油田開發(fā)常概今及標(biāo)準(zhǔn)VIP

1、第一部份 儲量類 一、石油地質(zhì)儲量（GBn269-88） 是指在地層原始條件下具有產(chǎn)油（氣）能力的儲層中原油的總量。 地質(zhì)儲量（待執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)） 在原始地層條件下，已知油氣儲集中儲藏的油氣總體積，換算到地面標(biāo)準(zhǔn)條件下的油氣總量。 二、石油儲量分級及分類（GBn269-88）根據(jù)勘探、開發(fā)各階段對油藏的認識程度將石油儲量劃分為探明儲量,控制儲量和預(yù)測儲量三級。1.探明儲量：在現(xiàn)代技術(shù)和經(jīng)濟條件下，可提供開采，并獲得社會效益的可靠儲量，分為三類已開發(fā)探明儲量：（類）是指在現(xiàn)代經(jīng)濟技術(shù)條件下，通過開發(fā)方案的實施已完成開發(fā)鉆井和開發(fā)設(shè)施建設(shè)，并已投入開發(fā)的儲量。未開發(fā)探明儲量（類）是指完成評價鉆探，并取得

2、可靠的儲量參數(shù)所計算的儲量基本探明儲量多含油層系的復(fù)雜斷塊油田，復(fù)雜巖性油田和復(fù)雜裂縫性油田，在完成地震詳查，精查或三維地震，并鉆了評價井后，在儲量計算參數(shù)基本取全，含油面積基本控制的情況下所計算的儲量。2控制儲量是在某一圈閉內(nèi)預(yù)探井發(fā)現(xiàn)工業(yè)油（氣）流后，以建立探明儲量為目的，在評價鉆探過程中鉆了少數(shù)評價井后所計算的儲量。3預(yù)測儲量是在地震詳查以及其他方法提供的圈閉內(nèi)，經(jīng)過預(yù)探井鉆探獲得油（氣）流，油氣層或油氣顯示后，根據(jù)區(qū)域地質(zhì)條件分析和類比，對有利地區(qū)按容積法估算的儲量。三、動用儲量（95開字第71號指已上報生產(chǎn)能力或已投入開發(fā)生產(chǎn)的探明儲量。四、已探明未開發(fā)儲量：（95）開字第71號指除

3、去已開發(fā)儲量以外的探明儲量。根據(jù)勘探程度，地質(zhì)認識和儲量計算參數(shù)的可靠性分為落實儲量，待落實儲量，待核銷儲量，表外儲量四類 1落實儲量 勘探工作已經(jīng)完成對油氣藏認識基本清楚，儲量計算參數(shù)可靠，已經(jīng)達到“石油儲量規(guī)范”要求的探明儲量。 2待落實儲量 需要進一步做工作，搞清油氣藏構(gòu)造，儲層以及落實儲量計算參數(shù)等的探明儲量。 3待核銷儲量為儲量批準(zhǔn)后又經(jīng)過進一步勘探開發(fā)評價，如評價井未鉆遇油層，油層試油出水或達不到工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)，含油面積、有效厚度等儲量計算參數(shù)的變化，致使原批準(zhǔn)探明儲量減少的部份為待核銷儲量。4表外儲量指50時地面粘度大于50000時超稠油儲量或含硫化氫的原油，目前采油工藝技術(shù)達不到

4、開發(fā)要求的儲量。五、可采儲量（GBm269-88）是指在現(xiàn)代工藝技術(shù)和經(jīng)濟條件下，能從儲油層中采出來的那一部份油量。六技術(shù)可采儲量（SY/T5367-1998）是指依靠在現(xiàn)有井網(wǎng)工藝技術(shù)條件下，獲得的總產(chǎn)油量。水驅(qū)油藏一般測算到含水率98%，其他驅(qū)動油藏開采到技術(shù)廢棄產(chǎn)量時的累積油量。七、經(jīng)濟可采儲量（SY/T5367-1998）是指在現(xiàn)有井網(wǎng)，現(xiàn)有工藝技術(shù)條件下，能從油藏獲得的最大經(jīng)濟產(chǎn)油量。GBn269-88，(95)開字第71號儲 量 分 級 分 類已開發(fā)（類） 部份開發(fā)基本探明（類） 部份未開發(fā)未開發(fā)（類）近期可開發(fā)低經(jīng)濟效益一類低經(jīng)濟效益二類探 明 儲 量 可開發(fā) 落 實 儲 量 石

5、 油 儲 量油油儲量 地面工程限制不可開發(fā)暫無效益不可開發(fā) 控 制 儲 量 待落實 待核銷表外預(yù) 測 儲 量八、剩余可采儲量（GBn269-88）是指油田投入開發(fā)后，可采儲量與累積采出量之差。九、水驅(qū)儲量（SY/T6174-1995）直接或間接受注入水或邊水驅(qū)動影響的儲量十、損失儲量（SY/T6174-1995）在目前已定的注采系統(tǒng)下，無法采出的儲量。第二部份 開發(fā)指標(biāo)類 1井網(wǎng)（“油氣田開發(fā)圖集”編集工作會議紀(jì)要）指井點布置的幾何形式。如三角形、正方形、行列，環(huán)形等。2井網(wǎng)密度（SY/T6366-1998）油田（或區(qū)塊）單位面積已投入開發(fā)的采油井，注水井總數(shù)。 f=n/Ao式中：f井網(wǎng)密度

6、n油水井總井?dāng)?shù)（口） Ao含油面積（km2） 3注水方式（“油氣田開發(fā)圖集”編集工作會議紀(jì)要） 指注水井和采油井的相對關(guān)系。如四點法，反九點法，行列，邊外，環(huán)狀： 4注采井?dāng)?shù)比（SY/T6366-1998）指水驅(qū)開發(fā)油田采油井總數(shù)和注水井總數(shù)之比 noFnow= nw式中：Fnow注采井?dāng)?shù)比 no采油井總數(shù)（口） nw注水井總數(shù)（口）5水驅(qū)控制程度（SY/T6219-1996）提法是指現(xiàn)有井網(wǎng)條件下與注水井連通的采油井射開有效厚度與井組內(nèi)采油井射開總有效厚度之比值。提法水驅(qū)控制程度（“油氣田開發(fā)圖集”編制工作會議紀(jì)要）指以注水井為中心油層連通厚度與總厚度比。6平均單井射開厚度（SY/T6366

7、-1998）油田（或區(qū)塊或某類井）內(nèi)，屬同開發(fā)層系的油水井中射開總厚度與油水井總井?dāng)?shù)的比值。 howh= nh平均單井射開厚度（m）how油水井射開總厚度（m）n油水井總井?dāng)?shù)（口）7平均單井有效厚度（SY/T6366-1998）油田（或區(qū)塊，或某類井）內(nèi)屬同開發(fā)層系的油水井有效厚度之和與油水井總井?dāng)?shù)的比值。 ho+hw he= nho采油井有效厚度（m）hw注水井有效厚度（m）he平均單井有效厚度（m）8核實產(chǎn)油量（SY/T6366-1998）是由中轉(zhuǎn)站，聯(lián)合站，油庫對管轄范圍內(nèi)的總?cè)债a(chǎn)油量進行計量，由此獲得的產(chǎn)油量數(shù)據(jù)為核實產(chǎn)油量。單位：t9輸差（SY/T6366-1998）是指井口產(chǎn)油量和

8、核實產(chǎn)油量之差與井口產(chǎn)油量之比。 qow-qor K= qow K輸差 qow井口產(chǎn)油量，104tqor核實產(chǎn)油量，104t10核實產(chǎn)水量（SY/T6366-1998）：用井口產(chǎn)水量和輸差計算。qor=（1-k）qwwqwr核實產(chǎn)水量104t K輸差qww井口產(chǎn)水量，104t11綜合含水（SY/T6366-1998）按月計算 qwrfw=100 qwr+qomqom月產(chǎn)油量 104t qwr月核實產(chǎn)水量 104tfw綜合含水 %12綜合氣油比（SY/T6366-1998）是指開發(fā)單元所有井的總產(chǎn)氣量與月總產(chǎn)油量的比 qgm Ego= qom Ego綜合氣油比m3/tqgm標(biāo)準(zhǔn)狀況下的月產(chǎn)氣量

9、104m3 qom月產(chǎn)油量 104t13老井綜合遞減率（SY/T6219-1996）當(dāng)年核實產(chǎn)油量扣除當(dāng)年新井年產(chǎn)油量后，除以上年底標(biāo)定日產(chǎn)水平折算的當(dāng)年產(chǎn)油量。 qoa（t）-qox（t）D=（1-）100% qoa（t-1）綜合遞減率（“油氣田開發(fā)圖集”編制工作會議紀(jì)要） 本年度老井實際產(chǎn)量綜合遞減率=（1-）100% 上年末標(biāo)定日產(chǎn)量36514.自然遞減率(SY/T6366-1998)油田（或區(qū)塊）老井扣除措施產(chǎn)油量后，年產(chǎn)油量下降的百分?jǐn)?shù) qoa（t）-qo（t）-qox（t）Dn=（1-）100% Qob（t1）Dn自然遞減率 %/aqoa（t）第t年產(chǎn)油量，104t qo（t）第t

10、年老井措施增油量，104tqox（t）第t年新井年產(chǎn)油量，104tQob（t1）第t1年標(biāo)定的年產(chǎn)油量，104t自然遞減率（“油氣田開發(fā)圖集”編制工作會議紀(jì)要） 本年度老井實際年產(chǎn)量-措施增油量自然遞減率=（1-）100% 上年末標(biāo)定日產(chǎn)量36515油井利用率（SY/T6366-1998）是指油井開井?dāng)?shù)占油井總井?dāng)?shù)的百分?jǐn)?shù)。油井利用率按月計算。油井總井?dāng)?shù)指除計劃關(guān)井外已投產(chǎn)的總井?dāng)?shù)。開井?dāng)?shù)指當(dāng)月連續(xù)生產(chǎn)時間不小于24h的油井井?dāng)?shù)。16老井措施有效率（SY/T6219-1996）老井年度增產(chǎn)措施中有增產(chǎn)效果的井次與增產(chǎn)措施施工總井次之比。17注水量（SY/T6366-1998）：單井日注水量是指

11、井口計量的日注水量，開發(fā)單元和階段時間的注水量均用單井日注水量進行累加得出。18吸水指數(shù)（SY/T6366-1998）是指注水井單位注水壓差的日注水量。 日注水量吸水指數(shù)= 注水井流壓注水井靜壓 日注水量視吸水指數(shù)= 井口壓力單位厚度吸水指數(shù)是指單位有效厚度，單位注水壓差的日注水量。19注水井利用率（SY/T6366-1998）：是指注水井開井?dāng)?shù)占注水井總數(shù)的比例。注水井利用率按月計算。注水井總井?dāng)?shù)指除計劃關(guān)井外已投產(chǎn)井的井?dāng)?shù)。開井?dāng)?shù)指當(dāng)月連續(xù)注水時間不小于24h的井?dāng)?shù)。20分層注水率（SY/T6366-1998）：是指實際進行分層注水井?dāng)?shù)與方案要求分層注水井?dāng)?shù)的比。21分層注水合格率（SY/

12、T6219-1996）：是指所有分層配注井測試合格層段數(shù)與分注井總配注層段數(shù)之比。22注水井分注率（SY/T6219-1996）是實際進行分層配注井?dāng)?shù)（含級兩層分注井）與扣除不需要分注和沒有分注條件之后的注水井?dāng)?shù)之比。23油水井綜合生產(chǎn)時率（SY/T6219-1996）是指油水井利用率與生產(chǎn)時率的乘積。24油水井免修期是指油水井不進行動管柱的維修，連續(xù)生產(chǎn)的天數(shù)。25注采比（SY/T6366-1998）：開采單元注入水的地下體積與采出液的地下體積之比。 qjRip= qt Bo（1-fw）/o+fw/wqj、注水量（104m3）qt 累積產(chǎn)液量（104m3）Bo地層油體積系數(shù)o地面原油密度（t

13、/m3）fw綜合含水率（小數(shù)）w地面產(chǎn)水密度（t/m3）對于低于飽和壓力開采的油藏，在計算時應(yīng)考慮采出氣體的體積。注采比可按月、季、年、累積計算，分別稱為月注采比，季注采比、年注采比、累積注采比。26地下虧空體積（SY/T6366-1998）：油田（或區(qū)塊）累積采出地下體積與累積注水地下體積之差。Vk=（wp+BoNp/o）Zqiwp累積核實產(chǎn)水量（104m3）NP累積核實產(chǎn)油量（104m3）27采液指數(shù)（SY/T6366-1998）：是指單位生產(chǎn)壓差，油井的日產(chǎn)液量。 qiJ1= Pe-pwtq1=日產(chǎn)液量（104t/d）單位厚度采液指數(shù)是指單位生產(chǎn)壓差油井每米厚度的采液指數(shù) J1J1h=

14、hh油層厚度（m）28采油指數(shù)（SY/T6287-1997）：單位生產(chǎn)壓差的生產(chǎn)油量 qOJo= PJopwfpo的采油指數(shù)qo油井日產(chǎn)油量（m3/d）Pwf井底流動壓力（MPa）Po飽和壓力 （MPa） P=P-Pwf Jo采油指數(shù)（t/d.Mpa）P供油面積內(nèi)的地層壓力（MPa）29單井日產(chǎn)油水平（SY/T6366-1998）：單井當(dāng)月產(chǎn)油量與當(dāng)月日歷天數(shù)的比值。（t/d）開發(fā)單元所屬油井日產(chǎn)油水平的平均值為該單元的單井平均日產(chǎn)水平（t/d）30單井生產(chǎn)時率（SY/T6366-1998）：為單井當(dāng)月生產(chǎn)時間與當(dāng)月日歷時間之比（%）31年生產(chǎn)能力（SY/T6366-1998）：開發(fā)單元月產(chǎn)油

15、量折算成全年產(chǎn)油量，稱為該單元年生產(chǎn)能力。（104t/a）32地質(zhì)儲量采油速度（SY/T6366-1998）油田（或區(qū)塊）年采油量占地質(zhì)儲量的百分?jǐn)?shù)VD=qoa/Nqoa年產(chǎn)油量（104t）N原始地質(zhì)儲量（104t）VD地質(zhì)儲量采油速度（%）33可采儲量采油速度（SY/T6366-1998）油田（或區(qū)塊）年采油量占可采儲量的百分?jǐn)?shù)。Vk=qoa/NRNR可采儲量（104t）34剩余可采儲量采油速度（SY/T6219-1996）是指當(dāng)年核實年產(chǎn)油量除以上年末的剩余可采儲量。35儲采比（SY/T6366-1998）提法（1）儲采比等于剩余可采儲量采油速度的倒數(shù)。 1989年末剩余可采儲量1990年

16、底儲采比= 1990年產(chǎn)油量提法（2）油田年初剩余可采儲量與當(dāng)年產(chǎn)油量之比（SY/T6174-1995）36地質(zhì)儲量采出程度（SY/T6366-1998）油田（或區(qū)塊）的累積產(chǎn)油量占地質(zhì)儲量的百分?jǐn)?shù)：RD=Np/N100%RD采出程度（%）Np累積核實產(chǎn)油量（104t）37可采儲量采出程度（SY/T6366-1998）累積產(chǎn)油量占可采儲量的百分?jǐn)?shù)RK=NP/NR100%38含水上升率（SY/T6219-1996）每采出1%的地質(zhì)儲量時含水率的上升值。 當(dāng)年年均含水上年年均含水含水上升率= 當(dāng)年采油速度39采收率（SY/T6219-1996）采出油量占原始石油地質(zhì)儲量的百分?jǐn)?shù) NpR=100%

17、NR采收率（%）Np累積核實產(chǎn)油量（104t）N地質(zhì)儲量（104t）40水驅(qū)儲量動用程度（SY/T6219-1996）提法（1）按年度所有測試井的吸水剖面和全部測試油井的產(chǎn)液剖面計算，即總吸水厚度與注水井總射開連通厚度之比值，或總產(chǎn)液厚度與油井總射開連通厚度之比值。提法（2）水驅(qū)儲量動用程度（“油氣田開發(fā)圖集”編制工作會議紀(jì)要）指吸水剖面和產(chǎn)液剖面的動用厚度與射開厚度之比41水驅(qū)指數(shù)（SY/T6366-1998）油田（或區(qū)塊）注入地下存水量與累積產(chǎn)油量地下體積之比。 Wi-WpRwo= Np（Bo/o）Rwo水驅(qū)指數(shù)Wi累積注水量（104m3）Wp累積核實產(chǎn)水量（104m3）42存水率（SY/

18、T6366-1998）油田（或區(qū)塊）注入水地下存水量與累積注水量之比 Wi-WpRw= WiWi累積注水量（104m3）Wp累積核實產(chǎn)水量（104m3）或 累積注水量-累積采水量+（邊底水侵入量-外謚量）Rw= 累積注水量+邊底水侵入量存水率（SY/6174-1995）累積注水量減去累積產(chǎn)水量后占累積注水量的百分?jǐn)?shù)。43油層動用程度（SY/T6174-1995）是指油田在開采過程中，油井中采液量厚度或注水井中吸水厚度占射開總厚度的比例。44單位壓降產(chǎn)量（SY/T6174-1995）油藏平均地層壓力下降一個單位壓力所能采出的油量。45采油（液）強度（SY/T6174-1995）單位厚度油層的日采

19、油（液）量。第三部份 壓力、壓差類（油氣田勘探開發(fā)名詞解釋）1地層壓力是指地層中某一點的流體（油、氣、水）所承受的壓力。2原始地層壓力油氣田投入開發(fā)前所具有的壓力，也叫原始油氣層壓力或叫原始靜壓。3目前地層壓力油氣藏投入開發(fā)后，某一時期，所測得的油、氣層中部壓力。4流動壓力是指油井在正常生產(chǎn)時，所測得的油層中部壓力。Pwf=P1+P2+P3P1氣柱壓力（套壓） （H-D）oP2純油段壓力 P2= 10 （LH）（1fw）o+（LH）rwfwP3混液段壓力 P3= 10式中H泵深 D動液面rw水的密度 ro原油密度fw含水率 L油層中部深度5地層破裂壓力：地層受到外力作用，發(fā)生彈性變形，當(dāng)外力超

20、過一定限度之后，地層發(fā)生破裂，這個使地層產(chǎn)生破裂的壓力，稱為破裂壓力。6原油飽和壓力當(dāng)油層壓力降到一定程度時，溶解在原油中的天然氣就從原油中分離出來。天然氣開始從原油中分離出來時的壓力叫飽和壓力，也叫泡點壓力。7套管壓力（套壓）表示油、套管環(huán)形空間內(nèi)，油和氣在井口的剩余壓力，。8油管壓力（油壓）表示油氣從井底流到井口后的剩余壓力油壓=流動壓力油氣混合液柱重力摩擦力9總壓差目前地層壓力與原始地層壓力之差（為負值）10總壓降原始地層壓力與目前地層壓力之差（為正值）11地飽壓差油井的地層壓力與飽和壓力之差。12生產(chǎn)壓差（采油壓差）油井生產(chǎn)時，油層壓力與井底流動壓力之差。13注水壓差注水井注水時，井底

21、壓力與地層壓力之差。注水壓力=（井口壓力+靜水柱壓力）地層壓力14流飽壓差：油井生產(chǎn)時，井底流壓與飽和壓力之差。第四部份 常用標(biāo)準(zhǔn)類 1工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)（即油井的儲量起算標(biāo)準(zhǔn)）GBn26988 工業(yè)油井應(yīng)是試油穩(wěn)定日產(chǎn)量達到下表現(xiàn)定標(biāo)準(zhǔn)的井。產(chǎn)油層埋藏深度 （m）500500-10001000-20002000-30003000-40004000-工業(yè)油流下限t/a0.30.51.03.05.010.0 油氣儲量起算的單井產(chǎn)量標(biāo)準(zhǔn)（待執(zhí)行）油氣井儲量起算標(biāo)準(zhǔn)，指在容積法儲量計算過程中，圈入含油氣范圍內(nèi)油氣井的下限產(chǎn)量標(biāo)準(zhǔn)，測試穩(wěn)定，產(chǎn)量達到這一標(biāo)準(zhǔn)的油氣井，稱為工業(yè)油氣井。常規(guī)油井油藏埋藏小于或等

22、于3500m的油井，儲量起算的產(chǎn)量標(biāo)準(zhǔn)，一般可按下式計算。qo1=Hqo1油井儲量起算產(chǎn)量標(biāo)準(zhǔn)t/aH油藏中部埋深 km油藏埋深大于3500m的油井，儲量起算的產(chǎn)量標(biāo)準(zhǔn)，一般按下式計算。qo15H142油層有效厚度（GBn26988） 是指油層中具有產(chǎn)油能力部分的厚度，即工業(yè)油流井內(nèi)具有可動油的儲集層厚度。 有效厚度（待執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)）油氣層的有效厚度指在現(xiàn)今工藝技術(shù)條件下，在工業(yè)油氣井內(nèi)具有產(chǎn)油氣能力的儲集層厚度。附各油田有效厚度標(biāo)準(zhǔn)（1）王場油田有效厚度標(biāo)準(zhǔn)（王文斌1978年編制，黃烈林 1985年修訂）物性標(biāo)準(zhǔn)層位油層分類井深（米）巖性含油性有效孔隙度(%)空氣滲透率(10-3m2)潛三段有效

23、厚度粉砂以上1820.0砂 層油侵油斑以上153.0潛四段有效厚度2400油侵粉砂以上1310.02400油侵粉砂以上111.0砂 層2400油侵油斑以上10/2400油斑以上8/鹽水泥漿地區(qū)有效厚度測井解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)分類微側(cè)向電阻率比值聲波時差差值(微秒/米)自然伽瑪位比油層10-106.5砂層10-15-10-15干層1.5-157.0油水層測井解釋標(biāo)準(zhǔn)logC比=0.2175+0.01702t差式中t差時差差值 微秒/米 C比感應(yīng)比值時差差值-20-15-10-50+5+10+15+20+25+30+35+40感應(yīng)比值0.750.921.11.351.652.052.53.03.64

24、.45.46.68.0注:時差差值為表中某一數(shù)值時,其對應(yīng)的感應(yīng)比值等于或小于表中數(shù)值為油層,否則為水層(2)鐘市油田有效厚度標(biāo)準(zhǔn) 林蓬輝 1973年物性標(biāo)準(zhǔn)層位分類孔隙度(%)空氣滲透 率(毫達西)碳酸鹽含 量(%)泥質(zhì) 含量(%)粒度mm泥白云質(zhì)(%)潛三段油層171011120.0617砂層136/潛四段油層1710/砂層/油干層測井解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)分類時差差值(微秒/米)微電極波比值自然電位比值有效厚度580.35砂層-2080.25油水層測井解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)分類感應(yīng)距離時差差值4米視電阻率（歐姆米）油層0.851-3/3水層0.851-3/1注:1.時差差值=目的層時差潛2下大砂

25、巖底泥巖時差 2.微電極比值=目的層微電位讀數(shù)/泥漿電阻率(擴徑泥巖微梯度值) 3.自然電位比值=目的層自然電位值/厚水層自然電位值. 按深度選取厚水層自然電位值的深度間距(米)12001370，13701600，16001970，19702600，2600 4感應(yīng)距離：將聲、感曲線迭合后，以感應(yīng)零線為基線，從基線到目的層感應(yīng)值之距離（cm） 5時差距離，將聲波，感應(yīng)曲線迭合后，以感應(yīng)零線為基線，從基線到目的層聲波值之距離（cm） 6聲感迭合法是以目的層上下厚度聲，感同向變化的泥巖迭合，而后算出目的層感應(yīng)距離和聲波距離之比值。（3）習(xí)家口油田有效厚度標(biāo)準(zhǔn) 王冠貴 1974年巖性解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)

26、準(zhǔn)分類微電位(歐姆米)聲波時差（微秒/米）備 注鮞狀泥灰?guī)r9.0280兩項指標(biāo)同時滿足個別層例外砂巖90280砂巖油水層解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)分類4米視電阻率感應(yīng)比值油層2.50.73油水同層0.73-1.0水層1.0鮞狀泥灰?guī)r測井解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)分類1米視電阻率(歐姆米)感應(yīng)比值錄 井油層20.00.55微含油(油侵)水層2000.55油斑以下砂巖油干標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)分類自然電位比值微電位聲波時差油(水)層0.35顯示中低值,正差異280干層0.35(4)丫角油田有效厚度標(biāo)準(zhǔn)(陳明劍 1978年)巖性解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)巖性聲波時差(微秒/米)微電位比值 備 注鮞狀泥灰?guī)r2709.0個別層有例外砂

27、層2709.0個別層有例外砂巖油水層解釋標(biāo)準(zhǔn) 類別標(biāo)準(zhǔn)項目油 層油水同層水 層聲感重迭幅度比值0.71.0感應(yīng)電導(dǎo)率比值0.70.70.7砂巖滲透層干層解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)分類聲波時差(微秒/米)微電極幅度差(歐姆米)自然電位比值備 注滲透層2900.50.5三項指標(biāo)同時滿足干 層2900.50.5鮞狀泥灰?guī)r油水層解釋標(biāo)準(zhǔn)聲波時差(微秒/米)205210215220225230235240245250255260265270感應(yīng)比值0.30.340.390.440.510.570.650.730.840.961.081.201.401.58當(dāng)聲波時差為表中某一數(shù)值時,其對應(yīng)的感應(yīng)比值小于或等于表

28、中數(shù)值為油層,反之為水層鮞狀泥質(zhì)灰滲透層、干層解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)分類聲波時差(微秒/米)微電極幅度差(歐姆米)自然電位比值備 注滲透層2351.00.5三項指標(biāo)同時滿足干 層2351.00.5（5）花園油田有效厚度標(biāo)準(zhǔn) 胡仲琴 1973年物性標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)類別巖性含油性孔隙度（%） 空氣滲透率（10-3m2）油 層(油侵)微含油粉砂以上178砂 層油斑粉砂151測井解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)類別微梯度(歐姆米)微電極幅度差(歐姆米)自然電位比 值聲波差值(微秒/米)備注油 層0.30.32265四項指標(biāo)符合干 層/0.16220三項指標(biāo)符合(6)新一區(qū)有效厚度標(biāo)準(zhǔn) 喻式南 1974年物性標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)

29、分別巖性含油性孔隙度（%） 空氣滲透率（10-3m2）油 層（油侵）微含油粉砂以上1410砂 層油斑粉砂/4油水層解釋標(biāo)準(zhǔn)聲波時差差值(微秒/米)60555045403530252015105感應(yīng)比值1.401.321.251.181.111.061.000.950.900.850.800.75聲波時差差值(微秒/米)0-5-10-15-20-25-30-35-40-45-50-55-60感應(yīng)比值0.720.680.640.610.580.540.520.490.470.440.420.390.37當(dāng)聲波時差差值為表中某一數(shù)值時,其對應(yīng)的感應(yīng)比值等于或小于表中的數(shù)值為油層,反之為水層油干層解釋

30、標(biāo)準(zhǔn) 項目 標(biāo)準(zhǔn)類別自然伽瑪（比值）微梯度（歐姆米）微電極幅度差（歐姆米）自然電位（毫伏）備 注油層1.011.3-5.20.38.5三項指標(biāo)符合微梯度6.0m無幅度差,不縮徑,自然伽瑪1.4不劃砂層1.140.35.0三項指標(biāo)符合,微梯度1.0不劃干層1.1410.00.35.0(7) 新二區(qū)有效厚度標(biāo)準(zhǔn) 吳鎮(zhèn)修 1975年油水層解釋標(biāo)準(zhǔn)聲波時差差 值-15-10-505101520253035404550556065感應(yīng)比值0.280.370.460.540.630.720.810.900.981.061.151.241.321.421.501.581.67當(dāng)聲波時差表中某一數(shù)值時,對應(yīng)的

31、感應(yīng)比值等于或小于表中的數(shù)值為油層,反之為水層聲波時差(微秒/米)210220230240250260270280290300310320330感應(yīng)電導(dǎo)率(毫姆歐米)3085135185235280330380430480530580630當(dāng)聲波時差值為表中某一數(shù)值時,其對應(yīng)的感應(yīng)電導(dǎo)率等于或小于表中數(shù)值為油層,反之為水層油干層解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)分類自然伽瑪比 值微電極比值聲波時差（微秒/米）聲波時差差 值（微秒/米）油 層9.32300干 層9.32300(8)拖市老新油層有效厚度標(biāo)準(zhǔn) 黃烈林 1983年油干層物性下限 項目標(biāo)準(zhǔn)類別巖性含油性孔隙度（%）空氣滲透率（10-3m2）泥質(zhì)含量（%

32、）油 層油斑粉砂以上9.018.0干 層油跡粉砂以下9.01.08.0油干層測井解釋標(biāo)準(zhǔn) 項目標(biāo)準(zhǔn)類別密度差值(克/cm3)時差差值(微秒/米)自然伽瑪比值微側(cè)向比值油 層0.1500.751干 層0.1500.751油水層解釋標(biāo)準(zhǔn) F(t差C比)=0.5776t差-39.2306logC比 Ro=-1.6558 當(dāng)(t差C比)Ro為油層,反之為水層時差差值(s/m)-30-25-20-15-10-50510152025感應(yīng)比值0.390.470.550.660.780.931.101.301.541.832.172.57潭口代河油田有效厚度標(biāo)準(zhǔn) 黃烈林等 1988年稠油層物性標(biāo)準(zhǔn)（密度0.9

33、000g/cm3）項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別巖性含油性孔隙度（%）空氣滲透率（10-3m2）油 層油浸粉砂以上19.030干 層油斑、油跡粉砂19.030稠油油、干層測井解釋標(biāo)準(zhǔn)（密度0.9000g/cm3）項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別自然伽瑪比值時差時差油 層0.65250干 層0.65250稀 油 層 物 性 標(biāo) 準(zhǔn) （密度0.90008/cm）項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別巖性含油性孔隙度（%）空氣滲透率（10-3m2）油 層油浸粉砂以上1320干 層油跡、粉砂以下1320稀 油 層 油、干 層 標(biāo) 準(zhǔn)項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別孔隙度（%）空氣滲透率（10-3m2）油 層0.66225干 層0.66225油 水 層 解 釋 標(biāo) 準(zhǔn)t

34、(s/m)230235240245250255260265270275280285290C比0.560.570.580.590.600.620.630.640.660.670.690.700.72式 F(log C比t)=logC比-0.00186t C比感應(yīng)比值，即目的層感應(yīng)電導(dǎo)率/目的層附近低電阻率泥巖感應(yīng) 電導(dǎo)率 t聲波時差（s/m）其判斷界限值Ro=-0.68349，當(dāng)F(log C比t)小于Ro時為油層，反之為水層。洪湖油田有效厚度標(biāo)準(zhǔn) 黃烈林，1990年油 干 層 物 性 標(biāo) 準(zhǔn)項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別巖性含油性孔隙度（%）空氣滲透率（10-3m2）泥質(zhì)含量（%）油 層油斑粉砂以上9.01

35、.08.0干 層油跡粉砂以下9.01.08.0油 干 層 測 井 解 釋 標(biāo) 準(zhǔn) （一）項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別密度差值（克/厘米3）時差差值（微秒/米）自然伽瑪比值油 層0.1500.75干 層0.1500.75油 干 層 測 井 解 釋 標(biāo) 準(zhǔn) （二）項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別密度（克/厘米3）時差（微秒/米）自然伽瑪比值油 層2.512250.75干 層0.512250.75油水層解釋標(biāo)準(zhǔn) F(log Ct)=logC-0.0083t式中：C感應(yīng)電導(dǎo)率 毫姆歐/米 t聲波時差 微秒/米判別界線值Ro=0.5461當(dāng)log CtRo時為油層，反之為水層。（11）馬王廟地區(qū)有效厚度標(biāo)準(zhǔn) 黃烈林 陳四新 199

36、3年物 性 標(biāo) 準(zhǔn)項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別巖性含油性有效孔隙度（%）空氣滲透率（10-3m2）油 層油斑粉砂以上13.03.0干 層油斑粉砂以下13.03.0油 干 層 測 井 解 釋 標(biāo) 準(zhǔn) （一）項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別自然伽瑪比值密 度（g/cm3）油 層0.750.15干 層0.750.15 GR目的 GR比= GR泥巖油 干 層 測 井 解 釋 標(biāo) 準(zhǔn) （二）項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別密度差值（克/厘米3）自然伽瑪比值油 層0.351.6干 層0.351.6 GR目的 GR比= GR大膏層油水層測井解釋標(biāo)準(zhǔn)（一）F(t差C比)=0.537t差-100logC比t差聲波時差差值（s/m） C比感應(yīng)比值其判別界線

37、Ro=9.882，即當(dāng)F(t差C比) Ro時為油層，反之為水層，或用下式。t差(s/m)+10+152025303540455055感應(yīng)比值0.830.880.961.021.091.151.231.311.391.48油水層測井解釋標(biāo)準(zhǔn)（二）F(tC)=0.21t-100logC式中：t聲波時差（s/m） C感應(yīng)電導(dǎo)率（ms/m）其判別界線Ro=-220.307，即當(dāng)F(tC) Ro時為油層，反之為水層，或用下式。t(s/m)230235240245250255260265270275感應(yīng)電導(dǎo)率（ms/m）485497509522535548501575589602（12）周磯油田有效厚度標(biāo)

38、準(zhǔn) 何玲 1994年物 性 標(biāo) 準(zhǔn)項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別孔 隙 度（%）空氣滲透率（10-3m2）油 層12.03.0干 層12.03.0油 干 層 測 井 解 釋 標(biāo) 準(zhǔn) （一）項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別聲波時差差值（s/m）自然伽瑪比值密 度（g/cm3）油 層-106.52.48干 層-106.52.48油水層測井解釋標(biāo)準(zhǔn)logC比=0.2175+0.01702t差C比感應(yīng)比值t差聲波時差差值(s/m)或用下表t差值(s/m)-10-50510152025303540感應(yīng)比值1.11.351.652.052.53.03.64.45.46.58.0 (13)沙市地區(qū)有效厚度標(biāo)準(zhǔn) 李加玉 1996年油、干層

39、物性標(biāo)準(zhǔn)項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別巖性含油性有效孔隙度（%）空氣滲透率（10-3m2）油 層油斑以上13.03.0干 層油跡以下13.03.0油 干 層 測 井 解 釋 標(biāo) 準(zhǔn) 項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別聲波時差（s/m）自然伽瑪比值密 度（g/cm3）油 層2352.02.50干 層2352.02.50油層、油水同層測井解釋標(biāo)準(zhǔn)F（logRid比t）=logRid比+0.00454t Rid比深感應(yīng)電阻率比值t聲波時差(s/m)其判別界線Ro=1.16766，當(dāng)F(logRid比t) Ro時為油層，或則為油水層或水層。油水同層和水層判斷方程為F（logRid比t）=logRid比+0.00411tRo=0.88

40、691，當(dāng)F（logRid比t）Ro時為油水同層，否則為水層?；蛘邔⑸鲜睫D(zhuǎn)換成下表判別油層、油水同層測井解釋標(biāo)準(zhǔn)t(s/m)225230235240245250255260265270275280Rid比1.401.331.261.201.141.081.020.970.920.880.830.79油水同層、水層測井解釋標(biāo)準(zhǔn)t(s/m)225230235240245250255260265270275280Rid比0.920.870.830.800.760.720.690.660.630.600.570.55(14)安塞油田坪橋北區(qū)有效厚度標(biāo)準(zhǔn) 陳四新等 1999年長4+5、長6油層物性標(biāo)準(zhǔn)項 目 標(biāo)準(zhǔn)類別巖性含油性孔 隙 度（%）空氣滲透率（10-3m2）油 層油斑以上9.50.6油水