透层段）；④在碳酸盐岩及复杂岩性地层，致密层段微球型聚焦测井值多低于双侧向测井值，储层发育段及泥岩段接近双侧向测井值。 5）电阻率测井
当钻井液滤液电阻率Rmf大于地层水电阻率Rw时（川西淡水泥浆），水层RD
补测声波测井探测范围在0.1米左右。影响因素有周波跳跃、源距与间距、井径、井壁声速变化。可用于划分岩层、地层对比、判断气层以及确定岩层孔隙。
补偿声波测井验收要求：①测前、测后应分别在无水泥粘附的套管中测量至少10米曲线，且测后进套管与曲线连续，套管声波时差的数值应在57±2us/ft（187±7us/m）；②声波时差曲线在渗透层出现跳动，应降低测速重复测量；③一般情况下，纵波时差曲线与测量中子、体积密度、微电极及微电阻率曲线有相关性；④砂泥岩剖面，渗透层段（气层除外）纵波时差计算的地层孔隙度与补偿中子、补偿密度或岩性密度计算的地层孔隙度应接近；⑤明显气层段，声波孔隙度应大于或等于中子孔隙度；⑥重复测井与主测井形状相同，渗透层的重复测量值误差在±7us/m(±2us/ft)以内；⑦声波时差曲线数值不得低于岩石的骨架值。 7）补偿中子测井
补偿中子测井（CNL）测量的是总孔隙度（?N）。中子测井测量地层对中子的减速能力，结果反映地层含氢量，地层中含氢量与孔隙中流体性质有关，含氢量多少反映岩层孔隙度大小，是一种测定地层总孔隙度方法。中子测量的就是含氢指数?N?H。
补偿中子测井验收要求：①砂泥岩剖面，渗透层（气层除外）补偿中子计算的地层孔隙度与体积密度、纵波时差计算的地层孔隙度接近；②明显气层段，中子孔隙度应小于或等于密度和声波孔隙度；③重复测井与主测井形状应基本相同。井眼规则处，当测量孔隙度大于7个孔隙度单位时，重复测量值相对误差应小于7%；当测量孔隙度不大于7个孔隙度单位时，重复测量值误差在±0.5个孔隙度单
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位以内。 8）补偿密度测井
补偿密度测井探测半径在0.1m左右，单位为克/厘米3(g/cm3)。测量信息包括：?b、??、CAL、T（电缆张力）。泥饼校正值??除钻井液中加重晶石或地层为煤层、黄铁矿层位负外，其余应为零或小的正值。影响因素包括井眼影响，要求规则井眼，泥饼及泥浆性能以及测速。用于求取地层孔隙度（总孔隙度），但受泥质、轻烃影响；利用DEN划分岩性；判断油气层。
补偿密度测井验收要求：①体积密度曲线与补偿中子、纵波时差、自然伽马曲线有相关性；在致密的纯岩性段，测井值应接近岩石骨架值；②砂泥岩剖面，渗透层段（气层除外）体积密度计算的地层孔隙度与补偿中子、纵波时差计算的地层孔隙度接近；③明显气层段，密度孔隙度应大于或等于中子孔隙度；④补偿密度测井应记录补偿密度、补偿值和井径曲线。除钻井液中加重晶石或地层为煤层、黄铁矿层等，密度补偿值一般不应出现负值；井径曲线的质量应符合井径的规定；⑤重复测井与主测井形状应基本相同，井径规则井段，重复测量值误差在±0.03g/cm3以内。 9）岩性密度测井
岩性密度测井验收要求：①对体积密度、泥饼校正值和井径曲线的质量要求可按补偿密度测井的规定执行；②光电吸收截面指数曲线应能反映地层岩性的变化；③钻井液中含有重晶石成分时，光电吸收截面指数曲线在渗透层及裂缝发育段应有明显的升高；④重复测井与主测井形状应基本相同，井径规则井段，光电吸收截面指数重复测量值相对误差应小于5%。
常见矿物岩性Pe测值小于10。当钻井液中重晶石含量小于7%时，光电吸收截面指数应与岩性吻合。当钻井液中重晶石含量大于7%时，光电吸收截面指数不能划分岩性吻合。 10）自然伽马能谱测井
不同的放射性核素，放射的能量不同，因此分析谱曲线，可得岩层中所含各
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种放射性元素及其含量。
自然伽马能谱测井验收要求：铀、钍、钾测值不能为负（图2-2-1）等。
图2-2-1 自然伽马能谱测井验收
11）WSTT-交叉偶极声波、XMAC多极子阵列声波
声波曲线名称：纵波DT/DTLF/DTLN/DTCO/DT4P/DTC/DTCR/DTH/DTR/DTT/DT24 /DTR/AC；横波：DTS/DT1/DT2/DTSM/DT4S/DTSD/DTTS/DTRS/DT24QS/DTX；斯通利波：DTST。
多极子阵列声波测井验收要求：①测前、测后应分别在无水泥粘附的套管中测量10m时差曲线，对套管检查的纵波时差数值应在187us/m±7us/m（57us/ft±2us/ft）以内。原2003为187us/m±5us/m（57us/ft±1.5us/ft）；②首波到达时间曲线变化形态应基本一致；③波列记录齐全可辨，硬地层的纵波、横波、斯通利波界面清楚，幅度变化正常。④在12m井段内，相对方位曲线变化不应大于360°；⑤曲线应反映岩性变化，纵、横波数值在纯岩性地层中与理论骨架值接近；⑥纵波时差与补偿声波测井纵波时差曲线应基本一致；⑦重复测井与主测井的波列特征应相似；纵波时差重复曲线与主测井曲线形状相同，重复测量值相对重复误差应小于3%。采用定向测量方式时，井斜角重复误差在±0.4°以内；当井斜角大于0.5°时，井斜方位角重复误差在±10°以内。
偶极质量控制点要求：包括波列清楚，仪器居中好、旋转控制，井斜方位准
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确，测速控制。 12）四臂地层倾角测井
四臂地层倾角测井验收要求：①测前应对垂直悬挂在净价上的仪器进行偏斜、旋转检查，对电极进行灵敏度检查，并记录检查结果；②测井时极板压力适当，微电阻率曲线峰值明显；③微电阻率曲线应具有相关性，和其它微电阻率曲线有对应性；④微电阻率曲线变化正常，不应出现负值和台阶；⑤井斜角、方位角曲线变化正常，无负值；⑥在12m井段内，Ⅰ号极板方位角变化不应大于360°；⑦双井径曲线的质量应复合相应规定；⑧重复曲线与主曲线对比，井斜角重复误差在±0.5°以内；当井斜角大于1°时，井斜方位角重复误差在±10°以内。 13）微电阻率成像测井（电成像）
电成像验收要求：①测前应对垂直悬挂在井架上的仪器进行偏斜、旋转检查，对电极进行灵敏度检查，并记录检查结果；②测前、测后应在地面用井径刻度器对各个独立的井径进行检查，与井径刻度器标称值对比，误差在±0.8cm 0.762（±0.3 in）以内；③按井眼条件选择扶正器，测井时极板压力适当；④每块极板的无效（坏）电极数不应超过两个（原四个）；⑤微电阻率曲线变化正常，有相关性，不应出现负值，并与其他微电阻率曲线有对应性；⑥三井径（或四井径）曲线变化正常，除椭圆井眼外，井径规则井段应基本重合；⑦方位曲线与微电阻率成像测井应在同一组合内测量，井斜角、方位角曲线无异常变化，无台阶和负值；⑧在12m井段内，Ⅰ号极板方位角变化不应大于360°；⑨电成像反映地层特征（裂缝、溶洞、层界面等）清晰，与声成像具有一致性，与其他资料具有对应性；⑩重复测井与主测井的图像特征一致，井径重复误差在±0.8cm 0.762（±0.3 in）以内；井斜角重复误差在±0.4°以内；当井斜角大于0.5°时，井斜方位角重复误差在±10°以内。
成像测井质量控制点要求图像清晰，井径、井斜方位准确，旋转控制。 14）核磁共振测井
核磁共振测井验收要求：①测井前根据井眼尺寸、井深、地层温度与压力、钻井液性能、目的层中的矿物成分、地层流体类型及原油性质参数，对采集参数
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作优化设计并确定合适的采集方式；②根据其它测井资料的井径及井眼轨迹变化情况，选择安装不同直径的钻井液排除器；③测井质量控制参数符合仪器技术指标；④测量曲线应符合地层规律，核磁有效孔隙度响应要求：一是孔隙充满液体的较纯砂岩地层：核磁有效孔隙度近似等于密度/中子交会孔隙度；二是泥质砂岩地层：核磁有效孔隙度应小于或等于密度孔隙度；三是泥岩层：核磁有效孔隙度应低于密度孔隙度；四是较纯砂岩气层：核磁有效孔隙度应近似等于中子孔隙度；五是泥质砂岩气层：核磁有效孔隙度应低于中子孔隙度，同时气体的快横向弛豫将导致束缚流体体积增加；六是在孔隙度接近零的地层和无裂缝存在的泥岩层中，核磁有效孔隙度的基值应小于1.5个孔隙度单位；⑤井径超过仪器的探测直径时，测量信息受井眼及井液的影响，束缚流体体积显著增大，并接近核磁总孔隙度；⑥当地层孔隙度不小于15个孔隙度单位时，孔隙度曲线重复测量值的相对误差小于10%；当地层孔隙度小于15个孔隙度单位时，孔隙度曲线重复测量值的绝对误差小于1.5个孔隙度单位。
核磁测井质量控制点要求核磁测井采集模式正确；回波信号清晰，符合地层规律；测速控制；仪器居中良好。 15）声波变密度测井
声波变密度测井验收要求：①测井时间应根据所使用的水泥浆的性质而定，一般在固井24h以后测井；②测井前在水泥面以上的自由套管井段进行声幅刻度；③测量井段由井底遇阻位置测到水泥返高以上曲线变化平稳井段，测出五个以上的自由套管接箍，且每个套管接箍反映清楚；④自由套管井段，变密度图套管波显示清楚平直，明暗条纹可辨；声波幅度曲线数值稳定，套管接箍信号明显；⑤声波幅度曲线变化与声波变密度图套管波显示应有相关性。声波幅度曲线数值小，对应的变密度图套管波显示弱或无；反之，套管波显示强；⑥在混浆带及自有套管井段测量重复曲线50m以上，与主曲线对比，重复测量值相对误差小于10%。 16）磁性定位测井
磁性定位测井验收要求：①磁性定位曲线应连续记录，曲线变化显示清楚，干扰信号幅度小于接箍信号幅度的1/3；②接箍信号峰明显，且不应出现畸形峰；③目的层段不应缺失接箍信号，非目的层段不应连续缺失两个以上接箍信号；④
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