标准规范下载简介
DB61T 1480-2021 薄油层测井识别与计算规范.pdfICS 75.010 CCS E11
薄油层测井识别与计算规范
TCCIAT 0021-2020 智慧工地全景成像测量标准.pdfLogging identification and evaluation specificationfor thin oil reservoirs
DB61/T1480202
范围 规范性引用文件 术语和定义.. 符号与缩略语.. 测井识别.. 薄油层参数测井计算. 附录A（资料性） 测井响应围岩影响校正曲线图. .12 附录B（资料性） 常见岩石的骨架参数及孔隙流体参数.. 附录C（资料性）薄油层测井识别与计算应用实例. 14
DB61/T14802021
DB61/T1480202
薄油层测井识别与计算规范
本文件规定了鄂尔多斯盆地中生界的薄油层测井识别与储层参数测井计算方法。 本文件适用于鄂尔多斯盆地中生界的薄油层测井识别与计算
4.1测井资料处理计算公式中符号名称和计量
do、α、α2一回归模型系数； C，一弱纵向分辨率测井曲线测量值； C一弱分辨率测井曲线采样深度点i对应的地层“真值”； Chf一拟弱分辨率曲线； C。一C对C,的回归曲线; C。一强纵向分辨率测并曲线测量值；
DB61/T14802021
薄油层相关参数测井计算公式中符号名称和计量
AC一薄层声波时差测井值，单位为微秒每米（us/m）； a一比例系数； B一黏土交换阳离子当量电导率，单位为西门子每米（S/ b一岩电系数； CEC一阳离子交换能力，单位为毫摩尔每立方厘米（mm C一泥质指数； C，一压实校正系数； d一钙质指数； é一声波时差泥质校正系数与体积密度泥质校正系数之差； F”一泥质砂岩地层因素； GR一薄层自然伽马曲线的测井值，单位为API; GCUR一希尔奇指数； GRmin一自然伽马曲线在纯砂岩处的测井值，单位为API; GRmax一自然伽马曲线在纯泥岩处的测井值，单位为API; IGR一自然伽马相对值； Isp一自然电位相对值； K 一渗透率，单位为毫达西（mD）；
DB61/T1480202
m 一胶结指数； n一饱和度指数； n一岩石不含黏土的饱和度指数； Ω，－阳离子交换容量，单位为毫摩尔每立方厘米（mmol/cm²）； Rea一钙质电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； Ra一黏土电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； Rmf一泥浆滤液电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； Rs一泥质电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； R一 薄层电阻率测井值，单位为欧姆·米（Ω·m）； Rw 一地层水电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； Rwb一束缚水电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； R。－冲洗带电阻率，单位为欧姆·米（QΩ·m）； SP一薄层自然电位测井值，单位为毫伏（mv）； SP－自然电位在纯泥岩处的测井值，单位为毫伏（mv）； Smo一可动油饱和度； S。一储层含油饱和度； Sor一残余油饱和度； Sw一含水饱和度； Swi一束缚水饱和度； V一泥质含量； Va一黏土体积，单位为立方厘米（cm3）； Va一钙质体积，单位为立方厘米（cm²）； ①一薄层含氢指数； ①Nma一矿物骨架含氢指数； ①vr一储层流体含氢指数； 一薄层孔隙度； 一总孔隙度； 一有效孔隙度； Pb b一薄层体积密度测井值，单位为克每立方厘米（g/cm²）； Pma 一 骨架密度值，单位为克每立方厘米（g/cm²）；
m 一胶结指数； 一饱和度指数； n一岩石不含黏土的饱和度指数； O －阳离子交换容量，单位为毫摩尔每立方厘米（mmol/cm²）； Rea一钙质电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； Ra一黏土电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； Rmf－泥浆滤液电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； Rsh一泥质电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； R一薄层电阻率测井值，单位为欧姆·米（Q·m）； Rw 一地层水电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； Rwb一束缚水电阻率，单位为欧姆·米（Ω·m）； R一冲洗带电阻率，单位为欧姆·米（Q·m）； SP一薄层自然电位测井值，单位为毫伏（mv）； SP一自然电位在纯泥岩处的测井值，单位为毫伏（mv）； Smo一可动油饱和度； S。一储层含油饱和度； Sor一残余油饱和度； Sw一含水饱和度； Swi一束缚水饱和度； Sw一地层总含水饱和度； Vh一泥质含量； Va一黏土体积，单位为立方厘米（cm3）； ①一薄层含氢指数； ΦNma一矿物骨架含氢指数； ①N一储层流体含氢指数； 一薄层孔隙度； 一总孔隙度； 。一有效孔隙度； Pb b一薄层体积密度测井值，单位为克每立方厘米（g/cm²）； m－骨架密度值，单位为克每立方厘米（g/cm²）；
DB61/T14802021
PG一平均颗粒密度，单位为克每立方厘米（g/cm²）； △t一声波时差测井值，单位为微秒每米（us/m）； tma－岩石骨架声波时差值，单位为微秒每米（μs/m）； △t.一流体声波时差值，单位为微秒每米（us/m）
5.1.1测井识别前应按以下步骤对声波时差、自然伽马、电阻率数据进行处理。
测井识别前应按以下步骤对声波时差、自然伽马、电阻率数据进行处理。 .1 测井曲线离散化
纵向分辨率强于0.5m的强纵向分辨率测井曲线C按式（1）离散化，纵向分辨率弱于1.5 向分辨率测井曲线C按式（2）离散化：
Zg.C C=∑jCn
gCh 二 {=1 C=jCn =
5.1.1.2匹配滤波
按式（3）对C，滤波处理，得拟弱分辨率曲线Cr
5.1.1.3滤波器系数向量计算
使C与C，匹配相同的纵向分辨率，滤波器的系数向量按式（5）矩阵求取：
5.1.1.4强分辨率曲线滤波
5.1.1.5回归建模
DB61/T1480202
由线C，滤波处理，得到与C，具有相同纵向分辨率
对测井曲线上每个深度采样点数值，对C与C,进行相关分析，根据相关系数R最大化原则 一个包含处理点在内的最佳相关区间，建立最佳函数回归模型，以建立二次函数模型（7）为例
1.6强分辨率曲线计算
强分辨率曲线回归估算模型为式（8）
5.1.1.7误差校正
a 对于数据建模回归计算后，得式（9）
Ce= a+aChf +aC²
对分辨率匹配结果校正，以此反演得到薄层测井
C） 1 当Ch与C,相关程度高时，R趋近于1，C接近于C；当C与C,相关程度较差日 于0，C接近于C。 5.1.1.8测井响应围岩影响校正曲线图参见附录A。
DB61/T14802021
5.2.1采用声波时差与深感应电阻率数据绘制交会图（见图1），确定声波时差与深感应电阻率下限 值。 5.2.2采用声波时差与含油饱和度数据绘制交会图（见图2），确定含油饱和度下限值。 5.2.3采用孔隙度与日产油数据绘制交会图（见图3），确定孔隙度下限值。 5.2.4采用渗透率与日产油数据绘制交会图（见图4），确定渗透率下限值。
图1声波时差与深感应电阻率交会图
图2声波时差与含油饱和度交会图
5.2.5图版符合率应符合DZ/T0217—2020第6.2.2条要求。
6.1薄层泥质含量计算
6.1.1常规砂泥岩地层的薄层泥质含量计算
见砂泥岩地层，按式（11）、（12）计算薄层泥质
DB61/T 1480202
图3 有效厚度孔隙度下限图
图4有效厚度渗透率下限图
DB61/T14802021
6.1.2高放射性砂泥岩地层的薄层泥质含量计
对高伽马砂泥岩地层，储层自然伽马普遍高于80API，利用自然电位测并值，按式（13） 计算薄层泥质含量：
6.1.3岩心数据回归建模计算薄层泥质含量
利用典型薄层岩心资料刻度测井资料，通过多元统计分析，建立地区高精度回归模型式（15）计算
6.2.1对不发育裂缝的薄层
用声波时差测井值GB／T 20257.4-2017 国家基本比例尺地图图式 第4部分：1：250000 1：500000 1：1000000地形图图式，按式（16）计算薄层孔隙度
寸发育裂缝且含天然气的
利用密度测井值，按式（17）计算薄层孔隙度
6.2.3对发育裂缝且不含天然气的薄层
利用密度测井值，按式（18）计算薄层孔隙度
Vsh = f(GR,SP,AC, RT
=f(GR,SP,AC,RT).
连云港山海景观轴A区（入口至平台B（含平台B））铺装及A区景观照明工程施工组织设计+ △t tma C ttm