测井技术是油气资源评价的关键技术手段，其核心问题是进行储层有效性评价、油气层识别和计算储量。以碳酸盐岩为主体海相油气藏储层的严重非均质性、孔隙结构多重性，以及低孔、低渗特点，使得传统测井解释理论、方法和技术面临严重挑战，成为当今测井评价一个世界性难题。因此近几十年来，以碳酸盐岩为主体的海相非均质储层评价，一直是人们优先关注的课题。一是基于具有巨大潜在回报，全世界大约60%石油储量蕴藏在碳酸盐岩储层中，还有巨大潜在附加天然气储量；二是存在大量需要解决的难题，为此石油工业界都在研究上做出非常大的努力，试图采用很多不同模型来解决非均质储层评价的难题。
3.4.1.1 以碳酸盐岩为主体的海相储层的地质特性
（1）储层具有复杂孔隙空间
储层具有复杂孔隙空间，是由原生孔隙、大量发育的次生孔隙构成并呈极不均匀随机分布的复杂孔隙系统，导致储层具有很强非均质性与强烈各向异性特点，表现在：
1）油气分布：储层层间、层内的非均质性、不同类型孔隙结构分布的随机性，都将导致层间、层内油气分布的复杂化，例如原生孔隙的高束缚水及低油气饱和度特点，次生孔隙的低束缚水及高油气饱和度特点，都会增加测井评价油气层和计算饱和度的难度。
2）渗流特性：碳酸盐岩储层原生渗透率可能很低，但却可以有很好的渗流能力。储层渗透率主要来自于次生孔隙系统的贡献，在很大程度取决于裂缝系统的发育程度。因此孔隙度与渗透率关系将更为复杂，与碎屑岩以粒间孔为主的孔隙度与渗透率关系，存在很大差异。导致在碎屑岩等均质储层中，以孔隙度预测渗透率的评价技术往往难以适应碳酸盐岩储层。
3）导电特性：组成碳酸盐岩储层孔隙系统的不同“元素”（原生与次生，孔隙、裂缝与溶孔），其导电能力将会有很大差异，主要取决于孔隙大小、曲折度、连通性及发育程度。这一特点导致阿尔奇公式在描述碳酸盐岩地层导电特性存在严重局限性，表明描述储层电阻率公式不同于砂岩。另外，方解石的亲油度一般大于亲水度，使得碳酸盐岩储层往往具有混合润湿性或亲油性，这也将在相当程度上影响碳酸盐岩储层电流的传输特性和油田的采收率。
因此，对于碳酸盐岩储层，砂岩储层成熟测井评价技术的有效性往往发生明显退化，需要探索新的思路和评价方法。
（2）储集类型多样性
储集类型多样性是碳酸盐岩储层另一个重要特点，并成为分析测井响应特征和优选测井系列与解释方法的基本依据。
1）川东北地区海相碳酸盐岩储层类型有孔洞型、裂缝-孔洞型及裂缝型，并以孔洞型和裂缝-孔洞型为主，具体可分为以下4类：
A.层状溶孔型储层：以普光6井飞仙关组二段—一段上部地层（井段4990～5085m）为例，其测井响应特征反映在自然伽马、双侧向电阻率和三孔隙度测井曲线上有很好的对应性，具有“一高双低”的特征，即具有高孔隙度、低自然伽马和低电阻率显示。溶蚀孔发育层孔隙度平均为9%，是溶蚀孔不发育层的2倍，电阻率读数大于2000Ω·m。在FMI图像上，溶蚀层表现为暗色溶孔呈近水平条带状分布，层内连通性好；暗色条带上下为颜色相对较浅的溶孔欠发育的高阻薄层。
B.非层状溶孔型储层：以大湾1井飞仙关组二段—一段上部地层（井段5070～5130m）为例，在FMI图像上，形状不规则的暗黑色高导异常体为溶孔呈团块状分布的显示。溶孔发育段主要集中于7个层，每段的有效厚度2.0～10.0m不等，岩性为白云岩和粉细晶白云岩，与溶孔欠发育或不发育、厚度2.0～3.0m的灰质白云岩呈互层状分布。对于溶蚀孔发育层段，测井曲线响应非常典型，电阻率与孔隙度曲线对应性好，溶蚀孔洞孔隙度在10%左右，受溶蚀孔发育的影响，电阻率值大幅下降，深浅侧向电阻率的差异能定性反映出溶蚀孔洞发育的程度，大部分属于Ⅰ类层级别的储层。而溶孔欠发育或不发育层电阻率范围为10000～30000Ω·m，最高可达100000Ω·m，视孔隙度也明显降低。
C.裂缝型储层主要包括两种类型，即压性微裂隙和张性裂隙，压性裂隙由构造挤压而成，张性裂隙由拉张作用而形成。裂缝型储层，一般岩石基质物性较差，原生孔隙和次生孔洞均不发育，是以裂缝为其主要储集空间和连通渠道，通常储集性能较差，渗流性能好。例如大湾1井飞仙关组二段—一段中部地层井段5150～5200m，岩性为深灰色灰岩、灰色含白云质灰岩和浅灰色灰质白云岩，计算的视平均孔隙度数值较小，为2.8%～2.2%；深侧向电阻率在3000～30000Ω·m之间，多为4000Ω·m，双侧向电阻率正差异明显，为裂缝发育显示特征。从FMI图像上看，该层段发育高角度裂缝，暗色细条带呈近垂直于水平面方向分布，电阻率曲线数值无明显减小特征，主要为Ⅲ类储层。
D.裂缝-孔洞型储层是属于孔洞型储层和裂缝型储层的较好组合，孔洞是其主要储集空间，裂缝既作为储集空间，但更是作为连通渠道。相比单一孔洞型或单一裂缝型储层，孔洞和裂缝共存大大提高了地层的储集、渗流能力。例如普光6井5085～5165m井段，属于飞二段—一段中部地层，岩性为灰色白云岩和溶孔砂屑白云岩，属浅滩相沉积。在FMI图像上，形状不规则的暗黑色高导异常体为溶孔呈团块状分布的显示，一些正弦状暗黑色细条带即为裂缝分布于其间。其自然伽马8～12API，双侧向电阻率呈正差异，深侧向电阻率在3200～7000Ω·m之间，个别层段大于10000Ω·m，计算视平均孔隙度7.0%～14.0%。裂缝-孔洞型储层，由于孔隙连通性好，储层渗透能力较强，渗透率随孔隙度增大而增大的变化趋势比较明显，呈现高孔隙高渗透率的特点。
2）作为目前我国海相层系最大的油田——塔河油田，是以奥陶系碳酸盐岩地层为主要储层，岩性虽然比较单一，但储集空间溶孔、洞、缝均十分发育，储集类型更为复杂，主要有5种典型的储层类型：
A.大洞穴及洞穴充填物储层：测井主要响应特点是：成像测井的电导率明显增大，表示为较暗的颜色；在动态图上，溶洞中仍可见裂缝交叉切割的角砾-原地角砾未完全溶蚀的痕迹（图3-129）。在常规测井资料上，溶洞处自然伽马曲线呈“反弓”形，井径曲线有明显的扩径现象；双侧向数值明显减小，呈大的“正差异”；密度值曲线在溶洞处呈“弓”形；声波时差和中子孔隙度增大；中子孔隙度在溶洞底部增大更为明显。
B.由单一产状裂缝溶蚀形成的小溶洞储层：在成像测井图上小溶洞的特点是，纵向上洞径不大（大多小于1m），仍粗略可见裂缝的产状。常规测井资料上小溶洞井段自然伽马值增大，并在小溶洞处形成小尖峰；双侧向数值明显减小，呈现小的“负差异”。该类储层是构成塔河油田重要的储集类型之一，可能是沟通储集空间最重要的通道（图3-130）。沙74井于2000年8月15日对5484～5496m井段射孔酸压，排酸求产折算日产原油204m3，截至2000年底，已经累计产油22×104t。
C.溶蚀裂缝储层——经过溶蚀改造的裂缝，其形状多不规则，裂缝宽窄不一。裂缝处的导电性比较微晶灰岩好，在成像测井资料上，裂缝表示为黑色的正弦线（图3-131），双侧向测井数值明显降低，表现为深浅侧向值出现“差异”。
D.溶蚀孔、洞型储层——在成像测井资料上可见深黑色的斑点（图3-132）；常规测井资料显示密度值略有降低，中子孔隙度略有增大，声波时差与纯灰岩基本相同。T443井于2001年9月19日对井段5593～5601m、5565～5572m和5558～5565m电缆射孔酸压，9月27日产稠油达到240m3/d，气11000m3/d，自喷至2004年5月5日。阶段累计产油74815.1t、产水22950.2m3、产气553×104m3。
图3-129 TK311井大溶洞井段的响应特征
图3-130 沙74井单一产状的裂缝溶蚀扩大形成小溶洞测井响应特征
图3-131 裂缝型的响应特征（沙67井）
图3-132 一间房组溶蚀孔洞储层的响应特征（T443井）
E.溶蚀孔-裂缝型储层在常规测井资料的典型响应特征为：电阻率值降低，深浅侧向接近重叠，出现小的“负差异”；密度、声波时差、中子对孔隙度均有反映。不均匀分布的小溶孔在FMI图像上呈分散状黑色小斑点，由于滩相储层的成层性较好，通常呈条状。沙76井成像测井显示一间房组发育有礁滩相储层，为提交该地区地质储量提供了依据（图3-133）。
总之，碳酸盐岩油气藏由于储层的孔隙结构和渗流特性的不同，形成不同储集类型的油气层，衍生了不同的评价难度，需要采用不同应对性的分析思路和评价方法，进行储层评价。现分析如下：●孔隙型碳酸盐岩储层的测井响应特征与碎屑岩相似，基本可套用于碎屑岩的分析思路和测井评价方法，这是碳酸盐岩复杂储层评价中比较简单的一种类型。但仍要注意具有的其他特殊性，如岩性成分、骨架、裂缝、孔隙结构以及低孔隙等因素的影响。
图3-133 一间房组溶蚀孔-裂缝型储层响应特征（沙76井）
●裂缝与孔隙都十分发育的碳酸盐岩储层，虽然具有复杂的双重孔隙空间，但由于缝、孔、洞十分发育，储层连通性好，使得碳酸盐岩储层固有的非均质性和各向异性趋于退化，而使储层评价的难度得到不同程度的缓解，如具有这种储层特性的油气藏，往往有比较统一的气-水或油-水界面，如任丘、王庄油田等。但仍需要建立应对性的分析思路和测井评价方法，并作过细分析。
●具有强烈非均质性裂缝-洞穴型或者缝、洞、孔均不发育的复杂储集空间型碳酸盐岩储层，是目前评价难度最大的主要类型，也是进行应对性分析的重点。
（3）储层基质孔隙度低，岩性复杂
储层基质孔隙度低，岩性复杂，这一特点造成储渗性能变化大，电阻率测量结果受岩石骨架和孔隙结构影响严重，反映储层孔隙流体性质的信息弱，又由于裂缝系统泥浆的深侵入特点，大大增加了识别储层流体性质的难度。
例如川东北地区海相碳酸盐岩气藏飞仙关组一段—三段储层，有效孔隙度在2.01%～28.12%之间，平均孔隙度9.22%，渗透率在0.0143×10-3～4562.607×10-3μm2之间，平均188.89×10-3μm2，储层的主要岩性为鲕粒粗—中晶白云岩、鲕粒细—中晶白云岩、残余藻屑白云岩；长兴组储层厚度在50～150m之间，储层有效孔隙度在2.01%～23.05%之间，平均孔隙度5.13%，渗透率在0.0138×10-3～9664.877×10-3μm2之间，平均渗透率124.81×10-3μm2，储层的主要岩性为海绵障积白云岩、溶孔白云岩、白云岩。具有基质孔隙度低、变化大，储层岩石成分复杂的特点，影响了一系列储层参数的精确计算与气层的正确划分和识别。而我国的东部、西部以及南方古生界海相碳酸盐岩油气勘探所面临的储层，虽然具有同样复杂的地质特征，但各地区的差异性却显得十分突出，也更进一步增加测井的评价难度，需要分别采用不同的应对思路和对策。主要表现在：
1）川东北的普光等地区的碳酸盐岩为一套地台开阔浅海亚相的鲕粒滩，有利的储层相带集中于长兴组与飞仙关组地层，储层的孔隙类型可划分为四类。飞仙关3段的中上部，主要以高角度的裂缝为主，为溶蚀孔洞不发育的方解石为主的灰岩地层，底部则为非层状的溶蚀孔洞为主的储层。飞仙关一段和飞仙关二段的以层状、互层为主的溶蚀孔洞发育的鲕状白云岩储层。长兴组以非层状的以溶蚀孔洞为主的鲕粒状白云岩储层。储层的孔隙以粒间溶孔、晶间、晶粒、溶孔和鲕模型孔为主，孔隙度在2%～15%，最大孔隙度可达到20%以上，平均7%左右。
2）东部以胜利油田下古生界奥陶系和寒武系为代表的碳酸盐岩油气藏，主要是形成于残丘山、断块潜山，在其残丘山断面经风化剥蚀的作用，受地表水的淋滤作用，往往形成残丘山的风化壳，储层往往以溶蚀孔洞为主，而在潜山的顶部和内幕，由于受多期构造运动的影响，裂缝十分发育，伴随裂缝有发育的溶蚀孔洞，在潜山的内幕，受潜流带的控制及以白云岩为主的地层在成岩作用下，形成的粒间孔、粒间溶蚀孔隙为主的孔隙状储层，有效储层纵向上横向上分布差异很大。孔隙度普遍较低，储层平均变化在3%～7%之间。
3）西部塔河油田的古生界碳酸盐岩主要是古斜坡大型的碳酸盐岩古岩溶形成的以溶蚀孔洞为主的储层，储集空间类型主要有溶蚀的孔洞、大型的洞穴、溶蚀裂缝及其他组合特征，其沉积相带具有多种类型，如奥陶系上统良里塔格组颗粒状灰岩，含生屑颗粒灰岩，溶蚀孔洞十分发育，厚度在20～30m呈层状展布，在一定面积范围内分布稳定。针对钻井取心描述、镜下分析和与成像对比分析，提出了如上所述的5种典型的储层孔隙类型，是目前评价难度大的主要类型。
总之，地区差异性进一步增加了碳酸盐岩为主体的海相储层测井评价的复杂性，需要采用针对性解释模型和分析模式，以提高测井评价的成功率。
3.4.1.2 测井面临的主要科学技术问题
以碳酸盐岩为主体的海相储层与测井有关的地质特性，使传统测井理论和许多成熟评价技术，出现理论的不适应和解释方法有效性的明显退化。进一步优化和更新原有测井解释理论、探索新思路和评价方法，已成为国内外测井行业普遍关注的课题。面临的主要科学技术问题有以下是三个方面：
（1）传统测井解释理论的不适应性
传统测井解释理论的不适应性主要表现在：
1）出现非阿尔奇化，产生非阿尔奇特性。分析岩石导电机理、建立相应解释模型，在测井评价中具有极其重要的作用。作为测井地层评价公认的饱和度经典模型——阿尔奇方程，它是以定律方式确定了地层电阻率、孔隙度、地层水电阻率和油气饱和度四者的基本关系，为测井数据反演和地层油气和度计算提供理论与实验的依据。基本形式如下：
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：Sw为含水饱和度，%；Rw为地层水电阻率，Ω·m；R1为地层电阻率，Ω·m；Φ为储层孔隙度，%；a为与岩石性质有关的岩性系数；m为与岩石孔隙结构有关的孔隙（“胶结”）指数；b为饱和度系数；n为饱和度指数，与润湿性、油气水在孔隙中分布状况有关。
实践证明，在均质亲水碎屑岩地层中，阿尔奇方程的应用相当成功，描述阿尔奇特性的有关指数与系数m、n、a、b相当稳定，一般在1.7～1.85之间。因此对于不同的硅质碎屑储层，可以采用相同的公式，进行有效的测井评价。但在描述具有复杂孔隙结构特点的非均质地层中，则存在严重局限性。组成海相碳酸盐岩等非均质储层孔隙系统的各种“元素”（原生与次生，孔隙、裂缝与溶孔），由于孔径大小、曲折度和连通性之间存在着很大差别，将导致各自的导电能力有较大的差异。因此，对于非均质储层，即使在相同岩性和相同孔隙度、矿化度和含水饱和度的条件下，储层电阻率数值有可能由于储层孔隙结构的差异而具有不同的数值。因此不同碳酸盐岩储层，甚至同一油藏的不同储层之间，方程中的关键指数“m”变化非常大，饱和度指数“n”也会随着含水饱和度、孔隙度、润湿性而变化。如普光1井的飞仙关组储层实际测定的m在1.33～2.62之间，n在1.08～2.26之间，表明由于复杂的孔隙结构和各向异性，以及润湿性的影响，使得非均质储层的电流传输特性和描述岩石电阻率公式，不同于均质的碎屑岩砂岩。为了应对这种情况，提出的双孔隙结构模型仍不能有效的表征岩石的导电机理，特别是对非均质性的孔洞缝地层，表明对于碳酸盐岩储层导电机理的定量描述与饱和度模型的研究，还亟待解决。
2）传统的“测井轴对称性”理论面临严重的挑战。“测井轴对称性”理论是建立在均质、各向同性地层基础之上，是传统测井仪器设计和数据反演的重要依据，其要点：对于水平分布的层状均质、各向同性地层，地质属性及其映射的测井参数，是以井轴为中心呈轴对称性分布。这样就把测井测量与数据反演的复杂“三维”问题转化为比较简单的“二维”问题，如图3-134所示。
图3-134 复杂的“三维”问题转化为简单的“二维”问题
在非均质海相碳酸盐岩储层条件下，影响测井的因素很多，响应结果也变得更加错综复杂。在相当多的情况，已不能用简化的具有轴对称条件的二维环境计算的结果或图版进行描述和反演，其理论计算已变成全新的高难度的三维数值计算。首先，由于裂缝和孔洞分布的不均匀性，储层呈各向异性，使得井周储层岩石电阻率、孔隙度等无法满足轴对称分布的条件。这一特点从图3-135微电阻率成像测井反演的普光6井飞仙关组、长兴组地层孔隙度频谱分析图，可以得到印证。图中表明处在同一深度、同一探测范围的孔隙度（包括微电阻率）并不与井轴呈对称性分布，而是在以井轴为中心的3600m的范围内其数值有很大的变化，如在5360m处，围绕井轴的孔隙度数值可由2%～26%。第二，在复杂的孔隙介质条件下，泥浆侵入情况不再是简单的径向侵入，由于各个方向的孔隙结构不再相同，泥浆滤液侵入必然表现出各向异性，同样说明海相碳酸盐岩地层测井响应实际上是属于三维的问题。然而，目前广泛应用于测井解释的评价标准和经验，普遍以“直井模型”二维环境条件为基础，对于碳酸盐岩海相各向异性油气藏来说将不再适用。为突破测井资料解释的局限性和非适用性，必须发展三维环境下的数值模拟。
图3-135 普光6井飞仙关组、长兴组不同孔隙类型孔隙频谱分析
（2）海相非均质储层测井评价技术方法有效性
许多建立在均质、各向同性地层基础之上并适用于碎屑岩储层成熟的测井评价技术，在以碳酸盐岩为主体的海相非均质储层，其有效性将出现明显退化。主要表现在以下几方面。
1）组成海相碳酸盐岩等非均质储层孔隙结构的多重性，原生与次生孔隙的并存、裂缝与溶孔、溶洞分布的不均匀性以及孔径尺寸、曲折度和连通性之间的极大差异，大大增加了储层有效性评价的难度。
2）储层孔隙度低、非均质性强烈，电阻率和孔隙度测井的测量结果受岩石骨架和孔隙结构影响严重，反映储层孔隙流体性质的信息弱，又由于裂缝系统泥浆的深侵入特点，造成储层流体性质难以识别。
3）储层的非均质性、岩石成分的复杂性和低孔隙度特点，以及孔隙度测井的天然气响应，都影响一系列储层参数（岩石矿物成分、孔隙度、饱和度、有效厚度等）的确定精度，增加储量计算难度，需要从测井解释理论和计算方法进行优化。
（3）测井能力尚未能满足海相油气藏勘探的需求
海相油气藏勘探所处的深层、高温、高压和小井眼，以及存在腐蚀性气体（如硫化氢）等复杂环境条件，增加了测井技术配套和取全取准资料的难度，特别是影响了成像测井等关键技术的应用。
1）深井测井能力严重不足是目前最大问题，深度大于7000m超深井仪器系列不全。
2）高温高压（温度在175℃以上、压力在140MPa以上）系列不全；最大的问题是缺乏关键性项目的测井仪器，如：电阻率扫描成像测井、核磁共振测井、偶极横波和高分辨率的电阻率测井等。
3）欠平衡钻井、气体钻井、套管钻井等方面的测井工艺技术尚未形成。
4）缺乏具有抗腐蚀气体（硫化氢气体）、液体环境下的测井仪器和配套的相关设备。
5）井况复杂、井壁平整度对贴井壁测井仪器的测量结果有着很大的影响。
这些都将造成无法取全测井资料，并大大削弱和限制测井技术解决海相油气藏地质与工程问题的能力。需要从分析国内测井技术资源的现状入手，并通过适量引进与自主研究开发，以应对海相油气藏勘探对测井技术配套的需求。
为此，要重新审视碳酸盐岩的岩石物理特性，将先进的科学分析、实验与最新测井仪器的井下数据采集相结合，重新审视多孔介质物理、化学性质的基本理论，重新审视碳酸盐岩岩石物理特性，在更新传统测井解释理论基础上，进一步优化测井系列，探索并形成新的测井分析模式和评价方法，以提高海相复杂油气藏勘探的效益和效率。