声波测井 - 图文

第二节 声波测井

1.普通声波测井

声波在不同介质中传播时，其速度、幅度衰减及频率变化等声学特性是不同的。声波测井就是以岩石等介质的声学特性为基础而提出的一种研究钻井地质剖面、评价固井质量等问题的测井方法。

声波测井分为声速测井和声幅测井。声速测井（也称声波时差测井）测量地层声波速度。地层声波速度与地层的岩性、孔隙度及孔隙流体性质等因素有关。因此，根据声波在地层中的传播速度，就可以确定地层孔隙度、岩性及孔隙流体性质。

1.1岩石的声学特性

声波是一种机械波，它是由物质的机械振动而产生的，通过介质质点间的相互作用将振动由近及远的传递而传播的，所以，声波不能在真空中传播。根据声波的频率（声波在介质中传播时，介质质点每秒振动的次数）可将声波分为：次声波（频率低于20Hz）；可闻声波（20Hz至20kHz）；超声波（频率大于20kHz）。各类声波测井用的机械波是可闻声波或超声波。

1.1.1岩石的弹性

1.1.1.1弹性力学的基本假设：

1）物体是连续的，即描述物体弹性性质的力学参数及形变状态的物理量是空间的连续函数； 2）物体是均匀，即物体由同一类型的均匀材料组成，在物体中任选一个体积元，其物理、化学性质与整个物体的物理、化学性质相同； 3）物体是各向同性的，即物体的性质与方向无关；

4）物体是完全线弹性的，在弹性限度内，物体在外力作用下发生弹性形变，取消外力后物体恢复到初始状态。应力与应变存在线性关系，并服从广义的胡克定律。

满足以上基本假设条件的物体称为理想的完全线弹性体，描述介质弹性性质的参数为常数。当外力取消后不能恢复到其原来状态的物体称为塑性体。

一个物体是弹性体还是塑性体，除与物体本身的性质有关外，还与作用其上的外力的大小、作用时间的长短以及作用方式等因素有关，一般情况下，外力小且作用时间短，物体表现为弹性体。声波测井中声源发射的声波能量较小，作用在地层上的时间也很短，所以对声波速度测井来讲，岩石可以看作弹性体。因此，可以用弹性波在介质中的传播规律来研究声波在岩石中的传播特性。在均匀无限大的地层中，声波速度主要取决于波的类型、地层弹性和密度。作为弹性介质的岩石，其弹性可用下述几个参数来描述。 1.1.1.2弹性力学参数 （1）应力与应变

物体在外力作用下发生弹性形变的同时，在物体内部产生的抵抗其形变的力称为内力。作用在单位面积上的弹性内力为应力。平行于体积元各面法向的应力为正应力；垂直于体积

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元各面法向的应力为切应力。

在外力作用下，若弹性体的任意体积元仅有体积变化，而边角关系不变，则称为体形变。体积元各边边长的变化率称为线应变。在外力作用下，若体积元仅有形状变化，而体积不变，则称为剪切形变。体积元的边角关系的变化称为角应变。

对于完全线弹性体，正应力只与线应变有关，切应力只与角应变有关。 （2）弹性力学参数 1）杨氏模量E

杨氏模量E定义为弹性体发生单位线应变时弹性体产生的应力大小。 2）泊松比σ

弹性体在外力作用下，纵向上产生伸长的同时，横向缩小。泊松比σ定义为物体自由方向的线应变与受力方向的线应变之比的负值。它表示物体几何形变的系数。对于一切物质，σ都介于0到0.5之间。 3）切变模量μ

弹性体所受切应力与其方向上的切应变之比为弹性体的切变模量。 4）体积形变弹性模量K

体积形变弹性模量K的定义为在外力作用下，物体体积相对变化，即体应力，与应力之比。除上述四个描述物体弹性性质的弹性参数外，还有另外一个参数，即拉梅常数λ。除泊松比无量刚外，其他四个参数的量刚均为N/m2。 表2-2-1为常见岩石的几种弹性模量。

表2-2-1 常见岩石的几种弹性模量

岩石 页 岩 砂 岩 泥 灰 岩 石 灰 岩 硬 石 膏 玄 武 岩 花 岗 岩 杨氏模量?1011（N/m） 2泊松比σ 1 0.2—0.35 0.3—0.4 0.22—0.35 0.295 0.23 0.198—0.30 剪切模量?1011（N/m） 20.17--0.45 0.003--0.715 0.15--0.45 0.25--0.801 0.72--0.74 1.15 0.3—0.57 0.231—0.265 0.156—0.237 1.1.2声波在岩石中的传播特性

对于声波测井所用声源而言，岩石可看作完全线弹性体。所以可用弹性波在弹性介质中的传播规律来研究声波在岩石中的传播特性。

弹性波在介质中的传播实质上是质点振动的依次传递，当波的传播方向和质点振动方向一致时叫纵波，纵波传播过程中，介质发生压缩和扩张的体积形变，因而纵波也叫压缩波。当波的传播方向和质点振动方向相互垂直时叫横波，横波传播中介质产生剪切形变，所以横波也叫切变波。通常这两种波是同时在地层中传播的，但横波不能在液体和气体中传播。 声波在弹性介质中的传播速度主要取决于介质的弹性模量和密度。在均匀各向同性介

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质中，纵波速度vp、横波速度vs与杨氏弹性模量E及泊松比?、密度?之间的关系式为：

vp?E(1??) （2-2-1） （2-2-2）

?(1??)(1?2?)

vs?E1?2(1??) vpv?2(1??)1?2? （2-2-3）

s 对比（2-2-1）、（2-2-2）两式，可以看出，纵波速度永远大于横波速度，二者之比是泊松比的函数。

对于沉积岩来讲，声波速度除与上述因素有关外，还和下列地质因素有关。 1.1.2.1岩性

由于不同矿物的弹性模量、密度及泊松比不同，所以由不同矿物组成的岩石，其声速也不同。一些常见沉积岩的纵波速度见表2-2-2。 表2-2-2 常见沉积岩的纵波速度

介 质 声速（m/s） 时差（μs/m） 3000 2260 985-757 655-620 548-252 177 介 质 渗透性砂岩 致密砂岩 致密石灰岩 白云岩 岩盐 硬石膏 声速（m/s） 5943 5500 6400-7000 7900 4600-5200 6100-6250 时差（μs/m） 168 182 156-143 125 217-193 164-160 空气（00C1大气压） 330 甲烷（00C1大气压） 442 石油（00C1大气压） 1070-1320 水（普通泥浆） 泥岩 泥质砂岩 1530-1620 1830-3962 5638 1.1.2.2孔隙度

地层孔隙通常被油、气、水等流体介质所充填，这些孔隙流体的弹性模量和密度低于岩石骨架的弹性模量和密度。因此，地层孔隙度和孔隙流体性质对地层声速有明显影响。从表2-2-2可知，相对岩石骨架，孔隙流体是低速介质，所以岩性相同孔隙流体性质不变的地层，孔隙度越大，地层声速越小。 1.1.2.3岩层的地质时代

许多实际资料表明，深度相同成分相似的岩石，地质时代不同，声速也不同。老地层比新地层具有较高的声速。 1.1.2.4岩层埋藏的深度

实际测井结果表明，在岩性和地质时代相同的条件下，声速随岩层埋藏深度加深而增大。其原因是岩层受上覆地层压力增大，岩石的杨氏弹性模量、密度增大。浅部地层，随埋藏深度增加，其声速变化剧烈；深部地层，埋藏深度增加，其声速变化不明显。 从上述分析看出，可以根据岩石声速确定岩层的岩性和孔隙度。

1.1.3声波在介质分界面上的传播特性

声波通过波阻抗（即声速与密度的乘积）不同的两种介质的分界面时，会发生反射和折射，并遵循光的反射及折射定律。图2-2-1是声波的反射和折射示意图。

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折射定律的数学表达式是：

sin?sin??vv12 （2-2-4）

其中：α-----入射角； β-----折射角； v1-----入射波速度； v2-----折射波速度。

当v1、v2确定时，折射角β随入射角

α的增大而增大，在v1< v2的情况下，β>α。即当入射角增大到某一角度θ时，折射角可达到90°，见图2-2-1(b)。此时，折射波将在第二介质中以v2的速度沿界面传播，这种折射波在声波测井中叫滑行波，对应的入射角θ叫临界角。

图2-2-1 声波在介质分界面上的反射及折射

1.2声波速度测井

声波速度测井简称声速测井，测量地层滑行波的时差△t（地层纵波速度的倒数，单位是μs/m或μs/ft）。主要用以计算地层孔隙度、地层岩性分析和判断气层等。是一种主要的测井方法。它的井下仪器主要由声波脉冲发射器和声波接收器构成的声系及电子线路组成。目前，主要应用二种类型的声系（单发双收声系、双发双收声系）。

1.2.1单发射双接收声速测井仪的测量原理

1.2.1.1单发双收声速测井仪

这种下井仪器包括三个部分：声系、电子线路和隔声体。声系由一个发射换能器T和两个接收换能器R1、R2组成，其中，发射器和接收器之间的距离称为源距，相邻接收器之间的距离称为间距。声波测井声系的最小源距为1米，间距为0.5米。如图2-2-2所示。电子线路提供脉冲电信号，触发发射器T发射声波，接收器R1、R2接收声波信号，并转换为电信号。用压电陶瓷晶体制作发射和接收器。这种晶体具有压电效应，即能完成电能和机械能的相互转换。

测井仪工作时，电子线路每隔一定时间（通常为50毫秒）

图2-2-2 井下声系示意图

激发一次发射器，使其产生振动，其振动频率由晶体的几何尺寸及几何形态而定。目前，声速测井仪所用晶体的固有振动频率为20KHh。

此外，在下井仪器的外壳上刻有许多小槽，称为隔声体。其作用是防止发射器发射的声波经仪器外壳直接传至接收换能器，对地层测量造成干扰。 1.2.1.2单发双收声速测井仪的测量原理 （1）井内声场分析

发射器在井内产生声波，声波接收器记录首波到达时间。根据首波到达时间，确定首波的传播速度，并确保首波就是地层纵波。

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发射器在井内产生声波，声波向周围介质中传播。由于泥浆声速vf与地层声速vp、vs不同（vp地层纵波速度，vs地层横波速度），所以在泥浆和地层的分界面（井壁）上声波将发生反射和折射。由于发射器可在较大的角度范围内向外发射声波，因此，必有以临界角θ(sinθ=vf/vp）入射到界面的声波，在地层中产生沿井壁传播的滑行波。根据边界条件，沿井壁传播的滑行波将在泥浆中产生泥浆折射波，被井内接收器接收记录。

发射器发射的声波以泥浆纵波形式传到井壁，在井壁地层中产生折射纵波及折射横波。在硬地层（vs>vf）内，既存在滑行纵波，也存在滑行横波，但由于滑行横波速度低于滑行纵波速度（vp/vs>1.5），所以，地层滑行纵波先于滑行横波到达接收器。在软地层（vs

由此可以看出，井内存在以下几种波：①反映地层滑行纵波的泥浆折射波；②反映地层滑行横波的泥浆折射波；③井内泥浆直达波；④井内一次及多次反射波；⑤井内流体制导波（管波或斯通利波）。

只要在仪器外壳上刻上一些小槽，就可以衰减沿仪器外壳传播的波，使其能量低至不能够触发接收器；选择合理源距（选择最小源距的原则：对于所有地层，使地层滑行波先于泥浆直达波到达接收器），就可以确保滑行波首先到达接收器。所以，无论是硬地层，还是软地层，声速测井仪只记录地层滑行纵波的传播速度。图2-2-3给出了井内声波传播的示意图。

（2）单发双收声速测井仪的测量原理

如果发射器在某一时刻t0发射声波，根据几何

图2-2-3 井内声波传播示意图

声学理论，声波经过泥浆、地层、泥浆传播到接收器，其传播路径如图2-2-4所示，即沿ABCE路径传播到接收换能器R1，经ABCDF路径传播到接收换能器R2，到达Rl和R2的时刻分别为t1和t2，那么到达两个接收换能器的时间差△T为：

?T?t2?t1?(ABv?BCfv?CDpv?DFPv)?(ABfv?BCfv?CEpv)?CDfv?(DFpv?CEfv) （2-2-5）

f如果在两个接收器之间的距离l（称之为间距）对着的井段井径没有明显变化且仪器居中，则可认为CE=DF，所以△T=CD/vp=l/vp。由于仪器间距已知，时间差只随地层速度变化，所以

?T的大小反映了地层声速的高低。声速测井实

际上记录的地层时差（声波在地层中传播1m所用的时间）。测量时由地面仪器通过把时间差

?T转变成与其成比例的电位差的方式来记录

图2-2-4 声速测井原理图

时差?t。仪器记录点在两个接收器的中点，下

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井仪器在井内自下而上移动测量，便记录出一条随深度变化的时差曲线，图2-2-6给出了时差曲线实例。声波时差的单位是μs/m或μs/ft。 1.2.1.3单发双收声系的缺陷

如前所述，当两个接收器对应井段的井眼比较规则时，单发双收声系所记录的时间差才只与地层速度有关，反之，将随井眼几何尺寸的变化而变化，在变化层段，时差曲线出现异常。如图2-2-5所示。 在砂泥岩分界面处，常常发生井径变化，砂岩一般缩径而泥岩扩径。因此在砂岩层顶部（井眼扩大段的下界面）出现时差减小的尖峰，在砂岩底界面（井眼扩大段的上界面）出现时差增大的尖峰。图2-2-6是砂泥岩剖面井径变化对时差曲线影响的实例。因此，

图2-2-5 井径变化对声波时差的影响

在时差曲线上取值时，要参考井径曲线，以避开井径变化引起的时差曲线的假异常。

声波测井的输出代表厚度为一个间距的地层的平均速度，即仪器记录点上下0.25米厚地层的平均速度。分析测量及记录过程，不难发现，仪器记录点与声波在两个接收器对应地层中的实际传播路径的中点不重合，即存在一定的深度误差，声波在地层中实际传播路径的中点偏向发射器一方，二者偏移的距离为：

?h?a?tg? （2-2-6）

图2-2-6 井径扩大对时差曲线的影响实例

其中：a 为接收器到井壁的距离；θ为第一临界角。

实际测井中，第一临界角?随地层速度的变化而变化，距离a与井径、仪器倾斜程度有关。因此，深度偏移是一个随机量，无法校正。为降低井径变化、仪器记录点与实际记录点的深度误差对单发双收声系时差曲线的影响，提出了井眼补偿声速测井（双发双收声系）。

1.2.2井眼补偿声速测井

1.2.2.1声系结构

该仪器的井下声系包括两个发射器和两个接收器。它们的排列方式如图2-2-7所示。其中，两个接收器之间的距离（间距）为0.5米，T1、R1和R2、T2之间的距离为1米。 1.2.2.2井眼补偿原理

图2-2-7是这种仪器对井径变化影响的补偿示意图。测井时，上、下发射器交替发射声脉冲，两个接收器接收T1、T2交替发射产生的滑行波，得到

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图2-2-7 双发双收声系结构示意图

时间差△T1、△T2，地面仪器的计算电路对△T1、△T2取平均值，△T=(△T1+△T2)/2，记录仪记录出平均值对应的时差曲线△t=△T/l。由图2-2-7可以看出，双发双收声速测井仪的T1发射得到的△T1和T2发射得到的△T2曲线，在井径变化处的变化方向相反，所以，取平均值得到的曲线恰好补偿掉了井径变化的影响。双发双收声速测井仪还可以补偿仪器在井中倾斜时对时差造成的影响。另外，在一定程度上降低了深度误差。这是由于上发射时，测量地层的中点位于仪器记录点的上方；下发射时，测量地层的中点位于仪器记录点的下方，当接收器对应地层速度及井径变化不大时，即可保证实际记录点与仪器记录点重合，不再出现深度误差。

1.2.3长源距声波全波列测井

声速测井只利用了纵波的速度信息，而声波全波列测井则记录声波的整个波列，不仅可以获得纵波的速度和幅度信息，横波的速度和幅度信息，还可以得到波列中的其它波成分，如伪瑞利波、斯通利波等。为石油勘探和开发提供更多的信息，所以声波全波列测井是一种较好的声波测井方法。

1.2.3.1裸眼井中声波全波列成分

在裸眼井中，接收器记录到的声波全波列波形图上，包括滑行纵波、滑行横波（硬地层）、伪瑞利波和斯通利波等各类井内声波，如图2-2-8所示。

全波列波形图上各种波的速度、频率、

图2-2-8 声波全波列波形图

幅度及衰减性互不相同。滑行纵波具有传播速度快、幅度小的特点，是波列中的首波。只在硬地层才能产生滑行横波，它是波列中的次首波，其速度小于滑行纵波，但幅度大于滑行纵波。伪瑞利波是以大于第一临界角人射到井壁上，并在井壁界面上多次反射所形成的表面波，其能量集中分布在井壁附近很小的范围内，它具有频散性。其低频部分的相速度接近于地层横波速度，所以它紧跟滑行横波之后到达（且与滑行横波续至部分重叠），其幅度明显大于滑行横波。最后到达的是斯通利波，它是发射与接收器间经井内泥浆直接传播而又受到井壁地层传播的滑行横波制导的一种管波，它的速度低于井内泥浆介质的纵波速度，其幅度明显大于波列其它成分的幅度。

1.2.3.2声波全波列测井的记录方式和记录的信息 （1）记录方式

声波测井仪的探测深度与声系源距有关，源距越大，探测深度越深。由于钻井的影响，井壁周围存在低速蚀变层。为了探测原状地层（未蚀变层）的声学特性，应该选择源距较长的声系。声系源距越大，测量结果受井眼本身和井眼周围条件的影响越小。长源距声波全波列测井，就是为此目的设计

图2-2-9声波全波列测井井眼补偿变化

时差测量示意图

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的。采用长源距，还便于从时间上把速度不同的波分开。通常采用的声系是R1、R2、T1、T2。图2-2-9是井眼补偿示意图。当在图中所示位置Ⅰ时，T1、T2交替发射，R1、R2接收，记录四个首波旅行时间TT1、TT2、TT3、TT4；上提仪器9ft8in处于位置Ⅱ，T1、T2交替发射，R1、R2接收，也记录四个首波旅行时间TT1、TT2、TT3、TT4；输入计算机按下式计算，得到两接收器（位置Ⅰ）或两发射器（位置Ⅱ）对应地层的声波时差：

DT?(TT1?TT2)?(TT4?TT2)2?2 （2-2-7）

其中：TT1、TT2为位置Ⅰ处由T1发射，R1、R2 记录到的首波到时； TT2、TT4为位置Ⅱ处由T1、T2交替发射，R2 记录到的首波到时； DT：源距为8ft的时差；单位为μs/ft。

同理，也可以记录源距10ft的时差DTL，它等于：

DTL?(TT3?TT4)?(TT3?TT1)2?2 （2-2-8）

（2）记录的信息

长源距声波全波列测井图，通常给出TT1、TT2、TT3、TT4四条首波旅行时间曲线，纵波时差曲线和按一定深度间隔采样记录的T1发射R1接收的声波全波列波形图（WF）和以颜色深浅反映波幅度大小的变密度图（VDL）。还可以给出横波时差DTS等其它曲线。 声波全波列测井四道波形的记录方式：深度采样间隔为0.125米或0.1米，时间采样间隔为1、2、5微秒三种方式。在计算中心对其进行数字处理，可以得到纵、横波时差DTP、DTS以及它们的比值DTR，各道的纵波幅度AP1、AP2、AP3、AP4、平均值AP及衰减系数αp，横波幅度AS1、AS2、AS3、AS4、平均值AS及衰减系数αs和纵横波幅度比SRAT。此外，还可以得到斯通利波的时差△tst、幅度ASTST及衰减系数αst。

1.2.4测井显示和刻度

图2-2-6是一个典型的井眼补偿声波测井图头，它给出了测井曲线的标记和各自的比例尺，在测井图中也显示出刻度、仪器数据和测井曲线。声波时差是用线性比例尺以微秒/英尺或微秒/米为单位记录的。一般情况下，声波测井都附加自然伽马和井径曲线。测井曲线上典型比例尺是：

自然伽马 0～150API单位 井径 6～16英寸 井眼补偿声波时差 140～40微秒/英尺 声波全波列首波到时 1200～200微秒 声波全波列波形图 200～1200微秒

声波测井仪器的刻度，主要包括地面设备的校准和井下仪器的检查。井下仪器的检查通常是在充满水的铝管或在井中的钢套管内进行（铝管和钢套管的时差约为57微秒/英尺）。测井前后都应对仪器进行刻度，以保证测井曲线的准确性。

采用铝刻度槽作为检查仪器测量精度的标准刻度器，由于材料不同，标准值有所不同，

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但应在55?s/ft～58?s/ft范围内。对同一刻度槽，所有仪器测得的同一声波时差值误差应小于0.5?s/ft。

测前、测后应在没有水泥胶结的套管中测量至少18米曲线，且测后进套管与曲线连续，套管声波时差的数值应在57?2?s/ft。

渗透层的声波时差数值应符合地区规律，利用声波时差计算的地层孔隙度值与补偿中子、补偿密度或岩性密度计算的地层孔隙度值基本一致。渗透层不得出现与地层无关的跳动，如有周波跳跃，测速应降至1200m/h以下重复测量。

重复曲线形状相同，渗透层测量的值重复误差应在?10?s/m以内，CLS3700系列仪器在?2.5?s/m以内。声波时差曲线数值不得低于岩石的骨架值。

1.3声速测井的影响因素 1.3.1地层厚度

地层厚度的大小是相对声速测井仪的间距来说的，厚度大于间距的称为厚层；小于间距的称为薄层。由于声速测井的输出（时差）代表0.5米厚地层的平均时差，因此它们的声速测井时差曲线存在一定差异。 1.3.1.1厚层

对于较厚的地层，其声波时差曲线具有以下特点：

①对着厚地层的中部，声波时差不受围岩的影响，时差曲线出现平直段，该段时差值为该地层的时差值。当地层岩性或孔隙性不均匀时，曲线有小的变化，则取厚地层中部时差曲线的平均值作为它的时差值。

②时差曲线由高向低和由低向高变化的半幅点处对应于地层的上、下界面。所以可以用半幅点划分地层界面。

实际测的声波时差曲线由于受井径、岩性及仪器状态的影响，实际曲线与理论曲线稍有差异。 1.3.1.2薄层

目的层时差受相邻地层时差影响较大。若相邻地层时差高于目的层的时差，则目的层时差增加；反之，目的层时差减小。不能应用曲线半幅点确定地层界面。

1.3.2“周波跳跃”现象的影响

在一般情况下，声速测井仪的两个接收换能器是被同一脉冲首波触发的，但是在含气疏松地层情况下，地层大量吸收声波能量，声波发生较大的衰减，这时常常是声波信号只能触发路径较短的第一接收器的线路。而当首波到达第二接收器时，由于经过更长的路径的衰减不能使接收器线路触发。第二接收器的线路只能被续至波所触发，因而在声波时差曲线上出现“忽大忽小”的幅度急剧变化的现象，这种现象就叫周波跳跃，如图2-2-10所示。在泥浆气侵的井段、疏松含气砂岩、井壁坍塌及裂缝发育的地层，由于声波能量的严重衰减，经常出现周波跳跃现象。实际工作中，常利用“周波跳跃”现象，判断裂缝发育地层和寻找气层。

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1.3.3余波干扰

由于碳酸盐岩地层和井内泥浆声阻抗差别较大，声波在井内泥浆和井壁上反射较强。声波在井筒内的多次反射形成混响声场，而且接收探头附近的混响声场不易弥散，往往可能使前一次发射形成的混响声场延续到下一次发射以后，甚至叠加在第二次发射后接收到的首波上，这就使首波辨认极为困难，甚至不可能。特别是在首波幅度小的层段（裂缝发育段、破碎带、含气层段），经常得不到能用于估算储集层孔隙度的声速（时差）测井资料。

图2-2-10 周波跳跃现象

1.3.4盲区

双发双收声系测量的地层时差是在上、下两个发射器分别工作时，由两个接收器记录的首波到达时间的平均值计算得到的。在低速地层，上发射时声波实际传播距离与下发射时声波实际传播距离出现完全不重合。此时，在仪器记录点附近一定厚度的地层对测量结果没有任何贡献，称之为“盲区”。即所测时差与记录点所在深度处地层速度无关。盲区厚度为：

h?0.5?2ltg??1 （2-2-9）

其中：l ----接收器到井壁的距离； θ----第一临界角。

1.4声波速度测井资料的应用 1.4.1判断气层

从表2-2-2看出，油、气、水的声速不同，气和油水的声速差别很大。因此在高孔隙度和泥浆侵入不深的条件下，声波测井可以较好的确定含气疏松砂岩。气层在声波时差曲线上显示的特点有： ①产生周波跳跃

它常见于特别疏松的砂岩气层中，如图2-2-11所示。这是由于含气疏松砂岩具有较高的孔隙度，且孔隙内含声吸收强的天然气，致使声波能量衰减大，产生周波跳跃。 ②声波时差增大

图2-2-11所示气层的声波时差值明显大于油层，比一般砂岩时差值大30μs/m以上。成岩较好、岩性纯净的砂岩气层都具有这一特点。另外，在泥浆侵入不深的高孔隙度疏松砂岩地层中，油层声波时差也相应增大，一般比水层大10～20％，可以利用这种特点判断高孔隙性地层所含流体性质，确定油、气和气、水接触面。图2-2-11是上气、下油的测井曲线解释实例。

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图2-2-11 气层周波跳跃实例

1.4.2划分地层

由于不同地层具有不同的声波速度，所以根据声波时差曲线可以划分不同岩性的地层。 砂泥岩剖面中，砂岩声速一般较大（时差较低）。声波时差与砂岩胶结物的性质和含量有关，通常钙质胶结砂岩声波时差比泥质胶结砂岩的低，并且声波时差随钙质含量增加而减小，随泥质含量增高而增高。泥岩的声波速度小（声波时差显示高值）。页岩的声波时差值介于砂岩和泥岩之间。砾岩的声波时差一般都较低，并且越致密声波时差值越低。

碳酸盐岩剖面中，致密石灰岩和白云岩的声波时差值最低，如含有泥质，声波时差稍有增高；当有孔隙或裂缝时，声波时差明显增大，甚至还可能出现声波时差曲线的周波跳跃现象。

在膏盐剖面中，无水石膏与岩盐的声波时差有明显的差异，岩盐部分因井径扩大，时差曲线有明显的假异常，所以可以利用声波时差曲线划分膏盐剖面。

声波时差曲线可以划分地层，如果地层孔隙度、岩性在横向上比较稳定，用声波时差曲线也可以进行井间地层对比。

1.4.3确定地层孔隙度

地层声速和地层孔隙度有关，通过理论计算和实验室测量可以确定声速或时差与孔隙度的关系，所以由声速测井的时差值可以估算地层孔隙度。

大量数据表明，在固结、压实的纯地层中，地层孔隙度和声波时差存在线性关系，即威利时间平均公式：

?t?(1??)?tma???tf （2-2-10）

式中△t——由声波时差曲线读出的地层声波时差，μs/m；

△tf——孔隙中流体的声波时差，μs/m； △tma——岩石骨架的声波时差，μs/m。

在应用时间平均公式时，必须注意公式导出的条件（即使用条件）是孔隙均匀分布、压实的纯地层，因此，由威利时间平均公式求出的声波孔隙度（υS），对于不同的地层情况要分别处理。

1.4.3.1固结压实的纯地层，分两种情况

①粒间孔隙的石灰岩及较致密的砂岩（孔隙度为18～25％）可直接利用平均时间公式计算孔隙度，不必进行任何校正。

②孔隙度为25～35％的砂岩，其声波孔隙度需要引入流体校正系数。气层：流体校正系数0.7；油层：流体校正系数为0.8—0.9。 1.4.3.2固结而压实不够的砂岩

对于此类地层，要引入压实校正。地质年代较新的疏松砂岩，其埋藏深度一般较浅，砂岩是否压实，可根据邻近的泥岩声波时差△tsh的大小来辨别，若邻近泥岩的声波时差大于328μs/m，则认为砂岩未压实，且△tsh越大，表明压实程度越差。压实校正的大小用压实校正系数Cp表示，Cp与地层埋藏深度、年代及地区有关。压实校正后的孔隙度为：

123

??s????t????tcmama1ptftc??s （2-2-11）

cp1.4.3.3泥质砂岩

由于泥质声波时差较大，所以按公式（2-2-10）计算的泥质砂岩的孔隙度偏大，必须进行泥质校正。由（2-2-12）式计算地层孔隙度。

?t?(1???vsh)?tma?vsh?tsh???tf （2-2-12）

对于次生孔隙（溶洞和裂缝）比较发育的碳酸盐岩储集层，由于次生孔隙在岩层中分布不均匀，并且孔径大，声波在这样的岩层中传播的机理和前述的纯砂岩地层是不同的。利用时间平均公式计算的孔隙度偏低，所以对于次生孔隙发育的碳酸盐岩必须建立其物理模型，导出它自己的平均时间公式。

1.4.4其它应用

声波时差除能够帮助我们完成上述工作外，还可以做下列工作： 1.4.4.1异常地层压力预测

沉积岩层的正常地层流体压力等于其静水压力，并对应一个正常压力梯度。在一些地区遇到了地层压力高于或低于正常压力梯度计算的数值，即地层压力出现异常。我们把地层压力高于正常值的地层称为异常高压地层；地层压力低于正常值的地层称为异常低压地层。在钻井程序设计中，预先知道地层压力是非常重要的。

对泥岩时差研究发现，它可以成功地预测邻近储层的地层压力。在半对数坐标系上作泥岩时差与深度的关系。在正常压力下，数据点都落在正常压实趋势线上；高压异常地层的数据点落在

图2-2-12 地层异常压力检测

趋势线的右侧，时差增大；低压异常地层的时差小于正常值，数据点落在趋势线的左侧。如图2-2-12所示。 1.4.4.2岩石强度分析

岩石强度指岩石承受各种压力的特性。根据声波、地层密度测井资料，可以连续计算出自然条件下岩石的各种弹性模量，以对岩石强度进行全面分析。根据测井资料计算的岩石弹性模量为动态弹性模量，与实验室采用静压应变测量的弹性模量（静态弹性模量）不同。

根据均匀各向同性的线弹性介质的波速与弹性模量的关系，可以计算地层的各种弹性模量。在这些公式中，时差的单位为微秒/米，密度单位为克/立方厘米，剪切模量、杨氏模量、体积弹性模量及拉梅常数的单位均为达因/平方厘米，泊松比无量纲。

124

???ts?2?tp2(?ts??tp)2222 （2-2-13）

????ts2 （2-2-14）

E?2?(1??) （2-2-15）

K???tp2?23? （2-2-16）

????tp2?2? （2-2-17）

另外，还可以给出与地层强度关系密切的复合弹性模量B和斯仑贝谢比R，分别定义为：

B?K?43? （2-2-18）

R?K? （2-2-19）

B的单位为10kg/cm。在计算复合模量前，需要对测井资料作烃影响校正。对于砂岩，B表示出砂指数。经验表明，当含油砂岩的B≥3时，在正常压差下采油不出砂；当2≤B<3时，出少量砂；当B<2时，采油过程中会出较多的砂，应采取防砂措施。与B相比，R能更好地反映地层的强度和稳定性。经验表明，R=3.8x1021(dyn/cm2)2可作为判别含油气砂岩出砂的门槛值，小于此值则可能出砂。

利用声波资料还可以预测地层破裂压力梯度。破裂压力梯度（FPG）等于：

FPG?52

PDf??1??PO?DP （2-2-20）

f其中：FPG-----破裂压力梯度，psi/ft；

D-----深度，ft；

σ----地层泊松比，小数，无量纲； P0----上覆地层压力，psi；

Pf-----地层压力（孔隙流体压力），psi。

公式中的几个参数均能用井下测井资料确定。在没有横波资料的情况下，可由声波测井与密度测井求出的伪q因子计算泊松比：

σ=0.125q+0.27 （2-2-21）

其中：q=(υs-υD)/υs ，υs、υD分别为声波孔隙度和密度孔隙度。 1.4.4.3裂缝检测

声波全波列测井资料能够指示地层裂缝。由于声波通过裂缝时，其幅度都会减小，表现在波形图上就是声波幅度减小。声波幅度衰减程度取决于波的性质（类型、频率）、裂缝倾

125

角（水平裂缝、低角度缝、高角度缝）、裂缝张开度等因素。水平缝对横波幅度影响大；高角度缝对纵波幅度影响大。垂直传播的纵波和横波其衰减量与裂缝倾角的函数关系如图2-2-13所示。

2.声波成像测井仪

目前主要有三种井壁超声波成像仪，斯仑贝谢的USI（用于套管井测井）、UBI（用于裸眼井测井），西方阿特拉斯的CBIL和哈里伯顿的CAST。其测量原理基本一致，它们都是利用超声波反射井壁岩石特性、井眼及套管状况。

图2-2-13纵波（P）和横波（S）的

衰减量与裂缝角度的关

波能量的强弱和声波双程传播时间与反射界面的物理性质及井眼几何形态有关的原理，评价

2.1 UBI（USI）超声波成像测井仪

USI超声波成像测井仪和井眼超声波成像测井仪是新一代的井下声波电视测井仪。这两种测井仪确实很相似，只是在使用时根据具体的应用和测量环境选用不同的换能器，其所测资料的解释根据应用目的不同也不一样。USI在套管井中的应用包括水泥胶结质量评价和360度方位的套管检查。套管内部及其厚度的准确声波测量结果可以提供一种像地图一样的包括套管内部和外部损坏以及套管变形的测井图。对反射超声波的分析可以提供套管外面物质的声阻抗。固井图可以直观地指示出固井质量的好坏。用低分辨率换能器可获得所必需的套管壁厚谐振，高阻聚焦的换能器是不能获得进行可靠振幅测量的套管谐振。高分辨率的UBI井眼超声波成像可以代替FMI全井眼地层微电阻率扫描成像图，尤其是在油基泥浆中FMI不能测量的这种怀况下更是有用。用UBI测量的准确的井眼横截面图可以得到井眼稳定性和井眼垮塌方面的信息。对于裸眼井测量和不需要套管谐振的套管内部几何形状测量来说，UBI换能器的聚焦特性越好，其成像的分辨率就越高。

2.1.1 USI和UBI仪器描述

探头（声系）包括一个旋转的不同尺寸的换能器总成（图2-2-14），它可用于测量所有常规尺寸的套管井和裸眼井。总旋转方向决定了换能器的指向；逆时针旋转为面向套管和井壁的标准测量方式；顺时针旋转将使换能器在总成内旋转180度（换能器面向仪器内的反射板），这样就可以测量井内流体的特性（图2-2-15）。 超声波脉冲在井眼中的传播距离可以通过选择合适的换能器总成来优化，以便减小其在高密度井内流体中的衰减和维持较低的信噪比。

图2-2-14 USI探头组成

换能器即是发射器又是接收器，它发射的超声波脉冲的频率介于195kHZ和650kHZ之间，

126

同时接收反射的超声波脉冲。在套管井中（USI测井）发射能量的实际频率是根据套管厚度和流体类型由采集软件来控制。对于裸眼井中的UBI测井来说，根据泥浆的的密度和类型，手动选择换能器的发射频率，为250kHZ或500KHz.

USI和UBI测并仪之间的区别： 对于水泥胶结评价的套管检查来说，USI测井仪使用了一个不聚焦的面向平面的换能器，其工作频率由软件来选择，但是一开始是根据套管和流体参数来选择的，之后再根据实际测量情况进行修改。

将USI面向平面的换能器换成高分辨率聚焦的裸眼换能器，USI就变成了UBI测井仪。对于棵眼井和套管内壁高分辨率成像应用来说，UBI使用的是高分辨率换能器，其

测量速度相对较慢，其工作频率是根据换能器的间隙、泥浆类型和重量选择两个固定频率中的一个。

图2-2-15 USI 仪器组成

2.1.2 USI测量原理

水泥胶结评价的测量原理与现有超声波测井仪的测量原理相似。面向平面的换能器发射较短的声波脉冲，它在套管中将激发套管壁厚谐振，然后再由同一换能器接收反射脉冲或回声，然后再对其进行分析和解释。

USI测井仪对在反射声波脉冲中所含有的壁厚谐振信号进行分析，但是该分析是以不同的方式完成的。USI测井仪只有一个旋转换能器，它探测整个套管。

跟没有方位分辨率的水泥胶结评价测井仪不一样的是：USI测井仪可以提供方位分辨率的测量结果，以便探测各方位上的水泥胶结质量。USI径向声波脉冲把套管和水泥间的微循环空间对水泥胶结质量评价的影响减至最小。换能器发射频率在195到650kHZ的超声波脉，然后转换到接收方式。超声波脉冲通过井内流体传播，然后撞击套管内壁（如图2-2-16所示）。大部分超声波脉冲的能量被套管反射回换能器，剩余的能量折射进套管．然后在套管和环形空间表面以及套管和井壁表面之间经过多次反射，在每一个反射界面，一部分能量被反射，一部分能量被折射，这取决于界面的声阻抗。

TransducersAcoustic BeamsTransducersFlat30 mm (1.12in.)USI200-700 KHz9 mm (0.35 in.)FocusedUBI250 KHzAcoustic Beams500 KHz

图2-2-16 超声波脉冲井内流体传播方式

127

实际上，由于套管和井内流体的声阻抗基本是常数，所以套管内的信号的衰减速率取决于套管外物质的声阻抗。换能器现在做为接收器，它探测高幅度的反射前波信号，其后跟着的是按指数规律衰减的信号，其峰到峰的时间是该信号传播到套管所需时间的两倍。 为了从USI采集的资料得到可靠的信息．现已开发出一种称为中处理的新技术。这种以频率为基础的新处理技术用要三个阶段：测井仪实际测量阶段、制作模型阶段和刻度阶段。 USI数据的T处理技术为了测量出下列参数，直接从基本的谐振响应得到声阻抗： ①水泥的声阻抗Z水泥（不管套管和地层间的物质是什么，都统统看作为水泥）； ②套管厚度Th套管。一般来说．套管壁的自然谐振频率近似地与套管的壁厚成反比； ③套管的内半径。通过确定波峰的位置来测量发射脉冲和回声主峰之间的时间。使用流体特性测量结果（FPM）把这个时间转换成套管的内半径，以便在考虑到换能器自身尺寸的同时计算出泥浆的声波传播速度；

④套管检查。根据声波传播时间和套管厚度测量结果可计算出套管的内径和外径。波形的最大幅度是套管内表面粗糙度的定性指示。

在测量阶段，通过快速傅里叶变换，将返回的时基信号转换成频率域，以便进行处理。通过对根据角频率导出的群延迟进行分析可以找到基本的套管谐振，井确定出它的特性。 在处理阶段，一个非常短的‘标准化窗口’被放在套管反射首波的中央，这样可以在没有套管谐振影响的情况下选择反射首波（图2-2-17）、由这个标准化窗口建立起来的系统响应可

图2-2-17 反射首波选择原则

3

用于对由压力和温度对换能器的影响以及泥浆特性变化所引起的谱变化进行补偿。

较长的“处理窗口”（包括反射首波和谐振信号的前部）可用于确定基本套管谐振的特性，以便初次评价套管的厚度和环形空间物质的声阻抗。

T模型处理是从初步评价的套管厚度和声阻抗开始的，尔后产生一个脉冲响应谱．再对该谱进行标准化处理．然后就得出一个“准处理谱”。该模型的群延迟的计算及标准化方法和实际测量阶段所用的方法一样。再对得出的群延迟进行分析，以便得出一套新的特征参数（TH套管和Z水泥）。将这些参数与测量得出的参数进行对比，如果它们不匹配．就将这些参数通过模型再做一遍，再产生一套新的参数，然后再进行对比。这种重复处理对比过程直至用模型得出的参数与测量得出的参数匹配为止（通常需要三次重复处理对比〕。然后对处理得到的平面结果做套管表面非平面性影响的校正。

3

2.1.3 USI的显示和成像

根据不同的应用有数种显示方式。较差的情况用红色表示。例如．红线可以表示仪器不居中、最小幅度、最大内半径、最小套管厚度，气指示等。在图像上红色强度的增加表示这种较差情况的增多，象低幅、金属损失以及在水泥胶结评价图上显示存在气等情况。USI测

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量数据有以下几种显示： 2.1.3.1流体特性显示

包括流体速度曲线（FVEL）、流体的声阻抗曲线（AIBK）和参考刻度器扳的厚度曲线（THBK）；用于选择固井测井参数的直观显示（见图2-2-18）。

2.1.3.2水泥胶结评价显示

显示胶结测量结果和套管侧向剖面；合成胶结指数和声阻抗的最小、最大和平均值；进行两种水泥胶结质量评价成像，一个带阻抗门槛，一个不带阻抗门槛。 2.1.3.3腐蚀显示

显示套管剖面；套管反射系数（AWBK）；套管内半径（IRBK）；厚度成像（THBK）；内、外半径曲线；平均和最大厚度曲线。 2.1.3.4综合显示

显示水泥胶结质量评价和腐蚀测量结果以及处理标示符；套管接箍指示。USI水泥胶结质量评价、腐蚀评价和综合显示提供了圆筒状套管的平面成像。

2.1.3.5声阻抗成像显示

有两种声阻抗显示：一种是线性比例，另一种是带声阻抗门槛，这个门槛值相当于气和泥浆的声阻抗。阻抗门槛颜色代表意义为： 2红色＜03MRayl（声阻抗指示为气）； 2蓝色＜26MRayl（声阻抗指示为流体）； 2黄色＜3MRBayl：从黄色到棕色．每个色级代表05MRavl．并且指标为固体（通常是水泥）； 2黑色＜8Mrayl：这些门槛根据情况的不同会发的流体门槛截止值）。 2.1.3.6幅度成像显示

由每个波形的主回声的幅度得出的幅度成像表示套管内表面的反射性。根据在给定深度上的最大值对这个成像进行标准化，所有的点都以那个给定的深度的最大幅度的衰减形式来显示。彩色线性比例为: 黑色=低信号（一6db）

从深红到白，每个色级代表0.5dB； 白色=高信号（0dB）。

图 2-2-18 USI成果显示图

生变化，例如，轻水泥（较低的声阻抗指示为具有较低的流体截止值）和重泥浆（具有较高

2.1.4 USI的应用

通过对换能器接收的回声信号的分析可得出4个独特的参数：套管的内半径、套管内表

129

面的粗糙度、套管厚度和水泥的声阻抗。这些参数使USI测井仪有两个主要应用：一是水泥胶结质量评价测井，二是用于监控套管损坏和腐蚀的套管检查测井。我们也可用声成像进行广泛的套管检查应用，例如检查套管的物理损坏和确定射孔层段等。

使用为UBI设计的新型换能器可以得到更高的成像分辨率，只有在需要详细检查套管的内表面时才建议使用这种UBI测井仪。 2.1.4.1 水泥胶结质量评价

水泥胶结评价测井的目的之一是确定套管周围是否有水泥，目的之二是水泥是否对套管起到了固定和支持作用，目的之三是水泥是否起到了不同层间的隔离作用。水泥的声阻抗指示水泥的存在和质量。在环形空间的所有固体物质都能对套管提供支持作用。因此通常只需确定在需要的井段是否起到了液体隔离作用，如果没有，则需对套管射孔，然后通过射孔孔眼往环形空间挤水泥，使其起到流体隔离作用。当在环形空间内存在压缩强度很大的低渗透性物质时就可起到流体的隔离作用。水泥就是这样的一种理想物质，因为它既有较低的渗透性，又有较大的压缩强度。要想确定某一个层是否与上下层进行了完全的流体隔离，就必须知道环形空间中物质的类型和它的分布、污染情况等。在胶结不好井段的环形空间中，大部分固体物质是由泵砂子、钻井泥浆中固体颗粒等组成．它们很难用挤水泥的方法有效地驱替掉。因此，决定是否用挤入法进行水泥胶结质量修复取决于环形空间中的物质是固体还是液体。进行水泥胶结质量评价的总体原因是为了获取做好以后固井工作的有用信息。一口井一口井地进行水泥胶结质量评价．可使我们对不同的套管结构得出最佳的固井参数，从而获得最佳的固井效果。 2.1.4.2套管检查

当使用USI测井仪的主要目的是检查套管的腐蚀、磨损或损坏时，必须降慢测速，以便获得较高的纵向和方位分辨率。通过测量套管的内半径、厚度以及计算内表面的粗糙度来监视套管的实际状况。用一组成像图来显示这些信息（见UBI显示和成像）它们有如下用途：套管腐蚀的识别、定位和定量评价；评价由作业、打捞或塑性地层引起的套管损坏程度；根据剩余套管厚度评价腐蚀和损坏情况；套管内部和外部的金属损失；确定和识别射孔层段；指示套管剖面和重量的变化；其它套管异常的识别。

2.1.5 UBI测量原理

UBI测量超声波的幅度和传播时间。全新的处理技术提高了精度、避免了周波跳跃和减少了回声损失。UBI的传播时间测量结果与帽度测量一样可靠；通常是更准确。对两个工作频率（250或500kth）可以进行选择高频给出较高的图像分辨率；但是低频在高发散的泥浆中提供更好的测量结果。根据测井环境象泥浆的密度和类型以及所需的分辨率等来选择图像的分辨率。工作频率为250kHZ时标准分辨率已经很好。如果再提高图像分辨率，就必须降低测速。在仪器偏心小于1／4英寸时，对UBI的测量结果没有什么影响。即使在高斜度井中只要扶正器系统良好，仍可得到清晰而易于解释的图像。

2.1.6 UBI显示和成像

2.1.6.1成像显示

一般的UBI显示包括左边的幅度成像和右边的井眼半径成像。为了突出井眼的特征，一般对两种成像隔1米井段实行一次动态标准化。深色表示高幅度和大半径，指示井眼的粗糙程度、扩径以及存在衰减性物质等。在幅度成像左边和半径成像右边的两个刻度表示动态颜色和绝对值之间的关系。三条附加的曲线分别是测量结果的最小、平均和最大值。这些曲线

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可帮助我们迅速识别扩径井眼。成像可以相对于正北定位．在斜井中可以相对于井眼的高边定位。如果相对于井眼的高边定位，任何由管柱摩擦而引起的套管损坏都出现在图像的中央，因此很容易识别。 2.1.6.2横截面图显示

在特定深度上的横截面图对井眼变形的解释是非常重要的。解释程序通过圆形横截面图的形式来指示井眼变形的地方。并把有关数据以表的形式列出来帮助我们识别由键槽井眼、垮场和剪切滑动（见UBI的应用）等引起的井眼变形。同时还给出从上往下看的井眼俯视图。 2.1.6.3“螺旋图”

图2-2-19是由一组连续测量的声半径信息做的螺旋显示图，它很象在一系列相邻测量点上的横截面图的叠加、该图可帮助我们直观地识别井眼变形的情况。这种变形从图像和几个横截面图上很难看出。

图2-2-19 横截面图和螺旋图对比分析

2.2 CBIL井周声波成像 2.2.1测井原理

它是由一个旋转换能器以发射250～400kHZ频率的超声波束，该声波束被聚焦，直径约0.2英寸，射向井壁，声波在井壁与泥浆接触面上被反射回来，又被换能器在发射点所接收。换能器是半球形聚焦的，这样可以提高分辨率，使其在大井眼与重泥浆中比常规仪器具有更优越的性能。换能器以一定的速度环绕井壁360度旋转，仪器也以一定的测井速度上升，即测量点呈螺旋线上提，达到了纵横向上连续的测井记录。5700 CBIL超声波信号，每旋转一周发射250次，仪器每上升0.1英寸采样一次，因而能达到高分辨效果，其井壁覆盖率100%。 超声波成像测井记录包括：时间（TT）为发射器到井壁的双程旅行时间；幅度（AMP）为反射回接收器的声波信号能量大小。测井解释主要根据对这两个测量信息的图像特征进行解释，但TT和AMP测量的是二维数据，必须经过处理。

2.2.2 CBIL测井资料的处理内容

CBIL的处理包括以下四个步骤： 2.2.2.1 Accel——加速度校正

主要是消除仪器遇卡、遇阻等非匀速运动引起采样点深度位置不匹配。 2.2.2.2 Cbilprep——曲线重采样

曲线重采样的目的是：图象定位--主要对测量曲线按方位进行定位；统一采样密度--对电法成像及声波成像的所有测量曲线的采样密度进行统一；标准化处理及误差计算。 2.2.2.3 Centrolize——居中校正

131

将仪器偏心校正到仪器居中时的测量状况 2.2.2.4 Filter——滤波处理

消除因井壁不规则引起的噪音，或进行信息增强处理。

2.2.3 CBIL仪器技术指标

直径 3.63英寸（92.1毫米） 长度 14.9英尺（4.55米） 重量 270磅（122.5公斤） 最高温度 400°F（204℃）

最大压力 20000磅/英寸2（138兆帕） 最高测速 600英尺/小时（182米/小时） 采样扫描 250个样/转 扫描速率 6转/秒

2.3声波成像的应用

声波成像仪器它可以在油基泥浆（非电导性泥浆）井中成像，它所提供的井眼声成像可以代替FMI成像，在高质量VBI图像的使用过程中已发现了一些令人激动的新应用，例如井眼稳定性的分析和地应力分析等。

2.3.1在油基泥浆井中成像

虽然在很多应用方面，电成像的解释更可靠；但是电成像测井仪却不能在油基泥浆井中测量。如果井眼成像对储层的评价起决定性作用，那么在油基泥浆中唯一可用的就是声波成像。

2.3.2探测裂缝和溶洞

裂缝一直是测井解释所注意的目标。常规测井资料的解释方法不能确定裂缝的产状及组合特征。井下声波电视测井资料经常用于评价裂缝和溶洞。在很多情况下，声波成像测井仪最适合于这种应用成像测井提供全井眼扫描图像，它以直观的图像表现出来，能提供裂缝的倾角和方位，还能区分张开缝与闭合缝，以及区分天然裂缝与诱导裂缝。

用声波半径测量结果和井眼横截面图有时可以探测出沿裂缝面的剪切滑动现象。因此可有力证明地层的非平衡构造应力和开口裂缝的存在。 2.3.2.1张开缝

如果裂缝张开，声波信号反射信号微弱，甚至无反射。图象特征是：在幅度图上表现为暗色；在时间图上没有信号返回，即无反射表面，表现为黑色。理论模型表明，宽度小于1/32inch的裂缝不能被探测到。 2.3.2.2半张开缝

裂缝部分被充填。图象特征是：幅度图上出现暗色；时间图上部分黑线，被充填部分有信号返回，所以，与幅度暗线对应处没有黑线表明已被充填。 2.3.2.3充填缝

裂缝已被完全充填。如果充填物岩性及结构与周围岩块有差异，则波阻抗不同，就会在幅度图上表现为一条暗线，时间图上却无变化。因此同时使用时间和幅度图像有助于区分张开缝和充填缝。 2.3.2.4诱导裂缝

诱导缝是由于钻具机械振动或地应力不平衡造成的，或过重泥浆压裂造成的。诱导缝在

132

图象上也表现为张开缝的特征，需认真与天然裂缝相鉴别。识别诱导缝的基本方法是：诱导压裂缝总是在趋向于与井轴平行方向发生；诱导缝的走向平行于最大主应力方向；诱导缝在一个井段总是成某种规则组系出现。 2.3.2.4溶洞

溶洞是由于地层水对岩块溶蚀造成的。溶洞的存在，必然造成溶洞与溶洞周围岩块的反射情况的差异。分两种情况，第一，当溶洞内无反射表面时，无反射信号，因而溶洞在时间和幅度图象上与周围岩块有显著的差异；第二，当溶洞内有反射表面时，有反射信号，但由于溶洞表面的曲率与井筒的曲率不一致，溶洞反射表面的反射角度也与井筒表面的反射角度不一致，这样必然造成溶洞表面的反射信号发生漫射，接收信号能量减弱。另外，溶洞的存在也造成飞行时间的增加，因而在图象上很易识别。

溶洞在时间与幅度图上均表现为与溶洞本身形状一致的暗色团块，但要注意与井眼崩落相区别，两者的主要区别在于：井眼崩落往往总是发生在两个成180度对称的方向上，而溶洞可以发生在任何方向上。

2.3.3地层评价

2.3.3.1层理分析

井下地层层理倾斜，在图象上呈正弦波状态，正弦波的幅度反映倾角值大小，波谷所在方位指示地层倾向，因而可以与地层倾角测井一样求出层理面的产状。 2.3.3.2孔隙性地层

声波图象用于评价储层，主要利用孔隙使岩石平均声阻抗降低的作用，因而孔隙层段，声波幅度普遍低，显示弱的反射信号。在声波幅度图像上表现为暗色，这种暗色不是以条带状出现，而是某一井段360°覆盖，变暗的程度越高，指示孔隙性越好。在时间图上表现为斑点状。 2.3.3.3沉积构造

反映沉积层理、沉积物岩性变化、岩石结构特征等，这些方面如果与FMI结合解释，效果将会更佳。

2.3.4井眼稳定性和地应力分析

井眼稳定性问题可以导致卡钻，浪费时间，也许导致设备的损失，甚至部分井的损失，最终导致钻井成本增加。用声波成像半径测量结果和井眼模截面图可以准确地确定井眼的几何形状．以便清楚而详细地分析井眼稳定性问题。 2.3.4.1键槽井眼

在斜井中．旋转的钻杆始终靠在井眼的底边，逐渐地摩擦井眼的底边而形成键槽井眼。键槽井眼在井眼相截面图上显示非常清楚。键槽井眼对钻井的害处很大，当键槽足够大时，它可以使钻杆或钻杆接箍卡在里面，从而造成卡钻。 2.3.4.2井眼跨塌

地层的水平应力很少是均匀的，它们几乎总是处于压缩状态。由于构造力和断层作用，一个方向上的应力通常比另一个方向上的应力大。在具有不均匀水平应力的地层中钻一口井破坏了原来地下的应力状态。由于井眼内的物质被挖走，所以就失去了对应力的支持作用，因此在井眼附近的地层要经受额外应力的作用。如果最大水平应力方向为北西一南东向，那么在并眼附近的南西和北东两侧的地层就要经受比以前更大的应力的剪切作用，但它仍处于北西一南东方向。当这种剪切应力增加到足够大时就会引起地层的压缩破坏，造成岩石的崩

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落和井眼垮塌。因此在相对的两个方向上造成井眼的跨塌扩径。

同时，在井眼北西和东南两侧的附近地层经受最小水平应力的作用，它们处于张性状态。在极端的情况下，可能出现张性破裂，从而形成与井壁垂直的裂缝。

崩落跨塌掉的岩石碎块聚集起来可能引起卡钻。崩落跨塌的程度随流体静压力的减小而增大。通常是通过增加泥浆密度来避免出现由井眼垮塌引起的钻井问题。IMPACT岩石综合机械特性分析计算程序可对这种井眼崩落垮损现象进行分析，从而预测出避免出现这种井眼崩落垮塌现象所需的最小泥浆密度。井眼垮塌处的垮塌段弧度所对应的角度与应力反差有关，它是进行岩石力学特性研究的一个重要参数。 2.3.4.3剪切滑动

图2-2-20所示的超声波幅度成像（左）和井眼半径成像（右）指出了存在剪切滑动。井眼横截面清晰地指示出井眼变形，它包括类似垮塌的扩径和缩径。平滑井眼部分是直径为井眼尺寸的图形，圆形之间有轻微的移动，这种形状是由裂缝两侧地层的滑动引起的。当一口井钻遇裂缝时，钻井泥浆将侵入到裂缝里面，因此泥浆和静压力将作用于裂缝面。如果泥浆静压力大于地层的流体压力（为了避免井喷，通常是这样），那么将降低裂缝的闭合压力以及降低沿裂缝面的摩擦；因此裂缝面两侧的地层可能发生相互滑动。这种滑动大部分都是在钻头刚钻过裂缝时发生．井自泥浆侵入到裂缝里面。当地层和井眼的滑动位移很大时，那么就可能造成卡钻的危险。井眼沿裂缝面的滑动位移时在半径成像图上表现为黑色的水平条带。有时这些黑色条带是不连续的，但是解释通常是清楚的。在黑色条带处的井眼横截面图清楚地揭示出滑动。

出现的切滑动的可能性和剪切滑动的大小以及所造成卡钻的机会都随泥浆密度的增加而增加。因此，在用增加泥浆密度防止垮塌前，必须对地层中是否存在裂缝或接合缝等进行研究。确定剪切滑动对在硬地层中预测和分析井眼稳定性来说是非常重要的。但是在UBI测井仪问世以前，没有一种有效的方法能够确定剪切滑动。

我们现在认识到：许多钻井中出现的问题．特别是在深井中出现的问题，都可能是由沿裂缝面的剪切滑动引起的。在这种情况下可以通过减小泥浆密度来解决问题，例如在某一钻井不好钻的地区的一口井中就遇到了这样的问题，通过把泥浆比重从1.6降到1.25就解决了问题。在另外一种情形下，因固井过程中增加了井眼里的压力使裂缝重新开启，从而可能发生沿裂缝面的剪切滑动；这样就有可能造成套管的断裂造成井报废。

图2-2-20 声波幅度成像显示剪切滑动

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2.3.4泥岩蚀变

某些泥岩与水基泥浆接触时会发生膨胀，这种蚀变的泥岩可能垮塌到井眼中。从而引起井眼扩径。岩石碎屑和泥球的聚集也可能造成对钻井的危害。这种影响在UBI图像上表现为无特征的井眼扩径和非常粗糙的井壁。这种现象经常在软泥岩中出现，特别是在含有蒙脱石的泥岩中更易出现。解决的办法是把泥浆换成KCL/聚合物泥浆或油基泥浆。

2.3.5确定水平应力

用UBI测井资料确定的沿裂缝面剪切滑动位移是已知的，那么就可以计算出应力的方向和最大与最小水平应力的比值。如果最大水平应力的方向已知（如根据井眼扩径的方位确定），就可以根据一个裂缝处的滑动位移得出应力比。水平应力信息是进行岩石机械特性评价（例如预测井眼垮塌及预测疏松砂岩射孔稳定性等）的重要参数。

2.3.6井眼形状的自动分析

在计算中心用井眼相拉面图信息可自动完成井眼形状的分析。用UBI成像还可以探测出井眼垮塌、键槽井眼和剪切滑动拉移等，并把它们标示在半径成像图上。

2.3.7套管内面腐蚀和磨损

当在深眼井段测完上提时，我们可以继续测量，我们可用这时测量的UBI资料来监测套管内表面的腐蚀和机械磨损情况。这种工作方式避免了进行套管腐蚀监测所需的额外测量（例如用UBI仪器测量）。

2.3.8识别薄层

井下声波成像分辨率为5mm，它可识别出5mm的薄层。

2.4主要影响因素

声波成像测量结果受多种因素影响，这是由于它本身的测量物理特性所决定的，了解其影响因素对于正确解释非常关键。主要影响因素有：

2.4.1频率

它发射的是超声波，频率范围在200～500KHZ之间，主频率在250KHZ，频率高其波长就短，受泥浆固体颗粒影响大，最易衰减。实际测井表明，在8 1/2\井眼中，当泥浆密度达到1.6以上时，难以测出好的结果。

2.4.2井眼流体

主要受流体成分（水基、油基、盐水等）和泥浆密度影响，而后者影响更为显著。

2.4.3距离

发射点到井壁的距离远近是至关重要因素，它比其它任何一种方式影响声波幅度衰减大小更为显著。经计算，增加1英寸井眼直径，能量损失约38%。可见，井眼太大时，基本上就接收不到反射信号。CBIL用增加仪器直径的设计来尽量减小泥浆环形空间的距离，改善了测量效果。

2.4.4井壁结构

井壁结构直接影响反射效果。光滑平整的表面，容易接收到强的反射信号；表面粗糙不平整，使声波发生漫反射，返回信号弱；如有未全充填洞和缝，则声阻抗降低，导致反射信号减弱。

2.4.5入射角度

声波换能器所接收反射声波信号的强弱，与声波入射角有关，根据反射定律，如发射声

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束和井壁反射面垂直，则能接收到反射信号；如果发射波束与井壁不垂直（<90°），那么反射回来的声波信号就不能被接收或接收效果很差。因此造成幅度低值现象，通常有两种情况发生这种现象： 2.4.5.1仪器偏心

仪器偏心造成两个扇区发射信号不能被接收，或接收角度不好，因而在时间图上部分暗、部分亮，幅度图象上对称分布着2个亮带与2个暗带。 2.4.5.2井眼椭圆

当井眼椭圆时，图像上形成8个扇区（即沿井轴方向8个条带），即使仪器居中，将造成四个扇区接收效果不好，四个扇区接收效果较好。图象上的特征是幅度和时间图上同时出现黑白相间的条带，轻微椭圆产生暗淡的条带，严重椭圆产生显著的条带。

2.4.6波阻抗差

井眼流体和地层波阻抗差决定了反射系数的大小，即反射能量的大小，井眼流体是稳定的，因而反射能量强弱直接反映地层特性的变化，如岩性、孔隙度、裂缝发育程度等，这是声波成像解释的重要依据。例如水和白云岩的反射系数为0.84；而水和砂岩的反射系数为0.65。两者相差为0.19，与其它影响因素相比，此差异对测量结果的影响虽不是太显著，但仍然值得注意。

综上分析认为，在各种影响因素中，井壁的表面结构、发射点到井壁的距离、泥浆密度及入射角是最重要的影响因素。它们的改变将严重影响测井质量和成像的效果。

3.偶极横波声波成像仪（DSI）

3.1 DSI的测量原理及其基本特点

偶极横波成像仪是声波测井技术的重大突破，它是斯仑贝谢MAXIS－500井下配套仪器。偶极横波（DSI）和西方阿特拉斯5700的井下配套仪器多极子阵列声波（MAC）。两个公司的仪器原理相同，仪器结构有区别，这里着重介绍MAXIS－500的DSI仪器。它是把单极和偶极声波技术结合起来，能精确地进行各种地层（包括慢速地层）的声波测量，它解决了慢速地层的横波测量问题。

DSI偶极横波成像仪把新一代的偶极技术与最新发展的单极技术结合在一起，从而提供了当今测量地层纵波、横波和斯通利波的最好方法。

偶极技术可使我们在软地层中像在硬地层中一样测取地层的横波。由于受到井眼、地层物理特性的限制，单极声波测井仪只能在声波传播速度大于井眼流体传播速度的地层（即硬地层）中测取横波速度，但偶极横波成像仪克服了这一缺点，在软地层中同样可以测取横波速度。

该仪器由一个可控的单极发射器（纵横波模式时频率为8-30KHZ，斯通利波模式时频率为80HZ-5KHZ）、两个正交的偶极发射器（频率为80HZ-5KHZ）和8个接收器的阵列接收器组成，这些接收阵列进行适当的配置可接收单极和偶极声波信息。

DSI使用偶极声源，这种声源是一种定向的压力源，由两个相位相反且耦合在一起的单极声源组成。这种压力源可使井壁产生小的弯曲，因而能在地层中激发弯曲波或挠曲波，它是一种频散现象很强的波，当频率很低时，其速度接近于横波速度，故可在软地层用来代替横波速度。

阵列接收站之间的间隔为6英寸，每个接收器由四个接收元件组成，这些接收元件在方位上成90度正交排列，DSI总共有8个阵列接收器共计32个接收元件，相对的接收元件分

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开进行偶极接收，它们合在一起进行单极接收；仪器结构见图2-2-21。

Principal tool combinations13 ft???????????AIT* Array Induction Imager ToolARI*Azimuthal ResistivityImager toolAuxiliary MeasurementsSondeCompensated Neutron LogFMI*FullboreFormationMicroImagertoolGamma RayGeneral PurposeInclinometryTool (GPIT)IPL* Integrated PorosityLithologytoolPhasor* Induction toolUBI* Ultrasonic Borehole Imager toolUSI*UltraSonicImager toolCartridge18 ft42 in.Receiver section单极子声源6 in.3.5 ftIsolation9 ft tojointmonopoletransmitter11 ft toupper dipoletransmitter11.5 ft tolower dipoletransmitter16.5 ftTransmitter section上偶极子声源下偶极子声源

图2-2-21 DSI偶极声波仪器结构示意图

新的低频发射器驱动可提高信噪比，所以可在非常慢的地层中和在非常大的井眼中成功地进行测井和数据采集。新的纵波首波探测技术（数字首波探测技术DFMD）测量的纵波时差与以前仪器测量的纵波时差具有很好的可对比性；但是它具有很高的6英寸纵向分辨率。由于可以同时测量两个正交方向上的偶极横波信息，所以可直接确定地层的各向异性。

偶极声波测井仪使用了具有方向性的发射器和接收器。偶极发射器很像一个活塞，它使井眼一侧的压力增加，而使另一侧的压力减小，引起井壁出现小的扰动；如图2-2-22所示，这样就在地层中直接激发出纵波和横波。这些挠曲波的传播与井眼同轴；而其质子振动方向

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与井轴垂直，与换能器的发射方向一致。换能器的工作频率很低；通常低于4千赫，这样的频率对挠曲波的激发是最合适的。

DSI的一个新功能就是低频发射功能，这时发射工作频率低于1千赫．在这种工作模式下，信噪比最大可提高20分贝。因此在大井眼井段和非常慢速的地层中可以给出很好的测量结果。另外探测深度也增加了。

纵波和横波直接发射进地层，但是

图2-2-22偶极声波测井仪的发射器和接收器

仍然存在沿井眼向上传播的剪切挠曲波，它将在井眼流体中产生一个“偶极型的压力波动，而具有方向性的接收器探测的正是这个压力波动。由井眼的挠曲运动所产生的这种剪切/挠曲波是频散波，在低频时它的传播速度与横波一样，在高频时它的传播速度比横波慢。与单极声波测井仪不同的是，偶极声波测井仪在慢地层中也能记录到这种剪切挠曲波。

如图2-2-23所示，在慢速地层中，剪切／挠曲波的持续时间较短，其频率集中在低频范围。除剪切／挠曲波外，在波形的开始处还存在较高频的纵波，在这种典型的慢速地层实测中，可以从清晰的挠曲波形中提取横波时差。图中为使用有限差分法模拟计算出的偶极声源在井眼和周围慢速地层中激发出的声波的传播情况的一张照片。其主要的特征是纵波体波、横波体波和井眼挠曲波。井眼挠曲波是地层中的纵波和横波波动及井眼流体中的压力波动所产生波的重叠。在图像上表现为一系列耳垂现象，径向上它总是位于井壁附近。井眼挠曲波的主边缘与横波体波一致；它在井眼中的视相位速度与地层的横波一致；它的尾部含有高频成分传播更慢，而旦它在纵向上逐渐发散。

在同一地层中，由单极发射器和偶极发射器测井仪测量的横波时差之间存在一散等环境影响造成的，这正是我们所期望的。

MAXIS 500现场系统可处理显示全波以及它的分量特征。高速的阵列处理器使用相关对比法（STC）计算纵波、横波和斯通利波信息。可选择的带通滤波器可使我们在一个模式内使用最优的频率范围进行处理计算。这种处理可得到准确的传播时间数据，甚至在困难井眼条件下也是如此，所得到的结果是岩石力学特性分析、地层评价以及地震应用所必不可少的数据。

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图2-2-23 地层波的传播及提取分布

定的差异，这是由地层的各向异性、探测深度不同、应力分布、纵向分辨率不同以及单极频

DSI仪可与其它测井仪组合测井．因此可节省钻井的时间，同时它所测量的常规声波曲线无论是在裸眼井还是在套管井都与以前的声波测井仪的测井曲线具有很好的可对比性。

3.2仪器描述和技术指标

DSI成像测井仪把高速遥测技术与同时传播中的8个阵列接收器的12位动态范围数字化技术结合在一起。探头部分把单极和偶极发射器与8个阵列接收器结合在一起，其接收器是8个电子结构与地震检波器类似的阵列接收器用于单极和偶极声波的接收。MAXIS500现场测井系统可采集这些数据并进行处理。

3.2.1工作方式

DSI有六种不同的工作方式，单独或任意组合均可准确地采集到所希望的波形： ①下偶极发射方式。测量横波时差，偶极发射，阵列接收。 ②上偶极发射方式。测量横波时差，偶极发射，阵列接收。

③交叉偶极方式。获取快慢横波时差，用以研究地层的各向异性，偶极发射，阵列接收。 ④斯通利波方式。测量低频斯通利波时差，斯通利波是由低频脉冲驱动的单极发射器产生，单极发射，阵列接收。

⑤横波方式。测量纵波、横波和斯通利波时差，单极发射，阵列接收。 ⑥首波检测方式。获取纵波时差，单极发射，阵列接收。

DSI测井仪可与现有大部分的测井仪组合测井。有关技术说明如表2-2-3所示。

表2-2-3 DSI测井仪器技术指标

耐温 3500F（17℃） 耐压 20000psi(138Mpa) 仪器直径 35/8in.（9.2cm） 最小井眼尺寸 51/2in.（13.9cm） 建议最大井眼尺寸 18in.（45. 7cm） 仪器长度 51 ft（15.5m） 单一模式 3600ft/h 最大测井速度 三个模式同测，不测6in。 分辨率 △t 1000ft/h 三个模式同测．同时还测6in 分辨率△t 900ft／h 数字化精度 12 bits 数字化采样间距 从10—32700μS变化,每个采样 数字化波形持续时间限制 最大为15000采样所有波形 声波带宽 偶极和斯通利 80-5kHz 高频单极 8-30kHz 组合性 所有MAXIS 500测井仪， 任何电阻率测井仪 3.2.2 DSI测量成果

现场一般可获得较高质量的纵波、横波和斯通利波时差及全波列信息，现场提供的图件中有以下内容：纵横波时差、斯通利波时差，纵横波时差时间相关处理变密度图，纵横波时差时间相关处理时差图，纵横波变密度图，纵横波波形图，斯通利波变密度图，斯通利波波形图，斯通利波时差时间相关处理图。

3.3 DSI的应用

DSI测量结果除传统纵波的用途外，其它的关键应用如下：机械特性分析：在这方面的应用包括井眼稳定性分析、射孔稳定性分析或出砂分析以及压裂高度预测等；地层评价：应用包括气层探测、自然裂缝探测和评价，以及定量指示渗透率等；地球物理解释：应用包括合成地震道以及对AVO分析技术所输入的幅度数据进行刻度等；地层各向异性：把各向异性

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与来自岩石物理地质以及油藏工程等方面的数据结合在一起可以反应出某些特征的连通情况以及流体的流动路径等。

3.3.1岩石机械特性分析

岩石机械特性分析有三个很重要的概念：岩石强度、地应力和岩石破裂机理。这三个概念可以解释和预测地层什么时候、哪里、为什么及怎样发生破裂。我们使用DSI测量数据可以得到计算动态弹性模量所需的这些定量信息。这些模量是确定岩石强度和地应力等的重要数据。当评价岩石的破裂机理时需考虑多种不同的岩石破裂模型。 3.3.1.1井眼稳定性

井眼稳定性评价的目的是确定合适的泥浆柱压力来保证在钻井过程中的井眼稳定。泥浆压力过低可能导致剪切破裂和地层垮塌；泥浆压力过高可能导致地层压裂和泥浆漏失。特别是在大斜度井中，这些问题表现的更为突出。根据井眼稳定性评价成果（如图2-2-24所示）可能选择准确的下套管深度、泥浆密度以及钻井参数。

3.3.1.2射孔稳定性或出砂分析

岩石机械特性分析的一个重要应用就是识别在生产过程中可能出砂的层3.3.1.3水力压裂高度确定

在水力压裂施工中，准确地计算水力压裂的高度是非常重要的，除此之外，如果达到预期的压裂效果，还需确定压裂液的体积和泵压等参数。影响水力压裂高度最重要的因素是应力差。这个应力差可通过用DSI波形得出的动态弹性模量计算出来，它与岩石物理处理结果一起可得到水力压裂层位周围的应力分布详细信息。

图2-2-24 井眼稳定性分析

位。临界出砂压降的定量预测对完井方案的设计是非常重要的。

3.3.2地层评价

在沉积地层，声波的传播速度取决于很多参数，但最重要的两个参数是岩石的骨架类型和孔隙的分布。在地层评价中，准确的横波数据对骨架矿物类型和孔隙流体的识别来说是非常有用的。

3.3.2.1岩性识别和气层探测

使用横波测量数据进行软地层解释评价的经验表明：在软地层中，Vp/Vs随沉积物压实程度的降低而增大。在Vp/Vs与△t的交会图上，△t是孔隙度的函数，所以横轴可以认为是孔隙度轴。在这样的交会图中，如图2-2-25所示，对白云岩和石灰岩来说，其关系几乎是一条水平线，其Vp与Vs的比值几乎是一个常数，分别为1.80和1.86。对于砂岩或含气砂来说，其关系也几乎是一条水平线，且Vp与Vs的比值近似为1.58；

图2-2-25 Vp/Vs与△t的交会图

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而含水砂岩却表现为：Vp与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。

在已知上述△t和孔隙度的经验关系时，野外数据所表现出的这种特征正好与Biot－Gassmann理论相符合。对湿砂岩来说，它所提供的平均趋势线如图中蓝线所示；对泥岩来说，其平均趋势线如图中绿线所示，它与蓝线的形状几乎相同，只是Vp／Vs的比值整体增大偏移而已。图2-2-25所用的DSI数据来自马来西亚和英国北海油田。数据主要是由泥岩的数据构成，并且与泥岩平均趋势线具有很好的一致性。马来西亚的数据点趋向于低Vp／Vs比值，这是由薄的含气砂层造成的。而蓝色的北海砂岩数据点的趋势与湿砂岩平均趋势线具有很好的一致性。

如图所示的Vp／Vs与△t的交会图清楚地表明DSI测量数据如何使气层探测变得更容易。含气饱和度随数据点向右下角的偏移而增大。只根据气对△t的影响不足以定量确定含气饱和度；但是Vp／Vs与△t的交会确是优秀的气层指示器。 3.3.2.2裂缝评价

用单极斯通利波测量数据评价裂缝确实是一个很重要的应用，但是这种应用要求DSI测井仪测量的斯通利波的质量必须很好。

当井眼斯通利波遇到与井眼相交的开口裂缝时，由干裂缝引起的较大的声阻抗反差使一定量的斯通利波的能量被反射。这种技术基本上是通过对采集的斯通利波波形的处理而确定出反射系数的（反射能量与入射能量的比值），然后用反射系数确定出裂缝的开口度。 3.3.2.3指示渗透率

斯通利波的传播受数种因素的影响，其中包括骨架渗透率和开口裂缝。斯通利波可认为是由井眼诱导产生的一种压力脉冲，它将使流体向地层运动，这取决于地层的有效渗透率。这种流体向地层的运动将使斯通利波的能量减小，也使斯通利波的传播速度降低。斯通利波也受井眼尺寸、地层和仪器特性的影响。把高质量的DSI测量的斯通利波数据与现代的数字记录、滤波和处理技术结合在一起，就可计算出斯通利波的能量和传播速度，从而指示出渗透层。新的DSI低频工作模式可得到高质量的斯通利波，并且具有很高的信噪比。

在碳酸盐岩储层，由于非连通孔洞、孔隙充填及孔隙的影响，孔隙度并不是渗透率的很好指示器。图2-2-26显示出了一口井的一段裸眼井测井曲线，同时还显示出了计算的斯通利波能量和经标准化的能量差。表明在孔隙层斯通利波的能量衰减很小，指示该层的渗透率很低。

图2-2-26 碳酸盐岩储层DSI测井成果图

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3.3.3地球物理应用

除常规的声波测井在地球物理方面的应用外，DSI测量数据在地震方面还有很多应用；包括横波地震相关对比、横波合成地震道、VSP解释以及用于建立对非零偏移距VSP数据进行分析的模型等。同时还可使用DSI测量数据把与气有关的幅度异常区分出来，还可做为AVO分析技术的输入数据。

3.3.4横波各向异性测量

地下岩石的物理特性通常都假定为各向同性，即与方向无关。这种假设对理论工作者来说是很方便的，但不反应实际情况。以水力和风力作用形成的颗粒沉积在层理上具有一定的方向性，并且普遍存在的薄层状沉积使大多数的地层特性参数在垂直方向上与水平方向上不同。由局部地应力场控制的平行微断裂将导致具有另外的方向性，因此说地下地层是各向异性的，而不是各向同性的。

直到目前为止，地层各向异性通常被忽略，这是因为用传统的资料反应地层的各向异性实在是太困难的。即使做了这方面的工作，受它的影响也错误地认为传播时间在某个方向上大，或与交叉的地震线不匹配。但是，数据采集和处理技术的改进，例如，在井眼地震中，随着地质背景的越来越复杂，迫使油藏工程师们必须考虑到各向异性的重要性。把各向异性方面的测量信息与岩石物理、地质、油藏工程等方面的输入信息结合在一起，可以反应出有关特征的连通情况和流体的流动路径。比沿其它方向传播的快。识别和测量这种类型的各向异性将得到有关岩石应力和裂缝密度及方位等方面的信息。这些参数对设计水力压裂方案及水平和垂向渗透率各向异性等都是非常重要的。更复杂的情形，象倾斜层、裂缝性层状地层及具有多细裂缝的岩石等，将要根据各种各向异性的综合影响来进行研究。

3.3.5各向异性的确定和分析

两种类型的各向异性（TIH和TIV）都可由DSI测井仪探测出。对TIV这种各向异性来说，主要是通过在直井中测量的P波时差与在斜井和水平井中测量的P波时差不同来反应，通常在水平方向上的传播要比在垂直方向上的传播快，但是对S波来说，也有相同的反应。很多年来，当在斜井和直井中测量的声波时差出现差异时，测井分析家总是认为测井质量不好，或是由测井环境引起的。现在用各向异性可以明确地解释这一点。现在这种差异被认为是一种岩石物理信息。现在测井分析家利用各向异性信息来进行地层相关对比及更好地完成地层评价工作。

4.垂直地震剖面测井（VSP）

4.1垂直地震剖面的特点 4.1.1垂直地震剖面的测量原理

垂直地震剖面（VSP=Vertica1 Seismic Profiling）是一种地震观测方法。它是在地表附近的一些点上激发地震波，在沿井孔不同深度布置的一些检波点上进行观测（如图2-2-27所示）。根据震源距井口的距离，VSP分为零偏移距VSP（震源在井附近激发，井中接收信号）、偏移距VSP（离井较远的距离激发，在井中接收信号）和多偏移距VSP。在垂直地震剖面中，由于检波器通过井置于地层内部，所以既能接收到自上而下传播的下行波，也能接收到自下而上传播的上行波及各类续至波。若采用三分量检波器接收信号，除了纵波外，还可以接收到横波（SV波和SH波）。利用这些信息，我们可研究井旁地层剖面及在实际地

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质介质中波的形成和传播的规律，为直接找油气提供了可能性。这是垂直地震剖面的一个重要特点。

(a)

(b)

图2-2-27 常规地面观测（a）与VSP观测(b)的比较

VSP方法使地震测井、声波测井以及VSP与声波测井结合进行地质解释成为可能。 目前所用的井下检波器一般只有几个探头（法国CGG公司和法国石油学院共同研制了四深度三分量VSP检波器），每次激发时检波器只在几个深度上推靠到井壁，观测几道记录。整口井的观测，需多次重复激发，逐个深度段移动检波器，而后再将各段记录拼起来，形成一张VSP记录。

4.1.2垂直地震剖面的优点

①地面剖面通过测量波场的水平方向（地表）分布特征，研究地质剖面的垂向变化；垂直剖面通过测量波场在垂直方向的分布规律，研究地质剖面的垂向变化，因此，波的运动学和动力学特征更明显、更直接、更灵敏。

②地表观测离开介质内部有意义的界面较远，与界面有关的波需要经过一段复杂的旅程才到达地表。垂直剖面可以在介质内部紧靠界面观测，因而可直接记录到由震源产生而传播到研究对象的“单一”地震波。

③地面地震记录上的主要干扰波大都来自剖面上部，使地面记录上波的识别和对比困难。VSP在介质内部点上直接观测，可避开和减弱剖面上部低降速带的干扰，易于识别波的性质。 ④VSP可记录上行波及下行波，而地面地震记录的主要是上行波。所以，VSP可以更有效地利用波的到达时间特性。

⑤VSP的观测检波器为三分量检波器，即垂直分量和两个水平分量。它既可以接收纵波，也可以接收横波。

⑥VSP对激发震源的要求比较严格，要求激发是在同一源点且为恒震源。因此，多使用可重复性的震源。

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4.2 VSP震源及野外观测方法 4.2.1选择VSP震源的一般原则

4.2.1.1 VSP所用震源最好与VSP井旁地面地震剖面所用震源一致

VSP资料的应用之一就是帮助地面地震资料的解释。当两者所用震源一致时，同样的震源子波表现出的反射特征也一样，容易实现地表资料和VSP资料的统一解释。如果二者不一致，必须借助反褶积或频率及相位整形等方法得到均一化的震源子波。 4.2.1.2 VSP各次激发的震源子波应具有高度的一致性和重复性

每次激发井下检波器只在一个或几个深度点上记录。因此，为了以较小的深度间隔在整口井或部分井段上进行观测，就需在地表同一位置激发数十到数百次，最后形成VSP地震记录。为了使能量保持等效性和波形的一致性，需要可重复性震源。图2-2-28示意地给出重复性好和重复性不好的两种震源子波的情况。

图2-2-28 震源子波重复性说明

4.2.1.3 VSP震源的输出强度应该适中

与地表地震一样，对于垂直地震剖面而言，“震源输出越强越好”的观点也不正确。这是因为垂直地震剖面的下行波比上行波强，为不使下行波掩盖所需的上行波，应该选择强度适中的震源。

4.2.1.4激发频谱应尽可能宽，以提高分辨率

为适应勘探隐蔽地质体的细节，要求震源激发脉冲的频谱的频带宽、高频能量强。另外，为利用全波地震信息，最好采用纵、横波震源。图2-2-29为几种常用震源频特性比较曲线。表2-2-4为几种震源优缺点的比较。

表2-2-4 几种常用震源的特点

震源名称 炸药 可控震源 气枪 点火花 优点 单次激发能量强，输出能量振幅较高，频谱宽，高频成分丰富，分辨率高 重复性好，震源相关子波已知，频宽可调，易于移动，可方便快速地在多点激发，能量大小可按最佳信噪比调节，通过相关可消除随机噪声。 子波波形简单，具有高度的重复性，成本低，频率高，体积小，易移动，安全可靠。 操作简单，效率高，重复性好，频谱宽，高频成分丰富，环保型震源。 装备复杂，操作困难，有“气泡效应”干扰，不能产生S波，单个气枪能量小。 激发能量居中，有时需要垂直迭加。 缺点 子波重复性差，多次激发难对比。野外操作复杂，费用大，不安全，非环保型。 设备昂贵，体积大，易产生强的井筒波，不能在海上、沼泽及人口密集区施工。 144

4.2.2 VSP野外观测方法

4.2.2.1观测系统

根据调查地区的地质结构和解决的问题性质，确定VSP观测系统。 （1）零偏移距垂直地震剖面

零偏移距VSP，它是一种最简单的观测系统，最大井源距约百米左右，小则几十米；检波器间距一般为20米左右，最小距离约3米，最大距离50米左右。零源距观测系统，除可求取地层速度

外，还可进行波场分析、制作VSP地震道、预告未钻遇层位，也可为地震剖面提取子波等。资料解释比较容易。

（2）偏移距垂直地震剖面（非零偏移距VSP）

偏移距VSP。它具有以下优点：减少地震波的干扰；增加井周围勘探的范围；接收转换波；便于进行某些特殊的研究等。但其解释和处理比较复杂。

偏移距和可能勘探的界面范围之间的关系如图2-2-30所示，当界面为水平面，井为垂直井时，零偏移距不能勘探偏离井以外的界面和构造变化，而非零偏移距则可勘探从观测井到震源一半距离内的界面。当界面倾斜时，勘探界面的范围与界面倾角有关，随震源向界面上倾方向偏离，勘探范围增加。勘探范

围可用虚震源对井中最浅和最深的两个检波点所引直线截取的界面段近似确定。 （3）移动震源或多偏移距垂直地震剖面

移动震源或多偏移距VSP是一种震源沿过井测线逐次移动的观测系统。这种观测系统具有下列优点：便于利用透射波进行勘探；有可能更好地实现共深度点迭加；可以用较高的精度和分辨率研究复杂构造。 （4）常数偏移距垂直地震剖面

这种VSP观测是一种三维VSP观测。其特点是震源逐次围绕井移动，每次保持震源离开井口的偏移距不变，但相对于井的方位不同。设计这种观测系统的目的是为了对三维倾角和走向作反演分析。 （5）斜井VSP观测

斜井VSP观测的一种典型方法是震源在地面的位置随井下检波器组在井下位置的变化而变化，以保证从震源直接传到检波点的射线路径尽可能是垂直的。

除上述几种观测系统外，还可根据需要设计多种多样的观测系统。例如，多次覆盖的

图2-2-30偏移距和可能勘探的界面范围之间的关系

图2-2-29 几种震源频率特性对比曲线

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VSP观测系统、三维VSP观测系统。 4.2.2.2采样间隔 （1）时间采样间隔

根据采样定理，为了使采样所得的随时间变化的离散数据能够避免假频干扰，要求采样 间隔满足下面关系式。

?t?12 （2-2-22）

af式中fa——要记录数据中所包含的最高频率。

考虑到资料处理中的一些情况，即使根据频带宽度要求，VSP观测只需4毫秒采样就可满足，仍然建议采用1～2毫秒采样。 （2）深度采样间隔

VSP观测的资料不仅要求时间采样间隔合适，而且要求空间采样间隔（即深度采样间隔或观测点距）合适，因为VSP的很多特征和优点只有通过速度滤波使上行波场和下行波场分离之后才能显出。根据采样定理，为了避免空间假频，深度采样间隔应满足类似的关系式：

?Z?V2fmin?1max2K?max?min （2-2-23）

2 式中Vmin--井柱剖面段中的最小地层速度； fmax--要保留的传播子波的最大频率成分； Kmax--相应的最大波数； λ

min

一相应的最小波长。

（3）等时间深度采样

与等深度间隔的VSP资料相比，等时间深度间隔的VSP资料有许多优点，其中最主要的就是更便于用速度滤波分离上行波和下行波。在等时间增量的VSP资料上，所有的上行波和下行波同相轴在二维剖面中都具有同样的斜率；而等深度增量的VSP资料，由于层速度变化，不论是上行波还是下行波，其同相轴都会有不同的斜率。

野外按等时间深度间隔实际进行观测时，首先需要知道井中的速度资料，才能利用时-深曲线按等时间增量换算出相应的深度位置（这时深度增量往往是不等的），并按此深度逐次移动井下检波器组的位置。

4.2.3地震波的接收

VSP观测井、井下仪器和地面记录系统是标准VSP测量中的三个基本要素，下面分别予以讨论。

4.2.3.1 VSP观测井

在标准的VSP测量中，检波器放到井中不同深度，并推靠到井壁上，接收传到井壁的地震波。因此，井的状况对于VSP观测能否顺利进行，VSP记录质量的好坏，VSP资料是否便于解释起着决定性的作用。

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VSP观测可以在裸眼井，也可以在有套管的井中进行。在套管井中进行观测时，为了检波器能与井壁很好地耦合，套管和井壁之间必须胶结良好。在裸眼井中观测时，特别要防止“遇阻”情况发生。无论是检波器遇阻还是电缆遇阻，往往都是由所谓的“差压吸附”现象引起的。如图2-2-31所示。为了保护井，井中液柱的压力P1应大于地层孔隙流体压力P2。当仪器位于井

图2-2-31 压差吸附现象

中心，仪器四周的压力都是P1，因此提升仪器的力FA是仪器重量和仪器排开的液体重量二者之差。当仪器靠到井壁上时，将有一个横向力FR： FR?(P1?P2)A （2-2-24）

其中A是仪器和地层的接触面积）将仪器压向井壁，因而提升仪器的力FB，还需克服FR引起的滑动摩擦力。这种现象就是差压吸附现象。差压吸附与下面一些因素有关：井中流体（泥浆）的比重；井下仪器（检波器组）与井壁的接触状态；电缆与井壁的接触，是遇阻的主要因素；井下仪器在井中静止的时间；井径变化。

在设计阶段，应尽可能全面完整地了解VSP观测井的钻井资料（例如岩芯录井及其解释等）、钻井历史（例如井斜和处理事故的记载等）、测井资料（井径、声波、密度、电性和放射性等）和井旁地震资料（通过井的地面地震剖面），它们是可靠解释VSP资料的基础。它们的数量和质量是选择VSP观测井的条件之一。 4.2.3.2井下仪器

理想的井下检波器应具备以下特点：仪器两端呈流线型，以避免井筒波的干扰；直径小，以提高仪器的应用范围；装有可伸张的推靠臂，以保证仪器与井壁耦合良好；长度短、重量轻；三分量检波器的分量应可标定；方位测量系统；仪器耐高温、高压性能良好；井下检波器与电缆有可靠的连接头。 （1）推靠装置

推靠装置的类型依分类方法的不同而不同。根据推靠臂的个数，分为单臂和双臂两类；按驱动力类型可划分为液压、机电和弹簧三类；按臂的控制状态可划分为不可收缩型和可收缩型两类。 （2）换能器

换能器是井下仪器的心脏，它拾取地震波引起的井壁振动，并转换为电信号，送给地面的记录系统。目前广泛使用的换能器有以下两种类型：机电耦合型速度检波器和压电效应型加速度检波器。

井下仪器通常装有多个换能器，按其排列方式分有两类：单轴排列，只测量振动的一个分量，通常是垂直分量，称为单分量井下仪器；多轴排列，测量几个振动方向的分量，通常是三分量，称为三分量井下仪器。

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（3）记录电缆

记录电缆是VSP资料采集所必须的装备之一。其作用：将井下仪器测得的信号馈送给地面的记录系统；在地面和井下仪器之间传送有关的控制信息；下放和提升井下仪器。因此，对于电缆，应有足够的互相隔离的缆芯以馈送信号和传送各种信息；有足够大的抗拉强度以悬挂和提升仪器。 4.2.3.3地面记录系统

VSP地面采集仪器是一种野外作业仪器，主要有控制面板、数据处理单元、记录及质量控制三部分组成。除应有较高的稳定性外，还应具备下列条件：①道数。依测量问题的不同采取不同的道数；②动态范围。采集中最大增益在84分贝以上，最小增益仅有12分贝。为避免波形畸变，需配置固定增益和可调增益及跟踪快的自控动态装置；③分辨率。要求仪器接收频带宽，尤其是高频信息要好且丰富；④现场监视系统。以在现场控制采集质量；⑤配有可适应不同震源的接口。以适应不同震源的需要。⑥记录格式。应具有标准的记录格式，以方便处理。

4.2.3.4 技术指标(见表2-2-5)

表2-2-5 法国CGG公司的多级数三分量VSP采集接收系统MSR部分技术指标

最大耐温 最大耐压 外径 张力比 张开时间 检波器 采样率 最大频率 软件 170℃ 2000PSI 79mm ＞10/1 1分钟 OYO SMC 1850（10HZ） 1ms，0.5ms，0.25ms 250HZ，500HZ，1000HZ VSPRowes c 前放增益 ∑-△ADC分辨率 满幅值 动态范围 畸变 数传速率 道数 记录长度 记录格式 40、46、52、58dB 20位 ±3.5V ＞100 dB ＜0.1﹪ 128、256、512Kb/s 48个地震道/8个模拟道 32秒 MIRF 4.2.4 VSP应提供的数据与资料

野外采集时，需要对所测井、震源位置、子波井的方位以及高程差进行实测。有些资料还需预先搜集。总之，应向处理中心提供以下数据及资料：完整的VSP原始采集磁带；观测井与震源（炮井）位置的X、Y坐标与高程；观测井的钻井补芯高程；操作员班报与报表；声波曲线或固井测井曲线图；关于井斜或其他井况的有关说明；通过所测井的水平地震剖面；如有可能，最好提供人工合成资料以及表层折射或其他校正资料；当测斜井时，斜井的深度变化和方位资料。

4.3 VSP的处理及应用

4.3.1 VSP中出现的几种主要地震波

在VSP中出现的地震波有上行波和下行波。上行波又分为一次上行波和多次上行波。下行波分为初至直达波和下行波，另外，还有井筒波和其他干扰波。如图2-2-32所示。

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图2-2-32 垂直地震剖面上的几种主要波

4.3.1.1初至直达波

直达波是由震源点出发向接收点直接穿透传播的波。直达波也称为下行波，其波的旅行时间随观测点深度增加而增大，形成的初至波同相轴具有正的视速度。 4.3.1.2一次反射波

即波由反射界面向上反射然后传播到观测点的波。一次反射波旅行时间随观测点的深度减小而增大，且只有当观测点位于界面之上时才能记录到，其同相轴具有负的视速度。 4.3.1.3多次波

VSP观测到的多次波有下行多次波和上行多次波。凡来自检波器以上的多次波都是下行多次波其旅行时间随观测点深度增加而增加，其同相轴具有正视速度。来自检波器以下的多次波都是上行多次波。 4.3.1.4上行波

接收来自观测点以下的各种行程的波，统称为上行波。 4.3.1.5下行波

接收来自观测点以上的各种行程的波，统称为下行波。 4.3.1.6井筒波

井筒波是VSP观测中最严重的一种相干噪声，不能通过迭加而消除。这种波是沿着井筒中流体与固体（井壁等）界面传播的波，其有时呈多组形式出现。它与井筒的粗糙度、井内有无套管以及井径大小均有关系。井内两种介质波阻抗存在差异是它形成的条件。具有以下特点：强度高，振幅不随深度衰减；频谱宽，在高频范围内观测时，沿液体柱方向有波散；速度低；可有入射、反射等多种类型。压制井筒波的方法：降低液面高度；增加震源偏移距；压制高频低速波。

4.3.2处理方法

4.3.2.1 VSP数据处理的内容可分为三类： ①预处理，包括解编、相关、编辑和增益恢复等。

②常规处理，包括用于零偏移距VSP资料处理的同深度叠加、初至拾取、静态时移和排齐、震源子波整形、带通滤波、振幅处理、分离上行波和下行波、反褶积、垂直叠加等。 ③其它处理，包括偏移距VSP资料处理、斜井VSP、移动震源VSP、三分量VSP资料处理等。 4.3.2.2 P波的VSP常规资料处理应提供的处理成果

①各种波的频谱分析图，尤其是一次下行波频谱图和子波频谱图。它们是判断震源稳定性的重要依据，也是进行VSP资料反褶积、研究衰减系数、进行油气检测的重要参数，也可用于水平地震资料的处理。

②原始数据重排。在重排记录中，初至直达波很重要，其作用为：给计算机处理VSP资料提供静校正量；计算速度参数；为非零井源距VSP资料处理及建立地下地质模型提供依据。 ③上行波与下行波的分离，VSP波场分离特点：下行波能量强，上行波能量弱；目前已有多种VSP波场分离方法：垂直叠加、多道速度滤波、F—K滤波、τ―p域滤波、中值滤波、最

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小二乘滤波、参数反演波场分离和变速视慢度波场分离法。 ④走廊叠加，主要是消除长周期多次波对上行波或下行波的影响。

⑤垂直地震剖面道及波阻抗曲线。垂直地震剖面道是沿VSP观测井深度叠加而成的一条垂直变化曲线。它反映了VSP观测井全井段各地层反射波特征的变化；可用波阻抗曲线计算合成地震记录曲线。

⑥水平地震剖面与垂直地震剖面道的联络图。联络图包括水平与垂直地震剖面道、钻井地质柱状剖面图及各种测井资料。

4.3.3 VSP资料的应用

4.3.3.1改善地面地震资料的解释

应用VSP求出的反褶积因子对水平地震资料进行处理，可提高水平地震剖面的质量。 4.3.3.2研究井孔附近地层构造细节

由于VSP资料可反映井孔附近的地层岩性和地质构造细节，所以，它在勘探隐蔽地层圈闭、“三小构造”、岩体分布，油水边界等方面具有特殊的作用。

4.3.3.3利用同时记录纵横波的优点，研究井周围地层岩性及介质各向异性

由于反映地层岩性的泊松比是地层纵横波速度比的函数。所以，由地层纵横波速度即可确定地层泊松比，即可实现地层岩性的确定。另外，对于各向异性地层，其横波传播速度与传播方向及介质质点的振动方向有关。根据三分量测量的地层横波速度的差异，即可确定地层各向异性。

4.3.3.4钻头前方目的层深度和地层岩性预测

根据上行波的传播速度确定钻头前方目的层深度及预测地层岩性。 4.3.3.5利用井筒波探测地下裂缝和计算S波速度

对于VSP测井而言，井筒波是干扰波，应对其压制。但某种情况下，也被当作有效波。如用它确定井孔围岩的横波速度，井孔围岩的横波速度与井筒波速度的关系如下式：；此外，井筒波还可以指示完井地层剖面中的高渗透带。由于高渗透带与非渗透带之间存在波阻抗差异，因而便产生了沿井孔向上和向下传播的两种井筒波。如图2-2-33所示。上行井筒波和下行井筒波的振幅及与渗透率有关。

v?vs （2-2-25）

图2-2-33 井筒波的产生及传播示意图

??f?vvsf其中：ρ、vs-----井孔围岩的密度及横波速度，由地层密度测井可确定围岩密度； ρf、vf----井孔流体密度及纵波速度，为可测得的常数。

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