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。

近几十年来，人们为了通过测井使裂缝更容易被探测与评价，已做出了很大努力。然而，人们也发现裂缝的定性和定量评价比原来预计的情况复杂得多。各种方法都基于这一事实，即在井眼尺寸不变的均质地层中，裂缝带将在探测的正常响应上产生异常。如果裂缝是张开的，则这种异常相当大；如果是闭合的，这种异常则微不足道。裂缝的分布极为复杂，裂缝性储集层产量变化大而递减快，高产井、低产井、干井交替出现，开发这类储层需付出很高的代价。随着测井技术的进步，对裂缝性储层的描述与开发已形成了一定的技术系列。以声波及放射性为主的裂缝测井系列与地震资料结合，进行横向预测，可以划分裂缝发育带及其分布，对裂缝发育带应用微电极扫描和井下声波电视测井，可以直观地把裂缝形态、宽度、长度、走向，以及它们的含油产状展示在人们面前。虽然有了这些技术上的进步，但由于地震资料受到地质因素的影响，在一个新区判断裂缝发育带仍然有很大的多解性。这些技术只能提高我们的成功率而不能在任何条件下得出单一而又肯定的解释。由于裂缝发育的随机性，以及层理、岩性等因素的影响，导致了测井响应的多解性，在一定程度上影响了用测井资料探测裂缝的成功率。探测裂缝及其分布规律的主要依据是裂缝与基质岩块具有不同的地质、地球物理特征，故在多数测井曲线上都有相应的显示。用测井来探测裂缝只能限于那些张开或部分充填的裂缝，很难把天然裂缝从人工诱导缝中区分开来。

1.电测井方法

①双侧向测井。这种仪器强烈地受到裂缝的影响，因为裂缝网络构成低电阻率通道，这种通道具有分流电流的作用。在与钻井轴成亚平行的裂缝情况中，如果钻井液比存在于裂缝中的导电流体导电性更强，则浅侧向电阻率RLLS比深侧向电阻率RLLD低，曲线呈现双轨；而在致密带内，孔隙少，无裂缝，RLLS与RLLD读出的电阻率值相近，两条曲线基本重合。②微侧向测井。与双侧向相同，应用电阻率的异常来确定裂缝带，微侧向测井受垂向电阻率变化的影响，由于它们具有极板，因此面向极板的裂缝才能观测到。但是，一般说来，由于钻孔在裂缝附近易破碎，井眼成椭圆形，而极板有沿着长轴定向的趋势。微侧向测井仪器探测的深度很浅，裂缝系统的存在将大大影响这些仪器的响应。③感应测井。在假设裂缝产生电阻率异常的前提下，感应测井可用于确定裂缝的存在，由于其感应电流的分布是呈环状的，所以感应测井受水平电阻率变化的影响，微侧向测井与感应测井之间的振幅差异可用于显示垂直与水平裂缝的存在。④电磁波传播测井。千兆级高频电磁波探测很浅的地层，具特高垂向分辨率，使传播时间和衰减曲线反映很薄的岩性变化。对水平和低角度裂缝有不同的反映特征，水平缝以两条曲线的尖锐高尖出现，泥页岩的衰减更剧烈。如果极板遇上高角度缝，则出现较长井段的相应异常。

2.核测井方法

①补偿密度测井。当井身结构较好时，补偿密度曲线能较好地反映地层岩性和进行裂缝识别。②岩性密度测井。当采用重晶石钻井液钻井时，由于重晶石的光电吸收截面指数Pe值很大，Pe曲线在裂缝段将急剧增高。如果裂缝段井壁上形成重晶石泥饼，则裂缝段不仅有高的Pe值，而且还会有负的补偿密度曲线值。③自然伽马能谱测井。由于裂缝是流体循环的好场所，所以在漫长的地质年代里，如果有铀或其他放射性元素存在，NGS就能探测到裂缝。

3.声波测井方法

①声幅测井。这种方法可能比其他方法更多地用于探测裂缝。据Marris（1964）和其他学者的研究，纵波遇到垂直或高角度裂缝时减弱，而横波遇到水平或低角度裂缝时更敏感。当纵波遇到充满流体的裂缝时，由于接触面上的反射，它的振幅降低。当横波遇到充满流体的裂缝时，它的振幅基本消失（Aquilera&Vanpoollen，1977）。另外，Welex把相长和相消干涉描述为平行井身但并不横切井身的裂缝标志。然而，经验表明，由于岩性变化及仪器居中状况会使幅度产生像裂缝引起那样大的变化。实际上，由于裂缝中固体颗粒的连接会使声特性的不连续消失。因此，很难普遍使用这种方法。②变密度测井。变密度测井记录的是在一个声波传送脉冲后，深度和振幅与时间的变化关系，大部分声波波列被记录下来并以近似地震道的形式显示在测井记录上。测井记录上的阴影变化表明了振幅变化。暗色阴影表明最大的正振幅，淡色阴影表明最大的负振幅。根据Aguilera和Vanpoollen（1977）的工作，这种方法就是通过在测井记录上寻找两个独特平行波组之间的跳跃或杂乱带来表现裂缝。一些学者不是依靠跳跃带而是寻找特殊的W形图案来发现裂缝。然而，无论哪种情况，如果分析者未能很好地了解地层剖面，那么，可能把岩性变化误认为裂缝带。由于岩性与孔隙度的变化在图上可能产生类似于裂缝产生的突变，因此，解释这种测井图必须特别小心。③环形声波测井。记录沿井壁呈水平环形传播的声波，以声波幅度的衰减来探测垂直高角度裂缝。实践表明，这种方法是一种很有潜力的高倾角裂缝探测系统。④阵列声波测井。通过时间窗口控制，可获得纵波、横波、斯通利波的能量曲线。利用斯通利波的衰减来探测裂缝，是一种探测裂缝的新途径。斯通利波是一种频率为2～5Hz的波，它对裂缝有很强的响应。斯通利波在裂缝面产生的机理是由于入射波在裂缝面的压缩作用产生的流体脉冲进入井筒，使井壁产生压缩及膨胀。因为流体由裂缝压入井眼和流体进入裂缝，使转换的斯通利能量消耗，因此能量衰减与裂缝发育有密切的关系。

4.成像测井方法

利用电流束和声波波束对井轴进行扫描，从而得到有关井壁的“图像”的一类测井方法。它是近20年发展起来的，并在继续发展和完善中。通过成像测井可得到有关地层产状、溶孔、溶洞等其他测井方法无法获得的重要信息。这对地层、构造、岩性和裂缝性储层的研究等方面意义都很大。包括：①井下电视。显示井眼表面声波响应的连续图像。这种仪器能给出一张井壁声波影像。它是通过记录一部分声波能量获得的，由声源发出并由井壁折回，反射到本身发射极，因此它起着接收器的作用。当岩石致密而光滑时地层的反射能量更高。如果岩石表面粗糙，有裂缝或者孔洞，那就会存在能量失散，而这些不规则出现在胶片上更阴暗。这种仪器不仅能够探测裂缝而且能够确定裂缝的产状，能很好地显示岩石表面的形状。它只能发现宽的、开启的破裂面。当时间和振幅测井双重显示时，可发现充填物与基质具有声波差异的裂缝。由于这是一种新的定向方法，因而也能确定裂缝的方向（Wily，1980；Aillet，1981）。这种方法在裂缝定量方面具有较好的应用前景。但是为了避免能量失散和有花斑的图像的出现，不仅要求在钻井液中没有呈现悬浮状态的组分，而且没有厚的泥饼，还要求井眼不是椭圆形井眼，钻井液中不含天然气。②微电阻率扫描测井（FMS）。井壁附近的电阻率是重要的岩石物理性质之一，可用来描述地层的细微结构。微电阻率测井沿井壁测量，探测浅而垂向分辨率高，因而对井壁地层的电性不均匀极为敏感。微电阻率测井无法确定裂缝的产状，无法区分裂缝、小溶洞、溶孔，这些问题可以通过微电阻率扫描来解决。当致密层中存在裂缝时，钻开后高电导率的钻井液或滤液就回流或渗入地层中。FMS仪器扫描到此处时，就记录下裂缝的高电导信息。在相应的FMS图像上显示为深灰或黑色，而没有裂缝的地方，岩石为高电阻率，对应的FMS图像上为浅灰或白色。FMS记录的信息的清晰程度取决于以下几个因素：ⓐ裂缝的张开度，如果裂缝的张开度大，钻井液进入得就多而深，裂缝处的FMS图像颜色就深，否则就浅；如果裂缝是闭合的，FMS就扫描不出来。ⓑ钻井液性质，钻井液电导率越大，对应裂缝处的FMS图像就越暗。ⓒ钻井液侵入程度，钻井液取代地层中的烃越多，对应的FMS图像就越暗。利用FMS图像研究裂缝是一种新的测井手段，它能给出其他识别裂缝的测井方法不能给出的裂缝视产状，能把裂缝和溶孔两种不同的储集层区分开，能估计裂缝视宽度而不受其他参数控制。这种方法是测井识别裂缝的补充和发展，它以直观、简单两大特点使解释人员易懂易用。③全井眼地层微扫描测井（FMI）：20世纪80年代中期，斯伦贝谢公司推出了第一支电法成像仪———地层扫描仪。这种仪器与倾角仪相似，但较之倾角仪，它安装了大量的附加电极“电扣”去采样电流，获得的数据经处理后产生一幅对应于井壁的高清晰度图像。1991年推出的FMI具有更大的井眼覆盖率和更高的分辨率。FMI极板安装在8in井眼中应有80%的覆盖率、0.2in的垂向分辨率。FMI极板有192个电扣，能测定92条微电阻率曲线，能对井内每一条微电阻率曲线精确定位。现在已能用诸如FRACVIEW程序来分析井眼图像电导率所反映的裂缝密度、张开度和孔隙度。张开度是根据裂缝加在电图像背景上的电导率计算的；计算裂缝密度时计入井眼偏移并作为“校正密度”供井间对比使用；孔隙度用每一条裂缝的平均开度计算。

5.地层倾角测井方法

①双井径曲线。在很好地掌握了地层剖面后，井径测井是发现井中裂缝带的有效方法。简言之，若井眼钻遇高密度裂缝带，则井径扩大。特别是钻遇高角度裂缝时，往往在与形成区域性裂缝的最小应力方向相平行的方向上产生井眼定向扩径。②电导率异常检测。该方法是排除地层层理引起的电导率异常，突出与裂缝有关的电导率异常。求出各极板与相邻两个极板的电导率读数之间的最小电导率正差异，把这个最小正差异叠加在该极板的方位曲线上，作为识别裂缝的标志。③地层倾角矢量图。在地层倾角测井矢量图中，裂缝或者表现为层段之间无法进行对比，或者表现为倾角看起来很杂乱。也可根据孤立的高倾角显示识别裂缝的存在。

6.其他测井方法

①温度测井。钻井液中的温度梯度受开启裂缝带存在的影响，由于裂缝网隅被钻井液侵入，使地层变冷，从而使温度降低。②磁粉测井。可探测流体能与井眼流体交换的任何裂缝以及它们的方位和范围。③重复式地层测试器（RFT）。系统测取地层压力和钻井液柱压力，能分析压力系统、寻找新裂缝系统。能直观地认识地层渗透性，计算渗透率，评价生产能力。从仪器推靠和封闭成败及预测压力恢复情况，分析地层是干层、较小裂缝或孔隙、纵向连通很好的大裂缝，还是分散孤立的高角度裂缝，这也有助于研究高角度裂缝。

从以上的分析可以看出，在过去40年中，裂缝的探测与分析对电缆服务来说一直是个持续的挑战。井下声波电视测井（Taylor，1983）是一种成功的方法，然而却难以区分开启与闭合裂缝；环形声波测井（Guy，1987）可用于探测垂直的或近于垂直的裂缝。斯通利波的能量衰减能显示开启裂缝的特征（Brie，1988），尤其是用阵列声波仪器规一化的差值能量。然而垂向平均间隔仍很大。除声波方法外，在水基钻井液中应用微电场获得了成功。很久以来在裂缝性储集层中一直使用倾角测井和SHDT（Lehne，1988），但仍然存在井眼粗糙度的影响问题。已经证明地层微扫描仪（Ekstrom等，1986）是富有成效的，但受粗糙度的影响，并且有时开启与闭合裂缝的存在而使问题更加繁琐。因此，对测井来说可靠的裂缝分析方法仍然是一种挑战。

(一) 成像测井识别裂缝

裂缝在井壁电成像和声成像测井图上均表现为连续或间断的深色条带，其形状取决于裂缝的产状。垂直缝和水平缝分别为竖直的和水平的条带，斜交缝为正弦波条带状，网状缝为正弦波条带状、竖直的和水平的条带的组合特征。低角度裂缝、高角度缝和网状缝3种裂缝性储层的电成像测井响应特征如图4－21所示。

对裂缝性质的解释主要要注意天然裂缝与层理、各种诱导裂缝，如钻具振动形成的裂缝、重泥浆造成的压裂缝、应力释放裂缝和井眼崩落的区别。特别是应力释放裂缝，既可在岩心上出现，也可在井壁上出现。在成像图上的特征为1组接近平行的高角度裂缝，且裂缝面十分规则。在常规测井解释中，容易误解释为低孔高角度裂缝型储层。当出现在岩心上时，很容易给岩心描述带来错觉，必须注意识别。其方法是看裂缝中有无泥浆侵入的痕迹，无侵入者为应力释放裂缝。应力释放裂缝只有1组，且裂缝面较为完整而压裂缝或为3组，或为一组不完整的，且仅出现在两个对称方向上的高角度裂缝。

根据X1井EMI图像显示特征，在EMI测量井段内，裂缝较发育，类型有:斜交缝、高角度缝、网状缝(表4－6)。

表4－6 X1井石炭系裂缝统计表

续表

图4－21 X1井裂缝类型EMI图像

斜交缝:倾角小于90°的开口缝，包括高角度斜交缝(倾角≥70°)、低角度斜交缝(10°≤倾角<70°)，EMI图像显示为黑色正弦曲线。EMI测量井段内发育有多组(数条)斜交缝。

高角度缝:倾角等于90°的开口缝，EMI图像上表现为黑色竖线，缝宽不等，通常情况下两条线相互平行，延伸较长。

网状缝:由两组以上产状不同的裂缝相互切割的呈网状的开口缝组成。本井石炭系网状缝相对欠发育，网状缝基本是与斜交缝交替发育。

(二) 常规测井识别裂缝

理论研究结果表明，深、浅双侧向电阻率的大小及差异性质除受流体性质影响外，还严重地受到另外两个因素的控制。一是裂缝张开度、裂缝密度、裂缝产状、裂缝径向延伸等裂缝自身的特征二是岩石本身的电阻率。

1. 双侧向测井

(1) 裂缝性储层在深、浅双侧向上的响应特征

由于深、浅双侧向电阻率的大小及差异性质受流体性质、裂缝张开度、裂缝密度、裂缝产状、裂缝径向延伸以及岩石本身的电阻率影响。因此高角度裂缝(>75°)为主的储层来说，深、浅双侧向出现正差异，且比值随裂缝倾角、裂缝张开度、裂缝径向延伸度、裂缝纵向穿层长度的增大而增大。对于低角度裂缝(<75°)，深浅侧向出现负差异。此外还必须考虑到岩块电阻率Rb的影响，即对同样的裂缝，Rb越高，深浅双侧向的电阻率差异也越大。斜角缝、高角度缝和网状缝三种裂缝性储层的深、浅双侧向测井响应特征分别如图4－22～图4－24。

图4－22 X2井斜角缝测井响应特征

(2) 裂缝性储层在微球形聚焦测井曲线上的响应特征

微球形聚焦测井具有比双侧向的径向探测深度浅，垂直分辨率高的特点，因此它受井眼和泥饼的影响比双侧向测井大，但它分辨裂缝的能力却远比双侧向强。因此，当井眼较规则时，微球形聚焦测井在裂缝段将发生比双侧向较多的起伏，且在双侧向电阻率背景上来回变化，如图4－23。

2. 密度测井

密度测井测量的是岩石的体积密度，主要反映的是岩石的总孔隙度，而与孔隙的几何形态无关。由于密度测井仪为极板推靠式仪器，当极板接触到天然裂缝时会对密度测井产生较大影响。

图4－23 X3井高角度缝测井响应特征

图4－24 X4井网状缝测井响应特征

3. 补偿中子

与密度测井类似，补偿中子测量的也是岩石的总孔隙度，不受孔隙几何形态和分布的影响。补偿中子由于其测井探测深度较大，而成为确定非均质的裂缝性火山岩油藏总孔隙度的有效方法。在裂缝性火山岩剖面层段上，补偿中子显示为相对高的孔隙度值，而且裂缝越发育，中子孔隙度就越大。与其他常规测井类似，补偿中子也同样只能指示裂缝带的位置，不能确定裂缝的发育方向。

4. 声波时差

裂缝在声波时差曲线上的反应与井筒周围裂缝的产状及发育程度有关。声波时差对高角度缝没有反应，对低角度缝或网状裂缝，声波时差将相应增大。当遇到大的水平裂缝或网状裂缝时，声波能量急剧衰减而产生周波跳跃现象。因此利用声波时差可以识别水平裂缝或网状裂缝，但不能用于识别垂直裂缝。

(三) 地层倾角测井识别裂缝

地层倾角测井是探测天然裂缝的各种方法中较为有效的方法之一。用地层倾角测井资料识别裂缝的方法有:裂缝识别测井、电导率异常检测、定向微电阻率、双井径曲线等。

1. 裂缝识别测井(FIL)

地层倾角的微电阻率曲线常在高阻背景上以低的电阻率异常显示出裂缝。FIL是利用地层倾角的4条微电阻率曲线，按顺序排列组合相邻两极板的4组重叠曲线(1－2，2－3，3－4，4－1)，裂缝则以明显的高电导率异常显示出来。当任一极板通过充满高电导率泥浆的裂缝时，其电导率升高，重叠曲线出现幅度差。一般高倾角裂缝常以一组或两组明显的幅度差出现，垂直裂缝在两条曲线上有较长井段的异常而水平裂缝在4条重叠曲线上均有较短的异常。这种方法的缺点是不能准确地识别沉积构造和裂缝。

2. 利用电导率异常检测识别火山岩裂缝

该方法是利用地层倾角测量的原始记录在曲线对比垂向移动范围所确定的井段上，求出各极板与相邻两个极板电导率的最小正差异值，并把此值叠加在该极板的方位曲线上。作为判别裂缝的标志，这种方法排除了由于层理所引起的电导率异常，突出了与裂缝有关的电导率异常。在电导率异常检测DCA成果图上，不仅可以直接显示出裂缝的存在，而且直接给出了裂缝存在的方位。用该方法必须满足下列3个条件:①电导率超过一定的水准，②电导率数值之差足够大，③异常可以在极少数连续层位上探测到。

3. 双井径重叠法

双井径重叠是识别裂缝的一种重要方法，通常具有较好的使用效果。根据地层倾角测井曲线显示的定向扩径、椭圆形井眼及相对方位角曲线平直无明显变化等，可以划分出高角度裂缝层段。而且，根据扩径方位或椭圆形井眼的长轴方向，可以确定高角度裂缝的方向。一般双井径曲线值与钻头直径均相等为硬地层，双井径曲线值均小于钻头直径为渗透层，双井径曲线值均大于钻头直径为泥岩或疏松易塌层，双井径曲线值之一大于钻头直径，另一等于或小于钻头直径，呈椭圆形井眼，为高角度裂缝。

(四) 利用双侧向测井资料定性识别裂缝的实现方法

为了能有效识别出裂缝、优化单井射孔层段，从而更好地指导现场生产工作，在基于对众多的成像测井资料与常规测井资料进行对比分析后，建立了天然裂缝的常规测井解释模型。这种方法不同于裂缝孔隙度计算，是一种定性的判断方法，其主要方法是首先提取成像测井资料中典型的裂缝，然后对常规测井资料进行标定，从而提取裂缝在常规测井资料中的响应特征，然后针对这些特征进行编写识别程序，从而使用计算机对裂缝进行自动识别评价。

通过分析笔者发现当地层出现网状缝或其他类型的斜交缝的时候，微球测井曲线一般会比较迅速地下穿双侧向，在非裂缝处微球一般会悬浮于双侧向之上。其原理为:井壁的张开裂缝会导致微球电阻率值(RXO)的急剧下降(张开裂缝中充满泥浆所致)，依此可以识别裂缝发育井段。通过与成像测井对比发现，该方法可以识别多数的张开裂缝，但无法区别钻井诱导裂缝。

其识别图版为:

BRXO≤0.8并且BXOT≤0.8

则该井段为裂缝发育井段当RT≤70和RXO≤70的情况不能使用本方法判断。

其中:BRXO=RXO/RXO1

BXOT=RXO/RT。

式中:RXO———冲洗带电阻率

RT———地层真电阻率

BRXO———冲洗带电阻率变化幅度

BXOT———冲洗带电阻率与地层真电阻率幅度比

RXO1———RXO曲线上当前深度点的上一个采样点。

通过BRXO和BRXT的斜率大小来判断裂缝的存在。

图4－25是利用该方法进行裂缝识别的一个实例，图中第三道裂缝指示曲线即是根据双侧向和微球形聚焦测井曲线计算得到的，它只是一条定性指示曲线。无量纲，代表该深度存在裂缝或裂缝发育的相对程度。

通过利用常规测井曲线计算判断的储层裂缝段与成像测井拾取的裂缝层段对比，认为利用常规测井资料判断裂缝的方法是可行的，也是较为有效的。

(五) 基于测井曲线元的裂缝定量识别

针对火山岩裂缝性油气藏裂缝测井识别这一难题，在充分分析其裂缝曲线元及其变化特征的基础上，刻画了裂缝曲线元的数学特征，建立了基于测井曲线元的裂缝概率模型，进而来计算裂缝发育的概率。

裂缝的存在对电性、放射性等各种物理性质均有不同程度的影响，其影响可在测井曲线元的变化形态上造成异常响应。由于各种测井方法对裂缝的敏感程度并非完全相同，加之某些非裂缝因素也可能引起与裂缝相同的异常响应。所以，用一、二种常规测井方法识别裂缝的准确性往往很低，在井眼条件较差的情况下尤其如此，而多种测井信息综合反映裂缝的可能性明显增大。因此，本节利用多种常规测井信息来建立基于测井曲线元的裂缝概率模型，进而来对研究工区的裂缝进行定量识别。

1. 裂缝曲线元及其特征

在裂缝发育段，三侧向电阻率曲线和微电阻率都比上下相邻曲线段读值降低，但不同的层段降低的程度有所不同。也就是说，同样是裂缝发育段，曲线的形态还与岩性、层厚、泥浆电阻率、侵入深度等因素有关。而这些因素的影响都反映在曲线元的形态变化上。

图4－25 X5井利用双侧向和微球形聚焦测井识别裂缝实例

为了便于准确地刻画测井曲线的变化形态，引入了测井曲线元的概念。在测井曲线上，如果对曲线所考查的某一性质与邻近的曲线段明显不同，则把这样的一段曲线称为测井曲线元，简称为曲线元。记为

准噶尔盆地火山岩储层测井评价技术

或者记为C∶C∈［a，b］。通常a，b为测井曲线的左右刻度。

假设Ci－1∈［a，b］、Ci∈［a，b］、Ci+1∈［a，b］分别为相邻的3段曲线元，假设Ai－1，Ai，Ai+1表示相应曲线元的某一性质，ε1为一给定值，依据定义则有

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式(4－13)中，F并不表示一种单纯的映射，而是一种刻度，就是一种度量相邻曲线元某一特征的差别的方式。ε1是针对某一项待考察的指标给定的限定值，也就是划分不同曲线元的截至值。

若已知Ci∈［a，b］为一曲线元，［a，b］为该曲线的左右刻度。有时这一区间也可限定在该段曲线的最大最小值之间。

曲线元的数理统计分析主要计算曲线元的均值μ、极差J、数学期望E、方差σ2或标准差σ等。在进行数理统计分析之前，先要有一个合理的假定条件，对于xi∈［a，b］，i=0，1，…，n取任意值的几率都是相等的。因为对于某一段地层来说，在已知的值域内(比如曲线的左右刻度)，没有任何理由让某一项测井量(例如电阻率)只取某一值而不能为另外的值，也就是说，在值域测井量取任一个值的机会是均等的。因此对于任意点的概率Pi有

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在这一假设条件下，测井曲线元的数学期望和方差就可以计算了。

根据关键井的岩心标定，裂缝在测井曲线上的变化特征主要表现为三侧向电阻率曲线出现高值背景上的降低，深浅电阻率的幅度差也有所减小，同时微电极曲线也表现为同样的特征。自然伽马曲线没有增大或增大很小，通过滤波可以消除。把这样的曲线段称为裂缝曲线元。

2. 火山岩储层裂缝指标的定义

在实际处理过程中，考虑到火山岩地层岩性的复杂性，定义的裂缝指标有如下4种方式。

(1) 双侧向或双感应幅度差

直接在综合测井曲线图(对数坐标)上找到致密段和裂缝段的双侧向(或双感应)幅度差绝对值，ΔRb和ΔRf。当前处理深度的电阻率幅差指示的裂缝概率为:

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式中:P———裂缝概率

ΔR———当前深度的电阻率对数的幅度差绝对值。

(2) 井径测井曲线

准噶尔盆地火山岩储层测井评价技术

式中:CAL———当前深度的井径

CALf和CALb———裂缝层段和致密层段的井径。

(3) 微球形聚焦测井

对微球形聚焦电阻率测井曲线的对数lg(x)进行滤波处理，得到滤波后的测井曲线lg(x)'，提取剩余变化(Dx)，则裂缝概率:

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式中:Dxf和Dxb分别为裂缝层段和致密层段的剩余变化值Dx=lg(x)－lg(x)'。

(4) 其他曲线

对其他非电阻率测井曲线x进行滤波处理，得到滤波后的测井曲线x'，提取剩余变化Δx=x－x'。

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式中:Δxf和Δxb———裂缝层段和致密层段的剩余变化值。

上述指标除了双侧向取绝对值外，均考虑到裂缝特征在曲线上的方向性。

3. 裂缝识别

一般测井采样间距为12.5cm，岩心裂缝观察表明裂缝的一般长度在1个采样间距到几十个采样间距之间。因此，从采样间距上考虑，如果要利用常规测井曲线识别裂缝，必须至少有3个采样点，即2个采样间距构成的裂缝。因为如果是2个采样点，2个采样点读值的变化只可能是由大变小、相反或不变，3种之一，而不能构成裂缝曲线元由大变小再变大的变化特征。这是根据常规测井曲线判断裂缝存在的必要条件。一条裂缝的延伸长度必须至少大于12.5cm×2cm才能够被常规测井曲线识别到。从测井解释的角度说，常规测井资料识别的裂缝长度至少是25cm。

根据裂缝曲线元的特征编制了基于测井曲线元的计算机裂缝识别软件系统，其识别过程如下。

1) 测井数据录入。

2) 判断原始数据文件是否有三侧向曲线和微电极曲线，或二者之一。如果都没有，则无法进行裂缝识别，退出系统。

3) 测井资料校正和数据标准化。资料校正是正确识别的前提，数据标准化便于进行曲线元拟合和计算曲线元的数字特征。该软件主要采用了极差标准化、极差正规化和标准差标准化3种方法。

4) 读入分层数据。研究中只对砂岩储层段进行了裂缝识别，对泥岩未处理，所以在识别之前先要读入分层数据。如果该井还没有分层，必须先分层。

5) 曲线元滤波。滤波主要是消除曲线上微小的扰动，因为它会影响到对裂缝曲线元识别。滤波方法多采用加权滑动平均法，如钟型函数或汉明函数等，也可采用卡尔曼滤波。

6) 从第1层开始，逐点判断电阻率与邻近上下两个采样点关系，设存在xi－1，xi，xi+1为3个相邻的采样点，并且给定ε为一门限值，如果式(4－19)成立，则从采样点xi开始记录采样点数S1，直到式(4－19)成立，则必然有式(4－20)成立。同样开始记录采样点数S2，直到式(4－20)不成立

准噶尔盆地火山岩储层测井评价技术

记录满足式(4－19)和式(4－20)总采样点数(S=S1+S2)。对三侧向和微电极曲线依据式(4－19)和式(4－20)作判断。

7) 对同一层段的GR曲线进行判断，消除由于泥岩夹层引起电阻率降低而误判为裂缝的层段。

8) 计算裂缝存在概率Pf。

计算裂缝曲线元的极差(J)、数学期望(E)、方差(D)。因为裂缝曲线元的形态特征是电阻率在高值背景上的骤然降低，表明其极差很大，并且降低越明显，极差就越大。同时，其数学期望与极差的差值也随之增大。方差越大，裂缝存在的可能性越大，因此裂缝的概率与方差成正比。此外裂缝曲线元的曲线突变不会延续很长，否则这种突变成了一种渐变，也就不是裂缝了。定义单条曲线判断裂缝存在的概率计算式为

准噶尔盆地火山岩储层测井评价技术

在识别过程中，对于JD－581测井系列同时采用了深、浅三侧向及其幅度差、微电极及其幅度差、GR曲线、感应曲线和声波曲线对于CLS3700测井系列则将三侧向换为双侧向电阻率曲线。根据式(4－21)，每1条曲线都将给出1个单曲线裂缝存在概率，按照贝叶斯准则，所有曲线指示裂缝存在概率由下式计算

准噶尔盆地火山岩储层测井评价技术

式中，Pf，i———单曲线裂缝存在概率

l———参加裂缝判别的曲线条数。同时给定了一个经验参数εP作为裂缝存在概率的截止值，规定只有Pf>εP时，才认为该裂缝存在，并且被记录下来。

经本书研究确定，RXO权值变化范围为0.4～0.5、Rt和Ri幅度差的权值变化范围为0.25～0.35、井径变化范围为0.1～0.2、声波或密度变化范围为0.15～0.25。

4. 裂缝识别实例

基于上述方法，对研究盆地内的白X1井进行裂缝识别，其识别成果图如图4－26所示。由该图可知，在1717～1728m井段所计算的裂缝概率值较高，说明该段发育裂缝的概率较大而在1710～1717、1728～1750m井段处，所计算的裂缝概率值较低，说明该段发育裂缝的概率较小。裂缝概率反映地层中存在裂缝的概率大小，是对裂缝发育程度的判别。概率值越大，裂缝越发育反之，概率值越小，裂缝发育越差。从FMI图像上看，1715.0～1720.0m发育一组高角度缝，在1720.0～1722.0m发育一组高角度缝以及斜交缝，在1722.0～1728.8m发育一组雁状缝以及斜交缝。根据岩心描述裂缝统计(表4－7)可知，在该井段内，裂缝较发育，类型有:斜交缝、直劈缝、网状缝、充填缝以及雁状缝。由此可知，对缺乏成像测井和岩心描述等资料的情况下，该方法能够利用常规测井资料来较准确地识别其裂缝发育的井段。

图4－26 白X1井裂缝识别实例

表4－7 白X1井裂缝统计表

由于本区石炭系地层火山岩岩性复杂，裂缝的常规测井响应特征(如声波时差、中子孔隙度、深浅双侧向等)受岩性影响较大，容易将岩性的变化混淆为裂缝。而成像测井图可直观地反映裂缝的形状(如弯曲程度)、填充状况。从本区岩心资料和成像测井资料综合来看，利用成像测井来识别裂缝较为有效。

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