CN111271057A - 一种测井识别气层方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种测井识别气层方法，包括以下步骤：S1，三孔隙度曲线重叠法；S2，全波列测井法；S3，核磁共振法；S4，声波时差‑电阻率转换法；S5，交会图版法；S6，视流体识别指标法、中子伽马时间推移法识别气层法、地层含气指标法。本发明的方法基于传统的测井气层解释方法基础上，首次综合利用目前先进的核磁共振、全波列测井等测井技术，综合多种识别方法，达到准确、高效判断气层的目的。
Description
技术领域
本发明涉及测井识别技术，具体涉及一种测井识别气层方法。
背景技术
油层和气层在测井解释中具有非常相似的电性特征，解释气层时，单靠传统的声波跳跃等解释，往往不容易识别，造成后期射孔生产发生井喷事故的发生，严重地影响了油气田开发效益。
发明内容
本发明针对上述问题，提供了一种测井识别气层方法。
本发明采用的技术方案是：一种测井识别气层方法，包括以下步骤：
S1，三孔隙度曲线重叠法；
S2，全波列测井法；
S3，核磁共振法；
S4，声波时差-电阻率转换法；
S5，交会图版法；
S6，视流体识别指标法、中子伽马时间推移法识别气层法、地层含气指标法。
进一步地，所述步骤S1包括：
三孔隙度差值、比值法：
天然气的存在引起声波孔隙度（ 
）增大、密度孔隙度（
）增大，补偿中子孔隙度（
）减小；致使气层一般有
，或者
，A1为三孔隙度差值；
，B1为三孔隙度比值；当A1﹥0，B1﹥1时，指示为气层；相反，当A1≤0、B1≤1时，指示为干层或水；
孔隙度背景值法：
孔隙度背景值是指岩石孔隙完全含水时的视孔隙度，即：
气层一般有
、
；
气层孔隙度下限值法：
气层孔隙度下限值是指测井孔隙度指示气层的最低标准；采用气层残余气饱和度平均值20%作为确定气层测井孔隙
度的下限值
，即：
式中：Tf、Tg、Tma分别为孔隙流体、气层及地层骨架的声波时差或中子、或密度测井值；
气层一般有
，其中
分别为气层的声波时差、密度、中子测井孔隙度下限值。
更进一步地，所述步骤S2包括：
阵列声波能量法：
在含气砂岩中，纵波能量衰减比横波能量衰减强，而在含油、含水砂
岩中，纵波衰减低于或等于横衰减；当砂岩含气时，纵波能量衰减比含油、含水砂岩中的纵波衰减强，而横波衰减同孔隙流体性质无关；
纵横波时差法：
当地层含气时，声波横波时差与纵波时差比值变小，泊松比值小于体积压缩系数值；当储层含水时，声波横波时差与纵波时差比值将变大，泊松比值大于体积压缩系数值；
声阻抗与声波时差曲线重叠法：
声阻抗的大小主要与地层中流体性质、泥质含量有关，当砂岩地层中
含气时，密度减小，时差增大，声阻抗值减小；当砂岩地层含水时，密度增大，时差减小，声阻抗值增大；将声阻抗曲线与时差曲线以泥岩段为基准进行重叠，可识别出油气、水层；当储层含油气时，呈正差异，即声阻抗曲线偏右，时差曲线偏左；当储层为水时，呈负差异；如果储层为含油气水层或含水油气层时，其差异的幅度变小，就需要其他方法来配合使用了；在应用此方法的时候，应对声阻抗进行泥质影响校正；
视弹性模量系数法：
视等效弹性模量是声阻抗与纵波速度的乘积；在相似的岩性和孔隙度
条件下，气层视弹性模量比水层的小，可用等效弹性模量识别流体性质；
公式为：
式中：M为等效弹性模量；为体积密度，g/cm3；Δt为声波时差，
μs/m；
完全含水储层的等效弹性模量可以表示为：
式中：
分别为孔隙流体和地层骨架密度，g/cm3；
分
别为流体和地层骨架的声波时差，μs/m；
为岩石孔隙度，取
；
则视弹性模量系数表示为：
一般气层
。
更进一步地，所述步骤S3包括：
密度孔隙度与核磁共振孔隙度交会法：
应用传统的信号处理解释技术，计算密度孔隙度和核磁共振孔隙度；两条曲线重叠后，其两者间有较大的幅度差为气层的标志；
差谱、移谱识别气层：
在进行差谱和移谱处理时利用岩心刻度后的地层天然气弛豫时间和束缚流体的截止值，能将气层更准确的识别出来。
更进一步地，所述步骤S4包括：
当对于含水纯地层时，通过声波时差计算孔隙度的公式为：
此时，声波时差可以表示为：
地层含水饱和度为 ：
通过（2）和（3）得出：
当地层完全含水时，转换声波时差可以表示为：
式中：Δts是电阻率转换声波时差，μs/m；Δtf为流体声波时差，μs/m；Δtma为骨架声波时差，μs/m；a 为比例系数，范围在0.6～1.5；b为饱和度指数，n≈2；Rw为地层水电阻率，
；
从（5）式中看出，对于岩性、物性和地层水矿化度相同的同一个地区，转换的声波时差只与电阻率有关，其他参数可以看为常数；随着电阻率的增大，转换声波时差降低，即声波时差和电阻率成反比；通常，天然气我们看作绝缘物，电阻率无限大，地层水是导电物，电阻率很小；对于地层沉积环境相同具有相同岩性、物性和地层水矿化度的情况下，气层电阻会大于水层电阻数倍，甚至更高；同时对于气层而已，其声波时差测井响应明显显著于其他流体的测井响应；通过电阻率和声波时差拟合多条相关性函数，对数函数，相关度平方为0.4938，指数函数相关度平方为0.386，线性函数相关度平方为0.3616，对比研究发现总是对数函数的相关性最好；其函数如下：
更进一步地，所述步骤S5包括：
用能反映气层特征的参数，制作总体和不同层段的识别交会图版，再分不同层位进行识别，最后制定气层评价标准。
更进一步地，所述步骤S6包括：
视流体识别指标法
该方法是利用气层在密度测井和声波时差测井曲线上的不同响应特征来识别气层的；这是一种定量化识别方法，其基本原理如下：
根据密度测井和声波时差测井求取视流体密度（
）和视流体时差
式中，
—地层骨架密度；
计算地层视流体识别指标PF：
式中，
—地层流体声波时差值；
当地层含气时，声波时差
增大，而密度
降低，从而使PF> 0；当地层含水时，
所以PF= 0；当地层不含流体时，PF< 0；
中子伽马时间推移法识别气层：
将不同时间的两次测井的曲线重叠，在泥岩段或水层曲线互相重合，如果出现幅度差，说明有天然气的存在；
地层含气指标法：
该方法是利用声波、中子和密度测井进行气层识别的；其计算公式如下
式中，
—地层含气指标；
—地层骨架、流体密度及地层密度测井值，g/ cm3；
—地层骨架、流体时差及地层声波时差测值值，μs/ m；
—地层骨架、流体含氢指数及地层中子测井值，%；
其识别气层的原理是：当储气孔隙中含有天然气时，
降低，
降低而
升高，从而Fg> 0。
本发明的优点：
本发明的方法基于传统的测井气层解释方法基础上，首次综合利用目前先进的核磁共振、全波列测井等测井技术，综合多种识别方法，达到准确、高效判断气层的目的。
除了上面所描述的目的、特征和优点之外，本发明还有其它的目的、特征和优点。下面将参照图，对本发明作进一步详细的说明。
附图说明
构成本申请的一部分的附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
图1是本发明的一种测井识别气层方法流程图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
参考图1，如图1所示，一种测井识别气层方法，包括以下步骤：
S1，三孔隙度曲线重叠法
S2，全波列测井法；
S3，核磁共振法；
S4，声波时差-电阻率转换法；
S5，交会图版法；
S6，视流体识别指标法、中子伽马时间推移法识别气层法、地层含气指标法。
由于声波在气中的传播速度比在水中的慢，那么储层含气时的时差值要比含水时的时差值大，天然气含氢指数低，密度值和含氢指数都要比含水时响应的密度值和含氢指数低，呈现“挖掘效应”和“镜像对称”关系，以此可以识别气层。利用此原理，将中子与密度或中子与声波时差曲线重叠，气层段则出现差值。此方法适用于物性较好、含气性较好的气层段。运用这种方法可以把气层同油、水层区分开来，但对油层和水层的区分不是太明显，在选择解释井段时，尽量选择岩性较纯、泥质含量少，厚度相对较厚、井眼比较规则的井段，这样识别效果较好。
（1） 三孔隙度差值、比值法
天然气的存在引起声波孔隙度（ 
）增大、密度孔隙度（
）增大，补偿中子孔隙度（
）减小；致使气层一般有
，或者
，A1为三孔隙度差值；
，B1为三孔隙度比值；当A1﹥0，B1﹥1时，指示为气层；相反，当A1≤0、B1≤1时，指示为干层或水；
（2） 孔隙度背景值法
孔隙度背景值是指岩石孔隙完全含水时的视孔隙度，
即：
气层一般有
、
；
气层孔隙度下限值法：
气层孔隙度下限值是指测井孔隙度指示气层的最低标准；采用气层残余气饱和度平均值20%作为确定气层测井孔隙
度的下限值
，即：
式中：Tf、Tg、Tma分别为孔隙流体、气层及地层骨架的声波时差或中子、或密度测井值；
气层一般有
，其中
分别为气层的声波时差、密度、中子测井孔隙度下限值。
全波列测井技术
相对于常规声波测井而言，全波列测井是按照一定的时间窗长，记录时间窗长内所有的声波波列信号，包括纵波、横波和斯通利波等多种波成分的速度、幅度、频率等信息。通过对全波列测井资料处理，能得到纵、横波时差及纵横波速度比、泊松比、体积压缩系数、声波能量和岩石弹性模量等参数。全波列测井能有效进行气层识别，其依据如下：在气层段，泊松比减小，体积压缩系数增大，二者形成明显交会；同时，纵横波速度比减小；声波能量衰减；岩石弹性模量减小。而在油层和水层段，上述参数变化不明显。
（1） 阵列声波能量法
在含气砂岩中，纵波能量衰减比横波能量衰减强，而在含油、含水砂岩中，纵波衰减低于或等于横衰减；当砂岩含气时，纵波能量衰减比含油、含水砂岩中的纵波衰减强，而横波衰减同孔隙流体性质无关。该方法也是能有效区分气层和油、水层，但对油层和水层的划分作用不大。
（2） 纵横波时差法
当地层含气时，声波横波时差与纵波时差比值变小，泊松比值小于体积压缩系数值；当储层含水时，声波横波时差与纵波时差比值将变大，泊松比值大于体积压缩系数值。因此，利用声波时差差值法，合成纵波时差法、纵横波速比法等能有效识别气层。
（3） 声阻抗与声波时差曲线重叠法
声阻抗的大小主要与地层中流体性质、泥质含量有关，当砂岩地层中含气时，密度减小，时差增大，声阻抗值减小；当砂岩地层含水时，密度增大，时差减小，声阻抗值增大。将声阻抗曲线与时差曲线以泥岩段为基准进行重叠，可识别出油气、水层。当储层含油气时，呈正差异（即声阻抗曲线偏右，时差曲线偏左）；当储层为水时，呈负差异；如果储层为含油气水层或含水油气层时，其差异的幅度变小，就需要其他方法来配合使用了。在应用此方法的时候，应对声阻抗进行泥质影响校正。
（4） 视弹性模量系数法
视等效弹性模量是声阻抗与纵波速度的乘积。在相似的岩性和孔隙度条件下，气层视弹性模量比水层的小，可用等效弹性模量识别流体性质。
公式为：
式中：M为等效弹性模量；为体积密度，g/cm3；Δt为声波时差，
μs/m；
完全含水储层的等效弹性模量可以表示为：
式中：
分别为孔隙流体和地层骨架密度，g/cm3；
分
别为流体和地层骨架的声波时差，μs/m；
为岩石孔隙度，取
；
则视弹性模量系数表示为：
一般气层
。
核磁共振法
用核磁共振识别天然气，主要用密度孔隙度与核磁共振孔隙度交会、双TW（差谱、移谱技术）法、幅度法、回波比法等。
（1） 密度孔隙度与核磁共振孔隙度交会法
用核磁共振识别天然气的密度孔隙度与核磁共振孔隙度交会法，是应用传统的信号处理解释技术，计算密度孔隙度和核磁共振孔隙度；两条曲线重叠后，其两者间有较大的幅度差为气层的标志。应用密度孔隙度和核磁共振总孔隙度交会，比应用中子密度孔隙度交会识别气层更加明显。这是因为中子测井易受泥质的影响，而核磁测量的只是岩石孔隙中流体的含氢指数。
（2）差谱、移谱识别气层
核磁共振测井的一个优势是它可以在不考虑岩石骨架的条件下来识别孔隙流体。水和轻烃的纵向弛豫时间 T1 相差很大，水在较短的极化时间就可以完全磁化；而轻质油、天然气需较长的极化时间才能完全磁化。在进行差谱和移谱处理时利用岩心刻度后的地层天然气弛豫时间和束缚流体的截止值，可以将气层更准确的识别出来，见核磁共振气层识别。
声波时差-电阻率转换法（声电法）
由于研究区主要含气层长2大部分气井没有密度、中子测井，且无气测和地质地化录井等资料。为此，通过对本区沉积环境、构造、储层等特点的分析，结合“四性关系”研究，利用其常规测井曲线中电阻率和声波时差，探索新的方法技术，提出了本区气层的定性识别方法：声波-电阻率转换法，简称声电法。
基本原理阐述
当对于含水纯地层时，通过声波时差计算孔隙度的公式为：
此时，声波时差可以表示为：
地层含水饱和度为 ：
通过（2）和（3）得出：
当地层完全含水时，转换声波时差可以表示为：
式中：Δts是电阻率转换声波时差，μs/m；Δtf为流体声波时差，μs/m；Δtma为骨架声波时差，μs/m；a 为比例系数，范围在0.6～1.5；b为饱和度指数，n≈2；Rw为地层水电阻率，
；
从（5）式中看出，对于岩性、物性和地层水矿化度相同的同一个地区，转换的声波时差只与电阻率有关，其他参数可以看为常数；随着电阻率的增大，转换声波时差降低，即声波时差和电阻率成反比；通常，天然气我们看作绝缘物，电阻率无限大，地层水是导电物，电阻率很小；对于地层沉积环境相同具有相同岩性、物性和地层水矿化度的情况下，气层电阻会大于水层电阻数倍，甚至更高；同时对于气层而已，其声波时差测井响应明显显著于其他流体的测井响应；通过电阻率和声波时差拟合多条相关性函数，对数函数，相关度平方为0.4938，指数函数相关度平方为0.386，线性函数相关度平方为0.3616，对比研究发现总是对数函数的相关性最好；其函数如下：
交会图版法
交会图法是用能反映气层特征的参数（如声波AC、地层电阻率RT、密度DEN、泥质含量Vsh、孔隙度POR、渗透率K、含气饱和度Sg等），制作总体和不同层段的识别交会图版，再分不同层位进行识别，最后制定气层评价标准。该方法可对气层进行定性、半定量评价。
由于研究区没有密度、中子等测井，只有电阻率和声波时差测井曲线，因此将声波时差和电阻率交会，由于长2层段资料相对较多，可以建立有效解释图版，油气水层较好区别，其他层资料少，建立交会图版代表性不强。
6）其他方法
（1） 视流体识别指标法
该方法是利用气层在密度测井和声波时差测井曲线上的不同响应特征来识别气层的。这是一种定量化识别方法，其基本原理如下：
a: 根据密度测井和声波时差测井求取视流体密度（
）和视流体时差
式中，
—地层骨架密度；
b:计算地层视流体识别指标PF：
式中，
—地层流体声波时差值；
当地层含气时，声波时差
增大，而密度
降低，从而使PF> 0；当地层含水时，
所以PF= 0；当地层不含流体时，PF< 0。
（2） 中子伽马时间推移法识别气层
当地层被钻开后，钻井液液柱压力往往大于地层压力，天然气就会被压缩到井壁以外，下完套管后又将慢慢恢复到井壁附近。随着时间的延长，井壁附近的天然气逐渐增多。因此，将不同时间的两次测井的曲线重叠，在泥岩段或水层曲线互相重合，如果出现幅度差，说明有天然气的存在。
（3） 地层含气指标法
该方法是利用声波、中子和密度测井进行气层识别的。其计算公式如下
式中，
—地层含气指标；
—地层骨架、流体密度及地层密度测井值，g/ cm3；
—地层骨架、流体时差及地层声波时差测值值，μs/ m；
—地层骨架、流体含氢指数及地层中子测井值，%。
其识别气层的原理是：当储气孔隙中含有天然气时，
降低，
降低而
升高，从而Fg> 0；所以，该方法也是基于气层的“挖掘效应”的。因此，当气层“挖掘效应”明显时，该方法识别气层效果很好，但当”挖掘效应”不明显时，其识别结果就不理想，常常会误判或漏判气层。而且由于公式中要用如流体参数和骨架参数，所以这两种参数值的大小也会影响到该方法的识别结果。
充分调研识别天然气的方法，归纳总结为6大类。其中声电法，可在常规测井中（只有电阻率测井和声波测井的情况下）进行初步定性识别，适合在物性条件较好，气层响应较明显（高电阻、高时差）的气层，对于物性较差、孔隙结构复杂、非均质较强的低阻气层往往出现误判和漏判。三孔隙度法为识别气层的常用方法，因孔隙度测井探测深度较浅，故受泥浆侵入影响较大，当泥浆侵入很深时，孔隙度测井上可能看不当异常显示，这时要结合深、中、浅电阻率作分析，同时计算三孔隙度时要做泥质校正，且孔隙流体的测井响应值的确准确定对结果的影响至关重要。全波列测井数据中包含着丰富的储层孔隙流体和孔隙结构的信息，是识别油层、气层的有效方法。核磁共振测井因不受岩性影响，不依赖电阻率测井，在低阻气层识别中有较好的应用。
对于研究区的储层特征、物性特征，我们推荐今后采用三孔隙度测井辅助核磁共振测井（全波列测井）来有效识别油、气层。
本发明的方法基于传统的测井气层解释方法基础上，首次综合利用目前先进的核磁共振、全波列测井等测井技术，综合多种识别方法，达到准确、高效判断气层的目的。
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 (7)
1.一种测井识别气层方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1，三孔隙度曲线重叠法；
S2，全波列测井法；
S3，核磁共振法；
S4，声波时差-电阻率转换法；
S5，交会图版法；
S6，视流体识别指标法、中子伽马时间推移法识别气层法、地层含气指标法。
2.根据权利要求1所述的测井识别气层方法，其特征在于，所述步骤
S1包括：
三孔隙度差值、比值法：
天然气的存在引起声波孔隙度（
）增大、密度孔隙度（
）增大，补偿中子孔隙度（
）减小；致使气层一般有
，或者
，A1为三孔隙度差值；
，B1为三孔隙度比值；当A1﹥0，B1﹥1时，指示为气层；相反，当A1≤0、B1≤1时，指示为干层或水；
孔隙度背景值法：
孔隙度背景值是指岩石孔隙完全含水时的视孔隙度，即：
气层一般有
、
、
；
气层孔隙度下限值法：
气层孔隙度下限值是指测井孔隙度指示气层的最低标准；采用气层残余气饱和度平均值20%作为确定气层测井孔隙
度的下限值
，即：
式中：Tf、Tg、Tma分别为孔隙流体、气层及地层骨架的声波时差或中子、或密度测井值；
气层一般有
，其中
分别为气层的声波时差、密度、中子测井孔隙度下限值。
3.根据权利要求1所述的测井识别气层方法，其特征在于，所述步骤
S2包括：
阵列声波能量法：
在含气砂岩中，纵波能量衰减比横波能量衰减强，而在含油、含水砂
岩中，纵波衰减低于或等于横衰减；当砂岩含气时，纵波能量衰减比含油、含水砂岩中的纵波衰减强，而横波衰减同孔隙流体性质无关；
纵横波时差法：
当地层含气时，声波横波时差与纵波时差比值变小，泊松比值小于体积压缩系数值；当储层含水时，声波横波时差与纵波时差比值将变大，泊松比值大于体积压缩系数值；
声阻抗与声波时差曲线重叠法：
声阻抗的大小主要与地层中流体性质、泥质含量有关，当砂岩地层中
含气时，密度减小，时差增大，声阻抗值减小；当砂岩地层含水时，密度增大，时差减小，声阻抗值增大；将声阻抗曲线与时差曲线以泥岩段为基准进行重叠，可识别出油气、水层；当储层含油气时，呈正差异，即声阻抗曲线偏右，时差曲线偏左；当储层为水时，呈负差异；如果储层为含油气水层或含水油气层时，其差异的幅度变小，就需要其他方法来配合使用了；在应用此方法的时候，应对声阻抗进行泥质影响校正；
视弹性模量系数法：
视等效弹性模量是声阻抗与纵波速度的乘积；在相似的岩性和孔隙度
条件下，气层视弹性模量比水层的小，可用等效弹性模量识别流体性质；
公式为：
式中：M为等效弹性模量；为体积密度，g/cm3；Δt为声波时差，
μs/m；
完全含水储层的等效弹性模量可以表示为：
式中：
分别为孔隙流体和地层骨架密度，g/cm3；
分
别为流体和地层骨架的声波时差，μs/m；
为岩石孔隙度，取
；
则视弹性模量系数表示为：
一般气层
。
4.根据权利要求1所述的测井识别气层方法，其特征在于，所述步骤
S3包括：
密度孔隙度与核磁共振孔隙度交会法：
应用传统的信号处理解释技术，计算密度孔隙度和核磁共振孔隙度；两条曲线重叠后，其两者间有较大的幅度差为气层的标志；
差谱、移谱识别气层：
在进行差谱和移谱处理时利用岩心刻度后的地层天然气弛豫时间和束缚流体的截止值，能将气层更准确的识别出来。
5.根据权利要求1所述的测井识别气层方法，其特征在于，所述步骤
S4包括：
当对于含水纯地层时，通过声波时差计算孔隙度的公式为：
此时，声波时差可以表示为：
地层含水饱和度为：
通过（2）和（3）得出：
当地层完全含水时，转换声波时差可以表示为：
式中：Δts是电阻率转换声波时差，μs/m；Δtf为流体声波时差，μs/m；Δtma为骨架声波时差，μs/m；a 为比例系数，范围在0.6～1.5；b为饱和度指数，n≈2；Rw为地层水电阻率，
；
从（5）式中看出，对于岩性、物性和地层水矿化度相同的同一个地区，转换的声波时差只与电阻率有关，其他参数可以看为常数；随着电阻率的增大，转换声波时差降低，即声波时差和电阻率成反比；通常，天然气我们看作绝缘物，电阻率无限大，地层水是导电物，电阻率很小；对于地层沉积环境相同具有相同岩性、物性和地层水矿化度的情况下，气层电阻会大于水层电阻数倍，甚至更高；同时对于气层而已，其声波时差测井响应明显显著于其他流体的测井响应；通过电阻率和声波时差拟合多条相关性函数，对数函数，相关度平方为0.4938，指数函数相关度平方为0.386，线性函数相关度平方为0.3616，对比研究发现总是对数函数的相关性最好；其函数如下：
6.根据权利要求1所述的测井识别气层方法，其特征在于，所述步骤
S5包括：
用能反映气层特征的参数，制作总体和不同层段的识别交会图版，再分不同层位进行识别，最后制定气层评价标准。
7.根据权利要求1所述的测井识别气层方法，其特征在于，所述步骤
S6包括：
视流体识别指标法
该方法是利用气层在密度测井和声波时差测井曲线上的不同响应特征来识别气层的；这是一种定量化识别方法，其基本原理如下：
根据密度测井和声波时差测井求取视流体密度（
）和视流体时差
式中，
—地层骨架密度；
计算地层视流体识别指标PF：
式中，
—地层流体声波时差值；
当地层含气时，声波时差
增大，而密度
降低，从而使PF> 0；当地层含水时，
所以PF= 0；当地层不含流体时，PF< 0；
中子伽马时间推移法识别气层：
将不同时间的两次测井的曲线重叠，在泥岩段或水层曲线互相重合，如果出现幅度差，说明有天然气的存在；
地层含气指标法：
该方法是利用声波、中子和密度测井进行气层识别的；其计算公式如下
式中，
—地层含气指标；
—地层骨架、流体密度及地层密度测井值，g/ cm3；
—地层骨架、流体时差及地层声波时差测值值，μs/ m；
—地层骨架、流体含氢指数及地层中子测井值，%；
其识别气层的原理是：当储气孔隙中含有天然气时，
降低，
降低而
升高，从而Fg> 0。
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