声波幅度测井
声波幅度测井测量的是声波信号的幅度。声波在介质中传播时，其能量被逐渐吸收，声波幅度逐渐衰减。在声波频率一定的情况下，声波幅度的衰减和介质的密度、弹性等因素有关。声波幅度测井就是通过测量声波幅度的衰减变化来认识地层性质和水泥胶结情况的一种声波测井方法。2.3.1 岩石的声波幅度声波在岩石等介质中传播的过程中，由于质点振动要克服相互间的摩擦力，即由于介质的黏滞使声波能量转化成热能而衰减;这种现象也就是所谓的介质吸收声波能量。因此，声波在传播过程中能量在不断减小，直至最后消失。声波能量被地层吸收的情况与声波频率和地层的密度等因素有关。对同一地层来说，声波频率越高，其能量越容易被吸收;对于一定频率来说，地层越疏松(密度小、声速低)，声波能量被吸收越严重，声波幅度衰减越大。所以测量声波幅度可以了解岩层的特点和固井质量。在不同介质形成的界面上，声波将发生反射和折射(透射)，如图2.1.1所示。入射波的能量一部分被界面反射，返回第一介质;另—部分能量透过界面传到第二介质，在第二介质中继续传播。声波在分界面上的反射波和透射波的幅度取决于两种介质的声阻抗z，所谓声阻抗指的是介质密度ρ与声波在这种介质中传播速度v的乘积，即Z=ρv。各种介质的声阻抗列于表2.3.1中。表2.3.1 各种介质的声阻抗两种介质声阻抗之比Z1/Z2叫声耦合率。介质Ⅰ和介质Ⅱ的声阻抗相差越大，则声耦合越差，声波能量就不容易从介质Ⅰ透射到介质Ⅱ中去，透过界面在介质Ⅱ中传播的声波能量就少，在介质Ⅰ中传播的反射波能量就多。如果介质Ⅰ和介质Ⅱ的声阻抗相近时，声耦合好，能量很容易由介质Ⅰ传播到介质Ⅱ中，这时透射波能量大，而介质Ⅰ中的反射波能量小。当两种介质的声阻抗相同时，声耦合最好，这时声波能量全部由介质Ⅰ传播到介质Ⅱ中。综上所述，声波在地层中传播能量(或幅度)的变化有两种形式，一是因地层吸收声波能量而使幅度衰减;另一种是存在声阻抗不同的两种介质的界面的反射、折射，使声波幅度发生变化。这两种变化往往同时存在，究竟哪种变化为主，要根据具体情况加以分析。例如，在裂缝发育及疏松岩石的井段，声波幅度的衰减主要是由于地层吸收声波能量所致;在下套管井中，各种波的幅度变化主要和套管与地层之间的界面所引起的声波能量分布有关。因此，在裸眼井中测量声波幅度就可能划分出裂缝带和疏松岩石的地层;在下套管井中测量声波幅度变化，可以检查固井质量。2.3.2 声波幅度测井声波幅度测井测量的是声波幅度，目前主要用于检查固井质量，包括水泥胶结、变密度测井等方法。在裸眼井中进行声幅测井，主要用来划分裂缝带。2.3.2.1 水泥胶结测井(1)水泥胶结测井的原理水泥胶结测井下井仪器如图2.3.1所示，由声系和电子线路组成，源距为1m。发射换能器发出声波，其中以临界角入射的声波，在泥浆和套管的界面上折射产生沿这个界面在套管中传播的滑行波(又叫套管波)，套管波又以临界角的角度折射进入井内泥浆到达接收换能器被接收，仪器测量记录套管波的第一负峰的幅度值(以mV为单位)，即水泥胶结测井曲线值。这个幅度值的大小除了决定于套管与水泥胶结程度外，还受套管尺寸、水泥环强度和厚度以及仪器居中情况的影响。若套管与水泥胶结良好，这时套管与水泥环的声阻抗差较小，声耦合较好，套管波的能量容易通过水泥环向外传播，因此套管波能量有较大的衰减，记录到的水泥胶结测井值就很小。若套管与水泥胶结不好，套管外有泥浆存在，套管与管外泥浆的声阻抗差很大，声耦合较差，套管波的能量不容易通过套管外泥浆传播到地层中去，因此套管波能量衰减较小，所以水泥胶结测井值很大。利用水泥胶结测井曲线值可以判断固井质量。(2)影响水泥胶结测井曲线的因素图2.3.1 水泥胶结测井原理图1)测井时间的影响。水泥灌注到管外环形空间后，有个凝固过程，这个过程是水泥强度不断增大的过程。套管波的衰减和水泥强度有关，强度小衰减小，所以在凝固过程中，套管波能量衰减不断的增大。在未凝固、未封固好的井段测井会出现高幅度值，因此，要待凝固后进行测井。测井过晚，会因为泥浆沉淀固结、井壁坍塌造成无水泥井段声幅低值的假象。一般在固井后24h到48h之间测井最好。图2.3.2 水泥胶结测井曲线实例2)水泥环厚度的影响。实验证明，水泥环厚度大于2cm，水泥环厚度对水泥胶结测井曲线的影响是个固定值;小于2cm时，水泥环厚度越薄，水泥胶结测井曲线值越高。因此，在应用水泥胶结测井曲线检查固井质量时，应参考井径曲线进行。3)井筒内泥浆气侵会使声波能量发生较大的衰减，造成水泥胶结测井曲线低值的现象。在这种情况下，容易把没有胶结好的井段误认为胶结良好。(3)水泥胶结测井曲线的应用图2.3.2给出了水泥胶结测井曲线，从图中可以见到:1)在水泥面以上曲线幅度最大，在套管接箍处出现幅度变小的尖峰，这是因为声波在套管接箍处能量损耗增大的缘故。2)深度由浅到深、曲线首次由高幅度向低幅度变化处为水泥面返高位置。3)在套管外水泥胶结良好处，曲线幅度为低值。水泥胶结测井已广泛用于检查固井质量，并已总结出一套解释方法，利用相对幅度来检查固井质量:地球物理测井教程相对幅度越大，说明固井质量越差，一般规定有如下三个质量段:相对幅度小于20%为胶结良好;相对幅度介于20～40%之间的为胶结中等;相对幅度大于40%的为胶结不好(串槽)。根据相对幅度定性判断固井质量固然是水泥胶结测井解释的依据，但不能机械地死搬硬套，还要参考井径等曲线，同时还要了解固井施工情况，如水灰比、水泥上返速度和使用的添加剂类型等，必须综合各方面的资料，才能得出准确可靠的判断。2.3.2.2声波变密度测井(VDL)声波变密度测井也是一种测量套管外水泥胶结情况，从而检查固井质量的声波测井方法。它可以提供更多的水泥胶结的信息，能反映水泥环的第一界面和第二界面的胶结情况。变密度测井的声系由一个发射换能器和一个接收换能器组成，源距为1.5m，声系还可以附加另一个源距为1m的接收换能器，以便同时记录一条水泥胶结测井曲线。在套管井中，从发射换能器到接收换能器的声波信号有四个传播途径，沿套管、水泥环、地层以及直接通过泥浆传播。通过泥浆直接传播的直达波最晚到达接收换能器，最早到达接收换能器的一般是沿套管传播的套管波，水泥对声能衰减大，声波不易沿水泥环传播，所以水泥环波很弱可以忽略。当水泥环的第一、第二界面胶结良好时，通过地层返回接收换能器的地层波较强。若地层速度小于套管速度，地层波在套管波之后到达接收换能器，这就是说，到达接收换能器的声波信号次序首先是套管波，其次是地层波，最后是泥浆波。声波变密度测井就是依时间的先后次序，将这三种波全部记录的一种测井方法，记录的是全波列，所以又叫全波列测井。该方法与水泥胶结测井组合在一起，可以较为准确地判断水泥胶结的情况。经过模拟实验发现，在不同的固井质量情况下，套管波与地层波的幅度变化有一定的规律，如图2.3.3所示。图2.3.3水泥胶结测井原理图1)自由套管(套管外无水泥)和第一、第二界面均未胶结的情况下，大部分声能将通过套管传到接收换能器而很少耦合到地层中去，所以套管波很强，地层波很弱或完全没有，见图2.3.3(a)。2)有良好的水泥环，且第一、第二界面均胶结良好的情况下，声波能量很容易传到地层中去。这样套管波很弱，地层波很强，见图2.3.3(b)。3)水泥与套管胶结好与地层胶结不好(即第一界面胶结好，第二界面胶结不好)的情况下，声波能量大部分传至水泥环，套管中剩余能量很小，传到水泥环的声波能量由于与地层耦合不好，传入地层的声波能量是很微小的，大部分在水泥环中衰减，因此造成套管波、地层波均很弱，见图2.3.3(c)。声波变密度测井采用两种不同的方式处理接收到的声信号，因而可以得到两种不同形式的记录，即调辉记录和调宽记录。调辉记录是对接收到的波形检波去掉负半周，用其正半周作幅度调辉，控制示波器荧光屏的辉度，信号幅度大，则辉度强;反之，信号幅度小，则辉度弱。接收换能器每接收一个波列，则在荧光屏上按时间先后自左向右水平扫描一次，由照相机连续拍摄荧光屏上的图像，照相胶卷与电缆速度以一定的比例同步移动拍摄，于是就得到了变密度测井调辉记录图，如图2.3.4所示，黑色相线表示声波信号的正半周，其颜色的深浅表示幅度的大小，声信号幅度大则颜色深，相线间的空白为声信号的负半周。图2.3.4声波变密度测井调辉记录图调宽记录和调辉记录所不同的是将声信号波列的正半周的大小变成与之成比例的相线的宽度，以宽度表示声信号幅度的大小。套管信号和地层信号可根据相线出现的时间和特点加以区别。因为套管的声波速度不变，而且通常大于地层速度，所以套管波的相线显示为一组平行的直线，且在图的左侧。由于不同地层其声速不同，所以地层信号到达接收换能器的时间是变化的。因此，可将套管波与地层波区分开。在强的套管波相线(自由套管)上，可以看到“人字形”的套管接箍显示，这是因为接箍处存在缝隙，使套管信号到达的时间推迟，幅度变小的缘故。当套管未与水泥胶结时，套管波信号强，在变密度测井图上显示出明显的黑白相带，且可见到套管接箍的“人”字形图形，而地层信号很弱，如图2.3.4(a)所示。当套管与水泥胶结(第一界面)良好，水泥与地层(第二界面)胶结良好时，声波能量大部分传到水泥和地层中去，因此套管信号弱而地层信号强，如图2.3.4(b)所示。如果地层信号在到达时间范围内显示不清楚，可能是因为第二界面胶结差或者地层本身对声波能量衰减比较大所致。如果水泥与地层没有胶结，而第一界面胶结良好，那么当水泥环厚度小于2cm时，套管信号衰减程度与水泥环厚度有关，水泥环厚度减小则套管波信号衰减减小。若水泥环厚度大于2cm时，套管波信号的衰减达到最大值，而且基本不变化。
声波测井中的声波
（一）发射器和接收器最简单的声波测井仪由发射器T和接收器R组成声系，配上适当的电路，即可完成声波测量。发射器是电声换能装置，用压电陶瓷或压电石英制成。在脉冲电流作用下，发射器把电能转换成机械能，并以声波的形式发射出去。声波发射频率约20 Hz（每秒发射20次），声波频率20 kHz，这是声波和超声波的分界频率。所以，声波测井也称超声波测井。声波测井发射器，可看作点声源，发射辐射状声波，其中一部分满足临界条件，即以临界角入射到井壁上，形成在井壁岩石中滑行的滑行波（图2-5）。它与地层岩石性质有关，是声波测井的研究对象。图2-5 井中声波示意接收器的材料和发射器一样。因为压电陶瓷、压电石英等的压电效应是可逆的，当受到机械应力作用时，接收器中压电材料定点间所产生的电场强度正比于所施加的声压，有电压输出。产生的电信号相位与声信号的相位一致，电信号幅度与声波幅度成正比。（二）滑行波声波测井接收器接收到的声波包括直达波、反射波、滑行波和沿仪器外壳传播的声波。其中直达波以泥浆速度传播；反射波在泥浆中传播，传播速度与直达波相同。反射波路径比直达波长，它比直达波晚到接收器。滑行波沿井壁滑行，路径上的每一点都是一个新波源，向外发射声波，其中也必有一部分经过泥浆，到达接收器。依费马原理，折回到接收器的滑行波也为临界角时，所需时间最小，即这种波最早达到接收器。由图2-5可见，滑行波路径为A—B—C，总的长度大于直达波。其中一段沿井壁岩石传播，而岩石的声速比泥浆声速大得多，适当选择发送器到接收器的距离（源距），能保证滑行波比直达波先到探测器。满足这一条件的最小源距为地球物理测井其中：L为源距；d、dn分别为井径和仪器外径。（三）声波全波列井中声波全波列波形，由体波和面波组成。体波主要是纵波与横波；面波主要是假瑞利波和斯通利波。（1）纵波与横波声波全波列波形上的这两种波就是前面说过的折射纵波和折射横波，折射纵波的传播路径为泥浆—地层—泥浆；折射横波的传播路径是泥浆—地层—泥浆，但二者的折射角不同，它们都是在介质内部传播的体波。（2）假瑞利波假瑞利波在横波的后面，是一段较长的环状波列，幅度大于横波，但衰减严重。假瑞利波是由不同介质内部的体波在界面上相互作用而形成的面波，又称诱导波。（3）斯通利波在地层岩石中传播的横波和泥浆中传播的纵波在其界面上互相作用，使岩石中的质点产生椭圆形运动，形成斯通利波。斯通利波的频率较低，频散不明显。斯通利波是面波，又称诱导波或管波。
多极子阵列声波测井原理
多极子阵列声波测井（MAC）仪器将一个单极阵列和一个偶极阵列交叉组合在一起，8个单极接收阵列按顺序排列成单轴直线式结构，两个发射器发射的声波能量是全方位的，中心频率为8kHz。偶极接收阵列也由8个双压电晶片传感器组成，可以顺序排列或交叉排列（两相相差90°），两个偶极发射器发射不对称的能量，在地层中产生挠曲波，具有1-3kHz的低中心频率，以地层横波的速度传播，为偶极接收阵列接收。MAC仪器的设计，能确保在一次测井过程中可采集到高质量的纵波和横波数据以及斯通利波等原始波形数据，并可同时进行井眼补偿及偶极横波的测量。单极子源是指关于井轴对称的声发射和接收系统，可用低频脉冲激发单极换能器产生斯通利波，用高频脉冲激发该换能器产生纵波和横波。偶极子声源指两个相距很近（相对于波长）、振源强度相等、振动相位相反的点声源的组合。偶极子声源可由两个单极子声源所产生的声场叠加而得到，能够在裸眼井和套管井中测量低速地层的横波速度，从而克服了单极子声系无法测量低速地层横波速度的缺点。当把偶极声源置于井眼中央并让偶极子轴和井壁垂直时，如果偶极声源振动，那么井壁的一侧压力增大而另一侧压力减小，从而在井壁产生有挠曲波并沿井壁传播。
声波速度测井
声波速度测井简称声速测井，是在井中测量井壁地层声波传播速度的一类测井方法。由于声波速度测井直接记录的是声波时差(即声波速度的倒数)，因此也常被称为声波时差测井。如前所述，声波在岩石中的传播速度与岩石的性质、孔隙度以及孔隙中所填充的流体性质等有关，因此，研究声波在岩石中的传播速度或传播时间，就可以确定岩石的孔隙度，判断岩性和孔隙流体性质。声波速度测井仪核心部件是声系，由声波发射换能器和接收换能器组成。根据换能器数量差别，可分为单发射双接收、单发射三接收、双发射双接收、双发射四接收等测井仪。其中，单发射双接收和双发射双接收测井仪应用较普遍。2.2.1单发射双接收声波速度测井原理2.2.1.1 测井仪器简介这种下井仪器包括三个部分:声系、电子线路和隔声体，声系由一个发射换能器T和两个接收换能器R1、R2组成。如图2.2.1所示。图2.2.1 声波速度测井仪外貌电子线路用来提供脉冲电信号，触发发射换能器T发射声波，接收换能器R1、R2接收声波信号，并转换成电信号。发射与接收换能器是由具有压电效应物理性质的锆钛酸铅陶瓷晶体制成。在脉冲电信号的作用下以其压电效应的逆效应产生声振动，发射声波;在声波信号的作用下，R以其压电效应的正效应接收声波，形成电信号，待放大后经电缆送至地面仪器记录。实际测井时，电子线路每隔一定的时间给发射换能器一次强的脉冲电流，使换能器晶体受到激发而产生振动，其振动频率由晶体的体积和形状所决定。目前，声速测井所用的晶体的固有振动频率为20kHz。在下井仪器的外壳上有很多刻槽，称之为隔声体，用以防止发射换能器发射的声波经仪器外壳传至接收换能器造成对地层测量的干扰。2.2.1.2 测量原理井下仪器的发射换能器晶体振动，引起周围介质的质点发生振动，产生向井内泥浆及岩层中传播的声波。由于泥浆的声速v1与地层的声速v2不同，v1<v2，所以在泥浆和地层的界面(井壁)上将发生声波的反射和透射，由于发射换能器可在较大的角度范围内向外发射声波，因此，必有以临界角i方向入射到界面上的声波，透射产生沿井壁在地层中传播的滑行波。由于泥浆与地层接触良好，滑行波传播使井壁附近地层的质点振动，这必然引起泥浆质点的振动，在泥浆中也引起相应的波，因此在井中就可以用接收换能器R1、R2先后接收到滑行波，进而测量地层的声波速度。此外，还有经过仪器外壳和泥浆传播到接收器的直达波和反射波，只要在仪器外壳上刻槽和适当选择较大的源距(发射器与接收器间的距离)，就可以使滑行波首先到达接收器，声速测井仪就可以只接收并记录与地层性质有关的滑行波。图2.2.2给出的就是上述的井内声波传播的示意图。发射换能器发射的声波以泥浆的纵波形式传到地层，地层受到应力的作用不仅会产生压缩形变，也会产生切变形变，因此地层中既有滑行纵波产生又有滑行横波产生。不论滑行纵波或滑行横波，在传播时都会引起泥浆质点的振动，以泥浆纵波的形式分别被接收换能器所接收，只不过地层滑行纵波最先到达接收器，较后到达的是地层滑行横波并叠加在滑行纵波的尾部上。图2.2.3给出了接收换能器接收到的波形图。声速测井测量的是滑行波。图2.2.2 井中声波传播示意图图2.2.3 到达接收器的波形图如果发射器在某一时刻t0发射声波，声波经过泥浆、地层、泥浆传播到接收器，其传播路径如图2.2.4所示，即沿ABCE路径传播到接收换能器R1，经ABCDF路径传播到接收换能器R2，到达R1和R2的时刻分别为t1和t2，那么到达两个接收换能器的时间差ΔT为:图2.2.4 声速测井原理图地球物理测井教程如果在两个接收换能器之间的距离l(称之为间距)对着的井段井径没有明显变化且仪器居中，则可认为CE=DF，所以ΔT=CD/v2(=l/v2)。仪器的间距l是固定的(我国采用的间距等于0.5m)，时间差ΔT的大小只随地层声速变化，所以ΔT的大小反映了地层声速的高低。声速测井实际上测量记录的是时差Δt(声波传播1m用的时间)。测量时由地面仪器通过把时间差ΔT转变成与其成比例的电位差的方式来记录时差Δt。记录点在两个接收换能器的中点，下井仪器在井内自下而上移动测量，便记录出一条随深度变化的声速测井的时差曲线。2.2.2 影响时差曲线的主要因素声波时差曲线主要反映地层的岩性、孔隙度和孔隙流体性质，但也受到其他一些因素的影响。2.2.2.1 井径变化的影响当井眼扩大时，在井眼扩大井段的上下界面处，时差曲线就会出现假的异常，如图2.2.5所示。这是由于当接收换能器R1进入井眼扩大部分而接收换能器R2仍在井眼扩大的下界面之下时，CE>DF，由式(2.2.1)可以知道时间差ΔT减小，所以在井眼扩大井段的下界面处会出现声速测井时差曲线减小的假异常;在R1、R2均进入井眼扩大井段时，CE=DF，不会有异常出现，而当R1、R2跨井眼扩大的上界面时，CE<DF，由式(2.2.1)可知ΔT增大，所以在井眼扩大的井段的上界面处，将出现声速测井时差曲线增大的假异常。在一些砂泥岩的分界面处，常常发生井径变化，砂岩一般缩径而泥岩扩径，因此在砂岩层的顶部(相当于井眼扩大井段的下界面)出现时差曲线减小的尖峰，砂岩层的底界面处(相当于井眼扩大井段的上界面)出现时差曲线增大的尖峰。图2.2.6就是砂泥岩剖面井径变化对时差曲线影响的实例。显然，在时差曲线上取值时，要参考井径曲线，避开井径变化引起的时差曲线的假异常，以便正确取值。图2.2.5 井径变化对声波时差影响示意图图2.2.6 井径扩大对声波测井曲线影响的实例2.2.2.2 地层厚度的影响地层厚度是相对声速测井仪的间距来说的，厚度大于间距的称为厚层，小于间距的称为薄层。它们在声速测井时差曲线上的显示是有差别的。1)对着厚地层的中部，声波时差不受围岩的影响，时差曲线出现平直段，该段时差值为该厚地层的时差值。当地层岩性不均匀时，曲线有小的变化，则取该厚地层中部时差曲线的平均值作为它的时差值。时差曲线由高向低和由低向高变化的半幅点处正好对应于地层的上、下界面。所以，可以用半幅点划分地层界面。实际测的声波时差曲线往往受井径及岩性变化的影响，因此现场实际工作中，划分地层界面时，常参考微电极和自然电位曲线。2)薄层的时差曲线受围岩影响较大，半幅点间的距离越大于地层的真厚度。3)薄互层间距大于互层中的地层厚度时，曲线不能反映地层的真正速度，甚至还可能出现反向。可见，间距大于地层厚度时，时差曲线分辨地层的能力差，甚至无法分层和正确读取时差值，因此间距尺寸必须小于目的层中最薄地层的厚度，间距越小，分辨地层的能力越强，测量的精度也就越差。所以，应该合理地选择间距。2.2.2.3 “周波跳跃”现象的影响在一般情况下，声速测井仪的两个接收换能器是被同一脉冲首波触发的，但是在含气疏松地层情况下，地层大量吸收声波能量，声波发生较大的衰减，这时常常是声波信号只能触发路径较短的第一接收器的线路。当首波到达第二接收器时，由于经过更长的路径的衰减不能使接收器线路触发。第二接收器的线路只能被续至波所触发，因而在声波时差曲线上出现“忽大忽小”的幅度急剧变化的现象，这种现象称为周波跳跃，如图2.2.7所示。图2.2.7 周波跳跃现象在泥浆气侵的井段，疏松的含气砂岩压力较大，井壁坍塌以及裂缝发育的地层，由于声波能量的严重衰减，经常出现这种周波跳跃的现象。由于周波跳跃现象的存在，使得无法由时差曲线正确读出地层的时差值。但是，周波跳跃这个特征，却可以作为判断裂缝发育地层和寻找气层的主要依据。2.2.3 井眼补偿声速测井如前所述，单发射双接收声速测井受井径变化的影响，声波时差曲线出现假异常。为了克服这种影响，采用了双发射双接收声速测井仪。图2.2.8是这种仪器对井径变化影响的补偿示意图。R1、R2为接收器，T1为上发射器，T2为下发射器。测井时，上下发射器交替发射声脉冲，两个接收器接收T1、T2交替发射产生的滑行波，得到时差Δt1和Δt2，地面仪器的计算电路对Δt1和Δt2取平均值，记录仪记录出平均值Δt时差曲线。由图2.2.8可以看出，双发射双接收声速测井仪的T1发射得到的Δt1曲线和T2发射得到的Δt2曲线。在井径变化处产生的假异常的变化方向相反，所以，取平均值得到的Δt曲线恰好补偿掉了井径变化的影响。双发射双接收声速测井仪测量的Δt时差曲线还可以补偿仪器在井中倾斜时对时差造成的影响。图2.2.8 井径变化影响的补偿示意图2.2.4 声波速度测井资料的应用2.2.4.1 判断气层由于油、气、水的声速不同，水的声速大于油的声速，而油的声速又大于气的声速，特别是气的声速和油水的声速有很大的差别，因此在高孔隙度和泥浆侵入不深的条件下，测井能够比较好的确定疏松砂岩的气层。气层在声波时差曲线上显示的特点有:1)产生周波跳跃。它常见于特别疏松、孔隙度很大的砂岩气层中，因为地层含气对声波能量有很大的衰减作用，造成周波跳跃。对于非常疏松的砂岩气层来说，是因为它们颗粒之间的接触面积很小，声波能量从一个颗粒传到另一颗粒，必须通过孔隙中的气体，由于岩石和气体的声阻抗相差很大，二者之间的声耦合很差，声波能量不易由颗粒向气体传播，会产生大量散射，声波信号受到很大的衰减，因此气层在声波时差曲线上表现为周波跳跃。2)声波时差增大。气层的声波时差值明显大于油层，比一般砂岩的时差值大30μs/m以上。成岩较好、岩性纯净的砂岩气层都具有这一特点。另外，在泥浆侵入不深的高孔隙度疏松砂岩地层中，油层的声波时差也相应增大，一般比水层大10%～20%，因此声速测井的这种特点，有利于判断高孔隙性地层所含的流体性质，确定油气和气水的接触面。2.2.4.2 划分地层由于不同地层具有不同的声波速度，所以根据声波时差曲线可以划分不同岩性的地层砂泥岩剖面，砂岩的声波速度一般较大(时差较低)。砂岩的胶结物的性质和含量也影响声波时差的大小，通常钙质胶结比泥质胶结的声波时差低，并且随着钙质含量增多声波时差下降;随泥质含量增多，声波时差增高。泥岩的声波速度小(声波时差显示高值)。页岩的声波时差值介于砂岩和泥岩之间。砾岩的声波时差一般都较低，并且越致密声波时差值越低。碳酸盐岩剖面中，致密石灰岩和白云岩的声波时差值最低，如含有泥质时，声波时差稍有增高;如有孔隙或裂缝时，声波时差有明显增大，甚至还可能出现声波时差曲线的周波跳跃现象。在膏盐剖面中，无水石膏与岩盐的声波时差有明显的差异。岩盐部分因井径扩大，时差曲线有明显的假异常，所以可以利用声波时差曲线划分膏盐剖面。图2.2.9是用声波时差曲线划分无水石膏和岩盐层的一个例子。由于声波时差曲线能够较好地反映岩石的致密程度，所以它可以和微电极等测井曲线一起用来判断储集层的储集性质的优劣。图2.2.9 声波时差曲线划分无水石膏和岩盐层声波时差曲线可以划分地层，如果地层的孔隙度和岩性在横向上大体是稳定的，那么声波时差曲线也可以被用来进行地层对比。2.2.4.3 确定岩层孔隙度由第一节已经知道岩层声速和孔隙度有关，通过理论计算和实验可以确定出声速或时差与孔隙度的关系式，所以由声速测井的时差值可以估算出岩层的孔隙度。声速测井的时差反映的是岩层的总孔隙度。大量的实践表明，在固结、压实的纯地层中，若有小的均匀分布的粒间孔隙，则孔隙度和声波时差之间存在线性关系，其关系式称为平均时间公式或Wyllie公式，如式(2.2.2):地球物理测井教程或地球物理测井教程式中:Δt为由声波时差曲线读出的地层声波时差，μs/m;Δtf为孔隙中流体的声波时差，μs/m;Δtma为岩石骨架的声波时差，μs/m。当岩石骨架成分和孔隙中流体性质已知时，Δtma和Δtf是个常数，于是Δt和孔隙度的关系为线性关系，即:地球物理测井教程式中:A=Δtf－Δtma;B=Δtma。由于不同地区，不同地层的A和B可能不同，因此必须按地区，针对某一地层或某一层段，用岩心分析资料和测井资料，建立岩石孔隙度和声波时差的统计关系。图2.2.10为某油田一个层组的声波时差与孔隙度的关系图，其经验公式为:地球物理测井教程在应用平均时间公式时，必须注意公式导出的条件(即使用条件)是孔隙均匀分布、固结且压实的纯地层，因此，由时间平均公式求出的声波孔隙度(φs)，对于不同的地层情况要分别处理。1)对于固结压实的纯地层，分两种情况。a.粒间孔隙的石灰岩及较致密的砂岩(孔隙度为18%～25%)可直接利用平均时间公式计算孔隙度，不必进行任何校正。因为这类岩石的孔隙度较小，泥浆侵入往往较深，声速测井测的是冲洗带的声波时差，冲洗带孔隙充满泥浆滤液，不必进行流体校正。另外，如果含有泥质，由于岩石致密，泥质也是致密的，其声波时差较低，接近于岩石的时差，可不必进行泥质校正。图2.2.10 声波时差与孔隙度的关系图b.孔隙度为25%～35%的固结而压实的砂岩，其声波孔隙度φs需要引入流体校正。这类砂岩泥浆侵入往往较浅，冲洗带中不全是泥浆滤液，还含有残余油气，按Wyllie公式计算的孔隙度偏大，必须乘以流体校正系数加以校正。在一般的情况下可用经验数据校正，对于气层，流体校正系数为0.7;对于油层，流体校正系数为0.8～0.9。2)对于固结而不够压实的砂岩，要引入压实校正。直接应用平均时间公式求得的疏松砂岩的孔隙度偏高，要进行压实程度的校正。这种疏松砂岩在地质年代较新的地层中，埋藏深度一般较浅，砂岩是否压实，可根据邻近的泥岩的声波时差Δtsh的大小来辨别，若邻近泥岩的声波时差大于328μs/m，则认为砂岩未压实，且Δtsh越大，表明压实程度越差。利用压实校正系数Cp对这类疏松砂岩进行压实程度的校正。如果直接由图版求得的孔隙度为φs，经压实程度校正后的孔隙度为φsc，则:地球物理测井教程压实校正系数Cp最好由平均时间公式求得的φs，与真孔隙度值对比得到，即Cp=φs/φ。φ由岩心实验测定或其他孔隙度测井得到，如电阻率法，密度测井－声波时差测井交会法或中子测井法求得。另外，压实校正系数与地层埋藏深度存在一定关系，可以利用压实校正系数与地层埋藏深度的关系曲线求得。3)对于含泥质的非纯地层要引入泥质校正。时间平均公式是对纯地层导出的，如果地层中含有泥质，由于泥质的声速一般较低，声波时差较大，所以按公式计算的孔隙度偏大，必须进行泥质校正。对于次生孔隙(溶洞和裂缝)比较发育的碳酸盐岩储集层，次生孔隙在岩层中的分布不均匀，并且孔径大。声波在这样的岩层中传播的机理和前述的纯地层是不同的，声波在溶洞附近传播要产生折射和绕射。利用平均时间公式求得的孔隙度偏低，所以对于次生孔隙发育的碳酸盐岩必须建立其物理模型，导出它自己的平均时间公式。
声波速度测井( 连续速度测井)
地震速度测井因激发的地震波波长较长及测点间距较大(几米至几十米)，不能细致地划分岩层获得详细层速度信息。为了较详细地划分岩层获得连续变化的速度剖面，可以采取连续测井方法，亦称作声波速度测井方法。下面说明这种方法测定层速度和平均速度的原理。图3-43 声波测井示意图如图3-43所示，井中测井仪有超声波脉冲发生器和一对接收器。两个接收器相距0.5m或1m。a为仪器至井壁的距离，从井底向上连续提拉测井仪，发射器发射的超声波经过泥浆以临界角入射到井壁，并沿井壁地层滑行，再以临界角穿过泥浆传到接收器，其传播时间分别是地震勘探式中:vt为泥浆中波传播的速度;v2为在地层中波传播的速度;t2与t1之差是波在两个接收器之间地层段传播的时间差，当两个接收器之间的距离为1m时，得到地震勘探其单位是μs/m。地面测井仪器记录下连续变化的时差曲线如图3-44所示。根据声波测井时差曲线，由1/Δt×106=v便可获得层速度，单位为m/s。如果将声波测井时差曲线按每米的微秒时间累计起来，也就是数学上进行积分运算，即可求得深度H处的垂直传播时间地震勘探进而可得到平均速度，即地震勘探
关于声波测井的名称的疑问
声波测井过程中会出现很多曲线，这些既有现场工程师习惯不同造成，也因为声波在采集过程中进行处理产生了一些中间曲线，你需要的纵横波时差这里面都有，横波时差是DTSQI，纵波是DT24QI和DTCQI，这两者都是纵波，但DT24QI是数字声波模式测的，DTCQI是全波模式测的，DTXXQI和DTYYQI也是横波时差，只不过是交叉偶极模式测量得到的，分别是XX方向分量和YY方向分量的时差，DTSTQI是斯通利波时差
合成声波测井（拟测井）
（一）合成声波测井的原理及曲线制作过程把实际的地震记录经过人工转换成为合成波阻抗曲线（或合成速度曲线），也称虚（假、拟等）波阻抗（或速度测井）曲线的工作，称合成声波测井。它是合成地震记录的逆过程，它的目的是把时间剖面上的记录道转换成测井曲线（道）。因此，整个地震剖面就被转换成声波速度剖面或波阻抗剖面。合成声波测井是目前研究地层岩性油藏的一个重要的方法。合成声波测井技术所基于的原理是：对于层状介质第i界面上的反射系数ri由式（7-1-2）可以写为反射波地震勘探原理和资料解释由前面讨论可知，对于反射系数序列r（t），如果已知地震子波w（t），则利用式（7-1-1）就可得合成地震记录x（t）。相反地，如果对野外地震记录x（t），用反滤波因子α（t）进行反褶积，便得到反射系数序列r（t），即r（t）＝x（t）*a（t） （7-1-4）重要的是从反射系数序列中求解速度。如果忽略密度的变化影响，公式（7-1-3）可简化为公式（7-1-2）的形式。将式（7-1-2）移项，求解速度，即可得；反射波地震勘探原理和资料解释这就是由反射系数序列，反演合成声波测井曲线的递推公式。式中的初始速度要求是已知的。据上述原理很容易写出它的制作处理流程：反射波地震勘探原理和资料解释合成声波测井的实现过程同样可示意地表示于图7-1-1。它是由实际地震记录出发，经过子波反褶积等精细处理，形成反射系数序列再经过反演公式的计算把反射系数序列转换成合成声波曲线或合成波阻抗曲线。合成声波测井处理流程中一个重要的问题是需要加入反映背景频率变化趋势的低频分量。主要是因为地震仪的低频截止作用使实际地震记录中缺少部分低频信息，因此由公式（7-1-5）递推出的合成声波测井曲线也缺少低频成分，故称之为相对声波测井曲线（或相对速度曲线）。一般这部分低频信息是由地震资料的叠加速度求得，或在横向速度变化不大时，通过对实际声波测井曲线进行低通滤波来获得，然后将求得的低频趋势和相对合成声波测井曲线相加就可得到绝对的合成声波测井曲线（或绝对速度曲线）。（二）合成声波测井曲线的应用通过制作合成声波测井曲线，结果是每一个共反射点都变成了一口假想的“虚”钻井，多条合成测井曲线可组成横向上的一个“虚”钻井剖面图。在我们应用合成测井曲线时，一般应从已知的钻井出发，或者说以钻井资料作为控制。它的应用一般包括以下几个方面：（1）可用来研究岩性、岩相、地层厚度、油气水等在横向上的变化。（2）是寻找地层圈闭油气藏的新的有力手段。（3）在砂泥岩地区，天然气的存在使得速度、密度值有明显的下降，波阻抗值变大。故该方法能准确地预测天然气的存在，其预测的成功率有时可优于亮点技术。（4）可结合地震的构造和圈闭资料，计算储油体积和储量。在实际工作中，合成地震记录和合成声波测井曲线一般是可以不分割地制作和使用。
地震声波测井（连续速度测井）
地震测井因激发的地震波波长及测点间距较大（几十米），而不能细致地划分岩层、获得详细的层速度信息。为了较详细地划分岩层、获得连续变化的速度剖面，可以采取连续测井方法，亦称作声波速度测井方法。下面说明这一种方法测定层速度和平均速度的原理。声波测井工作是用一种超声波测井仪来进行的。该仪器主要由超声波发生器O和两个接收器M、N组成，如图3-6-3所示。测井时将仪器由井底连续向上提升，发生器发射的超声波经过泥浆以临界角入射到井壁，并沿井壁地层滑行，再以临界角穿过泥浆传到接收器，波传播到两个接收器的时间如图3-6-3，可知：反射波地震勘探原理和资料解释式中v1、v2分别为波在泥浆及井壁岩层中传播的速度，波到达两个接收器的时差为反射波地震勘探原理和资料解释因为折射波射线相互平行，所以当井下仪器与井壁平行时，有b2-b1＝MN。设两个接收器之间的距离为1m时，上式就变为反射波地震勘探原理和资料解释上式说明测量的时差的倒数即为层速度。图3-6-3 声波测井如果将声波测井时差曲线按每米的微秒时间累计起来，也就是数学上进行积分运算，即可求得深度H上的垂直传播时间：反射波地震勘探原理和资料解释进而得到平均速度，即：反射波地震勘探原理和资料解释声波测井是连续测量，接收点距又小，所以能细致地划分层速度。它也存在一个问题，因为时间值是累积读取，故存在累积误差，所以该法求取的速度参数精度不如地震测井求出参数精度高，它比地震测井分层细致。
声波测井
声波测井包括声速、声幅和全波等测井方法，通过测量井眼附近岩体对于人工弹性波场的响应，达到探测目标地层性质（孔隙度、纵、横波速度等）的目的。声波测井可以在套管井或裸眼井中应用。（一）声速测井声速测井也称声波时差测井，利用换能器发射声波到探测地层，通过测量多个接收换能器滑行纵波到达时间的差异达到声速测井的目的。声速测井可采用单发单收、单发双收和双发双收等声系。声速测井主要受到井径变化、地层厚度和周波跳跃等因素的影响，其用途有：①地层分层；②确定地层孔隙度。（二）固井测井声波水泥胶结测井，包括固井声波幅度测井和声波全波测井。它是研究声波幅度衰减来检查固井质量的方法。目前，在生产中利用声波水泥胶结测井检查固井质量，已经是行之有效并且普遍使用的方法。1.固井声波幅度测井固井声波幅度测井使用单发射单接收的井下仪器。从发射器发出的声波，最先到达接收器的是沿套管传播的滑行波所产生的折射波。当套管外没有水泥环或水泥环与套管胶结不好时，沿套管传播的声波衰减很小；当套管外固结水泥时，能量大部分传到水泥环，使声波幅度大大降低。如果以没有水泥环情况下接收的声幅为100％。胶结好坏可以按声幅的百分数来划分。根据实验，接收幅度低于20％，一般认为胶结良好；接收幅度在20％～30％（有的地方用20％～40％），认为是胶结中等；大于30％（或40％），认为胶结很差。2.固井声波全波测井声波全波测井是以记录整个声波波列显示，来研究水泥胶结质量的方法。它常与记录初至波幅度的固井声波幅度测井配合，用来检查声幅测井评估水泥胶结质量的可靠性和解决一些特殊的水泥胶结问题。声波全波测井井下仪器也是由一个发射器和一个接收器构成。为了记录整个声波波列在套管井中传播时衰减情况，目前采用三种记录方式：全波调辉变密度测量；全波调宽变密度测量和全波扫描照相测量。
测井中cbl和VDL是什么意思
CBL:声波幅度测井。是在钻孔中通过测定声波传播过程中幅度的衰减来研究周围介质特点的方法。声波幅度测井有两种。一种是在下套管的钻孔中研究水泥固井质量,这种声波幅度测井通常叫水泥胶结测井。当固井质量良好时,声波能越通过水泥环传到岩层中,声波幅度减小,反之声波幅度增大。另一种是在裸眼井中研究储集层性质的声幅测井。
声波变密度测井(VDL)是固井中一种检查两个胶结面的胶结情况的重要测井方法,在CLS3700数控测井系统中,利用现代计算机技术,在Lunix环境下,实现VDL全波列信息的记录和格式的转换.
地震层速度与测井声波速度有何联系
泥岩声波时差大。在泥砂岩剖面上，砂岩显示低时差，其数值随孔隙度的不同而不同；泥岩一般为高时差，其数值随压实程度的不同而变化；页岩的时差介于泥岩和砂岩之间；砾岩的时差一般都较低，并且越致密声波时差值越低．在碳酸盐剖面上，致密石灰岩和白云岩声波时差最低，如含有泥质时，声波时差增高，若有孔隙和裂缝，声波时差明显增大，甚至出现周波跳跃．
基于成像技术的成像测井方法原理
成像测井是当今世界测井技术发展的重要成就之一，是现代测井技术的突出标志。它以能直观、清晰地展现井壁及地层内部二维空间地质特征的优点，使测井解释发生了从数字曲线到数字图像的飞跃，为许多复杂或疑难地质问题的解决提供了一种新的有效手段。目前，成像测井的种类可多达十余种，大体上可分为电成像测井、声成像测井和核成像测井几大类。下面对其中的主要几种成像测井作简要介绍。13.6.1 电成像测井13.6.1.1 微电阻率扫描成像测井在地层学高分辨率地层倾角测井（SHDT）基础上迅速发展起来的地层微电阻率扫描（FMS）成像测井和全井眼地层微电阻率成像测井（FMI）是目前电成像测井中应用最广泛的一种方法。它利用贴井壁极板上的钮扣电极阵列记录上百条微电阻率（或电导率）曲线，这些曲线反映了极板所掠过的那部分井壁地层导电性的相对变化特征，具有极高的垂向分辨率（约0.5cm）。对记录数据进行特殊处理和成像，可以把那些电导率曲线转换成按像素色彩或灰度等级刻度的图像，即微电阻率扫描图像（简称FMI）。进行这种刻度时，通常把大于仪器分辨率（微电导率映射地层特征的能力）的地层特征表示成几个分辨率单位像素，而把小于仪器分辨率的地层特征用一个分辨率单位表示。仪器的分辨率与极板电扣的几何结构，如电扣大小、电扣之间的间距、行距和阵列尺寸等有关，它们决定着扫描图像的清晰程度。在微电阻率扫描图像上，不同的色彩或灰度代表了紧靠井壁地层电阻率的高低，颜色越深，电阻率越小，反之，电阻率越大。因此，利用微电阻率扫描图像，可以像观察岩心图片一样清晰地描绘井壁地层的细微变化，如各种地层学特征、沉积学特征，以及孔洞、裂缝及其产状和方位等。目前，市场上的这类成像测井仪有多种，典型的有斯仑贝谢公司的地层微电阻率扫描成像测井仪（FMS）和全井眼地层微电阻率成像测井仪（FMI）、西方阿特拉斯公司的微电导率成像测井仪（1022XA）和哈里伯顿公司的电子微成像测井仪（EMI）等，它们的主要技术指标如表13-2所示。表13-2 几种微电阻率扫描成像测井仪的主要技术特征13.6.1.2 阵列感应成像测井阵列感应成像测井采用一种由多个接收线圈组成的阵列感应测井仪，通过对不同探测深度测量结果的信号处理，可产生不同纵向分辨率和不同径向探测深度的阵列感应曲线，利用这些曲线可进一步产生地层电阻率或含油饱和度的二维图像。目前较成熟的阵列感应成像测井仪（AIT），采用一个发射线圈、8组接收线圈对和相应的电子线路组成，如图13-24所示。发射线圈采用20kHz和40kHz的频率进行工作，8组线圈采用同一频率，其中六组线圈系还采用另一种较高的频率。这样，8组线圈系实际上有14种探测深度的线圈距，每组线圈系测量同相信号R和90°相移信号X，共测出28个原始信号。这些原始信号经井眼校正和“软件聚焦”处理，可得三种纵向分辨率1ft（30.5cm）、2ft（61cm）和4ft（122cm），每一分辨率又有五种径向探测深度10in（25.4cm）、20in（50.8cm）、30in（76.2cm）、60in（152.4cm）和90in（228.6cm）的阵列应测井曲线。图13-24 阵列感应成像测井仪利用阵列感应测井提供的丰富测井信息中，高分辨率测井曲线用于薄层解释远优于常规方法，它能分辨出厚度为0.3m的薄地层。五种探测深度的测井曲线，可用四种参数模型进行反演，能求出较可靠的地层真电阻率Rt、过渡带（冲洗带）电阻率Rxo，以及过渡带内径（冲洗带半径）r1和外径r2。另外，通过对阵列感应测井曲线的成像处理，可以得出地层电阻率、视地层水电阻率和含油气饱和度的二维（井的轴向Z和径向r）直观图像。13.6.1.3 方位侧向成像测井方位电阻率成像测井（ARI）是在常规双侧向测井基础上演变而成的一种新型侧向测井方法。它在双侧向A2屏蔽电极的中部增加一个由12个互成30°的电极组成方位电极阵列，以测量井周12个方位的定向电阻率值。12个电极覆盖了井周360°方位范围内的地层，每个电极计算出的电阻率值，相当于每个电极在张开角30°所控制的范围内供电电流所穿过路径上介质的电阻率。因此，它是一种真正的三维测井方法。将12个方位电极的供电电流求和，还可以提供一种高分辨率的侧向测井（LLHR）。这时12个方位侧向测井的电极可等效为一定高度的圆柱状电极，测得的电阻率相当于井周围介质电阻率的平均值。LLHR的纵向分辨率为8in（20.3cm），明显高于深、浅侧向测井。方位侧向成像测井同时还保留了深、浅侧向测量，能同时给出LLD、LLS和LLHR三种侧向测井曲线。另外，通过对12条方位电阻率曲线进行成像处理，能得出按电导率刻度的ARI图像，用于分析井孔周围地层的非均质性和裂缝具有重要的意义。13.6.2 声成像测井13.6.2.1 井周声波成像测井井周声波成像测井（CBIL）或称超声井眼成像测井（UBI）采用一个换能器既做发射又做接收。换能器以一定的发射频率（2000～4200/s）垂直向井壁发射2MHz的超声脉冲，并以一定的速率旋转，向井眼四周进行扫描。在发射脉冲的间隙时间里记录由井壁反射回来的反射波。该反射波的能量取决于井内流体与井壁介质（岩石）的声阻抗差。由于在同一口井中井内流体的声阻抗可视为不变，因此记录的反射波能量可以反映井壁介质声阻抗的变化。显然，声阻抗大的介质，界面反射系数大，反射波能量强，反之反射波能量弱。记录的反射波幅度是按井眼360°方位进行显示的。通过对整个井壁进行高分辨率成像可获得反映井壁介质物理状况的展开图。这对于探测裂缝、分析裂缝产状，以及了解岩石的非均质性是有益的。需要指出，在测井过程中，探头将随仪器提升而旋转，以至声波脉冲信号的扫描轨迹是螺纹状的。为确定井壁图的方位，可在磁北极处把这样得到的扫描图截断，展开成井壁声波图像。另外，声波图像的分辨率要受到井径大小，井内泥浆，目的层的表面结构等因素的影响，图像的垂向分辨率则受扫描旋转速度和测井速度的制约。通过采用聚焦换能器、低频或大尺寸换能器以及增加垂向和横向采样率等措施，可以在一定程度上减小这些影响。13.6.2.2 偶极横波成像测井常规声波测井所用的换能器都是径向均匀膨胀振动的，称之为单极子声源。使用这种声源在地层横波速度低于井内流体声速时（如速度较低的软地层或泥岩层），由于井壁上没有滑行横波产生而记录不到横波。为了克服声波测井的这一缺陷，发展了偶极子横波成像测井（DSI）技术。偶极子横波测井的声源由两个相距相近、强度相同，但相位相反的点声源组成。接收器部分为8个彼此相距6in（15.2 cm）的接收测站，每个测站又由互成90°的四个接收器组成，如图13-25所示。当偶极子声源在井内振动时，使井壁的一边增压，另一边减压，从而造成一个微小的井壁挠曲。这样，一方面在地层中激发纵波和横波，另一方面这种挠曲波在井眼流体中沿井轴方向传播，使井眼流体形成压力挠动。偶极子的接收器正是通过对挠曲波的测量来计算地层横波的。目前的偶极横波成像测井是把单极子和偶极子发射器与8个单极子和偶极子接收器灵活地组合在一起进行测量，最终输出地层纵波、横波和斯通利波速度或时差，连续的泊松比曲线和全波列记录。利用这些垂向分辨率较高的纵、横波速度或时差，可以更好地确定地层孔隙度、计算岩石弹性力学参数和估计地层渗透率；利用声波能量的衰减变化，通过成像处理，可以识别裂缝、判断裂缝方位和地层的各向异性。图13-25 偶极横波成像测井仪概貌13.6.3 核成像测井核成像测井技术中较成熟的一种方法是阵列中子孔隙度-岩性成像测井（APS）。它采用脉冲中子发生器发射14MeV的快中子，由五个氦计数管组成的阵列探测器记录超热中子和热中子。五个探测器用含硼的硬合金屏蔽，其中三个探测器记录近源距超热中子，一个记录远源距超热中子，另一个记录远源距热中子（如图 13-26 所示）。仪器的纵向分辨率可分别达到16.5cm（近源距）和23cm（远源距）。实际测井时，利用短源距和长源距超热中子探测器，可像补偿中子测井那样由计数率比值法求地层的中子孔隙度。利用双短源距超热中子探测器可以做高分辨率超热中子测井，同时还可测量中子脉冲间隔时间内超热中子计数率的时间分布，其衰减常数是快中子慢化时间的量度，与地层含氢指数有关。利用长源距热中子探测器，可记录热中子计数率的时间分布，并由此求得与岩性有关的热中子宏观俘获截面Σ和热中子寿命τ。
成像测井的介绍
成像测井（imaging logging）是根据钻孔中地球物理场的观测，对井壁和井周围物体进行物理参数成像的方法。是地理学的一门基础学科。广义地说，成像测井应包括井壁成像、井边成像和井间成像。井壁成像测井在技术上最成熟，包括井壁声波成像和地层微电阻率扫描成像。井边成像主要是电阻率成像，所用的方法为方位侧向测井和阵列感应测井。井间成像包括声波、电磁波和电阻率成像，在工程勘察中已得到比较广泛的应用，在石油勘探中也已获得一些成功的实例。TNIS（Thermal Neutron Imaging System）热中子成像，属于核成像技术的开端。
