一种地层压力系数计算方法与流程

1.本发明属于石油、天然气勘探开发技术领域，涉及一种地层压力系数计算方法，具体涉及一种基于钻井泥浆密度与泥岩声波时差统计关系的地层压力系数计算方法。


背景技术：

2.地层压力系数是石油与天然气勘探、开发中非常重要的一个参数，对钻井工艺技术、油气层保护技术的确定都具有重要的指导意义。
3.目前，伊顿法作为地层压力系数计算中较为常见的一种方法，主要应用声波时差识别异常高压或者异常低压并估算地层压力，其实质是基于泥岩声波时差随深度变化的正常压实趋势线，假设异常高压或者低压偏离趋势线，但是并没有给出如何确定正常压实的声波时差的方法。也就是说：伊顿法假定异常高压或者低压以上的部分都是正常压实的，地层压力系数是1，这个结论在实际情况中是不准确的。此外，在很多情况下，并没有压力相关的数据帮助得到正常压力条件下泥岩声波时差的数据点来绘制正常的泥岩压实趋势线。并且，有的时候异常压力幅度很小(如地层压力系数在0.8-1.2之间)以至于难以应用常规方法准确识别。
4.孙超等人在分别建立电阻率、声波时差正常压实趋势线的基础上，利用密度测井曲线资料计算上覆岩层压力，再利用伊顿法、摩尔-库伦失效准则进行地层压力预测以及最小地层主应力的计算，但该方法没有考虑泥岩岩性的区别，导致无法建立出合适的压实趋势线，预测结果存在一定误差。王斌等人从杨氏模量的定义出发，结合波动方程，得到了地层压力、纵横波速度以及密度之间的关系，该方法无需建立正常压实趋势线，但很难确定单位厚度的压缩量。
5.因此，利用现有的地层压力系数计算方法难以对目标井区的地层压力系数进行准确预测，亟需构建一种能够准确计算地层压力系数的方法。


技术实现要素：

6.为了解决现有技术的不足，本发明提供了一种地层压力系数计算方法，该方法通过测井资料与录井资料相结合，根据实际的钻井泥浆密度得到正常的泥岩声波时差趋势线，建立实测的声波时差值和泥岩声波时差趋势线上正常值的差值与泥浆密度的统计关系后由差值计算泥浆密度，再利用地层压力与静液柱压力之比实现对地层压力系数的准确评价。
7.为了实现上述目的，本发明采用以下的技术方案：
8.一种地层压力系数计算方法，包括以下步骤：
9.步骤1、获取测井资料、录井资料和岩心分析资料，得到纯泥岩的测井识别标准和砂质泥岩的识别标准；
10.步骤2、根据录井资料中泥浆钻井液使用情况，拟合正常压实情况下的声波时差与深度关系，得到正常压实趋势线；
11.步骤3、根据步骤2得到的正常压实趋势线，计算全井段未扩径的纯泥岩正常压力条件下的声波时差值，作为基准值acnor；
12.步骤4，计算未扩径的纯泥岩段正常压力条件下声波时差值与对应深度实测纯泥岩段声波时差值的差值
△
ac；
13.步骤5，利用步骤4得到的差值
△
ac与离散的未出现异常井段的泥浆密度建立交会图，得到泥浆密度的统计公式；
14.步骤6，将步骤5得到的泥浆密度赋值给地层孔隙流体密度，再利用地层压力与静液柱压力之比计算地层压力系数；
15.步骤7，利用步骤5和6建立的公式处理实测井，得到实测井未扩径井段的地层压力系数。
16.优选地，步骤1中所述测井识别标准和识别结果的具体方法为：基于岩屑录井和岩心描述的结果标定纯泥岩和砂质泥岩并提取特征值，利用所述纯泥岩和砂质泥岩的特征值建立交会图，并在纯泥岩与砂质泥岩交界处建立岩性趋势线，作为纯泥岩与砂质泥岩的划分标准。
17.进一步优选地，所述纯泥岩的测井识别标准为：lgrt《e*ac-f；所述砂质泥岩的识别标准为：lgrt≥e*ac-f，其中，e为岩性趋势线的斜率，f为岩性趋势线的截距。
18.优选地，步骤2中所述拟合的具体方法为：取未扩径纯泥岩的声波时差和深度纵向拟合。
19.进一步优选地，所述未扩径纯泥岩的泥浆密度为0.96-1.04g/cm3。
20.优选地，步骤2中所述正常压实趋势线的公式为：
21.ac＝a*depth+c；
22.式中，ac为声波时差值，us/ft；depth为深度，km；a、c为数据拟合的系数。
23.优选地，步骤4中所述差值
△
ac的公式为：
24.△
ac＝ac实测-acnor；
25.其中，
△
ac、ac实测、acnor为声波时差值，us/ft。
26.优选地，步骤5中所述统计公式为：
27.ρ＝m*
△
ac+n；
28.式中，ρ为泥浆密度，g/cm3；m、n为数据拟合的系数。
29.优选地，步骤6中所述地层压力系数的公式为：
30.p＝ρ/1；
31.式中，p为地层压力系数，无量纲数。
32.本发明还提供了上述地层压力系数技术方法在钻井和/或油气层保护中的应用。
33.本发明的有益效果为：
34.本发明通过考虑井径异常和岩性复杂等因素的影响，构建基于钻井泥浆密度与泥岩时差统计关系的地层压力系数计算方法，实现了地层压力系数的准确预测，施工前能够在此基础上合理确定钻井井身结构、钻井液密度及完井等工艺，是钻井设计与施工的有效依据；且有利于指导储层的物性评价，为储层的测井综合解释奠定了基础。
附图说明
35.图1为本发明的流程图。
36.图2为a井的测井曲线图。
具体实施方式
37.为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面结合附图和具体实施例对本发明的技术方案做进一步详述。
38.如图1所示，本发明提供了一种地层压力系数计算方法，包括以下步骤：
39.步骤1、获取测井资料、录井资料和岩心分析资料，基于岩屑录井和岩心描述的结果标定纯泥岩和和砂质泥岩并提取特征值，利用所述纯泥岩和砂质泥岩的特征值建立交会图，取纯泥岩与砂质泥岩交界处的两个数据点建立岩性趋势线，作为纯泥岩与砂质泥岩的划分标准，进一步得到纯泥岩的测井识别标准lgrt《e*ac-f和砂质泥岩的识别标准lgrt≥e*ac-f，其中，e为岩性趋势线的斜率，f为岩性趋势线的截距。
40.步骤2、根据录井资料中泥浆钻井液使用情况，取泥浆密度近似为1g/cm3的未扩径纯泥岩的声波时差和深度纵向上拟合得到正常压实情况下的声波时差与深度关系，即正常压实趋势线；
41.ac＝a*depth+c；
42.式中，ac为声波时差值，us/ft；depth为深度，km；a、c为数据拟合的系数；
43.在测井时发生井壁垮塌造成的扩径会对测井曲线的幅值存在一定影响，致使声波时差曲线的数值呈现无规律的变化，形成跳跃的曲线，不能反映地层的真实情况。故为保证计算方法的准确性应去除扩径段幅值的影响；
44.步骤3、基于上述正常压实趋势线的结果，计算全井段未扩径的纯泥岩正常压力的声波时差值作为基准值acnor；
45.步骤4、计算未扩径的纯泥岩段正常压力条件下声波时差值与对应深度实测纯泥岩段声波时差值的差值；
46.△
ac＝ac实测-acnor；
47.式中，
△
ac、ac实测、acnor为声波时差值，us/ft；
48.步骤5、利用差值
△
ac与离散的未出现异常井段的泥浆密度建立交会图，得到泥浆密度的统计公式；
49.ρ＝m*
△
ac+n；
50.式中，ρ为泥浆密度，g/cm3；m、n为数据拟合的系数；
51.步骤6、将泥浆密度赋值给地层孔隙流体密度，再利用地层压力与静液柱压力之比计算得到地层压力系数；
52.p＝ρ/1；
53.式中，p为地层压力系数，无量纲数；
54.钻井时可通过调节泥浆密度来平衡地层压力，以防止和处理井喷等事故，因此泥浆密度近似等于地层孔隙流体密度。
55.步骤7、利用步骤5和6建立的公式处理实测井，得到实测井未扩径井段的地层压力系数。
56.为了进一步验证本发明的技术效果，下面通过具体实施例详细说明本发明的技术和特点，但是这些实施例并非用于限定本发明的保护范围。
57.实施例1：
58.以某油田a井为例，采用本发明提出方法进行地层压力系数计算，其具体方法包括以下步骤：
59.s1、获取现有的测井资料、录井资料及岩心分析资料；
60.s2、基于岩屑录井和岩心描述的结果标定纯泥岩和砂质泥岩并提取特征值，并利用rt、ac测井值建立交会图及岩性趋势线，进而得到纯泥岩的测井识别标准和砂质泥岩的识别标准：
61.a井泥岩中纯泥岩的识别标准：lgrt《0.11*ac-6.14；
62.a井泥岩中砂质泥岩的识别标准：lgrt≥0.11*ac-6.14；
63.s3、取泥浆密度0.96-1.04g/cm3的未扩径纯泥岩的声波时差和深度纵向上拟合得到正常压实情况下的声波时差与深度关系：
64.a井正常压实情况下的声波时差与深度关系式：ac＝-2.7*depth+77.51；
65.s4、计算全井段未扩径的纯泥岩正常压力条件下的时差值acnor；
66.s5、计算未扩径的纯泥岩段正常压力条件下声波时差值与对应深度实测纯泥岩段声波时差值的差值：
△
ac＝ac实测-acnor；
67.s6、获取离散的未出现异常井段的钻井液泥浆密度；
68.s7、建立声波时差差值与泥浆密度的统计关系，得到泥浆密度的计算公式：
69.a井泥浆密度计算公式：ρ＝0.01*
△
ac+1.05；
70.s8、将泥浆密度赋值给地层孔隙流体密度，再利用地层压力与静液柱压力之比计算得到地层压力系数：p＝ρ/1；
71.s9、利用上述得到的计算公式预测目标层1503m和1546m的地层压力系数，并通过与离散的钻井液泥浆密度进行对比，验证基于钻井泥浆密度与泥岩时差统计关系的地层压力系数计算方法计算结果的准确性，结果如图2和表1所示。
72.表1
73.预测目标地层实测离散的钻井液密度预测的地层压力系数1503m1.08g/cm31.071546m1.08g/cm31.08
74.需要强调的是，本发明所述的实施例是说明性的，而不是限定性的，因此本发明包括并不限于具体实施方式中所述的实施例，凡是由本领域技术人员根据本发明的技术方案得出的其他实施方式，同样属于本发明保护的范围。