CN111308558A - 页岩气水平井纵波时差校正方法 - Google Patents

页岩气水平井纵波时差校正方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种页岩气水平井纵波时差校正方法，通过数学方法计算出测井井眼轨迹与地层之间的真实夹角，再根据实测综合测井资料和地质模型，读取出相同层位的地层倾角、井斜和纵波时差特征值，建立页岩气水平井纵波时差校正模型，能够为后续各项岩石力学和物性参数的计算，提供真实的纵波时差。具体的，通过数学方法计算出测井井眼轨迹与地层之间的真实夹角X，共计8种模型；再根据实测的水平井和1口标准直井的综合测井资料和地质模型，读取出相同层位的地层倾角、井斜和纵波时差特征值，建立标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS、测井采集仪器与地层之间的真实夹角X之间的多元回归关系模型，即页岩气水平井纵波时差校正模型。

Description

页岩气水平井纵波时差校正方法
技术领域
本发明涉及测井声学资料评价技术领域，具体为页岩气水平井纵波时差校正方法。
背景技术
在页岩气水平井测井资料采集时，发现在相同地层层系的层状页岩地层，其纵波时差明显小于标准直井，差异值在10-15us/ft之间。纵波时差的差异主要是由于以下原因造成的：1、页岩层呈现薄互层特征，薄互层之间的声学特征差异较大；2、声波具有延快地层传播的特性。
通过文献和调研，目前针对页岩气水平井纵波时差校正方法的研究中，采用的是层理性页岩野外露头，钻取22块岩样，进行不同层理结构的声场特征研究，即开展了层理性页岩地层超声波透射实验，建立了0°、30°、60°和90°四种层理角度条件下，测试频率与声波特性的关系图版，获得对层理性页岩储层超声波传播特性的初步认识。通过试验，在页岩层理角度与声波属性相关性上取得了重要认识，但仍存在一定的缺点，如：1、岩心试验的样品数量太少，仅有4块岩心；2、未在真实地层，井温、压力条件下进行相关试验；3、试验样品来自与野外露头，非真实地下取心岩样；4、未能和纵波时差测井进行现场验证和对比；5、不能反应纵波时差采集仪器与地层的真实夹角。
公开号为CN 104977618A，公开日为2015年10月14日的中国专利文献公开了一种评价页岩气储层及寻找甜点区的方法，公开了以下实现步骤：
1)在探区所有钻井不同埋深的岩心柱上钻取不同方向岩心柱，将岩心柱抽真空并用与岩层矿化水电阻率相同的矿化水对其进行加压饱和；
2)在实验室模拟地下围压和孔隙压力条件下，测量饱和后的岩心柱的动态和静态弹性参数、弹性波衰减系数、频散效应和纵横波速度各向异性系数，得到岩心动态和静态弹性模量的转换关系式，进行各向异性岩石物理模拟以及弹性参数计算与交会；根据交会结果，得到敏感弹性参数或敏感弹性参数的组合与页岩气甜点区参数的对应相关关系，求取并预测页岩气甜点区的参数或参数组合；
3)获取探区内的所有钻孔的测井数据，对测区内的测井数据进行校正处理，消除井孔环境、井斜变化、井液变化、井温变化以及测井仪器误差等因素对测井曲线的影响，获得能够真实反映地层物理性质变化的最优测井曲线；应用多矿物分析方法和岩心测试分析方法，计算地层矿物成分和含量、地层密度、纵横波速度和孔隙度，并根据全井段地球物理测井曲线建立从地表到井底的岩性/岩石物理模型；
4)对校正处理后的测井曲线进行流体、孔隙度、岩性数据等属性替换扰动分析；
5)对最优测井曲线利用最优化测井原理结合矩阵求解方法做矿物组分分析，得到全井段内的矿物的含量及其分布规律，并计算矿物成分和地层总饱和度；
6)建立全井段岩岩性/石物理模型，将根据岩石物理模型预测的纵波速度、横波速度、密度、纵波和横波波阻抗以及泊松比曲线与实测的测井曲线进行对比，以预测和实测曲线的吻合程度来验证岩性/岩石物理模型的可靠性和合理性；
7)用步骤2)的岩心柱测量的动态和静态弹性参数、弹性波衰减系数、频散效应和纵横波速度各向异性系数标定通过测井曲线计算或预测出来的结果；
8)对测井数据进行总有机碳含量、石英、粘土矿物等的岩石组分扰动分析；
9)对各种储层属性参数进行多种属性交会，根据交会图结果得到有利页岩层段各属性特征，确定可以用于预测页岩气甜点区相关联的参数或参数组合；
10)利用步骤6)建立的全井段岩石物理模型，获取岩石物理模型的人工地震合成记录或道集，用测井数据与人工地震合成记录或道集进行井震标定处理，在页岩储层深度附近进行振幅随炮检距变化和振幅随方位角变化分析；
11)在探区采集全方位或宽方位三维地震数据；
12)在探区的井中采集二维移动炮检距垂直地震剖面或三维垂直地震剖面数据；或者与地面三维地震数据同步采集二维移动炮检距垂直地震剖面或三维垂直地震剖面数据；
13)对探区内的二维或三维垂直地震剖面数据根据井下检波器的深度和地震波从地面到达井下检波器的走时进行速度分析、偏移成像和反演，获取准确的地层速度、地层衰减系数和各地层速度的各向异性参数；
14)对地面全方位或宽方位三维地震数据进行高精度表层综合建模，计算静校正量，进行静校正处理；用井约束和井中垂直地震剖面数据驱动处理地面地震数据，提高地面地震数据的分辨率和精度，然后进行精细切除和迭代速度计算，再完成速度建模以及三维叠前时间偏移和三维叠前深度偏移成像处理；
15)对三维叠前深度偏移成像处理后的资料进行提高分辨率处理；
16)用基于统计自适应信号理论的非参数化谱分析的地震道高分辨处理方法和具有保真度的高分辨地下反射信息估计方法，对三维叠前深度偏移处理后的资料进行高分辨率处理。
17)从三维高分辨率地震资料提取页岩储层的准确埋深、厚度、产状及平面展布；
18)反演三维高分辨率叠后地震数据以获取叠后反演的地震属性数据体，用于解释断层和裂缝；
19)利用相干和相关属性倾角和倾角方位属性、最大最小曲率、正曲率和负曲率属性等来描述并表征地下断层、裂缝裂隙和构造边界的展布特征；
20)利用无监督自适应统计模型神经网络计算方法，通过非线性方式自动对相干性，最小和最大曲率，曲率形态指数，瞬时倾角及倾角方位等属性进行分类，根据裂缝密度的分布特征来确定地震相体，建立地震断裂相，绘制断层及断裂带分布数据体，用来表征地震相异常体和裂缝带；
21)利用叠后属性数据进行自动断层拾取；
22)进行叠前地震道集的优化、去噪、拉伸改正和拉平处理；
23)进行叠前地震数据的椭圆速度反演，同时根据页岩储层中层速度的变化和差异，确定地层压力并圈定页岩储层中的高压区；
24)进行三维叠前地震数据的振幅随炮检距变化和纵横波同步波阻抗反演；
25)进行三维叠前地震数据的各向异性参数的椭圆反演；
26)进行叠前地震数据的弹性模量的椭圆反演，得到各向异性弹性模量，通过岩石物理分析，将各向异性弹性模量转换为目的层的储层参数；
27)对各种表征断层和裂缝的地震属性的联合地质解释与标定；
28)根据页岩层裂缝发育状况，确定可能的完井地层伤害区及压裂液干扰邻井的可能性；
29)根据步骤2)的岩心动态和静态弹性模量的转换关系式，将三维叠前地震数据的各向异性弹性波同步反演获取的动态弹性模量转换为静态弹性模量；
30)利用静态弹性模量与岩石脆性的相关性，确定页岩储层的脆性分布规律和特征，优化水平井的完井和压裂方案设计；
31)利用静态弹性模量或派生静态弹性模量在页岩储层中的分布规律，确定页岩储层的脆性特征，获取局部地应力的方位及强度，确定页岩储层中断层、裂缝和裂隙的方位走向和密集程度，预测并圈定页岩储层中的高总有机碳含量和页岩储层中的高地层压力区；
32)综合获得的页岩气储层的各种有利参数，结合页岩储层的准确埋深、厚度、产状及平面展布，得到页岩气储层的含气性前景并圈定页岩气勘探开发的甜点区。
该专利文献公开的评价页岩气储层及寻找甜点区的方法，根据页岩储层的准确埋深、厚度、产状、平面展布、总有机碳含量或有机质丰度的分布、断层裂缝裂隙的发育程度，可评价页岩气储层的含气性前景，指导页岩气水平井轨迹的设计，但是整个方法相当繁琐复杂，评价耗时长，效率低。
发明内容
针对现有技术中存在的问题，本发明提供一种页岩气水平井纵波时差校正方法，设计合理，简单高效，采用测井井眼轨迹与地层之间的真实夹角，能够为后续各项岩石力学和物性参数的计算，提供真实的纵波时差。
本发明是通过以下技术方案来实现：
页岩气水平井纵波时差校正方法，包括以下步骤：
步骤a、根据实际钻井井眼轨迹，以及页岩气地层倾角a和井斜角B的关系，将页岩气地层与井眼轨迹的交会情形进行如下划分；
地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≤a；
地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≥a；
地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≤a；
地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≥a；
地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≥a；
地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≤a；
地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≤180°；
地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≥180°；
步骤b、根据页岩气地层与井眼轨迹的交会情形，计算页岩气地层与井眼轨迹的真实夹角X；
步骤c、根据综合测井资料和地质模型，拾取相同层位的标准直井和水平井的井斜、纵波时差和地层倾角特征值，建立标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的交会图版，得到标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的线性回归公式；
步骤d、根据综合测井资料和地质模型，拾取相同层位的标准直井和水平井的井斜、纵波时差和地层倾角特征值，建立标准直井纵波时差AC与真实夹角X的交会图版，得到标准直井纵波时差AC与真实夹角X的线性回归公式；
步骤e、将步骤c和步骤d得到的两个线性回归公式进行加权平均，建立标准直井纵波时差AC、水平井纵波时差ACS和真实夹角X的回归公式；
步骤f、通过真实夹角X、水平井声波和标准直井声波，建立逐步线性回归表达式；
步骤g、将步骤e和步骤f中得到的回归公式和逐步线性回归表达式进行平均，得到页岩气水平井纵波时差校正模型，从而得到校正后的纵波时差。
优选的，所述步骤b中，
当地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≤a时；通过式1计算真实夹角X；X＝90°-a+B 式1；
当地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≥a时，通过式2计算真实夹角X；X＝90°-B+a 式2；
当地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≤a时，通过式3计算真实夹角X；X＝a-B+90° 式3；
当地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≥a时，通过式4计算真实夹角X；X＝B-90°-a 式4；
当地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≥a时，通过式5计算真实夹角X；X＝90°-B-a 式5；
当地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≤a时，通过式6计算真实夹角X；X＝a-90°+B 式6；
当地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≤180°时，通过式7计算真实夹角X；X＝B-90°+a 式7；
当地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≥180°时，通过式8计算真实夹角X；X＝270°-B-a 式8。
优选的，所述步骤c中，根据标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的交会图版，得到的标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的线性回归公式，如式9；
AC＝m1×ACS-m2 式9；
其中：m1为AC与ACS的线性回归的斜率系数，m2为AC与ACS的线性回归的截距系数。
进一步，所述步骤d中，根据标准直井纵波时差AC与真实夹角X的交会图版，得到的标准直井纵波时差AC与真实夹角X的一元二次回归公式，如式10；
AC＝m3×X2+m4×X+m5 式10；
其中：m3为AC与X的一元二次回归的二次项系数，m4为AC与X的一元二次回归的一次项系数，m5为AC与X的一元二次回归的常数项系数。
再进一步，所述步骤e中，利用式9和式10进行加权平均，建立标准直井纵波时差AC、水平井纵波时差ACS和真实夹角X的回归公式，如式11；
AC＝Q1×(m1×ACS-m2)+Q2×(m3×X2+m4×X+m5) 式11；
其中，Q1为水平井纵波时差ACS的回归权重；Q2为真实夹角X的回归权重。
再进一步，所述水平井纵波时差ACS的回归权重Q1，通过式12计算获得；
Q1＝n1/(n1+n2) 式12；
真实夹角X的回归权重Q2，通过式13计算获得；
Q2＝n2/(n1+n2) 式13；
其中，n1为AC与ACS的线性回归的回归相关系数，n2为AC与X的一元二次回归的回归相关系数。
再进一步，所述步骤f中，通过真实夹角、水平井声波和标准直井声波，建立逐步二元一次回归表达式，如式15；
AC＝m6+m7×X+m8×ACS 式15；
其中，m6为二元一次回归公式常数项系数，m7为二元一次回归公式X项系数，m8为二元一次回归公式ACS项系数。
再进一步，所述步骤g中，通过式16所示的页岩气水平井纵波时差校正模型，计算出校正后的纵波时差AAC；
Figure BDA0002442777250000081
与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：
本发明通过数学方法计算出测井井眼轨迹与地层之间的真实夹角，再根据实测综合测井资料和地质模型，读取出相同层位的地层倾角、井斜和纵波时差特征值，建立页岩气水平井纵波时差校正模型，能够为后续各项岩石力学和物性参数的计算，提供真实的纵波时差。具体的，通过数学方法计算出测井井眼轨迹与地层之间的真实夹角X，共计8种模型；再根据实测的水平井和1口标准直井的综合测井资料和地质模型，读取出相同层位的地层倾角、井斜和纵波时差特征值，建立标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS、测井采集仪器与地层之间的真实夹角X之间的多元回归关系模型，即页岩气水平井纵波时差校正模型。通过实际页岩气水平井模型检验，校正后的水平井纵波时差AAC和标准直井的纵波时差值，误差相对较小，为后续各项岩石力学和物性参数的计算，提供了真实的纵波时差，较现有技术而言，整个方法简单，效率高。通过选取地层真实测井纵波时差、井斜和倾角这些地质信息数据，使获得的页岩气水平井纵波时差校正模型更具参考性，利于提高校正准确度。同时运用了纵波时差、井斜和地层倾角这些测井资料，能够在现场中进行实际应用，普适性好。
附图说明
图1为本发明实施例1中页岩气地层与井眼轨迹的交会情形的版图。
图2为本发明实施例2中页岩气地层与井眼轨迹的交会情形的版图。
图3为本发明实施例3中页岩气地层与井眼轨迹的交会情形的版图。
图4为本发明实施例4中页岩气地层与井眼轨迹的交会情形的版图。
图5为本发明实施例5中页岩气地层与井眼轨迹的交会情形的版图。
图6为本发明实施例6中页岩气地层与井眼轨迹的交会情形的版图。
图7为本发明实施例7中页岩气地层与井眼轨迹的交会情形的版图。
图8为本发明实施例8中页岩气地层与井眼轨迹的交会情形的版图。
图9为本发明实施例中所述水平井纵波时差与标准直井纵波时差交会图版示意图。
图10为本发明实施例中所述水平井纵波时差与真实夹角交会图版示意图。
图11为本发明实施例中所述表1反算纵波时差对比图。
图12为本发明实施例中所述页岩气水平井纵波时差校正时差对比图。
具体实施方式
下面结合具体的实施例对本发明做进一步的详细说明，所述是对本发明的解释而不是限定。
本发明页岩气水平井纵波时差校正方法，包括以下步骤：
步骤a、根据实际钻井井眼轨迹，以及页岩气地层倾角a和井斜角B的关系，将页岩气地层与井眼轨迹的交会情形进行如下划分；
地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≤a；
地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≥a；
地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≤a；
地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≥a；
地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≥a；
地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≤a；
地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≤180°；
地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≥180°；
步骤b、根据页岩气地层与井眼轨迹的交会情形，计算页岩气地层与井眼轨迹的真实夹角X；当地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≤a时；通过式1计算真实夹角X；X＝90°-a+B 式1；
当地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≥a时，通过式2计算真实夹角X；X＝90°-B+a 式2；
当地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≤a时，通过式3计算真实夹角X；X＝a-B+90° 式3；
当地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≥a时，通过式4计算真实夹角X；X＝B-90°-a 式4；
当地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≥a时，通过式5计算真实夹角X；X＝90°-B-a 式5；
当地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≤a时，通过式6计算真实夹角X；X＝a-90°+B 式6；
当地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≤180°时，通过式7计算真实夹角X；X＝B-90°+a 式7；
当地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≥180°时，通过式8计算真实夹角X；X＝270°-B-a 式8。
步骤c、根据综合测井资料和地质模型，拾取相同层位的标准直井和水平井的井斜、纵波时差和地层倾角特征值，建立标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的交会图版，得到标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的线性回归公式，如式9；
AC＝m1×ACS-m2 式9；
其中：m1为AC与ACS的线性回归的斜率系数，m2为AC与ACS的线性回归的截距系数。
步骤d、根据综合测井资料和地质模型，拾取相同层位的标准直井和水平井的井斜、纵波时差和地层倾角特征值，建立标准直井纵波时差AC与真实夹角X的交会图版，得到标准直井纵波时差AC与真实夹角X的一元二次回归公式，如式10；
AC＝m3×X2+m4×X+m5 式10；
其中：m3为AC与X的一元二次回归的二次项系数，m4为AC与X的一元二次回归的一次项系数，m5为AC与X的一元二次回归的常数项系数。
步骤e、将步骤c和步骤d得到的两个线性回归公式进行加权平均，建立标准直井纵波时差AC、水平井纵波时差ACS和真实夹角X的回归公式，如式11；
AC＝Q1×(m1×ACS-m2)+Q2×(m3×X2+m4×X+m5) 式11；
其中，Q1为水平井纵波时差ACS的回归权重；Q2为真实夹角X的回归权重；Q1通过式12计算获得；
Q1＝n1/(n1+n2) 式12；
Q2通过式13计算获得；
Q2＝n2/(n1+n2) 式13；
其中，n1为AC与ACS的线性回归的回归相关系数，n2为AC与X的一元二次回归的回归相关系数。
步骤f、通过真实夹角X、水平井声波和标准直井声波，建立逐步二元一次回归表达式，如式15；
AC＝m6+m7×X+m8×ACS 式15；
其中，m6为二元一次回归公式常数项系数，m7为二元一次回归公式X项系数，m8为二元一次回归公式ACS项系数。
步骤g、将步骤e和步骤f中得到的回归公式和逐步线性回归表达式进行平均，得到页岩气水平井纵波时差校正模型，得到校正后的纵波时差；所述的页岩气水平井纵波时差校正模型如下，
Figure BDA0002442777250000121
实施例1
页岩气水平井纵波时差校正方法，包括以下步骤：
步骤a、根据实际钻井井眼轨迹，以及页岩气地层倾角a和井斜角B的关系，将地层与井眼轨迹的交会情形进行划分；
地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≤a；
地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≥a；
地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≤a；
地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≥a；
地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≥a；
地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≤a；
地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≤180°；
地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≥180°；
步骤b、根据地层与井眼轨迹的交会情形，计算页岩气地层与井眼轨迹的真实夹角X；
步骤c、本优选实例中，拾取标准直井N1井标准井和水平井NH1-8井的上倾刻度井及下倾刻度井，龙马溪组龙一2、龙一14、龙一13、龙一12和龙一11共计5个小层，40组相同层位的井斜、纵波时差和地层倾角特征值，见表1。
表1为测井特征值拾取表。
Figure BDA0002442777250000131
Figure BDA0002442777250000141
表1中的数据能够最大程度地反应地质模型中各种真实夹角的纵波时差数据，数据丰富，相较于实验室的只有4颗岩心，且是露头岩心而言，更具参考价值，能够进一步提高校正准确度。类别判断中的①-⑧，分别对应步骤a中的8种交会情形，其中地层上倾类型①、地层下倾类型⑧在实际钻井过程中尚未遇到，在表1中无法表征，仅为理论模型。
经上述拾取标准直井和水平相同层位的井斜、纵波时差和地层倾角特征值，建立标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的交会图版，如图9所示，通过交会图版，建立标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的线性回归公式式9；
AC＝2.28×ACS-77.51 式9，即m1＝2.28，m2＝77.51。
步骤d、拾取标准直井和水平相同层位的井斜、纵波时差和地层倾角特征值，建立标准直井纵波时差AC与真实夹角X的交会图版，通过交会图版，如图10所示，建立标准直井纵波时差AC与真实夹角X的线性回归公式式10；
AC＝-0.006×X2+0.58×X+70.93 式10，即m3＝-0.006，m4＝0.58，m5＝70.93。
步骤e、利用式9和式10进行加权平均，建立标准直井纵波时差AC、水平井纵波时差ACS和真实夹角X的回归公式，如式11；
AC＝Q1×(2.28×ACS-77.51)+Q2×(-0.006×X2+0.58×X+70.93) 式11
其中，Q1为水平井纵波时差ACS的回归权重，通过式12计算获得；
Q1＝0.84/(0.84+0.61)＝0.58 式12
Q2为真实夹角X的回归权重，通过式13计算获得；
Q2＝0.61/(0.84+0.61)＝0.42 式13
即，n1＝0.84，n2＝0.61。
将回归公式式11简化为
AC＝1.32×ACS-0.0025×X2+0.24×X-15.17 式14
步骤f、通过真实夹角、水平井声波和标准直井声波，建立逐步线性回归表达式式15；
AC＝-59.14+0.061×X+1.99×ACS式15，即m6＝-59.14，m7＝0.061，m8＝1.99。
步骤g、将式14和式15进行平均，通过式16计算出校正后的纵波时差AAC；
Figure BDA0002442777250000151
AAC简化计算后公式为：AAC＝1.66×AC-0.0013×X2+0.15×X-37.2 式17。
本优选实例中，如图1所示，地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≤a，通过式1计算真实夹角X；
X＝90°-a+B 式1。
实施例2
本优选实例中，其余步骤与实施例1所述的步骤相同，计算真实夹角时，如图2所示，地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≥a，通过式2计算真实夹角X；
X＝90°-B+a 式2。
实施例3
本优选实例中，其余步骤与实施例1所述的步骤相同，计算真实夹角时，如图3所示，地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≤a，通过式3计算真实夹角X；
X＝a-B+90° 式3。
实施例4
本优选实例中，其余步骤与实施例1所述的步骤相同，计算真实夹角时，如图4所示，地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≥a，通过式4计算真实夹角X；
X＝B-90°-a 式4。
实施例5
本优选实例中，其余步骤与实施例1所述的步骤相同，计算真实夹角时，如图5所示，地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≥a，通过式5计算真实夹角X；
X＝90°-B-a 式5。
实施例6
本优选实例中，其余步骤与实施例1所述的步骤相同，计算真实夹角时，如图6所示，地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≤a，通过式6计算真实夹角X；
X＝a-90°+B 式6。
实施例7
本优选实例中，其余步骤与实施例1所述的步骤相同，计算真实夹角时，如图7所示，当地层下倾，井眼轨迹向上时，井斜角B≥90°且a+B≤180°，通过式7计算真实夹角X；
X＝B-90°+a 式7。
实施例8
本优选实例中，其余步骤与实施例1所述的步骤相同，计算真实夹角时，如图8所示，当地层下倾，井眼轨迹向上时，井斜角B≥90°且a+B≥180°，通过式8计算真实夹角X；
X＝270°-B-a 式8。
本发明在上述实施例中的实际应用时，现场采集NH2井的测井综合数据，包含：自然伽马、纵波时差、井斜、地层倾角等地质信息曲线；根据公式1～8，判断情形，根据地层上倾、下倾情形，井斜和地层倾角，计算出真实夹角X；根据公式16，运用纵波时差和步骤中的真实夹角X，计算出校正后的纵波时差AAC；通过校正后的纵波时差AAC和标准直井的纵波时差AC进行对比验证如图12。通过图12中实例验证，可以看出：
1、校正前与校正后的纵波时差变化较大；
2、纵波时差会随着真实地层夹角的变化而变化。在真实夹角较小情况下，校正前与校正后的纵波时差差别较小；在真实夹角较大情况下，校正前与校正后的纵波时差差别较大。
图11为通过表1中：标准直井纵波时差AC列，水平井纵波时差ACS列，以及真实夹角X列，这3列数据，通过式16，反演计算得出的校正后纵波时差AAC。通过图11和表1可以看出：
1、在相同地层，标准直井和水平井的纵波时差差别较大，范围在4.1～18.0us/ft之间；
2、经过纵波时差校正，校正后的水平井纵波时差和标准直井误差较小，几乎重合。解决了因为测井仪器与地层之间因为存在夹角，纵波时差偏小的问题。

Claims (8)

1.页岩气水平井纵波时差校正方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤a、根据实际钻井井眼轨迹，以及页岩气地层倾角a和井斜角B的关系，将页岩气地层与井眼轨迹的交会情形进行如下划分；
地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≤a；
地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≥a；
地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≤a；
地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≥a；
地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≥a；
地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≤a；
地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≤180°；
地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≥180°；
步骤b、根据页岩气地层与井眼轨迹的交会情形，计算页岩气地层与井眼轨迹的真实夹角X；
步骤c、根据综合测井资料和地质模型，拾取相同层位的标准直井和水平井的井斜、纵波时差和地层倾角特征值，建立标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的交会图版，得到标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的线性回归公式；
步骤d、根据综合测井资料和地质模型，拾取相同层位的标准直井和水平井的井斜、纵波时差和地层倾角特征值，建立标准直井纵波时差AC与真实夹角X的交会图版，得到标准直井纵波时差AC与真实夹角X的线性回归公式；
步骤e、将步骤c和步骤d得到的两个线性回归公式进行加权平均，建立标准直井纵波时差AC、水平井纵波时差ACS和真实夹角X的回归公式；
步骤f、通过真实夹角X、水平井声波和标准直井声波，建立逐步线性回归表达式；
步骤g、将步骤e和步骤f中得到的回归公式和逐步线性回归表达式进行平均，得到页岩气水平井纵波时差校正模型，从而得到校正后的纵波时差。
2.根据权利要求1所述的页岩气水平井纵波时差校正方法，其特征在于：所述步骤b中，
当地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≤a时；通过式1计算真实夹角X；X＝90°-a+B式1；
当地层上倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且B≥a时，通过式2计算真实夹角X；X＝90°-B+a式2；
当地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≤a时，通过式3计算真实夹角X；X＝a-B+90°式3；
当地层上倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且B-90°≥a时，通过式4计算真实夹角X；X＝B-90°-a式4；
当地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≥a时，通过式5计算真实夹角X；X＝90°-B-a式5；
当地层下倾，井眼轨迹向下，井斜角B≤90°且90°-B≤a时，通过式6计算真实夹角X；X＝a-90°+B式6；
当地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≤180°时，通过式7计算真实夹角X；X＝B-90°+a式7；
当地层下倾，井眼轨迹向上，井斜角B≥90°且a+B≥180°时，通过式8计算真实夹角X；X＝270°-B-a式8。
3.根据权利要求1所述的页岩气水平井纵波时差校正方法，其特征在于：所述步骤c中，根据标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的交会图版，得到的标准直井纵波时差AC与水平井纵波时差ACS的线性回归公式，如式9；
AC＝m1×ACS-m2 式9；
其中：m1为AC与ACS的线性回归的斜率系数，m2为AC与ACS的线性回归的截距系数。
4.根据权利要求3所述的页岩气水平井纵波时差校正方法，其特征在于：所述步骤d中，根据标准直井纵波时差AC与真实夹角X的交会图版，得到的标准直井纵波时差AC与真实夹角X的一元二次回归公式，如式10；
AC＝m3×X2+m4×X+m5 式10；
其中：m3为AC与X的一元二次回归的二次项系数，m4为AC与X的一元二次回归的一次项系数，m5为AC与X的一元二次回归的常数项系数。
5.根据权利要求4所述的页岩气水平井纵波时差校正方法，其特征在于：所述步骤e中，利用式9和式10进行加权平均，建立标准直井纵波时差AC、水平井纵波时差ACS和真实夹角X的回归公式，如式11；
AC＝Q1×(m1×ACS-m2)+Q2×(m3×X2+m4×X+m5) 式11；
其中，Q1为水平井纵波时差ACS的回归权重；Q2为真实夹角X的回归权重。
6.根据权利要求5所述的页岩气水平井纵波时差校正方法，其特征在于：所述水平井纵波时差ACS的回归权重Q1，通过式12计算获得；
Q1＝n1/(n1+n2) 式12；
真实夹角X的回归权重Q2，通过式13计算获得；
Q2＝n2/(n1+n2) 式13；
其中，n1为AC与ACS的线性回归的回归相关系数，n2为AC与X的一元二次回归的回归相关系数。
7.根据权利要求5所述的页岩气水平井纵波时差校正方法，其特征在于：所述步骤f中，通过真实夹角、水平井声波和标准直井声波，建立逐步二元一次回归表达式，如式15；
AC＝m6+m7×X+m8×ACS 式15；
其中，m6为二元一次回归公式常数项系数，m7为二元一次回归公式X项系数，m8为二元一次回归公式ACS项系数。
8.根据权利要求7所述的页岩气水平井纵波时差校正方法，其特征在于：所述步骤g中，通过式16所示的页岩气水平井纵波时差校正模型，计算出校正后的纵波时差AAC；
Figure FDA0002442777240000041
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