伊拉克Y油田上白垩统Mishrif 组碳酸盐岩储层及其测井响应特征

上白垩统Mishrif组碳酸盐岩是波斯湾盆地重要的储集岩。以伊拉克东南部的Y油田为例,综合岩石薄片观察、物性分析、毛管压力测试以及测井等资料对Mishrif组碳酸盐岩储层及其测井响应特征进行研究。结果表明,Mishrif组碳酸盐岩储层发育生屑灰岩、生物礁灰岩、泥晶生屑灰岩、(含)生屑泥晶灰岩、云质灰岩和泥晶灰岩;储集空间包括粒间(溶)孔、铸模孔、生物体腔孔、粒内(溶)孔、晶间孔和泥晶间微孔隙,局部发育微裂缝;岩心孔隙度主要为8%~28%,气测渗透率主要为1×10~(-3)~100×10~(-3)μm~2,为孔隙型中高孔、中高渗透储层;储层发育粒间(溶)孔-铸模孔、粒间(溶)孔-粒内溶孔-晶间孔、粒间(溶)孔-晶间孔、微孔-铸模孔-晶间孔共4种孔隙结构类型。优质储层在测井曲线上表现为低自然伽马、高声波时差、高中子孔隙度、低密度和高电阻率特征。研究区Mishrif组碳酸盐岩优质储层的发育与下降半旋回关系密切,并受控于原始沉积环境,同生期选择性溶蚀作用、埋藏期暴露溶蚀作用以及埋藏期胶结作用是储层发育的重要控制因素。     

碳酸盐岩沉积演化模式与沉积相分布——以鲁卜哈利盆地东北部上白垩统Mishrif组为例

基于岩心、薄片、测井数据与地震资料分析,通过岩石类型、沉积微相与层序地层研究,建立阿拉伯板块鲁卜哈利盆地东北部上白垩统Mishrif组岩石类型与沉积微相类型、沉积体系与沉积相及其演化模式。研究结果表明：Mishrif组主要发育与厚壳蛤相关的礁灰岩、亮晶生屑灰岩与泥晶生屑灰岩等岩石类型,分布在礁滩复合体、颗粒滩、滩间水道/洼地、滩前斜坡（中缓坡）4种沉积微相中,具有厚壳蛤等生物化石或生屑含量高,沉积水体能量强,储层物性好的特点。结合地震剖面识别出Mishrif组沉积早中期发育受断裂活动和整体海退背景控制的镶边台地,晚期构造稳定,断裂不发育,Mishrif组发育碳酸盐岩缓坡。Mishrif组沉积微相分布和演化模式表明,早中期的开阔台地与台地边缘广泛发育颗粒滩和礁滩复合体,并逐渐向东迁移;晚期受海侵影响,水体加深,研究区主要发育浅缓坡背景下的小型颗粒滩沉积。     

中东地区巨厚强非均质碳酸盐岩储层分类与预测——以伊拉克W油田中白垩统Mishrif组为例

巨厚碳酸盐岩储层是中东波斯湾盆地发育较普遍的一类储层，受控于复杂原生沉积-次生成岩改造作用，储层岩石类型与孔隙结构复杂、非均质性极强，严重制约着巨厚油藏注水开发采收率的提高。以伊拉克W油田中白垩统Mishrif组巨厚碳酸盐岩为例，通过岩心、测井、地震和物性、压汞等资料，以"储层成因（沉积+成岩）为分类基础、储层质量（物性+微观孔隙结构）为分类依据、地球物理方法（测井+地震）为识别预测手段"，开展复杂强非均质碳酸盐岩储层分类与预测研究。研究表明：沉积相带及其变迁控制了Mishrif组复杂岩石结构类型及叠置关系，原始沉积组构叠加差异性成岩改造控制了其6种孔隙类型的发育及分布，发育14种岩石成因类型，每种类型具有相似的沉积结构和孔隙类型，且经历了统一的沉积-成岩演化史。岩石成因类型与储层质量相关性好，根据储层质量划分为5种储层类型，其中发育粒间孔、混合孔的生屑砾屑灰岩和发育粒间孔的生屑砂屑灰岩，属于高孔高渗连通孔粗喉型最优质储层。构建测井声波纵波波阻抗（RHOB/DT）和深感应电阻率与自然伽马测井数值之比（RILD/GR）交会图，其对单井储层类型识别效果较好。以单井测井识别结果为硬数据，以地震波阻抗为井间约束，预测各类储层空间展布，其中I类最优质储层在mB2上段呈大范围片状连续分布，mB1段呈条带状分布，mA段呈小范围片状分布，分别符合mB2上段台地边缘生屑滩、mB1段台内潮汐水道和mA段台内浅滩沉积环境。通过盲井抽稀检验，预测结果符合率超过80%，从而为剩余油挖潜奠定了基础。     

厚壳蛤滩沉积成岩特征及对储集层的控制作用——以伊拉克H油田白垩系Mishrif组为例

综合利用岩心、铸体薄片、全岩分析、常规物性及高压压汞测试等资料,研究伊拉克H油田白垩系Mishrif组厚壳蛤滩沉积成岩特征及对储集层的控制作用。Mishrif组厚壳蛤滩在高位体系域发育,分布于水动力强的台地边缘古地貌高处。根据相对海平面变化、厚壳蛤滩的岩性演化和沉积构造特征,将单个完整厚壳蛤滩划分为A、B、C、D 4个岩性段。A段为低角度交错的似球粒-厚壳蛤泥粒灰岩,B段为低角度交错及平行层理的砂屑-厚壳蛤颗粒灰岩,C段为平行层理的厚壳蛤砾屑灰岩,D段为水平层理的炭质泥岩。单滩体完整沉积序列多受到破坏,多个单滩体叠置形成厚壳蛤滩体,单滩体厚度和岩性组合纵向上呈规律变化。厚壳蛤滩成岩作用具有“强溶蚀、弱胶结、较强压实”的特征,形成了以粒间孔、粒间溶孔和铸模孔为主,含溶蚀孔洞的孔隙型储集层,且以大于5μm的粗孔喉为主,为中高孔、高渗储集层。单滩体内部及单滩体之间存在岩性反韵律,从下至上泥晶含量降低、溶蚀增强、胶结减弱、孔喉变大、物性变好。处于高位体系域顶部的MB2-1小层厚壳蛤滩的厚度最大,大气淡水淋滤更为充分,溶蚀最为显著,孔喉最大,是Mishrif组最优质的储集层。     

厚壳蛤滩沉积成岩特征及对储集层的控制作用——以伊拉克H油田白垩系Mishrif组为例

综合利用岩心、铸体薄片、全岩分析、常规物性及高压压汞测试等资料,研究伊拉克H油田白垩系Mishrif组厚壳蛤滩沉积成岩特征及对储集层的控制作用。Mishrif组厚壳蛤滩在高位体系域发育,分布于水动力强的台地边缘古地貌高处。根据相对海平面变化、厚壳蛤滩的岩性演化和沉积构造特征,将单个完整厚壳蛤滩划分为A、B、C、D共4个岩性段。A段为低角度交错的似球粒-厚壳蛤泥粒灰岩,B段为低角度交错及平行层理的砂屑-厚壳蛤颗粒灰岩,C段为平行层理的厚壳蛤砾屑灰岩,D段为水平层理的炭质泥岩。单滩体完整沉积序列多受到破坏,多个单滩体叠置形成厚壳蛤滩体,单滩体厚度和岩性组合纵向上呈规律变化。厚壳蛤滩成岩作用具有"强溶蚀、弱胶结、较强压实"的特征,形成了以粒间孔、粒间溶孔和铸模孔为主,含溶蚀孔洞的孔隙型储集层,且以大于5μm的粗孔喉为主,为中高孔、高渗储集层。单滩体内部及单滩体之间存在岩性反韵律,从下至上泥晶含量降低、溶蚀增强、胶结减弱、孔喉变大、物性变好。处于高位体系域顶部的MB2-1小层厚壳蛤滩的厚度最大,大气淡水淋滤更为充分,溶蚀最为显著,孔喉最大,是Mishrif组最优质的储集层。     

伊朗盆地中北部GARMSAR区块库姆组(Qom)E段碳酸盐岩储层特征

依据Garmsar区块Te-1井岩心资料及露头资料,结合测井资料、物性测试资料及前人研究的成果,对Garmsar区块Qom组E段储层的岩石学特征、储集空间类型、物性特征进行研究,结果表明:Qom组E段储层的主要岩石类型为灰色浅滩相泥灰岩、生物屑灰岩、泥晶生物屑灰岩、生物屑泥晶灰岩、泥岩及具溶孔的生物屑含云灰岩。孔隙类型以粒内溶孔、粒间溶孔、铸模孔和生物体腔孔为主。物性总体表现出低孔隙度、特低渗透率特征,沉积环境和成岩作用是控制储层发育的主要因素,Qom组E段主要发育Ⅱ类、Ⅲ类储层。     

伊拉克鲁迈拉油田Mishrif组碳酸盐岩储层特征及成因

Mishrif组碳酸盐岩岩石类型主要有泥晶灰岩、生屑泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑灰岩和白云质灰岩。储集空间为粒间(溶)孔、铸模孔、晶间孔、微孔、溶蚀缝和压溶缝。沉积环境属于碳酸盐缓坡,发育潟湖、滩后、生屑滩、生物礁、滩前和浅水陆棚6种沉积亚相。储层层间和层内非均质性严重。成岩作用主要有泥晶化作用、 准同生期胶结作用、重结晶作用、溶蚀作用、埋藏期胶结作用、压实压溶作用和白云石化作用。三级相对海平面变化影响下的相带迁移是造成层间非均质性的主要因素,五级和六级相对海平面变化影响下的差异溶蚀和差异胶结作用是控制层内非均质性的主要原因,微裂缝的存在改善了局部储层的物性。     

伊拉克哈法亚油田中白垩统Mishrif组MB1-2亚段沉积与储集层构型

基于岩心、铸体薄片、测井、地震等资料,研究伊拉克哈法亚油田中白垩统Mishrif组MB1-2亚段沉积与储集层构型。Mishrif组MB1-2亚段发育潟湖相、生屑滩相和潮道相3种微相类型,沉积微相构型受层序地层约束。四级层序内,潟湖相垂向加积叠置生长,生屑滩呈透镜状镶嵌于潟湖背景中,层序沉积末期被形似"曲流河"的潮道切割,代表沉积间断面。发育潮道颗粒-泥粒灰岩储集层、生屑滩颗粒-泥粒灰岩储集层和潟湖粒泥灰岩溶蚀改造型储集层3种类型,其中潮道颗粒-泥粒灰岩储集层和生屑滩颗粒-泥粒灰岩储集层构型与沉积构型一致;潟湖粒泥灰岩溶蚀改造型储集层构型受微相构型与溶蚀改造共同控制,发育于层序界面之下。储集层段主要发育于四级层序高位域,垂向上被海侵域隔层分隔,复杂的微相构型与溶蚀改造导致储集层段表现为"阁楼式"构型特征,内部具复杂的渗流关系。研究成果对中东地区同类油藏开发具有指导意义。图9参36     

厚壳蛤滩沉积成岩特征及对储集层的控制作用——以伊拉克H油田白垩系Mishrif组为例

综合利用岩心、铸体薄片、全岩分析、常规物性及高压压汞测试等资料,研究伊拉克H油田白垩系Mishrif组厚壳蛤滩沉积成岩特征及对储集层的控制作用。Mishrif组厚壳蛤滩在高位体系域发育,分布于水动力强的台地边缘古地貌高处。根据相对海平面变化、厚壳蛤滩的岩性演化和沉积构造特征,将单个完整厚壳蛤滩划分为A、B、C、D 4个岩性段。A段为低角度交错的似球粒-厚壳蛤泥粒灰岩,B段为低角度交错及平行层理的砂屑-厚壳蛤颗粒灰岩,C段为平行层理的厚壳蛤砾屑灰岩,D段为水平层理的炭质泥岩。单滩体完整沉积序列多受到破坏,多个单滩体叠置形成厚壳蛤滩体,单滩体厚度和岩性组合纵向上呈规律变化。厚壳蛤滩成岩作用具有“强溶蚀、弱胶结、较强压实”的特征,形成了以粒间孔、粒间溶孔和铸模孔为主,含溶蚀孔洞的孔隙型储集层,且以大于5μm的粗孔喉为主,为中高孔、高渗储集层。单滩体内部及单滩体之间存在岩性反韵律,从下至上泥晶含量降低、溶蚀增强、胶结减弱、孔喉变大、物性变好。处于高位体系域顶部的MB2-1小层厚壳蛤滩的厚度最大,大气淡水淋滤更为充分,溶蚀最为显著,孔喉最大,是Mishrif组最优质的储集层。     

厚壳蛤滩沉积成岩特征及对储集层的控制作用——以伊拉克H油田白垩系Mishrif组为例

综合利用岩心、铸体薄片、全岩分析、常规物性及高压压汞测试等资料,研究伊拉克H油田白垩系Mishrif组厚壳蛤滩沉积成岩特征及对储集层的控制作用。Mishrif组厚壳蛤滩在高位体系域发育,分布于水动力强的台地边缘古地貌高处。根据相对海平面变化、厚壳蛤滩的岩性演化和沉积构造特征,将单个完整厚壳蛤滩划分为A、B、C、D 4个岩性段。A段为低角度交错的似球粒-厚壳蛤泥粒灰岩,B段为低角度交错及平行层理的砂屑-厚壳蛤颗粒灰岩,C段为平行层理的厚壳蛤砾屑灰岩,D段为水平层理的炭质泥岩。单滩体完整沉积序列多受到破坏,多个单滩体叠置形成厚壳蛤滩体,单滩体厚度和岩性组合纵向上呈规律变化。厚壳蛤滩成岩作用具有“强溶蚀、弱胶结、较强压实”的特征,形成了以粒间孔、粒间溶孔和铸模孔为主,含溶蚀孔洞的孔隙型储集层,且以大于5μm的粗孔喉为主,为中高孔、高渗储集层。单滩体内部及单滩体之间存在岩性反韵律,从下至上泥晶含量降低、溶蚀增强、胶结减弱、孔喉变大、物性变好。处于高位体系域顶部的MB2-1小层厚壳蛤滩的厚度最大,大气淡水淋滤更为充分,溶蚀最为显著,孔喉最大,是Mishrif组最优质的储集层。     

滨里海盆地肯基亚克地区中、下石炭统碳酸盐岩储层特征与成岩作用

利用岩心、岩矿薄片、扫描电镜、孔渗和地化等多种资料,对滨里海盆地肯基亚克地区A井取心段中、下石炭统碳酸盐岩岩石类型、储集空间和成岩作用进行了研究。研究揭示:中、下石炭统碳酸盐岩为纵向上非均质性强的开阔台地相颗粒灰岩和泥晶灰岩储层,可划分为以粒间溶孔-粒内溶孔为主的Ⅰ类好储层和以晶间孔-晶间溶孔为主的Ⅱ类中等或差储层。胶结作用和溶蚀作用是控制两类储层形成的主要成岩作用,前者主要包括正常海水叶片状-纤维状方解石胶结作用、埋藏期镶嵌状、粒状、半自形方解石胶结作用,后者主要包括大气淡水溶蚀作用和埋藏期溶蚀作用。其中,埋藏期溶蚀作用是形成Ⅰ类储层的关键,Ⅱ类储层则具胶结作用发育的特征。     

渤海湾盆地沾化凹陷沙河街组页岩油微观储集特征

页岩油储层微观孔隙储集特征是勘探开发的重要基础资料。采集渤海湾盆地沾化凹陷罗69井沙河街组三段页岩油层段18块岩心样品,利用氩离子抛光-场发射扫描电镜实验,研究页岩油储层孔隙发育特征。沾化凹陷沙三段页岩油层段为泥岩和灰岩的过渡岩性,以灰质泥岩、泥质灰岩和含泥灰岩为主,夹少量灰岩薄层。页岩油层段主要孔隙类型包括泥质碎片间微孔和碳酸盐矿物的溶蚀孔、晶间孔和晶内孔。页岩油层段的储层孔隙主要由泥质部分提供,泥质粒间孔提供的面孔率贡献最大,方解石溶蚀孔对面孔率有一定贡献,晶间孔和晶内孔的面孔率贡献最低。页岩油储层孔隙的孔径属于纳米级和微米级,纳米级孔隙数量占绝对优势,然而储层孔隙面积主要由数量较少的微米级孔隙提供,即页岩油开发的储集空间应该以微米级孔隙为主要对象。      

柴达木盆地英西地区页岩油储层特征及有利区优选

研究柴达木盆地英西地区古近系页岩油储层特征，开展了储层岩石学特征、物性及储集空间类型、含油性、源储配置关系等分析，并优选了有利储层发育区。结果表明：①英西地区下干柴沟组上段储层的岩石矿物包括碳酸盐、陆源碎屑、泥质及各种盐类矿物，混积特征明显；②综合地质和测井响应特征将研究区储层划分为3类，分别为层状泥页岩或泥质碳酸盐岩、块状泥页岩或泥质碳酸盐岩、斑状泥页岩或泥质碳酸盐岩储层；③储层主要储集空间类型包括晶间孔、粒间或晶间溶蚀孔、角砾孔洞和裂缝，物性总体偏低，孔隙度多为4%~6%，渗透率多为0.05~0.10 mD；④油气藏具有"源内成藏、整体含油"的特征，目的层含油丰度受控于物性和烃源岩的配置关系。该研究成果对英西地区页岩油勘探具有指导作用。     

Features and genesis of Paleogene high-quality reservoirs in lacustrine mixed siliciclastic–carbonate sediments,central Bohai Sea,China

The characteristics and formation mechanisms of the mixed siliciclastic–carbonate reservoirs of the Paleogene Shahejie Formation in the central Bohai Sea were examined based on polarized light microscopy and scanning electron microscopy observations, X-ray diffractometry, carbon and oxygen stable isotope geochemistry,and integrated fluid inclusion analysis. High-quality reservoirs are mainly distributed in Type Ⅰ and Type Ⅱ mixed siliciclastic–carbonate sediments, and the dominant pore types include residual primary intergranular pores and intrafossil pores, feldspar dissolution pores mainly developed in Type Ⅱ sediments. Type Ⅰ mixed sediments are characterized by precipitation of early pore-lining dolomite, relatively weak mechanical compaction during deep burial, and the occurrence of abundant oil inclusions in high-quality reservoirs. Microfacies played a critical role in the formation of the mixed reservoirs, and high-quality reservoirs are commonly found in high-energy environments, such as fan delta underwater distributary channels,mouth bars, and submarine uplift beach bars. Abundant intrafossil pores were formed by bioclastic decay, and secondary pores due to feldspar dissolution further enhance reservoir porosity. Mechanical compaction was inhibited by the precipitation of pore-lining dolomite formed duringearly stage, and oil emplacement has further led to the preservation of good reservoir quality.     

塔里木盆地塔河油田下奥陶统油藏特征及成藏条件分析

地质综合研究和勘探实践表明,塔河油田是在长期发育的古隆起基础上形成的下奥陶统碳酸盐岩岩溶-缝洞型大型油气田。该油田主力产层下奥陶统碳酸盐岩发育孔、洞、缝3类储集空间,组成裂缝型、孔洞-裂缝型、裂缝-孔洞型和生物礁(滩)相孔隙型4类储层。长期生烃、多期构造运动和多期岩溶作用使塔河油田不同区块原油性质有一定差异。下奥陶统油气聚集成藏主要受阿克库勒凸起、碳酸盐岩溶蚀孔洞缝发育程度和石炭系巴楚组泥岩覆盖等多种因素综合控制。      

渤海海域石臼坨凸起东段36-3构造古近系沙二段储集层特征及控制因素

利用岩心描述、常规薄片、铸体薄片和扫描电镜等化验分析资料,结合常规物性及勘探情况,对沙河街组二段储集层特征进行了系统分析,对储集物性、储集空间类型以及储层物性控制因素进行了深入的探讨。研究认为研究区沙河街组二段储集层为混积岩,岩性以生屑云岩为主,夹薄层砂砾岩;储层物性非常好,平均孔隙度为27.6%,平均渗透率为442×10^-3μm²,储层类型为高孔-高渗型;储集空间以原生孔隙和次生孔隙为主,原生孔隙多为粒间孔和生物体腔孔。研究发现,沉积作用和成岩作用是控制储集层物性的两个主要的因素,其中溶解作用和白云石化作用是造成现今优质储集空间的主要原因。同时指出了优质储层的分布规律,认为沙河街组二段中发现的生屑云岩和含陆源碎屑云岩等白云岩储层是油气富集场所,是今后有利勘探区。     

烃源流体—储集岩协同演化模拟实验及地质启示——以川西地区上三叠统须家河组为例

流体—岩石相互作用是致密砂岩油气藏形成的重要影响因素,深入研究流体—岩石相互作用对储层致密化的影响机制对厘清优质储层的分布规律尤为重要。以川西上三叠统须家河组为例,开展了封闭环境条件下,Ⅲ型烃源流体—长石石英砂岩储层协同演化模拟实验。Ⅲ型烃源岩生成的大量CO₂在140℃或170℃储层地温条件下会导致砂岩储层中碳酸盐胶结物发育,是砂岩储层致密化的主要影响因素;烃源流体的滞留效应对储层致密化至关重要;封闭成岩体系下,致密油气勘探应以寻找有利于原生孔隙形成与保存的有利沉积相砂体为指向,在半开放—开放体系成岩环境下,应以寻找酸性流体优势运聚区次生孔隙发育的储层为指向。     

海相碳酸盐岩埋藏溶孔规模与分布规律初探

埋藏期通过有机酸、TSR及热液等作用可以形成埋藏溶孔,这一观点已为大多数储层地质学家们所接受。随着中浅层油气资源勘探开发程度不断提高、难度不断增大,深层正成为油气战略发展的接替领域之一。但深层油气勘探开发的成本要比中浅层大得多,这就对深层碳酸盐岩储层的规模和预测精度提出了更高的要求。海相碳酸盐岩埋藏溶孔规模与分布规律正成为近期研究关注的焦点,而不仅仅是埋藏溶孔的形成机理。通过塔里木盆地和四川盆地深层碳酸盐岩储层(深度＞4 500m)实例解剖及溶蚀量定量模拟实验、矿物成分对溶蚀强度影响模拟实验、储层物性对溶蚀强度影响模拟实验、岩性和孔隙组合对溶蚀效应影响模拟实验,提出开放体系是埋藏溶孔规模发育的关键、先存孔隙发育带控制埋藏溶孔的分布、储层岩性和孔隙组合控制埋藏溶孔的分布样式等新认识,初步回答了埋藏溶孔的规模和分布规律问题,为深层碳酸盐岩储层评价和预测提供了依据。     

轮南奥陶系碳酸盐岩储集体控油机理探讨

塔里木盆地轮南地区奥陶系碳酸盐岩基岩总体为非储层,有效储集体为由岩溶作用形成的次生孔、洞、缝型储集体。根据岩溶发育控制因素和岩溶期次,重点研究了轮南地区2套三类储集体的分布和储集体之间的差异。通过对奥陶系油气的分布和碳酸盐岩内特殊的流体赋存状态的分析,认为轮南地区奥陶系油气分布整体上受储集体发育控制,同时不同类型储集体及其隔离、封存油(气)或水的差异是平面上油气分布规律性存在差异的重要原因。     

PETROPHYSICS OF LOWER CRETACEOUS PLATFORM CARBONATE OUTCROPS IN PROVENCE (SE FRANCE): IMPLICATIONS FOR CARBONATE RESERVOIR CHARACTERISATION

High resolution petrophysical analyses were carried out on Urgonian (Lower Cretaceous) carbonates from outcrops in Provence, SE France. Porosity and permeability were measured on 541 plug samples selected from grain‐supported carbonates analogous to those in the age‐equivalent Shu'aiba and Kharaib Formation reservoirs in the eastern Arabian Plate. The sampling strategy allowed property heterogeneities from centimetre to kilometre scales to be investigated, as well as correlations between porosity and permeability in several different reservoir rock types. Property spatial modelling sensitivity analyses were also undertaken. The relative abundance of microporosity, grain size and sedimentary‐diagenetic anisotropy were the main geological parameters which controlled the petrophysical characteristics of the grainstones studied. Increasing microporosity decreased permeability but resulted in an increase in the homogeneity of the reservoir rocks and therefore in their predictability. An increase in grain size, from fine sand to gravel, and in the amount of intergranular pores, enhanced permeability significantly but resulted in a decrease in the homogeneity (and therefore predictability) of the reservoir rock. At a plug scale, poro‐perm relationships are very good and can be used predictively for fine grainstones dominated by microporosity; but relationships are moderate to weak for coarse rudstones with mixed pore types, including intraskeletal pores. In grainstone units, weak sedimentary anisotropy, such as decametre‐scale cross‐bedding, did not prevent the prediction of the horizontal property distribution from vertical data over a few hundreds of metres. In these units, the lateral correlation of rock properties follows periodic variograms with a 7 m wavelength. The lateral distribution of properties in coarse‐grained and heterogeneous rudstones with complex pore types and intense sedimentary heterogeneities, such as channel structures, was however more difficult to predict from a vertical data set. Upscaling poroperm data from plug scale to reservoir scale is linear in the case of grainstones with intergranular microporosity, but is non‐linear in the case of skeletal rudstones with coarser pore types including skeletal porosity.