测井解释油气层 - 图文

第二章 测井解释油气层

在世界性油气需求的推动和高技术群体崛起的支持下，测井学科已成为石油工业上游领域技术群体的重要组成部分。尽管在这一发展进程中，面对油气勘探、开发提出的一系列课题，以及针对不同的评价对象和目标，已经全方位地提高了测井技术解决地质与工程问题的能力。然而，即使如此，作为测井解释最常规的技术——油气层评价，不仅没有因此受到削弱而失去它具有的作用和地位，反而随着实践的发展，使其内容日趋丰富，技术日趋完备与成熟，依然是测井地质应用最重要、最有价值的技术。更确切地说，它是油藏描述的基础与核心内容。

众所周知，测井解释油气层是一个复杂、带有实践性与经验性的技术分析过程。它是对来自于测井与非测井两大系统的信息，及其数据处理成果的分析与综合，当通过手工解释与计算机处理，把采集的测井信息还原为地质信息之后，所进行的综合评价应包括以下的内容。

（1）分析地层的储集特性，找出有意义的产层。特别注意，不要漏掉裂缝性及其它次生作用形成的产层。

（2）根据地区经验和人一机联作方式，把测井信息还原为地质信息，计算反映地层特性的主要地质参数，并分析其可信度。重点在于评价产层的储渗性能、含油性及可动油量。

（3）分析产层的束缚水含量，揭示油气层的特性及含油（气）饱和度界限的变化，把握判断油气层的趋势。尤其要特别注意分析是否有低电阻率油气层存在的可能性。

（4）综合来源于测井与非测井的信息，进行判断分析，搞清储层的气、油、水分布，提出有关油、气、水层的最佳答案。

（5）评价油气层丰度和产能，预测产层的含水率。

显然，采用计算机分析程序，很难全面完成上述任务。在这里，不仅需要有丰富的理论知识、熟练的技能，而且在于充分发挥测井分析家的经验和判断力。

第一节 测井解释油气层的基本原理

一、束缚水含量与油气层

从广义上说，测井解释油气层主要包括两方面的内容：一是确定储层所产流体的性质；二是评价油气层的质量，包括产层的储集、渗透性能及估价产层的生产能力。如何判断复式油气区多种复杂油气层所产流体的性质，更是测井分析首先面临的难题。当通过人工和计算机数据处理，把各种测井信息综合还原为反映地层特性的地质参数之后，应从地层的哪些特性入手，以哪些概念和原理为地质依据，识别、描述乃至确定地层所产流体的性质，才能达到有效划分油、气、水层的目的。这一问题，无论从理论或实践的角度来看，对于测井解释都有十分重要的意义。 不言而喻，人们首先考虑的是地层的含油性，因为它确实是判断储层能否产油气的基本特性与重要前提。因此，长期以来含油（气）饱和度的大小常常被认为是识别和判断油气层的主要尺度，甚至是唯一的标准。人们往往从对油气层的直观与感性认识出发，认为在油气层的储集空间中，油气饱和度大于含水饱和度是地层产油气的必要和充分条件。这种基于含量对比的概念有一定的道理，因为有一半以上甚至更多的油气层，它们的油（气）饱和度都大于50％。然而，这种概念不能完全概括油气层自身固有的特点，因为正如胜利复式油气区及其他国内外油田的实际资料所表明的那样，有相当一部分油气层的含油（气）饱和度小于50％。不难理解，这种传统认识的产生来源于日常生活中宏观流动的观察，是由于用一般流动替代地下油气渗流而产生的错误概念。

事实上，油气层在生产过程中之所以不产水，并非产层的储集空间不含水。大量的实际资料表明，任何油气层总有一定的含水饱和度，即使是最好的油气层一般也是如此。更耐人寻味的是，不少油气层的含水饱和度大于50％，甚至高达60％～70％，竟然只产油气，不产水。

总之，含油性毕竟只是产层静态特性的反映，它只是描述和判别油气层的必要条件，并非充分条件。油气层饱和度的大小归根结底取决于产层的束缚水含量，以致单纯依据油（气）饱和度的数值，很难对储层所产流体的性质作符合实际的描述和解释。

图3—2—l展示胜坨油田主力含油层系沙二段油层一个完整剖面的岩心实测数据。纵坐标为粒度中值，横坐标为油层束缚水饱和度（含油饱和度与其互补）。整个含油段的纵向剖面由各种类型的沉积砂体构成。其中以河流砂体、前缘砂体为主，还有浊流砂体、冲积扇砂体等。由于砂体沉积类型不同，油层的岩石物理特性与储集特征也各异。例如，河流相的辫状河道砂体具有粒度粗、孔隙结构好、孔隙半径大、连通性好以及产能高的特点。其平均孔喉半径在各个时间单元下部最大达47～70?m，一般为20～40?m。因此，油层束缚水含量小，普遍在25％以下，油层

原始含油饱和度大于75％。三角洲前缘亚相的河口坝砂体具有岩性细、渗透率较低的特点。一般砂体顶部为细砂，中、下部为粉砂，顶部平均孔喉半径为3～18?m，渗透率相应为2～3?m2，油层的原始含油饱和度也在70％左右。韵律下部平均孔喉半径小于0.3?m，渗透率低，束缚水含量高，油层原始含油饱和度小于50％。

图3—2—1说明对于不同类型的沉积砂体，由于颗粒的粗细不同及平均孔喉半径和渗透率的差异，导致油层的束缚水含量有很大的不同。因此，即使属于同一层段的油层，它们各自的原始含油饱和度也有很大的差别，可由小于40％到90％左右（单块油层岩心样品实测数据）。这一具有普遍意义的典型实例，足以证明油气层普遍存在的规律。

（1）油气层含油（气）饱和度的大小主要取决于自身的束缚水含量，随着产层孔隙结构的不同，其数值变化范围很大。

（2）油气层没有统一的含油（气）饱和度的界限。

（3）含油（气）饱和度的大小，并不是产层在生产测试过程中能否出水的唯一与必然标志。对于高束缚水含量的产层，即使油气饱和度小于50％，仍然可产无水的油气。

二、微观孔隙中流体的分布与渗流

在油（气）层内部，水以束缚水形式主要分布于流体不易在其中流动的微小毛管孔隙内或被亲水岩石吸附在颗粒表面。油（气）主要占据较大的孔喉或孔喉内流动阻力较小的部位，形成只有油（气）流动而水不能流动的状态。这种分布特点，在很大程度上决定着地下流体的流动特性和储层的产液性质。

当多相流体（油、气、水）并存时，储层的产液性质可用多相共渗的分流量方程描述。若储层呈水平状，油、气、水各相的分流量可表示为：

由此可见，在一定压差条件下储层的产液性质及各相流体的产量，主要取决于各自的相渗透率、渗流截面积和流体性质。在使用上，为了了解各相流体的流动能力，以便更好地描述多相流动的过程，往往又采用相对渗透率表示相渗透率的大小，它等于有效渗透率与绝对渗透率的比值。

根据分流方程，可进一步求出多相共渗体系各相流体的相对流量，它们相当于分流量与总流量之比。对于油水共渗体系，储层的产水率可近似表示为：

分析上述各式看出，储层的产液性质主要取决于各项的相渗透率。以油水两相共渗体系为例，根据储层相渗透率的变化情况，相应有三种不同的产液性质。

（1）储层水的相渗透率Krw或Kw趋于0，而油的相对渗透率达到最大（Kro→1，K o→K），根据方程（3—2—1）、（3—2—3）和（3—2—4），则得Q w→0，F w→0，F o＝（1一Fw）→1，表明储层只产油而不产水，属于油层。 （2）若储层油的相对渗透率Kro或Ko趋于0，而水的相对渗透率达到最大（Krw→1，Kw→K），根据方程（3—2—1）、（3—2—3）和（3—2—4），则得Qo→0，Fw→1，表明储层为水层。 （3）若0＜（Kro，Krw）＜1或0＜（Ko，Kw）＜1，同理可以导出Qw＞0，Qo＞0，表明储层为油水同层。

图3—2—2的相对渗透率曲线是对这一物理过程的解释。由图上看出，当油气向储层运移之前，储层为充满水的多孔介质，属于单相流动状态。因此，Sw＝1，Krw=1。随着油气的运移，在油驱水的过程中，油首先占据孔隙空间内流体流动阻力最小的部位。由于主要的流动通道被油所堵塞，增加了水流动的阻力，导致Krw迅速下降。然而，这时储层的含油饱和度So还很小，油在孔道内呈孤立不连续的状态，因而不能流动，Kro＝0，相当于所谓“含油水层”的情形。与此相对应的含油饱和度相当于残余油饱和度（Sor）。随着So进一步增加，Kro也相应增大，油开始流动，Krw继续下降，相当油水同层的情形。当So达到某一临界值时，储层的含水饱和度相当于不动水饱和度Swc（或称临界含水饱和度），这时Kro到最大（Kro→1），Krw=0，储层不产水只产油。显然，这就是通常所指的油层含油饱和度界限，即Sw＝Swc时的含油饱和度数值。Swc一般系指束缚水饱和度Swi。所以，油层的含油饱和度界限并非固定不变，而是随产层束缚水含量的变化而变化。

对于气、水共渗或三相共渗体系，同样可以得到类似的结论。这意味着，产层的相渗透率确实是评价油气层必要而充分的条件。

三、油气层界限分析

在地下油、气、水层的动态规律可由多相流体的渗流理论来描述。油、气、水在储层微观孔隙中的流动，主要取决于它们的相渗透率。这就是说，一个储层到底是产油气，还是产水，或是油水同出，归根结底取决于油（气）水相对渗透率的大小。无论是两相或是三相流动，都要引入迂回系数的概念，下式是分析相对渗透率规律的基础。

分析上面列举的相对渗透率表达式还可以得出，当饱和度（So或Sw）数值一定时，随着Sw增大，储层的Kw增加，而Krw相应减小。对于一定的So或Sw数值，如式（3—2一4）所指出，高束缚水含量的产层比低束缚水含量的产层出水率小。油气层的含油饱和度界限并非固定不变，而是随产层的束缚水含量而变化。低束缚水含量产层的含油饱和度界限往往比较高，高束缚水含量的油气层其数值明显偏小。 图3—2—3中，采用不同渗透率数值的岩样在条件相同的情况下实际测定的相对渗透率曲线。图2—3—4是这种情况下的理论曲线。图2—3—5为毛细管压力曲线示意图。它们都

能清楚地反映渗透率的变化对Swi、Kro、Krw以及油气层含油饱和度界限的影响。图示表明，随储层渗透率变小，其Swi增大，Krw减少，而Kro相对增大（对同一饱和度数值而言），油层的含油饱和度界限（指与Kro＝0相对应的含油饱和度数值）也相应变小。通过以上分析不难理解，为什么低含油饱和度油气层（通称低电阻率油气层）经常出现在粘度小，泥质含量高、渗透率较低的地层。

原油粘度也是影响油层界限的另一个重要因素。由相对渗透率的表达式和方程（3—2—4）可以得出，油质变稠的结果将使Sor增大，Ko及Kro减少，以及储层产水率增大，即相当于Krw增大。这就是说，在油水共渗体系中，油质变稠将使油的流动性变差，水显得更为活跃。所以，稠油层的含油饱和度界限普遍比稀油层高，只有当含油饱和度数值高时，稠油层才有可能出纯油。这一过程也十分清楚地反映于相对渗透率曲线图中（见图3—2—6）。此图是采用同一块岩样在不同油质条件下实际测定的相对渗透率数据编制的。图 3—2—7则是这种情况下的理论曲线。图示表明，随?o／?w增大，Kro明显下降，而Krw相应增大，说明稠油层的

含油饱和度界限也相应增高。在解释稠油层时，对于这一点应给予特别的关注。

在分析油气层的饱和度界限时，还应注意岩石润湿性的影响，这是因为亲水地层比亲油地层具有更高的束缚水饱和度。

总之，油气水层中遇到的许多实际问题，特别是影响油气层界限的因素，都能根据相对渗透率的概念给予圆满的解释。之所以出现岩性细、泥质含量高的低渗透率油气层或稀油层容易解释偏低，高渗透率的产层或稠油层解释偏高这样两种倾向，其原因在于对上述规律缺乏应有的分析和认识。

四、评价油气层的基本途径

既然储层产流体的性质主要取决于油、气、水在地层孔隙内部的相对流动能力，油气层的最终评价取决于对产层相对渗透率的分析。因此，从这一原理出发，通过测井分析达到这一目的的基本途径主要有两种：一是分析产层Sw与Swi的关系；二是计算产层的相对渗透率与产水率，定量描述地层的产液性质。 1．产层Sw与Swi的关系

这是一条比较容易实现的途径，已由过去的定性分析发展到“可动水分析法”等定量解释方法。其原理是通过分析Sw与Swi的关系，达到揭示储层相对渗透率的变化和最终评价油气层的目的。

1）解释模型

根据上述原理，可建立相应的解释模型（如图3—2—8所示）。它不仅具有简明、逻辑严密的特点，而且与产层的实际情况十分逼近。由此可找出油气层进行最终评价的逻辑方程。

（1）油层：

表明产层只含束缚水（不动水），不含可动水，其孔隙空间为油（气）和束缚水所饱和。在这种情况下，指示产层的Krw＝0，Kro→l。 （2）油水同层：

孔隙空间为油（气）、可动水和束缚水三部分所饱和，指示产层的0＜Kro＜1，0＜Krw＜1。 （3）水层：

储层孔隙空间不含油或只含残余油（气），主要被水（包括束缚水和可动水两部分）所饱和，指示地层的Kro＝0，Krw→1。

目前投入应用的“可动水分析法”就是建立在这一原理基础上的一种新型解释方法。 2）分析方法

“可动水分析法”具有形象直观的特点，便于做出比较完整的解释。通常，采用两种形式进行分析。即交会法与重叠法。

交会法适用于手工解释，是由Swi（纵坐标）与Sw（横坐标）组成的交会图（如图3一2—9所示）。直观指示产层的含油水性和判明可动水，对于落在图上45°线附近的点，由于基本满足Sw=Swi，因而Swm＝0，表明生产过程中不会出水。随着产层含水饱和度的增加，由油层一低产油层一干层（当Swi＞75％左右，趋于干层），最后趋于泥岩点，如图上箭头所示。对于落在45°线右下方的点，始终满足Sw＞Swi，因而Swm＞0，产水特征明显，含水率（Fw）随着Swi／Sw比

值的减少而增大，如箭头方向所示，为油层一油水同层一水层。引起油层含油饱和度降低有两个原因：一是束缚水饱和度增加的结果，因为它始终满足Sw=Swi，不会导致出水，是油层一低产油层一干层变化过程的反映；二是可动水饱和度增加的结果，这是产水率增大的反映，属于油层一油水同层一水层的变化过程。采用Sw—Swi相结合的分析方法，区分这两种不同性质的变化过程所表现出来的优越性，是其他常规解释方法无法比拟的。

重叠法是把Sw与Swi以曲线形式表示，以统一的刻度和基线显示在成果图上，（如图2一10所示）。如果Swi与Sw基本重叠，即Sw=Swi，表明产层不含可动水，是油气层的显示。若Swi很大，则趋于干层。如果出现Sw＞Swi的幅度差，表明产层含有可动水，其含水率随着幅度差增加而增大，是油水同层或水层的显示标志。出现Sw＜Swi的幅度差，是由于计算的Sw与Swi参数不够匹配引起的。可作为成果质量控制和指示曲型油层的标志。 3）实例

图3—2—11为计算机数字处理文10—2井成果图。本井是我国东部的1口探井，钻遇地层为下第三系，岩性以粉砂岩为主，中等胶结，孔隙度为18%～25%，渗透率为0.01～1?m2，地层水矿化度高达30 ×104mg／L，油层电阻率相对较低。

成果显示内容由右向左分为4道。第1道和第2道分别为地层体积分析和流体体积分析，其内容与常规的成果图相同。

第3道（可动水分析）显示地层的含水饱和度（Sw）与束缚水饱和度（Swi）的重叠曲线。直观指示地层的含油性和可动水含量。

第4道（产层特性）显示地层粒度中值（Md）、渗透率（K）和泥质含量（Vsh）的曲线。 根据上述的解释原则可以看出，图3一1一11的油水层均有十分清楚的显示。 2．地层不同性质产液的定量描述

利用测井信息直接计算产层的油（气）、水相对渗透率与产水率，目的在于实现对地层不同性质产液由定性描述进入定量描述。其解释过程为：通过测井信息的还原，求解出反映储层油、水相对流动能力的相对渗透率（Kro与Krw），并进一步求出产层的含水率（Fw），最终以含水率（或含油率）这一动态参数实现对地层产液性质、层间与层内油水分布的定量描述。由此可见，这一方法的技术关键，在于如何利用测井信息直接求解地层的束缚水饱和度、相对渗透率、含水率等参数。

另一个重要参数绝对渗透率（K）的解释方程，是根据各油田的数据统计而得出的经验方程，

应用范围比较广泛，实用效果良好。

产水率（Fw）采用式（3—2—4）计算，产油率则为：

最终根据Fw或Fo对地层的产液性质进行定量描述，并确定油水层的分布规律。这一

图3—2—11 文10—2井数字处理成果图

分析过程可由下面的逻辑框图表示（见图3—2—12）。

根据图3—2—13可以进一步说明这一方法的分析思路与应用特点。

由图上看出，成果显示具有直观形象的特点，能清楚地反映所钻遇地层的各种地质特性，对地层的产液性质进行系统描述。由右至左分为6道，其显示内容如下。 第1、2道分别为岩性分析与流体分析，其内容与常规成果图相同。

第3道（可动水分析）主要提供含水饱和度（Sw）和束缚水饱和度（Swi）的重叠曲线，显示

地层的含油性与可动水量，可用于分析产层含油气特性在层间与层内的变化，评价地层的产液性质。 第4道（渗透率分析）主要显示3条渗透率曲线，即绝对渗透率（K）、油与水的有效渗透率（Ko与Kw）曲线。目的是通过揭示产层的渗滤特性，定量指示油、水在储层内各自的流动能力，分析产层的生产能力。 第5道（确定产液性质）为互补刻度形式，显示地层产水率（Fw）或产油（气）率Fo的曲线。比较完整地描述地层剖面的油（气）水层分布和定量显示地层的产液性质。 第6道（相对渗透率分析）分别显示油和水的相对渗透率（Kro与Krw），定量指示储层内部油、水的相对流动能力。

图3－2—13展示的4个砂层组中，第一、三砂层组具有上油下水的特点，根据产水率曲线不仅能清楚地指示产层的油水界面，而且能定量显示由上到下产水率的连续变化。第四砂层组主要以含水为主，产水率几乎可达100％。 由于油藏物理学的有关理论成功地引入测井解释领域，进一步廓清了油（气）水层解释中一些似是而非的传统概念。在这一基础上建立起来的新认识，不仅阐明了评价油气层的基本原理，提供达到这一目的所应遵循的途径，而且提出比较完整的解释模型和分析逻辑，从而进一步发展和改善原有的解释理论，并在实际应用中见到良好效果。 3．油气层评价的基本模式

根据上述分析，可用图3—2—14表达油气层的两个基本评价模式。但是，应该指出，对于气层的识别，需要采用其他一系列特殊评价方法，这些内容将在后面有关章节介绍。

第二节 油气层的定性解释

在长期的油气层评价实践中，人们总结和积累了不少行之有效的经验与分析方法，概括地说，即形成了定性与定量解释两个紧密相连的技术环节。

定性解释技术主要是以直觉、视觉知识和推理演绎过程为基础，分析测井曲线的响应特征及其组合关系为基本内容，充分发挥测井分析经验、技能和判断力为目的，所形成的一系列直观分析方法。虽然，这部分技术开始是形成于测井的手工解释阶段。但是，即使到了今天，随着测井数据处理技术的蓬勃发展，它们的作用和有效性不仅不会因此而退化和减弱，反而在成像测井这一新的基础上得到丰富和充实。在油气层的地质解释和最终评价中，有着不可低估的重要意义和实用价值。

定量解释技术主要是以阿尔奇方程及其演绎形式为基础，设计出多种确定与显示储层地质特性的分析方法。测井数据处理与成像分析技术的发展，促使定量解释技术在更高层次上得到推广与应用，其内容与形式也因此而更加丰富，并在分析地层的岩性剖面、岩石结构与裂缝的组合、评价含油性与可动油气、显示典型的油气层以及求解地质参数等方面起着重要的作用。同时，又在这一基础上，推出一些能够更深入、更广泛地描述地层的复杂地质特性，以及解释逻辑更为严密的分析技术。但是，正如我们多次指出的那样，定量分析以及与其相适应的测井数据处理技术，不能替代深入的地质解释。因此，定性与定量解释技术的有机结合，是提高测井地质解释水平的有效途径。

一、一般原理

虽然测井技术已经成为公认的油气资源评价的关键手段，这并不意味着已经形成了固定的可以覆盖多种地质条件的解释模式。事实上，利用测井信息解释地下油气层，始终是一件带有风险性的活动。这不仅在于表征测井信息的曲线、数据是间接性的信息，就其指示作用来说，与地下实际的地质本体之间有甚大的距离，需要有一个相当复杂的“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，能够在这个解释过程中，获得与地下实际几乎一致的答案。但是，人们应该有可能通过认真与富有成效的综合分析途径，获得最佳的解释结果。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。

1．提高解释成功率的三个基本要素

无论对于单井或多井解释，要取得最佳的解释效果，往往面临着三个重要问题，并构成提高测井解释成功率的三个基本要素。 1）占有信息量

经验表明，解释工作的成败，首先取决于占有的信息量，或更确切说，即主要取决于有效占有信息量问题。为此，首先要解决好信息的采集与处理。

在选择测井系列时，要求所采集的测井信息从类型到结构相互匹配，尽量符合合理的技术一

经济界限，达到比较深刻地揭示地层特性的目的。同时，要充分发挥测井“人机”系统的作用，有效地提取有用信息，剔除可能存在的假象。而且，对高数据率的测井探测系统所采集的大量具有非确定因素的“伴随”信息，如全波列以及一系列非弹性散射及俘获伽马能谱，也能有效地利用与分析。

2）测井信息还原于地质参数

测井解释的任务在于把所采集的诸多原始信息通过手工与计算机分析，还原为反映地层特性的地质参数，以便对地下的地质情况、产层特性、油气层分布以及油藏特点，作出比较全面的评价和逼近于实际的解释与模拟。测井解释方法及软件系统是实现这一还原过程的桥梁。因此，要用极大的注意力，更加重视解释技术的发展，进一步提高解释软件对地下地质特性的求解能力。 把测井数据与反映储层内部的微观结构以及流体性质的地质参数联系起来，分析它们之间的相关关系，仍然是当前研究的重点。近年来，在确定储层的静态特性，如求解岩矿的矿物成分、孔隙度及含水饱和度等方面，已经有了明显的进展。在有利的地质条件下，对于计算渗透率、束缚水饱和度、相对渗透率、产水率等难度较大的参数，也取得相应的突破。但是，如何应用测井信息求解产层的动态特性，定量地确定地层的产液性质与产能，描述产层的水淹状况，确定剩余油饱和度以及管外的剩余油储量等方面，还存在着许多未被探索的课题。所以，无论从深度和广度看，解释技术的发展都有十分广阔的领域。 3）分析信息之间的关系

这里蕴含着两个方面的意思：一是注意排除测井信息本身的多解性；二是要尽可能地提高来源于测井与非测井两大系统信息综合求解地层特性和提供最佳解释答案的能力。

经验表明，为了成功地进行油气层评价，一般都应有如下的来自于测井与非测井信息及其分析成果的支持，并由此组成评价系列。

如果取全上述各项信息，识别储层的产液性质就显得比较容易。但是，在大多数情况下，基于受工程、技术、经济等因素的制约，摆在测井分析家面前的信息类型和数量仍然有限，这是对他们的技能与判断力的挑战。但是，只要遵循综合解释的正确思路与分析方法，一般都能在油气层评价过程中克服由于信息、技术等原因而形成的障碍。 2．分析刻度技术的应用

主要目的是通过广义的分析刻度技术，搞清储层地质特性与测井物理量之间的相关关系，建立与地区性地质特点相适应的解释模式。 1）储层基本地质特性

一般可从下列三个方面描述储层的地质特性：

（1）岩性。系指组成岩石骨架的矿物成分及含量，杂基与胶结物成分的类型与含量，以及它们之间的组合关系与压实性，岩石颗粒的几何形状、尺寸与分布关系等等。

（2）物性。系指岩石的储渗特性。包括岩石的孔隙类型及分布状态、孔隙结构、渗流特性及它们的度量参数。如孔隙度、渗透率、孔隙喉道半径、相对渗透率等，以及反映岩石的力学刚度等有关特性。

（3）含油性。系指油气在储层内部的物理分布与饱和状态，油气性质以及度量这些特性的有关参数，如油（气）饱和度、含水饱和度、束缚水饱和度、原油粘度等。

测井解释的主要任务就是通过分析电阻率、自然电位、自然伽马、声波时差、体积密度、含氢量（中子测井值）等多种测井物理量与储层岩性、物性与含油性之间的相关关系，形成由测井信息直接还原为地质信息的桥梁，使其具有直接求解地下地质参数的能力。显然，这一利用岩心、测试数据对测井信息进行分析刻度的过程，是测井分析家获得地区经验和判断力、进行有成效测井地质解释一个必不可少的重要技术环节。

采用岩心数据对测井数据进行分析刻度，一般可选择系统取心井进行，而尤以油基钻井液或密闭取心井的效果最佳。在一个油田或构造上，可根据地层的均质程度和横向变化情况来确定取心井的数量和密度。对于地质特性变化周期长的油田和构造，由于它们的地质条件比较简单，可均匀地部署少量的取心井。反之，应相应地增加取心井的数量。总之，以每一口取心井做为分析油田地质特性的“窗口”，以便取得测井信息分析、求解地下地质特性的最大扩散效应。 2）规律性描述

这一工作可以用大量有代表性的实际信息为样本，采用交会图、直方图、群分析或统计回归分析等技术来进行。如上所述，首先在于搞清测井响应与地质特性之间的基本关系和分析模式，获取地区性的经验知识；其次是在于确定测井物理量与地质参数之间的定量转换关系。例如，对

于砂岩储层，一般都有如下特点：

（1）砂岩岩性的粗细直接控制着储层渗透性的变化。这就是说，砂岩岩性变细的过程就是产层物性变差的过程，如图3—2—15的交会图所示。

（2）砂岩粒度的粗细控制着储层孔隙结构的变化，并直接引起束缚水饱和度和油层含油饱和度的变化。因此，砂岩粒度变细的过程，就是产层渗透率变小、束缚水饱和度变大与油层含油饱和度变小的过程（参看图3—2一1）。

（3）产层岩性的逐渐变细反映在测井响应上是电阻率降低的过程。 3）测井分析的思维方向

显然，以上结论是属于地区性的经验知识，不一定适用于其它地质单元。但是，对于相似地质条件的油气层评价与地质解释，无疑都有不可低估的借鉴作用。测井分析家至少可以从中获得四个方面的启示。

（l）对于颗粒大小不同、渗透率变化较大的砂岩储层，油层的含油饱和度也有较大的差异，不能以某一固定数值为界限，做为划分油气层的标准。

（2）细岩性的产层具有高的束缚水含量，形成低含油饱和度，在油气层解释过程中，切勿漏掉这部分油气层。

（3）产层含油饱和度和电阻率的降低，一般出自于两种不同的本质原因：一是孔隙空间自由水增加，并导致地层产水率增大；二是随着岩性变细以及泥质含量增加，引起束缚水含量增大。但是，这种情况不会导致油层出水，只会引起产能相对减小。因此，在评价油气层时，为了防止解释工作在判断上的失误，必须正确区分这样两种不同的本质原因。

（4）在测井解释过程中，要注意搞清区域地质特性的内在联系，主要有两个目的：一是在搞清内在联系的基础上，对地层作出尽量逼近于实际的解释；二是在设计和推演测井参数与地质参数之间的定量转换关系。例如，在分析胜坨油田沙二段砂岩储层的岩心数据中发现。产层的束缚水饱和度主要与孔隙度、粒度中值与泥质含量有关，它们的单相关系数分别为0.819，—0.602，0.67。然而，如果再进一步分析就会发现，泥质含量并非为独立因素，它与孔隙度、粒度中值的相关系数分别为一0.603与一0.698，而粒度中值与孔隙度的相关系数甚小（0.365），表明其中隐含着交互影响。为此，经常可把砂岩束缚水饱和度（Swi）表达为粒度中值（Md）和孔隙度（?）的函数。事实证明，建立在这一统计关系上的经验方程，能够提供与岩心分析数据相关性颇好的

计算结果。根据对我国东部六个主要油田1774块岩心实测结果的统计，这一经验方程的相关系数一般都在0.90以上，最大可达0.97。

二、测井响应特征与油、气、水层模式描述

从测井技术发展的历程来看，有许多测井方法都是为探测油气层而设计的，然而这种探测能力都是建立在测井信息对油气层物理、化学性质产生异常响应的基础之上的。即使如此，任何一种测井方法都不能单独地作出油气层解释。因此，综合分析就成为油气层最终评价的必由之路。相应地，对各种测井信息及其数据处理成果的综合分析，就成为其中的一个重要内容。 1．测井曲线形态及变化规律

重点在于异常响应特征的检索与分析，分析与检索的内容包括： （1）地质剖面上主要岩石矿物的测井响应特征； （2）孔隙性或（和）裂缝性储层的测井响应特征；

（3）油、气、水层的响应特征，搞清它们的区别与联系以及出现的多解性； （4）砂岩储层粒度、泥质含量、孔隙性与渗透性变化的测井响应特征； （5）裂缝发育带及溶洞的响应特征； （6）特殊地质现象的响应特征；

（7）以高分辨率成像测井信息为重点，检索有关地质现象的响应特征。

显然，这些响应特征既有属于原理性，又有属于经验性。概括地说，对于一个地区，往往属于经验性的显示特征比原理性更富有价值。

经验表明，采用曲线组合或重叠分析技术或交会图与直方图技术，将有利于测井异常响应特征的检索，突出所要探测的地质事件。

这些方法已经在有关著作中进行过论述，不再赘述。但是，为了提高应用效果，应注意如下问题：

（1）正确划分渗透层是评价油气层的重要前提；

（2）采用中子一密度或声波三孔隙度测井曲线重叠显示，对于识别岩性、探测气层、划分油气界面等方面，都有其特殊功能；

（3）对于均质的孔隙性地层，或缝洞发育呈网络状分布的基质与裂缝孔隙度明显增大而趋于各向同性的裂缝性储层，利用深、浅侧向测井电阻率曲线的重叠技术，在评价地层的产液性质、确定油水界面方面有着重要的作用；

（4）对于基块孔隙度小、裂缝呈明显的单向性发育的裂缝性储层，各向异性特点表现突出，深浅双侧向测井电阻率曲线重叠显示，能够比较有效的识别地层裂缝，并可用于分析裂缝的角度，幅度差的大小与裂缝开口度成正比，如图3—2—16所示。一般难以反映地层的产液性质；

（5）突出成像测井在分析地质特征方面的应用，作为新一代测井技术的成像测井系统，已经显示出在分析油藏地质特性的独特能力，特别是对于裂缝性储层、火成岩储层以及砾岩储层等复杂储层的评价，形成一种能力性的突破，无论对于识别各种类型和形态的缝洞，分析裂缝的产状及其有关参数，评价裂缝的有效性，以及储集空间的组合形态与岩石的结构等方面，都有独特的地质效果。

2．排除测井信息的多解性

测井数据处理的目的和作用在于从众多的测井信息中剔除各种与地下地质特性无关的信息，排除多解性，按照地质目的尽可能地为确定地下地质特性提供最佳的答案。主要的分析途径有两条。

（1）在排除多解性的基础上，通过优化组合与简化的解释模型，获取直接指示地下地质特性的演绎信息。

（2）应用比较完善的解释模型，实现测井信息的还原，直接求解描述地层地质特性的各种储集参数。

应当指出，对于高一中孔隙性的渗透性地层，以及中一高矿化度地层，上述的解释模型与分析技术有较强的适应性。因此，往往有较好的地质效果。对于低孔隙度、低矿化度水地层，以及复杂岩性和裂缝性产层，应用效果变差，难以提供明确的答案。为此，需要有更多的第一性信息的支持。

3．建立地区性的油气层分析模式

建立油、气、水层的分析模式，对于成功地评价油气层有十分重要的意义。经验表明，形成如实描述实际油气层特点的分析模式，就会促使理论知识的深化，激发专家经验与技能的充分发挥，形成一种解决实际问题的突破力。

在我国普遍发育的陆相沉积地层中，储层岩性与类型多样化，各种不同特点的油藏类型并存于同一盆地，断层十分发育，这一系列复杂的地质因素导致测井油气层评价的复杂化，往往表现出以下几个方面的难度。

（1）含油层系多、含油气井段长。

在同一地质单元中，从上第三系浅层到前震旦系基岩的多套层系中，都有油气层分布，测井显示特征各异。

（2）储层类型复杂、岩性变化很大。

表现为孔隙型与裂缝型并存，具有储集油气能力的岩石类型达到近20种，其中既有沉积岩又有火成岩、变质岩。广泛分布的砂岩储集体，由于诸如粒度中值、孔隙度、渗透率变化范围甚大，形成了复杂的测井显示特征。

（3）构造复杂、断层发育、油水关系极其复杂。

表现在同一构造、同一层系中多套油水系统并存，而且在纵、横向上都有很大的变化。 （4）地层水矿化度变化很大。 以东营凹陷为例，仅在第三系的不同含油（气）层系中，地层水矿化度由几百变化到30×104mg／l，在纵、横向上都有较大的变化率。可想而知，必然会引起油、气、水层在测井显示特征上的极大差异。

（5）原油性质变化大。

3

在同一构造的不同断块与不同层系，原油密度由小于0.85g／cm的轻质油，变化至大于1.0g

3

／cm的重质油。

上述一系列的特点，必然引起十分鲜明、特征各异的测井响应。显然，认识、总结这些特征，形成各自典型的分析、判断模式，具有特别重要的意义。下面具体分析几种主要的模式。 （1）孔隙性与裂缝性产层的分析与判断模式。

在测井曲线与计算机数据处理成果图上，孔隙性与裂缝性储层的油、气、水层特点有较大的

不同，这是由于它们的地质特性与测井响应之间具有不同的相关关系。

对于孔隙性储层，特别是高一中孔隙性地层，它们有如下相关性的逻辑关系：

①油气层。随着岩性变粗、泥质含量变低，引起产层渗透率增大，束缚水含量减小、含油饱和度增大，因而导致电阻率升高。

②水层。随着岩性变粗、泥质含量变低，引起渗透率增大与束缚水含量减小。在中一高矿化度条件下，将导致水层电阻率降低，而在低矿化度条件下，有可能引起水层电阻率升高。

对于裂缝性地层，油气层的测井响应模式与上不同。由于低孔隙度特点，往往使裂缝发育段的油气层电阻率，反而低于非裂缝段地层，表现为高电阻率层段中的低电阻率显示。同时，也与一系列综合特征相联系，例如，视中子孔隙度增大，出现低密度数值，微电阻率测井出现低电导率异常，全波列测井出现“V”、“W”型干涉图形及幅度的衰减等等。特别是成像测井信息，对于识别各种类型的裂缝、洞孔，分析其产状与组合关系，以及评价缝洞的有效性、连通性，都有其独特的效果，并构成了裂缝性产层的分析模式。

（2）油层一低产油层一干层与油层一油水同层一水层的分析模式。 搞清并建立这两种不同性质变化过程的分析模式，目的是为了防止在测井解释工作中出现最常见的一种错误，即漏掉一些中一低含油饱和度的油气层。 （3）气层的分析模式。

与油层相比，气层有两个特点：一是天然气具有甚强的渗滤能力，对储集条件要求较低，有较强的运移能力，无论是浅部欠压实的高一中孔隙度地层，还是深部压实、团结的低孔隙度地层，以及复杂岩性地层，都可能聚集成天然气藏。因此，分析储气层的储渗截止值时应考虑这一特点；二是出现多种异常测井响应特征。例如，声波时差数值增大或出现明显的周波跳跃，中子孔隙度测井读数减小，密度测井数值降低，井温曲线出现低温异常等。

这些都决定了气层有自己的测井响应特征及相应的分析模式。尤其是深部天然气层，一般测井显示不甚明显，容易受岩性、物性及泥质含量的影响，不易与水层、低产油层相区分。因此，注意总结深部气层的分析模式，对于提高气层的探测能力有其重要的意义。 （4）气、油、水层的分析模式。

最简单的模式是气一油一水重力分异的模式，人们根据地区性的气油、油水界面，对钻探新井进行正确的解释。对于构造简单，储层沉积稳定，气、油、水界面具有良好对比性的油气田，这是一种有效的分析方法。但是，对于构造复杂、断层十分发育、储层变化大的地区，呈现在人们面前却是另一种气、油、水关系，且交互变化的模式，甚至出现隔层很薄（1m左右或小于1m）的情况下，水层在上油层在下的倒置状态。

应该指出，在我国渤海湾地区的复式油气藏中，这种复杂油水关系并非是一种罕见的地质现象。这种上水下油的倒置状况，在一些重质油藏中（原油相对密度大于1）也能见到。

总之，在未搞清地区地质特点之前，这种复杂的油水关系模式，一般令人难以理解与接受，甚至不敢突破固有的概念，做出正确的判断。但是，这种状况在不少地区确实是客观存在的事实。 （5）不同层系和不同岩性油、气、水层的分析模式。

不同层系的油、气、水层，由于具有不同的岩性、物性、地层水矿化度以及原油性质等地质特性，测井响应特征往往有很大的差异，特别对于复杂的地质条件更是如此。显而易见，在这种情况下，按构造区块、层系和岩性建立地区性的多层次分析与判断模式，将有重要的实际意义。这是测井分析家在解释过程中，运用一般解释原理去获得认识上自由的重要途径。

图3—2—17是利用东营凹陷北坡的实际资料，统计得出的不同地层水矿化度条件下油层电阻率的变化趋势。虽然这种统计关系具有强烈的地区性特点，而且采用含水饱和度的概念将有助于克服由于矿化度变化大所引起的识别油气层的难度。实践证明，建立这种具有地层特色的统计关系，对于认识油气层的测井响应特征，构成地区性的综合分析模式，仍有较大的实用价值。

三、区分两种不同性质的变化过程

上面从不同角度出发反复地说明这样的道理，引起油层含油饱和度与电阻率的降低，有两个主要原因。

1．油层一低产油层一干层的变化过程

一是产层的孔隙结构由于岩石颗粒变细或泥质含量增加而造成孔隙半径普遍变小以及微孔隙所占的比例增加，因而使产层束缚水含量增大。显然，这时油层含油饱和度的降低，渗透率变小，从而引起束缚水含量增加。在这种情况下，从流体在多孔介质中的渗流机制来看，孔隙空间的水依然处在一种不能流动的状态。因此，不会造成油气层出水，只会相对地降低油（气）层的产量。而且，随着产层孔隙半径和渗透率的继续变小，束缚水含量继续增加，最后趋于干层。所以，含油饱和度的这种降低和引起产层电阻率的减小，是油层一低产油层一干层转化过程的反映。产层孔隙结构和渗透率的变化是控制这一过程的主要因素。 2．油层一油水同层一水层的变化过程

这一过程主要发生在油水过渡带。在复杂的断块油田，由于多套油水系统并存，这种现象经常可见。这时，产层含油饱和度的降低与自由水含量增加直接相关，反映在测井曲线上也是产层电阻率数值的减小。这就是说，产层含油饱和度与电阻率的降低不是受自身的孔隙结构和渗透率变化的直接控制，而是与所处的构造位置及油水系统的变化直接有关。

由于产层孔隙空间自由水的增加，并占据有效的流动通道，引起产层中水的流动能力增大。因此，产层的含水率必然随着含油饱和度的降低而增大。这是油层一油水同层一水层变化过程的反映。

这样两个不同性质的变化过程，已经在图3—2—9中含水饱和度（Sw）与束缚水饱和度（Swi）的交会图上得到直观的描述。从图上可以看出，随着Swi的增大，必然引起Sw相应增大。由于始终满足Sw＝Swi，表明产层中水的相对渗透率趋于0，相当于地层保持水不能流动而油可流动的状态。因此，随着Swi（也即Sw）的增大，地层由油层一低产油层一干层变化。

如果地层由于自由水增加引起含水饱和度增大，而Swi变化并不明显时，产层的含水率也将

相应地增大。这就相当于油层一油水同层一水层的变化过程，其变化方向如图3—2—9所示。 图3一2一18清楚地反映出两种不同性质变化过程的特点，并构成二者的分析模式：

（1）随着渗透性变差，产层含油饱和度呈规律性地减小，这是油层一低产油层一干层变化的分析模式。对于测井响应特征的分析应着重于岩性系列与电阻率系列之间的对应关系，即把主要反映含油性的电阻率曲线与反映地层储渗特性的自然电位、自然伽马与微电阻率曲线的变化，作为同一过程进行分析，并注意孔隙度测井的综合关系。这种模式的特点随着产层储渗特性的变差，即相当于自然电位负异常减小，自然伽马数值增大，电阻率和含油饱和度也相应降低，如图3—2—19所示。图中油层电阻率减小是与岩性变细、泥质含量增加直接相关，各条测井曲线的变化趋势有良好的一致性。

（2）产层含油饱和度的降低主要不受渗透率变化的控制，而是自由水增加的结果，是油层一油水同层一水层的分析模式，相当于图3—2—18由左向右近于水平或呈不明显的梯度变化。 图3—2—20是典型的油层一油水同层一水层的变化模式。

搞清这两种不同性质的变化过程，对理论与实践都有着重要的意义。其一，有利于深化油层

形成机理的理解，便于正确分析和识别低含油饱和度（低电阻率）油气层；其二，在实际工作中有利于大幅度地提高油气层解释的成功率。对于大部分油气层来说，尤其对于陆相沉积盆地，无论是以成组或是单一的形式出现，油层的岩性与储渗特点在纵向上都会有较大的变化；对于反旋回砂岩，由于产层的粒度由上往下变小，渗透率将出现明显的减小趋势，并引起油气层含油饱和度相应地由高变低。如果不理解引起含油饱和度由上往下变低的原因，势必认为产层处于油水过渡带，把相当多的油层一低产油层的变化过程，解释为油层一油水同层一水层的变化过程，导致漏掉有意义的油气层，并对地区性油气资源作出过低的评价。实践证明，这是解释工作中最常见的错误之一。因此，正确地区分两种不同性质的变化过程是正确判断油气层的重要技术环节。

四、认真分析测井与非测井信息

在长期实践中，人们深刻地理解综合来源于非测井信息的重要性，这不仅仅是因为测井信息与计算机分析成果是一种间接性的地质信息，只有在岩心、测试信息以及油田地质研究成果的支持下，经过分析刻度技术的应用，才有可能具备对地下地质特性的直接求解能力。而且，还在于在复杂的地质条件下，测井信息及其解释原理与方法的有效性将发生明显的退化，难以提供确切的答案。在这种情况下，测井解释的风险性将表现得十分强烈。因此，有效地综合来源于测井与非测井信息是排除这种技术困扰的正确途径。 1．几种主要解释难题的分析

在实际工作中，测井分析家面临的挑战来自多方面，复杂地质条件下的地层评价是经常遇到的难题，主要表现在以下几个方面。 1）低电阻率砂岩油气层评价

具有高束缚水含量的低含油饱和度油气层是其中的一种主要类型。特点是油（气）饱和度接近或低于50％，地层电阻率指数（或电阻增大率）I＜3。因此，电阻率与邻近水层比较接近。但是，这种油气层的低电阻率是一种相对概念，是以接近邻近水层的电阻率为其标志。电阻率的绝对值可能很低，也可能较高。例如，对于高矿化度地层，电阻率绝对值很低，甚至在0.5—1?·m左右，接近或低于周围泥岩的电阻率。对于低矿化度地层，电阻率绝对值可能不很低，但与邻近水层十分接近，不易被识别。 2）低孔隙性砂岩油气层评价

低孔隙性砂岩油气层的解释难度主要表现在以下三个方面：

（1）低孔隙度地层的骨架对测井信息的贡献远大于孔隙部分的贡献，从而大大降低了测井信息对孔隙流体性质的分辨率。

（2）通用的解释模型与实际产生了比较大的偏离，难以如实地描述地层的特性。这不仅会造成孔隙度计算误差的偏大，而且难以保证产层含油饱和度的正确求解。

（3）低孔隙性储层具有双重孔隙结构，粒间孔隙与微裂缝并存。经验表明，这时对储渗性能有重要贡献的微裂缝，即使采用三孔隙度与三电阻率测井系列，其显示并不明显，容易在解释过程中被忽略。钻井液滤液沿着裂缝侵入，使油层电阻率降低，导致对地层含油性的悲观评价。 3）淡水特性的砂岩油气层评价

在淡水地层剖面上，油、水层测井响应特征的差别明显变小，很大程度上降低了测井信息对油、水层的分辨率，成为当今测井解释工作普遍公认的难题。

其中最重要的原因，在于描述产层特性的阿尔奇模型与方程，发生了机理性的偏离。这时，关于储层岩石骨架不导电的假设，由于泥质或粘土表现出不可忽视的附加导电性，而使电阻率的基本表达式出现了明显的不适应。为了如实地表达这一特性，需要建立新的解释方程，合理地选择输入参数，对泥质或粘土的附加导电性进行相应的校正。

实例说明，一个具有淡水特性的重质油藏，地层水矿化度很低，约800mg/l。虽然产层泥质含量并不高，一般都在10％以下，趋于纯砂岩的范畴，但是，粘土的阳离子交换能力十分强烈，形成明显的附加导电性。因此，采用阿尔奇方程计算的油层含油饱和度明显偏低，平均值约为4％，表明需要进行泥质影响校正。若选用Waxman—Smits方程计算含油饱和度，油层含油饱和度平均值可达46.9％左右，仍比实际偏低。

如何建立与地层实际特性相逼近的解释模型与方程，以及正确求解地层的泥质含量，是成功进行淡水油气层评价的关键。实际上，这一问题尚未得到解决。 4）薄层碳酸盐岩油气层评价

在我国东部发育不少薄层碳酸盐岩油藏，主要分布在下第三系沙一段及沙四段地层中，储层属于波浪动力学作用下的滨浅湖相沉积，一般为碎屑岩，局部也有化学沉积的产物。现以东营凹

陷南斜坡沙四段的油藏为例来分析它们的特点。

（1）具有双重孔隙结构的储集类型。一般，孔隙型与裂缝型兼备，包括晶间缝隙型等。 （2）从剖面宏观组合到每个油层的微观组合，岩性都十分复杂。一般可归结为三大类（白云岩、石灰岩与碎屑灰岩类）共十七种岩性。甚至在1～2m厚的油层中，就可由3～6种碳酸盐岩类所组成，含油性也很不均匀。如纯化镇油田纯17井的沙四段地层，在2274～2276.2m井段的油层中（厚度为2.2m），包括微含油、含油斑石灰岩40cm，泥岩25cm，微含油假鲕状灰岩30cm，泥灰岩30cm，油斑页状泥灰岩85cm，页岩10crn。经测试，3mm油嘴日产油74.65t、气

33

5449m，不含水。原油密度0.8870g／cm，粘度（50℃）23.7mPa·S。

（3）油层厚度小，产能较高。油层厚度一般均在1m以下，而具有甚高的生产能力。例如，通31井，射开2680.2～2681.0m的白云岩薄油层，厚度为0.8m，6mm油嘴日产油125t。 5）裂缝性油气层评价

这种类型油气层的主要特点是基块孔隙度极小，裂缝呈明显的单向性发育，地层各向异性表现突出，表现出强烈的单向导电规律。它们的岩性可以是碳酸盐岩、变质岩（如花岗片麻岩）或火成岩等。

这种类型油气层的评价难度，明显大于趋于各向同性的裂缝性储层。例如，裂缝单向性表现强烈的四川盆地的碳酸盐岩气藏的评价难度，要明显高于缝洞发育而趋于各向同性的碳酸盐岩油藏——任丘油田。同样具有强烈各向异性特色的桩西油田，其解释难度也明显大于裂缝呈发育网状分布的王庄花岗片麻岩油藏，原因主要在于缺少能够揭示与评价地层产液性质的测井手段。 因此，这种类型油藏必然具有颇大的勘探难度，只有搞清地区性的裂缝分布格局，并沿裂缝走向采用矩形井网方式布井，即沿着裂缝走向采用大井距，沿着垂直于裂缝走向采用小井距这样一种方式布井，才有可能提高探井的勘探成功率。从这个意义上说，搞清地区性裂缝分布格局，是成功地进行裂缝性油气藏勘探的一把钥匙。 2．综合分析的基本内容

综合分析来源于测井与非测井信息的主要内容应包括以下几个方面：（1）信息的编辑与处理。

信息的编辑与处理其实质是做好信息与数据的集总与管理，以便消除与地层特性无关的无用信息，校正因环境因素影响的“假”信息，组成能够揭示地层特性的信息群与数据体。这一信息——数据群应具有如下的特点：

①层位、深度的一致性与对应性； ②分析地质事件的层次性与多维性； ③描述地质特性的清晰度与直观性；

④有利于进行多层次与全方位的综合分析。 （2）单项信息的精细分析。

对单项信息进行精细分析的目的是尽可能有效地发挥各专业领域专家的经验与技能，在消化和吸收各种单项信息的基础上，为综合分析提供有利与有意义的层位，保证以最佳的思维路线达到综合解释的目标。

（3）在综合分析过程中的推理与判断。

这是综合解释的核心环节以及进行决策的基础，同时，对于一口单井来说，给予测井分析家的信息及分析时间都是有限的，正确地推理与判断就显得更为重要。所谓推理与判断，并不是对各项信息等量齐观，也不是孤立地对某一单项信息的肯定与否定，而是把信息群作为一个整体，通过分析综合信息的一致性与相异处，辩证地分析各项信息之间的相关关系，揭示地层特性，深化对地层所产流体性质的认识，提供与地层原貌尽量逼近的答案，排除多解性。重要的是，必须把握各项信息在不同条件下的显示特点。譬如，气层与轻质油层的岩心、岩屑和井壁取心，一般难以见到比较明显的油气显示，如果不注意对测井与气测信息进行认真分析，就容易漏掉这部分很有意义的产层。反之，在含稠油的油田和地区，一些含油水层的岩心、岩屑和井壁取心，常常给人以含油情况颇好的假象，这时也应侧重于测井与气测信息的分析。以测井响应特征做为判断的依据，否则容易把它们解释为油层或油水同层。

总之，由于测井信息的多解性与模糊性，有时单纯依赖测井信息很难对地层的产液性质作出比较确切的评价。如果地层含有天然气或稀油，而岩心或岩屑无法清楚地传递地下的油气信息，就会造成推理与判断上的错误，而影响油田勘探与开发工作的效益和效率。因此，在这种情况下，就应重视和加强气测信息的录取与分析，以及充分利用中途测试等手段。

同时，还应注意各种环境因素的影响而导致综合信息的失真。例如，钻井液密度过大，将会影响气测和岩屑录井、井壁取心油气显示的清晰性。这些都要在综合分析过程中，正确地加以分析与排除。

此外，在推理与判断过程中，还要注意储集特性与油水分布的一般规律与特殊规律。一些复式油气藏，由于沉积条件与岩性变化大、断层发育、油水分布十分复杂，甚至造成同一口井不同层段或同一层段的测井响应特征相差甚大。如果不注意这些特点，仅仅采用一般规律进行分析，就难以避免出现判断上的失误。

第三节 油层和水层的多参数判别分析

在评价地层含油气、水性质时，特别是对低电阻率、低含油饱和度的油层和其它复杂的地层，只根据地层电阻率或油气饱和度Sh不能准确判断油层和水层。如某油田的产油层多为粉砂或泥质粉砂岩，Sh低，油层和水层电阻率差别不大，水层电阻率一般为3～4?·m，而有的油层电阻率只有4～5?·m，Sh为38％～40％。甚至泥质含量更高的油层，其电阻率可低到3.6?·m左右，Sh低到30％仍可出油。在另一油田发现一组泥质含量高的低阻油层，它们和水层的电阻率都是2.6—6.4?·m。岩心分析含水饱和度Sw平均值，油层为50.1％，水层为50.9％。实际上，地层出油或出水，不仅与其电阻率或含油饱和度有关，而且还和地层的岩性、泥质含量、孔隙度、渗透率以及原油性质等许多因素有关。这些因素之间的关系十分复杂，想用严格的数学物理方程来描述地层的各种参数与油、气、水产量之间的关系是十分困难的，有时甚至不可能。本节应用数理统计中的判别分析法来评判储层，它可把有关油层和水层的许多因素都综合起来判别油层和水层，取得了较好的效果。

一、判别分析法

差别分析就是判别样品所属类型的一种统计方法。根据样品的多种性质，应用统计学方法在求得已知一些样品分类规律的基础上，选取适当的综合指标，对未分类样品的归类进行判别。从统计学观点看，测井解释中判断油气、水气和煤层等问题，实际上就属于判别分析问题。

在测井数据处理中采用的判别分析，根据所要判别总体种类的数目，可分为两组和多组判别分析法；根据所采用变量的数目，可分为两元和多元判别分析法；根据判别函数R与原始变量的关系，又可分为线性和非线性判别分析法。对于多组线性判别分析，在研究中总是把它们分解为相邻的两组线性判别问题来进行。此外，还有逐步判别分析法，它是在判别分析过程中，根据各个自变量的重要性大小，每一步把一个最重要的自变量选入判别式，并把已失去原有重要性的自变量及时地从判别式中剔除出去，使得最终判别式中仅仅保留最重要的自变量。在这些方法中，以两组二元线性判别分析为最基本的方法。

进行判别分析时，首先要计算判别向量C及建立判别函数R；其次是确定判别准则；最后还要进行显著性检验。下面我们结合胜利油田测井公司采用的多参数自动判别分析油、水层的方法，重点叙述多元线性判别分析法。 为了要进行正确判别，首先要从测井计算的参数和其它来源的参数中选择出最能反映油水层特点的参数，排出一个向量Z（z1，z2，?，zp）作为判别分析的观察值。这些参数彼此间尽可能独立，如z1为含油饱和度，z2为反映砂岩粗细、泥质含量和束缚水饱和度的岩性参数，z3为反映侵入性质及程度的系数，z4为原油粘度，z5为孔隙度，z6为反映岩石的润湿性参数等。

假设选择的判别向量为C（c1，c2，?，cp），建立的判别函数为R，样品点在判别向量方向的投影R，就是对样品的p个变量作线性变换，有：

每个采样点都有一个R值。式中c1，c2，?，cp。是待定系数。我们可以按照使两类总体之间区别最大，而每类内部的离散性最小的所谓费歇（Fisher）准则，根据油、水层的观察数据来确定。为此，需要根据已有试油资料或确有把握的油层与水层的上述参数，来建立油层和水层两类统计总体。

根据这两类统计总体提取判别信息。所谓提取判别信息，实质上是进行坐标变换，以使这两类统计总体在新坐标系中的差别最大。可选择判别向量C为油水层界线，采用线性变换方法来进行坐标变换，即将油层和水层的样品点沿C向R轴投影，从而使得油层和水层在R轴上差别最大。设油层和水层样品在R轴上的投影（又叫特征值）分别为Rxi；和Ryi，有：

提取判别信息，就是从已知n个油层和m个水层的参数中找出这样一个判别向量C（c1，c2，?，cp），使式（3－2－9）计算的油层特征值Rxi；和水层特征值Ryi；的数群尽量分开。

为了求得判别向量C，按照费歇准则的要求，要使判别函数R能很好地区分油层和水层两类总体，就要使油层和水层两类总体之间的差别最大，即要求两类样品的R平均值之差的平方W?(Rx?Ry)最大，而每类总体内部样品的离散度最小，即要求同一类样品的R偏离其平均

n2n2

2值要小。油层和水层样品的离散度分别为?(Rxi?Rx)和?(Ryi?Ry)，故要求

i?1i?1 最小。综合这两个条件，也就使比值Q（称为两个数群分离性的测度）

最大。根据这个原则，即可求出待定系数c1，c1?，cp。按照求极值的原理，可对Q求偏导数，并令其等于零：

将式（3—2—12）和式（3—2—13）代人式（3—2—11）得：

此式是一个p阶线性方程组。式中的??cd?Qll?1

1pl是不依赖于j的常因子。它对该方程的

解只起共同扩大?倍的作用，并不影响方程组解 dj之间的比例关系，即?对判别函数R来讲没有

影响。因此，为了方便，可令?=1，于是可得：

这个p阶线性方程组中的系数Sjl和常数项dj，可由油层和水层观测数据按式（3－2－14）和式（3—2—12）计算出来。为了求解，根据线性代数理论，可把式（3—2—16）写成矩阵方程：

或简写为：

由于p阶方阵S的行列式不等于0，故有逆矩阵。显然， S和S均为对称矩阵。

解方程（3－2－16）或式（3－2－18），求出c1，c1?，cp后，代入式（3－2－8）即可求得判别函数Ro根据c1，c1?，cp和已知的油层和水层参数xij和yij，按式（3－2－10）便可求出已

—1

知的n个油层和m个水层的R平均值Rx和Ry。因为Rx和Ry是用已知油层和水层的参数求得，故可取Rx和Ry的加权平均值R0来作为判别指标，即：

检查R0与Rx和Ry之关系，如果Rx＞R0＞Ry成立（反之亦然），即可用R0来判别未知地层的含油、水性质。为此，对于每个未知地层，可根据它的z1，z1?，zp等p个参数和系数c1，c1?，cp，按式（3－2－8）计算出它的综合指标R值，然后进行判别。

当Rx＜R0时，若R＞R0，地层为水层；反之，若R＜R0，地层为油层。 当Rx＞R0时，若R＞R0，地层为油层；反之，若R＜R0，地层为水层。

判别分析是在假设两类样品取自不同的总体。如果两类多元变量的平均值在统计上的差异不显著，判别分析就没有价值。因此，需要检查两类总体是否有显著差异。检验的方法是计算统计量F：

对于给定的信度a，查数理统计学上的F分布表，得F检验的临界值F（n＋m一p一1）。ap，

当按上式计算的F值大于Fa时，认为两类总体之间的差异显著，判别是有效的；若F≤Fa，判别是无效的。例如，选取信度a=0.05，经F检验得出的结论，犯错误的概率为5％。

二、计算第二判别向量

实际工作中发现，当采用一个判别向量C时，油层和水层沿C方向上的投影值R1可能还有重叠区，判别效果不很理想。为了提高判别油层和水层的效果，需要进一步提取有效的判别信息，又计算了第二个判别向量K。这样，就使样品点在第一和第二个判别向量C和K所决定的判别平面上投影，其投影值即综合指标分别为R1和R2，然后根据样品点在R1和R2轴组成的平面坐标系中的位置，来判断未知地层的含流体性质，结果提高了判别效果。

确定第二个判别向量K的条件是：与第一判别向量C正交，并能使测度Q达到最大。下面途述根据这两个条件计算第二判别向量K的方法。

首先，作一个新变量E，把第一和第二判别向量联系起来：

显然，K要使Q达到最大，就必然使E达到最大。根据求条件极值的办法有：

与前面推导的式（3—2—11）和式（3—2—13）类似，有：

代入式（3—2—23）得：

这是一组线性方程，可写成矩阵方程

用逆矩阵S

—1

乘式（3—2—26）两端，得第二判别向量：

其次，根据第一和第二判别向量c和k正交的条件，确定待定系数。根据正交条件有CK＝0，

T

或CK＝0，即：

注意到S

—1

方阵是其对称矩阵，其转置矩阵仍为S，故得：

—1

同时，对 K取单位向量，即 KK=1，或 KTK=1，得：

根据式（3—2—27），式（3—2—28）和式（3—2—29）即可计算出第二判别向量K，再用式（3—2—8）就可以算出第二个综合指标R2。

三、确定判别准则

从已知油层和水层样本计算出第一和第二判别向量C和K后，用已知油层、油水同层和水层信息分别算出综合指标R1和R2，然后以R1和R2为坐标绘出一个油田的油层和水层判别图。图3—2—21示出商河油田的油层和水层判别图。由图可见，油层和水层都集中分布在相距较远处，而油水同层分布在油层和水层之间。人工分析时可画两条相互平行的油层和水层判别线L1和L1。L1是油层与油水同层的界线，L2是油水同层与水层的界线。这样，当需要判别任一地层的含油气、水性质时，只需要算出综合指标R1和R1，看它落在判别图上的哪一区，即可判断该层是油层、油水同层或水层。

为了在计算机上自动显示油层和水层，可在判别图上过原点作直线L3与L1和L2正交。在L3上取得单位向量i3 （r1，r2）

则三类样品点向量w（R1，R2）在L3上投影将不会相互重叠，可作为区分油层和水层的单一变量，称为油层和水层特征值，记为W，即：

将L3与L1和L2的交点坐标代入式（3—2—30），可求出油层与油水同层分界值W1（本例W1= —1.5）和油水同层与水层分界值W2（本例W2= —6.5）。

对每个采样点算出它的油层和水层特征值 W后便可判别它的含油水性质：当W＞W1时为油层；当W＜W1时为水层；当W2≤W≤W1时，则为油水同层。

胜利油田测井公司编制了多参数自动判别油水层程序PORP。PORP自动算出每个采样点的

W值，输出一条连续的油层和水层特征值W曲线，并输出W1和W2两个界限值，将直线W1和W2连同W曲线一起放在最终成果图的左边第一道内。为了醒目直观，在成果图上还可显示油层、油水同层和水层符号。这样，当W＞W1时，计算机在该处自动绘出油层符号；当W＜W2时，绘出水层符号；当W2≤W≤W1时，不绘符号，以表示油水过渡带。同时，把渗透率小于某一数值K0（本区产油层最小渗透率，一般取K0为0.005）的地层认为是干层，将其W值置为W2。 图3—2—22是胜利油田多参数判别分析解释成果图。图中第一道为油水判别特征，W曲线向右增大，两条虚线竖线分别是W2和W1。本井9号层原解释为水层，判别分析为油水同层，试油结果产油29.86t／d，产水54.6t／d；5、6、7号层人工解释为油水同层，判别分析5号层为油水同层，6、7号层为油层。三层合试大量产水，但油多水少；下封隔器单试6、7层，日产油150t。这是口探边井，数据处理结果扩大了含油面积。

实际上，油层和水层的多参数判别分析也是一种油气层的测井定性解释方法。

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