基于阵列声波测井的套管井纵波时差获取方法

崔丽香, 陈彦竹, 杨双定, 谢刚

(中国石油集团测井有限公司, 陕西 西安 710077)

0 引 言

声波测井资料是完井解释、地层对比、区块评价及地震处理中不可缺少的资料。井眼和地层中传播的声波主要由2类波组成:体波(纵波和横波)和导波(伪瑞利波和斯通利波),此外还有一些多次反射波[1-2]。实际油气勘探中,因井下井况复杂及地层特殊岩性变化,无法进行裸眼井常规测井或裸眼井测井资料采集不全,导致声波测井资料缺失。在复杂井中下套管后测井,不仅可以节约钻井时间而且可以减少钻探风险,在无声波测井资料的老井(套管井)中补测声波测井资料可以满足老井测井评价和挖潜的需要。另一方面,对于没有进行裸眼阵列声波测井的井,也可以通过压前阵列声波测井资料提取的纵横波进行岩石力学参数的计算。

研究区主要使用阿特拉斯公司的XMAC偶极子阵列声波测井仪器(探测深度为0.3～1.067 m)和哈里伯顿公司的WAVESONIC测井仪(探测深度为0.3～0.91 m)进行地层数据采集,设备集单极工作模式、单极全波工作模式、偶极全波工作模式和正交偶极工作模式于一体。当固井质量较差时,套管波成分决定了整个波列数据,从而影响过套管测量。多极声波测井仪器比常规长源距声波测井仪器更适合过套管进行地层测量,提供了更多参考研究资料[3-4]。

本文通过分析鄂尔多斯盆地A、B、C、D和E这5个地区34口套管井阵列声波测井资料、裸眼井常规声波测井资料和阵列声波测井资料,对套管尺寸8in*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同的井,根据固井好坏和井况异常段分别提取纵波时差,分析影响纵波提取准确与否的主要影响因素,提出了针对不同固井质量提取纵波的方法,对构建方法进行了实例论证。

1 影响因素

1.1 套管尺寸的影响

套管尺寸影响居中测井仪器发射和接收地层数据的真实性。套管直径增大,套管波幅度减小;水泥环厚度越大,纵波时差受水泥环的影响越大;下套管后,地层本身的变化也会引起声波时差变化[5]。

1.2 固井质量的影响

实际生产中,在固井质量好的井段,提取的纵波时差能准确反映地层的纵波时差,可以不作校正直接应用。如果固井质量较差,则套管井声波测井受套管和水泥环的影响大,提取的纵波时差已不能准确反映地层的纵波时差。因为,当水泥环与套管及地层胶结良好时,声耦合好,声波能量基本上传给地层,套管波幅度很小,纵波幅度较大,接收探头采集到的地层声波信号强,提取的纵波时差较可靠;当水泥环胶结较差时,声耦合不好,大部分声波能量沿套管传播,极小部分传到地层,这时套管波幅度很大,而纵波幅度很小,甚至看不到纵波,接收探头接收到的套管信号强而地层信号弱,提取的纵波时差很可能是套管波[6-7](套管的时差理论值57.0 μs/ft)。

1.3 井况的影响

裸眼井中全波列波形为纵波、横波以及斯通利波等后续波,而在套管井中纵波之前多了一个套管波,套管波传播速度大于地层传播速度,先于纵波到达接收器[4]。井眼扩径是提取纵波质量的另外一个影响因素,当固井质量较好时井眼扩径对纵波影响较小;但是当固井质量较差时,井眼扩径对纵波影响较大。此外,随着水泥和套管胶结时间长短和胶结程度的不同,使得固井质量存在差异,不同材质的胶结物对地层的损伤程度也不同,会影响仪器采集的分辨率。

1.4 地层性质的影响

地层中存在天然气时,纵波速度会明显增大,而横波速度基本不受影响。由横波计算的纵波时差与实测的纵波时差之间的差值可以指示储层中天然气的存在。纵波速度对气和轻质油敏感度高,少量的气或轻质油会使它明显降低。当孔隙内充满石油和天然气,岩层纵波速度比孔隙内充满水的岩层纵波速度要小,即油层、气层的纵波时差要比相同岩性相同孔隙的水层大,尤其是气层差别更明显[8]。下套管后,渗透性地层泥浆的渗透运动停止,地层流体逐步向井壁运移,地层孔隙度和流体性质的变化会引起地层声波时差的改变。从理论上说,对于水层,这种变化不明显。水泥胶结好的套管尺寸为8in的井中,纵波时差数值与该井裸眼井常规完井测井中声波时差数值相关性系数接近1[5]。

2 套管井纵波提取方法

由于套管的声速大于地层的声速,采用传统补偿声波测井在套管井中测量不到地层的纵、横波时差。为获得地层的纵波时差等信息,在套管井中通常进行阵列声波测井。对于XMAC阵列声波测井仪器套管井纵波提取方法,以往常采用时域内的STC(慢度时间相关分析)方法、FMD(首波探测的差值检测法)方法和谱分析的DPD(直接相位分析)技术提高其垂直分辨率[9]。将理论和实际生产相结合后发现上述方法具有不同程度的局限性。

Express解释软件采用STC法,该方法主要利用波形的相关性,当声波波形频散不严重,或频散对声波波形影响比较小时,效果比较好。当频散严重,波形之间的相关性比较差时,提取的纵横波及斯通利波的纵向分辨率较低,达不到仪器的实际分辨能力,难以识别薄层、薄差层[10-11]。

FMD方法理论基于STC法,进一步缩小相似度函数F(s,τ)的自变量取值范围,简化计算流程。但是在遇到井况异常时,会丢失数据,数据经过人为筛选后,才可以使用。该方法在数据处理时受到采样间隔影响。

用Matrix pencil方法处理阵列声波测井波形可以得到其二维谱分布,利用谱分析的DPD法对8个阵列声波波形作FFT得到频谱,用相位谱建立模型得到波形中所具有的声波在波数域的分布[10]。该方法理论性较强,对采集仪器的纵向分辨率要求高。

本文在先前理论的基础上,根据现场生产的实际情况,把阵列声波测井技术与常规完井结合,结合区域地层特点进行纵波时差提取。

2.1 固井质量较好时纵波提取方法

固井质量好,即第Ⅰ界面、第Ⅱ界面均胶结好时,在套管井中用单极全波测量模式测量地层全波信息,测量到的全波信息主要为地层声波信息,不受套管波影响[12]。采用慢度-时间相关法(STC)提取纵波[2]。STC法是一种时间域内的多道信号相关分析技术,其算法类似于地层倾角测井资料处理中使用的相关对比技术。基本思想是选取合适的处理时窗长度,在第一接收波列的时间轴上移动处理时窗,同时计算每个时间位置上、不同时差对应的1组波形的相关系数P(0≤P≤1,P=0时表示波形间无任何相关关系,P=1表示波形完全一致)。由此,可以得到该组波列对应的时间—时差—相关系数等值图。在计算出的时间—时差一相关系数等值图上,可以寻找出1组相关系数的局域最大值点,这些点对应的时差值为各对应的行波最可能的时差值,即获得纵波、横波和斯通利波时差。

2.2 固井质量较差时纵波构建方法

固井质量中等或较差时,套管井声波测井受套管和水泥环的影响大,用STC法提取的纵波时差不能准确反映地层的纵波时差。采用偶极声源的偶极全波测量模式,可以提取横波时差,横波时差受套管波的影响较小,能够反映地层的横波信息。因此,可以利用横波时差构建纵波时差。

为得到较为准确的纵波时差,利用鄂尔多斯盆地各区块已有的裸眼井阵列声波测井资料,若仪器分辨率可以达到工程要求时,对单井扩径相对误差大于28.9%的井段读取数据,对850个样点进行裸眼井声波时差数据和套管中测量的纵波时差进行分析(见图1)。

图1 固井质量较差井段纵波时差与声波时差交会图

阵列声波测井时差提取应考虑岩性影响。碎屑岩地层属于低放射性岩性,储层砂质含量较疏松时,钻遇过程容易发生井径异常现象。自然伽马曲线与地层所含流体性质无关,幅度主要决定于地层放射性物质,对不同岩性其幅度较为稳定,易于实际操作。此外,对于标准层也易于选取。

(1)

图2 固井质量较差井段自然伽马相对值与纵波时差和声波时差交会图

阵列声波测井资料参照常规完井资料进行深度校正后,统一采样间隔,在研究井段利用式(1)得到ΔGR值,采用最优拟合技术分别建立自然伽马相对值和纵波时差纵、声波时差的关系。由图2可以看出,二者分别呈线性关系。在固井较差层位构建纵波时差曲线,式(2)主要适用于盆地碎屑岩剖面地层的横波时差曲线的构建。ΔGR为经过标准化校正、消除异常高放射性的地层自然伽马值,数值小于180 API。

Δtc=a×Δts+b×ΔGR+c

(2)

式中,Δtc为纵波时差,μs/ft;Δts为横波时差,μs/ft;ΔGR为自然伽马相对值;a、b、c为地区系数。

本文分析盆地A、B、C、D和E等5个地区,根据不同地区地层特征,a、b、c值不同,对单井数据用多元回归方程式(3)分别估算求取ai、bi、ci,参照井位部署,对同一地层求取a、b、c。R2是相关系数,衡量自变量Δts和ΔGR与Δtc之间的相关程度的大小。最终,得到表1所示的估算方程拟合参数值。

Δtc1=a1×Δts1+b1×ΔGR1+c0

Δtc2=a2×Δts2+b2×ΔGR2+c1

……

Δtcn=an×Δtsn+bn×ΔGRn+cn-1

(3)

表1 盆地主要区块纵波时差估算方程的拟合参数表

图3 B地区经过线性回归处理后纵波时差与伽马和横波时差验证交会图

3 应用实例

图4 ×1井套管井与裸眼井纵横波时差对比图

图4是×1井套管井与裸眼井纵横波时差对比图。图4显示,井眼局部有较大扩径,声波变密度测井显示固井质量整体较好,井眼扩径段显示稍差,套管井中提取的纵波和裸眼完井声波时差以及裸眼井偶极提取的纵波匹配关系比较好,有较好的一致性。声波变密度测井图上地层波的信号稍弱,提取的纵波与裸眼完井声波时差的相关性略差。

对C区块×2井分别提取裸眼井和套管井单极全波列和偶极全波列声波测井数据(见图5)。相较于裸眼井单极全波列及单极子频谱,×2套管井中测得单极子全波列中的初至波及单极子频谱所反映的非地层的纵波信号而是套管波信号。套管井中的偶极横波波列及频谱与裸眼井的偶极横波波列及频谱基本一致,反映的都是地层横波信息。斯通利波主要代表井液和套管特性,几乎不受围岩地层信息影响。

图6是×2井套管井与裸眼井纵横波时差对比图。图6显示,该井段井况差,井眼大段扩径,声波变密度显示固井质量较差,局部套管波信号强,纵波信号较弱;套管井中提取纵波时差接近直线,与裸眼完井声波时差几乎不相关,相关系数0.009[见图7(a)],纵波时差值在55～58 μs/ft之间,反映的是套管波信息,不反映地层信息,不能用于储层识别。而套管井提取的横波时差和裸眼井提取的横波时差相关性还比较好,这时,可以利用横波构建纵波。×2井位于C区块,采用适用于C区块的纵波时差估算方程,通过提取横波时差计算得到纵波时差。从图6中看到,由横波构建的纵波时差与裸眼完井声波时差相比,形态幅度变化趋势都比较接近,有较好的相关性,相关系数0.731[(见图7(b)]。图8(a)、8(b)分别是砂岩段、泥岩段构建的纵波时差与裸眼井声波时差的交会图,可以看出砂岩段的相关系数较泥岩段高,主要是砂岩井眼较泥岩稳定,提取的横波时差较为准确。因此,井眼稳定的层段构建的纵波时差更为准确些。

图5 ×2井套管井和裸眼井声波全波列和波形频谱对比图

图6 ×2井套管井与裸眼井纵横波时差对比图

图7 套管井提取和套管井构建纵波时差与声波时差交会图

图8 套管井构建纵波时差与声波时差交会图

4 结 论

(1) 套管井提取纵波时差受套管尺寸、固井质量、水泥环胶结情况、扩径、地层性质影响。其中,固井质量和水泥胶结情况是主要影响因素。构建纵波时差时应考虑地区地层规律,分区域求取可以提高纵波的真实性。

(3) 套管井阵列声波测井可以作为弥补在裸眼井无法采集到声波测井资料的一种较好的方法,但也具有一定的局限性。套管井提取的声波质量主要受固井质量的影响,固井质量越好,提取的纵波时差越准确。因此,阵列声波测井资料在套管井中的应用必须与固井质量资料相结合,有目的性地测量,才能获得较为理想的资料。

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