CN110596757B - 一种页岩地层纵波及横波速度的校正方法 - Google Patents

Abstract

一种页岩地层纵波及横波速度的校正方法，首先收集资料、钻取岩心，然后通过灰度处理、二值化处理，统计出岩心的层理线密度；对岩心进行室内声波测量、并建立与现场测井资料的关系，最后以岩心的纵波、横波校正系数为因变量，页岩层理角度、层理线密度为自变量，建立页岩地层纵波校正系数K1和横波校正系数K2的计算模型。本发明校正方法具有精确性高、后期应用方便、所需参数少等优点，克服了现有校正方法从理论计算出发，计算时需要的参数多且部分不易获得、与实际测定值误差较大的不足。

Description

一种页岩地层纵波及横波速度的校正方法

技术领域

本发明属于石油测井技术领域，具体涉及一种页岩地层纵波及横波速度的校正方法。

背景技术

在石油测井中，声波测井仪器是在平行于井筒的情况下进行声波测量的，当井眼轨迹与地层层状相垂直时，声波测井中获取的波速是波速垂直于地层，能代表真实地层的波速；当井眼轨迹与地层层状成一定的倾角时，且地层为各向异性介质，声波测井中获取的波速将不垂直地层，也将偏离真实地层的波速，当井斜超过20°时，随着井斜角的增大，测井得到的泥岩声波速度显著增加。

对于页岩地层，声波测井除了受到地层各向异性和井斜角(或地层层状)的影响外，还将受到页岩地层的层理密度影响。另外，水平井技术是页岩气的高效开发的技术之一，而由于上述因素的存在，页岩地层的水平井波速会较大偏离真实地层波速，特别是页岩水平井中斜井段所测得的波速。

针对页岩气井的斜井段地层，为了准确的评价声波测井结果，需要对地层声波各向异性等影响进行校正。

发明内容

本发明的目的是提供一种页岩气井斜井段地层的纵波及横波速度校正方法，具有精确性高、后期应用方便、所需参数少等优点，克服了现有校正方法从理论计算出发，计算时需要的参数多且部分不易获得、与实际测定值误差较大的不足。

本发明采取的技术方案是：

一种页岩地层纵波及横波速度的校正方法，包括以下步骤：

第一步：收集研究区块的地质资料、测井资料；所述地质资料包括岩性、层组数据，所述测井资料包括地层倾角、纵波时差、横波时差测井数据；

第二步：采集研究区块有代表性的井下岩石样品，按照不同层理角度

钻取标准圆柱体岩心试样，并测量标准圆柱体岩心试样的几何参数；

第三步：利用高像素单反相机对钻取的岩心试样端面进行拍照，对图像进行灰度化处理得到灰度图像，在此基础上进行图像二值化处理，得到二值化图像，从中统计出岩心试样的层理线密度；

第四步：利用声波透射法对岩心试样进行声波测量，获取岩心试样室内测量的纵波时差和横波时差数据，并将所获取的数据分别分成两部分，一部分作为建模数据，一部分作为验证数据；

第五步：建立声波透射法测得的声波数据和现场测井资料中的声波数据之间的转换关系式；

式中，

为层理角度

对应的纵波、横波时差，us/ft；DTC和DTS分别为现场测井资料的纵波时差和横波时差；p1、p2、w1、w2、e1、e2、f1、f2分别为回归方程的系数；

第六步：为了对页岩地层纵波时差、横波时差进行校正，分别引入纵波校正系数K1和横波校正系数K2，以第四步中的室内测量数据作为基础，以页岩岩心的纵波、横波校正系数为因变量，页岩层理角度

层理线密度为自变量，建立页岩地层纵波校正系数K1和横波校正系数K2的计算模型，具体过程如下；

分别以室内测得的垂直层理方向(90°)的纵波时差、横波时差为基准，将第四步测得的其它角度的纵波时差、横波时差与其之比作为室内岩心的纵波校正系数K1和横波校正系数K2，见公式(5)和(6)：

分别将公式(5)与公式(1)和(3)、公式(6)与公式(2)和(4)结合，得到公式(7)和(8)：

通过公式(7)和(8)计算得到数组K1、K2值，再分别以K1、K2为因变量，以页岩层理角度

层理线密度m为自变量，利用非线性多元回归方法建立出页岩岩心的纵波校正系数K1和横波校正系数K2与页岩层理角度

层理线密度m间的关系式，见公式(9)和(10)：

其中：

为页岩层理角度，即井轨迹与地层之间的夹角，也称为井斜角，范围为

Δt_p(90°)、Δt_s(90°)为井轨迹与地层垂直或导眼井的纵波、横波时差，us/ft；m为页岩地层的层理线密度，条/mm；a1、a2、b1、b2、c1、c2分别为回归方程的系数。

进一步的，第二步中，钻取岩心试样的方式为：从0°起算，以与层理方向夹角每增加10°为一组方向进行试样钻取，总共进行10组方向岩心钻取，其中平行层理方向取为0°，垂直层理方向取为90°，总岩心数量为60～100块。

本发明的有益效果：

本发明通过室内岩心实验、页岩层理线密度测量，进而创新性地建立实测校正系数与层理角、层理线密度之间的关系，尤其是室内测量值与现场测井值之间的关系式，是通过大量实验、复杂公式推导而得出，截至目前，从未见有任何相关报道，应用时只需地层倾角测井、区块的层理线密度即可，具有精确性高、后期应用方便、所需参数少等优点，克服了现有校正方法从理论计算出发，计算时需要的参数多且部分不易获得、与实际测定值误差较大的不足。

附图说明

图1为图像处理技术与层理识别；

图2为计算的纵波校正系数K1与实验实测数据的对比；

图3为计算的横波校正系数K1与实验实测数据的对比；

图4为预测的纵波校正系数K1与实验实测数据的对比；

图5为预测的横波校正系数K2与实验实测数据的对比；

图6为页岩气水平井页岩地层纵波、横波时差校正结果图。

具体实施方式

模型建立：

本发明以涪陵地区某页岩油田为研究对象，研究该页岩地层纵波及横波速度的校正方法，包括以下步骤：

第一步：收集研究区块的地质资料、测井资料；所述地质资料包括岩性、层组数据，所述测井资料包括地层倾角、纵波时差、横波时差测井数据；

第二步：采集研究区块有代表性的井下岩石样品，按照不同层理角度

(定义：标准圆柱体试样的轴向与层理面的夹角为层理角度)钻取标准圆柱体岩心试样，从0°起算，以与层理方向夹角每增加10°为一组方向进行试样钻取，总共进行10组方向岩心钻取，其中平行层理方向取为0°，垂直层理方向取为90°，总岩心数量为100块，并测量标准圆柱体岩心试样的几何参数；

第三步：利用高像素(4000*4000)单反相机对钻取的岩心试样端面进行拍照，对图像进行灰度化处理得到灰度图像(即黑白图像)，在此基础上进行图像二值化处理(二值化就是把图像中元素表示为0或1，这样计算机就可以识别出来，比如层理面为白色，表示为0，基质为黑色，表示为1)，得到二值化图像，从中统计出岩心试样的层理线密度；统计发现研究区块页岩的层理线密度分布在0.199条/mm～1.1条/mm，平均层理线密度约为0.45条/mm。参见图1所示。

目前，页岩层理线密度在测井上还没有较好获取方法，为了能进行实际应用，本发明通过选取井下页岩岩心，从统计学角度来定量获取研究区块的页岩层理线密度的均值。

第四步：利用声波透射法对岩心试样进行声波测量，获取岩心试样室内测量的纵波时差和横波时差数据，并将所获取的数据分别分成两部分，一部分作为建模数据(占80％)，一部分作为验证数据(占20％)；

第五步：建立声波透射法测得的声波数据和现场测井资料中的声波数据之间的转换关系式；本发明的转换关系式是以垂直层理面角度的岩心为基础建立的，建立时，以岩心所在深度为基准，选取对应深度处的现场测井声波时差数据，通过回归方式获得；

式中，

为层理角度

对应的纵波、横波时差，us/ft；DTC和DTS分别为现场测井资料的纵波时差和横波时差；

第六步：为了对页岩地层纵波时差、横波时差进行校正，分别引入纵波校正系数K1和横波校正系数K2，以第四步中的室内测量数据作为基础，以页岩岩心的纵波、横波校正系数为因变量，页岩层理角度

层理线密度为自变量，建立页岩地层纵波校正系数K1和横波校正系数K2的计算模型，具体过程如下；

分别以室内测得的垂直层理方向(90°)的纵波时差、横波时差为基准，将第四步测得的其它角度的纵波时差、横波时差与其之比作为室内岩心的纵波校正系数K1和横波校正系数K2，见公式(C)和(D)：

分别将公式(C)与公式(A)、公式(D)与公式(B)结合，得到公式(E)和(F)：

通过公式(E)和(F)计算得到数组K1、K2值，再分别以K1、K2为因变量，以页岩层理角度

层理线密度m为自变量，利用非线性多元回归方法建立出页岩岩心的纵波校正系数K1和横波校正系数K2与页岩层理角度

层理线密度m间的关系式，见公式(G)和(H)：

其中：

为页岩层理角度，即井轨迹与地层之间的夹角，也称为井斜角，范围为

Δt_p(90°)、Δt_s(90°)为井轨迹与地层垂直或导眼井的纵波、横波时差，us/ft；m为页岩地层的层理线密度，条/mm。

模型评价：

为了分析模型计算或预测校正系数与实测校正系数之间差异，引入相对误差指标对其进行评价，公式如下：

式中：E为相对误差，％；V_exp,i为实测的第i组样品的纵横波校正系数；V_cal,i为计算或预测的第i组样品的纵横波校正系数，结果见图2～图5所示。

利用构建的页岩纵波校正系数K1和横波校正系数K2的计算模型计算页岩的纵横波校正系数，其计算值与实测值对比如图2和图3所示。从图中可看出，所构建的计算模型计算的页岩纵横波校正系数值和实测值较吻合，页岩纵横波校正系数相对误差主要小于10％，计算值和实测值平均相对误差分别为4.17％、5.09％。

同时，以第四步的验证数据作为基础，利用构建的计算模型对该组页岩纵横波校正系数进行预测，预测结果可见图4和图5。从图中可看出构建模型预测页岩纵横波校正系数相对误差主要小于16％，预测值和实测值平均相对误差分别为4.62％、6.87％。

其中，计算值是以参与建立模型的数据为基础，利用模型对这些数据进行计算；预测值是采用没有参与建模的数据，在建立好的模型中对这些数据进行计算从而实现预测。

模型应用：

获取导眼井的纵波时差、横波时差数据，水平井的井斜角、纵波时差、横波时差数据，以及研究区的页岩层理线密度，依据计算模型对水平井纵波、横波时差进行校正，其结果如图6所示。其中，井斜角(即井轨迹与地层之间的夹角)可通过地层倾角测井方法获取，也可通过成像测井资料获取。

而页岩地层的层理线密度难以得到测井剖面，故计算过程中，整个井段页岩地层的层理线密度选取研究区的均值。

从图6中可看出，页岩气井斜井段页岩地层校正后的纵横波时差与导眼井页岩地层的纵横波时差的相对误差小于20％，主要分布在5％-10％，这说明了构建了页岩气井斜井段地层纵波、横波速度校正方法具有较好的可靠性和可行性。

Claims (2)

1.一种页岩地层纵波及横波速度的校正方法，其特征在于，包括以下步骤：

第一步：收集研究区块的地质资料、测井资料；所述地质资料包括岩性、层组数据，所述测井资料包括地层倾角、纵波时差、横波时差测井数据；

第二步：采集研究区块有代表性的井下岩石样品，按照不同层理角度

钻取标准圆柱体岩心试样，并测量标准圆柱体岩心试样的几何参数；

第三步：利用高像素单反相机对钻取的岩心试样端面进行拍照，对图像进行灰度化处理得到灰度图像，在此基础上进行图像二值化处理，得到二值化图像，从中统计出岩心试样的层理线密度；

第四步：利用声波透射法对岩心试样进行声波测量，获取岩心试样室内测量的纵波时差和横波时差数据，并将所获取的数据分别分成两部分，一部分作为建模数据，一部分作为验证数据；

第五步：建立声波透射法测得的声波数据和现场测井资料中的声波数据之间的转换关系式；

式中，

为层理角度

对应的纵波、横波时差，us/ft；DTC和DTS分别为现场测井资料的纵波时差和横波时差；p1、p2、w1、w2、e1、e2、f1、f2分别为回归方程的系数；

第六步：为了对页岩地层纵波时差、横波时差进行校正，分别引入纵波校正系数K1和横波校正系数K2，以第四步中的室内测量数据作为基础，以页岩岩心的纵波、横波校正系数为因变量，页岩层理角度

层理线密度m为自变量，建立页岩地层纵波校正系数K1和横波校正系数K2的计算模型，具体过程如下；

分别以室内测得的垂直层理方向(90°)的纵波时差、横波时差为基准，将第四步测得的其它角度的纵波时差、横波时差与其之比作为室内岩心的纵波校正系数K1和横波校正系数K2，见公式(5)和(6)：

分别将公式(5)与公式(1)和(3)、公式(6)与公式(2)和(4)结合，得到公式(7)和(8)：

通过公式(7)和(8)计算得到数组K1、K2值，再分别以K1、K2为因变量，以页岩层理角度

层理线密度m为自变量，利用非线性多元回归方法建立出页岩岩心的纵波校正系数K1和横波校正系数K2与页岩层理角度

层理线密度m间的关系式，见公式(9)和(10)：

其中：

为页岩层理角度，即井轨迹与地层之间的夹角，也称为井斜角，范围为

Δt_p(90°)、Δt_s(90°)为井轨迹与地层垂直或导眼井的纵波、横波时差，us/ft；m为页岩地层的层理线密度，条/mm；a1、a2、b1、b2、c1、c2分别为回归方程的系数。

2.如权利要求1所述的一种页岩地层纵波及横波速度的校正方法，其特征在于，第二步中，钻取岩心试样的方式为：从0°起算，以与层理方向夹角每增加10°为一组方向进行试样钻取，总共进行10组方向岩心钻取，其中平行层理方向取为0°，垂直层理方向取为90°，总岩心数量为60～100块。

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