声波测井气层识别

吐哈盆地北部山前带下侏罗统八道湾组储层受其北部物源控制，发育辫状河三角洲相和湖泊相，砂体以辫状河三角洲前缘的水下分流河道、河口坝微相砂体为主。储层岩石类型主要为灰色中粗砂岩及巨粗砂岩，其次为不等粒砂岩及含砾砂岩，储层物性差，孔隙度和渗透率都很低，一般岩心分析孔隙度小于１０％，主要在６％左右，大部分岩心分析渗透率小于１×１０－３μｍ２。由于储层岩性致密、孔隙结构复杂、地层水矿化度较低、岩石骨架对测井响应特征的贡献远大于流体，尤其是测井电阻率值的高低受储层岩性及物性的影响较大，给该区流体性质评价带来了很大的困难。利用常规测井资料难以对储层进行有效评价，以往的解释图版和解释方法已经不能满足测井解释的需求，在很大程度上制约了对致密砂岩气层的勘探开发。因此，寻求新的致密砂岩气层测井识别技术成为勘探开发中急需解决的难题。本文在致密砂岩声学特征参数研究的理论和实验基础上，利用阵列声波测井资料所计算的泊松比和体积压缩系数重叠法识别气层，在吐哈盆地致密砂岩储层测井解释中取得了很好的应用效果。

１阵列声波测井资料识别气层原理

当岩石孔隙度中介质为天然气时，将引起弹性力学参数发生变化，纵波能量衰减显著增大，而横波能量衰减较小，泊松比降低，体积压缩系数升高［１］。根据阵列声波测井资料获取的纵、横波信息，结合常规测井资料计算地层的泊松比、体积压缩系数等岩石机械特性参数可以有效识别气层。表１为不同岩性和不同流体性质的地层中泊松比的经验值，它反映泊松比对岩性和含油气情况比较敏感，泥岩与砂岩层的泊松比有较大差异；砂岩层中含气与含水的不同也会导致泊松比有很大差异。表２为不同岩性和不同流体的密度、声速及体积压缩系数的理论值。体积压缩系数是体积模量的倒数，可以看出体积压缩系数主要反映流体性质的变化，油、气、水和岩石骨架的体积压缩系数差别很大，尤其是天然气和水的体积压缩系数差别更大，天然气的压缩系数大约是水的压缩系数的４０倍，而它们的声速值的差别仅为３倍左右。根据阵列声波测井资料可以得到地层连续剖面下的泊松比和体积压缩系数曲线，在曲线图中把体积压缩系数和泊松比同向刻度，绘在同一曲线道内，调整各自的刻度，使得这２条曲线在非渗透层处重合，在气层处二者则会形成一个明显的镜像包络线，可以直观指示气层。在文献［２－５］中都提到了利用声学参数或者弹性力学参数相结合识别气层，但由于各研究区岩性、物性和孔隙结构有一定的差异，其方法的应用效果也不尽相同。

２阵列声波测井资料识别气层的物理基础

为了验证上述声波测井资料识别气层的有效性，在研究区开展了致密砂岩岩石声学参数实验。选取致密砂岩岩心样品６５块，首先测量干燥岩样（实验中的干燥岩样是指饱含气的砂岩）的纵波速度和横波速度，并利用测得的纵波速度和横波速度计算岩心样品的体积模量和泊松比等参数。然后对岩心样品进行模拟地层水矿化度的ＮａＣｌ溶液饱和，在与干燥岩样相同的温度和压力下测量岩心样品的纵波速度和横波速度，并计算岩心样品的体积模量和泊松比等参数。图１至图４分别为岩心样品在干燥状态和饱和盐水状态下实验测得的纵波速度、横波速度和利用纵横波速度结合密度资料计算的泊松比、体积压缩系数与孔隙度的交会图。从交会图可以看出，孔隙度在３％～９％范围内的干燥岩样与饱和盐水岩样相比，横波速度变化不大，实验数据点混杂在一起，而纵波速度、泊松比和体积压缩系数都有较大的变化，实验数据点可以明显分开。实验结果反映了不同声波参数对含气饱和度表现出不同的敏感性，储层在高含气饱和度情况下，体积压缩系数和泊松比对含气饱和度变化较敏感。因此，在致密砂岩的测井评价中可以利用体积压缩系数和泊松比这２个弹性力学参数识别储层含气性。该实验奠定了研究区阵列声波测井资料进行气层的岩石物理基础。

３岩石机械特性参数求取

根据波动理论，利用阵列声波测井资料提取得到的纵、横波时差和密度测井得到的体积密度可以计算地层泊松比、剪切模量、体积模量和体积压缩系数等弹性力学参数值，其计算公式为式中，υ为泊松比，无量纲；Δｔｓ为地层的横波时差值，μｓ／ｍ；Δｔｐ为地层的纵波时差值，μｓ／ｍ；μ为剪切模量，Ｍｐｓｉ＊；ρ为体积密度，ｇ／ｃｍ３；Ｋ为体积模量，Ｍｐｓｉ；Ｃ为体积压缩系数，１／Ｍｐｓｉ。

４应用实例对比

图５是Ｚ４井测井曲线综合解释图。图５上常规测井资料反映上段３０号储层ＧＲ曲线箱状低值，储层有一定的非均质性，井径较规则，ＳＰ曲线异常幅度不明显；ＤＥＮ值较高（ＤＥＮ＝２．６ｇ／ｃｍ３左右），ＡＣ曲线值较小，反映储层物性较差，双侧向为重叠状或顶部微弱负差异，ＡＣ曲线（或ＤＥＮ曲线）与ＣＮＬ曲线挖掘效应特征不明显，反映储层含气特征差，根据常规测井资料解释该层为干层。下段３１号储层ＤＥＮ值与上段储层相当，ＡＣ曲线反应孔隙度较好，双侧向呈正差异特征，储层微观特征与上段储层相比明显变好，ＡＣ（或ＤＥＮ曲线）与ＣＮＬ曲线有明显挖掘效应，反映储层有含气特征，根据常规测井资料解释该层为差气层。但从图５第６道中泊松比与体积压缩系数的叠合情况看，３０号层上下非储层段泊松比（υ）和体积压缩系数（Ｃ）重合，储层段泊松比值降低而体积压缩系数值升高，这２条曲线之间存在明显的镜像对称特征，有一定包络面积，反映储层有含气特征，综合解释该层为差气层；在同样的刻度下３１号储层泊松比与体积压缩系数叠合后无包络面积，反映储层无含气特征，结合构造和区域油藏特征，综合解释该层为含气水层。试油证实３０号层压裂后日产气１０３２０ｍ３；３１号层试油，酸化、压裂后日产气３５０ｍ３，日产水５．４ｍ３。ＪＳ１井为吐哈油田的１口风险勘探井。图６中５１号储层录井岩性为荧光级含砾砂岩，气测有一定的异常；从第５道泊松比与体积压缩系数曲线的重叠情况可以看出，在５１号储层上下２条曲线基本重合，该储层内泊松比与体积压缩系数曲线存在明显的镜像包络面积且与气测异常井段对应，反映储层含气特征明显，结合常规测井曲线综合解释该层为气层，试油压裂后６ｍｍ油嘴日产气１８０００ｍ３、产油８．３ｍ３。该井的成功解释，进一步印证了利用阵列声波资料的泊松比与体积压缩系数重叠法在吐哈油田致密砂岩气层测井解释中的适用性，为这类气层的发现提供了有力的技术支持。

５结论

（１）吐哈油田致密砂岩储层物性差，孔隙结构复杂，导致储层流体的测井响应特征被淹没在岩石骨架的响应特征之下，利用常规测井方法对储层流体进行识别比较困难。（２）通过储层岩心声学物理试验研究，发现地层在高含气饱和度情况下，体积压缩系数和泊松比对含气饱和度变化较敏感，这为利用阵列声波测井资料计算岩石力学参数而进行气层识别奠定了岩石物理基础。（３）根据阵列声波测井资料计算得到的泊松比曲线和体积压缩系数曲线交会可以直观识别气层，现场应用表明，该方法在气层识别上有较好的应用效果，值得在该区域推广。