阵列声波测井海上油气田水力压裂效果评价技术

张明，刘峰，张博，张璋，祁晓，李东，张聪慧

1.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459

2.中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，天津 300459

经过60余年的发展与完善，压裂技术经历了探索、研究与开发的阶段，逐步发展成熟[1-2]。该技术由早期单纯以增产为目的的单项技术，逐渐发展为与勘探、开发、采油等专业相结合的综合技术体系，其配套发展的压裂效果评价技术更是有力推动了压裂工艺、技术、设备的不断进步。从油气田勘探开发的角度来看，深入了解和认识压裂裂缝的几何形态、延伸情况、发育程度、分布及方位等信息，对于后续油气勘探开发至关重要，充分说明了压裂效果评价的重要性，国内外各大油气田都开展了大量的研究工作。然而，由于压裂系统本身所具有的多目标性、多层次性、动态性、信息不完备等特点，使压裂效果评价成为一个复杂而又困难的问题[3]。

压裂效果监测常采用井温法、放射性测量法等常规压裂监测技术，但在实际应用过程中上述方法均表现出压裂层段定位不准、环境污染等局限性[4]。目前非常规油气勘探主要应用微地震监测技术进行压裂效果监测，该技术主要通过在邻井中(或地面)布设检波器，通过监测压裂井在压裂过程中诱发的微地震波来描述压裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布，能够实时提供压裂施工过程中产生的裂隙高度、长度和方位角等信息[5]。但是由于海上作业成本问题以及作业难度的限制，微地震技术目前无法应用于海上压裂效果评价[6]。利用正交偶极各向异性反演评价压裂缝高度也是较为传统的压裂效果评价技术[7]，在世界范围内获得了较为广泛的应用，该方法直观准确，但也存在很多局限性，会受压裂缝网形态[8]、地层相对于井眼的角度等影响，且手段单一，无法精细刻画压裂对井壁附近地层的改造作用，不能满足海上储层压裂效果评价的需求。

为了满足渤海油田储层压裂效果评价需求，笔者提出了一种基于阵列声波测井资料的水力压裂效果评价技术，该技术主要采用在压裂前、后分别进行阵列声波测井，再利用压裂前、后的声波时差，横波幅度，径向速度剖面的差异评价压裂缝高度，结合偶极声波远探测成像技术，在一定程度上评价压裂缝高度，实现了对储层压裂缝高度的定性评价。该评价技术在渤海油田开发井中取得了良好的应用效果。

1 水力压裂效果评价技术

1.1 声波时差、横波幅度响应特征分析

为研究地层在压裂作业前后，井孔声场中地层时差、横波幅度的变化情况，本文建立了压裂地层模型，采用有限差分数值模拟压裂后地层时差、横波幅度的测井响应特征。实际地层中介质通常是非均质的，地层在压裂作业之后，由于水力压裂区域的地层通常会呈现出各向异性和随机特性，因此本次研究利用随机介质模型来描述岩石中的非均质起伏变化[9-11]。二维井孔水力压裂模型如图1所示，设置垂直于井眼方向X的长度为20 m，沿井眼方向Z的长度为30 m，建立坐标轴，井眼中心轴所在位置为X=0，经过模拟水力压裂区域的椭圆随机介质中心点坐标为(0，15)，X方向轴长为14 m，Z方向轴长为10 m，模型具体参数见表1。

表1 模型计算参数

图1 二维井孔水力压裂模型

将位移运动方程离散化得到二维弹性波动方程的有限差分形式[12]，如式(1)所示：

(1)

模拟例子中假设点源和接收阵列均处于井眼中心轴的流体中(X=0)。首先分别模拟压裂前的均质地层与压裂后的非均质地层中，单极子、偶极子两种声源下的单极声波测井阵列波形、偶极声波测井阵列波形，计算所用声源类型为雷克子波，声源中心频率分别为10、3 kHz，声波仪器源距为3 m，间距为0.152 4 m。数值模拟结果如图2所示。图2(a)为压裂前、后的单极声波测井理论模拟阵列波形。与压裂前的地层纵波(红色曲线)相比，压裂后地层中的地层纵波(黑色曲线)到时明显滞后，说明地层受水力压裂作用，地层破碎带的地层纵波速度明显降低，且压裂后的纵波初至斜率明显小于压裂前的，即地层纵波时差明显增大；图2(b)为压裂前、后的偶极声波测井理论模拟阵列波形，压裂前、后的偶极横波初至与图2(a)中单极纵波初至呈现相同特征，说明地层破碎带处地层横波时差同样明显增大。因此，地层受水力压裂作用之后，压裂前、后的地层纵波、横波时差的差异可以反映地层的压裂情况。通过对比压裂前、后的地层纵、横波时差变化，时差差异明显井段即为压裂缝存在的位置，该井段长度即压裂缝沿井壁延伸的高度。利用声波时差评价地层的压裂情况存在一定的局限性，根据本多夫定律[13]，声波在射线出射处沿井轴方向的视速度等于声波在其最大穿透深度处的地层速度，该视速度即为波在阵列中传播的平均速度[14]，该视速度的倒数即为声波时差。当地层压裂规模不大时，压裂前、后的地层纵、横波时差均为原状地层纵、横波时差，没有明显差异，此时通过对比压裂前、后的地层纵、横波时差变化不能评价地层的压裂情况。

图2 压裂前、后的单极、偶极声波测井阵列波形理论模拟

为了进一步研究偶极横波幅度在压裂前后的响应特征，本文对模拟所得压裂前、后的单道偶极声波测井波形进行了分析，如图3所示。其中红色波形为模拟所得压裂前均质地层的单道偶极声波波形，黑色波形为模拟所得压裂后非均质地层的单道偶极声波波形。与压裂前相比，压裂后的偶极横波幅度明显降低，说明压裂使井壁周围岩石破碎，井壁附近地层非均质性增加，声波从声源到接收器传播时，受地层非均质性影响，偶极横波幅度明显降低，因此压裂前、后的横波波幅变化可反映地层的压裂情况。

图3 压裂前、后的单道偶极子声波测井理论模拟波形

基于上述数值模拟结果，利用压裂前、后的声波时差、横波波幅差异进行储层压裂效果评价。本次研究采用均方根法计算压裂前、后阵列声波的横波幅度，公式如下：

(2)

由于压裂前、后的井况存在差异，所以仅利用横波幅度绝对值难以对压裂程度进行准确描述，对此，引入横波幅度相对值。在压裂未波及且井况良好的井段，横波幅度在压裂前、后可视为无变化，可将该井段压裂前的横波幅度曲线设置为基准线，通过线性移动该井段压裂后的横波幅度曲线，使之与基准线重合，即可获得横波幅度校正量，然后对全井段压裂后的横波幅度曲线采用该校正量进行校正，校正完毕后与压裂前的横波幅度曲线进行对比。

当储层未被压裂时，压裂前、后的横波幅度无明显差异；当储层被压裂后产生明显压裂缝时，压裂后的横波幅度明显下降，通过对比压裂前、后的横波幅度变化，横波幅度差异明显井段即为压裂缝存在的位置，该井段长度即压裂缝沿井壁延伸的高度。

利用横波幅度评价地层的压裂情况存在一定的局限性，当压裂前、后测井作业选用的声波测井仪器不同时，压裂前、后的横波幅度受仪器类型影响存在明显，此时通过对比压裂前、后的横波幅度变化已不能真实地反映地层的压裂情况。

1.2 声波各向异性反演技术

在裸眼井情况下，采用声波各向异性反演技术可进行压裂效果评价，主要利用偶极横波在各向异性地层中产生的横波分裂现象，通过对比压裂前、后的地层各向异性结果能够对压裂缝沿井壁纵向发育范围(通常称为“压裂缝高度”)进行准确评价，但利用该方法进行压裂效果评价仍存在问题。当压裂作业所造成的缝网系统不是主缝，而是没有优势方向的网状裂缝时，偶极横波不发生分裂，导致压裂前后各向异性基本无变化，此时采用声波各向异性反演技术难以对压裂效果进行有效评价。

现阶段大多数压裂作业均在套管井中进行，为了进行压裂效果评价，需要在套管井中进行阵列声波测井，这时需要考虑套管对阵列声波测井资料的影响。在套管井情况下，现已证明透过套管测量地层横波各向异性的可行性[15]，如果套管与水泥层、地层之间固井质量良好，则采用偶极声波测井可以测量地层的横波各向异性，但如果套管与水泥、地层之间固井质量不好，套管中激发产生的管波与偶极子波互相干扰，尤其当管波速度与偶极子波速度相当时，会严重影响偶极声波测量结果。此时，利用声波各向异性反演技术获得的地层各向异性结果中包含了套管的影响，不能真实地反映地层压裂效果，为该项技术的应用带来了一定困扰。

1.3 纵波走时层析成像技术

纵波走时层析成像技术能够很好地解决上述问题，该技术主要采用唐晓明等[14]、HORNBY[16]提出的射线追踪法建立纵波径向速度剖面，对于均质地层，纵波以沿着井壁的滑行纵波传播，其到达每一个接收器的波至时间(即波的走时)应为等差特征，包含地层的真实速度信息。对于径向速度发生变化的地层，射线由浅到深折射进入地层后，以滑行纵波传播，再由深到浅折射回接收器，具体传播路径如图4所示[17]。由纵波的传播路径可知，纵波走时中包含了仪器探测范围内地层速度变化情况，因此采用纵波走时层析成像技术可以重建井壁附近地层的速度变化剖面。

注：Rdf表示仪器到深部地层的距离，Rmf表示仪器到中部地层的距离，Rsf表示仪器到浅部地层的距离，Rbh表示仪器到井壁的距离。

压裂能够造成井壁周围岩石破碎并产生大量压裂缝，进而形成岩石孔隙体积的增加(一般称为“岩石的扩容”)，而岩石扩容会造成岩石弹性波速下降已被大量实验数据证实[18]。随着径向距离的增加，岩石破碎扩容程度也逐渐减弱，而纵波走时层析成像技术恰好能够对该现象进行良好表征。当压裂效果差或井壁不存在压裂缝时，由于径向速度未发生明显变化，因此声波径向速度剖面成像结果无异常显示。当压裂效果较好、近井壁破碎程度较高、破碎程度随径向距离增大而减弱时，声波径向速度剖面成像结果会有明显表现，通过分析压裂前、后声波径向速度剖面的差异，主要包括径向深度是否明显加深、径向速度变化量是否变大，从而确定压裂缝位置，径向速度发生变化的井段长度即为压裂缝沿井壁延伸的高度，同时该技术不受仪器类型、地层压裂规模、压裂缝形态等因素的影响，能够直观显示近井壁附近地层的压裂情况。

1.4 偶极声波远探测成像技术

TANG[19]于2004年提出了偶极声波远探测技术，首次把偶极子用于单井反射声波测井中。该技术主要采用偶极子声源从井内向井外发射横波，将井中接收到的由井外地质体反射回来的横波进行处理，对井旁地质构造进行成像。利用该技术径向探测深度远这一优势，在压裂效果评价中引入该技术，通过对比压裂前、后各方位上，声波远探测成像差异，对远井壁压裂改造程度进行定性评价。

地层被压裂之后，一般会在地层中产生压裂缝，在主压裂缝周围都会产生大量的井旁微裂缝(见图5)。为了进一步分析这些压裂缝在声波远探测成像中的成像特征，通过正演模拟了网状缝形态下的反射波声场，然后采用偶极横波远探测技术对所测声波测井资料进行处理，获得相应的远探测成像图，结果如图6所示。图6(a)为正演模拟建立的网状缝模型，利用Born近似计算得到该模型的偶极散射波场响应特征[20]，图6(b)为偶极声波远探测成像图。从数值模拟结果可知，网状缝的形态主要由近井壁附近形成与井轴垂直的主压裂缝、远井壁处主压裂缝周围产生大量的井旁微裂缝组成。由于主压裂缝与井轴垂直，井内接收不到其反射回来的横波信息，在远探测成像图中近井壁附近没有主压裂缝的反射信息，在远井壁处可以看到与地质模型尺寸大小相当的“长弧状”反射信息，这是沿主裂缝上下扩展形成的井旁微裂缝界面的反射信息。

图5 压裂后裂缝发育切面图

图6 网状缝数值模拟及成像结果

基于上述研究，地层在受到水力压裂作用后，在近井壁附近，压裂前、后的地层纵、横波时差的差异、地层横波幅度差异、声波各向异性、径向速度剖面差异均可以反映地层在近井壁处的压裂情况，尤其是压裂缝沿井壁延伸的高度。但前3种参数在应用中具有一定的局限性，径向速度变化具有更好的适用性，因此，当不同方法给出的压裂缝高度不同时，以径向速度剖面差异的评价结果为准；在远井壁处，采用偶极声波远探测成像技术能够评价压裂缝在远处的展布情况。鉴于上述分析，本文提出了一种水力压裂效果综合评价技术，主要利用压裂前、后的声波时差、横波幅度、径向速度剖面的差异对近井壁处压裂缝高度进行评价，同时结合偶极声波远探测成像技术，在一定程度上评价远井壁处的压裂缝高度，通过“远近结合”的方式，实现了对储层压裂缝高度及压裂程度的定性评价。

2 应用实例

水力压裂效果综合评价技术在渤海油田开发井储层压裂效果评价中进行了现场应用，取得了较好的应用效果。渤海油田某开发区块目前共计完钻13口探井，在新近系明化镇组明下段、馆陶组以及古近系的东营组和沙河街组均钻遇了良好的油气显示，且该油田在开发阶段获得了良好的油气产出。为了完善注采井网、提高油田开发效果，设计了一口开发井，该井主力目的层为沙河街组，其储层孔隙度范围为12.9%～19.7%，平均孔隙度为16.5%，渗透率范围为2.5～39.9 mD，平均渗透率为19.7 mD，属于中低孔渗储层。仅依靠其自身的产能难以形成工业油气，为了释放产能获得更好的油气产出，对该井沙河街组沙Ⅰ段中3 941.0～3 943.0 m井段，采用负压返涌方式进行了射孔压裂作业。

该井于压裂作业前、后的套管井中分别进行了阵列声波测井，采用水力压裂效果综合评价技术对压裂前、后的阵列声波资料进行了处理。图7是该井压裂前、后的水力压裂效果综合评价技术处理成果图。该井压裂前全井各向异性较稳定，各向异性度为4%～8%，压裂后各向异性度变化不大，无法判断压裂缝高度，需要进一步对压裂前、后的声波时差、横波幅度、径向速度剖面、声波远探测结果进行综合分析。

在3 932.2～3 946.0 m井段，压裂后的地层纵波、横波时差明显增大，地层横波幅度明显降低，其中纵波时差平均增量为6 μs/ft，横波时差平均增量为16 μs/ft，横波波幅平均降低47%；压裂前、后的地层径向速度剖面差异明显，对压裂前、后速度剖面进行做差处理，如图7中的第7道所示，该井段径向速度剖面变化最为显著，表现为纵波速度明显小于原状地层纵波速度。综合上述测井响应，说明3 932.2～3 946.0 m井段近井壁附近的地层被压开，形成了一定规模的压裂裂缝，为压裂主要作用段，近井壁压裂缝高度为13.8 m。为了进一步得到该井压裂后远井壁处的压裂缝发育情况，对压裂前、后的阵列声波数据进行了偶极横波远探测成像处理，结果如图7中的第8道和第9道所示。在3 929.0～3 947.0 m井段压裂后井旁存在明显的强反射界面，显示该井段地层被压开，近井壁压裂缝高度约为18 m。

从分析结果来看，在3 932.2～3 946.0 m井段地层在近井壁和远井范围内都发生了破裂，且地层横向延伸主裂缝发育在该井段内，随着主裂缝在地层中延伸，主压裂缝周围产生了大量的井旁微裂缝；远探测成像图中显示，至少在10 m范围内看到了明显的“长弧状”反射信息，结合正演模拟结果，该反射信息为井旁微裂缝反射界面，说明该井至少在10 m范围内形成了明显的“压裂体积改造”。

在3 903.0～3 911.0 m井段，压裂前、后的径向速度剖面差异明显，然而该井段单极全波中首波为能量较强的套管波，说明本井段固井质量较差，认为该差异可能受到套管波的影响不能完全反映地层压裂效果。进一步结合声波时差、横波幅度曲线、声波远探测结果，地层纵波、横波时差有所增大，地层横波幅度明显降低，远探测成像没有明显差异，认为该井受压裂作业影响，水泥环中出现流体流动通道，压裂液沿着流动通道进入3 903.0～3 911.0 m储层中，仅对该储层近井壁附近造成了小规模改造，近井壁压裂缝高度为8 m，远井壁处未受到压裂作业影响。

总体来看，该井在近井壁附近产生压裂缝高度为21.8 m，远井壁至少在10 m范围内形成了明显的“压裂体积改造”。该井压裂前没有自然产能，压裂改造后产油120 m3/d，产气110 m3/d，其中压裂液返排率高达90%，压裂效果较好，不论是压裂前、后产能的变化还是压裂液返排率，均验证了水力压裂效果综合评价技术在储层压裂效果评价中的正确性及有效性。由于阵列声波测井仪器采集记录时间有限，结合该井声波时差信息，该井声波远探测成像只能探测到井外10～15 m，因此，无法对该深度范围之外区域进行评价。

3 结论

1)阵列声波测井是海上储层压裂效果评价的重要手段，应用结果表明，当地层进行射孔、压裂等储层改造作业时，若形成单一方向的裂缝，通过对比压裂前后的时差各向异性即可较好地评价裂缝高度，若形成的是网状缝，那么利用各向异性技术就难以进行压裂效果评价。

2)为了满足海上储层压裂效果评价需求，提出了一种基于阵列声波测井资料的水力压裂效果综合评价技术。通过数值模拟，压裂后的声波时差有所增大、横波幅度明显降低。因此，可利用压裂前、后声波时差、横波幅度的差异、声波各向异性及纵波走时层析成像技术，来定性评价近井壁处储层压裂缝高度，同时结合偶极声波远探测成像技术，在一定程度上评价远井壁处压裂缝展布深度，通过“远近结合”的方式实现对储层压裂缝高度及压裂程度的综合评价。

3)通过采用基于阵列声波测井资料的水力压裂效果综合评价技术处理渤海油田某开发井资料，表明在各向异性反演等方法失效的情况下，该技术在固井质量、扩径等因素干扰的影响下，依然能够评价储层压裂缝高度，最终结合现场压裂产能及压裂液返排信息，验证了该技术的正确性及有效性。