火山巖地層孔隙壓力測井預測方法研究

劉之的，湯小燕

（1.西安石油大學油氣資源學院，陜西西安710065；2.西安科技大學地質與環境學院，陜西西安710054）

火山巖地層孔隙壓力測井預測方法研究

劉之的1，湯小燕2

（1.西安石油大學油氣資源學院，陜西西安710065；2.西安科技大學地質與環境學院，陜西西安710054）

針對火山巖地層孔隙壓力預測相對較難，充分考慮到火山巖剖面的地層特性，在巖石力學參數室內測試分析的基礎上提出了利用有效應力法預測地層壓力的方法；討論了模型中利用巖石泊松比室內測試數據刻度測井資料計算的泊松比計算巖石有效應力，進而預測地層孔隙壓力。建立的整套方法模型對準噶爾盆地×1井等井的火山巖井段進行了地層壓力測井預測處理，給出了合理的地層壓力剖面與泥漿密度，計算出不同井深與不同層位的地層壓力?；诨鹕綆r巖性復雜，不同巖性的泊松比變化較大，應分巖性建立地層孔隙壓力預測模型，對具體模型進行檢驗修正，以逐步解決火山巖地層孔隙壓力預測的難題。與實測地層壓力對比表明，該方法從測井信息中提取火山巖地層壓力是可靠的，且精度較高、實用性較強，能夠用于火山巖地層地層壓力剖面的建立和鉆井液密度的設計。

測井資料；火山巖；有效應力；地層壓力；泊松比

0 引 言

直接從測井信息中準確提取地層壓力一直得到人們的高度重視［1－3］。用測井資料估算砂泥巖剖面地層壓力的技術較為成熟［4－6］?；鹕綆r剖面中泥頁巖層少，很難找到純泥頁巖層構建正常壓實趨勢方程，等效深度法已失去意義。本文充分利用測井資料，基于有效應力定理，利用巖石泊松比室內測試數據刻度測井資料計算的巖石泊松比，進而計算巖石有效應力和地層孔隙壓力，并探討模型中所涉及的巖石力學參數的測井求法。將所建立的一整套方法模型應用到準噶爾盆地×1井等井的地層壓力測井解釋處理中，給出了合理的地層壓力剖面與泥漿密度，取得了良好的應用效果。

1 地層孔隙壓力預測原理

從力學角度，沉積壓實的原動力來源于上覆巖層的壓力，但又受孔隙壓力的影響。Terzaghi經過多年對飽和多孔介質力學特性的研究，考慮2種力的綜合影響提出了有效應力定理［2－4］。

式中，σ為巖石的有效應力，MPa；p0為上覆巖層壓力，MPa；pφ為地層孔隙壓力，MPa。

由Terzaghi有效應力定理可知，若已知某地層的上覆巖層壓力和有效應力，則可以求出地層孔隙壓力。上覆巖層壓力可以通過已鉆井的密度測井資料等求得。因此，只要設法求出有效應力即可以確定孔隙壓力。

研究發現［2－3］，巖石的有效應力σ與某些巖石力學參數密切相關，而巖石力學參數又可以由聲波測井資料求取。這樣，利用測井資料就可以間接地求得有效應力。實際資料表明［1－3］，有效應力與泊松比存在良好的指數函數關系。已有實驗研究表明［1］，當應力方向與聲波測量方向一致時，對聲波速度大小的影響較大；而當應力方向與聲波測量方向相互垂直時，對聲波速度大小幾乎沒有什么影響。這就使得對巖石力學參數與有效應力關系的研究變得較為簡單可行，即只需考慮巖石力學參數測量方向上有效應力的狀態。

2 地層孔隙壓力計算模型

2.1 巖石力學室內試驗

對新疆準噶爾盆地石炭系火山巖×1井等9口井40塊巖樣（其中安山－玄武巖15塊、火山角礫巖8塊、凝灰巖7塊、砂礫巖10塊）進行巖石力學參數測量實驗。巖石的巖性為灰色凝灰巖、灰色火山角礫巖、安山巖、灰色凝灰質細砂巖等。在上述巖石中，用于常溫常壓的樣品為20塊，用于高溫高壓地層條件的樣品為20塊；測量參數為抗壓強度（Sd）、抗張強度（St）、抗剪強度（Sc）、彈性模量（E）、體積模量（K）、剪切模量（G）、泊松比（μ）。部分試驗結果如表1所示。

表1 石炭系火山巖巖石三軸實驗結果表

通過對試驗結果進行分析研究發現，泊松比參數對研究工區內火山巖地層應力較為敏感。實驗重點研究泊松比與有效應力之間的關系。

2.2 有效應力法地層孔隙壓力計算模型

利用密度測井資料求得相應井段的上覆巖層壓力p0；根據RFT測井或其他試油資料求得某一井段的地層孔隙流體壓力pφ，兩者之差就是有效應力σ。此外，根據在巖石力學實驗儀器（MTS）上模擬地層高溫高壓條件下進行的巖石力學實驗，求取了泊松比等巖石力學參數（見表1）。由此就可以構建有效應力與泊松比等巖石力學參數之間的統計回歸方程

式中，σ為巖石的有效應力，MPa；μ為巖石的泊松比。推導出地層孔隙壓力的計算模型為

2.3 模型中參數的確定

地層孔隙壓力計算精度的高低取決于巖石泊松比的計算精度。通過研究，對于火山巖地層，能夠較為準確計算其泊松比的測井為偶極橫波測井。本文利用偶極橫波測井對其縱、橫波進行了提取，進而利用縱、橫波時差測井資料采用下式計算巖石的泊松比。有

式中，Δtc、Δts分別為地層縱波、橫波時差，μs／ft（非法定計量單位，1 ft＝12 in＝0.304 8 m，下同）。

如果缺乏橫波時差資料，可根據下述2步構建橫波時差。第1步，利用火山巖物性分析資料，在巖心歸位的基礎上提取物性分析化驗樣品深度點所對應的聲波測井響應值；第2步，分巖性來建立骨架圖版，進而來確定其不同巖性的縱橫波值。具體轉換公式為

式中，Δtmas、Δtmac分別為地層骨架的橫波時差與縱波時差，μs／ft；Δtfs、Δtfc分別為地層流體的橫波時差與縱波時差，μs／ft。

對于含油氣的火山巖地層，地層縱波、橫波速度會受到油氣的影響。為了提高地層孔隙壓力的計算精度，在利用縱橫波時差計算泊松比時經過了含油氣校正，從而消除了油氣對縱橫波測井響應值的貢獻，使得利用縱橫波測井參數計算的巖石泊松比能夠較為真實地反映巖石在應力作用下的橫向應變與縱向應變比值。

考慮到泊松比參數室內試驗有限，在全工區全井段內計算地層孔隙壓力時帶來困難，采用泊松比室內試驗參數刻度測井計算泊松比的方法計算有效應力，進而求取地層孔隙壓力。

3 應用實例分析

將上述方法采用Visual Fortran語言編程，掛接在Forward平臺上運行，實現了應用測井資料進行地層孔隙壓力的可視化解釋處理。表2是×1井等井預測的地層壓力與實測的地層壓力對比。對比分析可知，用該方法預測的地層孔隙壓力與實測的地層壓力比較吻合。尤其是×1井、×4井、×5井，其相對誤差不超過5%。其他3口井誤差偏大，但仍在可接受的誤差范圍內。這說明該方法預測的地層孔隙壓力能滿足鉆井工程和采油工程的需要，可為合理選用泥漿密度和保持井壁穩定提供可靠的地層壓力依據。

表2 預測的地層孔隙壓力與實測地層孔隙壓力的比較

圖1是利用該法預測的×1井地層壓力成果圖，井段為890～940 m。圖1中，第1道是巖性指示曲線（GR、SP），反映整個剖面是火山巖地層；第2道為電阻率曲線，說明火山巖地層電阻率較高；第3道為孔隙度曲線，反映火山巖巖性較為致密，孔隙度較低；第4道為所計算的地層孔隙壓力pφ、上覆巖層壓力p0和巖石有效應力σ。不難看出，該方法預測的這一井段地層孔隙壓力值較為穩定，不同巖性段其地層孔隙壓力有突變，但突變幅度小，整體上預測精度較高，能夠滿足實際鉆井工程的需要。

圖1 有效應力法預測的×1井地層壓力成果圖

4 結論與建議

（1）利用本文所建立的預測模型計算火山巖地層壓力是行之有效的。該方法實用性強，精度較高，能滿足現場實際鉆井和壓裂施工的需要，尤其是為合理確定安全鉆井液密度窗口提供了可靠的依據。

（2）由于測井信息的高分辨率、連續性、方便性和可靠性及經濟性，可以從測井資料中提取用于計算地層壓力所需的巖石泊松比。當實際井未測有橫波時差測井曲線時，采用地層縱波時差測井曲線合成橫波時差曲線的方法構造1條Δts曲線，進而求得合理的巖石泊松比。

（3）基于巖石力學參數與有效應力的關系，提出了利用巖石泊松比室內測試數據刻度測井資料計算的泊松比來計算巖石有效應力，進而預測地層孔隙壓力的方法。該方法能夠準確預測火山巖剖面的地層孔隙壓力，從而避免了在火山巖剖面中利用等效深度法計算孔隙壓力時構建地層正常壓實趨勢線和方程的難題。

（4）火山巖巖性復雜，不同巖性的泊松比變化較大，建議在以后的研究中分巖性建立地層孔隙壓力預測模型，并對具體模型進行檢驗修正，逐步解決火山巖地層孔隙壓力預測的難題。

［1］ 劉之的.六九區火山巖儲層測井評價方法研究［R］.西安：博士后出站報告，2008.

［2］ 劉之的，夏宏泉，湯小燕.碳酸鹽巖地層孔隙壓力預測方法研究［J］.大慶石油地質與開發，2003，22（6）：8－11.

［3］ 劉之的，夏宏泉，陳平.利用測井資料計算碳酸鹽巖三個地層壓力［J］.鉆采工藝，2005，28（1）：18－21.

［4］ Bowers G L.Pore Pressure Estimation form Velocity Data：Accounting for Overpressure Mechanisms Besides Undercompaction［C］∥IDAC／SPE27488，1994：515－530.

［5］ 劉玉石.修正地層壓力預測模式提高預測精度［J］.石油鉆采工藝，1998，20（2）：6－8.

［6］ 梁紅軍.利用聲波時差檢測地層孔隙壓力的新方法［J］.石油鉆采工藝，1998，20（2）：1－5.

On Predicting Formation Pore Pressure Method of Volcanic Rock with Log Data

LIU Zhidi1，TANG Xiaoyan2
（1.School of Petroleum Resources，Xi’an Shiyon University，Xi’an Shaanxi 710065，China；2.College of Geology and Environment，Xi’an University of Science and Technology，Xi’an，Shaanxi 710054，China）

It is vital to accurately determine three－formation pressure for designing drilling mud density，stabilizing borehole and drilling safety.Predicting formation pressure with well logging data is a comparatively more valid method.Presently，the technique of predicting formation pressure in mud－sand profile is relatively perfect.However，there are definite problems to estimate accurately formation pore pressure of volcanic rock profile.Based on different formation characteristics of volcanic rock and the analysis of the rock mechanics parameters in indoor test，an effective stress method is presented to predict the formation pore pressure in the volcanic rock.The transverse wave time difference and rock Poisson ratio are used to calculate effectiveness stress，from which obtained is the formation pore pressure.Formation pressures of×1 well and other wells in Zhun GaEr basin，are predicted based on effectiveness stress method using logging data.The reasonable formation pressure profile and mud density are given；the formation pressures in different well－depths and different intervals are calculated.Due to lithology of volcanic rock is very complex and the Poisson ratios of different lithologies change greatly，so the formation pore pressure prediction model should be set up according to different lithologies；at the same time，the model should be tested and corrected so as to gradually solve the problems in predicting the formation pore pressures of the volcanic rocks.The calculated formation pressure of the volcanic rock is reliable based on the method using logging data.Predicting precision is high，and practicability is better.The calculated result can act as the guide of establishing formation pressure and designing the mud density of volcanic rock formation.

log data，volcanic rock，effectiveness stress，formation pore pressure，Poisson ratio

1004－1338（2011）06－0568－04

P631.84

A

劉之的，男，1978年生，博士后，副教授，從事石油工程測井新技術與應用研究。

2010－08－30 本文編輯 李總南）