补偿中子测井曲线解释(测井解释的名词解释)

一、测井解释的名词解释

测井资料记录的一般都是各种不同的物理参数，如电阻率、自然电位、声波速度、岩石体积密度等，可统称为测井信息。而测井资料解释与数字处理的成果，如岩性、泥质含量、含水饱和度、渗透率等，可统称为地质信息。

二、测井资料定性和快速直观解释

8.2.1岩性定性识别和渗透层划分

综合利用测井曲线识别岩性，这对于钻井地质工作者绘制综合录井剖面图是不可少的，对于测井解释本身也有重要意义，例如骨架参数的选取、解释方法和解释程序的优选，油水层解释标准的确定等，都需要首先知道储集层的岩性。

8.2.1.1识别岩性

根据测井曲线的综合分析识别岩性是手工解释中常用的方法。测井分析者根据生产实践中积累的经验，从测井曲线的形态特征和测井值的相对大小去定性识别岩性。显然，其解释结果的可靠性取决于人的实践经验和岩性剖面的复杂程度。

为了有效地使用这种方法，解释人员应首先掌握本地区的地质特点，如岩性类别、层系组合特征以及有何特殊岩性等。为此，要阅读有关地质报告，结合测井曲线查看几口井的岩屑或岩心实物，总结本地区的岩性与测井特征之间的关系，总结出用测井资料识别岩性的规律，并随钻井数量的增加使认识不断完善、深化。

8.2.1.2划分渗透层

在逐层解释中，需要在井剖面上将渗透层划分出来，以便对各渗透层作进一步的评价。下面以砂泥岩剖面为例，说明渗透层的划分方法。

砂泥岩剖面的渗透层主要是碎屑岩(砾岩、砂岩、粉砂岩等)，其围岩通常是黏土岩(黏土、泥岩、页岩等)。以目前所采用的测井系列，可准确地将渗透层划分出来。比较有效而常用的测井资料是自然电位(或自然伽马)、微电极和井径曲线。

(1)自然电位曲线

相对于泥岩基线，渗透层在SP曲线上的显示为负异常(Rmf>Rw)或正异常(Rmf<Rw)。同一水系的地层，异常幅度的大小主要取决于储集层的泥质含量，泥质含量越多异常幅度越小。纯地层自然电位异常幅度的大小，主要与Rmf/Rw比值有关，比值越近于1，异常幅度越小，反之越大。

在砂泥岩剖面中，只有当泥浆和地层水的矿化度相接近时，渗透层处的SP异常才不明显。这种情况一般发生在膏盐剖面、用海水钻井以及高矿化度地层水大量进入井内等条件下。在此情况下，可用GR代替自然电位，根据GR低值划分渗透层(图8.2.1)。

图8.2.1砂泥岩剖面综合测井曲线实例1ft≈0.3048m

(2)微电极曲线

微电极测井曲线划分渗透层的实质是它能反映泥饼的存在(图8.2.2)。砂泥岩剖面中的渗透层，在微电极曲线上的视电阻率Ra值一般小于泥浆电阻率，且微电位与微梯度曲线呈正幅度差。泥岩的微电极视电阻率为低值、没有或只有很小的幅度差。根据微电极曲线划分渗透层的一般原则是:

好的渗透层———Ra≤10Rm，且有较大的正幅度差;

较差的渗透层———Ra=(10～20)Rm，较小的正幅度差;

非渗透致密层———Ra>20Rm曲线呈尖锐的锯齿状，幅度差的大小、正负不定。

渗透层中的岩性渐变时，常常以微电极曲线值和幅度差的渐变形式显示。

(3)井径曲线

由于渗透层井壁存在泥饼，实测井径值一般小于钻头直径，且井径曲线(CAL)比较平直规则。这一特征在大多数情况下可被用来划分渗透层。应注意，未胶结砂岩(或砾岩)的井径也可能扩大。

图8.2.2砂泥岩剖面综合测井曲线实例

孔隙度测井曲线对于划分渗透层也有参考价值，用它可判断储集层孔隙性的好坏，这将有助于识别孔隙性、渗透性较好的储集层。

通常，以自然电位(或自然伽马)、微电极和井径曲线确定渗透层位置后，由微电极曲线确定地层界面。

8.2.2岩性和孔隙度的快速直观解释

8.2.2.1用孔隙度测井曲线重叠法识别岩性

在测井解释中，常常把中子和密度孔隙度曲线(石灰岩孔隙度单位)以相同的孔隙度标尺重叠绘制在一起。这种重叠图上，由于砂岩、石灰岩和白云岩等的骨架特性的差别，使这些单矿物岩石具有不同的显示。根据φD、φN的数值和相对幅度特征可识别单矿物岩性。图8.2.3是根据φD、φCNL重叠法识别典型岩性的示意图和测井曲线实例。

当地层岩性为非单一矿物，或含泥质、含油气时，将使中子、密度孔隙度曲线重叠法识别岩性的问题复杂化。也可用其他两种孔隙度曲线重叠来识别岩性。须注意，当使用声波测井曲线时，可能由于对砂岩未做压实校正或碳酸盐岩中含次生孔隙，而使岩性解释结果产生错误。

图8.2.3重叠法识别岩性的示意图和测井实例(a)几种典型的岩性显示;(b)测井实例

8.2.2.2交会图确定岩性和孔隙度

在测井资料处理与解释中，经常用中子－密度、中子－声波和声波－密度交会图来研究解释井段的岩性和确定地层孔隙度。

(1)中子－密度测井交会图

图8.2.4是补偿中子－密度测井交会图版。图版的纵坐标是体积密度ρb和按纯石灰岩刻度的密度测井视石灰岩孔隙度φD，横坐标是按纯石灰岩刻度的补偿中子测井视石灰岩孔隙度φCNL。该图是在饱和盐水泥浆的纯地层中制作的，图中有四条按单一矿物制作的纯岩石线。

砂岩线代表由石英组成的平均骨架密度为2.65g/cm3、孔隙度从0%～40%的砂岩;石灰岩线代表由方解石组成的骨架密度为2.71g/cm3、孔隙度从0%～40%的石灰岩;白云岩线代表由白云石组成的骨架密度为2.87g/cm3、孔隙度从0%～35%的白云岩;硬石膏线代表骨架密度为2.96g/cm3的硬石膏。

由于φN是对石灰岩刻度的，所以只有石灰岩是线性变化的，其他岩性线都略有弯曲。该图版是对充满液体的纯地层制作的，对有油气或含泥质的地层要作相应的校正。

图8.2.4补偿中子－密度测井交会图(盐水泥浆)

解释时，把对应某一地层的密度、中子测井值分别点入图版，根据点子的位置，即可确定岩性和孔隙度。当岩层为某一单一矿物组成时，资料点将落在相应的岩性线上;当岩层为某两种矿物组成时，资料点将落在相应的两种岩性线之间。

例如，某一地层的中子孔隙度为10%，密度测井值为2.54g/cm3，它们在交会图上的交点A刚好落在灰岩线上，由此说明:该地层为纯灰岩，孔隙度为10%。

再一个例子，某地层的中子孔隙度为15.5%，密度测井值为2.39g/cm3，它们的交点B有两种情况:①已知地层是由石英和方解石两种矿物组成，过B点作一平行于砂岩和石灰岩相同孔隙度点连线的直线，该直线与岩性线分别交于x点、y点，则该地层的孔隙度由x和y在岩性线上的位置而确定，两种矿物的相对体积百分含量由B点在xy线上的位置而定。经作图，得该地层水隙度φ=19%，石英相对含量=By/xy=0.61，方解石相对含量=Bx/xy=0.39，根据矿物的百分含量可计算这种过渡岩性的视骨架密度(ρma)a=［2.65×0.61+2.71×0.39］g/cm3=2.67g/cm3，石英含量为(1－19%)×0.61=0.49方解石含量为(1－19%)×0.39=0.32。②已知地层由石英和白云岩组成，可用同样的方法求出该地层的孔隙度和两种矿物的百分含量和视骨架密度，矿物组合的选择是根据地质情况和其他资料分析来确定。

(2)声波－中子交会图

声波－中子交会图的形态、制作方法与应用价值都与中子－密度交会图相似，但由于声波－中子交会图中砂岩线与石灰岩线距离较远，所以对砂岩和石灰岩分辨能力较强，如图8.2.5所示。由于声波测井受到的影响因素要比密度测井多，所以中子－密度交会图应用多。

图8.2.5补偿中子－声波测井交会图(淡水)1ft≈0.3048m

(3)密度－声波交会图

图8.2.6是淡水泥浆的密度－声波交会图解释图版，单矿物岩石线是按含水纯岩石公式计算的，因而都是直线，这种交会图对石英、方解石和白云岩分辨率很低。如果矿物对选错了，计算的孔隙度会有相当大的误差，它对盐岩、石膏和硬石膏等蒸发岩类分辨能力较好，用在膏盐剖面效果较好。

图8.2.6密度－补偿声波测井交会图1ft≈0.3048m

8.2.2.3交会图法识别岩性

上述确定岩性和孔隙度的交会图，只能指出矿物组合的可能趋势，而不能给出唯一的岩性解释，只能已知岩性或矿物对，才能计算矿物的含量并求准孔隙度。这就促使发展了专门识别骨架岩性特征的交会图。这类交会图目前主要有两种形式，即骨架岩性识别图(MID);M－N交会图。

设计岩性识别图的基本思想是，组成交会图的参数应与孔隙度无关，从而使岩性识别图上交会点的位置只反映岩性。

(1)骨架岩性识别图

骨架岩性识别图(MID)是视骨架密度(ρma)a和视骨架时差(Δtma)a的交会图，是用于确定视骨架参数的图版，它需要综合利用三种孔隙度测井资料。

大家知道，孔隙度测井值(Δt，φN和ρb)主要与储集层的孔隙度、岩性和孔隙内流体性质有关。在流体性质一定的情况下(例如，仪器探测范围内的岩石孔隙中只有淡水或盐水泥浆滤液)，测井值则只与孔隙度、岩性有关。因此，两种孔隙度测井方法的组合可求解孔隙度和岩性的骨架参数。例如，密度、中子测井组合可求φ和(ρma)a;声波、中子测井组合可求φ和(Δtma)a。这里，(ρma)a称视骨架密度，(Δtma)a称视骨架时差。这是考虑到除孔隙度和骨架参数外，还可能有其他因素(如含天然气、泥质、次生孔隙等)影响测井值，所以把由两种孔隙度测井组合求出的骨架参数称为视骨架参数［(ρma)a，(Δtma)a］。

图8.2.7是根据φN－φ，Δt－φ，ρb－φ关系作出的。由于φN－φ关系与仪器类型有关，所以上述图版也与仪器类型有关，仪器类型不同时不能直接引用。只要有了测井值与孔隙度的关系曲线，就能作出类似图版。

由图8.2.7可见，视骨架参数(ρma)a和(Δtma)a是与孔隙度无关的参数。

图8.2.7 M和N的定义

(2)M－N交会图

M－N交会图也称岩性孔隙度交会图，它也是综合应用三种孔隙度测井资料识别岩性，并判断地层是否含有泥质、天然气及次生孔隙的快速直观技术。它与MID交会图可任选其一，也可同时使用互为验证。

为了绘制M－N交会图，需要引入两个与孔隙度无关而主要反映岩性的参数M和N。为此，在声波－密度交会图和中子－密度交会图上，把骨架点与流体点连线的斜率分别定义为M和N，如图8.2.8所示。骨架点和流体点是由该种矿物的岩石在极限情况下(φ=0和φ=100%)形成的点子。由单矿物岩性骨架参数确定的骨架点(ρma，Δtma)和(ρma，φNma)位于交会图左下方;由孔隙中的流体参数确定的流体点(ρf，Δtf)和(ρf，φNf)位于交会图的右上方。显然，其斜率的表达式为:

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式中:因数0.01是人为加的，以便使M与N的数量级相当，而便于作图。

在流体参数一定的情况下，各单矿物岩石的M、N值，可根据骨架参数用式(8.2.1)、式(8.2.2)计算出，如表8.2.3所示。把这些单矿物岩石的M、N画在以M为纵坐标，以N为横坐标的交会图上，就构成M－N交会图的理论图版，如图8.2.8所示。图中，单矿物岩性点是解释岩性的参考点。每两个单矿物点的连线代表由两种矿物组成的岩石，根据交会点落在该连线上的位置，可估计两种矿物在交会点所代表的岩石中所占的相对比例;每三个单矿物点构成的三角形内的交会点，表示该岩石由这三种矿物组成。

当岩石具有次生孔隙、含泥质或含天然气时，交会点在M－N图上的位置将发生移动，甚至落在由实际矿物组合所限定的三角形区域之外。图8.2.8中的箭头指示出了某一种影响因素存在时点子发生偏移的方向。在含有泥质的情况下，箭头所指的方向仅是示意性的，因为“泥质点”的位置是随地区或地层的不同而会有所变化。从图中看出:当地层含有泥质时，资料点向右下方偏移;当地层具有次生孔隙时，点向上方偏移;当地层含天然气时，点子向右上方偏移。至于向某一方向偏移的原因，可用类似于在MID交会图中的讨论方法，用式(8.2.1)、式(8.2.2)去分析，在此不再重复。

图8.2.8 M－N交会图解释图版

表8.2.1单矿物岩石的M和N值

①N值是对井壁中子测井计算的。

图8.2.9是M－N交会图的应用实例。从图中可见，资料点群落在硬石膏、白云岩与石灰岩为端点的岩性三角形内，故可判断该层段的岩性为含硬石膏的灰质白云岩;有二个点落在白云岩－石灰岩点连线上方，这表明有次生孔隙存在。

8.2.3储集层含油性的快速直观解释

8.2.3.1应用曲线重叠法评价地层含油性

曲线重叠法分线性刻度和对数刻度两类方法，其中对数刻度重叠图，是通过制作读数比例尺来评价地层含油性的方法，目前已很少使用，因此下面重点介绍线性刻度下曲线重叠法。

图8.2.9 M－N交会图应用实例

(1)双孔隙度重叠显示含油性

由沉积岩导电机理，我们知道岩石电阻率大小主要取决于连通孔隙中水的含量，因此对纯岩石由Archie公式和深探测电阻率Rt，反算出的地层孔隙度实际上是反映地层的含水孔隙度，用φw表示:

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用含水孔隙度φw与孔隙度测井得出的地层有效孔隙度φe重叠，可知在纯水层Rt=R0、φ=φw;在油气层φw≤φe。可见双孔隙度重叠，曲线幅度差(φ－φw)反映地层含油气孔隙度φh，可用来划分油气层和水层。在定性解释中，通常取Sw<50%划分油气层，这相当于φ>2φw。

(2)三孔隙度重叠显示可动油气和残余油气

由Rt和Rxo曲线按Archie公式或其他饱和度方程得出的Sw和Sxo，可计算地层含水孔隙度φw和冲洗带含水孔隙度φxo:

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由φ、φw、φxo三孔隙度曲线重叠，可有效地显示地层的含油性、残余油气和可动油气，即含油气孔隙度:

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残余油气孔隙度:

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可动油气孔隙度

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因此，φ与φxo幅度差代表残余油气，φxo与φw幅度差代表可动油气。目前，三孔隙度重叠是数据处理成果图的一部分，这里不再举例说明。

需要指出的是，采用孔隙度曲线重叠要求解释井段内泥浆滤液侵入不太深，Rw基本不变，岩性稳定，有纯水层，这样其重叠幅度差物理意义明确，应用效果较好。

(3)含水饱和度与束缚水饱和度重叠显示可动水

根据可动水饱和度和束缚水饱和度的概念知，地层含水饱和度(Sw)是可动水饱和度(Swm)与束缚水饱和度(Swb)之和。即:

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因此，Swb和Sw重叠可显示可动水，在油气层应有Sw≈Swb，Swm≈0;在水层应有Sw≥Swb、Swm≥0;对于油水同层，则介于两者之间。

图8.2.10是可动水重叠法应用实例，它是注淡水开发油田的一口井的处理结果。对于第31号层，由Sw－Sb或(Sw－Swir)重叠图可知该层上部至下部有0～80%的可动水饱和度，1952～1953.5m几乎无可动水，1953.5～1957.0m可动水约为80%，表明为水淹油层。与常规的含油性和可动油气分析相比，可动水显示对于水淹层解释有明显的优越性。此外，这种方法对判断低阻，低含油气饱和度和高束缚水饱和度的油气层，划分油水过渡带，判断油水边界附近的疑难层都有较好的效果。这种方法效果好坏的关键在于求准Sw和Sb。

图8.2.10可动水重叠法应用实例

(4)视地层水电阻率和视泥浆滤液电阻率重叠

根据Archie公式分别由下式得出视地层水电阻率(Rwa)和视泥浆滤液电阻率(Rmfa):

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应用这两条曲线重叠除了判断油、气、水层外，还可了解泥浆侵入性质。对于水层Rwa≈Rw;油气层Rwa≈(3～5)Rw。同理，Rmfa≈Rmf时为水层，Rmfa≥Rmf时说明冲洗带含有残余油气。

对于淡水泥浆钻的井，Rwa与Rmfa重叠有以下三种情况:

1)Rmfa≈Rwa≈Rw说明侵入很浅，此时用Rwa划分水层是正确的。

2)Rmfa>Rmf，说明冲洗带可能含有残余油气，这时，如果Rwa>Rw则进一步证实为油气层。

3)Rmfa≈Rmf，且Rw<Rwa<Rmf，说明泥浆侵入很深，井壁附近地层冲洗严重，使Rmfa接近Rmf，这时对由Rwa划分的可能油气层要作进一步研究，因为Rw<Rwa<Rmf也可能是淡水泥浆侵入很深造成的。

8.2.3.2交会图法评价地层含油性

(1)电阻率－孔隙度交会图

将Archie公式合并得:

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两边取对数

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令y=lgRt，x=lgφ

则有:

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可见，在双对数坐标中，Rt和φ之间关系是一组斜率为－m，截距为lg(abRw/Snw)的直线。对于岩性稳定(a，b，m，n不变)，地层水电阻率Rw不变的解释井段，直线的截距仅随Sw而变。这样便可获一组随Sw变化的平行直线。可利用这组直线来定性判断油、气、水层和确定油水界线。

根据上述原理制成的电阻率－孔隙度的双对数坐标交会图(如图8.2.11)，主要用于:①根据资料点(φ，Rt)在交会图上落在哪条含水饱和度线上(或两条含水饱和度线之间的位置)定性判断油气层和水层;②对试油试水资料证实的资料点，可确定油水界限和油水分区分布规律。图8.2.10是某油田的应用实例，由试油资料点知，含油饱和度界限可定在55%左右，上部资料点为油层，下部资料点为水层，左侧为低孔隙度、低渗透率地层，右侧为高孔隙度、低渗透率地层。积累的实际资料点越多，油水分布规律越明显。

图8.2.11 Rt－φ交会图应用实例

(2)正态分布法

正态分布能反映相同条件下重复进行多次实验或观测结果的规律。实际资料表明各种测量误差都服从正态分布，解释井段内水层Rwa的计算相对于Rw而言应具有正态分布性质。许多油田发现裂缝性碳酸盐岩地层的具有良好的正态分布特征。在正态概率纸上，水层的与累计频率有直线关系(如图8.2.12)，而油气层部位的Rwa大于水层的Rwa，故形成斜率较大的另一条直线(如图8.2.13)。用这个方法不仅可以识别油、水层，而且可以计算含水饱和度。

表8.2.2图8.2.12中曲线数据

其具体解释步骤大致如下:

1)根据纯水层深探测电阻率和孔隙度测井资料，用统计方法确定孔隙度指数m。一般取F－φ关系式中的a=1。

2)由深探测电阻率和孔隙度测井资料计算所有储层参数的Rwa和

3)在Rw相同的解释井段内(消除Rw随温度变化的影响)，将所有储层的由小到大顺序排列，并依次计算其累计频率(累计频率是指包括该层在内，它以前的层数占总层数的百分比)。图8.2.12是由表8.2.2的数据作出的。

4)分析油、水关系(图8.2.13)，由点子分布趋势可看出:它们是两个线段构成的折线，左边一段斜率较低，一般是水层，右边一段斜率较高，一般是油气层。

5)求取Rw将判断为水层的资料点重新作的累计频率图得到图8.2.12。根据点子趋势作出水层线，水层线上累计频率为50%处对应的即为水层的平均值。本例中。这样求得的Rw能否用来计算含水饱和度应根据地区经验确定。

图8.2.12水层与累计频率正态分布

图8.2.13储层与累计频率正态分布

6)由每个储层Rwa和选用的Rw，求Sw，实际计算时常令b=1、n=m，则有:

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8.2.3.3直观显示气层的方法

前述方法实质都是利用深探测电阻率来区分油气层，而孔隙度测井主要用来识别岩性与孔隙度。电阻率不能区分油层和气层，因为油和气均不导电，因此必须配合非电法测井(目前主要是孔隙度测井)来区分油层和气层。

(1)天然气对孔隙度测井的影响

1)声波测井。天然气使声速降低，声幅衰减明显，测井声波时差明显变大或出现“周波跳跃”。

2)密度测井。由于天然气密度明显低于油的密度，因此表现在密度测井曲线上ρb下降，而φD上升。

3)中子测井。天然气使中子测井读数φN下降，挖掘效应明显时甚至可能出现负值。

4)中子伽马测井。天然气使中子伽马读数增高。

由于孔隙度测井探测深度较浅，故受泥浆滤液侵入影响较大。当泥浆滤液侵入很深时，孔隙度测井曲线上可能看不到异常显示，这时要结合深、中、浅电阻率作分析。

(2)孔隙度曲线重叠识别气层

图8.2.14是胜利油田某井的综合测井图。其测井响应特征为:自然伽马为图中等值，自然电位为小的负异常显示，声波时差周波跳跃且数值异常增大，最大达550μs/m，中子孔隙度明显减小，且含气丰度越高中子孔隙度数值减小越大，密度测井数值明显减小，最小为1.88g/cm3，三孔隙度曲线重叠出现明显的差异(与其邻近水层相比有明显区别)，深中感应－八侧向电阻率侵入特征为明显低侵，电阻率数值突出，且含气丰度越高电阻率数值越大，其深感应电阻率数值在5～21Ω·m之间(而邻近的水层深感应电阻率数值为2.5～3Ω·m)。计算的孔隙度数值在30%～38%之间，平均渗透率为890×10－3μm2，平均含气饱和度为55%，各项资料表明该层为一典型气层。

图8.2.14浅部气层三孔隙度曲线重叠实例

该井1994年3月23日～1994年5月21日对明化镇组地层2号层，井段为1122.6～1128m进行试气，8mm(孔板25)油嘴，日产气102842m3，其中甲烷97.39%，天然气相对密度为0.5684，试气结果验证了测井解释结果的正确性。

三、测井是做什么的

测井就是检测一下地下有没有值得开采的油气。测井是一门技术含量很高的学科,要掌握很多基础物理、化学知识才能学好。比较形象的说测井就是搞石油的工作者伸向地层深处的眼睛,地下有没有值得开采的油气都靠测井技术来实现了。

油井：

为开采石油，按油田开发规划的布井系统所钻的孔眼，石油由井底上升到井口的通道。油井是通过钻井方法钻成的孔眼。一般油井在钻达油层后，下入油层套管，并在套管与井壁间的环形空间注入油井水泥，以维护井壁和封闭油、气、水层，后按油田开发的要求用射孔枪射开油层，形成通道，下入油管，用适宜的诱流方法，将石油由油井井底上升到井口。

四、测井解释井段与储层划分

声速测井与电阻率测井组合，进行储层评价的基本公式是：

油气田开发地质学

△t=（1-Ф）△tma+Ф△tf

式中：F——地层因素；I—地层电阻率指数；Ro——100％饱和地层水的岩石电阻率，Ω·m；Rw——岩石中所含地层水的电阻率，Ω·m；φ——岩石有效孔隙度，小数；a，b——与岩石性质有关的常数；m——胶结指数；n——饱和度指数；Sw——岩石含水饱和度，小数；Rmf——钻井液滤液电阻率，Ω·m；Rxo——冲洗带电阻率，Ω·m；Rt——地层电阻率，Ω·m；Sxo——冲洗带含水饱和度，小数；△t——地层声波时差，μs/m；△tma——岩石骨架声波时差，μs/m（砂岩182μs/m，灰岩155μs/m，白云岩141μs/m）；△tf——地层流体声波时差，μs/m（淡水620μs/m）。

式中a，b，m，n，△tma与岩性有关，地层水电阻率Rw与地层水含盐量有关，泥浆滤液电阻率Rmf和流体时差△tf与泥浆性质有关。其中岩性和Rw与地质条件有关，是储层评价最关键的因素。因此，将井剖面划分成若干个岩性和地层水电阻率相对稳定的解释井段是测井资料综合解释的首要工作，以便对每个解释井段选择相应的测井解释参数，并对同一解释井段内储层的孔隙性、渗透性、含油性及可动油气等进行相互比较，综合判断油、气、水层。

（一）划分测井解释井段

1.确定评价井段的地质层位

裸眼井或套管井中，凡是测量了综合测井曲线图的井段，都认为是储层评价井段。它一般包括3类测井方法：岩性孔隙度测井，深、浅、微电阻率测井，辅助测井。这种测量井段可能很长，可能包括不同地质层位和不同含油层系或油气藏，而含油层系或油气藏的划分与地质层位有关。而一个解释井段通常对应于一个油气藏，因为它有同一水动力系统，Rw基本相同。因此，为了划分解释井段，首先要根据标准层和地区经验，将本井评价井段的标准图或组合图与邻井的标准图或组合图进行对比，确定评价井段所属的地质层位，划分井剖面的主要油气层单元，掌握其岩性、物性、含油性及电性特点。

2.定性判断岩性

确定岩性是测井解释的首要任务，只有岩性清楚了，才能正确地选择测井解释模型和有关的解释参数。随着计算机技术的不断发展，目前已有多种确定岩性的交绘图和快速直观的重叠法，有时还把确定岩性和孔隙度结合起来。

定性划分岩性是人们利用测井曲线的形态特征和读数的相对大小，根据长期生产实践积累的一些规律性的认识（经验）来划分地层岩性的方法。

为了定性划分岩性，解释人员必须事先掌握如下基本知识：工作地区的地质特点，井剖面的岩性特征，基本岩性是什么，特殊岩性是什么，油气层各级单元与岩性组合的关系如何等。另外，还需要通过一口或几口井较完整的钻井取心或岩屑录井得到的岩心资料与测井资料详细分析对比，总结测井资料划分岩性的规律。在测井方法中，声波、密度及中子是划分岩性的主要方法，微电极和自然电位对淡水泥浆砂泥岩剖面很有用，自然伽马和中子伽马对碳酸盐岩剖面或盐水泥浆砂泥岩剖面很有用，电阻率和井径一般只作参考。具体划分时，应先易后难，抓住主要特征区别对待。

例如：对于淡水泥浆，砂岩、生物灰岩、致密灰岩、泥岩组成的剖面，若测井资料有自然电位、微电极、声波时差及电阻率曲线，则可按以下步骤划分这一岩性剖面：

第一步，根据自然电位曲线和微电极曲线将渗透性和非渗透性岩石分开：砂岩、生物灰岩的自然电位有明显负异常，微电极明显正幅度差；而致密灰岩和泥岩的自然电位基本无异常，微电极无幅度差或有正、负不定的幅度差。

第二步，利用声波时差曲线和微电极曲线区分砂岩和生物灰岩：砂岩的声波时差高于生物灰岩，而微电极幅度值低于生物灰岩。

第三步，利用电阻率区分泥岩和致密灰岩：致密灰岩为高电阻率，而泥岩为低电阻率。

3.初步判断油、气、水层

储层评价并不是要评价测量井段内所有的储层，而是要评价可能含油气的地层以及油气层附近的水层，不需要评价连续分布的水层。因此，一个解释井段通常是起于油气层，止于水层，其中可能有一套或多套油、气、水层。这就需要在划分解释井段时，初步判断油、气、水层。

比较法是判断油、气、水层的基本方法。其依据是阿尔奇公式，前提是假设解释井段内储层岩性和孔隙度相近，Rw相同，因而可认为储层的Ro相近，纯水层的Rt最低，而油气层的Rt明显高于水层。油、气、水层一般特征如下（图5-2）：

◎纯水层：深探测电阻率最低，并与浅探测电阻率曲线重叠。自然伽马值低（自然电位异常幅度最大），井径有缩径现象。录井无油气显示，邻井试油证实为水层。当淡水泥浆时，为明显高侵。泥浆滤液电阻率大于地层水电阻率，造成浅探测电阻率高于深探测电阻率。

◎油气层：深探测电阻率明显高于纯水层，大约是纯水层电阻率的3～5倍以上，泥浆滤液电阻率与地层水电阻率相近时会出现深探测电阻率大于浅探测电阻率，即两条曲线出现幅度差。自然伽马值低（自然电位异常幅度小于邻近的水层），井径有缩径现象。录井油气显示好，邻井试油资料证实为油气层。如果是纯气层中子孔隙度读数明显降低，地层密度读数也明显减小，两条曲线在水层处重叠后在气层处出现幅度。孔隙度较的高的气层会出现声波时差明显增大或出现“周波跳跃”。

◎油水同层：其特征介于油气层和水层之间，一般出现在油水界面附近。深探测电阻率高于水层，低于油气层。其他测井响应与纯油层的相近。录井油气显示级别低，含油性差。

4.估计地层水电阻率Rw的变化

Rw变化是划分解释井段的重要依据之一。估计Rw变化的最好方法是看自然电位曲线（图5-3）；其次是观察深探测电阻率曲线。通常可比较厚度相近的纯水层的自然电位和深探测电阻率曲线。当不同井段的自然电位幅度和深探测电阻率有明显变化时，则表明它们的地层水电阻率差别较大。

（二）划分储层

划分储层是用水平的分层线标志出储层的界面和厚度。人工解释是逐层计算参数，逐层评价，而数字处理是逐点计算参数，最后逐层综合评价。

1.划分储层的要求

划分储层的目的是为了寻找和评价可能含油气的一切地层，因而划分储层的基本要求是，凡一切可能含油气的地层都要划分出来，而且要适当划分明显的水层。具体要求如下：

（1）估计为油层、气层、油水同层及含油水层的储层，都必须分层解释。

（2）电性可疑层（测井资料怀疑有油气的地层）或录井显示在油迹级别以上的储层，必须分层。

图5-2油、气、水层的电测曲线上的响应

（3）选择出用于确定地层水电阻率的标准水层（厚度较大、岩性纯、不含油），必须分层。

（4）当有连续多个水层时，应选靠近油层者分层。

（5）地质录井和气测有大段油气显示而电性显示不好的一些储层，应在这组储层的顶部选层解释。

2.划分储层的方法

从上述要求看，所谓划分储层，其实主要是划分那些可能有油气的储层，并且适当划分邻近的水层。因此，分层时不但要注意地层的孔隙性、渗透性，而且要注意地层的含油性。为了按上述要求划分储层（图5-4），可按以下步骤进行。

（1）将本井的第一性资料（如录井油气显示、试油状况等）标注在组合测井图上。

（2）与邻井对比，找出本井的目的层位。把测井资料分为若干解释井段，每段的地层水电阻率或矿化度基本相同。

图5-3自然电位曲线指示地层水矿化度与电阻率变化

（3）在解释井段内，以SP（自然电位）或GR（自然伽马）为主，找出储层位置；以电阻率资料为主，并结合录井显示和邻井对比，找出最明显的水层和最可能的油气层，然后把其他储层与之逐一比较，按分层要求找出其他可能含油气地层。

（4）按照划分储层的要求，用水平的分层线逐一标出所要划分的储层界面。这时应注意以下4点：(1)画分层线时，要兼顾所有曲线的合理性。(2)油层、气层及油水同层中有0.5m以上厚度的非渗透夹层时，应把夹层上下分为两个层解释。(3)岩性渐变层的顶界（顶部渐变层）或底界（底部渐变层），应分至岩性渐变结束，纯泥岩或非储层开始为止。(4)在一个厚度较大的储层中，如有两种或两种以上的解释结论，应按解释结论分层解释。

图5-4某油田划分碳酸盐岩储层实例