Rt——地层电阻率，单位为欧姆米（Ω.m）。
2)在泥质含量较高时，采用做泥质校正的计算公式（西门杜公式），见式（6.13）：
0.81RWSH?Rw?1???Sw?????Rt0.4RSH??………（8.11）
式中：
RSH——泥岩电阻率，单位为欧姆米（Ω.m）。 8.3.5.渗透率PERM计算公式：
1)用输入的束缚水饱和度Swir和孔隙度φ的经验公式计算，见式（8.12）或式（6.15）
PERM?0.1362SSwi………………r （8.12） ??3?PERM????1S2??wir??………………（8.13） 式中：
PERM——地层渗透率，单位为毫平方微米（10-3μm2） β1—一可供选择的系数。
2)用粒度中值Md和孔腺度φ的经验公式计算，见式(8.14) lgPERM＝β2十1.7lgMd+7.1lgφ……（8.14） 式中：
β2——经验系数，一般取值为7.0～9.5。
3)用核磁共振资料计算(推荐Coates模型)，见式(8.15)：
?MPH?I?MBVM??PERM??????C??MBVI?……（8.15） a??
42?4.42式中：
MPHI——地层有效孔隙度，％； MBVM—一自由流体体积，％； MBVI——束缚水流体体积，％；
Ca——岩心刻度系数,一般用岩心刻度给出；如果没有岩心资料，Ca＝10。
4)用电阻率计算，以钻井取心资料做出的分区、分层系油气层渗透率平均值与电阻率的统计关系为基础，用电阻率测井资料计算渗透率。
5) 用地区统计的经验公式。 8.3.6.束缚水饱和度计算公式
针对不同的储层类型，选取相应的地区经验公式和计算参数。若有核磁共振测井，选用核磁共振测井解释模型及参数。
9. 储层参数计算
9.1. 检验储层参数
9.1.1.LEAD平台上，根据本地区的地质特点，选用测井解释模型，解释方法、计算公式，相应的解释软件。
9.1.2.按解释软件说明正确的选择处理参数和旗标。
9.1.3.测井反映物性较好的储层，地质录井，气测录井的含油(气)显示段，重点目的层段必须分层进行解释。 9.1.4.储集层（解释层）界面的确定
1)泥质砂岩储集层，用自然电位、自然伽马、声速、泥质含量等曲线，参考微电极、电阻率和井径等曲线来确定储集层界面。
2)碳酸盐岩及复杂岩性储集层，对孔隙型和孔隙分布比较均匀以孔隙为主的储集层，一般采用自然伽马、声速、泥质含量、孔隙度等曲线；对含有机质的地层，宜采用自然伽马能谱测井的去铀曲线，参考电阻率、井径等测井曲线来确定储集层的界面。
对裂缝型及以裂缝为主的复合型储集层，根据裂缝的发育程度，结合区域试油及生产情况划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储集层。
9.2. 优化计算结果
输出参数分析：
1)孔隙度计算分析：对由计算方法、井眼条件、原油性质、薄层和仪器不正常等因素引起的误差进行具体分析。
2)含油饱和度计算分析：对由地层水电阻率的选取、孔隙度计算等因素引起的误差应进行具体分析。
3)分析地层的岩石成分、泥质含量对有效孔隙度和渗透率的影响。 4)分析其他输出参数及岩性组合剖面的合理性。
5)利用深、中、浅不同探测深度的电阻率曲线的径向变化特征分析数据处理成果的合理性。
6)利用核磁共振测井的差谱、移谱、标准T2分布资料判断地层流体性质和孔隙结构。
7)根据分析情况调整处理参数，使输出参数更趋合理。
10. 解释标准建立
10.1. 建立油气层参数的下限值
针对不同区块、不同层系利用测试资料要及时建立油（气）层的孔隙度、含水饱和度、电阻率、自然伽玛相对值等参数的下限值。
10.2. 依据本井测井资料及数据处理成果确定解释结论
10.3. 综合各项地质录井和地球物理资料进行综合评价
见附表2（长庆）
虽然测井技术已经成为公认的油气资源评价的关键手段，但是利用测井信息解释地下油气层，始终是一件带风险性的工作。其原因是表征测井信息的曲线、数据是间接性的信息，与地下实际的地质本体之间有一定的距离，需要一个相当复杂的“破译”或还原的解释过程。而且，还在于地下地质原貌的复杂性与模糊性，使任何一个人都没有完全的把握，在解释中获得与地下实际完全一致的答案。但是人们可以通过认真与富有成效的综合分析，获得最佳的解释成果。当然，为了实现这一目的，就必须有效地综合来源于测井与非测井两大系统的信息。
附表2：油、气、水层在各种录井资料上的显示 录井项气层 油层 油水同层 水层 干 层 目 电阻高-较高 高-较高 较低 低 高-较高 率 密度 低-较低 低-较低 低-较低 较低 高 时差 高 高 高 高～较高 低 较低-较GR 低 低-较低 低-较低 低-较低 测 高 负异常-负异常-SP 负异常 负异常 负异常 无异常 无异常 井 长3以上 长3以上 长3以上 微电- 中、均、中、均、中、均、高值 极 正 正 正 电阻率高低指相对于同水系的水层；密度、时差说明 高低指相对于同层系的干层；SP在长6-8和气井里的部分储层无负异常。 油水同录井项目 气 层 油 层 水层 干层 层 含油级别含油级别砂岩，疏松-岩心滴为油侵、为油斑，较疏松；碳水速岩心、岩心、岩油斑，褐岩心有潮酸岩盐，见渗，潮岩屑致屑 黄、亮黄感，滴水缝洞，浸水湿，见密 荧光，滴微渗-缓试验冒气 盐霜 水不渗 渗 槽面可见鱼子大小气槽面有时槽面有时泥浆滤泡，好者气见油花，见油花，液变钻井液槽侵、井涌，呈零星状呈零星状咸，有- 面情况 高压者甚至或条带状或条带状时槽面井喷，槽面分布 分布 上涨 可闻到芳香味 钻密↘ ↘ ↘ 稍减 - 井 度 液粘度 ↗ ↗ - ↘ - 性 氯根 稍增 稍增 稍增 ↗ - 能 略增-略增-全烃 ↗ ↗ ↗ 无 无 气略增-略增-测 重烃 ↗ ↗ 无 无 后效 明显 较明显 不明显 无 无 要注意取心、起下钻、接单根、煤层及钻井液性说明 能对全烃的影响 备 注 ↗表示“增加”， ↘表示“减少”
11. 油气层评价
以储层解释模型、参数计算结果为基础，以定性、定量解释标准为依据，对储层岩性、物性、含油性进行逐项评价，对储层进行综合解释，确定储层的含油级别和产能。
储层评价的基础是岩性、物性、含油性，所有储层解释定级都必须以评价结果为依据。
复杂储层在岩性、物性、含油性基础上还必须针对储层和油（气）藏特殊性进行压裂效果、油气比、束缚水饱和度、特殊电性特征等评价。
11.1. 储层岩性评价
11.1.1. 以泥质含量、粒度、岩石骨架、泥质类型等解释结果为依据结合岩心（屑）分析结果（碳酸盐岩含量、胶结物类型、胶结方式、特殊矿物、粘土类型）对划分的储层逐层进行岩性评价，确定泥质含量、骨架类型、主要矿物成分、胶结物和基质含量和层内变化规律。
11.1.2. 在钻井取心的层段，要利用岩心归位资料进行储层岩性精细描述，用岩心资料对测井资料进行刻度，确定储层岩性结构变化形成的电性变化规律。 11.1.3. 具有成像测井资料的井段，要以成像资料为依据进行储层纵向岩石结构变化评价，并与常规测井资料相结合建立评价标准，提高无成像测井井段岩性评价质量。