2016, Vol. 31
声波测井作为地球物理测井的重要分支，以地下岩石的声学物理特性研究为理论基础，在矿产资源及石油工业的勘探中发挥着重要作用(楚泽涵，2005).于井筒内通过测井方式获取的高精度地层纵波(P)、横波(S)信息是油气勘探开发过程中的储层识别、储层物性参数计算、地层各向异性分析、地层岩石力学性能研究、裂缝有效性识别、储层压裂评价、地震叠前反演、合成地震记录等工程领域进行定量数据运算或定性评价的必要参数，然而纵波波速容易通过声速测井获得，横波波速不易获取.
在偶极声波测井技术出现之前，主要是通过单极子声波全波列测井技术进行快速地层(Vp>Vs>Vf：其中Vp为纵波波速，Vs为横波波速，Vf为井筒内流体声速)的横波采集，在慢速地层(Vp>Vf>Vs)及井况差的地层，声波信号无法以临界角状态进入地层激发滑行横波，单极子测井系统就无能为力了；偶极声波技术通过偶极子声源激发和接受弯曲波(Flexural wave)，实现地层横波的等效测量，弥补了上述劣势(Patterson and Tang，2005).
20世纪80年代，油气勘探过程中地质、物探、钻井、油藏工程等各方对横波信息的大量需求，井孔声场模拟技术及计算机技术的进步等多种因素共同推动了偶极声波测井技术研究的发展和进步.国际上，Kitsunezaki于1980年进行了偶极横波测井的研究，在浅层裸眼井中获取了可靠的横波信号；1984年，美孚石油公司的Zemanek等人首次研究完成了偶极声波测井技术，在现场硬地层和松散地层中进行了横波数据连续测量，其中在硬地层中获得的横波数据与单极长源距声波测井获得的横波数据对比性非常好；1985年，Everhart和Chang针对套管井中进行偶极横波测井进行了理论研究.此后不久，国外测井公司陆续向市场推出了各自的偶极声波测井仪器，其中主要有斯伦贝谢的偶极声波成像仪DSI——Dipole Shear Imager(Riskallah et al.，1990)，声波全波列扫描仪Sonic Scanner(2005)；阿特拉斯的多极子阵列声波测井仪MAC——Multipole Array Acoustic log(1992)、正交偶极子阵列声波测井仪XMAC、XMACII(90年代末)；哈里伯顿的低频偶极横波测井仪LFD——Low-frequency Dipole Sonic(Sharbak，1994)，正偶极子阵列声波测井仪WSTT——Wave Sonic Tool(Kessler and Varsamis，2001).
同时期国内江汉石油学院朱云生等学者于1989年进行了横波测井的理论研究，通过模拟计算证实了偶极声源可获得最强的横波接收信号；南京大学声学研究所朱正亚，须方等(1990，1991)年制成了单发双收偶极子直接横波测井系统，并进行了人工模拟和现场实际测量；然而由于国内当时测井仪器制造技术上的“瓶颈”，最终没有形成能够投入商用的成熟的偶极声波测井系统.20世纪90年代末至21世纪初，国内大庆、胜利、辽河等多个油田引进当时国外测井公司主流测井系统的同时对相对应的偶极声波子系统进行了广泛引进，并进行了相关的仿制、系统升级等工作.2006年8月至2007年底，中国石油大学(北京)与中油测井联合开发的MPAI多极子阵列声波测井仪，在华北、胜利、大庆及吉林油田多口井中进行了试验测井，仪器工作良好，可在各种地层中获取地层的纵横波以及各向异性信息(李玉霞和李亚敏，2008；卢俊强等，2008；乔文孝等，2008；王瑞甲等，2008)，中海油服于2009年推出了EXDT正交偶极阵列声波测井仪(刘西恩等，2010)，在陆地及海上平台均取得了合格声波资料，实现了偶极声波测井仪的国产化.总体来说，国内偶极声波仪器的研制与开发与国外公司相比比较滞后.
偶极声波测井仪的投入使用有效解决了软地层中的横波测量问题，同时大幅拓展了声波测井资料的应用能力，经过近30年的发展，如今其应用及研究均已比较成熟，国内外在对偶极声波测井仪器原理及数据处理研究方面也更加深入.本文即从工作原理及仪器结构、资料处理及应用几个方面介绍偶极声波测井技术应用现状，并对其技术上的研究进展及发展方向进行了说明和讨论.
1 工作原理与仪器结构1.1 工作原理单极子远源距全波列测井可在硬地层中依次接受到纵波、横波、斯通利波.前已述及，单极子全波列测井无法进行慢速地层横波信息采集(图 1).
 | 图 1 井筒内单极子全波列波形示意图 Fig. 1 Waveforms measured in the borehole using a monopole source in fast and slow formations |
偶极声波测井技术采用偶极子换能器侧向受压产生振动，垂直作用井壁使井壁表面发生挠曲，激发弯曲波和地层纵波、横波，弯曲波沿井壁四周向上传播，由接收器接受.地层纵、横波均为体波，传播过程中几乎不频散，弯曲波为界面波，具频散特性，慢度(时差)随着频率的变化而变化，其传播方向与质点振动方向垂直，这一点与横波类似，在低频率时，其速度相当于地层横波波速，故通过采集低频率下的弯曲波以等效获取横波信息(图 2)，实现了对慢速地层横波信息的采集.例如DSI偶极子模式工作频率为1~3 kHz，单极子模式工作频率为3~20 kHz；WSTT偶极子中心频率为0.6~2.5 kHz，单极子中心频率为5~6 kHz，带宽为1~12 kHz(Kessler and Varsamis，2001).
 | 图 2 某各向同性地层中波慢度与频率关系图(据Haldorsen et al.，2006修改) Fig. 2 Dispersion curves characterzing slowness at different frequencies in an isotropic formation(Haldorsen et al.，2006) *非法定计量单位，1 ft=12 in=0.3048 m，下同 |
偶极声波测井仪声系主体主要由发射器、隔声体及接受阵列组成，发射器一般由单极子和偶极子换能器组合而成，接收阵列与偶极子排列方向垂直或者平行排列设计，这样设计是为了进行正交偶极模式测井(图 3).如DSI单极子在上，其下为一上一下互相垂直的偶极子，接受阵列共为8列×4个接收器，每列中的4个接收器相邻方位差90°.Sonic Scanner接受阵列共有13列×8个接收器，每列中的8个接收器相邻方位差45°.
 | 图 3 DSI、XMAC、WSTT、Sonic Scanner仪器结构简图(据Schlumberger，1990； Kessler and Varsamis，2001；Klimentos and Schlumberger，2007修改) Fig. 3 Instrument structure diagram of DSI、XMAC、WSTT(modified from Schlumberger，1990； Kessler and Varsamis，2001； Klimentos，2007) |
XMAC、Sonic Scanner与DSI结构类似，均为接受阵列在上，发射组合在下，WSTT为发射组合在上，接受阵列在下，故WSTT可以测到井底附近地层段.波列接受以WSTT为例，其有1个全方位单极子发射器、同深度平面正交设计的2个偶极子发射器(XX、YY)，8组接受阵列上每一组均有4个正交排列的接收器，均可独立接受，仪器工作时，可同时在一个深度点接受4×8个单极子波列，4×8个XX偶极波列，4×8个YY偶极波列，共计96条波形.
2 资料处理及应用声波测井信号处理主要从时域和频域出发从全波列中对各波形进行识别和分离，提取各波形的速度和幅度等信息，为后续储层的解释评价奠定基础(赵全胜，2008)，具体多采用慢度-时间相关算法(即STC：Slowness-Time Coherence)实现(陶钧等，2014).STC技术通过选择合适的时窗长对波形相似程度进行移动处理和对比，从复合波形中分别提取纵波、横波、斯通利波等，进而计算各种波的传播时差，分析声波幅度和能量的变化.
单极子测量模式在快速地层中获取的全波列数据，通过数据提取获取地层纵波、横波、斯通利波时差，偶极子测量模式下可以获取慢速地层的横波(弯曲波)数据，提取横波时差，再者就是进行交叉偶极模式测量，用于地层的各向异性分析.然而弯曲波具有频散特征，其频散特征与井径(井径越大、频散越大)、声源频率(低频率低频散或无频散、高频率有频散)及地层本身性质(快速地层频散强)等有关，因此要获取准确的横波波速，需要对弯曲波进行频散校正(Geerits and Tang，2003)，例如DSI测井数据提取横波时差一般要进行2%~6%的频散矫正(Schlumberger，1990).
偶极声波测井原始资料经过上述处理获得的地层声学信息可用于储层测井评价、地层各向异性分析、岩石力学参数计算、储层压裂改造评价等诸多方面.
2.1 储层测井评价2.1.1 识别储层岩性由偶极声波测井获取的纵、横波时差、纵横波速度比(Vp/Vs)可以用于储层岩性的识别.不同岩石类型具不同的Vp/Vs值，纯砂岩为1.58~1.78，纯白云岩1.80，纯灰岩接近为1.90，泥岩为2.0~5.0(张金钟，1990)，不同研究区域岩性骨架Vp/Vs值会存在微小差异，实际Vp/Vs值除与岩性有关外，还与孔隙性、流体性质、井眼条件等多种因素有关，运用Vp/Vs值判别岩性时，要排除以上因素的影响.
2.1.2 评价储层物性由单极子全波列提取的纵波时差可计算储层孔隙度和渗透率.准确的储层渗透率可通过岩心分析、核磁共振测井较为准确的得到，然由于周期长或者价格昂贵，多是通过地区经验公式进行估算获得.低频斯通利波与储层渗透性有直接关系，斯通利波沿井筒内流体与井壁之间的界面传播，对井壁在径向上造成膨胀和收缩，流体沿储层渗透性裂隙流进与流出，引起波幅减小、波能量衰减、时差增加(Haldorsen，2006).偶极声波测井应用斯通利波对渗透率的这种强敏感特性可实现渗透率反演定量计算(Tang and Cheng，1996)，或从斯通利波的能量衰减定性评价渗透性，以相对经济且快速直观的获取渗透性信息，有效补充了储层渗透性评价技术.当然应用时，需要排除井眼扩径等干扰因素的影响.同时亦有学者研究表明了运用偶极弯曲波反演储层渗透率具有可行性(Wang et al.，1999；刘西恩和孙小芳，2014).
2.1.3 判别含气性偶极声波测井所测量与衍生的多种储层声学特性参数是识别轻质油层、气层的有效手段(曾文冲等，2014).
(1)由单极子全波列提取的纵波时差与中子曲线对比识别气层：分别用二者计算孔隙度(φ)，当φ纵波时差>φ中子，即中子表现出较明显“挖掘效应”，指示储层含气性好，该方法在川西坳陷中浅层侏罗系蓬莱镇组、沙溪庙组致密砂岩气藏中(φ气层=8%～11%)应用效果显著.
(2)Vp/Vs与纵波时差交会图直观识别气层：气体纵波波速远小于孔隙液体及岩石骨架，导致地层纵波速度对气的较高敏感度，少量的气就可以使纵波速度明显降低，横波速度由于对地层含气不敏感只是略微降低或保持不变，因此地层含气会造成Vp/Vs值明显下降(李山生等，2012；张蕾等，2013；曾文冲等，2014)，在Vp/Vs与纵波时差交会图上，纯灰岩、白云岩在图上接近于一条与横轴(纵波时差)平行的直线，当储层含气时，Vp/Vs与纵波时差交会数据点会在背景值的基础上明显向Vp/Vs减小，纵波时差增大的方向(交会图的右下方)移动(图 4).孔隙度的增大也会造成上述变化，故运用此方法时，需要考虑并排除此方面的影响.
 | 图 4 Vp/Vs比值与纵波时差交会图识别致密砂岩含气性 Fig. 4 Indentificating gas in tight sandstone by the cross plot of Vp/Vs velocity ratio and compressional wave slowness |
(3)视纵波时差曲线与实测纵波时差重叠识别油气层：由于横波只在固相介质中传播的特性，与孔隙流体性质无关，根据地区性的完全饱含水储层的纵横波时差转换关系，可将偶极子横波时差转换为与油气无关的视纵波时差，与实测纵波时差曲线进行同向同刻度对比重叠，视纵波时差小于实测纵波时差，即表明油气的存在(张蕾等，2013；曾文冲等，2014).
(4)Vp/Vs与横波时差交会识别气层：前已述及，Vp/Vs易受岩性和隙度等多种因素的影响，同时依据横波时差基本不受流体类型影响的特性，采用Vp/Vs与横波时差交会法可消除孔隙和岩性的影响，突出流体类的影响，有效识别识别气、水层，实际运用具有较好的效果(李山生等，2012；赵辉等，2012).
(5)波列能量衰减定性评价储层含气性：岩性、井眼条件、储层含气性与渗透性等多种因素可以造成波列能量衰减，一般情况下，砂岩、灰岩、白云岩等可能的储层发育段波列能量强，波幅高，泥岩、页岩波列幅度低.储层含气且具有渗透性时，能造成单极子纵、横波列能量衰减，尤其斯通利波能量衰减.在井壁较规则、稳定的情况下，若偶极声波能量处理成果图显示储层段波列能量在高值的背景基础上出现较大幅度衰减，可能指示储层较好的含气性及渗透性.
(6)运用由偶极声波测井信息计算的岩石力学特性参数体积压缩系数(C)与拉梅系数(λ)或泊松比(σ)的重叠分析技术识别含气性(各岩石力学参数计算公式见下文).试验及实践证明，σ、C、λ相比纵波时差以及Vp/Vs比值对储层流体性质具有更好的敏感度，能够有效识别气层和轻质油层，且不受地层水矿化度的影响，可应用于低电阻率、低矿化度砂岩、低孔隙度砂砾岩层和碳酸盐岩、火山岩储层等流体性质识别.随着地层孔隙中含气饱和度增加，地层密度降低，纵波速度会显著降低，横波速度几乎无降低，随之引起泊松比的减小，体积模量减小(体积压缩系数升高)，拉梅系数减小，其中以体积压缩系数与拉梅系数的敏感度最好，泊松比次之(马龙等，2011；姜黎明等，2012；张永军等，2012；曾文冲等，2014).将连续计算的体积压缩系数及泊松比同向刻度，调整二者刻度在非渗透层处重合后，在气层段会形成明显的包络线；对体积压缩系数与拉梅系数进行同样处理，可以得到敏感度更好、更直观的效果，可大幅提高识别流体性质的分辨率，在φ＜8%的致密砂岩储层及φ≈5%的碳酸盐岩储层含气性、轻质油判别仍然具有较好应用效果(曾文冲等，2014).
2.1.4 识别裂缝及分析其有效性裂缝发育对于储层的重要性不言而喻，尤其是对于低孔低渗的致密砂岩层、碳酸盐岩储层、页岩层、变质岩等其他非常规储层而言，裂缝能够有效提高储层的渗流能力.开启裂缝自身与岩石基体之间存在的较大声阻抗差异会引起斯通利波反射，在斯通利波反射成果图上将呈“V”字形或“人”字形显示，同时发射系数增大，并伴随着斯通利波能量的衰减，时差的增大，但井眼突变及声阻抗差异明显的地层界面、交错层理等地质现象也会引起斯通利波反射，因此运用此法进行裂缝有效性判别时须仔细排除上述因素(葛祥等，2007).
2.2 横波各向异性分析非均衡构造应力状态、发育与井眼平行或相交的裂缝，沉积层理(斜井中)等地质现象可引起地层横波的各向异性(Tang and Patterson，2001)，前两个因素是造成地层各向异性的常见及主要诱因，对于储层的开发和改造具有重要意义，也是进行各向异性分析的重点.理论实验以及现场测试均证实了在各向异性地层中，交叉偶极子激发的弯曲波(横波)会发生偏振，分离成方位相差90°的快、慢弯曲波，据此可以进行应力场方向的确定和裂缝分析等工作(Patterson et al.，2005；Tang et al.，2001； Esmersoy et al.，1994)，由裂缝造成的横波分离现象见图 5.
 | 图 5 各向异性地层中快、慢横波分裂示意图(据Haldorsen et al.，2006； Esmersoy et al.，1994修改) Fig. 5 Dispersion of fast and slow shave waves in anisotropic formation(modified from Haldorsen et al.，2006； Esmersoy et al.，1994) |
地层作为三维地质体，其所表现出的各向异性可表现为以水平面上为主导的各向异性和垂向上为主导的各向异性(Haldorsen et al.，2006).水平面上主导的各向异性在直井以及小斜度井中可测到，例如由走向单一的高角度裂缝或者非平衡水平应力场造成的各向异性(图 5a，5b)；垂向上主导的各向异性在水平井及大斜度井中可测到，例如层状页岩或其他类似层理间隔发育好且薄的岩层(图 5c).
通过快、慢横波频散曲线的交会情况可以区别各向异性的诱因类型.由非平衡应力引起的各向异性地层中，快、慢横波频散曲线会在某个特定的频率发生交叉，而其他由层理、裂缝等引起的各向异性地层中快、慢横波频散曲线不会发生交叉(Brie et al.，1998；Tang and Patterson，2001；苏远大等，2005).此外，在快速地层中，由于井眼附近应力集中，导致单极子高频率横波(7~10 kHz)在近井眼区域传播速度快，远井眼区域速度慢，使其在全波列上发生明显前后分离，也是一种判别应力诱导各向异性的方法(Tang and Patterson，2001).
2.2.1 确定应力场方位横波(弯曲波)在非平衡应力状态下的地层中传播会分离为快、慢横波，快横波沿地层弹性模量高的最大主应力方向传播，慢横波沿最小主应力方向传播，其中快横波的方位即代表最大主应力的方向.非平衡应力状态具体可表现为椭圆形井眼、井眼崩落、钻井诱导裂缝等现象，椭圆长轴方向(井眼崩落)指示现今最小主应力方向，诱导裂缝走向代表现今最大主应力方向，均可由电成像直观识别并进行分析，偶极横波各向异性分析确定的最大主应力方位可以与电成像分析结果相互佐证.
运用各向异性大小亦可估算地应力的大小，非平衡应力产生的横波各向异性与最大、最小应力的差异成正比，Tang等(2001)认为这个应力与速度的非线性耦合系数与各地区现场地层类型具有很大关系，往往是未知的而导致无法使用及进行计算.王晓杰等(2004)曾利用岩心实验数据确定应力与横波速度的关系系数，估算了大港油田碳酸盐岩储层地应力的大小.总体来说，目前国内外主要是运用交叉偶极横波各向异性来确定应力场的方向，在应力大小估算方面应用的少.
2.2.2 裂缝诱导的各向异性分析在裂缝发育地层中，横波传播遇到裂缝时分裂为沿裂缝走向传播的快横波和垂直裂缝走向传播的慢横波.走向整体较集中的中、高角度裂缝可造成明显的水平面上为主导的地层各向异性(图 5a、5b).裂缝诱导产生的各向异性与裂缝密度、强度及规模成正比，故可通过分析各向异性的大小确定裂缝的发育程度，从快横波传播方位求取裂缝的走向(魏周拓等，2012).
天然裂缝诱导的横波各向异性分析存在局限，即若同时存在两组走向近于垂直如网状裂缝或者多期次形成的多组走向不同、杂乱的延伸裂缝，且裂缝的各个方向的强度及规模大致一样，亦或随着裂缝充填程度的加深至完全充填，裂缝造成的各向异性就会减弱乃至消失.例如，张永忠(2004)结合电成像测井提取的裂缝产状信息研究表明高角度裂缝经过泥质或者方解石充填后，由其造成的横波各向异性会明显减弱，借此定性分析裂缝是否被充填.
2.3 岩石力学特性研究除了静态载荷加载获取岩石力学参数之外，根据弹性波动理论，可由纵波波速(Vp)、横波波速(Vs)和岩石密度(ρ)计算求取(杨宽等，1990；孟召平等，2006).由偶极声波测井获取的Vp、Vs，结合密度测井获得的岩石体积密度(ρ)，可实现泊松比(σ)、杨氏模量(E)、体积模量(K)、体积压缩系数(C)、剪切模量(G)、拉梅系数(λ)等岩石力学参数动态连续计算.
泊松比σ
杨氏模量E
体积模量K
体积压缩系C
剪切模G
拉梅系λ
经计算获取的岩石力学特性参数可应用于储层含气性判别(前文已述及，不再赘述)及井壁稳定性分析等方面的研究.
保持井壁的稳定性可以减少井漏、卡钻、井涌、溢流等工程事故，减小钻井液对储层的污染，确保钻井施工过程安全顺利.将偶极声波资料与密度测井计算获得的动态连续岩石力学参数与岩心荷载实验获得岩石静态弹性参数建立线性拟合关系，根据此关系将动态参数转为静态参数，以此为基础计算地层垂向及水平应力、三压力(地层孔隙压力、破裂压力、坍塌压力)，确定合理的安全泥浆密度窗口，优化钻井液方案，保持井壁稳定性，确保钻进过程顺利，在新疆油田以及川西、川东北气田区良好的实际应用效果证实了该项技术的可靠性(郭桂生等，2011；葛祥等，2012；陈俊等，2013).然而该项技术地域性较强，且需要具备一定的前期工作作为基础，目前整体来说，偶极声波测井资料在井眼稳定性分析方面的这项延伸应用不多.
2.4 储层压裂方案优化及效果评价2.4.1 储层改造方案优化(1)根据横波各向异性分析结果确定的最大主应力方向优化对水平井设计方案，使水平井井身轨迹沿着最小主应力方向延伸，以利于储层压裂改造，提高油气产量.
(2)针对裂缝性储层，有选择性的选取横波各向异性大的天然裂缝发育层段进行射孔，增产提效.
(3)根据计算的破裂压力等岩石力学弹性参数评估储层的可压裂性，选择易压裂地层段，同时为储层压裂作业提供泵入压力参考，预测压裂高度.
2.4.2 压裂效果评价实验模拟及现场测井资料证实，由应力或者天然裂缝造成的裸眼井中横波各向异性在固井质量好的套管井中依然存在，见图 6(Tang et al.，1999；Tang et al.，2000；李刚等，2006).因此可将裸眼井与套管井压裂后的横波各向异性前后变化进行对比分析，进而确定压裂缝高度，达到评价压裂效果的目的.一般情况下，如果套管井中横波各向异性相比裸眼井由无到有或者明显增强，表示储层被成功压裂产生裂缝，并通过上下各向异性分布的深度范围进行压裂缝高度分析，反之则可能指示储层改造失败(图 7).该方法已经在国内外多个油田进行了较为广泛的应用.
 | 图 6 在裸眼井和套管井条件下的各向异性地层偶极快、慢横波波列模型试验，图(b)证明了各向异性依然存在，只是波列的时间到达与裸眼井条件下略有差异(据Tang et al.，2000.)(a)裸眼井;(b)套管井. Fig. 6 Modeling of fast and slow array dipole-shear waves in open and cased boreholes surrounded by an azimuthally anisotropic formation. (a). Open hole; (b). Cased hole. The arrival time difference between the fast (solid) and slow (dashed) waves in (b) demonstrates that anisotropy can still be measured in a cased hole(from Tang et al.，2000.) |
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图 7 川西XX井横波各向异性分析评价储层压裂效果图 (注：3035~3070 m固井质量好，横波各向异性在射孔压裂后增加明显，指示储层被压裂产生裂缝，且裂缝上下延伸性好) Fig. 7 Evaluating hydraulic fracture with cross dipole shear wave anisotropy in XX well, ChuanXi area (Remark: Cement bonding is good beween 3035~3070 m, shear wave anisotropy increased greatly after perforating and hydraulic fracturing, which demonstrated that the formation was fractured successfully and the fractures extened well from 3035m to 3070m) |
然而套管井内横波各向异性分析易受固井质量和管波(斯通利波)干扰的影响.差的水泥胶结固井质量会减弱偶极横波信号，再者在固井质量差的双层套管井中，会产生沿水泥胶结面的弯曲波干扰真实地层横波(弯曲波)；套管井作为管波产生及传播的良好介质条件，偶极声波仪稍微的偏心就会产生管波，在快速地层中，由于横波速度快于管波波速，可以忽略管波的影响，如果是慢速地层，横波波列可能就会叠加在管波之上而造成错误的各向异性处理结果.故套管井中的横波各向异性监测与分析适用于固井质量好的快速地层(Tang et al.，1999).
2.5 地震勘探方面应用偶极声波测井获取的地层纵波、横波波速以其更高的分辨率、垂向上的连续性及出现异常可重复测量验证的特性可作为纵波、横波合成地震记录、小波估计(Lines et al.，2010)，AVO正演、叠前反演以及AVO属性分析等数据处理中的重要基础参数，进而为储层地震预测、烃类检测等勘探工作服务.
3 研究进展3.1 仪器研究进展随着全球油气勘探逐渐向深层领域开展，高温、高压等井况环境愈加恶劣，以及为提高油气开采效率，大斜度井、水平井也越来越多，因此对测井仪器性能指标及适用能力提出了更高的要求.国外测井公司据此对自身的偶极声波测井仪器进行了改造升级，以满足油气勘探市场的需求，其中针对大斜度井、水平井、小井眼等复杂井况的有威德福公司的CXD(Compac Cross-Dipole Sonic，2010)，针对高温、高压极端井眼环境的有贝克休斯的XMAC F1(2011)和哈里伯顿的高温高压偶极声波系统Hostile WaveSonic(2012).
CXD特点是仪器更紧凑，适用性更强.CXD仪器外径2.25英寸(57 mm)，相比常规偶极声波仪，于仪器的顶部增加了一个记忆模块，独立于电缆测井模块之外，可独立进行数据的存储和输送，因此CXD可进行电缆模式测井和无电缆模式(钢丝吊拉、钻杆内传输、连续油管内传输等)测井，能够在小井眼井、大斜度井以及水平井等井况下进行交叉偶极声波测井(Eccles et al.，2011).
XMAC F1与Hostile WaveSonic的主要特点是于高温、高压等极端环境条件下获取高品质的横波资料.首先是仪器本身强度更高，并耐高温、高压，其中XMAC F1极限耐压207 MPa，极限耐温232.2 ℃，Hostile WaveSonic极限耐压207 MPa，极限耐温260 ℃；其次是更优异的低频率偶极测井模式(低至500 Hz)，可获得更高品质的横波信息.
随钻声波测井作为随钻测井中的关键技术，可以于钻进过程中进行实时异常压力预警、流体性质判别、地质导向、等工作，以缩短钻完井周期，节约成本，广泛应用于海上平台钻井过程，仪器模式由最早的单极子模式逐渐发展到偶极子模式，再到现今的多极子模式.随钻声波仪器置于钻铤内部，沿着钻铤传播的钻铤模式仪器直达波会对地层信号造成极大的干扰，因此需要通过大量的数值模拟以及实验测试对隔声体进行设计，使其自身结构强度能适应钻进过程中的各种恶劣条件，同时尽可能地衰减钻铤直达波，以获取准确的地层波信息(Kinoshita et al.，2008，2010;王华等，2009；苏远大等，2011；王兵等，2012；Alford et al.，2012).
目前最新一代的随钻声波测井仪主要有斯伦贝谢的多极子随钻声波测井仪Sonicscope 475(Multipole sonic-while -drilling service，2011)、威德福公司的随钻声波仪器Shock Wave LWD Sonic Tool(2011)、哈里伯顿的XBAT交叉偶极声波成像仪器(Crossed Dipole Azimuthal Sonic，2013)，均可在快、慢地层中获取连续稳定、可靠的纵、横波、斯通利波准确，提供实时孔隙压力、气体参数、岩石力学参数、井壁稳定性等多种参数信息，进而用于地质导向评价及改进、裂缝评价分析、完井设计优化等工作.仪器工作模式以Sonicscope 475为例，其采用高频单极子模式采集快速地层的纵、横波，四极子模式获取慢速地层横波，低频单极子模式获取斯通利波.
但是由于钻井过程中井眼环境中钻铤、泥浆性能、仪器偏心、仪器剧烈摩擦碰撞等产生的噪声干扰以及挠曲波的频散特性导致目前的随钻声波仪在各向异性分析方面存在不足(Tang et al.，2003)，虽然近年来众多学者进行了相关方面的数值模拟，取得了一定成果(Wang and Tang，2003；王瑞甲等，2012；李希强等，2013；王瑞甲和乔文孝，2015)，然而目前未见有商业运用范例，需要此后进一步深入研究.鉴于偶极声波测井在各向异性分析、岩石力学特性研究、孔隙压力预测、流体性质判别等方面具备的其他测井项目所不具备的技术优势，认为可随钻测井仍然是其未来的持续发展方向.
3.2 偶极横波远探测技术进展偶极横波远探测是以现有的偶极声波测井仪为平台进行改进，利用偶极横波良好的低频辐射特性和方位性，对井旁地质体的反射进行成像，进行井旁构造体识别的一项新技术，是近年来声波测井数据处理及应用方面的一个重要进展(Tang and Patterson，2009；唐晓明和魏周拓，2012a，b；唐晓明等，2013，魏周拓等，2013).该项技术有效探测深度可达二、三十米，比单极子反射纵波成像探测深度更深，大大超出了人们常规思维中的测井所能达到的探测深度，且基于偶极声源及接收器的方位指向性，可以确实井周地质反射体的走向及位置，进行裂缝(带)、碳酸盐岩缝洞构造、盐丘内部构造等井旁构造识别，极大扩展了偶极声波测井仪器的使用范围，不仅可以在裸眼井中使用，亦可在套管井中进行井外地层的油气构造识别(曹景记等，2014)，具有很好的应用前景.
4 结论4.1 偶极声波测井资料包含的诸多地层声学信息在储层测井解释、各向异性分析、岩石力学特性分析、储层压裂改造评价及地球物理勘探等方面应用广泛.然而单一的测井资料对于评价地层的某项指标存在一定程度的多解性，偶极声波测井资料的运用也是如此，因此对于较复杂地质条件下储层进行测井解释时，要注意剥离细节，排除干扰，抓住主要信息，做到解释到位及储层流体性质的准确判别；同时尽可能的进行多种资料的相互验证，实践证明，偶极声波测井与电成像测井相结合进行裂缝精细评价和各向异性分析，与核磁共振测井结合进行渗透率的精确评价，可大幅提高寻找油气的效率，亦可有效增强、扩展其在地质及工程方面的应用能力，比如Brie等人(1998)就曾利用由横波各向异性分析确定的应力方向反转变化识别过井眼的小规模正断层.
4.2 目前偶极声波测井技术仪器方面的进展主要体现在仪器外形小型化，性能指标更高、适用性更强等几个方面，可随钻测井是其未来的持续发展方向.近几年在探测模式及数据处理方面取得的研究进展主要是可视化的偶极横波远探测成像技术.
致 谢 审稿专家和编辑部老师对本文的修改提供了诸多建设性意见，在此表示衷心感谢！| [1] | Alford J, Blyth M, Tollefsen E, et al. 2012. Sonic logging while drilling-shear answers[J]. Oilfield Review, 24(1):4-15. |
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