識別復雜儲層流體性質的新途徑

曾文沖，邱細斌，劉學鋒

（1.中國石化勝利油田，山東 東營257001；2.博明能源技術有限公司，北京100086；3.中國石油大學（華東）理學院，山東 青島266580）

0 引 言

隨著油氣勘探與開發對象日趨復雜，非均質復雜儲層逐漸成為測井評價的重點。理論分析與實踐證明，聲波測井（單極與偶極）所測量與衍生的多種儲層特性參數與油氣密切相關，是識別氣層、輕質油層的有效手段。過去長期采用時間域（縱波時差、縱橫波速度比）作為識別氣層的主要參數，在高、中孔隙度碎屑巖儲層有好的效果。對于碳酸鹽巖、火山巖等儲層以及低孔隙度、低滲透率復雜儲層，隨著孔隙度降低其有效性明顯變差，所顯示的特征易與巖性、孔隙度的變化相融合，難于排除多解性。若增加其他衍生信息，如流體體積壓縮系數、拉梅系數或泊松比等并進行有機的組合識別油氣層，能夠較大幅度提高復雜氣、油、水層的分辨能力和識別效果。研究表明，即使孔隙度低于8%，仍能較好識別儲層流體性質。對高飽和度氣層甚至可延伸至更低的孔隙度。對于輕質油層若有針對性地優選參數，即使在較低孔隙度條件下同樣會有效果。近年來中國在這方面已經開展了有意義的探索，如2002年邵維志等［1］利用流體體積壓縮系數在千米橋地區識別碳酸鹽巖儲層流體性質取得應用效果。2004年徐國慶等［2］采用體積壓縮系數、泊松比等特性參數，成功評價了殘雪構造CX－4井H3砂巖油氣藏（儲層孔隙度＞20%）的氣、油、水層，準確劃分相應的氣、油和油、水界面，修正了對H3砂層油氣藏性質的原有認識，是利用聲學測井進行油藏評價、分析油藏類型的成功案例。這些是對單純運用縱波時差、縱橫波速度比識別儲層流體性質的一個進步，表明測井解釋的分析模式正向精細型方向發展。

為了全面認識這一問題，擬從理論分析、巖石物理實驗、三維巖心微觀數字模擬以及現場應用等4個方面入手，系統論證利用聲學及其衍生的巖石力學彈性參數識別復雜儲層流體性質的可行性和有效性，以確立其理論方法地位，形成多元的測井評價方法。

1 聲波特性參數與儲層流體性質的相關性分析

論證運用聲學及其衍生的巖石力學彈性參數識別復雜儲層流體性質的可行性，關鍵在于考察和分析聲波測井的各種原始和衍生信息對儲層地質特性、特別是對儲層流體性質的映射能力，揭示它們的相關性。長期以來，在聲波測井資料的反演和解釋中，已廣泛運用縱波時差、縱橫波速度比識別氣層和輕質油層。對于聲波測井衍生的一系列巖石力學特性參數，如流體壓縮系數、拉梅系數、泊松比、體積模量等識別復雜儲層流體性質的分辨能力，往往缺乏相應的整體認識，甚至懷疑這些來自縱橫波速度等信息計算的衍生參數是否能更好反映儲層的流體性質。事實上，正是由于綜合了巖石的縱橫波速度、密度以及巖石的彈性等諸多特性，才使這些衍生的特性參數在識別儲層流體性質方面具有更好的相關性和敏感度。

1.1 聲波主要特性參數分析

1.1.1 巖石體積壓縮系數與體積模量

巖石體積壓縮系數與體積模量是從逆向意義上表達巖石可壓縮性的物理參數，二者互為倒數。巖石流體體積壓縮系數則是經過“去巖石骨架影響”的反演，獲得直接反映孔隙空間流體可壓縮性的參數，以進一步提高識別儲層流體性質的分辨率。各種反映巖石礦物和流體特性的參數中，天然氣、油、水的流體體積壓縮系數差別最大，分別為18.05、0.837和0.444，其中天然氣與水的差異可達40倍，而油與水的差異也近2倍。因此，對氣、油、水層的分辨率顯然優于現用的其他參數，如縱波速度、縱橫波速度比、密度等（見表1），從而顯示出利用流體體積壓縮系數能夠更有效區分復雜儲層流體的性質，特別是識別氣層和輕質油層。

表1 典型流體與骨架的壓縮系數

巖石體積模量描述巖石在三維空間的形變。若巖石在p0的壓力下體積為V0，當壓力增加（p0→p0＋dp），體積減?。╒0－dV）時，Kb＝（p0＋dp）／（V0－dV）則為巖石的體積模量

式中，Kb為巖石體積模量，×10GPa；ρb為體積密度，g／cm3；Δtc為巖石的縱波時差，μs／ft＊非法定計量單位，1ft＝12in＝0.304 8m，下同；Δts為巖石的橫波時差，μs／ft。

由式（1）即可通過巖石的縱橫波時差和密度計算巖石的體積彈性模量，其倒數則為巖石體積壓縮系數

針對復雜儲層的低孔隙度特點，在實際測井解釋過程中為提高識別儲層流體性質的分辨率，采用“去巖石骨架影響”反演法直接求解巖石孔隙流體體積壓縮系數。

對于碳酸鹽巖儲層，巖石體積壓縮系數Cb可表達為

式中，Cf為孔隙流體體積壓縮系數，GPa－1；Cg1為第1礦物的體積壓縮系數，GPa－1；Cg2為第2礦物的體積壓縮系數，GPa－1；Vc1、Vc2分別為2種礦物的相對體積，cm3；φ為孔隙度。其中Cg1、Cg2均為已知常數，以此則可反演出Cf。若儲層含有泥質或石膏等，應在式（3）中增加泥質項或石膏項并進行相應的校正?？紫读黧w體積壓縮系數Cf的運用，將明顯改善碳酸鹽巖等低孔隙度復雜儲層識別流體性質的應用效果。

1.1.2 拉梅系數

拉梅系數通常作為一種特征參數描述線性彈性體的角度形變，綜合反映巖石的彈性性質，使其在反映儲層流體性質方面具有較高的敏感度，并成為識別氣、油、水層的重要參數。事實上，關于拉梅系數的應用已引起重視，在地震資料反演中被作為尋找天然氣氣藏的一個重要特征。測井資料的精度和分辨率遠高于地震資料，更應在測井評價中運用于識別氣層和油層。拉梅系數可表達為

由式（4）可見，與單純采用體積密度ρb或縱波慢度Δtc相比，拉梅系數顯然能夠較大幅度提高氣、油、水層的分辨能力。拉梅系數一般隨著儲層含氣或含油飽和度增加而減小，因為含氣或含油飽和度增大，將使ρb減小、Δtc增大。這一響應特征已經過多個碳酸鹽巖、火山巖和低孔隙度砂礫巖氣、油田的實際應用得到驗證，表明能較大幅度提高識別復雜儲層流體性質的有效性。

1.1.3 泊松比

泊松比描述巖石橫向壓縮與縱向伸長之間的關系，即巖石在單向受拉或受壓時橫向正應變與軸向正應變絕對值的比值，是反映巖石橫向形變的彈性常數

泊松比在高孔隙度鹽水飽和儲層中具有較高數值，在高孔隙度油飽和儲層中次之，而在高孔隙度氣飽和儲層具有異常低值。對于低孔隙度儲層，如川西低孔隙度氣藏，據張筠等的統計，飽和鹽水的砂巖泊松比在0.20～0.30之間，含氣砂巖儲層的泊松比小于0.2并隨孔隙度增加、壓實程度和有效應力降低而增加，同時隨地層灰質和泥質的增加而變大。

1.1.4 縱橫波速度

從聲波傳播的機理分析，縱橫波速度vp、vs由巖石體積壓縮模量Kb和剪切模量G、密度ρb決定

由Bio－Gassman模型可知地層橫波傳播速度僅僅受骨架膠結情況G的影響，或者說，橫波只在固相介質中傳播而與孔隙流體性質無關。地層縱波速度則同時受到骨架膠結情況G和孔隙流體性質Kf的影響，表明地層含氣飽和度增大時，縱波時差增大，橫波時差則往往保持不變。

1.2 巖石物理實驗

系統分析鄂爾多斯地區一批（45塊）致密砂巖巖心實測樣品，其孔隙度變化范圍為4%～13%，滲透率普遍小于0.1mD＊非法定計量單位，1mD＝9.87×10－4μm2，下同。選擇評價難度高的致密砂巖巖心以突出儲層的復雜性，目的是更有力論證方法的可行性。巖心實測的聲波特性系列參數：縱波速度、橫波速度、彈性模量、剪切模量、拉梅系數、泊松比、體積模量以及經“去巖石骨架影響”反演的流體壓縮系數。每1塊樣品分別測量飽和水和飽和氣（干樣）2套數據，用以考察儲層分別飽和氣和水時對各種特性參數的影響。所有樣品顯示的規律都十分一致，表明即使在致密砂巖條件下聲波測井及其衍生的巖石力學特性參數能有效識別復雜儲層的流體性質，尤其是氣層。圖1、圖2為隨機選取其中2塊孔隙度相差較大的致密砂巖巖心樣品飽和氣和水的聲波特性參數對比圖（巖心實測數據見表2）。從圖1、圖2中可知，若以水層（巖心飽和水時）為準，儲層飽含氣將使流體壓縮系數呈明顯增大（增大倍數約為水層的7.1～22.2倍），而使拉梅系數、泊松比、體積模量明顯減小，拉梅系數減小最大約為水層的19%～41%，泊松比約為38%～55%，體積模量約為水層的43%～68%。說明它們對復雜氣層具有頗高的分辨能力，尤以流體壓縮系數、拉梅系數為甚；縱波速度和彈性模量也將相應減小，縱波速度約為水層的82%～95%；橫波速度、剪切模量則幾乎不受儲層含氣影響，表明與孔隙流體性質基本無關。

圖1 致密砂巖聲學特性參數飽和氣與飽和水巖心分析對比（召51－114號巖心：孔隙度4.02%，滲透率0.047mD）

圖2 致密砂巖聲學特性參數飽和氣與飽和水巖心分析對比（召37－155號巖心：孔隙度11.92%，滲透率0.012mD）

表2 致密砂巖巖心樣品實測數據

采用該物理模擬方法與儲層實際情況會有一定差別，主要有2個方面問題。①沒有考慮束縛水影響。事實上，任何氣層都有一定的束縛水飽和度，尤以致密砂巖更甚。②致密砂巖的特低孔隙度滲透率的特點往往造成巖心測量誤差大，顯然會影響規律的量化精度。通過“去巖石骨架影響”反演計算得到的流體壓縮系數也必然會引入相應誤差，在一定程度夸大其影響。即使如此，模擬結果仍足以說明聲學特性參數識別復雜儲層流體性質的可行與有效。

1.3 現場實際數據的分析

根據PG地區碳酸鹽巖氣藏儲層測井的實際資料，開展了聲波測井的特性參數與氣層關系的研究。重點分析縱波時差、縱橫波速度比、泊松比、體積壓縮系數及拉梅系數識別氣層的能力與相關性，其結果見圖3至圖6。圖3是根據PG地區測井與測試數據繪制的氣、水層縱橫波速度比與縱波時差交會圖。氣層按孔隙度級別劃分為3類：2%＜φ＜5%為Ⅲ類氣層；5%≤φ＜12%為Ⅱ類氣層；φ≥12%為Ⅰ類氣層。圖3中的水層孔隙度均大于5%。圖3表明，若僅采用縱橫波速度比與縱波時差交會區分氣、水層，分辨能力較差，存在比較明顯的多解性。若增加其他衍生信息，如流體體積壓縮系數、拉梅系數及泊松比等作為識別油氣層指示參數，則有明顯改善，能夠較大幅度提高氣、水層的分辨能力和識別氣層效果（見圖4至圖6），顯示出優選識別油氣層特征參數和充分利用信息的重要性。

圖3 縱橫波速比—縱波時差交會圖

圖4 泊松比—縱波時差關系圖

圖6 體積壓縮系數—拉梅系數關系圖

（1）縱波時差、縱橫波速度比、泊松比、拉梅系數及體積壓縮系數與氣層有較好的相關性，尤以體積壓縮系數、拉梅系數對氣層有更佳的識別能力（見圖6）。

（2）氣層的響應特征：隨著含氣飽和度增大，體積壓縮系數與縱波時差也隨之增大，拉梅系數、泊松比與縱橫波速度比則相應減小。

（3）在PG地區的碳酸鹽巖儲層中，當孔隙度φ≥10%時，采用縱波時差、縱橫波速度比、泊松比等特性參數，一般能較好識別氣層；而當5%≤φ＜10%時，體積壓縮系數及拉梅系數則能較好區分氣、水層。

（4）利用聲波特性參數的優選組合形成相應的交會或重疊分析技術，能夠減小巖性和骨架的影響，增強油、氣有效信息的檢測，提高識別流體性質的分辨能力。如采用體積壓縮系數與拉梅系數或泊松比重疊交會的評價模式，可進一步改善區分氣、水層的實際效果。

（5）PG地區碳酸鹽巖儲層天然氣飽和度高，為識別低孔隙度氣層提供了有利條件。因此，應根據地區油氣藏特點，探尋、優化評價方法。

2 基于三維數字巖心的巖石物理數值模擬

基于三維數字巖心的巖石物理微觀數值模擬具有便捷、經濟和定量的特點，利用巖心X射線CT掃描構建表征巖石三維微觀結構的數字巖心［3－4］，可以便捷獲得更加反映真實巖石孔隙結構特征并建立各種復雜孔隙結構模式下變化各種微觀儲層參數的巖石物理模型，較好實現對巖石物理特性的定量研究。

為全面分析和描述聲學及其衍生的巖石力學特性系列參數與儲層流體性質的相關性，利用X射線CT建立了9塊灰巖、白云巖和4塊砂巖的三維數字巖心，尺寸為300像素×300像素×300像素，按其實際孔隙結構賦予每一像素（單元）以巖石骨架、孔隙空間和孔隙流體作為數值模擬的三維巖石微觀模型。利用有限元法模擬計算巖石聲學特性，探索巖石孔隙結構與巖石聲學特性之間的關系，定量研究巖石骨架、孔隙空間和孔隙流體對巖石聲學參數的影響規律，并準確重復巖石物理實驗結果。在利用有限元法計算三維數字巖心的巖石彈性參數過程中，假設孔隙空間中分別為氣、水和油。其中，假設氣層含氣飽和度為70%、油層含油飽和度為70%以及純水層為100%含水，從而得到飽和不同流體時（氣層、油層和純水層）巖石的體積模量，并與巖心實際分析結果相擬合，驗證模擬計算方法的準確性，進而計算流體壓縮系數、拉梅系數等巖石力學參數，對比分析孔隙流體對上述參數的影響規律。

2.1 砂巖儲層

以X射線CT構建的4塊孔隙度分別為8%、13%、19%和21%的三維數字巖心為基本模型，模擬計算油氣層和純水層的巖石流體體積壓縮系數、拉梅系數、泊松比、體積模量、彈性模量、縱波速度、橫波速度和縱橫波速度比，考察它們的變化規律，揭示巖石力學參數與孔隙流體性質的相關性，為優選解釋方法提供可信的依據（見圖7至圖10）。

圖7 孔隙流體對砂巖拉梅系數的影響

圖8 孔隙流體對砂巖流體壓縮系數的影響

圖9 孔隙流體對砂巖泊松比的影響

圖10 孔隙流體對砂巖縱橫波速度比的影響

反映各特性參數與流體性質相關性的模擬結果可歸結于圖11、圖12，主要有以下認識。

圖11 70%飽和氣時砂巖彈性參數與飽和水的相對變化率

（1）在表征巖石力學特性參數中，雖然與砂巖儲層孔隙流體性質都有一定相關性，但系列參數之間對氣、油、水層的敏感度卻有較大差異，其中尤以拉梅系數、流體體積壓縮系數對氣、油層有最佳的識別能力，其后依次是泊松比、體積模量、縱波時差和縱橫波速度比。同時它們與氣層的相關性明顯優于油層，表明聲學特性參數對氣層具有更高敏感度。

圖12 70%飽和油時砂巖彈性參數與飽和水的相對變化率

（2）儲層含氣和含油飽和度的增加一般將引起拉梅系數的減小與流體體積壓縮系數增大，因此二者都具有較強識別氣、油層的能力，尤其是對氣層的識別。泊松比、體積模量一般則隨著儲層含氣和含油飽和度的增加而減?。ㄒ妶D7至圖10）。這些特點隨著儲層孔隙度的增大而表現得更為明顯。

（3）隨著儲層孔隙度變小，系列參數與儲層流體性質的相關性相應退化。對于砂巖儲層當孔隙度φ＜10%，采用縱波時差、縱橫波速度比識別氣、油層效果將明顯變差。采用拉梅系數、體積壓縮系數和泊松比能較好區分儲層流體性質，尤其是氣層。

（4）利用拉梅系數與流體體積壓縮系數或是泊松比的有機組合，采用交會或重疊分析技術能更大幅度提高識別流體性質的分辨率，即使孔隙度低于8%，仍有較好應用效果。

（5）上述認識是建立在數字巖心飽和70%的氣或油條件下的模擬結果，對于高飽和度的油氣藏，聲學特性參數在識別儲層流體性質方面將會有更高敏感度。

2.2 石灰巖儲層

以X射線CT建立的3塊石灰巖三維數字巖心為基本模型，其孔隙度分別為8%、13%、和18%，同樣模擬計算油氣層和純水層的巖石力學特性系列參數，考察、分析它們與巖石孔隙流體性質的相關性。在獲得與圖7至圖10相似的一系列關系圖之后，最終形成反映巖石力學特性參數與儲層流體性質相對變化率的綜合圖（見圖13、圖14）。

（1）巖石力學特性參數與孔隙流體性質在石灰巖儲層仍有較好的相關性，特別是氣層，但各參數對識別氣、油、水層的敏感度同樣存在較大差異，其中尤以流體體積壓縮系數和拉梅系數識別儲層流體性質能力最佳，依次是泊松比、體積模量、縱波時差和縱橫波速度比。

圖13 70%飽和氣時石灰巖彈性參數與飽和水時的相對變化率

圖14 70%飽和油時石灰巖彈性參數與飽和水時的相對變化率

（2）流體體積壓縮系數一般隨儲層含氣和含油飽和度的增加而增大，拉梅系數、泊松比則隨儲層含氣和含油飽和度的增加而減小。因此它們在碳酸鹽巖等復雜儲層都具有較強識別氣層的能力，但其敏感度不如砂巖儲層。

（3）隨著儲層孔隙度變小，系列巖石力學特性參數與儲層流體性質的相關性有明顯變差的趨勢。即使如此，對低孔隙度石灰巖儲層（當孔隙度為5%時）利用流體體積壓縮系數與拉梅系數或是泊松比的重疊分析技術，也將在較大程度上提高識別流體性質的分辨率。

2.3 白云巖儲層

以X射線CT構建的3塊白云巖三維數字巖心為基本模型，通過模擬計算油氣層和純水層的一系列聲學特性參數，分析它們與儲層流體性質的相關性，為優化測井解釋方法提供指導性的依據。最終得到的反映各系列參數與儲層流體性質相對變化率的綜合圖（見圖15、圖16）。從圖15、圖16可以看出系列特性參數與儲層流體的相關性基本與石灰巖儲層的數值模擬結果相似，同樣是以流體體積壓縮系數和拉梅系數為最佳。

圖15 70%飽和氣時白云巖彈性參數與飽和水時的相對變化率

圖16 70%飽和油時白云巖彈性參數與飽和水時的相對變化率

上述3類儲層數值模擬結果的分析表明，聲學特性參數是識別氣層和輕質油層的有效手段，優點在于直觀且不受地層水礦化度的影響，有利于低電阻率、低礦化度砂巖儲層和碳酸鹽巖、火山巖等復雜氣、油層的識別，是對電法測井評價油氣層的重要補充，同時可在相當程度上彌補電法測井的不足。當然，對于這些非均質性極強的低孔隙度復雜儲層，仍需結合第一性資料進行綜合分析?？傊?，注意挖掘、運用與精細分析各種有效信息，改善與優化測井解釋模型，開辟與形成識別復雜儲層流體性質的綜合評價體系，始終是測井分析家需要探索的工作。

3 現場應用實例

3.1 碳酸鹽巖氣層識別與劃分氣、水界面

PG8井完鉆井深5 930.0m，主要評價PG構造東南翼鼻狀突起方向長興組－飛仙關組儲層發育及含氣性，以下三疊統飛仙關組、長興組為主要目的層。巖性以粉晶白云巖、粉－細晶溶孔含生屑砂屑白云巖和粉晶殘余藻屑白云巖為主?？紫额愋鸵跃热芸诪橹?，少量為構造縫。根據巖心分析地層孔隙度介于2.01～12.3p.u.之間，平均4.06p.u.；滲透率介于0.005～4 562.61mD之間，平均120.84mD，非均質性突出。5 254.0～5 605m為主要氣層段，通過測井資料的處理、解釋，能較清楚顯示氣層，特別是采用流體體積壓縮系數與泊松比重疊技術，能更有效識別氣層和劃分氣、水界面。圖17是該井5 275～5 675m氣層的解釋成果圖。

圖17 碳酸鹽巖儲層流體性質的識別實例（PG8井）

（1）采用流體體積壓縮系數與泊松比重疊分析技術（第7道）依據它們之間的差異（黃色充填區），能夠直觀、清晰識別氣層，評價氣層的豐度和劃分氣水界面。

（2）根據重疊分析圖上顯示的幅度差大小，可以確定5 515～5 604.6m井段氣層豐度較高，5 440～5 515m井段氣層豐度較低；5 605m左右為明顯氣、水界面，甚為直觀、明確。該結果與生產測試確定的氣、水界面十分一致。其中，對5 502～5 592m層段進行測試（解釋為氣層），射開后日產氣249m3，不含水。經酸化日產氣16.66×104m3，日產水（折算）161m3。由水樣礦化度分析認定是下部地層經酸化后地層水上竄引起的。對下部解釋的水層5 614～5 625.5m進行測試，日產水6.14m3，證明劃分的氣水界面的正確性。

（3）對比分析氣水界面上下儲層的顯示特征可以看出，雖然5 505～5 604.6m井段的氣層和5 604.6～5 650m井段的水層孔隙度相當低，平均值分別為3.7%～5.4%和6.4% 左右，但氣層和水層各自的響應特征十分清晰、易于區分。表明在如此低的孔隙度條件下，優選聲波彈性參數，如流體體積壓縮系數與泊松比重疊技術，仍能有效識別氣、水層。

3.2 火山巖氣層識別與劃分氣、水界面

YS101井鉆探目的是評價松遼盆地南部構造低部位營城組火山巖氣藏的分布，完鉆層位為營城組火山巖地層。巖性以酸性流紋巖為主，含有熔結凝灰巖和少量粗面巖和英安巖。儲集空間主要為氣孔、次生溶孔、礫間孔，以及收縮縫、裂縫等。該層段孔隙發育，但差異大，孔隙度為18%～3%?；鹕綆r儲層評價是當前測井解釋難點：儲層的非均質性強、巖性復雜多樣，有過多或不確定骨架影響因素存在，地層孔隙結構變化大，導致火山巖地層導電機理復雜，難于確定地層含烴飽和度及識別儲層流體性質。

根據火山巖的地質特點優選測井系列，利用ESC測量數據獲取地層各元素含量，確定骨架參數。突出CMR測井的應用，綜合陣列側向、中子、密度測井的解釋成果，分析儲層的有效性，進行天然氣檢測。以DSI測井資料為主體，優化聲學特性參數的整體應用，特別是采用拉梅系數、流體體積壓縮系數、泊松比重疊分析技術，有效識別氣層和劃分氣、水界面。圖18為YS101井營城組火山巖3 625～3 830m層段的測井處理、解釋成果圖。

（1）采用流體體積壓縮系數－拉梅系數（第7道）與流體體積壓縮系數－泊松比（第6道）重疊分析，依據它們之間的差異（黃色充填區），能夠直觀、清晰識別火山巖氣層、評價氣層的豐度和劃分氣水界面。

（2）3 745～3 769m層段的流紋巖孔隙度高，孔隙尺寸大，孔隙度普遍分布在10%～18%之間。根據三者的重疊顯示，幅度差十分明顯，為含氣飽和度高的優質氣層。而其上下孔隙度相對低，分布在3%～8%之間，雖然在重疊分析圖上幅度差相對較小，氣層豐度低，但仍能較清晰識別。

圖18 火山巖儲層流體性質的識別實例（YS101井）

（3）該井所處的區域為一底水氣藏，區域氣水界面為3 800m左右。原來根據其他資料的綜合解釋將3 802～3 812m解釋為水層，氣、水界面定為3 802m左右，但從流體體積壓縮系數—拉梅系數（第7道）與流體體積壓縮系數—泊松比（第6道）重疊圖上分析，3 624.2～3 830m層段仍為差氣層顯示。經3 824.0～3 827.5m井段測試證實屬于過渡帶的低產致密氣層，而實際氣、水界面應在3 860m以下，可能與低滲透儲層造成氣、水過渡帶加厚有關。

（4）引入體積壓縮系數、拉梅系數與泊松比等聲波特性參數的重疊分析技術，①為火山巖等復雜儲層提供了一種直觀、有效識別流體性質的分析方法；②較好彌補火山巖儲層電阻率測井評價能力的不足。因為火山巖巖性復雜，有過多或不確定的導電因素存在，如長石蝕變，黏土和沸石等礦物轉化形成的附加導電性，導致解釋的多解。

3.3 低孔隙度低滲透率砂礫巖儲層氣層的識別

FS3井鉆探目的是了解井區沙河街組砂礫巖體的含油氣情況，目的層為沙四段，完鉆井深5 050.0m，層位沙四下。主要巖性為膏巖鹽、石膏巖、礫巖、細礫巖、礫狀砂巖、含礫砂巖?？紫抖茸兓?.5%～8.3%之間，滲透率分布為0.073～1.2mD，有效儲層孔隙度一般大于4%。油氣分布以沙四下的氣藏為主，巖性與孔隙結構復雜、特低孔隙度滲透率與非均質性強等特點大大增加巖性識別、儲層有效性評價與流體性質識別的難度。

在取全常規測井資料的基礎上，應用自然伽馬能譜、核磁共振和微電阻率掃描成像測井進行巖性識別和劃分儲層，結合氣測和錄井等資料進行綜合解釋，認為氣層主要集中于4 747.2～4 784.3m及4 815.0～4 869.4m。通過對該井段電阻率測井的分析，出現與常態不同的“逆向”顯示，例如氣層側向電阻率大于15Ω·m，差氣層大于等于20Ω·m，干層大于23Ω·m。其實在特低孔隙度砂礫巖儲層中這是一種比較常見現象，表明儲層致密性對電阻率的影響往往在相當程度淹沒了儲層含油氣的影響，顯示出電法測井對復雜儲層分辨能力的不足。而聲學特性參數的運用能夠較明確識別氣層。圖19是采用流體體積壓縮系數—拉梅系數（第7道）與流體體積壓縮系數—泊松比（第6道）重疊分析技術對該層段氣層的解釋結果。顯然能直觀、清晰指示氣層的分布。經過測試4 740.40～4 846.75m井段6mm油嘴日產天然氣2.64×104m3。

3.4 低孔隙度低滲透率致密砂巖儲層油層的識別

圖19 低孔隙度低滲透率砂礫巖儲層流體性質的識別實例（FS3井）

A2050井是泌陽凹陷的評價井［5］，目的層屬于扇三角洲前緣相水下分支流河道，儲層埋深大于3 000m，成巖作用強，孔隙度極低，平均為6.5%。該區巖性致密，油質輕，流體性質對電阻率貢獻小，利用電阻率識別油氣層難度大。采用合成的視縱波時差曲線與實際測量的縱波時差重疊技術識別油層。該方法是將DSI測量的橫波時差轉換為與油氣無關的視縱波時差 （橫波一般只在固相介質中傳播，與孔隙流體性質無關），并與DSI測量的實際縱波時差曲線進行重疊。若測量的縱波時差大于視縱波時差時，則指示為氣層或為油層，從而在較大程度消除各層巖性和物性變化的影響，避免解釋的多解性，獲得較好效果。該方法的關鍵在于建立比較準確的合成視縱波時差與橫波時差（或速度）二者的轉換關系（相當于完全水飽和狀態下縱橫波時差的轉換關系）。為提高評價流體性質的有效性，最佳選擇是建立地區性的縱橫波時差（或速度）轉換關系。為此，利用A2050井區目的層的實際巖心，在100%含水狀態下通過測定建立縱橫波速度關系，其縱波速度約為橫波速度的1.746倍。依據該轉換關系，利用獲得的3 020～3 080m井段合成的視縱波時差與實測縱波時差的重疊圖直觀識別油層。圖20為該井段解釋成果，圖20中的1、2、4、6、7號等5個儲層視縱波時差與實測縱波時差重疊后有相應的幅度差（紅色重疊區域），顯然為油層顯示。經1、2號層射孔投產，日產原油24t。該實例選自參考文獻［5］，運用聲學特性參數成功識別致密砂巖油層實例，說明，只要提高方法的針對性，利用分辨率比較低的縱、橫波時差組合仍能在如此低的孔隙度條件下較好地識別油層。根據上述論證，如果采用分辨率較高的流體體積壓縮系數－拉梅系數或泊松比重疊分析技術，其效果將會有更大改善。該實例說明聲學特性參數也是識別輕質油層的有效手段。

圖20 低孔隙度低滲透率砂礫巖儲層流體性質的識別實例（A2050井）

4 前景分析與技術關鍵

以上系統論證表明，利用聲學特性參數將為復雜儲層的氣、油識別開辟另一個有效途徑。流體體積壓縮系數、拉梅系數和泊松比等聲波特性參數的組合應用不僅對碳酸鹽巖、火山巖、低孔隙度低滲透率砂礫巖等復雜儲層的氣、油層識別有重要意義，而且對于識別氣藏中CO2也會有更好的效果，因為CO2氣體聲波的傳播速度要比甲烷慢。據前人測定，在0℃時CO2的聲速為259m／s，CH4為430m／s。同時聲波特性參數不受地層水礦化度影響，可相當程度彌補電法測井的不足，較好地解決利用電阻率測井評價油氣層的難題，特別是高、中孔隙度碎屑巖儲層的有關難題，如低電阻率（低對比度）油氣層、地層水礦化度低或變化大及在預探井地層水礦化度未知或無水層作參照難于評價的油氣層，以及水淹層解釋等。這里包括渤海灣地區明花鎮組淡水型油氣層、地層水礦化度多變的冀東型油氣層以及中國東西部廣泛發育具有高、中孔隙度的低電阻率（低對比度）型油氣層和高孔隙度砂巖儲層水淹狀態的評價等都可望獲得較好效果。當然這一方法對于非均質性極強的低孔隙度儲層、稠油層會有明顯的局限性。為了促進技術方法成熟，需要在以下有關方面深化。

（1）形成規范性的定性分析方法。主要分析流體體積壓縮系數、拉梅系數和泊松比等聲波特性參數的組合關系，在不同孔隙度條件下氣、油、水層的響應特征以及與含氣、含油豐度的變化關系。

（2）向量化方向發展，估算儲層的飽和度。在定性解釋和數字模擬的基礎上建立碳酸鹽巖、火山巖、低孔隙度低滲透率儲層的流體體積壓縮系數、拉梅系數和泊松比等聲波特性參數與孔隙度、飽和度的經驗關系，逐步形成定量或半定量解釋方法。

（3）加強裂縫型、洞穴型復雜儲層的現場應用，進一步驗證和提高其應用效果。目前該方法對于以孔隙型、溶蝕孔洞型、裂縫－孔洞型為主的儲層效果比較明顯，但對于裂縫型、洞穴型復雜儲層則需要進一步實踐，驗證其應用效果。

實現上述方法的基本條件是各井必須具備縱、橫波數據（時差或速度）。理想的方法是進行多極子聲波測井，然而目前除重點井外，大部分井采集的都是單極聲波。因此，如何獲取各井的橫波數據就成為方法推廣運用的技術關鍵。經過多年的研究與實踐，這一問題已經能夠較好地解決。

通過巖石物理實驗建立縱波時差與橫波時差（或速度）的轉換關系。直接測量巖心縱橫波時差，建立地區性100%飽和水狀態下的縱橫波時差轉換關系；或者通過實驗室系統測定縱橫波速度比，依據儲層實際的巖石組分由縱波速度反演橫波速度（或時差）。

橫波時差（或速度）的反演。20世紀80年代初勝利測井公司開展了計算巖石力學參數研究，分析了國外幾種計算橫波時差的經驗方法，優選有關經驗方程，通過實踐以實際資料為依據，對計算方法進行相應的改善，推演出計算橫波時差Δts經驗公式，Δts＝f（Δtp，ρb，Vsh），研究出一套計算橫波時差的技術并形成相應的軟件，經過多個油田實際應用見到較好效果。20世紀90年代初通過與國外DSI的實測橫波數據對比，進一步驗證方法的可信性與有效性，獲得國內外同行的認可。21世紀初，通過淺、深井資料的處理，對淺井計算數值偏大、深井計算數值偏小的問題進行改進與完善，使得深井、中深井及淺井的橫波時差的計算都能得到較好效果［6］。

總之，聲學特性參數的綜合運用，將為復雜儲層流體性質識別提供一種新的評價方法。

［1］ 邵維志，陸福.碳酸鹽巖儲層流體性質識別新技術［J］.測井技術，2002，26（1）：60－63.

［2］ 徐國慶，沈偉鋒，劉大能，等.殘雪構造H3油氣藏評價認識與啟示 ［J］.中國海上油氣，2006，18（1）：6－12.

［3］ Liu X，Sun J，Wang H.Reconstruction of 3DDigital Cores Using a Hybrid Method［J］.Applied Geophysics，2009，6（2）：105－112.

［4］ 劉學鋒，孫建孟，王海濤，等.順序指示模擬重建三維數字巖心的準確性評價 ［J］.石油學報，2009，30（3）：391－395.

［5］ 蔡希源，運華云，李寶同，等.現代測井技術應用實例 ［M］.北京：石油化學工業出版社，1986.

［6］ 閻樹文，喬文孝，等.聲全波測井在石油工程中的應用 ［C］∥第五次國際石油工程論文集：下冊 ［M］.北京：國際文化出版公司，1995：903－910.