油田开发常用概念及标准

1、第一部份 储量类 一、石油地质储量（GBn269-88） 是指在地层原始条件下具有产油（气）能力的储层中原油的总量。 地质储量（待执行标准） 在原始地层条件下，已知油气储集中储藏的油气总体积，换算到地面标准条件下的油气总量。 二、石油储量分级及分类（GBn269-88）根据勘探、开发各阶段对油藏的认识程度将石油储量划分为探明储量,控制储量和预测储量三级。1.探明储量：在现代技术和经济条件下，可提供开采，并获得社会效益的可靠储量，分为三类已开发探明储量：（类）是指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施已完成开发钻井和开发设施建设，并已投入开发的储量。未开发探明储量（类）是指完成评价钻探，并取得

2、可靠的储量参数所计算的储量基本探明储量多含油层系的复杂断块油田，复杂岩性油田和复杂裂缝性油田，在完成地震详查，精查或三维地震，并钻了评价井后，在储量计算参数基本取全，含油面积基本控制的情况下所计算的储量。2控制储量是在某一圈闭内预探井发现工业油（气）流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探过程中钻了少数评价井后所计算的储量。3预测储量是在地震详查以及其他方法提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油（气）流，油气层或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。三、动用储量（95开字第71号指已上报生产能力或已投入开发生产的探明储量。四、已探明未开发储量：（95）开字第71号指除

3、去已开发储量以外的探明储量。根据勘探程度，地质认识和储量计算参数的可靠性分为落实储量，待落实储量，待核销储量，表外储量四类 1落实储量 勘探工作已经完成对油气藏认识基本清楚，储量计算参数可靠，已经达到“石油储量规范”要求的探明储量。 2待落实储量 需要进一步做工作，搞清油气藏构造，储层以及落实储量计算参数等的探明储量。 3待核销储量为储量批准后又经过进一步勘探开发评价，如评价井未钻遇油层，油层试油出水或达不到工业油流标准，含油面积、有效厚度等储量计算参数的变化，致使原批准探明储量减少的部份为待核销储量。4表外储量指50时地面粘度大于50000时超稠油储量或含硫化氢的原油，目前采油工艺技术达不到

4、开发要求的储量。五、可采储量（GBm269-88）是指在现代工艺技术和经济条件下，能从储油层中采出来的那一部份油量。六技术可采储量（SY/T5367-1998）是指依靠在现有井网工艺技术条件下，获得的总产油量。水驱油藏一般测算到含水率98%，其他驱动油藏开采到技术废弃产量时的累积油量。七、经济可采储量（SY/T5367-1998）是指在现有井网，现有工艺技术条件下，能从油藏获得的最大经济产油量。52GBn269-88，(95)开字第71号储 量 分 级 分 类已开发（类） 部份开发基本探明（类） 部份未开发未开发（类）近期可开发低经济效益一类低经济效益二类探 明 储 量 可开发 落 实 储 量

5、 石 油 储 量油油储量 地面工程限制不可开发暂无效益不可开发 控 制 储 量 待落实 待核销表外预 测 储 量八、剩余可采储量（GBn269-88）是指油田投入开发后，可采储量与累积采出量之差。九、水驱储量（SY/T6174-1995）直接或间接受注入水或边水驱动影响的储量十、损失储量（SY/T6174-1995）在目前已定的注采系统下，无法采出的储量。第二部份 开发指标类 1井网（“油气田开发图集”编集工作会议纪要）指井点布置的几何形式。如三角形、正方形、行列，环形等。2井网密度（SY/T6366-1998）油田（或区块）单位面积已投入开发的采油井，注水井总数。 f=n/Ao式中：f井网密

6、度 n油水井总井数（口） Ao含油面积（km2） 3注水方式（“油气田开发图集”编集工作会议纪要） 指注水井和采油井的相对关系。如四点法，反九点法，行列，边外，环状： 4注采井数比（SY/T6366-1998）指水驱开发油田采油井总数和注水井总数之比 noFnow= nw式中：Fnow注采井数比 no采油井总数（口） nw注水井总数（口）5水驱控制程度（SY/T6219-1996）提法是指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效厚度之比值。提法水驱控制程度（“油气田开发图集”编制工作会议纪要）指以注水井为中心油层连通厚度与总厚度比。6平均单井射开厚度（SY/T63

7、66-1998）油田（或区块或某类井）内，属同开发层系的油水井中射开总厚度与油水井总井数的比值。 howh= nh平均单井射开厚度（m）how油水井射开总厚度（m）n油水井总井数（口）7平均单井有效厚度（SY/T6366-1998）油田（或区块，或某类井）内属同开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值。 ho+hw he= nho采油井有效厚度（m）hw注水井有效厚度（m）he平均单井有效厚度（m）8核实产油量（SY/T6366-1998）是由中转站，联合站，油库对管辖范围内的总日产油量进行计量，由此获得的产油量数据为核实产油量。单位：t9输差（SY/T6366-1998）是指井口产油

8、量和核实产油量之差与井口产油量之比。 qow-qor K= qow K输差 qow井口产油量，104tqor核实产油量，104t10核实产水量（SY/T6366-1998）：用井口产水量和输差计算。qor=（1-k）qwwqwr核实产水量104t K输差qww井口产水量，104t11综合含水（SY/T6366-1998）按月计算 qwrfw=100 qwr+qomqom月产油量 104t qwr月核实产水量 104tfw综合含水 %12综合气油比（SY/T6366-1998）是指开发单元所有井的总产气量与月总产油量的比 qgm Ego= qom Ego综合气油比m3/tqgm标准状况下的月产气

9、量 104m3 qom月产油量 104t13老井综合递减率（SY/T6219-1996）当年核实产油量扣除当年新井年产油量后，除以上年底标定日产水平折算的当年产油量。 qoa（t）-qox（t）D=（1-）100% qoa（t-1）综合递减率（“油气田开发图集”编制工作会议纪要） 本年度老井实际产量综合递减率=（1-）100% 上年末标定日产量36514.自然递减率(SY/T6366-1998)油田（或区块）老井扣除措施产油量后，年产油量下降的百分数 qoa（t）-qo（t）-qox（t）Dn=（1-）100% Qob（t1）Dn自然递减率 %/aqoa（t）第t年产油量，104t qo（t）

10、第t年老井措施增油量，104tqox（t）第t年新井年产油量，104tQob（t1）第t1年标定的年产油量，104t自然递减率（“油气田开发图集”编制工作会议纪要） 本年度老井实际年产量-措施增油量自然递减率=（1-）100% 上年末标定日产量36515油井利用率（SY/T6366-1998）是指油井开井数占油井总井数的百分数。油井利用率按月计算。油井总井数指除计划关井外已投产的总井数。开井数指当月连续生产时间不小于24h的油井井数。16老井措施有效率（SY/T6219-1996）老井年度增产措施中有增产效果的井次与增产措施施工总井次之比。17注水量（SY/T6366-1998）：单井日注水量

11、是指井口计量的日注水量，开发单元和阶段时间的注水量均用单井日注水量进行累加得出。18吸水指数（SY/T6366-1998）是指注水井单位注水压差的日注水量。 日注水量吸水指数= 注水井流压注水井静压 日注水量视吸水指数= 井口压力单位厚度吸水指数是指单位有效厚度，单位注水压差的日注水量。19注水井利用率（SY/T6366-1998）：是指注水井开井数占注水井总数的比例。注水井利用率按月计算。注水井总井数指除计划关井外已投产井的井数。开井数指当月连续注水时间不小于24h的井数。20分层注水率（SY/T6366-1998）：是指实际进行分层注水井数与方案要求分层注水井数的比。21分层注水合格率（S

12、Y/T6219-1996）：是指所有分层配注井测试合格层段数与分注井总配注层段数之比。22注水井分注率（SY/T6219-1996）是实际进行分层配注井数（含级两层分注井）与扣除不需要分注和没有分注条件之后的注水井数之比。23油水井综合生产时率（SY/T6219-1996）是指油水井利用率与生产时率的乘积。24油水井免修期是指油水井不进行动管柱的维修，连续生产的天数。25注采比（SY/T6366-1998）：开采单元注入水的地下体积与采出液的地下体积之比。 qjRip= qt Bo（1-fw）/o+fw/wqj、注水量（104m3）qt 累积产液量（104m3）Bo地层油体积系数o地面原油密度

13、（t/m3）fw综合含水率（小数）w地面产水密度（t/m3）对于低于饱和压力开采的油藏，在计算时应考虑采出气体的体积。注采比可按月、季、年、累积计算，分别称为月注采比，季注采比、年注采比、累积注采比。26地下亏空体积（SY/T6366-1998）：油田（或区块）累积采出地下体积与累积注水地下体积之差。Vk=（wp+BoNp/o）Zqiwp累积核实产水量（104m3）NP累积核实产油量（104m3）27采液指数（SY/T6366-1998）：是指单位生产压差，油井的日产液量。 qiJ1= Pe-pwtq1=日产液量（104t/d）单位厚度采液指数是指单位生产压差油井每米厚度的采液指数 J1J1h

14、= hh油层厚度（m）28采油指数（SY/T6287-1997）：单位生产压差的生产油量 qOJo= PJopwfpo的采油指数qo油井日产油量（m3/d）Pwf井底流动压力（MPa）Po饱和压力 （MPa） P=P-Pwf Jo采油指数（t/d.Mpa）P供油面积内的地层压力（MPa）29单井日产油水平（SY/T6366-1998）：单井当月产油量与当月日历天数的比值。（t/d）开发单元所属油井日产油水平的平均值为该单元的单井平均日产水平（t/d）30单井生产时率（SY/T6366-1998）：为单井当月生产时间与当月日历时间之比（%）31年生产能力（SY/T6366-1998）：开发单元月

15、产油量折算成全年产油量，称为该单元年生产能力。（104t/a）32地质储量采油速度（SY/T6366-1998）油田（或区块）年采油量占地质储量的百分数VD=qoa/Nqoa年产油量（104t）N原始地质储量（104t）VD地质储量采油速度（%）33可采储量采油速度（SY/T6366-1998）油田（或区块）年采油量占可采储量的百分数。Vk=qoa/NRNR可采储量（104t）34剩余可采储量采油速度（SY/T6219-1996）是指当年核实年产油量除以上年末的剩余可采储量。35储采比（SY/T6366-1998）提法（1）储采比等于剩余可采储量采油速度的倒数。 1989年末剩余可采储量199

16、0年底储采比= 1990年产油量提法（2）油田年初剩余可采储量与当年产油量之比（SY/T6174-1995）36地质储量采出程度（SY/T6366-1998）油田（或区块）的累积产油量占地质储量的百分数：RD=Np/N100%RD采出程度（%）Np累积核实产油量（104t）37可采储量采出程度（SY/T6366-1998）累积产油量占可采储量的百分数RK=NP/NR100%38含水上升率（SY/T6219-1996）每采出1%的地质储量时含水率的上升值。 当年年均含水上年年均含水含水上升率= 当年采油速度39采收率（SY/T6219-1996）采出油量占原始石油地质储量的百分数 NpR=100

17、% NR采收率（%）Np累积核实产油量（104t）N地质储量（104t）40水驱储量动用程度（SY/T6219-1996）提法（1）按年度所有测试井的吸水剖面和全部测试油井的产液剖面计算，即总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值，或总产液厚度与油井总射开连通厚度之比值。提法（2）水驱储量动用程度（“油气田开发图集”编制工作会议纪要）指吸水剖面和产液剖面的动用厚度与射开厚度之比41水驱指数（SY/T6366-1998）油田（或区块）注入地下存水量与累积产油量地下体积之比。 Wi-WpRwo= Np（Bo/o）Rwo水驱指数Wi累积注水量（104m3）Wp累积核实产水量（104m3）42存水率（S

18、Y/T6366-1998）油田（或区块）注入水地下存水量与累积注水量之比 Wi-WpRw= WiWi累积注水量（104m3）Wp累积核实产水量（104m3）或 累积注水量-累积采水量+（边底水侵入量-外谥量）Rw= 累积注水量+边底水侵入量存水率（SY/6174-1995）累积注水量减去累积产水量后占累积注水量的百分数。43油层动用程度（SY/T6174-1995）是指油田在开采过程中，油井中采液量厚度或注水井中吸水厚度占射开总厚度的比例。44单位压降产量（SY/T6174-1995）油藏平均地层压力下降一个单位压力所能采出的油量。45采油（液）强度（SY/T6174-1995）单位厚度油层的

19、日采油（液）量。第三部份 压力、压差类（油气田勘探开发名词解释）1地层压力是指地层中某一点的流体（油、气、水）所承受的压力。2原始地层压力油气田投入开发前所具有的压力，也叫原始油气层压力或叫原始静压。3目前地层压力油气藏投入开发后，某一时期，所测得的油、气层中部压力。4流动压力是指油井在正常生产时，所测得的油层中部压力。Pwf=P1+P2+P3P1气柱压力（套压） （H-D）oP2纯油段压力 P2= 10 （LH）（1fw）o+（LH）rwfwP3混液段压力 P3= 10式中H泵深 D动液面rw水的密度 ro原油密度fw含水率 L油层中部深度5地层破裂压力：地层受到外力作用，发生弹性变形，当外

20、力超过一定限度之后，地层发生破裂，这个使地层产生破裂的压力，称为破裂压力。6原油饱和压力当油层压力降到一定程度时，溶解在原油中的天然气就从原油中分离出来。天然气开始从原油中分离出来时的压力叫饱和压力，也叫泡点压力。7套管压力（套压）表示油、套管环形空间内，油和气在井口的剩余压力，。8油管压力（油压）表示油气从井底流到井口后的剩余压力油压=流动压力油气混合液柱重力摩擦力9总压差目前地层压力与原始地层压力之差（为负值）10总压降原始地层压力与目前地层压力之差（为正值）11地饱压差油井的地层压力与饱和压力之差。12生产压差（采油压差）油井生产时，油层压力与井底流动压力之差。13注水压差注水井注水时，

21、井底压力与地层压力之差。注水压力=（井口压力+静水柱压力）地层压力14流饱压差：油井生产时，井底流压与饱和压力之差。第四部份 常用标准类 1工业油流标准（即油井的储量起算标准）GBn26988 工业油井应是试油稳定日产量达到下表现定标准的井。产油层埋藏深度 （m）500500-10001000-20002000-30003000-40004000-工业油流下限t/a0.30.51.03.05.010.0 油气储量起算的单井产量标准（待执行）油气井储量起算标准，指在容积法储量计算过程中，圈入含油气范围内油气井的下限产量标准，测试稳定，产量达到这一标准的油气井，称为工业油气井。常规油井油藏埋藏小于

22、或等于3500m的油井，储量起算的产量标准，一般可按下式计算。qo1=Hqo1油井储量起算产量标准t/aH油藏中部埋深 km油藏埋深大于3500m的油井，储量起算的产量标准，一般按下式计算。qo15H142油层有效厚度（GBn26988） 是指油层中具有产油能力部分的厚度，即工业油流井内具有可动油的储集层厚度。 有效厚度（待执行标准）油气层的有效厚度指在现今工艺技术条件下，在工业油气井内具有产油气能力的储集层厚度。附各油田有效厚度标准（1）王场油田有效厚度标准（王文斌1978年编制，黄烈林 1985年修订）物性标准层位油层分类井深（米）岩性含油性有效孔隙度(%)空气渗透率(10-3m2)潜三段

23、有效厚度粉砂以上1820.0砂 层油侵油斑以上153.0潜四段有效厚度2400油侵粉砂以上1310.02400油侵粉砂以上111.0砂 层2400油侵油斑以上10/2400油斑以上8/盐水泥浆地区有效厚度测井解释标准 项目标准分类微侧向电阻率比值声波时差差值(微秒/米)自然伽玛位比油层10-106.5砂层10-15-10-156.5-7.0干层1.5-157.0油水层测井解释标准logC比=0.2175+0.01702t差式中t差时差差值 微秒/米 C比感应比值时差差值-20-15-10-50+5+10+15+20+25+30+35+40感应比值0.750.921.11.351.652.052

24、.53.03.64.45.46.68.0注:时差差值为表中某一数值时,其对应的感应比值等于或小于表中数值为油层,否则为水层(2)钟市油田有效厚度标准 林蓬辉 1973年物性标准层位分类孔隙度(%)空气渗透 率(毫达西)碳酸盐含 量(%)泥质 含量(%)粒度mm泥白云质(%)潜三段油层171011120.0617砂层136/潜四段油层1710/砂层/油干层测井解释标准 项目标准分类时差差值(微秒/米)微电极波比值自然电位比值有效厚度580.35砂层-2080.25油水层测井解释标准 项目标准分类感应距离时差差值4米视电阻率（欧姆米）油层0.851-3/3水层0.851-3/1注:1.时差差值=目

25、的层时差潜2下大砂岩底泥岩时差 2.微电极比值=目的层微电位读数/泥浆电阻率(扩径泥岩微梯度值) 3.自然电位比值=目的层自然电位值/厚水层自然电位值. 按深度选取厚水层自然电位值的深度间距(米)12001370，13701600，16001970，19702600，2600 4感应距离：将声、感曲线迭合后，以感应零线为基线，从基线到目的层感应值之距离（cm） 5时差距离，将声波，感应曲线迭合后，以感应零线为基线，从基线到目的层声波值之距离（cm） 6声感迭合法是以目的层上下厚度声，感同向变化的泥岩迭合，而后算出目的层感应距离和声波距离之比值。（3）习家口油田有效厚度标准 王冠贵 1974年岩

26、性解释标准 项目标准分类微电位(欧姆米)声波时差（微秒/米）备 注鲕状泥灰岩9.0280两项指标同时满足个别层例外砂岩90280砂岩油水层解释标准 项目标准分类4米视电阻率感应比值油层2.50.73油水同层2.5-1.00.73-1.0水层1.0鲕状泥灰岩测井解释标准 项目标准分类1米视电阻率(欧姆米)感应比值录 井油层20.00.55微含油(油侵)水层2000.55油斑以下砂岩油干标准 项目标准分类自然电位比值微电位声波时差油(水)层0.35显示中低值,正差异280干层0.35(4)丫角油田有效厚度标准(陈明剑 1978年)岩性解释标准 项目标准岩性声波时差(微秒/米)微电位比值 备 注鲕状

27、泥灰岩2709.0个别层有例外砂层2709.0个别层有例外砂岩油水层解释标准 类别标准项目油 层油水同层水 层声感重迭幅度比值0.70.7-1.01.0感应电导率比值0.70.70.7砂岩渗透层干层解释标准 项目标准分类声波时差(微秒/米)微电极幅度差(欧姆米)自然电位比值备 注渗透层2900.50.5三项指标同时满足干 层2900.50.5鲕状泥灰岩油水层解释标准声波时差(微秒/米)205210215220225230235240245250255260265270感应比值0.30.340.390.440.510.570.650.730.840.961.081.201.401.58当声波时差

28、为表中某一数值时,其对应的感应比值小于或等于表中数值为油层,反之为水层鲕状泥质灰渗透层、干层解释标准 项目标准分类声波时差(微秒/米)微电极幅度差(欧姆米)自然电位比值备 注渗透层2351.00.5三项指标同时满足干 层2351.00.5（5）花园油田有效厚度标准 胡仲琴 1973年物性标准 项目标准类别岩性含油性孔隙度（%） 空气渗透率（10-3m2）油 层(油侵)微含油粉砂以上178砂 层油斑粉砂151测井解释标准 项目标准类别微梯度(欧姆米)微电极幅度差(欧姆米)自然电位比 值声波差值(微秒/米)备注油 层1.25-7.00.30.32265四项指标符合干 层1.25-7.0/0.162

29、20三项指标符合(6)新一区有效厚度标准 喻式南 1974年物性标准 项目标准分别岩性含油性孔隙度（%） 空气渗透率（10-3m2）油 层（油侵）微含油粉砂以上1410砂 层油斑粉砂/4油水层解释标准声波时差差值(微秒/米)60555045403530252015105感应比值1.401.321.251.181.111.061.000.950.900.850.800.75声波时差差值(微秒/米)0-5-10-15-20-25-30-35-40-45-50-55-60感应比值0.720.680.640.610.580.540.520.490.470.440.420.390.37当声波时差差值为表

30、中某一数值时,其对应的感应比值等于或小于表中的数值为油层,反之为水层油干层解释标准 项目 标准类别自然伽玛（比值）微梯度（欧姆米）微电极幅度差（欧姆米）自然电位（毫伏）备 注油层1.011.3-5.20.38.5三项指标符合微梯度6.0m无幅度差,不缩径,自然伽玛1.4不划砂层1.141.3-10.00.35.0三项指标符合,微梯度1.0不划干层1.1410.00.35.0(7) 新二区有效厚度标准 吴镇修 1975年油水层解释标准声波时差差 值-15-10-505101520253035404550556065感应比值0.280.370.460.540.630.720.810.900.981

31、.061.151.241.321.421.501.581.67当声波时差表中某一数值时,对应的感应比值等于或小于表中的数值为油层,反之为水层声波时差(微秒/米)210220230240250260270280290300310320330感应电导率(毫姆欧米)3085135185235280330380430480530580630当声波时差值为表中某一数值时,其对应的感应电导率等于或小于表中数值为油层,反之为水层油干层解释标准 项目标准分类自然伽玛比 值微电极比值声波时差（微秒/米）声波时差差 值（微秒/米）油 层1.7-1.89.32300干 层1.7-1.89.32300(8)拖市老新油

32、层有效厚度标准 黄烈林 1983年油干层物性下限 项目标准类别岩性含油性孔隙度（%）空气渗透率（10-3m2）泥质含量（%）油 层油斑粉砂以上9.018.0干 层油迹粉砂以下9.01.08.0油干层测井解释标准 项目标准类别密度差值(克/cm3)时差差值(微秒/米)自然伽玛比值微侧向比值油 层0.1500.751干 层0.1500.751油水层解释标准 F(t差C比)=0.5776t差-39.2306logC比 Ro=-1.6558 当(t差C比)Ro为油层,反之为水层时差差值(s/m)-30-25-20-15-10-50510152025感应比值0.390.470.550.660.780.9

33、31.101.301.541.832.172.57潭口代河油田有效厚度标准 黄烈林等 1988年稠油层物性标准（密度0.9000g/cm3）项 目 标准类别岩性含油性孔隙度（%）空气渗透率（10-3m2）油 层油浸粉砂以上19.030干 层油斑、油迹粉砂19.030稠油油、干层测井解释标准（密度0.9000g/cm3）项 目 标准类别自然伽玛比值时差时差油 层0.65250干 层0.65250稀 油 层 物 性 标 准 （密度0.90008/cm）项 目 标准类别岩性含油性孔隙度（%）空气渗透率（10-3m2）油 层油浸粉砂以上1320干 层油迹、粉砂以下1320稀 油 层 油、干 层 标 准

34、项 目 标准类别孔隙度（%）空气渗透率（10-3m2）油 层0.66225干 层0.66225油 水 层 解 释 标 准t(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比感应比值，即目的层感应电导率/目的层附近低电阻率泥岩感应 电导率 t声波时差（s/m）其判断界限值Ro=-0.68349，当F(log C比t)小于Ro时为油层，反之为水层。洪湖油田有效厚度标准 黄烈林，1990年油 干

35、层 物 性 标 准项 目 标准类别岩性含油性孔隙度（%）空气渗透率（10-3m2）泥质含量（%）油 层油斑粉砂以上9.01.08.0干 层油迹粉砂以下9.01.08.0油 干 层 测 井 解 释 标 准 （一）项 目 标准类别密度差值（克/厘米3）时差差值（微秒/米）自然伽玛比值油 层0.1500.75干 层0.1500.75油 干 层 测 井 解 释 标 准 （二）项 目 标准类别密度（克/厘米3）时差（微秒/米）自然伽玛比值油 层2.512250.75干 层0.512250.75油水层解释标准 F(log Ct)=logC-0.0083t式中：C感应电导率 毫姆欧/米 t声波时差 微秒/米

36、判别界线值Ro=0.5461当log CtRo时为油层，反之为水层。（11）马王庙地区有效厚度标准 黄烈林 陈四新 1993年物 性 标 准项 目 标准类别岩性含油性有效孔隙度（%）空气渗透率（10-3m2）油 层油斑粉砂以上13.03.0干 层油斑粉砂以下13.03.0油 干 层 测 井 解 释 标 准 （一）项 目 标准类别自然伽玛比值密 度（g/cm3）油 层0.750.15干 层0.750.15 GR目的 GR比= GR泥岩油 干 层 测 井 解 释 标 准 （二）项 目 标准类别密度差值（克/厘米3）自然伽玛比值油 层0.351.6干 层0.351.6 GR目的 GR比= GR大膏层

37、油水层测井解释标准（一）F(t差C比)=0.537t差-100logC比t差声波时差差值（s/m） C比感应比值其判别界线Ro=9.882，即当F(t差C比) Ro时为油层，反之为水层，或用下式。t差(s/m)+10+152025303540455055感应比值0.830.880.961.021.091.151.231.311.391.48油水层测井解释标准（二）F(tC)=0.21t-100logC式中：t声波时差（s/m） C感应电导率（ms/m）其判别界线Ro=-220.307，即当F(tC) Ro时为油层，反之为水层，或用下式。t(s/m)23023524024525025526026

38、5270275感应电导率（ms/m）485497509522535548501575589602（12）周矶油田有效厚度标准 何玲 1994年物 性 标 准项 目 标准类别孔 隙 度（%）空气渗透率（10-3m2）油 层12.03.0干 层12.03.0油 干 层 测 井 解 释 标 准 （一）项 目 标准类别声波时差差值（s/m）自然伽玛比值密 度（g/cm3）油 层-106.52.48干 层-106.52.48油水层测井解释标准logC比=0.2175+0.01702t差C比感应比值t差声波时差差值(s/m)或用下表t差值(s/m)-10-50510152025303540感应比值1.11

39、.351.652.052.53.03.64.45.46.58.0(13)沙市地区有效厚度标准 李加玉 1996年油、干层物性标准项 目 标准类别岩性含油性有效孔隙度（%）空气渗透率（10-3m2）油 层油斑以上13.03.0干 层油迹以下13.03.0油 干 层 测 井 解 释 标 准 项 目 标准类别声波时差（s/m）自然伽玛比值密 度（g/cm3）油 层2352.02.50干 层2352.02.50油层、油水同层测井解释标准F（logRid比t）=logRid比+0.00454t Rid比深感应电阻率比值t声波时差(s/m)其判别界线Ro=1.16766，当F(logRid比t) Ro时为

40、油层，或则为油水层或水层。油水同层和水层判断方程为F（logRid比t）=logRid比+0.00411tRo=0.88691，当F（logRid比t）Ro时为油水同层，否则为水层。或者将上式转换成下表判别油层、油水同层测井解释标准t(s/m)225230235240245250255260265270275280Rid比1.401.331.261.201.141.081.020.970.920.880.830.79油水同层、水层测井解释标准t(s/m)225230235240245250255260265270275280Rid比0.920.870.830.800.760.720.690.660.630.600.570.55(14)安塞油田坪桥北区有效厚度标准 陈四新等 1999年长4+5、长6油层物性标准项