碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系研究
碳酸盐岩
碳酸盐岩引言：在第二次世界大战以后，由于在西亚地区的石灰岩和白云岩中发现了大量的石油，因而促进了现代碳酸盐沉积物的研究工作。
由于这些发现，石油工业部门感到对浅水碳酸盐的沉积作用、成岩作用和石化作用的基本知识的缺乏，于是展开对现代碳酸盐沉积环境的研究工作。
碳酸盐岩是重要的烃源岩和储集岩，在当前国内外的大油田中，碳酸盐岩占很大比例，据统计，在世界上储量在0.14亿吨以上的546个油田中，就数目而论，以碳酸盐岩为储集层者虽然只占总数的37.9%，但就储量而言，则占57.9%。
碳酸盐岩油气田的平均储量为2亿吨，而砂岩油气田的平均储量仅为0.9亿吨。
碳酸盐岩储集层不仅具有如上所述的高储量，而且往往具有极高的产能。
据统计，目前世界上共有9口日产量达万吨以上的高产井，其中8口属于碳酸盐储集层。
显然，碳酸岩储集层中的石油具有很大的经济价值，激励我们去了解碳酸盐岩作为储油岩所应具有的性质。
我国的碳酸盐岩油气田的勘探与开发有着悠久历史，如四川在碳酸盐岩地层中采气已经有两千多年历史，至今仍为我国重要的碳酸盐岩气田分布区。
此外，近年来在华北盆地老第三系和震旦亚阶至奥陶系中也证实了高产能碳酸盐岩储集层的存在，更进一步开拓了碳酸盐储集层在我国的广阔前景。
随着国内外对碳酸盐岩研究的日益深入，当前已从根本上改变了认为碳酸盐岩是单纯化学沉积的观点，绝大部分的现代海洋碳酸盐都是生物成因的。
与此同时，对碳酸盐岩含油性的研究和认识也获得了新飞跃。
碳酸盐岩孔隙空间特征在碳酸盐岩储集层中常见的和对油气储集作用影响较大的空隙类型，目前已知有以下几种。
①粒间孔隙：是指碎屑碳酸盐岩颗粒之间的孔隙，如内碎屑之间、生物碎屑之间、鲕粒直间的孔隙等。
其特征与碎屑岩的的粒间空隙相似。
碳酸盐岩的粒间孔隙一般是原生的，但也可以是次生的，如大颗粒之间的微晶基质的选择性溶解造成的粒间孔隙。
②粒内孔隙：组成碳酸盐岩的各种颗粒内部的孔隙，如骨屑、团块、内碎屑、鲕粒等颗粒内部的空隙。
西南石油大学油藏工程课后习题答案(李传亮)
1.8 简述油气藏的分类方法与主要类型。
答.油藏分类通常从以下几个方面进行:（1）.储集层岩性。
储集层岩石为砂岩，则为砂岩油气藏，如果为碳酸盐岩，则为碳酸盐岩油气藏。
（2）.圈闭类型。
主要类型有断层遮挡油藏，岩性油气藏，地层不整合油气藏，潜山油气藏，地层超覆油气藏。
（3）.孔隙类型。
主要类型单一孔隙介质油气藏，如孔隙介质油藏；双重介质油气藏，如裂缝-溶洞型介质油藏，三重孔隙介质油气藏；如裂缝-溶洞-孔隙型介质油藏。
（4）.流体性质。
油藏按原油密度大小分为轻质油藏、中质油藏和重质油藏等；气藏根据凝析油含量的多少细分为干气藏、湿气藏和凝析气藏。
（5）.接触关系。
如底水油藏，边水油藏；层状油藏，层状边水油藏等。
1.9 简述砂岩储集层与碳酸盐岩储集层的主要区别。
答.大多数的碎屑岩都发育有开度较大的原生粒间孔隙，碳酸盐岩中发育了开度较大的次生孔隙（裂缝，溶洞等），则可以成为好的储集层。
碳酸盐岩与碎屑岩储层的区别：碳酸盐岩与碎屑岩相比，由于其化学性质不稳定，容易遭受剧烈的次生变化，通常经受更为复杂的沉积环境及沉积后的变化。
有以下几点区别：1.碳酸盐岩储集层储集空间的大小、形状变化很大，其原始孔隙度很大而最终孔隙度却较低。
因易产生次生变化所决定。
2.碳酸盐岩储集层储集空间的分布与岩石结构特征之间的关系变化很大。
以粒间孔等原生孔隙为主的碳酸盐岩储层其空间分布受岩石结构控制，而以次生孔隙为主的碳酸盐岩储层其储集空间分布与岩石结构特征无关系或关系不密切。
3.碳酸盐岩储集层储集空间多样，且后生作用复杂。
构成孔、洞、缝复合的孔隙空间系统。
4.碳酸盐岩储集层孔隙度与渗透率无明显关系。
孔隙大小主要影响孔隙容积。
2.1某天然气样品的摩尔组成为C1H4(0.90)，C2H6(0.06)和C3H8(0.04)。
若地层压力为30MPa,地层温度为80℃，试确定气体的相对密度和地层条件下的偏差因子；若把天然气视作理想气体，储量计算的偏差为多少？解.(1) 此天然气平均摩尔质量:M =∑M i∗x jM=16×0.9+30×0.06+44×0.04=17.96相对密度：γg=M / M ai r =17.96 /28.97 = 0.62气体拟临界压力：p pc=∑P ci∗x jp pc=4.6408×0.9+4.8835×0.06+4.2568=4.64MP a气体拟临界温度：T pc=∑T ci∗x jT pc=190.67×0.9+305.50×0.06+370×0.04=204.73K对比压力：p pr=pp pc=304.64=6.47对比温度：T pr=TT pc=353204.73=1.72查图2.1.2 可得偏差因子为0.92,理想气体偏差因子为1在此处键入公式。
碳酸盐岩油藏渗流规律研究
碳酸盐岩油藏渗流规律研究1. 引言碳酸盐岩油藏是世界上重要的油气资源之一，其渗流规律的研究对于油藏的开发和管理至关重要。
本文将探讨碳酸盐岩油藏渗流规律的研究进展以及相关的理论和实践应用。
2. 碳酸盐岩油藏特征碳酸盐岩油藏具有高孔隙度、高渗透率、低渗透边界等特点，往往伴随着复杂的孔隙结构和岩石物理性质。
碳酸盐岩的渗透性主要来自于溶蚀孔和裂缝，其渗透率和渗透能力与岩石的孔隙结构、孔隙度和孔隙连通性等因素密切相关。
3. 渗流机制(1) 溶蚀作用：碳酸盐岩的渗透性主要来自于储层溶蚀孔的作用，溶蚀作用的机制包括化学溶蚀、物理溶蚀和生物溶蚀等。
溶蚀作用对油藏的渗透性和孔隙结构具有重要影响。
(2) 多孔性：碳酸盐岩由于具有高孔隙度，因此多孔性是影响渗流规律的重要因素。
渗流过程中，岩石内部的多孔介质和裂缝系统起到了储集和传输油气的作用。
(3) 渗透率：碳酸盐岩油藏通常具有较高的渗透率，其中主要受控于溶蚀孔、裂缝和构造缝等，后者往往对于流体运移具有决定性影响。
4. 渗流规律研究方法(1) 地质模型构建：在碳酸盐岩油藏渗流规律的研究中，地质模型的构建是关键步骤。
通过地震资料、测井数据和岩心分析等手段，建立尽可能准确的地质模型，以便进行后续渗流规律的研究。
(2) 数值模拟：数值模拟方法广泛应用于碳酸盐岩油藏渗流规律的研究。
通过建立油藏的物理模型和数学模型，运用数值模拟软件进行模拟计算，可以得到渗流规律的详细信息和预测结果，为油藏开发和管理提供有益参考。
(3) 物理实验：物理实验通过建立相应的岩心模型，模拟实际地质条件下的渗流过程，研究碳酸盐岩油藏的渗流规律。
物理实验可用于验证数值模拟结果的准确性，同时也可以探索新的渗流规律和机制。
5. 渗流规律研究进展(1) 渗流模型：针对碳酸盐岩油藏的特点，研究人员建立了不同的渗流模型，如双孔隙渗流模型、双渗透率渗流模型、溶蚀裂缝渗流模型等。
这些模型试图从微观和宏观角度解释油气在碳酸盐岩中的运移与分布规律。
砂岩与碳酸盐岩储集性质比较
碳酸盐岩储集层与砂岩储集层相比，前者储集空间类型多，影响因素多，次生变化大，致使碳酸盐岩储集层比砂岩储集层具有更大的差异性、复杂性和非均质性等特点。现将这两类储集层的主要特征对比如下表：
岩石类型特征
砂岩
碳酸盐岩
沉积物中的原始孔隙度
一般为25-40%
一般为40%-70%
成岩后的孔隙度
一般为原始孔隙度的一半或一半以上，储层普遍为15-30%
一般只有原始孔隙度很小一部分或接近于零，储层中通常为5-15%
原始孔隙类型
几乎全为粒间孔隙
粒间孔隙较多，但其他孔隙类型也很重要
最终孔隙类型
虽受成岩后生变化影响，但几乎仍为粒间孔隙
由于经受沉积后的各种改造，溶洞、裂缝发育，变化极大
孔隙大小
与颗粒直径、分选好坏等有密切关系
与颗粒直径和分选好坏关系较少，受次生作用影响大
孔隙形状
主要取决于颗粒形态、胶结情况和溶蚀程度的大小
变化极大
孔隙大小、形状和分布的一致性
在均匀的砂岩体内，一般有好的一致性
即使在单一类型的岩体内，变化也很大
成岩作用的影响
由于压实作用和胶结作用，孔隙有所减小，但溶蚀作用也会扩大孔隙
影响很大，能够形成、消失甚至完全改变原有孔隙
从表中不难看出，碳酸盐岩储集层具有以下特点：
1.孔隙大小、形状变化极大，从主要取决于岩石的组构要素直至完全无关。组构要素是指岩石中原生和次生的实体组分（如原生沉积颗粒和次生矿物晶体），也包括结构和较小的构造。
2.孔隙成因复杂，次生孔隙占有十分重要的地位。沉积物的收缩和膨胀作用，岩石的破裂作用，沉积颗粒的选择性溶解和非选择性溶解、生物钻孔或有机质的分解等作用，皆可在碳酸盐岩中形成各种孔隙。
羌塘盆地碳酸盐岩储层裂缝形成期次研究
166碳酸盐岩储层在世界油气分布中有着十分重要的地位，占据了油气总储量的50%和总产量的60%以上[1]。
随着全球油气勘探程度的提高，碳酸盐岩裂缝型油气藏以及成为一个重要的勘探新领域[2]。
但是在大多数情况下，碳酸盐岩储层的物性较差，孔隙度、渗透率较低，储层非均质性严重[1，3]。
裂缝在碳酸盐岩储层中普遍发育。
已有诸多学者开展了关于碳酸盐岩储层裂缝的研究并取得了一些成果。
通过对碳酸盐岩储层天然裂缝的研究认为，受多种构造作用和成岩作用的影响，碳酸盐岩储层天然裂缝较为发育，裂缝是储层重要的储集空间，为储层油气聚集提供了有利的储集条件[4]；其他学者研究认为，天然裂缝是控制碳酸盐岩储层中岩溶作用的关键因素，有利于储层中次生孔隙的发育，产生孔洞缝相连的有效储层，进而提高储层的渗透率[4]。
因此，天然裂缝系统发育程度不仅直接影响碳酸盐岩油气藏的开采效益，而且还决定着碳酸盐岩油气藏产量的高低[5]。
但是，有时新裂缝的产生会破坏已经形成的旧裂缝，从而导致旧裂缝中储存的油气散失，从而对油气的发育产生不利影响。
所以，我们需要弄清楚碳酸盐岩储层中天然裂缝的形成机制，以便更好的探索和开发油气藏。
羌塘盆地是我国西藏地区的一个重要地质地貌单位，其裂缝发育期次对于地质演化和资源勘探具有重要意义。
裂缝是地壳变动的产物，而羌塘盆地裂缝的发育可分为多个期次。
早期期次的裂缝发育主要受到构造运动的影响，地壳的强烈变动导致了地下岩石的断裂和开裂。
这一时期的裂缝形成对于理解羌塘盆地的古构造演化提供了重要线索，同时也为后续的地质过程奠定了基础。
中期期次的裂缝发育受到多种地质因素的综合影响。
气候变化、沉积作用等因素共同作用于裂缝的演化过程，使其呈现出多样化的特征。
这一时期的裂缝记录了羌塘盆地地质演化的多个阶段，为地质学家还原地壳运动历史提供了丰富的地质资料。
近期期次的裂缝发育主要受到人类活动的影响。
随着社会经济的发展和人类活动的增加，羌塘盆地的地下资源勘探逐渐成为焦点，人为开发和利用导致了新一轮裂缝的形成。
碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系研究
碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系研究首先，孔隙度是指岩石储层中空隙的相对含量，是描述岩石储层质量的重要指标之一、碳酸盐岩的孔隙度通常较低，主要由于碳酸盐岩具有良好的溶解能力，形成了特殊的溶蚀空隙和颗粒溶解孔洞，这些空隙尺寸较小，分布较为均匀。
因此，碳酸盐岩储层的孔隙度与其岩石中的岩石组分、岩石组构、溶蚀作用等因素密切相关。
研究表明，碳酸盐岩储层的孔隙度与矿物组成和溶孔结构之间存在较强的关联性。
矿物组成中含有较多的溶解性矿物，如方解石、白云石等，其碳酸盐矿物晶体结构容易被酸侵蚀，形成溶蚀空隙，从而提高了储层孔隙度。
此外，岩石组构也会对孔隙度造成影响，碳酸盐岩储层中存在着不同类型的孔隙，如溶蚀孔隙、晶间孔隙、溶蚀裂缝等，这些孔隙大小和分布情况直接影响储层的孔隙度。
其次，渗透率是指岩石储层中液体或气体通过岩石孔隙的能力，是评价岩石透水性和可渗性的重要参数。
碳酸盐岩的渗透率通常较低，主要由于碳酸盐岩的颗粒间隙较小，连接不畅，导致流体在岩石内的运动受到阻碍。
碳酸盐岩的渗透率与岩石孔隙度、孔隙连通性、孔隙分布等因素密切相关。
孔隙度是决定渗透率的重要因素之一，孔隙度越大，岩石内的液体或气体流动越容易，渗透率越高。
此外，孔隙连通性也是影响渗透率的重要因素之一，孔隙连通性差，流体在岩石内的运动受到限制，渗透率较低。
另外，孔隙分布的均匀性也会对渗透率产生影响，孔隙分布越均匀，渗透率越高。
碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系的研究对于评价油气藏的储集性能和开发潜力具有重要意义。
研究发现，碳酸盐岩储层孔隙度与渗透率之间存在一定的正相关关系，即储层孔隙度越大，渗透率越高。
这是因为碳酸盐岩储层中的孔隙度增大，岩石中的孔隙连通性增强，流体的运动和渗透能力提高，从而使渗透率增大。
然而，碳酸盐岩储层中的孔隙度与渗透率之间并不是简单的线性关系，还受到各种因素的综合影响，如储层孔隙结构、酸溶作用、压实作用等。
因此，通过综合分析储层的物性参数，才能更准确地评价碳酸盐岩油气藏的储层质量和开发潜力。
碳酸盐岩和碎屑岩
摘要通过查阅资料整理后，阐述了碎屑岩和碳酸盐岩储层的特性及其差异，得出碳酸盐岩和碎屑岩最主要的区别是在各向异性较大，且孔洞缝较发育。
然后通过对比碳酸盐岩和碎屑岩的非均质性、建立相关性模型，分析并描述了在多种情形下其对原油采收率的影响。
碎屑岩储集层特性99%以上的储集层为沉积岩，其中又以碎屑岩和碳酸盐岩为主，1%为其它岩类储集层。
所以按岩类可分以下三种类型储集层。
碎屑岩储集层的岩类包括：砾岩，含砾砂岩，中、粗砂岩，细砂岩及粉砂岩，其中物性最好的是中-细砂岩和粗粉砂岩。
一、碎屑岩储集层的孔隙类型传统的观念认为砂岩储集层的孔隙类型以原生的粒间孔隙为主，只有很小一部分是次生的，并且都把次生孔隙（除了裂缝以外）解释为是地层出露地表时大气水淋滤的结果。
直到1979年，自从施密特麦克唐纳（Schmidt）发表了“砂岩成岩过程中的次生储集孔隙”【1】之后。
人们对次生孔隙的概念、类型、识别标志、形成机制及意义才有了较明确的认识。
Schmidt将碎屑岩孔隙类型分为5种类型:间孔隙：一般为原生孔隙。
其孔隙度随埋深的增加有所降低，但降低的速度比粘土岩慢得多。
特大孔隙：按Schmidt标准，超过相邻颗粒直径1.2倍的孔隙属特大孔隙。
多数为次生孔隙。
铸模孔隙：是指砂岩中具有一定特征几何形状的介壳碎屑、碳酸盐粒屑、结晶矿物（盐、石膏、菱铁矿）被溶蚀后，保持原组构外形的那些孔隙。
属于一种溶蚀的次生孔隙。
组分内孔隙：一切组分，如颗粒、杂基、胶结物内出现的孔隙。
可以是原生的（沉积的和沉积前），也可以是后生的（成岩过程及其后新生的）。
裂缝：砂岩中裂缝较为次要，但如果沿裂缝发生较强烈的溶蚀作用时，它的作用就十分重要。
二、影响碎屑岩储集层储集性的因素1、沉积作用对砂岩储层原生孔隙发育的影响(1)矿物成分对原生孔隙的影响矿物成份主要以石英、长石、云母。
矿物成份对储集物性的影响主要视以下两个方面：矿物的润湿性：润湿性强，亲水的矿物，表面束缚薄膜较厚，缩小孔隙空间，渗透性变差。
基于储层分类的碳酸盐岩储层渗透率预测方法
基于储层分类的碳酸盐岩储层渗透率预测方法摘要：中东地区H油田M组碳酸盐岩储层孔隙结构复杂，非均质性强，孔渗相关性较差，导致直接利用孔渗拟合关系计算渗透率误差较大。
为有效对研究区储层渗透率进行准确评价，以岩心压汞资料为基础，采用Winland R35岩石物理分类方法将研究区储层类别划分为四类，并从物性特征方面验证了分类的合理性。
对分类后的每类储层建立了相应的孔渗回归模型，与分类前的孔渗回归模型相比，Winland R35岩石物理分类的渗透率计算结果与岩心渗透率吻合度更高，验证了该方法的准确性与实用性。
关键词：碳酸盐岩；储层分类；渗透率；Winland R351 引言碳酸盐岩储层沉积时代久远，具有较长的成岩作用时期以及比较广泛的成岩类型，相对于碎屑岩储层非均质性严重、储层各向异性大。
因此准确评价碳酸盐岩储层的渗透率具有一定的难度[1-2]。
碳酸盐岩岩石物理分类是在储层具有强烈非均质性的条件下，以岩石物理特征为依据，将储层划分为若干相对均质的过程，一般借助于岩石物性资料实现，比如说孔隙度、渗透率以及毛管压力曲线参数等[3]，在这种相对均质的储层中评价储层参数即变得较为容易且更为准确。
本文以中东地区H油田M组碳酸盐岩储层为例，基于Winland R35岩石物理分类方法对渗透率进行分类评价。
2 储层分类Winland R35岩石物理分类作为碳酸盐岩储层中最常用的方法[4]，认为R35反映岩石中最大连通孔喉半径，与岩石的物性参数具有直接关系，储层岩石分类可依据R35的大小来进行。
参照Winland经验公式，针对该研究区的实际情况，对903块岩心的孔隙度、渗透率和压汞实测R35进行拟合，拟合公式见式（1）。
（1）其中：R35为压汞测试中进汞饱和度达到35%时对应的孔喉半径，μm；k为渗透率，mD；Φ为孔隙度，%。
利用式（1）求取了拟合后的R35值，与压汞实测R35值较为吻合，故根据此式来进行储层分类，划分原理参考Al-Qenae K J[5]。
碳酸盐岩储层有效性
一．研究碳酸盐岩储层有效性影响因素1.渗透率1.1存在成层渗流的渗透率对于渗流成层性的存在, 地下水往往具有承压性质。
即使渗流的成层性不甚明显, 但岩体的渗透性随深度的增加而降低的规律总是存在的。
将岩体的渗透系数表达为1.2裂缝型介质等效渗透率张量计算方法（详见李亚军《缝洞型介质等效连续模型油水两相流动模拟理论研究》）先通过建立裂缝型介质几何模型，利用几何模型对裂缝型介质做关于等效渗透率张量的分析，建立了求解裂缝型多孔介质等效渗透率张量的数学模型,通过求解连续边界条件和周期边界条件下的边界积分方程,得到裂缝型多孔介质网格块的等效渗透率张量。
所求得的等效渗透率张量能够反映裂缝的空间分布和属性参数对油藏渗透特性的影响假设裂缝型介质为水平介质,裂缝为垂直于水平面且具有一定厚度的矩形面,裂缝的纵向切深等于所研究区域的厚度,此时可视为二维空间中的介质体,裂缝等价于二维空间中的线型裂缝。
图一裂缝的中心位置，开度，长度，倾角，方位角，密度，组系等参数称为裂缝的特征参数,所有裂缝以这些特征参数进行定义。
如图二在二维空间,裂缝通过中点O方位角H长度L 及开度h 确定。
根据裂缝属性参数的地质学统计分析研究,假设裂缝中心位置服从均匀分布,裂缝长度服从指数分布，方位角服从正态分。
图二裂缝的开度是指裂缝壁之间的距离,主要取决于所处深度。
孔隙压力和岩石类型。
根据所发表的一些关于天然裂缝的宽度数据可知,裂缝开度通常在10~200Lm之间变化,统计资料表明最常见的范围在10~40Lm之间（如图三），且服从对数正态分。
假设采用裂缝开度的对数正态分布，裂缝系统各属性参数的统计分布函数见表一。
表一图三裂缝密度是表征裂缝型介质几何模型的重要参数,某区域的裂缝密度高意味着在该区域裂缝发育良好,这些区域是油田开发重点考虑的地区。
裂缝系统的面密度是指单位岩石面积内的裂缝长度,定义为:公式（1）其中A表示研究区域的总面积,m2;l i为区域内第i条裂缝的延伸长度,m; n为总的裂缝条数。
基于孔隙类型的碳酸盐岩储层渗透率计算方法研究
基于孔隙类型的碳酸盐岩储层渗透率计算方法研究作者：崔长鹏来源：《中国化工贸易·下旬刊》2019年第06期摘要：碳酸盐岩储层孔隙度-渗透率关系复杂，渗透率表征难度大。
本文以K油田孔缝双重介质碳酸盐岩储层为例，从岩芯、岩石物理、动态验证三个方面出发，通过计算孔构参数识别孔隙类型，建立不同孔隙类型孔隙度--渗透率关系，最终实现碳酸盐岩储层渗透率的准确计算。
关键词：碳酸盐岩;孔隙度;渗透率;物理建模0 引言碳酸盐岩油气藏有效储集空间有孔隙和裂缝、溶洞等，其中，受差异性溶蚀、白云化等作用，孔隙类型又可以分为粒内孔、粒间孔等多种类型，孔隙结构差异大。
多种孔隙类型和裂缝的发育使得碳酸盐岩储层非均质性强，孔隙度--渗透率关系复杂。
目前没有任何测井方法能够直接连续测量渗透率，因此，如何通过表征孔隙类型，建立孔隙度和渗透率的关系来准确解释渗透率，是碳酸盐岩储层开发中的首要难题。
针对碳酸盐岩孔缝双重介质油气藏储层存在的问题，本次研究以哈国K油田为例，首先从岩心分析不同孔隙类型特征，开展岩心尺度储层分类评价;然后在岩心分析的基础上开展岩石物理建模，寻找能够表征孔隙类型的弹性参数，实现测井孔隙类型的识别。
最后基于孔隙类型建立分孔隙类型孔隙度--渗透率关系模型，实现渗透率的计算。
1 区域概况K油田区域构造上位于滨里海盆地的东侧，含油气层系为石炭系。
属于海相开阔台地碳酸盐岩沉积，有效储层为孔-缝双重介质的碳酸盐岩，非均质性强。
生产开发中发现：孔隙度、地层系数与油井产能、水井注入能力相关性差，单纯按孔隙度评价碳酸盐岩储层，无法准确表征储层品质和能力。
2 岩心分析本次分析共统计167个样品点，通过岩心孔隙度--渗透率交会图版分析，可以孔隙类型分为4类（粒内孔、混合孔、裂缝孔隙型、裂缝型）。
其中，混合孔和裂缝--孔隙具有相对高的孔隙度、渗透率，是主要产层（图1）。
3 岩石物理建模在岩心分类的基础上，开展岩石物理建模，引入能够表征孔隙类型的孔隙结构参数，实现测井尺度储集空间的分类表征。
基于碳酸盐岩孔隙结构预测孔隙度方法研究
摘
要
许 多研 究都 已经证 实在碳酸 盐岩储层 中孔 隙结构对声波速度影响很 大 ， 因此在 孔隙度反演 时必须考虑孔
隙 结 构 的 影 响． 本文通过对 Ｇ ａ ｓ ｓ ｍａ ｎ ｎ方程 的合 理 简化 并 引入 Ｅ ｓ ｈ ｅ ｌ ｂ ｙ － Ｗａ ｌ ｓ ｈ干 燥 岩 石 椭 球 包体 近 似 公 式 ， 推导 出
ＧＡＯ Ｇａ ｎ ｇ ．Ｍ ｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ｆ ｏ ｒ ｐ ｒ ｅ ｄ ｉ ｃ ｔ ｉ ｇ ｎ ｔ ｈ ｅ ｐ ｏ ｒ ｏ ｓ ｉ ｔ ｙ ｂ ａ ｓ ｅ ｄ ｏ ｎ ｔ ｈ ｅ ｐ ｏ ｒ ｅ ｓ ｔ ｒ ｕ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｏ ｆ ｃ ａ ｒ ｂ ｏ ｎ ａ ｔ ｅ ． Ｐｒ ｏ ｇｒ ｅ ｓ ｓ ｉ ｎ Ｇｅ ｏ ｐ ｈ ｙ ｓ ．（ ｉ ｎ Ｃｈ ｉ ｎ ｅ ｓ ｅ ） ，
包含 岩石孔隙结构参数 、 饱和岩石压缩 系数与岩石基质压 缩 系数三 个参数 的计 算孔 隙度 的新公 式， 该式 岩石基质
压缩 系数是通过 Ｒ ｕ ｓ ｓ ｅ ｌ ｌ 流体 因子和 Ｇ ａ ｓ ｓ ｍａ ｎ ｎ － Ｂ ｏ ｉ ｔ － Ｇ ｅ ｅ ｒ ｔ ｓ ｍａ方程计算 式建立 目标 函数反 演获得 的， 然后通过测 井交汇 图技 术把 岩石孔隙结构参数 与岩石基质 压缩 系数优选转换成纵横波速度与 密度 关 系式 ， 进 而导 出具体地 区
Ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ｆ ｏ ｒ ｐ ｒ ｅ ｄ ｉ ｃ ｔ ｉ ｎｇ ｔ ｈｅ ｐｏ ｒ ｏ ｓ ｉ ｔ ｙ ｂ ａ ｓ ｅ ｄ ｏ ｎ ｔ ｈ ｅ ｐ ｏ ｒ ｅ ｓ ｔ ｒ ｕ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｏ ｆ ｃ ａ ｒ ｂｏ ｎｎ － ｈ ｕ ａ ， Ｐ Ｕ Ｙｏ ｎ ｇ ， ＣＡＯ Ｊ ｕ ｎ － ｘ ｉ ｎ ｇ ， ＧＵＩ Ｚ ｈ ｉ — ｘ ｉ ａ ｎ 。
高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层岩心核磁共振实验研究
高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层岩心核磁共振实验研究张凤生;隋秀英;段朝伟;邓浩阳;高树芳;李亚锋【摘要】中东地区X油田为裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏,其储层具有高孔隙度、低基质渗透率、孔隙结构复杂、非均质性强等特点.对研究区13块岩心样品进行核磁共振实验研究,结果表明,研究区核磁共振T2谱特征表现为单峰(单峰左偏和单峰右偏)和左锋占优的双峰3种类型,核磁共振孔隙度与常规氦气孔隙度较为一致,T2几何均值与储层渗透率呈正相关.分析13块岩样在不同离心力下的变化情况,250 psi*离心力为该区最佳离心力,通过标定得到该区高孔隙度低渗透率碳酸盐岩岩样T2截止值为19.15 ms,远小于常规碳酸盐岩储层岩心T2截止值理论值(86 ms).对比分析洗油前后常规物性、核磁共振谱型差异,明确了X油田有利储层核磁共振T2谱特征.【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2018(042)005【总页数】7页(P497-502,529)【关键词】岩石物理实验;碳酸盐岩储层;高孔隙度;低渗透率;核磁共振实验;T2谱;T2截止值;中东X油田【作者】张凤生;隋秀英;段朝伟;邓浩阳;高树芳;李亚锋【作者单位】中国石油集团测井有限公司测井应用研究所 ,陕西西安 710021;中国石油集团测井有限公司测井应用研究所 ,陕西西安 710021;中国石油集团测井有限公司测井应用研究所 ,陕西西安 710021;西南石油大学地球科学与技术学院 ,四川成都 610500;中国石油青海油田勘探开发研究院 ,甘肃敦煌 736200;中国石油青海油田勘探开发研究院 ,甘肃敦煌 736200【正文语种】中文【中图分类】P631.840 引言核磁共振岩心实验是一种分析储层物性与孔隙结构的实验技术,与压汞、气体吸附等方法相比,核磁共振技术具有快速、无损测量的优势[1-3]。
通过核磁共振岩心实验可以揭示岩石的孔隙结构特征,获取有效孔隙度、渗透率、束缚流体体积等储层物性及产能评价参数[4-6]。
储油(气)岩石渗透率的影响因素分析
储油（气）岩石渗透率的影响因素分析代海龙20111001235（中国地质大学（武汉）资源学院022112班）摘要：储油（气）岩石中的孔隙不仅具有储存油气的能力，而且还具有流体在其中渗透的能力。
因此，研究岩石的渗透率意义重大。
本文将对影响储油气岩石渗透率的因素进行分析。
Abstract : Oil (gas) in the rock pore not only has the capacity to store the oil and gas, but also has a fluid in which the permeability. Therefore, research on rock permeability of great significance. This paper will analyze the factors influencing the reservoir rock permeability.关键词：渗透率影响因素孔隙1、影响渗透率的因素1.1自身特性油气层岩石渗透率的影响因素与岩石孔隙度的影响因素一样，并且受控于油气层的地质作用——沉积作用、成岩作用和构造作用。
1.1.1沉积作用沉积作用对渗透率的影响主要体现在岩石结构、构造上。
岩石的结构、构造主要是指岩石的粒度、分选和层理，它们对渗透率都有影响，但影响程度并不同。
实验发现，疏松砂的粒度越细，分选越差，其渗透率就越低。
克鲁宾和蒙克（W.C.Krunmbein，G.D.Monk，1942）曾得出如下公式：式中：C——为一常数；d——平均颗粒直径；a——砂粒标准偏差；e——自然对数的底。
一般来说，岩石孔隙度与渗透率并不具函数关系。
这是由于岩石渗透率不仅取决于孔隙度，还取决于岩石孔隙结构。
因此，凡是影响孔隙结构的因素都影响岩石渗透率。
1.1.2成岩作用成岩作用对渗透率的影响主要体现在压实、胶结和溶蚀作用上。
随着上覆负荷的增加，压实作用对渗透率影响巨大。
渤海复杂潜山油藏动静态特征识别方法及应用
油气藏评价与开发PETROLEUM RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT2024年第14卷第2期渤海复杂潜山油藏动静态特征识别方法及应用闫建丽，李超，马栋，李卓，王鹏（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300459）摘要：渤海BZ 油田主要为潜山碳酸盐岩油藏，目前已进入开发中后期，由于储层非均质性强，裂缝、孔洞分布规律复杂，导致油井生产特征复杂、产量递减快、动静态储量认识存在较大差异等问题。
为此，在常规测井资料、薄片和少量岩心分析资料的基础上，结合不稳定试井和生产特征等资料，建立了油田碳酸盐岩储层类型动静态特征综合识别标准，渤海BZ 油田碳酸盐岩储层主要划分为裂缝型、裂缝-孔隙型、孔隙型3种类型储层；基于静态优质储层预测，综合考虑了储层的平面、纵向的非均质性，建立了三维数值试井模型，精细刻画识别了复杂井储层边界和连通状况，合理评价了动态储量，证实了太古界潜山含油气潜力，为油田开发中后期制定调整对策提供依据，指导油田调整挖潜，并获得高产验证。
关键词：碳酸盐岩储层；数值试井；生产特征；动态储量；调整对策中图分类号：TE345文献标识码：ADynamic and static feature identification method of complex buried hill reservoirs inBohai and its applicationYAN Jianli,LI Chao,MA Dong,LI Zhuo,WANG Peng（Tianjin Branch of CNOOC Limited,Tianjin 300459,China ）Abstract:The BZ oilfield in Bohai,known for its buried hill carbonate reservoir,is currently in the middle to late stages of development.The reservoir is characterized by strong heterogeneity and a complex distribution of fractures and vugs,leading to challenges such as complicated production behavior,rapidly declining output,and significant discrepancies in the estimation of dynamic and static reserves.To address these issues,a comprehensive set of criteria for identifying different types of carbonatereservoirs in the oilfield was developed.This was based on conventional well log data,thin section analyses,limited core data,and information from well tests and production characteristics.The reservoirs were categorized into three main types:fracture,fracture-vuggy,and porous.A detailed three-dimensional numerical well-testing model was created to accurately predict high-quality reservoir zones.This model took into account the reservoir 's horizontal and vertical heterogeneity,allowing for precise delineation and assessment of the reservoir boundaries and connectivity in complex wells.It also facilitated a more accurate evaluation of the dynamic reserves and confirmed the oil and gas potential in the submerged mountains at the boundary of the Archaean group.This comprehensive approach laid the groundwork for devising strategic adjustments during the latter stages of the oilfield 'sdevelopment.It guided field modifications aimed at maximizing the reservoir 's potential,ultimately leading to validated high production outcomes.Keywords:carbonate reservoir;numerical well test;production performance;dynamic reserve;adjustment strategy引用格式：闫建丽,李超,马栋,等.渤海复杂潜山油藏动静态特征识别方法及应用[J].油气藏评价与开发,2024,14（2）:308-316.YAN Jianli,LI Chao,MA Dong,et al.Dynamic and static feature identification method of complex buried hill reservoirs in Bohai and its application[J].Petroleum Reservoir Evaluation and Development,2024,14（2）:308-316.DOI ：10.13809/32-1825/te.2024.02.016收稿日期：2023-06-30。
碳酸盐岩油藏渗流规律研究
碳酸盐岩油藏渗流规律研究
碳酸盐岩油藏是一种重要的油气资源储集体，其渗流规律的研究对于
优化开发方案、提高开发效果具有重要意义。
本文将从碳酸盐岩油藏的特点、渗流机制、数值模拟等方面进行综述，以期深入探讨碳酸盐岩油藏渗
流规律的研究进展。
首先，碳酸盐岩油藏具有孔隙度低、渗透率差、渗流介质非均质等特点，使得其中的油气存在较高的残留饱和度，对渗流规律的研究提出了挑战。
在碳酸盐岩储层中，孔隙和裂缝是油气储集和运移的关键通道，裂缝
对于渗透率的增加起到了重要作用。
此外，碳酸盐岩油藏中的流体运移方
式主要包括自由液流动、毛细吸力流动和溶解-析出流动等多种机理，通
过研究这些机理可以深入理解油气在碳酸盐岩储层中的迁移过程。
其次，数值模拟技术在碳酸盐岩油藏渗流规律研究中起到了重要作用。
通过数值模拟可以模拟油气在碳酸盐岩储层中的运移、分布和分散等过程，并在此基础上预测油气的产量和动态变化。
常用的数值模拟方法包括有限
差分法、有限元法和优化方法等，这些方法可以有效地模拟碳酸盐岩储层
中复杂的渗流过程和渗透率分布。
此外，渗流规律研究在改善碳酸盐岩油藏开发效果和优化开发方案方
面具有重要意义。
研究表明，碳酸盐岩油藏中的油气存在复杂的流动路径
和多重孔隙介质，渗流规律的研究可以帮助我们了解油气在储层中的分布
规律和运移特点，从而指导地质勘探和开发方案的制定。
总之，碳酸盐岩油藏渗流规律的研究对于优化开发方案、提高开发效
果具有重要意义。
通过深入研究碳酸盐岩油藏的特点、渗流机制和数值模
拟方法，可以更好地理解和预测碳酸盐岩油藏的渗流规律，为碳酸盐岩油藏的高效开发提供理论和技术支持。
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。
川中地区大安寨段碳酸盐岩储层特征研究
油气开采化 工 设 计 通 讯Oil and Gas ProductionChemical Engineering Design Communications·24·第46卷第12期2020年12月大量勘探开发实例已经证明，四川盆地是一个富含油气的叠合盆地，在纵向上存在多套含油气层位，勘探潜力巨大[1-2]。
四川盆地大部分的原油分布在川中地区，侏罗系是其主要的储层，该地区的面积大约为4×104km 2，其中大安寨段是川中地区的主要产层，大安寨段自下而上可以分为3个亚段：大三、大一三、大一。
大三亚段的层厚为5~11m ，岩性主要为厚层介壳灰岩或泥质介壳灰岩，并且多夹有薄层泥岩，该亚段为储层发育段；大一三亚段的层厚比较大，为40~60m ，下部的岩性一般是厚层页岩，局部夹厚层介壳灰岩，最上部是黑色页岩夹一些介壳灰岩，其中厚层页岩是大安寨段主要的烃源岩发育段；大一亚段的层厚为20~40m ，下部岩性是介壳灰岩、泥质介壳灰岩以及泥页岩的互层，顶部岩性是一套较厚的介壳灰岩，该亚段同样是大安寨段的储层发育段[3-4]。
但由于存在储层超致密，储层特征研究评价难等问题，严重阻碍了大安寨段致密油的勘探与开发。
因此，对川中地区大安寨段碳酸盐岩储层的特征进行更加深入和细致的研究就显得非常有必要。
1 岩石学特征1.1 岩性特征根据岩石薄片观察，并结合X 衍射分析结果，参照碳酸盐岩分类标准，按岩性岩相特征，川中地区侏罗系大安寨段碳酸盐岩储层可划分为结晶介屑灰岩、亮晶介壳灰岩、泥晶介壳灰岩、含泥质介壳灰岩和泥质介壳灰岩等五种类型。
①结晶介屑灰岩：发育于高能滩体，颜色为灰白色，致密块状，质地比较纯，介壳轮廓难辨，基质孔不发育，基本无显孔，扫描电镜微孔难见，岩心可见规模有限的裂缝-溶孔、洞。
②亮晶介壳灰岩：发育于高能滩体，颜色为灰白色，呈中-厚层状，甚至块状层产出，介壳清晰可见，杂乱定向排列，介壳主要为大的厚壳碎片，填隙物主要为亮晶方解石，壳间充填有小的介壳碎片，镜下显孔少见，偶见晶间隙，构造微缝，岩心可见构造缝-溶孔、洞，浅湖亚相的滩核微相往往由亮晶灰岩组成。
川东北地区碳酸盐岩储层孔隙度预测方法研究
川东北地区碳酸盐岩储层孔隙度预测方法研究高刚;贺振华;黄德济;桂志先;魏文阁【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2013(013)010【摘要】许多研究都已经证实在碳酸盐岩储层中孔隙结构对声波速度影响很大,因此在孔隙度反演时必须考虑孔隙结构的影响.通过对Gassmann方程的合理简化并引入Eshelby-Walsh干燥岩石椭球包体近似公式;导出了计算岩石孔隙结构参数的公式,并统计分析出岩石孔隙结构与其它弹性参数间的变化规律.利用这种统计规律推出了考虑碳酸盐岩孔隙结构孔隙度计算公式.由于该式计算孔隙度时考虑了纵波速度、横波速度、密度、岩石孔隙结构参数的影响,使求取孔隙度更加合理.最后测井数据试算结果与川东北地区应用实例都证实利用该方法预测碳酸盐岩孔隙度精度高于常规方法.%Many studies have been confirmed pore structure has a great influence on acoustic velocity in a carbonate reservoir. Therefore, the porosity inversion must take into account the influence of pore structure. A simplified Gassmann equation is derived firstly by using a reasonable assumption in which the compressive coefficient of the saturated pore fluid is much greater than the rock matrix and utilize the Eshelby-Walsh relation to replace the equivalent modulus of dry rock in the Gassmann equation. On this basis, the formula for calculating the parameters of rock pore structure are derived and the variation law between the pores of the rock structure and other elastic parameters are analyzed; a new formula for porosity calculation is derived to take into account the pore structure ofcarbonate rocks by use of this statistical law. This new formula allows the porosity calculation more reasonable because it consider the compressional wave velocity, shear velocity, density, rock porosity structure parameters. At the last, the practical log and seismic data calculation proves that the accuracy of a new approach to predict the porosity based on the pore structure of carbonate is higher than the conventional method.【总页数】7页(P2635-2641)【作者】高刚;贺振华;黄德济;桂志先;魏文阁【作者单位】川庆钻探工程有限公司地球物理勘探公司,成都610000【正文语种】中文【中图分类】P631.4【相关文献】1.川东北地区碳酸盐岩储层分类与油气识别方法研究 [J], 徐炳高2.碳酸盐岩储层孔隙度预测方法研究及其在南海某区的应用 [J], 刘开元;贺振华;许艳秋3.用俘获截面解释碳酸盐岩储层孔隙度的方法研究 [J], 赵琴;马立新;莫修文;王勤聪4.ZH区碳酸盐岩储层孔隙度预测方法研究 [J], 雷芬丽;贺振华;文晓涛;许平5.塔东古城地区孔洞型含气碳酸盐岩储层孔隙度评价方法研究 [J], 朱建华;夏文豪因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系研
究
碳酸盐岩油气藏是一种重要的油气储集介质，其特点是孔隙度高、渗透率低。
而孔隙度和渗透率是储层物性参数中最基础的两个参数，研究它们之间的关系十分必要。
本文将从碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率的定义入手，探究二者的关系机理，并介绍当前相关研究成果、挑战和前景。
一、碳酸盐岩储层孔隙度的定义和计算方法
孔隙度是指储层岩石中所有孔隙的体积占储层体积的百分比，是储层岩石中可被流体占据的空间的大小衡量指标。
通常划分为全孔隙度和有效孔隙度两部分，其中全孔隙度包括孔隙率和裂缝率，有效孔隙度则是指可以存储和流动流体的孔隙占全孔隙的比例。
计算储层孔隙度通常使用物理实验方法和测井数据方法。
物理实验方法包括岩心分析、重质烃分析和微孔分析等，能够精确地确定储层岩石的孔隙度、孔径分布及孔隙形态等信息。
而测井数据方法则是通过测井曲线的解释，通过一定的公式计算出储层孔隙度。
最常用的方法是伽马测井和中子测井方法。
二、碳酸盐岩储层渗透率的定义和计算方法
渗透率是指储层岩石中油气流动的能力，是指在单位时间内单
位面积上的流体通过岩石介质的能力。
渗透率只有在岩石中存在
孔隙时才存在，在储层中的孔隙间形成连通通道后，才可以对储
层流体的渗流起到决定性作用。
渗透率大小和孔隙的形态和大小、储层压力、温度等有关，通常划分为绝对渗透率和相对渗透率。
计算储层渗透率的方法和计算储层孔隙度的方法相似，也包括
物理实验和测井数据两种方法。
物理实验方法包括渗透试验、气
相渗流实验和压汞实验等，而测井数据方法则利用电性测井、声
波测井和压力测井等方法进行解释，计算储层渗透率和渗透率分
布规律等。
三、碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率的关系机理
碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率的关系是受岩石物性和成因影响
的结果。
通常来说，孔隙度和渗透率之间的关系呈现出非线性的
负相关性，也就是说，随着孔隙度的增加，渗透率会下降。
一方面，碳酸盐岩储层的孔隙空间多样性影响了渗透率的分布。
碳酸盐岩储层孔隙形态复杂，可分为晶间孔、晶间隙孔、再结晶孔、断裂孔、溶洞等多种类型。
这些孔隙形态的不同会影响油气
在储层中的流动和分布，使得渗透率具备复杂的分布规律。
另一方面，岩石孔隙的尺寸和分布也会影响渗透率。
当孔隙尺
寸较小，介质密度大，油气在孔隙中得到的阻力大，流动受到影
响，导致渗透率降低。
但孔隙尺寸过大，油气在孔隙中的存留时
间短，渗透率也并不高。
因此在实际勘探中，需要综合考虑孔隙
度和渗透率等参数，结合地震、地质和地球物理等数据综合分析
储层的性质和分布规律。
四、当前研究进展和挑战
目前，针对碳酸盐岩油气藏储层孔隙度和渗透率等参数的研究
已经取得了一些进展。
例如，研究者发现，孔隙度和渗透率的分
布规律与储层产状、构造变形、沉积环境等因素有关。
通过地震
想象等方法，大大提高了对储层孔隙度和渗透率的解释准确度和
容积估测能力。
此外，基于分形-物理模型的工作也能够对碳酸盐
岩储层孔隙度和渗透率等参数的分布规律进行模拟和预测。
然而当前研究还存在着一些挑战和待解决问题。
首先，碳酸盐
岩油气藏孔隙度和渗透率的参数估测精度和可靠性还需提高。
其次，碳酸盐岩储层储量大，分布范围广，但在实际开发中容易出
现单井产能低，整个油气藏效益低的问题，因此需要加强对储层
综合评价和可研性研究。
最后，碳酸盐岩储层中的非均质性和多
孔介质尺度效应等问题依然需要更全面的建模和模拟方法来解决。
五、结语
碳酸盐岩油气藏储层孔隙度和渗透率是储层物性参数中最基础
和重要的两个参数。
孔隙度高、渗透率低是碳酸盐岩储层的一大
特点。
孔隙度和渗透率的关系受到多种因素的影响，需要进行多角度分析和综合研究。
随着勘探技术和研究方法的不断提升，碳酸盐岩油气藏储层孔隙度和渗透率的研究工作将在未来得到更进一步的发展。