沉积岩地层孔隙压力预测计算方法技术

本发明专利技术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。本发明专利技术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。

Prediction and calculation method of pore pressure in sedimentary rock formation

The invention discloses a method for predicting pore pressure of sedimentary rock formation, which includes the following steps: 1) determining logging data of sedimentary rock formation; 2) drawing scatter plots to determine normal compaction section; 3) coordinate rotation transformation; 4) determining characteristic parameters of normal distribution; 5) determining trend line equation of logarithm of well depth and acoustic time difference in normal compacted mudstone section; 6) probability of abnormal formation pressure; Analysis; 7) For the undercompacted section of abnormal pressure, the equivalent density of formation pressure is calculated by ratio method or Eaton method. The invention is suitable for wells without large section of pure shale formation; the influence of well depth on logging data is effectively eliminated by data transformation; the trend line equation of logging data change in normal compacted shale formation is established according to normal distribution characteristic parameters and coordinate transformation, effectively avoiding the influence of linear regression random error fluctuation.

【技术实现步骤摘要】
沉积岩地层孔隙压力预测计算方法
本专利技术涉及油气勘探开发的
，具体涉及一种沉积岩地层孔隙压力预测计算方法。
技术介绍
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。
技术实现思路
本专利技术目的在于克服上述
技术介绍
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，本专利技术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*,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。上述技术方案中，所述步骤2)中，若处于正常压力时，声波时差随井深的增加呈线性减小，视为正常压实泥岩段；若出现异常压力时，声波时差偏离正常趋势线，视为欠压实地段。上述技术方案中，所述步骤3)中，坐标旋转变换具体包括如下步骤：301)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，则根据坐标旋转变换公式，可以确定新坐标(T*,H*)下的样本值302)确定样本方差：确定新的坐标(T*,H*)下样本值的样本方差S2；303)确定最优θ0的值：对S2相对θ求导确定θ0值，θ0值为使得随机变量T样本值的样本方差S2达到最小的值；304)计算新的坐标(T*,H*)下的样本值，根据确定θ0的值，可最终确定转换后的样本上述技术方案中，所述步骤301)中，坐标旋转变换公式，新的坐标(T*,H*)为：式中，H-井深(m)；T-声波时差的对数(μs/m)；θ-旋转的角度(°)；T*-新坐标下声波时差的对数(μs/m)；H*-新坐标下的井深(m)。上述技术方案中，所述步骤302)中，新的坐标(T*,H*)下样本值的样本方差为式中，s2-新坐标下样本值的样本方差；Ti*-新坐标下第i个样本值声波时差的对数(μs/m)；-新坐标下声波时差的对数的样本均值(μs/m)；n-样本的容量数(个)。上述技术方案中，所述步骤303)中，最优θ0的值由如下计算而得：式中，Hi-原坐标下第i个样本值的井深(m)；Ti-原坐标下第i个样本值声波时差的对数(μs/m)；Ti*-新坐标下第i个样本值声波时差的对数(μs/m)；θ-旋转的角度(°)；式中，-新坐标下声波时差的对数的样本均值(μs/m)；n-样本的容量数(个)；Ti*-新坐标下第i个样本值声波时差的对数(μs/m)；把式(3)、式(4)代入式(2)，并对S相对θ求导数得：式中，s-新坐标下样本值的样本标准差；θ-旋转的角度(°)；式中，n-样本的容量数(个)；Ti-原坐标下第i个样本值声波时差的对数(μs/m)；Hi-原坐标下第i个样本值的井深(m)；式(9)为一个关于参数θ的函数，令：式中，s-新坐标下样本值的样本标准差；θ-旋转的角度(°)；结合倍角公式，得到：式中，θ0-最优旋转角度(°)；当式(11)中nA-C＝0时，则θ0＝π/4；把计算得到θ0代入式(1)，即可最终确定转换后的样本上述技术方案中，所述步骤6)中，若其他任意层段的某点声波时差数据落在拒绝域内，则该点数据为异常压力；若该点数据不在拒绝域内，则该点数据为正常压力。上述技术方案中，所述步骤6)中，计算拒绝域的具体过程为：对于任意一个样本，设定其均值为判断在显著水平为α条件下与总体均值μ0有无显著差别；原假设H0：μ＝μ0；备择假设H1：μ≠μ0；拒绝域k0为：式中，zα/2为上分位点；为拒绝域的下限；为拒绝域的上限；n-样本的容量数(个)；α-显著性水平；σ-标准差。上述技术方案中，所述步骤7)中，比值法计算公式：式中，ρp-地层孔隙压力当量密度(g/cm3)；ρn-正常孔隙压力当量密度(g/cm3)；Δta-实际的岩石声波时差(μs/m)；Δtn-正常趋势线及其延伸线上的声波时差(μs/m)。上述技术方案中，所述步骤7)中，伊顿法计算公式如下：式中，σv-上覆岩层压力，(Mpa)；pn-正常地层压力，(Mpa)；c-地层指数，常数；Δta-实际的岩石声波时差(μs/m)；Δtn-正常趋势线及其延伸线上的声波时差(μs/m)。与现有技术相比，本专利技术存在如下优点：其一，本专利技术先根据井深与声波时差对数散点图，确定声波时差随井深变化的正常趋势段所在的位置，之后才能分析正常压力趋势段声波时差的变化规律，这是判断地层异常压力的标准数据段。其二，本专利技术通过坐标变换来消除井深对测井数据的影响，由此可单独对测井数据的特征进行分析，寻求其内在规律。其三，本专利技术的正常压实段泥页岩地层井深与声波时差对数的趋势线方程不是直接通过一元线性回归得到，而是根据变换后确定的测井数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。其四，本专利技术通过变换后的测井数据确定的正态分布特征参数，对异常地层压力的分析是从概率分析的角度、根据正态分布特征及假设检验分析完成，有效的避免了异常地层压力确定中的随意性，提高计算精度。其五，本专利技术不但适用于测井资料的声波时差，同样对于其它测井资料(如密度、声波时差、伽马及电阻率等)同样适用，具有推广价值。综上所述，本专利技术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(如声波时差对数)变化趋势线方程是根据正态分布特本文档来自技高网...

【技术保护点】
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

【技术特征摘要】
2018.04.27 CN 20181039597951.一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。2.根据权利要求1所述的沉积岩地层孔隙压力预测计算方法，其特征在于：所述步骤2)中，若处于正常压力时，声波时差随井深的增加呈线性减小，视为正常压实泥岩段；若出现异常压力时，声波时差偏离正常趋势线，视为欠压实地段。3.根据权利要求2所述的沉积岩地层孔隙压力预测计算方法，其特征在于：所述步骤3)中，坐标旋转变换具体包括如下步骤：301)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，则根据坐标旋转变换公式，可以确定新坐标(T*,H*)下的样本值302)确定样本方差：确定新的坐标(T*,H*)下样本值的样本方差S2；303)确定最优θ0的值：对S2相对θ求导确定θ0值，θ0值为使得随机变量T样本值的样本方差S2达到最小的值；304)计算新的坐标(T*,H*)下的样本值，根据确定θ0的值，可最终确定转换后的样本4.根据权利要求3所述的沉积岩地层孔隙压力预测计算方法，其特征在于：所述步骤301)中，坐标旋转变换公式，新的坐标(T*,H*)为：式中，H-井深(m)；T-声波时差的对数(μs/m)；θ-旋转的角度(°)；T*-新坐标下声波时差的对数(μs/m)；H*-新坐标下的井深(m)。5.根据权利要求3...

【专利技术属性】
技术研发人员：杨明合，杨虎，石建刚，李维轩，郭王恒，席鹏飞，
申请(专利权)人：长江大学，
类型：发明
国别省市：湖北,42