随钻声波测井斯通利波反演渗透率应用研究

2019-10-24吴意明徐超

中国石油大学胜利学院学报 2019年3期

万钧,吴意明,徐超

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳 518000)

近年来,在海上油气田勘探开发的大斜度井及水平井中,基于作业效率及风险的考虑,越来越多地用随钻测井代替电缆测井来获取地层资料。声波测井作为一种传统的地层评价方法,其随钻测量存在独有的挑战性,主要表现为钻井机械噪音、井中泥浆波干扰、工具波干扰等。贝克休斯公司随钻声波测量工具SoundTrakTM采用多次叠加技术提高信号的信噪比,并在业内率先采用四极子声源测量地层横波速度,以避免偶极子声源在随钻工具中的工具波干扰。SoundTrakTM工具在软硬地层中均可提供可靠的纵波、横波、斯通利波慢度随钻测量。与电缆声波测井类似,随钻低频单极子声源可在井中激发斯通利波。大量研究表明,斯通利波的井中传播与地层渗透率密切相关,通过反演斯通利波波形数据,可定量评价地层渗透率。利用随钻斯通利波计算渗透率指数的优势为,地层刚被打开时,钻井液尚未在井壁形成泥饼遮挡,渗透性地层与井内流体交换不会受到泥饼影响。笔者阐述利用随钻声波资料计算渗透率及TI各向异性的方法基础上,以海上某油田为例探讨其应用。

1 SoundTrakTM工具介绍

SoundTrakTM为贝克休斯公司的随钻阵列声波测量工具,其采用多频率多激发模式声源以适用随钻测量环境。如图1所示,SoundTrakTM工具发射声源为集成式全方位声源,可激发多频率的单极子、偶极子与四极子信号。接收阵列包含6组模块化全方位接收器,单组接收器包括互为90°的4个方位模块,模块接收信号可通过叠加提高信噪比,单组接收器间距为22.86 cm,阵列信号相关计算的时差曲线垂向分辨率为114.3 cm。声源与接收阵列间为高强度的隔声短节,通过周期性的切割凹槽设计,隔声短节可大幅压制工具波,突出地层信号。

SoundTrakTM工具可针对不同井眼尺寸与地层类型,对应地设计不同的采集模式及频率。如图2所示,通常地层纵波慢度为133～500 μs/m时,采用高频单极子11或12 kHz信号获得无频散的地层纵波速度;地层纵波慢度为500～800 μs/m时,采用低频单极子3或4 kHz信号,并通过频散校正获取地层纵波速度;地层横波慢度为267～633.3 μs/m,即快速地层时,通过高频四极子8 kHz 获取无频散的地层横波速度,地层横波慢度为240～640 μs/ft,即慢速地层时,采用低频四极子2、3或4 kHz信号,并通过频散校正获取地层横波速度。对于斯通利波信号,一般采用低频单极子3或4 kHz采集。大量实践作业证明,SoundTrakTM工具可在各种环境下取得可靠的纵波、横波及斯通利波数据,为包括地层渗透率计算在内的地层评价工作提高可靠的数据输入。

图1 SoundTrakTM工具示意图

SoundTrakTM工具拥有先进的井下实时处理模块,可通过参数文件设置提前将处理参数写入工具,随钻测量时工具可在井下自动实时处理提取地层纵、横波时差,并通过钻井液传输系统实时传至地面,为实时地层孔隙压力监测、井震标定等提供数据支持。

2 渗透率指数反演基本原理

Boit提出了孔隙固体中弹性波传播理论,Rusenbaum基于此理论模拟了孔隙介质中的测井声波,该模型目前被称为Biot-Rosenbaum理论[1]。Williams发现声波测井数据的斯通利波速度降低与振幅衰减和岩心渗透率存在密切相关性[2]。Cheng等[3]尝试利用Biot-Rosenbaum模型解释此种相关性,取得一定认识,但由于影响井中斯通利波传播的因素还包括非弹性衰减、泥饼、各向异性等,因此当时从测井斯通利波数据直接反演地层渗透率仍存在一定不确定性。

Tang[4]提出了一个简化的Biot-Rosenbaum模型,此模型将斯通利波在井中的传播分解为两部分,第一部分为等效的弹性模型,第二部分为Biot理论中慢速纵波控制的动态渗透率模型。数值模拟表明简化模型与完整的Biot-Rosenbaum模型在低频端一致。同时,简化模型极大地提高了斯通利波正演的计算效率,有利于渗透率反演计算。Tang[5]基于此简化模型提出了一种快速反演斯通利波渗透率的方法,Greerits、Qobi[6]将此方法应用于油田测井数据取得了较好的效果。在快速反演方法基础上,提出了利用斯通利波形同时反演地层渗透率与TI各向异性的一种方法,其反演流程如图2所示。

图2 斯通利波同时反演渗透率、TI各向异性流程

在各向同性、无渗透型地层中,斯通利波可由等效弹性模型通过横波速度预测,其表达式为

(1)

式中,r为工具与井眼尺寸比值;ρBH、ρFM分别为钻井液与地层密度;DTS、DTBF分别为地层横波及钻井液慢度;MT为工具刚度。

由式(1)可知,斯通利波作为一种井中管波,其传播受一系列因素影响,对井中流体、地层弹性参数、工具参数均较为敏感。在慢速地层中,其传播速度主要受地层横波速度控制,在快速地层中其传播速度主要受井中流体控制。当斯通利波穿过渗透性地层时,井中与地层内流体发生交换,使斯通利波传播速度降低,同时发生振幅衰减,频率移向低频端。如式(2)所示,基于简化的Biot-Rosenbaum模型,通过式(1)计算斯通利波等效弹性模型。渗透性地层中实测斯通利波时差将大于等效模型时差,两者差值结合实测阵列波形数据的频移分析,即可反演得到斯通利波渗透率指数。

(2)

斯通利波的时移与衰减受流体交换的流度K/μ(K为地层渗透率,μ为孔隙流体黏度)及孔隙流体压缩系数kf控制。通常情况下,地层纵向横波时差DTSV、密度、孔隙度等均可由测井数据确定,而μ与kf数值无法直接获取,因此直接通过斯通利波反演得到的渗透率通常称为渗透率指数,其包含了孔隙流体参数μ与kf的影响。斯通利波渗透率指数需通过岩心数据标定才能得到渗透率曲线。如图3所示,井眼、工具参数对时差及衰减的影响可视为常数,通过标定非渗透性层段可确定基线得到渗透率指数。

图3 斯通利波反演渗透率指数示意图

同时,在各向异性地层中,斯通利波传播受横波各向异性影响。研究表明,在VTI介质中,当测量角度与对称轴夹角小于30°时,斯通利波主要受介质横向剪切模量C66与地层横向横波时差DTSH控制。而横波测井测量的是受纵向剪切模量C44控制的纵向横波时差DTSV。在VTI介质中,如层理发育的泥岩地层中,通常DTSV大于DTSH,即如式(3)所示,实测斯通利波时差将小于等效的各向同性模型时差。通过对比正演及实测数据即可计算得到TI各向异性大小及DTSH。

(3)

现实情况中,具有一定渗透性的地层通常为砂岩或裂缝型碳酸盐岩地层,而TI各向异性介质通常为泥岩地层,两类地层对斯通利波时差存在相反的影响。因此,斯通利波同时反演地层渗透率和TI各向异性具有合理性。

利用斯通利波反演地层渗透率和TI各向异性的方法已在贝克休斯公司商业化应用多年,在电缆测井数据中取得了较好的应用效果。针对新发展的随钻声波测量工具,Tang[6]通过渗透型地层中电缆与随钻斯通利波数值模拟,发现由于随钻测量工具尺寸远大于电缆工具(式(1)中r与MT增大),使得随钻环境下,渗透性地层对斯通利波时差与频移(衰减)的影响被放大,即随钻斯通利波对地层渗透率更为敏感。但与此同时,工具偏心或井眼扩径对反演可靠性的影响亦随之增大。

3 应用实例

为评价油藏边部储层物性及含油气性,选取海上某油田的一口评价井,利用随钻测量工具,取得自然伽马、中子、密度、声波、电阻等测井资料。通过对随钻声波工具SoundTrakTM内存数据进行处理,从高频单极子、低频单极子、高频四极子波形中对应提取到可靠的地层纵波、斯通利波及横波慢度,如图4所示,阵列波形相关能量清晰,纵横波趋势有较好的一致性。

在对斯通利波原始波形进行滤波去噪后,选取无渗透性、无TI各向异性层段,进行井眼、工具参数的标定。本井选取上部灰岩地层2 685～2 886 m(图5(a))作为标定层段,以确定图3中的反演基线。通过反演得出斯通利波渗透率指数及TI 各向异性,并通过3 218 m处岩心标定得到斯通利波渗透率曲线(图5)。

岩屑录井与中子密度测井显示,本井存在较多的煤层夹层,煤层由于其层理性,为一种较典型的VTI介质。图5(b)中显示,3 030～3 031 m、3 034～3 035 m存在2套泥岩中的煤夹层,其中子读值大于45、密度读值降低、斯通利波时差明显降低,但纵向横波时差DTSV并无明显变化,反演表明,此2段存在较大的TI各向异性,DTSH明显小于DTSV。

图5(c)为取心段1反演结果,3 199～3 202 m为一套砂岩地层,显示为高斯通利波渗透率。3 202～3 212 m为一套砂泥岩互层,此段由于存在较明显扩径,斯通利波斯通率与岩性解释及孔隙度曲线对应关系较差。3 212～3 230 m为本井较长的一段取心段,且井径良好,经标定后的斯通利波渗透率整体与岩心试验渗透率对应良好。同时,由于此砂层底面未受扩径影响,斯通利波斯通率曲线很好地显示了砂泥岩界面。

图4 随钻声波相关能量图

图5 斯通利波渗透率曲线

(第1道:伽马、井径、钻头尺寸、有效孔隙度;第2道:斯通利波渗透率、取心渗透率;第3道:深度;第4道:时差滞后、频移衰减;第5道:MSD DTST测量斯通利波时差、Isotropy DTST正演斯通利波时差、DTSV纵向横波时差、DTSH横向横波时差;第6道:密度、中子、纵波时差;第7道:岩性解释)