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第八章 流体识别
酸性火成岩储层流体性质识别
地层岩石孔隙中的流体，可分作两类。一类是液态的油和水、另—类是气态的天然气、二氧化碳气等。由于它们的物理化学性质差别很大．故必然导致测井曲线特有的响应；另一方面，复杂的空隙空间结构，又必然造成地层中各种流体分布状况与泥浆或泥浆滤液侵入特征的多样性，这不仅影响到储层产流体的性质，也影响到测井曲线的响应特征，从而最终影响地层模型的建立和地层含流体性质判别与饱和度计算的方法。因此，认识地层流体性质及其分布特征是储层评价的基本内容之一 。

气层定性识别

气层识别图版法
交会图法是一种测井资料的解释技术。它是把两种测井数据在平面图上交会，根据交会点的坐标定出所求参数的数值和范围的一种方法。交会图法同时也是确定岩性、孔隙度和含油气饱和度时广泛采用的一种方法，有助于解释与趋势有关的问题判断，还能把大量的数据用图示的方法反映出来。经过交会图版的应用，能使问题更加明朗化。
由于长岭地区火成岩井段试气层段较少，为了对油气水层识别，在制作图版的过程中加入了若干个具有类似情况的松辽盆地北部的酸性火成岩气水层结论，制作了气水层识别图版。具体做法是以进行了试气试水的层位为统计对象，分别读取相应的测井曲线值做交会图版。另外，为了验证的需要，长深1井的工业气层未参加统计，作为验证层。
从所做的各种交会图来看，密度（DEN）与电阻率（LLD）交会图的效果最好（见图8-1-1）。中子（CNL）-密度（DEN）交会图（见图8-1-2）与声波（DT）-电阻率（LLD）交会图（图8-1-3），也可以区别出气水层。从图8-1-1中可以看出，当地层的密度大于2.54g/cm3时，几乎全部为干层。当电阻率小于30Ωm 时，几乎全部为水层。气层则位于图中斜线的上方的气层区。对于含CO2较多的长深6井，则电阻率有一定程度的降低。但基本上位于气层区的下限。
图版法识别气层的效果见图8-1-4和图8-1-5。图8-1-4是长深1-3井测井曲线和图版法识别的结果。3872.2-3901.92m 用DEN-LLD图版识别的结果为水层，在3885.9ｍ处，模块式动态测试器（MDT）仪器测试结果是水。图8-1-5是长深1-1井测井曲线和图版法识别的结果。3874.23-3782.77m 用DEN-LLD图版识别的结果为水层，3780.7ｍ处MDT测试结果为水。说明图版法识别的结论是正确的。

图3-1-1 DEN—LLD 气水层判别交会图

图3-1-2 CNL-DEN气水层判别交会图 图3-1-3 DT—LLD 气水层判别交会图

3-1-5 长深D井图版法气水层判别结果

二、指标法识别气层
1、利用纵横波时差比识别气层
纵横波时差比识别轻质油层或气层的依据是岩石的体积模量和体密度与岩石孔隙度和孔隙流体性质有关，而岩石剪切模量仅与岩石孔隙度有关，与孔隙流体无关。在储层岩性、孔隙度相同的条件下，轻质油气层纵波速度小于水层纵波速度，而轻质油气层横波速度大于水层横波速度。把地层完全被水饱和时的纵横波速度比值作为背景值，在储层中，由于气的存在，将会引起纵横波速度比的减小，当纵横波速度比测量值小于纵横波速度比背景值时，指示气层；若两者比较接近，指示非气层(油层或水层)。
当具有偶极横波测井（DSI）测井资料时，就可以获得横波的时差，或速度。定义纵横波时差比为：
（8-1-1）
式中， 纵波时差，；横波时差,；分别为纵波和横波的速度。
2、体积压缩系数法识别气层
体积压缩系数(BCC)为体积弹性模量的倒数，岩石体积弹性模量K可以利用偶极阵列声波测井（DSI）得到的纵横波速度(Vp、Vs)及补偿密度测井数据 求得：

体积压缩系数 （8-1-2）
由公式可以看出，气的存在将使得体积压缩系数BCC增大。
3、泊松比法识别气层
泊松比的定义为：
（8-1-3）
其中：；
由公式可以看出，气的存在将使得泊松比POSIB减小。
根据长岭地区酸性火成岩井段的试气资料,确定出水层的BCC和POSIB作为基础值,如果某储层的BCC等于基础值, POSIB等于基础值,则认为是水层。如果BCC大于基础值, POSIB小于基础值,则认为是气层。

4、利用纵波等效弹性模量差比法识别气层
纵波等效弹性模量是杨氏模量和泊松比的函数，可用下式计算：
（3-1-4）
式中， －纵波时差， －体积密度。
该法最早由谭廷栋先生提出应用，这样计算纵波等效弹性模量避开了直接计算岩石的泊松比问题。在没有横波测井的情况下，也可以使用。
在储层岩性和孔隙度相同的条件下，当岩石孔隙中含天然气时，岩石的纵波时差增大和体积密度减小，其纵波等效弹性模量减小；而当岩石孔隙中完全含水时，水层岩石的纵波时差减小和体积密度增大，其纵波等效弹性模量增大。岩石的等效模量差比值等于水层岩石的等效弹性模量减去目的层的等效弹性模量，然后除以目的层的等效弹性模量，表示为：
（3-1-5）
在裂缝性气层中，DR大于零；水层岩石的DR等于零。一般地，裂缝性气层的等效弹性模量差比值大于或等于0.15，这可以作为识别裂缝性气层的下限值。
5、核磁与密度测井资料结合法
当孔隙含气时，密度孔隙度增大，核磁孔隙度TCMR减小。因此，可以用二者的差做为气层的识别标志。

式中，TCMR 为核磁测井的总孔隙度；是用密度测井计算的孔隙度；

为骨架密度；为水的密度；
在水层上，DPHI=0；在气层上，DHPI>0.
6、气层识别标准：
根据上述指标的公式，在研究区的试气和试水层段进行了实际计算，从而确定出研究区气层识别标准如下：
DTSC<1.7
POSIB<0.23
BCC>2.58
DPHI>0
DR>0

利用以上几种方法对18口井中的酸性火成岩井段进行了识别气层的处理与解释，获得了一定的效果。
图8-1-6是长深6井3729.8-3769.15m的气层识别结果。从曲线上可以得出，DTSC平均为1.62,BCC平均为3.6, POISB平均为0.21, DR>0, DPHI>0，据此得到的解释结论为气层。试气结论为3724.8-3733m是气层，自喷，气150.65。
图8-1-7是长深6井的3972.3-4019.65m的气层识别结果。从曲线上可以得出， DTSC平均为1.66, BCC平均为3.36, POISB平均为0.22, DR>0, DPHI>0据此得到的解释结论为气层。试气结论为3991-4000m气层，自喷，气55.07。
图8-1-8是长深1－1井3808-3850m的气层识别结果。从曲线上可以得出， DTSC平均为1.73, BCC平均为1.95,POISB平均为0.24,据此得到的解释结论为干层，试气结论为3822-3833m是干层。
图8-1-9是长深2井3792.2-3801.6m的气层识别结果。从曲线上可以得出， DTSC平均为1.68, BCC平均为3.15, POISB平均为0.225,据此得到的解释结论为气层。 试气结论为3793-3800m 是含水工业气层。
图8-1-10 是长深1-2井3696.2-3733.9m的气层识别结果。从曲线上可以得出， DTSC平均为1.68, BCC平均为2.81, POISB平均为0.22, 据此得到的解释结论为气层 。试气结论为3697-3704m 是含水工业气层，含气181.5k,含水0.44

图8-1-6 长深6井气层指标识别气层效果

图8-1-7 长深6井气层指标识别气层效果

图8-1-8 长深1－1井气层指标识别气层效果

图8-1-9 长深2井气层指标识别气层效果

图8-1-10 长深1-2井气层指标识别气层效果
三、利用压力梯度识别气层
压力梯度与地下流体密度成正比，即流体密度小的气顶部分，比流体密度大的含油部分或边水部分，具有较小的压力梯度，而且压力梯度乘以101.97即为地层流体密度。通过做地层压力随深度变化的压力梯度图（图8-1-11）求取压力梯度。因此，可以通过压力梯度的大小判断地层流体类型。
通过压力梯度求流体密度的公式如下（斯伦贝谢）：
ρ＝101.97×1／K （8-1-6）
式中，K是图中直线的斜率，对有MDT测试资料的井求出各井流体密度见表8-1-1。具体应用见图8-1-11与图8-1-12。
表8-1-1 MDT求取的流体密度数据
井名
深度段(m)
流体密度(g/cm3)
推测的流体性质
CS1-1
3720-3735
ρf =0.31
气
3876.8-3882.5
ρf =1.284
水
CS1-2
3838.3-3843
ρf =1.06
水
3697.4-3701.5
ρf =0.707
气水（试气：含水工业气层）
CS1-3
3884.3-3890.9
ρf =1.262
水
3832-3842
ρf =0.6946
气水
CS103
3838.9-3910.6
ρf =1.4
水
3633.64-3730.7
ρf =0.267
气

图8-1-11 长深1－2井压力梯度图

图8-1-11为长深1－1井压力数据与梯度图，按该井段的压力梯度计算出的流体密度为0.31,推断该井段的流体为气。
图8-1-12为长深1－3井压力数据与梯度图，按该井段的压力梯度计算出的流体密度为1.06,推断该井段的流体为水。

图8-1-12 长深1-1井压力梯度求取的流体密度

图8-1-13 长深1-3井压力梯度求取的流体密度

四、各种气层识别方法的效果分析
气水层识别图版法应用比较简单，容易，而且直观。应用效果受资料点多少以及代表性的限制。
利用偶极横波测井（DSI）资料的各种方法，对气层的指示性较强，但不是每口井都有DSI资料，这使得这种方法应用起来有一定的局限性；有些指标法需要用到骨架值，如果骨架值求不准，会直接影响到这种方法的应用效果。
核磁与密度测井资料结合法有一定的效果，但是该方法不仅需要骨架值，而且要有核磁测井资料，这也使得这种方法的应用受到一定的限制；
压力梯度法通过求取流体密度来间接判断流体性质，但需要有模块式动态测试器（MDT）的压力测试资料。
如果各种方法所需要的资料具备，以上各种方法对火成岩气层的识别是有一定效果的。从应用效果来看，图版法与利用DSI资料的方法（纵横波比法，压缩系数法和泊松比法）应用效果较好。但这种方法还受到很多因素的影响：①岩性，火山岩岩性复杂，工区虽然以酸性火山岩为主，但酸性火山岩本身的界定范围就比较宽，从而造成纵横波时差比在纵向和横向上对比困难；②物性，在相同流体条件下，孔隙度越大，流体的影响就越大，对气层来说 Vp/Vs 值就会越小，因此，一般用纵横波时差比与孔隙度曲线交会识别流体性质；③裂缝，尤其是高角度裂缝，纵波时差不受高角度缝影响，横波时差会明显增大，因此比值会增大；④其它因素，包括岩石所承受的有效应力等。因此，用 DSI 资料单独识别流体性质会有一些误差，必须与交会图、压力分析、地质录井显示、气测、常规测井曲线及核磁测井资料等有效结合，进行综合识别。
3.2 含CO2储层的测井曲线特征及识别
3.2.1CO2的物理性质以及在地下的赋存状态
CO2具有自己特有的物理和化学性质。CO2的分子量为44。在常温常压下CO2是一种无色无味气体，不可燃，比重为0.00198，比空气略重。随着温度和压力的变化, CO2的物理相态可呈气相、液相或固相；当温度高于临界温度（31.1℃）时，纯CO2为气相；当温度与压力低于临界温度与临界压力（7.383MPa）时, CO2为液相或气相；当温度低于-56.6℃、压力低于0.535MPａ时, CO2呈现固态（干冰）,其密度可达1512.4。随着外界温度的升高,固态（干冰）又会升华转变为气相（图3-2-1）。

图3-2-1 CO2随温度压力变化的相图

二氧化碳的气、液、固相密度各异，液相和气相CO2的密度见表8-2-1。液态二氧化碳密度大小与温度成反比，温度越高，密度愈小。气态二氧化碳密度大小则与温度成正比，温度越高，密度愈大。固体二氧化碳密度可达1512.4。由于一般的地层温度及地层压力均高于CO2的临界温度和临界压力，在地下岩层孔隙中CO2以气液两相形成的高密度流体相储存，超临界CO2流体溶于地层水中,密度可达500－850,扩散能力是液体的100倍。
表3-2-1 液态和汽态的CO2密度

二、含CO2储层的测井曲线特征及识别
由于气态物质和液态物质在声波速度、体积密度、氢含量上差异很大，所以气层和油水层在声波测井曲线、密度测井曲线和中子测井曲线上差别较大。相对于水层而言，除了气层的电阻率较高外，气层的声波时差测井值增大、密度测井值减小，中子孔隙度测井值减小更为明显，因此可以根据这些特征来识别气层。
根据研究区气体分析的数据，分别读取相应井段的测井曲线读数，形成测试数据与测井数据的关系表。图8-2-2、图8-2-3和图8-2-4的数据与该表对应。由于标注井名，因此数据点不能太多，表8-2-2 仅列出了长深1井、长深1－1井、长深1－2井、长深1－3井和长深103井CO2含量与对应的测井读数表。

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表8-2-2 CO2含量与对应的测井读数表
井名
顶深
底深
GR
CN
CN/GR
DEN/GR
DEN
DT
LLD
二氧化碳
含量
长深1-3
3888.50
3889.50
161.01
10.2
6.33501
1.525992
2.457
65.01341
11.785
99.39
长深1-3
3786.50
3787.50
165.211
4.9
2.965904
1.537428
2.54
61.67287
35.982
97.75
长深1-3
3785.50
3786.50
146.473
7
4.779038
1.706116
2.499
56.20915
39.068
96.90
长深1-2
3837.50
3838.50
120.961
9.827
8.124106
2.028753
2.454
65.128
18.399
77.03
长深1－1
3879.50
3880.50
106.439
10.9
10.24061
2.31588
2.465
64.16951
17.319
71.43
长深1-2
3697
3704
159.055
12.343
7.760209
1.47056
2.339
69.723
153.048
33.36
长深1－1
3732.00
3733.00
128.931
4.5
3.490239
1.94988
2.514
58.559
57.186
31.64
长深1
3550
3594
86.713
5.702
6.575715
2.909598
2.523
59.08262
276.543
27.32
长深1
3716
3727
101.699
1.796
1.765996
2.533948
2.577
54.08994
914.679
24.86
长深1-2
3696.5
3697.5
126.492
8.303
6.564051
1.911583
2.418
68.728
224.287
21.80
长深1
3868.50
3869.50
90.569
2.205
2.434608
2.781305
2.519
58.45915
28.996
21.29
长深1
3667.45
3668.45
127.545
2.595
2.034576
1.988318
2.536
56.38476
866.993
20.91
长深1
3753.50
3754.50
97.005
2.25
2.319468
2.677182
2.597
54.13445
6227.61
19.12
长深1
3753.50
3754.50
97.005
2.25
2.319468
2.677182
2.597
54.13445
6227.61
18.88
长深103
3820.00
3821.00
164.312
9.2
5.599104
1.509324
2.48
63.125
23.881
17.83
长深1
3746.50
3747.50
123.23
1.868
1.515865
2.103384
2.592
57.50915
898.069
16.08
长深1
3610.50
3611.50
100.066
3.028
3.026003
2.533328
2.535
58.90091
360.669
15.15
长深1-3
3738.50
3739.50
196.322
1.9
0.967798
1.307546
2.567
53.78201
67.303
13.53
长深1
3753.50
3754.50
97.005
2.25
2.319468
2.677182
2.597
54.13445
6227.61
11.93
长深1
3612.50
3613.50
103.514
3.054
2.950326
2.455706
2.542
57.66494
509.691
11.20
长深1
3604.50
3605.50
109.313
6.052
5.536395
2.351962
2.571
58.4375
447.081
10.16

对于含CO2气层和烃类气层，在中子密度测井曲线上有一定的差别，见图8-2-2。但是单纯利用中子密度曲线很难将两种气体完全区分开。在火成岩中，由于从基性到酸性岩过渡时，GR值逐渐增大，密度值逐渐减小，中子孔隙度值逐渐减小。取DEN/GR，CNL/GR比值将会减少岩性变化带来的影响，以便区分烃类气和CO2气（图8-2-3）
CO2含量与电阻率具有相关性，一般随CO2含量的增加电阻率逐渐降低，体现了含CO2的存在低阻现象（图8-2-4）。从中可以看出，CO2含量在70％以上时，电阻率均小于50Ωm，CO2含量在40％以下时，电阻率多数大于50Ωm，且随着CO2含量的增大，有逐渐增大的趋势，最大接近10000Ωm。

图8-2-2 CO2含量不同的层段中子－密度交会图

图8-2-3 CNL/GR-DEN/GR交会图

图8-2-4 CO2含量与电阻率之间的关系
第三节 区别烃类气层与二氧化碳气层
由于气态物质和液态物质在声波传播速度、体积密度、氢含量上差异很大，所以气层和油水层在声波测井曲线、密度测井曲线和中子测井曲线上差别较大。例如在气层, 声波时差测井值增大、密度测井值减小、中子孔隙度测井值同样减小, 因此就可以根据这些特征来识别气层。尽管甲烷和二氧化碳都是气态物质, 它们在三孔隙度测井曲线显示上具有相似之处，但是甲烷气层和二氧化碳气层在三孔隙度测井曲线显示上存在着一定的差异。在声波时差和中子孔隙度测井曲线显示上，非烃类气层和烃类气层没有多大差别；但是在密度测井曲线显示上，它们却有较大的差别。这是因为在相同状态下，二氧化碳的体积密度是甲烷体积密度的三倍多。通常可采用声波时差和密度测井曲线相配合来识别与区分二氧化碳气层和烃类气层。
声波--密度孔隙度差值法
声波--密度孔隙度差值定义为：
（8-3-1）
其中：—地层的声波孔隙度；—地层的密度孔隙度。
如果规定非储集层的声波-密度孔隙度的差值为0,当地层完全含水或含油时, 地层的声波孔隙度和密度孔隙度就等于或接近于地层的孔隙度, 此时地层的声波-密度孔隙度差值就等于或接近于0；当地层含烃类气时, 地层的声波孔隙度和密度孔隙度都大于地层的孔隙度, 但地层的声波-密度孔隙度差值很小且等于或接近于 0； 只有当地层所含气是二氧化碳气时, 地层的密度孔隙度稍大于地层的孔隙度, 此时地层的声波--密度孔隙度差值就大于 0。这种方法是区分烃类气层与非烃类(二氧化碳气)气层的一种有效方法。

、孔隙度比值重叠法
孔隙度比值重叠法是指用地层的声波孔隙度和地层孔隙度的比值与地层的密度孔隙度和地层孔隙度的比值进行重叠来识别非烃类气层。
1、声波孔隙度比值
声波孔隙度比值是地层的声波孔隙度和地层孔隙度的比值。
声波孔隙度比值定义为
（8-3-2）
其中：—地层的孔隙度。
如果规定非储集层的声波孔隙度比值为 1, 当地层完全含水或含油时, 地层的声波孔隙度就等于或接近于地层的孔隙度, 因而地层的声波孔隙度比值就等于或接近于 1; 当地层含气时，地层的声波孔隙度就大于地层的孔隙度，因此地层的声波孔隙度比值就大于1。所以，它能直观显示地层的含气特征。
2、密度孔隙度比值
密度孔隙度比值是地层的密度孔隙度和地层孔隙度的比值。
密度孔隙度比值定义为：
（8-3-3）
如果规定非储集层的密度孔隙度比值为1.0。当地层完全含水或含油时，地层的密度孔隙度就等于或接近于地层的孔隙度，因而地层的密度孔隙度比值就等于或接近于 1.0；当地层含烃类气时，地层的密度孔隙度就大于地层的孔隙度，所以地层的密度孔隙度比值就大于 1.0；如果地层所含气是二氧化碳气时，地层的密度孔隙度就稍大于地层的孔隙度，因而地层的密度孔隙度比值就稍大于 1.0 。因此利用它可以区分烃类气层与二氧化碳气层。
如果把声波孔隙度比值和密度孔隙度比值进行重叠，那么在非储集层两条线重合；在油层或水层两条线基本重合，有很小的正或负幅度差；同样在烃类气层， 两条线基本重合，有很小的正或负幅度差；但是在非烃类气层两条线就不再重合，有较大的幅度差。这种方法也是区分烃类气层与二氧化碳气层的一种有效的方法。
声波--密度孔隙度比值法
声波--密度孔隙度比值是指地层的声波孔隙度与密度孔隙度比值的平方。
声波--密度孔隙度比值定义为：
（3-3-4）

如果规定非储集层的声波--密度孔隙度的比值为1.0，当地层完全含水或含油时， 地层的声波孔隙度和密度孔隙度就等于或接近于地层的孔隙度，此时地层的声波--密度孔隙度比值就等于或接近于 1.0；当地层含烃类气时，地层的声波孔隙度就等于或接近于地层的密度孔隙度，因此地层的声波--密度孔隙度比值也接近于 1.0；如果地层所含气是二氧化碳气时，地层的声波孔隙度就大于地层的密度孔隙度，此时地层的声波--密度孔隙度比值就大于1.0。这种方法同样是区分烃类气层与二氧化碳气层的一种有效方法。
孔隙度差比值法
孔隙度差比值是指地层的声波孔隙度和密度孔隙度的差比值乘以声波孔隙度与密度孔隙度的比值。
孔隙度差比值定义为：
（8-3-5）
如果规定非储集层的孔隙度的差比值为 0.0， 当地层完全含水或含油时, 地层的声波孔隙度和密度孔隙度都等于或接近于地层的孔隙度，因此地层的三孔隙度差比值就等于或接近于 0.0； 当地层含气并且所含气是烃类气时， 由于地层的声波孔隙度和密度孔隙度相接近，所以地层的三孔隙度差比值也就等于接近于 0.0； 如果地层所含气是二氧化碳气时，由于地层的声波孔隙度大于地层的密度孔隙度, 所以此时地层的孔隙度差比值就大于 0.0。这种方法同样也是区分烃类气层与二氧化碳气层的一种有效方法。
在已经识别出气层的基础上，按照下列标准再识别出二氧化碳气层。
CO2气层识别标准:
BPOA>1
BPOD>1
PAD2>1
PRAD>0
BPAD>0
通过对2口井进行CO2层识别，发现以上各个指标都具有相关性。PAD2基本上可以代表全部指标，最终优选出PAD2做为CO2层识别的指标。输出曲线时，PAD2大于2时，按2处理。
以上方法识别二氧化碳气层的效果见图3-3-1和图3-3-2。图中最后一道为根据BPOD和PAD2识别CO2气层结果。
图3-3-1是长深A井3972.14-4010.94m CO2气层识别结果。从曲线上可以看出，PAD2＞1.0识别结果为CO2层， 试气结论是3991-4000m为CO2气层。在3999.4m 用MDT测试的结论也是CO2气。
图3-3-2是长深B井CO2气层识别结果。从曲线上可以看出，PAD2＞1，据此可判断3793-3796m, 3802.35-3805m为CO2气层。试气结论是3793-3800m为气层, CO2含量占98.55%.

图8-3-1 长深6井CO2气层识别结果

图3-3-2 长深B井CO2气层识别结果

五、效果分析
声波-密度孔隙度差值法(PRAD)、孔隙度比值重叠法（声波孔隙度比值(BPOA)和密度孔隙度比值(BPOD) ）、声波-密度孔隙度比值法(PAD2)和孔隙度差比值法(BPAD)都是是利用常规测井资料进行判别，因而这些方法的应用性较广，适用性较强。但由于这些方法同样需要用到相应的骨架值，如果骨架值求不准，将直接影响到它们的应用效果，因而在判别CO2气层时，不可避免地会带来一些误差。通过应用该方法识别出的CO2气层，与试气结论中CO2气层比较，可以看出，这些方法对于火成岩CO2气层的识别还是有一定效果的，可以应用到火成岩CO2气层的识别中。
第四节 BP网络预测二氧化碳含量
一、算法基本理论
人工神经网络(ANN)是对人脑部分智慧的一种模拟,是一种具有人类智慧的信息处理系统,具体表现在:①具有一定的学习能力，它不像传统的预测识别方法那样需要建立预测识别规则,而是像人脑一样在实际工作中不断学习、逐步适应,从而掌握模式变换的内在规律,获得预测识别知识。因而,这种知识是智能化的知识。②具有高度的容错性。容错性是根据不完全的、有错误的信息作出正确、完整结论的能力。人的大脑具有高度的容错性, 大脑的容错性与大脑的分布式存储的组织方式有极为密切的关系。神经网络由于采用了大脑的分布式存储方式,因而具有较好的容错性, 使得神经网络预测识别方法是一种智能的预测识别方法。神经网络的预测识别知识是在一定的神经网络结构基础上，根据一定的学习方式, 通过向示例自动学习而获得的。
BP误差反传播算法，其学习机制为：对于给定的输入模式，当实际的输出结果和正确的期望输出有误差时，网络将通过自动调节机制调节相应的联接强度，向减少误差的方向改变联接强度，经过多次重复学习，最后和正确的结果相符合，并将各联接强度作为知识保存起来。这种网络学习采用误差逆传播算法（Error ack-Popagation）简称BP算法。
首先将训练样本进行标准化处理，然后送入输入层，逐层计算神经元的激活值，在输出层计算出实际输出值与期望输出值之间的输出误差，从输出层开始，将误差反馈到前一层并应用剃度下降法计算出各层间联接权的变化值，从而确定合适的联接权值以便让网络的整体误差不断变小，通过不断学习。直至网络的整体误差达到规定的足够小为止。在学习结束后，各层神经元之间的联接权以及隐层和输出层神经元的阈值组成的数组即为要建立的模型。
二、BP算法具体步骤
各单元之间的激活采用Sigmoid函数
（8-4-1）
① 学习样本通过网络的向前传播，即利用关系式
（8-4-2）
计算从第一层开始直到输出层的各层的每个节点j的输出；
② 计算输出层各个节点的误差值
③ 计算各隐层每个节点的误差值
（8-4-3）
逐层误差反向传播，即m=M,M-1，……，1,知道将各层内每个节点的误差值都算出为止；
④ 计算权系数修正值
（8-4-4）
⑤ 计算新的权系数
（8-4-5）
⑥ 返回②，输入下一个样本；
⑦ 全部学习样本输入完后，检验误差是否达到要求，如达不到要求再重复此过程。通过上述过程，统平均误差和对每一个样本的误差都会逐渐减少。如果网络学习是成功的，那么系统误差将随重复次数的增加而减少，收敛于一组稳定的权值。如再继续学习，值不变。

图8-4-2 BP神经网络结构示意图
⑧ 将结果保存下来，以便进行下一步预测时使用。结构示意图见图8-4-1。
图8-4-1 BP神经网络算法结构示意图
三、气层中CO2含量的BP神经网络训练
依据BP神经网络的理论，本文采用带有两个隐含层的BP神经网络进行CO2含量的训练，根据测井曲线的响应特征，采用了CNL、GR、DEN、LLD、DT这五条曲线的响应值作为输入层的神经元（图8-4-2），CO2含量百分数作为输出层的神经元，分别选取结点数12和9，确定最终训练次数为一百万次。
在本项目研究中,选取吉林油田的CO2气分析数据，通过多次BP网络训练，对样本进行了筛选，最后确定出10个资料点用于最终的CO2含量预测训练数据（表8-4-1）。预测结果见表8-4-2。
图8-4-3是BP神经网络训练相关系数图。从图8-4-3可以看出，利用BP神经网络训练的CO2含量与试气所得的CO2含量值基本吻合，将此训练所得参数进行保存，以便进行整口井的CO2含量的预测。BP网络预测效果见图8-4-4和图8-4-5。

表8-4-1 气测CO2含量数据表
井名
GR
CNL
DEN
AC
RT
CNL/GR
DEN/GR
CO2
长深2
140.1155
2.454545
2.6205
179.7604
192.1806
1.751801
1.870242
98
长深1-3
123.3158
5.315789
2.541053
203.7761
35.16584
4.310711
2.060605
97.09
长深2
101.0672
3.842105
2.607
195.1638
68.13464
3.801536
2.579472
97
长深2
79.17839
4.05
2.577056
194.9486
95.69506
5.115032
3.254746
91.5
长深1-2
115.657
8.302383
2.484
211.1465
15.91683
7.178453
2.14773
77.03
长深1-1
162.2026
3.928571
2.532714
198.6999
83.22233
2.422016
1.561451
22.24
长深1-2
120.3153
8.725263
2.389875
215.5954
190.9036
7.252
1.986344
21.95
长深1
139.9238
5.7444
2.50625
192.5753
28.557
4.105377
1.791153
21.29
长深1
195.2851
2.554455
2.544429
195.4468
1101.895
1.308064
1.30293
20.91
长深1
196.7067
1.773667
2.59785
172.9722
812.4843
0.901681
1.320672
16.08
长深1
158.2437
4.4466
2.53305
189.3067
363.7805
2.80997
1.600727
15.15
长深103
161.6001
9.457143
2.472571
207.8962
24.16714
5.852187
1.530055
12.48
长深1
164.1085
3.732462
2.490143
189.6959
503.8523
2.274386
1.517376
11.2
长深1
177.0258
3.750471
2.551167
192.8302
474.17
2.118602
1.441127
10.16

表8-4-2 BP网络预测CO2含量数据表
井名
原始值
预测数值
长深2
98
97.0618
长深1-3
97.09
97.0977
长深2
91.5
97.9995
长深1-2
77.03
76.8536
长深1
21.29
22.2602
长深1
16.08
10.8615
长深1
15.15
13.0531
长深1
11.2
11.8594
长深1
10.16
11.0584
图8-4-3 BP神经网络预测相关系数图

图8-4-4是长深1-1井BP网络预测CO2含量结果图。图中最后一道标CO2的是BP网络预测的结果，标试气的是气测结果。从图中可以看出，预测的CO2含量约为85%，气测的CO2含量为70%。

图8-4-4 长深1-1井BP网络预测CO2含量结果图

图8-4-5 长深1-2井BP网络预测CO2含量结果图。从图中可以看出，预测的CO2含量约为70%，气测的CO2含量为80%。

图8-4-5 长深1-2井BP网络预测CO2含量结果图

流体综合识别应用效果分析
一、流体综合识别实例
在储层液体识别研究中，主要以DEN-LLD交会图版为主，辅以纵横波速度比法、泊松比法、体积压缩系数法、纵波等效弹性模量法、压力梯度法和核磁-密度结合法识别气层。在识别出气层的基础上，应用声波--密度孔隙度差值法、孔隙度比值重叠法、声波-密度孔隙度比值法和孔隙度差比值法识别CO2气层，然后又运用BP神经网络对CO2含量进行了预测。
对研究区18口井酸性火成岩井段均进行了流体性质的综合识别。综合识别的效果见图8-5-1～图8-5-5。图中CO2含量一道就是用BP神经网络预测的结果。CO2气层一道是根据前述CO2识别指标识别的结果。
图8-5-1是长深6井3729.8-3769.15m井段测井流体识别综合图。从曲线上可以得出，DTSC平均为1.62,BCC平均为3.6, POISB平均为0.21, DR>0, DPHI>0，据此得到的解释结论为气层。又由于CO2气的判别指标PAD2>1,据此判断为CO2气层。试气结论为372