秦瑞宝 曹景记 李雄炎 魏 丹 汪 鹏 平海涛

(中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

1 问题的提出

近几年，中国海域油气勘探以潜山为主要目的层的领域性风险目标越来越多[1-3]，并取得了重大进展，分别在渤海和南海海域发现了渤中19-6和惠州26-6大中型潜山油气田[4-5]，标志着潜山油气藏将逐渐成为中国海油国内最具潜力的储量及产量接替区。渤中19-6气田是渤海湾盆地最大的凝析气田，探明储量超千亿立方米[6]，主要目的层为太古界潜山地层，岩性为二长片麻岩、斜长片麻岩和混合片麻岩[7-8]。受印支、燕山和喜山等多期次构造运动的影响[9]，该气田储层储集空间类型复杂多样，除了发育粒间孔、溶蚀孔以外，裂缝也较为发育[10]，导致储层具有较强的非均质性，使得不同探井之间测试产能差异较大，因此有效评价储层裂缝的发育情况至关重要。

裂缝性地层一般具有环向各向异性特征，裂缝密度与张开度越大，地层的各向异性越明显。基于此，Alford等学者提出了一种评价地层裂缝发育程度的正交偶极横波各向异性方法[11-13]，利用沿井壁传播的快、慢横波速度差异反演获取地层的各向异性大小，进而定性识别地层裂缝在沿井纵向上的发育情况。对于渤中19-6气田潜山地层而言，除有效识别沿井纵向上的裂缝以外，评价裂缝在地层中的横向延伸情况对于认识该气田凝析气的运移规律同样具有重要意义。Tang X M提出的偶极横波远探测技术，其原理是利用井中声波测井仪器接收到的来自远井地层中裂缝的反射横波信号对裂缝进行成像，该方法为评价井外数十米范围内大尺度裂缝的发育情况提供了一种新手段[14-15]。目前，偶极横波远探测技术主要应用于碳酸盐岩远井地层裂缝评价，而在变质岩潜山地层裂缝评价方面尚为空白。

针对渤中19-6气田变质花岗岩潜山地层纵、横向裂缝测井评价问题，首先利用偶极横波各向异性技术反演得到地层的各向异性大小，再结合电成像测井获取的裂缝密度对地层各向异性进行标定，明确了判别该气田储层裂缝是否发育的半定量标准，使声波各向异性评价地层裂缝由定性到半定量，从而弥补了电成像测井质量差时难以识别裂缝的不足。在此基础上，首次将偶极横波远探测技术应用到变质岩潜山地层中探测井外数十米内的大尺度裂缝，建立了一套由近及远、纵横结合的裂缝测井评价技术体系，从而为该气田裂缝准确评价及后续高效开发提供了有力支持。

2 变质岩潜山储层裂缝声波测井评价方法

2.1 偶极横波各向异性近井地层裂缝评价

偶极声源激发的弯曲波在截止频率处以横波速度在地层中沿井轴方向传播，当地层中裂缝发育时常表现为环向各向异性(HTI)特征，声源激发的横波会产生沿平行和垂直裂缝走向偏振(图1)。图1中，左侧表示含钻井液井孔的裂缝性地层，裂缝体系的走向沿y方向，井轴沿z方向；右侧为2种偏振方向上的横波坐标示意图。

图1 裂缝性地层中快、慢横波示意图Fig.1 Schematic diagram of fast and slow shear waves in fractured formation

采用数值方法模拟了HTI地层中偶极横波的理论波形(图2)，模拟参数见表1。其中，黑色线表示沿裂缝走向偏振的横波，红色线表示垂直裂缝走向偏振的横波，模拟采用的声源频率为3 kHz，第一个接收器到声源的距离为1.5 m，接收器间距为0.152 4 m，共计8个接收器。从图2中可以看出，沿着裂缝走向(y方向)偏振的横波传播速度较快，垂直裂缝走向(x方向)偏振的横波传播速度较慢，后者的到时和相位滞后于前者，表明偶极声源激发的横波在HTI地层中传播时会发生快、慢波分裂现象。

表1 HTI地层参数及井孔半径Table 1 Parameters and borehole radius of HTI formation

图2 环向各向异性(HTI)地层中快、慢横波波形Fig.2 Fast and slow shear waveforms in HTI formation

快、慢横波的速度差异反映了裂缝引起的地层各向异性大小，其强弱程度正比于裂缝的发育度，即裂缝的多少及开裂程度，因此可以通过地层的各向异性大小定性识别裂缝的发育度。由快、慢横波时差计算地层各向异性的公式如下：

(1)

式(1)中：ANI为横波各向异性， %；Δtf和Δts分别为快、慢横波的时差，μs/ft。

图3为渤中19-6气田A井测井综合解释结果，其中第6道和第7道分别为快(红色)、慢(黑色)横波的波形与时差曲线；第8道和第9道分别显示了电成像测井动态图与拾取的裂缝倾角；第10道左侧阴影曲线代表由电成像测井拾取的裂缝密度，右侧阴影曲线代表由式(1)计算得到的地层横波各向异性值。可以看出，地层各向异性越大，快、慢横波分裂现象越明显，其速度差异越大。对比地层各向异性与裂缝密度可知，二者在整个井段内的变化趋势具有较好的一致性，即裂缝密度大的地层横波各向异性高，裂缝密度小的地层横波各向异性低。但需要指出的是，在X020～X030 m与X030～X040 m地层中，由电成像测井资料得到的裂缝密度大小相近，而由声波测井资料得到的X030～X040 m地层的各向异性明显小于X020～X030 m地层。通过分析发现，X020～X030 m地层裂缝倾角普遍大于40°(即呈现中—高角度特征)，而X030～X040 m地层裂缝普遍小于40°(即呈现低角度特征)，这表明相比于低倾角裂缝，地层各向异性对反映中—高倾角裂缝更加敏感。

注：GR为自然伽马；CAL为井径；RD、RS分别为深、浅电阻率；ZDEN、CNCF和DTC分别为密度、中子与纵波时差；FWV、SWV分别为快、慢横波；DTSF、DTSS分别为快、慢横波时差；DIP为裂缝倾角；P10为裂缝密度；ANIA为横波各向异性；PHIE为孔隙度。图3 渤中19-6气田A井测井综合解释结果Fig.3 Comprehensive logging interpretation result of well A in BZ19-6 gas field

裂缝作为渤中19-6潜山气藏储集和运移的重要空间，其是否发育是区分储层有效性的重要依据。例如，图3中X110～X140 m的气层横波各向异性与裂缝密度较X090～X099 m的非储层显著增大，深、浅电阻率值具有明显的差异，表明该气层裂缝发育，渗透性较好。而X090～X099 m层段横波各向异性与裂缝密度近乎为零，深、浅电阻率值无明显差异，表明该层段裂缝不发育、渗透性差，再结合该气田地质背景及该层段表现的高中子、高密度的测井响应特征，可知该层段为火山侵入岩，是典型的非储层。因此，通过将该气田2口典型井的横波各向异性与裂缝密度进行交会(图4)，基于气层和非储层横波各向异性与裂缝密度的分布范围，确定判别地层裂缝发育的横波各向异性下限值为2.5%，对应的裂缝密度为2条/m，从而为该气田利用横波各向异性半定量评价裂缝发育情况提供了重要依据。

图4 渤中19-6气田判别地层裂缝发育的横波各向异性下限值Fig.4 The lower limit value of anisotropy in discriminating fracture development section in BZ19-6 gas field

由于渤中19-6气田区潜山地层埋深大、温度高，导致部分井中电成像测井资料的质量较差，难以有效评价储层中裂缝的发育情况。例如，C井完钻深度高达5 500 m，钻遇潜山风化带和内幕，潜山地层温度高达198 ℃，电成像测井资料质量较差。为此，利用式(1)计算了该井的地层各向异性大小(图5)。其中，X229～X280 m层段横波各向异性均值为5%，高于下限值2.5%，表明该层段为裂缝发育段，局部质量较好的声成像中显示有多条裂缝，二者解释结果吻合，这说明裂缝发育导致了地层的渗透性较好，深、浅电阻率值具有明显的差异。而X283～X304 m层段横波各向异性均值为1.7%，低于该气田地层裂缝发育的横波各向异性下限值(为2.5%)，表明该层段裂缝发育差，声成像中无裂缝显示，这说明地层的渗透性较差，深、浅电阻率值近乎相等。

注：GR为自然伽马；CAL为井径；MLR1C、MLR2C、MLR3C、MLR4C、RTM分别为径向探测深度由浅及深的阵列侧向电阻率；ZDEN、CNCF和DTC分别为密度、中子与纵波时差；PHIE为孔隙度；ANIA为横波各向异性。图5 渤中19-6气田C井地层横波各向异性与超声成像结果Fig.5 Formation anisotropy and ultrasonic imaging result of well C in BZ19-6 gas field

2．2 偶极横波远探测远井地层裂缝评价

为了评价渤中19-6气田远井地层中的裂缝发育情况，研究了偶极横波远探测技术。在实际测井过程中，井中偶极声源激发的一部分能量在近井地层中沿着井筒方向滑行传播，另一部分能量被辐射到远井地层中，辐射波在地层中遇到裂缝时会产生反射效应，因此可以利用仪器接收到的反射波场对远井地层中裂缝进行成像，从而评价井外地层中数十米范围内裂缝的发育情况。

图6给出了偶极反射横波的传播示意图，可以看出影响反射横波声场的因素包括声源辐射声场、波在裂缝处的反射以及井孔对反射波的接收响应等，因此，反射横波声场可以表示如下[16]：

图6 偶极反射横波传播示意图Fig.6 Schematic diagram of dipole reflection shear wave propagation

RWV(ω)=S(ω)RD(ω)×RF(ω)RC(ω)eiωL/V/L

(2)

式(2)中：RWV为反射横波声场；S(ω)为声源子波；RD为声源远场辐射因子；RF为裂缝反射系数；RC为井孔接收因子；ω为圆频率， Hz；L为传播路径， m；V为波速， m/s。

由岩心和电成像测井资料得知，渤中19-6气田地层裂缝以中—高倾角裂缝为主，因此研究不同倾角裂缝产生的反射横波声场至关重要。利用式(2)模拟得到了不同倾角过井裂缝的横波远探测声场及其成像结果(图7)，其中中间道所示的过井裂缝模型中设定了3组与井轴夹角分别为60°、30°和45°的过井裂缝(即3组裂缝的倾角分别为30°、60°和45°)；左图给出了偶极声源激发的滑行波与3组裂缝产生的反射横波声场，其中滑行波早于反射横波到达仪器接收器，且幅度远大于反射横波。对比3组裂缝产生的反射横波，发现在同一记录时刻，倾角为60°与30°的裂缝产生的反射横波波幅分别为最强和最弱，倾角为45°的裂缝产生的反射横波波幅居中，因此，在图7所示的成像结果中，倾角为60°与45°的裂缝成像的径向深度达到20 m左右，而倾角为30°的裂缝成像的径向深度仅有10 m。这表明，偶极横波远探测技术更易于探测中—高倾角裂缝，有利于渤中19-6气田远井地层中的裂缝评价。

图7 模拟得到的横波反射声场及其成像结果Fig.7 Simulated shear-wave reflection acoustic field and its imaging results

3 在渤中19-6气田的应用

图8给出了渤中19-6气田2口相邻钻井(D、E井)的中子—密度、纵波时差—电阻率交会图和气测总烃直方图，可以看出，2口钻井的中子、密度、纵波时差及电阻率测井响应特征相似，且E井的气测总烃高于D井。对于测试段而言，由常规测井解释得到的D井气层厚度为84.4 m，孔隙度均值为4.2%，而E井气层厚度为112 m，孔隙度均值为3.5%，二者的气层厚度与孔隙度大小相近。但是，D井测试日产气为11.35万m3，E井测试日产气仅为1.13万m3，二者之比达10∶1。

图8 渤中19-6气田相邻钻井中子-密度、纵波时差-电阻率交会图及气测总烃直方图Fig.8 Cross plot of neutron-density,compressional wave slowness-resistivity and histogram of total hydrocarbon of adjacent wells in BZ19-6 gas field

为了明确这2口相邻钻井产能差异大的原因，首先利用横波各向异性技术获取了二者的地层各向异性大小，分别由图9中第6道红线所示。通过对这2口井测试段内所有气层的横波各向异性值加权平均统计，得到D井气层的横波各向异性均值为5.4%，大于该气田地层裂缝发育的横波各向异性下限值(为2.5%)；而E井气层的横波各向异性均值仅为1.2%，小于该气田地层裂缝发育的横波各向异性下限值，表明E井近井地层中的裂缝发育程度较D井差。

为了进一步分析这2口井测试段远井地层中的裂缝发育情况，图10中分别给出了二者在北偏东45°和南偏东45°方向上的远探测成像结果。可以看出，D井在北偏东45°成像结果中X650～X720 m深度范围内存在2组倾角约为60°的过井裂缝(图内红框所示)，径向延伸达25 m，但2组裂缝在南偏东45°成像结果中模糊不清，这是由于偶极声源具有方位性所致，也说明2组裂缝的走向为北偏东45°。另外，在X590～X620 m深度范围内存在一组井旁裂缝(图内蓝框所示)，该组裂缝在北偏东45°和南偏东45°成像结果中均有显示。与D井相比，E井的远探测成像结果中未见到清晰的井旁裂缝，表明E井远井地层中的裂缝发育程度较D井差。综合分析认为，D井地层中的裂缝较E井更为发育，使得E井地层在纵向与横向上的连通性更好，有利于高产。

注：GR为自然伽马；CAL为井径；MLR1C、MLR2C、MLR3C、MLR4C、RTM分别为径向探测深度由浅及深的阵列侧向电阻率；ZDEN、CNCF和DTC分别为密度、中子与纵波时差；PHIE为孔隙度；ANIA为横波各向异性。图9 渤中19-6气田相邻钻井地层横波各向异性结果Fig.9 Shear-wave anisotropy results of adjacent wells formation in BZ19-6 gas field

4 结论

1) 利用电成像测井拾取的裂缝密度对偶极横波各向异性值进行标定，可以使声波各向异性评价地层裂缝由定性发展到半定量，对于缺乏电成像测井资料的井进行裂缝有效性评价具有重要的指导意义。针对远井地层裂缝评价，通过模拟不同倾角裂缝产生的横波反射声场，明确了偶极横波远探测技术更易于探测中-高倾角的裂缝，并首次将该技术应用到变质岩潜山地层。

2) 基于渤中19-6气田地层裂缝发育的横波各向异性下限值为2.5%的解释标准，对该气田区电成像测井资料质量差的3口评价井进行了裂缝有效性评价，利用偶极横波远探测技术评价了远井地层中的裂缝发育状况，为准确识别地层的近、远井裂缝发育特征提供了有益补充，从而有效支撑了气田开发方案的编制。本文方法不仅对渤中19-6气田产能及储层有效性评价提供了有力的技术支持，还可推广到其它海域潜山油气藏裂缝评价。