致密砂岩声波速度试验研究及其应用

2014-11-22曾静波油气资源与勘探技术教育部重点实验室长江大学湖北武汉430100

石油天然气学报 2014年1期

曾静波（油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北武汉 430100）

章骏霄（武汉大学测绘学院，湖北武汉 430079）

杨帆（中国石油集团测井有限公司油气评价中心，陕西西安 710077）

蔡德洋，范文同（中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000）

由于塔里木盆地致密砂岩气藏埋藏深，岩性复杂，储层非均质性强，用常规电测井和孔隙度测井资料识别气层的效果不太理想，所以有必要寻求一种新的方法识别致密砂岩气层。国内外很多学者都曾探讨了利用声波测井参数识别地层流体性质和饱和度的方法［1，2］，但将这些方法运用于实际测井解释时，存在一个区域性问题。在前人研究的基础上，笔者针对塔里木盆地的砂岩岩样开展试验研究，在一定的压力条件下，对岩样进行超声测试，获得了在不同含气饱和度时的纵波、横波速度数据，分析了声波速度随含气饱和度、孔隙度的变化规律，为进一步利用声波测井参数识别致密砂岩气层打下了基础。

1 试验方法及过程

1.1 试验样品及试验仪器

该次试验所采用的样品均为砂岩岩心，共计50块，其物性关系如图1所示。主要仪器设备有DS1102E型数字示波器、CTS－8077PR型超声方波脉冲发生／接收仪、TST3206动态测试分析仪及600kHz纵波、横波换能器各一对，岩样夹持器，HR2500－2高速冷冻离心机，AE200电子天平。试验测量装置如图2所示。

1.2 声波速度测量方法

①测定仪器系统及纵波换能器的声波零时间，将发射换能器与接收换能器直接对接记录纵波或横波的传播到达时间，即为测量系统及纵波换能器的零时间。②岩样声波速度测定，将待测岩样装入岩样夹持器中，单轴加压8MPa，使岩样与换能器端面充分耦合，能在示波器上清晰地观测到纵波首波，及根据纵横波速度关系估算的横波首波，读出声波通过岩样的传播时间。③岩样在单轴压力下的声波速度为v＝L／（t－t0）（其中：v为岩样的声波速度，m／s；L为岩样的长度，m；t为岩样的纵波或横波传播时间，10－6s；t0为系统及声波传播的零时间，10－6s）。

图1 试验样品孔隙度与渗透率关系图

图2 声波速度试验测量装置示意图

1.3 测量声波速度随含气饱和度的变化

试验时先用190000mg／L盐水（NaCl溶液）饱和岩心，测量岩样100%饱和水时的纵波速度和横波速度，然后用一定的压力驱替岩样中的水，再测量岩样的纵波速度。在饱和水岩样脱水时，根据岩样几何尺寸、物性及毛细管驱替压力和离心机转速换算公式，合理选择离心机转速和脱水时间。当驱替到岩样达到束缚水饱和度时，整个驱替和测量过程结束，记录每次的测量数据，即可得到不同岩样的纵波／横波速度随含气饱和度的变化关系。

在试验测量岩石声波速度与含气饱和度的关系时，要考虑声波的影响因素，这里主要考虑温度、压力的影响。根据以往的试验结果，温度对声波速度的影响不大，平均误差小于3.5%，而压力对声波速度的影响可达35%以上［3］。因此，试验时必须考虑压力因素，把测得的声波速度与实际测井值进行比较，发现压力在8MPa左右时能满足实际储层的压力要求。

2 数据分析与讨论

2.1 声波速度与含气饱和度的关系

图3是声波速度与含气饱和度的试验关系图。从图3中可以看出，当岩石所处的温度和压力一定时，随着含气饱和度的增加，纵波速度在含气饱和度20%～70%范围内明显减小，而且随着孔隙度（）、渗透率（K）的变好，纵波速度的变化也越大；而横波速度几乎保持为一个常量或略有减小。因此，在不同的地区、不同的岩性，纵波速度与含气饱和度的关系有所不同，要区别对待。

图3 纵波速度（a）、横波速度（b）与含气饱和度关系图

2.2 声波速度比与含气饱和度的关系

根据上述测量结果，笔者绘制了声波速度比（含气时的速度与完全含水时的速度之比）与含气饱和度关系图（图4）。从图4中可以看出，它们的关系是呈反比的，但数据点较分散，相关系数不高，这与复杂的岩性骨架引起的复杂孔隙结构有关。为此，笔者根据毛细管压力曲线分类重新建立了声波速度比与含气饱和度的关系。

式中：vg／vw为含气时的速度与完全含水时的声波速度比；Sg为含气饱和度，%；R为相关系数。

图4 试验声波速度比与含气饱和度关系

图6是将综合物性指数分为两类后得到的声波速度比与含气饱和度的关系图版，相关性明显提高。

图6 声波速度比与含水饱和度关系图

2.3 确定完全水饱和的声波速度

试验分析表明，由于声波速度受泥质含量、孔隙度及砂岩骨架含量等因素的影响，所以笔者选用纯水层来确定完全水饱和的声波速度。该次研究选取大北S井5866m和大北Y井下部的水层作为建模的数据，所拟合的公式为：

式中：Δtp，w、Δts，w分别为水层纵波时差、横波时差，μs／ft。

考虑到Δts，w受含气饱和度影响小，可与Δts，w结合得到完全含水时的纵横波速度比（或时差比）Δtp，w／Δts，w：

式中：w（sh）为泥质质量分数，%。

利用式（4）求得完全含水时的岩石声波时差比，对实测的声波时差比进行归一化，再利用声波速度比与含气饱和度的关系式（式（1）、（2）），便可获得含气饱和度。需要指出的是所选择的水层岩性与油气层岩性要类似，所计算的泥质含量、孔隙度等参数要具有一定的精度，才能获得合适的完全含水时的声波时差。

3 应用实例分析

图7是A井测井解释成果图，深度段6484～6517m，共划分了8个储层，它们的的平均孔隙度为5.5%，纵波时差为59.05μs／ft，横波时差为98.02μs／ft，含气饱和度为48.11%。在深度段6484～6502m，纵波时差在气层段变大，平均值为59.32μs／ft，而横波时差基本保持不变或是略有减小，平均值为97.19μs／ft，纵横波时差比指示含气层段的效果明显，再结合阵列感应曲线则可以判断为气层；在深度段6502～6517m，纵横波时差比指示含气层段的效果比上半部明显差一些，与由声波速度比拟合计算的含气指数曲线显示效果相同，并且阵列感应曲线差异明显减小，综合判断为含气水层。上半部分经酸化压裂后日产气439363m3，下半部试油见气，日产水25.2m3，测井解释结论与试油结论一致。