CN103775048B - 一种确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度方法，通过对比压裂前后固井质量测井资料确定固井不存在窜层的情况下，通过对交叉偶极子横波测井数据进行快、慢横波分离处理并计算压裂前后横波分裂程度，以压裂前横波分裂程度为背景值，将同一井段的压裂后横波分裂值与背景值进行对比，压裂后横波分裂值大于等于背景值的所对应的水泥固井段的长度即为压裂缝高度。本方法直观准确，可以应用在低孔渗储层压裂效果评价和区域综合研究中，能有力地提高海上低孔渗储层压裂后的评价成功率，为海上低孔渗储层的高效勘探开发提供了重要技术支持。

Description

一种确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度方法

技术领域

本发明涉及一种水力压裂技术中的裂缝高度确定方法，特别是涉及一种基于过套管交叉偶极子阵列声波测井资料及固井质量测井资料确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度的方法。

背景技术

水力压裂技术是目前世界上油田增产和非常规油气田开发应用最为广泛且最为有效的技术措施，而确定压裂后的裂缝高度是评价压裂效果的核心内容。目前有三种陆上油气田确定储层压裂裂缝高度的方法：一种是井温测量方法，施工快捷、经济、高效，但需人为判断拐点，精度受人员经验影响，对压裂裂缝高度的确定精度较低，且对施工要求较高，海上油田不适用；另一种是同位素测井方法，可以准确的检测压裂缝高度，但由于放射性物质对储层存在一定的污染，且海上油田放喷排出的液体处理困难，海上油田无法应用；第三种注硼中子寿命检测方法可较准确检测压裂缝高度，但该方法受储层本身孔渗特性影响较大及施工时间等因素的影响，无法在各类型油气田中准确、高效的评价储层压裂缝高度，且由于注硼中子寿命测井污染原因，海上油田不适用。总之，目前建立的这些评价方法，总体上可靠性、实用性较差。此外，在海上平台，由于作业时间、空间有限，由于海上油气田不同于陆地油气田，作业及经济成本极高，环保要求极高，上述生产测井方法的应用受到限制，基本无法实施。而且，海上低孔渗储层开发在采油领域处于学科前沿，目前尚未形成任何压裂缝的评价方法。

目前也有一些资料提及简单的应用横波测井技术对压裂缝高度进行判断，这个判断的过程，存在很多的不确定性。那么对压裂缝高度的判断也就存在一定的不确定性，既没有考虑到套管内的横波测井技术，不同于裸眼井测井，在套管与地层之间，存在着固井水泥，固井水泥的胶结强度，及固井水泥受压裂施工的影响是否存在工程上窜层的风险，都会影响对压裂缝高度的准确评价。

所以，现有资料中提及的应用横波测井技术对压裂缝高度进行判断的方法，由于没有考虑到固井水泥窜层等其它影响因素，其判断结果是不全面，具有不确定性的，无法准确判断压裂缝高度。

发明内容

本发明提供一种确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度方法，其目的是为了准确评价海上低孔渗油气田储层压裂裂缝高度，特研究提出一种以固井质量评价为基础，基于交叉偶极子阵列声波测井资料确定压裂裂缝高度的技术，实现对压裂裂缝高度准确检测的目标，以满足海上低孔渗储层压裂效果评价和地质油藏研究的需要。

为了实现上述发明目的，本发明采取的技术方案如下：

一种确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度方法，包括：

对裸眼井进行交叉偶极子横波测井，得到目标储层的第一交叉偶极子横波测井数据；

对裸眼井在拟压裂区域进行水泥固井，并对所述水泥固井进行固井质量测井，得到第一衰减率数值k1，根据k1判断水泥固井的固井质量是否合格；

如固井质量为合格，对目标储层的水泥固井实施水力压裂，压裂后，再次对水泥固井进行固井质量测井，得到第二衰减率数值k2；

如k2≥k1，判定水泥固井未发生窜层，此后再对所述水泥固井进行交叉偶极子横波测井，得到与所述目标储层相关的第二交叉偶极子横波测井数据；

根据所述第一交叉偶极子横波测井数据计算所述目标储层压裂前的快慢横波各向异性程度基值a′，根据所述第二交叉偶极子横波测井数据计算所述目标储层压裂后的快慢横波各向异性程度值a，将Δa≥0的水泥固井区段的长度确定为压裂裂缝高度，其中Δa＝a-a′。

优选地，根据下式计算目标储层压裂前的快慢横波各向异性程度基值a′：

$a^{\′}=\frac{2{\mathrm{\Δs}}^{\′}}{s{1}^{\′}+s{2}^{\′}}\×100\%$

上式中，s1′为第一交叉偶极子横波测井数据中的慢横波慢度，s2′为第一交叉偶极子横波测井数据中的快横波慢度，Δs′＝s1′-s2′；

根据下式计算海上低孔渗储层压裂后的快慢横波各向异性程度基值a：

$a=\frac{2\mathrm{\Δ}s}{s1+s2}\×100\%$

上式中，s1为第二交叉偶极子横波测井数据中的慢横波慢度，s2为第二交叉偶极子横波测井数据中的快横波慢度，Δs＝s1-s2。

优选地，所述第一交叉偶极子横波测井数据和第二交叉偶极子横波测井数据输入Express声波处理软件进行测井数据分析、处理并计算目标储层压裂前的快慢横波各向异性程度基值a′和目标储层压裂后的快慢横波各向异性程度值a。

优选地，所述目标储层为海上低孔渗储层。

优选地，第一交叉偶极子横波测井数据和第二交叉偶极子横波测井数据均指声波全波列数据。

优选地，所述测井数据的处理包括坏数据的排除以及对波形数据进行滤波。

优选地，滤波时，所有波形数据在相同频带下滤波。

本发明和现有技术相比，具有如下有益效果：

通过对比裸眼井和压裂后交叉偶极子声波综合图中的横波各向异性计算结果，即可确定压裂缝高度，确定方法直观，在评价压裂高度之前，要准确评价确定压裂层水泥固井是否存在工程窜层，才可确保了压裂缝高度评价的准确性。

本发明所述压裂缝高度确定方法，可以应用在低孔渗储层压裂效果评价和区域综合研究中，能有力地提高了海上低孔渗储层压裂后的评价成功率，为海上低孔渗储层的高效勘探开发提供了重要技术支持。

本发明所述压裂缝高度确定方法，由于通过压裂之前和压裂之后采用SBT固井质量测井技术对固井质量进行评价，确定工程上不窜层的情况下，将压裂固井快、慢横波分裂程度与裸眼井快、慢横波分裂程度对比，确定压裂缝高度，此方法通过SBT固井质量测井技术评价了工程上窜层的风险，排除了压裂缝检测的多解性，确保了横波测井技术对压裂缝高度进行裂缝高度判断结果的准确性，同时本方法通过SBT固井测井和交叉偶极子阵列声波测井联合应用技术实现了海上压裂缝高度的准确确定，无任何污染，满足海上的作业实际需要，避免了采用传统的陆地裂缝高度确定方法，对海上作业领域的污染。

附图说明

图1是压裂前后水泥固井的质量对比图。

图2是实施例中裸眼井横波测井声波综合图。

图3是实施例中压裂后横波测井声波综合图。

附图标记：1-裸眼井快慢横波波形、2-裸眼井快慢横波分裂各向异性值、3-压裂后快慢横波波形、4-压裂后快慢横波分裂各向异性值、5-压裂缝高度、6-射孔段、7-压裂前固井质量显示区、8-压裂井段压裂后固井质量显示区。

具体实施方式

为使本发明的发明目的、技术方案和有益效果更加清楚明了，下面结合附图对本发明的实施例进行说明，需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例和实施例中的特征可以相互任意组合。

本发明的理论依据为：当一束横波信号入射到各向异性地层(如裂缝性地层)时，入射横波可分裂成质点平行和质点垂直于裂缝走向的振动，并以不同的速度向上传播。质点平行于裂缝走向振动方向沿井轴向上传播的横波，比质点垂直于裂缝走向振动方向沿井轴向上传播的横波速度要快，前者称快横波，后者为慢横波。横波的这种分裂现象是地层产生横波方位各向异性的基础，而横波分裂现象往往是由地层裂缝(尤其垂直缝或高角度缝)引起的。交叉偶极横波测井采用了2个正交发射偶极声源，沿2个相互垂直的方向向地层发射压力脉冲，形成的剪切波具有上述频散特征。因此，交叉偶极横波测井可以判断地层的各向异性，而由于裂缝是造成地层各向异性增大的主要原因，当地层存在裂缝时，横波的各向异性会明显增大；不存在裂缝时，则各向异性不会发生变化，从而也就能直观地评价压裂形成的垂直裂缝状态。通过试验显示，当已作业地层不存在裂缝时，快、慢横波时差基本相同，各向异性不明显；而当作业地层被压裂形成垂直裂缝时，测井资料反映的各向异性值明显增大，这种各向异性的异化段长度即压裂缝高度，这就是利用交叉偶极横波测井判断压裂缝高度的原理。

基于上述分析，本发明的核心思想为：参考固井质量评价资料确定固井水泥不存在窜层的情况下(如果有窜层存在，压裂前横波分裂程度明显增大不能够反映地层真实的压裂缝高度，有可能是工程上窜层引起的显示)，通过对交叉偶极子横波测井数据进行快、慢横波分离处理并计算压裂前后横波分裂程度，以压裂前横波分裂程度为背景值，将同一井段的压裂后的横波分裂程度与其进行对比，将压裂后的横波分裂程度值大于等于压裂前横波分裂程度值的水泥固井区段的长度确定为压裂裂缝高度，长度即为压裂缝高度。

本实施例为射开深度段为3959-3969m井段试验工程，本试验工程采用本发明的所述确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度方法，其具体步骤如下：

首先，对裸眼井进行交叉偶极子横波测井，得到目标储层的第一交叉偶极子横波测井数据；

为了直观显示裸眼井快慢横波波形和裸眼井快慢横波分裂各向异性值的变化趋势，所述第一交叉偶极子横波测井数据输入Express声波处理软件进行测井数据分析、处理并计算目标储层压裂前的快慢横波各向异性程度基值a′。

并采用图2中采用横波测井声波综合图的方式显示。如图2所示，是在典型低孔渗储层且固井质量评价为优，没有窜层风险时，进行评价的：此图中重点关注裸眼井快慢横波波形1和裸眼井快慢横波分裂各向异性值2，从图中可以看出裸眼井快慢横波波形1分裂特征不明显，和其对应的裸眼井快慢横波分裂各向异性值2较小，基本都在一个格内，说明地层本身各向异性不强。裸眼井快慢横波分裂各向异性值2由公式计算所得；其中，s1′为慢横波慢度，s2′为快横波慢度，Δs′＝s1′-s2′；上式中，s1′为第一交叉偶极子横波测井数据中的慢横波慢度，s2′为第一交叉偶极子横波测井数据中的快横波慢度，Δs′＝s1′-s2′。

接着，对裸眼井在拟压裂区域进行水泥固井，并对所述水泥固井进行固井质量测井，得到第一固井质量测井数据中的衰减率数值k1，根据k1判断水泥固井的固井质量是否合格；

固井质量合格与否的具体评价方法为，采用SBT固井质量测井，参考《海上常用套管常规水泥浆固井质量评价标准》中衰减率值和固井质量的对应关系：衰减率值＜5.1时，水泥胶结质量为不合格，不能满足压裂测试要求，当衰减率值在5.1-7.2之间时，水泥胶结质量合格，基本能够满足压裂测试要求，衰减率值＞7.2时，水泥胶结质量为优，完全能够满足压裂测试要求，当测试到的衰减率对应的固井质量为合格(即衰减率数值k1≥5.1)时，确定可以实施压裂。上述方法为理论确定方法，本实施例中，是将整个固井段的衰减率数值以衰减率曲线和水泥胶结图的形式表示在图1中，此图为压裂前后水泥固井的质量对比图。本实施例是采用SBT测井技术评价固井质量，所述SBT测井技术利用衰减率曲线和水泥胶结图进行固井质量评价，衰减率值越高，对应的灰度级别就越高，在水泥胶结图上颜色越深。水泥胶结图上最高级灰度(颜色最深)代表水泥胶结良好，最低级灰度(白色)代表水泥胶结差，其余依此类推。图的左侧(以图中的点画线为界)为压裂前固井质量图，图中自左向右第二列为压裂前固井质量显示区7，可以看出3950-3980m井段固井质量为优。

如固井质量为合格，对目标储层的水泥固井实施水力压裂，压裂后，再次对水泥固井进行固井质量测井，得到第二固井质量测井数据中的衰减率数值k2；

衰减率数值k2同样可以采用数值以衰减率曲线和水泥胶结图表示的形式表示，通过和衰减率数值k1对比，如k2≥k1，认定水泥固井未发生窜层，此后再对所述水泥固井进行交叉偶极子横波测井，如发生窜层，不再对所述水泥固井进行交叉偶极子横波测井；

再次对水泥固井进行交叉偶极子横波测井，得到与所述目标储层相关的第二交叉偶极子横波测井数据；

同样将第二交叉偶极子横波测井数据输入Express声波处理软件进行测井数据分析、处理并计算目标储层压裂前的快慢横波各向异性程度基值a′和目标储层压裂后的快慢横波各向异性程度值a。并采用测井声波综合图的形式直观表示压裂后横波的分裂情况，如图3所示，图3与图2所示为同一井段地层的横波各向异性计算结果，重点关注压裂后快慢横波波形3和压裂后快慢横波分裂各向异性值4，可以看到在射孔段6范围内，压裂后快慢横波波形3分裂特征十分明显，压裂后快慢横波分裂各向异性值4有明显的增大，此变化是由目标储层压裂裂缝的产生而导致各向异性明显增强。压裂后快慢横波分裂各向异性值4公式为上式中，s1为第二交叉偶极子横波测井数据中的慢横波慢度，s2为第二交叉偶极子横波测井数据中的快横波慢度，Δs＝s1-s2。

根据所述第一交叉偶极子横波测井数据计算所述目标储层压裂前的快慢横波各向异性程度基值a′，根据所述第二交叉偶极子横波测井数据计算所述目标储层压裂后的快慢横波各向异性程度值a，将Δa≥0的水泥固井区段的长度确定为压裂缝高度，其中Δa＝a-a′。

为了直观显示压裂缝高度的区段，本实施例采用将横波各向异性计算结果以波形图的形式直观输出，如图3所示，从图3中可以看到压裂后快慢横波分裂各向异性值4在标注的范围为3940～3985区段内其波形有明显的增大，图中，柱体标注的范围即表示压裂缝高度5，则本实施例中压裂缝高度为3985-3940＝45米。

优选地，所述第一交叉偶极子横波测井数据和第二交叉偶极子横波测井数据输入Express声波处理软件进行测井数据分析、处理并计算目标储层压裂前的快慢横波各向异性程度基值a′和目标储层压裂后的快慢横波各向异性程度值a。

优选地，第一交叉偶极子横波测井数据和第二交叉偶极子横波测井数据均指声波全波列数据。

优选地，所述测井数据的处理包括坏数据的排除以及对波形数据进行滤波。

优选地，滤波时，所有波形数据在相同频带下滤波。

虽然本发明所揭示的实施方式如上，但其内容只是为了便于理解本发明的技术方案而采用的实施方式，并非用于限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭示的核心技术方案的前提下，可以在实施的形式和细节上做任何修改与变化，但本发明所限定的保护范围，仍须以所附的权利要求书限定的范围为准。

Claims (7)

1.一种确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度方法，包括：

对裸眼井进行交叉偶极子横波测井，得到目标储层的第一交叉偶极子横波测井数据；

对裸眼井在拟压裂区域进行水泥固井，并对所述水泥固井进行固井质量测井，得到第一衰减率数值k1，根据k1判断水泥固井的固井质量是否合格；

如固井质量为合格，对目标储层的水泥固井实施水力压裂，压裂后，再次对水泥固井进行固井质量测井，得到第二衰减率数值k2；

如k2≥k1，判定水泥固井未发生窜层，此后再对所述水泥固井进行交叉偶极子横波测井，得到与所述目标储层相关的第二交叉偶极子横波测井数据；

根据所述第一交叉偶极子横波测井数据计算所述目标储层压裂前的快慢横波各向异性程度基值a′，根据所述第二交叉偶极子横波测井数据计算所述目标储层压裂后的快慢横波各向异性程度值a，将△a≥0的水泥固井区段的长度确定为压裂裂缝高度，其中△a=a-a′。

2.根据权利要求1所述的确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度方法，其中，

根据下式计算目标储层压裂前的快慢横波各向异性程度基值a′：

$a^{\′}=\frac{{2\mathrm{\Δs}}^{\′}}{{s1}^{\′}+{s2}^{\′}}\×100\%$

上式中，s1′为第一交叉偶极子横波测井数据中的慢横波慢度，s2′为第一交叉偶极子横波测井数据中的快横波慢度，△s′=s1′-s2′；

根据下式计算海上低孔渗储层压裂后的快慢横波各向异性程度基值a：

$a=\frac{2\mathrm{\Δs}}{s1+s2}\×100\%$

上式中，s1为第二交叉偶极子横波测井数据中的慢横波慢度，s2为第二交叉偶极子横波测井数据中的快横波慢度，△s=s1-s2。

3.如权利要求1所述一种确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度的方法，其中，所述第一交叉偶极子横波测井数据和第二交叉偶极子横波测井数据输入Express声波处理软件进行测井数据分析、处理并计算目标储层压裂前的快慢横波各向异性程度基值a′和目标储层压裂后的快慢横波各向异性程度值a。

4.如权利要求1或2或3所述一种确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度的方法，其中，所述目标储层为海上低孔渗储层。

5.如权利要求1或2或3所述一种确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度的方法，其中，第一交叉偶极子横波测井数据和第二交叉偶极子横波测井数据均指声波全波列数据。

6.如权利要求3所述一种确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度的方法，其中，所述测井数据的处理包括坏数据的排除以及对波形数据进行滤波。

7.如权利要求6所述一种确定海上低孔渗储层压裂裂缝高度的方法，其中，滤波时，所有波形数据在相同频带下滤波。