简述测井相分析方法

① 测井相的分析

20世纪80年代以来，随着地震技术和计算机技术的发展，测井技术与沉积学的联系更加密切，渗透到了沉积学研究的各个方面，尤其是研究油区沉积相。寻找储油坝体已成为极为重要的手段。它与地震资料相比，在纵向上具有高分辨率的独特优势，为深部潜在生储层及隐蔽岩性圈闭或油气藏的勘探提供了重要信息。

利用测井曲线（主要包括自然电位、视电阻率和自然伽马曲线等）5个结构要素，即幅度、形态、接触关系、组合特征及变化类型，对各种成因坝体进行分析。由于各类沉积环境的不同，尤其是骨架坝体都有特征的曲线形态及其层序组合，可提供出各类不同成因坝体判别的标志（仇福康等，1987; 1988），并将有关几个主要坝体成因类型测井曲线标志列于表5.2中。某一相带中砂体的发育情况很大程度上取决于水动力状况及物源供给条件。如对于冲积性质的水道坝体，当物源供给丰富时，往往表现为加积式沉积的箱形或桶形曲线形态；当物源供给不丰富或衰减很快时，往往表现为后积式或正向齿形曲线形态。又如，对于湖水中具密度流性质的水下坝体，由于受制于灾变（或阵发性）水动力条件，具有相变快、粒级粗、分选差、韵律性强的特征。当物源供应充足时，SP常反映为齿状箱形式、齿状钟形曲线，R（视电阻率曲线）则为密集的锯齿状高电阻；相反，SP为齿化钟形或指状， R为齿状中高阻。另外，由于在一套连续的沉积层段中岩相的变化是有序的，电测井曲线形态的变化亦是有序的，在岩心资料区域上反映不充分时，可利用反映各类环境的测井曲线组合去追踪，发现各类坝体，从而帮助正确地进行相带划分和岩相对比（图5.14）。

图5.14 不同三角洲前缘微相与测井曲线对应关系

② 地球物理测井包括哪些方法

油气田的地球物理法包括地球物理勘探和地球物理测井。地球物理勘探已在前一节中做了介绍，本节将介绍地球物理测井方法，简称测井。

地球物理测井已广泛应用于石油地质勘探和油气田开发过程中。应用测井方法可以划分井筒地层剖面、确定岩层厚度和埋藏深度、进行区域地层对比，还可以探测和研究地层的主要矿物成分、裂缝、孔隙度、渗透率、油气饱和度、倾向、倾角、断层、构造特征、沉积环境与砂岩体的分布等参数，对于评价地层的储集能力、检测油气藏的开采情况、精细分析和研究油气层等具有重要的意义。

目前，常用的测井方法主要有电法测井、声波测井和放射性测井等。

一、电法测井不同岩石的导电性不同，岩石孔隙中所含各种流体的导电性也不同。利用该特点认识岩石性质的测井方法称为电法测井。电法测井包括自然电位测井、电阻率测井和感应测井等。

1.自然电位测井1)基本原理自然电位测井是根据油井中存在着扩散吸附电位进行的。在打井钻穿岩层时，地层岩石孔隙中含有地层水。地层水中所含的一定浓度的盐类要向井筒内含盐量很低的钻井液中扩散。地层水所含的盐分以氯化钠为主，钠离子带正电，氯离子带负电。由于氯离子移动得快，大量进入井筒内钻井液中。致使井内正对着渗透层的那段钻井液带负电位，形成扩散电位。而这种电位差的大小与岩层的渗透性密切相关。地层渗透性好，进入钻井液里的氯离子就多，形成的负电位就高；地层渗透性差，氯离子进入钻井液里就少，形成的负电位就低。因此，含油渗透层在自然电位曲线上表现为负值，而不渗透的泥岩层等则显正值(图3-2)。

图3-8判断油气水层的测井资料综合解释

另一方面要对测井以外的资料(如该井的钻井、地质和工程资料等)进行综合分析和解释，搞清楚油层、气层和水层的岩性、储油物性(孔隙度和渗透率)、含油性(含油饱和度、含气饱和度或含水饱和度)等。

思考题

1. 什么叫油气田？什么叫含油气盆地？

2. 区域勘探和工业勘探分别可划分为哪两个阶段？

3. 地球物理勘探法主要包括哪些方法？简述各种方法的基本原理。

4. 地球化学勘探法的主要原理是什么？具体包括哪些方法？

5. 地质录井包括哪些方法？

6. 地球物理测井主要包括哪些方法？分别主要有哪些用途？

7. 简述声波测井的基本原理。

③ 根据测井曲线的形态特征进行相分析

6.3.2.1 测井曲线的形态特征

不同的沉积环境下，由于物源、水动力条件及水深不同，必然造成沉积物组合形式和层序特征的不同，反映在测井曲线上就是不同的形态。图6.16是经常被采用的测井曲线形态特征和沉积物层序特征与沉积环境之间的关系图。在实际应用过程中，应根据地区情况，建立本地区图版。

图6.16 测井曲线要素图^［6］

从图6.16中可以看出，广义的形态特征包含了7个要素，即幅度、形态、顶底接触关系、光滑程度、齿中线、幅度组合（包线类型）及形态组合方式。这7个要素不同程度地反映了不同的沉积特征。

6.3.2.2 自然电位曲线划相

影响自然电位曲线的幅度和形态的因素很多，诸如地层水和泥浆滤液的浓度比、层厚、岩性、温度、井径和侵入带深度等。但对划相来说，其关系最密切的是泥质含量对曲线幅度和形态的影响。

1）纯泥岩或纯页岩：自然电位为正值，或者说是基线，必然沉积于低能环境。

2）粒度粗、分选好的纯砂岩：自然电位曲线幅度最高（负值），反映了沉积的高能环境。

3）钟形曲线：底部有冲刷面，为突变接触，顶部为渐变接触。其代表相带为曲流河点砂坝，曲线反映了河道侧向迁移的沉积序列及正粒序结构特征（图6.17a）。

图6.17 自然电位曲线划相的各种形态^［7］

4）漏斗形曲线：形态与钟形曲线相反，底部为渐变接触，顶部为突变接触，反映了前积砂体的反粒序结构，代表了河口坝的沉积特征（图6.17b）。

5）箱形曲线：反映了沉积过程中物源丰富和水动力条件稳定，砂岩层顶底界均为突变接触，其典型的代表相带为废弃分流河道砂（图6.17c）。

6）指形曲线：曲线幅度高，表明物源少，沉积环境能量强、砂粒分选好，代表滩砂或席状砂的基本特点（图6.17d）。

7）齿形曲线：既可以是正齿形，也可以是反齿形或对称形，代表了沉积时能量的快速变化，辫状河沉积就具这种特点（图6.17e）。

8）钟形-箱形-漏斗形纵向组合曲线：因为每一种沉积环境都具特有的岩性和层序组合，在曲线上的反映也必然有特定的形态组合。图6.17f则表示从河口坝→分流河道→三角洲平原相的曲线特征组合。

表6.2反映了各类沉积相自然电位测井曲线要素特征。

表6.2 各类沉积相自然电位测井曲线要素特征^［8］

续表

6.3.2.3 自然伽马曲线和自然伽马能谱曲线划相

自然伽马曲线同样也能反映岩层中的泥质含量，它和自然电位曲线可以互相补充。

自然伽马曲线的形态仍然可以分为齿形、钟形、漏斗形和箱形，反映的沉积环境见图6.18。

图6.18 划分相带的自然伽马曲线形态模式^［7］

自然伽马能谱曲线则是从铀、钍、钾三种元素含量方面反映岩层的伽马射线强度，能排除自然伽马曲线中的假象，两者结合起来划分相带更为准确（图6.19）。

图6.19 自然伽马和自然伽马能谱曲线的纵向组合^［7］

6.3.2.4 倾角测井资料的应用^［9］

根据倾角测井的矢量在剖面上的连续变化情况，可以确定沉积层理（图6.20）。此外，还可以确定岩层之间的接触关系以及区分岩层属层状或块状等。

地层倾角测井和自然电位曲线综合应用有助于准确解释储层的沉积特征。图6.21归纳了自然电位曲线形状以及地层倾角测量相配合所能解决的复杂沉积型式。由此来看，地层倾角测井在划相中是十分重要的资料。

6.3.2.5 碳酸盐岩储层应用——测井划相的探索

用测井曲线形状识别碳酸盐岩储层所属相带尚属探索阶段。这是由于碳酸盐岩与砂岩在岩性和形成机制上有很大的差异所致。根据碳酸盐岩储层的特点，所采用的测井资料包括有深、浅双侧向、补偿声波、补偿中子、自然伽马等。

（1）潮坪沉积（图6.22）

图6.20 各种层理的倾角矢量模式^［7］

图6.21 自然电位曲线形状及地层倾角测量相配合所能解决的复杂沉积形式^［10］

渝东石炭系储层的岩性主要是白云岩，其中夹有灰质白云岩和薄层灰岩。整个石炭系由于孔、渗较好，其自然伽马曲线呈齿状箱形，补偿声波、中子孔隙度和密度曲线均随岩性变化而变化，在纯白云岩段孔隙更为发育，故深、浅双侧向具明显的幅度差。

（2）鲕滩沉积（图6.23）

鲕滩是很多油气田的重要产层，属于碳酸盐台地边缘浅滩沉积，在低潮时可能露出水面，由球形或椭球形直径为0.05～2mm的鲕粒组成，鲕粒被溶蚀后形成鲕粒内孔、鲕粒铸模孔等，当鲕滩面积很大时其储量可以很巨大。其测井响应特征表现在自然伽马曲线呈齿状箱形，而深浅双侧向曲线具明显的幅度差。图6.23中右侧的声波时差曲线反映明显，在鲕灰岩孔隙发育段，其声波时差急剧下降。

（3）生物礁沉积（图6.24）

识别地下生物礁的测井地质标志是：礁体生长与同时期沉积厚度增加为异步性；礁体为不显层理的块状构造；泥质和酸不溶物含量少，自然伽马值很低；结构极不均质和极不均匀的白云岩化。生物礁中的储层段应为高阻层中的块状低阻。图6.24中礁的自然伽马曲线呈箱状，中子孔隙度增加，体积密度降低，倾角测井曲线也表现为倾向混乱。

图6.22 渝东石炭系潮坪沉积测井特征

1—泥岩；2—灰岩；3—白云岩；4—灰质白云岩

图6.23 鲕滩储层^［11］

图6.24 生物礁在综合曲线上的反映^［12］

④ 测井数据分析技术

在测井资料数据处理中，涉及到许多需要通过数据分析作出判断的问题，如上述测井质量检查、环境影响校正和系统误差分析，以及测井解释中的岩性组合判断、解释模型选择和流体性质分析等。交会图技术作为一种数据分析工具在这些问题的解决中起着重要的作用，已为测井解释人员广泛应用。

15.4.1 几种主要交会图

15.4.1.1 岩性-孔隙度交会图图版

这是一种广泛用于研究解释井段岩性和确定孔隙度的交会图图版，主要由中子-密度、中子-声波和声波-密度相交会构成。如图15-3 是中子-密度交会图图版的实例。图的纵坐标是密度测井体积密度ρ_b，横坐标是中子测井的视石灰岩孔隙度ΦN。图中的三条刻度线分别代表纯砂岩、纯石灰岩和纯白云岩三种岩性，并在骨架点（孔隙度为 0）和水点（孔隙度为100%）之间按含水纯岩石测井响应方程对每条岩性线进行孔隙度刻度。于是，利用该图版，可以根据资料点在交会图上的位置判断其岩性并确定孔隙度。显然，当解释点为含水纯砂岩、石灰岩或白云岩中的某一种时，它必然会落在该岩性线上，并可根据它在岩性线上的位置确定孔隙度。若解释点为双矿物岩性，如灰质白云岩或白云质灰岩，则它将落在该两条岩性线之间的某个位置，根据它的位置和相对于岩性线的距离，可以求得孔隙度和两种矿物成分的相对含量。

图15-3 中子-密度交会图图版实例

对于中子-声波和声波-密度交会图图版，也有类似的特征和作用，这里不再赘述。需指出的是，由于图版的制作条件，它们只适用于含水纯岩石和简单的岩性组合。当岩石含泥质、孔隙中有天然气存在，以及更复杂的岩性成分组合时，资料点的分布将与上述规律不符，解释时须作出分析。

15.4.1.2 频率交会图和Z值图

频率交会图是在指定某两种测井曲线为纵、横坐标的平面图上，统计一定深度段内这两种测井曲线的采样数据落在平面图各单位网格内采样点数（频率数）构成的一种图形。如图15-4是以中子测井孔隙度为横坐标，密度测井体积密度为纵坐标。在2290～2445m深度范围内，用所述统计方法作出的频率交会图的实例。图中的数字，表示在该井段内所有采样点中出现在该单位网格上的采样点数目，即频率数。如在坐标点（5.0，2.65）上显示的数字为4，则表示在该井段的所有采样点中，满足Φ_N=5.0，ρ_b=2.65的采样点共有4个。余此类推，当频率数大于9时，用“*”号表示。

Z值图是在频率交会图的基础上再引入第三测井曲线（称为Z曲线）构成的。如图15-5是与图15-4同样的纵横坐标，同样的深度范围，以自然伽马曲线为第三曲线作出的Z值图的实例。图上的数字称为Z值，表示在该井段范围内，满足该坐标位置的那些采样点所对应的第三曲线（Z曲线）测井读数的平均级别。Z曲线级别的计算方法是，规定曲线极大值的Z值为10，极小值的Z值为0，其余Z值在0～10之间进行线性刻度。因此，不同地层的Z值将被限制在0～10的范围内变化。例如，在图15-5上，坐标（5.0，2.65）处的Z值是1，它表示在作图深度范围内，所有中子测井读数为5.0，密度测井读数为2.65的那些点对应的自然伽马测井读数的平均级别是1。大于9时，图上也用*号表示。

图15-4 中子-密度频率交会图

图15-5 以GR为Z值的中子密度Z值图

15.4.2 交会图技术在测井数据分析中的应用

利用频率交会图、Z值图或这两者相结合，可以检查测井曲线质量、确定仪器刻度误差、分析岩性成分和选取测井解释参数等。其基本方法是：首先根据研究目的，选取作图曲线和作图井段；其次，利用交会图程序从给定井段上逐点提取测井数据进行统计，并绘制相应的交会图；然后，将同类型的透明交会图图版与已绘交会图进行重叠，根据数据点的分布特征，便可做出相应的分析。

除了所述交会图之外，在测井数据分析中，还有许多其他类型的交会图，如用于判别油（气）水层的电阻率-孔隙度交会图，用于复杂岩性成分分析的M-N和MID交会图、密度-岩性密度测井交会图，以及用于渗透率解释的孔隙度-束缚水饱和度交会图等等，测井分析家可根据需要选取或制作。

⑤ 根据测井曲线定量特征与岩性的关系进行相分析［6］

6.3.3.1 碎屑岩岩石组合测井解释模型

以岩性相分析程序识别各种岩性组合类型和计算机定性、定量处理，始终是受人们关注的课题，近几年来得到广泛的应用。

每一种岩性或组合类型在计算机处理中主要根据曲线及数值来划分，在研究区的目的层段根据关键井的测井响应特征区分各种岩性及组合。

（1）测井响应特征值（测井参数值）

图6.25 轮南油田四种沉积微相测井相蛛网图^［6］

测井曲线的响应特征如自然伽马曲线、自然电位曲线形态、幅度、组合特征等是储集层的成分、粒度、地层水的性质及内部含有物等的反映，不同盆地或同一盆地的不同层系由于受岩层厚度、相邻岩层性质、岩层倾斜及钻井过程中所用钻井液的不同，所表现出来的测井响应特征也是不一样的。因此，在进行测井曲线与沉积相对应的研究中，要选择本区几口沉积研究较详尽的井（井段）作为基准井（井段），用以进行对比，然后推广，反过来以测井响应确定沉积相。把目的层段的各类岩性的测井响应特征值采集起来，建立不同岩性的测井参数数据库，通过计算机判别、聚类分析就可以系统处理出该井段的岩性序列。

（2）测井相图的编制

为了使测井相直观地表现出来，通常用蛛网图或梯形图表示测井相，也就是用能够反映相特征的各种测井参数值为辐射轴或横轴，以不同相之间的差别为依据，通过图形区分测井相。

轮南地区三叠系的测井相图如图6.25所示，使用该图可以把主要沉积亚相、微相的岩性、电性相区别开来。即区别前缘席状砂的粉砂岩、河口坝的细砂岩、分流河道的细砂岩和河道间或浅湖泥岩。

图6.26是该地区LN5井测井相分析成果图，根据不同的岩性及电性，可以划分出不同的沉积相。

图6.26 LN5井测井相分析成果图^［6］

6.3.3.2 碳酸盐岩测井沉积相模式

由于碳酸盐岩没有明显的层理，而且往往呈块状连续沉积，因而其沉积相主要根据岩性、岩相等岩石矿物组成及物理性质来判断，因而其测井沉积相模式多采用数理统计方法来建立，采用的方法有主因子分析、模糊聚类、最佳有序分割、非线性映射以及人工神经网络等方法，根据钻井岩心所建立的地质模式作为参照，将各种测井参数值采用各种数理统计方法进行分类，可以建立起统计数学模型，通过这种方法建立测井沉积相模型。吴继余^［13］提出了碳酸盐岩测井沉积相分析的地质统计学方法，在四川取得了较好的效果。

（1）采用统计分析的实例

对四川盆地某气田碳酸盐岩所建立的测井相模式，如表6.3所示。根据所建立的测井相模式的数学模型，就可以构成沉积相划分图形表达（图6.27）。

表6.3 碳酸盐岩沉积相统计模式^［3］

注：F为判别函数；DT为视电阻率；CNL为中子测量；DEN为密度；LLD为双侧向；CGR为自然伽马；Th为钍；U为铀；K为钾。

图6.27 测井沉积微相模式图形表达^［3］

（2）采用非线性映射方法的实例^［13］

渝东大天池构造带石炭系是主要的天然气储集层，渝东地区晚石炭世黄龙期两次海侵，石炭系自下而上可分为三种大的沉积环境，即膏湖相、咸化潟湖相及正常咸度海湾相，沉积岩以白云岩、石灰岩和石膏为主。根据建立地质沉积亚相模式，可划分为石英砂浅滩亚相、膏湖亚相、潟湖内浅滩亚相、潟湖亚相、暴露浅滩亚相、暴露蒸发亚相和海湾亚相7种亚相。根据自然伽马、无铀自然伽马、铀、钍、钾、体积密度、补偿中子、声波、深浅侧向10种测井信息，通过最佳有序分割划出电相分类、Q型非线性映射方法聚类，再根据已知地质相对测井信息进行多组判别，导出7种沉积亚相的统计数学模型，建立了测井7种亚相的模式。根据建立模式划分出的沉积亚相段与地质在同井划分的亚相对应很好，通过非线性映射数理统计聚类可看出，不同沉积亚相点群区别很明显（图6.28），说明据测井划分亚相是正确的。

图6.28 碳酸盐岩沉积亚相非线性映射点群分布^［3］

⑥ 测井相的介绍

测井相，并将测井曲线划分若干个不同特点的小单元，经与岩心资料详细对比，明确各单元所反映的岩相，即是测井相。在一个地区建立了测井相后，可以利用测井曲线解释出井的柱状岩性剖面图。测井相是1979年提出来的，目的在于利用测井资料(即数据集)来评价或解释沉积相。他认为测井相是“表征地层特征，并且可以使该地层与其它地层区别开来的一组测井响应特征集”。

⑦ 主要测井方法

近几十年来，人们为了通过测井使裂缝更容易被探测与评价，已做出了很大努力。然而，人们也发现裂缝的定性和定量评价比原来预计的情况复杂得多。各种方法都基于这一事实，即在井眼尺寸不变的均质地层中，裂缝带将在探测的正常响应上产生异常。如果裂缝是张开的，则这种异常相当大；如果是闭合的，这种异常则微不足道。裂缝的分布极为复杂，裂缝性储集层产量变化大而递减快，高产井、低产井、干井交替出现，开发这类储层需付出很高的代价。随着测井技术的进步，对裂缝性储层的描述与开发已形成了一定的技术系列。以声波及放射性为主的裂缝测井系列与地震资料结合，进行横向预测，可以划分裂缝发育带及其分布，对裂缝发育带应用微电极扫描和井下声波电视测井，可以直观地把裂缝形态、宽度、长度、走向，以及它们的含油产状展示在人们面前。虽然有了这些技术上的进步，但由于地震资料受到地质因素的影响，在一个新区判断裂缝发育带仍然有很大的多解性。这些技术只能提高我们的成功率而不能在任何条件下得出单一而又肯定的解释。由于裂缝发育的随机性，以及层理、岩性等因素的影响，导致了测井响应的多解性，在一定程度上影响了用测井资料探测裂缝的成功率。探测裂缝及其分布规律的主要依据是裂缝与基质岩块具有不同的地质、地球物理特征，故在多数测井曲线上都有相应的显示。用测井来探测裂缝只能限于那些张开或部分充填的裂缝，很难把天然裂缝从人工诱导缝中区分开来。

1.电测井方法

①双侧向测井。这种仪器强烈地受到裂缝的影响，因为裂缝网络构成低电阻率通道，这种通道具有分流电流的作用。在与钻井轴成亚平行的裂缝情况中，如果钻井液比存在于裂缝中的导电流体导电性更强，则浅侧向电阻率R_LLS比深侧向电阻率R_LLD低，曲线呈现双轨；而在致密带内，孔隙少，无裂缝，R_LLS与R_LLD读出的电阻率值相近，两条曲线基本重合。②微侧向测井。与双侧向相同，应用电阻率的异常来确定裂缝带，微侧向测井受垂向电阻率变化的影响，由于它们具有极板，因此面向极板的裂缝才能观测到。但是，一般说来，由于钻孔在裂缝附近易破碎，井眼成椭圆形，而极板有沿着长轴定向的趋势。微侧向测井仪器探测的深度很浅，裂缝系统的存在将大大影响这些仪器的响应。③感应测井。在假设裂缝产生电阻率异常的前提下，感应测井可用于确定裂缝的存在，由于其感应电流的分布是呈环状的，所以感应测井受水平电阻率变化的影响，微侧向测井与感应测井之间的振幅差异可用于显示垂直与水平裂缝的存在。④电磁波传播测井。千兆级高频电磁波探测很浅的地层，具特高垂向分辨率，使传播时间和衰减曲线反映很薄的岩性变化。对水平和低角度裂缝有不同的反映特征，水平缝以两条曲线的尖锐高尖出现，泥页岩的衰减更剧烈。如果极板遇上高角度缝，则出现较长井段的相应异常。

2.核测井方法

①补偿密度测井。当井身结构较好时，补偿密度曲线能较好地反映地层岩性和进行裂缝识别。②岩性密度测井。当采用重晶石钻井液钻井时，由于重晶石的光电吸收截面指数Pe值很大，Pe曲线在裂缝段将急剧增高。如果裂缝段井壁上形成重晶石泥饼，则裂缝段不仅有高的Pe值，而且还会有负的补偿密度曲线值。③自然伽马能谱测井。由于裂缝是流体循环的好场所，所以在漫长的地质年代里，如果有铀或其他放射性元素存在，NGS就能探测到裂缝。

3.声波测井方法

①声幅测井。这种方法可能比其他方法更多地用于探测裂缝。据Marris（1964）和其他学者的研究，纵波遇到垂直或高角度裂缝时减弱，而横波遇到水平或低角度裂缝时更敏感。当纵波遇到充满流体的裂缝时，由于接触面上的反射，它的振幅降低。当横波遇到充满流体的裂缝时，它的振幅基本消失（Aquilera&Vanpoollen，1977）。另外，Welex把相长和相消干涉描述为平行井身但并不横切井身的裂缝标志。然而，经验表明，由于岩性变化及仪器居中状况会使幅度产生像裂缝引起那样大的变化。实际上，由于裂缝中固体颗粒的连接会使声特性的不连续消失。因此，很难普遍使用这种方法。②变密度测井。变密度测井记录的是在一个声波传送脉冲后，深度和振幅与时间的变化关系，大部分声波波列被记录下来并以近似地震道的形式显示在测井记录上。测井记录上的阴影变化表明了振幅变化。暗色阴影表明最大的正振幅，淡色阴影表明最大的负振幅。根据Aguilera和Vanpoollen（1977）的工作，这种方法就是通过在测井记录上寻找两个独特平行波组之间的跳跃或杂乱带来表现裂缝。一些学者不是依靠跳跃带而是寻找特殊的W形图案来发现裂缝。然而，无论哪种情况，如果分析者未能很好地了解地层剖面，那么，可能把岩性变化误认为裂缝带。由于岩性与孔隙度的变化在图上可能产生类似于裂缝产生的突变，因此，解释这种测井图必须特别小心。③环形声波测井。记录沿井壁呈水平环形传播的声波，以声波幅度的衰减来探测垂直高角度裂缝。实践表明，这种方法是一种很有潜力的高倾角裂缝探测系统。④阵列声波测井。通过时间窗口控制，可获得纵波、横波、斯通利波的能量曲线。利用斯通利波的衰减来探测裂缝，是一种探测裂缝的新途径。斯通利波是一种频率为2～5Hz的波，它对裂缝有很强的响应。斯通利波在裂缝面产生的机理是由于入射波在裂缝面的压缩作用产生的流体脉冲进入井筒，使井壁产生压缩及膨胀。因为流体由裂缝压入井眼和流体进入裂缝，使转换的斯通利能量消耗，因此能量衰减与裂缝发育有密切的关系。

4.成像测井方法

利用电流束和声波波束对井轴进行扫描，从而得到有关井壁的“图像”的一类测井方法。它是近20年发展起来的，并在继续发展和完善中。通过成像测井可得到有关地层产状、溶孔、溶洞等其他测井方法无法获得的重要信息。这对地层、构造、岩性和裂缝性储层的研究等方面意义都很大。包括：①井下电视。显示井眼表面声波响应的连续图像。这种仪器能给出一张井壁声波影像。它是通过记录一部分声波能量获得的，由声源发出并由井壁折回，反射到本身发射极，因此它起着接收器的作用。当岩石致密而光滑时地层的反射能量更高。如果岩石表面粗糙，有裂缝或者孔洞，那就会存在能量失散，而这些不规则出现在胶片上更阴暗。这种仪器不仅能够探测裂缝而且能够确定裂缝的产状，能很好地显示岩石表面的形状。它只能发现宽的、开启的破裂面。当时间和振幅测井双重显示时，可发现充填物与基质具有声波差异的裂缝。由于这是一种新的定向方法，因而也能确定裂缝的方向（Wily，1980；Aillet，1981）。这种方法在裂缝定量方面具有较好的应用前景。但是为了避免能量失散和有花斑的图像的出现，不仅要求在钻井液中没有呈现悬浮状态的组分，而且没有厚的泥饼，还要求井眼不是椭圆形井眼，钻井液中不含天然气。②微电阻率扫描测井（FMS）。井壁附近的电阻率是重要的岩石物理性质之一，可用来描述地层的细微结构。微电阻率测井沿井壁测量，探测浅而垂向分辨率高，因而对井壁地层的电性不均匀极为敏感。微电阻率测井无法确定裂缝的产状，无法区分裂缝、小溶洞、溶孔，这些问题可以通过微电阻率扫描来解决。当致密层中存在裂缝时，钻开后高电导率的钻井液或滤液就回流或渗入地层中。FMS仪器扫描到此处时，就记录下裂缝的高电导信息。在相应的FMS图像上显示为深灰或黑色，而没有裂缝的地方，岩石为高电阻率，对应的FMS图像上为浅灰或白色。FMS记录的信息的清晰程度取决于以下几个因素：ⓐ裂缝的张开度，如果裂缝的张开度大，钻井液进入得就多而深，裂缝处的FMS图像颜色就深，否则就浅；如果裂缝是闭合的，FMS就扫描不出来。ⓑ钻井液性质，钻井液电导率越大，对应裂缝处的FMS图像就越暗。ⓒ钻井液侵入程度，钻井液取代地层中的烃越多，对应的FMS图像就越暗。利用FMS图像研究裂缝是一种新的测井手段，它能给出其他识别裂缝的测井方法不能给出的裂缝视产状，能把裂缝和溶孔两种不同的储集层区分开，能估计裂缝视宽度而不受其他参数控制。这种方法是测井识别裂缝的补充和发展，它以直观、简单两大特点使解释人员易懂易用。③全井眼地层微扫描测井（FMI）：20世纪80年代中期，斯伦贝谢公司推出了第一支电法成像仪———地层扫描仪。这种仪器与倾角仪相似，但较之倾角仪，它安装了大量的附加电极“电扣”去采样电流，获得的数据经处理后产生一幅对应于井壁的高清晰度图像。1991年推出的FMI具有更大的井眼覆盖率和更高的分辨率。FMI极板安装在8in井眼中应有80%的覆盖率、0.2in的垂向分辨率。FMI极板有192个电扣，能测定92条微电阻率曲线，能对井内每一条微电阻率曲线精确定位。现在已能用诸如FRACVIEW程序来分析井眼图像电导率所反映的裂缝密度、张开度和孔隙度。张开度是根据裂缝加在电图像背景上的电导率计算的；计算裂缝密度时计入井眼偏移并作为“校正密度”供井间对比使用；孔隙度用每一条裂缝的平均开度计算。

5.地层倾角测井方法

①双井径曲线。在很好地掌握了地层剖面后，井径测井是发现井中裂缝带的有效方法。简言之，若井眼钻遇高密度裂缝带，则井径扩大。特别是钻遇高角度裂缝时，往往在与形成区域性裂缝的最小应力方向相平行的方向上产生井眼定向扩径。②电导率异常检测。该方法是排除地层层理引起的电导率异常，突出与裂缝有关的电导率异常。求出各极板与相邻两个极板的电导率读数之间的最小电导率正差异，把这个最小正差异叠加在该极板的方位曲线上，作为识别裂缝的标志。③地层倾角矢量图。在地层倾角测井矢量图中，裂缝或者表现为层段之间无法进行对比，或者表现为倾角看起来很杂乱。也可根据孤立的高倾角显示识别裂缝的存在。

6.其他测井方法

①温度测井。钻井液中的温度梯度受开启裂缝带存在的影响，由于裂缝网隅被钻井液侵入，使地层变冷，从而使温度降低。②磁粉测井。可探测流体能与井眼流体交换的任何裂缝以及它们的方位和范围。③重复式地层测试器（RFT）。系统测取地层压力和钻井液柱压力，能分析压力系统、寻找新裂缝系统。能直观地认识地层渗透性，计算渗透率，评价生产能力。从仪器推靠和封闭成败及预测压力恢复情况，分析地层是干层、较小裂缝或孔隙、纵向连通很好的大裂缝，还是分散孤立的高角度裂缝，这也有助于研究高角度裂缝。

从以上的分析可以看出，在过去40年中，裂缝的探测与分析对电缆服务来说一直是个持续的挑战。井下声波电视测井（Taylor，1983）是一种成功的方法，然而却难以区分开启与闭合裂缝；环形声波测井（Guy，1987）可用于探测垂直的或近于垂直的裂缝。斯通利波的能量衰减能显示开启裂缝的特征（Brie，1988），尤其是用阵列声波仪器规一化的差值能量。然而垂向平均间隔仍很大。除声波方法外，在水基钻井液中应用微电场获得了成功。很久以来在裂缝性储集层中一直使用倾角测井和SHDT（Lehne，1988），但仍然存在井眼粗糙度的影响问题。已经证明地层微扫描仪（Ekstrom等，1986）是富有成效的，但受粗糙度的影响，并且有时开启与闭合裂缝的存在而使问题更加繁琐。因此，对测井来说可靠的裂缝分析方法仍然是一种挑战。

⑧ 测井相分析

1. 测井相的定义及其内容

测井相是由法国地质学家O.Serra于1979年提出来的，其目的在于利用测井资料（即数据集） 来评价或解释沉积相。他认为，测井相是 “表征地层特征，并且可以使该地层与其他地层区别开来的一组测井响应特征集”。事实上，这是一个n维数据向量空间，每一个向量代表一个深度采样点上的几种测井方法的测量值，如自然伽马 （GR）、自然电位 （SP）、井径 （CAL）、声波时差 （AC）、补偿密度 （DEN）、补偿中子 （CNL）、微球型聚焦电阻率 （RXO）、中感应电阻率 （RIM）、深感应电阻率 （RID） 等。这样一个9维向量就是一个常用的测井测量向量。假设一个2m厚的地层共有16个采样点，于是一个16×9的测井数据集就可以表征这一地层。当然，为了更清楚地表征地层特征，也可以使用测井计算机处理结果，如孔隙度 （φ）、饱和度 （S_w）、渗透率 （K）、骨架参数 （V_mal，V_ma2，V_ma3…） 以及泥质含量 （V_sh）、粉砂指数 （SI） 等来表征。

测井相分析就是利用上述测井响应的定性方面的曲线特征和定量方面的测井参数值来描述地层的沉积相。当然，在实际确定沉积相中还要依赖于地层倾角测井、自然伽马能谱测井及成像测井等多方面的资料。可以这样说，测井系统愈完善，测井质量愈好，测井相图反映实际地层沉积相的程度也就愈好。由于测井资料、测井相是间接性地反映地层的沉积相，所以测井相解释常具有多解性和不确定性。为了提高测井相解释精度，就要依赖于精细的地质模型约束。

测井相分析的基本原理就是从一组能反映地层特征的测井响应中，提取测井曲线的变化特征，包括幅度特征、形态特征等以及其他测井解释结论 （如沉积构造、古水流方向等），将地层剖面划分为有限个测井相，用岩心分析等地质资料对这些测井相进行标定，用数学方法和知识推理确定各个测井相到沉积相的映射转换关系，最终达到利用测井资料来描述和研究地层的沉积相。

2. 测井相标志与地质相标志的关系

前述测井相中数据向量的每一维都可称作一个测井相标志，而沉积相标志是确定沉积相中一个观察描述特征标志。这两种相标志之间不存在一一对应关系，尤其是类似古生物、地化指标等在测井资料中不可能确定。但在已知特定油气田地质背景时，可以经过统计，推理找到判断相、亚相、微相的组合对应关系。这种关系就是就是解释模型，一般表现为逻辑的。

在若干沉积相、亚相、微相模型特征研究基础上，可以总结出确定某种沉积相、亚相、微相的最主要依据是颜色、岩性、结构、构造、粒度、古生物、地球化学以及垂向相序列等相标志。而在区域沉积背景 （相组、相） 的基础上，识别各种亚相和微相的最基本的相标志是岩性、构造、垂向序列的特征。而常规组合曲线和其处理成果、地层倾角测井曲线和其处理成果、成像测井图像等测井资料就能解释出这些基本的相标志：(1)岩性（类型及结构）；(2)沉积构造 （冲刷面、层理类型及其垂向变化）；(3)垂向序列变化关系（正粒序、反粒序、复合粒序、无粒序）；(4)古水流。

如果用测井资料能解释这几类相标志，就是为测井资料判别沉积亚相和微相提供了可靠的保证。为了建立各种沉积相标志和测井相标志相互对应关系，就必须紧紧抓住 “岩心刻度测井” 这一环节，进行反复刻度和反演，总结出针对不同沉积亚相、微相的测井相标志，用于确定沉积相亚和微相类型。一般常规组合的曲线特征及计算机处理结果就能识别地层的岩性特征、层序特征，而地层倾角的微电导率曲线精细处理成果和成像测井图像能反映沉积构造、结构及古水流方向。

3. 岩性测井分析

在进行测井相分析之前，必须首先选择有效的测井组合。常用的测井资料包括自然电位、自然伽马、电阻率、声波、密度、中子及地层倾角等。这些测井资料从不同方面反映了岩性、物性、流体性质等特征。

（1） 定性判别分析

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。表3-3列有常见岩性的测井特征和可能测井值的变化范围。对于某一种具体岩性，常常只有一两个主要的特点就能区别于其他岩性的。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效，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效，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。

表3-3 常见岩性的测井特征

（2） 定量分析

在砂泥地层剖面中，利用泥质含量与粒度中值区分岩性；在碳酸盐岩剖面，可用岩石矿物成分区分岩性。

1） 确定泥质含量方法

A. 相对值法

各种测井方法的测量参数都受到泥质含量的影响，原则上讲都可以用来确定泥质含量。相对值法的基本原理是认为泥岩的测井读数 （G_MAX） 代表泥质含量为100％的测量结果，而纯岩石测井读数 （G_MIN） 代表泥质含量为0时的测量结果，把两者差值作为泥质含量为100％时引起的测井读数变化。而每一资料点的测井值SH_LG与G_MIN的差值代表由这一资料点的泥质含量引起的测井读数变化。大多数测井读数都可按相对值法计算泥质含量，但应用最好的是自然伽马。

油气田开发地质学

泥质含量：粗略地说，相对值SH就可作为泥质含量V_sh。但为了与本地的地质参数有更好的对应关系，也可引入一个经验系数GCUR，按下式将SH转换成V_sh：

油气田开发地质学

阿特拉斯公司根据美国海湾地区的经验，对古近系-新近系地层，GCUR＝3.7；对老地层，GCUR＝2。

B. 交绘图法

用中子-密度、中子-声波、密度-声波交绘图都可以确定地层的泥质含量，其基本原理都是相同的。如图3-8，认为纯岩石线V_sh＝0，而泥岩点V_sh＝100％，则泥岩点至纯岩石线的距离代表V_sh＝100％，在两者之间可进行线性插值。

图3-8 密度与声波时差的交绘图

设纯岩石线上两点的坐标为 （x₁，y₁），（x₂，y₂），泥岩点为 （x₀，y₀），则纯岩石线的方程为：

A_x＋B_y＋C＝0

式中：A＝y₂-y₁，B＝x₁-x₂，C＝x₂y₁-x₁y₂。

泥岩点（x₀，y₀） 至纯岩石线的距离 （L）：

油气田开发地质学

资料点 （x，y） 至纯岩石线的距离 （b）：

油气田开发地质学

把资料点的泥质含量看成是b与L的比值，因此得：

油气田开发地质学

如果资料点与泥岩点在纯岩石线两侧，则上式计算的V_sh<0，将取为0；若资料点在泥岩点附近，并且至纯岩石线距离大于泥岩点，则计算的V_sh>1，则取为1。

中子-密度交绘图对确定砂岩-石灰岩过渡岩性或其中一种单一岩性的泥质含量效果较好。但对确定白云岩为主的岩性的泥质含量效果较差 （它离泥质点太近）。

中子-声波交绘图只对白云岩确定泥质含量效果较好，对其他岩性效果较差。同时，对含气地层效果较好，对不含气地层效果较差。

声波-密度交绘图对岩性分辨力差，但几种主要岩性线距泥岩点较远，故对大多数储层确定泥质含量效果较好。只有当井眼非常不好或地层太疏松，效果才不好。

2） 确定粒度中值方法

地层吸附放射性元素的能力与岩石颗粒粗细有关，因此自然伽马是岩石颗粒粗细的指示信息。采用自然伽马相对值方法确定粒度中值是测井解释常用方法。一般情况下自然伽马相对值与粒度中值在单对数坐标中呈直线关系：

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——自然伽马相对值；GR——目的层段的自然伽马值，API；GR_min——研究层段的最小自然伽马值，API；GR_max——研究层段的最大自然伽马值，API；C_o和C_l为经验常数 （C_o为所选取的GR_min相应层段的平均粒度中值 （M_do） 的对数值，M_do相当于该井段以层为单位统计的粒度中值的最大值，则C_o＝lgM_do；C₁为另一边界点的粒度中值）。

A区建立的经验关系为：

lgM_d＝-0.2877-0.0713I_GR

（3） 确定碳酸盐岩岩性方法

孔隙度测井交绘图是目前测井资料综合解释中广泛用来研究解释层段的岩性和确定储层孔隙度的交绘图。这类交绘图主要是中子-密度、中子-声波、声波-密度、密度-光电吸收截面指数交绘图等。

确定岩性和孔隙度的所有交绘图解释图版都是对饱和液体的纯地层制作的，井内为淡水泥浆或盐水泥浆，采用含水纯岩石响应方程或响应关系。图3-9是一张补偿中子与密度交绘图图版，盐水泥浆密度ρ_f＝1.1g/cm³。图的纵坐标是体积密度或按纯石灰岩刻度的视石灰岩密度孔隙度，横坐标是按石灰岩刻度的中子测井视石灰岩孔隙度，均作过井眼校正。在图上有4条按单一矿物制作的纯岩石线，其上孔隙度为0的点为骨架点。对每一种纯岩石，依次给定一个孔隙度值，按ρ_b ＝φp_f＋（1-φ）ρ_ma计算其体积密度，而按补偿中子响应实验关系确定φ_CNL，便绘出各纯岩石线。由于φ_CNL是对石灰岩刻度的，故只有石灰岩线是线性变化的，其他岩性线都略有弯曲。

交绘图上的每一条纯岩石线代表孔隙度为各种数值的单矿物岩石，由点的位置确定其孔隙度。任两条纯岩石线之间，代表由相应的两种矿物组成的各种双矿物岩石，由点的位置确定两矿物的含量和孔隙度，点靠近哪条岩性线，就以哪种矿物为主。如图上的P点可能是白云质灰岩或砂质白云岩，应视解释井段岩性特点而定，一般按白云质灰岩解释。通过P点引一条线与石灰岩和白云岩线上的等孔隙度线平行，与两线的交点都为φ＝17.5％，而由P点在此线段上的位置，内插得方解石占75％，白云石占25％。

这种解释方法称为双矿物法，选用的两个矿物称为矿物对。选用矿物对的方法有两种，一种叫标准四矿物选择法，就是按地质上常见的组合，将石英、方解石、白云石、硬石膏依次组成3个矿物对：石英-方解石、方解石-白云石、白云石-硬石膏。资料点落在哪两条纯岩石线之间，就按该矿物对解释。另一种叫指定双矿物解释法，就是根据解释人员的判断 （包括地区经验） 指定一种矿物对，不论点落在何处，都按此矿物对解释。例如指定方解石-白云石矿物对，则落在这两条线之间的按前述方法解释，是这两种矿物组成的岩石，而落在石灰岩线上及其上方的点是纯石灰岩，而落在白云岩线上及其下方的点是纯白云岩，其孔隙度仍按等孔隙度线确定。

图3-9 补偿中子-密度测井交绘图解释图版 （盐水泥浆）

图3-10是声波-补偿中子交绘图，图3-11是密度-声波交绘图。制作方法与中子-密度交绘图相同。比较而言，中子-密度交绘图确定岩性和孔隙度最好，对各种岩性都有较好的分辨能力 （岩性线之间距离较大），并且可做油气校正。其次是中子-声波交绘图，岩性分辨力也强，但声波不能做油气校正。声波-密度交绘图对常见岩石确定岩性和孔隙度较差，但对识别蒸发岩有利，用来确定泥质含量也较好，因为它的3条岩性线很靠近，而纯泥岩点离它们较远。

用各种交绘图确定岩性和孔隙度都要注意泥质、缝洞、天然气及不利井眼条件的影响。泥质的影响是使资料点向泥岩点 （根据邻近泥岩的测井读数确定） 方向移动。密度和中子反映岩石的总孔隙度，缝洞孔隙度会使其孔隙度增加；而声波时差基本上不受缝洞的影响。天然气影响使ρ_b和φ_N减小，使非压实地层的声波时差增大。井眼扩大ρ_b减小而φ_N增加，并使地层界面附近的声波时差读数不稳定。

图3-10 声波时差-补偿中子交绘图版（淡水泥浆）

图3-11 密度与声波时差交绘图版

4. 沉积构造测井分析

通常地层倾角测井经过长相关对比处理得到大比例尺 （1：200） 的倾角成果图用于地层构造学解释，包括产状、褶皱、断层压实后的砂体形态、裂缝识别等。在应用于沉积学时必须作特殊处理，即短相关对比或精细模式识别的交互处理。高分辨率地层倾角测井包含有大量的沉积结构和构造方面的信息，在储层沉积学研究中发挥着重要的作用。成像测井资料为沉积学研究进一步提供沉积结构、构造、古水流等方面的信息。

（1） 倾角测井解释

层理在倾角测井图上可呈现出各种特殊的矢量 （表明倾角、倾向的符号），根据这些矢量在剖面上连续变化所构成的模式，可识别各种层理构造。图3-12表明了主要层理类型的矢量特征，其中水平层理和平行层理的倾角近于0°，倾向不定，为绿色模式；波状层理的倾角在10°左右变化，倾向也不定；直线斜层理或板状层理为一组或多组绿色模式（矢量倾向和倾角不变），但倾角较大；波状交错层理为红色模式 （一组倾向基本不变，而倾角随深度增加而逐渐增加的矢量） 或蓝色模式 （一组倾向基本不变，而倾角随深度增加而减小的矢量），倾角变化大；槽状交错层理为杂乱模式，倾角和倾向的变化都较大。

图3-12 层理类型的倾角矢量模式（据陈立官，1990）

（2） 成像测井解释

无论是碎屑岩还是碳酸盐岩地层的各种沉积构造，在FMI （地层微电阻率扫描成像）、CBIL（井周声波成像测井） 等成熟的成像测井上有不同的响应。一般而言，在垂向上有一定规模变化的沉积构造 （如冲刷面、大型层理等），成像测井响应清晰。而规模较小或垂向上没有明显变化幅度的小型沉积构造则很难识别。

◎冲刷面：一般冲刷面为一凹凸不平的界面，往往其下是低能的泥岩或泥质粉砂岩，其上为将下部地层冲刷起来形成的含泥砾砂岩段。FMI图像上形成一个凹凸不平的起伏界面，上部暗色泥砾呈扁平状略显定向排列，其下为含膏泥岩的高阻异常岩性反映 （图3-13）。

◎斜层理：为纹层、层系交切关系不清的交错层理或单向斜层理，岩心上往往表现为一组单一倾向的纹层垂向叠合。纹层是由成分、粒度、颜色变化显示，规模较小。FMI图像上，斜层理往往对应于一组有明暗条纹显示的正弦波曲线，并且可以计算出每个层系、纹层的界面产状 （图3-13）。按纹层界面倾角大小，斜层理可分为低角度 （<12°）、中角度 （12°～20°）、高角度（>20°），它们分别对应在FMI图像上为一组不同倾角大小的正弦曲线。

图3-13 FMI图像解释实例

◎槽状交错层理：层系界面呈弧形交切、纹层也呈弧形的较高流态形成的水流层理。岩心上往往表现为几组弧形纹层相交。FMI图像上，由一套不同角度的正弦曲线显示的层系界面，两层系界面间上弧形的截切纹层，为明暗相间的条纹组成 （图3-13）。

◎结核：钙质斑块、条块在FMI图像上呈不规则的亮块及条带，显示高阻特征。

◎生物钻孔构造：在FMI图像上显示不规则的亮色线状条纹或斑块状。

◎透镜状层理：以泥质沉积为主，砂质沉积被包围在其中。在FMI图像上透镜状层理表现为暗色条纹夹透镜状亮色斑块。

◎递变层理：递变层理自下而上表现为由粗至细的正韵律。粗岩性 （如砾岩） 在FMI图像上表现为亮色，细岩性 （如泥岩） 表现为暗色。总体呈现由亮色至暗色的颜色递变。

5. 垂向序列测井分析

（1） 曲线形态

不同的沉积环境下，由于物源情况不同、水动力条件不同及水深不同，必然造成沉积物组合形式和层序特征 （正旋回、反旋回、块状） 的不同，反映在测井曲线上就是不同的测井曲线形态。测井曲线的形态特征常用的俗语有钟形、漏斗形、箱形、尖峰形、齿形、指形、复合形等 （图3-14）。

◎钟形曲线：反映水流能量逐渐减弱以及物源供应的不断减少的正粒序结构特征，代表性微相是曲流河点砂坝。

◎漏斗形曲线：反映了反粒序结构。一种反映向上水流能量加强，分选逐步变好，其代表相是岸外砂坝：另一种反映了前积砂体的粒序结构，代表了河口部位的沉积特征。

◎箱形曲线：反映砂体内部碎屑颗粒粒度变小，比较均匀，是物源丰富和水动力条件稳定条件下形成的产物。一种类型是正粒序特征，但其内部碎屑颗粒粒度变化幅度较小，代表性的微相为分流河道砂；另一种类型是风成砂，上下碎屑颗粒均匀。

◎齿形曲线：为常见的形态。它又可进一步分为：(1)具有正粒序特征的正向齿形，反映水下冲刷充填沉积特征；(2)具有反粒序特征的反向齿形，反映水道末梢前积式席状砂沉积特征；(3)对称齿形具有对称粒序，常代表急流作用下的席状沉积；(4)指形曲线，代表强能量作用下的均匀粗粒沉积，典型微相为滩砂。

◎复合形态：常见的有漏斗形-箱形曲线 （自下而上命名） 和箱形-钟形曲线。前者代表了物源供应丰富条件下的水下砂体堆积，表明了上部水流能量持续增强，为河口砂坝的典型曲线形态；后者代表的环境是早期有丰富物源，但后期由于河道迁移或废弃导致能量衰退，具有河道的均质沉积到后期正向粒序的特征，其代表微相为废弃河道的砂坝沉积。

图3-14 自然电位测井曲线要素图

（2） 接触关系

砂层顶底曲线变化的形态，反映了砂体沉积初期、末期水动力能量和物源供应的变化速度，有突变式、渐变式两大类 （图3-14）：(1)突变式反映了上、下砂层之间存在沉积中断过程，如河道砂底部；(2)渐变式反映砂体的堆积连续过程，又细分为加速 （上凸形）、匀速及减速 （上凹形） 3类。

1） 顶部突变式代表了物源供应的突然中断。如当河道砂坝出露水面时，就不再接受沉积。又如风成砂丘末期，突然终止堆积而被泥岩层覆盖。

2） 底部突变式代表了前期沉积物遭受剥蚀和中止沉积过程，而后又开始接受沉积，如下部是泛滥平原上部为河道砂体。

由于水下河道常具有冲刷能力差，因此水下河道砂体的曲线表现为底部加速渐变式特征。

1） 底部匀速渐变式代表了季节性河道在洪水时期的沉积，或天然堤、漫滩的沉积特点。底部减速渐变式说明了砂体在沉积初期物源供应不足，岸外砂坝具有这种曲线特点。

2） (1)顶部加速渐变式代表了水流能量在后期急剧减退或物源供应的迅速减少，如废弃河道砂；(2)顶部匀速渐变式代表了匀速的能量减退过程，是河道侧积作用形成的点砂坝顶部的曲线特征；(3)顶部减速渐变式代表了能量和物源供应在后期缓速减退，水下河道砂的顶部具有这种曲线特点。

（3） 曲线光滑程度

属于曲线形态的次一级变化。曲线光滑程度既反映了物源的丰富程度，也反映了水动力能量的强弱。可分为光滑、微齿、齿化3级。光滑曲线代表了在物源丰富和水动力作用强的条件下，被充分淘洗后的均质沉积，如滩砂。微齿代表了物源充分但改造不彻底的沉积 （如河道砂），也可以代表河流季节性流量变化引起碎屑颗粒粗细间互变化的特点。齿化则代表了间歇性沉积的叠加，如冲积扇辫状河道沉积。

（4） 齿中线

齿中线系指曲线形态上次一级齿的中线。当齿的形态一致时，齿中线相互平行，它反映能量的周期变化。平行齿中线又可分水平平行、上倾平行及下倾平行3类。水平平行式代表滩砂、堤岸砂及席状砂加积式的沉积特点。上倾平行式为一组反向齿形的组合，代表多期的水道末梢前积式沉积的组合特征。下倾平行式是一组正向齿形的组合，代表正粒序的韵律沉积，如水下冲积扇根部具有递变层理的多期岩层组合。

当齿的形态不一致时，齿中线将相交。相交类型的齿中线可分外收敛和内收敛两类。外收敛指齿中线相交于曲线的外侧 （左），如岸外砂坝，它反映了砂层前积特点，底部齿中线倾斜平缓或接近水平，向上倾斜逐渐加大。齿中线交于曲线内侧 （右） 者称为内收敛，底部齿中线下倾，中部齿中线水平，到上部齿中线上倾，反映水流能量向上变小，说明是由初期冲刷的滞留沉积、中期较均质的河道砂沉积及露出水面前充填式堆积的3个阶段组成，例如河道砂坝就具有这种特点。

（5） 多层曲线的幅度组合形式

多层曲线的幅度组合形式，指多层幅度的包络线形态。包络线形态反映多层砂体在沉积过程中能量的变化及其变化速率。据包络线的形态可分为加积式、后积式及前积式3类。后积式与前积式又可以细分为加速、匀速及减速式3个亚类，以反映同类环境下的多层砂体沉积速度的变化。

图3-15为我国陆相地层主要沉积相自然电位曲线组合特征。应当指出，相同的曲线特征可以是不同沉积环境的反映。因而测井曲线的解释不能孤立进行，必须结合岩心观察和分析化验资料来识别沉积相和沉积环境。

图3-15 陆相沉积中各类沉积相自然电位曲线特征

6. 古水流倾角测井分析

地质上研究古水流的方法很多，野外测量沉积构造前积纹层的倾角是最直观、最准确的方法。倾角测井能够反映沉积构造信息、准确计算层理倾向、倾角。因此，对于地下地质研究，利用倾角资料分析古水流是最重要的方法。有两种方式确定古水流方向：一是利用倾角测井微细处理成果图，统计目的段内所有纹层倾向，取其主要方向代表古水流（全方位频率统计法）；二是统计目的层段内所有蓝模式矢量的方向，取其主要方向代表古水流。

经常使用施密特图来表示地层倾角测井资料统计分布特征。施密特图是一种极坐标图，从极坐标的顶部开始，规定倾向方位角为上北、下南、右东、左西共分为360°。倾角的标度由同心圆组成，以中心为0°，每10°画一个同心圆，最外面一个圆为90°。将给定井段内各点的倾角与倾向标在图上，就会发现它们往往形成一个或几个集中区。集中区的方位即为古流向。

图3-16是塔中8井2850～3140m纹层倾向、倾角的施密特图，纹层倾向绝大部分为NNW向，极少量为NNE向，反映为单向水流。

图3-16 塔中8井纹层产状的施密特图

7. 微相-测井相解释图版

在岩心观察与描述的基础上，结合分析化验及测井资料进行单井相分析，划分相、亚相、微相，编制单井相分析综合柱状图。在此基础上，对各微相测井曲线特征进行比较，找出它们之间的关系。要注意的是同一微相由于所处微相部位不同，其测井曲线形态也不一样。最后建立微相-测井相图版，作为平面和单井微相划分的依据。

图3-17是通过对扶余油田扶73块扶余油层检15和东13-7.2.1两口取心井沉积微相分析，总结全区的14个沉积微相的测井相要素特征。典型微相类型说明如下：

图3-17 扶余油田扶73区块扶余油层测井微相模式图

◎分流河道微相：总体为极高幅度、高幅差光滑-微齿 （齿中线平缓） 箱形 （或钟形），中厚层 （>4m）。底部突变，顶部渐变。

随着沉积位置由分流河道主体向边部移动，光滑-微齿的箱形 （或钟形） 的电测曲线特征逐步向多个次级正韵律构成正旋回包络线过渡，直至分流河道消失。

◎天然堤微相：中幅度、中幅差齿化箱形，中层 （2～4m）。顶底突变或渐变接触。自然伽马曲线为泥岩基线上的不规则锯齿形。

◎溢岸薄层砂微相：中幅度、中幅差单指状或指状互层，极薄层 （<2m）。顶、底突变特征。

◎决口扇微相：为中幅度扁钟形，薄层 （<2m）。底部突变，顶部突变-渐变特征。垂向位置高于废弃河道。

◎废弃河道微相：总体为高幅度、中幅差齿化或微齿化钟型，中厚层。底部突变，顶部渐变。

◎分流间泥微相：为低幅，直线形或直线夹刺刀形特征。

◎河口坝微相：自然伽马呈漏斗形，曲线幅度小于分流河道沉积。顶部为突变，底部为渐变。下部曲线齿状明显，向上光滑。电阻率向上变大。

◎席状砂微相：自然伽马在泥岩基线上出现幅度不大的齿形漏斗状或指状曲线，可为多个叠加的复合型。电阻率曲线为刺刀状，中幅度、中幅差单指或极扁漏斗或极扁钟形，表现为极薄-薄层特征。

⑨ 测井相特征分析

相分析一般分三个阶段，即单井相划分、剖面间相的对比和平面相的组合分析。单井相划分主要依据岩心，但受资料的限制，实际生产中不可能取到大量的完整的岩心，因此对单井相的划分主要依据测井资料完成，其原因是测井资料具有信息量大、连续性好、索取方便等特点。测井相划分的方法是根据岩心确定的岩相与测井曲线进行对比，根据相和电性的关系，确定每种岩相所具有的测井曲线形态特征，并赋予明确的岩相含义，在此基础上，再利用各井测井曲线形态的相似性，进行对比和合理的岩相外推，绘制出平面沉积相图，在测井相分析中，解释人员对各种测井响应掌握的熟练程度和对其与沉积相之间关系的深入理解是划好单井相的关键。

图3.8 川东南地区某测线主振幅剖面

图3.9 川东南地区某测线主频率剖面

在沉积相分析中主要使用自然电位和倾向测井，尤其是倾向测井资料能比较真实地反映砂泥岩岩性变化特征，自然电位在薄互层砂泥岩交替带曲线变化不明显，但在厚层砂岩段曲线形态具有一定的相意义。利用电阻率、自然电位、自然伽马及声波时差对单井划相后，将相邻井的沉积微相拼接，可得到研究区测井相联井对比图，从图中可以看到单井沉积微相纵向分布以及横向沉积微相的变化规律，并可以用来检查单井相划分的正确性。图3.10是川东南地区上古生界、中生界地层连井沉积微相—岩性横向对比图，该图表征了井间岩性的横向变化和井内各岩层的接触关系。

图3.10 联井沉积微相—岩性剖面

⑩ 油田开发地质学

第一章 油气水的化学组成及物理性质

二、主要问答题

1、简述石油、天然气的元素组成、化合物组成。

2、简述石油的物理性质。
颜色、 相对密度、 粘度、 溶解性、 荧光性、
旋光性、 导电性、 凝固点 等

3、简述天然气的分类。
聚集型--气藏气、气顶气、凝析气等
离散型--溶解气、固态气水合物、煤层气

4、简述油田水的来源及产出状态。

来源：沉积水、渗入水、深成水、转化水

油田水的产出状态：
与油气藏关系分—油层水、上层水、层间水、下层水；

存在状态分--超毛细管水、毛细管水、吸附水；

5、简述油田水的化学组成及油田水的苏林分类。
无机组成（各种离子成分）、有机组成（烃类、酚和有机酸）、
溶解气 及 微量元素；

三个成因系数 Na+ Na+ Cl Cl Na+
、
和
Cl SO24 Mg2 +

Na+＞C1- 大陆水型：硫酸钠水型、重碳酸钠水型、

Na+＜C1- 海洋水型：氯化镁水型、氯化钙水型；

油田水：以氯化钙型为主，重碳酸钠型为次

第二章 现代油气成因理论

二、主要思考题
1、简述石油和天然气的成因、主要依据及学派。
无机生成说--火山喷出气体中有甲烷、乙烷等烃类成分；

实验室中无机物可合成烃类；石油分布常常与深大断裂有关等。

有机生成说--岩石类型分布上； 地质时代分布上；

成分特征上； 某些稀有金属特征； 油层温度特征；

形成时间上； 近代沉积物中观察等。

成因学派：泛宇宙说（宇宙说、地幔脱气说）

地球深部无机合成说（碳化物说、高温生成说、蛇纹石化说）

2、何谓沉积有机质，简述其来源及类型。
--是随无机质点一起沉积并保存下来的生物残留物质；

来源--原地有机质、异地有机质、再沉积的有机质。

3、何谓干酪根？试述干酪根的化学分类及主要特征。
沉积岩中所有不溶于碱、非氧化型酸和非极性有机溶剂的

分散有机质。

4、试述油气生成的条件。
地质条件：大地构造背景、岩相古地理条件、古气候条件

动力条件：温度与时间、催化剂、细菌作用、放射性作用等。

5、试述有机质向油气演化的过程（成烃模式）。
生物化学生气阶段 热催化生油气阶段

热裂解生凝析气阶段 深部高温生气阶段

6、简述生油层的地质特征及主要地化特征。
地质特征：岩性特征、岩相特征等；

地化特征：有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等。

第三章 储集层和盖层

二、主要思考题
1、简述孔隙的分类（孔隙大小及对流体作用分类、成因分类）

2、图示说明典型毛管压力曲线类型及其意义。
铸体薄片法、扫描电镜法、图像分析法、毛管压力曲线法 等

3、简述碎屑岩储集层的储集空间及孔隙结构类型。
原生--原生粒间孔隙、粒内孔隙、填隙物孔隙、成岩裂隙等
次生--孔、缝两类；
大孔粗喉型、大孔细喉型、小孔极细喉型 微孔管束状型

4、试述影响碎屑岩储集层储集性能的因素。
碎屑颗粒的矿物成分、 粒度和分选程度、

排列方式和圆球度、 胶结类型及成分、

成岩作用、 层面与层理面发育程度、

构造作用影响、 砂岩中泥质条带的影响等。
5、简述碎屑岩储集体的成因类型。（沉积环境分类）

6、碳酸盐岩储层储集空间类型及影响其发育的地质因素
原生孔隙、溶蚀孔隙（溶洞）、裂缝；

沉积环境、压实作用、溶蚀作用、白云岩化作用、

重结晶作用、褶皱断裂作用等

7、试述碎屑岩与碳酸盐岩储层储集空间异同。
⑴ 相同点：成因上均有原生、次生分类。
⑵ 差异点：① 孔隙类型差异：碎屑岩主要为粒间孔隙，碳酸盐
岩储集空间类型更具多样性，次生孔隙占据重要地位。
②孔隙形态及分布差异：碎屑岩储集空间形态较规则，分布较均
一，碳酸盐岩储集空间形态多样、变化大，分布不均一。
③控制孔隙发育因素差异：碎屑岩受岩石颗粒大小、形态、分选
等影响较大；碳酸盐岩受沉积环境、次生变化等影响。 教材55页表

8、简述盖层的类型、封闭机理及影响其有效性的因素。
岩性分类：膏盐类、泥质岩类、碳酸盐岩类；
封闭机理：物性封闭、异常压力封闭、烃浓度封闭；
影响因素：主要是岩性、韧性、厚度和连续性。

第四章 油气运移

二、问答题（图示说明题）
1、图示说明静水及动水条件下的测压面及折算压力。

2、图示说明油气运移的过程。(初次运移及二次运移)

3、试述油气初次运移的动力、途径、方向及时期。
压实作用、欠压实作用、蒙脱石脱水作用、流体热增压作用
有机质的生烃作用、渗析作用、其他作用

孔隙 微层理面 微裂缝

4、试述油气二次运移的主要动力和阻力。

浮力、毛细管力、水动力、构造运动力

5、油气二次运移的通道、运移方向及运移的主要时期。

储集层的孔隙和裂缝、断裂、地层不整合面

二次运移是初次运移的继续--连续的过程；

一般，大规模二次运移时期应该是主要生油期之后或同时

发生的第一次构造运动时期。

6、试述影响油气二次运移距离的主要因素。
区域构造背景； 储集层的岩性、岩相变化； 地层不整合

断层分布及其性质； 水动力条件 等。

第五章 油气藏及油气聚集

二、问答题（图示说明题）
1、图示说明溢出点、闭合面积、闭合高度(构造幅度)、
油气边界与含油范围、油气藏(柱)高度。

2、图示说明油气的差异聚集(单一圈闭及系列圈闭)。
3、简述油气藏分类的基本原则及分类方案(图示说明)。
4、试述(大)油气藏形成的基本条件(富集条件)。
油气来源条件（烃源条件）； 生储盖组合及运移条件；
(大容积的)有效的圈闭； 必要的保存条件。

5、何谓生储盖组合，图示说明其类型。
6、何谓圈闭的有效性，如何评价圈闭的有效性？
指在具有油气来源的前提下，圈闭聚集油气的实际能力。
圈闭形成时间与油气运移时间的相应关系；
圈闭所在位置与油源区关系、与油气运移通道的关系；
水动力对圈闭有效性的影响 ……

7、图示说明断层的封闭机理及断层油气藏类型。
对置封闭、泥岩涂抹封闭、颗粒碎裂封闭、成岩封闭
根据断层性质分类：正断层油气藏、逆断层油气藏 ……
根据断层线与储层等高线的组合关系分类：
断鼻油气藏、弧形断层断块油气藏、
交叉断层断块油气藏、多断层切割的复杂断块油气藏。

8、试述断层在油气藏形成中的作用（图示说明）。
断层的封闭作用； 通道和破坏作用。

9、简述含油气盆地的历史地质学分类。
区域构造及沉积史分类--台向斜型、单断坳陷型、
双断坳陷型、 山间坳陷型、 山前坳陷型、
山前坳陷-地台边缘斜坡型、 山前坳陷-中间地块型。

10、简述盆地内构造单元的划分。

一级：坳陷、隆起、斜坡；

亚一级构造：凹陷、凸起、斜坡；
二级：背斜带、断裂带、潜山带、长垣 ……
三级构造：背斜、断块、鼻状构造、潜山 ……

第六章 油气田勘探

一、问答题
1、简述区域勘探阶段的主要任务。
查明区域地质及石油地质条件；

进行早期含油气远景评价和资源量估算；

评选出最有利的坳陷(凹陷)和构造带； 提出预探方案。

2、简述圈闭预探阶段的主要任务。
地震详查，编制各主要标准层的构造图；

构造分析和评价；预探井钻探，探明圈闭的含油气性；

查明含油气层位及可能油气藏类型、含油气边界等；

计算预测储量，初步确定工业价值。

3、简述油气评价勘探的主要任务。
进一步探明含油气边界及油气田特性； 提交探明储量；

对油气藏进行综合评价及经济效益预测分析；

为开发方案编制提供地质基础资料及相关参数。

4、简述滚动勘探开发的适用范围及主要优点。
复式油气聚集带(区)或复杂油气田；

减少探井井数，降低勘探成本； 缩短勘探周期；

加强及时分析及对比评价，提高整体效益。

二、基本概念 勘探程序、区域勘探、圈闭预探、
评价勘探、滚动勘探开发

第七章 钻井地质

一、主要概念：参数井、预探井、评价井、岩心录井、
岩屑录井、迟到时间、钻时录井、泥浆录井、气测录井

二、主要问答题
1、图示说明井斜角、井斜方位角、全变化角。
2、试述通过岩心录井及岩心分析可获得哪些信息。
古生物特征； 确定地层时代； 进行地层对比；
观察岩心岩性、沉积构造，恢复沉积环境；
储层岩性、物性、电性、含油气性--四性关系；
生油层特征； 了解构造和断裂情况--如地层接触关系；
检查开发效果，了解开发过程中所必须的资料数据。

3、试述常规地质录井方法及其地质意义。

4、简述岩心描述的主要内容。

岩性； 相标志； 储油物性； 含油气性；

岩心倾角测定、断层观察、地层接触关系 等

5、简述测定岩屑迟到时间常用的方法及真假岩屑识别。

理论计算法； 实物测定法； 特殊岩性法

6、简述钻井液的类型及影响钻井液性能的地质因素。

两大类：水基泥浆、油基泥浆

高压油气水层、盐侵、砂侵、粘土层、漏失层 等。

7、如何利用气测资料判断油、气、水层。

半自动气测资料解释、色谱气测解释

第八章 地层对比及油层沉积相研究

一、主要概念： 沉积旋回 岩性标准层 油田标准层
标志层 标准化石 小层平面图 储集单元 测井相

二、主要问答题
1、简述区域地层划分与对比的依据及方法。
2、简述碎屑岩油层划分对比的依据、方法、程序、成果。
依据：岩性特征--岩性及组合; 沉积旋回; 地球物理特征
方法1：沉积旋回--岩性厚度对比法
步骤：利用标准层划分油层组；利用沉积旋回对比砂岩组；
利用岩性和厚度比例对比单油层；连接对比线。
点(关键井)--线(骨干剖面)--面(体)。
方法2：等高程沉积时间单元对比法
步骤：三个环节。

3、试对比分析油层划分对比与区域地层划分对比的差异。
① 对比区域、对比井段、对比单元的差异：
区域对比--油区内全井段对比；油层对比--油区内含油井段的对比--砂岩组、单砂层。
② 对比依据的差异：区域对比--地震资料、古地磁资料、地层接触关系、古生物资料等
油层对比--岩性特征、沉积旋回、地球物理测井等；
③ 对比方法的差异：区域对比--岩石地层学方法、生物地层学方法、构造学方法、层
序地层学方法等; 油层对比--沉积旋回-岩性厚度对比法、等高程沉积时间单元对比法
④ 对比成果及其应用方面的差异：区域对比--主要用于指导油气勘探，指出有利生、
储油层位及地区等；油层对比--主要用于油气储量计算、指导油气开发及方案调整等。

4、简述碳酸盐岩储集单元的划分原则。
5、试述碎屑岩与碳酸盐岩油层划分与对比的异同。
油层对比的资料（依据）、对比程序、对比方法相似或相同；
油层对比单元的划分不同； 单元界线（等时、穿时）；
对比依据也有一定差异 等。
6、简述油层细分沉积相研究在油田开发中的应用。
深入认识油砂体纵、横向非均质性，掌握地下油水运动规律
掌握高产井的分布规律； 选择调整挖潜对象。

通过A、B、C三口井的地层对比，绘制地质剖面图。

第九章 油田地下构造研究

1、试述井下断层存在的可能标志
及应用这些标志需要注意的问题(图示说明)。
井下地层的重复与缺失、非漏失层泥浆漏失和意外油气显示、
近距离内标准层标高相差悬殊、近距离内同一岩层厚度突变、
短距离内，同层内流体性质等明显差异、
地层倾斜矢量图中的特征。

2、试述地层重复、缺失的地质意义(图示说明)。
钻井过程中若缺失某些地层(地层重复)，能否说明
一定存在正断层(逆断层)？图示说明。
3、何谓断层线图？简述断层线图的编制方法。
4、简述井斜校正的任务及方法（图解法，图示说明）。

5、何谓井位校正？图示说明位移方法。
剖面线与地层走向斜交或垂直

→井位沿地层走向线(等高线)移至剖面线上；

剖面线与地层走向平行→沿地层倾向投影到剖面线上。

6、试述断层封闭性研究内容。(如何判断断层的封闭性)
断面两侧的岩性条件； 断层的力学性质；

断层面及两侧岩层的排驱压力； 断层活动强度；

断层产状与岩层产状配置关系； 单井断点的测井曲线特征；

断层两盘的流体性质及分布； 钻井过程中的显示；

断层活动时期与油气聚集期的关系。

7、简述油气田地下构造图的编制及主要用途。

第十章 地层温度和地层压力

一、基本概念--静水压力、原始油层压力、压力梯度
地层压力、压力系数、异常地层压力

二、主要问答题
1、简述原始油层压力的来源、分布特征及等压图应用。

● 来源：静水压力，其次是天然气压力、地静压力等。

● 分布特征：随油层埋藏深度的增加而加大；

流体性质影响；气柱高度变化对气井压力影响很小。

● 预测新井原始油层压力、计算油藏平均原始油层压力、

判断水动力系统、计算油层弹性能量。

2、图示说明折算压头、折算压力及其计算方法。
3、试述异常地层压力的成因及预测方法。
成岩作用、热力和生化作用、断裂作用、剥蚀作用 ……
地球物理勘探方法；地球物理测井方法，如声波测井；
钻井地质资料分析法--如钻速增大、钻井液温度异常等。
4、简述地温场与油气生成、分布的关系；
影响地温场分布的主要因素。
⑴ 大地构造性质--活动性、地壳厚度等--是具全局性和主导因素。
⑵ 基底起伏--隆起区高地温梯度、坳陷区低地温梯度
⑶ 岩浆活动--活动规模、几何形状、年代等
⑷ 岩性--岩石的导热能力不同
⑸ 盖层褶皱--背斜顶部地温梯度大，翼部地温梯度小
⑹ 断层--封闭性断层或压扭性断层一般导致高异常
⑺ 地下水活动--深部热水至浅层、地表水补给
⑻ 烃类聚集--上方往往存在地温高异常。

思考题： A B C
某背斜油藏已钻3口井，
其中B井产油，A、C井位于
油水边界之外，各井数据
见下表。判断：该油藏两
翼油水界相对高低关系。

A C
原始油层压力 MPa 16 20
油层中部井深 m 2100 2600
井口海拔 m 300 300
水的密度 g/cm3 1.0 1.0

第十一章 石油及天然气储量计算

一、主要概念：工业油气流标准、地质储量、可采储量
预测地质储量、控制地质储量、探明地质储量、采收率

二、主要问答题
1、简述远景资源量及储量的分级(相关概念)。
见后面内容。

2、如何确定油水界面(方法)。
① 利用岩心、测井及试油资料确定油水界面
② 利用压力梯度资料确定流体界面
③ 利用压力资料确定油水界面
④ 利用毛管压力资料确定油水界面

3、简述油层有效厚度的条件及下限标准的确定方法？
油层内具有可动油、在现有工艺技术条件下可提供开发；

测试法、含油产状法、泥浆侵入法 等。

4、试述如何获取储量计算中含油面积数据。
⑴ 应确定油水界面--方法； ⑵ 确定油气藏类型；

⑶ 应确定油层顶界面构造图（断层线）、岩性尖灭线 等；

⑷ 根据油水界面标高及构造图，获取含油面积。

5、图示说明压降法获取天然气地质储量及可采储量。

6、简述压降法计算天然气储量的适用条件及影响因素。
单位压降采气量非常数--

边水或底水供给、低渗透带补给、异常高压、反凝析作用等

测压和计产不准确； 井身质量不达标。

油气储量的分级和分类
一、原地量分类

--总原地资源量
推测原地资源量
未发现原地资源量
潜在原地资源量

预测地质储量、 控制地质储量
地质储量
探明地质储量

早期划分的含油气盆地总资源量：
包括两部分--根据勘探阶段以及对油气田认识程度：

远景资源量：推测资源量、潜在资源量

储量：预测储量、控制储量、探明储量

一、油气储量的分级和分类
1、原地量分类

⑴ 总原地资源量--指根据不同勘探阶段所提供的地

质、地球物理与分析化验等资料，经综合分析，采用针

对性方法估算出的已发现和未发现的储集体中原始储藏

的油、气总量。 ★★

包括：未发现原地资源量 和 地质储量。

⑵ 未发现原地资源量

--包括：潜在原地资源量 和 推测原地资源量。

⑵ 未发现原地资源量

● 推测原地资源量--主要在区域普查或其它勘探阶

段，对有含油气远景的盆地、坳陷、凹陷或区带等推测

的油气储集体，根据地质、物探、化探等资料估算的原

地油气总量。

● 潜在原地资源量--指在对圈闭预探前期，对已发现

的有利圈闭或区块，根据石油地质条件综合分析和类比，

采用圈闭法估算的原地油气总量。

--可作为编制预探中后期部署的依据。

⑶ 地质储量--指在钻探发现油、气后，根据已发现的
油、气藏(田)的地震、钻井、测井和测试等资料估算出

的已知油、气藏(田)中原始储藏的油气总量。 ★★
根据勘探、开发对油气藏的认识程度，分为3级：

预测地质储量、控制地质储量、探明地质储量

● 预测地质储量--指在圈闭预探阶段，预探井获得了
油、气流或综合评价有油、气层存在时，对有进一步勘探
价值的、可能存在的油气藏(田)，估算得出的、确定性很

低的地质储量。 ★★ ●估算时，应初步查明构造形
态、储层情况，预探井获油气流或钻遇油气层等。

● 控制地质储量--在圈闭预探阶段，预探井获得工业

油(气)流后，并经过初步钻探认为可提供开采后，估

算求得的、确定性较大的地质储量。 ★★

◆ 估算时，应初步查明构造形态、储层变化、油气层

分布、油气藏类型、流体性质等。

◆ 相对误差不超过±50%；

◆ 可作评价钻探，编制中、长期开发规划的依据。

● 探明地质储量--指在油气藏评价阶段，经钻探证实

油、气藏(田)可提供开采，并能获得经济效益后，估

算出的、确定性较大的地质储量。 ★★

●估算时，应查明油气藏类型、储层类型、驱动类型、

流体性质、分布、产能等。

●相对误差不超过±20%。

●是编制油田开发方案、建设投资决策等的依据。

二、油气储量的分级和分类
2、可采量分类

⑴ 可采资源量--指从原地资源量中可采出的油、气数
量。可分为：推测可采资源量、潜在可采资源量。

⑵ 可采储量--指从油、气地质储量中可采出的油、气
数量。 ★★
探明技术可采储量； 探明经济可采储量
探明次经济可采储量； 控制技术可采储量

控制经济可采储量； 控制次经济可采储量
预测技术可采储量