储量参数与测井评价.ppt

储量参数与测井评价《石油天然气储量计算规范》确认：
“地质储量计算主要采用容积法”。
这个应用最广泛的容积法，不仅适用于从油田发现到开发中的各个阶段、各种类型的油气藏，更是油田投产前唯一可以利用静态资料计算储量的方法。
其实质是计算地下储层岩石孔隙体积中油气所占的体积。
以岩心、试油和岩电实验分析为基础的测井解释计算确定储量参数（Ø、So、h），
要注重资料的代表性、方法、依据的合理性，尤其对前期的基础性分析和处理中的关键和细节。
油层有效孔隙度
原始含油饱和度
油层有效厚度油层有效孔隙度是指油气可以通过的连通的孔隙体积占岩石体积的百分数。
按油层物理学分类，有效孔隙度包含着超毛细孔隙和毛细管孔隙，而某些复杂结构毛管弯曲度大流体受阻的毛细管孔隙和微毛细管孔隙则为无效孔隙；
测井地层评价理论认为：泥质和其他岩石所含泥质的孔隙度是微细毛细管孔隙，即非有效孔隙；计算的纯岩石孔隙度是有效孔隙度，而泥质砂岩孔隙度是包含泥质孔隙度在内的总孔隙度，进行泥质影响校正后才是有效孔隙度。油层有效孔隙度《规范》明确：“有效孔隙度可直接用岩心分析资料，也可用测井解释确定。”即通过两种途径：实验室岩心分析直接测定和岩心刻度测井资料建立统计关系计算。
前者直接但数量受限，后者间接而具连续性。应用时要考虑：
岩样形状是否规则、有无裂缝孔洞、泥质胶结程度等影响；
要按不同地层、不同需求得岩样，选择合适的方法；
对于岩心中有易于产生淋滤和膨胀得成分，不宜采用饱和煤油法测定；
对于非均质严重、砂砾岩应采用直径较大岩心测量，对于疏松未胶结砂岩则需冷冻法处理。（2）岩心刻度测井计算法：实际常用的是声波测井或密度测井：
声波测井—测量声波沿井壁地层传播所需时间反映地层孔隙度:

式中：φs、Δt、Δtma和Δtf分别为声波测井孔隙度、地层、骨架和流体时差。

密度测井—测量与地层电子密度相关的地层体积密度反映地层孔隙度:

式中：φD、ρb、ρma和ρf分别为密度测井孔隙度、地层、骨架和流体密度。XXDEN－φ关系图应用测井资料时要注意：
对含泥质重的地层要进行适当的泥质影响校正，对未压实的疏松砂岩需作声波测井压实校正；

含泥质地层密度测井孔隙度接近于有效孔隙度，而声波与中子测井孔隙度相当于总孔隙度；

在有发育的裂缝等次生孔隙度时，密度、中子测井反映次生孔隙度，所计算的孔隙度是含次生孔隙度在内的总孔隙度，声波测井则不反映次生孔隙度。

确定孔隙度的常规测井方法与特征另有一种新型的核磁共振测井的可动流体孔隙度正在被尝试应用，它是对大于一定门槛时间－通常为6～30ms范围的所有回波包络线做单指数拟合后，外推至零时间得到的自由流体指数－可动流体孔隙度。油层有效孔隙度由问题的提示
（1）要有关键井的连续取心，目的层岩心收获率大于90%，岩心分析密度不低于4块/米，并尽可能有及时测井资料；
（2）岩心深度要归位校正到测井深度，利用特征值的有效对比，进行岩心分析归位，尤其要应用地面岩心伽玛测定仪，对尚未取样的岩心进行连续测量，与测井伽玛曲线对比、归位；
（3）不可忽视测井资料的预处理和必要的环境校正与标准化，以尽可能地减少和消除各种非地质因素的影响。对测井资料质量不好的井宁舍不用，不可用“标准化”取代“校正”；
（4）岩心孔隙度与测井曲线要对应，要取对应层内的均值数据，并注意测井的“界面效应”；（5）建立“岩心－测井”关系线的数据点，要按“自然层”而不是样品点为单位，以符合测井原理与应用实际；
（6）确立关系线要作合理性分析，关系趋势、样点分布、骨架值等是否符合常规、地区变化，要从地质因素入手作基本的分析，取舍数据点不可随意。出现样点分散、相关程度差、或骨架值异常，往往与岩样归位、代表性、“点—点”对应、取值不当、非储层样品的主导作用等有关；岩性（7）因为是岩心刻度测井，应以岩心数据为自变量（X）、以测井数据为因变量（Y）建立关系式，且不同的X、Y轴会造成方程的不唯一性，产生孔隙度计算误差。图4、图5为两种不同自变量、因变量的对比、差异。油层有效孔隙度关于裂缝孔隙度
基于双侧向测井的电流束主要沿裂缝通过，其电阻率变化对裂缝特别敏感。当泥浆浸入裂缝后，井壁附近裂缝中的油气被驱替，而深侧向可探测原状地层，形成深浅侧向的幅度差，从而被用于常规测井的裂缝孔隙度计算。

近些年来，更多的是采用FMI或EMI微电阻率成像测井资料。基于试验及数学模拟得出的经验公式，进行裂缝定量计算。(1)隐含的突出问题：图中VPAO为原裂缝孔隙度，VPA为扩大的裂缝孔隙度，PORF为储量计算使用的裂缝孔隙度。（2）问题之因分析：
经查证，成像测井裂缝孔隙度的计算式并无不同，但其关键参数裂缝宽度（W）的计算公式及其指数、结构系数取值均不一致。也许，这正是出现差异原因之根本。
W1＝a·A·Rxob·Rm