成像测井技术

成像测井技术 目录 1电成像测井............................................................................................................................ 2 [1]1.1 地层微电阻率扫描成像测井技术 ......................................................................... 2 1.2 阵列感应成像测井技术 ............................................................................................ 3 1.3方位电阻率成像测井技术 ......................................................................................... 4 2声波成像测井 ........................................................................................................................ 4 2.1超声波成像测井 ......................................................................................................... 5 2.2偶极横波成像测井 ..................................................................................................... 6 3核磁共振成像测井 ................................................................................................................ 6 4成像测井技术的应用 ............................................................................................................ 7 4.1岩性识别 ..................................................................................................................... 7 [4]4.2沉积构造识别 ........................................................................................................ 10 [5]4.3沉积微相研究 ........................................................................................................ 12 4.4裂缝系统的分析 ....................................................................................................... 14 [11]4.5地应力分析 .......................................................................................................... 29 5成像测井的发展趋势 .......................................................................................................... 32 参考文献................................................................................................................................. 33 成像测井技术 测井起源于1927年的法国，当时只有测量视电阻率、自然电位、井温等仪器，经过近80年的发展，如今发展成为以电法测井仪、声波测井仪与核磁共振测井仪等系列的测井仪器。回顾测井技术的发展历程，测井技术经历了从模拟测井到数字测井、数控测井、成像测井的发展历程。 成像测井技术是美国率先推出的具有三维特征的测井技术，是当今世界最新的测井技术。它是在井下采用阵列传感器扫描测量或旋转扫描测量，沿井眼纵向、径向大量采集地层信息，利用遥传将采集到的地层信息从井下传到地面，通过图像处理技术得到井壁二维图像或井眼周围某一探测范围内的三维图像。因此，成像测井图像比以往的曲线表达方式更精确、更直观、更方便。 传统的测井只能获取井下地层井眼周向和径向上单一的信息，它适用于简单的均质地层。而实际上地层是非均质的，尤其是裂缝性油气层的非均质性最为明显，在地层的周向和径向上的非均质性也非常突出。这促使人们开始利用非均质和非线性理论来设计测井仪器。成像测井技术就是在此理论基础上发展起来的，它能获取井下地层井眼周向方位上和径向上多种丰富的信息，能够在更复杂、更隐蔽的油气藏勘探和开发方面有效的解决一系列问:薄层、薄互层、裂缝储层、低孔隙低渗透层、复杂岩性储层评价;高含水油田开发中剩余油饱和度及其分布的确定;固井质量、压裂效果、套管井损坏等工程测井问题以及地层压力、地应力等力学参数的求取等等。 1电成像测井 [1]1.1 地层微电阻率扫描成像测井技术 地层微电阻率扫描成像测井仪，是在多个极板上分别安装若干个间距很小的钮扣状的小电极，当电极扣向井壁地层发射电流的时候，电极接触的岩石成分、结构及所含的流体的电阻率差异会引起电流的变化，据此生成电阻率的井壁成像。 斯伦贝谢公司在20世纪80年代最早推出地层微电阻率扫描成像测井仪FMS (Formation Micro Scanner)，揭开了电阻率成像测井的新篇章。到了20世纪90年代中期，斯伦贝谢公司又在地层微电阻率扫描测井仪器(FMS)的基础上，经过多次重大改进，尤其在提高井眼覆盖率和分辨率方面做了重大改进，从而推出新一代电阻率成像测井仪FMI (Fullbore Formation Micro Image)。FMI测量精度高，图像清晰，井眼覆盖率大，可以进行广泛的地质解释及油气评价等，被地质学家称为“地下地层显微镜”。全井眼微电阻率扫描成像测井技术是在FMS的基础上发展起来的， FMI与FMS的测量原理基本相同，不同的是在可自动伸缩的相互垂直的4个极板上安装了能够推靠在井壁上的阵列电极结构。测量时由推靠器把极板推靠到井壁上，使电流通过井筒内钻井液柱和地层构成的回路回到仪器上部的回路电极。极板中部的阵列电极向井壁发射电流，按照每个纽扣电极的深度进行采样，将采样数据组成一个矩阵。通常水平与垂直的采样间隔均为0.25cm，每个矩阵元素表示图像上的一个灰点。成像图用多级色度表示地层电阻率的相对变化，一般图像颜色越浅电阻率越大，颜色越深，电阻率越低。为了能使阵列电极发射的电流垂直进入井壁，在极板推靠器和极板金属构件上施加一个相同的电位，迫使阵列电极电流聚焦发射。通过上述的改进， FMI大幅提高了井壁的覆盖率，改善了极板与井壁的结合性能，使仪器的直径减小，在满足不同测井需要的同时更是大幅提高了测井的速度。 除了斯伦贝谢公司外，哈里伯顿和阿特拉斯公司也先后成功的研制了微电阻率井孔成像测井仪EMI (Electrical Micro Imaging Tool)和Star-II型井壁微电阻率成像测井仪(RES系统)，并在很多油田得到了广泛的应用。 1.2 阵列感应成像测井技术 阵列感应成像测井仪AIT (Array Induction Imager Tool)，是基于20世纪40年代道尔(H?DOLL)提出的感应测井几何因子理论发展起来的。常规感应测井仪都采用复合线圈系结构，通过选择适当的间距和多线圈对组合，产生具有直耦信号近似为零的多个测量信号矢量叠加，使流过地层的电流限定在特定的径向和纵向距离上，实现硬件聚焦的效果。斯伦贝谢公司的阵列感应测井仪(AIT)与常规感应仪有所不同，在设计上，放弃了将数对线圈连在一起实现硬件聚焦的方法， 而采用了8个不同发射器/接收器间距的方式，所有线圈都作为独立的仪器工作。它的另一特点是8对接收线圈共用一个发射线圈，同时以三种不同频率工作(26.325kHz、52.65kHz、105.3kHz)，每个线圈对的几何因子是固定的、AIT感应测井仪共测量了28个原始实分量和虚分量信号。阵列感应成像测井不仅可以获得不同探测深度和不同纵向分辨率的电阻率曲线，还可以测量原状地层及侵入带电阻率等参数，并且可以研究侵入带的变化，确定过渡带的范围，并能根据所获得的基本数据进行二维电阻率径向和侵入带剖面的径向图像。 在20世纪80年代，由BPB公司首先推出具有发射线圈和多个接受线圈的阵列感应成像测井仪(AIS)。随后三大石油公司也相继推出了其各自的阵列感应成像测井仪，分别是斯伦贝谢公司的新型阵列感应成像测井仪(ATI)，哈里伯顿公司的高分辨率阵列感应仪HRAI，阿特拉斯公司的高分辨率感应测井仪(HDIL)。 1.3方位电阻率成像测井技术 方位电阻率成像测井ARI (Azimuthal Resistivity Image)，是在Doll提出的双侧向测井的基础上发展起来的新一代的侧向测井技术。它具有12个电极，装在双侧向测井的屏蔽电极A2的中部，每个电极向外的张开角为30?， 12个电极覆盖了井周360?方位范围的地层，可以测量12个方向的定向电阻率值。 1995年， Smits等人又成功研制了高分辨率方位侧向成像测井仪HALS系统，并同ARI相比较，HALS中的方位电极阵列移到了A0主电极中部，而且整个电极系的长度是ARI电极系的一半。ARI和HALS的测量原理基本相同，但在具体实施时，ARI采用硬件聚焦、有源测量方式;而HALS采用软聚焦、无源测量方式。2001年，阿特拉斯公司推出新型阵列侧向测量仪(HDLL)。该仪器是一种阵列型非聚焦电阻率测井仪，仪器有一个电流注入电极和18个分布于电流注入电极上下两侧的测量电极， 8个作为接收电极，能测量8个不同深度曲线，垂直分辨率小于30.48cm。 2声波成像测井 声成像测井原理是以脉冲,回波法为基础。换能器发射超声窄脉冲，扫描井 壁并接收回波信号，采用计算图像处理技术，将换能器接受的模拟信号，先在井下数字化并进行预处理，然后通过测井电缆传输到地面，再经过计算图像处理转 [2]换成像(见图2-1)。 图2-1 声成像原理图 地层微电阻率扫描成像测井是利用按一定方式密集排列组合的电性传感器，阵列测量井壁附近地层电阻率，并进行高密度采样和高分辨率成像处理，得到“似岩心”的井壁成像图，用于储层评价以及沉积相、沉积构造等方面的研究。 2.1超声波成像测井 超声波成像测井仪采用旋转式超声换能器对井周进行扫描，并记录回波波形信号。经测量到的反射波幅度和传播时间等信息进行一系列处理，把结果按井周360?方位显示成像，可得到整个井壁的高分辨率成像。这些成像显示能为识别地层岩性及沉积特征等地质目的，以及套管检查和水泥胶结评价等工程目的提供信息。概括起来有如下作用:? 360?的高分辨率井径测量，可分析井眼的几何形状，推算地应力的方向;? 探测裂缝和评价井眼垮塌;? 确定地层厚度和倾角;? 进行地层形态和沉积构造分析;? 检查套管腐蚀和变形情况;? 进行水泥胶结质量评价。 目前常用的超声波成像测井井下仪器有:斯伦贝谢公司的超声波成像测井仪(UBI-Ultrasonic Borehole Imager)，哈利伯顿公司的声波成像测井仪CAST-V (Circumferential Acoustic Scanning Tool)，阿特拉斯公司的超声波井周成像测井仪CBIL(Circumferential Borehole Imaging Log)。 2.2偶极横波成像测井 偶极横波成像测井DSI (Dipole Shear Sonic Imager)是斯仑贝谢公司继长源距声波测井之后的新一代全波测井，与以往的长源距声波测井相比，其接收探头增多，间距变小，声波频率变低(DSI单极全波除外)，增强了地层横波信息的探测及斯通利波的记录。因此，它在评价薄储层、裂缝、气层、井周附近的地质构造等方面有着广阔的应用前景。仪器包括2个偶极声源、1个单极声源和8个接收单元，工作方式主要有:? 纵横波方式;? 斯通利波方式;? 上、下偶极横波方式;? 专家方式，记录波列分别为8条、8条、8条、32条;波形采样间距分别为10μs、40μs、40μs、40μs;每个波形采样分别为512个、512个、512个和256个点。从DSI资料中提取纵波、横波、斯通利波信息是其资料应用的前提。由于DSI资料数据量大，用频率域的处理方法往往非常耗时，而时间域的慢度(时差)时间相关法(STC法)算法简单、稳定性好、计算效率高，但精度较差。针对DSI声系的特点及井场记录的声波全波波形的特征，采用时域STC方法并利用地层连续性作为约束条件对DSI资料进行处理，从处理的DSI全波资料看提取信息的质量是可靠的。 3核磁共振成像测井 核磁共振测井的最初思路是:应用线圈和高电流，在地层中产生静磁场，极化岩石孔隙中流体的氢核。迅速断开电流后，被极化的氢核会回到弱而均匀的地磁场中原来的状态，这个过程使核载线圈中产生一个按指数衰减的信号。该信号包含各种流体孔隙度的信息，分析这些信息就达到了评价岩石孔隙度的目的。 1983年， NUMAR公司综合了Jasper Jackson博士提出的“Inside-out”思想和核磁共振成像技术，利用梯度磁场和自选回波方法，设计开发了全新的磁共振成像测井仪(MRI)，并于1991年7月正式投入油田商业服务。1995年斯伦贝谢公司的以贴井壁磁体为核心的组合式核磁共振测井仪(CMR)也进入了商业服务。 组合式核磁共振测井仪(CMR)是斯伦贝谢公司推出的新一代核磁共振测井仪器。它采用磁性很强的永久磁铁产生静磁场，在井眼之外的地层中建立一个比 地磁场强度大1000倍的均匀磁场区域，天线发射CPMG脉冲序列信号并接收地层的回波信号。CMR原始数据是由一系列自旋回波幅度组成，经处理得到T2弛豫时间分布。T2分布为主要的测井输出，由此可导出CMR孔隙度、束缚流体孔隙度、自由流体孔隙度和渗透率。核磁共振成像测井有助于表示油藏流体的特征及地层特性，在确定好地层评价目标和适当的选择采集参数的情况下，核磁共振成像测井得出的信息，是传统测量有效孔隙度和渗透率的方法所不能及的。 近年来，采用梯度磁场、多种发射频率，以提供多种探测深度的数据，使用预极化磁体以提高测井速度，成为当今核磁共振测井仪器的特征。斯伦贝谢公司已经开发出新一代电缆核磁共振(NMR)测井仪磁共振专家(MRX)。该仪器有一个偏心工作模式，传感器按梯度磁场设计，可以在多个探测深度按多个频率进行测量，测量结果可以给出储层流体剖面。仪器的探测深度为38.1mm~101.6mm，垂直分辨率为193mm。 4成像测井技术的应用 成像测井仪器记录井眼周围地层中的信息远比传统的测井仪器能更好地解决某些地质问题。特别是在岩性识别、裂缝评价、应力分析、薄层识别、储层评价等方面的应用有着明显的优势，在油田的勘探与开发过程中发挥了巨大的作用。 4.1岩性识别 钻井取心，是油气勘探开发中直接了解地下岩石物理化学特性的常用方法。但是钻井取心的成本很高，钻井时间也较长。利用微电阻率扫描成像测井可以得到高分辨率、清晰的图像，便于地质人员解释岩性。 [3]4.1.1 EMI成像测井在岩性识别中的应用 EMI成像测井的图像特征主要表现在颜色变化和集合形态上。成像测井图像是以不同色级的变化代替显示物理量(电阻率、声阻抗)的变化，象色素彩刻度为42,256个等级，按照白,黄,橙,黑的序列变化;但总体上可划分出4个色 调:亮、浅、暗和杂色，对应物理参数即为高电阻率(或声阻抗)，而与同岩石本身的颜色没有关系。 将EMI成像测井资料用于克拉玛依油田八区下乌尔禾组砾岩油藏，对岩性的EMI成像测井图像响应进行研究。 (1)地质概况 八区上二叠统下乌尔禾组油藏位于克拉玛依油田白碱滩地区，准噶尔盆地西北缘克乌逆掩断裂南白碱滩断裂的下盘。其北部边界受克乌大逆掩断裂带上较大的白碱滩南断裂所控制(图4.1-1)。 八区下乌尔禾组沉积了一套以薄层-厚层状的细粒小砾岩、粗粒小砾岩、不等粒小砾岩、不等粒砾岩组合为主，夹少量单层或薄层状的细砾岩、中砾岩、粗砾岩、含砾粉砂岩、细砂岩和泥质岩类的快速堆积体。岩性的颜色以浅灰绿色、灰绿色、暗灰绿色为主，其次为灰褐色，少量的棕红色、杂色、黄褐色和灰白色等。表现为以弱还原环境为主、以氧化环境为辅的特征。下乌尔禾组沉积成分成熟度低，石英含量一般不超过10%，长石含量比石英含量稍高，岩屑含量高，一般超过50%，填隙物含量较高，一般为15%~25%，反映出了其近源快速堆积的特点。 图4.1-1 研究区位置 (2)岩性图像特征解释模式 岩性分析标准见表4.1-1。 表4.1-1 八区下乌尔禾组岩性分类标准 岩性类型 粒径(mm) 岩石类型 粒径(mm) 巨砾岩 >100 极粗砂岩 1,2 粗砾岩 50,100 粗砂岩 0.5,1 中砾岩 25,50 中砂岩 0.25,0.5 细砾岩 10,25 细砂岩 0.1,0.25 粗粒小砾岩 5,10 粉砂岩 0.01,0.1 细粒小砾岩 2,5 泥岩 <0.01 图4.1-2 岩心EMI成像测井图像响应特征 泥岩主要由粘土矿物组成，其粒度组分大都很细小，粘土矿物的粒径一般都在0.005 mm或0.0039 mm以下，甚至在0.001mm以下。研究区泥岩中常见水平层理。泥岩的电阻率很低，在EMI成像测井上显示为暗色特征(图4.1-2a)，泥岩一般颜色较均一，有时与粉细砂岩组成亮暗相间的薄互层。 在研究区下乌尔禾组中，粉细砂岩、中砂岩和粗砂岩均有见及，砂岩中发育平行层理和水平层理。砂岩在EMI成像测井上显示为浅色或略比泥岩浅的颜色(图4.1-2b)，也可显示为白色微小的点状特征;常见黑白相间的平行层理，且纹层薄。 由于砾岩中，砾石高阻，而充填物、胶结物是低阻，所以在EMI成像测井图上砾岩显示为不规则的高阻白色特征与不规则的低阻暗色特征相混合。根据白色斑点垂向的大小及分布情况，在研究区可识别出细粒小砾岩、粗粒小砾岩、不等粒小砾岩、细砾岩、中砾岩和不等粒砾岩等岩性(图4.1-2c、图4.1-2d)。 [4]4.1.2 FMI成像测井在岩性识别中的应用 FMI仪的外形结构最大的特点是它的极板设计。FMI有四个极板，每个极板上有一个主极板和一个副极板，各装有两排24个纽扣电极阵列，每排12个，两排间距0. 3英寸，上下电极互相错开，横向间距0. 1英寸;主极板与折页极板阵 列电极间的垂直距离为5. 7英寸; 8个极板上共有192个传感器，都是由直径为0. 16英寸的金属纽扣外加0.24英寸的绝缘环组成，有利于信号聚焦，使得纽扣电极的分辨率达0.2英寸，表1给出了FMI仪的技术特性。测量时极板被推靠在井壁岩石上，由地面仪器车控制向地层中发射电流，每个电极所发射的电流强度随其贴靠的井壁岩石及井壁条件的不同而变化。因此，记录到的每个电极的电流强度及所施加的电压便反应了井壁四周地层电阻的变化。经过密集的数据采样，经过一系列，如深度校正、速度校正及均衡化等处理后，就可以容易地形成电阻率图像(用一种渐变的色板或灰度值刻度)，将每个电极的每个采样点变成一 色彩的细微变化代表着岩性和物性的变化。 个色元， 在塔里木盆地卡塔克地区，主要对碳酸盐岩地层进行FMI测井。录井资料及常规测井解释表明，本区块奥陶系岩性以灰色微晶灰岩、云质灰岩为主。通过FMI图像观察，可以发现奥陶系碳酸盐岩在岩石宏观特征以及岩石结构、沉积构造和次生缝洞发育等方面还是有一定差异，据此，可将本区块奥陶系岩性划分为纹层状泥灰岩、致密块状灰岩、角砾状灰岩和溶孔灰岩四种典型岩石类型(图4.1-3)，前两种为原始岩石类型，后两种为构造及岩溶改造后形成的新岩石类型。 图4.1-3 典型岩性的图像特征 [4]4.2沉积构造识别 EMI成像测井技术是通过微电阻率扫描成像，以图像方式直观显示某种围炉 里参数的变化规律，从而显示地层沉积韵律、物性变化以及非均质性等信息通过对这些信息的提取、综合分析，可以反映沉积构造等地质特征，对沉积相、油气储层的研究很有意义。 在八区下乌尔禾组有成像测井资料的15口井中，遴选了取心资料相对丰富的T85722井进行了岩心标定，总结出了区内各种岩性、岩石结构、沉积构造和微相类型的成像测井响应特征，然后由此及彼此对其余井逐层进行解释，将其结果作为重要而有力的依据开展沉积相相关研究。 4.2.1冲刷面 冲刷毛一般为一凹凸不平的界面，其上的岩性粒度比其下岩性明显粗，研究区内冲刷面以下的岩性一般为细粒小砾岩粒级以下的岩性，冲刷面以上的岩性一般为细粒小砾岩以上的岩性。从成像测井图像形态来看，从刷面可显示为较平直的界面、凹凸起伏的界面、或者为“V”(图4.2-1)或倒“V”字形界面，也可以显示为正弦曲线形状。冲刷面之上一般为高阻亮色，其下一般为暗色低阻。 4.2.2层理 研究区下乌尔禾组可以识别出水平层理、平行层理、交错层理和递变层理等层理。 1)水平层理和平行层理 ( 水平层理和平行层理的纹层呈直线状相互平行，且平行于层面。水平层理和平行层理在成像测井图像上表现为纹层面平坦，倾向和倾角一致，且与顶底层面平行，因而它在井壁上的迹线具有正弦线特征。水平层理为低能环境的产物，纹层薄，且岩性主要为泥岩和粉砂岩，EMI图像上表现为神色的泥岩与颜色略浅的粉砂岩呈薄相互层状;平行层理为高能环境的产物，常见于细砂岩粒级以上的岩性中，图像上表现为浅色平行条纹，纹层厚度要比水平层理的纹层厚度大。 (2)交错层理 交错层理是由一系列斜交于层系界面的纹层组成，交错层理可以彼此重叠、交错、切割的方式组合。在成像测井图上，交错层理表现为纹层面的产状与层面 斜交，纹层面在图像上连续分布，或仅见于部分图像上(图4.2-2)。交错层层系的地面切割下覆层，而其层系之上则被正常沉积层切削，也可为上覆另一个交错层系所切削。 (3)递变层理 研究区下乌尔禾组可见及由底向上至顶部颗粒逐渐由粗变细的正递变层理和下细上粗的反向递变层理。在成像测井图像上，递变层理内粗粒岩性表现为亮色，细粒岩性表现为暗色，总体上，正递变层理由下向上呈现由亮色逐渐过渡到暗色的颜色递变，中部无颜色突变。 图4.2-1 “V”字形冲刷面 图4.2-2 交错层理 [5]4.3沉积微相研究 4.3.1沉积微相的成像测井识别 利用成像测井图像分析沉积相需要和常规测井资料相结合，常规测井资料提供了储层的岩性、韵律、物性特征信息，EMI图像提供了储层的沉积结构、粒序、胶结等信息，二者有机结合可以精细地解释沉积微相，继而判断亚相。利用EMI图像在乌尔禾组可识别出河道沉积、河道间沉积、碎屑流和泥石流沉积，以及天然堤沉积等大类的沉积。 颗粒流沉积:成像测井可以直接识别出颗粒流沉积，因为颗粒流沉积有着极为直接识别出颗粒显示为由下至上粒度逐渐由细变粗。在图像上表现为由下向上由暗色到亮色的颜色递变，或者亮点由小逐渐变大;除粒度变化外，没有任何内部纹层。 辫状河道和水下分流河道沉积(图4.3-1、4.3-2):乌尔禾组河道沉积主要特征为发育交错层理、平行层理和递变层理(由下至上粒度由粗变细)并且上部经 常与河道间的细粒物质接触，构成“二元结构”，底部具有冲刷面。总体表现为由下至上图像颜色由浅到深或亮点由大到小的特点。 河道间沉积:包括漫流和水下分流河道间沉积，河道间沉积岩性以泥岩和砂岩为主，厚度往往在1m以下，常发育水平层理，偶见平行层理。河道间在成像测井图像上为颜色较深的部分，具水平层理或平行层理的成像测井响应特征(图4.3-1、4.3-2)。 天然堤:主要指水下天然堤。天然堤岩性由细砂岩、粉砂岩和泥岩组成，表现为砂、泥岩薄互层。天然堤在成像测井上表现为深色的泥岩与颜色略浅一点的粉砂岩薄互层，明暗相间，一般成层规则。本区所见天然堤的厚度很小，一般在20cm以下，与水下分流河道相伴生。 泥石流及碎屑流沉积:碎屑流和泥石流沉积是由粘土、砂、砾石混合物构成的块体流沉积，其特点是颗粒大小混杂，无分选，巨大的砾石可“漂浮”于细小颗粒和基质中，粒间充填物富含泥质，无层理，也无其它沉积构造。碎屑流和泥石流沉积在成像测井图像上一般表现为不等粒砾岩的特征，即不规则的高阻白色特征与不规则的低阻暗色特征相混合，且高阻白色一般呈斑块状“漂浮”在低阻较暗色中，且砾石的粒度一般较粗，砾石的高阻白色呈杂乱分布(图4.3-2)。 利用成像测井图像识别大的沉积类型的同时，与其它相关地质信息综合起来，便可以确定是水上沉积还是水下沉积，从而确定出具体微相。 图4.3-1 河道和河道间沉积图 4.3-2 河道、河道间和重力流沉积组合 [5]4.3.2古水流方向分析 任何规模大小的交错层理都有识别古水流的价值。交错层前积层倾斜的方位 就代表了水流的方向。成像测井的图像具有方向性，可以根据正弦曲线特征确定地层及交错的产状。但是由于所得交错的倾角、倾向是现今地层倾斜状态下的产状，欲求它反映的古流向，则要利用吴氏网对其产状进行校正，以恢复出原始水平状态下交错层的倾角、倾向，因而是进行物源方向分析的宝贵资料。乌尔禾组区在成像测井中经过倾向校正共测得443个交错层层系的产状，为物源研究提供了重要依据(见表4.3-1)。由表可以看出，第五段的交错层个数较少，交错层平均倾向为北东，这说明五亚期古流向以北东向为主，来自南西方向的无缘为主要物源方向。这与该时期的古地理格局是一致的，因为五亚期西南高、东北低的地势特征非常明显。其余四、三、二、一亚期各井交错层平均倾向沿顺时针方向转动，北东向古流向被南东向取代。 表4.3-1 15口井交错层平均倾向分段统计 井数 15口 平均倾向方位角/ 153.3 一段 交错层/个 131 平均倾向方位角/ 130.5 二段 交错层/个 158 平均倾向方位角/ 120.3 三段 交错层/个 96 平均倾角方位角/ 71.2 四段 交错层/个 42 平均倾向方位角/ 61.6 五段 交错层/个 16 4.4裂缝系统的分析 4.4.1 EMI成像测井 EMI成像测井所特有的高分辨率、全井眼覆盖以及多方法、高精度等特点为裂缝评价提供了大量的井下地质信息，使得我们不仅能够较容易地发现裂缝，还 [5]能较精确地确定其参数。 (1)真假裂缝的识别 1)钻具振动形成的裂缝 钻井过程中由于钻具振动可能形成裂缝，它们十分微小且径向延伸很浅，这种裂缝虽然在EMI成像图上有高电导率的异常，但在 ARI图像上却没有异常，因此比较容易鉴别。 2)层理 层界面常常是一组相互平行或接近平行的电导率异常，且异常宽度窄而均匀，一般在图像上连续、完整，且在图像上不能随意中断，特征见图4.4-1。 3)泥质条带 泥质条带的高电导率异常一般较规则，边界较清晰;通常在碳酸盐岩剖面，无铀伽马的幅度值比较低，如有较宽的泥质条带或泥质充填缝，往往无铀自然伽马值要升高，这是泥质条带的典型特征。 4)缝合线 由于缝合线是压溶作用的结果，因而两侧有近垂直于缝合面的细微的高电导率异常。当压溶作用主要来自于上覆岩层压力，缝合线基本平行于层 当压溶作用主要来自于水平构造挤压作用，缝合线基本垂直于层理面。 理面; (2)裂缝显示特征 EMI成像测井图可直观地反映裂缝的形状(如弯曲程度)、填充状况，如图4.4-1所示。 1)张开缝 在电成像图上呈黑色高电导异常，声波反射信号微弱，甚至无反射，在幅度图上的特征表现为暗色;在时间图上没有信号返回，即无反射表面，表现为黑色。 2)充填缝 裂缝已被完全充填。被方解石、石英、钙质等矿物充填的缝呈亮色高电导异常，钙质充填缝;被泥质等充填的缝表现为泥质条带特征，须结合伽马曲线加以识别。 (3)应用实例分析 中原油田自EMI成像测井仪引进以来，已在全国各地测井20余口，通过定性解释和定量评价，解决了常规测井不能定量评价灰岩裂缝性地层的难题，取得了良好的地质效果。如毛X井为四川盆地川东断褶带某构造代的1口预测探井(图4.4-2)。该井的4323.5,4325.8m地层成像图像上显示裂缝发育，油气是在井深4324.0m处，裂缝浅密度达3.45m/条，裂缝面密度为7.5m/m2，且有孔洞存在，裂缝还能将孔洞沟通连接起来，成为很好的油气储集空间。裂缝评价结果见表4.4-1。 图4.4-1 裂缝与层理成像显示 图4.4-2 毛X井成像测井图 表4.4-1 毛X 井裂缝评价表 深度 裂缝线密度 裂缝面密度 水动力宽度 裂缝孔隙度 -1-2/m /条.m /m.m /mm /% 4322 2.30256 5.09221 0.00612 0.000619 4324 3.45383 7.48503 0.01161 0.00221 4325 2.30256 4.10568 0.00063 0.00005 4.4.2 FMI成像测井 由于成像测井资料井壁覆盖面积大(可达井壁80%)，纵向分辫率高，因此可以利用FMI成像测井资料确定裂缝层，定量计算裂缝倾向和倾角，判断天然有 效裂缝发育状况及诱导缝的产生程度。在电成像测量井段见到的裂缝包括高导缝 [6](天然裂缝)、个别高阻缝(天然裂缝)及钻井诱导缝。 (1)高导缝 高导缝在FMI图像上表现为深色(黑色)的正弦曲线，为钻井泥浆侵入或泥质充填所致。对高导缝进行人工拾取，得其走向倾向和倾角。图4.4-3为新疆XXX井电成像处理成果图，从中可以看出XX井高导缝倾向主要为北东东和北西西，走向主要为北北东-南南西和北北西—南南东，倾角主要在30-90度。 图4.4-3 新疆XXX井高导缝特征 (2)高阻缝 高阻缝在FMI图像上表现为浅色(亮色)的正弦曲线，为高阻的胶结物充填所致，如图4.4-4所示。 图4.4-4 高阻缝特征 (3)钻井诱导缝 由于钻开地层后，原始地层应力释放，挤压井眼周围的地层，在井壁上产生了钻井诱生裂缝。在FMI图像上，钻井诱生裂缝显示为黑色线条，其形态如下: 1)钻井诱导裂缝在图像上呈与井轴近似平行的黑色线条，分布在相距180?图像的两侧，地层的最大现今主应力就与这种裂缝发育方位一致，如图4.4-5所示; 2)钻井诱导裂缝在图像上为黑色短线叠加而成羽状分布，也分布在相距180度图像的两侧，成对出现，地层的最大现今主应力就与这种裂缝发育方位一致，如图4.4-6所示; 3)第三种钻井诱导裂缝在井壁上显示为黑色模糊图像，往往也分布在相距180?图像的两侧，这就是所谓的井壁垮塌，如图4.4-7所示。 图4.4-5 与井轴近似平行的钻井诱导缝 图4.4-6 羽状诱导缝 图4.4-7 井壁垮塌 天然裂缝和钻井诱导裂缝都在致密坚硬的地层中较发育，可从以下几方面加以区别: 首先，钻井诱导裂缝往往呈180?对称出现在两个极板上，而开启裂缝通常单个出现，或者成对出现，但并不对称; 第二，开启裂缝的开度不稳定，时宽时窄，边缘不光滑，而钻井诱导裂缝开度稳定得多，边缘光滑，缝面平直; 第三，钻井诱导裂缝直接切穿不同的岩石，在砾岩层中直接切穿砾石，而开启裂缝则绕砾石而过;第四，雁状或羽状分布的钻井诱导裂缝伸较短，两条黑色短线不会连在一起，而斜切井眼的开启裂缝则切井眼而过，在图像上一般为完整的正弦曲线。对新疆XXX井钻井诱导缝进行人工拾取，得到XXX井钻井诱导缝的发育情况(图4.4-8所示)。从图中可以看出钻井诱导缝的走向方位比较一致，倾向东，走向南北，倾角主要50-90度，主要反映现今最大水平应力方向。 图4.4-8 新疆XXX井钻井诱导缝的特征 [8]4.4.3 Star-II成像测井 Star-?成像测井的核心是井周声波成像和微电阻率扫描成像。其中井周声波成像测井又分为声波回波幅度成像(CBIL-AMP)和声波回波时间成像(CBIL-TT)。 井周声波成像测井是通过旋转式超声换能器发射的250~400 kHz超声波束(直径约0.2 in*)被聚焦后对井壁进行扫描，并记录回波波形。岩石声阻抗的变化会引起回波幅度的变化，井壁几何形状的变化则引起回波传播时间的变化。将测量的反射波幅度和传播时间的阵列数据按井眼内360?方位显示成图像，就可对整个井壁进行高分辨率成像，由此可以看出井下地质特性及井壁几何形状的变化(如裂缝、孔洞等)。 在Star井壁微电阻率成像测井仪的6个极板上共装有144个电扣(微电极)，每个电扣的直径为0.2 in，电扣间距0.1 in。测井时极板被推靠在井壁岩石上，由地面仪器控制向地层中发射电流。每个极板所发射的电流强度随其贴靠的井壁岩石及井壁条件的不同而变化。记录到的每个电极的电流强度及其所施加的电压便反映了井壁四周的微电阻率变化。沿井壁每0.1 in采一次样便得到了全井段细微 的电阻率变化。采样数据经过一系列如深度校正、速度校正、平衡等处理后就可以容易地形成电阻率图像即用一种渐变的色板或灰度值刻度，将每个极板的每个采样点变成一个色元。常用的色板为墨-棕-黄-白，分成42个颜色级别，代表着电阻率由低变高，因此颜色的细微变化代表着岩性及物性的变化。 Star-?成像测井资料反映井壁形态及构造，效果是十分显著的。各种地质信息在声、电成像上均有其独特的成像特征。Star-?成像测井资料解释的基础是正确识别各种地质特征，有利于进行正确的储层识别。 (1)真假裂缝的辨别 要对裂缝型储层的有效性进行评价，必先在诸多的地质事件中鉴别出真假孔、洞、缝。根据Star-?图像的特征可以很好地完成这一任务。 1)层界面与裂缝的鉴别 地层界面特有的地质性质决定了它特有的图像特征。 ?层界面总是相互平行或上下相切，但绝不能交叉，且相邻两层界面的电相相同(或相似)，而裂缝可以切割任何介质，且裂缝相互可以平行或相交，相邻裂缝之间电相可以不同[见图4.4-9(a)]; ?相互交叉的裂缝可以形成网状、树枝状等裂缝组合，而层界面却不能具有这种特征; ?层界面一般在图像上连续、完整，不能在图像上随意中断，而裂缝不一定完整，它可以随时中断; ?层界面常常是一组相互平行或接近平行的电导率异常，且异常宽度窄而均匀;但由于裂缝与构造运动和溶蚀相伴生，因而电导率异常一般既不平行，又不规则; ?在一定的层段内层理和裂缝各自的倾角、倾向均有一定的规律性(或一致性)，即相邻层理或裂缝的走向可以相互参考; ?层界面或层理面与地层往往有一定的颜色过渡关系，而裂缝的颜色是变化的，与地层无颜色过渡关系。 2)缝合线与天然裂缝的鉴别由于缝合线是压溶作用的结果，因而两侧有近垂直于缝合面的细微的高电导率异常。当压溶作用主要来自上覆岩层压力，缝合线基本平行于层理面[见图4.4-9(b)]; 当压溶作用主要来自于水平构造挤压作用，缝合线基本垂直于层理面。 3)断层面与天然裂缝的鉴别 断层面处总是有地层的错动，与裂缝很容易识别[见图4.4-9(c)]。 (1)天然裂缝与诱导裂缝的识别 在井下地层中常常遇到3种诱导裂缝: 1)钻井过程中由于钻具振动形成的裂缝 钻具振动缝十分微小且径向延伸很浅，呈羽毛状或雁行状排列[见图4.4-10(a)]。 2)重泥浆与地层应力不平衡性造成的压裂缝 它们的径向延伸虽不像天然裂缝那样远，但张开度和纵向延伸都可能较大，因而在Star-?图像上有明显异常[见图4.4-10(b)]。通常可以利用图像特征来识别诱导压裂缝。第一，它们总是以180?或近于180?之差对称地出现在井壁上。第二，当井身垂直时，它以一条高角度张性裂缝为主，在两侧有两组羽毛状的微小裂缝，或彼此平行，或共轭相交，这将取决于三轴向地层应力之间的关系，既上覆岩层压力为中间主应力时呈平行状，上覆岩层压力为最大主应力时呈共轭交叉状;当井身倾斜时，压裂缝全部变成同一方向且彼此平行的倾斜缝。第三，在双侧向测井曲线上出现特有的“双轨”现象，即深浅双侧向曲线表现为大段平直的正差异异常，其电阻率数值较高。第四，对于垂直井眼，压裂缝总是出现在最大水平主应力方向上;对于倾斜井眼，当井眼短轴与长轴之比大于最小与最大水平主应力之比时，压裂缝在最大水平主应力方向上(即井短轴方向)，当井眼短长轴之比小于最小与最大水平主应力之比时，则压裂缝在最小水平主应力方向上(即长轴方向)。 (3)应力释放裂缝 在裂缝发育段，古构造应力多被释放，保存的应力很小，而且现代构造应力在充满流体的裂缝段处也将剧烈衰减，因此在裂缝段的构造应力是很小的，其应力的非平衡性也必然微弱;但在致密碳酸盐岩层段的古构造应力却未得到释放，加之现代构造应力在致密岩石中不易衰减，因而其间存在着巨大的地应力，一旦这种地层被钻开，为其间地层应力的释放提供了条件，则随着地层应力的释放，将有可能产生一组与之相关的裂缝，这些裂缝既可在岩心上出现，也可在井壁上 出现。这种应力释放缝在井壁上的特征可清楚地反映在Star-?图像上，它们是一组接近平行的高角度裂缝，且裂缝面十分规则[见图4.4-10(c)]。 综合以上分析，诱导缝与天然裂缝在形态上有3点主要区别。第一，诱导裂缝是地层应力作用下即时产生的裂缝，因此只与地层应力有密切的关系，故排列整齐，规律性强;而天然裂缝常为多期构造运动形成，又遭地下水的溶蚀与沉淀作用的改造，因而分布极不规则。第二，天然裂缝因常遭溶蚀与褶皱的作用，故裂缝面总不太规则，且缝宽有较大的变化;而诱导裂缝的缝面较规则且缝宽变化不大。第三，诱导裂缝的径向延伸都不大，故深测向测井电阻率下降不很明显。 (3)张开缝与闭合缝的鉴别 张开缝与闭合缝在电成像上均表现为暗色的正弦曲线，但可以通过声成像将它们识别开来。如图4.4-11所示，在声成像上识别张开缝与闭合缝十分简单明了。张开缝在声成像的幅度和时间图像上均表现为非均匀的暗色正弦曲线;而闭合缝在幅度图象上表现为暗色的正弦曲线，在时间图像上无变化。 (4)溶蚀孔洞的成像特征 如图4.4-12所示，在Star-?声、电成像上均可明显反映出孔洞的特征，为分散的暗色斑点和不规则的斑状或条带状。该图是大港油田某井所测Star-?的处理结果，该井段的储层特征以发育的溶蚀孔洞为主，经过各种资料的综合分析，定为二类储层，经试油验证，获得较高的工业油流产量。 进行储层有效性分析的首要目的是识别储层，应用Star-?成像测井资料更能进一步识别储层的类型。从千米桥地区近20口井成像测井资料的分析结果来看，该区潜山油气藏储层的类型主要有裂缝型、溶蚀孔洞型和裂缝-孔洞型，其中大多数储层则又以裂缝-孔洞型为主，并且从试油结果来看，单纯的裂缝型或孔洞型储层的储集能力及产能都较裂缝-孔洞型储层为低，这一结果和Star-?测井资料的解释成果是相吻合的。 图4.4-9 各种真假裂缝在Star图像上的成像特征 图4.4-10 几种诱导缝在微电阻率扫描图像上的成像特征 图4.4-11 张开缝和闭合缝在声成像上的不同表现特征 图4.4-12 Star-II成像上孔洞的成像特征 [9]4.4.4核磁共振成像测井 图4.4-13 孔隙,裂缝性储层分析(4688-4700米) 图4.4-13是井段为4688-4700米孔隙-裂缝性储层，从常规测井分析基质孔隙发育，约为3%，从FMI成像图分析裂缝发育，从核磁共振测井处理分析T2谱呈双峰分布，且分布于T2截止值线的左右，两峰呈平缓的连续变化，峰的幅度较小，说明孔隙型储层孔径小，峰值在3~300ms之间，分布范围大，说明孔径大小变化范围大。 核磁共振测井方法在确定空隙度时不受固体骨架的影响，在确定流体饱和度时能够避开地层水电阻率，而且，该技术可以把不同赋存状态的水，如束缚水和 自由水区分开来，有望解决低电阻率油气藏的测井解释难题。但是单一核磁共振测井方法在应用时有一定的局限性，如探测深度不足等。需要与其它测井方法组合才能更好地发挥它的优势。此外，它在资料解释与应用方面还有待深入研究。 [9]4.4.5偶极横波成像测井 图4.4-14 典型储层DSI处理图(4921-4945米) 如图4.4-14是典型储层DSI处理图，第一道是纵波时差、横波时差、密度，第三道是理论计算的斯通利波时差、定性流体移动指数(S-Se)、斯通利波时差，第四道是由ELAN计算的渗透率、斯通利波时差计算的渗透率，第五道是气检测含气饱和度。在该储层段定性流体移动指数(S-Se)较高，且渗透率较高，声波气检测多处有指示，纵横波速比低于1.6，泊松比低于0.2，从DSI响应看该储层段有较好响应。 DSI具有探测深度大，测量方式多，测井信息丰富，且对地层含气反映灵敏的特点，可用于探测气层，识别裂缝，估算地层渗透率，判断地层各向异性，分析岩石机械特性等。但在薄互层中，所测曲线对应关系比较紊乱，质量不可靠。这说明DSI还有待改进。 [10]4.4.6井周声波成像测井 图4.4-15所示辽河油田X14-14井声成像资料。其岩性为粗面岩，三孔隙度曲线反映地层孔隙度不大，储集物性不好。但3225,3246m井段井周围声波成像显示裂缝发育，裂缝走向以北北西,南南东为主，裂缝角度多分布在60,80 度范围内。其中3225,3224m，3232,3237m井段，图像颜色暗且较均匀，说明地层孔隙(或微裂缝)发育。综合分析该段地层裂缝及孔隙度发育段，对3225, 333279m井段石油，目前使用6mm油嘴，日产油45.0t，天然气7323m，水0.2m。 图4.4-15 声成像识别裂缝(X14-14井) [10]4.4.7阵列声波成像测井 图4.4-16 X24井阵列声波成果图 图4.4-16是辽河油田X24井3320,3350m井段斯通利波方法计算地层渗透 率成果图，该段单极波列上斯通利波能量略有衰减，频率略变低，中心频率减小可达250Hz指示出井筒流体与地层存在一定连通，但连通较差。核磁测井基于 -32孔隙度计算的渗透率一般在(0.01,1)×10μm，斯通利波渗透率(0.01,1) -32×10μm，二者数值接近，说明有效裂缝不发育，对3325,3374m井段试油， 3初期日产油3.09t，日产水2.39m。 [11]4.5地应力分析 地应力是指地壳构造运动的动应力和上覆岩层重量的静应力的合成。但通常为了实际应用方便，将有井存在时的各种应力都考虑进去，统称作就地应力场。因此它包括了构造应力pt(古构造应力和现代构造应力)、上覆岩层压力po、孔隙流体压力pp、泥浆柱压力pm等。无论这些应力怎样分布，它对地层内部某一点的作用均可归结为三轴向应力的作用，即两个水平主应力Sx、Sy，一个垂向应力Sz的作用。通常在某一深度下最大和最小主应力为水平主应力Sx、Sy，中间主应力为Sz。地应力是油气田开发中一个重要的参数，对提高开发水平具有重要意义。 从井壁应力分析可知，在最小水平主应力方向上有最大的剪切应力，一旦当该应力超过岩石的抗剪强度，井壁将发生应力崩落，因此应力崩落椭圆井眼的长轴方向就是最小水平主应力方向。所以利用双井径曲线及其方位曲线就可确定就地应力方向。但井壁跨塌的种类较多，且有时不易识别，从而导致计算的应力方向错误;也可能井壁未发生跨塌，更无法确定应力方向。FMI等成像测井图像很好地解决了这一问题。因为FMI图像一方面不仅可清楚地指出应力崩落井段的方位，而且很容易与其它井壁跨塌相鉴别，不可能发生错判最小主应力方向的问题;另一方面，FMI图像还可直观地显示出诱导压裂缝。由井壁上剪切应力分析可知，在最大水平主应力方向上有最小的剪切应力。当泥浆柱压力大到一定程度时，该最小剪切应力将变成负值，即由压性应力变为张性应力。一旦该张应力超过岩石抗张强度，就在井壁产生张性的诱导压裂缝。所以压裂缝的走向就是最大水平主应力方向。如我们同时把井壁应力崩落和诱导压裂缝结合起来观察，就更可以准确无误地判断水平主应力方向。 4.5.1从FMI、CBIL等声电成像测井图上确定地应力方向 (1)井壁崩落 井壁崩落的方向代表最小水平主应力方向。井壁崩落特征可通过图像来确定。 图像特征:图像上表现为呈180?对称的暗色或黑色条带或斑块。在暗色区域内，地质特征不清晰，边界模糊;FMI的对称井径表现为:一条井径值与钻头直径接近，对应的极板为图像清晰的两个臂，而另一条井径值则大于钻头直径，对应的极板为图像模糊的两个臂;在井壁崩落段，仪器不旋转，EMI方位曲线值稳定。 图4.5-1为鄂尔多斯盆地××井2 840 m~2 880 m井段电阻率成像和CBIL(声波成像)的测量结果。图4.5-1中最右边道为电阻率成像，右边第二道为声波成像CBIL图。井眼崩落点是黑色区域，其方位为180?和360?(南北向)，表明最小主应力方向为南北向，而最大主应力方向为东西向。 (2)井壁诱导压裂缝 压裂缝的一般特征是，平行于井轴纵向延伸，成对出现，且呈180?对称分布，该压裂缝的走向就是最大水平主应力的方向。 图像特征:在成像图上对称分布的两条黑色的条带，它们平行井轴，延伸较长，方位基本稳定;宽窄有较小的变化，但无天然裂缝的那种溶蚀扩大现象;它切割井壁的任何特征，但不被其它特征切割。 (3)应力释放 由于井下地应力的存在，当地层未被钻开时，地应力处于平衡状态;但当地层被钻开时，就出现了应力的严重的不平衡性，应力得以释放，也就造成了裂缝的产生，这里叫应力释放裂缝。 图像特征:这种裂缝在图像上表现为一组平行的、角度较高的单组系裂缝，裂缝面较平直，裂缝宽窄较均匀，无任何溶蚀扩大现象，它可切割井壁的任何特征，但不被其它特征切割。应力释放裂缝的走向平行于最小主应力的方向。 图4.5-1 声电成像测井确定主应力方向 4.5.2用偶极横波测井确定地应力方向 用交叉偶极子测井测量地层应力的根据是应力作用能够引起横波各向异性。这种作用使横波在最大应力方向上传播比沿垂直方向上传播快。不平衡应力场能使交叉偶极子所测横波产生分离，且快横波的偏振方向与最大应力轴方向一致。所以我们能够用交叉偶极子阵列声波测井测量地层最大应力方向。一般快横波的方向代表了各向异性介质的排列方向，如平行于主裂缝的走向。产生地层各向异性的因素很多，主要有地层的沉积结构，如层理，薄层、裂缝等。地应力产生的各向异性特征主要是由于地应力的作用产生了很多微裂缝、井壁压裂缝和应力释放缝，以及应力造成岩石晶体结构的定向排列等等。这些都地应力的方向有关系。 确定地应力方向的方法:首先从成像测井图或其它测井资料上识别各种地质特征;然后找出产生各向异性的主要因素;再从交叉偶极横波测井资料的BRC(交叉偶极)处理成果图上确定快横波的方位和各向异性程度值;最后确定出地应力的方向。 如DKxx井，见图4.5-2，为鄂尔多斯盆地北部一口开发井，通过上述公式计算分析，认为地层存在各向异性。地层各向异性的产生主要是由于地应力的不均衡造成的，地层各向异性的方位即代表着现今最大水平主应力的方向，从计算 出的各向异性成果图上可以看出，各向异性的方位为EES-WWN，因此可以得出该井最大水平主应力方向为EEW-SSN，即近东西方向，与电成像测井结果一致。 图4.5-2 交叉偶极波测井资料确定地层应力方向 5成像测井的发展趋势 近年来，测井技术发展迅速。主要表现为:地面记录系统向高性能复合型方向发展;声、电、核、磁等各系列的井下仪器全面向成像化方向发展，尤其是核磁成像测井技术，发展特别迅速;测井资料处理解释技术向解决实际问题的个性化方向发展;测井软件技术则向大型综合性方向发展。 斯仑贝谢、阿特拉斯及哈里伯顿三大测井公司代表着当今世界测井技术的前沿。他们的工作紧紧围绕电缆测井和随钻测井两大系列展开，并且以井下仪器的研究、推广及应用来推动新技术的快速发展。 石油测井仪器的发展是与测井方法的创新、传感器技术的发展以及仪器科学的进步息息相关的。随着计算机、通讯和网络技术的迅猛发展，传统的数据采集、处理、传输方式都面临着极大的挑战。在未来的日子里，测井仪器的地面系统将朝着综合化、便携化、网络化方向发展。它不仅拥有多种作业功能来满足全系列测井服务的要求，同时还能通过互联网，实现测井数据采集、处理、分析以及解释的远程控制和共享，实现油藏解决的实时化和动态化。对于一些条件很艰苦的作业区，如海上、沙漠、以及其他恶劣环境，将会大大提高作业的效率和决策速度。井下仪器的发展主要体现在集成化、阵列化、高分辨率、深探测、高可 靠、高时效、低成本的方向发展。 总之，成像测井技术拓宽了测井在石油勘探开发中的应用范围，也提高了传统测井方法在解决石油地质问题上的精确性和准确性。特别对我国陆相湖盆沉积地层的特点，岩性地层油气藏极其复杂，成像技术更有发挥的场所，它在越来越多的隐蔽油气藏和非常规油气藏的勘探工作中起着十分重要的作用。随着技术的进一步发展，横向探测深度更大的成像测井技术会不断地被研制出来。 参考文献 [1]吴鹏程,陈一健,杨琳,等.成像测井技术研究现状及应用.天然气勘探与开发.2007:36-40 [2]陈琼,王伟,葛回.成像测井技术现状及进展.国外测井技术.2007,22(3):8-10 [3]邢凤存,朱水桥,旷红伟,等.EMI成像测井在沉积相研究中的应用.新疆石油地质.2007,27(5):607-610 [4]张宇晓.FMI成像测井资料在塔中卡1区块的应用.中国西部油气地质.2006,2(4):432-435 [5]安志渊,邢凤存,李群星,等.成像测井在沉积相研究中的应用——以克拉玛依油田八区下乌尔禾组为例.石油地质与工程.2007,21(1):21-24 [6]任海容,杜淑艳,秦菲莉,等.EMI成像测井技术在灰岩裂缝性储层评价中的应用研究.江汉石油学院学报.2004,26:64-65 [7]李青和,董志国.测井技术在致密储层裂缝识别中的应用.内蒙古石油化工.2007,1:121-123 [8]徐星,赵万优.Star-II成像测井在碳酸盐岩储层评价中的应用.测井技术.2001,1:358,364 [9]郑鸿图,邹玮.成像测井新方法应用.内蒙古石油化工.2007,1:96-98 [10]于景才,原福堂,求辉丽,等.测井新技术在复杂岩性地层中的地质应用.石油天然气学报.2005.27(2):345-348 [11]薛茹斌.用成像测井资料确定鄂尔多斯盆地地应力方向.石油仪器.2006,1:52-57