d) 岩石结构：成熟度、分选、磨圆度 e) 胶结物组分、胶结类型
5.2. 确定测井响应特征
5.2.1.输入本井取心段岩心分析和地质录井数据,进行深度归位,使岩心分析和地质录井数据与测井成果数据地质深度一致。
5.2.2.提取反映岩相特征的声波时差、中子、密度、地层电阻率、自然电位和自然伽马等测井信息,与岩相或沉积相建立统计关系.
5.2.3.从测井岩相库调出区域不同岩石的测井岩相。（建立区域的测井相与岩性的一一对应关系,并赋予每一个测井相以相应的岩性名称和简要的地质描述。将这些对应关系全部存入建立的数据库中,从而建立了区域的测井相——岩性数据库。对各类测井相的样本进行回归分析,建立各类测井相的判别模型。） 5.2.4.分析不同岩石类型的测井响应特征。确定本井不同岩石的测井岩相。
5.3. 描述储层岩性
利用测井岩相库和测井曲线，描述储层岩性及变化特征。
5.3.1.利用确定的不同岩石的测井岩相，解释地层岩性，建立岩相剖面。
（1）采用交会图识别岩性、将岩性主要划分为：泥岩、粉砂岩、细砂岩、中砂岩、砂砾岩、砾岩。
（2）用费歇（Fisher）线性逐步判别岩相。程序需要输入的各种测井参数主要有能够反映储层岩性的测井曲线(声波时差、中子、密度、地层电阻率、自然电位和自然伽马等),测井计算的地质参数(M、N、粒度中值、泥质含量等)等,利用这些参数计算出一些反映岩性特征的数据,然后通过与测井相——岩性数据库结合对处理井段进行岩相识别,从而进行测井相的自动识别。
（3）采用常规测井曲线形态及其组合特征描述水动力环境和粒序特征。常见的SP或GR 具有四种形态，箱形、钟形、漏斗形和复合型。箱形反映物源供应丰富、水动力条件稳定下的沉积；钟形反映水流能量减弱，物源供应减少的沉积；漏斗形反映水动力条件逐步增强，物质供应越来越丰富的沉积环境；复合型，表示两种以上的沉积组合，表示一种动力环境向另外一种动力环境的转换。
5.3.2.分析储层主要岩石成分及变化。
6. 岩石结构描述
根据三孔隙度测井、自然伽马能谱测井数据，分析泥质砂岩储层泥质分布形式和粘土矿物类型。利用成像测井分析岩石结构、孔隙结构特征。
6.1. 了解储层孔隙类型
利用区域内岩心薄片及毛管压力曲线等实验资料，了解相应层位岩石的孔隙类型和孔隙结构特征。
孔隙类型（储集空间类型）：
孔隙类型：孔隙型、裂缝型、溶孔型、裂缝-孔隙型、溶孔-裂缝型； 孔隙成因类型：原生与次生孔隙，粒间孔、晶间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、裂隙、构造缝等。
孔隙结构特征：
孔隙型：孔隙连通性、孔喉半径、最大孔喉半径、平均孔喉半径、最小流动孔喉半径、歪度（不同孔径百分比）、孔径分布；
裂缝型：裂缝宽度、延伸方向、溶蚀程度、充填程度、充填物矿物成份、基质孔隙度大小、裂缝与孔隙的组合关系。
6.2. 分析泥质分布形式及粘土矿物类型
6.2.1.利用自然伽马能谱测井，绘制解释井段的钾、钍含量的交会图，如果有岩性密度测井资料，绘制Pe值与钍钾比值交会图，根据各种粘土矿物的Pe和钍钾比值分布范围，分析确定粘土矿物类型。
粘土矿物参数表 参数 Th/K Pe（b/e） K（%）
高岭石 10-30 1.8 0-0.6 绿泥石 10-30 6.2 0-0.2 蒙脱石 伊蒙混层 伊利石 3.5-10 2.1 0-5 3.5-10 2-3.9 2.4-3.6 3.4-3.6 3.6-8.4 黑云母 白云母 海绿石 0.8-1.4 5.6-7.5 3.2-5.8 1.8-3.2 6.2-6.4 6.2-10 2.2-2.4 8-10 6.2.2.应用中子、密度、自然伽马能谱等测井数据计算泥质砂岩地层的粘土含量。 6.2.3.利用中子、密度交会法分析储层中泥质分布形式。
（1）选取中子、密度的砂岩骨架点和水点值，按理论公式计算密度、中子孔隙度数值。
（2）分层位选取有纯泥岩和砂岩的分析井段，绘制密度-中子交会图（坐标原点为骨架点），分析泥质砂岩与泥岩点群分布范围及趋势，确定图中的含水纯砂岩点、湿粘土点、粉砂含量最大的泥岩点，确定泥质砂岩点群分布范围和趋势。
（3）根据砂岩地层中结构泥质、分散泥质、层状泥质特性，分析确定储层中的泥质分布形式。
6.3. 分析储层孔隙结构
6.3.1.利用岩心毛管压力曲线等实验数据，分析储层孔隙结构特征。 6.3.2.根据区域内的实验数据，
6.3.3.建立核磁共振测井T2谱与孔径分布的响应关系。
将核磁共振T2弛豫时间分布与毛管压力曲线获得的孔径分布对比，分析两者的相关性，按照如下关系，确定转换系数c。
r=c T2 式中：
r为孔径（微米） c为转换系数
若以上关系难以建立，可确定T2谱峰范围所对应的孔径尺寸范围。 6.3.4.利用核磁共振测井资料，分析储层孔隙类型、孔隙结构特征。
分析T2谱峰分布时间范围、峰值高低等幅度特征，确定T2谱主峰所对应的孔隙尺寸大小及孔径分布特征，评价储层孔隙尺寸大小。利用不同T2弛豫时间组分孔隙体积曲线，分析不同孔隙组分所在比例，重点分析长弛豫时间组分所占比例。
6.4. 描述岩石结构特征
利用成像测井资料，描述储层岩石成分、颗粒、垂向粒序的变化特征及岩石
结构的非均质性，描述裂缝、孔洞发育状况。在碳酸盐岩或火成岩地层，对电成像数据进行孔隙度谱分析，判断孔隙类型，分析原生孔隙及次生孔隙大小。
7. 油气层定性识别
针对储层类型和岩性特征，分析储层含油气特征，确定相应的识别方法，结合岩心及录井油气显示情况，初步识别油、气、水层。
7.1. 分析区域油气水层
7.1.1.根据试油、水分析等资料，分析区域地层水性变化规律及油气水层的测井响应特征。
7.1.2.根据水分析资料，分层位统计地层水型、Cl-离子浓度、总矿化度变化范围。根据样品离子浓度分析数据，计算地层水等效NaCl2矿化度和地层水电阻率。统计分析地层水电阻率随深度变化的趋势和数据范围、以及横向上地层水变化规律，确定不同区块不同层位地层水电阻率选取范围。
7.1.3.若区域上没有水分析资料，利用邻井自然电位曲线估算地层水矿化度和地层水电阻率变化范围。或者选择明显的纯砂岩水层，用阿尔奇公式计算视地层水电阻率，统计分析地层水电阻率变化规律。
7.1.4.进行区域邻井的对比分析，分区块和层位统计分析油气水层测井响应特征，确定区域水层、油层、气层、低阻油气层电阻率数值范围、径向侵入特征及其岩性、物性特征。
7.2. 识别水层
7.2.1.根据自然电位曲线异常幅度变化，分析本井纵向上地层水矿化度的变化趋势，对比分析本井地层水变化是否符合地区规律。
7.2.2.根据地区规律，利用电阻率曲线，识别明显水层，分析水层电阻率径向侵入特征，与地区规律对比，分析本井水层特征的变化。在没有明显水层的情况下，参考邻井或邻近区块的水层测井响应。
7.3. 定性识别油气层
根据储层岩性、物性特征，分层组与水层对比，分析三孔隙度曲线含油气特征、电阻率高低及径向变化特征。利用电阻率界限值、电阻率径向侵入特征、三孔隙度曲线重迭等方法，识别明显的油气水层。
8. 解释模型建立
8.1. 解释程序的选择
8.1.1.根据区块地质特点选择相应的解释模型和解释程序。
8.1.2.纯或较纯的砂岩地层，并且只有一种孔隙度测井时，用单孔隙度解释程序。 8.1.3.长庆事业部油井处理选用带经验公式的CQPOM解释软件进行处理，气井处理用带经验公式的复杂岩性分析程序CQCRA解释软件进行处理。
8.2. 解释参数的选取
8.2.1.骨架参数的选取
1)矿物岩石根据矿物成分选取骨架值，
2)非单一矿物，用双孔隙度测井交会计算孔隙度和岩石成分，如果只有一种孔隙度测井，应选用混合骨架参数计算孔隙度。 8.2.2.流体参数的选取
常见矿物、流体参数表
测井曲线 矿物 名称 纵波时横波时骨架密化学成分 差 差 度 g/cm 4.48 2.31 2.96 2.13 1.99 3.38 3.12 3.21 3μs/m μs/m BaSO4 CaSO4.2H2O CaSO4 Na3H(CO3)2.2H2O KCl (Ca,Mg,Fe,Ti,Al)2(Si,Al)2O6 226 174 177 213 243 269 436 - 321 - 459 367 269 216 超热中热中子 光电吸收 密度 截面指数 子孔隙度 孔隙度 3Pe g/cm % % b/e 4.09 2.33 2.98 2.11 1.87 3.40 3.12 3.23 -1 58.5 -1.2 55.4 -2.7 -0.5 - 0.5 0.2 57.6 -0.7 54.9 -4.1 1.5 - -0.6 266.8 3.99 5.06 0.71 8.51 7.79 5.99 1.54 重晶石 石膏 硬石膏 天然苏打 氯化钾 普通辉石 普通角闪石 Ca2Na(Mg,Fe,Al,Ti)3Si8O22,(O,OH)2 144 Mg2SiO4 115 镁橄榄石