基于常規(guī)測井資料的頁巖儲層楊氏模量與泊松比獲取方法
【專利摘要】本發(fā)明涉及基于常規(guī)測井資料的頁巖儲層楊氏模量與泊松比獲取方法，獲取已知測井資料，并按步長連續(xù)取值；處理獲取頁巖儲層段楊氏模量、泊松比參數(shù)；確定楊氏模量地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Ay、By，確定泊松比地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Ap、Bp、Cp，獲取待評價(jià)井常規(guī)測井資料，并按步長連續(xù)取值；根據(jù)公式Y(jié)MOD＝Ay×△T+By，POIS＝Ap×△T+Bp×ρb+Cp，求取頁巖儲層楊氏模量YMOD，頁巖儲層泊松比POIS；根據(jù)用戶要求輸出待評價(jià)井目標(biāo)層段的楊氏模量、泊松比評價(jià)值或頁巖層段巖石力學(xué)參數(shù)處理成果圖。本發(fā)明已在中揚(yáng)子地區(qū)建南氣田、涪陵頁巖氣田、湘鄂西地區(qū)應(yīng)用頁巖氣井36口井，獲取的楊氏模量、泊松比與測井獲得值接近，誤差<10％。
【專利說明】基于常規(guī)測井資料的頁巖儲層楊氏模量與泊松比獲取方法

【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及一種基于常規(guī)測井資料的頁巖儲層楊氏模量與泊松比獲取方法，主要為頁巖儲層壓裂改造提供關(guān)鍵評價(jià)參數(shù)。

【背景技術(shù)】
[0002]頁巖油氣是一種新型的非常規(guī)能源，在國內(nèi)勘探開發(fā)尚處于起步階段，其開采工藝復(fù)雜，儲層需要分段壓裂改造，改造效果直接影響產(chǎn)能。頁巖儲層壓裂改造過程中，需要準(zhǔn)確的楊氏模量、泊松比等巖石力學(xué)參數(shù)作為參考。
[0003]楊氏模量、泊松比的傳統(tǒng)求取方法是采用陣列聲波、交叉偶極聲波等特殊測井資料計(jì)算法，需要進(jìn)行交叉偶極子陣列聲波特殊項(xiàng)目測井。頁巖儲層開采多采用超長水平段水平井開采(水平段長> 1500m)，測井施工難度大，風(fēng)險(xiǎn)高。交叉偶極子陣列聲波特殊項(xiàng)目測井僅在重點(diǎn)探井中進(jìn)行，其它井僅進(jìn)行常規(guī)測井，測井項(xiàng)目主要包括自然伽馬、井徑、聲波、密度等。
[0004]壓裂施工是頁巖氣獲取產(chǎn)能的一個(gè)關(guān)鍵環(huán)節(jié)，已成為頁巖氣勘探開發(fā)中儲層改造的一種必要手段。利用常規(guī)測井資料提供較準(zhǔn)確、可靠的頁巖儲層楊氏模量、泊松比等關(guān)鍵參數(shù)至關(guān)重要，具有普遍的經(jīng)濟(jì)適用性。


【發(fā)明內(nèi)容】

[0005]本發(fā)明的目的是針對上述技術(shù)現(xiàn)狀，旨在提供一種基于常規(guī)測井資料的頁巖儲層楊氏模量與泊松比獲取方法，以滿足壓裂改造工程需求，降低綜合施工成本。
[0006]本發(fā)明目的的實(shí)現(xiàn)方式為，基于常規(guī)測井資料的頁巖儲層楊氏模量與泊松比獲取方法，具體步驟為:
[0007]I)通過已知井獲取地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)
[0008]①獲取已知井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度等常規(guī)測井資料和交叉偶極子陣列聲波特殊項(xiàng)目測井資料；
[0009]②將已知井測井資料頁巖層段按步長連續(xù)取值，
[0010]③根據(jù)巖心實(shí)驗(yàn)或已知井交叉偶極子陣列聲波測井處理成果，獲取頁巖儲層段楊氏模量、泊松比參數(shù)；
[0011]④利用獲得的頁巖儲層楊氏模量數(shù)據(jù)與已知井對應(yīng)深度段的聲波時(shí)差常規(guī)測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行線性回歸分析，確定楊氏模量地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Ay、By ;回歸方程為YMOD =AyX Δ T+By ；
[0012]⑤利用獲得的頁巖儲層泊松比與已知井對應(yīng)深度段的聲波時(shí)差、巖性密度常規(guī)測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行線性回歸分析，確定泊松比地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Ap、Bp、Cp,回歸方程為POIS =ApX Δ T+Bp X P b+Cp ；
[0013]2)確定待評價(jià)井頁巖儲層段楊氏模量、泊松比參數(shù)
[0014]①獲取待評價(jià)井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度等常規(guī)測井資料；
[0015]②將待評價(jià)井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度常規(guī)測井資料進(jìn)行歸一化處理；
[0016]③將歸一化后的已知井測井資料頁巖層段按步長連續(xù)取值，
[0017]④根據(jù)公式Y(jié)MOD = AyX Δ T+By,求取頁巖儲層楊氏模量YM0D，量綱為1GPa ；
[0018]式中Λ T為聲波時(shí)差值，量綱μ s/m ;Ay、By為楊氏模量地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)，無量綱；
[0019]⑤根據(jù)公式POIS = ApX Δ T+BpX P b+Cp,求取頁巖儲層泊松比，POIS無量綱；P b為巖性密度，量綱為g/cm3 ;Ap、Bp、Cp為定泊松比地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)，無量綱；
[0020]⑥輸出計(jì)算結(jié)果。
[0021]本發(fā)明提供了基于常規(guī)測井資料的頁巖儲層楊氏模量、泊松比取方法，已在中揚(yáng)子地區(qū)建南氣田、涪陵頁巖氣田、湘鄂西地區(qū)應(yīng)用頁巖氣井36 口井，本發(fā)明計(jì)算的楊氏模量、泊松比與巖心實(shí)驗(yàn)、交叉偶極子陣列聲波測井獲得的楊氏模量、泊松比數(shù)值接近，誤差小于10%，生產(chǎn)應(yīng)用效果良好。

【專利附圖】

【附圖說明】
[0022]圖1為本發(fā)明工作流程圖，
[0023]圖2為本發(fā)明工作原理圖，
[0024]圖3為本發(fā)明FL頁巖氣田已知井楊氏模量與泊松比成果圖，
[0025]圖4為本發(fā)明FL頁巖氣田A井應(yīng)用實(shí)例圖，
[0026]圖5為本發(fā)明JN氣田已知井楊氏模量與泊松比成果圖，
[0027]圖6為本發(fā)明JN氣田B井應(yīng)用實(shí)例圖。

【具體實(shí)施方式】
[0028]參照圖1、圖2，本發(fā)明的具體步驟為:
[0029]具體步驟為:
[0030]I)通過已知井獲取地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)
[0031]①獲取已知井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度等常規(guī)測井資料和交叉偶極子陣列聲波特殊項(xiàng)目測井資料；
[0032]②將已知井測井資料頁巖層段按步長連續(xù)取值，
[0033]③根據(jù)巖心實(shí)驗(yàn)或已知井交叉偶極子陣列聲波測井處理成果，獲取頁巖儲層段楊氏模量、泊松比參數(shù)；
[0034]④利用獲得的頁巖儲層楊氏模量數(shù)據(jù)與已知井對應(yīng)深度段的聲波時(shí)差常規(guī)測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行線性回歸分析，確定楊氏模量地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Ay、By ;回歸方程為YMOD =AyX Δ T+By ；
[0035]⑤利用獲得的頁巖儲層泊松比與已知井對應(yīng)深度段的聲波時(shí)差、巖性密度常規(guī)測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行線性回歸分析，確定泊松比地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Ap、Bp、Cp,回歸方程為POIS =ApX Δ T+Bp X P b+Cp ；
[0036]2)確定待評價(jià)井頁巖儲層段楊氏模量、泊松比參數(shù)
[0037]①獲取待評價(jià)井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度等常規(guī)測井資料；
[0038]②將待評價(jià)井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度常規(guī)測井資料進(jìn)行歸一化處理；
[0039]選擇區(qū)域內(nèi)已知井，選取井徑規(guī)則、厚度穩(wěn)定、區(qū)域內(nèi)具有代表性的頁巖段作為歸一化對比井段，按差值法校正，確定聲波時(shí)差和巖性密度平移校正量Sac、5den；
[0040]δ ac是已知井標(biāo)準(zhǔn)頁巖段聲波時(shí)差與待評價(jià)井對應(yīng)頁巖段聲波時(shí)差的差值；
[0041]δ den是已知井標(biāo)準(zhǔn)頁巖段巖性密度與待評價(jià)井對應(yīng)頁巖段巖性密度的差值；
[0042]完成待評價(jià)井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度測井資料進(jìn)行歸一化處理。
[0043]③將歸一化后的已知井測井資料頁巖層段按步長連續(xù)取值，
[0044]將歸一化后的待評價(jià)井頁巖儲層段常規(guī)測井聲波時(shí)差與巖性密度資料按一定步長連續(xù)取值，步長通常為0.lm，一般以TXT格式文件保存數(shù)據(jù)；
[0045]④根據(jù)公式Y(jié)MOD = AyX Δ T+By,求取頁巖儲層楊氏模量YM0D，量綱為1GPa ；
[0046]式中Λ T為聲波時(shí)差值,量綱μ s/m ;Ay、By為楊氏模量地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù),無量綱；
[0047]⑤根據(jù)公式POIS = ApX Δ T+BpX P b+Cp,求取頁巖儲層泊松比，POIS無量綱；P b為巖性密度，量綱為g/cm3 ;Ap、Bp、Cp為定泊松比地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)，無量綱；
[0048]⑥輸出計(jì)算結(jié)果。根據(jù)用戶要求輸出待評價(jià)井目標(biāo)層段的楊氏模量、泊松比評價(jià)值或頁巖層段巖石力學(xué)參數(shù)處理成果圖。
[0049]下面用具體實(shí)施例詳述本發(fā)明。
[0050]實(shí)例1、FL頁巖氣田A井
[0051]FL頁巖氣田A井龍馬溪組下部一五峰組2480.0-2575.0m井段測井評價(jià)為頁巖氣層，厚85m，應(yīng)用本發(fā)明為側(cè)鉆水平井水平段壓裂提供楊氏模量與泊松比參數(shù)。
[0052]1、地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)獲取
[0053]選取FL頁巖氣田首口頁巖氣發(fā)現(xiàn)井JYl井為已知井，根據(jù)已知井交叉偶極子陣列聲波測井處理后得到的頁巖儲層段楊氏模量、泊松比參數(shù)，與同一深度段的常規(guī)測井聲波時(shí)差Λ Τ、巖性密度P b數(shù)值進(jìn)行線性回歸分析，獲取楊氏模量地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù) Ay = -0.0414、By = 14.38，泊松比地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù) Ap = -0.00076、Bp = 0.38969、Cp=-0.61858。
[0054]圖3中，楊氏模量I曲線(虛線)為本發(fā)明計(jì)算結(jié)果，楊氏模量曲線(實(shí)線)為交叉偶極聲波測井處理結(jié)果，泊松比I曲線(虛線)為本發(fā)明計(jì)算結(jié)果，泊松比曲線(實(shí)線)為交叉偶極聲波測井及密度測井綜合處理結(jié)果，從圖中可見，本發(fā)明計(jì)算結(jié)果與交叉偶極聲波特殊測井處理結(jié)果基本一致，相對誤差小于5 %，能滿足現(xiàn)場施工需要。
[0055]2、確定待評價(jià)井段頁巖儲層段楊氏模量、泊松比參數(shù)
[0056]I)常規(guī)測井資料獲取
[0057]直接獲取待評價(jià)井A井龍馬溪組下部一五峰組垂深段2480.0-2575.0m頁巖氣層段的常規(guī)測井資料聲波時(shí)差Λ T和巖性密度Pb。
[0058]2)常規(guī)測井資料歸一化
[0059]將待評價(jià)的A井2480.0-2490.0m井段與已知井JYl井2328.0-2338.0m井段的聲波時(shí)差和巖性密度進(jìn)行對比，確定聲波時(shí)差和巖性密度平移校正量Sac、5den；
[0060]δ ac = — 8 μ s/m、δ den = — 0.0lg/cm3。
[0061]將待評價(jià)井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度測井資料進(jìn)行平移校正歸一化處理，得到校正后的聲波時(shí)差Λ T與巖性密度P b曲線。
[0062]3)聲波時(shí)差與巖性密度數(shù)值讀取
[0063]以歸一化后的2500.0-2575.0m頁巖氣層測井資料為依據(jù)，按0.1m步長連續(xù)讀取數(shù)據(jù)。
[0064]4)計(jì)算楊氏模量:
[0065]根據(jù)公式Y(jié)MOD = -0.0414 X Δ T+14.38計(jì)算頁巖儲層楊氏模量YM0D，量綱為lOGPa，Λ T量綱為μ s/m ;計(jì)算結(jié)果范圍為3.0XlOGPa至4.5 X 1GPa,平均值是
3.8 X 1GPa0
[0066]5)計(jì)算泊松比:
[0067]根據(jù)公式POIS = -0.00076 X Δ T+0.38969 X P b_0.61858 求取頁巖儲層泊松比，POIS無量綱，Λ T量綱為ys/m，P b量綱為g/cm3 ;計(jì)算結(jié)果范圍為0.14至0.23，平均值是 0.18。
[0068]6)輸出計(jì)算結(jié)果。
[0069]A井2500.0-2575.0m井段楊氏模量和泊松比平均值分別為3.8X10GPa、0.18，楊氏模量和泊松比巖石力學(xué)參數(shù)連續(xù)曲線處理結(jié)果見圖4。
[0070]從圖4看出，應(yīng)用本發(fā)明計(jì)算的楊氏模量和泊松比與現(xiàn)場壓裂施工實(shí)測基本一致，相對誤差小于5%，本發(fā)明為側(cè)鉆水平井分段壓裂設(shè)計(jì)與施工提供了可靠的巖石力學(xué)數(shù)據(jù)。
[0071]實(shí)例2、JN氣田B井
[0072]JN氣田B井東岳廟段620.0-645.0m井段測井評價(jià)為頁巖氣層，厚25m，應(yīng)用本發(fā)明成果為側(cè)鉆水平井壓裂提供楊氏模量與泊松比參數(shù)。
[0073]1、地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)獲取
[0074]選取JN氣田Jl井為已知井，根據(jù)已知井交叉偶極子陣列聲波測井處理后得到的頁巖儲層段楊氏模量、泊松比參數(shù)，與同一深度段的常規(guī)測井聲波時(shí)差A(yù)T、巖性密度Pb數(shù)值進(jìn)行線性回歸分析，獲取楊氏模量地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Ay = -0.0558、By = 14.61,泊松比地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù) Ap = 0.00095、Bp = 0.12490、Cp = -0.28461。
[0075]圖5中，楊氏模量I曲線(虛線)為本發(fā)明計(jì)算結(jié)果，楊氏模量曲線(實(shí)線)為交叉偶極聲波測井處理結(jié)果，泊松比I曲線(虛線)為本發(fā)明計(jì)算結(jié)果，泊松比曲線(實(shí)線)為交叉偶極聲波測井及密度測井綜合處理結(jié)果，從圖中可見，本發(fā)明計(jì)算結(jié)果與交叉偶極聲波特殊測井處理結(jié)果在非擴(kuò)徑段基本一致，誤差小于5 %，能滿足現(xiàn)場施工需要。
[0076]2、確定待評價(jià)井段頁巖儲層段楊氏模量、泊松比參數(shù)
[0077]I)常規(guī)測井資料獲取
[0078]直接獲取東岳廟段610.0-640.0m頁巖氣層段的常規(guī)測井資料聲波時(shí)差Λ T和巖性密度Pb。
[0079]2)常規(guī)測井資料歸一化
[0080]將待評價(jià)的B井570.0-580.0m井段與已知井Jl井574.0-584.0m井段的聲波時(shí)差和巖性密度進(jìn)行對比，確定聲波時(shí)差和巖性密度平移校正量Sac、5den ；
[0081 ] δ ac = 2 μ s/m> δ den = — 0.02g/cm3。
[0082]將待評價(jià)井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度測井資料進(jìn)行平移校正歸一化處理，得到校正后的聲波時(shí)差Λ T與巖性密度P b曲線。
[0083]3)聲波時(shí)差與巖性密度數(shù)值讀取
[0084]以歸一化后的620.0-645.0m頁巖氣層測井資料為依據(jù)，按0.1m步長連續(xù)讀取數(shù)據(jù)。
[0085]4)計(jì)算楊氏模量:
[0086]根據(jù)公式Y(jié)MOD = -0.0558 X Δ T+14.61計(jì)算頁巖儲層楊氏模量YM0D，量綱為lOGPa，Λ T量綱為μ s/m ;計(jì)算結(jié)果范圍為3.0XlOGPa至6.3 X 1GPa,平均值是
4.9 X 1GPa0
[0087]5)計(jì)算泊松比:
[0088]根據(jù)公式POIS = 0.00095X Δ T+0.12490X P b_0.2846，求取頁巖儲層泊松比，POIS無量綱，Λ T量綱為μ s/m, Pb量綱為g/cm3;計(jì)算結(jié)果范圍為0.28至0.34，平均值是 0.30。
[0089]6)輸出計(jì)算結(jié)果。
[0090]B井620.0-645.0m井段楊氏模量和泊松比平均值分別為4.9X 10GPa、0.30，楊氏模量和泊松比巖石力學(xué)參數(shù)連續(xù)曲線處理成果見圖6 ；
[0091]從圖6看出，本發(fā)明計(jì)算的楊氏模量和泊松比與現(xiàn)場壓裂施工實(shí)測基本一致，相對誤差小于8%，為側(cè)鉆水平井分段壓裂設(shè)計(jì)與施工提供了可靠的巖石力學(xué)數(shù)據(jù)。
【權(quán)利要求】
1.基于常規(guī)測井資料的頁巖儲層楊氏模量與泊松比獲取方法，其特征在于具體步驟為: 1)通過已知井獲取地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù) ①獲取已知井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度等常規(guī)測井資料和交叉偶極子陣列聲波特殊項(xiàng)目測井資料； ②將已知井測井資料頁巖層段按步長連續(xù)取值， ③根據(jù)巖心實(shí)驗(yàn)或已知井交叉偶極子陣列聲波測井處理成果，獲取頁巖儲層段楊氏模量、泊松比參數(shù)； ④利用獲得的頁巖儲層楊氏模量數(shù)據(jù)與已知井對應(yīng)深度段的聲波時(shí)差常規(guī)測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行線性回歸分析，確定楊氏模量地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Ay、By ;回歸方程為YMOD = AyX Δ T+By ； ⑤利用獲得的頁巖儲層泊松比與已知井對應(yīng)深度段的聲波時(shí)差、巖性密度常規(guī)測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行線性回歸分析，確定泊松比地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Ap、Bp、Cp，回歸方程為POIS =ApX Δ T+Bp X P b+Cp ； 2)確定待評價(jià)井頁巖儲層段楊氏模量、泊松比參數(shù) ①獲取待評價(jià)井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度等常規(guī)測井資料； ②將待評價(jià)井聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度常規(guī)測井資料進(jìn)行歸一化處理； ③將歸一化后的已知井測井資料頁巖層段按步長連續(xù)取值， ④根據(jù)公式Y(jié)MOD= AyX Δ T+By，求取頁巖儲層楊氏模量YM0D，量綱為1GPa ； 式中Λ T為聲波時(shí)差值，量綱μ s/m ;Ay、By為楊氏模量地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)，無量綱； ⑤根據(jù)公式POIS= ApX Δ T+BpX P b+Cp，求取頁巖儲層泊松比，POIS無量綱；P b為巖性密度，量綱為g/cm3 ;Ap、Bp、Cp為泊松比地區(qū)經(jīng)驗(yàn)參數(shù)，無量綱； ⑥輸出計(jì)算結(jié)果。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的基于常規(guī)測井資料的頁巖儲層楊氏模量與泊松比獲取方法，其特征在于在步驟(2)②中選擇區(qū)域內(nèi)已知井，選取井徑規(guī)則、厚度穩(wěn)定、區(qū)域內(nèi)具有代表性的頁巖段作為歸一化對比井段，按差值法校正，確定聲波時(shí)差和巖性密度平移校正量δ ac、δ den ； δ ac是已知井標(biāo)準(zhǔn)頁巖段聲波時(shí)差與待評價(jià)井對應(yīng)頁巖段聲波時(shí)差的差值； δ den是已知井標(biāo)準(zhǔn)頁巖段巖性密度與待評價(jià)井對應(yīng)頁巖段巖性密度的差值。
3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的基于常規(guī)測井資料的頁巖儲層楊氏模量與泊松比獲取方法，其特征在于在步驟(2)③中將歸一化后的待評價(jià)井頁巖儲層段常規(guī)測井聲波時(shí)差與巖性密度資料按一定步長連續(xù)取值，步長為0.1m,以TXT格式文件保存數(shù)據(jù)。
【文檔編號】E21B43/26GK104153767SQ201410313206
【公開日】2014年11月19日 申請日期:2014年7月1日 優(yōu)先權(quán)日:2014年7月1日
【發(fā)明者】張建平, 馮愛國, 任元, 趙紅燕, 石文睿, 田芳, 石元會 申請人:中石化江漢石油工程有限公司測錄井公司