成像测井技术Word文档格式.docx
- 文档编号:7876099
- 上传时间:2023-05-09
- 格式:DOCX
- 页数:34
- 大小:3.29MB
成像测井技术Word文档格式.docx
《成像测井技术Word文档格式.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《成像测井技术Word文档格式.docx(34页珍藏版)》请在冰点文库上搜索。
成像测井技术就是在此理论基础上发展起来的,它能获取井下地层井眼周向方位上和径向上多种丰富的信息,能够在更复杂、更隐蔽的油气藏勘探和开发方面有效的解决一系列问题:
薄层、薄互层、裂缝储层、低孔隙低渗透层、复杂岩性储层评价;
高含水油田开发中剩余油饱和度及其分布的确定;
固井质量、压裂效果、套管井损坏等工程测井问题以及地层压力、地应力等力学参数的求取等等。
1电成像测井
1.1地层微电阻率扫描成像测井技术[1]
地层微电阻率扫描成像测井仪,是在多个极板上分别安装若干个间距很小的钮扣状的小电极,当电极扣向井壁地层发射电流的时候,电极接触的岩石成分、结构及所含的流体的电阻率差异会引起电流的变化,据此生成电阻率的井壁成像。
斯伦贝谢公司在20世纪80年代最早推出地层微电阻率扫描成像测井仪FMS(FormationMicroScanner),揭开了电阻率成像测井的新篇章。
到了20世纪90年代中期,斯伦贝谢公司又在地层微电阻率扫描测井仪器(FMS)的基础上,经过多次重大改进,尤其在提高井眼覆盖率和分辨率方面做了重大改进,从而推出新一代电阻率成像测井仪FMI(FullboreFormationMicroImage)。
FMI测量精度高,图像清晰,井眼覆盖率大,可以进行广泛的地质解释及油气评价等,被地质学家称为“地下地层显微镜”。
全井眼微电阻率扫描成像测井技术是在FMS的基础上发展起来的,FMI与FMS的测量原理基本相同,不同的是在可自动伸缩的相互垂直的4个极板上安装了能够推靠在井壁上的阵列电极结构。
测量时由推靠器把极板推靠到井壁上,使电流通过井筒内钻井液柱和地层构成的回路回到仪器上部的回路电极。
极板中部的阵列电极向井壁发射电流,按照每个纽扣电极的深度进行采样,将采样数据组成一个矩阵。
通常水平与垂直的采样间隔均为0.25cm,每个矩阵元素表示图像上的一个灰点。
成像图用多级色度表示地层电阻率的相对变化,一般图像颜色越浅电阻率越大,颜色越深,电阻率越低。
为了能使阵列电极发射的电流垂直进入井壁,在极板推靠器和极板金属构件上施加一个相同的电位,迫使阵列电极电流聚焦发射。
通过上述的改进,FMI大幅提高了井壁的覆盖率,改善了极板与井壁的结合性能,使仪器的直径减小,在满足不同测井需要的同时更是大幅提高了测井的速度。
除了斯伦贝谢公司外,哈里伯顿和阿特拉斯公司也先后成功的研制了微电阻率井孔成像测井仪EMI(ElectricalMicroImagingTool)和Star-II型井壁微电阻率成像测井仪(RES系统),并在很多油田得到了广泛的应用。
1.2阵列感应成像测井技术
阵列感应成像测井仪AIT(ArrayInductionImagerTool),是基于20世纪40年代道尔(H·
DOLL)提出的感应测井几何因子理论发展起来的。
常规感应测井仪都采用复合线圈系结构,通过选择适当的间距和多线圈对组合,产生具有直耦信号近似为零的多个测量信号矢量叠加,使流过地层的电流限定在特定的径向和纵向距离上,实现硬件聚焦的效果。
斯伦贝谢公司的阵列感应测井仪(AIT)与常规感应仪有所不同,在设计上,放弃了将数对线圈连在一起实现硬件聚焦的方法,而采用了8个不同发射器/接收器间距的方式,所有线圈都作为独立的仪器工作。
它的另一特点是8对接收线圈共用一个发射线圈,同时以三种不同频率工作(26.325kHz、52.65kHz、105.3kHz),每个线圈对的几何因子是固定的、AIT感应测井仪共测量了28个原始实分量和虚分量信号。
阵列感应成像测井不仅可以获得不同探测深度和不同纵向分辨率的电阻率曲线,还可以测量原状地层及侵入带电阻率等参数,并且可以研究侵入带的变化,确定过渡带的范围,并能根据所获得的基本数据进行二维电阻率径向和侵入带剖面的径向图像。
在20世纪80年代,由BPB公司首先推出具有发射线圈和多个接受线圈的阵列感应成像测井仪(AIS)。
随后三大石油公司也相继推出了其各自的阵列感应成像测井仪,分别是斯伦贝谢公司的新型阵列感应成像测井仪(ATI),哈里伯顿公司的高分辨率阵列感应仪HRAI,阿特拉斯公司的高分辨率感应测井仪(HDIL)。
1.3方位电阻率成像测井技术
方位电阻率成像测井ARI(AzimuthalResistivityImage),是在Doll提出的双侧向测井的基础上发展起来的新一代的侧向测井技术。
它具有12个电极,装在双侧向测井的屏蔽电极A2的中部,每个电极向外的张开角为30°
,12个电极覆盖了井周360°
方位范围的地层,可以测量12个方向的定向电阻率值。
1995年,Smits等人又成功研制了高分辨率方位侧向成像测井仪HALS系统,并同ARI相比较,HALS中的方位电极阵列移到了A0主电极中部,而且整个电极系的长度是ARI电极系的一半。
ARI和HALS的测量原理基本相同,但在具体实施时,ARI采用硬件聚焦、有源测量方式;
而HALS采用软聚焦、无源测量方式。
2001年,阿特拉斯公司推出新型阵列侧向测量仪(HDLL)。
该仪器是一种阵列型非聚焦电阻率测井仪,仪器有一个电流注入电极和18个分布于电流注入电极上下两侧的测量电极,8个作为接收电极,能测量8个不同深度曲线,垂直分辨率小于30.48cm。
2声波成像测井
声成像测井原理是以脉冲-回波法为基础。
换能器发射超声窄脉冲,扫描井壁并接收回波信号,采用计算图像处理技术,将换能器接受的模拟信号,先在井下数字化并进行预处理,然后通过测井电缆传输到地面,再经过计算图像处理转换成像[2](见图2-1)。
图2-1声成像原理图
地层微电阻率扫描成像测井是利用按一定方式密集排列组合的电性传感器,阵列测量井壁附近地层电阻率,并进行高密度采样和高分辨率成像处理,得到“似岩心”的井壁成像图,用于储层评价以及沉积相、沉积构造等方面的研究。
2.1超声波成像测井
超声波成像测井仪采用旋转式超声换能器对井周进行扫描,并记录回波波形信号。
经测量到的反射波幅度和传播时间等信息进行一系列处理,把结果按井周360°
方位显示成像,可得到整个井壁的高分辨率成像。
这些成像显示能为识别地层岩性及沉积特征等地质目的,以及套管检查和水泥胶结评价等工程目的提供信息。
概括起来有如下作用:
①360°
的高分辨率井径测量,可分析井眼的几何形状,推算地应力的方向;
②探测裂缝和评价井眼垮塌;
③确定地层厚度和倾角;
④进行地层形态和沉积构造分析;
⑤检查套管腐蚀和变形情况;
⑥进行水泥胶结质量评价。
目前常用的超声波成像测井井下仪器有:
斯伦贝谢公司的超声波成像测井仪(UBI-UltrasonicBoreholeImager),哈利伯顿公司的声波成像测井仪CAST-V(CircumferentialAcousticScanningTool),阿特拉斯公司的超声波井周成像测井仪CBIL(CircumferentialBoreholeImagingLog)。
2.2偶极横波成像测井
偶极横波成像测井DSI(DipoleShearSonicImager)是斯仑贝谢公司继长源距声波测井之后的新一代全波测井,与以往的长源距声波测井相比,其接收探头增多,间距变小,声波频率变低(DSI单极全波除外),增强了地层横波信息的探测及斯通利波的记录。
因此,它在评价薄储层、裂缝、气层、井周附近的地质构造等方面有着广阔的应用前景。
仪器包括2个偶极声源、1个单极声源和8个接收单元,工作方式主要有:
①纵横波方式;
②斯通利波方式;
③上、下偶极横波方式;
④专家方式,记录波列分别为8条、8条、8条、32条;
波形采样间距分别为10μs、40μs、40μs、40μs;
每个波形采样分别为512个、512个、512个和256个点。
从DSI资料中提取纵波、横波、斯通利波信息是其资料应用的前提。
由于DSI资料数据量大,用频率域的处理方法往往非常耗时,而时间域的慢度(时差)时间相关法(STC法)算法简单、稳定性好、计算效率高,但精度较差。
针对DSI声系的特点及井场记录的声波全波波形的特征,采用时域STC方法并利用地层连续性作为约束条件对DSI资料进行处理,从处理的DSI全波资料看提取信息的质量是可靠的。
3核磁共振成像测井
核磁共振测井的最初思路是:
应用线圈和高电流,在地层中产生静磁场,极化岩石孔隙中流体的氢核。
迅速断开电流后,被极化的氢核会回到弱而均匀的地磁场中原来的状态,这个过程使核载线圈中产生一个按指数衰减的信号。
该信号包含各种流体孔隙度的信息,分析这些信息就达到了评价岩石孔隙度的目的。
1983年,NUMAR公司综合了JasperJackson博士提出的“Inside-out”思想和核磁共振成像技术,利用梯度磁场和自选回波方法,设计开发了全新的磁共振成像测井仪(MRI),并于1991年7月正式投入油田商业服务。
1995年斯伦贝谢公司的以贴井壁磁体为核心的组合式核磁共振测井仪(CMR)也进入了商业服务。
组合式核磁共振测井仪(CMR)是斯伦贝谢公司推出的新一代核磁共振测井仪器。
它采用磁性很强的永久磁铁产生静磁场,在井眼之外的地层中建立一个比地磁场强度大1000倍的均匀磁场区域,天线发射CPMG脉冲序列信号并接收地层的回波信号。
CMR原始数据是由一系列自旋回波幅度组成,经处理得到T2弛豫时间分布。
T2分布为主要的测井输出,由此可导出CMR孔隙度、束缚流体孔隙度、自由流体孔隙度和渗透率。
核磁共振成像测井有助于表示油藏流体的特征及地层特性,在确定好地层评价目标和适当的选择采集参数的情况下,核磁共振成像测井得出的信息,是传统测量有效孔隙度和渗透率的方法所不能及的。
近年来,采用梯度磁场、多种发射频率,以提供多种探测深度的数据,使用预极化磁体以提高测井速度,成为当今核磁共振测井仪器的特征。
斯伦贝谢公司已经开发出新一代电缆核磁共振(NMR)测井仪磁共振专家(MRX)。
该仪器有一个偏心工作模式,传感器按梯度磁场设计,可以在多个探测深度按多个频率进行测量,测量结果可以给出储层流体剖面。
仪器的探测深度为38.1mm~101.6mm,垂直分辨率为193mm。
4成像测井技术的应用
成像测井仪器记录井眼周围地层中的信息远比传统的测井仪器能更好地解决某些地质问题。
特别是在岩性识别、裂缝评价、应力分析、薄层识别、储层评价等方面的应用有着明显的优势,在油田的勘探与开发过程中发挥了巨大的作用。
4.1岩性识别
钻井取心,是油气勘探开发中直接了解地下岩石物理化学特性的常用方法。
但是钻井取心的成本很高,钻井时间也较长。
利用微电阻率扫描成像测井可以得到高分辨率、清晰的图像,便于地质人员解释岩性。
4.1.1EMI成像测井在岩性识别中的应用[3]
EMI成像测井的图像特征主要表现在颜色变化和集合形态上。
成像测井图像是以不同色级的变化代替显示物理量(电阻率、声阻抗)的变化,象色素彩刻度为42~256个等级,按照白-黄-橙-黑的序列变化;
但总体上可划分出4个色调:
亮、浅、暗和杂色,对应物理参数即为高电阻率(或声阻抗),而与同岩石本身的颜色没有关系。
将EMI成像测井资料用于克拉玛依油田八区下乌尔禾组砾岩油藏,对岩性的EMI成像测井图像响应进行研究。
(1)地质概况
八区上二叠统下乌尔禾组油藏位于克拉玛依油田白碱滩地区,准噶尔盆地西北缘克乌逆掩断裂南白碱滩断裂的下盘。
其北部边界受克乌大逆掩断裂带上较大的白碱滩南断裂所控制(图4.1-1)。
八区下乌尔禾组沉积了一套以薄层-厚层状的细粒小砾岩、粗粒小砾岩、不等粒小砾岩、不等粒砾岩组合为主,夹少量单层或薄层状的细砾岩、中砾岩、粗砾岩、含砾粉砂岩、细砂岩和泥质岩类的快速堆积体。
岩性的颜色以浅灰绿色、灰绿色、暗灰绿色为主,其次为灰褐色,少量的棕红色、杂色、黄褐色和灰白色等。
表现为以弱还原环境为主、以氧化环境为辅的特征。
下乌尔禾组沉积成分成熟度低,石英含量一般不超过10%,长石含量比石英含量稍高,岩屑含量高,一般超过50%,填隙物含量较高,一般为15%~25%,反映出了其近源快速堆积的特点。
图4.1-1研究区位置
(2)岩性图像特征解释模式
岩性分析标准见表4.1-1。
表4.1-1八区下乌尔禾组岩性分类标准
岩性类型
粒径(mm)
岩石类型
巨砾岩
>
100
极粗砂岩
1~2
粗砾岩
50~100
粗砂岩
0.5~1
中砾岩
25~50
中砂岩
0.25~0.5
细砾岩
10~25
细砂岩
0.1~0.25
粗粒小砾岩
5~10
粉砂岩
0.01~0.1
细粒小砾岩
2~5
泥岩
<
0.01
图4.1-2岩心EMI成像测井图像响应特征
泥岩主要由粘土矿物组成,其粒度组分大都很细小,粘土矿物的粒径一般都在0.005mm或0.0039mm以下,甚至在0.001mm以下。
研究区泥岩中常见水平层理。
泥岩的电阻率很低,在EMI成像测井上显示为暗色特征(图4.1-2a),泥岩一般颜色较均一,有时与粉细砂岩组成亮暗相间的薄互层。
在研究区下乌尔禾组中,粉细砂岩、中砂岩和粗砂岩均有见及,砂岩中发育平行层理和水平层理。
砂岩在EMI成像测井上显示为浅色或略比泥岩浅的颜色(图4.1-2b),也可显示为白色微小的点状特征;
常见黑白相间的平行层理,且纹层薄。
由于砾岩中,砾石高阻,而充填物、胶结物是低阻,所以在EMI成像测井图上砾岩显示为不规则的高阻白色特征与不规则的低阻暗色特征相混合。
根据白色斑点垂向的大小及分布情况,在研究区可识别出细粒小砾岩、粗粒小砾岩、不等粒小砾岩、细砾岩、中砾岩和不等粒砾岩等岩性(图4.1-2c、图4.1-2d)。
4.1.2FMI成像测井在岩性识别中的应用[4]
FMI仪的外形结构最大的特点是它的极板设计。
FMI有四个极板,每个极板上有一个主极板和一个副极板,各装有两排24个纽扣电极阵列,每排12个,两排间距0.3英寸,上下电极互相错开,横向间距0.1英寸;
主极板与折页极板阵列电极间的垂直距离为5.7英寸;
8个极板上共有192个传感器,都是由直径为0.16英寸的金属纽扣外加0.24英寸的绝缘环组成,有利于信号聚焦,使得纽扣电极的分辨率达0.2英寸,表1给出了FMI仪的技术特性。
测量时极板被推靠在井壁岩石上,由地面仪器车控制向地层中发射电流,每个电极所发射的电流强度随其贴靠的井壁岩石及井壁条件的不同而变化。
因此,记录到的每个电极的电流强度及所施加的电压便反应了井壁四周地层电阻的变化。
经过密集的数据采样,经过一系列,如深度校正、速度校正及均衡化等处理后,就可以容易地形成电阻率图像(用一种渐变的色板或灰度值刻度),将每个电极的每个采样点变成一个色元,色彩的细微变化代表着岩性和物性的变化。
在塔里木盆地卡塔克地区,主要对碳酸盐岩地层进行FMI测井。
录井资料及常规测井解释表明,本区块奥陶系岩性以灰色微晶灰岩、云质灰岩为主。
通过FMI图像观察,可以发现奥陶系碳酸盐岩在岩石宏观特征以及岩石结构、沉积构造和次生缝洞发育等方面还是有一定差异,据此,可将本区块奥陶系岩性划分为纹层状泥灰岩、致密块状灰岩、角砾状灰岩和溶孔灰岩四种典型岩石类型(图4.1-3),前两种为原始岩石类型,后两种为构造及岩溶改造后形成的新岩石类型。
图4.1-3典型岩性的图像特征
4.2沉积构造识别[4]
EMI成像测井技术是通过微电阻率扫描成像,以图像方式直观显示某种围炉里参数的变化规律,从而显示地层沉积韵律、物性变化以及非均质性等信息通过对这些信息的提取、综合分析,可以反映沉积构造等地质特征,对沉积相、油气储层的研究很有意义。
在八区下乌尔禾组有成像测井资料的15口井中,遴选了取心资料相对丰富的T85722井进行了岩心标定,总结出了区内各种岩性、岩石结构、沉积构造和微相类型的成像测井响应特征,然后由此及彼此对其余井逐层进行解释,将其结果作为重要而有力的依据开展沉积相相关研究。
4.2.1冲刷面
冲刷毛一般为一凹凸不平的界面,其上的岩性粒度比其下岩性明显粗,研究区内冲刷面以下的岩性一般为细粒小砾岩粒级以下的岩性,冲刷面以上的岩性一般为细粒小砾岩以上的岩性。
从成像测井图像形态来看,从刷面可显示为较平直的界面、凹凸起伏的界面、或者为“V”(图4.2-1)或倒“V”字形界面,也可以显示为正弦曲线形状。
冲刷面之上一般为高阻亮色,其下一般为暗色低阻。
4.2.2层理
研究区下乌尔禾组可以识别出水平层理、平行层理、交错层理和递变层理等层理。
(1)水平层理和平行层理
水平层理和平行层理的纹层呈直线状相互平行,且平行于层面。
水平层理和平行层理在成像测井图像上表现为纹层面平坦,倾向和倾角一致,且与顶底层面平行,因而它在井壁上的迹线具有正弦线特征。
水平层理为低能环境的产物,纹层薄,且岩性主要为泥岩和粉砂岩,EMI图像上表现为神色的泥岩与颜色略浅的粉砂岩呈薄相互层状;
平行层理为高能环境的产物,常见于细砂岩粒级以上的岩性中,图像上表现为浅色平行条纹,纹层厚度要比水平层理的纹层厚度大。
(2)交错层理
交错层理是由一系列斜交于层系界面的纹层组成,交错层理可以彼此重叠、交错、切割的方式组合。
在成像测井图上,交错层理表现为纹层面的产状与层面斜交,纹层面在图像上连续分布,或仅见于部分图像上(图4.2-2)。
交错层层系的地面切割下覆层,而其层系之上则被正常沉积层切削,也可为上覆另一个交错层系所切削。
(3)递变层理
研究区下乌尔禾组可见及由底向上至顶部颗粒逐渐由粗变细的正递变层理和下细上粗的反向递变层理。
在成像测井图像上,递变层理内粗粒岩性表现为亮色,细粒岩性表现为暗色,总体上,正递变层理由下向上呈现由亮色逐渐过渡到暗色的颜色递变,中部无颜色突变。
图4.2-1“V”字形冲刷面图4.2-2交错层理
4.3沉积微相研究[5]
4.3.1沉积微相的成像测井识别
利用成像测井图像分析沉积相需要和常规测井资料相结合,常规测井资料提供了储层的岩性、韵律、物性特征信息,EMI图像提供了储层的沉积结构、粒序、胶结等信息,二者有机结合可以精细地解释沉积微相,继而判断亚相。
利用EMI图像在乌尔禾组可识别出河道沉积、河道间沉积、碎屑流和泥石流沉积,以及天然堤沉积等大类的沉积。
颗粒流沉积:
成像测井可以直接识别出颗粒流沉积,因为颗粒流沉积有着极为直接识别出颗粒显示为由下至上粒度逐渐由细变粗。
在图像上表现为由下向上由暗色到亮色的颜色递变,或者亮点由小逐渐变大;
除粒度变化外,没有任何内部纹层。
辫状河道和水下分流河道沉积(图4.3-1、4.3-2):
乌尔禾组河道沉积主要特征为发育交错层理、平行层理和递变层理(由下至上粒度由粗变细)并且上部经常与河道间的细粒物质接触,构成“二元结构”,底部具有冲刷面。
总体表现为由下至上图像颜色由浅到深或亮点由大到小的特点。
河道间沉积:
包括漫流和水下分流河道间沉积,河道间沉积岩性以泥岩和砂岩为主,厚度往往在1m以下,常发育水平层理,偶见平行层理。
河道间在成像测井图像上为颜色较深的部分,具水平层理或平行层理的成像测井响应特征(图4.3-1、4.3-2)。
天然堤:
主要指水下天然堤。
天然堤岩性由细砂岩、粉砂岩和泥岩组成,表现为砂、泥岩薄互层。
天然堤在成像测井上表现为深色的泥岩与颜色略浅一点的粉砂岩薄互层,明暗相间,一般成层规则。
本区所见天然堤的厚度很小,一般在20cm以下,与水下分流河道相伴生。
泥石流及碎屑流沉积:
碎屑流和泥石流沉积是由粘土、砂、砾石混合物构成的块体流沉积,其特点是颗粒大小混杂,无分选,巨大的砾石可“漂浮”于细小颗粒和基质中,粒间充填物富含泥质,无层理,也无其它沉积构造。
碎屑流和泥石流沉积在成像测井图像上一般表现为不等粒砾岩的特征,即不规则的高阻白色特征与不规则的低阻暗色特征相混合,且高阻白色一般呈斑块状“漂浮”在低阻较暗色中,且砾石的粒度一般较粗,砾石的高阻白色呈杂乱分布(图4.3-2)。
利用成像测井图像识别大的沉积类型的同时,与其它相关地质信息综合起来,便可以确定是水上沉积还是水下沉积,从而确定出具体微相。
图4.3-1河道和河道间沉积图4.3-2河道、河道间和重力流沉积组合
4.3.2古水流方向分析[5]
任何规模大小的交错层理都有识别古水流的价值。
交错层前积层倾斜的方位就代表了水流的方向。
成像测井的图像具有方向性,可以根据正弦曲线特征确定地层及交错的产状。
但是由于所得交错的倾角、倾向是现今地层倾斜状态下的产状,欲求它反映的古流向,则要利用吴氏网对其产状进行校正,以恢复出原始水平状态下交错层的倾角、倾向,因而是进行物源方向分析的宝贵资料。
乌尔禾组区在成像测井中经过倾向校正共测得443个交错层层系的产状,为物源研究提供了重要依据(见表4.3-1)。
由表可以看出,第五段的交错层个数较少,交错层平均倾向为北东,这说明五亚期古流向以北东向为主,来自南西方向的无缘为主要物源方向。
这与该时期的古地理格局是一致的,因为五亚期西南高、东北低的地势特征非常明显。
其余四、三、二、一亚期各井交错层平均倾向沿顺时针方向转动,北东向古流向被南东向取代。
表4.3-115口井交错层平均倾向分段统计
井数
15口
一段
平均倾向方位角/
153.3
交错层/个
131
二段
130.5
158
三段
120.3
96
四段
平均倾角方位角/
71.2
42
五段
61.6
16
4.4裂缝系统的分析
4.4.1EMI成像测井
EMI成像测井所特有的高分辨率、全井眼覆盖以及多方法、高精度等特点为裂缝评价提供了大量的井下地质信息,使得我们不仅能够较容易地发现裂缝,还能较精确地确定其参数[5]。
(1)真假裂缝的识别
1)钻具振动形成的裂缝 钻井过程中由于钻具振动可能形成裂缝,它们十分微小且径向延伸很浅,这种裂缝虽然在EMI成像图上有高电导率的异常,但在ARI图像上却没有异常,因此比较容易鉴别。
2)层理 层界面常常是一组相互平行或接近平行的电导率异常,且异常宽度窄而均匀,一般在图像上连续、完整,且在图像上不能随意中断,特征见图4.4-1。
3)泥质条带 泥质条带的高电导率异常一
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 成像 测井 技术