火山岩地层孔隙压力测井预测方法研究

刘之的，汤小燕

（1.西安石油大学油气资源学院，陕西西安710065；2.西安科技大学地质与环境学院，陕西西安710054）

火山岩地层孔隙压力测井预测方法研究

刘之的1，汤小燕2

（1.西安石油大学油气资源学院，陕西西安710065；2.西安科技大学地质与环境学院，陕西西安710054）

针对火山岩地层孔隙压力预测相对较难，充分考虑到火山岩剖面的地层特性，在岩石力学参数室内测试分析的基础上提出了利用有效应力法预测地层压力的方法；讨论了模型中利用岩石泊松比室内测试数据刻度测井资料计算的泊松比计算岩石有效应力，进而预测地层孔隙压力。建立的整套方法模型对准噶尔盆地×1井等井的火山岩井段进行了地层压力测井预测处理，给出了合理的地层压力剖面与泥浆密度，计算出不同井深与不同层位的地层压力。基于火山岩岩性复杂，不同岩性的泊松比变化较大，应分岩性建立地层孔隙压力预测模型，对具体模型进行检验修正，以逐步解决火山岩地层孔隙压力预测的难题。与实测地层压力对比表明，该方法从测井信息中提取火山岩地层压力是可靠的，且精度较高、实用性较强，能够用于火山岩地层地层压力剖面的建立和钻井液密度的设计。

测井资料；火山岩；有效应力；地层压力；泊松比

0 引 言

直接从测井信息中准确提取地层压力一直得到人们的高度重视［1－3］。用测井资料估算砂泥岩剖面地层压力的技术较为成熟［4－6］。火山岩剖面中泥页岩层少，很难找到纯泥页岩层构建正常压实趋势方程，等效深度法已失去意义。本文充分利用测井资料，基于有效应力定理，利用岩石泊松比室内测试数据刻度测井资料计算的岩石泊松比，进而计算岩石有效应力和地层孔隙压力，并探讨模型中所涉及的岩石力学参数的测井求法。将所建立的一整套方法模型应用到准噶尔盆地×1井等井的地层压力测井解释处理中，给出了合理的地层压力剖面与泥浆密度，取得了良好的应用效果。

1 地层孔隙压力预测原理

从力学角度，沉积压实的原动力来源于上覆岩层的压力，但又受孔隙压力的影响。Terzaghi经过多年对饱和多孔介质力学特性的研究，考虑2种力的综合影响提出了有效应力定理［2－4］。

式中，σ为岩石的有效应力，MPa；p0为上覆岩层压力，MPa；pφ为地层孔隙压力，MPa。

由Terzaghi有效应力定理可知，若已知某地层的上覆岩层压力和有效应力，则可以求出地层孔隙压力。上覆岩层压力可以通过已钻井的密度测井资料等求得。因此，只要设法求出有效应力即可以确定孔隙压力。

研究发现［2－3］，岩石的有效应力σ与某些岩石力学参数密切相关，而岩石力学参数又可以由声波测井资料求取。这样，利用测井资料就可以间接地求得有效应力。实际资料表明［1－3］，有效应力与泊松比存在良好的指数函数关系。已有实验研究表明［1］，当应力方向与声波测量方向一致时，对声波速度大小的影响较大；而当应力方向与声波测量方向相互垂直时，对声波速度大小几乎没有什么影响。这就使得对岩石力学参数与有效应力关系的研究变得较为简单可行，即只需考虑岩石力学参数测量方向上有效应力的状态。

2 地层孔隙压力计算模型

2.1 岩石力学室内试验

对新疆准噶尔盆地石炭系火山岩×1井等9口井40块岩样（其中安山－玄武岩15块、火山角砾岩8块、凝灰岩7块、砂砾岩10块）进行岩石力学参数测量实验。岩石的岩性为灰色凝灰岩、灰色火山角砾岩、安山岩、灰色凝灰质细砂岩等。在上述岩石中，用于常温常压的样品为20块，用于高温高压地层条件的样品为20块；测量参数为抗压强度（Sd）、抗张强度（St）、抗剪强度（Sc）、弹性模量（E）、体积模量（K）、剪切模量（G）、泊松比（μ）。部分试验结果如表1所示。

表1 石炭系火山岩岩石三轴实验结果表

通过对试验结果进行分析研究发现，泊松比参数对研究工区内火山岩地层应力较为敏感。实验重点研究泊松比与有效应力之间的关系。

2.2 有效应力法地层孔隙压力计算模型

利用密度测井资料求得相应井段的上覆岩层压力p0；根据RFT测井或其他试油资料求得某一井段的地层孔隙流体压力pφ，两者之差就是有效应力σ。此外，根据在岩石力学实验仪器（MTS）上模拟地层高温高压条件下进行的岩石力学实验，求取了泊松比等岩石力学参数（见表1）。由此就可以构建有效应力与泊松比等岩石力学参数之间的统计回归方程

式中，σ为岩石的有效应力，MPa；μ为岩石的泊松比。推导出地层孔隙压力的计算模型为

2.3 模型中参数的确定

地层孔隙压力计算精度的高低取决于岩石泊松比的计算精度。通过研究，对于火山岩地层，能够较为准确计算其泊松比的测井为偶极横波测井。本文利用偶极横波测井对其纵、横波进行了提取，进而利用纵、横波时差测井资料采用下式计算岩石的泊松比。有

式中，Δtc、Δts分别为地层纵波、横波时差，μs／ft（非法定计量单位，1 ft＝12 in＝0.304 8 m，下同）。

如果缺乏横波时差资料，可根据下述2步构建横波时差。第1步，利用火山岩物性分析资料，在岩心归位的基础上提取物性分析化验样品深度点所对应的声波测井响应值；第2步，分岩性来建立骨架图版，进而来确定其不同岩性的纵横波值。具体转换公式为

式中，Δtmas、Δtmac分别为地层骨架的横波时差与纵波时差，μs／ft；Δtfs、Δtfc分别为地层流体的横波时差与纵波时差，μs／ft。

对于含油气的火山岩地层，地层纵波、横波速度会受到油气的影响。为了提高地层孔隙压力的计算精度，在利用纵横波时差计算泊松比时经过了含油气校正，从而消除了油气对纵横波测井响应值的贡献，使得利用纵横波测井参数计算的岩石泊松比能够较为真实地反映岩石在应力作用下的横向应变与纵向应变比值。

考虑到泊松比参数室内试验有限，在全工区全井段内计算地层孔隙压力时带来困难，采用泊松比室内试验参数刻度测井计算泊松比的方法计算有效应力，进而求取地层孔隙压力。

3 应用实例分析

将上述方法采用Visual Fortran语言编程，挂接在Forward平台上运行，实现了应用测井资料进行地层孔隙压力的可视化解释处理。表2是×1井等井预测的地层压力与实测的地层压力对比。对比分析可知，用该方法预测的地层孔隙压力与实测的地层压力比较吻合。尤其是×1井、×4井、×5井，其相对误差不超过5%。其他3口井误差偏大，但仍在可接受的误差范围内。这说明该方法预测的地层孔隙压力能满足钻井工程和采油工程的需要，可为合理选用泥浆密度和保持井壁稳定提供可靠的地层压力依据。

表2 预测的地层孔隙压力与实测地层孔隙压力的比较

图1是利用该法预测的×1井地层压力成果图，井段为890～940 m。图1中，第1道是岩性指示曲线（GR、SP），反映整个剖面是火山岩地层；第2道为电阻率曲线，说明火山岩地层电阻率较高；第3道为孔隙度曲线，反映火山岩岩性较为致密，孔隙度较低；第4道为所计算的地层孔隙压力pφ、上覆岩层压力p0和岩石有效应力σ。不难看出，该方法预测的这一井段地层孔隙压力值较为稳定，不同岩性段其地层孔隙压力有突变，但突变幅度小，整体上预测精度较高，能够满足实际钻井工程的需要。

图1 有效应力法预测的×1井地层压力成果图

4 结论与建议

（1）利用本文所建立的预测模型计算火山岩地层压力是行之有效的。该方法实用性强，精度较高，能满足现场实际钻井和压裂施工的需要，尤其是为合理确定安全钻井液密度窗口提供了可靠的依据。

（2）由于测井信息的高分辨率、连续性、方便性和可靠性及经济性，可以从测井资料中提取用于计算地层压力所需的岩石泊松比。当实际井未测有横波时差测井曲线时，采用地层纵波时差测井曲线合成横波时差曲线的方法构造1条Δts曲线，进而求得合理的岩石泊松比。

（3）基于岩石力学参数与有效应力的关系，提出了利用岩石泊松比室内测试数据刻度测井资料计算的泊松比来计算岩石有效应力，进而预测地层孔隙压力的方法。该方法能够准确预测火山岩剖面的地层孔隙压力，从而避免了在火山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和方程的难题。

（4）火山岩岩性复杂，不同岩性的泊松比变化较大，建议在以后的研究中分岩性建立地层孔隙压力预测模型，并对具体模型进行检验修正，逐步解决火山岩地层孔隙压力预测的难题。

［1］ 刘之的.六九区火山岩储层测井评价方法研究［R］.西安：博士后出站报告，2008.

［2］ 刘之的，夏宏泉，汤小燕.碳酸盐岩地层孔隙压力预测方法研究［J］.大庆石油地质与开发，2003，22（6）：8－11.

［3］ 刘之的，夏宏泉，陈平.利用测井资料计算碳酸盐岩三个地层压力［J］.钻采工艺，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］ 刘玉石.修正地层压力预测模式提高预测精度［J］.石油钻采工艺，1998，20（2）：6－8.

［6］ 梁红军.利用声波时差检测地层孔隙压力的新方法［J］.石油钻采工艺，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

刘之的，男，1978年生，博士后，副教授，从事石油工程测井新技术与应用研究。

2010－08－30 本文编辑 李总南）