CN110456418A - 阵列声波成像测井资料的处理和解释方法 - Google Patents

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CN110456418A CN201910864458.4A CN201910864458A CN110456418A CN 110456418 A CN110456418 A CN 110456418A CN 201910864458 A CN201910864458 A CN 201910864458A CN 110456418 A CN110456418 A CN 110456418A
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Abstract

本发明公开了一种阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，所述方法包括以下步骤：S1：收集整理工作区中目标井的多极子阵列声波测井资料；S2：将所述测井资料采用时域或频域法提取出纵波、横波和斯通利波的时差，得到时差曲线，并对所述时差曲线进行质量监控；S3：构建无偶极声波资料井的横波时差曲线；S4：分析声波成像测井的快慢横波各向异性，应用其分析结果。本发明提供的方法简单、计算工作量小、计算效率高、能够适用于各种地质目标井且结果精度高。

Description

阵列声波成像测井资料的处理和解释方法
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别涉及阵列声波成像测井资料的处理和解释方法。
背景技术
多极子阵列声波测井(DigitalArray Log，阿特拉斯公司简称DAC)是继长源距声波测井之后的新一代全波列测井，也称数字阵列声波测井。与以往的长源距声波测井相比，其接收探头增多，探头间距变小，声波频率变低，降低了探头发射频率，增强了对地层横波信息的探测以及斯通利波的记录，在评价薄层、裂缝、气层和井周附近地质构造等方面有着广阔的应用前景。
测井资料记录的一般都是各种不同的物理参数，如电阻率、自然电位、自然伽马、声波速度、岩石体积密度等，统称为测井信息。而测井资料处理与解释的成果，可以反映地层的地质信息，如岩性、泥质含量、含水饱和度、渗透率、地层的抗压、抗剪等特性，并且能够对杨氏模量、抗压强度、泊松比等岩石力学参数与地层压力、地应力等的计算提供重要的基础数据。
现有测井资料的处理与解释方法复杂，结果精度不高，因此亟需一种方法更简单，精度更高的测井资料处理与解释方法。
发明内容
针对上述问题，本发明提供一种计算工作量小、计算效率高、适用于各种地质目标井且发方法简单，结果精度高的阵列声波成像测井资料的处理和解释方法。
本发明的技术方案如下：
一种阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，包括以下步骤：
S1：收集整理工作区中目标井的多极子阵列声波测井资料，所述多极子阵列声波测井采用阵列偶极声波测井的偶极声波成像测井仪、多极阵列扫描成像声波测井仪、正交偶极阵列声波测井仪中的一种或多种进行测井。
S2：将所述测井资料采用时域或频域法提取出纵波、横波和斯通利波的时差，得到时差曲线，并对所述时差曲线进行质量监控。
作为优选，采用时域法提取纵波、横波和斯通利波的时差，所述时域法包括基于波形相似法或n次方根法的阵列波形相干叠加法，以及以线性预测理论为基础的波形匹配法或波形反演法。
作为优选，所述时域法采用阵列波形相干叠加法，所述阵列波形相干叠加法使用二维网格搜索法，通过选取时窗长度、确定首波波至时间和慢度搜索范围，求得8个接收器收到由同一发射源在某时刻发出的波信号的相关系数，最大相关系数对应的慢度即为该深度地层的纵波、横波或斯通利波慢度；所述二维网格中一维为时间，另一维为慢度。
作为优选，所述首波波至时间可采用振幅比值法或短长时窗能量比法对纵波初至波拾取进行确定。
作为优选，提取纵波时差搜索范围为40-100us/ft，横波时差范围为70-160us/ft，斯通利波慢度范围为160-280us/ft。
作为优选，所述相关系数计算方法具体为：
当采用偶极声波成像测井仪时，所述偶极声波成像测井仪有8个接收探头，源距分别为z0、z1、……、z7，因接收探头为等间距排列，间距为Δz，则第m个接收探头的源距可写成：
zm＝z0+(m-1)Δz (1≤m≤8) (1)
式中：
zm为第m个接收探头的源距，ft；
z0为第1个接收探头的源距，ft；
Δz为相邻两个接收探头的间距，ft；
若各接收探头对应的接收到的全波波形信号分别为f1(t)、f2(t)、……、f8(t)，对于离散的时间序列，则波形上任一点i的时刻为：
ti＝t0+(i-1)ΔT (1≤i≤N) (2)
式中：
ti为波形记录开始时间，us；
t0为第1个采样点的波形记录时间，us；
ΔT为时间采样间隔，us；
N为采样点数，无量纲；
采用波形相似法计算相关系数：
或采用n次方根法计算相关系数：
式中：
R为相关系数，无量纲，取值范围为0≤R≤1，R＝0表示波形间无任何关系；R＝1表示波形形态完全相同；
S为慢度，us/ft；
τ为时窗在第一道波形上的开窗位置，us；
TW为时窗长度，us；
t为波形记录时间，us。
作为优选，所述质量监控采用将由时差积分得到波的走时与实际波形进行对比的方法，所述波的走时与深度之间的关系为：
式中：
TT为整个波的传播时间，us；
ZW为声波波形数据采集点深度，m；
TTf为声波在井中流体内传播的走时，近似等于井和测井仪直径之差与流体时差的乘积，us；
Zr为接收器深度，m；
Zs为声源深度，m；
S(Z)为井深为Z的地层声波时差，us/ft；
ΔZ为时差曲线的深度采样间隔，m；
若TT曲线与用来计算时差的振相波形趋势一致，则已得到的时差曲线是正确的；
若TT曲线与该振相波形趋势偏离，则相应的时差值没有提取准确，需要重新提取。
S3：构建无偶极声波资料井的横波时差曲线，通过地层纵波时差和岩性信息转换得到其横波时差，
通过地层纵波时差和岩性信息转换估算得到其横波时差，所述转换具体公式为：
式中：
DTS为横波时差，us/ft；
DTC为纵波时差，us/ft；
DTmas为地层骨架的横波时差，us/ft；
DTmac为地层骨架的纵波时差，us/ft；
DTfs为地层流体的横波时差，us/ft；
DTfc为地层流体的纵波时差，us/ft；
或通过纵波时差和伽马作为自变量直接拟合与估算横波时差，横波时差构建公式为：
DTS＝A*DTC+B*GR+R (7)
或通过纵波时差和1/GR作为自变量直接拟合与估算横波时差，横波时差构建公式为：
DTS＝A*DTC+R (8)
式(7)、式(8)中：
A为纵波时差乘法系数，无量纲；
B为伽马曲线乘法系数，无量纲；
GR为伽马曲线，API；
R为常数，无量纲。
S4：分析声波成像测井的快慢横波各向异性，应用其分析结果，其中地层各向异性系数的计算式为：
式中：
ANIS为地层各向异性系数，％；
s1为快横波慢度，us/ft；
s2为慢横波慢度，us/ft。
在裂缝性地层，入射横波信号会分裂为质点平行裂缝振动的快横波和垂直裂缝振动的慢横波，快横波的方位指示地层裂缝的走向；在非裂缝地层(裂缝不发育地层)，横波速度的各向异性反映了地层的地应力不均衡，各向异性系数越大，表明地层处于较强应力状态，地层越易变形和破碎，快横波的方位指示了地层最大水平主应力的方向。
与现有技术相比，本发明具有如下优点：
本发明提取的横波时差准确，更能反映地层真实情况；构建的横波时差合理，满足工程精度要求；各向异性分析可判断地层各向异性大小，可知最大水平主应力的方位，得到地层各向异性原因。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为全波列波形示意图；
图2为纵波、横波和斯通利波时间—慢度相关系数等值图；
图3为长短时窗示意图；
图4为三波时差提取相关系数矩阵图；
图5为里375井(2300-2490m)偶极声波测井资料中提取的三波慢度成果图；
图6为里177井(2300-2400m)偶极声波测井资料中提取的三波慢度成果图；
图7为里81井(2100-2200m)偶极声波测井资料中提取的三波慢度成果图；
图8为白266井(1950-2050m)偶极声波测井资料中提取的三波慢度成果图；
图9为庄187-7井(1720-1840m)偶极声波测井资料中提取的三波慢度成果图；
图10为白197井(1977-2040m)偶极声波测井资料中提取的三波慢度成果；
图11为快慢横波阵列图；
图12为庄187-7井(1720-1820m)各向异性分析测井解释成果图；
图13为里375井(2412-2512m)各向异性分析测井解释成果图；
图14为里81井(2100-2200m)各向异性分析测井解释成果图；
图15为板12井(1790-1890m)各向异性分析测井解释成果图；
图16为里375井(2450-2510m)各向异性分析测井解释成果图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
如图1-16所示，一种阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，包括：
S1：收集整理工作区中目标井的多极子阵列声波测井资料，所述多极子阵列声波测井采用阵列偶极声波测井的偶极声波成像测井仪、多极阵列扫描成像声波测井仪、正交偶极阵列声波测井仪中的一种或多种进行测井。所述偶极声波成像测井仪DSI(DipoleShear-wave Image)、多极阵列扫描成像声波测井仪SS(Sonic Scanner)是斯伦贝谢公司配备在MIXS-500测井系统上的使用的，正交偶极阵列声波测井仪(XMAC)是阿特拉斯公司配备在5700(ECLIPS)上使用的。所述测井资料为DSI、SS或XMAC测量的原始数据，所述原始数据的数据格式相应为Dlis、xtf、Ldf，在Forward平台将原始数据解编为wis格式数据，对波形数据进行去增益、滤波和均一化的预处理。
S2：将预处理后的测井资料采用时域或频域法提取出纵波、横波和斯通利波的时差，得到时差曲线，并对所述时差曲线进行质量监控。
在一个具体的实施例中，采用时域法提取纵波、横波和斯通利波的时差，所述时域法包括基于波形相似法或n次方根法的阵列波形相干叠加法，以及以线性预测理论为基础的波形匹配法或波形反演法。
在一个具体的实施例中，所述时域法采用阵列波形相干叠加法，所述阵列波形相干叠加法使用二维网格搜索法，通过选取时窗长度、确定首波波至时间和慢度搜索范围，求得8个接收器收到由同一发射源在某时刻发出的波信号的相关系数，最大相关系数对应的慢度即为该深度地层的纵波、横波或斯通利波慢度；所述二维网格中一维为时间，另一维为慢度。
在一个具体的实施例中，所述首波波至时间可采用振幅比值法或短长时窗能量比法对纵波初至波拾取进行确定。
采用振幅比值法找初至波时，由于在纵波到达之前，接收到噪音信息不规则，其幅度比纵波幅度要小得多，并且在噪音信号内部或者纵波信号内部，它们振幅变化不大，而在纵波波至点前后的振幅，即噪音与纵波之间振幅变化很大，可以通过后峰与前峰值的极大值来检测离散波形的纵波波至点。当纵波幅度与噪声相差大时，这种方法精度高，当纵波幅度与噪声相差小时，即在弱波至情形时，往往效果不是很理想，此时采用短长时窗能量比法进行初至波的确定。
采用短长时窗能量比法(如图3所示)是通过对全波中噪声、纵波、横波和斯通利波的频率与振幅特性分析，可以看出噪声、纵波、横波和斯通利波在频率、相位、幅度以及波速上有如下差异：
①噪声：一般情况下，其频率最大，但幅度很小；
②纵波：在有用信号中，波速最快，频率最大，振幅最小，且首波相位与横波首波相位相反；
③横波：波速低于纵波而大于斯通利波，波至时间一般为纵波波至时间的1.4-2.4倍，振幅受地层影响大(硬地层中，横波振幅大于纵波振幅；软地层中，由于能量的衰减，横波振幅会变小)，其频率比纵波频率小；
④斯通利波：是一种井筒波(导波)，波速低于纵波和横波，且低于泥浆波速度，振幅受井眼环境的影响大(在规则井眼中，其振幅大于纵波和横波；在扩径井眼中，其幅度将变小且与扩径程度有关)，其频率比纵波频率小。
在一个具体的实施例中，所述相关系数计算方法具体为：
当采用偶极声波成像测井仪时，所述偶极声波成像测井仪有8个接收探头，源距分别为z0、z1、……、z7，因接收探头为等间距排列，间距为Δz，则第m个接收探头的源距可写成：
zm＝z0+(m-1)Δz (1≤m≤8) (1)
式中：
zm为第m个接收探头的源距，ft；
z0为第1个接收探头的源距，ft；
Δz为相邻两个接收探头的间距，ft；
若各接收探头对应的接收到的全波波形信号分别为f1(t)、f2(t)、……、f8(t)，对于离散的时间序列，则波形上任一点i的时刻为：
ti＝t0+(i-1)ΔT (1≤i≤N) (2)
式中：
ti为波形记录开始时间，us；
t0为第1个采样点的波形记录时间，us；
ΔT为时间采样间隔，us；
N为采样点数，无量纲；
采用波形相似法计算相关系数：
或采用n次方根法计算相关系数：
式中：
R为相关系数，无量纲，取值范围为0≤R≤1，R＝0表示波形间无任何关系；R＝1表示波形形态完全相同；
S为慢度，us/ft；
τ为时窗在第一道波形上的开窗位置，us；
TW为时窗长度，us；
t为波形记录时间，us。
同理，当采用多极阵列扫描成像声波测井仪、正交偶极阵列声波测井仪时，根据相应的接收探头采用相同方法计算所述相关系数。
在一个具体的实施例中，从偶极横波成像测井全波波形提取纵波、横波和斯通利波时差时，首先需选取适当的时窗长度TW，在全波波形上移动窗长，并在合理的时差范围内移动S，当S与纵波、横波和斯通利波的时差接近时，相关系数R最大，这时相关系数最大值对应的S即为该成分波慢度值，即获得纵波、横波和斯通利波时差。可见时窗长度TW和慢度搜索范围的选取是提取三种波的关键，时窗长度一般取对应波形的3个波周期。
优选的，所述提取纵波时差搜索范围为40-100us/ft，横波时差范围为70-160us/ft，斯通利波慢度范围为160-280us/ft。
优选的，Wis文件中CAL(CAL0)、AC(ACFT)、DTCQI(DTCQIFT)、DTSQI(DTSQIFT)、AZOD(AZOD0)曲线的取样间隔为0.1524m；
优选的，常规一维曲线的采样间隔与二维波形数据深度采样间隔一致；
在一个具体的实施例中，所述质量监控采用将由时差积分得到波的走时与实际波形进行对比的方法，所述波的走时与深度之间的关系为：
式中：
TT为整个波的传播时间，us；
ZW为声波波形数据采集点深度，m；
TTf为声波在井中流体内传播的走时，近似等于井和测井仪直径之差与流体时差的乘积，us；
Zr为接收器深度，m；
Zs为声源深度，m；
S(Z)为井深为Z的地层声波时差，us/ft；
ΔZ为时差曲线的深度采样间隔，m；
若TT曲线与用来计算时差的振相波形趋势一致，则已得到的时差曲线是正确的；
若TT曲线与该振相波形趋势偏离，则相应的时差值没有提取准确，需要重新提取。
在另一个具体的实施例中，所述质量监控还可以通过检验所得到的时差值与相干函数的极值所对应的时差值之间是否重合进行监控。时差计算中的错误通常出现在时差变化很大的区域或数据质量不好地层。因此，需要二维的相关函数简化为一维变量的函数。相对于每个时差值获取整个时间范围内相关函数的极大值，就获得了一维的相干函数，称相关系数矩阵图(如图4所示)。然后将计算得到的时差值与该相关图绘在一起，相关图通常用变密度图给出，时差值与相关图上的峰值有偏差的地方就是时差提取有误的地方，需要进行校正。
在一个具体的实施例中，以鄂尔多斯盆地陇东地区伊陕斜坡的悦字井区里375、里177、里81、白266、庄187-7、白197共6口目标井为例，采用上述方法对目标井进行三波时差提取，提取结果如图5-10所示。
S3：构建无偶极声波资料井的横波时差曲线，通过地层纵波时差和岩性信息转换得到其横波时差，
通过地层纵波时差和岩性信息转换估算得到其横波时差，所述转换具体公式为：
式中：
DTS为横波时差，us/ft；
DTC为纵波时差，us/ft；
DTmas为地层骨架的横波时差，us/ft；
DTmac为地层骨架的纵波时差，us/ft；
DTfs为地层流体的横波时差，us/ft；
DTfc为地层流体的纵波时差，us/ft；
或通过纵波时差和伽马作为自变量直接拟合与估算横波时差，横波时差构建公式为：
DTS＝A*DTC+B*GR+R (7)
或通过纵波时差和1/GR作为自变量直接拟合与估算横波时差，横波时差构建公式为：
DTS＝A*DTC+R (8)
式(7)、式(8)中：
A为纵波时差乘法系数，无量纲；
B为伽马曲线乘法系数，无量纲；
GR为伽马曲线，API；
R为常数，无量纲。
在一个具体的实施例中，根据式(6)、式(7)、式(8)分别反算已知横波时差数据并将其与已知数据进行比较，式(7)、式(8)两种方法的计算结果，相对误差更小、更满足实际精度要求。
S4：分析声波成像测井的快慢横波各向异性，地层各向异性系数的计算式为：
式中：
ANIS为地层各向异性系数，％；
s1为快横波慢度，us/ft；
s2为慢横波慢度，us/ft。
在裂缝性地层，入射横波信号会分裂为质点平行裂缝振动的快横波和垂直裂缝振动的慢横波，快横波的方位指示地层裂缝的走向；在非裂缝地层(裂缝不发育地层)，横波速度的各向异性反映了地层的地应力不均衡，各向异性系数越大，表明地层处于较强应力状态，地层越易变形和破碎，快横波的方位指示了地层最大水平主应力的方向。快慢横波差异大小反映地层的各向异性程度，各向异性系数越大，地层差异越大。
在一个具体的实施例中，以鄂尔多斯盆地陇东地区伊陕斜坡的悦字井区庄187-7、里375、板12、和里81四口井为例，采用上述方法各四口井的各向异性分析结果如图12-15所示，根据图中所示结果认为：
①井周内皆存在各向异性，但当各向异性系数小于5％或能量差各向异性小于10％时，可忽略其影响；
②从各向异性灰度图中，可方便的评估不同深度区间内地层各向异性大小和方位；
③各向异性分析处理模块可发现地层中诱导缝、压裂缝的方位，长7地层层理发育及油页岩本身较强的非均质性，也是引起各向异性显示的主要原因；
④在图中各向异性灰度图，成“麻花”形状，是由于测量时仪器转速过快或地层各向异性不明显，造成了快横波方位难以确定。
其中里375井2450-2510m的三叠系延长组非天然裂缝性砂岩各向异性分析成果图如图16所示，根据地层解释结论，该井长81层2488.8-2491.9m、2475.1-2483.5m，油层有效厚度11.5m。在长81目的层各向异性成果图显示：长81射孔段及上下地层有微弱的各向异性显示，各向异性系数小于10％，其值大小反映了该段储层现今应力差的相对大小。由于各向异性的大小与裂缝发育程度也相关，且成正比关系，结合该井成像资料，可得出该层的各向异性是由于地应力不平衡造成的。由测井统计图看出该段地层快横波方位在北东45°到北东60°之间，可得到最大水平主应力的方位。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (10)

1.阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，其特征在于，包括：
S1：收集整理工作区中目标井的多极子阵列声波测井资料；
S2：将所述测井资料采用时域或频域法提取出纵波、横波和斯通利波的时差，得到时差曲线，并对所述时差曲线进行质量监控；
S3：构建无偶极声波资料井的横波时差曲线；
S4：分析声波成像测井的快慢横波各向异性，应用其分析结果。
2.根据权利要求1所述的阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，其特征在于，步骤S1中所述多极子阵列声波测井采用阵列偶极声波测井的偶极声波成像测井仪、多极阵列扫描成像声波测井仪、正交偶极阵列声波测井仪中的一种或多种进行测井。
3.根据权利要求1所述的阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，其特征在于，步骤S2中提取纵波、横波和斯通利波的时差时采用时域法，所述时域法包括基于波形相似法或n次方根法的阵列波形相干叠加法，以及以线性预测理论为基础的波形匹配法或波形反演法。
4.根据权利要求3所述的阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，其特征在于，所述时域法采用阵列波形相干叠加法，所述阵列波形相干叠加法使用二维网格搜索法，通过选取时窗长度、确定首波波至时间和慢度搜索范围，求得8个接收器收到由同一发射源在某时刻发出的波信号的相关系数，最大相关系数对应的慢度即为该深度地层的纵波、横波或斯通利波慢度；所述二维网格中一维为时间，另一维为慢度。
5.根据权利要求4所述的阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，其特征在于，所述首波波至时间可采用振幅比值法或短长时窗能量比法对纵波初至波拾取进行确定。
6.根据权利要求4所述的阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，其特征在于，所述相关系数计算方法具体为：
当采用偶极声波成像测井仪时，所述偶极声波成像测井仪有8个接收探头，源距分别为z0、z1、……、z7，因接收探头为等间距排列，间距为Δz，则第m个接收探头的源距可写成：
zm＝z0+(m-1)Δz (1≤m≤8) (1)
式中：
zm为第m个接收探头的源距，ft；
z0为第1个接收探头的源距，ft；
Δz为相邻两个接收探头的间距，ft；
若各接收探头对应的接收到的全波波形信号分别为f1(t)、f2(t)、……、f8(t)，对于离散的时间序列，则波形上任一点i的时刻为：
ti＝t0+(i-1)ΔT (1≤i≤N) (2)
式中：
ti为波形记录开始时间，us；
t0为第1个采样点的波形记录时间，us；
ΔT为时间采样间隔，us；
N为采样点数，无量纲；
采用波形相似法计算相关系数：
或采用n次方根法计算相关系数：
式中：
R为相关系数，无量纲，取值范围为0≤R≤1，R＝0表示波形间无任何关系；R＝1表示波形形态完全相同；
S为慢度，us/ft；
τ为时窗在第一道波形上的开窗位置，us；
TW为时窗长度，us；
t为波形记录时间，us。
7.根据权利要求4所述的阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，其特征在于，提取纵波时差搜索范围为40-100us/ft，横波时差范围为70-160us/ft，斯通利波慢度范围为160-280us/ft。
8.根据权利要求1所述的阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，其特征在于，步骤S2中所述质量监控采用将由时差积分得到波的走时与实际波形进行对比的方法，所述波的走时与深度之间的关系为：
式中：
TT为整个波的传播时间，us；
ZW为声波波形数据采集点深度，m；
TTf为声波在井中流体内传播的走时，近似等于井和测井仪直径之差与流体时差的乘积，us；
Zr为接收器深度，m；
Zs为声源深度，m；
S(Z)为井深为Z的地层声波时差，us/ft；
ΔZ为时差曲线的深度采样间隔，us；
若TT曲线与用来计算时差的振相波形趋势一致，则已得到的时差曲线是正确的；
若TT曲线与该振相波形趋势偏离，则相应的时差值没有提取准确，需要重新提取。
9.根据权利要求1所述的阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，其特征在于，步骤S3构建无偶极声波资料井的横波时差曲线时，
通过地层纵波时差和岩性信息转换估算得到其横波时差，所述转换具体公式为：
式中：
DTS为横波时差，us/ft；
DTC为纵波时差，us/ft；
DTmas为地层骨架的横波时差，us/ft；
DTmac为地层骨架的纵波时差，us/ft；
DTfs为地层流体的横波时差，us/ft；
DTfc为地层流体的纵波时差，us/ft；
或通过纵波时差和伽马作为自变量直接拟合与估算横波时差，横波时差构建公式为：
DTS＝A*DTC+B*GR+R (7)
或通过纵波时差和1/GR作为自变量直接拟合与估算横波时差，横波时差构建公式为：
DTS＝A*DTC+R (8)
式(7)、式(8)中：
A为纵波时差乘法系数，无量纲；
B为伽马曲线乘法系数，无量纲；
GR为伽马曲线，API；
R为常数，无量纲。
10.根据权利要求1所述的阵列声波成像测井资料的处理和解释方法，其特征在于，步骤S4分析声波成像测井的快慢横波各向异性时，地层各向异性系数的计算式为：
式中：
ANIS为地层各向异性系数，％；
s1为快横波慢度，us/ft；
s2为慢横波慢度，us/ft。
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