声波测井新技术

4260测井仪器

自 50 年前问世以来,声波测井技术已经取得了长足进展。最新的声波测井技术能够提供迄今为止最高质量的数据,根据声波测量数据能够描述井眼周围和距离井眼数十英尺深地层的力学和流体特性。

为了实现高效油气勘探与开采,我们需要了解储层和围岩的岩石和流体特性。为此,开发了三种基本的油田测量技术,即电磁、核和声学测量方法来达到这一目标。随着仪器设计和数据采集、处理和解释的进展,每种测量方式都能获取越来越多的不同信息,但其中当数声学测量方法的发展最为引人注目。早期的声波测量方法相对较简单,只是将地震信号与岩层进行对照拟合。现在,声波测量能揭示许多储层与井眼特性,可以用来推导原始和次生孔隙度、渗透率、岩性、矿物组份、孔隙压力、侵入、各向异性、流体类型、应力大小和方向、裂缝及其方位以及套管 -水泥胶结质量等。声波测量方面的进展不断提高我们探测这些特性的能力。基本测量,包括估算纵波(P)和横波(S)慢度的精度得到提高。对慢度变化的描述也越来越全面,从而提高了我们对地层特性如何随距离和方位发生变化的认识。

地层特性通常有很强的方位性,因此,必须进行三维测量才能提供完整的描述。井筒有一个自然的柱状三维坐标系,即轴向(沿井筒方向)、径向(垂直于井轴)以及周向(顺着井周)。井眼周围和较远处的变化取决于许多因素,包括井眼相对于沉积层的角度。水平地层中直井的轴向变化是最典型的,能够指示岩性、流体含量、孔隙度和渗透率的变化。由于应力分布不均匀以及钻井引起的近井力学和化学变化,造成了径向流体和岩石特性的变化。周向变化能表明由于矿物颗粒分层、裂缝排列和应力差引起的各向异性。

利用新型声波仪器,即 Sonic Scanner 声波扫描平台,可以对纵波和横波慢度在径向、周向和轴向上的变化进行更准确的描述。高质量的波形加上先进的处理技术使慢度估计即使在未固结地层和大井眼内也更准确,甚至还能可靠地进行过套管慢度测量。这些改进使我们能更好地描述地下岩石和流体特性,这就意味着我们能提高钻井稳定性,延长完井设备寿命,提高油井产量。

本文介绍了仪器设计方面的进展以及Sonic Scanner仪器的数据质量。通过美国、挪威和墨西哥等地的实例介绍了其应用情况,包括确定超慢地层的横波速度,径向剖面用于优化钻井、完井和取样作业,流体流度测井,以及地层裂缝特征描述和成像等。

特殊工程设计

与电磁和核测井仪器相比,声波仪器下入井内会对其测量产生较大影响。钢制仪器的外壳传播声波的效率非常高。为减小这种不利影响,声波测井仪器的设计者通过采用隔声材料或在钢制探头上开槽将发射器与接收器隔离开。这些努力都旨在延迟不需要的信号,使仪器只采集需要的测量数据。Sonic Scanner仪器完全不同于其它仪器,其设计、材料和组件都经过特殊设计,可以对其影响进行模拟。这样,在预测仪器-井眼-地层响应的过程中可以考虑这些影响。这些理论预测已经被已知地层特性的试验井中的实验结果所证实。所以,在各向同性均质地层中,可以准确预测仪器的影响,在井场可以进行实时校正。

新仪器的发射器-接收器(TR)的几何尺寸和功能经过仔细设计,可以提供不同径向探测深度的纵波、横波、斯通利波和弯曲波慢度测量数据。这些模式下的测井速度为 1800 英尺 / 小时(549 米 /小时)。对于地层纵波和横波速度随距井眼距离增加而增加的典型情况,通过增加 TR 距离来提高探测深度。Sonic Scanner 仪器将这种长源距方法与井眼补偿TR短源距方法相结合,而且还增加了周向分布接收器。仪器在 6 英尺(1.8米)的接收器阵列上有13个轴向接收点。

每个接收点有 8 个以 45˚ 间隔绕仪器放置的接收器,仪器上总计有 104 个传感器。在接收器阵列的两端各有一个单极发射器,另一个单极发射器和两个正交定向偶极发射器位于仪器下部较远处。(图1见题头,Sonic Scanner 仪器在 6 英尺接收器阵列上有 13 个轴向接收点,每个接收点有 8 个周向分布的接收器,总计 104 个传感器。三个单极发射器能够获取长源距和短源距数据进行不同探测深度的井眼补偿。两个正交的偶极发射器能产生弯曲波,用于描述慢地层和各向异性地层的横波慢度。)

与以前的声波仪器相比,Sonic Scanner仪器的三个单极发射器都能产生更强的压力脉冲。这些发射器能产生清楚的纵波和横波,低频率斯通利波以及进行固井评价所需的高频能量。两个偶极发射器都是一种振动装置,由电磁马达组成,其中电磁马达安装在悬挂在仪器上的一个圆筒上。这种机构产生一个高压偶极信号,而不会引起仪器外壳的颤动。震源可采用两种模式驱动:脉冲模式的传统偶极源产生一个很深的“咔哒”信号,新源采用扫频产生线性调频脉冲信号(图2)。与窄带偶极源相比,线性调频脉冲模式维持每个频率的时间更长,能向地层提供更多的偶极能量。

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图2

与早期的声波仪器如DSI偶极横波成像仪一样,两个偶极源是正交定向的。一个沿仪器参考轴振动,另一个与参考轴成 90˚。这些装置产生很强的弯曲波型,即如同人抱着树干晃动树一样轻轻振动整个井筒的波。弯曲波型沿井筒上下传播,同时根据频率不同,传到地层不同深度 。在所有井筒和地层(包括慢地层)条件下,新型线性调频脉冲偶极源的频率成分(300 赫兹- 8 千赫兹)都能产生弯曲波型,从而确保信噪比最大。

新型声波仪器能产生前所未有的高质量纵波、横波、斯通利波和弯曲波型。挪威海上一个快地层的典型实例显示了从单极和偶极发射器获得的波形(图3)。

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图3 挪威海上一个快地层的波形(左)。单极发射器(上)在高频时(左)产生清晰的 P波、S 波和斯通利波,而低频(右)主要产生斯通利波。偶极发射器产生的弯曲波(下)记录在X(左)和 Y(右)接收器上。频散分析(右)显示斯通利波轻微频散,弯曲波非常频散以及横波数据无频散。在该地层中,只有在频率高于 8 千赫兹时纵波才被激发,在频散曲线上没有显示。

在高频率时,单极源产生清晰的纵波、横波和斯通利波,而在低频率时则主要产生斯通利波。X和Y偶极发射器产生弯曲波。频散曲线显示了非频散横波至、轻微频散斯通利波至和高频散弯曲波至的慢度与频率之间的关系。弯曲波频散曲线的低频极限与地层的横波首波和真横波慢度一致。两条弯曲波曲线一致,表明不存在方位各向异性。与快地层相比,美国一个慢地层同样波源的波形则显示了明显的不同(图4)。

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图4 美国一个慢地层的波形(左)。与在快地层相比,高频单极发射器(左上)不产生横波,生的斯通利波较少。在低频时,单极发射器(右上)主要产生斯通利波。与快地层相比,X 和Y 偶极发射器产生低频弯曲波(分别为左下和右)。低频频散数据(右)包括斯通利波和两个弯曲波。对 P 波数据高频频散分析显示,在较高频率时发生频散(标示为漏泄纵波) 。

高频单极源不能产生直接横波,但却产生漏泄纵波。在低频率下,单极源产生斯通利波,但除此之外还产生很强的漏泄纵波。X 和 Y 偶极发射器产生具有慢地层低频响应特征的弯曲波。频散数据包括轻微频散的斯通利波和漏泄纵波,但没有横波首波。在没有横波首波时,根据弯曲波的低频极限估算横波慢度。

弯曲波不象在快地层那样频散,但比预计的均匀各向同性地层的频散强。在低频时,两个弯曲波频散曲线在不同慢度拉平,表明方位各向异性。弯曲波形已经数学转换旋转到快慢横波方向。

通过将观察到的频散曲线与模型假设的均匀各向同性地层对比,根据各向异性类型,分析来自Sonic Scanner仪器的弯曲波频散曲线对地层分类(图5)。在均匀各向同性地层中,横波不分裂成快慢组分,因此,观察到的两条弯曲波频散曲线有同样的慢度与频率特征波形,与模型曲线重叠。在固有各向异性情况下,如页岩和裂缝性地层中,快慢横波频散曲线处处分离,并且趋向频率为零时的真慢度。在经历了钻井破坏和接近破裂的均匀各向同性地层中,两条频散曲线相同,但与均匀各向同性地层模型频散相比,在高频率时表现出较大慢度。在应力诱发各向异性地层中,快慢横波频散曲线交叉,这种特征是由近井应力集中引起的 。当只有一种物理机理控制波的特征时,频散曲线间这种简化的关系才成立。当存在多种机理时,如既有应力诱发各向异性又有固有各向异性时,曲线就有可能非常不同。

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图5 弯曲波频散曲线用于识别地层各向异和非均质性。在均匀各向同性介质中(左上),观察到正交偶极接收器记录的弯曲波频散曲线(红色和蓝色)与模型的弯曲波频散(黑色圆圈)一致。在非均质各向同性地层(右上),与均质各向同性地层相比,观察到的两条频散曲线随频率增加,慢度也增加。频率增加,慢度增加表明近井地带波速变慢,说明井眼周围地层受到损害。在均质各向异性介质中(左下),如固有各向异性地层,快弯曲波频散曲线(红色)与均质各向同性模型一致,而慢弯曲波频散曲线(蓝色)形状相同,但慢度较高。在非均质各向异性地层(右下),观察到的两条弯曲波频散曲线相交,这是近井应力集中引起的,表明存在应力诱发各向异性。

除了获取各向同性、各向异性、均质、非均质地层的裸眼测量数据之外,Sonic Scanner仪器还能提供高质量的过套管数据。改进的仪器设计能记录高信噪比的过套管波形。强大的发射器和较大的带宽使仪器能够获取过套管和不同水泥环厚度的地层的慢度数据。过套管测量地层特性使作业公司能够监控生产对产层的力学影响。由于压力衰竭或注水,许多地层都经历过压实、岩石变软或其它变化。

在北海挪威国家石油公司一口井的实例中,既获得了 8 . 5 英寸裸眼井的Sonic Scanner数据,又在开采前采集了过8英寸套管井中的Sonic Scanner数据(图6)。裸眼测井数据表明在X296和X305米井段有一段较慢的软地层,井径测井数据表明该段有冲刷。对比表明,即使在冲刷段,过套管测井的纵波和横波慢度也与裸眼测井资料非常相似,这两种情况的频散曲线也非常相似。

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图6 挪威国家石油公司北海某井的裸眼(左)和套管井(右)测井结果。Sonic Scanner 仪器在裸眼井和套管井中都测量到了 P 波、S波和斯通利波慢度,即使是在裸眼测井结果中井径曲线(第 1 道)指示的冲刷段(X296 到X305 米)。与裸眼测井曲线相比,在第 2道的弯曲波慢度更陡,色带更窄。在频散曲线(下)中,纵波慢度为绿色虚线,横波慢度为蓝色虚线。

在中东,Sonic Scanner 仪器多次用于在井径大于 20 英寸的井中获取过13 3/8英寸套管的慢度数据。在每种情况下,尽管固井质量很差,也都获得了整个井段的高质量横波慢度数据,而且至少获得了一半井段的纵波慢度数据。

Sonic Scanner仪器不仅能够获得过套管慢度数据,而且能同时评价水泥胶结质量并确定水泥顶部。距两个单极近发射器 3 英尺和 5 英尺(0.9 和 1.5 米)的接收器获得的信号经过处理,得到了可识别的衰减测量数据,该数据不受仪器归一化流体影响以及压力和温度漂移的影响。结果可与 CBT 水泥胶结测井仪的测量结果相比,但也进行了套管和水泥特性的校正。在同一趟仪器入井过程中评价井眼完整性和地层特性能避免多趟测井的需要,降低钻机在用时间和动员费用。

超慢地层

有些地层非常之慢,以至于不仅横波慢度比泥浆慢度大,而且纵波慢度也接近泥浆慢度。在这种情况下,纵波能量损失在地层中,也就是所谓的纵波漏泄或频散。在低频极限,漏泄纵波频散曲线趋近纵波慢度,在高频极限,则接近井眼流体的慢度。加利福尼亚州 S a n J o a q u i n Cymric油田的Antelope地层就是这种情况,超慢地层加上其它复杂情况使声波测井面临巨大挑战。地层岩性为硅藻土和方石英-蛋白石化硅的结构。渗透率低,平均为 2 毫达西。

根据以前的研究,该地层的纵波慢度大约200微秒/英尺,与泥浆波的慢度接近,而在一些井段,横波慢度超过800微秒/米。九组分垂直地震剖面和交叉偶极声波测井探测到了随深度和位置变化的各向异性大小和方向。了解声速和各向异性对于设计压裂作业以及提高油田采收率作业非常重要。

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图7  根据加利福尼亚州 Cymric 油田极慢的 Antelope 地层弯曲波测井曲线计算得到的横波慢度。在硅藻土地层直到 1500 英尺,第 3 道中的横波慢度平均为 700微秒 / 英尺,一些层段接近 900 微秒 / 英尺。在此以下,横波慢度降到 400 微秒 / 英尺。深度道中的最小和最大离线能量差异很大,表明存在各向异性。第1 道显示了自然伽马(绿色)、井眼直径(黄色)、井眼方位(浅蓝色)以及不断旋转的仪器的方位(深蓝色)。显示在第 2 道的是快横波方位(红色),尽管仪器连续旋转,但在 1500 英尺以上各向异性地层中快横波方位相对恒定。除了根据频散分析估计的快(红色)慢(蓝色)横波慢度,第 3 道还显示了斯通利波慢度(黑色)、P 波慢度(绿线)、基于慢度(左边)和基于时间(右边)的各向异性。第 4 道显示了用于弯曲波分析的波形和时间窗口。快慢横波的慢度 – 时间 – 相干性曲线分别显示在第 5 和第 7 道。快慢横波的慢度 – 频率 – 分析(SFA)曲线分别显示在第 6 和第 8 道。

Sonic Scanner仪器测量数据提供了有关这些复杂岩石声波特性的新认识。在靠近 Cymric 构造顶部的一口井中记录了 972 - 1650 英尺(295 - 503 米)层段的波形。从硅藻土地层至 1500 英尺(457 米),根据弯曲波频散处理估计的横波慢度至少与早期测井作业得到的结果相同,平均为 700 微秒 / 英尺,一些井段接近 900 微秒 / 英尺(图7)。在此之下,在方石英地层,横波慢度降到400 微秒 / 英尺。

最小和最大离线能量之间的差别较大,快慢横波慢度之间的差别也较大,表明多数测井井段存在方位各向异性。各向异性大小为 4% - 8%,与以前的研究结果一致。慢度各向异性用快慢横波慢度除以其平均值来计算。快横波方位是 N35W - N15W,与先前的研究结果总体上一致。

除了在许多测井曲线图上常见的快慢横波慢度曲线和慢度 – 时间相关性(STC)投影之外,Sonic Scanner 数据显示还包括新的质量控制道,用以显示慢度 – 频率分析(SFA)。为了生成 SFA 曲线,在每个深度,采用记录的偶极弯曲波形产生一条频散曲线(图8)。频散曲线被投影到慢度轴上,该投影被画在曲线与深度显示图上,与构成 STC 投影的方式类似。根据频散 STC 处理估计的慢度曲线重叠到 SFA 投影上,如果估计的慢度与 SFA 投影的低频极限相符,则慢度估算的质量就较高。在方位各向异性地层,都可以绘制出快慢横波方向的SFA 投影。

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图8  绘制慢度 – 频率 – 分析曲线,用于控制根据弯曲波估计横波慢度的质量。分析各个深度的偶极弯曲波形(左上)在不同频率下的慢度。分析结果显示在慢度 – 频率曲线上(左下),圆圈大小表示不同的能量。用颜色表示能量并投影到慢度轴上。在对应的深度画出颜色带以生成曲线(右)。根据频散STC 处理估计得到的慢度用黑线画出。如果能与 SFA 投影的零频率极限一致,则表明慢度估计值很准确。

在该极慢地层,单极源不能激发纵波首波,而是激发很强的漏泄 P 波。因此,必须根据频散 STC 处理估计纵波慢度,其方法类似于根据弯曲波确定横波慢度。估计纵波慢度在较浅的硅藻土地层为 192 微秒 / 英尺,在方石英地层为175 微秒 / 英尺(图9)。

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图9  通过处理 Antelope 慢地层漏泄 P 波数据估计纵波慢度(左)。第 2 道中传统的单极处理的慢度估计值没有第 3 道中频散 STC 处理得到的值可靠。两个不同深度的 STC 图(右)表明,与传统的 STC 处理(左)相比,频散 STC 处理(右)的相干性得到提高。第 4 道显示了采用漏泄 P 波数据的慢度 – 频率分析(SFA),如频散曲线所示(图10)。

Sonic Scanner仪器在初步应用获得成功后,雪弗龙公司计划2006年在该油田更多的井中进行推广,声速数据将为微地震水力压裂监测提供支持 。

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图10 上硅藻土地层(左)和下方石英地层(右)纵波波至频散曲线。纵波慢度由低频漏泄 P 波慢度估计。

慢度变化径向剖面

地层特性的变化可能是天然的,也可能是由于钻井诱发引起的,对勘探开发作业可能有利,也可能有害。通过全面描述井眼周围较大范围内地层的P波和 S 波慢度,就可以了解特性变化的原因,从而做出如何利用或减轻这种情况的决策。

在墨西哥湾 Timbalier 南部的一口探井中,雪弗龙公司最近成功地钻过了目标砂层。在其它井中,同样的地层出现过完井问题,因此,本井的测井程序就包括一些评价地层力学特性的测量参数。

纵波和横波慢度径向剖面能揭示井眼周围地层状态的一些重要信息。通过检查接收器阵列探测的来自远近单极发射器的 P 波慢度的不同,可以揭示纵波慢度的径向变化。来自近发射器的射线对已经改变的近井眼地带进行取样,而来自远发射器的射线则对未改变的地层(即远场)进行取样。

当来自所有三个发射器和 13 个接收器的 P 波数据经过层析重建,出现清晰的径向变化图。这种反演技术利用射线追踪来计算所有传感器处信号到达时间,更新原始的均匀地层模型,得到与所观察数据相符的最终模型。为了使纵波慢度径向剖面可视化,采用不同的颜色代码代表观察到的慢度与远场慢度差异百分比,然后按距离井壁的径向距离绘制成图(图11)。

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图11  雪弗龙公司墨西哥湾某井的纵波和横波径向剖面。以属性从井眼逐渐向外变化的模拟地层的射线跟踪为基础,对来自 3 个发射器和 13 个接收器的所有 P 波数据进行层析重建。将观察到的纵波慢度与未受影响的远场地层的纵波慢度的差异百分比画在不同的颜色和距离坐标上,显示差异随与井眼距离远近的变化(第 6 道)。在这些砂岩地层中,近井眼的纵波慢度与远场的纵波慢度差异达 15%,范围距离井眼可达 1 英尺。第 3 道和第 5 道显示了快慢横波与远场横波慢度差异的径向剖面。近井地带塑性屈服引起很大的差异(红色所示),范围可达 10 英寸。这些差异仅发生在砂岩层段,从第 4 道的自然伽马测井曲线可以看出。

来自雪弗龙这口井的数据表明,目的砂层纵波慢度径向变化在井壁附近以及深入地层 1 英尺(30 厘米)范围内达到 15%。但是,单独定量分析径向 P 波慢度变化并不能确定其原因。纵波慢度变化可能是由于流体变化如钻井液侵入引起的,也可能是由于应力和地层强度径向变化引起的。横波慢度径向变化的其它信息可以用来区分这些情况。

横波慢度径向剖面需要多步完成。低频弯曲波相似处理可以提供初步的地层弹性参数估计。这些参数用于模拟均匀各向同性地层。所选较大频带范围内测量和模拟慢度的差异就作为产生实际弯曲波慢度径向剖面反演模型的输入参数。采用不同的颜色代表观察到的慢度和远场未改变地层的慢度差异,据此对结果进行作图。

在Timbalier南部的这井中,横波慢度径向剖面表明近井眼慢度与远场慢度差异很大。弯曲波频散曲线也表明近井变化很大(图12)。由于存在各向异性,分析有些复杂。相对于未改变的远场慢度,快慢横波表现出很大的不同。在砂岩中,在距离井筒 10 英寸(25 厘米)的近井地带,快慢横波慢度都比远场慢度高约 20%。

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图12  South Timbalier 某井弯曲波频散与模拟结果的对比(上)。观察到的弯曲波慢度(红和蓝圈)比均匀各向同性地层的频散(蓝色曲线)大很多。高频时的很大频散说明存在近井污染。斯通利波慢度用绿色圆圈表示。下图为观察和模拟的弯曲波慢度之差与距离的关系图。观察和模拟的弯曲波慢度差异达20%,距离达 2 倍井眼半径。

横波慢度径向各向异性几乎可以排除侵入或其它流体影响等原因,因为横波对孔隙流体的变化几乎毫不敏感。与流体有关的变化只能引起纵波慢度径向变化。测得的横波慢度径向变化表明地层经历了颗粒接触塑性屈服力学破坏。井径曲线表明该段没有井径扩大,因此屈服破坏的地层还没有坍塌到井内,但近井横波慢度的增加表明井壁已经接近破坏。Sonic Scanner数据表明存在很宽的破坏带,因此,在进行完井设计时需要特别注意。

纵波和横波径向剖面提供了以往任何测井仪器所没有的新信息。井眼成像仪器和井径能够提供钻井诱发的井眼不规则如崩落和裂缝图像,但只有在井眼形状已经发生变化后才有用。Sonic Scanner 仪器能够探测到较深的地层,揭示距离井眼较远地层的破坏情况。

径向剖面也可以用于对流体采样程序进行精细修改。在北海的一个实例中,对两个层段计算出了Sonic Scanner纵波径向剖面,随后采用MDT模块式地层动态测试器对这两个层段进行了取样。A 层近井和远场慢度差异很小(图13)。在泵送了 75 和 80 分钟后,从该层取得两个流体样本,没有发生取样问题。在 B 层,井向剖面表明井周地层损害达 12 英寸,在试图进行流体取样时,取样仪器上的探针被堵住,没有取得流体样品。地层损害并不意味着不能取得流体样品,但在这种地层取样可能会增加堵塞和遇卡的风险。要减小这种风险,对潜在可能受到损害地层的取样应推后进行,先对其它风险较小的层段进行取样。

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图13  纵波径向剖面显示了流体取样成功和存在风险的层段。在 A 段,纵波径向剖面(第 3 道)显示近井慢度与远场慢度差异很小,在该层,近井变化很小,MDT 模块式地层动态测试器成功地取得了两个地层流体样品。在第 3 道,近井和远场慢度差异由金黄和深黄颜色深浅表示,变化深度由涂色区的水平长度表示。在 B 层,纵波径向剖面颜色较深,表明有很大的近井变化,且向地层延伸较深。在该层,MDT 探针被堵,没能采集到任何流体样品。第 2 道显示了层析成像重建得到的慢度梯度。梯度显示了从井眼按很小的增量从一个慢度模型单元到另一个单元的变化。

渗透性地层和裂缝特征描述

岩石物理学家和油藏工程师长期以来一直寻求对渗透率的连续测量来优化完井和生产方案,但连续渗透率是油井中最难以测量的特性之一。采用经过岩心测量数据校准的经验关系式,可以用其它测量数据如孔隙度或核磁共振测井资料推导出渗透率或流度(即渗透率与粘度之比)。利用电缆地层测试器可以在沿井眼的一些孤立点或岩心上直接进行测量,但这需要额外的测井作业和取心费用。斯通利波分析是一种提供直接连续测量流度的有效方法。

根据斯通利波测量流度的想法在20世纪70年代被首次提了出来,但在实际应用中存在很大困难。人们已经进行了许多努力来研究渗透率和斯通利波衰减之间的经验关系,但这些方法需要其它信息校正,而且忽略了几个重要参数,如泥饼渗透率和仪器本身。简化斯通利波复杂属性的方法很少获得成功,但一种采用从Biot多孔弹性理论推导的模型进行反演的方法可以可靠地从斯通利波波形确定孔隙流体的流度。对于Sonic Scanner 数据的应用,对 Biot 反演技术进行了扩展,以便将仪器响应考虑在内。

Biot 反演方法需要一些井眼、泥饼和地层参数来用斯通利波数据估计流体流度,这些参数包括井径、泥浆慢度、衰减和密度;地层 P 波和 S 波慢度,密度和孔隙度;颗粒模量,孔隙流体模量和密度;以及泥饼密度、体积模量、剪切模量、厚度和膜强度。计算结果是流体流度和相关的误差范围。

这种反演技术几年前就出现了,但因为反演需要频率非常低的斯通利波-低至300赫兹,所以应用并不是很成功。在过去并没有这种频率范围的数据,因为早期的声波仪器与低频信号产生不利作用,需要滤掉频率低于 1500 赫兹的波。现在,宽频带 Sonic Scanner 仪器能产生很强的、有可靠低频的斯通利波,可以用于流度计算。

挪威国家石油公司挪威海Haltenbanken 地区一口井的实例表明,用斯通利波计算的流度与用 MDT 预测试得到的流度有很好的相关性。靠近油水界面的一个地层的地层和流体特性输入参数采用 Platform Express 综合电缆测井仪器的测井数据确定。八个压降预测试和一个密封预测试的 MDT结果与根据斯通利波分析得到的流度相关性非常好(图14)。

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图14  挪威国家石油公司挪威海Haltenbanken地区某井斯通利波处理所得流体流度与 MDT 预测试结果的比较。在第 3 道中,根据斯通利波分析得到的连续流体流度曲线(蓝线)及不确定性(灰色阴影)与从 MDT 压降预测试得到的离散流度值(红点)非常接近。即使在 MDT 预测试的 X,X42.15 米的致密地层,这两种流度测量值也非常吻合。在该地层,斯通利波分析得到的流体流度值也非常低。孔隙度、自然伽马、密度、井径和泥质含量显示在第 1 道。第 2道显示的是声波慢度。第 4 道为岩性和流体相对体积含量。

连续的流度曲线显示出砂岩层有很高的流度,靠近页岩薄层和密封MDT 预测试深度的流度则较低。因为Sonic Scanner 得到的流度对几个无法用测井数据控制的参数很敏感,如泥浆慢度和泥浆衰减,所以需要进行实验以便研究这些参数不确定性对流度误差范围的影响。显示的连续流度是不确定性最小的流度曲线。

当井眼条件较好时,可用从斯通利波得到的连续流度曲线快速估计渗透率,以便选择取样点和射孔段,而且连续流动性曲线可以作为较长井段岩心或地层测试器渗透率点的补充。

斯通利波还可以用于描述与开启裂缝相关的渗透率。例如,在美国落基山地区,需要水力压裂裂缝才能经济开采硬岩石储层,但该地区极度不平衡的原地应力产生天然裂缝。如果在一口井中遇到天然裂缝,必须调整注水泥和增产设计,以防止水泥进入天然裂缝系统。例如,可利用用于固井和增产的纤维基处理剂来减少流体滤失。增产计划需要考虑主应力的大小和方位。为了优化完井设计,需要了解井眼周围和地层的裂缝和应力特征。

与井筒相交的开启裂缝会引起斯通利波反射和衰减。通过分析斯通利波波形可以定量确定这些变化,作为裂缝开度反演的输入。但是,冲刷、井眼不规则和岩性的突变也会引起斯通利波反射,在分析中必须考虑这些因素。

这种方法的一个成功应用实例来自美国科罗拉多州。在该气藏,孔隙度为 3 - 7%,渗透率在毫达西级。斯通利波分析定量确定了FMI全井眼地层微成像图中观察到的裂缝开度和渗透率(图15)。因为 Sonic Scanner 仪器获得的斯通利波频带较宽,所以可以可靠地对这些开启裂缝进行描述。

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图15  科罗拉多用斯通利波识别渗透性裂缝实例。根据斯通利波反射和透射计算的裂缝开度显示在第 2道。第 3 道为根据第 2 道开度计算的裂缝渗透率。有渗透性裂缝的地层与 FMI 测井曲线(第 6 道)显示有裂缝的地层相符合。同样的地层也显示出各向异性,离线能差别很大(深度道),而且测量的斯通利波慢度与弹性非渗透地层的模拟斯通利波慢度差别(第 1 道橙色阴影)也很大。第 4 道为测量的斯通利波波形,在裂缝性地层中波幅下降。第 5 道为利用参考文献 22 中 Tezuka 模型产生的波形。 根据 Donald 和 Bratton 的资料修改)。

墨西哥横波方位实例

地层特性在方位上的很小变化可能会对钻井和完井策略产生很大影响,但这些变化却很难测量。例如,水平方向和在正交水平方向上的声速可能不同。这种现象称为弹性各向异性,发生在大多数沉积岩中,是由成层、裂缝或应力不平衡引起的。

直到目前,只有当速度差异至少为5% 时,电缆声波仪器才能定量确定弹性各向异性的大小和方向。利用 SonicScanner 仪器提供的高质量数据可精确确定小至 1% 的各向异性,并且还能帮助解释人员确定各向异性的原因。

墨西哥国家石油公司勘探与生产分公司希望评价墨西哥北部 Burgos 盆地致密砂岩气层各向异性的大小和方位,这些地层的渗透率很低,必须经过增产处理才能获得商业气流。优化开发取决于在局部应力场内正确定向水力压裂裂缝,以便每口直井都能按设计泄油。了解弹性各向异性方位和大小将有助于在压裂处理之前设计和应用定向射孔技术,同时也将提高加密钻井的成功机会。

当垂直应力是最大应力时,水力压裂裂缝沿最大水平应力方向延伸,从最小水平应力方向张开。横波在最大水平应力方向(S H)偏振时传播最快,在最小水平应力方向(Sh)偏振时传播最慢。这是因为附加应力使地层变硬,提高了速度,而降低应力则降低速度。测量快横波方向可以得到裂缝优先延伸方向。

快慢横波方向或方位可以在正交偶极声波测井曲线上看到。Cuitlahuac-832井的正交偶极曲线既显示了各向同性,也显示了各向异性地层(图16)。A层为各向同性地层,其特点是接近零的离线能量以及相等的快慢横波慢度。各向异性 B 层和 C 层的特点则是非零离线能量以及快慢横波慢度不同。两个各向异性地层的各向异性大小不同。在 B 层,各向异性大小约为 8%,在 C 层各向异性约为 2%。尽管 2% 低于其它仪器可以可靠探测的限度,但解释人员对该值非常确信,因为波形非常清楚,而且快横波方位保持不变。虽然仪器在连续旋转,但快横波方位在整个井段保持在 30˚ - 40˚。

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图16  墨西哥国家石油公司 Cuitlahuac-832 井正交偶极声波测井曲线(左),显示了各向同性地层及不同程度的各向异性地层。A 层为各向同性地层,离线能低(深度道),快慢横波慢度相等(第 3 道)。各向异性地层 B 和 C 层离线能不为零,而且快慢横波慢度不同。各向异性大小,不管是基于慢度还是基于时间(第 3 道边缘),在 B 层为 8% 左右,在 C 层为2% 左右。尽管仪器在旋转(第 1 道),快横波的方位(第 2 道)在整个各向异性地层保持不变,证实了各向异性值的可信度。三个层段的频散曲线(右)显示了其特征关系。在 A 层(上部),与其它各向同性地层一样,两个偶极方向记录的弯曲波离散曲线(红圈和蓝圈)相互重叠。在 B 层底部(下),离散曲线相交。在低频率条件下,在近井地层较快的弯曲波(红点),随着远离地层变得越来越慢(蓝点)。这表明应力诱发各向异性是该层各向异性的主要机理。在 B 层较浅段(中),离散曲线有相交趋势,但快横波高频分量缺失。在该深度,从 OBMI 油基微成像仪测井曲线上可以看到开启的诱发裂缝。。

了解各向异性的大小和方位非常重要,但这并不能确定其产生的原因。各向异性可能是岩石固有的,也可能是应力诱发的,识别其原因对于了解钻井过程的稳定性以及井眼如何对应力产生反应非常重要。通常,需要额外的信息如井眼成像和岩心分析来确定各向异性的原因。

在 Cuitlahuac-832 井只采用声波测量,分析 Sonic Scanner 仪器提供的弯曲波频散曲线帮助识别了三个深度的各向异性机理。A 层 1593.04 米处的频散曲线相互重叠,并且与均匀各向同性地层模型相符。1665.27 米的曲线,也就是靠近 B 层底部各向异性最大的井段,显示出应力诱发各向异性相交特征。在稍微浅一点的 1658.87 米处,快慢横波频散曲线在低频率相互分离,但其高频数据缺失,因此无法确定曲线的趋势或各向异性类型。该井段的OBMI油基泥浆微成像表明该层段存在开启诱发裂缝,这可能是高频数据缺失的原因,也表明地层有很强的应力诱发各向异性。OBMI 图像上见到的 45˚裂缝方位与根据快横波方向确定的 40˚最大水平应力方向一致。

在Burgos盆地,一般取最大水平应力方向与最近的断层走向一致。该盆地五口井的 Sonic Scanner 测井曲线表明其局部应力方向变化很大-与附近断层走向相差可达 20˚ -进一步表明了在进行射孔、增产处理以及加密钻井设计前进行区域声波测量的重要性。

远离井筒成像

采用 Sonic Scanner 仪器获得的高质量波形改善了对远离井筒地层的成像质量。声波成像采用反射 P 波探测与井筒近似平行或夹角较小的反射层。

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图17  一口斜井的井眼轨迹和地质剖面,Norsk Hydro 在该井采集了Sonic Scanner 成像数据。倾角较高,所以需要采用 TLC 恶劣环境电缆测井。

Norsk Hydro 已经在挪威海大斜度井中应用了 Sonic Scanner 仪器的成像能力(图17)。在通过一趟 TLC恶劣测井环境电缆测井获得标准声波波形后,单独进行了一次 TLC 成像,每隔 0.5 英尺(15厘米)记录来自三个单极源的波形。这三个单极源依次向相距 330 米(1100英尺)的 104 个接收器发射信号。

依次处理来自每个源的波形,首先将反射 P 波与斯通利波和折射 P 波分离。每个接收点传感器的方位分布使我们可以区分反射层的方向。然后,采用先前 Sonic Scanner 测井数据测得的地层速度对每个接收点的波道进行深度偏移。为了将仪器旋转和传感器方位分布因素考虑在内,对每个方位道的图像进行深度偏移和叠加,以便重建每个接收点的图像。最后,对深度偏移图像进行叠加,在 48 小时内就获得了图像。结果显示,倾角为5˚的同相轴至少向地层内延伸了13米(43英尺)(图18)。

同相轴的倾角与该井位预计的地质概况相符。该高清晰度同相轴与岩石物理测井显示的同一深度的 1 米(3.3 英尺)厚的煤层相对应(图19)。对 1 米厚煤层的识别表明可以从声波成像测井获得高清晰度图像,其清晰度比任何其它地面和井下地震探测的清晰度都好(图20)。

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图18 距离井筒较远、缓慢倾斜的反射层图像。井眼轨迹用红色表示。在井眼上边和右边,靠近图像的中间,可以看到声波成像探测到的高清晰度同相轴。该反射层与岩石物理测井显示的同一深度位置的一个煤层对应。
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图19  Norsk Hydro 公司挪威海 Haltenbanken 地区某井的岩石物理测井资料,显示了声波成像识别出的 1 米厚煤层。将 Platform Express 电阻率曲线(第 2 道)、密度和孔隙度测井曲线(第 3 道)以及 ECS 元素俘获能谱数据作为输入,以得到岩石矿物组分(第 4 道)。核磁共振数据显示在第 5 道。
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图20  高清晰度声波成像数据与地面地震测量对比。在地面地震测量图中,无法看到 Sonic Scanner 仪器分辨出的 1 米厚煤层(插图)。

声波成像的另一个潜在应用是探测靠近但与垂直井筒不相交的裂缝。目前的技术(如井眼成像测井和根据斯通利波反射识别裂缝)只有在裂缝与井眼相交时才可以识别裂缝。在许多情况下,直井可能没有钻遇垂直裂缝。Sonic Scanner 仪器的深成像能力扩大了探测范围,使其可以识别可能确定油藏范围的裂缝,或者远离井眼的地层应力状态。

未来的发展

Sonic Scanner是一种新仪器,工程师、地质学家和岩石物理学家仍在不断寻找着利用其数据的新方法。通过将径向和多探测深度添加到众所周知的轴向和方位声波测量中, Sonic Scanner仪器改善了对非均匀各向异性地层声波属性的特征描述。有了这些信息,客户就可以预测地层和流体在钻井、增产以及开采过程中的变化。可预测声学属性的新型仪器设计使我们能够获取很宽频带范围内的高质量波形。这些特征使仪器可以估计极慢地层的慢度,测量各向异性大小只有 1 - 2% 的方位各向异性,可靠地利用低频率斯通利波估计流体流度以及评价天然裂缝等。先进的质量控制具有慢度 – 频率分析功能,提高了通过频散分析获得的慢度估计的可靠性。通过全面记录从单极和偶极源到定向分布在仪器周围的104个接收器的所有数据,消除了有关地层几何形状和构造的不确定性,改善了过套管和固井评价结果。目前在套管井中只能获得单极纵波和横波数据。未来的一个发展方向就是将目前的裸眼井应用扩展到套管井中。

随着越来越多的公司应用 Sonic Scanner 仪器经验的积累,加上其提供的高质量数据,Sonic Scanner仪器的应用将会大大增加。虽然很难预测油气行业的其它方面将如何发展,但声波测井的支持者预测在未来50年内,声波测井仍会广泛用于井眼和周围地层的探测。

名词解释:

1.慢度(也称为声波时差)是速度的倒数。慢度的单位为微秒 / 英尺(ìs/ft)。

2.弹性各向异性有时也称为声波各向异性或速度各向异性。可用速度、慢度、应力或弹性参数差别表示。

3.慢度差异也称为慢度各向异性,波至时间差异称为基于时间的各向异性。

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