YD油田主要油气富集带为中-晚白垩纪S层和早白垩纪F层。S层为浅海台地沉积，局部地区发育开阔海沉积和潟湖沉积，总厚度可达667 m，主要为白垩质灰岩、含泥白垩质灰岩，在7个向上变粗的反旋回组成中，S2和S4为主要的含油层系，S层整体为块状油藏，具有单一油水系统及压力体系。F层也属浅海台地沉积，但具有浅水板状碳酸盐岩沉积特点，底部为块状鲕粒灰岩—球粒灰岩，总体上以微晶灰岩为主，孔隙间常常含有黏土和灰泥、白垩质灰岩。

测井解释模型是储层地质评价和储量计算的基础。由于YD油田早期勘探井岩心、试油等资料较少，测井资料刻度误差大，对储层地质认识不足，因此测井解释模型不够理想，在储层评价及地质动静态模型与油藏模型建立过程中出现诸多矛盾。为提高测井储层参数的准确性，在充分运用岩心、试油等资料的基础上，对老井和新井测井资料进行归一化处理和岩心刻度校准，重新建立了测井储层参数解释模型。

岩石矿物模型包括岩石(骨架)模型和矿物(泥质)模型。准确的岩性识别是对孔隙度和饱和度进行准确计算和校正的前提。

在对孔隙度测井资料进行环境校正的基础上，利用中子-密度-自然伽马交会图确定岩石骨架模型。S地层和F地层的中子-密度-自然伽马交会图如图1所示，可以看出，储层岩石主要成分为灰岩，含少量白云岩以及少量泥质灰岩。这与岩心分析结果一致，因此确定岩石骨架模型为灰岩模型。

图1 S地层和F地层中子-密度-伽马交会图 Fig.1 Crossplot of Neutron,density and gamma ray in Formation S and Formation F

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碳酸盐岩由于成岩后期的化学改造及渗流作用，纯岩性容易产生有机质沉淀，表现为高的总自然伽马和低的去铀自然伽马^{[1, 2]}，如果选择总自然伽马进行泥质含量计算,会使部分储层的泥质含量偏高,甚至当作泥岩处理,从而漏掉储层^[3]，一般选用去铀自然伽马方法^[4]进行计算:

以岩心孔隙度刻度为基础，在确定岩石骨架模型和泥质含量后，对经过泥质校正的密度-中子孔隙度模型、声波-中子孔隙度模型、密度孔隙度模型、声波孔隙度模型和中子孔隙度模型进行对比，优选出最适合的模型为密度孔隙度模型(见图2)。

图2 不同孔隙度模型处理对比结果 Fig.2 Comparison of processing results with different porosity models

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复杂的孔隙结构是碳酸盐岩储层的物性特征之一,其孔隙空间以沉积以后的成岩后生阶段和表生阶段改造的次生孔隙为主。由于次生改造作用的千差万别，再加上不同期次改造作用的叠加，使得碳酸盐岩储层的次生孔隙结构异常复杂。因此，研究孔隙度类型及特征是认识和评价碳酸盐岩储层的基础和关键之一。

S层孔隙空间主要为原生孔隙和溶蚀孔洞，其中溶蚀孔洞约占46%，原生孔隙约占50%。原生孔隙中印模孔、粒内孔和粒间孔的比例分别约为15%,15%和21%，骨架孔隙几乎为0%，裂缝不发育。

F层孔隙空间主要为原生孔隙和溶蚀孔洞，其中溶蚀孔洞约占39%，原生孔隙约占56%。与S层不同，原生孔隙中骨架孔隙和印模孔为主体，分别约占17%和21%，粒内孔和粒间孔分别只约占9%和4%，说明储层胶结物含量高、胶结程度高，裂缝不发育。

以储层孔隙类型为基础，利用测井总孔隙度、有效孔隙度和次生孔隙度分析并研究孔隙纵、横向分布情况，为地质评价提供依据。

根据岩心孔隙度和渗透率进行回归(见图3)，分别得到：

图3 地层岩心孔隙度-渗透率交会图 Fig.3 Crossplot of porosity and permeability of core

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剔除岩心中受裂缝影响的孔隙部分，则渗透率与常用的Timur公式^[5]吻合非常好，即：

求解以阿尔奇公式^[6]为基础的饱和度模型，关键是地层水电阻率R_w、胶结指数m、岩性系数a和饱和度指数n的确定，即：

1) 利用试水资料确定R_w。通过分析已有探井试水资料，S层地层水矿化度约为26×10⁴ mg/L，转换到地层温度条件的R_w为0.014～0.015 Ω·m；F层地层水矿化度约为16×10⁴ mg/L，转换到地层温度条件的R_w为0.015～0.016 Ω·m。

2) 利用测井纯水层法求取m和R_w。对于S层，选择厚度较大、物性较好、多井穿过的S6层，对孔隙度经过岩心刻度后，用Pickett图版法^[7](见图4)得到m=1.97,R_w=0.019 Ω·m。其中m值与室内试验结果完全吻合，R_w值比试水结果大。但用2个不同的R_w值对实际资料进行处理后，认为取R_w=0.019 Ω·m更为合理。

图4 Pickette图版法确定胶结指数和地层水电阻率 Fig.4 Determination of cementation index and formation water resistivity by Pickette plot

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对于F层，选择多井典型水层F4，对孔隙度经过岩心刻度后，用Pickett图版法得到m=1.92,R_w=0.016 Ω·m，均与室内试验结果完全吻合。

为进一步确定泥质对饱和度计算结果的影响，选择不同含水饱和度模型进行实际资料的处理对比。饱和度模型包括Simandoux公式、改进的Simandoux公式^[8]、Indonesian(Poupon-Leveaux)公式^[9]和改进的Indonesian公式等。上述饱和度模型与阿尔奇模型的计算结果显示，S层和F层碳酸盐岩储层的泥质含量均很低，阿尔奇饱和度模型为理想的饱和度计算模型；在泥质含量较高的情况下，计算饱和度时可考虑使用Indonesian模型进行泥质校正，其他泥质校正模型均不合适。

碳酸盐岩的岩心油气显示情况一般分为油浸、油斑和油迹3个级别^{[10, 11]}。将不含油样品作为无效样品，含油样品作为有效样品，统计不同孔隙度区间无效样品和有效样品的数量及百分比，孔隙区间从小到大对有效样品百分数进行累积，从大到小对无效样品百分数进行累积，在孔隙度区间和累积频率交会图上，2条累积曲线的交点即为孔隙度截止值，将该值作为有效储层和无效储层的孔隙度下限，或者说Ⅱ、Ⅲ储层孔隙度截止值^{[12, 13]}。将油浸、油斑级别样品作为有效样品，油迹及以下级别样品作为无效样品分别进行累积，可得Ⅰ、Ⅱ类储层孔隙度截止值^{[14, 15]}。

采用岩心孔隙度正逆累积法确定孔隙度，结果如图5所示。S层正逆累积曲线的交点孔隙度分别约为6.5%和11.0%，F层正逆累积曲线的交点孔隙度分别约为5.0%和9.0%。参考室内试验地层条件下的孔隙体积压缩系数，分别取6.5%和5.0%作为S层和F层的有效储层孔隙度下限(Ⅱ、Ⅲ储层孔隙度截止值)，分别取11.0%和9.0%作为S层和F层Ⅰ类储层的孔隙度下限(Ⅰ、Ⅱ类储层孔隙度截止值)。

图5 岩心孔隙度正逆累积法确定孔隙度截止值 Fig.5 Determination of the cutoff value of porosity by positive and negative accumulation method

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利用试油资料确定流体积别标准和饱和度下限。S层已试油储层的电阻率-孔隙度交会图和含油饱和度-孔隙度交会图如图6所示。

图6 S层试油层Rt-φ和So-φ交会图 Fig.6 Crossplot of Rt-φ and So-φ in testing layer in Formation S

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由图6(a)可以看出，S层油层电阻率下限约为2.0 Ω·m，Ⅰ类储层孔隙度下限约为11.0%；含油饱和度-孔隙度交会图显示，含油饱和度下限约为50.0%，有效储层孔隙度下限约为6.5%。

用同样的方法,可以得出F层油层电阻率下限约为3.0 Ω·m，含油饱和度下限约为50.0%，有效储层孔隙度下限约为5.0%。

在上述研究的基础上，建立了储层类型及流体性质解释与划分标准(见表1)。

已钻井地层测试S层地层压力变化关系如图7所示。从图7可以看出，S层从S2—S7具有单一的压力(油水)系统，属块状油藏。

图7 已钻井S层压力变化关系 Fig.7 Pore pressure change of Formation S in existing wells

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已钻井F层地层测试地层压力变化关系如图8所示。从图8可以看出,F层至少可以分成F1—F2.1，F2.2，F3.1和F3.2—F4等4个压力(油水)系统，具有明显的层状油藏压力变化特征。常规测井的油水层划分成为压力系统划分的有力佐证。

图8 已钻井F层地层压力变化关系 Fig.8 Pore Pressure change of Formation F in existing wells

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油水(压力)系统重新划分，对F层储层认识及地质和油藏模型的建立产生了重大影响，也拓宽了测井解释思路。

1) 岩心刻度表明，采用去铀伽马计算泥质含量结果优于采用总自然伽马计算泥质含量，重新解释后的储层数量、厚度及储量均有较大幅度增加。尤其是S层储量增加明显，为优化开发方案提供了分层依据。

2) 重新确定了含水饱和度参数及模型，提高了储层流体性质识别能力和电性解释标准，降低了储量计算及评级中敏感参数含水饱和度的不确定性。

3) 由于酸化对储层渗流特性的改造作用，要利用试油数据确定碳酸盐岩物性解释标准非常困难，以岩心油气显示级别为依据的正逆累积法确定物性解释标准是一种有益的尝试，并将逐步深入研究更多方法的相互补充验证。

4) 以地层测试测井压力系统及测井流体解释结果为依据，初步摸清了储层油水系统数量及各自特征，增强了地质建模及油藏模拟的可操作性。随着资料的积累，这一工作也将逐步细化。