碳酸盐岩岩心孔隙空间的三维成像和特征描述，预测单相流和两相流性质

岩石储存和流动流体的能力取决于孔隙体积、孔隙几何形状及孔隙连通性。许多沉积环境中的碳酸盐岩本身是非均质的，并且经历过明显的成岩作用。这些碳酸盐岩尤其难以描述，其原因是它的孔隙大小的变化可达几个数量级，不同尺度的孔隙的连通性对流动性质有极大影响。例如，骨架孔隙系统中单独的孔洞孔隙会使孔隙度变大，而不是渗透率，会因圈闭在单个孤立孔洞中的油气导致残余油饱和度大。接触型孔洞网络可对渗透率有极大影响，导致采收率更高。 在本文中，我们对采自露头和储集层的一组碳酸盐岩岩心以微计算层析X射线成像（μCT）方式进行三维（3D）成像。不同岩心的孔隙空间的形态显示了多种布局和连通性。分辨率低（样品尺寸大）的图像可降低不连通孔洞孔隙度的大小、形状和空间分布。这组岩心中的某些岩心的分辨率高（分辨率小于2微米）的图像可以探测3D粒间孔隙。通过微层析X射线成像的一种局部对比，实现消除具有亚微米孔隙的区域。对成像的岩心进行MICP实验测量，其测量值与基于成像的MICP模拟值一致性好。这些结果指示了能探测几种尺度数量级的孔洞／大孔隙／微孔隙空间分布的成像方法质量。 对求解的数字图像数据进行单相流和溶解物运移的高分辨率数值模拟。研究出一种混合数值方案，它包含了微孔隙对总岩心渗透率的影响。这些结果表明：在许多情况下，有几个流动通道对岩心渗透率有重要影响。用3D可视化、局部流速测量和溶解物运移结果图示说明了流场中微孔隙的作用。 由图像得到的孔隙网络模型说明了在碳酸盐岩样品中所观察到的孔隙布局和几何形状变化大。孔隙网络的图像和定量数据都说明了变化大。说明所得到的两相自吸驱替残余饱和度与孔隙网络不同的布局性质和结构性质有很大关系。比较了碎屑岩和碳酸盐岩岩心的与实验室测量速度有关的残余油饱和度和数值模拟残余油饱和度，结果喜人。 这些结果说明：当用岩心描述参数（Lucia，1999）、孔隙度-渗透率、MICP（Skalinski等，2005）和相对渗透率（Hamon，2003）分类时不同岩心的岩石物理特性差异，3D成像和分析有助于不同岩石分类方法的综合。     

碳酸盐岩孔隙空间三维成像及描述：单相和两相流体

岩石中流体的储存和流动能力取决于孔隙体积、结构及其连通性。碳酸盐岩自身的各向异性是在一系列的沉积和成岩作用下形成的。因为碳酸盐岩的孔隙大小变化有几个数量级，孔隙的连通性不同，从而大大影响其流动性，描述碳酸盐岩储层就特别困难。例如，在一个基质孔隙系统中，独立的孔洞可以增加孔隙度但不增加渗透率，由于孔洞已被堵死导致其剩余油饱和度高。连通的孔洞系统对渗透率的影响很大，获得较高的采收率。 本文利用的是从露头和储层中所取的碳酸盐岩岩心，用微型计算机X照相（micro computed Tomography，简写为uCT）进行三维成像。不同岩心的空间孔隙形态具有不同的布局和连通性。低分辨率成像（采样尺寸大）可以用于判断（不连通的）孔洞孔隙的大小、形状及空间分布。高分辨率成像（分辨率小于21um）能够进行三维晶粒间的孔隙度探测。通过uCT差异对比技术可以在微观孔隙度上进行区域性的描述。对岩心成像的实验室MICP测量值和基于成像的MICP模拟值具有很好的一致性。这个结果表明成像方法可以用于解决跨越几个数量级的孔洞、大孔隙、微孔隙的空间分布问题。 在数字成像资料中已经采用单相流体的高分辨率数值模拟和溶质传递技术。结果表明，在多数情况下，少量的主要通道决定了岩心的渗透率。通过三维可视化技术、局部流体速度测量值及溶质传输结果中描述了流场中微孔隙度的规律。 经成像技术得出的孔网模型说明在碳酸盐岩样中观察到的孔隙结构和形态有很大的变化，其孔网的外观及定量参数都有很大的差异。两相残余流体饱和度在很大程度上取决于孔网的布局和结构，在实验室测定的碎屑岩和碳酸盐岩的残余油饱和度和数值模拟的结果有很好的一致性。结果表明，在按岩心描述参数、孔隙度、渗透率、MICP和相对渗透率分类时，不同的岩心的岩石物理性质是不同的。三维成像和分析有助于把不同的岩石分类方法结合起来。     

碳酸盐岩储集层微裂缝的识别与表征

采用基于孔隙几何形状与结构的岩石分类方法,利用碳酸盐岩储集层A和碳酸盐岩储集层B岩石样品的常规岩心、特殊岩心分析数据和薄片照片,对岩石样品进行分类,识别并表征碳酸盐岩储集层岩石样品中的微裂缝。碳酸盐岩储集层A的各类岩石中均发育微裂缝;而碳酸盐岩储集层B中,只有孔隙度为1%～11%、孔洞较少、硬度为中硬—硬的部分类型岩石样品中发育微裂缝。建立确定各类岩石截止孔隙度的方法,以区分发育导流型微裂缝与不发育导流型微裂缝的岩石样品,分析导流型微裂缝在提高渗透率方面的作用。基于渗透率和初始含水饱和度的关系,结合基于孔隙几何形状与结构的岩石分类方程,筛选出发育导流型微裂缝的特殊岩心分析数据建立渗透率预测方程,成功预测了含有导流型微裂缝的岩石样品的渗透率。     

利用核磁共振测井测定碳酸盐岩的有效孔隙度和可动流体及渗透率

碳酸盐岩中孔隙大小分布广泛，从微晶至大孔洞，对产能、渗透率及轻饱和度（由电阻率测井估测）均有重要影响，复杂的碳酸盐岩中，缺岩心情况下通过常规电缆测井无法得到精确孔隙度值，一种井下测井仪（－ＣＭＲ）－组合磁共振仪在西德克萨斯Glorieat和Ｃlearfork碳酸盐岩储层中得到应用。组合磁共振仪测定的孔隙度与储层岩性无关，在不含泥质的混合碳酸盐岩中，组合磁共振仪测孔隙度为总孔隙度，粉砂层中，组合磁共振仪测的孔隙度为有效孔隙度，主要由于与碎屑物相通的细小孔隙可忽略。组合磁共振仪可测自由流体孔隙度和常规电缆测井很难断定的油水界面，对２７块岩心作了低碳场核磁共振分析及常规岩心分析。Ｔ２分布了可动流体，其中使用的与岩心中离心流体相吻合的自由流体截值为９２ms，人们发现岩石物靠大量相关的粒间及孔沿空隙度十分有利地将磁共振所测Ｔ２分布紧密相连。当Ｔ２＜７５０ms时，用k-φ^4T2^2估算渗透比从总孔隙度为基础估算渗透率优越，同时发现胶指数m随Ｔ２孔隙度百分率增长而增加。     

降低碳酸盐岩地层孔隙度和渗透率计算不确定性的方法

碳酸盐岩储层受后期改造作用严重，使成岩作用、孔隙度、孔隙类型和声波速度之间相关性不强。用常规测井方法难以精确计算这种复杂储层的孔隙度和渗透率。介绍了提高碳酸盐岩孔隙度和渗透率计算精度的几种方法,即岩石物理反演法、数字图像分析技术、基于实验数据的渗透率模型法。这些新技术的应用实例表明:用岩石物理反演的孔隙度与岩心薄片的成像相吻合；用图像分析得到的大孔隙度在约束渗透率发散计算方面非常有用，使渗透率计算的不确定性降低2.5个数量级。将岩心实验测量、测井和地震相结合是提高孔隙度和渗透率等储层参数计算精度的发展方向。     

高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井解释难点分析

根据实验室岩心分析数据，通过对微观孔隙结构分析，讨论了高孔隙度低渗透率型碳酸盐岩储层测井电阻率、孔隙度、渗透率和含水饱和度之间关系的测井响应异常。具体分析了某孔隙型碳酸盐岩油气田B层油气藏的响应特征，从岩心分析资料建立的孔隙度渗透率交会图分析表明，B层的油气储性较差，与原测井响应的高孔隙度、高含油饱和度特征有比较大的差异。例举了数口井的应用实例。     

应用图象分析技术改进渗透率预测

了解流体在油气储集层中流动的关键是获得岩心，并测量岩心孔隙度和渗透率。因此，在不能取心的地区，可采用预先建立的局部渗透率－孔隙度关系根据电缆测井曲线计算的孔隙度预测渗透主率。本文研究了一个单一储层的弱相关（就预测而言）的渗透率－孔隙度关系，使用图象分析技术，对反向射散射电子显微镜扫描图象进行分析以认识和更好地约束这种孔渗关系，就预测而言，在渗透率－孔隙度关系图中如果使用图像孔隙度代替岩心孔隙度，可以得到更紧密的统计相关关系。通过考虑孔隙度大小分布，我们进行了进一步的研究，以确定引起这种关系增强的原因，结论是，图像孔隙率在测量时不包括微孔隙度，且微孔隙度对流体流动没有贡献。而在岩心分析中，岩心孔隙度测量包括了微孔隙度。     

AutoporeⅡ9220型毛管压力曲线测定仪

在石油勘探和开发过程中，为了评价储层的好坏，需对井下取得的储层岩心进行孔隙结构研究，岩心毛管压力曲线的测定就是其研究方法之一。ＡｕｔｏｐｏｒｅⅡ９２２０型毛管压力曲线测定仪由主机和计算机监控系统两大部分组成，具有测量精度高，分析速度快，测定范围广，自动化程度高的特点。当前，随着研究工作的深入发展，有关储层的主要参数，如束缚水饱和度，残余油饱和度、孔隙度、渗透率、相对渗透率、岩石润湿性、岩石比面以及     

孔洞型碳酸盐岩储集层中洞对电阻率的影响

通过提取孔洞型碳酸盐岩储集层孔隙结构特征参数,利用逾渗网络模拟技术计算孔洞型储集层基质电阻率,建立分段式跨尺度电阻率计算方法。利用有限元法模拟计算孔洞型储集层电阻率。在此基础上,建立孔洞型碳酸盐岩储集层洞孔隙度和洞含水饱和度与岩石电阻率的数学模型,得到洞孔隙度和洞含水饱和度与储集层电阻率的关系。结合实验分析验证模拟计算结果的可靠性,为孔洞型碳酸盐岩储集层电阻率测井解释提供新的技术手段和研究方法。研究结果表明,基质孔隙度和洞孔隙度占比以及基质孔隙中的含水饱和度才是决定储集层岩石电阻率的关键因素。图9参39     

围压对碳酸盐岩储层饱和度指数影响实验研究

选取3组岩心,在对碳酸盐岩低渗透率气藏储层岩心建立不同含水饱和度的基础上进行不同围压条件下的电阻率实验测试,分析不同围压条件下岩心电阻率及饱和度指数n随不同围压变化的关系,探讨围压对岩心电阻率的影响机理。相同围压下,低孔隙度低渗透率碳酸盐岩孔隙度越大,饱和度指数n越小。低孔隙度低渗透率碳酸盐岩在低饱和度阶段电阻率随围压的增加而减小;中含水饱和度时,随着围压的增大电阻率先减小再略微增加;在高饱和度阶段,电阻率随围压增加略微增大。随着围压的增加,饱和度指数n减小,且随围压增大,饱和度指数变化幅度降低。该研究成果为室内碳酸盐岩岩电参数获取及实践中储量精确计算提供了依据。     

用微焦点X—CT成象研究岩石微观特征

利用ACTIS微焦点X射线计算机层析（CT）扫描仪对岩石微观孔隙特征进行成象，对直径2.5mm的样品进行成象，空间分辨率能达到几个微米，能直观地描述岩石内部流体分布的特征，并利用CT定量分析、CT图象分析和分形几何方法对岩孔隙进行定量分析。     

孔隙结构特征和非均质性对碳酸盐岩气藏开发的影响

复杂的孔隙结构是制约深层碳酸盐岩气藏高效开发的关键因素之一。为此,首先利用CT扫描技术分析了3种类型岩心的孔隙结构特征;然后,利用具有代表性的孔隙网络模型,实现了三维孔隙结构中的气相流动的可视化分析;最后,在地层条件下通过4组2块岩心串联的衰竭模拟实验研究了层内非均质对开发的影响。结果表明,渗透率主要受裂缝发育程度和分布特征、孔隙连通性影响;在连通性弱的孔隙结构中,气相流动的连续性较差,气相流速和渗透率较低。数量小于30%的大孔隙和孔洞的存在大幅提高了储层的孔隙度。在碳酸盐岩气藏开发中,考虑层内非均质性对气藏开发的影响,应依据不同孔隙结构中的气相流动特征选择合理的生产方式促进气藏在水平方向的协调开发。     

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储层孔隙特征刻画

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩地层孔隙类型复杂，是地震勘探中孔隙度-纵波阻抗、孔隙度-渗透率关系复杂化的主要因素之一，由于缺乏合适的岩石物理模型，导致其表征一直是一个难题。根据Biot理论，Sun岩石物理模型引入表征碳酸盐岩储层非均质性的研究。与传统岩石物性模型相比，该模型可以更好地刻画碳酸盐岩储层孔隙类型的多样性，其有效性及准确性在岩心及测井尺度得到验证和应用。在这个模型中，孔构参数是一个与孔隙度无关的弹性参数，它能够在孔隙度不变的情况下表征体积和剪切模量的变化，进而表征孔隙的形态变化特征。文中采用该参数表征储层孔隙类型及孔洞特征的变化：首先，通过成像测井的二次处理，实现孔洞储层孔洞段、裂缝段的定性识别及孔洞直径、孔洞数量及孔洞面孔率的定量评价参数，为后续Sun岩石物理模型参数反演提供基础数据；然后，利用Sun岩石物理模型，得到表征储层孔隙类型的孔构参数；最后，在成像测井定量解释参数及薄片资料的刻度下分析了孔构参数与孔洞的大小和充填程度、孔隙类型及裂缝的发育程度的关系。研究结果表明：对于岩溶储层，孔构参数可以表征溶洞储层洞体的规模及充填程度。对于基质孔隙，孔构参数刻画了晶间孔、微晶孔及成岩...     

阿联酋阿布扎比近海油田利用测井数据进行渗透率估算

岩石渗透率是评价油藏的最主要参数之一,而且在许多方面,如油藏模拟、确定岩石类型等,也使用岩石渗透率。目前有许多方法（如试井、MDT、岩心分析法等）可以用来测定和预测地层岩石渗透率。对于粒间孔隙类型的岩层（不适用于非粒间孔隙岩石,如含有溶缝、溶洞、裂缝）,岩石渗透率指标随着孔隙度的增大而有明显的增大;然而,它也非常依赖于岩石颗粒的表面积,从另一个角度看,束缚水饱和度又反映了岩石颗粒的表面积。因此,孔隙度与束缚水饱和度函数有助于对岩石绝对渗透率进行预测。在研究中,真实含水饱和度Sw被应用于这个函数中,因此,所获得的渗透率实际上是有效渗透率而非绝对渗透率。通过对阿布扎比近海油田进行油层物理法评估,可以注意到,应用包括含水饱和度、孔隙度和其他因子的函数,可以使裸眼井测井曲线估算的渗透率与实验室岩心样品测得的渗透率达到很好的拟合。通过对试井结果的对比和对整个油田已有数据的全面对比,函数特性得到了进一步的核实。本文主要目的是研究裸眼井测井数据解释与岩心样品渗透率测定之间的相互关系,并推导出一个经验公式,据此可以用测井数据来预测岩石渗透率。     

碳酸盐岩气层岩电参数实验

储层含油气饱和度是储量评价的基础。在以Archie公式为核心的储层含油气饱和度评价方法中,岩电参数是Archie公式应用的基础。通过开展岩电参数研究实验,对利用风干法和自吸增水法建立碳酸盐岩岩心含水饱和度进行了对比。研究结果表明,由于碳酸盐岩岩心孔隙结构、润湿性复杂,依靠自吸水方式,含水饱和度高于一定值后岩心将表现出不再自吸水的现象。自吸增水法所能够达到的最高含水饱和度一般都低于50%,相对于自吸增水建立的岩心低含水饱和度时的电阻率,被模拟地层水100%饱和时的岩心电阻率R_o 普遍偏高,100%饱和状态下的岩心电阻率大都偏离了低饱和度数据点拟合线的延长线。风干法和自吸增水法获得的指数n和系数b数值上具有明显区别,但变化趋势一致,且两种饱和度建立方法获得的指数n都与孔隙度具有较高的相关性,且都随孔隙度增大而降低。对基质孔隙度、渗透率都差的碳酸盐岩储层岩石的岩电研究中,含水饱和度建立十分困难。根据碳酸盐岩气藏成藏后气水运移规律及气藏内部气水平衡过程,风干法所获得的岩电实验关系更符合碳酸盐岩气藏含气饱和度评价的需要。     

用高分辨率声波与地震资料描述碳酸盐岩性质

在碳酸盐岩地层中了解孔隙结构对于描述井眼处和油藏范围内的岩石特性是重要的。我们描述了佛罗里达州南部碳酸盐岩含水层中的井眼和井间的孔洞地层。岩心资料和岩相描述了基质和孔洞孔隙度及岩性。岩性资料结合测井资料提供了井中500ft地带的岩石孔隙度。我们用井间地震成像资料预测油藏的流动单元，地震成像资料包括：速度层析X射线成像和高分辨率反射地震资料。根据孔隙粘滞弹性理论产生合成地震波曲线来模拟井间地震资料，并用由测井曲线导出的岩石物性参数构建计算机模型，其中包括由高分辨率单极子声波资料导出的一条Q测井曲线。观测的与计算所得的地震波曲线显示了很好的一致性，同时观测与计算的幅度——深度分布曲线表明两口井之间的主要地质单元的边界是连通的，而幅度的小差异是由于存在横向上的非均质性。反演阻抗反射地震资料来测试模型结果。并将阻抗和井眼位置处的孔隙度、渗透率测井曲线建立关系，得出经验关系式。这些方程用于将阻抗图像转换为渗透率和孔隙度图像。这些图像表明主要地质单元和孔隙度成像中的横向变化之间的连续性，这里40％以上的孔隙度与低阻抗带有关。现场观察到的碳酸盐岩地层中的高分辨率反射声波与因孔洞的存在所引起的孔隙变化有关。图像表明碳酸盐岩地层中的孔洞带延续200ft，而后相对不延续，这些孔隙度和渗透率不延续的流动单元是由接触式孔洞形成的。     

NMR泥浆测井技术在中国的应用

核磁共振（NMR）泥浆测井技术已经被广泛应用于中国各油田．并成功解决了许多关键性的问题，比如，岩屑低信噪比、井场储层特征、快速地层评价和传统岩心测量需要很长的样品准备时间。这项技术实现了储层岩石物理分析从实验室到井场的转变和岩样分析从传统岩心到小岩屑、井壁岩心和地层流体的拓展。通过NMR泥浆测井技术测量得到的微小岩屑的地层岩石物理性质包括总孔隙度、有效孔隙度、绝对渗透率、最小和最大渗透率、束缚水饱和度（流体）Swire自由水（流体）饱和度、含油饱和度等．实验室运用中,它能提供大多数标准的NMR岩石物理参数。另外．NMR泥浆测井具有许多优点．例如．采样数量少、分析时间短、低成本、非破坏性、从单样中获取多个参数、高精度、优良的可重复性以及随钻测量和分析。它是测井标定低廉的替代品．甚至当从电缆仪器中很难获取NMR测井曲线时．它都可能代替。 从井场岩屑、岩栓和井壁岩心中我们利用NMR泥浆测井技术通过快速、精确地分析如孔隙度、渗透率、FFI、BVI、含油饱和度等岩石物理参数能有效地评价地层岩石物理特性、储量和孔隙流体体积。然后为现场钻井、完井决策提供有价值的、关键性的信息。近年来，NMR泥浆测井系统已测量了成千上万的岩屑和岩样，并且此技术在岩石物理评价、孔隙结构评价、孔隙流体特征评价、测试层确定以及地层压力评价方面已取得了良好的应用效果。在中国的六个油田中，这项技术已经融进了泥浆测井工业中。     

孔洞性碳酸盐岩核磁共振及声学特征

运用光学显微镜（OM）、电子扫描显微镜（SEM）和X光层析图像（CT）等数字处理技术，并运用岩相学分析研究了佛罗里达州南部孔洞性碳酸岩孔隙系统的孔隙空间。分析结果为NMR测井标定而进行的核磁共振测井特征评价提供了数据支持。对饱和及欠饱和岩心进行了核磁共振测量。估算了岩民束缚水（与基质孔隙度有关）及对核磁共振测井标定的T2截止值，建立了佛罗里达州南部区域NMR测井渗透率经验公式。对核磁共振特征的综合分析，描述了碳酸盐岩彼皮相互连通孔洞引起的声波变化特征。依气流动地层标志，用超声波和其他地质数据建立波速与孔隙度的对应关系，把这种关系输入到多孔弹性模型程序，能确定出基质和孔洞之间以有孔和孔洞之间流体流动有关的流动长工。在声波测井的频率范围内，对孔洞性碳酸盐财衰减和频散曲线进行了模拟，表明全波列声波可给出孔洞性碳酸盐岩的图像。     

四川盆地二叠系—三叠系碳酸盐岩核磁共振实验测量及分析

碳酸盐岩储层类型多样,基质孔隙度普遍偏低,储层缝洞发育,孔隙结构复杂。孔隙结构及物性是储层和含油气评价的关键因素。为了研究孔隙结构的特征,针对四川盆地三叠系雷口坡组白云岩、二叠系茅口组致密石灰岩两类碳酸盐岩岩心等共计45块柱塞样品开展了常规孔渗、岩电实验、核磁共振等测量,从多角度分析了岩心样品的孔隙类型及在储层中的孔隙结构分布规律。研究结果表明,对于雷口坡组白云岩储层,整体岩心核磁T2谱呈现明显的单峰、双峰、三峰特征,表明岩心存在三重孔隙介质(基质孔隙、裂缝、溶蚀孔洞),孔隙结构非均质性强,整体物性较差。致密石灰岩核磁共振测量表明,T2谱呈现显著的双峰形态,储集空间为基质晶间孔及溶蚀孔,且不同岩心T2谱左边峰值基本稳定0.1ms左右,表明孔隙尺寸比雷口坡组白云岩小。采用SDR模型反演的核磁共振渗透率与气测法测量的渗透率最大绝对误差为0.31mD,一致性较好。同时,核磁共振测量结果也可以在一定程度上反映泥质含量,泥质含量较高的岩心,核磁共振T2谱前端信号很强,分布宽度也较大,而且核磁共振孔隙度通常大于气测孔隙度。文章所提供的实验测量及分析方法对于四川盆地碳酸盐岩缝洞储层具有普遍适用性。     

裂缝-孔洞型凝析气藏不同开发方式的长岩心实验

柴达木盆地塔中Ⅰ号气田裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层表现出“双孔双渗”特征,凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,国内外对如何提高裂缝-孔洞型凝析气藏采收率的研究还比较少。为此,首先取得无裂缝的碳酸盐岩岩心进行孔隙度和渗透率测试（平均孔隙度6.5%,平均渗透率1 mD）,然后进行造缝（裂缝渗透率5~10 mD）,并将岩心组合成长岩心（105.8 cm）,最后采用塔中Ⅰ号气田凝析气（凝析油含量533 g/m³）进行了注气、吞吐和脉冲注气实验,优选出提高凝析油采收率的开发方式。实验结果表明：露点压力以上注气凝析油采收率最高,其次是最大凝析油饱和度下注气或脉冲注气;与低渗透砂岩凝析气藏不一样,注气吞吐提高凝析油采收率效果最差。该实验对裂缝-孔洞型储层高含凝析油型的凝析气藏的合理开发提供了技术支撑。