絕對滲透率測量方法

『壹』 煤層氣測井

7.3.1 煤層氣地層評價的測井資料

測井是指井中的一種特殊測量，這種測量作為井深的函數被記錄下來。它常常作為井深函數的一種或多種物理特性的測量，然後從這些物理特性中推斷出岩石特性，從而獲得井下地質信息。但是，測井結果也並非僅限於岩石特性的測量，其他類型的測井方法有泥漿、水泥固結質量、套管侵蝕等。

測井一般可分為藉助電纜傳輸進入井內儀器獲得信息的電纜測井和無電纜的測井，如泥漿測井（鑽井泥漿特性）、鑽井時間測井（鑽頭鑽進速率）等，本節重點介紹電纜測井。在煤層氣工業中，要評價煤層的產氣潛力，首先應了解煤的儲層特性和力學特性，這些特性的獲得主要有3種途徑：①鑽取煤心做室內測試；②利用測井進行數據分析；③進行試井等。評價煤層特性的資料來源見表7.1和表7.2。

表7.1 評價儲層特性的主要非測井資料來源

表7.2 評價儲層特性的測井資料來源

煤心、測井和試井數據的綜合運用可以增加數據可靠性，提高資源評價精度。煤層厚度、煤質（工業分析）、吸附等溫線、含氣量和滲透率，對以儲層模擬為基礎的產量預測有重大影響。取自煤心的分析通常用來確定吸附等溫線、含氣量和煤質；測井數據用來確定煤層厚度；確定煤層滲透率的最可靠的方法則是通過試井作業的試驗數據分析。這些方法通常被看做是確定儲層特性的基礎或「依據准則」。但是，由於某些煤心和試井帶來的誤差，煤心測試程序缺乏標准化，特別是取心和試井費用昂貴，人們希望能有一種確定每個儲層特性的替代方法。通過這種替代方法獲得測定關鍵儲層的特性，並校正那些不一致的或錯誤的試驗數據。目前，測井作業被認為是最具前途的一種手段。一旦用煤心數據標定了測井記錄數據，技術人員就可以單獨利用測井記錄數據精確估計補充井的儲層特性（表7.3）。據Olszewski等對40口井開發項目地層評價費用的估算，使用標定的測井方法可以比現行的地層評價方法降低約16% 的費用。因此，測井在煤層氣工業中正發揮著愈來愈重要的作用。

表7.3 用於煤層氣地層評價的測井資料

續表

①建議只用於煤評價；②用於煤和砂層評價；③用於取心時；④用於原地應力評價。

7.3.2 從測井資料獲得儲層特性

測井資料的價值取決於井孔作業者的目的，而測井信息與其他來源的信息（如煤心、試井）相結合，可使技術人員逐步獲得某一礦區所有鑽井全部潛在目標煤層的關鍵儲層特性，以達到最佳的產量決策，這比單獨考慮測井、煤心或試井獲得的儲層特性更為可靠。再者，利用經過選擇的煤心和試井數據來標定測井數據，可以建立起礦區特有的測井曲線解釋模型。然後再利用測井曲線模型獲取以測井記錄為基礎的儲層特性。這一方法顯得尤為重要，可以根據每個鑽井的測井記錄和少數選定的「標准」井的煤心和試井數據，得出關鍵儲層特性的綜合估計。可以看出，隨著開發深度的增加，測井記錄和其他數據來源之間的關系更多地依賴於測井資料。

7.3.2.1 含氣量

含氣量是指煤中實際儲存的氣體含量，通常以m³/t來表示，它與實驗室測得的吸附等溫線確定的含氣量不同，煤的實際含氣量通常包括3個分離的部分：逸散氣、解吸氣和殘余氣。目前，實際含氣量往往通過現場容器解吸試驗測得，精確確定含氣量需要採用保壓岩心。

間接計算含氣量可使用Kim方程的修正形式，它是由Kim提出的計算煙煤含氣量的經驗方法，即

煤成（型）氣地質學

煤成（型）氣地質學

煤成（型）氣地質學

式中：G_daf為乾燥無灰基氣體儲集能力，cm³/g；α為灰分，質量百分比；w_c為水分，%；d為樣品深度，m；x_fc為固定碳，%；x_vm為揮發分，%。

另一種間接計算含氣量的方法是體積密度測井校正法，該方法是根據由岩心實測含氣量和灰分的關系進行計算的，因為氣體只吸附於煤體上，所以岩心中氣體含量和灰分存在反比關系。從數學角度看，岩心灰分含量與高分辨體積密度測井數據有關，因為灰分含量嚴重影響煤儲層的密度。因此，若有了代表性的原地含氣量收集數據，就可由體積密度測井數據計算含氣量。

由於煤心灰分與含氣量有關，亦與密度測井數據有關，因此有可能根據高分辨整體密度測井資料精確估算含氣量（圖7.4），並推斷灰分含量為多少時預測的含氣量可忽略不計。

圖7.4 由測井獲得的含氣量與實測含氣量之對比

（據蘇現波等，2001）

用測井數據合理估計煤中含氣量需要滿足3個條件：①由測井數據導出的等溫線是正確的（包括水分、灰分和溫度校正）；②煤被氣體飽和；③溫度和壓力可以准確估計。

7.3.2.2 吸附等溫線

如前所述，煤中氣體主要儲存於煤基質的微孔隙中，這與常規油氣儲層中觀察到的孔隙截然不同。煤中孔隙更小，要使氣體產出，氣體必須從基質中擴散出來，進入割理到達井筒。氣體從孔隙中遷出的過程稱為解吸，按照氣體解吸特性描述的煤的響應性曲線稱為吸附等溫線。目前，吸附等溫線是根據單位質量的煤樣在儲層溫度下，儲層壓力變化與吸附或解吸氣體體積關系的實驗數據而繪制的曲線，壓力逐漸增加的程序稱為吸附等溫線，壓力逐漸降低的程序稱為解吸等溫線，在沒有實驗誤差的條件下，這兩種等溫線是相同的。

等溫線用於儲層模擬的輸入量，採用兩個常數組，即Langmuir體積和壓力。由於缺乏工業標准，許多已有的等溫線數據出現不一致現象，而且在許多情況下不適用於儲層模擬。不同水分和溫度條件會導致煤心測定的等溫線有大的波動，煤層吸附氣體的能力隨水分含量的增加而降低，直至達到臨界水分含量為止；溫度對煤吸附氣體能力的影響在許多文獻中已有報道，溫度增加會降低煤對氣體的吸附能力。因此，強調用煤心測定等溫線時，必須將溫度嚴格限定在儲層溫度下，避免因溫度波動引起的數據誤差。溫度和水分的綜合影響，連同其他煤心取樣或測試的不一致，往往產生與圖7.5 所示相似的數據組。

圖7.5 美國聖胡安盆地某礦區水果地組煤的吸附等溫線

（據蘇現波等，2001）

測井數據能幫助解釋用煤心確定的吸附等溫線精度。現在已導出了用測井數據估計乾燥基煤的吸附等溫線的一般關系式，它採用Langmuir方程，在該方程中由固定碳與揮發分的比率導出Langmuir常數，並按溫度和水分加以校正。圖7.4 提供了由測井數據確定等溫線的實例，該等溫線與新採集的煤心數據在標准程序下測定的等溫線相一致。

實踐證明，以測井數據為基礎的煤的等溫線估計，對確認煤心等溫線測試結果和解決因取樣或實驗不一致而造成的煤心等溫線數據中的誤差極為有用。但是，由於研究程度有限，加上水分和溫度估計中的誤差，對以測井數據為基準的等溫線計算有很大影響，所以，目前尚不能確信測井數據能夠獨立應用於等溫線確定，確認這項技術的准確性，還需要有更多的數據組做進一步研究。

7.3.2.3 滲透率

試井是確定滲透率的最准確方法，但試井費用很高（一次約7000～15000美元），若為多煤層則其成本更高。這一方法在處理多煤層、兩相流和氣體解吸時還易受推斷的影響。現已證明，自然電位、微電阻率和電阻率曲線的測井數據可用於估算煤層滲透率。

一種用測井數據確定裂隙滲透率變化的方法是由Sibbit等提出的，它更適用於常規儲層裂隙。煤層滲透率取決於煤的裂隙系統，裂隙系統占煤體孔隙度的絕大部分。裂隙孔隙度是裂隙頻率、裂隙分布和孔徑大小的組合。因此，裂隙孔隙度直接與煤的絕對滲透率有關，是滲透率量級的決定性因素，也是控制煤層氣產率、採收率、生產年限以及設計煤層氣採收計劃的主要因素。雙側向測井（DLL）對裂隙系統的響應，為滲透率的確定提供了依據。

Sibbit等提出的技術是用來確定裂隙寬度的，假定縱向裂隙和岩層電阻率比泥漿電阻率大得多，用下式表示：

煤成（型）氣地質學

式中：Δc為淺側向測井與深側向測井的電導率差值（Δc＝CLIS－CLLD），mS/m；c_m為侵入流體（泥漿）的電導率，S/m；ε為開啟裂隙寬度，μm。

模擬顯示Δc對於裂隙寬度為ε的單一裂隙與裂隙寬度為ε的多重裂隙組合是相同的。因此，式中ε也可用於表示多重裂隙的組合寬度。

模擬還揭示出這樣一種現象，即它能應用於幾乎垂直的裂隙（75°～90°），而這種裂隙在鑽穿煤層的井孔中常見。Hoyer將Sibbit的DLL模擬數據應用於煤層裂隙評價，並用交繪圖技術證實了用DLL確定煤層裂隙孔隙度指數的可行性，得出如下方程：

煤成（型）氣地質學

式中：CLLD為深側向測井電導率，mS/m；VFRAC為裂隙寬度，μm；c_m為泥漿電導率，S/m；c_b為基質塊電導率，mS/m。

該方法排除了在裂隙未擴展、無嚴重侵入或電阻性泥漿侵入情況下的判讀誤差，圖7.6為這一技術的具體應用實例。

圖7.6 由測井顯示的低、中、高裂隙孔隙度

（據蘇現波等，2001）

GR—自然伽馬；CALI—井徑；MCRD—微電阻；LLD—深側向測井；LLS—淺側向測井；VFRAC—裂隙寬度；RHOB—體積密度；NPHI—中子孔隙度；S DCOND—淺側向測井與深側向測井電導率之差

受人關注的微電阻率裝置（MGRD、MLL、MSFL或PROX，取決於電極排列）常使用DLL來記錄，並用於映射煤層的裂隙孔隙度。微電阻率裝置具有極好的薄層解譯能力，與VFRAC亦存在線性關系（圖7.7），但應注意，微電阻率裝置可能受井孔粗糙度影響。

圖7.7 井中裂隙寬度與微電阻率關系

（據蘇現波等，2001）

確定煤層滲透率變化的另一種方法是依靠微電極測井。微電極測井歷來用於識別常規儲層中的滲透性岩層。微電極測井儀是一種要求與井壁接觸的極板式電阻率儀，微電極儀記錄微電位電阻率（探測深度10.2cm）和微梯度電阻率（探測深度3.8cm），微電極測井的多種探測深度使這種設備可用於滲透率指示儀。隨鑽井泥漿侵入滲透性岩層，在入口前方形成泥餅，泥餅對淺探測微梯度電阻率影響比深探測微電位電阻率影響要大，這種泥餅效應引起兩種電阻率測值的差異，進而表明滲透性岩層的存在。盡管微電極測井也常常作為煤層滲透率指標，但由於在不同鑽井中泥漿特性有變化和泥漿侵入程度有變化，所以微電極測井的定量解釋是困難的，目前煤中裂隙定量評價的唯一方法仍是使用DLL測井技術來實現。

7.3.3 測井資料的計算機模擬

某些煤特性必須用測井資料通過計算機模擬得出，因為不同測井設備對煤的響應程度不同，且隨煤特性不同有所變化。因此，很難利用各類測井儀器響應同時界定或識別某些煤特性。有了計算機這一技術，特殊煤特性可由測井響應加以推斷而無需測定。例如，當某種測井記錄出現特定數據組時，可能顯示灰分存在。類似的測井技術（不同測井系列）還可用於確定煤階，識別常見礦物，如方解石常常沉積於煤的割理之中，是一種重要礦物，可作為割理的指示礦物之一。含氣量、煤階、灰分含量及礦化帶等與測井響應之間的關系，可通過計算機模擬來實現。

圖7.8 煤岩組分、礦物、灰分和工業分析的計算

（據蘇現波等，2001）

圖7.9 通過計算機模擬計算出的煤的特性參數

（據蘇現波等，2001）

計算機模擬的第一階段是利用測井響應推斷煤岩成分、灰分百分比、灰成分、礦化物和煤階（圖7.8）。目前，已建立的計算機模型中採用的煤岩組分是鏡質組、類脂組和惰性組。將這些參數與附加的測井響應一起用於模擬的第二階段，進行含氣量和割理指數推斷（圖7.9）。含氣量與灰分含量關系密切，且與煤階有關，割理的存在可通過識別方解石、煤階、某種煤岩組分、灰分含量進行推斷。近期有證據表明，薄煤層或灰分層增加了割理存在的可能性，因此必要時可使用計算機增強高分辨處理。計算機模擬的第三階段是融合含氣量、割理指數推斷產量指數（圖7.9）。盡管預測每個煤層的絕對產率非常困難，但在同一井內預測每一煤層與其他煤層相比時的相對產量指數，對完井決策很有價值。具有最大潛力的煤層是完井的首選對象，而其餘煤層可作為第二階段的生產計劃。

另外，計算機模擬還能提供一種稱為「自由水」的曲線，這種曲線對預測初始水產率十分有用。為推遲水產量，可讓相對無水的煤層首先生產。

計算機模擬的優點是，可以觀察到某種煤特性（一定區域內）與某種測井響應之間有良好的相關性，這為在減少所需測井設備數量的同時、最大限度地獲得有價值的煤層信息奠定了基礎。更為先進的測井程序，可僅用於那些與質量控制有關的關鍵井孔。

『貳』 測井數據處理程序

本章集中介紹平台所有裸眼井解釋評價處理模塊。孔隙度解釋程序(POR)、泥質砂岩解釋程序(SAND)、復雜岩性解釋程序(CRA)、黏土分析程序(CLASS)、多功能分析程序(PROTN)等適用於裸眼井剖面的解釋評價處理模塊。

POR程序用一種孔隙度測井資料加上泥質指示和電性資料對泥質砂岩進行模型分析的解釋程序。

CRA程序適用於骨架成分兩種以上的復雜的碳酸鹽岩剖面，並且要求至少有兩種孔隙度測井資料。

SAND程序適用於砂泥岩剖面，並且要求至少有兩種孔隙度測井資料。

PROTN程序是從油藏物理學的基本概念出發，以油、氣、水在微觀孔隙中的分布和滲流理論為依據，發展而成的多功能解釋系統。該程序以測井信息的還原為基礎，目的在於求解反映地層靜態和動態特性的一系列地質參數。

CLASS程序適用於砂泥岩剖面。方法設計思想為:在泥質砂岩儲集層中，影響儲集層參數精確度的主要因素是泥質的性質、成分、含量以及泥質存在於儲層中的結構。黏土類型如:蒙脫石、伊利石、高嶺石和綠泥石，定量確定泥岩中各種黏土的百分含量是本方法的最大優點所在，進而能精確消除泥岩對儲集層參數的影響。

此外，還有多礦物判別和計算程序。具有代表性的是Geoframe的ELAN和我國自主開發的LESS程序等。

7.3.1 孔隙度解釋程序(POR)

孔隙度解釋程序POR是美國Atlas公司的單孔隙度測井泥質砂岩分析程序。其主要特點是簡單實用，所要求輸入的測井曲線數目少，在地質情況比較簡單的情況下可以得到較好的解釋結果，且本程序的結構是目前常規測井解釋軟體的典型模式，因此目前國內仍普遍使用，或針對地區條件作了改進後使用。

下面介紹它的解釋原理，以期獲得對常規測井資料處理軟體的總體認識。

7.3.1.1 POR程序原理

(1)輸入、輸出曲線

輸入曲線為:補償中子(CNL)、體積密度(DEN)、聲波時差(AC)、自然電位(SP)、自然伽馬(GR)、井徑(CAL)、深探測電阻率(RT)、淺探測電阻率(RXO)、感應(COND)、中子測井(NEU)、中子壽命(NLL)。

值得注意的是，本模塊的地質適用條件是砂泥岩剖面;需要至少有兩種孔隙度測井資料，深淺電阻率曲線，和泥質指示曲線。

輸出曲線為:泥質含量(SH)、地層含水飽和度(SW)、有效孔隙度(POR)、含烴重量(PORH)、含烴體積(PORX)、總孔隙度(PORT)、沖洗帶含水孔隙度(PORF)、地層含水孔隙度(PORW)、微差井徑(CALC)、產能指示(PI)、累計油氣厚度(HF)、累積孔隙度(PF)、烴密度(DHYC)、滲透率(PERM)、出砂指數(BULK)。

(2)計算地層泥質含量

從各種測井方法的原理可知，幾乎所有測井方法可用來求泥質含量，但每種方法都有其有利條件和不利因素。例如，自然伽馬測井是求泥質含量的最有效方法之一，它假定地層的自然伽馬放射性是由泥質造成的，但當地層含放射性礦物和有機質時，用自然伽馬求出的泥質含量就偏高;又如自然電位對含分散泥質的水層適用，但對油氣層求出的泥質就偏高。因此，求泥質含量的基本思路是:先用盡可能多的方法單獨計算泥質含量，然後取其中最小值作為泥質含量，這是因為各種方法計算出的泥質含量反映的是泥質含量上限值。POR程序中最多可以採用五種最常用的方法:自然伽馬(GR)、自然電位(SP)、補償中子(CNL)、地層電阻率(RT)、中子壽命(NLL)計算泥質含量。

POR程序中，各種方法均統一按下面的經驗公式計算泥質含量:

地球物理測井教程

式中:R(G_SHLG，i)為解釋層段內第i條曲線測井值;R(G_min，i)為第i條曲線在純砂岩處的測井值;R(G_max，i)為第i條曲線在純泥岩處的測井值;C(SH，i)為第i條曲線測井相對值;c_GCUR為地區經驗系數，對古近－新近紀地層為3.7，對老地層為2，它也可以由本地區的實際資料統計獲得;V_SHi為由第i條曲線求出泥質含量;i為任一條測井曲線，在程序中它們是按GR、SP、RT、CNL、NLL順序排列。

在進行具體計算時，可通過標識符SHFG的值來選用計算泥質含量的測井方法。例如，當只採用GR計算V_SH時，則令SHFG=1;當採用GR、SP、RT三種方法時，則令SHFG=135;或令SHFG=351等任意排序法;當選用五種方法時，SHFG代表的數字不得超過雙位元組所表示的十進制數，即2¹⁵－1=32767。最終程序將通過取整留余法選擇所採用各種方法求出的V_SH的最小值作為最終泥質含量，即V_sh=min(V_shi)，i=1，2，…，5。

需要指出的是上述經驗公式是Atlas公司在美國海灣地區用自然伽馬相對值確定泥質含量的經驗關系，後來又推廣應用於其他測井方法。

(3)計算地層孔隙度

POR程序採用單礦物含水泥質岩石模型來計算孔隙度。用戶可以通過程序控制標識符PFG來選用三種孔隙度測井中的任一種方法計算孔隙度，在實際計算時只進行泥質校正，而未作油氣影響校正。

1)密度測井(PFG=1)。

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式中:ρ_b為密度測井值，g/cm³;ρ_f、ρ_ma分別為孔隙流體和岩石骨架的密度值，g/cm³。

2)聲波測井(PFG=2)。

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式中:Δt為聲波時差，μs/m;Δt_f、Δt_ma分別為孔隙流體與岩石骨架的聲波時差值μs/m;C_p為地層的壓實校正系數。

3)補償中子測井(PFG=3)。一般採用忽略骨架含氫指數的計算方法，即:

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式中:φ_N為補償中子測井值，%;φ_Nsh為泥質的中子測井值，%。

當V_sh大於泥質截止值(SHCT)時，認為地層為泥岩，此時程序將計算的孔隙度再乘以系數(1－V_sh)，即φ·(1－V_sh)作為孔隙度值，以便把泥岩與砂岩區別開來。

(4)計算地層含水飽和度S_w

可通過選擇含水飽和度標識符SWOP，用下列三個公式之一計算含水飽和度。

1)SWOP=1，採用Simandoux公式的簡化形式:

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式中:R_w、R_t和R_sh分別為地層水電阻率、地層真電阻率和泥岩電阻率。

2)SWOP=2，採用Archie公式:

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式中:a為岩性系數，m為膠結指數，n為Archie公式中的飽和度指數。通常取a=1，n=2，按m=1.87+0.019/φ計算m。當φ>0.1，令m=2.1;當m>4，m=4。

3)SWOP=3，仍用Archie公式，但規定a=0.62，m=2.15，n=2。

(5)計算地層滲透率

POR程序中採用Timur公式計算地層絕對滲透率:

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式中:S_wb為束縛水飽和度(%);φ為孔隙度(%);k為絕對滲透率(10^－3μm²)。

(6)計算其他輔助地質參數

1)計算地層含水孔隙度φ_w，與沖洗帶含水孔隙度φ_xo:

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顯然，兩者之差(φ_xo－φ_w)=φ·(S_xo－S_w)表示地層中可動油氣孔隙度，而φ－φ_w則表示地層中含油氣孔隙度。

2)經驗法估計沖洗帶殘余油氣飽和度S_hr:

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式中:S_SRHM為殘余油氣飽和度，與含油氣飽和度相關的地區經驗系數(隱含值0.5)。

3)沖洗帶殘余油氣相對體積(V_hr)及殘余油氣質量(m_hr):

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式中:ρ_h油氣密度，g/cm³。

計算這兩個參數的作用在於，當油氣密度可靠時可用V_hr和m_hr劃分油氣界面。顯然，對油層來說，V_hr=m_hr對氣層V_hr≥m_hr。這里是僅就數值而言。

4)累計孔隙厚度(PF)和累計油氣厚度(HF):

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式中:Δh為測井曲線采樣間隔(通常為0.125m或0.1m);φ_i為第i個采樣點的孔隙度(小數)。

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式中:S_wi為第i個采樣點用測井資料計算的含水飽和度。

PF和HF表示從某一深度開始累計得到的純孔隙厚度和純油氣厚度。在解釋成果圖上，通常在某些深度位置上用短線表示，每相鄰短線之間累計孔隙厚度或累計油氣厚度為1m或1ft。處理井段的短線越多，說明地層孔隙越發育或油氣越多。如處理井段共有N個，該井控制面積為S，則處理井段油氣體積V_h=N·S_o。

5)出砂指數(BULK)

這是用來表示砂岩強度和穩定性的參數，其計算方法出下式給出:

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式中:ρ_b為密度測井值(g/cm³);Δt為聲波測井值(μs/ft);I_bulk為出砂指數(10⁶lb/in²或≈7.04×10⁸kg/m²)，數值范圍一般在1～10之間。

該參數用於指導採油作業，經驗表明:當I_bulk≥3時，正常求產方式下採油不出砂;否則就會出砂，這時應減小油嘴生產，可不出砂或少出砂。

上述整個POR分析程序的處理過程可用圖7.3.1中的計算框圖指示。

圖7.3.1 POR程序的計算框圖

7.3.1.2 成果顯示

圖7.3.2為測井數據處理成果圖，此圖實際上是一張隨深度變化的岩石物理參數曲線圖，通常由以下幾部分組成。

(1)深度標識區

這部分用於列印深度標記和解釋結論。

(2)地層特性

在泥質砂岩地層中，通常用泥質含量和滲透率的變化說明砂泥岩的地層特性。曲線顯示位於左側第一道。泥質含量曲線一般採用線性刻度，左值為0，右值為100%;滲透率曲線一般採用對數刻度，左值為10000，右值為0.1。

圖7.3.2 POR程序處理成果圖

(3)油氣分析

油氣分析位於成果圖上第二道內。主要包括地層水飽和度曲線、殘余油氣體積和殘余油氣質量。它們均採用線性刻度。三者結合可劃分油、氣、水界面和識別油、氣、水層。POR程序中殘余油氣體積和殘余油氣質量雖能夠被計算出來，但這兩條曲線的應用效果取決於以參數形式提供油氣密度的准確性。因此，有的POR數字處理成果圖上乾脆不顯示這兩條曲線。

(4)孔隙度分析

孔隙度分析也叫流體分析，位於成果圖上第三道，通常包括地層孔隙度φ，含水孔隙度φ_w和沖洗帶含水孔隙度φ_xo三條曲線。三者重疊可顯示地層水、殘余油氣和可動油氣的含量。通常殘余油氣塗黑表示，它代表φ－φ_xo的幅度差;可動油氣打點顯示，它代表φ_xo－φ_w的幅度差。

(5)地層體積分析

地層體積分析也叫岩性分析，通常位於數字處理成果圖上第四道。本道通過顯示地層孔隙度、泥質含量和各種骨架礦物的相對體積來表示地層孔隙度和岩性隨地層變化的情況，本道同時應用曲線重疊技術把地層岩性用特定的岩性符號在圖上區分開來。如泥質砂岩剖面上，POR程序用V_sh、V_sand和φ三條曲線重疊就可表示出地層中泥質、砂岩和孔隙相對體積的變化。

7.3.2 復雜岩性分析程序(CRA)

砂泥岩剖面測井分析程序PORP等都是只採用一種孔隙度曲線加上其他有關資料對泥質砂岩進行分析，所以只能求得一種礦物(即石英)成分，剖面上也只能顯示出POR和SH兩條曲線。復雜岩性分析模塊，是基於兩種孔隙度測量資料交會於理論圖版上，可以判斷出岩性含量，從而計算出孔隙度(圖7.3.3)。例如，用A點到灰岩線的距離與在A點處灰岩線到白雲岩線距離的比值，確定A點的白雲岩含量;同理計算出灰岩含量。根據兩條岩性的孔隙度刻度，判斷出孔隙度值。

圖7.3.3 CRA中利用中子－密度交會識別岩性孔隙度

一個理想的兩種骨架成分組成的模型，總的含量應該是:礦物1+礦物2+孔隙度+泥質含量=1。

CRA程序適用於骨架成分兩種以上的復雜的碳酸鹽岩剖面，並且要求至少有兩種孔隙度測井資料。它能計算出兩種或兩種以上的礦物成分和孔隙度、泥質含量、含水飽和度等儲層參數。它除了能計算出一般的砂岩、灰岩、白雲岩和硬石膏之外，還可以加入四種附加礦物，能處理出八種分離礦物。

CRA程序本身還具有編輯功能，並對測井儀器進行校正。用五種方法求孔隙度和礦物體積，用六種方法計算含水飽和度，並有一套較完善的油氣校正方法。

7.3.2.1 CRA程序基本原理

(1)輸入、輸出曲線

程序中最多可以輸入17條曲線，即補償中子(CNL)、體積密度(DEN)、聲波時差(AC)、自然伽馬(GR)、釷(THOR)、鉀(K40)、鈾(UR)、能譜測井總計數率(TC)、井壁中子(PORS)、自然電位SP、深探測電阻率(RT)、淺探測電阻率(RXO)、中子壽命(SGMA)、中子壽命測井(G2)、中子壽命短/長之比(RATO)、釷－鉀指數(TPI)、井徑(CAL)。

值得注意的是:CRA程序在地質方面適合於兩種以上骨架成分，在資料方面要求至少有兩種孔隙度測井資料、一種泥質指示和電阻率資料。

輸出曲線共28條:砂岩體積(SAND)、石灰岩體積(LIME)、白雲岩體積(DOLO)、硬石膏體積(ANHY)、視顆粒密度值(DGA)、視骨架聲波時差值(TMA)、泥質含量(SH)、總孔隙度(PORT)、有效孔隙度(POR)、沖洗帶含水孔隙度(PORF)、PORW地層含水孔隙度、次生孔隙度(POR2)、滲透率(PERM)、平均含烴體積(HYCV)、地層平均含烴重量(YCW)、地層含水飽和度(SW)、沖洗帶含水飽和度(SXO)、微差井徑(CALC)、視地層水電阻率(RWA)、視泥漿濾液電阻率(RMFA)、累計井眼體積(IBV)、釷－鉀指數(TPI)、中子的最終校正值(CNEU)、密度的最終校正值(CDEN)。

(2)主要解釋方程

1)計算孔隙度和礦物體積:

A.用交會方法求孔隙度。對三孔隙度測井曲線進行泥質校正，其校正公式為:

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用交會法計算孔隙度和礦物體積。當PRFG=1時，用中子－密度交會(D/N);當PRFG=2時，用中子－聲波交會(A/N)。

B.用單條測井曲線計算POR。當PRFG=3時，用DEN計算POR:

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當PRFG=4時，用AC計算POR:

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當PRFG=5時，用CNL求POR:

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2)計算地層含水飽和度。當SWOP=1時:

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當SWOP=2時:

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當SWOP=3時，用計算的M值:

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當SWOP=4時:

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當SWOP=5時，用印度尼西亞方程。

當SWOP=6時，用Borai方程。

3)計算滲透率PERM:

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4)計算次生孔隙度:

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5)計算油氣體積和重量

A.油氣相對體積HYC:

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B.油氣相對重量HYCW:

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6)累計油氣體積和孔隙體積:

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圖7.3.4 CRA程序計算實例

7.3.2.2 成果顯示及實例

如圖7.3.4為我國川東北南門場地區的一口井，目的層為嘉陵江組碳酸鹽地層，其岩性主要為灰岩、白雲岩和石膏，故選擇CRA程序進行數據處理。測井響應特徵為:電阻率為200Ω·m，三孔隙度曲線表現為中子值增大，密度值減小，聲波值增大，為氣層響應特徵。用中子－密度交會識別岩性和計算孔隙度，計算的孔隙度約為6.0%～12.0%，滲透率約為20×10^－3μm²。因此，解釋以Ⅱ、Ⅲ類氣層。

圖7.3.5 SAND程序計算實例

7.3.3 泥質砂岩分析程序(SAND)

砂泥岩分析模塊，是用兩種孔隙度測井曲線交會，根據各測井資料的砂岩骨架點、黏土點和水點所確定的三角形，凡是落在三角形內的交會點，都可以分析出該點的黏土含量和含水孔隙度，經過油氣校正可以得到地層孔隙度。

SAND程序主要是針對泥質砂岩地層進行分析，通過對骨架點、黏土點和水點的確定，計算出三角形內任意點的含水孔隙度和黏土含量，在計算過程中對泥質和油氣影響進行校正，得到地層孔隙度。還計算出泥質含量、粉砂指數、含水飽和度、滲透率、含烴重量、含烴體積，該程序能判斷煤層。

7.3.3.1 SAND基本原理

(1)輸入、輸出曲線

輸入曲線為:補償中子(CNL)、體積密度(DEN)、聲波時差(AC)、自然電位(SP)、自然伽馬(GR)、井徑(CAL)、深探測電阻率(RT)、淺探測電阻率(RXO)、感應(COND)、井壁中子(SWN)、中子測井(NEU)、來自中子壽命測井的比值曲線(RAT)、中子壽命(NLL)、能譜曲線(SPEC)、泥岩基線(SBL)、用來計算泥質體積的任一測井曲線(SLOG)。

值得注意的是，本模塊的地質適用條件是砂泥岩剖面;需要至少有兩種孔隙度測井資料，深淺電阻率曲線，和泥質指示曲線

輸出曲線為:泥質含量(SH)、地層含水飽和度(SW)、有效孔隙度(POR)、含烴重量(PORH)、含烴體積(PORX)、總孔隙度(PORT)、沖洗帶含水孔隙度(PORF)、地層含水孔隙度(PORW)、微差井徑(CALC)、產能指示(PI)、累計油氣厚度(HF)、累積孔隙度PF、烴密度(DHYC)、碳的體積(CARB)、滲透率(PERM)、地層溫度(TEMP)、分散黏土占總孔隙度百分比(Q)、黏土體積(CL)、煤指示(CI)(等於1時是煤的指示)。

(2)解釋方法

1)計算泥質含量SH。

A.通用方法:

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式中:G_log為由SHFG指定的任一種計算SH的曲線值;G_max、G_min為相應曲線的極大值和極小值。

B.選用GR計算泥質時極大值和極小值的深度漂移校正。

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C.選用SP計算時有另外兩種方法。

用輸入的靜自然電位(SSP)和泥岩基線(SBL):

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用輸入的SBL1和SBL2作為泥岩基線:

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D.交會圖法求泥質含量。

當SHF1=0，SHF2=1用NEU－AC交會;

當SHF1=0，SHF2=2用DEN－AC交會;

當SHF1=0，SHF2=3用DEN－NEU交會;

當SHF1=0，SHF2=4用Q求SH。

2)計算孔隙度(POR)和黏土含量(CL)。

採用密度－中子交會的方法來計算地層孔隙度和黏土含量，在計算的過程中用迭代法對輕烴的影響進行了校正。當黏土含量V_CL>=37%時，對孔隙度進行泥質校正。

用迭代方法對中子、密度進行反復的泥質、輕烴校正，當視流體密度(DF)=1時，認為已經消除了輕烴的影響，此時的孔隙度用DEN計算即可。

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3)計算地層含水飽和度S_w。

A.當SWOP=1時，用阿爾奇公式，選固定參數值A、M、N值作為輸入參數值。

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B.當SWOP=2時，用Fertl公式:

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式中:b為輸入參數。

C.當SWOP=3時，用阿爾奇公式，參數值這樣選擇:

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如果φ>0.1，m=2.1;如果m>4，m=4;a=1，n用輸入的參數值。

D.SWOP=4時，用如下:

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4)計算滲透率PERM。

A.當PRFL=1時:

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B.當PRFL=2時:

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C.當PRFL=3時

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D.當PRFL=4時:

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E.當PRFL=5時:

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F.當PRFL=6時:

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G.當PRFL=7時:

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H.當PRFL=8時:

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5)計算油氣相對密度和重量。

A.油氣相對密度(DHYC):

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B.油氣相對重量PORH:

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6)累計油氣體積和孔隙體積。

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7.3.3.2 成果顯示及實例

如圖7.3.6為厄瓜多Dorine區塊的一口井。該區塊地層為薄互層泥質砂岩，測井資料又有用中子、密度測井資料，故採用雙礦物交會技術識別岩性和計算地層孔隙度。採用的參數:岩性骨架密度(DG)=2.64g/cm³;流體密度(DF)=0.95g/cm³。圖中最右道為ELANGeoframe的多礦物分析模塊ELAN處理結果和岩心實驗數據(離散數據)。可以看出，SAND計算結果與岩心分析和ELAN處理結果是一致的。

圖7.3.6 SAND程序計算實例1ft≈0.3048m

7.3.4 多功能解釋程序(PROTN)

多功能解釋程序(PROTN)是從油藏物理學的基本概念出發，以油、氣、水在微觀孔隙中的分布和滲流理論為依據，發展而成的多功能解釋系統。該程序以測井信息的還原為基礎，目的在於求解反映地層靜態和動態特性的一系列地質參數，因此，它是多種測井解釋方法的組合。

7.3.4.1 PROTN程序原理

多功能解釋程序PROTN在測井評價方法中引入了一個新的理論———多相流體在微觀孔隙中滲流理論。這一理論認為地層的產液性質主要取決於油、氣、水在孔隙中各自(或相對)的流動能力。也就是說，對一個含油儲集層到底是產油還是產水或是油水同出，完全取決於儲層中油、氣、水的相對滲透率的大小，即取決於油、氣、水在地層孔隙中的相對流動能力。

目前，改程序主要應用於砂泥岩剖面的裸眼井解釋，整個解釋過程採用的仍然是常規測井系列，具有以下三個方面的解釋功能:

1)可用於探井、開發井和調整井全過程的油氣評價。定量確定地層的產液性質、預測其產水率、產油(氣)率和生產能力。

2)可定量描述產層的水淹狀況和剩餘油分布。其中包括定量確定產層的水淹部位、厚度和水淹程度，求解產層的剩餘油飽和度、驅油效率和產水率，揭示它們在層內和層間的分布特點。

3)提供一種有利於全面評價產層，並進一步開展油藏工程研究的測井解釋系統。應用現有的測井信息，目前能夠比較全面地求解9種類型23種地質參數。其中包括:反映儲集層岩性特點的粒度中值和粉砂含量;反映地層產液性質的束縛水飽和度、可動水(或水淹)飽和度、剩餘油飽和度、可動油飽和度、產油率和產水率;反映相滲透率特性的油水相滲透率和有效滲透率;反映油氣層產能的每米採油指數;反映採收程度的驅油效率以及垂直和水平方向的滲透率與其他常規的地質參數。

經過二次開發，PROTN程序還具備自動判別解釋結論的功能。

(1)輸入、輸出曲線

程序要求必須有中子、密度測井曲線、一條泥質指示曲線和電性曲線輸入，有能譜測井曲線時處理結果可以更精確。允許作為輸入的曲線有:自然伽馬測井(GR)、補償中子測井(CNL)、自然電位測井(SP)、密度測井(DEN)、聲波測井(AC)、深電阻率測井RT、電導率(COND)、沖洗帶電阻率(RXO)、井徑(CAL)中子壽命測井(NLL)。

輸出曲線有:有效孔隙度(POR)、含水孔隙(PORW)、沖洗帶含水孔隙度(PORF)、總孔隙度(PORT)、流體孔隙度(PORX)、油氣重量PORH、累計含烴量(HF)、累計孔隙度(PF)、滲透率(PERM)、含水飽和度(SW)、泥質含量(SH)、微差井徑(CALC)、黏土含量(CL)(其值等於SH)、殘余烴密度(DHY)、沖洗帶含水飽和度(SXO)、束縛水飽和度(SWIR)、水的有效滲透率(PERW)、油的有效滲透率(PERO)、水的相對滲透率(KRW)、油的相對滲透率(KRO)、產水率(FW)、泥質和粉砂含量(SHSI)。

(2)主要解釋方程

1)計算泥質體積V_SH

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式中: ，S_SHLG為SHFG所指定的任一種計算SH的曲線值G_max、G_min為相應曲線的極大值和極小值。

2)計算孔隙度φ:

A.用DEN計算:

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B.用AC計算:

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C.用CNL計算:

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3)計算飽和度SW。

飽和度的計算方法有三種:

A.

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B.用計算的M值計算S_w:

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C.用輸入的M值計算S_w:

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4)計算束縛水飽和度S_wb:

φ>=0.2時:

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式中:M_d為粒度中值。

5)計算相對滲透率(KRO)和(KRW)。

A.一種比較普遍的形式:

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式中:m、n、h是與地層的岩性和固結程度有關的經驗系數，同時也受岩石的潤濕性和

流體的黏度比的影響，它們各自的變化范圍為:

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B.瓊斯方程:

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C.彼爾遜方程:

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D.乘方法:

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6)計算有效滲透率PERO和PERW:

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式中:C為修正系數，其值約為0.6～0.9。

圖7.3.7 PROTN數據處理實例

7)計算絕對滲透率PERM:

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8)計算產水率F_w:

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7.3.4.2 成果顯示及實例

如圖7.3.7為勝利油區孤島油田館陶組的一口井。該段岩性以粉砂岩為主，夾含礫砂、細砂及泥岩。儲層較發育，單層厚度一般在0.9～17.3m，儲層測井響應特徵為:自然電位負異常較大，自然伽馬數值在60～105API左右，深感應電阻率數值在2.0～10Ω·m之間，泥岩電阻率一般為1.0～2Ω·m。3號層(1044.0～1050.1m)，電導率的凸起方向與自然電位負異常呈反向對應關系，氣層特徵明顯，用PROTN數字處理計算的平均孔隙度為38.8%，平均滲透率為3693.0×10^－3μm²，含氣飽和度約54.4%，解釋該層為氣層，厚度6.1m。4號層(1139.3～1148.6m)，電導率的凸起方向與自然電位負異常呈反向對應關系，水淹層特徵明顯，用PROTN處理計算的平均孔隙度為35.2%，平均滲透率為1518.5×10^－3μm²，含油飽和度約64.8%，綜合分析認為該層為水淹層。