CN109931054A - 致密砂岩储层压力的预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种致密砂岩储层压力的预测方法，其包括：综合对比单井的声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线，并根据声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线的同步变化趋势段，确定地层的正常压实段；利用同一地区的多口井正常压实段对应的声波时差测井曲线建立综合正常压实趋势线方程；根据综合正常压实趋势线方程求取等效深度He，再代入等效深度法的计算公式，求得目标点的地层压力。通过综合对比各测井曲线的同步变化趋势，即可确定出可靠性高的正常压实段。基于此方法建立综合正常压实趋势线方程具有更高的可信度和说服力，从而很大程度地减小了利用等效深度法预测地层压力的误差。

Description

致密砂岩储层压力的预测方法

技术领域

本发明涉及地质勘探领域，具体而言，涉及一种致密砂岩储层压力的预测方法。

背景技术

随着全球油气勘探向非常规油气资源进军，越来越多的致密砂岩储层被发掘，然而由于这类储集层物性极差，地层原始高压流体找不到良好的泄压途径，因此往往都是一些异常高压油气藏，这在一定程度上又加大了该类油气藏开采的难度。所以找到与之相适应的压力预测方法，对于安全高效的开发这类油气藏具有重要的指导意义。但现有技术中虽然具有多种进行地层压力预测方法模型，但是由于致密砂岩储层的地质的复杂性，对致密砂岩储层压力的预测均存在误差较大的问题。因此，亟需一种针对致密砂岩储层压力进行准确预测的方法。

发明内容

本发明的目的之一在于提供一种致密砂岩储层压力的预测方法，以对致密砂岩储层压力进行准确预测。

本发明解决其技术问题是采用以下技术方案来实现的。

本发明提供了一种致密砂岩储层压力的预测方法，其包括：

综合对比单井的声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线，并根据声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线的同步变化趋势段，确定地层的正常压实段；利用同一地区多口井的正常压实段对应的声波时差测井曲线建立综合正常压实趋势线方程；根据综合正常压实趋势线方程求取等效深度He，再代入等效深度法的计算公式，求得目标点地层压力。

当地层出现欠压实时，同一地层的声波时差、密度、补偿中子、电阻率等测井响应均会发生相应的变化，偏离正常的趋势，通过综合对比各测井曲线的同步变化趋势，即可确定出可靠性高的“正常压实段”。基于此方法建立的正常压实趋势线方程具有更高的可信度和说服力，从而在很大程度上可以减小利用等效深度法预测地层压力的误差。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施方式的技术方案，下面将对实施方式中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。

图1是本发明实施例的C1井泥岩段综合压实剖面；

图2是本发明实施例的C2井泥岩段综合压实剖面；

图3是本发明实施例的C3井泥岩段综合压实剖面；

图4是本发明实施例的C4井泥岩段综合压实剖面；

图5是本发明实施例的C1井正常压实趋势线图；

图6是本发明实施例的C2井正常压实趋势线图；

图7是本发明实施例的C3井正常压实趋势线图；

图8是本发明实施例的C4井正常压实趋势线图；

图9是本发明实施例的C1在3000-4750m的地层压力预测剖面；

图10是本发明实施例的C2在1900-2555m的地层压力预测剖面；

图11是本发明实施例的C3在2950-4700m的地层压力预测剖面；

图12是本发明实施例的C4在2800-4850m的地层压力预测剖面；

图13是本发明实施例综合压实模型对应的地层压力实测值与预测值对比。

具体实施方式

为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述。实施方式或实施例中未注明具体条件者，按照常规条件或制造商建议的条件进行。所用试剂或仪器未注明生产厂商者，均为可以通过市售购买获得的常规产品。

下面对本发明实施方式的涉及的致密砂岩储层压力的预测方法进行具体说明。

本发明的一些实施方式提供的一种致密砂岩储层压力的预测方法，其包括：综合对比单井的声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线，并根据声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线的同步变化趋势段，确定地层的正常压实段；利用正常压实段对应的声波时差测井曲线建立正常压实趋势线方程；根据正常压实趋势线方程求取等效深度He，再代入等效深度法的计算公式，求得目标点地层压力。

现有的不断改进、发展的传统地层压力预测方法沿用至今，的确为安全快速钻井做出了重要贡献。但无论是对于预测还是定量计算来讲，其主要的理论依据是异常高压的沉积成因，即超压起源于欠压实泥页岩。因此，所有的基于正常压实趋势线的压力预测方法在砂泥岩地层剖面都已经日趋成熟。而对于那些非欠压实成因的异常高压，如构造成因，传统的压力预测方法(如等效深度法、Eaton法)就显得无能为力。

发明人研究发现正常压实趋势线的建立往往带有主观性，且对于准确选择正常压实段没有统一思路，对于非连续沉积地层、多构造层，不同的岩性组合特征会表现出不同的压实规律，因而其正常压实趋势线是有差异的，应分层段建立，而这正是现有方法里最容易忽视的问题。进一步地，发明人研究发现在进行压实研究时，往往单纯依据声波时差值反映孔隙度的变化，并由此确定欠压实程度。但声波测井所反映的并非地层原岩的信息，而是经过钻井液浸泡之后的地层特征，由于泥页岩地层的水化膨胀强于其他岩性，从而使得这种影响在泥页岩地层表现得最为突出。此外，声波测井还会受到如岩石成分、含气性、井径、裂缝、致密层等多种因素的影响，这些因素的存在使得声波时差并不能如实的反映地层欠压实情况，从而最终影响正常压实趋势线的准确建立，给利用等效深度法预测地层压力带来误差。有鉴于此，发明人创造性的采用了综合压实曲线对比法即综合对比单井的声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线，以此来定性的区分出正常压实段与欠压实段，从而选择“正常压实段”的致密砂岩储层声波测井数据建立正常压实趋势线方程，提高等效深度法预测地层压力的准确性。

根据一些实施方式，声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线是由实际测井数据绘制得到。进一步地，绘制声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线时，剔除非泥岩段和筛选有效测井数据。上述过程中，通过综合考虑了多种测井数据来筛选出泥岩段的数据，从而使得得到的测井曲线更加准确和科学，进而达到更佳的预测结果。

具体地，依据自然伽马测井数据计算出泥质含量，并剔除泥质含量小于85％的井段的数据；以及剔除井眼扩径率和缩径率大于18％的各深度点测井数据。通过上述数据的剔除，可以使得获得的测井曲线更加准确。

根据一些实施方式，上述等效深度法的计算公式如下：

P_p＝G₀H-(G₀-G_n)H_e

其中上覆压力梯度G₀用全井段的密度测井数据通过下式求取：

式中：P_oi为第i层段的上覆地层压力，单位为MPa；

H_i为第i层段的厚度，单位为m；

ρ_bi为第i层段的平均体积密度，单位为g/cm³；

G_n为静水压力梯度。

根据一些实施方式，当地层水矿化度在0-800000mg/L之间变化时， G_n值为1.0-1.07MPa/100m。进一步地，一些实施方式中，当地层水为淡水时，G_n为1.0MPa/100m，当地层水为盐水时，G_n为1.05MPa/100m。

进一步地，根据一些实施方式，上述预测方法还包括根据钻井实测得到的不同地层深度点的地层压力数据绘制出地层孔隙压力梯度剖面。通过地层孔隙压力梯度剖面可以全面反映整个地层孔隙压力情况，进而能够对该地区其他位置的地层压力情况进行了解。

根据一些实施方式，当针对同一地区的致密砂岩储层压力进行预测时，先分别利用该地区多个井的正常压实段对应的声波时差测井曲线建立多个单井的正常压实趋势线方程，再综合多个单井的正常压实趋势线方程得到综合正常压实趋势线方程。同一地区每口井的正常压实趋势线方程可表示为ln(Ac)＝a_i H+b_i式中，a_i为第i口井的拟合系数，b_i为第i口井的拟合常数，Ac为声波时差，单位为us/m。通过多个井得到的综合正常压力趋势线方程可以反映该地区的普遍压力情况，进而可以采用等效深度法可以更加准确地对该地区的其他井进行地层的压力预测，其结果更为科学和适应性强。即一些实施方式中针对单井的正常压实趋势线方程为ln(Ac)＝a H+b,a为单井的拟合系数，b为单井的拟合常数。

根据一些实施方式，综合正常压实趋势线方程为：

以下结合具体的实施例对本发明的特征和性能作进一步的详细描述。

须家河组气藏是目前深层天然气的主要勘探层系，储层特征为一套陆相碎屑岩沉积体系，其主要岩性组合为泥岩、砂泥岩互层，组内发育互层式的连续生、储、盖组合。室内岩心物性参数的测试结果表明，须家河组储层基质物性较差，孔隙度一般小于7％，只有少数孔隙度大于10％；基质渗透率也很低，多数小于0.1×10^-3μm²。总体而言，储层物性差，属低孔致密—超致密储层。

区块内上三叠统的沉积作用有助于形成欠压实机制，而砂、泥岩互层的岩性组合特征也有利于形成压力封闭体系，加之普遍发育的致密砂岩连通性差，从而使异常压力得以长期保存和发展。由于平衡钻井所需的泥浆密度也可以反映地层压力梯度的大小，收集研究区块地层压力参数及钻井液密度资料，统计结果表明，区内纵向上地层压力普遍高压-超高压异常，且由浅入深地层压力呈递增式关系。地层纵向上总体可分为四个压力段：正常压力段、升压过渡段、高压异常段、降压过渡段。

表1研究工区地层压力纵向剖面简表。

此外，此外，钻井资料和其中几口井的地层压力测试数据也证实了须家河气藏属于异常高压地层，地层压力系数统计表如表2：、

表2实际地层压力系数统计

通过综合压实曲线对比法来建立综合压实剖面，其理论依据是当地层出现欠压实时，同一地层的声波时差、密度、补偿中子、电阻率等测井响应均会发生相应的变化，偏离正常的趋势，通过综合对比各测井曲线的同步变化趋势，即可确定出可靠性高的“正常压实段”。即综合对比单井的声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线，并根据声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线的同步变化趋势段，确定地层的正常压实段。声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线是由实际测井数据绘制得到。

需要说明的是绘制测井曲线也务必遵循两点：剔除非泥岩段和筛选有效测井数据。具体实施步骤为：依据GR测井数据计算出泥质含量，并剔除泥质含量小于85％的井段；②在前一步的基础上，剔除井眼扩(缩)径率大于18％的各深度点测井数据。

根据测井数据按照上述方式进行筛选有效数据后分别绘制工区内C1、 C2、C3、C4四口井的声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线，即建立工区内C1、C2、C3、C4四口井的综合压实剖面。结果如图1、图2、图3和图4所示。

由图1并结合钻完井报告可知，C1井在1700m以上深度为正常压实段，以下则呈现规律性的电阻率减小、岩石密度减小、补偿中子增大的总体趋势，这与声波时差的异常偏高有明显的对应关系。由此可以说明，下部地层存在欠压实从而导致异常高压带的形成。而在4600-5200m段，声波时差开始规律性降低，电阻率开始增大，岩石密度增大，补偿中子逐步减小，这些响应特征又指示了压实作用的重新进行，该结论也恰好与表1中的降压过渡段相符。由图2并结合钻完井报告可知，C2井在1260m以上深度为正常压实段，以下则呈现规律性的电阻率减小、岩石密度减小、补偿中子增大的总体趋势，这与声波时差的异常偏高有明显的对应关系，因此下部地层欠压实导致异常高压带的形成。由图3并结合钻完井报告可知，C3井在1300m以上深度为正常压实段，以下则呈现规律性的电阻率减小、岩石密度减小、补偿中子增大的总体趋势，这与声波时差的异常偏高有明显的对应关系，因此下部地层欠压实导致异常高压带的形成。由图4并结合钻完井报告可知，C4井在1600m以上深度为正常压实段，以下则呈现规律性的电阻率减小、岩石密度减小、补偿中子增大的总体趋势，这与声波时差的异常偏高有明显的对应关系，因此下部地层欠压实导致异常高压带的形成。

通过以上对综合压实剖面的分析可以说明，研究工区一定深度之下的地层段，特别是须家河组内，欠压实作用是形成超压的重要因素。所以，可以采用基于正常压实趋势线的压力预测方法，而这些方法预测地层压力的精度主要取决于泥岩正常压实趋势方程的准确建立。为此，首先根据单井综合压实剖面来选取泥岩层的“正常压实段”，在此基础上利用该段声波时差数据建立单井的正常压实趋势线方程。各井所选正常压实段的深度范围见表3：

表3正常压实段深度范围表

利用正常压实段对应的声波时差测井曲线建立正常压实趋势线方程。

具体地根据上述正常压实段深度范围内的声波时差测井曲线，做出正常压实趋势线图。

如图5、图6、图7、图8所示，其分别为C1、C2、C3、C4四口井的正常压实趋势线图。

由图5-图8得到单井的正常压实趋势线方程：

C1井：ln(Ac)＝-0.00013·H+4.59

C2井：ln(Ac)＝-0.00024·H+4.656

C3井：ln(Ac)＝-0.00022·H+4.666

C4井：ln(Ac)＝-0.00026·H+4.747

式中声波时差单位均为us/m。

进一步地，基于已经建好的单井正常压实趋势线方程，下面分别开展单井地层压力预测和基于地区综合压实模型的压力预测。

利用上述基于单井建立的正常压实趋势方程分别求取相应等效深度 He，再代入等效深度法的计算公式，即可求得目标点地层压力。等效深度法的计算公式为：

P_p＝G₀H-(G₀-G_n)H_e

其中上覆压力梯度G0用全井段的密度测井数据通过下式求取：

式中：P_oi–第i层段的上覆地层压力，MPa；

H_i–第i层段的厚度，m；

ρ_bi–第i层段的平均体积密度，g/cm³。

静水压力梯度Gn主要与地层水的矿化度和密度有关，此处取为 1.05MPa/100m。根据各井的正常压实趋势方程，运用等效深度法计算得到各井主要储层段的地层孔隙压力梯度剖面。

如图9、图10、图11、图12所示，其分别为C1、C2、C3、C4井的地层压力预测剖面。其中的C1、C2两口井，都应用了钻井过程中收集到的地层压力梯度范围值来对预测剖面进行校验，而C3、C4两口井由于钻完井报告中并无地压梯度资料，在压力剖面图中则分别采用了实际钻井液密度范围值、钻井液密度最大值来作为参照。

从图9-图12中可以直观的看出，等效深度法预测结果符合率较高，基于预测值来设计泥浆密度，完全能够满足钻井施工需求。

将预测结果与部分深度点钻井显示的地层压力数据进行了对比分析，其结果如表4所示。可见，基于单井所建立的趋势线模型预测的单井单井地层孔隙压力精度较高，并不适合用于整个区域的地层孔隙压力预测。

表4单井地层压力预测结果对比

进一步地，综合上述4口井的正常压实趋势线方程可以得到新场地区正常压实趋势的综合正常压实趋势线方程：ln(Ac)＝-0.00021·H+4.665。并利用该综合压实模型分别对C1、C2、C3、C4四口井的实测压力点进行了检测验证，结果如表5及图13所示，平均相对误差仅6.51％。由此说明，利用综合正常压实趋势线来预测区域中的其他井具有可行性，所建立的综合趋势线模型具有代表性，预测精度完全能够满足工程要求。

表5地层压力实测值与预测值对比

因此，基于改进的正常压实趋势线建立方法，运用等效深度法预测的结果具有很高的精度，完全适于该区块的地层压力预测。

综上所述，当地层出现欠压实时，同一地层的声波时差、密度、补偿中子、电阻率等测井响应均会发生相应的变化，偏离正常的趋势，通过综合对比各测井曲线的同步变化趋势，即可确定出可靠性高的“正常压实段”。根据综合压实剖面来建立正常压实趋势方程，在此基础上利用等效深度法开展压力预测工作，具有更高的精度，完全能够满足该区块钻井工程需要，也再次证实了等效深度法在砂泥岩地层具有更为广阔的应用前景。

以上所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

Claims (10)

1.一种致密砂岩储层压力的预测方法，其特征在于，其包括：

综合对比单井的声波时差测井曲线、电阻率测井曲线、密度测井曲线和补偿中子测井曲线，并根据所述声波时差测井曲线、所述电阻率测井曲线、所述密度测井曲线和所述补偿中子测井曲线的同步变化趋势段，确定地层的正常压实段；

利用同一地区的多口井所述正常压实段对应的所述声波时差测井曲线建立综合正常压实趋势线方程；

根据综合正常压实趋势线方程求取等效深度He，再代入等效深度法的计算公式，求得目标点地层压力。

2.根据权利要求1所述的致密砂岩储层压力的预测方法，其特征在于，所述声波时差测井曲线、所述电阻率测井曲线、所述密度测井曲线和所述补偿中子测井曲线是由实际测井数据绘制得到。

3.根据权利要求2所述的致密砂岩储层压力的预测方法，其特征在于，绘制所述声波时差测井曲线、所述电阻率测井曲线、所述密度测井曲线和所述补偿中子测井曲线时，剔除非泥岩段和筛选有效测井数据。

4.根据权利要求3所述的致密砂岩储层压力的预测方法，其特征在于，剔除非泥岩段和筛选有效测井数据具体包括：依据自然伽马测井数据计算出泥质含量，并剔除泥质含量小于85％的井段的数据；以及剔除井眼扩径率和缩径率大于18％的各深度点测井数据。

5.根据权利要求1～4任一项所述的致密砂岩储层压力的预测方法，其特征在于，所述等效深度法的计算公式如下：

P_p＝G₀H-(G₀-G_n)H_e

其中上覆压力梯度G₀用全井段的密度测井数据通过下式求取：

式中：P_oi为第i层段的上覆地层压力，单位为MPa；

H_i为第i层段的厚度，单位为m；

ρ_bi为第i层段的平均体积密度，单位为g/cm³；

G_n为静水压力梯度。

6.根据权利要求5所述的致密砂岩储层压力的预测方法，其特征在于，当地层水矿化度在0-800000mg/L之间变化时，G_n值为1.0-1.07MPa/100m。

7.根据权利要求6所述的致密砂岩储层压力的预测方法，其特征在于，当地层水为淡水时，G_n为1.0MPa/100m，当地层水为盐水时，G_n为1.05MPa/100m。

8.根据权利要求1所述的致密砂岩储层压力的预测方法，其特征在于，还包括：根据钻井实测得到的不同地层深度点的地层压力数据绘制出地层孔隙压力梯度剖面。

9.根据权利要求1所述的致密砂岩储层压力的预测方法，其特征在于，当针对同一地区的致密砂岩储层压力进行预测时，先分别利用所述同一地区多个井的正常压实段对应的所述声波时差测井曲线建立多个单井的正常压实趋势线方程，再综合多个单井的所述正常压实趋势线方程得到所述综合正常压实趋势线方程。

10.根据权利要求9所述的致密砂岩储层压力的预测方法，其特征在于，同一地区每口井的正常压实趋势线方程可表示为ln(Ac)＝ai H+bi，式中，ai为第i口井的拟合系数，bi为第i口井的拟合常数，Ac为声波时差，单位为us/m，所述综合正常压实趋势线方程为