颗粒状致密结构外观：表示具有压实的粒间孔及差的储集性。
颗粒状充填结构外观：表示颗粒分选差、分选差的粒间孔隙以及差的储集性。
有数量较多的可见孔隙空间，孔隙直径小于0.2mm：表示中等的孔隙度和渗透率。 晶间孔隙在大于0.2mm到5mm范围：表示低孔隙度和可能是高的渗透率
各种表面结构可以出现几种。对于砂岩储集岩来说，其孔隙是粒间的，孔隙空间的变化主要是由于颗粒的压实或者孔隙被充填。
较好的砂岩储集岩是由极细到细粒大小的石英颗粒所组成，它经过轻度压实后，造成了某些溶解以及石英在颗粒接触点上的增生。继续压实就会使石英颗粒连接在一起，并且使其它矿物在接触点上溶解而降低孔隙空间。 孔隙充填的原因，或是由于颗粒大小分选差，或是由于从地层溶液中析出胶结物的沉淀所致。 （2）根据砂岩的孔隙类型和毛管压力特征的分类评价方法 分类评价的主要依据依据：
①以原生粒间孔及次生溶蚀孔为主要孔隙类型的砂岩具有高的孔隙度、高渗透率和低排驱压力、低饱和度中值压力以及低的最小非饱和孔隙体积的特征。如含有微裂缝时可以改善渗透率；而当有较多的杂基内微孔时，则会大大降低渗透率，同时也降低孔隙度。
②以杂基内微孔、晶体再生长晶间隙为主要孔隙类型的砂岩则具有低－中等的孔隙度、低渗透率和高排驱压力、高饱和度中值压力以及高的最小非饱和孔隙体积百分数的特征。少量粒间孔的存在并不能改善它的渗透率。
颗粒内溶孔及胶结物晶间溶孔一般为数不多，不会是砂岩储集岩的主要孔隙类型。层理及纹理缝、胶结物的晶间隙、粘土或其它组分的收缩孔隙只占总孔隙体积的很小一部分，它往往表现在毛管压力注入曲线的尾部或者是水银不能压入的空间。
实际的砂岩储集岩常常属于组合的孔隙类型，其孔隙大小与喉道大小一般是有密切关系的，孔隙大而分选好的砂岩，其喉道一般也较大。
对于组合孔隙类型的砂岩，可以从它的毛管压力曲线特征来描述由各种孔隙类型的孔隙喉道所控制的孔隙在总的孔隙体积中所占百分数
砂岩储集岩的主要储集类型： I类：好的储集岩
主要孔隙类型为原生的粒间孔或次生的溶蚀孔。主要的孔喉半径都大于37.5μm,各种微裂缝及层理缝的存在可以进一步改善其渗透率，使产能增加。其中再根据杂基含量和胶结物含量的多少，以及各种缝隙的数量，可以将该类储集岩分成三个亚类。
该类砂岩的毛管压力曲线为粗歪度、分选好的类型。当杂基及胶结物充填部分孔隙时，呈现出孔喉分选不太好的趋势，总体仍属粗歪度。
其粒度范围主要是细粒和中粒，有些粗砂岩也可以是好的储集岩。铸体薄片鉴定此类型储集岩的孔隙较大，而喉道半径则随着杂基和胶结物含量不同可以由大到中等。主要呈颗粒支撑，部分为杂基支撑。
孔隙度大于20％。渗透率大于100毫达西。储集潜能大，渗滤能力强，一般单井产能可达50～100吨/天以上。Pd很低，P50一般在1.5MPa以下，Swi小于30％。 II类：中等储集岩
主要的孔隙类型为杂基内微孔隙、胶结物充填未满孔隙及胶结物的晶间隙，并具有一定数量的粒间孔和溶蚀孔。由于杂基含量增多，部分粒间孔或溶蚀孔隙受杂基内微孔隙喉道所控制。最大连通孔喉半径在1～7.5μm的范围内。其中，粒间孔和溶蚀孔数量增多可以改善储集性，而构造裂缝比较发育则可以改善其渗透率，使油井产量增加。
岩样的毛管压力曲线为歪度略粗，一般具有中等或小的孔隙和细的喉道。孔喉分选变化大，从差到好的都有。按其变化也分成三个亚类。
粒度范围从粉沙到细砂，许多是泥质胶结。砂粒为杂基支撑同时也具有颗粒支撑。
孔隙度一般在12％～20%,渗透率从1～100毫达西。其储集潜能和渗滤能力均为中等。一般单井产能从每天几吨到数十吨不等。由于其P50一般为3MPa左右，说明其产能只能是中等。
III类：差的储集岩
主要孔隙类型为杂基内微孔隙或者是晶间再生长晶间隙。在薄片内几乎见不到粒间孔或溶蚀孔。
粒度为细砂到粉砂，杂基及胶结物含量明显增多。或者是粒间几乎全部为杂基及胶结物所充填，或者是石英的次生加大非常发育，使粒间孔隙缩小成次生石英加大之间的晶间隙。孔隙和喉道都非常小，在薄片下很难区分，最大连通孔喉半径一般在0.68～1.07μm的范围内。
该类砂岩为杂基支撑或者胶结物充填成基底式胶结。孔隙度大都变化在7～11％，渗透率很小，一般只有0.1毫达西到
5毫达西。
其储集潜能和渗滤能力均很差。P50高达6～9MPa，此类储集岩自然产能低，必须考虑进行压裂或酸化的措施来投产。 在评价这类储集岩时，观察其各种裂缝、层理缝及收缩孔等的存在具有很大的意义。裂缝的存在可以使油气井有短时间的高产期。但是没有裂缝或裂缝很少时，其产能即使采用压裂也不会很大。根据裂缝发育程度，可将此类储集岩分成两个亚类。 IV类：非储集岩
主要孔隙类型依然是杂基内微孔或者晶体再生长晶间隙，裂缝不发育。
颗粒为粉到极细粒、基底式胶结。微孔隙十分细小，晶间孔镶嵌很紧密，在镜下几乎看不到任何孔隙。 压汞资料指出其最大连通孔喉半径都小于0.68μm。
毛管压力曲线特征表现为细歪度，饱和度中值压力非常高。 孔隙度一般小于6％（油层）或4％（气层），渗透率小于0.1毫达西。Swi超过50％。 这类储集岩即使可能含油，在目前无工业价值。 2. 碳酸盐储集岩的分类评价方法 （1）Stout的分类评价方法
Stout在前人对碳酸盐岩地层圈闭孔隙几何性研究的基础上提出了七类具有特色的岩类。这一分类的特点是运用了有效孔隙度的概念。他指出，储集岩的储集空间是由孔隙与喉道组成的，由岩心分析测得的孔隙度代表该岩样的总孔隙度。 在地层条件下，总孔隙空间是被两相流体（隙间水和油）所占据。对于水湿油层，水呈薄膜状包围着所有的岩石颗粒。虽然石油是非润湿相，仍然会有少量油滴粘附在岩石表面呈液环状分布，也有孤岛式的油滴，它只有当驱动力足以克服贾敏效应并迫使油滴通过孔隙喉道时才能采出。
如果小油滴逐渐结合成为大油滴，那么由于油柱的浮力和储层的水动力将造成石油运移。对于任何一种储集岩，石油能将一定量的隙间水排驱开而占据储集空间，它都需要大于某一临界油柱高度。在这一驱动压力作用下，储层才显示出对石油具有相渗透率。
由于石油侵入岩石孔隙空间，迫使水流出，使岩石这一部分体积中的隙间水变成不连续的，它将在油层中残留下来作为不可降低的水饱和度。
如果小油滴逐渐结合成为大油滴，那么由于油柱的浮力和储层的水动力将造成石油运移。对于任何一种储集岩，石油能将一定量的隙间水排驱开而占据储集空间，它都需要大于某一临界油柱高度。在这一驱动压力作用下，储层才显示出对石油具有相渗透率。
由于石油侵入岩石孔隙空间，迫使水流出，使岩石这一部分体积中的隙间水变成不连续的，它将在油层中残留下来作为不可降低的水饱和度。 Stout的分类评价： I类 有效孔隙度低
① 孔隙分选好－排驱压力高：基质颗粒十分细，晶间有少数孔隙被硬石膏晶体充填。白云岩化仅产生少量沟道，并不改善整个岩石的渗透率。水银毛管压力曲线指示出孔隙分选好、Pd高。
② 孔隙分选差－排驱压力高：白云岩化可以造成对岩石储集能力的伤害。菱形晶体的紧密连接，造成了较高的排驱压力。高的排驱压力降低了这种岩石含油的可能性。 II类 排驱压力低
①孔隙分选好－有效孔隙度高：当白云岩化进一步发展时，岩石会有最佳的储集性，孔隙度达到25％，而其中有95％可被油饱和。排驱压力很低，孔隙分选很好。稍微增加压力或侵入油柱时，饱和度可以超过50％，其有效孔隙度高。 ②孔隙分选差－有效孔隙度低：这类岩石低于作为储集岩的要求，它属于细的、隐晶的物质包围着比较密集的粒屑，其中饱和有隙间水。如果一个储集层含有许多这种类型岩石时，那么在生产石油的同时要产出许多水。
③孔隙分选差－有效孔隙度高: 由于白云岩化改善了有效孔隙度,孔喉分布比较广泛，使分选变差。几乎所有的孔隙喉道都穿过了各种胶结物质。这种岩石虽然在10－12英尺油柱下仅仅饱和了整个岩石体积的15％，但它仍然具有工业价值。
III类 排驱压力高
①孔隙分选好－有效孔隙度低: 是隐晶白云岩储集能力的一个例子，其50％以上的孔隙都是无效的。低渗透率和特别高的排驱压力都证明了它不是储集岩，而只能作为盖层。
②孔隙分选好－有效孔隙度高: 是针孔状孔隙岩石的毛管压力曲线，这种岩石的孔隙度和渗透率都是较好的，但是需要100ft油柱才能迫使石油明显进入该类岩石。针孔孔隙只有当油柱相当大时才有效，但由于其排驱压力仍然过高，所以它只能作为盖层。
（2）按岩石表面结构和毛管压力特征的分类
Robinson对碳酸盐储集岩的分类评价： 类型I 部分白云岩化的石灰岩
白云石含量低，由致密、光滑的表面结构来表征，具有玻璃光泽及针孔。
随着白云岩化增加，表面结构变得不太致密，光泽降低，孔隙空间增大，白云石含量低的岩石其Φ低、K低、孔隙空间分选差。
随着白云岩化增加，Pd、C系数均降低。因此，在部分白云岩化的灰岩中含有可见的孔隙空间，并呈现出较好的储集性。
岩石的基质孔隙度很小，可见的孔隙空间起主要作用。如果可见孔隙的Φ有15％左右，就表明可见孔隙十分丰富。 渗透率一般低于1－3毫达西。由于这类岩石的孔、渗均很低，故只有低的生产能力。当白云石含量较高时，有可能变成具有中等的生产能力。 类型II 白云岩
糖粒状白云岩是由象砂糖一样的表面结构来表征的。经过淋滤后，有可能出现可观的孔隙空间。这类岩石有较高的白云岩化特征，并具有晶间孔隙。Pd、C系数以及最小非饱和的孔隙体积百分数都很低。孔隙分选好并相互连通。 当白云岩由较大的菱面体所组成时，就丧失了糖粒状白云岩的表面特征，而变成具有粗糙的粒状表面结构。Pd低、K高，但是Φ是比较低的。
这类储集岩有相对好的生产能力，Φ范围从20－35％，K一般小于50毫达西，有时可以达到100毫达西。 类型III 生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩、藻灰岩、细粒－基质灰岩
岩石具有晶洞空间以及致密的岩石基质。晶洞可以大于0.2mm，常被误认为具有较大Φ和K。实际上这种晶洞灰岩只有3－8％的孔隙度，以及小于1毫达西的渗透率。但是渗透率有时可达1达西，这取决于岩石中晶洞的排列和连通性。 当这类岩石只包含有较小的、但是数量多的空穴时，一般可以有较高的Φ以及比较均匀但是比较低的K，其Pd低，但是最小非饱和孔隙体积高，这意味着虽然洞穴可以是大的，但分选差或者排列不好。
虽然Φ值低，最小非饱和的孔隙体积高，但灰岩储集层中大量的产量是从这种类型的岩石中产出的。在每一个灰岩地区都有这种岩类，其孔隙度和产能变化很大。经验指出：晶洞灰岩一般初产能很大，但Φ值并不很大。除非生产层非常厚或者储层内裂缝很发育时才例外。 类型IV 致密的碳酸盐岩
这种岩类经历过孔隙充填以及矿物交代的过程。其表面结构光滑、致密，没有可见孔隙。实质上它没有有效孔隙空间和可观的渗透率，只能作为盖层岩石。
（3）根据孔隙结构与岩石类型相互关系的分类评价方法
Jodry曾对北达科他蒙大拿地区几百口井的岩心薄片以及毛管压力曲线进行了详细研究，他发现按照岩性、岩相以及成岩作用特性分类的岩石，具有相似的毛管压力曲线；渗透率和孔隙度可以变化很大，但产能却明显一致。泥质支撑和颗粒支撑以及淋滤过的岩石具有显著不同的曲线族。根据每一类岩石孔隙喉道大小的不同，这些曲线的位置也有所不同。
利用孔隙度、渗透率、毛管压力资料、岩石薄片以及孔隙喉道大小，毛管压力曲线族，就能对碳酸盐岩进行分类。用这种方法对美国西威利斯屯盆地密西西比系碳酸盐岩进行了分类评价，它表明按产能进行岩石分类的相互关系及其有效性。
分类划分了十一个曲线簇，分成四个类型，依次代表从非生产的岩石到好的储集岩类型。每一类型又根据它的毛管压力曲线形状及位置再细分成三簇。
每一类型的毛管压力曲线有以下特点：
①细粒岩石没有大孔隙喉道。毛管压力曲线与Y轴的交点总是大于0，这一曲线族总是凹向左方（细歪度）。随着孔隙喉道的增大，曲线向左移，但仍然保持着细歪度。
②粗粒岩石具有与X轴相交的典型毛管压力曲线，它表明至少有一些是大的孔隙喉道。此类曲线都凹向右方（粗歪度）。
③有明显的溶解作用，然后重结晶的所有岩石均属于细粒这一类，虽然这类细粒岩石包括最好的储集岩，但在其中没有发现大的孔隙喉道。毛管压力曲线表现为显著的粗歪度，而曲线总是在高于0的位置与Y轴相交，表明这种岩石中的孔隙喉道的大小非常均一。
这项讨论的范围限于北达科他-蒙大拿州地区的密西西比系的查尔斯组，这是一个灰岩滩和岛湖沉积区域。这种分类评价的方法以及岩性和曲线类型的关系，对任何碳酸盐岩地区都是适用的。
我国拥有广阔的碳酸盐岩分布的地区，特别是四川盆地的主力产气层，几乎都是碳酸盐岩储集层。国内对其分类评价，大多是参考上述分类原则得出的。
（4）按照岩石学特征和毛管压力参数的分类评价方法
⑴ 岩石学特征 通过镜下染色塑料铸体薄片的观察，内容包括：颗粒大小、形状和表面形态；孔隙和喉道的大小、形态和连通情况；岩石的矿物成分及定名；孔隙成因及次生变化；胶结物及胶结类型；各种裂缝的发育情况；测定面孔率；确定孔隙及组合类型、配合数等。
薄片观察有助于定量解释毛管压力资料，并可以说明为什么这种岩石性质具有这种类型的毛管压力特征。而树脂铸体的电子扫描显微照片则可以定量统计孔隙和喉道的数量、三维空间的配合数以及它们之间的连通情况。这种定量关系可以直接用来对比及解释毛管压力特征。
⑵ 毛管压力曲线参数 根据不同岩类的特点，一般可以将毛管压力曲线参数分成四组来考虑。不同情况可以使用不同的参数组对储集岩进行分类和评价。 I类： 好的储集岩
主要特征是发育有数量较多的溶孔。主要岩类有重结晶针孔状云岩、溶孔粉-细晶含灰质云岩、溶孔淀晶生物砂屑云岩、粒内溶孔藻屑、藻团粒云岩。
毛管压力特征：分选好、粗歪度。含气饱和度可达80%以上。Φ大于8%，K为几到几十毫达西，产能高,其储集类型属于孔隙型的，并不多见。 II类： 中等产能的储集岩
这类储集岩仍然以发育溶孔为主要特征，也含有一定量的粒间孔。主要的岩类有溶孔细晶介屑灰岩、溶孔藻屑白云岩、粒内溶孔淀晶负鲕灰岩、淀晶砾屑灰岩。
毛管压力特征：歪度较粗、分选性好。含气饱和度可达60%以上，Φ为6—10%，但K较小，小于1毫达西。这说明溶孔或粒间孔被细小的喉道所控制，排驱压力Pd显著升高。由于K低，必须采用增产措施才能提高气井的产能。 III类： 小产能储集岩
主要的孔隙空间是部分溶孔、局部较大的晶间孔及负鲕孔。代表性的岩类为淀晶介屑负鲕灰岩，还有生物细粉晶灰质云岩、细粉晶含泥质云岩、溶孔藻屑白云岩。
毛管压力特征：中到细的歪度、中到差的孔喉分选。含气饱和度可达60%，Φ变化较大，为4-10%，K小于0.1毫达西，Pd高。只有很低的自然产能，增产措施后也只能达到中等产能。 IV类： 很差的储集岩
这类储集岩在四川二叠系、三叠系中有广泛分布。其孔隙主要是晶间孔，只发育有少量的溶孔。主要的岩类有泥晶藻-介屑白云质细粉晶灰岩、似蠕虫状细粉晶含云质灰岩、线纹藻细粉晶天青石灰岩、淀晶负鲕灰岩、泥晶豆粒灰岩等。 毛管压力特征：细歪度、分选差。Φ为1—4%，K小于0.1毫达西。含气饱和度只有30%左右。说明这类储集岩只有很低的储集潜能和很微小的气体产能。Φ较高的岩石在增产措施后可达低产能，有的则只能生产微量的气。 V类： 非储集岩
当岩石中细结晶占75%以上时，该储集岩就可以定为非储集岩。主要岩类为泥晶藻介壳灰质云岩、亮晶红藻灰岩、微晶-隐晶白云岩、泥晶或微晶灰岩。
毛管压力特征：曲线紧靠坐标右侧，Sw ＞ 70%。Φ＜ 2%,K低于10－3～10－4毫达西，说明它只能作为盖层岩石。该类岩石在四川二叠系特别发育，在大多数气井的纵剖面上，占到了80%以上。在计算储量时，要扣除这类岩石的厚度。
（5）用综合参数进行分类评价
罗蜇谭等对川东中石炭统白云岩进行研究时，由于它属于溶孔白云岩，其溶孔发育程度可以决定储集岩储集性能的好坏，为此提出了用孔隙度和孔隙结构综合参数描述的方法。
研究表明，碳酸盐储集岩的孔隙度是重要的储集性质。然而，低孔隙度的碳酸盐往往由于次生作用而形成肉眼可见的局部溶孔或溶蚀缝，这就大大改变了其毛管压力曲线的形态和它的特征参数。在低孔隙度岩石中的溶孔或溶蚀缝仍然可能是有效的储集空间。因此，任何一种单一参数都不能全面地描述这种岩类，因而需要使用孔隙度和孔隙结构的综合参数才更符合客观实际。 三、储集岩下限的确定方法
储集下限：指能储集油气的最小物性参数值，储层物性参数大于该下限可以聚集油气，也可产出油气，但不一定能达到工业产量。
有效下限：指在当前工艺技术和允许的生产压差条件下，能使储集层稳定产出工业油（气）流的物性参数最小值或起始值。
在应用容积法计算原始地下石油储量时，要求确定油藏有代表性的孔隙度、隙间水饱和度和有效厚度等数值。
为了准确地确定上述参数，应扣除对井的产量贡献不大的低孔隙度和低渗透率层段所含油气量，由此提出了以下一些方法来确定储层下限。
1. 用孔隙度来划分储层下限
常用方法是根据分层试油资料来定出该地区储集岩的孔隙度下限。 用平均毛管压力曲线
Rockwood等提出的扣除方法：用平均毛管压力曲线求出油-水界面以上不同高度的孔隙度和水饱和度的关系图，然后在图上根据不同层段的关系曲线的转折点来确定孔隙度下限。即在含水饱和度急剧增加的范围内选出孔隙度的扣除边界。
扣除的边界孔隙度会随着油-水界面以上高度而变化。 （2）用常规含水饱和度和孔隙度的关系确定储集下限 （3）用无水石油生产下限
进一步分析孔隙度、水饱和度及无水石油生产下限之间的关系，可以确定出生产无水石油所必须的孔隙度下限。 2. 用渗透率来划分储层的下限 (1)用油水的相渗透率曲线
对于确定的水饱和度，它相应有对油和对水的相渗透率。当对水的相渗透率占主导地位时，此时储集岩在开采条件下主要是产水的。
根据对油（非润湿相）的相渗透率曲线的下部拐点来作为储集岩下限的标准。这个拐点是对油的相渗透率的突变点。拐点所对应的水饱和度则是该储集岩是否具有石油产能的标志。
当实际上从某一深度取出的岩心在分析中所测得的水饱和度大于拐点所对应的水饱和度时，该储集岩即为产水的、无价值的储集岩。
由于对油的相渗透率曲线的下部拐点往往与油水相渗透率曲线的交叉点相靠近，因此在拐点不易区分的情况下，也可以使用交叉点所对应的水饱和度作为储集岩的下限。 （2）利用毛管压力-渗透率-饱和度关系
分析不同渗透率岩样的毛管压力特征，绘制过渡带以上高度和水饱和度的关系曲线，再根据不同渗透率的曲线组就可以确定生产无水石油的下限。
由于低渗透剖面的产能很低，即使存在高产水率的层段，但对整个含水量只有很小的影响。 3. 综合下限指标
在比较复杂的储油气层中，通常使用的是综合的下限指标。
例如：美国近年来对于特低渗透率气层的大型压裂改造的选层下限标准使用了四个参数，即： 渗透率 K＝0.01－0.1md； 孔隙度 Ф＝6－12％； 气饱和度 Sg＞50％；
地层系数 Kh＝0.5-0.15 md?m。
对于油层则可以加上原油的粘度，使用Kh/μ来作为参数。这种综合下限指标的划分方法考虑得比较全面。
在地层极不均质得情况下，还提出了一种综合的对比方法。因为此时无论孔隙度或渗透率都不能满意的作为对比参数，此时可以考虑结合Leverett提出得“J”函数。J函数由于综合了孔隙度渗透率以及毛管力等诸多因素，就更适合描述岩石性质
4.根据储集岩的孔隙结构参数来划分储层下限
在一个储油气层中，连续含油剖面上有不同岩性的储集岩，此时，截然将储集岩划分成储集性或无储集性两类是比较困难的。因为储集岩的孔隙结构十分复杂，在低孔隙度、低渗透率的岩石中还存在少量的，可以储集和渗滤石油的孔隙空间。
可以用喉道大小作为储集岩的下限标准。这一喉道大小是指能储集并且能在现有工艺技术条件下可以采出石油的最小孔喉半径。在确定这一最小半径时，需要同时具有相渗透率的资料以及含水饱和度的资料。同时，这一最小半径还受到原油粘度的影响。
例如：玉门老君庙油田M层，使用0.691μm作为有效孔隙喉道半径的下限。该喉道半径所对应的Sw为60％。
王允诚等（1981）对四川碳酸盐岩储气层的研究，曾提出使用0.1μm作为储气层岩石的孔隙喉道宽度下限。用常规方法测定的孔隙度均应扣除0.1μm喉道宽度所控制的孔隙空间，才是有效的储集空间。
无论储油层或者储气层所扣除的喉道半径均应随着含油（气）剖面的高度而改变。在产纯油段的扣除值应小于靠近油（气）水界面附近的段。
对于极不均质的油藏，使用单一喉道半径作为下限有时也会产生误差，但可以使用孔隙度和孔隙结构的综合指标。 5.曲志浩关于孔隙喉道含油下限的确定
曲志浩根据Berg论述的油气二次运移具有水动力影响的基本公式，进一步提出了孔隙喉道含油下限。其依据是Berg公式可以计算盖层的最大油柱高度，如已知油藏最大油柱高度，则可计算油藏的最小含油喉道半径。