CN107907910B - 一种不同岩性油藏横波测井确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种不同岩性油藏横波测井确定方法，包括：在测井资料包含泥质含量曲线时，通过测井资料获取地层纵波时差、岩石体积密度、泥质含量；根据地层岩性的类型，确定横波时差校正系数和校正值；根据地层纵波时差、岩石体积密度、泥质含量、横波时差校正系数和校正值，按照预设的深度步长计算不同岩性地层的横波时差。本发明仅仅利用常规测井资料就可计算出地层横波时差，因此可以适用于非常规油气地层、碳酸盐岩地层、火成岩地层、砂砾岩地层、砂泥岩地层、致密砂岩地层等等，适用范围广，横波时差计算精度高。
Description
技术领域：
本发明涉及测井技术领域，具体地，涉及不同岩性油藏横波测井确定方法。
背景技术：
横波时差资料在油田的勘探开发中具有重要的作用。横波时差是计算岩石力学参数的必要资料，通过岩石力学参数才能进一步计算地应力参数、地层破裂压力、地层坍塌压力。岩石力学参数对钻井、采油、地质、井下作业等工程有着重要的应用价值。如油气运移规律的研究、钻井中的井壁稳定性分析、水力压裂中所用的岩石力学参数及地应力参数的计算、油层进入注水期对注水压力的设计等等都离不开横波时差。
多年来国内外测井界不断致力于适用各种地质条件的横波测井仪的研制，在一定程度上解决了地层横波时差获取难的问题。但是，即使有了先进的横波时差测井仪，横波时差计算技术仍具有某种不可代替的作用。如已下套管的老井，就难以补测横波时差资料。一些刚钻开的新井，由于钻井成本及地质条件的限制，也不可能全都测量横波时差。因此地层横波时差计算技术及计算精度十分重要。
传统的地层横波时差计算方法主要有经验公式法，待定系数法，利用横波时差与纵波时差的线性关系、横波时差与纵波时差和密度的关系、横波时差与岩性指示曲线的关系、声波时差与孔隙度的关系等计算横波时差。有些计算方法需要通过实验的方法来解决，有些方法适用于特定的地区或特定的地层，不能广泛方便使用。
横波的获取一般有两种方法，一是横波测井仪直接测量横波，另外是根据现有测井资料计算横波。横波测井仪测量费用昂贵，只有少数探井和开发井才具有横波测井资料。大部分生产井及老井都没有横波资料，因而用常规测井资料计算横波时差的意义尤为重要。
发明内容：
针对现有横波计算技术中的缺陷，本发明的目的是提供一种不同岩性油藏横波测井确定方法。
根据本发明提供的不同岩性油藏横波测井确定方法，包括：
在测井资料包含泥质含量曲线时，通过测井资料获取地层纵波时差、岩石体积密度、泥质含量；
根据地层的岩性类型，确定横波时差校正系数和校正值；
根据地层纵波时差、岩石体积密度、泥质含量、横波时差校正系数和校正值，按照预设的深度步长计算不同岩性地层的横波时差。
可选地，还包括：
在测井资料不包含泥质含量曲线时，通过如下计算公式计算泥质含量：
sh＝(vale-shsa)/(shle-shsa)
VSH＝(2GCUR*sh-1.0)/(2GCUR-1.0)
式中：sh表示计算泥质含量的测井曲线相对值，*表示乘法运算符，/表示除法运算符，vale表示测井曲线代码，shle表示纯泥岩测井曲线值代码，shsa表示非泥岩测井曲线值代码，VSH表示泥质含量，GCUR表示地层标识。
可选地，所述根据地层的岩性类型，确定横波时差校正系数和校正值，包括：
获取各种岩性地层现场测量得到的横波时差DTS与经验公式计算得到的横波时差TS1的差值，得到所述差值与对应岩性地层的纵波时差之间的函数关系，根据所述函数关系拟合出对应岩性地层的横波时差校正系数XISH及横波时差校正值FJZ；其中，所述函数关系如下：
TS1-DTS＝(XISH×AC-FJZ)(1-VSH)；
式中：TS1表示经验公式计算得到的横波时差，DTS表示现场测量得到的横波时差，XISH表示横波时差校正系数，AC表示纵波时差，FJZ表示横波时差校正值，VSH表示泥质含量。
可选地，所述根据地层纵波时差、岩石体积密度、泥质含量、横波时差校正系数和校正值，按照预设的深度步长计算不同岩性地层的横波时差的计算公式如下：
TS＝AC/(1-(1.15×(DEN-1+DEN-3)/e1/DEN))1.5–(XISH×AC-FJZ)×(1-VSH)
式中：TS表示计算得到的横波时差，AC表示纵波时差，DEN表示岩石体积密度，XISH表示横波时差校正系数，FJZ表示横波时差校正值，VSH表示泥质含量。
可选地，所述测井曲线代码vale包括：测井数据文件里的自然伽马GR、自然电位SP、补偿中子CNL、纵波时差AC、电阻率RD中的任意一条曲线；非泥岩测井曲线值代码shsa与自然伽马GR、自然电位SP、补偿中子CNL、纵波时差AC、电阻率RD曲线相对应，纯泥岩测井曲线值代码shle与GR、SP、CNL、AC、RD曲线相对应，地层标识GCUR为老地层时取2，地层标识GCUR为新地层时取3。
与现有技术相比，本发明具有如下的有益效果：
本发明提供的不同岩性油藏横波测井确定方法，能够仅仅利用常规测井资料就可计算出地层横波时差，因此可以适用于非常规油气地层、碳酸盐岩地层、火成岩地层、砂砾岩地层、砂泥岩地层、致密砂岩地层等等，适用范围广，横波时差计算精度高。
附图说明：
通过阅读参照以下附图对非限制性实施例所作的详细描述，本发明的其它特征、目的和优点将会变得更明显：
图1为本发明一实施例提供的不同岩性油藏横波测井确定方法的流程示意图；
图2为本发明另一实施例中A井横波时差对比图；
图3为本发明又一实施例中B井横波时差对比图；
图中：
SP表示自然电位，GR表示自然伽马，CAL表示井径，AC表示纵波时差，TS表示计算得到的横波时差，DTS表示现场测量得到的横波时差。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行详细说明。以下实施例将有助于本领域的技术人员进一步理解本发明，但不以任何形式限制本发明。应当指出的是，对本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变化和改进。这些都属于本发明的保护范围。
图1为本发明一实施例提供的不同岩性油藏横波测井确定方法的流程示意图，如图1所示，本实施例中的方法可以包括：
在测井资料包含泥质含量曲线时，通过测井资料获取地层纵波时差、岩石体积密度、泥质含量；
根据地层的岩性类型，确定横波时差校正系数和校正值；
根据地层纵波时差、岩石体积密度、泥质含量、横波时差校正系数和校正值，按照预设的深度步长计算不同岩性地层的横波时差。
本实施例中，常规测井资料中一般具有纵波时差(AC)，岩石体积密度(DEN)曲线。当没有泥质含量(VSH)曲线时，用自然伽马(GR)、自然电位(SP)、补偿中子(CNL)、纵波时差(AC)、电阻率(RT)等曲线计算泥质含量(VSH)。地层的岩性不同时，横波校正系数XISH和横波校正值FJZ也不同。
可选地，计算不同岩性油气藏横波时差时，所需测井数据文件格式可以为LAS格式、TXT格式、CSV格式；测井数据深度步长可以为0.125m、0.1m、0.0625m。
在另一实施方式中，若测井资料不包含泥质含量曲线时，通过如下计算公式计算泥质含量：
sh＝(vale-shsa)/(shle-shsa)
VSH＝(2GCUR*sh-1.0)/(2GCUR-1.0)
式中：sh表示计算泥质含量的测井曲线相对值，*表示乘法运算符，/表示除法运算符，vale表示测井曲线代码，shle表示纯泥岩测井曲线值代码，shsa表示非泥岩测井曲线值代码，VSH表示泥质含量，GCUR表示地层标识。
具体的，计算泥质含量所用测井曲线代码vale，代表测井数据文件里的自然伽马(GR)、自然电位(SP)、补偿中子(CNL)、纵波时差(AC)、电阻率(RD)中的任意一条，非泥岩测井曲线值代码shsa，与上述5条曲线(GR、SP、CNL、AC、RD)相对应，纯泥岩测井曲线值代码shle，与上述5条曲线(GR、SP、CNL、AC、RD)相对应，地层标识GCUR，老地层取2，新地层取3。
可选地，根据地层纵波时差、岩石体积密度、泥质含量、横波时差校正系数和校正值，按照预设的深度步长计算不同岩性地层的横波时差的计算公式如下：
TS＝AC/(1-(1.15×(DEN-1+DEN-3)/e1/DEN))1.5–(XISH×AC-FJZ)×(1-VSH)
式中：TS表示计算得到的横波时差，AC表示纵波时差，DEN表示岩石体积密度，XISH表示横波时差校正系数，FJZ表示横波时差校正值，VSH表示泥质含量。
可选地，所述根据不同岩性地层的类型，确定横波时差校正系数和校正值，包括：
对每种岩性地层，搜集大量的现场采集的横波时差(DTS)测井资料，与经验公式所计算TS1的差值进行对比分析，发现该差值与对应井的纵波时差呈一次函数关系，且需对该一次函数进行泥质校正，即
TS1-DTS＝(XISH×AC-FJZ)(1-VSH)；
对每种岩性都拟合出横波时差校正系数XISH及横波时差校正值FJZ。
具体的，上述实施例中：
经验公式计算的横波时差(TS1)量纲μs/ft，
现场测量的横波时差(DTS)量纲μs/ft，
计算的横波时差TS量纲为μs/ft，
纵波时差AC量纲为μs/ft，
当纵波时差AC量纲为μs/m时，进行量纲转换AC＝AC×0.3048，
岩石体积密度DEN量纲为g/cm3，
泥质含量VSH用小数表示，
横波时差校正系数XISH无量纲，
横波时差校正值FJZ量纲为μs/ft。
本实施例，通过测井资料中的纵波时差、岩石体积密度、泥质含量、地层所属岩性的横波校正系数、横波附加值，计算地层的横波时差。实现了只需常规测井资料就能准确获取横波时差的结果，可适用于多种岩性的地层。
下面结合具体实施例对本发明中的方法做更加详细的说明。
将本发明中的方法应用在某砂砾岩油田A井的横波时差计算中，具体包括如下步骤：
步骤A1：选择目标层段，例如A井3555.0～3575.0m砂砾岩油层，按一个层段取其中间值计算，油层中部深度为3565m。
步骤A2：获取纵波时差数据，读取测井数据文件的纵波时差，目标层段中部纵波时差(AC)测井值为59.83μs/ft。
步骤A3：获取岩石体积密度数据，读取测井数据文件的体积密度，目标层段中部体积密度DEN测井值为2.558g/cm3。
步骤A4：获取泥质含量数据，读取测井数据文件的泥质含量，目标层段中部泥质含量(VSH)平均值为0.0216。
步骤A5：获取横波校正系数和横波校正值数据，选取砂砾岩地层的横波校正系数XISH为1.008、横波校正值FJZ为0。
步骤A6：根据公式TS＝AC/(1-(1.15×(DEN-1+DEN-3)/e1/DEN))1.5–(XISH×AC-FJZ)×(1-VSH)计算横波时差，目标层段中部横波时差计算值101.18μs/ft。
步骤A7：根据用户需求输出计算得到的横波时差TS计算结果。
利用本发明中的方法计算A井3555.0～3575.0m井段砂砾岩地层中部横波时差为101.18μs/ft，实测横波时差为103.012μs/ft，两者误差1.78％。
经验证，本发明计算的地层横波时差与横波测井仪测量的横波时差对比，误差1.78％，因而利用本计算横波值可准确计算岩石力学参数及地应力参数，在油田勘探开发及石油工程领域具有重要的应用价值。
将本发明中的方法应用在某泥页岩油田B井的横波时差计算中，具体包括如下步骤：
步骤B1：选择目标层段取值计算，B井3676.0～3696.0m泥页岩油层按一个层段取其中间值计算，油层中部深度为3686m。
步骤B2：获取纵波时差数据，读取测井数据文件的纵波时差，目标层段中部纵波时差AC测井值为217.758μs/m，折合英制为66.82μs/ft。
步骤B3：获取体积密度数据，读取测井数据文件的体积密度，目标层段中部体积密度DEN测井值为2.621g/cm3。
步骤B4：获取泥质含量数据，读取测井数据文件的泥质含量，目标层段中部泥质含量VSH平均值为0.282。
步骤B5：获取横波校正系数和横波校正值数据，选取泥页岩地层的横波校正系数XISH为0.803、横波校正值FJZ为0。
步骤B6：根据公式TS＝AC/(1-(1.15×(DEN-1+DEN-3)/e1/DEN))1.5–(XISH×AC-FJZ)×(1-VSH)计算横波时差，目标层段中部横波时差计算值111.82μs/ft。
步骤B7：根据用户需求输出计算横波时差TS计算结果。
利用本发明中的方法计算B井3676.0～3696.0m井段泥页岩中部地层横波时差为111.82μs/ft，实测地层横波时差为110.50μs/ft，两者误差1.2％。
经验证，本发明计算的地层横波时差与横波测井仪测量的横波时差对比，误差1.2％，因而利用本计算横波值可准确计算岩石力学参数及地应力参数，在油田勘探开发中具有重要的应用价值。
以上对本发明的具体实施例进行了描述。需要理解的是，本发明并不局限于上述特定实施方式，本领域技术人员可以在权利要求的范围内做出各种变化或修改，这并不影响本发明的实质内容。在不冲突的情况下，本申请的实施例和实施例中的特征可以任意相互组合。
Claims (4)
1.一种不同岩性油藏横波测井确定方法，其特征在于，包括：
在测井资料包含泥质含量曲线时，通过测井资料获取地层纵波时差、岩石体积密度、泥质含量；
根据地层的岩性类型，确定横波时差校正系数和校正值，对每种岩性地层，搜集大量的现场采集的横波时差DTS测井资料，与经验公式所计算TS1的差值进行对比分析，发现该差值与对应井的纵波时差AC呈一次函数关系，且需对该一次函数进行泥质校正，
TS1-DTS＝(XISH×AC-FJZ)(1-VSH)；其中，TS1表示经验公式计算得到的横波时差，DTS表示现场测量得到的横波时差，XISH表示横波时差校正系数，AC表示纵波时差，FJZ表示横波时差校正值，VSH表示泥质含量；
根据地层纵波时差、岩石体积密度、泥质含量、横波时差校正系数和校正值，按照预设的深度步长计算不同岩性地层的横波时差。
2.根据权利要求1所述的不同岩性油藏横波测井确定方法，其特征在于，还包括：
在测井资料不包含泥质含量曲线时，通过如下计算公式计算泥质含量：
sh＝(vale-shsa)/(shle-shsa)
VSH＝(2GCUR*sh-1.0)/(2GCUR-1.0)
式中：sh表示计算泥质含量的测井曲线相对值，*表示乘法运算符，/表示除法运算符，vale表示测井曲线代码，shle表示纯泥岩测井曲线值代码，shsa表示非泥岩测井曲线值代码，VSH表示泥质含量，GCUR表示地层标识。
3.根据权利要求1-2中任一项所述的不同岩性油藏横波测井确定方法，其特征在于，所述根据地层纵波时差、岩石体积密度、泥质含量、横波时差校正系数和校正值，按照预设的深度步长计算不同岩性地层的横波时差的计算公式如下：
TS＝AC/(1-(1.15×(DEN-1+DEN-3)/e1/DEN))1.5–(XISH×AC-FJZ)×(1-VSH)
式中：TS表示计算得到的横波时差，AC表示纵波时差，DEN表示岩石体积密度，XISH表示横波时差校正系数，FJZ表示横波时差校正值，VSH表示泥质含量。
4.根据权利要求2所述的不同岩性油藏横波测井确定方法，其特征在于，所述测井曲线代码vale包括：测井数据文件里的自然伽马GR、自然电位SP、补偿中子CNL、纵波时差AC、电阻率RD中的任意一条曲线；非泥岩测井曲线值代码shsa与自然伽马GR、自然电位SP、补偿中子CNL、纵波时差AC、电阻率RD曲线相对应，纯泥岩测井曲线值代码shle与GR、SP、CNL、AC、RD曲线相对应，地层标识GCUR为老地层时取2，地层标识GCUR为新地层时取3。
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