CN104345339A - 一种用阵列声波测井资料确定岩石脆性系数的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种用阵列声波测井资料确定岩石脆性系数的方法，属于阵列声波测井资料的应用领域。所述方法首先利用阵列声波测井资料计算岩石的动态参数；之后，将动态参数与通过岩心实验获得的在储层深度上不连续变化的静态参数结合，采用岩心刻度测井的方法得到在储层深度上连续变化的静态参数；然后再利用在深度上连续变化的静态参数计算岩石脆性系数。本发明利用上述方法得到的深度连续的岩石脆性系数，具有储层深度上的连续性，能够真实准确的反映不同深度储层上的岩石的脆性特征，能够更加准确的、有效的指导储层的压裂改造施工，提高了工作效率和经济效益。

Description

一种用阵列声波测井资料确定岩石脆性系数的方法

技术领域

本发明涉及阵列声波测井资料的工程应用领域，特别涉及一种用阵列声波测井资料确定岩石脆性系数的方法。

背景技术

岩石的应力—应变全过程曲线在一定的围压范围内，峰值强度迅速跌落并非常靠近界标的特征称为岩石的脆性特征。岩石脆性特征一般用脆性系数表示。岩石脆性特征在石油工程中作用巨大，特别是在制定低孔、低渗储层的改造方案中用于指导储层的压裂过程，具有十分重要的意义，岩石脆性系数能否真实的反应岩石的脆性特征，将直接决定着压裂施工的成败以及油气的产量。

目前，主要通过岩石的三轴应力实验来获得岩石脆性系数。该实验通过对采集的岩石样品进行三轴应力实验获得岩石样品的脆性系数，然后用实验得到的岩石样品的脆性系数代表岩石样品所在的整个储层的岩石脆性系数。

在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术至少存在以下问题：

目前的岩石脆性系数是经过实验对某口井、某个深度的储层上的岩心样品进行检测获得的，具有采样的局部性和深度不连续性，无法真实准确的反映不同的井中、不同深度的储层上的岩石脆性特征，进而无法准确的、有效的确定压裂改造施工方案，从而影响了工作效率和经济效益的提高。

发明内容

为了解决现有技术得到的脆性系数在确定储层压裂改造方案中存在的缺陷的问题，本发明实施例提供了一种用阵列声波测井资料确定岩石脆性系数的方法。所述技术方案如下：

一种用阵列声波测井资料确定岩石脆性系数的方法，所述方法按照如下步骤进行操作：

1）从阵列声波测井的波形资料中提取纵波时差Δt_c和横波时差Δt_s；

2）根据步骤1）所得的纵波时差Δt_c和横波时差Δt_s，结合综合测井资料中的密度ρ数据，计算动态杨氏模量Ed和动态泊松比PRd；

3）利用深度不连续的静态杨氏模量E和动态杨氏模量Ed，采用岩心刻度测井方法，建立深度连续的静态杨氏模量Es和动态杨氏模量Ed之间的关系式，用动态杨氏模量Ed表示深度连续的静态杨氏模量Es；

4）利用深度不连续的静态泊松比μ和动态泊松比PRd，采用岩心刻度测井方法，建立深度连续的静态泊松比PRs和动态泊松比PRd之间的关系式，用动态泊松比PRd表示深度连续的静态泊松比PRs；

5）对深度连续的静态杨氏模量Es和深度连续的静态泊松比PRs进行数据归一化处理，得到归一化后的静态杨氏模量△E和归一化后的静态泊松比△PR;

6）计算岩石脆性系数BI，按照如下公式进行计算：

$\mathrm{BI}=\frac{\mathrm{\ΔE}+\mathrm{\ΔPR}}{2}$

式中，

BI—脆性系数，

△E—归一化后的静态杨氏模量，

△PR—归一化后的静态泊松比。

其中，步骤1）中所述提取纵波时差Δt_c和横波时差Δt_s，采用时域提取法。

所述步骤2）中所述计算动态杨氏模量Ed，可以按照如下公式进行计算：

$\mathrm{Ed}=\frac{\mathrm{\ρ}}{\mathrm{\Δ}{t_s}^2}\left(\frac{3\mathrm{\Δ}{t_s}^2-4\mathrm{\Δ}{t_c}^2}{\mathrm{\Δ}{t_s}^2-\mathrm{\Δ}{t_c}^2}\right)$

式中：

Ed—动态杨氏模量，

Δt_s—横波时差，

Δt_c—纵波时差，

ρ—密度。

所述步骤2）中所述计算动态泊松比PRd，可以按照如下公式进行计算：

$\mathrm{PRd}=\frac{0.5\mathrm{\Δt}{s}^2-\mathrm{\Δt}{c}^2}{\mathrm{\Δt}{s}^2-\mathrm{\Δt}{c}^2}$

式中：

PRd—动态泊松比，

Δt_s—横波时差，

Δt_c—纵波时差，

ρ—密度。

进一步地，所述步骤3）之前还包括获得深度不连续的静态杨氏模量E的步骤。

具体地，所述步骤3）中获得深度不连续的静态杨氏模量E，可以按照如下公式进行计算：

$E=\frac{\mathrm{\ΔP}\×H}{A\×\mathrm{\ΔH}}$

式中：

E—静态杨氏模量，

ΔP—载荷增量，

H—高度，

A—面积，

ΔH—轴向变形增量。

进一步地，所述步骤4）之前还包括获得深度不连续的静态泊松比μ的步骤。

具体地，所述步骤4）中获得深度不连续的静态泊松比μ，可以按照如下公式进行计算：

式中：

μ—静态泊松比，

H—高度，

d_L—周向变形值，

D—直径，

H_轴向—轴向变形值。

具体地，所述步骤5）中计算归一化后的静态杨氏模量△E，可以按照如下公式计算：

$\mathrm{\ΔE}=\frac{\mathrm{Es}-1}{9-1}\×100\%$

式中，

Es—深度连续的连续静态杨氏模量，

△E—归一化后的静态杨氏模量。

具体地，所述步骤5）中计算归一化后的静态泊松比△PR，可以按照如下公式计算：

$\mathrm{\ΔPR}=\frac{0.4-\mathrm{PRs}}{0.4-0.1}\×100\%$

式中，

PRs—深度连续的静态泊松比，

△PR—归一化后的静态泊松比。

本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：

通过首先利用阵列声波测井资料计算岩石的动态参数（参数包括杨氏模量和泊松比）；之后，将通过声波测井资料计算出来的在储层深度上连续变化的动态参数，与通过岩心实验获得的在储层深度上不连续变化的静态参数结合，采用岩心刻度测井的方法得到在储层深度上连续变化的静态参数，该深度上连续变化的静态参数相对于深度上连续变化的动态参数，其值更接近于通过岩心实验获得的静态参数，更符合石油开发的实际需求；然后再利用这些在深度上连续变化的静态参数计算岩石脆性系数。本发明利用上述方法得到的深度连续的岩石脆性系数，具有储层深度上的连续性，能够真实准确的反映不同深度储层上的岩石的脆性特征，能够更加准确的、有效的指导储层的压裂改造施工，提高了工作效率和经济效益。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例1提供的静态泊松比与动态泊松比的关系图；

图2是本发明实施例1提供的静态杨氏模量与动态杨氏模量的关系图；

图3是本发明实施例1提供的脆性系数成果图；

图4是本发明实施例1提供的压裂前各向异性成果图；

图5是本发明实施例1提供的压裂后各向异性成果图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

本发明实施例中，各参数的表示方法解释如下：

动态杨氏模量Ed：用阵列声波测井资料计算得到的杨氏模量，具有储层深度上的连续性，但数值与实验得到杨氏模量具有较大差别，称为动态杨氏模量，用Ed表示；

动态泊松比PRd：用阵列声波测井资料计算得到的泊松比，具有储层深度上的连续性，但数值与实验得到泊松比具有较大差别，称为动态泊松比，用PRd表示；

深度不连续的静态杨氏模量E：由已知的岩心实验数据计算得到的杨氏模量，具有储层深度上的不连续性，称为深度不连续的静态杨氏模量，用E表示；

深度不连续的静态泊松比μ：由已知的岩心实验数据计算得到的泊松比，具有储层深度上的不连续性，称为深度不连续的静态泊松比，用μ表示；

深度连续的静态杨氏模量Es：用动态杨氏模量Ed表示的杨氏模量，具有储层深度上的连续性，称为深度连续的静态杨氏模量，用Es表示；

深度连续的静态泊松比PRs：用动态泊松比PRd表示的泊松比，具有储层深度上的连续性，称为深度连续的静态泊松比，用PRs表示。

在实现本发明的过程中，发明人发现岩石的脆性系数与其弹性参数有关，例如泊松比和杨氏模量等。而阵列声波测井资料的石油工程应用研究中，利用阵列声波测井资料可以计算岩石的动态泊松比和动态杨氏模量等弹性参数。因此，本发明实施例提供的一种用阵列声波测井资料确定岩石脆性系数的方法为：首先，利用阵列声波测井资料计算岩石的动态弹性参数，包括动态泊松比和动态杨氏模量；之后，将通过声波测井资料计算出来的在储层深度上连续变化的动态参数，与通过岩心实验获得的在储层深度上不连续变化的静态参数结合，采用岩心刻度测井的方法得到在储层深度上连续变化的静态参数，该深度上连续变化的静态参数相对于深度上连续变化的动态参数，其值更接近于通过岩心实验获得的静态参数，更能够被油气开发人员所接受。；最后对所得深度连续的静态参数进行归一化处理，用归一化后的连续静态杨氏模量和归一化后的连续静态泊松比的平均值计算岩石脆性系数。按照上述方法得到的岩石脆性系数，具有储层深度上连续的特点，能够明确的获知储层各深度层次的脆性系数，因此，对于压裂施工方案中确定射孔段和压力具有重要的指导意义，能够使射孔段和压力的确定更加准确，提高工作效率和油气的产量。

本发明实施例提供的一种用阵列声波测井资料确定岩石脆性系数的方法，具体按照如下步骤进行操作：

步骤一，从阵列声波测井的波形资料中提取纵波时差Δt_c和横波时差Δt_s。

声波全波波形包含着丰富的信息，其主要波有纵波、斯通利波、伪瑞利波和横波。其中，纵波波至最早，斯通利波的波至最晚夹杂在伪瑞利波之间，横波波至处于纵波和斯通利波之间。目前主要采用时域(STC法)和频域两种提取方法获得纵波时差Δt_c、横波时差Δt_s。

本发明实施例采用时域提取方法。STC法使用二维网格(一维为时间，另一维为慢度)搜索法，通过选取合理的时窗长度确定正确的首波波至时间和慢度搜索范围，求得多个接收器收到的由同一发射源在某刻发出的纵波、横波的相关系数，最大相关系数对应的慢度即为该深度地层的纵波、横波的慢度，根据该纵波、横波的慢度得到纵波时差Δt_c、横波时差Δt_s。

步骤二，根据步骤一所得的纵波时差Δt_c和横波时差Δt_s，结合综合测井资料中的密度ρ，计算动态杨氏模量Ed和动态泊松比PRd。

其中，动态杨氏模量Ed，可以按照如下公式进行计算：

$\mathrm{Ed}=\frac{\mathrm{\ρ}}{\mathrm{\Δ}{t_s}^2}\left(\frac{3{\mathrm{\Δ}{t}_s}^2-4{\mathrm{\Δ}{t}_c}^2}{\mathrm{\Δ}{t_s}^2-\mathrm{\Δ}{t_c}^2}\right)$

式中：

Ed—动态杨氏模量，

Δt_s—横波时差，

Δt_c—纵波时差，

ρ—密度；

动态泊松比PRd，可以按照如下公式进行计算：

$\mathrm{PRd}=\frac{0.5{\mathrm{\Δts}}^2-{\mathrm{\Δtc}}^2}{\mathrm{\Δ}{\mathrm{ts}}^2-\mathrm{\Δ}{\mathrm{tc}}^2}$

式中：

PRd—动态泊松比，

Δt_s—横波时差，

Δt_c—纵波时差，

ρ—密度。

步骤三，利用深度不连续的静态杨氏模量E和动态杨氏模量Ed，采用岩心刻度测井方法，建立深度连续的静态杨氏模量Es和动态杨氏模量Ed之间的关系式，用动态杨氏模量Ed表示深度连续的静态杨氏模量Es。

本步骤中，将通过声波测井资料计算出来的在储层深度上连续变化的动态杨氏模量Ed，与通过岩心实验获得的在储层深度不连续的静态杨氏模量E结合，采用岩心刻度测井的方法得到在储层深度连续的静态杨氏模量Es，该深度连续的静态杨氏模量Es相对于深度上连续变化的动态杨氏模量Ed，其值更接近于通过岩心实验获得的深度不连续的静态杨氏模量E，更能够被油气开发人员所接受。

其中，若深度不连续的静态杨氏模量E为非已知的，则可以按照如下公式进行计算：

$E=\frac{\mathrm{\ΔP}\×H}{A\×\mathrm{\ΔH}}$

式中：

E—静态杨氏模量，

ΔP—载荷增量，

H—高度，

A—面积，

ΔH—轴向变形增量，

其中，ΔP、H、A、ΔH可以使用已知的岩心实验数据，也可以采用本领域惯用的岩心实验方法获得。

其中，所述岩心刻度测井方法可以采用本领域惯用的方法。

步骤四，利用深度不连续的静态泊松比μ和动态泊松比PRd，采用岩心刻度测井方法，建立深度连续的静态泊松比PRs和动态泊松比PRd之间的关系式，用动态泊松比PRd表示深度连续的静态泊松比PRs。

本步骤中，将通过声波测井资料计算出来的在储层深度上连续变化的动态泊松比PRd，与通过岩心实验获得的深度不连续的静态泊松比μ结合，采用岩心刻度测井的方法得到深度连续的静态泊松比PRs，该深度连续的静态泊松比PRs相对于深度上连续变化的动态泊松比PRd，其值更接近于通过岩心实验获得的深度不连续的静态泊松比μ，更能够被油气开发人员所接受。

其中，若深度不连续的静态泊松比μ为非已知的，则可以按照如下公式进行计算：

式中：

μ—静态泊松比，

H—高度，

d_L—周向变形值，

D—直径，

H_轴向—轴向变形值。

其中，H、d_L、D、H_轴向可以使用已知的岩心实验数据，也可以采用本领域惯用的岩心实验方法获得。

其中，所述岩心刻度测井方法可以采用本领域惯用的方法。

步骤五，对深度连续的静态杨氏模量Es和深度连续的静态泊松比PRs进行数据归一化处理，得到归一化后的静态杨氏模量△E和归一化后的静态泊松比△PR。

由于杨氏模量和泊松比的单位相差很多，不能同时用于脆性系数的评价。本发明实施例中，为了同时运用深度连续的静态杨氏模量Es和深度连续的静态泊松比PRs两个弹性参数评价岩石脆性系数BI，将深度连续的静态杨氏模量Es和深度连续的静态泊松比PRs进行归一化处理。具体采用如下方法：

由于在实际石油生产过程中，深度连续的静态杨氏模量Es的最小值≥1，最大值≤9，故对深度连续的静态杨氏模量Es进行归一化处理可以按照如下公式：

$\mathrm{\ΔE}=\frac{\mathrm{Es}-1}{9-1}\×100\%,$

式中，

Es—深度连续的静态杨氏模量，

△E—归一化后的静态杨氏模量。

由于在实际石油生产过程中，深度连续的静态泊松比PRs的最小值≥0.1，最大值≤0.4，故深度连续的静态泊松比PRs进行归一化处理可以按照如下公式：

$\mathrm{\ΔPR}=\frac{0.4-\mathrm{PRs}}{0.4-0.1}\×100\%,$

式中，

PRs—深度连续的静态泊松比，

△PR—归一化后的静态泊松比。

步骤六，计算岩石脆性系数BI。

本发明实施例中由归一化后的静态杨氏模量△E和归一化后的静态泊松比△PR的平均值表示岩石的脆性系数BI，具体可以按照如下公式计算：

$\mathrm{BI}=\frac{\mathrm{\ΔE}+\mathrm{\ΔPR}}{2}$

式中，

BI—脆性系数，

△E—归一化后的杨氏模量，

△PR—归一化后的泊松比。

通过上述方法可以获得的储层上深度连续变化的岩石脆性系数BI，从而准确的掌握各深度储层上的岩石脆性特征，为在石油工程中准确的确定储层的压裂改造方案提供数据支持，从而有利于提高施工效率，增加经济效益。

实例

以长庆油田某地区CH270井C7段（2376.1-2433.5m）的储层岩石脆性系数的获取方法为例，说明本发明实施例提供的利用阵列声波测井资料获取岩石脆性系数的方法，以及利用该方法获得的岩石脆性系数对优化压裂改造方案，准确的确定射孔段和压力值的重要的指导意义。

本实例采用阵列声波测井资料确定长庆油田某地区CH270井C7段的储层的岩石脆性系数。

已知数据：阵列声波测井资料，长庆油田某地区CH270井C7段储层的部分岩心实验数据。

方法：本发明实施例提供的方法。

结果：

长庆油田某地区CH270井C7段储层的纵波时差Δt_c值、横波时差Δt_s值，见图3第三道所示；动态杨氏模量Ed值、动态泊松比PRd值，见图3第5道所示；

静态杨氏模量与动态杨氏模量之间的关系见图1所示，图1中，离散的点表示深度不连续的静态杨氏模量E与动态杨氏模量Ed之间的关系，直线表示深度连续的静态杨氏模量Es与动态杨氏模量Ed之间的关系，且深度连续的静态杨氏模量Es与动态杨氏模量Ed之间的关系式为：Es=0.6158*Ed+0.4388；

静态泊松比与动态泊松比之间的关系见图2所示，图2中，离散的点表示深度不连续的静态泊松比μ与动态泊松比PRd之间的关系，直线表示深度连续的静态泊松比PRs与动态泊松比PRd之间的关系，且深度连续的静态泊松比PRs与动态泊松比PRd之间的关系式为：PRs=5126*PRd+0.1031；

岩石脆性系数BI值，见图3第7道所示。

岩石脆性系数BI在优化压裂改造方案，准确的确定射孔段和压力值中的应用：

本实例中，如图3第七道所示，CH270井C7段的油层为4、6号层，差油层为1、7号层，无油层为2、3、5、8、9、10号层。因此，在对该井进行石油开采的过程中，为了提高石油产量，对油层、差油层1、4、6、7号层实施压裂改造。

一般而言，岩石脆性系数越大，压裂越容易实施，且越容易产生裂缝。因此，本实例中，压裂改造施工之前，根据上述得到的C7段的岩石脆性系数BI（如图3第6道所示）的大小，确定压裂施工的射孔段。

经过分析比较油层、差油层1、4、6、7号层的岩石脆性系数，选择两个压裂射孔段：第一射孔段为2389.0～2392.0m，第二射孔段为2410.0～2416.0m。

其中，CH270井改造井段如表1所示，第一射孔段顶部特征井段、第一射孔段、第一射孔段底部特征井段、第二射孔段底部特征井段、第二射孔段以及第二射孔段底部特征井段的纵波时差Δt_c、横波时差Δt_s、密度ρ、动态杨氏模量Ed及动态泊松比PRd具体数值如表1所示；CH270井改造井段岩石脆性系数BI具体值如表2所示。

表1CH270井改造井段测井参数表

表2CH270井改造井段岩石脆性系数

从表2可以看出，第一射孔段顶部特征井段的脆性系数比较小为31.4%，第一射孔段和第一射孔段底部特征井段的脆性系数较大，分别为42.76%、38.95%。第二射孔段顶部特征井段的脆性系数比较大为39.47%，第二射孔段的脆性系数为41.15%，第二射孔段底部特征井段的脆性系数较小，为34.82%。根据岩石脆性系数对储层压裂的影响，可以判断脆性系数较大的两个射孔段之间的地层容易压开，同时第一个射孔段产生的压裂裂缝会向下延伸，第二个射孔段产生的压裂裂缝会向上延伸。这样油层、差油层1、4、6、7号4个油层均能较好的得到改造。

用本领域惯用的MASS软件对ch270井C7段压裂前和压裂后的阵列声波测井资料进行各向异性处理，得到压裂前的各向异性成果图，如图4所示，以及压裂后的各向异性成果图，如图5所示。图4和图5中，第一道为岩性剖面；第二道为深度道；第三道为井径曲线；第四道为各向异性灰度图，其中，颜色由浅到深表示地层各向异性由弱到强；第五道为能量差；第六道为各向异性大小，包括快横波慢度、慢横波慢度、平均各向异性以及各向异性值；第七道包括快慢横波处理窗起始时间、快慢横波处理窗结束时间及快横波波形、慢横波波形。

比较图4和图5，可以看出，与压裂前的各向异性及能量差相比，压裂后的各向异性及能量差有较大变化。从图4的第5道可以看出，压裂前的能量差较小，平均在7%以下；从第6道可以看出，压裂前的时差各向异性弱，平均小于2%，说明地层裂缝不发育；从图5的第5道可以看出压裂后的能量差较大，在20%到90%间；从第6道可以看出压裂后的各向异性较强，平均大于5%，说明2382—2427米井段地层产生了高角度裂缝，地层的渗透性得到明显改善。

综合对比分析图4和图5中的参数，可以看出，2382—2427米井段地层压裂缝较为发育，且向上、下部围岩都有一定的延伸，裂缝向上延伸至2382.0m，向下延伸至2427.0m，延伸高度为45.0m。而2388.0—2425.0m井段能量差最大，时差各向异性显示最强，说明该处裂缝最为发育。该层加砂45.0m³，排量6.0m³/min，砂比10.2%，两层分压合求，试油结果为油4.85t/d、水3.6m³/d。

通过上述分析可以看出：ch270井C7段经过压裂改造，在油层、产油层段的脆性系数较大的层段产生了较好的裂缝系统，两个射孔段之间的脆性系数较大的油层段压裂缝发育比较好，同时裂缝向下有一定的延伸，储层改造后裂缝发育良好，储层改造成功。

上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种用阵列声波测井资料确定岩石脆性系数的方法，其特征在于，所述方法按照如下步骤进行操作：

1）从阵列声波测井的波形资料中提取纵波时差Δt_c和横波时差Δt_s；

2）根据步骤1）所得的纵波时差Δt_c和横波时差Δt_s，结合阵列声波测井资料中的密度ρ，计算动态杨氏模量Ed和动态泊松比PRd；

3）利用深度不连续的静态杨氏模量E和动态杨氏模量Ed，采用岩心刻度测井方法，建立深度连续的静态杨氏模量Es和动态杨氏模量Ed之间的关系式，用动态杨氏模量Ed表示深度连续的静态杨氏模量Es；

4）利用深度不连续的静态泊松比μ和动态泊松比PRd，采用岩心刻度测井方法，建立深度连续的静态泊松比PRs和动态泊松比PRd之间的关系式，用动态泊松比PRd表示深度连续的静态泊松比PRs；

5）对深度连续的静态杨氏模量Es和深度连续的静态泊松比PRs进行数据归一化处理，得到归一化后的静态杨氏模量△E和归一化后的静态泊松比△PR;

6）计算岩石脆性系数BI，按照如下公式进行计算：

$\mathrm{BI}=\frac{\mathrm{\ΔE}+\mathrm{\ΔPR}}{2}$

式中，

BI—脆性系数，

△E—归一化后的静态杨氏模量，

△PR—归一化后的静态泊松比。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤1）中所述提取纵波时差Δt_c和横波时差Δt_s，采用时域提取法。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤2）中所述计算动态杨氏模量Ed，按照如下公式进行计算：

$\mathrm{Ed}=\frac{\mathrm{\ρ}}{\mathrm{\Δ}{t_s}^2}\left(\frac{3\mathrm{\Δ}{t_s}^2-4\mathrm{\Δ}{t_c}^2}{\mathrm{\Δ}{t_s}^2-\mathrm{\Δ}{t_c}^2}\right)$

式中：

Ed—动态杨氏模量，

Δt_s—横波时差，

Δt_c—纵波时差，

ρ—密度。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤2）中所述计算动态泊松比PRd，按照如下公式进行计算：

$\mathrm{PRd}=\frac{0.5\mathrm{\Δt}{s}^2-\mathrm{\Δt}{c}^2}{\mathrm{\Δt}{s}^2-\mathrm{\Δt}{c}^2}$

式中：

PRd—动态泊松比，

Δt_s—横波时差，

Δt_c—纵波时差，

ρ—密度。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤3）之前还包括获得深度不连续的静态杨氏模量E的步骤。

6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述获得深度不连续的静态杨氏模量E，按照如下公式进行计算：

$E=\frac{\mathrm{\ΔP}\×H}{A\×\mathrm{\ΔH}}$

式中：

E—静态杨氏模量，

ΔP—载荷增量，

H—高度，

A—面积，

ΔH—轴向变形增量。

7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤4）之前还包括获得深度不连续的静态泊松比μ的步骤。

8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述获得深度不连续的静态泊松比μ，按照如下公式进行计算：

式中：

μ—静态泊松比，

H—高度，

d_L—周向变形值，

D—直径，

H_轴向—轴向变形值。

9.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤5）中计算归一化后的静态杨氏模量△E，按照如下公式计算：

$\mathrm{\ΔE}=\frac{\mathrm{Es}-1}{9-1}\×100\%$

式中，

Es—深度连续的连续静态杨氏模量，

ΔE—归一化后的静态杨氏模量。

10.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤5）中计算归一化后的静态泊松比ΔPR，按照如下公式计算：

$\mathrm{\ΔPR}=\frac{0.4-\mathrm{PRs}}{0.4-0.1}\×100\%$

式中，

PRs—深度连续的静态泊松比，

ΔPR—归一化后的静态泊松比。