[发明专利]一种利用测井资料预测横波时差的方法

说明书

本发明公开了一种利用测井资料预测横波时差的方法，属于石油测井技术领域。所述方法通在油层和/或水层段利用纵波时差和密度构建一条横波时差曲线，并利用自然伽马测井计算出自然伽马相对值，然后建立自然伽马相对值与横波时差之间的相关关系。本发明通过建立利用常规测井资料预测横波时差的公式，实现了在任何地层(包括油、气和水层)准确的获取横波时差，并利用其计算反映储层流体性质的横纵波时差比、泊松比以及反映储层岩石力学性质的杨氏模量、体积模量和剪切模量等参数，进一步实现了有效识别气层，定量评价储层岩石力学性质的目的。

技术领域

本发明属于石油测井技术领域，特别涉及一种利用测井资料预测横波时差的方法。

背景技术

横波是传播方向与质点震动方向垂直的波。横波时差是用于储层岩性、流体识别和岩石力学参数计算等方面的重要参数，尤其是在划分气、油(水)层和计算岩石力学参数上，纵、横波时差的作用显得尤为重要。根据纵、横波时差，可以计算出反映储层流体性质(主要是气和油(水))差异的横纵波时差比、泊松比、体积压缩系数等参数。同时，还可以计算出反映储层岩石力学性质的杨氏模量、剪切模量、体积模量等参数，以定量评价储层的岩石力学性质，为开发措施选取、井壁稳定性研究等提供重要的基础资料。通常情况下，利用常规的测井仪器在各种类型的井中(包括探井、评价井和开发井等)均会测量一条纵波时差曲线，而横波时差的获取则主要依赖于新技术阵列声波测井(偶极子声波测井或声波全波列测井等)。基于测井成本及必要性的考虑，只会在个别重点探井中进行阵列声波测量，以获取到横波时差资料。这给在开发井中利用纵、横波时差识别气层、评价储层岩石力学性质等带来极大的挑战。于是，借助其他手段来预测横波时差，并将其与测量的纵波时差结合来识别流体性质和评价储层岩石力学性质就具有重要意义和适用价值。

目前，对于横波时差的预测方法主要包括两大类：经验公式法和Xu-White理论模型法。经验公式法主要是采用统计回归的方法，建立横波时差与其他测井数据(包括纵波时差、密度等)之间的统计模型，并利用该统计模型在其它井中预测横波时差。该类方法应用最为广泛的是阿特拉斯公式。Xu-White理论模型法是在结合Gassmann方程和Kuster-Toksoz模型以及差分等效介质理论(DEM)的基础上，提出的一种预测泥质砂岩地层纵波和横波速度的方法，在此基础上，结合声波时差和速度之间的关系，以得到纵波和横波时差。

现有方法在实际应用中存在的不足：

(1)由于经验公式法中需要输入的参数包括密度、纵波时差、电阻率等，导致其只能在重点井中应用。在大部分开发井或老井中，只测量了纵波时差和电阻率曲线，而没有进行密度测量，导致其无法广泛应用。同时，在气层段，由于纵波时差和密度都会受到储层含气的影响，导致利用其预测的横波时差也同样受气层影响，预测结果误差较大，无法使用。

(2)Xu-White理论模型法所需要的输入参数较多，且大部分参数都难以直接获取，需要从其他资料中计算得到。导致计算量较大、计算效率低、且较多的计算过程增加了计算结果的多解性和误差。

发明内容

本发明的目的在于提供一种利用测井资料预测横波时差的方法，以解决上述问题。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种利用测井资料预测横波时差的方法，包括以下步骤：

1)利用测井仪器采集数据，获取反映地层孔隙度信息的纵波时差和密度测井曲线以及反映地层岩性的自然伽马测井曲线；

2)在油层和/或水层段，结合纵波时差和密度测井资料，利用下式计算出一条横波时差DTS曲线：

式中：DTS----横波时差，μs/ft；

DT----纵波时差测井值，μs/ft；