交叉偶极子阵列声波测井技术介绍XMAC - 图文

正交偶极子阵列声波测井（XMAC-II）

(一)、正交偶极子阵列声波测井（XMAC-II）原理

ECLIPS—5700测井系统中的交互式多极子阵列声波仪（XMAC-II）是将一个单极阵列和一个偶极阵列交叉组合在一起，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，既是柱状对称的，中心频率为8kHz。偶极阵列是由两个交叉摆放（相差900）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。

每个深度点记录12个单极源波形，其中8个为阵列全波波形（TFWV10），4个为记录普通声波时差的全波波形（TNWV10）。每个深度点记录32个偶极源波形，即每个接收器记录XX、XY、YX、YY 4个偶极源波形，X、Y表示不同方位的发射器或接收器的方向，例如XY表示X方向发射器发射，Y方向接收器接收；YY则表示Y方向发射器发射Y方向接收器接收。8个接收器共记录32个偶极源波形（TXXWV10、TXYWV10、TYXWV10、TYYWV10）。

（二）、正交偶极子阵列声波资料的处理

偶极子阵列声波测井资料是用eXpress的WAVE模块处理，主要包括地层纵波、横波和斯通利波的提取及其时差计算、岩石物理参数计算、岩石机械特性分析等。

1、地层纵波、横波和斯通利波的提取及慢度分析

采用慢度—时间相关STC（Slowness-Time Coherence）技术从MAC全波列中提取地层的纵波、横波及斯通利波，并计算其慢度。STC采用一种类似地震中使用的相似算法，检测阵列接收器中相关的波至，并估算它们的慢度。

在利用STC技术处理之前要对波形进行滤波，以便消除所有直流偏移和信号频带以外的噪声。另外，为了得到真实的地层横波，在处理中要包括一个计算前的校正步骤，以便校正挠曲波频散引起的偏差。校正量取决于声源的声波响应特征、STC滤波器特征、井眼大小和横波慢度。对硬地层来说这种校正量很小，但对大井眼软地层来说这种校正量可能达到10%。

2、岩石力学参数的计算

根据提取的纵横波时差、常规密度曲线及其它资料计算的孔隙度并利用岩石特性分析模块计算纵横波速度比、泊松比、体积模量、切变模量和杨氏模量等岩石物理参数。

3、岩石机械特性分析

利用上面计算的岩石力学参数、常规分析计算的泥质体积、泥浆性能等参数计算各项应力、破裂压力梯度、闭合压力梯度等参数。

(三)、地层岩石力学参数的基本概念及计算方法

1、泊松比（σ）

又称横向压缩系数，就是横向相对压缩与纵向相对伸长之比。 计算公式:

0.5DTS2?DT2?? (6-1)

DTS2?DT2式中：DTS—横波时差； DT—纵波时差。

2、杨氏模量（E）

又称纵向弹性模量，就是张应力与张应变之比，它量度岩石的抗张应力。 计算公式：

DEN3DTS2?4DT2E?? (6-2)

DTS2DTS2?DT2式中：DEN—体积密度。 3、切变模量（μ）

是剪切应力与切变角之比，它量度岩石抗切应力。 计算公式：

??DEN (6-3)

DTS24、体积弹性模量（k）和体积压缩系数（CB）

岩石各个方向都受到力的作用时，应力与体积相对变化之比，它量度岩石的抗压应力。体积压缩系数与体积弹性模量互为倒数关系。

计算公式：

3DTS2?4DT2K?DEN (6-4) 223DTS?DT 5、单轴抗压强度及固有剪切强度

单轴抗压强度表示岩石抵抗外力压性破坏的能力，它的大小与岩石的杨氏模量、泥质含量等参数有关。

固有剪切强度表示岩石抵抗剪切破坏的能力，它的大小与单轴抗压强度及体积压缩系数等参数有关。

6、地层孔隙压力

它是作用在地层孔隙空间里的流体上的压力。地层压力有正常地层压力和异常地层压力之分，异常地层压力又有异常高压和异常低压之别。高于正常地层压力称为异常高压。异常地层压力的形成是多方面的，有快速不平衡欠压实沉积，地质构造运动，孔隙流体膨胀，烃类的裂解等诸多因素。目前多见到的异常高压地层一般都是不平衡欠压实沉积形成的。在地层沉积过程中，由于沉积速度过快，孔隙排水能力下降，随着地层的继续沉积，上覆岩层的重量逐渐增加，孔隙内的流体要支撑部分上覆岩层压力，这样就形成异常高压。

根据测井资料，采用声波时差等效深度法计算地层压力是用来检测因不平衡欠压实沉积形成地层异常高压的有效方法，该方法适用范围为砂泥岩剖面。

在砂泥岩地层中，随着地层深度的增加，泥岩所受上覆岩层的压力越来越大，由于压

实和失水的作用，其孔隙度逐渐减小，声波时差可反映岩石孔隙度的变化。在正常压实情况下，当深度增加时，泥岩的声波逐渐减小，由此可建立泥岩的声波时差随深度变化的规律—正常压实趋势线。

正常压实趋势线表达式：

DEP=A·LOG（DT）+B （6-5） 式中：DEP—地层深度； A—趋势线斜率； B—趋势线截距。

趋势线方程确定以后，根据任一点的声波时差值，就可计算该时差的等效深度。 如果某一时期沉积物迅速堆积，且造成了水力的“关闭”，地层水不易排出，孔隙度相对变大，这样，地层就由于欠压实而形成了异常高压。

地层压力计算公式如下：

Pp=(Db·Ph+Da·Poa-Db·Pob)/Da (6-6) 式中：Pp—地层孔隙压力； Da—当前深度点； Db—等效深度点；

Poa—当前深度点的上覆压力； Pob—等效深度点的上覆压力； Ph—正常地层压力。

由于该技术只适用于砂泥岩剖面，并且有较多的限制因素，因此对较复杂的地质剖面还无能为力。

7、岩层上覆压力

岩层上覆压力也称垂向主应力，它是由上覆地层的岩石重量和孔隙空间里的流体（油、气、水）的总重量引起的。当有密度测井资料时，可由密度曲线积分求得：

p0??DEN?Z?gdz (6-7)

0H式中：Po—深度为H处的上覆岩层压力； g —重力加速度；

DEN(Z)—地层密度，它是深度Z的函数。

由上面的公式可知，要想求得准确的岩层上覆压力，密度曲线应尽量测至井口。

8、水平地应力

地应力简称地壳内的应力，它是地壳固体介质受重力、各地球构造力和天文动力以及探掘工程附加动力的作用，在介质内部单元引起响应变形的力学参数。

地应力既有大小，又有方向，既有垂向地应力，又有水平地应力。描述水平地应力时用到最大水平地应力、最小水平地应力、水平地应力方向三个地质概念。岩石在垂向应力作用下，由于泊松效应，在水平方向有产生变形的趋势，但由于周围岩石的约束，不易产生横向变形。由于相邻岩石的阻挡作用，就相当于对岩石施加了水平应力。岩石除受垂向应力作用外，还受地层孔隙压力、构造应力作用。地层中若不存在构造应力时为各向同性地层，此时水平地应力相同，当构造应力存在时，水平地应力将变为各向异性。

获取地应力的方法有多种，如声发射凯塞效应法，现场水力压裂试验法，测井资料计算的井眼崩落法等。利用测井资料计算地应力使用成本较低，计算速度快，显示井段长，计算结果较准确，具有其它方法不可比拟的优势。下面简要介绍利用测井资料计算地应力方向

及大小的方法。

①地应力大小

当岩石为线性多孔弹性体，远场孔隙压力为恒定值且在埋藏过程中其横向应变为零时，最小水平主应力可用下式计算：

S2=σ·P0/（1-σ）+[1-σ/（1-σ）]αPP （6-8） 式中：S2—最小水平主应力； α—有效应力系数。

有效应力系数α根据岩石的体积压缩系数和骨架的体积压缩系数计算，其数值大于0小于1。

由双井径测井曲线可近似计算不平衡构造因子，根据式6-8计算的最小水平主应力及不平衡构造因子计算最大水平主应力。

根据最大水平主应力与最小水平主应力，进而计算地应力差。 ②地应力方向

地下不同地质时期形成的各种岩石，都具有一定的强度，因此在地壳应力场的作用下，都可能发生弹性变形或产生弹性势能。某深度的岩石在垂向主应力，最大与最小水平主应力的作用下，一般处于相对平衡状态。当井眼在地层内被钻开后，在井壁岩石上形成应力集中，垂直于井轴的横向截面上处于两个水平应力的压力作用及钻井液的张应力作用。根据力的叠加原理，井壁上的应力状态用下式表示：

Sθ= S1+S2-2（S1-S2）·COS2θ-Pm （6-9） 式中：Sθ—井壁岩石的切向应力； S1—最大水平主应力； Pm—钻井液柱压力；

θ—相对于最大水平主应力方向的逆时针方位角。

由(6-9）式可看出，当θ为0度或180度时，即在最大水平主应力的方向，井壁岩石所受的应力最小，此时切向应力值为：

Sθ=3S2-S1-Pm （6-10）

当θ为90度或180度时，即在最小水平主应力的方向上，井壁岩石所受的切向应力最大，此时切向应力值为：

Sθ=3S1-S2-Pm （6-11）

根据脆性材料破裂理论，当作用力达到或超过材料的破坏强度时，就会发生破裂现象。井眼周围的岩石在最大水平主应力方向，受到较弱的压应力，此时的岩石不易受地应力破坏，井眼尺寸应接近钻头直径。如果泥页岩与钻井液作用，发生水化膨胀，进而出现井壁破坏的情况，要与地应力的作用区别开来。井眼在最小水平主应力方向受到较强的压应力，当这个压应力超过岩石的抗剪强度时，井壁岩石就会发生剪切破坏，出现井壁崩落，形成椭园井眼。显然，椭园井眼的短轴方向即为最大水平主应力方向。

井眼崩落椭园的测量是由四臂或六臂地层倾角测井仪直接测量的。测井是在电缆提升过程中进行的，当电缆以一定速度提升时，测井仪器也以一定速率旋转，当某对极板进入椭园井眼的长轴位置时，测井仪不再旋转，而是按一定的方向上升，这样就可测出或计算出椭园井眼的长轴及短轴。再结合一号极板测量的方位，就可判断出最大水平主应力方向。

9、地层破裂压力

井内一定深度的地层，承受井眼液柱压力的能力是有限的，当压力达到某一定值时，就会使地层破裂，这时的压力值就称这个地层的破裂压力。地层破裂往往是由于井内钻井液密度过大，使井壁岩石所受的切向应力超过岩石的拉伸强度而造成的。

由（6-10）式可知，在最大水平主应力方向受到较小的切向应力。进而可知当液柱压力Pm增大时，在这个方向上将受到较大的拉伸力。式6-10所示为总切向应力，设有效切向应力为Sθe，则：

Sθe=3S2-S1-αPp-Pm （6-12）

设岩石的抗拉强度为St,并且与切向应力方向相反。当Pm增大，且有效切向应力值等于或超过岩石的抗拉强度时，地层则破裂，即：

-St=3S2-S1-αPp-Pm (6－13)

因为这时的破裂压力值就是液柱压力值Pm，设破裂压力为Pf则由上式得： Pf=3S2-S1-αPp+St （6-14）

在砂泥岩地层中，上式中的抗拉强度St数值较小，一般它是抗剪强度的十分之一至五分之一，因此它由抗剪强度近拟计算。

10、出砂指数

油气生产时，岩石若发生了剪切破坏，就会出砂，它反映了岩石的强度和稳定性。设出砂指数为B，则：

B=K+（4/3）μ （6-15） 一般情况下出砂指数高不易出砂，出砂指数低则易出砂。

(四)、岩石力学参数的工程应用

1、确定合理的钻井液密度

地层压力梯度为近平衡压力钻井、负压钻井提供可靠的钻井液配制依据。对于近平衡压力钻井，在钻进油气层时以钻井液相对密度高于地层压力系数5～10%左右的原则设计钻井液密度。根据地层压力检测资料，既可实现近平衡钻井，提高钻井速度，降低钻井成本，又可减少或防止泥浆对油气层的污染，避免解释中漏掉油气层，同时还可防止井喷、井涌等工程事故。对于负压钻井，在钻进油气层时钻井液相对密度应低于地层压力系数，这就需要较准确预测产层的地层压力系数以便选用适当的钻井液相对密度。

2、确定井身设计中是否需下技术套管

根据地层破裂压力梯度和孔隙压力梯度，可确定井身设计中是否需要下技术套管及技术套管的下深。从防喷防漏的角度考虑，当地层孔隙压力梯度小于地层破裂压力梯度时选用适当的泥浆密度钻井过程中不用下技术套管。当高压地层的孔隙压力梯度接近或大于上部地层某深度的破裂压力梯度时，在该深度之上必须下技术套管。不然较大密度的钻井液会将上部非高压层压坏，钻井中发生井漏或储层被压死情况。

3、分析裂缝形态

根据地层破裂压力梯度及上覆压力梯度，可分析井下压裂后的裂缝形态。若地层破裂压力梯度小于上覆压力梯度，地层压裂后形成垂直裂缝：若地层破裂压力梯度大于上覆压力梯度，地层压裂时形成水平裂缝。

4、井下压裂施工参数的确定

当地层压裂后形成垂直裂缝时，裂缝的长度和高度是杨氏模量、切变模量、泊松比、压裂液排量、粘度等的函数。根据压裂目的及已知的岩石力学参数、井下压裂工程可确定压裂液和支撑剂的类型，用量、泵入速度等，就可准确地控制压裂缝的长度、高度、形状等。

5、出砂预测

根据出砂指数，可预测产层在产液过程中是否出砂、以便及时采取防砂措施。经验表明，出砂指数小于1.4×104Mpa时地层在产液过程中会出砂，当出砂指数大于2.0×104Mpa时，地层不会出砂，当出砂指数介于二者之间时，地层出少量砂。

6、油气运移规律研究

根据地应力资料，地质研究人员可进行砂层走向，油气运移规律的研究。地应力是油气运移的主要驱动力之一。地应力值的低值区是油气聚集的有利区，油气由强压应力区向弱压应力区运移，最大水平主应力方向是油气运移，渗流的主方向。

7、分析套变情况

根据水平最大及最小主应力差，可确定井下套管能否发生形变及发生形变的位置。 8、判断裂缝高度的延伸方向

在沿井轴方向的垂直剖面上，地应力大小是不一样的，一般情况下，泥岩的地应力大于砂岩的地应力，但其大小并不是以压裂点为对称点上下对称的，缝高是沿地应力小的方向延伸，根据地应力的大小，就可判断裂缝高度的延伸方向。

9、判断弱应力隔层，实施正确压裂施工方案

水力压裂过程中，隔层遮挡层的最小水平主应力数据，关系到压裂后的垂直裂缝是否会穿透。如果能穿透，将出现剖面上的水窜或气窜，造成油水（气）关系复杂甚至油田开发的失败。另外，射孔井段及隔层段的最小水平主应力值影响水力裂缝的高度、宽度及长度，影响施工参数、施工规模及压裂设计及施工，也影响压裂方式及压裂增产效果等。因此，在低渗透油田开发中，射孔方案与最小水平主应力剖面结合非常重要。

10、射孔方位的确定

在天然裂缝发育的低渗透油田，射孔孔眼方位应平行于最大水平主应力方向。因为平衡于最大水平主应力方向的射孔孔眼方位有利于水力压裂的施工，有利于提高压裂后的油井产量。

11、分析井眼稳定性

根据地应力和岩石力学参数，可分析钻井过程中井壁的稳定性。由于地层某深处的垂向主应力、水平主应力、地层孔隙压力、岩石的泊松比等都是固有的，当井眼钻开后，应力在井眼出现新的不平衡，这就需用适当的钻井液对井眼周围应力重新平衡。钻井液密度若选用过大，就有可能对井眼造成拉伸破坏，即发生井漏现象；钻井液密度若选用过小就有可能产生压缩破坏，即发生缩径或岩石剥落掉块而扩径。特别是在较复杂的地层中钻井，不可避免会发生井眼失稳现象。

12、确定水平井钻进方向

水平井水平部分的钻进方向与水平最小主应力方向平行最好，它不仅有利于钻井井孔的稳定和套管的保护，而且压裂时可形成多条与水平井筒垂直的水力裂缝，从而提高油井的采油率。

13、确定注水开发布井方案

最大主应力方向就是水力压裂后裂缝的方向，采油开发人员可提出注水开发布井的合

理方案，对防止水窜、提高采收率有着重要的作用。若注水井与产油井的连线在水力裂缝方向上，油井很容易造成强性水淹，使含水量剧增，产油量下降。若注水井与采油井在水力裂缝方向上平行相间排列，注水线成为近似的线性推进，可扩大平面上的扫油面积，明显提高采油率，避免含水上升快，油井强性水淹的不良现象。

（五）、正交偶极子阵列声波处理成果图件介绍

正交偶极子阵列声波测井资料处理后所提交的图件包括：

1、波形提取及全波变密度图 比例：1：200

第一道：自然伽马 单位API； 钻头 单位 in； 第二道：深度 单位 米；

第三道：单极模式全波列变密度图； 第四道：纵波时差 单位μs/ft； 横波时差 单位μs/ft； 斯通利波时差 单位μs/ft； 第五道：纵、横波波速比 。

2、声波幅度图 比例：1：200

第一道：自然伽马 单位API； 钻头 单位 in；

第二道：单极模式全波列波形显示； 第三道：深度，单位 米；

第四道：1-8号接收器的纵波幅度； 第五道：1-8号接收器的横波幅度； 第六道：1-8号接收器的斯通利波幅度；

3、声波幅度衰减图 比例：1：200

第一道：自然伽马 单位API； 钻头 单位 in；

第二道：交叉偶极模式XX轴波形图； 第三道：深度，单位 米；

第四道：纵波幅度衰减 单位：db/ft； 第五道：横波幅度衰减 单位：db/ft；

第六道：斯通利波幅度衰减 单位：db/ft；

4、地层各向异性成象图

第一道：自然伽马 单位API； 井斜 单位 度；

仪器方位 单位 度；

第二道：地层各向异性玫瑰图 统计频率10米； 第三道：百分比地层各向异性 单位 %； 平均百分比地层各向异性 单位 %； 第四道：快横波方位各向异性成象图；

第五道：快横波方位角 单位 度； 快横波方位角不确定性。

5、各向异性计算成果图

第一道：自然伽马 单位：API； 钻头 单位： in； 第二道：快横波慢度 单位：μs/ft； 慢横波慢度 单位：μs/ft； 第三道：快横波波形 单位：μs； 慢横波波形 单位：μs；

计算各向异性开窗时间 单位：μs； 计算各向异性关窗时间 单位：μs； 第四道：百分比地层各向异性 单位 %； 平均百分比地层各向异性 单位 %； 第五道：快横波方位角 单位： 度； 仪器方位 单位：： 度。

6、地应力分析成果图 比例：1：200

第一道：深度，单位 米；

第二道：最大主应力方向 单位：度； 井斜角 单位： 度；

第三道：水平最大主应力 单位：0.098Mpa/m； 水平最小主应力 单位：0.098Mpa/m； 第四道：主应力差 单位：0.098Mpa 第五道：岩性分析

7、岩石力学成果图1

第一道：深度 单位：米；

第二道：杨氏模量 单位：104Mpa； 切变模量 单位：104Mpa； 第三道：体积弹性模量 单位：104Mpa； 体积压缩系数 单位：（104Mpa）-1； 第四道：出砂指数 单位：104Mpa； 第五道：岩性分析。

8、岩石力学成果图2

第一道：深度 单位：米；

第二道：破裂压力梯度 单位：0.098104Mpa； 上覆压力梯度 单位：0.098104Mpa； 第三道：地层压力梯度 单位：0.098104Mpa； 泊松比

第四道：固有剪切强度 单位：Mpa； 单轴抗压强度 单位：Mpa； 第五道：岩性分析。

（六）、正交偶极子阵列声波测井应用

处理后的阵列声波测井资料提供了准确的纵波时差、横波时差、斯通利波时差及大量的岩石物理参数和工程力学参数，利用这些参数可以指导我们进行岩性识别、裂缝识别和钻井泥浆配置等。

1、 岩性特征分析

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1.9< VP/VS<2.2，可以认为地层为破裂岩体或有大量裂缝发育。此外，泊松比（poi ratio）也是岩性的一个表征，砂岩泊松比的标准值为0.25，泊松比>0.25则认为含有泥质。

2、裂缝发育情况分析

利用偶极子阵列声波测井技术评价裂缝主要的方法有三种：一是利用斯通利波反射参数（根据反射、入射能量比）来评价裂缝的开度；另一种方法是利用斯通利波的频移和时移来计算渗透率，其条件是井眼不扩径。因此，可以认为井眼规则处的高反射系数和大渗透率有可能存在裂缝；二是在多数地区利用纵横波速度比（VP/VS）也可大致指示裂缝。一般认为当1.9< VP/VS<2.2时，认为有裂缝发育。但仅从纵横波速度比，难以划分出准确的裂缝级别。根据已有的经验，如果有裂缝发育，那么裂缝在全波的变密度图上将呈“V”字形或“人”字形显示；三是可以利用纵、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三类波的衰减，在经验丰富的情况下，还可根据三类波衰减程度不同定性的判断裂缝发育类型。

3、岩石力学参数及机械特性方面的应用

根据MAC获取的纵、横波信息结合常规测井资料、井下试油资料，建立合理的计算模型计算地层的破裂压力梯度、闭合压力梯度、泊松比、杨氏模量、切变模量、体积弹性模量、体积压缩系数、固有剪切强度等岩石力学参数，并能为岩石机械特性分析提供重要的信息。

4、在井眼稳定性方面的研究

在准确地计算出上述岩石力学参数的基础上，利用、借助声电成象及其它常规测井资料建立相应的处理解释模型，定量确定地应力方向、大小以及最大、最小泥浆密度，评价井眼崩落、压裂状况和钻井液漏失的层位和性质等，然后再结合破碎模型中的地应力数据，定量确定井眼稳定性。

5、在地层各向异性性方面的研究

在具有各向异性地层中XMAC-II仪器采集到的横波可以分离成快横波和慢横波，快横波在慢横波之前到达阵列接收器。通过对声波曲线进行横波分离得到快、慢横波速度及方位，进而用快横波方位来确定裂缝及地应力引起的各向异性，并且结合井眼成象资料判断地层各向异性的影响因素。

6、在识别气层方面的应用

地层中的气体使纵波速度降低，但对横波的影响很小，高孔隙度气饱和的砂岩具有异常低的纵、横波波速比。因此根据交叉偶极横波资料得出的纵横、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。

（七） 正交多极子阵列声波测井（XMAC-II）在储层评价中的应用

7.1 岩性特征分析

人们一直用纵横波速度的比值Vp/Vs作为一个岩性指示参数。理论上，利用该比值可以大致确定地层的岩性，一般情况下，砂岩的纵、横波波速比在1.58-1.8之间，而含水砂岩却表现为该比值随孔隙度、泥质含量的增大和有效应力的降低而增加；对白云岩和灰岩来说该比值几乎是一个常数，分别为1.8和1.9。

以川东北地区为例，岩性主要是砂泥岩、碳酸盐岩，统计表明(图1)砂岩储层纵、横波速度比主要在1.5－1.8之间；灰岩储层纵、横波速度比主要在1.8-2.0之间；白云岩储层纵、横波速度主要在1.7-2.0之间。因受井况、泥质含量、孔隙度等影响提取时差均与理论值有所偏差,同时相互比较也可以看出砂泥岩地层和碳酸盐岩地层时差特征有明显的不同。

砂岩 灰岩

白云岩 图1 纵横波速度比统计直方图

7.2 气层的识别

由于纵波为压缩波，在气体中能够传播，当储层含气时会使纵波能量得到有效地衰减，使得传播速度下降，时差增大；而横波为剪切波，在气体不能传播，因此横波受气体的影响不大，由此就导致了在储层含气的情况下纵横波速度比下降，且随含气饱和度的增加纵横波速度比下降越明显，而水层和油层的纵波速度基本不受影响，其纵横波速度比接近于岩性背景值。

以**井为例，从该井上古生界砂岩储层提取的结果可知该组段砂岩纵、横波时差较稳定，纵波慢度为60-70μs/ft；横波慢度为110μs/ft左右；纵、横波速度比为1.6-1.75之间。图2是孤北古1井多极子阵列声波测井图，4126－4137米段，纵、横波速度比明显下降，在1.5左右，纵波幅度降低，波形及能量有较大衰减，为典型气层响应。该井段中途测试曾获日产气56202方，这也验证了利用多极子阵列声波测井判断气层的有效性。

气 层 图2 多极子阵列声波测井资料在气层中的显示特征

7.3 定性判断裂缝发育井段

不同裂缝类型在波形幅度及衰减上具有不同的测井响应特征。当井眼与地层垂直时，地层层理及低角度裂缝对仪器测量的纵波能量即纵波幅度衰减明显增大，这是由于纵波是一种典型的纵向波，按“压缩模式”传播，波的传播方向与质点位移方向平行，在测量过程中纵波的传播方向及质点位移方向与井轴平行，而层理和低角度裂缝能引起地层纵向上波阻抗的变化，从而导致纵波能量幅度的衰减，其衰减程度随着层理和低角度裂缝发育程度的增加而增大。横波是一种典型的横向波，按“剪切模式”传播，即波的传播方向垂直于质点的位移方向。在横波测量过程中质点的位移方向与井轴垂直，而中、高角度裂缝能够引起地层径向上波阻抗的变化，因此能够引起横波能量幅度的衰减，衰减程度亦随着裂缝发育程度的增加而增加，另外其衰减程度与裂缝的充填物质有关，当裂缝为有效裂缝，其内充填物为流体，此时会导致地层径向波阻抗数值发生严重衰减，相反当裂缝被固体物质所充填，则对地层波阻抗的数值影响不大，相应的衰减幅度也较小，由此可以判断储层裂缝发育的有效性。

如图3所示，4777－4790米段，声波能量幅度较高，波形衰减不明显，成像图显示比较致密，仅发育少量诱导缝；4790－4804米段 ，声波能量幅度明显变低，波形衰减明显，成像图显示裂缝非常发育。而井径曲线显示该井段井眼状况非常好，故声波的衰减主要是由裂缝发育所致。

图3 多极子阵列声波测井资料在裂缝发育段的显示特征

7.4 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，质点平行于裂缝走向振动、方向沿井轴向上传播速度比质点垂直于裂缝走向振动、方向沿井轴向上传播的横波速度要快，这称之为地层横波速度的各向异性。百分比各向异性就定义为快慢横波能量或速度之差与快慢横波能量或速度之和的比值，它也反映地层的各向异性的大小。各向异性的方向与大小往往与地应力及裂缝系统有关。通过对声波曲线进行横波分离得到快、慢横波速度及方位，进而用快横波方位来确定裂缝及地应力引起的各向异性，并且结合井眼成象资料判断地层各向异性的影响因素。

实例表明，砂泥岩地层中各向异性方向往往可以代表地层最大水平主应力，图4所示各向异性方位与成像诱导缝确定的地应力方向有很好的一致性；而灰岩地层各向异性方向往往代表了裂缝的发育方向，图5所示各向异性方向与裂缝发育方向有很好的一致性。

图4 各向异性方位反映地应力图

图4 各向异性方位代表了裂缝发育方向

（八） 正交多极子阵列声波测井资料在工程中的应用

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、体积弹性模量等岩石力学参数,在此基础上进一步可以计算破裂压力、初始剪切强度、有效切向、径向应力等岩石机械特性参数。这些基础参数的准确确定对井壁稳定性研究以及压裂高度预测具有重大的意义。 8.1 井眼稳定性分析

井漏和井塌是钻井中经常遇到的井壁不稳定问题，它严重影响了钻井的速度、质量及油田开发的综合经济效益。因此研究井壁稳定具有重要意义。测井响应是在一定的钻井背景下测量的，每个时刻得到的测井响应值都必须隐含了井周地层在钻井过程中所经受的各种应力变化和强度变化，对应了钻井液与地层之间的一种作用状态，利用上述计算的岩石力学参数及岩石机械特性参数可以有效地对井眼稳定性进行评估，在计算出钻井液最大、最小及理密度的基础上对油藏区域上的勘探、开发钻井工程设计提供可靠的依据。

井眼稳定性分析是利用计算理想泥浆比重来分析实际泥浆比重对井眼的影响，做到既保护井眼又避免地层受到污染。一般来说，当泥浆柱压力大于自然破裂压力时，会造成泥浆漏失现象；当泥浆柱压力小于切变破裂压力（坍塌压力）时，会造成井眼坍塌现象；当泥浆柱压力小于地层压力时，可能会发生井喷事故。因此，泥浆比重的选择要足够低以避免泥浆漏失，但要足够的高以防止井眼崩落。

3

图5所示，计算最小泥浆密度分布范围是1.15-1.5g/cm，最大泥浆密度分布范围是2.0-2.6

33

g/cm，而实际使用泥浆密度为1.25-1.33g/cm，在局部井段实际使用泥浆密度要小于最小泥浆密度，导致井眼发生跨塌，表现为井径的扩大。

图5 井眼稳定性分析成果图

8.2 压裂高度预测

压裂目前成为低孔渗油藏有效提高开发效率的一个重要手段，压裂的大小、方向直接影响到油藏后期的勘探、开发部署及效果。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以及方向。

图6是**井压裂高度预测成果图，这里以颜色每变化一次表示压力步长增加一个，其上下延伸的井段代表预测的压裂高度。图中37、38号层（4120.6～4139m）测井解释为气层，

2

岩性为石英砂岩，有微裂缝，孔隙度为8.48%和7.59%，渗透率为1.3×10-3μm和0.5×10-32

μm，中途测试折算日产气5.2万方，两层同时压裂后日产气7.84万方，实际施工破裂压力73.4MPa。根据压裂高度预测结果，理论计算初始破裂压力69.9MPa，设计压裂步长采用0.5 MPa，增加一个步长时，37号层首先被压开；增加两个步长即1MPa时，38号层被压开。当压裂压力增量超过6个步长即3MPa时，压裂缝突破37、38号间泥质夹层，两层相互贯通。若继续增大压力，裂缝将继续向上下延伸。同时根据各向异性分析结果，该层段最大水平应力方向是近东西向，预测裂缝走向应为近东西向。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/9uhv.html