趙天東 張學忠 王 剛 張 杰 趙慧霞 王立永

(①中國石油渤海鉆探第一錄井公司；②中國石油天然氣股份有限公司長慶油田公司蘇里格南作業(yè)分公司；③中國石油渤海鉆探油氣合作開發(fā)公司)

0 引 言

蘇里格氣田為典型的致密砂巖氣田，年氣產(chǎn)量巨大。蘇20區(qū)塊是蘇里格氣田的一個重要開發(fā)區(qū)塊，位于蘇里格氣田西部蘇里格廟地區(qū)，南北長31 km，東西寬16 km，工區(qū)面積約509 km2[1-5]。構造區(qū)內地層走勢平緩，整體為西傾的寬緩單斜，局部有微幅構造發(fā)育，主要產(chǎn)氣層為上古生界二疊系下石盒子組盒8段及山西組，巖性以灰白色粗中粒石英砂巖和巖屑石英砂巖為主。由于受河流相沉積環(huán)境的影響，儲層砂體展布呈條帶狀分布，下部地層烴源巖廣泛發(fā)育，有機質豐度高，生烴能力強，氣源十分充足，屬于典型的巖性氣藏。在沉積早期由于受多變的沉積物源類型、水動力條件及后期復雜的地質成巖條件影響，儲層橫向變化快，非均質性強，具有低孔、低滲的地質特征。

以往該區(qū)塊內的勘探開發(fā)主要集中在中部及東南部的氣藏富集區(qū)，靠近西部和北部的擴邊區(qū)很少動用。近年來，隨著區(qū)域勘探開發(fā)的不斷深入，井位部署逐漸由富集區(qū)向周邊外圍擴展。與氣藏富集區(qū)相比，新開發(fā)區(qū)域的氣層隱蔽性更強，儲層含水情況更復雜，開發(fā)增儲難度大，如何有效地開展氣層精準解釋評價及儲層含水識別研究成為提高區(qū)塊產(chǎn)能建設效果的關鍵。錄井是油氣勘探開發(fā)活動中發(fā)現(xiàn)和評價油氣藏最直接、最及時的一項技術手段，同時隨著新技術的發(fā)展和新方法的不斷引入，以多種錄井技術組合為手段開展致密砂巖氣藏精細解釋評價及儲層含水識別具有明顯的技術優(yōu)勢和應用前景。

1 氣藏特征概況

蘇20區(qū)塊所在區(qū)域內的地質含氣層系比較多而且連續(xù)。上古生界二疊系石盒子組、山西組、太原組以及石炭系本溪組等地層均有氣藏分布，主力含氣層主要集中在盒8段和山西組，并具有如下特點。

1.1 氣藏參數(shù)特征豐富、多樣性強

從區(qū)域橫向對比來看，處于同一地質層位的氣層，隨著所在區(qū)域的不同，氣層表現(xiàn)特征往往不同，甚至在相鄰近的井叢之間，單井氣層顯示也會出現(xiàn)不同的參數(shù)表現(xiàn)特征；從單井縱向顯示來看，儲層物性變化快，受地質因素的影響，氣層特征變化多樣。

1.2 單井產(chǎn)能匹配性差，動靜態(tài)不符狀況突出

有些氣測顯示好的單井，試采效果不夠理想；而氣測顯示差的一些單井，試采產(chǎn)能較高。例如，近年實鉆的80口單井中，動靜態(tài)不符的井為18口，占總井數(shù)的22%；試采無阻產(chǎn)能小于4×104m3的三類井為9口，其中氣測最高值大于40%的單井為4口，占三類井總數(shù)的44%，而試采無阻產(chǎn)能大于10×104m3的一類井為53口[6]，其中氣測最高值低于40%的單井為7口，占總井數(shù)的13%。

1.3 地層水賦存情況非常復雜

已有的錄井、測井及試氣資料表明，區(qū)塊中部及東南部為氣藏富集區(qū)，儲層含水狀況不甚明顯[7]，地層水為凝析水及少量淡化地層水；區(qū)塊西部及北部含水狀況較重，儲層水以地層淡化水和高礦化度水為主，儲層無邊、底水和統(tǒng)一的氣水界面。從單井縱向對比來看，由于上下部地層壓力的不同及圍巖巖性的差異，儲層含水表現(xiàn)特征也不相同，區(qū)塊開發(fā)難度大。鑒于以上區(qū)域氣藏特點，采用常規(guī)氣測錄井、輕烴分析和離子色譜分析技術組合，針對勘探開發(fā)難題開展了技術應用和研究工作，在致密砂巖氣層精細解釋評價與儲層含水識別研究方面取得了良好的應用效果。

2 錄井解釋評價方法研究

2.1 氣測解釋評價

常規(guī)氣測解釋評價法的特點為數(shù)據(jù)連續(xù)性好、及時性強，通常在單井的解釋評價過程中作為首選技術手段，通過建立氣測解釋圖板的形式開展顯示層數(shù)據(jù)落點的價值區(qū)分析。

蘇20區(qū)塊由于存在單井動靜態(tài)不符的情況，分壓合試開采工藝的采用以及儲層氣測派生參數(shù)特征多樣等制約因素的存在，氣測圖板解釋評價在該區(qū)的應用具有一定局限性。筆者經(jīng)過對多口單井解釋評價與試氣資料結合研究，歸類運用氣測參數(shù)曲線形態(tài)法和氣測參數(shù)趨勢法兩種解釋評價方法，兩種方法的運用具有高效并兼顧井間橫向對比與單井縱向對比解釋需求的優(yōu)勢，下面加以詳細分析。

2.1.1 氣測參數(shù)曲線形態(tài)法

通過在研究區(qū)開展解釋敏感參數(shù)優(yōu)選，總結了由濕度比(Wh)、烴斜率(Gh)和平衡比(Bh)三項參數(shù)曲線形成的儲層不同流體標準曲線形態(tài)，其中標準氣層具有三種典型形態(tài)：一為平行線型，該形態(tài)的特征為進入氣層顯示后，三條參數(shù)曲線極其穩(wěn)定，幾乎無左右偏離，形成近似平行線的形態(tài)，該形態(tài)反映了儲層內隨深度的增加流體性質極其穩(wěn)定；二為左部倒三角型，該形態(tài)的特征為在顯示段頂部濕度比和烴斜率兩條曲線極速降低，隨后隨著深度的增加再緩慢回升至非顯示層段初始數(shù)值的位置，平衡比基本保持不變，三條曲線形成左部倒三角的形態(tài)，類似于油氣共存時底油頂氣的參數(shù)形態(tài)；三為左部箱型，該形態(tài)的特征為進入顯示段后濕度比和烴斜率兩條曲線極速降低，并保持低值不變，在接近顯示層底部時，兩條曲線同時急速升高至非顯示層段的原始數(shù)值位置，平衡比則基本保持了數(shù)值不變，三條曲線構成左部箱型的形態(tài)，該形態(tài)反映了此類儲層烴類輕組分含量較高，且流體性質極為穩(wěn)定的特征(圖1)。

圖1 標準氣層參數(shù)曲線形態(tài)

標準含水層的參數(shù)曲線也具有三種典型形態(tài)：一為右部正三角型，該形態(tài)的特征為自顯示層頂部開始，烴斜率、平衡比逐漸增大，濕度比保持不變或略微降低，三條參數(shù)曲線形成近似的右部正三角形態(tài)，該形態(tài)的出現(xiàn)與原始地層狀態(tài)下大量較易溶于水的甲烷在鉆頭打破地層原始狀態(tài)后大量釋放析出有關，該形態(tài)儲層上、下部均含水，含水程度中等；二為拖尾-“頭重腳輕”型，該形態(tài)的特征為自顯示層頂部至底部，濕度比、烴斜率表現(xiàn)出先增大后減小的趨勢，平衡比表現(xiàn)為先減小后升高的趨勢，反映出地層流體頂部重、底部輕的罕見參數(shù)曲線形態(tài)，該形態(tài)的出現(xiàn)是由于原始高溫高壓地層狀態(tài)下溶解了大量甲烷的地層水賦存于儲層底部，而較重的烴類由于較難溶于水而存在于儲層頂部所致，通常該種形態(tài)儲層含水程度較重；三為拖尾-“通道”型，該形態(tài)的特征為自儲層頂部濕度比、烴斜率、平衡比均呈現(xiàn)先降低后逐漸升高的變化趨勢，三條參數(shù)曲線形成類似“通道”的形態(tài)，該形態(tài)的出現(xiàn)由儲層中水體呈條帶狀分布所致，解釋參數(shù)曲線呈現(xiàn)由不穩(wěn)定向穩(wěn)定回歸的趨勢(圖2)。因此，在直井中當氣測顯示厚度與儲層厚度的對應性不強，氣測顯示出現(xiàn)“拖尾”現(xiàn)象時，儲層含水的概率往往較高。

圖2 標準含水層參數(shù)曲線形態(tài)

2.1.2 氣測參數(shù)趨勢法

蘇20區(qū)塊地層水礦化度較高[8-10]，盒8段和山西組總礦化度介于6 980～58 600 mg/L之間[3]，平均為23 930 mg/ L，陰、陽離子質量濃度比值約為0. 96，其中陰離子含量以氯離子為主，占陰離子總量的98%以上，與地層水總礦化度呈正相關，相關系數(shù)達到0.98[4]。筆者統(tǒng)計了研究區(qū)38口試氣單井氣樣的同分異構比(nC4/iC4)及水體資料發(fā)現(xiàn)：隨著單井地層水體總礦化度的增高，同分異構比(nC4/iC4)的數(shù)值呈現(xiàn)降低趨勢；當單井地層水體總礦化度降低時，同分異構比(nC4/iC4)的數(shù)值呈升高趨勢(圖3)。這表明儲層水體總礦化度高時，有利于iC4的聚集，組分中iC4的占比高；當水體總礦化度低時，不利于iC4的聚集，組分中iC4的占比低。

在研究區(qū)單井的壓裂求產(chǎn)過程中，返排液的總礦化度通常均有不同程度的升高，返排液礦化度越高，出水情況越明顯，試氣效果也越不理想。當返排液礦化度低于20 000 mg/L時，單井的試氣效果良好，無明顯地層水產(chǎn)出；當返排液總礦化度大于20 000 mg/L時，單井試采效果變差的狀況增多，并伴有明顯地層水產(chǎn)出。這表明在研究區(qū)內少量的低礦化度束縛水或凝析水普遍存在，原始地層狀態(tài)下難以流動，僅在壓裂改造后產(chǎn)出少量水，礦化度通常不高于20 000 mg/L[5]。由于區(qū)域儲層內呈游離態(tài)分布的自由水并不多見，其總礦化度較高，接近區(qū)域地層水總礦化度平均值水平，通常高于20 000 mg/L，當?shù)貙映鏊吭龃髸r，對單井的產(chǎn)能影響增大，試采效果總體變差。依據(jù)同分異構比(nC4/iC4)與總礦化度的數(shù)值對應關系，可以得出：當同分異構比(nC4/iC4)數(shù)值高時，iC4含量低，地層含水程度輕；當同分異構比(nC4/iC4)數(shù)值低時，iC4含量高，地層含水程度重。因此，從圖3可以看出，當同分異構比(nC4/iC4)小于0.4時，往往是地層含水程度高的表現(xiàn)。

圖3 同分異構比(nC4/iC4)與總礦化度關系

另外，從氣測參數(shù)平衡比(Bh)和總礦化度的關系圖(圖4)可以看出，當平衡比(Bh)在40～320之間時，地層水的總礦化度較低，地層含水的程度不高。當平衡比(Bh)大于320或小于40時，地層水礦化度增高的趨勢明顯，地層的含水程度增高。在實際開發(fā)中，平衡比(Bh)大于320時對儲層含水的認識比較明確，與氣測派生參數(shù)曲線形態(tài)法中含水層典型形態(tài)之一的右部正三角型及拖尾-“通道”型曲線走勢能夠相互印證。在開發(fā)過程中此類顯示層通常避而不采，數(shù)據(jù)點相對較少，而對于平衡比(Bh)小于40時地層出水增高的參數(shù)特征和規(guī)律起初并無較清晰的認識。因此，在單井解釋評價過程中，當平衡比(Bh)大于320或小于40時，是地層含水程度增高的又一參數(shù)變化趨勢反映。

圖4 平衡比(Bh)與總礦化度關系

2.2 輕烴解釋評價

2.2.1 輕烴分析原理

輕烴錄井是通過對鉆井液、巖屑、巖心等樣品進行分析，得出C1-C9含正構烷烴、異構烷烴、環(huán)烷烴、芳烴等103個烴類組分，這些組分經(jīng)過色譜分離成各個單體烴，進行定性和定量檢測，找出不同的儲層流體性質條件下這些輕烴參數(shù)的變化規(guī)律，從而實現(xiàn)對顯示層解釋評價及油氣水層判斷識別的目的[11-14]。

輕烴分析技術在油藏解釋評價及儲層含水識別方面應用較為普遍，在氣藏中的應用相對較少。與油藏相比，所研究的資料數(shù)據(jù)項略有不同。由于氣藏自身的特點，在非煤系地層中輕烴分析所得到的數(shù)據(jù)基本以C5以前的組分為主，C5以后組分較少出現(xiàn)；而在煤系地層中，由于烴源巖煤的存在，能夠檢測到C5以后的烴組分明顯增多，芳香族苯和二甲苯也比較常見。

2.2.2 儲層含氣性參數(shù)研究

通常認為，氣測異常值高的儲層段，地層中的烴能量較高，而氣測異常值低的儲層，地層的烴能量較低。但如前文所述，在實際勘探開發(fā)過程中發(fā)現(xiàn)，盡管有些單井全井段或試采層段的氣測異常值不高，常規(guī)錄井顯示并不樂觀，但在射孔壓裂施工后，單井產(chǎn)出效果良好，這表明對致密砂巖儲層烴能量的識別和評價僅僅依靠常規(guī)氣測錄井是不夠的。

以S 20-28-19X井和S 20-28-18X井為例，統(tǒng)計分析了兩口單井的常規(guī)氣測、輕烴分析數(shù)據(jù)以及試氣資料發(fā)現(xiàn)(表1)，單井中氣測值最高的井段，輕烴檢測到的總烴卻并不一定最高，低氣測值的井段也會出現(xiàn)極高的總烴值。因此，在鉆頭破碎巖石后烴類物質分為游離于鉆井液之中和吸附于固相縫隙巖屑之中兩部分，當環(huán)境更利于吸附態(tài)存在時，則會出現(xiàn)低氣測值、高總烴的隱蔽性優(yōu)質氣層。以S 20-5-22SX井為例，該井進行了兩種方式輕烴取樣，一種是鉆井液取樣，另一種是在振動篩出口獲取的巖屑取樣，并分別進行輕烴分析檢測，兩種方式檢測到的組分項基本一致，但組分含量相差懸殊(表2)，隨著顯示的不同，其中總烴的相差倍數(shù)最小2.2倍，最大達到37.5倍，而甲烷(CH4)的相差倍數(shù)最大達到43.2倍。這也表明，鉆頭破碎儲層巖石后，絕大部分的烴物質是以吸附態(tài)的形式存在于巖屑縫隙之中，鉆井液中的烴物質只占極少的一部分。因此，通過輕烴分析技術與常規(guī)氣測錄井技術組合能夠更加全面精準地發(fā)現(xiàn)隱蔽性潛在優(yōu)質氣層。

2.3 離子色譜解釋評價

2.3.1 離子色譜分析原理

離子色譜技術是近年來被引入蘇里格氣田開展致密砂巖儲層氣水識別的一項技術，其主要原理是利用液相色譜分析技術分離樣品中的陰、陽離子，并檢測出各種離子的含量。在鉆進過程中，隨著鉆頭破碎巖石，巖石中的地層水進入鉆井液中，使得鉆井液中陰、陽離子的含量隨井深變化而發(fā)生變化，依據(jù)各種離子變化幅度的大小，結合區(qū)域地層水的地球化學特征判斷和評價儲層含水情況。

2.3.2 離子色譜解釋方法研究

蘇20區(qū)塊地層水礦化度較高，盒8段和山西組地層產(chǎn)出水的化學離子主要有K+、Na+、Ca2+、Mg2+、Cl-、SO42-、HCO3-等。其中陽離子中K+、Na+、Ca2+含量高，而Mg2+含量較低，陰離子含量以Cl-為主，HCO3-和SO42-較少；區(qū)域內Cl-隨地層水總礦化度增大而增高，相關系數(shù)達0.98。K++Na+和Ca2+離子濃度也隨總礦化度增大而升高，其相關系數(shù)近于0.98；Mg2+、SO42-和HCO3-離子濃度與總礦化度則呈散點關系，相關性并不明顯。因此，研究區(qū)目的層段地層水的總礦化度大小主要取決于Cl-、Ca2+和K++Na+離子的含量[4]。

表1 常規(guī)氣測與輕烴分析數(shù)據(jù)對比

表2 S 20-5-22SX井巖屑取樣與鉆井液取樣輕烴分析數(shù)據(jù)對比

在考慮到鉆井液作為一個固液混合的復雜體系，自身的各項離子含量并不能達到理想化的均一狀態(tài)，實鉆中發(fā)生著實時變化，為更好地表征鉆開儲層后鉆井液各項離子變化幅度，定義了單項離子變化率R這一參數(shù)，研究隨井深的不同各項離子含量的變化幅度，計算公式如下：

Ri=[(Mi-Mi-1)/Mi-1]×100%

(1)

式中：Mi為顯示段內第i個樣品的離子色譜分析值；Mi-1為第i-1個樣品的離子色譜分析值；i為第n個樣品(i=1,2，…，n)。

通過單項離子變化率這項參數(shù)，引入陰離子總變化率YI指數(shù)、陽離子總變化率YA指數(shù)以及離子總變化率Z指數(shù)作為研究和解釋評價參數(shù)，陰離子的總變化率近似為Cl-變化率。計算公式分別如下：

YI≈RCl-

(2)

YA=RNa++RK++RCa2+

(3)

Z=YI+YA

(4)

式中：RCl-為氯離子的變化率；RNa+為鈉離子的變化率；RK+為鉀離子的變化率；RCa2+為鈣離子的變化率。

由于實鉆過程中對鉆井液自身各項離子含量的實時變化，需要甄別顯示層內離子含量變化是鉆井液體系自身變化還是打開儲層后地層水進入所致，定義了離子變化量判別因子V這一參數(shù)，計算公式如下：

V=Mi-Mi-1

(5)

已有勘探成果表明，蘇20區(qū)塊石盒子組、山西組地層水均為氯化鈣(CaCl2)水型，且具有較高的礦化度，而配制鉆井液所用的水為硫酸鈉水型，總礦化度僅在160 mg/L左右。在計算出陰、陽各項離子變化量判別因子的前提下，代入蘇林水型分類標準(表3)。 當水型為氯化鈣型時，則可以判斷為地層水進入所引發(fā)的離子含量變化；反之，則是鉆井液體系自身離子含量的變化體現(xiàn)。

通過對研究區(qū)應用常規(guī)氣測錄井技術的38口單井和應用輕烴及離子色譜分析技術的9口單井，共計168層顯示的解釋應用和試氣資料相結合，初步形成了蘇20區(qū)塊錄井綜合解釋評價標準(表4)。

表3 蘇林水型分類

表4 蘇20區(qū)塊錄井綜合解釋評價標準

3 應用實例及效果分析

目前，在研究區(qū)對9口單井進行了錄井多技術組合解釋評價方法及標準的驗證性應用，并對應用效果進行了跟蹤統(tǒng)計。共解釋評價儲層287 m/70層，其中已進行試氣的井有4口，共計66 m/15層，其中符合13層，不統(tǒng)計2層，解釋符合率達到100%，新建標準得到了驗證(表5)。

表5 多種錄井技術組合綜合解釋評價應用效果

3.1 S 20-28-18X井

S 20-28-18X井是區(qū)域內部署叢式井中的一口單井，鉆探目的層為盒8段及山西組。該井全井氣測異常值低，氣測顯示井段3 595.0～3 600.0 m、3 640.0～3 642.0 m及3 688.0～3 694.0 m的全烴高值分別為12.76%、15.60%、2.62%，但三處顯示層段氣測派生參數(shù)曲線均表現(xiàn)為標準氣層的“平行線”形態(tài)，含水特征不明顯；輕烴分析總烴含量分別為1 024.4 mV·s、10 696.2 mV·s、23 842.8 mV·s，表明儲層段內烴物質含量較高(圖5)。應用離子色譜分析，發(fā)現(xiàn)在井段3 595.0～3 600.0 m，離子總變化率Z指數(shù)為64.6%，經(jīng)數(shù)據(jù)計算判別水型為重碳酸鈉型，與區(qū)域地層水型不符，表明儲層離子含量變化非地層含水所致。在井段3 640.0～3 642.0 m，離子總變化率Z指數(shù)為51.7%，經(jīng)數(shù)據(jù)計算后與標準水型均不符。因此，認為該層段的離子含量變化也不是地層含水所致。在井段3 688.0～3 694.0 m井段，離子總變化率Z指數(shù)為-53.3%，應用含水標準判斷儲層不含水(表6)。

最終，該井在山西組和石盒子組3 690.8～3 691.8 m、3 642.8～3 645.7 m和3 596.4～3 599.0 m井段采用分壓合試的工藝試氣，返排液氯根自2 048 mg/L升至11 344 mg/L，井筒內為純氣相，無阻流量6.712 2×104m3/d，試氣結論為氣層，錄井綜合解釋評價結果與試氣結論一致。

圖5 S 20-28-18X井錄井綜合解釋成果

表6 S 20-28-18X井儲層水型判斷成果

3.2 S 20-6-23X井

S 20-6-23X井是區(qū)域內部署叢式井中的一口單井，鉆探目的層為盒8段及山西組。該井全井氣測異常值低，氣測顯示井段3 480.0～3 485.0 m、3 489.0～3 495.0 m、3 529.0～3 535.0 m，及3 547.0～3 552.0 m的全烴值分別為0.52%、0.63%、15.54%、2.43%，氣測派生參數(shù)曲線形態(tài)除3 547.0～3 552.0 m井段非標準氣層形態(tài)外，其他三段均呈現(xiàn)為標準氣層的“平行線”形態(tài)，3 482.0、3 493.0、3 530.0、3 555.0 m處輕烴分析總烴含量分別為2 898.8、5 875.5、14 185.5、68 424.4 mV·s，表明錄井7號、8號儲層內烴物質含量較高，5號次之，4號最低(圖6)。應用離子色譜分析，在3 480.0 m處，離子總變化率增長了15.7%，經(jīng)數(shù)據(jù)計算后與標準水型均不符，判斷為鉆井液自身離子含量變化所致，儲層不含水。在3 493.0 m處，離子總變化率為-50.0%，判斷該段儲層不含水。在3 529.0 m處，離子總變化率為-36.8%，判斷該段儲層不含水。在3 549.0 m處，離子總變化率為434.3%，經(jīng)數(shù)據(jù)計算后判別水型為氯化鈣型，應用儲層含水標準判斷為含水層(表7)。最終，該井在山西組和石盒子組3 482.2～ 3485.0 m、3 492.6～3 494.4 m、3 531.0～3 534.0 m，以及3 545.2～3 550.4 m井段采用分壓合試工藝進行試氣，返排液氯根自2 304 mg/L升至25 524 mg/L，井筒內為氣液混合相，無阻流量6.176 5×104m3/d，有地層水產(chǎn)出，試氣結論為含水氣層，錄井綜合解釋評價結果與試氣結論一致。

圖6 S 20-6-23X錄井綜合解釋成果

表7 S 20-6-23X儲層水型判斷成果

4 結 論

通過在蘇里格氣田蘇20區(qū)塊將常規(guī)氣測錄井、輕烴錄井和離子色譜錄井技術組合應用，開展綜合解釋評價方法研究和效果歸納總結，取得了如下成果：

(1)在常規(guī)氣測圖板解釋方法研究的基礎上歸納總結，形成了氣測參數(shù)曲線形態(tài)法和氣測參數(shù)趨勢法兩種新的解釋評價方法。通過引入輕烴分析技術，有效彌補了常規(guī)氣測錄井對具有隱蔽性潛在優(yōu)質氣藏識別和評價上的不足。

(2)在深入研究離子色譜分析技術應用原理、特點以及區(qū)域地層水地球化學特征的基礎上，通過建立離子變化率R、陰離子總變化率YI、陽離子總變化率YA、離子總變化率Z，以及離子含量變化判別因子V等解釋評價參數(shù)，建立了一套行之有效的地層水判斷和識別的方法，形成了蘇里格氣田蘇20區(qū)塊離子色譜解釋評價標準。

綜上所述，隨著蘇里格氣田勘探開發(fā)程度的不斷深入，開發(fā)區(qū)域由氣藏富集區(qū)向擴邊區(qū)及重含水區(qū)域的不斷擴展，為了有效應對隱蔽性優(yōu)質氣層和日趨復雜的儲層含水狀況等實際勘探開發(fā)中的難題，積極引入各項地質分析化驗技術，開展多種錄井技術組合應用的綜合解釋評價方法研究，是區(qū)域未來油氣勘探開發(fā)的一大發(fā)展趨勢。