CN103306672B - 一种预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法，包括下列步骤：测定页岩样品在不同钻进方向的内摩擦角和声波特性参数；建立页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与声波时差之间的关系模型；建立页岩样品的声波时差与垂直层理面方向声波时差、钻进角度之间的关系模型；建立页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度的关系模型；取得现场页岩的测井资料，反演计算页岩垂直层理面方向的声波时差；根据内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度的关系模型，确定所述现场页岩的不同钻进方向的内摩擦角，即该方向的研磨性。本发明能够利用现场的声波测井数据来评价页岩地层不同钻进方向的研磨性，方便现场应用。

Description

一种预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法

技术领域

本发明属于石油钻探领域，具体地，涉及一种预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法。

背景技术

在石油勘探、开采等的领域中，广泛地进行钻井。钻井是利用钻头钻进岩层的过程。在钻井的过程中，钻头受到岩石的磨损而变钝，从而在使用一段时间之后需要更换。岩石的研磨性是影响钻头磨损的一个重要因素。对于层理各向异性明显的页岩地层准确地掌握其不同钻进方向的研磨性，对于钻井工程中的钻头选型、钻进参数优化以及定向井井眼轨迹优化设计等都有着重要的意义。

岩石的研磨性是岩石磨损钻头切削材料的能力。现有的测定岩石研磨性的方法主要包括钻磨法、磨削法、微钻头钻进法和摩擦磨损法。

这几种方法均属室内实验法，存在着许多问题，比如：①所得结果难以反映岩石在地下所处的高温高压环境；②难以全面反映不均质地层岩石性质的变化；③受岩心资料的限制，在岩性变化大的区域测得的数据可能缺乏对比性；④难以建立地区岩石研磨性连续剖面，难以获得不同钻进方向的岩石研磨性数据；⑤花费大量的人力、物力和资金。

岩石的研磨性与岩石的内摩擦角有很好的相关性，岩石的内摩擦角越大，则岩石的研磨性越大；因此，普遍采用岩石的内摩擦角来作为衡量岩石研磨性的指标。本申请的发明人对页岩不同钻进方向的声波时差与研磨性(即页岩的内摩擦角)之间的关系进行了大量实验研究后发现页岩地层不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度之间存在密切的相关性。

发明内容

为克服现有技术的缺陷，本发明提供一种预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法；根据岩石的研磨性与岩石的内摩擦角的关系，利用声波时差的差异来预测页岩地层不同方向的研磨性。

本发明采用以下方案来实现上述目的：

一种预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法，包括下列步骤：步骤1，分别测定页岩样品在不同钻进方向的内摩擦角和声波特性参数；

步骤2，建立页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与对应方向声波时差之间的关系模型；

步骤3，建立页岩样品不同钻进方向的声波时差与垂直层理面方向声波时差、钻进角度之间的关系模型；

步骤4，建立页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度的关系模型；

步骤5，取得现场页岩的测井资料，反演计算页岩垂直层理面方向的声波时差；

步骤6，根据所确定的的页岩地层不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度的关系模型及反演计算得到的页岩垂直层理面方向的声波时差，确定所述现场页岩的不同钻进方向的内摩擦角，即该方向的研磨性。

一种岩石研磨性测定系统包括：存储部、声波时差测定部和计算部，存储部中存储有预先确定的页岩地层不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度之间的关系；

声波时差测定部包括声波测量装置以及运算装置；用于测定页岩样品垂直层理方向的声波时差或由测井资料反演计算得到垂直层理面方向的声波时差；

计算部与存储部和声波时差测定部连接，从存储部取得预先确定的页岩地层不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度之间的关系，从声波时差测定部取得页岩样品垂直层理面方向的声波时差，并计算页岩样品不同钻进方向的内摩擦角。

相对现有技术，本发明具有如下优势：能够利用现场的声波测井数据来随钻评价页岩地层不同钻进方向的研磨性，节约井下取心成本，方便现场应用，对于钻井工程中的钻头选型、参数优化以及定向井井眼轨迹优化设计等都具有重要意义。

附图说明

图1示出了页岩地层不同钻进方向研磨性测定方法的流程图；

图2示出了岩心轴线与层理面法线之间的夹角关系示意图；

图3示出了利用声波测井资料求取垂直页岩层理方向纵波时差方法的流程图；

图4示出了本发明的岩石研磨性测定系统的示意图。

具体实施方式

如图1所示，预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法包括下列步骤：

步骤1，分别测定页岩样品在不同钻进方向的内摩擦角和声波特性参数；具体方法如下：

从多个不同地区采集页岩样品，例如从多个油田采集页岩样品；为了保证所确定的页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波特性参数之间的关系具有代表性和广泛性，需要从尽量多的不同地点采集尽量多的岩样。

采集岩样后，对各页岩样品进行不同层理面方向的声波时差测量，然后利用三轴岩石力学模拟试验机对页岩样品对应方向的内摩擦角进行测定，得到不同钻进方向的内摩擦角。表1示出了不同钻进方向下的页岩样品的角度以及相应的内摩擦角、声波时差。钻进方向如图2所示，垂直层理方向为0度，平行层理方向为90度。

表1

钻进方向，即为页岩样品的轴向，与图2所示夹角的关系一致。

步骤2，建立页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与对应方向声波时差之间的关系模型。具体方法如下：

对页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与对应钻进方向声波时差进行非线性回归分析，建立数学模型，得到如下式：

(式1)

其中代表不同钻进方向下的内摩擦角，单位(°)；代表不同钻进方向下的声波时差，单位(us/m)；代表岩心轴线与层理法线方向的夹角(如图2所示)，单位(°)。

需要说明的是，式1所示的内摩擦角与声波时差之间的关系式并不是限制性的。根据页岩样品的采集情况、内摩擦角的测量精度、声波的测量精度等，所确定的关系式可能会稍有差别，但这并不影响本发明的实施。

步骤3，建立页岩样品不同钻进方向的声波时差与垂直层理面方向声波时差、钻进角度之间的关系模型。具体方法如下：

对页岩样品不同钻进方向的声波时差与垂直层理方向的声波时差、钻进角度进行非线性回归分析，建立数学模型，得到如下式：

(式2)

其中Δt(0)代表垂直页岩层理面方向的纵波时差，单位(us/m)；代表岩心轴线与层理法线方向的夹角，单位(°)。

需要说明的，式2中的各系数是取决于执行多元回归的相应数据，并系数并非是唯一的，式2中的表达式仅是作为一种举例。

步骤4，建立页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度的关系模型。具体方法如下：

将式2带入式1中，建立数学模型，得到如下式；

(式3)

其中代表不同钻进方向下的内摩擦角，单位(°)；Δt(0)代表垂直层理面方向的声波时差，单位(us/m)；代表岩心轴线与层理法线方向的夹角，单位(°)。

上述预测模型的表达式仅是作为一种举例，而不是该模型仅限于该表达式，因此上述预测模型的方程式不应理解为对本发明实施例的限制。

步骤5，取得现场页岩的测井资料，反演计算页岩垂直层理面方向的声波时差。具体方法如下：

如图3所示，利用测井资料求取垂直层理方向声波时差方法如下：

确定某一井段的岩石各向异性参数ε和δ之后，其中 $\mathrm{\δ}=\frac{1}{{2C}_{33}^2}[2{(C_{13}+C_{44})}^2-(C_{33}-C_{44})(C_{11}+C_{33}-2C_{44})].$ 式中，C_ij的含义遵照虎克定律，在此不作详述。

首先根据地层产状数据和井眼轨迹数据计算出群角φ_g。

其次给定一初始垂直层理面方向纵波速度v_P，0，

$v_{\mathrm{SV},0}=\frac{v_{P,0}-1.36}{1.16}$ (式4)

v_p，0为垂直层理面方向纵波速度，单位(km/s)；v_SV，0为垂直层理面方向横波速度，单位(km/s)。

计算出横波速度，确定纵横波速比。

再次计算出相角

$\tan \mathrm{\θ}=\frac{\left\{2\right[M_3\left(\mathrm{\θ}\right)-M_2\left(\mathrm{\θ}\right){]\sin }^2\mathrm{\θ}-M_4\left(\mathrm{\θ}\right)\}\tan {\mathrm{\φ}}_g}{2[M_3\left(\mathrm{\θ}\right)-M_2\left(\mathrm{\θ}\right)-2M_1]{\sin }^2\mathrm{\θ}-M_4\left(\mathrm{\θ}\right)-2M_3\left(\mathrm{\θ}\right)}$ (式5)

其中，M₁＝ε²-2tδ+2tε；M₂(θ)＝4tδ+εR(θ)-2tε；M₃(θ)＝2tδ+εR(θ)-tε；M₄(θ)＝t²-tR(θ)+2R(θ)；

φ_g为群角，单位(°)；v_a为相速度，单位(km/s)；θ为相角，单位(°)；α₀为垂直层理面方向的纵波速度，单位(km/s)；β₀为垂直层理面方向的横波速度，单位(km/s)。

然后计算出相速度，

$\frac{v_{\mathrm{Pa}}^2\left(\mathrm{\θ}\right)}{{\mathrm{\α}}_0^2}=1+\mathrm{\ϵ}{\sin }^2\mathrm{\θ}+D\left(\mathrm{\θ}\right)$ (式6)

其中 $D\left(\mathrm{\θ}\right)=\frac{1}{2}\sqrt{4({\mathrm{\ϵ}}^2+2\mathrm{t\ϵ}-2\mathrm{t\δ}){\sin }^4\mathrm{\θ}+4t(2\mathrm{\δ}-\mathrm{\ϵ}){\sin }^2\mathrm{\θ}+t^2}-\frac{1}{2}t,$ v_Pa为纵波相速度，单位(km/s)；α₀为垂直层理面方向的纵波速度，单位(km/s)。

计算出群速度：

$v_{\mathrm{Pg}}\left({\mathrm{\φ}}_g\left(\mathrm{\θ}\right)\right)=\frac{1}{v_{\mathrm{Pa}\left(\mathrm{\θ}\right)R\left(\mathrm{\θ}\right)}}{\{v_{\mathrm{Pa}}^4\left(\mathrm{\θ}\right)R^2\left(\mathrm{\θ}\right)+{\mathrm{\α}}_0^4{\sin }^2\mathrm{\θ}{\cos }^2\mathrm{\θ}{[2M_1{\sin }^2\mathrm{\θ}+M_3\left(\mathrm{\θ}\right)]}^2\}}^{\frac{1}{2}}$ (式7)

最后把计算出的群速度和测井资料的波速进行比较，如果两者吻合，则该v_p，0即为所求。如果两者相差较大，则改变v_P，0重复以上步骤直到两者相吻合为止。

求出垂直层理面方向的波速后，即可得到该方向的声波时差Δt(0)。

$\mathrm{\Δt}\left(0\right)=\frac{{10}^{-3}}{v_{P,0}}$ (式8)

Δt(0)为垂直层理面方向声波时差，单位(us/m)；v_P，0为垂直层理面方向纵波速度，单位(km/s)。

步骤6，根据所确定的的页岩地层不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度的关系模型及反演计算得到的页岩垂直层理面方向的声波时，确定所述现场页岩的不同钻进方向的内摩擦角，即该方向的研磨性。具体方法如下：

将步骤5得到的垂直层理面方向的声波时差代入式3即可得到页岩地层各个钻进方向的内摩擦角，即该方向的研磨性。

本发明可以预测页岩地层不同钻进方向的研磨性，对于钻井工程中的钻头选型、钻进参数优化以及定向井井眼轨迹优化设计具有重要意义。

本发明还可以建立岩石研磨性测定系统。如图4所示，本实施方式的岩石研磨性测定系统包括：存储部21、声波时差测定部22和计算部23。此外，还可以包括输入部24和输出部25。

存储部21中存储有预先确定的页岩地层不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度之间的关系。该关系可以是公式的形式，也可以是映射表的形式等，在此没有限定。该预先确定的页岩地层不同钻进方向的内摩擦角与对应方向的声波时差之间的关系可以是通过上述实施方式中的步骤1，2，3，4的处理得到的，在此不在赘述。

存储部21可以与声波时差测定部22和计算部23等集成在一起，可以是在物理上分离，也可以通过互联网、局域网等网络与声波时差测定部22和计算部23等连接。

声波时差测定部22可以包括声波测量装置以及运算装置。用于测定页岩样品垂直层理方向的声波时差或由测井资料反演计算得到垂直层理面方向的声波时差。声波测量装置对页岩样品进行垂直层理方向的声波测量，得到该方向的声波时差，运算装置基于测井资料反演计算页岩样品垂直层理面方向的声波时差。

计算部23与存储部21和声波时差测定部22连接，从存储部21取得预先确定的页岩地层不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度之间的关系，从声波时差测定部22取得页岩样品垂直层理面方向的声波时差，并计算页岩样品不同钻进方向的内摩擦角。计算部23可以由计算机、PLC等具有运算能力的设备构成。

输入部24用于向计算部23输入操作指令，计算部23可根据从输入部24输入的指令来开始内摩擦角的计算等。输入部24可由键盘、鼠标、触摸屏等构成。

输出部25用于输出计算部23所计算的不同钻进方向的内摩擦角，或者基于该内摩擦角评价的岩石研磨性。输出部25可以由显示装置、打印装置或存储装置等构成。

根据本发明的岩石研磨性测定方法和系统，不受井下取心工艺、数量及方向的限制，因此特别经济适用。此外，利用现场的测井资料来随钻评价岩石研磨性，具有成本低以及全井段分析等优点。

Claims (9)

1.一种预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法，其特征在于：包括下列步骤：

步骤1，分别测定页岩样品在不同钻进方向的内摩擦角和声波特性参数；

步骤2，建立页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与对应方向声波时差之间的关系模型；

步骤3，建立页岩样品不同钻进方向的声波时差与垂直层理面方向声波时差、钻进角度之间的关系模型；

步骤4，建立页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度的关系模型；具体方法如下：将步骤3得到的关系模型带入步骤2得到的关系模型中，并建立步骤4中的该关系模型；

步骤5，取得现场页岩的测井资料，反演计算页岩的垂直层理面方向的声波时差；

步骤6，根据所确定的页岩地层不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度的关系模型及反演计算得到的页岩垂直层理面方向的声波时差，确定所述现场页岩的不同钻进方向的内摩擦角，即该方向的研磨性。

2.根据权利要求1所述的预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法，其特征在于，步骤1的具体方法如下：从多个不同地区采集页岩样品，采集岩样后，对各页岩样品进行不同层理面方向的声波时差测量，然后利用三轴岩石力学模拟试验机对页岩样品对应方向的内摩擦角进行测定，得到不同钻进方向的内摩擦角。

3.根据权利要求2所述的预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法，其特征在于，步骤2的具体方法如下：对页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与对应钻进方向声波时差进行非线性回归分析，建立数学模型。

4.根据权利要求3所述的预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法，其特征在于，步骤3的具体方法如下：对页岩样品不同钻进方向的声波时差与垂直层理方向的声波时差、钻进角度进行非线性回归分析，建立数学模型。

5.根据权利要求4所述的预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法，其特征在于，步骤5的具体方法如下：

确定某一井段的岩石各向异性参数ε和δ之后，其中 式中，C_ij的含义遵照虎克定律；

首先根据地层产状数据和井眼轨迹数据计算出群角φ_g；

其次给定一初始垂直层理面方向纵波速度v_P，0，

v_p，0为垂直层理面方向纵波速度，单位km/s；v_SV，0为垂直层理面方向横波速度，单位km/s；

计算出横波速度，确定纵横波速比；

再次计算出相角

其中，M₁＝ε²-2tδ+2tε；M₂(θ)＝4tδ+εR(θ)-2tε；M₃(θ)＝2tδ+εR(θ)-tε；M₄(θ)＝t²-tR(θ)+2R(θ)；

φ_g为群角，单位°；θ为相角，单位°；α₀为垂直层理面方向的纵波速度，单位km/s；β₀为垂直层理面方向的横波速度，单位km/s；

然后计算出相速度，

(式6)

其中v_Pa为纵波相速度，单位km/s；α₀为垂直层理面方向的纵波速度，单位km/s；

计算出群速度：

(式7)

最后把计算出的群速度和测井资料的波速进行比较，如果两者吻合，则该v_p，0即为所求；如果两者不吻合，则改变v_P，0重复以上步骤直到两者相吻合为止。

6.根据权利要求5所述的预测页岩地层不同钻进方向的研磨性的方法，其特征在于，步骤6的具体方法如下：将步骤5得到的垂直层理面方向的声波时差代入步骤4得到的关系模型，即可得到页岩地层各个钻进方向的内摩擦角，即该方向的研磨性。

7.一种岩石研磨性测定系统，包括：存储部、声波时差测定部和计算部，其特征在于：

存储部中存储有预先确定的页岩地层不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度之间的关系；该关系采用下述步骤1至步骤4预先确定，其中步骤1，分别测定页岩样品在不同钻进方向的内摩擦角和声波特性参数；步骤2，建立页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与对应方向声波时差之间的关系模型；步骤3，建立页岩样品不同钻进方向的声波时差与垂直层理面方向声波时差、钻进角度之间的关系模型；步骤4，建立页岩样品不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度的关系模型；步骤4的具体方法如下：将步骤3得到的关系模型带入步骤2得到的关系模型中，并建立步骤4中的该关系模型；

声波时差测定部包括声波测量装置以及运算装置；声波测量装置用于测定页岩样品垂直层理方向的声波时差，运算装置用于由测井资料反演计算得到垂直层理面方向的声波时差；

计算部与存储部和声波时差测定部连接，从存储部取得预先确定的页岩地层不同钻进方向的内摩擦角与垂直层理面方向的声波时差、钻进角度之间的关系，从声波时差测定部取得页岩样品垂直层理面方向的声波时差，并计算页岩样品不同钻进方向的内摩擦角。

8.根据权利要求7所述的岩石研磨性测定系统，其特征在于：

还包括输入部和输出部；

输入部用于向计算部输入操作指令，计算部可根据从输入部输入的指令来开始内摩擦角的计算；

输出部用于输出计算部所计算的不同钻进方向的内摩擦角，或者基于该内摩擦角评价的岩石研磨性。

9.根据权利要求8所述的岩石研磨性测定系统，其特征在于：

计算部由计算机、PLC构成；输入部由键盘、鼠标、触摸屏构成；输出部由显示装置、打印装置或存储装置构成；存储部与声波时差测定部和计算部集成在一起，或者在物理上分离，或者通过互联网、局域网与声波时差测定部和计算部连接。