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(kg)供应商推力球轴承51320X3-40671435————55供应商其它未知类型CL40-1BFCL40-1BF400000670000184500----0186供应商其它未知类型TK40-1B-400000670500184500----0200供应商圆锥滚子轴承LM300849/LM300811-409880679750175000----0000供应商圆锥滚子轴承KLM300849/KLM30081-409880679750180000----0239供应商推力球轴承51708ZH/YA1688808K400000670000143500----0169供应商推力球轴承51708ZH/YA688808K400000670000143500----0180供应商其它未知类型51708ZH/P6E688808400000670000143500----0000供应商其它未知类型2792/2240G-22400000267000001600000----1798000供应
（一）洞缝型储层分类
根据塔河油田测井评价的经验和油田地质对碳酸盐岩储层分类方法，将奥陶系石灰岩储层分为3类。
Ⅰ类：裂缝-孔洞型和孔洞缝复合型储层。储层含油厚度大、洞孔缝发育、地质录井油气显示级别高、易出现井喷、井漏、钻井快钻时、放空现象等，这类储层一般可以获得较高的自然产能，油气产量受孔洞大小、裂缝宽度及延伸远近的影响。
Ⅱ类：裂缝型和裂缝-溶洞型储层。储层含油厚度大、自然产能低、缝洞较发育（有的被填充）、地质录井油气显示较好（钻井取心为高角度裂缝，并且缝内充填原油），但需对储层进行改造（采取酸压措施），可形成高产工业产能的油气。
Ⅲ类：裂缝型或溶蚀孔洞型储层。该类储层含油厚度不大、裂缝或溶蚀孔洞较小，有的独立存在或被填充，属欠发育储层。地质录井油气显示较好—差，一般不易获得高产，但当储层被改造，井内缝洞与井旁孔洞沟通后，也会形成较高的油气产能。
（二）洞缝型储层测井识别
1常规测井响应特征
在洞缝发育层段，由于钻井泥浆或泥浆滤液的侵入，造成电阻率降低，表现为离电阻率背景值上相对较低的电阻率，而且视泥浆侵入程度（侵入深浅）、洞缝发育程度（如裂缝条数/密度、裂缝张开度、连通性等）的不同，深浅电阻率值减小的程度及其幅度差异大小也不同。一般来讲，对于发育裂缝条数多（即裂缝密度大）、裂缝张开宽度大、连通性好的层段，深浅电阻率值明显减小，两条曲线呈明显的正差异（针对油气储层）。
自然伽马能谱测井测量的是地层中天然放射性铀（238U）、钍（282Th）、钾（40K）等元素的含量。利用天然放射性铀含量的相对高低可进行洞缝的定性识别，因为铀非常易于溶解在水中，一般以离子形态存在于地下水中。在地下水运动过程中，通过洞缝时，会吸附这些铀元素，使得地层铀含量增加（附图8）。
密度测井极板接触到天然洞缝时，由于泥浆的侵入或由洞缝引起钻井中井径的变化等引起密度测量值减小。
声波测井反映岩石基质孔隙度，当地层中存在低角度裂缝、网状裂缝时，声波的首波幅度衰减很大，表现为声波时差增大或周波跳跃。因此可利用声波纵波和横波时差、能量、衰减和主频的突变反映洞缝的发育程度。附图9 为TK40 x井全波列波形与常规曲线对比图。该井在5430m左右有一溶洞（岩心和成像资料解释结果），纵波、横波到达时间明显推后，幅度变小，纵波时差达到90μs/ft，横波时差达到120μs/ft，远远大于其他井段的时差值，纵波和横波的幅度衰减明显。
一般双井径曲线值均大于钻头直径的地层为泥岩或疏松易塌层；由于洞缝易造成放空、井壁垮塌等，使某一方位的井径曲线值大于钻头直径，另一方位的井径曲线值等于或小于钻头直径，常指示有高角度缝（包括直劈缝）发育。
I类储层的测井响应特征是：自然伽马值（GR）小于10 API；深浅侧向电阻率（RD、RS）一般小于4000Ω．m，呈正幅度差，即RD大于RS；声波时差和中子增大，密度降低。图6-1为T4x井的常规测井、CAST测井与岩心对比图，图6-1中5372～5377m为溶蚀孔洞型储层的典型曲线。当出现大的溶洞时，双侧向电阻率明显下降（一般小于2000Ω．m），井径扩径，声波时差增大，密度降低。从CAST图像显示，该井溶蚀孔、洞及裂缝发育（或裂缝极发育），钻井取心率较低，岩石破碎，孔、洞、缝很发育，地质录井油气显示级别好。在5375～53765m段有一大的孔洞，从声波的幅度和时间反射上有明显的显示。
Ⅱ类储层的测井响应特征是：双侧向电阻率呈中—较高值（一般 RD为4000～80000Ω．m），且呈正幅度差；井径变化不大，自然伽马值低；三条孔隙度略有增大。附图10为S7 x井石灰岩测井响应特征，附图10中5696～5726m为Ⅱ类储层的曲线特征，该井地质录井油气显示较好；FMI图像显示主要以高角度裂缝为主，裂缝宽度较小，解释为Ⅱ类储层。
Ⅲ类储层的测井响应特征是：电阻率变化大，一般为高阻显示（RD大于8000Ω． m），深浅侧向电阻率曲线基本重叠；井径接近钻头直径；自然伽马显示为低值；3条孔隙度接近骨架值。
2用产液剖面测井识别缝洞产层
由于常规测井方法的局限性，有时易漏掉有效储层。在未做成像测井的井中，利用产液剖面测井识别缝洞产层，能提高油气识别的准确性。附图11是T40x井产液剖面测井的一个实例。常规测井解释划分了3个缝洞发育段，其他层段缝洞不发育，通过产液剖面测井分析，在5432～5440m产层贡献较大，该层常规测井反映不明显，未做解释，实际上是一个贡献较大的储层段。产液剖面分层产量（表6-1）。
图6-1 T4x井常规测井、CAST测井与岩心对比图
表6-1 产液剖面测井产量分层表
这个例子说明，在碳酸盐岩复杂地层中利用产液剖面测井识别油气层是对常规测井识别储层的很好补充，也是对常规测井解释的验证。
3综合概率法识别洞缝储层
把各种测井方法和地质信息（钻井、取心、漏失、井喷、井涌、放空等）指示的洞缝指标看成是裂缝发育程度的综合反映，从而取分类裂缝概率的算术平均或几何平均，这是综合裂缝概率的最原始形式。仅当综合评判方法都较好地反映裂缝发育时，根据不同方法指示裂缝发育程度，建立综合裂缝概率模型。
裂缝指标提取：
（1）双侧向测井洞缝指标。利用双侧向测井在洞缝发育带呈低电阻率和幅度差提取裂缝发育指标。
（2）孔隙度测井指标。利用声波、密度、中子等孔隙度测井作指标。
（3）井径指标。利用井径差值的变化和双井径指示的椭圆井眼资料作指标。
（4）全波列测井洞缝指标。提取全波列的能量衰减指数、纵横波比等指标。
（5）成像测井指标。利用对成像测井解释的洞缝参数作指标。
设第i种测井方法的分类裂缝概率为 Pi，其相应的可信度为 Wi，则综合裂缝概率（P）模型可表示为
中国古生界海相碳酸盐岩岩溶储集体地质特征
关系式中，考虑了不同测井方法反映缝洞的发育程度和赋予各分类裂缝概率的权系数。也是能反映储层实际情况的解释模型。
图6-2 为 S4 x井综合裂缝概率模型处理成果图。该井在 5356～5372m、5454～5460m、5405～5415m井段的裂缝综合概率为80%以上，CAST成像显示该段洞缝很发育，解释为I类储层；在5464～5472m井段的裂缝综合概率为40%～60%，解释为Ⅱ类储层；在5422～5436m井段的裂缝综合概率为40%，解释为Ⅱ类储层。该井对5344～5369m井段测试获日产油106m3，天然气771×104m3。
T4 x井在5360～5418m、5430～5434m、5448～5468m、5548～5596m井段的裂缝综合概率为60%～80%，CAST成像显示该段洞缝很发育，解释为I类储层；在5514～5535m井段的裂缝综合概率为15%，解释为Ⅲ类储层。该井对5358～5413m井段系统测试获日产油3508m3，天然气2600m3。
TK40 x井在5415～54165m、5426～5436m井段的裂缝综合概率为60%～90%，CAST成像显示裂缝、洞发育，解释为I类储层。该井对5416～5420m、5428～5433m二层射孔酸压，获日产原油220m3，气2600m3。
S7 x井5484～5486m、5494～5496m的裂缝综合概率为65%，FMI显示洞缝发育，解释为I类储层。该井对5484～5496m井段酸压，日产原油140m3。
S6 x井在5656～5669m井段双侧向电阻率值较上、下段围岩降低，幅差不明显，孔隙度曲线变化不大，计算的总孔隙度最大为2%。取心和FMI显示洞缝发育，若用常规方法解释级别较低，综合概率模型加入了裂缝指标，裂缝概率大于80%，5664～5669m解释为I类储层，5656～5664m解释为Ⅲ类储层，经对5662～5674m井段酸压，获油470m3，水08m3。
图6-2 S4x井综合裂缝概率模型处理成果图
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