识别复杂储层流体性质的新途径

曾文冲，邱细斌，刘学锋

（1.中国石化胜利油田，山东 东营257001；2.博明能源技术有限公司，北京100086；3.中国石油大学（华东）理学院，山东 青岛266580）

0 引 言

随着油气勘探与开发对象日趋复杂，非均质复杂储层逐渐成为测井评价的重点。理论分析与实践证明，声波测井（单极与偶极）所测量与衍生的多种储层特性参数与油气密切相关，是识别气层、轻质油层的有效手段。过去长期采用时间域（纵波时差、纵横波速度比）作为识别气层的主要参数，在高、中孔隙度碎屑岩储层有好的效果。对于碳酸盐岩、火山岩等储层以及低孔隙度、低渗透率复杂储层，随着孔隙度降低其有效性明显变差，所显示的特征易与岩性、孔隙度的变化相融合，难于排除多解性。若增加其他衍生信息，如流体体积压缩系数、拉梅系数或泊松比等并进行有机的组合识别油气层，能够较大幅度提高复杂气、油、水层的分辨能力和识别效果。研究表明，即使孔隙度低于8%，仍能较好识别储层流体性质。对高饱和度气层甚至可延伸至更低的孔隙度。对于轻质油层若有针对性地优选参数，即使在较低孔隙度条件下同样会有效果。近年来中国在这方面已经开展了有意义的探索，如2002年邵维志等［1］利用流体体积压缩系数在千米桥地区识别碳酸盐岩储层流体性质取得应用效果。2004年徐国庆等［2］采用体积压缩系数、泊松比等特性参数，成功评价了残雪构造CX－4井H3砂岩油气藏（储层孔隙度＞20%）的气、油、水层，准确划分相应的气、油和油、水界面，修正了对H3砂层油气藏性质的原有认识，是利用声学测井进行油藏评价、分析油藏类型的成功案例。这些是对单纯运用纵波时差、纵横波速度比识别储层流体性质的一个进步，表明测井解释的分析模式正向精细型方向发展。

为了全面认识这一问题，拟从理论分析、岩石物理实验、三维岩心微观数字模拟以及现场应用等4个方面入手，系统论证利用声学及其衍生的岩石力学弹性参数识别复杂储层流体性质的可行性和有效性，以确立其理论方法地位，形成多元的测井评价方法。

1 声波特性参数与储层流体性质的相关性分析

论证运用声学及其衍生的岩石力学弹性参数识别复杂储层流体性质的可行性，关键在于考察和分析声波测井的各种原始和衍生信息对储层地质特性、特别是对储层流体性质的映射能力，揭示它们的相关性。长期以来，在声波测井资料的反演和解释中，已广泛运用纵波时差、纵横波速度比识别气层和轻质油层。对于声波测井衍生的一系列岩石力学特性参数，如流体压缩系数、拉梅系数、泊松比、体积模量等识别复杂储层流体性质的分辨能力，往往缺乏相应的整体认识，甚至怀疑这些来自纵横波速度等信息计算的衍生参数是否能更好反映储层的流体性质。事实上，正是由于综合了岩石的纵横波速度、密度以及岩石的弹性等诸多特性，才使这些衍生的特性参数在识别储层流体性质方面具有更好的相关性和敏感度。

1.1 声波主要特性参数分析

1.1.1 岩石体积压缩系数与体积模量

岩石体积压缩系数与体积模量是从逆向意义上表达岩石可压缩性的物理参数，二者互为倒数。岩石流体体积压缩系数则是经过“去岩石骨架影响”的反演，获得直接反映孔隙空间流体可压缩性的参数，以进一步提高识别储层流体性质的分辨率。各种反映岩石矿物和流体特性的参数中，天然气、油、水的流体体积压缩系数差别最大，分别为18.05、0.837和0.444，其中天然气与水的差异可达40倍，而油与水的差异也近2倍。因此，对气、油、水层的分辨率显然优于现用的其他参数，如纵波速度、纵横波速度比、密度等（见表1），从而显示出利用流体体积压缩系数能够更有效区分复杂储层流体的性质，特别是识别气层和轻质油层。

表1 典型流体与骨架的压缩系数

岩石体积模量描述岩石在三维空间的形变。若岩石在p0的压力下体积为V0，当压力增加（p0→p0＋dp），体积减小（V0－dV）时，Kb＝（p0＋dp）／（V0－dV）则为岩石的体积模量

式中，Kb为岩石体积模量，×10GPa；ρb为体积密度，g／cm3；Δtc为岩石的纵波时差，μs／ft＊非法定计量单位，1ft＝12in＝0.304 8m，下同；Δts为岩石的横波时差，μs／ft。

由式（1）即可通过岩石的纵横波时差和密度计算岩石的体积弹性模量，其倒数则为岩石体积压缩系数

针对复杂储层的低孔隙度特点，在实际测井解释过程中为提高识别储层流体性质的分辨率，采用“去岩石骨架影响”反演法直接求解岩石孔隙流体体积压缩系数。

对于碳酸盐岩储层，岩石体积压缩系数Cb可表达为

式中，Cf为孔隙流体体积压缩系数，GPa－1；Cg1为第1矿物的体积压缩系数，GPa－1；Cg2为第2矿物的体积压缩系数，GPa－1；Vc1、Vc2分别为2种矿物的相对体积，cm3；φ为孔隙度。其中Cg1、Cg2均为已知常数，以此则可反演出Cf。若储层含有泥质或石膏等，应在式（3）中增加泥质项或石膏项并进行相应的校正。孔隙流体体积压缩系数Cf的运用，将明显改善碳酸盐岩等低孔隙度复杂储层识别流体性质的应用效果。

1.1.2 拉梅系数

拉梅系数通常作为一种特征参数描述线性弹性体的角度形变，综合反映岩石的弹性性质，使其在反映储层流体性质方面具有较高的敏感度，并成为识别气、油、水层的重要参数。事实上，关于拉梅系数的应用已引起重视，在地震资料反演中被作为寻找天然气气藏的一个重要特征。测井资料的精度和分辨率远高于地震资料，更应在测井评价中运用于识别气层和油层。拉梅系数可表达为

由式（4）可见，与单纯采用体积密度ρb或纵波慢度Δtc相比，拉梅系数显然能够较大幅度提高气、油、水层的分辨能力。拉梅系数一般随着储层含气或含油饱和度增加而减小，因为含气或含油饱和度增大，将使ρb减小、Δtc增大。这一响应特征已经过多个碳酸盐岩、火山岩和低孔隙度砂砾岩气、油田的实际应用得到验证，表明能较大幅度提高识别复杂储层流体性质的有效性。

1.1.3 泊松比

泊松比描述岩石横向压缩与纵向伸长之间的关系，即岩石在单向受拉或受压时横向正应变与轴向正应变绝对值的比值，是反映岩石横向形变的弹性常数

泊松比在高孔隙度盐水饱和储层中具有较高数值，在高孔隙度油饱和储层中次之，而在高孔隙度气饱和储层具有异常低值。对于低孔隙度储层，如川西低孔隙度气藏，据张筠等的统计，饱和盐水的砂岩泊松比在0.20～0.30之间，含气砂岩储层的泊松比小于0.2并随孔隙度增加、压实程度和有效应力降低而增加，同时随地层灰质和泥质的增加而变大。

1.1.4 纵横波速度

从声波传播的机理分析，纵横波速度vp、vs由岩石体积压缩模量Kb和剪切模量G、密度ρb决定

由Bio－Gassman模型可知地层横波传播速度仅仅受骨架胶结情况G的影响，或者说，横波只在固相介质中传播而与孔隙流体性质无关。地层纵波速度则同时受到骨架胶结情况G和孔隙流体性质Kf的影响，表明地层含气饱和度增大时，纵波时差增大，横波时差则往往保持不变。

1.2 岩石物理实验

系统分析鄂尔多斯地区一批（45块）致密砂岩岩心实测样品，其孔隙度变化范围为4%～13%，渗透率普遍小于0.1mD＊非法定计量单位，1mD＝9.87×10－4μm2，下同。选择评价难度高的致密砂岩岩心以突出储层的复杂性，目的是更有力论证方法的可行性。岩心实测的声波特性系列参数：纵波速度、横波速度、弹性模量、剪切模量、拉梅系数、泊松比、体积模量以及经“去岩石骨架影响”反演的流体压缩系数。每1块样品分别测量饱和水和饱和气（干样）2套数据，用以考察储层分别饱和气和水时对各种特性参数的影响。所有样品显示的规律都十分一致，表明即使在致密砂岩条件下声波测井及其衍生的岩石力学特性参数能有效识别复杂储层的流体性质，尤其是气层。图1、图2为随机选取其中2块孔隙度相差较大的致密砂岩岩心样品饱和气和水的声波特性参数对比图（岩心实测数据见表2）。从图1、图2中可知，若以水层（岩心饱和水时）为准，储层饱含气将使流体压缩系数呈明显增大（增大倍数约为水层的7.1～22.2倍），而使拉梅系数、泊松比、体积模量明显减小，拉梅系数减小最大约为水层的19%～41%，泊松比约为38%～55%，体积模量约为水层的43%～68%。说明它们对复杂气层具有颇高的分辨能力，尤以流体压缩系数、拉梅系数为甚；纵波速度和弹性模量也将相应减小，纵波速度约为水层的82%～95%；横波速度、剪切模量则几乎不受储层含气影响，表明与孔隙流体性质基本无关。

图1 致密砂岩声学特性参数饱和气与饱和水岩心分析对比（召51－114号岩心：孔隙度4.02%，渗透率0.047mD）

图2 致密砂岩声学特性参数饱和气与饱和水岩心分析对比（召37－155号岩心：孔隙度11.92%，渗透率0.012mD）

表2 致密砂岩岩心样品实测数据

采用该物理模拟方法与储层实际情况会有一定差别，主要有2个方面问题。①没有考虑束缚水影响。事实上，任何气层都有一定的束缚水饱和度，尤以致密砂岩更甚。②致密砂岩的特低孔隙度渗透率的特点往往造成岩心测量误差大，显然会影响规律的量化精度。通过“去岩石骨架影响”反演计算得到的流体压缩系数也必然会引入相应误差，在一定程度夸大其影响。即使如此，模拟结果仍足以说明声学特性参数识别复杂储层流体性质的可行与有效。

1.3 现场实际数据的分析

根据PG地区碳酸盐岩气藏储层测井的实际资料，开展了声波测井的特性参数与气层关系的研究。重点分析纵波时差、纵横波速度比、泊松比、体积压缩系数及拉梅系数识别气层的能力与相关性，其结果见图3至图6。图3是根据PG地区测井与测试数据绘制的气、水层纵横波速度比与纵波时差交会图。气层按孔隙度级别划分为3类：2%＜φ＜5%为Ⅲ类气层；5%≤φ＜12%为Ⅱ类气层；φ≥12%为Ⅰ类气层。图3中的水层孔隙度均大于5%。图3表明，若仅采用纵横波速度比与纵波时差交会区分气、水层，分辨能力较差，存在比较明显的多解性。若增加其他衍生信息，如流体体积压缩系数、拉梅系数及泊松比等作为识别油气层指示参数，则有明显改善，能够较大幅度提高气、水层的分辨能力和识别气层效果（见图4至图6），显示出优选识别油气层特征参数和充分利用信息的重要性。

图3 纵横波速比—纵波时差交会图

图4 泊松比—纵波时差关系图

图6 体积压缩系数—拉梅系数关系图

（1）纵波时差、纵横波速度比、泊松比、拉梅系数及体积压缩系数与气层有较好的相关性，尤以体积压缩系数、拉梅系数对气层有更佳的识别能力（见图6）。

（2）气层的响应特征：随着含气饱和度增大，体积压缩系数与纵波时差也随之增大，拉梅系数、泊松比与纵横波速度比则相应减小。

（3）在PG地区的碳酸盐岩储层中，当孔隙度φ≥10%时，采用纵波时差、纵横波速度比、泊松比等特性参数，一般能较好识别气层；而当5%≤φ＜10%时，体积压缩系数及拉梅系数则能较好区分气、水层。

（4）利用声波特性参数的优选组合形成相应的交会或重叠分析技术，能够减小岩性和骨架的影响，增强油、气有效信息的检测，提高识别流体性质的分辨能力。如采用体积压缩系数与拉梅系数或泊松比重叠交会的评价模式，可进一步改善区分气、水层的实际效果。

（5）PG地区碳酸盐岩储层天然气饱和度高，为识别低孔隙度气层提供了有利条件。因此，应根据地区油气藏特点，探寻、优化评价方法。

2 基于三维数字岩心的岩石物理数值模拟

基于三维数字岩心的岩石物理微观数值模拟具有便捷、经济和定量的特点，利用岩心X射线CT扫描构建表征岩石三维微观结构的数字岩心［3－4］，可以便捷获得更加反映真实岩石孔隙结构特征并建立各种复杂孔隙结构模式下变化各种微观储层参数的岩石物理模型，较好实现对岩石物理特性的定量研究。

为全面分析和描述声学及其衍生的岩石力学特性系列参数与储层流体性质的相关性，利用X射线CT建立了9块灰岩、白云岩和4块砂岩的三维数字岩心，尺寸为300像素×300像素×300像素，按其实际孔隙结构赋予每一像素（单元）以岩石骨架、孔隙空间和孔隙流体作为数值模拟的三维岩石微观模型。利用有限元法模拟计算岩石声学特性，探索岩石孔隙结构与岩石声学特性之间的关系，定量研究岩石骨架、孔隙空间和孔隙流体对岩石声学参数的影响规律，并准确重复岩石物理实验结果。在利用有限元法计算三维数字岩心的岩石弹性参数过程中，假设孔隙空间中分别为气、水和油。其中，假设气层含气饱和度为70%、油层含油饱和度为70%以及纯水层为100%含水，从而得到饱和不同流体时（气层、油层和纯水层）岩石的体积模量，并与岩心实际分析结果相拟合，验证模拟计算方法的准确性，进而计算流体压缩系数、拉梅系数等岩石力学参数，对比分析孔隙流体对上述参数的影响规律。

2.1 砂岩储层

以X射线CT构建的4块孔隙度分别为8%、13%、19%和21%的三维数字岩心为基本模型，模拟计算油气层和纯水层的岩石流体体积压缩系数、拉梅系数、泊松比、体积模量、弹性模量、纵波速度、横波速度和纵横波速度比，考察它们的变化规律，揭示岩石力学参数与孔隙流体性质的相关性，为优选解释方法提供可信的依据（见图7至图10）。

图7 孔隙流体对砂岩拉梅系数的影响

图8 孔隙流体对砂岩流体压缩系数的影响

图9 孔隙流体对砂岩泊松比的影响

图10 孔隙流体对砂岩纵横波速度比的影响

反映各特性参数与流体性质相关性的模拟结果可归结于图11、图12，主要有以下认识。

图11 70%饱和气时砂岩弹性参数与饱和水的相对变化率

（1）在表征岩石力学特性参数中，虽然与砂岩储层孔隙流体性质都有一定相关性，但系列参数之间对气、油、水层的敏感度却有较大差异，其中尤以拉梅系数、流体体积压缩系数对气、油层有最佳的识别能力，其后依次是泊松比、体积模量、纵波时差和纵横波速度比。同时它们与气层的相关性明显优于油层，表明声学特性参数对气层具有更高敏感度。

图12 70%饱和油时砂岩弹性参数与饱和水的相对变化率

（2）储层含气和含油饱和度的增加一般将引起拉梅系数的减小与流体体积压缩系数增大，因此二者都具有较强识别气、油层的能力，尤其是对气层的识别。泊松比、体积模量一般则随着储层含气和含油饱和度的增加而减小（见图7至图10）。这些特点随着储层孔隙度的增大而表现得更为明显。

（3）随着储层孔隙度变小，系列参数与储层流体性质的相关性相应退化。对于砂岩储层当孔隙度φ＜10%，采用纵波时差、纵横波速度比识别气、油层效果将明显变差。采用拉梅系数、体积压缩系数和泊松比能较好区分储层流体性质，尤其是气层。

（4）利用拉梅系数与流体体积压缩系数或是泊松比的有机组合，采用交会或重叠分析技术能更大幅度提高识别流体性质的分辨率，即使孔隙度低于8%，仍有较好应用效果。

（5）上述认识是建立在数字岩心饱和70%的气或油条件下的模拟结果，对于高饱和度的油气藏，声学特性参数在识别储层流体性质方面将会有更高敏感度。

2.2 石灰岩储层

以X射线CT建立的3块石灰岩三维数字岩心为基本模型，其孔隙度分别为8%、13%、和18%，同样模拟计算油气层和纯水层的岩石力学特性系列参数，考察、分析它们与岩石孔隙流体性质的相关性。在获得与图7至图10相似的一系列关系图之后，最终形成反映岩石力学特性参数与储层流体性质相对变化率的综合图（见图13、图14）。

（1）岩石力学特性参数与孔隙流体性质在石灰岩储层仍有较好的相关性，特别是气层，但各参数对识别气、油、水层的敏感度同样存在较大差异，其中尤以流体体积压缩系数和拉梅系数识别储层流体性质能力最佳，依次是泊松比、体积模量、纵波时差和纵横波速度比。

图13 70%饱和气时石灰岩弹性参数与饱和水时的相对变化率

图14 70%饱和油时石灰岩弹性参数与饱和水时的相对变化率

（2）流体体积压缩系数一般随储层含气和含油饱和度的增加而增大，拉梅系数、泊松比则随储层含气和含油饱和度的增加而减小。因此它们在碳酸盐岩等复杂储层都具有较强识别气层的能力，但其敏感度不如砂岩储层。

（3）随着储层孔隙度变小，系列岩石力学特性参数与储层流体性质的相关性有明显变差的趋势。即使如此，对低孔隙度石灰岩储层（当孔隙度为5%时）利用流体体积压缩系数与拉梅系数或是泊松比的重叠分析技术，也将在较大程度上提高识别流体性质的分辨率。

2.3 白云岩储层

以X射线CT构建的3块白云岩三维数字岩心为基本模型，通过模拟计算油气层和纯水层的一系列声学特性参数，分析它们与储层流体性质的相关性，为优化测井解释方法提供指导性的依据。最终得到的反映各系列参数与储层流体性质相对变化率的综合图（见图15、图16）。从图15、图16可以看出系列特性参数与储层流体的相关性基本与石灰岩储层的数值模拟结果相似，同样是以流体体积压缩系数和拉梅系数为最佳。

图15 70%饱和气时白云岩弹性参数与饱和水时的相对变化率

图16 70%饱和油时白云岩弹性参数与饱和水时的相对变化率

上述3类储层数值模拟结果的分析表明，声学特性参数是识别气层和轻质油层的有效手段，优点在于直观且不受地层水矿化度的影响，有利于低电阻率、低矿化度砂岩储层和碳酸盐岩、火山岩等复杂气、油层的识别，是对电法测井评价油气层的重要补充，同时可在相当程度上弥补电法测井的不足。当然，对于这些非均质性极强的低孔隙度复杂储层，仍需结合第一性资料进行综合分析。总之，注意挖掘、运用与精细分析各种有效信息，改善与优化测井解释模型，开辟与形成识别复杂储层流体性质的综合评价体系，始终是测井分析家需要探索的工作。

3 现场应用实例

3.1 碳酸盐岩气层识别与划分气、水界面

PG8井完钻井深5 930.0m，主要评价PG构造东南翼鼻状突起方向长兴组－飞仙关组储层发育及含气性，以下三叠统飞仙关组、长兴组为主要目的层。岩性以粉晶白云岩、粉－细晶溶孔含生屑砂屑白云岩和粉晶残余藻屑白云岩为主。孔隙类型以晶内溶孔为主，少量为构造缝。根据岩心分析地层孔隙度介于2.01～12.3p.u.之间，平均4.06p.u.；渗透率介于0.005～4 562.61mD之间，平均120.84mD，非均质性突出。5 254.0～5 605m为主要气层段，通过测井资料的处理、解释，能较清楚显示气层，特别是采用流体体积压缩系数与泊松比重叠技术，能更有效识别气层和划分气、水界面。图17是该井5 275～5 675m气层的解释成果图。

图17 碳酸盐岩储层流体性质的识别实例（PG8井）

（1）采用流体体积压缩系数与泊松比重叠分析技术（第7道）依据它们之间的差异（黄色充填区），能够直观、清晰识别气层，评价气层的丰度和划分气水界面。

（2）根据重叠分析图上显示的幅度差大小，可以确定5 515～5 604.6m井段气层丰度较高，5 440～5 515m井段气层丰度较低；5 605m左右为明显气、水界面，甚为直观、明确。该结果与生产测试确定的气、水界面十分一致。其中，对5 502～5 592m层段进行测试（解释为气层），射开后日产气249m3，不含水。经酸化日产气16.66×104m3，日产水（折算）161m3。由水样矿化度分析认定是下部地层经酸化后地层水上窜引起的。对下部解释的水层5 614～5 625.5m进行测试，日产水6.14m3，证明划分的气水界面的正确性。

（3）对比分析气水界面上下储层的显示特征可以看出，虽然5 505～5 604.6m井段的气层和5 604.6～5 650m井段的水层孔隙度相当低，平均值分别为3.7%～5.4%和6.4% 左右，但气层和水层各自的响应特征十分清晰、易于区分。表明在如此低的孔隙度条件下，优选声波弹性参数，如流体体积压缩系数与泊松比重叠技术，仍能有效识别气、水层。

3.2 火山岩气层识别与划分气、水界面

YS101井钻探目的是评价松辽盆地南部构造低部位营城组火山岩气藏的分布，完钻层位为营城组火山岩地层。岩性以酸性流纹岩为主，含有熔结凝灰岩和少量粗面岩和英安岩。储集空间主要为气孔、次生溶孔、砾间孔，以及收缩缝、裂缝等。该层段孔隙发育，但差异大，孔隙度为18%～3%。火山岩储层评价是当前测井解释难点：储层的非均质性强、岩性复杂多样，有过多或不确定骨架影响因素存在，地层孔隙结构变化大，导致火山岩地层导电机理复杂，难于确定地层含烃饱和度及识别储层流体性质。

根据火山岩的地质特点优选测井系列，利用ESC测量数据获取地层各元素含量，确定骨架参数。突出CMR测井的应用，综合阵列侧向、中子、密度测井的解释成果，分析储层的有效性，进行天然气检测。以DSI测井资料为主体，优化声学特性参数的整体应用，特别是采用拉梅系数、流体体积压缩系数、泊松比重叠分析技术，有效识别气层和划分气、水界面。图18为YS101井营城组火山岩3 625～3 830m层段的测井处理、解释成果图。

（1）采用流体体积压缩系数－拉梅系数（第7道）与流体体积压缩系数－泊松比（第6道）重叠分析，依据它们之间的差异（黄色充填区），能够直观、清晰识别火山岩气层、评价气层的丰度和划分气水界面。

（2）3 745～3 769m层段的流纹岩孔隙度高，孔隙尺寸大，孔隙度普遍分布在10%～18%之间。根据三者的重叠显示，幅度差十分明显，为含气饱和度高的优质气层。而其上下孔隙度相对低，分布在3%～8%之间，虽然在重叠分析图上幅度差相对较小，气层丰度低，但仍能较清晰识别。

图18 火山岩储层流体性质的识别实例（YS101井）

（3）该井所处的区域为一底水气藏，区域气水界面为3 800m左右。原来根据其他资料的综合解释将3 802～3 812m解释为水层，气、水界面定为3 802m左右，但从流体体积压缩系数—拉梅系数（第7道）与流体体积压缩系数—泊松比（第6道）重叠图上分析，3 624.2～3 830m层段仍为差气层显示。经3 824.0～3 827.5m井段测试证实属于过渡带的低产致密气层，而实际气、水界面应在3 860m以下，可能与低渗透储层造成气、水过渡带加厚有关。

（4）引入体积压缩系数、拉梅系数与泊松比等声波特性参数的重叠分析技术，①为火山岩等复杂储层提供了一种直观、有效识别流体性质的分析方法；②较好弥补火山岩储层电阻率测井评价能力的不足。因为火山岩岩性复杂，有过多或不确定的导电因素存在，如长石蚀变，黏土和沸石等矿物转化形成的附加导电性，导致解释的多解。

3.3 低孔隙度低渗透率砂砾岩储层气层的识别

FS3井钻探目的是了解井区沙河街组砂砾岩体的含油气情况，目的层为沙四段，完钻井深5 050.0m，层位沙四下。主要岩性为膏岩盐、石膏岩、砾岩、细砾岩、砾状砂岩、含砾砂岩。孔隙度变化在1.5%～8.3%之间，渗透率分布为0.073～1.2mD，有效储层孔隙度一般大于4%。油气分布以沙四下的气藏为主，岩性与孔隙结构复杂、特低孔隙度渗透率与非均质性强等特点大大增加岩性识别、储层有效性评价与流体性质识别的难度。

在取全常规测井资料的基础上，应用自然伽马能谱、核磁共振和微电阻率扫描成像测井进行岩性识别和划分储层，结合气测和录井等资料进行综合解释，认为气层主要集中于4 747.2～4 784.3m及4 815.0～4 869.4m。通过对该井段电阻率测井的分析，出现与常态不同的“逆向”显示，例如气层侧向电阻率大于15Ω·m，差气层大于等于20Ω·m，干层大于23Ω·m。其实在特低孔隙度砂砾岩储层中这是一种比较常见现象，表明储层致密性对电阻率的影响往往在相当程度淹没了储层含油气的影响，显示出电法测井对复杂储层分辨能力的不足。而声学特性参数的运用能够较明确识别气层。图19是采用流体体积压缩系数—拉梅系数（第7道）与流体体积压缩系数—泊松比（第6道）重叠分析技术对该层段气层的解释结果。显然能直观、清晰指示气层的分布。经过测试4 740.40～4 846.75m井段6mm油嘴日产天然气2.64×104m3。

3.4 低孔隙度低渗透率致密砂岩储层油层的识别

图19 低孔隙度低渗透率砂砾岩储层流体性质的识别实例（FS3井）

A2050井是泌阳凹陷的评价井［5］，目的层属于扇三角洲前缘相水下分支流河道，储层埋深大于3 000m，成岩作用强，孔隙度极低，平均为6.5%。该区岩性致密，油质轻，流体性质对电阻率贡献小，利用电阻率识别油气层难度大。采用合成的视纵波时差曲线与实际测量的纵波时差重叠技术识别油层。该方法是将DSI测量的横波时差转换为与油气无关的视纵波时差 （横波一般只在固相介质中传播，与孔隙流体性质无关），并与DSI测量的实际纵波时差曲线进行重叠。若测量的纵波时差大于视纵波时差时，则指示为气层或为油层，从而在较大程度消除各层岩性和物性变化的影响，避免解释的多解性，获得较好效果。该方法的关键在于建立比较准确的合成视纵波时差与横波时差（或速度）二者的转换关系（相当于完全水饱和状态下纵横波时差的转换关系）。为提高评价流体性质的有效性，最佳选择是建立地区性的纵横波时差（或速度）转换关系。为此，利用A2050井区目的层的实际岩心，在100%含水状态下通过测定建立纵横波速度关系，其纵波速度约为横波速度的1.746倍。依据该转换关系，利用获得的3 020～3 080m井段合成的视纵波时差与实测纵波时差的重叠图直观识别油层。图20为该井段解释成果，图20中的1、2、4、6、7号等5个储层视纵波时差与实测纵波时差重叠后有相应的幅度差（红色重叠区域），显然为油层显示。经1、2号层射孔投产，日产原油24t。该实例选自参考文献［5］，运用声学特性参数成功识别致密砂岩油层实例，说明，只要提高方法的针对性，利用分辨率比较低的纵、横波时差组合仍能在如此低的孔隙度条件下较好地识别油层。根据上述论证，如果采用分辨率较高的流体体积压缩系数－拉梅系数或泊松比重叠分析技术，其效果将会有更大改善。该实例说明声学特性参数也是识别轻质油层的有效手段。

图20 低孔隙度低渗透率砂砾岩储层流体性质的识别实例（A2050井）

4 前景分析与技术关键

以上系统论证表明，利用声学特性参数将为复杂储层的气、油识别开辟另一个有效途径。流体体积压缩系数、拉梅系数和泊松比等声波特性参数的组合应用不仅对碳酸盐岩、火山岩、低孔隙度低渗透率砂砾岩等复杂储层的气、油层识别有重要意义，而且对于识别气藏中CO2也会有更好的效果，因为CO2气体声波的传播速度要比甲烷慢。据前人测定，在0℃时CO2的声速为259m／s，CH4为430m／s。同时声波特性参数不受地层水矿化度影响，可相当程度弥补电法测井的不足，较好地解决利用电阻率测井评价油气层的难题，特别是高、中孔隙度碎屑岩储层的有关难题，如低电阻率（低对比度）油气层、地层水矿化度低或变化大及在预探井地层水矿化度未知或无水层作参照难于评价的油气层，以及水淹层解释等。这里包括渤海湾地区明花镇组淡水型油气层、地层水矿化度多变的冀东型油气层以及中国东西部广泛发育具有高、中孔隙度的低电阻率（低对比度）型油气层和高孔隙度砂岩储层水淹状态的评价等都可望获得较好效果。当然这一方法对于非均质性极强的低孔隙度储层、稠油层会有明显的局限性。为了促进技术方法成熟，需要在以下有关方面深化。

（1）形成规范性的定性分析方法。主要分析流体体积压缩系数、拉梅系数和泊松比等声波特性参数的组合关系，在不同孔隙度条件下气、油、水层的响应特征以及与含气、含油丰度的变化关系。

（2）向量化方向发展，估算储层的饱和度。在定性解释和数字模拟的基础上建立碳酸盐岩、火山岩、低孔隙度低渗透率储层的流体体积压缩系数、拉梅系数和泊松比等声波特性参数与孔隙度、饱和度的经验关系，逐步形成定量或半定量解释方法。

（3）加强裂缝型、洞穴型复杂储层的现场应用，进一步验证和提高其应用效果。目前该方法对于以孔隙型、溶蚀孔洞型、裂缝－孔洞型为主的储层效果比较明显，但对于裂缝型、洞穴型复杂储层则需要进一步实践，验证其应用效果。

实现上述方法的基本条件是各井必须具备纵、横波数据（时差或速度）。理想的方法是进行多极子声波测井，然而目前除重点井外，大部分井采集的都是单极声波。因此，如何获取各井的横波数据就成为方法推广运用的技术关键。经过多年的研究与实践，这一问题已经能够较好地解决。

通过岩石物理实验建立纵波时差与横波时差（或速度）的转换关系。直接测量岩心纵横波时差，建立地区性100%饱和水状态下的纵横波时差转换关系；或者通过实验室系统测定纵横波速度比，依据储层实际的岩石组分由纵波速度反演横波速度（或时差）。

横波时差（或速度）的反演。20世纪80年代初胜利测井公司开展了计算岩石力学参数研究，分析了国外几种计算横波时差的经验方法，优选有关经验方程，通过实践以实际资料为依据，对计算方法进行相应的改善，推演出计算横波时差Δts经验公式，Δts＝f（Δtp，ρb，Vsh），研究出一套计算横波时差的技术并形成相应的软件，经过多个油田实际应用见到较好效果。20世纪90年代初通过与国外DSI的实测横波数据对比，进一步验证方法的可信性与有效性，获得国内外同行的认可。21世纪初，通过浅、深井资料的处理，对浅井计算数值偏大、深井计算数值偏小的问题进行改进与完善，使得深井、中深井及浅井的横波时差的计算都能得到较好效果［6］。

总之，声学特性参数的综合运用，将为复杂储层流体性质识别提供一种新的评价方法。

［1］ 邵维志，陆福.碳酸盐岩储层流体性质识别新技术［J］.测井技术，2002，26（1）：60－63.

［2］ 徐国庆，沈伟锋，刘大能，等.残雪构造H3油气藏评价认识与启示 ［J］.中国海上油气，2006，18（1）：6－12.

［3］ Liu X，Sun J，Wang H.Reconstruction of 3DDigital Cores Using a Hybrid Method［J］.Applied Geophysics，2009，6（2）：105－112.

［4］ 刘学锋，孙建孟，王海涛，等.顺序指示模拟重建三维数字岩心的准确性评价 ［J］.石油学报，2009，30（3）：391－395.

［5］ 蔡希源，运华云，李宝同，等.现代测井技术应用实例 ［M］.北京：石油化学工业出版社，1986.

［6］ 阎树文，乔文孝，等.声全波测井在石油工程中的应用 ［C］∥第五次国际石油工程论文集：下册 ［M］.北京：国际文化出版公司，1995：903－910.