储层划分标准

储层

储层：凡是能够储集和渗滤流体的地层的岩石构成的地层叫储层。

储层地质学：是一门从地质学角度对油气储层的主要特征进行描述、评价及预测的综合性学科。

研究内容：储层层位、成因类型、岩石学特征、沉积环境、构造作用、物性、孔隙结构特征、含油性、储集岩性几何特征储集体分布规律、对有利储层分布区的预测。

有效孔隙度：指那些互相连通的，且在一定压差下（大于常压）允许流体在其中流动的孔隙总体积与岩石总体积的比值。

绝对渗透率：如果岩石孔隙中只有一种流体存在，而且这种流体不与岩石起任何物理、化学反应，在这种条件下所测得的渗透率为岩石的绝对渗透率。

剩余油饱和度：地层岩石孔隙中剩余油的体积与孔隙体积的比值残余油饱和度：地层岩石孔隙中残余油的体积与孔隙体积的比值储层发育的控制因素：沉积作用、成岩作用、构造作用低渗透储层的基本地质特征：孔隙度和渗透率低、毛细管压力高、束缚水饱和度高低渗透储层的成因：沉积作用、成岩作用论述碎屑岩储层对比的方法和步骤：1、依据2、对比单元划分3、划分的步骤1、依据：①岩性特征：指岩石的颜色、成分、结构、构造、地层变化、规律及特殊标志层等。

在地层的岩性、厚度横向变化不大的较小区域，依据单一岩性标准层法，特殊标志层进行对比；在地层横向变化较大情况下依据岩性组合②沉积旋回：地壳的升降运动不均衡，表现在升降的规模大小不同。

在总体上升或下降的背景上存在次一级规模的升降运动，地层剖面上，旋回表现出次一旋回对比分级控制③地球物理特征：主要取决于岩性特征及所含流体性质，电测曲线可清楚反映岩性及岩性组合特征，有自己的特征对比标志可用于储层对比；测井曲线给出了全井的连续记录，且深度比较准确，常用的对比曲线：视电阻率曲线、自然电位曲线、感应测井曲线2、对比单元划分：储层层组划分与沉积旋回相对应，由大到小划分为四级：含油层系、油层、砂层组和单油层。

储层单元级次越小，储层特性取性越高，垂向连通性较好3、划分的步骤：沉积相的研究方法主要包括岩心沉积相标志研究、单井剖面相分析、连续剖面相对比和平面相分析四种方法岩心沉积相标志的研究方法是以岩石学研究为基础，可分为三类：岩性标志，古生物标志和地球化学标；单井剖面分析是根据所研究地层的露头和岩化剖面，以单井为对象，利用相模式与分析剖面的垂向层序进行对比分析，确是沉积相类型，最后绘出单井剖面相分析图；连井剖面相对比分析主要表示同一时期不同井之间沉积相的变化，平面相分析是综合应用剖面相分析结果进行区域岩相古地理研究的方法。

利用自然电位与自然伽马测井曲线划分沉积相带及储层分布

的相对高低，可以判断砂岩中泥质含量的多少和沉积环境能量的强弱，进而利用SP 曲线形态识别沉积相类型。
曲线元纵向近似对称，上下两段的都比较陡，斜率较大，且绝对值近似相等，幅厚比一般较大。
曲线元可以分为两段，上段较平缓，下段较陡。幅厚比一般较大。
常见的典型曲线形态有四种（表1）：
曲线元可以分为两段，上段较陡，下段较平缓。幅厚比较大。
利用自然电位与自然伽马测井曲线划分沉积相带及储层分布
1 自然电位与自然伽马测井曲线反映沉积相变特征
自然伽玛（GR曲线）测井响应主要是地层的天然放射性，如钾同位素（K40）所引起。它们在粘土矿物中最常见，因而，泥页岩石呈放射性的，而砂岩倘若基本上是石英质的，则放射性要小得多。自然伽玛曲线如同自然电位曲线一样，都反映垂向层序中砂岩和泥页岩的相对含量。GR曲线随砂质的增多向左偏移表现为放射性降低，反映砂岩变粗，因为粒度变粗常伴随泥质含量减少。由于上述缘故，自然伽玛曲线也可以用于沉积分析，它的曲线形态所反映的沉积相类型和自然电位曲线所代表的基本一样伽马测井曲线划分沉积相带及储层分布
2 自然伽马、自然电位测井曲线划分相变及储层分布
利用上述自然伽马、自然电位划分储层下限及其标准相配合，可以有效划分0.4m以上厚度的沉积相带和储集砂体分布[18-20]。图1是安塞油田沿河湾地区桥12井长611-2层测井曲线划分相变及储层分布图，图中1190.0～1201m深度段，利用自然伽马、自然电位同步减小的较大幅度评价出渗砂层，指示划分出水下分流河道主体沉积微相带；再利用自然电位比自然伽马减小幅度的相对细小差异，评价储层为油水层。通过该层段在1192.0～1194.0m试油，日产油5.13t/d，日出水24.87m3/d，证实了自然伽马、自然电位评价划分特低渗透储集相带的有效性及可靠性（图1）

盐家油田砂砾岩体储层期次划分

一
Ａ．｝
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…
Ｉ
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∞ １
ｌ
ｎ＾Ｉ
ｌ
工一
图５Ａ故障二次故障电流正常路径：相
（３元）０单
图６Ａ故障Ｌ端子箱处Ｃ、Ｎ穿后二：相Ｈ击
次故障电流路径（３０单元）３分析总结．０单元线路保护第一次动作跳开０单元１１断路器，行为是正确的；０单元线路保护第１
层界面识别推广到非取心井、具有常规测井开始，对应着砂砾岩体的底界，自然电位曲资料的井或具有成像测井的普通井。岩体储层多为快速堆积的产物，往往岩性成线明显负异常，电阻率曲线对应高阻。３、沉积期次划分对比成果（４）厚度适中，单个砂组厚度一般为（）井沉积期次划分１单分复杂、成熟度低，粒径变化大、分选差，泥质含量变化大。其储层的复杂性，造成储２０左右，小层厚度在４一Ｏ０ｍＯ７米左右；并结合在研究区单井岩石相划分的基础上和层划分、岩性识别、各种地质参数的计算、含油性与油水系统特征。单井沉积界面识别的基础上，根据沉积旋回流体识别等方面存在较大困难，储层沉积期（）在地震反射上，地层的底界面对应特征，划分了全区３５４口井的单井沉积期次，中共划分出４层组１个小层，砂组厚度在砂５次及内幕认识不清楚，储层综合评价难度强一相轴大，笔者以沉积旋回为基础，以岩电特征为２沉积期次界面识别、１０２０间，小层厚度在４一Ｏ之间，小０— ６之Ｏ９米主，辅助以含油性，对盐家油田深层砂砾岩（）砂组界面识别１层平均厚度５米左右。Ｏ（）多井沉积期次对比２体进行了期次划分，为后期开发建立了统一砂组界面在多种资料上均有较好的响标准。应，可以利用地震、常规测井、成像测井资小层细分对比方法和准则：在逐级对比关键词：砂砾岩；沉积旋回；期次划分料、岩心、录井等资料识别沉积界面。在沙的追索下，完成了砂组后进行小层级别的沉１沉积期次划分原则、四上顶底界面控制下，多种资料综合应用识积期次对比。盐家油田沙四上砂砾岩体属于近岸水下别砂组沉积界面。砂组沉积界面代表一个中在小层对比过程中，由点（准井）到标对对扇沉积，主要以砾岩、细砾岩、砾状砂岩、期旋回界面，一般情况下砂组底部以大套粗线（比剖面），再由线到面（比剖面骨含砾砂岩为主，夹灰色泥质砂岩和深灰色泥碎屑沉积物与下伏泥岩呈突变接触，在地震架网及全区各井），合理准确地进行小层对岩。纵向上各套扇体相互叠置，旋回明显。剖面上表现为强的地震反射，而砂组内部波比，完成全区各井的小层对比，并进行闭合为此，其地层划分以沉积旋回为基础，以形是一组波形特征相似的波组，这是目前研验证，在全区建立ｌ条骨架对比剖面。２在连井对比的基础上，采取追踪和交岩电特征为主，辅助以含油性。划分原则如究区在三维地震资料上可识别的最小单元的叉对比相结合的方法提高对比精度，并结合下。沉积界面。（）以沙四上顶部稳定的泥岩为标志１（）小层界面识别２地震剖面，尽量确保地层对比等时以避免穿由于地震资料品质的限制，盐家油田地时。层，在标志层控制下进行全区期次划分对各期砂砾岩体均具有下部富砂、砾岩，比。震上可识别最小的沉积界面为砂组界面，小上部富泥或砂泥互层特征：正旋回结构非常（）以砂砾岩的分布及沉积旋回性为基层界面只能靠精度更高的岩心、成像测井、２础，各期（每套）砂砾岩体顶部有较大厚常规测井资料来识别。对取心井可以通过岩明显。但在各井上，同一套的砂砾岩厚度、或度的泥岩隔层。心观察、成像资料结合常规测井资料共同识砂／比均完全不同；这符合湖岸线迁移规律泥（）岩电特征明显。以自然电位和深侧别界面，通过研究岩相与图像的相互标定，３与时间地层对比原则，突破了 “ 对砂、泥砂向电阻率测井曲线为主，辅以中子测井曲线常规测井与成像测井的相互标定，可以将小对泥 ” 限制，也真实反映了地下地质情况。

利用测井解释模型建立冷41块储层划分标准

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８４・
科技论坛
利用测井解释模型建立冷４１块储层划分标准
郜志平
（中油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦１２４０１０）
摘要：冷４１块在早期开发过程中，测井解释层很厚，但是在很多层中，夹杂着泥质含量较高的泥质砾岩，泥质砂砾岩及泥质粉砂岩，这类岩性在电性上也表现为较高电阻，但是这类岩性物性差，基本不合油，属于非有效储层，由于受上下较厚含油砾岩层的屏蔽影响，电性上仍较高的响应值，电测解释结果有所偏差；另外不同测井系列的误差造成的解释偏差，都会对精细描述带来不利的分析结果。因此，利用系统取心井冷３７－４５ — ５６２井实际岩心观察和岩心分析资料与电测曲线进行对比，针对冷４１块油气水层建立测井解释模型，进行测井二次解释，建立冷４１块储层划分标准。关键词：测井解释；电阻；模型；标准
当ＤＥＢ１）＜ＤＥＰｉ＜ＤＥＰ￣＿＋１）时
６结论
ＲＩ＿１）
本次标准主要是将测井解释资料与试油资料、生产情况结合分析确定的，标准如下：（１）油层。含水饱和度变化范围：Ｓｗ ≤４５％，一般２０％～３５％之间；有效孔隙度变化范围：１５％￣＜ＰＯＲＲ≤２８％；泥质含当ＤＥ＞ＤＥ “ １）时，Ｒｍａｘｉ＝Ｒｍａｘ（ｉ＋１）量变化范围：ＳＨ≤１５％。（２）低产油层。含水饱和度变化范围：４５％≤ Ｖ［Ｒ（Ｒ一）／Ｒｅｘ（Ｒ，ｍ－Ｒ￣）］ ‘ 埘ｓ ≤６５％；有效孔隙度变化范围１．５％￣ＰＯＲＲ≤１２％；泥质含量变化当Ｒ／Ｒｅ＜０．５时，ｌ／Ｂ＝０．５／（１－Ｒ）范围：１５％≤ｓＨ≤３０％。（３）干层。一般情况下有效孔隙度：ＰＯＲＲ＜７％；泥质含量变化范围：４０％＜￣ＳＨ≤６５％。（４）水层。含水饱和度变当Ｒ ≥Ｏ．５时，１，Ｂ＝１其中ＤＥＰ一地层深度；化范围ｓ ≥５０％以上，含水饱和度在５０％≤ｓ ≤７０％范围内需注意Ｒ广一目的层理论最大电阻率；岩陛、物性等地质条件变化，区分于低产油层和干层。【Ｒｄ＿一泥岩电阻率。由于该区地质条件复杂，岩心分析失常较多，影响了解释模型经计算：计算泥质含量与分析泥质含量平均相对误差为的精度。同时由于缺乏有效的反映泥质含量较好的其它曲线，而采２２．８３％，其相关系数接近１，证明采用该公式所得计算结果是比较用电阻率曲线同时还受储层的含油性影响，尽管在本次研究中采取合理的。了一定的数学手段减少计算误差，但泥质含量计算误差还是相对较３有效孔隙度解释模型大，对其它参数会有一定的影响。采用声波时差曲线、泥质含量与岩性分析值回归得到其有效孔参考文献隙度模型：【１】王乃举，等．中国油藏开发模式总论【Ｍ】．北京：石油工业出版社，１９９９，１２：２０２ — ２２２．Ｐ０ＲＲ＝（一３２．８８９＋０．２０９０７ｘＡＣ — Ｖ，ｈＸ０．４７１４）／ＣＰ其中ＣＰ＝Ｉ．８６４－０．０００４４５ｘＤＥＰ【２】赵澄林．赵澄林沉积一储层地质文集【Ｍ】．北京：石油工业出版社，２０００，６：２８ — ３８，１０５ — １１４．ＣＰ一压实校正系数；

碎屑岩储层类型划分依据及现行分类方案综述

泥（）岩等。在现今技术条件下，若碎屑岩中的孔隙、吼页
道具有赋存经济价值的石油、天然气能力，则称之为碎屑岩储层，这里要强调是在现今技术条件下，是因为有些碎屑岩中赋存有流体，但需要工艺技术的发展才可以实现其工业价值，么这类碎屑岩在现阶段不是储层，那但在可以成为储层。为有效高速地开发油田，必须进行精细的油藏研究工作，而油藏研究的核心是储层研究（近年来，ＡＧ年会已把储层ＡＰ
同步压裂技术等技术的发展，泥页岩中的页岩气也得到足够
的重视，泥岩也成为了储层。
４２从成分方面划分．
还可以从组成砂岩的物质成分方面对砂岩进行分类，如１４９８年克里宁（ｒ．ｉｅＰ１Ｋｙｎｎ。．首先提山了砂岩成分的三角图Ｄ．分类，在这个分类中，克里宁选择了具有成因意义的组分作为划分秒岩类型的基本端元。刘宝瑁院士则推荐使用原成都
【】ＷｏｎＲａｄＳＭｏ，０，ｌｍｉｅａｎｓｎｓｎｓｏｔｌｏ１￣ｅ … ｎ．ｍｄ０３ａｎｒｓｉａｄｔｅ：ｎｒｓｎ２ＣｙｌｏＣｏ
ｆｒｔｎｄｓｒｕｏｎｖｌｔｎｎｏｍａｉ，ｉｔｉｆｎａｄｅｏｕｉ，ｉＲ．Ｈ．ｏｄｎａｄＳ．ｒｄｅｓ，ｏｂｉｏＷｒｅＭｏａ，ｄ．ｎＣｌｙｃｍｅｔｉａｄｓｏｅ：ｎｅｎｔｎｌｓｃａｉｎｏｅｉｎｏｏｉｔａｅｎｓｎｓ・ｔｎｓＩｔｒａｉａｏｉｔｆＳｄｍｅｔｌｇｓｓｎｏＡｓｏ

储层微观特征及分类评价

4.储层微观特征及分类评价4.1孔隙类型本次孔隙分类采用以孔隙产状为主，并考虑溶蚀作用，结合本区实际，将孔隙分类如下：1. 粒间孔隙粒间孔隙是指位于碎屑颗粒之间的孔隙。

它可以是原生粒间孔隙或残余原生粒间孔隙，即原生粒间孔隙在遭受机械压实作用、胶结作用等一系列成岩作用破坏后而保留下来的那一部分孔隙。

多呈三角形，无溶蚀标志。

另一方面它也可以是粒间溶蚀孔隙，即原生粒间孔隙经溶蚀作用强烈改造而成，或者是颗粒间由于强烈溶蚀作用的结果。

粒间空隙一般个体较大，连通性较好。

粒间孔隙是本区主要的孔隙类型。

2. 粒内（晶内）孔隙这类孔隙主要是砂岩中的长石、岩屑等非稳定组分的深部溶蚀形成的，在研究区深层砂岩中普遍存在。

长石等非稳定组分的溶蚀空隙可以进一步分为粒内溶孔和晶溶孔。

晶内溶孔是指长石颗粒内的溶孔，而粒内溶孔是指岩屑等碎屑内部的易溶组分在深部酸性流体作用下形成。

常常沿长石的解理缝、双晶纹和岩屑内矿物之间的接触部位等薄弱带进行溶蚀并逐渐扩展，因而常见沿解理缝和双晶结合面溶蚀形成的栅状溶孔。

长石、岩屑等非稳定组分的溶蚀孔的发育常常使彼此孤立的、或很少有喉管项链的次生加大晶间孔的连通性大为改进，而且，这类孔隙的孔径相对较大，从而优化了深部储层的储集性能。

3. 填隙物孔隙填隙物孔隙包括杂基内孔隙、自生矿物晶间孔和晶内溶孔。

杂基内孔隙多发育与杂基含量较高的（＞10%）砂岩中，孔隙数量多，个体细小，连通性差。

自生矿物晶间孔隙发育在深埋条件下自生矿物，如石英、方解石、沸石、碳酸岩小晶体以及石盐晶体之间，个体小，数量多随埋深有增加之趋势。

但由于常生长于粒间孔隙中，连通性较好，又由于其晶体小，比表面积大，孔隙结构复杂，影响流体渗流。

因此在埋深3500米以下，孔隙度降低较慢，而渗透率降低很快。

这类晶间孔隙在徐东-唐庄地区相对发育。

另外，杜桥白地区深层还可见到丰富的碳酸盐晶内溶孔和石盐晶内溶孔。

4. 裂隙裂缝在黄河南地区较不发育，在桥24井沙三段3547.5米砂岩中见一构造裂缝，此外多见泥质粉砂岩或细砂岩中泥质细条带收缩缝。

凝灰质砂岩储层有效厚度分类划分方法

大庆油田有限责任公司勘探开发研究院摘要：文针对凝灰质砂岩储层，透率低、渗相关性差，本渗孔储层四性关系复杂的特点，用交会采
图法对储层物性进行定性分类，并在岩电实验的基础上，构建了反映储层含油性的参数，据沉积根相分区对储层含油性进行了分类，而综合评价储层，效的解决了凝灰质砂岩储层有效厚度分进有
研究室工作。
５２
ＲＬＤ－３ＤＥＮ＋１３Ｌ ≤ ５．８３．３
国外测井技术
数。
Ⅲ类物性（．≤Ｋ１：５３＊Ｅ１．３ＭＳＬ０１＜）一．ＤＮ＋３３＜Ｆ／８
ＲＩＤ一３８ＤＥＮ＋１Ｌ ≤ ５．＊４３
另一方面，由于感应测井与侧向测井的原不
Ｉ类物性（Ｋ≥ｌ）Ｆ／Ｌ＜一．８ＤＮ＋０：ＬＲＬ５３＊ＥＭＳＤ￣
１．５２８
分别进行评价，综合评价储层。贝尔油田为构造一岩性和岩性油藏，储层为多
物源沉积，且含有凝灰，导致储层孔隙结构复杂，、孔渗相关性差，区投人开发后，在有效厚度大但产该存
类划分的难题。
关键词：灰质砂岩；渗透；凝低微球形聚焦；地层因素；效厚度测井分类有
１前言刖再
近年来，随着勘探的不断深入，在新增原油探明
２物性分类标准研究彻买杯准针艽匪分
南屯组一段储层孔隙类型主要为粒间溶蚀孑、Ｌ粒内溶蚀孔、长石粒内溶孔、铸模孔等，孔隙度变化范围在７．２２，均孔隙度为１．％，中０～３．％平２５其３．３６％的样品有效孔隙度小于１％，１％分布在０４．６

SY中华人民共和国石油天然气行业标准

SY 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6038-94────────────────────────────单井碳酸盐岩储层评价1995-01-18发布 1995-07-01实施────────────────────────────中国石油天然气总公司发布中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 6038-94单井碳酸盐岩储层评价───────────────────────────────────────1 主题内容与适用范围本标准规定了碳酸盐岩储层评价的内容、方法、基础资料和成果。

本标准适用于探井的单井碳酸盐岩储层评价。

2 引用标准SY/T 5478 碳酸盐岩成岩阶段划分规范SY 5368.5 岩石薄片鉴定方法碳酸盐岩SY/T 5386 裂缝性油气藏储量计算细则GBn 269 石油储量规范GBn 270 天然气储量规范3 储层岩石学特征评价3.1 内容和要求3.1.1 颜色划分颜色的类型及色调的深浅，分出原生色（继承色和自生色）和次生色。

3.1.2 矿物3.1.2.1 成分根据组成碳酸盐岩的矿物光性特征、染色特征及化学分析资料确定岩石的矿物成分。

3.1.2.2 含量按镜下目估的面积统计除裂缝充填物以外的矿物百分比。

3.1.3 结构3.1.3.1 粒屑结构a.粒屑组分：描述内碎屑、生屑和其他颗粒（鲕粒、球粒、团粒）的大小、形态、分选、磨圆、排列方向、破碎程度，对鲕粒还应描述内部结构；b.粒屑含量：采用镜下面积目估法或计点统计法确定各种碎屑的含量；c.基质（泥晶）：确定其成分、含量、颗粒形态、结晶程度、类型，推断基质的成因；d.胶结物（亮晶）分析成分，统计含量，描述晶体的大小、结晶程度、与颗粒接触关系，确定胶结物形态（栉壳状、粒状、再生边或连生胶结）、胶结世代及胶结类型。

3.1.3.2 礁岩结构a.原地生长：分析形成生长结构的生物种类、骨架孔隙的发育情况，确定粘结结构类型（叠层状、席状、皮壳状）、规模大小，分析其成因；b.异地堆积：确定其类型（分散礁角砾、接触礁角砾）、成因、各类礁角砾的大小和含量，描述其形态、分布。

中国低渗储层分类与分布

分类
特高渗
高渗
中渗
低渗特低渗超低渗非渗
K（×10- K≥2000 500≤K<2000 50≤K<500 10≤K<50 1≤K<10 0.1≤K<1 K<0.1 3μm2）
② 砂岩气藏按照孔隙度渗透率划分标准
分类 K（×10-3μm2）
孔隙度(%)
高渗 500≤K
≥25Hale Waihona Puke 中渗 10≤K<500
25～15
低渗 0.1≤K<10
15～10
特低渗 K<0.1 ＜10
3.中国陆上低渗透油田的分布
我国低渗透油气藏含油气层系多，涵盖古生界、中生界、新生界。低渗透油气藏类型多，包括砂岩、碳酸盐岩、火山岩。低渗透油气藏分布区域广，主要盆地都有分布，东部有松辽、渤海湾、二连、海拉尔、苏北、江汉盆地砂岩油藏，松辽、渤海湾盆地火山岩油气藏；中部有鄂尔多斯、四川盆地砂岩油气藏和海相碳酸盐岩气藏；西部有准噶尔、柴达木、塔里木、三塘湖盆地砂砾岩油气藏、火山岩油气藏和海相碳酸盐岩油气藏。
中国低渗储层分类与分布
-
1.国外低渗透油田划分标准 • 前苏联学者将渗透率小于（50～100）
×10- 3μm2的油田算作低渗透油田。 • 美国联邦能源管理委员会对低渗透储层
进行了界定，其中把渗透率小于 0.1×10- 3μm2的储层称为致密储层。
-
2.中国石油天然气总公司标准（1998年） ① 砂岩油藏按照渗透率划分标准
-

常规储层油气水层的识别方法

在实际生产中采用 0.5 米电阻率（RE）求ＳＨ，在没有 RE 曲线的情况下用 RT 求 SH。在求泥质含量的过程中，各种方法均统一于下面的经验公式：
S = SHLG GMAX
− GMIN − GMIN
SH
=
2 GCUR 2 GCUR
*S − 1 −1
(1 )
(2 )
SHLG-----解释层段内 RE 曲线的测井值； GMIN-----RE 曲线在纯砂岩处（即纯水层）的测井值； GMAX----RE 曲线在纯泥岩处的测井值； S -------是 RE 曲线测井相对值； GCＵR----地区经验系数，辽河地区ＧＣＵＲ取值为 5；
TSH1------孔隙度进行泥质校正时所用的中间变量；
TSH -------解释层段内泥质声波时差值；
TM ------砂岩声波骨架值；
PORR = AAC − TM * 100 − SH * TSH 1 − TM * 100
(6)
TF − TM
TF − TM
其中
PORR-----有效孔隙度；
TF ------孔隙流体的声波时差值（us/m）。
POR = PORR + SH * TSH 1 − TM * 100
(7)
TF − TM
3）.求总孔隙度
c、计算地层含水饱和度（SＷ）
本地区有四种方法求地层含水饱和度，但在实际数字处理过程中只采用阿尔
奇公式求 SＷ。即
SW
=

B* POR
A * RW M * RT
其中：
1
N
(8 )
Ｂ------与岩性有关的系数；
(3)
其中 DEP------深度；
CP -------地层压实校正系数，当大于 1 时，令 CP 为 1。