一种基于广义泊松比的地层孔隙压力预测方法及系统与流程

本发明涉及石油勘探开发领域，特别涉及一种基于广义泊松比的地层孔隙压力预测方法及系统。

背景技术：

地层中孔隙流体压力偏离地下流体静水压力的变化，称为异常地层压力。地层压力问题是石油地质与油气勘探中非常重要的问题。地层压力是油气运聚的重要动力，是流体势预测的基础。压力异常反映了地层的烃源条件、封盖条件以及生烃增压、加热增压、烃类液-气转化增压以及粘土矿物转化增压等各种地质过程。精确预测地层孔隙压力对于钻井泥浆比重、套管系列设计，预测烃源岩分布，反映可能的油气运移指向等有着重要的作用。

预测地层异常压力的方法主要有三类：钻前预测法，随钻监测方法和实测地层压力。后两种方法主要是利用测井资料来预测地层压力，具有事后性和局部性；钻前预测法主要利用地震资料，其覆盖面积广、资料丰富、可以获得横向及纵向上压力分布特征，具有前瞻性和全局性，成为钻前压力预测的主要手段之一。钻前压力预测目前比较常用的模型有eaton法、fillippone法、等效深度法和利用声速检测地层压力的综合解释方法等，这些方法主要基于欠压实理论，仅适用于“不平衡压实过程导致的地层欠压实”高压的情况，且绝大部分方法仅限于在砂泥岩中使用，不具有普适性。

技术实现要素：

本发明提供了一种基于广义泊松比的地层孔隙压力预测方法及系统，解决了现有技术的技术问题。

本发明解决上述技术问题的技术方案如下：

一种基于广义泊松比的地层孔隙压力预测方法，包括：

s1、根据围岩纵波速度和围岩横波速度，得到围岩的广义泊松慢度，根据拟纵波速度、拟横波速度和数学放大器，得到储层的广义泊松慢度；

s2、根据所述围岩的广义泊松慢度、所述储层的广义泊松慢度、所述数学放大器、所述围岩纵波速度、所述拟纵波速度、所述围岩横波速度和所述拟横波速度，得到含有表征构造特征的广义泊松比；

s3、根据所述广义泊松比、地层深度和经验系数，得到地层孔隙压力系数。

本发明的有益效果是：在对不同地区、不同空间岩性异常压力成因机制分析基础上，应用纵波和横波速度，同时兼顾纵向和横向应力的影响，同时考虑多种异常压力影响因素，通过扩大储层含气后的地球物理异常，达到预测地层压力的目的，具有普适性。

在上述技术方案的基础上，本发明还可以做如下改进。

优选地，步骤s1具体包括：

根据以下公式(1)，得到围岩的广义泊松慢度d0；

根据以下公式(2)，得到储层的广义泊松慢度dg；

其中，vp0为围岩纵波速度，vs0为围岩横波速度，vzp为拟纵波速度，vzs为拟横波速度，c为数学放大器。

优选地，步骤s2具体包括：

根据以下公式(3)，得到广义泊松比δσg；

其中，d0为围岩的广义泊松慢度，dg为储层的广义泊松慢度，δvzp为围岩纵波速度vp0与拟纵波速度vzp的差值，δvzs为围岩横波速度vs0与拟横波速度vzs的差值，c为数学放大器。

优选地，步骤s3具体包括：

根据以下公式(4)，得到地层孔隙压力系数γ；

其中，δσg为广义泊松比，a、b、c为经验系数，h为地层深度，bh²为表征流体膨胀和欠压实影响的膨胀因子。

优选地，所述数学放大器为拟声波时差与实际声波时差的比值，所述拟声波时差为所述实际声波时差与，标定系数与自然伽马的乘积之和，所述实际声波时差通过实际测井得到。

一种基于广义泊松比的地层孔隙压力预测系统，包括：

第一获取模块，用于根据围岩纵波速度和围岩横波速度，得到围岩的广义泊松慢度，根据拟纵波速度、拟横波速度和数学放大器，得到储层的广义泊松慢度；

第二获取模块，用于根据所述围岩的广义泊松慢度、所述储层的广义泊松慢度、所述数学放大器、所述围岩纵波速度、所述拟纵波速度、所述围岩横波速度和所述拟横波速度，得到含有表征构造特征的广义泊松比；

第三获取模块，用于根据所述广义泊松比、地层深度和经验系数，得到地层孔隙压力系数。

优选地，所述第一获取模块具体用于：

根据以下公式(1)，得到围岩的广义泊松慢度d0；

根据以下公式(2)，得到储层的广义泊松慢度dg；

其中，vp0为围岩纵波速度，vs0为围岩横波速度，vzp为拟纵波速度，vzs为拟横波速度，c为数学放大器。

优选地，所述第二获取模块具体用于：

根据以下公式(3)，得到广义泊松比δσg；

其中，d0为围岩的广义泊松慢度，dg为储层的广义泊松慢度δvzp为围岩纵波速度vp0与拟纵波速度vzp的差值，δvzs为围岩横波速度vs0与拟横波速度vzs的差值，c为数学放大器。

优选地，所述第三获取模块具体用于：

根据以下公式(4)，得到地层孔隙压力系数γ；

其中，δσg为广义泊松比，a、b、c为经验系数，h为地层深度，bh²为表征流体膨胀和欠压实影响的膨胀因子。

优选地，所述数学放大器为拟声波时差与实际声波时差的比值，所述拟声波时差为所述实际声波时差与，标定系数与自然伽马的乘积之和，所述实际声波时差通过实际测井得到。

附图说明

图1为本发明实施例提供的一种基于广义泊松比的地层孔隙压力预测方法的流程示意图；

图2为siggins和dewhurst于2003年对充水和充气砂岩的测试结果示意图；

图3为异常高压层位与深度之间的关系示意图；

图4为广义泊松比法与fillippone法预测结果的平面对比图；

图5为本发明另一实施例提供的一种基于广义泊松比的地层孔隙压力预测系统的结构示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。

如图1所示，一种基于广义泊松比的地层孔隙压力预测方法，包括：

s1、根据围岩纵波速度和围岩横波速度，得到围岩的广义泊松慢度，根据拟纵波速度、拟横波速度和数学放大器，得到储层的广义泊松慢度；

s2、根据围岩的广义泊松慢度、储层的广义泊松慢度、数学放大器、围岩纵波速度、拟纵波速度、围岩横波速度和拟横波速度，得到含有表征构造特征的广义泊松比；

s3、根据广义泊松比、地层深度和经验系数，得到地层孔隙压力系数。

在低有效应力的超压地层中，颗粒分选较差、接触不良对纵波的影响比对横波的影响大得多，速度比是岩石的关键参数，它直接与异常压力相联系。常规异常压力预测方法仅仅使用纵波数据，泊松比没有被考虑在预测方法中。图2是siggins和dewhurst于2003年对充水和充气砂岩的测试结果，对于充水来说，泊松比随着有效应力的增加而减小；对充气来说，泊松比随着有效应力的增加而增加。

泊松比与密度是储层描述的重要参数：泊松比与密度的值越小，对应的储层品质越好。通过选择期望分离泥岩、盐水饱和砂岩、油饱和砂岩的最佳旋转轴，达到辨别岩性-流体类型(泥岩、盐水饱和砂岩、油饱和砂岩)间差异的目的。与盐水饱和砂岩相比较，气藏或油藏的泊松阻抗值(泊松比与密度的乘积)较低，孔隙度较高，所以，泊松阻抗是优质储层的重要标志，可以利用广义泊松比方法进行地层孔隙压力预测。压力系数和地层深度的乘积即为地层孔隙压力。

既然纵、横波对气藏的敏感程度不同，那么，我们可以仿照合成地震记录中借用sp曲线，生成拟声波曲线的思想，采用广义泊松比方法，通过扩大储层含气后的地球物理异常，达到预测储层异常压力的目的。

具体地，步骤s1具体包括：

根据以下公式(1)，得到围岩的广义泊松慢度d0；

根据以下公式(2)，得到储层的广义泊松慢度dg；

其中，vp0为围岩纵波速度，vs0为围岩横波速度，vzp为拟纵波速度，vzs为拟横波速度，c为数学放大器。

具体地，步骤s2具体包括：

根据以下公式(3)，得到广义泊松比δσg；

其中，d0为围岩的广义泊松慢度，dg为储层的广义泊松慢度，δvzp为围岩纵波速度vp0与拟纵波速度vzp的差值，δvzs为围岩横波速度vs0与拟横波速度vzs的差值，c为数学放大器。

具体地，步骤s3具体包括：

根据以下公式(4)，得到地层孔隙压力系数γ；

其中，δσg为广义泊松比，a、b、c为经验系数，h为地层深度，bh²为表征流体膨胀和欠压实影响的膨胀因子。a、b、c是根据实测的孔隙压力系数值拟合出来的经验系数。

具体地，数学放大器为拟声波时差与实际声波时差的比值，拟声波时差为实际声波时差与，标定系数与自然伽马的乘积之和，实际声波时差通过实际测井得到。标定系数是根据实测压力系数给定的。

数学放大器是随空间变化的函数，是拟声波时差与实际声波时差的比值。而拟声波时差的求取仿照测井约束反演中拟声波曲线构建方法；可以利用反映岩性及流体变化比较敏感的自然伽马gr、自然电位sp和电阻率等测井曲线转换为具有声波量纲的拟声波曲线。利用拟声波曲线计算的“纵波速度”，我们称之为拟纵波速度，根据纵横波测井资料，统计纵横波速度关系，计算拟横波速度参数，拟横波速度也可由横波速度重构得到。具有连通孔隙、允许油气在其中储存和渗滤的岩层称之为储集层，世界上已发现的油气储量大多数来自沉积岩层，其中以砂岩和碳酸盐岩储集层最为重要，页岩也可作为储集层；火成岩和变质岩储集层中也有工业性油气发现。储层周围的岩体称之为围岩，泥岩属于典型的软弱围岩。在正常压实背景下，上覆岩层(即围岩)重量不断将地层压实，岩石基质颗粒紧密排列，用以传递声波的岩石颗粒接触点增多，声波速度不断增大。如果出现了异常高压，储集层中的孔隙流体承担了部分上覆岩层重量，使颗粒触点不再按正常趋势一样的速度增多，从而使声波速度相对正常声速趋势线发生偏离。压实曲线拟合是正常压实背景下的速度和深度的关系，得到的是正常压实速度曲线，也就是计算公式中的围岩速度。如果声波速度相对正常声速趋势线发生偏离，说明储集层中含有油气，存在高压。利用这些压实趋势的偏离可以判断出现异常高压的层位，确定压力过渡带的深度，如图3所示。基础参数准备就绪，将其带入压力系数计算公式，得到压力系数值。

图4为利用本实施例的方法进行预测与利用现有技术进行预测的结果对比示意图。图4为广义泊松比法与fillippone法预测结果平面对比图。

图4中，fillippone法预测平面变化较大，不光滑，有些“牛眼”出现，而广义泊松比法预测结果平面图较光滑，变化平缓，结果比较合理。

如图5所示，一种基于广义泊松比的地层孔隙压力预测系统，包括：

第一获取模块501，用于根据围岩纵波速度和围岩横波速度，得到围岩的广义泊松慢度，根据拟纵波速度、拟横波速度和数学放大器，得到储层的广义泊松慢度；

第二获取模块502，用于根据围岩的广义泊松慢度、储层的广义泊松慢度、数学放大器、围岩纵波速度、拟纵波速度、围岩横波速度和拟横波速度，得到含有表征构造特征的广义泊松比；

第三获取模块503，用于根据广义泊松比、地层深度和经验系数，得到地层孔隙压力系数。

具体地，第一获取模块501具体用于：

根据以下公式(1)，得到围岩的广义泊松慢度d0；

根据以下公式(2)，得到储层的广义泊松慢度dg；

其中，vp0为围岩纵波速度，vs0为围岩横波速度，vzp为拟纵波速度，vzs为拟横波速度，c为数学放大器。

具体地，第二获取模块502具体用于：

根据以下公式(3)，得到广义泊松比δσg；

其中，d0为围岩的广义泊松慢度，dg为储层的广义泊松慢度，δvzp为围岩纵波速度vp0与拟纵波速度vzp的差值，δvzs为围岩横波速度vs0与拟横波速度vzs的差值，c为数学放大器。

具体地，第三获取模块503具体用于：

根据以下公式(4)，得到地层孔隙压力系数γ；

其中，δσg为广义泊松比，a、b、c为经验系数，h为地层深度，bh²为表征流体膨胀和欠压实影响的膨胀因子。

具体地，数学放大器为拟声波时差与实际声波时差的比值，拟声波时差为实际声波时差与，标定系数与自然伽马的乘积之和，实际声波时差通过实际测井得到。标定系数是根据实测压力系数给定的。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。