数字声波幅度比值方法在评价碳酸盐岩水平井储层中的应用

张承森　(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

张璋　(中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，河北 燕郊 065201)

吴兴能　(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

徐大年　(中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，河北 燕郊 065201)

袁长剑　(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

韩东春　(中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，河北 燕郊 065201)

曹江宁　(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

数字声波幅度比值方法在评价碳酸盐岩水平井储层中的应用

张承森(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

张璋(中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，河北 燕郊 065201)

吴兴能(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

徐大年(中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，河北 燕郊 065201)

袁长剑(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

韩东春(中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，河北 燕郊 065201)

曹江宁(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

[摘要]水平井井况一般较为复杂,井漏、井涌时有发生,井斜角及狗腿度往往较大,因此测井采集风险大,难以获得放射性测井及成像测井资料。目前,双侧向-数字声波测井是塔中地区碳酸盐岩水平井的主要采集系列,较少的测井资料给碳酸盐岩水平井储层精细评价及流体识别带来了很大困难,为了在有限的测井资料中获得更多的地层信息,提出了数字声波幅度比值方法。通过波幅比值与孔隙度交会,可有效区分储层与干层;而通过波幅比值与深侧向电阻率交会,亦能对储层流体性质进行有效识别。

[关键词]碳酸盐岩;水平井;储层评价;流体识别;数字声波幅度

由于水平井及大斜度井在储层钻遇率及产量方面较直井都有较大优势，塔中地区部署的水平井及大斜度井数量逐年增加；但水平井井况一般较为复杂，井漏、井涌情况时有发生，井斜度及狗腿度往往较大，导致测井采集风险较大，往往难以取全、取准测井资料。目前，主要采集的测井资料仅有双侧向电阻率及数字声波测井。数字声波时差测井与密度测井相比在计算孔隙度方面存在较大误差，对于以低孔隙度储层为主的硬地层来说，在孔隙度求不准的情况下，难以对储层及流体进行精细评价。因此，有必要对已有的测井资料进行深入研究，尝试在有限的测井资料中获得更多的地层信息，用以指导储层及储层流体解释评价工作。

1数字声波幅度与储层渗透性

塔中地区目前声波时差的主要测量仪器为阿特拉斯公司的数字声波仪器DAL (digital acoustic log)，该仪器为双发四收结构，记录的数据体中以波列数据为主。数字声波仪源距较短，主要记录纵波波列信号，为后期的时差提取提供基础数据[1]。地层中的声波衰减是评价地层能量损失的有效方式，波的衰减对附近地层的反应要比波速灵敏得多[2～4]，从声波衰减中可以得到岩性、流体饱和状态、孔隙、裂缝及洞穴等信息[5]。根据声波理论，声波在地层中传播遇到渗透性地层时，波幅将会降低[2]。因此，根据声波幅度的衰减可以判断储层的有效性。岩石介质内部的非弹性及内损耗也会造成声波能量的损耗，产生波幅的变化[6]。但碳酸盐岩地层的成岩矿物大多属于刚性岩石[7]，岩石基质骨架比较致密[8]，岩石介质变化引起的波幅变化可以忽略不计，因此波幅的变化主要反映地层孔洞及裂缝的发育程度。但是，数字声波仪器源距短、探测深度浅，波列受干扰较大，人们往往对其后续处理未予充分重视。此外，根据声波在孔隙地层中的传播理论，在井眼、井壁条件稳定时，声波幅度的大小也受地层储集性能及流体性质的影响。

1.1　数字声波幅度计算方法

数字声波幅度计算的基本原理较为简单：原始波列首先经过滤波处理，去掉非地层的干扰信息；然后再给定计算的起始时间及窗长，即可按照一定的方法计算窗口中的幅度值。幅度计算的正确性以及是否能有效反映地层信息，关键在于计算的起始时间及窗口长度。

1.1.1开始时间计算

开始时间计算有多重选择性，准确的开始时间使得幅度计算结果更能有效反映地层信息，有利于储层及流体的评价。数字声波现场采集记录主要为波列数据，最终时差曲线主要依据波列拾取首波计算[1]，而在拾取首波的过程中，会同时生成首波到达时间曲线。在井径规则、时差可靠的情况下，首波到达时间曲线一般可靠性较高。该情况下，可以采用现场采集的首波到达时间作为计算的开始时间。

在碳酸盐岩水平井中，由于仪器的不居中状态，使得在现场首波到达时间难以准确拾取[9]。此时，可以采用阵列波形提取的方法，即慢度-时差相关(STC)法(式 (1))，先得到地层的时差信息，反推首波的到达时间(式(2))。STC法主要是通过相关对比，与首波准确与否关系较小，反推得到的到达时间相对比较准确。

(1)

式中：R(s,t)为慢度-时差相关法的相似系数，1；m为接收器的个数；fm为第m个接收器t时刻的声波信号，mV；Δz为接收器间距，ft；t为时窗在第一道波形上的开窗位置，μs；tw为时窗长度，μs；s为慢度，即时差，μs/ft；。

波形到达时间为：

(2)

式中：tt为波形到达时间，μs；Δtf为井筒流体时差，μs/ft；dh为井径，in；dt为发射器短节仪器直径，in；dr为接收短节仪器直径，in；Δt为声波时差，μs/ft；rt为发射器接收器间距，ft；rr为接收器间距，ft；Nr为接收器个数。

1.1.2幅度计算

幅度计算主要结合计算的开始时间，并在给定的时窗内进行计算。波幅的计算方法主要有2种：分别为首波幅度最大值法及均方根法。其中，均方根法计算结果更为稳定，且更能代表波形能量的大小，因此该次研究主要采用该方法进行波幅计算[10]：

(3)

式中：Ua为声波幅度，mV；Ua,i为计算时窗内采样点i的波幅，mV；N为计算时窗内采样点数。

1.2　数字声波幅度比值方法

应用上述方法对塔中地区12口井数字声波资料进行幅度计算，并与孔隙度资料进行交会分析。交会图数据点十分分散、规律性差(见图1)。产生该现象的原因是由于井况、井径、岩性、储层类型等都会对波幅大小产生影响，计算的波幅含有非储层特征。即使是不同井中相同层位、测井表征一致的干层，其纵波幅度也存在较大差异。为了消除上述因素引起的不一致性，提出了波幅比值方法，即利用同口井储层段与干层段的纵波幅度的比值作为评价储层的指标。波幅比值可以消除由于井况、岩性等因素引起的波幅变化。

图1　波幅绝对值与孔隙度关系散点图

(4)

式中：RUa为同口井的储层段与干层段的纵波幅度的比值，1；Uae,i为计算时窗内采样点i的有效储层波幅，mV；Uan,i为计算时窗内采样点i的非有效储层波幅，mV。

2数字声波幅度比值方法的应用

在对塔中地区12口井的资料进行波幅比值计算后，将计算获得的波幅比值分别与孔隙度及电阻率进行交会，研究储层有效性及进行流体性质评价。

2.1　储层评价

图2是液气相共存条件下波幅比值与对应井段孔隙度的交会图。可见，由于干层储集性及有效性差，声波能量在传播过程中基本不衰减；干层的波幅比值一般大于0.9，主体数值分布于0.9～1.1，孔隙度一般小于0.7%；Ⅲ类储层一般认为其储集能力及有效性较差，故其波幅存在一定衰减，但衰减程度有限，Ⅲ类储层波幅比值分布范围主体位于0.75～1.2，孔隙度分布范围为0.7%～2.0%；Ⅰ类和Ⅱ类储层因储集性能及储层有效性好，声波能量在传播过程中损耗较大。依据声波传播理论，其声波幅度受影响程度应随物性的变化而变化，但在图2中Ⅰ、Ⅱ类储层区域内，其波幅变化与孔隙度似乎并无明确线性关系。根据经验认识，气体对声波资料的影响较大[11]。因此，将气层及凝析气层数据点去除，绘制在液相条件下波幅比值与孔隙度交会图(图3)，可见，去除气层或凝析气层数据点后的波幅比值，随孔隙度的增大表现出较好的线性关系，波幅比值可以作为储层有效性描述的一项表征参数。地层流体是否为天然气对波幅影响较大，在分析研究时需要注意。

图2　液气相共存条件下波幅比值与孔隙度交会图版　　　　　图3　液相条件下波幅比值与孔隙度交会图版

2.2　储层流体性质识别

由于受碳酸盐岩储层内流体赋存形式多样的困扰，如何准确判断碳酸盐岩储层内的流体性质一直是世界级难题。以往的流体识别方式主要依靠孔隙度及电阻率的对应关系进行识别，但当存在井漏等复杂因素时，该方法往往难以准确识别流体性质。因此，该次研究笔者尝试利用波幅比值方法进行复杂情况下的流体识别。

由于电阻率曲线能够较为直接地反映储层内流体的电性特征，对于识别油气水有着重要意义。因此，采用深侧向电阻率与波幅比值交会进行流体识别(图4)。由图4可见，该交会图版以横线为界，分为上、下2个区域；上部区域内数据点波幅比值主要分布在0.45～1.2，下部区域主要分布在0.1～0.45；结合试油资料分析，上部区域数据点以凝析气为主，下部区域数据点则以油或水等液相流体为主。界限上、下均存在油气水共存数据点的现象表明，当储层中气相比例超过一定时，会使数字声波波幅比值增大。因此，当储层中含气时，可利用该图版进行流体识别。

图4　波幅比值与深侧向电阻率交会图版

3应用效果与影响因素

从上述建立的储层识别及流体评价图版可以看出，储层及储层流体对声波幅度影响较为明显。声波幅度比值方法有较好的应用效果。

3.1　应用实例

ZXX-H3C井是塔中地区一口碳酸盐岩侧钻水平井，该井全井段储层较差，孔隙度均较小；最高气测全烃达到99.99%，位于5532m深度处，其余层基本无气测显示；但孔隙度曲线反映5532m处物性较差(图5)。

图5　ZXX-H3C井测井解释成果图

该层最好气测段波幅比值为0.8～1.0，位于储层有效性识别图版(图2)中的Ⅲ类储层区内。经酸压试油，共注入2000m3酸液酸化改造，经气举求产，油压0～0.45MPa，日排残酸24.36m3，测试结论为干层，与图版识别结果一致。

TXX-H5井为塔中地区83井区内的一口碳酸盐岩水平开发井，该井井况复杂，累计漏失钻井液2410m3。声波时差测井资料显示储层段物性较好，ρlld受泥浆漏失影响，测量值较低，为1Ω·m左右；储层段气测显示全烃最高约为80%(图6)。常规解释图版难以确定储层流体。

选取2个储层段(图6方框)进行波幅比值计算，计算值在0.5～1.2之间，位于图版(图4)内气液界限之上。尽管电阻率较低，电性特征与水层极为相似，但其波幅比值明显异于水层。该井经酸压，5mm油嘴放喷求产，日产气176999～203348m3，日产水2.7m3，测试结论为气层。图版流体识别结果与试油结果基本一致。

图6　TXX-H5井测井解释成果图

3.2　影响因素讨论

从已有的结果来看，数字声波幅度对于储层及流体响应存在一定规律性。但在计算处理过程中，也出现一些异常计算结果。如上所述，数字声波由于探测深度浅，因此受井眼情况等因素影响较大，当井眼不规则扩径、仪器居中不良或与井壁摩擦造成的干扰波信号异常强时，都会影响计算结果。因此应尽力避开异常点，选取能够反映地层信息的数据点进行分析。

4结论

1)水平井测井资料测量较少时，可尝试数字声波幅度信息辅助储层及流体解释评价。通过波幅比值与孔隙度进行交会分析，可区分有效储层与无效储层。而储层中的流体性质对波幅也存在明显影响，可区分是否含气，对于复杂井况下的含气储层也有较好的识别效果。

2)根据数字声波测量原理，井眼状况及仪器是否居中等因素对波幅计算存在较大影响，计算取值时应尽量避开异常井段。

3)波幅比值方法评价储层有效性及判断流体性质是一种辅助手段，在水平井中仍应加强测井新技术、新方法的应用，以达到准确、评价储层及储层流体识别的效果。

[参考文献]

[1]林伟军，王秀明，张海澜.倾斜地层中的井孔声场研究[J]. 地球物理学报，2006，49(1)：284～294.

[2]唐晓明，郑传汉.定量测井声学[M].北京：石油工业出版社，2004.

[3]楚泽涵. 声波测井原理[M].北京：石油工业出版社，1980.

[4]王冠贵. 声波测井理论基础及其应用[M].北京：石油工业出版社，1988.

[5]章成广，肖承文，李维彦.声波全波列测井响应特征及应用解释研究[M].武汉：湖北科学技术出版社，2009.

[6]雍世和，张超谟. 测井数据处理与综合解释[M].东营：中国石油大学出版社，1996.

[7]司马立强. 测井地质应用技术[M]. 北京：石油工业出版社，2002.

[8]赵良孝，补勇.碳酸盐岩储层测井评价技术[M].北京：石油工业出版社，1994.

[9]吴兴能，肖承文，张承森，等.常规数字声波质量可靠性识别与应用[J].国外测井技术，2013，(3)：49～53.

[10]Hornby E，Chang S K. A case study of shale and sand stone alteration using a digital sonic tool [A]. SPWLA 26thAnnual Logging Symposium[C]. Dallas，1985-06-17～20.

[11]章成广，江万哲，肖承文，等.声波全波资料识别气层方法研究[J].测井技术，2004，28(5)：397～401.

[编辑]龚丹

[引著格式]张承森，张璋，吴兴能，等.数字声波幅度比值方法在评价碳酸盐岩水平井储层中的应用[J].长江大学学报(自科版) ,2015,12(26):22~26,54.

[中图分类号]P631.84

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2015)26-0022-05

[作者简介]张承森(1969-)，男，高级工程师，现主要从事测井解释方法与储层评价研究工作，zhangchs-tlm@petrochina.com.cn。

[基金项目]国家科技重大专项 (2011ZX05020-008)。

[收稿日期]2014-12-01