CN103258091B - 非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立的方法和装置，其中，所述的方法包括：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。本发明可以简单，有效，准确地获取非常规油气藏岩体力学模型。

Description

非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立的方法及装置

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段三维岩体力学模型建立的方法，以及，一种非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立的装置。

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储层。非常规油气藏没有明显的油水界面，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）。

非常规油气经济有效开发的途径是采用分支水平井大型压裂工厂化作业，井筒周围及其油藏空间三维岩体力学模型是水平井钻井和大型压裂工程实施和开发效果的关键。目前国内外缺乏此项技术。

因此，目前需要本领域技术人员迫切解决的一个技术问题就是，提出一种非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立的机制，用以简单，有效，准确地获取非常规油气藏岩体力学模型。

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段三维岩体力学模型建立的方法和装置，用以简单，有效，准确地获取非常规油气藏测井数据。

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段三维岩体力学模型建立的方法，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。

优选地，所述岩体脆性指数采用如下公式计算获得：

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

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

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

其中，YM为杨氏模量；PR为岩体泊松比；BRIT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。

本发明实施例还公开了一种非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立的装置，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；

力学模型构建模块，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。

优选地，所述岩体脆性指数采用如下公式计算获得：

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

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

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

其中，YM为杨氏模量；PR为岩体泊松比；BRIT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，所述力学模型构建模块包括：

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；

岩体力学参数曲线生成子模块，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，获得具有常规测井数据单井的连续岩体力学参数曲线；

模型创建子模块，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。

与现有技术相比，本发明包括以下优点：

1）利用三维地震叠前道集资料，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、岩体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段三维岩体力学模型，从而可以简单，有效，准确地获取非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型。

附图说明

图1是本发明的一种非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立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是本发明的一种非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立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。

为使本领域技术人员更好地理解本发明，以下对涉及本发明的基本概念进行介绍：

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。

因而，如何把从地下取出来的岩心恢复到原位模型测量各种力学性质，建立较为精准的测井解释图版成为本领域技术人员迫切需要解决的技术问题。

针对上述技术问题，本发明创造性地提出了一种针对非常规油气藏的水平井段三维岩体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1，示出了本发明的一种非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立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的裸露面积。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段三维岩体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；

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，获得所述油气藏水平井段目标区域的弹性参数数据体；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；

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三维地震叠前资料进行叠前弹性反演。

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：

$\mathrm{\υ}=\frac{(R^2-2)}{({2R}^2-2)}$ with $R^2=\frac{{\mathrm{\Δt}}_s^2}{{\mathrm{\Δt}}_c^2}=\frac{v_p^2}{v_s^2}$

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：

$R^2=\frac{{\mathrm{\Δt}}_s^2}{{\mathrm{\Δt}}_c^2}=\frac{v_p^2}{v_s^2}$ & $G=13.474\frac{{\mathrm{\ρ}}_b}{{\mathrm{\Δt}}_s^2}$

thus $E=\frac{G({3R}^2-4)}{(R^2-1)}$

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，p_b为密度。

或如，一种计算杨氏模量的经验公式为：

E/D_qtz=l(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

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：

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

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

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

关于脆性指数计算过程参数设定如下：

YMs_max=8(10⁴MPa)； YMs_min=1(10⁴MPa)； PRmax=0.45；PRmin=0.1；

其中，YM为杨氏模量；PR为岩体泊松比；BRIT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105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、岩体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，横波测井刻度常规测井，常规测井标定地震的原则，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、岩体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、岩体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（spontaneous potential自然电位）、GR（natural gamma-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。

利用全波列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、岩体脆性指数的测井处理模型。

一般从全波列测井资料来看，YMOD与SMOD（Shear modulus剪切模量）形态变化也十分相似，近似重合。因此，只选取YMOD（Young's modulus杨氏模量）、POIS（Poisson ratio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、岩体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段力学模型，从而可以简单，有效，准确地获取非常规油气藏测井数据。

参考图3，示出了本发明的一种非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立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301，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302，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303，用于采用所述三维地震叠前道集数据进行弹性参数反演，获得所述油气藏水平井段目标区域的弹性参数数据体；

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304，用于根据所述岩体泊松比和杨氏模量计算岩体脆性指数；

力学模型构建模块305，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。

在具体实现中，所述岩体脆性指数可以采用如下公式计算获得：

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

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

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

其中，YM为杨氏模量；PR为岩体泊松比；BRIT为岩体脆性指数。

其中，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。

在本发明的一种优选实施例中，所述力学模型构建模块304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；

岩体力学参数曲线生成子模块，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，获得具有常规测井数据单井的连续岩体力学参数曲线；

模型创建子模块，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。

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段三维岩体力学模型建立的方法和一种非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立的装置，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 (4)

1.一种非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立的方法，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，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，根据岩心实验室测定数据获得；

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；

其中，所述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为杨氏模量；PR为岩体泊松比；BRIT为岩体脆性指数。

3.一种非常规油气藏水平井段三维岩体力学模型建立的装置，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，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，根据岩心实验室测定数据获得；

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；

力学模型构建模块，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；

其中，所述力学模型构建模块包括：

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；

岩体力学参数曲线生成子模块，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，获得具有常规测井数据单井的连续岩体力学参数曲线；

模型创建子模块，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。

4.根据权利要求3所述的装置，其特征在于，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为杨氏模量；PR为岩体泊松比；BRIT为岩体脆性指数。