低電阻率油層測井解釋識別方法研究

低電阻率油層測井解釋識別方法研究華北石油測井公司匯報人:祗淑華

目錄前言

低阻油層的成因分析低阻油層測井解釋識別方法研究成果的地質(zhì)應(yīng)用結(jié)論與建議冀中地區(qū)由于受構(gòu)造、沉積、成巖等多因素的影響，不同地區(qū)、不同層位的油層電阻率變化較大，因此形成了以油層電阻率變化大為主要特點的碎屑巖復(fù)雜油氣層，其中包括與水層電阻率較接近的低電阻油層。這些復(fù)雜油氣層已不同程度地獲得了工業(yè)油氣流，成為我油田油氣勘探的主攻目標。

前言

近幾年來我們研究了低電阻率油氣層成因、低電阻率油層定性、定量解釋方法并充分應(yīng)用了測井新方法、新技術(shù)，如核磁共振解釋技術(shù)，提高了測井解釋水平。

同時將研究成果應(yīng)用到晉南凹陷、文安斜坡、深澤凹陷、廊固凹陷、留西大王莊地區(qū)，創(chuàng)造了巨大的經(jīng)濟效益，為油田的挖潛增效、增儲上產(chǎn)做出了積極的貢獻。1999年復(fù)查解釋情況2000年復(fù)查解釋情況應(yīng)用成果99年復(fù)查情況晉南地區(qū)澤70斷塊文安地區(qū)廊固地區(qū)70口井，69米/15層，增補5.4米/4層；修改油層13.6米/2層，差油層9.8米/7層，油水同層41米/5層。4口井，152.6米/32層，修改油層134.2米/28層，油水同層18.4米/4層。共解釋低電阻油層452.7米/132層，占總油層的76%。試油的51層中解釋偏低層僅有6層，占12%，解釋吻合率達88%。37口井，720.6米/129層，修改油氣層398.1米/70層，油氣水層78.8米/14層，可疑層243.7米/45層。試油17層/3口井，符合9層，符合率53%2000年復(fù)查情況廊固地區(qū)留西大王莊53口井，234.8米/59層，修改油層55.4米/14層，氣層34.6米/7層，油氣層53米/13層，油氣水同層27.8米/5層，差油層17米/6層，可疑層47米/14層。試油23層/6口井，符合12層，4層不符合，6層可疑層不統(tǒng)計符合率76.5%28口井，38.6米/11層，增補層1.6米/1層；修改油層14.3米/4層，差油層2米/1層，油水同層22.3米/6層。對5口井7層提出試油的建議一、低阻油層的成因分析地層水礦化度的影響孔隙結(jié)構(gòu)的影響泥漿侵入的影響沉積環(huán)境的影響262728

26、27、28層試油為油水同層，產(chǎn)油3.76t,產(chǎn)水17.66m3262728趙80井高礦化度低阻層泥+粉砂含量孔隙結(jié)構(gòu)的影響以粉砂為主的細巖性電阻率323233333434趙113井

32層束縛水飽和度為38.73%,滲透率為189x10-3,與33層合試日產(chǎn)油51.9t,日產(chǎn)氣3340m332層，RT=3.38Ω.m,GR=57API,粒度分析泥＋粉砂含量為23.04%,泥質(zhì)含量為4.21％，薄片分析粒徑0.03─0.2mm,

巖石電阻率與地層水電阻率關(guān)系圖

泥質(zhì)層狀分布的影響242424趙112井泥質(zhì)層狀分布

24層束縛水飽和度為45-50%,解釋為油層,試油為油層,累積產(chǎn)油22.8t0102030400.10.160.250.40.6361.01.62.546.361016趙112井孔隙半徑分布圖500.063孔隙半徑（μm）物性分析水平滲透率為14-298x10-3μm2

對于滲透性較好的儲層，泥漿侵入也會造成其電阻率的降低，侵入帶的范圍與儲層的性質(zhì)、泥漿性能和侵泡時間有關(guān)，但主要與儲層性質(zhì)，既與儲層孔隙大小和裂縫發(fā)育有關(guān)。泥漿侵入的影響侵入半徑與孔隙度關(guān)系圖00.20.40.60.81.0051015202530侵入半徑(m)孔隙度(%)紅線為兩相滲流理論計算結(jié)果蘭點為井實際資料點R一般為0.3-0.6m第一次測井浸泡2-3天。第二次測井:浸泡7-8天。油層電阻率降低兩次測井均在“交會點”之前ILD2〈ILD1泥漿侵入影響A井212223第一次深感應(yīng)第二次深感應(yīng)第一次中感應(yīng)第二次中感應(yīng)ILD3=ILD2〉ILD1典型水層侵入實例15第二次深感應(yīng)第二次中感應(yīng)第一次深感應(yīng)第一次中感應(yīng)第三次深感應(yīng)第三次中感應(yīng)B井沉積環(huán)境的影響正旋回沉積反旋回沉積正旋回沉積的低阻薄層測井曲線（C井）8-11號層，自下而上巖性由粗變細，GR由49API升至62API,SP由30mv降至20mv,為一明顯的正旋回沉積，位于上部的8號層電阻率僅2Ω·m左右,而位于底部的11號層電阻率值為4.5Ω·m。8號、9號層合試獲日產(chǎn)40.3t反旋回沉積低阻油層測井曲線圖（D井）

9-14層為一套明顯的反旋回沉積的地層，該套地層由兩個小的反旋回沉積組成，9-11層為一個小的反旋回沉積,12-14層為另一個小的反旋回沉積,這一套反旋回沉積的地層為明顯的低電阻率沉積的地層，9-14層合試獲日產(chǎn)80.5t891011121391091011121314二、低電阻率油層測井解釋利用巖心毛管壓力資料、核磁測井資料進行儲層特征分析測井解釋識別方法

孔隙結(jié)構(gòu)影響而形成的低電阻率油層解釋泥漿侵入影響而形成的低電阻率油層解釋料進行儲層特征分析

利用巖心毛管壓力、核磁測井資巖心毛管壓力資料和核磁室內(nèi)測量資料的對比核磁測井成果與巖心毛管壓力資料的對比利用核磁測井資料進行儲層特征分析巖心毛管壓力資料和核磁室內(nèi)測量資料的對比雙峰孔隙結(jié)構(gòu)單峰孔隙結(jié)構(gòu)（大喉道）單峰孔隙結(jié)構(gòu)（小喉道）雙峰T2分布單峰T2分布（右峰大）單峰T2分布（左峰大）巖心毛管壓力資料和核磁室內(nèi)測量資料的對比

核磁測井成果與巖心毛管壓力資料的對比0.0630.10.160.250.40.6311.62.210020304050R(μm)Shg(%)趙57井35號層R=1.3575μm以小孔徑為主Shg(%)R(μm)0.0630.160.42.56.310162501020301趙71井10號層R=10.4396μm雙組孔徑發(fā)育以大孔徑為主0.0630.160.41.02.56.3R(μm)Shg(%)R(μm)0.0630.160.42.56.3012040趙61井7號層R=4.3815μm雙組孔徑發(fā)育以中孔徑為主利用核磁測井資料進行儲層特征分析

某井核磁成果圖

GAMMARAY0150CALIPER1545BITSIZE1545MRILPPOR010MRILPERM0.22000Swirr10001000swMRILPOROSITY500MRILBMEWV505000191015中高阻油層323334趙113井

32、33層合試為油層,累計產(chǎn)油51.9t,氣3340m3低阻油層Rt=3.45Ω.mSwir=38.73%?=21%K=189x10-3

Rt=3.38Ω.mSwir=29.86%?=22%K=424x10-3

6趙80井試油為水層水層Swir=4.37%?=21%K=550x10-3

81趙86井

試油為油層,累計產(chǎn)油0.81t81低孔—低滲儲層Rt=3.6Ω.mSwir=54%?=12%K=8.7x10-3

致密層趙113井不同類型的儲層，其孔隙結(jié)構(gòu)不同，在核磁T2分布圖上的反映也不近相同，為利用核磁測井資料研究儲層孔隙結(jié)構(gòu)提供可靠的依據(jù)。核磁T2分布與孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)之間的關(guān)系

喉徑均值分選系數(shù)均值系數(shù)排驅(qū)壓力中值壓力滲孔比

束縛水飽和度T2幾何平均值與喉徑均值關(guān)系圖T2幾何平均值與分選系數(shù)關(guān)系圖T2幾何平均值與均質(zhì)系數(shù)關(guān)系圖T2幾何平均值與排驅(qū)壓力關(guān)系圖T2幾何平均值與中值壓力關(guān)系圖T2幾何平均值與束縛水飽和度關(guān)系圖T2幾何平均值與滲孔比關(guān)系圖趙80井和趙86井核磁共振測井的T2幾何平均值與巖心半滲透隔板分析的喉徑均值、分選系數(shù)、均質(zhì)系數(shù)、排驅(qū)壓力、中值壓力、束縛水飽和度、滲孔比等參數(shù)之間都存在著明顯的關(guān)系；核磁共振測井能夠反映孔隙結(jié)構(gòu)。

如果有核磁測井資料，完全能夠利用核磁測井的T2分布得到上述的能反映孔隙結(jié)構(gòu)的各個參數(shù)，并由此可完善和改進常規(guī)測的解釋方法，為更好地判斷油水層和產(chǎn)能提供可靠的地層孔隙結(jié)構(gòu)的依據(jù)。

利用核磁T2分布曲線與毛管壓力曲線對應(yīng)關(guān)系，可粗略估算同一孔隙系統(tǒng)下不同孔徑所占的比例。某井不同巖樣的計算結(jié)果表核磁計算成果與毛管壓力資料計算成果對比圖不同孔徑孔隙所占比例R＜0.63R＜6.3R＜16當(dāng)孔隙度、滲透率值較大，且?guī)r心分析數(shù)據(jù)與核磁計算值相近時，估算結(jié)果基本一致；當(dāng)滲透率值較小，或巖心分析數(shù)據(jù)與核磁計算值相差較大時，有一定的差別。但整體分析認為，對于孔隙系統(tǒng)中大小孔徑的分布仍能給出有價值的結(jié)果?？紫督Y(jié)構(gòu)的關(guān)系

滲透率孔隙度比值與K/Φ與孔喉半徑均值Rm的關(guān)系K/Φ與不同孔徑孔隙所占比例A的關(guān)系K/Φ與排驅(qū)壓力、中值壓力之間的關(guān)系滲透率孔隙度比值與孔隙結(jié)構(gòu)的關(guān)系K/Φ與孔喉半徑均值Rm關(guān)系圖K/Φ與不同孔徑孔隙所占比例A的關(guān)系圖K/ΦRm不同孔徑所占比例AK/ΦR＜0.1R＜04R＜1R＜10K/Φ與A1、A2…An之間相關(guān)性較好，各相關(guān)關(guān)系分別為：利用公式計算的A值與半滲透隔板法測定的值之間誤差較小，二者交會圖如下：K/Φ與中值壓力的關(guān)系圖K/Φ與排驅(qū)壓力的關(guān)系圖滲透率孔隙度比值與中值壓力、排驅(qū)壓力的關(guān)系在儲層的孔隙度、滲透率較準確的情況下，就可利用它們的比值估算該層的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，進而對儲層的孔隙特性進行評價?？紫督Y(jié)構(gòu)影響低阻油層解釋方法研究

低阻油層的定性判別低阻油層定量解釋方法低阻油層低電阻、低自然伽馬低電阻、高自然伽馬RTIGR交會圖IGR=0.42高阻油層低阻油層水層致密層高束縛水引起的低電阻率油層

低自然伽馬的低阻油層根據(jù)以下四個條件確定：a、縱向上多在正旋回沉積中、下部，反旋回沉積中、上部，并與高阻油層相伴存在；b、層內(nèi)測井資料反映巖性、物性變好，電阻率相對增大。如物性變化大于電性變化，為油層，反之則為水層；c、核磁T2分布反映儲層性能較好；d、錄井、井壁取心有油氣顯示。中、高自然伽馬的低阻油層確定:0.18低阻油層定量解釋方法以核磁測井為基礎(chǔ)的可變m、n解釋方法利用雙組孔隙模型對含油飽和度進行校正利用以常規(guī)測井為基礎(chǔ)的可動水原理評價儲層性能以核磁測井為基礎(chǔ)的可變m、n解釋模型:核磁測井T2幾何平均值Φ、K、Swi微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征孔喉直徑平均值m、n、a、bSw產(chǎn)能分析油水層判斷趙80井可變m、n法的處理成果圖161718利用以常規(guī)測井為基礎(chǔ)可動水束縛水飽和度的確定含水飽和度計算方法可動水分析原理評價儲層性能束縛水飽和度模型（A曲線），方程:Swi=24.232+0.84R+2.242*10-2R2-4.054*10-4R3+1.7*10-6*R4式中：R=(A·GR/Φ·Rt·R泥)束縛水飽和度的確定計算束縛水飽和度直方圖第一峰值為25-45%,第二峰值為45-60%巖電實驗得出平均值分別為33%、52%含水飽和度計算方法含水飽和度計算方法如下：

當(dāng)Vsh<10%時，使用阿爾奇方程：

Sw=(abRw/ΦmRt)1/n否則，使用經(jīng)驗方程：

Sw=(abRw/RtΦm(1+1.1558Vsh/Φ))1/n

a、b、m、n由巖電實驗提供；Rw：地層水電阻率Vsh：泥質(zhì)含量可動水分析可動水分析法定量標準如下：

油層：Sw≈Swi,不存在可動水油水同層：Sw>Swi,存在少量可動水水層：Sw>>Swi，存在大量可動水文119X井可動水法處理成果圖處理成果顯示23、24、28、30、31號層均沒有可動水，而且含油飽和度均大于40%，為油層。23、28、30號層試油均為油層利用雙組孔隙模型對含油飽和度進行校正雙組孔隙解釋模型:含油飽和度校正公式:Φb/φm—Rt交會圖RtΦb/φm00.20.40.60.81.051015泥漿侵入影響而形成的低電阻率油氣層解釋方法油層電阻率時間推移聲波—中子伽馬系列識別技術(shù)氣層

三孔隙度測井識別技術(shù)天然氣綜合評價技術(shù)電阻率時間推移測井原理

時間推移測井就是根據(jù)油氣層與水層，在徑向上侵入帶內(nèi)飽和度的分布規(guī)律不同，利用泥漿浸泡地層的不同時間，用同一探測深度電測的不同次測井來識別油氣層與水層。

泥漿濾液侵入的影響因素：

泥漿性能、泥漿柱與地層壓力差、循環(huán)泥漿與起下鉆、浸泡時間等

三：時間推移測井的解釋模型分六個時區(qū)“交會點”ILD=ILM“交會點“之前油層呈低侵特征“交會點”之后油層呈高侵特征時間（天）電阻率（Ω.m）油氣層解釋模型：時間（天）電阻率（Ω.m）水層侵入解釋模型不同地層滲透率，孔隙度，原始含水飽和度，壓差的電阻率測井響應(yīng)特征：時間（天）RILD/RILM不同地層滲透率條件的泥漿濾液侵入氣層感應(yīng)測井時間響應(yīng)特征剖面橫向條件：孔隙度=8%，SW=45%滲透率時間（天）RILD/RILM不同孔隙度條件下的泥漿濾液侵入氣層感應(yīng)測井時間響應(yīng)特征剖面橫向條件：滲透率=110-3m2，SW=45%時間（天）RILD/RILM不同原始含水飽和度條件的泥漿濾液侵入含氣層感應(yīng)測井時間響應(yīng)特征剖面時間（天）RILD/RILM不同壓差對泥漿濾液侵入氣層感應(yīng)測井時間響應(yīng)特征剖面的影響ILD2,ILM2:浸泡2-3天。ILD3,ILM3:浸泡7-8天。交會點時間約在8-9天兩次測井油層都呈低侵好油層。212223

趙60-10井第二次中感應(yīng)第二次深感應(yīng)第三次深感應(yīng)第三次中感應(yīng)趙61井（差油層）第一次浸泡7天，深感應(yīng)電阻率41Ω·m，中感應(yīng)電阻率42Ω·m，為負差異高侵特征。

POR=15%第二次浸泡28天，深感應(yīng)電阻率39Ω·m，中感應(yīng)電阻率46Ω·m，為負差異高侵特征。高侵特征更加明顯，侵入更深試油:油8.86t/d7第一次深感應(yīng)第一次中感應(yīng)第二次深感應(yīng)第二次中感應(yīng)2325

23層ILD1=28ILD2=23ILM1=27ILM2=311、浸泡9-7天，深中感應(yīng)正差異低侵特征，侵入不明顯，在“交會點”之前2、浸泡16-14天，深中感應(yīng)負差異高侵特征，侵入明顯已過“交會點”。A井第一次深感應(yīng)第一次中感應(yīng)第二次深感應(yīng)第二次中感應(yīng)第一次測井，浸泡7天剛過交會點；第二次測井浸泡14天，已過交會點；兩次測井，深、中感應(yīng)均呈負差異高侵特征。試油：油58.08t/d27A井第一次深感應(yīng)第一次中感應(yīng)第二次深感應(yīng)第二次中感應(yīng)

三次測井深、中感應(yīng)呈明顯負差異特征典型水層侵入實例15

趙60-10井第一次深感應(yīng)第二次深感應(yīng)第三次深感應(yīng)第一次中感應(yīng)第一次中感應(yīng)第一次中感應(yīng)鉆開油氣層后，最好在“交會點”之前，即3-5天進行綜合測井，雙感應(yīng)呈正差異低侵特征，則可以及時發(fā)現(xiàn)油氣層，否則會增加解釋難度。低電阻率氣層解釋聲波—中子伽馬系列識別技術(shù)三孔隙度測井系列識別技術(shù)天然氣綜合評價技術(shù)

聲波—中子伽馬系列識別技術(shù)中子伽馬推移測井雙時差法雙孔隙度差值法DΔΤ=ΔΤ-ΔΤNGΔΤNG=176-600*(0.0575+1.024*ΔNG)

三孔隙度測井系列識別技術(shù)三孔隙度差值流體聲阻抗三孔隙度曲線擬合法縱波等效彈性模量法天然氣綜合評價技術(shù)天然氣綜合解釋程序GAS-99輸出參數(shù)：PORD、PORN、PORS

DAN、DDN

DR、ZFACF、CNLF、DENFSOGR、綜合判別系數(shù)在老井復(fù)查中，采用了以聲波—中子伽馬為主導(dǎo)的解釋方法。即可以手工解釋，又可編程處理19202120號層頂6米射開日產(chǎn)氣45470方，油0.35噸Rt=12.5Ω·mAc=390μs/mNG1=1.35NG2＞NG1時間推移明顯安304井研究成果的推廣應(yīng)用文安地區(qū)澤70斷塊廊固凹陷晉南地區(qū)留西大王莊關(guān)鍵井研究技術(shù)解釋標準的確定低阻油層分布特征儲層特征儲層“四性關(guān)系”

流體性質(zhì)及分布規(guī)律

低阻油氣層類型晉南地區(qū)儲層特點：中高孔中高滲儲層與低孔低滲儲層并存稠油層與輕質(zhì)油層并存低阻油層與中高阻油層并存低阻油層：巖石顆粒較細（多為細砂、粉砂）、雙組孔隙結(jié)構(gòu)、在離油源較遠的三角洲前緣相或深湖相較發(fā)育

孔隙結(jié)構(gòu)影響是形成低阻油層的主要因素趙113井核磁滲透率計算滲透率巖心分析滲透率核磁孔隙度計算孔隙度巖心分析孔隙度趙80井核磁束縛水飽和度計算束縛水飽和度巖心分析粒度中值計算粒度中值趙60井

晉南地區(qū)解釋標準的確定

IGR——So交會圖So(%)Swir（%）

So——Swir交會圖趙57斷塊地層對比圖趙112井24號層橫向?qū)Ρ葓D99年晉南凹陷解釋低電阻率油層314.5m/106層,石油地質(zhì)儲量247萬噸，占該地區(qū)98年上繳石油地質(zhì)儲量的38.12%。99年復(fù)查70井，增補5.4米/4層；修改油層13.6米/2層，差油層9.8米/7層，油水同層41米/5層。

獲得成果和經(jīng)濟效益文安斜坡儲層特點：巖性一般為細、粉砂巖，少數(shù)為粗砂或含礫砂油層電阻率多為3-5Ω.m，水層電阻率多為2-3Ω.m低阻油層特點：孔隙度、滲透率與中高阻油層相當(dāng)，孔隙度15-25%，滲透率為100-500μm×10-3測井解釋情況：由于對低阻油層認識不足，98年以前解釋符合率小于70%壓汞資料、巖心資料、核磁測井資料反映

該區(qū)低阻油層主要是由于較復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)引起束縛水飽和度增加而造成23、24層COND為3.16、2.4Ω.m，處理Swir為50-55%，試油為油層日產(chǎn)油39.4t文119X井核磁成果圖2324文119X井可動水法處理成果圖處理成果顯示23、24、28、30、31號層均沒有可動水，而且含油飽和度均大于40%，為油層。23、28、30號層試油均為油層RT--SO交會圖

在文安地區(qū)的文118和文119斷塊解釋低電阻率油層452.7m/132層,低電阻率油層儲量345.6萬噸,占該地區(qū)98年上繳石油地質(zhì)儲量的76.3%。

獲得成果和經(jīng)濟效益解釋吻合率從1997年的小于70%上升到88%澤70斷塊深澤地區(qū)油層主要分布在Ed組，澤70斷塊自上而下發(fā)育三套油組。Ⅱ油組與III油組電性較高，物性較好，核磁有效孔隙度為17-28%，滲透率為10-100×10-3μm2，屬中高孔-中高滲儲層。I油組電性較II、III油組電性低，以前均解釋為含油水層。1999年3月首次在澤70開發(fā)區(qū)塊進行了核磁共振測井后，認識到孔隙結(jié)構(gòu)是影響低阻油層電性的主要因素。澤70斷塊油層電阻率統(tǒng)計直方圖澤70北東斷塊共解釋油層299.3米/63層，其中低電阻率油層121.8米/31層，占總油層的40.7%左右孔隙結(jié)構(gòu)基本為兩類：雙峰特征和單峰特征的孔隙結(jié)構(gòu)。T2分布圖中水層的譜峰明顯偏右，而含油層左側(cè)譜峰明顯較水層大，反映為水層束縛水飽和度極低，一般在10-20%左右，油層束縛水飽和度較高，一般在40%以上，根據(jù)這一特點可以定性地將油水層區(qū)分開澤70-19X井核磁測井成果圖202122水層

澤70北東斷塊、澤70北斷塊通過對低電阻率油層的深入研究，修改16口井共71

層解釋結(jié)論，其中提升為油層430.5m/66層，提升為油水同層28.4m/4層,提升為差油層5m/1層。從而擴大了澤70斷塊的含油面積，增加了上百萬噸的石油地質(zhì)儲量。

獲得成果和經(jīng)濟效益廊固凹陷

原來由于對泥漿侵入氣層認識不足，該區(qū)天然氣勘探受到嚴重阻礙，基本以找油為主，隨著對泥漿侵入油氣層認識的提高，99年采用識別低阻氣層的測井解釋方法對37口老井進行復(fù)查和重新認識，獲得工業(yè)氣流；2000年立足新層系開展老井復(fù)查，取得了良好的地質(zhì)效果。

復(fù)查主要針對Es1段地層，儲層巖性均為細砂巖，Es1段自上而下儲層巖性由粗變細。儲層受巖性及低地層水礦化度的影響，造成油、氣、水層電阻率沒有明顯的界限。水層電阻率為4.0-13.5Ω·m。油氣層地層電阻率為5.1-10.5Ω·m。

廊東地區(qū)Es1段儲層地質(zhì)特征氣層、油氣層聲波時差相對油層、水層高。多為油氣間互層，在Es1底部存在凝析油氣層。油質(zhì)輕，原油密度為0.735-.8385g/cm3，天然氣密度0.6363-0.6802g/cm3。鉆井泥漿比重較大，一般在1.44g/cm3有的高達1.7g/cm3,地層壓力一般為1.0-1.15左右.

廊東地區(qū)Es1段儲層地質(zhì)特征

1、運用聲波時差數(shù)值增大及周波跳躍判斷氣層

2、采用中子伽馬-聲波時差曲線重疊法判斷油氣層

3、中子伽馬推移法判斷油氣層

有效判斷油氣層的方法1313號層單試日產(chǎn)油14.29噸,氣24650方Rt=8.9Ω·mAc=350μs/mNG1=0.89AC曲線跳，呈典型的氣層特征。固將原解釋水層修改為油氣層。安66井20212220-22合試日產(chǎn)油60.9噸，氣43130方Rt=7.9-6.2Ω·m，Ac=380-325μs/mNG1=0.89-0.82，NG2=1.11-1.02，故將水層修改為油氣層安66井19202120號層頂6米射開日產(chǎn)氣45470方，油0.35噸Rt=12.5Ω·mAc=390μs/mNG1=1.35NG2＞NG1安304井依據(jù)五口井22個試油層，39個解釋層，針對Es1段繪制了Rt—Ac交繪圖、R4—AC交繪圖、R4—φ交繪圖、Rt—Φ交繪圖、NG/NGsh—Ac交繪圖、（NG2-NG1）—Ac交繪，提出以下標準。廊東地區(qū)Es1段測井解釋標準建立272829日產(chǎn)氣20272-18650方日產(chǎn)油1.03噸Rt=4.4-6.7Ω·m，Ac=315-285μs/mNG1=1.11,NG2與NG1重合疑難層安90-62

含油氣飽和度低的油氣層和凝析氣層，中子伽馬推移測井效果不明顯，降低了測井曲線對天然氣的識別能力。

99年通過對低阻油氣層成因分析，對廊固凹陷的37口老井進行了重新復(fù)查，共修改和增補油層、天然氣層398.1m/70層，修改和增補油(氣)水同層78.8m/14層，可疑層243.7m/45層，增加天然氣儲量20多億方。獲得成果和經(jīng)濟效益2000年復(fù)查53口井，234.8米/59層，修改油層55.4米/14層，氣層34.6米/7層，油氣層53米/13層，油氣水同層27.8米/5層，差油層17米/6層，可疑層47米/14層。

留西大王莊地區(qū)

沙一段儲層試油均為含油水層，油層資料點子很少，無法建立解釋標準。

東三段解釋標準：油層：

8.0Ω·m≤Rt≥18Ω·m275μs/m≤AC≥295μs/m19%≤Φ≥23%

油水同層：6.7Ω·m≤Rt≥15.4Ω·m265μs/m≤AC≥340μs/m17%≤Φ≥31%

水層：5.6Ω·m≤Rt≥11.8Ω·m