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
