CN110989034B - 一种回归-分形插值法反演测井横波时差方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油气田勘探开发、矿产评价预测领域，尤其是一种回归‑分形插值法反演测井横波时差方法。通过小层对比，建立研究地区、研究层位地层格架；利用常规测井曲线，通过多元回归建立横波时差预测初步模型；对横波时差二维分形插值测井点循环、横波时差二维分形插值间距循环；最后分层确定横波时差预测模型。本发明专利采用多元回归与二维分形插值相结合的方法，建立了横波时差准确预测方法，预测结果对横波时差反演、岩石动态力学参数计算以及地质力学建模等多个方面有一定的参考意义。

Description

一种回归-分形插值法反演测井横波时差方法

技术领域

本发明涉及油气田勘探开发、矿产评价预测领域，尤其是一种回归-分形插值法反演测井横波时差方法。

背景技术

岩石三轴力学实验直接模拟地下真实三维应力环境，测量精度较高，但受取样点数目以及尺度的影响，难以反映宏观天然裂缝的组合样式和发育程度等信息。利用测井资料计算岩石的动态力学参数能充分考虑岩石力学参数在垂向的连续性，其相关公式如下：

公式(1)～(3)中，E_d为岩石的动态杨氏模量，MPa；μ_d为岩石的动态泊松比，无量纲；ρ_b为测井解释的岩石密度，kg/m³；Δt_p为岩石的纵波时差，μs/ft；Δt_s为岩石的横波时差，μs/ft；

为岩石的内摩擦角，通过岩石三轴力学实验确定，°；Φ为测井解释的孔隙度，％。

测井解释动态力学参数需要准确的获取纵横波速度，在常规测井中，缺少横波资料。传统的横波速度求取方法，例如多元回归法、基质模量法以及Xu-White模型法，都或多或少的将纵横波的差异性弱化，这是因为不同参数之间转化时，往往需要曲线拟，影响后期岩石力学参数计算的精度。目前，分形技术在孔喉分析、断裂评价、油气产量预测以及地球化学分析等方面得到了广泛的应用。本发明旨在解决上述问题，提出了一种回归-分形插值法反演测井横波时差方法。

发明内容

本发明旨在解决上述问题，提供了一种回归-分形插值法反演测井横波时差方法，它实现了基于常规测井曲线准确预测横波时差的方法。

本发明的技术方案为：一种回归-分形插值法反演测井横波时差方法，具体步骤如下：

第一步小层对比，建立研究地区、研究层位地层格架；

在一、二级标志层识别的基础上，以沉积理论作指导，结合岩性组合、沉积构造和电性特征等进行旋回对比，分级控制，全区闭合验证。在对比的过程中，主要参考了自然伽玛、自然电位、电阻率系列和纵波时差等测井曲线。具体对比方法和步骤为：①划分长期、中期、短期旋回，长期旋回对应油层组，中期旋回对应砂层组，短期旋回对应小层，追踪小层连续性。以标志层划分油层组顶底界，采用沉积旋回法与岩相厚度法相结合划分小层。

第二步利用常规测井曲线，通过多元回归建立横波时差预测初步模型；

利用阵列声波测井，结合小层对比结果，分析确定与横波时差密切相关的常规测井曲线，分层建立横波时差的多元回归预测初步模型。

第三步横波时差二维分形插值测井点循环；

利用横波时差预测初步模型，拟合得到的横波时差数据和埋深，构建数据集U，从数据集U中间隔为D(D≥3)，抽取测井数据点构建数据集{(x_i，y_i)|i＝0，1，……，N}，对剩余的测井数据点进行二维分形插值计算；这样有N个仿射变换，第n个仿射变换的分形插值函数为：

公式(4)中的相关参数表示为：

公式(4)-(5)中，x_i为埋深，y_i为多元回归初步预测横波时差；d_n为纵向压缩比；

在确定D的基础上，利用公式(4)-(5)得到单次分形数据集Q₁，完成一次分形插值；移动插值数据点位置，移动步长为一个测井数据点间距；同样在间隔D条件下，选取未抽取过的测井数据点，构建新的数据集{(x_i，y_i)|i＝0，1，……，N}，依次计算得到分形数据集标记为Q₂……Q_D。在{Q₁，Q₂……Q_D}数据集中，每个测井位置对应的插值点取平均值得到数据Q_aver，调整d_n，使分形插值后数据集Q_aver中横波时差与真实横波时差之间的拟合系数R²达到最大，并记录对应是R² ₁；

第四步横波时差二维分形插值间距循环；

依次增大间隔D，重复第三步，分别记录对应的R² ₂……R² _d，当R² _d出现下降时，停止增大间隔D，记录对应的d_n。

第五步分层确定横波时差预测模型；

选取R² _d最大的模型对应的间隔D和d_n作为单层的横波时差预测模型，分别确定不同层位的横波时差预测模型，建立全区横波时差预测模型，对缺少横波时差的井进行预测。

本发明的有益效果是：通过小层对比，建立研究地区、研究层位地层格架；利用常规测井曲线，通过多元回归建立横波时差预测初步模型；对横波时差二维分形插值测井点循环、横波时差二维分形插值间距循环；最后分层确定横波时差预测模型。本发明专利采用多元回归与二维分形插值相结合，建立了横波时差准确预测方法，具有较高的实用价值，并且预测精度低，预测结果对横波时差反演、岩石动态力学参数计算以及地质力学建模等多个方面有一定的参考意义。

附图说明

图1为一种回归-分形插值法反演测井横波时差方法的流程图。

图2为长6₃ ^1-1层层组横波时差预测的相对误差。

图3为单井长6油层组岩石力学参数解释结果。

具体实施方式

下面结合附图说明本发明的具体实施方式：

本发明专利以华庆油田Y285区块为例，说明本发明具体实施工程。华庆油田地理位置位于甘肃省华池县境内，面积约300平方公里，属黄土塬地貌，地表为100～200m厚的第四系黄土覆盖，地形复杂，沟壑纵横，梁峁参差。河流下切较深的河谷中，可见岩石裸露。地面海拔1350～1660m，相对高差310m左右。属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部，由差异压实作用形成的局部隆起，总体为平缓的西倾单斜，在单斜背景上发育东西向低幅度排状鼻状隆起；属岩性油藏，三角洲前缘湖底滑塌浊积扇沉积体系，砂体展布方向总体呈北东～南西方向。研究区块，北起Y155井、Y139井，南至Y410井，西起Y298井，东至Y425井，目前工区内总井数约640口，面积约247km²。

第一步小层对比，建立研究地区、研究层位地层格架；

在具体的划分与对比中，以沉积体系演化为控制，严格掌握岩性、电性特征明显且有一定厚度的泥质岩为标志层，按照旋回对比方法进行小层的划分。结合前人的研究成果，选取自然伽马(GR)、自然电位(SP)、声波时差(AC)和电阻(RT)等四条测井曲线组合,依据小层岩性和沉积特征，分析小层电测曲线旋回性并建立分层标准测井曲线模式。对研究区284口井进行了综合挑选，从钻达长7油层组、测井曲线起伏鲜明、小层厚度适中、岩心资料丰富以及所选井在研究区域所处位置等方面考虑。

第二步利用常规测井曲线，通过多元回归建立横波时差预测初步模型；

利用已有的阵列声波测井，首先分9个小层分别建立横波时差的多元回归数学模型，例如长6₃ ^1-1层横波时差计算的多元回归算法为：

y₄＝-11.1542+0.8468y₁+0.1785y₂+0.06266y₃ (7)

公式(6)～(7)中，x₁为声波测井数据，μs/m；x₂为泥质含量的测井即使结果，％；x₃为GR测井数据，API；y₁、y₂和y₃为中间变量；y₄为横波时差，μs/m。

第三步横波时差二维分形插值测井点循环；

利用横波时差预测初步模型，拟合得到的横波时差数据和埋深，构建数据集U，从数据集U中间隔为D(D≥3)，抽取测井数据点构建数据集{(x_i，y_i)|i＝0，1，……，N}，对剩余的测井数据点进行二维分形插值计算；这样有N个仿射变换，利用公式(4)-(5)进行分形插值；

在确定D的基础上，利用公式(4)-(5)得到单次分形数据集Q₁，完成一次分形插值；移动插值数据点位置，移动步长为一个测井数据点间距；同样在间隔D条件下，选取未抽取过的测井数据点，构建新的数据集{(x_i，y_i)|i＝0，1，……，N}，依次计算得到分形数据集标记为Q₂……Q_D。在{Q₁，Q₂……Q_D}数据集中，每个测井位置对应的插值点取平均值得到数据Q_aver，调整d_n，使分形插值后数据集Q_aver中横波时差与真实横波时差之间的拟合系数R²达到最大，并记录对应是R² ₁；

第四步横波时差二维分形插值间距循环；

依次增大间隔D，重复第三步，分别记录对应的R² ₂……R² _d，当R² _d出现下降时，停止计算，记录对应的d_n。最终确定每隔八个点选取一个点为作为分形插值的控制点，对其余的七个点进行分形插值，确定纵向压缩比为0.15，得到最优横波时差预测结果(图2)。在2418个测井验证点中，97.5％(2358个)的测井点横波时差预测误差在±10％以内，较单纯采用多元回归方法84.3％的测井点横波时差预测误差在±10％以内，该方法具有较高的实用价值具有较高的实际应用价值。

第五步分层确定横波时差预测模型；

选取间隔D＝8和d_n＝0.15作为单层的横波时差预测模型，分别对建立不同层的模型，对全区横波时差进行预测(图3)。

上面以举例方式对本发明进行了说明，但本发明不限于上述具体实施例，凡基于本发明所做的任何改动或变型均属于本发明要求保护的范围。

Claims (1)

1.一种回归-分形插值法反演测井横波时差方法，实现的步骤如下：

第一步小层对比，建立研究地区、研究层位地层格架；

第二步利用常规测井曲线，通过多元回归建立横波时差预测初步模型；

利用阵列声波测井，结合小层对比结果，分析确定与横波时差密切相关的常规测井曲线，分层建立横波时差的多元回归预测初步模型；

第三步横波时差二维分形插值测井点循环；

利用横波时差预测初步模型，拟合得到的横波时差数据和埋深，构建数据集U，从数据集U中间隔为D，其中D≥3，抽取测井数据点构建数据集{(x_i，y_i)|i＝0，1，……，N}，对剩余的测井数据点进行二维分形插值计算；这样有N个仿射变换，第n个仿射变换的分形插值函数为：

公式(4)中的相关参数表示为：

公式(4)-(5)中，x_i为埋深，y_i为多元回归初步预测横波时差；d_n为纵向压缩比；

在确定D的基础上，利用公式(4)-(5)得到单次分形数据集Q₁，完成一次分形插值；移动插值数据点位置，移动步长为一个测井数据点间距；同样在间隔D条件下，选取未抽取过的测井数据点，构建新的数据集{(x’_i，y’_i)|i＝0，1，……，N}，依次计算得到分形数据集标记为Q₂……Q_D；在{Q₁，Q₂……Q_D}数据集中，每个测井位置对应的插值数据点取平均值得到数据Q_aver，调整d_n，使分形插值后数据集Q_aver中横波时差与真实横波时差之间的拟合系数R²达到最大，并记录对应是R² ₁；

第四步横波时差二维分形插值间距循环；

依次增大间隔D，重复第三步，分别记录对应的R² ₂……R² _d，当R² _d出现下降时，停止增大间隔D，记录对应的d_n；

第五步分层确定横波时差预测模型；

选取R² _d最大的模型对应的间隔D和d_n作为单层的横波时差预测模型，分别确定不同层位的横波时差预测模型，建立全区横波时差预测模型，对缺少横波时差的井进行预测。

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