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碳酸盐岩缝洞型储层测井评价方法田瀚;杨敏【摘要】由于缝洞型碳酸盐岩储层孔隙结构复杂，非均质性极强，使得碳酸盐岩缝洞型储层的识别和评价一直以来是测井分析的热点和难点。
文章从碳酸盐岩缝洞型储层的识别、储层参数计算、储层有效性评价以及储层流体识别等4个方面，较系统地介绍了碳酸盐岩缝洞型储层测井评价的方法技术。
在正确认识各种方法的技术要点及应用条件的基础上，综合利用测井技术，并结合地质、地震等相关手段，可以提高碳酸盐岩测井评价的效率和准确性。
%Fractured⁃vuggy carbonate reservoir has complex pore structures and strong heterogeneity,and the identification and evalua⁃tion of this kind of reservoirs have become hot and difficult issues in log analysis.This paper systematically describes logging evaluation methods and techniques for fractured⁃vuggy carbonate reservoirs on the basis of the following 4 aspects:reservoir type identification, res⁃ervoir parameters calculation,reservoir effectiveness evaluation,and reservoir fluid property discrimination.On the basis of the correct understanding of various technical points and application conditions,comprehensive utilized of logging technology, and combined with the related means,such as geological,seismic,et al,the efficiency and accuracy of the logging evaluation of carbonate rocks can be im⁃proved.【期刊名称】《物探与化探》【年(卷),期】2015(000)003【总页数】8页(P545-552)【关键词】碳酸盐岩缝洞型储层;储层识别;参数计算;流体识别;有效性评价【作者】田瀚;杨敏【作者单位】中国石油勘探开发研究院，北京100083;中国石油勘探开发研究院，北京 100083【正文语种】中文【中图分类】P631.4随着碳酸盐岩油气藏的陆续发现，碳酸盐岩储层测井评价变得越来越重要。
随着全球能源需求量的进一步提高，如今油气勘探的开发程度和开发水平，再一次被提到了能源采集创新议程。
碳酸盐岩油气藏，是目前讨论较为热门，且十分重要的油气开发领域。
众所周知，我国东部大部分油田均属于低渗透油藏。
且剩余的油藏分布区间和类型十分复杂，这为石油的开采工作，创造了巨大难度，且采收效率极低。
而我国的西部油气资源则主要汇集于碳酸盐岩油气藏中，这些事例证明。
我国的碳酸盐岩油气藏有着巨大开采潜力，必须围绕以碳酸盐岩油气藏开发，进行深度研究。
1 测井地质模型构建(1)岩石特征与物性 白云岩是碳酸盐岩的主要构成，其次则是灰质白云岩以及泥云岩和白云质灰岩等等。
在白云岩当中，有着含量较高的氧化镁，从其化学特性的分析得知，一氧化钙与一氧化镁数值范围在1.42至1.48区间的白云岩，为纯白云岩。
试油证实与岩芯观察后得出表明如若白云岩与含泥在裂缝中发育，那么被称为储集岩。
而泥岩裂缝、白云质泥岩则为非储岩。
据资料证实，碳酸盐岩的晶间缝与晶间孔是较为重要的储集空间。
可以说碳酸盐岩的储集空间非常复杂，多达孔、洞、缝三种。
(2)岩块孔隙几何模型 岩块孔隙的储层是十分经典的，双重介质模型。
因而需要搭建两种几何模型与流体模型。
首先是裂缝几何模型。
作为最为常见的空间模型，裂缝孔隙也被称为网状裂缝。
在构建这种类型的模型过程中，裂缝系统将会严重干扰测井反应时间，同时在储层含有状况的反馈上，也存在不实情况。
其次对于下储层而言。
裂缝流体通常只有两种，分别是大部分含烃，或全部含水。
在钻井后的储层，裂缝流体基本只有泥浆。
泥浆的侵入是与孔隙滤液入侵大不相同的。
即，并不会出现泥饼，泥浆会在裂缝中，一直渗透与侵入，直到流入很深的空间当中。
而从另一个角度来说，这种深入过程时间不长。
因为其并不能依靠泥饼阻止入侵，只能依靠平衡压力终止[1]。
不同的裂缝系统，泥浆的入侵能力是大不相同的。
必须将其与裂缝模型紧密结合，才可以明确了解流体模型状态。
(3)流体原始模型 从油气聚集与运移理论不难得知，次生油气藏由两次运移生成。
碳酸盐岩储层评价一、储层岩石学特征评价1、内容和要求（1）颜色；（2）矿物成分、含量、结构等，其中矿物结构分粒屑结构、礁岩结构、残余结构、晶粒结构。
粒屑结构：要求描述粒屑组分、含量、基质、胶结物等特征。
粒屑组分描述应包括内碎屑、生屑和其他颗粒（鲕粒、球粒、团粒）的大小、形态、分选、磨圆、排列方向、破碎程度等方面的内容。
对鲕粒还应描述内部结构；粒屑含量是指采用镜下面积目估法或计点统计法确定各种碎屑的含量；基质（一般把粒径＜0.032mm的颗粒划为基质＝成分、含量、颗粒形态、结晶程度、类型、成因及胶结物（亮晶）成分、含量、晶体的大小、结晶程度、与颗粒接触关系、胶结物形态（栉壳状、粒状、再生边或连生胶结）、胶结世代及胶结类型等都是应描述的内容。
礁岩结构：分析原地生长的生物种类、骨架孔隙的发育情况，确定粘结结构类型（叠层状、席状、皮壳状）、规模大小及成因；分析异地堆积的类型（分散礁角砾、接触礁角砾）、成因、各类礁角砾的大小和含量，描述其形态、分布等。
残余结构：确定原结构类型、残余程度，分析成因。
晶粒结构：描述晶体形态、晶粒间接触关系以及晶间孔发育和连通程度，确定晶粒大小、各种晶粒的比例。
（3）沉积构造物理成因构造a.流动构造：确定类型（冲刷痕、皱痕、微型层理及渗流砂），描述形态、大小和排列方向；b.变形构造：确定类型（滑塌构造、水成岩墙），描述特征；c.暴露构造：确定类型（雨痕、干裂、席状裂隙、鸡丝构造、帐蓬构造），描述特征；d.重力成因构造：确定类型（递变层理、包卷构造，枕状构造、重荷模构造），描述特征。
化学成因构造a.结晶构造：确定类型（晶痕、示底构造），描述特征；b.压溶构造：确定类型（缝合线、叠锥构造）描述特征；c.交代增生构造：确定类型（结核、渗滤豆石），描述特征。
生物沉积构造a.生物遗迹：确定类型（足迹、爬痕、潜穴、钻孔），描述形态和分布；b.生物扰动构造：确定类型（定形扰动、无定形扰动），描述形态和分布；c.鸟眼构造：描述鸟眼孔的大小、充填物质与充填情况、分布特点，分析成因。
碳酸盐岩储层测井评价新技术摘要：全球最大的20个油气藏中，碳酸盐岩油气藏占11个，如波斯湾盆地的Parssouth大气藏等。
它们一般埋藏较浅，由大面积优质孔隙性储层构成，孔隙度多为10％～25％、渗透率达10～1000mD，因而发现与开采并不困难。
近20年来，中国碳酸盐岩油气勘探不断获得重大突破，特别是随着塔里木的塔河、塔中和四川的普光、龙岗等一批大型油气田的探明和开发，碳酸盐岩油气藏已经成为中国油气增储上产的重大接替领域。
与国外相比，中国碳酸盐岩烃源岩的有机质丰度较低、埋藏较深，而且大都经历了多旋回和多期次构造运动。
这就决定了在塔里木、四川和长庆等油田广泛钻遇的、控制着中国碳酸盐岩油气储产量90％以上的都不是常规孔隙性储层，而是非均质性极强的礁滩、岩溶风化壳和低孔隙度致密灰岩白云岩等复杂碳酸盐岩储层[1][2][3]。
多数情况下它们的孔隙度只有1%～5%、渗透率只有0.1～10mD，并且油气水关系错综复杂。
正因如此，复杂碳酸盐岩储层测井解释符合率，尤其是具备工业产能储层的解释符合率一直不理想，本文以文献调研的方式，主要针对碳酸盐储层中孔隙的测井识别、物性分析等方面的研究现状进行总结。
1.利用双侧向测井对岩溶储层中的溶洞进行识别杨孛（2014）[4]从溶洞处双侧向曲线的特征入手，研究洞穴的物理形态对双侧向测井曲线的影响，可建立假象模型分析。
在有了定性的研究后，进一步通过数值模拟对双侧向曲线进行定量研究，1.1洞穴的物理形态与双侧向曲线间的关系研究模型1：假设在地层中存在一个未被充填的洞穴Q，井L刚好打在洞穴Q附近，如(图1A)所示，通过井L所测得的深、浅侧向曲线为RT和RS。
在深度A以上由于只有原装地层，深浅侧向曲线没有差异，表现为重合状态，在AB段，由于洞穴的存在，特别是浅侧向曲线受洞穴的影响急剧下降（原因是已假设洞穴未充填，洞穴内部电阻率远低于原状地层电阻率，因此浅侧向测得的是空洞（区域Q）和井壁与洞穴边缘之间（区域P）的一段地层的电阻率）。
第21卷 第2期地 球 物 理 学 进 展Vol.21 No.22006年6月(页码:489～493)PRO GRESS IN GEOP H YSICSJ une. 2006用核磁共振测井资料评价碳酸盐岩等复杂岩性储集层谭茂金1,2, 赵文杰2(1.中国石油大学地球资源与信息学院,山东东营257061; 2.胜利石油管理局测井公司山东东营257096)摘 要 对于碳酸盐岩等复杂岩性油气藏,由于其储集空间复杂、非均质性强等因素,用常规测井技术难以进行准确描述.核磁共振测井测量的对象是储层空间中的流体,因而可以直接用来划分储集层,而且能提供几乎不受岩性影响的孔隙度和渗透率等参数;同时,由于其T2分布表征了岩石的孔隙结构,所以可以根据T2分布形态判断有效裂缝和溶蚀孔洞.通过多口井的岩心对比和成像测井对比,研究出了一套用MRIL 和CMR 的T2分布形态评价储集空间的方法;此外,在特定条件下,根据核磁计算的有效孔隙度和可动流体体积给出了一个计算含油饱和度的公式.利用这些核磁测井技术及其分析方法对车古20古潜山碳酸盐岩储集层裂缝及溶蚀孔洞发育特征进行准确描述,还计算了埕北潜山复杂复杂岩性油气藏的饱和度,对于储量计算具有重要意义.关键词 碳酸盐岩储集层,储层描述,成像测井,核磁测井中图分类号 P631 文献标识码 A 文章编号 100422903(2006)022*******Description of carbonate reservoirs with NMR log analysis methodTAN Mao 2jin 1,2, ZHAO Wen 2jie 2(1.China Universit y of Pet roleum ,S handong 257061; 2.S hengli Well L og ging Co.S inopec ,S handong 257096)Abstract log technology is difficult to evaluate correctly some complex reservoirs which are character 2ized with complicated pore space ,special lithology and inhomogeneous layers such as conglomerate reservoir ,carbon 2ate reservoir ,igneous reservoir and so on ,it is necessary to resort to some high 2technology logs.As a base of new theory ,nuclear magnetic resonance (NMR )log can provide accurate porosity which is little dependent of lithology ,so it can be used for reservoirs identifying.Characterizing porosity structure ,T2distribution of NMR can be used to i 2dentify valid f ractures and vugs and a series of rules are summarized as a table.Furthermore ,at special conditions without water in reservoirs ,the ratio value of movable fluid volume and total porosity maybe regard as oil saturation.With these methods ,characterization of f ractures and vugs are described in Chegu 20Buried 2Hill carbonate reser 2voirs ,and oil saturation of carbonate reservoirs of Chengbei zone is calculated ,which is profound for accurate re 2serves.K eyw ords carbonate reservoir ,reservoirs description ,imaging well log ,NMR log收稿日期 2005207210; 修回日期 2005208220.基金项目 中国石油大学博士生创新基金资助(B2005201)作者简介 谭茂金,男,山东莱芜人,1973年生,工程师,在读博士研究生.1996年毕业于长春地质学院应用地球物理专业.2003年毕业于石油大学(华东)地球探测信息与技术专业,获硕士学位.现从事测井方法和解释应用研究工作.(E 2mail :tanmj211@ )0 引 言随着油田勘探和开发的不断深入,碳酸盐岩、砂砾岩以及火成岩、变质岩等复杂性油气藏被不断发现,这些复杂性油气藏具有岩性、孔隙空间结构复杂、非均质性强等特点,常规测井技术储层划分、岩石物理参数计算、流体识别等方面受到了严重的挑战.核磁共振测井技术由于直接测量储层中的流体,测量结果几乎不受岩石骨架矿物的影响,能提供反映孔喉特征的T2分布和各种组分孔隙度、渗透率等参数,在识别储层和参数计算方面具有常规测井无法比拟的优越性[1,2].此外其T2分布还可以判断地 球 物 理 学 进 展21卷表1 用核磁测井资料划分储集空间类型T able 1 Identifying reservoir sp ace with NMRLog储集空间的类型和裂缝、溶蚀孔洞的有效性,从而能够对复杂岩性储层进行准确描述[3].1 核磁测井储层划分与参数评价方法1.1 划分储层核磁共振测井测量的是地层孔隙中的氢核,其全新的测量原理使得这项技术能够提供与岩性无关的地层有效孔隙度.在T 2截止值选取合理的情况下,核磁共振测井提供的有效孔隙度,束缚流体孔隙度和自由流体孔隙度可以直观地显示是储层和非储层[1,2].在储层发育段,标准T 2分布以双峰居多,大多分布在占到64～1024ms ,而且束缚流体体积MBV I 与有效孔隙体积不重合,自由流体体积大于零;在非储层,标准T 2分布基本上以单峰居多,并且多数只在4～32ms 范围内,束缚流体体积与核磁有效孔隙体积基本相同,自由流体体积基本为零.1.2 识别储集空间类型通过对碳酸盐岩储层核磁响应特征与岩心对比、成像测井对比研究后发现,T 2分布的形态和储集空间的类型具有一定的对应关系.针对上述核磁T 2谱的响应特征以及不同系列核磁技术的差异,归纳出了两种核磁测井仪(MRIL 系列和CMR 系列)的T 2分布形态和各种储集空间的对应关系(表1).对于孔隙型储层,T 2谱呈单峰,大多分布于T 2截止值(一般由实验确定)线右部,峰值或T 2几何均值在50ms 之间,并且幅度较小,以表面驰豫为主,裂缝不发育.对于裂缝型储层,以表面弛豫为主,弛豫快.T 2谱呈单峰分布且多分布在T 2截止值线的附近(偏左),说明裂缝型储层中可动流体甚少,绝大部分为束缚流体,它在储层中只起连通作用.在油藏中单纯的裂缝储层很少,一般伴随溶蚀空洞发育.溶洞型储层,以体积驰豫为主,溶洞发育,孔径较大,其T 2谱大多呈单峰分布,束缚流体峰幅度很小,主峰值在大于300ms ,有的达到700ms.孔隙、缝洞复合型是指溶孔和裂缝为主的储层,T 2谱的特征是溶孔和裂缝的组合,一般呈双峰分布,且分布于T2截止值线的左右,两峰呈平缓的连942期谭茂金,等:用核磁共振测井资料评价碳酸盐岩等复杂岩性储集层图1 利用CMR 和FMI 技术识别车古201井储集空间Fig.1 Determination of reservoir space with CMR and FMI续变化,峰的幅度较小,分布范围大,说明孔径大小变化范围大[3,4].与成像测井相比,核磁T 2谱识别储集空间类型不够直观,但是由于其探测深度比较深,能够间接反映有效裂缝和孔洞.而成像测井显示的裂缝被泥质充填后有时也很难判断是否有效.所以,将两者结合起来能够更准确地评价裂缝的有效性和连通性.1.3 特定情形下计算含油饱和度结合深探测电阻率等常规测井资料和核磁测井资料,可以对砂泥岩地层的饱和度进行准确评价,但是所采用的模型—双水模型和Waxman 2Smit s 方程适用于基质孔隙结构[5,6],对于碳酸盐岩等复杂岩性和裂缝性储层则不适用.在T 2截止值选定的情况下,核磁共振测井能提供准确的可动流体体积.如果试油结果或其它分析可以确认该油藏不含水的特殊情形之下,可以储层中认为可动流体体积即为含油体积,故该储层含油饱和度的计算可以采取下列公式[2]:S O =M BM P×100%.其中:M B 为可动流体孔隙度,M P 为核磁有效孔隙度,S O 为含油饱和度.2 复杂岩性储集层评价应用实例2.1 车古20潜山碳酸盐岩储层评价车古20潜山碳酸盐岩储层储集空间复杂,既有基质孔隙,又有裂缝和溶蚀孔洞.核磁的T 2分布和计算的参数很好的指示了储集层的位置.通过多口井分析,该区主要发育三大套储层:八陡—上马家沟、冶里—亮甲山—凤山、府君山—太古界片麻岩这三段地层.图1所示为车古201井的八陡—上马家沟组地层.岩性主要为深灰、浅灰色油斑石灰岩,灰黄、深灰、褐灰色白云岩,角砾状白云岩及其过渡岩性,岩194地 球 物 理 学 进 展21卷图2 用核磁共振测井资料计算埕北XXX井饱和度Fig.2 Calculating Saturation of Chengbei xxx with NMR log性复杂,用常规孔隙度测井计算孔隙度时很难选择骨架值,于是加测了组合式核磁共振测井(CMR).可以看出储层主要集中在八一、八三和上马家沟中段.大多层段(X275—X282m,X285—X297m)的核磁测井T2分布的主峰显示在50～60ms左右,有的层段(X282—X285m,X297—X304m)其核磁测井T2分布的主峰则显示在300ms左右,表明是裂缝和溶蚀孔洞,成像图上也显示了黑色的裂缝和孔洞的发育,并且缝、洞呈窜珠状分布,所以可以判断其储集空间为裂缝—孔隙型及裂缝—孔洞,核磁有效孔隙度可达到6%.X285—X297m这一段,CMR显示的T2分布为60～100ms,说明主要发育了一些基质孔隙.车古201井在奥陶系八陡组八一、八二段(X265—X314m)中途测试8mm油嘴获自喷日产油77.9吨,天然气5322m3;在八三段至上马家沟上部(X321—X408m)日产油16.9吨.测试结果证明上述储层划分和评价是正确的.2.2 埕北XX油藏饱和度评价由于埕北XXX井所在的区域成藏为侧向运移,从地质录井和测井等资料分析本井没有明显油水界面.核磁共振测井T2分布显示前低后高的“楔”形,这说明基质孔隙不发育,束缚水含量少,长2942期谭茂金,等:用核磁共振测井资料评价碳酸盐岩等复杂岩性储集层T 2组分的信号强,可动流体含量多,说明储集空间可能是溶蚀孔洞;而且,结合电性资料综合分析,T 2分布中长弛豫组分指示很可能含轻质油,于是采用可动流体体积与有效孔隙度比值的方法计算了含油饱和度,其数值为70～80%(图2).后来经过试油,X529.4～X364.95m 用10mm 油嘴累计产油50.5方,密度0.85克/立方米,水为6.5方,经化验为地表水,这说明上述假设正确,用核磁共振资料计算含油饱和度的方法是合理的.同时,用这种方法对同一油藏的其它井也进行了计算,对于提供可靠的储量数据具有重要意义.3 结 语可以看出,在碳酸岩盐等复杂岩性储层,核磁测井资料在储层识别和岩石物理参数方面发挥了很大的作用.尤其是在没有成像测井资料的情况下,利用核磁测井T 2分布能给出储集空间类型,并能判断裂缝的有效性.此外,在特定的条件下,采用可动流体体积与有效孔隙度比值的方法可以求得准确的含油饱和度.参 考 文 献(References ):[1] Geoge R.Coates.Lizhi Xiao ,and Manfred G.Prammer.NMR Logging Principles &Applications [M ].Huston :Sea gulf Press ,1999.[2] 谭茂金.核磁共振测井信息处理与应用方法研究[M ].[硕士论文].东营:石油大学(华东).2003.[3] 邵维志,刘德武,韩成.利用T2谱评价板桥潜山油气藏[J ].测井技术,2000,24(5):345～350.[4] 李召成,孙建孟,耿生臣等.应用核磁共振测井T2谱划分裂缝型储层[J ].石油物探,2001,40(4):113.[5] 运华云,赵文杰.NMR 测井资料在复杂砂泥岩油气层解释中的应用[J ].测井技术.2001,16(2):42～49.[6] 肖立志.核磁共振成像测井原理与核磁共振岩石物理实验[M ].北京:科学出版社,1998.[7] 宁从前,谭廷栋,李宁.核磁共振测井在天然气勘探中的应用[J ].地球物理学进展.2001,16(2):42～49.[8] 王玉芹等.车镇凹陷富台油田古生界潜山裂缝评价[J ].油气地质与采收率,2002(3):198～202.[9] 胜利油田碳酸盐岩储层划分标准探讨.内部资料.[10] 翁爱华,李舟波,王雪秋.层状导电介质中地面核磁共振响应特征理论研究[J ].地球物理学报,2004,47(1):156～164.[11] 吴文圣,黄隆基.三探测器密度测井的Monte Carlo 模拟[J ].地球物理学报,2004,47(1):164～170.394。
