多极子阵列声波测井技术在煤层气储层评价中的应用

刘鹏, 乔文孝, 车小花, 王瑞甲, 鞠晓东, 卢俊强

(1.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249; 2.北京市地球探测与信息技术重点实验室, 北京 102249)

0 引 言

煤层气资源勘探主要利用测井技术识别和定位煤层气储层以及进一步求取相应的地质参数。与常规的石油天然气资源相比,煤层气藏具有很强的非均质性,裂缝和孔隙并存,气体主要是以吸附气的方式储存在裂缝和孔隙中[1],给测井评价带来了较大的困难。Hoyer[2]提出了利用双侧向测井中的深、浅电阻率计算煤层气储层中裂隙孔隙度的方法,而裂隙孔隙度与渗透率具有相关性。McLennan等[3]提出了利用密度测井资料计算煤层含气量的方法,他发现煤层中灰分与含气量呈反比,灰分含量又能从密度测井资料中求得,因此可以建立密度测井资料和含气量之间的关系。赵庆波[4]给出了常规测井曲线对煤层气储层的响应特征。李纪森[5]发现在某一区域内煤岩成分及煤层含气量与测井曲线具有相关性,认为可以利用测井曲线计算煤岩成分和煤层含气量,他对比了测井计算结果和实验室实测结果,两者具有较好的一致性。张莉莉等[6]对煤层气储层进行了综合成像测井,获取了阵列声波、微电阻率扫描以及核磁共振等多种成像测井资料,对煤层及上下围岩的结构、裂缝特征、孔隙性和含气性进行了评价。本文结合多极子阵列声波测井仪(MPAL),分析了该仪器在煤层气储层井孔中的响应特征。

1 仪器结构

中国石油大学(北京)声波测井实验室与中国石油天然气集团公司密切合作,在中国率先开发出具有独立知识产权的多极子阵列声波测井仪(MPAL)[7-9](见图1)。图1中MPAL仪器从左到右依次为发射电子短节、发射声系、隔声体、接收声系和接收电子短节。发射声系包括四极子声源T1、单极子声源T2以及偶极子声源T3和T4。偶极子声源由偏振方向正交的2个偶极发射换能器构成。四极子声源为4个阵元组成的复合换能器,通过改变激励电压的相位,也可作为近单极声源使用。接收声系由8个等间距排列的接收站组成;接收站具有接收单极子信号、正交偶极子信号和四极子信号的功能。

MPAL仪器的工作模式主要有远单极模式、近单极模式、四极模式、偶极模式以及正交偶极子模式。采用近单极声源发射脉冲信号时,源距较小的4个接收站接收,可测得4道近单极波形,主要用于获取地层的纵波时差;仪器工作在远单极模式时,远单极子声源发射脉冲信号,8个接收站可以测得8道波形数据,在硬地层井孔中能够测得地层纵波、地层横波和斯通利波信息;当仪器工作在正交偶极模式时,2个正交的偶极子声源交替发射脉冲声波,此时接收站能够接收到四分量的偶极阵列波形数据,包括2个同向分量信号和2个正交分量信号。

到目前为止,MPAL已经在中国多个油田进行了上百井次测试,在俄罗斯、加拿大等国家的油田也提供了测井服务,测量结果证明MPAL能提供稳定、准确的声波测井波形资料。通过对比MPAL和国外同类仪器在各种工作模式下的测量结果,认为在测量方式的丰富性和处理结果上,MPAL都达到了现役国外先进阵列声波测井仪器(XMAC,DSI)的水平[7]。

图1 MPAL结构示意图

2 处理方法及实例分析

2.1 声波时差

时间慢度相关法(STC)是声波测井时差提取中最为常用的方法。Kimball等[10]首先提出了该方法,通过对设定范围内的到时和时差进行扫描,计算出对应声波测井波形的相关函数值,然后选取所有相关函数中的最大值投影到时差轴上。连续处理不同深度采样点的波形数据,即可获得以各种声波时差和深度为横轴和纵轴、以相关函数的数值大小相对应的彩色标度为第三维的STC成像图。Smith等[11]发展了该方法,他们采用N次根堆栈法计算相关函数值。

(1)

式中,xi,j为第j通道的第i个采样点数据;K为总通道数。应用N次根堆栈法处理阵列波形具有很多优势。N次根堆栈法抗噪能力强,适用于处理信噪比较差的现场测井数据;计算的相关函数的峰值更为尖锐,能够提高模式波时差的计算精度[12]。本文利用N次根迭代法计算相关函数值,N值取为5。从STC成像图中提取模式波时差采用了二维寻峰算法和自动标定算法,确保了计算结果的稳定性。

煤层性脆易碎,密度低,纵横波速度也低,属于软地层(地层横波速度小于井内流体声速)。图2为×1井煤层气层段的纵、横波时差及波形特征图。图2中第2道为纵波时差和偶极横波时差曲线,第3道为纵波到时曲线和单极变密度波形图,第4道为偶极横波到时曲线和偶极变密度波形图。测井综合解释结论将该井的×11.85～×13.8 m解释为煤层气储层,将其上下围岩解释为致密层。从图2可见,上下围岩层段的纵波时差在55 μs/ft*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同左右(5 542 m/s),偶极横波时差在90 μs/ft左右(3 387 m/s)。这说明围岩纵、横波速度比较大,与测井综合解释给出的致密层相符。观察图2中的单极变密度波形图可以发现,相比于上下围岩,煤层气储层的纵波到时和偶极横波到时存在很大的延迟,而且其单极波形中存在纵波和斯通利波波包,缺少横波波包。煤层气储层的纵波时差在122 μs/ft左右(2 498 m/s),偶极横波时差在270 μs/ft左右(1 129 m/s),这说明煤层气储层结构疏松,属于软地层。MPAL测量波形的深度采样间隔为0.05 m,较小的深度采样间隔有利于获取高分辨率的纵波时差曲线。以煤层纵波时差和上下围岩纵波时差的中间值所在深度划分煤层和围岩,结果如图2中绿色标注所示。获得的煤层深度范围为×11.7～×14.1 m,与测井综合解释结果(×11.85～×13.8 m)基本一致,这说明MPAL提供的纵波时差曲线可以作为煤层气储层厚度计算的重要参考。

图2 ×1井煤层气层段的纵、横波时差及波形特征

2.2 声波衰减

通过对MPAL波形数据的处理,可以获得单极纵波衰减、单极横波衰减(硬地层)、斯通利波衰减和偶极横波衰减。纵波、横波和斯通利波衰减均对井旁裂缝有所响应,可用于探测裂缝[13];斯通利波衰减可用于求取地层渗透率[14]。

如图3所示,提取了×1井的单极纵波衰减、斯通利波衰减和偶极横波衰减信息。其中×11.7～×14.1 m为煤层气储层。与上下围岩对比,可以发现纵波无明显衰减,斯通利波和偶极横波有明显的衰减响应。这说明斯通利波衰减和偶极横波衰减对煤层气储层敏感,能够用于煤层识别。

图3 ×1井煤层气层段纵波、横波和斯通利波的衰减响应

2.3 各向异性

MPAL仪器工作在正交偶极子模式时,可以测得2个同向分量(XX和YY)和2个正交分量(XY和YX)的波形数据用于评价地层横波速度的各向异性。在各向异性地层特别是水平TI地层的竖直井中,偶极子源激发的声波传播到地层中时,会分裂为快、慢横波,Alford方法建立了四分量偶极波形和地层快、慢横波的关系[15]

(3)

式中,FP(t)为快横波;SP(t)为慢横波;R为旋转矩阵

(4)

式中,θ为偶极换能器X偏振方向与快横波面夹角,即各向异性方位角。利用式(3),通过使正交分量的幅度最小可获得各向异性方位角;利用快慢波匹配技术可得到地层横波速度的各向异性值[14]。

图4为×1井煤层气层段各向异性处理结果。图4中第2道为快、慢横波时差曲线,黄色填充为两者的差值,可用于判断快、慢横波是否分裂;第3道为快横波波形和慢横波波形;第4道右侧的绿色填充为平均各向异性,左侧蓝色填充为阵列各向异性,两者均能反映地层的各向异性信息,阵列各向异性分辨率较高,而平均各向异性的准确性和稳定性较好;第5道为各向异性方位曲线和各向异性图,各向异性方位也是快横波方位。对比图4中×1井的煤层气层段(×11.7～×14.1 m)和上下围岩的处理结果,能够发现煤层段快、慢横波时差差别小,各向异性值较小,在6%以下。图5为×2井的各向异性处理结果,其煤层气储层段的各向异性值低于4%。图4和图5的处理结果说明,对于这2口井,MPAL仪器没有测得煤层气储层的声学各向异性信息,但这并不能说明煤层气储层不是各向异性的。限于仪器的结构,目前发展的多极子声波测井仪只能够评价对称轴与井轴垂直的横向各向同性地层,而对于对称轴与井轴平行或斜交的横向各向同性地层或者更为复杂的各向异性地层其处理结果的可靠性降低,甚至无法使用[16-18]。另外,煤层气储层复杂的孔隙和裂缝双重结构以及裂缝密度和倾角的不确定性也会给各向异性的评价带来困难[1]。对于煤层气储层,应采用多极子阵列声波测井仪与其他成像测井仪器相结合的方法,综合评价储层的各向异性特征。

图4 ×1井煤层气层段各向异性处理结果

图5 ×2井煤层气层段各向异性处理结果

2.4 渗透率

Rusenbaum[19]利用Biot理论模拟了孔隙地层井孔中的声波波形,建立了地层渗透率和井孔声场的联系。唐晓明[20]在此基础上发展了一种简化的Biot-Rosenbaum理论模型。该模型把斯通利波与井壁地层的相互作用分成了2个部分,一部分代表斯通利波受地层弹性的影响;另一部分代表斯通利波受地层渗透率的影响。本文以Biot-Rosenbaum简化理论模型为基础,编写了利用斯通利波速度和衰减提取地层渗透率的处理模块:首先对远单极波形数据做滤波等预处理,然后提取出斯通利波的慢度频散曲线和衰减曲线;结合其他测井资料,计算出等效弹性地层的斯通利波慢度频散曲线;将上述求得的参数代入该模型,即可获取地层渗透率。

煤层气储层是一种复杂的多孔介质,含有大量微小孔隙,这些孔隙是储存气体的主要空间,但是裂隙却是流体渗流的主要通道[1]。唐晓明等[21]通过理论模拟和对现场测井数据的处理证明了斯通利波能够反映裂隙介质的渗透性能,利用斯通利波计算的渗透率为地层孔隙渗透率和裂隙渗透率的总量。

图6为×1井煤层气层段斯通利波渗透率计算结果。测井综合解释结果,×1井×00～×11.85 m段为致密层,×11.85～×13.8 m段为煤层气储层(绿色标注层段),×13.8～×15.5 m段为致密层,×15.5～×20 m段为水层。从图6可见,在致密层处,斯通利波衰减为低值,斯通利波渗透率非常小,低于0.001 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同;在煤层气层段斯通利波衰减出现峰值,渗透率也为高值;在含水层段斯通利波衰减和渗透率也为高值。这表明,渗透率提取结果与测井综合解释结论基本一致,说明利用斯通利波求取煤层气储层的渗透率具有可行性。

图6 ×1井煤层气层段斯通利波渗透率计算结果

2.5 岩石弹性参数

与常规声波测井仪器相比,MPAL不仅能提供纵波时差,还能提供任意地层的横波时差。结合密度资料,可得到地层的各种弹性参数,该方法是当前获取地层弹性参数最常用和有效的方法[22]。图7显示了×1井煤层气层段多个弹性参数的计算结果。对比图7中煤层气层段(×11.7～×14.1 m)与上下围岩层段的多个弹性参数的测量结果,能够发现煤层气层段体积模量、弹性模量、剪切模量均为低值,其值远远低于上下围岩;纵横波波速比和泊松比为高值,纵横波波速比在2.5左右,泊松比在0.4左右。这些结果与赵庆波、申瑞臣等[4,23]求取的基本一致。

图7 ×1井煤层气层段弹性参数计算结果

3 结 论

介绍了从MPAL仪器测得的单极和正交偶极阵列波形数据中提取模式波时差和衰减、声波各向异性以及渗透率的方法,处理了多极子阵列声波测井仪在煤层气储层的现场测试资料,通过与上下围岩的声波测井结果的对比,对煤层气储层的声波测井响应特征进行了分析。

(1) 煤层气储层为软地层,纵波时差在122 μs/ft左右(2 498 m/s),偶极横波时差在270 μs/ft左右(1 129 m/s),斯通利波和偶极横波具有较大的衰减值。纵、横波速度及衰减能够用于煤层识别,具有较高纵向分辨率的纵波时差还可用于计算煤层厚度。

(2) 采用正交偶极子模式测量的声学各向异性值不能够完全反应煤层的各向异性特征,需要结合其他测井结果进行综合分析。

(3) 利用斯通利波求取煤层气储层的渗透率具有可行性,计算结果与测井综合解释结论基本一致。

(4) 结合密度测井数据和MPAL测得的纵、横波时差,可计算煤层气储层的弹性参数,为水力压裂和附近区域的钻井等工程提供重要的参考数据。

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