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。

裂缝型介质体的整体渗透率也为张量,称为等效渗透率张量,用K表示。

裂缝型介质的等效渗透率张量综合考虑基岩和每条裂缝的空间分布和属性参数对渗透性的影响,是表征岩石的非均质性和各向异性的重要参数,它可表示为此时裂缝型介质的等效渗透率张量可由均质各向异性连续介质渗透率张量表示。

对所研究的非均质介质区域进行网格划分,计算求得每个网格块的等效渗透率张量，将所有利用等效渗透率张量表征的均质各向异性连续介质体代替原非均质介质,组合成新的等效研究区域,然后运用全张量渗透率连续介质渗流理论进行分析。

单裂缝介质等效渗透率推导表二裂缝型介质等效渗透率张量求解数学模型：将整个裂缝型介质研究区域Ω分解为多孔介质区域Ωd和裂缝区域Ωf.基岩块为长度为l的正方形区域. n b为相应外边界的单位外法向量。

基岩和裂缝的交界面称为内边界。

记为，。

根据裂缝长度l f与离散网格单元尺寸l g的相对比值,对裂缝进行分类处理,将裂缝划分为三类:短裂缝( l f /l g << 1),中裂缝( l f /l g ~1)和长裂缝( l f /l g >> 1),将长裂缝在网格边界处进行断开处理,断开后各部分视为相应网格的中裂缝进行处理,进而考虑流体在基岩和裂缝中的渗流。

图四假设:(1)基岩块中含有多条裂缝,裂缝为具有一定开度的两平行板构成;(2)基岩为均质各向同性多孔介质;(3)裂缝和基岩中的渗流满足达西定律和质量守恒定律;(4)渗流属于单相稳定渗流;(5)不考虑流体压缩性和多孔介质变形对渗流的影响。

可根据等效渗透率张量计算原理利用数学模型求得裂缝型介质的等效渗透率张量。

1.3 缝洞型介质等效渗透率张量计算理论与方法针对缝洞型介质的特点,对溶洞进行合理简化,建立缝洞型介质几何模型,将其分解为基质岩块系统，裂缝系统和溶洞系统。

为简化研究问题,可以裂缝预处理方法,即针对所有裂缝,计算每条裂缝及其周围部分多孔介质区域的等效渗透率张量,利用等效渗透率张量表征的连续介质体代替原裂缝介质进行计算;同时可利用缝洞型介质网格块的镜像反映处理方法。

根据缝洞型介质等效原则和等效渗透率张量计算原理,利用有限元方法与混合有限元方法耦合求解缝洞型介质的等效渗透率张量。

图五溶洞简化图根据流量等效的原则,在相同的压力梯度和外边界条件下,若同种流体分别通过相同尺寸的缝洞型非均质离散介质体和均质各向异性连续介质体的流量相等,则缝洞型介质体可由连续介质体等效替代,缝洞型介质体的整体渗透率(即等效渗透率张量)可由连续介质体的渗透率张量表示。

利用缝洞型介质等效渗透率张量原理求解数学模型。

针对缝洞型介质的特点,将整个缝洞型介质研究区Ω分解为基质岩块系统Ωd裂缝系统Ωf和溶洞系统Ωv,即=Ωd UΩ f UΩ v 。

图六根据缝洞型介质的特点和流体在不同尺度空间内的流动特征,将其分解为多孔介质区域和自由流动区域,自由流动区域包含裂缝系统和溶洞系统,建立描述两区域流体流动的Darcy-Stokes数学模型及耦合条件,提出了裂缝预处理方法和缝洞型介质网格块的镜像反映处理方法.可根据等效渗透率张量计算原理利用数学模型求得缝洞型介质的等效渗透率张量。

2.孔隙度2.1浅水碳酸盐岩区域性孔隙度降低趋势。

以南佛罗里达盆地为例，由经验得来的孔隙度与深度的关系曲线,孔隙中是假设被水所饱和的。

图七据各种参数的统计(对比系数、变度和估计的标准误差),孔隙度与深度之间关系在线性和指数回归线拟合之间没有什么差异。

然而,靠近地表的高孔隙度和4900米以下的残余孔隙度地区,其不太能由线性回归线来表示。

由于这一原因,用了指数来定量表示碳酸盐岩孔隙度随深度的减小：中小为孔隙度(%),Z为地表以下深度,常数41.73代表地表的原始孔隙度,并且也是现代碳酸盐沉积物孔隙度范围的下限, 说明靠近地表的过程对于原始孔隙空间并没有大的影响。

常数2498(米)代表孔隙缩减系数为1/e的深度段。

2.2孔隙度计算碳酸盐岩储层可以分为裂缝性储层和缝洞型储层。

其孔隙度计算详见李亚军《缝洞型介质等效连续模型油水两相流动模拟理论研究》章节2.6，章节3.5。

二．裂缝连通性大小比较图八岩心裂缝连通率计算岩心上裂缝的连通性可由裂缝的交点与端点的比值来表示, 该比值( 裂缝连通率) 越大, 则裂缝的连通性越高。

在图八中观察岩心, 虽然两块岩心裂缝数相同, 但裂缝的组合方式不一样, 造成裂缝之间的交点数不同。

图八中由左到右裂缝交点数分别5、2, 裂缝连通率分别为0.625、0.25, 前者的裂缝连通率大, 以此可定量判别岩心裂缝的连通性能。

虽然计算得到的岩心裂缝连通率不能完全反映地下裂缝在三维空间尺度上的连通性, 且实际情况也可能不同于岩心表面的统计结果,但裂缝连通率基本可以代表岩心裂缝连通性的相对大小; 通过岩心裂缝的对比分析表明, 裂缝连通率的相对大小可以直观反映裂缝连通性的差异。

三．通过井间连通性分析判断储层连通性如果井间连通，则说明井下储层裂缝连通性好。

井间不连通则所在地区储层连通性相对较差。

3.1油藏压力趋势分析法通过油气藏压力系统理论，同一油气藏范围内任一点处的压力扰动在理论上能波及到油气藏的任一处。

对同一连通油藏单元的井，随着开采时间的延长、油藏单元内越来越多的原油被采出，以及压降漏斗的逐渐扩大，该单元的地层压力值应该越来越低，故后钻井的地层压力应低于早期的井，并呈下降趋势。

图九表示随开采时间增长，压力变小。

图九压力变化特征分析法原理示意图图十按开采时间排序的井与压力示意图如图十所示，井组压力随时间的递减相关性较好，认为可能是同一缝洞单元。

如果一井组地层压力与另一井组变化不一致，结合构造位置，认为是单独的缝洞单元，与其他井不通。

两井压力很近，但压力与时间没有递减关系，可认为连通可能性不大。

3.2类干扰试井分析法充分利用开发过程中的井间干扰现象，分析井间连通性。

所谓的“生产异常”如：新井投产、关井、工作制度的改变等等，在邻井能否观察到井间干信息，如果存在井间干扰现象说明井间是连通的，井间没有非渗透边界存在，井组处于同一压力系统。

反之，无井间干扰现象，两井之间的油层就有可能不连通，其思路类似于干扰试井。

3.3井间干扰试井法井间干扰试井是通过激动井改变制度，在另一口或数口观察井中通过高精度压力计接受干扰压力反应，进而研究激动井和观察井之间的地层参数。

例如可以随时间变化改变激动井油嘴大小记录观察井压降斜率，如果二者有很好的对应性和一致性，并且观察井压降斜率相对于激动井油嘴变化存在相应干扰时间滞后，则两井存在井间干扰，连通性较好。

3.4油水界面分析法同一油水压力系统，在开发过程中，油水界面的上升规律趋于相近。

总体随着开采时间增加，油水界面不断上升。

如果各井的油水界面上升基本保持随时界面持续上升并且各井间相差不大，则两井连通性好。

3.5流体性质差异分析法油藏内流体性质变化复杂。

油气性质无论在垂向还是横向上均存在不同程度的非均质性。

国内外许多实例研究表明，油藏内流体非均质性特征可作为判断油藏连通性的主要依据。

从理论上讲，如果油藏是相互连通的，混合作用可以部分或完全消除原油在运移成藏过程中造成的组分差异。

反之，如果油藏是分隔的，那么由各种原因（油源差异、原油在油藏内的生物降解作用等）造成的流体非均质特性将长期保存下来。

3.6示踪计法示踪剂井间监测技术就是在注水井中注入硫氰酸铵、氚水、碘化钾、硝酸铵、溴化钠等水溶性示踪剂，在周围监测井中取流体样，分析样品中示踪剂浓度，并绘制出邻井示踪剂浓度随时间变化的曲线，通过对示踪剂产出曲线进行分析，进行井间连通性的判断。

见示踪剂时间越早的井与投示踪剂的井连通性越好。

四．利用测井方法判断裂缝有效性裂缝张开度越大，径向延伸越远，相互连通性越好，有效性越好。

4.1利用微电阻率成像测井与方位电阻率相结合的方法可确定裂缝的有效性一般微电阻率扫描成像测井的径向探测深度比方位电阻率（ARI）小得多，仅在水平裂缝或低角度裂缝时两者才比较接近。

因此微电阻率扫描成像测井（FMI）图像上可看到井壁上的全部裂缝，包括有效裂缝和无效缝，而ARI则只能看到径向延伸在2m以上的裂缝。

所以比较两者的图像或处理成果，就可估计裂缝的径向延伸情况。

具体方法是从FMI图像上确定是否为天然裂缝，再从ARI图像上看这些裂缝还是否存在，不存在的为无效缝，存在的为有效缝。

4.2利用双侧向的差异特征也能确定裂缝的有效性一般高角度裂缝导致双侧向电阻率呈“正差异”，而低角度裂缝导致双侧向电阻率呈“负差异”。

在高角度裂缝发育层段，双侧向测井在高阻背景下电阻率有所下降，深、浅侧向电阻率曲线出现正差异。

差异幅度越大，说明裂缝张开度越大，裂缝有效性相对越好；在低角度裂缝发育层段，只要深、浅侧向电阻率测井值出现负差异，就说明低角度裂缝发育带横向延伸较远。