测井项目
地层岩性 泥 岩
微 电 极 最低 (无差异) 中低 次低 (正差异) 中值 (正差异)
0.4m 电位
感 应
双感 应八 侧向 低 (无差异) 中低 (无差异) 中值 (有差异) 高 (正差异 大) 高 (正差异 大) 中高 (正差异)
4m (底) 电阻 低平 尖状较 高 中值
自然 电位
双 侧 向
声波 时差 μ s/m
中子 伽马 API 很低 较低 中高
补偿 中子 %
密度 补偿密 体积密 度 度 3 3 g/cm g/cm 最低 <2.1~ 2.5 低 中等 2.3~ 2.65 光电 截面 巴/电子
自然 伽马 API
自然伽 马能谱 API 很高 高
C/O 能谱
核磁 共振 (T2 驰豫) 很低 <12ms 低
介 相位 (Δ Q) >160°
电 常数 (ε ) 15~ 150
井 径
井 温
流体 密度
低平
很低
偏正基 最低 最大 线 (无差异) (>300) 大 偏正基 中低 线 (无差异) (260~ 300) 较大 较低 负 (180~ (有差异) 250) 负 很大 (>270) 大 (>250)
很高 最小 (30~40 <2.3 最小 <2.3 中等 中等 2.3~ 14~23 2.65 偏低 中等 20± 低
1.83~ 最高 3.45 高
一般 d0 >d0 ≤d0 (正常斜 率)
油页岩 砂 岩
尖状高 低~中 中值 中值
1.81~ K、U 较高 低~很低 2.86 Th 偏低 纯气 0.1 纯油 0.12 低 K、U 较高 Th 偏低
<1.4
中低 60°~ 4.65 (不向大移) 140° 4~10 谱峰向大移 可动烃高 (1.0)
气 层
较高
高
高
高
>1.4
≤d0
低
最低
中值 孔 油 层 较高 (正差异) 隙 性 砂 中值 较高~ 岩 油水 (微正差 中 储 层 异) 层 低 水 层 (负差异) 低
很高
很高
中负
较高
上高下 低
负幅大
类 似 微 电 极
较低
低
谱峰向大移 60°~ K、U 较高 1.4~1.5 2~4 Th 低 可动烃高 140° K、U 低 Th 偏低 峰移少 可动烃低 60°~ 2~4 140°
< d0
偏低
较低
大 (>250)
较低
较低 16~18 (类似补 偿密度 数值) 盐水 1.64 淡水 0.36
低
≥1.4
< d0
稍高
中值
低
低 (负差异) 较高 (有差异)
低平
负幅最 大
大 不规则 (>250) 低 较大 块状高 (190~ (有差异) 240)
低 15±
低
低
<1.4
低， 无可动 80°~ 60~80 < d0 烃 120°
高
较高
砾岩
高峰状
高
高
高
负幅大
较高
低<15
较低
较低
中低
≥d0 << d0 先 5.6~ 缩径后 升高 6.4 溶解 4.6~ 4.8 < d0 升高
钠盐层
最低 (近于 0) 最低 (近于 0)
很低
不规则
最低
负 (偶正) 负 (偶正)
较高
特小 2.03
4.65
低
较低
最高
钾盐层
很低
不规则
最低
较高 大 2.6~ 2.86
8.51 (最高) 较小 2.35 最大 2.98 小 1.8~ 2.6
很高
K 最高 Th、U 低
很高
泥膏岩
高尖状 高尖状 (无差异) 高值 (无差异) 较高 (近无差 异) 高 (有差异) 高 (无差异) 高
较高
高尖状
偏正 较小 (165~ 175)
高
较低 最低 (<0.5)
3.99
较低 低 (5~15)
4.1 4.2~ 6.35
≥d0
(
硬石膏
高
高块状
偏正 一般负 (偶正) 正或 稍偏负 很高 负幅大， (700~ 不规则 3000Ω .m)
最高
5~5.05
≥d0
白垩土
较高
较高
较高
≥d 60°~ 120° <1.6 <60°
正 常 斜 率)
泥灰岩
次高
较高
次高
较低 很小 (≤ 160) 很低 0~3 大 2.71
高
较高
>10 7.5~ 9.2
≈d0
石灰岩
高
高
高
高
4.8~ 较低 很低 5.2 (10~30) (近于 0) (5.08)
≤d0
偏高
测井项目
地层岩性
微 电 极
0.4m 电位
感 应
双感 应八 侧向
4m (底) 电阻 低~较 低 较低
自然 电位
双 侧 向
声波 时差 μ s/m
中子 伽马 API
补偿 中子 %
密度 补偿密 体积密 度 度 3 3 g/cm g/cm 小 光电 截面 巴/电子
自然 伽马 API 特低 (<2) 低
自然伽 马能谱 API
C/O 能谱
核磁 共振 (T2 驰豫)
介 相位 (Δ Q)
电 常数 (ε )
井 径
井 温
流体 密度
Ⅰ类 低~较低 裂 缝 性 Ⅱ类 储 层 Ⅲ类
低~较 低 较低
较低
负幅大 低 较大 (明显) (有正差) (>170) 负 (不规 则) 负 (不规 则) 负幅大 (不规 则) 负 (不规 则) 偏负 (不规 则) 偏正 较大 中低 (>160~ (微差异) 170) 中低 较大 (微差异) (>160) 最高 ≥3000 Ω .m 高 (>100) 最小 (150) 最小 (150)
低
低
较低
较低
较低
低
较小
(2~3) 低
含 气 (裂缝带见 时高 高峰值) 1.77~1.6
一般> d0 (含气 (随含 偏低 ≥d0 含水 ≈d0 性质 偏高) 而变) 流体
中低 高 (常无差 异) 高 (常无差 异)
中低
中低
中低
偏低
低
中等
(≥3) 较低 (10~30) 6.8~ 10
白云岩
高
高
高
高
低中 2~21
大 2.87
3~3.6 (类似补 偿密度 数值)
低
<1.6
<60°
≤d0
偏高
燧石岩
高
较高
高
1.81 特低 -2.85~ -3.4 1.83
低
较低
4.65
≤d0
偏高
…… 此处隐藏222字 ……
注
说
明
d0 为 钻 一 般 头 直随 井 ΔQ介 径，渗 深 增 测 截 面 泥质多、 C/O 判断 电 相 主要测钍、 可测可动 透性好 大 而 吸 收 指 放射性元 油气、水 差 位 铀、 钾的含 烃、水、缚 的 砂 岩 增高 数 素多则值 层 Si/Ca 曲 线 量 束水含量 层井径 Pe(b/e) 高 判断岩性 读 数 小，缝 为度 洞段井 径大 1、无论是判断岩性还是含油(气)性都要注意多项相关资料综合应用，才有很好的效果；在地层剖面中，还要考虑上、下邻层、井径、地层水矿化度、泥浆
电阻率、仪器探测深度、温压等影响； 2、 “碳氧比(C/O)”是一种重要的直接找油的测井方法。除表中的“比值法”外，还可用“交绘图法”或“重迭法”—即将 C/O 和 Si/Ca 曲线，在水层处重迭，两线所包络的面积，可定性、直观了解含 油饱和度；另用 Si/Ca 和 Ca/Si 可指示地层岩性(因不受地层水矿化度的影响)。但需注意主要用于井筒是清水、孔隙度>15%~20%的已下套管的地层剖面测量； 3、 “核磁共振”所测信息主要反映地层孔隙中的自由流体指数和纵(T1)、横(T2)向驰豫时间；(图上主用横向驰豫 T2 的数值大小和推移变化)两者结合来判断可动流体的性质和丰度。也可用 T1/T2 的比值 反映；一般砂岩为 1.5;气层氢指常数<1,T1>>T2;T1>3000ms,T2 仅 400ms;油层 T1≥T2;油水层比值 1~2;裂缝层 T1≥T2; 4、碳酸盐岩储层、油气层电阻中低，大缝大洞井径大。Ⅰ类声波孔隙度 4%~6%;Rt150~500,中子伽马<3;Ⅱ类φ Δ t3%~4%,中子伽马 3.7~4.5;Ⅲ类φ Δ t<3%,中子伽马φ Δ <4.5 5、 “气层”声波时差大。有“跳波”现象；中子伽马推移测井，增值效果显明；砂岩“油层”双感应—八侧向、感应、4m 高，自然伽马低，C/O 高，T2 公布谱的峰值向增大方向移动明显； “水层“为低阻、负差异、自然电位幅 度大、C/O 低、核磁低且无可动烃类；C/O 识别低阻油层效果好； 6、 “介电测井”很少受地层水电阻率的影响，纵向分辨率 7.6~20cm;在储层孔隙度>10%,泥浆电阻率>0.2Ω .m 时测井效果好 纯油的 ε 为 2 ~ 2.4,纯 水的ε 为 60~ 80
含泥少 盐水泥 含钙多 浆 时 致密层、 为 ” 反 粗粒时， 转 ” 特 为高值， 征 反之为 低值