CN109306866B - 一种预测页岩地层压力趋势的方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种预测页岩地层压力的方法及系统。该方法可以包括：基于测井资料，获取页岩粘土含量；基于干粘土骨架的中子密度交会方法，获取页岩第一总孔隙度；基于声波测井资料建立的页岩储层经验模型，获取页岩第二总孔隙度；基于第一总孔隙度和第二总孔隙度，获取总孔隙度差值；以及基于总孔隙度差值和粘土含量，获取压力指示值。本发明基于页岩孔隙度‑含气性‑压力之间相辅相成的特点，利用不同测量原理的测井方法，获取的孔隙度之间的差异，反映出页岩气储层含气性的差异，该方法避开了页岩测井响应受页岩储层复杂矿物成分、有机质及极低孔隙度的影响的问题，达到了利用测井资料评价页岩储层压力的目的。

Description

一种预测页岩地层压力趋势的方法及系统

技术领域

本发明涉及非常规油气地球物理勘探开发技术领域，更具体地，涉及一种预测页岩地层压力趋势的方法及系统。

背景技术

页岩气勘探实践表明，页岩气产量与压力系数正相关性明显，超压或超高压是页岩气井高产、高效的重要特征，而高压、超高压意味着良好的保存条件，压力高是含气性好尤其是游离气含量高的重要特征。页岩储层压力不仅是反映页岩气保存条件的一个重要指标，同时也是影响页岩含气性的一个重要参数，页岩储层在高压、常压及欠压情况下吸附气、游离气机制不同，造成页岩含气量测井评价存在较大问题，在保存条件较差的储层，含气量评价精度低。

目前，解决常规储层地层压力的评价方法有以下三种方法：(1)基于EberhartPhillips提出的声波速度经验模型

获取页岩垂直有效应力，进而获得地层压力。(2)“Eaton法”是1972年Eaton根据墨西哥湾等地区经验及对岩石物理实验资料的研究建立声波时差幂指数关系P_p＝P₀-(P₀-P_w)(Δt_n/Δt)^E获得地层压力测试深度段的Eaton幂指数E，然后计算地层压力。(3)“等效深度法”是建立区域压实趋势线，利用不同深度点的泥岩声波时差的变化特点，确定地层压力的方法。以上三种方法在常规储层压力评价中，取得了很好的效果。

然而，这些地层压力预测方法在非常规页岩储层中预测精度不高，甚至出现较大偏差。究其主要原因有二：(1)页岩储层压力产生的原因与常规储层不同，上覆地层压力仅是页岩地层压力的成因之一，更主要的成因是页岩“源储一体”特性下有机质持续生烃产生的压力；(2)由于页岩储层声波时差(或声速)受页岩高粘土含量、高有机质含量、极低孔隙度等因素影响明显，声波测井响应难易反映页岩储层孔隙空间的实际情况。因此，有必要提供一种能够准确地预测和评价非常规页岩储层压力的方法。

公开于本发明背景技术部分的信息仅仅旨在加深对本发明的一般背景技术的理解，而不应当被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已为本领域技术人员所公知的现有技术。

发明内容

本发明提出了一种预测页岩地层压力趋势的方法及系统，其利用不同评价技术获取页岩总孔隙度，并对它们的差值与相应的粘土含量做除法校正，获得了地层压力指示曲线，避免了差值是由于不同粘土含量引起的问题，进一步突出了粘土含量低的层段的压力特征值，为分析地层压力提供了完善的资料，该方法避开了页岩测井响应受页岩储层复杂矿物成分、有机质及极低孔隙度的影响的问题，达到了利用测井资料评价页岩储层压力的目的。

根据本发明的一方面，提出了一种预测页岩地层压力趋势的方法。所述方法可以包括：1)基于测井资料，获取页岩粘土含量；2)基于干粘土骨架的中子密度交会方法，获取页岩第一总孔隙度；3)基于声波测井资料建立的页岩储层经验模型，获取页岩第二总孔隙度；4)基于所述第一总孔隙度和所述第二总孔隙度，获取总孔隙度差值；5)基于所述总孔隙度差值和所述粘土含量，获取压力指示值。

优选地，所述总孔隙度差值为所述第一总孔隙度减去所述第二总孔隙度。

优选地，所述压力指示值是由所述总孔隙度差值除以所述粘土含量。

优选地，所述压力指示值表示为：

PCMP＝Δφ/V_cly*100 (1)

其中，PCMP表示为压力指示值，Δ_Φ为总孔隙度差值，V_cly为粘土含量。

根据本发明的另一方面，提出了一种预测页岩地层压力趋势的系统，所述系统包括存储器、处理器以及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现以下步骤：1)基于测井资料，获取页岩粘土含量；2)基于干粘土骨架的中子密度交会方法，获取页岩第一总孔隙度；3)基于声波测井资料建立的页岩储层经验模型，获取页岩第二总孔隙度；4)基于所述第一总孔隙度和所述第二总孔隙度，获取总孔隙度差值；5)基于所述总孔隙度差值和所述粘土含量，获取压力指示值。

优选地，所述总孔隙度差值为所述第一总孔隙度减去所述第二总孔隙度。

优选地，所述压力指示值是由所述总孔隙度差值除以所述粘土含量。

优选地，所述压力指示值表示为：

PCMP＝Δφ/V_cly*100 (1)

其中，PCMP表示为压力指示值，Δ_Φ为总孔隙度差值，V_cly为粘土含量。

本发明的有益效果在于：利用不同测量原理的测井方法，获取不同的页岩总孔隙度，利用两种方法获取的孔隙度之间的差异，反映出页岩气储层含气性的差异，基于页岩储层“源储一体”的特性，页岩孔隙度-含气性-压力之间具有相辅相成的特点，确立了页岩储层地层压力评价方法，该方法思路具有可靠的理论依据，避免了传统压力预测技术存在的精度低的问题，解决了地质、工程需求，实际应用效果好。

本发明的其它特征和优点将在随后具体实施例部分予以详细说明。

附图说明

通过结合附图对本发明示例性实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施例中，相同的附图标记通常代表相同部件。

图1示出了根据本发明的预测页岩地层压力趋势的方法的步骤的流程图。

图2示出了根据本发明的一个实施例的地质高压井的测井成果示意图。

图3示出了根据本发明的一个实施例的地质常压井的测井成果示意图。

图4示出了根据本发明的一个实施例的地质低压井的测井成果示意图。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本发明。虽然附图中显示了本发明的优选实施例，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。

实施例1

在该实施例中，根据本发明的预测页岩地层压力趋势的方法及系统可以包括：步骤1，基于测井资料，获取页岩粘土含量；步骤2，基于干粘土骨架的中子密度交会方法，获取页岩第一总孔隙度；步骤3，基于声波测井资料建立的页岩储层经验模型，获取页岩第二总孔隙度；步骤4，基于第一总孔隙度和第二总孔隙度，获取总孔隙度差值；以及步骤5，基于总孔隙度差值和粘土含量，获取压力指示值。

该实施例利用不同评价技术获取页岩总孔隙度，并对它们的差值与相应的粘土含量做除法校正，获得了地层压力指示曲线，避免了差值是由于不同粘土含量引起的问题，进一步突出了粘土含量低的层段的压力特征值，为分析地层压力提供了完善的资料，该方法避开了页岩测井响应受页岩储层复杂矿物成分、有机质及极低孔隙度的影响的问题，达到了利用测井资料评价页岩储层压力的目的。

图1示出了根据本发明的预测页岩地层压力趋势的方法的步骤的流程图。下面参考图1详细说明根据本发明的预测页岩地层压力趋势的方法的具体步骤。

步骤1，基于测井资料，获取页岩粘土含量。

具体地，利用测井资料(或岩心测试资料)获取页岩粘土含量V_cly(单位，％)。

步骤2，基于干粘土骨架的中子密度交会方法，获取页岩第一总孔隙度。

具体地，利用基于干粘土骨架的中子密度交会技术计算页岩储层第一总孔隙度Φ₁(单位％)。

步骤3，基于声波测井资料建立的页岩储层经验模型，获取页岩第二总孔隙度。

具体地，利用声波测井资料建立的页岩储层经验模型计算页岩第二总孔隙度Φ₂(单位％)。

步骤4，基于第一总孔隙度和第二总孔隙度，获取总孔隙度差值。

在一个示例中，总孔隙度差值为第一总孔隙度减去第二总孔隙度。

具体地，由于页岩“源储一体”的特殊性，页岩含气性与压力及孔隙度之间相辅相成，当地层含气丰度高，孔隙及孔隙压力也相应增高，反之亦然；同时岩石测井响应是粘土、岩石骨架、孔隙、有机质、孔隙流体等因素的综合反映，而不同的孔隙度测井方法的测量原理不同，含气性的高低会造成不同方法之间评价的孔隙之间有差异。声波测井主要的反映地层矿物组分之间紧密程度，页岩极低孔隙中存在的流体信息难以影响声波测井响应，而基于干粘土骨架中子密度交会技术的测井响应不仅受矿物组分之间的紧密程度的影响，也受极低孔隙内的含气性影响，因此利用步骤2获得的第一总孔隙度Φ₁减去利用步骤3获得的第二总孔隙度Φ₂，即可获得能够反映储层含气性的总孔隙度差值Δ_Φ(单位％)，

Δ_Φ＝Φ₁-Φ₂ (2)

其中，Δ_Φ表示为总孔隙度差值，Φ₁为第一总孔隙度，Φ₂为第二总孔隙度。

步骤5，基于总孔隙度差值和粘土含量，获取压力指示值。

在一个示例中，压力指示值是由总孔隙度差值除以粘土含量，具体地，消除总孔隙度差值因粘土含量不同因素影响，同时体现粘土含量较低的优质页岩段的压力特点，对总孔隙度差值与粘土含量进行除法运算，即可获得压力指示值。

在一个示例中，压力指示值表示为：

PCMP＝Δφ/V_cly*100 (1)

其中，PCMP表示为压力指示值，Δ_Φ为总孔隙度差值，V_cly为粘土含量。

具体地，利用PCMP进行页岩地层压力预测。理论上，PCMP＞0，地层压力高，为高压地层，数值越大，压力越高；PCMP≤0，地层压力低，为常压或低压地层，但由于测井资料受多种因素影响，处理过程中也存在一定的误差，因此在实际应用中的PCMP取值范围界限可以根据地质状况进行刻度细分，例如，四川盆地龙马溪组页岩储层选择以PCMP以2％为界限，介于0-2％可认为常压或低压地层，2％以上的可认为高压地层。

本方法通过利用不同测量原理的测井方法，获取不同的页岩总孔隙度，利用两种方法获取的孔隙度之间的差异，反映出页岩气储层含气性的差异，基于页岩储层“源储一体”的特性，页岩孔隙度-含气性-压力之间具有相辅相成的特点，确立了页岩储层地层压力评价方法，该方法思路具有可靠的理论依据，避免了传统压力预测技术存在的精度低的问题，解决了地质、工程需求，实际应用效果好。

应用示例1

为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。

图2示出了根据本发明的一个实施例的地质高压井的测井成果示意图。该实施例对地层压力已经确定为高压的井进行处理解释，下面参考图2详细说明根据本发明预测页岩地层压力趋势方法的测井成果。

首先，利用该地质高压井的测井资料，如图2所示，其第五道为粘土含量道，从而获取页岩粘土含量V_cly；其次，基于干粘土骨架的中子密度交会方法，获取页岩第一总孔隙度Φ₁，基于声波测井资料建立的页岩储层经验模型，获取页岩第二总孔隙度Φ₂，如图2所示，其第三道为孔隙度道，显示上述两种方法计算的页岩总孔隙度，实线为第一总孔隙度Φ₁，虚线为第二总孔隙度Φ₂；然后，将第一总孔隙度Φ₁和第二总孔隙度Φ₂代入公式(2)，获取能够反映储层含气性的总孔隙度差值Δ_Φ；最后，将总孔隙度差值Δ_Φ和粘土含量V_cly代入公式(1)，消除总孔隙度差值因粘土含量不同因素影响，获取压力指示值PCMP，如图2所示，其第四道为压力指示曲线道，显示压力指示值。

如图2所示，第一道为深度及岩性指示道，列出了自然伽马和无铀伽马重叠曲线；第二道为沉积环境指示道，图中阴影部分为优质页岩气层段。在2395-2415米井段内，储层粘土含量小于30％，地层压力指示曲线值大于2％，高值部分平均值能达到6以上，显示为高压储层，与地质分析一致。

该实施例利用不同测量原理的测井方法，获取不同的页岩总孔隙度，利用两种方法获取的孔隙度之间的差异，反映出页岩气储层含气性的差异，基于页岩储层“源储一体”的特性，页岩孔隙度-含气性-压力之间具有相辅相成的特点，确立了页岩储层地层压力评价方法，该方法思路具有可靠的理论依据，避免了传统压力预测技术存在的精度低的问题，解决了地质、工程需求，实际应用效果好。

应用示例2

为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。

图3示出了根据本发明的一个实施例的地质常压井的测井成果示意图。该实施例对地层压力已经确定为常压的井进行处理解释，下面参考图3详细说明根据本发明预测页岩地层压力趋势方法的测井成果。

首先，利用该地质高压井的测井资料，如图3所示，其第五道为粘土含量道，从而获取页岩粘土含量V_cly；其次，基于干粘土骨架的中子密度交会方法，获取页岩第一总孔隙度Φ₁，基于声波测井资料建立的页岩储层经验模型，获取页岩第二总孔隙度Φ₂，如图3所示，其第三道为孔隙度道，显示上述两种方法计算的页岩总孔隙度，实线为第一总孔隙度Φ₁，虚线为第二总孔隙度Φ₂；然后，将第一总孔隙度Φ₁和第二总孔隙度Φ₂代入公式(2)，获取能够反映储层含气性的总孔隙度差值Δ_Φ；最后，将总孔隙度差值Δ_Φ和粘土含量V_cly代入公式(1)，消除总孔隙度差值因粘土含量不同因素影响，获取压力指示值PCMP，如图3所示，其第四道为压力指示曲线道，显示压力指示值。

如图3所示，第一道为深度及岩性指示道，列出了自然伽马和无铀伽马重叠曲线；第二道为沉积环境指示道，图中阴影部分为优质页岩气层段。图中在2140-2160米井段内，储层粘土含量在30％左右，地层压力指示曲线值介于0-2之间，低值部分甚至小于0，显示为常压或低压储层，与地质分析一致。

该实施例利用不同测量原理的测井方法，获取不同的页岩总孔隙度，利用两种方法获取的孔隙度之间的差异，反映出页岩气储层含气性的差异，基于页岩储层“源储一体”的特性，页岩孔隙度-含气性-压力之间具有相辅相成的特点，确立了页岩储层地层压力评价方法，该方法思路具有可靠的理论依据，避免了传统压力预测技术存在的精度低的问题，解决了地质、工程需求，实际应用效果好。

应用示例3

为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。

图4示出了根据本发明的一个实施例的地质低压井的测井成果示意图。该实施例对地层压力已经确定为低压的井进行处理解释，下面参考图4详细说明根据本发明预测页岩地层压力趋势方法的测井成果。

首先，利用该地质高压井的测井资料，如图4所示，其第五道为粘土含量道，从而获取页岩粘土含量V_cly；其次，基于干粘土骨架的中子密度交会方法，获取页岩第一总孔隙度Φ₁，基于声波测井资料建立的页岩储层经验模型，获取页岩第二总孔隙度Φ₂，如图4所示，其第三道为孔隙度道，显示上述两种方法计算的页岩总孔隙度，实线为第一总孔隙度Φ₁，虚线为第二总孔隙度Φ₂；然后，将第一总孔隙度Φ₁和第二总孔隙度Φ₂代入公式(2)，获取能够反映储层含气性的总孔隙度差值Δ_Φ；最后，将总孔隙度差值Δ_Φ和粘土含量V_cly代入公式(1)，消除总孔隙度差值因粘土含量不同因素影响，获取压力指示值PCMP，如图4所示，其第四道为压力指示曲线道，显示压力指示值。

如图4所示，第一道为深度及岩性指示道，列出了自然伽马和无铀伽马重叠曲线；第二道为沉积环境指示道，图中阴影部分为优质页岩气层段。在2155-2167米井段内，储层粘土含量在30％左右，地层压力指示曲线值介于0-2之间，低值部分甚至小于0，显示为常压或低压储层，与地质分析一致。

该实施例利用不同测量原理的测井方法，获取不同的页岩总孔隙度，利用两种方法获取的孔隙度之间的差异，反映出页岩气储层含气性的差异，基于页岩储层“源储一体”的特性，页岩孔隙度-含气性-压力之间具有相辅相成的特点，确立了页岩储层地层压力评价方法，该方法思路具有可靠的理论依据，避免了传统压力预测技术存在的精度低的问题，解决了地质、工程需求，实际应用效果好。

本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。

实施例2

根据本发明的实施例，提供了一种预测页岩地层压力趋势的系统，系统包括存储器、处理器以及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行程序时实现以下步骤：步骤1，基于测井资料，获取页岩粘土含量；步骤2，基于干粘土骨架的中子密度交会方法，获取页岩第一总孔隙度；步骤3，基于声波测井资料建立的页岩储层经验模型，获取页岩第二总孔隙度；步骤4，基于第一总孔隙度和第二总孔隙度，获取总孔隙度差值；以及步骤5，基于总孔隙度差值和粘土含量，获取压力指示值。

该实施例利用不同评价技术获取页岩总孔隙度，并对它们的差值与相应的粘土含量做除法校正，获得了地层压力指示曲线，避免了差值是由于不同粘土含量引起的问题，进一步突出了粘土含量低的层段的压力特征值，为分析地层压力提供了完善的资料，该方法避开了页岩测井响应受页岩储层复杂矿物成分、有机质及极低孔隙度的影响的问题，达到了利用测井资料评价页岩储层压力的目的。

在一个示例中，总孔隙度差值为第一总孔隙度减去第二总孔隙度。

在一个示例中，压力指示值是由总孔隙度差值除以粘土含量。

在一个示例中，压力指示值表示为：

PCMP＝Δφ/V_cly*100 (1)

其中，PCMP表示为压力指示值，Δ_Φ为总孔隙度差值，V_cly为粘土含量。

该实施例利用不同测量原理的测井方法，获取不同的页岩总孔隙度，利用两种方法获取的孔隙度之间的差异，反映出页岩气储层含气性的差异，基于页岩储层“源储一体”的特性，页岩孔隙度-含气性-压力之间具有相辅相成的特点，确立了页岩储层地层压力评价方法，该方法思路具有可靠的理论依据，避免了传统压力预测技术存在的精度低的问题，解决了地质、工程需求，实际应用效果好。

本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。

以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。

Claims (4)

1.一种预测页岩地层压力趋势的方法，其特征在于，包括：

1)基于测井资料，获取页岩粘土含量；

2)基于干粘土骨架的中子密度交会方法，获取页岩第一总孔隙度；

3)基于声波测井资料建立的页岩储层经验模型，获取页岩第二总孔隙度；

4)基于所述第一总孔隙度和所述第二总孔隙度，获取总孔隙度差值；

5)基于所述总孔隙度差值和所述粘土含量，获取压力指示值；

所述压力指示值表示为：

PCMP＝Δφ/V_cly*100 (1)

其中，PCMP表示为压力指示值，Δ_Φ为总孔隙度差值，V_cly为粘土含量；

PCMP＞0，地层压力高，为高压地层，数值越大，压力越高；PCMP≤0，地层压力低，为常压或低压地层。

2.根据权利要求1所述的预测页岩地层压力趋势的方法，其中，所述总孔隙度差值为所述第一总孔隙度减去所述第二总孔隙度。

3.一种预测页岩地层压力趋势的系统，其特征在于，所述系统包括存储器、处理器以及存储在存储器上并能够在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现以下步骤：

1)基于测井资料，获取页岩粘土含量；

2)基于干粘土骨架的中子密度交会方法，获取页岩第一总孔隙度；

3)基于声波测井资料建立的页岩储层经验模型，获取页岩第二总孔隙度；

4)基于所述第一总孔隙度和所述第二总孔隙度，获取总孔隙度差值；

5)基于所述总孔隙度差值和所述粘土含量，获取压力指示值；

所述压力指示值表示为：

PCMP＝Δφ/V_cly*100 (1)

其中，PCMP表示为压力指示值，Δ_Φ为总孔隙度差值，V_cly为粘土含量。

4.根据权利要求3所述的预测页岩地层压力趋势的系统，其中，所述总孔隙度差值为所述第一总孔隙度减去所述第二总孔隙度。

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