沉积相组合中伴生有非渗透的封盖层，极易形成有利于油气形成的地层圈闭条件，如在干旱气候条件下，在海退或进积沉积体系中，潮上带蒸发岩沉积可在上倾方向形成侧向封堵或上覆盖层，使油气聚集于孔隙性潮坪沉积中，同样在海进或向上变深的沉积序列中，也可形成有效的地层圈闭（图 2-36）。在潮湿气候条件下，致密灰岩和煤系也可提供侧向或垂向封堵作用，形成潮缘地层油气圈闭。
2.内陆架-台地边缘环境储层
在现代和古代碳酸盐沉积中，内陆架-台地边缘环境中储层最为发育，其发育程度和位置根据台地类型的差别而有所不同，但最为常见的储层为碳酸盐砂滩和礁体。
（1）碳酸盐砂滩（图2-37）：沉积于台地浅水高能环境，可形成于几种特定的沉积环境条件下。①沿台地边缘背风侧，形成鲕滩灰岩、礁坪生物碎屑砂；②在中、内陆架水流搅动带，形成鲕粒、生物碎屑、藻灰结核（核形石）和球粒潮坝或砂洲；③外陆架大型岛屿的背风侧，形成广泛分布的生物碎屑砂滩；④海边砂滩和潮道砂体，形成鲕粒、球粒和生物碎屑砂。在以上这些背景条件下，由于快速沉积物加积和海平面下降可使这些砂体周期暴露水面，造成砂体和相邻相带的快速变化。总之，碳酸盐砂滩沉积通常由分选良好的泥粒灰岩和颗粒岩组成，粒间、粒内、铸模孔隙发育，发育纹理、粒序及交错层理和强烈生物扰动，孔、渗条件普遍较好，储层大部分非均质性不明显。
图2-36 潮缘环境对油气聚集的控制作用
（2）生物礁体：是碳酸盐岩储层中最为重要的类型之一，根据形态可分为堡礁、圆丘礁、斑礁、环礁等，依发育程度分生物滩、灰泥丘、生物丘、圆丘礁和堡礁。礁体可发育于陆架及陆架边缘地带，前者礁体规模较小，包括生物丘、圆丘礁、补丁礁和边缘礁等，后者规模大，主要以堡礁为主。另外礁体也可发育于陆坡上斜坡地带（塔礁）。根据生物类型，划分为珊瑚、海绵、藻、生物碎屑等礁体类型。原始沉积的生物礁体普遍具有良好的储集性能，表现为高孔隙度特征，能否形成良好的油气储层，关键在后期的成岩变化。
3.台地前环境储层（包括碳酸盐滩和环礁、陆坡、盆地等环境）
该环境包括原地生物礁体（尖头礁或塔礁）、大型碳酸盐浅滩或环礁，斜坡到盆地由台地起源的碎屑沉积及远洋或半远洋碳酸盐岩和相关的硅质骨骼碎屑等储层。
（1）尖头礁或塔礁：发育于台地前缘背景，特点是高/宽比大，平面上呈近圆形或椭圆形，垂向上储层渗透性可高可低，主要依赖于内部岩性和后期的成岩变化，侧向与蒸发岩或盆地泥晶灰岩伴生，在垂向上或侧向上易于形成封堵而形成地层-构造圈闭。古代实例如密执安盆地志留系塔礁（图2-32）。
（2）大型环礁和近海浅滩复合体：在现代和古代碳酸盐环境中，环礁（围绕浅或深的中央潟湖边缘分布的环状礁体）和碳酸盐浅滩（远滨，浅水台地）形成的各种类型油气储层在世界许多盆地中广为发育，并且通常为页岩和蒸发岩所包围，形成了许多大型油气聚集层，大型环礁储层实例如典型的二叠盆地马蹄形礁（石炭—二叠纪）（图2-38），而近海大型浅滩复合体典型实例如巴哈马礁（白垩纪—现代）和阿尔伯达盆地泥盆系近海浅滩（图2-39），其储层包括边缘礁和颗粒灰岩滩、滩内补丁礁、环礁、潟湖相和潮缘相，其沉积厚度通常较大，物性条件较好。
图2-37 浅陆架和潮缘环境碳酸盐砂储层的几何分布
（3）斜坡到盆地相储层：台地、环礁和碳酸盐滩向海方向的斜坡和盆地环境中包括两种成因的碳酸盐岩油气储层，即①起源于浅水区而沉积于台地前的再沉积碎屑储层；②开阔大洋中从表面水沉降形成的半远洋和远洋细粒骨骼和相关的陆源碎屑储层。其中以再沉积台地碎屑储层最为常见，特别在克拉通内盆地中。
再沉积台地碎屑岩储层是指浅水陆架（台地、滩和环礁）及上斜坡起源碳酸盐碎屑通过各种重力块体搬运机制而在相邻深水斜坡或盆地背景中的沉积体（图 2-40）。包括岩崩沉积，如沿海底断层崖和峡谷壁形成的滚动和自由掉落块体或碎屑颗粒沉积、礁前砾岩和角砾岩等；由半固结和部分岩化岩体的滑动而形成的滑动或滑塌沉积；各种沉积物重力流沉积，如浊流、颗粒流、液化沉积物沉积和碎屑流沉积。其中，在现代沉积物和古代岩石中，浊流和碎屑流沉积是斜坡和盆地环境中最为常见的再沉积碎屑储层，它们既可直接沉积于台地边缘附近，也可搬运很远距离而远离台地边缘，而逐渐融入典型的薄层远洋和半远洋盆地沉积当中。再沉积碎屑储层的成分复杂，颗粒大小从泥晶灰岩—颗粒岩—巨砾岩不等，其层序和几何形态与相邻的盆地类型、沉积物搬运方式、台地—斜坡的角度、碎屑源为点源或线状源等有很大关系，孔隙体系表现为明显的复杂性和多变性，与沉积物原始结构成分及沉积水深、距台地远近、以及同沉积和沉积后孔隙的改造等有关。常见的储层形成模式包括海底扇、斜坡裙、片状碳酸盐碎屑流沉积等。
图2-38 得克萨斯二叠盆地北部中陆盆地省油田及马蹄环礁（C-P）等厚图
图2-39 加拿大西部阿尔伯达盆地横穿泥盆系 Golden Spike油田及近海碳酸盐浅滩复合体岩相剖面图
远洋和半远洋沉积储层指半远洋细粒碳酸盐岩和陆源碎屑及远洋碳酸盐岩沉积。一般其自身的储集物性较差，储层形成的关键在于是否存在裂隙和白云岩化作用，该类储层中最为常见的是深海白垩沉积。
图2-40 不同类型台地再沉积台地碎屑的类型和分布模式
（二）成岩作用在碳酸盐岩储层形成过程中的作用
1.成岩作用与孔隙形成作用
在成岩作用过程中部分原生孔隙可以得以继承和保存，如粒间孔隙、粒内孔隙、晶间孔隙、各种微孔隙（白垩）、生物钻孔和潜穴、骨架孔隙和窗格状孔隙等（图2-41）。碳酸盐岩储层由于早期成岩胶结作用强烈，与碎屑岩相比在早期成岩作用阶段就已损失了大量孔隙，在其之后的成岩作用过程中，由于碳酸盐胶结作用使岩石在早期固化，可以抵抗机械和化学压实作用而在坚硬的岩石骨架中保存有残留的各种原生孔隙。但与碎屑岩相比，主要由原生孔隙组成的储层是很少的，而大部分碳酸盐岩储层主要由次生孔隙构成。
图2-41 与沉积环境和相关因素有关的原生孔隙分布
碳酸盐矿物和非碳酸盐矿物的溶解作用可以使原生孔隙增大或产生新的孔隙，它是碳酸盐岩储层中发现的大部分孔隙形成的主要原因，如颗粒和岩层的溶解作用形成的铸模孔、溶蚀孔、洞等。碳酸盐岩中的任何组分均可发生不同程度的溶解作用。在早期地表成岩环境中，溶蚀孔隙主要是文石、镁方解石、方解石和硫酸盐矿物；在浅埋藏成岩环境中，文石和方解石是主要的溶蚀矿物；在地下成岩环境中，大部分次生孔隙由方解石、白云石及硫酸钙矿物溶解形成；在晚期表生成岩环境中，蒸发岩类矿物和碳酸盐矿物可发生溶解作用，从而在白云岩和灰岩中形成岩溶孔隙，一般而言，石膏、硬石膏、文石和镁方解石在灰岩和白云岩中优先或选择性溶解。地下溶解作用和（或）近地表不整合中的溶解作用由于产生了更多的次生孔隙，从而使许多碳酸盐岩储层的储集性能大幅度提高。实际上，在一些碳酸盐岩油气藏中，所有的有效孔隙都是由溶解作用产生的，该类储层主要形成于深埋环境或古岩溶中。
在碳酸盐岩储层中，油气产在白云岩中要比在灰岩中更多些，实际上更多的油气产在经过白云岩化或重结晶作用的灰岩中，主要是由于白云岩化作用可以使岩石孔隙度提高，大大改善碳酸盐岩储层的储集性能。其主要原因有以下几种理论：一是分子交代，这是著名的古典理论，认为灰岩被白云石分子交换时，其体积会收缩 12%～13%；二是淋滤作用，认为碳酸盐岩通过淋滤作用将其中方解石大部分溶去，使岩石中白云石含量相对增多而变成白云岩；三是溶解-沉淀作用，当含镁地下水在岩层中循环时，就产生溶解和沉淀作用，当溶解作用超过沉淀作用时就产生孔隙；四是一般的重结晶作用是使颗粒变粗，但当镁质含量增加时，不仅使颗粒变粗，同时使方解石转变为白云石，从而可能使孔隙扩大和渗透率增加。
同时在后期成岩和构造变动过程中可形成大量次生孔隙，如颗粒、角砾的破碎、角砾化及断层角砾形成的孔隙，节理和断裂作用形成的裂隙等。
2.成岩作用与孔隙破坏作用
碳酸盐沉积物的显著特点是早成岩及胶结作用强烈，胶结作用使碳酸盐沉积物中的孔隙减少，对孔隙具有明显的破坏作用，包括正常的碳酸盐的胶结作用、次生加大胶结作用、非碳酸盐矿物的胶结作用（如硫酸盐、盐矿物及燧石等）。在大多数碳酸盐岩储层中，地表胶结物和埋藏胶结物的分布都不均匀一致，这就是造成储层非均质性的一个重要因素。
埋藏成岩过程中的压实作用会使浅处尚未岩化的粒状灰岩、砾状灰岩的孔隙度减小。在无塑性颗粒的情况下，孔隙度的损失通常可高达 10%，如果塑性颗粒含量高，那么就可能损失所有的粒间孔隙，灰泥经机械压实作用所损失的孔隙度可以高达30%。
引起碳酸盐岩储层质量降低的另一个因素是压溶作用，随着埋藏的加深，压实作用在深部表现为压溶作用，原始的点状接触转变为长条状、凹凸状和缝合线接触，由于压溶引起的 CaCO3 可以作为方解石胶结物重新沉淀在孔隙和裂隙之中，从而使颗粒灰岩中的孔隙丧失殆尽，并使沉积物的厚度大幅度减小。
成岩作用与孔隙形成和破坏作用特征见图2-42。
（三）构造作用对碳酸盐岩储层的影响
构造作用对碳酸盐岩储层的影响主要表现在两个方面：一是由于构造抬升所造成的沉积间断面和不整合面附近的岩溶作用；二是与构造作用相关的各种节理、裂缝和裂隙。
1.构造作用与古岩溶
在世界范围内存在大量与沉积间断或不整合面有关的古岩溶型油气储层，如美国得克萨斯州西部中陆盆地下奥陶统顶部岩溶储层，堪萨斯州古隆起阿巴克尔灰岩（—C3-O1 ）的古岩溶储层，得克萨斯州西部二叠纪 San Andres 组中的 Yates 油田，墨西哥白垩纪 Golden Lane大油田，阿拉伯迪拜白垩纪阿尔都-森诺曼组礁灰岩岩溶储层，我国鄂尔多斯盆地下奥陶统马五段白云岩中天然气储层，四川盆地震旦系、石炭系、二叠系天然气储层，塔里木盆地寒武—奥陶系储层，渤海湾盆地任丘油田中上元古宇储层等均与古岩溶有关。这些古岩溶储层具有共同的特点，即①储集空间主要由岩溶作用形成的孔、洞、缝所组成，大小差别大，形状极不规则；②古岩溶地貌对储集性能具有明显影响，岩溶盆地中表现为岩溶物质的沉淀作用，可形成区域封堵，岩溶高地和岩溶斜坡储集条件普遍较好，在潜流带上部，最有利于水平溶蚀孔洞体系发育，古岩溶储层分布广且较稳定；③由于岩溶作用具有双重性，即一些地方溶蚀，必将造成另一些地方沉淀充填，从而造成古岩溶储层孔、洞、缝的分布在垂向和横向上的非均质性，这也是油气勘探中一直困扰人们的难题，也就是国内石油工作者常遇到的“潜山内幕”的识别和评价问题。
岩溶作用是碳酸盐岩溶解作用最为常见的方式，主要是通过水对可溶性岩石的溶蚀作用来实现的，在地质历史时期，分布最广而且对油气储层具有重要意义的可溶岩是碳酸盐岩，碳酸盐岩的厚度、化学成分、矿物成分和岩石结构及类型对岩溶的发育程度和发育特征均有明显影响。对于形成古岩溶型油气储层最有利的岩溶层是岩性单一、质纯、性脆、裂缝及次生孔隙均较发育的厚层细晶-粉晶白云岩及礁灰岩，微晶灰岩与白云岩互层的岩溶层组一般不利于形成大的溶蚀孔洞，但可选择性顺层溶蚀形成溶洞和溶缝，亮晶灰岩溶蚀速度一般较低，但当厚度较大、连续性好及次生孔隙和裂隙发育时，也可以形成很好的古岩溶型储层。有利于古岩溶发育的气候条件为炎热、潮湿的气候环境，其发育位置常处于沉积间断面和不整合面附近，区域地质构造对岩溶分区、可溶性岩层展布及产状和岩溶地貌等具有控制作用（图2-43）。
图2-42 成岩作用阶段与孔隙形成和破坏的关系
碳酸盐岩中与古岩溶有关的油气储层是近十几年来石油地质学家十分关注的问题，特别是关于古岩溶发育规律、储层分布及非均质性研究和岩溶型储层的预测和评价方面都是石油地质工作者仔细探索的课题。从国内外勘探实践表明，岩溶型储层在世界范围内是普遍发育的，可以形成“新生古储”或“古生新储”等潜山类油气藏，我国的任丘油田就很有代表性。
图2-43 岩溶型储层构造控制作用
2.构造作用与裂缝型储层
裂隙对于碳酸盐岩层中油气渗滤-储集起了极为重要的作用。而裂隙的发育程度主要取决于构造因素及岩性因素。构造因素对于裂隙发育的影响极为明显，通常认为岩层褶皱曲率最大的地方裂隙最发育，也是产油最丰富的地带。在梳状对称背斜中，构造顶部裂隙较发育；而在两翼较陡的箱状或似箱状背斜中，在翼部转折端裂隙较发育。裂隙主要发育于平行褶皱轴的方向，在横切面上作辐射状分布。裂隙孔隙度主要与褶皱半径及岩层厚度有关，当岩层厚度愈大而褶皱半径愈小时，则裂隙孔隙度愈大。例如基尔库克油田的生产井绝大多数分布在两翼上，构造顶部的井很少。在委内瑞拉马拉开波湖区马腊-拉帕斯裂隙性油田上，褶皱弯曲程度与产油率之间有着明显的关系，两个油田之间的鞍部为平缓的褶皱，不产油，拉帕斯油田的高产井都在背斜顶部附近，离构造顶部越远，产油率就越下降；在马腊-拉帕斯构造的倾伏端，油井的产量都很低。马腊油田的产油率比拉帕斯油田产量低，但较均匀，因为马腊构造的褶皱比较平缓。
在碳酸盐岩层中裂隙发育程度除了与褶皱弯曲程度有关外，亦与张力、压力等应力分布有关。最终形成的裂隙有些张开，也有些被紧密挤压，对油气储集和渗滤来说，张开裂隙起着重要作用。因此在不对称背斜上，由于应力条件不同，裂隙发育比较复杂。张节理常发育为两个组系：一个组系在缓翼上，走向与背斜轴平行；另一张开裂隙系分布在背斜倾伏端，形成两组与轴斜交的裂隙。相反在陡翼上代表一挤压带，这里裂隙都是闭合的。因此如土耳其莱曼油田，虽然在陡翼打了很密的井，但产油较多的井都在缓翼上。伊朗西南部油田过去认为裂隙密度最大的地方常在背斜顶部及陡峭的西南翼弯曲部分，最近发现在背斜的倾伏端上裂隙最密集，井产量最高。
此外，岩性因素对裂隙发育也起了重要影响，例如一个较脆性的岩层，即使在构造条件上处于不利于裂隙发育的地带，裂隙发育可能良好；相反，一个柔性岩层，即使处在构造条件很有利于裂隙发生的地区，也可能不发育裂隙或发育很差。一般认为裂隙发育程度由白云岩→灰岩→泥灰岩→石膏→盐岩依次递减。根据岩石化学分析结果，灰岩越纯，裂隙越发育。值得注意的是岩石中裂隙发育程度，常常与岩石的次生变化有关，特别是白云岩化作用及重结晶作用是增加碳酸盐岩层中构造裂隙和成岩-构造裂隙的主要因素，由于白云岩化作用或重结晶作用结果使岩石原始结构破坏，容易产生裂隙。如伊尔库茨克冰城围场寒武系白云岩中见有这种关系。非重结晶白云岩的裂隙平均密度为10 条/m，平均裂隙渗透率为12×10-3μm2 ，重结晶白云岩中裂隙平均密度为 22 条/m，平均裂隙渗透率为38×10-3μm2。
另一方面，也应该注意到，即使在同一地点、同一岩性情况下，由于岩层厚度不同，裂隙发育程度也有所不同。为了确定裂隙发育地带，在油气调查勘探工作初期可以通过对航空照片的解释进行裂隙研究。同时根据地表露头进行裂隙测量，将可得出更确切的资料。
综上得知，碳酸盐岩储集岩中孔隙及裂隙的分布控制着油气聚集，而这些孔隙及裂隙的发生及发育，常常与该区地质结构有关。因此必须对一个地区的沉积和构造发展史进行详细研究后，才可以推断碳酸盐岩层中孔隙、裂隙发育地带及形成条件，以预测碳酸盐岩地层中油气聚集特点，从而更有效地进行油气勘探。裂缝的形成可以由多种因素引起，如岩石成岩过程中伴生的裂缝、地层负荷改变引起的裂缝、风化作用形成的裂缝、孔隙流体压力改变也可产生裂缝，但常见而且具有一定规模和意义的裂缝则是由构造作用形成的，与构造作用有关的裂缝其成因较为复杂，它既可以是区域构造形成的裂缝，也可以是与褶皱作用、断层活动等相关的裂缝。一般区域性裂缝规模较大，具有相对持续性和连续性特点，通常是油气运移的通道。与断层相关裂缝发育部位相对局限，通常发育于断层两侧一定范围内，对储层有利的一面是可增加孔隙的连通性和渗透率，同时起到油气通道的作用。而可能真正起到对油气储集和孔隙连通作用的应该是与褶皱有关的裂缝和裂隙，特别在脆性地层发育的地区更具代表性（图 2-44）。另外成岩裂缝、地层负荷改变产生的裂缝对油气的储集也具有重要意义，如一些泥灰岩或钙质泥岩沉积由压实失水形成裂缝，冲断层发育地带由于冲断活动停止，平行冲断层方向发生松弛及后来的剥蚀减压，从而形成张裂缝和释放裂缝。
裂缝储层的研究和勘探常常是非常复杂的。裂缝的分布不仅与区域构造、局部构造有关，而且与构造形态、岩石厚度、岩石物理性质及埋藏深度等有密切联系，研究裂缝的发育规律，必须了解和掌握一个地区的区域构造和局部构造应力场及其变化特点，研究岩石的成岩变化过程，研究裂缝的发育期次和先后关系及裂缝的组合关系及其相应成因，在此基础上才能作到对裂缝发育的预测和评价，才能了解与油气运移和聚集的关系，进一步指导对裂缝性储层的油气勘探。
图2-44 川东南地区下三叠统嘉陵江组储层模式
（四）碳酸盐岩储层的分类评价
对于碳酸盐岩储层的评价问题，国内外不同学者从不同角度和不同地区出发及对评价要素的侧重不同，提出了多种评价方案，目前还很难说那种方案更为全面和适用。结合国内外有关资料，以四川盆地碳酸盐岩储层研究为基础，罗蛰潭等（1978）根据岩石学特征和毛细管压力提出了适合于我国碳酸盐岩储层评价的体系和方法，这里作简要介绍。
1.分类评价方法
首先，用铸体薄片观察储集岩的岩石学特征，包括颗粒大小、形状和表面形态、孔隙和喉道大小、形态及连通情况；岩石矿物成分和定名；孔隙成因及次生变化，胶结物及胶结类型，裂缝发育情况；测定面孔率；确定孔隙及组合类型等。其有助于对定量毛细管压力资料的解释。
其次，根据表2-6所示的分类体系将毛细管压力曲线参数分成 4 组对储集岩进行分类和评价。表中4组参数不需要同时使用，一般只选择较为适用的1组就能描述储集岩特征。除上述4组中17个参数外，分类时必须要考虑孔隙度和渗透率两个参数。
利用上述原则和参数对四川盆地二叠系、三叠系碳酸盐岩储层进行了分类评价（表2-7），在300多块井下岩样及部分露头样品分析资料基础上将储集岩分为5大类。
表2-6 毛细管压力曲线参数分组表
注：1atm（标准大气压）=101325Pa，下同。（据罗蛰潭等，1978）
表2-7 四川盆地二叠系、三叠系部分碳酸盐岩样品的岩性及毛细管压力特征
2.碳酸盐岩储层分类评价
类型Ⅰ———好储集岩：主要特征是发育数量较多的溶孔，四川盆地三叠系个别层段发育该类储集岩。其评价特征见表2-7。当钻遇该类储集岩时，可获高产气流。
类型Ⅱ———中等产能储集岩：以溶孔为主，同时也有一定数量的粒间孔。该类储层孔隙度相对较高，但渗透率较低，喉道细小，详细特征见表 2-7。该类储集岩由于渗透率较低，必须要采用增产措施提高气井产能，四川盆地三叠系地层中多见。
类型Ⅲ———小产能储集岩：孔隙为部分溶孔、局部较大的晶间孔及负鲕孔，物性条件较差，详细特征见表2-7。该类储层只有低的自然产能，酸化压裂后可达中等产能。在四川盆地二叠系、三叠系中均有发育。
类型Ⅳ———差储集岩：孔隙主要为晶间孔，极少量溶孔，孔、渗均很低，只有很低的储集潜能和很微弱的气体产能，详细特征见表 2-7。孔隙度高一些的岩石（2%～4%）通过增产措施也只能达到低产能水平，在四川盆地中分布较广。
类型Ⅴ———非储集岩：孔隙条件极差，孔隙度小于 2%，渗透率低于（0.03～0.04）×10-3μm2 ，岩石中细晶成分占75%以上，基本不具备储集岩的性质。详细特征见表2-7。该类岩石在四川盆地二叠系普遍发育，在储量计算时要注意对它的评价。