裸眼井处理解释流程

裸眼井测井处理解释规范

中国石油测井有限公司

二〇〇七年七月

目 录

总则 1. 解释准备 ............................................................................................................. 3

1.1.

1.2.

收集区域地质资料 ....................................................................................................... 3 收集本井钻井地质资料 ............................................................................................... 3 资料齐全性检查 ........................................................................................................... 4 资料质量检查 ............................................................................................................... 4 资料接收 ....................................................................................................................... 5 数据加载 ....................................................................................................................... 5 曲线合并 ....................................................................................................................... 5 深度校正 ....................................................................................................................... 5 环境校正 ....................................................................................................................... 6 分辨率匹配 ................................................................................................................... 8 地层真电阻率求取 ....................................................................................................... 8 特殊测井资料处理 ....................................................................................................... 8 斜井校正 ....................................................................................................................... 8 确定储层划分原则 ....................................................................................................... 8 划分储层 ....................................................................................................................... 8 确定岩石类型 ............................................................................................................... 9 确定测井响应特征 ..................................................................................................... 10 描述储层岩性 ............................................................................................................. 10 了解储层孔隙类型 ..................................................................................................... 11 分析泥质分布形式及粘土矿物类型 ......................................................................... 11 分析储层孔隙结构 ..................................................................................................... 12 描述岩石结构特征 ..................................................................................................... 12 分析区域油气水层 ..................................................................................................... 13 识别水层 ..................................................................................................................... 13 定性识别油气层 ......................................................................................................... 14 解释程序的选择 ......................................................................................................... 14 解释参数的选取 ......................................................................................................... 14 计算公式的选择 ......................................................................................................... 18 检验储层参数 ............................................................................................................. 21 优化计算结果 ............................................................................................................. 21

2. 资料接收 ............................................................................................................. 4

2.1. 2.2. 2.3.

3. 数据处理 ............................................................................................................. 5

3.1. 3.2. 3.3. 3.4. 3.5. 3.6. 3.7. 3.8.

4. 储层划分 ............................................................................................................. 8

4.1. 4.2.

5. 岩性描述 ............................................................................................................. 9

5.1. 5.2. 5.3.

6. 岩石结构描述 ................................................................................................... 11

6.1. 6.2. 6.3. 6.4.

7. 油气层定性识别 ............................................................................................... 13

7.1. 7.2. 7.3.

8. 解释模型建立 ................................................................................................... 14

8.1. 8.2. 8.3.

9. 储层参数计算 ................................................................................................... 21

9.1. 9.2.

10. 解释标准建立 ................................................................................................... 22

10.1. 10.2. 10.3.

建立油气层参数的下限值 ..................................................................................... 22 依据本井测井资料及数据处理成果确定解释结论 ............................................. 22 综合各项地质录井和地球物理资料进行综合评价 ............................................. 22 储层岩性评价 ............................................................................................................. 24 储层物性评价 ............................................................................................................. 25 评价储层含油性 ......................................................................................................... 25 储层定级 ..................................................................................................................... 26 阵列感应测井资料油气水层解释 ............................................................................. 27 特殊条件下油气层评价 ............................................................................................. 27 测井地质与工程解释 ................................................................................................. 29 成果输出 ..................................................................................................................... 30

11. 油气层评价 ....................................................................................................... 24

11.1. 11.2. 11.3. 11.4. 11.5. 11.6. 11.7. 11.8.

12. 13. 14. 解释报告编写 ................................................................................................... 30 成果提交 ........................................................................................................... 30 动态跟踪 ........................................................................................................... 31

14.1. 14.2. 14.3. 14.4.

跟踪试油气情况 ..................................................................................................... 31 识别准确率分析 ..................................................................................................... 33 解释标准完善 ......................................................................................................... 33 二次解释 ................................................................................................................. 34

总则

本标准规定了裸眼井单井测井资料处理解释流程，适用于裸眼井测井资料处理解释。本标准的编写主要参照以下行业标准：

SY/T 5132-2003 测井原始资料质量要求 SY/T 5945-2004 测井解释报告编写规范 SY/T 5360-2004 裸眼井单井测井数据处理流程 SY/T 6546-2003 复杂岩性地层测井数据处理解释规范

1. 解释准备

收集区域背景资料，为完井解释做好准备。

1.1. 收集区域地质资料

主要收集以下资料：

a) 井位部署图、构造井位图、地质设计任务书；

b) 主要目的层构造特征、储层特征、沉积环境及油气藏类型； c) 各含油气层系的岩性、物性、含油性及测井响应特征； d) 各层段地层水水型及矿化度变化情况；

e) 邻井数据，包括测井数据、综合录井数据、岩心分析数据、试油数据、生产动态。

1.2. 收集本井钻井地质资料

包括钻井取心、井壁取心、地质录井、钻井液等数据及工程情况。 1.2.1.取心资料

a) 岩心剖面：岩性、含油性描述及取心的井段、收获率；

b) 岩心描述：岩性、颜色、胶结物成分、胶结程度、孔隙及裂缝发育程度、

含油级别及滴水渗透情况。

1.2.2.录井资料

a) 岩屑录井：岩性及含油级别；

b) 气测录井：全烃曲线、基值、全烃最大值及全烃值与基值的比值、气体组分分析及气测解释结果等；

c) 钻井液录井：钻井过程中钻井液性能及变化，槽池面油气显示情况及钻井液样品含油气情况分析；

d) 地化录井、荧光薄片、色谱分析等资料。

1.2.3.岩心分析资料：矿物成分、有效孔隙度、空气渗透率、含油饱和度、含水饱和度、毛管压力、粒度、泥质含量、胶结成分及含量等。

1.2.4.钻井工程数据：钻开目的层时间、钻时、井喷、井涌、井漏及工程事故处理情况。

1.2.5.中途测试：层位、井段、测试方式、流体性质及产量、地层温度、压力等数据。

2. 资料接收

参照行业标准“测井原始数据质量要求” SY/T 5132-2003，按照“重复性、稳定性、一致性和标准化”的要求，接收作业小队提交的测井原始数据。

2.1. 资料齐全性检查

2.1.1.按照测井施工通知单，检查测井项目、测井原图、资料是否齐全。 2.1.2.按照现场资料验收卡要求，检查填写内容是否齐全 2.1.3.检查录井剖面图岩性、深度的标注是否齐全、准确。 2.1.4.检查取心跟踪曲线图及井壁取心深度标注是否齐全、准确。

2.2. 资料质量检查

2.2.1.检查图头数据。 2.2.2.检查仪器刻度。 2.2.3.检查测井深度。

2.2.4.检查曲线的数值范围、曲线特征及重复性。 2.2.5.检查测井曲线的相关性。

d) 岩石结构：成熟度、分选、磨圆度 e) 胶结物组分、胶结类型

5.2. 确定测井响应特征

5.2.1.输入本井取心段岩心分析和地质录井数据,进行深度归位,使岩心分析和地质录井数据与测井成果数据地质深度一致。

5.2.2.提取反映岩相特征的声波时差、中子、密度、地层电阻率、自然电位和自然伽马等测井信息,与岩相或沉积相建立统计关系.

5.2.3.从测井岩相库调出区域不同岩石的测井岩相。（建立区域的测井相与岩性的一一对应关系,并赋予每一个测井相以相应的岩性名称和简要的地质描述。将这些对应关系全部存入建立的数据库中,从而建立了区域的测井相——岩性数据库。对各类测井相的样本进行回归分析,建立各类测井相的判别模型。） 5.2.4.分析不同岩石类型的测井响应特征。确定本井不同岩石的测井岩相。

5.3. 描述储层岩性

利用测井岩相库和测井曲线，描述储层岩性及变化特征。

5.3.1.利用确定的不同岩石的测井岩相，解释地层岩性，建立岩相剖面。

（1）采用交会图识别岩性、将岩性主要划分为：泥岩、粉砂岩、细砂岩、中砂岩、砂砾岩、砾岩。

（2）用费歇（Fisher）线性逐步判别岩相。程序需要输入的各种测井参数主要有能够反映储层岩性的测井曲线(声波时差、中子、密度、地层电阻率、自然电位和自然伽马等),测井计算的地质参数(M、N、粒度中值、泥质含量等)等,利用这些参数计算出一些反映岩性特征的数据,然后通过与测井相——岩性数据库结合对处理井段进行岩相识别,从而进行测井相的自动识别。

（3）采用常规测井曲线形态及其组合特征描述水动力环境和粒序特征。常见的SP或GR 具有四种形态，箱形、钟形、漏斗形和复合型。箱形反映物源供应丰富、水动力条件稳定下的沉积；钟形反映水流能量减弱，物源供应减少的沉积；漏斗形反映水动力条件逐步增强，物质供应越来越丰富的沉积环境；复合型，表示两种以上的沉积组合，表示一种动力环境向另外一种动力环境的转换。

5.3.2.分析储层主要岩石成分及变化。

6. 岩石结构描述

根据三孔隙度测井、自然伽马能谱测井数据，分析泥质砂岩储层泥质分布形式和粘土矿物类型。利用成像测井分析岩石结构、孔隙结构特征。

6.1. 了解储层孔隙类型

利用区域内岩心薄片及毛管压力曲线等实验资料，了解相应层位岩石的孔隙类型和孔隙结构特征。

孔隙类型（储集空间类型）：

孔隙类型：孔隙型、裂缝型、溶孔型、裂缝-孔隙型、溶孔-裂缝型； 孔隙成因类型：原生与次生孔隙，粒间孔、晶间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、裂隙、构造缝等。

孔隙结构特征：

孔隙型：孔隙连通性、孔喉半径、最大孔喉半径、平均孔喉半径、最小流动孔喉半径、歪度（不同孔径百分比）、孔径分布；

裂缝型：裂缝宽度、延伸方向、溶蚀程度、充填程度、充填物矿物成份、基质孔隙度大小、裂缝与孔隙的组合关系。

6.2. 分析泥质分布形式及粘土矿物类型

6.2.1.利用自然伽马能谱测井，绘制解释井段的钾、钍含量的交会图，如果有岩性密度测井资料，绘制Pe值与钍钾比值交会图，根据各种粘土矿物的Pe和钍钾比值分布范围，分析确定粘土矿物类型。

粘土矿物参数表 参数 Th/K Pe（b/e） K（%）

高岭石 10-30 1.8 0-0.6 绿泥石 10-30 6.2 0-0.2 蒙脱石 伊蒙混层 伊利石 3.5-10 2.1 0-5 3.5-10 2-3.9 2.4-3.6 3.4-3.6 3.6-8.4 黑云母 白云母 海绿石 0.8-1.4 5.6-7.5 3.2-5.8 1.8-3.2 6.2-6.4 6.2-10 2.2-2.4 8-10 6.2.2.应用中子、密度、自然伽马能谱等测井数据计算泥质砂岩地层的粘土含量。 6.2.3.利用中子、密度交会法分析储层中泥质分布形式。

（1）选取中子、密度的砂岩骨架点和水点值，按理论公式计算密度、中子孔隙度数值。

（2）分层位选取有纯泥岩和砂岩的分析井段，绘制密度-中子交会图（坐标原点为骨架点），分析泥质砂岩与泥岩点群分布范围及趋势，确定图中的含水纯砂岩点、湿粘土点、粉砂含量最大的泥岩点，确定泥质砂岩点群分布范围和趋势。

（3）根据砂岩地层中结构泥质、分散泥质、层状泥质特性，分析确定储层中的泥质分布形式。

6.3. 分析储层孔隙结构

6.3.1.利用岩心毛管压力曲线等实验数据，分析储层孔隙结构特征。 6.3.2.根据区域内的实验数据，

6.3.3.建立核磁共振测井T2谱与孔径分布的响应关系。

将核磁共振T2弛豫时间分布与毛管压力曲线获得的孔径分布对比，分析两者的相关性，按照如下关系，确定转换系数c。

r=c T2 式中：

r为孔径（微米） c为转换系数

若以上关系难以建立，可确定T2谱峰范围所对应的孔径尺寸范围。 6.3.4.利用核磁共振测井资料，分析储层孔隙类型、孔隙结构特征。

分析T2谱峰分布时间范围、峰值高低等幅度特征，确定T2谱主峰所对应的孔隙尺寸大小及孔径分布特征，评价储层孔隙尺寸大小。利用不同T2弛豫时间组分孔隙体积曲线，分析不同孔隙组分所在比例，重点分析长弛豫时间组分所占比例。

6.4. 描述岩石结构特征

利用成像测井资料，描述储层岩石成分、颗粒、垂向粒序的变化特征及岩石

结构的非均质性，描述裂缝、孔洞发育状况。在碳酸盐岩或火成岩地层，对电成像数据进行孔隙度谱分析，判断孔隙类型，分析原生孔隙及次生孔隙大小。

7. 油气层定性识别

针对储层类型和岩性特征，分析储层含油气特征，确定相应的识别方法，结合岩心及录井油气显示情况，初步识别油、气、水层。

7.1. 分析区域油气水层

7.1.1.根据试油、水分析等资料，分析区域地层水性变化规律及油气水层的测井响应特征。

7.1.2.根据水分析资料，分层位统计地层水型、Cl-离子浓度、总矿化度变化范围。根据样品离子浓度分析数据，计算地层水等效NaCl2矿化度和地层水电阻率。统计分析地层水电阻率随深度变化的趋势和数据范围、以及横向上地层水变化规律，确定不同区块不同层位地层水电阻率选取范围。

7.1.3.若区域上没有水分析资料，利用邻井自然电位曲线估算地层水矿化度和地层水电阻率变化范围。或者选择明显的纯砂岩水层，用阿尔奇公式计算视地层水电阻率，统计分析地层水电阻率变化规律。

7.1.4.进行区域邻井的对比分析，分区块和层位统计分析油气水层测井响应特征，确定区域水层、油层、气层、低阻油气层电阻率数值范围、径向侵入特征及其岩性、物性特征。

7.2. 识别水层

7.2.1.根据自然电位曲线异常幅度变化，分析本井纵向上地层水矿化度的变化趋势，对比分析本井地层水变化是否符合地区规律。

7.2.2.根据地区规律，利用电阻率曲线，识别明显水层，分析水层电阻率径向侵入特征，与地区规律对比，分析本井水层特征的变化。在没有明显水层的情况下，参考邻井或邻近区块的水层测井响应。

7.3. 定性识别油气层

根据储层岩性、物性特征，分层组与水层对比，分析三孔隙度曲线含油气特征、电阻率高低及径向变化特征。利用电阻率界限值、电阻率径向侵入特征、三孔隙度曲线重迭等方法，识别明显的油气水层。

8. 解释模型建立

8.1. 解释程序的选择

8.1.1.根据区块地质特点选择相应的解释模型和解释程序。

8.1.2.纯或较纯的砂岩地层，并且只有一种孔隙度测井时，用单孔隙度解释程序。 8.1.3.长庆事业部油井处理选用带经验公式的CQPOM解释软件进行处理，气井处理用带经验公式的复杂岩性分析程序CQCRA解释软件进行处理。

8.2. 解释参数的选取

8.2.1.骨架参数的选取

1)矿物岩石根据矿物成分选取骨架值，

2)非单一矿物，用双孔隙度测井交会计算孔隙度和岩石成分，如果只有一种孔隙度测井，应选用混合骨架参数计算孔隙度。 8.2.2.流体参数的选取

常见矿物、流体参数表

测井曲线 矿物 名称 纵波时横波时骨架密化学成分 差 差 度 g/cm 4.48 2.31 2.96 2.13 1.99 3.38 3.12 3.21 3μs/m μs/m BaSO4 CaSO4.2H2O CaSO4 Na3H(CO3)2.2H2O KCl (Ca,Mg,Fe,Ti,Al)2(Si,Al)2O6 226 174 177 213 243 269 436 - 321 - 459 367 269 216 超热中热中子 光电吸收 密度 截面指数 子孔隙度 孔隙度 3Pe g/cm % % b/e 4.09 2.33 2.98 2.11 1.87 3.40 3.12 3.23 -1 58.5 -1.2 55.4 -2.7 -0.5 - 0.5 0.2 57.6 -0.7 54.9 -4.1 1.5 - -0.6 266.8 3.99 5.06 0.71 8.51 7.79 5.99 1.54 重晶石 石膏 硬石膏 天然苏打 氯化钾 普通辉石 普通角闪石 Ca2Na(Mg,Fe,Al,Ti)3Si8O22,(O,OH)2 144 Mg2SiO4 115 镁橄榄石

镁铝石榴石 夕线石 白云母 黑云母 Mg3Al2(SiO4)3 Al2SiO3 KAl2(AlSi3)O10(OH)2 K(Mg,Fe)3(Al,Fe)Si3O10(OH,F)2 171 105 154 167 纵波时- 203 259 735 3.56 3.25 2.83 3.01 3.59 3.24 2.82 2.99 1.3 - 13.4 15.8 0.7 - 16.5 22.5 1.60 - 2.40 6.27 测井曲线 物 名称 化学成分 骨架密横波时差 超热中热中子 光电吸收 差 度 密度 截面指数 μs/m 子孔隙度 孔隙度 3Pe μs/m g/cm g/cm3 % % b/e 236 125 156 171 344 394 525 620 - - 508 194 328 308 - - - - - - 5.2 5.01 2.7 8.93 1.6 1.35 1.1 1.0 0.83 0.85 5.1 5.0 2.6 8.72 1.57 1.33 1.05 1.0 - - 4.5 -2.2 - - 46.1 ＞60 55.6 100 - - 11.2 -1.9 - - 41.4 ＞60 54.2 100 - - 22.24 16.97 0.23 2.55 0.16 0.17 0.2 0.36 0.12 0.13 磁铁矿 黄铁矿 铝 铁 无烟煤 烟煤 褐煤 淡水 油 Fe3O4 FeS2 Al Fe C720H258N6O16 C532H418N8O41 C480H412N7O101 H2O CH4-6 CH2

8.2.3.地层水电阻率Rw的选取

1)地层水电阻率Rw应按层段和水系分段选取；

2)选取岩性均匀、厚度大于2m 的纯水层，用阿尔奇公式计算出Rw。 3)在探井中可用预处理程序计算出一条视地层水电阻率Rwa曲线，并做纯水层井段的Rwa直方图，其峰值即为Rw；

4)应用测试资料或邻井相同层位的水分析资料求得Rw；

5)选择厚度大于4m岩性均匀的纯水层，用自然电位曲线计算Rw(查固版)； 6)若解释井段没有纯水层，可采用纯泥岩孔隙度φ的平均值和深探测电阻率Rt的平均值估算Rw；

7)注水开发区内水淹井段，当原生水与注入水电阻率差别不大时，可取原生水电阻率为Rw； 两者相差较大时，应取混合液电阻率Rz作为Rw；

8)在非均质地层可选用适当的经验公式估算Rw。 8.2.4.泥浆滤液电阻率Rmf

1)有流体电阻率曲线时，用流体电阻率Rm按式8.1)计算尺Rmf ； Rmf =（2.619－1.1DF）Rm(t)………（8.1）

式中：

Rmf——钻井液滤液电阻率，单位为欧姆米(Ω.m)； DF—钻井液密度，单位为克每立方立米(g/cm3)； Rm(t) —流体电阻率，单位为欧姆米(Ω.m)。

2)无井筒流体电阻率测井时，用18℃时钻井液电阻率Rm按温度系数换算到井下温度的钻井液电阻率Rm(t)值，计算方法见式(6.4)；

Rm(t)=Pt·Rm………………………（8.2） 式中：

Pt—温度换算系数，查图版得到；

Rm—18℃时钻井液电阻率，单位为欧姆米(Ω.m)。 用求得的Rm(t)值查图版或代入式(6.3)计算Rmf。

3)做孔隙度与冲洗带电阻率的频率交会图，在交会图上做出冲洗带含水饱和度Sxo＝1的线，用阿尔奇公式计算Rmf。 8.2.5.泥质参数的选取

在无经验公式的新地区，应采用下面的办法选取泥质参数：

1)选目的层附近井眼规则的泥岩井段的测井平均值或做孔隙度测井交会图及其Z值图(自然伽马Z值图或自然电位Z值图)，确定泥岩的密度值、中子孔隙度值、声波时差值和电阻率值；

2)井眼垮塌严重时，可采用地区经验值。 8.2.6.自然伽马极小值与极大值的选取

1)通常取纯岩石与纯泥岩的自然伽马平均值分别作为极小值和极大值；解释井段内变化较大时，可分段选取；

2)当本井无纯岩石或无纯泥岩时，应结合本地区钻井取心分析资料，用泥质含量计算公式来换算自然伽马极小值和极大值；

3)做GR—M值交会图，由砂岩点确定自然伽马极小值，由泥岩点确定自然伽马极大值；

4)注意分析快速堆积物中自然伽马测井与矿物成分、泥质含量关系不密切的持点，对于含有放射性的砂岩应结合自然伽马能谱测井曲线进行分析；

5)对水淹层应特别注意分析放射性盐类沉淀物引起的储层自然伽马高值，以

免漏掉产层。

6)注意分析由灰质含量高引起的非储层自然伽马低值。 8.2.7.汁算泥质含量公式中经验系数GCUR

1)第三系地层GCUR等于3.7； 2)老地层GCUR等于2.0； 3)用地区统计经验值。 8.2.8.压实校正系数CP的选取：

1)按式(6.5)，用计算的声波孔隙度φs，与岩心分析孔隙度φc之比确定压实校正系数CP；

CP=φs／φc……………（8.3） 式中：

φs——用声波时差计算的孔隙度，%。 φc——岩心分析孔隙度，%。

2)按式(6.6)，用声波孔隙度φs与密度孔隙度之比确定压实校正系数CP； CP=φs／φd ……………（8.4） 式中：

φd ——用密度计算的孔隙度，%。

3)用中子—密度交会计算的孔隙度，反求压实校正系数CP。 4)用地区经验公式计算。 8.2.9.束缚水饱和度的选取：

1)根据地区岩性特点选取。 2)用经验公式计算：

3)用核磁共振资料按式(6.7)计算：

Swir=（φNL－φMRIL）／φNL………（8.5） 式中：

φNL——常规方法计算的孔隙度，%； φMRIL——核磁共振有效孔隙度，%。

8.2.10. 阿尔奇公式中a，b，m，n参数采用地区岩心分析实验值和适合本地区的经验值。

8.2.11. 地层温度T的确定

1)按式(6.8)计算：

T=T0+K.H／100……………(8.6) 式中:

T0——地表恒温层的温度，单位为摄氏度(℃)； K——地温梯度，单位为摄氏度每百米(℃／100m)； H——地层底界深度，单位为米(m)。 2) 按地区地温经验公式计算。

8.3. 计算公式的选择

8.3.1.泥质含量SH计算公式

1)常用计算公式见式(6.9)、式(6.10)：

2GCUR?SH1?1SH?2GCUR?1………………（8.7）

式中：

SH——泥质含量，%；

GCUR——经验系数（第三系地层为3.7，老地层为2.0）； SH1——GR测井曲线的相对值；

SHLG——GR曲线的测井值，单位为API；

GMIN——GR曲线在纯岩石的测井值，单恢为API； GMAX——GR曲线在纯泥岩的测井值，单位为API。 2)用自然电位法，计算方法见式(6.11)：

SH?SP?SBL?SSPSSP…………（8.9） SH1?SHLG?SHINGMAX?GMIN…………（8.8）

式中：

SP——自然电位测井值，单位为毫伏(mV)； SBL——泥岩自然电位值，单位为毫伏(mV)；

SSP——纯岩石与泥岩自然电位之差值，单位为毫伏(mV)。 3)采用地区统计经验公式。

4)采用中子一密度交会法，把泥质与岩石骨架看成两种矿物，同时计算孔隙度与泥质含量。 8.3.2.计算孔隙度公式

1)只有一种孔隙度测井时，选用单孔隙度的计算程序； 2)有两种以上孔隙度测井时，选用两种曲线交会计算孔隙度；

3)有核磁共振测井时，可用核磁共振资料计算地层孔隙度、束缚流体孔隙度、可动流体孔隙度；

4)采用地区统计经验公式。 8.3.3.计算次生孔隙度公式

1)复杂岩性地层可用交会法计算的孔隙度φ与声波孔隙度φs，计算次生孔隙度(φ-φs)；

2)用地区经验公式计算次生孔隙度。 8.3.4.含水饱和度Sw计算公式

根据本地区地质特点选用适当的计算公式,包括： 1)在泥质含量低时，采用纯岩石计算公式

Sw?n 式中：

a?b?RW?m?Rt………………（8.10）

Sw——含水饱和度，%； n——含水饱和度指数； a,b一—地质经验系数；

Rw——地层水电阻率，单位为欧姆米（Ω.m）； φ——地层孔隙度，％； m——胶结指数；

Rt——地层电阻率，单位为欧姆米（Ω.m）。

2)在泥质含量较高时，采用做泥质校正的计算公式（西门杜公式），见式（6.13）：

0.81RWSH?Rw?1???Sw?????Rt0.4RSH??………（8.11）

式中：

RSH——泥岩电阻率，单位为欧姆米（Ω.m）。 8.3.5.渗透率PERM计算公式：

1)用输入的束缚水饱和度Swir和孔隙度φ的经验公式计算，见式（8.12）或式（6.15）

PERM?0.1362SSwi………………r （8.12） ??3?PERM????1S2??wir??………………（8.13） 式中：

PERM——地层渗透率，单位为毫平方微米（10-3μm2） β1—一可供选择的系数。

2)用粒度中值Md和孔腺度φ的经验公式计算，见式(8.14) lgPERM＝β2十1.7lgMd+7.1lgφ……（8.14） 式中：

β2——经验系数，一般取值为7.0～9.5。

3)用核磁共振资料计算(推荐Coates模型)，见式(8.15)：

?MPH?I?MBVM??PERM??????C??MBVI?……（8.15） a??

42?4.42式中：

MPHI——地层有效孔隙度，％； MBVM—一自由流体体积，％； MBVI——束缚水流体体积，％；

Ca——岩心刻度系数,一般用岩心刻度给出；如果没有岩心资料，Ca＝10。

4)用电阻率计算，以钻井取心资料做出的分区、分层系油气层渗透率平均值与电阻率的统计关系为基础，用电阻率测井资料计算渗透率。

5) 用地区统计的经验公式。 8.3.6.束缚水饱和度计算公式

针对不同的储层类型，选取相应的地区经验公式和计算参数。若有核磁共振测井，选用核磁共振测井解释模型及参数。

9. 储层参数计算

9.1. 检验储层参数

9.1.1.LEAD平台上，根据本地区的地质特点，选用测井解释模型，解释方法、计算公式，相应的解释软件。

9.1.2.按解释软件说明正确的选择处理参数和旗标。

9.1.3.测井反映物性较好的储层，地质录井，气测录井的含油(气)显示段，重点目的层段必须分层进行解释。 9.1.4.储集层（解释层）界面的确定

1)泥质砂岩储集层，用自然电位、自然伽马、声速、泥质含量等曲线，参考微电极、电阻率和井径等曲线来确定储集层界面。

2)碳酸盐岩及复杂岩性储集层，对孔隙型和孔隙分布比较均匀以孔隙为主的储集层，一般采用自然伽马、声速、泥质含量、孔隙度等曲线；对含有机质的地层，宜采用自然伽马能谱测井的去铀曲线，参考电阻率、井径等测井曲线来确定储集层的界面。

对裂缝型及以裂缝为主的复合型储集层，根据裂缝的发育程度，结合区域试油及生产情况划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储集层。

9.2. 优化计算结果

输出参数分析：

1)孔隙度计算分析：对由计算方法、井眼条件、原油性质、薄层和仪器不正常等因素引起的误差进行具体分析。

2)含油饱和度计算分析：对由地层水电阻率的选取、孔隙度计算等因素引起的误差应进行具体分析。

3)分析地层的岩石成分、泥质含量对有效孔隙度和渗透率的影响。 4)分析其他输出参数及岩性组合剖面的合理性。

5)利用深、中、浅不同探测深度的电阻率曲线的径向变化特征分析数据处理成果的合理性。

6)利用核磁共振测井的差谱、移谱、标准T2分布资料判断地层流体性质和孔隙结构。

7)根据分析情况调整处理参数，使输出参数更趋合理。

10. 解释标准建立

10.1. 建立油气层参数的下限值

针对不同区块、不同层系利用测试资料要及时建立油（气）层的孔隙度、含水饱和度、电阻率、自然伽玛相对值等参数的下限值。

10.2. 依据本井测井资料及数据处理成果确定解释结论

10.3. 综合各项地质录井和地球物理资料进行综合评价

见附表2（长庆）

虽然测井技术已经成为公认的油气资源评价的关键手段，但是利用测井信息解释地下油气层，始终是一件带风险性的工作。其原因是表征测井信息的曲线、数据是间接性的信息，与地下实际的地质本体之间有一定的距离，需要一个相当复杂的“破译”或还原的解释过程。而且，还在于地下地质原貌的复杂性与模糊性，使任何一个人都没有完全的把握，在解释中获得与地下实际完全一致的答案。但是人们可以通过认真与富有成效的综合分析，获得最佳的解释成果。当然，为了实现这一目的，就必须有效地综合来源于测井与非测井两大系统的信息。

附表2：油、气、水层在各种录井资料上的显示 录井项气层 油层 油水同层 水层 干 层 目 电阻高-较高 高-较高 较低 低 高-较高 率 密度 低-较低 低-较低 低-较低 较低 高 时差 高 高 高 高～较高 低 较低-较GR 低 低-较低 低-较低 低-较低 测 高 负异常-负异常-SP 负异常 负异常 负异常 无异常 无异常 井 长3以上 长3以上 长3以上 微电- 中、均、中、均、中、均、高值 极 正 正 正 电阻率高低指相对于同水系的水层；密度、时差说明 高低指相对于同层系的干层；SP在长6-8和气井里的部分储层无负异常。 油水同录井项目 气 层 油 层 水层 干层 层 含油级别含油级别砂岩，疏松-岩心滴为油侵、为油斑，较疏松；碳水速岩心、岩心、岩油斑，褐岩心有潮酸岩盐，见渗，潮岩屑致屑 黄、亮黄感，滴水缝洞，浸水湿，见密 荧光，滴微渗-缓试验冒气 盐霜 水不渗 渗 槽面可见鱼子大小气槽面有时槽面有时泥浆滤泡，好者气见油花，见油花，液变钻井液槽侵、井涌，呈零星状呈零星状咸，有- 面情况 高压者甚至或条带状或条带状时槽面井喷，槽面分布 分布 上涨 可闻到芳香味 钻密↘ ↘ ↘ 稍减 - 井 度 液粘度 ↗ ↗ - ↘ - 性 氯根 稍增 稍增 稍增 ↗ - 能 略增-略增-全烃 ↗ ↗ ↗ 无 无 气略增-略增-测 重烃 ↗ ↗ 无 无 后效 明显 较明显 不明显 无 无 要注意取心、起下钻、接单根、煤层及钻井液性说明 能对全烃的影响 备 注 ↗表示“增加”， ↘表示“减少”

11. 油气层评价

以储层解释模型、参数计算结果为基础，以定性、定量解释标准为依据，对储层岩性、物性、含油性进行逐项评价，对储层进行综合解释，确定储层的含油级别和产能。

储层评价的基础是岩性、物性、含油性，所有储层解释定级都必须以评价结果为依据。

复杂储层在岩性、物性、含油性基础上还必须针对储层和油（气）藏特殊性进行压裂效果、油气比、束缚水饱和度、特殊电性特征等评价。

11.1. 储层岩性评价

11.1.1. 以泥质含量、粒度、岩石骨架、泥质类型等解释结果为依据结合岩心（屑）分析结果（碳酸盐岩含量、胶结物类型、胶结方式、特殊矿物、粘土类型）对划分的储层逐层进行岩性评价，确定泥质含量、骨架类型、主要矿物成分、胶结物和基质含量和层内变化规律。

11.1.2. 在钻井取心的层段，要利用岩心归位资料进行储层岩性精细描述，用岩心资料对测井资料进行刻度，确定储层岩性结构变化形成的电性变化规律。 11.1.3. 具有成像测井资料的井段，要以成像资料为依据进行储层纵向岩石结构变化评价，并与常规测井资料相结合建立评价标准，提高无成像测井井段岩性评价质量。

11.2. 储层物性评价

11.2.1. 以地层孔隙度、渗透率等物性参数和孔隙结构解释结果为依据进行储层物性评价，逐层确定储层物性特征和层内变化规律，确定储层是否具有产液能力，是否具有压裂、酸化等改造必要。

11.2.2. 利用本井和区域岩石物理实验资料，进行储层孔径分布规律评价，确定不同级别孔径百分比。

11.2.3. 在具有成像测井资料的井段，要利用成像测井建立孔隙度谱，对储层物性变化规律进行评价。

11.2.4. 在具有核磁共振测井资料的井段，要以其解释成果为依据，确定不同类型孔隙百分比，计算储层渗透率，对储层渗透性进行评价。

11.2.5. 裂缝型储层要利用成像、阵列声波等新技术测井资料，进行裂缝类型、裂缝发育程度、裂缝延伸方向、平面展布、溶蚀程度、充填程度等评价，确定储层裂缝发育程度和有效性。

11.3. 评价储层含油性

11.3.1. 以含水饱和度、冲洗带含水饱和度、可动油气体积等为依据进行储层含油气性评价，逐层确定储层含油气特征和层内变化规律。

11.3.2. 低电阻率油气藏，要利用束缚水饱和度、油、水相对渗透率等参数对储层含油性进行综合评价。

11.3.3. 在储层含油性评价中，要充分利用岩屑、岩心、钻井液、气测等录井资料进行储层含油性评价。

11.3.4. 在储层含油性评价时，要注重单项测井资料（如：自然伽码能谱高铀、声波周波跳等）油气水显示特征的应用。

？？？？？？？层岩性、物性、含油性评价时，要加强纵、横向多井对比，评价结果应符合地区规律，无论是纵向还是横向出现明显异常时，要确定造成异常的原因，根据原因进行重新评价。

11.4. 储层定级

11.4.1. 沿井身纵向对比各储集层的测井曲线和数字处理成果，先搞清楚地质分层、水性变化。分段找出水层，以水层的电性和成果显示为标准，将其余解释层与之相比较，分析处理成果的可靠性，同时注意岩性、物性、含油性及测井响应的变化。

11.4.2. 横向上对比各储集层的沉积环境及其分布规律，注重与邻井测井、综合录井、测井解释成果、试油结论，油气水分析等资料的对比分析，注重累积产液、注水、综合含水等生产资料的综合分析。

11.4.3. 以测井解释知识库中相关油气（田）藏已经的试油资料采用交会图等技术，确定储层补偿声波、深电阻率、泥质含量、孔隙度、渗透率、含油饱和度等产层界限值，对已形成解释标准进行完善，建立无标准地区的定性、定量解释标准，以解释标准为依据进行储层综合解释和定级。

11.4.4. 孔隙型或以孔隙型为主的储层，油田按：油层、差油层、油水同层、含油水层、水层、干层定级；气田按气层、差气层、气水同层、含气水层、水层、干层定级；油气混储或凝析油气藏按气层、油气同层、油气水同层、差油层、差气层、油水同层、气水同层、含油水层、含气水层、水层、干层定级。 11.4.5. 裂缝型或以裂缝型为主的储层和溶洞型储层，测井解释根据裂缝及溶洞的发育程度按Ⅰ类层（发育）、Ⅱ类层（较发育）、Ⅲ类层（欠发育）划分，并在此基础上进行储层流体性质解释，确定储层主要流体性质(流体性质解释不做考核依据)。

11.4.6. 区域预探井、扩边井在油气层评价定级时，对岩性、物性较复杂的储层，不能准确定级是可以定级为可能油（气）层，但可能油（气）层的层数不能超过总解释层数的5%。

11.5. 阵列感应测井资料油气水层解释

11.5.1. 对阵列感应测井资料进行环境校正、反演等处理，使其在泥岩层、致密层基本重合。

11.5.2. 以试油资料为依据，确定不同含油级别储层不同探测深度、不同分辨率曲线变化规律，确定侵入特征，建立解释标准。

11.5.3. 根据不同分辨率、不同探测深度曲线变化规律，结合储层岩性、物性、含油性评价结果确定储层解释结论。

11.5.4. 当阵列感应侵入特征与孔、渗、饱定量解释标准存在矛盾时，要进行测井环境、储层参数计算等综合分析，并结合区域油气水分布规律确定储层解释结论。

11.6. 特殊条件下油气层评价

11.6.1. 储层岩性、物性、含油气性参数为界限值时，解释员要与数据库中相类似的多个层进行对比，并注重分析地质录井资料，参数地化、气测录井、地层测试等解释结果进行综合评价和定级。

11.6.2. 低孔低渗、复杂岩性等复杂储层在评价过程中除进行岩性、物性、含油性评价外，还必须根据其特殊性进行电阻率增大率、孔隙度比值和其它解释方法综合评价，根据综合评价结果确定解释级别。

11.6.3. 在低幅度油（气）藏、低饱和度油（气）藏、低阻油（气）藏等特殊油气藏，在岩性、物性、含油气性评价的基础上，还必须依据束缚水饱和度、油相渗透率、水相渗透率或其它参数进行深一步评价，确定储层解释级别和结论。 11.6.4. 当储层较厚或非均质较强时，必须根据储层参数变化情况和电性特征，分段进行评价和定级。

11.6.5. 注水开发油田在进行储层综合评价和定级的同时，还必须进行水淹油层水淹级别定级，水淹级别评价以油田水淹层解释标准为依据，根据含率值按油层、弱水淹、中水淹、强水淹、水层进行定级。还未建立水淹层定量解释标准的注水开发油田也要根据测井内曲线特征和井区综合含水情况进行定性解释。 11.6.6. 任何一项评价都要充分应用解释数据库中已有的定性、定量解释图版，要改变解释图版界限值必须有充足的理由，要有已有试油成果做依据，必须有充足的理由。

11.6.7. 井况复杂、泥浆性能较差等客观原因造成测井资料较少，不能满足解释需要时，测井解释人员必须充分利用地质录井、邻井等资料对储层尽量进行准确评价和定级，确实不能定级时必须在蓝图技术说明注明原因，并在解释报告中进行分析。

11.6.8. 在综合评价和定级过程，认为解释参数与电性特征、录井显示和区域油气分布存在明显不符合是，要对处理过程进行检查，重新选择模型和参数进行处理。

11.6.9. 测井解释综合评价结果与录井解释成果存在明显矛盾时，要对原因进行分析，确定产生矛盾的原因，根据原因确定是进行测井资料重新处理还是录井资料重新归位解释。

11.6.10. 解释员要在单层评价和定级的基础上，进行多层、多井油气层综合评价，确定油气水纵横向分布规律，有矛盾的层要召集技术负责人、骨干工程师进行会诊。

11.6.11. 审核工程师在审核过程中，要对解释员的定级进行再评价，意见不一致时，要会同解释员进行重新评价和定级。

11.7. 测井地质与工程解释

11.7.1. 沉积特征解释

（1）利用高分辨地层倾角进行短对比处理，或利用电阻率成像解释成果，确定储层层理产状，并将其恢复到原始沉积状态，确定储层沉积特征。

（2）以储层沉积特征为依据，确定沉积物源方向、水动力大小、砂体延伸方向。

（3）根据物源方向、水动力变化特征、预测储层岩性、物性、结构在纵、横向上的变化规律。 11.7.2. 地质构造解释

（1）利用地层倾角处理、解释成果确定解释井井周构造和纵向变化特征。 （2）利用井周构造解释成果，预测构造高点方向、位置。 （3）多井解释结果相结合，确定构造形态。 11.7.3. 裂缝地质评价

（1）利用成像测井与取心资料建立关系，确定裂缝型基质岩性。 （2）通过成像测井资料综合解释，确定储层裂缝产状，确定裂缝类型和组合方式。

（3）通过成像测井资料解释，确定裂缝与溶孔组合关系。 （4）通过裂缝张开度、密度等解释结果，进行裂缝有效性评价。

（5）综合应用多极阵列声波进行纵、横，斯通利波速度、能量衰减等解释，进行裂缝性能层段、发育程度和有效性评价。

（6）通过裂缝产状解释，确定裂缝横向展布规律，预测裂缝横向发育区域。 11.7.4. 地应力解释

（1）利用成像测井或地层倾角测井资料，进行双(多)径解释，绘制椭圆井眼图，通过椭圆井径短轴确定现今地层主应力方向。

（2）利用多极阵列声波进行各向异性解释，通过各向异性中快横波方位确定现今最大主应力方向。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/gmc6.html