CN104153767B - 基于常规测井资料的页岩储层杨氏模量与泊松比获取方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及基于常规测井资料的页岩储层杨氏模量与泊松比获取方法，获取已知测井资料，并按步长连续取值；处理获取页岩储层段杨氏模量、泊松比参数；确定杨氏模量地区经验参数Ay、By，确定泊松比地区经验参数Ap、Bp、Cp，获取待评价井常规测井资料，并按步长连续取值；根据公式YMOD＝Ay×△T+By，POIS＝Ap×△T+Bp×ρb+Cp，求取页岩储层杨氏模量YMOD，页岩储层泊松比POIS；根据用户要求输出待评价井目标层段的杨氏模量、泊松比评价值或页岩层段岩石力学参数处理成果图。本发明已在中扬子地区建南气田、涪陵页岩气田、湘鄂西地区应用页岩气井36口井，获取的杨氏模量、泊松比与测井获得值接近，误差<10％。

Description

基于常规测井资料的页岩储层杨氏模量与泊松比获取方法

技术领域

本发明涉及一种基于常规测井资料的页岩储层杨氏模量与泊松比获取方法，主要为页岩储层压裂改造提供关键评价参数。

背景技术

页岩油气是一种新型的非常规能源，在国内勘探开发尚处于起步阶段，其开采工艺复杂，储层需要分段压裂改造，改造效果直接影响产能。页岩储层压裂改造过程中，需要准确的杨氏模量、泊松比等岩石力学参数作为参考。

杨氏模量、泊松比的传统求取方法是采用阵列声波、交叉偶极声波等特殊测井资料计算法，需要进行交叉偶极子阵列声波特殊项目测井。页岩储层开采多采用超长水平段水平井开采(水平段长＞1500m)，测井施工难度大，风险高。交叉偶极子阵列声波特殊项目测井仅在重点探井中进行，其它井仅进行常规测井，测井项目主要包括自然伽马、井径、声波、密度等。

压裂施工是页岩气获取产能的一个关键环节，已成为页岩气勘探开发中储层改造的一种必要手段。利用常规测井资料提供较准确、可靠的页岩储层杨氏模量、泊松比等关键参数至关重要，具有普遍的经济适用性。

发明内容

本发明的目的是针对上述技术现状，旨在提供一种基于常规测井资料的页岩储层杨氏模量与泊松比获取方法，以满足压裂改造工程需求，降低综合施工成本。

本发明目的的实现方式为，基于常规测井资料的页岩储层杨氏模量与泊松比获取方法，具体步骤为：

1)通过已知井获取地区经验参数

①获取已知井声波时差和补偿密度等常规测井资料和交叉偶极子阵列声波特殊项目测井资料；

②将已知井测井资料页岩层段按步长连续取值，

③根据岩心实验或已知井交叉偶极子阵列声波测井处理成果，获取页岩储层段杨氏模量、泊松比参数；

④利用获得的页岩储层杨氏模量数据与已知井对应深度段的声波时差常规测井数据进行线性回归分析，确定杨氏模量地区经验参数Ay、By；回归方程为YMOD＝Ay×△T+By；

⑤利用获得的页岩储层泊松比与已知井对应深度段的声波时差、岩性密度常规测井数据进行线性回归分析，确定泊松比地区经验参数Ap、Bp、Cp，回归方程为POIS＝Ap×△T+Bp×ρb+Cp；

2)确定待评价井页岩储层段杨氏模量、泊松比参数

①获取待评价井声波时差和补偿密度等常规测井资料；

②将待评价井声波时差和补偿密度常规测井资料进行归一化处理；

③将归一化后的已知井测井资料页岩层段按步长连续取值，

④根据公式YMOD＝Ay×△T+By，求取页岩储层杨氏模量YMOD，量纲为10GPa；

式中△T为声波时差值，量纲μs/m；Ay、By为杨氏模量地区经验参数，无量纲；

⑤根据公式POIS＝Ap×△T+Bp×ρb+Cp，求取页岩储层泊松比，POIS无量纲；ρb为岩性密度，量纲为g/cm³；Ap、Bp、Cp为定泊松比地区经验参数，无量纲；

⑥输出计算结果。

本发明提供了基于常规测井资料的页岩储层杨氏模量、泊松比取方法，已在中扬子地区建南气田、涪陵页岩气田、湘鄂西地区应用页岩气井36口井，本发明计算的杨氏模量、泊松比与岩心实验、交叉偶极子阵列声波测井获得的杨氏模量、泊松比数值接近，误差小于10％，生产应用效果良好。

附图说明

图1为本发明工作流程图，

图2为本发明工作原理图，

图3为本发明FL页岩气田已知井杨氏模量与泊松比成果图，

图4为本发明FL页岩气田A井应用实例图，

图5为本发明JN气田已知井杨氏模量与泊松比成果图，

图6为本发明JN气田B井应用实例图。

具体实施方式

参照图1、图2，本发明的具体步骤为：

具体步骤为：

1)通过已知井获取地区经验参数

①获取已知井声波时差和补偿密度等常规测井资料和交叉偶极子阵列声波特殊项目测井资料；

②将已知井测井资料页岩层段按步长连续取值，

③根据岩心实验或已知井交叉偶极子阵列声波测井处理成果，获取页岩储层段杨氏模量、泊松比参数；

④利用获得的页岩储层杨氏模量数据与已知井对应深度段的声波时差常规测井数据进行线性回归分析，确定杨氏模量地区经验参数Ay、By；回归方程为YMOD＝Ay×△T+By；

⑤利用获得的页岩储层泊松比与已知井对应深度段的声波时差、岩性密度常规测井数据进行线性回归分析，确定泊松比地区经验参数Ap、Bp、Cp，回归方程为POIS＝Ap×△T+Bp×ρb+Cp；

2)确定待评价井页岩储层段杨氏模量、泊松比参数

①获取待评价井声波时差和补偿密度等常规测井资料；

②将待评价井声波时差和补偿密度常规测井资料进行归一化处理；

选择区域内已知井，选取井径规则、厚度稳定、区域内具有代表性的页岩段作为归一化对比井段，按差值法校正，确定声波时差和岩性密度平移校正量δac、δden；

δac是已知井标准页岩段声波时差与待评价井对应页岩段声波时差的差值；

δden是已知井标准页岩段岩性密度与待评价井对应页岩段岩性密度的差值；

完成待评价井声波时差和补偿密度测井资料进行归一化处理。

③将归一化后的已知井测井资料页岩层段按步长连续取值，

将归一化后的待评价井页岩储层段常规测井声波时差与岩性密度资料按一定步长连续取值，步长通常为0.1m，一般以TXT格式文件保存数据；

④根据公式YMOD＝Ay×△T+By，求取页岩储层杨氏模量YMOD，量纲为10GPa；

式中△T为声波时差值，量纲μs/m；Ay、By为杨氏模量地区经验参数，无量纲；

⑤根据公式POIS＝Ap×△T+Bp×ρb+Cp，求取页岩储层泊松比，POIS无量纲；ρb为岩性密度，量纲为g/cm³；Ap、Bp、Cp为定泊松比地区经验参数，无量纲；

⑥输出计算结果。根据用户要求输出待评价井目标层段的杨氏模量、泊松比评价值或页岩层段岩石力学参数处理成果图。

下面用具体实施例详述本发明。

实例1、FL页岩气田A井

FL页岩气田A井龙马溪组下部——五峰组2480.0-2575.0m井段测井评价为页岩气层，厚85m，应用本发明为侧钻水平井水平段压裂提供杨氏模量与泊松比参数。

1、地区经验参数获取

选取FL页岩气田首口页岩气发现井JY1井为已知井，根据已知井交叉偶极子阵列声波测井处理后得到的页岩储层段杨氏模量、泊松比参数，与同一深度段的常规测井声波时差△T、岩性密度ρb数值进行线性回归分析，获取杨氏模量地区经验参数Ay＝-0.0414、By＝14.38，泊松比地区经验参数Ap＝-0.00076、Bp＝0.38969、Cp＝-0.61858。

图3中，杨氏模量1曲线(虚线)为本发明计算结果，杨氏模量曲线(实线)为交叉偶极声波测井处理结果，泊松比1曲线(虚线)为本发明计算结果，泊松比曲线(实线)为交叉偶极声波测井及密度测井综合处理结果，从图中可见，本发明计算结果与交叉偶极声波特殊测井处理结果基本一致，相对误差小于5％，能满足现场施工需要。

2、确定待评价井段页岩储层段杨氏模量、泊松比参数

1)常规测井资料获取

直接获取待评价井A井龙马溪组下部——五峰组垂深段2480.0-2575.0m页岩气层段的常规测井资料声波时差△T和岩性密度ρb。

2)常规测井资料归一化

将待评价的A井2480.0-2490.0m井段与已知井JY1井2328.0-2338.0m井段的声波时差和岩性密度进行对比，确定声波时差和岩性密度平移校正量δac、δden；

δac＝－8μs/m、δden＝－0.01g/cm³。

将待评价井声波时差和补偿密度测井资料进行平移校正归一化处理，得到校正后的声波时差△T与岩性密度ρb曲线。

3)声波时差与岩性密度数值读取

以归一化后的2500.0-2575.0m页岩气层测井资料为依据，按0.1m步长连续读取数据。

4)计算杨氏模量：

根据公式YMOD＝-0.0414×△T+14.38计算页岩储层杨氏模量YMOD，量纲为10GPa，△T量纲为μs/m；计算结果范围为3.0×10GPa至4.5×10GPa，平均值是3.8×10GPa。

5)计算泊松比：

根据公式POIS＝-0.00076×△T+0.38969×ρb-0.61858求取页岩储层泊松比，POIS无量纲，△T量纲为μs/m，ρb量纲为g/cm³；计算结果范围为0.14至0.23，平均值是0.18。

6)输出计算结果。

A井2500.0-2575.0m井段杨氏模量和泊松比平均值分别为3.8×10GPa、0.18，杨氏模量和泊松比岩石力学参数连续曲线处理结果见图4。

从图4看出，应用本发明计算的杨氏模量和泊松比与现场压裂施工实测基本一致，相对误差小于5％，本发明为侧钻水平井分段压裂设计与施工提供了可靠的岩石力学数据。

实例2、JN气田B井

JN气田B井东岳庙段620.0-645.0m井段测井评价为页岩气层，厚25m，应用本发明成果为侧钻水平井压裂提供杨氏模量与泊松比参数。

1、地区经验参数获取

选取JN气田J1井为已知井，根据已知井交叉偶极子阵列声波测井处理后得到的页岩储层段杨氏模量、泊松比参数，与同一深度段的常规测井声波时差△T、岩性密度ρb数值进行线性回归分析，获取杨氏模量地区经验参数Ay＝-0.0558、By＝14.61，泊松比地区经验参数Ap＝0.00095、Bp＝0.12490、Cp＝-0.28461。

图5中，杨氏模量1曲线(虚线)为本发明计算结果，杨氏模量曲线(实线)为交叉偶极声波测井处理结果，泊松比1曲线(虚线)为本发明计算结果，泊松比曲线(实线)为交叉偶极声波测井及密度测井综合处理结果，从图中可见，本发明计算结果与交叉偶极声波特殊测井处理结果在非扩径段基本一致，误差小于5％，能满足现场施工需要。

2、确定待评价井段页岩储层段杨氏模量、泊松比参数

1)常规测井资料获取

直接获取东岳庙段610.0-640.0m页岩气层段的常规测井资料声波时差△T和岩性密度ρb。

2)常规测井资料归一化

将待评价的B井570.0-580.0m井段与已知井J1井574.0-584.0m井段的声波时差和岩性密度进行对比，确定声波时差和岩性密度平移校正量δac、δden；

δac＝2μs/m、δden＝－0.02g/cm³。

将待评价井声波时差和补偿密度测井资料进行平移校正归一化处理，得到校正后的声波时差△T与岩性密度ρb曲线。

3)声波时差与岩性密度数值读取

以归一化后的620.0-645.0m页岩气层测井资料为依据，按0.1m步长连续读取数据。

4)计算杨氏模量：

根据公式YMOD＝-0.0558×△T+14.61计算页岩储层杨氏模量YMOD，量纲为10GPa，△T量纲为μs/m；计算结果范围为3.0×10GPa至6.3×10GPa，平均值是4.9×10GPa。

5)计算泊松比：

根据公式POIS＝0.00095×△T+0.12490×ρb-0.2846，求取页岩储层泊松比，POIS无量纲，△T量纲为μs/m，ρb量纲为g/cm³；计算结果范围为0.28至0.34，平均值是0.30。

6)输出计算结果。

B井620.0-645.0m井段杨氏模量和泊松比平均值分别为4.9×10GPa、0.30，杨氏模量和泊松比岩石力学参数连续曲线处理成果见图6；

从图6看出，本发明计算的杨氏模量和泊松比与现场压裂施工实测基本一致，相对误差小于8％，为侧钻水平井分段压裂设计与施工提供了可靠的岩石力学数据。

Claims (3)

1.基于常规测井资料的页岩储层杨氏模量与泊松比获取方法，其特征在于具体步骤为：

1)通过已知井获取地区经验参数

①获取已知井声波时差和岩性密度常规测井资料和交叉偶极子阵列声波特殊项目测井资料；

②将已知井测井资料页岩层段按步长连续取值，

③根据岩心实验或已知井交叉偶极子阵列声波测井处理成果，获取页岩储层段杨氏模量、泊松比参数；

④利用获得的页岩储层杨氏模量数据与已知井对应深度段的声波时差常规测井数据进行线性回归分析，确定杨氏模量地区经验参数Ay、By；回归方程为YMOD＝Ay×△T+By；

⑤利用获得的页岩储层泊松比与已知井对应深度段的声波时差、岩性密度常规测井数据进行线性回归分析，确定泊松比地区经验参数Ap、Bp、Cp，回归方程为POIS＝Ap×△T+Bp×ρb+Cp；

2)确定待评价井页岩储层段杨氏模量、泊松比参数

①获取待评价井声波时差和岩性密度常规测井资料；

②将待评价井声波时差和岩性密度常规测井资料进行归一化处理；

③将归一化后的已知井测井资料页岩层段按步长连续取值，

④根据公式YMOD＝Ay×△T+By，求取页岩储层杨氏模量YMOD，量纲为10GPa；

式中△T为声波时差值，量纲μs/m；Ay、By为杨氏模量地区经验参数，无量纲；

⑤根据公式POIS＝Ap×△T+Bp×ρb+Cp，求取页岩储层泊松比，POIS无量纲；ρb为岩性密度，量纲为g/cm³；Ap、Bp、Cp为泊松比地区经验参数，无量纲；

⑥输出计算结果。

2.根据权利要求1所述的基于常规测井资料的页岩储层杨氏模量与泊松比获取方法，其特征在于在步骤2)②中选择区域内已知井，选取井径规则、厚度稳定、区域内具有代表性的页岩段作为归一化对比井段，按差值法校正，确定声波时差和岩性密度平移校正量δac、δden；

δac是已知井标准页岩段声波时差与待评价井对应页岩段声波时差的差值；

δden是已知井标准页岩段岩性密度与待评价井对应页岩段岩性密度的差值。

3.根据权利要求1所述的基于常规测井资料的页岩储层杨氏模量与泊松比获取方法，其特征在于在步骤2)③中将归一化后的待评价井页岩储层段常规测井声波时差与岩性密度资料按一定步长连续取值，步长为0.1m，以TXT格式文件保存数据。