赵太平，刘天定，王秀明

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安710018；3.中国石油长庆油田公司监督处，陕西西安710018）

补偿密度测井仪器刻度对测井响应的影响分析

赵太平1，2，刘天定1，2，王秀明3

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安710018；3.中国石油长庆油田公司监督处，陕西西安710018）

测井过程中，补偿密度测井曲线容易出现测量值偏高的问题，这种现象与仪器刻度有很大关系。基于补偿密度测井仪器的刻度原理，阐述了刻度图版双脊双肋图的成因。给出了补偿密度测井和刻度的基本方程，通过3组现场刻度数据，对4点刻度进行了理论计算。分析了刻度过程中长、短源距计数率变化对脊肋图的影响及计数率变化对密度测井值的影响。指出低密度镁块中计数率增加时，对应的脊角增加；而高密度铝块中计数率增加时，对应的脊角减小；且在铝块中计数率的微小增加，对脊角的影响很大。理论计算可知，铝块中长源距计数率增加1个，灰岩中密度测井值偏大0.032 g／cm3。仪器的历史刻度都具有关联性和可对比性，仪器工程师应关注仪器所有的历史刻度，以获得准确的刻度值。

补偿密度测井；刻度；脊肋图版；测井响应；计数率；脊角

0 引 言

岩石密度值是储层评价的重要特征参数之一，尤其在低渗透率致密油气藏测井评价中，密度测井曲线对确定地层岩性、计算储层孔隙度、识别油气层以及确定有效储层下限方面具有其他测井曲线不可替代的作用［1］。现场测井工作中发现，密度测井曲线容易出现测量值偏高，曲线数值不符合地区岩性规律的问题，且密度测井仪器的维修工作大都集中在密度测量值偏高的问题上［2－3］。现场采集资料分析表明［4－5］，测井过程中密度测井曲线的偏高与仪器硬件及采集本身的关联度并不高，而仪器刻度是造成密度测井值不正常的最主要原因。本文拟从3组真实的现场刻度出发，系统分析补偿密度测井仪器的刻度对测井响应的影响。

1 补偿密度测井仪器的刻度

为减小井径变化和泥饼的影响，补偿密度测井仪器采用源距不同的2个探测器，并且γ源和探测器都装在滑板上，贴井壁进行测量。近探测器的结果用来校正井径变化和泥饼对远探测器的影响。实验证明，密度测井仪测得的计数率与视源距的关系服从普通衰减方程形式。密度测井之前必须进行正确的刻度［6］。

根据密度测量值溯源系统［7］，基准井或工作标准井通过量值传递的方式将标称值传递给现场刻度器，现场测井主要通过刻度器对补偿密度测井仪器进行刻度。

1.1 补偿密度测井仪器刻度原理——脊肋图版

补偿密度测井仪器由于受泥饼的影响采用了双探测器系统。考虑泥饼影响的长、短源距计数率在双对数坐标中形成一幅补偿密度测井的专有图版，即脊肋图。刻度和测井都是按照脊肋图进行的。在无泥饼影响时，长、短源距计数率在对数坐标中所确定的直线称为脊线，其方程为ln NL＝AL／AS（ln NS－BS）＋BL，简写为ln NL＝a0＋a1ln NS。当有泥饼存在时，在对数坐标图上，长、短源距的计数率所对应的点不再落在脊线上，而是偏离脊线，泥饼越厚，偏离得越远。对于一定的地层密度ρb，不同厚度和密度的泥饼所对应的点构成1条曲线，称之为肋线，其方程为ln NL－BL＝tanβ（ln NS－BS）＋c（ρb－ρ0），简写为ln NL＝b0＋b1ln NS，肋线方程表示的是1组以密度ρb为参变量的平行直线［8］。

由此得到密度测井和刻度的基本方程式

式中，AL、BL、AS、BS、K是仪器基本参数，可由刻度得到。

1.2 补偿密度测井仪器的双脊线刻度模型

补偿密度测井仪器可采用3点刻度，将脊线和肋线都近似作直线处理，构成一幅理想的脊肋图——单脊单肋图（见图1），刻度模块为镁块、铝块、反镁块。实际应用中发现，在泥饼厚度大或有重晶石时，肋线不再是直线，单脊单肋图版依然不能进行很好的补偿。为了扩大补偿的范围，符合测量的实际情况，密度测井的脊肋图由3点刻度的单脊单肋图拓展为4点刻度的双脊双肋图（见图2）

图1 3点刻度的脊肋图示意图

图2 4点刻度的脊肋图示意图

4点刻度的刻度模块为镁块、铝块、镁块＋不锈钢片以及铝块＋镁片。镁块和铝块由一级刻度井传递给2个不同的密度值和2个校正值，分别对应重泥饼和轻泥饼2种情况。

当给出4个已知模块时，刻度过程中有如下4组工程值和计数率。

镁块：ρ1，Δρ1，ρP1，ΔρP1，NL1，NS1；

铝块：ρ2，Δρ2，ρP2，ΔρP2，NL2，NS2；

镁块＋不锈钢：ρ3，Δρ3，NL3，NS3；

铝块＋镁片：ρ4，Δρ4，NL4，NS4；

所以4点刻度的刻度模型包含2组，分别是重泥饼模型和轻泥饼模型，对于重泥饼模型有

对于轻泥饼模型有

其中，

A，B，C，D，E，F分别为长短源距计数率对ρb和Δρ的贡献系数及其偏离常数，是仪器刻度所要确定的。

2 刻度对测井响应的影响分析

2.1 现场刻度及测井实例

给测井仪装源，仪器预热30 min后，扶正仪器，把仪器分别插入4个刻度块中，使仪器的限位销孔对应到刻度块的相应位置，用打压装置将探测器紧贴到刻度器内壁。由于刻度场地等环境不同，现场刻度大多采用“卧刻”（仪器水平放置），而仪器出厂刻度多数为“吊刻”（仪器竖直吊起）。无论哪种方式，必须严格遵循刻度程序［10－12］。

表1是同1支补偿密度测井仪器在的1个月之内的3次刻度，按照补偿密度测井仪器的刻度规范，补偿密度测井仪器必须每月刻度1次。为了测井的研究与对比，在该仪器未使用也未更换元器件的情况下，1个月之内连续刻度3次，具体分析补偿密度测井仪器的刻度对测井响应的影响。

表1 补偿密度测井仪器刻度数据表

补偿密度测井仪器刻度合格的指标要求长源距镁铝比值为10.1±0.35，短源距镁铝比值为2.17± 0.04，3次刻度的结果都符合要求，可视为有效刻度［4］。理论上，3次刻度都可以应用于现场测井。在×井奥陶系纯石灰岩井段利用3次刻度进行测井，实际测井结果见图3。

利用3次刻度测得的密度曲线有明显差异，3次刻度在纯灰岩段测量的特征值分别为2.757 g／cm3、2.733 g／cm3、2.714 g／cm3。显然，第1次测量的结果明显偏高，曲线数值不符合地区岩性规律，代表了现场测井中最普遍的一类偏高现象，与仪器硬件和采集方式没有关系。第1次刻度与第3次刻度相差为0.043 g／cm3，远超出密度测井误差许可范围。在低渗透致密油气藏中，密度测量值的偏高给油气层识别和有效储层下限确定带来很大困难。

图3 ×井3次刻度的补偿密度测井实例

2.2 脊肋图版的确定

为了深入分析刻度对测井响应的影响，需要根据现场刻度数值，准确计算3次刻度的脊肋图版。

利用第1组刻度数据代入式（3）至式（6），得到刻度系数为

同理，代入第2组刻度数据得到

依次代入第3组刻度数据得到

3次刻度所确定的脊肋图版（见图4、图5、图6）。

图4 第1次刻度的脊肋图

图5 第2次刻度的脊肋图

图6 第3次刻度的脊肋图

2.3 计数率变化对脊角、肋角的影响

根据康普顿散射原理，密度测井的长源距计数率与密度大小呈负相关。测量介质的密度越小，长源距计数率越高。现场刻度中，当探测器与刻度块之间贴靠不紧密或存在细微的间隙时，计数率都会增加。计数率增加是刻度面临的主要问题，由刻度数据可知：当长源距镁铝比值增大时，脊角有明显的增大趋势（见图7）。在高低密度的2个刻度块中，计数率增加对脊角和肋角的影响不同，低密度镁块中计数率增加时，对应的脊角增加，而高密度铝块中计数率增加时，对应的脊角减小，且在铝块中计数率的微小增加，对脊角的影响很大。

图7 长源距计数率变化与脊角关系

图8 长源距计数率变化与肋角关系

对应ρb＝2.768的铝块，长源距计数率增加1个，对应的脊角减小0.6°，同样在做肋线刻度时，长源距计数率增加1个，重肋角减小0.4°，而轻肋角可以增加1.8°。因此，当长源距镁铝比值在刻度指标允许的范围内变化时，脊角的变化范围接近1°，重肋角的变化范围接近0.8°，而轻肋角的变化范围有可能超过3.0°（见图8），刻度过程中的任何一点瑕疵都有可能造成脊肋图的改变。

2.4 计数率变化对密度值的影响

对应ρb＝2.768的铝块是对计数率最敏感的刻度块，刻度过程中最容易受到影响，一般根据不同的现场条件，选择仪器横刻或者竖刻，需要经过4次打压才能使探头紧靠刻度块。如果刻度过程中，探头在刻度块中的位置或者贴靠程度稍有不足，在铝块中长源距计数率增加1个左右的情况都是常见的。此时，脊肋图版的改变对密度测井造成很大影响，直接表现就是测量值偏高。理论计算可知，铝块中长源距计数率增加1个，灰岩中密度测井值偏大0.032 g／cm3。实际测井中，对于给定的仪器，当长源距镁铝比值在刻度指标允许的范围内变化时，在灰岩地层中，密度测井值的变化范围在2.70～2.77 g／cm3之间，远远超出了岩性判识的基本要求，在有重晶石泥浆的井中，受刻度的影响更显著。

3 结 论

（1）补偿密度测井仪器的刻度对测井响应的影响显著，往往是造成测井曲线数值偏高的主要原因。

（2）长源距镁铝比值是反映刻度合格与否的最重要指标，是对所有仪器的通用要求。仪器刻度中允许的变化范围是9.75～10.45，但并不意味着凡是在该范围内的仪器刻度都是合格的刻度。刻度表面上的合格有时会掩盖事实上的不合格。

（3）刻度过程中的任何一点瑕疵都有可能造成脊角和肋角的改变。仪器的历史刻度都具有关联性和可对比性，建议在4点刻度完成后，再运用高密度的铝刻度器进行校验，获得第2次计数率，方便对比和替换。

［1］ 洪有密.测井原理与综合解释［M］.东营：中国石油大学出版社，1993.

［2］ Western Atlas International，Atlas Wireless Services.2227 Dual Scintillation Density Instrument Maintenance Manual［Z］.1988.

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Effect of Compensated Density Logging Tool Calibration on Logging Responses

ZHAO Taiping1，2，LIU Tianding1，2，WANG Xiuming3
（1.State Engineering Laboratory of Low－permeability Oilfield Exploration and Development，Xi’an，Shaanxi 710018，China；2.Institute of Exploration and Development，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an，Shaanxi 710018，China；3.Department of Supervision，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an，Shaanxi 710018，China）

The higher measurement value is frequently occurred in the density logging，which is mainly related to calibration of compensated density logging tool.The idea about dual spine－andribs plot of calibration model is explained based on the calibration principle of compensated density logging apparatus.Presented is the fundamental equation of compensated density logging.Calculation of 4－point calibration is presented by using 3 groups of actual calibration data.Analyzed systematically are the long and short spacing count rate changes influencing the spine and rib chart and the influence of count rate on the logging responses.Indicated is that when the count rate of low density Mg block increases，corresponding spine angle increases，and when the count rate of high density Al block increases，corresponding spine angle decreases.Minuteness increase of Al block count rate reflects enormous influence on spine angle.By theoretical calculation，concluded is that when Al block long spacing count rate increases 1 unit，density log value of limestone adds 0.032 g／cm3.Instrument historical calibration records have relevance and comparison，and engineer should care about all the historical calibration record to acquire accurate tool calibration value.

compensate density logging，log calibration，spine and rib chart，logging response，count rate，spine angle

1004－1338（2011）06－0576－05

P631.84

A

赵太平，男，1971年生，硕士，从事天然气测井解释及储层综合评价工作。

2011－03－22 本文编辑 王小宁）