现代测井技术在油藏描述中的应用
随着油气勘探进程的加快和勘探程度的提高，勘探对象日趋复杂和隐蔽，勘探难度越来越大，常规测井在储层描述、快速发现油气层等方面已不能满足油藏描述的要求，而应用斯伦贝谢MAXIS500的 CMR、MDT、FMI等现代测井技术，能够在储层孔隙结构、储层的烃类检测、岩性识别、裂缝识别、储层流体取样、油气藏类型分析等研究方面发挥其独特的作用，对提高勘探效益和油藏描述的水平具有较大的促进作用。
1 概述
FMI、CMR、MDT测井技术是斯伦贝谢公司20世纪90年代在岩性、孔隙度、径向电阻率等常规测井基础上发展起来的微观成像测井系列，其目的是快速、直观、形象、准确的识别油气层和储层流体性质，提供储层物性参数（孔隙度、渗透率和有效裂缝）。
FMI：微电阻率扫描成像测井，提供岩石颗粒的形状、大小、排列、胶结、分选、层理、裂缝等11种地质资料，可开展储层岩性识别、裂缝识别、倾角处理、地层构造等研究。
CMR：核磁共振成像测井，提供的回波串是孔隙流体纵向驰豫时间(T1)、横向驰豫时间(T2)、扩散系数、孔隙结构等综合因素的综合贡献，能定性、定量的把泥质束缚水、毛管束缚水、可动油、气、水等区分开，可进行现场快速储层评价，发现油气层，开展储层物性、孔隙结构、烃类检测等研究，提供各种岩性、不同结构储层的可动流体孔隙度和渗透率的大小及其纵向变化规律，为MDT作业优选最有效的井段和部位，提高MDT动态测试成功率。
MDT：模块式电缆储层动态测试器，根据FMI、CMR测井提供MDT的测试最有效的部位，逐层确定测压井段、测点分布，快速测定储层的原始地层压力，确认油水、气水、油气界面，任意采集所需的油、气、水样，供实验室测定流体的密度、粘度、含腊、组分等静态参数。可开展油气藏性质、油气藏类型研究。
2 应用效果分析
2.1 MDT测井测试技术
2.1.1 地层流体取样，识别油气藏性质
莫北油田莫北2井区侏罗系三工河组油藏是一个背斜构造油藏，由于该区块生产气油比高（大于2000m3/m3），试油多次进行井下取PVT样没有成功，该区块地层流体是油，还是凝析气，一直是油藏描述研究的难点。为搞清油气藏性质，应用MDT地层测压和地层流体取样的技术，在随后的两口评价井进行了地层测压和PVT取样。
根据MDT测压结果，J1s21流体密度为0.22 g/cm3，PVT取样为单相气体；J1s22上部流体密度0.22 g/cm3，为气的特征，下部流体密度为0.64 g/cm3，为油的特征， PVT分析为饱和程度较高的油藏。
综合分析认为J1s21为凝析气藏，J1s22为带凝析气顶的饱和油藏。
2.1.2 准确识别油水界面
陆梁油田陆9井区块是新疆油田公司2000年发现的新油田，该区块含油层多，纵向跨度大，尤其是白垩系呼图壁河组，含油层纵向跨度达 1000m，各含油层是一个油藏，还是多个油藏？是一个压力系统，还是多个压力系统？这都是油藏描述急需解决的问题。根据MDT测试建立的压力梯度结合地质综合研究成果，侏罗系西山窑组为两个油藏，即J2x1和J2x4；白垩系呼图壁河组为多个油藏，一砂一藏，即每个含油砂层为一个油藏，侏罗系西山窑组和白垩系呼图壁河组油藏类型均为边底水活跃的构造油藏，依据建立的油层和水层的压力梯度即可确定各油藏的油水界面。
2.1.3快速识别油气层
陆梁油田陆9井区块油层电阻率较低，常规测井识别油层困难，根据油层和水层流体密度不同的特点，利用MDT测试资料结合OFA分析，能有效快速识别油气层。陆9井区块侏罗系西山窑组根据MDT测试资料拟合的流体密度解释油层6层，试油4层，获工业油流4层，白垩系呼图壁河组MDT测试资料根据拟合的流体密度解释油层16层，试油14层，获工业油流11层，解释符合率83%。
2.2 CMR测井技术
2.2.1 精确岩心归位
岩心归位是测井储层评价的基础，归位的精度也直接影响着储层评价的精度。为此，采用CMR孔隙度测井曲线结合岩心分析进行岩心归位的方法，可使岩心归位误差小于0.1m，提高岩心分析数据的归位精度，为CMR测井储层评价奠定良好的基础。
2.2.2 孔喉半径计算
CMR测量采用了CPMG脉冲序列，它有效地消除了扩散驰豫信号。在岩石表面驰豫度一定的情况下，面体比越大，核子驰豫的速度越快，T2越小。虽然T2反映的是孔隙半径，而压汞资料获得的是孔喉半径，在岩性变化不大的情况下，二者之间存在着内在的相互联系。
根据石南油田侏罗系岩心的实验数据，利用CMR测井资料与压汞获得的平均孔喉半径可以建立很好的相互关系：
D=0.139(T2lm/100Swi)1.55
R=0.89
式中：D —平均孔喉半径，单位mm；
T2lm —T2对数平均值，单位ms；
Swi —CMR束缚水饱和度，小数；
R —相关系数。
应用上述表达式，我们可以根据CMR测井资料获得探井储层平均孔喉半径的参数曲线，这对于储层描述、储层物性下限的确定具有重要的指导意义。
2.2.3 计算孔隙度和渗透率
CMR测井可以直接获得高质量的有效孔隙度参数，同时用CMR测井资料获得的T2分布，还可计算岩石的孔隙半径和岩石的比面积。
岩石的有效孔隙度、孔喉半径与岩石的渗透率直接相关，CMR可以更为直接地确定这两个参数，这是其它常规测井所无法比拟的。利用斯伦贝谢推荐的经验公式可以根据CMR测井信息计算渗透率，以此方法对石南油田石南10井区块的探井进行了渗透率计算，通过对比分析，与岩心分析渗透率对比基本一致。
2.3 FMI成像测井
2.3.1 正确识别储层岩性
红山嘴油田红18井区块石炭系油藏岩性主要为安山岩、凝灰质岩屑砂岩，由于该区石炭系储层段未取岩心，储层岩性识别困难，给储层研究造成了一定困难。油藏描述存在的问题主要是储层岩性识别和储层裂缝识别。
首先，根据邻区车43井区和本区的石炭系岩石薄片资料，对FMI成像资料和常规测井资料进行岩性标定，然后在此基础上分别建立常规测井和 FMI图象两种岩性图版，常规测井岩性图版主要根据常规测井信息（三孔隙度、自然伽玛、电阻率等）建立，FMI岩性图版则根据图象特征建立，不同的岩性有不同成像特征。根据建立的岩性图版，各种岩性特征明显，具有较好的岩性分辨能力。
在岩性识别过程中，首先根据常规测井岩性图版识别，然后用 FMI测井图象岩性图版验证。分析表明，两种图版的分析结果基本一致，并且， FMI测井图像岩性图版符合率比常规测井岩性图版符合率高。经过岩性识别，认为红18井区块石炭系储层岩性主要为安山岩，由此为储层深入研究奠定了坚实的基础。
2.3.2有效识别储层裂缝
红山嘴油田红18井区块石炭系储层岩性为安山岩，储集类型为孔隙、裂缝的双重介质。根据FMI图像特征、地层倾角等资料，石炭系构造裂缝与断层同期形成，分为两套裂缝系统。一套为走向平行于断层走向的纵向系统，以剪切裂缝为主，是裂缝的主控系统；一套为共扼裂缝系统，为主裂缝系统的共扼裂缝。两套裂缝系统相互沟通，形成裂缝网络，这些裂缝是石炭系储层油气渗流的主要通道。该区块石炭系裂缝倾角较大，主要分布在50°-80°之间，裂缝孔隙度主要分布在 0.1%-0.3%之间。
风城油田风501井区块二叠系风城组储层岩性为白云质泥岩，储集类型主要为裂缝，风501井由于实施欠平衡钻井，未在下盘风城组钻井取心，裂缝发育情况不能从常规测井信息中获得，给试油选层造成一定困难，通过FMI成像测井信息分析，认为风城组裂缝发育，并从裂缝发育较为密集的层段中优选出1 层进行试油，获得日产油43m3的高产工业油流。
3 存在问题及下步工作
CMR、MDT、FMI测井技术在油藏描述研究工作中的应用已取得一定效果，但是，目前，CMR、MDT主要在砂岩高孔、高渗储层中应用效果较好，在其他储层应用较少，尤其是火山岩储层， FMI主要应用于复杂储层的岩性识别和裂缝识别，而对沉积、构造等研究应用较少，下步工作需加强CMR、MDT、 FMI测井技术应用研究，使它们更好的发挥技术优势，提高勘探效益。
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