CN109563736B - 用于表征地层的系统和方法 - Google Patents

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Abstract

提供基于以下各者来识别地层中的相对较大的各向异性水平应力的方法和系统：(i)从通过至少一个声学测井工具采集的超声波数据测得的所述地层的纵波和横波慢度或速度的方位角变化，以及(ii)从通过所述至少一个声学测井工具采集的声波数据测得的所述地层的交叉偶极频散。另外，可以对所述地层的纵波和横波慢度或速度的方位角变化以及所述地层的偶极弯曲波频散共同地反演以获得就线性和非线性常数来说的所述地层的岩石的弹性性质以及所述地层的最大水平应力的量值。用于估计所述最大水平应力的量值的工作流可以采用某些地层性质的估计，诸如上覆岩层应力、最小水平应力的量值和孔隙压力。

Description

用于表征地层的系统和方法
技术领域
本申请涉及使用从一个或多个井下声学测井工具采集的数据来分析油气储层。
背景技术
地层应力可能会影响地球物理勘探和油气储层的开发。举例来说，可以使用上覆岩层应力、最大和最小水平应力、孔隙压力、井筒压力和岩石强度来产生失效模型以帮助钻井设计、井筒稳定性计算和储层管理。已知弹性波速随着传播介质中的预应力而变。
已知用于基于声波数据来测量地层特性的各种装置。使用机械扰动来确定环绕井孔的地球地层中的弹性波，并且测量所述波的性质以获得关于波从中传播通过的地层的信息。举例来说，纵波、横波和斯通利波信息，诸如地层和井孔中的速度(或其倒数，慢度)，可以帮助评估和开采油气资源。声波测井装置的一个实例是来自Schlumberger的Sonic
Figure GDA0003855801290000011
在Pistre等人的“A modular wireline sonic tool for measurements of 3D(azimuthal,radial,and axial)formation acoustic properties”(第46届职业测井分析家协会测井年会的会议记录，文件P，2005)中描述另一个实例。其它工具也是已知的。这些工具可以提供各自随深度z而变的纵波慢度(Δtc或DTc)、横波慢度(Δts或DTs)和斯通利波慢度(Δtst)，其中慢度是速度的倒数并且对应于通常通过声波测井工具测得的声波时差。
有机页岩储层含有具有变化厚度的夹层薄层或碳酸盐层，所述层支持大量的水平应力。这些高应力层中的一些在欠平衡钻井存在的情况下在近井筒应力超过岩石压缩剪切强度时会展现出断裂。其它这样的层可能会经历大的各向异性的水平应力，又不会展现出通过非圆形井孔横截面表征的任何断裂。常规技术无法在缺少断裂的情况下识别经历大的各向异性水平应力的层。
发明内容
本公开的方法和系统基于以下各者来识别地层中的相对大的各向异性水平应力：(i)从通过至少一个声学测井工具采集的超声波数据中测得的所述地层的纵波和横波慢度或速度的方位角变化以及(ii)从通过所述至少一个声学测井工具采集的声波数据中测得的所述地层的交叉偶极频散。另外，可以对所述地层的纵波和横波慢度或速度的方位角变化以及从通过所述至少一个声学测井工具采集的声波数据中测得的所述地层的偶极弯曲频散共同地进行反演以获得就线性和非线性常数来说的所述地层的岩石的弹性性质以及所述地层的最大水平应力的量值。本公开的方法和系统可以基于某些地层性质(诸如上覆岩层应力、最小水平应力的量值和孔隙压力)的估计来估计所述最大水平应力的量值。可以利用常规技术(诸如小型压裂试验、泄漏试验或建模)来获得这些地层参数。
请注意，某些各向异性地层(诸如页岩地层中的夹层碳酸盐层)中的近井筒应力集中导致纵波和横波速度(或慢度)的方位角变化。可以基于声弹性模型通过有效纵波和横波模量的对应方位角变化来描述这些变化。有效的纵波和横波模量被示出为所述地层的位置的径向和周向坐标的函数。如本文中描述的反演工作流建构了处于两个正交方位角(r,0)和(r,90)时的有效纵波和横波模量的和与差方程式。可以对这些和与差方程式反演以获得最大水平应力(SHmax)的量值与最小水平应力(SHmin)的量值之间的差异以及通过至少一个声学测井工具探测的薄层的某些非线性常数。当知道或从常规技术获得最小水平应力SHmin的量值时，可以估计最大水平应力SHmax的量值的量值以及非线性常数，所述非线性常数被称作局部参考状态。
如本文中描述的本公开的方法和系统是基于以下观察：超声波测量(诸如通过Schlumberger’s ISOLATION SCANNERTM工具进行)识别接近于井孔表面处的纵波和横波慢度或速度的方位角变化。此类平面波慢度或速度的方位角变化是最大与最小水平应力之间的差异的指示。通过声波测量(诸如通过Schlumberger’s SONIC SCANNERTM工具实施)探测的相同深度间隔在低频分量(例如，小于3kHz的频率)处未示出偶极横波速度(或慢度)分裂标记。但是，偶极弯曲波频散的高频分量(例如，大于3kHz并且可能高于5kHz的频率)在偶极横波速度(或慢度)中展现出分裂标记，所述分裂标记与从通过所述超声波测量识别的纵波和横波慢度或速度的方位角变化估计的最大与最小水平应力量值之间的差异一致。可以通过如本文中描述的声弹性模型来识别这些条件，其中两个非线性常数c144与c155实质上相等。所提出的工作流在其提供估计最大水平应力SHmax的量值的方法的意义上具有重大价值，其中在缺少井孔断裂的情况下没有常规技术能估计所述最大水平应力的量值。
附图说明
图1是根据本公开体现示例性无线测井系统的井位和所钻出的垂直井的示意图。
图2A是在充满流体的开放井孔中执行超声波测量的超声波测井工具(诸如Schlumberger’s ISOLATION SCANNERTM工具)的示意图。
图2B和图2C是被同心地放置以在充满流体的开放井孔中执行超声波测量的图2A的超声波测井工具的示意图。
图3A和图3B是在充满流体的开放井孔中执行声波测量的声波测井工具(诸如Schlumberger’s SONIC SCANNERTM工具)的示意图。
图4A至图4D示出通过图3A和图3B的声波测井工具从代表性的快速地层获得的波形。图4E是针对图4A和图4B的单极模式波形的无频散横波和稍频散斯通利波到达以及图4C和图4D的偶极模式波形的高度频散弯曲波到达来示出慢度对频率的频散曲线。
图5是被经历以下三轴应力的地层环绕的加压的充满流体的开放井孔的示意图：上覆岩层应力Sv、最大水平应力SHmax和最小水平应力SHmin。
图6显示在与具有半径a的井孔相距(r>6a)的距离处由最大与最小水平应力之间的差异(SHmax–SHmin)导致的近井筒应力集中。在浅的勘察深度处的高频超声波测量可以根据纵波和横波慢度或速度的方位角变化来检测由于近井筒应力集中导致的应力诱发的横波各向异性。
图7A绘示与最大水平应力方向的方向平行的近井筒应力集中。图7B示出垂直于最大水平应力方向的近井筒应力集中。偶极横波慢度的低频分量可能会经历横波分裂标记，所述横波分裂标记取决于有效水平应力的远场差异(σHmax–σHmin)，条件是c144≠c155。高频超声波测量容易地识别在接近于井筒表面处的纵波和横波慢度或速度的方位角变化，其中径向应力与环向应力之间的差异由于应力集中而被放大。
图8A至图8D是在代表性井孔的井段内的自然伽马射线、纵波和横波慢度以及回声振幅的复合测井曲线。所述测井曲线示出了在由远场(SHmax–SHmin)导致的非均一井孔应力集中的情况下纵波(DTc)和横波(DTs)慢度随着方位角方向而变，所述远场(SHmax–SHmin)是如由图2A和图2B中的超声波工具测量。
图9A和图9B共同地是用于使用在横过各向异性地层(诸如夹在有机页岩储层中的一个或多个薄层)的充满流体的开放井孔中通过至少一个声学工具实施的超声波测量和声波测量来估计所述地层的最大水平应力SHmax的量值的工作流的流程图。
图10A和图10B是在井孔的横截面平面中的纵波速度平方(Vp 2)和纵波慢度(DTc)的方位角变化的图，所述方位角变化是在由远场(SHmax–SHmin)导致的非均一井孔应力集中存在的情况下通过超声波测量确定。请注意，(Vp 2)的方位角变化遵照正弦变化，而纵波速度Vp独自的方位角变化则不是。
图11A和图11B是在井孔的横截面平面中的横波速度平方(Vs 2)和横波慢度(DTs)的方位角变化的图，所述方位角变化是在由远场(SHmax–SHmin)导致的非均一井孔应力集中存在的情况下通过超声波测量确定。请注意，(Vs 2)的方位角变化遵照正弦变化，而横波速度Vs独自的方位角变化则不是。
图12A绘示在深度A处通过由图3A和图3B的声波测井工具实施的声波测量记录的快与慢偶极波形的叠加。
图12B示出在深度A处在处理通过图12A的声波测量记录的交叉偶极波形之后获得的快和慢偶极弯曲波频散。请注意，对于在4kHz与6kHz之间的频率分量，存在横波分裂标记，但对于低于4kHz的频率分量，不存在横波分裂标记。假定在远场中存在由纵波和横波慢度或速度的测得的方位角变化指示的(SHmax–SHmin)，所述测得的偶极弯曲波频散表明c144＝c155。
图13A提供在具有1～2kHz频率滤波器的情况下由图3A和图3B的声波工具在深度A处实施的声波测量记录的快和慢偶极波形的叠加。
图13B示出在具有5～6kHz频率滤波器的情况下由图3A和图3B的声波工具在深度A处实施的声波测量记录的快和慢偶极波形的叠加。
图14A是表示水平应力差(SHmax–SHmin)与通过如本文中描述的方程式(35)、(36)和(17)计算出的静水参考状态中的某些非线性三阶弹性常数之间的关系的图。
图14B是表示水平应力差(SHmax–SHmin)与通过如本文中描述的方程式(37)和(38)计算出的静水参考状态中的某些线性弹性常数之间的关系的图。
图15是绘示根据方程式(1)、(4)和(5)计算出的在r/a＝1.1处的纵波(Vp)和横波(Vs)速度的方位角变化的图，其中
Figure GDA0003855801290000061
并且
Figure GDA0003855801290000062
图16A是绘示根据如本文中描述的方程式(1)和(2)计算出的在r＝1.1a处针对(SHmax–SHmin)的两个不同选择的弹性模量C11的方位角变化的图。
图16B是绘示根据如本文中描述的方程式(1)和(3)计算出的在r＝1.1a处针对(SHmax–SHmin)的两个不同选择的弹性模量C22的方位角变化的图。
图16C是绘示根据如本文中描述的方程式(1)和(4)计算出的在r＝1.1a处针对(SHmax–SHmin)的两个不同选择的弹性模量C33的方位角变化的图。
图17A1和图17A2分别示出使用以下参数通过有限差分建模码产生的合成波形和弯曲波频散的图(此类合成波形的频散性质)：c111＝-170000GPa、c112＝-40520GPa、c155＝-32390GPa、Mref＝55.49GPa、μref＝30.48GPa、SHmin＝52.72MPa、SHmax＝54.72MPa(Mref＝λ+2μ)。
图17B1和图17B2分别示出使用以下参数通过有限差分建模码产生的合成波形和弯曲波频散的图(此类合成波形的频散性质)：c111＝-78420GPa、c112＝-18680GPa、c155＝-14930GPa、Mref＝65.07GPa、μref＝30.48GPa、SHmin＝52.72Mpa、SHmax＝58.72MPa。
图18是绘示通过处理图12A中所示的测得的偶极声波波形而获得的快与慢偶极弯曲波频散(现场数据)的图。请注意，尽管在低频率下无横波分裂标记，但是高频的快与慢偶极弯曲波频散展现出通过声弹性模型预测的差异。这个标记与经受各向异性水平应力但两个非线性弹性常数c155＝c144的层相关联。将现场数据与根据合成的声波数据确定的偶极弯曲波频散数据一起显示，所述合成的声波数据是使用以下参数通过FDTD建模而产生：c111＝-170000Gpa、c112＝-40520GPa、c155＝-32390GPa、Mref＝55.49GPa、μref＝30.48GPa、SHmin＝52.72MPa、SHmax＝54.72MPa。
图19A和图19B是绘示了根据合成的声波数据计算出的、分别随正规化到井孔半径的径向距离而变的纵波(DTc)和横波(DTs)慢度的方位角变化的图。图19A和图19B还示出从通过超声波测量采集的超声波数据波形得出的纵波(DTc)和横波(DTs)慢度(现场数据)的方位角变化。请注意，在径向位置r＝1.1a处计算出的慢度的方位角变化接近于从处理每隔10度采集的收发超声波测量值获得的慢度的测得的方位角变化。纵波和/或横波速度的所计算的与测得的方位角变化之间的一致性可以用于验证所提出的技术以及反演的线性和非线性常数和最大水平应力SHmax的量值的准确性。
图20是可以用于实施图1的处理器子系统的示例性计算系统的示意图。
具体实施方式
本文中所示的具体情况是举例说明的并且仅为了说明性地讨论本公开的实例，并且是为了提供被认为是本公开的原理和概念方面的最有用且最容易理解的描述的事物而呈现。就此来说，未试图比必要情况更详细地示出详情，结合图式进行的描述使本领域的技术人员更容易明白实际上可以如何体现本公开的几种形式。此外，相同的元件符号和标记在各个图式中指示相同的元件。
在油田应用中通常使用两种类型的井孔声学测量。第一种井孔声学测量是在80kHz到几千kHz的信号频率范围中的超声波(高频率)测量。所述超声波测量通常在充满流体的套管井中用于就地评估胶结。第二种声学测量是在从几百Hz到20kHz的信号频率范围中的声波(低频率)测量。声波测量通常在充满流体的开放井孔中用于就地评估被开放井孔横过的地层的性质(诸如孔隙度和机械岩石性质，包括地层应力)以及在充满流体的套管井环境中用于就地评估胶结。
地层性质通常随方向而变，为了全面地描述地层性质，必须在三个维度上对地层性质进行测量。所述井孔具有自然的、圆柱三维(3D)坐标系：沿着井孔的中心轴的轴向方向z；垂直于井孔的中心轴的径向方向r；以及环绕井孔的中心轴的方位角方向θ。方位角方向θ是在正交于井孔轴线的平面中偏离井孔的中心轴的在0度与360度之间的角度。
根据本发明的一个实施方案，如本文中描述的工作流和系统利用从如图1中所示的开放井孔获得的超声波测量与声波测量。地下地层131被开放井孔132横过，所述井孔充满流体(诸如钻井液或泥浆)。一个或多个测井工具(一个示出为110)悬挂在铠装电缆112上并且可以具有任选的扶正器(未图示)。电缆112沿井孔132向上、越过井架121上的槽轮120而延伸到地面设备150的绞车形成部件。提供已知的深度测量设备(未图示)来测量槽轮120上的电缆位移以及相应地测量测井工具110在井孔132中的深度。工具110可以被配置成对充满流体的开放井孔132内的变化的位置或深度实施超声波测量和声波测量。工具110内的处理和接口电路对所述工具的信息信号进行放大、取样和数字化以经由电缆112将其传输和传送到地面设备150。通过地面设备150产生用于协调工具110的操作的电力和控制信号并且经由电缆112将所述信号传送到设置于工具110内的电路。地面设备包括处理器子系统170(其通常可以包括微处理器、存储器、时钟和计时器以及输入/输出功能—未单独示出)、标准外围设备(未单独示出)和记录器126。
在其它实施方案中，可以在充满流体的开放井孔132中通过其它运送装置(诸如标准油管、连续油管、牵引车或其它合适的装置)来运送测井工具110。此外，充满流体的开放井孔132无需是垂直的并且因此可以包括一个或多个斜井段或水平井段。所述井孔还可以是分支井。
在实施方案中，测井工具110可以包括ISOLATION SCANNERTM，是在市场上可购自Schlumberger的电缆式井下工具，所述工具可以被配置成实施两种不同的超声波(高频率)测量：脉冲-回声测量和一发一收弯曲波测量。图2A是ISOLATION SCANNERTM的示意图，所述工具包括按一发一收路径布置的发射器203和两个接收器205A、205B以及如所示与所述一发一收路径相对定位的收发器207。
收发器207可以被配置成在充满流体的开放井孔132内执行脉冲-回声测量。对于脉冲-回声测量，收发器207按到井孔壁的垂直入射来发射声束脉冲并且如图2B中所示接收返回的回声。返回回声信号可以用于估计开放井孔132中的工具偏心率。
发射器203和两个接收器205A、205B可以被配置成在充满流体的开放井孔132内执行一发一收测量。如从发射器203和两个接收器205A、205B的一发一收路径相对于收发器207的布置(如图2A和图2B中所示)明显看出，一发一收测量是相对于脉冲-回声测量成180度来执行。对于一发一收测量，如图2B中所示，发射器203与远和近的接收器205A、205B协作以激发和接收沿着井孔壁与地层131的界面行进的纵波和横波。纵波到达远和近的接收器205A、205B可以被记录为P到达。与近的接收器205B相比，纵波到达远的接收器205A要花费更长的时间。P到达之间的时间距离除以行进的距离被称作Δtc或DTc或纵波慢度，并且是纵波的速度或Vp的倒数。横波到达远和近的接收器205A、205B可以被记录为S到达。与近的接收器205B相比，横波到达远的接收器205A要花费更长的时间。S到达之间的时间距离除以行进的距离被称作Δts或DTs或横波慢度，并且是横波的速度或Vs的倒数。
为了最佳地激发沿着井孔壁与地层131的界面行进的纵波和横波，一发一收发射器203与接收器205A、205B可以相对于井孔壁的法线以相位匹配角度θ来对准，其中相位匹配角度θ是由反正弦(地层慢度/井孔流体慢度)给出。
可以如图2C的箭头所绘示在开放井孔132内运送ISOLATION SCANNERTM，使得其按不同的方位角方向来执行脉冲-回声测量和/或一发一收测量。在实施方案中，ISOLATIONSCANNERTM的运送可以沿着螺旋路径而行，所述螺旋路径涉及开放井孔132中的轴向移动和旋转移动。在这种配置中，可以在充满流体的开放井孔132内以不同的方位角方向θ和轴向深度z来执行脉冲-回声测量和/或一发一收测量。
在实施方案中，测井工具110还可以包括SONIC SCANNERTM，是在市场上可购自Schlumberger的电缆式井下工具，所述工具可以被配置成在开放井孔132内实施随着方位角方向θ和轴向深度z而变的多种不同的声波(低频率)测量。图3A和图3B示出SONICSCANNERTM工具的示意图。SONIC
Figure GDA0003855801290000101
工具包括大量声源(包括远的、较低的和较高的单极源以及X和Y偶极源)以及沿轴向和方位角分布的接收器的阵列，所述接收器可以被配置成激发和检测多种井孔模式。这些模式包括可以以低频率和高频率并且用远和近(相对于接收器阵列)单极源来激发的单极模式、可以以得到交叉偶极激发的正交方向来激发的偶极模式以及用于以四个正交方向激发的四极模式。所述声源的带宽通常是500Hz到20kHz。单极模式主要产生最低阶的轴对称模式(也被称作斯通利模式)与纵波和横波首波。相反地，偶极模式主要激发最低价弯曲波井孔模式或弯曲波与纵波和横波首波。所述首波是由所发射的声能耦合到在地层中沿着井孔轴线传播的平面波而导致。在与开放井孔壁接触的井孔流体中的入射纵波首波可以产生传输通过所述界面(或从所述界面折射)并且在地层中行进的纵波首波(P波)和横波首波(或S波)。
纵波首波在地层中以速度Vp行进并且涉及在波传播方向上的粒子振荡。一旦折射的纵波首波变成平行于井孔壁，那么其沿着井孔-地层界面以速度Vp传播。折射的纵波首波的到达可以被记录为P到达。折射的纵波首波到达离声源较远的水听器接收器要花费更长的时间。P到达之间的时间距离除以行进的距离被称作Δtc、或纵波慢度，并且是速度Vp的倒数。
横波首波在地层中以速度Vs行进并且涉及在与波传播正交的方向上的粒子振荡。折射的横波首波的行为与折射的纵波首波的行为类似。一旦折射的横波首波变成平行于井孔壁，那么其沿着井孔-地层界面作为横波扰动以速度Vs传播。折射的横波首波的到达可以被记录为S到达。折射的横波首波到达离声源较远的接收器要花费更长的时间。S到达之间的时间距离除以行进的距离被称作Δts或DTs或横波慢度，并且是速度Vs的倒数。
在快速地层的均匀和各向同性模型中，可以使用单极模式来产生纵波首波和横波首波以确定地层纵波和横波速度和慢度。具体地说，可以使用信号处理技术以稳健方式来估计纵波和横波速度和慢度，所述信号处理技术在接收器阵列中寻找波形的类似性，在数学上被称作相似性或一致性。
已知无法通过放在井孔流体中的接收器来在慢速地层中检测折射的横波首波(其中横波速度Vs小于井孔流体纵波速度)。在慢速地层中，使用偶极模式来激发弯曲波以及纵波首波和横波首波。SONIC SCANNERTM工具采用沿着工具X轴和Y轴正交地定向的两个偶极源来产生弯曲波。在这种配置中，顺序地激励X偶极源和Y偶极源，所述激励被统称为交叉耦合激发。在这种情况中，首先激励X偶极源，并且记录所得的弯曲波波形。随后，激励Y偶极，并且记录另一个所得的弯曲波波形。这些弯曲波在产生所述弯曲波的偶极源的平面中沿着井孔壁行进。所述弯曲波行进到地层中的某一深度处，所述深度取决于频率，其中较低频率的弯曲波相较于较高频率的弯曲波行进到地层中的较深处。与横波首波类似，弯曲波的粒子运动与波传播的方向正交。弯曲波慢度与横波慢度相关。从弯曲波数据中求取横波慢度是个多步过程。更具体地说，弯曲波是频散的，表示其慢度随着频率而变。在多组弯曲波波形中，由于不同的频率分量以不同的速度传播，因此有可能在接收器阵列中看到波形改变。因为在接收器阵列中波形会改变，所以用于估计慢度的标准方法可以适合于处理频散的弯曲波。举例来说，频散STC处理识别单独的频率分量的慢度。弯曲波慢度对频率的图被称作频散曲线。在零频率处，弯曲波慢度是真正的地层慢度。以此方式，可以从频散曲线的低频渐近线来获得地层的慢度和速度。
矿物颗粒、层、破裂或应力的空间对准使波速度随方向而变，这是被称作各向异性的性质。导致各向异性的自然过程也使其具有两个主要定向中的一者：水平或垂直。大致地，水平层产生在所有水平方向上可以被认为是各向同性的但在垂直方向上可以被认为是各向异性的各向异性介质。此类介质已知是具有垂直对称轴线的横向各向同性(TIV)。类似地，垂直破裂产生在与破裂平面对准的任何方向上可以被认为是各向同性并且在与破裂平面正交的方向上可以被认为是各向异性的介质。这种介质已知是具有水平对称轴线的横向各向同性(TIH)。
声波对各向异性敏感。在粒子运动(被称作极化)的方向平行于具有最大刚度的方向时，声波行进较快。纵波首波在传播方向上具有粒子运动，因此纵波首波在TIV地层中平行于层化并且在TIH地层中平行于破裂的方向上行进较快，并且纵波首波在TIV地层中垂直于层化并且在TIH地层中垂直于破裂的方向上行进较慢。横波首波具有垂直于传播方向的粒子运动。在各向同性介质中，横波首波的粒子运动包括在含有纵波首波和横波首波的射线路径的平面中。在各向异性介质(包括TIV和TIH地层)中，横波首波分裂成具有不同的极化和不同的速度的两个横波分量。在TIV地层中平行于层化或在TIH地层中平行于破裂而极化的横波分量(其被称作“快速横波分量”)比在TIV地层中垂直于层化或在TIH地层中垂直于破裂而极化的横波分量(其被称作“慢速横波分量”)更快地行进。弯曲波表现得像横波，因此弯曲波以相同方式分裂成快速和慢速弯曲波分量。
为了恰当地检测在各向异性介质中激发的快速和慢速弯曲波分量，SONICSCANNERTM工具包括与每个偶极源对准的至少一个偶极接收器。在相应偶极源的每次激励时，通过与该偶极源“线上”定向的偶极接收器并且还通过与该偶极源“离线”定向的偶极接收器来记录信号。在交联偶极测井曲线的数据和/或频散曲线的数据中可以看到快速和慢速弯曲波分量的方位角方向θ的变化(其类似于快速和慢速横波分量的方位角方向θ的变化)。
可以通过Alfred旋转方法来产生交叉偶极测井曲线的数据，所述Alfred旋转方法使通过“线上”和“离线”偶极接收器检测到的原始交叉偶极波形旋转以得到与最大和最小离线能量的方向一致的快和慢偶极波形。在Alfred的标题为“Shear Data in thePresence of Azimuthal Anisotropy:Dilley,Texas,”(1986年11月2日至6日在Houston举办的第56届SEG年度国际会议的扩展摘要，第476页到第479页)的文章中描述了所述Alfred旋转方法。快与慢偶极波形(或其频率分量)的叠加可以表明由于应力诱发的横波各向异性导致的横波分裂或发散。在垂直于井孔轴线的平面中由二轴水平应力导致的大的应力诱发的横波各向异性可以指示潜在的近井筒机械损坏，诸如拉伸破裂或断裂。横波各向同性指示稳定的井孔并且可以通过在快和慢偶极波形中很少有或没有横波分裂而得到证实。
频散曲线的数据提供了随着频率而变的频散的快速和慢速弯曲波分量的慢度(其类似于快速和慢速横波分量的慢度)的估计。可以通过基于频率的方法来产生频散曲线的数据，所述方法对交叉偶极波形进行数字化、通过快速傅里叶变换将离散时间波形转换到频域并且随后处理频域波形以估计慢度和相关联的频散。可以使用窄带与宽带方法。在窄带方法中，频率间彼此独立地估计慢度。Prony方法和经修改的矩阵束方法(MP，在业界也被称作TKO方法)属于这类。具体地说，这两种方法是基于以下参数假设：在给定频率下的井孔声模式可以建模为多个指数函数的叠加。在S.W.Lang等人的标题为“Estimating SlownessDispersion from Arrays of Sonic Waveforms,”(52GEOPHYSICS，第530页到第544页，1989)的文章中描述Prony方法。在Enkstrom的标题为“Dispersion Estimation fromBorehole Acoustic Arrays Using a Modified Matrix Pencil Algorithm,”(关于信号、系统和计算机的第29届阿洛西马会议的会议记录，1995年，第1卷，第449页到第453页)的文章中描述TKO。还可以使用非参数窄带方法。举例来说，已提出在给定频率下仅可以识别一种模式(最强的模式)的相干性最大化方法。在另一个实例中，使用振幅和相位估计(APES)方法。APES方法首先在给定频率下在慢度域内计算定性拟合函数并且接着使用具有预设峰值/模式数目的峰值寻找算法来获得定量慢度估计。相反地，在宽带方法中，从所选的频带而非单个频率点来收集阵列数据，并且同时根据宽带阵列数据来估计相位和群慢度。由于一次能处理更多数据，宽带方法能够提供频率间具有小波动的平滑慢度估计、高分辨率的慢度估计以及信噪比(SNR)低的稳健性能。宽带ML方法和群LASSO方法属于这类。在零频率处，弯曲波慢度是真正的地层慢度。以此方式，可以从频散曲线的低频渐近线来获得地层的快速和慢速慢度和速度。如由频散曲线数据提供的随着频率而变的快速和慢速横波慢度的方位角变化可以是在地层中存在应力诱发的横波各向异性的指示并且还可以用于估计垂直于井孔轴线的平面中的二轴水平应力并且识别指示潜在的近井筒机械损坏(诸如拉伸破裂或断裂)的条件。
图4A至图4D示出通过SONIC SCANNERTM工具从挪威近海的快速地层中采集的波形。图4A示出在高频率下从单极模式采集的波形，该图示出通过所述工具激发和检测的纵波(P-)首波、横波(S-)首波和斯通利波。图4B示出在低频率下从单极模式采集的波形，该图示出主要通过所述工具激发和检测的斯通利波。图4C和图4D示出从偶极模式采集的弯曲波。图4C示出在X接收器处记录的弯曲波波形，并且图4D示出在Y接收器处记录的弯曲波波形。请注意，如图3B中最好地示出，SONIC SCANNERTM工具的接收器在轴向上以及在方位角上分布。因此，图4A至图4D的波形示出通过所述工具激发和检测的纵波(P-)首波、横波(S-)首波、斯通利波和弯曲波的轴向和方位角变化。图4E是针对图4A和图4B的单极模式波形的无频散横波和稍频散斯通利波到达与图4C和图4D的偶极模式波形的高度频散弯曲波到达来示出慢度对频率的频散曲线。在此地层中仅在高于8KHz的频率下激发纵波，并且在频散曲线中未示出纵波。
本公开描述了用于识别由于最大水平应力SHmax与最小水平应力SHmin之间的差异而经历应力诱发的横波各向异性的各向异性地层中的层以及在从常规方法得知上覆岩层应力和最小水平应力SHmin时估计最大水平应力SHmax的量值的工作流。可以使用被称作局部参考状态的线性和非线性常数来描述与岩石强度和破裂性具有相关性的岩石的机械性质。所述工作流使用通过在横过各向异性地层的充满流体的开放井孔内部进行的低频声波测量和高频超声波测量采集的数据。
图5是被经历以下三轴应力的地层环绕的加压的充满流体的开放井孔的示意图：上覆岩层应力Sv、最大水平应力SHmax和最小水平应力SHmin。图3A和图3B的SONIC SCANNERTM工具如图所示处于充满流体的井孔内并且被所述地层环绕。井孔的存在在接近于井孔表面处导致应力集中。应力诱发的横波各向异性是由在如图5中所示垂直于井孔轴线的平面中的最大水平应力SHmax与最小水平应力SHmin之间的差异导致。图6是在垂直于井孔轴线的平面中的主应力的和的轮廓极坐标图，并且因此显示在与具有半径a的井孔相距(r>6a)的距离处由最大与最小水平应力之间的差异(SHmax–SHmin)导致的近井筒应力集中。图7A是示出与最大水平应力方向的方向平行的近井筒应力集中的说明性图。图7B是示出垂直于最大水平应力方向的近井筒应力集中的说明性图。
请注意，对于某些岩石类型(具体地说，其三阶弹性常数c144与c155彼此基本上不同使得c144≠c155的那些岩石类型)，从声波测量确定的快和慢偶极波形的一个或多个低频率分量(例如，小于4kHz的频率分量)可以具有横波分裂标记，所述横波分裂标记取决于地层的有效水平应力的远场差异(σHmax-σHmin)。
然而，在其它岩石类型(具体地说，其三阶弹性常数c144与c155彼此基本上相等使得c144＝c155的那些岩石类型)中，此类低频分量缺少横波分裂标记，所述横波分裂标记取决于地层的有效水平应力的远场差异(σHmax-σHmin)。属于这种岩石类型的地层岩石包括有机页岩储层中的夹层碳酸盐层。在这种情况中，当应力诱发的横波各向异性相对于地层各向异性的其它源占支配地位时，快和慢偶极波形的高频分量(例如，大于4kHz的频率分量)可能会经历由于地层的有效水平应力的远场差异(σHmax-σHmin)导致的横波分裂标记。可以通过分析从浅的勘察深度处的高频超声波测量确定的纵波和横波慢度或速度的方位角变化来检测这种条件(即，应力诱发的横波各向异性相对于地层各向异性的其它源占支配地位的条件)。
图8A至图8D是在代表性井孔的井段内的自然伽马射线、纵波和横波慢度以及回声振幅的复合测井曲线。图8B和图8C示出如从通过图2A和图2B的ISOLATION SCANNERTM工具在井孔内实施的在浅的勘察深度处的高频超声波(一发一收)测量确定的在井孔井段内纵波(DTc)和横波(DTs)速度的变化随方位角方向而变。在浅的勘察深度处的高频超声波(一发一收)测量在由井孔中的最大与最小水平应力之间的远场差异(SHmax–SHmin)导致的非均一井孔应力集中存在的情况下激发和检测纵波和横波波形。从在浅的勘察深度处的高频超声波测量确定的纵波和横波慢度或速率的方位角变化的分析可以用于检测应力诱发的横波各向异性相对于地层各向异性的其它源占支配地位的条件。
本文中描述的工作流根据在井孔井附近(例如，在径向尺寸r＝1.1a处)在浅的勘察深度处测得的纵波和横波慢度或速度的方位角变化来估计水平应力。此工作流依据的理论是基于岩石中的声弹性效应。岩石中的声弹性指代在传播介质中由预应力岩石的变化导致的弹性波速的变化。如下文所阐述，预应力岩石中的平面弹性波传播可以通过针对叠加在材料的静态变形状态上的小的动态场的运动方程式来描述。如在i)B.K.Sinha的“Elastic Waves in Crystals under a Bias,”(Ferroelectrics,41,pp.61-73,1982)；和ii)A.N.Norris,B.K.Sinha和S.Kostek的“Acoustoelasticity of Solid/FluidComposite Systems,”(Geophysical Journal International，第118卷，pp.439-446，1994年8月)中所描述，这些方程式得自非线性弹性的旋转不变方程式并且考虑了有效弹性刚度、质量密度和变形的运动学的变化，所述变形是由静态应力的施加而导致。
参考局部圆柱坐标系，其中x1平行于r方向，x2与θ方向一致，并且x3与z方向平行，预应力岩石中的有效弹性刚度cij可以表达为：
cij＝cij0+Δcij， (1)
其中cij0表示在局部参考状态下的弹性刚度，并且Δcij表示高于并且超出在参考状态中假设的那些弹性模量变化的弹性模量的应力诱发变化并且可以表达为
Figure GDA0003855801290000181
Figure GDA0003855801290000182
Figure GDA0003855801290000183
Figure GDA0003855801290000184
Figure GDA0003855801290000185
Figure GDA0003855801290000186
Figure GDA0003855801290000187
Figure GDA0003855801290000188
Figure GDA0003855801290000191
Figure GDA0003855801290000192
Figure GDA0003855801290000193
Figure GDA0003855801290000194
Figure GDA0003855801290000195
Δc14＝Δc15＝Δc24＝Δc25＝Δc34＝Δc35＝Δc46＝Δc56＝0， (15)
其中λ和μ是在各向同性参考状态下的Lamé参数，并且c111、c112、c123、c144、c155和c456是三阶弹性常数。请注意，鉴于以下关系，仅其中三个是独立的岩石性质
Figure GDA0003855801290000196
Figure GDA0003855801290000197
Figure GDA0003855801290000198
Δσrr、Δσθθ、Δσrθ、Δσzz是在圆柱坐标系r、θ和z中通过Kirsch方程式来描述的井孔应力分布
Figure GDA0003855801290000199
Figure GDA0003855801290000201
Figure GDA0003855801290000202
Figure GDA0003855801290000203
其中a表示井孔半径，并且Δσhmax、Δσhmin和Δσv是相对于参考状态的逐渐偏离的最大水平应力、最小水平应力和垂直应力，并且ΔPw是偏离的井筒压力。
根据如上文所描述得自非线性弹性的旋转不变方程式的声弹性模式，横波模量c55与c44之间的差异可以表达为：
c55 c44＝AE(σhmax σhmin)， (23)
其中
Figure GDA0003855801290000204
σhmax，并且和σhmin是2个水平应力，并且AE是被定义为下式的声弹性系数：
AE＝2+c456/μ。 (24)
一般来说，通过低频偶极横波慢度分裂来显现这些偶极横波模量的差异，所述低频偶极横波慢度分裂是通过对通过声波测量(诸如如上文所描述通过Sonic ScannerTM工具来实施)记录的交叉偶极波形的标准处理而观察到。
然而，在某些类型的岩石中，有可能在低频率下没有观察到横波慢度分裂(即，缺少横波分裂标记)，但是在高频率下，快与慢横波慢度不同(即，存在横波分裂标记)。由于近井筒应力集中引入径向应力与环向应力之间的差异，因此在较浅的径向勘察深度处高频弯曲波展现出其快与慢横波慢度之间的可辨别的差异。在低频率下没有横波分裂标记以及在高频率下具有横波分裂标记的快与慢偶极弯曲波频散的叠加暗示：
c456＝0，或 (25)
c144＝c155。 (26)
在这种情况中，三个独立的非线性弹性常数(c111，c144，c155)现在减少为两个非线性弹性常数(即，c111，c155)。
假定c144＝c155，S-波模量相对于参考静水加载状态(被选择为三个主应力的平均值)的变化可以表达为：
Figure GDA0003855801290000211
Figure GDA0003855801290000212
此外，P-波模量相对于参考静水加载状态(被选择为三个主应力的平均值)的变化可以表达为：
Figure GDA0003855801290000213
Figure GDA0003855801290000214
请注意，关于方程式(29)和(30)，不要求c144＝c155。
方程式(27)与(28)可以组合而得到：
Figure GDA0003855801290000215
Figure GDA0003855801290000216
并且方程式(29)与(30)可以组合而得到：
Figure GDA0003855801290000221
Figure GDA0003855801290000222
请注意，方程式(31)至(34)仅采用纵波和横波速度数据的方位角变化作为输入，所述方位角变化可以从浅的勘察深度处的高频超声波测量(诸如如上文所描述通过Isolation ScannerTM工具来实施)确定。通过求解这四个方程式(31)、(32)、(33)和(34)并且将水平应力取作已知值，可以通过以下方程式来描述所选参考状态中的两个非线性常数和两个线性常数：
Figure GDA0003855801290000223
Figure GDA0003855801290000224
Figure GDA0003855801290000225
Figure GDA0003855801290000226
可以使用方程式(35)至(38)来获得三阶弹性常数与水平应力量值之间的关系。一旦获得这些关系，随后可以使用充满流体的开放井孔的声波测量(诸如如上文所描述通过Sonic ScannerTM工具来实施)来提供对应力估计的额外约束。举例来说，来自数值建模的交叉偶极弯曲波频散匹配提供可以用于估计三阶非线性弹性常数以及水平应力量值之间的差异(SHmax–SHmin)的再一个条件。
图9A和图9B是识别各向异性地层中的由于最大水平应力SHmax与最小水平应力SHmin之间的差异而经历应力诱发的横波各向异性的层并且在上覆岩层应力和最小水平应力SHmin从常规方法中得知时估计最大水平应力SHmax的量值的说明性工作流的流程图。所述工作流可以通过程控处理器，诸如图1的处理器子系统170或远程处理器，来实施。如果需要，作为测井工具的部分的井下处理器可以执行所述工作流的至少部分。可以(例如)使用图2A至图4E的测井工具来收集和存储数据，但是将理解，也可以使用其它合适的设备。所述工作流假设选择了横过相关地层的充满流体的开放井孔的深度间隔。
所述工作流在框901中开始，其中在所述充满流体的开放井孔内在所选深度间隔处在一个方位角方向范围内(例如，覆盖在0度与360度之间的方位角方向θ)执行超声波测量(诸如如本文中所描述通过Isolation ScannerTM工具实施的一发一收测量)。此类超声波测量获得由于在所述方位角范围内在所选深度间隔处在浅的勘察深度处激发的超声波纵波和横波产生的超声波波形。这些超声波测量探测充满流体的开放井孔的横截面平面上的近井筒应力集中。
在框903中，处理在框901中在所述方位角范围内采集的超声波波形来测量在所述方位角方向范围内的纵波(DTc或Δtc)慢度和/或横波(DTs或Δts)慢度。如众所周知的，可以从P到达之间的时间距离除以行进的距离来测量纵波(DTc或Δtc)慢度。如众所周知的，可以从S到达之间的时间距离除以行进的距离来测量横波(DTs或Δts)慢度。
在框905中，执行声波测量(诸如如本文中所描述通过Sonic ScannerTM工具实施的那些声波测量)以获得由于在充满流体的开放井孔的深度间隔中的交叉偶极激发产生的快和慢偶极波形。在实施方案中，可以通过Alfred旋转方法来产生快和慢偶极波形，如上文所描述，所述Alfred旋转方法使通过“线上”和“离线”偶极接收器检测到的原始交叉偶极波形旋转以得到与最大和最小离线能量的方向一致的快和慢偶极波形。在实施方案中，框901的在所选深度间隔处的超声波测量可以在与在框905中执行的在所选深度间隔处的声波测量相同的测井轮次中执行。在其它实施方案中，框901的在所选深度间隔处的超声波测量可以在与在框905中执行的在所选深度间隔处的声波测量不同的测井轮次中执行。
在框907中，处理在框905中获得的快和慢偶极波形以测量交叉偶极弯曲波频散(频散曲线)。在实施方案中，可以通过基于频率的方法来产生交叉偶极弯曲波频散的数据，所述方法对快和慢偶极波形进行数字化、通过快速傅里叶变换将离散时间波形转换到频域并且随后处理频域波形以估计慢度和相关联的频散。如本文中所描述，可以使用窄带与宽带方法。在实施方案中，可以使用Prony方法或经修改的矩阵束方法(MP，也被称作TKO方法)来测量交叉偶极弯曲波频散。
在框909中，所述工作流评估如在框903中所测量的在所述方位角方向范围内的纵波(DTc或Δtc)慢度和/或横波(DTs或Δts)慢度的变化以指示应力诱发的横波各向异性的存在。在实施方案中，可以使用将慢度与方位角相关联的正弦函数来执行对纵波(DTc或Δtc)慢度和/或横波(DTs或Δts)慢度的方位角变化的评估。所述正弦函数可以拟合到在框903中测得的纵波(DTc或Δtc)慢度和/或横波(DTs或Δts)慢度的方位角变化。可以通过搜索使成本函数最小化的所述正弦函数的三个参数(包括慢度平均值、慢度方位角变化和方位角相位角)来完成所述拟合过程。可以通过所述正弦函数与在框903中测得的纵波(DTc或Δtc)慢度和/或横波(DTs或Δts)慢度的方位角变化之间的差异来建构所述成本函数。在实施方案中，将慢度与方位角相关的正弦函数可以是形成方位角变化的cos2θ的余弦函数，如图10B和图11B的示例性图中所示，所述余弦函数包括两个峰值和两个谷值。慢度的这类方位角变化可以用作用于确定应力诱发横波各向异性的存在的标准。
可选地，可以评估在所述方位角方向范围内的纵波速度和/或横波速度(所述速度是纵波慢度和横波慢度的倒数)的变化以指示应力诱发的横波各向异性的存在。在实施方案中，可以使用将速度的平方(平方速度)与方位角相关的正弦函数来执行对纵波速度和/或横波速度的方位角变化的评估。所述正弦函数可以拟合到与在框903中测得的纵波(DTc或Δtc)慢度和/或横波(DTs或Δts)慢度对应的纵波速度和/或横波速度的平方的方位角变化。可以通过搜索使成本函数最小化的所述正弦函数的三个参数(包括平方速度平均值、平方速度方位角变化和方位角相位角)来完成所述拟合过程。可以通过所述正弦函数和与在框903中测得的纵波(DTc或Δtc)慢度和/或横波(DTs或Δts)慢度对应的纵波速度和/或横波速度的平方的方位角变化之间的差异来建构所述成本函数。在实施方案中，将平方速度与方位角相关的正弦函数可以是形成方位角变化的cos2θ的余弦函数，如图10A和图11A的示例性图中所示，所述余弦函数包括两个峰值和两个谷值。平方速度的这类方位角变化可以用作用于确定应力诱发横波各向异性的存在的标准。
在框911中，所述工作流评估框905的测得的交叉偶极弯曲波频散以识别不具有低频横波分裂标记和具有高频横波分裂标记的区(例如，在所述深度间隔内的所述地层的一个或多个层)。在实施方案中，当在一个或多个低频率(诸如小于4kHz的一个或多个频率)下在所述区中快与慢横波速度具有很小的差异或不具有差异时，满足所述区中缺少低频横波分裂标记。在实施方案中，当在一个或多个高频率(诸如大于4kHz的一个或多个频率)下在所述区中快与慢横波速度存在差异时，满足所述区中存在高频横波分裂标记。如果需要，可以使用其它合适的低和高频率范围。
请注意，如果需要，可以视情况来改变或调整在框911中用于评估低频横波分裂标记的存在的低频分量的特定频率范围以及在框911中用于评估高频横波分裂标记的存在的高频分量的特定频率范围。
图12A绘示在深度间隔A处通过声波测量记录的示例性快和慢偶极波形的叠加。图12B示出在深度间隔A处通过处理图12A的交叉偶极波形而获得的快和慢偶极弯曲波频散。图13A绘示在具有1～2kHz频率滤波器的情况下在深度间隔A处通过声波测量记录的示例性快和慢偶极波形的叠加。图13B绘示在具有5～6kHz频率滤波器的情况下在深度间隔A处通过声波测量记录的示例性快和慢偶极波形的叠加。请注意，这些图示出在低于4kHz的频率下在深度间隔A内的地层的层不存在低频横波分裂标记，但是在4kHz至6kHz的频率下在深度间隔A内的地层的层存在高频横波分裂标记。
在框913中，所述工作流确定在框909中对纵波和/或横波慢度(或纵波和/或横波速度)的方位角变化的评估是否指示应力诱发的横波各向异性的存在以及在框911中对测得的交叉偶极弯曲波频散的评估是否识别不具有低频横波分裂标记和具有高频横波分裂标记的区(例如，在所述深度间隔内的所述地层的一个或多个层)。如果不是，那么所述工作流的操作结束。如果是，那么操作继续到框915至931。
在框915中，所述工作流获得所选深度间隔的多个材料性质和地质力学输入的估计，所述性质和输入诸如泥浆密度(kg/m3)、地层体积密度(kg/m3)、孔隙压力(MPa)、上覆岩层应力Sv(MPa)、最小水平应力SHmin(MPa)、比奥特系数、超声波勘察深度(r/a)和泥浆慢度(us/ft)。可以通过对平均密度求积分来估计上覆岩层应力Sv。可以使用深度梯度来估计孔隙压力和最小水平应力SHmin。这些梯度可以基于对油田的地质力学分析。
在框917中，所述工作流限定最大水平应力SHmax的初始猜测值。在实施方案中，这个初始猜测值可以基于对所选深度间隔内的应力状态的了解。
在框919中，所述工作流使用最大水平应力SHmax的当前值和在框915中获得的最小水平应力SHmin的量值来将最大水平应力SHmax与最小水平应力SHmin之间的量值差限定为(SHmax-SHmin)。
在框921中，所述工作流使用SHmax与SHmin之间的量值差的当前值(框919)以及纵波和横波慢度的方位角变化(框909)来估计地层岩石的线性和非线性弹性常数。可以通过上文描述的方程式来提供产生对地层岩石的线性和非线性弹性常数的估计的、在SHmax与SHmin之间的量值差的值与纵波和横波慢度的方位角变化之间的关系。
在实施方案中，可以通过如上文所描述的方程式(35)、(36)和(17)来提供在SHmax与SHmin之间的量值差的值与地层岩石的非线性弹性常数之间的关系。这个关系由图14A的图示出。同样地，可以通过如上文所描述的方程式(37)和(38)来提供在SHmax与SHmin之间的量值差的值与地层岩石的线性弹性常数之间的关系。这个关系由图14B的图示出。随后，可以选择水平应力差(SHmax-SHmin)的不同值并且将所述值与所述深度间隔的材料性质和地质力学输入一起使用来使用如上文所描述的方程式(1)、(4)和(5)计算纵波和横波速度的方位角变化。请注意，可以按预定半径(诸如r＝1.1a)来计算这些关系，并且所述关系独立于水平应力差(SHmax–SHmin)。通过图15的图提供纵波和横波速度的所得方位角变化的实例。类似地，可以从如上文所描述的方程式(1)和(2)来计算有效纵波模量c11的方位角变化。由图16A的图提供针对(SHmax–SHmin)的两个不同选择的有效纵波模量c11的所得方位角变化的实例。类似地，可以从如上文所描述的方程式(1)和(3)来计算有效纵波模量c22的方位角变化。由图16B的图提供针对(SHmax–SHmin)的两个不同选择的有效纵波模量c22的所得方位角变化的实例。类似地，可以从如上文所描述的方程式(1)和(4)来计算有效纵波模量c33的方位角变化。由图16C的图提供针对(SHmax–SHmin)的两个不同选择的有效纵波模量c33的所得方位角变化的实例。
请注意，对于(SHmax–SHmin)的两个不同选择，图16A和图16B中所示的有效纵波模量c11和c22的方位角变化是不同的，而对于(SHmax–SHmin)的两个不同选择，图16C中所示的有效纵波模块c33的方位角变化实际上是相同的。因此，对于(SHmax–SHmin)的两个不同选择，得自声波测量的弯曲波频散可能是不同的。这提供了超声测量可以在框917至931的建模和反演操作中使用的证据。
在框923中，将SHmax的当前值、SHmin和SV的量值(框915)以及如得自框921的线性和非线性弹性常数用作数值建模的输入，所述数值建模产生合成的声波数据(例如，合成的交叉偶极弯曲波频散)。在示例性实施方案中，所述数值建模可以采用模拟各向异性介质中的井孔波传播的三维有限元素或有限差分数值方法。举例来说，Liu,Q.H.和B.K.Sinha的“A3D cylindrical PML/FDTD method for elastic waves in fluid-filled pressurizedboreholes in triaxially stressed formations,”(Geophysics，第68卷，2003，第1731页到第1743页)描述了模拟各向异性介质中的井孔波传播的合适的数值模拟方法。
在框925中，将合成的声波数据的性质(例如，合成的交叉偶极弯曲波频散)与测得的声波数据的对应性质(例如，框905的测得的交叉偶极弯曲波频散)进行比较。
在框927中，所述工作流检查框925的比较是否确定合成的声波数据的性质(例如，合成的交叉偶极弯曲波频散)与测得的声波数据的对应性质(例如，框905的测得的交叉偶极弯曲波频散)匹配。如果不匹配，那么所述工作流在框929中调整并更新SHmax的值并且操作返回并执行框919至927的反演的另一个循环。如果匹配，那么所述工作流确定所述反演已收敛到一个解并且操作继续到框931。
在框931，可以存储和/或输出所求解出的最大水平应力SHmax的量值以及地层岩石的所求解出的线性和非线性弹性常数以进行进一步处理。可以在储层分析中使用此类数据来在缺少断裂的情况下识别经历大的各向异性水平应力的层。此外，可以使用上覆岩层应力、最大和最小水平应力、孔隙压力、井筒压力和岩石强度来产生失效模型以帮助钻井设计、井筒稳定性计算和储层管理。
说明性实例
从在充满流体的井孔内的一定深度间隔处的超声波测量与声波数据测量获得的数据的处理得到了如表1中总结的岩石材料参数。另外，如表1中所总结，提供了所选深度间隔的多个材料性质和地质力学输入的估计。可以通过对平均密度求积分来估计上覆岩层应力。可以使用深度梯度来估计孔隙压力和最小水平应力。这些梯度可以基于对油田的地质力学分析。总的来说，在表1中列出了框921至927的建模和反演操作的输入。
表1：在深度A处的材料参数和地质力学输入
泥浆密度(kg/m<sup>3</sup>) 1560
体积密度(kg/m<sup>3</sup>) 2673kg/m<sup>3</sup>
孔隙压力(MPa) 33.06
上覆岩层应力(MPa) 64.56
总的最小水平应力(MPa) 52.72
比奥特系数 0.9
超声波径向勘察深度(r/a) 1.1
V<sub>p</sub>(r＝1.1a,θ＝0)(m/s) 5049.7
V<sub>p</sub>(r＝1.1a,θ＝90)(m/s) 5244.3
V<sub>s</sub>(r＝1.1a,θ＝0)(m/s) 3255.7
V<sub>s</sub>(r＝1.1a,θ＝90)(m/s) 3493.0
泥浆慢度(us/ft) 190
在框921中，方程式(36)可以重写为：
Figure GDA0003855801290000291
使用方程式(35)、(36)和(17)，如图14A的图中所示，可以得出非线性三阶弹性常数与水平应力量值的差(SHmax–SHmin)之间的关系。同样地，如图14B的图中所示，可以使用方程式(37)和(38)来得出线性弹性常数与水平应力量值的差(SHmax–SHmin)之间的关系。
此时，选择水平应力差(SHmax-SHmin)的不同值并且将所述值与表1中所列的所有参数一起使用来如图15中所示使用方程式(1)、(4)和(5)计算纵波速度和横波速度的方位角变化。请注意，计算r＝1.1a时的这些关系，并且所述关系独立于水平应力差(SHmax–SHmin)。
类似地，针对(SHmax–SHmin)的两个不同选择，如图16A中所示从方程式(1)和(2)来计算有效纵波模量C11的方位角变化。类似地，针对(SHmax-SHmin)的两个不同选择，如图16B中所示从方程式(1)和(3)来计算有效纵波模量C22的方位角变化。类似地，针对(SHmax-SHmin)的两个不同选择，如图16C中所示从方程式(1)和(4)来计算有效纵波模量C33的方位角变化。请注意，如图15中所示的对于纵波速度的情况，图16C的结果证实了针对(SHmax-SHmin)的不同选择的所述方位角变化叠加。
随后，在框923中，可以用如在框921中提供的以下两组模型参数使用3D圆柱有限差分码来产生交叉偶极波形：
·情况1：(SHmax-SHmin)＝2MPa，C111＝-170000GPa，C＝-40520GPa，C155＝-32390GPa，Mref＝55.49GPa，μref＝30.48GPa，
·情况2：(SHmax-SHmin)＝6MPa，C111＝-78420GPa，C112＝-18680GPa，C155＝-14930GPa，Mref＝65.07GPa，μref＝30.48GPa。
图17A1和图17A2绘示了使用情况1的参数通过有限差分建模来产生的合成的偶极波形和经处理的弯曲波频散的图，其中SHmin＝52.72MPa并且SHmax＝54.72MPa。
图17B1和图17B2绘示了使用情况2的参数通过有限差分建模来产生的合成的偶极波形和经处理的弯曲波频散的图，其中SHmin＝52.72MPa并且SHmax＝58.72MPa。
图18示出图12B的测得的快和慢偶极弯曲波波形以及用以下一组参数通过有限差分建模产生的模拟的快和慢偶极弯曲波频散：c111＝-170000GPa、C112＝-40520GPa、c155＝-32390GPa、Mref＝55.49GPa、μref＝30.48GPa、SHmin＝52.72MPa、SHmax＝54.72MPa。请注意，如通过声弹性模型预测的，测得的快和慢偶极弯曲波频散在低频率下不具有横波慢度分裂但是在较高频率下具有横波慢度分裂。这个标记与经受各向异性水平应力的层相关联，其中两个非线性弹性常数c155与c144相等。模拟的快和慢偶极弯曲波频散表明与从声波测量获得的测得的交叉偶极频散的良好一致性。
在所述实例中，框921至927的建模和反演操作求解出线性和非线性常数(其被称作所选参考状态)，如下：Mref＝55.49Gpa；μref＝30.48Gpa；c111＝-170000Gpa；c112＝-40520Gpa；c155＝-32390GPa；以及最大水平应力SHmax＝54.72MPa。从常规技术来估计上覆岩层应力Sv＝64.56MPa；以及最小水平应力SHmin＝52.72MPa。
图19A和图19B显示了随正规化到井孔半径的径向距离而变的、使用反演结果和与现场数据的比较来重建构的纵波(DTc)和横波(DTs)慢度的方位角变化。请注意，径向位置r＝1.1a处的方位角变化相当接近来自超声波测量的测得的方位角变化。这证实了我们对此类超声波测量的有效径向勘察深度的最初估计。
任选地或另外地，框921至927的建模和反演操作除了合成的声波数据之外还可以产生合成的超声波数据并且通过将合成的超声波数据与测得的超声波数据以及将合成的声波数据与测得的声波数据匹配来评估收敛。在这种情况中，匹配的确定可能会涉及将合成的超声波数据的一个或多个性质(例如，纵波和横波慢度或速度的方位角变化)与如得自超声波波形数据的测得的超声波数据的对应性质进行比较以及将合成的声波数据的一个或多个性质(例如，交叉偶极弯曲波频散)与如得自超声波形数据的测得的声波数据的对应性质进行比较。举例来说，迭代的反演过程可以继续，直到合成的和测得的超声波数据的对应性质之间的差异以及合成的和测得的声波数据的对应性质之间的差异同时满足预定标准为止。以此方式，所述迭代的反演过程在测得的声波数据与测得的超声波数据中寻找匹配。
如本文中描述的方法可适用于垂直井的测井数据。如果所述井是斜井或水平井，那么可以考虑其它参数。
如本文中描述的方法还可能会涉及证实在近井筒区域中岩石没有受到损坏。这可以通过检查由超声波工具采集的超声波测量来完成。举例来说，超声波测量可能会涉及使用发射器(或能够辐射声能并且从井孔井接收回声的换能器)的脉冲-回声测量。可以检查反射回声振幅和/或渡越时间的图像以在不存在可辨别的断裂的情况下确定其是否表明岩石面保持完好无损。可以使用这个检查来确定近井筒没有受损。随后，如果如从对其它超声波测量(其可以使用至少一个发射器和多个接收器)的处理确定存在慢度(P和/或S)的方位角变化，那么所述工作流可以因此识别未受损的近井筒中的水平应力各向异性并且可以继续如上文所描述估计最大水平应力的量值。
本文中描述的用于处理超声波测量数据和声波测量数据以便估计地层中的最大水平应力的量值的方法可以由处理系统执行。所述处理系统不限于任何特定装置类型或系统。所述处理系统可以是计算机，诸如膝上型计算机、桌上型计算机或大型计算机。所述处理系统可以包括图形用户界面(GUI)，使得用户可以与所述处理系统交互。所述处理系统还可以包括用于执行上文所描述的方法和过程中的任一者的一个或多个处理器(例如，微处理器、微控制器、数字信号处理器或通用计算机)。
图20示出可以用于实施图1的处理器子系统170或其部分的示例性计算系统2000。计算系统2000可以是单独的计算机系统2001A或分布式计算机系统的布置。计算机系统2001A包括可以被配置成执行根据一些实施方案的各种操作(诸如上文描述的操作)的一个或多个分析模块2003(计算机可执行指令的程序和相关联数据)。为了执行这些各种操作，分析模块2003在一个或多个处理器2005上执行，所述处理器连接到一个或多个存储介质2007。处理器2005还可以连接到网络接口2009以允许计算机系统2001A经由数据网络2011与一个或多个额外计算机系统和/或计算系统(诸如2001B、2001C和/或2001D)通信。请注意，计算机系统2001B、2001C和/或2001D可以与或可以不与计算机系统2001A共享相同的架构，并且可以位于不同的物理位置。
处理器2005可以至少包括微处理器、微控制器、处理器模块或子系统、可编程集成电路、可编程门阵列、数字信号处理器(DSP)或另一种控制或计算装置。
存储介质2007可以实施为一个或多个非暂时性计算机可读或机器可读存储介质。请注意，虽然在图20的实施方案中，存储介质2007如图所示处于计算机系统2001A内，但是在一些实施方案中，存储介质2007可以分布在计算系统2001A和/或额外的计算系统的多个内部和/或外部壳套内和/或上。存储介质2007可以包括一种或多种不同形式的存储器，包括半导体存储器装置，诸如动态或静态随机存取存储器(DRAM或SRAM)、可擦和可编程只读存储器(EPROM)、电可擦和可编程只读存储器(EEPROM)和快闪存储器；磁盘，诸如固定、软性和可移动磁盘；其它磁性介质，包括磁带；光介质，诸如压缩光盘(CD)或数字视频光盘(DVD)；或其它类型的存储装置。请注意，分析模块2003的计算机可执行指令和相关联数据可以提供在存储介质2007的一个计算机可读或机器可读存储介质上，或者，可以提供在分布在可能具有多个节点的大型系统中的多个计算机可读或机器可读存储介质上。此类计算机可读或机器可读存储介质被认为是物品(或制品)的部分。物品或制品可以指代任何制造的单个部件或多个部件。存储介质可以位于运行所述机器可读指令的机器中或位于远程位点，机器可读指令可以经由网络从所述远程位点下载以供执行。
应了解，计算系统2000是计算系统的仅一个实例，并且计算系统2000可以具有比所示部件更多或更少的部件，可以结合图20的实施方案中未描绘的额外部件，和/或计算系统2000可以具有图20中描绘的部件的不同配置或布置。图20中所示的各种部件可以用硬件、软件或硬件与软件的组合来实施，包括一个或多个信号处理电路和/或专用集成电路。
在实施方案中，如本文中描述的处理器子系统170或计算系统2000的操作可以通过在信息处理设备(诸如通用处理器或专用芯片，诸如ASIC、FPGA、PLD、SOC或其它适当装置)中运行一个或多个功能模块来实施。这些模块、这些模块的组合和/或其与通用硬件的组合全都包括在本公开的范围内。
在一个实施方案中，如本文中描述的处理器子系统170或计算系统2000的操作可以通过在位于井位处或附近的信息处理设备(诸如工作站)中和/或在为井下工具的BHA的部分的信息处理设备中运行一个或多个功能模块来实施。
在另一个实施方案中，如本文中描述的处理器子系统170或计算系统2000的操作可以通过在基于云的信息处理设备中运行一个或多个功能模块来实施。
上文描述的方法和过程(诸如，例如，建模、标绘、分析和/或对任何所述硬件的控制)可以由处理系统执行。所述处理系统可以包括单个处理器、多个处理器或计算机系统。在所述处理系统包括多个处理器的情况下，所述多个处理器可以设置在单个装置上或设置在相对于彼此处于相同位置或远处位置的不同装置上。所述处理器可以包括用于执行上文描述的方法和过程中的任一者的一个或多个计算机处理器(例如，微处理器、微控制器、数字信号处理器或通用计算机)。所述计算机系统还可以包括存储器，诸如半导体存储器装置(例如，RAM、ROM、PROM、EEPROM或快闪可编程RAM)、磁性存储器装置(例如，磁盘或固定磁盘)、光学存储器装置(例如，CD-ROM)、PC卡(例如，PCMCIA卡)或其它存储器装置。
因此，上文描述的方法和过程可以实施为计算机程序逻辑以便与计算机处理器一起使用。所述计算机程序逻辑可以体现为各种形式，包括源代码形式或计算机可执行形式。源代码可以包括用各种编程语言(例如，目标代码、汇编语言或高级语言，诸如C、C++、Matlab、JAVA或其它语言或环境)编写的一连串计算机程序指令。此类计算机指令可以存储在非暂时性计算机可读介质(例如，存储器)中并且由计算机处理器执行。所述计算机指令可以以任何形式作为具有附加的印刷或电子文件(例如，紧缩套装软件)的可移动存储介质来发布、预载入到计算机系统(例如，在系统ROM或固定磁盘上)、或经由通信系统(例如，因特网或万维网)从服务器或电子公告牌发布。
可选地或另外地，所述处理系统可以包括耦接到印刷电路板、集成电路(例如，专用集成电路(ASIC))和/或可编程逻辑装置(例如，现场可编程门阵列(FPGA))的离散电子部件。可以使用此类逻辑装置来实施上文描述的方法和过程中的任一者。
上文描述的方法和过程中的任一者可以实施为计算机程序逻辑以便与计算机处理器一起使用。所述计算机程序逻辑可以体现为各种形式，包括源代码形式或计算机可执行形式。源代码可以包括用各种编程语言(例如，目标代码、汇编语言或高级语言，诸如C、C++或JAVA)编写的一连串计算机程序指令。此类计算机指令可以存储在非暂时性计算机可读介质(例如，存储器)中并且由计算机处理器执行。所述计算机指令可以以任何形式作为具有附加的印刷或电子文件(例如，紧缩套装软件)的可移动存储介质来发布、预载入到计算机系统(例如，在系统ROM或固定磁盘上)、或经由通信系统(例如，因特网或万维网)从服务器或电子公告牌发布。
就在本说明书和权利要求书中使用来说，按“[a]和[b]中的至少一者”的一般形式的叙述应被理解为析取性的。举例来说，“[a]、[b]和[c]中的至少一者”的叙述将包括[a]独自一个、[b]独自一个、[c]独自一个或[a]、[b]和[c]的任何组合。
虽然已在上文详细地描述了几个示例性实施方案，但是本领域的技术人员将容易地了解在示例性实施方案中在未实质上偏离本文中公开的实施方案的情况下许多修改是可能的。因此，所有此类修改意欲包含在本公开的范围内。

Claims (16)

1.一种用于表征地层的方法，所述方法包括；
将至少一个声学测井工具放在横过所述地层的井孔内，其中所述至少一个声学测井工具包括至少一个超声波发射器和多个超声波接收器以及至少一个声波发射器和多个声波接收器；
配置所述至少一个超声波发射器以激发行进到所述地层中的超声波波形，并且配置所述多个超声波接收器以记录所述超声波波形而获得测得的超声波数据；
配置所述至少一个声波发射器以激发行进到所述地层中的声波波形，并且配置所述多个声波接收器以记录所述声波波形而获得测得的声波数据；以及
使用所述测得的超声波数据和所述测得的声波数据来确定所述地层中的最大水平应力，
其中确定所述地层中的所述最大水平应力涉及：
(i)设定所述地层中的最大水平应力的值；
ii)基于在i)中设定的所述最大水平应力的所述值来得到表示所述地层中的最大水平应力与最小水平应力之间的差的值；
iii)使用描述岩石中的声弹性效应的模型来将如ii)中得到的表示所述地层中的最大水平应力与最小水平应力之间的差的所述值与多个弹性常数值相关；
iv)使用如在ii)中得到的表示所述地层中的最大水平应力与最小水平应力之间的差的所述值以及iii)的所述多个弹性常数值作为数值模拟的输入，所述数值模拟模拟所述井孔中的声传播以得到模拟的声波数据以及模拟的超声波数据；以及
v)将合成的声波数据的至少一个性质和合成的超声波数据的至少一个性质与所述测得的声波数据和所述测得的超声波数据的对应性质进行比较以确定所述合成的声波数据和所述合成的超声波数据与所述测得的声波数据和所述测得的超声波数据之间是否存在匹配；以及
vi)如果在v)中不存在匹配，那么更新所述地层中的最大水平应力的所述值并且使用所述地层中的最大水平应力的经更新的值来重复ii)、iii)、iv)和v)；以及
vii)如果在v)中存在匹配，那么将所述地层中的最大水平应力的量值确定为用于产生匹配的数据的、所述地层中的最大水平应力的所述值。
2.如权利要求1所述的方法，其中所述至少一个声学工具包括超声波工具和声波工具，所述超声波工具包括所述至少一个超声波发射器和所述多个超声波接收器，并且所述声波工具包括所述至少一个声波发射器和所述多个声波接收器。
3.如权利要求1所述的方法，其中所述超声波波形进行通过所述地层的近井孔区域。
4.如权利要求1所述的方法，其中确定所述地层中的所述最大水平应力仅在确定具有多个预定性质的区的位置之后执行。
5.如权利要求4所述的方法，其中所述多个预定性质选自由以下组成的组：从处理所述测得的超声波数据确定的速度的方位角变化、从处理所述测得的声波数据确定的高频横波分裂标记以及从处理所述测得的声波数据确定的非低频横波分裂标记。
6.如权利要求1所述的方法，所述方法还包括：
viii)如果在v)中存在匹配，那么将所述地层的多个弹性常数确定为用于产生与所述测得的声波数据匹配的所述合成的声波数据的所述多个弹性常数值的值。
7.如权利要求1所述的方法，其中v)的比较涉及将根据所述合成的声波数据产生的合成的慢度频散与根据所述测得的声波数据产生的测得的慢度频散进行比较。
8.如权利要求7所述的方法，其中所述合成的慢度频散和所述测得的慢度频散是偶极弯曲波慢度频散。
9.如权利要求1所述的方法，其中确定所述地层中的所述最大水平应力涉及：
(i)设定所述地层中的最大水平应力的值；
ii)基于在i)中设定的所述最大水平应力的所述值来得到表示所述地层中的最大水平应力与最小水平应力之间的差的值；
iii)使用描述岩石中的声弹性效应的模型来将如ii)中得到的表示所述地层中的最大水平应力与最小水平应力之间的差的所述值与多个弹性常数值相关；
iv)使用如在ii)中得到的表示所述地层中的最大水平应力与最小水平应力之间的差的所述值以及iii)的所述多个弹性常数值作为数值模拟的输入，所述数值模拟模拟所述井孔中的声传播以得到模拟的声波数据以及模拟的超声波数据；以及
v)将所述合成的声波数据的至少一个性质和所述合成的超声波数据的至少一个性质与所述测得的声波数据和所述测得的超声波数据的对应性质进行比较以确定此类数据之间是否存在匹配；以及
vi)如果在v)中不存在匹配，那么更新所述地层中的最大水平应力的所述值并且使用所述地层中的最大水平应力的经更新的值来重复ii)、iii)、iv)和v)；以及
vii)如果在v)中存在匹配，那么将所述地层中的最大水平应力的量值确定为用于产生所述匹配数据的所述地层中的最大水平应力的所述值。
10.如权利要求9所述的方法，其中v)的比较涉及将根据所述合成的声波数据产生的合成的慢度频散与根据所述测得的声波数据产生的测得的慢度频散进行比较以及将根据所述合成的超声波数据产生的合成的慢度或速度的方位角变化与根据所述测得的超声波数据产生的测得的慢度或速度的方位角变化进行比较。
11.如权利要求1所述的方法，其中iv)的所述数值模拟使用所述地层的上覆岩层应力作为输入。
12.如权利要求11所述的方法，其中根据对所述地层的密度测井曲线求积分来确定所述地层的所述上覆岩层应力。
13.如权利要求1所述的方法，其中iv)的所述数值模拟使用所述地层的最小水平应力的量值作为输入。
14.如权利要求13所述的方法，其中根据(i)小型压裂试验和(ii)泄漏试验中的至少一者来确定所述地层的最小水平应力的所述量值。
15.如权利要求1所述的方法，其中iii)中的所述模型的所述多个弹性常数值包括彼此相等的弹性常数c144和c155。
16.如权利要求1所述的方法，其中所述地层是层状地层。
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