CN115573696A - 获取水平井储层钻遇率的方法、装置以及计算机存储介质 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种获取水平井储层钻遇率的方法、装置以及计算机存储介质，属于油气勘探开发技术领域。所述方法包括：在获取了目的层段的地层模型后，基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定井眼轨迹上的测井参数，再确定井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，即可以基于目标长度与井眼轨迹的长度的比值，获取水平井的储层钻遇率。该获取水平井的储层钻遇率的方法，可以根据水平井的井眼轨迹与地层模型获取水平井的钻遇率，减少了对水平井实际测量的工作量；解决了相关技术中获取水平井的钻遇率的耗时较长的问题，实现了快速地获取水平井钻遇率的效果。
Description
技术领域
本申请涉及油气勘探开发技术领域，特别涉及一种获取水平井储层钻遇率的方法、装置以及计算机存储介质。
背景技术
水平井是指在油井垂直或倾斜地延伸至储层后，钻具继续沿着平行于储层的方向钻进，在储层中沿着水平方向维持一定长度的水平井段的特殊井。水平井包括可以通过的较长储层的水平井段，水平井具有较好的生产能力，但是，水平井在水平井段的钻进过程中，如果遇到较薄的储层，就有可能出现井筒延伸到储层外面的情况发生，即在此处水平井的水平井段不处于储层中。水平井的储层钻遇率即整个水平井的水平井段的长度与实际钻遇储层井段的长度之比，水平井的储层钻遇率可以用于评估水平井的油气产量。
一种获取水平井储层钻遇率的方法，在水平井中下入探测工具，该探测工具包括各种测井仪器，探测工具下入水平井内以后，可以沿着水平井的井筒连续记录随深度变化的各种参数，工作人员获得这些参数后，即可以通过这些参数识别地下的岩层种类及长度，进而获得水平井的钻遇率。
上述方法中，通过探测仪器的参数识别地下的岩层种类和长度，进而获取水平井储层钻遇率，耗时较长。
发明内容
本申请实施例提供了一种获取水平井储层钻遇率的方法、装置以及计算机存储介质。所述技术方案如下：
根据本申请的一方面，提供了一种获取水平井的储层钻遇率的方法，所述方法包括：
基于导眼井的测井曲线获取目的层段的地层模型，所述导眼井和水平井位于所述目的层段，所述测井曲线用于描述所述目的层段的地层岩性；
基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的测井参数；
确定所述井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，当所述井眼轨迹的任一位置的测井参数在指定范围内，即确定所述任一位置位于目标储层中；
基于所述目标长度与所述井眼轨迹的长度的比值，获取所述水平井的储层钻遇率。
可选地，所述基于导眼井的测井曲线获取目的层段的地层模型，包括：
获取所述导眼井的测井曲线，所述导眼井包括直导眼井或者斜导眼井；
将所述测井曲线方波化，得到第一测井曲线；
基于所述第一测井曲线对所述目的层段进行小层划分，以得到所述地层模型，所述小层划分用于根据地层岩性将所述目的层段划分为多个地层。
可选地，所述测井参数包括自然伽玛值、声波时差值和电阻率，所述基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的测井参数，包括：
基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一自然伽玛值；
基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一声波时差值；
基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一电阻率。
可选地，所述基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一自然伽玛值，所述第一自然伽玛值满足公式：
其中，其中，GR总为第一自然伽马值，GR10、GR20、GR30分别为三个不同性质的地层的理论自然伽马值，FGR10、FGR20、FGR30分别为基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定的，三个不同性质的地层的自然伽马值，FGR0为基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定的，三个不同性质的地层的伽马探测仪器探测半径内所有物质的自然伽马值之和。
可选地，所述基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一声波时差值，包括以下两种情况：
当声波时差探测仪器探测半径内只有一种性质的地层时，所述第一声波时差值满足公式：
DT＝DT0；
其中，DT为第一声波时差值，DT0为基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定的该性质地层的声波时差值；
当声波时差探测仪器探测半径内包括多种性质的地层时，所述第一声波时差值满足公式：
其中，DT10和DT20分别为基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上不同性质的地层的声波时差值；
S1和S2分别为声波时差探测仪器探测范围内不同性质的地层的横截面的面积，所述横截面垂直于所述水平井的井眼轨迹；S总为声波时差探测仪器探测范围内横截面的总面积。
可选地，所述基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一电导率，所述第一电导率满足公式：
σ＝1/Rt(n)；
其中，Rt(n)为基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定的，电阻率探测仪器的探测最大范围的原状地层电阻率。
可选地，所述确定所述井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，包括：
获取所述井眼轨迹上多个位置的测井参数；
当所述井眼轨迹的多个目标位置的测井参数在指定范围内，即确定所述多个目标位置位于目标储层中；
确定所述多个目标位置中的每个目标位置的两侧指定长度位于所述目标储层中，所述多个位置在所述井眼轨迹上均匀分布，所述指定长度为所述多个位置中相邻的两个位置的二分之一距离；
将所述多个目标位置的两侧指定长度的和确定为目标长度。
可选地，基于所述目标长度与所述井眼轨迹的长度的比值，获取所述水平井的储层钻遇率，包括：
将所述目标长度与所述井眼轨迹的长度的比值确定为所述水平井的储层钻遇率。
根据本申请的另一方面，提供了一种获取水平井的储层钻遇率的装置，所述装置包括：
地层模型获取模块，用于基于导眼井的测井曲线获取目的层段的地层模型，所述导眼井和水平井位于所述目的层段，所述测井曲线用于描述所述目的层段的地层岩性；
测井参数确定模块，用于基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的测井参数；
目标长度确定模块，用于确定所述井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，当所述井眼轨迹的任一位置的测井参数在指定范围内，即确定所述任一位置位于目标储层中；
储层钻遇率获取模块，用于基于所述目标长度与所述井眼轨迹的长度的比值，获取所述水平井的储层钻遇率。
根据本申请的另一方面，提供了一种计算机存储介质，所述计算机存储介质中存储有至少一条指令、至少一段程序、代码集或指令集，所述至少一条指令、所述至少一段程序、所述代码集或指令集由处理器加载并执行以实现如上所述的获取水平井的储层钻遇率的方法。
本申请实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
提供了一种获取水平井的储层钻遇率的方法。在获取了目的层段的地层模型后，基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定井眼轨迹上的测井参数，再确定井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，即可以基于目标长度与井眼轨迹的长度的比值，获取水平井的储层钻遇率，该获取水平井的储层钻遇率的方法，可以根据水平井的井眼轨迹与地层模型获取水平井的钻遇率，减少了对水平井实际测量的工作量；解决了相关技术中获取水平井的钻遇率的耗时较长的问题，实现了快速地获取水平井钻遇率的效果。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本申请实施例示出的一种获取水平井储层钻遇率的方法的流程图；
图2是本申请实施例示出的另一种获取水平井储层钻遇率的方法的流程图；
图3是本申请实施例提供的一种导眼井的测井曲线的示意图；
图4是本申请实施例提供的一种第一测井曲线的示意图；
图5是本申请实施例提供的一种小层划分与地层模型示意图；
图6是本申请实施例示出的一种自然伽马探测示意图的示意图；
图7是本申请实施例提供的一种声波测井原理示意图；
图8是本申请实施例示出的一种声波时差探测仪器探测示意图；
图9是本申请实施例示出的另一种声波时差探测仪器探测示意图；
图10是图2所示的方法中确定任一位置位于目标储层中的流程图；
图11是本申请实施例提供的一种获取水平井的储层钻遇率的装置的结构框图。
通过上述附图，已示出本申请明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本申请构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本申请的概念。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。
图1是本申请实施例示出的一种获取水平井储层钻遇率的方法的流程图，该方法可以包括下面几个步骤：
步骤101、基于导眼井的测井曲线获取目的层段的地层模型，导眼井和水平井位于目的层段，测井曲线用于描述目的层段的地层岩性。
步骤102、基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定井眼轨迹上的测井参数。
步骤103、确定井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，当井眼轨迹的任一位置的测井参数在指定范围内，即确定任一位置位于目标储层中。
步骤104、基于目标长度与井眼轨迹的长度的比值，获取水平井的储层钻遇率。
综上所述，本申请实施例提供的获取水平井的储层钻遇率的方法，在获取了目的层段的地层模型后，基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定井眼轨迹上的测井参数，再确定井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，当井眼轨迹的任一位置的测井参数在指定范围内，即确定任一位置位于目标储层中，即可以基于目标长度与井眼轨迹的长度的比值，获取水平井的储层钻遇率，该获取水平井的储层钻遇率的方法，可以根据水平井的井眼轨迹与地层模型获取水平井的钻遇率，减少了对水平井实际测量的工作量；解决了相关技术中获取水平井的钻遇率的耗时较长的问题，实现了快速地获取水平井钻遇率的效果。
图2是本申请实施例示出的另一种获取水平井储层钻遇率的方法的流程图，该方法可以包括下面几个步骤：
步骤201、获取导眼井的测井曲线。其中，导眼井包括直导眼井或者斜导眼井，导眼井和水平井位于目的层段，测井曲线是指在测井时形成的曲线，用于描述目的层段的地层岩性和层位等。
导眼井是在井位地质条件认识不明确的情况下，为获取地质资料，确定地层位置信息，为水平井的水平段施工做基础而打的井，其目的是为了了解目的层的岩性、物性、电性、含油性、油气藏的油水关系、构造情况及其变化。导眼井可以是直导眼井也可以是斜导眼井。直导眼井距水平井水平段的起始点的距离较远，在地质条件比较复杂的情况下，直导眼井不能满足测量的要求，则需要打斜导眼井。目的层段为水平井所在的地层段。
如图3所示，图3是本申请实施例提供的一种导眼井的测井曲线的示意图，该测井曲线可以反映目的层段的地层岩性，测井曲线的延伸方向y与竖直方向平行，该竖直方向可以为重力方向，测井曲线的弯曲方向x1可以包括测井曲线的数值，可以反应出不同岩性和层位特征。
步骤202、将测井曲线方波化，得到第一测井曲线。
对获取到的导眼井的测井曲线进行方波化，以便于根据方波化后的第一测井曲线对目的层段进行地层划分。
如图4所示，图4是本申请实施例提供的一种第一测井曲线的示意图。第一测井曲线的延伸方向y与竖直方向平行，该竖直方向可以为重力方向，第一测井曲线的弯曲方向x1可以包括测井曲线的数值，可以反应出不同岩性和层位特征，该第一测井曲线可以更加清楚的表现各个性质的地层之间的区别。
步骤203、基于第一测井曲线对目的层段进行小层划分，以得到地层模型。其中，小层划分用于根据地层岩性将目的层段划分为多个地层。
小层划分是油藏地质特征研究工作的基础，是描述储层形态及其参数空间分布特征的前提，基于第一测井曲线对目的层段进行小层划分，可以获取各个地层的空间变化规律。
如图5所示，图5是本申请实施例提供的一种小层划分与地层模型示意图，可以根据小层划分的结果，建立相应的地层模型，该地层模型为水平井所在的地层段的地层模型，可以包括水平井所在的地层段的多种性质不同的地层，可以用于表示水平井所在的地层段的地层情况，地层模型叠加的方向y与竖直方向平行，该竖直方向可以为重力方向，地层模型延伸的方向x2可以与水平方向平行，该水平方向与重力方向垂直。
将水平井的井眼轨迹与该地层模型结合后，基于水平井的井眼轨迹及该地层模型，可以获取水平井的井眼轨迹上各个位置的地层情况，进而可以获取水平井的井眼轨迹上各个位置的测井数据。
步骤204、基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定井眼轨迹上的第一自然伽玛值。
在获取了水平井的井眼轨迹和地层模型后，可以将获取的水平井的井眼轨迹与地层模型相结合，以计算水平井在地层模型中的测井响应。
确定井眼轨迹上的第一自然伽玛值使用的测井方法为自然伽马测井，自然伽马测井是指沿着水平井的轨迹测量岩层的天然伽马射线强度的方法。岩石一般都含有不同数量的放射性元素，并且不断地放出射线。例如，在火成岩中，愈近酸性，放射性强度愈大；在沉积岩中含泥质愈多，其放射性愈强。利用这些规律，根据自然伽马测井结果就有可能划分出钻孔的地质剖面、确定砂泥岩剖面中砂岩泥质含量和定性地判断岩层的渗透性。进而可以判定该地层是否为储层。
第一自然伽玛值满足公式：
其中，GR总为第一自然伽马值，GR10、GR20、GR30分别为三个不同性质的地层的理论自然伽马值，FGR10、FGR20、FGR30分别为基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定的，三个不同性质的地层的自然伽马值，FGR0为基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定的，三个不同性质的地层的自然伽马探测仪器探测半径内所有物质的自然伽马值之和。
其中，FGR0、FGR10、FGR20以及FGR30满足以下公式：
其中，r为自然伽马探测半径，μ地层为地层伽马射线吸收系数，r地层为自然伽马探测仪器发出的伽马射线在计算地层(计算地层可以包括不同性质的一层地层或者不同性质的三层地层)中经过的距离，μ泥浆为泥浆伽马射线吸收系数，r泥浆为自然伽马探测仪器发出的伽马射线在泥浆中经过的距离，Ω球为自然伽马仪器探测最大半径，Ω井为井眼半径，n为0、10、20以及30。
需要说明的是，不同性质的地层是指不同地层本身的物理特性不同，示例性的，由于地层中岩浆岩、沉积岩和变质岩的物理特性不同，使得在相同的伽马射线探测范围内，不同性质的地层获取到的自然伽马值不同，其理论自然伽马值为固定值。
还有，0、10、20以及30仅用于为不同的地层编号，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
如图6所示，图6是本申请实施例示出的一种自然伽马探测示意图的示意图。由于自然伽马探测半径较小，约为0.4m-0.5m，示例性地，自然伽马探测仪器的探测范围涉及2个地层的层界面B1和B2，当探测范围内涉及两个层界面B1和B2时，该探测范围内包括第一地层601，第二地层602以及第三地层603三种不同性质的地层，根据三个地层的在水平井的在探测范围内的占比多少，相对应的有6种层界面地层模型，本申请实施例中的第一自然伽马值的公式适用于上述6种层界面地层模型。
步骤205、基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定井眼轨迹上的第一声波时差值。
确定井眼轨迹上的第一声波时差值使用的测井方法为声波测井，声波测井是指利用声波在不同岩石的中传播时，速度、幅度及频率的变化等声学特性不相同来研究水平井的地质剖面一种测井方法。声波测井中使用的机器为声波发射器。声波时差测井可以用来确定岩层孔隙度，识别岩性，对比地层、判断气层岩石越致密，时差越小，岩石越疏松，孔隙度越大，时差就越大。由于声波在水中传播的速度大于在石油中传播的速度，而在石油中传播的速度又大于在天然气中传播的速度，故岩石孔隙中含有不同流体时，可以从声波时差的值反映出来。
如图7所示，图7是本申请实施例提供的一种声波测井原理示意图，声速测井仪可以包括一个声波发射器和两个接收器，声波发生器声701发射声波到井壁，在井壁上产生滑行波，被第一接收器702和第二接收器703接收，第一接收器702和第二接收器703接收到的声波到时之差只受第一接收器702和第二接收器703附近地层的影响，可以通过两个接收器得到水平井井眼轨迹上不同岩层的声波时差，进而可以判断该地层的性质，以确定该地层是否为储层。
如图8所示，图8是本申请实施例示出的一种声波时差探测仪器探测示意图，当声波时差探测仪器探测半径内有一种性质的地层801时，第一声波时差值满足公式：
DT＝DT0；
其中，DT为第一声波时差值，DT0为基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定的该性质地层的声波时差值；
如图9所示，图9是本申请实施例示出的另一种声波时差探测仪器探测示意图，当声波时差探测仪器探测半径内包括两种性质的地层(第四地层901和第五地层902)时，第一声波时差值满足公式：
其中，DT10和DT20分别为基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定井眼轨迹上不同性质的地层的声波时差值。
S1和S2分别为声波时差探测仪器探测范围内不同性质的地层的横截面的面积，横截面垂直于水平井的井眼轨迹；S总为声波时差探测仪器探测范围内横截面的总面积。
需要说明的是，当声波时差探测仪器探测半径内包括两种性质的地层时，根据两种地层的在声波探测仪的在探测范围内的占比多少，相对应的有3种层界面地层模型，当声波时差探测仪器探测半径内包括三种以及三种以上性质的地层时，计算思路与两种性质的地层的计算思路一致，本申请实施例在此不再赘述。
步骤206、基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定井眼轨迹上的第一电导率。
确定井眼轨迹上的第一电导率使用的测井方法为电阻率测井，电阻率测井是在水平井的井孔中采用布置在不同部位的供电电极和测量电极来测定岩石(包括其中的流体)的电阻率的方法。
第一电导率满足公式：
σ＝1/Rt(n)；
其中，Rt(n)为基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定的，电阻率探测仪器的探测最大范围的原状地层电阻率。
步骤207、确定井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，当井眼轨迹的任一位置的测井参数在指定范围内，即确定任一位置位于目标储层中。
井眼轨迹的测井参数在指定范围内，即可以表明该处井眼轨迹上的地层为储层。
如图10所示，步骤207可以包括下面四个子步骤：
子步骤2071、获取井眼轨迹上多个位置的测井参数。
示例性的，水平井的井长为850米，在水平井的井眼轨迹上，每1米取8个测量点，即获取该水平井的井眼轨迹上6800个位置的测井参数。
子步骤2072、当井眼轨迹的多个目标位置的测井参数在指定范围内，即确定多个目标位置位于目标储层中。
当目标位置的测井参数在指定范围内，即指该目标位置的第一自然伽玛值，第一声波时差值以及第一电导率的范围在指定范围以内。
示例性的，当该目标位置的第一自然伽玛值小于50gAPI，第一声波时差值大于50us/ft，且第一电导率的范围在0.001～0.01S/m以内时，确认该目标位置的测井参数在指定范围内，即可以确定该目标位置位于目标储层中。
子步骤2073、确定多个目标位置中的每个目标位置的两侧指定长度位于目标储层中，多个位置在井眼轨迹上均匀分布，指定长度为多个位置中相邻的两个位置的二分之一距离。
当相邻的两个目标位置都位于目标储层中时，则可以认为该两个目标位置之间的距离也位于目标储层中，当一个目标位置的两侧的目标位置都没有位于目标储层中，则可以认为该目标位置两侧指定长度位于目标储层中。
子步骤2074、将多个目标位置的两侧指定长度的和确定为目标长度。
多个目标位置的两侧指定长度的和，可以为目标储层的长度的和，即该目标长度可以用于表示水平井井眼轨迹上目标储层的长度。
步骤208、基于目标长度与井眼轨迹的长度的比值，获取水平井的储层钻遇率。
将目标长度与井眼轨迹的长度的比值确定为水平井的储层钻遇率。获取水平衡将的钻遇率以便于预估该水平井的产量，为后续的生产计划提供数据支持。
示例性的，利用该获取水平井的储层钻遇率的方法，计算得出西南油气田G003-H17井的钻遇率为80％。
综上所述，本申请实施例提供的获取水平井的储层钻遇率的方法，在获取了目的层段的地层模型后，基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定井眼轨迹上的测井参数，再确定井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，即可以基于目标长度与井眼轨迹的长度的比值，获取水平井的储层钻遇率，该获取水平井的储层钻遇率的方法，可以根据水平井的井眼轨迹与地层模型获取水平井的钻遇率，减少了对水平井实际测量的工作量；解决了相关技术中获取水平井的钻遇率的耗时较长的问题，实现了快速地获取水平井钻遇率的效果。
图11是本申请实施例提供的一种获取水平井的储层钻遇率的装置的结构框图，该获取水平井的储层钻遇率的装置1100包括：
地层模型获取模块1110，用于基于导眼井的测井曲线获取目的层段的地层模型，导眼井和水平井位于目的层段，测井曲线用于描述目的层段的地层岩性。
测井参数确定模块1120，用于基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定井眼轨迹上的测井参数。
目标长度确定模块1130，用于确定井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，当井眼轨迹的任一位置的测井参数在指定范围内，即确定任一位置位于目标储层中。
储层钻遇率获取模块1140，用于基于目标长度与井眼轨迹的长度的比值，获取水平井的储层钻遇率。
综上所述，本申请实施例提供的获取水平井的储层钻遇率的装置，用于获取水平井的储层钻遇率的方法，在获取了目的层段的地层模型后，基于水平井的井眼轨迹和地层模型确定井眼轨迹上的测井参数，再确定井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，即可以基于目标长度与井眼轨迹的长度的比值，获取水平井的储层钻遇率，该获取水平井的储层钻遇率的方法，可以根据水平井的井眼轨迹与地层模型获取水平井的钻遇率，减少了对水平井实际测量的工作量；解决了相关技术中获取水平井的钻遇率的耗时较长的问题，实现了快速地获取水平井钻遇率的效果。
此外，本申请实施例还提供了一种计算机存储介质，该计算机存储介质中存储有至少一条指令、至少一段程序、代码集或指令集，至少一条指令、至少一段程序、代码集或指令集由处理器加载并执行以实现上述实施例提供的任一的获取水平井的储层钻遇率方法。
在本申请中，术语“第一”、“第二”、“第三”、“第四”和“第五”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。术语“多个”指两个或两个以上，除非另有明确的限定。
以上所述仅为本申请的可选实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种获取水平井的储层钻遇率的方法，其特征在于，所述方法包括：
基于导眼井的测井曲线获取目的层段的地层模型，所述导眼井和水平井位于所述目的层段，所述测井曲线用于描述所述目的层段的地层岩性；
基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的测井参数；
确定所述井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，当所述井眼轨迹的任一位置的测井参数在指定范围内，即确定所述任一位置位于目标储层中；
基于所述目标长度与所述井眼轨迹的长度的比值，获取所述水平井的储层钻遇率。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于导眼井的测井曲线获取目的层段的地层模型，包括：
获取所述导眼井的测井曲线，所述导眼井包括直导眼井或者斜导眼井；
将所述测井曲线方波化，得到第一测井曲线；
基于所述第一测井曲线对所述目的层段进行小层划分，以得到所述地层模型，所述小层划分用于根据地层岩性将所述目的层段划分为多个地层。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述测井参数包括自然伽玛值、声波时差值和电阻率，所述基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的测井参数，包括：
基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一自然伽玛值；
基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一声波时差值；
基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一电阻率。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一自然伽玛值，所述第一自然伽玛值满足公式：
其中，GR总为第一自然伽马值，GR10、GR20、GR30分别为三个不同性质的地层的理论自然伽马值，FGR10、FGR20、FGR30分别为基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定的，三个不同性质的地层的自然伽马值，FGR0为基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定的，三个不同性质的地层的伽马探测仪器探测半径内所有物质的自然伽马值之和。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一声波时差值，包括以下两种情况：
当声波时差探测仪器探测半径内只有一种性质的地层时，所述第一声波时差值满足公式：
DT＝DT0；
其中，DT为第一声波时差值，DT0为基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定的该性质地层的声波时差值；
当声波时差探测仪器探测半径内包括多种性质的地层时，所述第一声波时差值满足公式：
其中，DT10和DT20分别为基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上不同性质的地层的声波时差值；
S1和S2分别为声波时差探测仪器探测范围内不同性质的地层的横截面的面积，所述横截面垂直于所述水平井的井眼轨迹；S总为声波时差探测仪器探测范围内横截面的总面积。
6.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的第一电导率，所述第一电导率满足公式：
σ＝1/Rt(n)；
其中，Rt(n)为基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定的，电阻率探测仪器的探测最大范围的原状地层电阻率。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定所述井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，包括：
获取所述井眼轨迹上多个位置的测井参数；
当所述井眼轨迹的多个目标位置的测井参数在指定范围内，即确定所述多个目标位置位于目标储层中；
确定所述多个目标位置中的每个目标位置的两侧指定长度位于所述目标储层中，所述多个位置在所述井眼轨迹上均匀分布，所述指定长度为所述多个位置中相邻的两个位置的二分之一距离；
将所述多个目标位置的两侧指定长度的和确定为目标长度。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于所述目标长度与所述井眼轨迹的长度的比值，获取所述水平井的储层钻遇率，包括：
将所述目标长度与所述井眼轨迹的长度的比值确定为所述水平井的储层钻遇率。
9.一种获取水平井的储层钻遇率的装置，其特征在于，所述获取水平井的储层钻遇率的装置包括：
地层模型获取模块，用于基于导眼井的测井曲线获取目的层段的地层模型，所述导眼井和水平井位于所述目的层段，所述测井曲线用于描述所述目的层段的地层岩性；
测井参数确定模块，用于基于所述水平井的井眼轨迹和所述地层模型确定所述井眼轨迹上的测井参数；
目标长度确定模块，用于确定所述井眼轨迹的测井参数在指定范围内的目标长度，当所述井眼轨迹的任一位置的测井参数在指定范围内，即确定所述任一位置位于目标储层中；
储层钻遇率获取模块，用于基于所述目标长度与所述井眼轨迹的长度的比值，获取所述水平井的储层钻遇率。
10.一种计算机存储介质，其特征在于，所述计算机存储介质中存储有至少一条指令、至少一段程序、代码集或指令集，所述至少一条指令、所述至少一段程序、所述代码集或指令集由处理器加载并执行以实现如权利要求1至7任一所述的获取水平井的储层钻遇率的方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110745917.4A CN115573696A (zh) | 2021-07-01 | 2021-07-01 | 获取水平井储层钻遇率的方法、装置以及计算机存储介质 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110745917.4A CN115573696A (zh) | 2021-07-01 | 2021-07-01 | 获取水平井储层钻遇率的方法、装置以及计算机存储介质 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115573696A true CN115573696A (zh) | 2023-01-06 |
Family
ID=84578848
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110745917.4A Pending CN115573696A (zh) | 2021-07-01 | 2021-07-01 | 获取水平井储层钻遇率的方法、装置以及计算机存储介质 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115573696A (zh) |
-
2021
- 2021-07-01 CN CN202110745917.4A patent/CN115573696A/zh active Pending
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