CN115951422A - 构建天然裂缝漏失压力模型的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种构建天然裂缝漏失压力模型的方法，属于地质勘探开发技术领域，解决现有模型在实际生产中可操作性不高的问题，主要应用于地质勘探。所述方法包括：基于测井密度曲线、伪密度曲线和密度趋势线获得自井口至井底的连续密度曲线，基于连续密度曲线确定上覆岩层压力；基于上覆岩层压力、声波时差曲线、测井密度曲线、电阻率曲线获得泥页岩段孔隙压力，并确定全井段孔隙压力剖面；确定最小水平主应力剖面；确定最大水平主应力剖面；确定所有裂缝中的漏失压力最小的第一裂缝，基于第一裂缝的上覆岩层压力、孔隙压力、最小水平主应力和最大水平主应力确定天然裂缝漏失压力模型为

。

Description

构建天然裂缝漏失压力模型的方法

技术领域

本发明涉及地质勘探开发技术领域，特别涉及一种构建天然裂缝漏失压力模型的方法。

背景技术

油气田钻井过程中泥浆漏失是常见的钻井复杂情况。恶性漏失不仅造成钻井时间增加、钻井成本提高，同时也会诱发卡钻、断钻具、落鱼等其他复杂和事故的发生。钻井泥浆漏失的原因主要包括高渗地层渗透漏失、天然裂缝漏失、水力压裂缝漏失、溶蚀孔洞漏失。其中天然裂缝漏失是目前钻井过程中最为常见漏失类型。

天然裂缝漏失需要通过计算裂缝漏失压力，进而调整泥浆密度小于裂缝漏失压力避免。目前，国内外研究者或从钻井液漏失机理出发，或考虑裂缝面粗糙度、裂缝面滤失性、钻井液流变性影响，提出了多种断层和裂缝漏失压力计算模型，但以实验室分析和统计学研究为主，其考虑因素众多或过于繁杂，使其模型在实际生产中可操作性不高。

发明内容

为了解决现有技术中存在的上述问题和缺陷的至少一个方面，本发明提供了一种构建天然裂缝漏失压力模型的方法，解决了现有的模型在实际生产中可操作性不高的技术问题。

根据本发明的一个方面，提供了一种构建天然裂缝漏失压力模型的方法，所述方法包括：

步骤S1 基于测井密度曲线、伪密度曲线和密度趋势线获得自井口至井底的连续密度曲线，基于所述连续密度曲线确定上覆岩层压力；

步骤S2 基于所述上覆岩层压力、声波时差曲线、测井密度曲线、电阻率曲线获得泥页岩段孔隙压力，基于钻井过程中的测试数据和所述泥页岩段孔隙压力确定全井段孔隙压力剖面；

步骤S3 基于离散的最小水平主应力值、所述上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力确定最小水平主应力剖面；

步骤S4 基于离散的最大水平主应力值、所述上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力确定最大水平主应力剖面；

步骤S5 确定所有裂缝中的漏失压力最小的第一裂缝，基于所述第一裂缝的上覆岩层压力、孔隙压力、最小水平主应力和最大水平主应力确定天然裂缝漏失压力模型为

，

其中

为天然裂缝漏失压力，

为所述第一裂缝的上覆岩层压力、最小水平主应力和最大水平主应力中的最大值，

为所述第一裂缝的上覆岩层压力、最小水平主应力和最大水平主应力中的最小值。

附图说明

本发明的这些和/或其他方面和优点从下面结合附图对优选实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：

图1是本发明实施例提供的构建天然裂缝漏失压力模型的方法的流程图；

图2为本发明实施例提供的构建天然裂缝漏失压力模型的方法中步骤S1的实现流程图；

图3为本发明实施例提供的构建天然裂缝漏失压力模型的方法中步骤S2的实现流程图；

图4为本发明实施例提供的构建天然裂缝漏失压力模型的方法中步骤S3的实现流程图；

图5为本发明实施例提供的构建天然裂缝漏失压力模型的方法中步骤S4的实现流程图；

图6-8为本发明实施例提供的裂缝和断层面的摩擦强度对地应力的限制示意图；

图9为本发明实施例提供的构建天然裂缝漏失压力模型的方法中步骤S5的实现流程图；

图10为本发明实施例提供的某一口井的漏失压力计算结果与实际钻井漏失对比效果图。

具体实施方式

下面通过实施例，并结合附图，对本发明的技术方案作进一步具体的说明。在说明书中，相同或相似的附图标号指示相同或相似的部件。下述参照附图对本发明实施方式的说明旨在对本发明的总体发明构思进行解释，而不应当理解为对本发明的一种限制。

根据本申请的总体构思，提出了一种构建天然裂缝漏失压力模型的方法。如图1所示，所述方法包括：

步骤S1 基于测井密度曲线、伪密度曲线和密度趋势线获得自井口至井底的连续密度曲线，基于所述连续密度曲线确定上覆岩层压力；

步骤S2 基于所述上覆岩层压力、声波时差曲线、测井密度曲线、电阻率曲线获得泥页岩段孔隙压力，基于钻井过程中的测试数据和所述泥页岩段孔隙压力确定全井段孔隙压力剖面；

步骤S3 基于离散的最小水平主应力值、所述上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力确定最小水平主应力剖面；

步骤S4 基于离散的最大水平主应力值、所述上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力确定最大水平主应力剖面；

步骤S5 确定所有裂缝中的漏失压力最小的第一裂缝，基于所述第一裂缝的上覆岩层压力、孔隙压力、最小水平主应力和最大水平主应力确定天然裂缝漏失压力模型为

，其中

为天然裂缝漏失压力，

为所述第一裂缝的上覆岩层压力、最小水平主应力和最大水平主应力中的最大值，

为所述第一裂缝的上覆岩层压力、最小水平主应力和最大水平主应力中的最小值。

在存在多个裂缝时，如果针对每条裂缝分析天然裂缝漏失压力，那么分析过程会过于繁杂，成本较高，在实际生产中可操作性不高。本发明的实施例通过确定所有裂缝中的漏失压力最小的第一裂缝，并基于所确定的第一裂缝来构建天然裂缝漏失压力模型，从而简化了分析过程，在实际生产中的操作性较高。在一实施例中，如图2所示，步骤S1包括以下步骤：

步骤S11 获得密度测井曲线。例如，可以在钻井过程中测量得到所述密度测井曲线。

密度测井曲线在井眼严重扩径段会造成结果明显偏小，故需要结合井径曲线进行分析，以对异常值进行校正。针对于此，本发明的方法包括：

步骤S111基于井径曲线和地层岩性确定密度测井曲线是否存在密度失真。

具体地，确定井径曲线中是否出现井径的异常高值，例如超过其他值的20%，或者超过其他值的50%，在井径曲线中呈现为一尖峰；

当存在井径的异常高值时，确定井径的异常高值对应的地层岩性；

当所对应的地层岩性为煤层（密度值较小）时，则确定所述密度测井曲线不存在密度失真，其对应的密度测井异常值为真实地层密度，无需进行校正；

当所对应的地层岩性与上下地层岩性一致时，则确定所述密度测井曲线存在密度失真。

步骤S112 当确定密度测井曲线存在密度失真，利用伪密度曲线（下文将进行介绍）中的伪密度值进行校正。可以将伪密度曲线中的对应的密度值替换密度测井曲线中的密度值。

步骤S12 基于声波时差曲线利用Gardner公式确定伪密度曲线。例如，可以在钻井过程中测量得到声波时差曲线。声波时差曲线中反应了声波时差随着深度的变化关系。利用Gardner公式（参见下式）可以获得密度随着深度的变化关系，进而获得了伪密度曲线。

；公式（1)

其中，ρ表示岩石密度，单位为克每立方厘米（g/cm³），Δt表示声波时差，单位为微秒每英尺（μs/ft）。

步骤S13 以密度测井曲线为主、伪密度曲线为辅，添加密度指数趋势线，将所述密度指数趋势线的下部结点调整为与密度测井曲线和伪密度曲线一致，并将所述密度指数趋势线的顶部结点调整为与地面岩石或土壤密度值一致。

除个别深度段因为井眼严重扩径造成密度测井失真外，密度测井曲线是地层密度最准确的测量结果，但油气田钻井过程中密度测井一般仅在目的层段开展；声波时差测井覆盖井段较全，可根据Gardner公式将声波时差曲线计算得到伪密度曲线，其反映实际地层密度准确性也较高，但地表至浅层声波时差测井也很少开展；根据密度测井和伪密度曲线拟合的密度指数趋势线可估算地表至浅层的地层密度值。因此在述过程中，优先选择密度测井曲线，无密度测井曲线的深度段优先选择伪密度曲线。也就是，以密度测井曲线为主，伪密度曲线为辅。

密度指数趋势线的下部结点需要与密度测井曲线和伪密度曲线对应的密度值一致。密度指数趋势线的上部结点需要与地面岩石或土壤密度值一致。如此，可以由该密度指数趋势线估算得到准确的地表至浅层段的地层密度值。

步骤S14 将所述密度测井曲线、伪密度曲线和密度指数趋势线分段合成为自井口至井底的连续密度曲线。在合成连续密度曲线的过程中，优先选择密度测井曲线，其次为伪密度曲线（即，无密度深度段优先选择伪密度曲线），既无实测密度又无伪密度曲线深度选择密度趋势线（即，地表至浅层的地层选择根据密度指数趋势线估算的密度值）。

步骤S15 自井口至井底对所述连续密度曲线积分，获得所述上覆岩层压力。积分公式如下：

；公式（2）

其中，S_v表示上覆岩层压力，单位为MPa，z表示深度，单位为km，ρ表示岩石密度，单位为g/cm³，g表示重力加速度，单位为m/s²。

另外，根据上述公式也可以获得对应的上覆岩层压力梯度。

在一实施例中，声波在地层中的传播速度与岩石的密度、结构、孔隙度及埋藏深度有关。当岩性一定时，声波的速度随岩石孔隙度的增大而减小，对于沉积压实作用形成的泥岩、页岩，在正常地层压力井段，随着井深增加，岩石孔隙度减少，声波速度增加，声波时差减小；在异常压力井段，岩石孔隙度增加，声波速度减少，声波时差增大。在深度为线性、密度和声波时差为对数的坐标下，正常压实地层段密度和声波时差随深度增加满足线性关系，异常压力井段密度、声波时差偏离正常压实趋势线。因此，本发明的实施例通过密度、声波时差偏离正常压实趋势线的大小预测地层孔隙压力。该方法仅适用于泥岩、页岩，砂岩和碳酸盐岩不适用。

具体地，如图3所示，步骤S2包括以下步骤：

步骤S21 在声波时差曲线、测井密度曲线和电阻率曲线中筛选显示泥页岩段对应曲线，将砂岩段对应曲线和灰岩段对应曲线删除。

在一示例中，将声波时差曲线显示在横坐标（X轴）为深度、纵坐标（Y轴）为声波时差的对数值的坐标系（例如XY坐标系）中；将测井密度曲线显示在横坐标（X轴）为深度、纵坐标（Y轴）为密度的对数值的坐标系（例如XY坐标系）中；将电阻率曲线显示在横坐标（X轴）为深度、纵坐标（Y轴）为电阻率的对数值的坐标系（例如XY坐标系）中。如前所述，本发明的方法适用于泥页岩段，故本发明的实施例需要根据岩性曲线筛选这三条曲线中的泥页岩段曲线，并删除砂岩段对应曲线和灰岩段对应曲线。

步骤S22 基于声波时差曲线、测井密度曲线和电阻率曲线的数值特征自井口添加正常压实（静水）趋势线。可以根据对应曲线上的数值大小从井口拟合出一条直线，即正常压实趋势线。

步骤S23 利用所述上覆岩层压力和泥页岩段对应曲线并基于钻井过程中的测试数据确定泥页岩段孔隙压力。

在一示例中，可以利用伊顿法计算泥页岩段孔隙压力，其主要利用上覆岩层压力、正常压实趋势线、伊顿指数、泥页岩段声波时差值等参数计算孔隙压力，其公式如下：

{P}_{0}={S}_{v}-\left [ {({S}_{v}-{P}_{n}){(\Delta {t}_{n}/\Delta {t}_{s})}^{C}} \right ]

；公式（3）

其中，P₀表示地层的实际孔隙压力，单位为MPa；S_v表示上覆岩层压力，单位为MPa，P_n表示正常压实孔隙压力，单位为MPa；∆t_n表示正常压实情况下地层声波时差，单位为μs/m；∆t_s表示预测深度地层实际声波时差，单位为μs/m；C表示伊顿指数。也就是，可以按照公式（3）来确定泥页岩段孔隙压力。

在一示例中，可以利用等效深度法计算泥页岩段孔隙压力，其主要利用上覆岩层压力、正常压实趋势线、泥页岩地层密度等参数计算泥页岩段孔隙压力，其公式如下：

；公式（4）

其中，P₀表示地层的实际孔隙压力，单位为MPa；ρ_r表示岩石密度，单位为g/cm³；ρ_w表示地层水密度，单位为g/cm³；g表示重力加速度，单位为m/s²；D₁表示正常压实趋势线上的深度，单位为m，D₂表示欠压实深度，单位为m。也就是，可以按照公式（4）来确定泥页岩段孔隙压力。

另外，伊顿法和等效深度法均为经验公式计算方法，在不同地区其适用性不同，尤其是伊顿法中的伊顿指数在1~3之间变化，具体取值需要结合钻井过程中的测试数据（例如钻井复杂、压力测试等数据）进行调整或校正。试油试采过程中的压力恢复测试或钻井压力测试均可作为准确的压力数据，以对伊顿法和等效深度法计算地层孔隙压力结果进行校正，同时，钻井过程中的井涌、溢流、气侵对应的泥浆密度数据也可作为孔隙压力校正的参考数据对地层的实际孔隙压力结果进行校正。如此，可以使得通过测井曲线计算的地层的实际孔隙压力与钻井和测试压力结果一致。

步骤S24 基于所述泥页岩段孔隙压力确定全井段孔隙压力剖面。将由上述方法确定的泥页岩段孔隙压力连线绘制全井段孔隙压力剖面。而且，可以根据所述全井段孔隙压力剖面计算全井地层的实际孔隙压力和孔隙压力系数。

在一实施例中，如图4所示，步骤S3包括：

步骤S31 基于小型压裂实验中瞬时闭合压力或地层破裂实验中破裂压力获得离散的最小水平主应力值。

在完钻后的储层目的层段会开展小型压裂实验作为大规模压裂的前导实验，小型压裂实验中分析获得的瞬时闭合压力对应最小水平主应力值，但该值仅为目的层的最小水平主应力结果，为离散数值。由此可以通过小型压裂实验中瞬时闭合压力获得离散的最小水平主应力值。

在钻井过程中，在不同开次完钻下套管后，在套管底部裸眼段会开展地层破裂实验，地破实验中如果出现压力降低，说明地层出现了破裂，其井底压力最高值对应最小水平主应力值。同样，该实验获取的最小水平主应力值也为离散数值。需要注意的是，在钻井过程中浅层岩石未固结层段开展的地破实验结果其准确性不高，因此分析过程中应该剔除浅层地破实验获取的最小水平主应力。

步骤S32 基于所述离散的最小水平主应力值、上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力、应用有效应力比值法确定离散的最小水平主应力值的离散有效应力比值点。

具体地，通过如下公式计算最小水平主应力有效应力比：

；公式（5）

其中，ESR_min表示最小水平主应力有效应力比，无量纲；Sh_min表示最小水平主应力，单位为MPa；P₀表示地层的实际孔隙压力，单位为MPa；S_v表示上覆岩层压力，单位为MPa。所述地层的实际孔隙压力P₀可以通过全井段孔隙压力剖面来进行确定。

步骤S33 基于离散的最小水平主应力值的离散有效应力比值点特征获得连续的最小水平主应力有效应力比值线。

大量地应力研究表明，一个区域范围内的最小水平主应力有效应力比，在深度剖面上通常具有一定的规律，或为固定的常数，或为线性关系。通过分析离散最小水平主应力有效应力比值点的相互关系，拟合得到连续最小水平主应力有效应力比值线。在离散最小水平主应力点较少的情况下，一般选择拟合为常数最小水平主应力有效应力比值线。

步骤S34 基于所述连续的最小水平主应力有效应力比值线、上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力获得连续的最小水平主应力连续剖面。

具体地，根据最小水平主应力有效应力比值线，结合上覆岩层压力、地层的实际孔隙压力，应用有效应力比值法可以反算出连续最小水平主应力连续剖面。根据最小水平主应力连续剖面可以获得所需的最小水平主应力。

在一实施例中，如图5所示，步骤S4包括以下步骤：

步骤S41 基于区域内或邻区已钻井的岩心实验获得离散的最大水平主应力值。

通过开展凯瑟尔实验、差应变分析等室内岩心力学实验可以获取离散的最大水平主应力值。或者，可以参考区块内、邻区实验结果获取最大水平主应力值，该值仅为取心段深度离散数值。

步骤S42 基于所述离散的最大水平主应力值、上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力、应用有效应力比值法确定离散的最大水平主应力值的离散有效应力比值点。

使用如下公式确定离散的最大水平主应力值的离散有效应力比值点，

；公式（6）

其中，ESR_max表示最大水平主应力值的有效应力比，无量纲；Sh_max表示最大水平主应力，单位为MPa；P₀表示地层的实际孔隙压力，单位为MPa；S_v表示上覆岩层压力,单位为MPa。所述地层的实际孔隙压力P₀可以通过全井段孔隙压力剖面来进行确定。

步骤S43 基于离散的最大水平主应力值的离散有效应力比值点特征获得连续的最大水平主应力有效应力比值线。

大量的应力研究表明，一个区域范围内的最大水平主应力有效应力比，在深度剖面上通常具有一定的规律，或为固定的常数，或为线性关系。通过分析离散的最大水平主应力有效应力比值点的相互关系，拟合得到连续最大水平主应力有效应力比值线。在离散的最大水平主应力点较少的情况下，一般选择拟合为常数最大水平主应力有效应力比值线。

步骤S44 基于所述连续的最大水平主应力有效应力比值线、上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力获得连续的最大水平主应力连续剖面。

具体地，根据最大水平主应力有效应力比值线，结合上覆岩层压力、地层的实际孔隙压力，应用有效应力比值法可以反算出连续最大水平主应力连续剖面。根据最大水平主应力连续剖面可以获得所需的最大水平主应力。

在步骤S5中，应用断层滑动摩擦理论，结合孔隙压力、上覆岩层压力、最大水平主应力和最小水平主应力结果，计算优势天然裂缝滑动对应的裂缝面孔隙压力，即构造复杂地区天然裂缝漏失压力。

天然裂缝在沉淀、胶结等地质作用过程中会逐渐闭合。即使新形成的裂缝，受围压等影响，在地层条件下也呈闭合状态不具有渗透性。当钻井过程中钻头揭穿地层，井筒周围应力释放，天然裂缝开启可造成泥浆漏失，但应力扰动基本局限于井筒周围很小的范围内，在井壁至二倍井筒范围内应力扰动迅速降低。因此，如果没有地层内大范围的裂缝渗透，井筒周围应力释放造成的裂缝开启并不会形成严重的泥浆漏失。

钻井过程中泥浆侵入井筒周围裂缝面引起裂缝滑动造成裂缝开启，井筒内泥浆沿开启裂缝面侵入地层，则可形成连锁反应，使地层内较大范围裂缝滑动（错动）张开，形成渗透性通道，从而造成严重的泥浆漏失。因此，确定裂缝性地层会否出现恶性漏失，需要判断钻井泥浆侵入裂缝面后能否引起裂缝滑动进而形成渗透性通道。

当平面上的剪应力与有效正应力的比值达到材料的摩擦系数μ时，发生摩擦滑动，称为Amonton定理，其公式如下：

；公式（7）

其中，τ表示分解在摩擦面上的剪应力，其平行于摩擦面；σ_n表示有效正应力，其垂直于摩擦面；μ表示滑动摩擦系数。

有效正应力为正应力S_n和孔隙压力P_p的差值（S_n-P_p），其中正应力是上覆岩层压力、最大水平主应力和最小水平主应力的统称。因此，提高裂缝面的孔隙压力（比如流体注入）会引起有效正应力降低，从而可能导致裂缝发生滑动。

Byerlee总结了不同类型岩石和断层的大量试验数据，考虑了不同粗糙程度的天然裂缝、三轴压缩试验引起的断层和人工断层。对于各种不同类型的岩石，在较高的有效正应力作用下（≥10MPa），断层面摩擦与表面粗糙度、正应力、滑动速度等都无关，滑动摩擦系数在一个较小的范围内浮动：

0.6 ≤μ≤1.0

不同岩石滑动摩擦系数不同，优先考虑最容易滑动裂缝对应的滑动摩擦系数，所以μ一般取0.6。

由于地壳中广泛分布着不同尺度、不同方向的断层、裂缝，深部的应力大小明显受到这些平面不连续面的摩擦强度的约束。参考图6-8，考虑一条二维裂缝或断层，且忽略中间有效应力的影响（因为它在裂缝或断层面内）。假设裂缝或断层面法线和最大有效正应力σ₁的夹角为β，则作用于裂缝或断层面的剪应力和有效正应力可由方程表示，其公式如下：

；公式（8）

；公式（9）

其中，σ₁表示最大有效正应力；σ₃表示最小有效正应力；β表示裂缝或断层面法线l与σ₁的夹角。

因此，作用于裂缝或断层面的剪应力和有效正应力取决于主应力大小、孔隙压力以及断层面与主应力的夹角。

参考图7的Mohr圆可知，对于任意给定的σ₃，都存在一个由裂缝或断层的摩擦强度确定σ₁的最大值（因为Mohr圆不能超过摩擦强度的上限）。如果裂缝或断层处于临界方向，即位于最易于滑动的角度，其对应角度表达式如下：

；公式（10）

其中，β表示裂缝或断层面法线与最大有效正应力的夹角，μ表示滑动摩擦系数。

Jaeger和Cook指出，对于处于临界方向的裂缝或断层处于摩擦极限时，σ₁和σ₃（及S₁和S₃）和滑动摩擦系数满足一定的关系，其表达式如下：

\frac {{\sigma }_{1}} {{\sigma }_{3}}=\frac {{S}_{1}-{P}_{p}} {{S}_{3}-{P}_{p}}=\left [ {{({\mu }^{2}+1)}^{\frac {1} {2}}+\mu } \right ]^{2}

；公式（11）

其中，σ₁表示最大有效正应力；σ₃表示最小有效正应力；S₁表示最大应力，其是上覆岩层压力、最大水平主应力和最小水平主应力中的最大值；S₃表示最小应力，其是上覆岩层压力、最大水平主应力和最小水平主应力中的最小值；P_p表示孔隙压力；μ表示滑动摩擦系数。

当滑动摩擦系数μ取0.6时，公式（11）可转换为关于孔隙压力的表达式，其表达式如下：

；公式（12）

其中S₁表示最大应力，其是上覆岩层压力、最大水平主应力和最小水平主应力中的最大值；S₃表示最小应力，其是上覆岩层压力、最大水平主应力和最小水平主应力中的最小值；P_p表示孔隙压力。

S₁、S₃为地层现今地应力参数是保持不变的，对应最小水平主应力、最大水平主应力、上覆岩层压力中最大值和最小值；P_p为孔隙压力。当泥浆密度高于孔隙压力时，井筒内泥浆密度侵入裂缝面，裂缝孔隙压力升高。当裂缝孔隙压力（泥浆密度）达到公式(12)条件时，裂缝滑动开启渗透，进而导致泥浆漏失。故当裂缝孔隙压力达到公式（12）时，所对应的孔隙压力等于天然裂缝漏失压力，即

；公式（13）

所以 ,公式（13）即为天然裂缝漏失压力模型。

也就是，本发明的实施例考虑了区域中的多条裂缝中最容易滑动的裂缝，并利用摩擦极限的条件获得该条最容易滑动的裂缝滑动对应的漏失压力。如此，可以避免针对区域中的每条裂缝或多条裂缝计算漏失压力，简化了分析过程。

本发明的实施例适用于构造作用强、且不同期次构造作用方位差异较大的地区或区域。在这些地区中，地层中发育各种不同产状的天然裂缝，在现今地应力状态下，处于临界方向的天然裂缝滑动从而造成钻井漏失。

进一步地，如图9所示，步骤S5包括以下步骤：

步骤S51 将处于临界方向的裂缝确定为所述第一裂缝。处于临界方向的裂缝最容易滑动，故只需要确定出最容易滑动的裂缝即可。

步骤S52 确定所述第一裂缝的上覆岩层压力、最小水平主应力和最大水平主应力中的最大值和最小值。如此，可以允许基于所述最大值和最小值确定漏失压力。

步骤S53 将滑动摩擦系数设定为0.6，在将所述第一裂缝确定为处于摩擦极限的情况下，计算所述第一裂缝开始滑动时所对应的孔隙压力，并将计算确定的孔隙压力确定为天然裂缝漏失压力。当裂缝的孔隙压力达到基于所述最大值和最小值确定的值时，则裂缝滑动开启渗透。

图10为本发明实施例提供的某一口井的漏失压力计算结果与实际钻井漏失对比效果图。图10的实施例所涉及的井为四川盆地边缘川西北一口探井，该井所在地区受多期构造影响，发育有不同产状的天然裂缝，通过计算第一裂缝的漏失压力，结合实际钻井显示，在泥浆密度小于天然裂缝漏失压力时，钻井没有出现漏失复杂的发生，但在须家河组中下部将泥浆密度提升到高于天然裂缝漏失压力后，钻井过程中频繁出现裂缝滑动开启造成的漏失。由此可知，本发明的实施例的构造模型可以有效地预测天然裂缝的漏失压力。

虽然本总体发明构思的一些实施例已被显示和说明，本领域普通技术人员将理解，在不背离本总体发明构思的原则和精神的情况下，可对这些实施例做出改变，本发明的范围以权利要求和它们的等同物限定。

Claims (10)

1.一种构建天然裂缝漏失压力模型的方法，其特征在于，所述方法包括：

步骤S1 基于测井密度曲线、伪密度曲线和密度趋势线获得自井口至井底的连续密度曲线，基于所述连续密度曲线确定上覆岩层压力；

步骤S2 基于所述上覆岩层压力、声波时差曲线、测井密度曲线、电阻率曲线获得泥页岩段孔隙压力，基于钻井过程中的测试数据和所述泥页岩段孔隙压力确定全井段孔隙压力剖面；

步骤S3 基于离散的最小水平主应力值、所述上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力确定最小水平主应力剖面；

步骤S4 基于离散的最大水平主应力值、所述上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力确定最大水平主应力剖面；

步骤S5 确定所有裂缝中的漏失压力最小的第一裂缝，基于所述第一裂缝的上覆岩层压力、孔隙压力、最小水平主应力和最大水平主应力确定天然裂缝漏失压力模型为

，

其中P_l为天然裂缝漏失压力，S₁为所述第一裂缝的上覆岩层压力、最小水平主应力和最大水平主应力中的最大值，S₃为所述第一裂缝的上覆岩层压力、最小水平主应力和最大水平主应力中的最小值。

2.根据权利要求1所述的构建天然裂缝漏失压力模型的方法，其特征在于，

步骤S5包括以下步骤：

将处于临界方向的裂缝确定为所述第一裂缝；

确定所述第一裂缝的上覆岩层压力、最小水平主应力和最大水平主应力中的最大值和最小值；

将滑动摩擦系数设定为0.6，在将所述第一裂缝确定为处于摩擦极限的情况下，计算所述第一裂缝开始滑动时所对应的孔隙压力，并将计算确定的孔隙压力确定为天然裂缝漏失压力。

3.根据权利要求1或2所述的构建天然裂缝漏失压力模型的方法，其特征在于，

步骤S1包括以下步骤：

获得密度测井曲线；

基于声波时差曲线利用Gardner公式确定伪密度曲线；

以密度测井曲线为主、伪密度曲线为辅，添加密度指数趋势线，将所述密度指数趋势线的下部节点调整为与密度测井曲线和伪密度曲线一致，并将所述密度指数趋势线的顶部节点调整为与地面岩石或土壤密度值一致；

将所述密度测井曲线、伪密度曲线和密度指数趋势线分段合成为自井口至井底的连续密度曲线；

自井口至井底对所述连续密度曲线积分，获得所述上覆岩层压力。

4.根据权利要求3所述的构建天然裂缝漏失压力模型的方法，其特征在于，

基于井径曲线和地层岩性确定密度测井曲线是否存在密度失真，

当确定密度测井曲线存在密度失真，利用所述伪密度曲线中的伪密度值进行校正。

5.根据权利要求4所述的构建天然裂缝漏失压力模型的方法，其特征在于，

基于井径曲线和地层岩性确定密度测井曲线是否存在密度失真包括：

确定井径曲线中是否出现井径的异常高值；

当存在井径的异常高值时，确定井径的异常高值对应的地层岩性；

当所对应的地层岩性为煤层时，则确定所述密度测井曲线不存在密度失真

当所对应的地层岩性与上下地层岩性一致时，则确定所述密度测井曲线存在密度失真。

6.根据权利要求5所述的构建天然裂缝漏失压力模型的方法，其特征在于，

步骤S2包括以下步骤：

在声波时差曲线、测井密度曲线和电阻率曲线中筛选显示泥页岩段对应曲线，将砂岩段对应曲线和灰岩段对应曲线删除；

基于声波时差曲线、测井密度曲线和电阻率曲线的数值特征自井口添加正常压实趋势线；

利用所述上覆岩层压力和泥页岩段对应曲线并基于钻井过程中的测试数据确定泥页岩段孔隙压力；

基于所述泥页岩段孔隙压力确定全井段孔隙压力剖面。

7.根据权利要求6所述的构建天然裂缝漏失压力模型的方法，其特征在于，

步骤S3包括以下步骤：

步骤S31 基于小型压裂实验中瞬时闭合压力或地层破裂实验中破裂压力获得离散的最小水平主应力值；

步骤S32 基于所述离散的最小水平主应力值、上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力、应用有效应力比值法确定离散的最小水平主应力值的离散有效应力比值点；

步骤S33 基于离散的最小水平主应力值的离散有效应力比值点特征获得连续的最小水平主应力有效应力比值线；

步骤S34 基于所述连续的最小水平主应力有效应力比值线、上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力获得连续的最小水平主应力连续剖面。

8.根据权利要求7所述的构建天然裂缝漏失压力模型的方法，其特征在于，

在步骤S32中，使用如下公式确定离散的最小水平主应力值的离散有效应力比值点，

，

其中，ESR_min表示最小水平主应力值的有效应力比，Sh_min表示最小水平主应力，P₀表示地层的实际孔隙压力，S_v表示上覆岩层压力。

9.根据权利要求8所述的构建天然裂缝漏失压力模型的方法，其特征在于，

步骤S4包括以下步骤：

步骤S41 基于区域内或邻区已钻井的岩心实验获得离散的最大水平主应力值；

步骤S42 基于所述离散的最大水平主应力值、上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力、应用有效应力比值法确定离散的最大水平主应力值的离散有效应力比值点；

步骤S43 基于离散的最大水平主应力值的离散有效应力比值点特征获得连续的最大水平主应力有效应力比值线；

步骤S44 基于所述连续的最大水平主应力有效应力比值线、上覆岩层压力和地层的实际孔隙压力获得连续的最大水平主应力连续剖面。

10.根据权利要求9所述的构建天然裂缝漏失压力模型的方法，其特征在于，

在步骤S42中，使用如下公式确定离散的最大水平主应力值的离散有效应力比值点，

，

其中，ESR_max表示最大水平主应力值的有效应力比，Sh_max表示最大水平主应力，P₀表示地层的实际孔隙压力，S_v表示上覆岩层压力。

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