阵列声波测井在页岩油体积压裂效果评价中的应用

陈斌 ，蔺敬旗 ，李兆春 ，吴伟 ，周炬锋 ，陈华勇

（1.中国石油集团测井有限公司新疆分公司，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油集团测井有限公司测井应用研究院，陕西 西安 710000）

0 引言

近年来，中国非常规油气的勘探取得了显著进展，致密油气、页岩油气、煤层气等非常规油气藏的产量快速增长。随着老油田常规储层含水率的增加，页岩油以规模储量优势成为勘探开发重要的接替资源［1］。页岩油具有游离赋存状态特征，试油通常需要采取大规模体积压裂措施，压裂效果对储层产能影响大，是储层测井评价面临的重点问题。

储层压裂效果评价的传统方法是利用井温、产液剖面、生产动态资料来定性评价压裂裂缝，但评价精准度低，不适用非均质性强的非常规储层。随着多极阵列声波技术的推广应用，储层压裂效果评价精准度得以大幅提升。基于阵列声波资料提取的偶极横波各向异性、纵波速度径向层析和声波远探测数据在指示压裂裂缝的发育程度、发育位置和延伸高度方面有较强的技术优势。诸多学者开展了页岩油储层压裂造缝理论、可压裂性评价、压裂方式对比及压后产能预测等研究，均取得较好效果。在裂缝起裂机理研究方面，高帅［2］对油页岩水平井水力压裂过程中裂缝起裂和延伸机理进行了系统分析，指出油页岩地层中形成复杂网状缝的关键是油页岩地层本身各向异性及天然裂缝系统或者弱结构面。在可压裂性评价方面，周立宏等［3-4］通过岩心三轴破裂实验，建立了海相页岩油气新的脆性指数模型，实现了对页岩可压裂性的定量预测。王小军等［5］通过吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩储层实验测试与理论分析，建立了可压裂性指数评价方法。张涛［6］针对页岩油藏中存在的多种渗流特性，开展了页岩油藏压裂水平井产能模拟分析研究，对页岩油藏的生产和产能预测提供了有力支持。现有的研究主要侧重于页岩油储层可压裂性及压裂方式方面，对后期压裂效果评价研究相对较少。李红梅［7］利用微地震监测技术开展了非常规油气藏压裂效果综合评估。张安顺等［8］建立了油水两相渗流模型和井模型，提出了基于生产数据及压裂液返排数据的改造效果评价方法。相对于测井资料，基于地震资料和生产数据开展的压裂效果评价属储层宏观评估范畴，分辨率较低。窦伟坦等［9-10］开展了利用测井偶极声波各向异性进行砂岩储层压裂效果评价的方法研究，精准度得到较大提升。但利用阵列声波对页岩油储层的压裂效果评价鲜有报道，且已有的偶极声波各向异性对比评价法只适用于砂岩储层造缝具有明显主缝特征的模式，分析认为，该方法对页岩储层体积压裂网状缝的评价并不适用。

鉴于此，本文以准噶尔盆地玛湖凹陷页岩油储层为研究对象，分析了体积压裂的造缝特征，详细描述了偶极横波各向异性、纵波速度径向层析和声波远探测在该类型储层压裂效果评价中的特征，提出了综合运用纵波速度径向层析和声波远探测技术来评价页岩油储层压裂效果的方法，在现场实践中取得了较好的应用效果。

1 储层基本特征

准噶尔盆地玛湖凹陷为陆相咸化湖泊相沉积，页岩油储层与北美海相沉积相比地质条件差。储层岩性以碳酸盐岩及细粒碎屑岩等过渡性岩类为主，多源混积，岩性复杂多变、纵向上薄层较多且分布不均，甜点厚度薄、埋深相对较大，流动性差，天然裂缝欠发育。甜点储集空间主要由剩余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、微裂缝和有机质孔组成，其中以次生溶孔为主，占比70%以上。孔隙度平均为11%，渗透率平均为0.01×10-3μm2，属于低孔、超低渗储层。游离油与吸附油是该区页岩油的主要来源，游离油利用压裂形成通道即可开采，吸附油需要克服较大的表面吸附力才能转换为游离油，开采难度大。

为克服特低渗环境及岩石颗粒表面原油吸附力，采取体积压裂技术对储层进行改造。与常规压裂相比，体积压裂技术的特点主要体现在大液量、大排量、大砂量、小粒径和低砂比方面。通过大规模体积压裂，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，实现天然裂缝和岩石层理的沟通。同时，在主缝侧向强制形成次生裂缝，最后形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，目的是将有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，増大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率。

2 阵列声波压裂效果评价

2.1 偶极横波各向异性

偶极声波所测的偶极子横波实际上是挠曲波，挠曲波是一种有频散的非对称模式波［11］。对人工裂缝进行声波检测时，一旦声波的发射方向和裂缝产生夹角，声波信号就会分裂为2股，沿着裂缝走向传播的一股波速较快，垂直于裂缝走向传播的一股波速较慢，这2股不同传播速度的声波在测井上表现出较强的快、慢横波能量差。横波的这种分裂现象是地层产生横波各向异性的基础。各向异性指数计算式为

式中：P为地层各向异性指数；S1，S2分别为快、慢横波速度，m/s。

储层压裂后，对比横波的各向异性变化是评价压裂效果的常用方法。但横波各向异性仅对垂直或者高角度缝（主缝）反应灵敏，而页岩油储层大规模体积压裂措施会在井眼周围产生网状缝，并且向地层深处延伸，各向异性不明显。地层裂缝起裂特征平面示意如图1所示（图中黑色圈代表平面井眼，井眼周围暗色细线代表微裂缝，高亮粗线代表主缝）。从图2a可以看出，主缝首波到达时间有明显差异，波峰显示有一定的能量衰减，由横波判断的地层各向异性较强。从图2b可以看出，井周网状缝对快慢横波都具有相同的衰减，首波到达时间几乎没有差异，并且波峰幅度虽然有一定的降低，但差异较小。这说明网状缝造成储层各向异性不明显，声波在井周各个方向的吸收特性相互中和，使得各向异性评价法在网状缝发育的地层适应性不佳。

图1 地层裂缝起裂特征

图2 地层裂缝波形特征

2.2 纵波速度径向层析

阵列式声波测井仪激发的声波在地层中传播时，根据不同源距组合获得不同径向深度的声速，速度的变化使得不同接收器接收的声波径向穿透深度有所不同［11］。因此，声波的走时包括地层变化的信息，可用来确定地层声波速度的径向变化特征。压裂过程中井壁周围产生大量的裂缝，造成弹性波速度降低，产生的裂缝越多，造成的波速降低越明显，且经由径向速度处理获取图形进行评价的方法本身具有清晰、直观的优势。

在计算地层的层析成像之前，首先判断目的层是否存在声速由低到高的径向变化。在径向变化地层中，声波射线从声源出发，穿入地层后在阵列中出射。根据徐果明等［12］引用的本多夫定理，声波在射线出射处沿井轴方向的视速度等于声波在其最大穿透深度处的地层速度。该视速度即为声波在阵列中传播的平均速度，可用阵列相关的方法［12］提取。用此速度计算声波到达第1接收器的走时，并将其定义为参考走时TTref，计算公式为

完成了系统的软硬件设计后，选取一个蔬菜温室大棚进行了实际安装与测试，对该系统的软件和硬件进行了测试，硬件测试是测试物联网智能节点和底层模块是否能够正常工作，软件测试是测试该系统是否能实现远程监测和自动控制。经测试，检测终端将数据传往云服务器大约在1s左右，该系统稳定可靠，准确性高，将无线自组织网络和NB-IOT网络连接成功后，进行现场数据采集并远程传输，并自动控制设备使大棚环境处于最佳状态，NBIOT网络连接测试和监控软件运行界面如图7和图8所示。

式中：v（z）是阵列处理提取的地层声波速度，m/s；s为声源的深度，m；r1为第1接收器在地层中的深度，m；z为声波波形数据的轴向深度，m；TTf为声波在井下流体中的传播时间，μs。

将式（2）的参考走时与实测走时进行比较。对于v（z）无径向变化的地层，参考走时与实测一致，当声速沿径向增加时，射线由浅到深进入地层后再折射回来。由于式（2）中的v为最大穿透深度的速度，即声波所能达到的最高速度，由该公式计算出的参考走时比实测走时要小。两者比较时就出现了实测走时相对于参考走时的滞后。

Hornby［13］利用走时层系技术，获得了井壁附近地层轴向和径向的二维速度剖面。选取二维速度剖面v（r，z），对其用射线追踪的方法计算声波走时t：

式中：s（v）为依赖于地层二维速度模型v（r，z）进行声波传播的最短路径，m。

实际应用中，选择致密储层段，使得计算和实测的走时之差达到最小，得到与数据匹配最好的速度分布模型，描述声波沿井轴向和径向的变化规律。为验证径向剖面评价的压裂效果，分别在J10024井裸眼、射孔、压裂阶段进行了阵列声波测井，各个阶段的径向剖面特征如图3所示。

图3 J10024井压裂前后纵波速度径向剖面特征对比

J10024井在3 530～3 570 m段注入压裂液总量为675 m3，支撑剂 36 m3，破裂压力为 85 MPa，排量平均为4.5 m3/min。由图3可以看出，该井在裸眼阶段径向剖面基本无变化，这说明储层致密，天然裂缝不发育。随着射孔和压裂工艺的开展，地层径向声波速度变化率越来越大，说明通过压裂改造，储层岩石发生碎裂，形成裂缝。压裂后，J10024井纵向上速度剖面颜色的变化指示压裂裂缝的高度。该井在3 530～3 570 m均有明显的速度剖面差异，说明压裂裂缝高度约为40 m。对3 530～3 570 m层段试油，φ2 mm油嘴自喷日产油19.29 m3，试油结论为油层，说明压裂取得较好效果。因此，通过对比实测走时与相对参考走时的差异，并结合压前、压后地层声波速度的径向变化，可以得到井壁附近的压裂裂缝展布情况及高度，从而定性评价储层的压裂效果。径向速度层析成像评价压裂效果的技术虽然解决了快、慢横波受体积压裂网状缝影响导致各向异性不明显的问题，但纵波具有频率高、衰减快的特征，对于体积压裂而言，人工裂缝走向更深且更复杂，该方法不能判断更深层压裂效果，存在一定局限。

2.3 声波远探测

声波远探测技术较好地解决了纵波速度径向探测浅的问题。声波测井仪器在井下工作时，会产生2种传播方向的声波：一种是直接沿井周传播的波，包括滑行纵波、滑行横波、斯通利波，即井中的模式波；另一种是在传播过程中被地层反射、返回后被仪器接收的波，称为反射波［14-15］。声波远探测技术原理与地震方法相似，通过地层反射面的反射纵波进行波场处理，对井壁外的地质异常体进行反演成像。

图4 J10024井偶极横波远探测压裂效果

从图5可以看出，压裂前3 500～3 570 m段地层远探测图像有颜色较浅、分布不均的斑块，压裂后斑块亮度增强、范围扩大。压裂后的图像斑块呈短细、不连续特征的部分为裂缝，呈较长、连续特征的斑块可能是裂缝，也可能是断层（存在干扰信息），斑块集中的位置可能是溶孔发育带。在J10024井3 540～3 560 m段探测边缘也见裂缝、溶孔等次生孔隙，其他层段次生孔隙可见范围约15 m，这说明该段次生孔隙发育，储层品质较好。

3 径向速度层析与远探测综合应用

由前文可知：受网状缝的影响，偶极横波各向异性特征不明显；纵波速度受探测范围影响，不能反映更深层的压裂情况；远探测由于反射幅度小，信号强度不够，经信号增强处理后又存在诸多地质干扰信息。因此，径向速度层析与远探测相结合是提高压裂效果评价准确性的有效方法。图5为研究区J10024井阵列声波处理的声波走时速度剖面成像和声波远探测成果。自然伽马曲线表明，该井目的层储集岩岩性为砂岩（伽马值低）和页岩（伽马值高）。通过对比参考走时和实测走时曲线，可以看到底部（3 530～3 570 m）页岩声波存在明显的滞后，在3 547～3 558 m段有2处最为明显。

由图5可以看出，压裂后纵波径向速度发生明显变化，表明岩石破裂程度很强。页岩地层中对应走时曲线分开层段的井壁附近剖面变化明显，这种图像由蓝到红的变化由井壁的脆裂缝反演形成，图像越红，对应井径变化越大（井蚀），如在3 547～3 558 m处剖面颜色由蓝色变为红色，表示径向速度变化率最大，为主要造缝段。另外，因地层径向探测范围在2 m左右，离开井壁稍远处地层中的波速下降，也可能是井壁附近液体的侵入造成页岩中的泥质软化而致使声速降低。

图5 J10024井压裂后的综合应用阵列声波处理成果

综合分析认为，J10024井3 500～3 570 m段页岩油地层厚度约为70 m，纵波层析成像显示裂缝集中在3 530～3 565 m段，其中3 547～3 558 m处图像特征最为明显。声波远探测图像显示，远井段均有次生孔隙，其中3 540～3 560 m段在远井端20 m处可见次生孔隙，其他井段最远的次生孔隙横向范围约为15 m左右。另外，图中发现纵波层析成像和声波远探测评价的结果存在一定差异，这是因为前者利用直达纵波探测井壁周围2 m范围的裂缝，后者是利用反射横波探测远井段裂缝发育情况，二者评价的对象不同。因此在实际应用中，应综合利用纵波速度径向层析和声波远探测技术，以求更准确地进行页岩油储层压裂效果评价。

生产资料表明，该井射孔初期不出液，经压裂后自喷退液带油花，试产油6.76 m3/d。由压裂段纵波速度径向剖面看出，声波速度有明显的降低（成像图高亮显示），高亮图像准确显示近井端人工裂缝纵向高度（50 m）及展布情况（井周1 m）。从该段远探测图像可以看出，距井筒远端（井壁外20 m）均存在较多的反射信号，说明压裂起缝延伸较远，压裂效果显著。

4 结束语

页岩油储层体积压裂时会在井壁周围及井壁外地层形成网状缝，常规横波各向异性评价法不适用。纵波速度径向层析成像可清晰判断近井端裂缝高度和延伸情况，但探测范围受限。声波远探测成像对井壁外地层裂缝发育情况识别较好，但成像图含有断层、层界面等错误信息，识别精度不够。综合认为，纵波速度径向层系成像技术和偶极横波远探测技术相结合，是检测研究区页岩油体积压裂效果的有效方法。