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1、开发井解释储层油、气、水层的识别方法（一）、油层的主要响应特征1、常规测井曲线在油层的最基本响应特征是R高，一般高于临近同岩性水层的2倍左右，即RRw。2、受泥浆侵入影响，一般油质为稀油的储层，在地层水矿化度与泥浆矿化度差异不是很大情况下，深、浅探测电阻率数值差异较大，远大于水层的差异。而稠油地层由于冲洗带范围较小，深、浅电阻率数值差异相对较小。3、自然电位幅度略小于临近水层，在稠油地层，这一特征更明显。微电极曲线幅度中等，具有明显的正幅度差，并随渗透性变差幅度差减小。 自然电位曲线显示正异常或负异常 ，随泥质含量的增加异常幅度变小。 长、短电极视电阻率曲线均为高阻特征。 感应曲线呈明显的低电
2、导(高电阻)。 声波时差值中等，曲线平缓呈平台状。 井径常小于钻头直径。（二）、气层主要响应特征1、最主要特征是深探测的电阻率数值较高；2、由于受天然气影响，声波时差有增大或周波跳跃现象；3、由于气层含氢指数低，对快中子减速能力差，对伽玛射线的吸收能力也差，导致气层中子伽玛数值高。在微电极、自然电位、井径、视电阻率曲线及感应电导曲线上气层特征与油层相同，所不同的是在声波时差曲线上明显的数值增大或周波跳跃现象，中子伽玛曲线幅度比油层高。气层的最大特点是中子密度交会明显(三)、油水同层：在微电极、声波时差、井径曲线上，油水同层与油层相同，不同的是自然电位曲线比油层大一点，而视电阻率曲线比油层小一点
3、，感应电导率比油层大一点。 (四)、水层：微电极曲线幅度中等，有明显的正幅度差，但与油层相比幅度相对降低；自然电位曲线显示正异常或负异常，且异常幅度值比油层大；短电极视电阻率曲线幅度较高而长电极视电阻率曲线幅度较低，感应曲线显示高电导值，声波时差数值中等，呈平台状，井径常小于钻头直径。 (1)油层：在解释油层时要特别注意水层的电阻率及围岩电阻率。 一高：高电阻率。 三低：低自然伽玛、低中子孔隙度、低体积密度。 二大：自然电位异常幅度大，但比水层异常幅度小。 一小：井径小。 油层可概括如下：深中浅三分开(微电极两分开)，声波出平台，浅电阻低下来(短电极平下来)，深电阻高起来(长电极鼓起来)，井径
4、缩进来，电位感应向相开。 (2)气层 自然伽玛、井径、自然电位、电阻率曲线基本上同油层，与油层所不同的是中子孔隙度、体积密度比油层低，两条曲线出现交叉，声波出现跳跃。 (3)水层： 四低：低电阻率、低自然伽玛、低中子孔隙度，中子孔隙度比油气层高;低体积密度，但比油层、气层高。 一小：井径小。 二大：自然电位异常幅度大，声波时差大，但比油层、气层低。水层可概括如下：深中浅三分开，声波出平台，浅电阻高起来(与深电阻比较)，深电阻低下来，井径缩进来，电位感应套起来。在解释油气水层时要注意相邻层段水层的电阻率，围岩电性特征的变化和反映油气层的主要几条曲线的变化。识别油、气、水层的主要依据1、依据四性关
5、系原理（岩性、物性、电性、含油性），综合利用本井的测井曲线对储层油、气、水变化进行分析。在岩性、物性一致的情况下，电阻率越高，储层含油饱和度越高，含油性越好，地层电阻率一般是岩性、物性相近临近水层的2倍左右。岩性越细，地层电阻率越低；反之，则越高。在岩性、含油性一致情况下，物性越好，电阻率越低。2、根据地层对比结果，划分油田的油、气、水层界面深度，从而判定本井的油、气、水层界面。3、根据录井、气测、井壁取心等第一性资料，分析储层的含油气情况。分析油气水层方法1、曲线分析法：利用SP曲线分析确定地层水性质接近的储层，简单划分地层，每一组地层顶部是油气最可能储存的地方；利用2.5米梯度电阻率曲线划
6、分储层厚度，电阻率曲线呈尖峰或刺刀状、较高的储层为可疑油气层，电阻率较低且变化平稳的，则基本为水层，稀油前者大于后者1.5倍，稠油2倍。自然电位幅度明显小，电阻率较高的，则可能为岩性较致密地层。2、井间横向对比法：对应邻井解释油气水层情况，结合试油结果，分析本井的对应层位，其构造位置和电性特征是否与邻井一致，从而判断本井是否含油气。横向对比法是以油藏的概念为基础，利用测井曲线（如深侧向、2.5米梯度、AC等曲线）进行的井间地层对比。首先将斜井进行深度校正，校成直井，然后用相同的测井曲线在含油气层段内找准标志层。根据各井所处的构造位置高低，寻找可能误解释为水层或未解释的油气层。对于块状油气藏，由
7、于其受统一的压力系统控制，具有统一的油水界面，这种方法具有很好的实用性；对于层状油藏，这种方法不完全适用，而电性分析显得更重要。3、交会图法交会图法是一种实用的测井识别方法，它是选取已试油井测井资料的特征值，经环境校正计算后进行交会，将未试油井测井值经环境影响校正后代入图版判断油气水的一种测井解释方法。其直观可靠，是复查挖潜的好方法。识别油层一般采用电阻率声波交会，从图中看出油层和水层能清楚地分开，AC和RT其中有一个增大的层，很可能为油层。 识别气层的较好的方法是伽玛声波交会图，为消除泥质的影响和系统误差，中子坐标采用砂岩与泥岩的中子伽马比值。 目视法判断油气水层第一步，利用深双侧向曲线（参
8、考0.5米电位和浅双侧向曲线）在测量井段找出高电阻率异常层。在一定测量井段内，受地质条件控制的水层电阻率变化较小，在油气层上其电阻率会成倍或成数倍增高，形成明显的高电阻率异常。第二步，利用自然电位（自然伽玛），声波时差和微电极等曲线，检查高电阻率异常层是否是渗透性储集层。渗透层，SP为负异常，声波时差与水层的时差相当，微电极曲线为“低均正”差异。非渗透性致密层（玄武岩等）也能形成高电阻率异常。第三步，分析高电阻率异常渗透性层的曲线变化，深双侧向电阻率高对应声波时差高值，电阻率低对应时差低值是明显的油气特征。“高电阻大时差”是判断含油气的精髓。含油气愈饱满，大时差对应的电阻愈高。含水层，大时差则
9、对应低电阻率，小时差对应高电阻率。第四步，检查径向电阻率变化。在油气层一般为减阻侵入。深双侧向电阻率浅双侧向电阻率（0.5米电位）微侧向电阻率，具有正差异。在水层（当地层水矿化度泥浆滤液矿化度时）则为增阻侵入，具有负差异。减阻侵入一定程度反映了油气的可动性。第五步，进一步落实油气层，检查井壁取蕊，岩屑录井，气测资料等。与油气层上下的纯水层比较。参考邻井试油结果，油气动用情况等。 气层与油层都同样形成了高电阻率异常，对于浅部气层（2500m浅）有以下几个特征。 A、电阻率可以比油层低些，但对高压气层电阻率不低。 B、含氢量较油层低。补偿中子（中子伽玛）显示高值异常，即显示为低孔隙度特征。 C、声波时差值大于油水层值，甚至发生周波踊跃（时差成50MS的倍数增大）。
