基于储层分类的碳酸盐岩储层渗透率预测方法

碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系研究首先，孔隙度是指岩石储层中空隙的相对含量，是描述岩石储层质量的重要指标之一、碳酸盐岩的孔隙度通常较低，主要由于碳酸盐岩具有良好的溶解能力，形成了特殊的溶蚀空隙和颗粒溶解孔洞，这些空隙尺寸较小，分布较为均匀。

因此，碳酸盐岩储层的孔隙度与其岩石中的岩石组分、岩石组构、溶蚀作用等因素密切相关。

研究表明，碳酸盐岩储层的孔隙度与矿物组成和溶孔结构之间存在较强的关联性。

矿物组成中含有较多的溶解性矿物，如方解石、白云石等，其碳酸盐矿物晶体结构容易被酸侵蚀，形成溶蚀空隙，从而提高了储层孔隙度。

此外，岩石组构也会对孔隙度造成影响，碳酸盐岩储层中存在着不同类型的孔隙，如溶蚀孔隙、晶间孔隙、溶蚀裂缝等，这些孔隙大小和分布情况直接影响储层的孔隙度。

其次，渗透率是指岩石储层中液体或气体通过岩石孔隙的能力，是评价岩石透水性和可渗性的重要参数。

碳酸盐岩的渗透率通常较低，主要由于碳酸盐岩的颗粒间隙较小，连接不畅，导致流体在岩石内的运动受到阻碍。

碳酸盐岩的渗透率与岩石孔隙度、孔隙连通性、孔隙分布等因素密切相关。

孔隙度是决定渗透率的重要因素之一，孔隙度越大，岩石内的液体或气体流动越容易，渗透率越高。

此外，孔隙连通性也是影响渗透率的重要因素之一，孔隙连通性差，流体在岩石内的运动受到限制，渗透率较低。

另外，孔隙分布的均匀性也会对渗透率产生影响，孔隙分布越均匀，渗透率越高。

碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系的研究对于评价油气藏的储集性能和开发潜力具有重要意义。

研究发现，碳酸盐岩储层孔隙度与渗透率之间存在一定的正相关关系，即储层孔隙度越大，渗透率越高。

这是因为碳酸盐岩储层中的孔隙度增大，岩石中的孔隙连通性增强，流体的运动和渗透能力提高，从而使渗透率增大。

然而，碳酸盐岩储层中的孔隙度与渗透率之间并不是简单的线性关系，还受到各种因素的综合影响，如储层孔隙结构、酸溶作用、压实作用等。

因此，通过综合分析储层的物性参数，才能更准确地评价碳酸盐岩油气藏的储层质量和开发潜力。

基于储层分类的渗透率计算方法王珍珍;顾兴明【摘要】根据岩心物性分析数据对孔渗关系进行相关性分析,在此基础上,从砂体内部的物性及渗流差异出发,采用流动单元的方法对储层进行分类,分别建立渗透率模型,其能有效提高渗透率模型的计算精度.经与岩心分析资料对比表明,利用本方法获得的模型计算出的渗透率值与岩心分析值十分接近,能够满足生产的要求.【期刊名称】《承德石油高等专科学校学报》【年(卷),期】2015(017)003【总页数】5页(P1-4,11)【关键词】孔隙度;渗透率;流动单元;储层分类;岩心分析【作者】王珍珍;顾兴明【作者单位】山东胜软科技股份有限公司胜软油气勘探开发研究院,山东东营257000;山东胜软科技股份有限公司胜软油气勘探开发研究院,山东东营257000【正文语种】中文【中图分类】P618.13目前，没有一种可以直接探测地层渗透率的测井方法。

测井工作者只有利用斯通利波来计算地层渗透率[1-2］，在有核磁共振测井资料的井段，也可以利用核磁共振测井信息，结合毛管压力曲线、MDT测试资料达到对储层渗透率进行评价[3-5］。

渗透率的大小受诸多因素控制，如孔隙度、孔隙结构、颗粒大小等，因此又经常采用间接计算渗透率的方法，如先计算地层孔隙度、束缚水饱和度、颗粒大小等参数，然后依据实验分析建立这些参数与渗透率的关系，从而达到计算地层渗透率的目的。

这种间接计算渗透率的方法不但误差大，而且区域局限性也强，给测井解释带来很大困难。

1 几种渗透率模型多年来，对渗透率的探讨大多集中在应用孔隙度和束缚水饱和度Swi来评价地层渗透率，研究者主要有Wyllie和Rose(1950)、Timur(1968)、Coasts和Dumanoir(1972)。

渗透率的计算公式一般为:式中:φ—孔隙度;K—渗透率;A—与油气类型有关的系数;B、C—与岩性指数和饱和度指数有关的系数。

例如，Timur(1968)根据岩心分析的渗透率资料和测井解释结果建立的公式为:这个公式应用比较广泛，但该模型不适用于渗透率低于100×10－3μm2的砂岩储层。

碳酸盐岩礁滩相储层分类王小敏;樊太亮【摘要】研究以岩石组构、孔隙结构和岩石物性三者之间的相互联系为基础,按照岩石结构成因类型、优势孔隙类型、孔隙结构/物性分类进行多层次划分,将晚古生代以后的孔隙型礁滩相储层分为4大类、10小类,其中细－粗粒间溶孔的残余颗粒灰岩、细－粗晶间孔的残余颗粒云岩、非组构选择性溶孔的结晶碳酸盐岩是主要的优质储层类型,此种分类方法兼顾储层的地质成因模式与其自身特定的渗透性、弹性声波等物理属性,有助于改善储层类型的测井等地球物理手段识别效果,对碳酸盐岩礁滩相储层建模及评价具有重要意义.%Based on the relationships between rock fabrics and pore structure and reservoir petrophysical characteristics, carbonate reef-shoal reservoir rocks from the Late Paleozoic can be grouped into four broad categories and ten subcategories, successively according to genetic rock fabric types and dominant pore types, and pore structure/ petrophysics classifications. Among these reservoir rock types, the high-quality reservoirs mainly comprise residual grain limestones with medium-coarse interparticle pores, and residual grain dolostones with medium-coarse intercrystalline pores, and carbonate rocks with non-fabric selective dissolution pores. This rock-typing approach incorporates the geological genetic model and its own specific petrophysical properties including permeability and acoustic wave and electric conductivity, thereby helpful to facilitating the identification of reservoir rock types from various geophysical loggings, and fundamental to the modeling and characterization of carbonate reef-shoal reservoirs.【期刊名称】《中南大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2012(043)005【总页数】8页(P1837-1844)【关键词】碳酸盐岩礁滩;储层类型;孔隙结构;渗透率;物理属性;储层评价与预测【作者】王小敏;樊太亮【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京,100083;中国地质大学(北京)海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室,北京,100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京,100083;中国地质大学(北京)海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室,北京,100083【正文语种】中文【中图分类】TE122.2+2储层分类是油气储层评价的关键环节[1-2]。

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。

基于孔隙类型的碳酸盐岩储层渗透率计算方法研究作者：崔长鹏来源：《中国化工贸易·下旬刊》2019年第06期摘要：碳酸盐岩储层孔隙度-渗透率关系复杂，渗透率表征难度大。

本文以K油田孔缝双重介质碳酸盐岩储层为例，从岩芯、岩石物理、动态验证三个方面出发，通过计算孔构参数识别孔隙类型，建立不同孔隙类型孔隙度--渗透率关系，最终实现碳酸盐岩储层渗透率的准确计算。

关键词：碳酸盐岩;孔隙度;渗透率;物理建模0 引言碳酸盐岩油气藏有效储集空间有孔隙和裂缝、溶洞等，其中，受差异性溶蚀、白云化等作用，孔隙类型又可以分为粒内孔、粒间孔等多种类型，孔隙结构差异大。

多种孔隙类型和裂缝的发育使得碳酸盐岩储层非均质性强，孔隙度--渗透率关系复杂。

目前没有任何测井方法能够直接连续测量渗透率，因此，如何通过表征孔隙类型，建立孔隙度和渗透率的关系来准确解释渗透率，是碳酸盐岩储层开发中的首要难题。

针对碳酸盐岩孔缝双重介质油气藏储层存在的问题，本次研究以哈国K油田为例，首先从岩心分析不同孔隙类型特征，开展岩心尺度储层分类评价;然后在岩心分析的基础上开展岩石物理建模，寻找能够表征孔隙类型的弹性参数，实现测井孔隙类型的识别。

最后基于孔隙类型建立分孔隙类型孔隙度--渗透率关系模型，实现渗透率的计算。

1 区域概况K油田区域构造上位于滨里海盆地的东侧，含油气层系为石炭系。

属于海相开阔台地碳酸盐岩沉积，有效储层为孔-缝双重介质的碳酸盐岩，非均质性强。

生产开发中发现：孔隙度、地层系数与油井产能、水井注入能力相关性差，单纯按孔隙度评价碳酸盐岩储层，无法准确表征储层品质和能力。

2 岩心分析本次分析共统计167个样品点，通过岩心孔隙度--渗透率交会图版分析，可以孔隙类型分为4类（粒内孔、混合孔、裂缝孔隙型、裂缝型）。

其中，混合孔和裂缝--孔隙具有相对高的孔隙度、渗透率，是主要产层（图1）。

3 岩石物理建模在岩心分类的基础上，开展岩石物理建模，引入能够表征孔隙类型的孔隙结构参数，实现测井尺度储集空间的分类表征。

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。

爲比勺夭然毛此仏第42卷第3期OIL&GAS GEOLOGY2021年6月文章编号：0253-9985(2021)03-0717-11doi：10.11743/ogg20210316深层海相碳酸盐岩储层地震预测关键技术与效果以四川盆地震旦系-寒武系与塔里木盆地奥陶系油气藏为例林煜1,李相文1,陈康2,张银涛3,减殿光1,郁智1(1.中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司研究院，河北涿州072750；2.中国石油集团西南油气田分公司勘探开发研究院，四川成都610051；3.中国石油集团塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆巴音郭楞蒙古自治州841000)摘要：以储层定量化预测为核心的碳酸盐岩油气藏地震表征技术是实现该领域增储上产的重要手段。

中国的油气勘探开发在早期阶段主要集中于中-浅层陆相碎屑岩领域，近二十年来，随着塔河、普光和安岳等西部大气田的发现，深层海相碳酸盐岩的开发前景才逐步明朗。

与国外相比，中国的深层海相碳酸盐岩年代更加古老、地表条件更加复杂、非均质性更强，这些都为储层定量预测带来了巨大的挑战。

以四川盆地震旦系-寒武系礁滩型储层与塔里木盆地奥陶系缝洞型储层为例，在对2类储层地质特点与地震研究难点充分剖析的基础上，系统阐述了针对性的地震预测思路与关键配套技术。

目前，随着“两宽一高”地震采集、井控高保真宽频处理以及相控地震波阻抗反演等核心技术的不断完善，中国深层海相碳酸盐岩油气藏的储层预测已经由定性逐渐转变为半定量，由简单描述转变为储渗单元精细刻画。

此次研究也将为国内外其他碳酸盐岩油气藏精细开发提供借鉴意义。

关键词：“两宽一高”地震采集;高保真宽频处理;储层预测；礁滩型储层;缝洞型储层；深层碳酸盐岩；四川盆地;塔里木盆地中图分类号:TE122.2文献标识码:AKey seismic techniques for predicting deep marine carbonate reservoirs and the effect analysis:A case study on the Sinian-Cambrian reservoirs inthe Sichuan Basin and the Ordovician reservoirs in the Tarim BasinLin Yu1,Li Xiangwen1,Chen Kang2, Zhang Yintao3,Zang Dianguang1,Yu Zhi1(1.Bureau of Geophysics Prospecting Inc.,PetroChina,Zhuozhou,Hebei072750,China；2.Southwest Oil and Gas Field Company,PetroChina,Chengdu,Sichuan610051,China；3.Exploration and Development ReaseachInstitute under Tarim Oilfield Company,PetroChina,Bayingol Mongolian Autonomous Prefecture,Xinjiang841000,Ch加a)Abstract:The seismic characterization of carbonate reservoirs with the quantitative prediction at its core is key to reserve growth and production enhancement.Petroleum exploration and development in China have formerly been focused on middle-t o-s hallow terrestrial clastic rocks.In the past two decades,deep marine carbonate rocks,however,start to shine with the discovery of Tahe,Puguang,Anyue and other large-scale gas fields in the west of the country.In comparison to other countries,the deep marine carbonate reservoirs in China are generally characterized by more complex surface conditions, longer history,and higher heterogeneity,all of which have posed significant challenges to quantitative reservoir prediction.Based on the practices in the Ordovician fractured-vuggy reservoirs in the Tarim Basin and Sinian-Cambrian reef-shoal reservoirs in the Sichuan Basin,we systematically expound on seismic prediction approaches and key supporting technologies targeting at dealing with the difficulties specific to the two types of deep carbonate reservoirs. With continuous progress in technologies such as seismic acquisition with u wide azimuth and broadband as well as high density”(2W1H),high fidelity and broadband data processing for well control,pre-stack impedance inversion constrained by sedimentary facies and other key technologies, the reservoir prediction of deep marine carbonate rocks in China has changed from qualitative description into semi-quantitative prediction,and from simple description into fine depiction of reservoir flow units.The study is also of guiding value to the fine development of carbonate reservoirs in both收稿日期：2019-ll-04；修订日期:2021-04-16o第一作者简介:林煜(1985—)，男，高级工程师，油气藏精细描述与油藏地球物理。