陣列聲波測井海上油氣田水力壓裂效果評價技術

張明，劉峰，張博，張璋，祁曉，李東，張聰慧

1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459

2.中海油田服務股份有限公司油田技術事業部，天津 300459

經過60余年的發展與完善，壓裂技術經歷了探索、研究與開發的階段，逐步發展成熟[1-2]。該技術由早期單純以增產為目的的單項技術，逐漸發展為與勘探、開發、采油等專業相結合的綜合技術體系，其配套發展的壓裂效果評價技術更是有力推動了壓裂工藝、技術、設備的不斷進步。從油氣田勘探開發的角度來看，深入了解和認識壓裂裂縫的幾何形態、延伸情況、發育程度、分布及方位等信息，對于后續油氣勘探開發至關重要，充分說明了壓裂效果評價的重要性，國內外各大油氣田都開展了大量的研究工作。然而，由于壓裂系統本身所具有的多目標性、多層次性、動態性、信息不完備等特點，使壓裂效果評價成為一個復雜而又困難的問題[3]。

壓裂效果監測常采用井溫法、放射性測量法等常規壓裂監測技術，但在實際應用過程中上述方法均表現出壓裂層段定位不準、環境污染等局限性[4]。目前非常規油氣勘探主要應用微地震監測技術進行壓裂效果監測，該技術主要通過在鄰井中(或地面)布設檢波器，通過監測壓裂井在壓裂過程中誘發的微地震波來描述壓裂過程中裂縫生長的幾何形狀和空間展布，能夠實時提供壓裂施工過程中產生的裂隙高度、長度和方位角等信息[5]。但是由于海上作業成本問題以及作業難度的限制，微地震技術目前無法應用于海上壓裂效果評價[6]。利用正交偶極各向異性反演評價壓裂縫高度也是較為傳統的壓裂效果評價技術[7]，在世界范圍內獲得了較為廣泛的應用，該方法直觀準確，但也存在很多局限性，會受壓裂縫網形態[8]、地層相對于井眼的角度等影響，且手段單一，無法精細刻畫壓裂對井壁附近地層的改造作用，不能滿足海上儲層壓裂效果評價的需求。

為了滿足渤海油田儲層壓裂效果評價需求，筆者提出了一種基于陣列聲波測井資料的水力壓裂效果評價技術，該技術主要采用在壓裂前、后分別進行陣列聲波測井，再利用壓裂前、后的聲波時差，橫波幅度，徑向速度剖面的差異評價壓裂縫高度，結合偶極聲波遠探測成像技術，在一定程度上評價壓裂縫高度，實現了對儲層壓裂縫高度的定性評價。該評價技術在渤海油田開發井中取得了良好的應用效果。

1 水力壓裂效果評價技術

1.1 聲波時差、橫波幅度響應特征分析

為研究地層在壓裂作業前后，井孔聲場中地層時差、橫波幅度的變化情況，本文建立了壓裂地層模型，采用有限差分數值模擬壓裂后地層時差、橫波幅度的測井響應特征。實際地層中介質通常是非均質的，地層在壓裂作業之后，由于水力壓裂區域的地層通常會呈現出各向異性和隨機特性，因此本次研究利用隨機介質模型來描述巖石中的非均質起伏變化[9-11]。二維井孔水力壓裂模型如圖1所示，設置垂直于井眼方向X的長度為20 m，沿井眼方向Z的長度為30 m，建立坐標軸，井眼中心軸所在位置為X=0，經過模擬水力壓裂區域的橢圓隨機介質中心點坐標為(0，15)，X方向軸長為14 m，Z方向軸長為10 m，模型具體參數見表1。

表1 模型計算參數

圖1 二維井孔水力壓裂模型

將位移運動方程離散化得到二維彈性波動方程的有限差分形式[12]，如式(1)所示：

(1)

模擬例子中假設點源和接收陣列均處于井眼中心軸的流體中(X=0)。首先分別模擬壓裂前的均質地層與壓裂后的非均質地層中，單極子、偶極子兩種聲源下的單極聲波測井陣列波形、偶極聲波測井陣列波形，計算所用聲源類型為雷克子波，聲源中心頻率分別為10、3 kHz，聲波儀器源距為3 m，間距為0.152 4 m。數值模擬結果如圖2所示。圖2(a)為壓裂前、后的單極聲波測井理論模擬陣列波形。與壓裂前的地層縱波(紅色曲線)相比，壓裂后地層中的地層縱波(黑色曲線)到時明顯滯后，說明地層受水力壓裂作用，地層破碎帶的地層縱波速度明顯降低，且壓裂后的縱波初至斜率明顯小于壓裂前的，即地層縱波時差明顯增大；圖2(b)為壓裂前、后的偶極聲波測井理論模擬陣列波形，壓裂前、后的偶極橫波初至與圖2(a)中單極縱波初至呈現相同特征，說明地層破碎帶處地層橫波時差同樣明顯增大。因此，地層受水力壓裂作用之后，壓裂前、后的地層縱波、橫波時差的差異可以反映地層的壓裂情況。通過對比壓裂前、后的地層縱、橫波時差變化，時差差異明顯井段即為壓裂縫存在的位置，該井段長度即壓裂縫沿井壁延伸的高度。利用聲波時差評價地層的壓裂情況存在一定的局限性，根據本多夫定律[13]，聲波在射線出射處沿井軸方向的視速度等于聲波在其最大穿透深度處的地層速度，該視速度即為波在陣列中傳播的平均速度[14]，該視速度的倒數即為聲波時差。當地層壓裂規模不大時，壓裂前、后的地層縱、橫波時差均為原狀地層縱、橫波時差，沒有明顯差異，此時通過對比壓裂前、后的地層縱、橫波時差變化不能評價地層的壓裂情況。

圖2 壓裂前、后的單極、偶極聲波測井陣列波形理論模擬

為了進一步研究偶極橫波幅度在壓裂前后的響應特征，本文對模擬所得壓裂前、后的單道偶極聲波測井波形進行了分析，如圖3所示。其中紅色波形為模擬所得壓裂前均質地層的單道偶極聲波波形，黑色波形為模擬所得壓裂后非均質地層的單道偶極聲波波形。與壓裂前相比，壓裂后的偶極橫波幅度明顯降低，說明壓裂使井壁周圍巖石破碎，井壁附近地層非均質性增加，聲波從聲源到接收器傳播時，受地層非均質性影響，偶極橫波幅度明顯降低，因此壓裂前、后的橫波波幅變化可反映地層的壓裂情況。

圖3 壓裂前、后的單道偶極子聲波測井理論模擬波形

基于上述數值模擬結果，利用壓裂前、后的聲波時差、橫波波幅差異進行儲層壓裂效果評價。本次研究采用均方根法計算壓裂前、后陣列聲波的橫波幅度，公式如下：

(2)

由于壓裂前、后的井況存在差異，所以僅利用橫波幅度絕對值難以對壓裂程度進行準確描述，對此，引入橫波幅度相對值。在壓裂未波及且井況良好的井段，橫波幅度在壓裂前、后可視為無變化，可將該井段壓裂前的橫波幅度曲線設置為基準線，通過線性移動該井段壓裂后的橫波幅度曲線，使之與基準線重合，即可獲得橫波幅度校正量，然后對全井段壓裂后的橫波幅度曲線采用該校正量進行校正，校正完畢后與壓裂前的橫波幅度曲線進行對比。

當儲層未被壓裂時，壓裂前、后的橫波幅度無明顯差異；當儲層被壓裂后產生明顯壓裂縫時，壓裂后的橫波幅度明顯下降，通過對比壓裂前、后的橫波幅度變化，橫波幅度差異明顯井段即為壓裂縫存在的位置，該井段長度即壓裂縫沿井壁延伸的高度。

利用橫波幅度評價地層的壓裂情況存在一定的局限性，當壓裂前、后測井作業選用的聲波測井儀器不同時，壓裂前、后的橫波幅度受儀器類型影響存在明顯，此時通過對比壓裂前、后的橫波幅度變化已不能真實地反映地層的壓裂情況。

1.2 聲波各向異性反演技術

在裸眼井情況下，采用聲波各向異性反演技術可進行壓裂效果評價，主要利用偶極橫波在各向異性地層中產生的橫波分裂現象，通過對比壓裂前、后的地層各向異性結果能夠對壓裂縫沿井壁縱向發育范圍(通常稱為“壓裂縫高度”)進行準確評價，但利用該方法進行壓裂效果評價仍存在問題。當壓裂作業所造成的縫網系統不是主縫，而是沒有優勢方向的網狀裂縫時，偶極橫波不發生分裂，導致壓裂前后各向異性基本無變化，此時采用聲波各向異性反演技術難以對壓裂效果進行有效評價。

現階段大多數壓裂作業均在套管井中進行，為了進行壓裂效果評價，需要在套管井中進行陣列聲波測井，這時需要考慮套管對陣列聲波測井資料的影響。在套管井情況下，現已證明透過套管測量地層橫波各向異性的可行性[15]，如果套管與水泥層、地層之間固井質量良好，則采用偶極聲波測井可以測量地層的橫波各向異性，但如果套管與水泥、地層之間固井質量不好，套管中激發產生的管波與偶極子波互相干擾，尤其當管波速度與偶極子波速度相當時，會嚴重影響偶極聲波測量結果。此時，利用聲波各向異性反演技術獲得的地層各向異性結果中包含了套管的影響，不能真實地反映地層壓裂效果，為該項技術的應用帶來了一定困擾。

1.3 縱波走時層析成像技術

縱波走時層析成像技術能夠很好地解決上述問題，該技術主要采用唐曉明等[14]、HORNBY[16]提出的射線追蹤法建立縱波徑向速度剖面，對于均質地層，縱波以沿著井壁的滑行縱波傳播，其到達每一個接收器的波至時間(即波的走時)應為等差特征，包含地層的真實速度信息。對于徑向速度發生變化的地層，射線由淺到深折射進入地層后，以滑行縱波傳播，再由深到淺折射回接收器，具體傳播路徑如圖4所示[17]。由縱波的傳播路徑可知，縱波走時中包含了儀器探測范圍內地層速度變化情況，因此采用縱波走時層析成像技術可以重建井壁附近地層的速度變化剖面。

注：Rdf表示儀器到深部地層的距離，Rmf表示儀器到中部地層的距離，Rsf表示儀器到淺部地層的距離，Rbh表示儀器到井壁的距離。

壓裂能夠造成井壁周圍巖石破碎并產生大量壓裂縫，進而形成巖石孔隙體積的增加(一般稱為“巖石的擴容”)，而巖石擴容會造成巖石彈性波速下降已被大量實驗數據證實[18]。隨著徑向距離的增加，巖石破碎擴容程度也逐漸減弱，而縱波走時層析成像技術恰好能夠對該現象進行良好表征。當壓裂效果差或井壁不存在壓裂縫時，由于徑向速度未發生明顯變化，因此聲波徑向速度剖面成像結果無異常顯示。當壓裂效果較好、近井壁破碎程度較高、破碎程度隨徑向距離增大而減弱時，聲波徑向速度剖面成像結果會有明顯表現，通過分析壓裂前、后聲波徑向速度剖面的差異，主要包括徑向深度是否明顯加深、徑向速度變化量是否變大，從而確定壓裂縫位置，徑向速度發生變化的井段長度即為壓裂縫沿井壁延伸的高度，同時該技術不受儀器類型、地層壓裂規模、壓裂縫形態等因素的影響，能夠直觀顯示近井壁附近地層的壓裂情況。

1.4 偶極聲波遠探測成像技術

TANG[19]于2004年提出了偶極聲波遠探測技術，首次把偶極子用于單井反射聲波測井中。該技術主要采用偶極子聲源從井內向井外發射橫波，將井中接收到的由井外地質體反射回來的橫波進行處理，對井旁地質構造進行成像。利用該技術徑向探測深度遠這一優勢，在壓裂效果評價中引入該技術，通過對比壓裂前、后各方位上，聲波遠探測成像差異，對遠井壁壓裂改造程度進行定性評價。

地層被壓裂之后，一般會在地層中產生壓裂縫，在主壓裂縫周圍都會產生大量的井旁微裂縫(見圖5)。為了進一步分析這些壓裂縫在聲波遠探測成像中的成像特征，通過正演模擬了網狀縫形態下的反射波聲場，然后采用偶極橫波遠探測技術對所測聲波測井資料進行處理，獲得相應的遠探測成像圖，結果如圖6所示。圖6(a)為正演模擬建立的網狀縫模型，利用Born近似計算得到該模型的偶極散射波場響應特征[20]，圖6(b)為偶極聲波遠探測成像圖。從數值模擬結果可知，網狀縫的形態主要由近井壁附近形成與井軸垂直的主壓裂縫、遠井壁處主壓裂縫周圍產生大量的井旁微裂縫組成。由于主壓裂縫與井軸垂直，井內接收不到其反射回來的橫波信息，在遠探測成像圖中近井壁附近沒有主壓裂縫的反射信息，在遠井壁處可以看到與地質模型尺寸大小相當的“長弧狀”反射信息，這是沿主裂縫上下擴展形成的井旁微裂縫界面的反射信息。

圖5 壓裂后裂縫發育切面圖

圖6 網狀縫數值模擬及成像結果

基于上述研究，地層在受到水力壓裂作用后，在近井壁附近，壓裂前、后的地層縱、橫波時差的差異、地層橫波幅度差異、聲波各向異性、徑向速度剖面差異均可以反映地層在近井壁處的壓裂情況，尤其是壓裂縫沿井壁延伸的高度。但前3種參數在應用中具有一定的局限性，徑向速度變化具有更好的適用性，因此，當不同方法給出的壓裂縫高度不同時，以徑向速度剖面差異的評價結果為準；在遠井壁處，采用偶極聲波遠探測成像技術能夠評價壓裂縫在遠處的展布情況。鑒于上述分析，本文提出了一種水力壓裂效果綜合評價技術，主要利用壓裂前、后的聲波時差、橫波幅度、徑向速度剖面的差異對近井壁處壓裂縫高度進行評價，同時結合偶極聲波遠探測成像技術，在一定程度上評價遠井壁處的壓裂縫高度，通過“遠近結合”的方式，實現了對儲層壓裂縫高度及壓裂程度的定性評價。

2 應用實例

水力壓裂效果綜合評價技術在渤海油田開發井儲層壓裂效果評價中進行了現場應用，取得了較好的應用效果。渤海油田某開發區塊目前共計完鉆13口探井，在新近系明化鎮組明下段、館陶組以及古近系的東營組和沙河街組均鉆遇了良好的油氣顯示，且該油田在開發階段獲得了良好的油氣產出。為了完善注采井網、提高油田開發效果，設計了一口開發井，該井主力目的層為沙河街組，其儲層孔隙度范圍為12.9%～19.7%，平均孔隙度為16.5%，滲透率范圍為2.5～39.9 mD，平均滲透率為19.7 mD，屬于中低孔滲儲層。僅依靠其自身的產能難以形成工業油氣，為了釋放產能獲得更好的油氣產出，對該井沙河街組沙Ⅰ段中3 941.0～3 943.0 m井段，采用負壓返涌方式進行了射孔壓裂作業。

該井于壓裂作業前、后的套管井中分別進行了陣列聲波測井，采用水力壓裂效果綜合評價技術對壓裂前、后的陣列聲波資料進行了處理。圖7是該井壓裂前、后的水力壓裂效果綜合評價技術處理成果圖。該井壓裂前全井各向異性較穩定，各向異性度為4%～8%，壓裂后各向異性度變化不大，無法判斷壓裂縫高度，需要進一步對壓裂前、后的聲波時差、橫波幅度、徑向速度剖面、聲波遠探測結果進行綜合分析。

在3 932.2～3 946.0 m井段，壓裂后的地層縱波、橫波時差明顯增大，地層橫波幅度明顯降低，其中縱波時差平均增量為6 μs/ft，橫波時差平均增量為16 μs/ft，橫波波幅平均降低47%；壓裂前、后的地層徑向速度剖面差異明顯，對壓裂前、后速度剖面進行做差處理，如圖7中的第7道所示，該井段徑向速度剖面變化最為顯著，表現為縱波速度明顯小于原狀地層縱波速度。綜合上述測井響應，說明3 932.2～3 946.0 m井段近井壁附近的地層被壓開，形成了一定規模的壓裂裂縫，為壓裂主要作用段，近井壁壓裂縫高度為13.8 m。為了進一步得到該井壓裂后遠井壁處的壓裂縫發育情況，對壓裂前、后的陣列聲波數據進行了偶極橫波遠探測成像處理，結果如圖7中的第8道和第9道所示。在3 929.0～3 947.0 m井段壓裂后井旁存在明顯的強反射界面，顯示該井段地層被壓開，近井壁壓裂縫高度約為18 m。

從分析結果來看，在3 932.2～3 946.0 m井段地層在近井壁和遠井范圍內都發生了破裂，且地層橫向延伸主裂縫發育在該井段內，隨著主裂縫在地層中延伸，主壓裂縫周圍產生了大量的井旁微裂縫；遠探測成像圖中顯示，至少在10 m范圍內看到了明顯的“長弧狀”反射信息，結合正演模擬結果，該反射信息為井旁微裂縫反射界面，說明該井至少在10 m范圍內形成了明顯的“壓裂體積改造”。

在3 903.0～3 911.0 m井段，壓裂前、后的徑向速度剖面差異明顯，然而該井段單極全波中首波為能量較強的套管波，說明本井段固井質量較差，認為該差異可能受到套管波的影響不能完全反映地層壓裂效果。進一步結合聲波時差、橫波幅度曲線、聲波遠探測結果，地層縱波、橫波時差有所增大，地層橫波幅度明顯降低，遠探測成像沒有明顯差異，認為該井受壓裂作業影響，水泥環中出現流體流動通道，壓裂液沿著流動通道進入3 903.0～3 911.0 m儲層中，僅對該儲層近井壁附近造成了小規模改造，近井壁壓裂縫高度為8 m，遠井壁處未受到壓裂作業影響。

總體來看，該井在近井壁附近產生壓裂縫高度為21.8 m，遠井壁至少在10 m范圍內形成了明顯的“壓裂體積改造”。該井壓裂前沒有自然產能，壓裂改造后產油120 m3/d，產氣110 m3/d，其中壓裂液返排率高達90%，壓裂效果較好，不論是壓裂前、后產能的變化還是壓裂液返排率，均驗證了水力壓裂效果綜合評價技術在儲層壓裂效果評價中的正確性及有效性。由于陣列聲波測井儀器采集記錄時間有限，結合該井聲波時差信息，該井聲波遠探測成像只能探測到井外10～15 m，因此，無法對該深度范圍之外區域進行評價。

3 結論

1)陣列聲波測井是海上儲層壓裂效果評價的重要手段，應用結果表明，當地層進行射孔、壓裂等儲層改造作業時，若形成單一方向的裂縫，通過對比壓裂前后的時差各向異性即可較好地評價裂縫高度，若形成的是網狀縫，那么利用各向異性技術就難以進行壓裂效果評價。

2)為了滿足海上儲層壓裂效果評價需求，提出了一種基于陣列聲波測井資料的水力壓裂效果綜合評價技術。通過數值模擬，壓裂后的聲波時差有所增大、橫波幅度明顯降低。因此，可利用壓裂前、后聲波時差、橫波幅度的差異、聲波各向異性及縱波走時層析成像技術，來定性評價近井壁處儲層壓裂縫高度，同時結合偶極聲波遠探測成像技術，在一定程度上評價遠井壁處壓裂縫展布深度，通過“遠近結合”的方式實現對儲層壓裂縫高度及壓裂程度的綜合評價。

3)通過采用基于陣列聲波測井資料的水力壓裂效果綜合評價技術處理渤海油田某開發井資料，表明在各向異性反演等方法失效的情況下，該技術在固井質量、擴徑等因素干擾的影響下，依然能夠評價儲層壓裂縫高度，最終結合現場壓裂產能及壓裂液返排信息，驗證了該技術的正確性及有效性。