测井解释

裸眼井测井资料解释

测井是在勘探和开采石油、天然气、煤、金属矿等地下矿藏的过程中，利用各种仪器测量井下地层的各种物理参数和井眼的技术状况，以解决地质和工程问题的一种边缘性技术学科。

第一部分裸眼井主要测井方法

以物理学基本原理为基础，将裸眼井测井方法分为如下四大类：电磁测井、声波测井、核测井和其它测井。

裸眼井测井方法

声波测井核测井

其它测井

就油气勘探开发而言，测井资料（裸眼井和套管井资料）主要有四个方面的用途：

①地层评价与油气分析

以单井裸眼井地层评价形式完成，包括单井油气解释与储层精细描述两个层次。

单井油气解释对单井作出初步解释与油气分析，即划分岩性与储层，确定油、气、水层及油水界面，初步估算油气层的产能，尽快为随后的完井与射孔决策提供依据。

储层精细描述与油气评价主要内容有岩性分析，即计算地层泥质含量和主要矿物成分；计算储层参数，如孔隙度、渗透率、含油气饱和度和含水饱和度、已开发油层（水淹层）的剩余油饱和度和残余油饱和度，油气层有效厚度等。

②油藏静态描述

以多井测井评价形式完成，将多井测井信息同地质、地震、开发等信息结合做综合分析评价。目的是以油气藏评价为目标，提高对油气藏的三维描述能力。

③油井检测与油藏动态描述

在油气田开发过程中，研究产层的静态和动态参数（孔隙度、渗透率、温度、压力、流量、油气饱和度、油气水比等）的变化规律，为单井动态模拟和全油田的油藏模拟提供基础数据，以制定最优的开发调整方案、达到最大限度地提高最终采收率的目的。

④钻井和采油工程

在钻井工程中，测量井眼几何形态的变化，估算地层的孔隙流体压力和岩石的破裂压力及其梯度，确定下套管的深度和水泥上返高度，检查固井质量，确定井下落物位置、钻具切割等。在采油工程中，进行油气井射孔、检查射孔质量、酸化和压力效果，确定出水、出砂和窜槽层以及压力枯竭层位等。

测井资料最重要、最核心的应用是地层评价（说得更窄些就是油气层评价）。

第二部分 裸眼井测井资料解释与评价

一、测井资料分类

根据测井仪器和资料解释方法上的差异，可把裸眼井测井资料归为如下几种：

国产测井仪组合测井资料

引进数控（如CSU ）组合测井资料

地层倾角（HDT ）、地层压力（RFT ）和波形（WF ）等

成像测井、核磁共振测井等

1、裸眼井国产组合测井资料（JD-581、SJD-801、SK-88等）

声波时差 AC （DT ）

［密度 DEN ］

［中子孔隙度 CNL ］

井径 CAL （CALS ）

自然伽马 GR

自然电位 SP

深感应电阻率 ILD

中感应电阻率 ILM

［深侧向电阻率 LLD ］

［浅侧向电阻率 LLS ］

八侧向电阻率 LL8

感应电导率 COND （CILD ）

4米梯度电阻率 RT

2.5米梯度电阻率 R2.5

［中子伽马 NEU （NGR ）］

［0.5米电位电阻率 R0.5］

［井温、地温］

2、引进数控（CSU）组合测井资料

井径CALS、自然伽马GR、自然电位SP

深感应电阻率ILD、中感应电阻率ILM、微球形聚焦电阻率MSFL

（双侧向：深侧向LLD、浅侧向LLS）

深感应电导率CILD

声波时差DT、密度RHOB、补偿中子NPHI

自然伽马能谱NGS：铀URAN、钍THOR、钾POTA

3、成像测井资料

成像测井资料主要有微电阻率成像（FMI）、阵列感应成像（AIT）、方位侧向成像（ARI）、偶极声波成像（DSI）、超声波成像（USI）和核磁共振（CMR）测井等。

二、测井曲线的识别及变化特征

测井曲线的形态和变化特征主要取决于测井方法和岩性、物性、含油性的变化。探测范围浅的测井曲线其形态变化剧烈，反映层界面的效果好，对岩性的变化比较敏感，如微电极、微球、球形聚焦、八侧向等。

探测范围深的测井曲线其形态变化平缓，一般不能有效地反映薄层的变化，如深感应电阻率曲线、深侧向电阻率曲线、自然电位曲线等。

有的曲线（如深感应电阻率、0.5米电位电阻率、自然电位）为对称型的，中、厚层可以用半幅点划分层界面，而有的曲线（如4米梯度电阻率、2.5米梯度电阻率、中感应电阻率等）为非对称型的，一般不用半幅点来划层界面。

含油性主要对电阻率测井资料影响明显，如油气层在深电阻率测井曲线上常显示出高值。岩性、物性的变化在岩性特征曲线（如自然伽马、自然电位、井径）、孔隙度曲线（声波时差、密度、中子）上反映明显，研究和总结工作区内测井曲线的变化规律是充分应用好测井资料解决地质问题的前提。

三、测井资料解释

探井测井资料综合解释一般包括如下四个过程：

①收集有关的各项资料

②测井资料的预处理

③测井资料的处理

④测井资料的综合判断与解释

对于专门从事测井资料解释处理的人员来说，上述过程是必须掌握的，但如果是对测井资料一般性地应用则须了解如下一些基本知识。

1、储层的划分

一般方法：依据自然伽马、自然电位、井径、微电极或微球曲线，结合声波时差等孔隙度曲线和径向电阻率曲线的变化来识别储层。

砂泥岩剖面曲线的显示及划分

储层的物性下限在不同层位、不同地区有差异，因此，划分储层的标准要针对不同的地质情况而有调整。

孔隙度为10%的砂岩储层其对应的声波时差大致在±223μs/m或±68μs/ft，每4μs/m左右的声波时差变化量相当1%的孔隙度变化量。

测井资料的一些特殊显示：

①自然电位曲线有时全井段平直，在渗透层无异常显示；

②砂岩层中出现自然伽马中、高值，自然伽马不能有效识别砂岩层；

③如果围岩为高阻，有时油气层的深电阻率低于围岩的；

④在高矿化度地层水地区，当用饱和盐水钻井液钻井时，渗透性砂岩层的微电极常为低值。

在岩性较复杂地区，一般用单孔隙度测井系列资料难以有效识别岩性和划分储层，这时应测三孔隙度（中子、密度、声波时差）测井系列资料。

碳酸盐岩储层的主要特点及划分方法

碳酸盐岩储层的主要特点是“三低一高”，即低电阻率、低自然伽马、低中子伽马和高声波时差。划分方法一般是先找低阻和高孔隙显示层，然后去掉自然伽马相对高的泥质层，其它就为储层；也可以用低自然伽马找出比较纯的碳酸盐岩，然后再从中找出低阻高孔隙显示的渗透性储层。如果有三孔隙度资料，则碳酸盐岩储层显示为高声波时差、低密度和低中子孔隙度。

2、判别油气水层的参数计算

泥质含量V sh

式中：GCUR ——为一系数，新地层（第三纪）为3.7，

老地层为2；

GR ——自然伽马测井值；

GR mi n ——纯砂岩自然伽马测井值；

GR ma x ——纯泥岩自然伽马测井值。

孔隙度φ

纯砂岩层的孔隙度

含泥质砂岩层的孔隙度

式中：Δt ——声波时差值，μs/m ；

Δt ma ——骨架声波时差值，μs/m ；

Δt sh ——纯泥岩声波时差值，μs/m ；

Δt f ——流体声波时差值，μs/m ；

V sh ——泥质含量，f ；

CP ——声波时差压实校正系数，CP ≥1。

含油气饱和度S o

①西门图（Simandoux ）公式：

sh w

sh t w w R 40R V R R 810S .?-.min

max min

GR GR GR GR SH --=?1

21

2V GCUR SH

GCUR sh --=??CP

1

t t t t m a f m a ?

?-??-?=φ ma

f ma

sh sh ma f ma t t t t V CP 1t t t t ?-??-??-?

?-??-?=φ

②阿尔奇公式：

通常取a=1，n=2，m=1.87+0.019／φ。

如果φ＞0.1，m=2.1

如果m ＞4，m=4

③汉布尔公式：

S o =1－S w

式中：S o 、S w ——分别为含油、含水饱和度，f ；

φ——储层孔隙度，f ；

R t 、R w ——分别为储层电阻率、地层水电阻率，Ωm ；

a 、

b ——与岩石性质有关的系数；

m ——与岩石孔隙结构有关的孔隙指数；

n ——与油气水在孔隙中分布状况有关的饱和度指数。

3、简单判别方法

视地层水电阻率法

对要解释的层段计算出视地层水电阻率R wa ，比较那些感兴趣层与典型水层R wa 值的大小，并取典型水层处的R wa 为R w 。

当R wa ＞R w 3～5倍以上时，为油层；

当R wa ≈R w 为水层。

电阻增大率法

所以，电阻增大率法与视电阻率法在本质上是一致的。

当I ＞3～5时，为油气层；

R wa =

n

1w S ?=

w S =w wa

R R =O

t

R

R I =W O R

R F =w

=（取a=1，m=2）

当I≈1 为水层。

4、测井资料的综合解释

从测井分析的角度出发，油气层有两个特点是最重要的。一是含油性；二是不含可动水。这两个特点构成了判别油气水层的主要条件，并成为评价油气层的两个普遍依据。

目前综合解释一般的方法是：

根据计算的储层泥质含量、孔隙度、渗透率、含油气饱和度、可动水饱和度等参数，结合区块的试油资料进行综合判别。

通过泥质含量、孔隙度和渗透率识别干层与油气、水层；

通过孔隙度、含油气饱和度等参数结合区域或区块解释标准判断油气层、油水同层、水层；

通过油气识别参数（主要是声波时差、中子、密度三孔隙度曲线的组合参数）识别出油层与气层，油、气层的孔渗下限值是有差别的，气层的下限值要低些。

应注意的两点：

（1）、含油性是评价油气层的重要前提

含油性是油气层必须具有的基本特性，是决定产层能否产油气的重要前提。但单纯依据含油饱和度的概念并不完善。因为油气水层的含油饱和度界限并不是固定不变的，而是经常随着产层的束缚水含量的变化而变化。

粉砂岩和泥质砂岩的油气层其含油饱和度普遍偏低，这是由于岩性细、束缚水饱和度偏高引起的，低阻油层一般具有这一特点。

（2）、不含可动水是评价油气层的另一个重要条件

油气层不出水，并不意味着不含水。事实上，油气层总有一定量的含水饱和度，即使是最好的油气层也是如此。但有些油气层的含水饱和度高达60～70%，竟然只产油气而不产水。这是由于油气层具有高的束缚水饱和度而不含可动水造成的。

高电阻率是油层普遍具有的特点，但并能说高阻就一定是油层，如致密层常显示为高阻，低矿化度（特低矿化度）水层为高阻层，淡水强水淹层也表现为高电阻率。因此，测井资料的解释应强调综合解释与分析。

5、测井成果曲线的输出及含义

目前，常规测井资料的成果图主要有如下一些输出曲线：SH——泥质含量，指示地层的泥质体积含量，%

POR——孔隙度，%

PERM——（空气）渗透率，10-3μm2

SW——地层含水含和度，%

SO——地层含油气饱和度，%

RWA——视地层水电阻率，Ωm

PORT——地层总孔隙度，%

PORF——冲洗带含水体积，%

PORW——地层含水体积，%

CALC——微差井径，井径与钻头直径的差值，cm

右图所示的是测井成果图中显示孔隙中流体分

布的直观图，图中的左外线POR为孔隙度，右外线PORW为含水体积，中间曲线PORF为冲洗带含水体积。

POR—PORF部分表示残余油体积

PORF—PORW部分表示可动油体积

PORW—右边线部分表示含水体积。POR

PORW

PORF

第三部分低阻油层测井资料评价

一、概述

低电阻率油气层一般是指含水饱和度大于50%，电阻增大率小于3的油气层，简称低阻油层。不论是油气勘探还是开发都面临着对低阻油层的认识问题，低阻油层的识别和解释是全球性难题，因此，低阻油层评价技术在许多油田进行立项开展攻关研究。

对于一般的泥质砂岩（高阻）油层测井已有较成熟的分析解释方法，并有相应的储层地质参数定量解释模型，但低阻油层的电阻增大率明显低于高阻油层，有时甚至接近水层。因此，低阻油层的测井解释方法、解释标准应不同于常规油层的。

不同油田应针对各自的地质特点，对低阻油层形成的主要影响因素进行研究，并根据不同的影响因素（如岩性细、盐水泥浆侵入、低构造幅度、泥质附加导电等）研究不同的有效测井解释方法识别低阻油层，在测井学与地质学相结合的基础上，对低阻油层进行精细解释。

如图1所示的是一口低阻油层井的测井组合图。第46～49号层的电阻率在0.76～1.75Ωm 之间，低于围岩电阻率，录井过程中有油气显示，均解释为含油水层。1978年12月12日～1979年1月4日，对2741.6～2783.6m层段的3层（46、50和51号层）7.8m试油，在抽500m/96次的工作制度下，日产油30t，不含水。1979年1月13日补开47号层（2747.0～2756.8m）后与原射开的3个层合试，在抽500m/96次的工作制度下，日产油15t，仍不含水。由于补开的47号层电阻率低，只有0.76Ωm，为了验证47号单层的产液性质，注灰封住50和51号层，灰面为2764.53m，并下封隔器封住了46号层。1980年1月14日～2月27日对47号层单层试油，抽800m/48次，日产油12t，无水。酸化后继续单层试油，抽600m/48次，日产油23t，不含水，从而证实了该井低阻油层的存在。

二、低阻油层成因

1、岩石物理特性

（1）骨架粒度

平均粒径普遍较小，是低阻油层常具有的重要特征。随着砂岩粒度中值的变小，粉砂和泥质含量增大，由岩石细小颗粒组成的粒间孔隙结构相应复杂，表现为微小毛管孔隙增加，渗透率变小以及束缚水含量增大。

（2）粘土矿物类型及含量

含分散状粘土是形成渤海湾地区低含油气饱和度油气层的一个重要因素。大部分油田的砂岩低含油饱和度油气层是以伊利石（水云母）与蒙脱石图

1 低阻油层井测井组合图

为主以及二者的过度态。

粘土矿物中大量的伊利石、伊利石—蒙脱石混合层的存在将改造粒间孔隙，造成孔隙直径普遍变小和微孔隙十分发育，因而具有高束缚水饱和度的特点，并成为降低油气层电阻率的一个重要因素。

（3）孔隙喉道半径、微孔隙发育

低阻油层孔隙半径分布直方图普遍具有双峰位分布的特点，即在孔隙半径分布直方图上有两个明显的峰值，这表明储层存在两组主要的孔隙系统：一是主要的渗流系统；二是以孔隙半径小于0.1μm的微孔隙系统，流体在其中不能流动，由此组成以束缚水为主要成分的导电网络，导致油气层含油饱和度变小和电阻率的降低。

（4）岩石润湿性

亲水性岩石是低组油层普遍具有的特性。通过对低阻油层的岩心样品润湿性的测定，其润湿性都表现为亲水的，而高电阻率油层常是亲油或过度型的。

2、油藏高度影响

低阻油层常表现为规模普遍小，主要出现在构造的高点或断层的边部，有的甚至是以井点的形式出现。出现这一现象，要从地质构造或油藏高度的角度进行分析和研究。通过对一些低阻油层资料的统计及对比分析发现，低阻油层常具有油藏高度低的特点。

3、泥质砂岩阳离子交换影响

实际的泥质砂岩均含有数量不同的粘土矿物，而从导电机理来说，粘土矿物具有阳离子交换能力，即在外电场作用下，被粘土表面吸附的阳离子可以相互交换位置，也可以和水溶液中的其它水合离子交换位置，使阳离子发生移动而引起导电。并且阳离子交换产生的附加导电性随矿化度和孔隙度的减小而增大。

4、钻井液侵入影响

当采用盐水钻井液钻井时，如果钻井液密度偏大，会出现钻井滤液的低阻侵入现象，甚至在测井资料上显示低阻油层。油田开发后，由于层间非均质性，造成层间压力差异非常明显，这时就不能保证各层的平衡钻井，盐水

钻井液在低压油层的侵入就有可能造成低阻油层的出现。

5、含导电矿物成因

某些低阻油层可能还与地层含少量导电矿物有关。众所周知，磁铁矿是一种良好的导电矿物，电阻率为10-6～10-4Ωm ，根据测井原理可知，当地层含少量的导电矿物时，采用高频电场（20kHz ）测量的感应测井电阻率将受影响而降低，甚至使油气层的电阻率低到与水层相同或更低；而对用低频电流工作的侧向测井，影响明显偏小。

三、低阻油层的解释思路及解释方法

经验表明，采用泥质砂岩的解释方法评价低阻油层，无论从理论上或实际效果来看都不十分完善。因为根据国内外大量的取心资料证实，低阻油层的含油气饱和度相当低，实测数值普遍接近或低于50%。既使考虑了由于泥质附加导电性的影响，并进行了含油气饱和度的泥质校正，也无法达到满意的评价效果。识别低阻油层一个重要的技术环节是判别可动水的存在及其含量。由此而发展起来的一种有效解释方法是“可动水分析法”。这种方法是从油层物理的基本概念出发，以流体在微观孔隙中的渗流理论为依据，达到正确评价油气层的目的。其基本思路是求取含水饱和度（Sw ）和束缚水饱和度（Swi ）参数，根据这两个参数的匹配关系，判别产层到底是属于低含油饱和度的低阻油层还是属于具有一定含油饱和度的油水同层。

在地层条件下油气水层的动态规律一般是由混相流体的渗流理论来描述的。根据这一理论，油气水在储层微观孔隙中的流动，主要取决于它们的相渗透率。这就是说，一个储层到底是产油气，还是产水，或者是油水同出，归根结底是取决于产层的油（气）、水相对渗透率的大小。

则根据实验室测定，油水的相对渗透率K r o 、K r w 经常可表示具有如下形式

的经验关系式：

式中：Sw ——含水饱和度；

Swi ——束缚水饱和度；

m wi wi w rw S 1S S ??

? ??--=K （1）

???

???????? ??----????????? ??----=K j wi or wi w n wi or wi w ro S S 1S S 1S S 1S S 1（2）

Sor——残余油饱和度；

m、n、j——经验系数，主要取决于储层的岩石特性。根据1和2式，可推演出下列结论：

①当储层Sw=Sw i时，则K

r o 达到最大值，而K

r w

=0，表明储层为油层；

②当储层Sw＞Sw i时，则0＜K

r o ＜1，0＜K

r w

＜1，表明储层为油水同出，

即对应油水同层；

③当储层Sw→1时，则K

r w →1，而K

r o

→0，表明储层为水层。

这就是说，只要分析储层的含水饱和度与束缚水饱和度之间的关系，不仅能够指示油（气）、水相对渗透率的变化，而且能够达到最终评价油（气）、水层的目的。

“可动水分析法”就是根据上述原理而提出的，通过分析产层含水饱和度（Sw）与束缚水饱和度（Sw i）之间的关系，可确定出可动水饱和度（Swm）：Swm=Sw-Sw i （3）由此可建立相应的解释模型和解释关系式，用于判别低阻油层。由于各区块地质特征的差异，因此，具体的解释方法要结合研究区进行深入的研究。

目前常规的测井方法中，还没有哪种测井方法能提供孔隙结构参数，而核磁共振测井新技术是现今唯一能定量描述孔隙结构的测井。由于孔隙结构的变化与束缚水含量有着非常密切的联系，核磁共振测井新技术能提供束缚流体和可动流体体积，且通过岩心标定，核磁共振测井可以提供比较准确的束缚流体饱和度参数，因此，核磁共振测井为人们正确认识低阻油层提供了一套新的方法。

第四部分固井质量检测及资料解释

目前，固井质量检测主要采用声幅变密度测井，有的油田还可能仅使用声幅测井。声幅-变密度测井由磁定位（CCL）、自然伽马（GR）和声幅-变密度仪（CBL-VDL）组成，能实现一次下井，测出CCL、GR、CBL-VDL等多条组合曲线。变密度测井及解释的推广应用，大大提高了检测固井质量的能力和可靠性，为准确地评价固井质量开辟了广阔的前景。

一、声波测井源距的选择

固井质量声幅测井是在裸眼井声波测井的基础上发展起来的，在测量原理上既有区别也有许多相同之处。

在井中轴向传播速度最大的是滑行纵波，但决定一个波是否能最早达到接收器而成为首波应视其传播时间是否最小。换句话说，由于纵波的传播路径比井内液体直达波的传播路径长，如果对源距不加选择，很可能使波速小的液体直达波首先到达接收器而成为首波。由此可推出源距z0需大于一定的值，即下限值的选择。同样，源距还要考虑上限值的问题，并不是取得越大越好。因为声源的强度总是有限的，而套管波在传播过程中，由于通过阻抗边界向两侧介质辐射能量会引起衰减。当套管外层介质的声阻抗与钢管相同时，套管波向管外辐射的能量最多，当外层介质沿径向无限延伸，这就相当钢质裸眼井情况，套管滑行纵波按（z0ln2z0）-1的规律衰减。

变密度测井时，仪器的源距通常比声幅测井的源距取得大，一般选为5英尺或1.5米，目的是将地层波从整个波列中易于识别出来。除了对源距要求不同外，变密度测井的井下仪器和声幅测井完全一样。所以，在很多情况下可以利用裸眼井中测量声波时差的声波测井仪来代替它，其中短源距（3英尺）测量用于声幅测井，长源距（5英尺）测量用于变密度测井。

二、资料的解释方法

在声幅变密度测井图中，有对自由套管测井资料，在自由套管段当套管外径13.97cm时的声波幅度为69～72mV，在变密度灰度图上左侧套管波位置为黑白相间的直条带，反差清楚，由此检查声幅变密度测井资料的质量。

声幅变密度测井可以解释两个界面，第一界面（套管与水泥胶结）的胶结状况用声幅定量进行解释；第二界面（水泥与地层胶结）的胶结状况用变密度定性进行解释。通过大量的实测资料证明，用声幅变密度评价固井质量要比仅用声幅效果好得多。

1、资料的定性解释

（1）自由套管

这种情况出现在水泥返高以上的井段，大部分声能将通过套管传到接收器，而很少渗射到地层中去。

特征：声幅数值高且较稳定，套管接箍显示清楚；变密度灰度图上左侧套管波位置为黑白相间的直条带，反差清楚，黑白线条是平行的，如显示摆动则说明仪器居中不佳，套管接箍处出现人字纹。

（2）第一、二界面胶结都好

特征：声幅低，变密度灰度图上套管波很弱或消失，地层波很强，呈现清晰的黑白相间的波状条带，说明第一、二界面胶结都好。

（3）第一界面胶结好、第二界面不好

特征：声幅低，变密度灰度图上套管波弱或消失，说明第一界面胶结好，而地层波也弱，说明第二界面胶结不好。

（4）局部胶结

特征：声幅较高且不稳定；变密度灰度图上套管波比自由套管时显示弱，能显示出一些地层波信息，但波状条带较模糊。

（5）第一界面胶结不好、第二界面好

由于第一胶结面胶结不好，大部分声能在套管中传播后被接收，透射到地层的能量很少，地层波信号弱，因此，目前的测井资料对这时的第二界面不能作出评价。

特征：声幅为高值；变密度灰度图上显示明显的套管波，而地层波呈现出较难辨认的现象。

2、资料的定量解释

定量解释目前主要是针对第一胶结面而言，第二胶结面的定量解释已有研究成果，但现场应用有限。

（1）采用相对幅度法评价第一胶结面的固井质量

对于声幅测井资料，一般采用相对幅度法评价第一胶结面的固井质量，相对幅度C 定义为：

当相对幅度≤20%时，确定为胶结良好；

当相对幅度在20～30%时，确定为胶结中等；

当相对幅度≥30%时，确定为胶结差。

（2）水泥胶结指数评价第一胶结面的固井质量

由于相对幅度法没有考虑到套管壁厚及水泥抗压强度等因素的影响，评价固井质量的偏差较大。对于声幅-变密度测井资料，可以采用水泥胶结指数来评价固井质量。水泥胶结指数BI 定义为：

其中： SATT=-6.64lg(SA)+F(CSIZ)

X=lg(CSTR), Y=lg(CTHI)

A 、

B 、

C 、

D 、

E 、

F 在不同情况下分别为不同常数。

MASATT=-6.64lg(MSA)+F(CSIZ)

式中：CSTR ——水泥抗压强度；

CTHI ——套管壁厚；

MSA ——最小声幅；

CSIZ ——套管尺寸。

BI ≥80%时，确定为胶结良好；

40%≤BI ＜80%时，确定为胶结中等；

BI ＜40%时，确定为胶结差。

不可否认，声幅变密度测井方法仍存在一些缺陷。这种测井对窜槽识别能力较差，因为窜槽的显示特征为套管波信号和地层波信号幅度中等，而窜槽、微间隙出现相似的波形曲线，区别两者须在套管加压条件下重新测量，如果是微间隙，加压的套管波幅度将降低，地层波更加明显，否则变化不大或没有变化。

%?=100C 值

自由套管段的声波幅度目的层段的声波幅度值%?AT T MA =I 100S SATT B ）

减（胶结良好层段的声波衰）目的层段的声波衰减（2

2Y F Y X E X D Y C X B A MAS ATT ?+??+?+?+?+=

图一固井质量检测图