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摘要：南阳凹陷白秋地区构造运动强烈，形成一系列的断块油藏。地质录井资料表明，不同断块油层录井资料特征不尽相同。为了更好地完成对该区油气显示综合评价，在综合分析、研究该区油水层录井、测井、试油资料基础上，总结出该区油水层录井响应特征，并运用常规地质录井、综合（气测）录井、地化录井等资料相结合，提出了该区油气显示综合评价标准。
关键词：白秋地区;油水层;录井响应特征;评价标准
白秋地区位于南阳凹陷北部斜坡带中部，面积近200Km2，是南阳凹陷较早的一个勘探区带。该区构造复杂、断层发育，断层相互交切形成一系列断鼻、断块，油藏类型主要以断鼻（块）、断层-岩性油藏为主[1]。该区油质复杂多样，气测组分缺乏规律性，应用传统解释方法难以满足精细解释评价需要。白秋地区常规地质录井、综合（气测）录井、地化录井是白秋地区基本录井方法，为满足精准解释评价需要，对储层不同流体的响应特征进行探索。
1油层在录井资料响应特征
1.1常规地质录井响应特征
常规地质录井主要包括岩屑录井、岩心录井、荧光录井、钻时录井及钻井液录井等录井项目，其特点是直观、真实，是了解地层岩性及组合关系、油气水显示和建立地层剖面的重要手段。
1.1.1油层（同层）岩性
根据白秋地区试油及投产（油层和同层共46层）资料，其岩性统计结果为：粉砂岩7层33.5m，占15%;细砂岩33层216.3m，占72%;含砾细砂岩5层28.2m，占11%;砾状砂岩1层5m，占2%。在4种岩性中，粒径最细的粉砂岩所占比例为15%。因此，该区油层（同层）岩性主要为细砂岩，其次为粉砂岩、含砾细砂岩，砾状砂岩则偶见。
1.1.2油层（同层）岩屑含油级别
（1）含油性分布情况
根据对白秋地区试油及投产层含油级别进行分析，试油为油层或同层的层段，除2层为荧光条带，其余岩屑录井均有显示。其中，油层显示以荧光级别为主，油迹及油斑显示次之;油水同层显示主要为荧光和油迹;水层和干层岩屑无显示明显增多（表1）。平面上，南108-张36井以北的油（同）层显示以油迹为主，油斑、油浸次之;以南以荧光显示为主，油迹显示次之。该区由南向北随着地层抬升，含油级别逐渐升高、原油密度逐渐升高（油质变稠）（图1-1）。
（2）含油级别下限
根据对白秋地区试油及投产为油（同）层含油级别分析，共46层283.0m，其中荧光条带2层11.2m，占4%;荧光25层157.1m，占54%;油迹12层81.1m，占26%;油斑6层28.5m，占13%;油浸1层5.1m，占3%。通过对2层荧光条带（张36井）岩性进行复查发现该段岩屑较细，呈散状。分析原因是由于定向井钻进过程中，钻具研磨严重，加之泥浆冲洗，造成含油岩屑含量极少而呈偶见。而荧光显示占试油为油层和同层总数的54%。因此，将白秋地区油层（同层）岩屑含油级别下限定为荧光级别。
总体来看，白秋地区油层岩性为粉砂岩-含砾细砂岩，以细砂岩为主;不同区块，油质不同，加上井型和钻井方式的不同，导致油层含油级别荧光-油浸级均存在，以荧光级为主，油迹级次之。
1.2 气测录井参数响应特征
气测录井是应用专业气体检测系统，测定钻井液中烃类及组份含量，以及氢气、硫化氢等非烃含量的一种录井方法，它具有灵敏度高的优势，是录井现场发现油气显示的主要方法之一。白秋地区完井76口井，其中69口井完成气测录井。通过对已试油、投产38口井103层气测异常资料进行综合研究，发现白秋地区气测全烃异常值、气测组份、全烃异常倍数、全烃灌满系数等参数，在评价油水层方面，特征明显。
1.2.1全烃异常绝对值和组份
根据对白秋地区气测录井资料分析，认为气测录井全烃绝对值大小、气测组份是否齐全，可以间接反映地层（储层）流体性质。在白秋地区，经试油证实为油层或油水同层共46层，其中32层气测全烃含量在0.5-5%之间，约占70%;14层气测全烃含量小于0.5%，约占30%;而50层证实为非价值层（含油水层、水层、干层）中，仅有10层的气测全烃含量大于0.5%，占20%;其余40层的气测全烃含量小于0.5%，占80%。
通过研究发现，平面上，白秋地区南部（南79、南99）至北部（张36、南107）等区块，油层气测异常全烃绝对值，存在明显的由高到低的变化规律。表明白秋地区由南向北，由于油质变稠，气测异常明显变差。
全烃异常值受到影响因素较多。虽然白秋地区总体油层（油水同层）气测全烃绝对值较高，但仍有少量井油层全烃异常绝对值较低;同样，该区水层气测全烃绝对值总体较低，也存在个别全烃异常绝对值较高的现象。另外，该区部分油层（油水同层）气测组分不全，而部分水层（干层）气测组分齐全。因此，单一使用全烃绝对值参数进行油气显示解释评价，往往导致较大偏差。
1.2.2 全烃异常倍数（全烃比值）
全烃异常倍数即全烃异常值与全烃基值的比值，是反映气测异常幅度的指标。根据白秋地区气测录井全烃异常倍数规律，将该区全烃异常倍数值分为三类：全烃異常倍数>4为气测异常明显;全烃异常倍数2-4，则气测异常微弱;全烃异常倍数值<2为气测无异常。
总体来看，白秋地区，油层气测异常明显，约占油（同）层的80%。而非价值层（含油水层、水层、干层）气测异常明显仅占13%。表明白秋地区油（同）层气测全烃，均有异常显示，而水层（含油）、干层气测异常不明显。因此，可以将此项参数作为油水层评价标准之一。
1.2.3全烃灌满系数
全烃灌满系数即单层全烃异常厚度与该储层厚度的比值，是反映油气富集程度的标志之一。在试油或投产为油（同）层中，46层的灌满系数均≥0.65，占100%;而53层证实为含油水层、水层、干层中仅有12层的灌满系数≥0.65，约占非价值层的23%，其余41层的灌满系数均<0.65，占非价值层的77%。白秋地区油（同）层全烃曲线的特点是形态较饱满，特征较为明显。 总体来看，白秋地区油（同）层全烃异常倍数（全烃比值）、全烃灌满系数高;水层、干层全烃异常倍数（全烃比值）、全烃灌满系数低。因此，能够利用以上参数建立图版进行油水层评价。
1.3地化录井参数响应特征
地化錄井是现场利用地化分析仪，对岩石样品进行分析，进而快速评价烃源岩和储层的一种录井方法。其分析参数主要包括S0、S1、S2和Tmax，其派生参数主要包括Pg（含油气总量）、GPI（气产率指数）、OPI（油产率指数）、TPI（油气总产率指数）等，利用地化录井参数及其之间的关系，进行油气水层划分，判别原油性质，从而达到评价储层目的。
目前，白秋地区共有41口井进行了地化录井，试油或投产55层。根据地化录井资料，结合白秋地区油水层在地化录井参数的响应特征，优选S1、S1/S2及TPI等参数对其进行分析。
1.3.1 S1值的大小
通过对白秋地区试获油层、同层、含油水层和水层的S1值大小，进行统计分析。17层试获油层中有13层S1值在8-15mg/g之间，占76%;4层S1值在1.5-4mg/g之间，占24%。16层试获同层中有7层S1值在3-8mg/g之间，占44%;7层S1值在1-3mg/g之间，占44%;2层S1值大于8mg/g，占12%。分析是油（同）层地化分析S1值低的原因，是由于该区油砂含量低，岩屑代表性差，造成挑样困难，分析的地化参数S1不能完全反映储层所含油气的真实情况。20层水层（包括含油水层）中有18层S1值小于3mg/g，占72%;1层大于8mg/g，占4%;6层S1值在3-5mg/g之间，占24%。
1.3.2 S1与S2值的相对大小
通过对白秋地区试获油层、同层、水层的地化分析S1与S2大小进行比较，17层试获油层中有14层S1>S2，占油层的82%;3层S1S2，占同层的56%，7层S1S2，占含油水层的55%，4层S1S2，占水层的37%，10层S1 1.3.3油气总产率指数TPI
TPI=（S0+S1）/（S0+S1+S2），即气态烃、液态烃之和与总烃的比值，TPI值越大反映储层含油气越丰富。对白秋地区试获油层、同层、水层的地化分析TPI值进行比较分析，31层试获油层和同层中有22层的TPI值在0.5-0.8之间，占油（同）层的71%，有9层TPI值小于0.5，占油（同）层的29%;而25层含油水层和水层中有16层的TPI值小于0.5，占水（含油）层的74%;有9层TPI值大于0.5，占水（含油）层的26%。反映该区油水层TPI值的差异性。
地化分析数据，受油质、储层物性及岩样代表性影响较大，特别是油质轻、储层疏松及岩样代表性差时，影响尤为明显。但对同一区块来说，油水层的地化分析数据，仍然具备各自特征而加以区分。
2录井油气显示评价技术
目前现场录井解释方法多样，但不同地区、不同地层，由于地质情况不同，很多解释方法并不适用。针对白秋地区地质特点，结合该区油水层在地质、气测和地化分析录井响应特征以及试油或投产结论，建立了适合于白秋地区的油气层评价图版，主要有气测参数交汇图版、地化分析参数交汇图版、地化分析与气测参数交汇图版等。
2.1气测参数交汇图版
通过对白秋地区试油或试采层气测异常数据进行研究，结合油气层在气测参数的响应特征，对气测各个参数作了多个交汇图版。根据各个图版对油水层的解释符合率，气测解释图版优选了全烃异常倍数-全烃灌满系数图版、全烃异常倍数-甲烷异常倍数图版。
2.1.1全烃比值-全烃灌满系数图版
利用白秋地区共98层气测全烃异常倍数（全烃比值）和全烃灌满系数建立的交汇图版，可以有效地对油水层进行了区分（图2-1）。从图版可得出白秋地区油层、同层和非价值层全烃异常倍数和全烃灌满系数区间值：
油层：全烃比值≥7，全烃灌满系数≥0.65;
同层：3≤全烃比值<7，全烃灌满系数≥0.65;
非价值层：全烃比值<3，全烃灌满系数<0.65;
2.1.2全烃比值-甲烷比值图版
白秋地区由于构造及储层产状的影响，为了单井钻遇更多油层，井型多为定向井。为保证钻井施工安全，在钻井过程中，常常向钻井液中添加润滑剂。该药品对全烃曲线有一定的影响，但对轻烃（甲烷）无影响。而甲烷异常倍数即甲烷异常值与甲烷基值的比值，能有效地反映地下储层中轻烃的变化，从而排除泥浆药品的干扰。因此，引用全烃比值与甲烷比值建立的交汇图版（图2-2），能较好地评价储层的含油性。
从图版可得出白秋地区油层、同层和非价值层全烃比值和甲烷比值区间值：
油层：全烃比值≥7，甲烷比值≥3;
油水同层：3≤全烃比值<7，甲烷比值≥3;
非价值层：全烃比值<3，甲烷比值<3;
2.2地化分析参数交汇图版
通过对白秋地区试油或投产55层地化分析参数进行分析，结合油气层在地化分析参数的响应特征，对地化分析各个参数作了多个交汇图版，根据各个图版对油水层的解释符合率，地化分析图版优选了地化分析S1-S1/S2图版和地化分析TPI-地化分析含油饱和度图版。
2.2.1地化分析S1-S1/S2解释图版
地化分析参数S1 代表的单位质量储油岩中的烃含量。一般而言，S1含量越高，表明地层中液态烃含量就越高;S1/S2是原油轻重比参数，可以判别储层中的原油性质。因此利用S1-S1/S2交汇图版能较好地确定储集层流体性质，从而达到评价储层目的（图2-3）。 从以上图版可得出白秋地区油层、同层和非价值层地化分析S1和S1/S2不同储层区间值：
油层：S1≥8mg/g，S1/S2≥0.7;
油水同层：3mg/g≤S1<8mg/g，S1/S2≥0.7;
非价值层：S1<3mg/g，S1/S2<0.7;
该图版有部份油水同层点落在非价值区。分析原因是由于采用定向井钻探技术，部份岩屑由于研磨较细，造成挑样困难，加之油砂含量低，所挑的样有的为混合样，分析的地化分析参数S1不能完全代表地下储层的真实情况。
2.2.2地化分析TPI-地化分析含油饱和度（S0）图版
为了更好地对储集层作出综合评价，当评价层落在地化分析S1-S1/S2图版的非价值区时，不要立即作出判断，此时可引入地化分析TPI-地化分析含油饱和度（S0）图版，可减少误判。
地化分析含油饱和度的计算公式：
通过以上公式对55层地化分析参数进行计算，得出的地化分析含油饱和度与油气总产率指数所建立的图版，有效地对储集层作出综合评价（图2-4）。
从解释图版可得出白秋地区油层、同层和非价值层地化分析TPI-地化分析含油饱和度不同储层区间值：
油层：含油饱和度S0≥20%，TPI≥0.4;
油水同层：10%≤含油饱和度S0<20%，TPI≥0.4;
含油水层及水层：含油饱和度S0<10%，TPI<0.4;
2.3气测-地化资料交汇图版
为了提高油气显示层解释符合率，对各项资料进行充分利用，将气测与地化分析参数、全烃异常倍数—地化分析含油饱和度交汇图版，以便对油气显示层作出有效评价。
2.3.1全烃异常倍数（全烃比值）-地化S1交汇图版
从地化S1-S1/S2交汇图版中发现，当S1小于3mg/g时，有部分油水同层被判为水层。为了有效地评价油气层，建立全烃比值与地化S1解释图版（图2-5）。根据图版，可得出白秋地区不同储层全烃异常倍数-地化S1相互关系区间值：
油层：全烃比值≥3，地化分析S1≥8 mg/g;
油水同层：全烃比值≥3，1 mg/g≤S1<8 mg/g;
含油水层及水层：全烃比值<3，S1<1 mg/g;
适用范围：S1<3 mg/g，而全烃比值≥3时;
2.3.2全烃异常倍数（全烃比值）-地化分析含油饱和度交汇图版
全烃异常倍数≥3时，建立全烃异常倍数与地化分析含油饱和度交汇图版（图2-6）。根据图版可得出白秋地区油层、同层和非价值层全烃异常倍数-地化分析含油饱和度不同储层区间值：
油层：全烃比值≥3，地化分析含油饱和度≥20%;
油水同层：全烃比值≥3，地化分析含油饱和度S0<20%;
含油水层及水层：全烃比值<3，地化分析含油饱和度S0<5%;
2.4 录井油气显示层解释标准
根据白秋地区油气显示层地质、气测和地化分析响应特征，综合岩性、物性、含油性下限以及气测、地化分析以及气测-地化分析交汇解释图版，所确定的油水层区间值，建立白秋地区录井油气显示层解释标准（表2）。
2.5应用效果
根据油水层录井参数特征，建立白秋地区录井油水层解释标准。利用新标准，对新钻井共评价录井显示层82层。其中试油15层，13层符合，2层不符合，符合率86.7%，应用获得了良好效果。
3 结论与认识
（1）白秋地区油（同）层岩性为粉砂岩-砾状砂岩，其中以细砂岩为主;含油级别为荧光-油浸级，其中以荧光为主;
（2）白秋地区油（同）层气测异常，总体明显，由于该区发育多个断块油藏，平面上组分之间关系复杂，无规律性;
（3）白秋地区油（同）层地化录井异常明显。油层地化分析值一般S1>S2，该区油质主要为中质。地化分析数据，受油质、储层物性及岩样代表性影响较大，当油质轻、储层疏松及岩样代表性差时，分析数据明显偏低。
（4）根据白秋地区油（同）层响应特征及其特殊性，摒弃传统现场录井解释方法，在优选多种图版的基础上，建立了全新的气测、地化分析、气测-地化分析解釋图版，提出了适合白秋地区油气显示解释评价标准;
（5）每种油气显示解释方法，既有优势，也有不足。在进行油气显示综合评价时，需结合不同解释图版解释结果，统筹分析，得出最终评价结果;
参考文献
[1]张帆，吴珊，等.南阳凹陷白秋地区有利目标评价，河南油田分公司石油勘探开发研究院，内部资料，2009，12：5～6
作者简介：杨春华，男，1969年出生，中国石油大学（华东）资源勘查专业毕业，工程师。长期从事录井技术管理及研究工作。
关键词：白秋地区;油水层;录井响应特征;评价标准
白秋地区位于南阳凹陷北部斜坡带中部，面积近200Km2，是南阳凹陷较早的一个勘探区带。该区构造复杂、断层发育，断层相互交切形成一系列断鼻、断块，油藏类型主要以断鼻（块）、断层-岩性油藏为主[1]。该区油质复杂多样，气测组分缺乏规律性，应用传统解释方法难以满足精细解释评价需要。白秋地区常规地质录井、综合（气测）录井、地化录井是白秋地区基本录井方法，为满足精准解释评价需要，对储层不同流体的响应特征进行探索。
1油层在录井资料响应特征
1.1常规地质录井响应特征
常规地质录井主要包括岩屑录井、岩心录井、荧光录井、钻时录井及钻井液录井等录井项目，其特点是直观、真实，是了解地层岩性及组合关系、油气水显示和建立地层剖面的重要手段。
1.1.1油层（同层）岩性
根据白秋地区试油及投产（油层和同层共46层）资料，其岩性统计结果为：粉砂岩7层33.5m，占15%;细砂岩33层216.3m，占72%;含砾细砂岩5层28.2m，占11%;砾状砂岩1层5m，占2%。在4种岩性中，粒径最细的粉砂岩所占比例为15%。因此，该区油层（同层）岩性主要为细砂岩，其次为粉砂岩、含砾细砂岩，砾状砂岩则偶见。
1.1.2油层（同层）岩屑含油级别
（1）含油性分布情况
根据对白秋地区试油及投产层含油级别进行分析，试油为油层或同层的层段，除2层为荧光条带，其余岩屑录井均有显示。其中，油层显示以荧光级别为主，油迹及油斑显示次之;油水同层显示主要为荧光和油迹;水层和干层岩屑无显示明显增多（表1）。平面上，南108-张36井以北的油（同）层显示以油迹为主，油斑、油浸次之;以南以荧光显示为主，油迹显示次之。该区由南向北随着地层抬升，含油级别逐渐升高、原油密度逐渐升高（油质变稠）（图1-1）。
（2）含油级别下限
根据对白秋地区试油及投产为油（同）层含油级别分析，共46层283.0m，其中荧光条带2层11.2m，占4%;荧光25层157.1m，占54%;油迹12层81.1m，占26%;油斑6层28.5m，占13%;油浸1层5.1m，占3%。通过对2层荧光条带（张36井）岩性进行复查发现该段岩屑较细，呈散状。分析原因是由于定向井钻进过程中，钻具研磨严重，加之泥浆冲洗，造成含油岩屑含量极少而呈偶见。而荧光显示占试油为油层和同层总数的54%。因此，将白秋地区油层（同层）岩屑含油级别下限定为荧光级别。
总体来看，白秋地区油层岩性为粉砂岩-含砾细砂岩，以细砂岩为主;不同区块，油质不同，加上井型和钻井方式的不同，导致油层含油级别荧光-油浸级均存在，以荧光级为主，油迹级次之。
1.2 气测录井参数响应特征
气测录井是应用专业气体检测系统，测定钻井液中烃类及组份含量，以及氢气、硫化氢等非烃含量的一种录井方法，它具有灵敏度高的优势，是录井现场发现油气显示的主要方法之一。白秋地区完井76口井，其中69口井完成气测录井。通过对已试油、投产38口井103层气测异常资料进行综合研究，发现白秋地区气测全烃异常值、气测组份、全烃异常倍数、全烃灌满系数等参数，在评价油水层方面，特征明显。
1.2.1全烃异常绝对值和组份
根据对白秋地区气测录井资料分析，认为气测录井全烃绝对值大小、气测组份是否齐全，可以间接反映地层（储层）流体性质。在白秋地区，经试油证实为油层或油水同层共46层，其中32层气测全烃含量在0.5-5%之间，约占70%;14层气测全烃含量小于0.5%，约占30%;而50层证实为非价值层（含油水层、水层、干层）中，仅有10层的气测全烃含量大于0.5%，占20%;其余40层的气测全烃含量小于0.5%，占80%。
通过研究发现，平面上，白秋地区南部（南79、南99）至北部（张36、南107）等区块，油层气测异常全烃绝对值，存在明显的由高到低的变化规律。表明白秋地区由南向北，由于油质变稠，气测异常明显变差。
全烃异常值受到影响因素较多。虽然白秋地区总体油层（油水同层）气测全烃绝对值较高，但仍有少量井油层全烃异常绝对值较低;同样，该区水层气测全烃绝对值总体较低，也存在个别全烃异常绝对值较高的现象。另外，该区部分油层（油水同层）气测组分不全，而部分水层（干层）气测组分齐全。因此，单一使用全烃绝对值参数进行油气显示解释评价，往往导致较大偏差。
1.2.2 全烃异常倍数（全烃比值）
全烃异常倍数即全烃异常值与全烃基值的比值，是反映气测异常幅度的指标。根据白秋地区气测录井全烃异常倍数规律，将该区全烃异常倍数值分为三类：全烃異常倍数>4为气测异常明显;全烃异常倍数2-4，则气测异常微弱;全烃异常倍数值<2为气测无异常。
总体来看，白秋地区，油层气测异常明显，约占油（同）层的80%。而非价值层（含油水层、水层、干层）气测异常明显仅占13%。表明白秋地区油（同）层气测全烃，均有异常显示，而水层（含油）、干层气测异常不明显。因此，可以将此项参数作为油水层评价标准之一。
1.2.3全烃灌满系数
全烃灌满系数即单层全烃异常厚度与该储层厚度的比值，是反映油气富集程度的标志之一。在试油或投产为油（同）层中，46层的灌满系数均≥0.65，占100%;而53层证实为含油水层、水层、干层中仅有12层的灌满系数≥0.65，约占非价值层的23%，其余41层的灌满系数均<0.65，占非价值层的77%。白秋地区油（同）层全烃曲线的特点是形态较饱满，特征较为明显。 总体来看，白秋地区油（同）层全烃异常倍数（全烃比值）、全烃灌满系数高;水层、干层全烃异常倍数（全烃比值）、全烃灌满系数低。因此，能够利用以上参数建立图版进行油水层评价。
1.3地化录井参数响应特征
地化錄井是现场利用地化分析仪，对岩石样品进行分析，进而快速评价烃源岩和储层的一种录井方法。其分析参数主要包括S0、S1、S2和Tmax，其派生参数主要包括Pg（含油气总量）、GPI（气产率指数）、OPI（油产率指数）、TPI（油气总产率指数）等，利用地化录井参数及其之间的关系，进行油气水层划分，判别原油性质，从而达到评价储层目的。
目前，白秋地区共有41口井进行了地化录井，试油或投产55层。根据地化录井资料，结合白秋地区油水层在地化录井参数的响应特征，优选S1、S1/S2及TPI等参数对其进行分析。
1.3.1 S1值的大小
通过对白秋地区试获油层、同层、含油水层和水层的S1值大小，进行统计分析。17层试获油层中有13层S1值在8-15mg/g之间，占76%;4层S1值在1.5-4mg/g之间，占24%。16层试获同层中有7层S1值在3-8mg/g之间，占44%;7层S1值在1-3mg/g之间，占44%;2层S1值大于8mg/g，占12%。分析是油（同）层地化分析S1值低的原因，是由于该区油砂含量低，岩屑代表性差，造成挑样困难，分析的地化参数S1不能完全反映储层所含油气的真实情况。20层水层（包括含油水层）中有18层S1值小于3mg/g，占72%;1层大于8mg/g，占4%;6层S1值在3-5mg/g之间，占24%。
1.3.2 S1与S2值的相对大小
通过对白秋地区试获油层、同层、水层的地化分析S1与S2大小进行比较，17层试获油层中有14层S1>S2，占油层的82%;3层S1
TPI=（S0+S1）/（S0+S1+S2），即气态烃、液态烃之和与总烃的比值，TPI值越大反映储层含油气越丰富。对白秋地区试获油层、同层、水层的地化分析TPI值进行比较分析，31层试获油层和同层中有22层的TPI值在0.5-0.8之间，占油（同）层的71%，有9层TPI值小于0.5，占油（同）层的29%;而25层含油水层和水层中有16层的TPI值小于0.5，占水（含油）层的74%;有9层TPI值大于0.5，占水（含油）层的26%。反映该区油水层TPI值的差异性。
地化分析数据，受油质、储层物性及岩样代表性影响较大，特别是油质轻、储层疏松及岩样代表性差时，影响尤为明显。但对同一区块来说，油水层的地化分析数据，仍然具备各自特征而加以区分。
2录井油气显示评价技术
目前现场录井解释方法多样，但不同地区、不同地层，由于地质情况不同，很多解释方法并不适用。针对白秋地区地质特点，结合该区油水层在地质、气测和地化分析录井响应特征以及试油或投产结论，建立了适合于白秋地区的油气层评价图版，主要有气测参数交汇图版、地化分析参数交汇图版、地化分析与气测参数交汇图版等。
2.1气测参数交汇图版
通过对白秋地区试油或试采层气测异常数据进行研究，结合油气层在气测参数的响应特征，对气测各个参数作了多个交汇图版。根据各个图版对油水层的解释符合率，气测解释图版优选了全烃异常倍数-全烃灌满系数图版、全烃异常倍数-甲烷异常倍数图版。
2.1.1全烃比值-全烃灌满系数图版
利用白秋地区共98层气测全烃异常倍数（全烃比值）和全烃灌满系数建立的交汇图版，可以有效地对油水层进行了区分（图2-1）。从图版可得出白秋地区油层、同层和非价值层全烃异常倍数和全烃灌满系数区间值：
油层：全烃比值≥7，全烃灌满系数≥0.65;
同层：3≤全烃比值<7，全烃灌满系数≥0.65;
非价值层：全烃比值<3，全烃灌满系数<0.65;
2.1.2全烃比值-甲烷比值图版
白秋地区由于构造及储层产状的影响，为了单井钻遇更多油层，井型多为定向井。为保证钻井施工安全，在钻井过程中，常常向钻井液中添加润滑剂。该药品对全烃曲线有一定的影响，但对轻烃（甲烷）无影响。而甲烷异常倍数即甲烷异常值与甲烷基值的比值，能有效地反映地下储层中轻烃的变化，从而排除泥浆药品的干扰。因此，引用全烃比值与甲烷比值建立的交汇图版（图2-2），能较好地评价储层的含油性。
从图版可得出白秋地区油层、同层和非价值层全烃比值和甲烷比值区间值：
油层：全烃比值≥7，甲烷比值≥3;
油水同层：3≤全烃比值<7，甲烷比值≥3;
非价值层：全烃比值<3，甲烷比值<3;
2.2地化分析参数交汇图版
通过对白秋地区试油或投产55层地化分析参数进行分析，结合油气层在地化分析参数的响应特征，对地化分析各个参数作了多个交汇图版，根据各个图版对油水层的解释符合率，地化分析图版优选了地化分析S1-S1/S2图版和地化分析TPI-地化分析含油饱和度图版。
2.2.1地化分析S1-S1/S2解释图版
地化分析参数S1 代表的单位质量储油岩中的烃含量。一般而言，S1含量越高，表明地层中液态烃含量就越高;S1/S2是原油轻重比参数，可以判别储层中的原油性质。因此利用S1-S1/S2交汇图版能较好地确定储集层流体性质，从而达到评价储层目的（图2-3）。 从以上图版可得出白秋地区油层、同层和非价值层地化分析S1和S1/S2不同储层区间值：
油层：S1≥8mg/g，S1/S2≥0.7;
油水同层：3mg/g≤S1<8mg/g，S1/S2≥0.7;
非价值层：S1<3mg/g，S1/S2<0.7;
该图版有部份油水同层点落在非价值区。分析原因是由于采用定向井钻探技术，部份岩屑由于研磨较细，造成挑样困难，加之油砂含量低，所挑的样有的为混合样，分析的地化分析参数S1不能完全代表地下储层的真实情况。
2.2.2地化分析TPI-地化分析含油饱和度（S0）图版
为了更好地对储集层作出综合评价，当评价层落在地化分析S1-S1/S2图版的非价值区时，不要立即作出判断，此时可引入地化分析TPI-地化分析含油饱和度（S0）图版，可减少误判。
地化分析含油饱和度的计算公式：
通过以上公式对55层地化分析参数进行计算，得出的地化分析含油饱和度与油气总产率指数所建立的图版，有效地对储集层作出综合评价（图2-4）。
从解释图版可得出白秋地区油层、同层和非价值层地化分析TPI-地化分析含油饱和度不同储层区间值：
油层：含油饱和度S0≥20%，TPI≥0.4;
油水同层：10%≤含油饱和度S0<20%，TPI≥0.4;
含油水层及水层：含油饱和度S0<10%，TPI<0.4;
2.3气测-地化资料交汇图版
为了提高油气显示层解释符合率，对各项资料进行充分利用，将气测与地化分析参数、全烃异常倍数—地化分析含油饱和度交汇图版，以便对油气显示层作出有效评价。
2.3.1全烃异常倍数（全烃比值）-地化S1交汇图版
从地化S1-S1/S2交汇图版中发现，当S1小于3mg/g时，有部分油水同层被判为水层。为了有效地评价油气层，建立全烃比值与地化S1解释图版（图2-5）。根据图版，可得出白秋地区不同储层全烃异常倍数-地化S1相互关系区间值：
油层：全烃比值≥3，地化分析S1≥8 mg/g;
油水同层：全烃比值≥3，1 mg/g≤S1<8 mg/g;
含油水层及水层：全烃比值<3，S1<1 mg/g;
适用范围：S1<3 mg/g，而全烃比值≥3时;
2.3.2全烃异常倍数（全烃比值）-地化分析含油饱和度交汇图版
全烃异常倍数≥3时，建立全烃异常倍数与地化分析含油饱和度交汇图版（图2-6）。根据图版可得出白秋地区油层、同层和非价值层全烃异常倍数-地化分析含油饱和度不同储层区间值：
油层：全烃比值≥3，地化分析含油饱和度≥20%;
油水同层：全烃比值≥3，地化分析含油饱和度S0<20%;
含油水层及水层：全烃比值<3，地化分析含油饱和度S0<5%;
2.4 录井油气显示层解释标准
根据白秋地区油气显示层地质、气测和地化分析响应特征，综合岩性、物性、含油性下限以及气测、地化分析以及气测-地化分析交汇解释图版，所确定的油水层区间值，建立白秋地区录井油气显示层解释标准（表2）。
2.5应用效果
根据油水层录井参数特征，建立白秋地区录井油水层解释标准。利用新标准，对新钻井共评价录井显示层82层。其中试油15层，13层符合，2层不符合，符合率86.7%，应用获得了良好效果。
3 结论与认识
（1）白秋地区油（同）层岩性为粉砂岩-砾状砂岩，其中以细砂岩为主;含油级别为荧光-油浸级，其中以荧光为主;
（2）白秋地区油（同）层气测异常，总体明显，由于该区发育多个断块油藏，平面上组分之间关系复杂，无规律性;
（3）白秋地区油（同）层地化录井异常明显。油层地化分析值一般S1>S2，该区油质主要为中质。地化分析数据，受油质、储层物性及岩样代表性影响较大，当油质轻、储层疏松及岩样代表性差时，分析数据明显偏低。
（4）根据白秋地区油（同）层响应特征及其特殊性，摒弃传统现场录井解释方法，在优选多种图版的基础上，建立了全新的气测、地化分析、气测-地化分析解釋图版，提出了适合白秋地区油气显示解释评价标准;
（5）每种油气显示解释方法，既有优势，也有不足。在进行油气显示综合评价时，需结合不同解释图版解释结果，统筹分析，得出最终评价结果;
参考文献
[1]张帆，吴珊，等.南阳凹陷白秋地区有利目标评价，河南油田分公司石油勘探开发研究院，内部资料，2009，12：5～6
作者简介：杨春华，男，1969年出生，中国石油大学（华东）资源勘查专业毕业，工程师。长期从事录井技术管理及研究工作。