测井解释的基本理论和方法

φ2＝φ－AC?TM （1-4-27）

?TF?TM??CP式中 φ2为岩石次生孔隙度；φ为岩石的总孔隙度；AC为岩石声波时差值；TM为岩石骨架的声波时差值；TF为孔隙流体的声波时差值；CP为压实系数。

岩石的视颗粒密度可定义为岩石的密度（包括泥质）除以岩石的体积（除掉孔隙体积），视颗粒密度可用下式计算：

ρGa?式中 ρ

Ga

ρbc?φρf1－φ＋0.15Vsh （1-4-28）

bc

为岩石的视颗粒密度；ρ

为岩石的密度；ρf为孔隙流体密度；Vsh泥质含量；φ

为岩石的总孔隙度

计算出来的地层参数可以制作成各种成果图、成果表。以测井曲线、处理成果为依据，参考地质录井资料、测试成果以及其它各项地质、工程资料，综合运用各项油、气、水层评价技术、方法和地层解释模型，对地层的岩性、物性、含油性、产能以及地质构造、沉积相等作出解释、评价，这就是测井地层综合评价。

第五节 油气水层测井评价方法

一、储层含油性评价

储层的含油性是指岩层孔隙中是否含油气以及含油气孔隙体积占有效孔隙体积的百分比。通常对岩心含油级别的描述分为饱含油、含油、微含油、油斑、油迹和荧光，其含油性依次降低。应用测井资料可对储层的含油性作定性判断和定量计算，更多的是通过定量计算储层含油饱和度参数来评价储层含油性的好坏。根据试油结果，在测井地层评价中，地层的含油性测井解释结论常用以下级别：

——油层：产油，不含水或含水小于10%；

——差油层：低产油层（一般达不到工业产能标准），不含水或含水小于10%； ——气层：产气，不含水或含水小于10%；

——差气层：低产气层（一般达不到工业产能标准），不含水或含水小于10%； ——油气层：产油和气，不含水或含水小于10%； ——油水同层：油水同出，含水10%～90%； ——气水同层：气水同出，含水10%～90%；

——含油水层：以出水为主，少量油或见到油花，含水大于90%； ——水层：完全出水；

——干层：无产量或产能极低的地层，通常产液量少于1m3/d。

用饱和度参数来评价储层的含油性。通常计算的饱和度参数有：地层含水饱和度Sw，束缚水饱和度Swir，可动水饱和度Swm；含油气饱和度Sh或含油饱和度So，含气饱和度Sg，残余油饱和度Sor，可动油饱和度Som，冲洗带可动油体积Vom＝φ×Som，残余油体积Vor＝φ×Sor等。

含油气饱和度Sh或含水饱和度Sw无疑是评价储层含油性的基础和依据。因此长期以来采用含油气饱和度或含水饱和度作为划分油（气）层与水层的主要标准，并取得显著效果。然而，实践表明，只用Sh或Sw来划分油（气）层、水层，有时并不能准确判断地层的产液性质，特别是那些束缚水含量高的低电阻率油气层更是如此。例如，有的油气层Sw>50%，甚至高达60%～70%，竟然只产油气而不出水。一种以油、气、水在地层孔隙内的分布与渗流理论为依据、应用可动水分析法

与相对渗透率分析法来评价油、气、水层的解释理论与方法在我国许多油田得到广泛应用，取得较好的效果。其要点是：

①油气层是储层与所含流体（油、气、水）之间形成的统一体，以彼此之间的物理作用相互维系。当多相流体并存时，储层产出流体的性质将服从多相流体渗流理论所描述的动态规律。储层所产流体性质归根结蒂取决于储层内油、气、水各相的相对渗透率大小，即取决于油、气、水在地层孔隙中的相对流动能力。

②只含束缚水、不含“可动水”，即水的相对渗透率Krw＝0，是油气层普遍共有的特征。油气层具有渗流孔隙与高比例的微孔隙组成的双孔隙系统是形成以高束缚水饱和度为特征的大多数低油气饱和度特点的根本原因。产层的含油气饱和度大小主要取决于它们的束缚水含量和可动水含量的变化。这意味着储层的含油性只是描述与区别油、水层的必要条件，并非充分条件。

③对于油、水共存体系，可建立如下的概念解释模型（见图1-5-1）： a．油层

??So?Swi?So?Sw?1???Sw?Swi；则Swm?0 （1-5-1）

储层只含束缚水（不可动水），不含可动水，产层的孔隙空间被油气和束缚水所饱和，指示产层的Krw＝0，Kro→l。

b．油水同层

??So?Swm?Swi?So?Sw?1???Sw?Swi；则Swm?0 （1-5-2）

孔隙空间被油气、可动水和束缚水三部分所饱和，0＜Kro＜l，0＜Krw＜l。 c．水层

??Sw?Sor?Swm?Swi?Sor?1???So?Sor；Swm?0 （1-5-3）

即地层中不含油或只含残余油而无可动油时，则Krw→1，Kro→0，地层不产油，只出水。

（a） 亲油 （b） 亲水 图1-5-1 储层相对渗透率与含水饱和度的关系

二、典型油、气、水层一般测井响应特征

1.典型油层

油层是指岩性、储集性、渗透性、含油性较好且具有一定生产能力的储层。岩性好一般是指岩性较纯、含泥质较少，在测井曲线上反映为：自然伽马（GR）显示为低值、自然电位（SP）有较大的异常幅度、微电极有较大的正差异；储集性好就是具有较大的孔隙度，在孔隙度测井曲线上（如中子、密度、声波）反映为较大的孔隙度数值，处理成果图上显示较大的地层孔隙度；渗透性较好在测井资料上显示微电极有较大的正差异，自然电位有较大的正（或负）异常，计算的渗透率较高；含油性较好在电阻率测井曲线显示电阻率较高，深、中、浅三电阻率组合表现为低侵电阻率模式，即R深>R中>R浅（极高地层水矿化度的低电阻率油层也可显示为高侵电阻率模式或无侵），处理成果上显示为较低的含水饱和度（Sw），且Sw≈Swir（束缚水饱和度），有较好的可动油气孔隙体积。

2.典型气层

典型气层在岩性、储集性、渗透性方面与油层相同，不同的地方在于油层的储层储油而气层则储气。在测井曲线及处理成果图上的显示气层与油层也基本相同，不同点在于孔隙度测井曲线的响应方面：由于气层的含氢指数比油层和水层都小，对中子测井存在“挖掘效应”，即中子孔隙度数值明显比邻近的油层或水层低；同时由于气体的声波传播速度比液体的慢以及气体对声波的吸收作用，在气层处，声波时差曲线会出现“周波跳跃”或时差增大现象，导致声波孔隙度远大于邻近油层或水层；气体的存在还可以使储层的地层密度测井值减小，所以在气层处，密度测井数值会出现减小的现象；中子伽马曲线在气层处出现高值。综上所述，在气层处，存在R深>R中>R浅，φD、ΦS>φ，φN<φ，中子伽马出现高值是气层与油层的主要区别。此外，钻遇气层时气测数值增大，甲烷含量高，岩心或岩屑有气味或荧光。

3.典型油水同层

油水同层在含油性方面比水层好但比油层差，在试油结果方面表现为油水同出，含水率一般在10～90%之间。从测井资料分析，可以把油水同层分为两种：一种是油水可以分异的油水同层，叫分异油水同层；一种是油水不可分异的油水同层。

（1）分异油水同层

分异油水同层在岩性、储集性、渗透性方面与油层相同，不同的地方在于含油性比油层差。在测井曲线上显示为：电阻率比油层的低而比邻近水层的高，深、中、浅三电阻率组合表现为低侵幅度小或无侵（有时也会出现高侵），电阻率在层的顶部高而在层的底部低；自然电位表现为在层的顶部相对幅度小而在层的底部相对幅度变大；在处理成果图上有可动水出现。

（2）不可分异油水同层

不可分异油水同层一般存在于岩性、物性较差的储层当中。不可分异油水同层由于其自身的特殊性，利用测井资料识别它有一定的难度，一般在测井资料上显示为：电阻率比典型油层的低但比明显水层的高，深、中、浅三电阻率组合表现为低侵幅度小或无侵；自然电位幅度比明显油层的要大；处理成果图上有可动水出现。

4.含油水层

含油水层在岩性、储集性、渗透性方面与水层相同，不同的地方在于含油性比水层稍好。含油水层含有残余油或小量可动油，含水一般为90%～100%，在测井资料上显示为：电阻率较低但比水层稍高，深、中、浅三电阻率组合表现为高侵电阻率模式；自然电位幅度较大且与邻近水层的幅度基本相同；处理成果图表现为高含水饱和度（Sw≈80%），有可动水存在且含水率高（Fw≈95%）；油气分析中以残余油为主，有时含油水层在录井、钻井取心、井壁取心等第一性资料中有较好的油

气显示，但油质多为稠油和重质油，用四氯化碳浸泡时，颜色出现浓黑，在分析这类储层的第一性资料时应引起注意。

5.水层

典型水层在岩石储集性、渗透性方面与油层相同，只是在含油性方面不同，典型水层不含油，一般在测井曲线上表现为：电阻率较低，深、中、浅三电阻率组合显示为高侵电阻率模式，即R浅>R

中

>R深；SP幅度比油层的稍大；处理成果图显示为：含水饱和度接近100%，且远大于束缚水饱和

度（Sw>>Swirr），有可动水存在。

6.干层

干层是指储集性、渗透性极差的地层，表现在产能方面为没有产能或产能极低。干层可分两类，第一类为泥质砂岩类干层，这类干层在测井曲线上表现为：中子、声波孔隙度较大，而密度孔隙度较小，自然电位幅度小，自然伽马数值较高，微电极正差异幅度小或无差异。第二类为碳酸盐岩或灰质、白云质砂岩类干层。这类干层在测井曲线上表现为：中子、密度、声波孔隙度都较小，自然电位异常幅度小，自然伽马数值较低，微电极正差异幅度小或无差异。干层在电阻率曲线上的响应变化比较大，含油干层为高电阻率，含水干层电阻率相对较低。

7.水淹层

水淹层就是受注入水波及、冲刷的一类油水共存的储层，在测井资料上主要有以下几方面的显示特点：

（1）自然电位泥岩基线发生偏移、出现台阶。由于注入水的性质与原生地层水的性质不一致，破坏了原有的地层自然电位体系，造成自然电位泥岩基线发生偏移，一般出现台阶，这种现象多发生在注淡水的油田中。

（2）自然电位在储层处发生不规则的变形。由于注入水的影响，自然电位在储层处发生变形，这种现象多发生在注污水的油田中。

（3）在储层中局部有“水道”或“水锥”现象出现，由于砂体的不同部位物性有所不同，注入水容易沿着渗透性好的部位快速推进，形成所谓“水道”或“水锥”现象，在测井资料上表现为：在砂层的局部电阻率降低、自然电位幅度增大，有时微电极幅度（特别是微电位）出现下降。

（4）电阻率整体出现下降。由于注入水进入原来的油层，导致储层含水量增高、电阻率降低，电阻率下降的幅度与水淹程度和注入水的性质有关。

（5）可动水分析储层有可动水出现。用可动水分析法分析储层有可动水存在，即Sw＞Swir，产水率Fw＝＞0。

目前，水淹层依产水率Fw＝的大小分五级解释，其解释标准为： ——油层：Fw＝0～10%； ——弱水淹：Fw＝10%～40%； ——中水淹：Fw＝40%～60%； ——较强水淹：Fw＝60%～80%； ——强水淹：Fw≥80%。

为了全面地了解水淹层岩石在注水过程中电阻率的变化特征和规律，我们进行了注水驱油实验研究。实验中，用煤油模拟原油，模拟地层水矿化度为20000g/L，分别采用不同矿化度的水注入，注入水矿化度与地层水矿化度之比为1:20、1:10、1:2.5、1:1，即其电阻率之比Rwj/Rwi约为20、10、2.5、1进行实验，电阻率随饱和度的变化分别对应着图1-5-2（a）～（f）所示的情况，从图中可以看出水淹层电阻率的变化有如下特征和规律：

（1）当电阻率之比Rwj/Rwi>2.5时，这是图1-5-2中所示的相当于注淡水的情况，岩样电阻率