Logging Evaluation on the Effectiveness of Karst Fractured-Vuggy Reservoirs in the Maokou Formation, Sichuan Basin
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摘要: 针对四川盆地茅口组碳酸盐岩储层非均质性强、储集空间类型多样、储层有效性评价困难等问题，进行了测井评价研究。通过分析该地区茅口组缝洞型储层岩石孔隙结构，基于三孔隙度模型，利用胶结指数与总孔隙度、连通缝洞孔隙度、孤立缝洞孔隙度的关系，进行了储层储集空间划分。在此基础上，结合岩心刻度测井，在微电阻率扫描成像测井信息中提取视孔隙度谱和视地层水电阻率谱的均值与方差，以及裂缝孔隙度等反应孔、洞、缝的敏感性参数，并结合试气资料，建立了储层有效性评价标准：孔隙性、孔洞型储层，电成像视孔隙度谱均值大于1.9、方差大于1.2的为Ⅰ类储层，均值大于1.7、方差大于0.9的为Ⅱ类储层；裂缝性储层，Ⅰ类储层裂缝孔隙度大于0.30，Ⅱ类储层裂缝孔隙度在0.05～0.30。裂缝的连通会明显改善储层的有效性，针对孔隙性–裂缝性、孔洞型–裂缝性储层，Ⅰ类储层视地层水电阻率谱均值大于700、方差大于300，Ⅱ类储层视地层水电阻率谱均值500～700，方差100～300。依据该评价标准，对该地区20口探井进行了二次解释，有效提高了缝洞型储层解释的符合率，取得了较好的应用效果。Abstract: Logging evaluation was carried out to solve the problems of high levels of heterogeneity, complexity with respect to typing reservoir spaces, and difficulty in evaluating the reservoir effectiveness in carbonate reservoirs in the Maokou Formation, Sichuan Basin. By analyzing the pore structure of the fractured-vuggy reservoirs of the Maokou Formation in the working area, the reservoir space was classified based on the tri-porosity model and the relationship between bond index and total porosity, connected fracture-vug porosity and isolated fracture-vug porosity. The information was then combined with core calibration logging, the mean value and variance of apparent porosity spectrum and apparent formation water resistivity spectrum extracted from micro-resistivity scan imaging logging data, and fracture porosity and other sensitive parameters that reflect pores, vugs and fractures, as well as the data from well testing. Integrating above information, and evaluation standard for reservoir effectiveness was established as follows: For porous and vuggy reservoirs, the mean value of electric imaging apparent porosity spectrum of Class I reservoir is greater than 1.9 and the corresponding variance is greater than 1.2, and those of Class II reservoirs are greater than 1.7 and 0.9, respectively. For fractured reservoirs, the fracture porosity of Class I reservoir is greater than 0.30 while that of Class II reservoir is between 0.05 and 0.30. Enhancing the connectivity of fractures can obviously improve the effectiveness of the reservoir. For the porous-fracture and vuggy-fracture reservoirs, the mean value of apparent formation water resistivity spectrum of Class I reservoir is greater than 700, and the variance is greater than 300, and those of Class II reservoirs are 500–700 and 100–300, respectively. According to the evaluation standard, a secondary interpretation of 20 exploration wells in the working area was carried out, which effectively improved the interpretation coincidence rate of fractured-vuggy reservoirs, and resulted in achieving a good application effect.
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声波速度主要用来计算岩石力学参数，获取岩石的杨氏模量、泊松比和各向异性参数，进行地层异常压力随钻监测[1]。此外，声波速度也可用于评价岩石的可钻性，指导钻头选型和钻速设计[2]。测量地层声波速度的方法主要有3种：第一种方法是在室内测量岩心的声波速度，这种方法测量精度高，但实时性差；第二种方法是通过电缆声波测井或随钻声波测井方法获取地层的声波速度[3-4]，电缆声波测井实时性不够，且易受井径等井眼状况的影响，而随钻声波测井实时性好，但成本高，在复杂水平井钻井和深水钻井时用得较多；第三种方法是测量钻井过程中返排至地面岩屑的声波速度，岩屑很容易收集，测量成本很低，同时可以在钻井过程中边钻边测，实时性较好。测量岩屑声波速度是一种性价比较高的测量方法，能够弥补钻井现场普遍缺乏所钻地层声学参数的不足，满足地层压力随钻监测等目的。
A. F. Marsala等人[5]提出了脉冲波速测量技术（pulsed ultrasound on cutting，PUC），较早把岩屑声波测量方法应用于石油工程领域；此后，文献[6-7]利用该方法研究了岩屑的微硬度、强度和渗透率等参数。文献[8-10]利用该方法进行了岩石可钻性级值、地层压力现场实时监测等方面的研究；索彧等人[11]对该方法进行了改进，引入了针式高频超声波探头和信号互相关方法，提高了岩屑声波的测量精度。经过20多年的发展，岩屑声波测量方法虽然取得了长足的进步，但是测量仪器仍然采用“超声波探头+脉冲发生器+示波器”的组合方式，存在仪器体积大、质量大、数据读取和存储不方便的问题。为此，笔者开发了一套便携式岩屑声波录井系统，设计了集脉冲发生器和示波器功能于一体的电路，以及能够快速读取、存储波形数据的软件示波器，减小了仪器的体积和质量，适合在钻井现场录井和监测地层压力。
1. 岩屑声波录井方法
钻井过程中，钻头破碎地层并产生岩屑，岩屑在钻杆和地层之间的环空里随着循环钻井液上返至地面，经过缓冲罐进入振动筛，在振动筛里岩屑和循环钻井液分离，颗粒较小的岩屑进入钻井液池，随循环钻井液返回钻井泵（见图1）。
岩屑声波录井流程如图2所示：1）在振动筛出口处收集岩屑，挑选厚度为1.0 mm左右的岩屑进行加工处理；2）使用磨片机磨平岩屑的2个端面，并确保2个端面平行；3）用千分尺测量岩屑2个端面之间的厚度；4）用岩屑声波录井系统测量岩屑的纵波速度和横波速度；5）用岩样密度仪测量岩屑的密度；6）根据岩屑的纵横波速度和密度计算岩屑的弹性参数（杨氏模量与泊松比）、孔隙压力、脆性指数、抗压强度和抗拉强度等[12-13]。
2. 岩屑声波录井系统的研制
钻井过程中岩屑返排速度快，对岩屑声波录井系统的测量速度、数据读取和保存能力提出了很高的要求。岩屑声波录井系统主要由超声波探头、超声波测量电路和软件示波器组成，其中超声波探头配置有夹持器，岩屑样品放置在发射探头与接收探头之间，岩屑样品在夹持器的作用下与超声波探头紧密接触，如图3所示。
2.1 超声波探头
超声波探头的种类很多，按结构可分为直探头、斜探头、双探头和液浸探头，按工作原理可分为压电式探头和磁致伸缩式探头等，实际使用中压电式探头最为常见。压电式探头主要由压电晶片、阻尼吸收块和保护膜组成。压电晶片在交变应力（压力或拉力）作用下，发生形变时产生交变电场现象[14]，该现象是可逆的，既可以将电能转变成机械振荡，产生超声波，又可以接收超声波，将超声波转变成电能。
发射频率和发射盲区是超声波探头的2个重要指标。发射频率与压电晶片的尺寸有关，发射频率越高，压电晶片的尺寸越小，反之亦然。测试样品面积较小时，为了减小耦合损失，宜使用压电晶片尺寸较小的探头。发射盲区是由于超声波探头的发射频率不够高，波长大于或等于测试样品的厚度，导致声波发射信号和反射信号（或者透射信号）叠加在一起，从而无法识别反射信号（或者透射信号）。另外，超声波探头阻尼吸收块的品质较低时，在激励电信号停止后，声波信号在探头内也会持续振动，导致发射信号拖尾时间长，发射信号和反射信号（或者透射信号）叠加在一起，这种情况也会增大发射盲区。
在压电式探头的基础上，设计了压电式超声波探头，主要由压电晶片、阻尼吸收块、保护膜、延迟块和电缆线组成（见图4）。该探头电路结构分为电学分支和机械分支，其中电学分支包括压电晶片的介质电阻R0和加持电容C0，机械分支包括动态电容C1、动态电感L1和包括负载和损耗在内的等效电阻R1，其谐振频率为
f=1/(2π√L1C1) ，等效电路模型如图5所示。发射频率1 MHz的探头使用ϕ6.0 mm压电晶片，考虑岩屑很薄，波阻抗界面反射信号较弱，因此使用声波透射法测量岩屑的声波速度。为了避开发射盲区，在探头内加了5.0 mm厚的环氧树脂材料作为延迟块，使用该探头可以测量厚度1.0 mm岩屑的纵波速度和横波速度。另外，由于岩屑的测试面积较小，因此探头压电晶片的直径不易太大，否则探头接触面与岩屑测试面不平行，易导致测量波形不准。2.2 超声波测量电路
超声波测量电路具有2个功能：1）脉冲发生器的功能，即产生频率信号驱动超声波探头工作；2）示波器的功能，即采集超声波信号。另外，使用了网络通讯电路，可以将采集到的超声波数据快速传输出去。根据超声波探头双向工作的特点，可以同时发射和接收超声波，与之关联的电路也被称为发射接收电路。发射接收电路包括了发射电压电路、发射脉宽电路、信号增益电路和数据采集电路，其中发射电压电路、发射脉宽电路和信号增益电路实现脉冲发生器的功能，而数据采集电路和网络通讯电路实现示波器的功能。超声波测量电路采用了FPGA+ADC的电路结构，控制9路发射接收电路工作，同时通过网络通讯电路和网络接口与上位机连接，接收上位机的控制命令，并给上位机发送超声波数据（见图6）。9路发射接收电路连接9个超声波探头，其中6路发射接收电路（例如1～6）构成3个超声波透射法测量通道，每一个通道需要用2路发射接收电路和2个超声波探头（1发1收）；3路发射接收电路（例如7～9）构成3个超声波反射法测量通道，每1个通道需要用1路发射接收电路和1个超声波探头（1个自发自收探头）。3个超声波透射法（或者反射法）测量通道功能分配情况是，一个通道用作纵波测量，一个通道用作横波测量，另外一个通道为备用通道。
2.3 软件示波器
软件示波器单通道显示纵波或者横波波形，可以读取声波时差，并配合超声波探头（只发射纵波或者横波）测量岩屑的声波速度；还具有对发射电压、发射脉宽和信号增益等与脉冲发生器密切相关操作进行控制的功能，以及支持网络通讯的功能。要实现这些功能，软件示波器必须通过数据通讯协议与超声波测量电路建立联系，从而进行指令发送和数据接收操作。软件示波器使用网络连接函数发送指令、访问和修改超声波测量电路寄存器，从而对超声波测量电路进行控制。
数据通讯协议的定义，每帧数据主要由“命令头”、“操作代号”、“信息长度”和“输入信息”等4部分组成，数据协议格式见表1。“命令头”一般由特殊标识符、信息接收方的身份代号和信息发起方的身份代号组成，此处的信息接收方为超声波测量电路，信息发起方为软件示波器。如果信息接收方只有一个，信息发起方也只有一个，则“命令头”可以直接定义为一组特殊标识符，例如十六进制的一串字符A1B2C3D4。“操作代号”是用于表示要执行的操作，与操作的个数相关，例如把发射电压定义为十六进制的0000000C。“信息长度”是表示后面“输入信息”的数据长度，以字节为单位，二者必须一致，如果前者大于后者，会造成信息接收方无限期地等待后面的数据，直至数据接收超时；如果前者小于后者，则会造成信息接收方只接收部分数据，导致数据接收不完整。“输入信息”是和“操作代号”关联的，例如设置发射电压时，“输入信息”是发射电压的具体数值。
表 1 数据协议格式Table 1. Data protocol format序号 命令头 操作代号 信息长度/byte 输入信息 说明 1 A1B2C3D4 0000000A 00000004 00000XXX 设置发射接收通道：0～9个通道 2 A1B2C3D4 0000000B 00000004 00000XXX 设置发射探头类型：0为单晶，1为双晶 3 A1B2C3D4 0000000C 00000004 00000XXX 发射电压：XXX伏特 4 A1B2C3D4 0000000D 00000004 00000XXX 发射脉宽：XXX ns 5 A1B2C3D4 0000000E 00000004 00000XXX 信号增益：XXX倍数 6 A1B2C3D4 0000000F 00000004 00000XXX 数据采集时长：XXX个10 ns 7 A1B2C3D4 0000000G 00000004 00000XXX 重复周期：XXX个10 μs 8 A1B2C3D4 0000000H 00000004 00000XXX 发射阻尼：0为50 Ω，1为200 Ω 9 A1B2C3D4 0000000I 00000004 00000XXX 接收阻尼：0为50 Ω，1为200 Ω 10 00000XXX 延迟时间：XXX个10 ns 波形数据的接收，当软件示波器和超声波测量电路成功连网时，也就是通过ping 192.168.1.120命令搜索超声波测量电路的IP地址，超声波测量电路会立即返回一个包含1 024个数据的数据包，其中包括128个包头数据和896个波形数据。包头数据是当前设置的超声波电路参数，用于查询参数是否设置成功。波形数据的数量固定为896个，数据位宽为8 bit，也就是波形显示的时间分辨率与显示的总时长有关，即
fd=896/tl （其中：fd 为软件采样频率，MHz；tl 为波形采集总时长，μs）。根据奈奎斯特采样定理，采样频率必须大于被采样信号最高频率的2倍，这里硬件采样频率为100 MHz，被采样信号频率为1 MHz，因此2MHz⩽ 。预设波形采集时长为1 μs时，软件采样频率为100 MHz（不是896 MHz），实际波形采集时长为8.96 μs，这是因为预设波形采集时长过短，以100 MHz的硬件采样频率产生不了896个数据，因此实际波形采集时长会大于预设波形采集时长，软件示波器只显示前面预设波形采集时长的波形数据；预设波形采集时长为10 μs时，软件采样频率为89.6 MHz，实际波形采集时长为10 μs；预设波形采集时长为200 μs时，软件采样频率为4.48 MHz，实际波形采集时长为200 μs。如果预设波形采集时长继续提高，软件采样频率可能不再满足奈奎斯特采样定理，使实际波形显示失真。不同数据采集时长条件下的软件采样频率见表2。表 2 软件采样频率Table 2. Software sampling frequency序号 预设波形采集时长/μs 波形数据数量 硬件采样频率/MHz 软件采样频率/MHz 实际波形采集时长/μs 备注 1 1 896 100 100.00 8.96 探头频率小于20 MHz 2 5 896 100 100.00 8.96 探头频率小于20 MHz 3 10 896 100 89.60 10.00 探头频率小于15 MHz 4 20 896 100 44.80 20.00 探头频率小于10 MHz 5 50 896 100 17.92 50.00 探头频率小于4 MHz 6 100 896 100 8.96 100.00 探头频率小于2 MHz 7 200 896 100 4.48 200.00 探头频率小于1 MHz 2.4 零延时的扣除
超声波探头受延迟块和保护膜的影响，声波经过这2种介质时会有延时，这个时间与测量的岩样无关，因此称为零延时。把2个超声波探头直接对接，探头之间涂抹耦合剂，然后测声波时差，计算得到零延时；测量岩样的声波时差时，必须扣除零延时[15]。把岩样放置在2个超声波探头之间，岩样和探头之间涂抹耦合剂，测得声波穿过岩样的时间，则岩样的声波速度为：
v = \frac{L}{{t - {t_0}}} 式中：v为声波速度，m/s；
L 为岩样的厚度，m；t 为声波穿过岩样的时间，s；{t_0} 为零延时，s。一般情况下，超声波探头的零延时为1.0 μs左右，而岩屑的厚度只有1.0 mm左右，声波穿过岩屑的时间只有0.5 μs左右，所以零延时对获取岩屑的声波时差影响很大。
3. 岩屑声波录井系统的测试
首先对岩屑声波录井系统的声波数据和标准超声波测量仪的声波数据进行了对比，以检验系统的测量精度；然后对实钻井的岩屑声波数据和电缆测井声波数据进行了一致性对比。
3.1 室内测试
使用岩屑声波录井系统和标准超声波测量仪，分别测量了声波在铝块中传播的纵波和横波速度。铝块是一种刚性很大的介质，超声波在铝块中传播衰减小，测得的声波数据具有代表性。铝块为长方体，长宽高为100 mm×30 mm×30 mm，测量厚度为30 mm，超声波测量探头的频率为1 MHz，岩屑声波录井系统测得声波在铝块中的纵波和横波波形如图7（a）和图7（b）所示，标准超声波测量仪器测得声波在铝块中的纵波和横波波形如图7（c）和图7（d）所示。从图7可以看出，2种仪器测得的纵波、横波的波峰和波谷个数相同。扣除零延时后，岩屑声波录井系统测得的纵波时差和横波时差分别为165.33和333.0 μs/m，计算得到纵波速度和横波速度分别为6 048.4 和3 003.0 m/s；超声波测量仪器测得的纵波时差和横波时差分别为163.33和328.33 μs/m，计算得到纵波速度和横波速度分别为6 122.4 和3 045.7 m/s。测试结果对比表明，岩屑声波录井系统测得的纵波速度精度为98.8%，横波速度精度为98.6%，说明该系统测试精度高。
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图 7 两种仪器测量的声波在铝块中的波形Figure 7. Comparison of acoustic waveforms in aluminum block measured by two types of instruments3.2 实钻井偶极子声波测井比对测试
董××井完钻后进行了电缆偶极子声波测井[16]，获得了不同深度地层的纵波速度、横波速度和密度；同时进行了井壁取心，岩样以砂岩和泥岩为主。对4 842.00～5 290.60 m井段的声波数据进行了对比，结果见图8。从图8中的井径曲线可以看出，4 842.00～4 980.00 m井段的井径变化较大，井眼不规则；4 842.00～5 290.60 m井段的伽马值总体偏低，说明地层岩性主要为砂岩，其中4 920.00～4 960.00 m井段和5 120.00，5 200.00，5 250.00，5 280.00 m井深处的伽马值偏高，说明地层岩性是泥岩。
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图 8 岩屑声波测量值与测井值对比Figure 8. Comparison between data from acoustic logging on cuttings and mud logging从图 8 中的声波时差曲线可以看出，岩屑声波单点测量值与电缆声波测井得到的纵波时差曲线一致性较好，而与横波时差曲线的偏差较大，这既与岩屑的横波测量误差有关，也与受井径影响导致的电缆声波测井数据误差较大有关。实际测量结果，电缆声波测井仪测得的纵波速度和横波速度分别为3 927.0～5 022.6和2 032.6～2 862.8 m/s，岩屑声波录井系统测得的纵波速度和横波速度分别为3 981.3～4 789.4和2 055.1～2 821.4 m/s。后者相对于前者的一致性情况：纵波为82.4%～99.6%，平均值为93.6%；横波为72.2%～99.0%，平均值为87.7%。从上述结果可以看出，横波的偏差较大，但可以通过物理建模来进行修正，以便钻井过程中可以应用岩屑声波录井系统。
4. 结论与建议
1）研制了岩屑声波录井系统，设计了压电式超声波探头、超声波测量电路和软件示波器，可以测量厚1.0 mm左右岩屑的声波速度。该系统与标准超声波测量仪、电缆声波测井仪的测量结果一致性较好，表明其测量精度较高。
2）便携式岩屑声波录井系统具有测量成本低和测量实时性好的特点，但由于受岩屑尺寸小和测量环境变化等因素的影响，对物理环境模拟、参数修正和仪器设计精度的要求较高。
3）为了提高岩屑声波录井系统的测量精度和测量效率，应增加该系统的现场应用，并提高岩屑精细处理工艺，以保证岩屑2个端面具有很高的平行度，获得准确的岩屑声波速度测量结果。
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图 3 南X井5 045.00～5 065.00 m井段电成像解释综合成果
Figure 3. Comprehensive results of electric imaging interpretation of 5 045.00–5 065.00 m section in Well Nan X
表 1 四川盆地茅口组碳酸盐岩不同类型储层的测井响应特征
Table 1 Logging response characteristics of different types of carbonate reservoirs in the Maokou Formation，Sichuan Basin
储层类型 测井响应特征 胶结指数 举例 双侧向 声波 密度 补偿中子 电成像图像模式 孔隙性、孔洞型 箱状降低 中高 低 高 点−斑状 m>2.0 高X井茅三段 环X井茅三段 裂缝性
（水平缝及低角度缝）整体较高，局部
出现刺刀状降低高 不明显 不明显 线状 m<2.0 资X井茅三段
磨X井茅二段取决于裂缝开度 天X-x1井茅二段 裂缝性（高角度缝） 整体较低、低侵 高 不明显 不明显 线状 m>2.0 龙X井茅三段 大X井茅二段 取决于裂缝
开度及角度龙X井茅二段 孔洞型–裂缝性 降低、低侵 高 低 高 线斑状 1.6<m<2.0 立X井茅三段 资X井茅二段 孔隙性–裂缝性 降低、低侵 高 低 高 线点状 1.6<m<2.0 矿X井茅三段 
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表 2 部分探井裂缝发育分级量化结果
Table 2 Quantitative results of fracture development classification of some exploration wells
井号 岩性特征 裂缝发
育程度裂缝
孔隙度储层
分类双X 5 396.50～5 397.00 m井段，粉晶灰岩，致密，裂缝不发育 不发育 0 Ⅲ 大X2 5 482.20～5 283.00 m井段，粉晶灰岩，发育不规则裂缝1条、溶洞1个 较发育 0.005 Ⅱ 双X 5 570.60～5 571.10 m井段，粉晶灰岩，致密 不发育 0 Ⅲ 华X 4 632.20～4 632.80 m井段，粉晶灰岩，致密；斜裂缝3条，被黄铁矿、泥质半充填 发育 0.030 Ⅰ 大X3 5 889.20～5 889.90 m井段，粉晶灰岩，致密，微裂缝纵向极为发育 较发育 0.007 Ⅱ 潼X 4 321.00～4 321.50 m井段，粉晶灰岩，致密，裂缝、微裂缝较发育，发育溶洞12个，发育半充填微细裂缝 发育 0.040 Ⅰ 潼X 4 355.50～4 356.10 m井段，粉晶灰岩，致密，裂缝、微裂缝纵向极为发育，见溶洞5个 发育 0.070 Ⅰ 大X3 6 021.20～6 021.80 m井段，粉晶灰岩，致密，见网状裂缝 较发育 0.010 Ⅱ
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表 3 储层有效性评价标准
Table 3 Evaluation standard of reservoir effectiveness
储层
分类裂缝发育
程度储集空间
类型裂缝
孔隙度视地层水
电阻率谱均值视地层水
电阻率谱方差视孔隙度
谱均值视孔隙度
谱方差胶结指数 Ⅰ 裂缝发育 裂缝性、孔洞型−裂缝性 >0.3 >700 >300 >1.9 >1.2 2.0>m>1.6 Ⅱ 裂缝较发育 裂缝性、孔隙性−裂缝性 0～0.3 500～700 100～300 1.7～1.9 0.9～1.2 裂缝不发育 孔隙性−孔洞型、孔洞型 0 2.2>m>2.0 Ⅲ 致密层 孔隙性 0 <500 <200 <1.0 <0.8 m>2.2
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