渤海油田含油气流体识别中阵列声波测井技术的应用

杨林朋

摘要：渤海油田广泛发育河流和三角洲沉积，这导致其储层岩性及含流体性质在纵横向上都变化较大，特别是一些低阻油层、凝析气层的存在给采用以电阻率一孔隙度系列为基础的常规测井解释带来了困难。为此，为进一步提升渤海油田含油气流体识别精度，针对渤海油田大部分探井均测有阵列声波的实际情况，开展了阵列声波测井技术的研究与应用，因为在地层岩性和物性相同的情况下，所含流体性质不同其纵横波速度比以及弹性力学参数也不同，因此，可以利用阵列声波来识别流体性质。并通过在渤海油田的实际应用表明，阵列声波可以准确识别气层，对于气油比高的低阻油层也有不错的应用效果。

关键词：渤海油田；含油气流体储层；阵列声波测井

0前言

随着渤海油田勘探开发的不断深入，测井遇到的各种疑难层也越来越多，复杂岩性和复杂的流体关系为测井解释带来很大的困难，而对于中一低孔渗储层及含泥质较重的储层，电缆地层测试测压及取样技术成功率大大降低，而海上油田高昂的DST测试成本为利用测井资料进行储层流体性质的判别提出了更高的要求。理论和实验研究表明，在其它地层条件相同的情况下，地层含不同的流体时，其纵波、横波速度以及各种弹性力学参数(泊松比、体积压缩系数等)存在差异，这为利用阵列声波资料识别储层流体性质提供了理论基础，而目前在探井中广泛应用的阵列声波测井则为基于弹性力学参数的流体识别技术提供了物质基础。

以电阻率-孔隙度系列为基础的常规测井技术仍是渤海油田测井评价的主要手段，通过充分分析电阻率与三孔隙度、自然电位、自然伽马等测井曲线特征与储层含油气性的对应关系，综合解释储层含油气性，但是对于低电阻率油气层、中低孔渗储层，高泥质含量等储层，其流体判别则一直是测井解释的难点。利用阵列声波测井获取的纵、横波资料信息来反映储层流体性质的变化是利用非电法测井进行流体判别的主要发展方向之一，通过实际资料的处理，该方法对于气层及轻质油层具有较好的应用效果。

l声波测井识别流体原理

1.1弹性力学参数及流体判别

通过在井中放置声源，可以在井壁周围产生声场，沿井壁产生滑行纵波和横波。纵波的传播方向与质点振动的方向平行；横波的传播方向与质点的振动方向垂直。它们的速度由介质的密度、拉梅系数决定。

岩石弹性力学参数主要包括：杨氏模量、体积模量，切变模量、泊松比等，这些参数都属于地层强度参数。用测井方法确定弹性模量是以弹性系散和介质密度，纵波速度，横波速度等参数之间的关系为依据的，可以根据相应计算公式确定弹性模量，进而通过对阵列声波数据的处理可以得到纵波、横波，从而获得各种弹性力学参数。

                       表1  不同流体声学参数

表1为不同流体（油、气、水）的声学参数，从表中可以看出，天然气、油和水的声波速度依次变大，天然气的声波速度远小于油和水的声波速度；天然气的体积压缩系数最大，远大于油和水的体积压缩系数；油的体积压缩系数大于水的压缩系数，但是二者相差不大。

储层含不同流体时纵波速度存在差异，但横波主要沿岩石骨架传播，与孔隙流体性质关系很小。依据表1流体声学参数以及相应岩石弹性力学参数公式分析，可以看出，在其它地层条件相同的情况下，地层中含气会引起纵波速度降低，而横波速度略有增大，同时气层密度较低，因此地层含气时具有纵横波速度比低、泊松比低、体积压缩系数高的特征。与水层相比，当地层含油时的声波速度和泊松比、体积压缩系数也存在相应的变化，但是其变化量相对较小，当油层具有较高的气油比和较高的孔隙度时，在物性相近的储层中，可以依据声学参数进行流体判别。

1.2纵横波速度比含油气饱和度关系

各种弹性力学参散可以根据纵横波速度比与地层密度计算出来。因此，弄清楚纵横波速度比与含油气的关系具有较大意义。纵横波速度比等参数受储层储集空间的影响，利用纵横波速度比和纵波时差则具有更好的判别效果，结合横越速度比与纵波声波时差交会图可以看出，随着含气饱和度增加，纵横波速度比减小，纵波声波时差增大。随着孔隙度的增加，纵横波速度比增大，纵波声波时差增大。

1.3气层的声波衰减特征

实验表明，随着孔隙中含气饱和度的增加，纵波幅度衰减明显，声波时差增大，但对应的横波幅度无明显变化，其速度略有增加。根据渤海油田某重点井的阵列声波幅度图中可以看出气层纵波幅度衰碱明显，横波幅度的衰减与地层流体性质没有明显关系，仅仅与地层岩性有关。

2声波时差的提取

多极子阵列声波测井仪将单板子阵列和偶极子阵列进行有效地组台，单极子阵列可记录地层纵波，横波及斯通利波等全波列波形，偶极横波测井则通过耐量以横波速度传播的弯曲波来获得高质量的地层横波数据。

利用补偿声波测井或者单极全波列数据均能够比较容易获得地层的纵波时差，但对于横波速度小于井筒内流体声速软地层，单极方式测量的声波全波列则不包含横波信息。另外，即使是在能够记录到横波信息的硬地层，当地层对声波能量衰减较严重时，有时也难阻提取到准确的横波时差，一般利用偶极测量方式获得地层横波速度。偶极横波测井采用的偶极声波源，可看作是两个距离很近、强度相同、相位相反的点声源的组台，如果偶投声探振动，那么井壁的一侧压力增大，而另一侧压力减小，在井壁附近产生弯曲波井传播，这种弯曲波的振动方向与井轴垂直，传播方向与井轴平行，在低频情况下，弯曲波速度等于地层横波速度。偶极横波测井在软地层及硬地层均能够获得高质量的横波资料，这解决了单投声波测井在软地层无法获得横波速度的问题。由于弯曲波是一种离散波，只有在低频的情况下才与横波速度相等，因此，在提取横波时差时，必额严格控制时间域和频率域的参数，降低频散的影响，保证提取横波时差的精度。

分析渤海油田某井横波时差提取结果对比发现，该段地层属于硬地层，在声波能量较强的砂岩地层，单极方式提取的横波时差和偶极测井提取的弯曲波时差一致，而在部分泥岩地层，因接收器接收到的声波能量弱，利用单极全波列无法获得地层连续的横波时差数据，而用利用偶极声波测井获得了理想的横波时差。

3渤海油田实际井的应用

3.1中深部储层油气层识别

随着勘探的深入，渤海油田在中深层发现的油气层也越来越多，因中深部储层孔隙度相对较低，泥浆侵入更严重，气层在中子及密度测井曲线上的“镜像特征”往往不像浅层气层那么明显，为油层及气层判别带来了较大困难。

         

图1  渤海油田某井利用弹性力学参数识别凝析气层

图1为渤海油田某重点井东营组测井曲线，0号层与②号层均具有较高的深侧向电阻率值，为油气层特征，但两层的中于一密度变会特征接近，常规测井曲线均为轻质油层的特征，通过对阵列声波数据进行处理得到岩石弹性力学参数，发现0号层纵横波速度比小、泊松比小、体积压缩系数大，为气层特征，而②号层3295m以下则为油层特征，两者特征差异明显，该基于弹性参数的解释结论也得到了DST测试的证实。

针对渤海秦皇岛油田凝析气层及油层在电阻率及中子一密度测井上无法区别的特点，通过计算储层的岩石力学参数，依据气层段体积压缩系数太，泊松比小，纵横波速度比小的特征，建立了凝析气层判别的判别图版。从而确定秦皇岛油田东营组凝析气层判别依据为：纵横波速度≤1.762，体积压缩系数与泊松比的比值≥1.4。

3.2低阻油层识别

目前利用常规测井识别流体主要是依靠电阻率和孔隙度测井系列，而对于低阻油层，当具有较高的气油比和较高的孔隙度时，由于储层含油含气的原因，其弹性力学参数与水层仍具有明显的差异。从渤海油重点生产井A5井常规测井资料来看，在2126～2137m层段和2150-2153.5m层段的电阻率均较低．且两层储层物性差别不大，常规测井判别流体性质困难。通过对阵列声波数据进行处理，发现两段储层的弹性力学参数存在较明显的差异，下段储层纵横波速度比低、泊松比小、体积压缩系数太，与上部储层对比分析，具有含油气特征，通过DST测试，2126～2137m为水层，2150～2153.5m为油层，气油比为106。

3.3含泥重气层识别

储层在泥质含量较高、砂泥岩互层等条件下往往具有较低的电阻率，同时由于含泥的影响也造成储层孔隙度变小，含水饱和度较高，使得中子测井值变大，密度也变太，利用中子一密度交会识别气层的方法难以奏效。例如，渤海油田BZ某井1550～1562m井段，储层为自下而上粒度逐渐变细的正韵律沉积砂体，顶部岩性细、泥质台量高、电阻率低。中子一密度交会气层特征不明显，通过岩石弹性力学参数解释，发现该层顶部纵横波速度比低、泊松比低、体积压缩系数高为气层特征。后该层经DST测试，日产油：49.6m3，气：66441m3，气油比高达1340，证实顶部为一低电阻率气层。

4 结束语

岩石的骨架以及胶结物和孔隙中的油、气、水的弹性力学参数是不同的，通过对阵列声波数据进行处理，计算岩石的弹性力学参数，从而识别储层的流体性质是可靠的。并且得到了DST测试的证实，特别是气体的弹性力学参数与油，水的弹性力学参数相差很大，因此对气层的识别可以达到近100％准确性。由于大部分油层中都含有一定量的气体，对于气油比较高的油层也具有较为明显的特征，可以作为辅助判别油气层的主要依据。基于阵列声波测井的流体判别技术提供了一条不同于利用常规测井资辩识别储层流体性质的手段，具有较强的实用价值。

参考文献：

[1] 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.