测井数据处理程序

本章集中介绍平台所有裸眼井解释评价处理模块。孔隙度解释程序(POR)、泥质砂岩解释程序(SAND)、复杂岩性解释程序(CRA)、黏土分析程序(CLASS)、多功能分析程序(PROTN)等适用于裸眼井剖面的解释评价处理模块。

POR程序用一种孔隙度测井资料加上泥质指示和电性资料对泥质砂岩进行模型分析的解释程序。

CRA程序适用于骨架成分两种以上的复杂的碳酸盐岩剖面，并且要求至少有两种孔隙度测井资料。

SAND程序适用于砂泥岩剖面，并且要求至少有两种孔隙度测井资料。

PROTN程序是从油藏物理学的基本概念出发，以油、气、水在微观孔隙中的分布和渗流理论为依据，发展而成的多功能解释系统。该程序以测井信息的还原为基础，目的在于求解反映地层静态和动态特性的一系列地质参数。

CLASS程序适用于砂泥岩剖面。方法设计思想为:在泥质砂岩储集层中，影响储集层参数精确度的主要因素是泥质的性质、成分、含量以及泥质存在于储层中的结构。黏土类型如:蒙脱石、伊利石、高岭石和绿泥石，定量确定泥岩中各种黏土的百分含量是本方法的最大优点所在，进而能精确消除泥岩对储集层参数的影响。

此外，还有多矿物判别和计算程序。具有代表性的是Geoframe的ELAN和我国自主开发的LESS程序等。

7.3.1 孔隙度解释程序(POR)

孔隙度解释程序POR是美国Atlas公司的单孔隙度测井泥质砂岩分析程序。其主要特点是简单实用，所要求输入的测井曲线数目少，在地质情况比较简单的情况下可以得到较好的解释结果，且本程序的结构是目前常规测井解释软件的典型模式，因此目前国内仍普遍使用，或针对地区条件作了改进后使用。

下面介绍它的解释原理，以期获得对常规测井资料处理软件的总体认识。

7.3.1.1 POR程序原理

(1)输入、输出曲线

输入曲线为:补偿中子(CNL)、体积密度(DEN)、声波时差(AC)、自然电位(SP)、自然伽马(GR)、井径(CAL)、深探测电阻率(RT)、浅探测电阻率(RXO)、感应(COND)、中子测井(NEU)、中子寿命(NLL)。

值得注意的是，本模块的地质适用条件是砂泥岩剖面需要至少有两种孔隙度测井资料，深浅电阻率曲线，和泥质指示曲线。

输出曲线为:泥质含量(SH)、地层含水饱和度(SW)、有效孔隙度(POR)、含烃重量(PORH)、含烃体积(PORX)、总孔隙度(PORT)、冲洗带含水孔隙度(PORF)、地层含水孔隙度(PORW)、微差井径(CALC)、产能指示(PI)、累计油气厚度(HF)、累积孔隙度(PF)、烃密度(DHYC)、渗透率(PERM)、出砂指数(BULK)。

(2)计算地层泥质含量

从各种测井方法的原理可知，几乎所有测井方法可用来求泥质含量，但每种方法都有其有利条件和不利因素。例如，自然伽马测井是求泥质含量的最有效方法之一，它假定地层的自然伽马放射性是由泥质造成的，但当地层含放射性矿物和有机质时，用自然伽马求出的泥质含量就偏高又如自然电位对含分散泥质的水层适用，但对油气层求出的泥质就偏高。因此，求泥质含量的基本思路是:先用尽可能多的方法单独计算泥质含量，然后取其中最小值作为泥质含量，这是因为各种方法计算出的泥质含量反映的是泥质含量上限值。POR程序中最多可以采用五种最常用的方法:自然伽马(GR)、自然电位(SP)、补偿中子(CNL)、地层电阻率(RT)、中子寿命(NLL)计算泥质含量。

POR程序中，各种方法均统一按下面的经验公式计算泥质含量:

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式中:R(GSHLG，i)为解释层段内第i条曲线测井值R(Gmin，i)为第i条曲线在纯砂岩处的测井值R(Gmax，i)为第i条曲线在纯泥岩处的测井值C(SH，i)为第i条曲线测井相对值cGCUR为地区经验系数，对古近－新近纪地层为3.7，对老地层为2，它也可以由本地区的实际资料统计获得VSHi为由第i条曲线求出泥质含量i为任一条测井曲线，在程序中它们是按GR、SP、RT、CNL、NLL顺序排列。

在进行具体计算时，可通过标识符SHFG的值来选用计算泥质含量的测井方法。例如，当只采用GR计算VSH时，则令SHFG=1当采用GR、SP、RT三种方法时，则令SHFG=135或令SHFG=351等任意排序法当选用五种方法时，SHFG代表的数字不得超过双字节所表示的十进制数，即215－1=32767。最终程序将通过取整留余法选择所采用各种方法求出的VSH的最小值作为最终泥质含量，即Vsh=min(Vshi)，i=1，2，…，5。

需要指出的是上述经验公式是Atlas公司在美国海湾地区用自然伽马相对值确定泥质含量的经验关系，后来又推广应用于其他测井方法。

(3)计算地层孔隙度

POR程序采用单矿物含水泥质岩石模型来计算孔隙度。用户可以通过程序控制标识符PFG来选用三种孔隙度测井中的任一种方法计算孔隙度，在实际计算时只进行泥质校正，而未作油气影响校正。

1)密度测井(PFG=1)。

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式中:ρb为密度测井值，g/cm3ρf、ρma分别为孔隙流体和岩石骨架的密度值，g/cm3。

2)声波测井(PFG=2)。

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式中:Δt为声波时差，μs/mΔtf、Δtma分别为孔隙流体与岩石骨架的声波时差值μs/mCp为地层的压实校正系数。

3)补偿中子测井(PFG=3)。一般采用忽略骨架含氢指数的计算方法，即:

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式中:φN为补偿中子测井值，%φNsh为泥质的中子测井值，%。

当Vsh大于泥质截止值(SHCT)时，认为地层为泥岩，此时程序将计算的孔隙度再乘以系数(1－Vsh)，即φ·(1－Vsh)作为孔隙度值，以便把泥岩与砂岩区别开来。

(4)计算地层含水饱和度Sw

可通过选择含水饱和度标识符SWOP，用下列三个公式之一计算含水饱和度。

1)SWOP=1，采用Simandoux公式的简化形式:

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式中:Rw、Rt和Rsh分别为地层水电阻率、地层真电阻率和泥岩电阻率。

2)SWOP=2，采用Archie公式:

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式中:a为岩性系数，m为胶结指数，n为Archie公式中的饱和度指数。通常取a=1，n=2，按m=1.87+0.019/φ计算m。当φ>0.1，令m=2.1当m>4，m=4。

3)SWOP=3，仍用Archie公式，但规定a=0.62，m=2.15，n=2。

(5)计算地层渗透率

POR程序中采用Timur公式计算地层绝对渗透率:

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式中:Swb为束缚水饱和度(%)φ为孔隙度(%)k为绝对渗透率(10－3μm2)。

(6)计算其他辅助地质参数

1)计算地层含水孔隙度φw，与冲洗带含水孔隙度φxo:

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显然，两者之差(φxo－φw)=φ·(Sxo－Sw)表示地层中可动油气孔隙度，而φ－φw则表示地层中含油气孔隙度。

2)经验法估计冲洗带残余油气饱和度Shr:

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式中:SSRHM为残余油气饱和度，与含油气饱和度相关的地区经验系数(隐含值0.5)。

3)冲洗带残余油气相对体积(Vhr)及残余油气质量(mhr):

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式中:ρh油气密度，g/cm3。

计算这两个参数的作用在于，当油气密度可靠时可用Vhr和mhr划分油气界面。显然，对油层来说，Vhr=mhr对气层Vhr≥mhr。这里是仅就数值而言。

4)累计孔隙厚度(PF)和累计油气厚度(HF):

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式中:Δh为测井曲线采样间隔(通常为0.125m或0.1m)φi为第i个采样点的孔隙度(小数)。

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式中:Swi为第i个采样点用测井资料计算的含水饱和度。

PF和HF表示从某一深度开始累计得到的纯孔隙厚度和纯油气厚度。在解释成果图上，通常在某些深度位置上用短线表示，每相邻短线之间累计孔隙厚度或累计油气厚度为1m或1ft。处理井段的短线越多，说明地层孔隙越发育或油气越多。如处理井段共有N个，该井控制面积为S，则处理井段油气体积Vh=N·So。

5)出砂指数(BULK)

这是用来表示砂岩强度和稳定性的参数，其计算方法出下式给出:

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式中:ρb为密度测井值(g/cm3)Δt为声波测井值(μs/ft)Ibulk为出砂指数(106lb/in2或≈7.04×108kg/m2)，数值范围一般在1～10之间。

该参数用于指导采油作业，经验表明:当Ibulk≥3时，正常求产方式下采油不出砂否则就会出砂，这时应减小油嘴生产，可不出砂或少出砂。

上述整个POR分析程序的处理过程可用图7.3.1中的计算框图指示。

图7.3.1 POR程序的计算框图

7.3.1.2 成果显示

图7.3.2为测井数据处理成果图，此图实际上是一张随深度变化的岩石物理参数曲线图，通常由以下几部分组成。

(1)深度标识区

这部分用于打印深度标记和解释结论。

(2)地层特性

在泥质砂岩地层中，通常用泥质含量和渗透率的变化说明砂泥岩的地层特性。曲线显示位于左侧第一道。泥质含量曲线一般采用线性刻度，左值为0，右值为100%渗透率曲线一般采用对数刻度，左值为10000，右值为0.1。

图7.3.2 POR程序处理成果图

(3)油气分析

油气分析位于成果图上第二道内。主要包括地层水饱和度曲线、残余油气体积和残余油气质量。它们均采用线性刻度。三者结合可划分油、气、水界面和识别油、气、水层。POR程序中残余油气体积和残余油气质量虽能够被计算出来，但这两条曲线的应用效果取决于以参数形式提供油气密度的准确性。因此，有的POR数字处理成果图上干脆不显示这两条曲线。

(4)孔隙度分析

孔隙度分析也叫流体分析，位于成果图上第三道，通常包括地层孔隙度φ，含水孔隙度φw和冲洗带含水孔隙度φxo三条曲线。三者重叠可显示地层水、残余油气和可动油气的含量。通常残余油气涂黑表示，它代表φ－φxo的幅度差可动油气打点显示，它代表φxo－φw的幅度差。

(5)地层体积分析

地层体积分析也叫岩性分析，通常位于数字处理成果图上第四道。本道通过显示地层孔隙度、泥质含量和各种骨架矿物的相对体积来表示地层孔隙度和岩性随地层变化的情况，本道同时应用曲线重叠技术把地层岩性用特定的岩性符号在图上区分开来。如泥质砂岩剖面上，POR程序用Vsh、Vsand和φ三条曲线重叠就可表示出地层中泥质、砂岩和孔隙相对体积的变化。

7.3.2 复杂岩性分析程序(CRA)

砂泥岩剖面测井分析程序PORP等都是只采用一种孔隙度曲线加上其他有关资料对泥质砂岩进行分析，所以只能求得一种矿物(即石英)成分，剖面上也只能显示出POR和SH两条曲线。复杂岩性分析模块，是基于两种孔隙度测量资料交会于理论图版上，可以判断出岩性含量，从而计算出孔隙度(图7.3.3)。例如，用A点到灰岩线的距离与在A点处灰岩线到白云岩线距离的比值，确定A点的白云岩含量同理计算出灰岩含量。根据两条岩性的孔隙度刻度，判断出孔隙度值。

图7.3.3 CRA中利用中子－密度交会识别岩性孔隙度

一个理想的两种骨架成分组成的模型，总的含量应该是:矿物1+矿物2+孔隙度+泥质含量=1。

CRA程序适用于骨架成分两种以上的复杂的碳酸盐岩剖面，并且要求至少有两种孔隙度测井资料。它能计算出两种或两种以上的矿物成分和孔隙度、泥质含量、含水饱和度等储层参数。它除了能计算出一般的砂岩、灰岩、白云岩和硬石膏之外，还可以加入四种附加矿物，能处理出八种分离矿物。

CRA程序本身还具有编辑功能，并对测井仪器进行校正。用五种方法求孔隙度和矿物体积，用六种方法计算含水饱和度，并有一套较完善的油气校正方法。

7.3.2.1 CRA程序基本原理

(1)输入、输出曲线

程序中最多可以输入17条曲线，即补偿中子(CNL)、体积密度(DEN)、声波时差(AC)、自然伽马(GR)、钍(THOR)、钾(K40)、铀(UR)、能谱测井总计数率(TC)、井壁中子(PORS)、自然电位SP、深探测电阻率(RT)、浅探测电阻率(RXO)、中子寿命(SGMA)、中子寿命测井(G2)、中子寿命短/长之比(RATO)、钍－钾指数(TPI)、井径(CAL)。

值得注意的是:CRA程序在地质方面适合于两种以上骨架成分，在资料方面要求至少有两种孔隙度测井资料、一种泥质指示和电阻率资料。

输出曲线共28条:砂岩体积(SAND)、石灰岩体积(LIME)、白云岩体积(DOLO)、硬石膏体积(ANHY)、视颗粒密度值(DGA)、视骨架声波时差值(TMA)、泥质含量(SH)、总孔隙度(PORT)、有效孔隙度(POR)、冲洗带含水孔隙度(PORF)、PORW地层含水孔隙度、次生孔隙度(POR2)、渗透率(PERM)、平均含烃体积(HYCV)、地层平均含烃重量(YCW)、地层含水饱和度(SW)、冲洗带含水饱和度(SXO)、微差井径(CALC)、视地层水电阻率(RWA)、视泥浆滤液电阻率(RMFA)、累计井眼体积(IBV)、钍－钾指数(TPI)、中子的最终校正值(CNEU)、密度的最终校正值(CDEN)。

(2)主要解释方程

1)计算孔隙度和矿物体积:

A.用交会方法求孔隙度。对三孔隙度测井曲线进行泥质校正，其校正公式为:

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用交会法计算孔隙度和矿物体积。当PRFG=1时，用中子－密度交会(D/N)当PRFG=2时，用中子－声波交会(A/N)。

B.用单条测井曲线计算POR。当PRFG=3时，用DEN计算POR:

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当PRFG=4时，用AC计算POR:

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当PRFG=5时，用CNL求POR:

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2)计算地层含水饱和度。当SWOP=1时:

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当SWOP=2时:

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当SWOP=3时，用计算的M值:

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当SWOP=4时:

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当SWOP=5时，用印度尼西亚方程。

当SWOP=6时，用Borai方程。

3)计算渗透率PERM:

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4)计算次生孔隙度:

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5)计算油气体积和重量

A.油气相对体积HYC:

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B.油气相对重量HYCW:

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6)累计油气体积和孔隙体积:

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图7.3.4 CRA程序计算实例

7.3.2.2 成果显示及实例

如图7.3.4为我国川东北南门场地区的一口井，目的层为嘉陵江组碳酸盐地层，其岩性主要为灰岩、白云岩和石膏，故选择CRA程序进行数据处理。测井响应特征为:电阻率为200Ω·m，三孔隙度曲线表现为中子值增大，密度值减小，声波值增大，为气层响应特征。用中子－密度交会识别岩性和计算孔隙度，计算的孔隙度约为6.0%～12.0%，渗透率约为20×10－3μm2。因此，解释以Ⅱ、Ⅲ类气层。

图7.3.5 SAND程序计算实例

7.3.3 泥质砂岩分析程序(SAND)

砂泥岩分析模块，是用两种孔隙度测井曲线交会，根据各测井资料的砂岩骨架点、黏土点和水点所确定的三角形，凡是落在三角形内的交会点，都可以分析出该点的黏土含量和含水孔隙度，经过油气校正可以得到地层孔隙度。

SAND程序主要是针对泥质砂岩地层进行分析，通过对骨架点、黏土点和水点的确定，计算出三角形内任意点的含水孔隙度和黏土含量，在计算过程中对泥质和油气影响进行校正，得到地层孔隙度。还计算出泥质含量、粉砂指数、含水饱和度、渗透率、含烃重量、含烃体积，该程序能判断煤层。

7.3.3.1 SAND基本原理

(1)输入、输出曲线

输入曲线为:补偿中子(CNL)、体积密度(DEN)、声波时差(AC)、自然电位(SP)、自然伽马(GR)、井径(CAL)、深探测电阻率(RT)、浅探测电阻率(RXO)、感应(COND)、井壁中子(SWN)、中子测井(NEU)、来自中子寿命测井的比值曲线(RAT)、中子寿命(NLL)、能谱曲线(SPEC)、泥岩基线(SBL)、用来计算泥质体积的任一测井曲线(SLOG)。

值得注意的是，本模块的地质适用条件是砂泥岩剖面需要至少有两种孔隙度测井资料，深浅电阻率曲线，和泥质指示曲线

输出曲线为:泥质含量(SH)、地层含水饱和度(SW)、有效孔隙度(POR)、含烃重量(PORH)、含烃体积(PORX)、总孔隙度(PORT)、冲洗带含水孔隙度(PORF)、地层含水孔隙度(PORW)、微差井径(CALC)、产能指示(PI)、累计油气厚度(HF)、累积孔隙度PF、烃密度(DHYC)、碳的体积(CARB)、渗透率(PERM)、地层温度(TEMP)、分散黏土占总孔隙度百分比(Q)、黏土体积(CL)、煤指示(CI)(等于1时是煤的指示)。

(2)解释方法

1)计算泥质含量SH。

A.通用方法:

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式中:Glog为由SHFG指定的任一种计算SH的曲线值Gmax、Gmin为相应曲线的极大值和极小值。

B.选用GR计算泥质时极大值和极小值的深度漂移校正。

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C.选用SP计算时有另外两种方法。

用输入的静自然电位(SSP)和泥岩基线(SBL):

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用输入的SBL1和SBL2作为泥岩基线:

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D.交会图法求泥质含量。

当SHF1=0，SHF2=1用NEU－AC交会

当SHF1=0，SHF2=2用DEN－AC交会

当SHF1=0，SHF2=3用DEN－NEU交会

当SHF1=0，SHF2=4用Q求SH。

2)计算孔隙度(POR)和黏土含量(CL)。

采用密度－中子交会的方法来计算地层孔隙度和黏土含量，在计算的过程中用迭代法对轻烃的影响进行了校正。当黏土含量VCL>=37%时，对孔隙度进行泥质校正。

用迭代方法对中子、密度进行反复的泥质、轻烃校正，当视流体密度(DF)=1时，认为已经消除了轻烃的影响，此时的孔隙度用DEN计算即可。

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3)计算地层含水饱和度Sw。

A.当SWOP=1时，用阿尔奇公式，选固定参数值A、M、N值作为输入参数值。

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B.当SWOP=2时，用Fertl公式:

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式中:b为输入参数。

C.当SWOP=3时，用阿尔奇公式，参数值这样选择:

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如果φ>0.1，m=2.1如果m>4，m=4a=1，n用输入的参数值。

D.SWOP=4时，用如下:

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4)计算渗透率PERM。

A.当PRFL=1时:

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B.当PRFL=2时:

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C.当PRFL=3时

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D.当PRFL=4时:

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E.当PRFL=5时:

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F.当PRFL=6时:

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G.当PRFL=7时:

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H.当PRFL=8时:

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5)计算油气相对密度和重量。

A.油气相对密度(DHYC):

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B.油气相对重量PORH:

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6)累计油气体积和孔隙体积。

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7.3.3.2 成果显示及实例

如图7.3.6为厄瓜多尔Dorine区块的一口井。该区块地层为薄互层泥质砂岩，测井资料又有用中子、密度测井资料，故采用双矿物交会技术识别岩性和计算地层孔隙度。采用的参数:岩性骨架密度(DG)=2.64g/cm3流体密度(DF)=0.95g/cm3。图中最右道为ELANGeoframe的多矿物分析模块ELAN处理结果和岩心实验数据(离散数据)。可以看出，SAND计算结果与岩心分析和ELAN处理结果是一致的。

图7.3.6 SAND程序计算实例1ft≈0.3048m

7.3.4 多功能解释程序(PROTN)

多功能解释程序(PROTN)是从油藏物理学的基本概念出发，以油、气、水在微观孔隙中的分布和渗流理论为依据，发展而成的多功能解释系统。该程序以测井信息的还原为基础，目的在于求解反映地层静态和动态特性的一系列地质参数，因此，它是多种测井解释方法的组合。

7.3.4.1 PROTN程序原理

多功能解释程序PROTN在测井评价方法中引入了一个新的理论———多相流体在微观孔隙中渗流理论。这一理论认为地层的产液性质主要取决于油、气、水在孔隙中各自(或相对)的流动能力。也就是说，对一个含油储集层到底是产油还是产水或是油水同出，完全取决于储层中油、气、水的相对渗透率的大小，即取决于油、气、水在地层孔隙中的相对流动能力。

目前，改程序主要应用于砂泥岩剖面的裸眼井解释，整个解释过程采用的仍然是常规测井系列，具有以下三个方面的解释功能:

1)可用于探井、开发井和调整井全过程的油气评价。定量确定地层的产液性质、预测其产水率、产油(气)率和生产能力。

2)可定量描述产层的水淹状况和剩余油分布。其中包括定量确定产层的水淹部位、厚度和水淹程度，求解产层的剩余油饱和度、驱油效率和产水率，揭示它们在层内和层间的分布特点。

3)提供一种有利于全面评价产层，并进一步开展油藏工程研究的测井解释系统。应用现有的测井信息，目前能够比较全面地求解9种类型23种地质参数。其中包括:反映储集层岩性特点的粒度中值和粉砂含量反映地层产液性质的束缚水饱和度、可动水(或水淹)饱和度、剩余油饱和度、可动油饱和度、产油率和产水率反映相渗透率特性的油水相渗透率和有效渗透率反映油气层产能的每米采油指数反映采收程度的驱油效率以及垂直和水平方向的渗透率与其他常规的地质参数。

经过二次开发，PROTN程序还具备自动判别解释结论的功能。

(1)输入、输出曲线

程序要求必须有中子、密度测井曲线、一条泥质指示曲线和电性曲线输入，有能谱测井曲线时处理结果可以更精确。允许作为输入的曲线有:自然伽马测井(GR)、补偿中子测井(CNL)、自然电位测井(SP)、密度测井(DEN)、声波测井(AC)、深电阻率测井RT、电导率(COND)、冲洗带电阻率(RXO)、井径(CAL)中子寿命测井(NLL)。

输出曲线有:有效孔隙度(POR)、含水孔隙(PORW)、冲洗带含水孔隙度(PORF)、总孔隙度(PORT)、流体孔隙度(PORX)、油气重量PORH、累计含烃量(HF)、累计孔隙度(PF)、渗透率(PERM)、含水饱和度(SW)、泥质含量(SH)、微差井径(CALC)、黏土含量(CL)(其值等于SH)、残余烃密度(DHY)、冲洗带含水饱和度(SXO)、束缚水饱和度(SWIR)、水的有效渗透率(PERW)、油的有效渗透率(PERO)、水的相对渗透率(KRW)、油的相对渗透率(KRO)、产水率(FW)、泥质和粉砂含量(SHSI)。

(2)主要解释方程

1)计算泥质体积VSH

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式中: ，SSHLG为SHFG所指定的任一种计算SH的曲线值Gmax、Gmin为相应曲线的极大值和极小值。

2)计算孔隙度φ:

A.用DEN计算:

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B.用AC计算:

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C.用CNL计算:

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3)计算饱和度SW。

饱和度的计算方法有三种:

A.

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B.用计算的M值计算Sw:

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C.用输入的M值计算Sw:

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4)计算束缚水饱和度Swb:

φ>=0.2时:

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式中:Md为粒度中值。

5)计算相对渗透率(KRO)和(KRW)。

A.一种比较普遍的形式:

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式中:m、n、h是与地层的岩性和固结程度有关的经验系数，同时也受岩石的润湿性和

流体的黏度比的影响，它们各自的变化范围为:

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B.琼斯方程:

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C.彼尔逊方程:

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D.乘方法:

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6)计算有效渗透率PERO和PERW:

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式中:C为修正系数，其值约为0.6～0.9。

图7.3.7 PROTN数据处理实例

7)计算绝对渗透率PERM:

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8)计算产水率Fw:

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7.3.4.2 成果显示及实例

如图7.3.7为胜利油区孤岛油田馆陶组的一口井。该段岩性以粉砂岩为主，夹含砾砂、细砂及泥岩。储层较发育，单层厚度一般在0.9～17.3m，储层测井响应特征为:自然电位负异常较大，自然伽马数值在60～105API左右，深感应电阻率数值在2.0～10Ω·m之间，泥岩电阻率一般为1.0～2Ω·m。3号层(1044.0～1050.1m)，电导率的凸起方向与自然电位负异常呈反向对应关系，气层特征明显，用PROTN数字处理计算的平均孔隙度为38.8%，平均渗透率为3693.0×10－3μm2，含气饱和度约54.4%，解释该层为气层，厚度6.1m。4号层(1139.3～1148.6m)，电导率的凸起方向与自然电位负异常呈反向对应关系，水淹层特征明显，用PROTN处理计算的平均孔隙度为35.2%，平均渗透率为1518.5×10－3μm2，含油饱和度约64.8%，综合分析认为该层为水淹层。

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