马永乾　唐　波　张晓明　刘晓兰　邵　茹　吴明波

中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院



基于横波速度差异的裂缝分布识别方法
——以准噶尔盆地火山岩地层为应用实例

马永乾唐波张晓明刘晓兰邵茹吴明波

中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院

马永乾等.基于横波速度差异的裂缝分布识别方法——以准噶尔盆地火山岩地层为应用实例.天然气工业，2016,36(6):36-39.

摘 要在火成岩等裂缝和微裂缝发育地层的钻井过程中，井壁掉块甚至井壁坍塌引起的卡钻事故时有发生，严重影响了钻井安全和施工进度，要解决上述问题，需要在钻前了解地层的裂缝分布情况，进而设计合理的井身结构并采用有针对性的钻井工艺。为此，在详细分析声波速度与岩石力学特征参数关系的基础上，给出了以声波测井数据为依据的裂缝概率分布的定量计算方法，并且通过分析井径对声波时差影响的机理，提出了井径对声波时差影响的校正方法，进而建立了基于声波测井数据的裂缝识别模型。将该模型应用于准噶尔盆地2口深探井，应用效果表明：①裂缝识别结果与井径分布情况吻合较好，从而反映出该方法能够较准确地对裂缝进行识别；②井径变化对于声波时差会产生较大的影响，在数据处理过程中必须进行校正；③该方法利用常规的声波测井数据进行裂缝识别，也为一些仅有常规测井资料的老井进行裂缝识别提供了一条新的途径。

关键词火成岩声波测井横波速度裂缝识别概率井径修正值钻井工艺 准噶尔盆地

对于中国西部地区深部地层而言，裂缝性气藏是主要的油气藏类型，用于识别该类气藏的测井方法多种多样[1-3]。随着勘探开发的不断深入，识别裂缝已经不仅仅是识别油气藏的需要，更是某些裂缝和微裂缝发育的地层进行地层稳定性分析的基础[4]。以准噶尔盆地为例，该盆地周缘地区深部地层富含油气资源，但是其上部地层有大段的火成岩，受部分地层应力集中、地层微裂缝发育以及其他工程因素等的影响，地层稳定性差、井壁掉块严重，因而极大增加了井下风险。因此需要在方案制定阶段详细了解地层裂缝分布情况。为此，笔者利用声波测井方法对岩石裂缝的声波测井响应特征进行了分析，定义了利用声波时差评价裂缝的指标，并计算了裂缝存在的概率，进而划分了裂缝带的位置。

1　基于声波测井的裂缝识别方法

根据弹性波理论，岩石力学特性与声波速度的关系[5]可以表示为：

式中vp、vs分别表示纵波速度和横波速度，m/s；ρ表示岩石体积密度，g/cm3；μ表示泊松比；E、G分别表示岩石的弹性模量和剪切模量，MPa。

从式（1）和式（2）来看，对于无裂缝的地层岩石，其岩石力学特征参数应该是连续且稳定的，而声波速度与岩石自身的力学参数有关，因而声波速度也应该是连续且稳定，但是对于有裂缝存在的岩石由于裂缝的影响，波速会存在突变；另一方面，根据式（1）和式（2），纵波速度和横波速度之间存在直接关联，但是当存在裂缝时横波速度和纵波速度相关性会发生变化。基于上述原理，可以利用横波速度与纵波速度（声波时差）的关系作为识别裂缝的方法。但从声波测井的实际应用情况来看，纵波速度（声波时差）能够识别低角度裂缝和网状裂缝，而对高角度裂缝无法识别，横波速度对高角度裂缝反应明显。根据研究工区内地层岩心实验结果，地层裂缝以高角度裂缝为主，因此选择横波波速作为评价裂缝的指标，定义裂缝概率(P)为：

式中vs测表示横波波速测量值；vs理表示假设无裂缝时横波波速的理论值，m/s。

vs测可以通过实测的参数计算得到，其计算方法参照式（2），考虑研究工区裂缝以高角度裂缝为主，因此纵波速度（声波时差）可视为无裂缝时测得的，故vs理计算方法[6]为：

式中Δtp表示声波测井得到的纵波时差，s；Δts表示横波声波时差，s。

2　井径对声波时差的影响及校正方法

声波测井在纵向上有很高的分辨率，但是由于受到测井环境诸多因素的影响[7]，声波时差值会偏离原状地层的真实值，从而使得测量结果与实际状态出现偏差[8]，在诸多的影响因素中，钻井液浸泡和钻井作用导致的井壁垮塌以及地层蠕变等造成的井眼缩径是首要因素。道理很简单，井眼增大或严重坍塌的地层，会使声波时差数值增大，且有时变化无规律，对于缩径地层声波时差数值会减小，这是由于井径扩大，使得声波在地层中的旅行时间延长，声波时差值增大；反之亦然。从而引起声波时差假异常。

因此在声波时差应参考井径变化，并且根据井径数值对测井资料进行相应的修正，根据补偿声波测井仪器的测量原理[9]为：

式中Δt1、Δt2分别表示声波测井仪器上、下两个发射声系所测得的时差，s ；Δt表示两种声系时差的平均值，即为测得的声波时差，s。

由式（6）可知上、下任何一个发射声系遇到井径扩大段，测得的声波时差均会发生变化，针对井径对声波测井时差的影响，学者们提出了多种方法，包括理想时差替代法[5]、漫反射声路法[10]以及补偿校正法[11]等，这些方法要么关键参数获取困难且使用受限于泥岩段或者砂岩段，要么实现难度大对测井仪器要求高，要么需要多种不同测井环境下测量结果的对比分析，对数据要求高。笔者主要研究区在准噶尔盆地周缘地区，该地区地层失稳或者井径扩大率较大的井段以火成岩为主，大部分的校正方法实现难度较大，因此参考了李宝同声波测井资料校正方法[12]，该方法直指问题的中心，即在岩性稳定的情况下，声波时差出现的误差主要是由于声波传输距离增大而产生，因此在岩性稳定的情况下，采用该方法可以较好地校正数据，但是同时也要看到该方法校正取值不连续，校正曲线会出现奇点，并且仅考虑了井眼扩大情况而忽视了部分井段缩径的影响。因此，通过考虑校正曲线的连续性，在分析大量的测井数据基础上，建立了声波测井数据的校正方法。即

式中AC校表示经校正的声波值，μs；AC测表示实测的声波值，μs；ΔAC表示声波时差校正量，μs；Ca表示实测井径与钻头直径之差值，cm。

此方法根据实际的井径变化情况直接对声波时差数据进行校正，并且也考虑了缩径的影响，从而形成一个完整的全井径范围的声波测井数据的校正方法，综合式（1）～式（5）和式（8）建立了考虑井径影响的基于声波测井的裂缝分布识别方法，该方法对地层岩性相对稳定的井段，特别是火成岩地层具有较好的适应性。

3　实际应用情况

HSH2井和HSH201井位于准噶尔盆地北缘山前构造带，地层基本都是二叠—石炭系，除了浅部地层外，岩性以大段火成岩为主，从而在整个钻井过程中存在着地层硬度大、破碎困难、机械钻速低等问题，特别是在施工过程中井壁失稳和掉块等问题较严重，发生了多次卡钻等井下事故，分析认为此区块地层以火成岩为主，化学稳定性较强，岩石强度较高，而在实际的施工过程中，空气钻井和钻井液钻井过程中井壁失稳都有发生。因此失稳主要是地层和井壁微裂缝、裂缝发育，从而在地层暴露时裂缝扩展造成的。

因为HSH2井全井岩性基本都是火成岩，因此利用上述考虑井径影响的裂缝识别方法对HSH2井的测井数据进行了筛选，并对数据筛选结果进行了裂缝概率处理解释，建立了基于声波测井资料的裂缝概率分布剖面（图1）。

图1　HSH2井地层裂缝概率分布剖面图

从图1中可以看出，井径变化对于声波时差有很大的影响，如在3 900m以前，由于井径扩大率较低，裂缝概率修正前后相差不大；而在3 900m之后，由于井径扩大率较大（部分井段甚至超过60%）造成了修正前后裂缝概率相差较大。同时，也可以看出修正后裂缝概率分布与实际情况符合较好，从井径变化率的分布情况及现场施工过程中的井下实际情况来看，在2 700m以后（特别是3 900m以后）井径波动剧烈，井壁失稳等问题严重。因此说明该层段微裂缝、裂缝发育，修正后裂缝概率介于60%～80%，说明本方法可以较好地反映地层真实的裂缝分布情况。

同样，应用考虑井径影响的裂缝识别方法，建立了HSH201井基于声波测井资料的裂缝概率分布剖面（图2）。

图2　HSH201井地层裂缝概率分布剖面图

从图2中可以看出：HSH201井裂缝分布比较集中的区域是1 500m左右、2 100～2 700m、3 100～3 500m井段，并且通过与井径扩大率分布剖面的对比来看，这些井段裂缝发育明显，与裂缝分布概率分布剖面符合较好。由此可知，在无法获取成像测井等资料的情况下，该方法能够较好地识别地层裂缝发育情况。

4　结论

1）本文所述方法在声波测井信息基础上对裂缝发育和分布进行了判别，并且考虑了井径变化的影响，提高了预测精度。

2）实际应用表明，该方法识别结果与井径变化分布情况有很好的一致性，证实了该方法是一种有效判别裂缝存在的定量识别方法。

3）该方法利用常规的声波测井曲线进行裂缝识别，为一些仅有常规测井资料的老井进行裂缝识别提供了一个新的思路。

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A fracture identification method based on S-wave velocity difference: A case study form the volcanic strata in the Junggar Basin

Ma Yongqian,Tang Bo,Zhang Xiaoming,Liu Xiaolan,Shao Ru,Wu Mingbo
(Drilling Technology Research Institute， Sinopec Shengli Oilfield Service Corporation， Dongying， Shandong 257017，China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 36,ISSUE 6,pp.36-39,6/25/2016.(ISSN 1000-0976; In Chinese)

Abstract:When well drilling is performed in the strata with developed fractures and micro-fractures (e.g.igneous rocks),pipe sticking happens now and then due to wellbore sloughing and collapse,and consequently the drilling safety and construction schedule are affected badly.In order to solve these problems,it is necessary to figure out the distribution of fractures in strata so as to design casing program rationally and make use of drilling technologies properly.In this paper,the quantitative fracture probability distribution calculation method based on the acoustic logging data was developed after the relationship between the acoustic velocity and rock mechanical characteristic parameters was analyzed in detail.Then,the correction method for the influence of well diameter on acoustic time was put forward after its influential mechanisms were investigated.Finally,the fracture identification model based on the acoustic logging data was established and applied to two deep exploration wells in the Junggar Basin.It is shown that fractures can be identified more accurately by using this new method,for its fracture identification result is in good consistence with well diameter distribution.The effect of well diameter change on acoustic time is so strong that it should be corrected during data processing.Based on this new method,fractures can be identified by using conventional acoustic logging data.Obviously,it provides a new approach to fracture identification for some old wells with conventional logging data only.

Keywords:Igneous rock; Acoustic log; S-wave velocity; Fracture recognition; Probability; Well diameter; Correction; Well drilling technology; Junggar Basin

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.06.005

基金项目：国家科技重大专项“复杂地层提速提效钻井关键技术”（编号: 2016ZX05021003）。

作者简介：马永乾，1983年生，副研究员，博士；主要从事油气井流体力学及深井钻井技术研究工作。地址:（257017）山东省东营市北一路827号。电话: 13645469103。ORCID: 0000-0003-0934-8110。E-mail: myq0221@163.com

(收稿日期2016-02-12编辑韩晓渝)