K=(1～ 10)×10-3um2。的样品35个，占39．3% ；K< 1×10-3um2的样品54个，占60．7% ；平均值1．13×10-3 um2 。据上述资料可以评价该储层为低孔隙度低渗透率储层。该储层据9个岩芯物性样品分析资料表明，孔隙度在4．2%～ 13．3 %，平均孔隙度7．68% ；渗透率(0．O9～1．55)×10-3um2，平均渗透率0．7×10-3um2 。由此也表明该储层为低孔隙低渗透储层。　

     测井解释：该储层POR=6．47 %～10．21% ，平均7．34% ；PERM=(0．201～13．19)×10-3um2 ，平均1．52×10-3um2；为低孔隙低渗透储层。综上所述，综合录井现场评价的储层级别基本与岩芯分析、测井解释的结果一致。

    2．3 生油岩评价　

    生油岩评价是生油资源评价。综合录井主要使用热解色谱地化录井测量T0C、S1、S2、D、IH“等参数进行生油岩的有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度进行评价。　

    实例：庄104(导眼)井侏罗系下统三工河组生油岩评价。该生油岩单层厚度：最大14．0m、最小0．75m，累计厚度154．0m，占地层厚度52．5% 。岩性以灰、深灰色泥岩为主，少量灰黑色泥岩及灰、深灰色粉砂质泥岩。区域上分布较稳定。

     (1)有机质丰度：共分析生油岩样品86个，TOC<0．4 %的样品47个，占54 %，为非生油岩；TOC=0．4 %～0．6 % 的样品32个，占37．2  %，为差生油岩；TOC=1 % ～2 %的样品1个，占1．2 % ，为好生油岩。sl+S2<2mg／g的样品80个，占93 % ，为差生油岩；sl+S2=2～6mg／g的样品6个，占7 % 为中等生油岩。

    综上所述，该生油岩主要为差生油岩，部分为中等生油岩，个别为好生油岩。

     (2)有机质类型：共分析生油岩样品86个，其中39个达到生油下限，45．3 % ，S1 +S2>2mg／g的样品6个，占7．O % 。D<10  %的样品6个，占7 % ，有机质类型为Ⅲ类(腐殖型)；D=10～20 % 的样品20个，占23．26 % ，为ⅡB(腐泥腐殖型)；D>50 %的样品1个，占1．79 % 为I类(腐泥型)。IH=150～350的样品20个，为ⅡB(腐泥一腐殖型)；IH=350～700的样品5个，为ⅡA(腐殖一腐泥型)。综上所述，该有机质类主要为ⅡA ～ ⅡB类，部分为Ⅲ类，个别为I类。

     (3)有机质成熟度：有机成熟度是生油所需的外部条件。本文采用岩石热解地化分析S2顶峰温度(Tmax )进行评价：共分析样品86个。 Tmax <435℃的样品24个，占27．9% ，有机质为未成熟； Tmax =435～440℃的样品40个，占46．5 % ，有机质为低成熟； Tmax =440 ～450℃的样品19个，占22．1% ，有机质为成熟；Tmax = 450～580℃的样品3个，占3．5 %，有机质为高成熟。达到生油下限的样品39个，占45．3 % ，Tmax=428～447℃，平均437℃ ，有机质为低成熟。综上所述，该生油岩主要介于成熟一低成熟之间，部分为未成熟，少数达到高成熟。