特殊测井技术在贵州煤层气评价中的应用

2018-01-25金留青韩颜峰乔治清李群德

中国煤层气 2017年6期

关键词：偶极子泊松比井眼

金留青李雁韩颜峰乔治清李群德

(1.贵州天然气能源投资股份有限公司,贵州 550081;2.中石化华北石油工程公司,河南 450000)

1 地质概况

2 煤层气识别评价

利用纵横波时差比、泊松比、体积压缩系数等参数在砂泥岩储层中进行气层识别和评价得到了很好的应用，目前还没有在文献中见到有关偶极子声波测井在煤层气储层评价中的应用，本文利用这些参数对煤层气储层评价进行探讨。

2.1 利用纵横波时差比评价煤层气储层

一般情况下，贵州地区A区泥岩纵横波速度比在1.9～2.0左右，煤层的纵、横波速比则明显降低，在1.4～1.8之间。与试采资料对比发现，横纵波时差比越小，煤层产气量越高，反之煤层产气量越低(见图1)。

2.2 泊松比与体积压缩系数迭合进行煤层气储层识别

泊松比、杨氏模量都是直接与纵横波时差值有关的参数，储层含气时，横波时差不变或变化很小，纵波时差增大，密度降低，因而泊松比减小，杨氏模量减小；含气饱和度越高，其值越低。

通过对弹性模量的研究，发现岩层的体积压缩系数也与岩层的纵横波时差比值有关，将泊松比、体积压缩系数以地区正常值为基线迭合在一起，由于两者受气体影响的方向相反，在含气层段，两曲线间必然会产生偏移，偏移距离的大小，客观上反映了煤层含气量的多少。偏移区大而稳定，且体积压缩系数右偏于泊松比曲线的为煤层气层，反之，左偏的则判断为水层，基本迭合的一般认为是干层，如图1。

图1 贵州A1井偶极子声波识别煤层气层

图1为贵州某地区A1井偶极子声波识别煤层气层成果图，图中显示在煤层气层段，纵横波波速比为1.7，泊松比、杨氏模量减小，体积压缩系数增大，且泊松比-体积压缩系数迭合、泊松比—杨氏模量迭合包络面积较大，而煤层段，两者包络面积则较小。

3 区域地质评价应用

偶极子声波确定地层各向异性，影响因素主要有裂缝、地应力、流体性质、岩性、储层的非均质性等。在钻开煤层后，由于裂隙和割理的存在，煤岩呈非均质性特征，快波方位代表的是煤岩各向异性的方位。当地层为同性地层时，快波方位代表的就是现今最大水平主应力方向。

3.1 确定A区地应力方向

贵州A区勘探、开发井多采用常规测井系列进行煤层评价，技术人员缺乏确定地层最大主应力方向的手段，不利于新井井眼轨迹设计及后期压裂效果评价。因此，在A区重点评价井安排了特殊测井项目，利用偶极子声波与地层倾角测井结合确定A区最大主地应力方向。

偶极子阵列声波测井处理结果显示A1井C409煤层地层各向异性较强，统计得到的地应力方向为北东-南西向，角度30°～210°；根据井眼崩落法判断C409煤层地应力方向为北东-南西向，角度为20°～200°(见图2)。两种不同的测井资料在目的层段指示的地层地应力方向均为北东-南西向，角度变化范围基本一致为30(20)°～210(200)°，证明了偶极子阵列声波测井结合地层倾角测井确定煤层地应力方向的正确性及可靠性。

本文采用比较分析的方法对提出的垂直搜索引擎性能进行测试，主要测试指标为查全率、查准率、响应时间参数等，重点针对主题爬虫模块。实验将雅虎（中国）、百度、搜狗、大学搜4 个中文垂直搜索引擎作为比较对象，其中，大学搜是通过百度搜索推荐的一款优秀垂直搜索引擎，原本想将谷歌搜索引擎列为重要的实验分析对象，因谷歌退出中国，难于实现中文环节下的真实查询结果显示，因此放弃。

3.2 为水平井井眼轨迹设计提供依据

贵州A区块C409煤层气地质评价结果好，开发潜力大。为了提高单井产量，在A区块设计一口单支水平井，水平段长约600m，井眼轨迹位于煤层顶部(煤层厚度5～7m)。

在方案论证初期，参考相邻B区块Y1井的裂缝监测资料设计水平段井眼轨迹。Y1井压裂监测井眼的南东侧为长缝，长度 117.51m，方位150°；井眼的北西侧为短缝，长度87.02m，方位330°。在考虑煤层发育有利部位、地层倾向倾角、后期排采需求等因素的基础上，初始方案设计X1-1H的水平段井眼轨迹与正北方向夹角228°，与预测裂缝夹角78°(见图3左)。

为保证水平井设计成功率，采取多种手段获取最大主应力方位资料。在A区块C2井进行偶极子阵列声波测井和地层倾角测井，前者解释C409顶部最大水平主应力方向在30°～40°，后者解释在15°～20°(见图2)，两种结果相近，但与B区块Y1井的裂缝监测结果差异较大。

分析认为：首先偶极子阵列声波和地层倾角测井分别基于纵横波在地层中的传播速度差异性、不同测试方向井径的变化获取应力方位资料，两者原理不同，但结果相近，相互印证结果可信；其次B区块Y1井台上几口定向井多极子测井成果显示最大主应力方位为北东向；再者附近井田勘查成果显示主控断层基本上为北东向。综合以上分析认为Y1井的裂缝监测结果与实际可能存在一定偏差，所以在X1-1H井水平段设计时，将X1-1H的水平段井眼轨迹做适当的调整，调整后的方位与正北方向的夹角为255°，使水平井井眼轨迹与最大水平主应力方向夹角约45°(见图3右)。

图3 X1-1H井水平段方位设计变更图

4 工程压裂应用

应用偶极子阵列声波提取的纵、横波信息和常规测井资料密度、孔隙度结合，可计算出地层的岩石力学参数，进而开展井眼稳定性分析、煤层顶底板隔层力学性质评价、煤层压裂裂缝高度预测。

4.1 井眼稳定性分析

一般情况下，泊松比在0.35～0.40之间变化时，代表岩石质量变坏，井壁极易垮塌、掉块，造成井眼不规则。A1井泊松比在0.24～0.43之间，峰值在0.32，主力煤层段C409泊松比均值为0.34。本区A2井煤心实验分析该层的泊松比平均值为0.345，计算结果与实验数据基本一致。

A1井的杨氏模量在5～45MPa之间，有两个峰值17～18MPa，32～36MPa，表明在井轴方向，地层受力后容易发生形变，这也与本井井径扩径明显(井眼扩大率大于10%以上)、井眼不规则相对应(详见图4)。

4.2 煤层顶底板隔层力学性质评价

煤层顶底板隔层的稳定性，主要依靠其厚度、强度和原始地应力进行评价，当煤层底板厚度较大时，地应力的增大有利于阻止承压水的上升，当隔水层为薄板时，地应力的增大将导致底板水的突出。只有顶底板具有一定的厚度和强度，才能防止在地应力和水压的联合作用下，煤层底板遭到剪切破坏，有效阻止裂缝的扩展和延伸，避免压裂时应力变化而造成底板突出、突水事故的发生。

表1为贵州A区块A1井煤层顶底板岩石力学参数表。

图4 A1井泊松比、杨氏模量频率统计直方图

为了更好的表征顶底板岩性的岩石力学参数关系，分别做弹性模量与四种模量积、模量和的交会图，见图5、6，从图中可以看出，随着岩性变粗，弹性模量逐渐减小，泥岩与其它岩性弹性模量的分界线为17×104MPa(见表2)。

因此，煤层顶底板的力学性质决定了顶底板的稳定性、渗透性。当顶底板力学性质相同时，厚度决定了顶底板的渗透性和可压性；反之，当顶底板力学性质差异较大时，岩石物理参数大小决定了顶底板的渗透性和可压性。

表1 贵州A区块A1井煤层顶底板岩石力学参数表

表2 贵州A区块A1井煤层顶底板板稳定性定量判断标准

图5 贵州A区A1井弹性模量—模量和交会图

图6 贵州A区A1井弹性模量—模量积交会图

4.3 压裂缝高度预测

研究表明：进行压裂施工时，当上层岩层中的弹性模量小于下层岩层的弹性模量时，下层岩层中的裂缝将突破交界面向上层岩层中延伸；反之，则上一岩层要阻挡下一岩层中的裂缝向上扩展，裂缝将终止于界面。

图7 贵州A区块A1井煤层压裂高度预测图

图7为贵州A区块A1井煤层压裂高度预测图，从图中可以看出：5号层顶板杨氏模量值为20×104MPa，远小于8号层底板的杨氏模量值38×104MPa；5号层顶板弹性模量值为18×104MPa，也远小于8号层底板的弹性模量值42×104MPa。利用压裂理论模型计算出5-8号层，初始破裂压力分别为12.45、13.32、14.86、16.92×104MPa，当压力增加1.758MPa，5、6号层(C409)压力达到14.208、15.078MPa时地层均被压开，而未压穿煤层顶底界面，从而为煤层气压裂改造设计提供理论依据。