沉积岩地层孔隙压力预测计算方法论文和设计

全文摘要

本发明公开了一种沉积岩地层孔隙压力预测计算方法，该方法包括如下步骤：1)确定沉积岩地层的测井数据；2)绘制散点图确定正常压实段；3)坐标旋转变换；4)确定正态分布特征参数；5)确定正常压实泥岩段井深与声波时差对数的趋势线方程；6)异常地层压力的概率分析；7)对于异常压力所存在的欠压实地段，按照比值法或伊顿法计算该地层压力当量密度。本发明适用于没有大段纯泥页岩地层的井；通过数据的变换，有效消除井深对测井数据的影响；正常压实段泥页岩地层测井数据变化趋势线方程是根据正态分布特征参数及坐标变换而建立，有效避免了线性回归随机误差波动的影响。

主设计要求

1.一种沉积岩地层孔隙压力预测计算方法，其特征在于，包括如下步骤：1)确定沉积岩地层的测井数据：根据地质条件和研究目标需求，选取具有表征意义的井，进行声波时差测井，得到沉积岩地层的声波时差测井数据；2)绘制散点图确定正常压实段：以井深为纵坐标，以声波时差测井数据为横坐标，绘制井深与声波时差对数的散点图，观察散点图趋势确定声波时差随井深变化的正常压实泥岩段；3)坐标旋转变换：设定正常压实泥岩段的井深为变量H，声波时差的对数为随机变量T，旋转的角度为θ，根据坐标旋转变换公式，确定新坐标(T*,H*)在最优旋转角度θ0下的样本值4)确定正态分布特征参数：对转换后得到的样本数据通过绘制频率直方图来近似确定正态分布的均值(μ)和标准方差(σ)，即T*～N(μ,σ2)；5)确定正常压实泥岩段井深与声波时差对数的趋势线方程：根据正态分布的均值(μ)和最优旋转角度θ0的值，确定正常压实泥岩段地层声波时差的对数T的变化趋势线L方程为T＝tan(θ0)·H+μ；6)异常地层压力的概率分析：根据变换后数据T*建立的正态分布T*～N(μ,σ2)，对其它任意层段地层声波时差数据进行分析，设定显著性水平为α，计算拒绝域，再通过判断其他任意层段的某点声波时差数据是否在拒绝域内，进而判定该点数据是否为异常压力；7)对于异常压力所存在的欠压实地段，按照比值法或伊顿法计算该地层压力当量密度。

设计方案

1.一种沉积岩地层孔隙压力预测计算方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)确定沉积岩地层的测井数据：根据地质条件和研究目标需求，选取具有表征意义的井，进行声波时差测井，得到沉积岩地层的声波时差测井数据；

2)绘制散点图确定正常压实段：以井深为纵坐标，以声波时差测井数据为横坐标，绘制井深与声波时差对数的散点图，观察散点图趋势确定声波时差随井深变化的正常压实泥岩段；

3)坐标旋转变换：设定正常压实泥岩段的井深为变量H，声波时差的对数为随机变量T，旋转的角度为θ，根据坐标旋转变换公式，确定新坐标(T^{*<\/sup>,H^{*<\/sup>)在最优旋转角度θ_{0<\/sub>下的样本值设计说明书}}}

技术领域

本发明涉及油气勘探开发的技术领域，具体涉及一种沉积岩地层孔隙压力预测计算方法。

背景技术

对于根据测井资料预测沉积岩地层孔隙压力，一般采用比值法或伊顿法等进行分析，但这些计算方法的核心就是要准确确定声波时差的对数随井深变化的正常趋势线。一般的受地层沉积环境影响很难找到大段纯的泥页岩地层，声波时差随井深波动很大。如果对这些数据不加处理或进行深入分析而直接计算，这些因素往往造成计算结果不理想，不能反映地层压力的真实情况。而地层压力测定不准确，导致井身结构设计和钻井液密度选用不合理，在钻井过程中，往往会造成井涌、井漏、缩径、扩径等井下复杂情况，造成重大的经济损失。

因此，需要一种能有效利用测井资料、消除不利影响因素的分析方法，提高地层孔隙压力预测的精度。

发明内容

本发明目的在于克服上述背景技术的不足，而提供一种适用范围广、计算精度高的沉积岩地层孔隙压力预测计算方法，通过对测井资料进行深入的分析，能有效利用测井资料、消除影响地层孔隙压力计算的不利影响因素，提供地层孔隙压力预测的可靠度。

为实现上述目的，本发明所提供的一种沉积岩地层孔隙压力预测计算方法，包括如下步骤：

1)确定沉积岩地层的测井数据：根据地质条件和研究目标需求，选取具有表征意义的井，进行声波时差测井，得到沉积岩地层的声波时差测井数据；

2)绘制散点图，

确定正常压实段：以井深为纵坐标，以声波时差测井数据为横坐标，绘制井深与声波时差对数的散点图，观察散点图趋势确定声波时差随井深变化的正常压实泥岩段；

3)坐标旋转变换：设定正常压实泥岩段的井深为变量H，声波时差的对数为随机变量T，旋转的角度为θ，根据坐标旋转变换公式，确定新坐标(T^{*<\/sup>,H^{*<\/sup>)在最优旋转角度θ_{0<\/sub>下的样本值设计图}}}

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