Methodology of Calculating Oil Saturation and the GOR of Shale Based on Logging Data
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摘要:
为解决利用地化热解参数计算页岩含油饱和度精度达不到要求的问题，在页岩油重点取心井测录井资料基础上，提出以岩心分析含油饱和度与热解分析含油饱和度的比值作为刻度系数，对热解法含油饱和度计算模型进行校正。实例分析表明，利用改进热解法含油饱和度计算模型计算出含油饱和度的精度达到了要求。为解决利用气测值计算页岩气油比不准确的问题，建立了基于录井资料和测井资料的2种气油比计算方法，第1种方法通过对气测全烃曲线进行井径、钻时、排量、取心和气测基值等诸多因素的环境校正，根据气油比的定义，构建了利用多组分法计算气油比的模型，同时也探索了烃湿度法与平衡值法在气油比计算中的应用；第2种方法从测井资料出发，建立了基于成熟度指数IM的气油比计算模型。实例处理表明，建立的2种气油比计算方法简单实用，且这2种方法互为补充，进而提高气油比的准确度。研究表明，采用基于测录井资料计算页岩含油饱和度与气油比的方法计算页岩含油和度和气油比，可以提高页岩含油饱和度的精度和气油比的准确度。
Abstract:Because the accuracy of shale oil saturation calculated with geochemical pyrolysis parameters fails to meet agreed-upon requirements, the logging data of key shale oil core wells were utilized, and the ratio of oil saturation from core analysis to that from pyrolysis analysis was proposed as the scale coefficient, so as to correct the model of calculating oil saturation by pyrolysis. The case example analysis shows that the accuracy of the oil saturation calculated by the improved oil saturation calculation model by pyrolysis meets the requirements. In order to solve the problem of the inaccurate gas-oil ratio (GOR) of shale calculated with gas measurement values, two GOR calculation methods based on logging data were established. In the first method, ambient corrections of many factors such as well diameter, drilling time, discharge, core, and basic gas measurement value were carried out on the gas measurement total hydrocarbon curve. According to the definition of the GOR, the model of calculating the GOR with a multi-component method was established, and the applications of the hydrocarbon moisture method and balancing value method in the calculation of the GOR were tried. In the second method, the GOR calculation model based on the maturity index IM was established with logging data. The case examples show that the two methods are simple and practical, and they complement each other to improve the accuracy of the GOR. The results show that the accuracy of shale oil saturation and GOR can be improved with the method of calculating shale oil saturation and GOR based on logging data.
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Keywords:
- shale oil /
- oil saturation /
- gas oil ratio /
- logging data /
- gas logging /
- mathematical model
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全球页岩油气资源储量丰富，以北美为代表的页岩油革命深刻改变了当今世界的能源格局[1-6]。济阳坳陷作为中国东部陆相断陷湖盆的代表，在经历了近60年的勘探开发后，已进入油田勘探开发中后期，仅仅依靠常规油气实现稳产增产的难度越来越大，加大页岩油气勘探开发势在必行。与北美地区主要页岩油产层相比，济阳坳陷陆相页岩油有其特殊性[7-12]，集中表现在低演化程度下原油密度和黏度高、气油比低、可动性较差等几方面，这几项因素影响着页岩的含油性及可动性评价。含油饱和度和气油比是评价页岩含油性和可动性必不可少的关键参数，如何准确获取这2个参数是勘探工作者面临的难题。
除利用岩心试验表征页岩含油饱和度外，还可利用测井资料进行表征，主要有二维核磁共振测量、理论公式计算以及基于岩心刻度测井的统计模型等[13-17]。如王敏等人[14]采用阿尔奇公式评价含水饱和度，但阿尔奇公式中的岩电参数需进行大量岩电试验获得，成本高且耗时长，且阿尔奇公式是否适用于页岩含油饱和度的计算还值得商榷；刘雅慧等人[16]综合密闭取心饱和度分析结果、总有机碳含量与油碳含量之间的约束关系，采用改进T2截止值法确定含油饱和度，该方法虽使含油饱和度计算精度提高，但受限于二维核磁测井成本较高，推广应用困难；张晋言等人[17]基于中子、密度测井建立了页岩气层中含水饱和度的计算模型，该模型需要页岩中子、骨架密度准确，且页岩油与页岩气差别大，该模型不适用于页岩含油饱和度的评价。除此之外，还可利用录井资料表征页岩含油饱和度[18]。岩石热解录井以岩心或岩屑为分析对象，可以定量检测储集层的油气含量，是评价油气层的有效技术手段[19-21]，马德华等人[21]将利用岩石总热解分析的含油气总量与原油密度、孔隙度及岩石密度相结合计算储层含油饱和度，并建立了含油饱和度评价模型，但应用过程中发现测井资料处理结果与试验分析结果存在较大差异，适用性不强，亟需根据岩心分析结果对其进行校正。
气油比主要通过油气井生产资料获得，除此之外，气测录井也是计算气油比的重要途径[22-26]。司马立强等人[23]在2014年提出了以气体组分星形图面积计算气油比的方法；严伟丽等人[24]提出将气测录井参数与气油比相关关系式及测井响应方程结合，根据最优化理论计算气油比的方法，但在实际应用中，最优化理论待解方程和参数较多，影响了该方法的推广；陈嵘等人[25]提出了利用最优化计算模型计算地层溶解气与可动油含量进而确定气油比的方法，该方法精度较高，但测量可动油量与溶解气量的时间较长，达不到现场快速评价页岩储层气油比的要求。
为解决页岩油含油饱和度与气油比计算的问题，笔者以前人建立的地化热解法含油饱和度计算模型为桥梁，通过开展含油饱和度的误差分析，将岩心实测含油饱和度与前人采用热解法计算含油饱和度的比值作为刻度系数，从而完成热解法含油饱和度计算模型的校正，显著提高了模型的计算精度。刻度系数可以通过热解总烃含量与有效孔隙度等参数来获取。针对气油比参数求取的问题，首先对气测录井参数进行钻井条件标准化校正，再以气油比定义为基准，以气体相对质量和原油相对质量作为计算气油比的参考，建立了基于录井气测值的气油比评价模型，同时也尝试建立了基于成熟度指数（可由测井资料获得）计算气油比的模型，二者可以相互印证和补充，实现了页岩储层气油比的预测。
1. 基于刻度系数改进热解法含油饱和度计算模型
针对储层含油饱和度的计算，马德华[21]提出了以地化热解参数为桥梁的含油饱和度计算模型：
So=STρbρoϕe×100\% (1) 式中：So为通过热解法计算的含油饱和度；ST为热解总含烃量，mg/g；ρb为岩石密度，g/cm3，可通过密度测井获得；ρo为原油密度，取0.85 g/cm3；ϕe为有效孔隙度。
为分析该方法在济阳坳陷页岩含油饱和度评价中的适用性，选取济阳坳陷沾化凹陷一口岩心分析资料齐全的重点井，基于测录井资料开展了该井的含油饱和度解释及分析，结果见图1。从图1可以看出，根据式（1）计算出的含油饱和度与岩心实测含油饱和度差异明显，表明热解法页岩含油饱和度计算模型不适合用于评价济阳坳陷页岩含油饱和度。
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图 1 原始地化热解含油饱和度模型计算效果验证Figure 1. Verification of calculation result of initial oil saturation model by geochemical pyrolysis前期的研究表明[27]，页岩岩心含油饱和度会随有效孔隙度增大而增大，随岩石密度增大而降低，随热解总含烃量增大而增大。由于岩石密度变化范围有限，对热解法含油饱和度计算模型精度的影响较小，而热解总含烃量与有效孔隙度变化范围大，对热解法含油饱和度计算模型精度的影响较大，由此，笔者提出，将岩心含油饱和度与热解分析得到的含油饱和度的比值作为刻度系数：
b=SocSo (2) 式中：b为刻度系数；So为通过热解法计算的含油饱和度；Soc为岩心实测含油饱和度。
确定了刻度系数b后，将其代入原地化热解含油饱和度计算模型中，即可得到校正的含油饱和度。如果缺少岩心含油饱和度数据，无法计算刻度系数。分析刻度系数与热解总含烃量及有效孔隙度的相关性，发现刻度系数与热解总含烃量及有效孔隙度存在较高的相关性（见图2），因此笔者将热解总含烃量与有效孔隙度的比值定义为综合影响系数：
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图 2 刻度系数与热解总烃含量、有效孔隙度的相关性Figure 2. Correlation analysis of scale coefficient with pyrolysis total hydrocarbon content and effective porosityZ=STϕe (3) 式中：Z为综合影响系数。
通过建立刻度系数（b）与综合影响系数（Z）的回归模型（见图3），就可实现刻度系数的计算，如式（4）所示。在热解法含油饱和度计算模型的基础上引入刻度系数，进一步得到改进的含油饱和度计算模型，如式（5）所示。
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图 3 刻度系数与综合影响系数的关系Figure 3. Relationship between scale coefficient and comprehensive influence coefficientb=16.917Z−0.833(R2=0.926) (4) S′o=10STρbbρoϕe (5) 式中：
S′o 为校正后的含油饱和度。将改进热解法含油饱和度计算模型计算出的含油饱和度与岩心实测含油饱和度进行比较，结果见图4。从图4可以看出，改进热解法含油饱和度计算模型的计算结果与岩心实测含油饱和度的绝对误差为3.6%，由于根据刻度系数计算模型得到的刻度系数与实际刻度系数存在一定差异，所以造成岩心实测含油饱和度与改进热解法含油饱和度计算模型的计算结果之间存在较小的绝对误差，但其绝对误差在储量计算对含油饱和度绝对误差要求范围（不大于5%）内。由此证明，相对于以往利用热解法计算的含油饱和度，考虑刻度系数影响后的含油饱和度计算模型的精度有了显著提高。
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图 4 改进热解法含油饱和度计算模型计算结果与岩心实测含油饱和度的对比Figure 4. Comparison between calculated results of improved oil saturation calculation model by pyrolysis and measured oil saturation of the core为进一步分析该改进模型的适用性，选取靶区取心井Y井进行验证，结果如图5所示。图5中第5道为热解法含油饱和度计算模型计算出的含油饱和度与岩心实测含油饱和度的对比，可以看出两者差异明显；图5中第6道为利用改进热解法含油饱和度计算模型计算出的含油饱和度与岩心实测含油饱和度对比，可以看出，两者较为一致。
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图 5 Y井改进含油饱和度计算模型验证效果Figure 5. Verification effect of improved oil saturation calculation model in Well Y2. 基于气测校正的气油比计算方法
根据气油比的定义，将C1—C4的相对质量之和作为气体相对重量，C5以上组分相对质量之和作为原油相对质量，二者之比可以在一定程度上反映气油比[28]，但需对气测数据进行校正。
2.1 气测校正方法
气测校正的主要目的是消除或降低钻井条件对气测参数的影响，使气测曲线可以反映地层流体的真实情况。此次校正主要进行环境校正，环境校正一般指对钻井过程中的井径、钻井液性能、钻井速度、取心等条件进行校正，达到同一口井钻井中钻井条件的标准化[29]。
1）井径校正。钻头直径随着钻进深度增加而减小，不同直径钻头钻进相同的距离，破碎岩石的体积不同，岩石破碎产生的烃气也不同。大直径钻头会使气测检测值偏高，校正成标准井径条件需收缩气测检测值。一般认为气测检测值与钻井液烃气含量成正比，而钻井液的烃气含量与钻头破碎岩石释放出的烃气成正比，同时也与钻头碎岩石体积成正比，钻头碎岩石体积与钻头尺寸呈幂指数关系，则气测检测值与井径也呈幂指数关系。因此，需将大尺寸井径气测检测值收缩成标准井径气测值。研究区采用ϕ215.9 mm钻头钻目的层，因此，以215.9 mm为标准井径，进行气测校正时将不同尺寸井径统一校正成标准井径。
Dc=(DsD)2 (6) 式中：Dc为井径校正系数；Ds为标准钻头直径，mm；D为钻穿地层时所用钻头的直径，mm。
2）钻时校正。钻时是指钻头钻穿1 m岩层所需的时间。机械速度越快，单位时间破碎的岩石越多，进而地面脱气器从钻井液中脱出的气体越多，气体检测值越高。钻时增加，破碎的单位体积岩石所含的油气被钻井液稀释的越严重，使气测值偏低[30]。一般情况下，钻时低时气测值高，钻时高时气测值低，对钻时进行校正的系数为：
tc=ttavg (7) 式中：tc为钻时校正系数；t为实际钻时，min/m；tavg为钻井平均钻时，min/m。
3）排量校正，即对流经钻头的钻井液排量进行校正。通过不断循环钻井液将岩屑及其中的油气水携带到地面，钻井液排量是对气测录井全烃值影响较大的一个因素，在钻头直径、钻井速度等一定的条件下，排量越大，烃气被稀释地越严重，单位体积钻井液中烃气含量越低，气测值越低，即单位钻井液烃气含量和气测值与排量呈反比[31]。排量大，则需要求出放大系数，才可以校正成标准排量条件下的气测值。由此，需要对排量进行校正，校正公式为：
Qc=QQavg (8) 式中：Qc为钻井液排量校正系数；Q为钻井液实际排量，L/min；Qavg为钻井液平均排量，L/min。
4）取心校正。取心时钻头破碎岩石的体积较小，使单位体积钻井液中的烃气含量与未取心层段相比相对较小，气测值较低。因此，需要进行取心校正[28]，取心校正系数为：
Cc=D2D2−d2 (9) 式中：Cc为取心校正系数；d为岩心直径，mm。通常情况下，取心钻头的外径为215.9 mm，岩心的直径为100.0 mm，根据式（9）计算出取心段的校正系数为1.28，没有取心层段的取心校正系数为1.0。
5）气测基值处理。由于钻遇地层烃气扩散的影响，在非储层段的气测值偏高，导致后续的低幅度显示难以发现，如果直接使用气测全烃资料，不考虑基值这个因素，就会夸大气测资料的显示效果，扣除基值影响的气测全烃值称为气测基值校正，基值校正公式为：
Tgc=Tg−Tgj (10) 式中：Tgc为扣除基值影响的气测全烃值；Tg为实际气测全烃值；Tgj为气测基值，为需要处理层段的气测全烃值的平均值。
除井径、取心、钻时、钻井液排量以及气测基值会对气测全烃值产生影响，钻井液密度对气测全烃值也存在影响，但所处理几口井采用钻井液的密度基本在1.67～1.72 kg/L，差异较小，且油气性质比较稳定，所以未考虑该因素对气测全烃值所产生的影响，反之，若区块不同井所采用钻井液的密度差异较大，需对钻井液密度进行校正，本文不作阐述。
综上所述，通过建立的气测基值处理后的气测全烃值、井径校正系数、钻时校正系数、排量校正系数、取心校正系数，得到最终考虑钻井条件影响的气测全烃值计算公式：
Cnc=CnDctcQcCc (11) Tg,c=TgcCnDctcQcCc (12) 式中：Cn为C1、C2、C3、iC4、nC4、iC5、nC5的原始气测值；Cnc为C1、C2、C3、iC4、nC4、iC5、nC5校正后的气测值；Tg,c为校正后的气测全烃值。
对沾化凹陷Y井气测录井曲线进行钻井条件标准化校正，结果见图6。图6中第4道为钻井条件标准化校正前的气测录井曲线，第5道为钻井条件标准化校正后的气测录井曲线，可以看出，Y井校正后的气测全烃值普遍大于校正前的气测全烃值。校正后的组分气测值可以反映地层纵向上真实的组分信息，为下一步气油比的计算奠定基础。
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图 6 Y井钻井条件标准化校正前后的气测录井曲线对比Figure 6. Comparison of gas logging curves before and after standardized correction of drilling conditions inWell Y2.2 气测录井计算气油比
通过录井资料可以获得相对直观的地质特征与储层的含油性特征。根据气测录井资料能够直接获得地层中烃类气体C1—C5各组分的相对含量。笔者通过利用气测录井资料获取C1—C5组分，建立基于录井资料的多组分气油比评价模型：
RGO=(C1c+C2c+C3c+C4c)C4c√C2cC4cC3cC25c (13) 式中：RGO为气油比，m3/m3；C4c为气测校正后的iC4c与nC4c之和；C5c为气测校正后的iC5c与nC5c之和。
为验证构建的气油比计算模型的准确性，先对Y井气测值进行钻井条件标准化校正，再利用式（13）计算气油比，结果如图7所示。图7中的第7道为进行钻井条件标准化校正的校正系数，第8道为利用多组分气油比计算模型计算的气油比与实际生产气油比的对比，可以看出计算的气油比与实际生产气油比十分接近，验证了多组分气油比计算模型的可靠性。
3. 其他计算气油比方法的应用探讨
3.1 烃湿度法和平衡值法
除采用多组分气油比计算模型计算气油比外，笔者还尝试采用另外2种基于录井资料计算气油比方法计算济阳坳陷页岩油的气油比。李祖遥等人[32]提出了烃湿度（WH）、平衡值（BH）与组分气油比的经验关系式。考虑未经钻井条件标准化校正前的气测数据不能准确预测气油比，笔者采用经钻井条件标准化校正后的气测数据计算烃湿度与平衡值。
WH=C2c+C3c+C4c+C5cC1c+C2c+C3c+C4c+C5c×100% (14) BH=C1c+C2cC3c+C4c+C5c (15) 式中：WH为烃湿度；BH为平衡值。
分别绘制Y井烃湿度、平衡值与多组分气油比计算模型的气油比计算结果的交会图，结果如图8所示。从图8可以看出，烃湿度、平衡值与多组分气油比计算模型计算的气油比有较高的相关关系，由此，可建立基于烃湿度、平衡值的气油比计算模型：
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图 8 Y井烃湿度、平衡值与气油比的交会图Figure 8. Cross plot of hydrocarbon moisture value, balancing value, and GOR in Well YRGO,WH=1 387.1WH−1.442 (16) RGO,BH=3.952 3BH0.964 8 (17) 式中：
RGO,WH 为利用烃湿度值计算的气油比，m3/m3；RGO,BH 为利用平衡值计算的气油比，m3/m3。选取B1井验证烃湿度法（WH法）和平衡值法（BH法）计算气油比的准确性。B1井采用烃湿度法与平衡值法计算的气油比如图9所示，图9中第4道与第5道分别为经钻井条件标准化校正前后的气测值，第7道为利用烃湿度法（WH法）和平衡值法（BH法）计算的气油比与实际生产气油比的对比。其中，4 471.80～4 553.20 m井段的实际生产气油比为769 m3/m3，平衡值法计算的气油比为697.042 m3/m3，烃湿度法计算的气油比为232.816 m3/m3，可见，该层段利用平衡值法计算的气油比与实际生产气油比更为接近；4 577.20～4 639.20 m井段的实际生产气油比为302 m3/m3，烃湿度法计算的气油比为456.33 m3/m3，平衡值法计算的气油比为763.025 m3/m3，可见，该层段利用烃湿度法计算的气油比与生产气油比更为接近。由此可见，需要将烃湿度法与平衡值法相结合评价气油比更为可靠。
3.2 热成熟度指数法
有机质的热成熟度可用来评价其烃源岩的生烃潜力[33]。Hank Z等人[34]利用测井资料计算热成熟度指数IM，IM的计算公式为：
IM=N∑i=1Nϕn9,i(1−Sw75,i)1/2 (18) 式中：IM为热成熟度指数；N为取样深度处密度孔隙度
⩾ 9%、含水饱和度\leqslant 75%的数据样本总数；{\phi _{{\rm{n}}9,i}} 为每个取样深度密度孔隙度\geqslant 9%时的中子孔隙度，%；{S_{{\rm{w}}75,i}} 为每个取样取样深度密度孔隙度\geqslant 9%、含水饱和度\leqslant 75%时的含水饱和度，%。富有机质泥页岩储层中，低中子值代表高热成熟度，高中子值代表低热成熟度[33]。笔者通过研究发现，页岩储层热成熟度指数IM与生产气油比存在良好的相关关系（见图10），由此可基于测井资料计算的热成熟度指数构建气油比计算模型：
{R_{{\text{GO}}}} = 127.6{I_{\text{M}}} - 149.18 (19) 选取胜利油田沾化凹陷6口井的试油资料，验证利用热成熟度指数计算气油比的模型，结果见表1。从表1可以看出，利用成熟度指数计算的气油比与实测气油比相差不大。
表 1 胜利油田沾化凹陷区块6口井试油资料Table 1. Oil test data of six wells in Zhanhua Sag of Shengli Oilfield井号 井段/m 产油量/（m3·d−1） 产气量/（m3·d−1） 热成熟度指数 气油比/（m3·m−3） 计算 实测 Y1 3 090.00～3 135.00 42.85 3241.6 2.1 118.07 75.65 Y2 4 485.00～4 653.00 66.48 8 106.0 2.4 156.24 121.93 Y3 3 350.00～3 475.00 92.5 8 823.7 2.3 143.52 97.50 Y4 3 070.00～3 150.00 87.39 68 034.0 7.5 805.27 778.51 Y5 3 450.00～3 525.00 84.69 11 698.0 2.7 194.42 138.00 B1 4 471.80～4 553.20 35.64 27 407.2 6.8 716.19 769.00 B1 4 577.20～4 639.20 57.22 17 280.4 4.1 372.57 302.00 为分析4种气油比计算方法的应用效果，利用上述4种气油比计算方法计算B1井不同井段的气油比，结果见表2。
表 2 4种气油比计算方法在B1井的应用结果Table 2. Application results of four GOR calculation methods in Well B1井段/m 气油比/（m3·m−3） 多组
分法平衡
值法烃湿
度法热成熟度
指数法实测 4 471.80～4 553.20 746.83 697.04 232.82 716.19 769.00 4 577.20～4 639.20 329.47 763.02 456.33 372.59 302.00 从表2可以看出，多组分法与热成熟度指数法计算出的气油比与实测气油比更为接近，平衡值法与烃湿度法计算出的气油比与实测气油比差异较大，分析其原因，认为平衡值法与烃湿度法都是由多组分法间接得到，而多组分法计算的气油比本就与实测气油比存在一定误差，所以导致平衡值法与烃湿度法计算出的气油比与实测气油比差异较大。
现场实践中，对于含油饱和度和气油比的获取，通常采用测录井资料相结合的思路，两者相互印证，互为补充。
笔者提出的改进热解法含油饱和度计算模型可以作为测井解释页岩含油饱和度计算方法的有益补充。同时，提出的基于测录井资料计算气油比的方法也通过了验证。含油饱和度和气油比计算精度的提高，将极大提高页岩储层含油性和可动性的评价精度。
4. 结论与建议
1）为解决利用地化热解参数结合测井参数计算含油饱和度模型不适用于页岩油储层的问题，提出利用刻度系数校正热解法含油饱和度计算模型。实例分析表明，热解法含油饱和度计算模型经校正后，其计算页岩含油饱和度的精度得到显著提高。
2）由于钻井条件对气测检测值有影响，因此，建立了较为完整的钻井条件标准化校正流程，为后续气油比评价提供了理论基础。
3）在气测检测值校正基础上建立了多组分法、平衡值法、烃湿度法与热成熟度指数法的气油比计算模型，其中多组分法与热成熟度指数法在研究区取得了极好的应用效果，而平衡值法、烃湿度法需要相互结合，才可实现研究区气油比的精准评价。
4）需完善热解参数连续性计算方法，为含油饱和度连续性评价奠定基础。
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图 1 原始地化热解含油饱和度模型计算效果验证
Figure 1. Verification of calculation result of initial oil saturation model by geochemical pyrolysis
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图 2 刻度系数与热解总烃含量、有效孔隙度的相关性
Figure 2. Correlation analysis of scale coefficient with pyrolysis total hydrocarbon content and effective porosity
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图 3 刻度系数与综合影响系数的关系
Figure 3. Relationship between scale coefficient and comprehensive influence coefficient
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图 4 改进热解法含油饱和度计算模型计算结果与岩心实测含油饱和度的对比
Figure 4. Comparison between calculated results of improved oil saturation calculation model by pyrolysis and measured oil saturation of the core
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图 5 Y井改进含油饱和度计算模型验证效果
Figure 5. Verification effect of improved oil saturation calculation model in Well Y
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图 6 Y井钻井条件标准化校正前后的气测录井曲线对比
Figure 6. Comparison of gas logging curves before and after standardized correction of drilling conditions inWell Y
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图 8 Y井烃湿度、平衡值与气油比的交会图
Figure 8. Cross plot of hydrocarbon moisture value, balancing value, and GOR in Well Y
表 1 胜利油田沾化凹陷区块6口井试油资料
Table 1 Oil test data of six wells in Zhanhua Sag of Shengli Oilfield
井号 井段/m 产油量/（m3·d−1） 产气量/（m3·d−1） 热成熟度指数 气油比/（m3·m−3） 计算 实测 Y1 3 090.00～3 135.00 42.85 3241.6 2.1 118.07 75.65 Y2 4 485.00～4 653.00 66.48 8 106.0 2.4 156.24 121.93 Y3 3 350.00～3 475.00 92.5 8 823.7 2.3 143.52 97.50 Y4 3 070.00～3 150.00 87.39 68 034.0 7.5 805.27 778.51 Y5 3 450.00～3 525.00 84.69 11 698.0 2.7 194.42 138.00 B1 4 471.80～4 553.20 35.64 27 407.2 6.8 716.19 769.00 B1 4 577.20～4 639.20 57.22 17 280.4 4.1 372.57 302.00 
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表 2 4种气油比计算方法在B1井的应用结果
Table 2 Application results of four GOR calculation methods in Well B1
井段/m 气油比/（m3·m−3） 多组
分法平衡
值法烃湿
度法热成熟度
指数法实测 4 471.80～4 553.20 746.83 697.04 232.82 716.19 769.00 4 577.20～4 639.20 329.47 763.02 456.33 372.59 302.00
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