利用测井资料解释含矿岩层的沉积环境

沉积岩是沉积物源及其搬运机理与沉积环境的产物，它可反映沉积物在经受搬运、沉积和埋藏过程中的物理、化学条件的变化粒度、能量和水深诸因素综合起来可指示沉积环境，这些因素在自然电位和电阻率测井曲线上可得到直接或间接的反映，因此，必须掌握基本的沉积环境互相过渡特征及其曲线形态，在砂-泥岩序列中，根据其不同的曲线形态和不同的曲线组合，可识别各地层的沉积环境。     

斜井成像测井资料处理中地层产状的校正方法及应用

从成像测井图像中直接提取的地层产状,只反映测井仪器坐标系中的结果。对于井眼倾斜的情况,只有进行了井斜校正后,才能获得真实的地层产状。作者推导了成像测井地层产状计算结果的井斜校正算法,并将其应用于苏北大陆科学钻探PPⅡ孔超声成像测井资料处理中,给出了应用实例。     

地震、测井联合反演在塔河油田石炭系储层预测中的应用

塔河油田6区石炭系卡拉沙依组储层具有层次多、范围广，展布多呈条带状，横向连续性差的特点，为进一步拓宽该区的油气勘探领域，作者在本文中针对该区地质目标，提出利用地震、测井联合反演技术，对该区石炭系卡拉沙依组砂岩储层的横向分布进行预测，这对塔河油田目前勘探开发具有实际意义。     

井中声电转换波场辐射能量定量分析

井中声激发极化效应研究是实现声激发极化测井实用化的技术基础,实质上是声波在双相孔隙介质中向电磁波的转化,其结果就是形成井中声电转换波场,最终表现为井中声场辐射能向电磁场能的转化.通过对双相孔隙介质中声激发极化过程声电转换波场能量的理论分析,研究了井中声电转换波场能量的总体构成,提出了井中低频声激发极化电场电能体密度的概念,并推导出具体表达式.通过采用实际地层参数模型进行井中低频声激发极化电场的模拟计算得到了井中低频声激发极化过程中电能体密度与声波频率与地层参数的相关关系.     

南海北部东沙海域天然气水合物的初步研究

利用地震、测井与地温资料综合分析了南海北部东沙海域可能存在的天然气水合物的分布特征.研究表明,在东沙海域地震剖面上出现似海底反射层、弱振幅带等天然气水合物分布标志,在声波测井曲线上呈现高速、速度倒转等天然气水合物存在特征.似海底反射层的深度与1144站位,及平均地温梯度资料得出的稳定带厚度较吻合.1144站位与1148站位似海底反射层距海底较深,分别为654m与475m.在1144站位附近,弱振幅带的顶界可能代表含天然气水合物沉积层的顶界,约在450m左右.     

地磁场研究与应用

概述了地磁场研究的进展、地磁场研究的课题，提出了21世纪开展地磁场研究的几点建议。     

遗传算法在估计测井解释参数方面的应用

测井响应方程中通常包括一些常量参数，这些参数的选取直接影响解释结果的精度。遗传算法是一种自适应全局优化算法，具有求解各种特殊问题的灵活性。作者在本文简要地介绍了遗传算法的基本原理和运算规则，并以阿尔奇含水饱和度公式中a、m、n等参数的选取为例，探讨了将遗传算法应用于测井解释参数估计中的潜力。实践证明，该方法简便，应用效果较好。     

用自组织神经网络方法实现测井相定量识别

作者在本文中介绍了一种利用自组织神经网络进行测井相识别的方法。自组织神经网络是一种无导师学习算法，它通过网络自身的调节对输入进行聚类，近年来广泛应用于各类模式识别问题中。这里我们采用从测井曲线中提取出反映沉积环境的信息参数，再利用自组织神经网络进行测井相判别。此法从沉积成因角度出发，判别沉积相模式，消除了测井曲线中的不确定因素，更具代表性。     

用测井资料预测煤层瓦斯含量

将测井资料中视电阻率及伽马伽马与实验室分析出的煤样瓦斯含量进行回归分析，建立回归方程。进而运用其预测出其他煤层瓦斯含量并与实验室分析结果对比，误差较小。证明用测井资料预测煤层瓦斯含量是可行的，从而进一步推广了测井资料的实际应用价值。     

Petrophysical characterization and natural fracturing in an olivine-dolerite aquifer

As part of a study investigating the naturally-occurring fractures in mafic rocks, two holes were drilled 450 m apart through the Palisades dolerite sill in New York. Well-2 is 229 m deep and Well-3 was drilled to 305 m, both penetrating through the sill and into the underlying Triassic sediments of the Newark Basin. Both holes were logged with downhole geophysical tools, including the BHTV, which acoustically images fractures intersecting the well. Understanding the fracture pattern, density, and porosity in the sill is essential for identifying possible zones of active fluid flow and high permeability. Using the BHTV logs, 96 and 203 fractures were digitally mapped within the sill in Well-2 and Well-3, respectively. Most fractures appear to dip steeply (76-78°). There is a shift in fracture orientation, however, and these fractures may or may not be continuous over the short lateral distance between Well-2 and Well-3. The lithology of the sill as identified by drill chips is nevertheless continuous between the holes. Both intersect a 7 m thick olivine-rich layer about 15 m above the bottom of the sill. Several fractures identified in Well-2 have large apparent aperture (>6cm) which correspond to high porosity zones (6-14%) observed in the logs. Resistivity logs were used to compute porosity using Archie's law and match well with the neutron porosity log in Well-2. We use the relationship between porosity and fracture aperture within the sill at Well-2 to infer the porosity in Well-3. High-porosity, large-aperture zones, including the target olivine layer, are identified in both holes. Changes in the temperature gradient log indicate active fluid flow in the sill, although flow appears to be most active in the sediments. Direct field measurements of bulk permeability, hydrologic modeling of fluid flow and calibration of fracture and log porosity will be undertaken in the future.