海相层系测井地质与工程应用技术

(1)泥页岩气储层的常规测井曲线响应由于页岩气与常规气一样，是不导电介质，具有密度小、含氢指数低、传播速度慢等物理特性。因此，含气页岩的测井响应应该不同于非含气页岩，利用页岩气储层在常规测井曲线上的响应特征，通过测井解释资料，不仅可以识别储层，还能够进行地层评价。识别页岩气储层所需要的常规测井方法主要有：自然伽马、井径、中子、密度、声波时差和电阻率测井。以下依次对页岩气储层在常规测井曲线上的响应特征进行分析：① 自然伽马测井：泥页岩气储层的自然伽马值显示高值，这是由于：①泥页岩中泥质含量较高，泥质含量越高放射性就越强；②含气页岩中有机质含量丰富，通常情况下干酪根形成于一个使铀沉淀的还原环境，从而具有较强的放射性，导致自然伽马值升高。② 井径测井：页岩一般表现为扩径，而且有机质含量越高，扩径越明显。③ 声波时差测井：页岩气储层的声波时差值显示为高值，并伴有周波跳跃现象，这是由于：A页岩气的存在使得声波速度降低，声波时差增大；B.声波在有机质中传播的速度较低，含气页岩中含有大量有机质，导致声波时差增大。如果声波时差值偏小，则说明页岩地层中有机质丰度低，经济开采价值不大；C.含气页岩内部发育裂缝，遇到裂缝气层会发生周波跳跃现象，或者曲线突然拔高。④ 中子测井：页岩气储层中子测井显示为高值。中子测井反映的是地层中的含氢量也就是地层孔隙度。中子测井值升高的原因为：①在页岩气储层中，含气会导致中子密度值减小，但是束缚水会使中子密度值增大，由于页岩中束缚水饱和度要大于含气饱和度，因此，两者综合的效果还是会使页岩气的中子密度值升高；②页岩气储层中有机质的氢含量使得中子密度值升高。⑤ 地层密度测井：地层密度显示为低值。地层密度值实际上测量的是地层的电子密度，而电子密度相当于地层体积密度。页岩密度为低值，比砂岩和碳酸盐岩的地层密度值低，但是比煤层和硬石膏的地层密度值高出很多。对于含气页岩储层来讲，随着有机质和烃类气体含量增加，将会使地层密度值变得更低，如果页岩气储层中发育裂缝，也会使地层密度测井值降低。⑥ 岩性密度测井：岩性密度表现为低值。岩性密度测井的Pe值可以用来指示岩性，用于识别页岩中的黏土矿物类型。页岩矿物组分的变化，将导致单位体积页岩岩性密度测井值发生变化。⑦ 电阻率测井：泥页岩的深浅电阻率总体低值，局部负值。泥页岩气的电阻率受到很多因素的影响，主要有：①页岩泥质含量高，束缚水饱和度高，而这两者的电阻率都很低；②页岩气储层低孔低渗，使得泥浆滤液侵入范围很小，侵入带影响很小，深浅曲线值非常相近，这反映了页岩气储集层的渗透率值低；③有机质电阻率高，干酪根的电阻率为无限大，含气页岩中有机质丰度高，会进一步导致电阻率测井值升高。在表10.1中对泥页岩气储层的常规测井响应特征进行了总结，图10.1展示了实际测量的页岩气储层的常规测井曲线，与普通页岩相比，含气页岩具有自然伽马强度高、电阻率大、地层密度低和光电效应低的典型特征。图10.1 泥页岩气储层的实际测井响应曲线(据SHELL，2006)表10.1 泥页岩气储层的常规测井响应特征(2)测井评价基本方法从测井资料中准确分析有关泥页岩气储层的物性参数和地化参数，在泥页岩地层评价中占据着非常重要的地位。不同的服务公司都发展了其独特的页岩地层的测井评价方法，这些方法都是在常规测井分析理论的基础上发展得到的。与常规储层预测不同，泥页岩气储层的关键在于对生烃潜力和力学特征的评价和认识，这就意味着从测井曲线中分析估算泥页岩的有机质丰度、成熟度、孔隙度、矿物组分和弹性参数成为重点。但是由于泥页岩的矿物组分非常复杂而且次生矿物发育，使得对泥页岩储层的认识变得相当困难，矿物组分分析是泥页岩气储层评价的重点和基础。为了获取这些参数，要充分发挥常规测井和先进测井技术的优势，综合多种测井技术对泥页岩地层进行全面评价。表10.2中总结了泥页岩气储层评价中几种常用的测井方法以及它们的主要用途，在实际泥页岩气生产中，这些测井技术在地层评价中发挥了重要作用，通过不同测井技术的结合，最终能够获取有关储层的重要参数信息。表10.2 地层评价中常用的测井方法及其主要用途通过以上一系列测井方法技术相结合，试图对泥页岩气储层进行以下评估：①估算泥页岩有机质丰度和成熟度，对泥页岩地层的产气量进行评估；②预测泥页岩的矿物组分和弹性性质，对页岩的工程开采难易程度进行评估；③计算孔隙度、饱和度等物性参数，对页岩储层的储集空间和连通性进行评价；④利用成像测井，分析泥页岩气储层中发育的天然裂缝。如何综合利用多种测井方法进行泥页岩地层评价，这是石油工作者十分关注的，在此总结了常用的基本分析方法。泥页岩气储层和常规储层最直接的差异在于它含有丰富的有机质，当计算其他储层参数时一般都要考虑有机质的影响，需要有机质作为已知的输入条件。因此，预测泥页岩的有机质丰度是基础，将当作重点进行介绍，对于其他储层参数的估算方法简要介绍其方法和思想。① 有机质丰度估算方法泥页岩含有丰度的有机质，由于有机质的存在，会使得测井曲线发生相应的变化。正是由于这种差异，才使得利用测井技术预测TOC有理论依据。表10.3总结了由于存在有机质所导致的常规测井响应特征的变化(Fertl和Chinliger，1988；Passey等，1990)。利用不同的特征差异，就能够得到不同的TOC估算方法。有的方法仅仅利用了单方面的特征差异，只利用自然伽马强度的差异或者密度差异，而有些方法则利用了多种特征的差异，例如ALogR方法。表10.4总结了计算TOC的几种方法思路，总体来讲，主要是利用了有机质密度低、含有放射性元素、饱含孔隙和电阻率无穷大的特征。表10.3 有机质导致的泥页岩气储层测井响应特征的变化(据Sondergeld等，2010)表10.4 利用测井曲线计算TOC的方法(修改于Sondergeld等，2010)

我测井的 楼下说的很清楚了 就是用地球物理的手段解决地下油气资源的开发和勘探 是在开发前中后期都会用到测井 分勘探测井、工程测井、生产测井。是最精细的探测方法。但受到测井仪器的影响，国内的技术比国外落后很多。

测井技术是油气资源评价的关键技术手段，其核心是储层有效性的评价、油气层识别和计算储量。以碳酸盐岩为主体的海相油气藏储层的严重非均质性、孔隙结构的多重性，以及低孔、低渗特点，使得传统测井解释理论、方法和技术面临着许多的挑战，成为当今测井评价的一个世界性难题。以碳酸盐岩为主体的海相储层，岩石成分、结构的复杂性和孔隙空间的多重性以及极不均匀的随机分布，导致储层具有很强的非均质性，并在岩石物理学和渗流物理学乃至油气分布等方面具有比砂岩储层更为复杂的特点。为此，建立在均质、各向同性地层基础之上的传统测井理论和许多成熟的评价技术，在海相油气藏勘探中，其有效性往往发生退化，甚至无效。进一步优化和更新原有的测井解释理论、探索新的思路和评价方法，已成为国内外测井行业普遍关注的课题。储层孔隙度低、非均质性强烈，电阻率和孔隙度测井的测量结果受岩石骨架和孔隙结构影响严重，反映储层孔隙流体性质的信息弱，又由于裂缝系统泥浆的深侵入特点，造成储层流体性质难以识别。海相油气藏勘探所处的深层、高温、高压、小井眼以及存在腐蚀气体（如硫化氢）等复杂环境条件，增加了测井技术配套和取全取准资料的难度，特别是影响了成像测井等关键技术的应用。储层的非均质性、岩石成分的复杂性和低孔隙度特点，影响了一系列储量参数（岩石矿物成分、孔隙度、饱和度、有效厚度等）确定的精度，增加储量计算的难度，需要从测井解释理论和计算方法进行优化。为此，要充分利用现代测井技术发展的优势，通过应用基础的理论研究，优化和更新传统测井解释理论，探索新的思路和评价方法，以应对以碳酸盐岩为主体的海相油气藏勘探中储层测井评价面临的难题。目标是形成一套适应于海相非均质储层的测井理论方法、比较完整和有效的储层评价技术及仪器系列，提高海相油气藏勘探的效率和效益。

井下地层是由各类岩石所组成的，不同的岩石具有不同的物理、化学性质，为了研究各类岩石的物理性质及井下地层是否含有石油天然气和其他有用矿产，建立了一门实用性很强的边缘学科——测井学，简称“测井”。它以地质学、物理学、数学为理论基础，采用计算机信息技术、电子技术及传感器技术，设计出专门的测井仪器，沿着井身进行测量，得出地层的各种物理化学性质、地层结构及井身几何特性等各种信息，为石油天然气勘探、油气田开发提供重要数据和资料。测井的井场作业由测井地面仪器、绞车和电缆组成，通过电缆把下井仪器放到井底，在提升电缆过程中进行测量。地球物理测井包括以下方法：(1)电测井，如视电阻率测井、侧向测井、感应测井、阵列感应测井等，能在各种井眼条件下测量地层电阻率。(2)电磁波传播测井，测量岩石介电常数，利用地层电阻率和介电常数能准确地划分出油气层。(3)地层倾角测井，确定井下地层的产状和构造。(4)全井眼地层微电阻率扫描成像测井，能研究地层结构、层理及裂缝等，并能给出井壁成像。(5)声波测井，如声速测井、阵列声波测井、偶极声波成像测井等，可用于确定地层孔隙度、渗透率、裂缝及机械特性等。井下声波电视可提供井壁图像，是成像测井系列的重要方法之一。(6)核测井(放射性测井)，自然伽马测井用于测量岩石的自然放射性，自然伽马能谱测井可确定岩石中铀、钍、钾的含量。用伽马射线源照射地层可确定地层的岩性和密度，称为岩性密度测井。用中子源照射地层可研究地层的中子特性，包括中子测井、中子寿命测井、碳氧比测井、中子活化测井等，用于确定井下地层的岩性、孔隙度及含油饱和度，是划分油、气、水层的重要方法。(7)近年来又兴起一种新的测井方法——核磁共振测井，能测量地层孔隙度、束缚水及可动流体饱和度。(8)热测井，测量井下地层温度。在油井生产过程中测量各地层的油气产量的方法统称生产测井。地球物理测井已成为勘探地下油气藏及其他有用矿产的重要方法，在能源、矿产资源建设中起着重要作用。测井技术是油气勘探的“眼睛”。中国的隐蔽性油气藏多，客观要求这双眼睛特别明亮、敏锐，可是常规测井技术只能对地层性质做大致的划分，精度不够，需要一种新的测井手段，就是成像测井。这种技术采集信息多，精度高，不受干扰，能准确确定地层的真正电阻率，是解决复杂储层测井评价的有力手段。从20世纪90年代起，我国开始进口国外的成像测井装备。后来，中国测井技术人员研制出拥有自主知识产权的测井成像装备，整体性能达到国际在用设备先进水平。这标志着中国测井技术进入成像时代。

问题太模糊。给个基本的：测井，也叫地球物理测井或石油测井，简称测井，是利用岩层的电化学特性、导电特性、声学特性、放射性等地球物理特性，测量地球物理参数的方法，属于应用地球物理方法（包括重、磁、电、震、测井）之一。石油钻井时，在钻到设计井深深度后都必须进行测井，又称完井电测，以获得各种石油地质及工程技术资料，作为完井和开发油田的原始资料。这种测井习惯上称为裸眼测井。而在油井下完套管后所进行的二系列测井，习惯上称为生产测井或开发测井。其发展大体经历了模拟测井、数字测井、数控测井、成像测井四个阶段。通常地球物理测井，把利用电、磁、声、热、核等物理原理制造的各种测井仪器，由测井电缆下入井内，使地面电测仪可沿着井筒连续记录随深度变化的各种参数。通过表示这类参数的曲线，来识别地下的岩层，如油、气、水层、煤层、金属矿床等。 对石油工业来说，在勘探期间寻找新油田的测井称勘探测井，内容有：①地层倾角测井（了解地下构造及沉积构造）；②饱和度测井（识别岩性、油、气、水储集层）；③电缆式地层测试（对油、气、水储集层进行测试）。 在开采过程中的测井称开发测井。主要测定井下油、气、水层的岩石物理性质，监测各油层的工作情况，检查开发井的技术状况等，是开发井采取作业措施和进行油田开发调整的重要依据。内容有饱和度测井、生产测井、工程测井。

1概况P.S测井又称弹性波速度测井，它是地震勘探方法之一，也是地球物理测井技术的一个重要分支，目前已广泛应用于水利水电工程、石油工程、铁路工程、冶金工程、工业与民用建筑等众多岩土工程地质勘察领域，取得了良好的应用效果。一般来说，P.S测井可原位测定压缩波（Pressure Wave）和剪切波（Shear Wave）在岩(土)体中的传播速度，从而避免了室内测试所带来的误差，它能有效地解决许多地质问题，诸如确定场地土类型、建筑场地类别；提供断层破碎带、地层厚度、固结特性和软硬程度、评价岩(土)体质量等；并可计算工程动力学参数，如动剪切模量、动弹性模量等。本文介绍了P.S测井的工作原理和野外测试方法，并结合工程实例，说明其应用效果。不妥之处，请批评指正。2工作原理以岩(土)体的弹性特征为基础，通过测定不同岩(土)层的剪切波(S波)、压缩波(P波)的传播速度，计算岩(土)体的动弹性参数，据此判定岩(土)体的工程性质，为工程设计提供可靠的科学依据。实测一般采用单孔检层法，即地面激发以产生弹性波，孔内由检波器接收弹性波。当地面震源采用叩板时可正反向激发，并产生剪切波(S波)，利用剪切波震相差1800的特性来识别S波的初至时间。图1为正反向激发时由地震仪记录的实测波形图。实测通常由震源和记录仪器组成，震源设置一般距孔口2～4m，平放一块压重物的木板，测试孔应位于木板长轴的中垂线上，使木板与地面紧密接触。木板长2.5～3.0m，宽0.3～0.4m，厚0.06～0.10m，上压约500～1000kg的重物。当分别水平敲击木板两端时，产生弹性波(此时以S波为主)。记录仪器由井中三分量检波器和工程地震仪构成，三分量检波器放置井中某一深度，接收由震源产生的弹性波信号，并通过连接电缆输送给地震仪，再由地震仪记录并存储以备后期数据处理之用，图2为单孔检层法测试示意图。单孔检层法测试弹性波时，由于震源板离孔口尚有一定距离，所以计算测段内地层波速时需将弹性波的非纵测线旅行时校正为纵测线旅行时，计算公式如下：式中：t"—纵测线旅行时(s);t—非纵测线旅行时(s);h—测点孔深(m)；x—震源板距孔口的距离(m)。由校正后的纵测线旅行时求得各测试地层的弹性波速，进而可根据剪切波速Vs和压缩波速Vp计算岩(土)层的动弹性参数。计算公式如下：Ed=2ρVp2(1+μ) ……………………………………(4)Gd=ρVs2……………………………………………(5)式中：ρ—介质密度(g/cm3)；Vp—压缩波速度(m/s)；Vs—剪切波速度(m/s)；μ—泊松比Ed—动弹性模量(GPa)；Gd—动剪切模量(GPa)；实测过程中应注意以下特征：(1) 压缩波传播速度较剪切波速度快，压缩波为初至波；(2) 震源板两端分别作水平激发时，剪切波相位反向，而压缩波相位不变；(3) 检波器下孔一定深度后，压缩波波幅变小，频率变高，而剪切波幅度大，频率低。(4) 最小测试深度应大于震源板至孔口之间的距离，以避免浅部高速地层界面可能造成的折射波影响。4工程实例实例1天津院综合楼场地评价根据任务要求，用单孔检层法对建筑场地内一深30m的钻孔，进行了剪切波测试。备注①Qml素填土：粉质粘土为主，顶部夹有少量碎砖块及灰渣。层厚约2.0m。116.5人工填土层②Qh3粉质粘土夹少量淤泥质粉质粘土。层厚3.0m。167.7第一陆相层③Qh2-3粉质粘土、淤泥质粉质粘土夹粘质粉土、粘土。层厚3.0m。④Qh2-2淤泥质粉质粘土、粉质粘土夹淤泥质粘土、粉质粘土。层厚3.5m。177.3⑤Qh2-1淤泥质粉质粘土夹粉质粘土、粘质粉土、粉砂等。层厚3.0m.113.8⑥Qh1-3粉质粘土夹砂质粉土、粘质粉土、粘土。层厚4.5m。⑦Qh1-2粉砂夹薄层状粉质粘土、粘土、粘质粉土。层厚3.6m。235.9⑧Qh1-1粉质粘土夹粘质粉土、细砂。层顶埋深22.6m，层厚大于7.4m。(1) 场地类别划分a.平均波速法：勘察分析表明本区地层为中软场地土，且覆盖层厚度大于60m。由表1中各层Vs值，对深度30m范围以内各地层平均的Vs值进行厚度加权平均后得196.8m/s，参照文献(1)(P14页表3.2.1)知该区场地类别属Ⅲ类。b.卓越周期法：卓越周期T可按下式计算，即：式中：hi—第i层土的厚度(m)；Vsi—第i层土的剪切波速(m/s)；n—土层数；由表1中各地层的Vsi值计算得：T=0.653(s)，参照文献(2)(P47页表5.2.5)知该区场地类别属Ⅲ类。由此可见该综合楼场地类别应属于Ⅲ类，以此为依据进行地基处理和结构设计。(2) 地基土液化判别：按公式(7)计算地层的临界剪切波速(Vscr)，当实测地层剪切波速小于Vscr时该地层被判为液化，否则为不液化。式中：d—剪切波测点深度(m)；Kv—系数，本区地震基本烈度为Ⅶ度，则取42。计算结果表明，在深度12.0～15.0m范围内(即海相层中⑤Qh2-1)的淤泥质粉土夹粉砂层Vs＜Vscr，即判定为液化层。实例2正义峡输水干渠基础评价正义峡输水干渠地处甘肃省酒泉地区金塔县境内，输水干渠自大墩门引水枢纽(渠首)取水，经金塔县芨芨乡、鼎新镇和双城子乡以及东风场区内的荒漠、戈壁滩，向内蒙古自治区的额济纳旗平原供水，线路全长约96.058Km。干渠设计流量55m3/s；加大流量60m3/s。渠道设计纵坡1/1000～1/2000，边坡1：1.75，底宽3～6m，设计水深2.27～3.28m，设计流速1.92～2.43m/s，一般为明挖梯形混凝土预制板衬砌断面。渠基多由第四系中、上更新统冲洪积松散堆积物组成，岩性为含砾砂、砂、含砾砂壤土、壤土、粘土等。其中含砾砂、砂广泛分布于干渠沿线各段，且在干渠0+000～0+080及77+500～95+803渠段厚度较小，一般为3～6m，其余地段厚度均较大，一般多大于20m。砂以细砂为主，夹有呈透镜体状分布的粗砂、中砂及极细砂等，砾石多为细砾，含量多小于5%，磨圆度较好。另外在该层中还夹有壤土、粘土等粘性土层，多呈透镜体展布，厚度多小于1.0m；含砾砂壤土，分布于含砾砂、砂层之下，在干渠50+200～69+500渠段揭露，埋深5～10m，厚度大于10m，砾石多为细砾，含量小于5%，土为砂壤土。沿线地下水位在干渠上游段埋藏较深，一般大于10m（局部因地势低洼地下水位埋深约5～8m）；中游段埋深较浅，一般小于2～3m；下游段埋藏深度居中，一般为4～7m。同时，地下水位的动态变化受黑河河水的丰枯、田间回灌水的多少和人工开采量的大小等因素的控制较为显著。沿渠线实施剪切波测试的钻孔共17个，所测钻孔均分布于渠道中心线上。测试对象均为第四系中、上更新统冲洪积松散堆积物，其岩性主要为中细砂或含砾中细砂，其次为含砾粗砂等；其层间夹有薄层砂砾石、砂壤土、粉质壤土等。从实测结果来看具有以下规律：地表以下地层随深度的增加其剪切波速和动剪切模量等动弹性参数逐渐增大。在测试深度内具体可划分为三个速度带，即深度0～5m范围内地层剪切波速一般为190～240m/s，动剪切模量一般为0.057～0.096GPa；深度5～10m范围内地层剪切波速一般为250～300m/s，动剪切模量一般为0.103～0.143GPa；深度10～15m的第四系中细砂、中粗砂层的剪切波速一般为300～450m/s，动剪切模量一般为0.143～0.320GPa。按照《建筑抗震设计规范》(GBJ 11—89)规定，场地土类型宜根据土层剪切波速Vs依表2标准划分。表2场地土类型划分类别岩土名称和性状平均剪切波速(m/s)坚硬场地土稳定岩石，密实的碎石土Vs＞500中硬场地土密实、中密的砾、粗、中砂500≥Vs＞250中软场地土稍密的砾、粗、中砂250≥Vs＞150软弱场地土淤泥质土、松散的砂Vs＜140由此可知，该输水干渠渠基深度0～5m范围内地层(含砾砂、砂等)属于中软场地土；深度5～10m范围内地层(含砾砂、砂等)属于中硬场地土；深度10～15m的第四系中细砂、中粗砂地层也属于中硬场地土。5结语弹性波在岩(土)层中的传播速度是反映岩(土)体的动力特性的一项重要参数，根据实测岩(土)体的弹性波速，能为抗震设计提供岩(土)体的动力参数、划分建筑场地类别、评价地震效应、进行场地地震反应分析和地震破坏潜势分析等。P.S测井是一种简便、快速、准确的原位测试方法，随着电子技术、信号分析、数据处理等手段的广泛运用，必将为工程设计、施工提供更多的参数和可靠的设计依据。更多关于工程/服务/采购类的标书代写制作，提升中标率，您可以点击底部官网客服免费咨询：https://bid.lcyff.com/#/?source=bdzd

（一）测井勘探技术简介测井是通过在钻孔内测量各个岩层的不同物理性质来研究钻孔地质剖面，解决地下地质问题和了解钻孔技术状况。1910年首次试用了电阻仪测井。我国在20世纪50年代初开始采用电测井技术。60年代以来，世界各国广泛利用岩层的电、磁、核、声、热等各种物性特征，开发出多种测井方法。早期的测井为单道测量、模拟记录。单独采用电测井方法研究钻孔剖面会出现许多难以解决的问题。每一种测井参数只反映岩性的一个侧面，各种测井方法都有其局限性。因此，通常采用综合测井技术，取长补短，去伪存真。我国已把综合测井技术列为油、气、煤等矿产地质勘探的常规手段，其测井曲线可作为划分岩油、气层、煤层，确定其厚度和埋藏深度，以及区分含水层、隔水层的重要依据。随着电子技术和计算机技术的发展，油气、煤炭测井技术走上了数字化道路，它使油气测井技术从定性分层定厚发展到定量分析；从人工解释发展到计算机解释与成图；从单一划分岩层到解决多种地质问题，为评估油气煤炭等资源储量及其产量提供科学依据。中国应用测井技术勘探始于1939年，七十多年来，中国油气、煤炭勘探测井技术经历了5次更新换代。第一代：半自动测井技术：第二代：全自动测井技术；第三代：数字测井技术；第四代：数控测井技术；第五代：成像测井技术，这些测井技术对提高油气煤炭等资源的勘探效益发挥了重要作用。（二）目前测井解释过程中存在的问题（1）解释的不确定性利用测井技术测得的信息仅仅是间接包含了岩石的地学描述信息，而不是直接得出地学知识信息。人们希望用测井数据去直接解释一个地质目标，也就是说在测井与地质之间寻找对应关系。由于测井数据集是确定的，全部可量化的（而不是描述的），维数是有限的（即仅有几种测井方法），因此测井数据集与地质描述结合之间就不是一一对应的，存在着不确定的解。（2）解释的区域性由于沉积体与沉积环境密切相关，因此地质对沉积体的描述大多是地区性的。而测井方法是固定的，同样是电阻率曲线对不同井、不同层位、不同地区，即使是同一类岩石也不会具有相同的数量。这就是为什么用同一种测井方法，如果不修改控制参数，在研究地学问题时在不同的地区会得到不同的结论。（3）负载能力有限性地球物理测井测的是地层的电性、声学特性和核物理特性，加上探测研究环境和条件的影响，不同的地质对象的响应差异并不显著，如有岩性误差，测井仪误差，井径和钻井液影响。所以测井识别地质现象的能力是很有限的，需要数学和物理约束，才可以得出满意的解。测井地质学成果是地质识别的辅助信息，即辅助地质人员在由数据信息到知识和智慧（即决策）信息的生成过程中少走弯路，节省投入，达到事半功倍的境界。（三）测井发展主要方向1.测井技术发展方向（1）电磁成像测井技术它是电测井发展的主流方向，它使电测井信息的现场处理和后处理技术发生了突破，可以提供较为完善的测井图像，方便直观解释与应用。电磁成像测井仪器采集的信息量大，信息全面，经过复杂的测后处理，如软件聚焦、图像处理等可形成曲线、图像，适于进行地质应用解释。（2）随钻测井技术随钻测井是一种新型的测井技术，它能够在钻开地层的同时实时测量地层信息。它的最大优点是能实时测井，在定向井和水平井的钻进过程中，用随钻测量的数据可实时确定井眼轨迹和地层岩性，从而可以实时确定靶点命中情况；其次，不需要电缆，可测全常规测井项目，由于测速慢，降低了放射性测井的统计误差，提高了仪器的纵向分辨率；最后，随钻测井数据是在地层刚钻开后不久测量到的，这时的地层还未受钻井液污染或侵入很浅，能较真实地反映原始地层的特性。随钻测井系统的缺点是数据传输率低，实时传输的曲线条数和数据采样率受到限制，数据的精度也低于电缆测井，在探测器设计、可靠性和数据传输、资料应用等方面还存在一些问题。尽管随钻测量在进行地层评价方面还存在明显不足，但它仍是进行地层评价的一种有效的方法，在某些情况下，可以提供更好的结果。近几年来，由于随钻传感器的质量不断得到改善，其在地层评价方面的应用也日趋广泛，提高了随钻测量信息的可靠性。由于中子孔隙度、地层密度和补偿双电阻率随钻测井仪的问世，随钻测量在地层评价中的应用不断扩大。随着随钻测量数据传输率的改善，将会进一步提高采样的频率，并允许进行更多的随钻测量，如地层倾角、微电阻率测井、核磁共振等。这些信息与井场计算机系统相结合可进行实时的油气分析。另外，随钻测量的数据解释、质量控制、标准化等问题也会逐步改善，使随钻测量技术得到完善和提高。（3）井间测井技术发展井间测井技术，包括井间地震测井和井间电磁成像测井。主要是通过实现对井间地层特性的直接测量，改变测井横向探测能力不足的固有弱点，同时也能较好地解决井孔与井间所采集到的信息类型和信息丰度极不平衡的问题，以及进一步改变单纯以井为分析窗口推演和预测井间地层属性的传统研究模式。美国能源部把井间电磁成像特别是金属套管井间电磁成像列为面向21世纪的能源科技战略发展规划的重点技术研究项目。目前，在我国，井间测井技术主要在油气勘探方面得到一些应用。胜利油田从1997年开始，与美国EMI公司开展井间电磁成像测井技术应用方法的合作研究，主要的技术目标是实现井间电阻率信息的直接测量，以提供反映井间构造、储层和油气水分布的二维乃至三维的电阻率图像。经过双方共同努力，分别在胜利油田所属的孤岛、埕东油田的3对井中，成功地进行了10个井次的井间电磁成像大型工业性试验。反演得到的井间电阻率成像图，分析井间油水分布也见到较好的地质效果，标志着井间电磁成像测井技术在实用化方面有了重要的进展，并有可能应用于其他能源矿产的勘探。（4）测井的正演、反演研究电法测井正演研究是电法测井研究的基础。正演模拟计算可为仪器设计服务，仪器的改进也必然需要正演模拟的配合。为了尽量准确、快速地求取地层电性参数，在给定完善仪器的条件下，使正演计算方法快速准确，反演算法才可能稳定有效。电磁测井的数据处理和成果解释都离不开数值模拟，这些使电测井的正演、反演成为研究热点。（5）测井装备向高可靠、集成化、成像化、网络化发展井下仪器向阵列化和集成化发展，变单点测量为阵列测量，以适应地层非均质的需要；变分散的仪器测量为高精度的组合仪器测量，以适应质量和效率的需要。（6）声波测井方面偶极子和多极子横波测井、声源及声波频谱测井研究、井间声波测井研究、声波测井识别油气、煤炭等矿产资源探索都将成为研究的热点。（7）核测井方面中子测井法将继续得到发展。（8）套管井电阻率测井以及井下永久探测器等油藏动态监测技术系列不断发展和完善（9）数字电子技术和遥测技术不断改进使仪器精度和可靠性得到提高，使仪器的应用扩展到高温高压环境，使井下处理得以增强，促进了新的小井眼设计取得成功。2.测井解释发展方向1）更新用测井资料确定岩性、岩相、环境研究的概念，将测井信息作为单项指标量提高到模型化的高度（即由数量模型提高到概念模型），建立典型模型。2）深入研究测井曲线的旋回特性，建立测井层序地层学分析体系，并以层序地层、旋回地层和地层模拟为综合测井和地震勘探资料研究使地震高分辨率上升到测井的量级，使测井在区域研究上有更大的用武之地。3）将测井资料进一步有效地应用到地应力计算、次生孔隙评价、地层敏感性分析和油层、煤层保护等工程方面。4）测井资料应用从目前的单井评价和多井评价发展为油气煤层等综合优化管理的整体解决方案。

地层岩石力学性能测井表征方法包括：1、声波测井。声波测井是最常用的方法之一，它通过测量声波在地层岩石中传播的速度和衰减程度来确定岩石的弹性模量和泊松比。2、密度测井.密度测井则是通过测量地层岩石的密度来计算岩石的抗压强度。3、核磁共振测井。核磁共振测井则是通过测量地层岩石中的水分子的信号来确定岩石的孔隙度和渗透率等参数。地层岩石力学性能测井表征应用则包括以下两种：4、在油气井完井设计中，需要根据地层岩石的力学性能参数来确定井壁稳定性和井筒完整性。5、在油气储层评价中，需要根据地层岩石的孔隙度和渗透率等参数来确定储层的储量和产能。地层岩石力学性能测井表征方法指利用测井技术对地层岩石的物理性质进行测量，并通过分析这些数据来确定地层岩石的力学性能，包括弹性模量、泊松比、抗压强度等。

1.总则煤层气测井包括在煤层气井中进行的裸眼测井、套管测井及随钻测井等。煤层气测井贯穿煤层气勘探开发全过程，为煤层气田评价与描述、方案编制与调整、动态分析及生产管理等工作提供重要依据。2.测井设计2.1 测井设计应以优化测井系列，取全取准各项资料，满足地质、工程评价需要为目标。2.2 测井设计前应掌握地质、工程目的和要求、施工作业条件、煤层气井生产动态等资料以及测井研究所取得的各项认识和成果。2.3 测井设计应包括基础数据、测井目的和要求、测井项目及测量井段、测井施工作业的条件和要求、测井资料质量控制及要求、安全与环保要求等项内容。2.4 探井测井设计应包括煤层识别和划分、煤岩煤质特征评价、煤储层物性评价、煤层含气量及吸附饱和度评价、煤岩力学性质评价、钻井工程基本评价等项内容。2.5 探井测井项目基本系列：自然伽马、自然电位、电阻率、补偿声波、补偿密度、补偿中子、井径等。2.6 开发井测井项目系列参照探井，可适当减少。2.7 为了研究煤层气富集规律，解决一些特殊的地质问题，可以加测特殊项目。2.8 煤层气井完钻后24 小时内应进行测井。2.9 煤层气套管测井主要指为工程施工、工程状况检测和工程评价等目的进行的测井作业。套管测井设计应满足以下要求：固井质量评价应测声幅、磁定位和自然伽马三条曲线，特殊情况，加测变密度等其他测井项目。煤层中含硫化氢的地区应测中子伽马；新井射孔或老井补孔，应选择一定比例的井点进行射孔状况检测，评价射孔质量；对老井应选择一定比例的井进行套管质量检测。2.10 煤层气随钻测井主要指钻水平井或多分支水平井过程中进行的随钻跟踪测井。主要目的为进行煤层跟踪，分析描述井眼轨迹，工程地质评价。随钻测井项目应保证：自然伽马、自然电位、电阻率和全井段的井斜方位等。3.测井施工与质量要求3.1 测前、测后刻度校验数值误差应符合原始资料质量要求。3.2 曲线响应符合地层、岩性变化规律和工程实际情况。3.3 深度记号间距误差小于0.2m，且必须均匀，深度比例为1∶200 及1∶100 的测井曲线不得丢失深度记号；深度比例为1∶500的测井曲线不得连续丢失两个深度记号，全井不得丢失两处，不允许丢失明显的深度记号。3.4 测井曲线深度误差小于0.1%；曲线间深度误差应在 ±0.2m 以内。3.5 测井速度稳定，符合测速要求。3.6 在测量井段上部井眼稳定层位，响应变化明显处，测量不少于30m 的重复曲线（井温、井径测井不要求重复测量），重复误差应符合质量标准要求。4.测井资料处理与解释评价4.1 煤层气测井资料处理与解释评价包括煤层评价、套管测井资料处理与解释评价以及多井评价和煤层气田描述等。4.2 煤层评价测井解释应提供煤层厚度、煤岩煤质特征、物性、含气性等参数。4.3 测井资料处理解释4.3.1 测井资料预处理：测井曲线深度匹配，井眼环境校正，测井曲线标准化，测井曲线编辑。4.3.2 测井资料处理解释：测井解释模型优选，处理解释软件优选，处理解释参数的选择，解释结果分析，调整处理参数（或解释模型）重新处理，综合分析研究确定解释结论，解释成果的审核。4.3.3 测井解释成果要求：提交测井数据编辑文件、成果数据文件、测井处理解释成果表、成果图和解释报告等；煤层按煤层气层、含煤层气层解释，其他储层参照常规油气解释；提出试气建议。4.4 测井资料处理、解释主要考核指标：测井曲线校深误差不大于0.2m；目的层段储层（主煤层）识别率100%；测井解释符合率大于80%。4.5 套管测井资料处理与解释评价工作要求：进行曲线深度校正、异常信号处理和必要的环境影响校正（如温度、井径、井内介质等）；固井质量解释评价第一、第二界面的胶结程度，综合评价固井质量及水泥环变化状况；射孔质量检查解释射孔深度、应射实射率、发射率、命中率、穿透率。4.6 套管测井解释成果要求：提供每个测井项目的解释成果图；提供综合解释分析报告，包括各种结果数据、异常情况分析与描述等；为工程作业提供措施建议。4.7 开展多井测井评价工作，提高单井测井解释准确度和对煤层气田整体认识的能力。4.8 加强井间储层参数的测井解释与评价，提高煤层气测井信息在地质建模和煤层气田描述中的应用水平。

图13-26 阵列中子孔隙度-岩性成像测井仪结构示意图重力测井是在井中进行重力测量的一种新型测井方法。与地面重力勘探不同之处是，它通过沿垂向做重力测量去探测横向上的密度异常体。与其他测井方法相比的显著特点是，它具有探测半径大，不受套管、水泥环、井液性质与侵入带以及井壁坍塌等影响，因而对寻找裂缝、溶洞型油气藏有明显的优越性。13.7.1 重力测井的基本原理假定地层是与井孔同心且呈无限均匀分布的水平圆板，则当仪器被置于该水平地层的上界面S1或下界面S2处时，不难导出整个水平圆板地层的重力效应为勘查技术工程学式中：G为万有引力常数；ρ为地层密度；Δz为水平地层的厚度。式（13.7-1）是重力勘探中大家熟知的中间地层重力效应，是对地面重力勘探做布格校正的依据。实际进行重力测井时，由于井眼周围存在着岩层和其他地质体，因此井下仪器的测量值除了地层的重力响应值之外，还包括自由空气重力垂直梯度。于是，在S1处测得的重力值g1应为该处自由空气重力值g10与水平地层重力响应值g之和，即勘查技术工程学而在S2处测得的重力值g2应为该处的自由空气重力值g20与水平地层重力响应值之差（因S2处的g值为负），即勘查技术工程学于是，两测点间的重力差为：勘查技术工程学由于自由空气重力垂直梯度值 F=，故上式可写成勘查技术工程学将式（13.7-1）代入式（13.7-5）得勘查技术工程学由此得水平地层的体积密度为勘查技术工程学此即重力测井中计算地层密度ρ的基本表达式。进一步代入F（F=0.3086×10-5m·s-2/m）和G等常量值，并当Δg/Δz以10-5m·s-2/m为单位时，得勘查技术工程学重力是一种超距力，它不受距离限制，也没有任何物质能将它屏蔽或隔离。因此，重力测井测得的地层密度值是很大体积的水平地层中具有代表性的平均密度。实际上80%～90%来自于半径为测点间隔2.5～5倍的地层质量。当测点垂直间隔为5m时，其有效探测半径为12.5～25m。可见，重力测井的探测范围比常规测井方法大得多。13.7.2 重力测井技术进行重力测井时，一般在地层界面处停放仪器并进行记数，通过记录一系列间隔深度Δz和相应的间隔重力差Δg值后，便可由重力测井基本公式求得对应的每个测量间隔内的地层体积密度ρ，进而构制成重力测井曲线。利用重力测井曲线，结合其他有关资料（如钻井和其他测井资料），可对远离井孔的密度异常体做出较确切的评价。

　　测井，也叫地球物理测井或矿场地球物理，简称测井，是利用岩层的电化学特性、导电特性、声学特性、放射性等地球物理特性，测量地球物理参数的方法，属于应用地球物理方法（包括重、磁、电、震、核）之一。　　石油钻井时，在钻到设计井深深度后都必须进行测井，又称完井电测，以获得各种石油地质及工程技术资料，作为完井和开发油田的原始资料。这种测井习惯上称为裸眼测井。而在油井下完套管后所进行的二系列测井，习惯上称为生产测井或开发测井。其发展大体经历了模拟测井、数字测井、数控测井、成像测井四个阶段。

成像测井是当今世界测井技术发展的重要成就之一，是现代测井技术的突出标志。它以能直观、清晰地展现井壁及地层内部二维空间地质特征的优点，使测井解释发生了从数字曲线到数字图像的飞跃，为许多复杂或疑难地质问题的解决提供了一种新的有效手段。目前，成像测井的种类可多达十余种，大体上可分为电成像测井、声成像测井和核成像测井几大类。下面对其中的主要几种成像测井作简要介绍。13.6.1 电成像测井13.6.1.1 微电阻率扫描成像测井在地层学高分辨率地层倾角测井（SHDT）基础上迅速发展起来的地层微电阻率扫描（FMS）成像测井和全井眼地层微电阻率成像测井（FMI）是目前电成像测井中应用最广泛的一种方法。它利用贴井壁极板上的钮扣电极阵列记录上百条微电阻率（或电导率）曲线，这些曲线反映了极板所掠过的那部分井壁地层导电性的相对变化特征，具有极高的垂向分辨率（约0.5cm）。对记录数据进行特殊处理和成像，可以把那些电导率曲线转换成按像素色彩或灰度等级刻度的图像，即微电阻率扫描图像（简称FMI）。进行这种刻度时，通常把大于仪器分辨率（微电导率映射地层特征的能力）的地层特征表示成几个分辨率单位像素，而把小于仪器分辨率的地层特征用一个分辨率单位表示。仪器的分辨率与极板电扣的几何结构，如电扣大小、电扣之间的间距、行距和阵列尺寸等有关，它们决定着扫描图像的清晰程度。在微电阻率扫描图像上，不同的色彩或灰度代表了紧靠井壁地层电阻率的高低，颜色越深，电阻率越小，反之，电阻率越大。因此，利用微电阻率扫描图像，可以像观察岩心图片一样清晰地描绘井壁地层的细微变化，如各种地层学特征、沉积学特征，以及孔洞、裂缝及其产状和方位等。目前，市场上的这类成像测井仪有多种，典型的有斯仑贝谢公司的地层微电阻率扫描成像测井仪（FMS）和全井眼地层微电阻率成像测井仪（FMI）、西方阿特拉斯公司的微电导率成像测井仪（1022XA）和哈里伯顿公司的电子微成像测井仪（EMI）等，它们的主要技术指标如表13-2所示。表13-2 几种微电阻率扫描成像测井仪的主要技术特征13.6.1.2 阵列感应成像测井阵列感应成像测井采用一种由多个接收线圈组成的阵列感应测井仪，通过对不同探测深度测量结果的信号处理，可产生不同纵向分辨率和不同径向探测深度的阵列感应曲线，利用这些曲线可进一步产生地层电阻率或含油饱和度的二维图像。目前较成熟的阵列感应成像测井仪（AIT），采用一个发射线圈、8组接收线圈对和相应的电子线路组成，如图13-24所示。发射线圈采用20kHz和40kHz的频率进行工作，8组线圈采用同一频率，其中六组线圈系还采用另一种较高的频率。这样，8组线圈系实际上有14种探测深度的线圈距，每组线圈系测量同相信号R和90°相移信号X，共测出28个原始信号。这些原始信号经井眼校正和“软件聚焦”处理，可得三种纵向分辨率1ft（30.5cm）、2ft（61cm）和4ft（122cm），每一分辨率又有五种径向探测深度10in（25.4cm）、20in（50.8cm）、30in（76.2cm）、60in（152.4cm）和90in（228.6cm）的阵列应测井曲线。图13-24 阵列感应成像测井仪利用阵列感应测井提供的丰富测井信息中，高分辨率测井曲线用于薄层解释远优于常规方法，它能分辨出厚度为0.3m的薄地层。五种探测深度的测井曲线，可用四种参数模型进行反演，能求出较可靠的地层真电阻率Rt、过渡带（冲洗带）电阻率Rxo，以及过渡带内径（冲洗带半径）r1和外径r2。另外，通过对阵列感应测井曲线的成像处理，可以得出地层电阻率、视地层水电阻率和含油气饱和度的二维（井的轴向Z和径向r）直观图像。13.6.1.3 方位侧向成像测井方位电阻率成像测井（ARI）是在常规双侧向测井基础上演变而成的一种新型侧向测井方法。它在双侧向A2屏蔽电极的中部增加一个由12个互成30°的电极组成方位电极阵列，以测量井周12个方位的定向电阻率值。12个电极覆盖了井周360°方位范围内的地层，每个电极计算出的电阻率值，相当于每个电极在张开角30°所控制的范围内供电电流所穿过路径上介质的电阻率。因此，它是一种真正的三维测井方法。将12个方位电极的供电电流求和，还可以提供一种高分辨率的侧向测井（LLHR）。这时12个方位侧向测井的电极可等效为一定高度的圆柱状电极，测得的电阻率相当于井周围介质电阻率的平均值。LLHR的纵向分辨率为8in（20.3cm），明显高于深、浅侧向测井。方位侧向成像测井同时还保留了深、浅侧向测量，能同时给出LLD、LLS和LLHR三种侧向测井曲线。另外，通过对12条方位电阻率曲线进行成像处理，能得出按电导率刻度的ARI图像，用于分析井孔周围地层的非均质性和裂缝具有重要的意义。13.6.2 声成像测井13.6.2.1 井周声波成像测井井周声波成像测井（CBIL）或称超声井眼成像测井（UBI）采用一个换能器既做发射又做接收。换能器以一定的发射频率（2000～4200/s）垂直向井壁发射2MHz的超声脉冲，并以一定的速率旋转，向井眼四周进行扫描。在发射脉冲的间隙时间里记录由井壁反射回来的反射波。该反射波的能量取决于井内流体与井壁介质（岩石）的声阻抗差。由于在同一口井中井内流体的声阻抗可视为不变，因此记录的反射波能量可以反映井壁介质声阻抗的变化。显然，声阻抗大的介质，界面反射系数大，反射波能量强，反之反射波能量弱。记录的反射波幅度是按井眼360°方位进行显示的。通过对整个井壁进行高分辨率成像可获得反映井壁介质物理状况的展开图。这对于探测裂缝、分析裂缝产状，以及了解岩石的非均质性是有益的。需要指出，在测井过程中，探头将随仪器提升而旋转，以至声波脉冲信号的扫描轨迹是螺纹状的。为确定井壁图的方位，可在磁北极处把这样得到的扫描图截断，展开成井壁声波图像。另外，声波图像的分辨率要受到井径大小，井内泥浆，目的层的表面结构等因素的影响，图像的垂向分辨率则受扫描旋转速度和测井速度的制约。通过采用聚焦换能器、低频或大尺寸换能器以及增加垂向和横向采样率等措施，可以在一定程度上减小这些影响。13.6.2.2 偶极横波成像测井常规声波测井所用的换能器都是径向均匀膨胀振动的，称之为单极子声源。使用这种声源在地层横波速度低于井内流体声速时（如速度较低的软地层或泥岩层），由于井壁上没有滑行横波产生而记录不到横波。为了克服声波测井的这一缺陷，发展了偶极子横波成像测井（DSI）技术。偶极子横波测井的声源由两个相距相近、强度相同，但相位相反的点声源组成。接收器部分为8个彼此相距6in（15.2 cm）的接收测站，每个测站又由互成90°的四个接收器组成，如图13-25所示。当偶极子声源在井内振动时，使井壁的一边增压，另一边减压，从而造成一个微小的井壁挠曲。这样，一方面在地层中激发纵波和横波，另一方面这种挠曲波在井眼流体中沿井轴方向传播，使井眼流体形成压力挠动。偶极子的接收器正是通过对挠曲波的测量来计算地层横波的。目前的偶极横波成像测井是把单极子和偶极子发射器与8个单极子和偶极子接收器灵活地组合在一起进行测量，最终输出地层纵波、横波和斯通利波速度或时差，连续的泊松比曲线和全波列记录。利用这些垂向分辨率较高的纵、横波速度或时差，可以更好地确定地层孔隙度、计算岩石弹性力学参数和估计地层渗透率；利用声波能量的衰减变化，通过成像处理，可以识别裂缝、判断裂缝方位和地层的各向异性。图13-25 偶极横波成像测井仪概貌13.6.3 核成像测井核成像测井技术中较成熟的一种方法是阵列中子孔隙度-岩性成像测井（APS）。它采用脉冲中子发生器发射14MeV的快中子，由五个氦计数管组成的阵列探测器记录超热中子和热中子。五个探测器用含硼的硬合金屏蔽，其中三个探测器记录近源距超热中子，一个记录远源距超热中子，另一个记录远源距热中子（如图 13-26 所示）。仪器的纵向分辨率可分别达到16.5cm（近源距）和23cm（远源距）。实际测井时，利用短源距和长源距超热中子探测器，可像补偿中子测井那样由计数率比值法求地层的中子孔隙度。利用双短源距超热中子探测器可以做高分辨率超热中子测井，同时还可测量中子脉冲间隔时间内超热中子计数率的时间分布，其衰减常数是快中子慢化时间的量度，与地层含氢指数有关。利用长源距热中子探测器，可记录热中子计数率的时间分布，并由此求得与岩性有关的热中子宏观俘获截面Σ和热中子寿命τ。

测井行业个人总结 　　导语：《测井技术》所刊登的文章内容主要涵盖测井技术的理论研究、实验分析、仪器设计与数据采集、测井资料分析处理、石油地质解释、动态监测技术、软件开发以及科技信息动态等方面，内容覆盖了与测井相关的各个领域。下面是我给大家整理的测井行业个人总结内容，希望能给你带来帮助! 　　 一、钻井地球物理-地球物理测井 　　钻井地球物理广泛应用于石油、天然气、煤、地下水和地热、金属与非金属矿产等资源勘探中, 以及基础地质研究和许多工程监测中, 凡涉及需要取得钻井（孔）资料时, 都可以进行钻井地球物理勘探。 　　钻井地球物理是地球物理学的一个重要组成部分, 同时它也是工业中实用性很强的一门工程技术, 工业部门习惯上称它为地球物理测井或简称测井。在国外也存在着类似的两种称呼，在该课程中简称测井。 　　测井以地质学、物理学、数学为理论基础，应用计算机信息技术、电子技术及传感器技术设计专门的测井仪器。将测井仪器置于井中沿井身进行测量，得出井壁地层的各种物理化学性质、地层结构及井身几何特性等各种信息，为石油、天然气和煤等矿产的勘探和开发提供资料和服务。 　　 二、测井的概念 　　测井（钻井地球物理）是在勘探和开发石油、天然气、煤、金属矿等地下矿藏的过程中，利用各种仪器测量井孔地层的各种物理参数和井眼的技术状况，解决地质和工程问题的一种手段。测井是地球物理学的一个分支。 　　测井是获取地层信息的最直接的地球物理方法之一，通过在井下放置一定的测量仪器，同时在地面配置对井下仪器进行控制、操作、记录和分析的设备。沿井孔测量井孔地层剖面上不同地层物理参数的变化，然后对参数进行综合分析得到地层的各种地质特征。 　　 三、测井的发展简史 　　世界上第一次测井是由法国人斯仑贝谢兄弟（C. Schlumberger & M. Schlumberger）与道尔（Doll）一起，在1927年9月5日实现的。 我国第一次测井是由著名地球物理学家翁文波，于1939年12月20日在四川巴县石油沟油矿1号井实现的。 　　1、模拟记录阶段2、数字测井阶段3、数控测井阶段4、成像测井阶段 　　 四、测井工作的两个阶段 　　1、现场测取资料阶段 　　即将仪器运往井场，组装测井仪器，下到待测井段，上提仪器测量各种参数，得到满足一定要求的测井曲线。 　　2、资料处理解释阶段 　　将测井数据带回室内，在专用的测井解释工作站上用专用测井解释软件进行处理、解释，得到地层各种地质 　　参数。 　　 五、测井在石油勘探开发中的应用 　　石油测井求取的主要储集层参数 　　储集层：具有孔隙、裂缝等储集空间，并且储集空间之间联通的地层称为储集层。根据储集空间类型可分为碎屑岩储集层和碳酸盐储集层。 　　岩石孔隙度：岩石内孔隙总体积占岩石总体积的百分比。一般用有效孔隙度评价储集层储集能力。 　　含油饱和度：含油体积占孔隙体积的百分比，同样可以定义含水饱和度和含气饱和度。 　　石油测井求取的主要储集层参数 　　渗透率：在压力差作用下岩石允许流体通过的性质。用于描述岩石渗透性优劣的参数。单位为μm2，1μm2表示长、宽、高为1cm的岩样两端压力差为一个大气压（atm）允许黏度为1×10-3Pa·S的1cm3液体在一秒内通过该岩样的能力。 　　储集层有效厚度：用测井曲线确定储集层的顶、底界面深度后，两个界面的深度差为储集层的厚度。扣除储集层中的夹层厚度，得到储集层的有效厚度。 　　 六、测井在石油勘探开发中的应用 　　识别井孔剖面岩性，解释地层岩石矿物成分并计算其含量。 　　划分储集层，解释储集层所含流体性质（含油性），定量计算储集层参数。 　　结合其他物探方法计算油气储量。 　　进行地层层序分析、沉积学研究、地质构造研究、烃源岩与盖层研究。 　　计算地层压力、地层温度，分析岩石机械特性。 　　在钻井工程、采油工程及完井工程的应用等。 　　 七、测井在煤田勘探开发中的应用 　　确定煤层的埋深、厚度及结构。 　　划分钻孔岩性剖面，提供煤、岩层的物性数据。 　　确定含水层位置及含水层间的补给关系。 　　测量地层产状，研究煤、岩层的变化规律、地质构造及沉积环境。 　　推断解释煤层的碳、灰、水含量，岩层的砂、泥、水含量。 　　提供地温、岩石力学性质等资料。 　　对其它有益矿产（煤层气）提供信息或做出初步评价。 　　 八、测井在沉积学研究的应用 　　主要研究内容有： 　　相体几何形态：沉积岩体的几何形态是指总体形状和大小,不涉及内部层理构造，是沉积前地形、沉积环境和沉积后地质史的总体表现。 　　岩性及岩相分析：岩性分析主要是成分和结构分析。岩相分析包括岩性和沉积相的划分，盆地演化的动力学特征分析，沉积相分析，测井相分析等。 　　沉积构造：沉积构造是测井沉积学研究的重要内容, 包括沉积构造所造成的层理、裂缝及其产状、形状，界面特性和界面内物质结构等内容。 　　古水流和搬运方向：根据水流层理的特征(类型、角度、形式、分布)和方向(定向程度、发散程度、与古斜坡和砂体几何形状的走向关系)与对应的测井信息来确定古水流的方向及发育情况。 　　地球化学分析：自然伽玛能谱、岩性密度测井、激发伽马能谱测井等测井技术可直接测量到岩石中的10余种元素成分,使识别岩石成分和分析沉积环境的能力得到提高。 　　九、测井地质研究中正、反演问题 　　正演问题：把自然界各种需要研究的地质现象建立相应的地质模型、模式，研究各种测井方法在这种模型、模式中的响应。模型、模式可分为两大类，即数学模型和物理模型。 　　反演问题：用各种测井参数和曲线形态与各种不同的地质模型、模式建立关系，以便正确反映地下地质现象。反演问题包括两个因素，一是客观因素，即测井资料的准确性， 另为主观因素，即在推论和提出假设的过程中加进人的思想，这也是反演问题的关键。 　　 第一章 自然电位测井 　　 第一节自然电场的产生 　　一、扩散电动势产生的条件 　　1. 两种溶液的矿化度不同 2. 中间具有渗透性隔层 3.正负离子的迁移率不同 　　井中砂岩剖面的扩散电动势:泥浆滤液和地层水的矿化度不同;附着在地层上的泥饼具有渗透性;泥浆滤液和地层水的正负离子迁移率不同。 　　二、扩散吸附电动势 　　组成泥岩的粘土矿物，其结晶构造和化学性质只允许阳离子通过泥岩扩散，而吸附带负电的阴离子的作用称为阳离子交换作用。扩散结果 在浓度小的一方富集正电荷带正电，在浓度大的一方富集负电荷，形成扩散吸附电动势Eda： 扩散吸附电动势产生的条件：1.两种溶液的矿化度不同；2.两种溶液用渗透性隔层隔离；3.渗透性隔层对不同极性的离子具有不同的吸附性。 　　井中泥岩剖面的扩散吸附电动势:1. 泥浆滤液矿化度低于地层水矿化度2. 泥岩具有渗透性3. 泥岩具有吸附阴离子的阳离子交换能力。 　　当井壁附近地层水和泥浆滤液矿化度都较低时，且Cw>Cmf时泥岩剖面上的扩散吸附电动势为： 　　在矿化度较低的情况下，溶液的电阻率与溶液的矿化度成反比关系，因此上式可写为： 　　三、氧化还原电位 　　地下煤层与其接触的溶液（地层水或钻井液）发生氧化还原反应，从而在其接触面上形成氧化还原电位，最终形成沿井身的自然电位异常。当煤层处于氧化状态时，可形成自然电位正异常；当煤层处于还原状态时，可形成自然电位的负异常。 　　无烟煤和石墨的氧化反应最强烈，自然电位曲线表现为正异常。 　　瘦煤、炼焦煤、肥煤氧化反应强度递减，其自然电位正异常依次减小。 　　气煤和褐煤处于还原状态且强度不大自然电位表现为不大的负异常。 　　由于烟煤中含有的金属硫化物氧化作用很强，因此烟煤的自然电位正异常与其所含的金属硫化物有关。 　　四、 过滤电动势 　　在岩石中，岩石颗粒之间形成很细的毛细管孔道，当泥浆柱的压力大于地层的压力时，泥浆滤液通过井壁在岩石孔道中流过，形成过滤电动势。 　　在砂泥岩剖面的井中的自然电场主要由砂岩井段的扩散电位和泥岩井段扩散吸附电位组成。在煤层中自然电位以氧化还原电位为主。 　　 第二节 自然电位测井及曲线特征 　　一、自然电位测井（Spontaneous Potential Logging） 　　进行自然电位测井时将对比电极N放在地面测量电极M用电缆送至井下，提升M电极沿井轴测量自然电位随井深的变化曲线该曲线称为自然电位曲线（SP曲线）。 　　二、自然电位测井曲线的特征 　　静自然电位：在相当厚的纯砂岩和纯泥岩交界面附近的自然电位变化最大其电动势E总称为静自然电位SSP： 　　泥岩基线：均质、巨厚的泥岩地层所对应的自然电位曲线，即Eda的幅度。而Ed的幅度称为砂岩线。所以静自然电位SSP是均质、巨厚的砂岩地层的自然电位读数与泥岩基线的`幅 　　淡水泥浆上下围岩为泥岩有限厚度的砂岩的自然电位曲线特征： 　　1. 曲线关于地层中点对称，地层中点处异常值最大； 　　2. 地层越厚，ΔUSP越接近SSP，地层厚度变小，ΔUSP下降，且曲 　　ΔUSP≤SSP； 　　3. 当h>4d时，ΔUSP的半幅点对应地层的界面，较厚地层可用半幅点法确定地层界面， 　　地线顶部变尖，底部变宽度差。 　　层变薄时，不能用半幅点法分层。 　　4. 实测曲线与理论曲线特点基本相同，由于测井时受多方面因素的影响，实测曲线不如理论曲线规则。 　　使用自然电位曲线时应注意： 　　自然电位曲线没有绝对零点，是以泥岩井段的自然电位曲线幅度作基线； 　　砂泥岩剖面中自然电位曲线幅度ΔUSP的读数是基线到曲线极大值之间的宽度所代表的毫伏数。 　　在砂泥岩剖面中，以泥岩作为基线，Cw>Cmf时，砂岩层段出现自然电位负异常；Cw<Cmf时，砂岩层段出现自然电位正异常；Cw=Cmf时，没有造成自然电场的电动势产生，则没有自然电位异常出现，Cw与Cmf 差别愈大，造成自然电场的电动势愈大。 这是自然电位曲线识别渗透性砂岩层的重要特征。 　　 第三节 自然电位测井的影响因素 　　一、地层水和泥浆滤液中含盐浓度比值(Cw/Cmf)的影响二、岩性的影响 　　三、温度的影响四、地层水和泥浆滤液中含盐性质的影响 　　五、 地层电阻率的影响六、地层厚度的影响七、 井径扩大和泥浆侵入的影响 　　 第四节 自然电位曲线的应用 　　一、划分渗透性岩层 　　在砂泥岩剖面中，当RwCmf)时，在自然电位曲线上，以泥岩为基线，出现负异常的井段可认为是渗透性岩层，其中纯砂岩井段出现最大的负异常；含泥质的砂岩层，负异常幅度较低，而且随泥质含量的增多，异常幅度下降。砂岩的ΔUSP还决定于砂岩渗透层孔隙中所含流体的性质，一般含水砂岩的 ΔU水SP比含油砂岩的ΔU油SP要高。 　　 二、 估计泥质含量 　　1. 图版法 2. 利用经验公式估算： 　　 三、 确定地层水电阻率Rw 　　1. 确定含水层的静自然电位SSP 2. 确定泥浆滤液等效电阻率Rmfe 3. 确定地层水电阻率Rw 　　 四、判断水淹层 　　水淹层：含有注入水的储层。 　　SP曲线能够反映水淹层的条件及现象：当注入水与原地层水的及钻井液的矿化度不同时，与水淹层相邻的泥岩层出现基线偏移。偏移量的大小与水淹的程度有关。 　　 第二章 普通电阻率测井 　　电阻率测井：是一类通过测量地层电阻率来研究井剖面地层性质的测井方法。普通电阻率测井包括梯度电极系测井、电位电极系测井。 　　 第一节岩石电阻率与岩性、孔隙度、含有饱和度的关系 　　 一、岩石电阻率与岩性的关系 　　离子导电的岩石主要靠连通孔隙中所含溶液中溶解的正负离子导电。 　　电子导电的岩石靠组成岩石颗粒本身的自由电子导电。金属矿物、无烟煤、石墨，以电子导电为主，电阻率极低。 　　 二、岩石电阻率与地层水性质的关系 　　岩石骨架：组成沉积岩石的造岩矿物的固体颗粒部分叫做岩石骨架。岩石骨架主要靠很少的自由电子导电，其导电能力很差，因此沉积岩石的导电能力主要取决于所含地层水的电阻率。 　　1.地层水电阻率与地层水所含盐类化学成份的关系 2.地层水电阻率与矿化度和温度的关系 　　 三、岩石电阻率与孔隙度的关系 　　沉积岩的导电能力主要取决于孔隙度和地层水电阻率Rw。岩石孔隙度越大或地层水的电阻率越低，岩石导电能力越强， 　　电阻率就越低；反之，则岩石导电能力差，岩石电阻率高。 　　 四、含油岩石电阻率与含油气饱和度的关系 　　含油饱和度So ：含油孔隙体积占孔隙体积的百分比。含水饱和度Sw ：含水孔隙体积占孔隙体积的百分比。 阿尔奇（Archie）公式的应用: 　　1.确定地层孔隙度2.确定地层水电阻率和视地层水电阻率3.确定孔隙流体性质 　　 第二节普通电阻率测井原理 　　普通电阻率测井研究的是稳定的电流场，电场强度E、电位U和电流密度J的关系： 　　 一、均匀介质中的电阻率测量 　　U为：二、普通电阻率测量原理(p27) 　　电极系：能够在钻孔中实施供电和测量的装置。 　　电位电极系和梯度电极系电阻率公式的通式为 公式中K值随电极系不同而不同。电极系确定则K值为常数。沿井筒提升电极系，测量ΔU随井深的变化曲线，经横向比例刻度后即为岩层电阻率测井曲线，在均匀介质中所测得电阻率曲线应为一条直线。 　　 三、非均匀介质中的电阻率测井 　　视电阻率Ra ：在井剖面的情况下，测量的电位差除了受地层真电阻率Rt影响外，还要受Ri、Rmc、Rs、Rm，井径d，侵入带直径D，以及地层厚度h和电极系结构等因素的影响，因此不能用均匀介质中的电阻率计算公式简单地求解地层的真电阻率。但是在井中实际测量的电位差，仍然可以代入公式计算电阻率，在这种复杂情况下求出的电阻率称为地层的视电阻率，用Ra表示。 　　 四、电极系 　　1.电极系的分类 　　电极系：是由供电电极A、B和测量电极M、N按一定的相对位置、距离组成的测量系统。电极系一般三个电极在井下，一个电极在地面。 　　成对电极：下井的三个电极中两个在同一线路(供电线路或测量线路)中，或叫同名电极，如A和B、M和N。 不成对电极：另外一个和地面电极在同一线路（测量线路或供电线路）中，叫不成对电极或单电极。 　　据电极间的相对位置的不同，可以分为梯度电极系和电位电极系。 　　2. 电位电极系 　　不成对电极到成对电极中靠近它的那个电极之间的距离小于成对电极间距离的电极系为电位电极系。 　　3. 梯度电极系 　　单电极到成对电极中靠近它的那个电极之间的距离大于成对电极间距离的电极系为梯度电极系。梯度电极系的深度记录点O在成对电极的中点。单电极距到O点的距离是梯度电极系的电极距。 ;

测井资料解释可分为定量、半定量和定性三种类型。前者主要由计算机来实现，而后者则主要通过人工分析来完成，两者起着相互补充、相互印证的作用。应当承认，先进的计算机解释技术是实现各种复杂地质分析和数值运算的有力手段，也需要指出，单纯的计算机数据处理，并不能完全解决测井解释面临的各种问题。这是因为测井所要解决的地质、工程问题，一般不能仅用单纯的地质-数学模型及相应的解释方程所描述。它既有数值运算，也包含着由多种经验法则组成的非数值运算。大量事实也证明，使用常规的计算机处理方式，只能为测井解释提供分析问题的手段，而不能最终提供综合解题的能力和自动决策的最佳答案。因此，在测井解释中，充分利用各种有用信息（包括地质、录井、测试和岩心分析资料），认真分析各种可能的情况，借助专家的知识和经验，对提高测井解释的地质效果是十分必要的。下面我们通过对一些地质问题的解决的阐述，说明测井解释的一般方法。15.6.1 划分钻井地质剖面和识别储集层测井资料是划分钻井地质剖面的可靠手段，它不仅可以准确确定不同性质岩层的顶底界面，而且可以判别岩性，确定储集层及其储集特性。下面讨论两种主要岩层剖面。15.6.1.1 碎屑岩剖面碎屑岩剖面的主要岩类是砂岩（各种粒级）、泥岩和它们的过渡岩类，有时也有砾岩及砂岩与砾岩的过渡岩类。利用目前常规的测井方法，可以较好地解决划分其岩性剖面和确定储集层问题。其中较有效的方法是自然电位、自然伽马和微电极测井，其他测井方法如电阻率和声波等也有重要的辅助作用。通常，泥岩层都具有正的自然电位和较高的自然伽马读数，微电极系曲线读数最低且无幅度差。砂岩层的显示特征正好与此相反。砂岩岩性纯、孔渗性好，有较明显的自然电位负异常，自然伽马低读数以及微电极系曲线的正幅度差等特征，且井径曲线常表现为实测井径值小于钻头直径。据此，也不难将剖面上的砂岩储集层划分出来，并可进一步根据这些曲线特征的明显程度判断其渗透性的好坏。剖面上的非渗透性致密岩层，如致密砂岩、砾岩等，其自然电位和自然伽马曲线特征与一般砂岩基本相同，但它们有明显高的电阻率值和低的声波时差读数，容易根据微电极系或球形聚焦曲线，再配合径向电阻率曲线和声波时差曲线将它们划分出来。利用渗透性地层与非渗透性泥页岩和致密层之间的电性差异，可以划分出储层中的非渗透夹层，进而确定储层的有效厚度。岩层界面的划分，通常是用直观性较好的自然电位或自然伽玛曲线和分层能力较强的微电阻率曲线，同时参考径向电阻率曲线和孔隙度测井曲线来实现。如图15-11是碎屑岩剖面上主要岩性在常规测井曲线上的显示特征和用这些曲线划分岩层剖面及确定储集层的实例。在实际工作中，我们也可能遇到与所述规律不相符合的一些特殊情况，如含放射性矿物的高伽马储层，含高矿化度地层水的低电阻率储层，以及由于泥浆滤液矿化度大于地层水矿化度而使储层的自然电位曲线表现为正异常等等，对此需根据有关资料做出具体分析。15.6.1.2 碳酸盐岩剖面碳酸盐岩剖面的主要岩类是石灰岩、白云岩，也有泥岩、部分硬石膏以及这些岩类的过渡岩。储集层主要是在致密、巨厚石灰岩或白云岩中的孔（洞）隙和裂缝发育带，因此与砂岩储集层不同之处是，它与周围围岩具有相同的岩性。划分碳酸盐岩剖面的岩性可用常规的自然伽马、径向电阻率和孔隙度测井（声波、密度和中子）曲线。通常，泥岩层具有高伽马、低电阻率和高时差、低密度及高中子孔隙度等特征；致密的纯石灰岩、纯白云岩，具有低的自然伽马和电阻率值高达数千甚至上万欧姆·米的特征，且在孔隙度测井曲线上有较典型的特征值。如石灰岩：Δt=47.5μs/ft（1 ft=0.3048 m），ρb=2.71g/cm3，ΦN=0；白云岩：Δt=43.5μs/ft，ρb=2.87g/cm3，ΦN=0.04；硬石膏的典型特征是，自然伽马为剖面最低值，电阻率为最高值，且体积密度最大（ρb=2.98g/cm3），很容易加以识别。碳酸盐岩剖面上的储集层，由于其孔隙或裂缝发育，泥浆滤液的侵入造成电阻率明显降低（低于围岩），成为区分碳酸盐岩储层与非储层的一个重要标志。电阻率降低的数值与裂缝的发育程度有关。通常可低达数百欧姆·米甚至数十欧姆·米。在孔隙度测井曲线上，储集层的显示特征也较明显，即相对于致密层有较高的时差值，较低密度值和较大的中子孔隙度读数。特别是当裂缝较发育时，声波曲线还常显示出较明显的周波跳跃特征。在实际划分碳酸盐岩剖面上的储集层时，应首先寻找低电阻率地层；其次，利用自然伽马曲线的相对高值排除其中的泥质层。然后，根据径向电阻率曲线的差异和孔隙度测井曲线的显示特征圈定出储集层，并进一步判断其渗透性的好坏。如图15-12是碳酸盐岩剖面上主要岩性及储层的测井响应特征实例。15.6.2 确定储集层参数在前述的测井分析程序中，我们已经介绍了几种主要储集层参数（孔隙度、饱和度和渗透率等）的常规确定方法，这里仅就程序中未能涉及到的一些问题作进一步补充。图15-11 碎屑岩剖面主要岩性及储层的测井响应特征实例图15-12 碳酸盐岩剖面主要岩性及储层的测井响应特征实例15.6.2.1 确定孔隙度在用孔隙度测井资料确定储层孔隙度时，对于高、中、低孔隙度的地层剖面，使用三孔隙度系列，一般都有较强的求解能力。也广泛使用单一的声波测井方法计算孔隙度，因为它的探测深度较深，对井眼条件的敏感性较低，且受岩石中可能存在的重矿物的影响较小。若再用岩心分析数据对声波测井资料求得的孔隙度作进一步刻度，一般都能满足储层评价中定量计算孔隙度的要求。也需要指出，岩石的声波速度不是仅与孔隙度有关，它还受岩性、压实程度、胶结程度、孔隙结构，以及孔隙流体性质等诸多因素的制约。因此，线性形式的威利时间平均公式常常不足以表达这种复杂的关系。1986年，法国道塔尔石油公司通过声波时差与孔隙度之间关系的研究，提出了“声波地层因素”概念，其表示式为勘查技术工程学或勘查技术工程学式中：Fac为声波地层因素；x为岩性指数，与岩性和孔隙结构有关。对于砂岩、石灰岩和白云岩，x的经验值分别为1.6，1.76和2.00。由于式（15.6-1）与电阻率地层因素-孔隙度关系式十分相似，故有“声波地层因素公式”之称。将其表示成孔隙度的计算形式为勘查技术工程学在给出岩石的岩性指数和骨架声波时差之后，可由该式计算孔隙度。它的特点是不需要作声波压实校正，也不需要流体声波时差，因而避免了这两个参数引起的误差。该式不适用于天然气层。对于天然气储层，特别是疏松的高孔隙砂岩含气层，当声波曲线出现周波跳跃时，将无法用声波曲线计算可靠的孔隙度值。此时可用中子、密度测井由下式近似估算气层孔隙度勘查技术工程学式中：φN、φD分别是中子、密度测井计算的孔隙度值（%）。对于裂缝性储层，提出了一种利用电阻率测井资料计算裂缝孔隙度的方法。由于这类储层的总孔隙度由岩块孔隙度φb和裂缝孔隙度φf两部分构成，假定岩层浅部裂缝中有泥浆侵入而岩块孔隙及岩层深处的裂缝中无泥浆侵入，则根据并联电路原理和阿尔奇方程可导出计算裂缝孔隙度的方程为勘查技术工程学式中：Rm为泥浆电阻率；mf为裂缝的孔隙度指数，通常为1～1.3。15.6.2.2 确定饱和度目前，在常规测井解释中主要是利用电阻率测井资料，由阿尔奇方程计算油气储层的含水饱和度。尽管阿尔奇方程在应用中也暴露出了许多问题，但它仍是目前指导油气层测井解释的理论基础。实践表明，用好阿尔奇方程的关键，是根据岩石类型和岩石结构正确确定方程中的经验系数a、m、n和b，或根据对具体储层的研究，提出一些针对性强和更加适用的派生公式。下面列举几种评价泥质砂岩和碳酸盐岩油气层的几种派生饱和度公式。（1）分散泥质砂岩油气层饱和度方程勘查技术工程学式中：q为分散泥质含量，它是分散泥质体积占岩石总孔隙体积之比，即q=VSH／Vφ，勘查技术工程学（2）层状泥质砂岩油气层饱和度方程勘查技术工程学式中：VSH为层状泥质砂岩的泥质含量；φ为层状泥质砂岩的有效孔隙度，它与纯砂岩部分的有效孔隙度φSD之间的关系为φ=φSD（1-VSH）。（3）混合泥质砂岩油气层饱和度方程勘查技术工程学（4）裂缝性碳酸盐岩油气层饱和度方程岩块含水饱和度由下式计算勘查技术工程学式中：Rtb为岩块电阻率；mb和nb分别是岩块孔隙度指数和饱和度指数；Rtb为岩块真电阻率，可由下式确定勘查技术工程学mf为裂缝的孔隙度指数。裂缝含水饱和度目前还很难根据测井资料直接确定，它与裂缝壁的束缚水厚度hbW成正比，而与裂缝宽度b成反比。通常认为，只要裂缝宽度大于10μm，裂缝含水饱和度将小于5%。因此，一般情况下，裂缝性油气层的裂缝含油气饱和度特别高。裂缝性油气层的总含水饱和度SWt等于裂缝含水饱和度与岩块含水饱和度的算术加权和。若用Vf表示裂缝孔隙度占岩石总孔隙度的是百分数（称为裂缝分布指数），则勘查技术工程学另外，也可用电阻率测井资料计算，即勘查技术工程学式中m和n为总孔隙度指数和总含水饱和度指数，RTC为裂隙性地层的真电阻率。15.6.2.3 确定渗透率确定储集岩石的渗透率是测井解释的一个难题，主要原因是影响岩石渗透率的因素较多，随机性较强，加之目前还缺乏能直接反映岩石渗透率的测井手段。因而，现有的方法基本上都是通过统计分析建立由测井计算的孔隙度、束缚水饱和度与岩心分析渗透率之间的经验关系式。局限性较大，很难达到地质分析所要求的精度。应用核磁共振测井资料计算储层渗透率是目前较有效的方法。岩心实验分析得出的计算渗透率的两个主要经验公式是SDR方程勘查技术工程学Timur方程勘查技术工程学式中：φNMR为核磁测井求得的孔隙度；φF和φB分别是自由流体和束缚水孔隙度；T2log为T2的对数平均，C、a1、a2、b1和b2为经验系数。对于砂岩地层，通常取a1=4，a2=2，b1=1，b2=2。系数C1和C2对于不同地区或层段可能不一样，可通过实验分析确定。一般情况下（砂岩），C1=4，C2=10。

利用岩石的核物理性质，发展了多种测井方法。早在20世纪40年代初，人们就利用岩石的天然放射性，开创了自然伽马测井，随后又发展了自然伽马能谱测井；利用中子与物质相互作用的各种效应，发展了中子-伽马测井、中子-中子测井、中子寿命测井、中子活化测井和非弹性散射伽马能谱测井；利用伽马射线与物质相互作用的康普顿效应和光电效应，又发展了密度测井（伽马-伽马测井）和岩性密度测井等等。这些以岩石核物理性质为基础的测井方法统称为核测井法，它们已成为测井技术的一个重要分支，在生产中广泛应用。13.4.1 自然伽马与自然伽马能谱测井探测井下岩石自然伽马射线总强度以研究岩石天然放射性相对强弱的方法叫自然伽马测井，而测定一定能量范围内自然伽马射线强度以区分岩石中放射性元素的类型及其含量的方法叫自然伽马能谱测井。13.4.1.1 自然伽马测井（GR）（1）岩石的自然放射性自然界的岩石和矿石均不同程度地具有一定的放射性，并几乎全部是由于其中不同程度地含有放射性元素铀（238U）、钍（232Th）、锕（227Ac）及其衰变物，以及钾的放射性同位素（40K）产生的。除含铀矿石外，岩石中放射性元素的类型、含量与岩石的性质及其形成过程中的物理、化学条件有关。通常火成岩的放射性最强，其次是变质岩，最弱是沉积岩。沉积岩的放射性又可进一步分为高、中、低三种类型。高自然放射性岩石：包括泥岩（特别是深海泥岩）、砂质泥岩和钾盐层等；中等自然放射性岩石：包括泥质砂岩、泥质石灰岩（白云岩）和钙质泥岩等。低自然放射性岩石：包括砂岩、石灰岩、白云岩和煤层等，更低的是石膏和岩盐层。从以上分类可以看出，除钾盐层外，沉积岩的自然放射性主要与岩石中含泥质的多少有关。岩石含泥质越多，自然放射性越强。这是因为构成泥质的粘土颗粒较细，比表面积大，沉积时间长，且有较强的吸附离子的能力和离子交换能力，因而在沉积过程中能够吸附较多的溶液中放射性元素的离子，并有较充分时间进行离子交换，从而表现为较强的自然放射性。这一特性为我们利用自然伽马测井曲线区分岩石性质、评价地层特性和定量估计岩石中泥质含量提供了重要依据。（2）自然伽马测井评价地层特性自然伽马测井利用闪烁计数器测量探测器周围伽马射线的总强度，即单位时间内计数器输出的脉冲数，单位是cpm。目前常用API标准单位，它是将仪器放在不同已知放射性地层中刻度得出的。图13-19 自然伽马曲线划分岩性剖面的实例由于伽马射线的穿透能力和仪器灵敏度的限制，自然伽马测井的探测深度约20～30cm。测井曲线与前述电测井和声测井曲线不同之处是由于放射性统计涨落使曲线表现出微细的锯齿状；另外，由于仪器在井内连续移动和记录仪率表电路时间常数的影响，使测井曲线向着探测器移动方向产生位移并造成读数幅度降低。在岩层较薄时，这种变化更加显著。因此，实际测井时需要选择适当的测井速度和时间常数以减小这种影响。自然伽马测曲线的分层原则仍是急剧变化点分层，其主要应用如下。a.划分岩性。基于沉积岩石的自然放射性与其中所含泥质的多少关系密切，因而可以用自然伽马曲线划分不同含泥质的地层。如图13-19是砂泥岩剖面几种不同岩性地层上测得的伽马曲线的实例。可以看出，纯泥岩层自然伽马读数最高，纯砂岩层最低，而泥质砂岩和粉砂岩介于两者之间，并与自然电位曲线有很好的对应关系。用自然伽马曲线划分岩性剖面还有其独特优越，因为它不受地层水和泥浆滤液矿化度的影响，且能在已下套管的井中进行测量。另外，在碳酸盐岩剖面上，高电阻特性会导致自然电位曲线变得平直，自然伽马曲线都仍能清晰地分辨出泥岩层、泥质与非泥质地层。b.计算泥质含量。若储集岩石的自然放射性是由于泥质产生，则不含泥质的纯岩石的自然伽马读数将具有最低值，纯泥岩层具有最高值，而介于这两者之间的读数则反映着一定的泥质含量。如果读数高低与泥质含量之间具有线性关系，则可按下式计算泥质含量勘查技术工程学式中：GGR为目的层的自然伽马读数。和分别是解释层段内纯泥岩层和纯砂岩层的自然伽马读数。大量统计分析表明，所述线性关系并不完全正确。由式（13.4-1）计算的V′SH与实际泥质含量VSH之间具有非线性关系，且与地层的地质时代有关，它们之间关系如图13-20所示。其关系式为勘查技术工程学式中：C为地区经验系数。通常老地层C=2，新地层C=3.7。c.地层对比。利用自然伽马曲线进行井间地层对比要比用自然电位和电阻率曲线好，因为它不受井间泥浆性能差异和地层流体性质变化的影响，但测井曲线的标准化十分必要。13.4.1.2 自然伽马能谱测井自然伽马能谱测井是基于岩石中铀、钍、钾三种放射性核素在衰变时放出的伽马射线的能谱不相同而提出的一种测定这几种元素含量的测井方法。图13-20 V′SH与泥质含量VSH的统计关系根据对铀、钍、钾放出的伽马射线的能谱进行分析，40K只有单一能量为1.46MeV的伽马射线，而铀系和钍系的伽马射线能谱分别在1.76MeV和2.62MeV处有一明显峰值，如图13-21所示。因此，通过将记录的伽马射线能量转换为脉冲幅度输出，并用多道脉冲幅度分析器就可分别测出各自的伽马射线强度，进而分析铀、钍、钾的含量。从图13-21可以看出，各能量谱之间存在着交叉或干扰，为了从整个谱系中解析出三种元素的特征谱对总计数率的贡献（称为解谱），需要开设多个能量窗口进行测量，列出方程组求解。这可通过多道能谱分析仪来实现，它共设五个能量窗，两个低能窗：0.15～0.5MeV和0.5～1.1MeV，三个高能窗：1.32～1.575MeV（称为钾窗）、1.650～2.390MeV（称为铀窗）和2.475～2.765MeV（称为钍窗）。五个能量窗输出的信号分别送入五个计数器进行计数，然后通过解谱，便可获得所述三种放射性元素的含量。图13-21 铀、钍、钾伽马射线能谱图自然伽马能谱测井最终可输出五条曲线，它们是总自然伽马曲线（SGR）、钍含量曲线（THOR），单位为10-6；铀含量曲线（URAN），单位为10-6；以及钾含量曲线（POTA），单位是%；另一条是“无铀”的GGR曲线，它是钍、钾含量的叠加。13.4.2 中子测井（NL）中子测井在于利用中子源（连续中子源或脉冲中子源）发出高能中子射入地层，其与物质原子核相作用时会发生一系列的核反应。利用这些核反应，形成了多种测井方法。13.4.2.1 中子与物质的相互作用中子是不带电荷的粒子，它能穿过原子的核外电子壳层与原子核相碰撞，并随着中子能量的不同将主要产生两种过程，一种是弹性散射，一种是非弹性散射。（1）中子的弹性散射能量低于10MeV的中子与物质作用主要产生弹性散射。在这过程中，中子与原子核每碰撞一次，损失一部分能量，速度降低，并朝着一定方向进行散射。经多次碰撞，能量减至0.025eV时，弹性散射过程结束，此时的中子称为热中子，随即像分子热运动一样在物质中进行扩散，当其再与原子核碰撞时，失去和得到的能量几乎相等。热中子在扩散过程中，由于速度较慢，在原子核周围停留时间较长，因而容易被原子核俘获。元素原子核俘获热中子之后，处于激发状态，当它回到稳定的基态时，多余的能量将以伽马射线的形式释放出来，称为俘获伽马射线或二次伽马射线。在测井常见的核素中，氢元素具有最强的减速能力，由快中子变为热中子的过程最短；氯元素的俘获能力最强，因而，热中子的扩散过程最短，且氯核俘获热中子之后释放出的伽马射线的能量比一般元素的都高。根据这一特性，在含氢量较多的岩石中，离中子源较远的地方，那里的热中子密度及二次伽马射线强度均较低，反之会较高；而在含氢量相同但含氯量不同的两种岩石中（如油层和水层），含氯高的岩石，将会记录到更低的热中子密度和较高的二次伽马射线强度。（2）中子的非弹性散射及中子活化中子的能量高于10MeV时，与物质作用主要产生非弹性散射。在这一过程中，高能快中子与元素原子核相碰撞，其能量不仅使原子核获得动能，还能使核跃升一个能级而变得不稳定。当回到基态时，放出伽马射线，称为非弹性散射伽马射线。在测井常见的核素中12C和16O具有较大的非弹性散射截面，且产生的非弹性散射伽马射线的能量较高。用高能快中子照射稳定的原子核还能使其活化成为新的放射性核素，并有一定的半衰期，其衰变产生的伽马射线叫活化伽马射线。活化伽马射线的能量因元素而异，但其强度还与中子源的源强、照射时间以及停止照射后开始测量的时间有关。13.4.2.2 中子-中子测井中子-中子测井通常使用半衰期长且产额较稳定的镅-铍中子源。它是利用放射性元素镅（95An）衰变时放出的α射线与铍（4Be）发生核反应产生中子。这种中子源发出的中子流是连续的，其平均能量约4.5MeV。因此，在岩石中主要产生弹性散射。中子-中子测井又可分为两种类型：一种是测量探测器周围热中子密度的中子-热中子测井；另一种是测量探测器周围超热中子密度的中子-超热中子测井。（1）中子-热中子测井采用一种在外壁上涂有锂或硼的闪烁计数器，利用锂或硼对热中子强吸收后放出α粒子，使计数器荧光体发光的特性，将单位体积内的热中子数（热中子密度）转换为电脉冲数进行记录。由于在离中子源一定距离处的热中子密度取决于两种因素，即介质的减速特性和俘获特性，因此，热中子的空间分布同时受着这两种特性的影响。在源距为45～60cm的情况下，若介质中不含有俘获能力很大的元素（如氯元素），含氢量高的介质测得的热中子读数为低值，并随着含氢量增高读数降低，如图13-22所示。这表明，热中子测井读数能直接反映岩层孔隙度的大小。若还有氯元素存在，由于热中子被强烈吸收，使热中子读数明显降低，此时测井读数将不再是含氢量的单一反映，对计算的孔隙度将带来较大的误差。图13-22 在不同含氢岩石中热中子的分布为了消除井孔和岩石中氯元素对热中子读数求取孔隙度的影响，目前中子-热中子测井广泛采用补偿的形式，即用长、短两种源距进行测量，称为补偿中子测井（CNL）。此时，在不含结晶水的岩石中，有长源距勘查技术工程学短源距勘查技术工程学式中NL和NS分别为长、短源距的热中子计数率；a为与井径有关的系数；b为仪器常数；c为氯元素的影响系数。上二式相减得勘查技术工程学式（13.4-5）表明，测量长、短源距计数率比值的对数，能消除井孔和岩层中氯元素的影响而直接与孔隙度有关，使补偿中子测井成为目前主要孔隙度测井方法之一。实际的补偿中子测井是以孔隙度为单位进行记录的。它是将仪器放在已知孔隙度的纯石灰岩地层上进行刻度，将长、短源距的计数率比值转换为孔隙度单位，称为“石灰岩孔隙度”。按照这种刻度方式，在纯石灰岩地层上测得的孔隙度将等于地层的真孔隙度，而在非纯石灰岩的其他地层上，测得的孔隙度读数将不等于地层的真孔隙度，称之为“视石灰岩孔隙度”。（2）中子-超热中子测井能量介于0.1～100eV的中子称为超热中子，它的空间分布只取决于介质的减速特性而与俘获特性无关。因此，对变为热中子之前的超热中子密度进行记录能直接反映岩层的含氢量，进而更好的求取孔隙度。采用一种专门的超热中子探测器可以记录超热中子。这种探测器由热中子计数管及其外壁的镉层和石蜡层构成。镉的作用是吸收周围的热中子，而只让超热中子通过进入石蜡层，然后再经石蜡减速成热中子被记录。为了减少井孔影响，超热中子测井采用贴井壁方式进行测量，称为“井壁超热中子测井”或“井壁中子测井”。源距采用28～46cm，同样以石灰岩孔隙度单位进行记录。13.4.3 密度与岩性密度测井在井下仪器中安置伽马源，放射出的伽马射线将与周围岩石中元素原子的核外电子发生碰撞而损失能量并产生散射和吸收，测量不同能量窗口内的散射伽马射线强度，发展了两种测井方法——密度测井和岩性密度测井。13.4.3.1 密度测井（DEN）密度测井又称伽马-伽马测井，它利用137Cs作为伽马源，可放射出能量为0.66MeV的伽马射线。这些中等能量的伽马射线在岩石中与原子的核外电子发生碰撞首先发生康普顿散射，散射结果，入射伽马射线的能量降低并经过一定距离之后，部分被吸收而使强度减小。这一特性可用康普顿散射吸收系数μK来描述，它等于单位体积中所有电子散射截面σK的总和，即勘查技术工程学式中：ne为单位体积中的电子数（称为电子密度），可表示为勘查技术工程学式中：NA为阿伏伽德罗常数；ρb为岩石的体积密度（g/cm3）；Z为原子序数；A为相对原子质量。对于沉积岩中的大多数元素而言，Z／A比值接近于1／2，并在入射伽马射线一定能量范围内σK是个常数，因而可近似认为勘查技术工程学密度测井测量的是一次散射到达探测器且能量高于200keV的散射伽马射线的强度，在该能量界限内散射伽马射线的强度只与康普顿散射有关，即只反映岩石的体积密度。在适当源距情况下，它随岩石密度的增大而减小。考虑到伽马射线散射后的能量降低和强度减小，实际的密度测井仪采用较短（十余厘米）的源距并贴向井壁进行测量，还通过补偿的方式进一步消除泥饼对测量结果的影响。于是，密度测井又有补偿密度或补偿地层密度测井之称。在采用长短源距进行补偿测量的情况下，可以分别测量长源距和短源距两种计数率NL和NS，通过仪器刻度并联立求解，可以获得被探测地层的体积密度值ρb。在无泥饼存在时，它等于地层的真密度；而在有泥饼的地层上，它等于长源距计数率求得的视密度与泥饼校正值Δρ之和，故实际的密度测井同时输出ρb和Δρ两条曲线。密度测井与声波、中子测井一起常被称为三种孔隙度测井，广泛用于求取储层孔隙度。密度测井计算孔隙度的基本依据是，测井测得的岩石体积密度ρb等于岩石骨架密度ρma与孔隙流体密度ρf的加权和，即勘查技术工程学解出φ得勘查技术工程学式中ρma对于不同的岩石有不同的数值，如砂岩为2.65g/cm3，石灰岩为2.71g/cm3，白云岩为2.87g/cm3，孔隙中水（泥浆滤液）的密度ρf=1g/cm3。若岩石骨架由多种矿物构成，以及岩石含泥质时，孔隙度需利用泥质多矿物岩石模型进行计算。另外，密度测井与声波和中子测井曲线相配合用于划分气层也很有用，在含气层的地方，常常显示为声波时差增大，中子孔隙度减小，密度曲线显示为低的密度读数。13.4.3.2 岩性密度测井（LDT）岩性密度测井综合利用了康普顿散射和光电吸收两种效应。对于构成沉积岩的绝大多数元素而言，原子序数一般在1～20之间。伽马射线与这些轻元素作用，能量在0.25～2.5MeV之间时，以康普顿散射为主；能量小于0.25MeV时，以光电效应为主；并导致伽马射线能量耗尽而最终被吸收。因此，能量为0.661MeV的伽马源放出的伽马射线进入地层后，经过康普顿散射能量降低并向着主要发生光电效应的低能区过渡时，散射伽马射线的强度将主要决定于介质的光电吸电特性，即光电吸收截面。如果在低能区一定谱段内开设窗口专门测量光电吸收能级范围内的散射伽马射线，显然，光电吸收截面越大的介质中测得的散射伽马射线强度会越低。在入射伽马射线的能量一定的情况下，光电吸收截面是岩石中元素原子序数Z的单一函数，即原子序数越大，光电吸收截面越大。原子序数Z的数值又取决于它的化学成分，因此岩性密度测井能直接反映地层的岩性。根据研究，伽马光子与元素原子发生作用的光电吸收截面σ与元素原子序数Z的4.6次方成正比。若定义一个与σ／Z成正比例的参数，称为光电吸收截面指数，用Pe表示，则有勘查技术工程学式中K为比例常数。由于σ的单位为靶／原子，Z的单位为电子／原子，故Pe的单位为靶／电子。岩性-密度测井就在于通过仪器刻度将测得的低能区范围内的散射伽马射线强度转换为Pe值进行记录。同时，它还记录一条密度曲线ρb和一条称为体积光电吸收截面指数的曲线U。U的定义是勘查技术工程学单位为10-28m2／cm3。表13-1列出了常见岩、矿石的Pe和U值以及相应的体积密度和中子测井孔隙度。利用表中数据，再结合Pe测井结果就能较准确地判断岩性、研究矿物成分和确定某些高原子序数的重矿物等。用岩性密度测井确定岩性的优点还在于Pe测量结果与地层孔隙中的油气关系不大（因其Pe值很小），岩石孔隙度的改变对测量结果的影响也很小。表13-1 常见岩矿石及流体的Pe、U及ρb和ΦN值

3.4.2.1 现代测井技术发展主要特点从20世纪90年代开始，在全球性科技发展浪潮推动下，测井技术进入一个高速发展期，主要标志是新一代成像测井投入商业性应用并日趋成熟。这一发展进程，大大提高了测井技术解决地质问题与工程问题的能力，进一步提高了在油气藏勘探和开发中的作用。现将其主要发展特点归结如下：（1）形成四大测井技术系统：裸眼井测井、套管井测井、随钻测井和井间测井系统1）裸眼井测井技术——新一代裸眼井测井技术是以阵列化、频谱、能谱化测量和二维及三维成像显示为主要特征，以全井眼微电阻率成像测井、核磁共振成像测井、阵列感应/阵列侧向成像测井为核心，包括偶极横波成像测井、综合岩性孔隙度测井、元素俘获测井、模块化动态地层测试器等井下仪器所组成的新型测井技术。最近推出的具有三维测量功能的扫描成像测井仪系列——电阻率、声波、核磁三种扫描测井仪，标志着成像测井技术又有新的发展。新一代裸眼井测井系统的主要特点是：A.在技术上，成像测井实现了“地面采集成像化与多任务化，下井仪器阵列化与频谱、能谱化，数据传输遥测化，处理解释工作站化”。这样使得长期以来，作为表征地层地质特性的常规测井曲线，由原来把地层近似视为均质的平均化测量，发展为以“井”为对象的二维或三维空间测量，并对测量结果以具有三维模拟性质的二维可视图像进行显示，能对地层非均质性作出响应。B.成像测井具有观测密度和方位覆盖率大的特点，有效信息大量增加，使得测井信息的反演更易接近目标。所提供的图像往往是地质现象的直观显示，大大缩短了测井信息与地质特性之间的距离，提高了分析地层非均质性能力、解释地质特征能力，以及人们有效理解、运用这些信息和数据的能力。C.方位成像测井。微电阻率扫描、井眼超声波成像以及方位电阻率成像等测井的应用，突破了测井数据处理两个传统的基本假设，能够在地层为非成层和不具有旋转轴对称的状态下，获得可信的反演结果，从而能够较好应对地层非均质性和水平井钻探的挑战。D.成为研究地层的非均质性和各向异性，应对复杂地层油气评价的有效手段，在裂缝性、砾岩体、低渗透、火成岩油藏与低电阻率油气层测井评价和油气藏发现，以及精细分析油藏地质特性、地质构造和沉积相等方面都有了突破性进展。2）套管井测井技术。套管井电阻率测井、储层饱和度（脉冲中子）测井、元素俘获测井、过套管动态地层测试器以及新型综合岩性孔隙度测井和组合式生产测井仪（如CPLT、Flagship仪等），是组成新一代套管井测井的主要技术。众所周知，进行生产测井和油井采收状况动态监测，解决油井钻采中的工程问题，如固井质量评价、油井套管技术状况分析等，是套管井测井传统应用领域。新一代套管井测井技术的运用，特别是套管井电阻率测井研制成功，配套的新型传感器利用，促使套管井测井进入了“地层评价”这一新的应用领域，它的技术功能和作用有了明显提升。这样就能够在下套管的新井中，进一步取全资料；对于无法录取裸眼井测井资料的意外事故井，可以通过套管井测井进行地层评价；可以对老井重新评价识别漏掉的油气层和储量；可以定期开展时间推移测井，更有效地监测油气藏流体界面和饱和度动态变化等。在生产测井这一领域，技术也有明显进步。常规生产测井传感器只能用在近垂直井中测量简单的两相流动、反映垂直或近垂直井中有限范围的流动方式。新型传感器，如“泡”流动成像仪、水流成像仪以及利用GHOST进行三相持率（持气、持油、持水率）测量等，则能克服上述缺点，不仅能提高精度、解决多相流问题，而且可用于大斜度井和水平井。3）随钻测井技术。随钻测井的早期是通过测量井斜、方位，为钻井提供几何导向，属于随钻测井的雏形，为随钻测量（MWD）阶段。20世纪80年代中期，随钻自然伽马和电阻率仪器的问世，随钻测井（LWD）主要用于简单的地质导向。随着随钻电阻率仪和孔隙度仪的发展，逐步提高随钻地层评价和地质导向的效果，即通过监测水平井与上、下界面的距离，控制水平井在油层中的钻进方向。随钻测井虽然分辨率没有电缆测井高，但能够获得钻进过程中地层的原始信息，因此能在泥浆侵入地层和井眼变得不规则之前，更确切反映地层特性。新一代传感器，如钻头电阻率成像仪、方位密度中子仪等的运用，标志着随钻测井技术进入一个新的发展阶段，主要有以下特点：A.探头更趋近于钻头处或以钻头作为电极，增强探测和实时导向功能。B.成像化。可进行井下倾角实时处理，进一步提高分析地层特性能力。C.实现方位测量。可对地层参数进行方位测量和显示，以提高地质导向准确性。如方位密度中子仪，可对井眼中不同区间密度、中子测量进行平均，提供井眼上、下独立测量值。D.配套化。具有测量多种电阻率、密度、中子、声波、自然伽马等配套功能，在困难地理条件下（如深海、沙漠腹地、沼泽），用以替代普通电缆测井。4）井间测井技术——井间测井技术应用是当代测井技术的重大突破，其重要意义就在于实现“井间”地层与油藏特性的直接测量，进一步解决在油藏研究中，“井孔”与“井间”信息不平衡问题，从而提高油藏研究和横向预测的有效性，并将从根本上改变测井技术横向探测能力不足的固有弱点。从而把发现油气藏与描述油气藏特性能力，提高到一个新的高度。目前开发的井间测井技术主要是井间电磁成像系统（井间电阻率成像测井）和井间地震测井，因此人们普遍认为，这些技术一旦达到实用阶段，将会引起油藏研究革命性变化。因为这就意味着测井技术的两个基本系列——电阻率与孔隙度系列，可直接运用于井间的测量。井间电磁成像系统是将发射器和接收器分别置于两口井中，接收由发射器发射并经地层传播的电磁波。反演后获得有关井间地层电阻率的分布信息，从而实现井间电阻率直接测量。和井间地震相比，井间电磁测量结果对井间地层特性和流体性质的变化更为敏感。所提供的井间电阻率成像，可用于研究井间油藏构造、砂体展布和裂缝发育方向；能够比较清楚地描述井间的油、气、水层分布，指示水驱及热采波及前沿和方向，分析井间剩余油分布，从而可提高油田滚动勘探和开发调整中钻探高效井成功率；优化油田开发方案和提高采收率。井间电磁成像测井目前已在美国、加拿大以及中东地区等投入现场应用，所提供的“油藏”规模下的井间电阻率，在追踪注水、注蒸汽（稠油热采）应用中均见到较好效果。1998年11月至2004年4月，胜利油田与EMI公司合作，分别在胜利油区孤岛、埕东油田的8对井中，成功地进行了16个井次系统现场试验。测量是在对于井间电磁技术很有难度的条件下进行的，一是地层为典型的低电阻率剖面，地层背景电阻率仅为1.5～2Ω·m；二是进行穿透一层和二层金属套管系统试验。取得在典型低电阻率剖面中、井间距分别达433.6m（裸眼井—裸眼井）和300m（裸眼井—金属套管井）、260m（金属套管井—金属套管井）重复性好、精度高的完整测量数据。反演得到的井间电阻率成像图，在分析井间油、水、气分布、砂体展布方面也见到较好地质效果。（2）测井信息的采集逐步实现高集成度的阵列化、成像化、频谱化和网络化应对各向异性、多元储集空间、裂缝、薄互层等复杂油气藏的勘探和开发，是推动成像测井发展和应用的动力。成像测井问世以后，逐步发展了一批具有阵列化、成像化、频谱化测量特点的井下仪器系列，实现如下的成像方式：A.井壁成像（方位成像）：利用旋转型探头进行扫描，获得井壁图像。B.径向成像：利用多个探头组合（阵列及交叉阵列）的大信息量采集，获得有较强垂向分辨能力、不同探测深度的径向成像图，以了解储层在径向上的地质特性及各向异性，如分析储层沿径向方向的饱和度剖面。C.井周分区成像：利用聚焦方法，探测井周不同扇体、不同径向距离的地层特性。D.井间成像：将发射器和接收器分别置于相邻的井中，反演后获得有关井间地质特性的分布信息。E.谱分析成像：利用能谱、频谱、波谱等直观成像显示，描述地层特性。今后的发展趋势是进一步提升阵列化、成像化、频谱化仪器的集成度及其探测性能，并向网络化方向发展。（3）从传统的一维测量向三维测量发展，开辟三维岩石物理学的研究时代成像测井是对油气藏表征和数值模拟技术发展的有力推动。油藏表征与油藏数值模拟技术，实质上是用随机技术来描述“确定性”油藏的概率性分析，包括建立一维“井”模型—二维“层”模型—三维“体”模型，其精度主要取决于对地层非均质性的分析和对“不确定性”因素的预测。应该指出，制作油藏一维“井”模型，从本质上讲是三维问题。由于传统测井理论是建立在均匀无限空间、各向同性介质基础之上，只有在均质地层中才能服从地层是“呈层状并与井轴呈对称性分布”的基本假设，因而普通电缆测井则把这一问题的解决仅局限于一维和二维。随着油气勘探、开发对象日趋复杂，非均质储层已成为当前及今后的重要勘探目标，也进一步挑战了测井理论关于“地层呈层状并与井轴呈对称性分布”的基本假设。而成像测井系统的应用，特别新一代三维扫描测井仪系列的应用，不仅能重现井眼及其周围地层的三维特点，而且意味着“三维岩石物理”研究的起步。新一代成像测井精细分析油藏地质特性的能力，铸就它成为三维油藏表征与数值模拟的主体技术。然而应该指出，现阶段投入应用的成像测井主体技术，还不完全是真正意义的三维空间测量，但三维空间测量必然是今后发展趋势，目前正在推出的电阻率、核磁共振、声波扫描测井系列以及井间测井技术，就是这一发展趋势的体现。因此可以预料，随着三维空间测量测井技术的实现，将预示着三维岩石物理学研究时代的到来，并进一步推动测井理论、方法的更新与发展。（4）裸眼、套管与井间测井系统的有机组合，实现油气藏的“四维”动态监测随着套管井电阻率测井的突破，以及储层饱和度测井、元素俘获测井、过套管动态地层测试器、组合式生产测井仪等新一代套管井测井技术的进一步优化，促使套管井测井技术由动态监测和解决油井钻采中工程问题的传统应用领域，进入了“地层评价”这一新的应用领域，技术功能和作用有了明显提升。这一发展趋势将会进一步强化，特别是随着井间测井技术趋于成熟，将大大提高测井技术的空间探测能力，并与裸眼井测井技术形成三方面的有机组合，逐步实现油气藏动态地质特性、油气井采收状况和工程状态的“四维”动态监测：A.油气藏静态—动态分析，包括二次和三次采油的油气藏描述和数值模拟。B.水淹状况和饱和度的“四维”监测。C.采收率的标定和动态监测。D.油气井生产“四维”动态监测。E.固井质量静态—动态监测。F.油气井套管工程状态“四维”动态监测等。（5）测井地质和工程应用覆盖油气田勘探、开发的全过程事实上，现代测井技术的应用已经覆盖油田勘探与开发的全过程，成为当今油气资源评价和油藏管理的关键技术手段，以及钻井和采油工程设计、施工、质量评价的高效益技术手段。这一趋势又将随着今后测井技术的发展而进一步扩展和提升。主要有：A.油气资源评价：油气层评价、产能预测和储量计算。B.地质研究：构造分析、沉积学研究、裂缝及其分布格局、地应力分析和横向预测。C.油藏工程：油气藏静态与动态描述、不同开发阶段的油气藏数值模拟、水淹状况和剩余饱和度分析、采收率标定和动态分析以及油气藏管理过程的优化。D.钻井工程：水平井与大斜度井的地质导向、确定和建立上覆地层压力，孔隙压力、坍塌压力、破裂压力梯度剖面、进行岩石的可钻性和井眼稳定性分析、为钻井与钻井液的优化设计提供科学依据、井身质量监控、固井质量评价。E.采油工程：岩石力学强度分析、优化油气井防砂与压裂设计、建立温度与压力剖面及其监测、油气井注入剖面与生产（产液、产气）剖面的动态监测、油气井套管工程状态动态监测、油气井管理过程的优化。总之这一发展进程，正在改变人们对测井技术及其传统作用的固有概念，从内涵和外延大大丰富了对其现今作用的认识，并重新形成对其未来作用具有开拓性的设想。知识迅猛增长与快速更新是信息时代的基本特征，其结果将会造成领域专家知识的不足。因此随着测井技术的迅猛发展，石油工业上游领域的专家，特别是测井专家自身，都面临着一个再学习的问题，都有一个重新认识测井现今与未来作用的任务。而这一发展趋势，将推动90年代完成数控阶段的我国测井技术，向成像测井阶段发展。3.4.2.2 新一代成像测井技术及其作用（1）微电阻率扫描成像测井地层微电阻率扫描成像测井是一种重要的井壁成像方法，它利用多极板上的多排纽扣电极向井壁地层发射电流，由于电极接触的岩石成分、结构及所含流体的不同，由此引起电流的变化，并反映了井壁各处岩石电阻率的变化，据此形成电阻率的井壁二维成像。斯仑贝谢公司的FMI是目前电成像系列中最先进的一种，该仪器有4个主极板和4个辅助极板（翼板），每一个极板和翼板有两排电极，每排有12个电极共计192个电极，在井眼中，井壁覆盖率达到80%，纵向分辨率为0.2 in（5mm），探测深度为1～2in。地层微电阻率扫描成像测井主要应用于：A.地质构造解释：确定地层产状、识别断层、不整合、牵引、褶皱等。B.沉积学解释：识别层理类型、砾石颗粒大小、结构、判断古水流方向、识别滑塌变形、进行沉积单元划分、判断砂体加厚方向等。C.裂缝识别和地层孔隙结构分析：识别高角度裂缝、低角度裂缝、钻井诱导缝、节理、缝合线、溶蚀缝、溶蚀孔洞、气孔等，确定裂缝产状及发育方向，划分裂缝段，可对裂缝参数进行定量评价，分析原生和次生孔隙的匹配程度。D.地应力方向确定：根据井眼崩落和诱导缝的方向，确定现今主应力方向。E.薄层解释：准确划分砂泥岩薄互层及有效厚度。（2）核磁共振测井核磁共振测井的商业性应用，是20世纪90年代测井学科的一个重大技术成就。原子核的磁性与外加磁场的相互作用，是核磁共振技术的物理基础。现代核磁其振测井则是以氢核作为目标核，通过调节核磁测井仪的工作频率，探测地层中氢核的核磁共振特性。目前主要是探测氢核的横向弛豫和扩散弛豫过程，通过测量揭示岩石的孔隙流体性质及其流动特性，定量提供地层孔隙度的组合和渗透率、孔隙尺寸分布等储层参数，以及有关孔隙流体性质的信息。其测井响应既取决于氢元素在地层孔隙中的赋存状态和丰度，又与地层的孔隙结构和流体性质有关，但一般不受岩石骨架矿物成分的影响。核磁共振测井主要应用于：A.提供准确的孔隙度和渗透率等岩石物理参数。包括地层总孔隙度、有效孔隙度、自由流体、毛管束缚水孔隙度和渗透率等岩石物理参数。B.分析储层的孔隙结构。T2分布的形态指示了储层孔隙结构分布、分析孔隙尺寸大小和复杂储集空间的类型等。C.有效划分储层。核磁共振测井提供的有效孔隙度、束缚流体孔隙度、自由流体孔隙度，以及T2分布可以直观显示储层与非储层。D.识别流体性质。利用双TW双TE测量方式和标准T2谱形态分布，有助于识别岩性和复杂储层的流体性质。E.估算原油黏度和扩散系数。利用双TE测井资料的扩散分析方法，估算原油黏度和扩散系数。（3）偶极横波成像测井偶极横波成像测井技术是为了解决单极声波测井在软地层中无法测量横波这一难题，同时也为了进一步提高测量精度而提出的。它是把新一代偶极技术与最新发展的单极技术结合在一起，提供了当今测量地层纵波、横波和斯通利波的最好方法。只要在适当发射频率下，无论大井眼井段还是非常慢速的地层中都能得到较好的测量结果，另外探测深度也相应有所增加。偶极横波成像测井主要应用于：A.岩性识别。主要是利用纵横波速度比、泊松比等参数，确定地层的岩性。B.识别气层和气-水界面。根据偶极阵列声波资料得出的纵横波速度比及其他岩石力学参数，可比较有效识别气层与气-水界面。C.判断裂缝发育井段、类型，分析裂缝储层的渗流特性。利用纵、横、斯通利波的幅度衰减直观地判断裂缝发育带，分析裂缝有效性。D.地层各向异性分析。在裂缝性地层或构造应力不平衡的非裂缝性地层中，根据快横波和慢横波的检测，可以分析地层的各向异性大小、方向及其影响因素，并确定现今最大水平主应力的方向、大小。E.岩石力学参数计算，进行井眼稳定性分析和压裂高度预测等。（4）阵列感应/阵列侧向成像测井20世纪90年代以来，国外各大公司吸收了几种新型感应/侧向测井仪的优点，研制出具有更优探测性能的阵列感应/阵列侧向成像测井仪。它们都具有高分辨率、探测深度和分辨率相匹配的特点；具有软件聚焦的功能；具有5～6个独立、探测深度依次递增的阵列组合，其中感应成像测井仪可提供垂直分辨率分别为1ft、2ft、4ft，探测深度分别为10in、20in、30in、60in、90in和120in的视电阻率数据。阵列侧向成像测井可以得到6条探测深度不同的视电阻率曲线，形成径向电阻率成像，大大提高了测井分析储层径向特性和求解地层真电阻率的能力。一般来说，阵列感应主要适用于低电阻率剖面，阵列侧向则适用于高电阻率剖面。阵列感应/阵列侧向成像测井主要应用于：A.划分渗透层。根据泥浆滤液侵入地层的驱替状况，划分渗透性地层和分析储层可采程度。B.评价储层流体性质，确定受污染状况。C.描述地层电阻率及侵入剖面径向变化。通过反演得到原状地层、侵入带电阻率、冲洗带与过渡带半径，描述地层电阻率径向变化和提供饱和度径向成像图。D.薄层评价。准确地测量出薄层电阻率，有效识别层内的非均质性，有利于薄油气层的识别。（5）模块化动态地层测试器模块化动态地层测试器是新一代的电缆地层测试装置，改进的探测器采用模块化结构，以应对不同应用需求。特别是石英压力传感器，可快速、准确响应地层压力和温度的变化；泵排模块的应用，可采集原状地层的PVT流体样品；并能直接测量地层径向和垂向渗透率等，从而大大增强仪器直接测压、取样和分析储层特性的功能。模块化动态地层测试器主要应用于：A.测量地层压力剖面，计算地层压力梯度、压力系数、流体密度等参数。B.估算地层径向和垂向渗透率。C.快速评价油气层，确定或预测气-油-水界面。D.预测储层产能。根据压力测试和取样样品分析数据，估计油层生产能力。E.地质与工程应用。在多井评价中可以研究油藏特征、井间连通性；在地质研究工作中用于沉积相分析和进一步认识构造；在开发区块进行油层动用情况和潜力分析；在钻井工程方面可以结合声波、密度测井资料合理确定安全的泥浆比重等。（6）地层元素俘获能谱测井元素俘获能谱测井（ECS）是用中子激发直接探测地层俘获伽马射线，从俘获伽马射线能谱中获得有关硅、钙、铁、硫、钛、钆等地层元素含量的信息，从而进一步计算出地层中各种矿物的类型和含量。主要应用于：A.岩性识别和储层评价。确定矿物和岩性，可准确计算岩石含量和特殊矿物。提供不受井眼影响的准确的泥质含量，为更准确计算孔隙度提供条件。B.沉积相研究。准确识别石膏和钙质，为沉积相的判断提供指相矿物。清楚显示沉积旋回变化，为划分地层提供依据。C.烃源岩研究。精确测出钙的含量，减少把薄互层钙质或膏质胶结层误判为烃源岩的可能性。准确提供无有机质影响的干岩石骨架体积，为利用综合体积法计算烃源岩提供重要参数。总之，随着现代测井技术特别是成像测井技术的应用，塔河、东部及南方海相碳酸盐岩复杂油气藏的勘探实践以及海相层系前瞻性研究工作的开展，多方面提升了对碳酸盐岩油气藏的认识和评价能力，具体表现在：纵向上可识别碳酸盐岩储集的主要类型；准确提供剖面的孔隙度数值；可对裂缝进行定性和定量描述；利用核磁共振测井标定孔隙的大小分布；分析裂缝与溶蚀孔洞分布关系；特别是在碳酸盐岩气藏的流体识别有了比较大的进展。3.4.2.3 海相层系测井系列的优选（1）优选测井系列的基本原则分析了以碳酸盐岩为主体的海相储层地质特性、评价难度以及现代测井技术发展特点与作用，就能形成对测井系列选择与优化的更明确思路。1）有针对性地分析常规测井系列。电阻率与孔隙度系列，在海相储层评价中的适应性，明确其功能和作用。核心是进一步明确各种常规测井技术在储层有效性评价和流体性质识别的能力和存在的局限性，为优化常规测井系列提供直接依据。2）加强新一代成像测井技术的应用。加大现代测井技术应用力度，主要是加强成像测井及其关键技术的应用如微电阻率扫描、偶极横波、核磁共振成像测井等，有针对性在新区、新领域的探井、复杂油气藏的探井和开发井、油气藏研究和动态监测的关键井和观察井，取全取准配套测井资料，为单井精细解释和油气藏研究提供坚实的资料基础。3）生产测井的早期介入。在勘探阶段应选择一定的探井或评价井，进行生产测井，搞清油气藏流体的产出剖面，并验证储层划分标准，提高复杂油气藏测井评价的可信度，为计算储量提供重要依据。4）形成探井油气层快速评价的测井系列，提高海相探井的解释成功率。核心是解决海相复杂储层流体性质识别这一关键难题，主要是有针对性增加一些具有直观、快速显示储层流体性质的测井仪器方法，如模块化动态地层测试器、旋转式井壁取心器与现场核磁共振分析仪相结合等，形成完整的疑难探井快速评价测井系列。即以常规和成像测井、岩心和录井资料，对储层有效性和油气水作出判识，优选目标层位，以模块化动态地层测试器进行验证，快速评价油气层和油气藏类型，达到缩短发现油气藏的周期，提高勘探效率和效益。5）在综合分析的基础上，针对储层特点，提出优化、配套和规范的测井系列。（2）优选测井系列的技术目标1）提高单井解释可信度，充分利用现有的测井与其他“井筒”技术，搞清每一口探井主要地质特性，核心是正确识别和划分气、油、水层，尽量做到使每一口探井的完井决策不留遗憾。2）通过一口或几口探井和评价井的精细解释，基本搞清油气藏基本特性，实现对储层和油气藏的整体评价。（3）碳酸盐岩海相层系的测井系列在探井和评价井中，形成以三电阻率、三孔隙度和自然伽马（或能谱）等常规测井为基础，微电阻率成像、核磁共振、多极子阵列声波、地层元素俘获能谱测井和阵列侧向测井为核心的完整测井系列。

1、直观性、可视性，能直接的反应井周的底层分布情况和地层特征；2、成像测井资料与岩心对比结果说明成像测井资料在说明地下地质特征是准确可靠的；3、成像测井资料的应用范围十分广泛，它不仅能确定地层的倾角、倾向，构造特征；裂缝的几何形态，裂缝的发育程度；它还能区分各种不同的地质特征，如溶洞、溶孔，并能判断其有效性；4、结合少量的常规测井资料，成像测井资料能用于岩性识别；5、成像测井资料具有比常规测井资料进行储层特征描述更为直观可靠的特点，它对裂缝、溶蚀孔等非均质性地层的描述的效果比其他常规测井资料有明显优势；6、成像测井资料具有半定量和定量评价储层参数的功能。

周明磊1　王怀洪2　苏现为3　毕叶岚3（1.山东煤炭地质工程勘察研究院 泰安 271000）（2.山东科技大学地球信息科学与工程学院 青岛 266510）（3.山东省煤田地质局数字测井站 泰安 271000）作者简介：周明磊，男，汉族，山东即墨人，研究员，现在山东煤炭地质工程勘察研究院从事测井新技术新方法的应用研究以及资料的处理解释。信箱：Zml426@163.com。摘要 本文探讨利用数字测井技术解释煤层气的储层参数，估算煤层气含量，同时进行其他岩性的分析，并对煤层气井的固井质量做出评价，为煤层气勘探提供测井技术支持。关键词 测井技术 煤层气 储层参数 体积模型APPlications of Well Logging Technology in Surface CBM Extraction Project at Sihe Coalmine，Jincheng CityZhou Minglei，Wang Huaihong，Su Xianwei，Bi Yelan（1.Shandong Survey Institute of Coal Geological Engineering，Tai"an 271000；2.College of Geoinformation science and Engineering，Shandong University of Science and Technology，Qingdao 266510；3.Shandong Provencial Bureau of Coal Geotogy，Tai"an 271000）Abstract：This article introduced the use of digital logging technology in explaining the reservoir parameters，while analyzed other variable litho-logy，and assessed the cementing quality of CBM wells.It can supply logging technical support for CBM exploration.Keywords：logging technology；CBM；reservoir parameters；volumetric model1 概述山西晋城煤业集团寺河矿井是“九五”时期国家重点建设项目，设计生产能力400万t/a。井田位于沁水煤田东南部，跨阳城、沁水两县，全井田面积为91.2km2，可采煤层3层即3＃、9＃、15＃煤层。其中3＃煤平均厚度为6.42m，可采储量为4.32×108t，也是本次煤层气地面预抽的目的层。瓦斯也叫煤层气，是煤矿安全的头号杀手，也是一种清洁能源。本矿井属高瓦斯矿井，为了从根本上杜绝煤矿瓦斯事故的频繁发生，改善煤矿安全生产条件，同时还可作为一种新的能源；在地面上打井进行煤层气抽采，高瓦斯矿井就可能成为低瓦斯矿井。随着数字测井技术的快速发展，煤层气的测井仪器、有效方法及解释模型也比较成熟，已经具有能直接解释煤层气储层参数的可能性。2 煤储层的地球物理特征煤层气是一种以吸附状态为主，生成并储存在煤层中的非常规天然气，其成分与常规天然气基本相同（甲烷含量大于95%），可作为与常规天然气同等优质的能源和化工原料。煤层气的储层就是煤层，煤层气也就具有煤层的各种地球物理特征。煤层气储层具有双重孔隙结构，可以理想简化，如图1所示。煤基质的骨架是不同比例有机质和矿物质（一般以粘土矿物为主）组成的混合物。而煤层气储层的基质孔隙中，吸附着甲烷（CH4）以及少量的水和其他气体（CO2、N2、重烃等），几乎没有游离的水和气。煤层围岩的主要岩性是砂岩、泥岩、石灰岩等，煤层的物性特征与围岩存在较明显的差异。本区的目的层为3＃煤层，平均厚度为6.42m，含有1层夹矸，岩性为碳质泥岩，反映明显，煤层顶底板岩性均为泥岩，具有渗透性差、隔水性良好的特点，致使煤层中的煤层气难以向外逸散而得以保存富集。因此，3＃煤为煤层气提供了良好的存储条件。其地球物理特征如下。图1 煤层割理和基质微孔隙剖面图2.1 电阻率高且变化范围大煤层的电阻率一般较高，除随煤化程度有较大范围变化外，通常为几十欧姆米至几千欧姆米，还与裂隙发育程度、含水性和灰分含量等因素有关。2.2 时差大，传播速度慢因为煤层的主要成分是有机质，并在微孔隙中吸附着甲烷气体，两者的声波传播速度均非常慢，所以煤层声波时差很大，纵波时差一般在320～450μs/m。2.3 含氢指数（即中子孔隙度）高煤主要由碳、氢、氧等元素组成，含氢量很高，其他岩性无一能及，所以中子测井得到的中子孔隙度值极高，一般在35%～50%之间。2.4 自然伽马值低通常煤层中的有机质不吸附放射性元素，只是其中构成灰分的泥质才有吸附放射性元素的能力，由于煤的灰分较低，煤层的自然伽马值远低于泥岩，一般在20～70API之间。2.5 密度小因为煤层中的有机质和微孔隙中吸附的甲烷气的密度很低，虽然构成灰分的矿物杂质的密度较高、但含量少，所以煤层的密度很小。烟煤约1.2～1.5g/cm3，无烟煤约1.35～1.75g/cm3，其他岩性通常为2.2～2.7g/cm3。2.6 光电吸收指数低岩石的光电吸收指数（Pe）按定义：Pe=（Z/10）3.6单位是巴/电子（b/e），式中Z为原子序数。碳元素的原子序数为6，计算得出它的Pe值是0.159，煤层以碳为主，因此煤层的Pe值很低，通常为0.9～1.2b/e之间。3 测井仪器及施测参数根据钻孔施工程序和测井设计的要求，本次测井所使用的仪器为渭南煤矿专用设备厂生产的TYSC-3Q型系列数字测井仪和美国Mount sprics公司生产的MT—Ⅲ系列数控测井设备。实测参数裸眼井测井有补偿密度、中子、自然伽马、三侧向、视电阻率、自然电位、井径、井斜，套管井测井有声波幅度，以检测固井质量。4 测井解释4.1 测井解释模型及煤层气含量分析本次测井资料处理、解释使用的是美国MT公司的LOGSYS测井处理系统以及中煤物探院开发的CLGIS解释处理软件，并应用了原煤炭部一类科研项目《煤层气测井技术研究》的部分成果。以密度曲线为主，辅以自然伽马、电阻率、声波时差和中子孔隙度曲线，主要进行预处理、数学计算、分层定性、交会图技术、体积模型分析和相关分析等。以SH1号钻孔解释为例，其他钻孔的解释类同。（1）砂泥水百分含量岩石体积模型：把岩石体积分成岩石骨架、泥质、孔隙（饱和含水）三部分，作为对测井响应的贡献之和（见表1）。密度：p=Vma·pma+Vsh·psh+φ·pw自然伽马：I=Vma·Ima+Vsh·Ish+φ·Iw1=Vma+Vsh+φ式中：p、I分别为岩石对密度、自然伽马的测井响应值；pma、psh、pw分别为岩石骨架、泥质、孔隙水对密度的测井响应参数；Ima、Ish、Iw分别为岩石骨架、泥质、孔隙水对自然伽马测井的响应参数；Vma、Vsh、φ分别为岩石骨架、泥质、孔隙的体积含量。表1 解释参数（2）煤层体积模型：把煤层体积分成纯煤（包括固定碳和挥发分）、灰分（包括泥质和其他矿物）、水分（孔隙中充满水）三部分，作为对测井响应的贡献之和（见表2）。密度：p=Vc·pc+Va·pa+Vw·pw中子：φN=Vc·φc+Va·φa+Vw·φw1=Vc·φc+Va·φa+Vw·φw式中：p、φN分别为煤层对密度、中子测井的响应值；pc、pa、pw分别为纯煤、灰分、水分对密度测井的响应参数；φc、φa、φw分别为纯煤、灰分、水分对中子测井的响应参数；Vc、Va、Vw分别为纯煤、灰分、水分的相对体积百分含量。然后将体积含量换算为重量含量：中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集由于固定碳Qg与灰分Qa相对线性相关：Qg=m·Qa+n利用测井连续求得灰分，利用上式可以求出固定碳。挥发分Qv由计算的纯煤减去固定碳求得：Qv=Qc-Qg表2 解释参数（3）估算煤层气含量：煤层中的甲烷气体是吸附在煤基质的微孔隙的内表面上，并且只有有机质才吸附气体，而矿物质和水是不吸附气体的。煤层中的水也不含气体的（水溶气很少，可以忽略不计），在煤层的原始状态下，甲烷等游离气体也很少，同样可以忽略不计。在一勘探区的同一煤层上，由于储层压力和温度等影响因素是近似相等的，若忽略煤层气饱和度的影响，则煤层含气量与非煤物质含量（灰分加水）呈线性相关关系。通过建立由煤心样测试的含气量与灰分的线性相关关系式，就可由测井求出的灰分连续地估算煤层气含量。y=a·x+b4.2 综合解释成果（1）主要煤层测井响应平均值表，详见表3。表3 主要煤层测井响应平均值表（2）主要煤层工业参数计算成果表，详见表4。表4 主要煤层工业参数计算成果表注：煤层工业分析为重量百分含量。（3）主要煤层及顶、底板解释分析表，详见表5。表5 全部煤层划分数据表（4）主要煤层及顶、底板解释分析表，详见表6。表6 主要煤层及顶、底板解释分析表注：依据岩层的岩性及其孔隙度的大小来评价含水性和渗透性。用同样的方法计算了其他钻孔的煤质与含气量，详见表7。表7 寺河煤层气项目部分钻孔煤质与含气量统计表5 井身质量评价5.1 井斜根据井斜数据（表8）分析可知，钻孔倾斜从125m开始，并随着深度的增加而逐渐增大，在364m处达到最大值1°30＇；全角变化率最大值为0.81°/30m，位于孔深350m处；全井方位均在65°～162°之间变化，最大偏移距离为1.15m，闭合方位为145.73°。未见井身扭曲现象。表8 井斜数据表5.2 井径全井井径变化情况详见井径数据统计表（表9）。从表中可以看出38.50～54.60m井段平均井径为233.79mm，平均扩大率为8.3%。导致井径扩大的原因是由于该井段岩石受风化的影响，地层比较松散。207.00～213.00m井段平均井径为243.73mm，扩大率为12.9%，为全孔最大。该井段以泥岩为主，质地较脆，容易形成井径扩大。表9 井径数据表5.3 固井质量固井质量评价按照《石油天然气总公司技术规定》中的“水泥环质量鉴定”以及云南省恩洪煤田煤层气开发固井质量评价的相关标准进行评价。全孔固井质量检测情况参见固井质量检测测井数据统计表（表10）。由于钻孔水位较低，声波幅度测量从143.10m处开始。从表中可见，测量井段内优良、合格率为100%。表10 SH1号孔固井质量数据表6 结论及建议本次的目的层为3＃煤层，测井物性反映明显，解释精度符合要求。目的煤层的工业分析以及其他岩层的岩性分析是依据前面所述的体积模型及测井响应值，通过交会图技术选取参数，采用最小二乘法求解所得，具有一定的参考价值。煤层含气量的估算参考了本区内其他地质钻孔的煤层化验数据，结合钻孔的测井响应值，应用灰分与含气量的线性关系求解所得，供有关方面参考。由于煤层气测井还处于起步阶段，无论测井仪器还是方法都需要进一步完善，通过本次的煤层气测井，对以后的工作建议如下：（1）增加双井径、双测向等参数测量。（2）尽量实现在每种探管上增加自然伽马参数，消除由于电缆伸缩带来的深度误差。（3）通过实验确定声波探管是否满足固井质量检测技术要求，开发新的应用程序从全波列波形图上提取声波幅度。（4）研究磁定位测井技术。（5）电缆深度测量精度要进一步提高，用人工进行深度刻度其测量误差必须≤0.5‰。（6）中子刻度必须有两个点：水点和19%刻度箱。参考文献[1]煤层气测井方法研究编写组.2000.煤层气测井方法研报告，北京：中国煤田地质总局[2]贺天才.2005.晋城寺河煤层气抽采实践与展望，中国煤层气，第二卷第3期16页[3]测井学编写组.1998.测井学，北京：石油工业出版杜

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ρb，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ΦN=5.0，ρb=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。

TNIS（Thermal Neutron Imaging System）是加拿大GPN（太平洋远景）石油公司专业技术人员经过近6年的时间，通过对近1000口井热中子测井的分析和研究，以及对热中子测井及解释系统升级后开发出来的一种用于油田新、老井的油、气饱和度成像测井系统。TNIS是核成像技术的开端，它的出现打破了核成像测井技术的空白，进而使测井方法进一步推进。

（1）测井、射孔工程技术服务方案及技术措施；（2）质量管理体系与措施；（3）技术服务总进度计划及保证措施（包括以横道图或标明关键线路的网络进度计划、保障进度计划需要的主要技术服务机械设备、劳动力需求计划及保证措施、材料设备进场计划及其他保证措施等）；（4）技术服务安全管理体系与措施；（5）技术服务文明措施计划；（6）技术服务场地治安保卫管理计划；（7）技术服务环保管理体系与措施；（8）冬季和雨季技术服务方案；（9）施工现场总平面布置（投标人应递交一份施工现场总平面图，绘出现场布置图表并附文字说明，说明相关设施的情况和布置）；（10）施工组织机构（若技术服务方案采用“暗标”方式评审，则在任何情况下，“施工组织机构”不得涉及人员姓名、简历、公司名称等暴露投标人身份的内容）；（11）投标人技术服务范围内拟分包的工作（按第二章“投标人须知”第1.11款的规定）、材料计划和劳动力计划；（12）任何可能的紧急情况的处理措施、预案以及抵抗风险（包括测井、射孔工程技术服务过程中可能遇到的各种风险）的措施；（13）对专业分包工程的配合、协调、管理、服务方案；（14）招标文件规定的其他内容

测井技术是油气资源评价的关键技术手段，其核心问题是进行储层有效性评价、油气层识别和计算储量。以碳酸盐岩为主体海相油气藏储层的严重非均质性、孔隙结构多重性，以及低孔、低渗特点，使得传统测井解释理论、方法和技术面临严重挑战，成为当今测井评价一个世界性难题。因此近几十年来，以碳酸盐岩为主体的海相非均质储层评价，一直是人们优先关注的课题。一是基于具有巨大潜在回报，全世界大约60%石油储量蕴藏在碳酸盐岩储层中，还有巨大潜在附加天然气储量；二是存在大量需要解决的难题，为此石油工业界都在研究上做出非常大的努力，试图采用很多不同模型来解决非均质储层评价的难题。3.4.1.1 以碳酸盐岩为主体的海相储层的地质特性（1）储层具有复杂孔隙空间储层具有复杂孔隙空间，是由原生孔隙、大量发育的次生孔隙构成并呈极不均匀随机分布的复杂孔隙系统，导致储层具有很强非均质性与强烈各向异性特点，表现在：1）油气分布：储层层间、层内的非均质性、不同类型孔隙结构分布的随机性，都将导致层间、层内油气分布的复杂化，例如原生孔隙的高束缚水及低油气饱和度特点，次生孔隙的低束缚水及高油气饱和度特点，都会增加测井评价油气层和计算饱和度的难度。2）渗流特性：碳酸盐岩储层原生渗透率可能很低，但却可以有很好的渗流能力。储层渗透率主要来自于次生孔隙系统的贡献，在很大程度取决于裂缝系统的发育程度。因此孔隙度与渗透率关系将更为复杂，与碎屑岩以粒间孔为主的孔隙度与渗透率关系，存在很大差异。导致在碎屑岩等均质储层中，以孔隙度预测渗透率的评价技术往往难以适应碳酸盐岩储层。3）导电特性：组成碳酸盐岩储层孔隙系统的不同“元素”（原生与次生，孔隙、裂缝与溶孔），其导电能力将会有很大差异，主要取决于孔隙大小、曲折度、连通性及发育程度。这一特点导致阿尔奇公式在描述碳酸盐岩地层导电特性存在严重局限性，表明描述储层电阻率公式不同于砂岩。另外，方解石的亲油度一般大于亲水度，使得碳酸盐岩储层往往具有混合润湿性或亲油性，这也将在相当程度上影响碳酸盐岩储层电流的传输特性和油田的采收率。因此，对于碳酸盐岩储层，砂岩储层成熟测井评价技术的有效性往往发生明显退化，需要探索新的思路和评价方法。（2）储集类型多样性储集类型多样性是碳酸盐岩储层另一个重要特点，并成为分析测井响应特征和优选测井系列与解释方法的基本依据。1）川东北地区海相碳酸盐岩储层类型有孔洞型、裂缝-孔洞型及裂缝型，并以孔洞型和裂缝-孔洞型为主，具体可分为以下4类：A.层状溶孔型储层：以普光6井飞仙关组二段—一段上部地层（井段4990～5085m）为例，其测井响应特征反映在自然伽马、双侧向电阻率和三孔隙度测井曲线上有很好的对应性，具有“一高双低”的特征，即具有高孔隙度、低自然伽马和低电阻率显示。溶蚀孔发育层孔隙度平均为9%，是溶蚀孔不发育层的2倍，电阻率读数大于2000Ω·m。在FMI图像上，溶蚀层表现为暗色溶孔呈近水平条带状分布，层内连通性好；暗色条带上下为颜色相对较浅的溶孔欠发育的高阻薄层。B.非层状溶孔型储层：以大湾1井飞仙关组二段—一段上部地层（井段5070～5130m）为例，在FMI图像上，形状不规则的暗黑色高导异常体为溶孔呈团块状分布的显示。溶孔发育段主要集中于7个层，每段的有效厚度2.0～10.0m不等，岩性为白云岩和粉细晶白云岩，与溶孔欠发育或不发育、厚度2.0～3.0m的灰质白云岩呈互层状分布。对于溶蚀孔发育层段，测井曲线响应非常典型，电阻率与孔隙度曲线对应性好，溶蚀孔洞孔隙度在10%左右，受溶蚀孔发育的影响，电阻率值大幅下降，深浅侧向电阻率的差异能定性反映出溶蚀孔洞发育的程度，大部分属于Ⅰ类层级别的储层。而溶孔欠发育或不发育层电阻率范围为10000～30000Ω·m，最高可达100000Ω·m，视孔隙度也明显降低。C.裂缝型储层主要包括两种类型，即压性微裂隙和张性裂隙，压性裂隙由构造挤压而成，张性裂隙由拉张作用而形成。裂缝型储层，一般岩石基质物性较差，原生孔隙和次生孔洞均不发育，是以裂缝为其主要储集空间和连通渠道，通常储集性能较差，渗流性能好。例如大湾1井飞仙关组二段—一段中部地层井段5150～5200m，岩性为深灰色灰岩、灰色含白云质灰岩和浅灰色灰质白云岩，计算的视平均孔隙度数值较小，为2.8%～2.2%；深侧向电阻率在3000～30000Ω·m之间，多为4000Ω·m，双侧向电阻率正差异明显，为裂缝发育显示特征。从FMI图像上看，该层段发育高角度裂缝，暗色细条带呈近垂直于水平面方向分布，电阻率曲线数值无明显减小特征，主要为Ⅲ类储层。D.裂缝-孔洞型储层是属于孔洞型储层和裂缝型储层的较好组合，孔洞是其主要储集空间，裂缝既作为储集空间，但更是作为连通渠道。相比单一孔洞型或单一裂缝型储层，孔洞和裂缝共存大大提高了地层的储集、渗流能力。例如普光6井5085～5165m井段，属于飞二段—一段中部地层，岩性为灰色白云岩和溶孔砂屑白云岩，属浅滩相沉积。在FMI图像上，形状不规则的暗黑色高导异常体为溶孔呈团块状分布的显示，一些正弦状暗黑色细条带即为裂缝分布于其间。其自然伽马8～12API，双侧向电阻率呈正差异，深侧向电阻率在3200～7000Ω·m之间，个别层段大于10000Ω·m，计算视平均孔隙度7.0%～14.0%。裂缝-孔洞型储层，由于孔隙连通性好，储层渗透能力较强，渗透率随孔隙度增大而增大的变化趋势比较明显，呈现高孔隙高渗透率的特点。2）作为目前我国海相层系最大的油田——塔河油田，是以奥陶系碳酸盐岩地层为主要储层，岩性虽然比较单一，但储集空间溶孔、洞、缝均十分发育，储集类型更为复杂，主要有5种典型的储层类型：A.大洞穴及洞穴充填物储层：测井主要响应特点是：成像测井的电导率明显增大，表示为较暗的颜色；在动态图上，溶洞中仍可见裂缝交叉切割的角砾-原地角砾未完全溶蚀的痕迹（图3-129）。在常规测井资料上，溶洞处自然伽马曲线呈“反弓”形，井径曲线有明显的扩径现象；双侧向数值明显减小，呈大的“正差异”；密度值曲线在溶洞处呈“弓”形；声波时差和中子孔隙度增大；中子孔隙度在溶洞底部增大更为明显。B.由单一产状裂缝溶蚀形成的小溶洞储层：在成像测井图上小溶洞的特点是，纵向上洞径不大（大多小于1m），仍粗略可见裂缝的产状。常规测井资料上小溶洞井段自然伽马值增大，并在小溶洞处形成小尖峰；双侧向数值明显减小，呈现小的“负差异”。该类储层是构成塔河油田重要的储集类型之一，可能是沟通储集空间最重要的通道（图3-130）。沙74井于2000年8月15日对5484～5496m井段射孔酸压，排酸求产折算日产原油204m3，截至2000年底，已经累计产油22×104t。C.溶蚀裂缝储层——经过溶蚀改造的裂缝，其形状多不规则，裂缝宽窄不一。裂缝处的导电性比较微晶灰岩好，在成像测井资料上，裂缝表示为黑色的正弦线（图3-131），双侧向测井数值明显降低，表现为深浅侧向值出现“差异”。D.溶蚀孔、洞型储层——在成像测井资料上可见深黑色的斑点（图3-132）；常规测井资料显示密度值略有降低，中子孔隙度略有增大，声波时差与纯灰岩基本相同。T443井于2001年9月19日对井段5593～5601m、5565～5572m和5558～5565m电缆射孔酸压，9月27日产稠油达到240m3/d，气11000m3/d，自喷至2004年5月5日。阶段累计产油74815.1t、产水22950.2m3、产气553×104m3。图3-129 TK311井大溶洞井段的响应特征图3-130 沙74井单一产状的裂缝溶蚀扩大形成小溶洞测井响应特征图3-131 裂缝型的响应特征（沙67井）图3-132 一间房组溶蚀孔洞储层的响应特征（T443井）E.溶蚀孔-裂缝型储层在常规测井资料的典型响应特征为：电阻率值降低，深浅侧向接近重叠，出现小的“负差异”；密度、声波时差、中子对孔隙度均有反映。不均匀分布的小溶孔在FMI图像上呈分散状黑色小斑点，由于滩相储层的成层性较好，通常呈条状。沙76井成像测井显示一间房组发育有礁滩相储层，为提交该地区地质储量提供了依据（图3-133）。总之，碳酸盐岩油气藏由于储层的孔隙结构和渗流特性的不同，形成不同储集类型的油气层，衍生了不同的评价难度，需要采用不同应对性的分析思路和评价方法，进行储层评价。现分析如下：●孔隙型碳酸盐岩储层的测井响应特征与碎屑岩相似，基本可套用于碎屑岩的分析思路和测井评价方法，这是碳酸盐岩复杂储层评价中比较简单的一种类型。但仍要注意具有的其他特殊性，如岩性成分、骨架、裂缝、孔隙结构以及低孔隙等因素的影响。图3-133 一间房组溶蚀孔-裂缝型储层响应特征（沙76井）●裂缝与孔隙都十分发育的碳酸盐岩储层，虽然具有复杂的双重孔隙空间，但由于缝、孔、洞十分发育，储层连通性好，使得碳酸盐岩储层固有的非均质性和各向异性趋于退化，而使储层评价的难度得到不同程度的缓解，如具有这种储层特性的油气藏，往往有比较统一的气-水或油-水界面，如任丘、王庄油田等。但仍需要建立应对性的分析思路和测井评价方法，并作过细分析。●具有强烈非均质性裂缝-洞穴型或者缝、洞、孔均不发育的复杂储集空间型碳酸盐岩储层，是目前评价难度最大的主要类型，也是进行应对性分析的重点。（3）储层基质孔隙度低，岩性复杂储层基质孔隙度低，岩性复杂，这一特点造成储渗性能变化大，电阻率测量结果受岩石骨架和孔隙结构影响严重，反映储层孔隙流体性质的信息弱，又由于裂缝系统泥浆的深侵入特点，大大增加了识别储层流体性质的难度。例如川东北地区海相碳酸盐岩气藏飞仙关组一段—三段储层，有效孔隙度在2.01%～28.12%之间，平均孔隙度9.22%，渗透率在0.0143×10-3～4562.607×10-3μm2之间，平均188.89×10-3μm2，储层的主要岩性为鲕粒粗—中晶白云岩、鲕粒细—中晶白云岩、残余藻屑白云岩；长兴组储层厚度在50～150m之间，储层有效孔隙度在2.01%～23.05%之间，平均孔隙度5.13%，渗透率在0.0138×10-3～9664.877×10-3μm2之间，平均渗透率124.81×10-3μm2，储层的主要岩性为海绵障积白云岩、溶孔白云岩、白云岩。具有基质孔隙度低、变化大，储层岩石成分复杂的特点，影响了一系列储层参数的精确计算与气层的正确划分和识别。而我国的东部、西部以及南方古生界海相碳酸盐岩油气勘探所面临的储层，虽然具有同样复杂的地质特征，但各地区的差异性却显得十分突出，也更进一步增加测井的评价难度，需要分别采用不同的应对思路和对策。主要表现在：1）川东北的普光等地区的碳酸盐岩为一套地台开阔浅海亚相的鲕粒滩，有利的储层相带集中于长兴组与飞仙关组地层，储层的孔隙类型可划分为四类。飞仙关3段的中上部，主要以高角度的裂缝为主，为溶蚀孔洞不发育的方解石为主的灰岩地层，底部则为非层状的溶蚀孔洞为主的储层。飞仙关一段和飞仙关二段的以层状、互层为主的溶蚀孔洞发育的鲕状白云岩储层。长兴组以非层状的以溶蚀孔洞为主的鲕粒状白云岩储层。储层的孔隙以粒间溶孔、晶间、晶粒、溶孔和鲕模型孔为主，孔隙度在2%～15%，最大孔隙度可达到20%以上，平均7%左右。2）东部以胜利油田下古生界奥陶系和寒武系为代表的碳酸盐岩油气藏，主要是形成于残丘山、断块潜山，在其残丘山断面经风化剥蚀的作用，受地表水的淋滤作用，往往形成残丘山的风化壳，储层往往以溶蚀孔洞为主，而在潜山的顶部和内幕，由于受多期构造运动的影响，裂缝十分发育，伴随裂缝有发育的溶蚀孔洞，在潜山的内幕，受潜流带的控制及以白云岩为主的地层在成岩作用下，形成的粒间孔、粒间溶蚀孔隙为主的孔隙状储层，有效储层纵向上横向上分布差异很大。孔隙度普遍较低，储层平均变化在3%～7%之间。3）西部塔河油田的古生界碳酸盐岩主要是古斜坡大型的碳酸盐岩古岩溶形成的以溶蚀孔洞为主的储层，储集空间类型主要有溶蚀的孔洞、大型的洞穴、溶蚀裂缝及其他组合特征，其沉积相带具有多种类型，如奥陶系上统良里塔格组颗粒状灰岩，含生屑颗粒灰岩，溶蚀孔洞十分发育，厚度在20～30m呈层状展布，在一定面积范围内分布稳定。针对钻井取心描述、镜下分析和与成像对比分析，提出了如上所述的5种典型的储层孔隙类型，是目前评价难度大的主要类型。总之，地区差异性进一步增加了碳酸盐岩为主体的海相储层测井评价的复杂性，需要采用针对性解释模型和分析模式，以提高测井评价的成功率。3.4.1.2 测井面临的主要科学技术问题以碳酸盐岩为主体的海相储层与测井有关的地质特性，使传统测井理论和许多成熟评价技术，出现理论的不适应和解释方法有效性的明显退化。进一步优化和更新原有测井解释理论、探索新思路和评价方法，已成为国内外测井行业普遍关注的课题。面临的主要科学技术问题有以下是三个方面：（1）传统测井解释理论的不适应性传统测井解释理论的不适应性主要表现在：1）出现非阿尔奇化，产生非阿尔奇特性。分析岩石导电机理、建立相应解释模型，在测井评价中具有极其重要的作用。作为测井地层评价公认的饱和度经典模型——阿尔奇方程，它是以定律方式确定了地层电阻率、孔隙度、地层水电阻率和油气饱和度四者的基本关系，为测井数据反演和地层油气和度计算提供理论与实验的依据。基本形式如下：中国海相油气勘探理论技术与实践式中：Sw为含水饱和度，%；Rw为地层水电阻率，Ω·m；R1为地层电阻率，Ω·m；Φ为储层孔隙度，%；a为与岩石性质有关的岩性系数；m为与岩石孔隙结构有关的孔隙（“胶结”）指数；b为饱和度系数；n为饱和度指数，与润湿性、油气水在孔隙中分布状况有关。实践证明，在均质亲水碎屑岩地层中，阿尔奇方程的应用相当成功，描述阿尔奇特性的有关指数与系数m、n、a、b相当稳定，一般在1.7～1.85之间。因此对于不同的硅质碎屑储层，可以采用相同的公式，进行有效的测井评价。但在描述具有复杂孔隙结构特点的非均质地层中，则存在严重局限性。组成海相碳酸盐岩等非均质储层孔隙系统的各种“元素”（原生与次生，孔隙、裂缝与溶孔），由于孔径大小、曲折度和连通性之间存在着很大差别，将导致各自的导电能力有较大的差异。因此，对于非均质储层，即使在相同岩性和相同孔隙度、矿化度和含水饱和度的条件下，储层电阻率数值有可能由于储层孔隙结构的差异而具有不同的数值。因此不同碳酸盐岩储层，甚至同一油藏的不同储层之间，方程中的关键指数“m”变化非常大，饱和度指数“n”也会随着含水饱和度、孔隙度、润湿性而变化。如普光1井的飞仙关组储层实际测定的m在1.33～2.62之间，n在1.08～2.26之间，表明由于复杂的孔隙结构和各向异性，以及润湿性的影响，使得非均质储层的电流传输特性和描述岩石电阻率公式，不同于均质的碎屑岩砂岩。为了应对这种情况，提出的双孔隙结构模型仍不能有效的表征岩石的导电机理，特别是对非均质性的孔洞缝地层，表明对于碳酸盐岩储层导电机理的定量描述与饱和度模型的研究，还亟待解决。2）传统的“测井轴对称性”理论面临严重的挑战。“测井轴对称性”理论是建立在均质、各向同性地层基础之上，是传统测井仪器设计和数据反演的重要依据，其要点：对于水平分布的层状均质、各向同性地层，地质属性及其映射的测井参数，是以井轴为中心呈轴对称性分布。这样就把测井测量与数据反演的复杂“三维”问题转化为比较简单的“二维”问题，如图3-134所示。图3-134 复杂的“三维”问题转化为简单的“二维”问题在非均质海相碳酸盐岩储层条件下，影响测井的因素很多，响应结果也变得更加错综复杂。在相当多的情况，已不能用简化的具有轴对称条件的二维环境计算的结果或图版进行描述和反演，其理论计算已变成全新的高难度的三维数值计算。首先，由于裂缝和孔洞分布的不均匀性，储层呈各向异性，使得井周储层岩石电阻率、孔隙度等无法满足轴对称分布的条件。这一特点从图3-135微电阻率成像测井反演的普光6井飞仙关组、长兴组地层孔隙度频谱分析图，可以得到印证。图中表明处在同一深度、同一探测范围的孔隙度（包括微电阻率）并不与井轴呈对称性分布，而是在以井轴为中心的3600m的范围内其数值有很大的变化，如在5360m处，围绕井轴的孔隙度数值可由2%～26%。第二，在复杂的孔隙介质条件下，泥浆侵入情况不再是简单的径向侵入，由于各个方向的孔隙结构不再相同，泥浆滤液侵入必然表现出各向异性，同样说明海相碳酸盐岩地层测井响应实际上是属于三维的问题。然而，目前广泛应用于测井解释的评价标准和经验，普遍以“直井模型”二维环境条件为基础，对于碳酸盐岩海相各向异性油气藏来说将不再适用。为突破测井资料解释的局限性和非适用性，必须发展三维环境下的数值模拟。图3-135 普光6井飞仙关组、长兴组不同孔隙类型孔隙频谱分析（2）海相非均质储层测井评价技术方法有效性许多建立在均质、各向同性地层基础之上并适用于碎屑岩储层成熟的测井评价技术，在以碳酸盐岩为主体的海相非均质储层，其有效性将出现明显退化。主要表现在以下几方面。1）组成海相碳酸盐岩等非均质储层孔隙结构的多重性，原生与次生孔隙的并存、裂缝与溶孔、溶洞分布的不均匀性以及孔径尺寸、曲折度和连通性之间的极大差异，大大增加了储层有效性评价的难度。2）储层孔隙度低、非均质性强烈，电阻率和孔隙度测井的测量结果受岩石骨架和孔隙结构影响严重，反映储层孔隙流体性质的信息弱，又由于裂缝系统泥浆的深侵入特点，造成储层流体性质难以识别。3）储层的非均质性、岩石成分的复杂性和低孔隙度特点，以及孔隙度测井的天然气响应，都影响一系列储层参数（岩石矿物成分、孔隙度、饱和度、有效厚度等）的确定精度，增加储量计算难度，需要从测井解释理论和计算方法进行优化。（3）测井能力尚未能满足海相油气藏勘探的需求海相油气藏勘探所处的深层、高温、高压和小井眼，以及存在腐蚀性气体（如硫化氢）等复杂环境条件，增加了测井技术配套和取全取准资料的难度，特别是影响了成像测井等关键技术的应用。1）深井测井能力严重不足是目前最大问题，深度大于7000m超深井仪器系列不全。2）高温高压（温度在175℃以上、压力在140MPa以上）系列不全；最大的问题是缺乏关键性项目的测井仪器，如：电阻率扫描成像测井、核磁共振测井、偶极横波和高分辨率的电阻率测井等。3）欠平衡钻井、气体钻井、套管钻井等方面的测井工艺技术尚未形成。4）缺乏具有抗腐蚀气体（硫化氢气体）、液体环境下的测井仪器和配套的相关设备。5）井况复杂、井壁平整度对贴井壁测井仪器的测量结果有着很大的影响。这些都将造成无法取全测井资料，并大大削弱和限制测井技术解决海相油气藏地质与工程问题的能力。需要从分析国内测井技术资源的现状入手，并通过适量引进与自主研究开发，以应对海相油气藏勘探对测井技术配套的需求。为此，要重新审视碳酸盐岩的岩石物理特性，将先进的科学分析、实验与最新测井仪器的井下数据采集相结合，重新审视多孔介质物理、化学性质的基本理论，重新审视碳酸盐岩岩石物理特性，在更新传统测井解释理论基础上，进一步优化测井系列，探索并形成新的测井分析模式和评价方法，以提高海相复杂油气藏勘探的效益和效率。

一、录井概念：　　录井：记录、录取钻井过程中的各种相关信息。　　录井技术是油气勘探开发活动中最基本的技术, 是发现、评估油气藏最及时、最直接的手段，具有获取地下信息及时、多样，分析解释快捷的特点。　　录井技术原理:　　根据测井数据、现场录井数据及综合分析化验数据进行岩性解释、归位，确定含油、气、水产状；自由选择绘图项目和绘图格式，绘制不同类型的录井图；在屏幕上实现钻具与电缆误差的校正、破碎岩心的处理、岩层界限调整等图形修改编辑工作，图例自动查寻绘制，图形数据存回数据文件。　　现场录井服务技术以各类录井系统、分析仪器为手段对油气勘探与开发作业现场信息进行采集与整理，具体包括工程录井、地质录井、气测录井、定量荧光录井、地化录井、热解气相色谱录井、核磁共振录井、现场化验录井、岩屑成像录井等系列技术。　　综合解释评价技术以气测录井、工程录井、定量荧光录井、地化录井、核磁共振录井为主要技术手段，通过对各项录井资料的综合分析，实现对油气水层的准确评价。　二、测井的基本概念　　测井，也叫地球物理测井或石油测井，简称测井，是利用岩层的电化学特性、导电特性、声学特性、放射性等地球物理特性，测量地球物理参数的方法，属于应用地球物理方法（包括重、磁、电、震、测井）之一。　　石油钻井时，在钻到设计井深深度后都必须进行测井，又称完井电测，以获得各种石油地质及工程技术资料，作为完井和开发油田的原始资料。这种测井习惯上称为裸眼测井。而在油井下完套管后所进行的二系列测井，习惯上称为生产测井或开发测井。　　在油田勘探与开发过程中，测井是确定和评价油、气层的重要手段之一，也是解决一系列地质问题的重要手段。它能直接为石油地质和工程技术人员提供各项资料和数据。测井技术起源于20世纪20年代，在油井第一次测量地层电阻率获得成功。其发展大体经历了模拟测井、数字测井、数控测井、成像测井四个阶段。　　测井方法众多。电、声、放射性是三种基本方法。特殊方法（如电缆地层测试、地层倾角测井、成像测井、核磁共振测井），其他形式如随钻测井。　　各种测井方法基本上是间接地、有条件地反映岩层地质特性的某一侧面。要全面认识地下地质面貌，发现和评价油气层，需要综合使用多种测井方法，并重视钻井、录井第一性资料。

中国石油集团测井有限公司。根据查询豆丁网得知，四中子测井技术是中国石油集团测井有限公司引进的。

从理论上讲，水平井注水效果优于直井，因为水平井注水位线性高，注水效果快，波及面积大，可以提高采收率。但水平井注水在国内外应用较少，成本较高，生产管理难度大，风险较大。一个地区是否适合水平井注水，不仅取决于地质储层的研究，还取决于钻井完井技术的可行性。对于低渗透和特低渗透油藏，在钻井和完井工艺能够满足地质油藏要求的前提下，我鼓励采用水平井注水提高采收率。

要说累的确是挺累的，但是他也有固定的假期的。最主要他的待遇还是挺可观的。

1) 核测井技术的不断发展依赖于石油、煤炭、地质矿产勘探开发的需要，同时又受核技术、特别是新型核探测器及核探测工艺技术的发展推动。2) 中国核测井技术的发展要密切结合生产需要，立足创新，追踪国际核测井先进技术，加强核应用与核科研专家间的合作，共同推动核测井技术的创新和发展。3) 发展核辐射测井仪器软件化智能化技术、总线式自动测试技术、综合自动化测试系统、新型元器件测量技术及测试仪器、在线测试技术、长效性井下检测仪等是未来核测井信息技术的主要发展方向，而核测井系列化、阵列化、谱列化、标准化和成像技术，则是核测井技术发展的新方向。4) 有关核信号采集和信息处理的新课题研究和应用项目开发，如辐射成像技术等有潜力成为油田开发测井的重要技术。5) 核测井新技术与新工艺的结合、核测井信息与其他相关测井信息的融合是核测井技术应用创新方向。

张玉君过去给人们的印象是西方国家测井仪器设备和方法先是由石油工业部门所研究制订的；无论仪器设备或是其应用都不能直接适用于金属矿勘探的要求。由于缺乏用于小口径钻孔及用于测定诸如磁化率、激电和矿石品位等参量的商品测井装备，限制了金属矿测井的发展。此次考察了解到西方国家近几年对金属矿测井较过去为重视，存在一个加强的趋势。加拿大、美国两国都系统地把对金属矿测井一向比较重视的苏联的资料做了情报性分析研究，在仪器、方法及资料处理上都有一定的技术提高，致使最近几年在金属矿床评价中应用钻孔测井的兴趣得到普遍的增长。这些技术提高主要表现在以下儿方面：一、研制了小型轻便综合测井仪展览会上见到有加拿大、美国、澳大利亚等国生产的十来种可适用于金属矿和煤田的综合测井仪，比较轻便。（1）电缆细。单芯铠装电缆直径仅2.5mm，适用于数百米深的钻孔；四芯铠装电缆直径仅4.5mm，适用于2000～3000米深钻孔，拉力达450公斤。（2）重量轻。如美国芒特索普利斯仪器公司（Mount Sopris Instrument Company）所出售的300m浅孔测井仪（图1～图3）连同电缆在内共重27公斤，可以一个人背着上山，一个人操作。该公司出售的1000～2000m中深孔测井仪连同绞电缆在内，只有144公斤，可装在小四轮汽车上，（图4、图5）。图1　300米浅孔测井仪图2　一人背着上山张玉君地质勘查新方法研究论文集图3　一人操作图41000～2000米测井仪图5　汽车上安装（3）记录数字化。现在出售的仪器中除了传统的多道笔式模拟记录外，一般都有纸带数字打印输出。加麦克发尔公司、美芒特索普利斯公司正在研制以微处理机或小型计算机为基础的综合测井收录系统。在加拿大地调局的测井标定站所见到的就是这种最新仪器，它除了模拟和纸带数字记录外，还有磁带数码收录器；在交通不便地区，可将原始记录以数码形式收录在磁带上，然后在室内做回放处理。（4）下井仪外径减小。伽玛测井仪外径最小的仅30mm，用Φ11.27cm长3.75cm的Nal（Tl）晶体。对于小口径放射性测井仪，除了在强放射性地区，一般长度都是直径的数倍。加拿大地调局做过试验，（他们试过Ф0.75＂×3＂、Φ0.72＂×2＂及Φ1＂×3＂，下井仪外径为1.5"），经过试验认为，长度为直径的三倍比较合适。二、重视综合测井技术加莫吉尔大学和蒙特利尔工业学院联合研究所物化探组、美（EDCON）公司、加里福尼亚大学等单位，都在小口径金刚石钻进的金属矿钻孔中研究或使用综合测井技术。所用方法有：井中IP、EM、磁化率、自电、电阻率、声速、重力、自然伽玛、伽玛伽玛、井径等十数种，而且是多参数（一般为四个）同时测量。综合测井的目的归纳起来有：划分地层、研究岩石物性、直接分析品位等。综合测井在金属矿所起作用可归纳为表1。表1例如，IP测井曲线可以确定硫化物含量；磁化率测井可以测定磁铁矿含量；自然伽玛测井不仅可以计算 U3O8含量、确定煤层页岩类岩石中的粘土含量，而且可以很好地指示钾含量，它对于在钾盐钻孔计算含钾量及圈定蚀变带是很有用的。数字测井曲线分析已确定了自然伽玛计数和K20含量之间的直线关系。由于金属矿测井所获得的效果，在西方国家对于小口径钻井的需求在增长，促使许多方法有了进一步提高。如伽玛伽玛密度测井发展了双源距井下仪（可消除井径变化影响），还发展了同时测井径和密度的单弹簧臂井下仪，图6、图7。图6　双源距井下仪图7　井径与密度同时测量三、正在研究定量解释问题金属矿测井无论哪一种目的（划分地层、研究岩石物性或是直接分析品位），都可归结为测井曲线的定量解释。看来国外是从三个互相联系的方面解决这个问题的；测量仪器的数字化、对仪器进行定量标定、计算机处理测井资料。测井仪的标定通常通过三种途径进行：①通过理论的和电子学的方法；②借助模型井的测试；③与大量岩芯试验室测定结果做相关对比。对野外的或试验室的标准设备必须长期保留，以便定期检查。在计算机处理金属矿测井资料方面只看到美国爱得肯公司的一些工作。该公司是测井承包公司并进行测井资料计算机解释，研究了用于解决广泛的地层评价问题的特殊计算机程序，其中有一些也适用于金属矿测井，如：“Spline—under—tension”孔斜程序、计算U3O8品位或K2O含量的自然伽玛测井曲线解释程序，地层综合评价软件等。四、金属矿井中核分析技术仍在研究之中过去核测井（这里主要是指在井中做元素分析的人工放射性方法）搞得多的是苏联。此次会议上波兰人楚别克（Czubek）的报告基本上全是引用苏联资料。70年以后曾见到瑞典、加拿大、美国、澳大利亚有井中活化的试验报导。先达利公司宣传和报导过中子俘获伽玛辐射测井方法。考察了解到该方法仅在少数镍矿上，应矿上要求做了少量工作，而且钻孔要求一定要下塑料套管才进行测井，防止将源卡在孔内。另外，该公司正在利用这套设备在室内进行煤的灰份研究及样品分析。中子俘获 γ辐射是能量很高的γ射线，一般都在5～6Mev以上，而且谱线分布很密集，用NaI（T1）晶体是很难分辨开的。加拿大地调局也认为，为使中子俘获γ辐射测井提高分辨率，要借助于半导体探测器的高分辨率。在加拿大地调局了解到，明年他们将开展Fe及其他重金属元素的选择伽玛伽玛测井的研究，拟用Co60、Cs137源。再晚一点准备开展中子俘获γ辐射能谱测井研究，这个方法的特点是测量瞬发γ射线，速度快，准备针对Cu、Zn、Pb、Ni等元素。为此计划装半导体探测器的井下仪器，较之瑞典已发表的做三方面的改进：减小外径、改用高纯Ge探测器（常温保存低温使用，而瑞典用Ge（Li）探测器需低温保存低温使用）、改用固态丙烷冷却（Propane），而瑞典是用液氮，用这种冷却方案，下井仪存在着排氮气的问题）。另外，加拿大地调局介绍，多伦多的阿普台克公司（Aptec Engeneering Lit.）正在研究常温半导体探测器，一旦成功，对井中核分析技术将有促进。目前金属矿大量使用金刚石小口径钻进，对井中核分析仪器的口径提出新的要求。过去那种试图把中子发生器和伽玛射线发生器放在金属矿井下进行中子活化和光致中子测井的想法遇到井径的困难。目前的趋势是改用同位素源；Cf252的出现基本上解决了既要源强大又要口径小的矛盾。加先达利公司正在使用的、美国正在研究的和加拿大地调局即将开始研究的工作均采用Cf252源。加拿大地调局介绍0.1 mgCf252售价＄2000左右。美国采矿局同Princeton Gamma-Tech.公司签订了一项合同，用费约5万美元来研制“化学测井探测器”，即中子活化测井仪。全长2.4m，直径Φ51mm，它同一个装在汽车内的计算机分析器相联。探头内装有一个Cf252源及Ge探测器，还有一个冷却系统和电子学系统。主要目的是做金属矿井中多元素地球化学分析。五、几点概括我局系统金属矿测井发展较慢，所用多系20世纪50年代笨重设备。此次考察见到西方国家对金属矿测井较过去为重视，表现在小型化轻便仪器的制作、综合方法的利用、定量解释的研究及井中核分析技术的继续研究等方面。结合我国情况，认为有必要加强金属矿测井工作。电缆的轻便化对于减轻测井装备的重量十分重要，应考虑尽快研制轻便测井电缆。为了加速小口径钾盐能谱测井仪的研制，可考虑引进此仪器的关键材料——高温光电倍增管和晶体，据了解美Bicron公司生产的耐150℃高温倍增管和晶体售价约2000美元，比常温的贵约四倍。在此仪器基础上有必要研制通用小口径能谱测井仪，开展自然和人工放射性能谱测井工作。对于综合测井仪和方法的研究都应进一步加强。在井中核分析方法中，中子俘获γ辐射具有快速和多元素的潜力。但是，看来研究此方法需解决半导体探测器下井的问题，否则难于区分密集的γ谱线。原载《赴加拿大物化探考察报告（参加“勘探77”国际科学讨论会）》，第四章第四节，国家地质总局情报所出版，1978。

非常规天然气是指在成藏机理、赋存状态、分布规律或勘探开发方式等方面有别于常规天然气的烃类(或非烃类)资源，主要指致密砂岩气、煤层气、页岩气、天然气水合物等。和常规油气资源相比，煤层气、页岩气、天然气水合物的测井评价方法有很大的区别。10.4.1 煤层气煤层气是煤层在漫长的煤化作用过程中形成的，与煤层共生、以甲烷为主的非常规天然气，是一种蕴藏量巨大的新兴潜在能源。煤层气(甲烷)以三种状态存在于煤中，即以分子状态吸附在基质孔隙的内表面上，以游离气体状态存在于孔隙和裂缝，或溶于煤层的地层水中。由于煤层的物理结构以及煤层气(甲烷)的存储、运移等方面区别于常规天然气，因而传统的常规天然气储层的测井评价方法不适合于煤层气层。10.4.1.1 储层特征煤层气储层物性是指由煤储层内部结构特征所决定的允许气体渗流能力的综合特征，主要指煤储层的孔隙结构和渗透率特征，二者不同又有密切的联系。煤层是一种双重孔隙介质，属裂隙－孔隙型储层。按扫描电镜特征分类，孔隙类型主要包括:原生孔、后生孔、外生孔、矿物质孔。按孔径分类，有微孔、小孔、中孔、大孔。煤基质是储气空间，甲烷被吸附在微孔的表面。煤中的天然裂缝，又称割理。它通常发育成大致相互垂直的两组，主要的、延伸较大的一组叫面割理;次要的、与面割理大致垂直的一组叫端割理。割理是煤中流体运移的主要通道。与常规储层相比，煤层的渗透率一般很低，通常小于1×10－3μm2。渗透率各向异性明显，面割理方向的渗透率比端割理方向要大。在煤层气勘探与开发中需要确定的储层基本参数有储层的深度、厚度、含气量、渗透率、压力、温度及机械特性(抗拉、抗压强度等)。其中含气量指的是煤层中吸附和游离状态的甲烷总量，是评价煤层气储层的重要标准。根据这些参数对煤层气储层进行的分类如表10.4.1所示。表10.4.1 煤层气储层评价标准10.4.1.2 测井响应特征煤层相对于围岩，物理性质差异明显，在测井曲线上表现出不同的特征。(1)电测井自然电位曲线有异常;烟煤、褐煤电阻率表现为高值，无烟煤的电阻率为低值。在双侧向曲线上，垂直裂缝发育处会出现正差异，即深侧向电阻率大于浅侧向电阻率。差异大小决定于钻井液滤液电阻率与地层水电阻率的大小，以及裂缝发育程度。微侧向测井曲线上，裂缝不发育处的值为煤基质电阻率，表现为相对高值;在裂缝发育层段显示为相对低值，或锯齿形变化。(2)声波测井声波时差大，纵波时差值在350～450μs/m之间，横波时差在500～700μs/m之间。声波孔隙度高。煤层的声强反射系数比其他地层都小。声波井周成像是记录声波在井壁处反射波的能量，由于煤层反射系数小，声波透过地层的能量多，而反射的能量少，因此声波井周成像图像颜色深。(3)核测井自然伽马值低，一般在20～80API之间，煤质不纯的最大值可达200API。铀、钍的含量也低，个别煤层铀含量高。体积密度值低，煤层体积密度值在1.2～2.0g/cm3之间。光电有效截面值低，煤层光电有效截面值在(0.5～1.2)×10－28m2/e范围内。密度孔隙度高、中子孔隙度高。10.4.2.3 储层评价及应用测井资料评价煤层气储层可以包括以下几个方面:1)划分煤层、夹层及识别岩性。2)煤质参数计算。3)计算孔隙度、渗透率、饱和度、含水性等参数。4)机械强度指数、地层压力、井眼状况等。5)计算煤层含气量。6)煤层对比、沉积环境分析。7)煤层裂缝发育分析。图10.4.1为辽河油田某井部分井段测井曲线及处理解释结果:根据自然电位、自然伽马测井及侧向测井、三孔隙度测井，在该井段一共识别出7个煤层，并分别计算出每个煤层的含气量。图10.4.1 辽河油田某井部分井段测井曲线及处理解释结果(据潘和平，2009)1ft≈0.3048m10.4.2 页岩气页岩是主要由固结的黏土颗粒组成的片状岩石，是地球上最普遍的沉积岩石。尽管含气页岩通常被称作“黑色页岩”，但并不仅是指单纯的页岩，它也包括细粒的粉砂岩、细砂岩、粉砂质泥岩、灰岩及白云岩等。在矿物组成上，页岩主要包括一定数量的碳酸盐、黄铁矿、黏土质、石英和有机碳。富含有机质的页岩层既可以是天然气的源岩，又储集大量的天然气，甚至可以充当圈闭和盖层，是以这些天然气被称为页岩气。页岩气可以在页岩的天然裂缝和孔隙中以游离方式存在，在干酪根和黏土颗粒表面以吸附状态存在，甚至在干酪根和沥青质中以溶解状态存在。10.4.2.1 储层特征页岩气储层的岩性多为沥青质或富含有机质的暗黑色泥页岩和高炭泥页岩，其间或有夹层状发育的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩等。暗色页岩孔径很小，大于50nm为大孔，2～50nm为小孔，小于2nm为微孔;因此气源岩比表面积大、孔隙小，结构复杂，总孔隙度一般小于10%。孔喉小、基质渗透率低的页岩是页岩气吸附气的重要存在场所。另外，页岩气储层中的裂缝是游离气储集的主要场所。裂缝规模差别较大，裂缝类型多样，包括成岩时形成的层理、高压异常气膨胀时形成的破裂缝。裂缝的渗透率远远大于基质渗透率，多种类型的天然裂缝大范围连通，可形成一个拥有独立压力系统的页岩气藏。10.4.2.2 测井响应特征利用测井曲线形态和测井曲线相对大小可以快速而直观地识别页岩气储层。实测中页岩气储层在常规测井曲线上有明显的特征响应。识别非常规天然气所需的常规测井方法主要是:电阻率测井、自然伽马及自然伽马能谱测井、中子测井、岩性密度测井、密度测井、声波速度测井、井径测井。通过测井解释资料可以定性分析储层的岩性，定量评价储层的基本参数，包括评价储层物性的孔隙度和渗透率，评价储层含气性的含气饱和度、含水饱和度与束缚水饱和度、储层厚度等。页岩气储层电阻率总体上为低值，局部出现高值，深、浅侧向电阻率曲线几乎重合。页岩气的电阻率影响因素复杂。页岩气储层声波时差值显示高值，或出现周波跳跃现象。页岩比泥岩致密，孔隙度小，声波时差介于泥岩和砂岩之间，当其中的有机质含量增加时，其声波时差增大。遇到裂缝气层有周波跳跃现象，或者曲线突然拔高。页岩气储层的自然伽马值显示高值(>100API)，中子孔隙度为高值，地层密度为低值。裂缝的存在，也会使地层密度测井值低(图10.4.2)。岩性密度测井可应用于识别页岩黏土矿物类型。在井径曲线上，砂岩一般显示为缩径，泥页岩层段为扩径，含油气则井眼扩径更大。10.4.2.3 储层测井评价在页岩气储层评价中，测井资料可以用来:1)识别岩性;图10.4.2 页岩气储层的测井响应特征2)识别裂缝;3)计算矿物成分;4)计算孔隙度;5)计算饱和度;6)计算总有机碳含量(TOC);7)计算成熟度指数(MI)等。总有机碳含量、成熟度是表征页岩气的重要地化指标，下面介绍几个应用实例。(1)总有机碳含量有机质含量是生烃强度的主要影响因素，它决定着生烃的多少，TOC是衡量烃源岩生烃潜力的重要参数。另外，有机质可作为吸附气的核心载体，TOC的大小直接影响吸附气数量的变化。有研究表明，页岩气储层的含气量主要取决于其总有机碳含量。Schmoker于1981年对美国Illinois的NewAlbany页岩岩心进行研究，发现自然伽马测井值与TOC呈线性关系:wTOC=0.0265CGR－1.3161(R2=0.5453)。这一线性关系wTOC=aCGR－b可以推广至其他地区。如果研究区有相关的岩心数据，根据岩心数据得到a、b后即可计算TOC。Schmoker于1979年对美国Illinois的NewAlbany页岩岩心进行研究，发现总有机碳含量与密度(ρb)之间具有良好的相关性(图10.4.4);因此，可以利用密度测井资料计算总有机碳含量。电阻率－孔隙度曲线叠合图也可以用于确定总有机碳含量，这种方法也称为ΔlgRt法。把刻度合适的孔隙度曲线叠加在电阻率曲线上，在缺乏有机质的岩石中，这两条曲线彼此平行，并重合在一起。对于储层或富含有机质的烃源岩，这两条曲线之间便存在差异。Passeyet(1990)结合声波时差值，根据Δt/Rt重叠关系推导出ΔlgRt的数学表达式为:地球物理测井教程式中:Rt，地层电阻率;Rt基线，灰色页岩地层电阻率;Δt，地层声波时差;Δt基线，灰岩声波时差;Ro，饱和水地层电阻率。地球物理测井教程图10.4.3 美国Illinois的NewAlbany页岩岩心数据得到的TOC、GR之间的关系图10.4.4 美国Illinois的NewAlbany页岩岩心数据得到的TOC、ρb交会图另外，也可以使用电阻率－密度、电阻率－中子测井曲线叠合图确定TOC(图10.4.5、图10.4.6)。(2)成熟度指数(MI)当页岩中TOC达到一定指标后，有机质的成熟度则成为页岩气源岩生烃潜力的重要预测指标，含气页岩的成熟度越高表明页岩生气量越大，页岩中可能赋存的气体也越多。潘仁芳等(2009)给出了页岩气层成熟度指数MI的计算公式:地球物理测井教程式中:N，取样深度处密度孔隙度大于或等于9%、含水饱和度小于或等于75%的数据样本总数;φn9i，每个取样深度的密度孔隙度都大于或等于9%时的中子孔隙度;Sw75i，每个取样深度的密度孔隙度都大于或等于9%、含水饱和度小于等于75%时的含水饱和度;Swi，含水饱和度;Rw，地层水电阻率;m，胶结系数，在泥岩或页岩中m=2;φd，由密度孔隙度测井估算的基岩孔隙度;Rt，地层电阻率。公式计算出的成熟度指数IMI是一个平均值。图10.4.5 电阻率－声波时差叠合图计算TOC10.4.3 天然气水合物天然气水合物最早发现于被其堵塞的输气管道之中，它的存在是当时天然气生产中需要预防、克服的问题。20世纪60年代苏联在麦索雅哈气田发现并商业开发天然气水合物，向人类展示了天然气水合物作为一种新能源的曙光。近十年来，美、俄、日、印等国家先后投入巨资并成立专门的研究机构，进行天然气水合物勘查，把探明本国天然气水合物列入能源对策的重要目标。多年的研究表明，天然气水合物潜在储量是现有化石能源的2倍，且分布地域广泛，90%的海域和27%的陆地(主要是多年冻土区)，都具备天然气水合物赋存的温度和压力条件。我国于20世纪90年代末开始在中国近海海域开展天然气水合物调查研究工作，2000年开始对青藏高原多年冻土区的天然气水合物资源进行调查。2007年4～6月我国在南海北部陆坡的神狐海域钻取水合物实物样品，2008年冬天和2009年夏天在祁连山冻土区的多个钻孔获取水合物实物样品。与油气勘探一样，地震和测井是勘探天然气水合物的主要手段。天然气水合物储层在地震反射剖面上表现为异常反射特征，即似海底反射层(BSR)。采用地震方法不仅可以找到天然气水合物异常区域，还可以初步估算天然气水合物的储量。天然气水合物在多种测井曲线上也表现出异常特征，利用测井资料可以识别天然气水合物储层，计算储层的各种参数。图10.4.6 电阻率－密度、电阻率－中子测井曲线叠合图计算TOC测井技术较早应用于极地和深海天然气水合物的勘探中。在20世纪60～70年代，测井就被用来预测北极大陆永久冻土区内油气田钻井剖面中的天然气水合物富集带。在深海钻探计划(DSDP)和大洋钻探计划(ODP)中，从1970年第11航次钻遇天然气水合物以来，先后在10余个航次中发现了天然气水合物。测井方法在识别含天然气水合物层位中起关键作用。10.4.3.1 水合物形成机制天然气水合物的固相稳定条件是在温度0～10℃范围内、压力10MPa以上(图10.4.7)。从海底沉积物和冻土带直接取样时，天然气水合物容易分解。在合成水合物试验获得成功后，可以在实验室中研究气水合物和含气水合物岩样的物理性质。从20世纪70年代开始，国外有学者利用实际的或人工合成的气水合物岩样，进行了声波速度、电阻率、介电常数等各种物性参数测量，这些实验研究成果为建立合理的测井解释模型提供了依据。10.4.3.2 测井作业方法目前天然气水合物勘查任务主要在大洋科学钻探中实施，常进行电缆测井和随钻测井(LWD)。(1)电缆测井在大洋科学钻探中，大多数常规测井项目是必须测量的，包括声波时差测井、井径测井、密度测井、自然伽马测井、地球化学测井、GPIT、孔隙度测井、电阻率测井、自然电位测井、总场磁化率测量、垂直地震剖面、温度测井等。成像测井包括FMS和BHTV等。其他的测井方法包括碳氧比测井(C/O)、介电测井、全波列声波测井、核磁共振测井(NMR)、地质高分辨率磁测井(GHMT)、温度测井等。(2)随钻测井(LWD)在钻井过程中钻遇目的层时，由于钻头附近温度较高，使得天然气水合物发生分解并释放出自由气体，因此目的层将发生变化。随钻测井提供了在天然气水合物溶解前对其进行探测和定量化的可能，能够更及时地测量储层性质，并可预报潜在的钻井事故。2002年ODP实施的204航次钻探计划中，开始采用随钻测井方法。图10.4.7 天然气水合物的相平衡图10.4.3.3 储层识别技术测井能不能识别天然气水合物储层，完全取决于水合物层的测井响应特征。实际测井资料显示，天然气水合物储层测井响应特征与围岩测井响应特征通常是存在差异的。在利用测井资料识别含天然气水合物储层时，必须综合各种曲线来实现，识别技术要点可归纳为如下几个方面:①了解岩性变化对各种测井曲线的影响。②在纵向上分析电阻率、声波、密度和井径等测井曲线随深度变化情况。③根据含水层测井响应特征，识别出明显的饱和水沉积物层段。④通过对比典型水层测井曲线特征，并考虑岩性变化的影响，识别出含天然气水合物储层。(1)电测井岩石骨架和岩石内固态天然气水合物都是不导电的，因此天然气水合物层段的电阻率测井曲线具有很高的读数，比含水层段电阻率高得多。与饱和水的地层相比，天然气水合物层位在电阻率测井曲线上具有相对高的电阻率偏移，可达到含水层电阻率的140倍。与含气层相比，天然气水合物储层的自然电位测井曲线幅度更小，较少出现负异常。(2)声波测井地层内存在天然气水合物时，声波传播速度加快。与含水层或含气层相比，声波测井记录的声波时差更小。(3)核测井含水合物层的中子测井响应与含水层大致相同，密度测井读数则比含水层稍微少一些;含水合物层的中子孔隙度略微增加，与含游离气层位中子孔隙度明显降低恰好相反。含水合物层的自然伽马值有所降低。(4)其他测井天然气水合物储层被钻穿后，水合物分解会导致井壁地层剥落、井眼扩径，因而储层的井径曲线一般呈高值。综合上述各种测井响应特征，即可识别天然气水合物储层。2007年4～6月我国在南海北部陆坡的神狐海域成功钻获天然气水合物实物样品，钻探过程中电缆测井方法对准确判断天然气水合物的赋含层位起到了关键作用。如图10.4.8所示，电阻率测井和声波速度测井曲线上清晰地反映，深度段XXA－XXB为天然气水合物储层。图10.4.8 神狐海域天然气水合物储层测井曲线图(陆敬安，2008)Stephen(1995)、Kvenvolden和Mathews(1985)、Mathews(1985)经过多年的研究，获得了天然气水合物沉积物的测井响应特征(表10.4.2)。这些测井响应特征，能有效地指导海洋环境或永冻层中水合物勘查工作中的测井工作。由于永冻层中存在冰，而冰与天然气水合物具有相似的物理性质，导致利用测井资料定性识别和定量评价天然气水合物变得更为复杂。表10.4.2 天然气水合物与饱含水沉积物主要测井响应值对比10.4.3.4 储层测井解释(1)岩石物理模型常规测井方法测量的物理参数一般可以看成是单位体积岩石中各部分的相应物理量的平均值;在岩性均匀的情况下，无论任何大小的岩石体积，它们对测量结果的贡献，按单位体积来说，都是一样的。根据这些特点，在研究测井参数与地质参数的关系时，就可以避开对每种测井方法微观物理过程的研究，着重从宏观上研究岩石各部分(孔隙流体、泥质、矿物骨架)对测量结果的贡献，从而发展了所谓岩石体积物理模型(简称体积模型)的研究方法。对于海底含水合物测井评价说来，可以把体积为V的储层沉积物分成三个部分考虑:①颗粒骨架Vma;②孔隙空间Vφ，充填的是地层水和天然气水合物;③泥质成分Vsh。沉积物中泥质含量较少或者不含泥质的情况下，可以不考虑泥质成分，认为沉积物仅由岩石骨架和孔隙两部分组成，此种模型称为纯岩石体积物理模型。沉积物中泥质含量较多的情况下，为了提高孔隙度、饱和度等参数的计算精度，就不能忽略泥质的影响，应该采用含泥质的岩石体积物理模型。(2)孔隙度评价方法用于确定孔隙度的测井资料包括声波、密度和中子测井等资料。海底天然气水合物埋藏浅、沉积物疏松、孔隙度大，而且天然气水合物本身物理性质也对声波和密度等测井资料产生影响，从而加大了孔隙度计算难度。下面从几个方面进行天然气水合物储层孔隙度评价。从测井解释的基本理论出发，根据岩石体积物理模型，进行孔隙度计算。考虑天然气水合物埋深浅、孔隙度大等情况，采用声波地层因素公式计算孔隙度。综合利用测井资料和岩心分析资料，按照岩心刻度测井思想，建立孔隙度模型。1)声波测井:地球物理测井教程式中:Δtma、Δtw和Δth分别表示骨架、水和水合物的声波时差，Sw为含水饱和度。虽然Δtw与Δth在数值上相差较大，当沉积物中水合物饱和度较小时，为了计算方便，(1－Sw)(Δth－Δtw)可以忽略，于是得到简化后的孔隙度计算公式:地球物理测井教程式中:Δtf为流体声波时差。式(10.4.7)即为Wyllie公式，形式简单，参数少，却对地层条件要求极为苛刻。它只适用于孔隙分布均匀、颗粒大小比较一致、压实和胶结良好的纯砂岩，而且只有地层的孔隙度范围在25%～30%之间时效果才较为良好。在这种砂岩中，矿物颗粒间接触良好，孔隙直径较小(约0.2～0.0002mm)，故可以忽略矿物颗粒与孔隙流体交界面对声波传播的影响，可认为声波在岩石中是直线传播的。对于未胶结、又未压实的疏松砂层，由于孔隙直径较大(多是0.5mm以上)，矿物颗粒间接触不好，故矿物颗粒与孔隙水的交界面对声波传播影响较大，使孔隙度相同的疏松砂层的声波时差要比压实砂岩大。因此需要用压实校正系数Cp校正:地球物理测井教程压实校正系数Cp可用统计的方法来求得。地层埋藏深度越大，压实程度越高，Cp一般与深度h呈如下线性关系:地球物理测井教程考虑泥质影响，则式(10.4.8)可改写为地球物理测井教程式中:Vsh为泥质含量，Δtsh为泥质的声波时差。2)密度测井:地球物理测井教程当沉积物中水合物饱和度较小时，为了计算方便，(1－Sw)(ρw－ρh)可以忽略，于是得到简化后的孔隙度计算公式:地球物理测井教程式中:ρf为流体密度。考虑泥质影响，则式(10.4.12)可改写为:地球物理测井教程式中:ρsh为泥质的密度。3)中子测井。中子测井值主要反映沉积物孔隙空间的含氢量，经过适当刻度或校正后可以转换为孔隙度。一般情况下纯地层中子测井响应值就表示地层孔隙度:地球物理测井教程考虑泥质影响时，需进行泥质校正:地球物理测井教程(3)饱和度评价在众多的地球物理测井属性中，电阻率受水合物的影响最为强烈，含水合物的地层其电阻率明显随水合物浓度的增加而增加。这是由于水合物形成时对盐分的排除造成自身较高的电阻率，它的形成还导致其他低阻流体有效空间的减少。因此，电阻率测井是最为普遍用来确定水合物饱和度的方法之一。假定水合物的存在仅仅只是降低了沉积物的含水饱和度Sw，利用Archie公式求出天然气水合物稳定带中含水饱和度，然后计算出水合物的饱和度Sh:地球物理测井教程Archie公式描述地层的电阻率、孔隙水的电阻率和孔隙度之间的关系，它有以下两种形式。1)标准Archie公式。计算含水饱和度的标准Archie公式为:地球物理测井教程式中:Rw为原地孔隙水的电阻率，它主要是孔隙水的温度和盐度的函数;Rt为含水合物沉积层的电阻率;φ为沉积物孔隙度;a为弯曲系数;m为胶结指数;n为经验系数。2)快速直观Archie公式:地球物理测井教程式中:R0为完全水饱和时的地层电阻率。该公式是基于如下的认识:如果沉积物的孔隙空间中为100%的水饱和，那么将得到完全水饱和的地层电阻率R0，它是一个相对的基线，于是含水合物沉积层的饱和度就可以通过这个基线求得。目前天然气水合物测井评价中普遍采用标准Archie公式计算饱和度。在这个公式中，Rw值主要是孔隙水的温度和盐度的函数，用Arp"s公式表达如下:地球物理测井教程式中:Rr为在参照温度为Tr时给定盐度的海水电阻率;T为地层温度，可从地温梯度和海底温度计算得到。公式中的常数a和m可由Serra公式求得:地球物理测井教程式中:R0与修正的Archie公式中的R0一样，都表示完全饱和水时的电阻率。根据实测海底温度和地温梯度资料，可计算沉积物不同深度的温度，进而采用式(10.4.19)计算地层水电阻率Rw。利用实际电阻率测井和岩心分析孔隙度数据，由式(10.4.20)可得到各井的系数a和m。(4)其他参数评价海底沉积物中含有大量泥质成分，在评价含泥质地层时，泥质含量Vsh是一个重要的地质参数。泥质含量不仅反映地层的岩性，而且地层有效孔隙度、含水饱和度等储层参数，均与泥质含量有密切关系。同时，几乎所有测井方法都在不同程度上要受到泥质的影响，在应用测井资料计算地层孔隙度、含水饱和度等参数时，均要用到地层泥质含量。因此，准确地计算地层的泥质含量是测井地层评价中不可缺少的重要方面。储层厚度也是含水合物沉积物的一个重要参数，在目前各种地球物理和地球化学方法中，只有测井能够准确划分储层顶界和底界，并确定其厚度。采用前面所述的定量评价方法，计算水合物储层的各项参数后对其进行综合解释。图10.4.9为ODP164航次994C井测井解释综合成果图，可以看出:自然伽马测井曲线在200m以上数值较高且变化较小，反映沉积物中泥质含量较多，200m以下数值变化较小，表明沉积物为砂泥互层;电阻率曲线在210m以下数值明显增大;密度测井曲线受井径变化的影响明显，在200m以下数值变化较大。从处理结果看，声波孔隙度与岩心分析孔隙度趋于一致;海底220～426m的含水孔隙度与总孔隙度不重叠，含水饱和度为85%～100%，该井段可解释为含水合物储层。图10.4.9 ODP164航次994C井测井解释综合成果图

主要用于石油、油气、煤田和金属矿的勘探中。在地质勘探与资源开发中，核测井是一种先进的地球物理测井手段，主要利用井孔内岩层本身的放射性或采用人工辐射与井孔物质相互作用的各种效应来取得井下地层物理性质与技术参数的各种信息，核测井是原子核物理研究与应用的拓展技术，这种测井技术已在石油、煤炭与金属矿藏以及水源勘查与开采中得到了广泛的利用。核测井与其他非核测井技术——声学测井与电学测井共同构成了地球物理三大支柱测井技术，在油田、煤田、金属资源与水资源的勘探与开发中发挥着不可替代的作用能谱型核测井一般包括天然γ能谱测井、快中子非弹性散射γ射线能谱测井、中子俘获γ射线能谱测井与中子活化γ射线能谱测井。在油田勘探与石油生产中，能谱型核测井较之强度型核测井(如天然γ测井，中子2γ强度测井，中子2中子强度测井) 在性能上代表着一类更为先进的核测井技术。因为该技术通过对地层天然或诱发的放射性物质γ能谱进行分析能较为直接地反映地层的岩性和油、气含量。随着油田开发的深入，特别是我国大部分油田相继进入中高含水的开发阶段，油藏监测和油藏的再认识的需要更加突出。功能优异的小直径核测井仪器成为急需发展的技术。核示踪测井技术是油田生产测井监测技术发展的重要方向。放射性同位素的应用业已遍及医学、工业、农业和科学研究等各个领域，在很多应用场合，放射性同位素至今尚无代用品；在很多其它应用场合，它比现有可替代的技术或流程更有效、更经济。随着环境保护不断强化，放射性同位素示踪测井将逐渐被稳定同位素取代，更灵敏的位置敏感探测器和更高强度的中子管技术将投入使用。这一技术的发展不会一帆风顺，还将有一研究、试验、实用和适用过程。核测井技术在石油、煤炭与金属矿藏以及水源勘查与开采等领域具有广泛的应用,在寻找放射性矿藏、放射性环境监测等方面也可发挥着重要作用。随着核测井技术的发展,应用还将不断拓展。在核测井技术的发展中,核测井仪器与适当的核测井施工工艺的巧妙结合是值得关注的重要方向。注硼中子寿命测井、同位素γ能谱示踪测井、井间示踪测井等代表了核测井工艺技术的创新和发展。核测井信息与其他相关测井信息的融合技术可能成为进一步提高其应用的重要途径。

一、技术进步提高了勘探成功率，拓展了勘探领域地震勘探技术发展经历了光点地震技术、模拟地震技术和数字地震技术三个发展阶段。在我国，光点地震技术和装备在1973年被模拟地震技术和装备全部取代;模拟地震技术在1987年被数字地震技术全部取代。20世纪80年代末，三维地震勘探在东部探区全面推广，并带来勘探成功率的明显提高，复杂断块区三维地震勘探技术已是我国油气勘探的一项成熟技术。经过80年代中期以来的多年攻关，二维高分辨地震勘探技术不断提高，在东部地区，1.0s反射波主频达到了100Hz以上，2.0s反射波主频达到了80Hz以上;采用地震与测井资料进行联合反演，已能圈定3～5m厚的砂体。地震数据采集、资料处理和资料解释技术发展日新月异，时至今日仍是地震勘探技术发展史上最活跃的时期。20世纪50～70年代末，地震勘探的主要任务是构造勘探，提高分辨率的要求尚不迫切。在这个时期，提高分辨率主要集中在提高地震波的检测度上。采取解放波形，突出标准波等方法，提高反射波对比的可信度，正确构制剖面图。进入80年代，随着油气勘探开发程度的提高，地震勘探不仅要解决一般的构造问题，还需要查明复杂隐蔽的非背斜圈闭、地层岩性和薄层油气藏，进而对储层进行横向预测与油藏描述。因此，提出了提高地震分辨率的要求。随着勘探领域不断向沙漠和复杂山地扩展，大沙漠地区地震勘探技术、山地地震勘探技术也得到了长足发展。从整体上讲，我国西部山地地表和地下地质条件多变，地震勘探技术还有待进一步完善与改进，仍需要继续坚持不懈的努力。二、钻井、录井和测井技术发展，不断打开勘探禁区不同盆地勘探目的层钻探能力的主控因素不同，低热流盆地钻探能力主要受目的层埋深控制;高热流值盆地主要受目的层地层温度控制;大面积低渗透目的层勘探主要受储层保护技术发展控制;而异常高压之下的目的层勘探主要受高压钻井技术发展控制。我国东部盆地地热流值高，特别是松辽盆地，克服储层高温是深部勘探取得突破的关键。西部地区盆地地热流低，但储层埋深大，克服深度限制，经济有效地钻达目的层是勘探开发的关键。我国许多盆地发育有异常高压层、区，如何有效突破高压层，钻达目的层是这些盆地勘探突破的关键。低渗透岩性油藏的勘探开发主要受渗透率控制，在钻井过程中如何保护低渗储层是勘探开发的关键。钻机能力在1957年前为2000m，1957年后，钻机能力达到3200m，20世纪60年代中期开始水平井施工，70年代中期可以钻6000m深井。80年代以来，西部地区勘探开发进程加快，4000m以上的深井钻井工作量增多。进入90年代，钻井技术逐步细化为水平井、多分支水平井、大位移井、深井、超深井、小井眼、连续油管钻井和欠平衡钻井技术等。高温钻井、高压钻井技术在2000年以来进展较快，对高温高压区油气发现起到了关键作用，大大拓展了勘探空间。储层保护技术的进步，使特低渗透和超低渗透油藏勘探取得成功。录井技术经过几十年的发展，特别是计算机技术的应用和仪器的更新，已经突破传统地质录井内涵，从单一的地质服务转向综合性服务，并为现场决策提供了多参数、大信息量和实时的决策基础数据和分析资料。定量荧光、地化、气测、压力录井，工程录井、随钻测量等，对发现油气显示、储产层预测、生油层评价，对发现钻井工程部安全因素等对勘探成功率的提高、缩短油气发现周期等起到了越来越大的作用。近年来，测井和分析测试技术也在不断发展完善，新的分析测试技术在石油地质研究及勘探活动中取得了很大进步;测井技术在石油勘探开发推动下发展迅速，三分量感应和正交偶极声波等新型成像测井仪器研制成功，推动了地层各向异性研究;网络测井作为新一代测井系统，正在研制和完善;新型满贯组合测井系统、三分量阵列感应测井仪、油基泥浆电阻率成像测井仪等新型裸眼井测井仪器得到进一步发展;新型套管电阻率测井仪、新型脉冲中子类测井仪等新的套管井测井仪器不断出现;随钻核磁共振测井、随钻地层测试等随钻测井系列不断增加;过套管地层测试、井下永久传感器工艺技术等新的测量工艺技术日趋成熟;测井—取心联作、套管外取心、动电测井、套管钻井测井等正在加快发展。水平井技术应用，使薄互层和复杂断块油田得以高效开发。对于薄层油藏，由于储集层厚度很小、产能低;复杂断块油藏的复杂结构，给开发带来了不小的困难。采用水平井开发方式，可将薄互层和复杂分布储层串联开发，取得良好的开发效果。三、开发技术进步不断提高油田采收率，扩大储量范围三次采油技术的成功应用，使高含水后期剩余油得到有效开发，不断提高油藏采收率。大庆油田三次采油的石油产量连续多年在1000×104t以上，大庆长垣主力油田采收率也不断提高，达到了60%。低渗透油田开发技术不断发展，油藏精细描述、早期或超前人工注水、整体压裂和重复压裂、井网优化、早期人工举升开采、严格的油层保护措施、丛式井和小井眼、简化地面集输流程等一系列技术措施不断提高低渗透油田开发效益，松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、柴达木等盆地的低渗透油田得到有效开发。可开发储层渗透率也不断降低，储量范围不断扩大。鄂尔多斯盆地可开发储层渗透率下限已经达到0.3mD，相应的可开发储量有了明显增长。稠油热采技术不断进步，采收率大幅度提高。在蒸汽吞吐技术基础上，具有辽河油田特色的蒸汽辅助重力泻油(SAGD)技术应用取得成功，使稠油采收率大幅度提高，较蒸汽吞吐提高25%以上，使稠油采收率达到50%以上。

火山岩岩性识别是火山岩储层研究的基础。 在火山岩储层评价过程中,由于火山岩岩性定名方法的不统一和火山岩岩性识别方法的不完善,给火山岩储层的评价工作造成困难,制约了火山岩储层评价技术的发展。 因此,准确识别火山岩岩性已成为石油工作者迫切需要解决的问题。火山岩的识别经历了复杂的发展过程,Sanyal等人(1979)针对流纹岩、玄武岩和凝灰岩的自然伽马、密度、中子和声波测井曲线的绘制了直方图和交会图。 Benoit等(1980)讨论了在玄武岩、流纹岩、英安凝灰岩以及花岗岩上密度、中子、声波和自然伽马测井的响应。Khatchikian(1982)针对阿根廷某盆地的火成岩地层,在前面两人的基础上利用密度-中子、密度-声波测井频率交会图、M-频率交会图和Z值图等对岩性进行了识别。 这是国外测井技术在火山岩识别上的发展过程。 在国内,主要分为3个主线发展。1.在测井技术方面黄隆基等(1997)分析了火山作用过程,总结出一套利用测井方法研究火山岩岩性、岩相的基本方法,将测井技术成功应用于火山岩的识别中。 朱爱丽等(1997)在此基础上总结了致密玄武岩测井响应特征,利用测井相分析技术详细地确定了大港油田枣北地区沙三段的火成岩岩性。 潘保芝(2003)运用测井数据对应分析法进行火山岩岩性识别,并且在大庆油田进行了实际运用,取得了很好的应用效果。 陈钢花等(2001)总结了火山角砾岩、凝灰岩等的测井响应特征和地层微电阻率成像图像识别模式。 杨申谷等(2003)在地层划分方程基础上,利用测井资料建立大洼油田火山岩地层的测井识别方程和测井识别图版。 张剑等(2006)针对辽河油田火山岩储层,利用元素测井资料建立了一套适合该区的岩性识别方法,将元素测井技术引入了火山岩岩性识别中;王飞等(2008)利用地球化学测井资料识别火山岩岩性。2. 交会图技术方面范宜仁等(1998)在新疆克拉玛依油田,利用交会图技术有效识别了该区的火山岩岩性,并对裂缝进行了有效识别。 交会图技术被引入火山岩识别中。 赵建等(2003)针对松辽盆地徐家围子地区火山岩地层,利用密度、自然伽马、声波、电阻率、针铀等测井数据两两交会识别岩性。 王薇等(2006)建立了大庆徐深气田火山岩储层测井响应特征,岩性识别方法采用了交会图法和主成分分析。3.聚类分析法方面陈建文(2000)对于火山岩岩性识别方法的研究从优选测井资料入手,主要采用聚类分析法,再利用优选后的数据交会识别火山岩岩性,将聚类分析法引入。 魏斌等(2003)在综合资料标定测井资料的基础上,应用聚类分析法有效识别了大庆徐家围子地区的火成岩类别。王拥军等(2006)在这些前人的基础上利用元素测井资料制作了元素交会图,又利用元素与常规测井曲线制作交会,结合两者对其研究区块的火山岩岩性进行了有效识别。 张莹等(2007)给出了玄武岩、安山岩等熔岩类及火山角砾岩、凝灰岩等火山碎屑岩类的FMI识别模式图。 此后,席道瑛等人(1994),夏宏泉等人(1996),邹长春等人(1997),张洪等人(2002),刘为付等人(2002),潘保芝等人(2003),张世晖等人(2003),张平等人(2009),均利用模式识别里的神经网络原理对各自地区的火成岩岩性进行了识别。

可以报考一级建造师。

单井测量包括岩心分析、回流示踪剂测试、测井和单井不稳定测试。1.岩心分析岩心分析对于剩余油饱和度确定可分为三类：常规取心、压力取心和海绵取心。在剩余油饱和度的测量中，当井下岩心取到地面后，要求能使岩心中所含流体保持原状，但常规取心技术不能达到这一要求，这是因为：①不能保持岩心压力。②损失岩心中的流体。压力取心技术解决了岩心中流体收缩和岩心排油的问题，它通过密闭技术，在岩心被冷冻处理前使岩心样品保持在井中压力下，保持的压力可从几百到6千多磅/平方英寸，所得的剩余油饱和度精度很高，其缺点是取心收获率不高，大约从51%到70%。海绵取心技术是在常规的岩心筒上加一个海绵套，由多孔亲油聚氨脂海绵制成，以岩心中渗出的油被海绵吸入量来校正含油饱和度。这种技术所提供的含油饱和度接近压力取心所确定的值，但其成本则接近于常规取心。2.回流示踪剂测试它是将一种原始示踪剂（例如乙酸乙脂）注入测试井中，然后关井使示踪剂在水中的部分水解并生成次生示踪剂（乙醇），然后开井生产，并监测这两种示踪剂的浓度。用这两种示踪剂回到井中的时间差，来确定剩余油饱和度。实验证实示踪剂测试的精度为±2%～±3%孔隙体积。单井示踪剂测试的特点是探测深度大（3～12m），和具备控制探测深度的能力。3.测井方法测井是获取可靠剩余油饱和度剖面最广泛使用的方法。每种测井技术都有其独特的优点和限制。根据井眼条件，在剩余饱和度的测量中有两类测井方法：①裸眼井测井，包括电阻率测井、核磁测井、电磁波传播测井和介电常数测井。②套管井测井，包括脉冲中子俘获测井、碳氧比测井和重力测井。其中，裸眼井的电阻率测井和套管井测井中的碳氧比测井是国内油田开发测井系列的主要测井项目。目前，国内各油田（如大庆、辽河、华北、胜利）正在开发双源距碳氧比测井技术，以克服井筒内流体对测量的影响，提高剩余油饱和度解释精度。有的油田正在研制硼中子寿命测井技术，以解决低矿化度地层水地区套管井剩余油监测的问题。核磁共振成像测井和地层测试器组合测井在辽河等油田的应用中取得了良好的效果，将成为今后剩余油监测的一项重要的测井项目和内容。4.单井不稳定测试因为油和水的相对渗透率是含水（或油）饱和度的函数，所以可以用试井方法根据有效渗透率估算剩余油饱和度。

史建忠　才巨宏　张玲　杨英珍　田莹摘要　碳酸盐岩、花岗片麻岩潜山油藏的主要特点是岩性复杂、储集空间类型多、非均质性强，储集层评价比较困难。文章以埕岛油田埕北30潜山为例，对该类储集层定量解释中的几个关键参数进行了深入细致的探讨，初步形成一套适用于复杂岩性潜山油藏的储集层测井评价技术。关键词　济阳坳陷　埕岛油田　潜山　碳酸盐岩　变质岩　储集层　测井评价一、引言埕岛油田埕北30块油藏类型为潜山内幕型易挥发轻质油藏，储集层为古生界的碳酸盐岩和太古宇的花岗片麻岩，储集空间类型有裂缝、溶蚀孔洞、晶簇孔等多种，其基质也具有一定的储集能力。由于岩性复杂、储集空间类型多、储集层非均质强，给测井定量评价工作带来了很大困难。为此，结合该区实际情况，借助新的测井方法、新的测井解释软件，初步建立了一套基于复杂岩性储集层的测井定量评价方法，实际应用效果比较显著。二、孔隙度解释技术1.总孔隙度埕北30潜山原生孔隙不发育，对油气富集高产起决定作用的是次生孔隙，具有缝、洞、孔三大类，另外，荧光分析发现，其基质也具有一定的储油能力。埕北30潜山孔隙度解释主要使用由 Schumberger公司引进的Petrophysics软件包进行解释，核心程序是ELAN，解释时需结合岩心分析和核磁共振测井资料。ELAN软件的基本思路是以实际测井值为基础，根据地层矿物组分建立合适的解释模型和测井响应方程，通过合理选择解释参数，反算相应的理论测井值，并与实际测井值比较，按非线性加权最小二乘法原理建立目标函数，不断调整未知储集层参数，使目标函数达到极小值。其优点是充分利用所有测井信息，采用最优化技术使解释结果最为合理。单井处理过程包括填写参数卡、初步解释、解释结果与岩心分析对比、修改参数卡、再解释等五个步骤。在对各井进行处理时，首先根据测井曲线及地区地质经验，填写参数卡进行初步解释，然后将解释结果与岩心分析进行对比，如果处理井段没有岩心分析数据，则根据反算的理论曲线和实测曲线的拟合情况适当修改参数卡，直到与岩心分析数据吻合或理论曲线与实测曲线拟合较好为止。为了更好地利用好井眼段的核磁共振测井资料，做了好井眼井段的核磁孔隙度与声波、密度、中子三种测井视孔隙度的关系研究，发现相互对应关系均比较好（图1）。图1　埕北302井古生界核磁孔隙度与补偿中子关系图视孔隙度求取公式为：胜利油区勘探开发论文集式中：ΦD——视密度孔隙度，%；ΦS——视声波孔隙度，%；ρb——补偿密度测井值，g/cm3；t——补偿声波测井值，μs/m。那么，在好井眼段用核磁孔隙度；在坏井眼段核磁共振测井失真，密度未受影响时用视密度孔隙度与核磁孔隙度的关系求得核磁共振孔隙度；如果核磁共振、密度测井都不可信，则用视声波孔隙度与核磁共振孔隙度的关系求取核磁共振孔隙度，得出一条综合的“核磁共振孔隙度”曲线，将其作为一条输入曲线，参加ELAN的反演。这样，既利用了核磁孔隙度的准确性，又充分利用了其他测井曲线，提高了ELAN解释结果的准确性和可靠性。为检验解释结果的可靠性，进行了精度分析。从图2中可看出，在致密段，因为岩心分析代表的是总孔隙度，测井解释与岩心分析吻合较好；在储集层段，由于缝、洞的存在，测井解释孔隙度大于岩心分析孔隙度，也是比较合理的。2.裂缝孔隙度埕北30潜山油藏具有双重孔隙结构特征，油田开发中裂缝孔隙度是一个重要参数。根据专业文献资料，裂缝孔隙度一般不超过1%，考虑有与裂缝连通的溶洞的存在，包括缝洞的裂缝系统孔隙通常低于2%。裂缝孔隙度通常根据双侧向测井资料求得，A.M.Sibbit和Q.Faivre提出的利用双侧向电阻率计算裂缝孔隙度公式为：[1]图2　埕北303井太古宇测井解释与岩心分析孔隙度交会图油气层胜利油区勘探开发论文集水层胜利油区勘探开发论文集式中：mf——裂缝孔隙度指数；Rm——泥浆电阻率，Ω·m；Rth——岩块电阻率，Ω·m；Rlls——浅侧向电阻率，Ω·m；Kr——双侧向畸变系数，低角度缝取1.2，斜交缝取1.1，垂直缝取1.0；Rw——地层水电阻率，Ω·m。对于进行了岩心分析的井段，可以认为岩心分析为岩块系统孔隙度，测井解释为总孔隙度，用测井解释孔隙度减去岩心分析孔隙度后可得该井段裂缝孔隙度，然后以此对mf和Kr进行刻度，也可根据成像资料或录井资料确定mf和Kr的值。埕北30潜山解释4口井，平均裂缝孔隙度为1.44%，其中埕北303井解释裂缝孔隙度为1.15%，岩块孔隙度为2.75%，这与试井解释的裂缝孔隙度1.2%、岩块孔隙度2.8%对应较好，说明裂缝孔隙度解释比较可靠，用岩心刻度法求取裂缝参数是可行的。三、渗透率解释技术在双重孔隙结构的裂缝性地层中，渗透率为岩块渗透率和裂缝渗透率的综合反映，由于岩块系统渗透率非常低，大都小于0.1×10-3μm2，因此储集层渗透率主要为裂缝渗透率的反映。1.经验建模法根据该区全直径岩心分析资料，建立了孔隙度和渗透率的经验关系模型（图3），由于全直径分析样品比较少，这种方法计算的渗透率代表性较差，仅供参考。图3　埕北30潜山全直径岩心分析 孔隙度、渗透率关系图2.核磁共振测井解释核磁共振测井解释渗透率为：胜利油区勘探开发论文集式中：k——渗透率，10-3μm2；Φnmr——核磁测井有效孔隙度，小数；T2g——T2几何平均值，ms；C、m、n——经验系数。根据埕北302井古生界、太古宇 14块岩心样品的核磁测试数据，对上式中的经验系数进行刻度，古生界 6块岩样的C、m、n平均值分别为1.639、2.711、2.531，太古宇8块岩样的C、m、n平均值分别为43.632、2.524、2.089,T2g根据核磁测试古生界、太古宇平均值分别为28.88ms和7.71ms，用（5）式分别对埕北302、303两口井好井眼段进行了解释。由于公式中的各项参数均经过岩心刻度，且好井眼段核磁测量孔隙度是可靠的，用该式解释的渗透率基本代表井眼的实际情况。3.ELAN软件解释ELAN软件解释渗透率为一种地球化学算法，公式如下：胜利油区勘探开发论文集式中：Φt——总孔隙度，小数；胜利油区勘探开发论文集N——地层中矿物总数；Fi——第i种矿物的渗透率因子；Wi——第 i种矿物的重量百分比，%。这种算法既考虑了总孔隙度，又考虑了各种矿物组分及其百分含量，是一种比较合理的渗透率解释方法。4.试井解释该区对埕北301、302、303井进行了试井，并用试井解释软件进行解释，利用压力恢复典型曲线拟合分析解释了渗透率各参数（表1）。表1　试井解释成果表对比上述四种方法解释结果（表2），经验公式法、ELAN、试井解释三种方法解释结果比较接近，再将ELAN和核磁共振解释结果进行了对比（图4），两种解释结果吻合较好。结合地质、油藏方面的研究成果，认为经验公式、核磁、ELAN、试井等四种方法解释结果符合地下实际情况，由于经验公式及试井解释的局限性，最终结果以ELAN和核磁共振解释为准。表2　渗透率解释对比表四、含油饱和度解释技术针对埕北30潜山没有进行密闭取心和油基泥浆取心分析，以及裂缝性油藏其裂缝的发育程度和分布是多变的，采用以下几种方法获取油藏原始含油饱和度资料。图4　埕北302井古生界 ELAN解释渗透率与核磁共振解释渗透率交会图1.阿尔奇方程阿尔奇方程是建立在均匀孔隙基础上的饱和度解释方程[2]，即：胜利油区勘探开发论文集式中：Sw——含水饱和度，小数；Φ——孔隙度，小数；m——胶结指数；Rw——饱水电阻率，Ω·m；Rt——岩块电阻率，Ω·m；n——饱和度指数；a、b——岩电系数，一般取1。由于该区无法做岩电实验分析，式中 m、n等参数均根据理论值选取，m=n=2,a=b=1。在裂缝性地层中，泥浆侵入深度大，而且侵入深度的变化范围也很大，求得的饱和度值是在侵入带至原状地层之间变化。对于缝、洞不发育的孔隙性储集层，用该方程解释的饱和度基本反映原状地层情况。2.ELAN软件ELAN软件采用双水模型，由于缝、洞的影响可能使部分层解释的含油饱和度偏低。3.压汞资料处理对有代表性的岩心样品，经J函数处理后转换成含油高度与含油饱和度的关系，依据油藏的平均含油高度可确定油藏的含油饱和度。4.核磁共振解释核磁共振测井可以求得地层可动流体和束缚流体孔隙度，由于本地区几口井均未见到明显油水界面，因此地层中的可动流体应为油，所以可用核磁测井资料解释含油饱和度胜利油区勘探开发论文集式中：So——含油饱和度，%；MBVM——可动流体孔隙度，%；MPHI——核磁共振测井总孔隙度，%。这种方法的关键是求准 T2截止值，根据岩心样品的核磁共振实验分析，古生界的T2截止值平均为39.1ms，太古宇的T2截止值平均为14.4ms。利用核磁测井资料和 T2截止值可求出每口井的含油饱和度。以上各种方法求得的含油饱和度具有不同的含义，油藏的含油饱和度选值应综合考虑。五、结论和认识埕岛油田埕北30潜山具有岩性复杂、储集类型多、非均质强的特点。利用新的测井方法——核磁共振测井，结合取心统计、试井解释、压汞处理对孔隙度、渗透率、饱和度等参数进行分析，建立了储集层参数的解释模型，并论证了参数的解释精度。利用该方法处理埕岛油田埕北30潜山5口探井，均达到较好的应用效果。该套方法也适用于类似的复杂岩性、裂缝型油藏。主要参考文献[1]周文.裂缝性油气储集层评价方法.成都：四川科学技术出版社，1998.[2]柏松章等.碳酸盐岩潜山油田开发.北京：石油工业出版社，1996.

勘探开发技术的不断进步，不断拓展了勘探开发领域。过去难以涉足的地表和地质条件复杂区、海域深水区已经成为勘探的主战场；低渗、特低渗油气藏的开发技术走向成熟，成本明显降低，超低渗透油藏开发技术取得了突破，极大地拓展了油气资源内涵。随着勘探技术的进步，过去不能成为资源、没有技术手段进行勘探开发、处于特殊赋存状态的油气资源也不断被发现、被证实，过去没有经济价值的油气资源也可以进行经济有效开发利用，这不但丰富了油气资源类型，也增加了油气资源潜力，带来油气储量、产量的明显增长。（一）地震技术20世纪50～70年代末，地震勘探的主要任务是构造勘探，提高分辨率的要求尚不迫切。在这个时期，提高分辨率主要集中在提高地震波的检测精度上。采取解放波形、突出标准波等方法，提高了反射波对比的可信度，正确构制剖面图。进入80年代，随着油气勘探开发程度的提高，地震勘探不仅要解决一般的构造问题，还需要查明复杂隐蔽的非背斜圈闭、地层岩性和薄层油气藏，进而对储层进行横向预测与油藏描述，因此，提出了提高地震分辨率的要求。随着勘探领域不断向大沙漠地区和复杂山地地区扩展，大沙漠地区地震勘探技术、山地地震勘探技术也得到了长足发展。（二）钻井、测井技术我国石油钻井能力经过几十年的发展，取得了质的飞跃，不断打开新的勘探领域，不断拓展新的勘探空间，带来储量、产量的增长。钻机能力在1957年前为2000m，1957年后钻机能力达到3200m，60年代中期开始水平井施工，70年代中期可以钻6000m深井。80年代以来，西部地区勘探开发进程加快，4000m以上的深井钻井工作增多。进入90年代，钻井技术逐步细化为水平井、多分支水平井、大位移井、深井、超深井、小井眼、连续油管钻井、重入井钻井和欠平衡钻井技术等。高温钻井、高压钻井技术在2000年以来进展较快，对高温高压区油气发现起到了关键作用，大大拓展了勘探空间。储层保护技术的进步，使特低渗透和超低渗透油藏勘探取得了成功。近年来，测井和分析测试技术也在不断发展完善，新的分析测试技术在石油地质研究及勘探活动中取得了很大进步；测井技术在石油勘探开发推动下发展迅速，三分量感应和正交偶极声波等新型成像测井仪器研制成功，推动了地层各向异性研究；网络测井作为新一代测井系统，正在研制和完善；新型满贯组合测井系统、三分量阵列感应测井仪、油基泥浆电阻率成像测井仪等新型裸眼井测井仪器得到进一步发展；新型套管电阻率测井仪、新型脉冲中子类测井仪等新的套管井测井仪器不断出现；随钻核磁共振测井、随钻地层测试等随钻测井系列不断增加；过套管地层测试、井下永久传感器工艺技术等新的测量工艺技术日趋成熟；测井-取心联作、套管外取心、动电测井、套管钻井测井等技术正在加快发展。地震技术、钻井、测井等技术的进步，使过去难以发现的油气资源得到发现，大大拓展了勘探领域（图4-11），油气资源潜力和储量产量也相应得到提升。图4-11 勘探技术进步使资源领域不断扩大（三）层序地层理论技术发展与直接寻找有利圈闭20世纪90年代，层序地层学理论和技术取得突破，借助地震、井筒技术可以在多数盆地中较为准确地恢复地层沉积层序，确定有利成藏区和目标层位，直接确定岩性地层圈闭，极大地提高了油气勘探的成功率。我国石油地质学家结合中国陆相盆地发育的实际，发展了陆相层序地层学理论和分析技术，并成功应用于勘探实践，取得了良好的效果。

何灵芳 刘大锰 姚艳斌 李鹏 张百忍基金项目:国家科技重大专项课题(2010ZX05034-001),国家重大基础研究计划课题(2009CB219604),国家自然科学基金项目(40972107),中石油创新基金资助(2010D-5006-0101)。第一作者:何灵芳,硕士研究生,石油与天然气工程专业,主要从事煤层气勘探与开发研究。Email:bqgcan@126.com;Tel:010-82320892(中国地质大学北京能源学院 北京 100083)摘要:从地质—地球物理角度看,煤层孔隙或裂缝发育带的存在势必引起地震波速度或(和)密度的变化,因此波阻抗数据体能很大程度上反映煤层气储层孔渗特征。文章利用约束稀疏脉冲反演对樊庄-郑庄区块3#煤层进行了孔渗特征的研究。研究区3#煤层孔隙度相对较小,分布范围1%~7%,主要受煤变质程度控制;郑庄区块的渗透率均值为0.12mD,而樊庄区块渗透率均值则为0.49mD,相对郑庄区块要高一些。研究区渗透率非均质性较强,受孔隙发育影响较大,同时也受埋深等其他因素的影响。关键词:樊庄-郑庄 波阻抗反演 煤储层 孔隙度 渗透率Application of Wave Impedance Inversion on Porosity and Permeability Characteristics in Fanzhuang-Zhengzhuang Block(HE Lingfang Liu Dameng YAO Yanbin LI Peng ZHANG Bairen)(School of Energy Resources, China University of Geosciences, Beijing 100083, china)Abstract: According to geological-geophysical theories, the existence of pore-fracture belt in coal seam can cause the changes in speed or (and) density of seismic wave. Thus, the wave impedance data cube largely re- flects the characteristics of coal reservoir porosity and permeability. In the paper, the constrained sparse spike in- version (CSSI) was used to study porosity and permeability characteristics of No. 3 coal seam in Fanzhuang- Zhengzhuang block. The No. 3 coal porosity in the study area is small (ranging from 1% to 7% ) and mainly con- trolled by the coal metamorphism grade. The averaging permeability value of coals is 0. 12 mD in Zhengzhuang block and is relatively higher in Fanzhuang (0.49 mD). The coal permeability in the study area is intensely het- erogeneous, and is mainly influenced by the pore development and burial depth etc.Keywords: Fanzhuang-Zhengzhaung; wave impedance inversion; coal reservoir; porosity; permeability1 前言煤储层既是生气层又是储气层,因而煤的储气性能在煤层气评价中起着至关重要的作用(胡宝林等,2003)。孔隙、裂隙性质直接受控于自身的物质组成和结构特征,是煤层气的储存和渗流空间,煤储层孔渗发育好坏直接影响煤层气开采效果,因此煤层气储层孔隙度、渗透率的研究有着重大意义。沁水盆地是我国典型的高煤阶含煤盆地,在沁水盆地南部发现了沁水高煤阶煤层气田,虽然煤层气资源丰富,但储层非均质性强,储层物性差异大。赵贤正等(2011)研究发现沁水南部高煤级煤储层含气性、渗透率在水平空间展布及垂向尺度分布上均具有明显的差异。Yao等(2008;2009)将煤基质孔隙可分为吸附孔和渗流孔,认为吸附孔的非均质性对煤吸附甲烷具有显著影响,而渗流孔的非均质性能显著影响煤的渗透性。前人都是通过压汞实验和低温氮吸附等实验对煤样进行分析,从而研究煤储层的孔渗特征(唐书恒等,2008;赵兴龙等,2010),但是由于煤储层的强非均质性,实验的研究结果对于全区的孔渗特征预测有一定的局限性。因此,笔者运用地震资料进行波阻抗反演对樊庄-郑庄区块的孔渗性进行预测。近年来,地震技术在储层研究中应用较多,但是由于带限地震子波的干涉效应以及地震剖面无法提供地层的岩性特征和物性特征,地震资料解释面临困难,为了克服上述困难,需要利用地震资料反演技术。崔若飞等(2008)指出波阻抗反演技术是岩性地震勘探的重要手段之一,它能把具有高纵向分辨率的已知测井资料与连续观测的地震资料联系起来,实行优势互补,大大提高地震资料的纵、横向分辨率和对地下地质情况的勘探研究程度。张永升(2000)认为以波阻抗为基础进行的油藏参数估计(如孔隙度、渗透率等)比用地震振幅方法得到的更可靠、更准确。因此,基于波阻抗反演的煤储层孔渗特征研究是可行的。2 波阻抗反演技术2.1 波阻抗反演原理裂隙的发育也会对煤层的体积密度和速度造成影响,含气裂隙使得体积密度和层速度降低,而充填裂隙使得体积密度和层速度增加。煤层波阻抗的变化程度(即波阻抗梯度)可以反映煤储层的裂隙发育程度,从而反映出煤储层的渗透性。因此,沿煤层提取的煤层波阻抗梯度数据可以反映煤层含气裂隙发育情况及渗透性。稀疏脉冲反演建立在一个趋势约束的脉冲反演算法上,其基本出发点是地下的强反射系数界面不是连续分布的而是稀疏分布的。约束稀疏脉冲反演的主要目的是利用约束井资料及地震反射系数建立声波阻抗数据体(王权锋等,2008)。稀疏脉冲反演认为地震反射系数是由一系列大的反射系数叠加在高斯分布的小反射系数的背景上构成的,大的反射系数相当于不整合界面或主要的岩性界面。它的目的是寻找一个使目标函数最小的脉冲数目,然后得到波阻抗数据。2.2 波阻抗反演步骤2.2.1 初始波阻抗模型初始波阻抗模型是测井约束反演的基础,为了减少其最终结果的多解性,提高研究成果的可靠性,建立尽可能接近实际地质条件的波阻抗模型是关键。测井资料在纵向上详细揭示了岩层的波阻抗细节,地震记录则连续记录了波阻抗的横向变化,二者的结合,为精确地建立空间波阻抗模型提供了必要的条件。建立波阻抗模型的过程实际上是将横向上连续变化的地震界面信息与高分辨率测井信息相结合的过程。地震层位是建模的基础,可以根据测井曲线标定的结果,在地震剖面上自动或手动拾取目的层位。首先通过井旁地震道与合成记录的相关性对测井曲线进行纵向的拉伸和压缩,当相关系数达到一定的标准时,就可以获得井的初始波阻抗。然后在地震层位和地质模式的约束下,选取适当的插值方法,对井的初始波阻抗进行内插和外推,建立初始波阻抗模型。2.2.2 绝对波阻抗反演经过前期大量的准备工作,处理获得合理的时深关系曲线,运用校正过的测井数据及精细的解释层位,建立地质框架模型,通过调整模型与相对波阻抗高低频分量,使模型数据体与相对波阻抗数据体进行叠加,得到最终的绝对阻抗体。反演处理的过程是不断修正完善的过程,当反演出一次结果后,处理、解释人员就紧密结合在一起,根据掌握的地质、测井、生产等资料对反演效果进行仔细的对比分析,反复循环处理,直到获得符合本区地质储层变化规律的波阻抗剖面为止。3 波阻抗反演技术应用实例3.1 区域地质概况本项目研究区域位于沁水盆地的南部(简称为沁南),主要分布在屯留—安泽一线以南地区,西起寺头断层,东、南以煤层露头为界,包括樊庄和郑庄两个区域。构造上,研究区位于沁水盆地复向斜南部的翘起端。区内主要断裂为寺头断层,自南向北,走向由近NE向转为近SN向,倾向NW-NWW,倾角70°,断距最大350m左右,性质为正断层,受区域构造应力的作用,该断层具有张扭性特征,断裂两侧伴有羽状张性小断裂。全区断层数量较少,规模小。只有寺头断裂横穿整个区域,其余均为小型的正断裂。与郑庄相比,樊庄小断层较发育(图1)。研究区内沁水盆地沉积地层有长城系下部、寒武系、奥陶系中统、石炭系中上统、二叠系、三叠系和新近系地层,含煤层系主要位于上石炭统的太原组和下二叠统的山西组,共含煤6~11层,其中太原组主要发育8#、9#和15#煤层,山西组主要为2#和3#煤层,本次研究的目标层位为3#煤层。3.2 波阻抗反演结果3.2.1 孔隙度孔隙度是煤储层物性的重要参数,研究区探井显示3#煤储层孔隙度最低为3%,最高为6.49%,一般在5%以下。在波阻抗反演模型的基础上,将反演波阻抗数据体与探井上的孔隙度数据做交汇图进行相关性分析,可以得到波阻抗与孔隙度的对应关系(表1)。通过以上方法得到的孔隙度与波阻抗的对应关系,结合其他没有探井资料的测线上的波阻抗数据,可以得到每个测线的孔隙度,最后通过插值法得到整个区域的孔隙度的平面图(图2)。3.2.2 渗透率试井显示沁南地区3#煤层的渗透率,大多分布在0.5~3.0mD之间,其次在0.1~0.5mD和3.0~10.0mD之间,表明沁水盆地南部煤层具有相对较好的渗透性。本次研究同样根据波阻抗数据,制作交汇图显示其与渗透率的相互关系,并得到波阻抗与渗透率的转换关系(表2)。最终通过插值法运用到全区,预测全区的渗透率分布情况。图1 樊庄-郑庄区域地质图表1 波阻抗和孔隙度转换关系数据表表2 波阻抗和渗透率转换关系数据表图2 3#煤层波阻抗预测孔隙度平面图4 孔渗发育主控因素分析4.1 孔隙度依据波阻抗反演预测结果与实测结果相结合,做出沁南郑庄-樊庄区块煤层孔隙度图(图4)。图中可以看出研究区沁南孔隙度相对较小,分布范围1%~7%。刘大锰等(刘大锰等,2010)统计发现,华北晚古生代煤的孔隙发育主要与煤的变质程度有关。随着煤的镜质组平均随机反射率(Ro,r)的增高,煤的氦测孔隙度呈高—低—高的变化规律。分析全区的预测结果发现,孔隙度大于3.75%的区域约占全区面积的20%,孔隙度低于2.5%的区域约占全区面积的35%。4.2 渗透率郑庄3#煤层渗透率普遍较低(图3),煤层渗透率平均约为0.12mD,樊庄区块的煤层渗透率稍高,平均为0.49mD,即使在同一地区,煤层渗透率差别也比较大,郑庄区块,最大渗透率为2.96mD,最小为0.01mD;樊庄区块最大为2.00mD,最小为0.02mD。裂隙是煤层气运移的通道,是煤层渗透性的主要影响因素。据Palmer等(1998)的研究,煤储层渗透率是孔隙度的三次幂的函数,孔隙度的大小对煤储层的渗透性意义重大。对比图2和图3可以看出,孔隙度发育良好的区域对应的渗透率也比较大,因此,研究区渗透率受孔隙度影响很大。煤体结构与煤层的渗透性密切相关,一般认为,原生结构煤和碎裂煤是煤层气开发比较理想的煤体结构类型;而碎粒煤和糜棱煤由于煤体破碎,裂隙形态破坏,煤层渗透性差,而被视为非渗透性煤层。寺头断层周边地区由于断层使得煤层破裂,渗透率较其他地区更低(图3)。图3 3#煤层波阻抗预测渗透率平面图图4 郑庄-樊庄区块煤层孔隙度煤层埋藏深度对渗透率的制约机理是应力问题。随着煤层埋藏深度的增大,煤层所承受的地应力增大,地应力增大会导致煤层裂隙闭合,使得煤层渗透率降低。因此煤层渗透率具有随埋藏深度增大而逐渐减小的趋势。郑庄-樊庄区块煤层埋深由东向西逐渐增加,郑庄区块3#煤层可达1200m以上(图5)。但从郑庄-樊庄区块3#煤层的实际情况来看,郑庄的渗透率要普遍好于樊庄,可能的原因是郑庄区块后期的断裂活动。断层等构造的发育使得煤层的物性发生了较大改变。煤储层不仅受上覆岩层的压力作用,而且还受水平地应力的作用。垂向地应力对储层压力的影响主要是由煤层上覆岩层厚度的增加引起的。而在水平方向上,煤储层处在区域性的构造应力场中,受水平构造应力的作用,因此,水平主压应力越大,储层压力也就越高。同时,煤层渗透率是一种应力敏感性储层参数,注入/压降试井测试以及研究表明,煤层渗透率与地应力呈负相关关系。由于煤层是一种典型的双重介质、双孔隙度的储层,裂隙孔隙度是决定煤层渗透性的关键因素,地应力增大带来的直接后果就是煤层裂隙宽度变小甚至闭合,从而降低煤层的渗透性;另一方面,煤层本身塑性较强,地应力增大使煤体被压缩,导致基质压缩,基质渗透率降低。煤层地应力自研究区四周向内部增大,其变化趋势与煤层埋深等值线一致。在研究区东南部煤层埋藏较浅的地区,地应力也普遍较低,多在10MPa以下,在西部及北部,煤层埋藏深,地应力高,多超过10MPa。郑庄区块煤层地应力要大于樊庄区块(图6),这也合理的解释了郑庄渗透率高于樊庄的原因。5 结论沁南郑庄-樊庄区块3#煤层孔隙度相对较小,分布范围1%~7%。煤的孔隙度发育主要与变质程度有关,一般肥煤和焦煤的孔隙度最低,瘦煤以上有所增高。构造发育会影响煤的孔隙度发育。沁南郑庄-樊庄区块3#煤层渗透率较低,并且受到多种因素的影响。郑庄区块渗透率平均值为0.12mD,而樊庄区块渗透率均值则为0.49mD。渗透率具有较高非均质性,即使在同一地区,渗透率差异也很大。影响渗透率的主控因素以孔隙度发育程度最为显著,其他因素如埋深,地应力以及媒体结构对渗透率也有一定的影响。波阻抗反演在研究区内的应用取得的较好的成果,说明在勘探程度比较低的地区,约束稀疏脉冲反演技术能较好的将测井、地震资料相结合,较准确的预测煤储层的孔渗特征。图5 郑庄-樊庄区块煤层埋深图图6 3#煤层地应力等值线图参考文献崔若飞,孙学凯,崔大尉.2008.地震反演—煤田地震勘探的新进展.中国煤炭地质,20(6),49~52胡宝林,车遥,杨起等.2003.吐哈盆地煤储层物性特征研究及煤层气资源前景.煤炭科学技术,31(4),50~53刘大锰,姚艳斌,蔡益栋等.2010.华北石炭—二叠系煤的孔渗特征及主控因素.现代地质,24(6),1198~1203唐书恒,蔡超,朱宝存等.2008.煤变质程度对煤储层物性的控制作用.天然气工业,28(12),30~33王权锋,郭科.2008.约束稀疏脉冲反演在储层预测中的应用.测井技术,32(1),33~37张永升.2000.新疆塔里木盆地沙雅隆起兰尕地区三维地震.勘探成果报告赵贤正,桑树勋,张建国等.2011.沁南煤层气开发区块煤储层特征分析及意义.中国煤层气,8(2),3~7赵兴龙,汤达祯,许浩等.2010.煤变质作用对煤储层孔隙系统发育的影响.煤炭学报,35(9),1506~1511Palmer I., Mansoori J.1998.How permeability depends on stress and pore pressure in coalbeds: a new model.SPE Reser- voir Evaluation & Engineering. 539～544Yao Y B, Liu D M, Tang D Z, et al.2008.Fractal characterization of adsorption-pores of coals from North China: An in- vestigation on CH4 adsorption capacity of coals.International Journal of CoalGeology, 73, 27～42Yao Y B, Liu D M, Tang D Z, et al. 2009.Fractal characterization of seepage-pores of coals from China: an investigation on permeability of coals.Computer & Geosciences, 35, 1159～1166

张福明张福明，男，博士学位，中国石油大学（华东）地球科学与技术学院教授，测井与信息工程系副主任，硕士生导师。研究方向：测井资料处理与解释、测井资料地质应用、软件开发。中文名：张福明国籍：中国职业：教师代表作品：《基于WebServices测井数据远传系统构架》职称：中国石油大学（华东）教授职务：中国石油大学测井与信息工程系副主任承担项目随钻测井资料解释技术研究，胜利测井公司，10年-12年，20万元，负责人迪那2气田裂缝性砂岩储层测井精细描述，塔里木油田，10年-12年，60万元，第二负责人复杂油藏测井表征方法和技术研究，国家油气重大专项，11年-15年，万元，参与随钻测井综合成图技术及软件集成，胜利测井公司，10年-12年，万元，参与科研成果《基于WebServices测井数据远传系统构架》，《国外测井技术》，2009年第171期，第一作者《ArchitectureofWell-loggingDataTransmissionSystemBasedOnWebServices》，《iTAP2010》，2010年8月，第一作者，国际会议,EI检索：20104313326373《基于双侧向测井的裂缝开度估算模型比较及改进》，《测井技术》，2010,34(4)，第一作者

（一）1949年以前国人从事煤矿地质调查者众多。据《中国煤田地质勘探史》的记载，1949年前煤矿物探只有顾功叙、张宏吉于1942年在云南昭通褐炭田开展了电法探测，无其他国人进行物探工作的记载。日本人在侵华期间曾在辽宁、河北、山东、安徽等省的贾汪、开滦、淮南、新泰等煤田进行过地震勘探，在淮南煤田的大通至洞山根据地震结果还打到了煤层。（二）1949～1957年创建和初显效果1949年10月，成立了燃料工业部，煤矿的地质勘探工作陆续开展。这一时期主要在老矿区进行工作，三年的国民经济恢复时期主要任务是为老矿井的扩建和部分新建矿井而进行勘探，煤的生产能力达到7131万t。这一期间没有进行物探工作。自1953年起，开始第一个五年计划，国家对煤炭的需要急速增加。新成立的地质部和燃料工业部共同开展煤矿普、详查。燃料工业部重点在扩大老矿区，寻找新矿区；地质部重点地区是在拟新建铜铁基地附近。国家要求五年内能获得上百亿吨煤炭储量。1954年初，地质部组织了首批煤田物探队在渭北、桌子山、平顶山开展工作，所采用的方法是重力、电法。燃料工业部在1954年开始组建电法队，1955年8月前往淮北、淮南煤矿工作。1955年9月，煤炭工业部（1955年7月撤销燃料工业部，设立煤炭工业部）的煤田地震队开始工作。在学习原苏联经验的基础上，地质部和燃料工业部地质勘探局分别于1953年开始了煤矿测井的筹备工作。1954年5月，地质部的煤矿测井队在河南平顶山首次完成了煤矿测井试验，取得了好的效果，相继在各地开展了测井工作，并成为煤田勘查工作的必要环节。燃料工业部派人去玉门油田和平顶山学习测井；1954年9月，该部在河北峰峰煤矿成立了测井试验站。在此期间，地质部在华北平原（河北、山东、江苏、安徽等省平原区）开展石油物探的同时，提出了若干含煤盆地（主要是复背斜中的向斜区），为在覆盖区找隐伏煤田提供了构造背景，例如淮北、豫东、唐山、蓟玉、沧县等地区的可能含煤盆地。地质部的有关队还在淮北几个煤区专门开展了电法圈煤盆地的工作。地质部在辽宁、河北、山西、河南、安徽、江西、湖南、四川、贵州、云南、内蒙古、陕西、甘肃、新疆、广东等老矿区开展勘探时，除少量地面物探工作外，进行了大量测井工作，主要是在山西两渡—义棠、重庆中梁山—华蓥山、内蒙古桌子山、江西丰城—乐平、新疆阜康、甘肃阿干镇及景泰、宁夏平罗、湖南湘中、贵州水城的大河边和小河边、云南曲靖羊场及永仁宝鼎等地，在判定煤层、确定深度及厚度，测量钻孔倾斜和方位等方面发挥了重要作用。在这一阶段，煤矿物探工作有许多发现和结果当时就得到验证，发现或扩大了煤田。例如，煤炭部的物探人员在辽宁铁法、河北蓟玉、内蒙古伊敏、山东济宁、江苏九里山、安徽淮北、临焕、涡阳煤田和煤矿，地质部的物探人员在淮北的闸河、蒋河进行工作后发现和扩大了这些煤田。有的是这一时期开始了工作，而后才验证发现和扩大了煤田。此期间所用的重力和电法仪器，多为原苏联和瑞典制造的；地震仪有民主德国的Askania-24型和原苏联CC-51型。测井仪是原苏联半自动测井仪和石油仪器厂、地质仪器厂的测井仪，主要是三条曲线的电测井，而后又发展了电流测井、激发极化测井。这一时期煤矿物探处于边学习边工作阶段，在发现和扩大隐伏、半隐伏煤田及测井划分煤层方面已显示出其优越性[1～5]。（三）1958～1965年大发展和调整扩大应用效果随着煤田地质勘探工作转向平原掩盖区找隐伏煤田，煤炭工业部与地质部大力进行发现新煤田的普查。在这一阶段地质勘查队伍下放到省，物探队伍有了很大发展。以煤炭部门为例，地震队由1957年的3个队增加到1959年的9个队，1961～1962年还达到13个队；电法队在1958年达34个，1960年达56个；测井在各勘探队均有分队或组。1958～1960年，煤炭工业部所属队伍，因地制宜地运用电法、地震、测井等方法配合钻探取心，发现并探明了一批隐伏煤田，如辽宁沈北、康平三台子、沈南红阳，黑龙江集贤、宝清梨树沟，山东肥城、济宁、汶上、曲阜、运西，安徽宿县、潘集一谢集，江苏丰沛，河北邢台、蓟玉，内蒙古霍林河，吉林梅河，甘肃红水等。1959年，地质部召开了缺煤省、区煤田地质工作会议，确定大力加强缺煤省区的煤田普查。1958～1965年期间，地质部的物探队伍配合地质工作在全国各地开始了大量的物探工作。一类工作是以电法、重力法为主，个别曾采用地震方法，圈定可能含煤盆地及其中的含煤层位，除东北外几乎涉及全国各省区，特别在南方缺煤省份开展了大量工作。在河北蔚县煤田、河南永城煤田等地所进行的地面物探工作，为圈煤盆地起到重要作用。另一类工作是有效地在各煤田地质工作区的钻孔中进行了测井，为发现煤层、探明储量作出了重要贡献。自1960年以后，钻探工作量大减，测井工作也随之减少。1964年，为三线建设需要煤炭部在贵州六盘水、宁夏贺兰山、豫西等地区，地质部在云南永仁宝鼎、四川渡口、贵州水城、四川芙蓉山和华蓥山、青海格尔木等地区的煤田勘探会战中，测井工作配合钻探发挥了重要作用，在了解构造、追踪煤系地层和解决水文地质问题方面提供了重要依据。1965年，国务院曾通知地质部不再担负煤田勘探工作；但南方缺煤省的地质工作及相应的测井工作均未停止，如福建闽西、云南富源县老厂、四川兴文县先锋等矿取得好效果。这一阶段的方法和仪器与前一阶段基本相同，国产仪器比重增加。地震从以折射法为主转变为以反射波法为主。电法的应用除解决构造问题外，还开展了探老窑采空区、岩溶、古河床，用自电法探无烟煤层，用激电法探浅覆盖下的煤层露头位置，自电和磁法探煤层火烧区。测井方法由常规电测井法外，增加了核测井法（自然伽马、散射伽马）、井温测井等方法的综合测井，使用全自动光点4笔记录仪[1～6]。（四）1966～1977年　困境中三线会战　在勘探中发挥作用由于“文化大革命”的开展，以及机构的多变，管理薄弱，地质勘查工作受到严重影响。为了贯彻“准备打仗”、“三线建设”及“扭转北煤南运”、“集中力量打歼灭战”的一系列方针，煤矿物探人员克服了种种困难，还是取得了一批找矿成果，特别是在一系列煤矿勘探会战中地面物探和测井发挥了重要作用。主要工作是在河北邯邢煤田，内蒙古霍林河、伊敏煤田、元宝山煤田，江苏徐淮煤田以及后期的河南永夏（永城-夏邑）煤田等。湘赣煤田会战虽然调动了很多力量，历时三年，因成煤地质条件不利致使收效不大。其余会战主要是为了尽快取得工业储量，多属勘探工作；物探的作用是减少了钻孔，提高了所打钻孔地质柱状图的质量。在这一阶段，煤炭部门地震队达到20多个，并开始了模拟磁带地震仪的研制。将多次叠加技术用于煤矿是在1976年；电法队为24～31个，并研制成电磁频率测深和相应的仪器，还开展了钻孔和坑道无线电波法和仪器的研制。测井方法增加了侧向测井法、声波速度测井法，开始使用静电显影记录仪[1～6]。（五）1977～1990年　改革开放　技术进步　科学找煤　精细勘探在改革开放方针指引下，煤炭工业步入健康发展阶段。在地质勘探工作方面的部署更注重科学性，调整了布局，强调采用经济技术合理的勘探方法，重点开展一些地区的勘探会战；注意了煤田地质研究和聚煤规律的总结，开展了第二次煤田预测。1977年，国家地质总局部署了为江南9省、区地方用煤的煤矿勘查工作，但仅在福建有较好的成果。1979年起，煤炭部门调减了湘、粤、鄂、陕、苏的力量，加强了两淮、兖州、开滦、山西、豫西地区工作。在预测基础上用物探、遥感加钻探验证方法发现了内蒙古陈巴尔虎旗、乌尼特，云南昭通等一批隐伏煤田。自20世纪80年代以来，煤炭部门发现和勘探了陕西彬县、神木，河南登封，内蒙古东胜，黑龙江绥滨等一批重要煤田，特别是内蒙古东胜-陕北榆林、神木大煤田储量达上千亿吨。这些工作中物探工作，特别是其中测井工作为精细探测构造、煤系地层、划分煤层等方面起到了重要作用。1982年，全国煤矿地质工作会议后，地矿部加强了富煤省份的测井工作，队伍又有扩大，技术水平也有提高，21个省区新增了综合测井站。1982～1987年，地质部门分省开展了煤炭资源远景调查。工作中充分运用已有的物探资料圈定盆地，估计煤系地层的埋深及厚度，经过少量钻探验证和地质资料分析，发现和评价了新疆、内蒙古、陕西、山西和四川等地的煤盆地及煤田。这一阶段，由于大量新技术的引进，物探技术有了很大提高。首先是通过引进和自制，煤炭部门和地质部门的地震、测井实现了数字化；我国煤炭部门研制的电磁频率测深技术得到推广应用，引进的其他电法设备投入使用；重磁的工作精度也有较大提高；高分辨率地震技术的应用，使解决地质问题的能力上了一个台阶，在煤田精查中逐步实现了“以震代钻”。1982年以来，地质部门在河南永城煤田用高分辨率数字地震技术较早开展了精查，探测埋深为1000m左右的煤层，并发现薄煤层及小断距断层[10]。1982年，中日合作在安徽淮南煤田刘庄井田用高分辨率地震查明了小断距断层及覆盖下的煤层露头，显示了物探在勘探精查中的突出作用。此后，在我国东部平原区煤炭勘查中普遍采用了这样的技术，从而放稀了钻探网，降低了成本，缩短了勘探周期。中子-中子测井、选择伽马-伽马测井、超声成像测井、流量测井、三侧向测井等一系列方法用于实际工作，测井记录完成数字化，研究和配置了测井仪器刻度。地矿部门用数字测井技术，曾在山西河曲沙坪煤矿的精查中取得了地层产状、中子-中子等新的测井信息，并开展了煤层对比、原煤灰分、沉积环境、煤岩强度以及煤田储量计算等方面的研究[1～6]。（六）1991～2000年服务井田建设在调整中进步进入20世纪90年代，我国原煤产量突破10亿t，资源量处于世界前列。已探明的储量很大，但在20世纪90年代初可供建井的精查储量不足。物探围绕求精查储量而进行了地震和测井工作。为了满足机械化综合采煤建井需要，要求用高分辨率地震技术解决10m落差或更小的断层。1991年，原国家能源投资公司要求“凡列入计划建设的基本建设矿井项目，有条件的一律补做地震工作……在地震工作没有完成之前，不准进入采区施工……”。规定所需经费经过审定后纳入矿井的总预算。因此，煤矿物探进入了将高分辨率地震勘探用于煤田建设采区的新时期，把煤田地震勘探从资源勘探扩展到基建和生产矿井的采区勘探。1994年，国家开发银行进一步规定“今后凡需贷款建设的新矿井，有条件进行地震勘探工作的，必须安排采区地震勘探，提高对小构造的控制程度；有条件的矿井均要进行三维地震勘探，否则不予评审”。矿井物探的工作开始按市场机制运作。煤田地质总局大力推动采区地震勘探，1993年起引进了先进的多道数字地震技术，在1998年10月专门召开了“全国煤矿采区地震经验交流暨成果发布会”。经调查，101个矿164个实际采区的井巷开采对地震推断的结果所进行的验证表明，地震地质条件较好的地区的吻合率达80%以上；地震地质条件较差的地区的吻合率也在70%以上。三维地震对煤层底板误差、可探测到的断层落差均较二维地震更小[7,8]。这一阶段煤矿物探工作主要在配合勘探和井田建设，新发现较少。近3～5年由于煤炭开采量相对稳定，煤田地质工作的规模相对减小，煤矿物探工作也大为缩小。近2年来因管理机构和体制的变动，煤矿物探工作正处于调整时期。方法技术方面以高分辨和三维地震为代表的技术形成生产力，并达较先进水平。地下物探方法进一步得到应用，例如井间、巷道间无线电波法，巷道中开展槽波地震勘探。煤田测井逐步形成系列，主要是伽马测井、伽马-伽马测井、侧向测井、声波测井等方法，测井方法技术向多种测井方法的成像技术方向发展；还研制了中子俘获伽马能谱测井，这为测定某些元素迈出一大步[5,7,9]。

修井科研项目有过钻杆测井技术。过钻杆存储式测井设备可穿过钻杆水眼，在钻杆上提过程实现测井作业，并将测井数据存储在井下设备中，快速安全一次下井取全取准测井资料。该技术适用的水平段长（大于1000米），能够在井眼坍塌、页岩膨胀等复杂井眼条件下完成测井作业，有效解决测井作业遇阻遇卡难题，具有小型化、高可靠性、高通用性等特征。

《石油测井新技术及标准规范》本书主要内容包括：核磁共振测井技术及应用；电阻率成像测井技术及应用；声波成像测井技术及应用；MDT模块式地层动态测试器；综合孔隙度岩性测井仪；储层饱和度测井仪；快速平台测井仪，以及介绍了油气田测井解释中常见岩石和矿物的地球化学性质、物理性质、产状、岩石物理性质、测井参数及相关标准规范等。本书适合于油田现场测井、测井解释、勘探开发地质等工程技术人员参考，也可做为大专院校有关专业教师及测井分析和测井地质学科研究生的参考用书。第一篇裸眼测井工艺 第一章测井仪器 第二章大斜度井、水平井测井技术 第三章电缆使用工艺及测井基础设施 第四章井壁取心 第二篇测井资料解释 第一章测井资料的数字处理 第二章测井资料解释方法 第三章利用测井资料进行区块评价 《石油测井新技术及标准规范》本书主要内容包括：核磁共振测井技术及应用；电阻率成像测井技术及应用；声波成像测井技术及应用；MDT模块式地层动态测试器；综合孔隙度岩性测井仪；储层饱和度测井仪；快速平台测井仪，以及介绍了油气田测井解释中常见岩石和矿物的地球化学性质、物理性质、产状、岩石物理性质、测井参数及相关标准规范等。本书适合于油田现场测井、测井解释、勘探开发地质等工程技术人员参考，也可做为大专院校有关专业教师及测井分析和测井地质学科研究生的参考用书。第一篇裸眼测井工艺 第一章测井仪器 第二章大斜度井、水平井测井技术 第三章电缆使用工艺及测井基础设施 第四章井壁取心 第二篇测井资料解释 第一章测井资料的数字处理 第二章测井资料解释方法 第三章利用测井资料进行区块评价 第三篇生产测功井新技术 第一章生产测井技术 第二章井下流量测井 第三章流体密度及持水率测量 第四章温度测井 第五章压力测井及资料分析 第六章产出剖面测井信息综合分析 第七章水平井生产测井技术 第八章注入剖面测井 第九章套管井底参数测井 第十章生产测井资料应用 第十一章套管工程检测测井 第十二章数控测井仪器设备 第十三章剩余油监测技术 第四篇射孔新技术 第一章射孔器及其检测技术 第二章射孔深度控制 第三章射孔现场施工工艺 第四章射孔优化设计 第五章油气井爆炸作业 第五篇其他测井新技术及其应用 第一章成像测井方法 第二章复杂储层评价方法 第三章成像测井的地质分析 第四章核磁共振测井及其应用 第五章 基础实验研究 第六章测井解释油气饱和度岩石物理研究 第六篇相关标准规范

碳酸盐岩储层是海相层序中最常见的一类储层，也是海相层序在石油地质条件上有别于陆相层序的一个重要方面。海相碳酸盐岩作为储层的最大特点是储集物性的非均质性强。由这类储层产生的圈闭和形成的相关油气藏有较大的隐蔽性，对其分布的预测难度较大。最近10年来，随着在鄂尔多斯盆地中部发现靖边古生界大气田，在塔里木盆地发现塔河、塔中与和田河奥陶系大中型油田和气田，在四川盆地石炭系、二叠系与三叠系发现相国寺、傅家庙、渡口河、阳高寺与磨溪等一系列碳酸盐岩气田，使对碳酸盐岩储层特征的认识与有效储层的预测技术有了很大进展。（一）碳酸盐岩储层发育特征与分布规律碳酸盐岩储层在我国海相层序中分布的时代从前寒武系到中新生界共10个系21个地层组（表1-1），时代跨度很大。碳酸盐岩作为储层，一类是原生的，包括颗粒碳酸盐岩表1-1 中国海相碳酸盐岩油气层分布表（如生物灰岩、鲕滩灰岩、原生白云岩）、礁体等。这类储层以原生孔隙为主，或在原生孔隙基础上，经过一定程度的溶蚀加大而保存下来者，一般多以粒间孔、粒（体）内孔为主，晶间孔次之。对原生型碳酸盐岩储层分布的预测首先需要搞清沉积背景和沉积环境，在此基础上，借助钻井揭示的蛛丝马迹，通过与地震资料结合达到对储集体的有效预测。四川盆地川东北部地区三叠系飞仙关组鲕滩灰岩储层属于原生型碳酸盐岩储层。它主要是孔隙性鲕粒白云岩，已获天然气探明地质储量336.06×108 m3 ，其中渡口河气田探明天然气地质储量271.65×108 m3 ，单井日产气可达111.47×104 m3 （铁山11井），成为川东继石炭系之后重要的接替层系。鲕滩灰岩储层的发育主要受沉积背景、沉积相带和成岩作用控制。三叠纪早期飞仙关组沉积时期，古地貌和构造格局存在差异性，由此造成飞仙关组地层厚度、岩性、结构在横向上均有较大差别。海槽中鲕粒灰岩不发育，泥质增多，形成泥晶及细粉晶白云岩。渡口河气田处在海槽边缘浅滩这样的地貌高带上发育了厚度达100 m、呈条带状、错落叠置分布的滩相鲕粒灰岩。处在该位置的鲕滩灰岩储层，受海水较频繁进退、间歇性海水盐度变化及间断暴露出海平面的作用，使早期白云岩化得以进行，并发生溶蚀作用，故形成了孔隙性较理想的储渗体（图1-8）。鲕滩灰岩储层以鲕粒溶孔云岩、残余鲕粒灰质云岩为主，粒内、粒间溶孔最多，约占全部孔隙的 80%；原生粒间、粒内孔次之，约占15%；晶间孔、铸模孔等约占全部孔隙的5%。渡口河气田飞仙关组鲕滩灰岩储层孔隙度值分布在0.53%～25.22%，一般6.5%～12.3%，平均孔隙度达9.0%。有效厚度15～70 m不等，储集性能优良。图1-8 开江-梁平海槽剖面示意图近年来，在南海北部大陆架东沙隆起碳酸盐岩台地上发现了礁（滩）型油气田，其第三系海相生物礁及生物滩储层是我国最年轻的原生型的极其重要的碳酸盐岩储层，其中流花11-1油田是储量逾2×108 t的大油田。这些礁（滩）的分布具有以下特点：海侵期是礁的繁盛期；海平面上升速率超过或与礁的生长速率同步时，有利于礁的生长；随海侵范围扩大，生物礁由隆起边缘向高部位逐渐发展；生物礁分布受古地貌控制，多发育于古地形高处（断层上升盘、地垒和古潜山等）。礁（滩）储层受成岩改造后，以粒间溶孔、粒内溶孔等为主，次为溶缝、缝合线、裂缝及晶间孔，储层物性好。孔隙型储层孔隙度大于20%，渗透率大于300×10-3μm2 ，是高孔隙、高渗透性的优质储层，与强溶解、强白垩化作用有关；裂缝-孔隙型储层孔隙度10%～25%，渗透率（100～300）×10-3μm2 ，与中等胶结、弱溶解、弱白垩化有关；孔隙-裂缝型储层，孔隙度小于 10%，渗透率小于100×10-3μm2 ，受极少溶解、强胶结和无白垩化作用控制。另一类碳酸盐岩储层主要受成岩后生作用控制，即孔隙的增加是由于各种成岩作用造成的，如果没有这些次生作用，就不能形成有效的储层（图1-9）。这种储层在中国海相碳酸盐岩储层中占主导地位。促进碳酸盐岩储层孔隙增加的成岩作用主要有溶解作用（其中又包括非岩溶化溶解作用和岩溶化溶解作用）、断裂作用、白云岩化作用等。在其中一种或多种作用控制下，形成了不同类型的碳酸盐岩储层，如主要受风化壳岩溶和非岩溶化溶蚀作用形成的鄂尔多斯盆地中部奥陶系大气田储层；主要受溶蚀作用和白云岩化作用形成的川东石炭系气田储层；主要受风化壳岩溶和破裂作用控制形成的轮南地区奥陶系油气田储层、和田河气田储层；主要受埋藏溶蚀作用和断裂作用控制的塔中地区奥陶系储层。对于鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系储层的形成，沉积相带是基础，风化壳岩溶和同生岩溶作用等是关键。早奥陶世马家沟期，盆地中部普遍发育蒸发潮坪沉积。不同潮坪微相中岩性组合和次生孔隙组合不同。在含膏云坪、藻泥云坪微相带中的白云岩，是发育溶蚀孔洞的主要岩石组合；在云坪、灰云坪微相带中的白云岩是发育晶间孔、晶间溶孔的主要岩石组合；在云灰坪、泥云坪微相带中的白云岩是发育晶间孔、晶间溶孔的主要岩石组合。它们在盆地中部形成了一个南北长约200 km、宽约30～40 km的有利微相带，奠定天然气储层大面积发育的基础。在此基础上，由于先后发育的同生岩溶、风化壳岩溶和埋藏岩溶作用的叠加，造就广泛分布的风化壳储集体。在潮坪环境发育过程中，由于周期性暴露，含膏云坪微相带中产生同生岩溶；奥陶系沉积后，加里东运动使盆地整体抬升，奥陶系经历长达1.3亿年的风化剥蚀，形成对储层发育有重要意义的风化壳及其古岩溶体系。大气淡水的长期淋滤，导致碳酸盐岩和蒸发岩类的强烈溶蚀，在同生岩溶的基础上，进一步发育溶孔、溶洞和岩溶管道。处于隆、坳过渡带的岩溶台地孔、洞、缝网络广泛发育，风化壳深度稳定，垂向分带性明显，垂直岩溶带溶蚀孔洞发育，是气藏主力气层发育段。在风化壳进入深埋藏阶段，有机质脱羧基作用产生的压实水进入风化壳，进行溶蚀改造。上述风化壳储层储集空间以溶蚀孔为主，其次为晶间、膏模孔等，裂缝为岩溶缝等。主要储层类型为裂缝溶孔型白云岩，孔隙度平均值5.3%～6.7%，渗透率一般 1×10-3μm2 左右，高者可达62×10-3μm2。川东地区发育的石炭系藻白云岩、角砾状白云岩夹生物灰岩储层分布广，是一系列大中型气田的重要储层。其发育特征与鄂尔多斯盆地中部大气田奥陶系相似。该地区上石炭统白云岩储层形成于潮坪环境，同生成岩过程中经历多次暴露、淡水淋滤溶解、白云岩化作用；沉积后抬升，遭受长期风化剥蚀和淋滤溶解，溶洞、溶孔较为发育。有利储层包括溶孔砂屑白云岩、生物碎屑白云岩、粉晶白云岩、角砾状白云岩等。川东地区孔隙度大于3%的上石炭统有效储层厚度一般为 10～34 m，为大面积连片分布的裂缝-孔隙型储层，是大中型气田群的主要产层。轮南地区油气田（藏）（包括塔河油田）、和田河气田的奥陶系储层是由于风化壳岩溶作用和破裂作用造成的缝洞型碳酸盐岩储层。图1-9 缝洞系统演化模式图轮南地区（包括塔河油田）奥陶系碳酸盐岩储层中发现了一系列油气藏，特别是发现了塔河亿吨级油田，成为极其重要的储层。其主要岩石类型为台地边缘、开阔台地相粒屑灰岩、生屑灰岩等。由于长期的成岩作用，其基质孔隙度和渗透率都很低，破裂作用形成的构造裂缝及风化壳岩溶作用形成的溶孔、溶洞和溶缝是最重要的储集空间，储层非均质性强，储层类型主要是孔洞-裂缝型和裂缝-孔洞型。对这套储层的形成，高能环境下形成的粒屑灰岩是有利条件，风化壳岩溶作用和破裂作用是关键。轮南地区奥陶系一间房组和大湾组为沉积于台地边缘浅滩和台地内斜坡浅滩的粒屑灰岩、生屑灰岩，质纯，有利于风化壳溶蚀和裂缝发育。油气的主要储集空间———溶蚀孔洞的发育与风化壳岩溶作用有关。轮南地区奥陶系灰岩在海西早期运动被剥露地表前已成致密灰岩。早海西运动抬升，形成潜山，在泥盆纪晚期—石炭纪初期岩溶作用形成大量次生溶蚀孔洞；石炭纪初期（杜内期）海侵过程中，在稍高层位发育另一岩溶带；海西运动末期至印支运动初期，潜山除再次遭受抬升、剥蚀和发生岩溶外，构造变形形成一系列断裂和裂缝（图 1-10）。溶蚀孔洞的发育在垂向上受岩溶分带的制约，横向上与岩溶古地貌关系密切。距风化壳顶面100 m范围内是岩溶最发育的层段；平面上，岩溶斜坡、岩溶高地边缘、岩溶残丘是岩溶带最厚、溶蚀孔洞较发育的地区，是优质储层形成的有利地带。在中新生代的埋藏过程中，有机质热演化产生的酸性水可沿裂缝和孔隙渗入，使原有的孔、洞、缝发生扩溶，进一步改善储层。裂缝发育程度一方面决定岩溶发育的初始条件，其次是将孔、洞串联起来，成为油气渗滤通道，它的形成主要与构造应力作用有关。图1-10 轮南地区奥陶系风化壳形成模式示意图塔里木盆地塔中Ⅰ号断裂带奥陶系碳酸盐岩储层发育不同于风化壳储层的发育，主要与埋藏溶蚀、断裂作用有关（图1-11）。塔中Ⅰ号断裂是塔中凸起与其北侧满加尔凹陷的分界，长期发育并控制奥陶系沉积相的展布。Ⅰ号断裂上盘发育有利的台地边缘（陆棚）礁滩沉积相带，虽在后期成岩作用中原生孔隙已消失殆尽，但这种原始沉积相带有利于溶蚀作用和破裂。在中深埋藏阶段，来源于深部及凹陷方向的CO2、有机酸和 H2 S，沿断裂带运移，使奥陶系灰岩发生溶蚀。溶蚀作用主要有 3 期，与 3 次油气运移事件相一致，形成裂缝-孔洞型储层和孔隙-裂缝型储层，目前已发现以此为储层的多个油气藏。图1-11 塔中地区中上奥陶统碳酸盐岩埋藏期酸性流体运移模式示意图可以看出，中国海相碳酸盐岩储层因时代较老，以次生型为主，且成因类型多样，非均质性强，隐蔽性大，预测难度也大，而时代较新的碳酸盐岩可发育原生型储层，受原始沉积相控制程度较高，预测相对较易。（二）碳酸盐岩有效储层的预测技术碳酸盐岩储层以其后生改造作用显著、非均质性和隐蔽性强为鲜明特点，因此对其预测一直是一项难度很大的课题。近年来通过攻关，已取得长足进展。碳酸盐岩储层预测方法和技术可以概括为两大类，即地质分析法和地球物理探测法，近年来又逐渐表现为由这两种技术相结合而发展起来的地质-地球物理综合预测技术。1.地质分析法地质分析法即是依据碳酸盐岩储层发育的主控因素，预测有利储集体的分布，它包括沉积相分析、成岩相分析、构造裂缝分析。沉积相分析是碳酸盐岩储层预测的基础。原生孔隙发育及有利于后期次生孔隙发育的相带为有利储层发育带。碳酸盐岩沉积相分布，在台地边缘为高能碳酸盐砂或礁发育区，向台地内部和盆地方向则分别变为潮坪、萨布哈及坡前碎屑流等环境。中国已发现的碳酸盐岩储层发育的主要沉积相包括：潮坪相，如四川盆地震旦系、石炭系，鄂尔多斯盆地奥陶系，塔里木盆地石炭系，渤海湾盆地的中新元古界、奥陶系，它们频繁暴露于大气环境，处于变盐度环境，有利于同生溶蚀作用改造，改善储层；礁（滩）相，如四川盆地东部二叠系长兴组陆棚边缘礁、点礁，三叠系飞仙关组鲕滩灰岩，塔里木盆地塔中Ⅰ号断裂带上盘奥陶系礁滩灰岩、轮南潜山奥陶系粒屑、生屑灰岩，东沙隆起第三系礁滩，它们形成于相对高能环境，质纯，原生孔隙发育，当原生孔隙消失时仍有助于后期的溶蚀作用和破裂作用。成岩相即成岩环境的“物质表现”。碳酸盐岩储层性质受成岩作用影响极大。通过对成岩作用的分析，可以预测有利成岩相的发育，进而预测有利储集体的分布。促使孔隙度增加的成岩作用主要有同生期溶蚀作用、风化壳岩溶作用、埋藏岩溶作用、白云岩化作用。同生期溶蚀作用与沉积物间歇性暴露于大气水环境有关，主要发生在潮上、潮间以及台缘、台内的礁（滩）相，从而形成粒间、粒内溶孔；由于构造抬升、剥蚀、淋滤而发生的风化壳岩溶作用，在中国古老碳酸盐岩储层形成中极为重要，也较普遍。有效储层的分布垂向上具分带性，平面上受岩溶地貌单元控制。通过岩溶体系研究，可以较好地预测有利岩溶储层分布，例如：利用层拉平技术和三维可视化技术将轮南奥陶系潜山顶面沿上覆石炭系双峰灰岩（标志层）拉平，此时的奥陶系顶面可视为海西早期岩溶发育时的古地貌，进一步标定古水系展布，为预测岩溶储层发育奠定了基础。白云岩化作用可发生于潮坪环境、埋藏环境等，其中潮坪或浅水礁（滩）沉积物的白云岩化作用对改善储层意义较大。构造裂缝分析包括根据裂缝形成机理及通过应力场分析再现裂缝发育规律。构造裂缝形成与局部构造的形态、岩石物理性质、地层厚度以及地层埋藏深度等相关。裂缝通常在构造的端部最发育，它可以出现在陡窄背斜的顶部，或高点复杂化的宽缓背斜的顶部或不对称背斜的陡翼上。张裂缝发育程度与地层变形曲率成正比。依据这些特点可以预测裂缝带集中分布的部位。对裂缝的研究可以通过岩心观察、地表露头研究以及微裂缝研究去进行。近年来，国内预测碳酸盐岩裂缝发育还采用了有限元应力场数值模拟及差异应力场分析方法，通过获得最大、最小主应力和剪应力分布，预测裂缝发育级别和裂缝密集带分布。2.地球物理探测法1）据地震反射特征识别碳酸盐岩储集体对于一些原生性质的礁、滩储集体，它们在地震反射剖面上具有独特的反射结构。生物礁在地层中往往呈岩隆状凸起，因而在时间剖面上呈丘状凸起，轮廓清楚，顶部具强反射，内部为杂乱反射或无反射，两侧有向岩隆上超反射结构，上覆沉积常见披覆构造，当礁岩与下伏围岩声速差异较大时，底面反射同相轴可能上提或下拉。据此，在南海北部陆架第三系碳酸盐岩台地边缘发现了一系列礁体。在塔里木盆地某地区也发现了一系列为礁丘反映的“丘状异常体”（图1-12），礁丘发育时代为中奥陶世，呈丘状或金字塔状外形，内部反射结构杂乱，翼部具有向“丘状异常体”超覆减薄现象。川东三叠系飞仙关组鲕滩地震反射特征亦很清晰。在渡口河地区，飞仙关组储层段与非储层段声波时差有明显差异，平均相差达1660 m/s，由此形成强振幅反射，即亮点。区内鲕滩灰岩储层即表现为，在弱或极弱反射背景下出现了强或较强的反射段。对于像塔河油田奥陶系那样由孔、洞、缝构成的储层，其在地震响应上也有相应的特征。①缝洞系统对地震波有较强的吸收和衰减作用：地震波通过缝洞系统尤其是其充满天然气后，会出现频率降低、振幅减弱的地震异常；②缝洞系统是一个地震低速异常体：缝洞系统及其被油、气、水充填后，相对于致密基质岩块来说，是一地震低速异常体或低阻抗体；③缝洞系统为地震波的散射和绕射创造了条件：在地震剖面上，缝洞系统常表现为相干性差、反射杂乱、同相轴时强时弱、断续出现或存在复合波等异常特征；④纵波的各向异性：利用纵波不同方位的振幅特性可判断裂缝的走向；⑤横波分裂：根据快、慢横波的时差、波形、振幅衰减、频率变化等研究裂隙的方位。图1-12 塔里木盆地某地区“丘状异常体”典型剖面2）测井信息与地震处理结合，形成的储层预测技术近年来，在塔里木盆地轮南奥陶系碳酸盐岩风化壳油气藏（包括塔河油田）勘探过程中，逐渐形成了一套先进的碳酸盐岩储层预测技术系列，包括碳酸盐岩储层地震资料精细成像处理技术、储层预测的地震技术、储层识别与评价的测井技术等（据99—111项目研究成果）。（1）利用碳酸盐岩储层精细成像处理技术对塔河油田进行三维连片精细处理，对奥陶系风化面进行了精细刻画。（2）在轮南潜山（包括塔河油田）采用的碳酸盐岩储层预测技术，具体包括地震属性提取技术、三维地震相干体技术、三维可视化解释技术、地震测井联合反演技术和检测裂缝及溶洞VSP技术。a.地震属性参数提取：为了消除地震反射振幅本身存在的差异对振幅属性分析的影响，应用振幅横向变化率来预测储层，结果表明振幅横向变化率较大的区域与裂缝带或溶洞的发育有关。b.三维地震相干体分析技术：利用联片三维地震资料相干数据分析表明，裂隙、溶洞发育，矿物、泥质和碎屑充填程度低，而产量和储量丰度较高的地区，处于相干性较弱的区域。c.三维可视化解释：利用三维可视化技术和地震数据体层拉平（古构造近似恢复）技术相结合的方法，对古地貌、古水系的恢复，为古岩溶体系的展布及有利储层的预测、储层地质模式的建立提供了可靠依据。d.地震测井联合反演技术：利用钻井资料和联片三维地震保幅数据体针对奥陶系碳酸盐岩储层进行反演处理研究。通过地震测井联合反演波阻抗结果预测，下奥陶统储层发育与上、下岩溶带有关，储层主要分布在风化面以下 150～200 m范围以内（图 1-13），主要储集体和油气产层多发育在下奥陶统顶部风化面以下60～90 m。图1-13 轮南地区奥陶系风化壳油气藏模式示意图（3）碳酸盐岩储层识别与评价的测井技术主要包括声波电视成像测井技术和长源距声波全波测井技术等。a.声波电视成像测井技术：通过对塔河油田声波电视测井数据处理，将声波电视幅度图像和传播时间图并排显示，可进行与井眼相交的倾斜裂缝、张开裂缝、闭合裂缝对比分析，根据从声波电视图像上提取的各井裂缝倾向、倾角信息，作出各井奥陶系井段的裂缝产状施密特图，较客观地描述裂缝-孔洞型储层特征。b.长源距声波全波测井技术：运用长源距声波全波测井测得的一段数据，编辑“裂缝指示”曲线，建立塔河油田综合裂缝概率模型。3）碳酸盐岩储层油气判别技术对塔河油田碳酸盐岩储层的含油气性，主要利用模式识别、稳健烃类检测系统、多参数聚类分析技术进行了研究探索。（1）模式识别预测含油气性：利用模式识别处理技术进行碳酸盐岩储层含油气性预测，预测成功率为60%左右。本模式识别方法只是二维油气预测，预测精度受到一定限制。（2）稳健烃类检测系统应用：通过对已知钻井的分析和预测井的验证，“稳健烃类检测系统”反映下奥陶统碳酸盐岩储层含油性最敏感的特征参数 F w，其响应特征为：对于高产油井，Fw存在良好的低异常；对于干井，Fw 为高值；对于低产井或中等偏低产量的井，Fw存在不显著的低异常。（3）多参数聚类分析技术：利用二维交会的方式，将沿层任意两种地球物理参数进行分析，如平均相干、振幅的二维交会图，或利用三种参数进行交会分析，如平均相干、波阻抗、振幅的三维交会图，进行含油气性预测，也取得了较好效果。（4）碳酸盐岩储层含油气性综合预测：充分利用模式识别、烃类检测的二维预测结果，综合利用振幅、振幅变化率、相干、波阻抗、层速度等多种参数平面分布特征与油气的对应关系，结合已完钻井油气成果与古地貌、古水系的对比研究成果，综合判识储层含油性，效果更加明显。（5）碳酸盐岩储层识别技术：这一预测技术经过在塔河油田的探索性研究、应用，已初见成效。主要是多方位地震资料各向异性处理技术、构造应力场分析技术和频率差异分析溶蚀识别技术。通过这一技术的探索应用和上述各种地球物理参数的分析评价，综合钻井、岩心等资料，可预测碳酸盐岩裂缝及溶洞型储层的有利发育区带，进而对储层的区域分布进行综合评价预测。4）非地震技术在判别塔里木盆地“丘状异常体”地质属性为“火成岩”、“礁丘异常体”、“局部发育的砂体”中，采用了高精度航磁资料进行正演计算及数据处理，排除了其为火成岩体的可能性。再结合速度分析，认为这些异常体为礁丘的反映。除此之外，高精度重力勘探、重力测井技术、遥感技术在碳酸盐岩储层及储集体预测中亦具有一定的应用价值。上述分析表明，碳酸盐岩储层具有显著的非均质性和隐蔽性，预测难度较大。其分布受原始沉积相带及成岩后生作用控制。原生性的储层受沉积相带的控制较明显，通过沉积相研究并结合地震预测可以较好地圈定其分布范围。而在海相碳酸盐岩储层中占主导地位的，主要是由成岩和后生作用形成的储层，预测难度就很大。对其分布范围的客观预测除要寻找有利于后期储层发育的高能沉积相带外，还要找寻溶解作用、断裂作用和白云岩化作用的有利区带，由于这些作用时空上的不均一性，因而要完全掌握它的规律难度很大，甚至在有些情况下还不可能。这就只能依靠综合研究的不断深化和新技术的应用，逐步去逼近客观实际。碳酸盐岩储层的预测技术正在不断发展中。通过地震反射特征、地震属性分析、测井信息评价、测井-地震联合反演以及非地震技术，预测有利储层的分布。但应该承认，目前技术还只能对碳酸盐岩非均质储层的分布给出轮廓性的预测，要描述储层发育的细节，一方面要提高预测的精度，另一方面要想方设法描述空间分布的连续性。应该说，发展碳酸盐岩储层预测技术还任重而道远。

对未来的影响是重要的

测量时一天干什么？当然是测量了，因为测量需要精确度，而轻度的处理必须要精确测量，精确测量的结果必须要一丝不苟，也就是说需要时间的

楼上的已经回答了规模性测井公司，私人的测井公司多了去了。测井公司不好，就是去外资企业的，中国的大学生也是搞操作的，弄的脏兮兮的，别说什么搞技术的，哈哈，就民工一个。

20世纪80年代末、90年代初前苏联曾完成了大量的地质勘探岩心钻探工作量，达1800万～2400万米/年。当时无论是钻进方法、岩矿心采取，还是钻探工具和设备的水平与品种都不亚于世界水平。在硬质合金钻探、小直径无岩心钻进、软岩水力反循环连续取心、井底液动锤、绳索取心、直接获取地质信息的无线测井技术等方向上，前苏联的钻探技术水平还超过了国际水平。俄罗斯首先研制成功用直流和交流电驱动的无级调速钻机，大部分钻探现场都配备了可调节和保持合理钻探规程的监测仪器，开发了实现钻进工程最优化和自动化的设备，定向钻进和多孔底钻进技术也得到了很大程度的发展。上述成果的特点是应用领域专门化，服务的面较窄，瞄准的是主要地质局所属的工作量大的钻探队，主要适合于它们所在地区的任务和地质条件。当年地质部的平均钻速曾达600～800米/台·月。单台钻机的年进尺平均3000米，而有些钻进方法，例如水力反循环连续取心在适于野外作业的季节里进尺量可达25000～30000米。俄罗斯地质钻探的平均技术经济指标实际上不低于国外水平。当时地质部面临的所有地质业务都是用国内钻探技术去解决的，从20世纪50年代开始就没有用过国外技术。当然，俄罗斯在全液压钻机、移动式动力头、高强度钻杆、长寿命金刚石钻头和钻探设备与工具的成套性、互换性等方面还存在着不足。尤其在复杂地质技术条件下的钻进技术和难进入地区的钻探设备运输问题，还有待深入研究。我们认为，从下述几个方面去改善提高地质钻探工艺与技术，是今后科技进步的主要方向，是发展矿物原料基地所需的关键技术：（1）进一步发展和改进双管取心取样钻探工艺和技术，只有在保证取心（样）率的条件下才可能实现钻探现场的快速多元分析技术，用地球化学方法和自动数据处理方法在现场得出矿物原料的预测评价。（2）进一步改进无岩心钻进的技术装备，包括研制新型全面钻头和在回转钻头上叠加冲击脉动的技术，为测井设备在现场直接研究地层创造条件。（3）通过开发新型钻探机具与工艺，提高钻探设备对各种钻进方法的通用性，改善钻探设备在不同使用条件下的运输方便程度，来大幅度提高大面积地质调查和环境填图工作的效率。这里涉及的新技术、新工艺包括：孔底换钻头技术，与金刚石钻探配合使用的空心螺旋钻具，能从钻杆柱和空心螺旋钻具中打捞岩心（样）的双管钻具等。（4）为低品位矿区（贫矿区）的地质勘探工作研究适合的地质技术方法与钻探取样机具。（5）研制用于1000米以内钻孔的无塔提升钻杆的钻探设备，采用双层管或空心螺旋钻杆的空气钻进技术及其装备，跟管钻进技术，研制方便运输的（取代雪撬形底座）可移动式钻探设备，能用于固体矿产勘探及石油天然气普查的绳索取心钻进工艺与设备，尽量减少钻探作业对生态环境的损害。目前俄罗斯自然资源部地质勘探单位每年完成的固体矿产和水井钻探工作量约为120万～140万米。此外，还有大量合同钻探工作量。据估计用于计划外合同钻探工作量的钻机需要600～800台。据问卷调查获得的数据表明，为了有效地完成地质工作任务每年的钻探工作量应达200万～250万米左右，因此还需适当增加开动的钻机台数。但是目前开动的钻机总数只有700台左右，而且其中80%以上的设备处于带病工作的状态。钻探队使用的设备均是国产设备。随着今后钻探队伍的扩大和技术设备的更新需要，预计不同孔深的钻探工作量所占的比例为：100米以内的钻孔占45%，300米以内的占24%，500米以内的占17%，超过500米的占14%。分析表明，现代钻探技术装备在以下指标方面还不能适应地质勘探的任务和条件：·考虑到损耗的因素，钻探设备总量不足。·可完成300米以深钻孔，又具有一定超载能力和较大质量的钻机数量不足。·缺乏可拆卸式，方便运往难进入地区的钻机类型和可在各种运输底座上安装的钻探设备。·缺乏可组合应用不同钻机方法以适应各种地质-技术条件和斜孔钻进的技术设备。综上所述，为了完成联邦急需的地质调查工作，我们必须研发用于50米、100米和300米孔深的模块化、可卸式液压动力头钻机，以取代现在使用的笨重老式钻机。新一代钻机应组合应用各种先进的钻探工艺（绳索取心、水力输送岩心工艺），能打斜孔，能采用不同的驱动方式，能借助任何运输方式运输，包括直升飞机，能在各种运输底座上安装动力头。还应提高设备的标准化水平，应用远距离过程控制技术改进钻机的驱动和控制系统，研制司钻智能辅助操作系统（信息处理与操作系统）等。为了与岩心钻机配套还应提高泵的产量，开发升降作业机械化的机具，生产配套的钻塔。改进用于不同条件下的金刚石钻头，大幅度提高工作寿命，用于绳索取心钻进的钻头寿命应接近国外钻头的水平。对于水文地质钻探有前景的技术是可用于传统钻机的移动式回转头，可用于液动冲击钻进、气液混合钻进的双层钻杆（双管中心通道输送液体以驱动冲击器，而环状通道送气，在专用混合器中气液混合再向下去清洁孔底）。钻探工艺既要提高生产效率，保证水井的自然出水量和生态安全，又要简化钻孔结构，降低金属耗量。对于工程地质和地质环境调查而言，合理的钻探方法是用带绳索取样器（取土样和水样）的空心螺旋钻杆。进入20世纪90年代中期以来，钻探工作量急剧萎缩，地质勘探机构的财政状态恶化使形势突变。由于钻探工作量靠以前库存的设备就可完成，所以对技术装备的需求量降到了最低点。钻探设备生产厂家进入了破产的境地。幸好前苏联时期形成的科技优势并没有完全丧失，近几年进行的科研和设计工作不仅克服了不足之处，而且还使钻探技术水平有所提高。对“地质技术”专业设计局进行的调查表明，现在国产的钻杆强度和寿命比国外产品高40%～80%。而国外产品的价格（同等长度）却高出20%～50%，专用管材（用于水力输送岩心的钻杆）则高出2倍。据地质勘探单位提出的需求量估计，钻探技术装备及工具的销售额约为800亿～1000亿卢布（按1997年价格）。如果在国外购买这些设备及工具则要花3000亿～4000亿卢布。同时今后还必须用更高的价格购买国外的备件和消耗材料，通常供货商都是用这种方式来迫使你就范的。最终，俄罗斯地质勘探队伍就只能完全依赖于外国公司。当然，在生产单位急需的特殊情况下，在某种设备国内无法生产或在短期内生产不出来的情况下还是可以购买外国设备的，但用进口设备完成的钻探工作量每年不应超过15000～20000米。我们认为，保持国产钻探设备的科技优势与生产优势不仅对俄罗斯有利，而且也符合哈萨克斯坦、乌克兰和白俄罗斯等独联体国家的利益。考虑到在自然资源部里没有负责地质勘探工程技术保障的部门，我们建议，应组建相应机构或对原有负责工程技术保障的机构进行重新考核登记，让它们应承担下述任务：（1）定期分析国内外现状，提出技术要求并监督工程技术保障工作的进展。（2）制订该领域的战略计划并协调科研与设计工作。（3）在研究先进国外样机的基础上组织新技术新工艺的研究（设计）和试验工作。（4）开展科技进步方面研究成果的专利申请与保护工作。（5）组织生产厂家的试生产和新技术开发工作。（6）调查新设备与机具的销售前景，了解需求情况并制订生产计划。（7）组织新技术的推广，包括现场人员的培训与技术服务。应联合科研设计单位、联邦所属制造企业、股份制和国有企业与用户的力量，协同工作，共同努力来完成上述任务。因此，有必要组建一个配套的工程技术综合中心，并命名为“俄罗斯地质工程技术中心”。中心的领导人可以是部门的总设计师（或经理）。中心应就新技术的研发、制造和推广制订战略规划，搞好组织协调，加强科研成果的专利保护，调整投资流向（包括新技术重点项目的拨款和对固定资产更新的重点投入）。工艺技术方向的科研单位和专业设计局应研究用户的需求、国际上现代工艺技术的水平，提出科研工作的建议并根据中心的任务加以实施。科研单位和专业设计局还应参加联邦附属工厂的新技术开发和试验。中心可以技术入股的形式与已实现股份制的工厂合作。部门的科研所和专业设计局可与工厂的设计机构共同研发新技术，改进传统设备。对于执行联邦重要任务的生产单位，也可在相关单位基础上建立地方性的地质勘探技术（实验室技术）开发和服务中心，以取得更圆满的效果。

二者区别为经营范围不同：国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网集团）：总部设在北京，主要从事油气干线管网及储气调峰等基础设施的投资建设和运营，负责干线管网互联互通和与社会管道联通，以及全国油气管网的运行调度，定期向社会公开剩余管输和储存能力，实现基础设施向用户公平开放。中国石油集团测井有限公司（中文简称“中油测井”，英文简称“CNLC”）：在北京、西安两地注册，主要从事测井技术研发、装备制造、工程技术服务、地质研究等业务，是中国石油天然气集团有限公司独资的测井专业化技术公司。

王晓畅 张 军 李 军 张松扬 胡 瑶（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）摘 要 中国石化在国内外油气勘探中所面临的对象日益复杂且具有多样性，常规测井已不能满足这些复杂储层评价的需要。成像测井能够全方位反映地层结构和 “四性” 特征，在储层评价过程中的作用越来越重要。井壁电成像测井能够直接观测岩石结构特征，有效识别裂缝和溶蚀孔洞，并满足储层评价对裂缝参数定量计算的要求。核磁共振成像测井能够直接探测到不同的孔隙度，分析孔径分布情况，通过不用的测量方法识别流体性质，并能够有效计算储层含水饱和度。两者结合在松南油田火山岩和塔河油田海相碳酸盐岩储层综合评价中应用，取得了良好的效果，改善了测井对地层油气评价的准确性，非常适合于评价非均质性强的复杂油气藏，在直观显示地质现象和储层特征上发挥了不可替代的作用。关键词 井壁电成像 核磁成像 复杂油气藏 储层评价Application of Imaging Logging in ReservoirEvaluation of Complex ReservoirsWANG Xiaochang，ZHANG Jun，LI Jun，ZHANG Songyang，HU Yao（SINOPEC Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083）Abstract SINOPEC is facing increasingly complex and various petroleum prospecting problems inland and abroad.Convertion logging can not meet the requirement of this kind of complex reservoirs.Imaging logging can reflect stratigraphic structure and four property characteristic omnidirectionally，and becomes more and more important in the reservoir evaluation.Resistivity Imaging Logs can observe rock structure character directly and identify fracture and vug effectively，and meet the reservoir evaluation demands for fracture parameters quantitative calculation.NMR can detect the porosity of different size of pore，analysis the aperture distribution，identify fluid property by different measure mode，and compute water saturation effectively.Their application in evaluation of volcanic reservoirs in Songnan Gas Field and carbonate reservoir in Tahe Oilfield got good results，improving the accuracy of logging evaluation.The method is very useful to evaluate strong heterogeneity complex reservoir.The capacity of visual display of geological phenomena and reservoir characteristics is irreplaceable.Key words FMI；NMR；complex reservoirs；reservoir evaluation中国石化在国内外油气勘探中面临的对象日益复杂且具有多样性，以碳酸盐岩、火山岩、变质岩等为代表的复杂油气藏在勘探开发中占有越来越重要的地位，其地层特征主要表现为复杂的岩性和储集空间、强非均质性等，导致构造内部显示不明显、储层流体性质难以识别、储层参数精确计算以及储层有效性评价困难，常规测井已不能满足对这些复杂储层进行评价的需要。成像测井为复杂油气藏储层评价提供了大量丰富以及更为精细的地层信息，与常规测井相比，具有定向测量、图像直观、分辨率相对较高等优势，能够全方位反映地层结构和 “四性”特征，在储层评价过程中的作用越来越重要。本文在前人研究的基础上，分析了成像测井中的井壁电成像测井和核磁共振成像测井在储层评价中的作用，并对松南油田火山岩地层和塔河油田海相碳酸盐岩地层实际资料进行了综合评价，取得了良好效果。1 井壁电成像测井在储层评价中的应用井壁电成像测井能获得全井段细微的井周电阻率变化数据，经过一系列校正处理（如深度校正、速度校正和平衡等处理）后，用一种渐变的色板（通常为黑—棕—黄—白）对电阻率数值由低到高进行刻度，最终形成的电阻率图像可以直接清晰地反映地层岩性和物性的变化。1.1 准确识别岩石结构在火山岩中，即使岩石化学成分相同，如果成因、结构不同，其岩石类型和名称也会不同，因此，仅用反映成分特征的常规测井曲线很难将这类岩石区分开。井壁电成像测井能在微观上分析细致结构特征，为研究火山岩岩性特征提供了丰富的地址信息。1.1.1 熔岩结构图像整体由特高阻、高阻亮色或低阻暗色组成，多具流纹构造和块状构造。当组成岩石的矿物颗粒成分或岩屑、晶屑较大时，会在图像上产生斑点效应（图la）。图1 不同结构井壁电成像图像1.1.2 熔结结构图像由高阻亮色岩屑、晶屑，中低阻橙色火山灰流和黑色低阻条纹椭圆形斑点组成。高阻亮色岩屑、晶屑大小不均，平均在5 ～10cm之间，排列具有方向性，压扁拉长特征明显。中低阻橙色火山灰流具有成层性特征，岩屑、晶屑分布其间（图1b）。1.1.3 火山碎屑结构图像宏观上具有粒度特征，高阻亮色不规则角砾与中低阻暗色凝灰交织组成。高阻亮色角砾大小不均，颗粒间相互支撑，混杂堆积，棱角清晰，不具磨圆特征（图1c）。1.2 精细评价次生孔隙裂缝及溶蚀孔洞对储层的产量具有十分重要的作用，其发育情况往往决定了储层质量。井壁电成像测井能够对裂缝、溶孔、溶洞等进行精细描述，特别是能够成功地表征裂缝的实际特征，并且进一步进行定量评价。1.2.1 定性识别裂缝在成像图上由于受泥浆的浸染呈深色的正弦曲线显示，有效裂缝由于总是与构造运动和溶蚀相伴，因而一组裂缝的正弦线一般既不平行又不规则。溶蚀孔洞的高电导异常边缘呈浸染状且较圆滑，溶洞与周围地层的电导率是渐变的，多见于储层段（图2）。图2 次生孔隙在井壁电成像上的特征1.2.2 定量评价1.2.2.1 裂缝和孔洞参数在定性识别裂缝和溶蚀孔洞的基础上，可以定量计算出表征裂缝和溶蚀孔洞的参数，这样有利于分析储层的有效性。裂缝和溶蚀孔洞评价的参数及计算方法见表1。表1 次生孔隙参数情况统计1.2.2.2 孔隙度谱分析标定的井壁电成像图像实际上是井壁的电导率图，利用Archie公式能够将图像转变为孔隙度图像（图3）。通过对1.2inch窗长图像上孔隙的分析统计，便可确定基质孔隙与相对大孔隙的分界点，从而确定基质孔隙与相对大孔隙的比率，基质孔隙加相对大孔隙等于总孔隙。若处理出的频率分布图只有一个峰，说明孔隙发育比较均匀，而峰值带的宽窄反映非均质性的强弱，峰值带宽说明非均质性强。图3 井壁电成像次生孔隙定量处理成果图2 核磁共振成像测井在储层评价中的应用核磁共振测井是一种以氢核与外加磁场的相互作用为基础，研究包含在流体（水、油和天然气）中氢的天然含量和赋存状态的测井方法。M0、T1、T2就是核磁共振测井要测量和研究的对象（M0为磁化强度，T1表示纵向弛豫时间，T2表示横向弛豫时间），从中可以得到3种信息，即岩石孔隙中的流体含量、特性以及含流体的孔径，其结果一般不受骨架影响。2.1 直接探测储层不同的孔隙度核磁共振测井所使用的孔隙度模型如图4所示，T2分布谱的总面积代表地层的总孔隙体积，T2中衰减很快的分量是粘土矿物吸附水，其次T2中衰减相对较快的分量对应于地层中毛细管束缚水，而衰减较慢的分量是地层中可动流体的贡献，因此可以通过T2分布确定粘土束缚水孔隙度、毛管束缚水孔隙度和有效孔隙度及总孔隙度。图4 核磁共振测井孔隙度模型2.2 精细描述孔径分布情况通过核磁测井资料的精细处理（图5），将T2时间划分成6个不同的区间进行解谱，即得到不同类型的孔隙度，分别是：粘土孔（T2：0.3～3 ms），微孔（T2：3～10ms），小孔（T2：10～30ms），中孔（T2：30～100ms），大孔（T2：100～300ms），超大孔（T2：300～3000ms）。对于某一储层，若孔径分布曲线展示中孔和（超）大孔的值所占比例较大，说明该储层孔隙结构以中孔和大孔为主，孔隙中可动流体所占体积较大，因而储层的产液水平较高。因此，利用核磁测井资料研究储层孔隙结构特征、判别储层产液能力高低，可以优选试油层位，提高经济效益。图5 核磁共振资料精细处理成果图2.3 有效评价储层含油气性2.3.1 定性识别流体性质不同流体有不同的核磁共振特性（图6），表2是在一定条件下测得的不同流体的核磁共振特性，可见：水与烃（油、气）的T1差别很大，油与气的T2差别很大，液体（油、水）与气体的扩散系数差别也很大，利用流体的这些差异，在一定条件下，利用两次不同等待时间的双TW测井进行差谱分析或利用两次不同回波间隔的双TE测井进行移谱分析，可识别油气的存在及类型。表2 岩石骨架及孔隙流体的核磁共振特性2.3.2 定量计算含水饱和度2.3.2.1 差谱法计算含水饱和度针对双极化时间核磁共振测井，根据烃与水的T2差异，依赖二相特征弛豫反演回波ue5d2差分信号，根据确定的烃视孔隙度，经T1校正、含烃指数校正得到含烃孔隙度和含烃饱和度。具体公式主要为：ue5cf图6 核磁共振资料识别流体性质成果图油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4式中：φTwL和φTwS分别为长等待时间和短等待时间的孔隙度；φh 、φw、φe和φcl分别为含烃孔隙度、含水孔隙度、有效孔隙度和含粘土水孔隙度；TwL和TwS分别为长等待时间和短等待时间；Tlh和T1w分别为烃和水的纵向时间；HIh和HIw分别为烃和水的含氢指数；Sh为含烃饱和度。2.3.2.2 转换成毛管压力计算含水饱和度从理论上讲核磁共振T2分布谱和毛管压力曲线都表示了与孔隙尺寸和孔隙吼道相关的孔隙体积的分布，因此，可得到毛管压力和核磁T2分布谱之间的关系式：油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4式中：Pc为毛管压力；T2为弛豫时间；γ为旋磁比；ρ为岩石表面弛豫率；θ为接触角度；r1为毛管半径；V为孔隙体积；S为孔隙面积。利用岩心分析的毛管压力曲线刻度核磁T2分布谱确定系数（2γ·ρ·cosθ/r1）·（V/S），就可以利用核磁T2分布谱计算连续的毛管压力曲线。实际处理中将上式改为如下形式：油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4式中：A、B、C和D为与孔隙结构相关的待定系数，需由岩心刻度确定；Ktim为渗透率。在已知自由水界面的情况下，可以利用下式把自由水界面以上的高度转换成毛管压力：油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4该式与核磁计算的毛管压力曲线相结合就能够计算储层含水饱和度。3 成像测井储层综合评价应用实例将井壁电成像测井与核磁共振成像测井相结合，可以得到更为详尽的储层评价所需的岩性、物性、含油性信息。在常规测井资料解释的基础上，合理分析井壁电成像与核磁共振成像，能够提供更为精确的地层描述信息。实例1：图7为松南地区某预探井的测井处理解释成果图，图中：4076～4100m层段井径测井显示该段井眼状况好，测井质量可靠，在常规测井三孔隙度曲线和电阻率曲线上，该层段与上下井段响应相似，并无明显的储层发育特征。但在成像测井响应上，井壁电成像处理结果显示：储层以凝灰岩为主，高导缝和微裂缝发育，有14条高导缝和43条微裂缝，溶蚀程度相对较强，计算储层孔隙度分布集中在7％左右，划定该段储层属裂缝-孔隙型。核磁共振测井显示储层孔隙度为7％左右，储层物性相对好。图7 松南地区某预探井测井精细处理成果图实例2：图8为塔河某评价井的测井处理解释成果图，5525～5536m井段常规测井电阻率表现为高阻背景下的低阻，初步解释为储层。由成像测井成果可知：井壁电成像测井图像上显示岩石破碎严重，裂缝发育，处理结果表明该层段发育大量中高角度裂缝；核磁共振测井显示：该井段顶部孔隙结构发育良好，该井为双Tw测井，采用差谱法处理，结果显示该层顶部含气情况良好，试油5525～5536m，7mm油嘴产量为4.2m3/d。图8 塔河地区某预探井测井精细处理成果图4 结 论成像测井通过在松南油田火山岩和塔河油田海相碳酸盐岩储层评价中的应用，取得了良好的效果，为储层精细描述提供了可靠的岩性、物性、电性和含油性等信息，改善了测井对地层油气评价的准确性、对储量计算的合理性、对产能预测的可靠性、对油气田增产措施评价的可能性，并且非常适合于评价非均质性强的复杂油气藏，甚至可在一定程度上替代钻井取心对地层进行精细描述，其在直观显示地质现象和储层特征上所发挥的作用是其他手段不可替代的。参考文献［1］刘之的，刘红歧，代诗华，等.火山岩裂缝测井定量识别方法［J］.大庆石油地质与开发，2008，27（5）：132～134.［2］张莹，潘保芝，印长海，等.成像测井图像在火山岩岩性识别中的应用［J］.石油物探，2007，46（3）：288～293.［3］朱海华，赵丹荣，宋明先，等.成像测井在火成岩中的应用［J］.石油仪器，2007，21（3）：63～66.［4］何绪全，张健审.测井新技术在碳酸盐岩储层测井评价中的应用［J］.天然气勘探与开发，2003，26（1）：43～48.［5］阎相宾.塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层特征［J］.石油与天然气地质，2002，23（3）：262～265.［6］樊政军，柳建华，张卫峰.塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层测井识别与评价［J］.石油与天然气地质，2008，29（1）：61～65.

一、地质综合评价技术页岩气地质评价的目的是优选有利富集区。除常规的地质调查、地球物理勘探、参数井钻探和分析测试等手段外，核心是获取页岩的埋深、厚度、岩石结构、矿物成分、岩石物性、有机地球化学、地球物理、钻井、压裂改造等关键参数，编制基础图件，根据区域地质特点，确定各项地质评价标准，综合判别评价优选富集区(Michael Burnaman， et al.，2009)。图5-15 美国产气页岩矿物组成直方图二、储层评价技术储层评价是定性和定量描述页岩储层的空间展布特征，模拟页岩内气体的赋存及产出状态。评价流程包括5个主要步骤(蒋裕强等，2009):①对关键井开展岩心物性、地化基本参数、岩石矿物组成等分析;②开展现场岩心解吸气测试，计算等温吸附曲线，获取理论上页岩的吸附能力，确定含气饱和程度，计算吸附气含量;③利用岩心数据刻度测井曲线，通过岩心-测井对比，建立解释模型，获取含气饱和度、含水饱和度、含油饱和度、孔隙度、有机质丰度、岩石类型等参数;④结合沉积相、岩石组合特征以及测井解释成果确定含气页岩边界;⑤利用三维地震资料和各种参数，如原始地质储量、矿物组成、流体饱和度、吸附气和游离气相对比例、埋藏深度、温度和压力等，开展经济评价，优选勘探目标，确定“甜点”分布规模。三、实验分析技术地球化学分析:岩心和岩屑样品TOC含量;岩心及岩屑Rock-Eval热解分析:S1、S2、HI、Tmax测定;岩心及岩屑镜质体反射率Ro测定;气体样品的组分、碳同位素分析。含气量测试:将所取页岩岩样密闭保存于金属解析罐内，利用水浴加热至储层温度，对岩心进行页岩总含气量测试(John， et al.，1977;Matthias Block，2006)。等温吸附测试:等温吸附试验测试是模拟页岩吸附气体的能力。首先，将页岩岩样压碎、加热，排除已吸附的天然气，求取Langmuir参数;随后，将碎样置于密封容器内，在不同的温压条件下，测取页岩吸附甲烷的量，将结果与Langmuir方程拟合，建立页岩实际PVT关系下的等温吸附曲线(Ingemar Wadso， et al.，2001)。等温吸附曲线主要作用是:评价页岩吸附能力;评价游离气含量;确定临界解析压力。微观孔隙评价:对页岩薄片进行氩离子抛光后，观察纳米级孔隙结构，确定孔隙度(Sebastian Storck， et al.，1998)。渗透率测试:页岩的渗透率极低，常规方法无法进行测试，一般采用脉冲降压法和GRI法，测试速度快(Christopher， et al.，2009)，测试的最小渗透率可达10-9×10-3μm2。四、测井评价技术与普通页岩相比，含气页岩有机质富集，含气量高，粘土及有机质的存在降低了地层体积密度。因此，含气页岩的测井曲线响应具有高伽马、高电阻、高声波时差、高中子孔隙度、低密度、低光电效应“四高两低”的特征(图5-16)。页岩气测井评价中常用的测井系列包括伽马测井、电阻率测井、自然伽马能谱测井、密度测井、声波测井及中子测井、地球化学测井以及成像测井等(表5-9)。依靠测井技术和建立的测井评价标准，可以获取有效页岩厚度、含气层厚度、有机质丰度和成熟度、基质孔隙度和渗透率、裂缝、含气量、页岩气层开采潜力等重要参数。表5-9 页岩气评价常用测井系列图5-16 含气页岩测井响应特征五、资源评价技术页岩气资源评价既要考虑地质因素的不确定性，也要考虑技术、经济上的不确定性。根据勘探开发阶段的不同，可分别采用成因法、类比法和统计法评价。目前常采用的方法有类比法、FORSPAN法、单井(动态)储量估算法、容积法等。FORSPAN模型适合于对已开发单元的原始剩余资源潜力的预测(董大忠等，2009)。该方法以连续型气藏的每一个含油气单元为评价对象，以概率的形式对每个目标单元未开发的原始资源量进行预测。涉及的基本评价参数包括评价目标特征(分布范围)、评价单元特征(单元大小、已开发和未开发单元数量、成功率等)、地质地球化学参数、热成熟度和勘探开发历史数据等。容积法是常用的评价方法。容积法估算的是页岩孔隙、裂缝空间内的游离气、有机体和粘土颗粒表面吸附气的体积总和。资源丰度类比法常用于勘探开发程度较低的地区。首先确定评价区页岩展布面积、有效页岩厚度;其次根据吸附气含量、地化特征、储层特征等关键因素，结合页岩构造、沉积演化等地质条件分析，与已知含气页岩类比，按地质条件相似程度，计算评价区储量丰度(资源丰度或单储系数)。六、核心区评价技术富有机质页岩具有普遍含气性，实现页岩气商业性勘探开发的关键是寻找页岩气富集区，尤其是开发核心区的地质评价与选择。根据北美的勘探开发经验，页岩气富集高产区的地质评价标准为:(1)总有机碳含量＞2%(非残余有机碳);(2)石英等脆性矿物＞40%，粘土＜30%，页岩脆度＞40%;(3)暗色富有机质页岩成熟度＞1.1%;(4)充气孔隙度＞2%，渗透率＞0.0001×10-3μm2;(5)有效暗色富有机页岩厚度大于30～50m。页岩气地质选区评价过程可划分为:①区域沉积背景与老资料重新分析，落实黑色页岩的发育与展布特征，预测有利远景区带;②页岩气形成与富集特征分析，开展了页岩气资源潜力预测，评价和优选页岩气有利勘探开发区块;③页岩气勘探开发条件评价，包括地表条件、天然气管网条件等，落实有利勘探开发目标;④确定页岩气核心区(资源高度富集区)、延展(扩展)区(资源中度富集区)和外围区(资源低富集区);⑤页岩气勘探开发先导试验区评价与优选，进一步提出勘探开发部署建议。核心区为页岩气资源丰度最富集区，表5-10表明，Barnett页岩气核心区产量＞2×104m3/d，比扩展区产量高出60%，是外围区的3倍。表5-10 Barnett页岩气核心区地质特征简表七、水平井钻井技术2002年以后，水平井的大量应用推动了美国页岩气的快速发展。目前几乎所有的页岩气都采用水平井开发，钻井方向均垂直于最大水平主应力方向。水平井钻井过程中，常采用欠平衡、空气钻井、控制压力钻井和旋转导向钻井等关键技术。在同一井场利用滑移井架钻多口水平井。与直井相比，水平井的技术优势在于:①成本为直井的1.5～2.5倍，但初始开采速度、控制储量和最终可采储量是直井的3～4倍;②水平井与页岩层中裂缝(主要为垂直裂缝)相交机会大，明显改善储层流体的流动状况和增加泄流面积;③减少地面设施，开采延伸范围大，受地面不利条件干扰少。八、页岩储层压裂技术Barnett页岩开发历史实践证实，该页岩开发之初钻井“无渗透率”，后来认识到“孔隙度”是储气机制，可以通过储层体积改造进行人造渗透率，改变了页岩气的开发规则。页岩储层压裂改造技术大幅提高了页岩气产量，对页岩气商业性开采起着决定性作用。页岩气储层压裂改造技术主要有泡沫压裂、水力压裂(包括重复压裂、多级连续油管压裂、滑套完井、水力喷射压裂、N2与CO2及液化油气等无水压裂)。20世纪70年代，美国页岩气开发采用裸眼完井、硝化甘油爆炸增产技术;80年代使用高能气体压裂以及氮气泡沫压裂技术，使页岩气产量提高了3～4倍，但成本很高。90年代后，随着凝胶压裂及水力压裂等新技术的应用，页岩气产量及储量剧增。目前，最为常用的技术是水平井多级压裂技术、多井同步压裂技术(图5-17)。利用含有减阻剂、粘土稳定剂和必要的表面活性剂的水力压裂液，支撑剂较凝胶压裂减少90%，可以节约成本50%～60%，完井成本下降65%，并能提高采收率20% ，已成为美国页岩气生产中最主要的增产措施。图5-17 页岩气水平井压裂现场与模式图页岩气井生产的一个重要特征是可以进行多次重复压裂。一般初次压裂后，随着时间的推移与压力释放，原来由支撑剂保持的敞开裂缝逐渐闭合，产量大幅下降。通过重复压裂可以恢复产量，二次压裂后产量可以接近甚至超过初次压裂时的产量。初次完井后估算的采收率一般为10%左右，重复压裂后采收率可提高8%～10%，可采储量增加60%。九、微地震监测技术微地震监测技术是监测储层压裂改造效果的重要技术。监控压裂实施过程中的裂缝展布，实时进行压裂控制，改善压裂效果。在储层压裂改造过程中，在邻区或邻井中放入检波器，采集裂缝产生时形成的地震波信号，经过处理解释，了解裂缝产生的方向、延伸的长度等，以达到监测压裂效果的目的。十、经济评价技术非常规天然气资源的经济性开发，占主导地位的是储量规模、天然气价格、地面管网设施、关键开发技术等。美国已建立了页岩气经济评价方法，其中较为重要的评价方法为随机的、完整的商业价值链模型。在页岩气经济评价中，钻井与储层改造成本所占比重较大，但随着技术改进，呈逐年下降趋势。资料表明，美国Haynesville、Marcellus和Barnett页岩气开发成本构成中，储层改造和钻井费用所占比例相当，占总成本的80%以上，且在不断降低。在页岩气层的井距方面，最优化方案仍未解决(Montgomery， et al.，2005)。最常用的设计是每个截面钻探两个762m支线，间距402m(0.32km2/井)，目前，0.32km2/井间距可提供15%～20%的可采储量，0.16km2/井间距会增加10%～20%的可采储量，但会降低每口井的增量储量。正在实验与测试井距为0.08km2/井的气井，可将整体天然气可采储量提高至超过天然气地质储量的50%。

测井射孔是一种石油和天然气勘探与开发过程中常用的技术方法。它的主要目的是在井下特定深度对地层进行钻孔，以便于后续进行油、气、水等资源的开采。测井射孔工作主要包括以下几个步骤：测井：在钻井过程中，利用各种测井仪器对地层进行详细测量，获取地层的物理、化学和地质特性，为射孔提供准确的数据支持。设计和规划射孔位置：根据测井数据，确定需要射孔的目标地层和位置。这通常包括选择合适的射孔深度、角度和射孔密度。射孔作业：在钻井完成后，将射孔枪下入井内，利用高压射孔流体（如水、油或惰性气体）将地层中的岩石击穿，形成射孔通道。射孔枪可以沿着预定的轨迹移动，以便在多个深度和角度进行射孔。完井：射孔作业完成后，需要安装完井设备，如生产管柱、封隔器等，以便于后续的油、气、水等资源的开采和生产。生产：射孔完成后，油、气、水等资源将通过射孔通道流入井筒，然后从井口流出。此时，可以通过调整生产参数，如泵压、流量等，来优化油、气、水的产量。测井射孔技术在石油和天然气勘探与开发中具有重要意义，可以提高油气资源的开采效率，降低生产成本，并减少对环境的影响。