第42卷第4期2003年12月
石 油 物 探
GEOPHYSICAL PROSPECTIN G FOR PETROL EUM
Vol.42,No.4
Dec.,2003
文章编号:100021441(2003)0420545205
孙建孟1，韩 成2，马建海3，李召成1
(1.石油大学(华东)地球资源与信息学院，山东东营257061;2.大港油田测井公司，天津
300280;3.青海油田分公司，青海敦煌736202)
摘要：裂缝性气层的解释目前仍存在许多困难，主要原因是测井特征微弱，不易识别。在文献总结的基
础上，采用纵波首波幅度比值法、合成横波时差重叠法、纵横波速度比法、等效弹性模量差比法和三孔隙度重叠法等方法定性识别气层，其目的在于通过突出气层的测井特征来识别气层。引入弹性模量差比计算含气饱和度，并用一口井的核磁测井差谱结果进行了对比验证。没有横波资料的井，通过引入纵、横波地区经验关系来获得横波。 应用提取的斯通利波也可以计算渗透率。某油田7口井的处理结果与地质实际吻合，表明这种方法切实可行，可以全面评价裂缝性气层。
关键词：纵横波速度比；全波列测井；弹性模量差比；斯通利波；渗透率
中图分类号:TE12212+3 文献标识码:A
C alculation of gas reservoir parameters by f ull w aveform tools
Sun Jianmeng1,Han Cheng2,Ma Jianhai3,Li Zhaocheng1
(1.Faulty of Earth Resources and Information Technology,University of Petroleum,Dongying257061,China;2.
Dagang Well Logging Company,Tianjin300280,China;3.PetroChina Qinghai Oil Company,Dunhuang736202, China)
Abstract:The interpretation of fractured gas reservoirs is still in difficulty because there is no method that can be used to identify weak log responses convincingly.Based on a review of references,the author proposed to identify the gas reser2 voirs jointly by the ratio of compressional wave amplitudes,the overlap of the synthetic and measured shear wave slow2 ness,the ratio of compressional wave velocity to shear wave velocity,the relative ratio of equivalent elastic moduli,and the overlap of three porosity logs.The relative ratio of elastic moduli was taken as a new method to compute gas satura2 tion,and the result was verified by NMR logging.Shear wave data was calculated with an empirical relation between shear and compressional waves if the shear wave data was unavailable.Permeability was computed from Stonely waves.
Results from data of7wells provided by Dagang Oilfield showed the feasibility of the method.
K ey w ords:The ratio of compressional to shear wave velocity;full waveform logging;relative ratio of elastic moduli;
Stonely wave;permeability
天然气的物理性质与石油明显不同，在测井响应上也应有明显的差异。但在钻井过程中，泥浆滤液的侵入驱走了井壁周围相当数量的油气，造成测井响应特征不明显，严重地影响了天然气的评价。目
前，一方面可以采用欠平衡钻井技术来降低泥浆滤液的侵入程度，另一方面测井技术的进步也极大地提高了测井评价天然气的能力。过去的长源距声波测井和全波列测井，不能在软地层或破碎严重的地层测得横波，降低了全波列测井对天然气的评价能力。现在，新一代全波列成像测井(斯仑贝谢公司的DSI、贝克・阿特拉斯的XMAC和哈里伯顿公司的L FD)采用偶极或多极声源激发挠曲波，使我们可以在上述情况下接收横波；其激发频率也更低，井眼径向探测深度增大；接收方式也发生了根本性的变化，均采用阵列接收，仪器均具备了向下兼容的特性，获取的信息量大增。在井周围存在少量残余天然气的条件下，声波测井表现出对天然气的敏感性，使我们可以在许多困难的情况下来评价天然气层。
1 天然气层的定性识别方法[1～3]
1.1 纵波首波幅度法
克氏锥虫声波测井能探测到侵入带内的残余天然气，天然气的存在引起纵波幅度衰减。定义为混合流体
收稿日期:20021126；改回日期:20030121。
作者简介：孙建孟(1964—)，男，教授，博士生导师，现从事测井处理、解释与综合应用方面的研究工作。
饱和岩石的纵波首波幅度与水饱和岩石的纵波首波幅度之比。这个比值是含气饱和度的函数，表示为
R A=A C/A′C=f(S g)(1)式中,R A为岩石的纵波首波幅度比(无量纲),A C 为混合流体饱和岩石的纵波首波幅度(m),A′C为水饱和岩石的纵波首波幅度(m),S g为含气饱和度(f)。
通常，当R A<1，若目的层纵波首波幅度小于邻近水层或油层的纵波首波幅度背景值的30%，即可结解释为气层。
1.2 基于纵波的横波时差重叠法
为了提高低孔隙度石灰岩气层的识别能力，引入由纵波时差合成的横波时差[4]测井曲线，然后再与测量的横波时差曲线重叠，根据二表间的幅度差识别气层。
1)在提取横波时差Δt s的基础上，利用纵、横
波速度比R=2(1-σ)
1-2σ
和纵波时差，构造一条合成横波时差,Δt sy=RΔt c;
2)应用含水纯岩石体积模型的纵波时差，按下式计算合成横波时差
Δt
sy =
Δt
c
-Δt ma
Δt
w
-Δt ma
Δt
sw
+
1-
Δt
c-
Δt ma
Δt
w-
Δt ma
Δt
sma
(2)
式中,Δt sy为合成横波时差,Δt c为纵波时差,Δt w 为孔隙中地层水的纵波时差,Δt ma为骨架的纵波时差,Δt sw为孔隙中地层水的等效横波时差,
Δt
sma
为骨架的横波时差。
当测量的横波时差Δt s小于合成横波时差
Δt
sy
且有一定的幅度差，指示气层；当两者无幅度差，指示非气层。
1.3 纵横波速度比法
把地层完全被水饱和时的纵横波速度比值作为背景值，它与岩石孔隙度和围岩压力有关，可利用经验公式构造纵横波速度比背景值曲线
R3=R3ma+mΦ(3)式中,R3为纵、横波速度比,R3ma为骨架的纵横波速度比,m为与围岩压力有关的经验转换系数,Φ为地层孔隙度。
天然气的存在，引起纵、横波速度比的减小。因此，当纵、横波速度比的测量值小于背景值时，指示是气层；当两者比较接近，指示是非气层(油层或水层)。1.4 纵波等效弹性模量差比法
纵波等效弹性模量是杨氏模量和泊松比的函数，用下式计算
E c=
ρ
b
Δt2
c
×1016(4)
式中,Δt c为纵波时差,ρ
b
为地层密度。100%含水岩石的纵波等效弹性模量为
E cw=
Φρ
w
+v clρ
cl
+v maaρ
maa
(ΦΔt w+v clΔt cl+v maaΔt maa)2
×1016
(5)
式中,v cl为泥土含量,v maa为复杂岩性矿物含量,
ρ
cl
为粘土密度,ρ
maa
为骨架密度,Δt cl为粘土的纵波时差,Δt maa为骨架的纵波时差。岩石的等效模量差比定义为
D R=
E cw-E c
E c
(6) 在储层岩性和孔隙度相同的条件下，当岩石孔隙中含天然气时，岩石的纵波时差增大，体积密度
减小，其纵波等效弹性模量减小；而当岩石孔隙中完全含水时，水层岩石的纵波时差减小，体积密度增大，其纵波等效弹性模量增大。因此，气层岩石D R大于零；水层岩石的D R等于零。一般裂缝性气层岩石的等效弹性模量差比值大于或等于0. 15，这可以作为识别裂缝性气层的下限值。
1.5 基于声波的三孔隙度重叠法
含气岩石的中子孔隙度、密度孔隙度、声波孔隙度与岩石真孔隙度Φ和含气饱和度S g有如下关系式
Φ
N
=Φ-ΦS g论文下载网
H w-H g
H w-H ma
Φ
蒂埃里 亨利D
=Φ+ΦS g
ρ
w
-ρ
g
ρ
ma
-ρ
w
(7)
Φ
S
=Φ+ΦS g
Δt
g-
Δt w
Δt
w-
Δt ma
直接采用3孔隙度曲线重叠比较时，若ΦD>
Φ
N
,
ΦS>ΦN，指示气层；若3者未出现分离，指示
为非气层。
通常,H g,H w和H ma取残余气饱和度20%作为气层饱和度的下限值，代入上式得气层测井孔隙度的下限值
根与芽Φ
NC=
ΦA-1
5
Φ
A
H w-H g
H w-H ma
Φ
DC=
ΦA+1
5
Φ
A
ρ
w
-ρ
g
杨应楠
ρ
ma
-ρ
w
(8)
Φ
SC
=ΦA+
1
5
Φ
A
Δt
g
-Δt w
Δt
w
-Δt ma
式中,H g,H w和H ma为天然气、地层水和骨架的
・
6
4
5
・石 油 物 探第42卷
含氢指数;ρg ,ρw 和ρma
为天然气、地层水和骨架的密度;Δt g ,Δt w 和Δt ma 为天然气、地层水和骨架的声波时差;ΦN ,ΦD 和ΦS 为中子、密度和声波测井孔隙度。
此时，当ΦN <ΦNC 或ΦD >ΦDC 或ΦS >ΦSC
时，指示为气层；当ΦN >ΦNC 或ΦD <ΦDC 或ΦS >ΦSC 时，指示为水层。
2 裂缝性含气储层参数计算方法
2.1 计算孔隙度的声波测井法
除了采用常规的纵波声波测井计算孔隙度的方法外，考虑到横波受天然气影响小的的特点，可采用下式计算地层横波孔隙度[5]
Φss =Δt s -Δt sma Δt sw -Δt sma ・1
CP
-Δt ssh -Δt sma Δt sw -Δt sma V sh (9)
2.2 计算含气饱和度[6]的弹性模量差比法
根据G assman (1951)方程有
K =K dry +
1-K dry K ma
2
1-Φ
K ma
+
Φ
K fl
-
K dry
K 2ma
(10)
G =G dry
(11)
式中,K 和G 为地层的体积模量和剪切模量
(GPa ),K ma 和K dry 为骨架和干燥岩石的体积模量(GPa ),G dry 为干燥岩石的剪切模量(GPa ),Φ为孔隙度(小数),K fl 为孔隙流体的体积模量(GPa )。采用Biot 参数，则上式写成
K =K ma (1-β
)+β2M (12)G =G ma (1-β
)(13)
式中,M =[(β-Φ)/K ma +Φ/K fl ]-1,β为Biot 参数，取决于孔隙度，一般地β=1-(1-Φ)a
1-Φ。
上述两式取比值，对饱和水岩石则有
K
G
=K ma G ma +1
G ma (1-β
)・β2ΦK w +β-ΦK ma
(14)式中,K w 为地层水的体积模量(G Pa ),
K
G
为饱和水
岩石体积模量与剪切模量之比。
对于含气岩石，假设孔隙压力遍及孔隙流体且均匀分布，可得
1
K fl
=S g K g
+
1-S g K w
(15)式中,K g 为天然气的体积模量(G Pa ),K fl 为混合流体
的体积模量(G Pa )。一般K g νK w ，则K fl ≈K g /S g 。对于含气岩石，进一步简化为
K G ≈K ma G ma +1G ma (1-β
)
安持人物琐忆・β2S g ΦK g +β-ΦK ma
(16)
上式移项后得
K G -K ma G ma ≈1
G ma (1-β
)・β2S g ΦK g +β-ΦK ma
(17)
对饱和水岩石作类似变换，得
K G 0-K
G ≈β2ΦG ma (1-β
)・
S g K g -1
K w
S g ΦK g +β-ΦK ma Φ
K w
+
β-Φ
K ma
(18)
综合上述两式得
K G
-
K G
K G -K ma G ma =
Φ
S g K g -1K w ΦK w +β-ΦK ma
(19)
若定义W =
K G
-
K
G
K G -K ma G ma
,
则
W =
Φ
S g K g -1
K w ΦK w +β-ΦK ma
(20)
W 称为弹性模量比差比[6]
，用它可按下式计算含气饱
和度
S g =(1+W )
K g K w
+W
β-ΦΦ・K g
K ma (21)
2.3 渗透率的斯通利波计算法
基于Chang 等人(1988)提出的关系式,Vismal 给出了更实用的斯通利波速(时差)与渗透率的关系式[7～9]
K P =[(Δt st )2-(Δt st )2e ]μωr b H (1)
0(k r -r b )2i ρf
k r -H (1)
1(k r -
r b )(22)式中,K P 为渗透率,ρf
为流体密度,μ为流体粘度,ω为斯通利波频率,Δt st 为斯通利波时差,(Δt st )e 为非渗透性弹性介质的斯通利波理论时
差,H (1)0
(k r -r b )与H (1)
1(k r -r b )为0阶和1阶第一类汉克尔函数,k r -
为慢纵波的径向波数,r b 为井眼半径。
(22)式表明，对于某一地区来说，由于储层性质、流体性质和仪器特性不变，渗透率表达式可简
化为K P =a Δt 2st +b
Δt st +c ，进行统计刻度，也可改写为K P =A (Δt st -B )2+C ，进行配方刻度。
・
745・第4期孙建孟等1应用声波全波列测井计算裂缝性含气储层参数
3 应用实例分析
图1为大港A 井常规、XMAC 和核磁处理结
果对比图。图中第1道为纵波首波幅度比值法，第2道为合成横波时差重叠法，第3道为纵横波速度
比法，第4道为等效模量差比法，第5道为三孔隙
度重叠法，第6道为W 法计算含气饱和度，该道还包含了M IRL -P 型核磁共振测井差谱法计算的
含气孔隙度，以便与W 法计算的含气孔隙度对比。前5道的定性指示在该段储层中吻合较好，指示该段含气或轻质油气。第6道展示了W 参数计算含气孔隙度与核磁测井计算含气孔隙度的对比,SG 代表计算的含气饱和度，通过对比可见该段两者吻合较好，不一致的层段主要是孔隙度特低段。这一对比间接证明了W 参数的可行性。
图2为大港某井的应用实例，经岩心分析渗透
率刻度后，得到斯通利波时差(
μs/ft )
的配方公式
图1 大港A 井常规、XMAC 、
核磁处理结果对比图
图2 大港某井渗透率对比处理成果图
・845・石 油 物 探第42卷
K P=1.2(Δt st-215)2-15
处理结果表明，该简化公式的计算结果与岩心分析渗透率较一致。同时该井还对比了横波时差计算的孔隙度与岩心分析孔隙度的对比，从图中可看出两者具有较好的一致性。该井在4425～4465m 层段试油：无油，气660m3/d，水3.6m3/d，含水饱和度在60%～100%之间变化，孔隙度较低，说明处理结果与地质实际吻合。
4 结束语
在系统总结前人工作的基础上，成功应用全波列成像测井技术，实现了纵波首波幅度比值法、合成横波时差重叠法、纵横波速度比法、等效弹性模量差比法和三孔隙度重叠法等定性识别气层的方法。用W法计算含气饱和度，并与核磁测井结果作了对比，间接证明了该方法的可行性。对于没有横波资料的井，尝试根据关键井的全波列成像测井(XMAC)建立起纵、横波的经验转转换，具体为Δt
s
=135.81gΔt c，相关系数R=0.683。把上述方法用于无横波资料的井，进行以声波测井为基础的气层评价。对大港某油田7口井的处理结果表明本文应用的方法切实可行，与地质实际吻合。 感谢大港油田测井公司提供了宝贵的测井实例，感谢研究生刘绪刚、张海涛为本研究所做的基础工作。
参 考 文 献
1 谭廷栋.天然气勘探中的测井技术[M].北京：石油工业出版社,1993.63～75
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3 史歌，沈联蒂，王建新.岩性、含油气性、声波动力学特征[J]，石油学报,1995,16(1):1～9
4 沈建国，陈宇，袁福生，等.用两个不同声源距的声波测井全波波形计算纵波和横波波速[J].石油物探,2002, 41(1):115～120
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9 Nolen2Hoeksema R C.Modulus2porosity relations,
G assmann’s equations,and the low2frequency elastic2
wave response to fluids[J],G eophysics,2000,65(5):
1355～1363
(上接第528页)
太大的改变。频谱分析图说明，带通滤波到F-K 滤波到小波分频均值加权消除相干干扰之间的前进脚印。
3 结论
1)根据原始记录的信噪比来决定是否在叠前应用相干干扰的消除处理。对于信噪比大于1[1]的地震记录，最好在叠前不进行相干干扰消除处理。这主要是由于相干干扰的存在对诸如子波处理等模块的应用影响不大，且这些相干干扰可在叠加处理中加以消除。这种考虑主要基于任何去噪处理都会给有效波带来不可逆的负效应。
2)对位于时域或频域边缘的相干干扰，可用切除法或带通滤波，因为这是两种比较彻底的去噪方法，且由于其位置的原因，切除处理后对有效波的损害不大。
3)对于位于其它位置的相干干扰，建议采用小波分频均值加权去噪法或中值滤波预测相干干扰[5]的办法，最好不要采用F-K均滤波方法。
参 考 文 献
1 李庆忠.走向精确勘探的道路[M].北京：石油工业出版社,1993.107～112
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5 夏洪瑞，朱勇，周开明.小波变换及其在去噪中的应用[J].石油地球物理勘探,1994,29(3):274～285
6 夏洪瑞，郭庭超，周开明，等.均值加权消除相干干扰[J].石油物探,2000,39(2):71～82
7 王卫华.利用中值相关滤波预测相干干扰[J].石油地球物理勘探,2000,35(3):273～282
・
9
4
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第4期孙建孟等1应用声波全波列测井计算裂缝性含气储层参数
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