CN104747183B - 一种碳酸盐岩储层综合分类方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种碳酸盐岩储层综合分类方法，该方法包括如下步骤：(1)对获产井段第i层进行岩屑取样；(2)分析岩屑判断岩性，得到第i层的岩性参数值Gi1；(3)对岩屑样品进行核磁共振录井分析或计算校正的可钻性指数B，划分储集层的类别，得到第i层的储层物性值Gi2；(4)对天然气的甲烷比值进行测量分析，结合钻时比值得到第i层气测参数值Gi3；(5)按照式(1)计算第i层井段综合评价系数Gi：其中，Gi是第i层综合评价系数，Gij是第i层第j项评价参数值，Aij是第i层第j项评价参数的权重，取值范围为1‑10，i为正整数，j为整数1‑3。通过10口井的应用，碳酸盐岩储层综合评价与测井解释符合率平均为92.4％。

Description

一种碳酸盐岩储层综合分类方法
技术领域
本发明涉及天然气勘探开发领域，具体地，涉及一种碳酸盐岩储层综合分类方法。
背景技术
川东北海相天然气藏蕴藏着丰富的天然气资源，是中国石化天然气增储上产的主力区块。但是，钻井和地质条件复杂，就元坝气田长兴组气藏而言，其属台缘礁滩相沉积，属于受礁滩体控制的局部边(底)水的高含硫岩性气藏，礁滩体小而分散，优质储层薄，非均质性强。同时，常规手段以储层物性为主要参数开展储层评价和分类，由于样品采集、分析方法等因素的影响，这种储层评价和分类结果存在一定的偏差，例如，目前普遍采用的PDC钻头、水平井、屏蔽暂堵、过平衡钻井等工艺技术，造成岩屑细小、混杂，储集层岩性识别困难以及油气水显示较弱，油气显示发现与归位困难等问题。因此，如何在钻井过程中准确识别和评价储集层，为勘探开发提供基础数据，是天然气勘探开发领域急需解决的技术难题。
发明内容
为解决现有技术中存在的问题，研究发明了碳酸盐岩储层综合分类方法，其主要内容是：选取与获产密切相关的岩性、物性、含气性几项参数作为储层评价和分类指标，研究各项地质指标的权重系数，得到不同类型储层的地质综合评价指标，消除不同指标的影响因素，提高综合识别评价的准确度，并建立简单快捷的评价流程，缩短储层识别评价周期。
具体来说，本发明采用的技术方案是，一种碳酸盐岩储层综合分类方法，其特征在于，该方法包括如下步骤：
(1)对获产井段第i层进行岩屑取样；
(2)用X射线荧光元素录井技术分析岩屑，识别获产井段第i层的岩性，得到第i层的岩性参数值Gi1；
(3)对获产井段第i层的岩屑样品进行核磁共振录井分析或计算校正的可钻性指数B，划分储集层的类别，根据储集层的类别，得到第i层的储层物性值Gi2；
(4)对获产井段第i层的钻井液中的天然气的甲烷比值进行测量分析，结合钻时比值得到第i层气测参数值Gi3；
(5)按照式(1)计算第i层井段综合评价系数Gi：
其中，Gi是第i层综合评价系数，Gij是第i层第j项评价参数值，Aij是第i层第j项评价参数的权重，取值范围为1-10，i为正整数，j为整数1-3。
前述的碳酸盐岩储层综合分类方法，所述步骤(2)中，用X射线荧光元素录井技术分析岩屑判断获产井段第i层的岩性的步骤为：
(1)根据元坝气田资料及实际井岩性组合特征，确定实际井纯灰岩、纯白云岩、石膏岩井段；
(2)根据该地区纯白云岩段XRF分析数据确定Camin和Mgmax；根据纯灰岩段XRF分析数据确定Camax和Mgmin；根据纯白云岩段XRF分析数据、纯灰岩段XRF分析数据确定Smin、Femin，根据纯石膏岩段XRF分析数据确定Smax，根据纯泥岩段XRF分析数据确定Femax；
(3)分别对不同岩性岩段的岩屑进行取样，并分析Ca元素含量、Mg元素含量、S元素含量和Fe元素含量，分别求其平均值；
(4)按照式(1)计算灰质含量：
式中：XLIME——XRF计算的灰质含量；
Ca——钙元素测量值；
Camin——纯白云岩Ca元素平均值；
Camax——纯灰岩Ca元素平均值；
XLIME＜0的值按0处理；
(5)按照式(2)计算白云质含量：
式中：XDOLO——XRF计算的白云质含量；
Mg——Mg元素测量值；
Mgmin——纯灰岩Mg元素平均值；
Mgmax——纯白云岩Mg元素平均值；
XDOLO＜0的值按0处理；
(6)按照式(3)计算膏质含量：
式中：XPLAS——XRF计算的膏质含量；
S——S元素测量值；
Smin——纯灰岩、白云岩S元素平均值；
Smax——纯石膏岩S元素平均值；
XPLAS＜0的值按0处理；
(7)按照式(4)计算泥质含量
式中：XSH——XRF计算的泥质含量；
Fe——铁元素测量值；
Femin——纯灰岩、白云岩铁元素平均值；
Femax——纯泥岩铁元素平均值；
(8)根据式(1)～(4)的结果判断岩性。
前述的碳酸盐岩地层随钻岩性快速识别方法，如果计算得到的灰质含量、白云质含量、膏质含量及泥质含量之和不等于100％，按照以下步骤对式(1)～(4)所得结果进行数据修正：
(1)按式(5)计算式(1)～(4)中各组分含量的和：
Σ＝XLIME+XDOLO+XPLA+XSH (5)
(2)按式(6)、(7)、(8)、(9)将式(1)、(2)、(3)、(4)所得结果进行修正处理：
修正XLIME＝XLIME/Σ (6)
修正XDOLO＝XDOLO/Σ (7)
修正XPLAS＝XPLAS/Σ (8)
修正XSH＝XSH/Σ (9)；
(3)根据修正的结果判断岩性。
前述的碳酸盐岩储层综合分类方法，所述步骤(2)中岩性值Gi1的取值为1.5、1.0或0.5，权重赋值为2。
前述的碳酸盐岩储层综合分类方法，所述步骤(2)中，当岩性特征为溶孔、溶洞、溶缝和晶间孔发育的白云岩时，岩性值Gi1为1.5；当岩性特征为溶孔、溶缝和晶间孔较发育白云岩和灰质白云岩时，岩性值Gi1为1.0；当岩性特征为孔隙欠发育白云岩或灰岩时，岩性值Gi1为0.5。
前述的碳酸盐岩储层综合分类方法，所述步骤(3)中储层物性值Gi2的权重赋值为3，取值为3、2或1。
前述的碳酸盐岩储层综合分类方法，所述步骤(3)中，当储集层的类别为I类,时，储层物性值Gi2的取值为3，当储集层的类别为II类时，储层物性值Gi2的取值为2，当储集层的类别为III类时，储层物性值Gi2的取值为1。
前述的碳酸盐岩储层综合分类方法，所述步骤(3)中当岩屑直径≥3mm时，对获产井段第i层的岩屑进行核磁共振录井分析，得到储集层的孔隙度和渗透率，进而划分储集层的类别为I类、II类或III类。
前述的碳酸盐岩储层综合分类方法，步骤(3)中当岩屑直径<3mm时，根据校正的可钻性指数B划分储集层的类别，具体为：
B＝A/趋势值 (2)
其中，A为可钻性指数，且
其中，式(3)中，n为转盘转速，单位为r/min；t为钻时，单位为min/m；W为钻压，单位为kN；db为钻头直径，单位为mm；H为井深，单位为m；
根据校正的可钻性指数B值划分储集层的类别为I类、II类或III类。
前述的碳酸盐岩储层综合分类方法，步骤(4)中气测参数值Gi3的权重赋值为4，当钻时比值≥1.40，甲烷比值>2时，储层为气层，Gi3取值为3，当钻时比值为1-1.40，甲烷比值>2时，储层为含气层，Gi3取值为2，当钻时比值为0-1，甲烷比值<2时，储层为微含气层，Gi3取值为1。
前述的碳酸盐岩储层综合分类方法，当Gi大于20时，井段第i层为优级储层；当Gi为14-20时，井段第i层为良级储层；当Gi小于14时，井段第i层为差级储层。
通过研究各项地质指标与测井、测试结果的相关性，优选出储层综合评价指标和相应的权重，建立起元坝气田碳酸盐岩储层综合识别评价技术。通过10口井的应用，储层综合评价与测井解释符合率平均92.4％，其中I类、II类储层符合率分别为88.5％和96.4％。
附图说明
图1是本发明一个实施方式所述的碳酸盐岩储层综合分类方法的流程图。
图2是浅50-100米井段中Ca元素和Mg元素含量基线取值示意图。
图3是川东北海相地层气测解释图版。
图4是元坝204井井深6380-6520m储层综合评价图。
图5是元坝29-2井的储层薄片照片。
图6是长兴组7060.00-7160.00m储层离子色谱随钻地层水评价图版。
图7是长兴组7060.00-7160.00m储层核磁物性随钻评价图版。
图8是长兴组7060.00-7160.00m随钻储层识别与测井解释对比图。
图9是元坝10-1H长兴组7590.00-7680.00m储层核磁物性随钻评价图版。
图10是元坝10-1长兴组7590.00-7680.00m随钻储层识别与测井解释对比图。
图11是元坝204-1H长兴组6620.00-6690.00m储层核磁物性随钻评价图版。
图12是元坝204-1井6620.00-6690.00m长兴组随钻储层识别与测井解释对比图。
具体实施方式
本发明针对碳酸盐岩储层评价中单参数评价存在的局限性，发明碳酸盐岩储层多参数权重综合评价与分类方法。并应用于碳酸盐岩超深水平井的储层综合评价，储层综合评价符合率达到92.4％，实现了随钻储层物性的定量分类和储层优劣的准确评价，为未钻井段轨迹是否调整和优质储层标定与预测提供了科学依据。
下面详细说明本发明碳酸盐岩储层综合分类方法，以阐述本发明所采用的方法的特征以及证明本发明的效果。
储层识别
通过现有技术中岩性、物性、含油气性分析单项技术的研究，结合现场工作实践，建立了元坝气田地区海相储层与非储层的分层原则：
(1)元素岩性识别技术等方法评价的泥岩和膏盐岩为非储层岩性，储层岩性为灰岩、白云岩及其过渡岩性；
(2)核磁共振物性分析岩屑孔隙度大于2或校正的可钻性指数B小于1为储层；
(3)气测组分中的甲烷比值大于2为储层。
储层评价
发明人通过研究各项地质指标与测井、测试结果的相关性，优选出储层综合评价指标和相应的权重，建立起元坝气田储层综合识别评价技术。
地质指标的优选
发明人对主要地质指标与测试获产的关系分析如下：
(1)岩性
元坝气田海相储层岩性成分以白云岩为主、灰岩次之，但结构比较复杂，不同区块储层的岩性成分有区别。据国内大量研究证实，白云岩化作用对元坝气田海相优质储层的形成做出重要贡献。通过统计元坝区块9口长兴组测试获产井段71层储层的岩性，计算出各种岩性的平均孔隙度，结果如表1所示。从表1可以看出，储层物性与白云石含量有一定正相关性，白云石含量越高，物性越好(溶孔、溶洞、晶间孔、粒间孔发育)，故白云岩类物性明显优于灰岩类。灰岩类中的鲕粒灰岩和生物礁灰岩的孔隙度又比其它灰岩的储集性好。
表1 元坝区块9口长兴组测试获产段岩性与孔隙度关系统计
岩性 累计厚度(m) 平均孔隙度(％)
灰岩 147.7 3.93
白云质灰岩 23.3 5.96
灰质白云岩 29.2 7.9
白云岩 169.77 6.11
(2)储层物性
元坝气田海相储层类型主要为裂缝-孔隙型，对于该类型储层，孔隙度是评价储层的一个重要指标，有效孔隙度的大小与油气产量有正相关性。现场可以通过对岩屑进行核磁共振分析建立单井物性剖面，当岩屑直径<3mm，不能满足核磁共振分析条件时，利用综合录井参数储层划分指数也能评价储层物性。
(3)气测参数
气测录井主要是通过对钻井液中天然气的组成成份和含量进行测量分析，依此来判断地层流体性质。气测录井能够及时地发现油气层，并对井涌、井喷等工程事故进行预警，是地面评价油气的最有效的手段之一。气测值的高低，与储层的产能大小有密切相关。气测资料也是储层评价的一个重要指标。
综上，该3项地质指标都能反映储层综合性能，与储层评价密切相关，为了突出各项地质指标在储层综合评价中的作用，发明人引用了指标权重法来计算综合评价系数。
综合评价系数的计算
某一指标的权重是指该指标在整体评价中的相对重要程度，是被评价对象的不同侧面的重要程度的定量分配，对各评价因子在总体评价中的作用进行区别对待。碳酸盐岩地质指标能够反映钻遇储层信息、性质及程度的差异，发明人引入权重的方法对地质指标进行综合分析，对每个地质指标的评价取值，决定于其贡献的大小，贡献大的其权重取值较大，反之则较小。每个地质指标显示等级的取值范围均在1～10之间，对不同显示等级的取值大小，反映了储层性质的差别，是由经验或通过统计方法来确定的。该方法很好的消除了单指标对储层评价的影响，提高了储层评价的准确性。因此，发明人利用与获产密切相关的地质指标建立了综合评价系数。
图1是本发明一个实施方式所述的碳酸盐岩储层综合分类方法的流程图。如图1所示，综合评价系数是指单项地质指标与该项指标的权重的乘积之和。按照式(1)计算综合评价系数：
其中，Gi是第i层综合评价系数；Gij是第i层第j项评价参数值；Aij是第i层第j项评价参数的权重，i为正整数，j为整数1-3。
首先，对获产井段第i层进行岩屑取样，用X射线荧光元素录井技术分析岩屑，识别获产井段第i层的岩性，得到第i层的岩性参数值Gi1。岩性参数值Gi1的取值为1.5、1.0或0.5，权重赋值为2。
具体地，用X射线荧光元素录井技术分析岩屑判断获产井段第i层的岩性的步骤为：
(1)根据元坝气田资料及实际井岩性组合特征，确定实际井纯灰岩、纯白云岩、石膏岩井段；
(2)根据该地区纯白云岩段XRF分析数据确定Camin和Mgmax；根据纯灰岩段XRF分析数据确定Camax和Mgmin。图2是浅50-100米井段中Ca元素和Mg元素含量基线取值示意图。根据图1，以50-100米范围计算Ca、Mg元素的移动最大值和最小值，得到Camin和Mgmax、Camax和Mgmin。同样，采用上述方法，根据纯白云岩段XRF分析数据、纯灰岩段XRF分析数据确定Smin、Femin，根据纯石膏岩段XRF分析数据确定Smax，根据纯泥岩段XRF分析数据确定Femax。
(3)分别对不同岩性岩段的岩屑进行取样，并分析Ca元素含量、Mg元素含量、S元素含量和Fe元素含量，分别求其平均值；
(4)按照式(1)计算灰质含量：
式中：XLIME——XRF计算的灰质含量；
Ca——钙元素测量值；
Camin——纯白云岩Ca元素平均值；
Camax——纯灰岩Ca元素平均值；
XLIME＜0的值按0处理；
(5)按照式(2)计算白云质含量：
式中：XDOLO——XRF计算的白云质含量；
Mg——Mg元素测量值；
Mgmin——纯灰岩Mg元素平均值；
Mgmax——纯白云岩Mg元素平均值；
XDOLO＜0的值按0处理；
(6)按照式(3)计算膏质含量：
式中：XPLAS——XRF计算的膏质含量；
S——S元素测量值；
Smin——纯灰岩、白云岩S元素平均值；
Smax——纯石膏岩S元素平均值；
XPLAS＜0的值按0处理；
(7)按照式(4)计算泥质含量
式中：XSH——XRF计算的泥质含量；
Fe——铁元素测量值；
Femin——纯灰岩、白云岩铁元素平均值；
Femax——纯泥岩铁元素平均值；
(8)根据式(1)～(4)的结果判断岩性。
前述的碳酸盐岩地层随钻岩性快速识别方法，如果计算得到的灰质含量、白云质含量、膏质含量及泥质含量之和不等于100％，按照以下步骤对式(1)～(4)所得结果进行数据修正：
(1)按式(5)计算式(1)～(4)中各组分含量的和：
Σ＝XLIME+XDOLO+XPLA+XSH (5)
(2)按式(6)、(7)、(8)、(9)将式(1)、(2)、(3)、(4)所得结果进行修正处理：
修正XLIME＝XLIME/Σ (6)
修正XDOLO＝XDOLO/Σ (7)
修正XPLAS＝XPLAS/Σ (8)
修正XSH＝XSH/Σ (9)；
(3)根据修正的结果判断岩性。
式(1)～(4)所得结果中灰质含量、白云质含量、膏质含量及泥质含量之和不等于100％，采用式(5)～(9)对四种含量做归一化处理，使灰质含量、白云质含量、膏质含量及泥质含量之和等于100％，即可套用通用岩性定名方法将处理结果用于岩性识别。
其中，当岩性特征为溶孔、溶洞、溶缝和晶间孔发育的白云岩时，岩性值Gi1为1.5；当岩性特征为溶孔、溶缝和晶间孔较发育白云岩和灰质白云岩时，岩性值Gi1为1.0；当岩性特征为孔隙欠发育白云岩或灰岩时，岩性值Gi1为0.5。
其中，对获产井段第i层的岩屑样品进行核磁共振录井分析或计算校正的可钻性指数B评价储层物性，得到第i层的储层物性值Gi2。储层物性值Gi2的取值为3、2或1，权重赋值为3。
具体地，当岩屑直径≥3mm时，对获产井段第i层的岩屑进行核磁共振录井分析，得到储集层的孔隙度和渗透率，进而划分储集层的类别为I类、II类或III类。划分标准如表2所示。
表2 川东北地区核磁共振录井储集层类别划分参考标准
储集层类别 孔隙度/％ 渗透率/mD
I >6.5 >0.100
II 3.0～6.5 0.01～0.10
III 2.0～3.5 0.001～0.010
非储集层 <2.0 <0.001
或者，当岩屑直径<3mm时，通过计算得到的校正的可钻性指数B划分储集层的类别为I类、II类或III类。校正的可钻性指数B是可钻性指数A与趋势值的比值，按照式(2)计算校正的可钻性指数B：
B＝A/趋势值 (2)
其中，A为可钻性指数，且
其中，式(3)中，n为转盘转速，单位为r/min；t为钻时，单位为min/m；W为钻压，单位为kN；db为钻头直径，单位为mm；H为井深，单位为m。
地层压实程度总是随着深度增加而逐渐增大(含有流体的异常地层除外)，同一层位的岩石可钻性指数总体上也具有随深度而增加的趋势。通过人工或相应的软件绘制出趋势线，便可获得对应深度的趋势值，进而则可根据可钻性指数A确定校正的可钻性指数B。
根据校正的可钻性指数B值划分储集层的类别为I类、II类或III类。划分标准如表3所示。
表3 综合录井校正的可钻性指数储集层类别划分标准
校正的可钻性指数 现场录井特征 储集层类别
<0.4 裂缝发育、放空，大漏或连续井涌 I
0.4～0.8 裂缝-溶孔发育，发生井漏或井涌 II
0.8～1.0 溶孔或裂缝不发育，无井漏或井涌 III
当储集层的类别为I类时，储层物性值Gi2的取值为3，当储集层的类别为II类时，储层物性值Gi2的取值为2，当储集层的类别为III类时，储层物性值Gi2的取值为1。
其中，对获产井段第i层的钻井液中的天然气的甲烷比值进行测量分析，结合钻时比值得到第i层气测参数值Gi3。气测参数值Gi3的取值为3、2或1，权重赋值为4。
图3是川东北海相地层气测解释图版。表4是川东北海相地层气测解释参考标准。如图2和表4所示，当钻时比值≥1.40，甲烷比值>2时，储层为气层，Gi3取值为3，当钻时比值为1-1.40，甲烷比值>2时，储层为含气层，Gi3取值为2，当钻时比值为0-1，甲烷比值<2时，储层为微含气层，Gi3取值为1。
其中，甲烷比值的测量是通过现有技术中氢焰气相色谱分析技术进行测量的。
表4 川东北海相地层气测解释参考标准
钻时比值 甲烷比值 气测异常解释
≥1.40 >2 气层
1～1.40 >2 含气层
0～1.40 <2 微含气层
当计算得到的Gi大于20时，井段第i层为优级储层；当Gi为14-20时，井段第i层为良级储层；当Gi小于14时，井段第i层为差级储层。
按上述方法，可以计算出储集层计算出地质综合评价系数。本发明对元坝气田海相3口井9层地质综合评价系数进行计算，将系数与该层的测井、测试成果进行对比拟合分析(结果如表5所示)，结合B指数、全烃曲线形态对储层类型的识别，就初步建立元坝气田海相储层随钻综合评价指标(见表6)。
表5 元坝气田部分井海相储层随钻综合评价系数与测井、测试成果对比表
表6 元坝气田现场储层综合分类评价标准表
现有资料表明，测试获产的储层段大部分见气测异常显示，因此，在现场实际应用中，不是对所有识别出的储层进行评价，评价储层的首要条件是甲烷比值大于2，或出现良好的钻井显示，如果未出现上述情况则进行岩性判断，仅在灰岩、白云岩及其过渡岩性中开展核磁共振孔隙度>4储层的评价工作。
室内验证分析
选取元坝气田元坝204井海相储层进行方法验证。采用综合指标评价对飞仙关组6层综合解释层进行储层评价，共评价出优级2层，良级3层，差级1层，预测该井2层优级气层段测试有望获工业产能，元坝204井在完井后在飞仙关组6398.00-6496.00m进行测试，获天然气产量10.065万方。结果如表7和图4所示。图4是元坝204井井深6380-6520m储层综合评价图。通过表7、图4可看出，元坝204井储层段综合评价指数评价的储层与测井和测试吻合，故该储层识别方法的可行性在室内得到了初步验证。
表7 元坝204井飞仙关组储层综合评价成果表
随钻储层识别与评价结果与测井解释成果符合率高，为现场快速判断储层优劣提供了依据
本发明利用多种方法综合识别评价储层，有效消除单指标的影响因素，提高了解释的及时性和准确性，形成了随钻储层快速识别评价技术和气水解释评价技术，并在元坝气田元坝272H井、元坝102-2H井、元坝204-1H井等井进行了推广应用。
储层随钻综合识别评价结果与测井对比
通过研究各项地质指标与测井、测试结果的相关性，优选出储层综合评价指标和相应的权重，建立起元坝气田储层综合识别评价技术。表8是元坝气田随钻综合物性评价与测井符合率统计表。通过10口井的应用，储层综合评价与测井解释符合率平均92.4％，其中I、II类储层符合率分别为88.5％和96.4％。
表8 元坝气田随钻综合物性评价与测井符合率统计表
实施例
实施例1将碳酸盐岩储层综合分类方法应用于元坝29-2井
对6963.00-7686.00m井段长兴组应用储层随钻识别评价技术，实钻水平段长兴组段长723.00m。气测解释气显示7层490.50m，其中气层6层432.50m，含气层1层58.00m，气测显示全烃值普遍较高，3.0～19.2％间变化，岩性主要为(针孔、溶孔)细-中晶白云岩，孔洞较发育，晶间缝、裂缝发育。图5为元坝29-2井的储层薄片照片。图5a是元坝29-2井井深为6702m时，储层为白云岩，微裂缝；图5b是元坝29-2井井深为6948m时，储层为针孔状白云岩。核磁物性分析共解释I类储层5层18.00m，II类储层24层242.00m，III类储层67层246.00m。随钻综合评价102层，其中优级储层10层21.00m，良级储层26层271.00m，差级储层66层289.00m。
图6为长兴组7060.00-7160.00m储层离子色谱随钻地层水评价图版，表明该井段不含水；图7为长兴组7060.00-7160.00m储层核磁物性随钻评价图版，利用随钻核磁物性准确评价储层；图8为长兴组7060.00-7160.00m随钻储层识别与测井解释对比图，显示随钻物性评价与测井解释基本一致。
与测井解释对比，随钻储层核磁物性评价I、II类储层厚度与测井解释厚度符合率分别为88.24％、92.90％，随钻储层综合评价优、良级储层厚度与测井解释厚度符合率分别为97.14％、96.13％(表8)。
实施例2将碳酸盐岩储层综合分类方法应用于元坝10-1H井
对7052.00-7749.00m井段长兴组应用储层随钻识别评价技术，实钻水平段长兴组段长691.00m。气测解释气显示11层554.50m，其中气层6层487.00m，含气层2层18.00m，微含气层3层49.50m，气测显示全烃值最高达54.45％，岩性主要为(针孔、溶孔)细-中晶白云岩，孔洞较发育，晶间缝、裂缝发育。
核磁物性分析共解释I类储层5层24.00m，II类储层29层258.00m，III类储层11层191.00m。水平段离子色谱未发现含水迹象。随钻综合评价30层，其中优级储层5层36.00m，良级储层14层283.00m，差级储层11层165.00m。
图9为长兴组7590.00-7680.00m储层核磁物性随钻评价图版，利用随钻核磁物性准确评价储层；图10为长兴组7590.00-7680.00m随钻储层识别与测井解释对比，显示随钻物性评价与测井解释基本一致。
与测井解释对比，随钻储层核磁物性评价I、II类储层厚度与测井解释厚度符合率分别为69.97％、95.66％，随钻储层综合评价优、良级储层厚度与测井解释厚度符合率分别为95.28％、95.30％(表8)。
实施例3将碳酸盐岩储层综合分类方法应用于元坝204-1H井
对6583.00-7676.00m井段长兴组应用储层随钻识别评价技术，实钻水平段长兴组段长1093.00m。气测解释气显示26层692.50m，其中气层25层685.50m，含气层1层7.00m，微含气层3层49.50m，气测显示全烃值最高达46.99％，岩性主要为(针孔、溶孔)细-中晶白云岩，孔洞较发育，晶间缝、裂缝发育。
核磁物性分析共解释I类储层11层87.00m，II类储层39层403.00m，Ⅲ类储层39层310.00m。离子色谱未发现含水迹象。随钻综合评价89层，其中优级储层15层，良级储层35层，差级储层39层。
图11为长兴组6620.00-6690.00m储层核磁物性随钻评价图版，利用随钻核磁物性准确评价储层；图12为长兴组6620.00-6690.00m随钻储层识别与测井解释对比，显示随钻物性评价与测井解释基本一致。
与测井解释对比，随钻储层核磁物性评价I、II类储层厚度与测井解释厚度符合率分别为73.54％、86.30％，随钻储层综合评价优、良级储层厚度与测井解释厚度符合率分别为96.97％、97.70％(表8)。
本发明已在元坝气田元坝气田10口礁滩体超深水平井均实现了长穿优质储层，其地质导向和轨迹优化获得成功应用、成效显著，为气田开发建设目标的实现提供了技术保障和支撑，为地方经济建设起到了建设性的作用，取得了显著经济效益和社会效益。
本发明形成的低成本的高效的适用的技术和经验对于元坝滚动建产和国内类似气藏开发建设具有重要的指导意义，为复杂油气藏降低投资、提高开发效益，实施水平井提供了新的思路和方法，成果推广应用意义重大。同时，也为其它复杂油气藏的水平井开发探索了路子，推广应用前景广阔：
一方面西南油气分公司实施的川科1、彭州1等已在川西海相取得了突破，正按照总部勘探精神“积极展开风险勘探，整体评价，力争在新区域、新层系取得新的油气突破；争取“十三五”期间海相成为接替陆相，有力支撑“双百亿”目标的主战场”。
另一方面四川盆地海相上组合总体勘探程度较低，资源潜力大，是“十二五”乃至“十三五”展开勘探、实现规模储量的有利勘探层系；同时我国海相碳酸盐岩油气资源探明程度也还很低。
上述情况表明，碳酸盐岩具有巨大的油气勘探开发潜力和良好的发展前景。但随着天然气勘探开发的不断深入，勘探开发对象越来越复杂、越来越深，因此本发明成果对以后类似的气田开发具有重要的使用价值和广泛的推广应用前景。
最后所应说明的是，以上具体实施方式仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照实施例对本发明进行了详细说明，所应理解的是，可以对本发明的技术方案进行的修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，均应涵盖在本发明的权利要求范围内。

Claims (10)

1.一种碳酸盐岩储层综合分类方法，其特征在于，该方法包括如下步骤：
(1)对获产井段第i层进行岩屑取样；
(2)用X射线荧光元素录井技术分析岩屑，识别获产井段第i层的岩性，得到第i层的岩性参数值Gi1；
(3)对获产井段第i层的岩屑样品进行核磁共振录井分析或计算校正的可钻性指数B，划分储集层的类别，根据储集层的类别，得到第i层的储层物性值Gi2；
(4)对获产井段第i层的钻井液中的天然气的甲烷比值进行测量分析，结合钻时比值得到第i层气测参数值Gi3；
(5)按照式(1)计算第i层井段综合评价系数Gi：
G i = &Sigma; j = 1 3 A i j G i j - - - ( 1 )
其中，Gi是第i层井段综合评价系数，Gij是第i层第j项评价参数值，Aij是第i层第j项评价参数的权重，取值范围为1-10，i为正整数，j为整数1-3；
其中，所述步骤(2)中，用X射线荧光元素录井技术分析岩屑判断获产井段第i层的岩性的步骤为：
1)根据元坝气田资料及实际井岩性组合特征，确定实际井纯灰岩、纯白云岩、石膏岩井段；
2)根据该地区纯白云岩段XRF分析数据确定Camin和Mgmax；根据纯灰岩段XRF分析数据确定Camax和Mgmin；根据纯白云岩段XRF分析数据、纯灰岩段XRF分析数据确定Smin、Femin，根据纯石膏岩段XRF分析数据确定Smax，根据纯泥岩段XRF分析数据确定Femax；
3)分别对不同岩性岩段的岩屑进行取样，并分析Ca元素含量、Mg元素含量、S元素含量和Fe元素含量，分别求其平均值；
4)按照式<1>计算灰质含量：
X L I M E = C a - Ca m i n Ca max - Ca min - - - < 1 >
式中：XLIME——XRF计算的灰质含量；
Ca——钙元素测量值；
Camin——纯白云岩Ca元素平均值；
Camax——纯灰岩Ca元素平均值；
XLIME＜0的值按0处理；
5)按照式<2>计算白云质含量：
X D O L O = M g - Mg m i n Mg max - Mg m i n - - - < 2 >
式中：XDOLO——XRF计算的白云质含量；
Mg——Mg元素测量值；
Mgmin——纯灰岩Mg元素平均值；
Mgmax——纯白云岩Mg元素平均值；
XDOLO＜0的值按0处理；
6)按照式<3>计算膏质含量：
X P L A S = S - S m i n S max - S min - - - < 3 >
式中：XPLAS——XRF计算的膏质含量；
S——S元素测量值；
Smin——纯灰岩、白云岩S元素平均值；
Smax——纯石膏岩S元素平均值；
XPLAS＜0的值按0处理；
7)按照式<4>计算泥质含量
X S H = F e - Fe m i n Fe max - Fe m i n - - - < 4 >
式中：XSH——XRF计算的泥质含量；
Fe——铁元素测量值；
Femin——纯灰岩、白云岩铁元素平均值；
Femax——纯泥岩铁元素平均值；
8)根据式<1>～<4>的结果判断岩性。
2.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层综合分类方法，其特征在于，所述步骤(2)中岩性参数值Gi1的取值为1.5、1.0或0.5，权重赋值为2。
3.根据权利要求1或2所述的碳酸盐岩储层综合分类方法，其特征在于，所述步骤(2)中，当岩性特征为溶孔、溶洞、溶缝和晶间孔发育的白云岩时，岩性参数值Gi1为1.5；当岩性特征为溶孔、溶缝和晶间孔较发育白云岩和灰质白云岩时，岩性参数值Gi1为1.0；当岩性特征为孔隙欠发育白云岩或灰岩时，岩性参数值Gi1为0.5。
4.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层综合分类方法，其特征在于，所述步骤(3)中储层物性值Gi2的权重赋值为3，取值为3、2或1。
5.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层综合分类方法，其特征在于，所述步骤(3)中，当储集层的类别为I类,时，储层物性值Gi2的取值为3，当储集层的类别为II类时，储层物性值Gi2的取值为2，当储集层的类别为III类时，储层物性值Gi2的取值为1。
6.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层综合分类方法，其特征在于，所述步骤(3)中当岩屑直径≥3mm时，对获产井段第i层的岩屑进行核磁共振录井分析，得到储集层的孔隙度和渗透率，进而划分储集层的类别为I类、II类或III类。
7.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层综合分类方法，其特征在于，所述步骤(3)中当岩屑直径<3mm时，根据校正的可钻性指数B划分储集层的类别，具体为：
B＝A/趋势值 (2)
其中，A为可钻性指数，且
A = ( 0.1 W ) 0.5 t 0.25 n 0.25 0.3937 d b + 0.028 ( 7 - H 1000 ) - - - ( 3 )
其中，式(3)中，n为转盘转速，单位为r/min；t为钻时，单位为min/m；W为钻压，单位为kN；db为钻头直径，单位为mm；
H为井深，单位为m；
根据校正的可钻性指数B值划分储集层的类别为I类、II类或III类。
8.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层综合分类方法，其特征在于，所述步骤(4)中气测参数值Gi3的权重赋值为4，取值为3、2或1。
9.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层综合分类方法，其特征在于，所述步骤(4)中，当钻时比值≥1.40，甲烷比值>2时，储层为气层，Gi3取值为3，当钻时比值为1-1.40，甲烷比值>2时，储层为含气层，Gi3取值为2，当钻时比值为0-1，甲烷比值<2时，储层为微含气层，Gi3取值为1。
10.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层综合分类方法，其特征在于，当Gi大于20时，井段第i层为优级储层；当Gi为14-20时，井段第i层为良级储层；当Gi小于14时，井段第i层为差级储层。
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