基于橫波速度差異的裂縫分布識別方法
——以準噶爾盆地火山巖地層為應用實例

馬永乾　唐　波　張曉明　劉曉蘭　邵　茹　吳明波

中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院

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基于橫波速度差異的裂縫分布識別方法
——以準噶爾盆地火山巖地層為應用實例

馬永乾唐波張曉明劉曉蘭邵茹吳明波

中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院

馬永乾等.基于橫波速度差異的裂縫分布識別方法——以準噶爾盆地火山巖地層為應用實例.天然氣工業，2016,36(6):36-39.

摘 要在火成巖等裂縫和微裂縫發育地層的鉆井過程中，井壁掉塊甚至井壁坍塌引起的卡鉆事故時有發生，嚴重影響了鉆井安全和施工進度，要解決上述問題，需要在鉆前了解地層的裂縫分布情況，進而設計合理的井身結構并采用有針對性的鉆井工藝。為此，在詳細分析聲波速度與巖石力學特征參數關系的基礎上，給出了以聲波測井數據為依據的裂縫概率分布的定量計算方法，并且通過分析井徑對聲波時差影響的機理，提出了井徑對聲波時差影響的校正方法，進而建立了基于聲波測井數據的裂縫識別模型。將該模型應用于準噶爾盆地2口深探井，應用效果表明：①裂縫識別結果與井徑分布情況吻合較好，從而反映出該方法能夠較準確地對裂縫進行識別；②井徑變化對于聲波時差會產生較大的影響，在數據處理過程中必須進行校正；③該方法利用常規的聲波測井數據進行裂縫識別，也為一些僅有常規測井資料的老井進行裂縫識別提供了一條新的途徑。

關鍵詞火成巖聲波測井橫波速度裂縫識別概率井徑修正值鉆井工藝 準噶爾盆地

對于中國西部地區深部地層而言，裂縫性氣藏是主要的油氣藏類型，用于識別該類氣藏的測井方法多種多樣[1-3]。隨著勘探開發的不斷深入，識別裂縫已經不僅僅是識別油氣藏的需要，更是某些裂縫和微裂縫發育的地層進行地層穩定性分析的基礎[4]。以準噶爾盆地為例，該盆地周緣地區深部地層富含油氣資源，但是其上部地層有大段的火成巖，受部分地層應力集中、地層微裂縫發育以及其他工程因素等的影響，地層穩定性差、井壁掉塊嚴重，因而極大增加了井下風險。因此需要在方案制定階段詳細了解地層裂縫分布情況。為此，筆者利用聲波測井方法對巖石裂縫的聲波測井響應特征進行了分析，定義了利用聲波時差評價裂縫的指標，并計算了裂縫存在的概率，進而劃分了裂縫帶的位置。

1　基于聲波測井的裂縫識別方法

根據彈性波理論，巖石力學特性與聲波速度的關系[5]可以表示為：

式中vp、vs分別表示縱波速度和橫波速度，m/s；ρ表示巖石體積密度，g/cm3；μ表示泊松比；E、G分別表示巖石的彈性模量和剪切模量，MPa。

從式（1）和式（2）來看，對于無裂縫的地層巖石，其巖石力學特征參數應該是連續且穩定的，而聲波速度與巖石自身的力學參數有關，因而聲波速度也應該是連續且穩定，但是對于有裂縫存在的巖石由于裂縫的影響，波速會存在突變；另一方面，根據式（1）和式（2），縱波速度和橫波速度之間存在直接關聯，但是當存在裂縫時橫波速度和縱波速度相關性會發生變化?；谏鲜鲈?，可以利用橫波速度與縱波速度（聲波時差）的關系作為識別裂縫的方法。但從聲波測井的實際應用情況來看，縱波速度（聲波時差）能夠識別低角度裂縫和網狀裂縫，而對高角度裂縫無法識別，橫波速度對高角度裂縫反應明顯。根據研究工區內地層巖心實驗結果，地層裂縫以高角度裂縫為主，因此選擇橫波波速作為評價裂縫的指標，定義裂縫概率(P)為：

式中vs測表示橫波波速測量值；vs理表示假設無裂縫時橫波波速的理論值，m/s。

vs測可以通過實測的參數計算得到，其計算方法參照式（2），考慮研究工區裂縫以高角度裂縫為主，因此縱波速度（聲波時差）可視為無裂縫時測得的，故vs理計算方法[6]為：

式中Δtp表示聲波測井得到的縱波時差，s；Δts表示橫波聲波時差，s。

2　井徑對聲波時差的影響及校正方法

聲波測井在縱向上有很高的分辨率，但是由于受到測井環境諸多因素的影響[7]，聲波時差值會偏離原狀地層的真實值，從而使得測量結果與實際狀態出現偏差[8]，在諸多的影響因素中，鉆井液浸泡和鉆井作用導致的井壁垮塌以及地層蠕變等造成的井眼縮徑是首要因素。道理很簡單，井眼增大或嚴重坍塌的地層，會使聲波時差數值增大，且有時變化無規律，對于縮徑地層聲波時差數值會減小，這是由于井徑擴大，使得聲波在地層中的旅行時間延長，聲波時差值增大；反之亦然。從而引起聲波時差假異常。

因此在聲波時差應參考井徑變化，并且根據井徑數值對測井資料進行相應的修正，根據補償聲波測井儀器的測量原理[9]為：

式中Δt1、Δt2分別表示聲波測井儀器上、下兩個發射聲系所測得的時差，s ；Δt表示兩種聲系時差的平均值，即為測得的聲波時差，s。

由式（6）可知上、下任何一個發射聲系遇到井徑擴大段，測得的聲波時差均會發生變化，針對井徑對聲波測井時差的影響，學者們提出了多種方法，包括理想時差替代法[5]、漫反射聲路法[10]以及補償校正法[11]等，這些方法要么關鍵參數獲取困難且使用受限于泥巖段或者砂巖段，要么實現難度大對測井儀器要求高，要么需要多種不同測井環境下測量結果的對比分析，對數據要求高。筆者主要研究區在準噶爾盆地周緣地區，該地區地層失穩或者井徑擴大率較大的井段以火成巖為主，大部分的校正方法實現難度較大，因此參考了李寶同聲波測井資料校正方法[12]，該方法直指問題的中心，即在巖性穩定的情況下，聲波時差出現的誤差主要是由于聲波傳輸距離增大而產生，因此在巖性穩定的情況下，采用該方法可以較好地校正數據，但是同時也要看到該方法校正取值不連續，校正曲線會出現奇點，并且僅考慮了井眼擴大情況而忽視了部分井段縮徑的影響。因此，通過考慮校正曲線的連續性，在分析大量的測井數據基礎上，建立了聲波測井數據的校正方法。即

式中AC校表示經校正的聲波值，μs；AC測表示實測的聲波值，μs；ΔAC表示聲波時差校正量，μs；Ca表示實測井徑與鉆頭直徑之差值，cm。

此方法根據實際的井徑變化情況直接對聲波時差數據進行校正，并且也考慮了縮徑的影響，從而形成一個完整的全井徑范圍的聲波測井數據的校正方法，綜合式（1）～式（5）和式（8）建立了考慮井徑影響的基于聲波測井的裂縫分布識別方法，該方法對地層巖性相對穩定的井段，特別是火成巖地層具有較好的適應性。

3　實際應用情況

HSH2井和HSH201井位于準噶爾盆地北緣山前構造帶，地層基本都是二疊—石炭系，除了淺部地層外，巖性以大段火成巖為主，從而在整個鉆井過程中存在著地層硬度大、破碎困難、機械鉆速低等問題，特別是在施工過程中井壁失穩和掉塊等問題較嚴重，發生了多次卡鉆等井下事故，分析認為此區塊地層以火成巖為主，化學穩定性較強，巖石強度較高，而在實際的施工過程中，空氣鉆井和鉆井液鉆井過程中井壁失穩都有發生。因此失穩主要是地層和井壁微裂縫、裂縫發育，從而在地層暴露時裂縫擴展造成的。

因為HSH2井全井巖性基本都是火成巖，因此利用上述考慮井徑影響的裂縫識別方法對HSH2井的測井數據進行了篩選，并對數據篩選結果進行了裂縫概率處理解釋，建立了基于聲波測井資料的裂縫概率分布剖面（圖1）。

圖1　HSH2井地層裂縫概率分布剖面圖

從圖1中可以看出，井徑變化對于聲波時差有很大的影響，如在3 900m以前，由于井徑擴大率較低，裂縫概率修正前后相差不大；而在3 900m之后，由于井徑擴大率較大（部分井段甚至超過60%）造成了修正前后裂縫概率相差較大。同時，也可以看出修正后裂縫概率分布與實際情況符合較好，從井徑變化率的分布情況及現場施工過程中的井下實際情況來看，在2 700m以后（特別是3 900m以后）井徑波動劇烈，井壁失穩等問題嚴重。因此說明該層段微裂縫、裂縫發育，修正后裂縫概率介于60%～80%，說明本方法可以較好地反映地層真實的裂縫分布情況。

同樣，應用考慮井徑影響的裂縫識別方法，建立了HSH201井基于聲波測井資料的裂縫概率分布剖面（圖2）。

圖2　HSH201井地層裂縫概率分布剖面圖

從圖2中可以看出：HSH201井裂縫分布比較集中的區域是1 500m左右、2 100～2 700m、3 100～3 500m井段，并且通過與井徑擴大率分布剖面的對比來看，這些井段裂縫發育明顯，與裂縫分布概率分布剖面符合較好。由此可知，在無法獲取成像測井等資料的情況下，該方法能夠較好地識別地層裂縫發育情況。

4　結論

1）本文所述方法在聲波測井信息基礎上對裂縫發育和分布進行了判別，并且考慮了井徑變化的影響，提高了預測精度。

2）實際應用表明，該方法識別結果與井徑變化分布情況有很好的一致性，證實了該方法是一種有效判別裂縫存在的定量識別方法。

3）該方法利用常規的聲波測井曲線進行裂縫識別，為一些僅有常規測井資料的老井進行裂縫識別提供了一個新的思路。

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A fracture identification method based on S-wave velocity difference: A case study form the volcanic strata in the Junggar Basin

Ma Yongqian,Tang Bo,Zhang Xiaoming,Liu Xiaolan,Shao Ru,Wu Mingbo
(Drilling Technology Research Institute， Sinopec Shengli Oilfield Service Corporation， Dongying， Shandong 257017，China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 36,ISSUE 6,pp.36-39,6/25/2016.(ISSN 1000-0976; In Chinese)

Abstract:When well drilling is performed in the strata with developed fractures and micro-fractures (e.g.igneous rocks),pipe sticking happens now and then due to wellbore sloughing and collapse,and consequently the drilling safety and construction schedule are affected badly.In order to solve these problems,it is necessary to figure out the distribution of fractures in strata so as to design casing program rationally and make use of drilling technologies properly.In this paper,the quantitative fracture probability distribution calculation method based on the acoustic logging data was developed after the relationship between the acoustic velocity and rock mechanical characteristic parameters was analyzed in detail.Then,the correction method for the influence of well diameter on acoustic time was put forward after its influential mechanisms were investigated.Finally,the fracture identification model based on the acoustic logging data was established and applied to two deep exploration wells in the Junggar Basin.It is shown that fractures can be identified more accurately by using this new method,for its fracture identification result is in good consistence with well diameter distribution.The effect of well diameter change on acoustic time is so strong that it should be corrected during data processing.Based on this new method,fractures can be identified by using conventional acoustic logging data.Obviously,it provides a new approach to fracture identification for some old wells with conventional logging data only.

Keywords:Igneous rock; Acoustic log; S-wave velocity; Fracture recognition; Probability; Well diameter; Correction; Well drilling technology; Junggar Basin

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.06.005

基金項目：國家科技重大專項“復雜地層提速提效鉆井關鍵技術”（編號: 2016ZX05021003）。

作者簡介：馬永乾，1983年生，副研究員，博士；主要從事油氣井流體力學及深井鉆井技術研究工作。地址:（257017）山東省東營市北一路827號。電話: 13645469103。ORCID: 0000-0003-0934-8110。E-mail: myq0221@163.com

(收稿日期2016-02-12編輯韓曉渝)