碳酸盐岩储层非均质性研究现状及发展趋势
储层非均质性研究现状以及展望
238储层非均质在具体的油田开采过程中，对于一些地区中的油气成藏以及油藏油水界面还存在一定的影响。
因为沉积、成岩条件的变化而导致的储层界面中存在有物性非均质的特性。
如果油气不充足，在开采中逐渐的将大孔喉内的水排净，也会直接消耗掉大量的能量，此时就无法将小孔喉中的水及时的排除。
很多情况下，都会逐渐的形成高位低产高含水、低部高产低含水以及油水界面不同的油藏。
我国的油田主要就是以陆相碎岩储层为主，地质条件复杂性较高，非均质性比较强，原油的性质相差比较大，所以开采效率比较低。
在未来发展中，只有进行全面的非均质研究才能更好的促进我国油田开采事业的发展和进步。
1 储层非均质性研究的内容储层非均质性研究是目前的油田开采领域的重要课题，特别是针对开采后期的油田中，为了能够实现高效的油田开采，应该全面的实施精细化油藏的描述，再这其中，就需要深入的进行非均质的研究，以更好的提升开采效果。
储层非均质就是在沉积、成岩以及后续的地质构造影响之下，油田储层环境出现了一定的变化，且这些变化主要以非均匀性的形式所体现的。
在实践中，分类方法与方式还存在较大的区别，而我国主要是将其分为层内、层间、平面和微观等四个主要的种类。
2 储层非均质性研究的现状2.1 储层沉积相岩相分析沉积相研究最为主要的目的就是准确的判定储层砂体沉积微相的类型，从而可以更好的确定其具体的空间分布情况。
成岩相分析是在沉积相研究基础上发展而来的，通常都是通过储集岩石的特性所存在的差异性来进行成岩相的划分。
在此基础之上，需要绘制出各个测井与网点的成岩相厚度的具体分布图形，然后就是利用沉积相、测井相等技术资料逐渐的形成岩相区，根据不同的技术参数来划分为不同的储集区。
应用该分析方法主要就是能够更加准确的判定沉积物可容空间形成与消失所存在的关联性。
从相应的地层旋回转化不同位置水深参数来分析，可以更加准确的确定旋回堆积形式，实现时间单元的对比确定。
以小层对比为基础，可以准确的确定储层的几何形状、分布范围等参数，最终可以更加准确的确定储层所存在的非均匀的特性，为油田的开采提供有力的技术支持。
碳酸盐岩储层深度酸压理论研究现状与发展
男， 高级工程师， 现从事压裂酸化工艺技术研究等工作。地址： 河北省廊坊市万庄 %% @?>! 年毕业于西南石油学院石油工程系， ! 胥云， 万方数据 号信箱压裂酸化技术服务中心， 邮政编码： A#&AA=。
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胥云等： 碳酸盐岩储层深度酸压理论研究现状与发展
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属于 “点蚀密集型” ， 即酸液滤失是在岩心上形成很 密集的网状点蚀， 而不是深的溶蚀孔洞。 （!） 受滤失滤饼控制的酸液体系 由于高效酸的高粘度
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样。研究表明， 高粘前置液在裂缝壁面沉积形成的 滤饼可以减少酸液的初滤失， 继续注酸， 前置液形成 的滤饼在较短的时间内将被酸液穿透， 并随之形成 溶蚀孔洞， 这时几乎所有的滤失将在溶蚀孔洞内发 生， 酸液的滤失将变得与不使用前置液的普通酸酸 压施工一样大。
， 滤失主要受滤 饼 控
制。图 ! 表明， 由于高粘酸液不断封堵试验过程中 产生的溶蚀孔洞， 使酸液在不断地刻蚀岩面并产生 新的溶蚀孔洞， 故最终形成穿透深度仅为 ! # $ %& 的网状点蚀， 其滤失量接近于胶凝前置液的滤失量， 控制滤失的效果最好。
并认为现场实际滤失速度为室内 测 定 值 的 % " @# 倍； （@??!） 则提出液体性能和微粒尺寸是影 E:-75F2 响酸液滤失的主要因素； （@??C） 认为任何 GH67682:(5 温度的灰岩酸化均属传质控制范围。 I-7 02 （@??!） 等人的旋转圆盘试验将灰岩酸化的传质控制范围向 下扩展到 J = K CL 。而 047: M ’6(37(< 等人认为这一
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碳酸盐岩储层特征与勘探技术研究进展
碳酸盐岩储层特征与勘探技术研究进展碳酸盐岩是一类重要的沉积岩，具有广泛的分布和丰富的储量。
对碳酸盐岩储层的研究，有助于深入了解其特征和评价储层的方法，以指导碳酸盐岩油气勘探开发。
本文将对碳酸盐岩储层的特征及其勘探技术研究进展进行探讨。
一、碳酸盐岩储层特征1. 孔隙类型与特征碳酸盐岩储层的主要孔隙类型包括溶蚀孔、裂缝孔和压实孔。
其中，溶蚀孔是碳酸盐岩储层最主要的储集空间，形成于地下水的溶蚀作用。
裂缝孔是由于地壳运动等造成的岩石破裂而形成的，其孔隙度较高，渗透性较好。
压实孔则是由于地层沉积作用造成的岩石压实而形成的孔隙。
2. 储集特征与分布碳酸盐岩储层的储集特征与分布具有很大的差异性。
常见的碳酸盐岩有浅海生物礁、海底碳酸盐堆积和碳酸盐碎屑岩。
浅海生物礁常常是优质碳酸盐岩储层的主要类型，其储集空间主要为溶蚀孔。
海底碳酸盐堆积则以物理碎屑和胶结物为主，储集空间包括溶蚀孔、孔隙和颗粒间隙。
碳酸盐碎屑岩则以颗粒间隙为主要储集空间。
二、勘探技术研究进展1. 地震勘探技术地震勘探技术在碳酸盐岩勘探中具有重要的地位。
传统的地震勘探技术难以有效地解决碳酸盐岩多孔介质的复杂问题。
近年来，随着高分辨率地震技术的发展，如反射地震、正演地震、岩石物理模型等方法的应用，极大地提高了碳酸盐岩勘探的精度和效率。
2. 岩心取样与分析技术岩心取样是碳酸盐岩储层研究中的一项重要工作。
通过获取岩心样品，并针对样品进行岩相分析、孔隙结构特征描述、物性测试等，可以深入了解碳酸盐岩储层的特征和储集规律。
同时，还可以进行物性-相态关系研究，为储层评价和油气开发提供科学依据。
3. 岩石物理勘探技术碳酸盐岩具有复杂的物性特征，通常需要借助岩石物理勘探技术进行综合研究。
岩石物理勘探技术包括密度测井、声波测井、电测井等方法，可以获取储层的物理参数，如孔隙度、渗透率、弹性参数等，为储层评价提供依据。
4. 模拟实验与数值模拟技术碳酸盐岩储层的勘探开发过程涉及到多重物理、化学过程。
碳酸盐岩储层损害机理及保护技术研究现状与发展趋势
碳酸盐岩储层是石油和天然气的重要储集岩层之一，其储层损害机理及保护技术一直备受关注。
近年来，随着石油勘探开发的深度和范围的不断扩大，碳酸盐岩储层的地质特征、储层损害机理及保护技术研究也日益深入。
本文将从深度和广度两个维度，全面评估碳酸盐岩储层损害机理及保护技术的研究现状与发展趋势，并据此撰写一篇有价值的文章。
我们将从碳酸盐岩储层的地质特征和储层损害机理入手，深入探讨碳酸盐岩储层的形成、特点及存在的问题。
碳酸盐岩储层由碳酸盐矿物组成，受成岩作用和构造变形影响，具有孔隙度高、渗透性好等特点。
然而，由于地层压力、温度、化学作用等因素的影响，碳酸盐岩储层也容易发生溶蚀、孔隙结垢、胶结物侵袭等损害，降低储层的物性参数，限制了油气的产出。
我们将从碳酸盐岩储层保护技术的现状和发展趋势入手，广泛盘点当前国内外碳酸盐岩储层保护技术的应用情况及研究成果。
在现有技术上，人们采用化学防护剂、物理治理技术、微生物修复等多种手段来保护碳酸盐岩储层。
另外，随着科技的不断发展，人们还研究出了纳米技术、智能监测技术等新型保护技术，并尝试在实际油田开发中应用。
接下来，我们将对上述内容进行总结和回顾，深入分析碳酸盐岩储层损害机理及保护技术的发展趋势。
可以预见，随着我国油气资源勘探开发的不断深入，碳酸盐岩储层的保护技术必将实现由传统向现代、由粗放向精细的转变。
我们需要不断加强基础理论研究，深入探索碳酸盐岩储层损害机理，并积极推进新型保护技术的研究与应用，以提高油气田开发的可持续性和经济效益。
我将共享我对碳酸盐岩储层损害机理及保护技术的个人观点和理解。
在我看来，碳酸盐岩储层的保护工作具有重要的现实意义和战略意义，应加大研究力度，积极开展技术创新，提高油气资源的综合开采效率，实现可持续发展。
通过本文深入介绍碳酸盐岩储层损害机理及保护技术的研究现状与发展趋势，我相信读者对此话题会有更深入的了解。
在今后的工作中，希望能够加强碳酸盐岩储层保护技术的研究，为推动我国油气勘探开发事业迈上一个新的台阶做出更大的贡献。
世界海相碳酸盐岩勘探开发现状与展望
3 碳酸盐岩油气资源勘探技术与方法
3.3 碳酸盐岩储层
碳酸盐岩储层从岩性分为白云岩及石灰岩两大类。大型碳酸盐岩油气田 中,晚前寒武纪－奥陶纪及三叠纪碳酸盐岩储层多数为白云岩储层,而白垩纪 －第三纪碳酸盐岩储层主要为石灰岩。
油气田数量（个）
70
60
58
50
40 36
30
20 10
10
0
18
8 4
13
最终可采储量(MMBO)
350000 300000 250000 200000 150000 100000
50000 0
探明可 采 总 量 ：1434.5亿吨 探明可 采 石 油 ： 750.1亿吨 探明可采天然气: 684.4亿吨
油气田 ：313个 油 田 ：208个 气 田: 105个
1886-19215 9251926-19315 9351936-194159451946-195519515956-19615 9651966-197519751976-198159851986-199159951996-20025005
世界目前已确认的7口日产量达到1万吨以上的油井,也都产自 碳酸盐岩油气田。至于日产量稳产千吨以上的油井,也绝大多数是 在碳酸盐岩油气田中。
1
9
2 世界碳酸盐岩资源现状
2.3 世界碳酸盐岩油气藏及分布
世界上在一些沉积盆地中发现了大量的岩性地层油气藏。如在 美国、加拿大、苏联、墨西哥、利比亚、印度和中国都在碳酸盐中 发现了这类油气藏，其中有一些属于大油气田。由于碳酸盐岩沉积 体系的多样性及成岩作用的复杂性,很难对碳酸盐岩油气藏的类型 进行定义及分类。根据碳酸盐岩储层的分布及几何形态,可以划分 出六种油气藏类型，即碳酸盐滩、生物建隆、泥质白云岩/泥灰岩、 白垩、不整合及岩溶型、晚期埋藏成岩型（图）。
世界海相碳酸盐岩勘探开发现状与展望共49页
16、业余生活要有意义，不要越轨。——华盛顿 17、一个人即使已登上顶峰，也仍要自强不息。——罗素·贝克 18、最大的挑战和突破在于用人，而用人最大的突破在于信任人。——马云 19、自己活着，就是为了使别人过得更美好。——雷锋 20、要掌握书，莫被书掌握；要为生而读，莫为读而生。——布尔沃
END
1、不要轻言放弃，否则对不起自己。
2、要冒一次并愿意去冒险的人。“稳妥”之船，从未能从岸边走远。-戴尔．卡耐基。
梦 境
3、人生就像一杯没有加糖的咖啡，喝起来是苦涩的，回味起来却有 久久不会退去的余香。
世界海相碳酸盐岩勘探开发现状与展望 4、守业的最好办法就是不断的发展。 5、当爱不能完美，我宁愿选择无悔，不管来生多么美丽，我不愿失 去今生对你的记忆，我不求天长地久的美景，我只要生生世世的轮 回里有你。
碳酸盐岩储层测井评价技术新进展
碳酸盐岩储层测井评价技术新进展摘要：随着全球油气勘探程度的提高，碳酸盐岩裂缝型油气藏已经成为一个重要的勘探新领域。
多年的勘探实践表明，碳酸盐岩储层与碎屑岩相比研究难度大。
碳酸盐岩储集空间以次生孔隙为主的特点，决定了其储层非均质性更强，受后生成岩改造的影响更大，从而加大了储层预测的难度。
因此，碳酸盐岩储层测井评价一直是国内外测井解释的难题之一。
碳酸盐岩储层测井评价的关键是处理好碳酸盐岩储层的非均质性的问题，其中的难点主要是储集空间的判断、储层流体性质评价、储层参数的精确评价。
关键字：碳酸盐岩储层测井技术储层参数1.岩性识别碳酸盐岩地层主要由石灰岩、白云岩及其过渡岩性组成,其次为泥质碳酸盐岩、含石膏碳酸盐岩等。
三孔隙度两两交会图中理论岩性线的分布和实际应用证明 , 中子—密度交会图不仅是区分石灰岩、白云岩及其过渡岩性最有效的手段, 同时还可定量求出两种矿物的相对含量,为“动”骨架法求取基质孔隙度提供依据,因此中子—密度交会图技术是碳酸盐岩剖面岩性识别的首选方法。
在井况不好引起密度测井曲线严重失真时,密度—光电吸收截面指数交会同样是岩性识别的有效手段 ,只是骨架矿物含量求取精度相对下降（图1、2）。
泥质碳酸盐岩以自然伽马最高(大于 30 API)为特征; 含石膏碳酸盐岩具有自然伽马最低、密度最高的特点, 可借此将二者区分出来。
图1 补偿中子—体积密度交会图图2 体积密度—光电吸收截面指数交会图2.碳酸盐岩储层类型划分方法根据碳酸盐岩不同储集空间的组合类型，其储层类型主要分为孔隙型、裂缝型、孔隙—裂缝型和裂缝溶洞型。
孔洞型储层的主要储集空间是溶蚀孔、洞，是原生孔隙经过溶蚀改造形成的，裂缝欠发育，通常储集性能较好，但渗流能力较差。
裂缝型储层的储集空间以裂缝为主，基质物性较差，原生孔隙和次生孔洞均不发育，储集性能较差，渗流性能好。
裂缝—孔洞型储层是孔洞型储层和裂缝型储层的良好组合，孔洞是其主要的储集空间，裂缝既作为储集空间，又作为重要的渗流通道。
储层非均质性研究进展
储层非均质性研究进展储层非均质性是指储层在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，形成储层的各种性质（包括储层的岩性、物性、电性、含油气性以及微观孔隙结构等）在三维空间分布和各种属性的不均匀变化性，主要表现在岩石物质组成的非均质和孔隙空间的非均质[1-3]。
储层非均质性是影响地下流体（包括油、气、水）运动及油气采收率的主要因素，因而储层非均质性研究是储层描述和表征的核心内容，是油气田勘探与开发地质研究中的重要基础工作[2]。
储层非均质性的研究始于20世纪70~80年代，从六、七十年代的沉积环境分析和相模式研究到80年代的沉积体系分析和以Cross发起的高分辨率层序地层学研究，从以高密度开发井网为基础的精细地质模型研究到储层露头精细研究和随机建模技术，国内外的储层非均质性研究已形成了许多比较成熟的理论和技术，其研究内容与领域在不断加深，同时，有关储层非均质性的研究技术和方法也在不断地向定量化、精细化的方向发展[4]。
1、储层非均质性的分类按照不同的研究目的、研究对象，储层非均质性分类方案有很多[4-5，8-9]：（1）Pettijohn的分类Pettijohn等（1973）在研究河流沉积储层时，依据沉积成因和界面以及对流体的影响，首次将储层非均质性划分为5个层次：①油藏规模的沉积相及造成的层间非均质性；②油层规模的沉积微相和相变关系；③砂体内韵律性、沉积结构构造等非均质性；④岩心规模的孔隙度、渗透率等各向异性；⑤显微尺度的孔隙结构类型、矿物学特征等。
这种分类便于结合不同的沉积单元进行成因研究，比较实用。
（2）Weber的分类Weber（1986）在前人研究基础上，还考虑了构造特征、隔夹层分布及原油性质对储层非均质性的影响，提出了一个更加全面的分类体系，将储层非均质性分为7类，即封闭、半封闭、未封闭断层，成因单元边界，成因单元内渗透层，成因单元内隔夹层，纹层和交错层理，微观非均质性和封闭、开启裂缝。
中国海相碳酸盐岩油气田的现状和若干特征
６海相油气地质革５崔年ｌ２捌中国海相碳酸盐岩油气田的现状和若千特征夏新宇。
陶士振戴金星（中国石油天然气集团公司石油勘探开发科学研究院）摘要截止１９９８年底，中国天然气探明储量有４０．７％存在于碳蘸盐岩地层，共有７十碳酸盐岩大气田；而与碳酸盐岩储层以爰海相烃耀岩有关的原油探明储量不到７％。
中国碳酸盐岩生烃问题长期以来是碳陵盐岩油气勘探中的一个关键｜可题，日前初步认为中国碳酸盐岩中的工业性油气田多数不是自生自储的，而需要外部存在有机质丰度较高的烃琢岩。
烃源岩的有机质质量和数量均受沉积环境的影响，多数情况下陆表海碳酸盐岩中烃源岩不发育。
除了南海的第三系，中国海相碳酸盐岩储层普遍时代古老、物性差、非均质性强，储层的发育取啦于后期改造作用。
岩溶作用对碳唛盐岩储层的形成意义十舟重要．不整合面之下是碳酸盐岩油气蘸形成的有利层段。
主题词碳酸盐岩海相地层油气田沉积环境油气青源评价油气藏类型烃源岩评价综述１中国海相碳酸盐岩油气田的分布碳酸盐岩气田的勘探与开发在中国有很长的历史，例如四川盆地的自流井气田早在公元２８０年至１３００年就已经开采三叠系碳酸盐岩地层中的天然气。
在２０世纪８０年代之前，中国绝大部分的天然气田和探明储量集中在四川盆地的碳酸盐岩地层。
到１９９８年全国碳酸盐岩地层中的气层气占全部气层气探明储量的４０．７％ｏ，这些天然气的储层主要包括鄂尔多斯盆地奥陶系碳酸盐岩古风化壳，塔里木盆地石炭系和奥陶系的碳酸盐岩，以及四川盆地的上元古界一三叠系碳酸盐岩（图１）。
其中四川盆地碳酸盐岩天然气藏分布的层位最为广泛，包括上震旦统、奥陶系、上石炭统、下二叠统、上二叠统、中三叠统和下三叠统；其储量也最大，约占全国碳酸盐岩气层气探明储量的７０％。
截止１９９９年底，我国已经发现了１６个大气田（在我国把探明储量达到３００×１０８ｍ３的气田称为大气田），其中７个是碳酸盐岩大气田，它们分别是四川盆地的威远气田、五百梯气田、卧龙河气田、沙坪场气田和磨溪气田，鄂尔多斯盆地的长庆气田和塔里木盆地的和田河气田（图２）。
储层研究现状及前瞻
式中:
Φs=kπh/R （3） z Φ=44.6e-010006· （4） R为岩石颗粒直径,mm;k为校正系数。
中国致密砂岩气资源潜力与发展前景
致密砂岩气资源评价方法 [28]
致密砂岩气资源评价方法：国外致密油气等非常规资源评价方法， 主要以建立在成熟的勘探开发数据基础上发展起来的类比法 和 统 计 法 为 主 . 类 比 法 以 美 国ＵＳＧＳ的ＦＯＲＳＰＡＮ法为 代表，即评价单元从等面积的网格到变面积的井控范围；统计法包括 体积法、单井储量估算法（ＥＵＲ）、随机模拟法、发现过程法和油 气资源空间分布预测法等。 中国致密砂岩气的勘探已具备一定规模，通过近期综合分析研究 认为，致密砂岩气资源评价有２个关键环节：一是资源量计算以类比 法和单井控制法为主；二是通过递减法确定技术采收率。基本思路包 括以下４个方面：①通过典型致密砂岩气田的解剖研究，分析各盆地 致密砂岩气成藏主控因素，明确致密砂岩气成藏有利分布范围；②结 合典型致密砂岩气藏解剖，掌握气层基本特征与关键参数；③采用类 比法计算地质资源量；④结合已开发气田递减法确定的采收率，计算 各盆地的可采资源量。
构造、沉积、成岩作用控制圈闭的发育与分布 川西坳
陷由于喜马拉雅期构造形变较强,形成了众多局部构造,对早期油气藏 具有很强的调整和改造作用,主要表现在以下两个方面:一是局部构造 位置控制着油气的分布,使得单个圈闭高部位含气、低部位可能含水;
二是形成的裂缝系统与相对优质储层相匹配,构成天然气高产、 富集带[10]。 高能沉积相带是岩性圈闭形成的基础[12]。沉积对储层的控制作用 主要表现在对储层空间分布的控制,沉积微相类型直接控制了砂体分 布。致密砂岩储层发育的沉积环境水体能量低，沉积物分选性差，泥 质含量较高，致使原始孔隙度低 [13]。 沉积作用是形成致密储层的最基本因素，决定后期成岩作用的类 型和强度；成岩作用是形成低孔渗储层的关键。致密砂岩形成的早期 主要以沉积作用为主，而中、后期则主要以成岩作用为主[14-15]。成岩 作用研究表明,绿泥石衬垫和溶蚀作用是主要的建设性成岩作用,通过 对长石、岩屑等易溶矿物形成次生孔隙。胶结作用往往是最主要的破 坏性成岩作用，是成岩后期导致孔隙大量减少的主要方式[10、17]。长 岭断陷中部及东部地区储层物性的改善主要依靠有机酸对长石的溶解， 次生孔隙的发育程度取决于气源断裂演化与有机酸充注时间的配置关 系。排酸期一般都早于天然气充注期，烃源岩排出的大量有机酸通过 气源断裂进入储层溶解长石形成次生孔隙发育带，有利于后期天然气 的聚集成藏[17、18]。成岩流体是水岩化学反应的介质和物质迁移的载 体。在一定的温压条件下，孔隙流体化学组分与储层矿物间达到化学
中国深层海相碳酸盐岩勘探前景分析
中国深层海相碳酸盐岩勘探前景分析与国外相比，中国海相碳酸盐岩多分布于盆地下构造层，具有时代老、埋藏深、时间跨度大、含油气层系多、成藏历史复杂等特点。
近年来，随着地质认识的深化、勘探技术的进步，我国深层海相碳酸盐岩油气勘探取得了一系列重大突破：①加大对塔里木盆地塔北、塔中两大古隆起的探索力度，在塔北隆起南缘斜坡哈拉哈塘地区发现了奥陶系鹰山组岩溶缝洞型大油田；塔中断裂带北斜坡，奥陶系良里塔格组礁滩、鹰山组岩溶等多目的层获得重大突破。
②围绕四川盆地开江—梁平海槽台缘带礁滩体勘探，发现了铁山坡、罗家寨、普光、龙岗等一批大气田；加强川中古隆起及斜坡区下古生界—震旦系碳酸盐岩勘探，获得战略性突破，发现寒武系龙王庙组特大型整装气藏。
③强化对鄂尔多斯盆地碳酸盐岩风化壳岩溶储层的勘探，于靖边气田西部岩溶带获得新突破，新发现奥陶系马五亚段新的含气层系。
从近期油气勘探发现看，含油气层系埋深普遍大于4000ｍ，塔里木盆地甚至超过7000ｍ，显示出深—超深层海相碳酸盐岩具有良好的油气勘探前景。
1、海相碳酸盐岩勘探发展趋势1.1关于深层的定义关于深层的定义，国际上尚没有严格的标准，不同国家、不同机构对深层的定义并不相同。
目前国际上大致将埋深大于15000英尺（4500ｍ）的油气藏定义为深层油气藏。
中国2005年全国矿产储量委员会颁发的《石油天然气储量计算规范》，将埋深3500～4500m定义为深层，大于4500ｍ定义为超深层；中国钻井工程采用埋深介于4500～6000ｍ为深层、大于6000ｍ为超深层这一标准。
基于东、西部地区地温场的变化以及勘探实践，我国东部地区一般将埋深介于3500～4500ｍ定义为深层，大于4500m为超深层；西部地区将埋深介于4500～5500 m定义为深层，大于5500ｍ定义为超深层，即使按照传统的西部地区深层定义，我国近年来海相碳酸盐岩油气勘探发现也都属于深层范畴。
1.2 海相碳酸盐岩油气勘探发展趋势1.2.1全球海相碳酸盐岩油气勘探海相碳酸盐岩在全球油气生产中占据极为重要的地位。
储层非均质性的研究现状与发展探讨
储层非均质性的研究现状与发展探讨储层非均质性是原油储层在地层中的分布以及各种物性的变化呈现不均匀变化的现象。
对储层非均质性的研究是油气藏勘探开发的非常重要的研究内容。
目前，国内外在储层非均质性上的研究方法已经非常成熟，储层非均质性的研究方法包括储层流动单元、高分辨率层序地层学、储层随机建、模非均质综合数法及洛伦兹曲线法等方法。
本文主要对储层非均质性研究的现状以及发展趋势进行了探讨。
标签：储层非均质性；研究方法；现状及发展引言我国的大部分油田目前都处在二次开采的后期阶段，油田的含水率逐渐增高，开采难度也越来越大，油田的采收率也越来越受到了储层非均质性的影响，而且这种影响随着油田开采的进行越来越突出。
而我国的油田大部分都是陆相的砂岩等碎屑岩的储层情况，地层情况的复杂性决定了油藏的非均质性较强，储层在各个方向上的非均质性由于种种原因的影响，造成了油藏的储量不足，而且地层中流体的不断排出，地层能量得不到补充使得油气藏的出液量逐步降低。
原油的采收率也较低。
在油藏储层的描述中储层的非均质性研究是其中一项非常重要的内容。
加深对储层非均质性的研究对提高原油的采收率有着非常重要的意义。
储层非均质性的研究在经过国内外多年的研究过，取得了很大的进步，在储层非均质性的研究领域上也得到了极大的拓展，研究方法也向着定量化以及精细化的方向发展。
1 储层非均质性研究的内容在油田的开发后期，为了能够达到精确描述油气藏，有效的提高油气藏的采收率，往往会在进行储层非均质研究，因此来对油气藏开发的地质情况进行科学、精确的研究和判定。
储层非均质性研究是油气藏开发和储层地质情况描述不可或缺的部分。
储层非均质性主要是因为油气藏在形成的过程中由于地层沉积以及地质构造作用的影响下导致储层在物性以及分布上呈现出不均匀变化的现象，目前我国较为常用的一种储层非均质性研究是将岩层的的非均质性通过细分为层间、层内、微观和平面非均质性等四种储层非均质性来进行研究。
碳酸盐岩封存技术的研究进展
碳酸盐岩封存技术的研究进展随着地球环境的变化和人们对生态环境的重视，碳酸盐岩封存技术（CO2 capture and storage, CCS）作为一种减少二氧化碳排放量的技术逐渐受到重视。
本文将从碳酸盐岩封存技术的定义、原理和历史、研究进展、存在的问题和未来展望等几个方面对此技术进行探讨。
一、碳酸盐岩封存技术的定义和原理碳酸盐岩封存技术是指从大气中捕获二氧化碳并将其储存于稳定、安全、长期的地下地质层中，以减少其对全球气候的影响。
储存方式主要包括在岩石中形成永久不透水的“天然封存盖层”，或者将二氧化碳溶解在地下水或石灰岩中，形成不稳定的碳酸盐矿物。
碳酸盐岩封存技术的基本原理是“捕获、运输、储存”（capture, transport, and storage, CTS）。
捕获是指将二氧化碳从源头分离出来，例如从燃煤、油气开采等工业过程中分离出来；运输则是将废气通过管道或船舶运往储存地点；而储存则是将二氧化碳永久封存在地下几千米深的岩层中，防止其再次进入大气层以造成环境污染。
二、碳酸盐岩封存技术的历史和研究进展碳酸盐岩封存技术的历史可以追溯到上世纪60年代，当时美国能源部开始进行CO2封存相关实验。
在20世纪90年代，随着全球气候变化问题的逐渐引起关注，科学家开始重视碳酸盐岩封存技术，各个国家和地区也相继开展了相关研究。
近年来，碳酸盐岩封存技术在全球范围内得到了推广和应用。
以欧洲为例，欧盟通过了“清洁能源包”，计划在2030年前减少50%的温室气体排放量，其中就包括碳酸盐岩封存技术。
目前，世界各国正在积极开展碳酸盐岩封存的研究和应用，相关年度投资也不断增长。
三、存在的问题和未来展望虽然碳酸盐岩封存技术在减少温室气体排放上有着重要的作用，但是也存在一些挑战和问题。
首先，碳酸盐岩封存技术需要消耗大量的能源，例如在二氧化碳分离和运输中。
其次，二氧化碳的封存地点也需要经过严格的选址和评估，以避免储存地点的泄漏和有害影响。
碳酸盐岩储层损害机理及保护技术研究现状与发展趋势
碳酸盐岩储层损害机理及保护技术研究现状与发展趋势碳酸盐岩储层是一种常见的油气储层类型，但由于地质条件、油气开采过程及环境因素等影响，碳酸盐岩储层容易出现各种损害，限制了油气开采的效率和产量。
对碳酸盐岩储层损害机理的深入研究以及相应的保护技术的开发具有重要的意义。
本文综述了碳酸盐岩储层损害机理及保护技术研究的现状与发展趋势。
一、碳酸盐岩储层损害机理1. 孔隙结构变化碳酸盐岩储层中的孔隙结构是影响油气储层有效性的重要因素。
而地层的压实、溶蚀、侵蚀等过程都会导致孔隙结构的变化，影响岩石储层的孔隙连通性和孔隙度，从而影响油气的渗流性能。
2. 酸侵蚀酸侵蚀是碳酸盐岩储层常见的损害机理之一。
在油气开采过程中，注入的酸性液体会与碳酸盐岩发生化学反应，导致岩石溶解，矿物质溶解产生孔隙连接，使岩石储层的孔隙度和渗透率发生变化，从而影响岩石的储集性能。
3. 粒子脱落碳酸盐岩储层中的粒子脱落是导致储层损害的重要机理之一。
随着压力变化或渗透流体的侵蚀，碳酸盐岩岩石表面的颗粒会逐渐脱落，导致储层孔隙度和渗透率的减小，影响油气的储集和渗流。
二、碳酸盐岩储层保护技术1. 化学保护技术化学保护技术是通过注入各种化学剂物质，形成化学反应形成保护膜或填塞剂，改变油气与岩石的作用关系，以减缓或阻止储层的损害过程，提高储层的渗透性和持久性。
2. 物理保护技术物理保护技术主要采用注入微米级润湿剂、表面活性剂等物质，降低岩石孔隙表面张力，改善岩石的润湿性和渗透性，从而减缓或阻止储层的损害过程。
3. 工程保护技术工程保护技术主要包括井筒完井工程、注酸压裂技术、注气填充技术等，通过改善井筒结构和注入相应材料来保护储层，减少储层损害并提高油气的开采效率。
三、研究现状与发展趋势1. 研究现状目前，对碳酸盐岩储层损害机理及保护技术的研究已经取得了一系列进展，包括对孔隙结构变化、酸侵蚀、粒子脱落等损害机理的深入理解，以及化学、物理、工程保护技术的开发与应用。
微生物碳酸盐岩油气储层研究现状与展望_罗平
观组 分 上 类 似 叠 层 石，但 缺 乏 叠 层 构 造，Aitken （ 1967） 将其命名为凝块石“Thrombolite”［8］。后来， Awramick 与 Margulis（ 1974） ［9］扩大了叠层石的含义， 不再强调其叠层构造，并将凝块石归入叠层石的范畴 内。但为了区分这两种宏观构造以及避免概念的混 淆，Burne 与 Moore 于 1987 年提出了微生物岩的概 念，将叠层石与凝块石作为微生物岩的两大类型［1］。 随后，树枝石 （ 岩） “Dentrolite”和 均 一 石 （ 岩） “leiolite”也 相 继 被 提 出 并 被 纳 入 微 生 物 岩 的 大 类 中 。 ［2，5，10］
0 引言
微生物碳酸盐岩分布广泛，时代上可以追溯到古 太古代，并以中新元古界、寒武系和奥陶系最为发育。 微生物碳 酸 盐 岩 主 要 发 育 于 古 老 的 地 层 中，埋 藏 较 深。美国阿拉巴马州、东西伯利亚地区、巴西桑托斯 盆地、阿曼盐盆、哈萨克斯坦以及中国的四川盆地和 华北地区均有重大油气发现。我国四川盆地威远气 田和东西伯利亚里菲系油气藏为典型的自生自储式 油气藏。随着深层勘探的不断深入，埋藏深、时代老 的微生物碳酸盐岩成为主要的目的层。因此，微生物 碳酸盐岩储层研究成为重要的油气储层研究领域。
Aitken （ 1967 ） 最 早 提 出 了 藻 碳 酸 盐 岩 划 分 方 案，将其分为两大类： 部分或全部由骨骼钙藻组成的 碳酸盐岩 和 隐 藻 碳 酸 盐 岩［8］。 其 中，隐 藻 碳 酸 盐 岩 又进一步划分为隐藻生物岩和隐藻碎屑碳酸盐岩。 隐藻生物岩包括核形石、叠层石、凝块石和隐藻纹层 石，是目前 微 生 物 岩 的 范 围。 在 该 分 类 中 的“隐 藻 ” 即为现在的蓝细菌。Kennard 和 James（ 1986） 提出了
碳酸盐岩气藏储层物性下限确定方法的研究现状及前景展望
针对我国碳酸盐岩气藏的建议
加强地质调查和评价
对我国碳酸盐岩气藏进行全面的地质调查和评价，掌握其储层物 性特征和分布规律，为后续开发提供基础数据。
重视资源保护
在开发过程中注重资源保护，防止过度开发和资源浪费，确保资 源的可持续利用。
加强技术创新和合作
推动碳酸盐岩气藏开发技术的创新，加强与国际先进技术团队的交 流与合作，提升我国在碳酸盐岩气藏开发领域的核心竞争力。
前景展望及建议
研究方向与发展趋势
1 2 3
深化基础理论研究
针对碳酸盐岩储层物性下限的确定方法，进一 步深化基础理论研究，提高对储层物性特征和 变化规律的认识。
集成多学科方法
运用地球化学、地球物理、数值模拟等多种学 科方法，综合研究碳酸盐岩储层的物性下限， 提高预测精度。
发展动态监测技术
研究并发展针对碳酸盐岩储层的动态监测技术 ，实时获取储层物性参数的变化，为优化开发 和生产管理提供依据。
02
对于国内外同类气藏的勘探、开发以及增产改造等方面也有一
定的借鉴意义。
同时，研究成果还可以为后续的相关研究提供参考和依据，推
03
动相关领域的技术进步和发展。
02
研究现状及问题
研究现状
碳酸盐岩储层物性下限的确定方法已有多种，包括但不限于岩心分析、测井解释、地震反演等。这些方法在不同程度上考虑了 碳酸盐岩储层的非均质性和各向异性，但仍存在一定的局限性。
基于孔隙度的方法在国内外得到了广 泛应用。通过地层测试和岩心分析， 可以获得孔隙度的详细数据，进而确 定储层物性下限。此外，基于孔隙度 的方法还考虑了不同类型和不同成熟 度的碳酸盐岩储层的差异，因此具有 较强的适用性。
然而，基于孔隙度的方法也存在一些 局限性。首先，孔隙度的测量和分析 需要精密的实验设备和技术支持，这 可能导致成本较高。其次，孔隙度的 变化可能受到多种因素的影响，如成 岩作用、构造作用和地下水活动等， 这些因素可能使孔隙度在时间和空间 上产生变化。因此，基于孔隙度的方 法需要结合其他参数进行综合分析。
碳酸盐岩微相研究现状与发展展望
碳酸盐岩微相研究现状与发展展望【摘要】碳酸盐岩是一种重要的储油岩，碳酸盐岩油气勘探工作促进了人们对碳酸盐岩微相的深入研究，微相分析方法在碳酸盐岩沉积学的研究中也十分重要。
本文介绍了碳酸盐岩微相研究的简要历程，重点介绍了碳酸盐岩微相研究的方法和技术手段，以及人们对碳酸盐岩微相分析和解释的研究成果和应用，并对近年来微相分析研究的新进展进行了总结和展望。
【关键词】碳酸盐岩；微相；研究现状；进展碳酸盐岩作为沉积岩中的一种主要岩类，广泛分布于世界各地，在我国约占沉积岩总面积的55％,并且不同时代的地层中均有发育。
由于碳酸盐岩成因和结构的特殊性，使微相分析方法在碳酸盐岩沉积学的研究中显得尤为重要，成为碳酸盐岩沉积环境分析、岩石成因研究、相带划分以及岩相古地理研究中不可或缺的沉积学研究方法和手段[1-2]。
1 碳酸盐岩微相研究简要历程早期的微相研究主要以岩石学偏光显微镜观察为主要分析手段。
最早进行微相研究工作应为奥地利格拉茨大学的peters，在他1863年发表的题为“达斯坦石灰岩中的有孔虫”论文中，曾评价了薄片在阐明古生态和古地理问题方面的作用。
1927年，udden和walte在发表的论著中阐述了说明他们怎样利用偏光镜来描述和研究石灰岩的微相特征，并将鉴定成果最终应用到了得克萨斯的油气勘探中。
19世纪30年代，sander和pia在碳酸盐岩的显微镜研究方面取得了突破性进展，首次介绍了现代碳酸盐的综合研究成果。
1949年，brown最早提出了“微相”这一概念，随后cuvillier在1952年又对它进行了重新定义。
1962年，folk和dunham根据颗粒类型与泥晶一亮晶一颗粒相对含量，对沉积环境能量进行了分析，并提出了分类方法。
70年代, wilson系统总结了碳酸盐岩沉积学与微相研究方法, 提出了24个标准微相和9个相带的沉积模式。
80年代, 杨承运和卡罗兹用微相方法对碳酸盐岩进行了分类, 并对微相分析方法进行系统阐述[3]。
碳酸盐岩开发技术调研报告
碳酸盐岩开发技术调研报告_、概述碳酸盐岩油气藏活着界油气田散布中占有重要的地位。
其主要特点是储层类型多样，储集空间转变大；非均质性强，发育天然裂痕和溶洞；基质渗透率低, 相当一部份孔隙是死孔隙，部分储层表现为髙孔低渗。
因此，碳酸盐岩油气田的开发存在许多的难点，主要表此刻：单井产量高，建产速度快，地层压力递减快，产量递减快。
大多数孔隙-裂痕性碳酸盐岩油藏都具有地质构造复杂、油水界面周围的封锁性、储油物性低的特点，这些特点使得他们采用一般碎屑岩油藏的传统开发系统效果很差。
碳酸盐岩储层持续性差，裂痕、溶洞和断层发育，储层描述和裂痕模拟难度大，油藏数值模拟难度大。
碳酸盐岩储层的开发方式选择难度大。
储层的非均质性大大影响了采用常规开采方式的采收率，尤其是开采后期需要选择适合的开发方式。
含天然裂痕的底水驱油藏极易出现水淹。
碳酸盐岩油田注水开发后期含水率进一步提高，地下油水散布更为复杂，剩余油可采储量已呈高度分散状态等。
提高采收率难度大。
部份钻采工艺技术与碎屑岩钻采工艺技术存在较大区别。
碳酸盐岩的常规开发方式主要包括：衰竭式开采、边底水驱开采、注水开发、钻水平井多支井开采。
国内外碳酸盐岩油藏大部份第一都利用天然能量进行一次采油，有些油藏长期依托天然能量开采，在开发的中后期再采用注水开发和其他驱替技术提高采收率。
对于裂痕性碳酸盐岩油田主要的和有效的开发方式是依托天然能量开采和注水维持压力，但一般在地层压力接近或稍高于饱和压力时开始注水维持压力。
开采方式整体而言分为以下三类：(1)长期依托封锁式弹性驱动能量开采这种油田的特点是没有天然的边水和底水，为封锁式油藏。
油藏压力高，地饱压差大，弹性能量足。
开采后地层压降与累计采油液量呈直线下降，采出的大体是无水原油。
(2)长期依托封锁式弹性水驱能量开采这种油田的特点是边底水有限且活跃程度有不同，因此，有些则长期依托弹性水驱能量开采，有些则在中后期进行注水开发。
(3)依托混合驱(气驱+溶解气驱和弱水驱能量)开采这种油田多数为裂痕发育的块状油藏，都存在有大小不同的气顶和强弱不同的边底水驱，因此，在开发进程中气油比大体维持稳固，即便油层压力降到饱和压力以下，油藏气油比也维持不变。
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Advances in Geosciences地球科学前沿, 2016, 6(2), 86-93Published Online April 2016 in Hans. /journal/ag/10.12677/ag.2016.62011The Research Status and DevelopmentTendency of Carbonate ReservoirHeterogeneityYuedong Sun*, Nian Chen, Ya Gao, Yuanqing Lu, Zhonggui Hu#College of Geoscience, Yangtze University, Wuhan HubeiReceived: Mar. 30th, 2016; accepted: Apr. 19th, 2016; published: Apr. 22nd, 2016Copyright © 2016 by authors and Hans Publishers Inc.This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY)./licenses/by/4.0/AbstractReservoir heterogeneity refers to the spatial distribution and various internal attributes of reser-voir are uneven, because of the effect of depositional environment, diagenesis and tectonic in the process of reservoir formation. Reservoir heterogeneity plays an important role on exploitation of oil and gas as well as redevelopment of the residual oil in old fields, so it has been the difficulty and emphasis of reservoir research. With most of continental clastic oil-gas fields entering into the middle or last period of development, the exploration and development of marine carbonate oil- gas fields become increasingly important. As the exploration of marine carbonate oil-gas fields in Tarim, Sichuan Basin made a major breakthrough; the research and evaluation of carbonate re-servoir heterogeneity become more and more important. Summarizing the research status, cha-racterization, research methods and so on of carbonate reservoir heterogeneity by referring to large amount of data and drawing lessons from clastic reservoir heterogeneity research tools, with the combination of multiple disciplines and the application of technology of reservoir geo-logic modeling, carbonate reservoir heterogeneity research will reach a new stage.KeywordsCarbonate Reservoir, Heterogeneity, Lorenz Curve, Geological Modeling for Reservoir碳酸盐岩储层非均质性研究现状及发展趋势孙跃东*，陈念，高雅，卢苑青，胡忠贵#*第一作者。
#通讯作者。
孙跃东等长江大学地球科学学院，湖北武汉收稿日期：2016年3月30日；录用日期：2016年4月19日；发布日期：2016年4月22日摘要储层非均质性是指储层由于在形成过程中受沉积、成岩作用和构造作用的影响，在空间分布及内部各种属性上都存在的不均匀的变化。
其对油气的开发利用以及中老油田剩余油的再开发具有重要作用，所以储层非均质性一直是储层研究的重点、难点。
随着我国大部分陆相碎屑岩油气田已进入中晚期，所以海相碳酸盐岩型油气藏在我国的油气田勘探开发中日益重要。
随着塔里木、四川盆地的海相碳酸盐岩型油气田的勘探取得重大突破后，碳酸盐岩储层非均质性的研究与评价愈显重要。
通过查阅大量资料以及借鉴碎屑岩储层非均质性研究手段，归纳总结碳酸盐储层非均质性的研究现状、表征、研究方法等内容，随着多学科相结合以及储层地质建模技术的应用，碳酸盐岩储层非均质性的研究必定会达到一个新的阶段。
关键词碳酸盐岩储层，非均质性，劳伦兹曲线，储层地质建模1. 国内外研究现状关于储层非均质性的研究始于20世纪70~80年代，国际上1985、1989、1991年分别召开了3届储层表征技术讨论会，从而掀起了储层研究的热潮。
1985年中国将“中国陆相储层特征及其评价”列为部级科技攻关重点项目[1]，由此拉开了中国储层研究的序幕，而储层的非均质性正是储层研究中的核心内容。
经过几十年的发展，国内外关于储层非均质性研究已形成了比较成熟的理论和技术，其研究内容与领域不断扩宽，如沉积学和层序地层学的理论在储层非均质性研究中的应用；关于储层非均质性的表征，从定性到半定量、定量，从单参数到多参数综合定量评价；以及对储层露头的精细研究和储层地质建模技术的广泛应用。
近年来，世界上各大石油公司和科研院所不惜重金开展露头精细解剖，力图建立各类储层的原型模型，积累地质知识库，最为成功的国外实例当属BP公司进行的Gypsy剖面研究[2]。
2. 储层非均质性的表征2.1. 储层非均质性的分类储层的结构复杂，不同的学者依据其研究目的，对储层非均质性的规模、层次及内容的研究各自有所侧重。
对储层非均质性进行分类、描述和分析，其本身就是储层模型化的过程。
1) Pettijohn和Siever (1973)在研究河流相储层时，按非均质性规模的大小，提出五种规模储层非均质性，分别是油藏规模、层规模、砂体规模、层理规模及孔隙规模。
2) Weber (1986)根据Pettijohn的思路，不仅考虑非均质性规模，同时考虑构造、隔夹层、原油性质对非均质性的影响，将储层的非均质性分为八类，①封闭、半封闭、未封闭断层；②成因单元边界；③成因单元内渗透层；④成因单元内隔夹层；⑤纹层和交错层理；⑥微观非均质性；⑦封闭、开启裂缝；⑧原油的粘度变化和沥青垫。
3) Haldorsen (1983)根据储层地质建模的需要，按照与孔隙均值有关的体积分布，将储层非均质性划分为四个级别，①微观非均质性即孔隙和颗粒规模；②宏观非均质性即岩心规模；③大型非均质性即模拟模型中的大型网块；④巨型非孙跃东等均质性即地层或区域规模。
4)裘亦楠(1987, 1989, 1992)根据我国陆相储层特征(规模)及生产实际，提出了一套较完整且实用的分类方案，即①层间非均质性，②平面非均质性，③层内非均质性，④孔隙非均质性。
我国各油田根据陆相储层持征及生产实践，以裘亦楠的分类方案为基础，综合各种分类方案，提出了一套较完整且实用的分类方案(表1)，目前国内已普遍采用[3]。
对于碳酸盐岩储层非均质性的评价也大多参考此类。
2.2. 储层非均质性的描述储层非均质性的准确、科学描述，有利于我们对储层非均质性的感性认识以及储层物性的整体把握。
由于储层非均质性的复杂性，一般要求分层次描述储层非均质性，根据储层非均质性的划分方案，可按规模从大到小对其进行描述，包括定性和定量描述。
1、定性描述主要是对影响储层物性的地质特征的描述，如断层、溶洞、裂缝、夹层、后生变化、空隙类型及分布等。
可以借助的资料有岩心资料、测井资料、岩石薄片、野外露头剖面实测资料以及岩样测试资料等，在此基础上再进行储层非均质性的定性分析。
对于较大规模(10~100 m)的储层非均质性，则必须依赖于野外露头类比、现代沉积类比或密井网解剖建立的原型模型、地质知识库等；米级及更小规模的储层非均质性则可借助岩心资料，正确识别沉积环境和成岩历史，建立沉积模型是较为有效的方法和手段；微观非均质性还需要借助薄片鉴定和扫描电镜等测试手段的观察，进行孔、洞、缝的统计，如孔、洞的分布、类型、面孔率等；裂缝的分布、性质、开启状态、密度等，从而可以定性判断储层物性情况以及非均质性。
2、定量描述因沉积、构造运动以及后期强烈的风化、剥蚀和淋滤作用，使得碳酸盐岩储层的非均质性极为严重。
因此，对碳酸盐岩储层非均质性的定量表征一直是困扰人们的技术难题，到目前为止还没有一套统一的定量表征碳酸盐岩储层非均质性的技术方法。
1) 非均质性综合指数传统定量描述非均质性的参数有孔隙度、渗透率以及渗透率变异系数、突进系数与级差等参数等。
但是以上均是利用单一参数或指标从储层的某一角度对储层的物性进行评价，若使用各个参数表征的非均质性不一致时就难以处理，所以很多学者提出多参数定量评价方法、非均质性综合指数等来定量刻画储层的非均质性。
Table 1. The commonly used classification of reservoir heterogeneity (Yu Xinghe, 2009) [3]表1.常用储层非均质性分类(据于兴河，2009，有改动) [3]储层非均质性分类含义研究内容宏观非均质性层间非均质性纵向上的差异性层系的旋回、渗透率、隔层等平面非均质性一个储集体平面上的差异储集体的连通程度、平面孔隙度变化及方向性层内非均质性层内垂向上的差异层理、渗透率差异程度、夹层分布等微观非均质性孔隙非均质性孔隙与吼道的相互关系孔隙与吼道的大小、均匀程度，以及两者的配置关系和连通程度颗粒非均质性岩石颗粒大小、形状分选、排列和接触关系岩石颗粒的定向性及矿物学特征填隙物非均质性填隙物的差异填隙物的含量、矿物组成、产状及其敏感性等孙跃东 等张兴平等[4]首先利用多个参数的数理统计获得多参数综合评价标准差，从多个方面考虑非均质性，避免单一参数描述的局限性以及无界性。