開(kāi)發(fā)早期階段油藏描述

開(kāi)發(fā)早期階段油藏描述第一頁(yè)，共292頁(yè)。表1不同開(kāi)發(fā)階段精細(xì)油藏描述的任務(wù)，主要內(nèi)容，技術(shù)和方法第二頁(yè)，共292頁(yè)。表2精細(xì)油藏描述不同階段的重點(diǎn)內(nèi)容和精度要求第三頁(yè)，共292頁(yè)。二、資料開(kāi)發(fā)早期油藏描述所需的基礎(chǔ)資料有四大類(lèi)，即：（1）巖芯及其實(shí)驗(yàn)室分析化驗(yàn)資料；（2）測(cè)井及其精細(xì)解釋資料；（3）測(cè)試及其處理分析資料；（4）開(kāi)發(fā)地震及其處理解釋成果。

第四頁(yè)，共292頁(yè)。（一）巖芯及其實(shí)驗(yàn)室分析化驗(yàn)資料巖芯及其實(shí)驗(yàn)室分析化驗(yàn)資料主要包括物性、粒度、壓汞、薄片分析（鑄體、圖象分析等）、CT掃描、粘土礦物分析、巖性試驗(yàn)、敏感性及潤(rùn)濕性實(shí)驗(yàn)、流體分析等，是認(rèn)識(shí)油藏最直接的依據(jù)。（二）測(cè)井及其解釋參數(shù)測(cè)井及其解釋成果是開(kāi)發(fā)早期油藏描述中最重要的資料，也是取得油藏總體信息的主要手段。第五頁(yè)，共292頁(yè)。油田開(kāi)發(fā)初期，利用測(cè)井信息，可獲得如下幾方面的成果：（1）巖性、巖相識(shí)別、古流向識(shí)別模式；（2）粒度中值、泥質(zhì)含量等；（3）孔隙度、滲透率、原始含油飽和度、束縛水飽和度等；（4）非滲透性隔夾層參數(shù)及有效厚度信息；（5）微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)；（6）油氣水綜合判別模式。可以看出，一個(gè)油田或油藏發(fā)現(xiàn)后，為保證開(kāi)發(fā)方案的順利實(shí)施，早期的探井、評(píng)價(jià)井、系統(tǒng)取芯井應(yīng)盡可能進(jìn)行各種測(cè)井，以利于優(yōu)化開(kāi)發(fā)井的測(cè)井系列。

第六頁(yè)，共292頁(yè)。（三）油井測(cè)試資料各種油田測(cè)試技術(shù)是取得動(dòng)態(tài)信息的重要手段，也是驗(yàn)證和豐富儲(chǔ)層靜態(tài)信息必不可少的手段。油井測(cè)試信息通常包括鉆桿測(cè)試、地層重復(fù)測(cè)試、干擾試井、完井試油以及試生產(chǎn)資料，還包括生產(chǎn)井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)和測(cè)試資料，其中又以注入剖面、產(chǎn)出剖面、干擾測(cè)試和示蹤劑測(cè)試信息最為重要。（四）地震資料開(kāi)發(fā)早期階段油藏描述中所用的地震資料，主要包括三維地震資料、時(shí)間推移地震監(jiān)測(cè)資料及正在發(fā)展的井間地震資料。第七頁(yè)，共292頁(yè)。三、描述內(nèi)容開(kāi)發(fā)早期油藏描述內(nèi)容為：（1）油層精細(xì)劃分與對(duì)比。（2）研究小層巖石相與沉積微相，描述砂體幾何形態(tài)、連續(xù)性、連通性，建立小層沉積模型。（3）關(guān)鍵井研究及多井評(píng)價(jià)：針對(duì)陸相油藏多層、多斷塊、多油水系統(tǒng)，儲(chǔ)層及流體高度非均質(zhì)的特點(diǎn)，分層、分塊、分相帶建立測(cè)井綜合解釋模型。并在對(duì)油田測(cè)井資料標(biāo)準(zhǔn)化、井間對(duì)比基礎(chǔ)上，進(jìn)行多井?dāng)?shù)字處理及油水層綜合評(píng)價(jià)，準(zhǔn)確確定各種油藏屬性參數(shù)。第八頁(yè)，共292頁(yè)。（4）油藏滲流地質(zhì)特征研究。主要研究油藏滲流屏障特征、滲流差異特征、儲(chǔ)層敏感性特征及孔隙滲流地質(zhì)特征（孔隙骨架特征、孔隙網(wǎng)絡(luò)幾何特征、孔隙內(nèi)粘土礦物特征及孔壁特征）。（5）流體性質(zhì)及非均質(zhì)特征描述。（6）建立油藏分級(jí)靜態(tài)模型。主要是油藏規(guī)模、層組規(guī)模、小層規(guī)模和單砂體規(guī)模油藏地質(zhì)模型。（7）已開(kāi)發(fā)探明儲(chǔ)量計(jì)算及油藏質(zhì)量綜合評(píng)價(jià)。（8）油田開(kāi)發(fā)效果分析及提出改善開(kāi)發(fā)效果措施。

第九頁(yè)，共292頁(yè)。四、技術(shù)路線(xiàn)及流程在巖石物理相及滲流理論指導(dǎo)下，綜合地質(zhì)、地震、測(cè)井、測(cè)試資料，將沉積微相研究落實(shí)到小層，重視關(guān)鍵井研究及多井評(píng)價(jià)，在對(duì)全油田測(cè)井資料標(biāo)準(zhǔn)化的基礎(chǔ)上，分層、分塊、分相帶建立精細(xì)的測(cè)井解釋模型，加強(qiáng)對(duì)影響滲流的屏障特征、流體敏感的粘土礦物特征的定性、定量分析和評(píng)價(jià)。對(duì)各種滲流差異的類(lèi)型以及在不同層、不同塊、不同相帶的分布進(jìn)行預(yù)測(cè)，對(duì)孔隙骨架特征、孔隙網(wǎng)絡(luò)特征、孔壁特征進(jìn)行定量描述，建立不同規(guī)模油藏地質(zhì)模型，從三維空間定量表征油氣藏類(lèi)型，外部幾何形態(tài)規(guī)模大小，內(nèi)部結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)層參數(shù)變化和流體分布等。計(jì)算非均質(zhì)油田已開(kāi)發(fā)探明儲(chǔ)量，對(duì)油藏進(jìn)行詳細(xì)、準(zhǔn)確的質(zhì)量評(píng)價(jià)。研究流程可如圖4—1所示。

第十頁(yè)，共292頁(yè)。第十一頁(yè)，共292頁(yè)。第二節(jié)

相控—等時(shí)小層對(duì)比儲(chǔ)層的正確分層與對(duì)比是揭露其層間非均質(zhì)性和認(rèn)識(shí)單個(gè)含油砂巖體非均質(zhì)性的基礎(chǔ)。傳統(tǒng)上，小層劃分和對(duì)比工作可通過(guò)層組劃分、標(biāo)準(zhǔn)剖面和骨架網(wǎng)的建立、標(biāo)準(zhǔn)層的確定、單層對(duì)比來(lái)完成。伴隨我國(guó)石油事業(yè)的發(fā)展，國(guó)內(nèi)地學(xué)工作者先后提出“旋回對(duì)比、分級(jí)控制”、“時(shí)間單元?jiǎng)澐?、等高程?duì)比”、“等高程切片對(duì)比”等方法。不同方法，可適應(yīng)于不同沉積環(huán)境。如旋回對(duì)比、分級(jí)控制通常適應(yīng)于人湖沉積體系。等高程對(duì)比用于河道沉積、溢岸帶沉積效果明顯。然而，由于陸相油藏構(gòu)造、沉積條件復(fù)雜，往往相變頻繁，并缺少穩(wěn)定標(biāo)準(zhǔn)層，導(dǎo)致小層對(duì)比困難。由此，發(fā)展復(fù)雜油藏條件下小層對(duì)比技術(shù)意義重大。經(jīng)驗(yàn)表明，在復(fù)雜油藏條件下，小層劃分與對(duì)比應(yīng)以地震地層學(xué)、測(cè)井地質(zhì)學(xué)、儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)的理論為指導(dǎo)，依據(jù)“區(qū)域標(biāo)準(zhǔn)層”，選擇“相標(biāo)志段”，以“亞相單元”控制，進(jìn)行“等時(shí)體”對(duì)比，即進(jìn)行相控—等時(shí)對(duì)比。

第十二頁(yè)，共292頁(yè)。一、相控—等時(shí)小層對(duì)比方法以牛莊萬(wàn)全油田為例。它位于牛莊洼陷北部，面積約50km2，沙三段中部為主要含油層系。研究表明，萬(wàn)全地區(qū)與牛莊洼陷南部沙三段屬同一三角洲沉積體系。自東向西發(fā)育三角洲平原、三角洲前緣、三角洲前緣滑塌帶、前三角洲、深湖—半深湖等亞相帶。利用高分辨率地震資料，可在沙三中（T4—T6反射層）地層劃分出六個(gè)斜反射層，分別對(duì)應(yīng)葉10、葉11、葉2、葉21、葉3及葉4六個(gè)葉瓣體?？v剖面上，每個(gè)葉瓣體均呈緩S型西傾展布，自東向西，葉體變化的總趨勢(shì)由緩到陡再變緩，并呈疊瓦狀排列。分析表明，不同的葉體，工區(qū)內(nèi)沉積特征不同，葉10以三角洲平原沉積為特征，葉11、葉2則屬三角洲前緣滑塌帶。葉21、葉3及葉4屬前三角洲亞相沉積，其間廣泛發(fā)育滑塌型濁積砂巖體。第十三頁(yè)，共292頁(yè)。依據(jù)上述沉積特點(diǎn)，提出了6級(jí)儲(chǔ)集層劃分單元：（1）含油層系。它是同一地質(zhì)時(shí)期內(nèi)沉積的、不同巖性、電性和物性、不同地震反射結(jié)構(gòu)特征的油層組的組合，是一“等時(shí)不同相”（亞相）沉積復(fù)合體。其頂?shù)捉缑婢鶠榈葧r(shí)面。（2）油層組。油層組為巖性、電性和物性、地震反射結(jié)構(gòu)特征相同或相似的砂層組的組合，是一相對(duì)的“不等時(shí)同亞相”沉積復(fù)合體。（3）砂層組。砂層組為油層組內(nèi)的“等時(shí)同亞相”沉積復(fù)合體。在三角洲平原及三角洲前緣亞相帶，相當(dāng)于一個(gè)巖性旋回，而在前三角洲地區(qū)則相當(dāng)于一個(gè)斜反射層——葉體。

第十四頁(yè)，共292頁(yè)。（4）亞砂層組。特指前三角洲地區(qū)砂層組內(nèi)的砂體相對(duì)集中段。一個(gè)砂層組，可據(jù)其砂體集中發(fā)育特征劃為幾個(gè)亞砂層組。（5）砂體。為由一系列的單砂層及薄層泥巖組成的連通體，為同時(shí)沉積的“事件體”，剖面上，相當(dāng)于一個(gè)砂層集中發(fā)育段。（6）單砂層。是由薄層泥巖分開(kāi)的單砂層，具有一定的厚度及分布范圍。據(jù)此，我們將工區(qū)沙三段劃為一個(gè)含油層系。其中包括四個(gè)“等時(shí)不同亞相”沉積體——油層組。即三角洲平原油層組、三角洲前緣油層組、前三角洲油層組及半深湖、深湖油層組。在三角洲平原，前緣油層組內(nèi)，可依據(jù)巖性、電性的旋回性及漸變性，劃分出砂層組及單砂層，而在前三角洲油層組內(nèi)，則利用高分辨率地震剖面、疊偏剖面，各種測(cè)井資料，垂直地震資料劃出六個(gè)斜反射層—砂層組。在葉3砂層組內(nèi)，根據(jù)砂層集中發(fā)育程度，進(jìn)一步劃出亞砂層組、砂巖體、單砂層。第十五頁(yè)，共292頁(yè)。顯然，在此所建立的儲(chǔ)層對(duì)比單元?jiǎng)澐帜Ｊ脚c傳統(tǒng)劃分法有區(qū)別（如表4—1），兩種劃分法的根本區(qū)別在于特別強(qiáng)調(diào)了“相與時(shí)”的概念，把“相”和“時(shí)”有機(jī)地結(jié)合在一起，用“亞相單元”控制，進(jìn)行“等時(shí)體”對(duì)比。

第十六頁(yè)，共292頁(yè)。為此，建立了如圖4—2所示的儲(chǔ)集層對(duì)比模式，對(duì)比原則如下：

（1）從地震相、測(cè)井相分析入手，選擇可全區(qū)對(duì)比的巖性、電性、地震反射結(jié)構(gòu)特征明顯的相標(biāo)志段作為對(duì)比“不等時(shí)同亞相”沉積復(fù)合體—油層組的依據(jù)；（2）利用地震、測(cè)井資料，對(duì)比“等時(shí)不同亞相”沉積復(fù)合體—葉瓣體；（3）結(jié)合（1）、（2）對(duì)比“等時(shí)不同亞相”沉積體—砂層組；（4）在“等時(shí)不同亞相”單元砂層組內(nèi)，按由大到小的順序，依次對(duì)比“等時(shí)同相體”—亞砂層組、“事件體”—砂巖體及單砂層；（5）在前三角洲地區(qū)對(duì)比單砂巖體，既要考慮其巖性、電性以及地震反射結(jié)構(gòu)的一致性與漸變性，也要考慮其沉積時(shí)的“事件性”（突變性）。

第十七頁(yè)，共292頁(yè)。第十八頁(yè)，共292頁(yè)。二、對(duì)比流程相控—等時(shí)對(duì)比方法流程：

第十九頁(yè)，共292頁(yè)。（1）油層組對(duì)比:工區(qū)沙三段縱向沉積相序?yàn)樯詈?、半深湖亞相、前三角洲亞相、三角洲前緣亞相以及三角洲平原亞相。不同的亞相帶，其巖性、電性、地震反射結(jié)構(gòu)均具明顯的特征。只要確定各亞相的界面，油層組空間展布界限即可確定。（2）砂層組的對(duì)比:重點(diǎn)研究前三角洲油層組的對(duì)比。認(rèn)為前三角洲油層組內(nèi)的油層組可與“等時(shí)不同亞相”沉積體——葉瓣體相對(duì)應(yīng)，因此，砂層組頂?shù)捉缈山茷槿~瓣體在前三角洲部分的邊界，從而砂層組的對(duì)比.首先根據(jù)相分析結(jié)果，劃分并對(duì)比出前三角洲油層組，然后，利用高分辨率地震剖面、垂直地震及各種測(cè)井資料劃出井對(duì)比葉瓣體，將兩者有機(jī)地結(jié)合于一起，即可達(dá)到儲(chǔ)集層對(duì)比的目的。（3）亞砂層組的對(duì)比:亞砂層組為砂層組內(nèi)，砂巖體集中發(fā)育段。根據(jù)砂巖體集中發(fā)育段距砂層組頂?shù)捉缑娴牡染嘈?，確定屬同一亞砂層組的砂巖體，從而定出亞砂層組的頂?shù)捉缦蕖?/p>

第二十頁(yè)，共292頁(yè)。（4）單砂巖體對(duì)比單砂巖體對(duì)比是工區(qū)儲(chǔ)集層對(duì)比中非常重要而困難的問(wèn)題。王裕玲等（1986）的研究表明，砂泥巖剖面中，砂巖發(fā)育區(qū)，地震波形變化快，同相軸合并、分叉、波形畸變經(jīng)常發(fā)生，而砂巖發(fā)育區(qū)，地震波形圓滑，延續(xù)相位少。針對(duì)這種情況，我們以井資料為基礎(chǔ)，充分考慮砂巖體沉積的有序性及事件性，根據(jù)巖電相同或相近似，距等時(shí)沉積面的等距性，利用簡(jiǎn)單的數(shù)學(xué)方法，參考地震資料識(shí)別，對(duì)比等時(shí)沉積的砂巖體。在工作中，對(duì)工區(qū)前三角洲油層組內(nèi)的葉3砂層組進(jìn)行了細(xì)致的對(duì)比。將其進(jìn)一步細(xì)分為四個(gè)亞砂層組，包括30個(gè)砂巖體。圖4—4為葉3砂層組B亞砂組平面等值圖，可以看出，經(jīng)過(guò)合理的劃分與對(duì)比，砂體幾何形態(tài)及分布一目了然。

第二十一頁(yè)，共292頁(yè)。第二十二頁(yè)，共292頁(yè)。綜上所述，利用亞相單元控制，進(jìn)行等時(shí)體對(duì)比的小層對(duì)比法，既考慮了沉積的穩(wěn)定性，同時(shí)也考慮了沉積的不確定性（隨機(jī)性、事件性）。與傳統(tǒng)小層對(duì)比方法不同之處在于把相與時(shí)的概念有機(jī)地結(jié)合在一起。因此，更適用于陸相復(fù)雜油藏條件，特別是三角洲、水下扇等沉積環(huán)境的小層對(duì)比工作。第二十三頁(yè)，共292頁(yè)。第二十四頁(yè)，共292頁(yè)。第二十五頁(yè)，共292頁(yè)。第二十六頁(yè)，共292頁(yè)。第二十七頁(yè)，共292頁(yè)。第三節(jié)

關(guān)鍵井研究及多井評(píng)價(jià)一、概述（一）關(guān)鍵井特征關(guān)鍵井研究是為了確定適合于全油田的測(cè)井解釋模型、解釋方法與解釋參數(shù)，建立全油田統(tǒng)一的刻度標(biāo)準(zhǔn)。力圖達(dá)到最佳地逼近真實(shí)地層信息，為油水層判斷、儲(chǔ)層定量評(píng)價(jià)、儲(chǔ)量計(jì)算奠定基礎(chǔ)。儲(chǔ)層參數(shù)解釋模型的建立，不僅需要科學(xué)的研究方法，還需要合理而準(zhǔn)確地選擇并采集第一手資料。為此，需要選擇關(guān)鍵井作為參數(shù)研究分析的窗口，以關(guān)鍵井的巖芯測(cè)試數(shù)據(jù)對(duì)測(cè)井資料進(jìn)行分析刻度，目的在于創(chuàng)造測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)對(duì)地下地質(zhì)特征的直接求解能力。第二十八頁(yè)，共292頁(yè)。關(guān)鍵井一般應(yīng)具備如下特征：（1）位于構(gòu)造的重要部位且近于垂直的井。如位于某含油層構(gòu)造高點(diǎn)、邊緣、過(guò)渡帶。（2）取芯井，有系統(tǒng)的巖芯分析和錄井資料，地質(zhì)情況比較清楚。（3）井眼好，泥漿好，具有最有利的測(cè)井條件和測(cè)井深度。（4）有項(xiàng)目齊全的裸眼井測(cè)井資料，包括最新測(cè)井方法的資料。（5）有生產(chǎn)測(cè)試、測(cè)井和重復(fù)式地層測(cè)試資料，有齊全準(zhǔn)確的油氣水產(chǎn)量、壓力和滲透率等資料。第二十九頁(yè)，共292頁(yè)。（二）關(guān)鍵井研究及多井評(píng)價(jià)內(nèi)容（1）測(cè)井曲線(xiàn)的深度校正，巖芯資料的數(shù)字化與深度的匹配，保證同一口井的所有測(cè)井和地質(zhì)資料都有準(zhǔn)確的深度和深度對(duì)應(yīng)關(guān)系。（2）測(cè)井資料的環(huán)境校正及數(shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)化。（3）關(guān)鍵井分析，確定井剖面地層的巖相。（4）弄清研究區(qū)目的層巖性、物性、含油性及電性的基本特征。（5）分析研究區(qū)儲(chǔ)層四性間的內(nèi)在聯(lián)系，弄清影響儲(chǔ)層參數(shù)的各種地質(zhì)因素。（6）確定適合于全油田的測(cè)井解釋模型、解釋方法及解釋參數(shù)，包括巖性模型（骨架成分及其測(cè)井參數(shù)）、反映測(cè)井值與儲(chǔ)層參數(shù)關(guān)系的測(cè)井響應(yīng)方程、解釋參數(shù)（膠結(jié)指數(shù)m、飽和度指數(shù)n、地層水電阻率Rw）等。第三十頁(yè)，共292頁(yè)。（7）建立測(cè)井參數(shù)與孔隙度、滲透率等儲(chǔ)層參數(shù)間的油田轉(zhuǎn)換關(guān)系。（8）研究工區(qū)油層原始含油飽和度及其分布規(guī)律。（9）用巖芯及其他地質(zhì)資料，檢驗(yàn)所計(jì)算的儲(chǔ)層參數(shù)，并根據(jù)檢驗(yàn)結(jié)果修改測(cè)井解釋模型與解釋方法。（10）改進(jìn)并完善測(cè)井分析程序，處理關(guān)鍵井資料。（11）多井評(píng)價(jià)，即研究?jī)?chǔ)層巖性、物性、油氣水在平面上的變化規(guī)律。為達(dá)到上述目的，應(yīng)以測(cè)井、地質(zhì)及數(shù)學(xué)的理論方法為指導(dǎo)，詳細(xì)觀察研究工區(qū)取芯并巖芯，分析各種測(cè)井、實(shí)驗(yàn)室分析化驗(yàn)等資料。本節(jié)將重點(diǎn)闡述陸相油藏研究中的測(cè)井資料標(biāo)準(zhǔn)化、陸相儲(chǔ)層測(cè)井地質(zhì)解釋模型及油藏屬性參數(shù)在平面上的變化規(guī)律。

第三十一頁(yè)，共292頁(yè)。二、測(cè)井資料標(biāo)準(zhǔn)化即使經(jīng)過(guò)了曲線(xiàn)編輯與環(huán)境校正，測(cè)井曲線(xiàn)仍然存在著由于儀器故障，車(chē)間和井場(chǎng)刻度的錯(cuò)誤以及操作人員失誤等原因造成的誤差。而試圖消除上述誤差的工作和過(guò)程通常稱(chēng)之為“標(biāo)準(zhǔn)化”、“歸一化”、“重新刻度”或“質(zhì)量控制”。油田測(cè)井資料標(biāo)準(zhǔn)化就是使所有測(cè)井曲線(xiàn)在全油田具統(tǒng)一刻度。測(cè)井資料標(biāo)準(zhǔn)化這一問(wèn)題，首先由Conoly（1968）提出，Neisnast和Nox（1973），Patchett和Coalson（1979）先后發(fā)表文章，探討標(biāo)準(zhǔn)化的各種方法，并且用許多實(shí)例討論了每種技術(shù)的優(yōu)缺點(diǎn)。J.H.Doveten等進(jìn)一步用趨勢(shì)分析方法來(lái)描述標(biāo)準(zhǔn)化過(guò)程，并認(rèn)為正確的標(biāo)準(zhǔn)化過(guò)程，首先應(yīng)選擇兩層均勻的巖性，將其作為測(cè)井刻度的兩個(gè)點(diǎn)，熊琦華與王志章（1989，1993，1994）、鄭金安等（1993）分別發(fā)表文章，探討了缺乏穩(wěn)定的區(qū)域標(biāo)準(zhǔn)層條件下陸相油田測(cè)井資料數(shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)化方法和流程。

第三十二頁(yè)，共292頁(yè)。（一）標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)和方法標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)與方法可分為對(duì)比法、多井評(píng)價(jià)法兩大類(lèi)。前者可包括應(yīng)用穩(wěn)定地層單元（標(biāo)準(zhǔn)層）測(cè)井響應(yīng)對(duì)比法、交會(huì)圖分析法、骨架分析法、巖芯分析結(jié)果檢驗(yàn)法、重疊圖校正法、直方圖校正法，后者可分為簡(jiǎn)單填圖法、趨勢(shì)面分析法。不同方法，其共同依據(jù)在于具有相同或相似沉積環(huán)境的沉積物，其巖性、電性往往類(lèi)同，也就是反映同一地層的不同井，由不同測(cè)井曲線(xiàn)對(duì)同一標(biāo)準(zhǔn)層段作的頻率直方圖或頻率交會(huì)圖相同或相近，其測(cè)井響應(yīng)特征值通常顯示出相似的頻率分布。第三十三頁(yè)，共292頁(yè)。

對(duì)比法認(rèn)為：不同穩(wěn)定地層單元的測(cè)井響應(yīng)值是一定的，不隨井位變化面變化，即使變化，也只是一個(gè)窄小的有限的變化范圍。趨勢(shì)分析法認(rèn)為，即使是同一標(biāo)準(zhǔn)層，其測(cè)井響應(yīng)也不是一成不變的，其在平面上的變化，往往遵循一定的變化趨勢(shì)。由此而產(chǎn)生了不同方法，其適應(yīng)范圍不同，如穩(wěn)定地層單元刻度法、交會(huì)田法、骨架分析校正法、巖芯分析結(jié)果檢驗(yàn)法通常適用于單井測(cè)井資料刻度和關(guān)鍵井的測(cè)井資料刻度。重疊圖法、直方圖法通常適用于鄰井或同一巖石石物理相單元井的資料刻度，簡(jiǎn)單填圖法用于定性分析多井問(wèn)測(cè)井響應(yīng)的變化，趨勢(shì)面分析法用于定量分析多井間測(cè)井響應(yīng)的變化。

第三十四頁(yè)，共292頁(yè)。（二）標(biāo)準(zhǔn)化流程測(cè)井資料標(biāo)準(zhǔn)化大致可分如下幾個(gè)過(guò)程。1.資料選擇并非所有的測(cè)井資料都需進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化。一般認(rèn)為，盡管多數(shù)測(cè)井信息數(shù)據(jù)采集方法（包括測(cè)井記錄）依賴(lài)于某種形式的外部刻度標(biāo)準(zhǔn)，但在具體應(yīng)用時(shí)，對(duì)SP、GR等曲線(xiàn)，常用其相對(duì)值或比值，從而可不對(duì)其進(jìn)行重新刻度。而孔隙度測(cè)井、電阻率測(cè)井等，常直接用其刻度值，因此，需要對(duì)這類(lèi)的資料進(jìn)行必要的刻度。第三十五頁(yè)，共292頁(yè)。2.關(guān)鍵井選取為合理而準(zhǔn)確地選擇、采集各種測(cè)井及實(shí)驗(yàn)室分析化驗(yàn)資料，確立可供全區(qū)各種資料追蹤對(duì)比的標(biāo)準(zhǔn)，需要選擇關(guān)鍵井作為分析地質(zhì)問(wèn)題的“窗口”。第三十六頁(yè)，共292頁(yè)。3.標(biāo)準(zhǔn)層標(biāo)準(zhǔn)層是一切標(biāo)準(zhǔn)化方法所依賴(lài)的地質(zhì)基礎(chǔ)，標(biāo)準(zhǔn)層的選取應(yīng)滿(mǎn)足下列條件：（1）沉積穩(wěn)定，具有一定的厚度（一般大于5m）。（2）巖性、電性特征明顯，便于全區(qū)追蹤對(duì)比。（3）分布廣泛，工區(qū)內(nèi)90％以上的井均有顯示。（4）一個(gè)單層或一個(gè)層組，且靠近解釋層位。依據(jù)上述條件，區(qū)域分布或局部分布的石膏層，致密灰?guī)r，穩(wěn)定分布的泥巖可作為標(biāo)準(zhǔn)層。

第三十七頁(yè)，共292頁(yè)。4.視標(biāo)準(zhǔn)層構(gòu)成技術(shù)與方法東部油田，由于斷層復(fù)雜，使測(cè)井井段內(nèi)，某些區(qū)域上可追蹤對(duì)比的標(biāo)準(zhǔn)層（段），在局部地區(qū)殘缺不全。如大港棗園油田孔一段頂部的石膏巖層，埋深一般在1300～1500m，其SP曲線(xiàn)平直，電阻率呈起伏急劇的梳狀，巖電特征極為明顯。然而，棗南孔一段100余口井中，僅20余口井鉆遇該層，若將其作為全油田測(cè)井資料標(biāo)準(zhǔn)化的地質(zhì)基礎(chǔ)，顯然不妥。又如棗南孔二段頂部的油頁(yè)巖及火山巖，沉積穩(wěn)定、巖電特征明顯，但油頁(yè)巖僅分布于棗南斷塊西部，火山巖分布于東部。凡此種種都說(shuō)明尋找滿(mǎn)足于標(biāo)準(zhǔn)化需要的全油田范圍內(nèi)廣泛分布的完整的標(biāo)準(zhǔn)層困難。研究認(rèn)為，若存在局部標(biāo)準(zhǔn)層，可通過(guò)分區(qū)劃塊、轉(zhuǎn)換對(duì)比，進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理。若缺乏任何標(biāo)準(zhǔn)層，可通過(guò)構(gòu)造“視標(biāo)準(zhǔn)層”的方法，進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理。第三十八頁(yè)，共292頁(yè)。所謂視標(biāo)準(zhǔn)層是指在缺乏穩(wěn)定的砂泥巖剖面中，分布穩(wěn)定，相同的沉積環(huán)境，不包括油頁(yè)巖、火山巖、膏巖、泥灰?guī)r等特殊巖性的非滲透巖層的集合。它是由許多巖層擬合而成的，是從大段巖層之中抽象而出的一種特殊的，可以在區(qū)域上進(jìn)行橫向?qū)Ρ鹊膶咏M。一般認(rèn)為，不同井點(diǎn)同一標(biāo)準(zhǔn)層或視標(biāo)準(zhǔn)層應(yīng)具相同的測(cè)井響應(yīng)，如聲波時(shí)差、感應(yīng)、中子、密度等曲線(xiàn)，應(yīng)該具有相同的、相近或呈規(guī)律性變化的頻率分布。因此，根據(jù)視標(biāo)準(zhǔn)層的地質(zhì)含義，只要按下述原則和方法，即可構(gòu)成視標(biāo)準(zhǔn)層。

第三十九頁(yè)，共292頁(yè)。（1）選擇分布相對(duì)穩(wěn)定（區(qū)內(nèi)斷層落差小）沉積環(huán)境相同（如河流相、三角洲相）的層段，以保證所選層段巖性、電性特征相同或相近。（2）利用交會(huì)分析技術(shù)，根據(jù)井徑曲線(xiàn)，通過(guò)選擇合適的截止值，剔除井眼跨蹋的井段，以消除井眼對(duì)測(cè)井響應(yīng)值的影響。（3）利用GR、SP曲線(xiàn)，通過(guò)選取合適的截止值，剔除壞儲(chǔ)層，消除儲(chǔ)層巖性、物性對(duì)測(cè)井響應(yīng)值的影響。（4）利用電阻率曲線(xiàn)，通過(guò)選擇合適的截止值，以消除油氣層、膏鹽層、火山巖、油頁(yè)巖、泥灰?guī)r等特殊巖性段對(duì)測(cè)井響應(yīng)值的影響。（5）利用聲波時(shí)差曲線(xiàn)，通過(guò)選擇合適的截止值，剔除聲波跳躍，以消除巖層界面對(duì)聲波時(shí)差的影響。第四十頁(yè)，共292頁(yè)。經(jīng)上述處理，可從大段巖層之中，擬合出一套分布穩(wěn)定、沉積相同，不受巖性、物性、含油性、界面、井眼條件、特殊巖性段等因素影響的非滲透層的集合—“視標(biāo)準(zhǔn)層”。如圖4—5為視標(biāo)準(zhǔn)層構(gòu)成示意圖，陰影部分為剔除井段，其余則為代表該井的視標(biāo)準(zhǔn)層。在橫向上它具有巖、電特征相同或相似，可進(jìn)行井間追蹤對(duì)比，等同于標(biāo)準(zhǔn)層的特點(diǎn)。依據(jù)所構(gòu)成的視標(biāo)準(zhǔn)層，通過(guò)交會(huì)分析，即可作出用于標(biāo)準(zhǔn)化處理的測(cè)井響應(yīng)頻率直方圖。視標(biāo)準(zhǔn)層構(gòu)成合理與否，關(guān)鍵看視標(biāo)準(zhǔn)層測(cè)井響應(yīng)頻率直方圖分布形態(tài)，一般認(rèn)為，若視標(biāo)準(zhǔn)層構(gòu)成合理，其測(cè)井響應(yīng)頻率直方圖分布符合正態(tài)分布。如圖4—6為大港棗園油田，棗1274、棗1269井孔一段視標(biāo)準(zhǔn)層聲波時(shí)差頻率直方圖，可以看出均遵循正態(tài)分布，說(shuō)明該枧標(biāo)準(zhǔn)層的構(gòu)成是合理的。

第四十一頁(yè)，共292頁(yè)。第四十二頁(yè)，共292頁(yè)。第四十三頁(yè)，共292頁(yè)。5.特征峰值的確立當(dāng)選定標(biāo)準(zhǔn)層，局部標(biāo)準(zhǔn)層或構(gòu)造視標(biāo)準(zhǔn)層之后，即可自動(dòng)作出各井所選標(biāo)準(zhǔn)層或視標(biāo)準(zhǔn)層的測(cè)井響應(yīng)頻率直方圖，從而可直觀地讀出其特征值，如圖4—6（b），棗1269井孔一段視標(biāo)準(zhǔn)層聲波時(shí)差特征值為300μs/m。第四十四頁(yè)，共292頁(yè)。6.定性分析與定量描述標(biāo)準(zhǔn)層或視標(biāo)準(zhǔn)層特征值確定后，如何正確地運(yùn)用各種校正技術(shù)和方法？如前所述，標(biāo)準(zhǔn)層測(cè)井響應(yīng)對(duì)比法、巖芯分析檢驗(yàn)法、交會(huì)圖法，通常適用于單井曲線(xiàn)標(biāo)準(zhǔn)化；直方圖校正法、重疊圖校正法、均值校正法均以關(guān)鍵井為基礎(chǔ)，以標(biāo)準(zhǔn)層測(cè)井響應(yīng)橫向上的不變?yōu)橐罁?jù)。因此，不難設(shè)想，在關(guān)鍵井周?chē)欢ň嚯x內(nèi)，可以認(rèn)為標(biāo)準(zhǔn)層測(cè)井響應(yīng)值趨向一定值，因此，這些井可以用上述方法處理。但若超過(guò)一定距離（如跨巖石相帶），即使同一標(biāo)準(zhǔn)層，其巖性、電性也不相同，肯定會(huì)發(fā)生趨勢(shì)變化。因此，只有通過(guò)骨架分析、簡(jiǎn)單填圖、趨勢(shì)分析等方法進(jìn)行多井間標(biāo)準(zhǔn)化處理。綜上所述，在局部地區(qū)（同一巖石物理相單元）通過(guò)與關(guān)鍵井比較，僅利用直方圖校正、重疊圖校正、均值校正技術(shù)、標(biāo)準(zhǔn)層測(cè)井響應(yīng)對(duì)比技術(shù)，取芯井分析檢驗(yàn)，即可取得好的校正效果。但在區(qū)域上（不同的巖石石物理相帶），則只有通過(guò)恰當(dāng)?shù)内厔?shì)分析，方可能更加真實(shí)地逼近地層信息，定量描述測(cè)井響應(yīng)特征值在縱橫向上的變化，具體步驟為：

第四十五頁(yè)，共292頁(yè)。（1）分析巖石物理相。（2）同一巖石物理相帶的井，利用標(biāo)準(zhǔn)層測(cè)井響應(yīng)對(duì)比法、直方圖校正、重疊圖校正、均值校正、交會(huì)圖分析等方法處理。（3）不同巖石物理相的井，進(jìn)行骨架分析校正、簡(jiǎn)單填圖校正、趨勢(shì)分析校正等。在利用趨勢(shì)分析進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理時(shí)，首先應(yīng)做出標(biāo)準(zhǔn)層或視標(biāo)準(zhǔn)層測(cè)井響應(yīng)特征值在平面上的等值分布，定性分析特征值在平面上的分布趨勢(shì)，以便事先確定趨勢(shì)面次數(shù)，異常點(diǎn)位置。對(duì)于高次趨勢(shì)分布，可通過(guò)分區(qū)劃塊，將其分為幾個(gè)二次或三次曲面，對(duì)測(cè)井響應(yīng)特征值進(jìn)行處理，選擇與實(shí)際相符的趨勢(shì)圖，定量描述測(cè)井響應(yīng)特征值在平面上的變化規(guī)律，準(zhǔn)確標(biāo)定各井點(diǎn)標(biāo)準(zhǔn)化校正值。第四十六頁(yè)，共292頁(yè)。7.異常點(diǎn)處理在眾多井點(diǎn)中，總有個(gè)別井點(diǎn)的測(cè)井響應(yīng)值表現(xiàn)為特高或特低，在沒(méi)有局部巖性變化的情況下，這往往是由于系統(tǒng)刻度偏差太大造成的。因此，在進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理時(shí)，為克服趨勢(shì)分析往往僅反映了背景信息而掩蓋了局部異常點(diǎn)影響的弱點(diǎn)，帶將這些有限的特殊異常點(diǎn)荊除后，再進(jìn)行趨勢(shì)分析。而這些異常點(diǎn)的測(cè)井響應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)化校正量，可以通過(guò)均值校正技術(shù)求取，即鄰井（4～6個(gè)井點(diǎn)）測(cè)井響應(yīng)趨勢(shì)平均值與該井測(cè)井響應(yīng)值之差。此外，對(duì)新井可用此方法作類(lèi)似處理。第四十七頁(yè)，共292頁(yè)。8.效果檢驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)化效果如何，是很為人們所關(guān)注的問(wèn)題。標(biāo)準(zhǔn)化效果可用以下幾種方法來(lái)校驗(yàn)：（1）利用取芯井資料檢驗(yàn)。通過(guò)各種方法進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理，可利用取芯井分析化驗(yàn)資料與標(biāo)準(zhǔn)化前、后取芯井測(cè)井解釋結(jié)果比較。（2）利用多元逐步回歸分析方法檢驗(yàn)。在高度非均質(zhì)地層中，儲(chǔ)層參數(shù)往往受多種地質(zhì)因素的影響。利用多元逐步回歸分析法，逐步引入并剔除所構(gòu)造出的變量形式，以最佳的模擬巖芯分析孔隙度、滲透率等儲(chǔ)層參數(shù)檢驗(yàn)各測(cè)井信息與巖芯分析資料間的相關(guān)程度及函數(shù)關(guān)系式的精度，同樣可以檢驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)化的效果。

第四十八頁(yè)，共292頁(yè)。（三）棗南孔一測(cè)井資料標(biāo)準(zhǔn)化1.棗南孔一段10口井資料標(biāo)準(zhǔn)化圖4—7為棗南10口井孔一段視標(biāo)準(zhǔn)層聲波時(shí)差特征值（實(shí)測(cè)值）的平面分布圖。為更好地描述聲測(cè)井特征值，消除運(yùn)算過(guò)程中所固有的數(shù)學(xué)誤差，沿工區(qū)中部聲波時(shí)差低值區(qū)，即沿Z1278—Z1274—Z1973—Z1234線(xiàn)，分南北兩區(qū)，分別進(jìn)行趨勢(shì)分析。表4—2（a）為北區(qū)孔一段視標(biāo)準(zhǔn)層聲波時(shí)差特征值趨勢(shì)分析結(jié)果；表4—2（b）為南區(qū)分析結(jié)果。

第四十九頁(yè)，共292頁(yè)。北區(qū)孔—段視標(biāo)準(zhǔn)層聲波時(shí)差為指數(shù)形式，以三次曲面來(lái)逼近效果最佳。其數(shù)學(xué)表達(dá)式為：北區(qū)：△t=b1+b2x+b3y+b4x2+b5xy+b6y2+…+b10y3式中x、y為井位坐標(biāo)；b1=19.079，b2=0.0334，b3=0.26，b4=0.0050，b5=0.0003，b6=-0.0001，b7=0.0002，b8=-0.0005，b9=0.0004，b10=-0.0002第五十頁(yè)，共292頁(yè)。南區(qū)：=b1+b2x+b3y+b4x2+b5xy+b6y2+…+b10y3式中b1=14.9991，b2=0.2009，b3=0.0641，b4=-0.0068，b5=-0.0045，b6=-0.0024，b7=0.0001，b8=-0.0000，b9=0.0001，b10=-0.0001可以看出，其高低偏差分布具有極大的隨機(jī)性與不均一性，從而說(shuō)明，這種偏差主要是人為的因素引起的偏離聲波時(shí)差正常變化趨勢(shì)的偏差。統(tǒng)計(jì)表明，偏差大于±10μs/m的井占34%，±5～±10μs/m的井占32.7%，因此，約有60.7%的聲波測(cè)井曲線(xiàn)需要校正。

第五十一頁(yè)，共292頁(yè)。圖4—8為孔一段視標(biāo)準(zhǔn)層聲波時(shí)差趨勢(shì)值平面上的分布，與圖4—9比較，其分布趨勢(shì)更加明顯。

第五十二頁(yè)，共292頁(yè)。2.應(yīng)用效果孔一段棗1272-1井，既有801測(cè)井資料，也有581測(cè)井資料，后者視標(biāo)準(zhǔn)層聲波時(shí)差特征峰值為280μs/m，趨值為296μs/m，標(biāo)準(zhǔn)化校正量為-16.5μs/m，可以看出，該井801資料刻度較準(zhǔn)。利用801資料或校正后的581資料進(jìn)行處理，經(jīng)與巖芯資料比較，孔隙度平均絕對(duì)誤差可由±1.81％下降到±0.83％，平均相對(duì)誤差由8.57％下降到4.23％，精度提高一倍。棗43井標(biāo)準(zhǔn)化前，測(cè)井解釋孔隙度與巖芯分析孔隙度平均絕對(duì)誤差為±5.52％，平均相對(duì)誤差為24.2％，標(biāo)準(zhǔn)化后平均絕對(duì)誤差下降為±1.02％，平均相對(duì)誤差4.51％，精度增加了將近4倍。棗1340井，孔一段視標(biāo)準(zhǔn)層聲波時(shí)差特征峰值320μs/m，趨勢(shì)分析值340μs/m左右，標(biāo)準(zhǔn)化校正量為1.0μs/m，不用校正，孔隙度平均絕對(duì)誤差±0.67％左右，平均相對(duì)誤差2.85％左右。圖4—10為標(biāo)準(zhǔn)化前后測(cè)井解釋孔隙度對(duì)比圖，從圖中可以看出，標(biāo)準(zhǔn)化后的效果是顯然的。

第五十三頁(yè)，共292頁(yè)。第五十四頁(yè)，共292頁(yè)。三、儲(chǔ)層孔滲參數(shù)測(cè)井一地質(zhì)綜合解釋?zhuān)ㄒ唬﹥?chǔ)層孔隙度測(cè)井—地質(zhì)綜合解釋1.Ramer公式計(jì)算孔隙度利用聲波時(shí)差估算地層孔隙度，通常應(yīng)用Wyllie時(shí)間平均公式，由于該公式形式簡(jiǎn)單，對(duì)壓實(shí)的砂巖基本上適用，因此一直沿用到80年代初期，盡管此期間對(duì)Wyllie公式作過(guò)一系列校正（如壓實(shí)校正、泥質(zhì)校正、油氣校正等），但解釋的孔隙度與巖芯分析孔隙度之間仍存在較大偏差。原因在于wyllie公式是近似的，認(rèn)為孔隙度與聲波時(shí)差之間是一種線(xiàn)性關(guān)系。然而實(shí)踐證明，時(shí)差與孔隙度之間并非簡(jiǎn)單的線(xiàn)性關(guān)系，而是具有明顯的非線(xiàn)性關(guān)系。Ramer等人（1980）提出了如下非線(xiàn)性公式，即Ramer公式：V=Vm（1-φ）2+Vfφ式中V、Vm和Vf分別是油層、骨架物質(zhì)和孔隙流體的聲速。對(duì)上式作運(yùn)算，可得孔隙度：

φ=（1-

）-

y2

該式適用于φ<0.37的地層。（4—1）第五十五頁(yè)，共292頁(yè)。實(shí)踐證明，上式算出的孔隙度比Wyllie公式更接近實(shí)際，它不必引入壓實(shí)校正系數(shù)，計(jì)算結(jié)果還表明孔隙度對(duì)骨架時(shí)差△tma數(shù)值的選擇是敏感的，而對(duì)流體時(shí)差△tf的數(shù)值選擇不很敏感，油和水的時(shí)差可采用同一數(shù)值620μs/m。砂巖、石灰?guī)r、白云巖骨架時(shí)差分別為：184μs/m，160μs/m，144μs/m。當(dāng)孔隙度較小時(shí)，可采用并聯(lián)網(wǎng)絡(luò)表示。依據(jù)這樣的模型，當(dāng)孔隙度很大時(shí)所得到的計(jì)算公式與上式一致；當(dāng)孔隙度不很大時(shí)（φ<0.37），所得到的結(jié)果與上式雖有某些相似之處，但仍差異明顯。為了解釋這種差別，Ramer等人引入了聲波在多孔地層中傳播時(shí)，具有迂曲效應(yīng)的概念。這種迂曲效應(yīng)在電阻率測(cè)井中，研究電流在多孔地層中流動(dòng)時(shí)早已被觀察到。然而，Ramer等人對(duì)聲波傳播的迂曲效應(yīng)沒(méi)有作深入的分析。

第五十六頁(yè)，共292頁(yè)。2.地層因素公式計(jì)算孔隙度Raiga等人（1986）提出了聲波地層因素公式。這個(gè)公式是在Ramer等的基礎(chǔ)上得出的。在重新處理了在Ramer等人的論文和其它文獻(xiàn)中所提供的測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)后，得到新的統(tǒng)計(jì)規(guī)律，并對(duì)Ramer等人提出的聲波傳播迂曲效應(yīng)作了深入的論證，從而建立了新的計(jì)算公式和相應(yīng)的物理模型。該公式是從Ramer公式得出的。具體過(guò)程如下：因Ramer公式右邊第二項(xiàng)比第一項(xiàng)小得多，可以忽略，并將第一項(xiàng)中指數(shù)作經(jīng)驗(yàn)處理，記作x，就得到：V=Vm（1-φ）x，φ=1-（）x式中x為巖性指數(shù)，其余參數(shù)的意義同前。實(shí)踐證明，該式對(duì)φ<0.5的砂巖、石灰?guī)r和白云巖均適用。而當(dāng)φ>0.5時(shí)，要采用其它算式。第五十七頁(yè)，共292頁(yè)。圖4—11（c）表示華北油田水飽和砂巖巖芯實(shí)測(cè)孔隙度與聲波時(shí)差的關(guān)系。曲線(xiàn)（1）按Wyllie公式算出；（2）按Ramer公式算出；（3）按聲波地層因素公式算出；（4）按簡(jiǎn)化的聲波地層因素公式算出。Vp=Vm（1-φ）1.6≈Vm（1-1.6φ）φ=所選用的參數(shù)為：tf=620μm/m，tm=190μs/m（Ramer公式），tm=188μs/m（其它三個(gè)公式）。從圖4—11（c）可看出，聲波地層因素公式，尤其是它的簡(jiǎn)化形式，與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)符合得最好。

第五十八頁(yè)，共292頁(yè)。圖4—11（a）表示安微油田的情況，圖例同前。參數(shù)為：tm=184μs/m，（Ramer公式），tm=182μs/m（其它三個(gè)公式）。其余的參數(shù)同前，可以看出，地層因素公式和它的簡(jiǎn)化形式與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)符合得較好。圖4—11（b）是江漢油田的情況。參數(shù)為：tf=600μs/m，tm=182μs/m（Ramer公式），tm=180μs/m（其它三個(gè)公式）?？梢钥闯觯訰amer公式和地層因素公式與實(shí)際數(shù)據(jù)符合較好。當(dāng)孔隙度大于0.37時(shí)，Ramer公式相當(dāng)復(fù)雜，使用不便，而地層因素公式仍很簡(jiǎn)單（它的適用范圍是φ<0.5）。第五十九頁(yè)，共292頁(yè)。此外，吉林油田根據(jù)巖芯分析資料得出了與地層因素公式相似的關(guān)系式：φ=0.683（1-182/△t）我們對(duì)大港棗園油田巖芯資料、測(cè)井資料進(jìn)行詳細(xì)分析，得到如下結(jié)果：孔一段：φ=1-（）孔二段：φ=1-（）

第六十頁(yè)，共292頁(yè)。3.儲(chǔ)層孔隙度地質(zhì)多元統(tǒng)計(jì)方法確定儲(chǔ)層孔隙度的另一種方法可稱(chēng)之為正演法。即利用巖芯資料，直接刻度測(cè)井解釋?zhuān)玫刭|(zhì)多元統(tǒng)計(jì)方法，建立儲(chǔ)層參數(shù)與測(cè)井信息間的最佳轉(zhuǎn)換關(guān)系。之所以如此，是因?yàn)槔媒?jīng)驗(yàn)公式，如wyllie，Ramer公式、地層因素公式等求取儲(chǔ)層孔隙度僅是對(duì)非均質(zhì)儲(chǔ)層作不同程度的平均。因此，就整體定性分析、油水層識(shí)別，利用經(jīng)驗(yàn)公式求取精度或許會(huì)滿(mǎn)足，但遠(yuǎn)不能達(dá)到對(duì)油藏定量描述所需求的精度。第六十一頁(yè)，共292頁(yè)。1）方法研究確定儲(chǔ)層參數(shù)測(cè)井解釋統(tǒng)計(jì)模型，通常有線(xiàn)性回歸、多元線(xiàn)性回歸、主因子分析及多元逐步回歸等。實(shí)踐證明，線(xiàn)性回歸、多元線(xiàn)性回歸，往往不能確定多變量中哪些變量對(duì)因變量起更重要的作用；主因子分析則是通過(guò)一系列線(xiàn)性變換，把數(shù)目較多的觀測(cè)變量變換為少數(shù)幾個(gè)主要的綜合變量，即主因子。這幾個(gè)較少的主因子既能盡可能多地反映原來(lái)因子的信息，它們之間又是彼此獨(dú)立的，因此，不失為一種理想的統(tǒng)計(jì)方法；多元逐步回歸分析是解決在建立回歸方程時(shí)如何挑選重要變量（指標(biāo)或因子），并確定其表達(dá)式的一種統(tǒng)計(jì)方法，利用這種方法。

第六十二頁(yè)，共292頁(yè)。一方面，可以自動(dòng)地從大量的可供選擇的變量形式中，選擇對(duì)建立回歸方程起重要作用的變量；另一方面，由于各種變量間的關(guān)系錯(cuò)綜復(fù)雜，如滲透率，它與泥質(zhì)含量、粒度中值、孔隙度及孔隙結(jié)構(gòu)等參數(shù)間均呈非線(xiàn)性形式變化。這樣往往難以確定它的數(shù)學(xué)表達(dá)式，但由于同一變量以不同形式出現(xiàn)時(shí)可看成是不同的變量形式（如x、x2、lg2x、lgx、、ex等均可作為新的變量），因此多元逐步回歸分析方法，對(duì)重要變量選取在一定程度上包括了對(duì)變量表達(dá)式的選擇，而這也正是多元逐步回歸在確定儲(chǔ)層參數(shù)測(cè)井解釋模型中的優(yōu)越性。當(dāng)然，由于孔隙度主要與聲波時(shí)差之間相關(guān)密切，因此，線(xiàn)性回歸、多元線(xiàn)性回歸分析方法在某些油田或地區(qū)，同樣會(huì)獲得好的效果。

第六十三頁(yè)，共292頁(yè)。2）巖芯資料數(shù)字化巖芯資料數(shù)字化是準(zhǔn)確建立儲(chǔ)層參數(shù)解釋模型（統(tǒng)計(jì)模型）的關(guān)鍵，因?yàn)橥ㄟ^(guò)巖芯資料數(shù)字化，可以使巖芯分析的離散數(shù)據(jù)，轉(zhuǎn)化為與測(cè)井響應(yīng)相一致的數(shù)字記錄，而通過(guò)并帶，將其與相應(yīng)井段的測(cè)井資料歸并于一起，通過(guò)校深，使巖芯分析資料與測(cè)井均有準(zhǔn)確的深度對(duì)應(yīng)關(guān)系?？紤]到巖芯分析資料分辨率遠(yuǎn)大于測(cè)井資料縱向分辨率，為使測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)和巖芯分析數(shù)據(jù)相匹配，可對(duì)巖芯資料數(shù)字化后的數(shù)據(jù)去偽存真、濾波、平滑。確定了棗園油田棗南斷塊關(guān)鍵井之后，利用巖芯分析程序（CORE），通過(guò)線(xiàn)性插值或重復(fù)再現(xiàn)的方式，將關(guān)鍵井巖芯分析資料全部轉(zhuǎn)換為L(zhǎng)A716文件，通過(guò)并帶校深使巖芯分析數(shù)據(jù)與測(cè)井資料具有好的對(duì)應(yīng)關(guān)系。

第六十四頁(yè)，共292頁(yè)。第六十五頁(yè)，共292頁(yè)。3）棗園油田儲(chǔ)層孔隙度測(cè)井解釋統(tǒng)計(jì)模型（1）模型建立由圖4-12可看出，孔一段孔隙度低于0.2，聲波時(shí)差大于298μs/m的點(diǎn)，均受到泥質(zhì)含量的影響。由于孔二段儲(chǔ)層泥質(zhì)含量少，碳酸鹽巖含量相對(duì)較高，其間關(guān)系較為規(guī)范，通過(guò)回歸分析得到如下函數(shù)關(guān)系式：φ=Alg△t+B式中φ—目的層孔隙度，％；△t—目的層聲波時(shí)差，μm/m。對(duì)孔一段：A=130.629，B=-302.733，相關(guān)系數(shù)R=0.964，平均絕對(duì)誤差為±0.803％，平均相對(duì)誤差為3.6941％。對(duì)孔二段：A=106.88，B=-238.2，相關(guān)系數(shù)為R=0.92，平均絕對(duì)誤差±1.2％。第六十六頁(yè)，共292頁(yè)。上述φ—△t間關(guān)系式通常適用于泥質(zhì)含量小（小于5％）的砂巖，為了更確切地描述孔隙度與田，井信息間的函數(shù)關(guān)系式，利用多元逐步回歸分析，通過(guò)盡可能多地構(gòu)造一些變量形式（如x，x’，lgx，l/x，/等）。自動(dòng)地選擇與孔隙度相關(guān)最密切的變量形式。通過(guò)多元逐步回歸，并經(jīng)反復(fù)檢驗(yàn)，得到孔一、孔二段儲(chǔ)層孔隙度與測(cè)井信息間的轉(zhuǎn)換關(guān)系：孔一段：φ=A.lg（△t/100）+△φ其中A=19.90，△φ=B.lg2（△t/100）+CV’sh+D；B=-19.70，C=-0.2727，D=-4.762V’sh=△SP=式中△t—目地層聲波時(shí)差，μs/m；φ—目的層孔隙度。

第六十七頁(yè)，共292頁(yè)。相關(guān)系數(shù)R=0.75；平均絕對(duì)誤差為±1.45％，平均相對(duì)誤差為6.22％；平均絕對(duì)偏差低于0.01％；平均相對(duì)偏差為0.45％孔二段：φ=A*lg（△t/100）+△φ式中：A=106.88，△φ=B.V’3sh+C，B=-110.67，C=-24.457，相關(guān)系數(shù)R=0.78，平均絕對(duì)誤差為±11.85％，平均相對(duì)誤差8.42％，平均絕對(duì)偏差低于0.01％，平均相對(duì)偏差為1.07％?？梢?jiàn)，不同層位孔隙度與聲波時(shí)差、泥質(zhì)含量（含細(xì)粉質(zhì)）間關(guān)系不盡相同?？滓欢慰紫抖扰c聲波時(shí)差呈對(duì)數(shù)形式遞變，與泥質(zhì)含量呈線(xiàn)性形式遞變；孔二段孔隙度與聲波時(shí)差之間也以對(duì)數(shù)形式遞變，與視泥質(zhì)含量間呈3次冪形式遞變，造成這種現(xiàn)象的原因是孔一段儲(chǔ)層以粒間孔隙為主，泥質(zhì)含量與細(xì)粉砂含量較高，粘土礦物以蒙脫石為主?？锥蝺?chǔ)層以次生孔隙為主，泥質(zhì)含量較低，碳酸鹽巖含量較高，孔隙度主要受碳酸鹽巖含量影響。

第六十八頁(yè)，共292頁(yè)。圖4—13為棗南孔一、二段巖芯分析、測(cè)井解釋孔隙度相關(guān)對(duì)比圖，可以看出，利用上述公式所求孔隙度精度較高。

第六十九頁(yè)，共292頁(yè)。（二）儲(chǔ)層滲透率測(cè)井地質(zhì)綜合解釋1.滲透率常規(guī)測(cè)井解釋模型現(xiàn)有的方法基本上都是通過(guò)大量實(shí)際資料的統(tǒng)計(jì)，尋找出測(cè)井參數(shù)或轉(zhuǎn)換后的某種地層參數(shù)與巖芯分析滲透率之間的相關(guān)關(guān)系。然后，將這種關(guān)系推廣到未知井的滲透率計(jì)算。幾十年來(lái)，國(guó)內(nèi)外利用孔隙度和束縛水飽和度估計(jì)巖石滲透率，盡管提出的方程形式各異，但基本可用一個(gè)通式來(lái)表示，即：K=式中C、a、b，對(duì)于一定的地區(qū)，一定的油氣類(lèi)型和巖性是一種統(tǒng)計(jì)常數(shù)，可通過(guò)自由水面之上含油氣地層的大量巖芯分析數(shù)據(jù)確定。第七十頁(yè)，共292頁(yè)。圍繞這一關(guān)系式，國(guó)內(nèi)外各測(cè)井公司或研究單位，提出了各自的統(tǒng)計(jì)經(jīng)驗(yàn)公式。如德萊賽公司的關(guān)系式：K=0.136

大港油田第三系的關(guān)系式：K=1.023；河南魏崗油田的關(guān)系式：K=500

考慮到Swi通常與泥質(zhì)含量、粒度中值相關(guān)密切，因此，又有：K=f（φ，Vsh）或K=f（φ，Md）之類(lèi)的公式?？傊?，影響滲透率的因素眾多，從而導(dǎo)致求解滲透率的公式多，但如何利用測(cè)井信息求準(zhǔn)滲透率，至今仍是測(cè)井攻關(guān)的難題。

第七十一頁(yè)，共292頁(yè)。2.利用地質(zhì)多元統(tǒng)計(jì)方法確定滲透率以棗園油田為例，通過(guò)分析滲透率與巖性、物性、含油性及電性關(guān)系，認(rèn)為棗南孔一、孔二段滲透率，無(wú)論在縱向還是在橫向上，非均質(zhì)程度較高。由于孔一段以原生孔隙為主，沉積相對(duì)簡(jiǎn)單，滲透率在縱橫向上變化較為穩(wěn)定；孔二段以次生孔隙為主，不同油組沉積特征不同，且不同斷塊滲透率變化較大。如棗40塊孔二Ⅱ巖芯分析平均滲透率為156.1×10-3μm2，棗111塊巖芯分析平均滲透率為22.8～10-3μm2，棗北孔二Ⅱ巖芯分析平均滲透率為112.1×10-3μm2，棗40塊孔二Ⅳ巖芯分析平均滲透率為17.5×10-3μm2，棗111塊孔二Ⅳ巖芯分析平均滲透率為16.6×10-3μm2，棗南孔一段巖芯分析平均滲透率為163.5×10-3μm2?？梢钥闯觯煌瑢佣巍⑼粚佣尾煌瑓^(qū)塊，滲透率值變化很大，若將其毫不區(qū)分地統(tǒng)一分析，勢(shì)必會(huì)帶來(lái)很大的誤差和困難。第七十二頁(yè)，共292頁(yè)。分析表明，不同的孔隙區(qū)間，滲透率值遞變梯度不同，很難用一簡(jiǎn)單的函數(shù)形式來(lái)描述其間的內(nèi)在聯(lián)系。為解決此問(wèn)題，研究中采用分層、分塊、分相帶建立滲透率測(cè)井解釋模型，以便最佳地逼近巖芯分析滲透率?？滓欢我詻_積扇膏鹽湖沉積為特征，主要儲(chǔ)油層一般集中在扇中辮狀河道、心灘沉積中。以細(xì)砂、粗粉砂沉積為主，孔隙度分布于20～28％之間，滲透率則分布于幾十到1600×10-3μm2之間，漫流沉積通常以粉砂巖、泥質(zhì)細(xì)砂、泥質(zhì)粉砂巖為主，粒度較細(xì)，孔隙度5—20％，滲透率則分布于0.5×10-3μm2到幾十毫平方微米，為此，以微相劃分為依據(jù)，把孔隙度作為控制參數(shù)，將儲(chǔ)層分為三大類(lèi)：

第七十三頁(yè)，共292頁(yè)。（1）當(dāng)孔隙度高于25％，相當(dāng)于辮狀河道及心灘主體沉積。根據(jù)前述四性關(guān)系分析，構(gòu)造出一系列變量形式，即以孔隙度、視泥質(zhì)含量、聲波時(shí)差、感應(yīng)電阻率等為基礎(chǔ)變量，而以其線(xiàn)性形式、指數(shù)形式、對(duì)數(shù)形式等為新的變量，利用多元逐步回歸分析建立巖芯分析滲透率與測(cè)井信息間的最佳函數(shù)關(guān)系式：經(jīng)多元逐步回歸得到如下函數(shù)關(guān)系式：lgK=AlgK1+Blg2K1+C.lgφ+DK1=A=9.534，B=-2.744，C=8.2055，D=-0.8711。式中φ———孔隙度，小數(shù)；——視泥質(zhì)量，％；復(fù)相關(guān)系數(shù)R=0.77，平均相對(duì)誤差37％?？梢钥闯?，在高孔、高滲地區(qū)，滲透率主要與孔隙度值有關(guān)。滲透率與孔隙度（φ）及孔隙度與泥質(zhì)含量之比（φ/Vsh）成對(duì)數(shù)形式。

第七十四頁(yè)，共292頁(yè)。（2）孔隙度20～25％之間，該類(lèi)儲(chǔ)層主要屬于辮狀河道、心灘近側(cè)緣沉積，孔隙分選較好，滲透率一般幾個(gè)到百毫平方馓米，解釋模型為：lgK=A.φ3+BlgK1+C+D式中A=5.4，B=-0.1613C=0.007145，D=1.5203K1=e（10.φ）lg2（Rt/Rtc）/Vsh，Rtc為油層下限值，孔一段Rtc≈3.0相關(guān)系數(shù)R=0.72，平均相對(duì)誤差45％，樣品點(diǎn)平均值為147×10-3μm2?？梢钥闯?，當(dāng)儲(chǔ)層孔隙度為20～25％時(shí)，其所對(duì)應(yīng)滲透率，不僅與孔隙度、視泥質(zhì)含量有關(guān)，而且還與反映儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、油水層特點(diǎn)的電阻率值具明顯的相關(guān)關(guān)系。第七十五頁(yè)，共292頁(yè)。（3）孔隙度低于20％，此類(lèi)儲(chǔ)層主要為漫灘沉積，其粒度細(xì)，泥質(zhì)含量高，滲透率一般幾個(gè)到幾十毫平方微米、解釋模型如下：lgK=AlgK1+B式中A=0.54，B=-0.81，K1=e20φ/復(fù)相關(guān)系數(shù)R=0.79，平均相對(duì)誤差50.116％?？梢钥闯?，此類(lèi)儲(chǔ)層滲透率與孔隙度、泥質(zhì)含量相關(guān)密切。綜上所述，不同沉積類(lèi)型不同儲(chǔ)層特征，不同區(qū)塊和層位，儲(chǔ)層后生成巖變化不同，導(dǎo)致滲透率變化規(guī)律不同。從而使測(cè)井解釋模型也有所不同。滲透率與其它地質(zhì)、測(cè)井信息之間關(guān)系復(fù)雜，很難用簡(jiǎn)單的線(xiàn)性模型、單變量模型來(lái)描述。

第七十六頁(yè)，共292頁(yè)。圖4—14為利用多元統(tǒng)計(jì)模型所求棗南孔一段滲透率與巖芯分析滲透率相關(guān)對(duì)比圖。可以看出，其解釋精度較高。

第七十七頁(yè)，共292頁(yè)。（三）儲(chǔ)層參數(shù)神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模擬及預(yù)測(cè)如前所述，利用測(cè)井信息求取儲(chǔ)層參數(shù)通常采用經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ突蚪y(tǒng)計(jì)模型。所謂經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ图粗咐们叭搜芯康慕?jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ?，如孔隙度用Willy時(shí)間平均公式、Ramer公式、地層因素公式等，通過(guò)調(diào)整參數(shù)達(dá)到求解之目的。所謂統(tǒng)計(jì)模型則是指利用研究區(qū)實(shí)驗(yàn)室分析化驗(yàn)資料，經(jīng)過(guò)數(shù)理統(tǒng)計(jì)，建立儲(chǔ)層參數(shù)的最佳函數(shù)關(guān)系式。第七十八頁(yè)，共292頁(yè)。綜合國(guó)內(nèi)外研究資料，確定儲(chǔ)層參數(shù)測(cè)井解釋經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ突蚪y(tǒng)計(jì)模型通常有實(shí)驗(yàn)室分析測(cè)定、回歸分析、主因子分析及最近幾年剛剛興起的地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)預(yù)測(cè)、神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模擬等方法。經(jīng)過(guò)近十年的探討和研究，我們認(rèn)為回歸分析、主因子分析，用于關(guān)鍵井評(píng)價(jià)，會(huì)取得十分滿(mǎn)意的效果。用于多井評(píng)價(jià)，則需要極精細(xì)地對(duì)全油田測(cè)井資料重新刻度，只有用刻度后的測(cè)井資料，才可求得平面上呈規(guī)律性分布的儲(chǔ)層參數(shù)。使用多元逐步回歸分析方法，作為大港棗園油田關(guān)鍵井研究及多井評(píng)價(jià)的主要方法，在對(duì)全油田測(cè)井資料進(jìn)行精細(xì)刻度基礎(chǔ)上，分層、分塊、分相帶建立了適應(yīng)于研究區(qū)的儲(chǔ)層參數(shù)解釋模型，取得了明顯的效果。然而，伴隨計(jì)算機(jī)技術(shù)的飛速發(fā)展，涌現(xiàn)出許多可調(diào)性更強(qiáng)的技術(shù)方法，利用神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模擬技術(shù)預(yù)測(cè)儲(chǔ)層參數(shù)則是目前令人耳目一新的方法。第七十九頁(yè)，共292頁(yè)。1.人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)—誤差反向傳播模型（EBP）人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模擬生物神經(jīng)元系統(tǒng)之間的激勵(lì)過(guò)程，它的基本構(gòu)成單位是節(jié)點(diǎn)，又稱(chēng)神經(jīng)元。神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)是由許多計(jì)算簡(jiǎn)單的節(jié)點(diǎn)連接而成，每個(gè)節(jié)點(diǎn)可以有很多輸入途徑，把對(duì)所有的輸入信號(hào)進(jìn)行線(xiàn)性加權(quán)組合作為節(jié)點(diǎn)的輸入，然后，依據(jù)傳遞函數(shù)和閾值進(jìn)行映射，輸出結(jié)果作為下一層節(jié)點(diǎn)的輸入信號(hào)。神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型通常由輸入層、輸出層和連接兩者的隱層組成，其中隱層的數(shù)目可以多于一層。同一層之間的節(jié)點(diǎn)可以不連接，相鄰兩層的節(jié)點(diǎn)兩兩連接起來(lái)，隱層的節(jié)點(diǎn)數(shù)可以任意規(guī)定，考慮到算法的穩(wěn)定性、容錯(cuò)能力以及有效率，隱層的層數(shù)和每一隱層的節(jié)點(diǎn)數(shù)選擇要合適，不能過(guò)多或過(guò)少，輸出層節(jié)點(diǎn)數(shù)要等于期望輸出的個(gè)數(shù)，輸入層節(jié)點(diǎn)數(shù)要等于輸入樣本各分量的個(gè)數(shù)。激勵(lì)函數(shù)采用S型函數(shù)：f（x）=[1+th（x）]=[1+]（4—17）其中，θ為節(jié)點(diǎn)的閾值。

第八十頁(yè)，共292頁(yè)。網(wǎng)絡(luò)前一層節(jié)點(diǎn)的輸出作為后一層節(jié)點(diǎn)的輸入。同一層各節(jié)點(diǎn)的輸出值，由于兩節(jié)點(diǎn)間的連結(jié)權(quán)重不同而被放大或被衰減或被抑制，每一節(jié)點(diǎn)的激勵(lì)輸出值由節(jié)點(diǎn)輸入傳遞函數(shù)和閾值確定。誤差反向傳播（EBP）型的網(wǎng)絡(luò)是神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)中一個(gè)最大的家族，它由其權(quán)值實(shí)現(xiàn)正向映射。EBP型的網(wǎng)絡(luò)都是把當(dāng)前權(quán)值作用下網(wǎng)絡(luò)的輸出與希望實(shí)現(xiàn)的映射要求的期望輸出進(jìn)行比較來(lái)學(xué)習(xí)的，是一種簡(jiǎn)便有效和專(zhuān)用于層次型網(wǎng)絡(luò)的學(xué)習(xí)算法，它利用給定的訓(xùn)練樣本，在學(xué)習(xí)過(guò)程中不斷修正內(nèi)部權(quán)重和閾值，使實(shí)際輸出與期望輸出非常接近。第八十一頁(yè)，共292頁(yè)。具體算法如下：設(shè)有m層網(wǎng)絡(luò)，若在輸入層加上輸入模式，設(shè)第k層第i單元由第k-l層輸入的總和為Ujk，輸出為Vjk，由第k-1層的第i個(gè)神經(jīng)元到第A層第j個(gè)神經(jīng)元的結(jié)合權(quán)值為Wijk-1，各神經(jīng)元的輸入與輸出關(guān)系函數(shù)是f（u），則各變量的關(guān)系為：

Vjk=f（Ujk）

Ujk=

設(shè)輸出層第j個(gè)神經(jīng)元的期望輸出為Yj，實(shí)際輸出為Vmj，它由輸入模式和各層的權(quán)值決定，其誤差函數(shù)為：r=求權(quán)值W，使r達(dá)到最小，求取Wij的方法是采用最速下降法：W（t+1）=W（t）-其中ε>0，（-dr/dw）|w（t）稱(chēng)為下降方向，多維情形時(shí)負(fù)導(dǎo)數(shù)變成負(fù)梯度，即所謂的最速下降方向。

第八十二頁(yè)，共292頁(yè)。由公式（4—18）、（4—19）（4—20）得：Vjm-yik其中：

第八十三頁(yè)，共292頁(yè)。其中：為了改善收斂性，將公式（4—26）改成：

也即后一次的權(quán)值更新值適當(dāng)考慮到上一次的權(quán)值更新值，最后得到：

由djm代入公式（4—26）和（4—29）求出Wijk-1，再代入公式（4—27）可求出djm-1，代入公式（4—26）和（4—29）又可求出Wijm-2，…，直到求出Wij（l）.為此，從最上層即輸出層開(kāi)始，根據(jù)公式（4—26）～（4—29）將誤差依次向后傳播，不斷修正各內(nèi)部連接權(quán)重，直到輸出的結(jié)果滿(mǎn)意為止。

第八十四頁(yè)，共292頁(yè)。2.孔隙度模擬及預(yù)測(cè)通過(guò)前述分析表明，本區(qū)孔隙度與SP相對(duì)幅度值、聲波時(shí)差間相關(guān)關(guān)系密切，因此，在建立孔隙度解釋模型時(shí)，充分考慮了上述因素的影響，從而形成了如下網(wǎng)絡(luò)訓(xùn)練參數(shù)文件（表4—3）。

第八十五頁(yè)，共292頁(yè)。圖4—15為巖芯分析孔隙度與神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模擬孔隙度對(duì)比圖，兩者相關(guān)極為密切，其平均絕對(duì)誤差小于±1％，平均相對(duì)誤差5％左右。

第八十六頁(yè)，共292頁(yè)。3.滲透率模擬前述表明，滲透率與巖性參數(shù)、物性參數(shù)相關(guān)密切，由于受取樣密度限制，極難確定滲透率與測(cè)井信息間直接的關(guān)系。然而，由于神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模擬在計(jì)算過(guò)程中，首先采用數(shù)據(jù)歸一化，因此，可以用泥質(zhì)含量、孔隙度與滲透率直接建立關(guān)系，以彌補(bǔ)由于取樣密度小所帶來(lái)的巖電歸位難這一問(wèn)題。工作中，將孔隙度、泥質(zhì)含量作為輸入層，滲透率作為輸出層，形成滲透率學(xué)習(xí)網(wǎng)絡(luò)（見(jiàn)表4—4）。

第八十七頁(yè)，共292頁(yè)。圖4—16為大港深層儲(chǔ)層滲透率神經(jīng)模擬與巖芯分析間對(duì)比圖，顯然兩者相關(guān)極為密切。此外利用神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模擬及預(yù)測(cè)技術(shù)，還可進(jìn)行巖性參數(shù)、孔隙結(jié)構(gòu)等參數(shù)計(jì)算，基本原理相同，關(guān)鍵在于組織好訓(xùn)練樣本。

第八十八頁(yè)，共292頁(yè)。四、陸相儲(chǔ)層原始含油飽和度研究（一）概念油藏原始含油飽和度是計(jì)算石油天然氣儲(chǔ)量、可采儲(chǔ)量的重要參數(shù)。含油飽和度不僅作為獨(dú)立參數(shù)影響儲(chǔ)量計(jì)算的精度，同時(shí)也是判斷油、水層，研究有效厚度的重要指標(biāo)之一。長(zhǎng)期以來(lái)，國(guó)內(nèi)油田儲(chǔ)量計(jì)算所選用的含油飽和度值，主要來(lái)自油基泥漿取芯井、密閉取芯井及昔通取芯井所計(jì)算的資料。然而由于油田取芯井?dāng)?shù)目有限，特別是油基泥漿取芯井，密閉取芯井?dāng)?shù)目更少。僅以幾口井分析資料代表高度非均質(zhì)的油田，勢(shì)必帶來(lái)很大的誤差，因此，開(kāi)展原始含油飽和度測(cè)井、地質(zhì)綜合解釋極為必要。1.確定油藏原始含油飽和度巖芯直接測(cè)定法，也即利用油基泥漿取芯、密閉取芯、冷凍密閉取芯井底蠟封取芯、大直徑取芯直接測(cè)定。50—60年代，為了獲取地層條件下原始含油飽和度，發(fā)展了油基泥漿取芯，盡管其成本昂貴，但仍受?chē)?guó)內(nèi)普遍重視，廣為應(yīng)用。70年代至今，國(guó)內(nèi)普遍采用密閉取芯技術(shù)。使用油基泥漿取芯或密閉取芯直接測(cè)定飽和度成為目前儲(chǔ)量計(jì)算中最準(zhǔn)確的方法。2.應(yīng)用毛管壓力計(jì)算利用實(shí)驗(yàn)室毛管壓力資料，確定油藏原始含油飽和度，在國(guó)外廣為應(yīng)用。其精度和油差泥漿取芯結(jié)果相提并論。誤差僅為5％左右。國(guó)內(nèi)由于難以求準(zhǔn)油藏條件下油與水的界面張力和潤(rùn)濕接觸角，目前還只在低級(jí)別儲(chǔ)量計(jì)算中使用。

第八十九頁(yè)，共292頁(yè)。3.相關(guān)統(tǒng)計(jì)法即利用油基泥漿或密閉取芯井巖芯分析資料，統(tǒng)計(jì)已知束縛水飽和度與其它因素問(wèn)的定量關(guān)系。前人研究認(rèn)為，滲透率和束縛水飽和度常存在如下函數(shù)關(guān)系式：

（4—30）

（4—31）或

（4—32）式中ai及C均為常數(shù)。斯侖見(jiàn)謝公司從油田研究中，將一些常用公式，總結(jié)為一種經(jīng)驗(yàn)公式，對(duì)于含有中等密度的原油采用：

（4—33）

而對(duì)于干氣儲(chǔ)層則變?yōu)椋海?—34）第九十頁(yè)，共292頁(yè)。近幾年，國(guó)內(nèi)外許多油田，較普遍以孔隙度與滲透率對(duì)數(shù)之積來(lái)表示與束縛水飽和度之間的關(guān)系。然而，必須看到，儲(chǔ)油層中巖石含水飽和度的數(shù)值與石油在原始含水層中的聚集過(guò)程、石油粘度、油水分界面上的表面張力、巖石中的顆粒分選、油水接觸面與巖芯位置的接近程度，巖石中粘土含量，特別是巖石孔隙大小和分布等有關(guān)。

4.測(cè)井解釋求取法70年代以前，國(guó)內(nèi)外把測(cè)井解釋含油飽和度多用于油水層的定性判別。80年代，隨著測(cè)井技術(shù)的不斷發(fā)展，特別是油藏描述技術(shù)的發(fā)展，利用測(cè)井解釋所求飽和度定量評(píng)價(jià)儲(chǔ)層、計(jì)算石油儲(chǔ)量已大勢(shì)所趨。盡管以阿爾奇公式為基礎(chǔ)派生出計(jì)算原始含油飽和度的公式50余個(gè)，但目前各石油公司常用的只有阿爾奇公式、Simandoux公式、Wamman—Smits方程、Fertl公式、印度尼西亞方程等。不同類(lèi)型公式，適應(yīng)于不同儲(chǔ)層類(lèi)型。

第九十一頁(yè)，共292頁(yè)。1.含油高度對(duì)含油飽和度的影響利用多元回歸分析，可定量描述含油高度與含油飽和度間的一般函數(shù)關(guān)系式，研究表明，含油高度與含油飽和度之間存在如下形式的函數(shù)關(guān)系式：

（4—35）不同油藏或同一油藏不同物性的油層具有相同的變化形式，遞變梯度不同，如棗111塊孔二Ⅱ油組2小層油藏，當(dāng)滲透率大于2×10-3μm2時(shí)，A=0.264506×10-1，B=0.115834×10-2。當(dāng)滲透率小于2×10-3μm2時(shí)，A=0.26598×10-1，B=0.114493×10-2?？锥粲徒M油層，A=0.928779×10-1，B=0.147228×10-2。顯然，上述各式主要區(qū)別在于A值不同。分析表明，儲(chǔ)層物性變差，A值增大，而B(niǎo)值變化很小。有的閉合高度很大的油藏，幾百米內(nèi)，含水飽和度僅變化23％，對(duì)這種油藏的純油段來(lái)說(shuō)，含油高度對(duì)含水飽和度影響不大，如大慶油田是高油柱油藏，滲透率大于1550×10-3μm2，的油層，在構(gòu)造頂部海拔-650m處（相當(dāng)于油水界面以上120m），含水飽和度為12％左右，海拔-950m（油水界面以上20m）為20％，純油段300m井段內(nèi)，含水飽和度僅變化8％，海拔-1000m（油水界面以上70m）為23％，-1050m（油水界面以上20m）為35％，-1070m處為55％（見(jiàn)圖4—17）。

（二）影響原始含油飽和度的地質(zhì)因素分析第九十二頁(yè)，共292頁(yè)。第九十三頁(yè)，共292頁(yè)。2.巖石物性對(duì)含油飽和度的影響對(duì)一個(gè)具有一定含油高度的油藏來(lái)說(shuō)，巖性和地層流體性質(zhì)變化不大，產(chǎn)油層含水飽和度與儲(chǔ)集層孔隙度、滲透率明顯相關(guān)。分析棗園油田孔一段、孔二段純油層段含水飽和度與孔隙度之間關(guān)系，表明同一油層段內(nèi)，隨孔隙度的增加，含水飽和度逐漸減低。經(jīng)回歸分析，得出孔隙度與含水飽和度間的最佳函數(shù)關(guān)系式：孔一段：相關(guān)系數(shù)R=0.9131，平均絕對(duì)誤差±4.5％，平均相對(duì)誤差11.4％，平均絕對(duì)偏差為0?？锥危合嚓P(guān)系數(shù)R=0.7011，平均絕對(duì)誤差±11％，平均相對(duì)誤差26.8％，平均絕對(duì)偏差為0?？滓?、二段純油層段隨滲透率的增加，含水飽和度減小，反映儲(chǔ)層物性越好，束縛水飽和度越低，兩者之間存在如下的關(guān)系式：孔一段：相關(guān)系數(shù)R=0.6482，平均絕對(duì)誤差±8.56％，平均相對(duì)誤差19.630，6，平均絕對(duì)偏差為-1.3％?？锥危合嚓P(guān)系數(shù)R=0.7728，平均絕對(duì)誤差±9.96％，平均相對(duì)誤差22.7％，平均絕對(duì)偏差為-1.66％。此外從毛管壓力曲線(xiàn)分布可看出，隨孔隙度、滲透率變小，毛管壓力曲線(xiàn)分布逐漸遠(yuǎn)離縱坐標(biāo)軸。高孔隙度、高滲透率樣品的毛管壓力曲線(xiàn)有明顯的平臺(tái)，有接近90°的拐角，過(guò)渡段很小，束縛水飽和度很低，低孔、低滲毛管壓力曲線(xiàn)近似一條斜線(xiàn)，沒(méi)有明顯的平臺(tái)和拐角，排驅(qū)壓力高，束縛水飽和度高。

第九十四頁(yè)，共292頁(yè)。3.巖性因素時(shí)含油飽和度的影響泥質(zhì)含量、粒度中值往往是影響儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、孔隙結(jié)構(gòu)特性的主要因素。因此，與原始含油飽和度之間也存在極為密切的聯(lián)系。圖4—18為棗南孔一段純油層段泥質(zhì)含量（含細(xì)粉砂）與含水飽和度的關(guān)系圖，可以看出.隨泥質(zhì)含量的增加，含水飽和度增加，當(dāng)含水飽和度大于60％左右時(shí)，含水飽和度的增加與泥質(zhì)含量之間無(wú)明顯變化，說(shuō)明當(dāng)含水飽和度大于60％，泥質(zhì)大于30％時(shí)，油層是無(wú)效的。通過(guò)回歸分析得出含水飽和度與泥質(zhì)含量（含細(xì)粉砂）間的最佳函數(shù)關(guān)系式：

（4—40）相關(guān)系數(shù)R=0.8465，平均絕對(duì)誤差±8.4％，平均相對(duì)誤差17.98％，平均絕對(duì)偏差為-1.6％。

第九十五頁(yè)，共292頁(yè)。統(tǒng)計(jì)表明，孔一段純油層段隨粒度中值減小，水飽和度增加，當(dāng)粒度中值低于0.06mm時(shí)，含水飽和度與粒度中值之間無(wú)明顯關(guān)系，這也說(shuō)明，當(dāng)粒度中值低于0.06mm左右時(shí)，油層是無(wú)效的。通過(guò)分析可得出如下函數(shù)關(guān)系（4—41）

相關(guān)系數(shù)R=0.56，平均絕對(duì)誤差±9.3％，平均相對(duì)誤差21.8％，平均絕對(duì)偏差為-1.5％。

4.孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)含油飽和度的影響對(duì)一個(gè)具有一定含油高度的油藏來(lái)說(shuō)，巖性和地下流體性質(zhì)變化不大，產(chǎn)油層的含水飽和度主要受儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的影響。

圖4—19為物性相同，巖性孔隙結(jié)構(gòu)不同的兩條毛管壓力曲線(xiàn)，可以看出，由于孔隙結(jié)構(gòu)的影響，即便物性相同，其間的流體分布也不同。

第九十六頁(yè)，共292頁(yè)。西北大學(xué)曲志浩根據(jù)G.D.Hobson公式導(dǎo)出了最小含油（有效）喉道半徑（rmin）計(jì)算式為：

（4—42）對(duì)結(jié)果影響很小，可忽略不計(jì)。在水動(dòng)力微弱條件下，4.9L也可忽略。上式簡(jiǎn)化為：

（4—43）式中σ——地層油水界面張力；h——油柱高度；

ρw和ρo——地下水和油的密度；

——孔隙平均半徑；L——油藏寬度；dh/dl——水頭差。利用rmin根據(jù)壓汞資料可以計(jì)算一系列參數(shù)，諸如φe、無(wú)效孔隙百分比、rmin、控制的潤(rùn)濕相飽和度（Smin）、儲(chǔ)油指數(shù)DS等。從而可研究Sw與上述參數(shù)之間的關(guān)系。唐階廷（1990年）對(duì)二連盆地阿爾善地區(qū)蒙古林油田礫巖油藏研究得出，原始含油飽和度與常規(guī)物性關(guān)系不大，而與儲(chǔ)油指數(shù)、有效喉道峰值、無(wú)效孔隙百分比等孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)之間具有統(tǒng)一的、良好的分布關(guān)系。

第九十七頁(yè)，共292頁(yè)。1）原始含油飽和度與儲(chǔ)油指數(shù)的關(guān)系儲(chǔ)油指數(shù)為有效喉道平均半徑與最小含油喉道半徑的比值。儲(chǔ)油指數(shù)越大，Sw越低，呈較好的線(xiàn)性關(guān)系（圖4—20），但點(diǎn)子欠集中。

第九十八頁(yè)，共292頁(yè)。2）原始含油飽和度與DS的關(guān)系DS為有效喉道峰位半徑D與有效汞飽和度S的乘積，關(guān)系示于圖4—21。

第九十九頁(yè)，共292頁(yè)。3）原始含油飽和度與無(wú)效孔隙百分比的關(guān)系與上述關(guān)系圖比較，是關(guān)系最好的一條曲線(xiàn)（圖4—22），點(diǎn)子較集中，帶較陡窄。當(dāng)油層全為有效孔隙時(shí)，只有大約5％的孔壁吸附薄膜水飽和度；當(dāng)全為無(wú)效孔隙時(shí)，含水飽和度100％。其間含水飽和度隨無(wú)效孔隙百分比增大而增大，這就更清楚地說(shuō)明了安山巖和礫巖含水飽和度高的原因。安山巖平均無(wú)效孔隙百分比最大，達(dá)84.2％，分布在圖的右上角，平均束縛水飽和度89％；礫巖無(wú)效孔隙百分比低于安山巖，平均71％，分布在圖右上部，平均束縛水飽和度80％。

第一百頁(yè)，共292頁(yè)。5.地層的油水密度差對(duì)原始含油飽和度的影響圖4—23為李淑貞（1989年）依據(jù)國(guó)內(nèi)外幾個(gè)油田的資料，選擇距油水界面較遠(yuǎn)，含油、水飽和度隨油柱高度變化不大區(qū)段的袖基泥漿、密閉取芯實(shí)測(cè)資料，編制的各油藏含水飽和度與滲透率的關(guān)系圖。該圖表明，在相同滲透率條件下，隨著地層油水密度差的增加，原始含水飽和度越來(lái)越高。同時(shí)，距油水界面相近地區(qū)也有類(lèi)似的關(guān)系，如圖4—23。

此外，統(tǒng)計(jì)表明張力越大，含水飽和度越高。完全親水的巖石潤(rùn)濕角等于零，含水飽和度高。潤(rùn)濕角增大，巖石親水程度降低或變成中性，含水飽和度亦降低。親油巖石潤(rùn)濕角大于90°，含水飽和度更低。所以，親油油藏的過(guò)渡帶很小，甚至可以忽略，其含油飽和度比親水油藏高。綜上所述，原始含油飽和度主要受上述五個(gè)因素影響，但不同地區(qū)、不同類(lèi)型油藏，各因素對(duì)原始含油飽和度的影響程度不同。

第一百零一頁(yè)，共292頁(yè)。（三）利用實(shí)驗(yàn)室毛細(xì)管力資料計(jì)算原始含油飽和度油藏中，油水分布狀態(tài)是毛管壓力與驅(qū)動(dòng)壓力平衡的結(jié)果。用現(xiàn)代實(shí)驗(yàn)技術(shù)模擬了油驅(qū)水的油藏形成過(guò)程，測(cè)得了流體飽和度與毛管壓力的關(guān)系曲線(xiàn)，從而為利用巖芯毛管壓力曲線(xiàn)計(jì)算原始含油飽和度提供了可能。利用毛管壓力資料計(jì)算原始含油飽和度可分為如下幾個(gè)步驟：（1）J（Sw）函數(shù)的求?。寒?dāng)毛管壓力試驗(yàn)為水銀—空氣系統(tǒng)時(shí)，δ=480M——N/m，θ=140°式中J（Sw）——J函數(shù)，無(wú)因次；Pc——毛管壓力，MPa；K——空氣滲透率，10-3μm2；φ——孔隙度，小數(shù)。（2）J函數(shù)曲線(xiàn)的繪制。主要用目估或由計(jì)算機(jī)自動(dòng)繪制J函數(shù)。（3）室內(nèi)平均毛管壓力曲線(xiàn)的求取。據(jù)

式中——平均毛管壓力，MPa；——常數(shù)=式中ki——I樣品滲透率；φ——I樣品孔隙度；J——J函數(shù)，無(wú)因次。

第一百零二頁(yè)，共292頁(yè)。（4）用平均毛管壓力曲線(xiàn)確定原始含油飽和度用平均毛管壓力曲線(xiàn)確定原始含油飽和度通常有兩種方法。一種是利用油藏毛管壓力曲線(xiàn)確定原始含油飽和度，步驟為：（1）將室內(nèi)平均毛管壓力曲線(xiàn)換算為油藏條件下毛管壓力曲線(xiàn)由毛細(xì)管壓力計(jì)算公式式中pc——毛細(xì)管壓力，Mpa；σL——液體兩相的界面張力，mN/m；θc——流體與固體的接觸角；r——毛細(xì)管半徑，μm?？煞謩e寫(xiě)出實(shí)驗(yàn)室毛細(xì)管壓力表達(dá)式和油藏毛管壓力表達(dá)式：

（4—44）

（4—45）式中

σθ、θR和（pc）L——分別為實(shí)驗(yàn)室內(nèi)的界面張力、接觸角、毛細(xì)管壓力，一般σHg=480mN/m，σHg=140°。σR、θR、（pc）L——分別為油藏條件下界面張力，接觸角，接觸角毛細(xì)管壓力。由式4—44、4—45可得：

（4—46）考慮到油氣未進(jìn)入油藏前，巖石都為親水，θR（θow油水巖石接觸角）為零，（Pc）R=1.31。不同油田、不同儲(chǔ)層類(lèi)型σR不同。

第一百零三頁(yè)，共292頁(yè)。（2）將油藏條件下的毛細(xì)管壓力換算為油柱高度眾所周知，油藏的毛管壓力為油水的重力差所平衡，即：H=（4—47）式中H