测井新技术

胜利测井公司资料解释研究中心2007年12月6日测井新技术简介一、多极子阵列声波测井技术二、成像测井技术一、技术简介二、测井资料的应用※岩性特征分析※气层划分※地层各向异性分析※岩石力学、应力参数计算※测井资料在储层压裂改造中的应用※井眼稳定性分析声波在岩石中传播的体波有两种，即纵波和横波，面波有斯通利波。纵波（Compressionalslowness），按“压缩模式”传播，即波的传播方向与质点位移方向一致，传播时介质会发生压缩和扩张的体积形变，可以通过气体、液体及固体传播。纵波的速度为：Vp={(K+1.33μ)/ρ}0.5ρ：密度K：体积模量μ：剪切模量声波在地层中传播特性横波（Shearslowness），按“剪切模式”传播，即波的传播方向垂直于质点的位移方向，传播时介质发生剪切形变。横波能通过固体传播，液体及气体不具有刚性（若其粘滞性可以忽略），而且不能反抗剪切，因此横波不能通过液体及气体传播。横波的速度为：Vs=(μ/ρ)0.5纵波速度总是大于横波速度，对于大多数岩石，Vs比Vp小1.6至2.4倍Vp={(K+1.33μ)/ρ}0.5斯通利波(Stoneleyslowness)，是井内流体中的界面波，通过仪器外壳和井壁间的泥浆传播，斯通利波对地层的弹性及流体流动等性质非常敏感，以低频及低衰减的形式传播，其速度低于泥浆的声速。声波在介质界面传播特性遵循折射定律入射角折射角滑行波折射角＝900时的入射角称为临界角发射器向井内发射声波，由于泥浆声速V1小于地层声速V2，所以在井壁上发生声波的反射和折射。发射器是全方位的发射，因此必有以临界角方向入射到井壁上的声波，由此产生沿井壁传播的滑行波。同时滑行波传播使井壁附近的地层质点产生振动，必然引起泥浆质点的振动，在泥浆中也引起相应的波。当地层横波速度大于流体声速时（快地层）满足临界折射条件，可以产生滑行横波并被接收。在疏松的地层中，横波速度往往小于流体声速（慢地层），不能产生临界折射的滑行横波，使得单极声波测井仪就不能探测到横波，因此丢失了大量的地层信息。计算岩石力学参数、应力参数气层分析时，计算纵横波速度比裂缝性地层定性判断裂缝发育井段计算地层各向异性地层横波的重要性横波使用了具有方向性的发射器和接收器，偶极发射器像一个活塞，使井壁一侧的压力增加，而另一侧压力减小，引起井壁出现扰动，这种由井眼扰曲运动产生的剪切挠曲波具有频散特性，在低频时其传播速度趋近于横波，偶极声波测井仪实际上就是通过测量挠曲波来计算地层横波速度。DSI、XMAC仪器是目前国际上较先进的声波测井仪，由于声波换能器的响应频带较宽，低频响应更好，在井下实现数字化，信号动态范围更大，因此记录的波形更完整，更有利于获得准确的纵波、横波、斯通利波的时差、幅度等参数，特别是在分析地层速度各向异性方面具有独特的优势。多极子阵列声波测井正交多极子阵列声波测井仪（XMAC-II）是将一组单极阵列和一组偶极阵列正交组合在一起，两个阵列配置是完全独立的，各自具有不同的传感器。单极阵列包括两个单极声源和8个接收器。声源发射器发射的声波是全方位的，中心频率为8kHz。偶极阵列是由两个正交摆放（相差90度）的偶极声源及8个交叉式偶极接收器组成。接收器间距为0.5英尺。正交多极子阵列声波处理地层时差处理快慢横波分离岩石力学参数计算井眼稳定性分析压裂高度预测各向异性分析常规曲线及解释结果斯通利波分离斯通利波渗透性分析处理系统：eXpress一、技术简介二、测井资料的应用※岩性特征分析※气层划分※地层各向异性分析※岩石力学、应力参数计算※测井资料在储层压裂改造中的应用※井眼稳定性分析应用之一：确定孔隙度mafmatttt怀利（Wyllie)时间平均公式Φ-地层孔隙度；Δt、Δtma、Δtf－分别为地层、岩石骨架、孔隙流体的声波时差应用之二：岩性特征分析第一道：BREAKOUT—井眼扩径GR—自然伽马曲线BIT—钻头尺寸CAL—井径曲线第二道：深度道第三道：声波变密度图第四道：DTC—纵波时差曲线DTS—横波时差曲线DTST—斯通利波时差曲线第五道：Vp/Vs—纵横波速度比地层时差处理成果图件理论上，利用纵横波速度比可以大致确定地层的岩性，一般情况下，纵横波速度比（VP/VS或DTS/DTC）：砂岩为1.58-1.8；灰岩为1.9；白云岩为1.8；泥岩为1.936；在多数地区若1.9VP/VS2.2可以认为地层为破裂岩体或有大量裂缝发育。含水砂岩为：Vp/Vs的比值随孔隙度的增加、压实程度和有效地应力的降低而增加。砂岩灰岩白云岩地层时差提取成果图泥岩段纵横波速度比范围：1.75-2.1砂砾岩段纵横波速度比范围：1.65-1.8地层中的气体使纵波速度降低，但由于横波不能在气体中传播，故对横波的影响很小，导致在含气地层中的纵、横波波速比有不同程度下降，含气饱和度越高，纵横波速度比下降越明显。多极子阵列声波资料提供了高质量的纵横波时差，减小了岩性和测量环境的影响，因此，根据纵横、波速度比可帮助地球物理学家识别与含气有关的幅度异常。应用之三：气层识别5710.8-5715.2、5724.8-5729.6、5743.9-5748、5749.5-5752、5756-5761.5米段，岩性为白云岩，解释为II类气层纵横波速度比泊松比II类气层I类水层我们必须注意的是：应用纵横波速度比进行地层含气评价只是一种辅助手段，实际上，纵横波速度比值不仅与储层含流体性质有关，而且还受岩性、孔隙度、岩石所承受的有效应力、裂缝等因素的影响，随有效应力和孔隙度的增加，纵横波速度比值都会在一定程度上下降。利用纵横波速度比值法判断储层流体性质时，要综合考虑岩性、孔隙度等因素的影响。应用之四：判断裂缝发育井段及发育类型利用声波全波列变密度图像的干涉条纹特征可以定性判断裂缝发育井段，但必须结合常规资料剔除泥岩、大井眼的影响。对于有效的孔洞及裂缝储渗系统，其间必然有地层流体，故而形成声阻抗界面，使得声波发生反射和干涉，而在填充的或闭合的裂缝处，则不能形成明显的声阻抗界面，因此变密度图上没有干涉条纹。裂缝发育井段，变密度图上有干涉条纹裂缝不发育井段，变密度图上没有干涉条纹利用纵、横、斯通利波的幅度衰减直观的判断裂缝发育带。前提是结合常规资料剔除泥岩、大井眼的影响，因为泥岩、大井眼同裂缝一样也不同程度能造成声波的衰减，在经验丰富的情况下，还可根据声波衰减程度不同定性的判断裂缝发育类型。能量幅度图第一道：BREAKOUT—井眼扩径GR—自然伽马曲线BIT—钻头尺寸CAL—井径曲线第二道：单极波列第三道：深度道第四道：CompressWaveamp1－8：接收器1－8号接收到的纵波幅度第五道：ShearWaveamp1－8：接收器1－8号接收到的横波幅度第六道：StonlyWaveamp1－8：接收器1－8号接收到的斯通利波幅度能量衰减图第一道：BREAKOUT—井眼扩径GR—自然伽马曲线BIT—钻头尺寸CAL—井径曲线第二道：DIPOLEWAVEFORMS：偶极波列第三道：深度道第四道：CompressAtten：纵波衰减曲线第五道：ShearAtten：横波衰减曲线第六道：StonlyAtten：斯通利波衰减曲线不同类型的裂缝对纵波及横波的幅度衰减具有不同的影响。根据实验室确定，当裂缝倾角在0～33°与78～98°之间时，横波幅度的衰减大于纵波。反之，若裂缝的倾角为33～78°时，纵波幅度的衰减大于横波。这意味着，根据横波幅度的衰减能够比较确切的指示水平及垂直裂缝，而根据纵波的衰减，则主要指示中等及高角度裂缝。裂缝、溶孔发育段声波幅度及衰减情况裂缝发育井段裂缝发育井段渤深6-1井偶极子阵列声波衰减图4295-43064323-4329应用之五：地层各向异性分析在构造应力不均衡或裂缝性地层中，横波在传播过程中通常分离成快横波、慢横波，且快、慢横波速度通常显示出方位各向异性。XMAC-II测井仪有两个正交偶极发射器，沿两个互相垂直方向向地层定向发射压力脉冲，通过两列接收波形的时间差和相位差，可以判断地层的各向异性，并评价垂直微裂缝和地应力状态。定义各向异性大小为：定义快横波方位为各向异性方位，在砂泥岩地层，各向异性往往与地应力不均衡有关，横波分离后沿最大水平主应力方向的横波传播速度快，而沿最小水平主应力方向的横波传播速度慢，所以各向异性方向就代表了最大水平主应力的方向。第一道：GR—自然伽马曲线API；DEV—井斜；AZSH—仪器方位曲线第二道：深度道m；地层各向异性玫瑰图统计频率25米第三道：百分比地层各向异性(ANI)平均百分比地层各向异性(ANIA)第四道：快横波波形(FWV)慢横波波形(SWV)计算各向异性开窗时间(WDST)计算各向异性关窗时间(WEND)第五道：各向异性成象图；第六道：快横波方位角(FACR)各向异性成果图车66车660车661车662车73车731车663车664车665车732车666车733车734利用测井资料中的纵波时差、横波时差、体积密度、自然伽马等曲线以及地层评价成果，建立解释模型来计算泊松比、杨氏模量、切变模量、体积弹性模量、体积压缩系数等岩石力学参数,进一步计算地层破裂压力、闭合压力等参数。应用之六：岩石力学、应力参数计算22(0.5*1)/(1)POISSCRASCRA泊松比:纵横波速度比42(1.34*10)*/SMODDENDTS剪切模量:42(1.34*10)*/()(4*/3)BMODDENDTCSMOD体积弹性模量:2**(1)YMODSMODPOIS杨氏模量:4*/3CMODBMODSMOD出砂指数:(2*1*)(*3*)FPRATPOALFARATPP1*(*)CLPRATPOALFAPPPP0.025**SHINBMODUCS(2*)(*)TANXPMUDALFAPP(*)RADPMUDALFAPP破裂压力闭合压力初始剪切强度有效切向应力有效径向应力*[4520**(100)85*]USCYMODLITHVSHVSHPO=OVBDEN*DEPTHPP=PORPG*DEPTHPMUD=MUDW*DEPTH1/(1)2(12*)/(1)3(13*)/(1)RATPOISPOISRATPOISPOISRATPOISPOIS闭合压力应用之七：储层压裂改造在水力压裂过程中，当井中的压力大于地层的破裂压力时，地层开始破裂。地层初始压裂后，连续泵入的压裂液将导致裂缝沿着平行于最大应力和垂直于最小应力方向的平面延伸。这种连续性压裂的压力将低于起始压裂的压力，而大于最小水平应力（闭合压力）。因此，一旦裂缝已经压开，为了保持裂缝开口所需要的压力，在垂直裂缝的情况下，至少将等于最小水平应力，这一应力就是通常所说的闭合应力,在一般的情况下，岩石破裂的闭合压力与地层的闭合应力相等，即等于地层最小水平应力。在构造的缓冲区，最小主应力方向通常是水平的。因此裂缝将沿着垂直面出现。在研究分析过程中利用上述得出的弹性参数来计算岩石压力和破裂压力偏移分析所需的参数，最终得到地层最小破裂压力及在一定的等效压力递增下，相应的压裂缝的纵向延伸高度。对3138.1-3158米段18-23号油层同时进行压裂，压力步长为2.5Mpa，计算初始破裂压力为40.8Mpa，增加2个步长既45.8Mpa时21号层被压开；增加6个步长既55.8Mpa时，18、19、22、23号层被压开；而当压力继续增加至8个步长，既60.8Mpa时，20号层才能被压开；增加至9个步长既63.3Mpa时，6层相互贯通。预测施工压力：63.3Mpa孤北古1井37、38号层，中途测试5.6万方，压裂井段4120.6-4139.1,采用两层合压，初始最小压力为69.3Mpa,最大破裂压力为73.4Mpa,压裂后产量为11.6万方。69.6MPa压力增量步长：0.5MPa增加到6个压力步长3Mpa时，两层串通，此时的压力值为：72.9MPa。实际：69.3-73.4MPa计算与实测破裂压力对比图(平均误差5.4