偶极声波测井资料在储层裂缝评价中的应用

孙福亭 王 龙 汪洪强 郭丽娜

(中国海洋石油国际有限公司， 北京 100028)

碳酸盐岩的储集空间类型复杂多样，大致可分为孔隙、溶洞和裂缝3种类型。其中，裂缝是碳酸盐岩储层中常见的储集空间类型，可以为地下流体提供高质量的渗流通道，对提高碳酸盐岩储层渗透性、连通性具有重要影响。常用的裂缝评价方法包括基于岩心、露头、薄片的裂缝观察描述[1-2]，基于成像测井和常规测井的裂缝评价[3-5]，基于地震资料的裂缝识别与预测[6-7]。利用正交偶极声波测井仪器测量的地层横波信息，开展地层各向异性评价和远探测成像分析，是近年来声波测井技术的重要进展之一；在此基础上进行储层裂缝评价，也取得了较好的效果[8-10]。

伊拉克A油田的主力产层为古近系渐新统 — 新近系中新统的Asmari组碳酸盐岩油藏，局部发育裂缝，导致油井产能差异大，见水规律复杂。由于岩心、成像测井资料等稀缺，地震资料品质欠佳，这里的油藏裂缝研究一直难以深入开展。区内多数生产井有正交偶极声波测井资料，于是应用正交偶极声波测井资料，进行了基于地层各向异性的裂缝评价及偶极声波远探测成像裂缝研究。偶极声波裂缝评价结果揭示的裂缝发育段往往对应油井的高产出段，取得了良好的应用效果。

1 区域地质背景

A油田位于伊拉克东南部，毗邻伊朗，在构造上处于扎格罗斯山前坳陷南部边缘的低角度褶皱带上。受扎格罗斯造山运动产生的北东 — 南西向水平挤压应力影响[11-12]，A油田整体表现为北西 — 南东向的长轴背斜。油田的主力产层为Asmari组A、B段。其中，A段主要为白云岩，在研究区内平均沉积厚度约70 m，可进一步细分为3个油组；B段主要为灰岩，局部夹杂少量砂岩，在区内平均沉积厚度约120 m，可细分为4个油组(见图1)。

图1 A油田Asmari组地层综合柱状图

区域沉积研究表明，Asmari组B段沉积时受板块运动影响，阿拉伯板块几乎全部隆升为陆，新特提斯洋快速关闭，在扎格罗斯山前形成一个狭长的海槽，研究区即处于海槽西南侧陆棚，主要沉积含有孔虫灰岩，局部有少量陆源碎屑注入。到A段沉积时，陆源碎屑注入减弱，扎格罗斯前渊海槽大面积沉积浅海碳酸盐岩。受海槽进一步封闭及干热古气候影响，海水盐度快速上升，从而使灰岩沉积物普遍发生了渗透回流白云石化作用，形成了一套区域稳定分布的白云岩储层。

2 不同方法的裂缝评价结果

2.1 基于岩心、薄片、成像测井资料的评价

根据A油田有限的岩心照片、薄片、成像测井资料，对A油田Asmair组A、B段碳酸盐岩油藏中的天然裂缝进行观察描述，进而总结其裂缝特征如图2所示。

图2 Asmari组碳酸盐岩构造裂缝特征

Asmari组A、B段碳酸盐岩中的裂缝，主要为构造成因的高角度裂缝，倾角分布多在70°～90°，缝面相对平直，缝间多未充填或半充填，缝间可见明显的油气显示，充填物多为方解石、白云石或石膏胶结物。据岩心观察，裂缝长度一般为20～60 cm；成像测井观察到的裂缝，最长可达3 m。裂缝在垂向上断续发育，仅局部区域发育强度较大。

在A油田的岩心上还常见层理缝和压溶缝等成岩裂缝，主要为水平和低角度缝。层理缝是在压实压溶过程中沿岩石层理薄弱面形成的裂缝(见图3a)，缝宽较小，缝间多呈半充填状态，充填物主要为方解石、白云石或石膏胶结物。压溶缝又称缝合线(见图3b、d)，是在压实作用下岩石中的不稳定组分局部溶解而成，缝面多表现为不规则锯齿状，一般延伸距离较短，常孤立分布，缝间多被溶解作用产物或有机质和泥质充填，渗透性较差。

岩心和薄片下也可见溶蚀缝(见图3c、e)，主要为高角度构造缝的扩溶缝，本质上也是构造成因的高角度缝，只不过后期经历了不同程度的溶蚀改造。

图3 Asmari组碳酸盐岩成岩裂缝特征

2.2 基于偶极横波各向异性的评价

利用正交偶极声波测井仪可以测量地层横波。当地层中存在各向异性时，横波在传播时会发生分离，产生快慢两个横波，快横波沿地层各向异性最大的方位传播，慢横波与之正交。根据横波的这一特性，可以利用正交偶极声波测井资料分析地层各向异性[13-14]，从而对地层裂缝系统进行评估。井周与井平行或斜交的裂缝，会引起井周围横波的环向各向异性。在与裂缝走向平行的方向上偏振的横波传播速度快，而在垂直裂缝表面方向上偏振的横波传播速度慢，于是导致横波在两个偏振方向上的各向异性。已有研究证实，由裂缝系统产生的各向异性正比于裂缝密度或裂缝发育强度，因此可以借助裂缝引起的横波各向异性开展裂缝发育强度的定量评估[13]。

研究区Asmari组A、B段碳酸盐岩主要发育构造成因的高角度裂缝，这些裂缝与直井呈平行或小角度斜交状态，走向相对集中，主要为北北西 — 南南东向，基本与区内主要断层走向一致。地下的裂缝系统走向相对单一，缝面多与井轨迹平行或小角度相交，这种裂缝特征有利于利用偶极横波信息开展由裂缝引起的地层各向异性评价。

应用正交偶极声波测井资料，对Asmari组A、B段碳酸盐岩油藏开展地层各向异性分析。在此基础上，结合孔裂隙介质弹性波动理论，通过定向裂缝岩石物理模型的理论推导，建立反演地层裂缝密度计算方法，完成了对研究区具有正交偶极声波测井资料的所有直井的裂缝密度定量评价。偶极横波各向异性评价结果显示，A油田Asmari组A段白云岩地层的各向异性相对较强，解释裂缝密度相对较大，平均约0.034 m3m3；B段灰岩地层的各向异性相对较弱，解释裂缝密度相对较小，平均约0.024 m3m3。该解释结果与岩心裂缝观察的裂缝发育强度认识吻合，也与不同岩性地层构造裂缝发育强度的固有地质认识吻合。A段岩性主要为白云岩，较B段灰岩，其脆性更强，因此在相同的应力作用下更容易发生破裂，产生构造裂缝。A19井和A33井是A油田同时拥有电成像测井和正交偶极声波测井资料的2口井，对比分析发现，基于偶极声波的裂缝密度解释结果与电成像测井裂缝密度解释结果有较好的匹配性(见图4)。这验证了基于偶极横波各向异性裂缝密度解释结果的可靠性。

图4 裂缝密度解释结果对比

2.3 基于偶极横波远探测成像的评价

按偶极横波远探测声波成像方法[15]，采用偶极子声源在井筒内向井周地层发射横波，在井中接收由井周地质体反射回来的横波，通过偏移成像可以获知井周地质构造的延伸范围和发育情况。与单极纵波法相比，偶极子声源使用的频率约为2～5 kHz，频率较低，因此偶极横波法具有更深的探测距离，可达20～30 m[16]。此外，偶极子声源的指向具有方向性，可以确定反射体的位置和方位。

利用偶极横波远探测方法，对A油田Asmari组A、B段碳酸盐岩开展裂缝的定性识别评价。评价结果显示，A段白云岩整体有裂缝，尺度小，但发育强度大；B段灰岩裂缝发育强度相对较低，但部分井的井周可见规模相对较大的大尺度裂缝。这种特征与对该区域裂缝已有的地质认识吻合。A33井位于A油田南区背斜构造轴部，基于地层偶极横波各向异性的裂缝密度定量评价结果显示，A段地层各向异性强，裂缝密度高，而B段裂缝密度相对较低。声波远探测结果同样揭示其A段内部构造体发育，但裂缝规模相对较小，难以量化识别，而B段裂缝发育强度相对低，但可见一条过井大裂缝(见图5)。

图5 A油田A33井裂缝综合评价图

3 裂缝评价结果的应用

裂缝是碳酸盐岩油藏中重要的渗流通道，对油井产能及含水率上升规律有重要影响。例如A33井，其开采层位是Asmari组A段白云岩，主要为低孔储层，而该井投产后产量却高达460 m3d。生产测井解释结果揭示，A3油组顶部油层为该井主要产油层，占该井总油量的83.9%；而基于地层各向异性的偶极横波裂缝密度定量解释结果显示，该段裂缝发育(见图5)，改善了局部储层的渗流能力，这是油井高产的关键因素。

A油田有多口单采A段的高部位油井，在射孔距离动态油水界面尚有30～50 m时，油井投产后却快速高含水。根据基于偶极横波远探测成像的评价结果，这些井的生产段至含水层，往往在井上或井周发育相对大尺度裂缝。裂缝沟通边底水导致水突破，这可能是生产井快速高含水的原因。

借助偶极声波测井资料研究评价单井储层裂缝，可以了解井周的裂缝发育强度、方位和规模，进而指导生产井射孔和生产制度调整。同时，井上定量的裂缝密度解释结果也可以应用于裂缝建模，为DFN建模提供可靠的模拟基础。

4 结 语

(1) 利用正交偶极声波测井仪测量的地层横波信息，对伊拉克A油田Asmari组A、B段碳酸盐岩开展基于横波各向异性评价和远探测成像的裂缝评价。评价结果与电成像测井裂缝密度解释结果匹配性较好，揭示的裂缝发育段往往对应油井的高产出段，在研究区取得了不错的应用效果。

(2) 应用偶极横波评价裂缝，适用条件是地层各向异性主要是裂缝引起的环向各向异性，即裂缝与井轴平行或小角度斜交；对于直井来说，即适用于高角度裂缝评估。研究区所有的正交偶极声波测井全部为直井，油藏裂缝主要为高角度构造裂缝，正符合这一特征。

(3) 偶极横波远探测方法还处于发展阶段，测井仪器和处理技术有待发展完善，目前可以应用该技术开展井周裂缝的定性评价。相较其他的裂缝测井评价技术，偶极声波远探测技术具有其独特的优势，即探测距离更远，可以探测到井周几十米的范围。