多極子陣列聲波測井技術在M油田中的應用研究

王 偉，黃定國

(延長油田股份有限公司井下作業工程部，陜西 延安 716000)

0 引言

近年來，隨著對M油田油氣資源的大力開采，其勘探開發所面臨的困難越來越多，特別是在測井采集和解釋評價上的問題尤為突出，由于油田具有低孔、低滲、低電阻的特點，復雜的儲層類型使得常規測井資料對油田油、氣、水層的劃分以及孔滲的識別等難度大大增加，故亟需新的測井技術來解決M油田開發過程中遇到的技術瓶頸。多極子陣列聲波測井技術較為先進，結合其他測井資料，可很好地解決M油田目前的難題，對M油田的油氣資源開發具有一定的指導意義。

1 多極子陣列聲波測井技術原理

不同種類的陣列聲波測井儀器在結構上具有一定的相似性，但工作方式存在一定的差別。多極子陣列聲波測井儀是我國使用較多的一種陣列聲波測井儀，主要由發射探頭、接受探頭以及隔聲體組成。其中發射探頭部分由4個發射源構成，接收探頭部分由8個接收探頭構成，隔聲體即隔離在發射探頭與接受探頭以及外殼之間的絕緣體，其存在使得在測井過程中避免了撓曲波的干擾，提高了測井質量[1]。

多極子陣列聲波測井的模式較多，包括單極子、單極子全波、偶極子以及交叉發射測量4種模式，針對不同的地質問題可選用對應的測量模式。當儀器采用單極子模式時，其工作方式和常規測井儀器的工作方式一致，由上部發射探頭向井壁發射信號，下部接受探頭接收經過井壁后的聲波信號，4個探頭可同時工作并記錄4條曲線，主要用于比對。單極子全波工作模式是由下部發射探頭向井壁發射信號，8個接收探頭接收經過井壁后的聲波信號，接收探頭同時工作并記錄8條曲線，主要作用是提取橫波、縱波及裂縫識別等。偶極子發射工作模式是：由X發射探頭向井壁發射信號，X方向及其反方向接收經過井壁后的聲波信號，8個接收探頭同時工作并記錄曲線，主要用于慢速地層中橫波的提取。交叉發射測量工作模式是：X、Y發射探頭同時向井壁發射信號，X、Y方向及其反方向接收經過井壁后的聲波信號，8個接收探頭同時工作并記錄曲線，主要用于分析地應力及裂縫的識別等。

2 多極子陣列聲波測井評價方法

2.1 巖性的識別及波形特征

2.1.1 巖性的識別方法

不同巖性中聲波的傳播速度不同，故可利用測的聲波在不同巖性中的傳播速度差來識別不同的巖性。一般來講，泥頁巖的聲波時差最大，隨著含砂量的增加，聲波時差逐漸變小；粗砂巖中聲波時差最小，當砂巖中含有鈣質時，其聲波時差會有一個突然變小的趨勢；碳酸鹽巖地層中，灰巖和白云巖的聲波時差較低，當遇到含泥質地層時，其聲波時差會突然變大，當遇到裂縫時，聲波時差呈跳躍性增大。常用的巖性識別方式有直方圖法和圖版交會法兩種。

1)直方圖法。不同礦物巖石的縱橫聲波時差比存在一定的差異(見表1)，故可利用縱橫聲波時差的比值大致確定不同地層的巖性。一般情況下，砂巖的縱橫聲波時差比在1.6～1.8，泥巖在1.9左右，白云巖在1.8左右，灰巖約為1.9，當縱橫波時差比大于1.9時，多判定為地層中存在較多的裂縫或有孔洞存在。

表1 常見不同礦物及巖石縱橫波時差比

2)圖版交匯法。直方圖法雖直觀性較強，但對于不能區分縱橫波時差比值較為接近的巖性，如泥巖和灰巖的縱橫波時差比都在1.90左右，僅依靠縱橫波時差比直方圖不能判定，但兩種巖性的縱橫波實際差值相差較大，故在利用縱橫波時差比的同時可依據縱橫波的分布范圍來區分二者的巖性。

2.1.2 不同巖性波形特征

對不同巖性的全波波形圖進行綜合分析，可得知不同巖性的波形特征存在著明顯的差異，依據波形差異性特征，繪制取芯巖性的全波波形圖，以此為依據，對未知區域進行巖性識別，如表2所示。

表2 不同巖性全波形時差數值分布范圍表 單位：μs/ft

2.2 滲透性的評價方法

滲透性是影響儲層的關鍵因素，因此對地層滲透性進行評價至關重要。在多極子陣列聲波測井中，斯通利波對地層滲透性好壞最為敏感，故可利用斯通利波在地層的衰減情況判定儲層滲透率的優差。當儲層孔隙度較為發育或存在裂縫時，聲波會呈現不同程度的衰減，當斯通利波衰減程度較大時，表明地層具有較好的滲透性，當斯通利波衰減程度較小時，表明地層滲透性較差或儲層較為致密。但斯通利波在遇到井徑突然變大的地層時，也會表現出不同程度的衰減，故在判定地層滲透性好壞時應排除干擾因素的影響。

2.3 裂縫的評價方法

裂縫是否發育及裂縫的有效性是儲層滲透性好壞的關鍵，對地層裂縫進行評價是關鍵[2]。聲波曲線會受到地層裂縫孔洞的影響，在地層裂縫較為發育時，速度各向異性較為突出，且在不同裂縫及孔洞類型中，縱橫波和斯通利波呈不同程度的衰減，此時裂縫系統的走向可很好地用各向異性方向指示出來；當地層裂縫不發育且遇到井徑變大地層時，由于地應力的不均衡使得速度各向異性突出，此時，最大水平地應力和最小水平地應力相對差值可由各向異性大小百分比表示，而最大水平地應力方向為快橫波的方向。

多極子陣列聲波測井可反應出地層裂縫的發育狀況，當地層存在裂縫時，裂縫多由泥漿或其他介質充填，聲波在傳播過程中，受泥漿或者其他介質的影響使得傳播速度發生變化，地層介質差異性越大，其反射系數就越大，故利用聲波的衰減程度來判定裂縫的發育狀況。研究表明，裂縫傾角的大小對縱橫波的影響具有一定的規律性，當裂縫傾角小于33°或者大于78°時，橫波的衰減程度明顯高于縱波；當裂縫傾角介于33°～78°時，縱波的衰減程度明顯高于橫波。因此可以利用橫波的衰減程度來判定垂直和水平裂縫，而縱波則可以判定傾角較大的裂縫。故多極子陣列聲波測井的全波形可以指示地層裂縫的發育情況。

3 多極子陣列聲波測井在M油田中的應用

為了研究多極子陣列聲波測井在M油田中的應用，對M油田的多口探井的多極子陣列聲波測井資料進行收集統計，特選定該油田的重點探井PZH-1井進行研究分析。該井的目的層砂巖較為發育，可見暗色泥巖，部分井段可見裂縫發育。

3.1 對復雜巖性的識別

依據區域地質特征，結合PZH-1井的分層情況，對PZH-1井聲波時差圖進行分析，判定該井不同層位的巖性(見圖1)。分析發現，聲波時差值會隨著井深的增加而增大，在砂巖層段，縱波時差由最大的78 μs/ft降至56 μs/ft，最終穩定在56 μs/ft左右；橫波時差由最大的128 μs/ft降至94 μs/ft，并穩定在94 μs/ft左右，縱橫波時差比曲線較為穩定，無大幅起伏，值保持在1.62～1.78。該井段全波形較為清晰，可反映出該段的地層巖性特征，在3 285 m左右可見斯通利波波動較大，主要是由于砂巖段含泥質引起的。

圖2 PZH-1井砂巖縱橫波時差比直方圖

圖3 PZH-1井泥巖縱橫波時差比直方圖

對PZH-1井的砂巖和泥巖段縱橫波時差比進行統計分析(見圖2、圖3)，結果表明，該井的砂巖縱橫波時差比集中在1.60～1.80，而泥巖集中在1.80～1.90，主要以1.90為主，結合常見巖性縱橫波時差比值，很好地反映了該井的巖性特征。

3.2 對滲透率的評價

為了更好地對M油田的滲透率作出評價，對區域的多個井的巖性進行化驗分析，并和聲波測井對滲透率的評價進行對比。以PZH-1井為重點研究對象，結果表明：在雜質較少、巖性較純的3 282～3 285 m井段，斯通利波計算得出的滲透率和巖心室內化驗分析測得的滲透率差值不大，斯通利波計算出的滲透率數值略小于但明顯大于普通砂巖，表明該段儲層具有較好的滲透性。但在3 312～3 314 m井段，由于該井段以泥巖為主，孔隙度數值部分缺失，通過斯通利波計算出來的地層滲透率數值偏大，表明該方法計算具有一定的誤差性，故對滲透性的定量評價有一定的局限性。

3.3 對裂縫的評價

從PZH-1井的全波波形圖可以看出，結合電成像資料，對該井的目的層段裂縫進行評價，結果表明：在目的層的中上段，斯通利波大多表現出較多的V型條紋，表明發育微裂縫；在目的層的中段，電成像資料顯示，發育張開裂縫。對該井的各向異性強度進行評價，發現該井主要以同向為主，快橫波指示方向為由西向東，與區域地質資料顯示的主應力方向為近西東向一致，表明對裂縫評價的準確度較高，如圖4所示。

圖4 PZH-1井部分井段聲波時差圖

4 結語

從單極子、單極子全波、偶極子以及交叉發射測量4種模式出發闡述了多極子陣列聲波測井技術原理，從直方圖、圖版交匯法及全波波形特征三個方面指出該測井技術對復雜巖性的識別方法，分析研究了滲透率和裂縫發育狀況的評價方法。從復雜巖性識別、儲層滲透率及裂縫發育狀況三個方面對M油田進行綜合評價，明確多極子陣列聲波測井很好地反映出M井的巖性特征；可對儲層滲透率進行定性研究，定量研究與巖心室內測定結果存在一定的差異性；結合電成像資料，明確了M油田裂縫發育類型及位置。