声波时差简介

　　声波时差，指接收声波的时间差值。时差就是速度的倒数，1/v，其单位为s/m，常用单位包括μs/m，μs/ft等，1s/m=10的6次方μs/m。利用这个差值可以进行相关运算，求解各种量值。测井曲线符号缩写：AC。

　　常见岩石声波时差如下：

　　砂岩为55.5μs/ft(182μs/m);

　　灰岩为47μs/ft(155μs/m);

　　白云岩为43μs/ft(141μs/m);

　　淡水为189μs/ft(620μs/m)。

一、声波时差的类型

　　声波时差作为一种物理学方法，主要可以分为以下三类：

　　1、对指定的物体发射一列声波，记录发射时间和反射后的接收时间，根据声波波速、声波时差、多普勒效应可以计算出该物体到发射处的距离以及物体运动速率。此法已用于检测车速。

　　2、在不同地点(两个或以上)同时向某一物体发射两列相同的声波，分别记录发射时间和反射后的接收时间，可以确定该物体的具体坐标位置。此法广泛用于声纳测量。

　　3、对同一物体发射两列不同的声波，探测相关物理数据。

二、不同岩性的岩石的声波时差

　　砂泥岩剖面：

　　一般情况是砂岩显示为低时差：400-180(高声速：2500-5500);泥岩显示为高时差：548-252(低声速：1810-3960);页岩介于砂岩与泥岩之间，砾岩一般具有低时差(高声速)，且愈致密时差愈低。

　　碳酸盐岩剖面：

　　灰岩156-144、白云岩125时差Z低;泥灰岩和泥岩时差较高。当石灰岩和白云岩为孔隙性或裂溶性时，声波时差就明显地增大。在纯石灰岩或白云岩井段，可以利用时差曲线划分出储集层(孔隙性或裂缝性层段)。

　　膏盐剖面：

　　其中的岩盐和石膏层，用电测无能为力，用声速可获得良好效果。岩盐时差为高值217-193，无水石膏时差显示为低值164-193。

　　泥岩在时差曲线上显示为高值，当其致密程度增加时，时差降低。由于在各类岩石中声波不同，因此使声波时差曲线具有一定的对比性。

　　地层对比当一定类型的岩层，且孔隙度和岩性在横向上大体稳定时，时差曲线即可以用来作地层对比。它的优点是不受井眼大小和井内泥浆矿化度的影响。因此，如果不能从其它测井方法获得良好的对比标致层时，可SY时差曲线进行地层对比，有可能获得成功。

三、声波时差判断含气层

　　声波时差在天然气中和在油水中差别很大，一般在天然气中比油水中大30-50μs/m，所以当岩层孔隙中含天然气时，时差将显著增大。此外由于声波在气层中能量衰减显著，有可能出现周波跳跃现象。

　　地层含气对声波能量有很大的衰减作用，造成周波跳跃。对于非常疏松的砂岩气层来说，这是因为它们颗粒之间的接触面积很小，声波能量从一个颗粒传到另—颗粒，必须通过孔隙中的气体，由于岩石和气体的声阻抗相差很大，二者之间的声耦合很差，声波能量不易由颗粒向气体传播，会产生大量散射，声波信号受到很大的衰减，因此气层在声波时差曲线上表现为周波跳跃。

　　正是由于产生周波跳跃和声波时差增大，所以声波时差可以用来判断地层是否含有天然气。

四、声波时差法在流量自动监测中的应用

　　声波时差法是利用超声波在水流中的传播特性，用一组或多组超声换能器来测量同水层平均流速，利用水位计测量水深。若为规则断面，通过水深计算断面面积，通过逐层流速积分计算出流量。若为不规则断面，则需要建立断面水深-面积数学模型，根据测量的各层流速和水深自动计算流量。

　　在单声路测量中，使用面流速方法，流量Q可通过Q=V_m·A计算出，其中，V_m代表面平均流速，A代表横截面积。为了获得穿过整个断面的平均流速V_m，通过超声波流量计测得给定深度处的声路流速V_z，这个流速并不等于平均流速，必须通过水力校正系数K进行修正，根据关系式V_m=K·V_z计算出平均流速。一维的流速分布定律并不能完全地描述明渠的流态分布，因此，为了减少不确定的流速剖面，同时为了即使在恶劣的流态条件下也能获得较高精度的流量数据，就必须采用多声路配置。

　　多层超声波换能器被斜交叉地布置在渠道两岸，超声波换能器由仪表控制，从渠道一岸顺流发射超声波，另一岸接收，然后再反向工作。根据观测的顺、逆方向传输时间之差计算出相应水层的平均流速。在多声路测量中，使用“平均断面法”，即测量从水表到渠底之间的若干层的流速并进行平均，将根据下列关系式得出总流量为

　　式中，Q_bottom为Z低声路之下的底部面积乘以底部流速得出的流量;Q_top为Z高声路之上的顶部有效面积乘以顶部流速V_top得出的流量;V_i为第i声路的流速，A(z_i)为第i声路之下的横截面积。

　　多声路超声波流量计不依赖于水力学系数，多层流速可很好地描述出流速剖面曲线，从而得到较高的测量精度。

五、声波时差在排烃中的应用

　　声波时差作为衡量物质密度的标尺已众所周知，作为观察孔隙流体异常压力和岩石压实程度的手段也得到广泛应用，作为排烃的指示也获得了普遍认可。

　　目前在排烃问题上的主流看法是微裂隙排烃。微裂隙或产生于不断增加的流体数量，或产生于逐渐减小的孔隙体积和封闭的孔隙通道。对于后者，非生油层泥岩和生油岩泥岩的先天条件是一致的，唯yi不同的是，生油岩通过生烃产生出新的流体是非生油泥岩所没有的。

　　烃的生成实现了地层中固相干酪根向液相、气相烃类的转换，造成了地层内部增压，尤其气态烃对地层增压贡献较大。为此，源岩通常都处在一种长时憋压和瞬时泄压的动平衡机制当中。当岩石中流体压力超过泥岩破裂压力时，微裂隙产生，烃类流体排出，欠压实缓解，微裂隙封闭，然后开始下一轮憋压过程。盆地内凡与砂岩并置的成熟源岩都出现压力释放，且释放段与源岩厚度相当，这充分证明欠压实特征消失是烃类生成造成的，其实质代表排烃。

　　非烃源泥岩的欠压实特征之所以保持，因为增压流体主要是水，水的数量有限，其孔隙流体压力增幅也有限，由于达不到岩石破裂极限，异常压力不易释放。同理，未熟源岩由于生烃数量太少，也因未达到岩石破裂极限使欠压实特征仍然被保持。

　　为此，生油层欠压实特征是否消失，面向疏导层时是否出现声波时差曲线下滑就成为衡量其是否排烃的一项重要标志。

六、沉积地层中的不整合——声波时差测井

　　声波时差是沉积地层的岩性、物性(孔隙度大小、孔隙结构、裂缝密度和开启度等)以及孔隙和裂缝中的流体性质等因素综合响应。在地层垂向剖面中，由于不整合的存在，将引起上述因素发生异常变化，导致声波时差也发生相应的异常变化，这些异常变化就是我们进行不整合识别的基础。

　　岩性对声波时差的影响明显，在分析研究过程中，为了消除岩性的影响，在同一口井中选择同一岩性作为研究对象，一般选用泥页岩，若泥页岩含量低时，可选用砂岩，但深部砂岩可发育次生孔隙，影响声波时差的正常变化。

　　通过测试井的声波时差对数与其深度变化关系图的分析和研究表明，不整合面(层序界面)上下的声波时差对数与其深度的回归线表现为以下几种基本类型:

　　1、界面上下回归线发生明显的错开，即界面之上的回归线的终点与界面之下的回归线的起点不在同一点，但斜率相同(下图A、B);

　　2、界面上下回归线的斜率不同，但回归线未发生错开，呈折线(下图C、D);

　　3、界面之下存在异常点或异常段(下图E);

　　4、界面上下的回归线无异常，呈一条直线(下图F)。

　　实际研究中，不整合面上下的声波时差对数与其深度的回归线多表现为综合类型，如：1和2的综合，即界面上下的回归线发生明显的错开，且斜率不同。