1.本发明属于测井技术领域，涉及一种通过测井确定水平最大主应力的方法。
背景技术：2.地应力包括垂向主应力、水平最大主应力和水平最小主应力。水平地应力剖面可以反映地应力场在纵向上的变化规律。准确获取水平地应力参数可以为钻井工程、油气藏工程和采油气工程等各个环节的决策和设计提供基础参数。因此，获取水平地应力剖面对于油气田的开发具有重要意义。
3.在三向地应力参数中，垂向主应力由体积密度测井值累加计算，如果测井资料中具有密度曲线，该参数较容易获取。目前水平最小主应力的获取方法比较完善，根据不同地层岩性、不同孔隙度、不同渗透率，可选择使用安德森、特查希、牛迈尔、组合弹簧等模型计算水平最小主应力。
4.水平最大主应力的获取还比较困难。目前主要有以下三种方法：岩心室内试验、测井资料计算和现场实测。岩心试验受到多种因素的影响，并且测试费用高、数据有限。地面现场实测成本高，而且并非所有地层均用该方法进行地应力实测，且不能获取连续的地应力剖面。测井资料可以反映岩石的力学性质随地层深度的变化特征，用其计算地应力参数方便、简捷、成本低，且能获取连续的地应力剖面。
技术实现要素：5.本发明的目的是提供一种通过测井确定水平最大主应力的方法。影响水平最大主应力的参数主要有三方面：地层的杨氏模量、泊松比及地层的快慢横波速度，从这三方面可获取水平应力差。地层的杨氏模量、泊松比利用纵横波时差和体积密度即可获取，快慢横波速度由正交偶极横波测井获取。当无正交偶极横波测井资料时，模拟正交偶极快慢横波计算水平压力差，可获取水平压力差，进而获取水平最大主应力。本发明利用测井资料计算水平最大主应力的方法，快速，简捷，结果准确，实用性强，可较好地用于油气勘探开发中，具体技术方案如下。
6.通过测井确定水平最大主应力的方法，其特征在于，包括以下步骤：（1）根据测井资料获取与水平最大主应力相关的参数数据，所述参数包括：泥质含量、孔隙度、泊松比、杨氏模量和水平最小主应力；（2）根据正交偶极横波测井或者模拟正交偶极横波测井，获取正交偶极快横波速度和正交偶极慢横波速度；（3）根据获取到的与水平最大主应力相关的参数数据、正交偶极快横波速度和正交偶极慢横波速度，按照预设深度步长获取测井曲线值，计算出测量井段的一段或者多段水平最大主应力。
7.进一步地，通过测井资料中的体积密度、补偿中子、纵波时差计算孔隙度por，计算公式如下：
por = (ac
ꢀ‑ꢀ
tm)/(cp
×
(tf
ꢀ‑ꢀ
tm))
ꢀ–
sh
×
(tsh
ꢀ‑ꢀ
tm)/ (tf
ꢀ‑ꢀ
tm)式中：ac 表示纵波时差曲线的测井值，单位μs/ft；tm 表示骨架时差的测井值，单位μs/ft；tf 表示流体时差的测井值，单位μs/ft；sh表示泥质含量，无因次；tsh表示泥岩时差的测井值，单位μs/ft；cp表示地层压实校正系数，无因次。
8.进一步地，通过测井资料中的曲线自然伽马、自然电位、补偿中子数据计算泥质含量sh，计算公式如下：sh1=(value-shsa) / (shale-shsa)sh= (pow(2.0,(gcur
×ꢀ
sh1))
ꢀ‑
1.0)/(pow(2.0,gcur)-1.0)式中：sh1 表示计算泥质含量的测井曲线的相对值，value 表示几种曲线（可表示自然伽马、自然电位或补偿中子曲线的值）的测井值，shsa 表示砂岩的测井值，shale 表示泥岩的测井值；sh 表示泥质含量，无因次；函数pow(x, y)表示计算x的y次方，gcur 表示地层标识：新地层为3.7，老地层为2。
9.进一步地，通过测井资料中的纵波数据、横波数据计算泊松比pois，计算公式如下：pois = (0.5
×
ts
×
ts-ac
×
ac)/(ts
×
ts-ac
×
ac)式中：ts 表示横波时差，单位μs/ft；ac表示纵波时差，单位μs/ft。
10.进一步地，通过测井资料中的纵波数据、横波数据、体积密度数据计算杨氏模量ymod，计算公式如下：num = 3.0
×
ts
×
ts-4.0
×
ac
×
acbotm = ts
×
ts-ac
×
acymod = 9238.0
×
den
×
num/(ts
×
ts
×
botm)式中：ymod 表示杨氏模量，单位mpa；num、 botm都是中间变量；ts 表示横波时差，单位μs/ft；ac表示纵波时差，单位μs/ft；den表示体积密度，单位 g/cm3。
11.进一步地，水平最大主应力的计算公式如下：porx = por
ꢀ×
(1.0-sh)dxy = 0.2151
×
porxddxy = dxy + 0.008
×
ymod
ꢀ–ꢀ
0.05
×
poissdx = sdy + ddxy式中：porx表示孔隙度校正值，无因次；sh 表示泥质含量，无因次；por 表示孔隙度，无因次；dxy表示水平主应力差中间变量，单位mpa；0.2151表示回归系数，即利用已有井的正交偶极快横波和正交偶极慢横波与孔隙度做拟合回归计算，得到水平地应力差与孔隙度的回归系数；ymod表示杨氏模量，单位104mpa； pois表示泊松比，无因次；ddxy 表示水平应力差，单位mpa，sdx表示水平最大主应力，单位mpa；sdy表示水平最小主应力，单位mpa。
12.与现有技术相比，本发明具有如下的有益效果。本发明提供的通过测井确定水平最大主应力的方法，利用了偶极横波测井中快横波速度与慢横波速度差越大，水平应力差亦越大的原理；而且在没有偶极横波测井曲线时，可以模拟偶极横波测井原理，获取水平应力差；同时由于水平应力差受杨氏模量与泊松比的大小有一定影响，即杨氏模量越大则泊松比越小，水平应力差也越大。这样利用这三个参数综合计算，可获取较满意的水平主应力差，进而获取正确的水平最大主应力。有了正确的三应力，对获取正确的地层破裂压力、坍
塌压力，就能迎刃而解。该方法既适用于常规油气储层，也适用于致密砂岩、泥页岩、碳酸盐岩、煤层等非常规油气储层，适用范围广，计算精度高。
附图说明
13.图1是本发明的通过测井确定水平最大主应力的方法计算过程示意图。
14.图2是实施例1地应力计算结果图。
15.图中：gr表示自然伽马，单位api；ac表示纵波时差，单位μs/ft； sdx表示水平最大主应力，单位mpa；sdy表示水平最小主应力，单位mpa； sdxl表示水平最大主应力平均值，单位mpa；sdyl表示水平最小主应力平均值单位，单位mpa； sh表示泥质含量，无因次 ；por表示孔隙度，无因次。
具体实施方式
16.下面结合说明书附图，对本发明的技术方案进行清楚、完整的描述。显然，所描述的实施方式仅仅是本发明一部分实施方式，而不是全部的实施方式。基于本发明的实施方式，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明的保护范围。
17.图1为本发明提供的通过测井确定水平最大主应力的方法计算过程示意图。
18.本发明的具体步骤包括：1）按测井曲线的测量井段并按一定深度步长连续读取测井曲线的数值，步长不超过1米；测量井段分一段或多段选取计算参数。
19.2）通过测井资料中的自然伽马或自然电位或补偿中子及地层的新、老获取地层泥质含量。
20.3）通过测井资料中的纵波时差或体积密度或补偿中子及地层压实校正系数获取孔隙度。
21.4）通过测井资料获取泊松比。
22.5）通过测井资料获取杨氏模量。
23.6）通过正交偶极横波测井资料中的快、慢横波速度或模拟正交偶极横波测井原理计算水平应力差dxy。
24.7）通过公式ddxy = dxy + 0.008
×
ymod
ꢀ–ꢀ
0.05
×
pois 计算水平应力差。
25.8）通过公式sdx = sdy + ddxy 计算水平最大主应力。
26.9） 根据用户需要输出sdx的计算结果，指导油气田勘探开发或储层压裂改造、注水开发工作。
27.下面结合具体实施例对本发明中的方法做更加详细的说明。
28.实施例1将本发明中的方法应用在碳酸盐岩井yb27-3h井中，具体包括如下步骤：步骤a1：根据测量井段取值计算，yb27-3h井目的层段6570-7606米，射孔井段6765.5—6782.5米，测井解释孔隙度5.8%，属碳酸盐岩储层；步骤a2：获取地层泥质含量，根据测井解释提供的资料，本储层泥质含量1.25%；步骤a3：获取泊松比，根据射孔井段的测量纵波和计算横波，取得该井段泊松比为
0.3；获取杨氏模量，根据射孔井段的测量纵波和计算横波及体积密度，进一步获取杨氏模量ymod为6.86；获取水平最小主应力，地层深且致密，选用newberry模式计算；经计算本储层水平最小主应力平均值sdyl为140.5mpa ；步骤a4：获取水平最大主应力，模拟正交偶极横波测井原理计算水平地应力差并与杨氏模量、泊松比结合，综合计算本储层地应力差62mpa，与水平最小主应力相加得到水平最大主应力平均值sdxl为202.5mpa；计算公式如下：porx=por
×
(1.0-sh)dxy=0.2151
×
porx，ddxy = dxy + 0.008
×
ymod
ꢀ–ꢀ
0.05
×
pois ，sdx = sdy + ddxy ，sdx = 202.5 mpa ；步骤a5：根据用户需求输出水平最大主应力sdx计算结果。
29.利用本实施例中方法计算水平井yb27-3h井射孔层段6765.5—6782.5米水平最大主应力平均值sdxl为202.5mpa；该井完井后，油田工程地质特征研究人员利用组合弹簧地应力计算模型得到该井段水平最大主应力208.5 mpa。
30.本实施例计算的储层水平最大主应力与现场地质工程人员计算的水平最大主应力误差约3%，两者基本吻合，符合现场实际施工需要，具有较高的应用价值。
31.实施例2将本发明中的方法应用在砂泥岩地层zh29井中，具体包括如下步骤：步骤a1：根据测量井段取值计算，zh29井目的层段3754.5-3771米，射孔井段3761.8—3771米，测井解释孔隙度16%，属砂泥岩储层；步骤a2：获取地层泥质含量，根据测井解释提供的资料，本储层泥质含量7.0%；步骤a3：获取泊松比，根据射孔井段的测量纵波和计算横波，取得该井段泊松比为0.25；获取杨氏模量，根据射孔井段的测量纵波和计算横波及体积密度，进一步获取杨氏模量ymod为3.1；获取水平最小主应力，地层较深但非致密，选用anderson模式计算；经计算本储层水平最小主应力平均值sdyl为51.5mpa ；步骤a4：获取水平最大主应力，模拟正交偶极横波测井原理计算水平地应力差并与杨氏模量、泊松比结合，综合计算本储层地应力差10.5mpa，与水平最小主应力相加得到水平最大主应力平均值sdxl为62.0mpa；计算公式如下：porx=por
×
(1.0-sh)dxy=0.2151
×
porx，ddxy = dxy + 0.008
×
ymod
ꢀ–ꢀ
0.05
×
pois ，sdx = sdy + ddxy ，
sdx = 62.0 mpa ；步骤a5：根据用户需求输出水平最大主应力sdx计算结果。
32.利用本实施例中方法计算直井zh29井射孔层段3761.8—3771.0米水平最大主应力平均值sdxl为62.0mpa；该井完井后，油田工程地质研究人员现场获取该井段水平最大主应力63.0 mpa。
33.本实施例计算的储层水平最大主应力与现场地质工程人员获取的水平最大主应力误差约1.6%，两者基本吻合，符合现场实际施工需要，具有较高的应用价值。
34.尽管上面已经示出和描述了本发明的实施方式，可以理解的是，上述实施方式是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在不脱离本发明的原理和宗旨的情况下在本发明的范围内可以对上述实施方式进行变化、修改、替换和变型。本发明的保护范围由权利要求书及其等同技术方案限定。
技术特征：1.通过测井确定水平最大主应力的方法，其特征在于，包括以下步骤：（1）根据测井资料获取与水平最大主应力相关的参数数据，所述参数包括：泥质含量、孔隙度、泊松比、杨氏模量和水平最小主应力；（2）根据正交偶极横波测井或者模拟正交偶极横波测井，获取正交偶极快横波速度和正交偶极慢横波速度；（3）根据获取到的与水平最大主应力相关的参数数据、正交偶极快横波速度和正交偶极慢横波速度，按照预设深度步长获取测井曲线值，计算出测量井段的一段或者多段水平最大主应力。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，通过测井资料中的体积密度、补偿中子、纵波时差计算孔隙度por，计算公式如下：por = (ac
ꢀ‑ꢀ
tm)/(cp
×
(tf
ꢀ‑ꢀ
tm))
ꢀ–
sh
×
(tsh
ꢀ‑ꢀ
tm)/ (tf
ꢀ‑ꢀ
tm)式中：ac 表示纵波时差曲线的测井值，单位μs/ft；tm 表示骨架时差的测井值，单位μs/ft；tf 表示流体时差的测井值，单位μs/ft；sh表示泥质含量，无因次；tsh表示泥岩时差的测井值，单位μs/ft；cp表示地层压实校正系数，无因次。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，通过测井资料中的曲线自然伽马、自然电位、补偿中子数据计算泥质含量sh，计算公式如下：sh1=(value-shsa) / (shale-shsa)sh= (pow(2.0,(gcur
×ꢀ
sh1))
ꢀ‑
1.0)/(pow(2.0,gcur)-1.0)式中：sh1 表示计算泥质含量的测井曲线的相对值，value 表示曲线的测井值，shsa 表示砂岩的测井值，shale 表示泥岩的测井值；sh 表示泥质含量，无因次；函数pow(x, y)表示计算x的y次方，gcur 表示地层标识：新地层为3.7，老地层为2。4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，通过测井资料中的纵波数据、横波数据计算泊松比pois，计算公式如下：pois = (0.5
×
ts
×
ts-ac
×
ac)/(ts
×
ts-ac
×
ac)式中：ts 表示横波时差，单位μs/ft；ac表示纵波时差，单位μs/ft。5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，通过测井资料中的纵波数据、横波数据、体积密度数据计算杨氏模量ymod，计算公式如下：num = 3.0
×
ts
×
ts-4.0
×
ac
×
acbotm = ts
×
ts-ac
×
acymod = 9238.0
×
den
×
num/(ts
×
ts
×
botm)式中：ymod 表示杨氏模量，单位mpa；num、 botm都是中间变量；ts 表示横波时差，单位μs/ft；ac表示纵波时差，单位μs/ft；den表示体积密度，单位 g/cm3。6.根据权利要求1-5任一项所述的方法，其特征在于，水平最大主应力的计算公式如下：porx = por
ꢀ×
(1.0-sh)dxy = 0.2151
×
porxddxy = dxy + 0.008
×
ymod
ꢀ–ꢀ
0.05
×
poissdx = sdy + ddxy式中：porx表示孔隙度校正值，无因次；sh 表示泥质含量，无因次；por 表示孔隙度，无
因次；dxy表示水平最大主应力中间变量；ymod表示杨氏模量，单位mpa； pois表示泊松比，无因次；ddxy 表示水平应力差，单位mpa，sdx表示水平最大主应力，单位mpa；sdy表示水平最小主应力，单位mpa。
技术总结通过测井确定水平最大主应力的方法，属于测井技术领域，包括以下步骤：（1）根据测井资料获取与水平最大主应力相关的参数数据，所述参数包括：泥质含量、孔隙度、泊松比、杨氏模量和水平最小主应力；（2）根据正交偶极横波测井或者模拟正交偶极横波测井，获取正交偶极快横波速度和正交偶极慢横波速度；（3）根据获取到的与水平最大主应力相关的参数数据、正交偶极快横波速度和正交偶极慢横波速度，按照预设深度步长获取测井曲线值，计算出测量井段的一段或者多段水平最大主应力。本发明解决了水平最大主应力不易求准的难题，适用于常规油气储层，也适用于致密砂岩、泥页岩、碳酸盐岩等非常规油气储层，适用范围广，计算精度高。计算精度高。计算精度高。
技术研发人员：马收 刘明明 王景瑞 丛颜 田中政 冯洪滨 孙秋
受保护的技术使用者：华美孚泰油气增产技术服务有限责任公司
技术研发日：2022.07.19
技术公布日：2022/11/1
