多极子阵列声波测井技术在M油田中的应用研究

王 伟，黄定国

(延长油田股份有限公司井下作业工程部，陕西 延安 716000)

0 引言

近年来，随着对M油田油气资源的大力开采，其勘探开发所面临的困难越来越多，特别是在测井采集和解释评价上的问题尤为突出，由于油田具有低孔、低渗、低电阻的特点，复杂的储层类型使得常规测井资料对油田油、气、水层的划分以及孔渗的识别等难度大大增加，故亟需新的测井技术来解决M油田开发过程中遇到的技术瓶颈。多极子阵列声波测井技术较为先进，结合其他测井资料，可很好地解决M油田目前的难题，对M油田的油气资源开发具有一定的指导意义。

1 多极子阵列声波测井技术原理

不同种类的阵列声波测井仪器在结构上具有一定的相似性，但工作方式存在一定的差别。多极子阵列声波测井仪是我国使用较多的一种阵列声波测井仪，主要由发射探头、接受探头以及隔声体组成。其中发射探头部分由4个发射源构成，接收探头部分由8个接收探头构成，隔声体即隔离在发射探头与接受探头以及外壳之间的绝缘体，其存在使得在测井过程中避免了挠曲波的干扰，提高了测井质量[1]。

多极子阵列声波测井的模式较多，包括单极子、单极子全波、偶极子以及交叉发射测量4种模式，针对不同的地质问题可选用对应的测量模式。当仪器采用单极子模式时，其工作方式和常规测井仪器的工作方式一致，由上部发射探头向井壁发射信号，下部接受探头接收经过井壁后的声波信号，4个探头可同时工作并记录4条曲线，主要用于比对。单极子全波工作模式是由下部发射探头向井壁发射信号，8个接收探头接收经过井壁后的声波信号，接收探头同时工作并记录8条曲线，主要作用是提取横波、纵波及裂缝识别等。偶极子发射工作模式是：由X发射探头向井壁发射信号，X方向及其反方向接收经过井壁后的声波信号，8个接收探头同时工作并记录曲线，主要用于慢速地层中横波的提取。交叉发射测量工作模式是：X、Y发射探头同时向井壁发射信号，X、Y方向及其反方向接收经过井壁后的声波信号，8个接收探头同时工作并记录曲线，主要用于分析地应力及裂缝的识别等。

2 多极子阵列声波测井评价方法

2.1 岩性的识别及波形特征

2.1.1 岩性的识别方法

不同岩性中声波的传播速度不同，故可利用测的声波在不同岩性中的传播速度差来识别不同的岩性。一般来讲，泥页岩的声波时差最大，随着含砂量的增加，声波时差逐渐变小；粗砂岩中声波时差最小，当砂岩中含有钙质时，其声波时差会有一个突然变小的趋势；碳酸盐岩地层中，灰岩和白云岩的声波时差较低，当遇到含泥质地层时，其声波时差会突然变大，当遇到裂缝时，声波时差呈跳跃性增大。常用的岩性识别方式有直方图法和图版交会法两种。

1)直方图法。不同矿物岩石的纵横声波时差比存在一定的差异(见表1)，故可利用纵横声波时差的比值大致确定不同地层的岩性。一般情况下，砂岩的纵横声波时差比在1.6～1.8，泥岩在1.9左右，白云岩在1.8左右，灰岩约为1.9，当纵横波时差比大于1.9时，多判定为地层中存在较多的裂缝或有孔洞存在。

表1 常见不同矿物及岩石纵横波时差比

2)图版交汇法。直方图法虽直观性较强，但对于不能区分纵横波时差比值较为接近的岩性，如泥岩和灰岩的纵横波时差比都在1.90左右，仅依靠纵横波时差比直方图不能判定，但两种岩性的纵横波实际差值相差较大，故在利用纵横波时差比的同时可依据纵横波的分布范围来区分二者的岩性。

2.1.2 不同岩性波形特征

对不同岩性的全波波形图进行综合分析，可得知不同岩性的波形特征存在着明显的差异，依据波形差异性特征，绘制取芯岩性的全波波形图，以此为依据，对未知区域进行岩性识别，如表2所示。

表2 不同岩性全波形时差数值分布范围表 单位：μs/ft

2.2 渗透性的评价方法

渗透性是影响储层的关键因素，因此对地层渗透性进行评价至关重要。在多极子阵列声波测井中，斯通利波对地层渗透性好坏最为敏感，故可利用斯通利波在地层的衰减情况判定储层渗透率的优差。当储层孔隙度较为发育或存在裂缝时，声波会呈现不同程度的衰减，当斯通利波衰减程度较大时，表明地层具有较好的渗透性，当斯通利波衰减程度较小时，表明地层渗透性较差或储层较为致密。但斯通利波在遇到井径突然变大的地层时，也会表现出不同程度的衰减，故在判定地层渗透性好坏时应排除干扰因素的影响。

2.3 裂缝的评价方法

裂缝是否发育及裂缝的有效性是储层渗透性好坏的关键，对地层裂缝进行评价是关键[2]。声波曲线会受到地层裂缝孔洞的影响，在地层裂缝较为发育时，速度各向异性较为突出，且在不同裂缝及孔洞类型中，纵横波和斯通利波呈不同程度的衰减，此时裂缝系统的走向可很好地用各向异性方向指示出来；当地层裂缝不发育且遇到井径变大地层时，由于地应力的不均衡使得速度各向异性突出，此时，最大水平地应力和最小水平地应力相对差值可由各向异性大小百分比表示，而最大水平地应力方向为快横波的方向。

多极子阵列声波测井可反应出地层裂缝的发育状况，当地层存在裂缝时，裂缝多由泥浆或其他介质充填，声波在传播过程中，受泥浆或者其他介质的影响使得传播速度发生变化，地层介质差异性越大，其反射系数就越大，故利用声波的衰减程度来判定裂缝的发育状况。研究表明，裂缝倾角的大小对纵横波的影响具有一定的规律性，当裂缝倾角小于33°或者大于78°时，横波的衰减程度明显高于纵波；当裂缝倾角介于33°～78°时，纵波的衰减程度明显高于横波。因此可以利用横波的衰减程度来判定垂直和水平裂缝，而纵波则可以判定倾角较大的裂缝。故多极子阵列声波测井的全波形可以指示地层裂缝的发育情况。

3 多极子阵列声波测井在M油田中的应用

为了研究多极子阵列声波测井在M油田中的应用，对M油田的多口探井的多极子阵列声波测井资料进行收集统计，特选定该油田的重点探井PZH-1井进行研究分析。该井的目的层砂岩较为发育，可见暗色泥岩，部分井段可见裂缝发育。

3.1 对复杂岩性的识别

依据区域地质特征，结合PZH-1井的分层情况，对PZH-1井声波时差图进行分析，判定该井不同层位的岩性(见图1)。分析发现，声波时差值会随着井深的增加而增大，在砂岩层段，纵波时差由最大的78 μs/ft降至56 μs/ft，最终稳定在56 μs/ft左右；横波时差由最大的128 μs/ft降至94 μs/ft，并稳定在94 μs/ft左右，纵横波时差比曲线较为稳定，无大幅起伏，值保持在1.62～1.78。该井段全波形较为清晰，可反映出该段的地层岩性特征，在3 285 m左右可见斯通利波波动较大，主要是由于砂岩段含泥质引起的。

图2 PZH-1井砂岩纵横波时差比直方图

图3 PZH-1井泥岩纵横波时差比直方图

对PZH-1井的砂岩和泥岩段纵横波时差比进行统计分析(见图2、图3)，结果表明，该井的砂岩纵横波时差比集中在1.60～1.80，而泥岩集中在1.80～1.90，主要以1.90为主，结合常见岩性纵横波时差比值，很好地反映了该井的岩性特征。

3.2 对渗透率的评价

为了更好地对M油田的渗透率作出评价，对区域的多个井的岩性进行化验分析，并和声波测井对渗透率的评价进行对比。以PZH-1井为重点研究对象，结果表明：在杂质较少、岩性较纯的3 282～3 285 m井段，斯通利波计算得出的渗透率和岩心室内化验分析测得的渗透率差值不大，斯通利波计算出的渗透率数值略小于但明显大于普通砂岩，表明该段储层具有较好的渗透性。但在3 312～3 314 m井段，由于该井段以泥岩为主，孔隙度数值部分缺失，通过斯通利波计算出来的地层渗透率数值偏大，表明该方法计算具有一定的误差性，故对渗透性的定量评价有一定的局限性。

3.3 对裂缝的评价

从PZH-1井的全波波形图可以看出，结合电成像资料，对该井的目的层段裂缝进行评价，结果表明：在目的层的中上段，斯通利波大多表现出较多的V型条纹，表明发育微裂缝；在目的层的中段，电成像资料显示，发育张开裂缝。对该井的各向异性强度进行评价，发现该井主要以同向为主，快横波指示方向为由西向东，与区域地质资料显示的主应力方向为近西东向一致，表明对裂缝评价的准确度较高，如图4所示。

图4 PZH-1井部分井段声波时差图

4 结语

从单极子、单极子全波、偶极子以及交叉发射测量4种模式出发阐述了多极子阵列声波测井技术原理，从直方图、图版交汇法及全波波形特征三个方面指出该测井技术对复杂岩性的识别方法，分析研究了渗透率和裂缝发育状况的评价方法。从复杂岩性识别、储层渗透率及裂缝发育状况三个方面对M油田进行综合评价，明确多极子阵列声波测井很好地反映出M井的岩性特征；可对储层渗透率进行定性研究，定量研究与岩心室内测定结果存在一定的差异性；结合电成像资料，明确了M油田裂缝发育类型及位置。