0 引言

随着油气勘探、开发范围的不断扩大，变质岩储层也受到越来越多的关注。变质岩储层作为一种特殊岩性储层，由岩浆岩或沉积岩经变质作用形成，原岩的成分、结构和构造等都发生了改变。与一般沉积岩储层相比，变质岩储层在元素成分、矿物组成和岩石结构等方面更复杂，且由于变质相带的差异性和构造运动的复杂性，变质岩储层具有非均质性强、岩性复杂、岩相变化快以及储集空间类型多样等特点^[1-3]。同时，变质岩储层通常要经过改造才具有产能，压裂和酸化等施工过程也会影响储层评价及流体识别。因此以往的沉积岩储层测井解释评价标准对变质岩储层已不再适用^[4]。

前人研究了变质岩储层评价方法。张锐锋等^[5]利用常规测井、成像测井和阵列声波测井评价不同类型变质岩储层，认为斯通利波幅度衰减越明显则储层品质越好。Kondakov等^[6]根据测井和岩心分析识别变质岩储层。秦瑞宝等^[7]利用声波测井评价变质岩储层裂缝，由快、慢横波之间的速度差计算地层的各向异性属性，同时利用偶极横波远探测技术探测井外数十米内的裂缝。朱林奇等^[8]制作多种测井数据交会图建立交会图板，得到了变质岩的水平井测井响应。Han等^[9]基于全岩分析和测井、地震资料评价变质岩的岩性和储层性质，进而探讨储层形成的主要因素。白松涛等^[10]根据变质作用类型和成因将变质岩分类，并建立多种测井参数交会图，了解了不同变质岩的测井响应特征。黄烈林等^[11]通过消除致密层的测井响应划分变质岩储层裂缝。Liu等^[12]利用裂缝分形维数和模糊数学评价变质岩潜山裂缝储层。李国军等^[13]采用正交偶极声波测井评价鄂尔多斯盆地变质岩储层，结合声波变密度图像与斯通利波反射系数识别并评价裂缝。

目前主要利用常规测井识别变质岩岩性进而评价储层，利用阵列声波测井评价变质岩储层有效性的研究较少。为此，本文以渤中19-6气田变质岩测井资料为基础，分析阵列声波测井的响应特征，基于常规声学参数计算提出平均衰减计算方法；通过定量研究多种声学参数与不同储层之间的相关性，提炼出对有效储层敏感的声学参数，建立基于敏感声学参数的储层有效性评价图板与方案。所提方法为准确识别渤中19-6气田变质岩有效储层提供了新思路，为提高储层产能奠定了基础。

1 地质背景

渤海湾盆地经数十年的勘探、开发，以往人们认为该盆地的产油量远大于产气量。为了勘探深层油气，近年在渤海油田发现了渤中19-6大型整装凝析气气田，是渤海湾盆地的最大气田，探明储量超过千亿立方米，颠覆了渤海湾盆地产气量低的认识^[14-16]。渤中19-6气田位于渤中凹陷西南部，经历了加里东和印支等多期构造运动，主要目的层为太古界变质岩潜山^[17-18]，储层的主要岩性为二长片麻岩、斜长片麻岩以及混合片麻岩等，主要矿物为长石、石英和云母^[19-20]。渤中19-6气田作为变质岩气藏，与沉积岩气藏相比，原生孔隙一般不发育，具有低孔(孔隙度为2.7%~12.8%，平均值为5.3%)、低渗(渗透率为0.01~11.81mD，平均值为0.733mD)的特点。受长期的构造运动及风化淋滤等内、外力作用影响，储集空间以裂缝为主^[21-23]。由于上述储层特征，因此识别有效储层难度大。现场通常根据储层油气产量是否具有商业开采价值将储层分为有效储层与无效储层，而对于新发现储层，一般根据前期研究经验，利用优势岩性、物性参数、裂缝发育情况等指标识别有效储层^[1]。

2 阵列声波测井资料处理与分析

阵列声波测井于20世纪80年代末推出，测井仪器源距长，间距一般为6in，接收探头个数一般为8~12。与长源距声波测井相比，阵列声波测井性能得到进一步提升，信噪比更高，发射探头频率更低，在斯通利波测量方面有着显著优势。阵列声波测井资料中包含各组分波的慢度、衰减、幅度、能量等多种声学参数，这些声学参数与孔隙度、渗透率、裂缝发育情况等储层物性参数密切相关^[24-27]，因此可以用于识别并评价有效储层。

2.1 时差提取方法

声波时差也称之为慢度，是指速度的倒数。在处理阵列声波测井资料时，通常使用慢度—时间相关(slowness-time coherence，STC)法寻找各组分波并计算时差与能量。STC法是一种时域内的多道信号相关分析技术，通过开设时窗并移动寻找各组分波^[28]。

假设阵列声波测井仪器有M个接收探头，且每两个相邻接收探头之间均间隔Δz，第m个接收探头的全波列信号为r_m，当时窗长度为T_w时，任一时刻t的相关系数有以下关系

$ \rho^2(s, \tau)=\frac{\int_0^{T_{\mathrm{w}}}\left\{\sum\limits_{m=1}^M r_m[t+s(m-1) \Delta z+\tau]\right\}^2 \mathrm{~d} t}{M \sum\limits_{m=1}^M \int_0^{T_{\mathrm{w}}}\left\{r_m[t+s(m-1) \Delta z+\tau]\right\}^2 \mathrm{d} t} $

(1)

式中：ρ为相关系数；s为时窗移动的时差；τ为时窗在第一道波形的位置。

通过计算式(1)得到ρ∈[0, 1]。当ρ=1时，波形形态完全相同；当ρ=0时，波形之间不具有相关性。ρ与时间和慢度有关，当各组分波到达且慢度为各组分波的慢度时，ρ达到最大，此时对应的慢度就是该组分波的时差。

2.2 阵列衰减计算原理

阵列衰减是通过计算不同接收器接收波形的幅度关系得到的。首先计算不同接收器波形幅度比值的对数，然后通过最优化线性拟合的方式计算阵列衰减^[29]。通常由

$ \mathrm{ATTU}=\frac{20 \lg \frac{\mathrm{AMP}_n}{\mathrm{AMP}_m}}{(m-n) \mathrm{d} S} $

(2)

计算波形衰减ATTU。式中：AMP_n和AMP_m分别为第n和第m个接收器波形的幅度；dS为接收器间距。

2.3 平均衰减计算原理

以致密无效层的模式波幅度为参考值，取参考值与同一接收器实际接收波形中目标模式波的幅度比值的对数为模式波平均衰减ATTU_a，即

$ \mathrm{ATTU}_{\mathrm{a}}=\lg \frac{\mathrm{AMP}_0}{\mathrm{AMP}_i} $

(3)

式中：AMP₀为致密无效层的模式波幅度；AMP_i为同一接收器在第i个深度点实际接收波形中目标模式波的幅度。

一般选择波形幅度无异常且源距相对较小的接收器。与阵列衰减相比，平均衰减能消除接收器响应一致性的影响。另外，对于岩性相同或相近的储层，由式(3)得到的ATTU_a可以较好地消除或减弱岩性影响，从而主要体现基质孔隙和裂缝的贡献，进而更好地反映孔隙和裂缝发育情况，但ATTU_a的分辨率相对较低。

2.4 斯通利波反射系数计算原理

在声波全波列中，相对于其他组分波，斯通利波频率低(低于3kHz)、能量高、到时晚。通过滤波处理分离波场，可以得到直达斯通利波、上行和下行反射斯通利波。由于波列记录时间长，斯通利波对裂缝和层界面非常敏感，在裂缝和层界面处存在明显的反射斯通利波，因此利用分离得到的斯通利波反射系数可识别与评价裂缝^[30]。波场分离后分别对直达斯通利波和反射斯通利波波形作快速傅里叶变换获得频谱，则斯通利波反射系数为

$ r(f)=\frac{X_{\mathrm{R}}(f) X_{\mathrm{D}}^*(f)}{\max \left[X_{\mathrm{D}}(f) X_{\mathrm{D}}^*(f), 0.01 E\right]} $

(4)

式中：X_D(f)为直达斯通利波幅度，f为频率；X_D^*(f)为X_D(f)的共轭；X_R(f)为反射斯通利波幅度；E为直达斯通利波幅度的最大峰值。

2.5 斯通利波渗透率计算原理

斯通利波在井下沿着井壁传播，由于受地层特性以及井中流体变化等因素的影响，斯通利波的波形和能量会产生变化，时间和频率会发生偏移。通过模拟井下条件得到合成斯通利波，其与实际斯通利波之间的差别主要由渗透率造成^[31]，由此可以反演渗透率，即利用理论计算与实际测量的斯通利波时间延迟和频率偏移，建立渗透率反演目标函数^[32]。

2.6 变质岩储层阵列声波测井资料分析

图 1为渤中19-6气田X井阵列声波解释成果。可见：①有效储层段的纵波、横波、斯通利波的时差值明显增大，部分深度段的纵波时差大于80μs/ft；纵波、横波、斯通利波的阵列衰减增大；有效储层段的纵波、横波、斯通利波的平均衰减明显增大；有效储层段的斯通利波渗透率和反射系数增大，说明可能存在裂缝(电成像资料处理结果证实该深度段裂缝较发育)。②上述曲线值在无效储层段均又降到低值。③幅度曲线变化则与上述情况相反，即在有效储层段降低，并且斯通利波幅度曲线变化不明显。④由于岩石的各向异性，导致快横波与慢横波出现分裂现象。

通过以上测井响应特征可知：①阵列声波模式波的时差、阵列衰减、平均衰减、斯通利波渗透率以及反射系数对储层可能较敏感，在有效储层段曲线值呈增大趋势，且平均衰减和斯通利波反射系数增大指示存在裂缝；②在有效储层段幅度曲线值呈减小趋势，但部分深度段变化不明显，对储层不敏感。上述测井响应特征为利用阵列声波测井资料评价变质岩储层有效性奠定了基础。

3 基于声学参数的储层有效性评价方法 3.1 储层敏感声学参数分析

通过软件处理阵列声波资料后，通过计算得到11种声学参数，根据研究区各井综合解释分层数据表优选层厚大于1m的储层，统计各储层段声学参数的平均值建立交会图(图 2~图 7)。

由图 2~图 5可见，有效储层与无效储层样点明显分布在不同区域，据此能够明显地区分有效储层与无效储层。由图 6、图 7可见，由于斯通利波渗透率以及反射系数值偏小，导致有效储层与无效储层样点部分区间重叠，且反射系数在识别裂缝时存在分辨率不高和易受无效裂缝干扰等问题^[30]，在识别有效储层时只能作为辅助参考。上述现象说明，由现有方法计算的斯通利波渗透率和反射系数对储层不敏感，需要结合其他资料评价。上述分析表明，纵波、横波以及斯通利波的时差、阵列衰减、平均衰减是对储层有效性敏感的声学参数，可建立图板识别有效储层。

3.2 储层有效性评价图板

对于上述9种敏感声学参数，两两组合建立图板，由其中5张图板(图 8~图 12)可见，区分效果均具有较高的符合率，能较准确地识别有效储层。

3.3 储层有效性评价标准

由以上5张图板可以看出，有效储层与无效储层主要分布在不同区域，由此可以得到储层有效性评价标准(表 1)。在处理阵列声波测井资料得到敏感声学参数平均值后，根据图板及评价标准，可以较准确地识别有效储层。

4 应用实例分析

为了检验上述图板的应用效果，另取渤中19-6气田A、B和C三口井的阵列声波测井资料，经处理后提取敏感声学参数，并统计平均值，共得到35个不同深度段的声学参数平均值，代入以上图板得到验证结果(图 13~图 17)。

根据以上验证结果统计有效储层准确识别的层数，结果表明，35个井段的评价结果符合率达91.43%。对比试油结论表明：A井3879~3998m层段试油，获日产油136.72 m³、日产气141138m³，为高产凝析气层，该井储层声学参数投点在图板中主要分布于有效储层区域；B井4534~5079m层段试油，获日产油111.12 m³、日产气103222m³，为高产凝析气层，该井储层声学参数投点在图板中主要分布于有效储层区域；C井4624~5367m层段试油，获日产气10986m³，为低产凝析气层，该井储层声学参数投点在图板中主要分布于无效储层区域。

由此说明，采用上述有效性评价图板识别有效储层准确率较高，具有一定的可行性，能够满足现场应用需求。

5 结束语

通过分析和提炼对储层敏感的声学参数，建立了评价储层有效性的图板与标准，应用结果表明该方案能够满足现场应用需求，并取得如下认识：

(1) 在处理阵列声波测井资料时，可以得到多种声学参数，其中纵波、横波、斯通利波的时差、阵列衰减以及平均衰减对储层较敏感，在有效储层段曲线值呈增大趋势，可以用于评价储层有效性。

(2) 将敏感声学参数两两组合建立交会图板，可较好地区分有效储层与无效储层。渤中气田三口井数据验证结果的符合率达91.43%，同时与试油结论吻合，证明所提方法可评价渤中地区储层有效性。

(3) 影响斯通利波渗透率和反射系数计算结果的因素较多。计算结果数值偏小，统计结果易受极值影响。因此这两种参数在储层有效性评价时只能作为辅助参考，需要结合成像或岩心等资料进一步证实。