1、储层地球物理学储层地球物理学6碳酸盐岩碳酸盐岩储层预测储层预测大联片三维处理大联片三维处理高分辨率高分辨率高讯噪比高讯噪比高保真高保真油气预测油气预测VSP高分辨率三维地震高分辨率三维地震四维地震四维地震特殊处理特殊处理精细解释精细解释三维可视化三维可视化岩心分析岩心分析录井录井测井测井正演模型正演模型反演处理反演处理储层展布特征储层展布特征油藏精细描述油藏精细描述开发地质模型开发地质模型储层空间属储层空间属性的精细刻画性的精细刻画建立多参数储建立多参数储层层识别模式识别模式部署建议部署建议井位井位开发方案开发方案虚拟技术虚拟技术钻井轨迹钻井轨迹岩溶特征岩溶特征储层特征储层特征油气水分布油气水
2、分布一般储层地震预测技术思路框图一般储层地震预测技术思路框图 根据上覆石炭系巴楚组地层的沉积特点，双峰灰岩广泛稳定沉积，厚度在20米左右（20.521.5米），认为其下的泥岩段是古岩溶地貌基础上填平补齐的沉积过程，所以巴楚组泥岩的沉积厚度大致反映了古岩溶地貌的形态；考虑泥岩地层的强压实特点，根据区域研究成果，本区取泥岩压实系数为2.0，进行压实恢复，得到巴楚组下泥岩段的沉积厚度，从而实现对海西早期岩溶地貌的恢复（图3-2）。岩溶垂向岩溶垂向发育模式发育模式沿层面的沿层面的溶蚀现象溶蚀现象沿裂缝的沿裂缝的溶蚀现象溶蚀现象钻井岩溶剖面图钻井岩溶剖面图岩溶发育的主要控制因素岩溶发育的主要控制因素原岩
3、岩性原岩岩性断裂强度断裂强度古地貌古地貌古气候条件古气候条件 断裂、裂缝是岩溶发育最为重要的控制因素断裂、裂缝是岩溶发育最为重要的控制因素 是岩溶作用的先期通道是岩溶作用的先期通道增加了水与碳酸盐岩的接触面积增加了水与碳酸盐岩的接触面积增大了地表水及地下水的溶蚀范围增大了地表水及地下水的溶蚀范围改善了碳酸盐岩的渗流作用，使溶蚀作用增强，溶蚀改善了碳酸盐岩的渗流作用，使溶蚀作用增强，溶蚀速度加快。速度加快。在碳酸盐岩内部形成一个可代谢的淡水溶蚀系统，从在碳酸盐岩内部形成一个可代谢的淡水溶蚀系统，从根本上为空间范围内大规模的碳酸盐岩溶蚀作用提供根本上为空间范围内大规模的碳酸盐岩溶蚀作用提供了条件。
4、了条件。岩溶形成机理岩溶形成机理岩溶洞穴形成机理岩溶洞穴形成机理淡咸水混合岩溶淡咸水混合岩溶形成机理形成机理随着岩溶洞穴上覆负荷随着岩溶洞穴上覆负荷增大，而产生的洞穴塌陷，增大，而产生的洞穴塌陷，使洞穴上方碳酸盐岩形成使洞穴上方碳酸盐岩形成许多塌陷断裂、裂缝，又许多塌陷断裂、裂缝，又为后期的岩溶作用重新提为后期的岩溶作用重新提供了条件，使岩溶作用具供了条件，使岩溶作用具有继承性。有继承性。测井响应特征钻井响应特征地表岩溶带GR呈锯齿状，一般3060API；电阻明显降低，呈锯齿状；AC明显增加；井径扩径或略扩径。钻速加快或略加快，有时出现放空及泥浆漏失。渗流岩溶带GR呈近于平直或微齿状；电阻略降
5、低，呈正差异；AC略增加；井径扩径或略扩径。钻速不加快或略加快，有时出现少量泥浆漏失。潜流岩溶带角砾岩GR呈锯齿状，一般3060API；电阻明显降低，呈锯齿状；AC明显增加；井径扩径或略扩径。钻速加快或略加快，有时出现少量泥浆漏失。砂泥质充填溶洞GR高，一般40-100API；电阻明显降低，呈锯齿状；AC明显增加；井径扩径明显。钻速加快或略加快，出现少量泥浆漏失及放空。未充填溶洞GR一般较低；电阻明显降低，呈锯齿状；AC明显增加，有时出现周波跳跃；井径扩径严重。钻速明显加快，出现放空及大量泥浆漏失。渗流带渗流带岩溶发岩溶发育模式育模式及钻井及钻井地质、地质、测井曲测井曲线特征线特征渗流带渗流带
6、潜流带潜流带渗流带渗流带潜流带潜流带1。裂缝的观察。裂缝的观察 通过岩性观察描述结合成像测井研通过岩性观察描述结合成像测井研究裂缝的发育层位及发育的方向究裂缝的发育层位及发育的方向裂缝的有关概念：裂缝的产状裂缝的有关概念：裂缝的产状裂缝产状是裂缝最主要的基本参数，包括：裂缝的走向（方位）裂缝的倾向倾角特征裂缝的有关概念：裂缝密度和开度裂缝的有关概念：裂缝密度和开度 裂缝密度是衡量裂缝发育程度的重要裂缝参数，它与裂缝的孔隙度和渗透率直接相关。通常根据测量参照系的不同，可有三种类型的表达方式，即：裂缝线密度指与一条直线相交的裂缝条数与该直线长度的比值。裂缝面密度指流动横截面上裂缝累计长度与该横截面
7、积的比值。裂缝体密度指裂缝总表面积与岩石总体积的比值。裂缝开度即裂缝的张开程度，一般用裂缝壁之间的距离来定量描述，它与裂缝孔隙度和渗透率，特别是渗透率的关系极为密切。可通过岩心和FMI资料可以获得裂缝线密度参数和裂缝的张开度。实用的观察统计方法：观察岩芯裂缝观察，并进行统计获取裂缝参数裂缝密度：每米井段所见到的裂缝总条数；裂缝开度或裂缝宽度：裂缝轨迹中宽度的平均值。（1 1）三维相干体处理技术）三维相干体处理技术 （2 2）地震振幅分析技术）地震振幅分析技术 （3 3）波阻抗反演技术）波阻抗反演技术 （4 4）烃类直接检测技术（）烃类直接检测技术（HDI,AVOHDI,AVO）（5 5）多参数
8、综合评价技术）多参数综合评价技术 （6 6）古地貌、古水系可视化分析研究技术）古地貌、古水系可视化分析研究技术 （7 7）模式识别、稳健频率油气检测技术）模式识别、稳健频率油气检测技术 碳酸盐岩储层预测主要地球物理方法技术碳酸盐岩储层预测主要地球物理方法技术 首先利用钻井取心、录井、测井、试油测试以及分析化验资料，进行首先利用钻井取心、录井、测井、试油测试以及分析化验资料，进行单井储层特征描述单井储层特征描述评价分析，然后评价分析，然后结合地震资料预测结合地震资料预测储集性能平面变化特储集性能平面变化特征。征。岩溶发育带预测主要应用岩溶发育带预测主要应用振幅提取技术振幅提取技术，对于研究区内要
9、预测岩溶，对于研究区内要预测岩溶发育带的奥陶系地层来说，振幅的变化主要决定于地层中裂缝、溶孔、溶发育带的奥陶系地层来说，振幅的变化主要决定于地层中裂缝、溶孔、溶洞的发育程度。因此，利用敏感的振幅变化可以快速、直观地预测岩溶发洞的发育程度。因此，利用敏感的振幅变化可以快速、直观地预测岩溶发育带。育带。奥陶系圈闭储层含油气检测：奥陶系圈闭储层含油气检测：含油气性检测法主要应用人工神经网络技术、多参数判别分析法。含油气性检测法主要应用人工神经网络技术、多参数判别分析法。碳酸岩储集特征评价及岩溶发育带预测碳酸岩储集特征评价及岩溶发育带预测准备数据体解释判断标志层 数据体拉平及古地貌恢复 多种数据体分析
10、研究(振幅、相干、波阻抗、测井)碳酸盐岩储层预测波阻抗反演，得到三维波阻抗数据体。区域标志层及解释层位。利用层拉平技术将选择的标志层沿某一深度（或时间）值拉平，然后将三维地震保幅数据体、偏移数据体、相干参数数据体沿标志层顶面拉平，此时标志层为一平面。在拉平后的标志层基础上加上目的层顶面与标志层之间的深度（或时间）差值，得到新的解释层位即为近似的古地貌。认识了解工区碳酸盐岩储层的地震特征，初步建立碳酸盐岩储层的基本特征，然后进行古地貌、古水系研究，划分储层的有利发育带，了解其分布情况。确的碳酸盐岩储层预测。常规测井常规测井成像测井成像测井岩心分析岩心分析录井资料录井资料多参数流体识别模式多参数流
11、体识别模式储层参储层参数数单井储层测井响应模式单井储层测井响应模式提高常规测井应用范围提高常规测井应用范围测试层位测试层位储量计算储量计算缝洞发育指缝洞发育指标标储层测井评价技术思路框图储层测井评价技术思路框图 T401T401井井CASTCAST裂缝处理图像裂缝处理图像5431m处一个巨洞的显示射孔酸压5416-5420m5428-5433m产油：220t/d产气：2600m3/dTK404井5524.8-5527.5米处全波幅度降低，纵、横波时差增大T401井5404-54085404-5408m m CAST CAST幅度幅度和时间图象上和时间图象上显示的不同显示的不同倾向的裂缝，倾向的
12、裂缝，从图象上可以从图象上可以看出裂缝部分看出裂缝部分被充填。被充填。T401井沙47井测井成果与岩芯对比，5364m成象测井显示一斜交缝；5365.9m双侧向电阻率显示较高值及正幅差,岩芯照片显示为砂砾屑灰岩,有溶解现象。T302井测井曲线、岩芯及声波成象的裂缝显示对比T401井5376m测井资料与岩芯照片对比5367-5384m生产测井结果：油163.68m3/d，气3764.68 m3/d沙67井5590m常规、成象测井与岩芯照片对比(高角度裂缝)沙67井5653m 常规、成象测井与岩芯照片对比。沙67井 5664m常规测井曲线、成象测井和岩芯照片对比T402井 5365-5394m常规
13、测井曲线、成象测井和岩芯照片对比TK408井FMI显示的溶孔特征（多为星点状和串珠状）密度面孔率孔径沙67井由FMI显示的裂缝和溶洞图象沙66井由FMI数据处理得到的溶洞图象沙75井高导缝：斜交缝/网状缝15段，厚13.0m。斜交缝斜交缝斜交斜交/网状缝、溶洞网状缝、溶洞沙74井FMI图象与BHTV图象裂缝对比图声波幅度传播时间TK311井FMI图象与CAST图象裂缝对比图声波幅度传播时间渗透性好地层因素（地层因素（F F）与孔隙度与孔隙度(）电阻增大率电阻增大率(I)I)与含水饱和度与含水饱和度(S Sw w)高温高压地层因素高温高压地层因素(F)F)与孔隙度与孔隙度()高温高压电阻增大率高
14、温高压电阻增大率(I)I)与含水饱和度与含水饱和度(S Sw w)常温常压孔隙度与纵波、横波常温常压孔隙度与纵波、横波(T)T)饱和样干样纵波横波高温高压孔隙度高温高压孔隙度()与纵波、横波与纵波、横波(T)T)饱和样干样纵波横波TK303TK303井标准化井段选取实例井标准化井段选取实例沙67井统计直方图沙66井统计直方图DENACACCNLDENCNL沙65井统计直方图DENCNLACT301井统计直方图DENCNLAC 通过对塔河油田奥陶系碳酸盐岩各井的测井资料分析，认为目前所钻遇较深井的岩性自上而下可划分为两个岩性段，第一岩性段以灰岩为主;第二岩性段以白云质灰岩为主 第一岩性段（除岩溶
15、体系裂缝发育段）：自然伽玛测井值普遍较低，一般为10-15API，表明岩性较纯，含泥质少;声波时差接近灰岩骨架值47.5s/ft;中子孔隙度普遍小于1.5%;密度值大部分在灰岩骨架值2.71g/cm3左右，大于2.74g/cm3者极少。第二岩性段：本岩性段在测井曲线上具有比较明显的对比标志,存在两段较明显的自然伽玛锯齿状尖峰区,表现为上、下两个旋回。每个旋回分别包括高自然伽玛段和低自然伽玛段。高自然伽玛段的数值较第一岩性段自然伽玛值增高,低自然伽玛段自然伽玛值与第一岩性段自然伽玛值接近，中子、密度值均比第一岩性段增大。地层对比及岩溶带划分 T416井 TK405井 沙64井 T302井 TK3
16、03井 沙62井第一岩性段第二岩性段第二水平潜流岩溶带第一水平潜流岩溶带垂直渗流岩溶带塔河塔河3、4号油田第二岩性段测井曲线典型特征号油田第二岩性段测井曲线典型特征 经对所测成象测井资料的反复认识分析，发现垂直渗滤岩溶带的裂缝倾向上、下基本一致，其走向与现今最大水平地应力方向一致，（裂缝倾角一般较高，为70-90），如 TK408井：裂缝倾向北北西，走向为北东东-南西西为主，与钻井诱导缝的倾向、走向一致。沙66井：裂缝倾向以南东方向为主，走向北东-南西，钻井诱导缝的倾向分别为北西、南东向，走向为北东-南西。沙67井：倾向南南东,走向北东东-南西西，钻井诱导缝倾向南南东（部分为北北西及南西西）走
17、向为北东东-南西西为主。岩溶带划分在成象测井评价结果上的依据岩溶带划分在成象测井评价结果上的依据 水平潜流岩溶带裂缝倾向一般为两组，其一组走向与地应力方向一致，另一组走向与前一组斜交，前一组裂缝倾角多集中于60-90，后一组裂缝倾角变小。TK408井：后一组倾向近东，走向南北方向。S66井后一组裂缝较少,溶孔发育。S67井后一组倾向南南西，走向为南东东-北西西。此表对比了塔河3号油田部分井的常规测井与全波列、井下电视测井在裂缝性储层的响应特征，并试图研究岩溶带、裂缝产状、裂缝是否开启与储层评价之间的关系。塔河3号油田部分井测井评价表 此表对比了塔河4号油田部分井的常规测井与全波列、井下电视测井
18、在裂缝性储层的响应特征，并试图研究岩溶带、裂缝产状、裂缝是否开启与储层评价之间的关系。利用成象测井资料对塔河油田奥陶系裂缝及溶孔、洞的纵横向分布进行分析。塔河油田奥陶系水层测井响应特征：裂缝发育段：Rt 10m致密灰岩段：Rt 100m三孔隙度接近灰岩骨架值沙78 井奥陶系典型水层测井响应特征。可看出致密层电阻率自5325m以下基本小于100 m，5370-5375、5390-5400m裂缝发育段电阻率小于10 m。裂缝发育段电阻率小于10 m具有第二岩性段特征沙61 井5645-5685m水层测井响应特征第二岩性段沙65 井5724-5727m裂缝发育段电阻率小于10 m，测井解释为可能水层
19、。第二岩性段第一、二水平潜流岩溶带之间的高阻特征T601井5700-5704m、5722-5740m三孔隙度接近灰岩骨架值，表明岩性致密，而电阻率低于100 m，测井解释为水层。第二岩性段 沙76井5739-5747m电阻率在孔隙度基本无变化的情况下降至100 m左右，测井解释为可能水层第二岩性段 沙81井5838.5-5844.55838.5-5844.5m m电阻率在孔隙度基本无变化的情况下降至100 m左右，故测井解释为：可能水层 通过以上实例分析，推测奥陶系油水界面在进入第二岩性段顶部附近。储层预测地球物理技术原理向上沿层是基本相似的。当地层中存在断层、裂缝、礁体、盐丘、地层或岩性尖灭
20、等地质现象时，地层的相似性将遭受破坏。通过相干分析计算出某一地层地震资料的相干系数，就可以作为描述岩性变化(缝、洞、断层)的基本依据。利用相关体资料能够识别细微的岩层横向不均一性和断裂特征。述二者之间。在所有的m中，取=max|Pxy(m)|，作为两个道相干的相干系数。根据的变化，在三维相干数据体的沿层和等时切片中，就能够显示出三维工区内断层的平面展布和岩性变化。塔河连片塔河连片3D相干体切片（相干体切片（3404ms）用相干分析的等时切片研究断裂（裂隙密集发育带）、岩溶沟谷，建立断裂、缝洞体系，分析应力场、岩用相干分析的等时切片研究断裂（裂隙密集发育带）、岩溶沟谷，建立断裂、缝洞体系，分析应
21、力场、岩溶发育模式、储层分布情况溶发育模式、储层分布情况 塔河油田区下奥陶统顶面以下塔河油田区下奥陶统顶面以下0-20ms时窗内平均相干值研究一定厚度范围时窗内平均相干值研究一定厚度范围内的储层发育情况，内的储层发育情况，总体看来储层发育地区处于相干性相对较弱。总体看来储层发育地区处于相干性相对较弱。当计算时窗大于3T/2时，由于时窗大，可以包含多个反射波同相轴，据此计算的数据异常反映同相轴连续的几率比反映小断层的几率大。可见相干时窗取得太大与太小都会降低对裂隙的分辨率。相干延迟时间的确定 m表示反射地震信号X、Y的互相关延迟时间，最大m的选择应以相邻道之间的岩性渐变引起的时间差的1.5倍左右
22、为妥由于工区构造和岩性的复杂性，地震道数据受各种偶然因素的影响较多，因此大多采用多道相干，然后求和的方法。即对x(n)周围的若干道信号yj(n)分别求取相干系数(j)，加权求和得到相干输出。用用 Manhattan Distance 作为地震波形相似性的度量作为地震波形相似性的度量Manhattan 距离的定义距离的定义coherency for faults and stratigraphic features:The Leading Edge,1053-1058.Dalley,R.M.,etc,1989,Dip and azimuth displays for 3-D seismic in
23、terpretation.First Break,7,86-95.Rijks,E.J.H.and Jauffred,J.E.E.M.,1991,Attributes extraction:An important application in any 3-D interpretation study:The Leading Edge,sept.,11-19.振幅变化率只与振幅的横向变化有关，振幅变化率只与振幅的横向变化有关，而与振幅的绝对值无关。在碳酸盐岩中，当而与振幅的绝对值无关。在碳酸盐岩中，当存在裂缝、溶洞时，振幅会发生变化，所以存在裂缝、溶洞时，振幅会发生变化，所以振幅变化率大的地方很
24、有可能是裂缝、溶洞振幅变化率大的地方很有可能是裂缝、溶洞的发育带。的发育带。振幅变化率的计算公式为：振幅变化率的计算公式为：AVR=SQRT(damp/dx)AVR=SQRT(damp/dx)2 2+(damp/dy)+(damp/dy)2 2 式中：式中：AVRAVR：振幅变化率振幅变化率 ampamp：为平均为平均振幅值振幅值振幅变化率振幅变化率Spectral StatisticsSpectral statistics can reveal the following:areas of fracturing areas of gas absorption tuning effects w
25、avelet characteristics as affected by overlying lithology,such as absorption and other effects.图为S47井5364-5370米井段的声波电视图象。和井眼交的张开裂缝，在幅度图象和传播时间图象上呈正弦线型特征，在常规曲线上，电阻率为低幅度异常，并有较明显幅差，密度、孔隙度和声波时差曲线都有反映。铀含量增高。奥陶系储层测井响应模式奥陶系储层测井响应模式 电阻率值明显降低，深浅电阻率出现正幅度差。电阻率值明显降低，深浅电阻率出现正幅度差。中子孔隙度在裂缝发育段明显增大。中子孔隙度在裂缝发育段明显增大。声波
26、时差幅值升高；当以溶洞为主时，增大明显；当以声波时差幅值升高；当以溶洞为主时，增大明显；当以裂缝为主时，增幅较小。裂缝为主时，增幅较小。自然伽玛能谱测井曲线上，铀（自然伽玛能谱测井曲线上，铀（U U）含量值升高。含量值升高。密度测井幅值有所降低。密度测井幅值有所降低。井径有不规则增大现象。声波时差和电阻率曲线在裂缝井径有不规则增大现象。声波时差和电阻率曲线在裂缝段常出现小幅度段常出现小幅度“摆动摆动”奥陶系储层地球物理响应与识别模式奥陶系储层地球物理响应与识别模式5 5、建立了储层地球物理响应与识别模式、建立了储层地球物理响应与识别模式v 裂缝在长源距声波全波测井资料表现为幅度减小，裂缝在长源
27、距声波全波测井资料表现为幅度减小，后续波形常发生畸变；纵、横波时差出现增大现象。后续波形常发生畸变；纵、横波时差出现增大现象。v 裂缝在声波成象测井资料上表现为：缝洞处声脉裂缝在声波成象测井资料上表现为：缝洞处声脉冲回波幅度小、传播时间长；幅度图象中异常面积冲回波幅度小、传播时间长；幅度图象中异常面积表征缝、洞的尺寸，正弦线参数表征裂缝的产状；表征缝、洞的尺寸，正弦线参数表征裂缝的产状；高导缝（可能的开口缝）在高导缝（可能的开口缝）在FMIFMI图像上表现为深色图像上表现为深色（黑色）的正弦曲线；溶洞在（黑色）的正弦曲线；溶洞在FMIFMI图像上颜色发黑的，图像上颜色发黑的，形状象小砾石，多为
28、分散的星点状或串珠状。形状象小砾石，多为分散的星点状或串珠状。v 在实际应用中应考虑钻井地质资料，比如：钻时在实际应用中应考虑钻井地质资料，比如：钻时加快，放空，泥浆漏失，岩芯描述，地质录井等，加快，放空，泥浆漏失，岩芯描述，地质录井等，进行综合研究和识别，以减少多解性。进行综合研究和识别，以减少多解性。射孔酸压射孔酸压5416-54205416-5420m m5428-5433m5428-5433m产油：产油：220220t/dt/d产气：产气：26002600m m3 3/d/dTk404井井5431m处溶洞的响应特征处溶洞的响应特征常规常规测井响测井响应应T402T402井声波成像测井溶
29、洞响应特征井声波成像测井溶洞响应特征 密度面孔率孔径Tk408Tk408井井FMIFMI成像测井溶洞响应特征成像测井溶洞响应特征 碳酸盐岩缝洞型储层在地震时间剖面上总体表现为碳酸盐岩缝洞型储层在地震时间剖面上总体表现为“杂乱反射结构杂乱反射结构”特征。特征。下奥陶统风化面附近裂缝下奥陶统风化面附近裂缝-溶洞发育带储层的地震识溶洞发育带储层的地震识别模式为：别模式为：“弱振幅、高振幅变化率、弱相干、低波阻弱振幅、高振幅变化率、弱相干、低波阻抗、低速度抗、低速度”；“古水系分支河道交汇部位古水系分支河道交汇部位”；“主曲率主曲率大大”等特征；当缝洞系统含有天然气时也会使振幅增强等特征；当缝洞系统含
30、有天然气时也会使振幅增强（塔河油田（塔河油田3区）；区）；下奥陶统内幕裂缝下奥陶统内幕裂缝-溶洞发育带储层的地震识别模式溶洞发育带储层的地震识别模式为：为：“强振幅、高振幅变化率、弱相干、低波阻抗、低强振幅、高振幅变化率、弱相干、低波阻抗、低速度速度”；“古水系分支河道交汇部位，古暗河古水系分支河道交汇部位，古暗河”；奥陶系储层地震响应与识别模奥陶系储层地震响应与识别模式式可能的溶洞可能的溶洞T403Tk410S48T401Tk412T402Tk427塔河油田奥陶系溶洞陷落柱状强振幅反射结构塔河油田奥陶系溶洞陷落柱状强振幅反射结构 溶洞地震响应与识别模式：溶洞地震响应与识别模式：在地震时间剖面
31、上表现为在地震时间剖面上表现为“陷落柱状强振幅反射结构陷落柱状强振幅反射结构”，在沿层振，在沿层振幅变化率图上表现为幅变化率图上表现为“椭圆形、串珠状、条带状振幅变化率异常椭圆形、串珠状、条带状振幅变化率异常”塔河油田塔河油田4 4、6 6区下奥陶统顶面以下区下奥陶统顶面以下0-800-80msms振幅变化率分布图振幅变化率分布图 圆形、圆形、椭圆椭圆形长形长条形条形串珠串珠状状测井响应与识别模式：测井响应与识别模式：石炭系薄层砂体的测井识别模式为：石炭系薄层砂体的测井识别模式为：“低自然伽玛、负自然电位、井径变化低自然伽玛、负自然电位、井径变化不大、三条电阻率曲线呈现高侵特征不大、三条电阻率
32、曲线呈现高侵特征”；石炭系储层地球物理响应与识别模石炭系储层地球物理响应与识别模式式地震响应与识别模式：地震响应与识别模式：石炭系卡拉沙依组储层具有单层厚度小，砂泥石炭系卡拉沙依组储层具有单层厚度小，砂泥岩交互，横向连通性差的特点，地震波往往是多个岩交互，横向连通性差的特点，地震波往往是多个砂层组或砂、泥岩互层段的综合地震响应，是复合砂层组或砂、泥岩互层段的综合地震响应，是复合地震波；砂泥岩速度相互重叠，波阻抗反演不能提地震波；砂泥岩速度相互重叠，波阻抗反演不能提高分辨率，通过测井参数反演可以适当提高分辨率，高分辨率，通过测井参数反演可以适当提高分辨率，分辨分辨8 8m m以上较厚的砂岩储层，
33、其识别模式为：以上较厚的砂岩储层，其识别模式为：“低自低自然电位、低泥质含量然电位、低泥质含量”通过地震剖面和实钻地震资料的对比，在地震剖面上通过地震剖面和实钻地震资料的对比，在地震剖面上定性识别砂体的模式为：定性识别砂体的模式为：“振幅增强的部位往往是砂体振幅增强的部位往往是砂体的地震响应的地震响应”。油油组砂体组砂体石炭系东河砂岩识别模式：石炭系东河砂岩识别模式：“强振幅、较低频率强振幅、较低频率”东河砂东河砂岩段岩段S81测井识别模式：测井识别模式：“低自然伽玛、负自然电位、井径变化不大、三低自然伽玛、负自然电位、井径变化不大、三条电阻率曲线呈现高侵特征、低声波时差条电阻率曲线呈现高侵特征、低声波时差”地震识别模式：地震识别模式：“中等强振幅、高波阻抗、低自然电位、低泥中等强振幅、高波阻抗、低自然电位、低泥质含量、低频率质含量、低频率”具有一定厚度（大于地震波长四分之一）的砂岩具有一定厚度（大于地震波长四分之一）的砂岩储层在横向岩性变化不大的条件下，振幅增强往往储层在横向岩性变化不大的条件下，振幅增强往往是油气的地震响应是油气的地震响应 。三叠系储层地球物理响应与识别模三叠系储层地球物理响应与识别模式式
