川东北部飞仙关组探井地层压力测井预测方法与工程应用研究
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摘要
测井技术在石油钻井工程中有着非常重要的作用。测井资料由于其连续性、经济性、可靠性及分辨率高等特点，越来越多在地应力计算、地层压力预报、安全钻进的泥浆密度窗的确定、井壁稳定性评价和岩石可钻性预测与钻头选型等钻井工程问题上显示出了其巨大的优越性。本文针对川东北部三叠系地层在钻井过程中遇到的井喷、井漏、井塌和卡钻等问题，以罗家寨构造、渡口河构造和紫水坝构造中的罗家9井、渡4井和紫2井等井的飞仙关组地层为研究对象，重点开展了川东北部飞仙关组探井的地层压力测井预测方法与工程应用研究。
地层岩性和储层类型识别是测井精细解释三个地层压力的地质基础。首先采用复杂岩性多矿物模型分析技术对碳酸盐岩地层剖面进行岩性、物性的最优化解释。其次，在划分与识别碳酸盐岩地层剖面中的储层段的基础上，基于分形分维理论提出了测井曲线分数维(Df)、孔隙结构指数(m)的新算法及其与储层类型之间的关系，采用交会图技术定量识别碳酸盐岩储层类型。研究表明，根据测井曲线分数维Df、孔隙结构指数m与储层类型的关系采用交会图技术可以有效地识别碳酸盐岩的储层类型。
岩石力学实验是将测井计算的岩石力学动态参数转换为岩石力学静态参数的刻度依据，测井资料是地层岩性、物性和电性及岩石力学特性的综合反映。可从测井信息中提取用于研究岩石可钻性和井壁稳定性所需的某些岩石力学参数(如岩石泊松比，三个模量和三个强度)。本文开展了飞仙关组碳酸盐岩地层岩石力学及声学试验研究，实验结果可靠，所得到的各项岩石物理力学参数可以和测井方法得到的结果进行对比。当实际井未测有横波时差测井曲线时，可以采用由地层纵波时差、密度和伽马等测井曲线合成横波时差曲线的方法来构造一条△Ts曲线，进而求得合理的岩石泊松比。
鉴于地应力测量法成本较高、不能得到连续的地应力剖面和难于确定应力方向，本研究将井眼崩落法和压裂法有机结合，充分利用成像测井资料和常规测井资料确定地应力的大小和方向，明显地提高了地应力的计算精度。研究表明，川东北部地区的飞仙关组地层的最大水平主应力的方向近于东西向，三个地应力的大小关系为δ_H＞δ_V＞δ_h。
地层压力体系包括上覆岩层压力、地层孔隙压力、地层破裂压力和坍塌压力，准确地计算地层孔隙压力是预测地层坍塌压力和破裂压力的前提。针对碳酸盐岩地层孔隙压力预测相对较难这一问题，基于岩石力学参数与有效应力的关系，提出了利用测井资料提取岩石有效应力进而计算地层孔隙流体压力的新方法。该法在碳酸盐岩剖面地层孔隙压力预测中具有较高的精度，而且避免了在碳酸盐岩剖面中利用等效深度法计算孔隙压力时构建地
层正常压实趋势线的难题。
由于国内外的地层破裂压力公式多是针对单一孔隙型的砂岩储层而设计的，对川东北
部的碳酸盐岩地层不适用。本研究综合考虑各种预测模型的优缺点，并根据碳酸盐岩地层
剖面的实际情况和测井资料，建立了地层破裂压力的测井预测新模型，其预测结果与实际
地层试漏情况相符合。基于所构建的三个地层压力的测井计算模型，给出了防止研究工区
碳酸盐岩地层探井井壁失稳的安全泥浆密度窗口。
为防止钻井过程中井漏、井塌等事故的发生，需要在一些不可控因素(地应力、孔隙
压力、岩石强度等)与可控因素(泥浆密度、泥浆化学成分等)之间保持正确的平衡。碳酸
岩盐地层的井壁稳定性主要受力学因素的影响，由物理化学因素造成井壁失稳现象较少。
根据测井资料所计算的三个地层压力剖面的特征可以确定合理的钻井泥浆密度范围。同时
论文简要介绍了碳酸盐岩井壁失稳的常见类型，并分类研究了其崩落机理。根据实际钻井
过程中所遇到的各种引起井壁失稳的因素，提出了防止井壁失稳的对策。研究表明，保持
川东北飞仙关组碳酸盐岩地层探井井壁稳定的钻井泥浆密度范围一般在1.05一1.59/c时。
岩石可钻性测试是测井预测岩石可钻性和建立连续的岩石可钻性剖面的实验标定依
据。本文基于室内岩石微可钻性测试数据，采用多元回归分析法与神经网络法建立了岩石
可钻性的测井多参数预测模型，并从理论上推导出了岩石可钻性级值与地层孔隙压力之间
的定量关系，同时根据渡4井的可钻性实验数据与地层孔隙压力预测结果进一步印证了该
理论的正确性。研究表明，基于测井多参数的BP神经网络法建立连续的岩石可钻性剖面
是可行的，它能有效地指导钻头选型工作，应用效果明显。
本文结合罗家寨和渡口河等构造飞仙关组地层的实际情况，对川东北飞仙关组地层
压力测井解释的理论方法和实际工程应用做了较为成功的研究，建立了一套适合于川东
北部飞仙关组地层探井的地层压力、井壁稳定性及岩石可钻性的测井解释方法，编制了
相应的挂接在Forward测井解释平台上的资料处理解释与应用程序，实现了地应力和三
个地层压力等参数的可视化自动解释。将其用于罗家9井、渡4井和紫2井等井的测井
资料精细处理中，计算的三个地层压力和钻井泥浆密度窗及钻头选型等与实测资料相符，
得到了实际生产的验证，取得了良好的经济效益和社会效益，达到了预期效果。该法用
于川东北地区的飞仙?
Well logging technology has been playing an important role in petroleum drilling engineering Because of the continuity, economical efficiency, reliability and high resolution, well logging has shown its great advantages, especially in some drilling engineering problems, such as prediction of rock drillability & selecting the bit types, predicting formation pressure, calculating the In-situ stress, evaluating the borehole walls stability and determining the reasonable mud density, etc. Aiming at the engineering accidents, for example the well spout, well leak, well collapse and the drill blocking during the drill engineering in the T formation in North-east of Sichuan, taking the FeiXianGuan formation of Well Lj9, Du4 and Zi2 and etc as studying object, some farther studies of T1x formation pressure and its drilling engineering application by using of well-logging information are especially presented in this dissertation.The recognition of Lithology and reservoir type is the geological foundation to explain the formation pressure by using logging data. Firstly, this study uses the complex lithology analysis approach to interpret the lithology and physical property of carbonate profile. Secondly, on the basis of general discrimination of carbonate reservoir types, fractal-dimension technique is adopted to calculate the fractal characteristics of logging curves (Df), and to deduce new arithmetic of porosity index (m) and their connection to reservoir type. And thus the carbonate reservoir type is discriminated effectively.The formation pressure system includes the overburden pressure (Po), formation pore pressure (Pp), fracture pressure (FP) and breakout pressure (BP). Focusing on the problem that to estimate formation pore pressure is relatively difficult, the effectiveness stress method is used to predict the formation pore pressure of the carbonate. Result shows that the method has higher accuracy for calculating formation pore pressure of the carbonate formation.Using logging information can decide the size and direction of In-situ stress, and then determine stratum fracture pressure and breakout pressure so can provide the suitable mud density to solve the mechanics instability of borehole. This thesis integrates the borehole collapse model with the artificial fracture and imaging well logging to get the size and direction of In-situ stress, and set up the reasonable prediction model of stratum fracture pressure and breakout pressure for carbonate profile, by making use of the rock mechanics parameters from logging information, based on comparing the present various prediction models. Based on three-constructed formation pressure of the carbonate logging calculation models, the secure
window of mud density is given to guard against well collapse for the carbonate formation of research region.The common types of the carbonate borehole wall losing stabilization are briefly presented. The collapse mechanisms and reasons are researched according to types. Based on a variety of elements aroused the borehole losing stabilization in the actual drilling process, the countermeasures are proposed to guard against these complex accidents. Meanwhile, the predicting method of stress is proposed based on BP's neural network by using the seismic interval velocity, in order to predict borehole wall stability. The process result declares that the mud density scope is from 1.05 to 1.5g/cm3 to keep the exploratory well borehole wall stabilization of carbonate formation in SiChuan east-north oilfield.Rock drillability test is the foundation to predict rock drillability from well logging data. This essay adopts the neural network and regression analysis technique to set up the some logging parameters prediction model of the rock drillability, and deduces creatively the theoretic relation of the formation pore pressure(Pp) and the rock drillability(Kd). Further, verify this theoretic relation between Pp and Kd from core drillability data of Du4 well and the result of formation pressure. All the study show that this method is feasible and
地层岩性和储层类型识别是测井精细解释三个地层压力的地质基础。首先采用复杂岩性多矿物模型分析技术对碳酸盐岩地层剖面进行岩性、物性的最优化解释。其次，在划分与识别碳酸盐岩地层剖面中的储层段的基础上，基于分形分维理论提出了测井曲线分数维(Df)、孔隙结构指数(m)的新算法及其与储层类型之间的关系，采用交会图技术定量识别碳酸盐岩储层类型。研究表明，根据测井曲线分数维Df、孔隙结构指数m与储层类型的关系采用交会图技术可以有效地识别碳酸盐岩的储层类型。
岩石力学实验是将测井计算的岩石力学动态参数转换为岩石力学静态参数的刻度依据，测井资料是地层岩性、物性和电性及岩石力学特性的综合反映。可从测井信息中提取用于研究岩石可钻性和井壁稳定性所需的某些岩石力学参数(如岩石泊松比，三个模量和三个强度)。本文开展了飞仙关组碳酸盐岩地层岩石力学及声学试验研究，实验结果可靠，所得到的各项岩石物理力学参数可以和测井方法得到的结果进行对比。当实际井未测有横波时差测井曲线时，可以采用由地层纵波时差、密度和伽马等测井曲线合成横波时差曲线的方法来构造一条△Ts曲线，进而求得合理的岩石泊松比。
鉴于地应力测量法成本较高、不能得到连续的地应力剖面和难于确定应力方向，本研究将井眼崩落法和压裂法有机结合，充分利用成像测井资料和常规测井资料确定地应力的大小和方向，明显地提高了地应力的计算精度。研究表明，川东北部地区的飞仙关组地层的最大水平主应力的方向近于东西向，三个地应力的大小关系为δ_H＞δ_V＞δ_h。
地层压力体系包括上覆岩层压力、地层孔隙压力、地层破裂压力和坍塌压力，准确地计算地层孔隙压力是预测地层坍塌压力和破裂压力的前提。针对碳酸盐岩地层孔隙压力预测相对较难这一问题，基于岩石力学参数与有效应力的关系，提出了利用测井资料提取岩石有效应力进而计算地层孔隙流体压力的新方法。该法在碳酸盐岩剖面地层孔隙压力预测中具有较高的精度，而且避免了在碳酸盐岩剖面中利用等效深度法计算孔隙压力时构建地
层正常压实趋势线的难题。
由于国内外的地层破裂压力公式多是针对单一孔隙型的砂岩储层而设计的，对川东北
部的碳酸盐岩地层不适用。本研究综合考虑各种预测模型的优缺点，并根据碳酸盐岩地层
剖面的实际情况和测井资料，建立了地层破裂压力的测井预测新模型，其预测结果与实际
地层试漏情况相符合。基于所构建的三个地层压力的测井计算模型，给出了防止研究工区
碳酸盐岩地层探井井壁失稳的安全泥浆密度窗口。
为防止钻井过程中井漏、井塌等事故的发生，需要在一些不可控因素(地应力、孔隙
压力、岩石强度等)与可控因素(泥浆密度、泥浆化学成分等)之间保持正确的平衡。碳酸
岩盐地层的井壁稳定性主要受力学因素的影响，由物理化学因素造成井壁失稳现象较少。
根据测井资料所计算的三个地层压力剖面的特征可以确定合理的钻井泥浆密度范围。同时
论文简要介绍了碳酸盐岩井壁失稳的常见类型，并分类研究了其崩落机理。根据实际钻井
过程中所遇到的各种引起井壁失稳的因素，提出了防止井壁失稳的对策。研究表明，保持
川东北飞仙关组碳酸盐岩地层探井井壁稳定的钻井泥浆密度范围一般在1.05一1.59/c时。
岩石可钻性测试是测井预测岩石可钻性和建立连续的岩石可钻性剖面的实验标定依
据。本文基于室内岩石微可钻性测试数据，采用多元回归分析法与神经网络法建立了岩石
可钻性的测井多参数预测模型，并从理论上推导出了岩石可钻性级值与地层孔隙压力之间
的定量关系，同时根据渡4井的可钻性实验数据与地层孔隙压力预测结果进一步印证了该
理论的正确性。研究表明，基于测井多参数的BP神经网络法建立连续的岩石可钻性剖面
是可行的，它能有效地指导钻头选型工作，应用效果明显。
本文结合罗家寨和渡口河等构造飞仙关组地层的实际情况，对川东北飞仙关组地层
压力测井解释的理论方法和实际工程应用做了较为成功的研究，建立了一套适合于川东
北部飞仙关组地层探井的地层压力、井壁稳定性及岩石可钻性的测井解释方法，编制了
相应的挂接在Forward测井解释平台上的资料处理解释与应用程序，实现了地应力和三
个地层压力等参数的可视化自动解释。将其用于罗家9井、渡4井和紫2井等井的测井
资料精细处理中，计算的三个地层压力和钻井泥浆密度窗及钻头选型等与实测资料相符，
得到了实际生产的验证，取得了良好的经济效益和社会效益，达到了预期效果。该法用
于川东北地区的飞仙?
Well logging technology has been playing an important role in petroleum drilling engineering Because of the continuity, economical efficiency, reliability and high resolution, well logging has shown its great advantages, especially in some drilling engineering problems, such as prediction of rock drillability & selecting the bit types, predicting formation pressure, calculating the In-situ stress, evaluating the borehole walls stability and determining the reasonable mud density, etc. Aiming at the engineering accidents, for example the well spout, well leak, well collapse and the drill blocking during the drill engineering in the T formation in North-east of Sichuan, taking the FeiXianGuan formation of Well Lj9, Du4 and Zi2 and etc as studying object, some farther studies of T1x formation pressure and its drilling engineering application by using of well-logging information are especially presented in this dissertation.The recognition of Lithology and reservoir type is the geological foundation to explain the formation pressure by using logging data. Firstly, this study uses the complex lithology analysis approach to interpret the lithology and physical property of carbonate profile. Secondly, on the basis of general discrimination of carbonate reservoir types, fractal-dimension technique is adopted to calculate the fractal characteristics of logging curves (Df), and to deduce new arithmetic of porosity index (m) and their connection to reservoir type. And thus the carbonate reservoir type is discriminated effectively.The formation pressure system includes the overburden pressure (Po), formation pore pressure (Pp), fracture pressure (FP) and breakout pressure (BP). Focusing on the problem that to estimate formation pore pressure is relatively difficult, the effectiveness stress method is used to predict the formation pore pressure of the carbonate. Result shows that the method has higher accuracy for calculating formation pore pressure of the carbonate formation.Using logging information can decide the size and direction of In-situ stress, and then determine stratum fracture pressure and breakout pressure so can provide the suitable mud density to solve the mechanics instability of borehole. This thesis integrates the borehole collapse model with the artificial fracture and imaging well logging to get the size and direction of In-situ stress, and set up the reasonable prediction model of stratum fracture pressure and breakout pressure for carbonate profile, by making use of the rock mechanics parameters from logging information, based on comparing the present various prediction models. Based on three-constructed formation pressure of the carbonate logging calculation models, the secure
window of mud density is given to guard against well collapse for the carbonate formation of research region.The common types of the carbonate borehole wall losing stabilization are briefly presented. The collapse mechanisms and reasons are researched according to types. Based on a variety of elements aroused the borehole losing stabilization in the actual drilling process, the countermeasures are proposed to guard against these complex accidents. Meanwhile, the predicting method of stress is proposed based on BP's neural network by using the seismic interval velocity, in order to predict borehole wall stability. The process result declares that the mud density scope is from 1.05 to 1.5g/cm3 to keep the exploratory well borehole wall stabilization of carbonate formation in SiChuan east-north oilfield.Rock drillability test is the foundation to predict rock drillability from well logging data. This essay adopts the neural network and regression analysis technique to set up the some logging parameters prediction model of the rock drillability, and deduces creatively the theoretic relation of the formation pore pressure(Pp) and the rock drillability(Kd). Further, verify this theoretic relation between Pp and Kd from core drillability data of Du4 well and the result of formation pressure. All the study show that this method is feasible and
引文
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