CN109611073B - 一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法及装置 - Google Patents
一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法及装置 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法及装置，该方法包括获取目标区直井测井资料、地震剖面资料，目标水平井相关测井资料；依地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围及地质构造信息；采用与目标水平井最近直井或导眼井的自然伽马测井曲线对水平井段分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型；将初始几何模型按地层倾角范围调整后，进行自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线正演模拟；对比实测及模拟曲线若有差异则调整；依调整后的井眼轨迹与地层关系几何模型确定井眼轨迹穿过的泥岩层位；计算井眼轨迹穿过的各泥岩层位的视地层倾角及地层厚度；对泥岩层厚度及其上下含油储层的分布情况进行判断，再确定优选的可压裂层位。
Description
技术领域
本发明涉及一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法及装置，具体涉及一种利用成像测井进行致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法及装置，属于石油测井及石油工程技术领域。
背景技术
致密油水平井需要通过压裂才能采出储层中的油气。
但是，传统的致密油水平井压裂层位优选只是针对致密砂岩地层，泥岩层是不考虑的。而水平井眼一般是要穿过多个泥岩层，尤其是钻遇率低的水平井。这样很容易造成钻遇率低的水平井易报废、一部分水平井经济效益上不去等问题。
因此，提供一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法及装置已经成为本领域亟需解决的技术问题。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法。
本发明的目的还在于提供一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的装置。
为达到上述目的，一方面，本发明提供一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法，其中，所述致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法包括以下步骤：
步骤1：获取目标区直井测井资料、地震剖面资料，目标水平井相关测井资料；
步骤2：根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及地质构造信息；
步骤3：采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线对水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型；
步骤4：将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再进行自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线正演模拟；
步骤5：将水平井段实际测量的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线与模拟所得的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线进行对比，如存在差异则需要进行几何模型调整直到实际测量的曲线与模拟所得的曲线一致；
步骤6：根据调整后的井眼轨迹与地层关系几何模型确定井眼轨迹所穿过的泥岩层位；
步骤7：计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角；
步骤8：计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度；
步骤9：判断泥岩层厚度(步骤8中所述各泥岩层位的地层厚度)与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，再根据该判断所得结果确定优选的可压裂层位。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法步骤1中，所述获取目标区直井测井资料、地震剖面资料，目标水平井相关测井资料包括：获取目标区直井的自然伽马测井曲线、井径测井曲线、电阻率测井曲线及含油饱和度曲线，地震剖面资料，目标水平井的井斜曲线、方位曲线、自然伽马测井曲线、电阻率测井曲线及方位伽马或方位密度成像测井曲线图。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法步骤2中，所述根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及地质构造信息，包括根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及目标水平井分布区域有无断层存在的信息。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法步骤3中，所述采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线对水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型，包括：
采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线运用半幅点法对已钻水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型。
其中，所述半幅点法为本领域常规技术手段。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法步骤3中，所述井眼轨迹是由井斜曲线、方位曲线生成。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法步骤4中，所述将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再进行自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线正演模拟，包括将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再使用蒙特卡洛法进行自然伽马测井曲线或使用有限元素法进行电阻率测井曲线正演模拟。
其中，所述蒙特卡洛法及有限元素法均为本领域常规技术手段。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法步骤7中，所述计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角，包括根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式1)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角：
α＝arctan(D/Δd)+β-90° 式1)；
式1)中，α为泥岩层的视地层倾角，单位为°；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm；
β为井斜角，单位为°。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法步骤8中，所述计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度，包括根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式2)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度：
b＝c·sin(arctan(D/Δd)) 式2)；
式2)中，b为泥岩层厚度，单位为cm；
c为方位伽马成像图中同一层井眼轨迹穿过的距离，单位为cm；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法步骤9中，所述判断泥岩层厚度与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，再根据该判断所得结果确定优选的可压裂层位，包括：判断泥岩层厚度与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上下均为含油储层，则为优选的可压裂层位；如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上或下为含油储层，则选择进行向上射孔或向下射孔。
另一方面，本发明还提供了一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的装置，其中，所述致密油水平井泥岩可压裂层位优选的装置包括：
测井数据获取单元，用于获取目标区直井测井资料、地震剖面资料，目标水平井相关测井资料；
地层倾角范围以及地质构造信息获取单元，用于根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及地质构造信息；
井眼轨迹与地层关系初始几何模型建立单元，用于采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线对水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型；
正演模拟单元，用于将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再进行自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线正演模拟；
实测曲线与模拟曲线对比单元，用于将水平井段实际测量的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线与模拟所得的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线进行对比，如存在差异则需要进行几何模型调整直到实际测量的曲线与模拟所得的曲线一致；
泥岩层位确定单元，用于根据调整后的井眼轨迹与地层关系几何模型确定井眼轨迹所穿过的泥岩层位；
视地层倾角计算单元，用于计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角；
地层厚度计算单元，用于计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度；
可压裂层位判断及优选单元，用于判断泥岩层厚度与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，再根据该判断所得结果确定优选的可压裂层位。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，所述测井数据获取单元具体用于：获取目标区直井的自然伽马测井曲线、井径测井曲线、电阻率测井曲线及含油饱和度曲线，地震剖面资料，目标水平井的井斜曲线、方位曲线、自然伽马测井曲线、电阻率测井曲线及方位伽马或方位密度成像测井曲线图。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，所述地层倾角范围以及地质构造信息获取单元具体用于：根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及目标水平井分布区域有无断层存在的信息。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，所述井眼轨迹与地层关系初始几何模型建立单元具体用于：采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线运用半幅点法对已钻水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型。
根据本发明具体实施方案，该装置还包括井眼轨迹的建立单元，用于由井斜曲线、方位曲线生成所述井眼轨迹。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，所述正演模拟单元具体用于：将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再使用蒙特卡洛法进行自然伽马测井曲线或使用有限元素法进行电阻率测井曲线正演模拟。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，所述视地层倾角计算单元具体用于：根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式1)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角：
α＝arctan(D/Δd)+β-90° 式1)；
式1)中，α为泥岩层的视地层倾角，单位为°；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm；
β为井斜角，单位为°。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，所述地层厚度计算单元具体用于：根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式2)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度：
b＝c·sin(arctan(D/Δd)) 式2)；
式2)中，b为泥岩层厚度，单位为cm；
c为方位伽马成像图中同一层井眼轨迹穿过的距离，单位为cm；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，所述可压裂层位判断及优选单元具体用于：判断泥岩层厚度与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上下均为含油储层，则为优选的可压裂层位；如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上或下为含油储层，则选择进行向上射孔或向下射孔。
利用成像测井进行致密油水平井泥岩可压裂层位优选是一种优选较薄泥岩层进行压裂从而沟通水平井眼与泥岩上下油气层的方法，这样就可以充分利用水平井非储层段可压裂性进行改造，从而最大限度地提高水平井油气采收率、提高水平井的经济效益。
本发明所提供的该致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法及装置通过修改地层模型，正演模拟自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线并与实测曲线进行对比以建立井眼轨迹与地层关系几何模型，同时通过成像测井图提取泥岩层位视地层倾角及厚度等参数，这样就可以优选一部分泥岩层进行压裂从而提高了水平井段可利用率，也能提高水平井油气采收率。
附图说明
图1为本发明实施例中所提供的该致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法的工艺流程图；
图2为本发明实施例所提供的该致密油水平井泥岩可压裂层位优选的装置的示意图；
图3为利用本发明的该致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法过程中用到的各种曲线图；
图4为本发明实施例中部分计算参数的提取示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
本发明实施例提供了一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法。图1为本发明实施例中致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法的工艺流程图，如图1所示，该方法可以包括：
步骤1：获取目标区直井测井资料、地震剖面资料，目标水平井相关测井资料；
步骤2：根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及地质构造信息；
步骤3：采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线对水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型；
步骤4：将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再进行自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线正演模拟；
步骤5：将水平井段实际测量的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线与模拟所得的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线进行对比，如存在差异则需要进行几何模型调整直到实际测量的曲线与模拟所得的曲线一致；
步骤6：根据调整后的井眼轨迹与地层关系几何模型确定井眼轨迹所穿过的泥岩层位；
步骤7：计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角；
步骤8：计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度；
步骤9：判断泥岩层厚度(各泥岩层位的地层厚度)与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，再根据该判断所得结果确定优选的可压裂层位。
实施例中，在获取目标区直井测井资料、地震剖面资料，目标水平井相关测井资料时，可以根据需要进行选取，例如获取目标区直井的自然伽马测井曲线、井径测井曲线、电阻率测井曲线及含油饱和度曲线，地震剖面资料，目标水平井的井斜曲线、方位曲线、自然伽马测井曲线、电阻率测井曲线及方位伽马或方位密度成像测井曲线图；
具体实施时，在获取地震剖面资料后，在根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及目标水平井分布区域有无断层存在的信息；
再采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线运用半幅点法对已钻水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型；
本实施例中，优选地，所述井眼轨迹是由井斜曲线、方位曲线生成；
具体实施时，在获得地层倾角，将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再使用蒙特卡洛法进行自然伽马测井曲线或使用有限元素法进行电阻率测井曲线正演模拟；
本实施例中，根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式1)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角：
α＝arctan(D/Δd)+β-90° 式1)；
式1)中，α为泥岩层的视地层倾角，单位为°；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm；
β为井斜角，单位为°。
本实施例中，根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式2)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度：
b＝c·sin(arctan(D/Δd)) 式2)；
式2)中，b为泥岩层厚度，单位为cm；
c为方位伽马成像图中同一层井眼轨迹穿过的距离，单位为cm；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm。
本实施例中，所述判断泥岩层厚度与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，再根据该判断所得结果确定优选的可压裂层位，包括：判断泥岩层厚度与当前压裂设备(该压裂设备为本领域使用的常规设备，其可根据现场作业需要进行选择。一般情况下，1m厚泥岩可压开，1m以上泥岩相应选择功率较大设备进行。)可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上下均为含油储层，则为优选的可压裂层位；如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上或下为含油储层，则选择进行向上射孔或向下射孔。
下面举一具体实施说明上述致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法的具体实施过程，其中，所述致密油水平井为长庆油田西233井区的水平井。
其中，步骤1中，获取了长庆油田西233井区中的某一直井的伽马曲线、地震剖面资料、水平井的方位伽马信息；
步骤2：根据步骤1中得到的信息获取目标水平井分布区域地层倾角范围，该地层倾角范围为(-3，3°)，且地质构造中确认没有断层存在；
步骤3：采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线对水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型，该步骤的具体操作及结果等信息请参见中国专利CN 103573250A；
步骤4：将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再进行自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线正演模拟，其中；正演模拟是采用蒙特卡洛方法进行模拟的，该方法为本领域常规方法；
步骤5：将水平井段实际测量的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线与模拟所得的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线进行对比，如存在差异则需要进行几何模型调整直到实际测量的曲线与模拟所得的曲线一致；
步骤6：根据调整后的井眼轨迹与地层关系几何模型确定井眼轨迹所穿过的泥岩层位；
步骤7：计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角；
步骤8：计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度；
步骤9：判断泥岩层厚度(各泥岩层位的地层厚度)与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，再根据该判断所得结果确定优选的可压裂层位。
其中，本发明实施例中利用本发明的该致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法过程中用到的各种曲线图如图3所示；该实施例中部分计算参数的提取示意图如图4所示；
图3中，H1、H2、H3、H4分别表示不同的曲线或图像在水平方向的投影；V1、V2、V3、V4分别表示不同的曲线或图像在垂直方向的投影；
H1和V1中的曲线是水平井段实际测量的自然伽马测井曲线(l)、自然伽马模拟曲线(L)。
H2中上方数字是相对于入靶点的水平位移，下方数字是测量深度。
V2中每两个数为一组数据，每组数据中第一个数为垂直深度，第二个数为测量垂直深度；如第一组数据中2100m为垂直深度，2195m为测量垂直深度。
H3和V3中的图像是测量的方位伽马成像测井图，图中灰度颜色相同的表示同属一个地层。
H4和V4中的图像是模拟的方位伽马成像测井图。
图3中右下部(A)是井眼轨迹与地层关系的几何模型图，即步骤4中调整后的几何模型。
从图3中A可以看出，灰度颜色最深的部分即为泥岩层，灰度颜色最浅色部分为粉砂岩，中间颜色为泥质粉砂。如果灰度颜色最深的部分两边均为浅色，即表示井眼穿过的泥岩层具有可压裂的潜力。
图4是使用了图3中方位伽马成像测井图的部分图像，用以说明下述计算参数的提取方法：
图4中，c代表方位伽马成像测井图中同一层井眼轨迹穿过的距离，cm；
Δd代表方位伽马成像测井图中同一泥岩层伽马数值变化点的间距，cm。
使用本实施例所提供的该方法后，由图3可以看出在测深3399处泥岩段：
Δd＝8m，D＝0.20m，c＝14m，β＝89.5°；
由以上参数，根据式1)计算得到α为-1.94o。
则根据式2)计算得到b＝0.35m。
通过计算得出该泥岩段层厚约为0.35m，其上下部均为砂岩层，可以选择压裂该泥岩层来进行水平井眼与产层的沟通，这样就充分利用了水平井段来提高油气采收率。
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的装置，如下面的实施例所述。由于该装置解决问题的原理与致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法相似，因此该装置的实施可以参见致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法的实施，重复之处不再赘述。
图2为本发明实施例中致密油水平井泥岩可压裂层位优选的装置的示意图。如图2所示，该装置可以包括：
测井数据获取单元201，用于获取目标区直井测井资料、地震剖面资料，目标水平井相关测井资料；
地层倾角范围以及地质构造信息获取单元202，用于根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及地质构造信息；
井眼轨迹与地层关系初始几何模型建立单元203，用于采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线对水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型；
正演模拟单元204，用于将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再进行自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线正演模拟；
实测曲线与模拟曲线对比单元205，用于将水平井段实际测量的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线与模拟所得的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线进行对比，如存在差异则需要进行几何模型调整直到实际测量的曲线与模拟所得的曲线一致；
泥岩层位确定单元206，用于根据调整后的井眼轨迹与地层关系几何模型确定井眼轨迹所穿过的泥岩层位；
视地层倾角计算单元207，用于计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角；
地层厚度计算单元208，用于计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度；
可压裂层位判断及优选单元209，用于判断泥岩层厚度与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，再根据该判断所得结果确定优选的可压裂层位。
具体实施时，所述测井数据获取单元具体用于：获取目标区直井的自然伽马测井曲线、井径测井曲线、电阻率测井曲线及含油饱和度曲线，地震剖面资料，目标水平井的井斜曲线、方位曲线、自然伽马测井曲线、电阻率测井曲线及方位伽马或方位密度成像测井曲线图。
具体实施时，所述地层倾角范围以及地质构造信息获取单元具体用于：根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及目标水平井分布区域有无断层存在的信息。
具体实施时，所述井眼轨迹与地层关系初始几何模型建立单元具体用于：采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线运用半幅点法对已钻水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型；
具体实施时，本实施例所提供的该装置还包括井眼轨迹的建立单元，用于由井斜曲线、方位曲线生成所述井眼轨迹。
具体实施时，所述正演模拟单元具体用于：将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再使用蒙特卡洛法进行自然伽马测井曲线或使用有限元素法进行电阻率测井曲线正演模拟。
具体实施时，所述视地层倾角计算单元具体用于：根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式1)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角：
α＝arctan(D/Δd)+β-90° 式1)；
式1)中，α为泥岩层的视地层倾角，单位为°；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm；
β为井斜角，单位为°。
具体实施时，所述地层厚度计算单元具体用于：根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式2)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度：
b＝c·sin(arctan(D/Δd)) 式2)；
式2)中，b为泥岩层厚度，单位为cm；
c为方位伽马成像图中同一层井眼轨迹穿过的距离，单位为cm；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm。
具体实施时，所述可压裂层位判断及优选单元具体用于：判断泥岩层厚度与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上下均为含油储层，则为优选的可压裂层位；如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上或下为含油储层，则选择进行向上射孔或向下射孔。
综上所述，本发明所提供的该致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法及装置通过修改地层模型，正演模拟自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线并与实测曲线进行对比以建立井眼轨迹与地层关系几何模型，同时通过成像测井图提取泥岩层位视地层倾角及厚度等参数，这样就可以优选一部分泥岩层进行压裂从而提高了水平井段可利用率，也能提高水平井油气采收率。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (14)
1.一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法，其特征在于，所述致密油水平井泥岩可压裂层位优选的方法包括以下步骤：
步骤1：获取目标区直井测井资料、地震剖面资料，目标水平井相关测井资料；
步骤2：根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及地质构造信息；
步骤3：采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线对水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型；
步骤4：将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再进行自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线正演模拟；
步骤5：将水平井段实际测量的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线与模拟所得的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线进行对比，如存在差异则需要进行几何模型调整直到实际测量的曲线与模拟所得的曲线一致；
步骤6：根据调整后的井眼轨迹与地层关系几何模型确定井眼轨迹所穿过的泥岩层位；
步骤7：计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角；
步骤8：计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度，包括根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式2)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度：
b＝c·sin(arctan(D/Δd)) 式2)；
式2)中，b为泥岩层厚度，单位为cm；
c为方位伽马成像图中同一层井眼轨迹穿过的距离，单位为cm；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm；
步骤9：判断泥岩层厚度与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，再根据该判断所得结果确定优选的可压裂层位，包括：判断泥岩层厚度与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上下均为含油储层，则为优选的可压裂层位；如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上或下为含油储层，则选择进行向上射孔或向下射孔。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤1中，所述获取目标区直井测井资料、地震剖面资料，目标水平井相关测井资料包括：获取目标区直井的自然伽马测井曲线、井径测井曲线、电阻率测井曲线及含油饱和度曲线，地震剖面资料，目标水平井的井斜曲线、方位曲线、自然伽马测井曲线、电阻率测井曲线及方位伽马或方位密度成像测井曲线图。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤2中，所述根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及地质构造信息，包括根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及目标水平井分布区域有无断层存在的信息。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤3中，所述采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线对水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型，包括：
采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线运用半幅点法对已钻水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述井眼轨迹是由井斜曲线、方位曲线生成。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤4中，所述将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再进行自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线正演模拟，包括将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再使用蒙特卡洛法进行自然伽马测井曲线或使用有限元素法进行电阻率测井曲线正演模拟。
7.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，步骤7中，所述计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角，包括根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式1)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角：
α＝arctan(D/Δd)+β-90° 式1)；
式1)中，α为泥岩层的视地层倾角，单位为°；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm；
β为井斜角，单位为°。
8.一种致密油水平井泥岩可压裂层位优选的装置，其特征在于，所述致密油水平井泥岩可压裂层位优选的装置包括：
测井数据获取单元，用于获取目标区直井测井资料、地震剖面资料，目标水平井相关测井资料；
地层倾角范围以及地质构造信息获取单元，用于根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及地质构造信息；
井眼轨迹与地层关系初始几何模型建立单元，用于采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线对水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型；
正演模拟单元，用于将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再进行自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线正演模拟；
实测曲线与模拟曲线对比单元，用于将水平井段实际测量的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线与模拟所得的自然伽马测井曲线或电阻率测井曲线进行对比，如存在差异则需要进行几何模型调整直到实际测量的曲线与模拟所得的曲线一致；
泥岩层位确定单元，用于根据调整后的井眼轨迹与地层关系几何模型确定井眼轨迹所穿过的泥岩层位；
视地层倾角计算单元，用于计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角；
地层厚度计算单元，用于计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度；所述地层厚度计算单元具体用于：根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式2)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的地层厚度：
b＝c·sin(arctan(D/Δd)) 式2)；
式2)中，b为泥岩层厚度，单位为cm；
c为方位伽马成像图中同一层井眼轨迹穿过的距离，单位为cm；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm；
可压裂层位判断及优选单元，用于判断泥岩层厚度与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，再根据该判断所得结果确定优选的可压裂层位；所述可压裂层位判断及优选单元具体用于：判断泥岩层厚度与当前压裂设备可压裂厚度之间的关系及在该泥岩层上下含油储层的分布情况，如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上下均为含油储层，则为优选的可压裂层位；如果泥岩层厚度小于当前压裂设备可压裂厚度且其上或下为含油储层，则选择进行向上射孔或向下射孔。
9.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述测井数据获取单元具体用于：获取目标区直井的自然伽马测井曲线、井径测井曲线、电阻率测井曲线及含油饱和度曲线，地震剖面资料，目标水平井的井斜曲线、方位曲线、自然伽马测井曲线、电阻率测井曲线及方位伽马或方位密度成像测井曲线图。
10.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述地层倾角范围以及地质构造信息获取单元具体用于：根据所述地震剖面资料获取目标水平井分布区域地层倾角范围以及目标水平井分布区域有无断层存在的信息。
11.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述井眼轨迹与地层关系初始几何模型建立单元具体用于：采用与目标水平井最近的直井或导眼井的自然伽马测井曲线运用半幅点法对已钻水平井段进行分层，建立井眼轨迹与地层关系初始几何模型。
12.根据权利要求11所述的装置，其特征在于，该装置还包括井眼轨迹的建立单元，用于由井斜曲线、方位曲线生成所述井眼轨迹。
13.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述正演模拟单元具体用于：将初始几何模型按照所获得的地层倾角范围进行调整后，再使用蒙特卡洛法进行自然伽马测井曲线或使用有限元素法进行电阻率测井曲线正演模拟。
14.根据权利要求8或9所述的装置，其特征在于，所述视地层倾角计算单元具体用于：根据目标水平井相关测井资料中所包含的方位伽马或方位密度成像测井曲线图采用如下式1)计算井眼轨迹所穿过的各泥岩层位的视地层倾角：
α＝arctan(D/Δd)+β-90° 式1)；
式1)中，α为泥岩层的视地层倾角，单位为°；
D为钻具直径，单位为cm；
Δd为成像测井图中同一泥岩层密度或伽马数值变化点的间距，单位为cm；
β为井斜角，单位为°。
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