分析岩石含油性特征方法

㈠ 岩性油气藏含油性特征

（一）充满度特征

张厚福（1999）等应用充满系数，即含油高度与圈闭的闭合高度的比值来评价油气藏的含油量大小。武守诚（1994）将油气充满度定义为含油面积占圈闭面积的百分数。曾溅辉（2002）利用油气充满度来评价砂体的含油量，将砂体油气充满度定义为砂体含油体积与砂体体积之比。

需要注意的是，砂岩透镜体的体积就是砂岩圈闭的体积。针对透镜体岩性油气藏类型，计算其充满度时主要考虑透镜体的特殊几何形态，各参数计算采用算术平均值；上倾尖灭型岩性圈闭由于其砂体形态的特殊性及东营凹陷实际砂体的具体特征，单砂体沿构造上倾方向岩性尖灭，计算充满度时以砂体尖灭线为准；断层－岩性型油气藏计算充满度时以砂体尖灭线和侧向封闭的断层边界线为准，分别计算参数值。

1.充满度总体分布

如图1-6所示，统计结果表明，东营凹陷岩性圈闭充满度分布范围较广，差别大，在0～91%之间，平均值为37.6%；图1-6中对应圈闭编号无数值的为充满度值缺失的圈闭。充满度最大的油气藏坨143砂体，其充满度达到91%，充满度为0的砂体是指无油气显示或者纯水层等不含油砂体；充满度主要分布在25%～55%区间范围内，充满度＞80%的圈闭仅有2.3%（图1-7）。

2.不同类型油气藏充满度特征

从砂体类型看，构造－岩性油气藏的平均充满度为42.4%；砂岩透镜体油气藏的充满度集中在30%～80%之间，平均值为48.6%（图1-8）。

图1-6 东营凹陷岩性圈闭充满度分布柱状图

图1-7 东营凹陷岩性油气藏圈闭充满度分布频率图

3.不同埋深及层位圈闭充满度变化特征

在不同埋深条件下圈闭充满度的大小变化有一定的规律，埋深2000～3700m之间的圈闭，砂体的分布频率及充满度随埋深的增加，先增大，后减小。充满度最大范围分布在2600～3400m埋深，超过3400m以后，充满度逐渐减小。岩性砂体的个数在3000～3200m 埋深之间最多（图1-9）。

从岩性油气藏分布的层位来看，东营凹陷沙二段下亚段、沙三段上亚段、沙三段中亚段、沙三段下亚段以及沙四段上亚段均有分布，但主要分布在古近系沙三段中亚段、沙三段下亚段以及沙四段上亚段，占90%以上，其中沙三段中亚段圈闭平均充满度为30.1%，油气藏的平均充满度为45.6%，沙三段下亚段油气藏充满度为43%，沙四段上亚段油气藏充满度为46%（图1-10）。无论是圈闭充满度还是油气藏充满度，沙四段上亚段的数值都是最高，其次为沙三段下亚段，再次为沙三段中亚段，这种分布特征与烃源岩的分布有直接影响关系。

图1-8 东营凹陷不同圈闭类型岩性油气藏圈闭充满度分布直方图

图1-9 东营凹陷岩性圈闭充满度随埋深变化关系

图1-10 东营凹陷岩性圈闭平均充满度及油气藏个数与层位分布之间的关系

（二）含油饱和度特征

储层原始含油饱和度是岩性油气藏含油气性评价的重要指标。对济阳坳陷典型岩性圈闭进行统计时，依据胜利油田对油气储层的物性、岩性及测井曲线等特征，川建立的油气储层的导电模型来确定储层含油饱和度，并借用油田进行储量计算时的平均含油饱和度对济阳坳陷岩性油气藏进行评价。就整个东营凹陷来看，圈闭含油饱和度平均值为36.2%，最大为79%，最小为1.5%。岩性油气藏含油饱和度分布不像充满度那样差异性大，大体分布比较均匀，主要集中在50%～70%之间，均小于80%（图1-11，图1-12）。

图1-11 东营凹陷岩性油气藏含油饱和度分布柱状图

图1-12 东营凹陷岩性油气藏含油饱和度分布直方图

构造-岩性油气藏含油饱和度平均值为54.7%，一般为50%～60%。透镜体油气藏含油饱和度平均值为54.0%，一般为60%～70%（图1-13）。上倾尖灭油气藏的含油饱和度平均值为60%，比其他两种类型砂体高。不同层位及深度，含油饱和度变化不是很大。

图1-13 构造－岩性油气藏与透镜体油气藏圈闭含油饱和度分布直方图

㈡ 陡坡带砂砾岩扇体有效储层与含油性评价

（一）复杂扇体储层有效性评价

对复杂扇体储层有效性评价思路是在沉积特征、成岩特征、储集特征研究的基础上，通过计算孔隙结构和试油试采结果约束下的有效储层物性下限，然后分析有效储层发育的控制因素，最后按各控制因素的重要程度，分别对其赋予权值，通过权重系数法对有效储层进行分类评价（操应长，2010）。

1.有效储层物性下限计算

1）孔隙结构特征及其与物性关系

储层宏观孔隙度、渗透率是由微观孔隙结构决定的。在收集整理胜利油田已有的几千块压汞、孔隙度、渗透率资料的基础上，对东营凹陷北部陡坡带沙三中-沙四上亚段砂砾岩体分别进行孔隙度、渗透率测试和压汞测试分析。排驱压力P_d是汞开始进入岩样最大连通孔隙而形成连续流所需的启动压力，它决定了储层能否成为有效储层，或者是否具有封堵油气能力。因此，重点考虑碎屑岩储层压汞资料中排替压力的特征，结合毛管压力曲线特征、常规物性、R50，平均孔隙半径、均方差等特征，将东营凹陷沙河街组中深层碎屑岩储层孔隙结构分为3大类6小类，各类孔隙结构特征如图5-23。在此基础上，建立了不同孔隙结构类型控制下的渗透率/孔隙度与渗透率的定量函数关系（图5-24）。

图5-21 盐222井砂砾岩体期次综合分析图

图5-22 沉积期次精细划分（近南北向地震剖面）图

图5-23 东营凹陷沙河街组碎屑岩储层孔隙结构类型及特征

图5-24 不同孔隙结构类型储层渗透率/孔隙度与渗透率关系

2）经济产能和孔隙结构约束下的采出下限计算

有效储层采出下限是指在现有的工艺技术条件下，能够采出具有经济产能（油气水）的储层所对应的最小孔隙度、渗透率值。有效储层采出下限除受工艺技术水平和经济条件限制外，主要受原油性质、油层厚度、采出压差和储层的渗流能力控制，对于中深层来说，原油性质基本一致，而采出压差可人为控制，所以，储层有效性主要受储层的渗透率控制。而储层孔隙度、渗透率又受储层微观孔隙结构控制，由于储层孔隙结构不同，同一渗透率下限可对应有多个孔隙度下限（周德志等，2005；李幸运等，2008；王艳忠等，2009）。因此，在现有工艺技术水平条件下，有效储层采出下限主要受经济产能和储层孔隙结构控制，且同一渗透率下限对应多个孔隙度下限。

在东营凹陷沙储层孔隙结构分类及其控制下渗透率/孔隙度与渗透率关系研究的基础上，充分利用北部陡坡带沙三中亚段-沙四上亚段砂砾岩储层孔渗、压汞、试油试采资料，运用分布函数曲线法、试油法、测试法、最小有效孔隙半径法、束缚水饱和度法等多种方法，首先求取了不同深度范围渗透率下限，建立了渗透率下限与深度的函数关系，然后根据孔隙结构控制下渗透率/孔隙度与渗透率函数关系，分别计算了不同孔隙结构储层对应的孔隙度下限（图5-25）。

图5-25 东营凹陷北带砂砾岩有效储层采出下限

2.有效储层发育的控制因素分析

1）沉积作用对有效储层发育的控制作用

东营凹陷北部陡坡带古近系深层共发育砾岩、砾状砂岩、含砾砂岩、砂岩、泥质砂岩五类储层。由各类岩性有效储层百分含量直方图可知，含砾砂岩、砾状砂岩、砂岩、泥质砂岩、砾岩有效储层百分含量依次递减（分别为55.6%、55.1%、52.3%、35.2%、25.7%），说明各岩性发育有效储层的几率依次递减（图5-26）。

对于近岸水下扇而言，辫状水道、外扇、水道间、主水道储层物性依次变差，辫状水道有效储层百分含量最高，为54.7%，外扇、水道间分别为18.7%和10.6%，而主水道不发育有效储层（图5-26）。

2）超压对有效储层发育的控制作用

东营凹陷北部陡坡带古近系储层超压与有效储层发育有着良好的对应关系，随着地层压力升高，储层物性变好，有效储层百分含量增大，如常压、弱超压、中超压、强超压环境下有效储层百分含量分别为41.6%、41.8%、56%、57.5%（图5-26）。

3）成岩作用对有效储层发育的控制作用

成岩作用对储层改造主要表现为：压实作用和胶结作用使储层孔隙度降低，溶解作用使储层形成次生孔隙，裂缝的形成能够大大提高储层的渗透率，粘土矿物的转化脱水形成异常高压抑制压实作用等。总体来说，对储层物性影响程度最大的是压实作用、胶结作用和溶解作用，因此，采用视压实率、视胶结率、视溶解率来表现成岩作用对储层的改造程度。视压实率、视胶结率越高，储层孔隙度越低；视溶解率越高，储层物性越好（图5-27）。

图5-26 陡坡砂砾岩不同岩性、不同亚相、不同地层压力有效储层百分含量直方图

图5-27 东营凹陷北部陡坡带古近系成岩作用影响下有效储层百分含量直方图

3.有效储层分类评价

1）权重系数确定

通过东营凹陷北部陡坡带砂砾岩有效储层控制因素间关系分析可知，沉积作用是控制有效储层发育的基础，在超压发育的情况下，超压对成岩作用起到明显的控制作用，说明超压对有效储层发育的影响强于成岩作用。因此，根据各控制因素对有效储层发育控制作用的主次关系，分别赋予其权重系数，为下一步储层评价奠定基础。在超压发育的情况下，有效储层发育受沉积作用、超压、成岩作用三个因素控制，分别赋予其权重系数为0.5，0.2，0.3。在正常压力情况下，有效储层发育程度受沉积作用和成岩作用两个因素控制，且沉积作用控制成岩作用，即沉积作用强于成岩作用，因此，分别赋予其权重系数0.6，0.4。此外，沉积作用中沉积相和岩性分别赋值0.5，其中含砾砂岩1，砾状砂岩0.8，砂岩0.6，泥质砂岩0.4，砾岩0.2；辫状水道1，外扇0.4，水道间0.2，主水道0.1。溶解作用增加孔隙，压实和胶结都降低孔隙，可以把压实和胶结看做一体，和溶解作用分别赋值0.5。强超压赋值1，中超压0.6，弱超压0.4。

2）有效储层分类评价

对东营凹陷北部陡坡带沙三中-沙四上亚段砂砾岩体101块样品各控制因素进行赋值，根据上述确定的权重系数，首先计算沉积作用、超压、成岩作用控制因素的单项得分Sm（式5-5），然后计算综合得分REI（式5-6）。

Sm=a₁*U₁+a₂*U₂+······+a_n*U_n（5-5）

U₁、U₂+······U_n：单项控制因素中次一级控制因素；

a₁、a₂……a_n：单项控制因素内不同次一级因素的权重系数，其中a₁+a₂+……+a_n=1

REI=β₁*Sm₁+β₂*Sm₂+β₃*Sm₃（5-6）

Sm₁、Sm₂、Sm₃分别为沉积作用、超压、成岩作用三个控制因素的单项得分；

β₁、β₂、β₃分别为沉积作用、超压、成岩作用三个控制因素的权重系数，在超压情况下分别为0.5、0.3、0.2；常压情况下分别为0.6、0、0.4。

在储层综合分类的基础上，结合各类储层类别与产能的关系统计，将东营凹陷北部陡坡带砂砾岩储层划分为优质有效储层、中等有效储层、差有效储层、非有效储层四个级别。优质有效储层（得分≥0.7），日产油（或水）可达10t/d以上；中等有效储层（得分0.5～0.6），日产油（或水）为5～10t/d，压裂后部分井产能可大于10t/d；低等有效储层（得分0.2～0.5），日产油（或水）5t以下；非有效储层（得分＜0.2），无产能（图5-28；表5-6）。

图5-28 东营凹陷北部陡坡带物性-沉积-压力综合剖面

（二）深层砂砾岩扇体含油性评价

1.油藏类型

由于盖层条件、断裂作用、岩性变化、地层不整合及水动力等对圈闭的形成均有一定影响，加之不同成因类型扇体与周围生油岩及扇体间的接触方式各异，决定了它们在成藏控制因素上的差异，从而可形成不同类型的油气藏：包括构造、岩性-构造、地层及岩性油气藏。

表5-6 东营凹陷北部陡坡带砂砾岩储层类别与产能关系

2.油气纵向聚集分布特点

陡坡带在主控断裂及次级同生断层的控制下，主要发育一系列退积式的不同类型砂砾岩体，由湖盆至凸起，沿主控断裂由古近系至新近系形成有规律的油气聚集。在湖盆深水部位，主要发育与扇体有关的岩性油气藏，在湖盆断阶位置则主要发育与扇体有关的构造－岩性油藏，至湖盆边缘则主要发育地层超覆和不整合油藏，至凸起部位，不整合面以下及其附近，可形成基岩潜山、不整合等油藏，至新近系可形成稠油油藏和气藏，从而形成了在纵向上分带明显，平面上呈环带分布的稀油－稠油－气环复式油气聚集区。

东营凹陷陡坡带古近系砂砾岩体各层段均探明储量，或发现油气，但各层段发现储量百分比差异很大，表现极不均衡，储层演化的差异性控制了含油的差异性。近岸水下扇的扇根亚相砂砾岩物性较差，形成侧向封堵；洪水型近岸水下扇扇中和扇端的多重成岩改造作用控制优质储层的形成。通过典型解剖和大量统计，建立了“扇根遮挡、扇中富集、含油分带”的砂砾岩油藏相带控藏模式。在油藏模式指导下，形成了“四性模版定油层，三元叠合圈范围，优化方案报储量”的砂砾岩体油藏含油性评价技术（图5-29）。

图5-29 深层砂砾岩扇体含油性评价技术流程图

3.流体性质判识

在储层孔隙度解释模型重建基础上，结合地层水矿化度分析，可以确定不同地区油水层的测井解释标准，使用该标准使砂砾岩扇体油层识别的成功率由原来的70%提高到97%。“四性模板定油层”的砂砾岩体油层测井解释标准的主要评价参数的选取过程如下：

1）储层孔隙度解释模型

由于砂砾岩扇体的岩性、物性变化大，岩石骨架参数难以确定，以及孔隙度较小等因素，孔隙度的解释精度很低。盐家地区盐22、永920区块沙四上段取得了大量的岩心分析化验资料，都进行了三孔隙度测井，部分井还进行了核磁等新方法的测井，为孔隙度解释模型的建立提供了可靠的基础资料。

根据盐22块和永920块13口取心井47个层取心资料，经岩心归位后，采用岩心收获率≥80%，岩性均匀、测井曲线能读准的层建立了孔隙度解释模型：

公式1，声波时差孔隙度解释模型（图5-30）：

Φ=0.7404×Δt－39.12

式中，Φ为孔隙度，%；Δt为声波时差测井值，μs/ft。

该图版根据47个层误差统计，平均绝对误差0.70%，平均相对误差8.56%，相关系数0.9628（图5-31）。

图5-30 盐家地区沙四上段声波时差与孔隙度关系图

图5-31 盐家地区沙四上段孔隙度解释精度图（式1）

公式2，为提高解释精度，引入密度和中子测井曲线，进行多元回归建立孔隙度解释模型：

Φ=0.7515×Δt－3.5×DEN+0.036×CNL－31.3

式中，Φ为孔隙度，%；Δt为声波时差测井值，μs/ft；DEN为密度测井值，g/cm³；CNL为中子测井值，%。

该图版根据47个层误差统计，平均绝对误差0.70%，平均相对误差7.97%，相关系数0.9609。相对误差小于8%（图5-32）。

公式3，为提高解释精度，引入反映岩性的参数N，进行多元回归建立孔隙度解释模型：

Φ=0.7231×Δt－17.7656×N－27.2887

N=(100－CNL)/(DEN－1)/100

式中，Φ为孔隙度，%；Δt为声波时差测井值，μs/ft；DEN为密度测井值，g/cm³；CNL为中子测井值，%。

图5-32 盐家地区沙四上段孔隙度解释精度图（式2）

图5-33 盐家地区沙四上段孔隙度解释精度图（式3）

该图版根据47个层误差统计，平均绝对误差0.65%，平均相对误差7.56%，相关系数0.9666。相对误差小于8%，符合储量规范要求（图5-33）。

公式3的解释精度较公式1、公式2的相关系数高，解释精度较高（表5-7）。

表5-7 孔隙度解释公式对比表

2）储层含油性测井判识标准

根据盐家地区多口井的试油、试采资料，结合测井资料，建立声波时差与深电阻率关系图（图5-34，图5-35）、密度与深电阻率关系图（图5-36，图5-37）。从图中可以得出出油层的声波时差、密度、深电阻率值，从而建立储层含油性测井判识标准（图5-38）。

4.扇根封堵性定量评价

扇体成藏不仅要有较为稳定的盖层，还要特别注意储层物性变化造成的侧向封堵条件。扇根成分混杂，物性差，能否做为扇中亚相的有效封堵层，取决于扇根、扇中的相势条件。

图5-34 盐22井区声波时差与深电阻率关系图

图5-35 盐22井区密度与深电阻率关系图

图5-36 永920井区声波时差与深电阻率关系图

图5-37 永920井区密度与深电阻率关系图

图5-38 永920井四性关系定油层图版

从沙四上亚段的扇根、扇中微观特征上可以看出（典型井有永920、永928、盐22、盐22-2井等）：扇根亚相以砂砾岩为主，粒度粗、分选差、颗粒堆积致密、强压实、填隙物含量高，成岩相包括高黄铁矿致密胶结成岩相、砂泥质致密胶结成岩相、铁白云石致密胶结成岩相，孔隙不发育，基本未见可见孔；扇中亚相以粗、中砂为主，分选中-差，相对扇根而言，粒度细、分选好、压实弱、填隙物含量低，成岩相包括泥质弱胶结成岩相、方解石弱胶结成岩相、铁白云石弱胶结成岩相、酸性流体溶蚀成岩相局部粒间溶孔发育，少部分长石及岩屑溶孔，偶见长石溶缝。

实践表明并不是任何深度扇根都能封堵。沙四上亚段近岸水下扇扇根为块状砾岩见棱角状砾石，扇根分选差，随着深度的加大，扇根压实程度比扇中更加强烈，形成封堵，分析发现，存在着两个明显的界限值3200m和2200m（图5-39，5-40）。3200m以下，扇根成岩作用强，岩性致密，毛管压力大，封闭性强，扇体油藏充满度高，扇中部位油层集中发育，有非油即干的特征，且以岩性油藏为主。3280m至2200m，扇根成岩作用减弱，毛管压力降低，封闭能力变差，剖面上表现为下干-中油-上水的含油性结构，油藏充满度较低，具有底水，部分扇根具有储集性，形成油层。2200m以上扇根不能封堵，成藏主要受构造控制。上述成藏门限值在不同的地区有所不同，如胜坨地区三个深度分别变为3700m、3000m和2200m，而利津地区的三个深度为3600m、2900m和2500m（图5-41）。

扇根封堵性一般用突破压力方法进行评价，需要实验测定，如果缺乏相关数据，可以用排驱压力近似替代。根据实际资料统计，盐家地区沙四段砂砾岩体扇的排替压力与孔隙度之间存在一定的定量关系（图5-42）。因此，扇根亚相的成岩程度及孔渗性能可以反映扇根亚相的侧向封堵能力。扇根能否形成封堵取决于扇根的成岩程度及孔渗性能，而扇根封闭能力最终取决于同一深度条件下扇根的最小孔隙度，由扇根封堵最小排替压力与孔隙度的对应关系可知，孔隙度＜5.3%是形成封堵的临界条件。

扇根孔渗性能与埋藏深度之间呈正相关关系，为了确定有利扇根封堵油藏形成的埋藏深度上限，统计了盐家地区不同层位、不同埋深扇体孔隙度与埋深的关系，剔除了构造控制的数据，结果表明埋藏大于3280m，扇根亚相的孔隙度绝大部分低于5.3%。

扇根封堵油藏的含油高度有所差异。扇根封闭油藏高度、扇体坡度角与油藏宽度之间存在一定的关系（图5-43）。根据实际资料统计，盐家地区砂砾岩扇根封闭性与油藏高度及油藏宽度之间均存在相关性（图5-44，图5-45）。将大量钻井资料统计结果进行拟合，得出的关系式可以计算不同深度砂体扇根相带的宽度。如按照地层坡度3°、扇根孔隙度1.5%计算，盐22块所能封堵的含油宽度为3860m，从盐22块E2S412控制含油面积图测量出的宽度为3329m基本吻合。

图5-39 扇根孔隙度与埋深散点图

图5-40 盐家地区孔隙度-埋深-含油性散点图

图5-41 东营北带利津—胜坨—盐家地区深度与物性关系示意图

5-42 扇根排驱压力与孔隙度关系图

图5-43 扇根封闭油藏高度、扇体坡度角与油藏宽度关系示意图

图5-44 扇根封堵性与油藏高度关系图

图5-45 扇根封堵与油藏宽度关系图

5.砂砾岩体扇根封堵油气成藏模式

盐家地区沙四上亚段可作为一个独立的含油气系统，沙四上亚段烃源岩生成的油气在超压作用下沿泥岩超压裂缝和扇缘裂缝型砂体侧向运移至扇中辫状水道含砾砂岩、砂岩储层中，由于侧向扇根砾岩封堵和顶部泥岩或砾岩层封盖，在沙四上亚段扇中砂砾岩有效储层中富集形成油气藏，具有“多油藏相控分布”的油气成藏模式（图5-46）。

图5-46 过盐22块—盐162—盐19-1井近南北向油藏剖面

砂砾岩扇体的“多油藏相控分带”油气成藏模式可以分为两个层次来理解：其一，针对同一期砂砾岩扇体而已，可以概括为“相带分异控藏”模式，即扇根侧向封堵、扇缘裂缝输导、扇中油气富集成藏。其二，对于多套叠置的砂砾岩扇体而言，又可根据油藏的含油分带性，把砂砾岩扇体成藏模式细分为三类（图5-47，表5-8）。

图5-47 东营凹陷北部东段近岸水下扇砂砾岩体成藏模式

表5-8 盐家地区油气成藏要素表

1）低充满带构造油藏模式

埋深介于1700～2300m，成岩作用处于早成岩A阶段，因此扇根的封堵能力较差，油藏类型多为靠断层封堵的构造油藏，油气的充满度较低，水多油少，含油高度一般在10～70m，油藏的宽度一般介于200～1000m之间。

2）过渡带构造-岩性油藏模式

埋深介于2300～3280m之间，成岩作用处于早成岩B阶段，扇根的封堵能力中等，油藏类型为构造-岩性或岩性油藏，油气充满度中等，油水间互，含油高度在20～90m之间，油藏的宽度一般介于300～1500m之间。

3）高充满度扇根封堵岩性油藏模式

埋深介于3280～4300m之间，成岩作用处于中成岩A阶段，扇根的封堵能力强，油藏类型为扇根封堵的岩性油藏，油气充满度高，油藏非油即干，含油高度在80～190m之间，油藏的宽度一般介于600～2500m之间。

㈢ 录井解释方法的第一节 油水层解释方法

油水层解释流程：
采集资料处理——应用技术及有效参数优选——单项资料解释——解释图版建立——综合分析判断——油层产能预测 1.主要应用技术
①岩心等实物观察判断技术
②气测资料解释技术
③地化分析评价技术
④荧光显微图像分析评价技术
⑤井喷、井涌、井漏、油气水侵及钻井液油气显示解释技术
⑥测井解释技术
2.有效参数优选
①反映有效厚度的参数：岩心含油产状及厚度，测井解释井段及对应的曲线特征，井壁取心含油砂岩井深位置，岩屑含油显示井段，气测异常显示井段。
②反映孔隙性的参数：岩心分析孔隙度及孔隙类型，测井解释孔隙度、声波时差、岩性密度、中子密度曲线特征，地化热失重分析孔隙度，核磁共振分析孔隙度，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度等，荧光图像分析面孔率。
③反映渗透性的参数：岩心分析渗透率，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度、胶结物、充填物、裂缝及层理构造发育程度等，荧光图像分析孔隙清晰度、连通性，测井自然电位、自然伽玛、声波时差、微电极幅度差、井径等。
④反映含油性的参数：岩心、岩屑、井壁取心一次观察含油特征，地化分析岩石含烃量，气测分析全烃含量及异常显示曲线形态，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征，测井电阻率及其曲线特征。
⑤反映原油物性（渗流性）的参数：岩心、岩屑、井壁取心二次观察含油特征，地化分析岩石烃类组分含量、相对含量及其谱图形态特征，荧光图像孔隙含油颜色及分布特征，气测分析组分相对含量，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征。
⑥反映含水性的参数：岩心、井壁取心含水特征，地化分析烃类组分相对含量及其谱图形态特征，气测分析H2、CO2、CH4含量，气测异常显示曲线形态及组分相对含量，荧光图像含水特征，测井解释含水饱和度。
⑦反映地层压力的参数：钻井液密度与井喷、井涌等异常现象，综合录井d指数、σ指数及钻井液体积等参数。
由于地下地质现象的复杂性，真实的地层很难直接得到，测、录井井筒采集资料中的感官现象、曲线特征、图形特征、图像特征、宏观的井口异常现象等，都可以作为获得储层参数的重要信息。 1. 气测及综合录井仪资料解释技术
气测是井筒检测天然气的主要手段，综合录井仪是气井钻井的配套技术。
1）气测显示的影响因素分析
①储集层及油气自身特性的影响
储层含油气量、气油比、原油性质、渗流性、地层压力等储集层及油气自身特性是气测显示的主要影响因素。
②钻井条件的影响
A、钻头直径的影响
当其它条件一定时，钻头直径越大，破碎岩石体积越多，进入钻井液中的油气含量越多。
B、钻井速度的影响
在相同的地质条件下，钻速越大，单位时间破碎岩石体积越大，进入钻井液中的油气含量越多。
C、钻井液排量的影响
排量越大，钻井液在井底停留时间越短，通过扩散和渗滤方式进入钻井液中的气相对减少。
D、钻井液密度的影响
一般情况下，为了保证钻井施工正常进行，总要使钻井液柱压力略大于地层压力。以压力平衡点为分界点，钻井液密度对含气显示影响差别是较大的，在欠平衡状态，压差气将远远超过破碎气。
E、钻井液粘度的影响
钻井液粘度大，降低了气测录井的脱气效率，使气测录井异常显示值较低，气测基值会有不同程度地增加，油气的上窜现象不明显。
F、接单根及后效气的影响
不利的方面：一是加大了气测真假显示的识别难度，二是影响了气测显示的真实值。有利的方面：可以作为判断油气层以及含油气程度的辅助手段，同时也是实时检测漏失气显示时的重要参考资料。
G、钻井液处理剂的影响
在目前的钻井过程中，钻井液中要根据不同的钻井施工需求，加入一定数量的钻井液处理剂。一般情况下，钻井液处理剂对气测录井均会产生不同程度的影响。
2）气测资料校正及参数处理方法
气测资料校正是对录井时环境影响因素的校正，主要是对不同钻井条件影响的校正。
①钻头直径的影响因素校正
这种影响主要是破碎岩石体积的差异造成的，校正的方法就是按照钻碎岩石体积的比例关系进行恢复，一般以φ215mm3A钻头为标准，目前还只能做到井眼体积的校正，还不能排除不同钻头类型（A-B-PDC）对岩石破碎程度的影响。取心钻头的影响是校正的重点，岩石破碎体积的校正系数为：
K=V1/V2=D12/（D2-d2）
冲淡系数为:
K=D12×Q2×t2/[Q1×t1×(D2－d2)]
式中：D1——正常钻进钻头直径；D——取心钻头直径；d——取心内筒直径；
t1、t2——正常钻进和取心时的钻时； Q1、Q2——正常钻进和取心时的钻井液排量。
②钻井速度的影响因素校正
在目前的以时间记录的气测资料中，钻速差异对气显示值的影响是较大的，校正的关键是要建立标准钻速（或钻时），将实时资料回归到标准钻速状态，提高气测参数的可比性。另一方面通过积分的方法，也可以减少钻速对资料的影响。
③钻井液密度的影响因素校正
统计分析压差与油气层产能相关性，建立钻井液密度变化对气测显示影响的关系曲线方程。
钻井液密度校正公式为：
Qt 0= a×（1－eb ×(p-d)）+Qt
式中：Qt——实测全烃值； Qt 0 ——压力平衡条件下的全烃值；p——地压系数；
d——钻井液密度； a ，b——系数。
④钻井液粘度的影响因素校正
通过模拟试验方法，建立不同钻井液体系粘度变化的校正系数。校正公式为：
Qjz = (1 + a) × Qt
式中：Qjz——气体校正含量值； a—— 校正系数(按下表取值)； Qt—— 实测气体测量值。
⑤井口逸散气的影响因素校正
通过现场取样试验，进行井口钻井液全脱分析、泥浆槽钻井液全脱分析、气测全烃分析及组分分析，建立随钻检测全烃的井口逸散气校正方法。
⑥接单根及后效气的影响因素校正
研制气测实时采集数据提取软件，将以时间记录的参数转换成以深度记录的参数，提取钻进状态的采集数据，滤掉循环时的数据，对每次开泵时管路延时影响进行处理，得到类似测井曲线的气测连续数据曲线，也称为“时——深转换”。
⑦气测参数处理方法
A、资料处理流程：
不同仪器采集数据格式转换——管路延时数据处理——异常数据处理——钻头直径影响校正——取心井段校正——重复数据、空数据删除——等间距数据提取——面积积分校正——全烃基值回归处理——显示层的划分——产气层、产油层的钻井液密度（压差）校正——井口逸散气校正——数据处理及输出。
B、评价参数求取
烃灌满系数：
WD=HS/He
式中：WD ——烃灌满系数； Hs ——气测显示厚度； He ——储层有效厚度。
视含气饱和度：
SG=100×C/φ
式中：SG ——地层视含气饱和度；φ ——总孔隙度。
3）应用综合录井参数评价储层物性的方法
①应用钻速法评价储层物性
钻时参数反映岩石的可钻性，钻遇不同的岩层，其钻时是不同的。在钻压、转速稳定的情况下，钻时越低，反映岩石的可钻性越好，即岩石物性越好，岩石裂缝、孔隙越发育；钻时越高，反映岩石的可钻性越差，即岩石物性越差，岩石裂缝、孔隙越不发育。钻时与转盘转数、钻压成反比。
由于不同的井工程上实施的转盘转数、钻压系统各不相同，同一口井在不同井段,其转盘转数、钻压等参数也有所变化，所以在不同情况下钻遇相同岩石时所需的钻时是有所差异的。为准确判断岩石物性，应尽量消除这些参数给钻时所带来的影响，便于遵照统一的基准进行对比分析。为此，需要将综合录井原始钻时数据校正到同一基准面上,同时,为方便对比分析,对校正后的钻时进行了处理,得到钻速参数。
②应用dc指数法评价储层物性
dc指数是反映岩石可钻性好坏的一个综合评价参数，它是根据钻时参数，并对钻头直径、钻压、钻盘转速、钻井液密度校正处理后计算得来。
③应用功指数比值法识别裂缝发育段
在钻井参数相同的条件下，利用钻时相对大小可以识别裂缝发育段。然而实际钻井中，钻井参数随时在变化，钻时受地层岩性、岩石强度、钻头类型、钻压、转数等诸多因素影响，很多情况下并不能真实反映地层的可钻性，为探索识别裂缝的有效参数，建立了功指数模型。
④应用岩石可钻性评价参数评价储层物性方法
按照优化钻井设计，某一地区某一层位的岩性应有一个优化的钻井条件，在此条件下，将获得安全且最佳的钻速，即标准钻时，在岩性相同的情况下，假设钻井条件不变，钻时的大小就可以反映储层物性，当实际钻时>标准钻时，则钻遇的岩石孔渗性差，实际钻时<标准钻时，则钻遇的岩石孔渗性好。
目前，通过实验手段获得不同岩性的标准钻时还难以实现，因此，通过数理统计拟和回归的方法是实际可行的。首先对样品进行筛选，选择有代表性的样本数据进行钻时属性分析，确定了泥页岩、砂岩、砾岩、安山岩、角砾岩、流纹岩等八大岩类为研究对象，然后根据钻时与工程参数、地质因素相关性分析，提取反映岩石不可钻性的特征参数—“工程因素”，根据地质因素与工程参数相关性分析，提取反映岩石可钻性及其物性的特征参数—“地质因素” 。方法的实现考虑到钻压、转速、扭矩、立压参数量纲不同的影响，以及工程参数、地质因素对岩性、钻头类型的依赖关系，首先对这些工程参数进行标准化处理，消除由于量纲的不同带来的各参数在统计模型中贡献权的差异。

㈣ 岩心含油与不含油特征差别

味道、含油性。岩心出筒时沿裂缝处可见棕褐色油珠外溢，具浓油味，含油较饱满，而岩心不含油味道和含油性都是没有的。岩心，根据地质勘查工作或工程的需要，使用环状岩心钻头及其他取心工具，从孔内取出的圆柱状岩石样品。

㈤ 岩石描述方法及典型岩性描述实例有哪些

岩石类型的不同，其描述的方法、内容也不相同，下面分别叙述。
（一）碎屑岩描述方法及典型描述实例（图版1～43）
1.碎屑岩描述方法碎屑岩的描述按照顺序包括颜色、成分（碎屑、胶结物）、结构、构造、化石、含有物、含油等方面。
（1）颜色颜色的描述不仅要描述其岩石的本体颜色，还要描述主要颜色和次要颜色，并进行复合色定名。
（2）成分碎屑岩石成分描述包括两个方面：一方面要描述碎屑的成分，另一方面要描述胶结物的成分。
1）碎屑成分。碎屑成分要先描述砾石，后描述砂。砾石的描述内容包括砾石的组成：岩屑组成（沉积岩屑、火山岩屑、岩浆岩屑、变质岩屑）及单矿物组成（石英、长石等）；砂主要描述其矿物组成（石英、长石、云母等）。
2）胶结物成分。胶结物主要包括：粘土质、灰质、铁质、硅质等。
（3）结构主要包括颗粒的大小、分选、磨圆、胶结物组成及胶结类型等。
（4）构造主要描述碎屑岩的层理、层面构造。
（5）化石及含有物主要描述碎屑岩中所含的植物化石、动物化石的种类、名称、完整性等：如植物叶片化石、鱼类化石、贝壳类化石，结核、鲕粒等。
（6）含油性主要描述碎屑岩的油味、含油饱满程度、产状、滴水情况、含油级别、荧光特征（直照荧光、点滴试验、系列对比等）。
2.碎屑岩典型描述实例（1）碎屑岩岩性典型描述实例1）杂色角砾岩。岩石呈杂色，由砾石组成，含量90%，砾石最大40mm×80mm，一般10～20mm，砾石表面具溶蚀的麻点，砾石成分为灰质白云岩、混合花岗岩块，磨圆差、呈棱角状，孔隙式泥质胶结，较致密，角砾状结构，块状构造。
2）浅灰色砂砾岩。岩石呈浅灰色，砾石含量65%，砾石直径最大5mm×6mm，一般2～3mm，砾石成分以石英为主，长石次之，少量火山岩岩块、混合花岗岩岩块，次棱角—次圆状；砂的含量30%，以粗砂为主，中细砂少量，成分以石英为主，长石次之，次圆状，泥质胶结，疏松，砂质砾状结构，块状层理构造。
3）灰白色砾状（质）砂岩。岩石呈灰白色，砾石含量35%，砾石直径最大5～8mm，一般2～3mm，砾石成分以石英为主，火山岩岩块、混合花岗岩岩块次之，含少量长石，次棱角—次圆状；砂的含量60%，以粗、中砂为主，成分以石英为主，长石次之，次圆状，泥质孔隙式胶结，疏松，砾质砂状结构，块状层理构造。
4）灰褐色细砂岩。岩石呈灰褐色，由细砂组成，主要成分以石英为主，长石次之，含少量云母片，颗粒呈次圆状，分选好，泥质孔隙式胶结，疏松，块状层理构造。局部含有泥质条带。
5）浅灰色粉砂岩。岩石的颜色呈浅灰色，放大镜下观察岩石的成分主要为石英，分选好，泥质胶结，疏松，局部含泥质条带。
6）深灰色粉砂质泥岩。颜色为深灰色，粉砂质分布不均，局部相对富集。岩石成岩性好，吸水性差，无滑感，泥质纯的部位较脆，断口平坦，具有平行层理，肉眼未见化石。
7）黑色碳质泥岩。颜色为黑色，成岩性较好，质纯、性脆，污手，参差状断口，不见化石。
8）黑褐色油页岩。颜色为黑褐色，质纯，页理发育，有挠曲性和油质感，指甲能刻动，断口平坦，可燃，燃烧时有沥青燃烧的味道。
（2）碎屑岩含油典型描述实例1）饱含油。油味浓，染手，滴水珠状；含油均匀，全面，含油面积约占95%，直照荧光颜色为褐黄色，荧光面积100%，荧光产状均匀，荧光强度强；点滴试验荧光为褐黄色，放射状浸染，外圈有晕，溶剂浸泡溶液颜色为褐色，溶液荧光颜色为乳黄色，系列对比15级。
2）富含油。油味浓，污手，滴水珠状；含油均匀，全面，含油面积约占80%，直照荧光颜色为褐黄色，荧光面积95%，荧光产状均匀，荧光强度强；点滴试验荧光为褐黄色，放射状浸染，溶剂浸泡溶液颜色为褐色，溶液荧光颜色为乳黄色，系列对比13级。
3）油浸。油味较浓，染手，滴水半珠状；含油块状，较均匀，含油面积约占60%，直照荧光颜色为浅黄色，荧光面积75%，荧光产状较均匀，荧光强度较强；点滴试验荧光为亮黄色，放射状浸染，溶剂浸泡溶液颜色黄褐色，溶液荧光颜色亮黄色，系列对比12级。
4）油斑。有油味，滴水半珠状—缓渗；含油半块状，含油面积约占20%，直照荧光颜色为浅黄色，荧光面积35%，荧光产状斑块状，荧光强度较弱；点滴试验荧光为浅黄色，有较弱的放射状浸染，溶剂浸泡溶液颜色为浅黄色，溶液荧光颜色为黄色，系列对比9级。
5）油迹。油味极弱，滴水缓渗—速渗；含油星点状，含油面积约占12%，直照荧光颜色为浅黄色，荧光面积20%，荧光产状斑状，荧光强度弱；点滴试验荧光为浅黄色，溶剂浸泡溶液颜色为浅黄色，溶液荧光颜色为浅黄色，系列对比8级。
6）荧光。无油味，滴水速渗，肉眼见不到原油，直照荧光颜色为浅黄色，荧光面积约10%，荧光产状呈星点状，荧光强度弱，溶剂浸泡溶液颜色浅无色，溶液荧光颜色浅白色，系列对比6级。

㈥ (三)油气检测方法

找到了砂体并不意味着找到了油气，勘探的目的在于寻找油气而不在于寻找砂体，如何判断砂体是否含有油气是提高钻探成功率的关键。在对飞雁滩地区上百口探井及开发井进行统计分析的基础上，通过储层的精细标定，发现不同类型的河道沉积微相，其含油气性也存在较大的差别。通常主河道及牛轭湖微相，在沉积时，由于物源丰富，水动力条件较强，砂岩粒度适中，储渗条件相对较好，含油级别高，其地震特征为 “强波谷、低频，有下拉现象”，平面上呈弯曲的长条形展布，如钻遇的埕 130 “S”形河道上的井均获工业油流。而堤岸、决口扇及河漫滩沉积，其储层物性稍差，因而含油性较差，如埕 131 井。以上现象说明了砂体成藏的复杂性及进行含油气预测的必要性。

图 8-27 飞雁滩地区馆陶组 1^{4 + 5}孔隙度、渗透率预测图 (红色为高值区)

1.正演模拟砂岩振幅与厚度、含油性及沉积相的关系

从统计的飞雁滩油田砂层厚度与振幅的散点图来看，表面上看杂乱无章，不具备理论上的调谐厚度范围内振幅与厚度的理想线性关系，但总体趋势表现为振幅随地层厚度增加而增加。仔细分析后发现，这些散点呈油水相间的 4 个条带。每一条带内振幅随厚度线性增大的趋势十分清楚。形成上述现象的原因我们分析认为，主要是不同沉积相带、不同含油属性的砂体存在速度差异所致。因为从速度与振幅、速度与频率的关系来看，速度与振幅具有明显的正相关，而速度与频率则呈现负相关的特性。

为进一步探讨砂岩振幅与厚度、含油性及沉积相的关系，通过理想模型进行了分析。设计了一个菱形地质模型，选取 2450、2500、2550、2600 m/s 分别作为非河道油砂、非河道水砂、河道油砂、河道水砂的速度，以 2200 m/s 作为泥岩的速度，分别进行正演褶积，提取相应的振幅参数进行对比研究。发现当泥岩围岩速度不变的情况下，河道含水砂岩、河道含油砂岩、非河道水砂和非河道油砂，在调谐厚度变化范围内，各自厚度与振幅具有典型的线性变化关系，呈现明显的 4 个条带 (图 8-28)。厚度与振幅的线性变化关系，可以表示为:

H = K₁* Am + K₂

式中: K₁、K₂为常数; H 为厚度; Am 为振幅。

从对比来看，同一沉积亚相同种属性的砂岩厚度每增加 5 m 振幅提高 200 ～240。同一厚度同一沉积亚相的砂岩水层比油层振幅高100 ～120，相当于同种属性砂岩厚度增加1.5 ～2.5m。同种属性、同样砂层厚度，河道砂岩比非河道砂岩振幅高 220 ～240。由此来看，馆上段河道砂体油藏砂岩储层的振幅与砂层的厚度、沉积相及含油性等有密切的关系，三者都不同程度地控制了振幅的变化，但以沉积亚相和砂层厚度对振幅的贡献最大。

2.气藏的预测

气藏以亮点为特征，但不同沉积亚相其亮点的强度不同，通过对工区亮点进行分类，对亮点边界和气水边界正演分析，可以较好地落实气藏的分布范围。

(1)亮点的分类及沉积亚相划分

通过对本区 20 多口井的气层厚度、深度、速度、自然电位特征形态及地震相的气层振幅的资料统计，拟合了本区亮点河道亚相与非河道亚相气层厚度与振幅的不同关系曲线，确定了Ⅰ、Ⅱ类亮点相对振幅分区门槛值为 7000，确定了河道亚相和非河道亚相亮点含气的相对振幅门槛值为 3000、2000 (图 8-29)。

通过对本区已知井振幅与速度的统计可以看出，非河道亚相具有相对较高的层速度和相对较低的振幅值，而河道亚相正好相反，具有相对较低的层速度和相对较高的振幅值，从实际统计的资料出发，我们设计了河道亚相和非河道亚相气砂体正演模型，通过提取其地震响应的振幅参数，并与相应的气层厚度拟合关系曲线，可以看出，其振幅与厚度的变化规律与根据实际井资料反演的储层厚度的变化规律相吻合，从而证明了用井资料所反演储层厚度的方法是正确的。

从河道亚相与非河道亚相振幅与厚度的拟合曲线图上还可以看出，Ⅱ类亮点区包括有两种沉积亚相: 河道亚相、非河道亚相。对比要区分开来，才能确保反演气层厚度和储量计算的准确性。为此，我们主要依据亮点的形态进行划分: 河道沉积的条带状亮点、废弃河道形成的牛轭状亮点归为河道亚相; 漫滩沉积的薯仔状亮点、决口扇形成的烧瓶状亮点归为非河道亚相。

综上所述，对每个亮点不仅进行Ⅰ、Ⅱ类的划分，还要进行沉积亚相的划分，这样就为下一步不同沉积亚相亮点气层厚度反演的准确性和亮点储量计算的可靠性打下了必要的基础。

(2)亮点边界与气水边界划分

1)亮点边界的确定。从模型分析和实际井的统计规律看出，河道亚相和非河道亚相振幅和厚度曲线分区明显，所以在确定亮点边界时，河道亚相和非河道亚相的亮点边界的门槛值不同，所以根据实际井的统计规律把河道亚相的亮点振幅值大于 3000 和非河道亚相亮点振幅值大于 2000 的范围确定为亮点含气的范围。

图 8-28 河道砂体的振幅与厚度、沉积相及含油性关系图

图 8-29 飞雁滩地区气层厚度与振幅关系图

2)亮点气水边界的模型分析。飞雁滩气田的储层主要有纯气和气水砂岩两种，能否利用地震资料确定气水边界呢? 为此，我们根据本区实际的地质资料设计了气水砂岩的透镜体模型，从其地震响应提取振幅值，制作厚度与振幅变化曲线，可以看出，当透镜体厚度大于 36 m (即 λ/2)时，气水边界才表现出来 (图 8-30)，由于本区砂岩为曲流河的沉积，厚度一般小于 36 m，所以在本区确定气水砂岩的气水边界是十分困难的。

图 8-30 亮点气水边界的模型分析

3.油藏的检测

(1)瞬时子波吸收分析技术

地震波在地下传播过程中，除整体能量衰减外，频率成分也随介质不同而有不同程度的衰减。由于介质的黏滞效应，地震波高频成分将在传播过程中衰减，特别是在疏松介质或孔隙内充满气体的介质中，地震波高频能量将会很快衰减。因此地震波在传播过程中其高频能量衰减规律可用于岩石类型、孔隙度、流体类型等分析。吸收分析就是利用这一原理来分析储层的含油、气特征 (图 8-31)。在实际应用时可使用 Metalink 系统来分析储层的含油气性，Metalink 系统是一种瞬时子波吸收分析软件系统，该系统利用地震振幅信息预测油气藏，保幅处理和油气检测是其两项关键技术。传统的地震资料处理方法由于受到资料品质和计算能力的限制而过多的使用数字假设和约束，使地震资料的频谱和振幅纵横向相对关系受到很大程度的改造，这样就不可能得到理想的保幅成果。为了确保提取的地震信息的准确性，Metalink 系统首先对地震资料进行高分辨率、高信噪比和高保真方法处理，使地震信息保持相对振幅、保持频率、保持波形。在此基础上进行基于子波的能量吸收分析，即在复赛谱上分离地震子波和反射系数序列，求取能时变、空变的地震子波，再求取瞬时子波能量衰减的垂向分布规律，消除强反射的干扰，在叠后资料中准确分析出含油、气储层的吸收异常 (王宏语，2007)。

图 8-31 瞬时子波吸收分析原理(据王宏语，2007)

瞬时子波吸收分析技术应用的主要模块包括以下几方面:

1)PID 相位反演反褶积。地震记录频谱上，子波相当于平滑的成分，而反射系数及噪声表现为频谱的 “毛刺”。地震记录可以表示为子波与反射系数的褶积，地震记录的频谱是子波频谱与反射系数频谱的乘积，即 S(f)= W(f)·Rc(f)，取对数后 S'(f)= W'(f)+Rc'(f)，再经逆傅立叶变换到时间域 (复赛谱)。子波和反射系数分别位于复赛谱的近、远时端，这样就可设计一个时域滤波器分离出时变、空变子波。子波内包含地震波传播过程中的各种振幅和相位信息，反褶积后可消除多次波及非地表一致性影响，对叠后资料还可达到谱平衡的效果 (王宏语，2007)。

2)PMO 相位动校正。一种无需输入速度的道集内相位拉平方法。首先考察地震资料的振幅谱 和相位谱 arccos

济阳坳陷北部馆陶组油气地质与勘探技术

济阳坳陷北部馆陶组油气地质与勘探技术

可见，只有相位谱才包含地震旅行时信息。这样，道集内在保留每道振幅谱的同时，使用近偏移距道相位谱代替远道，即可实现相位拉平。PMO 能相对保幅处理展平非双曲线相位。

3)WEA 瞬时子波吸收分析。地震记录是地震子波与反射系数的褶积，反射系数是地层格架序列的组合，并不代表地层吸收特性，由于反射系数干扰了地震频谱，吸收分析的结果也势必受反射系数的影响，造成 “假亮点”现象，即强反射就有强吸收，这大大制约了吸收分析的实际应用效果。反射系数的干扰致使吸收分析在很大程度上受到反射振幅强弱的影响，而地震子波是地震波在传播过程中受大地滤波作用的综合载体，稳健的吸收分析应在子波频率衰减分析的基础上进行。WEA 就是利用这一原理，在地震道记录滑动时窗计算地震子波，利用全记录道信息在频率补零时域道内插以得到可靠的小时窗地震频谱。再使用 PID 相位反演反褶积子波提取技术在复赛谱域提取子波的振幅谱，拟合谱上的高频能量衰减曲率。由于计算过程是小时窗滑动计算，可以得到新的子波高频能量衰减曲率值曲线。为消除大地滤波造成的衰减随埋深增加的影响，还需使用趋势分析方法分离出剩余衰减曲率输出形成新的吸收预测道。这样去除自然吸收背景后的异常更能反映目标储层的吸收衰减作用，而不受地层埋深的限制。

当然，任何地球物理分析手段都要受到信噪比的影响，WEA 也不例外，在低信噪比地区需谨慎分析。至于分辨率，由于小时窗滑动分析，已摆脱了 λ/ 4 的限制，但仍然要受地震采样率的制约。从实现过程可以看出，WEA 完全利用地震信息，不需要测井资料的约束。然而，WEA 计算的吸收系数是个相对值，无法利用数值去识别气层，这个过程需要井信息的刻度。WEA 反映强弱关系，利用已知气井位置拾取吸收系数 μ0，大于该值的区域可以认为是气层或油层，再利用已知干井位置拾取吸收系数 μ1，小于该值的区域可以认为不是气层或油层 (王宏语，2007)。

实例: 飞雁滩馆上 14 + 5砂组瞬时子波分析。在地震信息分析的基础上，确定瞬时子波吸收分析参数，主要包括不同频率、子波长度、滑动时窗大小和吸收分析种类等参数。在此基础上首先对过油气井的地震剖面进行参数试验和效果实验。Metalink 系统可以直接对三维地震数据进行瞬时子波吸收分析，但由于数据量太大，那样将会花很长时间。所以，将 3D 地震数据按线方向和道方向隔 10 线和10 道抽成2D 地震数据，对它们用与前述过井剖面相同的处理参数进行瞬时子波吸收分析，然后将处理结果 (segy 格式文件)加载到别的地震属性系统 (如 MDI)进行显示，并进行沿层吸收属性提取 (剖面本身是吸收分析结果，提取其总能量就是吸收强度)，形成吸收分析剖面图及平面图。通过与实际钻井对比，该技术可以较好地预测油藏的平面分布 (图 8-32，图 8-33)，吻合率达到了 80%。

(2)瞬时频率法

瞬时频率法是通过提取砂体的瞬时频率参数对其是否含油进行判断。在飞雁滩地区，通过提取瞬时频率参数及对多口井的统计表明: 瞬时频率小于 34Hz 一般为含油区，瞬时频率大于 40Hz 为含水区，瞬时频率在 34 ～40Hz 之间为油水过渡带。在飞雁滩地区依据瞬时频率进行砂体的含油气判别所部署的井位大都与钻井情况相符合 (图 8-34)。由此可得出这样的推论，砂体含流体的不同造成对地震波频率的选择性吸收，在地震剖面上表现为砂体含油后以低频成分为主，砂体含水后以高频成分为主。从应用情况看，该方法适合于判别河道砂体是否含有油气。

图 8-32 瞬时子波吸收分析剖面图

图 8-33 馆陶组 1^{4 + 5}砂组瞬时子波吸收分析图

图 8-34 飞雁滩地区瞬时频率和砂体的关系

㈦ 如何判断盆地的含油性

在一个盆地进行了大量的勘探与分析工作以后，既了解了盆地基底的概况，又认识了沉积盖层的主要特点。这样，盆地的秘密被初步揭开了。但是，在这个盆地里是不是能找到油气田呢？这就要把已经得到的大量的材料进行去粗取精、去伪存真、由此及彼、由表及里的分析和研究，这样才能大体上肯定盆地里有没有石油。

怎样去推断一个盆地有没有石油呢？主要从以下三个方面去分析。

第一，有没有生油层？

沉积岩层中有一种能够生成石油的岩层，一般就叫生油层。找油实践证明，黑色、灰绿色泥岩就是一种生油岩成层，它原来是在湖泊中沉积的淤泥。这种淤泥中埋藏了大量的生物遗骸，它们在淤泥变成泥岩过程中经历了复杂的生物化学与地球化学作用，逐渐变成了石油和天然气。通过对取出的生油岩层的岩心分析，可以看到这种生油的泥岩有机物质含量高；有的在其裂缝部分还保留有原始的一些石油。除了泥岩以外，暗色石灰岩等也可以构成生油层，这种灰岩主要是在浅海区形成的。

生油层有好有差。那些有机物质含量高、成油条件（有机物质转化成石油的条件，如地温高等等）好的，生油能力就强。这些可以通过对岩心中的有机碳、烃类含量等指标进行分析。

生油层还有厚薄、分布面积大小的差别。

无疑，生油层越好，厚度和面积越大，生油量也就越大。现在，就可以通过一个盆地的生油层体积大小来估算过去可能生出过多少油？

生油层是形成油气田的物质基础。对一个盆地的生油层有了初步认识就可以推断盆地有没有石油。一般来说，在一个盆地里发现有能够生成足够量石油的生油层就能够在这个盆地里找到油气田。

第二，有没有储油层？

能够储存石油与天然气的岩层叫做储油层，也叫做储层。除了具孔隙的砂岩与砾岩等以外，含有孔洞的石灰岩和各种含有裂缝岩石都可以形成储油层。

在一个盆地里找油，就要了解储油层的分布情况怎样，性质如何，厚度多大。特别要注意储油层与生油层的关系，储油层是在生油层附近，还是远离生油层。那些在生油层附近的储油层是主要的钻探目的层。

由于储存油气的岩石类型很多，因此，在找寻砂岩储油层的同时也要注意寻找石灰岩甚至火山岩等储油岩层。

第三，有没有储油的“圈闭”？

勘探初期还不可能对盆地内部的构造情况搞得很清楚，但有盆地内部基本轮廓还是可以有一个基本认识的。无论是重力还是磁力勘探结果都会指出可能的构造带，特别是地震勘探大剖面往往会发现一些构造（形态可能不够清楚）。这些储油圈闭就是我们钻探的对象。对那些已经发现的圈闭和可能的圈闭，要认真进行分析，了解其构造发展史，研究它与生、储油层的关系。

数据采集

在了解储油圈闭的时候，不仅要注意构造圈闭，还要注意其他类型的圈闭。除背斜构造圈闭外，还有岩性圈闭、地层圈闭，但在自然界中储油构造往往以复合圈闭形式出现。

虽然一个油气田的形成还需要一些其他条件，比如油气藏上部的致密盖层，但主要的是上面讲到的三个方面的问题。

只要一个盆地具备了生油层、储油层盖层，又有圈闭存在，就可以认为，在这个盆地内可能找到油气田。

㈧ 荧光分析系统基本操作

在石油勘探开发过程中，地质岩心的荧光发光现象是初步判断油气显示层段的最简便、最直观实用的重要标准之一。岩心是可反复使用的宝贵实物资料，经过多次观察和取样分析后，其表面的油气会逐渐逸出、挥发，或岩心本身逐渐被腐蚀、风化甚至破坏，无法再现取心时的荧光情形。因此，岩心刚出筒时的物性、含油性特征原态永久性保存显得尤为重要。目前大部分油田进行地质岩心的荧光图像采集时，采用简易的荧光照相技术，得到的荧光图像所反映的岩心荧光特性的误差较大。荧光录井常用的常规荧光检测仪也往往只能依靠肉眼观察，根据个人经验对岩心样品的荧光效应进行描述、判断和分析，分析结果带有较大的主观性。因此无论是岩心库荧光照相或是常规的岩心荧光录井，均存在主观误差较大、设备简陋、紫外线伤害等缺点。

荧光检测技术在近年内发展迅速，为弥补常规荧光检测仪器的不足，国内外研制了各式各样的定量荧光分析仪及应用荧光显微技术，从微观角度对含油荧光进行定量分析。四川大学研制的宏观岩心荧光图像信息系统则是从宏观角度整体上检测岩心荧光，及时获取岩心出筒时的物性、含油性特征原态，在储集层含油评价中显示了独特的优势，并在对荧光图像资料进行含油级别和含油性质进行分析评价时，为荧光检测及其定性与定量分析提供了一种新的技术手段，方便了对岩心荧光图像和其他资料进行综合管理和应用，可指导油气田的进一步钻探与开发。

含油岩石在紫外光的照射下会激发出荧光，根据荧光的面积、荧光强度来初步确定岩石的含油性，分析内容包括含油面积、无油面积、含油面积率、无油面积率、荧光强度和评级结果。常规荧光分析中将含油级别粗分为五级:油砂、含油、油浸、油斑、油迹。细分为7级:含油饱满油砂、不饱满油砂、含油砂岩、油浸砂岩、油斑砂岩、油迹砂岩、不含油砂岩。荧光分析系统能够通过前面介绍的图像处理算法自动分析荧光扫描图像中含油面积、荧光强度等参数，并根据参数进行自动评价。

岩心荧光分析系统能及时采集清晰的岩心荧光图像，真实直观地反映了岩心含油的实际情况，以图像文件的形式保存，建立了岩心荧光综合图文库和管理应用系统，为永久性保存岩心的含油气现象和特征提供了有效的工具，为今后的勘探开发研究、分析和应用含油气岩心资料提供了完整、清晰的数字化图像。通过对荧光图像参数特征的研究，利用荧光图像饱和度与丰度曲线，为荧光检测提供了定性和定量分析;综合应用岩心荧光图像资料和其他资料进行含油气评价，可直接提高地质录井油气综合评价的信息化、定量化程度。

1.读图

用鼠标单击文件菜单后，先选择读图方式，即“网络读图”或者“本地读图”。如果是“网络读图”，点击“读图像”，图文浏览库中的岩心图像和图像信息进行动态导入，分析结果能上传至服务器;如果是“本地读图”，在点击“读图像”命令后会弹出文件选择框，在文件选择框里选择所要读入的图像，如图5-68所示。

图5-68 打开文件

2.图像预处理

图像预处理的作用是提高图像质量，为提出准确图像目标打下基础。

3.设置处理框

图像处理框是用来设置图像分析区域的，如图5-69所示。

图5-69 设置处理框

4.荧光图像目标提取

如图5-70所示。

图5-70 目标提取

5.图像目标修改增强

可用特征提取或者手工修改，使提取目标更加准确。

6.成分分析

在分割图像后则可对分割出来的目标进行沥青质分类操作。沥青质分类有粗分和细分两种。点击菜单中的“粗分”则对图像目标进行粗分，同样点击“细分”进行进一步细分。如果认为“粗分”和“细分”的效果还不够理想，则可启用人工交互分类，如图5-71所示。

图5-71 成分分析

图5-72 数据浏览

7.参数计算

选中菜单中的参数计算，系统将自动统计出分析数据。

8.数据浏览

选中“查看”菜单中的“数据浏览”命令，弹出“数据浏览”对话框，从中便可浏览和修改分析数据。操作如图5-72所示。

9.报表预览和数据保存

选中菜单中的数据浏览项，弹出“数据浏览”对话框，便可浏览和修改分析数据。选择报表预览中“另存为”中的不同保存格式，即可将报表数据保存在分析员指定的位置，如图5-73所示。

单块岩心荧光图像分析

图5-73 荧光报表

㈨ 岩石鉴定的主要方法

岩石鉴定的方法
第一步，判断岩石是岩浆岩、变质岩还是沉积岩；第二步，确定颗粒的大小，按照检索，就能找到正确的分类位置，符号眼睛代表粗粒，放大镜代表中粒，显微镜代表细粒；第三步，必须考虑岩石的其他特征(颜色、构造、矿物组合)。 第四步，则是对沉积岩的鉴定检索。

㈩ 综合判断油、气、水层的一般方法

岩心、岩屑及井壁取心的含油级别、钻时变化、钻井中油气显示程度是反映地下油气层的直接标志。表5-8中归纳了我国东部油区油、气、淡水及盐水层在各种地质录井资料上的反映。

测井曲线不仅能给出渗透层的确切深度，而且能判断渗透层中流体性质，也还可以定量计算出评价油气层的各种地质参数 （如孔隙度、含油气饱和度等） 以及估计生产能力的各种快速直观显示 （如可动烃量、相对渗透率等）。再结合单层试油结果，可以作为确定产油气层参数的下限及选择试油层位的重要依据。

表5-9 中列出油、气、水层的地球物理定性特征和快速直观显示。

表5-8 油、气、淡水、盐水层地质录井特征

续表

表5-9 油、气、水层测井曲线的定性及快速直观特征

注：S_w.地层含水饱和度；S_w.束缚水饱和度；S_xo.侵入带含水饱和度；R_xo.侵入带电阻率；R_t.地层真电阻率；SP.自然电位。

人工综合判断油、气、水层与初步判断油、气、水层的基本方法一样，都是采用比较分析的方法。既然要比较，都只能在一定范围内比较，即在一个地层水电阻率基本相同的井段内，对岩性相同的地层进行储层物性 （孔隙度和渗透率）、含油性 （录井显示，定量计算，直观显示的含油饱和度以及S_w与S_wi的关系）、电性 （测井曲线的形态特征，可动油气和可动水显示，识别油、气、水层的图形显示等） 的比较。比较的主要标准是该井段岩性和物性基本相同的纯水层，找出有把握的油气层以后，配合相互比较，本着先易后难的原则，逐层作出解释结沦。

在分析过程中，要注意抓住主要矛盾：在油气富集的有利井段 （在油水或气水过渡带之上），要抓住渗透性变差的趋势区分油气层、低产油气层及干层；在油水 （气水） 过渡带渗透性好的地层中，要抓住含油性变差的趋势区分油气层、油水 （气水） 同层及水层，注意划分渗透性差的干层；在确认的油气层中，注意根据孔隙度测井的显示，区分油层与气层，注意对气层降低孔隙性和渗透性标准；对特殊岩性储层，要注意特殊岩性对物性、含油性、曲线形态及计算参数的影响，应更多注意非测井来源的资料和本地解释经验。

在分析过程中，还要注意各种测井方法的特点，它的主要作用和次要作用，它应用的有利条件和不利因素，注意各条曲线的对应性；注意将测井数字处理成果及直观显示成果与测井曲线的定性解释结合起来；在搞清岩性的前提下，注意这些资料反映的岩性、物性、含油性、可动油气及可动水的变化，注意测井数字处理成果可能出现的假象 （如含油性好而可动油没有，煤层出现高孔隙度和高含油气饱和度等）；注意第一性资料的来源及其代表性，注意与邻井对比要把所有测井来源的资料与非测井来源的资料综合起来，去粗取精，去伪存真，做出尽可能准确和统一的解释。但测井解释既是一门技术，也像一种艺术。作为技术，它有成套的定性和定量评价方法和标准；作为 “艺术”，它的这些标准又比较模糊，常常又不太统一，可以因地、因井甚至因层而异，特别是做出解释结论是一种实践基础上的再创造，需要充分发挥地质与测井分析家的经验、思维及判断力。所以，一个成熟的地质与测井分析家是在长期实践中产生的，我们这里只能用一些简单的例子说明一些基本的方法和所要考虑的问题。