交叉偶極聲波在油氣勘探開發中的應用分析
——以川東北三疊系地層與內蒙查干凹陷下白堊統地層為例

陳 川，易 杰，范朝輝，胡 燃，鄒 勇

(1.西南石油大學地球科學與技術學院,四川成都 610500；2.中國石油集團測井有限公司;3.中國石化中原石油工程公司地球物理測井公司)

交叉偶極聲波具有接收探頭多、探頭間距小、采用偶極子聲源的特點。偶極子聲源振動時，很像一個活塞，能使井壁的一側壓力增加，而另一側壓力減小，使井壁產生擾動，形成輕微的撓曲，在地層中直接激發縱橫波。除沿地層傳播的橫波和縱波，沿井眼還存在剪切撓曲波，這種剪切撓曲波具有頻散特性，并且不同頻率的波傳播速度不同，高頻時傳播速度低于橫波速度，低頻時(小于1kHz)傳播速度趨于橫波速度。偶極橫波測井是通過對撓曲波的測量來計算橫波的速度[1]。因此為確保橫波的測量精度，應盡量降低波源的發射頻率。

1 識別巖性

利用縱橫波速度比(VP/VS)來識別巖性是一種有效的方法。當儲層不含氣時，各種巖性的橫縱波時差比具有一定的范圍[1-2](見表1)。

表1 常見巖石的造巖礦物和巖石的縱橫波時差比

川東北鉆遇地層巖性多樣，包括粉-細砂巖、中砂巖和礫狀砂巖、灰巖、白云巖，還有少量硬石膏、鹽巖、鹽膏層、煤等巖性[3-4]。須家河組砂巖地層縱橫波速度比大多在1.65～1.75，砂礫巖地層縱橫波速度比大多在1.50～1.60；以下的海相地層灰巖大多在1.90左右，白云巖大多在1.80左右。砂巖地層和碳酸鹽巖地層分布范圍有明顯的不同，比較容易區分，砂礫巖地層較致密，時差較低，縱橫波速度比較砂巖更低，巖性純時易區分，巖性不純時應結合其他資料綜合判別。

2 識別氣層

地層中的氣體使縱波速度降低，而對橫波的影響很小，縱橫波速度比(VP/VS)會減小。高孔隙度、高含氣飽和度的儲層具有較低的縱橫波波速比，而且含氣飽和度越高，縱橫波速度比下降越明顯，同時引起泊松比下降，由此可以輔助常規測井解釋定性判別氣層[5-7]。

YB29井長興組頂部的白云巖溶蝕孔洞為氣層的儲集空間，中下部為致密灰巖，是海相儲集層發育的主要層段。通過分析，川東北地區三類氣層縱橫波速度比在1.90～1.95，一類氣層、二類氣層縱橫波速度比大部分落在1.78～1.83，相對三類氣層而言，縱橫波速度比有比較明顯下降趨勢(圖1)。隨著物性變好、含氣量的增多，縱橫波速度比有下降趨勢。

3 評價裂縫

理論上，聲波的能量尤其是斯通利波的能量變化對儲層物性有一定的指示作用[1]。當孔隙和裂縫中充填有流體時，縱波和斯通利波能量出現衰減。現場資料表明，聲波通過裂縫時幅度的衰減與裂縫的傾角有關：低傾角裂縫橫波幅度的衰減值比縱波大，高傾角裂縫縱波幅度衰減不明顯。

圖1 儲層縱波時差-縱橫波速度比交會圖

YL5井：4 080～4 100 m井段巖性為砂礫巖，51、54號層三孔隙度曲線顯示物性好，孔隙度分別為10.83%、8.88%，含氣飽和度分別為34.7%、46.2%，孔隙度曲線和電阻率曲線形態均呈“V”字型，偶極聲波的全波列變密度圖顯示斯通利波有兩處"V"字型條紋，對應深度分別為4 086 m和4 094 m左右，分析認為該段有裂縫發育，且裂縫角度既有高角度裂縫也有低角度裂縫。鉆遇井段4 085～4 085.7 m、4093.8～4 095 m發生井漏，上述分析得以證實。

4 評價儲層各向異性

在裂縫及溶蝕孔洞發育的地層，速度各向異性主要由裂縫系統所致，此時計算的地層各向異性的方向代表著裂縫系統的走向；在裂縫不發育且有明顯的橢圓井眼崩落井段的地層，地層速度各向異性是由地應力的不均衡所引起，此時各向異性的大小代表著最大、最小水平主應力差的相對大小[1、4-6]。

查干凹陷已有的偶極聲波資料測遇地層包括蘇紅圖組的蘇二段和蘇一段、巴音戈壁組的巴二段和巴一段，以及部分銀根組地層，處理出的地層各向異性見表2。

表2 查干凹陷地層各向異性統計成果

5 提供巖石機械特性參數

根據地層的破裂壓力梯度及上覆壓力梯度，可分析井下壓裂后的裂縫形態。若地層的破裂壓力梯度大于上覆壓力梯度，地層壓裂后形成水平裂縫；若地層的破裂壓力梯度小于上覆壓力梯度，地層壓裂后形成垂直裂縫。當地層形成垂直裂縫時，裂縫的長度和高度是楊氏模量、切變模量、泊松比、壓裂液排量、黏度等的函數。根據壓裂的目的及已知的巖石力學參數，可確定壓裂液和支撐劑的類型、用量、泵入速度等，可較準確地控制裂縫的長度、高度、形狀。

利用已有的查干凹陷偶極聲波資料,結合常規測井資料,計算出巖石的力學參數，按照地質層位分段統計出平均值(表3)。

從表3中的數據來看，巖石的泊松比在0.213～0.357之間，破裂壓力梯度在0.014～0.017MPa/m之間，巖石的機械強度隨著地層埋深的增大而相應增強。根據國內外經驗的報道，當出砂指數大于4×104MPa時，地層不會出砂，小于2.7×104MPa時，一般會出大量的砂，出砂指數在(2.7～4.0)×104MPa時，會出少量砂。按此指標分析來看，查干地區巖石強度普遍較大，正常生產時不易出砂。

6 利用流體移動指數指示儲層滲透性

表3 查干凹陷巖石力學參數平均值統計

從實際交叉偶極聲波中提取的斯通利波時差信息實際包含兩部分貢獻：一部分為假定地層為致密彈性介質時斯通利波固有時差貢獻；另一部分為地層流體與井眼流體能量交換時所造成的時間延遲。利用地層密度、地層時差、泥漿時差、泥漿密度計算出一條零滲透率時的斯通利波 ，實測的斯通利波和該斯通利波的差值稱為流體移動指數(QFM)，它反映了地層的滲透能力。經過大量的調研、反復驗證，確定的計算方法為：

式中：kf、G——分別為泥漿體彈性模量和地層剪切模量；Δts、Δtf——分別為地層和泥漿的時差，μs/ft；ρ、ρf——分別為地層密度和泥漿密度，g/cm3，QFM——流體移動指數，S、Se——分別為實測和理論的斯通利波時差，μs/ft。

需要說明的是，流體移動指數可以判斷儲層的滲透能力，因此可以大致判斷裂縫的存在。在裂縫發育井段，由于裂縫的存在，地層滲透率增加，流體移動指數一定會增大，但是流體移動指數增大，并不一定是由裂縫引起。

PS18-1井3 250～3 285 m常規曲線初步判斷為泥巖層，但對偶極子資料處理后發現QFM值較高，顯示該段泥巖層滲透性較好，而井徑曲線規則，但有強烈的各向異性，并且變密度圖有明顯的“V”字形反射條紋，綜合解釋為裂縫層。

7 結束語

通過對21口交叉偶極聲波測井資料的處理、解釋和應用，證明了交叉偶極聲波測井在判斷巖性、識別氣層和評價裂縫的有效性、評價地應力大小和方向、井眼穩定性分析等方面發揮了重要的作用，同時流體移動指數的應用也為評價儲層滲透性提供了重要依據。值得注意的是，影響聲速的因素很多：巖性、孔隙度、含氣飽和度、井眼環境、壓實程度以及地層壓力等，都會影響聲波測井的具體應用，因此在解釋過程中，應綜合分析測、錄井資料，排除各種因素的影響，才能得出更為可靠的結論。交叉偶極聲波測井資料在勘探開發生產中發揮著越來越大的作用。

[1] 中國石油天然氣集團公司測井重點實驗室.測井新技術培訓教程[M].北京：石油工業出版社,2008.

[2] 李闊.川東北地區須家河組儲層特征研究[J].巖性油氣藏,2012, 24(1):46-51.

[3] 陶果,鄒輝.現代陣列聲波測井數據處理與解釋方法研究[J].石油勘探與開發,2000,27(4):76-78.

[4] 秦緒英,肖立志.聲波全波測井的應用研究[J].石油地球物理勘探，2004，39(1):82-86.

[5] 胡紅.陣列聲波資料在測井解釋中的應用[J].巖性油氣藏, 2008, 20(2):97-101.

[6] 羅寧, 趙佐安.井旁有效裂縫的陣列聲波識別方法[J].天然氣工業,2007,27(9) : 34- 36.

[7] 趙良孝.儲層流體類型的測井判別方法[M].四川成都:四川科學技術出版社,2009.