一种页岩气藏三维岩石力学参数场建模方法与流程

[0001]
本发明涉及石油与天然气工程技术领域，特别涉及一种页岩气藏三维岩石力学参数场建模方法。


背景技术：

[0002]
随着社会对清洁能源的需求，页岩气作为新型的清洁非常规天然气资源越来越受到关注。长水平段水平井和分段水力压裂技术是提高我国页岩气单井产量的关键技术，随着页岩气勘探开发面向深层，面临着水平井高效压裂难度大和单井产量低且递减快等难题，其核心仍是发展页岩储层断裂、破坏和流动模型，其本质仍为页岩气储层岩石力学问题。页岩气储层的岩石物理和岩石力学属性在纵向和横向的非均质性非常明显，如何有效建立三维岩石力学参数场模型是目前相关研究的一个难点。
[0003]
目前对于岩石力学参数场建模的方法主要采用室内试验与测井解释相结合，通过动静态校正，获得单井岩石力学参数剖面，在准确建立研究区构造模型的基础上，采用克里金或序贯高斯等数学方法获取三维岩石力学参数模型。利用现有方法进行的三维岩石力学参数模型，存在以下不足：
[0004]
(1)页岩气水平井的水平段长普遍在1500～2000m左右，采用导眼井的测井解释结果来评价整个井周的岩石力学性质会存在一定偏差，但受井眼轨迹和测井仪器的限制，水平段通常只有随钻gr、电阻率和常规声波测井，难以按照常规方法计算动态岩石力学参数；
[0005]
(2)页岩储层虽主体岩性为泥岩，但由于钙质、硅质和黏土等矿物成分含量和分布的不同，使得纵向和横向上岩石力学差异较大，现有建模过程并未考虑这一因素的影响；
[0006]
(3)现有三向应力计算均基于理论公式计算，未与压后分析所获得的各压裂段最小水平主应力进行校正，难以准确评价井周应力分布。


技术实现要素：

[0007]
本发明的目的在于克服现有技术中所存在的上述不足，提供一种页岩气藏三维岩石力学参数场建模方法。
[0008]
为了实现上述发明目的，本发明提供了以下技术方案：
[0009]
一种页岩气藏三维岩石力学参数场建模方法，包括以下步骤：
[0010]
步骤一：收集并整理研究区内气井的测井资料和压后评估成果资料，页岩气水平井包括导眼井和水平段，其中导眼井的测井项目包括自然gr测井、密度测井、偶极声波测井，并根据测井项目作出测井解释；水平段的测井项目包括常规声波测井、自然gr测井、密度测井，并根据测井项目作出测井解释；
[0011]
步骤二：在导眼井选取开发层系不同小层的岩芯，并开展三轴岩石力学试验；
[0012]
步骤三：根据所述步骤一中导眼井的偶极声波测井所得的纵波数据、横波数据以及导眼井的密度测井数据，计算导眼井的动态杨氏模量和动态泊松比；
[0013]
步骤四：将所述步骤二中三轴岩石力学试验所测定的静态杨氏模量与所述步骤三
中计算得到的动态杨氏模量进行相关性分析，并建立线性回归关系；将所述步骤二中三轴岩石力学试验所测定的静态泊松比与所述步骤三中计算得到的动态泊松比进行相关性分析，并建立线性回归关系；
[0014]
步骤五：将所述步骤一中导眼井的偶极声波测井所得的纵波数据乘以导眼井的自然gr测井数据作为变量一，将所述步骤一中导眼井的偶极声波测井所得的横波数据乘以导眼井的自然gr测井数据作为变量二，将所述变量一和变量二进行相关性分析，并建立线性回归关系；
[0015]
步骤六：根据水平段的常规声波测井所得的纵波数据和自然gr测井数据，利用所述步骤五建立的线性回归关系，计算水平段的横波数据，并结合水平段的密度测井数据，计算水平段的动态杨氏模量和动态泊松比；
[0016]
步骤七：根据所述步骤六计算得到的水平段的动态杨氏模量和动态泊松比，利用所述步骤四建立的线性回归关系，计算水平段的静态杨氏模量和静态泊松比；
[0017]
步骤八：利用导眼井和水平段的密度测井数据，计算三向主应力，三向主应力包括垂向应力、最大水平主应力和最小水平主应力；
[0018]
步骤九：将所述步骤八中计算得到的三向主应力中的最小水平主应力，与所述步骤一中压后评估成果资料的最小水平主应力进行相关性分析，并建立回归关系，利用该回归关系，对所述步骤八中计算得到的三向主应力进行校正；
[0019]
步骤十：根据计算得到的导眼井、水平段的静态杨氏模量和静态泊松比，以及校正后的三向主应力，建立气井的全井段岩石力学剖面；
[0020]
步骤十一：收集并整理研究区的三维地震资料，根据测井资料解释分层数据，并以三维地震资料进行趋势约束，建立研究区的三维构造模型；
[0021]
步骤十二：结合所述步骤十建立的全井段岩石力学剖面以及所述步骤十一建立的三维构造模型，建立岩石力学参数场模型。
[0022]
优选的，所述步骤二和步骤三的顺序能够互相调换。
[0023]
优选的，所述步骤八能够在所述步骤一实施之后且所述步骤十实施之前的任何时刻进行实施，所述步骤九能够在所述步骤八实施之后且所述步骤十实施之前的任何时刻进行实施。
[0024]
优选的，所述步骤十一能够在所述步骤一实施之后且所述步骤十二实施之前的任何时刻进行实施。
[0025]
优选的，所述步骤一中导眼井的测井项目还包括常规声波测井，得到全井段的三维孔隙度模型。
[0026]
优选的，所述步骤二还包括对岩芯进行孔隙度测定，并根据岩芯的孔隙度测定结果，对导眼井、水平段的常规声波测井得到的三维孔隙度模型进行校正。
[0027]
优选的，所述步骤十一能够替换为：根据测井资料解释分层数据，并以校正后的三维孔隙度模型进行趋势约束，建立研究区的三维构造模型。
[0028]
优选的，所述步骤十一能够替换为：收集并整理研究区的三维地震资料，根据测井资料解释分层数据，并以校正后的三维孔隙度模型或三维地震资料进行趋势约束，建立研究区的三维构造模型。若校正后的三维孔隙度模型进行趋势约束的精度高于三维地震资料，则选用三维孔隙度模型进行趋势约束；反之，则选用三维地震资料进行趋势约束。
[0029]
优选的，所述步骤一中所述研究区内气井的数量大于或等于1，研究的气井的数量越多，最终建立的岩石力学参数场模型的精度越高。
[0030]
与现有技术相比，本发明的有益效果：
[0031]
本发明提出开展声学试验，建立水平段纵、横波数学模型，引入gr曲线进行岩石力学参数的动静态校正，采用压后评估结果校正最小水平主应力，获取包括强度和应力在内的全井段岩石力学参数剖面，充分反映岩石力学参数场的三维空间非均质性，全面、准确建立了页岩气藏三维岩石力学参数场模型，达到对整个水平井井周岩石力学参数在横向和纵向上的分布规律进行详细探究的目的，可以更加精细的评价水平井所处地层的脆性特征，为压裂优化设计提供有力支撑，在页岩气的效益化、规模化开发有广阔的应用前景。
附图说明：
[0032]
图1是本发明所述的动态泊松比进行动静态校正的示意图。
[0033]
图2是本发明所述的引入gr曲线对岩石力学参数进行动静态校正的示意图。
[0034]
图3是本发明所述的单井岩石力学剖面的示意图。
[0035]
图4是本发明建立的岩石力学参数场模型的示意图。
具体实施方式
[0036]
下面结合试验例及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述。但不应将此理解为本发明上述主题的范围仅限于以下的实施例，凡基于本发明内容所实现的技术均属于本发明的范围。
[0037]
实施例1
[0038]
一种页岩气藏三维岩石力学参数场建模方法，包括以下步骤：
[0039]
步骤一：收集并整理研究区内若干口气井的测井资料和压后评估成果资料，页岩气水平井包括导眼井和水平段，其中导眼井的测井项目包括自然gr测井、密度测井、偶极声波测井，并根据测井项目作出测井解释；水平段的测井项目包括常规声波测井、自然gr测井、密度测井，并根据测井项目作出测井解释。
[0040]
步骤二：在导眼井选取开发层系不同小层的岩芯，并开展三轴岩石力学试验。
[0041]
步骤三：根据所述步骤一中导眼井的偶极声波测井所得的纵波数据、横波数据以及导眼井的密度测井数据，计算导眼井的动态杨氏模量和动态泊松比。
[0042]
步骤四：将所述步骤二中三轴岩石力学试验所测定的静态杨氏模量与所述步骤三中计算得到的动态杨氏模量进行相关性分析，并建立线性回归关系；将所述步骤二中三轴岩石力学试验所测定的静态泊松比与所述步骤三中计算得到的动态泊松比进行相关性分析，并建立线性回归关系，如图1所示。图1为动态泊松比进行动静态校正的示意图，横坐标为动态泊松比，纵坐标为静态泊松比。
[0043]
步骤五：将所述步骤一中导眼井的偶极声波测井所得的纵波数据乘以导眼井的自然gr测井数据作为变量一，将所述步骤一中导眼井的偶极声波测井所得的横波数据乘以导眼井的自然gr测井数据作为变量二，将所述变量一和变量二进行相关性分析，并建立线性回归关系，如图2所示。图2为引入gr曲线对岩石力学参数进行动静态校正的示意图，横坐标为纵波时差
×
gr系数，纵坐标为横波时差
×
gr系数。
[0044]
步骤六：根据水平段的常规声波测井所得的纵波数据和自然gr测井数据，利用所述步骤五建立的线性回归关系，计算水平段的横波数据，并结合水平段的密度测井数据，计算水平段的动态杨氏模量和动态泊松比。
[0045]
步骤七：根据所述步骤六计算得到的水平段的动态杨氏模量和动态泊松比，利用所述步骤四建立的线性回归关系，计算水平段的静态杨氏模量和静态泊松比。
[0046]
步骤八：利用导眼井和水平段的密度测井数据，计算三向主应力，三向主应力包括垂向应力、最大水平主应力和最小水平主应力。
[0047]
步骤九：将所述步骤八中计算得到的三向主应力中的最小水平主应力，与所述步骤一中压后评估成果资料的最小水平主应力进行相关性分析，并建立回归关系，利用该回归关系，对所述步骤八中计算得到的三向主应力进行校正。
[0048]
步骤十：根据计算得到的导眼井、水平段的静态杨氏模量和静态泊松比，以及校正后的三向主应力，建立气井的全井段岩石力学剖面，如图3所示。图3为单井岩石力学剖面的示意图，从岩石力学剖面可以分析出不同位置的脆性指数，从而便于找到较佳的压裂位置。
[0049]
步骤十一：收集并整理研究区的三维地震资料，根据测井资料解释分层数据，并以三维地震资料进行趋势约束，建立研究区的三维构造模型；
[0050]
步骤十二：结合所述步骤十建立的全井段岩石力学剖面以及所述步骤十一建立的三维构造模型，建立岩石力学参数场模型，如图4所示。
[0051]
实施例2
[0052]
步骤一：收集并整理研究区内若干口气井的测井资料和压后评估成果资料，页岩气水平井包括导眼井和水平段，其中导眼井的测井项目包括常规声波测井、自然gr测井、密度测井、偶极声波测井，并根据测井项目作出测井解释；水平段的测井项目包括常规声波测井、自然gr测井、密度测井，并根据测井项目作出测井解释；
[0053]
步骤二：在导眼井选取开发层系不同小层的岩芯，并开展三轴岩石力学试验，并对岩芯进行孔隙度测定，并根据岩芯的孔隙度测定结果，对导眼井、水平段的常规声波测井得到的三维孔隙度模型进行校正；
[0054]
步骤三：利用导眼井和水平段的密度测井数据，计算三向主应力，三向主应力包括垂向应力、最大水平主应力和最小水平主应力；
[0055]
步骤四：将所述步骤三中计算得到的三向主应力中的最小水平主应力，与所述步骤一中压后评估成果资料的最小水平主应力进行相关性分析，并建立回归关系，利用该回归关系，对所述步骤三中计算得到的三向主应力进行校正；
[0056]
步骤五：根据所述步骤一中导眼井的偶极声波测井所得的纵波数据、横波数据以及导眼井的密度测井数据，计算导眼井的动态杨氏模量和动态泊松比；
[0057]
步骤六：将所述步骤二中三轴岩石力学试验所测定的静态杨氏模量与所述步骤五中计算得到的动态杨氏模量进行相关性分析，并建立线性回归关系；将所述步骤二中三轴岩石力学试验所测定的静态泊松比与所述步骤五中计算得到的动态泊松比进行相关性分析，并建立线性回归关系；
[0058]
步骤七：将所述步骤一中导眼井的偶极声波测井所得的纵波数据乘以导眼井的自然gr测井数据作为变量一，将所述步骤一中导眼井的偶极声波测井所得的横波数据乘以导眼井的自然gr测井数据作为变量二，将所述变量一和变量二进行相关性分析，并建立线性
回归关系；
[0059]
步骤八：根据水平段的常规声波测井所得的纵波数据和自然gr测井数据，利用所述步骤七建立的线性回归关系，计算水平段的横波数据，并结合水平段的密度测井数据，计算水平段的动态杨氏模量和动态泊松比；
[0060]
步骤九：根据所述步骤八计算得到的水平段的动态杨氏模量和动态泊松比，利用所述步骤六建立的线性回归关系，计算水平段的静态杨氏模量和静态泊松比；
[0061]
步骤十：根据计算得到的导眼井、水平段的静态杨氏模量和静态泊松比，以及校正后的三向主应力，建立气井的全井段岩石力学剖面；
[0062]
步骤十一：根据测井资料解释分层数据，并以所述步骤二得到的校正后的三维孔隙度模型进行趋势约束，建立研究区的三维构造模型；
[0063]
步骤十二：结合所述步骤十建立的全井段岩石力学剖面以及所述步骤十一建立的三维构造模型，建立岩石力学参数场模型。
[0064]
优选的，所述步骤十一能够替换为：收集并整理研究区的三维地震资料，根据测井资料解释分层数据，并以校正后的三维孔隙度模型或三维地震资料进行趋势约束，建立研究区的三维构造模型。若校正后的三维孔隙度模型进行趋势约束的精度高于三维地震资料，则选用三维孔隙度模型进行趋势约束；反之，则选用三维地震资料进行趋势约束。
[0065]
以上实施例仅用以说明本发明而并非限制本发明所描述的技术方案，尽管本说明书参照上述的各个实施例对本发明已进行了详细的说明，但本发明不局限于上述具体实施方式，因此任何对本发明进行修改或等同替换；而一切不脱离发明的精神和范围的技术方案及其改进，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。