張 筠 吳見(jiàn)萌 朱國(guó)璋

1.中石化西南石油工程有限公司 2.中國(guó)石油川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開(kāi)發(fā)研究院

四川盆地天然氣資源豐富，隨著勘探進(jìn)程的縱深推進(jìn)，勘探對(duì)象的日趨復(fù)雜，致密砂巖、碳酸鹽巖等致密儲(chǔ)層已成為新時(shí)期的重點(diǎn)勘探目標(biāo)。

四川盆地致密儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)層物性較差，絕大多數(shù)孔隙度小于10%，滲透率低于0.1 mD，屬于致密或極致密儲(chǔ)層，儲(chǔ)層具有復(fù)雜的氣水關(guān)系。

針對(duì)四川盆地致密儲(chǔ)層特征，氣水差異識(shí)別是致密儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的難點(diǎn)。核磁共振測(cè)井能正確評(píng)價(jià)致密砂巖、碳酸鹽巖等致密儲(chǔ)層的流體性質(zhì)[1-2]，但前提是必須選擇合理的核磁共振測(cè)井觀(guān)測(cè)模式。

筆者以巖石弛豫特征和氣水弛豫特征為理論基礎(chǔ)，形成了四川盆地致密砂巖和碳酸鹽巖儲(chǔ)層的T2氣水弛豫判別標(biāo)準(zhǔn)，能有效甄別出孔隙度4%～10%的致密儲(chǔ)層的流體性質(zhì)，為四川盆地致密儲(chǔ)層的氣水差異識(shí)別、天然氣儲(chǔ)量計(jì)算、產(chǎn)能建設(shè)提供了重要的技術(shù)支撐。

1 核磁共振測(cè)井觀(guān)測(cè)模式選擇

MRIL_P型核磁共振觀(guān)測(cè)模式有4種，即單TW/單TE模式、雙TW/單TE模式、單TW/雙TE模式和雙TW/雙TE模式。這4種觀(guān)測(cè)模式為P型核磁在不同的油氣藏條件、不同的觀(guān)測(cè)目標(biāo)中的應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)，針對(duì)不同的儲(chǔ)層、不同的油氣藏類(lèi)型、不同的勘探目標(biāo)層位，應(yīng)選擇較為合適的觀(guān)測(cè)模式進(jìn)行測(cè)量[3]。

目前，四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組致密碎屑巖開(kāi)展了多次核磁共振測(cè)井觀(guān)測(cè)模式對(duì)比試驗(yàn)。以某10井須家河組觀(guān)測(cè)模式對(duì)比為例，共進(jìn)行了4種觀(guān)測(cè)模式的測(cè)井資料采集[4]，主要包括D9TW3、D9TWE1、D9TWE2及D9TWE3，這4種觀(guān)測(cè)模式對(duì)應(yīng)著不同的等待時(shí)間和回波間隔（表1）。研究中，分別對(duì)不同測(cè)量模式的核磁測(cè)井資料進(jìn)行了處理，其對(duì)比分析如下。

表1 MRIL-Prime測(cè)井儀4種觀(guān)測(cè)模式及其基本參數(shù)表

1.1 “雙 TW/單TE”與“雙TW/雙TE”觀(guān)測(cè)模式對(duì)比

某10井須家河組儲(chǔ)層在3 697～3 731 m共進(jìn)行了兩種觀(guān)測(cè)模式的核磁測(cè)井信息采集，即D9TW3和D9TWE3，這兩種觀(guān)測(cè)模式所對(duì)應(yīng)的采集參數(shù)顯示A組長(zhǎng)等待時(shí)間和B組短等待時(shí)間一致，但回波間隔存在明顯差異，D9TW3觀(guān)測(cè)模式所對(duì)應(yīng)的A、B組回波間隔為3.6 ms，D9TWE3觀(guān)測(cè)模式所對(duì)應(yīng)的A、B組回波間隔為0.9 ms。

該儲(chǔ)層段譜分布特征表明：當(dāng)采用D9TW3觀(guān)測(cè)模式采集時(shí)，其對(duì)應(yīng)的回波間隔較大，長(zhǎng)、短等待時(shí)間T2分布譜所表現(xiàn)出的特征是右邊界左移，T2譜分布范圍變窄，差譜顯示可動(dòng)烴信息微弱；當(dāng)采用D9TWE3觀(guān)測(cè)模式采集時(shí)，對(duì)應(yīng)的回波間隔較小，長(zhǎng)、短等待時(shí)間T2譜分布范圍寬，差譜顯示可動(dòng)烴信息較強(qiáng)（圖1）。依據(jù)長(zhǎng)等待時(shí)間T2分布譜，利用D9TW3觀(guān)測(cè)模式計(jì)算的可動(dòng)流體信息主要以可動(dòng)水為主，利用D9TWE3觀(guān)測(cè)模式計(jì)算的可動(dòng)天然氣信息較D9TW3觀(guān)測(cè)模式計(jì)算的可動(dòng)天然氣信息多。該儲(chǔ)層段經(jīng)套管射孔、加砂壓裂測(cè)試，獲得天然氣產(chǎn)量0.524 6×104m3/d，水產(chǎn)量6.2 m3/d，該層應(yīng)評(píng)價(jià)為氣水同層[5]。綜合對(duì)比分析認(rèn)為，D9TWE3觀(guān)測(cè)模式所反映出的儲(chǔ)層可動(dòng)流體信息與實(shí)際測(cè)試情況一致，因此，D9TWE3觀(guān)測(cè)模式好于D9TW3觀(guān)測(cè)模式。

1.2 “雙TW/雙TE”觀(guān)測(cè)模式對(duì)比

本次研究試驗(yàn)了“雙TW/雙TE”模式中的D9TWE1、D9TWE2、D9TWE3等3種觀(guān)測(cè)模式的核磁測(cè)井原始資料采集及回波信號(hào)分析，這3種觀(guān)測(cè)模式均有足夠長(zhǎng)的等待時(shí)間，即TW= 13.0 s，其自旋回波信號(hào)已完全恢復(fù)到平衡狀態(tài)。由于恢復(fù)時(shí)間受測(cè)井速度的影響，因此，試驗(yàn)井采用的3種觀(guān)測(cè)模式測(cè)井速度均控制在1.5 m/s，其目的是使孔隙中的氫核完全極化。

圖1 某10井須家河組觀(guān)測(cè)模式對(duì)比圖

考慮核磁共振測(cè)井受到等待時(shí)間、回波間隔的影響，3種觀(guān)測(cè)模式的長(zhǎng)等待時(shí)間、短等待時(shí)間、回波間隔（即雙TW）保持一致，故得到的差譜信息也基本一致。由于四川盆地致密儲(chǔ)層以天然氣為主，因此，擴(kuò)散系數(shù)起主要作用，為了突出致密儲(chǔ)層的天然氣信息，主要依據(jù)D9TWE1、D9TWE2、D9TWE3等3種觀(guān)測(cè)模式的“雙TE”的差異，結(jié)合試氣資料，對(duì)致密氣層段的核磁原始回波信號(hào)進(jìn)行處理對(duì)比分析，以此選擇最合適的觀(guān)測(cè)模式。其目的是能有效甄別出孔隙度4%～10%的天然氣信息，正確評(píng)價(jià)四川盆地致密碎屑巖、碳酸鹽巖等致密儲(chǔ)層的流體性質(zhì)。

以試驗(yàn)井某10井致密儲(chǔ)層4 513～4 552 m為例（圖2），巖性為灰色細(xì)砂巖，氣測(cè)全烴由0.85%上升到51.357%，孔隙度為4%～10%。該儲(chǔ)層段共進(jìn)行了D9TWE1、D9TWE2、D9TWE3等3種觀(guān)測(cè)模式的核磁測(cè)井原始回波信號(hào)采集，這3種觀(guān)測(cè)模式所對(duì)應(yīng)的采集參數(shù)顯示A、B組等待時(shí)間、回波間隔和D組等待時(shí)間均一致，唯有D組長(zhǎng)回波間隔有所差異，這3種觀(guān)測(cè)模式的D組長(zhǎng)回波間隔分別為1.8 ms、2.7 ms和 3.6 ms（表 1）。

從3種核磁共振測(cè)井觀(guān)測(cè)模式采集的回波信號(hào)處理成果對(duì)比來(lái)看（圖2），儲(chǔ)層段4 513.5～4 517.4 m采用D9TWE3觀(guān)測(cè)模式采集的回波信號(hào)，經(jīng)解譜后，D組的長(zhǎng)回波間隔T2分布譜相對(duì)于A(yíng)組的短回波間隔T2分布譜向減小的方向偏移，且整體的偏移量較大。而采用D9TWE1、D9TWE2觀(guān)測(cè)模式得到的D組的長(zhǎng)回波間隔T2分布譜和A組的短回波間隔T2分布譜基本一致，無(wú)明顯差異，無(wú)含氣指示特征。而該儲(chǔ)層段完井測(cè)試獲天然氣產(chǎn)量0.586×104m3/d。因此，依據(jù)D9TWE3觀(guān)測(cè)模式的處理結(jié)果所判別的儲(chǔ)層流體性質(zhì)與測(cè)試結(jié)論一致，綜合判別D9TWE3觀(guān)測(cè)模式優(yōu)于D9TWE1、D9TWE2觀(guān)測(cè)模式。

圖2 某10井致密儲(chǔ)層3種觀(guān)測(cè)模式的核磁測(cè)井原始資料采集及處理對(duì)比分析圖

同樣，儲(chǔ)層段4 525.5～4 538.5 m采用D9TWE3觀(guān)測(cè)模式得到的D組的長(zhǎng)回波間隔T2分布譜，相對(duì)于A(yíng)組的短回波間隔T2分布譜向減小的方向偏移，整體偏移量較大；相比之下，采用D9TWE2觀(guān)測(cè)模式得到的D組的長(zhǎng)回波間隔T2分布譜，相對(duì)于A(yíng)組的短回波間隔T2分布譜向減小方向偏移的偏移量相對(duì)較小；而采用D9TWE1觀(guān)測(cè)模式得到的D組的長(zhǎng)回波間隔T2分布譜略微偏移，含氣指示特征不明顯。該儲(chǔ)層段完井測(cè)試獲天然氣產(chǎn)量1.8×104m3/d，進(jìn)一步證明了采用D9TWE3觀(guān)測(cè)模式得到的T2分布譜特征更易判別四川盆地致密儲(chǔ)層的含氣性。

2 致密儲(chǔ)層氣水弛豫特征

2.1 致密砂巖儲(chǔ)層的T2氣水弛豫特征

研究中以巖石弛豫特征和氣水弛豫特征為理論基礎(chǔ)[6-7]，對(duì)川西地區(qū)須家河組四段已測(cè)試層的氣水弛豫特征進(jìn)行分析。

研究結(jié)果表明：對(duì)巖屑砂巖，巖石顆粒越細(xì)，比表面積越大，表面弛豫作用越強(qiáng)，橫向弛豫時(shí)間越短[8]；對(duì)于天然氣，其擴(kuò)散比油或水快得多，氣體的擴(kuò)散系數(shù)和氣體的密度及分子運(yùn)動(dòng)速度有關(guān)，而氣體的密度與溫度壓力有關(guān)，隨著壓力增大，氣體密度增大，隨著溫度的升高，分子運(yùn)動(dòng)速度加快，分子間碰撞概率增加，擴(kuò)散系數(shù)增大；對(duì)地層水，當(dāng)附存于巖屑砂巖中時(shí)，表面弛豫起主要作用。

通過(guò)分析，由于川西地區(qū)須四段儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)不同，致使T2氣水弛豫特征存在明顯差異，例如細(xì)粉砂巖→粗中砂巖的橫向弛豫時(shí)間由短變長(zhǎng)。在相同孔隙結(jié)構(gòu)的情況下，儲(chǔ)層流體性質(zhì)不同時(shí)，T2弛豫特征也存在差異，當(dāng)儲(chǔ)層含天然氣時(shí)，主要受擴(kuò)散弛豫的影響，當(dāng)儲(chǔ)層含水時(shí)，主要受表面弛豫的影響，通常情況下，擴(kuò)散弛豫作用比表面弛豫作用的橫向弛豫時(shí)間短，因此，天然氣的T2弛豫時(shí)間比水的T2弛豫時(shí)間短[9-10]。但川西地區(qū)須四段氣水的T2弛豫特征恰恰相反，這主要表現(xiàn)在流體的擴(kuò)散還要受到孔隙空間的限制，在大孔隙中，流體擴(kuò)散受孔壁限制較小，擴(kuò)散系數(shù)增大；在小孔隙中，隨著孔徑的減小或擴(kuò)散時(shí)間的增大，擴(kuò)散作用受到孔徑限制，使得擴(kuò)散系數(shù)減小。川西地區(qū)須四段儲(chǔ)層屬于致密碎屑巖儲(chǔ)層，孔隙度介于4%～10%，故天然氣受擴(kuò)散作用的影響比較小，從而造成天然氣的T2弛豫時(shí)間比水的T2弛豫時(shí)間長(zhǎng) 。

通過(guò)研究，以測(cè)試層為樣本，分別確定出了粗中砂巖、細(xì)粉砂巖儲(chǔ)層的T2氣水弛豫（圖3）。研究表明：T2氣水弛豫存在一定的規(guī)律，在儲(chǔ)層巖性一致的情況下，T2氣水弛豫隨著儲(chǔ)層孔隙度的增大而增大，即儲(chǔ)層孔隙度越大，T2氣水弛豫分布值越大，儲(chǔ)層孔隙度越小，T2氣水弛豫分布值越??；同時(shí)，T2氣水弛豫分布值還與儲(chǔ)層孔徑密切相關(guān)，在孔隙度相同的情況下，T2氣水弛豫分布值隨孔徑尺寸的增大而增大，因此，細(xì)粉砂巖→粗中砂巖的T2氣水弛豫分布值由小變大[12-13]。其具體氣水弛豫分布值如表2所示。

圖3 川西地區(qū)須四段粗中砂巖的T2氣水弛豫分布特征圖

表2 川西地區(qū)須四段不同巖性?xún)?chǔ)層的T2氣水弛豫分布值域區(qū)間情況表

2.2 碳酸鹽巖儲(chǔ)層的T2氣水弛豫特征

對(duì)碳酸鹽巖，體積弛豫比表面弛豫的作用強(qiáng)，因此相對(duì)砂巖來(lái)說(shuō)，碳酸鹽巖橫向弛豫時(shí)間較長(zhǎng)。當(dāng)碳酸鹽巖儲(chǔ)層伴有裂縫和溶蝕孔洞發(fā)育時(shí)，體積弛豫的作用就越強(qiáng)，因此，橫向弛豫時(shí)間就越短[14]。同時(shí)，流體性質(zhì)對(duì)碳酸鹽巖儲(chǔ)層核磁共振T2氣水弛豫分布也有一定影響。據(jù)研究，四川盆地縫洞性碳酸鹽巖儲(chǔ)層的標(biāo)準(zhǔn)T2分布譜右峰的主峰值域區(qū)間主要集中在100～1 000 ms之間，氣層的T2分布譜右峰靠前，水層的T2分布譜右峰靠后。

結(jié)合縫洞性?xún)?chǔ)層T2分布譜特征，以4口井的測(cè)試資料為依據(jù)，分析認(rèn)為不同儲(chǔ)層物性的核磁共振測(cè)井T2氣水分布值也存在明顯差異[15]，本次研究對(duì)Ⅰ、Ⅱ類(lèi)測(cè)試層的T2氣水分布特征進(jìn)行了解析，其具體的T2氣水弛豫分布的值域區(qū)間情況如表3所示。依據(jù)核磁T2分布譜特征，能較為明顯地區(qū)分縫洞性?xún)?chǔ)層的流體性質(zhì)。

以PZ1井雷口坡儲(chǔ)層5 731～5 866 m為例，儲(chǔ)層巖性為灰質(zhì)白云巖。錄井顯示該段儲(chǔ)層氣測(cè)值由0.460%上升至4.495%，井口見(jiàn)少量針尖狀氣泡；取心段5 817.0～5 821.1 m共發(fā)育裂縫208條，縫密度29 條/m，平縫150條、斜縫13條、立縫45條，略具臭雞蛋氣味。錄井評(píng)價(jià)為含氣層。

測(cè)井曲線(xiàn)特征（圖4）反映該段儲(chǔ)層物性較好，縱向上儲(chǔ)層連續(xù)性好，深側(cè)向電阻率測(cè)值主要集中在100～2 000 Ω·m之間，三孔隙度曲線(xiàn)反映出的Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層發(fā)育點(diǎn)5 763.5 m和5 780.0 m對(duì)應(yīng)的電阻率測(cè)值低至70 Ω·m；電成像測(cè)井資料顯示該段儲(chǔ)層高角度裂縫和網(wǎng)狀縫發(fā)育，其儲(chǔ)集類(lèi)型為裂縫—孔洞型[16]，其中5 763.5 m和5 780.0 m網(wǎng)狀裂縫和溶蝕孔洞非常發(fā)育；核磁共振資料處理成果顯示有效孔隙度較大，長(zhǎng)等待時(shí)間T2分布譜右峰的主峰值域區(qū)間在100～500 ms之間，差譜顯示主要儲(chǔ)層段5 756～5 790 m和5 815～5 866 m具明顯可動(dòng)天然氣信息特征；主要儲(chǔ)層段斯通利波能量明顯衰減，儲(chǔ)層滲透性好；綜合評(píng)價(jià)為Ⅰ類(lèi)氣層有2.8 m，Ⅱ類(lèi)氣層有24.2 m，Ⅲ類(lèi)氣層有47.4 m。完井測(cè)試獲得天然氣無(wú)阻流量332×104m3/d，實(shí)現(xiàn)了該氣田的重大油氣發(fā)現(xiàn)。

表3 縫洞性碳酸鹽巖儲(chǔ)層T2氣水弛豫分布值域區(qū)間情況表

圖4 PZ1井5 731～5 866 m測(cè)井響應(yīng)特征及處理成果組合圖

3 結(jié)論

1）采用D9TWE3觀(guān)測(cè)模式得到的T2譜分布特征更易判別四川盆地致密砂巖、碳酸鹽巖等致密儲(chǔ)層的流體性質(zhì)。

2）儲(chǔ)層致密化是致密碎屑巖儲(chǔ)層氣水弛豫分布特征的主要影響因素。川西地區(qū)須四段致密儲(chǔ)層受擴(kuò)散作用的影響較小，儲(chǔ)層T2氣水分布特征表現(xiàn)為天然氣的T2弛豫時(shí)間比水的T2弛豫時(shí)間長(zhǎng)。

3）四川盆地縫洞性碳酸鹽巖儲(chǔ)層氣水弛豫分布特征為：氣層的T2分布譜右峰靠前，水層的T2分布譜右峰靠后。

[1] Eslami M, Kadkhodaie-Ilkhchi A, Sharghi Y & Golsanami N.Construction of synthetic capillary pressure curves from the joint use of NMR log data and conventional well logs[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2013, 111: 50-58.

[2] Labani MM, Kadkhodaie-Ilkhchi A & Salahshoor K. Estimation of NMR log parameters from conventional well log data using a committee machine with intelligent systems: A case study from the Iranian part of the South Pars Gas Field, Persian Gulf Basin[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2010,72(1/2): 175-185.

[3] 肖立志, 柴細(xì)元, 孫寶喜, 陸大衛(wèi), 付有升, 高秋濤. 核磁共振測(cè)井資料解釋與應(yīng)用導(dǎo)論[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 2001.Xiao Lizhi, Chai Xiyuan, Sun Baoxi, Lu Dawei, Fu Yousheng& Gao Qiutao. NMR logging interpretation and China case studies[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2001.

[4] 肖立志. 核磁共振成像測(cè)井與巖石核磁共振及其應(yīng)用[M]. 北京: 北京科學(xué)出版社, 1998.Xiao Lizhi. NMR imaging logging principles and applications[M]. Beijing: Science Press, 1998.

[5] 張?bào)? 川西坳陷裂縫性?xún)?chǔ)層的裂縫測(cè)井評(píng)價(jià)技術(shù)[J]. 天然氣工業(yè), 2003, 23(增刊1): 43-45.Zhang Yun. Fracture log evaluation techniques of the fractured reservoirs in West Sichuan Depression[J]. Natural Gas Industry,2003, 23(S1): 43-45.

[6] 吳見(jiàn)萌, 葛祥, 張?bào)? 董震. 核磁共振測(cè)井在川西低孔隙度低滲透率儲(chǔ)層中的應(yīng)用[J]. 測(cè)井技術(shù), 2010, 34(2): 159-163.Wu Jianmeng, Ge Xiang, Zhang Yun & Dong Zhen. The application of the NMR logging to low porosity and permeability reservoir in west Sichuan[J]. Well Logging Technology, 2010,34(2): 159-163.

[7] 吳見(jiàn)萌, 張?bào)? 葛祥. 利用核磁共振測(cè)井資料評(píng)價(jià)致密儲(chǔ)層可動(dòng)水飽和度[J]. 測(cè)井技術(shù), 2011, 35(6): 559-563.Wu Jianmeng, Zhang Yun & Ge Xiang. NMR logging evaluation of mobile water saturation in tight reservoir[J]. Well Logging Technology, 2011, 35(6): 559-563.

[8] 李寧, 肖承文, 伍麗紅, 石玉江, 武宏亮, 馮慶付, 等. 復(fù)雜碳酸鹽巖儲(chǔ)層測(cè)井評(píng)價(jià): 中國(guó)的創(chuàng)新與發(fā)展[J]. 測(cè)井技術(shù),2014, 38(1): 1-10.Li Ning, Xiao Chengwen, Wu Lihong, Shi Yujiang, Wu Hongliang, Feng Qingfu, et al. The innovation and development of log evaluation for complex carbonate reservoir in China[J].Well Logging Technology, 2014, 38(1): 1-10.

[9] 顏其彬, 趙輝, 司馬立強(qiáng), 施振飛. 碳酸鹽巖核磁共振實(shí)驗(yàn)與認(rèn)識(shí)[J]. 天然氣工業(yè), 2010, 30(1): 36-38.Yan Qibin, Zhao Hui, Sima Liqiang & Shi Zhenfei. A study of NMR experiments of carbonates[J]. Natural Gas Industry, 2010,30(1): 36-38.

[10] 謝然紅, 肖立志, 鄧克俊, 廖廣志, 劉天定. 二維核磁共振測(cè)井[J]. 測(cè)井技術(shù), 2005, 29(5): 430-434.Xie Ranhong, Xiao Lizhi, Deng Kejun, Liao Guangzhi & Liu Tianding. Two-dimensional NMR logging[J]. Well Logging Technology, 2005, 29(5): 430-434.

[11] 謝然紅, 肖立志. (T2, D)二維核磁共振測(cè)井識(shí)別儲(chǔ)層流體的方法[J]. 地球物理學(xué)報(bào), 2009, 52(9): 2410-2418.Xie Ranhong & Xiao Lizhi. The (T2, D) NMR logging method forぼuids characterization[J]. Chinese Journal of Geophysics, 2009,52(9): 2410-2418.

[12] 李鵬舉, 張智鵬, 姜大鵬. 核磁共振測(cè)井流體識(shí)別方法綜述[J].測(cè)井技術(shù), 2011, 35(5): 396-401.Li Pengju, Zhang Zhipeng & Jiang Dapeng. Review on fluid identification methods with NMR logging[J]. Well Logging Technology, 2011, 35(5): 396-401.

[13] 張晉言, 劉海河, 劉偉. 核磁共振測(cè)井在深層砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)及有效性評(píng)價(jià)中的應(yīng)用[J]. 測(cè)井技術(shù), 2012, 36(3): 256-260.Zhang Jinyan, Liu Haihe & Liu Wei. Application of NMR data to evaluation of deep glutenite pore structure and reservoir validity[J]. Well Logging Technology, 2012, 36(3): 256-260.

[14] Akkurt R, Guillory AJ, Vinegar HJ & Tutunjian PN. NMR logging of natural gas reservoirs[J]. The Log Analyst, 1996, 37(6):33-42.

[15] Sun B & Dunn KJ. Core analysis with two dimensional NMR[C]//Proceedings of the 2002 International Symposium of the Society of Core Analysts.

[16] 孫魯平, 首皓, 趙曉龍, 李平. 基于微電阻率掃描成像測(cè)井的沉積微相識(shí)別[J]. 測(cè)井技術(shù), 2009, 33(4): 379-383.Sun Luping, Shou Hao, Zhao Xiaolong & Li Ping. Sedimentary facies identiベcation based on FMI imaging logging data[J]. Well Logging Technology, 2009, 33(4): 379-383.