CN112282743A - 用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法 - Google Patents
用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112282743A CN112282743A CN202011142733.0A CN202011142733A CN112282743A CN 112282743 A CN112282743 A CN 112282743A CN 202011142733 A CN202011142733 A CN 202011142733A CN 112282743 A CN112282743 A CN 112282743A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- compaction
- stage
- curve
- mudstone
- density
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 154
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 66
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 37
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims abstract description 319
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 84
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 70
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 35
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 15
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 11
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 description 8
- 230000004044 response Effects 0.000 description 8
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 8
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 7
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000010897 surface acoustic wave method Methods 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
获取自然伽马、声波、密度和中子测井曲线；利用自然伽马测井曲线获得泥质含量；根据中子和密度测井曲线获得中子孔隙度与密度孔隙度之差；根据泥质含量和中子孔隙度与密度孔隙度之差确定泥岩段；根据声波和密度测井曲线获得声波时差‑密度曲线；根据声波时差‑密度曲线将泥岩段划分为机械、过渡和化学压实阶段；通过进行指数函数拟合建立机械压实阶段正常压实曲线；以实测地层压力约束的压实参数反演方法建立化学压实阶段正常压实曲线；通过利用机械和化学压实阶段正常压实曲线计算过渡阶段起点和终点处声波时差，建立过渡阶段正常压实曲线；和利用上述正常压实曲线对泥岩地层压力进行预测。本方法可以更精确地预测泥岩地层压力。
Description
技术领域
本发明属于油气勘探技术领域，具体涉及一种用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法。
背景技术
在含油气盆地中，如果地下特定深度处地层压力超过该深度静水压力，则称之为超压。超压与油气成藏、储量评价密切相关，同时决定了安全钻井窗口，因而准确预测地层压力对油气运移研究和钻井工程实施都十分重要。目前常用的地层压力预测方法都是根据泥岩孔隙度变化特征进行的，并且所有的压力预测均需要建立描述孔隙度随深度的变化的趋势，即“正常压实曲线”。泥岩压实过程中，随着埋深增加，孔隙流体能够顺利排出，孔隙度随之不断减小，地层压力保持静水压力，该过程称之为正常压实。利用能够反映泥岩孔隙度变化的测井响应开展压实状态分析已经成为泥岩压实研究及地层压力预测的主要手段。“正常压实曲线”定义了正常压力条件下泥岩孔隙度或其测井响应与深度的关系，与之相对应的孔隙度/测井响应与垂直有效应力的关系称之为加载曲线。建立可靠的正常压实曲线和加载曲线是地层压力预测及超压成因判识等研究的基础。
研究人员对泥岩机械压实作用机理及岩石物理响应开展了大量研究，提出利用Athy公式来表征泥岩孔隙度随深度变化的定量关系，并且将这种关系应用于地层压力预测及超压成因机制判识。传统上对于泥岩压实的认识仅仅基于单一的机械压实作用。然而，这种基于单一的机械压实曲线进行地层压力预测的方法在应用于中深层地层压力预测及超压成因机制分析时存在严重的误差。随着埋深增大、地层温度升高，中深层泥岩岩石物理性质及其测井响应特征相对于浅层泥岩岩石物理性质及其测井响应特征存在显著的差异，进而导致中深层泥岩压实的孔隙度-有效应力关系与浅层泥岩的机械压实作用传统认识呈现较大差异。浅层泥岩机械压实作用获得的泥岩正常压实曲线不能外推到中深层泥岩。因此，忽略中深层泥岩压实对泥岩正常压实曲线的影响，必然导致中深层地层压力预测存在严重的错误，给油气勘探带来了巨大的困难。
随着研究的深入，已经认识到不同埋藏深度的泥岩具有不同的孔隙度演化趋势，因而泥岩的正常压实曲线不应该被认为是单一的趋势。前人尝试利用蒙脱石和伊利石的压实趋势作为机械压实阶段和化学压实阶段的正常压实曲线。然而实际盆地中泥岩矿物组分并非全是蒙脱石或伊利石，不同矿物组成导致的泥岩压实趋势线差异可以很明显。ZHANG JC，YIN S X.Real-time pore pressure detection：indicators and improved methods[J].Geofluids，2017，9：1-12通过假设蒙脱石-伊利石转化过程用线性关系来描述，建立了蒙脱石正常压实曲线、蒙-伊过渡阶段正常压实曲线和伊利石正常压实曲线并基于这些正常压实曲线进行压力预测的方法。尽管该方法将泥岩压实分为三个阶段，但其准确性却依赖于盆地内复杂的蒙-伊转化反应的经验认识，并且该方法仅将蒙-伊过渡阶段压实曲线认为是一种简单的线性关系。然而，实际盆地中，泥岩的黏土矿物组成不仅是单一的蒙脱石或伊利石，蒙-伊转化过程也并非简单的线性关系可以解决，不同矿物组分导致泥岩的正常压实趋势线差异很大，简单的用两个端元组分来预测孔隙压力很可能带来较大的误差。更重要的是，该方法提出伊利石正常压实曲线通过对正常压力段内声波时差-深度数据直接拟合而获得，但是实际上对于伊利石压实仍然保持正常压力的泥岩并不多，进而影响压力预测结果的准确性，并且伊利石正常压实曲线往往很难直接观测获得，因此该方法难以在实际工作中推广应用。
因此，迫切需要提出一种新的适用于泥岩不同压实阶段的地层压力预测方法。
发明内容
针对现有技术中存在的技术问题，本发明的目的是提供一种用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法，该方法可以更精确地预测泥岩地层压力。
为了达到上述目的，本发明提供一种用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法，所述方法包括以下步骤：获取钻井地层的自然伽马测井曲线、声波测井曲线、密度测井曲线和中子测井曲线；利用自然伽马测井曲线获得钻井地层的泥质含量；利用中子测井曲线和密度测井曲线获得钻井地层的中子孔隙度与密度孔隙度之差值；根据钻井地层的泥质含量以及中子孔隙度与密度孔隙度之差值确定泥岩段；利用声波测井曲线和密度测井曲线获得所述泥岩段的声波时差随密度的变化趋势线；根据所述泥岩段的声波时差随密度的变化趋势线将所述泥岩段划分为机械压实阶段、过渡阶段和化学压实阶段；通过对所述机械压实阶段的声波测井曲线进行指数函数拟合，以声波时差与深度关系建立机械压实阶段正常压实曲线；利用所述化学压实阶段的声波测井曲线，通过实测地层压力约束的压实参数反演方法以修正的声波时差与深度关系建立化学压实阶段正常压实曲线；通过分别利用机械压实阶段正常压实曲线和化学压实阶段正常压实曲线获得过渡阶段起点和终点处的声波时差并且基于这两个点的声波时差和地层深度进行计算，以修正的声波时差与深度关系建立过渡阶段正常压实曲线；和利用获得的机械压实阶段正常压实曲线、化学压实阶段正常压实曲线和过渡阶段正常压实曲线对钻井泥岩地层压力进行预测。
根据本发明，进一步地，利用获得的机械压实阶段正常压实曲线、化学压实阶段正常压实曲线和过渡阶段正常压实曲线对钻井泥岩地层压力进行预测的步骤包括：将所述机械压实阶段正常压实曲线、所述化学压实阶段正常压实曲线和所述过渡阶段正常压实曲线直接用于对钻井泥岩地层压力进行预测；或者将所述机械压实阶段正常压实曲线、所述化学压实阶段正常压实曲线和所述过渡阶段正常压实曲线分别转换为相应的加载曲线，然后将所述加载曲线用于对钻井泥岩地层压力进行预测。
根据本发明，进一步地，在利用自然伽马测井曲线获得钻井地层的泥质含量的步骤中通过以下方程进行计算获得所述钻井地层的泥质含量：
式中，IGR为泥质含量指数；GR是地层自然伽马值；GRmin和GRmax分别是纯砂岩和纯泥岩自然伽马值；Vsh为泥质含量；并且GCUR为经验参数。
根据本发明，进一步地，根据所述泥岩段的声波时差随密度的变化趋势线将所述泥岩段划分为机械压实阶段、过渡阶段和化学压实阶段的步骤包括：将其声波时差随密度的变化趋势线斜率绝对值最大的泥岩段部分确定为过渡阶段；将过渡阶段起点以上的泥岩段部分确定为机械压实阶段；和将过渡阶段终点以下的泥岩段部分确定为化学压实阶段。
根据本发明，进一步地，所述机械压实阶段正常压实曲线由以下关系式表示：
式中，AC为机械压实阶段泥岩声波时差；Z为地层深度；AC0 m为机械压实阶段泥岩地表声波时差；并且Cm为机械压实阶段泥岩压实系数。
根据本发明，进一步地，所述化学压实阶段正常压实曲线由以下关系式表示：
式中，AC为化学压实阶段泥岩声波时差；Z为地层深度；Zc为化学压实阶段起点处的地层深度；ACc为化学压实阶段起点处的泥岩声波时差；并且Cc为化学压实阶段泥岩压实系数。
根据本发明，进一步地，所述过渡阶段正常压实曲线由以下关系式表示：
式中，AC为过渡阶段泥岩声波时差；Z为地层深度；Zm为过渡阶段起点处的地层深度；ACt为过渡阶段起点处的泥岩声波时差；并且Ct为过渡阶段泥岩压实系数。
根据本发明，进一步地，通过以下方程将所述机械压实阶段正常压实曲线、所述化学压实阶段正常压实曲线和所述过渡阶段正常压实曲线分别转换为相应的加载曲线：
式中，σv为垂直有效应力；Z为地层深度；ΔZ为密度测井采样间隔；ρr i为采样间隔内岩石密度；g为重力加速度；n为采样间隔数目；并且ρf为地层水的密度。
根据本发明，进一步地，所述实测地层压力约束的压实参数反演方法包括：
首先对Cc赋予初值，基于平衡深度法由以下方程估算地层压力P：
式中，P为地层压力，Z为地层深度，ρr为岩石体积密度，ρw为孔隙水密度，g为重力加速度，Cc为化学压实阶段泥岩压实系数，AC0 c为化学压实阶段外推地表声波时差，并且AC为化学压实阶段泥岩声波时差；
将估算的地层压力P与实测地层压力进行比较；和
根据估算的地层压力P与实测地层压力是否近似来确定是否重新对Cc赋予初值并且估算地层压力P直至估算的地层压力P与实测地层压力之间的误差最小，以获得该初值作为Cc。
根据本发明，进一步地，从所述自然伽马测井曲线、声波测井曲线、密度测井曲线和中子测井曲线中剔除受到井筒扩径或坍塌影响的中浅层测井数据，以及井径大于钻头直径20％以上的扩径层段测井数据。
有益效果
根据本发明的方法通过建立更符合泥岩实际压实的不同压实阶段正常压实曲线，可以更精确地预测泥岩地层压力。此外，本方法还可以进一步利用所得到的不同压实阶段正常压实曲线获得相应的加载曲线并将其用于超压成因分析，从而提高超压成因分析的准确性。本方法还有助于指导泥岩物性预测、地球物理解释、构造演化恢复。
附图说明
图1为说明根据本发明的实测地层压力约束的压实参数反演方法的示意图。
图2显示了根据本发明的一个实施例的渤海湾盆地东营凹陷LY1井地层的自然伽马测井曲线(GR)、声波测井曲线(AC)、密度测井曲线(DEN)、中子测井曲线(CNL)、井径测井曲线(CAL)、钻头直径测井曲线(BIT)、泥质含量(Vsh)-深度曲线和中子孔隙度与密度孔隙度之差
-深度曲线。
图3显示了根据本发明的一个实施例的渤海湾盆地东营凹陷LY1井地层的泥质含量Vsh与中子孔隙度-密度孔隙度之差值
交会图。
图4显示了根据本发明的一个实施例的渤海湾盆地东营凹陷LY1井泥岩段的声波时差-深度图和密度-深度图。
图5显示了根据本发明的一个实施例的渤海湾盆地东营凹陷LY1井泥岩段的声波时差-密度交会图。
图6显示了根据本发明的一个实施例的渤海湾盆地东营凹陷LY1井泥岩不同压实阶段正常压实曲线以及根据本发明实施例的方法预测的地层压力和基于单一机械压实曲线预测的地层压力与实测地层压力的比较。
图7显示了根据本发明的一个实施例的渤海湾盆地东营凹陷LY1井泥岩的利用不同正常压实曲线的地层压力预测的误差分析。
图8显示了根据本发明的一个实施例的渤海湾盆地东营凹陷LY1井泥岩不同压实阶段加载曲线及超压成因判识。
具体实施方式
根据本发明的方法包括以下步骤：获取钻井地层的自然伽马测井曲线、声波测井曲线、密度测井曲线和中子测井曲线；利用自然伽马测井曲线获得测井地层的泥质含量；利用中子测井曲线和密度测井曲线获得钻井地层的中子孔隙度与密度孔隙度之差值；根据钻井地层的泥质含量以及中子孔隙度与密度孔隙度之差值确定泥岩段；利用声波测井曲线和密度测井曲线获得所述泥岩段的声波时差随密度的变化趋势线；根据所述泥岩段的声波时差随密度的变化趋势线将所述泥岩段划分为机械压实阶段、过渡阶段和化学压实阶段；通过对所述机械压实阶段的声波测井曲线进行指数函数拟合，以声波时差与深度关系建立机械压实阶段正常压实曲线；利用所述化学压实阶段的声波测井曲线，通过实测地层压力约束的压实参数反演方法以修正的声波时差与深度关系建立化学压实阶段正常压实曲线；通过分别利用机械压实阶段正常压实曲线和化学压实阶段正常压实曲线获得过渡阶段起点和终点处的声波时差并且基于这两个点的声波时差和地层深度进行计算，以修正的声波时差与深度关系建立过渡阶段正常压实曲线；和利用获得的机械压实阶段正常压实曲线、化学压实阶段正常压实曲线和过渡阶段正常压实曲线对钻井泥岩地层压力进行预测。
在本方法中，自然伽马测井曲线是指钻井地层的自然伽马值随深度变化的曲线，通过自然伽马测井而获得；声波测井曲线是指钻井地层的声波时差随深度变化的曲线，通过声波测井而获得；密度测井曲线是指钻井地层的体积密度随深度变化的曲线，通过密度测井而获得；而中子测井曲线是指钻井地层的中子值随深度变化的曲线，通过中子测井而获得。自然伽马测井、声波测井、密度测井和中子测井方法在本领域中是已知的。在本方法中，还包括获取井径(CAL)及钻头直径(BIT)等测井曲线。在获得这些测井曲线之后，为了保证测井数据的可靠性，可以对这些测井曲线进行处理。首先剔除受到井筒扩径或坍塌影响的中浅层测井数据，其次，通过对比井径与钻头直径，剔除井径大于钻头直径20％以上的扩径层段测井数值，还可以剔除受到断层、裂缝、有机质含量等因素导致的异常测井数值。
在利用自然伽马测井曲线获得钻井地层的泥质含量的步骤中，通过以下方程进行计算获得所述钻井地层的泥质含量：
式中，IGR为泥质含量指数；GR是地层自然伽马值；GRmin和GRmax分别是纯砂岩和纯泥岩自然伽马值；Vsh为泥质含量；并且GCUR为经验参数。在本领域中，GCUR通常如下确定：新地层(古近系以后)取值为2；老地层(古近系以前)取值为3.7。
在本方法中，可以利用中子测井曲线和密度测井曲线获得钻井地层的中子孔隙度与密度孔隙度之差值。具体地，可以利用中子测井曲线和密度测井曲线分别计算中子孔隙度
和密度孔隙度
式(3)中，
为中子孔隙度，％；Φma为骨架中子值，取值为-0.05；Φf为孔隙流体中子值，取值为1.00；Φ为地层中子值，％。式(4)中，
为密度孔隙度，％；ρma为骨架密度，取值为2.7g/cm3；ρf为孔隙流体密度，取值为1.0g/cm3；ρ为地层体积密度，g/cm3。
在如上获得中子孔隙度与密度孔隙度之后，计算两者之差值即可得到中子孔隙度与密度孔隙度之差值
然后，可以根据钻井地层的泥质含量Vsh以及中子孔隙度与密度孔隙度之差值确定泥岩段。具体地，可以绘制Vsh与中子孔隙度-密度孔隙度差值
交会图。在一个或多个实施例中，可以根据该交会图选择Vsh＞75％及
作为纯泥岩的阈值，从而确定泥岩段。
在确定泥岩段之后，可以利用声波测井曲线和密度测井曲线获得所述泥岩段的声波时差随密度的变化趋势线。可以选取厚度大于5～10m的纯泥岩段，在此基础上统计泥岩段的声波时差和体积密度测井的平均值。可以使用泥岩段的声波时差和体积密度测井的平均值来绘制泥岩声波时差-密度交会图。泥岩声波时差-密度交会图可以非常直观地反映声波时差随密度的变化关系。可以根据泥岩段的声波时差随密度的变化趋势线将所述泥岩段划分为机械压实阶段、过渡阶段和化学压实阶段。根据本发明，泥岩在浅层、低温条件下压实过程表现为声波时差减小、密度增大的特征，遵循机械压实趋势；而后泥岩压实趋势从机械压实曲线逐渐过渡到化学压实曲线，在此过程中黏土矿物快速转化导致泥岩密度快速增大现象，对应于泥岩压实的过渡阶段，随后沿着化学压实趋势继续发生压实作用。因此，可以依据声波时差随密度的变化趋势线的斜率变化来确定泥岩部分所属压实阶段，具体地，可以首先将其声波时差随密度的变化趋势线斜率绝对值最大的泥岩段部分确定为过渡阶段，然后将过渡阶段起点以上的泥岩段部分确定为机械压实阶段，并且将过渡阶段终点以下的泥岩段部分确定为化学压实阶段。在一个或多个实施例中，泥岩的压实过程可以为划分如下三个阶段：机械压实阶段(＜2000m)、过渡阶段(2000～2500m)和化学压实阶段(＞2500m)。
根据本发明，处于过渡阶段起点(Zm，亦即，机械压实阶段终点)以上的泥岩压实过程定义为泥岩的机械压实阶段。机械压实阶段正常压实曲线可以表示为声波时差(AC)-深度(Z)的指数函数：
式中，AC为机械压实阶段泥岩声波时差，μs/ft；Z为地层深度，m；AC0 m为机械压实阶段泥岩地表声波时差，μs/ft；并且Cm为机械压实阶段泥岩压实系数。
因此，可以通过对所述机械压实阶段的声波测井曲线进行指数函数拟合，以声波时差与深度关系建立机械压实阶段正常压实曲线。
根据本发明，处于过渡阶段终点(Zc，亦即，化学压实阶段起点)以下的泥岩压实过程定义为泥岩化学压实阶段。化学压实阶段泥岩正常压实曲线用修正的声波时差(AC)-深度(Z)关系表述：
式中，AC为化学压实阶段泥岩声波时差；Z为地层深度；Zc为化学压实阶段起点处的地层深度；ACc为化学压实阶段起点处的泥岩声波时差；并且Cc为化学压实阶段泥岩压实系数。
基于本发明，化学压实阶段泥岩往往发育超压致使声波时差-深度关系偏离正常压实曲线，如图1所示。基于本发明，为了建立符合实际压实的化学压实阶段正常压实曲线，特别采用了实测地层压力约束的压实参数反演方法。根据不同矿物组分的机械压实实验，不同矿物组分在未压实状态下原始孔隙度近似相等，因而化学压实与机械压实泥岩应该具有相同的地表声波时差，即：AC0 c＝AC0 m，因此可以将方程(6)转化为：
式中，AC为化学压实阶段泥岩声波时差；Z为地层深度；AC0 c为化学压实阶段外推地表声波时差；并且Cc为化学压实阶段泥岩压实系数。
在一个或多个实施方案中，实测地层压力约束的压实参数反演方法包括：
首先对Cc赋予初值Cc i(Cc i≥Cm)，基于平衡深度法由以下方程估算地层压力P：
式中，P为地层压力，MPa；Z为地层深度，m；ρr为岩石体积密度，g/cm3；ρw为孔隙流体密度，1.0g/cm3；g为重力加速度；Cc为化学压实阶段泥岩压实系数；AC0 c为化学压实阶段外推地表声波时差，μs/ft；并且AC为化学压实阶段泥岩声波时差，μs/ft；
将估算的地层压力P与实测地层压力进行比较；和
根据估算的地层压力P与实测地层压力是否近似来确定是否重新对Cc赋予初值并且估算地层压力P直至估算的地层压力P与实测地层压力之间的误差最小，以获得该初值作为Cc。
根据本发明，如果估算的地层压力P与实测地层压力近似，则将此时的初值作为Cc；如果估算的地层压力P与实测地层压力不近似，则重新对Cc赋予初值并且估算地层压力P直至估算的地层压力P与实测地层压力之间的误差最小，以获得该初值作为Cc根据本发明，估算的地层压力P与实测地层压力近似的情况包括估算的地层压力P与实测地层压力相等的情况以及估算的地层压力P与实测地层压力之间的误差最小的情况。具体地，使用实测地层压力(或泥浆压力)作为约束，如果预测地层压力等于实测地层压力(或泥浆压力)，则将该Cc i值作为Cc。如果预测地层压力小于实测地层压力(或泥浆压力)，则以一定的梯度(ΔCi)不断增大Cc值，重新预测地层压力，对比预测地层压力与实测地层压力(或泥浆压力)，当两者误差达到最小时，此时对应的Cc值即可用于建立化学压实阶段正常压实曲线。根据本发明，实测地层压力(或泥浆压力)可以利用钻井过程中DST、MDT或RFT测试(或泥浆密度)获得。
根据本发明，介于Zm～Zc深度区间的泥岩处于泥岩压实的过渡阶段。过渡阶段内泥岩的正常压实曲线用修正的声波时差(AC)-深度(Z)关系表述：
式中，AC为过渡阶段泥岩声波时差，μs/ft；Z为地层深度，m；Zm为过渡阶段起点处的地层深度，m；ACt为过渡阶段起点处的泥岩声波时差，μs/ff；并且Ct为过渡阶段泥岩压实系数。
过渡阶段起点处声波时差ACt等于机械压实阶段终点处(Zm)的声波时差(ACm)，可以从机械压实曲线计算获得，同时过渡阶段终点处声波时差等于化学压实阶段起点处(Zc)的声波时差(ACc)，可以通过从化学压实曲线计算获得。因此，利用机械压实曲线和化学压实曲线进行计算，可以获得两点(Zm，ACm)和(Zc，ACc)。基于该两点进行计算，可以获得过渡阶段泥岩压实系数，从而建立过渡阶段正常压实曲线。
因此，以上述方式获得了耦合泥岩不同压实阶段的综合正常压实曲线：
同一地区泥岩压实作用具有区域相似性，因而在建立的综合正常压实曲线基础上，如下利用平衡深度法可以实现不同压实阶段的地层压力预测：
式中，P为地层压力，MPa；Z为地层深度，m；Zi为不同压实阶段起点处的地层深度，m；ρr为岩石体积密度，g/cm3；ρw为孔隙流体密度，1.0g/cm3；g为重力加速度；Ci为不同压实阶段泥岩压实系数；ACi为不同压实阶段起点处的声波时差，μs/ft；并且AC为不同压实阶段泥岩声波时差，μs/ft；其中，对于机械压实阶段(Z＞Zm)：Zi＝0，Ci＝Cm，ACi＝AC0 m；对于过渡阶段(Zm＜Z＜Zc)：Zi＝Zm，Ci＝Ct，ACi＝ACt；对于化学压实阶段(Z＞Zc)：Zi＝Zc，Ci＝Cc，ACi＝ACc。
在其他一些实施方案中，可以将所述机械压实阶段正常压实曲线、所述化学压实阶段正常压实曲线和所述过渡阶段正常压实曲线分别转换为相应的加载曲线，即，将不同压实阶段的声波时差-深度关系转化为声波时差-垂直有效应力关系。然后，将所述加载曲线用于对钻井泥岩地层压力进行预测。加载曲线除了可以用于孔隙压力预测之外，还可以用于超压成因分析。
以下对将不同压实阶段正常压实曲线转换为相应的加载曲线进行说明。
根据有效应力基本原理，正常压力条件下地层承受的垂直有效应力等于相同深度静岩压力(Sv)与静水压力(Ph)的差值：
σv＝Sv-Ph (12)
式中，σv为垂直有效应力，MPa；Sv为静岩压力，MPa；Ph为静水压力，MPa。
静岩压力为上覆岩石施加的压力，特定深度的静岩压力可以根据上覆岩石的体积密度计算获得：
Sv＝ρr·g·Z (13)
式中，Sv为静岩压力，MPa；Z为深度，m；ρr为地层体积密度，g/cm3；g为重力加速度。
通常密度测井以特定的深度间隔记录井筒周围的地层密度，对于每一个采样间隔内，使用以下公式计算每一测井间隔深度内静岩应力(Svi)：
Sv i＝ρr i·g·ΔZ (14)
式中，Svi为每一测井间隔深度内静岩应力，MPa；ΔZ为密度测井采样间隔，m；
为采样深度区间内岩石密度，g/cm3；g为重力加速度。
为了获得深度Z处的垂直应力，需要将每个单独的垂直应力增量求和：
式中，Sv为静岩压力，MPa；n为采样间隔数目；ΔZ为密度测井采样间隔，m；
为采样深度区间内岩石密度，g/cm3；g为重力加速度。
特定深度的静水压力(Ph)为该深度以上连通水柱的压力，可以表示为：
Ph＝ρf·g·Z (16)
式中，Ph为静水压力，MPa；
为孔隙水密度，g/cm3；g为重力加速度；Z为深度，m。
进而，特定深度处的垂直有效应力为：
式中，σv为垂直有效应力，MPa；n为采样间隔数目；
为采样深度区间内岩石密度，g/cm3；g为重力加速度；ΔZ为密度测井采样间隔，m；
为孔隙水密度，g/cm3；g为重力加速度；Z为深度，m。
根据上述公式，可以获得不同压实阶段正常压实曲线中相应深度处的垂直有效应力，进而将声波时差-深度关系转化为声波时差-有效应力关系，从而获得机械压实阶段、过渡阶段和化学压实阶段的加载曲线。
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下将通过实施例来具体说明本发明。应当懂得，这些实施例仅用于说明的目的，它们并不以任何方式对本发明构成限制。
实施例
以渤海湾盆地东营凹陷LY1井为例。通过自然伽马测井、声波测井、密度测井和中子测井方法获取钻井地层的自然伽马测井曲线、声波测井曲线、密度测井曲线和中子测井曲线。图2显示了渤海湾盆地东营凹陷LY1井的自然伽马测井曲线(GR)、声波测井曲线(AC)、密度测井曲线(DEN)和中子测井曲线(CNL)。
对上述测井曲线进行处理。首先，剔除中浅部由于地层压实和成岩胶结程度低导致井筒扩径或坍塌引起的波动较大的测井数值。进一步，通过对比井径(CAL)与钻头直径(BIT)测井曲线(如图2中的CAL/BIT)，确定了井径大于钻头直径20％以上的扩径层段，这些测井数据也被排除在外。
利用图2所示的自然伽马测井曲线(GR)，通过公式(1)和(2)计算获得LY1井地层的泥质含量Vsh(参见图2)。利用图2所示的中子测井曲线(CNL)和密度测井曲线(DEN)，通过公式(3)和(4)计算获得钻井地层的中子孔隙度与密度孔隙度之差值
(参见图2)。绘制Vsh与中子孔隙度-密度孔隙度之差值
交会图(参见图3)。选择Vsh＞75％及
作为纯泥岩的阈值，确定泥岩段。
为降低围岩对目标泥岩段测井响应的影响，选取厚度一般大于5～10m的纯泥岩段，统计该泥岩段的声波测井响应和密度测井响应的平均值，绘制声波时差-深度图和密度-深度图(见图4)。
利用图4所示的声波时差-深度图和密度-深度图编制泥岩段声波时差-密度交会图(见图5)。根据声波时差-密度交会图，可以确定埋深小于2000m(具体为1500-2000m)的泥岩段处于机械压实阶段；埋深介于2000-2500m泥岩段密度表现出快速增大的趋势，处于过渡阶段；而埋深超过2500m(具体为2500-4000m)的泥岩段处于化学压实阶段。
对埋深小于2000m的机械压实阶段浅泥岩声波时差-深度曲线进行指数函数拟合，从而确定机械压实阶段正常压实曲线为：
AC＝189.2098·e-0.0001985·Z (18)
以实测地层压力作为约束，对Cc赋予初值Cc i＝0.0002，利用方程(8)估算的地层压力小于实测地层压力，以一定的梯度(ΔCi＝0.0000002)不断调整压实系数Cc，利用方程(8)估算不同Cc条件下的地层压力，对比估算地层压力与实测地层压力，当估算地层压力与实测地层压力误差最小时，确定此时的Cc i＝0.0002036作为化学压实阶段压实系数Cc。因此泥岩化学压实阶段正常压实曲线为：
AC＝189.2098·e-0.00002036·Z (19)
2000-2500m之间为泥岩压实的过渡阶段，此时利用机械压实阶段正常压实曲线(18)和化学压实阶段正常压实曲线(19)计算出过渡阶段起点为Zm＝2000m，ACm＝127.1701μs/ft；终点为Zc＝2500m，ACc＝104.9658μs/ft。基于这两个点(Zm，ACm)和(Zc，ACc)进行计算，获得ACt＝273.9894μs/ff，Ct＝0.00003838。所以可以得到过渡阶段正常压实曲线为：
AC＝273.9894·e-0.00003838·Z (20)
进而，获得泥岩压实的综合正常压实曲线：
所建立的综合正常压实曲线如图6左图所示。以建立的综合正常压实曲线为依据，利用方程(11)所示的平衡深度法可以预测不同压实阶段地层压力，预测地层压力与实测地层压力达到良好的匹配关系，而基于单一机械压实曲线预测的地层压力与实测地层压力偏差较大(见图6右图)。
利用背景技术中描述的现有技术(即，利用单一机械压实正常压实曲线对钻井泥岩地层压力进行预测的方法以及ZHANG J C，YIN S X.Real-time pore pressuredetection：indicators and improved methods[J].Geofluids，2017，9：1-12所述的预测方法以及本发明的方法分别对渤海湾盆地东营凹陷LY1井进行压力预测，统计不同深度点实测地层压力处对应的地层压力预测值，如图7所示。对比实测地层压力与预测地层压力可以发现，通过利用单一机械压实正常压实曲线对钻井泥岩地层压力进行预测的方法预测的地层压力普遍小于实测地层压力，绝对误差超过10MPa，而利用ZHANG J C，YIN S X.Real-time pore pressure detection：indicators and improved methods[J].Geofluids，2017，9：1-12所述的预测方法预测的压力则大于实测地层压力，绝对误差也可达10MPa。而通过本发明方法预测的地层压力与实测地层压力具有远远更好的吻合关系，几乎保持一致，充分证明本发明提出的方法能够更精确地预测地层压力。
接着，根据图2所示的密度测井曲线，获得岩石体积密度随深度变化规律，通过方程(15)对体积密度进行积分获得静岩压力与深度关系：
Sv＝0.0099·Z1.0962 (22)
通过方程(17)以静岩压力与相同深度静水压力之差获得特定深度处垂直有效应力：
σv＝0.0028·Z1.1792 (23)
将泥岩不同压实阶段正常压实曲线(21)中深度计算为垂直有效应力，进而获得如下所示的泥岩机械压实阶段、过渡阶段及化学压实阶段的加载曲线(参见图8)：
同一地区泥岩压实作用具有区域相似性，在计算获得泥岩不同压实阶段对应的加载曲线的基础上，可以应用于地层压力准确预测，也可以用于超压成因判识。
在声波时差-垂直有效应力交会图(图8)中，压力系数介于1.0-1.2之间的常压数据点基本落在过渡阶段加载曲线和化学压实阶段加载曲线上；压力系数介于1.2-1.4之间的超压数据点落在化学压实阶段加载曲线上，表明超压成因主要为泥岩化学压实作用；而压力系数大于1.4时的超压数据点则落在化学压实阶段加载曲线之外，反映了卸载成因机制的贡献。
上述实施例仅例示性的说明了本发明，而非用于限制本发明。熟知本领域的技术人员应当理解，在不偏离本发明的精神和范围的情况下，对本发明实施例所作的任何更改和变化均落在本发明的范围内。且本发明的保护范围应由所附的权利要求确定。
Claims (10)
1.一种用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法，所述方法包括以下步骤：
获取钻井地层的自然伽马测井曲线、声波测井曲线、密度测井曲线和中子测井曲线；
利用自然伽马测井曲线获得测井地层的泥质含量；
利用中子测井曲线和密度测井曲线获得钻井地层的中子孔隙度与密度孔隙度之差值；
根据钻井地层的泥质含量以及中子孔隙度与密度孔隙度之差值确定泥岩段；
利用声波测井曲线和密度测井曲线获得所述泥岩段的声波时差随密度的变化趋势线；
根据所述泥岩段的声波时差随密度的变化趋势线将所述泥岩段划分为机械压实阶段、过渡阶段和化学压实阶段；
通过对所述机械压实阶段的声波测井曲线进行指数函数拟合，以声波时差与深度关系建立机械压实阶段正常压实曲线；
利用所述化学压实阶段的声波测井曲线，通过实测地层压力约束的压实参数反演方法以修正的声波时差与深度关系建立化学压实阶段正常压实曲线；
通过分别利用机械压实阶段正常压实曲线和化学压实阶段正常压实曲线获得过渡阶段起点和终点处的声波时差并且基于这两个点的声波时差和地层深度进行计算，以修正的声波时差与深度关系建立过渡阶段正常压实曲线；和
利用获得的机械压实阶段正常压实曲线、化学压实阶段正常压实曲线和过渡阶段正常压实曲线对钻井泥岩地层压力进行预测。
2.根据权利要求1所述的方法，其中利用获得的机械压实阶段正常压实曲线、化学压实阶段正常压实曲线和过渡阶段正常压实曲线对钻井泥岩地层压力进行预测的步骤包括：
将所述机械压实阶段正常压实曲线、所述化学压实阶段正常压实曲线和所述过渡阶段正常压实曲线直接用于对钻井泥岩地层压力进行预测；或者
将所述机械压实阶段正常压实曲线、所述化学压实阶段正常压实曲线和所述过渡阶段正常压实曲线分别转换为相应的加载曲线，然后将所述加载曲线用于对钻井泥岩地层压力进行预测。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中在利用自然伽马测井曲线获得钻井地层的泥质含量的步骤中通过以下方程进行计算获得所述钻井地层的泥质含量：
式中，IGR为泥质含量指数；GR是地层自然伽马值；GRmin和GRmax分别是纯砂岩和纯泥岩自然伽马值；Vsh为泥质含量；并且GCUR为经验参数。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其中根据所述泥岩段的声波时差随密度的变化趋势线将所述泥岩段划分为机械压实阶段、过渡阶段和化学压实阶段的步骤包括：
将其声波时差随密度的变化趋势线斜率绝对值最大的泥岩段部分确定为过渡阶段；
将过渡阶段起点以上的泥岩段部分确定为机械压实阶段；和
将过渡阶段终点以下的泥岩段部分确定为化学压实阶段。
5.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述机械压实阶段正常压实曲线由以下关系式表示：
式中，AC为机械压实阶段泥岩声波时差；Z为地层深度；AC0 m为机械压实阶段泥岩地表声波时差；并且Cm为机械压实阶段泥岩压实系数。
6.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述化学压实阶段正常压实曲线由以下关系式表示：
式中，AC为化学压实阶段泥岩声波时差；Z为地层深度；Zc为化学压实阶段起点处的地层深度；ACc为化学压实阶段起点处的泥岩声波时差；并且Cc为化学压实阶段泥岩压实系数。
7.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述过渡阶段正常压实曲线由以下关系式表示：
式中，AC为过渡阶段泥岩声波时差；Z为地层深度；Zm为过渡阶段起点处的地层深度；ACt为过渡阶段起点处的泥岩声波时差；并且C为过渡阶段泥岩压实系数。
8.根据权利要求2所述的方法，其中通过以下方程将所述机械压实阶段正常压实曲线、所述化学压实阶段正常压实曲线和所述过渡阶段正常压实曲线分别转换为相应的加载曲线：
式中，σv为垂直有效应力；Z为地层深度；ΔZ为密度测井采样间隔；ρr i为采样间隔内岩石密度；g为重力加速度；n为采样间隔数目；并且ρf为地层水的密度。
9.根据权利要求5所述的方法，其中所述实测地层压力约束的压实参数反演方法包括：首先对Cc赋予一个等于或大于Cm的初值，基于平衡深度法由以下方程估算地层压力P：
式中，P为地层压力，Z为地层深度，ρr为岩石体积密度，ρw为孔隙流体密度，g为重力加速度，Cc为化学压实阶段泥岩压实系数，AC0 c为化学压实阶段外推地表声波时差，并且AC为化学压实阶段泥岩声波时差；
将估算的地层压力P与实测地层压力进行比较；和
根据估算的地层压力P与实测地层压力是否近似来确定是否重新对Cc赋予初值并且估算地层压力P直至估算的地层压力P与实测地层压力之间的误差最小，以获得该初值作为Cc。
10.根据权利要求3所述的方法，其中从所述自然伽马测井曲线、声波测井曲线、密度测井曲线和中子测井曲线中剔除受到井筒扩径或坍塌影响的中浅层测井数据，以及井径大于钻头直径20％以上的扩径层段测井数据。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011142733.0A CN112282743A (zh) | 2020-10-22 | 2020-10-22 | 用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011142733.0A CN112282743A (zh) | 2020-10-22 | 2020-10-22 | 用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112282743A true CN112282743A (zh) | 2021-01-29 |
Family
ID=74424210
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011142733.0A Pending CN112282743A (zh) | 2020-10-22 | 2020-10-22 | 用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112282743A (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113187463A (zh) * | 2021-04-14 | 2021-07-30 | 中海石油(中国)有限公司海南分公司 | 一种基于地层超压单成因贡献率的随钻孔隙压力预测方法 |
| CN114893166A (zh) * | 2022-04-13 | 2022-08-12 | 中国石油大学(华东) | 一种地层压力系数计算方法 |
| CN117784244A (zh) * | 2024-02-28 | 2024-03-29 | 中国石油大学(华东) | 基于变纵波速度的细粒混积岩孔隙压力预测方法及系统 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5282384A (en) * | 1992-10-05 | 1994-02-01 | Baroid Technology, Inc. | Method for calculating sedimentary rock pore pressure |
| US5965810A (en) * | 1998-05-01 | 1999-10-12 | Baroid Technology, Inc. | Method for determining sedimentary rock pore pressure caused by effective stress unloading |
| US6473696B1 (en) * | 2001-03-13 | 2002-10-29 | Conoco Inc. | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth |
| US20110208431A1 (en) * | 2009-12-18 | 2011-08-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Workflow for petrophysical and geophysical formation evaluation of wireline and lwd log data |
| CN106285622A (zh) * | 2015-06-01 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于校正压实曲线的方法 |
| CN108301825A (zh) * | 2018-01-23 | 2018-07-20 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种高温高压储层孔隙压力分析方法 |
-
2020
- 2020-10-22 CN CN202011142733.0A patent/CN112282743A/zh active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5282384A (en) * | 1992-10-05 | 1994-02-01 | Baroid Technology, Inc. | Method for calculating sedimentary rock pore pressure |
| US5965810A (en) * | 1998-05-01 | 1999-10-12 | Baroid Technology, Inc. | Method for determining sedimentary rock pore pressure caused by effective stress unloading |
| US6473696B1 (en) * | 2001-03-13 | 2002-10-29 | Conoco Inc. | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth |
| US20110208431A1 (en) * | 2009-12-18 | 2011-08-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Workflow for petrophysical and geophysical formation evaluation of wireline and lwd log data |
| CN106285622A (zh) * | 2015-06-01 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于校正压实曲线的方法 |
| CN108301825A (zh) * | 2018-01-23 | 2018-07-20 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种高温高压储层孔隙压力分析方法 |
Non-Patent Citations (7)
| Title |
|---|
| F. SCHNEIDER，ETC: "Mechanical and chemical compaction model for sedimentary basin simulators", 《TECTONOPHYSIC》 * |
| JAMES.T.KRUSHIN,ETC: "A True Shale Compaction Model With Pore Pressure Prediction", 《THE OFFSHORE TECHNOLOGY CONFERENCE》 * |
| 刘建敏等: "《测井资料综合解释》", 30 September 2013 * |
| 李国荣等: "《阜康凹陷侏罗系头屯河组成藏要素剖析》", 31 December 2016 * |
| 李文拓等: "海上高温高压地层孔隙压力预测方法研究", 《重庆科技学院学报(自然科学版)》 * |
| 李超等: "泥岩化学压实作用的超压响应与孔隙压力预测", 《中国矿业大学学报》 * |
| 黄隆基: "《放射性测井原理》", 30 April 1985 * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113187463A (zh) * | 2021-04-14 | 2021-07-30 | 中海石油(中国)有限公司海南分公司 | 一种基于地层超压单成因贡献率的随钻孔隙压力预测方法 |
| CN114893166A (zh) * | 2022-04-13 | 2022-08-12 | 中国石油大学(华东) | 一种地层压力系数计算方法 |
| CN114893166B (zh) * | 2022-04-13 | 2022-11-25 | 中国石油大学(华东) | 一种地层压力系数计算方法 |
| CN117784244A (zh) * | 2024-02-28 | 2024-03-29 | 中国石油大学(华东) | 基于变纵波速度的细粒混积岩孔隙压力预测方法及系统 |
| CN117784244B (zh) * | 2024-02-28 | 2024-05-10 | 中国石油大学(华东) | 基于变纵波速度的细粒混积岩孔隙压力预测方法及系统 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11591900B2 (en) | Method to predict overpressure uncertainty from normal compaction trendline uncertainty | |
| CN108713089B (zh) | 基于钻孔流体和钻探录井估计地层性质 | |
| RU2317414C2 (ru) | Способ анализа параметров пластов горных пород в условиях скважины | |
| Horsrud | Estimating mechanical properties of shale from empirical correlations | |
| US8145462B2 (en) | Field synthesis system and method for optimizing drilling operations | |
| US8447579B2 (en) | Method and system for pore pressure prediction | |
| CN112282743A (zh) | 用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法 | |
| US20230053236A1 (en) | Multivariate statistical contamination prediction using multiple sensors or data streams | |
| US20090070042A1 (en) | Joint inversion of borehole acoustic radial profiles for in situ stresses as well as third-order nonlinear dynamic moduli, linear dynamic elastic moduli, and static elastic moduli in an isotropically stressed reference state | |
| US20110022320A1 (en) | Method of predicting mechanical properties of rocks using mineral compositions provided by in-situ logging tools | |
| CN108301825B (zh) | 一种高温高压储层孔隙压力分析方法 | |
| US20100191514A1 (en) | Method, Program and Computer System for Scaling Hydrocarbon Reservoir Model Data | |
| Archer et al. | A log based analysis to estimate mechanical properties and in-situ stresses in a shale gas well in North Perth Basin | |
| WO2020080973A1 (ru) | Способ и система комбинированного сопровождения процесса бурения скважины | |
| US20160061021A1 (en) | Cement Evaluation | |
| Abbas et al. | Stability analysis of highly deviated boreholes to minimize drilling risks and nonproductive time | |
| CN107831540A (zh) | 储层物性参数直接提取新方法 | |
| US10358917B2 (en) | Generating relative permeabilities and capillary pressures | |
| US11579333B2 (en) | Methods and systems for determining reservoir properties from motor data while coring | |
| Wei et al. | Data Assimilation-Based Real-Time Estimation of Downhole Gas Influx Rate and Void Fraction Distribution in a Drilling Riser | |
| CN115951422A (zh) | 构建天然裂缝漏失压力模型的方法 | |
| EP3500729A1 (en) | Method for constructing a continuous pvt phase envelope log | |
| CN113720745A (zh) | 含碳屑碎屑岩储层地球物理测井计算孔隙度的方法 | |
| CN113775329A (zh) | 一种获取深层碳酸盐岩岩石力学参数的方法及系统 | |
| CN114417587B (zh) | 一种适用于低压状态下的致密碎屑岩地层的地层孔隙压力预测方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |