一种薄层页岩油水平井随钻轨迹控制方法技术

本发明专利技术公开了一种薄层页岩油水平井随钻轨迹控制方法，包括以下步骤：1）确定最优人工合成地震道，根据水平井甜点段地震速度生成地震甜点时窗；2）利用已知井测井曲线相应形态建立甜点段标准测井响应曲线，并根据页岩油水平井设计轨迹生成预测测井曲线；3）随钻过程中，根据实时测井曲线，参考标志层段测井绝对值和变化幅度及时调整随钻轨迹，本发明专利技术的有益效果：1）在人为干预情况下，建立更为精确时深关系；2）在时深关系建立的基础之上，计算甜点顶底所在地震剖面位置，确定甜点时间窗口，在钻井过程中通过实时投影钻头所在位置，优化随钻轨迹；3）利用已知井和地层倾角建立该区地层标准测井曲线，及时调整轨迹，提高油层钻遇率。

A trajectory-while-drilling control method for thin shale oil horizontal wells

【技术实现步骤摘要】
一种薄层页岩油水平井随钻轨迹控制方法
：本专利技术涉及石油勘探
，特别是涉及一种薄层页岩油水平井随钻轨迹控制方法的

技术介绍
：海相页岩油甜点垂向厚度一般在20～90m之间，平面分布稳定，地层产状稳定，适合水平井规模开发。我国含油盆地以陆相湖盆为主，陆相页岩油甜点空间分布稳定性相对较差，其垂向厚度一般在6～15m之间，平面分布具有明显的厚度中心，甜点厚度较薄且变化快，平面分布稳定性差，给页岩油水平井施工过程中如何精确控制井轨迹在甜点段内连续钻进带来难题。针对以上问题，本专利技术总结出一种薄层页岩油水平井随钻轨迹控制方法，陆相湖盆薄层页岩油气水平井施工过程中随钻轨迹控制提供切实可行的技术方法。
技术实现思路
：本专利技术的目的就在于为了解决上述问题而提供一种薄层页岩油水平井随钻轨迹控制方法，解决了目前现有的问题。为了解决上述问题，本专利技术提供了一种技术方案：一种薄层页岩油水平井随钻轨迹控制方法，包括以下步骤：1)确定最优人工合成地震道，根据水平井甜点段地震速度生成地震甜点时窗；2)利用已知井测井曲线相应形态建立甜点段标准测井响应曲线，并根据页岩油水平井设计轨迹生成预测测井曲线；3)随钻过程中，根据实时测井曲线，参考标志层段测井绝对值和变化幅度及时调整随钻轨迹。作为优选，所述步骤1)中，确定最优人工合成地震道，根据水平井甜点段地震速度生成地震甜点时窗主要包括全层段井震标定和水平井地震甜点时窗确定2个部分。作为优选，所述全层段井震标定包括以下步骤：a.、确定最优人工合成地震道；单井地质分层由井口至井底依次编号为G1、G2、···、Gn，利用声波时差测井曲线(AC)人工合成地震道对应时间深度为Gt1、Gt2、···、Gtn，地震解释界面对应时间深度由上至下依次编号为T1、T2、···、Tn；定义井震拟合度DF公式：其中，Gt1、Gt2、···、Gtn为人工合成地震道对应时间深度，T1、T2、···、Tn为地震解释界面对应时间深度；井震拟合度df值越小，代表井震拟合程度越高。声波时差曲线测点深度范围内均值记为avgAC；当时，avgAC偏大或偏小，造成人工合成地震结果与地震反射数据不符，此时需要人为调整avgAC值，对人工合成记录进行校正，依此来降低DF值，提高井震拟合程度越高；当时，avgAC偏大，avgAC对应的df值记为DF0，将声波时差值整体减小一固定值a(一般取5～10)，利用新得到的声波时差曲线重新进行人工合成地震纪录，对应的df值记为df1。重复该步骤，直至依次确定DF2、DF3、···、DFn，取DF最小值对应的人工合成地震道为最优合成地震道；当时，avgAC偏小，avgAC对应的DF值记为DF0，将声波时差值整体增加一固定值a(一般取5～10)，利用新得到的声波时差曲线重新进行人工合成地震纪录，对应的df值记为DF1。重复该步骤，直至依次确定DF2、DF3、···、DFn，取DF最小值对应的人工合成地震道为最优人工合成地震道。b、分层系优化人工合成地震道确定；对于地震解释T1和T2界面内所包括的同相轴由下至上分别编号为t1、t2、···、tm，单井所对应的起跳深度依次编号为g1、g2、···、gm，最优人工合成地震道对应时间深度为gt1、gt2、···、gtm；定义井震拟合度df公式：其中，gt1、gt2、···、gtn为人工合成地震道对应时间深度，t1、t2、···、tn为地震解释界面对应时间深度。井震拟合度df值越小，代表井震拟合程度越高；声波时差曲线测点深度范围内均值记为avgac。当时，avgac偏大或偏小，造成人工合成地震结果与地震反射数据不符，此时需要人为调整avgac值，对人工合成记录进行校正，依此来降低df值，提高井震拟合程度越高。当时，avgAC偏大，avgAC对应的df值记为df0，将声波时差值整体减小一固定值a(一般取3～6)，利用新得到的声波时差曲线重新进行人工合成地震纪录，对应的df值记为df1。重复该步骤，直至依次确定df2、df3、···、dfn，取df最小值对应的人工合成地震道为T1和T2界面之间最优合成地震道。当时，avgAC偏小，avgAC对应的df值记为df0，将声波时差值整体增加一固定值a(一般取3～6)，利用新得到的声波时差曲线重新进行人工合成地震纪录，对应的df值记为df1。重复该步骤，直至依次确定df2、df3、···、dfn，取df最小值对应的人工合成地震道为T1和T2界面之间最优人工合成地震道。重复上述步骤，依次优化T2～T3、T3～T4、···、Tn-1～Tn之间的反射轴，使得最优人工合成地震道处于最佳状态，并建立时深转换关系。作为优选，所述地震甜点时窗确定包括以下步骤：在甜点体对应的地震反射界面内寻找一个稳定反射同相轴，通过同相轴追踪，在三维空间内找到甜点稳定反射界面t，甜点段深度范围内地震传播速度v。稳定反射界面上甜点体记为Su，厚度记为du，稳定反射界面下甜点体记为Sd，厚度记为dd，甜点时间窗口为(t-du/v，t+dd/v)。若稳定反射同相轴处于甜点体的顶部，则甜点时间窗口为(t，t+dd/v)。若稳定反射同相轴处于甜点体的底部，则甜点时间窗口为(t-du/v，t)。其中，在所述步骤2)中，利用已知井测井曲线相应形态建立甜点段标准测井响应曲线，并根据页岩油水平井设计轨迹生成预测测井曲线。①标准测井曲线计算；由G1和G2限定的地质体，O点是井1与地质界面G1的交点，Q点是井1与地质界面G2的交点，地质倾角为α，P是钻井内任一点，该点井斜角为β，P’是P点在竖直方向的投影(垂深)，P”是P点在地层垂向上的投影。OP为已知长度段，OP为地层垂向投影长度(OP”＝OP·sinα/cosβ)，对于任一点P，均可以在OQ”内找到唯一投影点P”。OQ”为地质体的真厚度，称之为标准段，将所有测点P所测得的测井曲线值赋予OP”，既得到地质体标准测井曲线。重复该步骤，得到所有地质体的标准测井曲线A。②根据设计轨迹生成水平井测井曲线；设计井与地质界面G1的交点A，与地质界面G2的交点为B，P是设计井位上的任一点，该点设计井斜角为β，P点与标准测井曲线对应的点为P”，地质体倾角为α该点井斜角为β，则有AP＝OQ”·cosβ/sinα)，对于任一点P，均可以在标准段OQ”内找到唯一投影点P”与之相对应。通过建立OQ”与AB之间的投影关系，将P”点所对应的标准测井曲线值赋予P点，即可得到设计井在该地质体内的预测测井曲线。重复该步骤，对所有设计井段内地质体进行预测测井曲线计算，进而得到所有设计井全井段预测测井曲线B。作为优选，所述步骤3)中，随钻过程中，对比实测曲线与预测曲线之间的关系，并根据时深转换关系，及时优化随钻轨迹步骤如下：(1)随钻测井曲线实时监控：实时对比实测测井曲线与预测测井曲线之间的关系，根据测量仪器与钻头之间的距离，及时掌握钻头所在位置；(2)地震轨迹实时监测：利用时深转换关系，将钻井轨迹投影到地震数据体内，并根据随钻轨迹在甜点体内位置相对位置；(3)及时优化井轨迹：根据实测曲线位置与地震轨迹位置，通过标志层给出继续钻进、增斜或降斜指令，直至完钻。本专利技术的有益效果：1)在人为干预情况下，给出地质分层与已知地震同相轴之间的关系，通过设本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种薄层页岩油水平井随钻轨迹控制方法，其特征在于，包括以下步骤：1)、确定最优人工合成地震道，根据水平井甜点段地震速度生成地震甜点时窗；2)、利用已知井测井曲线相应形态建立甜点段标准测井响应曲线，并根据页岩油水平井设计轨迹生成预测测井曲线；3)、随钻过程中，根据实时测井曲线，参考标志层段测井绝对值和变化幅度及时调整随钻轨迹。

【技术特征摘要】
1.一种薄层页岩油水平井随钻轨迹控制方法，其特征在于，包括以下步骤：1)、确定最优人工合成地震道，根据水平井甜点段地震速度生成地震甜点时窗；2)、利用已知井测井曲线相应形态建立甜点段标准测井响应曲线，并根据页岩油水平井设计轨迹生成预测测井曲线；3)、随钻过程中，根据实时测井曲线，参考标志层段测井绝对值和变化幅度及时调整随钻轨迹。2.根据权利要求1所述的一种薄层页岩油水平井随钻轨迹控制方法，其特征在于：所述步骤1)中，确定最优人工合成地震道，根据水平井甜点段地震速度生成地震甜点时窗主要包括全层段井震标定和水平井地震甜点时窗确定2个部分。3.根据权利要求2所述的一种薄层页岩油水平井随钻轨迹控制方法，其特征在于：所述全层段井震标定包括以下步骤：a.、确定最优人工合成地震道；单井地质分层由井口至井底依次编号为G1、G2、···、Gn，利用声波时差测井曲线(AC)人工合成地震道对应时间深度为Gt1、Gt2、···、Gtn，地震解释界面对应时间深度由上至下依次编号为T1、T2、···、Tn；定义井震拟合度DF公式：其中，Gt1、Gt2、···、Gtn为人工合成地震道对应时间深度，T1、T2、···、Tn为地震解释界面对应时间深度。井震拟合度df值越小，代表井震拟合程度越高；声波时差曲线测点深度范围内均值记为avgAC；当时，avgAC偏大或偏小，造成人工合成地震结果与地震反射数据不符，此时需要人为调整avgAC值，对人工合成记录进行校正，依此来降低DF值，提高井震拟合程度越高；当时，avgAC偏大，avgAC对应的df值记为DF0，将声波时差值整体减小一固定值a(一般取5～10)，利用新得到的声波时差曲线重新进行人工合成地震纪录，对应的df值记为df1。重复该步骤，直至依次确定DF2、DF3、···、DFn，取DF最小值对应的人工合成地震道为最优合成地震道；当时，avgAC偏小，avgAC对应的DF值记为DF0，将声波时差值整体增加一固定值a(一般取5～10)，利用新得到的声波时差曲线重新进行人工合成地震纪录，对应的df值记为DF1；重复该步骤，直至依次确定DF2、DF3、···、DFn，取DF最小值对应的人工合成地震道为最优人工合成地震道；b、分层系优化人工合成地震道确定；对于地震解释T1和T2界面内所包括的同相轴由下至上分别编号为t1、t2、···、tm，单井所对应的起跳深度依次编号为g1、g2、···、gm，最优人工合成地震道对应时间深度为gt1、gt2、···、gtm；定义井震拟合度df公式：其中，gt1、gt2、···、gtn为人工合成地震道对应时间深度，t1、t2、···、tn为地震解释界面对应时间深度。井震拟合度df值越小，代表井震拟合程度越高；声波时差曲线测点深度范围内均值记为avgac；当时，avgac偏大或偏小，造成人工合成地震结果与地震反射数据不符，此时需要人为调整avgac值，对人工合成记录进行校正，依此来降低df值，提高井震拟合程度越高；当时，avgAC偏大，avgAC对应的df值记为df0，将声波时差值整体减小一固定值a(一般取3～6)，利用新得到的声波时差曲线重新进行人工合成地震纪录，对应的df值记为df1；重复该步骤，直至依次确定df2、df3、...

【专利技术属性】
技术研发人员：周立宏，肖敦清，韩国猛，马建英，杨飞，范军侠，石倩茹，陈双清，周可佳，王昌丽，付东立，梁晨，尹玲玲，孟立娜，周素彦，
申请(专利权)人：中国石油大港油田勘探开发研究院，
类型：发明
国别省市：天津,12