碳酸盐岩储层评价技术综述

碳酸盐岩储层评价技术综述储层评价是以测井资料为基础，结合地质、地震资料、岩心分析资料以及开发过程中的动静态资料等，从测井角度综合评价含油气储层，查明复杂岩性储层的参数计算方法、流体性质判别以及解决面临的某类特殊地质问题等。

中国石油拥有一批科研院所和测井公司，对碳酸盐岩复杂岩性测井评价方法有深入研究。

其中在国内油田比较有特色的单位有四川地质勘探开发研究院、新疆塔里木塔河油田等，在国外区块对碳酸盐岩有深入研究的有长城钻探、石油勘探开发研究院等。

过去几十年已经储备了一批碳酸盐岩测井评价专家，形成了多项特色评价技术。

（一）储层参数评价技术复杂岩性碳酸盐岩储层通常具有较大的非均质性，它使得基于均质性地层模型的阿尔奇公式难以准确地描述储层岩性、物性、电性和含油性之间的复杂关系。

为了获得这类储层的孔、渗、饱及其它关键参数，借助微观岩心分析、数字岩心技术和特殊测井方法，有针对性地改进了均质性储层参数评价方法，形成了新的针对非均质性储层的参数评价技术。

1.储层四性关系综合评价技术u技术原理：碳酸盐储层岩性复杂、储集空间类型多样、大小相差大、非均质性强，孔隙结构复杂，常规的孔隙不能完全反映储集性能，岩石物理研究采用薄片分析、X-衍射、毛管压力实验等多种手段解析岩石组分、内部结构、孔隙类型、裂缝发育情况、孔喉大小、孔喉配置关系等岩石内部的微观结构，充分了解岩石的岩性、物性特征，用岩心刻度测井，分析储层电性特征，结合录井、试油资料，确定储层的含油性，只有立足于充分的岩石物理研究才能更好地确定储层的“四性”关系。

u技术特点：以岩石物理研究为坚实基础，确定岩性、物性特征，以测井资料为主，结合录井、试油资料进行储层综合评价。

u适用范围：复杂岩性碳酸盐岩储层。

u实例：下图为某油田碳酸盐岩储层研究实例，通过岩石物理研究确定储层岩性、物性、划分储层类型，通过岩心刻度测井，分析测井响应特征，结合录井和试油资料分析储层的流体性质。

2.基于成像测井资料裂缝、孔洞参数定量评价技术u技术原理：根据裂缝、溶蚀孔洞等复杂孔隙空间在声电成像测井资料上的电导率或声阻抗响应异常，应用图像模糊识别技术，提取不规则响应的轮廓边界，经过电阻率或声阻抗测井资料标定，得到裂缝及溶孔储层的长度、密度、面孔率、水动力宽度、孔隙度、渗透率等视参数，从而达到半定量评价复杂岩性碳酸盐岩储层的目的。

u技术特点：○1拓展了成像测井资料的应用范围；○2弥补了常规测井资料定量评价复杂储层的不足； ○3实现复杂孔隙空间碳酸盐岩储层参数的半定量化评价；○4操作简单，计算速度快。

u 技术指标：○1需要井筒泥浆的电性参数或浅探测电阻率加以刻度； ○2从半定量到定量评价，需要全直径岩心分析加以刻度、检验。

u 适用范围：裂缝型、溶孔型、溶洞型或孔缝洞复合型碳酸盐岩地层。

u 实例：○1利用电成像测井资料计算张开缝视孔隙度： 水基泥浆条件下，天然张开缝在电成像测井资料上通常表现为低电导率的暗色正弦曲线。

首先，对资料进行基本处理，在浅侧向电阻率标定的静态增强图像上识别出张开缝；然后，选择合适的窗长和步长，利用基于实验及数学模拟得出的经验公式对裂缝视参数进行统计：(1)b b XO M W a A R R −=⋅⋅⋅其中，W 为裂缝视宽度，A 为由裂缝引成的电导异常面积，XO R 为地层冲洗带电导率，M R 为泥浆电阻率，,a b 为与仪器有关的常数，其中b 接近为零。

A 和XO R 都是由浅侧向电阻标定后的静态增强图像计算的。

/VPA Wi Li L D π=⋅⋅⋅∑其中，VPA 为裂缝视孔隙度，它实际上是一个面积意义上的孔隙度。

Wi 为第i 条张开缝的平均宽度，Li 为第i 条裂缝在统计窗长L 内的长度，D 为井径。

○2经岩心检验的电成像测井视孔隙度：水基泥浆条件下，原生孔隙或次生溶孔发育井段，在电成像测井资料上亦表现为暗色团块。

采用与评价张开缝类似的方法，经浅侧向电阻率标定，同样可以得到半定量的视孔隙度结果。

下图为中东某油田实际应用结果，基于电成像测井资料计算的视孔隙度，其相对值与岩心分析结果，显示出很好的一致性。

裂缝视参数计算3.三维数字岩心构建技术u技术原理：利用X 射线束对岩心进行360度扫描，X 射线束和不同密度的岩石组分相互作用，产生相应的吸收和衰减，通过电子计算机断层扫描技术，从而得到岩心三维灰度图像。

然后对三维灰度图像进行灰度图象二值化、岩心表征单元体积（REV ）分析和孔隙结构分析等一系列分析，最终实现对实物岩心的三维数字岩心构建。

技术原理如图所示。

目前，X 射线CT （Computed Tomography ）的精度可达到1微米。

u技术特点：○1实验室岩心的X 射线三维扫描技术，形成岩心三维灰度图像； ○2灰度图像二值化分析，包括灰度分布曲线等来实现岩心三维的二值化灰度图像； ○3岩心表征单元体积（Representative Elementary Volume ）分析； ○4岩心孔隙结构分析（局部孔隙度分布、孔隙中轴线、孔隙连通性分析等）； ○5岩心X 射线CT 图像实现二维的切面图象和岩心三维图像动画展示； ○6CT 技术正在发展成为一种三维孔隙结构的分析技术。

u 技术指标：○1符合地区岩心特征及经验； ○2符合岩心实验分析得到的孔隙度结果； ○3符合岩心实验分析得到的渗透率数量级。

u 适用范围溶孔型、孔隙型等碳酸盐岩地层。

u 实例：○1白云岩岩心三维数字岩心构建：三维数字岩心构建技术实验原理利用X 射线束对白云岩岩心进行360度扫描，得到岩心三维灰度图像。

然后对三维灰度图像进行灰度图像二值化、岩心表征单元体积分析和孔隙结构分析等一系列分析，最终得到本岩心三维空间内孔隙结构特征，并计算出本岩心的孔隙度和渗透率。

○2利用三维数字岩心技术构建岩石孔隙拓扑结构利用燃烧算法（X 射线CT 配套软件）提取出岩石孔隙的中轴线，方便观察岩心孔隙的拓扑结构。

下图中颜色代表了该处岩心孔隙的大小，由红变蓝，孔隙尺寸减小。

该岩心非均质性明显，岩心孔隙分布不均匀。

（二）储层流体评价技术复杂岩性碳酸盐岩储层流体评价是整个测井评价技术体系里的难点，也是油公司最关心的问题。

针对国内外不同类型的储层，中国石油形成了诸多颇具特色的单项评价技术，基于测井资料，从不同角度多学科相结合综合评价复杂储层流体性质。

1.胶结指数法评价储层流体性质技术u技术原理：碳酸盐储层的储集空间类型在横向和纵向上都不稳定，有的以裂缝为主，有的以鲕状灰岩的粒三维数字岩心提取的孔隙拓扑结构间孔为主，有的以溶洞和溶蚀孔为主。

Rasmus 等人针对碳酸盐岩储层的储集空间类型多、孔隙结构复杂的情况，经过大量实验总结出利用测井资料计算胶结指数m 值，其值只与孔隙结构有关。

而由阿尔奇公式计算出的胶结指数m 不仅与孔隙结构有关，还与储层流体性质有关。

根据两者之间的差异，去除孔隙结构的影响，留下储层流体的响应，从而达到判断储层流体性质的目的。

由阿尔奇公式计算地层视胶结指数a m ：lg lg lg W ta R R m φ−=式中，a m —地层视胶结指数； W R —地层水电阻率，Ωm ； t R —地层深探测电阻率，Ωm ； Φ—地层孔隙度，小数。

视胶结指数a m 不仅与地层的孔隙结构有关，而且与地层所含流体性质有关。

由Rasmus 公式计算地层胶结指数R m ：3220.5lg[((1)(())]lg b b t t b R tm φφφφφφ−⋅−+−=式中，R m —由Rasmus 公式计算的地层胶结指数；b φ,t φ—分别为地层基质孔隙度，地层总孔隙度，小数；mab f maDT T T T φ−=−式中，DT —地层声波时差测井值，μS/m ；ma T —岩石骨架声波时差值；石灰岩为147.5μS/m ，白云岩为143μS/m ； f T —地层流体时差值； b φ—地层基质孔隙度，小数。

t φ=式中，t φ—地层总孔隙度，小数；D φ—由补偿密度测井计算的地层孔隙度，小数； N φ—由补偿中子测井计算的地层孔隙度，小数。

地层胶结指数只与地层的孔隙度和孔隙结构有关，而与地层孔隙流体性质无关。

利用胶结指数判断地层孔隙流体性质 定义地层孔隙流体性质判断参数MARDa R MARD m m =−参数MARD 实际上是将a m 中有关地层孔隙度和孔隙结构的信息利用R m 参数除去，只留下地层孔隙流体的信息，这样能够比较直观地反映地层流体的性质。

u技术特点：利用胶结指数的差值去除复杂的孔隙结构的影响，直观有效指示储层流体性质。

u 技术指标：○1地区解释参数及经验； ○2测井解释相关的理论与模型； ③试油验证符合率达75%。

u 适用范围裂缝型、溶孔型、孔隙型等储-渗特性差异较大的碳酸盐岩地层。

u 实例：○1利用胶结指数法评价滨里海盆地碳酸盐岩储层流体性质： 下图是测井解释成果图示例。

图中左起第六道中蓝色实线为含水饱和度，红色实线为胶结指数差值（MARD ），棕色点线为井径曲线（CALX ）；图-中右侧蓝色覆盖区为试油井段；图外右侧为试油结果（油层、低产水层、水层）。

XX井部分井段测井解释成果图下图为POR—MARD交会图，其中：油层：MARD≥1.7，低产油层或油水同层：1.7＞MARD＞1.4，；水层：MARD＜1.4；干层：φ＜7%或CAL＞BIT，不规则；RD≈RS＞30；或Vsh＞10%.2.视流体参数法评价流体性质技术u技术原理：下图是视流体参数法的原理图。

地层孔隙含有轻质油气时，地层密度测井值减小，声波时差测井值会有所增大。

此时认为地层骨架参数不变，流体参数可变，计算地层视流体密度和视流体时差。

比较视流体参数与原始流体参数的差别，则有助于识别油气层。

对于油气层，视流体时差与流体时差的比值（/fa f T T ）＞1，而视流体密度值（fa D ）与流体密度的比值（fa D /f D ）＜1。

对于水层或致密地层，则上述两个比值接近1；对于泥岩层，（/fa f T T ）≤1，（fa D /f D ）＞1。

将视流体时差与视流体密度交会则可定性判断储层流体性质。

φma fa φmama fa T DT T T −+= )(5.022N D φφφ+=式中：fa D 、fa T 分别为视流体密度、视流体时差； ma D 、ma T 分别为地层骨架密度、骨架时差；DT 、DEN 分别为时差、密度测井值。

定义：视流体时差与流体时差的比值TX =/fa f T T 视流体密度值与流体密度的比值DX =fa D /f D 二者的差值TSD =TX －DX 二者的比值TRD =TX/DX利用后两个判别因子，即可实现对储层内的流体性质进行定性评价。

u技术特点：利用轻质原油在声波和密度测井资料上的响应差异区分储层流体类型u 技术指标：○1地区解释参数及经验； ○2测井解释相关的理论与模型； ③试油检验。