簡述測井相分析方法

① 測井相的分析

20世紀80年代以來，隨著地震技術和計算機技術的發展，測井技術與沉積學的聯系更加密切，滲透到了沉積學研究的各個方面，尤其是研究油區沉積相。尋找儲油壩體已成為極為重要的手段。它與地震資料相比，在縱向上具有高解析度的獨特優勢，為深部潛在生儲層及隱蔽岩性圈閉或油氣藏的勘探提供了重要信息。

利用測井曲線（主要包括自然電位、視電阻率和自然伽馬曲線等）5個結構要素，即幅度、形態、接觸關系、組合特徵及變化類型，對各種成因壩體進行分析。由於各類沉積環境的不同，尤其是骨架壩體都有特徵的曲線形態及其層序組合，可提供出各類不同成因壩體判別的標志（仇福康等，1987; 1988），並將有關幾個主要壩體成因類型測井曲線標志列於表5.2中。某一相帶中砂體的發育情況很大程度上取決於水動力狀況及物源供給條件。如對於沖積性質的水道壩體，當物源供給豐富時，往往表現為加積式沉積的箱形或桶形曲線形態；當物源供給不豐富或衰減很快時，往往表現為後積式或正向齒形曲線形態。又如，對於湖水中具密度流性質的水下壩體，由於受制於災變（或陣發性）水動力條件，具有相變快、粒級粗、分選差、韻律性強的特徵。當物源供應充足時，SP常反映為齒狀箱形式、齒狀鍾形曲線，R（視電阻率曲線）則為密集的鋸齒狀高電阻；相反，SP為齒化鍾形或指狀， R為齒狀中高阻。另外，由於在一套連續的沉積層段中岩相的變化是有序的，電測井曲線形態的變化亦是有序的，在岩心資料區域上反映不充分時，可利用反映各類環境的測井曲線組合去追蹤，發現各類壩體，從而幫助正確地進行相帶劃分和岩相對比（圖5.14）。

圖5.14 不同三角洲前緣微相與測井曲線對應關系

② 地球物理測井包括哪些方法

油氣田的地球物理法包括地球物理勘探和地球物理測井。地球物理勘探已在前一節中做了介紹，本節將介紹地球物理測井方法，簡稱測井。

地球物理測井已廣泛應用於石油地質勘探和油氣田開發過程中。應用測井方法可以劃分井筒地層剖面、確定岩層厚度和埋藏深度、進行區域地層對比，還可以探測和研究地層的主要礦物成分、裂縫、孔隙度、滲透率、油氣飽和度、傾向、傾角、斷層、構造特徵、沉積環境與砂岩體的分布等參數，對於評價地層的儲集能力、檢測油氣藏的開采情況、精細分析和研究油氣層等具有重要的意義。

目前，常用的測井方法主要有電法測井、聲波測井和放射性測井等。

一、電法測井不同岩石的導電性不同，岩石孔隙中所含各種流體的導電性也不同。利用該特點認識岩石性質的測井方法稱為電法測井。電法測井包括自然電位測井、電阻率測井和感應測井等。

1.自然電位測井1)基本原理自然電位測井是根據油井中存在著擴散吸附電位進行的。在打井鑽穿岩層時，地層岩石孔隙中含有地層水。地層水中所含的一定濃度的鹽類要向井筒內含鹽量很低的鑽井液中擴散。地層水所含的鹽分以氯化鈉為主，鈉離子帶正電，氯離子帶負電。由於氯離子移動得快，大量進入井筒內鑽井液中。致使井內正對著滲透層的那段鑽井液帶負電位，形成擴散電位。而這種電位差的大小與岩層的滲透性密切相關。地層滲透性好，進入鑽井液里的氯離子就多，形成的負電位就高；地層滲透性差，氯離子進入鑽井液里就少，形成的負電位就低。因此，含油滲透層在自然電位曲線上表現為負值，而不滲透的泥岩層等則顯正值(圖3-2)。

圖3-8判斷油氣水層的測井資料綜合解釋

另一方面要對測井以外的資料(如該井的鑽井、地質和工程資料等)進行綜合分析和解釋，搞清楚油層、氣層和水層的岩性、儲油物性(孔隙度和滲透率)、含油性(含油飽和度、含氣飽和度或含水飽和度)等。

思考題

1. 什麼叫油氣田？什麼叫含油氣盆地？

2. 區域勘探和工業勘探分別可劃分為哪兩個階段？

3. 地球物理勘探法主要包括哪些方法？簡述各種方法的基本原理。

4. 地球化學勘探法的主要原理是什麼？具體包括哪些方法？

5. 地質錄井包括哪些方法？

6. 地球物理測井主要包括哪些方法？分別主要有哪些用途？

7. 簡述聲波測井的基本原理。

③ 根據測井曲線的形態特徵進行相分析

6.3.2.1 測井曲線的形態特徵

不同的沉積環境下，由於物源、水動力條件及水深不同，必然造成沉積物組合形式和層序特徵的不同，反映在測井曲線上就是不同的形態。圖6.16是經常被採用的測井曲線形態特徵和沉積物層序特徵與沉積環境之間的關系圖。在實際應用過程中，應根據地區情況，建立本地區圖版。

圖6.16 測井曲線要素圖^［6］

從圖6.16中可以看出，廣義的形態特徵包含了7個要素，即幅度、形態、頂底接觸關系、光滑程度、齒中線、幅度組合（包線類型）及形態組合方式。這7個要素不同程度地反映了不同的沉積特徵。

6.3.2.2 自然電位曲線劃相

影響自然電位曲線的幅度和形態的因素很多，諸如地層水和泥漿濾液的濃度比、層厚、岩性、溫度、井徑和侵入帶深度等。但對劃相來說，其關系最密切的是泥質含量對曲線幅度和形態的影響。

1）純泥岩或純頁岩：自然電位為正值，或者說是基線，必然沉積於低能環境。

2）粒度粗、分選好的純砂岩：自然電位曲線幅度最高（負值），反映了沉積的高能環境。

3）鍾形曲線：底部有沖刷面，為突變接觸，頂部為漸變接觸。其代表相帶為曲流河點砂壩，曲線反映了河道側向遷移的沉積序列及正粒序結構特徵（圖6.17a）。

圖6.17 自然電位曲線劃相的各種形態^［7］

4）漏斗形曲線：形態與鍾形曲線相反，底部為漸變接觸，頂部為突變接觸，反映了前積砂體的反粒序結構，代表了河口壩的沉積特徵（圖6.17b）。

5）箱形曲線：反映了沉積過程中物源豐富和水動力條件穩定，砂岩層頂底界均為突變接觸，其典型的代表相帶為廢棄分流河道砂（圖6.17c）。

6）指形曲線：曲線幅度高，表明物源少，沉積環境能量強、砂粒分選好，代表灘砂或席狀砂的基本特點（圖6.17d）。

7）齒形曲線：既可以是正齒形，也可以是反齒形或對稱形，代表了沉積時能量的快速變化，辮狀河沉積就具這種特點（圖6.17e）。

8）鍾形-箱形-漏斗形縱向組合曲線：因為每一種沉積環境都具特有的岩性和層序組合，在曲線上的反映也必然有特定的形態組合。圖6.17f則表示從河口壩→分流河道→三角洲平原相的曲線特徵組合。

表6.2反映了各類沉積相自然電位測井曲線要素特徵。

表6.2 各類沉積相自然電位測井曲線要素特徵^［8］

續表

6.3.2.3 自然伽馬曲線和自然伽馬能譜曲線劃相

自然伽馬曲線同樣也能反映岩層中的泥質含量，它和自然電位曲線可以互相補充。

自然伽馬曲線的形態仍然可以分為齒形、鍾形、漏斗形和箱形，反映的沉積環境見圖6.18。

圖6.18 劃分相帶的自然伽馬曲線形態模式^［7］

自然伽馬能譜曲線則是從鈾、釷、鉀三種元素含量方面反映岩層的伽馬射線強度，能排除自然伽馬曲線中的假象，兩者結合起來劃分相帶更為准確（圖6.19）。

圖6.19 自然伽馬和自然伽馬能譜曲線的縱向組合^［7］

6.3.2.4 傾角測井資料的應用^［9］

根據傾角測井的矢量在剖面上的連續變化情況，可以確定沉積層理（圖6.20）。此外，還可以確定岩層之間的接觸關系以及區分岩層屬層狀或塊狀等。

地層傾角測井和自然電位曲線綜合應用有助於准確解釋儲層的沉積特徵。圖6.21歸納了自然電位曲線形狀以及地層傾角測量相配合所能解決的復雜沉積型式。由此來看，地層傾角測井在劃相中是十分重要的資料。

6.3.2.5 碳酸鹽岩儲層應用——測井劃相的探索

用測井曲線形狀識別碳酸鹽岩儲層所屬相帶尚屬探索階段。這是由於碳酸鹽岩與砂岩在岩性和形成機制上有很大的差異所致。根據碳酸鹽岩儲層的特點，所採用的測井資料包括有深、淺雙側向、補償聲波、補償中子、自然伽馬等。

（1）潮坪沉積（圖6.22）

圖6.20 各種層理的傾角矢量模式^［7］

圖6.21 自然電位曲線形狀及地層傾角測量相配合所能解決的復雜沉積形式^［10］

渝東石炭系儲層的岩性主要是白雲岩，其中夾有灰質白雲岩和薄層灰岩。整個石炭系由於孔、滲較好，其自然伽馬曲線呈齒狀箱形，補償聲波、中子孔隙度和密度曲線均隨岩性變化而變化，在純白雲岩段孔隙更為發育，故深、淺雙側向具明顯的幅度差。

（2）鮞灘沉積（圖6.23）

鮞灘是很多油氣田的重要產層，屬於碳酸鹽台地邊緣淺灘沉積，在低潮時可能露出水面，由球形或橢球形直徑為0.05～2mm的鮞粒組成，鮞粒被溶蝕後形成鮞粒內孔、鮞粒鑄模孔等，當鮞灘面積很大時其儲量可以很巨大。其測井響應特徵表現在自然伽馬曲線呈齒狀箱形，而深淺雙側向曲線具明顯的幅度差。圖6.23中右側的聲波時差曲線反映明顯，在鮞灰岩孔隙發育段，其聲波時差急劇下降。

（3）生物礁沉積（圖6.24）

識別地下生物礁的測井地質標志是：礁體生長與同時期沉積厚度增加為非同步性；礁體為不顯層理的塊狀構造；泥質和酸不溶物含量少，自然伽馬值很低；結構極不均質和極不均勻的白雲岩化。生物礁中的儲層段應為高阻層中的塊狀低阻。圖6.24中礁的自然伽馬曲線呈箱狀，中子孔隙度增加，體積密度降低，傾角測井曲線也表現為傾向混亂。

圖6.22 渝東石炭系潮坪沉積測井特徵

1—泥岩；2—灰岩；3—白雲岩；4—灰質白雲岩

圖6.23 鮞灘儲層^［11］

圖6.24 生物礁在綜合曲線上的反映^［12］

④ 測井數據分析技術

在測井資料數據處理中，涉及到許多需要通過數據分析作出判斷的問題，如上述測井質量檢查、環境影響校正和系統誤差分析，以及測井解釋中的岩性組合判斷、解釋模型選擇和流體性質分析等。交會圖技術作為一種數據分析工具在這些問題的解決中起著重要的作用，已為測井解釋人員廣泛應用。

15.4.1 幾種主要交會圖

15.4.1.1 岩性-孔隙度交會圖圖版

這是一種廣泛用於研究解釋井段岩性和確定孔隙度的交會圖圖版，主要由中子-密度、中子-聲波和聲波-密度相交會構成。如圖15-3 是中子-密度交會圖圖版的實例。圖的縱坐標是密度測井體積密度ρ_b，橫坐標是中子測井的視石灰岩孔隙度ΦN。圖中的三條刻度線分別代表純砂岩、純石灰岩和純白雲岩三種岩性，並在骨架點（孔隙度為 0）和水點（孔隙度為100%）之間按含水純岩石測井響應方程對每條岩性線進行孔隙度刻度。於是，利用該圖版，可以根據資料點在交會圖上的位置判斷其岩性並確定孔隙度。顯然，當解釋點為含水純砂岩、石灰岩或白雲岩中的某一種時，它必然會落在該岩性線上，並可根據它在岩性線上的位置確定孔隙度。若解釋點為雙礦物岩性，如灰質白雲岩或白雲質灰岩，則它將落在該兩條岩性線之間的某個位置，根據它的位置和相對於岩性線的距離，可以求得孔隙度和兩種礦物成分的相對含量。

圖15-3 中子-密度交會圖圖版實例

對於中子-聲波和聲波-密度交會圖圖版，也有類似的特徵和作用，這里不再贅述。需指出的是，由於圖版的製作條件，它們只適用於含水純岩石和簡單的岩性組合。當岩石含泥質、孔隙中有天然氣存在，以及更復雜的岩性成分組合時，資料點的分布將與上述規律不符，解釋時須作出分析。

15.4.1.2 頻率交會圖和Z值圖

頻率交會圖是在指定某兩種測井曲線為縱、橫坐標的平面圖上，統計一定深度段內這兩種測井曲線的采樣數據落在平面圖各單位網格內采樣點數（頻率數）構成的一種圖形。如圖15-4是以中子測井孔隙度為橫坐標，密度測井體積密度為縱坐標。在2290～2445m深度范圍內，用所述統計方法作出的頻率交會圖的實例。圖中的數字，表示在該井段內所有采樣點中出現在該單位網格上的采樣點數目，即頻率數。如在坐標點（5.0，2.65）上顯示的數字為4，則表示在該井段的所有采樣點中，滿足Φ_N=5.0，ρ_b=2.65的采樣點共有4個。余此類推，當頻率數大於9時，用「*」號表示。

Z值圖是在頻率交會圖的基礎上再引入第三測井曲線（稱為Z曲線）構成的。如圖15-5是與圖15-4同樣的縱橫坐標，同樣的深度范圍，以自然伽馬曲線為第三曲線作出的Z值圖的實例。圖上的數字稱為Z值，表示在該井段范圍內，滿足該坐標位置的那些采樣點所對應的第三曲線（Z曲線）測井讀數的平均級別。Z曲線級別的計算方法是，規定曲線極大值的Z值為10，極小值的Z值為0，其餘Z值在0～10之間進行線性刻度。因此，不同地層的Z值將被限制在0～10的范圍內變化。例如，在圖15-5上，坐標（5.0，2.65）處的Z值是1，它表示在作圖深度范圍內，所有中子測井讀數為5.0，密度測井讀數為2.65的那些點對應的自然伽馬測井讀數的平均級別是1。大於9時，圖上也用*號表示。

圖15-4 中子-密度頻率交會圖

圖15-5 以GR為Z值的中子密度Z值圖

15.4.2 交會圖技術在測井數據分析中的應用

利用頻率交會圖、Z值圖或這兩者相結合，可以檢查測井曲線質量、確定儀器刻度誤差、分析岩性成分和選取測井解釋參數等。其基本方法是：首先根據研究目的，選取作圖曲線和作圖井段；其次，利用交會圖程序從給定井段上逐點提取測井數據進行統計，並繪制相應的交會圖；然後，將同類型的透明交會圖圖版與已繪交會圖進行重疊，根據數據點的分布特徵，便可做出相應的分析。

除了所述交會圖之外，在測井數據分析中，還有許多其他類型的交會圖，如用於判別油（氣）水層的電阻率-孔隙度交會圖，用於復雜岩性成分分析的M-N和MID交會圖、密度-岩性密度測井交會圖，以及用於滲透率解釋的孔隙度-束縛水飽和度交會圖等等，測井分析家可根據需要選取或製作。

⑤ 根據測井曲線定量特徵與岩性的關系進行相分析［6］

6.3.3.1 碎屑岩岩石組合測井解釋模型

以岩性相分析程序識別各種岩性組合類型和計算機定性、定量處理，始終是受人們關注的課題，近幾年來得到廣泛的應用。

每一種岩性或組合類型在計算機處理中主要根據曲線及數值來劃分，在研究區的目的層段根據關鍵井的測井響應特徵區分各種岩性及組合。

（1）測井響應特徵值（測井參數值）

圖6.25 輪南油田四種沉積微相測井相蛛網圖^［6］

測井曲線的響應特徵如自然伽馬曲線、自然電位曲線形態、幅度、組合特徵等是儲集層的成分、粒度、地層水的性質及內部含有物等的反映，不同盆地或同一盆地的不同層系由於受岩層厚度、相鄰岩層性質、岩層傾斜及鑽井過程中所用鑽井液的不同，所表現出來的測井響應特徵也是不一樣的。因此，在進行測井曲線與沉積相對應的研究中，要選擇本區幾口沉積研究較詳盡的井（井段）作為基準井（井段），用以進行對比，然後推廣，反過來以測井響應確定沉積相。把目的層段的各類岩性的測井響應特徵值採集起來，建立不同岩性的測井參數資料庫，通過計算機判別、聚類分析就可以系統處理出該井段的岩性序列。

（2）測井相圖的編制

為了使測井相直觀地表現出來，通常用蛛網圖或梯形圖表示測井相，也就是用能夠反映相特徵的各種測井參數值為輻射軸或橫軸，以不同相之間的差別為依據，通過圖形區分測井相。

輪南地區三疊系的測井相圖如圖6.25所示，使用該圖可以把主要沉積亞相、微相的岩性、電性相區別開來。即區別前緣席狀砂的粉砂岩、河口壩的細砂岩、分流河道的細砂岩和河道間或淺湖泥岩。

圖6.26是該地區LN5井測井相分析成果圖，根據不同的岩性及電性，可以劃分出不同的沉積相。

圖6.26 LN5井測井相分析成果圖^［6］

6.3.3.2 碳酸鹽岩測井沉積相模式

由於碳酸鹽岩沒有明顯的層理，而且往往呈塊狀連續沉積，因而其沉積相主要根據岩性、岩相等岩石礦物組成及物理性質來判斷，因而其測井沉積相模式多採用數理統計方法來建立，採用的方法有主因子分析、模糊聚類、最佳有序分割、非線性映射以及人工神經網路等方法，根據鑽井岩心所建立的地質模式作為參照，將各種測井參數值採用各種數理統計方法進行分類，可以建立起統計數學模型，通過這種方法建立測井沉積相模型。吳繼余^［13］提出了碳酸鹽岩測井沉積相分析的地質統計學方法，在四川取得了較好的效果。

（1）採用統計分析的實例

對四川盆地某氣田碳酸鹽岩所建立的測井相模式，如表6.3所示。根據所建立的測井相模式的數學模型，就可以構成沉積相劃分圖形表達（圖6.27）。

表6.3 碳酸鹽岩沉積相統計模式^［3］

註：F為判別函數；DT為視電阻率；CNL為中子測量；DEN為密度；LLD為雙側向；CGR為自然伽馬；Th為釷；U為鈾；K為鉀。

圖6.27 測井沉積微相模式圖形表達^［3］

（2）採用非線性映射方法的實例^［13］

渝東大天池構造帶石炭系是主要的天然氣儲集層，渝東地區晚石炭世黃龍期兩次海侵，石炭系自下而上可分為三種大的沉積環境，即膏湖相、咸化潟湖相及正常鹹度海灣相，沉積岩以白雲岩、石灰岩和石膏為主。根據建立地質沉積亞相模式，可劃分為石英砂淺灘亞相、膏湖亞相、潟湖內淺灘亞相、潟湖亞相、暴露淺灘亞相、暴露蒸發亞相和海灣亞相7種亞相。根據自然伽馬、無鈾自然伽馬、鈾、釷、鉀、體積密度、補償中子、聲波、深淺側向10種測井信息，通過最佳有序分割劃出電相分類、Q型非線性映射方法聚類，再根據已知地質相對測井信息進行多組判別，導出7種沉積亞相的統計數學模型，建立了測井7種亞相的模式。根據建立模式劃分出的沉積亞相段與地質在同井劃分的亞相對應很好，通過非線性映射數理統計聚類可看出，不同沉積亞相點群區別很明顯（圖6.28），說明據測井劃分亞相是正確的。

圖6.28 碳酸鹽岩沉積亞相非線性映射點群分布^［3］

⑥ 測井相的介紹

測井相，並將測井曲線劃分若干個不同特點的小單元，經與岩心資料詳細對比，明確各單元所反映的岩相，即是測井相。在一個地區建立了測井相後，可以利用測井曲線解釋出井的柱狀岩性剖面圖。測井相是1979年提出來的，目的在於利用測井資料(即數據集)來評價或解釋沉積相。他認為測井相是「表徵地層特徵，並且可以使該地層與其它地層區別開來的一組測井響應特徵集」。

⑦ 主要測井方法

近幾十年來，人們為了通過測井使裂縫更容易被探測與評價，已做出了很大努力。然而，人們也發現裂縫的定性和定量評價比原來預計的情況復雜得多。各種方法都基於這一事實，即在井眼尺寸不變的均質地層中，裂縫帶將在探測的正常響應上產生異常。如果裂縫是張開的，則這種異常相當大；如果是閉合的，這種異常則微不足道。裂縫的分布極為復雜，裂縫性儲集層產量變化大而遞減快，高產井、低產井、乾井交替出現，開發這類儲層需付出很高的代價。隨著測井技術的進步，對裂縫性儲層的描述與開發已形成了一定的技術系列。以聲波及放射性為主的裂縫測井系列與地震資料結合，進行橫向預測，可以劃分裂縫發育帶及其分布，對裂縫發育帶應用微電極掃描和井下聲波電視測井，可以直觀地把裂縫形態、寬度、長度、走向，以及它們的含油產狀展示在人們面前。雖然有了這些技術上的進步，但由於地震資料受到地質因素的影響，在一個新區判斷裂縫發育帶仍然有很大的多解性。這些技術只能提高我們的成功率而不能在任何條件下得出單一而又肯定的解釋。由於裂縫發育的隨機性，以及層理、岩性等因素的影響，導致了測井響應的多解性，在一定程度上影響了用測井資料探測裂縫的成功率。探測裂縫及其分布規律的主要依據是裂縫與基質岩塊具有不同的地質、地球物理特徵，故在多數測井曲線上都有相應的顯示。用測井來探測裂縫只能限於那些張開或部分充填的裂縫，很難把天然裂縫從人工誘導縫中區分開來。

1.電測井方法

①雙側向測井。這種儀器強烈地受到裂縫的影響，因為裂縫網路構成低電阻率通道，這種通道具有分流電流的作用。在與鑽井軸成亞平行的裂縫情況中，如果鑽井液比存在於裂縫中的導電流體導電性更強，則淺側向電阻率R_LLS比深側向電阻率R_LLD低，曲線呈現雙軌；而在緻密帶內，孔隙少，無裂縫，R_LLS與R_LLD讀出的電阻率值相近，兩條曲線基本重合。②微側向測井。與雙側向相同，應用電阻率的異常來確定裂縫帶，微側向測井受垂向電阻率變化的影響，由於它們具有極板，因此面向極板的裂縫才能觀測到。但是，一般說來，由於鑽孔在裂縫附近易破碎，井眼成橢圓形，而極板有沿著長軸定向的趨勢。微側向測井儀器探測的深度很淺，裂縫系統的存在將大大影響這些儀器的響應。③感應測井。在假設裂縫產生電阻率異常的前提下，感應測井可用於確定裂縫的存在，由於其感應電流的分布是呈環狀的，所以感應測井受水平電阻率變化的影響，微側向測井與感應測井之間的振幅差異可用於顯示垂直與水平裂縫的存在。④電磁波傳播測井。千兆級高頻電磁波探測很淺的地層，具特高垂向解析度，使傳播時間和衰減曲線反映很薄的岩性變化。對水平和低角度裂縫有不同的反映特徵，水平縫以兩條曲線的尖銳高尖出現，泥頁岩的衰減更劇烈。如果極板遇上高角度縫，則出現較長井段的相應異常。

2.核測井方法

①補償密度測井。當井身結構較好時，補償密度曲線能較好地反映地層岩性和進行裂縫識別。②岩性密度測井。當採用重晶石鑽井液鑽井時，由於重晶石的光電吸收截面指數Pe值很大，Pe曲線在裂縫段將急劇增高。如果裂縫段井壁上形成重晶石泥餅，則裂縫段不僅有高的Pe值，而且還會有負的補償密度曲線值。③自然伽馬能譜測井。由於裂縫是流體循環的好場所，所以在漫長的地質年代裡，如果有鈾或其他放射性元素存在，NGS就能探測到裂縫。

3.聲波測井方法

①聲幅測井。這種方法可能比其他方法更多地用於探測裂縫。據Marris（1964）和其他學者的研究，縱波遇到垂直或高角度裂縫時減弱，而橫波遇到水平或低角度裂縫時更敏感。當縱波遇到充滿流體的裂縫時，由於接觸面上的反射，它的振幅降低。當橫波遇到充滿流體的裂縫時，它的振幅基本消失（Aquilera&Vanpoollen，1977）。另外，Welex把相長和相消干涉描述為平行井身但並不橫切井身的裂縫標志。然而，經驗表明，由於岩性變化及儀器居中狀況會使幅度產生像裂縫引起那樣大的變化。實際上，由於裂縫中固體顆粒的連接會使聲特性的不連續消失。因此，很難普遍使用這種方法。②變密度測井。變密度測井記錄的是在一個聲波傳送脈沖後，深度和振幅與時間的變化關系，大部分聲波波列被記錄下來並以近似地震道的形式顯示在測井記錄上。測井記錄上的陰影變化表明了振幅變化。暗色陰影表明最大的正振幅，淡色陰影表明最大的負振幅。根據Aguilera和Vanpoollen（1977）的工作，這種方法就是通過在測井記錄上尋找兩個獨特平行波組之間的跳躍或雜亂帶來表現裂縫。一些學者不是依靠跳躍帶而是尋找特殊的W形圖案來發現裂縫。然而，無論哪種情況，如果分析者未能很好地了解地層剖面，那麼，可能把岩性變化誤認為裂縫帶。由於岩性與孔隙度的變化在圖上可能產生類似於裂縫產生的突變，因此，解釋這種測井圖必須特別小心。③環形聲波測井。記錄沿井壁呈水平環形傳播的聲波，以聲波幅度的衰減來探測垂直高角度裂縫。實踐表明，這種方法是一種很有潛力的高傾角裂縫探測系統。④陣列聲波測井。通過時間窗口控制，可獲得縱波、橫波、斯通利波的能量曲線。利用斯通利波的衰減來探測裂縫，是一種探測裂縫的新途徑。斯通利波是一種頻率為2～5Hz的波，它對裂縫有很強的響應。斯通利波在裂縫面產生的機理是由於入射波在裂縫面的壓縮作用產生的流體脈沖進入井筒，使井壁產生壓縮及膨脹。因為流體由裂縫壓入井眼和流體進入裂縫，使轉換的斯通利能量消耗，因此能量衰減與裂縫發育有密切的關系。

4.成像測井方法

利用電流束和聲波波束對井軸進行掃描，從而得到有關井壁的「圖像」的一類測井方法。它是近20年發展起來的，並在繼續發展和完善中。通過成像測井可得到有關地層產狀、溶孔、溶洞等其他測井方法無法獲得的重要信息。這對地層、構造、岩性和裂縫性儲層的研究等方面意義都很大。包括：①井下電視。顯示井眼表面聲波響應的連續圖像。這種儀器能給出一張井壁聲波影像。它是通過記錄一部分聲波能量獲得的，由聲源發出並由井壁折回，反射到本身發射極，因此它起著接收器的作用。當岩石緻密而光滑時地層的反射能量更高。如果岩石表面粗糙，有裂縫或者孔洞，那就會存在能量失散，而這些不規則出現在膠片上更陰暗。這種儀器不僅能夠探測裂縫而且能夠確定裂縫的產狀，能很好地顯示岩石表面的形狀。它只能發現寬的、開啟的破裂面。當時間和振幅測井雙重顯示時，可發現充填物與基質具有聲波差異的裂縫。由於這是一種新的定向方法，因而也能確定裂縫的方向（Wily，1980；Aillet，1981）。這種方法在裂縫定量方面具有較好的應用前景。但是為了避免能量失散和有花斑的圖像的出現，不僅要求在鑽井液中沒有呈現懸浮狀態的組分，而且沒有厚的泥餅，還要求井眼不是橢圓形井眼，鑽井液中不含天然氣。②微電阻率掃描測井（FMS）。井壁附近的電阻率是重要的岩石物理性質之一，可用來描述地層的細微結構。微電阻率測井沿井壁測量，探測淺而垂向解析度高，因而對井壁地層的電性不均勻極為敏感。微電阻率測井無法確定裂縫的產狀，無法區分裂縫、小溶洞、溶孔，這些問題可以通過微電阻率掃描來解決。當緻密層中存在裂縫時，鑽開後高電導率的鑽井液或濾液就迴流或滲入地層中。FMS儀器掃描到此處時，就記錄下裂縫的高電導信息。在相應的FMS圖像上顯示為深灰或黑色，而沒有裂縫的地方，岩石為高電阻率，對應的FMS圖像上為淺灰或白色。FMS記錄的信息的清晰程度取決於以下幾個因素：ⓐ裂縫的張開度，如果裂縫的張開度大，鑽井液進入得就多而深，裂縫處的FMS圖像顏色就深，否則就淺；如果裂縫是閉合的，FMS就掃描不出來。ⓑ鑽井液性質，鑽井液電導率越大，對應裂縫處的FMS圖像就越暗。ⓒ鑽井液侵入程度，鑽井液取代地層中的烴越多，對應的FMS圖像就越暗。利用FMS圖像研究裂縫是一種新的測井手段，它能給出其他識別裂縫的測井方法不能給出的裂縫視產狀，能把裂縫和溶孔兩種不同的儲集層區分開，能估計裂縫視寬度而不受其他參數控制。這種方法是測井識別裂縫的補充和發展，它以直觀、簡單兩大特點使解釋人員易懂易用。③全井眼地層微掃描測井（FMI）：20世紀80年代中期，斯倫貝謝公司推出了第一支電法成像儀———地層掃描儀。這種儀器與傾角儀相似，但較之傾角儀，它安裝了大量的附加電極「電扣」去采樣電流，獲得的數據經處理後產生一幅對應於井壁的高清晰度圖像。1991年推出的FMI具有更大的井眼覆蓋率和更高的解析度。FMI極板安裝在8in井眼中應有80%的覆蓋率、0.2in的垂向解析度。FMI極板有192個電扣，能測定92條微電阻率曲線，能對井內每一條微電阻率曲線精確定位。現在已能用諸如FRACVIEW程序來分析井眼圖像電導率所反映的裂縫密度、張開度和孔隙度。張開度是根據裂縫加在電圖像背景上的電導率計算的；計算裂縫密度時計入井眼偏移並作為「校正密度」供井間對比使用；孔隙度用每一條裂縫的平均開度計算。

5.地層傾角測井方法

①雙井徑曲線。在很好地掌握了地層剖面後，井徑測井是發現井中裂縫帶的有效方法。簡言之，若井眼鑽遇高密度裂縫帶，則井徑擴大。特別是鑽遇高角度裂縫時，往往在與形成區域性裂縫的最小應力方向相平行的方向上產生井眼定向擴徑。②電導率異常檢測。該方法是排除地層層理引起的電導率異常，突出與裂縫有關的電導率異常。求出各極板與相鄰兩個極板的電導率讀數之間的最小電導率正差異，把這個最小正差異疊加在該極板的方位曲線上，作為識別裂縫的標志。③地層傾角矢量圖。在地層傾角測井矢量圖中，裂縫或者表現為層段之間無法進行對比，或者表現為傾角看起來很雜亂。也可根據孤立的高傾角顯示識別裂縫的存在。

6.其他測井方法

①溫度測井。鑽井液中的溫度梯度受開啟裂縫帶存在的影響，由於裂縫網隅被鑽井液侵入，使地層變冷，從而使溫度降低。②磁粉測井。可探測流體能與井眼流體交換的任何裂縫以及它們的方位和范圍。③重復式地層測試器（RFT）。系統測取地層壓力和鑽井液柱壓力，能分析壓力系統、尋找新裂縫系統。能直觀地認識地層滲透性，計算滲透率，評價生產能力。從儀器推靠和封閉成敗及預測壓力恢復情況，分析地層是干層、較小裂縫或孔隙、縱向連通很好的大裂縫，還是分散孤立的高角度裂縫，這也有助於研究高角度裂縫。

從以上的分析可以看出，在過去40年中，裂縫的探測與分析對電纜服務來說一直是個持續的挑戰。井下聲波電視測井（Taylor，1983）是一種成功的方法，然而卻難以區分開啟與閉合裂縫；環形聲波測井（Guy，1987）可用於探測垂直的或近於垂直的裂縫。斯通利波的能量衰減能顯示開啟裂縫的特徵（Brie，1988），尤其是用陣列聲波儀器規一化的差值能量。然而垂向平均間隔仍很大。除聲波方法外，在水基鑽井液中應用微電場獲得了成功。很久以來在裂縫性儲集層中一直使用傾角測井和SHDT（Lehne，1988），但仍然存在井眼粗糙度的影響問題。已經證明地層微掃描儀（Ekstrom等，1986）是富有成效的，但受粗糙度的影響，並且有時開啟與閉合裂縫的存在而使問題更加繁瑣。因此，對測井來說可靠的裂縫分析方法仍然是一種挑戰。

⑧ 測井相分析

1. 測井相的定義及其內容

測井相是由法國地質學家O.Serra於1979年提出來的，其目的在於利用測井資料（即數據集） 來評價或解釋沉積相。他認為，測井相是 「表徵地層特徵，並且可以使該地層與其他地層區別開來的一組測井響應特徵集」。事實上，這是一個n維數據向量空間，每一個向量代表一個深度采樣點上的幾種測井方法的測量值，如自然伽馬 （GR）、自然電位 （SP）、井徑 （CAL）、聲波時差 （AC）、補償密度 （DEN）、補償中子 （CNL）、微球型聚焦電阻率 （RXO）、中感應電阻率 （RIM）、深感應電阻率 （RID） 等。這樣一個9維向量就是一個常用的測井測量向量。假設一個2m厚的地層共有16個采樣點，於是一個16×9的測井數據集就可以表徵這一地層。當然，為了更清楚地表徵地層特徵，也可以使用測井計算機處理結果，如孔隙度 （φ）、飽和度 （S_w）、滲透率 （K）、骨架參數 （V_mal，V_ma2，V_ma3…） 以及泥質含量 （V_sh）、粉砂指數 （SI） 等來表徵。

測井相分析就是利用上述測井響應的定性方面的曲線特徵和定量方面的測井參數值來描述地層的沉積相。當然，在實際確定沉積相中還要依賴於地層傾角測井、自然伽馬能譜測井及成像測井等多方面的資料。可以這樣說，測井系統愈完善，測井質量愈好，測井相圖反映實際地層沉積相的程度也就愈好。由於測井資料、測井相是間接性地反映地層的沉積相，所以測井相解釋常具有多解性和不確定性。為了提高測井相解釋精度，就要依賴於精細的地質模型約束。

測井相分析的基本原理就是從一組能反映地層特徵的測井響應中，提取測井曲線的變化特徵，包括幅度特徵、形態特徵等以及其他測井解釋結論 （如沉積構造、古水流方向等），將地層剖面劃分為有限個測井相，用岩心分析等地質資料對這些測井相進行標定，用數學方法和知識推理確定各個測井相到沉積相的映射轉換關系，最終達到利用測井資料來描述和研究地層的沉積相。

2. 測井相標志與地質相標志的關系

前述測井相中數據向量的每一維都可稱作一個測井相標志，而沉積相標志是確定沉積相中一個觀察描述特徵標志。這兩種相標志之間不存在一一對應關系，尤其是類似古生物、地化指標等在測井資料中不可能確定。但在已知特定油氣田地質背景時，可以經過統計，推理找到判斷相、亞相、微相的組合對應關系。這種關系就是就是解釋模型，一般表現為邏輯的。

在若干沉積相、亞相、微相模型特徵研究基礎上，可以總結出確定某種沉積相、亞相、微相的最主要依據是顏色、岩性、結構、構造、粒度、古生物、地球化學以及垂向相序列等相標志。而在區域沉積背景 （相組、相） 的基礎上，識別各種亞相和微相的最基本的相標志是岩性、構造、垂向序列的特徵。而常規組合曲線和其處理成果、地層傾角測井曲線和其處理成果、成像測井圖像等測井資料就能解釋出這些基本的相標志：(1)岩性（類型及結構）；(2)沉積構造 （沖刷面、層理類型及其垂向變化）；(3)垂向序列變化關系（正粒序、反粒序、復合粒序、無粒序）；(4)古水流。

如果用測井資料能解釋這幾類相標志，就是為測井資料判別沉積亞相和微相提供了可靠的保證。為了建立各種沉積相標志和測井相標志相互對應關系，就必須緊緊抓住 「岩心刻度測井」 這一環節，進行反復刻度和反演，總結出針對不同沉積亞相、微相的測井相標志，用於確定沉積相亞和微相類型。一般常規組合的曲線特徵及計算機處理結果就能識別地層的岩性特徵、層序特徵，而地層傾角的微電導率曲線精細處理成果和成像測井圖像能反映沉積構造、結構及古水流方向。

3. 岩性測井分析

在進行測井相分析之前，必須首先選擇有效的測井組合。常用的測井資料包括自然電位、自然伽馬、電阻率、聲波、密度、中子及地層傾角等。這些測井資料從不同方面反映了岩性、物性、流體性質等特徵。

（1） 定性判別分析

定性劃分岩性是人們利用測井曲線的形態特徵和讀數的相對大小，根據長期生產實踐積累的一些規律性的認識 （經驗） 來劃分地層岩性的方法。

為了定性劃分岩性，解釋人員必須事先掌握如下基本知識：工作地區的地質特點，井剖面的岩性特徵，基本岩性是什麼，特殊岩性是什麼等。另外，還需要通過一口或幾口井較完整的鑽井取心或岩屑錄井得到的岩心資料與測井資料詳細分析對比，總結測井資料劃分岩性的規律。表3-3列有常見岩性的測井特徵和可能測井值的變化范圍。對於某一種具體岩性，常常只有一兩個主要的特點就能區別於其他岩性的。在測井方法中，聲波、密度及中子是劃分岩性的主要方法，微電極和自然電位對淡水泥漿砂泥岩剖面很有效，自然伽馬和中子伽馬對碳酸鹽岩剖面或鹽水泥漿砂泥岩剖面很有效，電阻率和井徑一般只作參考。具體劃分時，應先易後難，抓住主要特徵區別對待。

表3-3 常見岩性的測井特徵

（2） 定量分析

在砂泥地層剖面中，利用泥質含量與粒度中值區分岩性；在碳酸鹽岩剖面，可用岩石礦物成分區分岩性。

1） 確定泥質含量方法

A. 相對值法

各種測井方法的測量參數都受到泥質含量的影響，原則上講都可以用來確定泥質含量。相對值法的基本原理是認為泥岩的測井讀數 （G_MAX） 代表泥質含量為100％的測量結果，而純岩石測井讀數 （G_MIN） 代表泥質含量為0時的測量結果，把兩者差值作為泥質含量為100％時引起的測井讀數變化。而每一資料點的測井值SH_LG與G_MIN的差值代表由這一資料點的泥質含量引起的測井讀數變化。大多數測井讀數都可按相對值法計算泥質含量，但應用最好的是自然伽馬。

油氣田開發地質學

泥質含量：粗略地說，相對值SH就可作為泥質含量V_sh。但為了與本地的地質參數有更好的對應關系，也可引入一個經驗系數GCUR，按下式將SH轉換成V_sh：

油氣田開發地質學

阿特拉斯公司根據美國海灣地區的經驗，對古近系-新近系地層，GCUR＝3.7；對老地層，GCUR＝2。

B. 交繪圖法

用中子-密度、中子-聲波、密度-聲波交繪圖都可以確定地層的泥質含量，其基本原理都是相同的。如圖3-8，認為純岩石線V_sh＝0，而泥岩點V_sh＝100％，則泥岩點至純岩石線的距離代表V_sh＝100％，在兩者之間可進行線性插值。

圖3-8 密度與聲波時差的交繪圖

設純岩石線上兩點的坐標為 （x₁，y₁），（x₂，y₂），泥岩點為 （x₀，y₀），則純岩石線的方程為：

A_x＋B_y＋C＝0

式中：A＝y₂-y₁，B＝x₁-x₂，C＝x₂y₁-x₁y₂。

泥岩點（x₀，y₀） 至純岩石線的距離 （L）：

油氣田開發地質學

資料點 （x，y） 至純岩石線的距離 （b）：

油氣田開發地質學

把資料點的泥質含量看成是b與L的比值，因此得：

油氣田開發地質學

如果資料點與泥岩點在純岩石線兩側，則上式計算的V_sh<0，將取為0；若資料點在泥岩點附近，並且至純岩石線距離大於泥岩點，則計算的V_sh>1，則取為1。

中子-密度交繪圖對確定砂岩-石灰岩過渡岩性或其中一種單一岩性的泥質含量效果較好。但對確定白雲岩為主的岩性的泥質含量效果較差 （它離泥質點太近）。

中子-聲波交繪圖只對白雲岩確定泥質含量效果較好，對其他岩性效果較差。同時，對含氣地層效果較好，對不含氣地層效果較差。

聲波-密度交繪圖對岩性分辨力差，但幾種主要岩性線距泥岩點較遠，故對大多數儲層確定泥質含量效果較好。只有當井眼非常不好或地層太疏鬆，效果才不好。

2） 確定粒度中值方法

地層吸附放射性元素的能力與岩石顆粒粗細有關，因此自然伽馬是岩石顆粒粗細的指示信息。採用自然伽馬相對值方法確定粒度中值是測井解釋常用方法。一般情況下自然伽馬相對值與粒度中值在單對數坐標中呈直線關系：

lgM_d=C_o+C₁·I_GR

I_GR=(GR-GR_min)/(GR_max-GR_min)

式中：M_d——粒度中值，mm；I_GR——自然伽馬相對值；GR——目的層段的自然伽馬值，API；GR_min——研究層段的最小自然伽馬值，API；GR_max——研究層段的最大自然伽馬值，API；C_o和C_l為經驗常數 （C_o為所選取的GR_min相應層段的平均粒度中值 （M_do） 的對數值，M_do相當於該井段以層為單位統計的粒度中值的最大值，則C_o＝lgM_do；C₁為另一邊界點的粒度中值）。

A區建立的經驗關系為：

lgM_d＝-0.2877-0.0713I_GR

（3） 確定碳酸鹽岩岩性方法

孔隙度測井交繪圖是目前測井資料綜合解釋中廣泛用來研究解釋層段的岩性和確定儲層孔隙度的交繪圖。這類交繪圖主要是中子-密度、中子-聲波、聲波-密度、密度-光電吸收截面指數交繪圖等。

確定岩性和孔隙度的所有交繪圖解釋圖版都是對飽和液體的純地層製作的，井內為淡水泥漿或鹽水泥漿，採用含水純岩石響應方程或響應關系。圖3-9是一張補償中子與密度交繪圖圖版，鹽水泥漿密度ρ_f＝1.1g/cm³。圖的縱坐標是體積密度或按純石灰岩刻度的視石灰岩密度孔隙度，橫坐標是按石灰岩刻度的中子測井視石灰岩孔隙度，均作過井眼校正。在圖上有4條按單一礦物製作的純岩石線，其上孔隙度為0的點為骨架點。對每一種純岩石，依次給定一個孔隙度值，按ρ_b ＝φp_f＋（1-φ）ρ_ma計算其體積密度，而按補償中子響應實驗關系確定φ_CNL，便繪出各純岩石線。由於φ_CNL是對石灰岩刻度的，故只有石灰岩線是線性變化的，其他岩性線都略有彎曲。

交繪圖上的每一條純岩石線代表孔隙度為各種數值的單礦物岩石，由點的位置確定其孔隙度。任兩條純岩石線之間，代表由相應的兩種礦物組成的各種雙礦物岩石，由點的位置確定兩礦物的含量和孔隙度，點靠近哪條岩性線，就以哪種礦物為主。如圖上的P點可能是白雲質灰岩或砂質白雲岩，應視解釋井段岩性特點而定，一般按白雲質灰岩解釋。通過P點引一條線與石灰岩和白雲岩線上的等孔隙度線平行，與兩線的交點都為φ＝17.5％，而由P點在此線段上的位置，內插得方解石佔75％，白雲石佔25％。

這種解釋方法稱為雙礦物法，選用的兩個礦物稱為礦物對。選用礦物對的方法有兩種，一種叫標准四礦物選擇法，就是按地質上常見的組合，將石英、方解石、白雲石、硬石膏依次組成3個礦物對：石英-方解石、方解石-白雲石、白雲石-硬石膏。資料點落在哪兩條純岩石線之間，就按該礦物對解釋。另一種叫指定雙礦物解釋法，就是根據解釋人員的判斷 （包括地區經驗） 指定一種礦物對，不論點落在何處，都按此礦物對解釋。例如指定方解石-白雲石礦物對，則落在這兩條線之間的按前述方法解釋，是這兩種礦物組成的岩石，而落在石灰岩線上及其上方的點是純石灰岩，而落在白雲岩線上及其下方的點是純白雲岩，其孔隙度仍按等孔隙度線確定。

圖3-9 補償中子-密度測井交繪圖解釋圖版 （鹽水泥漿）

圖3-10是聲波-補償中子交繪圖，圖3-11是密度-聲波交繪圖。製作方法與中子-密度交繪圖相同。比較而言，中子-密度交繪圖確定岩性和孔隙度最好，對各種岩性都有較好的分辨能力 （岩性線之間距離較大），並且可做油氣校正。其次是中子-聲波交繪圖，岩性分辨力也強，但聲波不能做油氣校正。聲波-密度交繪圖對常見岩石確定岩性和孔隙度較差，但對識別蒸發岩有利，用來確定泥質含量也較好，因為它的3條岩性線很靠近，而純泥岩點離它們較遠。

用各種交繪圖確定岩性和孔隙度都要注意泥質、縫洞、天然氣及不利井眼條件的影響。泥質的影響是使資料點向泥岩點 （根據鄰近泥岩的測井讀數確定） 方向移動。密度和中子反映岩石的總孔隙度，縫洞孔隙度會使其孔隙度增加；而聲波時差基本上不受縫洞的影響。天然氣影響使ρ_b和φ_N減小，使非壓實地層的聲波時差增大。井眼擴大ρ_b減小而φ_N增加，並使地層界面附近的聲波時差讀數不穩定。

圖3-10 聲波時差-補償中子交繪圖版（淡水泥漿）

圖3-11 密度與聲波時差交繪圖版

4. 沉積構造測井分析

通常地層傾角測井經過長相關對比處理得到大比例尺 （1：200） 的傾角成果圖用於地層構造學解釋，包括產狀、褶皺、斷層壓實後的砂體形態、裂縫識別等。在應用於沉積學時必須作特殊處理，即短相關對比或精細模式識別的交互處理。高解析度地層傾角測井包含有大量的沉積結構和構造方面的信息，在儲層沉積學研究中發揮著重要的作用。成像測井資料為沉積學研究進一步提供沉積結構、構造、古水流等方面的信息。

（1） 傾角測井解釋

層理在傾角測井圖上可呈現出各種特殊的矢量 （表明傾角、傾向的符號），根據這些矢量在剖面上連續變化所構成的模式，可識別各種層理構造。圖3-12表明了主要層理類型的矢量特徵，其中水平層理和平行層理的傾角近於0°，傾向不定，為綠色模式；波狀層理的傾角在10°左右變化，傾向也不定；直線斜層理或板狀層理為一組或多組綠色模式（矢量傾向和傾角不變），但傾角較大；波狀交錯層理為紅色模式 （一組傾向基本不變，而傾角隨深度增加而逐漸增加的矢量） 或藍色模式 （一組傾向基本不變，而傾角隨深度增加而減小的矢量），傾角變化大；槽狀交錯層理為雜亂模式，傾角和傾向的變化都較大。

圖3-12 層理類型的傾角矢量模式（據陳立官，1990）

（2） 成像測井解釋

無論是碎屑岩還是碳酸鹽岩地層的各種沉積構造，在FMI （地層微電阻率掃描成像）、CBIL（井周聲波成像測井） 等成熟的成像測井上有不同的響應。一般而言，在垂向上有一定規模變化的沉積構造 （如沖刷面、大型層理等），成像測井響應清晰。而規模較小或垂向上沒有明顯變化幅度的小型沉積構造則很難識別。

◎沖刷面：一般沖刷面為一凹凸不平的界面，往往其下是低能的泥岩或泥質粉砂岩，其上為將下部地層沖刷起來形成的含泥礫砂岩段。FMI圖像上形成一個凹凸不平的起伏界面，上部暗色泥礫呈扁平狀略顯定向排列，其下為含膏泥岩的高阻異常岩性反映 （圖3-13）。

◎斜層理：為紋層、層系交切關系不清的交錯層理或單向斜層理，岩心上往往表現為一組單一傾向的紋層垂向疊合。紋層是由成分、粒度、顏色變化顯示，規模較小。FMI圖像上，斜層理往往對應於一組有明暗條紋顯示的正弦波曲線，並且可以計算出每個層系、紋層的界面產狀 （圖3-13）。按紋層界面傾角大小，斜層理可分為低角度 （<12°）、中角度 （12°～20°）、高角度（>20°），它們分別對應在FMI圖像上為一組不同傾角大小的正弦曲線。

圖3-13 FMI圖像解釋實例

◎槽狀交錯層理：層系界面呈弧形交切、紋層也呈弧形的較高流態形成的水流層理。岩心上往往表現為幾組弧形紋層相交。FMI圖像上，由一套不同角度的正弦曲線顯示的層系界面，兩層系界面間上弧形的截切紋層，為明暗相間的條紋組成 （圖3-13）。

◎結核：鈣質斑塊、條塊在FMI圖像上呈不規則的亮塊及條帶，顯示高阻特徵。

◎生物鑽孔構造：在FMI圖像上顯示不規則的亮色線狀條紋或斑塊狀。

◎透鏡狀層理：以泥質沉積為主，砂質沉積被包圍在其中。在FMI圖像上透鏡狀層理表現為暗色條紋夾透鏡狀亮色斑塊。

◎遞變層理：遞變層理自下而上表現為由粗至細的正韻律。粗岩性 （如礫岩） 在FMI圖像上表現為亮色，細岩性 （如泥岩） 表現為暗色。總體呈現由亮色至暗色的顏色遞變。

5. 垂向序列測井分析

（1） 曲線形態

不同的沉積環境下，由於物源情況不同、水動力條件不同及水深不同，必然造成沉積物組合形式和層序特徵 （正旋迴、反旋迴、塊狀） 的不同，反映在測井曲線上就是不同的測井曲線形態。測井曲線的形態特徵常用的俗語有鍾形、漏斗形、箱形、尖峰形、齒形、指形、復合形等 （圖3-14）。

◎鍾形曲線：反映水流能量逐漸減弱以及物源供應的不斷減少的正粒序結構特徵，代表性微相是曲流河點砂壩。

◎漏斗形曲線：反映了反粒序結構。一種反映向上水流能量加強，分選逐步變好，其代表相是岸外砂壩：另一種反映了前積砂體的粒序結構，代表了河口部位的沉積特徵。

◎箱形曲線：反映砂體內部碎屑顆粒粒度變小，比較均勻，是物源豐富和水動力條件穩定條件下形成的產物。一種類型是正粒序特徵，但其內部碎屑顆粒粒度變化幅度較小，代表性的微相為分流河道砂；另一種類型是風成砂，上下碎屑顆粒均勻。

◎齒形曲線：為常見的形態。它又可進一步分為：(1)具有正粒序特徵的正向齒形，反映水下沖刷充填沉積特徵；(2)具有反粒序特徵的反向齒形，反映水道末梢前積式席狀砂沉積特徵；(3)對稱齒形具有對稱粒序，常代表急流作用下的席狀沉積；(4)指形曲線，代表強能量作用下的均勻粗粒沉積，典型微相為灘砂。

◎復合形態：常見的有漏斗形-箱形曲線 （自下而上命名） 和箱形-鍾形曲線。前者代表了物源供應豐富條件下的水下砂體堆積，表明了上部水流能量持續增強，為河口砂壩的典型曲線形態；後者代表的環境是早期有豐富物源，但後期由於河道遷移或廢棄導致能量衰退，具有河道的均質沉積到後期正向粒序的特徵，其代表微相為廢棄河道的砂壩沉積。

圖3-14 自然電位測井曲線要素圖

（2） 接觸關系

砂層頂底曲線變化的形態，反映了砂體沉積初期、末期水動力能量和物源供應的變化速度，有突變式、漸變式兩大類 （圖3-14）：(1)突變式反映了上、下砂層之間存在沉積中斷過程，如河道砂底部；(2)漸變式反映砂體的堆積連續過程，又細分為加速 （上凸形）、勻速及減速 （上凹形） 3類。

1） 頂部突變式代表了物源供應的突然中斷。如當河道砂壩出露水面時，就不再接受沉積。又如風成砂丘末期，突然終止堆積而被泥岩層覆蓋。

2） 底部突變式代表了前期沉積物遭受剝蝕和中止沉積過程，而後又開始接受沉積，如下部是泛濫平原上部為河道砂體。

由於水下河道常具有沖刷能力差，因此水下河道砂體的曲線表現為底部加速漸變式特徵。

1） 底部勻速漸變式代表了季節性河道在洪水時期的沉積，或天然堤、漫灘的沉積特點。底部減速漸變式說明了砂體在沉積初期物源供應不足，岸外砂壩具有這種曲線特點。

2） (1)頂部加速漸變式代表了水流能量在後期急劇減退或物源供應的迅速減少，如廢棄河道砂；(2)頂部勻速漸變式代表了勻速的能量減退過程，是河道側積作用形成的點砂壩頂部的曲線特徵；(3)頂部減速漸變式代表了能量和物源供應在後期緩速減退，水下河道砂的頂部具有這種曲線特點。

（3） 曲線光滑程度

屬於曲線形態的次一級變化。曲線光滑程度既反映了物源的豐富程度，也反映了水動力能量的強弱。可分為光滑、微齒、齒化3級。光滑曲線代表了在物源豐富和水動力作用強的條件下，被充分淘洗後的均質沉積，如灘砂。微齒代表了物源充分但改造不徹底的沉積 （如河道砂），也可以代表河流季節性流量變化引起碎屑顆粒粗細間互變化的特點。齒化則代表了間歇性沉積的疊加，如沖積扇辮狀河道沉積。

（4） 齒中線

齒中線系指曲線形態上次一級齒的中線。當齒的形態一致時，齒中線相互平行，它反映能量的周期變化。平行齒中線又可分水平平行、上傾平行及下傾平行3類。水平平行式代表灘砂、堤岸砂及席狀砂加積式的沉積特點。上傾平行式為一組反向齒形的組合，代表多期的水道末梢前積式沉積的組合特徵。下傾平行式是一組正向齒形的組合，代表正粒序的韻律沉積，如水下沖積扇根部具有遞變層理的多期岩層組合。

當齒的形態不一致時，齒中線將相交。相交類型的齒中線可分外收斂和內收斂兩類。外收斂指齒中線相交於曲線的外側 （左），如岸外砂壩，它反映了砂層前積特點，底部齒中線傾斜平緩或接近水平，向上傾斜逐漸加大。齒中線交於曲線內側 （右） 者稱為內收斂，底部齒中線下傾，中部齒中線水平，到上部齒中線上傾，反映水流能量向上變小，說明是由初期沖刷的滯留沉積、中期較均質的河道砂沉積及露出水面前充填式堆積的3個階段組成，例如河道砂壩就具有這種特點。

（5） 多層曲線的幅度組合形式

多層曲線的幅度組合形式，指多層幅度的包絡線形態。包絡線形態反映多層砂體在沉積過程中能量的變化及其變化速率。據包絡線的形態可分為加積式、後積式及前積式3類。後積式與前積式又可以細分為加速、勻速及減速式3個亞類，以反映同類環境下的多層砂體沉積速度的變化。

圖3-15為我國陸相地層主要沉積相自然電位曲線組合特徵。應當指出，相同的曲線特徵可以是不同沉積環境的反映。因而測井曲線的解釋不能孤立進行，必須結合岩心觀察和分析化驗資料來識別沉積相和沉積環境。

圖3-15 陸相沉積中各類沉積相自然電位曲線特徵

6. 古水流傾角測井分析

地質上研究古水流的方法很多，野外測量沉積構造前積紋層的傾角是最直觀、最准確的方法。傾角測井能夠反映沉積構造信息、准確計算層理傾向、傾角。因此，對於地下地質研究，利用傾角資料分析古水流是最重要的方法。有兩種方式確定古水流方向：一是利用傾角測井微細處理成果圖，統計目的段內所有紋層傾向，取其主要方向代表古水流（全方位頻率統計法）；二是統計目的層段內所有藍模式矢量的方向，取其主要方向代表古水流。

經常使用施密特圖來表示地層傾角測井資料統計分布特徵。施密特圖是一種極坐標圖，從極坐標的頂部開始，規定傾向方位角為上北、下南、右東、左西共分為360°。傾角的標度由同心圓組成，以中心為0°，每10°畫一個同心圓，最外面一個圓為90°。將給定井段內各點的傾角與傾向標在圖上，就會發現它們往往形成一個或幾個集中區。集中區的方位即為古流向。

圖3-16是塔中8井2850～3140m紋層傾向、傾角的施密特圖，紋層傾向絕大部分為NNW向，極少量為NNE向，反映為單向水流。

圖3-16 塔中8井紋層產狀的施密特圖

7. 微相-測井相解釋圖版

在岩心觀察與描述的基礎上，結合分析化驗及測井資料進行單井相分析，劃分相、亞相、微相，編制單井相分析綜合柱狀圖。在此基礎上，對各微相測井曲線特徵進行比較，找出它們之間的關系。要注意的是同一微相由於所處微相部位不同，其測井曲線形態也不一樣。最後建立微相-測井相圖版，作為平面和單井微相劃分的依據。

圖3-17是通過對扶余油田扶73塊扶余油層檢15和東13-7.2.1兩口取心井沉積微相分析，總結全區的14個沉積微相的測井相要素特徵。典型微相類型說明如下：

圖3-17 扶余油田扶73區塊扶余油層測井微相模式圖

◎分流河道微相：總體為極高幅度、高幅差光滑-微齒 （齒中線平緩） 箱形 （或鍾形），中厚層 （>4m）。底部突變，頂部漸變。

隨著沉積位置由分流河道主體向邊部移動，光滑-微齒的箱形 （或鍾形） 的電測曲線特徵逐步向多個次級正韻律構成正旋迴包絡線過渡，直至分流河道消失。

◎天然堤微相：中幅度、中幅差齒化箱形，中層 （2～4m）。頂底突變或漸變接觸。自然伽馬曲線為泥岩基線上的不規則鋸齒形。

◎溢岸薄層砂微相：中幅度、中幅差單指狀或指狀互層，極薄層 （<2m）。頂、底突變特徵。

◎決口扇微相：為中幅度扁鍾形，薄層 （<2m）。底部突變，頂部突變-漸變特徵。垂向位置高於廢棄河道。

◎廢棄河道微相：總體為高幅度、中幅差齒化或微齒化鍾型，中厚層。底部突變，頂部漸變。

◎分流間泥微相：為低幅，直線形或直線夾刺刀形特徵。

◎河口壩微相：自然伽馬呈漏斗形，曲線幅度小於分流河道沉積。頂部為突變，底部為漸變。下部曲線齒狀明顯，向上光滑。電阻率向上變大。

◎席狀砂微相：自然伽馬在泥岩基線上出現幅度不大的齒形漏斗狀或指狀曲線，可為多個疊加的復合型。電阻率曲線為刺刀狀，中幅度、中幅差單指或極扁漏斗或極扁鍾形，表現為極薄-薄層特徵。

⑨ 測井相特徵分析

相分析一般分三個階段，即單井相劃分、剖面間相的對比和平面相的組合分析。單井相劃分主要依據岩心，但受資料的限制，實際生產中不可能取到大量的完整的岩心，因此對單井相的劃分主要依據測井資料完成，其原因是測井資料具有信息量大、連續性好、索取方便等特點。測井相劃分的方法是根據岩心確定的岩相與測井曲線進行對比，根據相和電性的關系，確定每種岩相所具有的測井曲線形態特徵，並賦予明確的岩相含義，在此基礎上，再利用各井測井曲線形態的相似性，進行對比和合理的岩相外推，繪制出平面沉積相圖，在測井相分析中，解釋人員對各種測井響應掌握的熟練程度和對其與沉積相之間關系的深入理解是劃好單井相的關鍵。

圖3.8 川東南地區某測線主振幅剖面

圖3.9 川東南地區某測線主頻率剖面

在沉積相分析中主要使用自然電位和傾向測井，尤其是傾向測井資料能比較真實地反映砂泥岩岩性變化特徵，自然電位在薄互層砂泥岩交替帶曲線變化不明顯，但在厚層砂岩段曲線形態具有一定的相意義。利用電阻率、自然電位、自然伽馬及聲波時差對單井劃相後，將相鄰井的沉積微相拼接，可得到研究區測井相聯井對比圖，從圖中可以看到單井沉積微相縱向分布以及橫向沉積微相的變化規律，並可以用來檢查單井相劃分的正確性。圖3.10是川東南地區上古生界、中生界地層連井沉積微相—岩性橫向對比圖，該圖表徵了井間岩性的橫向變化和井內各岩層的接觸關系。

圖3.10 聯井沉積微相—岩性剖面

⑩ 油田開發地質學

第一章 油氣水的化學組成及物理性質

二、主要問答題

1、簡述石油、天然氣的元素組成、化合物組成。

2、簡述石油的物理性質。
顏色、 相對密度、 粘度、 溶解性、 熒光性、
旋光性、 導電性、 凝固點 等

3、簡述天然氣的分類。
聚集型--氣藏氣、氣頂氣、凝析氣等
離散型--溶解氣、固態氣水合物、煤層氣

4、簡述油田水的來源及產出狀態。

來源：沉積水、滲入水、深成水、轉化水

油田水的產出狀態：
與油氣藏關系分—油層水、上層水、層間水、下層水；

存在狀態分--超毛細管水、毛細管水、吸附水；

5、簡述油田水的化學組成及油田水的蘇林分類。
無機組成（各種離子成分）、有機組成（烴類、酚和有機酸）、
溶解氣 及 微量元素；

三個成因系數 Na+ Na+ Cl Cl Na+
、
和
Cl SO24 Mg2 +

Na+＞C1- 大陸水型：硫酸鈉水型、重碳酸鈉水型、

Na+＜C1- 海洋水型：氯化鎂水型、氯化鈣水型；

油田水：以氯化鈣型為主，重碳酸鈉型為次

第二章 現代油氣成因理論

二、主要思考題
1、簡述石油和天然氣的成因、主要依據及學派。
無機生成說--火山噴出氣體中有甲烷、乙烷等烴類成分；

實驗室中無機物可合成烴類；石油分布常常與深大斷裂有關等。

有機生成說--岩石類型分布上； 地質時代分布上；

成分特徵上； 某些稀有金屬特徵； 油層溫度特徵；

形成時間上； 近代沉積物中觀察等。

成因學派：泛宇宙說（宇宙說、地幔脫氣說）

地球深部無機合成說（碳化物說、高溫生成說、蛇紋石化說）

2、何謂沉積有機質，簡述其來源及類型。
--是隨無機質點一起沉積並保存下來的生物殘留物質；

來源--原地有機質、異地有機質、再沉積的有機質。

3、何謂乾酪根？試述乾酪根的化學分類及主要特徵。
沉積岩中所有不溶於鹼、非氧化型酸和非極性有機溶劑的

分散有機質。

4、試述油氣生成的條件。
地質條件：大地構造背景、岩相古地理條件、古氣候條件

動力條件：溫度與時間、催化劑、細菌作用、放射性作用等。

5、試述有機質向油氣演化的過程（成烴模式）。
生物化學生氣階段 熱催化生油氣階段

熱裂解生凝析氣階段 深部高溫生氣階段

6、簡述生油層的地質特徵及主要地化特徵。
地質特徵：岩性特徵、岩相特徵等；

地化特徵：有機質豐度、有機質類型、有機質成熟度等。

第三章 儲集層和蓋層

二、主要思考題
1、簡述孔隙的分類（孔隙大小及對流體作用分類、成因分類）

2、圖示說明典型毛管壓力曲線類型及其意義。
鑄體薄片法、掃描電鏡法、圖像分析法、毛管壓力曲線法 等

3、簡述碎屑岩儲集層的儲集空間及孔隙結構類型。
原生--原生粒間孔隙、粒內孔隙、填隙物孔隙、成岩裂隙等
次生--孔、縫兩類；
大孔粗喉型、大孔細喉型、小孔極細喉型 微孔管束狀型

4、試述影響碎屑岩儲集層儲集性能的因素。
碎屑顆粒的礦物成分、 粒度和分選程度、

排列方式和圓球度、 膠結類型及成分、

成岩作用、 層面與層理面發育程度、

構造作用影響、 砂岩中泥質條帶的影響等。
5、簡述碎屑岩儲集體的成因類型。（沉積環境分類）

6、碳酸鹽岩儲層儲集空間類型及影響其發育的地質因素
原生孔隙、溶蝕孔隙（溶洞）、裂縫；

沉積環境、壓實作用、溶蝕作用、白雲岩化作用、

重結晶作用、褶皺斷裂作用等

7、試述碎屑岩與碳酸鹽岩儲層儲集空間異同。
⑴ 相同點：成因上均有原生、次生分類。
⑵ 差異點：① 孔隙類型差異：碎屑岩主要為粒間孔隙，碳酸鹽
岩儲集空間類型更具多樣性，次生孔隙占據重要地位。
②孔隙形態及分布差異：碎屑岩儲集空間形態較規則，分布較均
一，碳酸鹽岩儲集空間形態多樣、變化大，分布不均一。
③控制孔隙發育因素差異：碎屑岩受岩石顆粒大小、形態、分選
等影響較大；碳酸鹽岩受沉積環境、次生變化等影響。 教材55頁表

8、簡述蓋層的類型、封閉機理及影響其有效性的因素。
岩性分類：膏鹽類、泥質岩類、碳酸鹽岩類；
封閉機理：物性封閉、異常壓力封閉、烴濃度封閉；
影響因素：主要是岩性、韌性、厚度和連續性。

第四章 油氣運移

二、問答題（圖示說明題）
1、圖示說明靜水及動水條件下的測壓面及折算壓力。

2、圖示說明油氣運移的過程。(初次運移及二次運移)

3、試述油氣初次運移的動力、途徑、方向及時期。
壓實作用、欠壓實作用、蒙脫石脫水作用、流體熱增壓作用
有機質的生烴作用、滲析作用、其他作用

孔隙 微層理面 微裂縫

4、試述油氣二次運移的主要動力和阻力。

浮力、毛細管力、水動力、構造運動力

5、油氣二次運移的通道、運移方向及運移的主要時期。

儲集層的孔隙和裂縫、斷裂、地層不整合面

二次運移是初次運移的繼續--連續的過程；

一般，大規模二次運移時期應該是主要生油期之後或同時

發生的第一次構造運動時期。

6、試述影響油氣二次運移距離的主要因素。
區域構造背景； 儲集層的岩性、岩相變化； 地層不整合

斷層分布及其性質； 水動力條件 等。

第五章 油氣藏及油氣聚集

二、問答題（圖示說明題）
1、圖示說明溢出點、閉合面積、閉合高度(構造幅度)、
油氣邊界與含油范圍、油氣藏(柱)高度。

2、圖示說明油氣的差異聚集(單一圈閉及系列圈閉)。
3、簡述油氣藏分類的基本原則及分類方案(圖示說明)。
4、試述(大)油氣藏形成的基本條件(富集條件)。
油氣來源條件（烴源條件）； 生儲蓋組合及運移條件；
(大容積的)有效的圈閉； 必要的保存條件。

5、何謂生儲蓋組合，圖示說明其類型。
6、何謂圈閉的有效性，如何評價圈閉的有效性？
指在具有油氣來源的前提下，圈閉聚集油氣的實際能力。
圈閉形成時間與油氣運移時間的相應關系；
圈閉所在位置與油源區關系、與油氣運移通道的關系；
水動力對圈閉有效性的影響 ……

7、圖示說明斷層的封閉機理及斷層油氣藏類型。
對置封閉、泥岩塗抹封閉、顆粒碎裂封閉、成岩封閉
根據斷層性質分類：正斷層油氣藏、逆斷層油氣藏 ……
根據斷層線與儲層等高線的組合關系分類：
斷鼻油氣藏、弧形斷層斷塊油氣藏、
交叉斷層斷塊油氣藏、多斷層切割的復雜斷塊油氣藏。

8、試述斷層在油氣藏形成中的作用（圖示說明）。
斷層的封閉作用； 通道和破壞作用。

9、簡述含油氣盆地的歷史地質學分類。
區域構造及沉積史分類--台向斜型、單斷坳陷型、
雙斷坳陷型、 山間坳陷型、 山前坳陷型、
山前坳陷-地台邊緣斜坡型、 山前坳陷-中間地塊型。

10、簡述盆地內構造單元的劃分。

一級：坳陷、隆起、斜坡；

亞一級構造：凹陷、凸起、斜坡；
二級：背斜帶、斷裂帶、潛山帶、長垣 ……
三級構造：背斜、斷塊、鼻狀構造、潛山 ……

第六章 油氣田勘探

一、問答題
1、簡述區域勘探階段的主要任務。
查明區域地質及石油地質條件；

進行早期含油氣遠景評價和資源量估算；

評選出最有利的坳陷(凹陷)和構造帶； 提出預探方案。

2、簡述圈閉預探階段的主要任務。
地震詳查，編制各主要標准層的構造圖；

構造分析和評價；預探井鑽探，探明圈閉的含油氣性；

查明含油氣層位及可能油氣藏類型、含油氣邊界等；

計算預測儲量，初步確定工業價值。

3、簡述油氣評價勘探的主要任務。
進一步探明含油氣邊界及油氣田特性； 提交探明儲量；

對油氣藏進行綜合評價及經濟效益預測分析；

為開發方案編制提供地質基礎資料及相關參數。

4、簡述滾動勘探開發的適用范圍及主要優點。
復式油氣聚集帶(區)或復雜油氣田；

減少探井井數，降低勘探成本； 縮短勘探周期；

加強及時分析及對比評價，提高整體效益。

二、基本概念 勘探程序、區域勘探、圈閉預探、
評價勘探、滾動勘探開發

第七章 鑽井地質

一、主要概念：參數井、預探井、評價井、岩心錄井、
岩屑錄井、遲到時間、鑽時錄井、泥漿錄井、氣測錄井

二、主要問答題
1、圖示說明井斜角、井斜方位角、全變化角。
2、試述通過岩心錄井及岩心分析可獲得哪些信息。
古生物特徵； 確定地層時代； 進行地層對比；
觀察岩心岩性、沉積構造，恢復沉積環境；
儲層岩性、物性、電性、含油氣性--四性關系；
生油層特徵； 了解構造和斷裂情況--如地層接觸關系；
檢查開發效果，了解開發過程中所必須的資料數據。

3、試述常規地質錄井方法及其地質意義。

4、簡述岩心描述的主要內容。

岩性； 相標志； 儲油物性； 含油氣性；

岩心傾角測定、斷層觀察、地層接觸關系 等

5、簡述測定岩屑遲到時間常用的方法及真假岩屑識別。

理論計演算法； 實物測定法； 特殊岩性法

6、簡述鑽井液的類型及影響鑽井液性能的地質因素。

兩大類：水基泥漿、油基泥漿

高壓油氣水層、鹽侵、砂侵、粘土層、漏失層 等。

7、如何利用氣測資料判斷油、氣、水層。

半自動氣測資料解釋、色譜氣測解釋

第八章 地層對比及油層沉積相研究

一、主要概念： 沉積旋迴 岩性標准層 油田標准層
標志層 標准化石 小層平面圖 儲集單元 測井相

二、主要問答題
1、簡述區域地層劃分與對比的依據及方法。
2、簡述碎屑岩油層劃分對比的依據、方法、程序、成果。
依據：岩性特徵--岩性及組合; 沉積旋迴; 地球物理特徵
方法1：沉積旋迴--岩性厚度對比法
步驟：利用標准層劃分油層組；利用沉積旋迴對比砂岩組；
利用岩性和厚度比例對比單油層；連接對比線。
點(關鍵井)--線(骨幹剖面)--面(體)。
方法2：等高程沉積時間單元對比法
步驟：三個環節。

3、試對比分析油層劃分對比與區域地層劃分對比的差異。
① 對比區域、對比井段、對比單元的差異：
區域對比--油區內全井段對比；油層對比--油區內含油井段的對比--砂岩組、單砂層。
② 對比依據的差異：區域對比--地震資料、古地磁資料、地層接觸關系、古生物資料等
油層對比--岩性特徵、沉積旋迴、地球物理測井等；
③ 對比方法的差異：區域對比--岩石地層學方法、生物地層學方法、構造學方法、層
序地層學方法等; 油層對比--沉積旋迴-岩性厚度對比法、等高程沉積時間單元對比法
④ 對比成果及其應用方面的差異：區域對比--主要用於指導油氣勘探，指出有利生、
儲油層位及地區等；油層對比--主要用於油氣儲量計算、指導油氣開發及方案調整等。

4、簡述碳酸鹽岩儲集單元的劃分原則。
5、試述碎屑岩與碳酸鹽岩油層劃分與對比的異同。
油層對比的資料（依據）、對比程序、對比方法相似或相同；
油層對比單元的劃分不同； 單元界線（等時、穿時）；
對比依據也有一定差異 等。
6、簡述油層細分沉積相研究在油田開發中的應用。
深入認識油砂體縱、橫向非均質性，掌握地下油水運動規律
掌握高產井的分布規律； 選擇調整挖潛對象。

通過A、B、C三口井的地層對比，繪制地質剖面圖。

第九章 油田地下構造研究

1、試述井下斷層存在的可能標志
及應用這些標志需要注意的問題(圖示說明)。
井下地層的重復與缺失、非漏失層泥漿漏失和意外油氣顯示、
近距離內標准層標高相差懸殊、近距離內同一岩層厚度突變、
短距離內，同層內流體性質等明顯差異、
地層傾斜矢量圖中的特徵。

2、試述地層重復、缺失的地質意義(圖示說明)。
鑽井過程中若缺失某些地層(地層重復)，能否說明
一定存在正斷層(逆斷層)？圖示說明。
3、何謂斷層線圖？簡述斷層線圖的編制方法。
4、簡述井斜校正的任務及方法（圖解法，圖示說明）。

5、何謂井位校正？圖示說明位移方法。
剖面線與地層走向斜交或垂直

→井位沿地層走向線(等高線)移至剖面線上；

剖面線與地層走向平行→沿地層傾向投影到剖面線上。

6、試述斷層封閉性研究內容。(如何判斷斷層的封閉性)
斷面兩側的岩性條件； 斷層的力學性質；

斷層面及兩側岩層的排驅壓力； 斷層活動強度；

斷層產狀與岩層產狀配置關系； 單井斷點的測井曲線特徵；

斷層兩盤的流體性質及分布； 鑽井過程中的顯示；

斷層活動時期與油氣聚集期的關系。

7、簡述油氣田地下構造圖的編制及主要用途。

第十章 地層溫度和地層壓力

一、基本概念--靜水壓力、原始油層壓力、壓力梯度
地層壓力、壓力系數、異常地層壓力

二、主要問答題
1、簡述原始油層壓力的來源、分布特徵及等壓圖應用。

● 來源：靜水壓力，其次是天然氣壓力、地靜壓力等。

● 分布特徵：隨油層埋藏深度的增加而加大；

流體性質影響；氣柱高度變化對氣井壓力影響很小。

● 預測新井原始油層壓力、計算油藏平均原始油層壓力、

判斷水動力系統、計算油層彈性能量。

2、圖示說明折算壓頭、折算壓力及其計算方法。
3、試述異常地層壓力的成因及預測方法。
成岩作用、熱力和生化作用、斷裂作用、剝蝕作用 ……
地球物理勘探方法；地球物理測井方法，如聲波測井；
鑽井地質資料分析法--如鑽速增大、鑽井液溫度異常等。
4、簡述地溫場與油氣生成、分布的關系；
影響地溫場分布的主要因素。
⑴ 大地構造性質--活動性、地殼厚度等--是具全局性和主導因素。
⑵ 基底起伏--隆起區高地溫梯度、坳陷區低地溫梯度
⑶ 岩漿活動--活動規模、幾何形狀、年代等
⑷ 岩性--岩石的導熱能力不同
⑸ 蓋層褶皺--背斜頂部地溫梯度大，翼部地溫梯度小
⑹ 斷層--封閉性斷層或壓扭性斷層一般導致高異常
⑺ 地下水活動--深部熱水至淺層、地表水補給
⑻ 烴類聚集--上方往往存在地溫高異常。

思考題： A B C
某背斜油藏已鑽3口井，
其中B井產油，A、C井位於
油水邊界之外，各井數據
見下表。判斷：該油藏兩
翼油水界相對高低關系。

A C
原始油層壓力 MPa 16 20
油層中部井深 m 2100 2600
井口海拔 m 300 300
水的密度 g/cm3 1.0 1.0

第十一章 石油及天然氣儲量計算

一、主要概念：工業油氣流標准、地質儲量、可采儲量
預測地質儲量、控制地質儲量、探明地質儲量、採收率

二、主要問答題
1、簡述遠景資源量及儲量的分級(相關概念)。
見後面內容。

2、如何確定油水界面(方法)。
① 利用岩心、測井及試油資料確定油水界面
② 利用壓力梯度資料確定流體界面
③ 利用壓力資料確定油水界面
④ 利用毛管壓力資料確定油水界面

3、簡述油層有效厚度的條件及下限標準的確定方法？
油層內具有可動油、在現有工藝技術條件下可提供開發；

測試法、含油產狀法、泥漿侵入法 等。

4、試述如何獲取儲量計算中含油麵積數據。
⑴ 應確定油水界面--方法； ⑵ 確定油氣藏類型；

⑶ 應確定油層頂界面構造圖（斷層線）、岩性尖滅線 等；

⑷ 根據油水界面標高及構造圖，獲取含油麵積。

5、圖示說明壓降法獲取天然氣地質儲量及可采儲量。

6、簡述壓降法計算天然氣儲量的適用條件及影響因素。
單位壓降采氣量非常數--

邊水或底水供給、低滲透帶補給、異常高壓、反凝析作用等

測壓和計產不準確； 井身質量不達標。

油氣儲量的分級和分類
一、原地量分類

--總原地資源量
推測原地資源量
未發現原地資源量
潛在原地資源量

預測地質儲量、 控制地質儲量
地質儲量
探明地質儲量

早期劃分的含油氣盆地總資源量：
包括兩部分--根據勘探階段以及對油氣田認識程度：

遠景資源量：推測資源量、潛在資源量

儲量：預測儲量、控制儲量、探明儲量

一、油氣儲量的分級和分類
1、原地量分類

⑴ 總原地資源量--指根據不同勘探階段所提供的地

質、地球物理與分析化驗等資料，經綜合分析，採用針

對性方法估算出的已發現和未發現的儲集體中原始儲藏

的油、氣總量。 ★★

包括：未發現原地資源量 和 地質儲量。

⑵ 未發現原地資源量

--包括：潛在原地資源量 和 推測原地資源量。

⑵ 未發現原地資源量

● 推測原地資源量--主要在區域普查或其它勘探階

段，對有含油氣遠景的盆地、坳陷、凹陷或區帶等推測

的油氣儲集體，根據地質、物探、化探等資料估算的原

地油氣總量。

● 潛在原地資源量--指在對圈閉預探前期，對已發現

的有利圈閉或區塊，根據石油地質條件綜合分析和類比，

採用圈閉法估算的原地油氣總量。

--可作為編制預探中後期部署的依據。

⑶ 地質儲量--指在鑽探發現油、氣後，根據已發現的
油、氣藏(田)的地震、鑽井、測井和測試等資料估算出

的已知油、氣藏(田)中原始儲藏的油氣總量。 ★★
根據勘探、開發對油氣藏的認識程度，分為3級：

預測地質儲量、控制地質儲量、探明地質儲量

● 預測地質儲量--指在圈閉預探階段，預探井獲得了
油、氣流或綜合評價有油、氣層存在時，對有進一步勘探
價值的、可能存在的油氣藏(田)，估算得出的、確定性很

低的地質儲量。 ★★ ●估算時，應初步查明構造形
態、儲層情況，預探井獲油氣流或鑽遇油氣層等。

● 控制地質儲量--在圈閉預探階段，預探井獲得工業

油(氣)流後，並經過初步鑽探認為可提供開采後，估

算求得的、確定性較大的地質儲量。 ★★

◆ 估算時，應初步查明構造形態、儲層變化、油氣層

分布、油氣藏類型、流體性質等。

◆ 相對誤差不超過±50%；

◆ 可作評價鑽探，編制中、長期開發規劃的依據。

● 探明地質儲量--指在油氣藏評價階段，經鑽探證實

油、氣藏(田)可提供開采，並能獲得經濟效益後，估

算出的、確定性較大的地質儲量。 ★★

●估算時，應查明油氣藏類型、儲層類型、驅動類型、

流體性質、分布、產能等。

●相對誤差不超過±20%。

●是編制油田開發方案、建設投資決策等的依據。

二、油氣儲量的分級和分類
2、可采量分類

⑴ 可采資源量--指從原地資源量中可采出的油、氣數
量。可分為：推測可采資源量、潛在可采資源量。

⑵ 可采儲量--指從油、氣地質儲量中可采出的油、氣
數量。 ★★
探明技術可采儲量； 探明經濟可采儲量
探明次經濟可采儲量； 控制技術可采儲量

控制經濟可采儲量； 控制次經濟可采儲量
預測技術可采儲量