天然气储层的识别方法
天然气储层及渗流特性研究
天然气储层及渗流特性研究天然气作为一种清洁能源，在近年来得到了广泛的应用和开发。
然而，在天然气的开采过程中，对于天然气储层及渗流特性的研究显得尤为重要。
下文将围绕这一主题展开深入的探讨。
一、天然气储层研究天然气储层是指含有大量天然气的地质层，是天然气开采的主要目标。
储层研究包括了物性分析、孔隙结构分析、构造研究等方面。
其中物性分析是最为关键的一步。
通过对天然气的密度、温度、压力等物理量的测量和实验，可以更加准确地了解天然气的性质。
例如，大多数天然气分子结构较为简单，分子间作用力较小，可以较为容易地被压缩。
因此，天然气储层的压缩性是天然气储存和运输中需要考虑的重要因素之一。
除此之外，孔隙结构分析也是储层研究中的一个关键问题。
孔隙是储层中贮存天然气的重要空间，孔隙的大小和分布直接影响着天然气的渗流性质。
通过对孔隙结构的研究，可以更好地理解天然气在储层中的分布规律和运移特性。
此外，构造研究也是储层研究的一个重要方面。
储层往往受到地质构造的影响，因此针对不同的构造类型，需要制定相应的钻掘和开采计划。
二、天然气渗流特性研究天然气的渗流是指天然气在储层中的运移和分布过程。
渗流特性的研究包括了渗流机理、天然气在储层中的迁移规律以及渗透率等方面。
其中，渗透率是评价天然气储层渗流性质的主要指标之一。
渗透率越高，表示储层中天然气渗流的速度越快，也就意味着天然气的开采效率更高。
渗流机理是理解天然气渗流特性的核心。
天然气的渗流过程受到气体分子的自由运动、压缩性、相对流速等因素的影响。
在实际应用中，需要考虑不同的渗流机理对储层中渗流特性的影响。
例如，当天然气的激发能过高导致渗透率较低，需要特别考虑气体吸附、非线性渗流等特性。
天然气在储层中的迁移规律也是渗流特性研究中的一个重要问题。
根据不同的储层特性和流场条件，天然气的渗流规律有所不同。
例如在某些储层中，渗透率较高，天然气的扩散比较快，而在另一些储层中，天然气的运移受到地下水流的限制，需要考虑地下水与天然气之间的相互作用关系。
天然气储层的地质评价及开发
天然气储层的地质评价及开发随着全球能源需求的不断增长，传统能源开采正面临着很大挑战。
在这种环境下，天然气成为了备受看好的清洁能源之一，并逐渐成为全球重要的能源来源。
天然气储层地质评价及开发也因此备受关注。
本文将围绕这一主题展开讨论。
一、天然气储层的地质特征天然气储层是指地质条件相对较好，富集和保存了天然气的地质体系。
天然气储层在地质特征上较为明显，可以简单总结为“三稳一流”，即：稳压、稳产、稳质和流通性好。
稳压：天然气储层的压力是保证天然气不失效的基石。
储层需要在一定范围内维持一定的压力才能保证天然气通过井口输送到地面。
在天然气储层的评价中，稳压是重要的评价指标之一。
稳产：天然气储层的产量稳定是评价天然气储层的另一个重要指标。
产量的大小决定了天然气储层的经济性。
稳质：天然气储层中气体成分的稳定性是评价储层天然气质量的重要因素。
在开发过程中，测定天然气中氧化物和硫化物的含量、碳同位素比值、热催化作用等，能够更好地评价储层的稳质性。
流通性好：地下储层物质的流通性能够影响地下天然气的运移情况，因此，天然气储层的流通性能够影响整个天然气田的开发效果。
二、天然气储层地质评价天然气储层地质评价是天然气储层开发的前置条件之一，对于确定储层的地质特征具有重要意义。
其主要内容包括：1. 储层分布储层分布对于天然气的开发和利用都有着重要的影响。
储层的分布可以通过地球物理勘探、钻井、地质地貌和区域地层特征等方法来确定。
2. 储层类型天然气储层被划分为裂缝型、孔洞型、胶结型等不同类型。
不同类型之间的储层特征和生产效果有很大差异，因此确定储层类型是评价天然气储层的重要环节。
3. 储层物性储层的物性是指储层的孔隙度、渗透率、饱和度等物理化学性质。
储层物性不同，影响天然气在储层中的储存和运移条件。
因此，确定储层的物性也是评价储层的重要任务之一。
4. 储层压力储层压力是保证天然气不失效的基础之一。
在评价天然气储层的时候，需要测定储层的压力，以便进一步分析储层性质和开发潜力。
气层的测井识别
孔隙度 （％）
25
含油饱和度
4.0m 感应
40
40
350
>480 声波曲线明显跳 跃,中子伽马显示高值
气层测井特征：
电阻率曲线明显高于油、水层，声波曲线明显跳跃，声波时 差一般大于480s/m。在具体确定时，结合地震、录井，气 测及试气、试采资料综合分析确定。
3、应用
港199井970-1006米井段沉积相分析图
河
480
漫
5
亚
相
内容
一、浅层气的测井识别 二、中层气的测井识别 二、深层气的测井识别
1、砂泥岩剖面系列
砂泥岩剖面系列,这类中层气的识别一 方面要通过总结中层气的电测响应，比如 声波曲线有的有周波跳跃现象，有的却是 平直的，另一方面更要关注气测录井。
1、碳酸盐岩剖面系列
声波时差 花4井
岩性剖面 150700 AC150 700 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370
第三、密度测井孔隙度偏高。 密度测井是利用人工伽马源发射的伽马射线与地层元
素的原子核外电子发生的康普顿效应。此效应导致伽马 射线减弱程度与介质密度成正比。
密度测井可以给出密度值和石灰岩刻度的孔隙度值。 在相同岩性和孔隙度条件下，地层含天然气时所测的 密度值要比含油和水时降低，使密度计算的孔隙度升高。
+
-
2
明 明
化
上 镇
段 组
5 430
440 8
450 5
460 8 5
470 8
电阻率曲线
10
18
声波曲线
26
岩电特征总结
沉积相 含油 亚相 相 气性
四类典型储气层的气测井解释
四类典型储气层的气测井解释--------------------------------------------------------------------------------2002-9-25 9:56:18 《录井技术》编委会研讨材料华北油田录井处纪伟宋义民阅读26次气测井是勘探油气藏的一种直接的地球化学测井方法，它可以直接测量地层中天然气含量和组成，并能利用检测到的资料来解释油气水层，尤其对天然气的识别和评价更是技高一筹。
我们近期通过对工作区域的气测异常井进行的老井复查与新井解释，初步掌握了判别气层的方法和四类储气层在气测资料上的反映及规律，为今后充分利用气测资料识别评价天然气层打下了良好基础。
一、针对不同类型储气层，优选录井系列渤海湾盆地复式油气区构造复杂，岩石物性变化大，含气层分布广，从古生界到新生界，埋深自500米到5000米均已发现气层。
由于气层的成因不问，埋深不同，储集层类型不同，形成的气层其性质就有差异，气测三项资料与气态关系也应不同。
我们根据对近年所钻气层的录井资料及试气资料分析，大致可划分四种类型储气层，相应采取四种不同的录井系列。
1.物性好的砂岩储气层：这类储层以中孔中渗层为主，一般埋深较浅，地层可钻性强，岩屑代表性差，其显示级别低，或无显示；气层易受钻井液侵入，后效不太明显；储盖组合和气水界面比较清楚。
根据以上特点，优选了气测随钻脱气检测值和全脱气体检测值为主，钻井取心显示描述为辅的录井系列。
2.低渗透性的砂岩储气层：这类储层多届低孔低渗或特低渗透层，一般埋藏较深，岩屑代表性较好，岩心出筒时气味浓，浸水试验有气泡冒出，随钻气测值和后效气测值都呈现高值，槽面显示活跃。
根据以上特点，优选了气侧随钻脱气检测曲线和后效气体检测曲线为主，槽面观察和荧光定量分析、轻烃分析为辅的录井系列。
3．高压低渗透的砾岩储气层：这类储层为非均质岩层，含气性严格受岩层物性优劣的控制，并且多为高压异常层，气测曲线呈高值尖峰状，后效十分明显，槽面显示活跃，钻井液性能变化大。
石油天然气地质学 第4章储层孔隙结构新进展
51
52
二、毛管压力曲线常规定量分析
(四)孔隙－喉道分选性
75% 总饱和度下的压力 PTS 25% 总饱和度下的压力
(五)储层级别(Reservoir grade)
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二、次生孔隙（secondary porosity）
2、破裂孔隙－裂缝（fracture）
19
二、次生孔隙（secondary porosity）
2、破裂孔隙－裂缝（fracture）
20
二、次生孔隙 （secondary porosity）
3、晶间孔隙 ---重结晶作用晶间孔为主
21
二、次生孔隙（secondary porosity）
2 碳酸盐岩基块的喉道类型：管状喉道 孔隙缩颈喉道 片状喉道
五、碳酸盐岩储层的孔隙结构
1 孔隙空间由孔隙及相当孤立的近乎狭窄的连通喉道组成。 2 孔隙空间的缩小部分为连通喉道，喉道变宽即成孔隙。 3 孔隙由细粒孔隙性连通带所连通，镜下可见连通支脉。 4 孔隙系统在白云岩的主体或胶结物的颗粒之间发育，孔隙大 部分反映了颗粒外形。 5 孔隙主要由裂缝沟通。 6 由两种以上基本孔隙结构构成。
孔喉分选性则是指孔喉大小分 布的均一程度
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第四节
压汞数据的孔隙结构参数研究进展
二、毛管压力曲线常规定量分析
(一)排驱压力(displacement pressure) Wardlaw和Taylor(1976) :取饱和度为20%时对应的压力为排驱压力。
Schowalter(1979):把汞饱和度在10%的压力定义为排驱压力。 在毛管压力曲线上, 沿着曲线的平坦部分作切线与纵轴相交的压力 值就是排驱压力(Pd)。
致密天然气砂岩储层成因和讨论
致密天然气砂岩储层成因和讨论随着全球能源需求的不断增长，天然气的地位越来越重要。
而致密天然气砂岩储层作为天然气的主要储藏之一，其成因和特征备受。
本文将致密天然气砂岩储层的成因作为主题，探讨形成该储层的主要因素及特征，旨在为相关领域的研究和应用提供参考。
致密天然气砂岩储层是指以砂岩为主要储集岩石，孔隙度较低，渗透率较低，储层压力较高的天然气储层。
致密天然气砂岩储层的成因类型主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
沉积环境是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在一定的地质历史时期，特定的沉积环境导致砂岩沉积物的沉积方式和沉积厚度会影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
例如，在盆地中心和盆地边缘的砂岩沉积厚度较大，但孔隙度和渗透率较低，而在盆地边缘和斜坡上的砂岩沉积厚度较小，孔隙度和渗透率较高。
成岩作用也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在砂岩沉积后，会发生压实、胶结、重结晶等成岩作用，这些作用会改变砂岩的孔隙度和渗透率。
例如，压实作用会导致砂岩孔隙度降低，渗透率显著降低；胶结作用也会降低砂岩孔隙度，但渗透率降低程度较小；重结晶作用会改善砂岩的孔隙度，提高渗透率。
构造运动和古气候也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
构造运动会影响砂岩的沉积环境和成岩作用，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
古气候则会影响砂岩沉积物的成分和粒度，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
致密天然气砂岩储层的成因是多方面的，主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
这些因素相互作用，共同影响着砂岩储层的特征和发育。
因此，在研究和应用致密天然气砂岩储层时，应该综合考虑这些因素，以期更加深入地了解该储层的特征和发育。
也需要注意保护环境，合理利用资源，实现可持续发展。
致密砂岩气藏是一种非常丰富的天然气资源，但由于其储层特征的复杂性和隐蔽性，使得致密砂岩气藏的储层识别和开发难度较大。
因此，研究致密砂岩气藏储层特征及有效储层识别方法对提高天然气开采效率和降低开发成本具有重要意义。
SYT 6168-1995 气藏分类
气藏分类SY/T6168—19951范围本标准规定了天然气藏单因素分类和多因素组合分类系列与指标，同时规定了组合分类的原则和命名方法。
本标准适用于天然气常规气藏、凝析气藏和非常规等气藏的分类。
3.1按气藏圈闭因素分类天然气藏按圈闭类型可分为四类十亚类，见表1。
3.2按储层因素分类3.2.1依据储层岩石类型划分。
见表2。
3.2.2依据储层物性划分，见表3。
按储层物性划分气藏类型时，应以试井资料求取得有效渗透率为主，绝对渗透率和孔隙度参数仅作参考使用。
尤其是非孔隙型储层，绝不能仅使用绝对渗透率进行划分。
表1 按圈闭因素划分表2 气藏按储层岩类的划分表3 气藏按储层物性的划分表4 气藏储渗空间类型特征表气藏按驱动方式可分为三类，其类型划分及特征见表5。
表5 气藏按驱动因素分类3.4按相态因素分类：按天然气藏地层条件下的压力—温度相态可分为干气藏、湿气藏、凝析气藏、水溶性气藏、水化物气藏五类。
3.4.1干气藏：储层气组成中部含常温常压条件下液态烃（C5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量大于95%，气体相对密度小于0.65。
3．4.2湿气藏：气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50g/m3 。
3.4.3凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态，储层温度处于压力--温度相图的临界温度与最大凝析温度之间。
在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出。
3.4.4水溶性气藏：烃类气体在地层条件下溶于地层水之中，形成的具有工业开采价值的气藏。
3．4.5水化物气藏：烃类气体与水在储层条件下呈固态存在，具有工业开采价值的气藏。
3.5凝析气藏的分类3.5.1按露点在压力—温度相图中的位置划分A）常规凝析气藏：储层温度距流体压力—温度相图的临界温度点较远，露点压力随凝析油含量增多而增高。
B）近临界态凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态。
石油勘探地震解释技术最新方法分析
石油勘探地震解释技术最新方法分析地震解释技术在石油勘探中起着至关重要的作用。
通过利用地震勘探技术，石油公司能够对地下结构进行详细的解析，确定潜在的石油和天然气储层。
随着科技的不断进步，地震勘探技术也在不断发展和创新。
本文将探讨石油勘探地震解释技术的最新方法，并分析其在石油勘探中的应用。
最新方法一：多参数地震多参数地震是一种基于地震波速度、密度和衰减等多个参数的解释方法。
传统的地震解释方法主要依赖单参数的地震数据进行解释和排序，但这种方法存在着很大的不确定性。
而通过多参数地震方法，可以从不同角度分析地下结构，提高勘探结果的可靠性和准确性。
例如，利用地震波速度和密度等参数的结合，可以准确估计地下场地的强度特征，从而提供更好的石油储量评估。
最新方法二：岩性识别技术岩性识别技术是一种利用地震数据识别地下岩性的方法。
过去，地震解释主要集中在识别潜在的油气储层，而岩性识别技术通过分析地震反射数据和波形特征，能够识别不同岩石类型的存在和分布。
这种方法具有显著的优势，能够帮助石油公司更好地了解沉积环境和油气分布规律，从而指导后续的勘探和开发工作。
最新方法三：全方位地震数据采集与处理目前，石油勘探中普遍采用的是二维或三维地震数据采集技术。
然而，这种方法存在着采集范围有限和采样间隔不均匀的问题，导致勘探结果不尽如人意。
因此，全方位地震数据采集与处理方法应运而生。
这种方法利用全方位地震记录，并结合先进的数据处理技术，可以获得更全面、更准确的地下信息。
全方位地震数据的采集与处理，对于寻找隐蔽的石油和天然气储层具有重要意义。
最新方法四：人工智能与机器学习技术人工智能和机器学习技术在石油勘探领域的应用越来越广泛。
地震解释中的数据处理和模型建立通常是非常繁琐和耗时的工作，传统的方法无法满足实时解释需求。
而引入人工智能和机器学习技术，可以实现自动化的数据处理和模型建立，提高解释效率和准确度。
这些技术能够通过学习和模拟人脑的思维过程，对复杂的地下结构进行高效而准确的解释。
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天然气储层的识别方法1 空间模量差比值法物理基础：岩石含气后，其空间模量将大大降低。
空间模量差比值的定义为：﹥0，气层；= 0，非气层。
2 密度—中子包络线法识别气层物理基础：气层具有低密度和低中子的特征。
原理：将密度与中子以相反的方向进行刻度，中子向右减小，密度向右增大，这样，对应于气层，则出现密度左偏，中子右偏，但都是读值减小的情况，测井曲线上表现为密度向右包络中子的图形。
如果定义由密度向中子的包络为正包络，则容易看出，在正包络区为气层，如下图：3 孔隙度重叠法物理基础：气层具有声波孔隙度变大和中子孔隙度变小的特征。
实现步骤：⑴首先确定本井段的声波时差的极差，即计算本井段声波时差最大值和最小值的差DT：⑵计算声波孔隙度和中子孔隙度，确定其相对关系：＞＞气层＞气层或气水层≈水层≤干层⑶，以≈为零线。
＞ 0，气层，在零线右侧；≈ 0，水层，在零线附近；＜ 0，干层，在零线左侧或左右摆动。
4 密度—中子交会图法原理：利用气层与非气层在测井曲线上值的大小不同进行交会，找出气层的测井响应范围，进而达到识别气层的目的。
将储层处的中子和密度测井值进行交会，会发现气层交会点和非气层交会点有一较明显的界线，因此，可以直接利用中子和密度测井值识别气层。
5 三孔隙度差值法和三孔隙度比值法物理基础：天然气的密度大大低于油和水的密度，因此天然气层的密度测井值低于地层完全含水时的地层密度；天然气的含烃指数远低于1，并在天然气层常存在“挖掘效应”，因此天然气层中子测井值比它完全含水时偏低；地层含气后，岩石纵波时差增大，甚至出现“周波跳跃”，因此天然气层的纵波时差高于其完全含水时的纵波时差。
由泥质砂岩体积模型有：：视密度孔隙度；：视中子孔隙度；：视声波孔隙度，气层；，非气层。
6 四孔隙度比值法令，当＞0，气层；否则为非气层。
7 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：：中子孔隙度，：密度孔隙度，：声波孔隙度＜，＞，＞，指示为气层。
8 视水层中子孔隙度测井值法原理：读取井眼条件较好的水层段的密度、中子测井值，建立起中子—密度测井值之间的函数关系，即。
利用此函数关系在全井段计算出一条中子孔隙度曲线（视水层中子孔隙度曲线），将该中子孔隙度曲线与实际测量的中子孔隙度曲线重叠，当目的层段实际测量中子孔隙度测井值小于视水层中子孔隙度测井值时，显示为气层，当二者相差不大，则为水层。
9 合成纵波时差物理基础：气层的含氢指数小于水，其中子孔隙度变小。
威利公式是利用声波测井值计算储层的孔隙度，表达式如下：：纵波时差测量值，：流体声波时差值，：密度孔隙度，：岩石骨架声波时差值。
将上式中的密度孔隙度换成利用中子测井值计算的孔隙度，得到纵波时差为合成纵波时差，为中子孔隙度，表达式如下：，气层；，非气层。
10 声波时差与合成纵波时差的差值法原理：利用纵波时差与合成纵波时差的差值识别气层。
威利的线性时间平均公式（纵波时差）：合成纵波时差公式：：中子孔隙度，：声波孔隙度。
两式相减得：DM＞ 0，气层；DM ≈ 0，非气层。
11 声波与电磁波测井法原理：气层声波孔隙度大于有效孔隙度，而气层电磁波孔隙度小于有效孔隙度，两者均与含气饱和度有关，根据二者的关系可以识别气层。
声波孔隙度为：：地层声波孔隙度；：骨架纵波时差；：水的纵波时差。
电磁波孔隙度为：：地层电磁波孔隙度；：地层电磁波传播时间；：骨架电磁波传播时间；：水的电磁波传播时间。
＞，指示为气层。
12 斜率法原理：密度、声波时差与中子交会能识别气层，如图：D，T分别是岩石滑架点与100％含水饱和度点的连线，即含水纯砂岩线。
当地层中完全含水时，、与交会的任意一交点都应落在这条线上。
D’,T’分别时、与交会图的斜率，公式如下：从上式可知D’，T’的大小与岩性及储层中所含流体性质有关。
当地层岩性确定后，地层密度的大小与地层中流体的性质有关。
当地层含气时，减小、减小、增大，斜率D’,T’均减小。
为了提高识别气层的灵敏度，减少岩性影响，用PDRT作为识别气层的基本指示参数：PDRT ＞ 0 , 气层；PDRT ≈ 0 , 非气层。
13 流体声阻抗比值法原理：采用地层孔隙内饱和水时的声阻抗与饱和流体时的声阻抗之比来识别气层。
：骨架声波时差值；：流体声波时差值；：骨架密度值；：总有效孔隙度值。
流体声阻抗，令Z ＞ 0，气层或轻质油层；Z ≈ 0，水层；Z ＜ 0，泥岩。
14 声阻抗与声速重叠法原理：利用声阻抗与声速重叠识别气层。
地层的声阻抗与岩石骨架成分、孔隙大小及流体性质有关，表达式如下：：流体密度；：流体时差；：声阻抗。
上式变为：气层：密度（）减小，时差（）增大，声阻抗（）减小。
水层：密度（）增大，时差（）减小，声阻抗（）增大。
将声阻抗（）与声速（）重叠，可以识别气层。
15 视流体识别指标法原理：利用气层在密度测井和声波测井曲线上的不同响应特征来识别气层。
⑴根据密度测井和声波测井求取视流体密度（）和视流体时差（）：：地层骨架密度；：地层骨架声波时差；：地层总孔隙度。
⑵计算地层视流体识别指标（PF）：：地层流体声波时差值；：地层流体密度值。
当地层含气时，声波时差增大，密度降低，则PF＞ 0；当地层含水时，＝，＝，则PF＝ 0；当地层不含流体时，则PF＜ 0。
16 地层含气指标法原理：利用声波、中子和密度测井进行气层识别。
计算公式如下：当地层含气时，降低、降低、升高，则＞ 0。
说明：该方法是基于气层的“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。
17 利用偶极横波资料识别气层DSI偶极横波成像仪把新一代的偶极技术与最新发展的单极技术结合在一起，从而提供了当今测量地层纵波、横波和斯通利波的最好方法，偶极横波成像仪克服了常规声波测井仪在软地层中不能测取横波的缺点，它在软地层中能像在硬地层中一样，测取地层的横波。
DSI仪具有8个阵列接收器、一个单极发射器和两个偶极发射器。
接收器阵列对传播波场可进行广泛的空间采样，以便进行全波列分析。
发射器和接收器阵列的排列可使我们测量到较深传播深度的声波信息。
通过对全波的处理计算，可以提取大量的岩石机械特性参数，如泊松比（）、剪切模量（）、杨氏模量（）、纵横波速度比（）等动态弹性系数。
根据波动弹性理论，地层中纵横波速度可以用下式表示：：岩石体积弹性模量；：岩石切变模量；：岩石体积密度。
由上式知，纵横波速度大小是岩石弹性模量和密度决定的。
地层密度表示成：⑴纵横波速度比识别气层当地层含气时，地层密度变小，体积弹性模量变小很多，而地层切变模量几乎不变，这样引起纵波速度减小很大；而横波速度稍许增大，使得地层纵横波速度比减小很多。
理论分析及实验结果均表明，纵波速度随含气饱和度增加而减小，而横波速度随含气饱和度增加而有增大的趋势，因此在含气地层中纵、横波速度比要比饱和水地层小的多。
纵、横波速度比变小指示为气层。
⑵横—纵波转换法识别气层建立纵横波时差在3种含气饱和度情况下的交会图，如下图：根据图建立0、20％、80％三种含气饱和度的横纵波的转换模型：：横波时差；、、分别为0、20％、80％这三种含气饱和度情况下的纵波时差，。
不同含气饱和度的纵波时差与完全含水情况下的纵波时差有明显差异，只要确定出不同含气饱和度理论纵波时差，根据实际纵波时差与它们的差异大小就可以进行储层含气性识别。
理论纵波时差与实际纵波时差的差异识别气层。
⑶实测偶极横波—计算横波交会图法识别气层利用纵波时差资料，通过下式可以计算得到横波时差：为时差，角标c、s分别表示纵波和横波，ma、f分别表示骨架和流体（水）。
理论横波时差与实际横波时差的差异识别气层：＞，气层；＜，非气层。
⑷泊松比和压缩系数识别气层泊松比在高孔隙度盐水饱和的砂岩中具有较高的值,在高孔隙度油气饱和的砂岩中具有异常低值。
利用偶极横波资料提取出的地层纵横波时差计算得到压缩系数、泊松比，地层含气将引起弹性力学参数发生变化，泊松比降低、压缩系数升高。
泊松比降低、压缩系数升高指示为气层。
18 碳氧比测井资料识别气层⑴ FCC（俘获碳计数率）与CI（俘获伽马射线总计数与非弹性散射伽马射线总计数之比）重叠法。
当地层中存在减速能力强的物质时，FCC与CI的值都会降低。
气层含氢量高，FCC与CI均为高值；油和水含氢量低，FCC与CI均为低值。
⑵ SOC（碳氧比含油饱和度）与SO(原静态含油饱和度)重叠：SOC ＞ SO，气层；SOC ＝ SO，油层；SOC ＜ SO，水层。
19 核磁共振测井识别气层核磁共振测井是一种研究包含在流体(水、油和天然气)中氢的天然含量和赋存状态的一种测井方法。
对天然气的识别应综合利用纵向弛豫时间T1、横向弛豫时间T2和扩散系数D等多种参数。
水和油气的T1差别大，而石油和天然气T1接近但T2却有明显差别，天然气T2值小。
根据油和气T2的差别可以识别天然气。
油、气、水具有不同的扩散系数，在梯度磁场中对T2时间及其分布的影响程度不同。
增加回波间隔TE（双间隔时间），将导致T2减小，气有最大的扩散系数D，T2减小最明显；而重质油有最小的扩散系数D，T2减小最不明显。
若采用不同TE测井，对比其T2分布变化的程度将能区分油、气、水的存在，达到识别气层的目的。
其中差谱法、移谱法能有效识别气层。
20 脉冲中子衰减识别气层PND测井采用独特的双脉冲发射方式，可同时测量快中子与地层发生非弹性散射产生的伽马射线（NEAR）和热中子被俘获产生的伽马射线(FAR)，并可同时得到中子孔隙度和密度孔隙度。
利用远近探测器计数率NEAR和FAR曲线进行气层识别：在气层，非弹性散射伽马的计数NEAR要比油水层时低得多，而俘获总计数FAR不会有大幅度的降低。
将NEAR和FAR以适当比例在泥岩段重合，二者的幅值及其幅度差能很好地指示油气水层。
21 岩性密度测井识别气层岩性—密度测井同时测量两个地层参数：岩性测井是测量地层的光电吸收截面指数，密度测井是测量地层流体密度。
通过测井数据计算机处理，获得视骨架体积光电吸收指数和视骨架体积密度。
气层的视骨架体积光电吸收指数小于骨架体积光电吸收指数，视骨架密度小于骨架体积密度。
两者均与有效孔隙度和含气饱和度有关。
说明：当钻井泥浆中加入重晶石时，测井Pe值会受到影响，该方法就不适用了。
22 热中子衰减时间测井识别气层热中子衰减时间测井是测量地层热中子衰减时间，通过测井数据处理获得地层热中子俘获截面。
该方法的一大优点是可以用于寻找套管井地层的天然气。
岩石孔隙中的天然气引起的热中子俘获截面减小，热中子衰减时间测井找气的方法是：用测量的地层热中子俘获截面同合成的水层热中子俘获截面作比较。