CN108301825B - 一种高温高压储层孔隙压力分析方法 - Google Patents
一种高温高压储层孔隙压力分析方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108301825B CN108301825B CN201810062410.7A CN201810062410A CN108301825B CN 108301825 B CN108301825 B CN 108301825B CN 201810062410 A CN201810062410 A CN 201810062410A CN 108301825 B CN108301825 B CN 108301825B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- formation
- pore pressure
- pressure
- mudstone
- density
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000011148 porous material Substances 0.000 title claims abstract description 198
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 184
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 46
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims abstract description 40
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 27
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 41
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 16
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 12
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 12
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims description 7
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 3
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 127
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000009918 complex formation Effects 0.000 description 2
- 238000012948 formulation analysis Methods 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000004451 qualitative analysis Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
本发明涉及一种高温高压储层孔隙压力分析方法,包括以下步骤:采集目标区域相关地质与构造资料以及测井资料;挑选出目标区域的泥岩层段;计算全井段上覆岩层压力当量密度;获取不同井深条件下的声波‑密度趋势点;得到改进声波‑密度交会图;进行目标区域异常地层孔隙压力成压机制分析,计算不同成压机制对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值;选择不同成压机制的泥岩地层孔隙压力计算方法,分别计算不同成压机制下目标区域的泥岩地层孔隙压力;计算目标区域实际泥岩地层孔隙压力;如果目标区域砂岩地层厚度不超过15米或者地层起伏落差不超过50米,砂岩地层孔隙压力等于临近泥岩地层孔隙压力;否则,考虑浮力作用后计算砂岩地层孔隙压力。
Description
技术领域
本发明属于油气井砂泥岩高温高压地层钻井中的井壁稳定技术领域,尤其涉及一种高温高压储层孔隙压力分析方法。
背景技术
地层孔隙压力是岩石孔隙中的流体(油、气、水)所具有的压力,也称为孔隙压力或地层压力。正常地层孔隙压力等于从地表到地下某处的连续地层水的静液压力,称为静水压力;高于和低于静水压力的地层孔隙压力分别称为异常低压和异常高压。地层孔隙压力是开展钻完井工程和油气开发的基础参数之一,钻井工程中地层孔隙压力的准确计算对于钻井液密度的合理选择、套管程序设计、实现高效钻井及储层保护具有重大意义,而异常高压是油气勘探中常见的问题。
目前,通常采用的地层孔隙压力钻前预测方法的主要流程为:1)首先利用泥岩地层声波-密度交会数据对地层成压机制进行定性分析;2)依据地层的成压机制定性分析结果,确定地层孔隙压力的预测模型;3)利用测井数据对地层孔隙压力纵向分布规律进行计算,并默认砂岩地层孔隙压力等于邻近泥岩地层孔隙压力。该套地层孔隙压力预测方法主要存在以下问题:(1)利用泥岩地层声波-密度交会图进行地层异常高压成压机制的判断方法的主观因素过多,且无法对某一具体深度的异常高压成压机制进行具体分析;(2)该方法主要针对单一异常高压成压机制进行地层孔隙压力预测,对于多成压机制异常高压情况,该方法计算得到的地层孔隙压力误差较大;(3)对于砂岩地层,尤其是砂岩储层段,未考虑地层起伏及储层厚度带来的形心效应,即油气密度差异造成的浮力效应对地层孔隙压力的影响。
综上所述,在地质与构造条件较为复杂的情况下,传统的地层孔隙压力分析方法所得地层孔隙压力结果难以反映实际地层中的地层孔隙压力真实情况,计算得到的地层孔隙压力将为后续钻井设计带来一定的影响。随着油气勘探向复杂地质条件地区的转移,因其成压机制多样,地层性质特殊,沉积和构造历史复杂的特点,传统的地层孔隙压力预测方法已无法满足这类地区的地层孔隙压力预测的精度要求。
发明内容
针对上述问题,本发明的目的是提供一种高温高压储层孔隙压力分析方法,定量化分析各种异常高压成压机制对于地层孔隙压力形成的贡献值,建立多成压机制条件下的孔隙压力计算模型,计算泥岩地层孔隙压力纵向分布规律;再考虑砂岩储层地层起伏、储层厚度及流体密度差影响,利用形心效应计算砂岩层段的地层孔隙压力,最终计算整个砂泥岩剖面的地层孔隙压力,地层孔隙压力分析更为准确。
为实现上述目的,本发明采取以下技术方案:一种高温高压储层孔隙压力分析方法,包括以下步骤:
1)采集目标区域的相关地质与构造资料以及测井资料,包括构造历史、地质录井资料、声波时差测井数据、地层密度测井数据及自然伽马测井数据;
2)结合目标区域的地质录井资料,利用测井资料对目标区域的砂岩和泥岩地层进行区分,挑选出泥岩层段;依据Gardner模型,利用声波时差测井数据,结合地层密度测井数据,获取全井段泥岩层密度的趋势线;根据全井段泥岩层密度趋势线以及地层密度测井数据计算全井段上覆岩层压力当量密度;
3)利用自然伽马测井数据对目标区域的砂泥岩进行筛选,获取泥岩层段的声波时差测井数据和地层密度测井数据,进而获取不同井深条件下的声波-密度趋势点;将不同垂深处的实测声波密度数据点与其对应井深条件下的声波-密度趋势点相连,得到改进的声波-密度交会图;
4)根据改进的声波-密度交会图进行目标区域异常地层孔隙压力成压机制分析,计算不同成压机制对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值;
5)根据成压机制的不同对泥岩地层孔隙压力计算方法进行选择,分别计算不同成压机制下目标区域的泥岩地层孔隙压力;依据不同成压机制对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值和不同成压机制下目标区域的泥岩地层孔隙压力,计算目标区域实际泥岩地层孔隙压力;
6)如果目标区域砂岩地层厚度不超过15米或者地层起伏落差不超过50米,则砂岩地层孔隙压力等于临近泥岩地层孔隙压力;否则,在邻近泥岩地层孔隙压力的基础上考虑浮力作用,然后计算目标区域砂岩地层孔隙压力。
所述步骤2)中上覆岩层压力当量密度的计算公式为:
式中,σV为上覆岩层压力当量密度;ρw为海水密度;ρr为岩层密度;g为重力加速度;H1、H2、H3分别为海平面深度、泥面深度和泥面以下任一深度;H为任一地层垂直深度;dh表示对深度的积分。
所述步骤4)中计算不同成压机制对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值,包括以下步骤:将实测声波密度数据点相对于其对应井深条件下的声波-密度趋势点的位移沿着两成压机制方向进行正交分解,其中实际位移长度为C,正交分解得到的欠压实作用部分位移长度为E,其他异常高压成压作用部分为F,则得到:
C2=E2+F2
则欠压实作用对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值为:
W1(H)=E2/C2
其他异常高压成压作用对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值为:
W2(H)=F2/C2
其中,W1(H)、W2(H)分别为某一井深处欠压实作用和其他异常高压成压作用对目标区域泥岩地层孔隙压力的贡献值。
所述步骤5)中若存在其他异常高压成压作用,则选用Bowers法计算目标区域泥岩地层孔隙压力,其计算公式为:
当dmaxV>depth时,没有发生卸载,则:
当dmaxV≤depth时,假设发生卸载,则:
且
式中,dmaxV为最大地层声波速度对应的深度;depth为总垂深;Pp为泥岩地层孔隙压力;σV为上覆岩层压力当量密度;DT为声波时差;DTmin为Vmax对应的声波时差;DTml为未固结饱和水地层的声波时差值;Vmax取值为1524m/s;σmax为地层卸载开始时的地层的最大有效应力值;Vmax为σmax对应的地层声波速度;U为地层的卸载参数;G、H为经验值。
所述步骤5)中若只存在欠压实作用,则采用Eaton法计算目标区域泥岩地层孔隙压力;采用泥岩声波速度进行泥岩地层孔隙压力计算时,其计算公式为:
Pp=ρpgH
式中,Pp为泥岩地层孔隙压力;ρp为孔隙压力当量密度;ρpN为正常孔隙压力当量密度;σV为上覆岩层压力当量密度;Δtn为正常声波时差趋势线值;Δtob为实测声波时差测井值;x为Eaton指数。
所述步骤5)中目标区域实际泥岩地层孔隙压力的计算公式为:
Pmud=Pdiseq·W1(H)+Pcomb·W2(H)
式中,Pmud为实际泥岩地层孔隙压力;Pdiseq为Eaton法计算得到的泥岩地层孔隙压力值;Pcomb为Bowers法计算得到的泥岩地层孔隙压力值;W1(H)、W2(H)分别为欠压实作用和其他异常高压成压作用对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值。
所述步骤6)中考虑浮力作用,计算目标区域砂岩地层孔隙压力,包括以下步骤:
①依据砂岩层段的孔隙压力实测点确定气水边界或油水边界的位置,并依据其实测点孔压梯度计算气水边界或油水边界位置的孔隙压力值;
②计算考虑烃柱浮力作用的地层孔隙压力,其计算公式为:
Pfloat=Pbound+Δρ·(Dbound-D(i))/D(i)
式中,Pbound为气水界面或油水界面处的孔隙压力值;Δρ为烃柱与地层水密度差值;Dbound为气水界面或油水界面的垂深;D(i)为气水界面或油水界面上方砂岩层段中某点的垂深;
③以气水边界或油水边界处的泥岩地层孔隙压力为基准点,考虑烃柱与地层水密度差造成的烃柱浮力作用,计算目标区域砂岩层段不同位置的孔隙压力值为:
Psand=Pmud+Pfloat
式中,Psand为目标区域砂岩地层孔隙压力;Pmud为砂岩储层邻近泥岩层段的地层孔隙压力;Pfloat为考虑烃柱浮力作用的地层孔隙压力。
本发明由于采取以上技术方案,其具有以下优点:1、本发明的一种高温高压储层孔隙压力分析方法,能够确定高温高压地层多成压机制条件下各成压机制对异常压力的影响比例,综合考虑不同成压机制的影响比例,对高温高压地层孔隙压力进行高精度预测。2、本发明的一种高温高压储层孔隙压力分析方法,能够考虑由浮力作用导致的异常孔隙压力,准确地对地层起伏较大或厚度较大的砂岩储层孔隙压力进行预测。3、本发明的一种高温高压储层孔隙压力分析方法,能够对复杂成压机制下的高温高压储层孔隙压力的高精度分析,利于井身结构的优化,实用泥浆密度的合理设计,从而确保高温高压储层的安全顺利钻进。
附图说明
图1是本发明方法的流程示意图;
图2是改进的声波-密度交会图示意图;
图3是成压机制孔压贡献值计算示意图;
图4是某一实施例中高温高压井储层段的改进声波-密度交会图;
图5是某一实施例中高温高压井储层段的孔隙压力计算结果示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
本发明的方法基于有效应力原理,对传统声波-密度交会图进行改进;考虑多种因素对高温高压储层孔隙压力的影响,利用改进的声波-密度交会图对复杂成压机制下高温高压地层中异常高压的各种成压机制对地层孔隙压力形成的贡献值进行定量化分析,定量化分析了各种成压机制的权重,根据权重分析法建立复杂成压机制下的孔隙压力计算模型。该模型可以有效提高复杂成压机制下高温高压储层孔隙压力的分析精度,适用于高温高压砂泥岩地层钻进过程中多孔隙压力成压机制条件下的地层孔隙压力预测。本发明方法的计算精度和实用性高,预测效果好,计算得到的孔隙压力结果可真实反映高温高压储层孔隙压力的真实情况。依据分析结果可利于井身结构的优化、实用泥浆密度的合理设计,从而确保高温高压储层的安全顺利钻进。
基于上述原理,如图1所示,本发明提供的一种高温高压储层孔隙压力分析方法,包括以下步骤:
1)采集目标区域的相关地质与构造资料以及测井资料,其中,地质与构造资料包括构造历史和地质录井资料(如目标砂岩层厚度、孔隙压力实测值、储层流体密度测试值),测井资料包括声波时差测井数据、地层密度测井数据、自然伽马测井数据等。
2)结合目标区域的地质录井资料,利用测井资料对目标区域的砂岩和泥岩地层进行区分,挑选出泥岩层段;依据Gardner模型(加德纳模型),利用声波时差测井数据,结合地层密度测井数据,获取全井段泥岩层密度的趋势线;根据全井段泥岩层密度趋势线以及地层密度测井数据计算全井段上覆岩层压力当量密度,作出上覆岩层压力当量密度剖面。
其中,Gardner模型为:
ρ=A(106/DT)B
式中,ρ为地层密度;DT为声波时差数据;A、B为经验系数。
上覆岩层压力当量密度的计算公式为:
式中,σV为上覆岩层压力当量密度;ρw为海水密度,一般取值为1.03g/cm3;ρr为岩层密度;g为重力加速度;H1、H2、H3分别为海平面深度、泥面深度和泥面以下任一深度;H为任一地层垂直深度;dh表示对深度的积分(d为积分符号)。
3)如图2所示,利用自然伽马测井数据对目标区域的砂泥岩进行筛选,获取泥岩层段的声波时差测井数据和地层密度测井数据,进而获取不同井深条件下的声波-密度趋势点;再将不同垂深处的实测声波密度数据点与其对应井深条件下的声波-密度趋势点相连,得到改进的声波-密度交会图。
4)根据步骤3)得到的改进的声波-密度交会图进行目标区域异常地层孔隙压力成压机制分析,得到不同成压机制对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值。
如图3所示,首先将实际声波密度数据点相对于其对应井深条件下的声波-密度趋势点的位移沿着两成压机制方向进行正交分解,其中实际位移长度为C,正交分解得到的欠压实作用部分位移长度为E,水热增压与化学成岩等其他异常高压成压作用部分为F,则可得到:
C2=E2+F2
则欠压实作用对地层孔隙压力形成的贡献值为:
W1(H)=E2/C2
水热增压与化学成压等其他异常高压成压作用对地层孔隙压力形成的贡献值为:
W2(H)=F2/C2
其中W1(H)、W2(H)分别为某一井深处欠压实作用和水热增压与化学成压等其他异常高压成压作用对地层孔隙压力的贡献值。
则目标目标区域泥岩地层的孔隙压力可表达为:
式中,Pp(H)为泥岩地层孔隙压力;PpN为正常孔隙压力;i表示第i种成压机制;Ppi(H)为第i种成压机制下所形成的孔隙压力;wi(H)为第i种(i=1,2)成压机制对目标区域地层孔隙压力形成的贡献值。
5)根据成压机制的不同对泥岩地层孔隙压力计算方法进行选择,常用的地层孔隙压力计算方法有Eaton法(伊顿法)和Bowers法(鲍尔斯法)。
若只存在欠压实作用,采用Eaton法进行孔隙压力计算。Eaton法可以采用多种测井资料进行孔隙压力计算,包括泥岩声波速度、电阻率、电导率、密度等。由欠压实造成的异常高压预测只需获取两个经验参数A和B(与前面的A和B表示意义相同),通常这两个参数可通过正常压实区分析确定或由邻井资料的经验选取。对于孔隙压力预测而言,通常采用声波时差(声波速度)的计算方法,计算公式为:
Pp=ρpgH
式中,Pp为泥岩地层孔隙压力;ρp为孔隙压力当量密度;ρpN为正常孔隙压力当量密度;σV为上覆岩层压力当量密度;Δtn为正常声波时差趋势线值;Δtob为实际声波时差测井值;x为Eaton指数。
若存在其他异常高压成压作用,选用Bowers法进行孔隙压力计算。Bowers方法是采用声波速度和经验参数来确定垂直有效应力、再由上覆岩层压力当量密度减去垂直有效应力从而求得孔隙压力的方法,计算公式为:
Pp=σV-σe
式中,σe为垂直有效应力。
对于其他成压机制引起的异常压力,如高温高压地层中水热增压与化学成岩等综合成压机制,还需要获取地层卸载开始时的地层的最大有效应力值σmax及其对应的地层声波速度Vmax,以及地层的卸载参数U。dmaxV为最大地层声波速度对应的深度,也就是卸载发生时的深度;depth为总垂深。
当dmaxV>depth时,没有发生卸载,则孔隙压力为:
当dmaxV≤depth时,假设发生卸载,则孔隙压力为:
且
式中,DTmin为Vmax对应的声波时差;DTml为未固结饱和水地层即泥面的声波时差值;Vmax一般取值为1524m/s;G、H分别为经验值。
然后依据孔隙压力成压机制定量分析中得到的各成压机制对孔隙压力的贡献值,可以计算得到目标区域的实际泥岩地层的孔隙压力为:
Pmud=Pdiseq·W1(H)+Pcomb·W2(H)
其中:
式中,Pmud为实际泥岩地层孔隙压力;Pdiseq为Eaton法计算得到的泥岩孔隙压力值;Pcomb为使用Bowers法计算得到的泥岩孔隙压力值;W1(H)、W2(H)分别为欠压实作用与其他成压机制综合作用对泥岩地层孔隙压力的贡献值。
6)一般情况下,认为砂岩地层孔隙压力由邻井泥岩地层通过流体传递形成,即在不考虑其他因素的影响条件下,砂岩地层孔隙压力等于临近泥岩地层孔隙压力。如果砂岩地层厚度超过15米,或者地层起伏落差超过50米,则需要考虑浮力作用后计算目标区域的砂岩地层孔隙压力。
首先,依据砂岩层段的孔隙压力实测点确定气水边界或油水边界的位置,并依据其实测点孔压梯度计算出气水边界或油水边界位置处的孔隙压力值;
然后,计算考虑烃柱浮力作用的地层孔隙压力Pfloat,其计算公式为:
Pfloat=Pbound+Δρ·(Dbound-D(i))/D(i)
式中,Pbound为气水界面或油水界面处的孔隙压力值;Δρ为烃柱与地层水密度差值;Dbound为气水界面或油水界面的垂深;D(i)为气水界面或油水界面上方砂岩层段中某点的垂深。
最后,以气水边界或油水边界位置处的泥岩地层孔隙压力为基准点,考虑烃柱与地层水密度差造成的烃柱浮力作用,计算砂岩层段不同位置的孔隙压力值:
Psand=Pmud+Pfloat
式中,Psand为砂岩地层孔隙压力;Pmud为砂岩储层邻近泥岩层段的地层孔隙压力;Pfloat为考虑烃柱浮力作用的地层孔隙压力。
下面以莺歌海盆地的一口高温高压气井为例,进一步说明本发明的一种高温高压储层空袭压力分析方法,包括以下步骤:
1)收集目标井相关地质资料及测井数据:莺歌海盆地的该口高温高压气井目标段地层深度为3200m左右,地层孔隙压力实测值为1.71~1.81g/cm3。
2)作出上覆岩层压力剖面。
3)-4)建立莺歌海盆地的该口高温高压气井储层段的改进声波-密度交会图,如图4所示;根据改进的声波-密度交会图,对目标井目标地层的成压机制进行分析,可以判断出泥岩地层中欠压实作用与水热增压及其伴生的化学压实作用两种成压机制的比重。
5)-6)选用声波时差测井数据对地层孔隙压力进行预测:如图5所示,为对莺歌海盆地的该口高温高压井地层孔隙压力的预测结果。根据成压机制判断结果,目标井段成压机制为欠压实作用与热水增压及其伴生的化学压实作用共同作用,分别采用Eaton法和Bowers法进行地层孔隙压力的初步计算;再按照计算得到的各成压机制对地层孔隙压力的贡献比例,利用加权法计算得到泥岩段地层孔隙压力在1.70~1.75g/cm3之间;目标砂岩储层较厚,且砂岩储层起伏较大,烃柱浮力作用不能忽视,因此计算得到砂岩储层孔隙压力在1.75~1.80g/cm3之间。
上述各实施例仅用于说明本发明,其中各部件的结构、设置位置及其连接方式等都是可以有所变化的,凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进,均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (7)
1.一种高温高压储层孔隙压力分析方法,包括以下步骤:
1)采集目标区域的相关地质与构造资料以及测井资料,包括构造历史、地质录井资料、声波时差测井数据、地层密度测井数据及自然伽马测井数据;
2)结合目标区域的地质录井资料,利用测井资料对目标区域的砂岩和泥岩地层进行区分,挑选出泥岩层段;依据Gardner模型,利用声波时差测井数据,结合地层密度测井数据,获取全井段泥岩层密度的趋势线;根据全井段泥岩层密度趋势线以及地层密度测井数据计算全井段上覆岩层压力当量密度;
3)利用自然伽马测井数据对目标区域的砂泥岩进行筛选,获取泥岩层段的声波时差测井数据和地层密度测井数据,进而获取不同井深条件下的声波-密度趋势点;将不同垂深处的实测声波密度数据点与其对应井深条件下的声波-密度趋势点相连,得到改进的声波-密度交会图;
4)根据改进的声波-密度交会图进行目标区域异常地层孔隙压力成压机制分析,计算不同成压机制对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值;
5)根据成压机制的不同对泥岩地层孔隙压力计算方法进行选择,分别计算不同成压机制下目标区域的泥岩地层孔隙压力;依据不同成压机制对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值和不同成压机制下目标区域的泥岩地层孔隙压力,计算目标区域实际泥岩地层孔隙压力;其中,目标区域实际泥岩地层孔隙压力的计算公式为:
Pmud=Pdiseq·W1(H)+Pcomb·W2(H)
式中,Pmud为实际泥岩地层孔隙压力;PpN为正常孔隙压力;Pdiseq为Eaton法计算得到的泥岩地层孔隙压力值;Pcomb为Bowers法计算得到的泥岩地层孔隙压力值;W1(H)、W2(H)分别为欠压实作用和其他异常高压成压作用对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值;
6)如果目标区域砂岩地层厚度不超过15米或者地层起伏落差不超过50米,则砂岩地层孔隙压力等于临近泥岩地层孔隙压力;否则,在邻近泥岩地层孔隙压力的基础上考虑浮力作用,然后计算目标区域砂岩地层孔隙压力。
3.如权利要求1所述的一种高温高压储层孔隙压力分析方法,其特征在于,所述步骤4)中计算不同成压机制对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值,包括以下步骤:将实测声波密度数据点相对于其对应井深条件下的声波-密度趋势点的位移沿着两成压机制方向进行正交分解,其中实际位移长度为C,正交分解得到的欠压实作用部分位移长度为E,其他异常高压成压作用部分为F,则得到:
C2=E2+F2
则欠压实作用对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值为:
W1(H)=E2/C2
其他异常高压成压作用对目标区域泥岩地层孔隙压力形成的贡献值为:
W2(H)=F2/C2
其中,W1(H)、W2(H)分别为某一井深处欠压实作用和其他异常高压成压作用对目标区域泥岩地层孔隙压力的贡献值。
4.如权利要求1或2或3所述的一种高温高压储层孔隙压力分析方法,其特征在于,所述步骤5)中若存在其他异常高压成压作用,则选用Bowers法计算目标区域泥岩地层孔隙压力,其计算公式为:
当dmaxV>depth时,没有发生卸载,则:
当dmaxV≤depth时,假设发生卸载,则:
且
式中,dmaxV为最大地层声波速度对应的深度;depth为总垂深;Pp为泥岩地层孔隙压力;σV为上覆岩层压力当量密度;DT为声波时差;DTmin为Vmax对应的声波时差;DTml为未固结饱和水地层的声波时差值;Vmax取值为1524m/s;σmax为地层卸载开始时的地层的最大有效应力值;Vmax为σmax对应的地层声波速度;U为地层的卸载参数;G、H为经验值。
7.如权利要求1或2或3或6所述的一种高温高压储层孔隙压力分析方法,其特征在于,所述步骤6)中考虑浮力作用,计算目标区域砂岩地层孔隙压力,包括以下步骤:
①依据砂岩层段的孔隙压力实测点确定气水边界或油水边界的位置,并依据其实测点孔压梯度计算气水边界或油水边界位置的孔隙压力值;
②计算考虑烃柱浮力作用的地层孔隙压力,其计算公式为:
Pfloat=Pbound+Δρ·(Dbound-D(i))/D(i)
式中,Pbound为气水界面或油水界面处的孔隙压力值;Δρ为烃柱与地层水密度差值;Dbound为气水界面或油水界面的垂深;D(i)为气水界面或油水界面上方砂岩层段中某点的垂深;
③以气水边界或油水边界处的泥岩地层孔隙压力为基准点,考虑烃柱与地层水密度差造成的烃柱浮力作用,计算目标区域砂岩层段不同位置的孔隙压力值为:
Psand=Pmud+Pfloat
式中,Psand为目标区域砂岩地层孔隙压力;Pmud为砂岩储层邻近泥岩层段的地层孔隙压力;Pfloat为考虑烃柱浮力作用的地层孔隙压力。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201810062410.7A CN108301825B (zh) | 2018-01-23 | 2018-01-23 | 一种高温高压储层孔隙压力分析方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201810062410.7A CN108301825B (zh) | 2018-01-23 | 2018-01-23 | 一种高温高压储层孔隙压力分析方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN108301825A CN108301825A (zh) | 2018-07-20 |
CN108301825B true CN108301825B (zh) | 2021-03-30 |
Family
ID=62865914
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201810062410.7A Active CN108301825B (zh) | 2018-01-23 | 2018-01-23 | 一种高温高压储层孔隙压力分析方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN108301825B (zh) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109458176A (zh) * | 2018-12-28 | 2019-03-12 | 西南石油大学 | 碳酸盐岩储层压力的预测方法及其应用 |
CN110069751B (zh) * | 2019-05-07 | 2022-05-03 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种非欠压实地层孔隙压力预测方法 |
CN110656930B (zh) * | 2019-10-18 | 2022-11-08 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种基于岩性-物性分类的碎屑岩地层压力计算方法 |
CN110826157B (zh) * | 2019-10-22 | 2022-08-26 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种多压力成因超压贡献比例的计算方法 |
CN112282743A (zh) * | 2020-10-22 | 2021-01-29 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法 |
CN112651113A (zh) * | 2020-12-17 | 2021-04-13 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 适用于东海压力衰竭地层的安全泥浆密度窗口判定方法 |
CN112664188B (zh) * | 2020-12-31 | 2023-09-22 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种基于砂体传递模式的地层孔隙压力预测方法 |
CN114790889A (zh) * | 2021-01-25 | 2022-07-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 砂泥岩地层异常高压地层的预测方法和装置 |
CN113187463B (zh) * | 2021-04-14 | 2022-08-02 | 中海石油(中国)有限公司海南分公司 | 一种基于地层超压单成因贡献率的随钻孔隙压力预测方法 |
CN113283182B (zh) * | 2021-07-06 | 2023-09-05 | 中海石油(中国)有限公司 | 地层压力预测分析方法、装置、介质及设备 |
CN115807664B (zh) * | 2021-09-15 | 2024-06-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种异常压力预测模型构建方法 |
CN116448878B (zh) * | 2023-04-13 | 2024-07-19 | 西南石油大学 | 一种基于差异化表征预测的地层孔隙压力评价方法 |
Family Cites Families (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7299132B2 (en) * | 2005-08-08 | 2007-11-20 | Schlumberger Technology Corp. | Method and system for pre-drill pore pressure prediction |
CN106814388B (zh) * | 2016-12-27 | 2018-11-02 | 中国石油大学(北京) | 砂泥岩储层地层压力的地震预测方法及装置 |
-
2018
- 2018-01-23 CN CN201810062410.7A patent/CN108301825B/zh active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN108301825A (zh) | 2018-07-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108301825B (zh) | 一种高温高压储层孔隙压力分析方法 | |
US11591900B2 (en) | Method to predict overpressure uncertainty from normal compaction trendline uncertainty | |
CN1966934B (zh) | 一种随钻预测钻头底下地层坍塌压力和破裂压力的方法 | |
CN104863577A (zh) | 利用地震纵波传播时间预测地层孔隙压力的方法 | |
CN106401574B (zh) | 一种钻前高温地热井地层压力的预测方法 | |
CN110671095B (zh) | 一种地质地层压力智能随钻软测量方法 | |
CN105931125B (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
Harris | The role of geology in reservoir simulation studies | |
CN107831540A (zh) | 储层物性参数直接提取新方法 | |
CN112034521B (zh) | 一种欠压实与生烃混合成因地层超压的预测方法 | |
CN114427432A (zh) | 一种气藏剩余气开发潜力确定方法 | |
CN111706318B (zh) | 一种确定低渗储层剩余油分布状况的方法 | |
CN112282743A (zh) | 用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法 | |
CN101936157B (zh) | 一种利用测井资料检测高压盐水层孔隙压力的方法 | |
CN113361111B (zh) | 一种低渗透油藏储层特征模型的划分方法 | |
CN113486539B (zh) | 一种深水钻井全过程中地层压力不确定性分析方法 | |
CN112185469B (zh) | 一种预测海域天然气水合物有利聚集区的方法 | |
CN112560246A (zh) | 一种目标井散点地层压力系数的预测方法 | |
CN112836438A (zh) | 一种非均质边水气藏气井见水时间预测方法及装置 | |
Worthington et al. | Optimizing the value of reservoir simulation through quality-assured initialization | |
CN109917489B (zh) | 一种地下承压水位确定的新方法 | |
CN116148929A (zh) | 井震结合上覆地层等效密度估算方法 | |
CN109994161B (zh) | 趋势基线法结合动态联动法计算地层有机碳含量的方法 | |
CN115807664B (zh) | 一种异常压力预测模型构建方法 | |
CN114417587B (zh) | 一种适用于低压状态下的致密碎屑岩地层的地层孔隙压力预测方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |