CN112505777A - 一种致密岩体地应力三维可视化表征方法 - Google Patents
一种致密岩体地应力三维可视化表征方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112505777A CN112505777A CN202011388424.1A CN202011388424A CN112505777A CN 112505777 A CN112505777 A CN 112505777A CN 202011388424 A CN202011388424 A CN 202011388424A CN 112505777 A CN112505777 A CN 112505777A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- dimensional
- situ
- seismic
- layer
- 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 63
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 title claims abstract description 52
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 38
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 127
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 107
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 107
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 104
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 43
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 claims abstract description 40
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 34
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 16
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 11
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims description 10
- 238000012800 visualization Methods 0.000 claims description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 8
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 7
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 7
- 238000000556 factor analysis Methods 0.000 claims description 6
- 238000013075 data extraction Methods 0.000 claims description 5
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 5
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 claims description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 13
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 12
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000010219 correlation analysis Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical group C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 235000014676 Phragmites communis Nutrition 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/34—Displaying seismic recordings or visualisation of seismic data or attributes
- G01V1/345—Visualisation of seismic data or attributes, e.g. in 3D cubes
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/62—Physical property of subsurface
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/70—Other details related to processing
- G01V2210/74—Visualisation of seismic data
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
本发明公开了一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，包括以下步骤：利用相‑井耦合建立地应力参数测井解释模型，完成单井解释，利用井‑震耦合建立地震地应力参数解释模型；依靠沉积微相‑直井电相‑地震耦合建立层组空间原位格架，利用直井三维可视化对比建立小层空间分布趋势格架，利用水平井三维可视化对比建立小层原位三维网格模型；在建立地应力参数沉积微相‑地震双控参数场的基础上，采用相‑井‑震耦合完成地应力参数三维原位表征。本发明通过将原位技术融入到地应力参数解释、小层位置原位表征和地应力三维建模过程中，实现对致密油气三维地应力场的原位表征，为超长水平井+多段重复压裂提供准确可靠的地应力场。
Description
技术领域
本发明涉及致密油气勘探开发领域，尤其涉及一种致密岩体地应力三维可视化表征方法。
背景技术
页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气统称为致密油气，广泛分布在北美、亚太、中亚-俄罗斯、拉丁美洲等地区，是当今国际国内石油勘探开发的热点与有效接替。据EIA最新统计，美国2019年致密油气产量超过了美国全年石油总产量的50％，预计到2040年，致密油气产量在美国石油产量中的占比均将持续增加。国内众多学者及机构的研究结果也表明：中国致密油气的技术可采资源量高达20×108～25×108t，广泛分布于准噶尔、三塘湖、鄂尔多斯、柴达木、四川、松辽、渤海湾等盆地中，是我国未来保持石油生产持续稳定的重要来源。致密油气勘探开发对于保障我国、乃至世界石油工业的稳定发展均举足轻重。
众所周知，页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气等致密油气具有超低孔、超低渗透特征，没有自然产能，必须采用超长水平井+多段重复压裂配套技术才能有效开发，而实现超长水平井+多段重复压裂的基本前提之一，必须揭示致密油气储层的致密岩体的地应力特征。由此可见，能否开发出科学合理的致密岩体地应力参数三维可视化表征方法，是关系着页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气等致密油气能够实现有效开发的关键技术之一。
页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气等致密油气具有如下典型特点和关键技术难题：①沉积微相平面变化不大，但纵向相变频繁，不同微相类型由于沉积环境差异将产生岩石性质的不同，而成岩历史演变也会形成孔缝结构的不同，不同的岩石性质和孔缝结构必然产生不同的地应力特征，反过来说，地应力场及其特征参数的变化受控于沉积微相类型的不同；②储层物性差，基质渗透率低，空气渗透率多小于或等于0.2mD，孔隙度通常小于8％，岩性、物性及含油性的非均质性极其强烈，必将带来岩石力学性质强烈的非均质性；③地质、测井、地震是表征岩石力学及地应力特征的三大资料来源，室内地质分析集中建立微尺度认识和地质体模式，测井解释分析系统表征纵向米级地质体的变化，地震解释分析全面反映横向和平面十米级地质体的变化，如何实现地质、测井、地震三者的有机耦合，以便有效表征页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气等致密油气在三维空间的原位特征，是亟待解决的关键技术难题之一；④超长水平井+多段重复压裂配套技术是开发页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气等致密油气的主体技术，直井少、水平井多是开发区面临的实际情况，如何充分融合直井和水平井各自优势，精确表征各个微相岩体小层的空间原位位置，是亟待解决的又一个关键技术难题。
当前，人们已经提出了各类测井及地震岩石力学及地应力参数解释，地应力场三维建模等技术方法，但这些测井及地震解释技术方法主要还停留在各自的领域，比如，利用测井解释成果建立岩石力学参数及地应力场三维模型，利用地震解释成果建立岩石力学参数及地应力场三维模型等，没有采用沉积微相控制约束测井、地震解释结果和建模，也没有实现相- 井-震耦合来开展测井、地震解释与建模。
授权发明专利“一种依靠水平井三维可视化地层对比的构造建模方法”(申请日2015年 8月18日，发明人：欧成华、徐园、李朝纯；专利号ZL201510508165.4)提供了一种依靠水平井三维可视化地层对比的构造建模方法，但该方法没有涉及依靠相-井-地震耦合，分别建立层组空间原位格架和层组内的小层格架，也没有提出采用多重网格逼近算法，保证在残差为零的条件下，分别完成层组顶底面、小层顶底面构造分布模型。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供依靠相-井-震耦合的致密岩体地应力三维可视化表征方法，实现对页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气等致密油气三维地应力场的原位表征，为超长水平井和多段重复压裂提供准确可靠的地应力场。
本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：
一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，包括以下步骤：
S1：利用相-岩-井耦合建立地应力参数测井原位解释模型，完成单井解释；
S2：利用井-震耦合建立三维地震地应力参数原位解释模型；
S3：建立层组顶底面及层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式，形成钻井井点位置处层组顶底面及层组内各小层界面空间原位格架，从而建立层组顶底面构造分布模型，形成页岩层层组空间原位格架；
S4：根据层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式开展直井小层三维可视化对比，提取各各直井位置处的小层顶底面标高数据，构建小层顶底面构造分布模型，形成页岩层小层空间分布趋势格架；
S5：根据层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式开展水平井三维可视化对比，提取位置水平井位置处的小层顶底面标高数据，并结合直井位置处的小层顶底面标高数据，同时利用小层顶底面构造分布模型作为趋势约束，构建形成页岩小层原位三维网格模型；
S6：分别将采用地震属性预测的各个地应力参数值赋值到页岩小层原位三维网格模型中，建立页岩层原位地应力参数地震属性三维模型，形成地应力参数三维可视化的沉积微相-地震双控参数场；
S7：将地应力参数单井逐点数据粗化到页岩小层原位三维网格模型中，形成地应力参数三维可视化建模的主输入；结合地应力参数三维可视化的沉积微相-地震双控参数场，最终依靠相-井-震耦合完成地应力参数三维原位表征。
进一步的，所述S1具体为：通过岩心归位，将岩心分析获得的沉积微相类型、岩心测试获得的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力、抗压强度、抗拉强度、抗剪强度实验数据回归到钻井原位深度处，提取同深度处的密度、纵横波时差、伽玛等测井曲线值；采用多元回归方法，建立泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力的测井计算模型，完成单井泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力的逐点计算；利用基于岩心描述建立的沉积微相类型，统计每类沉积微相类型的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力值，提取得到每类沉积微相的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力统计量，该统计量汇同建立的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力计算模型，形成相-岩-井耦合地应力参数测井原位解释模型；以每类沉积微相的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力值统计量为依据，在单井沉积微相分析结果基础上，校正并完善单井的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力值逐点计算结果，完成单井泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力值的逐点解释。
进一步的，所述S2具体为：选用建模软件完成三维地震体属性提取；按照地震体属性原本的地质含义初筛可用于表达地应力参数的地震体属性类型，采用R型因子分析法判断筛选出来的地震体属性的独立性，剔除其中相关性强的地震体属性，获得表达地应力参数的优选地震体属性；利用井-震耦合，建立表征地应力参数最优的井-震耦合解释模型。
进一步的，所述S3包括以下子步骤：
S301：依靠勘探评价直井沉积微相特征、岩性指示曲线、孔隙度指示曲线或含油气性指示曲线特征建立层组顶底面及层组内各小层界面的沉积微相-直井电相耦合分层模式与电相特征响应模式，合称沉积微相-电相耦合原位分层模式，形成钻井井点位置处层组顶底面及层组内各小层界面空间原位格架；
S302：采用合成记录方法建立时深转换关系，将勘探评价直井识别的层组顶底面原位深度信息投影到地震时间剖面上，形成页岩层主力产油层组顶底界面的井-震耦合关系，依靠该耦合关系，在地震剖面上完成页岩层主力产油层组顶底界面追踪与时间数据提取，利用建立的时深转换关系，把层组顶底界面时间数据转换为深度数据，将该深度数据作为主输入，勘探评价直井的标高数据作为硬约束条件，采用多重网格逼近算法，保证在勘探评价直井点处残差为零的条件下，完成层组顶底面构造分布模型的建立，形成页岩层层组空间原位格架。
进一步的，所述S4具体为：利用前面建立的层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式开展直井小层三维可视化对比，提取各直井位置处的小层顶底面标高数据，建立层组内的小层格架；按照位置临近原则，选取距离小层顶底面较近的层组顶或底面构造分布模型作为主输入，各小层顶底面标高数据作为硬约束，采用多重网格逼近算法，在保证直井点处残差为零的条件下，构建小层顶底面构造分布模型，形成页岩层小层空间分布趋势格架。
进一步的，所述S5具体为：利用前面建立的层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式，采用水平井三维可视化对比，落实水平井轨迹与靶点小层顶底界面关系，定量刻画沿水平井轨迹的靶点小层及其临近各个小层的顶底界面位置，提取位置标高形成水平井小层顶底面标高数据，与直井位置处的小层顶底面标高数据合并成新的数据集，同时利用前述建立的小层顶底面构造分布模型作为趋势约束，构建新的基于直井+水平井的小层顶底面构造分布模型，最终形成页岩小层原位三维网格模型。
进一步的，所述S6具体为：利用确定性赋值方法，分别将采用地震属性预测的各个地应力参数值赋值到依靠井-震耦合建立的页岩小层原位三维网格模型中，建立起页岩层原位地应力参数地震属性三维模型；按照与测井解释沉积微相统计量最接近的原则优选序贯指示或截断高斯方法，以单井沉积微相分析结果数据为主输入建立三维沉积微相模型；形成地应力参数三维可视化的沉积微相-地震双控参数场。
进一步的，所述S7具体为：将依靠相-岩-井耦合完成的地应力参数单井逐点数据粗化到依靠相-井-震耦合建立的原位三维网格模型中，形成地应力参数三维可视化建模的主输入；以地应力参数三维建模沉积微相控制参数场为约束，以地应力参数三维建模地震属性趋势控制参数场为变化趋势，采用序贯高斯结合协同克里金的模拟方法，将沉积微相-地震双控参数场与依靠相-岩-井耦合完成的测井解释地应力参数耦合起来，最终依靠相-井-震耦合完成地应力参数三维原位表征。
本发明的有益效果：通过将原位技术融入到地应力参数解释、小层位置原位表征和地应力三维建模过程中，建立了相-井-震耦合地应力的参数解释、原位三维网格模型构建和三维原位可视化表征一体化配套方法，实现了对页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气等致密油气三维地应力场的原位表征，为超长水平井和多段重复压裂提供了准确可靠的地应力场。
附图说明
图1是本发明的方法流程图；
图2是实施例中我国西部某油气田岩心实验-测井计算泊松比对比图；
图3是实施例中我国西部某油气田岩心实验-测井计算杨氏模量对比图；
图4是实施例中我国西部某油气田岩心实验-测井计算最大主应力对比图；
图5是实施例中我国西部某油气田岩心实验-测井计算最小主应力对比图；
图6是实施例中我国西部某油气田某井各个地应力参数经计算和匀整后绘制的成果图；
图7是实施例中我国西部某油气田各井地应力参数经计算和匀整后沿井轨迹的分布状况；
图8是实施例中我国西部某油气田M1井井旁地震属性与测井曲线耦合柱状图；
图9是实施例中我国西部某油气田地震体属性R型因子分析碎石图；
图10是实施例中杨氏模量测井-地震结果对比图；
图11是实施例中泊松比测井-地震结果对比图；
图12是实施例中最大主应力测井-地震结果对比图；
图13是实施例中最小主应力测井-地震结果对比图；
图14是实施例中我国西部某油气田主产层顶底界面地震-直井耦合识别模式图；
图15是实施例中我国西部某地震工区范围内主产层顶底面构造分布模型；
图16是实施例中我国西部某区五峰-龙马溪组页岩气主产层2、3小层的顶面构造分布模型；
图17是实施例中我国西部某区五峰-龙马溪组页岩气主产层部分井部分轨迹与靶点2小层顶底面不匹配；
图18是实施例中我国西部某油气田主产层某水平井轨迹与靶点2小层顶底面关系；
图19是实施例中定量确定的我国西部某油气田主产层沿水平井轨迹靶点2小层顶、底界面线；
图20是实施例中我国西部某油气田主产层各小层顶底面构造分布模型；
图21是实施例中我国西部某油气田主产层构造三维网格模型；
图22是实施例中我国西部某油气田主产层地应力参数三维建模地震属性趋势控制参数场；
图23是实施例中我国西部某油气田主产层地应力参数三维建模沉积微相控制参数场；
图24是实施例中采用相-井-震耦合完成的动态泊松比μd三维原位模型；
图25是实施例中采用相-井-震耦合完成的动态杨氏模量Ed三维原位模型；
图26是实施例中采用相-井-震耦合完成的最大主应力σH三维原位模型；
图27是实施例中采用相-井-震耦合完成的最小主应力σh三维原位模型；
图28是实施例中我国西部某油气田地震体属性相关性分析表；
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。
本实施例中，如图1所示，针对页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气等致密油气的共性特点，将原位技术融入到地应力参数解释、小层位置原位表征和地应力三维建模过程中，先后利用相-井耦合建立地应力参数测井解释模型，完成单井解释，利用井-震耦合建立地震地应力参数解释模型；依靠沉积微相-直井电相-地震耦合建立层组空间原位格架，利用直井三维可视化对比建立小层空间分布趋势格架，利用水平井三维可视化对比建立小层原位三维网格模型；在建立地应力参数沉积微相-地震双控参数场的基础上，采用相-井-震耦合完成地应力参数三维原位表征。最终建立一种依靠相-井-震耦合的致密岩体地应力三维可视化表征方法，实现对页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气等致密油气三维地应力场的原位表征，为超长水平井+多段重复压裂提供准确可靠的地应力场。
(1)相-井-震耦合地应力参数解释。
S1：利用相-岩-井耦合建立地应力参数测井原位解释模型，完成单井解释。
通过岩心归位，将岩心分析获得的沉积微相类型、岩心测试获得的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力、抗压强度、抗拉强度、抗剪强度实验数据回归到钻井原位深度处，提取同深度处的密度、纵横波时差、伽玛等测井曲线值；采用多元回归方法，建立泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力的测井计算模型，初步进行单井泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力的逐点计算；利用基于岩心描述建立的沉积微相类型，统计每类沉积微相类型的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力值，提取得到每类沉积微相的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力统计量，该统计量汇同建立的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力计算模型，形成相-岩-井耦合地应力参数测井原位解释模型；以每类沉积微相的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力值统计量为依据，在单井沉积微相分析结果基础上，校正并完善单井的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力值逐点计算结果，完成单井泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力值的逐点解释。
如表1所示，给出了我国西部某油气田岩心岩石力学及地应力实验测试结果，以及通过岩心描述识别出的沉积微相类型。
表1我国西部某油气田岩心岩石力学及地应力实验测试及识别的沉积微相类型一览表
针对我国西部某油气田的实际情况，通过岩心归位，将岩心分析获得的沉积微相类型、岩心测试获得的泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力、抗压强度、抗拉强度、抗剪强度实验数据回归到钻井原位深度处，提取同深度处的密度、纵横波时差、伽玛等测井曲线值；采用多元回归方法，结合岩石力学参数计算原理，建立了我国西部某油气田动态泊松比(1)、动态杨氏模量(2)、最大主应力(3)、最小主应力(4)的测井计算模型；
动态泊松比计算模型：
μd＝0.28298-0.00896Δtp+0.00478Δts-0.00063Vsh+0.00002GR+0.00832ρb (1)
动态杨氏模量计算模型：
Ed＝1210-333.24Δtp+177.66Δts-2.87Vsh+0.044GR+17808.633ρb (2)
最大主应力计算模型：
σH＝283.37-0.76Δtp+0.46Δts-0.22Vsh-0.03GR-362.82ρb-772.82μd+0.02Ed (3)
最小主应力计算模型：
σh＝224.09-0.34Δtp+0.19Δts-0.09Vsh-0.02GR-273.42ρb-541.65μd+0.02Ed (4)
为计算地应力差，还建立了我国西部某油气田的垂向主应力模型：
σv＝228.11+0.09Δtp-0.05Δts-0.08Vsh-0.01GR-245.36ρb-512.02μd+0.01Ed (5)
得到地应力差计算模型：
σM＝||σH|-|σh||＝|(β1-β2)(σv-αPp)| (6)
式中，有效应力系数α的计算模型如下：
地层孔隙压力Pp计算模型如下：
pp＝113.791+0.048Δtp-0.026Δts-0.041Vsh-0.008GR-131.819ρb-274.421μd+0.007Ed (8)
采用上述方法，还得到了适用于我国西部某油气田的抗压强度、抗拉强度、抗剪强度、破裂压力等的计算模型。
抗压强度σc计算模型：
σc＝0.12Δts-0.24Δtp+2.44Vsh+0.001GR-57.24ρb-155.04μd+0.01Ed-27.54 (9)
抗拉强度St计算模型：
St＝2.08+0.02Δtp-0.01Δts-0.18Vsh-0.00005GR+4.33ρb+11.73μd-0.00002Ed (10)
抗剪强度G计算模型：
G＝19.04-0.21Δtp+0.25Δts-0.001Vsh+0.0006GR+32.02ρb+69.61μd-0.003Ed (11)
破裂压力Pf计算模型：
pf＝68.047+2.131Δtp-1.522Δts+0.483Vsh+0.055GR+46.248ρb+334.193μd-0.004Ed (12)
上述公式中：σM为地应力差值大小，MPa；σv、σH、σh分别为垂向、水平最大、水平最小地应力，MPa；ρb为密度测井值，g/cm3；a为有效应力系数；Pp为孔隙压力,MPa；Ed为动态杨氏模量；μd为动态泊松比；g为重力加速度,N/s2；β1、β2为构造校正量；ρb、ρm、Δts、Δtp分别为密度测井值，地层骨架密度，横波时差,纵波时差值；GR为自然伽马测井值， API；Vsh为地层岩石的泥质含量，％。
图28给出了我国西部某油气田利用上述测井计算模型实际计算获得的某井部分逐点地应力参数部分数据表。图2、3、4和5给出了利用上述测井计算模型计算获得的各个地应力参数与实验测试数据的对比图，从对比结果来看，利用上述岩-井耦合获得的测井计算模型是可靠的。
表3给出了我国西部某油气田各小层、各类沉积微相的各个地应力参数统计量，该表所示的地应力参数统计量，汇同前面的各个地应力参数计算模型，两者共同构成了我国西部某油气田相-岩-井耦合地应力参数测井原位解释模型；利用相-岩-井耦合地应力参数测井原位解释模型的计算功能和控制约束性能，完成了我国西部某油气田涉及的直井和水平井各个地应力参数的计算和匀整。
表3我国西部某油气田各小层沉积微相类型、地应力参数、与变差函数特征值统计一览表
图6给出了利用相-岩-井耦合地应力参数测井原位解释模型的计算功能和控制约束性能，完成的我国西部某油气田某井各个地应力参数的计算和匀整后的绘制的成果图。
图7展示了采用上述方法计算和匀整得到的我国西部某油气田1口直井和12口水平井地应力参数沿井轨迹的分布状况，实现了对我国西部某油气田1口直井和12口水平井地应力参数沿井轨迹的原位表征。
S2：利用井-震耦合建立三维地震地应力参数原位解释模型。
选用建模软件完成三维地震体属性提取；按照地震体属性原本的地质含义初筛可用于表达地应力参数的地震体属性类型，采用R型因子分析法判断筛选出来的地震体属性的独立性，剔除其中相关性强的地震体属性，获得表达地应力参数的优选地震体属性；利用井-震耦合，建立三维地震地应力参数原位解释模型。
利用R型因子分析法对我国西部某油气田提取的13种地震属性(图8)进行碎石图(图 9)分析，可以看出当成分数超过4时，特征值开始小于1，当成分为3时，特征值大于1，即这13种地震属性可以分为三大类(表4)，根据计算的各因子方差累计贡献率(表4)，当提取3个因子时，累计方差贡献率可以达到95.269％，即可以反映原13种地震属性95.269％的信息。根据属性间的相关性分析(表5)，可以看出属于一类的属性Ampl和PhaseShft、属性Freq和Q相关性极强，属于二类的属性Env和RmsAmpl也是近乎完全相关，保留常用之一即可，因此剔除属性PhaseShft、Q、Env，原有的13类单一地震体属性剩下10种(表6)。
表4我国西部某油气田地震体属性及其因子分析旋转成分矩阵(归类)
表5我国西部某油气田地震体属性相关性分析表
| Ampl | BW | CosPhase | D1 | D2 | DomFreq | Env | Freq | Phase | PhaseShft | Q | RmsAmpl | RelACImp | |
| Ampl | 1.0000 | 0.1822 | 0.7253 | 0.2534 | 0.7867 | 0.1134 | 0.3491 | 0.0506 | 0.0201 | 1.0000 | 0.0505 | 0.3386 | 0.0336 |
| BW | 0.1822 | 1.0000 | 0.1059 | 0.185 | 0.0091 | 0.6062 | 0.2529 | 0.0467 | 0.0214 | 0.1822 | 0.0457 | 0.0866 | 0.0301 |
| CosPhase | 0.7253 | 0.1059 | 1.0000 | 0.1238 | 0.6302 | 0.0767 | 0.0488 | 0.035 | 0.0285 | 0.7253 | 0.035 | 0.0424 | 0.1224 |
| D1 | 0.2534 | 0.185 | 0.1238 | 1.0000 | 0.0429 | 0.148 | 0.4826 | 0.0544 | 0.5542 | 0.2534 | 0.0544 | 0.4509 | 0.7669 |
| D2 | 0.7867 | 0.0091 | 0.6302 | 0.0429 | 1.0000 | 0.0461 | 0.0379 | 0.0124 | 0.1266 | 0.7867 | 0.0124 | 0.1004 | 0.2193 |
| DomFreq | 0.1134 | 0.6062 | 0.0767 | 0.148 | 0.0461 | 1.0000 | 0.3587 | 0.8 | 0.0682 | 0.1134 | 0.8000 | 0.2452 | 0.0285 |
| Env | 0.3491 | 0.2529 | 0.0488 | 0.4826 | 0.0379 | 0.3587 | 1.0000 | 0.2503 | 0.1417 | 0.3491 | 0.2503 | 0.9661 | 0.4858 |
| Freq | 0.0505 | 0.0457 | 0.0350 | 0.0544 | 0.0124 | 0.8000 | 0.2503 | 1.0000 | 0.0233 | 0.0505 | 1.0000 | 0.2254 | 0.0381 |
| Phase | 0.0201 | 0.0714 | 0.0285 | 0.5542 | 0.1266 | 0.0692 | 0.1417 | 0.0233 | 1.0000 | 0.0201 | 0.0233 | 0.1385 | 0.4823 |
| PhaseShft | 1.0000 | 0.1822 | 0.7253 | 0.2534 | 0.7867 | 0.1134 | 0.3491 | 0.0505 | 0.0201 | 1.0000 | 0.0505 | 0.3386 | 0.0336 |
| Q | 0.0605 | 0.0457 | 0.0350 | 0.0544 | 0.0124 | 0.8000 | 0.2503 | 1.0000 | 0.0233 | 0.0505 | 1.0000 | 0.2254 | 0.0361 |
| RmsAmpl | 0.3386 | 0.0856 | 0.0424 | 0.4509 | 0.1004 | 0.2452 | 0.9661 | 0.2254 | 0.1385 | 0.3386 | 0.2254 | 1.0000 | 0.4944 |
| RelACImp | 0.336 | 0.0301 | 0.1224 | 0.7669 | 0.2193 | 0.0285 | 0.4858 | 0.0381 | 0.4823 | 0.0336 | 0.0381 | 0.4944 | 1.0000 |
| Total | 1.0000 | 0.0000 | 0.0000 | 0.0000 | 0.0000 | 0.0000 | 0.0000 | 0.0000 | 0.0000 | 1.0000 | 0.0000 | 0.0000 | 0.0000 |
表6我国西部某油气田采用R型因子分析法优选出的地震体属性
在优选出的地震体属性中沿井轨迹提取地震属性数据，分别与测井地应力参数开展相关拟合，从中筛选出相关系数高的地震属性，作为目标区优选地震属性，从而获得井-震耦合三维地震地应力参数原位解释模型。
通过筛选，获得地震属性DomFreq(主频)为我国西部某油气田与测井地应力参数的相关系数最高。图10、11、12和13展示了我国西部某油气田三维地震属性DomFreq(主频)数据分别与测井动态泊松比μd，动态杨氏模量Ed，最大主应力σH、最小主应力σh相关拟合图。表7是拟合得到的我国西部某油气田利用三维地震属性DomFreq(主频)建立得到的三维地震动态泊松比μd，动态杨氏模量Ed，最大主应力σH、最小主应力σh原位解释模型。
表7我国西部某油气田井-震耦合三维地震地应力参数原位解释模型
| 地应力参数 | 地震属性地应力参数解释模型 | 相关系数 |
| 动态泊松比 | μ<sub>d</sub>＝0.06+(0.3595-5.1066*DomFreq)/1.43 | 0.6004 |
| 动态杨氏模量 | E<sub>d</sub>＝40561.85+(55351-418878.6*DomFreq)/2.306 | 0.6125 |
| 最大主应力 | σ<sub>H</sub>＝35.37+(-478.02*DomFreq+95.186)/1.73 | 0.6062 |
| 最小主应力 | σ<sub>h</sub>＝29.84+(-487.03DomFreq*+87.562)/1.807 | 0.6019 |
页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气等致密油气实际存在于地下地质体中，如何通过岩-井-震耦合，利用人工建立的三维网格准确再现主产层层组顶底面及层组内各小层界面的空间原位位置，是地质模型能否在三维空间中准确表征地下储层原位位置处的岩石力学参数及地应力场非均质性的关键。
(2)相-井-震耦合建立原位三维网格模型。
S3：依靠沉积微相-直井电相-地震耦合建立层组空间原位格架。
a)依靠勘探评价直井沉积微相特征、岩性指示曲线、孔隙度指示曲线或含油气性指示曲线特征建立层组顶底面及层组内各小层界面的沉积微相-直井电相耦合分层模式与电相特征响应模式，合称沉积微相-电相耦合原位分层模式，形成钻井井点位置处层组顶底面及层组内各小层界面空间原位格架。
利用目标区勘探评价直井的岩心资料提取的沉积微相特征、岩性指示曲线(GR)和孔隙度指示曲线(AC、DEN、CNL)及含油气性指示曲线(RT、RXO)特征，建立获得的我国西部某油气田主产层顶、底面及下属1至4小层间分界面的沉积微相-电相耦合分层模式。利用目标区各小层的岩性指示曲线(GR)和孔隙度指示曲线(AC、DEN、CNL)及含油气性指示曲线(RT、RXO)特征，统计得到了我国西部某油气田主产层各小层电相特征响应模式 (如表8)。依靠这两类模式构成的沉积微相-电相耦合原位分层模式，形成了我国西部某油气田主产层下属1至4小层间分界面原位识别与对比的标准。
表8我国西部某油气田主产层下属4个小层电相特征响应模式
b)采用合成记录方法建立时深转换关系，将勘探评价直井识别的层组顶底面原位深度信息投影到地震时间剖面上，形成页岩层主力产油层组顶底界面的井-震耦合关系，依靠该耦合关系，在地震剖面上完成页岩层主力产油层组顶底界面追踪与时间数据提取，利用建立的时深转换关系，把层组顶底界面时间数据转换为深度数据，将该深度数据作为主输入，勘探评价直井的标高数据作为硬约束条件，采用多重网格逼近算法，保证在勘探评价直井点处残差为零的条件下，完成层组顶底面构造分布模型的建立，形成页岩层层组空间原位格架。
图14为我国西部某油气田主产层顶底界面地震-直井耦合识别模式图。该图是在M井合成记录建立的时深转换关系的基础上，将M井识别的五峰-龙马溪组顶底面原位深度信息投影到地震时间剖面上，形成了我国西部某油气田主产层的顶底界面井-震耦合关系，依靠该耦合关系，在地震剖面上完成了五峰-龙马溪组顶底界面的追踪(见图中标注的黑色虚线)与时间数据提取。按照上述方法，完成了三维地震工区内五峰-龙马溪组顶底界面的追踪(见图中标注的黑色虚线)与时间数据提取。然后，利用建立好的时深转换关系，把五峰-龙马溪组顶底界面时间数据转换为深度数据，将该深度数据作为主输入，勘探评价直井的五峰-龙马溪组顶底界面标高数据作为硬约束条件，采用多重网格逼近算法，保证在勘探评价直井点处残差为零的条件下，完成五峰-龙马溪组顶底面构造分布模型的建立(图15)，形成了我国西部某油气田主产层顶底界面的空间原位格架。
S4：利用直井三维可视化对比建立小层空间分布趋势格架。
利用上述建立的层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式开展直井小层三维可视化对比，提取各直井位置处的小层顶底面标高数据，建立层组内的小层格架；按照位置临近原则，选取距离小层顶底面较近的层组顶或底面构造分布模型作为主输入，各小层顶底面标高数据作为硬约束，采用多重网格逼近算法，在保证直井点处残差为零的条件下，构建小层顶底面构造分布模型，形成页岩层小层空间分布趋势格架。
图6为我国西部某油气田主产层各小层分层剖面图，该图展示了利用前面建立的层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式获取得到的我国西部某油气田主产层下属1至4 小层的直井分层结果。图16为我国西部某油气田主产层2-3小层顶底面构造分布模型；这两个构造模型是分别在五峰-龙马溪组顶(图15中(a))、底(图15中(b))面构造分布模型作为主输入，利用提取的2-3小层顶底面标高数据作为硬约束，采用多重网格逼近算法，在保证直井点处残差为零的条件下构建获得的；最终通过地震-直井耦合，获得了我国西部某油气田主产层下属1-4小层顶、底面的空间分布趋势格架。
表9和图17展示了我国西部某油气田主产层各小层顶底面构造与水平井水平段实钻轨迹匹配程度，由实际结果来看，通过仅仅依靠地震-直井耦合，是无法实现对水平井沿轨迹各个小层空间位置的原位表征的。
表9我国西部某区五峰-龙马溪组页岩气主产层主力小层顶底面构造与水平井水平段实钻轨迹匹配程度统计表
S5：利用水平井三维可视化对比建立小层原位三维网格模型。
利用前面建立的层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式，采用水平井三维可视化对比，落实水平井轨迹与靶点小层顶底界面关系，定量刻画沿水平井轨迹的靶点小层及其临近各个小层的顶底界面位置，提取位置标高形成水平井小层顶底面标高数据，与直井位置处的小层顶底面标高数据合并成新的数据集，同时利用前述建立的小层顶底面构造分布模型作为趋势约束，构建新的基于直井+水平井的小层顶底面构造分布模型，最终形成页岩小层原位三维网格模型。
(1)采用“一种依靠水平井三维可视化地层对比的构造建模方法”中涉及的水平井三维可视化小层对比技术，利用前面建立的层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式，落实水平井轨迹与靶点2小层顶底界面关系，提取水平段穿层点上下层界面标高数据；同时在垂直剖分剖面上，利用前面建立的层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式，绘制沿水平井轨迹的靶点小层顶、底界面线，定量刻画沿水平井轨迹的靶点小层及其临近各个小层的顶底界面位置；最后将靶点小层顶、底界面线标高数据，水平段穿层点上下层界面标高数据，以及直井位置处的小层顶底面标高数据三者合并形成新的各小层标高数据集。
图18是采用“一种依靠水平井三维可视化地层对比的构造建模方法”中涉及的水平井三维可视化小层对比技术，落实的我国西部某页岩油页岩层主力产油层组芦二段某水平井轨迹与靶点2小层顶底面关系。
图19是在沿水平井轨迹的垂直剖分剖面上，依靠前述建立的我国西部某油气田主产层下属靶点2小层的电相特征响应模式(表1)，绘制的沿水平井轨迹的靶点小层顶、底界面线。
通过上述步骤，定量刻画了沿水平井轨迹的靶点小层及其临近各个小层的顶底界面位置，最后将靶点小层顶、底界面线标高数据，水平段穿层点上下层界面标高数据，以及直井位置处的小层顶底面标高数据三者合并，形成了新的我国西部某油气田主产层下属各小层的标高数据集。
(2)将S3和S4中建立得到的各个小层的顶面构造分布模型作为主输入，对应小层的顶面标高数据集作为硬约束，采用多重网格逼近算法，在保证标高数据集各个数据点处残差为零的条件下，构建各个小层顶底面的构造分布模型(图20)，结合三维断层建模结果，最终完成页岩层主力层组三维网格模型(图21)的建立，实现用三维网格模型对致密油气储层直井与水平井钻遇各个小层空间位置分布的原位表征。
(3)相-井-震耦合实现地应力三维原位可视化。
S6：建立地应力参数沉积微相-地震双控参数场。
利用确定性赋值方法，分别将采用地震属性预测的各个地应力参数值赋值到依靠井-震耦合建立的页岩层原位三维网格模型中，建立起页岩层原位地应力参数地震属性三维模型；按照与测井解释沉积微相统计量最接近的原则优选序贯指示或截断高斯方法，以单井沉积微相分析结果数据为主输入建立三维沉积微相模型；形成地应力参数三维可视化的沉积微相-地震双控参数场。
图22给出了基于地应力参数最优的井-震耦合解释模型(表7)，依靠三维地震DomFreq 体属性，计算得到各地应力参数后，利用确定性赋值方法，分别将三维地震动态泊松比μd，动态杨氏模量Ed，最大主应力σH和最小主应力σh赋值到依靠井-震耦合建立的原位三维网格模型中，建立起了我国西部某油气田主产层原位动态泊松比μd，动态杨氏模量Ed，最大主应力σH和最小主应力σh地震属性三维网格模型，形成了地应力参数三维建模地震属性趋势控制参数场。
图23给出了以我国西部某油气田主产层单井沉积微相分析结果数据为主输入，利用序贯指示方法建立的三维沉积微相模型；表2给出了我国西部某油气田各小层、各类沉积微相的原位动态泊松比μd，动态杨氏模量Ed，最大主应力σH和最小主应力σh的最大、最小和平均值统计量，以及变差函数特征值主变程和次变程；这些分层、分微相统计量构成了地应力参数三维建模沉积微相控制参数场。
通过上述方法，建立起了我国西部某油气田主产层地应力参数三维建模沉积微相-地震双控参数场。
S7：采用相-井-震耦合完成地应力参数三维原位表征。
将依靠相-岩-井耦合完成的地应力参数单井逐点数据粗化到依靠相-井-震耦合建立的原位三维网格模型中，形成地应力参数三维可视化建模的主输入；以地应力参数三维建模沉积微相控制参数场为约束，以地应力参数三维建模地震属性趋势控制参数场为变化趋势，采用序贯高斯结合协同克里金的模拟方法，将沉积微相-地震双控参数场与依靠相-岩-井耦合完成的测井解释地应力参数耦合起来，最终依靠相-井-震耦合完成地应力参数三维原位表征
将我国西部某油气田主产层动态泊松比μd单井逐点数据粗化到依靠相-岩-井耦合建立的原位三维网格模型中，形成了三维可视化建模的主输入。以我国西部某油气田主产层沉积微相模型三维空间中各类沉积微相的动态泊松比μd统计量为约束，动态泊松比μd地震属性三维网格模型为变化趋势，采用序贯高斯结合协同克里金的模拟方法，将沉积微相-地震双控参数场与测井动态泊松比μd耦合起来，建立了我国西部某油气田主产层动态泊松比μd三维模型(图24)，实现了依靠岩-井-震耦合对动态泊松比μd空间非均质特征的三维原位表征。将我国西部某油气田主产层动态杨氏模量Ed单井逐点数据粗化到依靠相-岩-井耦合建立的原位三维网格模型中，形成了三维可视化建模的主输入。以我国西部某油气田主产层沉积微相模型三维空间中各类沉积微相的动态杨氏模量Ed统计量为约束，动态杨氏模量Ed地震属性三维网格模型为变化趋势，采用序贯高斯结合协同克里金的模拟方法，将沉积微相-地震双控参数场与测井动态杨氏模量Ed耦合起来，建立了我国西部某油气田主产层动态杨氏模量Ed三维模型(图25)，实现了依靠岩-井-震耦合对动态杨氏模量Ed空间非均质特征的三维原位表征。
将我国西部某油气田主产层最大主应力σH单井逐点数据粗化到依靠相-岩-井耦合建立的原位三维网格模型中，形成了三维可视化建模的主输入。以我国西部某油气田主产层沉积微相模型三维空间中各类沉积微相的最大主应力σH统计量为约束，最大主应力σH地震属性三维网格模型为变化趋势，采用序贯高斯结合协同克里金的模拟方法，将沉积微相-地震双控参数场与测井最大主应力σH耦合起来，建立了我国西部某油气田主产层最大主应力σH三维模型 (图26)，实现了依靠岩-井-震耦合对最大主应力σH空间非均质特征的三维原位表征。将我国西部某油气田主产层最小主应力σh单井逐点数据粗化到依靠相-岩-井耦合建立的原位三维网格模型中，形成了三维可视化建模的主输入。以我国西部某油气田主产层沉积微相模型三维空间中各类沉积微相的最小主应力σh统计量为约束，最小主应力σh地震属性三维网格模型为变化趋势，采用序贯高斯结合协同克里金的模拟方法，将沉积微相-地震双控参数场与测井最小主应力σh耦合起来，建立了我国西部某油气田主产层最小主应力σh三维模型(图 27)，实现了依靠岩-井-震耦合对最小主应力σh空间非均质特征的三维原位表征。
本发明通过将原位技术融入到地应力参数解释、小层位置原位表征和地应力三维建模过程中，建立了相-井-震耦合地应力的参数解释、原位三维网格模型构建和三维原位可视化表征一体化配套方法，实现了对页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气等致密油气三维地应力场的原位表征，为超长水平井和多段重复压裂提供了准确可靠的地应力场。
以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护的范围由所附的权利要求书及其等效物界定。
Claims (10)
1.一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1：利用相-岩-井耦合建立地应力参数测井原位解释模型，完成单井解释；
S2：利用井-震耦合建立地应力参数最优的井-震耦合解释模型；
S3：建立层组顶底面及层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式，形成钻井井点位置处层组顶底面及层组内各小层界面空间原位格架，从而建立层组顶底面构造分布模型，形成页岩层层组空间原位格架；
S4：根据层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式开展直井小层三维可视化对比，构建小层顶底面构造分布模型，形成页岩层小层空间分布趋势格架；
S5：根据层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式开展水平井三维可视化对比，提取位置水平井位置处的小层顶底面标高数据，并结合直井位置处的小层顶底面标高数据，同时利用小层顶底面构造分布模型作为趋势约束，构建形成页岩小层原位三维网格模型；
S6：分别将采用地震属性预测的各个地应力参数值赋值到页岩小层原位三维网格模型中，建立页岩层原位地应力参数地震属性三维模型，形成地应力参数三维可视化的沉积微相-地震双控参数场；
S7：将地应力参数单井逐点数据粗化到页岩小层原位三维网格模型中，形成地应力参数三维可视化建模的主输入；结合地应力参数三维可视化的沉积微相-地震双控参数场，最终依靠相-井-震耦合完成地应力参数三维原位表征。
2.根据权利要求1所述的一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，其特征在于，所述S1具体包括以下子步骤：
S101：通过岩心归位，将沉积微相类型和各项实验数据回归到钻井原位深度处，并提取同深度的测井曲线值；
S102：采用多元回归方法，建立各项实验数据的测井计算模型，初步完成单井沉积微相分析结果；
S103：利用基于岩心描述建立的沉积微相类型，统计每类沉积微相类型的各项实验数据，以该统计量建立的计算模型进行汇同，形成地应力参数测井原位解释模型，
S104：以每类沉积微相类型的各项实验数据统计量为依据，对单井沉积微相分析结果进行校正。
3.根据权利要求2所述的一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，其特征在于，所述S1中的各项实验数据包括：泊松比、杨氏模量、最大主应力、最小主应力、抗压强度、抗拉强度、抗剪强度；所述测井曲线值包括密度、纵横波时差、伽玛。
4.根据权利要求1所述的一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，其特征在于，所述S2具体包括以下子步骤：
S201：通过建模软件提取三维地震体属性；
S202：按照地震体属性原本的地质含义初筛可用于表达地应力参数的地震体属性类型；
S203：采用R型因子分析法判断筛选出来的地震体属性的独立性，剔除其中相关性强的地震体属性，获得表达地应力参数的优选地震体属性；
S204：从而建立地应力参数最优的井-震耦合解释模型。
5.根据权利要求1所述的一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，其特征在于，所述S3具体包括以下子步骤：
S301：依靠勘探评价直井沉积微相特征、岩性指示曲线、孔隙度指示曲线或含油气性指示曲线特征建立层组顶底面及层组内各小层界面的沉积微相-直井电相耦合分层模式与电相特征响应模式，合称沉积微相-电相耦合原位分层模式，形成钻井井点位置处层组顶底面及层组内各小层界面空间原位格架；
S302：采用合成记录方法建立时深转换关系，将勘探评价直井识别的层组顶底面原位深度信息投影到地震时间剖面上，形成页岩层主力产油层组顶底界面的井-震耦合关系，依靠该耦合关系，在地震剖面上完成页岩层主力产油层组顶底界面追踪与时间数据提取，利用建立的时深转换关系，把层组顶底界面时间数据转换为深度数据，将该深度数据作为主输入，勘探评价直井的标高数据作为硬约束条件，采用多重网格逼近算法，保证在勘探评价直井点处残差为零的条件下，完成层组顶底面构造分布模型的建立，形成页岩层层组空间原位格架。
6.根据权利要求1所述的一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，其特征在于，所述S4具体包括以下子步骤：
S401：根据层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式开展直井小层三维可视化对比，提取各直井位置处的小层顶底面标高数据，建立层组内的小层格架；
S402：按照位置临近原则，选取距离小层顶底面较近的层组顶或底面构造分布模型作为主输入，各小层顶底面标高数据作为硬约束，采用多重网格逼近算法，在保证直井点处残差为零的条件下，构建小层顶底面构造分布模型，形成页岩层小层空间分布趋势格架。
7.根据权利要求1所述的一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，其特征在于，所述S5具体包括以下子步骤：
S501：根据层组内各小层界面沉积微相-电相耦合原位分层模式开展水平井三维可视化对比，落实水平井轨迹与靶点小层顶底界面关系；
S502：定量刻画沿水平井轨迹的靶点小层及其临近各个小层的顶底界面位置，提取位置标高形成水平井处的小层顶底面标高数据，并与直井位置处的小层顶底面标高数据合并成新的数据集，同时利用前述建立的小层顶底面构造分布模型作为趋势约束，构建新的基于直井+水平井的小层顶底面构造分布模型，最终形成页岩小层原位三维网格模型。
8.根据权利要求1所述的一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，其特征在于，所述S6具体包括以下子步骤：
S601：根据地应力参数最优的井-震耦合解释模型，计算得到各地应力参数；
S602：利用确定性赋值方法，分别将采用地震属性预测的各个地应力参数值赋值到依靠井-震耦合建立的页岩小层原位三维网格模型中，建立起页岩层原位地应力参数地震属性三维模型；
S603：按照与测井解释沉积微相统计量最接近的原则优选序贯指示或截断高斯方法，以单井沉积微相分析结果数据为主输入建立三维沉积微相模型，从而形成地应力参数三维可视化的沉积微相-地震双控参数场。
9.根据权利要求8所述的一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，其特征在于，所述地应力参数三维可视化的沉积微相-地震双控参数场包括地应力参数三维建模沉积微相控制参数场和地应力参数三维建模地震属性趋势控制参数场。
10.根据权利要求1或9所述的一种致密岩体地应力三维可视化表征方法，其特征在于，所述S7具体包括以下子步骤：
S701：将依靠相-岩-井耦合完成的地应力参数单井逐点数据粗化到依靠相-井-震耦合建立的原位三维网格模型中，形成地应力参数三维可视化建模的主输入；
S702：以地应力参数三维建模沉积微相控制参数场为约束；
S703：以地应力参数三维建模地震属性趋势控制参数场为变化趋势；
S704：采用序贯高斯结合协同克里金的模拟方法，将地应力参数三维可视化的沉积微相-地震双控参数场与依靠相-岩-井耦合完成的测井解释地应力参数耦合起来；
S705：依靠相-井-震耦合完成地应力参数三维原位表征。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011388424.1A CN112505777B (zh) | 2020-12-01 | 2020-12-01 | 一种致密岩体地应力三维可视化表征方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011388424.1A CN112505777B (zh) | 2020-12-01 | 2020-12-01 | 一种致密岩体地应力三维可视化表征方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112505777A true CN112505777A (zh) | 2021-03-16 |
| CN112505777B CN112505777B (zh) | 2022-03-11 |
Family
ID=74969356
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011388424.1A Active CN112505777B (zh) | 2020-12-01 | 2020-12-01 | 一种致密岩体地应力三维可视化表征方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112505777B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114183134A (zh) * | 2021-07-07 | 2022-03-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气水平井地应力预测方法及系统 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060241867A1 (en) * | 2005-04-26 | 2006-10-26 | Fikri Kuchuk | System and methods of characterizing a hydrocarbon reservoir |
| CN105064990A (zh) * | 2015-08-18 | 2015-11-18 | 西南石油大学 | 一种依靠水平井三维可视化地层对比的构造建模方法 |
| CN105629308A (zh) * | 2014-11-07 | 2016-06-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 相控非均质力学参数地应力方法 |
| CN105719339A (zh) * | 2016-01-15 | 2016-06-29 | 西南石油大学 | 一种页岩气储层页理缝三维建模方法 |
| CN106501870A (zh) * | 2016-09-30 | 2017-03-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种湖相致密介壳灰岩相对优质储层识别方法 |
| CN106569267A (zh) * | 2016-10-14 | 2017-04-19 | 中国石油大学(北京) | 一种致密低渗透储层多尺度裂缝模型及建模方法 |
| US20200225384A1 (en) * | 2019-02-25 | 2020-07-16 | University Of Science And Technology Beijing | Methods for Optimizing Bunch Distance of Fractured Horizontal Wells of Shale Gas |
| CN111622753A (zh) * | 2020-07-14 | 2020-09-04 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种细粒沉积岩的测井识别方法 |
-
2020
- 2020-12-01 CN CN202011388424.1A patent/CN112505777B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060241867A1 (en) * | 2005-04-26 | 2006-10-26 | Fikri Kuchuk | System and methods of characterizing a hydrocarbon reservoir |
| CN105629308A (zh) * | 2014-11-07 | 2016-06-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 相控非均质力学参数地应力方法 |
| CN105064990A (zh) * | 2015-08-18 | 2015-11-18 | 西南石油大学 | 一种依靠水平井三维可视化地层对比的构造建模方法 |
| CN105719339A (zh) * | 2016-01-15 | 2016-06-29 | 西南石油大学 | 一种页岩气储层页理缝三维建模方法 |
| CN106501870A (zh) * | 2016-09-30 | 2017-03-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种湖相致密介壳灰岩相对优质储层识别方法 |
| CN106569267A (zh) * | 2016-10-14 | 2017-04-19 | 中国石油大学(北京) | 一种致密低渗透储层多尺度裂缝模型及建模方法 |
| US20200225384A1 (en) * | 2019-02-25 | 2020-07-16 | University Of Science And Technology Beijing | Methods for Optimizing Bunch Distance of Fractured Horizontal Wells of Shale Gas |
| CN111622753A (zh) * | 2020-07-14 | 2020-09-04 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种细粒沉积岩的测井识别方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| OU CHENGHUA 等: "Geometric Analysis and Kinematic Simulation of Oblique-Thrust Fault-Related-Fold of Buzurgan Anticline in Zagros Basin", 《EARTH SCIENCE-JOURNAL IF CHINA UNIVERSITY OF GEOSCIENCES》 * |
| 欧成华，李朝纯: "页岩岩相表征及页理缝三维离散网络模型", 《石油勘探与开发》 * |
| 盛英帅 等: "原位条件下致密储层岩体力学动静态参数校正", 《石油与天然气地址》 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114183134A (zh) * | 2021-07-07 | 2022-03-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气水平井地应力预测方法及系统 |
| CN114183134B (zh) * | 2021-07-07 | 2022-09-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气水平井地应力预测方法及系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112505777B (zh) | 2022-03-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112505778B (zh) | 一种页岩生储性能非均质性的三维原位表征方法 | |
| Ringrose et al. | Reservoir model design | |
| CN113901681B (zh) | 一种全寿命周期页岩气储层双甜点三维可压性评估方法 | |
| Journel | Geostatistics for reservoir characterization | |
| CN110244021B (zh) | 一种基于各向异性插值的地层分层方法 | |
| Kalantari-Dahaghi et al. | A new practical approach in modelling and simulation of shale gas reservoirs: application to New Albany Shale | |
| Zhang et al. | Application of integrated geology and geomechanics to stimulation optimization workflow to maximize well potential in a tight oil reservoir, Ordos Basin, northern central China | |
| CN112505777B (zh) | 一种致密岩体地应力三维可视化表征方法 | |
| CN112282751B (zh) | 一种地质工程三维耦合的致密油气水平井开采检测方法 | |
| Zellou et al. | Integrated fractured reservoir characterization using neural networks and fuzzy logic: three case studies | |
| Zellou et al. | Integrated Workflow Applied to the Characterization of a Carbonate Fractured Reservoir: Qarn Alam Field | |
| Esmaeilpour et al. | Permeability and Water Saturation Characterization and Prediction in Wellington Oil Field Using Core Analysis and Seismic Inversion | |
| Zhang et al. | Architecture characteristics and characterization methods of fault-controlled karst reservoirs: A case study of the Shunbei 5 fault zone in the Tarim Basin, China | |
| Li et al. | Natural Fractures, Fracture Facies, and Their Applications in the Well Completion-Case Studies from the Permian Wolfcamp Formation, Midland Basin, West Texas, USA | |
| Masoud et al. | Reservoir Characterization and Geostatistical Model of the Cretaceous and Cambrian-Ordovician Reservoir Intervals, Meghil Field, Sirte Basin, Libya | |
| Price et al. | Dynamic calibration of the Shaikan Jurassic full-field fractured reservoir model through single-well DST and multi-well interference discrete fracture network simulation | |
| Hand et al. | Geostatistical Integration of Geological, Petrophysical, and Outcrop Data for Evaluation of Gravity Drainage lnfill Drilling at Prudhoe Bay | |
| Holderby et al. | Advances in the Use of New-Age Complex Fracture Modeling, Earth Modeling, and Reservoir Simulation Tools as an Asset Well Planning Tool | |
| Uland et al. | 3-D reservoir characterization for improved reservoir management | |
| M. Faskhoodi et al. | Unlocking Unconventional Reservoir for Optimum Production Through Integrated Multi-Disciplinary Approach-A Case Study | |
| Panesso et al. | Integrated Petrophysical Characterization of Hydrocarbon Shale Unconventional Reservoirs Using a Rock Typing Approach, Case Study, Vaca Muerta Play, Neuquén Basin, Argentina | |
| O Okonkwo et al. | An Integrated Approach for the Geologic Model Construction of a Miocene Turbidite Reservoir in the Akpo Field, Niger Delta. | |
| Ogbeiwi | An Approach to Waterflood Optimization: Case Study | |
| Nargiza | RESERVOIR CHARACTERIZATION OF CARBONATE RESERVOIRS KARACHAGANAK, TENGIZ, KASHAGAN | |
| CN118153261A (zh) | 一种双重介质油藏的不确定性分析方法 |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |