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测井解释计算常用公式目录1. 地层泥质含量（Vsh）计算公式 (1)2 . 地层孔隙度（φ）计算公式 (4)3. 地层含水饱和度（Sw）计算 (7)4. 钻井液电阻率的计算公式 (12)5. 地层水电阻率计算方法 (13)6．确定a、b、m、n参数 (21)7．确定烃参数 (25)8. 声波测井孔隙度压实校正系数Cp的确定方法 (26)9. 束缚水饱和度（Swb）计算 (26)10. 粒度中值（Md）的计算方法 (29)11. 渗透率的计算方法 (29)12. 相对渗透率计算方法 (35)13. 产水率（Fw） (36)14. 驱油效率（DOF） (37)15. 计算每米产油指数（PI） (37)16. 中子寿命测井的计算公式 (37)17. 碳氧比（C/O）测井计算公式 (39)18. 油层物理计算公式 (46)19. 地层水的苏林分类法 (49)20．毛管压力曲线的换算 (50)21. 地层压力 (51)附录：石油行业单位换算 (53)测井解释计算常用公式1. 地层泥质含量（Vsh ）计算公式1.1 利用自然伽马（GR ）测井资料1.1.1 常用公式m in m ax m inGR GR GR GR SH --= (1)式中，SH －自然伽马相对值；GR －目的层自然伽马测井值；GRmin －纯岩性地层的自然伽马测井值；GRmax －纯泥岩地层的自然伽马测井值。
1212--=⋅GCUR SH GCUR sh V (2)式中，Vsh －泥质含量，小数；GCUR －与地层年代有关的经验系数，新地层取3.7，老地层取2。
1.1.2 自然伽马进行地层密度和泥质密度校正的公式o sh ob sh B GR B GR V -⋅-⋅=max ρρ (3)式中，ρb 、ρsh －分别为储层密度值、泥质密度值；Bo －纯地层自然伽马本底数；GR －目的层自然伽马测井值；GRmax －纯泥岩的自然伽马值。
1.1.3 对自然伽马考虑了泥质的粉砂成分的统计方法C SI SI B AGR V b sh +-⋅-⋅=1ρ (4)式中，SI －泥质的粉砂指数；SI ＝（ΦNclay －ΦNsh ）/ΦNclay …………………...……….(5) （ΦNclay 、ΦNsh 分别为ΦN －ΦD 交会图上粘土点、泥岩点的中子孔隙度） A 、B 、C －经验系数。
碳酸盐岩测井解释曲线模板篇一：测井曲线代码大全测井曲线代码RD、RS—深、浅侧向电阻率RDC、RSC—环境校正后的深、浅侧向电阻率VRD、VRS—垂直校正后的深、浅侧向电阻率DEN—密度DENC—环境校正后的密度VDEN—垂直校正后的密度CNL—补偿中子CNC—环境校正后的补偿中子VCNL—垂直校正后的补偿中子GR—自然伽马GRC—环境校正后的自然伽马VGR—垂直校正后的自然伽马AC—声波VAC—垂直校正后声波PE—有效光电吸收截面指数VPE—垂直校正后的有效光电吸收截面指数SP—自然电位VSP—垂直校正后的自然电位CAL—井径VCAL—垂直校正后井径KTh—无铀伽马GRSL—能谱自然伽马U—铀Th—钍K—钾WCCL—磁性定位TGCN—套管中子TGGR—套管伽马R25—2.5米底部梯度电阻率VR25—环境校正后的2.5米底部梯度电阻率DEV—井斜角AZIM—井斜方位角TEM—井温RM—井筒钻井液电阻率POR2—次生孔隙度POR—孔隙度PORW—含水孔隙度PORF—冲洗带含水孔隙度PORT—总孔隙度PERM—渗透率SW－含水饱和度SXO—冲洗带含水饱和度SH—泥质含量CAL0—井径差值HF—累计烃米数PF—累计孔隙米数DGA—视颗粒密度SAND，LIME，DOLM，OTHR—分别为砂岩，石灰岩，白云岩，硬石膏含量VPO2—垂直校正次生孔隙度VPOR—垂直校正孔隙度VPOW—垂直校正含水孔隙度VPOF—垂直校正冲洗带含水孔隙度VPOT—垂直校正总孔隙度VPEM—垂直校正渗透率VSW－垂直校正含水饱和度VSXO—垂直校正冲洗带含水饱和度VSH—垂直校正泥质含量VCAO—垂直校正井径差值VDGA—垂直校正视颗粒密度VSAN，VLIM，VDOL，VOTH—分别为垂直校正砂岩，石灰岩，白云岩，硬石膏含量岩石力学参数PFD1—破裂压力梯度POFG—上覆压力梯度PORG—地层压力梯度POIS—泊松比TOUR—固有剪切强度UR—单轴抗压强度YMOD—杨氏模量SMOD—切变模量BMOD—体积弹性模量CB—体积压缩系数BULK—出砂指数MACMAC—偶极子阵列声波XMAC-Ⅱ—交叉偶极子阵列声波DTC1—纵波时差DTS1—横波时差DTST1—斯通利波时差DTSDTC-纵横波速度比TFWV10-单极子全波列波形TXXWV10-XX偶极子波形TXYWV10- XY偶极子波形TYXWV10- YX偶极子波形TYYWV10- YY偶极子波形WDST-计算各向异性开窗时间WEND-计算各向异性关窗时间DTSF-计算的快横波时差DTSS-计算的慢横波时差固井CCL—磁性定位CBL—声幅VDL—声波变密度（二维）AC—声波CAL—裸眼井径GR—自然伽马主要测井曲线及其含义一、自然电位测井：测量在地层电化学作用下产生的电位。
碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系研究碳酸盐岩油气藏是一种重要的油气储集介质，其特点是孔隙度高、渗透率低。
而孔隙度和渗透率是储层物性参数中最基础的两个参数，研究它们之间的关系十分必要。
本文将从碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率的定义入手，探究二者的关系机理，并介绍当前相关研究成果、挑战和前景。
一、碳酸盐岩储层孔隙度的定义和计算方法孔隙度是指储层岩石中所有孔隙的体积占储层体积的百分比，是储层岩石中可被流体占据的空间的大小衡量指标。
通常划分为全孔隙度和有效孔隙度两部分，其中全孔隙度包括孔隙率和裂缝率，有效孔隙度则是指可以存储和流动流体的孔隙占全孔隙的比例。
计算储层孔隙度通常使用物理实验方法和测井数据方法。
物理实验方法包括岩心分析、重质烃分析和微孔分析等，能够精确地确定储层岩石的孔隙度、孔径分布及孔隙形态等信息。
而测井数据方法则是通过测井曲线的解释，通过一定的公式计算出储层孔隙度。
最常用的方法是伽马测井和中子测井方法。
二、碳酸盐岩储层渗透率的定义和计算方法渗透率是指储层岩石中油气流动的能力，是指在单位时间内单位面积上的流体通过岩石介质的能力。
渗透率只有在岩石中存在孔隙时才存在，在储层中的孔隙间形成连通通道后，才可以对储层流体的渗流起到决定性作用。
渗透率大小和孔隙的形态和大小、储层压力、温度等有关，通常划分为绝对渗透率和相对渗透率。
计算储层渗透率的方法和计算储层孔隙度的方法相似，也包括物理实验和测井数据两种方法。
物理实验方法包括渗透试验、气相渗流实验和压汞实验等，而测井数据方法则利用电性测井、声波测井和压力测井等方法进行解释，计算储层渗透率和渗透率分布规律等。
三、碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率的关系机理碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率的关系是受岩石物性和成因影响的结果。
通常来说，孔隙度和渗透率之间的关系呈现出非线性的负相关性，也就是说，随着孔隙度的增加，渗透率会下降。
一方面，碳酸盐岩储层的孔隙空间多样性影响了渗透率的分布。
碳酸盐岩储层特征与评价碳酸盐岩储层是石油和天然气资源的重要储备基质之一。
对碳酸盐岩储层的特征和评价有着深入的研究，可以帮助油气开发人员更好地了解储层的性质和潜力，并提供指导性的依据。
本文将介绍碳酸盐岩储层的特征和评价方法。
一、碳酸盐岩储层的特征碳酸盐岩储层主要由碳酸盐矿物组成，其主要特征包括孔隙度、渗透率、储层构造和成岩作用。
以下将对这些特征逐一进行介绍。
1. 孔隙度碳酸盐岩储层的孔隙度是指储层中存在的孔隙和裂缝的总体积与岩石体积的比值。
碳酸盐岩的孔隙类型多样，包括生物孔隙、溶蚀孔隙、溶解缝、晶间隙和溶洞等。
碳酸盐岩储层的孔隙度通常较低，但是由于溶蚀作用的影响，部分碳酸盐岩储层的孔隙度可达到较高水平。
2. 渗透率碳酸盐岩储层的渗透率是指岩石中流体流动的能力，是储层导流能力的重要指标。
影响渗透率的因素包括孔隙度、孔隙连通性、孔喉半径和孔隙结构等。
通常情况下，碳酸盐岩储层的渗透率相对较低，但是由于孔隙结构的复杂性，有些储层的渗透率仍然较高。
3. 储层构造碳酸盐岩储层的构造特征包括裂缝、节理和构造缝洞等。
这些构造特征对储层的渗透性和储集性能有着重要影响。
通过对储层构造的研究和评价，可以了解储层的导流性和导存能力。
4. 成岩作用碳酸盐岩储层的成岩作用是地质历史过程中产生的物理、化学改变。
成岩作用包括压实作用、溶解作用、胶结作用和脱水作用等。
成岩作用对储层的物性和储集性能有着重要影响。
通过分析成岩作用的类型和程度，可以评价储层的成熟度和储集能力。
二、碳酸盐岩储层的评价方法对碳酸盐岩储层进行评价主要从储集条件、储集模式和储集效果等方面进行分析。
以下将介绍常用的评价方法。
1. 储集条件评价储集条件评价主要研究储层物性参数，包括孔隙度、渗透率、孔隙结构和岩性特征等。
可以通过岩心分析、测井解释和物性实验等方法获取储集条件的参数，从而评价储层的物性和储集潜力。
2. 储集模式评价碳酸盐岩储层的储集模式包括溶蚀缝洞型、晶间孔隙型和胶结型等。
M油田为深水碳酸盐岩油田，储层上覆巨厚膏盐层，平均水深约2000m，离岸180km，圈闭面积186km2，为全球最大深水油田之一[1]。
M油田含油层位包括下白垩统Barra Velha组（下称“BVE组”）微生物灰岩和Itapema组（下称“ITP组”）生物碎屑灰岩，其中BVE组为碳酸盐岩台地沉积，浅水、间断性暴露地表环境，发育微生物礁和微生物颗粒滩，岩性包括颗粒灰岩、叠层石灰岩、球粒灰岩和纹层灰岩，孔隙类型有粒间孔、晶间孔和溶孔；ITP组为滨浅湖生物碎屑滩坝沉积，发育于古地貌高点，岩性以砾状灰岩为主，同时发育颗粒灰岩和泥粒灰岩，孔隙类型有粒间孔、铸模孔、溶孔和粒内孔[3]。
此外，M 油田溶蚀现象较为发育，岩心观察见溶洞、裂缝。
在M油田开发方案编制过程中，地质油藏研究面临较大挑战，突出表现在：①储层为巨厚礁滩相沉积体，垂向上礁体和滩体频繁互层，加之多组断裂系统及火成岩影响，储层连通状况存在较大不确定性；②生产井数少，单井配产达5000m3/ d，巨厚储层合采条件下渗流表现难以预测；③M 油田储层非均质性强，局部发育溶洞、裂缝，初步研究表明储层非均质性认识，尤其是高渗条带展布对预测指标有重要影响，亟需进一步提高模型可靠性。
对于上述问题，地震采集与评价井等常规资料录取手段成本高且获取信息有限，无法对不确定性进行有效落实。
深水碳酸盐岩油田地质油藏特征相似，针对上述问题，通常做法是建立小型试采单元（又称“延长测试”或“早期生产系统”），开展早期动态评价[4-8]。
M油田试采单元于2017年11月投产，2018年10月完成，期间开展了多种形式的动态资料录取，对储层连通状况、单井长期产能等问题进行了有效落实，指导了油田开发方案的编制和优化，对于同类油田的评价与开发具有一定参考价值。
1 试采设计1.1 试采井部署将M油田已钻评价井M1井作为试采井（图1），M1井位于油田中部，选择该井试采有利于在不同方向对压力扰动进行监测。
