页岩气储层水平井中声波时差的校正方法与流程

本发明属于页岩气勘探开发技术领域，更具体地，涉及一种页岩气储层水平井中声波时差的校正方法。

背景技术：

页岩气(shalegas)已经从一种潜力资源逐渐转变为一种正在大规模开发利用的清洁能源，正在成为常规油气资源的有效接替。

页岩气储层的孔隙度是页岩气勘探开发过程中的重要参数，孔隙度决定了页岩气储层气体实际赋存空间的大小，对于页岩气储量和产量有着控制作用，同时对储层产能评价也起到重要作用，而且对于地层压力预测及页岩气生产过程也起到至关重要的影响。

在页岩气储层孔隙度的测井评价上，多采用三孔隙度曲线拟合或者交会的方法利用岩心刻度或岩石物理体积模型的方法对孔隙度进行求解计算。从孔隙度评价的研究现状及现场生产上的实际应用情况来分(李军，路菁.页岩气储层四孔隙模型建立及测井定量表征方法[j].石油与天然气地质，2014,35(2):266-271)，页岩气储层孔隙度评价主要分为两类，一类是采用中子-密度交会的方式来计算页岩的总孔隙度和有效孔隙度(李军，武清钊.页岩气储层总孔隙度与有效孔隙度测量及测井评价——以四川盆地龙马溪组页岩气储层为例.石油与天然气地质，2017,38(3):602-609)，另一类是在实验室条件下获得足够数量精确岩心孔隙度的基础上，采用声波时差曲线与岩心孔隙度进行拟合，拟合得的模型用于其它井中孔隙度评价。依据相应的定义，中子密度交会的方法可同时获取总孔隙度和有效孔隙度，是其一大优势，然而，该方法在实际推广中存在一定的不足，主要体现在以下两点，其一是中子密度测井曲线更容易受到井眼变化、泥浆类型及泥浆侵入等因素的影响，导致井眼条件发生一定变化时，曲线容易出现跳尖或突变现象，另一个不足之处在于页岩气现场评价中目前大多使用声波曲线对孔隙度进行评价，使得中子密度交会方法在现场的大规模应用受到一定的局限。相比而言，声波时差曲线能够很好的反映储层的孔隙变化情况，加之受井眼变化的影响较小，而且相对而言应用比较方便。然而，在页岩气勘探开发中，如中石化焦石坝地区，基于声波时差曲线的孔隙度评价模型是在直井的基础上建立的，大量的水平井中由于页岩各向异性的存在及井斜角的变化使得声波时差曲线值明显要小于对应直井中的声波时差曲线值，如果不开展校正研究，势必会导致基于声波时差的孔隙度模型所评价得到的孔隙度要明显低于储层的真实孔隙度，造成含气性及其他参数评价的偏差。如何针对水平井中的声波时差进行校正、建立精确可靠的校正图版及相应校正模型方法，成为摆在页岩气测井工作者面前的一大难题，因此，需要提供一种页岩气储层水平井中声波时差的校正方法。

技术实现要素：

本发明的目的是针对页岩气储层水平井中由于各向异性及井眼角度变化所引起的声波时差明显变小导致声波时差无法用于孔隙度评价的难题，提供了一种页岩气储层水平井中声波时差的校正方法，扩展声波时差测井资料在页岩储层评价中的适用性。

为了实现上述目的，本发明提供一种页岩气储层水平井中声波时差的校正方法，该方法包括：

1)获取目标地区的各个岩石相中的水平井与对应直井的声波时差响应差异，若有差异，则进入步骤2)；

2)进行水平井声波时差测井正演数值模拟，基于各向异性程度和不同真倾角角度对水平井中声波时差曲线的响应，获得水平井声波时差校正为直井声波时差的初始转换公式；

3)进行页岩气储层岩心声波速度的各向异性测试，对不同岩相内页岩的声波时差响应与各向异性程度进行定量标定，以对步骤2)获得的初始转换公式进行校正；

4)计算目标地区各向异性程度以及井眼与地层法向的真倾角角度，构建包含所述各向异性程度和所述真倾角角度的水平井声波时差校正模型；

5)利用临近直井中、岩心测试及对应井段的中子密度交会的孔隙度曲线对步骤4)构建的水平井声波时差校正模型进行验证，若未通过验证，则返回步骤2)，否则，输出最终的水平井声波时差校正模型。

优选地，其中，所述初始转换公式表示为：

其中，aac为垂直于地层方向上页岩的声波时差，ac为倾斜及水平井条件下测井的声波时差，ε为页岩的各向异性程度，θ为井眼与地层法向的夹角。

优选地，基于地层与井眼接触关系模型，获得所述井眼与地层法向的真倾角角度。

优选地，基于测井资料，获得所述成分各向异性。

优选地，所述各向异性程度表示为：

ε＝εm(εc×εs)(2)

其中，ε为页岩的各向异性，εc为成分各向异性，εs结构各向异性，εm为目标地区页岩各向异性程度的基准值。

优选地，所述成分各向异性表示为：

εc＝a·(0.01×vclay)^b(3)

其中，a，b为常数；vclay为粘土含量。

优选地，所述结构各向异性表示为：

εs＝m·(dfrac)ⁿ(4)

其中，m，n为常数；dfrac为裂缝密度。

本发明的有益效果在于：提供一种页岩气储层水平井中声波时差的校正方法，有效地解决了页岩气储层水平井中由于各向异性及井眼角度变化所引起的声波时差明显变小导致声波时差无法用于孔隙度评价的难题，其通过多次的数值模拟、实验校正和井下校正，建立了可靠的水平井中声波时差的校正模型，结果得到了中子密度交会方法评价结果的检验，不仅为解决页岩气储层水平井声波时差校正及孔隙度评价难题提供了一种行之有效的方法，同时还扩展了声波时差测井资料在页岩储层评价中的适用性。

本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

通过结合附图对本发明示例性实施方式进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施方式中，相同的参考标号通常代表相同部件。

图1示出了根据本发明的页岩气储层水平井中声波时差的校正方法的流程图。

图2a示出了根据本发明的一个实施例的不同各向异性程度下声波时差的响应及校正量图版。

图2b示出了根据本发明的一个实施例的不同真倾角角度下声波时差的响应图版。

图3a示出了根据本发明的一个实施例的基于成像测井统计的各岩石相微裂缝(层理缝)发育密度。

图3b示出了根据本发明的一个实施例的基于微裂缝(层理缝)的各岩石相的结构各向异性程度归一化标定。

图4a示出了根据本发明的一个实施例的实验条件下测量的页岩各向异性程度与粘土含量之间的经验关系。

图4b示出了根据本发明的一个实施例的页岩各向异性程度与层理发育密度(层理缝或微裂缝密度)之间的关系。

图5示出了根据本发明的一个实施例的焦石坝地区xx水平井中声波时差、校正后的声波时差及由校正后的声波时差计算的页岩气储层孔隙度与基于干粘土骨架的中子密度交会方法得到的孔隙度的综合对比。

具体实施方式

下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。

实施例1

图1示出了根据本发明的页岩气储层水平井中声波时差的校正方法的流程图。

如图1所示，根据本发明的页岩气储层水平井中声波时差的校正方法可以包括：

1)获取目标地区的各个岩石相中的水平井与对应直井的声波时差响应差异，若有差异，则进入步骤2)；

2)进行水平井声波时差测井正演数值模拟，基于各向异性程度和不同真倾角角度对水平井中声波时差曲线的响应，获得水平井声波时差校正为直井声波时差的初始转换公式；

3)进行页岩气储层岩心声波速度的各向异性测试，对不同岩相内页岩的声波时差响应与各向异性程度进行定量标定，以对步骤2)获得的初始转换公式进行校正；

4)计算目标地区各向异性程度以及井眼与地层法向的真倾角角度，构建包含各向异性程度和真倾角角度的水平井声波时差校正模型；

5)利用临近直井中、岩心测试及对应井段的中子密度交会的孔隙度曲线对步骤4)构建的水平井声波时差校正模型进行验证，若未通过验证，则返回步骤2)，否则，输出最终的水平井声波时差校正模型。

该实施例的目的是针对页岩气储层水平井中由于各向异性及井眼角度变化所引起的声波时差明显变小导致声波时差无法用于孔隙度评价的难题，提供了一种页岩气储层水平井中声波时差的校正方法，扩展声波时差测井资料在页岩储层评价中的适用性。图1示出了根据本发明的页岩气储层水平井中声波时差的校正方法的流程图。下面参考图1详细说明根据本发明的页岩气储层水平井中声波时差的校正方法的具体步骤。

步骤1，获取目标地区的各个岩石相中的水平井与对应直井的声波时差响应差异，若有差异，则进入步骤2。

具体地，统计对比分析水平井和对应直井声波时差响应差异，与此同时，对不同岩石相中水平井和直井中声波时差测井响应差异进行对比分析。

步骤2，进行水平井声波时差测井正演数值模拟，基于各向异性程度和不同真倾角角度对水平井中声波时差曲线的响应，获得水平井声波时差校正为直井声波时差的初始转换公式。

具体地，开展水平井声波时差测井正演数值模拟分析，考察各向异性程度、不同倾斜角对水平井中声波时差曲线的响应，获取水平井声波时差响应规律图版，由此拟合即可得出初始转换公式，也就是初始的校正模型；其中，各向异性程度由两部分组成，其一为以具有定向排列的粘土为主引起的成分各向异性，其二为以层理、层理缝(微裂缝)引起的结构各向异性，分别针对这两种各向异性开展模拟研究和计算。

在一个示例中，其中，初始转换公式表示为：

其中，aac为垂直于地层方向上页岩的声波时差，ac为倾斜及水平井条件下测井的声波时差，ε为页岩的各向异性程度，θ为井眼与地层法向的夹角。

具体地，θ为井眼与地层法向的夹角，其范围为0-90度。当地层为水平时，直井中θ等于0度，水平井中θ等于90度。

步骤3，进行页岩气储层岩心声波速度的各向异性测试，对不同岩相内页岩的声波时差响应与各向异性程度进行定量标定，以对步骤2获得的初始转换公式进行校正。

具体地，在步骤2)数据模拟的基础上，此步利用实验研究，对步骤2)通过模拟获得的初始的校正模型进行进一步的校正。

步骤4，计算目标地区各向异性程度以及井眼与地层法向的真倾角角度，构建包含各向异性程度和真倾角角度的水平井声波时差校正模型。

具体地，从影响各向异性程度的主要因素出发，构建页岩各向异性程度的测井定量表征方法，同时建立地层与井眼接触关系模型，求取地层与测井仪器之间的真倾角角度，在获取各向异性大小和真倾角的基础上对水平井声波时差进行校正和求取，获得其对应直井条件下的声波时差值，构建包含各向异性程度和地层真倾角的水平井声波时差校正模型和方法。

在一个示例中，基于地层与井眼接触关系模型，获得井眼与地层法向的真倾角角度。

在一个示例中，基于测井资料，获得成分各向异性。

在一个示例中，各向异性程度表示为：

ε＝εm(εc×εs)(2)

其中，ε为页岩的各向异性，εc为成分各向异性，εs结构各向异性，εm为目标地区页岩各向异性程度的基准值。

εm为每个地区页岩各向异性程度的基准值，不同的地区页岩沉积和演化的条件不同，各向异性程度的基准值εm受成岩作用、埋深、压实及粘土类型的影响，每个地区都有对应该地区的经验值。

在一个示例中，粘土矿物引起的成分各向异性εc表示为：

εc＝a·(0.01×vclay)^b(3)

其中，a，b为常数；vclay为粘土含量。

在一个示例中，层理、层理缝、微裂缝等引起的结构各向异性εs表示为：

εs＝m·(dfrac)ⁿ(4)

其中，m，n为常数；dfrac为裂缝密度。

具体地，成分各向异性εc可由测井计算的粘土含量转换得到，结构各向异性εs可通过成像测井资料划出的层理(微裂缝)密度经过归一化处理转换得到，其中系数a、b、m和n通过声波时差测井数值模拟以及页岩岩心声波速度各向异性测量实验联合确定。

步骤5，利用临近直井中、岩心测试及对应井段的中子密度交会的孔隙度曲线对步骤4构建的水平井声波时差校正模型进行验证，若未通过验证，则返回步骤2，否则，输出最终的水平井声波时差校正模型及利用此校正模型计算的页岩气储层的孔隙度结果。

具体地，将模型和方法应用到实际水平井中获取校正后的声波时差，并利用临近直井中、岩心测试及对应井段的中子密度交会的孔隙度曲线对校正模型和结果进行检验和优化。

本实施例提供一种页岩气储层水平井中声波时差的校正方法，有效地解决了页岩气储层水平井中由于各向异性及井眼角度变化所引起的声波时差明显变小导致声波时差无法用于孔隙度评价的难题，其通过多次的数值模拟、实验校正和井下校正，建立了可靠的水平井中声波时差的校正模型，使得获取水平井中垂直于储层方向上的声波时差成为可能，保证了直井中建立的声波孔隙度模型能够推广应用于水平井地层中，结果得到了中子密度交会方法评价结果的检验，不仅为解决页岩气储层水平井声波时差校正及孔隙度评价难题提供了一种行之有效的方法，同时还扩展了声波时差测井资料在页岩储层评价中的适用性。

应用示例

为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。

图2a示出了根据本发明的一个实施例的不同各向异性程度下声波时差的响应及校正量图版。图2b示出了根据本发明的一个实施例的不同真倾角角度下声波时差的响应图版。图3a示出了根据本发明的一个实施例的基于成像测井统计的各岩石相微裂缝(层理缝)发育密度。图3b示出了根据本发明的一个实施例的基于微裂缝(层理缝)的各岩石相的结构各向异性程度归一化标定。图4a示出了根据本发明的一个实施例的实验条件下测量的页岩各向异性程度与粘土含量之间的经验关系。图4b示出了根据本发明的一个实施例的页岩各向异性程度与层理发育密度(层理缝或微裂缝密度)之间的关系。图5示出了根据本发明的一个实施例的焦石坝地区xx水平井中声波时差、校正后的声波时差及由校正后的声波时差计算的页岩气储层孔隙度与基于干粘土骨架的中子密度交会方法得到的孔隙度的综合对比。

在本应用示例中利用页岩气储层水平井中声波时差的校正方法对焦石坝地区xx水平井进行处理，建立该处水平井的声波时差校正模型。

第一步，统计对比分析水平井和对应直井声波时差响应差异，与此同时，对不同岩石相中水平井和直井中声波时差测井响应差异进行分析，若水平井和对应直井有差异，那就需要建立水平井的声波时差校正模型；

第二步，开展水平井声波时差测井正演数值模拟分析，考察各向异性程度、不同倾斜角对水平井中声波时差曲线的响应，获取如图2a-2b所示的水平井声波时差响应规律图版，图2a中最下面的线为水平方向时差为200μs/m时不同各向异性程度下的声波时差校正量，从下至上，水平方向时差逐渐增加，直至最上面的线表示为水平方向时差为250μs/m时不同各向异性程度下的声波时差校正量；从图2b可以看出，各向异性程度越大，两个正交方向上的声波时差差异越大，进一步获得了如公式(1)所示的初始转换公式；

第三步，开展页岩气储层岩心声波速度的各向异性测试分析，建立各向异性程度与粘土矿物含量之间的经验关系，以对不同岩石相内页岩的声波时差响应及各向异性程度进行定量标定，结果如图3a-3b所示；

第四步，从影响各向异性程度的主要因素出发，构建页岩各向异性程度的测井定量表征方法，结合图4a，利用公式(3)获得成分各向异性；结合图4b，利用公式(4)获得结构各向异性；再利用公式(2)即可获得页岩纵波(测井上的声波时差)各向异性程度；同时，建立地层与井眼接触关系模型，求取地层与测井仪器之间的真倾角角度；

第五步，构建包含各向异性程度和地层真倾角的水平井声波时差校正模型和方法，并将模型和方法应用到实际水平井中获取校正后的声波时差，并利用临近直井中、岩心测试及对应井段的中子密度交会的孔隙度曲线对校正模型和结果进行检验和优化，如图5所示，由此来检验校正模型和结果的合理性和可靠性；若检验未通过，则返回第二步；否则，此时的校正模型就是获得的最终的水平井声波时差校正模型。

本应用示例提供一种页岩气储层水平井中声波时差的校正方法，有效地解决了页岩气储层水平井中由于各向异性及井眼角度变化所引起的声波时差明显变小导致声波时差无法用于孔隙度评价的难题，其通过多次的数值模拟、实验校正和井下校正，建立了可靠的水平井中声波时差的校正模型，结果得到了中子密度交会方法评价结果的检验，不仅为解决页岩气储层水平井声波时差校正及孔隙度评价难题提供了一种行之有效的方法，同时还扩展了声波时差测井资料在页岩储层评价中的适用性。

本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。

以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。