成像测井孔隙度频谱技术与岩心孔隙分析资料对比研究

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岩心--成像测井管理、解释分析系统

岩心--成像测井管理、解释分析系统成像测井以其信息量大，分辨率高、直观可靠等多方面的优点一方面实现了测井新技术的突破，一方面为大大提高常规测井的利用效率提供了手段。

它在观察尺度上与常规测井资料统一，而它提供的地层可视化信息又和岩心相一致。

本系统充分利用我单位多年从事岩心图象研究的技术经验，通过岩心图象验证成像测井资料，为我们准确定性和定量分析、计算地层信息，提供了依据。

经过成像测井资料、常规测井资料以及岩心图象等地质资料综合分析，以达到准确提取全井段地层裂缝、孔洞信息，精确描述岩心深度、储层位置，使我们更好地确立各类资料之间的对应关系，做好井间参数预测等工作。

该系统实现了岩心图象、成像测井资料、常规测井资料导入；实现了岩心-成像测井资料的永久性保存和综合管理功能；在用户进行测井评价和解释工作中，能够提供岩心沉积构造图象知识和岩心-成像测井解释分析图象知识等帮助，并进一步为成像测井解释分析应用提供相应的人机交互工具和解释方法。

该系统采用中文Windows 2000作为系统软件开发平台，MS-Visual C++ 6.0 作为程序开发工具，研制完成的一套开放型、可视化应用软件系统。

具有功能齐全、内容丰富、用户界面友好、操作使用方便、实用性好、兼容性强等特点。

该系统包括以下子系统：∙岩心图象录入、编辑、测量子系统∙成像测井资料、常规测井资料导入模块∙岩心-成像测井图象数据库管理子系统∙沉积构造图象知识库子系统∙岩心-成像测井图象知识库子系统∙岩心-成像测井解释分析子系统∙岩心-成像测井深度归位子系统∙岩心-成像测井方位确定子系统∙岩心-成像测井综合柱状图绘制子系统∙岩心-成像测井打印输出子系统∙岩心-成像测井图象压缩存储/解压缩显示模块系统运行环境：硬件环境：微机(PⅣ 2.4GHz,内存256MB,40GB硬盘,真彩色卡,17寸彩显)。

软件环境：中文Windows 2000 及以上版本, Office 2000 及以上版本。

成像测井对火山岩的研究技术

成像测井（FMI）对火山岩的研究技术火山岩储层结构、岩性复杂，且多为裂缝孔隙双重介质的储集体；成像测井的出现能很有效地对这类储集体进行评价。

FMI图像井眼覆盖率对8.5英寸的井眼高达80%，纵横向分辨率达0.2英寸，井眼周围地层、地质特征微小变化都能在图像上显示，通过对地质资料（岩心、簿片等）的研究，刻度FMI图像，可得到单井的连续岩性、结构、构造、层理、裂缝等特征的剖面，在此以对石西油田石炭系火山岩的研究为例。

一、岩性及岩相1、岩性根据岩心资料对FMI图像的标定，从结构和构造形态可把石西油田石炭系火山岩分为五类岩性：1）火山集块岩属火山碎屑岩类。

主要由粒径 >64mm的粗火山碎屑物组成的岩石。

主要成分是熔岩的碎块和其它碎屑物经压固和胶结而成。

碎屑物主要由火山弹及熔岩碎块堆积而成，分选及磨圆度很差，火山弹间可见气孔；填隙物为细粒火山碎屑。

2）火山角砾岩火山角砾岩是一种压实固结的火山碎屑岩，粒径为2－64mm的熔结角砾组成，含有少量石英、长石等矿物晶屑，多数具有明显的棱角，分选差，大小不等；填隙物是火山灰、火山尘；气孔、杏仁孔发育。

3）火山角砾熔岩火山角砾熔岩为一种由正常火山碎屑岩向熔岩过渡的岩石类型，是火山碎屑岩被熔岩胶结而成，火山碎屑物的含量约10%－50%；碎屑与胶结物的岩性、结构、构造均不同，是晚期熔浆胶结早期火山碎屑而成，多数分布于火山口附近，粒径为2－64mm。

气孔、杏仁孔较发育。

4）熔岩熔岩是从火山口喷逸的炽热的熔浆冷却凝结的产物。

岩石结构致密，裂缝发育，流线或流面构造发育，其倾斜方向展示岩浆的流动方向。

5）凝灰岩凝灰岩由粒径<2mm的火山碎屑物质组成的岩石。

碎屑成分主要是火山灰，火山灰中有晶屑、玻屑、岩屑。

FMI图像可见到少量层理。

如图1，为石007井FMI识别岩性的图例，图的左边第1道为熔岩，第2道为集块岩，第3道为火山角砾岩，第4道为角砾熔岩。

2、岩相1)单井相分析根据FMI图像所提供的信息，结合钻井取心资料,石西油田石炭系火山岩相主要有溢流相、爆发相。

核磁共振测井

核磁共振测井与录井对比班级：勘查技术与工程07-1 姓名：学号：0701********摘要:石油工程中的核磁共振技术是利用油和水中的氢原子在磁场中具有共振并产生信号的特征来探测和评价岩石特性。

核磁共振测井是在井筒中测量井周地层的物性参数.核磁共振录井是在地而(钻井现场)分析岩心、岩屑和井壁取心的物性参数(随钻分析)。

对同深度13 u 井中的核磁共振测井孔隙度、渗透率参数与核磁共振录井分析岩心、岩屑和井壁取心样品得到的孔隙度、渗透率参数进行对比分析表明.两者虽存在定差异.但整体有较好的趋势致性。

关键词:核磁共振;测井;录井;孔隙度;渗透率Abstract:The hydrogen atoms in oil and water are able to resonate and generate signalsin the magnetic field，which is used by the NMR (nuclear magnetic resonance) technolo-gy in petroleum engineering to research and uate rock characteristics. NMR welllogging was used to measure the physical property parameters of the strata in well bore，whereas NMR mud logging was used to analyze(while drilling) the physical propertyparameters of cores，cuttings and sidewall coring samples on surface(drilling site).Based on the comparative analysis of the porosity and permeability parameters obtainedby NMR well logging and those from analysis of the cores，cuttings and sidewall coringsamples by NMR mud logging in the same depth of 13 wells，these two methods are ofcertain difference，but their integral tendency is relatively good.Key words:nuclear magnetic resonance;well logging;mud logging;porosity;permea-Bility1基本原理自然界元素的同位素中将近一半能够产生核磁共振r2,。

成像核磁测井在储层孔隙度解释中的应用

关键词：碳酸盐岩储层；裂缝系统；岩块系统；孔隙度
中图分类号：Ｐ６３１．８１３
文献标识码：Ａ
文章编号：１００６－７９８１（２Ｏ１３）Ｏ２一Ｏ１２９ —０３ＣＲＡ以及由其派生出来的复杂岩性解释程序。另外还用Ｓｃｈｕｍｂｅｒｇｅｒ公司的ＥＬＡＮＰＬＵＳ多矿物分析测井解释软件。
系统和岩块系统，根据柏松章给这两个系统的定义，
ＦＭｌ成像测井的高密度采样、高分辨率和井眼高覆盖率，使得ＦＭＩ成像测井不仅能够用于识别裂缝、划分裂缝类型、确定裂缝发育层段，还能够用于
隙度一般不会超过１，考虑到与裂缝连通的溶洞的存在，包括缝洞的小型裂缝系统孔隙通常低于２％。
轴为中心的“ 三维岩石物理学 ” 时代。
１储层孔隙度解释技术
目前裂缝及裂缝系统孔隙度通常根据成像测井资料
等的定量解释方面得到了长足发展。使测井精细描述含油气储层、地层非均质性和薄储层的能力提高到一个新的水平，它标志着测井学科开始进入以井
根据各种文献资料介绍，碳酸盐岩储层裂缝孔
到的裂缝总条数；裂缝平均宽度（ｃｍ）：为裂缝轨迹
宽度的平均值；裂缝水动力宽度（ｃｍ）：为裂缝轨迹

成像测井缝洞解释评价研究进展

第67卷第2期2 0 2 1年3月地质论评GEOLOGICAL REVIEWV ol. 67 N o. 2Mar . ,202 1成像测井缝洞解释评价研究进展年涛，王贵文3),范旭强3)，谭成仟“2),王松3),侯涛5)，刘之的M1)西安石油大学地球科学与工程学院,西安，710065;2)西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室，西安,7100653)中国石油大学（北京）地球科学学院，北京，102249;4)中国石油经济技术研究院，北京，100724; 5)中石油华北油田分公司，河北任丘，062551内容提要：综合露头刻度井、数值模拟和物理模拟的实验结果对微电阻率扫描成像测井缝洞解释评价的研究进展进行了总结和探讨，分别包括岩芯归位、缝洞刻度率、岩芯和成像裂缝参数的差异性，以及裂缝宽度和地层孔隙度的计算。

岩芯归位确定了缝洞体在地层中的深度和方位。

电成像测井对过井眼未充填缝和孔洞发育段的刻度率为100%，而单个孔洞在岩芯和电成像测井中通常无法一一对应。

单条裂缝的倾角或井周长度在岩芯和成像测井中具有较高的相关性，而裂缝宽度的相关性一般。

数模和物模的结果表明电成像测井裂缝宽度的计算受多种因素影响，当裂缝的视宽度大于0. 1 mm 时，电成像测井计算的裂缝宽度和裂缝视宽度基本一致，当小于0. I mm 时，电成像测井计算的宽度值误差较大。

目前电成像测井通过孔隙度谱法和图像分割法计算地层的孔隙度，但都受限于除孔洞的其他低阻地质体的影响，因此需要加强岩芯刻度的功能。

关键词：电成像测井;岩芯归位;缝洞；裂缝参数;地层孔隙度W W W ./georev微电阻率扫描成像测井的出现起源于研究者希望通过不取芯而仅用测井方法就能够获取类似岩芯中的沉积和储层方面的信息（Ekstrom et a l.，】986; Lloyd et a l.，1986)。

在这一理念驱使下，斯伦贝谢公司于20世纪80年代中期在倾角测井仪的基础上率先研发了 FMS( Formation MicroScanner)微电阻率成像测井。

基于核磁共振技术的岩石孔隙结构特征研究与应用

一、应用背景岩石孔隙结构特征研究与应用是地质勘探领域的重要课题之一。

岩石孔隙结构特征对油气储层的评价和预测具有重要意义。

传统的孔隙结构研究方法主要依赖于岩心实验室测试，但这种方法存在取样不全面、成本高昂、时间耗时等问题。

而基于核磁共振技术的岩石孔隙结构特征研究与应用可以通过非侵入性的方式获取岩石内部孔隙结构信息，具有操作简便、快速高效等优势。

二、应用过程1. 数据采集基于核磁共振技术的岩石孔隙结构特征研究与应用首先需要进行数据采集。

通常采用核磁共振仪器对地质样品进行扫描，获取样品中水分子在不同强度的外加磁场下的共振信号。

2. 数据处理获得原始数据后，需要进行数据处理以提取出岩石孔隙结构特征信息。

数据处理主要包括信号去噪、信号分析和图像重建等步骤。

信号去噪是为了去除原始数据中的噪声，提高数据的可靠性。

信号分析是为了提取出岩石孔隙结构特征所需的参数，如孔隙度、孔径分布等。

图像重建是将处理后的数据转化为可视化的图像，以便进一步分析和应用。

3. 特征研究经过数据处理后，可以对岩石孔隙结构特征进行研究。

主要包括以下几个方面：•孔隙度研究：通过核磁共振技术可以准确测量岩石中的孔隙度，并对不同深度或不同地层的孔隙度进行比较和分析。

•孔径分布研究：通过核磁共振技术可以获取岩石中各个孔径范围内孔隙的数量和大小分布情况，从而了解岩石储集层的渗透性和储集能力。

•孔隙连通性研究：核磁共振技术可以揭示岩石中孔隙之间是否存在连通路径，以及连通路径的长度和直径等信息。

4. 应用效果基于核磁共振技术的岩石孔隙结构特征研究与应用具有以下几个优势：•非侵入性：核磁共振技术不需要取样，可以直接对地质样品进行扫描，避免了传统实验室测试中的取样问题。

•快速高效：核磁共振技术可以在较短时间内获取大量数据，并且数据处理过程相对简单，提高了工作效率。

•准确可靠：核磁共振技术可以准确测量岩石中的孔隙度和孔径分布等参数，提供了更可靠的数据支持。

基于核磁共振技术的岩石孔隙结构特征研究与应用已经在油气勘探领域得到广泛应用。

成像测井电导率图像空白带奇异谱插值和缝洞孔隙度分离方法

ＬＩＺｈｅｎｌｉｎｇ，ＳＨＥＮＪｉｎｓｏｎｇ，ＬＩＳｉ，ＬＵＯＡｎｙｉｎ，ＬＩＹｏｎｇｊｕｎ。，ＷＡＮＧＬｅｉ。，ＧＵＯＳｅｎ
（１．ＨｕａｂｅｉＤｉｖｉｓｉｏｎ，ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＬｏｇｇｉｎｇＣＯ．ＬＴＤ．，Ｒｅｎｑｉｕ，Ｈｅｂｅｉ０６２５５２。Ｃｈｉｎａ；２．ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ，
ｋａｒｓｔｃａｖｅ．Ｂｏｔｈｏｆｔｈｅｓｅｍｅｔｈｏｄｓａｒｅｂｅｔｔｅｒｓｕｉｔｅｄｆｏｒｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｏｆｓｔｒｏｎｇｌｙｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｏｕｓａｎｄｒａｎｄｏｍｌｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄｆｒａｃｔｕｒｅｓａｎｄｖｕｇｇｓ．Ｆｉｓｔｌｙ，ｔｈｅｔｗｏｄｉｍｅｎｓｉｏｎａｌＦＭＩｃｏｎｄｕｃｔｉｖｉｔｙｉｍａｇｅｄａｔａｉｓａｎａｌｙｚｅｄｂｙｓｐｅｃｔｒａｌｄｅｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄａｎｄｉｎｔｅｒｐｏｌａｔｅｄｂｙｔｈｅａｎａｄａｐｔｉｖｅｆｉｌｌｉｎｇｍｅｔｈｏｄ，ａｎｄｔｈｅｂｏｒｅｈｏｌｅＦＭＩｃｏｎｄｕｃｔｉｖｉｔｙｉｍａｇｅｉｓｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｅｄｃｏｍｐｌｅｔｅｌｙ．Ｓｅｃｏｎｄｌｙ，ｔｈｅ

岩石孔隙对核磁共振测井的影响

岩石孔隙对核磁共振测井的影响【摘要】核磁共振测井是地层评价中一种有效的测井新方法，它能提供孔隙度、渗透率、流体含量和流体特性等信息。

但是，一些客观因素影响着核磁共振测井资料质量和应用效果。

本文系统分析了孔隙度、孔隙结构及流体性质对核磁共振测井资料质量和应用效果的影响，在核磁共振测井解释和应用过程中引起重视，提高储层评价精度。

【关键词】核磁共振岩石孔隙流体性质效果影响核磁共振测井是利用氢核在已知磁场中的核磁共振现象，探测地层孔隙及所含流体特征的一种方法。

它的移谱、差谱法为测井资料直观识别油气水层提供了一种新的有效手段。

但在生产实际中，却发现水层也会出现明显的差谱信号和移谱现象。

为了解决这个问题，本文系统分析了岩石孔隙度、孔隙结构及流体性质对核磁共振测井资料质量和应用效果的影响，以便更有效地应用核磁共振测井技术，更准确地进行流体识别和储层评价。

1 孔隙度和孔隙结构核磁共振测井测量的是岩石孔隙流体中的氢核信号。

信号幅度反映的是地层的宏观磁化矢量强度，宏观磁化矢量强度在零时刻的数值大小正比于地层孔隙中的氢核数，因此，零时刻的核磁共振信号幅度与地层孔隙度有对应关系。

孔隙度越大，核磁共振信号幅度也越大。

岩石通常含有大小不一的多种孔隙系统，各种孔隙具有不同的比表面积，具有不同的核磁共振弛豫速率，表面弛豫率大小也不一样。

因而，可以测量到不同形态的t2谱分布。

理论推导和实验证明，弛豫时间t2谱分布与压汞实验获得的孔径分布有很好的相关性，孔隙结构和岩性为控制t2谱分布的主要因素。

尤其当物性较差时，流体对t2谱分布的影响变弱。

为我们研究地层孔隙结构提供了经济简便的方法。

移谱、差谱法为测井资料直观识别油气水层提供了一种新的有效手段。

但生产实际表明，在水层也会出现明显的差谱信号和移谱现象。

原因在于当大孔径高孔隙度（孔隙度大于15%）的岩石中饱含水时，t1、t2都很长，在2s以内的等待时间，氢核不能完全恢复，故测得的t2谱幅度小。

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成像测井孔隙度频谱技术与岩心孔隙分析资料对比研究周彦球;李晓辉;范晓敏【摘要】成像测井孔隙度频谱技术与岩心孔隙分析资料可从不同侧面揭示岩石孔隙的发育状况和分布特征,通过对比建立二者之间的联系,对于局部地区的储层评价具有重要的参考价值.阐述了成像测井孔隙度分析技术以及评价孔隙非均质性的特征参数.介绍了岩心铸体薄片显微图像与恒速压汞技术原理,分析了它们与成像测井之间的异同.综合2种资料对某油田孔隙型碳酸盐岩储层进行了实例分析,结合生产实践发现,成像测井孔隙度谱与岩心显微图像对于孔隙总体特征的反映具有良好的一致性,对于孔隙非均质性的解释互相吻合.通过对比恒速压汞孔隙半径分布与对应深度附近成像孔隙度谱并进行回归拟合发现,成像测井的孔隙度谱可用于估计对应的孔隙半径分布,尤其对于后者方差的预测可获得很高的符合率,证实了成像测井用于微观解释的可行性.【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2014(038)003【总页数】6页(P309-314)【关键词】成像测井;孔隙度频谱;岩心显微图像;恒速压汞;碳酸盐岩;对比研究【作者】周彦球;李晓辉;范晓敏【作者单位】吉林大学地球探测科学与技术学院,吉林长春130000;大庆钻探工程公司测井公司,黑龙江大庆163412;大庆钻探工程公司测井公司,黑龙江大庆163412;吉林大学地球探测科学与技术学院,吉林长春130000【正文语种】中文【中图分类】P631.840 引言井壁微电阻率扫描成像测井由于分辨率高、覆盖面积大、处理结果形象直观,地质应用的范围不断拓宽。

随着油气勘探目的层日趋复杂化,人们对应用成像测井资料的地质解释提出了更高的要求,如精细评价储层孔隙结构与连通状况。

然而,在目前技术条件下,成像测井尚无法对地层孔隙进行直接测量。

岩心孔隙分析资料(如铸体薄片技术、恒速压汞技术等)能够展示岩石内部孔隙尺度的细节特征,可较好地辅佐微观地质评价。

研究二者之间的联系与区别,在生产应用中有一定的实际意义,但目前国内外少见关于这一课题的公开报道。

本文结合生产应用实例,综合分析电成像测井孔隙度频谱技术以及岩心铸体薄片与恒速压汞资料,就二者之间对应性的问题开展对比研究。

1 成像测井孔隙度分析成像测井数据通过电阻率刻度、孔隙度标定等过程,可以转化为孔隙度图像,通过配色处理,可用于对井壁地层剖面孔隙度特征的直观解释。

通过使用一定窗长和步长对孔隙度图像进行频率直方图统计,可在剖面上形成孔隙度频谱,从而可直观地观察各深度段不同大小孔隙度的频率分布。

在此基础上,进一步使用相应的统计技术,可形成多种孔隙度分布特征曲线,用于对井壁地层剖面的孔隙度分布进行连续的精细评价[1]。

实际应用中,对于某一具体储层常用以下特征参数描述孔隙度分布的非均质性(见图1)。

图1 孔隙度分布部分特征参数示意图总孔隙度(φT)。

经孔隙度标定后由成像测井数据在各深度点计算的总孔隙度,实际是给定深度附近的所有成像计算孔隙度的均值,与常规处理的有效孔隙度接近[1-2]。

孔隙度谱均方差(φVR)。

给定深度附近的成像计算孔隙度的均方差,指示谱的离散程度。

局部最大孔隙度(φmax)。

给定深度附近的成像计算孔隙度的最大值,为孔隙度谱的右边界,可根据统计学3σ原则[3]截止,在井眼不规则处可作手动截止。

局部最小孔隙度(φmin)。

给定深度附近的成像计算孔隙度的最小值,为孔隙度谱的左边界。

主频孔隙度(φPHP)。

孔隙度谱主峰所在位置,一般与孔隙度均值接近。

孔隙度变异系数(VKφ)。

类似于油藏描述中渗透率变异系数,为井周孔隙度的均方差与孔隙度均值的比值,指示孔隙度的径向非均质性[1]。

主峰右侧宽度(φW)与右侧方差(φV)。

孔隙度谱主峰右侧的宽度与方差,表征次生孔隙的发育程度。

主峰右侧的谱宽越大、方差越大,则说明次生孔隙在各个层级上均有发育,并可推断其成因类型多样,储层解释的可信度也较高[4]。

原生孔隙度(φR)与次生孔隙度(φS)。

实际为由大、小尺寸孔隙分别构成的孔隙度,分别指示基质孔隙度与裂缝、孔洞孔隙度,定义与其地质定义类似但不具成因意义。

可使用大律法(OTSU)[5]自动求取最佳分割点,计算原生孔隙度与次生孔隙度的值,亦可根据实际情况进行手动截止。

2 岩心显微图像与恒速压汞技术2.1 岩心铸体薄片显微图像岩心铸体薄片技术是通过对储集层岩心进行系统取样、洗油、烘干处理之后,在真空或一定的压力下,把带色物质如五德合金、染色的环氧树脂、红色的有机玻璃单体等灌注入岩样空隙内,待灌注物质固化后,再将岩样定向切制成岩石薄片,放在显微镜下观察。

结合数字成像系统,可对岩心薄片代表性视域进行二维数字图像采集,形成铸体薄片显微图像[6-7]。

铸体薄片中带色物质就是孔、缝、喉,代表岩石二维空间的孔隙结构状态。

利用岩石孔隙铸体薄片的显微照片所反映出的孔隙形态特征,可揭示出储层岩石的孔隙结构特征。

铸体薄片及其显微图像的显著特点是分析目标特征单一、突出,易于识别和选取,为孔隙特征的鉴定提供了便利条件。

岩心铸体薄片显微图像使抽象的孔隙度特征变得直观、可视,对客观准确地评价储集层的储集性及渗流能力大有帮助。

初步的解释评价是对微观条件下孔隙结构、分布状态及连通性的感性认识[7]。

2.2 恒速压汞技术原理压汞技术仍是获取储层微观孔、喉特征参数的重要途径。

常规压汞只能获得喉道半径及对应喉道控制的孔喉体积分布,无法将孔隙与喉道分开。

恒速压汞技术采用高精度泵,以极低的恒定速度(通常为0.000 05 mL/min)向岩样喉道及孔隙内进汞,从而保证进汞过程在准静态下进行。

假定在进汞过程中界面张力和接触角保持不变,随着汞进入喉道,毛细管系统压力逐渐升高。

在汞突破喉道限制进入孔隙的瞬间,汞在孔隙空间内以极快的速度发生重新分布,压力得以释放,此时整个系统压力同落。

因孔隙半径与喉道半径存在数量级的差别,通过检测进汞压力的波动就可以将孔隙与喉道区分开,实现对喉道和孔隙数量与大小的精确测量。

恒速压汞技术优于常规压汞技术:①能将喉道和孔隙分开,分别提供孔隙和喉道的毛细管压力曲线;②能准确、直接测量孔隙和喉道的大小及分布;③实验模型中可假设多孔介质由直径大小不同的喉道和孔隙构成,更符合低渗透率、特低渗透率储层小孔细喉或细孔微喉的结构特征[8-9]。

3 对比研究与应用实例3.1 微电阻率扫描成像测井与岩心孔隙分析资料的比较微电阻率扫描成像测井通过微电流扫描的方式测量阵列电扣回路中的电流强度,以获取电扣正对着的地层邻域由于岩石结构或电化学上的非均质引起的微电阻率的变化。

通过使用上述孔隙度处理技术,转化为孔隙度图像并进一步分析,提取井壁附近地层孔隙度的相关信息。

与岩心显微图像技术相比,二者之间既有联系又有区别。

二者在目标体、环境条件、形成原理、分辨率等方面均存在差异,很难将二者所反映的地质特征进行一一对应。

岩心显微图像通常能较为直接地反映局部的、细微孔隙级的地质特征,成像测井限于其固有分辨率(约5 mm),无法对单个孔隙尺度的现象进行直接测量。

然而,大量的生产实践已经证明,岩心能观察到的显著地质现象通常在成像测井图上都可以找到对应的类似现象;另一方面,虽然成像测井仪器的固有分辨率仅为5 mm左右,但由于它具有很高的灵敏度,实际可以探测到宽度小到几微米或几十微米的地质体(如裂缝)[10],而在图像上的显示尺寸仍为5 mm以上。

换言之,虽然成像测井分辨率有限,反映的主要是岩石特征在局部形成的组合效应,但它对高频变化的细微特征都会有所响应。

虽然图像显示的地质体的尺寸与其真实大小有所出入,但可以通过有效刻度(对于裂缝宽度的计算,各种系列的成像仪器均有成型的公式[11],有成像测井孔隙度的标定[1])使其接近客观实际。

岩心压汞技术形成的孔隙半径分布直方图反映了储层微观孔隙结构,成像测井孔隙度谱反映孔隙的局部组合效应,二者在研究尺度上有所区别;同时,当岩样具有较强代表性时,成像测井尺度的响应特征也能呈现与之相应的一致性。

如果岩心样本的取样深度是在成像测井的测量范围内,岩样对某一层段的地质特征具有代表性,或微观的地质特征较为普遍而能引起成像测井尺度的显著响应,那么,二者所反映的总体特征就具有可比性,而且应该是大同小异的。

这时,求同存异建立起二者之间的联系,就可能取得较好的应用效果。

3.2 某油田孔隙型碳酸盐岩储层中应用实例某油田K油层组为孔隙型碳酸盐岩储层,在A井对该层位进行了产能测试,上段2 610～2 620 m日产油118 m3、日产气11 250×104 m3;下段2 644～2 658 m 试油仅见少量气泡。

测井数据处理结果及邻井岩心取样分析显示,该层位上下2段储层的孔隙度变化不大,主要在23%～30%之间,但纵向上渗透率的差异却很明显,上段2 610.0～2 630.0 m渗透率总体较好,数值分布在10～100 mD*非法定计量单位,1 mD=0.987×10-3 μm2,下同之间,甚至局部达到1 000 mD,且岩心分析数值点较离散;下段2 630.0～2 656.0 m由上往下渗透率逐渐变差,渗透率分布在1～10 mD之间,甚至局部小于1 mD,且岩心分析数值点较集中(见图2左)。

渗透率的差异导致了上下2段储层产能的较大差别,也指示了其孔隙内部结构与分布的差异。

岩心铸体薄片分析显示,该油田K油层组储层岩性主要为生屑-砂屑泥晶灰岩,孔隙类型多样,非均质性很强。

通过该井的铸体薄片鉴定发现,K2油层组上段2 610.0～2 630.0 m岩石普遍含较多砂屑或藻类生物碎屑,藻类铸模孔密集、粗大、溶扩,常形成炭渣状的连通,但分布很不均匀,呈斑块状集中;砂屑之间多发育粒间溶孔,孔径大于小颗粒直径,并有颗粒残留,大大增强了粒间的连通性。

二者构成大尺寸、连通较好的孔隙。

另外,尚有有孔虫、棘屑等生物体腔孔以及其他小尺寸的孔隙类型。

大小孔隙各自聚集,形成结构的不均匀,并控制孔隙分布的不均匀。

而2 630.0～2 656.0 m段几乎不含砂屑或藻类生物碎屑,生物颗粒细小,密集聚集,孔隙类型相对单一,以有孔虫(抱球虫)体腔孔为主,其次为粒间溶孔和泥晶晶间微孔,孔隙尺寸小而且分布相对均匀,连通性较差(图2右)。

可见,孔隙结构、分布的垂向差异导致了储层渗透性的明显变化。

对该井的电成像测井资料进行孔隙度频谱处理,提取K油层组上下2段的孔隙度频谱并分析孔隙非均质性的特征参数(见图3、表1)。

上段总孔隙度φT为23.8(%或p.u.,下同),与下段(24.9)接近。

原生(小尺寸)孔隙度φR与次生(大尺寸)孔隙度φS差异较大,分别为7.9与14.9,而下段原、次生孔隙度较为接近,分别为13.0与11.9。

上段局部最大孔隙度φmax为45.1,局部最小孔隙度φmin为0.09,谱宽范围大于下段(最大40.7,最小0.18)。