对压力梯度应用统计分析估计储层连通性和流体接触面的综合研究方法

电缆式地层压力测试一直是确定流体密度、砂层连通性、流体接触关系的主要测量方法。过去，对地层压力测试结果常常是半定量分析，所以对确定砂层连通性和评价流体接触关系的借鉴意义很有限。现在，由于开发了精度高、温度稳定的石英压力计，压力测量规程要求最好使用这种压力计测量，它有利于改善对系统误差的认识，能够运用精确的统计方法预测高渗透率岩石中的连通性、流体接触关系及其误差。 Ugueto（2004）等已介绍了运用统计分析获得的系统成就，包括深度误差和压力测量值的准确性。然而，虽然该方法成功地预测了墨西哥湾（GOM）深水油气田储层的连通性和流体接触关系，但还存在不足，如所采用的对偶分析图（不包括压力梯度误差和深度误差）和统计分析的探索式特征。 本文中，我们提出了运用统计方法分析储层连通性和流体接触关系的理论。这些方法综合考虑了压力计精度和准确性出现的误差、深度测量精确度、和在压力测量过程中的伪随机误差。该统计方法能用于压力梯度测量施工规划、以统计准则为依据的数据质量控制、单一流体类型储层连通性的定量计算、以及确定流体界面的深度与误差。 本文简要概述了地层压力数据的应用，讨论了储层连通性和流体界面的模型，该模型是统计理论的基础。本文还介绍了GOM深水储层连通性例子，以及其与生产数据的对比方法。

压力梯度和流体分析有助于确定储层划分

现代的地层测试和取样工具提供了各种井下光学测量数据，可用这些数据来描述或推断流体特性。这些测量数据有两类：吸收光谱和井下流体荧光。吸收光谱用于计算气油比（GOR）和油基泥浆（OBM）滤液的污染。荧光则用来检测相变和确定是否存在逆向凝析。除提供流体特性之外，对单井中的烃类分析的或多口邻井中的烃类之间的数据分析，在某些情况下，可帮助进行确定储层划分。 为了根据光学测量分析定量给出流体差异，本文论述了已经开发的流体对比算法（FCA）。FCA提供能对受不同程度的油基泥浆污染的两个烃类进行对比。FCA利用输入参数，如吸收光谱数据、油基泥浆沾染程度及其不确定性，可以计算流体特性，如颜色、气油比（GOR）及其不确定性。根据这些流体特性，把这两种流体分成三个类中的某一类：统计学上相似的流体、统计学上不确定的流体或统计学上不同的流体。如果两种流体统计学上是不同的流体，则应该收集这两种流体以便在地面实验室作进一步的详细分析。另外，在某种情况下．这种差异可用于储层划分。 这个算法已经过探井的现场试验。常规的压力梯度分析显示储集层是不相邻的。在定性上，发现它与FCA的结果一致。处在不同深度的流体具有相似的气油比（GOR），但是颜色完全不一样。这种颜色的差异不能用测量的不确定性或流体中油基泥浆污染程度的差异来解释。但发现这种颜色的变化与井下荧光测量值的变化一致。此外，对库存石油的地面分析证实了不同烃类之间在颜色和荧光上有差异。在本例中，不同烃类其明显的颜色差异是储层划分的一个很好的鉴证。 实时应用这个算法能够优化流体取样工作流程，使流体样本代表储集层中流体的复杂性。结合其他信息，比如压力、裸眼井测井、试井和地震资料，FCA能够提供更完整的储层划分图象和流体成分不确定性，这些信息影响到储量评价、油气田开发策略和设备设计。

时差—频率成像测井：一种精确计算声波时差的新的质量控制方法

任何声波时差测井，不管它是单极纵波、偶极横波、单极斯通利波，是铠装电缆测井或随钻测井，人们总是要问这个问题：时差值正确吗？当估计算时差的大多数方法是用基于时间相关的处理方法．它把相关性作为关键的质量控制（QC）指标。基于时间的相关性方法是极好的、稳定的，但是它没有回答精确度是多少的问题。有一个方法．它把时差计算值重叠在频散曲线上（即时差对频率），描绘波越过接收器阵列传播时的特性。对于频散的井眼到达波．例如偶极弯曲波（或泄漏纵波），其频散曲线的低频极限就是正确的地层横波（如纵波）时差。把处理计算得到的时差重叠到频散曲线上，这种方法是确定时差正确值的好的处理方法，由于它逐一对每个深度都进行分析．所以也是费时的。我们已经开发了一种新的控制时差曲线质量的方法，它精确地评估声波测井的正确程度。这种新的质量控制方法叫做时差频率分析（SFA）．在SFA中，每个深度根据记录波形产生频散曲线，把频散曲线的时差对频率的关系投影在时差轴上，然后把各个深度的时差随深度投影绘制成测井曲线。这样，基于时间相关性处理得到的时差测井曲线就叠加在SFA成像上了。对于偶极弯曲波信号，如果计算得到时差测井曲线处于SFA投影的最下限，那么计算的时差就匹配上偶极弯曲波信号的低频极限匹配，时差测井曲线就是正确的。它之所以正确，是因为它与数据描述的频散曲线是一致的。 这种新的质量控制方法可应用于所有声传播模型。文章给出了慢速地层中测量的单极和偶极数据的电缆测井现场实例。

胶结不好的套管井声波测井数据的分析处理

在套管井声波测井中，时常需要在胶结不好的套管井，特别是在套管与地层分离的自由套管井中采集的声波数据中获得地层的声学性质。通常认为自由套管井的声波数据是无法使用的，因为很难从占压倒优势的套管信号中辨别出微弱的地层信号。 本文介绍一种新开发的套管井声波数据的信号处理技术。我们用数值模拟来识别在套管胶结不良和自由套管条件下的地层信号。我们将该技术应用于综合的现场声波数据去检验它的性能。我们证明，数据中表达的地层信号，即使是在套管信号占优势的情况下，也可以将其增强并提取出来。然后利用上述结果提供一种过套管估计地层声速的方法，我们用现场数据实例证明其具有重要的应用前景。

一种测量三维（方位、径向和轴向）地层声学性质的模块式电缆声波仪器

井眼岩石的综合力学特征取决于径向、方位和轴向上变化的三维声波慢度。岩石声波性质的这些变化起因于应力分布不均匀、钻井过程引起井眼附近地层的力学或化学变化、以及地层的内在各向异性。 通过综合采集所有井眼波形（单极波、偶极波和斯通利波），井与全部采集数据的综合反演结果相结合，就能得到岩石的三维声学性质。纵波慢度的径向变化是通过单极探测实现的，这种新技术特有的单极收发间距变化范围很大．从很短到很长。横渡慢度径向变化是通过反演偶极弯曲波和斯通利波的宽带频散曲线得到定量值，这种新的声波仪器具有宽带特色。偶极声源的独特设计使它在脉冲模式或在线性调频脉冲模式下都能激发。 中国、挪威、墨西哥、巴西和美国的裸眼井电缆测井情况表明，纵波和横波慢度测量值以及它们的径向变化的精度都提高了。在增加轴向的和方位方向的接收器数目和一个静音装置及预测装置后。横波各向异性的估算就更可靠了，数据表明快横波方位方向上测量的慢度各向异性可小到1％～2％。这种新的测井仪能够测量从90-900μs／ft的横波慢度。改进后的单极和偶极频散曲线能够更清楚地识别地层的均匀性、非均匀性、各向同性和各向异性的机理。套管井地层评价数据表明，能够过套管可靠地测量高达450μs／ft的横波慢度。 先进的反演算法能够用宽带频散曲线正确地估计岩石的三维特性。精确测定相应的岩石特性能使决策及时（例如，射孔，防沙，确定井位及增产措施）。

用核磁共振弛豫改善粘度预测

我们在以前的文章中提出，根据布朗运动控制的相邻旋转的偶极一偶极相互作用，用Bloembergen理论建立核磁共振驰豫时间他与粘度的关系。这个理论已被扩展到用12测量值预测中等粘度到高粘度的相关时间的分布。对于特高粘度与理论不符合的原因，主要是难以探测短时间成分。为此，考虑流体和频谱分析仪的性质，提出形成，T2-粘度关系的新方法。在本项研究中，我们注意到低粘度和中粘度时发生的另一影响：内部氢核有效距离的影响和靠近T1最小值时T2-粘度关系的斜率变化。 不同油类之间内部氢核距离b的变化，是不确定性的主要来源，这可以从2MHz频率时T2的测量值推断得到（我们用2MHz和23MHz）。对于饱和成分含量不同的油类，我们说明在考虑测量的b值时，单一曲线上的数据萎缩了。 对于中等粘度油类，1000CP附近T2-粘度关系的斜率变化，可以用扩展到相关时间分布的Bloembergen理论来解释。在上述方法考虑了这种影响时，理论和数据之间就非常一致。

用定向声波测井为井旁地层构造成象

本文说明如何用井孔定向声波测井仪对井眼附近地层结构成象并确定它的方位。与常规单极测井仪相比，定向测井仪的优点是它用偶极声源和／或接收器获得了对构造方位敏感的多分量数据。在测井仪旋转情况下，为了保存方位信息，要把在测井仪骨架坐标系统下获得的多分量数据，通过记录的仪器方位转换成固定坐标系统。然后用固定坐标中的分量数据对地层结构成象并确定它的方位。文中采用在一口斜井中测得的四分量交叉偶极数据组来说明此方法和步骤的应用。本方法运用偶极数据中的压缩波的方向性，成功地获得了穿越井眼的地层界面的方位。另外，低频率成分（大约2—3千赫兹）数据能够对深迭15m的径向范围的地层结构成象，比常规单极纵波数据大大提高了穿透深度。

多成分碳酸盐岩介质中纵横波速度是孔隙度的函数

在岩石物性反演过程中，必须计算出作为孔隙度和矿物骨架性质函数的纵波速度（P波）和横波速度（S波）。然而，一些经验公式，比如时间平均方程或RHG公式只适用于单一均质，而不适用于混合矿物的情况；特别是碳酸盐岩地层，其骨架常常含有多种矿物并可能包含白云岩和石灰岩的混合物。 本文中，我们建议使用有效介质近似方法（EMA）的均衡（或多晶质）变量来确定纵波速度和横波速度。介质的每一成分都被认为是一个三轴椭球体。颗粒和孔隙椭球体高宽比是孔隙度的函数。该技术由下列步骤组成：①确定孔隙和颗粒的高宽比，它们是孔隙度的函数；②对已知的矿物浓度和孔隙度，计算弹性速度。 文中提供了双组分骨架（石灰岩和白云岩）的计算例子。我们认为孔隙高宽比与矿物学无关，它们仅仅是孔隙度的函数。为了确定固体颗粒的形状，我们假定各组分的颗粒高宽比与单组分的固体骨架的高宽比是相同的。为了求出高宽比，我们求解由EMA预测的和由经验岩石物性方程计算的纵波速度、电导率之间的非线性最小二乘差异问题。我们对各独立的固体成分，使用经验的RHG公式计算纵波速度，用Archies法则计算电导率。 然后为确定组分的几何形状，我们就可以求得多组分岩石的横波速度。在石灰岩一白云岩混合的情况下，横波预测值接近Castanga等人（1993）根据多矿物岩石Vp估算Vs的经验关系。为了验证这种模拟技术，我们把计算的纵波速度Vp和横波速度Vs与混合碳酸盐岩的试验数据进行了对比，对比表明它们非常一致。

应用最新多维核磁共振技术确定石油地质储量和评价油气粘度的新方法

在阿根廷南部，以三组合型测量值为基础的常规的地层评价方法，无法提供识别和量化流体体积的足够信息。几十年来，地学科学家们一直努力用组合方法解决San Jorge盆地问题，他们以电阻率为基础进行解释，其中采用现场岩石塞取心描述是预测主要生产层段的广为使用的手段。而且，由于仅仅力图解决储集层的静态特性——孔隙度和饱和度问题，而没有考虑到它们的动态的特性——地层渗透率、油的粘度和储层压力，因此只会导致错误估算最终采收率和原始油气产量，包括低估原始含水率等。历史上，自1995年6月在San Jorge盆地首次引入核磁共振以来，该盆地每月大约有10到20次标准的核磁共振测井，为了提高过去传统的地层评价业务的成功率，最新的三维核磁共振技术无疑显示了它的重要性和真正的潜力。 首次在阿根廷使用了新的核磁共振测量，它把“扩散编辑”（Diffusion Editing）序列和采用梯度缓冲垫的仪器（gradient pad tool）的多元核磁共振解释方法组合起来，直接推断综合流体特性。这种新的磁共振液体（MRr）表征技术，是以一组多自旋回波测量值的联立三维反演为基础的，可提供出全部所需要的信息，把现场的油、气或水区分开。另外，从三维核磁共振还可以得出每个单独隔层的油的粘度指数，由此对油的品质进行适当的分类，所有这些都是沿着井眼连续进行的。 该方法已经被不同作业者应用到许多试验井中，这些试验井都位于San Jorge盆地（凝灰质到泥质砂岩储集层），目前正在进行初期评价阶段。这样共同的努力和工作随后取得了成果，大多数情况下，评价得到地面生产测试数据的证实，并且这一技术明显减少以后井的综合完井成本。由于核磁共振测井工具提供了有价值的生产层评价信息，而这些信息是其它测井方法很难得到或不可能得到的，因此增加了这种多元核磁共振分析的价值，能够为更多专家进行正确的解释掀开新的一页。

有效综合核磁共振、电阻率和孔隙度测井数据预测储气砂岩的生产能力

美国的大多数成熟储气层，有效的完井技术不仅依靠正确估计储集层原地的气体体积，而且依靠随后的增产措施是否导致出水以及产水与产气比例是多少。传统上这些估计以计算孔隙度和含水饱和度为中心。 然而，含水饱和度是原地储集层流体的静态评估，除了极端的含水饱和度范围外，它并非一定就是这些流体中那一种会被产出的标示。 现在已研究出的一种解释工作流程，它综合利用电阻率、核磁共振和孔隙度测井数据，改善了传统的地层评估，为井的初期产量提供整个测量层段的油气和水产量百分比的预测值。它显示为流量剖面，主要提供完井前裸眼井生产测井曲线。然后它与后来的套管井生产测井相比较，评定增产措施的效果并影响再次完井决策。它也提供以后井眼产量变化情况的油藏模拟所必须的参数。 该技术已经用于美国陆地和近海环境的若干气（油）储层，依据这些信息为作业者做出完井决策提供了高效及时的分析结果。

高度非均质储层的地层评价和渗透率预测

位于阿拉斯加北斜坡的Kuparuk河油田是北美洲最大的油田之一。大约有三分之一的原始石油地质储量在它的C砂岩中，该砂岩是浅海相砂岩，具有强烈的生物扰动和复杂的成岩作用特征。菱铁矿的含量变化很大，导致渗透率、孔隙度和毛细作用变化很大。 C砂岩中的矿物学、孔隙度和含水饱和度的电缆测井解释是相对简单的，它提供了粘土、菱铁矿和海绿石含量，并说明了岩心的非均匀性。由于孔隙度一渗透率交会图中点的分布极端分散，要计算实际的渗透率曲线是非常困难的。在用测井孔隙度估计渗透率的地方，关键的孔隙度-渗透率转换关系是糟糕的，因为其结果没有再现岩心分析数据中存在的极端分散状态。油藏描述的最新研究，要求重新估价渗透率模型，以便用一种简单的方式按比例放大来预测需要的特性，并输入到地质孔隙模型中使用。 现在已经开发出一种预报渗透率的新方法。它以密度测井（RHOB）和岩相为基础，随机选择数据子群的岩心体积密度值。对每隔半英尺的测井深度点，岩心体积密度值是随机重复选择的，多次重复直到滑动时窗内的平均密度值，在标称的0．05g/cc的预置容限内，与RHOB测井曲线匹配为止。然后，把与选择的岩心体积密度值对应的岩心孔隙度和渗透率值当作为每个深度点选定的最后结果。这个方法复制了岩心孔隙度和渗透率值的统计分布，获得了各半英尺深度点的数值。我们把测量深度转换为SSTVD，并将0．5ft取样间隔按比例放大为1ft和2ft取样间隔。按比例放大的渗透率值与逐井分析的岩心塞得到的kH相匹配，也与从观察许多井的最大流量得到的kH一致。在提供与其他测量的渗透率值匹配情况下，按比例放大的渗透率值也可用在地质孔隙模型上。

致密含气砂岩层的岩石物性综合模型

落基山脉中致密含气砂岩储层岩石在矿物学上一般是复杂的，矿物成分为云母、长石和碳酸盐，并且，泥岩通常是粘土矿物伊利石、蒙脱石、高岭石和绿泥石构成的。测井工具从这些致密气层条件下的基岩测量得到的信号时常是既复杂又难以分辩。核磁共振测井仪的测量信号主要来自流体组分且受基岩影响最小。把核磁共振（用于流体组分）与其他裸眼井测量值（用于基岩组分）组合起来，可以开发出内部相容的合理的岩石物性模型。 为了计算Sw，对大多数岩石物性模型而言，需要知道Rw，m和n（以及PHIT，VCLAY和CEC）。对致密气层来说通过岩心分析测定胶结指数（m）和饱和度指数（n）是很困难和费时的。其原因是：①要不损害岩石基体就不能洗净和干透岩心塞；②极低的渗透率妨碍饱和度测量。因为在这些储层含100％水的层段很少，因此由Pickett作图分析获得的m和Rw值时常是令人误解的。而且，有相当多的证据表明，在给定的致密含气地层中，不同砂岩的地层水矿化度是不同的。使用采出水来测定Rw也是成问题的，因为它受采出气的冷凝低矿化度水所污染。 使用包括核磁共振测井在内的全部测井系列，就可能估计出地层条件下的m和n指数（有时和Rw）。例子说明了，要进行这些分析需要什么样的MNR测量值，以及MNR测量值怎样和其他的裸眼井测井数据相结合来确定相互一致的孔隙度-饱和度模型。象任何模型一样，可以用核磁共振岩心分析数据结果证明或加强岩石物性模型。

评估射孔井总表皮因子

本文阐述了预测垂直井全层段射孔后的产能和总表皮因子的各种有效方法和软件。把这些方法与电解装置得到的试验数据进行比较．检查它们的准确度。用半解析三维模型、SPAN6．0软件以及本文描述的简易混合模型，都很好地再现了试验结果。另一方面，McLeod方法和Karakas-Tariq方法的估计结果，基本上偏离实验数据，因此，使用这两个方法都应当慎重。 文献中有许多方程式．它们预测垂直井的部分层段射孔总表皮因子。用半解析三维模型的结果比较了若干通用模型，结果表明，总表皮因子方程式用各单项指标分量的和来表示是不合适的。 经过对半解析三维模型进行修改，建立了均质地层中全层段射孔和油层段部分射孔的倾斜井的近似模型。另外，文章给出了计算倾斜井射孔总表皮因子的简易混合模型。用于倾斜井射孔的混合模型与近似的三维模型很一致。把计算倾斜井射孔的总表皮因子的若干通用模型，与近似三维模型进行了对比，并讨论了它们的准确度。 最后，已经成功开发了预测水平井射孔总表皮因子的简单模型。用这种简单模型证明了，长井段与穿透损害带的射孔相结合，能够克服井眼周围严重的地层损害引起的破坏作用。

操作员眼中的三维感应测井

能够探测感应磁场不同分量的三维／多分量感应测井有几方面重要应用。第一个应用是探测岩层电阻率的各向异性，更好地定量评价烃的位置和烃类开采。这个能力很重要，例如，用于评估深海浊流层遇到的细纹理状砂泥岩序列。另一个重要应用是探测地层倾角和方位角。倾角测量仪极板的垂直分辨率很高，但探测的深度很浅。因此，地层倾角测井数据对井眼附近的变化，比如对井眼的不规则度和偏心度敏感。另一方面，三维感应测井仪器的探测深度很深，因此受靠近井眼的变化，例如凹凸不平的影响较小。这一特点在得不到成象测井或者成象测井不可靠的井特别重要。仔细分析来源于三维感应测井仪器的地层构造倾角和方位角信息以及倾角仪器的其他数据，就可以更透彻地了解地下构造。由于三维感应测井仪器具有确定方向的能力，因此可以同时提供裂缝方位和裂缝长度的必需信息。从新的感应测井数据中获得裂缝信息的研究正在进行。 我们首先分析两个在市场上可买到的三维感应仪器在硬件设计、工序软件和野外作业上的相似性和差异。我们还将提供作为操作员对三维感应测井的看法，并共享我们的使用经验。我们将特地叙述一个近海案例研究，在那里我们已经背对背地操作了两个类型的仪器：A．Baker Atlas的仪器；B．Schlumberger的仪器。我们检验了这两个仪器的性能，比较了现场结果和处理结果，并且推荐和建议如何更好地使用这两个仪器。

把总体积水用作含烃和储层均匀性的指示器

总体积水（BVW）定义为含水饱和度和孔隙度的乘积，在：（1）判定岩石是否均匀；（2）确定储层渗透率；（3）显示泥质含量的影响方面，它是最重要的储集层参数中的一个。本文的目的主要在两方面： （1）在泥质砂岩储集层和没有孔隙度数据时，特别是在一些缺乏数据的老井，可以用电阻率和伽马射线数据估算这个参数；作为地层水电阻率（Rw）、函教校正地层真电阻率（Rt）、伽马射线读数（GR）和泥岩电阻率（Rah）。 （2）把这个参数用作油气指示嚣。这种方法经过检验并成功用于三个例子；用美国的圣胡安盆地例子检验了计算这个参数的会式，另两个例子在埃及的苏伊士盆地的海湾，前一个例子用于验证本文的第二个方面，即把（BVW）用作油气指示；第二个例子检验和应用于本文的两个方面，说明这种处理的可靠和准确程度。

综合利用核磁共振、电阻率和孔隙度测井数据，预测含气砂岩生产能力

美国的大多数成熟气藏，有效的完井技术不仅依赖于气藏气体含量的精确评价，而且依赖于后续的增产激励措施是否导致出水，以及以多少比例生产气。传统上，这些估计主要根据孔隙度和含水饱和度的计算。 然而，含水饱和度是原始状态储层流体的静态评估，除了极端的含水饱和度情况外，这一参数并非一定就是将要产生的这些液体的指示器。 现在研究出的一种解释工作流程，综合利用电阻率、核磁共振和孔隙度测井数据，改善传统的地层评价，提供油气井开采初期整个测量层段的碳氢化合物产量和出水量，显示为流量剖面，主要提供一套完整的裸眼井生产测井曲线。这些资料与后续的套管井生产测井相比较，可评定增产激励措施的效果，并有助于再次完井决策，也可提供今后油气井产量变化情况的油藏模拟所必须的参数。 该技术已经用于美国陆地和近海环境的若干气（油）储层，这些应用为依据这些信息做出完并决策提供了有效而及时的分析结果。

围岩、侵入和薄层对井眼声波测井曲线影响的评估：数值灵敏度研究

我们量化了围岩、层厚度、侵入和砂泥岩薄层对单极和偶极井眼声波测井曲线的相对影响。这是通过声波波形的数值模拟实现的，数值模拟包括了1-10千赫兹范围内所有传播波型。数值模拟中假定单极和偶极声源无限小，阵列接收器无限小，它们配置在类似市场上可买到的钢缆声波测井仪内。传播波型和它们的速度是用模拟波形的时差-相关度处理确定的。 对于围岩和层厚效应，我们考虑了边界为泥岩的软、硬地层。岩层厚度的变化考虑了发射-接收器完全包括在层内和部分越过不同层的情况。模拟显示，与在无限厚地层实测相比，围岩和层厚效应能够证明，在单极信号源时测得的纵波速度有高达30％的变化，而在偶极声源时测得的横波速度有31％的变化。 我们再现了砂泥岩薄互层，包括产油砂层内含薄泥岩的声波响应。泥岩厚度是变化的，以便考虑砂岩和泥岩的比例对测量值的影响。模拟显示，相对于有效叠层的声波速度，泥岩薄层在单极信号源时测得的纵波速度有7．3％的变化，而在偶极声源时测得的横波速度有5．8％的变化。 对于水基泥浆侵入含油地层的情况模拟了侵入影响。模拟显示，在软、硬地层的岩石物性和弹性特性采用实际参数假定时，由于侵入的影响，纵波测量值的变化可高达23％。

修正威利时间序列声波方程给出含气地层严格解

几十年来，在地震解释中一直用Gassmann方程来定量计算气体对岩石速度慢化的影响。众所周知，低含气饱和度对速度慢化有巨大影响。在岩石物性分析方面，威利时间序列方程并不能通过简单地调整气／液混合物的流体传播时间说明Gassmann方程的特性。 本文中把Gassmann方法应用到泥岩地层，速度慢化的影响与威利时间序列公式互相融合，这是通过把充液孔隙从充气孔隙中分离出来实现的。求解Gassmann公式需要的参数是孔隙体积、液体体积、骨架体积、粘土体积及弹性模量。全部参数都可以查表或计算已知的液体成分和储层压力得到。 本方法包括计算泥岩地层孔隙度模型（最好用组合的中子／密度测井读数）、流体饱和度和泥质含量。设计亲水岩石模型和未侵入含气地层模型，得出亲水岩石和原状气层的假声波纵波曲线。 已知未侵入地层中的流体是气、水混合物，就可能确定气、水流体混合物的“假传播时间”，使它满足传统的威利时间序列方程。对于所有被调查的储集层系统、所有的孔隙度和约为70％的泥质含量而言，气体总容积和“假传播时间”之间都有极好的双曲线的关系。双曲线的形状和位置可以用从一个储层变化到另一个储层的三个常数定义，把这些常数近似结合进威利时间序列方程，建立一个气体关系，修正后的威利方程精确地再现了Gassmann效果。天然气饱和度为零时，气体项变成零，威利时间序列方程回复到它原来的形式。 一个重要的事实是，在气／液系统中，不能用声波测井可靠地计算出孔隙度，除非单独知道含气饱和度。给出了五个储集层实例，其中有四个碎屑岩地层和一个碳酸盐岩层实例。

声学技术在天然开裂缝评价方面的进步

张开的天然裂缝，如果有的话，它能在低孔隙、坚硬的岩石环境里为大部分天然气提供通道。因此，全面了解裂缝属性，包括缝隙和渗透率在内，是优化生产、水泥胶结、完井设计、确定井位、油藏模拟所需要的。 声波扫描仪，是最新一代的声波波形测井仪，它有13个轴向接收器，能测量斯通利波，并改善了宽带频率响应，提高了波形保真度和增加了功率。高角度裂缝的斯通利波反射率是极小的，但为了评价它们的渗透率，就要求得到波形的能量损失或衰减。在使用现有技术，例如归一化差动能量[NDE]的条件下，频率响应的下端到达300Hz，能显著地改善高角度倾斜裂缝的探测能力。在设法区别钻井诱导裂缝和张开天然裂缝时，改善斯通利波测量是关键性的。当这两组裂缝与现场的应力场和陡倾角明显一致时，斯通利波的反射可能很微弱或没有。衰减技术，例如NDE，已被证明对评价裂缝开度和渗透率是最适宜的。 旋转偶极弯曲波频散曲线的慢度频率分析（SFA）方法也可以用来识别张开的天然裂缝。SFA是每个深度的弯曲波频率和幅度剖面在慢度平面的投影。传统的时差相关（STC）或相似性处理横波慢度，与SFA投影相比，证实了波形处理与频率成分一致。其幅度和频率信息提供岩层横波特征成像，探测范围从井眼进入岩层达若干英尺。当探测到天然裂缝层带时，信号强度和频率成分明显变化。把SFA投影与斯通利波NDE比较，提供了岩层的3维声波特征，来识别裂缝和并眼应力场。 本文给出一个案例研究，它采用最新一代斯通利波测得结果、SFA投影图像、和微电阻率成像。把增加的声波信息与电阻率图像数据比较，为识别张开天然裂缝可提供大量清楚而有效的岩层特征。

测井系统提高效率

现在，新的三组合和四组合测井仪能进行更快速测量。