復雜碳酸鹽巖儲層測井評價：中國的創新與發展

李寧，肖承文，伍麗紅，石玉江，武宏亮，馮慶付，張承森，謝冰，趙太平

（1.中國石油勘探開發研究院，北京100083；2.塔里木油田勘探開發研究院測井中心，新疆 庫爾勒841000；3.西南油氣田分公司，四川 成都610000；4.長慶油田公司勘探開發研究院，陜西 西安710018；5.長江大學，湖北 荊州434301）

0 引 言

全球最大的20個油氣藏中，碳酸鹽巖油氣藏占11個，如波斯灣盆地的Pars South大氣藏等。它們一般埋藏較淺，由大面積優質孔隙性儲層構成，孔隙度多為10%～25%、滲透率達10～1 000mD＊非法定計量單位，1mD＝9.87×10－4μm2，下同，因而發現與開采并不困難。近20年來，中國碳酸鹽巖油氣勘探不斷獲得重大突破，特別是隨著塔里木的塔河、塔中和四川的普光、龍崗等一批大型油氣田的探明和開發，碳酸鹽巖油氣藏已經成為中國油氣增儲上產的重大接替領域。與國外相比，中國碳酸鹽巖烴源巖的有機質豐度較低、埋藏較深，而且大都經歷了多旋回和多期次構造運動。這就決定了在塔里木、四川和長慶等油田廣泛鉆遇的、控制著中國碳酸鹽巖油氣儲產量90%以上的都不是常規孔隙性儲層，而是非均質性極強的礁灘、巖溶風化殼和低孔隙度致密灰巖白云巖等復雜碳酸鹽巖儲層［1－3］。多數情況下它們的孔隙度只有1%～5%、滲透率只有0.1～10mD，并且油氣水關系錯綜復雜。正因如此，復雜碳酸鹽巖儲層測井解釋符合率，尤其是具備工業產能儲層的解釋符合率一直不理想，從而嚴重制約了中國碳酸鹽巖油氣藏勘探的快速發展。類似中國這樣低孔隙度致密的碳酸鹽巖油氣藏在世界范圍內也不乏存在，但都因各種技術問題而無法動用。因此，如何準確發現和評價只有在酸化壓裂后才能夠獲得高產的復雜碳酸鹽巖油氣藏沒有現成的理論方法可供借鑒。建立完整的復雜碳酸鹽巖儲層測井解釋評價方法和技術系列更是國際上全新研究領域，沒有先例。

本文針對塔里木油田、四川油田和長慶油田在非均質礁灘、巖溶風化殼和低孔隙度致密灰巖白云巖等幾類主要碳酸鹽巖儲層測井評價中遇到的諸多難點，重點討論了如何識別礁灘和巖溶風化殼有效儲層、如何判斷酸化壓裂后的有效工業儲層以及如何發現井壁外隱蔽縫洞儲層等目前制約中國碳酸鹽巖勘探最關鍵的3個問題，并由此反映復雜碳酸鹽巖測井評價技術近年來在中國地區的創新與發展。

1 成像測井特征對比確定礁灘和巖溶風化殼有效儲層

礁灘和巖溶風化殼有效儲層識別是碳酸鹽巖測井評價面對的難題之一。鐘廣法等［4－10］從成像測井相分析方面開展了研究工作。與以往研究不同的是，在建立了碳酸鹽巖儲層沉積微相成像測井解釋方法時，沒有只停留在用測井圖像劃分出某個沉積地質模式的層面上，而是首先明確儲層的沉積背景，進而將其成像特征與有試油結果的相同沉積儲層的典型圖像作精確對比，直接判斷其是否為工業油氣層。

1.1 方法原理

根據礁灘儲層水動力沉積模式［11］，可以進一步將其劃分為礁丘亞相、灰泥丘亞相、粒屑灘亞相和灘間海亞相，各亞相在電成像測井圖像上的反映有明顯不同。通過對多口井巖心－電成像圖像的歸位、描述，系統地建立礁灘相儲層沉積模式與電成像測井圖像特征對應關系（見圖1）。

圖1 礁灘儲層水動力沉積模式

風化殼白云巖儲層測井沉積相帶可以從縱向上進一步劃分為風化殼殘積層、垂直滲流帶、水平潛流帶和基巖等4個相帶，各相帶在電成像測井圖像上也明顯的不同。通過對長慶油田、塔里木油田等地區的多口井進行巖心歸位，并在1∶1的比例下用取心數據刻度成像測井資料，明確了不同沉積相帶與電成像測井圖像特征的準確對應關系（見圖2）。

圖2 風化殼白云巖儲層測井沉積相

電成像測井圖像是圖像對比的基礎。即便用同一支儀器測量，在不同井中獲得的電成像測井圖像效果也存在各種差異。消除這種差異是確定礁灘、巖溶風化殼儲層典型圖像并對其進行比較分析的前提。研究并實現了基于巖石結構特征進行圖像增強對比的技術方法［12－13］。

已有常規電成像測井圖像動態增強的原理：通過對局部成像測井數據進行幅度數值分布頻率統計，按照特定的概率密度函數調整幅度數值的分布頻率，得到滿足特定概率分布規律的1組新圖像數據。該過程雖然突出了電導率的局部變化特征，使微小的電導率反差能在圖像上清楚地顯示出來，但卻失去了處理層段內電導率的整體變化特征，不利于突出顯示所關注的地質特征。針對這一缺陷，提出了基于巖石結構特征的圖像動態增強對比方法，即以標準礁灘和巖溶風化殼儲層電成像測井圖像上反映典型沉積特征為基礎進行幅度數值分布頻率統計，并據此擬合概率密度函數進行圖像的動態增強。這樣處理的優點是避免了常規動態增強的缺點，同時凸現了儲層的結構信息，是重點突出地質目標意義上的增強。

經過動態增強后的圖像具有的優勢是不同區塊的電成像測井圖像在反映同一個結構特征時具有了良好的一致性（見圖3），保證了與典型圖像對比識別過程中的唯一性，最大限度地減少多解性。

圖3 基于巖石結構特征的圖像動態增強效果圖

塔里木油田大量現場觀測資料表明，礁丘翼與高能灘是好儲層，礁核是一般儲層，低能灘是差儲層，灰泥丘與灘間海是非儲層。為此，在確定礁灘相儲層沉積模式與電成像測井圖像特征對應關系后，建立了系統的礁丘亞相、灰泥丘亞相、粒屑灘亞相和灘間海亞相標準電成像測井圖片庫。目前存儲有來自中國各主要碳酸鹽巖礁灘儲層的電成像測井圖片3 328幅，其中最重要的8種類別1 415幅來自試油層段，為有效儲層的識別奠定了基礎（見圖4）。

同樣，利用電成像測井圖像特征可以識別巖溶風化殼地層所處巖溶帶與巖溶發育部位。巖溶高地垂直滲流帶較厚而水平潛流帶較薄，巖溶斜坡垂直滲流帶與水平潛流帶都較發育，巖溶洼地滲流帶不發育而潛流帶較厚。以此為基礎，根據對研究工區巖心圖像特征與成像測井圖像特征分析，同樣建立了風化殼巖溶帶沉積的典型測井圖像（見圖5）。用以對目標井段的風化殼巖溶沉積儲層進行劃分。

圖4 標準礁灘相成像測井圖版

圖5 風化殼巖溶帶典型成像測井圖像

1.2 油田實例

在現場應用中，首先基于常規測井資料和電成像測井資料對碳酸鹽巖儲層段進行分層；之后將分層后的電成像測井圖像作基于巖石結構動態增強處理，并與圖像庫中的典型圖像對比劃分出不同的沉積微相，再與圖像庫中相應沉積的試油井段的典型圖像進行對比分析，確定出是否為工業油氣產層。

圖6為西南油氣田×井的處理成果圖。該井在碳酸鹽巖儲層段可劃分為3個層［見圖6（a）］，通過電成像測井圖像與標準圖像庫中的典型圖像進行對比發現，這3個層位對應的沉積微相從上到下分別是礁頂、礁丘翼和礁核，因此確定出的該井穿越礁灘儲層部位如圖6（b）所示。

通過前面的介紹知道礁丘翼是有利儲層發育的部位，因此對礁丘翼的頂部6 712～6 730m進行射孔試油作業，獲高產純氣流25.3×104m3／d。

圖6 西南油氣田×井的處理成果圖

2 孔隙度分布譜判斷酸化壓裂后的有效工業儲層

在表觀低孔隙度致密、通常認為不可能是儲層的地方判斷出酸化壓裂后能夠形成工業產能的有效儲層是碳酸鹽巖測井評價的又一難題。傳統的儲層有效性判別方法是利用孔隙度－滲透率交會，通過劃分孔隙度和滲透率下限確定產層和非產層。但大多數低孔隙度致密灰巖白云巖儲層在采取改造措施之前滲透率很低，故用此方法極易發生誤判，即將那些改造后能形成工業產能的儲層錯劃為非產層。針對這一問題，提出了利用電成像測井孔隙度分布譜識別酸化壓裂后能形成工業產能的低孔隙度致密儲層的新方法。

2.1 方法原理

電成像測井資料具有分辨率高、可定量解釋的特點，能夠反映不同巖性中的次生構造，如裂縫、溶縫、溶孔、溶洞等。利用阿爾奇公式

可以得到將電成像極板上每個紐扣電極電導率轉換成孔隙度的公式

式中，φi為計算的電成像像素的孔隙度，體積比；a為阿爾奇公式中的巖性系數；Rmf為泥漿濾液電阻率，Ω·m；Sxo為沖洗帶含水飽和度，體積比；n為阿爾奇公式中的飽和度指數；Ci為電成像電極電導率，mS；m為阿爾奇公式中的膠結指數；Rxo為沖洗帶電阻率，Ω·m。

電成像測井儀采用鈕扣電極系測量，在深度上的采樣間隔為0.1in＊非法定計量單位，1ft＝12in＝0.304 8m，下同。為了便于統計計算，采用連續取50個深度點數據為1個數據單元進行計算，即采樣間隔為0.127m。按該采樣間隔，根據式（2）可得某一深度處的電成像孔隙度分布譜（見圖7）。

圖7 電成像孔隙度分布譜

在電成像測井孔隙度譜計算基礎上，引入均值表達孔隙度分布譜中主峰偏離基線的程度，用方差（二階矩）表達孔隙度分布譜的譜形變化（分散性）。一個深度點孔隙度分布譜均值可用式（3）進行計算，孔隙度分布譜方差用式（4）進行計算。

式中，是電成像像素的孔隙度均值；φi是據式（2）計算的電成像像素的孔隙度；Pφi是相應孔隙度的頻數（像素點數）；σφ是孔隙度分布譜方差，無量綱；n是孔隙度份額，采用千分孔隙度，取值范圍為0～1 000。

利用電成像測井孔隙度譜、均值和方差的計算方法，對西南某地區40多口井進行了處理解釋，將成像測井孔隙度分布均值、方差點到以孔隙度譜均值為X坐標、以方差參數為Y坐標構成的二維平面中（見圖8）。圖8中通過孔隙度下限（50，千分孔隙度）及孔隙分布方差下限（10，無量綱）2條直線將圖版分成4個區域，可將產層和干層很好地分開。干層主要分布于Ⅳ區，產層主要分布于Ⅰ區，其次分布于Ⅱ區和Ⅲ區。

圖8 孔隙度分布譜儲層有效性識別

圖9 不同分區孔隙度分布譜形態

圖9給出了不同分區孔隙度分布譜形態?？梢钥闯?，Ⅰ區儲層的孔隙度均值及分布方差均較大，也即該層段不僅孔隙度大、孔隙發育，且孔隙之間的連通性好。Ⅰ區儲層典型巖心三維CT圖像如圖10（a）所示。由于Ⅰ區儲層物性好，即使不采取酸化壓裂措施也能形成有效的自然產能。Ⅳ區儲層的孔隙度均值、分布方差均較小，也即該儲層段孔隙度成分較小且孔隙之間的連通性差，該區儲層典型巖心三維CT圖像如圖10（d）所示。由于Ⅳ區儲層孔隙度較小、連通性差，即使采取酸化、壓力措施效果也不明顯，很可能成為干層。最關鍵的是II區和Ⅲ區。Ⅱ區儲層的孔隙度均值較大，但分布方差均較小，也即該儲層段孔隙度較大，但且孔隙之間的連通性差，Ⅱ區儲層典型巖心三維CT圖像如圖10（b）所示。由于Ⅱ區儲層孔隙度較大、連通性差，即通過酸化措施能夠溝通不同的孔隙空間，成為酸化主導產能區。Ⅲ區儲層的孔隙度均值小但孔隙度分布方差較大，也即該層段雖然孔隙不發育，但孔隙之間的連通性比較好，Ⅲ區儲層典型巖心三維CT圖像如圖10（c）所示。由于Ⅲ區儲層孔隙度較小，在采取壓裂措施的情況下，可以改善儲層的連通性，形成有效產層。因此，利用孔隙度分布均值、方差二維平面可以對儲層酸化壓裂后的產能作出合理的判斷。

圖10 不同分區典型巖心三維CT圖像特征

2.2 油田實例

對長慶油田靖邊、高橋地區已有的50多口老井進行了實際資料處理，并結合油田現場的試油資料，建立了適合巖溶風化殼有效儲層的識別圖版（見圖11）。經長慶油田87口新井處理解釋驗證，符合率達85.4%，應用效果顯著。

圖11 有效儲層識別圖版

以長慶油田Y井為例，從成像測井解釋成果（見圖12）可以看出，馬五11、馬五12和馬五13的次生孔隙相對發育?？紫蹲V交會圖落在Ⅱ區，表明孔隙相對發育，而裂縫不太發育。對該三段進行射孔，射孔井段為馬五11井段3 527～3 529m、馬五12井段3 532～3 535m、馬五13井段3 539～3 541m，試氣獲5.638 9×104m3／d。

圖12 長慶油田Y井儲層有效性評價成果圖

3 遠探測聲反射波成像探測井壁外隱蔽縫洞儲層

常規測井儀器的探測深度一般小于3m，井壁縱深3m以外的縫洞發育帶由于無法發現而具有隱蔽性。及時發現這類儲層無疑是碳酸鹽巖測井評價的第3大難題。遠探測聲波測井儀［14－16］由于采用了超長源距設計并采用相控換能器加大了發射功率，使測出的聲波全波列中包含了來自井壁以外較遠距離的反射波信息。首次將先進地面地震疊前逆時偏移成像技術發展用于該儀器的反射波成像處理，形成了井下疊前逆時偏移成像新技術，用以識別井壁外的隱蔽縫洞儲層。

3.1 方法原理

目前對遠探測聲波測井資料進行成像的方法有柯西霍夫疊前時間偏移和疊前深度偏移（Reverse－Time Migration，簡稱RTM）等。通過實際對比分析，重點對疊前深度偏移算法進行了探討。該算法是目前地震領域中較先進、以其質量高的成像效果在地震資料處理中廣泛應用，但是由于地震資料本身的分辨率較低，從而限制了該項技術的深層次應用?？紤]到遠探測聲波測井資料在分辨率的優勢，引入地震領域中先進的疊前深度偏移算法思想來進行遠探測聲波測井資料的處理。注意到遠探測聲波采集系統與二維地面地震觀測系統的不同，為了使逆時偏移算法能夠真正地應用到測井資料的處理中來，對照地震資料的處理，在地震和測井觀測系統轉換、尺度轉換和偏移速度模型重構這3項關鍵技術進行了有針對性地改進。在此基礎上采取4個步驟實現對井外裂縫、孔洞及其他地質界面的聲反射成像：①從原始的遠探測聲波測井資料中精確提取縱波時差；②從原始的遠探測聲波測井資料中分離出反射縱波波形；③用反射縱波時差建立地層層速度模型；④井下疊前逆時偏移成像。

塔里木盆地奧陶系礁灘儲層基質孔隙度很低，儲集空間以次生的孔、洞、縫為主。為了便于分析和對儲層參數作定量計算，將復雜的儲集空間組合劃分為4種儲層類型，即裂縫型、孔洞型、裂縫孔洞型和洞穴型。每種類型的儲層在常規和成像測井都有典型響應特征，易于識別。遠探測聲波反射波測井測量的是井旁裂縫或層界面等聲阻抗異常的綜合響應，其特征與上述4種類型儲層難以一一對應。通過對20余口井的遠探測聲波反射波測井處理成果圖像分析，并與常規及微電阻率成像進行精細儲層響應特征對比，編制了縫洞性碳酸鹽巖儲層遠探測反射波成像測井的典型響應特征圖版（見圖13）。

3.1.1 過井裂縫

與井眼相交的裂縫在微電阻率成像測井圖像上呈現為暗色（高導縫）或亮色（高阻縫）的正弦線曲線，可依據其形狀及顏色判斷其產狀和有效性。一般未充填縫或泥質充填縫呈暗色線狀，而方解石充填縫呈連續亮色線狀，方解石半充填縫呈斷續亮色線狀。這種裂縫在遠探測聲波反射波成像處理成果圖的上行波和下行波都明顯存在1組聲阻抗界面［見圖13（a）］，且在1條直線上，說明這組聲阻抗界面可能是過井壁裂縫的反射聲阻抗界面，在微電阻率成像測井成果圖的對應井段存在與井眼相交的高導裂縫，因此證明遠探測聲波反射波成像圖上所反映的聲阻抗界面為1組過井裂縫。

圖13 不同儲層類型的典型響應特征

3.1.2 井旁裂縫

若井旁發育裂縫且與井眼不相交時，雙側向測井電阻率略有降低，深淺側向呈正差異，受徑向探測深度的限制，微電阻率成像測井圖像上無法識別。由于遠探測聲波反射波測井能夠探測井旁3～10m范圍內的聲阻抗異常，因此井旁裂縫在聲波反射波成像測井圖中上、下行波均有較強的聲阻抗反射信號［見圖13（b）］，發育井旁裂縫的上下井段一般都伴生有過井裂縫。

3.1.3 溶蝕孔洞

孔洞型儲層一般是在原生孔隙發育的地帶經過溶蝕改造或沿著縫合線、裂縫面溶蝕擴大形成的。在常規測井響應上，溶蝕孔洞儲層自然伽馬值為低－中值，深淺雙側向差異不明顯，電阻率有所降低，微球聚焦曲線有起伏，井徑在孔洞較為發育段擴徑明顯，中子、密度、聲波等測井孔隙度曲線變化較大。在微電阻率成像測井圖像上溶蝕孔洞呈暗色斑塊或斑點狀，大小、形狀差異較大，分布不規則。遠探測聲波反射波成像測井解釋成果圖的上下行波均表現為雜亂無章的斑點或斑塊，沒有規則的反射界面［見圖13（c）］。

3.1.4 洞穴

當井眼鉆遇洞穴時，測井易于識別。常規測井資料井徑擴大、密度值大幅降低、聲波時差和中子值跳躍、深淺雙側向電阻率降低。在微電阻率成像測井圖像上表現為由極板拖行而產生的暗色條帶夾局部亮色團塊或所有極板全是黑色，在偶極子聲波成像測井變密度圖上呈“人”字形條紋，且波形嚴重干涉。若洞穴被泥質充填或半充填；自然伽馬值明顯升高。在遠探測聲波反射波成像測井圖像中洞穴發育井段，上行波和下行波都有很強的聲反射信息［見圖13（d）］，洞穴上、下部也存在1組強反射聲阻抗界面，是洞頂、洞底的裂縫面所引起的強反射，這一點與微電阻率成像測井能夠很好的對應。

3.2 油田實例

圖14是塔里木油田Z井的遠探測聲波反射波處理成果圖。該井在奧陶系良里塔格組6 720～6 728m井段發育一套灰巖儲層，巖性致密，基于常規測井解釋儲層很差，孔隙度小于1.8%，電阻率大于1 000Ω·m，綜合評價為Ⅲ類儲層。但從遠探測聲波反射波成像測井資料分析，發現該井段在井旁8～22m處有連續、串珠狀強反射信息，且基本構成一個高3～4m、長14m的溶洞體輪廓，因此綜合解釋為6 220～6 228m為井旁儲層發育層段，厚度8m，距井壁距離8～22m，建議對該層段進行試油。

該井在井深6 720～6 728m進行了裸眼常規測試，開井壓力流動曲線呈1條直線，關井壓力恢復緩慢，壓力歷史曲線反映測試層為特低滲透性儲層?？紤]到遠探測聲波反射波測井成像反映井旁儲層較發育，對該井進行了大型酸化壓裂測試，獲得工業油氣流。通過分析圖15（a）酸壓裂施工曲線，擠膠凝酸注入過程壓力平穩上升，人造裂縫正常延伸，沒有溝通儲層縫、洞的跡象；再次擠膠凝酸后，壓力有明顯下降，說明溝通了縫洞系統。測試用6mm油嘴求產，產氣22×104m3／d，產油12m3／d。

利用酸壓裂施工的壓力數據擬合出裂縫半長與導流能力關系曲線［見圖15（b）］，從裂縫導流能力曲線圖上分析在裂縫延伸方向8m處遇到縫洞體，在36m處穿過縫洞體。酸壓裂測試結果證實了遠探測聲波反射波成像對井旁儲層的解釋是正確的。

截至目前，該技術在塔里木油田實施57口井工業化應用，酸化壓裂后測試證明，發現隱蔽裂縫儲層的成功率高達83%，創造了在常規測井方法認為根本沒有儲層的地方發現高產工業油氣流的系列成功范例。

圖14 塔里木油田Z井遠探測聲波反射波處理成果圖

圖15 塔里木油田Z井酸壓裂效果分析圖

4 結 論

（1）利用標準電成像圖像識別、孔隙度分布譜分析和遠探測聲反射波成像等方法有助于在電性特征顯示偏低、通常認為不是油氣儲層的地方找到高產氣層，在看似沒有滲透性不像是儲層的地方判斷出酸化壓裂后能夠具備工業產能的有效儲層，在常規測井探測不到因而誤認為沒有儲層的井壁縱深地帶發現隱蔽高產油氣層，從而形成了具有中國特色的復雜碳酸鹽巖評價技術方法體系。

（2）上述技術方法已經全部集成到中國石油新一代測井解釋平臺CIFLog［17］中，經910口井工業化規模處理應用證明，產層解釋符合率提高了28%。

［1］ 范嘉松，張維.生物礁的基本概念、分類及識別特征［J］.巖石學報，1985，1（3）：46－59.

［2］ 顧家裕，張興陽，羅平，等.塔里木盆地奧陶系臺地邊緣生物礁、灘發育特征 ［J］.石油與天然氣地質，2005，26（3）：277－283.

［3］ 周新源，王招明，楊海軍，等.中國海相油氣田勘探實例之五：塔中奧陶系大型凝析氣田的勘探和發現［J］.海相油氣地質，2006，11（1）：45－51.

［4］ 賈文玉.成像測井技術與應用 ［M］.北京：石油工業出版社，2000.

［5］ 劉紅歧，陳平，夏宏泉.測井沉積微相自動識別與應用 ［J］.測井技術，2006，30（3）：233－236.

［6］ Prosser J，Buck S，Saddler S，et al.Methodologies for Multi－well Sequence Analysis Using Borehole Image and Dipmeter Data［C］∥ Borehole Imaging：Applications and Case Histories［M］.London：Geological Society，1999：91－121.

［7］ Gaillot P，Brewer T，Pezard P，et al.Borehole Ima－ging Tools－Principles and Applications［J］.Scientific Drilling，2007（5）：1－4.

［8］ Xu C，Cronin T P，McGinness T E，et al.Middle Atokan Sediment Gravity Flows in the Red Oak Field，Arkoma Basin，Oklahoma：A Sedimentary Analysis Using Electrical Borehole Images and Wireline Logs［J］.AAPG Bulletin，2009，93（1）：1－29.

［9］ 鐘廣法，馬在田.利用高分辨率成像測井技術識別沉積構造 ［J］.同濟大學學報，2001，29（5）：576－580.

［10］ 王貴文，管守銳，朱筱敏.沉積學和巖相古地理學新進展 ［M］.北京：石油工業出版社，1995.

［11］ Chai Hua，Li Ning，Xiao Chengwen，et al.Automatic Discrimination of Sedimentary Facies and Lithologies in Reef－bank Reservoirs Using Borehole Image Logs［J］.Applied Geophysics，2009.

［12］ 柴華，李寧，夏守姬，等.高清晰巖石結構圖像處理方法及在碳酸鹽巖儲層評價中的應用 ［J］.石油學報.2012（S2）：154－159.

［13］ 喬德新，李寧，尉中良，等.利用模擬井研究用聲波成像測井資料計算裂縫寬度問題 ［J］.石油勘探與開發，2005，32（1）：76－79.

［14］ 張承森，肖承文，劉興禮，等.遠探測聲波測井在縫洞型碳酸鹽巖儲集層評價中的應用 ［J］.新疆石油地質，2011，32（3）：325－328.

［15］ 柴細元，張文瑞，王貴清，等.遠探測聲波反射波成像測井技術在裂縫性儲層評價中的應用 ［J］.測井技術，2009，33（6）：539－543.

［16］ Alvarez G，Sanso B，Michelena R J，et al.Lithologic Characterization of a Reservoir Using Continuouswavelet Transforms［C］∥IEEE Transactions on Geoscience and Remote Sensing，2003，41（1）：59－65.

［17］ 李寧，王才志，劉英明，等.基于Java－NetBeans的第三代測井軟件CIFLog［J］.石油學報，2013，34（1）：192－200.