何澳庭，閆建平，3，黃莉莎，丁明海，羅光東，宋東江

（1.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500；2.天然氣地質(zhì)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（西南石油大學(xué)），四川 成都 610500；3.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程全國重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（西南石油大學(xué)），四川 成都 610500；4.中國石油大慶油田鉆探工程公司，黑龍江 大慶 163712；5.山東瑞霖能源技術(shù)有限公司，山東 東營 257000）

0 引 言

隨著準(zhǔn)噶爾盆地油氣勘探開發(fā)的不斷深入，多個(gè)規(guī)模較大且具有一定經(jīng)濟(jì)效益的低含油飽和度油藏（低飽和油藏）逐漸被發(fā)現(xiàn)[1]。低飽和油藏含油飽和度一般小于40.0%，含水飽和度較高，存在明顯可動(dòng)水，且初始狀態(tài)共存水飽和度遠(yuǎn)大于束縛水飽和度[2-3]。近年來有專家學(xué)者對低飽和油藏成因開展了相關(guān)研究，成因主要為：油源豐度低，供給不足；儲(chǔ)集層巖石顆粒細(xì)、孔喉小，相對大的孔喉內(nèi)充注了油氣，而小孔喉內(nèi)仍然被原始水占據(jù)；地層傾角小，構(gòu)造幅度低，導(dǎo)致油水密度差產(chǎn)生的浮力小，不能有效排驅(qū)小孔喉內(nèi)的水；儲(chǔ)集層內(nèi)縱向上發(fā)育的非均質(zhì)性隔夾層會(huì)導(dǎo)致油水同層的分布格局，形成較厚的油水過渡帶，降低了油藏的含油飽和度；受控于低幅度鼻狀構(gòu)造和側(cè)向泛濫平原遮擋條件，油氣充注動(dòng)力弱[4-6]。以上成因的認(rèn)識(shí)提升了對低飽和油藏形成要素的理解，但低飽和油藏含油非均質(zhì)性的特征還不明確，巖性、物性、含油性、電性即四性關(guān)系的不明確制約了低飽和油藏儲(chǔ)層有效性的評(píng)價(jià)。其四性關(guān)系也有待深入刻畫。

準(zhǔn)噶爾盆地M地區(qū)三工河組屬于低飽和油藏，由于油水分布受構(gòu)造和沉積微相的雙重控制，目前仍然處于地層掀斜后動(dòng)態(tài)調(diào)整的分配過程[7]，具有含油非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)。M地區(qū)三工河組砂巖體內(nèi)部縱向上表現(xiàn)出條帶狀含油，不同含油級(jí)別的砂巖條帶互層發(fā)育，含油條件苛刻，受控因素多，導(dǎo)致油井投產(chǎn)后產(chǎn)量遞減較快，試油試采普遍油水同出，產(chǎn)能差異大，部分井因高含水關(guān)井[8]。因此，亟需深入認(rèn)識(shí)低飽和油藏的含油非均質(zhì)性特征，并解剖砂巖體內(nèi)部不同含油條帶的四性特征與關(guān)系。為了有效表征低飽和度砂巖儲(chǔ)層的含油非均質(zhì)性，綜合試油結(jié)論和含油級(jí)別描述信息，將M地區(qū)三工河組二段砂巖層劃分出10種含油條帶，通過“物性交會(huì)”分析，這10種含油條帶可歸類為3大類（I、II類和III類），再考慮到儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)以及易于流體性質(zhì)識(shí)別，進(jìn)一步將3大類條帶細(xì)分為5個(gè)小類（I1、I2、II1、II2類和III類）。通過含油條帶對低飽和度砂巖儲(chǔ)層進(jìn)行刻畫，明確其含油非均質(zhì)性特征，同時(shí)基于巖心描述、鑄體薄片、物性測試、高壓壓汞及測井曲線等資料，分析了不同含油條帶的巖性、物性和電性響應(yīng)特征，厘清了不同含油條帶的四性關(guān)系，為后期的儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)、儲(chǔ)量計(jì)算、產(chǎn)能預(yù)測及開發(fā)方案的制訂與實(shí)施提供了依據(jù)。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地作為石炭紀(jì)至第四紀(jì)發(fā)展起來的板內(nèi)復(fù)合疊加盆地[9]，在侏羅系三工河組沉積時(shí)期，整體為坡度較緩、水體較淺的半封閉湖盆，周緣是由古生代弧盆及裂谷系演化而成的低矮造山帶[10]。其中，M地區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部稍偏西位置，主體處于盆 1 井西凹陷與昌吉凹陷北斜坡，東西兩側(cè)為馬橋凸起、中拐凸起及達(dá)巴松凸起[11-13]，屬于凹凸相間的斜坡過渡帶。早侏羅紀(jì)到中侏羅紀(jì)末期，準(zhǔn)噶爾盆地內(nèi)部的沉降中心向南遷移，地層開始由北向南掀斜[14]，導(dǎo)致M地區(qū)從斜坡過渡帶轉(zhuǎn)換到油氣有利聚集區(qū)，也致使M地區(qū)早期充注油氣不斷向北部構(gòu)造高部位運(yùn)移、散失以及南部低構(gòu)造區(qū)油氣向M地區(qū)不斷 “補(bǔ)充”充注，至今油水仍未完成充分的分異[7]，形成了復(fù)雜的油水系統(tǒng)。

M地區(qū)三工河組自下而上分為3段：三工河組一段（J1S1）、三工河組二段（J1S2）和三工河組三段（J1S3）。其中，三工河組一段為大套半深湖—深湖相暗色泥巖與薄層粉砂巖和細(xì)砂巖的交互沉積；三工河組三段以半深湖—深湖相暗色泥、頁巖沉積為主，夾細(xì)砂巖和粉砂巖[15]。作為三工河組主要出油層系的二段地層，又可細(xì)分為上、下兩個(gè)亞段，其中上亞段為“泥包砂”的巖性組合，砂體孤立存在，連通性差；下亞段屬于辮狀河三角洲前緣沉積，表現(xiàn)為塊狀厚砂體縱向疊置的特點(diǎn)[16-17]。

M地區(qū)三工河組二段巖性類型多樣，單層砂巖體厚度為30 ～50 m，單一巖性厚度通常不足10 m，甚至更薄，主要發(fā)育細(xì)砂巖、中砂巖、含礫中砂巖以及粗砂巖等，且砂巖多呈不同含油性薄層條帶互層。儲(chǔ)層孔隙度普遍為5.0%～20.0%，平均為12.3%，滲透率為0.1 ～200.0 mD，平均為33.1 mD，屬于低孔隙度低滲透率砂巖儲(chǔ)層，整體孔隙度滲透率關(guān)系復(fù)雜。壓實(shí)作用、碳酸鹽膠結(jié)及黏土礦物膠結(jié)等成巖作用較發(fā)育[16]，這是導(dǎo)致儲(chǔ)層低孔隙度低滲透率的主要原因。巖性的互層性、物性的差異性，使得M地區(qū)三工河組二段呈現(xiàn)極強(qiáng)的含油非均質(zhì)性。因此，下文著重分析低飽和度砂巖體儲(chǔ)層的含油非均質(zhì)性特征，并解剖砂巖體內(nèi)部不同含油條帶及其組合類型的四性特征與關(guān)系。

2 低飽和度砂巖儲(chǔ)層含油非均質(zhì)性及含油條帶類型

2.1 含油非均質(zhì)性

M地區(qū)三工河組二段主要沉積亞相為辮狀河/曲流河三角洲前緣，受三角洲前緣亞相中不同微相的控制，往往一套砂巖體中的巖相、巖性類型及其縱向疊置方式會(huì)有一定的變化，且有一定的韻律旋回性。而砂巖體中不同巖性儲(chǔ)層受不同破壞性、建設(shè)性成巖作用的影響，物性呈現(xiàn)的非均質(zhì)性比巖性的變化還要強(qiáng)。在巖性、物性非均質(zhì)性的影響下，早期成藏油氣充注的不均一性、后期地層由北向南掀斜構(gòu)造作用影響的油氣二次運(yùn)移作用以及本身油水分異不徹底等多種因素，使得M地區(qū)三工河組二段低飽和油藏砂巖儲(chǔ)層含油非均質(zhì)性極強(qiáng)。

Z3井三工河組二段下亞段4 173 ～4 180 m砂巖體中，主體巖性為細(xì)砂巖，存在中砂巖、含礫粗砂巖，由下到上呈現(xiàn)出從粗到細(xì)的粒度變化特征，巖心孔隙度、滲透率實(shí)驗(yàn)測試數(shù)據(jù)也體現(xiàn)了物性的強(qiáng)非均質(zhì)性。巖性的變化和物性的非均質(zhì)性導(dǎo)致巖心含油級(jí)別從下往上依次為油斑、不含油、油跡、油斑、油浸，砂巖體內(nèi)部呈現(xiàn)較強(qiáng)的含油非均質(zhì)性，不同含油級(jí)別的砂巖條帶呈互層變化（見圖1）。

圖1 M地區(qū)Z3井三工河組二段含油非均質(zhì)性圖

以Z111井三工河組二段4 280 m處的油斑細(xì)砂巖為樣本，在巖樣上進(jìn)行滴水實(shí)驗(yàn)。水滴在細(xì)砂巖上既呈水珠狀，也呈擴(kuò)散狀，同一塊取心砂巖體滴水實(shí)驗(yàn)顯示的潤濕性存在明顯差異，即一段砂巖體中同種巖性具有不同的潤濕相，也充分體現(xiàn)了M地區(qū)三工河組二段砂巖體中含油非均質(zhì)性強(qiáng)的特征（見圖2）。

圖2 M地區(qū)Z111井三工河組二段取心段4 280 m處巖心滴水照片

2.2 含油條帶類型劃分

通過劃分含油條帶來刻畫砂巖體內(nèi)部的含油非均質(zhì)性，含油條帶的劃分不僅要考慮巖心描述中的含油級(jí)別信息，同時(shí)也要考慮試油信息。試油往往是對一大段砂巖體或砂巖體組合進(jìn)行測試，低含油飽和度砂巖儲(chǔ)層的含油非均質(zhì)性也表現(xiàn)為同一個(gè)試油段內(nèi)不同的條帶其含油級(jí)別具有較大差異。這種差異，一方面會(huì)造成儲(chǔ)層中的流體性質(zhì)更加復(fù)雜，加大了流體識(shí)別的難度；另一方面不同含油級(jí)別的砂巖條帶不僅在巖性、物性上具有差異，同時(shí)在測井電性響應(yīng)曲線上也具有一定的差別，這也為識(shí)別與評(píng)價(jià)儲(chǔ)層提供了依據(jù)。因此，在分析試油結(jié)論和巖心含油級(jí)別描述的基礎(chǔ)上，基于這2種信息組合劃分出不同的含油條帶，利用含油條帶表征砂巖體儲(chǔ)層內(nèi)的含油非均質(zhì)性，可進(jìn)一步分析不同含油條帶的巖性、物性、電性響應(yīng)特征及其相互關(guān)系。試油層段根據(jù)油水產(chǎn)量的高低可分為：油層（A），油水同層（B），含油水層（C），水層（D）。巖心描述含油級(jí)別可分為：油浸和油斑（級(jí)別1），油跡和熒光（級(jí)別2），不含油（級(jí)別3）。按照以上二者信息匹配，對Z1、Z3、Z5、Z101、Z102和Z105共6口井三工河組二段不同含油條帶的37個(gè)樣本進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，劃分出初始不同含油條帶的類型（見表1）。

表1 初始不同含油條帶的基礎(chǔ)信息及物性參數(shù)特征

由表1可知，初始含油條帶類型較多（10種），通過測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行準(zhǔn)確分辨難度較大，且實(shí)際應(yīng)用也不便于實(shí)施操作，為了后期流體識(shí)別和儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)，通過“物性交會(huì)”分析含油條帶是否有一定的分布規(guī)律并進(jìn)行條帶組合歸類（見圖3）。圖3 （a）中物性較好（孔隙度大于11.0%，滲透率大于7.0 mD）的條帶，含油級(jí)別也普遍較高（油浸、油斑），歸為I類條帶；將物性較差（孔隙度小于6.0%，滲透率小于0.2 mD）、含油級(jí)別較低（油跡、熒光、不含油）的條帶歸為III類條帶；II類條帶則是處于I類條帶和III類條帶之間[見圖3 （a）、圖3 （b） ]?？紤]到進(jìn)一步流體性質(zhì)識(shí)別和儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)的需求，I類條帶和II類條帶仍然需要細(xì)分。根據(jù)試油結(jié)論和含油級(jí)別描述把I類條帶中“水層與不含油”的條帶歸為 I2類（水層），其他條帶歸為I1類（油層）；將II類條帶分為II2類（水層）和II1類（油層）；而III類條帶即為干層[見表2、圖3 （b） ]。

表2 含油條帶小類分類表

圖3 含油條帶物性分布圖

從具體細(xì)分情況來看，I類含油條帶中I1類和I2類條帶物性相近，平均孔隙度分別為14.43%和13.11%，平均滲透率為81.67 mD和111.39 mD；II1類條帶的平均滲透率（4.76 mD）大于II2類條帶的平均滲透率（3.62 mD），而II2類條帶的平均孔隙度（13.89%）大于II1類條帶的平均孔隙度（10.95%）。

3 不同含油條帶與巖性、物性、電性響應(yīng)的關(guān)系

3.1 不同含油條帶的巖性特征

巖性、物性的差異一定程度上影響了油藏內(nèi)部的含油性分布。巖石顆粒的粗細(xì)、分選的好壞、膠結(jié)物的類型即膠結(jié)方式等控制著儲(chǔ)層物性的變化，物性對含油性影響較大，而電性則是巖性、物性、含油性的綜合反映[18]。利用巖心描述資料，統(tǒng)計(jì)不同含油條帶的巖性特征情況（見圖4）。I1類含油條帶巖性主要以細(xì)砂巖和粗砂巖為主，含有少量的中砂巖和砂質(zhì)礫巖，取心描述其含油面積約為50%～60%，油味較濃；I2類含油條帶的細(xì)砂巖和中砂巖占比較多，其次是粗砂巖、含礫粗砂巖和礫狀粗砂巖，其含油不飽滿，分布不均勻，含油面積約20%～30%，油味淡，這2個(gè)小類巖性、物性差別不大，而含油級(jí)別存在差異，通常I2類含油條帶在油水界面以下發(fā)育；II1類含油條帶巖性主要是細(xì)砂巖和中-細(xì)砂巖，以及少量的中砂巖，油味較濃，含油較均勻，欠飽滿；II2類含油條帶巖性以細(xì)砂巖為主，含有少量含礫中砂巖；III類含油條帶巖性為細(xì)砂巖。含油條帶中的粗砂巖、礫狀粗砂巖和砂質(zhì)礫巖具有良好的物性特征，反映出粒徑越粗，物性相對越好。

圖4 M地區(qū)三工河組二段不同含油條帶巖性分布特征

觀察鑄體薄片，可見I1類和I2類含油條帶的結(jié)構(gòu)成熟度高，巖石顆粒分選較好，磨圓度為次棱-次圓，以點(diǎn)-線接觸為主，孔隙較發(fā)育[見圖5 （a）、圖5 （b） ]。II1類和II2類含油條帶結(jié)構(gòu)成熟度中等，巖石顆粒分選中等、磨圓度為次圓-次棱，以點(diǎn)-線和線-凹凸接觸為主，中等尺度孔隙占比較多[見圖5 （c）、圖5 （d） ]。圖5（e）[8]熒光細(xì)砂巖為Z3井4 172.52 m處的III類含油條帶，其巖石顆粒分選差，磨圓度為次棱，機(jī)械壓實(shí)作用較強(qiáng)使得巖石顆粒間以線-凹凸接觸為主，孔隙不發(fā)育，孔隙度僅有4.0%。

圖5 M地區(qū)三工河組二段不同含油條帶鑄體薄片

3.2 不同含油條帶的孔隙結(jié)構(gòu)特征

孔隙結(jié)構(gòu)特征在微觀上反映了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集和滲流能力，合理刻畫與表征孔隙結(jié)構(gòu)對于非均質(zhì)性強(qiáng)且孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜的儲(chǔ)層尤為關(guān)鍵[19]。分析毛細(xì)管壓力曲線，得到巖石孔隙結(jié)構(gòu)的定量特征參數(shù)（如排驅(qū)壓力、最大進(jìn)汞飽和度等），從不同角度表征儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)特征[20]。壓汞特征參數(shù)中，排驅(qū)壓力越低，最大進(jìn)汞飽和度越高，通常巖石滲透性越好，最大喉道半徑越大，儲(chǔ)集性能也越好，同時(shí)，進(jìn)汞曲線段越平緩，分選越好[21]。

毛細(xì)管壓力曲線顯示，I1類條帶進(jìn)汞段曲線低且平緩，排驅(qū)壓力為0.045 6 MPa，最大進(jìn)汞飽和度為88.48%，說明巖石孔喉半徑大且分選好，儲(chǔ)集性好[見圖6（樣本5373號(hào)） ]；I2類條帶與I1類條帶的壓汞曲線相似，排驅(qū)壓力為0.045 6 MPa，最大進(jìn)汞飽和度為90.48% [見圖6（樣本5384號(hào)） ]；II1類和II2類含油條帶毛細(xì)管壓力曲線差別不大，排驅(qū)壓力分別為0.182 6 MPa和0.271 0 MPa，最大進(jìn)汞飽和度分別為91.39%和84.98%，儲(chǔ)層質(zhì)量弱于I類條帶[見圖6（樣本5號(hào)）、圖6（樣本5390號(hào)） ]；圖6（樣本5380號(hào)）是III類含油條帶毛細(xì)管壓力曲線，進(jìn)汞段高且短，整體偏細(xì)歪度，排驅(qū)壓力高達(dá)1.827 0 MPa，最大進(jìn)汞飽和度為72.55%，儲(chǔ)層具有巖石孔喉半徑小、分選差的特點(diǎn)。綜合分析可知，I類含油條帶屬于孔隙結(jié)構(gòu)最優(yōu)的儲(chǔ)集層，其次是II類含油條帶。I類條帶排驅(qū)壓力低于II類條帶，說明I類條帶最大喉道半徑更大、滲透率更高；III類含油條帶孔隙結(jié)構(gòu)最差，屬于差儲(chǔ)集層（或干層）。

圖6 M地區(qū)三工河組不同類型含油條帶的毛細(xì)管壓力曲線

3.3 不同含油條帶的電性響應(yīng)特征

測井曲線是地層物理性質(zhì)隨井深變化的記錄，蘊(yùn)含了許多地質(zhì)地層信息[22]，自然伽馬曲線（GR）測量的是地層的放射性元素強(qiáng)度信息，反映了巖性特別是泥質(zhì)含量的變化，三孔隙度曲線（聲波時(shí)差曲線AC、中子曲線CNL、密度曲線DEN）反映了地層的物性特征，深、中感應(yīng)電阻率曲線（RILD、RILM）對地層中的流體性質(zhì)敏感。含油非均質(zhì)性、圍巖、地層水礦化度變化等多重因素降低了常規(guī)測井曲線的分辨率，但曲線之間依然存在一定的信息差異，利用三工河組巖心資料、試油數(shù)據(jù)和常規(guī)測井曲線資料，對不同含油條帶的測井響應(yīng)特征進(jìn)行標(biāo)定分析。統(tǒng)計(jì)6口井中不同含油條帶測井曲線響應(yīng)特征值（見表3），雖然曲線值之間存在一定程度的差異，但也有很大的重疊性，因此，利用測井剖面上的電性響應(yīng)“數(shù)值、形態(tài)及差異”等特征（見圖7 ～圖9），結(jié)合交會(huì)圖總結(jié)不同含油條帶的電性響應(yīng)規(guī)律（見圖10）。

表3 M 地區(qū)三工河組二段不同含油條帶測井曲線響應(yīng)特征值

圖7 Z3井I1類和III類含油條帶測井響應(yīng)特征

I 類、II 類和III 類含油條帶在物性上存在顯著差異，因此，利用對物性較為敏感的AC對大類條帶進(jìn)行分析和判別。同時(shí)，基于條帶流體性質(zhì)的差異，利用RILD、RILM及其差異性，能夠有效識(shí)別小類條帶。

I類條帶：一般為低伽馬值、低能譜值（鈾、釷、鉀），物性較好，圖7中a層段對應(yīng)的AC左偏移特征明顯，AC和CNL值在交會(huì)圖上主要集中于右上角[見圖10 （a） ]，AC值通常大于68.5 μs/ft [見圖10 （b） ]，電阻率曲線顯示一定的差異，表明滲透性較好，Z3井受地層水礦化度較高的（27 225 mg/L）影響，部分I1類條帶RILD值低于7.0 Ω?m，而其他大部分樣本主體在交會(huì)圖中顯示RILD值大于14.0 Ω?m，小于18.5 Ω?m [見圖10 （c） ]；I2類條帶的物性與I1類條帶相似，但流體性質(zhì)存在差異（為水層），RILD值相對偏低，如圖8中b、d層段，RILD值主要分布在6.4 ～17.8 Ω?m，且多數(shù)低于14.0 Ω?m（見表3）。

圖8 Z101井I1類、I2類和II1類含油條帶測井響應(yīng)特征

II類條帶：整體物性弱于I類條帶，AC值分布于66.3 ～68.5 μs/ft，位于Z105井4 379 ～4 383 m處的3個(gè)樣本點(diǎn)的孔隙度高且AC值偏大[見圖10 （b） ]，但存在高含量的綠泥石（45%），綠泥石膜膠結(jié)并堵塞狹小喉道，從而導(dǎo)致低滲透率，滲透率位于0.2 ～7.0 mD，故歸為II2類條帶（見圖9）。II1類和II2類條帶間存在流體性質(zhì)差異，利用RILD對流體性質(zhì)較敏感的特征，實(shí)現(xiàn)II1條帶和II2條帶的有效區(qū)分，圖8中a層段的II1類條帶的RILD值大于20.5 Ω?m，而圖9中II2類條帶RILD值則位于18.5 ～20.5 Ω?m [見圖10 （c） ]。

圖9 Z105井II2類含油條帶測井響應(yīng)特征

圖10 M地區(qū)三工河組含油條帶電性交會(huì)圖

III類條帶：屬于差儲(chǔ)集層（或干層），處于AC和CNL交會(huì)圖的左下角[見圖10 （a） ]，AC值分布于63.6～68.5 μs/ft，平均值為66.1 μs/ft，多數(shù)低于66.3 μs/ft；CNL值為9.9%～16.9%，平均值為12.8%，普遍低于12.0% [見表3、圖10 （b）、圖10 （d） ]；圖7中b層段受到地層水高礦化度的影響，導(dǎo)致RILD值偏低，但與同一砂巖體中的其他條帶（I1）相比，RILD值相對偏大，通常情況下III類條帶的RILD值大于20.5 Ω?m。

4 結(jié) 論

（1）準(zhǔn)噶爾盆地M 地區(qū)三工河組二段低飽和度砂巖儲(chǔ)層含油非均質(zhì)性強(qiáng)，單一砂巖體中呈現(xiàn)多種含油級(jí)別的條帶頻繁互層，基于試油結(jié)論和含油級(jí)別描述，結(jié)合 “物性交會(huì)”特征，將砂巖體儲(chǔ)層劃分出3大類（I、II、III類）、5小類含油條帶（I1、I2、II1、II2類和III類），更精致地剖析儲(chǔ)層非均質(zhì)性特征。

（2）I類含油條帶以成分、結(jié)構(gòu)成熟度較高的細(xì)砂巖和粗砂巖為主，孔喉半徑大、分選好，孔隙度大于11.0%，滲透率大于7.0 mD；II類含油條帶中細(xì)砂巖和中-細(xì)砂巖居多，孔隙度、滲透率分別位于6.0%～11.0%和0.2 ～7.0 mD；III類含油條帶主要為細(xì)砂巖，但常含灰質(zhì)/泥質(zhì)/粉砂質(zhì)，孔隙不發(fā)育，機(jī)械壓實(shí)作用、膠結(jié)作用較強(qiáng)。

（3）對于3大類含油條帶的物性差異，以聲波時(shí)差68.5 μs/ft為界限可區(qū)分I類和II類含油條帶，III類含油條帶聲波時(shí)差小于66.3 μs/ft。針對小類條帶間的流體性質(zhì)差異，依靠深感應(yīng)電阻率值可區(qū)分，I1類含油條帶的深感應(yīng)電阻率值為14.0 ～18.5 Ω?m，I2類含油條帶的深感應(yīng)電阻率值通常低于14.0 Ω?m；II1類含油條帶深感應(yīng)電阻率值大于20.5 Ω?m，II2類含油條帶深感應(yīng)電阻率值為18.5 ～20.5 Ω?m。厘清含油條帶間的電性特征，為儲(chǔ)層精細(xì)評(píng)價(jià)和甜點(diǎn)預(yù)測提供了依據(jù)。