蘇南區塊聲波測井計算孔隙度方法改進

王亞蘭，楊超超，任小鋒，蔡芳，王園，謝文匯，趙敏

（1.中國石油集團測井有限公司長慶分公司，陜西西安 710200；2.中國石油集團測井有限公司地質研究院，陜西西安 710076；3.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西西安 710021）

孔隙度是反映儲層地質特征的一個重要參數，準確計算孔隙度也是準確計算含水飽和度、滲透率等其他儲層參數的前提。多年來蘇里格氣田上古生界測井解釋都是應用常規的單聲波時差計算儲層孔隙度[1-5]。蘇南區塊位于蘇里格氣田中區南部，屬于典型的低孔、低滲砂巖儲層。儲層物性較差，巖性對孔隙度的影響大，儲層非均質性強，地層骨架值變化較大，很難用定值來表示，聲波測井用傳統的威里公式計算孔隙度方法難以準確求得地層真實孔隙度。

為此，本文提出了從聲波測井計算孔隙度的影響因素考慮，結合巖心分析數據計算低孔低滲儲層孔隙度的方法[6-8]，然后根據泥質含量的不同，在巖心回歸公式的基礎上對泥質較重的層段進行了泥質校正，消除了由于泥質含量的影響導致的孔隙度計算誤差，從而計算出地層的真實孔隙度。

1 常規聲波測井計算孔隙度方法及影響因素

1.1 計算方法

聲波時差測井是記錄聲波在地層中傳播1 m 所需要的時間。它與巖石骨架成分、孔隙度的分布和孔隙中流體的性質有關。對于壓實和膠結良好的純砂巖孔隙度用下面的威里時間平均公式計算：

式中：Φs-聲波孔隙度，%；Δt-地層聲波時差測井值，μs/m；（Δt）ma-地層骨架聲波時差，μs/m；（Δt）f-地層中流體聲波時差，μs/m。

對于含泥質巖石聲波測井計算孔隙度公式為：

式中：Φs-聲波孔隙度，%；Δt-地層聲波時差測井值，μs/m；（Δt）ma-地層骨架聲波時差，μs/m；（Δt）f-地層中流體聲波時差，μs/m；（Δt）sh-純泥巖聲波時差，μs/m；Vsh-泥質含量，%。

1.2 影響因素

對于砂泥巖地層，如果是純砂巖、純水層、地層壓實程度較高的情況下，聲波時差測井利用威里公式即可得到較精確的孔隙度計算結果。但對于含有天然氣或輕質油的地層，且地層疏松壓實程度不高的情況下，威里公式中涉及到的巖石骨架、泥質以及流體等參數隨不同地區巖石成分、泥質性質和流體的不同而改變，用常規的計算方法就很難反映真實的地層孔隙度。

2 聲波測井計算孔隙度方法改進

2.1 巖心分析數據結合聲波時差計算孔隙度

本文提出利用本區巖心分析孔隙度與聲波時差進行相關性分析并得到相應的孔隙度回歸公式，見圖1。

圖1 巖心分析孔隙度與聲波時差相關性分析

可得到聲波孔隙度回歸公式為：

相關系數為0.82。

這種巖心回歸公式方法，當地層巖性比較純的時候，和取心采樣數據比較接近，計算的孔隙度結果與實際情況比較符合。但如果地層泥質含量較高（Vsh≥0.35%）時，由于泥質疏松的特性會增加聲波在地層中的傳播時間，導致聲波時差增大，從而使聲波計算的孔隙度結果比實際地層孔隙度偏大，與實際地層情況不符。在這種情況下，要想得到更為準確的孔隙度，就需要做泥質校正。

2.2 泥質校正及參數選取

在泥質校正方面，參考借用威里公式中關于泥質校正部分的方法，即：

由于本區沒有相關的泥質和流體參數等實驗室數據，只能利用測井數據進行估算并驗證。

2.2.1 巖石骨架聲波時差和泥質聲波時差的選取 砂巖骨架聲波時差的理論值為182 μs/m，該值是在純石英情況下試驗得到的聲波時差值，但本區地層巖石成分比較復雜，不僅為石英，所以不能用理論值進行孔隙度的計算。對此，為了得到適合本區的巖石骨架參數，首先利用本區的所有井對目的層段（盒7～山2）作聲波時差與泥質含量交會圖，見圖2。

圖2 中橫坐標為泥質含量（VCL，%）、縱坐標為聲波時差（DT，μs/m）。為了統計數據的真實性，把由于井眼垮塌導致的聲波時差異常值進行了剔除。從圖中可以看出有兩個明顯不同的趨勢，其一是在泥質含量大于0.4%的右邊區域中，聲波時差數值隨著泥質含量的增加而增大，符合正常趨勢；而在泥質含量小于0.4%的左邊區域中，聲波時差隨著泥質含量的增加而減小，與正常應有的趨勢不一樣。經過分析認為之所以產生左邊的異常趨勢，是因為目的層段巖性較好的砂巖中都含有天然氣，而天然氣的存在會導致聲波時差的異常增大，且巖性物性越好的儲層，這種異常會更加明顯。

為了證實本文的觀點，對本區上部不含氣的非目的層段（盒4～盒6）作了同樣的交會圖，見圖3。

從圖3 可以看出在沒有天然氣的情況下，數據點趨勢就變得單一了，與圖2 右邊趨勢相近，只是由于壓實程度的不同，數據點整體稍微向下移動（即聲波時差增大的方向），和本文的分析一致。

圖2 目的層段聲波時差與泥質含量交會圖

圖3 非目的層段聲波時差與泥質含量交會圖

所以就可以確定本區目的層段巖石骨架（VCL=0）的聲波時差為178 μs/m，純泥巖（VCL=1%）的聲波時差為257 μs/m。

2.2.2 流體聲波時差的選取 由于本區目的層段的流體多為水和氣的混合流體，所以也不能采用水的聲波時差理論值（620 μs/m）計算孔隙度。可以嘗試從測井數據中估算該參數。根據前面描述，聲波計算孔隙度公式為：

將公式進行轉換變形可得到：

于是，利用該公式以及以前中子、密度交會計算的孔隙度對本區所有井計算出流體聲波曲線并作該曲線頻率分布統計圖，見圖4。

圖4 流體聲波曲線頻率分布統計圖

在作圖時，增加了泥質含量小于0.25%的限制條件，因此該圖只反映砂巖段流體聲波曲線的分布特征。最終統計出分布頻率最大的聲波時差值632 μs/m 作為本區流體聲波時差值。這樣，泥質校正所需要的所有相關參數都已經得到：

（Δt）ma（地層骨架聲波時差）：178 μs/m

（Δt）f（地層中流體聲波時差）：632 μs/m

（Δt）sh（泥巖聲波時差）：257 μs/m

代入到公式中：

得到校正量為：

考慮到只有在泥質含量較重的地方，利用聲波計算的孔隙度會偏大，參考前面目的層段泥質含量和聲波時差交會圖中的趨勢拐點以及地質分析中計算砂巖的截止值，于是在地層泥質含量較高（Vsh≥0.35%）時，聲波測井計算孔隙度的回歸公式就改進為：

而在泥質含量較低（Vsh＜0.35%）時，用原聲波孔隙度回歸公式，即：

3 應用效果評價

為了對改進的聲波孔隙度計算方法進行驗證，利用聲波時差數據對四口取心井重新計算了孔隙度（PHI_NEW），并與未做過泥質校正的孔隙度曲線（PHI）以及巖心分析孔隙度進行了對比，對比結果見圖5、圖6。

圖5 泥質校正后聲波孔隙度與巖心分析孔隙度對比

圖6 未做泥質校正聲波孔隙度與巖心分析孔隙度對比

二者分別與巖心分析孔隙度對比后可以看出，做過泥質校正后的孔隙度相比校正前與巖心孔隙度的相關系數明顯提高，由0.72 提高到了0.82。

4 結論

（1）儲層物性較差，非均質性強時，地層骨架值變化較大，很難用定值來表示，聲波測井用傳統的威里公式計算孔隙度方法難以準確求得地層真實孔隙度。

（2）本文提出巖心分析數據結合聲波時差進行相關性分析，得到相應的孔隙度回歸公式。當地層巖性比較純的時候，直接用回歸公式計算孔隙度；當地層泥質含量較高時，在孔隙度回歸公式的基礎上進行了泥質校正，消除了由于泥質含量的影響導致的孔隙度計算誤差，得到更為準確的孔隙度。

（3）通過將本次研究提出的聲波測井計算孔隙度改進方法和巖心孔隙度進行對比，證實本方法計算的孔隙度與巖心分析結果吻合較好，和常規的聲波測井計算孔隙度方法相比，更加接近巖心數據，可以準確地反映地層真實孔隙度。