CN103256046B - 非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法和装置，所述方法包括：确定非常规油气藏水平井段目标区域；获取所述目标区域的三维地震叠前道集数据并进行弹性参数反演，获得三维空间弹性参数数据体，包括：岩体泊松比和杨氏模量；根据所述岩体泊松比和杨氏模量计算岩体脆性指数；根据所述三维空间弹性参数数据体和岩体脆性指数，构建基于三维网格节点的岩体力学参数模型；计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；根据所述岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟。本发明可以提高非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的有效性和准确性，提高储层的储量动用程度。

Description

非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法及装置

技术领域

本发明涉及油气藏开发技术领域，特别是涉及一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法，以及，一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的装置。

背景技术

非常规油气藏是指油气藏特征、成藏机理及开采技术有别于常规油气藏的石油天然气矿藏。非常规油气资源的种类很多，一般包括致密和超致密砂岩油气、页岩油气、超重(稠)油、沥青砂岩、煤层气、水溶气、天然气水合物等。其中资源潜力最大、分布最广、且在现有技术经济条件下最具有勘探开发价值的是致密油气(包括致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气)、页岩油气(包括页岩气和页岩油)、煤层气等。

常规油气藏与非常规油气藏的区别主要是常规油气藏油气运聚动力是浮力，而非常规油气藏的运聚动力主要是膨胀压力或者生烃压力。常规油气藏的储层主要是中、高渗透率的储层，而非常规油气藏的储层则是低渗透率致密储层。非常规油气藏没有油水界面，而常规油气藏有油水界面。常规油气藏的流体压力主要是常压；而非常规油气藏是有由超压向负压最终到常压的旋回变化，超压是油气向低渗透致密储层中充注运移的主要动力，主要是由邻近的烃源岩在大量生烃期间所产生，并在幕式排烃过程中传递到储层中。

以现有的致密砂岩油储层测井评价作为非常规油气藏测井的典型示例，由于致密砂岩储层测井响应特征规律复杂，毛管束缚水含量高，压后油水同产，储层流体性质识别难，并且，致密砂岩储层参数计算误差较大，再者，致密砂岩储层宏观物性、电性、含油性特征相似，微观孔喉特征差异大，储层产能级别差别大，故现有的非常规油气藏测井的方法存在以下问题：致密储层物性差、孔隙结构复杂，非均质性强，储层测井评价难(包括储层参数、压后产水及与试油方式相对应的产层下限确定等)。

尤其是在低渗透储层发育有多个薄油层时，采用以往常规压裂方式难以适应当前改造需要，同时随着开发的深入，储层薄互现象越加严重，水平井单井平均钻遇率由76％降低到53％，如只压裂钻遇层，储量损失约43％。目前，压裂措施都是在同层均一应力和岩体力学特性的假设条件下开展研究和应用，未考虑零散砂体的不连续性、各向异性，以及地应力方向的不一致性，不能适应日益复杂的油藏条件，并且，由于缺乏对于区域应力分布的深入认识，不能实现人工裂缝与砂体的最佳匹配。为此，需要在水平井分段压裂工艺基础上，开展低渗透水平井人工裂缝纵向延伸压裂工艺技术，提高储层的储量动用程度。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法和装置，用以提高非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的有效性和准确性，从而提高储层的储量动用程度。

为了解决上述问题，本发明公开了一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法，包括：

确定非常规油气藏水平井段目标区域；

获取所述目标区域的三维地震叠前道集数据；

采用所述三维地震叠前道集数据进行弹性参数反演，获得所述目标区域的三维空间弹性参数数据体；其中，所述三维空间弹性参数数据体包括：岩体泊松比和杨氏模量；

根据所述岩体泊松比和杨氏模量计算岩体脆性指数；

根据所述三维空间弹性参数数据体和岩体脆性指数，构建基于三维网格节点的岩体力学参数模型；

计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

根据所述岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟。

优选地，所述杨氏模量采用如下公式计算获得：

$E=\frac{\mathrm{\ρ}}{{\mathrm{\Δt}}_s^2}\left(\frac{3{\mathrm{\Δt}}_s^2-4{\mathrm{\Δt}}_p^2}{{\mathrm{\Δt}}_s^2-{\mathrm{\Δt}}_p^2}\right)\×{10}^9=\frac{{\mathrm{\ρv}}_s^2(3v_p^2-4v_s^2)}{v_p^2-v_s^2}\×{10}^{-3}$

其中，E为杨氏模量，单位为MPa；ρ为岩体的容积密度，单位为g/cm³；△t_s，△t_p分别为岩体的横波时差和纵波时差，单位为μs/m；V_s，V_p分别为岩体的横波速度和纵波速度，单位为m/s；

所述岩体泊松比采用如下公式计算获得：

$\mathrm{\ν}=\frac{{\mathrm{\Δt}}_s^2-2{\mathrm{\Δt}}_p^2}{2\left({\mathrm{\Δt}}_s^2-{\mathrm{\Δt}}_p^2\right)}=\frac{v_p^2-2v_s^2}{2\left(v_p^2-v_s^2\right)}$

其中，ν为岩体泊松比，△t_s，△t_p分别为岩体的横波时差和纵波时差，单位为μs/m；V_s，V_p分别为岩体的横波速度和纵波速度，单位为m/s；

所述岩体脆性指数采用如下公式计算获得：

${\mathrm{YM}}_{brit}=\[\frac{\left({\mathrm{YM}}_s-{\mathrm{YM}}_{s\_\min }\right)}{\left({\mathrm{YM}}_{s\_\max }-{\mathrm{YM}}_{s\_\min }\right)}\]$

${\mathrm{PR}}_{brit}=\[\frac{(PR-{\mathrm{PR}}_{max})}{({\mathrm{PR}}_{\min }-{\mathrm{PR}}_{max})}\]$

${\mathrm{BRIT}}_i=\frac{{\mathrm{YM}}_{brit}+{\mathrm{PR}}_{brit}}{2}$

其中，YM_S为杨氏模量；PR为岩体泊松比；BRIT_i为岩体脆性指数。

优选地，所述岩体泊松比和杨氏模量根据全波列声波测井数据计算获得；

或者，

所述岩体泊松比和杨氏模量根据岩心实验室测定数据获得。

优选地，所述根据三维空间弹性参数数据体构建基于三维网格节点的岩体力学参数模型的步骤包括：

计算所述目标区域中单井的常规测井数据；

获取所述目标区域中单井的特殊测井数据；

依据所述特殊测井数据和常规测井数据之间的多元统计相关关系，获得具有所述常规测井数据单井的连续岩体力学参数曲线；

针对所述目标区域，井间采用所述三维空间弹性参数数据体，井点结合所述连续岩体力学参数曲线，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩体力学参数模型。

优选地，所述应力信息包括重力应力、构造应力、孔隙压力，所述计算三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型的步骤为：

在三维网格节点上矢量叠加重力应力、构造应力和孔隙压力，形成三维应力场分布模型。

优选地，所述计算三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型的步骤，还包括：

获取所述目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

所述根据岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟的步骤包括：

针对所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型，所述三维网格节点数值模型中包括各向异性非均质储层在三维空间上任一个质点应力的大小及方向；

定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的走向。

优选地，所述三维应力场分布模型采用如下公式进行计算：

$P_c=\frac{\mathrm{\ν}}{(1-\mathrm{\ν})}\[D_{tv}{\mathrm{\γ}}_{ob}-{\mathrm{\α}}_{\mathrm{\ν}}\left(D_{t\mathrm{\ν}}{\mathrm{\γ}}_p+P_{off}\right)\]+{\mathrm{\α}}_h(D_{t\mathrm{\ν}}{\mathrm{\γ}}_p+P_{off})+{\mathrm{\ϵ}}_{x}E+{\mathrm{\σ}}_t$

其中，P_C为闭合压力，v为泊松比，D_tv为垂深，Υ_ob为上覆岩层的应力梯度，Υ_p为孔隙压力梯度，α_v为垂向Biot’s常数，α_h为水平Biot’s常数，P_off为补偿孔隙压力，ε_x为水平应变，E为杨氏模量，σ_t为水平构造应力。

本发明实施例还公开了一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的装置，包括：

测井目标区域确定模块，用于确定非常规油气藏水平井段目标区域；

三维地震叠前道集数据获取模块，用于获取所述目标区域的三维地震叠前道集数据；

弹性参数反演模块，用于采用所述三维地震叠前道集数据进行弹性参数反演，获得所述目标区域的三维空间弹性参数数据体；其中，所述三维空间弹性参数数据体包括：岩体泊松比和杨氏模量；

岩体脆性指数计算模块，用于根据所述岩体泊松比和杨氏模量计算岩体脆性指数；

岩体力学参数模型生成模块，用于根据所述三维空间弹性参数数据体和岩体脆性指数，构建基于三维网格节点的岩体力学参数模型；

三维应力场分布模型建立模块，用于计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

全缝长压裂参数模拟模块，用于根据所述岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟。

优选地，所述岩体力学参数模型生成模块包括：

常规测井数据计算子模块，用于计算所述目标区域中单井的常规测井数据；

特殊测井数据获取子模块，用于获取所述目标区域中单井的特殊测井数据；

特殊测井数据获得子模块，用于依据所述特殊测井数据和常规测井数据之间的多元统计相关关系，获得具有所述常规测井数据单井的连续岩体力学参数曲线；

模型构建子模块，用于针对所述目标区域，井间采用所述三维空间弹性参数数据体，井点结合所述连续岩体力学参数曲线，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩体力学参数模型。

优选地，所述岩体力学参数模型生成模块，还包括：

地下油气藏三维空间储层地质模型建立模块，用于获取所述目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

所述全缝长压裂参数模拟模块包括：

三维网格节点数值模型构建子模块，用于针对所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型，所述三维网格节点数值模型中包括各向异性非均质储层在三维空间上任一个质点应力的大小及方向；

定量计算子模块，用于定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的走向。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：

1)利用三维地震资料，结合钻井取心、测井资料建立了油气藏三维空间储层任意一点变化的非均质地质模型；

2)从岩体破裂机理上攻克了难关，获得油气藏三维空间任意一点岩体力学模型和三维地应力场的大小及方向，解决了以往只有井点信息，而不能获得井间信息的问题；

3)采用三维地震叠前弹性参数反演提取三维空间连续变化的泊松比、杨氏模量、脆性指数等岩体力学参数，结合井筒测井、岩心资料，在储层空间展布和物性各向异性模型约束下，建立了非常规油气藏水平井三维岩体力学模型，从而可以简单，有效，准确地获取非常规油气藏三维岩体力学模型数据。

4)定量计算模拟出井点以外裂缝的实际产状，包括由于井筒周围储层、岩体力学及地应力分布的不均匀性造成压裂缝在井筒两侧不对称分布的形态、全缝长缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态；

5)解决了以往只进行水力压裂缝半缝长模拟，而不能模拟计算出地下裂缝实际空间展布的难题；

6)本申请利用三维地震资料，结合钻井取心、测井资料建立了地下油气藏三维空间储层地质模型、岩体力学模型和三维地应力场的大小及方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质网格节点数值模型，从而定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，包括井筒两侧裂缝不对称分布的形态、全缝长、缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态，得到井筒左右两侧不对称裂缝分布。

附图说明

图1是本发明的一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法实施例的步骤流程图；

图2是本发明的一种示例中杨氏模量、泊松比与脆性指数的关系图版；

图3是本发明的一种示例中常规测井分类计算渗透率的成果图；

图4是本发明的一种示例中核磁测井处理的成果图；

图5是本发明的一种示例中优质储层识别的过程示例；

图6是本发明的一种示例中岩体内部组成示意图；

图7是本发明的一种示例中述致密砂岩储层流体性质识别处理的过程示意图；

图8是本发明的一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的装置实施例的结构框图。

具体实施方式

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

本发明实施例的核心构思之一在于，通过常规测井获得实际应用的相关数据，通过特殊测井获得边界条件的相关数据，并建立常规测井和特殊测井的多元回归关系，同时，采用岩心测试数据对特殊测井数据进行校正，基于校正后的特殊测井数据对于地震反演参数进行约束，从而获得区域三维地应力场与三维岩体力学参数场模型，进而实现在三维空间上的人工裂缝全缝长预测，为与砂体匹配的井网优化设计提供依据。

参考图1，示出了本发明的一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法实施例的步骤流程图，具体可以包括以下步骤：

步骤101，确定非常规油气藏水平井段目标区域；

水平井是指井斜角达到或接近90°，井身沿着水平方向钻进一定长度的井。一般来说，水平井适用于薄的油气层或裂缝性油气藏，目的在于增大油气层与井筒接触面积。本专利发明人发现，水平井的主要影响因素涉及：1)地层各向异性；2)地层非均质性；3)仪器偏心；4)井眼条件；5)侵入剖面差异。

由于水平井井眼条件、测井系列、储层测井响应特征与直井存在较大差异，利用直井的标准与方法开展水平井储层测井评价存在一定不适用性，故本发明在此提出基于水平井的测井力学模型建立的方法。

步骤102，获取所述目标区域的三维地震叠前道集数据；

常规叠后波阻抗反演技术建立在地震波垂直入射假设的基础上，而实际地震资料并非自激自收的地震记录，反射振幅是共中心点道集叠加平均结果，它不能反映地震反射振幅随偏移距不同或入射角不同而变化的特点，因此，利用常规叠后波阻抗反演不能得到可靠的波阻抗和其它岩性及流体信息。为了克服叠后反演的不足，要采用能反映反射振幅随偏移距变化的叠前地震资料进行叠前反演。

步骤103，采用所述三维地震叠前道集数据进行弹性参数反演，获得所述目标区域的三维空间弹性参数数据体；

在本发明实施例中，所述三维空间弹性参数数据体可以包括：岩体泊松比和杨氏模量。

具体而言，岩体泊松比是用来描述物体变形时力学性质的参数。泊松比的范围是0～0.5。大部分砂岩的泊松比值在0～0.25之间。泥岩在0.2～0.35之间，煤在0.35～0.5之间，碳酸盐的泊松比值范围较大，在0.1～0.4之间。如果有全波列声波测井数据，则岩体泊松比可以利用所述全波列声波测井数据计算获得；如果没有全波列测井数据，那么岩体泊松比可以利用岩性数据场和声波测井资料进行估算。一般而言，岩性数据场可以由GR(自然伽马)测井资料获得，接下来就可以利用泊松比和岩性以及声波传播速度之间的相关关系来计算泊松比值。

例如，一种计算岩体泊松比的经典公式为：

$\begin{array}{ccc}\mathrm{\υ}=\frac{\left(R^2-2\right)}{\left(2R^2-2\right)}& with& R^2=\frac{{\mathrm{\Δt}}_s^2}{{\mathrm{\Δt}}_c^2}=\frac{v_p^2}{v_s^2}\end{array}$

其中，△t_s，△t_p分别为岩体的横波时差和纵波时差，单位为μs/m；V_s，V_p分别为岩体的横波速度和纵波速度，单位为m/s。

或如，一种计算岩体泊松比的经验公式为：

PR_qtz＝1(e-7)x³-6(e-5)x²+0.0107x-0.2962

PR_lime＝-3(e-7)x³+0.0001x²-0.0116x+0.6462

PR_dolo＝-2(e-6)x²+0.0007x+0.2281

PR_coal＝3(e-7)x³-8(e-5)x²+0.0041x+0.4779

PR_clay＝9(e-8)x³-4(e-5)x²+0.0086x-0.1559

杨氏模量描述的是岩体的刚度，砂岩的杨氏模量值根据石英含量的不同，在100000Psi到9000000Psi之间变化。泥岩的杨氏模量值根据石英和沉积环境的变化在1000000Psi到6000000之间变化。与岩体泊松比类似，获得杨氏模量值的方法也可以从全波列声波测井数据计算得到。如果没有全波列声波测井数据，那么也可以用岩性测井和声波测井数据估算杨氏模量。

例如，一种计算杨氏模量的经典公式为：

$\begin{array}{cc}thus& E=\frac{G\left(3R^2-4\right)}{\left(R^1-1\right)}\end{array}$

其中，△ts，△t_p分别为岩体的横波时差和纵波时差，单位为μs/m；V_s，V_p分别为岩体的横波速度和纵波速度，单位为m/s，p_b为密度。

或如，一种计算杨氏模量的经验公式为：

E/D_qtz＝1(e-7)x⁴-5(e-5)x³+0.0094x²-0.8073x+27.682

E/D_clay＝1(e-7)x⁴-5(e-5)x³+0.0094x²-0.8063x+27.296

E/D_lime＝4(e-8)x⁴-2(e-5)x³+0.004x²-0.3801x+14.974

E/D_dolo＝8(e-8)x⁴-4(e-5)x³+0.0078x²-0.6599x+22.588

E/D_coal＝1(e-6)x³-0.0006x²+0.0691x-1.8374

其中，e可以为常数2。

步骤104，根据所述岩体泊松比和杨氏模量计算岩体脆性指数；

在本发明的一种优选实施例中，所述岩体脆性指数可以采用如下公式计算获得：

${\mathrm{YM}}_{brit}=\[\frac{\left({\mathrm{YM}}_s-{\mathrm{YM}}_{s\_\min }\right)}{\left({\mathrm{YM}}_{s\_\max }-{\mathrm{YM}}_{s\_\min }\right)}\]$

${\mathrm{PR}}_{brit}=\[\frac{(PR-{\mathrm{PR}}_{max})}{({\mathrm{PR}}_{\min }-{\mathrm{PR}}_{max})}\]$

${\mathrm{BRIT}}_i=\frac{{\mathrm{YM}}_{brit}+{\mathrm{PR}}_{brit}}{2}$

关于脆性指数计算过程参数设定如下：

YMs_max＝8；YMs_min＝1；PRmax＝0.45；PRmin＝0.1；

其中，YM_S为杨氏模量；PR为岩体泊松比；BRIT_i为岩体脆性指数。

参考图2所示的杨氏模量、泊松比与脆性指数的关系图版，可以看出，在一般情况下，岩体泊松比越小，杨氏模量越高，则其脆性指数越高。

步骤105，根据所述三维空间弹性参数数据体和岩体脆性指数，构建基于三维网格节点的岩体力学参数模型。

在本发明的一种优选实施例中，所述步骤104可以包括如下子步骤：

子步骤S11，计算所述目标区域中单井的常规测井数据；

子步骤S12，获取所述目标区域中单井的特殊测井数据；

子步骤S13，依据所述特殊测井数据和常规测井数据之间的多元统计相关关系，获得具有所述常规测井数据单井的连续岩体力学参数曲线；

子步骤S14，针对所述目标区域，井间采用所述三维空间弹性参数数据体，井点结合所述连续岩体力学参数曲线，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩体力学参数模型。

在实际中，可以利用非常规油气藏水平井段目标区域内有岩体力学参数的井资料，建立特殊测井数据和常规测井资料之间的关系，分析岩体力学参数与常规测井曲线的相似性，用多元统计回归方法求出两者之间的相关参数及回归方程，再利用该回归方程，求算非常规油气藏水平井段目标区域内具有常规测井曲线井的“准岩体力学参数”。在具体实现中，可以应用取心井和特殊测井资料计算单井岩体力学参数，然后以单井资料做点控，利用地震反演数据做井间约束，计算岩体力学参数。

利用测井计算模型，求得井筒附近泊松比、杨氏模量、脆性指数等岩体力学参数，再通过井间对比，建立井间岩体力学性质变化规律。井点的泊松比、杨氏模量、闭合压力通过现有的回归计算公式，利用常规测井资料计算。井间利用地震求取岩体速度与密度的乘积，建立地震波阻抗模型。将井点和平面结合起来，构造层位模型约数，地震属性及波阻抗数据体作为引导，建立岩体力学场连续变化模型。岩体力学三维模型以空间网格节点记录的形式，反映出了三度空间上连续变化的信息。

下面对岩体力学参数模型及其建立过程作进一步的说明。

本发明遵循岩心刻度横波测井力学参数计算结果，横波测井力学参数计算结果刻度常规测井力学参数计算结果，常规测井力学参数标定地震的原则，采用多元回归算法建立常规测井岩体力学计算图版，从而获得井筒横波阻抗、纵波阻抗、泊松比、杨氏模量、脆性指数等岩体力学参数，以此作为井模型约束，在叠前道集上进行弹性参数反演，得到泊松比、杨氏模量、脆性指数等弹性参数反演数据体。井点以岩心、测井资料为主，井间依靠大量丰富的地震反演数据体，将多信息融合，首次应用三维地震资料创建了三维网格岩体力学参数模型，克服了以往压裂只用单井点测井资料，无法获得井筒以外岩体力学场变化的难题，实现了储层岩体力学参数的三维可视化。其中，地震反演得到的是相对数据场，需要用井数据标定(约束)后得到绝对数据场。多信息是指以岩心实验数据标定测井数据(多元回归)，以测井信息标定地震反演(井约束)得到空间岩体力学参数场。岩心、测井和地震反演(叠前反演)这三个信息是多信息的具体。

一般在进行多元回归算法时需要有至少一口井的XMAC(正交偶极声波测井)测井曲线的数据，主要是用来验证回归后计算公式的相关程度的；所需要的常规测井参数主要是SP(spontaneouspotential自然电位)、GR(naturalgamma-ray自然伽马)、AC(acoustictime声波时差)，这些数据都是通过钻井或完井施工时的测井环节所得。

利用XMAC测井资料获得的横波信息，结合密度、纵波信息计算得到岩体力学参数，建立岩体力学参数与常规测井资料之间的关系，编制常规测井资料计算岩体力学参数和地应力参数的图板。分析岩体力学参数与常规测井曲线的相似性，用多元统计回归方法求出两者之间的相关参数及回归方程，再利用该回归方程，求算研究区内具有常规测井曲线井的“准岩体力学参数”。采用上述回归方法，以该井资料为基础建立常规测井计算泊松比、杨氏模量、脆性指数的测井处理模型。

一般从XMAC测井资料来看，YMOD与SMOD(Shearmodulus剪切模量)形态变化也十分相似，近似重合。因此，只选取YMOD(Young'smodulus杨氏模量)、POIS(Poissonratio泊松比)这两种参数进行多元回归计算。通过逐项求取各参数之间的拟和关系或求取常规测井曲线与岩体物理参数之间的多元回归关系来求取研究区各井的岩体物理参数。

本发明实施通过采用三维地震叠前弹性参数反演提取三维空间连续变化的泊松比、杨氏模量、脆性指数等岩体力学参数，结合井筒测井、岩心资料，在储层空间展布和物性各向异性模型约束下，首次建立了非常规油气藏水平井三维岩体力学模型，从而可以简单，有效，准确地获取非常规油气藏测井数据。

岩体力学是一门具有理论内涵、工程实践性强的科学。现有技术中，“数据有限”，“参数给不准”和“模型给不准”已成为岩体力学理论分析与数值模拟的瓶颈问题。目前岩体力学特性参数的测定主要有两种方法：静态法和动态法，静态法是通过对岩样进行加载试验测得其变形而得到参数；动态法是通过测定超声波穿过岩样的速度得到参数。

低渗透储层压裂后裂缝的形态展布取决于岩体力学和应力场的大小及方向。从目前国内外大量的文献资料调研看，油藏中岩体力学的研究和获取仅局限于井筒，一方面通过钻井取心岩体力学实验获取局部、个别有限的岩体力学静态参数；另一方面利用偶极子横波成像测井(DSI)、多极阵列声波测井(X-mac)、双频随钻声波测井等特殊的横波测井获得岩体力学动态参数。这些资料的获取一方面很昂贵，另一方方面仅能得到井筒信息，无法获得井筒以外全油藏力学性质的连续变化信息。低渗透一般具有较强的岩性、物性非均质，由此产生岩体力学参数的非均质变化，有限的取心和井筒资料不能反映井间岩体力学性质的非均质变化。

以往压裂设计中通过井筒取心和测井资料获取泊松比、杨氏模量等岩体力学参数(三维空间弹性参数数据体)，开展压裂施工设计和压后评估，缺点是无法预知井筒以外岩体力学场变化信息。地震资料具有三维空间连续变化的弹性波信息，可以获得多种岩体力学参数。然而地震资料目前广泛地被应用于构造解释、储层预测及油气检测方面，而用于压裂工程方面的报道几乎没有，是一个研究空白。

地震资料不但有丰富的波动学信息，而且有更多的动力学特征，可以反映井间岩性、物性、力学性质和地应力的连续变化。尤其是叠前道集含有振幅随炮检距变化及横波信息，较叠后数据地层弹性力学信息更丰富。因此，借助弹性波动方程、Zoeppritz方程或其近似式，利用不同炮检距道集数据以及横波、纵波、密度等测井资料，联合反演出泊松比、杨氏模量等弹性参数。

具体而言，岩体的力学性质可以通过岩体力学参数来表征。岩体的力学参数有许多，常用的岩体力学特性参数可以包括岩体泊松比、杨氏模量、脆性指数、切变模量、体积模量、体积压缩系数、岩体硬度、抗剪强度、抗压强度、抗钻强度等。这些参数依据求取方法可分为静态参数和动态参数。通过测定超声波在岩样中的传播速度转换得到的弹性参数为动态参数；通过对岩样的静态加载测其变形得到的弹性参数为静态参数。

静态参数测定的具体方法是用钻井所得的岩心，在实验室内模拟岩体在地下所处的环境(温度、围压、孔隙压力)进行实测。动态参数测定的具体方法是利用测井曲线进行反算。

利用测井资料确定岩体力学参数的计算公式可以分为两大部分，一部分是通过弹性波动理论推导出其理论计算公式，如泊松比、杨氏模量、脆性指数等；另一部分是通过大量实践和室内试验，发现其力学参数与组合测井中的某些参数有比较直接的关系。通过前人的研究已经建立了一些经验公式，如岩体硬度、可钻性等。

利用测井计算模型，求得井筒附近泊松比、杨氏模量、脆性指数等岩体力学参数，再通过井间对比，建立井间岩体力学性质变化规律。井点的泊松比、杨氏模量、脆性指数通过现有的计算公式，利用测井资料计算。井间利用地震求取岩体速度与密度的乘积，建立地震波阻抗模型。将井点和平面结合起来，构造层位模型约数，地震属性及波阻抗数据体作为引导，建立岩体力学场连续变化模型。岩体力学三维模型以空间网格结点记录的形式，反映出了三度空间上连续变化的信息。

实际上，现有方案中，地震资料主要用于地质勘探过程，而压裂施工设计中往往只考虑具有纵向异性的测井数据并没有对地层水平方向的非均质性进行研究，地震资料与压裂这在实际科技研发领域，属于完全不相干的两个技术领域，一个是地质领域(油气田探测)，另一个是油气田开发领域，从来没有人将地震资料用于压裂施工设计领域。

步骤106，计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

在本申请的一种优选实施例中，所述应力信息包括重力应力、构造应力、孔隙压力，所述步骤105具体可以包括如下子步骤：

子步骤S21、在三维网格节点上矢量叠加重力应力、构造应力、孔隙压力和热应力，继而形成三维应力场分布模型。

本发明实施例通过在所述基于三维网格节点的岩体力学参数模型的基础上，运用总应力计算模型(计算过程中直接考虑各应力叠加耦合的关系)建立三维应力场分布模型，这里的应力主要是由重力应力、构造应力、孔隙应力及热应力的耦合叠加关系构成。

到目前为止，油田地应力的研究方法一般可以分为三大类：1)矿场应力测量，如水力压裂应力测量、井壁崩落应力方向测量、长源距声波应力测量、地面电位法应力方向测量、井下微地震波法测地应力方向和套心应力解除等。这些方法可以给出比较准确的地应力测量结果，定量地描述应力场特点，缺点是数据离散、大多局限于井筒，无法获知地层中每一个质点地应力大小和方向；2)利用地质和地震资料进行定性分析的方法，如火山颈、断层类型、油井井眼稳定情况、取心收获率、地形起伏、地质构造、震源机制等，这些资料可以定性地给出大范围应力场的分布情况与特点，很难进行精确的应力场研究；3)岩心测量，如差应变分析，波速各向异性测定，滞弹性应变分析，声发射(Kaiser效应)测定等。但岩心地应力测量只能给出地应力相对于岩心的方位，另外岩心测量时，很难完全模拟井下条件。

目前主要有地应力场有限元数值模拟、地应力剖面解释、钻井参数反演和长源距声波测井自适应方法计算等。平面上应力的变化目前普遍采用有限元方法计算，局限是数学插值，特别是对于砂体分布零散的岩性油藏，没有考虑到地下储层的非均质变化，很难客观地反映应力变化，其它方法得到的仅是井筒数据，无法获知三度空间上任意一个质点地应力的大小和方向，不能反映三度空间应力场的连续变化特征。

油藏三维空间任意一个质点地应力大小和方向是决定裂缝展布和井网优化的核心，现有的地应力场测量和计算技术满足不了压裂施工设计和井网优化对地应力场精度要求。而非均质复杂地应力场三维模型建立是一个世界性难题，以地下深层沉积岩为主体的每一个质点地应力大小和方向求取目前在国内外尚未解决。

地应力主要由重力应力、构造应力、孔隙压力、热应力等耦合所构成，影响因素多。

本申请实施例依据应力计算公式，提出在三维网格节点上求取出每个节点上重力应力、构造应力、孔隙压力、热应力矢量叠加后的总应力，创立了三维网格化应力耦合叠加原理建立三维应力场的新方法，突破了传统地应力测量和计算不能得到空间连续变化的非均质应力场模型。利用射线追踪法判识井筒以外最大应力节点并依次连接起来，确定三维空间最大主应力方向，从而获得了非均质各向异性储层三维空间任一个质点应力的大小及方向，实现了地下复杂应力场三维可视化。为实现人工裂缝与井排方向的合理匹配提供了依据。

步骤107，根据所述岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟。

在本申请的一种优选实施例中，还可以包括如下步骤：

获取所述油气藏开发目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

在这种情况下，所述步骤107可以包括如下子步骤：

子步骤S31、针对所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型，所述三维网格节点数值模型中包括各向异性非均质储层在三维空间上任一个质点应力的大小及方向；

子步骤S32、定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的走向。

在具体实现中，本申请实施例还可以包括如下步骤：

对所述压裂裂缝全缝长的三维数值进行可视化。

目前国内外压裂模型均基于井筒测井、钻井和岩心资料，将井筒以外数百米压裂影响范围内地层、岩性、孔隙度、渗透率、岩体力学参数、构造应力场等信息近似看作与井筒钻遇的情况一致，从而获得裂缝的半缝长对称裂缝模型。

目前国内外压裂设计和压后评估中存在的根本问题是局限于井筒资料，无法获得井间所需的各项参数，而地下低渗透储层非均质变化很大，施工设计与地质不相符，造成压裂后实际裂缝展布不清楚。用半缝长模拟计算裂缝参数，从源头上就存在很大问题。造成地下实际裂缝的展布形态与现今国内外普遍使用的方法得到的半缝长差别很大，直接影响油气藏的开发效果和开发技术政策的制定。

目前压裂模拟算法和实现软件均局限于单井井筒资料，要得到三维空间裂缝展布必须三维储层展布模型、三维物性模型、三维岩体力学模型和三维应力场模型，这些模型的获取相当困难，国内外没有先例，而本项目综合地质、地球物理资料获得了上述模型，为三维裂缝展布模拟奠定了良好的基础。

本申请依据岩体破裂机理，建立了岩体力学及应力场三维非均质变化的岩体破裂模型。首次将储层地质模型与三维岩体力学参数模型及应力场模型相结合，发明了人工裂缝全缝长三维数值模拟方法，定量计算模拟出井点以外裂缝的实际产状，包括由于井筒周围储层、岩体力学及地应力分布的不均匀性造成压裂缝在井筒两侧不对称分布的形态、全缝长缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态。实现了井点以外人工裂缝全缝长空间几何形态的三维可视化。

其中，岩体破裂模型即多场应力耦合叠加三维应力场模型。基于岩体破裂机理，材料在复杂应力状态下，在材料力学中有多种强度理论解释，这些理论都是根据对引起材料危险状态的原因做了不同假设而得的。当岩体内的正应力或剪应力达到某种极限值时，岩体就会发生破裂。在电子扫描显微镜条件下观察岩体内空隙及微裂纹在受外力条件下其形态的变化规律：在未经受力试件中观察到各种形状的微空穴并没有明显的方向性，多为独立的空穴，互相不连通；试件加载后，微空穴发生变化：结晶颗粒边界上的微裂纹发展，空穴连通、新生成的微裂纹数量增多，二者相互交叉，逐渐有方向也大约平行于主应力方向；加载到一定应力水平，几乎所有结晶颗粒边缘都出现晶间裂纹，某些裂纹在接近最大主应力方向上增大了宽度。

以一个网格为中心与其相邻的8个网格点，找其应力最大值，并依次向下找(一个方向上的)。井筒点的应力值可以根据测井数据的各参数计算所得，而井间部分利用地震解释出岩体力学的各属性值，继而求取各网格点的应力值。这样，对于整个研究区三维空间的应力场就有明确的定值，然后根据射线追踪法来判别井筒以外的最大主应力方向。射线追踪法即沿径向逐点计算结合三维应力模型求取最大应力值。

在水力压裂过程中，液体一旦注入地层，地层中的压力和应力分布将发生变化；注入液与地层进行热交换，部分液体会经滤失流入地层中去；由于注入液体含有支撑剂颗粒，呈多相流体特征.因此建立压裂模型是一项十分复杂的工作.为了使水力压裂的设计经济有效，必须对裂缝的高度、宽度、长度和方位进行合理的预测，而所有这些裂缝几何参数都受应力状态和岩体性质影响。

在可以进行裂缝模拟计算的压裂软件中，将与储层相关的各属性参数值(主要根据之前所建立的三维岩体力学模型和应力场模型中得出的结果：孔隙度，渗透率，泊松比，杨氏模量，总应力等)导入，结合压裂施工参数软件装置即可进行计算，从而得出表征裂缝产状的各参数值。

与一般的低渗透油层的岩体物理性质相比，非常规油气藏(本发明主要以致密砂岩油气为例)的岩性更加致密，物性更差，以泥质粉砂、粉砂质泥过渡性岩性为主，泥包砂序列，单砂体零碎，而且断块发育，泥质含量更高，束缚水含量高，油水分异不充分，岩体物理性质独特，主要表现在以下几个方面：1)岩体脆性降低；2)杨氏模量大大降低；3)泊松比明显降低。

通过长期的岩体物理实验发现，非常规油气藏的围压、孔压、温度和流体饱和度，尤其是孔隙压力和流体饱和度对杨氏模量、泊松比影响非常大，而通常的岩体力学实验是在常温、常压、干样，没有孔隙压力的条件下测量的，或者只加了围压进行测量，与地下实际情况差别非常大。而测井是在地层原位通过纵横波的传播测量的，这就造成了岩心实验和测井哪个更准的问题，由此也给动态、静态岩体力学参数校正带来了诸多的不确定性。

以下以致密砂岩油储层测井评价作为非常规油气藏测井的典型示例，进一步阐述本申请实施例涉及的关键技术：

一、致密砂岩孔渗参数确定方法：

具体而言，可以通过开展岩电关系研究，进行多参数分类建模，提高储层参数计算精度；可以将核磁测井和常规测井结合，建立高精度孔隙度、渗透率解释模型。作为本发明实施例具体实现的一种示例，可以参考图3所示的常规测井分类计算渗透率的成果图和图4所示的核磁测井处理的成果图，从图3中可以获得井径，自然电位，自然伽马，声波时差，补偿中子孔隙度，补偿密度，微球，浅侧向，深侧向，深度，测井孔隙度，岩心孔隙度，测井渗透率以及岩心渗透率等参数的示意曲线；从图4中可以获得岩性曲线，自然伽马，深度，T2谱图像，孔径区间分布曲线，核磁孔隙度曲线，核磁总孔隙度，岩心分析孔隙度，核磁渗透率曲线，岩心分析渗透率。

二、致密砂岩储层孔隙结构及有效性评价：

1)可以利用核磁、压汞、薄片等实验资料，开展储层孔隙结构分析；

2)还可以进一步利用常规测井与核磁测井结合识别优质储层。

例如，参考图5所示的优质储层识别的过程示例，可以先基于岩矿组成，物性资料，压汞核磁，试油资料等实验资料进行油井响应特征分析和孔喉参数分析(通过分析微观孔隙特征)，利用常规测井与核磁测井结合所述油井响应特征分析获得孔隙结构测井评价，通过孔喉参数分析产能高低获得岩心储层分类，基于所述孔隙结构测井评价和岩心储层分类获得储层测井分类，从而得到有利储层的分布。当然，上述方法仅仅用作示例，本发明并不要求限定于此。

三、致密砂岩储层流体性质识别方法：

具体可以通过深化三孔隙度模型，准确求取微毛细管孔隙，建立压后储层流体性质识别标准。所述三孔隙度模型基本思想是：岩体的导电是由粘土水、微毛细管孔隙水、自由水三部分并联而成的。其中，粘土水、微毛细管孔隙水、自由水具有有如下关键特性：粘土水—不可动；微毛细管水—压后可动；自由水—不需压裂可动。参考图6所示的岩体内部组成示意图，粘土水、微毛细管孔隙水、自由水分布在粘土和烃之间，粘土的上层为骨架。所述三孔隙度模型可以采用如下公式实现：

$\frac{1}{r_0}=\frac{1}{r_{f0}}+\frac{1}{r_{io}}+\frac{1}{r_{co}}$

$\frac{1}{R_t}=\frac{S_{wf}^n{\mathrm{\φ}}_f^{m_f}}{R_w}+\frac{{{\mathrm{\φ}}_i}^{m_i}}{R_w}+{\mathrm{\φ}}_c^{m_c}\mathrm{\β}/\left({\mathrm{\αV}}_q\right)$

$S_w=\frac{S_{wf}{\mathrm{\φ}}_f+{\mathrm{\φ}}_i+{\mathrm{\φ}}_c}{{\mathrm{\φ}}_t}$

其中，Φ_f、Φ_i、Φ_c分别为自由流体孔隙度、微毛细管水孔隙度、粘土水孔隙度；R_W为地层水电阻率；m_f、m_i、m_c分别为自由水孔隙、微毛细管水孔隙、粘土水孔的胶结指数。

在具体实现中，还可以进一步利用常规与核磁测井资料结合提高束缚水饱和度计算精度，进而准确求取微毛细管孔隙度。例如，可以应用核磁测井T2谱中的不同时间间隔内的孔隙体积含量，结合常规测井中的中子密度孔隙度差值求取束缚水饱和度S_wb。

基于所述束缚水饱和度S_wb，可以进一步采用如下公式计算束缚水孔隙度Φ_wb：

φ_wb＝φ_t*S_wb

基于所述束缚水孔隙度Φ_wb，可以进一步采用如下公式计算微毛细管孔隙度：

φ_i＝φ_wb-φ_c

其中，Φ_t、Φ_i、Φ_c分别为总孔隙度、微毛细管水孔隙度、粘土水孔隙度。

参考图7，作为本发明实施例具体应用的一种示例，所述致密砂岩储层流体性质识别具体可以采用如下步骤实现：

1)根据实验数据，如岩心压汞实验，岩心核磁实验，岩心离心实验，阳离子交换实验等，确定岩心束缚水及粘土水饱和度，进而确定岩心三孔隙度；

2)根据在先收集的资料，如岩心实验资料，测井资料，试油资料，地质资料等，确定储层总孔隙度，粘土含量及含水率，泥质含量；

3)根据上述岩心束缚水及粘土水饱和度，岩心三孔隙度，储层总孔隙度，粘土含量及含水率，泥质含量，结合常规测井资料和核磁测井资料确定三孔隙度，进而求取含水饱和度；

4)根据上述数据建立储层压后流体性质识别标准；

5)基于上述标准进行储层流体性质识别。

四、水平井测井响应特征研究和曲线校正：

通过三维数值模拟技术，研究致密砂岩储层水平井测井响应特征，探索建立致密砂岩储层水平井测井资料校正方法，形成致密砂岩水平井测井评价技术。

五、致密砂岩储层区域地应力场与三维岩体力学参数场分析：

本发明通过提供准确的岩体力学弹性参数以评价储层可压性，通过确定水平主应力方向和大小，以及，地层各向异性和非均质性指示，从而为水平钻井和分级压裂提供关键参数。

具体而言，本发明通过常规测井获得实际应用的相关数据，通过特殊测井获得边界条件的相关数据，并建立常规测井和特殊测井的多元回归关系，同时，采用岩心测试数据对特殊测井数据进行校正，基于校正后的特殊测井数据对于地震参数进行约束，从而获得区域地应力场与三维岩体力学参数场模型，进而实现在三维空间上的人工裂缝全缝长预测，为与砂体匹配的人工裂缝优化设计提供依据。

本发明实施例通过对致密砂岩储层四性关系及孔隙结构特征研究，建立储层参数精细解释模型，形成一套适用的致密砂岩油储层有效性评价、流体识别、区域应力场分析、岩体力学参数计算和水平井测井评价方法，为致密砂岩储层水平井部署、油层压裂改造及储量提交提供技术支持。

在前期低渗透薄互层不同泥质含量对裂缝纵向延伸影响的研究基础上，本发明通过进一步分析弹性模量、泊松比、抗压强度等三轴岩体物理力学性质及不同泥质含量隔层断裂韧性参数分布特征，并结合具体测井数据响应特征，建立相应的原地应力场测井解释模型，则可以为后期数学模型的建立提供准确的岩体力学参数。

并且，在测井解释成果基础上，从渗流力学基本原理出发，建立低渗透薄互储层分层吸液量数学模型，从层间非均质性、污染状况、启动压力梯度、层间压力差异等多方面解释压裂施工过程中不同储层条件下是否吸液的物性条件及判断标准，为压裂施工方案优化设计提供理论支撑。以及，从岩体力学和渗流力学基本原理出发，结合储层净压力-应力-应变之间的内在关系，利用连续性方程和协调性方程，建立低渗透储层缝内净压力分布数学模型，分析启裂前后地应力分布变化规律，为人工裂缝纵向延伸技术界限的建立奠定理论基础。

再者，通过建立低渗透储层水平井多层、多段裂缝延伸流固耦合数学模型，研究岩体力学性质、储隔层物性及力学性质、隔层厚度、薄互层层数、层间界面效应、层间非均质性等多种因素对裂缝穿层的影响，建立多层、多段水平井裂缝纵向延伸技术界限，为水平井人工裂缝穿层压裂施工方案设计及现场判断提供依据。并且，在低渗透储层水平井裂缝纵向延伸数学模型基础上，明确射孔方式与裂缝形态匹配关系、加砂浓度与动态裂缝宽度匹配关系、施工排量与裂缝参数匹配关系、穿层控制措施与裂缝参数匹配关系，建立水平井可控穿层压裂关键施工参数设计标准，指导水平井人工裂缝纵向延伸压裂方案设计。

本发明提出的这种针对非常规油气藏的水平井测井力学模型建立的机制，通过以岩心储层微观和孔渗饱测量及大量的岩体力学实验为基础，以致密油岩体物理理论为指导，遵循岩心刻度测井、测井刻度地震，地质模型约束进行非常规油气藏三维岩体力学场建立；并通过模拟计算三维重力应力、孔隙压力和构造应力，通过矢量叠加，获得非常规油气藏中复杂断块三维应力场。基于所述非常规油气藏的岩体力学和三维应力场的建立，架起石油地质和石油工程的紧密结合的桥梁，又解决油水层识别困难的问题，同时获得了简单，有效，准确地获取非常规油气藏测井数据的技术效果。

参考图8，示出了本发明的一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的装置实施例的结构框图，具体可以包括如下模块：

测井目标区域确定模块801，用于确定非常规油气藏水平井段目标区域；

三维地震叠前道集数据获取模块802，用于获取所述目标区域的三维地震叠前道集数据；

弹性参数反演模块803，用于采用所述三维地震叠前道集数据进行弹性参数反演，获得所述目标区域的三维空间弹性参数数据体；其中，所述三维空间弹性参数数据体包括：岩体泊松比和杨氏模量；

岩体脆性指数计算模块804，用于根据所述岩体泊松比和杨氏模量计算岩体脆性指数；

岩体力学参数模型生成模块805，用于根据所述三维空间弹性参数数据体和岩体脆性指数，构建基于三维网格节点的岩体力学参数模型；

三维应力场分布模型建立模块806，用于计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

全缝长压裂参数模拟模块807，用于根据所述岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟。

作为本发明实施例具体应用的一种示例，所述岩体脆性指数可以采用如下公式计算获得：

${\mathrm{YM}}_{brit}=\[\frac{\left({\mathrm{YM}}_s-{\mathrm{YM}}_{s\_\min }\right)}{\left({\mathrm{YM}}_{s\_\max }-{\mathrm{YM}}_{s\_\min }\right)}\]$

${\mathrm{PR}}_{brit}=\[\frac{(PR-{\mathrm{PR}}_{\max })}{({\mathrm{PR}}_{\min }-{\mathrm{PR}}_{max})}\]$

${\mathrm{BRIT}}_i=\frac{{\mathrm{YM}}_{brit}+{\mathrm{PR}}_{brit}}{2}$

其中，YM_S为杨氏模量；PR为岩体泊松比；BRIT_i为岩体脆性指数。

在具体实现中，所述岩体泊松比和杨氏模量可以根据全波列声波测井数据计算获得；

或者，

所述岩体泊松比和杨氏模量可以根据岩性数据和声波测井数据估算获得。

在本发明的一种优选实施例中，所述岩体力学参数模型生成模块805可以包括如下子模块：

常规测井数据计算子模块，用于计算所述目标区域中单井的常规测井数据；

特殊测井数据获取子模块，用于获取所述目标区域中单井的特殊测井数据；

特殊测井数据获得子模块，用于依据所述特殊测井数据和常规测井数据之间的多元统计相关关系，获得具有所述常规测井数据单井的连续岩体力学参数曲线；

模型构建子模块，用于针对所述目标区域，井间采用所述三维空间弹性参数数据体，井点结合所述连续岩体力学参数曲线，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩体力学参数模型。

在具体实现中，所述应力信息可以包括重力应力、构造应力、孔隙压力，所述计算三维网格节点上的应力信息，在这种情况下，所述三维应力场分布模型建立模块还可以用于在三维网格节点上分别求取出每个节点上的重力应力，构造应力和孔隙压力，再进行矢量叠加，形成三维应力场分布模型。

在本发明的一种优选实施例中，还可以包括：

地下油气藏三维空间储层地质模型建立模块，用于获取所述目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

在这种情况下，所述全缝长压裂参数模拟模块可以包括如下子模块：

三维网格节点数值模型构建子模块，用于针对所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型，所述三维网格节点数值模型中包括各向异性非均质储层在三维空间上任一个质点应力的大小及方向；

定量计算子模块，用于定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的走向。

作为本发明实施例具体实现的一种示例，所述三维应力场分布模型可以采用如下公式进行计算：

$P_c=\frac{\mathrm{\ν}}{(1-\mathrm{\ν})}\[D_{tv}{\mathrm{\γ}}_{ob}-{\mathrm{\α}}_{\mathrm{\ν}}\left(D_{t\mathrm{\ν}}{\mathrm{\γ}}_p+P_{off}\right)\]+{\mathrm{\α}}_h(D_{t\mathrm{\ν}}{\mathrm{\γ}}_p+P_{off})+{\mathrm{\ϵ}}_{x}E+{\mathrm{\σ}}_t$

其中，P_C为闭合压力，v为泊松比，D_tv为垂深，Υ_ob为上覆岩层的应力梯度，Υ_p为孔隙压力梯度，α_v为垂向Biot’s常数，α_h为水平Biot’s常数，P_off为补偿孔隙压力，ε_x为水平应变，E为杨氏模量，σ_t为水平构造应力。

对于装置实施例而言，由于其与方法实施例基本相似，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。

以上对本发明所提供的一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法和一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的装置，进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (8)

1.一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法，其特征在于，包括：

确定非常规油气藏水平井段目标区域；

获取所述目标区域的三维地震叠前道集数据；

采用所述三维地震叠前道集数据进行弹性参数反演，获得所述目标区域的三维空间弹性参数数据体；其中，所述三维空间弹性参数数据体包括：岩体泊松比和杨氏模量；

根据所述岩体泊松比和杨氏模量计算岩体脆性指数；

根据所述三维空间弹性参数数据体和岩体脆性指数，构建基于三维网格节点的岩体力学参数模型；

计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

根据所述岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟；

其中，所述根据三维空间弹性参数数据体构建基于三维网格节点的岩体力学参数模型的步骤包括：

计算所述目标区域中单井的常规测井数据；

获取所述目标区域中单井的特殊测井数据；

依据所述特殊测井数据和常规测井数据之间的多元统计相关关系，获得具有所述常规测井数据单井的连续岩体力学参数曲线；

针对所述目标区域，井间采用所述三维空间弹性参数数据体，井点结合所述连续岩体力学参数曲线，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩体力学参数模型。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述杨氏模量采用如下公式计算获得：

$E=\frac{\mathrm{\ρ}}{{\mathrm{\Δt}}_s^2}\left(\frac{3{\mathrm{\Δt}}_s^2-4{\mathrm{\Δt}}_p^2}{{\mathrm{\Δt}}_s^2-{\mathrm{\Δt}}_p^2}\right)\×{10}^9=\frac{{\mathrm{\ρv}}_s^2(3v_p^2-4v_s^2)}{v_p^2-v_s^2}\×{10}^{-3}$

其中，E为杨氏模量，单位为MPa；ρ为岩体的容积密度，单位为g/cm³；△t_s，△t_p分别为岩体的横波时差和纵波时差，单位为μs/m；V_s，V_p分别为岩体的横波速度和纵波速度，单位为m/s；

所述岩体泊松比采用如下公式计算获得：

$v=\frac{{\mathrm{\Δt}}_s^2-2{\mathrm{\Δt}}_p^2}{2({\mathrm{\Δt}}_s^2-{\mathrm{\Δt}}_p^2)}=\frac{v_p^2-2v_s^2}{2(v_p^2-v_s^2)}$

其中，ν为岩体泊松比，△t_s，△t_p分别为岩体的横波时差和纵波时差，单位为μs/m；V_s，V_p分别为岩体的横波速度和纵波速度，单位为m/s；

所述岩体脆性指数采用如下公式计算获得：

${\mathrm{YM}}_{brit}=\[\frac{({\mathrm{YM}}_s-{\mathrm{YM}}_{s\_\min })}{({\mathrm{YM}}_{s\_\max }-{\mathrm{YM}}_{s\_\min })}\]$

${\mathrm{PR}}_{brit}=\[\frac{(PR-{\mathrm{PR}}_{max})}{({\mathrm{PR}}_{\min }-{\mathrm{PR}}_{max})}\]$

${\mathrm{BRIT}}_i=\frac{{\mathrm{YM}}_{brit}+{\mathrm{PR}}_{brit}}{2}$

其中，YM_S为杨氏模量；PR为岩体泊松比；BRIT_i为岩体脆性指数。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述岩体泊松比和杨氏模量根据全波列声波测井数据计算获得；

或者，

所述岩体泊松比和杨氏模量根据岩心实验室测定数据获得。

4.根据权利要求1或2或3所述的方法，其特征在于，所述应力信息包括重力应力、构造应力、孔隙压力，所述计算三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型的步骤为：

在三维网格节点上矢量叠加重力应力、构造应力和孔隙压力，形成三维应力场分布模型。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，还包括：

获取所述目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

所述根据岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟的步骤包括：

针对所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型，所述三维网格节点数值模型中包括各向异性非均质储层在三维空间上任一个质点应力的大小及方向；

定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的走向。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述三维应力场分布模型采用如下公式进行计算：

$P_c=\frac{v}{(1-v)}\[D_{tv}{\mathrm{\γ}}_{ob}-{\mathrm{\α}}_v(D_{tv}{\mathrm{\γ}}_p+P_{off})\]+{\mathrm{\α}}_h(D_{tv}{\mathrm{\γ}}_p+P_{off})+{\mathrm{\ϵ}}_{x}E+{\mathrm{\σ}}_t$

其中，P_C为闭合压力，v为泊松比，D_tv为垂深，Υ_ob为上覆岩层的应力梯度，Υ_p为孔隙压力梯度，α_v为垂向Biot’s常数，α_h为水平Biot’s常数，P_off为补偿孔隙压力，ε_x为水平应变，E为杨氏模量，σ_t为水平构造应力。

7.一种非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的装置，其特征在于，包括：

测井目标区域确定模块，用于确定非常规油气藏水平井段目标区域；

三维地震叠前道集数据获取模块，用于获取所述目标区域的三维地震叠前道集数据；

弹性参数反演模块，用于采用所述三维地震叠前道集数据进行弹性参数反演，获得所述目标区域的三维空间弹性参数数据体；其中，所述三维空间弹性参数数据体包括：岩体泊松比和杨氏模量；

岩体脆性指数计算模块，用于根据所述岩体泊松比和杨氏模量计算岩体脆性指数；

岩体力学参数模型生成模块，用于根据所述三维空间弹性参数数据体和岩体脆性指数，构建基于三维网格节点的岩体力学参数模型；

三维应力场分布模型建立模块，用于计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

全缝长压裂参数模拟模块，用于根据所述岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟；

其中，所述岩体力学参数模型生成模块包括：

常规测井数据计算子模块，用于计算所述目标区域中单井的常规测井数据；

特殊测井数据获取子模块，用于获取所述目标区域中单井的特殊测井数据；

特殊测井数据获得子模块，用于依据所述特殊测井数据和常规测井数据之间的多元统计相关关系，获得具有所述常规测井数据单井的连续岩体力学参数曲线；

模型构建子模块，用于针对所述目标区域，井间采用所述三维空间弹性参数数据体，井点结合所述连续岩体力学参数曲线，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩体力学参数模型。

8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，还包括：

地下油气藏三维空间储层地质模型建立模块，用于获取所述目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

所述全缝长压裂参数模拟模块包括：

三维网格节点数值模型构建子模块，用于针对所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩体力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型，所述三维网格节点数值模型中包括各向异性非均质储层在三维空间上任一个质点应力的大小及方向；

定量计算子模块，用于定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的走向。