CN110515124B - 页岩气储层水平井测井横波时差预测方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种页岩气储层水平井测井横波时差预测方法，按点获取待预测页岩气储层水平井的测井资料纵波时差DTC，补偿密度DEN和井斜DEVI；按模型DTS＝(DEN×DTC2)/(Km×DTC+Kn×DEN+Kb)+K×DEVI+B计算待预测页岩气储层水平井的测井横波时差DTS；输出结果。本发明基于页岩气储层水平井测井横波时差与水平井的纵波时差、补偿密度和井斜之间的相关性，预测同工区页岩气储层水平井测井横波时差。本发明操作简便，适用范围广，为页岩气储层的可压性评价提供关键参数。本发明已在FL页岩气田应用34口井，预测误差低于15％。

Description

页岩气储层水平井测井横波时差预测方法
技术领域
本发明所涉及的技术领域为页岩气勘探与开发，具体涉及一种页岩气储层水平井测井横波时差预测方法,为页岩气储层水平井的岩石力学评价提供关键参数。
背景技术
在页岩气储层水平井的地层可压性评价过程中，其横波时差是重要的参数之一，用于多种岩石力学参数的计算。通过检索相关文献、专利等，目前横波时差的拟合方法很多，如采用Biot-Gassmann方程，利用岩石矿物成分、流体成分、及矿物密度等测井曲线得到横波速度；Lee给出的利用反演方法由实测纵波速度及计算的纵波速度误差得到固结系数，进而计算横波速度等。但是缺少在页岩气储层水平井中的测井横波时差预测方法，由于页岩气储层纵向上非均质性强，常规模型直接使用往往误差较大，因此需要一种更加有效的方法，预测得到页岩气储层水平井测井横波时差资料.
CN106019375B公开了一种页岩气地层层理地球物理评价方法，包括如下步骤：第一步，基于岩石物理理论的水平层理密度各向异性参数表征；第二步，基于极化各向异性的叠前地震反演；第三步，基于地震资料的水平层理评价。本发明提出了一种更加稳定的VTI介质各向异性参数反演的方法，通过对极化各向异性参数的反演，并结合各向异性参数与水平层理密度之间的关系，最终实现页岩油气储层的水平层理评价。
发明内容
本发明的目的是针对上述现状，旨在提供一种能准确预测页岩气储层水平井测井横波时差的方法，为压裂施工参数优化提供可靠的页岩气储层水平井测井横波时差。
本发明目的的实现方式为，页岩气储层水平井测井横波时差预测方法，具体步骤如下：
1)按点获取待预测页岩气储层水平井的测井资料
测井资料包括纵波时差DTC，补偿密度DEN和井斜DEVI；
所述纵波时差DTC计量单位μs/ft，补偿密度DEN计量单位g/cm3，井斜DEVI计量单位°。
上述按点是按井深0.1m取点；
所述井斜DEVI DEVI>70°；
2)计算待预测页岩气储层水平井的测井横波时差DTS，
按模型DTS＝(DEN×DTC2)/(Km×DTC+Kn×DEN+Kb)+K×DEVI+B计算待预测页岩气储层水平井的测井横波时差DTS；
所述测井横波时差DTS计量单位μs/ft；
3)输出待预测页岩气储层水平井测井横波时差DTS数据。
本发明基于页岩气储层水平井测井横波时差与水平井的纵波时差、补偿密度和井斜之间的相关性，预测同工区页岩气储层水平井测井横波时差。
本发明实现了页岩气储层水平井测井横波时差预测，可用于评价储层岩石力学特性，为页岩气储层的可压性评价提供关键参数，操作简便、适用范围广。
本发明已在FL页岩气田应用34口井，预测误差低于15％，为页岩气勘探开发作出了贡献。
附图说明
图1为本发明工作流程框图；
图2、图3为采用本发明所得页岩气储层水平井B井测井横波时差DTS数据曲线与实测测井横波时差的对比图。
图4、图5为采用本发明所得页岩气储层水平井C井测井横波时差DTS数据曲线与实测测井横波时差的对比图。
具体实施方式
下面参照附图详述本发明。
参照图1，本发明的具体步骤为：
1)按点获取待预测页岩气储层水平井的测井资料。
测井资料包括纵波时差DTC，补偿密度DEN和井斜DEVI；
所述纵波时差DTC计量单位μs/ft，补偿密度DEN计量单位g/cm3，井斜DEVI计量单位°。
上述按点是按井深0.1m取点；
2)按模型DTS＝(DEN×DTC2)/(Km×DTC+Kn×DEN+Kb)+K×DEVI+B计算待预测页岩气储层水平井的测井横波时差DTS；
式中Km、Kn、Kb、K、B为模型系数，根据地区研究经验取值。
其中Km、Kn、Kb是采用麦夸特法(Levenberg-Marquardt)和通用全局优化算法，利用导眼井实测偶极声波资料获得的地区经验参数；
井斜校正参数K及常数B是运用工区内水平参数井的井斜数据与其测井横波时差数据拟合所获得的井斜校正参数及常数。
所述测井横波时差DTS计量单位μs/ft。
3)输出待预测页岩气储层水平井测井横波时差DTS数据。
下面用具体实施例详述本发明。
实施例1：FL页岩气田P区块B井，井型为水平井，自井深3770m进入页岩气储层段，3935m处井斜达到70°，3935m至5100m井斜均大于70°，且该井进行了常规测井及偶极声波测井。对3935-5100m井段采用本发明预测页岩气储层水平井的测井横波时差DTS。
1)井深0.1m取点；获取页岩气储层水平井B井3935-5100m井段内的各点测井资料，包括井段的纵波时差DTC、补偿密度DEN、井斜DEVI。
根据测井响应特征差异，将B井的计算井段划分若干个井段，现将各段测井响应特征分述如下：B井3935-4123m补偿密度2.37-2.78g/cm3，平均值2.50g/cm3，纵波时差49.7-73.5μs/ft，平均值70.4μs/ft。4123-4211m补偿密度2.44-2.60g/cm3，平均值2.53g/cm3，纵波时差62.7-73.3μs/ft，平均值70.8μs/ft。4211-4300m补偿密度2.48-2.60g/cm3，平均值2.54g/cm3，纵波时差60.0-71.3μs/ft，平均值68.3μs/ft。4300-4725m补偿密度2.40-2.79g/cm3，平均值2.48g/cm3，纵波时差54.6-73.7μs/ft，平均值67.6μs/ft。4725-5100m补偿密度2.48-2.68g/cm3，平均值2.54g/cm3，纵波时差62.7-70.5μs/ft，平均值69.4μs/ft；全井段井斜70-80°。
2)按模型DTS＝(DEN×DTC2)/(1.38×DTC-16.087×DEN+56.89)+0.29×DEVI-8.12计算待预测页岩气储层水平井B井3935-5100m的测井横波时差DTS，DTS计量单位μs/ft。
式中Km、Kn、Kb、K、B根据地区研究经验，分别取值为1.38、-16.087、56.89、0.29、-8.12。
3)输出页岩气储层水平井B井3935-5100m各点的测井横波时差DTS的计算结果。
由预测模型计算得B井3935-4123m测井横波时差88.6-128.8μs/ft，平均值120.5μs/ft；4123-4211m测井横波时差112.8-128.8μs/ft，平均值120.0μs/ft。4211-4300m测井横波时差114.0-127.6μs/ft，平均值124.8μs/ft。4300-4725m测井横波时差90.5-130.8μs/ft，平均值120.0μs/ft。4725-5100m测井横波时差98.6-124.1μs/ft，平均值119.5μs/ft(见图2、图3)。
而3935-4123m实测测井横波时差100.5-128.8μs/ft，平均值119.8μs/ft。4123-4211m实测测井横波时差112.8-123.2μs/ft，平均值121.1μs/ft。4211-4300m实测测井横波时差114.5-123.8μs/ft，平均值120.2μs/ft。4300-4725m实测测井横波时差100.1-126.2μs/ft，平均值119.6.0μs/ft。4725-5100m实测测井横波时差105.5-123.4μs/ft，平均值118.9μs/ft(见图2、图3)。
通过对比，本发明所得页岩气储层水平井B井测井横波时差DTS与实测测井横波时差一致性较好，相对误差约为7.5％。
实施例2：FL页岩气田J区块C井，井型为水平井，自井深2200m进入页岩气储层段，2530m处井斜达到70°，2530m至3975m井斜均大于70°，且C井进行了常规测井及偶极声波测井。对2530-3975m的井段采用本发明预测页岩气储层水平井的测井横波时差DTS。
1)井深0.1m取点；获取页岩气储层水平井C井2530-3975m井段内的各点测井资料，包括井段的纵波时差DTC、补偿密度DEN、井斜DEVI；
根据测井响应特征差异，将该井的计算井段划分若干个井段，现将各段测井响应特征分述如下：
C井2530-2720m补偿密度2.47-2.71g/cm3，平均值2.55g/cm3，纵波时差52.1-69.5μs/ft，平均值61.3μs/ft。2720-2766m补偿密度2.58-2.78g/cm3，平均值2.71g/cm3，纵波时差48.8-61.3μs/ft，平均值52.8μs/ft。2766-3125m补偿密度2.43-2.74g/cm3，平均值2.52g/cm3，纵波时差47.3-70.5μs/ft，平均值59.9μs/ft。3125-3245m补偿密度2.45-2.59g/cm3，平均值2.52g/cm3，纵波时差48.0-66.7μs/ft，平均值60.5μs/ft。3245-3730m补偿密度2.46-2.65g/cm3，平均值2.55g/cm3，纵波时差59.7-71.4μs/ft，平均值63.0μs/ft。3730-3860m补偿密度2.37-2.53g/cm3，平均值2.47g/cm3，纵波时差60.7-68.4μs/ft，平均值62.9μs/ft。3860-3975m补偿密度2.44-2.58g/cm3，平均值2.53g/cm3，纵波时差61.6-66.0μs/ft，平均值63.4μs/ft；全井段井斜70-88°。
2)按模型DTS＝(DEN×DTC2)/(1.38×DTC-16.087×DEN+56.89)+0.29×DEVI-8.12计算待预测页岩气储层水平井C井2530-3975m的测井横波时差DTS,DTS计量单位μs/ft。
Km、Kn、Kb、K、B根据地区研究经验，分别取值为1.38、-16.087、56.89、0.29、-8.12。
3)输出页岩气储层水平井C井2530-3975m各点的测井横波时差DTS的计算结果。
由预测模型计算得C井2530-2720m测井横波时差96.4-122.9μs/ft，平均值111.9μs/f。2720-2766m测井横波时差97.5-108.3μs/ft，平均值99.4μs/ft。2766-3125m测井横波时差94.2-125.5μs/ft，平均值110.4μs/ft。3125-3245m测井横波时差87.6-120.2μs/ft，平均值108.0μs/ft。3245-3730m测井横波时差108.6-123.6μs/ft，平均值114.5μs/ft。3730-3860m测井横波时差100.6-117.3μs/ft，平均值112.5μs/ft。3860-3975m测井横波时差105.1-120.3μs/ft，平均值112.1μs/ft(见图4、图5)。
而2530-2720m实测测井横波时差103.8-123.7μs/ft，平均值113.3μs/ft。2720-2766m实测测井横波时差87.0-97.8μs/ft，平均值90.7μs/ft。2766-3125m实测测井横波时差93.2-121.6μs/ft，平均值112.7μs/ft。3125-3245m实测测井横波时差98.4-117.2μs/ft，平均值106.0μs/ft。3245-3730m实测测井横波时差100.8-125.6μs/ft，平均值112.5μs/ft。3730-3860m实测测井横波时差108.8-125.2μs/ft，平均值114.6μs/ft。3860-3975m实测测井横波时差114.1-122.3μs/ft，平均值115.1μs/ft(见图4、图5)。
通过对比，本发明所得页岩气储层水平井C井测井横波时差DTS与实测测井横波时差一致性较好，相对误差约为8.9％。

Claims (1)

1.页岩气储层水平井测井横波时差预测方法，其特征在于：具体步骤如下：
1)按点获取待预测页岩气储层水平井的测井资料，
测井资料包括纵波时差DTC，补偿密度DEN和井斜DEVI；
所述纵波时差DTC计量单位μs/ft，补偿密度DEN计量单位g/cm3，井斜DEVI计量单位°；
上述按点是按井深0.1m取点；
所述井斜DEVI DEVI>70°；
2)计算待预测页岩气储层水平井的测井横波时差DTS，
按模型DTS＝(DEN×DTC2)/(Km×DTC+Kn×DEN+Kb)+K×DEVI+B计算待预测页岩气储层水平井的测井横波时差DTS；
式中Km、Kn、Kb、K、B为模型系数，
其中Km为纵波时差DTC校正系数，Kn为补偿密度DEN校正系数，Kb为纵波时差DTC与补偿密度DEN的综合校正补偿值，K为井斜校正系数，B为常数；
所述测井横波时差DTS计量单位μs/ft；
3)输出待预测页岩气储层水平井测井横波时差DTS数据。
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