工作频率 (kHz)
25 25 25 25 50 50 50 50 50 50 100 100 100 100
技术特点
-纵向分辨率高，最小分辨率为1′
-同时可采集多条不同探测深度（ 10″、20″、 30″、60″和90″）的电阻率曲线。
双感应
侵入分析(Rxo小于Rt) 阵列感应
侵 入 分 析 (Rxo大于Rt)
T2 min
22
不受岩性影 响的孔隙度
3、求渗透率
Timur模型:
K
c(NMR
)b1
(
FFI BVI
)b2
通常：b1 4,b2 2
CMR计算的渗透率和孔隙度与岩心分析值对比
4、可动 流体分
析：
南海西 部的个 泥质含 气砂岩 实例
可动气
辽河茨35井核磁测井解释
表 1. 24 块岩样 T2 截止值
陆9井测井储层快速评价结果
储层快速评价在全部测量井段共解释油水 同层以上级17层，累计油层厚度71m。其中， 8层经MDT测压、井下光学分析和取样验证， 解释油水界面6个，基本搞清了陆9井纵向上 的油水分布规律。目前，在优选的试油井段 已试油6层，均获得了高产油气流，试油获得 率为100%。以储层快速评价参数为依据，结 合地震资料，仅三个泉凸起一号背斜的东高 点陆9井区三个层系今年预计可探明石油地质 储量4803×104t。
单极声源(上图)在 硬地层中的传播
在慢速或软地层中, 单极源激发的横波速
度低于泥浆波速度
偶极转换器激发 的挠曲波
DSI仪器工作模式
• 上偶极模式（DT1） • 下偶极模式（DT2）
• 斯通利波模式（DTST） • Ｐ波和Ｓ波模式（DT4P、DT4S）
• 首波检测模式（DT5）
DSI的应用
• 探测气层 • 识别裂缝 • 估算地层渗透率 • 分析岩石机械特征
15-20
30-70
4.29 8.05 19.01 17.30 12.10 10.33 9.12 19.48 24.77 14.75 20.01 17.75
砂砾岩，宋深2（52） 火山碎屑岩，宋深3（55） 火山碎屑岩，宋深3（58）
安山岩，宋深2（45） 安山岩，宋深2（47） 安山岩，宋深3（61） 安山岩，宋深3（64） 安山岩，升深201（73） 流纹岩，宋深1（32） 角砾岩，升深6（29） 深灰熔岩，芳深7（23） 千枚岩，芳深6（13）
储 层 分 析
砂砾岩
不 等 砾 小 砾 岩
巨 砾 岩
中 砾 岩
成像地质解释图版
偶极横波成像(DSI) Dipole Shear Imager
DSI（偶极横波声波成像测井）
由一个可控发射器、 两个正交偶极发射器和 8个接收站的阵列接收 器组成。
提供纵横波、斯通利波时差 及纵、横波、斯通利波能量 曲线 斯通利波裂缝分析、渗透率 分析 各向异性分析，预测裂缝发 育方向、地应力方向等
- Star Imager 西方阿特拉斯
- EMI
哈里伯顿
FMI仪器外形
4臂、8极板
192个电极
仪器分辨率为5mm。
定量计算裂缝的产状、长度、 密度、孔隙度和裂缝宽度 定量分析孔洞的面孔率和孔洞 直径 提供地层倾角、倾向等参数
电扣之间 0.2in(5.2mm)
两排之间间距0.3in
测量方式
测井方式 全井眼 四极板 倾角
AIT的应用
• 原状地层电阻率
– 纵向分辨率 – 探测深度 – 真电阻率及侵入半径反演
• 侵入描述
– 直观解释 – 径向电阻率变化 – 径向侵入及径向饱和度 – 滤液侵入体积分析 – 侧向非均质性
高阻环带
油气层的侵 入
饱和度的径 向剖面
核磁共振(CMR)
CMR（核磁共振测井）
利用核磁共振 特性测量储层中 氢核的核磁驰豫 时间
应变压力 流度 SG
(psi) (psi)
2967.40 21.50
2968.90 122.80
2969.90 40.20
2971.3
61.50
2972.7
14.40
2975.00 53.50
2976.60 55.00
2983.80 10.80
2989.00
1.10
2995.00
1.60
孔隙度(%) 渗透率(MD)
主要内容
一、测井解释面临的难题 二、解决途径 三、测井新方法 四、测井资料解释评价技术
一、测井解释面临的难题
1、 低电阻砂岩油气层 难点: 电阻率曲线不能 或很难区分油(气)水层
形成原因：
a.岩性细，束缚水饱和度高 b.矿化度很高的泥质砂岩 c.伊泥石、蒙脱石、伊／蒙混层含量高
的泥质砂岩 d.菱铁矿
探பைடு நூலகம்数
192
96
8
8.5in 井眼中 覆盖率 最大测井速 度(ft/h)
80% 1800
40% / 3600 5400
成象原理
地层中不同的岩石（泥岩、砂岩、 石灰岩）、流体，其电阻率是不一样 的，通过测量井壁各点的电阻率值， 然后把电阻率值的相对高低用灰度（ 黑白图）或色度（彩色图）来表示， 那么，井壁就可表示成一张黑白图象 或彩色图象。
• 可测量管线中流动的流体电阻率 • 一次下井最多可取6个样品 • 可对样品进行井下光谱分析 • 能在较大范围内进行标准操作 • 提高了压力测量和动态响应的精度
四、测井技术解释评价技术
1、快速评价测井系列 2、双孔隙类型储层评价 3、大港碳酸盐岩评价技术 4、克拉2号气田气层评价 5、低电阻率油层评价技术
一、测井解释面临的难题
2 地层水矿化度低且多变的油气层 油气层与水层的电阻率都高，难区分
3 砾岩、火成岩油气层评价 非均质性特别严重，物性差。
4 复杂岩性裂缝性油气层 非均质性和各向异性特别严重
一、测井解释面临的难题
5 碳酸盐岩裂缝性油气层 非均质性和各向异性特别严重
6 低孔隙低渗透致密砂岩油气层。
测井储层快速评价技术的工作内容
测井储层快速评价工作从现场测井开始，包括现场和解 释中心两部分的工作。
现场部分：
根据地质对象选择测井系列和测井项目，通常包括核 磁共振测井和MDT测井。现场测井过程中，首先进行常 规和核磁共振测井，用核磁共振测井资料快速、直观地显 示储层的有效孔隙度、渗透率和可动流体的体积，用电阻 率测井资料和钻井、录井资料定性的评价储层的含油性。 在上述工作的基础上，以油水层识别、搞清储层的纵向油 水分布规律为目标，综合各种测井资料，特别是核磁共振 测井资料优选MDT测试点，获取地层压力及地层压力剖 面，对含油性较好的井段进行MDT取样验证。
解释中心部分：
首先进行环境校正和深度匹配，进 行常规、核磁共振测井和MDT测试资料 的精细处理，获得孔、渗、饱、地层压 力等储层参数，形成精细的压力剖面， 解释油水界面。用MDT取样或压力剖面 验证的油水层标准标定解释参数，进行 油水层的精细评价，在初步搞清储层纵 向油水分布规律的前提下优选试油井段， 进行产能的初步评价。
岩性及井号（岩样号） T2截止值 岩性及井号（岩样号） T2截止值
砂岩，升深101（24） 砂岩，升深101（25） 砂岩，升深201（69） 砂岩，升深201（70） 杂色砂砾岩，芳深6（6） 杂色砂砾岩，芳深6（7） 杂色砂砾岩，芳深6（9） 杂色砂砾岩，芳深7（21） 杂色砂砾岩，芳深5（2） 砂砾岩，芳深7（16） 砂砾岩，宋深2（50） 砂砾岩，宋深2（51）
气:71万m3/d
气:23万m3/d
气:2600m3/d 水:139m3/d
DSI数字处理结果
DSI的应用
• 识别裂缝
– 全波列变密度显示 – 利用斯通利波反射系数指示裂缝
斯通利波的变 密度显示
板 深 7
井
DSI
判别储层的渗透性、了解地层的各向异性。
斯通利波 变密度图
斯 通 利 波 成 果 图
能量衰减， 幅度降低， 具有效缝段
波形干涉
DSI的应用
• 估算地层渗透率
– 渗透性地 层，切变模量下降，斯通利波 时差增大。因此用斯通利波可计算渗透 率。
阵列感应（AIT） Array Induction Tool
AIT-B和AIT-H电 极系结构
接收线圈Ｒ的工作频率
接收线圈 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8
陆9井西山窑组测井快速评价成果图
砂层从 上到下 由粗变 细，电 阻率的 变化是 否是岩 性变化 引起？
本井 段共 获得 MDT 有效 压力 点10 个， MDT 压力 剖面 解释 存在 明显 的油 水界 面
MDT
测试 数据
压力 点数
1 2 3 4 5 6 7 9 11 12
深度 (m) 2225.70 2227.20 2228.00 2229.10 2230.00 2232.40 2233.70 2238.40 2242.90 2246.40
裂缝孔隙度:
P Wi Li / LD
裂缝识别与评价
• 分辩真假裂缝 • 把真裂缝分为天然裂缝和诱导缝 • 评价裂缝有效性，即什么样的裂缝对储
层的储量和产量贡献大 • 裂缝参数的定量计算
罗家2-1井FMI成像图上的低角度裂缝
裂缝与层理 的区别
切割层面的 高角度裂缝
砂砾岩剖面中的裂缝
裂缝
断层
二、解决途径
综合解释——精细评价 测井新方法
三、测井新方法
• 全井眼地层电阻率成像FMI • 偶极横波成像DSI • 阵列感应AIT • 核磁共振CMR • 模块式动态地层测试器MDT
FMI的发展
80年代初－地层倾角测井
80年代中－地层微电阻率扫描测井FMS
90年代初－FMI (Shlumberger)