XMAC测井技术-胜利职业学院

1、正交多极子阵列声波测井技术正交多极子阵列声波测井技术在低孔渗储层开发中的应用在低孔渗储层开发中的应用中石化胜利测井公司2013年7月翟勇（8761754汇 报 内 容XMAC-II测井技术在低孔渗储层开发中的应用正交多极子阵列声波测井技术简介一一 储层评价方面的作用二二 砂泥岩地层的井眼稳定性评价三三压裂高度预测与检测 四四 纵波（Compressional slowness），按“压缩模式”传播，即波的传播方向与质点位移方向一致，传播时介质会发生压缩和扩张的体积形变，可以通过气体、液体及固体传播。其特点:在井中传播速度快，幅度小，是波列中的首波。井眼中的声波类型Vp

2、=(K+1.33)/0.5 ：密度 K ：体积模量 ：剪切模量 一、正交多极子阵列声波测井技术简介 横波（Shear slowness），按“剪切模式”传播，即波的传播方向垂直于质点的位移方向，传播时介质发生剪切形变。横波能通过固体传播，不能在液体及气体传播。其特点：在井中比纵波传播速度慢，但幅度大于纵波的幅度。Vs=(/)0.5 Vp=(K+1.33)/0.5纵波速度总是大于横波速度，对于大多数岩石，Vs比Vp小1.6至2.4倍。一、正交多极子阵列声波测井技术简介 斯通利波(Stoneley slowness)，它是在发射器与接收器之间经井内泥浆传播但又受到沿井壁地层传播的滑行横波制导的一种

3、波，对地层的弹性及流体流动等性质非常敏感，速度低于井内泥浆的纵波速度，其幅度明显大于波列中其它成分的幅度。一、正交多极子阵列声波测井技术简介声波在介质界面传播特性一、正交多极子阵列声波测井技术简介遵循斯奈尔折射定律折射角900时的入射角 称为临界角 发射器向井内发射声波，由于泥浆声速V1小于地层声速V2，所以在井壁上发生声波的反射和折射。发射器是全方位的发射，因此必有以临界角方向入射到井壁上的声波，由此产生沿井壁传播的滑行波。同时滑行波传播使井壁附近的地层质点产生振动，必然引起泥浆质点的振动，在泥浆中也引起相应的波。一、正交多极子阵列声波测井技术简介一、正交多极子阵列声波测井技术简介常规声波测

4、井仅用到了纵波的信息纵波的应用纵波时差用于确定岩性、地层孔隙度以及地层压力；纵波幅度用于判断固井质量。纵波与横波的联合应用计算纵横波速度比，判断岩性及定性识别气层；结合纵波，利用幅度衰减信息定性判断裂缝发育段；横波在分析各向异性方面有突出优势；计算弹性模量和力学参数，分析岩层机械特性；井眼稳定性评价以及压裂高度预测。斯通利波的应用利用它的衰减可以进行地层渗透率的评价。一、正交多极子阵列声波测井技术简介 当地层横波速度大于流体声速时（快地层）满足临界折射条件，可以产生滑行横波并被接收。一、正交多极子阵列声波测井技术简介 在疏松的地层中，横波速度往往小于流体声速（慢地层），不能产生临界折射的滑行横

5、波，使得单极声波测井仪就不能探测到横波，因此丢失了大量的地层信息。一、正交多极子阵列声波测井技术简介一、正交多极子阵列声波测井技术简介单发单收与地震资料一起应用，用于提高时深转换精度。40年代单发双收声波可以反映地层孔隙度及岩性单个接收器信息不够可靠，加入第二个接收器（前苏联）引入威利时间平均公式计算孔隙度50年代mafmatttt一、正交多极子阵列声波测井技术简介补偿声波：双发双收补偿声波：双发双收1964年解决井眼尺寸变化、仪器倾斜及偏心的影响可观察到纵波、横波及其后续波，但当时采集系统只能记录纵波的波至时间，而无法记录横波及其后续波。发现：利用纵横波速度比判断岩性、利用纵横波幅度判断裂缝

6、。12ft8ft长源距声波阵列声波横波、斯通利波的探测得到显著改进，但仅在硬地层中有效。一、正交多极子阵列声波测井技术简介 使用了具有方向性的发射器和接收器，偶极发射器像一个活塞，使井壁一侧的压力增加，而另一侧压力减小，引起井壁出现扰动，这种扰曲运动产生的剪切挠曲波具有频散特性，在低频时其传播速度趋近于横波。 单极技术 偶极技术一、正交多极子阵列声波测井技术简介Bender BarsBender BarsDipole EmitterDipole EmitterMonopole Monopole EmitterEmitter一、正交多极子阵列声波测井技术简介MAC/ XMAC-II90年代 斯伦

7、贝谢 阿特拉斯一、正交多极子阵列声波测井技术简介 新仪器新仪器 - 5个发射器、个发射器、13组组104个接收器个接收器 得到原状地层纵波、快慢横波和斯通利波时差得到原状地层纵波、快慢横波和斯通利波时差 声波成像声波成像 识别不同原因引起的各向异性识别不同原因引起的各向异性 360度评价钻井对地层造成的损害度评价钻井对地层造成的损害 分析三轴应力分析三轴应力2005年斯仑贝谢Sonic Scanner电子线路接收器隔声体上邻近单极下邻近单极远单极9英尺10英尺11英尺9英尺正交偶极发射器一、正交多极子阵列声波测井技术简介1号单极发射器接收器隔声体发射器2号单极发射器X方向偶极发射器Y方向偶极发

8、射器接收器部分由八组接收器阵列组成，间距为6in(0.1524m)，R1与T2源距为10.8in（2.7432m）。单极子接收带宽120 kHz，偶极子接收带宽110 kHz。每个接收器位置上有两对接收器。一对同上偶极发射器方向一致，用于接收上偶极信号；另一对同下偶极发射器方一致，用于接收下偶极信号。发射器部分由四个发射器组成：两个单极发射器T1和T2（圆管状，发射频率215kHz、中心频率约8kHz）、两个相互垂直的偶极发射器T3和T4（长方形，薄片状，发射频率13kHz，中心频率2kHz）。一、正交多极子阵列声波测井技术简介每个深度点记录12个单极源波形，其中4个为记录普通声波时差的波形（

9、TNWV10）。现场所采集的数据一、正交多极子阵列声波测井技术简介8个为阵列全波波形（TFWV10），用于后期处理解释。一、正交多极子阵列声波测井技术简介每个深度点记录4组32个偶极源波形（TXXWV10、TXYWV10、TYXWV10、TYYWV10），即每个接收器记录XX、XY、YX、YY 4组偶极源波形，X、Y表示不同方位的发射器或接收器的方向，例如XY表示X方向发射器发射，Y方向接收器接收；YY则表示Y方向发射器发射Y方向接收器接收。一、正交多极子阵列声波测井技术简介推荐测速:-15英尺/分钟（4.6米/分钟）采样率:-推荐2采样/英尺井眼直径:4.5英寸到17.5英寸耐温: -350

10、F（177oC）仪器长度: -37英尺5.64英寸(11.42米)总重量: -780磅(354.1公斤)仪器最大直径: -3.88英寸测量方式: -居中井眼斜度: -垂直到水平最大压力: -138MPa仪 器 指 标一、正交多极子阵列声波测井技术简介一、正交多极子阵列声波测井技术简介一、正交多极子阵列声波测井技术简介第一道：BREAKOUT井眼扩径 GR自然伽马曲线 BIT钻头尺寸 CAL井径曲线第二道：深度道第三道：声波变密度图第四道：DTC纵波时差曲线 DTS横波时差曲线 DTST斯通利波时差曲线第五道：Vp/Vs纵横波速度比一、正交多极子阵列声波测井技术简介 根据XMACII获取的纵、横

11、波信息结合常规测井资料计算地层的泊松比、体积弹性模量、杨氏模量、切变模量、体积压缩系数、固有剪切强度等岩石机械特性参数。为压裂设计提供基础参数。正交多极子阵列声波测井技术简介一一 储层评价方面的作用二二 砂泥岩地层的井眼稳定性评价三三压裂高度预测与检测 四四汇 报 内 容XMAC-II测井技术在低孔渗储层开发中的应用1、岩性识别二、储层评价方面的应用常见介质的纵波速度常见介质的纵波速度 二、储层评价方面的应用2、计算孔隙度威利（Wyllie)时间平均公式mafmashSHmafmattttVCPttttmafmatttt二、储层评价方面的应用3、气层的定性识别中浅层砂岩气层，声波时差明显增大或

12、有周波跳跃。二、储层评价方面的应用纵横波速度比泊松比I I类气层I类水层PG101井纵横波速度比及泊松比统计图，峰值明显左移，减小趋势明显，含气异常明显。 地层中的气体使纵波时差变大，但由于横波不能在气体中传播，故对横波的影响很小，导致在含气地层中的纵、横波波速比有不同程度下降，含气饱和度越高，纵横波速度比下降越明显。二、储层评价方面的应用泊松比（POIS）POIS(0.5*SCRA2-1)/( SCRA2-1)二、储层评价方面的应用体积压缩系数泊松比重叠法。二、储层评价方面的应用岩芯100含水情况下纵横波速度关系图 偶极子声波在储层流体识别中的应用A2050井 通过实验分析建立100%含水情

13、况下纵横波速度关系，通过实测横波时差计算一条100%含水的视纵波时差曲线MDTS，然后与实际测量的纵波时差DTC相重叠，依据其差异面积大小，定性识别油气层。 二、储层评价方面的应用4、裂缝性储层的识别 利用声波全波列变密度图像的干涉条纹特征可以定性判断裂缝发育井段，前提是剔除泥岩、大井眼的影响。对于有效的孔洞及裂缝储渗系统，其间必然有地层流体，故而形成声阻抗界面，使得声波发生反射，而在填充的或闭合的裂缝处，则不能形成明显的声阻抗界面，因此变密度图上没有干涉条纹。 二、储层评价方面的应用二、储层评价方面的应用声波波形、幅度出现衰减，预示裂缝存在，成像上得以证实二、储层评价方面的应用5、斯通利波渗

14、透性评价 斯通利波是一种界面波，在井眼中传播时在有效渗透性层段使流体向地层流动，导致其能量降低，同时其时差增大；当斯通利波遇到与井眼相交的开口裂缝时，由于裂缝引起的较大声阻抗反差使斯通利波发生反射导致能量衰减，因此根据斯通利波的这种特征，可定性判断储层渗透性好坏等。但必须正确区分层界面反射和井眼突变造成的反射。二、储层评价方面的应用利用实测的纵横波时差和密度曲线、孔隙度曲线以及钻井液时差等资料计算出理论的斯通利波时差，它和实测斯通利波时差的差别即流体移动指数，可以指示斯通利波的衰减程度，从而进一步指示储层渗滤性高低和储层连通型好坏以及裂缝的有效性。 46644675段成象显示裂缝较发育，流体移

15、动指数较大，表明有一定的渗透性。二、储层评价方面的应用偶极声波各向异性处理结果显示，在34013406.8m井段各向异性很大，斯通利波能量衰减也较大，因此，认为井段34013406.8m裂缝的连通性、有效性最好，综合解释3394.83418.6m储层段为类气层。并确定对该段地层实施水平井钻探。 该井水平段酸化压裂后产稳定产量21.4104m3/d，是自建南气田勘探开发以来产量最高的一口井。建南气田JP5井二、储层评价方面的应用波形衰减明显，横波各向异性强烈，斯通利波反射较强烈，属有效裂缝。测试后天然气产量58.48104m3/d A川西坳陷XC气田X856井二、储层评价方面的应用正交多极子阵列

16、声波测井技术简介一一 储层评价方面的作用二二 砂泥岩地层的井眼稳定性评价三三压裂高度预测与检测 四四汇 报 内 容XMAC-II测井技术在低孔渗储层开发中的应用三、砂泥岩地层的井眼稳定性评价确定钻井液密度力学稳定窗口，上限为井壁不发生张性破裂的压力极限（破裂压力梯度），下限为不发生剪切破坏的压力极限（坍塌压力梯度）。确定钻井液密度水力安全窗口，上限漏失压力梯度，下限为孔隙压力梯度。坍塌压力梯度漏失压力梯度破裂压力梯度孔隙压力梯度钻井液密度三、砂泥岩地层的井眼稳定性评价钻井日志记录4284-4301米发生过漏失，漏失层位为沙四上纯下亚段。漏失岩性：灰色荧光细砂岩、荧光泥质砂岩，漏失原因：渗透性漏

17、失。 压裂缝漏失原因分析：1、钻井液密度为1.98g/cm3大于孔隙压力梯度而接近漏失压力梯度，循环起来将大于漏失压力梯度，在渗透性地层极易漏失；2、钻井液循环起来的密度有可能大于破裂压力梯度，产生压裂性破环。正交多极子阵列声波测井技术简介一一 储层评价方面的作用二二 砂泥岩地层的井眼稳定性评价三三压裂高度预测与检测 四四汇 报 内 容XMAC-II测井技术在低孔渗储层开发中的应用四、压裂高度预测与检测 1、地应力方向预测技术井壁崩落的方向指示最小水平主应力的方向，成像图上井壁崩落为垂直的暗色长条状、呈180对称分布。诱导缝为羽状、相互平行、呈180对称的高角度裂缝，走向通常平行于最大水平主应

18、力方向。四、压裂高度预测与检测 在构造应力不均衡或裂缝性地层中，横波在传播过程中通常分离成快横波、慢横波，且显示出方位各向异性，沿裂缝走向或最大主应力方向上传播速度比垂直于裂缝走向或最小主应力方向上传播的横波速度要快，这就称之为地层横波速度的各向异性。第一道：GR自然伽马曲线 API； DEV井斜； AZSH仪器方位曲线 第二道：深度道 m；地层各向异性玫瑰图 统计频率25米第三道：百分比地层各向异性(ANI) 平均百分比地层各向异性(ANIA)第四道：快横波波形(FWV) 慢横波波形(SWV) 计算各向异性开窗时间(WDST) 计算各向异性关窗时间(WEND) 第五道：各向异性成象图；第六道

19、：快横波方位角(FACR)四、压裂高度预测与检测 各向异性成果图四、压裂高度预测与检测 岩心非弹性应变恢复测量确定最大应力方向为446.4o声成像反映压裂缝方向为46o各向异性方向为51o四、压裂高度预测与检测 根据测井公司偶极声波图得出地应力方向，选取平均值，最后确定定向射孔方位为：88F170井号层位井段m破裂压力MPa施工压力MPa停泵压力MPa排量m3/min加砂量m3/mF170沙四下3805.0-3820.06042-495153.7F143沙四下3277.3-3320.96956-63625-5.54.4F167沙四纯下3617.2-3640.76465-706462.75施工压

20、力明显下降四、压裂高度预测与检测 Y935井成像用井壁崩落法、诱导缝法确定地层最大水平主应力方向为N125E。各向异性法确定地层最大水平主应力方向为N115E，压裂后用微地震法监测计算出的压裂裂缝方位N122.6E ，三者之间具有很好的对应性。 灰岩段各向异性方位为：北东南西向，可以反映裂缝的走向四、压裂高度预测与检测 四、压裂高度预测与检测 结合岩石力学评价结果计算地层初始破裂压力，模拟在一定压力递增下相应的压裂缝的纵向延伸高度。颜色每变化一次表示压力步长增加一个，其上下延伸的井段代表预测的压裂高度。2、压裂高度预测技术GBG1井计 算 地 层 初 始 破 裂 压 力 为6 7 . 7 M

21、p a ， 压 力 步 长 选 择0.5Mpa，压裂高度预测显示：5 个 压 力 步 长 以 内 即 压 力 为68.2-70.2Mpa时可确保65号层被压开，当增加到9个步长时，即压力为72.2Mpa时将下邻的水层压开，因此试油出水是正常的。应用压裂高度预测技术进行试油效果分析1065号层压裂施工所选择的施工压力为70.2-73.5Mpa，压裂后完全出水。B291井四、压裂高度预测与检测 四、压裂高度预测与检测 3、压裂高度检测技术在裂缝发育的井段，表现为强的各向异性。由于压裂缝的产生就会导致压裂前后各向异性的变化，由此就可判断压裂缝上下延伸的高度四、压裂高度预测与检测 套管井中同样可以获得裂缝导致的各向异性信息。长庆油田分公司曾开展了压裂前和压裂后的过套管