CN108387931A - 储层孔隙压力的确定方法和装置 - Google Patents
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Abstract
本申请实施例提供了一种储层孔隙压力的确定方法和装置，该方法包括：获取目标区域的测井数据、多个预设压力；根据测井数据、疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系，分别确定预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数；根据上述两种配位数、测井数据，从多个预设压力中确定出有效压力；根据有效压力确定储层孔隙压力；由于该方案考虑到了未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和压力间的关系，根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系，分别确定更加精确的与预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，以便后续可以更加准确地计算储层孔隙压力，从而解决了现有方法中存在的确定储层孔隙压力不准确、精度差的技术问题。
Description
技术领域
本申请涉及地球物理勘探技术领域，特别涉及一种储层孔隙压力的确定方法和装置。
背景技术
在地球物理勘探中，常常需要先预测储层的有效压力，进而确定出储层孔隙压力，以便后续可以根据储层孔隙压力预测区域中油气藏压力异常位置，以指导后续的井位部署。
目前，为了确定储层孔隙压力，大多是先根据测井数据以及相关经验，建立正常压实趋势线；再根据上述正常压实趋势线，计算泥岩地层在实际测井数据偏离正常压实趋势线时地层孔隙压力的具体大小。上述方法具体实施时，所确定的孔隙压力的精度与正常压实趋势线有关，而上述正常压实趋势线的建立又依赖于施工者的相关经验。因此，不同施工者经验不同，所建立的正常压实趋势线会有所差异，导致确定的孔隙压力也存在误差。综上可知，现有方法具体实施时，往往存在所确定储层孔隙压力不准确、精度差的技术问题。
针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。
发明内容
本申请实施例提供了一种储层孔隙压力的确定方法和装置，以解决现有方法中存在的所确定储层孔隙压力不准确、精度差的技术问题，达到避免求取压实趋势线，充分利用未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和压力之间相互关系，准确确定未固结砂岩储层孔隙压力的技术效果。
本申请实施例提供了一种储层孔隙压力的确定方法，包括：
获取目标区域的测井数据、多个预设压力；
根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数；
根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力；
根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力。
在一个实施方式中，根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，包括：
按照以下公式分别确定预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数：
上式中，CK为预设压力对应的体积模量的配位数，Peff为预设压力，CG为预设压力对应的剪切模量的配位数，K0、K1、K2、K3、G0、G1、G2、G3为常数。
在一个实施方式中，根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力，包括：
根据所述测井数据，确定计算参数、岩石的纵波速度、岩石的横波速度；其中，所述计算参数包括：临界孔隙度、岩石颗粒的体积模量、岩石颗粒的剪切模量、岩石颗粒的泊松比、含水饱和度、水的密度、气体的密度、水的体积模量、气体的体积模量；
根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，确定流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度；
根据所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度、所述岩石的纵波速度、所述岩石的横波速度，计算波速度误差；
根据所述波速度误差，从所述多个预设压力中确定波速度误差小于阈值误差的预设压力作为有效压力。
在一个实施方式中，根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，确定流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度，包括：
根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，计算干岩石骨架的体积模量、干岩石骨架的剪切模量；
根据所述干岩石骨架的体积模量、所述干岩石骨架的剪切模量、所述计算参数，计算流体饱和岩石的体积模量、流体饱和岩石的剪切模量；
根据所述流体饱和岩石的体积模量、所述流体饱和岩石的剪切模量、所述计算参数，计算所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度。
在一个实施方式中，根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，计算干岩石骨架的体积模量、干岩石骨架的剪切模量，包括：
按照以下公式，计算多个预设压力中各个预设压力对应的干岩石骨架的体积模量、干岩石骨架的剪切模量：
上式中，Kdry为干岩石骨架的体积模量，Gdry为干岩石骨架的剪切模量，φ为孔隙角，φC为临界孔隙度，Km为岩石颗粒的体积模量，Gm为岩石颗粒的剪切模量，KHM为疏松砂岩的体积模量，GHM为疏松砂岩的剪切模量。
在一个实施方式中，按照以下公式，分别确定所述疏松砂岩的体积模量、所述疏松砂岩的剪切模量：
上式中，KHM为疏松砂岩的体积模量，GHM为疏松砂岩的剪切模量，ν为岩石颗粒的泊松比，Peff为预设压力，CK为预设压力对应的体积模量的配位数，CG为预设压力对应的剪切模量的配位数，Gm为岩石颗粒的剪切模量。
在一个实施方式中，根据所述干岩石骨架的体积模量、所述干岩石骨架的剪切模量、所述计算参数，计算流体饱和岩石的体积模量、流体饱和岩石的剪切模量，包括：
按照以下公式，计算所述多个预设压力中各个预设压力对应的流体饱和岩石的体积模量、流体饱和岩石的剪切模量：
Gsat＝Gdry
上式中，Ksat为流体饱和岩石的体积模量，Gsat为流体饱和岩石的剪切模量,Kf为流体模量。
在一个实施方式中，根据所述流体饱和岩石的体积模量、所述流体饱和岩石的剪切模量、所述计算参数，计算所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度，包括：
按照以下公式，计算所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度：
上式中，为流体饱和岩石的纵波速度，为流体饱和岩石的横波速度，ρsat为流体饱和岩石的密度，其中所述流体饱和岩石的密度根据含水饱和度、水的密度、气体的密度确定。
在一个实施方式中，根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力，包括：
根据所述测井数据，计算上覆地层压力；
根据所述上覆地层压力、所述有效压力，确定所述储层孔隙压力。
本申请实施例还提供了一种储层孔隙压力的确定装置，包括：
获取模块，用于获取目标区域的测井数据、多个预设压力；
第一确定模块，用于根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数；
第二确定模块，用于根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力；
第三确定模块，用于根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力。
在一个实施方式中，所述第一确定模块用于按照以下公式分别确定预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数：
上式中，CK为预设压力对应的体积模量的配位数，Peff为预设压力，CG为预设压力对应的剪切模量的配位数，K0、K1、K2、K3、G0、G1、G2、G3为常数。
在一个实施方式中，所述第二确定模块包括：
第一确定单元，用于根据所述测井数据，确定计算参数、岩石的纵波速度、岩石的横波速度；其中，所述计算参数包括：临界孔隙度、岩石颗粒的体积模量、岩石颗粒的剪切模量、岩石颗粒的泊松比、含水饱和度、水的密度、气体的密度、水的体积模量、气体的体积模量；
第二确定单元，用于根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，确定流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度；
第一计算单元，用于根据所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度、所述岩石的纵波速度、所述岩石的横波速度，计算波速度误差；
第三确定单元，用于根据所述波速度误差，从所述多个预设压力中确定波速度误差小于阈值误差的预设压力作为有效压力。
在本申请实施例中，由于考虑到了未固结砂岩弹性模量与孔隙度、饱和度和有效压力间的具体关系，根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系，分别确定更加精确的预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，以便后续可以根据上述两种配位数从多个预设压力中筛选精确度最高的预设压力作为有效压力，进而可以利用上述有效压力，准确地计算出储层孔隙压力，从而解决了现有方法中存在的所确定储层孔隙压力不准确、精度差的技术问题，达到避免求取压实趋势线，充分利用未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和压力之间相互关系，准确确定未固结砂岩储层孔隙压力的技术效果。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是根据本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法的处理流程图；
图2是根据本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定装置的组成结构图；
图3是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置计算储层孔隙压力的流程示意图；
图4a是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的纵横波速度随压力变化的示意图；
图4b是在一个场景示例中应用现有方法获得的纵横波速度随压力变化的示意图；
图4c是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的纵横波速度比随压力变化的示意图；
图4d是在一个场景示例中应用现有方法获得的纵横波速度比随压力变化的示意图；
图5a是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖tjs1井的纵横波和密度及测井解释成果示意图；
图5b是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖tjs1井的纵波速度与孔隙度交会图；
图5c是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖tjs1井的横波速度与孔隙度交会图；
图5d是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖tjs1的有效压力与孔隙压力的反演结果示意图；
图6a是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖se4-3-2井的纵横波和密度及测井解释成果示意图；
图6b是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖se4-3-2井的有效压力与孔隙压力反演结果示意图；
图7是基于本申请实施例提供的储层孔隙压力的确定方法的电子设备组成结构示意图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，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例，都应当属于本申请保护的范围。
考虑到现有方法，大多是基于经验，根据测井数据建立正常压实趋势线，再利用上述正常压实趋势线确定储层孔隙压力。由于上述方法所确定的储层孔隙压力的精确度在很大程度上与所建立的正常压实趋势线有关，而正常压实趋势线的准确度又往往依赖于施工者的经验。因此，现有方法具体实施时，往往会存在所确定储层孔隙压力不准确、精度差的技术问题。针对产生上述技术问题的根本原因，本申请考虑可以采取其他方式，避免利用正常压实趋势线确定储层孔隙压力，具体的，考虑到未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和有效压力间的具体关系，可以先根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系，分别确定出精确度更高的预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，以便后续可以根据上述两种配位数从多个预设压力中筛选精确度最高的预设压力作为有效压力，进而可以利用上述有效压力，准确地计算出储层孔隙压力，从而解决了现有方法中存在的所确定储层孔隙压力不准确、精度差的技术问题，达到避免求取压实趋势线，充分利用未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和压力之间相互关系，准确确定未固结砂岩储层孔隙压力的技术效果。
基于上述思考思路，本申请实施例提供了一种储层孔隙压力的确定方法。具体请参阅图1所示的根据本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法的处理流程图。本申请实施例提供的储层孔隙压力的确定方法，具体实施时，可以包括以下步骤。
S11：获取目标区域的测井数据、多个预设压力。
在一个实施方式中，上述目标区域具体可以是未固结砂岩储层区域。其中，上述未固结砂岩储层具体是一种广泛分布于海底和陆地的油气藏。上述未固结砂岩储层的弹性参数通常不仅与孔隙度、饱和度等物性参数相关，还与地层的有效压力相关，而地层的有效压力又与储层孔隙压力存在一定的联系。因此，可以利用测井数据等资料数据先预测出未固结砂岩储层的有效压力，继而可以计算出未固结砂岩储层孔隙压力，以便后续施工时可以根据所计算的未固结砂岩储层孔隙压力确定地下油气藏压力异常区域位置，有助于准确地估测储层的物性参数，准确地描述储层的油气分布，有助于指导具体的井位设计，以提高钻井的成功率，保证钻井过程安全、经济。当然，需要说明的是，上述所列举的未固结砂岩储层区域只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求将其他具有相似地质特征的区域作为目标区域，以应用本申请实施例提供的储层孔隙压力的确定方法进行储层孔隙压力的计算。对此，本申请不作限定。
在本实施方式中，上述测井数据具体可以是目标区域多种测井曲线。具体实施时，可以利用上述测井数据得到多种计算参数，例如：临界孔隙度、岩石颗粒的体积模量、岩石颗粒的剪切模量、岩石颗粒的泊松比、含水饱和度、水的密度、气体的密度、水的体积模量、气体的体积模量等等。其中，上述计算参数为后续具体计算储层孔隙压力时所需要的地质特征参数。当然，需要说明的是，上述所列举的多种计算参数只是为了更好地说明本申请实施方式，具体实施时也可以根据具体情况和施工要求引入其他类型的特征参数作为上述计算参数。对此，本申请不作限定。
在一个实施方式中，具体实施时，除了可以获取目标区域的测井数据作为初始数据进行具体的储层孔隙压力的确定外，还可以获取目标区域的地震岩石物理资料，替代上述测井数据作为初始数据进行具体的储层孔隙压力的确定。需要说明的是，具体实施时，利用上述地震岩石物理资料也可以获得后续确定储层孔隙压力所要使用到的多种计算参数。具体实施时，可以单独获取目标区域的测井数据作为初始数据，也可以单独获取目标区域的地震岩石物理资料作为初始数据，还可以同时获取目标区域的测井数据和地震岩石物理资料共同作为初始数据。
在一个实施方式中，上述获取多个预设压力，具体实施时可以包括以下内容：
S1：根据目标区域的地质背景资料，确定压力范围；
S2：通过非线性全局寻优算法，从所述压力范围中获取所述多个预设压力。
在一个实施方式中，根据目标区域的地质背景资料，可以先确定目标区域地层的厚度和深度，再根据上述厚度和深度确定所述压力范围具体可以为0至20MPa。
在本实施方式中，上述全局寻优算法具体可以是一种在一定规则的指导下，随机搜索模型空间，达到全局寻优目的算法。其中，上述全局寻优算法可以避开由于梯度值计算而引入的局部的线性化，使得通过上述算法得到的最终结果不依赖于初始值的选择。在本实施方式中所使用的非线性全局寻优算法是基于非线性模型的全局寻优算法，具体可以包括：模拟退火算法和遗传算法等。当然需要说明的是，上述所列举的多种非线性全局选优算法只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求选择使用其他类型的非线性全局寻优算法。对此，本申请不作限定。
在本实施方式中，上述预设压力具体可以为一种预先给定的，待确定的，可能为地层有效压力的压力值。具体的，上述预设压力也可以认为是一种猜想值。后续需要对上述预设压力的压力值进行比较验证，以确定所获取的预设压力是否为地层有效压力，或者与地层有效压力之间的近似程度是否符合精度要求。
在本实施方式中，具体实施时，可以通过非线性全局寻优算法，从上述压力范围中提取多个预设压力，进而可以利用本申请实施方式所提供的储层孔隙压力的确定方法对各个预设压力的误差情况进行分析，选择出符合要求的，即精度最高的预设压力作为地层有效压力，进而可以利用该有效压力确定具体的储层孔隙压力。
S12：根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数。
在一个实施方式中，考虑到利用现有方法建立正常压实趋势线的过程中存在的不确定性和误差，为了避免利用正常压实趋势线确定储层孔隙压力，从未固结砂岩的速度-压力等效介质理论模型出发，具体分析了未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和有效压力之间相互关系，经过推导得到了改进的推导改进的疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系，具体的，针对预设压力的体积模量、预设压力的剪切模量的具体特点，根据所推导改进的疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系，分别计算出预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，以便后续可以利用上述两种精度相对更高的配位数，更加精细地描述出不同预设压力的误差情况，进而可以根据具体误差情况从多个预设压力中准确地筛选出符合要求(即精度最高)的预设压力作为有效压力，即地层的有效压力以确定储层孔隙压力。
在本实施方式中，需要说明的是，现有方法往往没有分析不同模量的配位数的具体特征，所求解得到的配位数往往没有将其中具体的预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数进行分离。而本申请实施例提供的方法是先基于未固结砂岩中孔隙度、饱和度和有效压力之间相互关系，分析了不同类型的预设力的模量，即预设压力的体积模量、预设压力的剪切模量与孔隙度、饱和度的关系；再针对预设压力的体积模量，确定对应的预设压力对应的体积模量的配位数，针对预设压力的剪切模量，确定对应的预设压力对应的剪切模量的配位数，以便后续可以针对不同类型的模量的配位数分别进行有针对性的、更为精确的分析处理，以提高处理的精确度。
在一个实施方式中，上述根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，具体实施时，可以包括以下内容：
按照以下公式分别确定预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数：
上式中，CK具体可以为预设压力对应的体积模量的配位数，Peff具体可以为预设压力，CG具体可以为预设压力对应的剪切模量的配位数，K0、K1、K2、K3、G0、G1、G2、G3具体可以为常数。
在本实施方式中，上述K0、K1、K2、K3、G0、G1、G2、G3的具体数值可以通过代入目标区域的测井数据，进行反演求解获得。
在本实施方式中，需要说明的是，现有方法具体实施往往不对预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数进行具体细分，而是直接得到一个整体的颗粒接触配位数。而本申请实施例具体分析了疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系，分别精细地确定出了预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数两种具体的配位数。此外，现有方法往往没有详细分析疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力之间复杂的相互作用和影响，导致现有方法求解、使用的颗粒接触配位数往往是固定的常数值，而本申请实施例进一步考虑到了配位数与有效压力在数值上的相互影响，确定出的预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数不是固定的常数值，而是与预设压力有关的函数关系式。如此，可以更加细致、具体地表征出不同预设压力对于预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数的具体影响，进而可以更加贴近真实情况。
在本实施方式中，上述预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数具体可以理解为是一种与弹性参数相关的参数，通过上述方式分别确定预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，可以有效地提高基于未固结砂岩的速度-压力等效介质理论模型的弹性参数的精度，使得基于上述等效介质理论模型所确定的有效压力精度相对更高。
S13：根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力。
在一个实施方式中，具体实施时，可以利用各个预设压力对应的体积模量的配位数、各个预设压力对应的剪切模量的配位数，分别确定对应于各个预设压力的流体饱和岩石的纵波速度以及流体饱和岩石的横波速度；再利用根据测井数据确定的岩石的纵波速度以及岩石的横波速度(即实际测井测得的纵波速度以及横波速度)作为参照，从多组流体饱和岩石的纵波速度以及流体饱和岩石的横波速度中确定出与根据测井数据确定的岩石的纵波速度以及岩石的横波速度差异最小的一组，并将该组流体饱和岩石的纵波速度以及流体饱和岩石的横波速度所对应的预设压力作为有效压力。如此，可以得到精度相对较高、误差相对较小的地层有效压力。
在一个实施方式中，上述根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力，具体实施时，可以包括以下内容。
S13-1：根据所述测井数据，确定计算参数、岩石的纵波速度、岩石的横波速度；其中，所述计算参数具体可以包括：临界孔隙度、岩石颗粒的体积模量、岩石颗粒的剪切模量、岩石颗粒的泊松比、含水饱和度、水的密度、气体的密度、水的体积模量、气体的体积模量等。
在本实施方式中，需要说明的是，具体实施，可以根据测井数据先确定岩石颗粒的具体成分或类型，再根据岩石颗粒的具体成分或类型确定出对应的岩石颗粒的体积模量、岩石颗粒的剪切模量、岩石颗粒的泊松比等参数。可以根据测井数据先确定气体的具体成分或类型，再根据气体的具体成分或类型确定出对应的气体的体积模量、气体的密度等参数。具体的，例如，根据测井数据确定地层中的气体为天然气，可以通过查表等方式确定天然气的体积模量、天然气的密度等参数，并将上述天然气的体积模量、天然气的密度等参数作为上述气体的体积模量、气体的体积参数。
在本实施方式中，还需要补充的是，在本实施方式主要讨论的是液体为水的情况下的储层孔隙压力。因此，获取了含水饱和度、水的密度、水的体积模量等参数进行后续分析处理。具体的，如果要求讨论的是其他类型的某液体的情况下的储层孔隙压力，可以相应的获取含某液体饱和度、某液体的密度、某液体体积模量等参数，进行后续的分析处理。
S13-2：根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，确定流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度。
在一个实施方式中，基于未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和有效压力间的具体关系，分别分析了预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数与流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度的对应关系；再根据上述对应关系分别对一些计算公式进行了针对性地改进，进而根据改进后的公式分别计算出了流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度。
在一个实施方式中，上述根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，确定流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度，具体实施时，可以包括以下内容。
S1：根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，计算干岩石骨架的体积模量、干岩石骨架的剪切模量。
S2：根据所述干岩石骨架的体积模量、所述干岩石骨架的剪切模量、所述计算参数，计算流体饱和岩石的体积模量、流体饱和岩石的剪切模量。
S3：根据所述流体饱和岩石的体积模量、所述流体饱和岩石的剪切模量、所述计算参数，计算所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度。
在一个实施方式中，上述根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，计算干岩石骨架的体积模量、干岩石骨架的剪切模量，具体实施时，可以包括以下内容：
按照以下公式，计算多个预设压力中各个预设压力对应的干岩石骨架的体积模量、干岩石骨架的剪切模量：
上式中，Kdry具体可以为干岩石骨架的体积模量，Gdry具体可以为干岩石骨架的剪切模量，φ具体可以为孔隙角，φC具体可以为临界孔隙度，Km具体可以为岩石颗粒的体积模量，Gm具体可以为岩石颗粒的剪切模量，KHM具体可以为疏松砂岩的体积模量，GHM具体可以为疏松砂岩的剪切模量。
在一个实施方式中，需要说明的是，不同于现有方法，本实施例在实施过程中已经将所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数分离处理分别进行针对性的处理，因此对现有方法中用于确定疏松砂岩的体积模量、疏松砂岩的剪切模量的HMHS公式进行了相应的改进，以使得改进后的用于确定疏松砂岩的体积模量、疏松砂岩的剪切模量能够更加准确地分别体现出预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数的具体影响，以得到精度更高的疏松砂岩的体积模量、疏松砂岩的剪切模量。
在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式，分别确定所述疏松砂岩的体积模量、所述疏松砂岩的剪切模量：
上式中，KHM具体可以为疏松砂岩的体积模量，GHM具体可以为疏松砂岩的剪切模量，ν具体可以为岩石颗粒的泊松比，Peff具体可以为预设压力，CK具体可以为预设压力对应的体积模量的配位数，CG具体可以为预设压力对应的剪切模量的配位数，Gm具体可以为岩石颗粒的剪切模量。
如此，可以充分地考虑所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数各自的具体影响情况，以确定出更为精确的所述疏松砂岩的体积模量、所述疏松砂岩的剪切模量，进而可以计算得到精度更高的各个预设压力对应的干岩石骨架的体积模量、干岩石骨架的剪切模量。
在一个实施方式中，上述根据所述干岩石骨架的体积模量、所述干岩石骨架的剪切模量、所述计算参数，计算流体饱和岩石的体积模量、流体饱和岩石的剪切模量，具体实施时，可以包括以下内容：
可以基于Gassmann方程，按照以下公式，计算所述多个预设压力中各个预设压力对应的流体饱和岩石的体积模量、流体饱和岩石的剪切模量：
Gsat＝Gdry
上式中，Ksat具体可以为流体饱和岩石的体积模量，Gsat具体可以为流体饱和岩石的剪切模量,Kf具体可以为流体模量。
在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式，计算流体模量：
上式中，Sw具体可以为含水饱和度，Kw具体可以为水的体积模量，Kg具体可以为气体的体积模量。
在一个实施方式中，上述根据所述流体饱和岩石的体积模量、所述流体饱和岩石的剪切模量、所述计算参数，计算所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度，具体实施时，可以包括以下内容：
按照以下公式，分别计算所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度：
上式中，具体可以为流体饱和岩石的纵波速度，具体可以为流体饱和岩石的横波速度，ρsat具体可以为流体饱和岩石的密度，其中，所述流体饱和岩石的密度根据含水饱和度、水的密度、气体的密度确定。
在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式，计算流体饱和岩石的密度：
ρsat＝Swρw+(1-Sw)ρg
上式中，ρsat具体可以为流体饱和岩石的密度，Sw具体可以为含水饱和度，ρw具体可以为水的密度，ρg具体可以为气体的密度。
S13-3：根据所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度、所述岩石的纵波速度、所述岩石的横波速度，计算波速度误差。
在一个实施方式中，可以分别计算各个预设压力所对应的所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度与所述岩石的纵波速度、所述岩石的横波速度之间速度误差，即各个预设压力所对应的波速度误差。上述各个预设压力所对应的波速度误差具体可以用于表征上述各个预设压力与真实的地层有效压力之间的误差情况，进而后续可以利用上述各个预设压力所对应的波速度误差作为参考依据，从多个预设压力中选择与地层有效压力之间误差相对最小的预设压力作为有效压力。
在一个实施方式中，上述根据所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度、所述岩石的纵波速度、所述岩石的横波速度，计算波速度误差，具体实施时，可以包括以下内容：
按照以下公式，分别计算所述多个预设压力中各个预设压力所对应的波速度误差：
上式中，OF具体可以为波速度误差，具体可以为岩石的纵波速度，具体可以为岩石的横波速度，Wp具体可以为纵波权重因子，Ws具体可以为横波权重因子。
S13-4：根据所述波速度误差，从所述多个预设压力中确定波速度误差小于阈值误差的预设压力作为有效压力。
在一个实施方式中，具体实施时，可以根据各个预设压力所对应的波速度误差，从多个预设压力中筛选出波速度误差小于阈值误差所对应的预设压力，该预设压力与真实的地层有效压力近似程度最高，因此，可以将该预设压力确定为有效压力。
在一个实施方式中，上述阈值误差具体可以为10-5。当然，需要说明的是，上述所列举的阈值误差只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，也可以根据具体情况和精度要求，选择其他合适的数值作为上述阈值误差。对此，本申请不作限定。
在一个实施方式中，具体实施时，根据具体施工要求，也可以根据各个预设压力所对应的波速度误差，从上述多个预设压力中筛选出最小的波速度误差所对应的预设压力作为上述有效压力。
S14：根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力。
在一个实施方式中，具体实施时，可以综合利用上述有效压力、测井数据先确定上覆地层压力，再利用上述地层压力确定出储层孔隙压力。
在本申请实施例中，相较于现有方法，由于考虑到了未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和有效压力间的具体关系，根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系，分别确定更加精确的预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，以便后续可以根据上述两种配位数从多个预设压力中筛选精确度最高的预设压力作为有效压力，进而可以利用上述有效压力，准确地计算出储层孔隙压力，从而解决了现有方法中存在的所确定储层孔隙压力不准确、精度差的技术问题，达到避免求取压实趋势线，充分利用未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和压力之间相互关系，准确确定未固结砂岩储层孔隙压力的技术效果。
在一个实施方式中，在根据所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度、所述岩石的纵波速度、所述岩石的横波速度，计算波速度误差的过程中，可以按照以下规则分别确定纵波权重因子(Wp)与横波权重因子(Ws)的具体数值：纵波权重因子和横波权重因子的和为1。在只有岩石的纵波速度的情况下，具体可以将纵波权重因子的数值确定为1，横波权重因子的数值确定为0。在只有岩石的横波速度的情况下，具体可以将横波权重因子的数值确定为1，纵波权重因子的数值确定为0。在同时具备岩石的纵波速度和岩石的横波速度的情况下，具体可以将纵波权重因子的数值确定为0.5，横波权重因子的数值确定为0.5。
在一个实施方式中，上述根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力，具体实施时，可以包括以下内容：
S1：根据所述测井数据，计算上覆地层压力；
S2：根据所述上覆地层压力、所述有效压力，确定所述储层孔隙压力。
在一个实施方式中，上述根据所述测井数据，计算上覆地层压力，具体实施时，可以包括：按照以下公式，计算所述上覆地层压力：
上式中，Pov具体可以为上覆地层压力，g具体可以为重力加速度，ρ(z)具体可以为深度为z的岩石密度，z具体可以为地层深度。
在一个实施方式中，在确定储层孔隙压力后，为了指导目标区域的井位部署，所述方法具体实施时，还可以包括以下内容：
S1：根据所述储层孔隙压力，计算压力梯度；
S2：根据所述压力梯度、所述储层孔隙压力，对目标区域进行油气分布的预测；
S3：参考油气分布的预测结果，指导进行目标区域的井位部署。
在一个实施方式中，所述目标区域具体可以包括未固结砂岩储层区域等。当然，需要说明的是，上述所列举的未固结砂岩储层区域只是一种示意性说明。具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求，将本申请实施例所提供的储层孔隙压力的确定方法延展应用到与未固结砂岩储层区域具有相似地质特征的其他类型区域。对此，本申请不作限定。
从以上的描述中，可以看出，本申请实施例提供的储层孔隙压力的确定方法，由于考虑到了未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和有效压力间的具体关系，根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系，分别确定更加精确的预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，以便后续可以根据上述两种配位数从多个预设压力中筛选精确度最高的预设压力作为有效压力，进而可以利用上述有效压力，准确地计算出储层孔隙压力，从而解决了现有方法中存在的所确定储层孔隙压力不准确、精度差的技术问题，达到避免求取压实趋势线，充分利用未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和压力之间相互关系，准确确定未固结砂岩储层孔隙压力的技术效果；又结合预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，对用于确定疏松砂岩的体积模量、疏松砂岩的剪切模量的公式分别作了改进，并利用改进后的公式分别计算疏松砂岩的体积模量、疏松砂岩的剪切模量，进一步提高了后续所确定储层孔隙压力的准确度。
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种储层孔隙压力的确定装置，如下面的实施例所述。由于储层孔隙压力的确定装置解决问题的原理与储层孔隙压力的确定方法相似，因此储层孔隙压力的确定装置的实施可以参见储层孔隙压力的确定方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。请参阅图2，是本申请实施例提供的装置的一种组成结构图，该装置具体可以包括：获取模块21、第一确定模块22、第二确定模块23、第三确定模块24，下面对该结构进行具体说明。
获取模块21，具体可以用于获取目标区域的测井数据、多个预设压力；
第一确定模块22，具体可以用于根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数；
第二确定模块23，具体可以用于根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力；
第三确定模块24，具体可以用于根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力。
在一个实施方式中，为了能够根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，具体实施时，所述第一确定模块22具体可以用于按照以下公式分别确定预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数：
上式中，CK为预设压力对应的体积模量的配位数，Peff为预设压力，CG为预设压力对应的剪切模量的配位数，K0、K1、K2、K3、G0、G1、G2、G3为常数。
在一个实施方式中，为了能够根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力，所述第二确定模块23具体可以包括以下结构单元：
第一确定单元，具体可以用于根据所述测井数据，确定计算参数、岩石的纵波速度、岩石的横波速度；其中，所述计算参数包括：临界孔隙度、岩石颗粒的体积模量、岩石颗粒的剪切模量、岩石颗粒的泊松比、含水饱和度、水的密度、气体的密度、水的体积模量、气体的体积模量；
第二确定单元，具体可以用于根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，确定流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度；
第一计算单元，具体可以用于根据所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度、所述岩石的纵波速度、所述岩石的横波速度，计算波速度误差；
第三确定单元，具体可以用于根据所述波速度误差，从所述多个预设压力中确定波速度误差小于阈值误差的预设压力作为有效压力。
在一个实施方式中，为了能够根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力，上述第三确定模块24具体可以包括以下结构单元：
第二计算单元，具体可以用于根据所述测井数据，计算上覆地层压力；
第四确定单元，具体可以用于根据所述上覆地层压力、所述有效压力，确定所述储层孔隙压力。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
需要说明的是，上述实施方式阐明的系统、装置、模块或单元，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，在本说明书中，描述以上装置时以功能分为各种单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各单元的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。
此外，在本说明书中，诸如第一和第二这样的形容词仅可以用于将一个元素或动作与另一元素或动作进行区分，而不必要求或暗示任何实际的这种关系或顺序。在环境允许的情况下，参照元素或部件或步骤(等)不应解释为局限于仅元素、部件、或步骤中的一个，而可以是元素、部件、或步骤中的一个或多个等。
从以上的描述中，可以看出，本申请实施例提供的储层孔隙压力的确定装置，由于考虑到了未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和有效压力间的具体关系，通过第一确定模块根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系，分别确定更加精确的预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，以便后续可以通过第二确定模块根据上述两种配位数从多个预设压力中筛选精确度最高的预设压力作为有效压力，进而可以通过第三确定模块利用上述有效压力，准确地计算出储层孔隙压力，从而解决了现有方法中存在的所确定储层孔隙压力不准确、精度差的技术问题，达到避免求取压实趋势线，充分利用未固结砂岩的弹性模量与孔隙度、饱和度和压力之间相互关系，准确确定未固结砂岩储层孔隙压力的技术效果；又结合预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，对第二确定模块中用于确定疏松砂岩的体积模量、疏松砂岩的剪切模量的公式分别作了改进，并通过第二确定模块利用改进后的公式分别计算疏松砂岩的体积模量、疏松砂岩的剪切模量，进一步提高了后续所确定储层孔隙压力的准确度。
在一个具体实施场景示例中，应用本申请实施例提供的储层孔隙压力的确定方法和装置确定某区域的储层孔隙压力，具体实施过程可以结合图3所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置计算储层孔隙压力的流程示意图，参阅以下内容执行。
S1：收集未固结砂岩储层研究区的测井(即测井数据)和实验室地震岩石物理资料(即地震岩石物理资料)。
在本实施方式中，具体实施时，可以根据上述资料确定：岩石的纵波速度岩石的横波速度密度(即岩石密度)ρ、孔隙度φ、含水饱和度Sw等参数(即计算参数)。并根据测井，定义组成储层的岩石颗粒体积模量Km、岩石颗粒剪切模量Gm和岩石颗粒密度ρm；定义孔隙中各组份流体的体积模量和流体密度，例如天然气的体积模量Kg、天然气的密度ρg、水的体积模量Kw、水的密度ρw等。
S2：给定初始的等效压力(即预设压力)Peff，利用本申请实施例提出的疏松砂岩颗粒接触配位数与等效压力的关系式(即疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系)，由给定的等效压力，计算体积和剪切模量的配位数(即预设压力对应的体积模量的配位数和预设压力对应的剪切模量的配位数)。其中，本申请提供的改进的疏松砂岩颗粒接触配位数与等效压力的关系式具体可以表示为：
上式中CK，CG分别为疏松砂岩体积和剪切模量的颗粒接触配位数，Peff为有效压力，K0，K1，K2，K3和G0，G1，G2，G3为常数。
S3：由给定初始的等效压力Peff、临界孔隙度为φc和步骤S2中计算的体积和剪切模量的颗粒接触配位数CK和CG，利用改进的HMHS公式计算干岩石骨架的体积模量Kdry与剪切模量Gdry(即确定干岩石骨架的体积模量和干岩石骨架的剪切模量)。
上式中的KHM和GHM具体可以按照改进的HMHS公式确定，具体可以按照以下公式确定：
上式中，ν为岩石颗粒的泊松比。
S4：应用Gassmann方程，即式(5)和(6)，计算流体饱和岩石的体积模量Ksat和剪切模量Gsat(即流体饱和岩石的体积模量和流体饱和岩石的剪切模量)。
Gsat＝Gdry (6)
上述式中Kf为流体模量，对于气水两相流体，具体可以按照以下公式确定上述流体模量：
S5：应用式(7)、(8)，计算饱和流体岩石的纵、横波速度(即流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度)：
式中，为纵波速度，为横波速度，ρsat为饱和流体岩石的密度，对于气水两相岩石，可以按照以下公式计算饱和流体岩石的密度：
ρsat＝Swρw+(1-Sw)ρg。
S6：把步骤S5正演计算得到的纵波、横波速度与实际测量的纵波、横波速度进行比较，计算它们之间的误差(即预设压力对应的波速度误差)：
上式中Wp，Ws为加权因子，且Wp+Ws＝1。具体的，只有纵波时，Wp＝1，Ws＝0；同时有纵横波时，可取Wp＝0.5，Ws＝0.5。
S7：采用非线性全局寻优算法修改步骤S2给定的有效压力(即相当于通过非线性全局寻优算法，从所述压力范围中获取所述多个预设压力)，再得到新的颗粒接触配位数值，重复步骤(2)-(6)，计算相应的误差，比较误差之间的大小，最后得到误差最小的等效压力即为所要反演的等效压力Peff。
S8：利用式(10)由密度测井数据计算上覆地层压力Pov，利用式(11)计算静水压力Ph。
Ph＝gρwz (11)
上式中g为重力加速度，z为深度，ρw为地层水密度。
S9：由步骤S8得到的上覆地层压力Pov减去步骤S7得到的等效压力Peff，就得到孔隙压力Pp；同时将上覆地层压力Pov、等效压力Peff及孔隙压力Pp除以深度就得到各自的压力梯度；再利用孔隙压力及其梯度对油气分布和异常压力分布进行预测。
下面结合具体的附图对上述实施过程进行具体的分析说明。
在本实施方式中，组图4具体可以是表征应用实验室测量数据经步骤1～7制作的干岩石纵横波速度和速度比预测结果与前人方法(即现有方法)预测对比，其中岩石颗粒的模量取自Dutta等(2010)论文，纯净砂岩Ksand＝46GPa，Gsand＝31GPa。具体的，可以参阅图4a所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的纵横波速度随压力变化的示意图，以及图4b所示的在一个场景示例中应用现有方法获得的纵横波速度随压力变化的示意图。可以发现：经典的Hertz-Mindlin预测的横波速度有较大的偏差，本申请实施例提供的方法无论是纵波速度还是横波速度预测结果都与实验室测量数据非常吻合。比较本发明方法预测的纵横波速度比与Hertz-Mindlin模型预测的速度比同样能发现类似的效果。具体可以图4c所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的纵横波速度比随压力变化的示意图，以及图4d所示的在一个场景示例中应用现有方法获得的纵横波速度比随压力变化的示意图。由此可见，应用本申请提供的方法预测的速度及速度比与实际测量相对吻合度更高。
在本实施方式中，组图图5具体是表示青海三湖tjs1井岩石物理模版分析及地层压力反演图。试气结果表明该井目的层为水层，不具工业价值。其中，具体可以参阅图5a所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖tjs1井的纵横波和密度及测井解释成果示意图，图中第1-3栏分别为测量的纵波速度、密度、横波速度，第4-6栏分别为测井解释的泥质含量、孔隙度和饱和度，储层的孔隙度在20-40％之间，含水饱和度接近100％，为水层。参阅图5b所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖tjs1井的纵波速度与孔隙度交会图，以及图5c所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖tjs1井的横波速度与孔隙度交会图，可知：未固结砂岩的速度与孔隙度之间高度发散，相关性很差，相同孔隙度的纵波速度最大相差达600m/s，横波速度最大相差达400m/s。对于浅层未固结砂岩来说，地层有效压力对岩石的弹性性质有很大的影响，它们是导致速度与孔隙度之间发散现象的主要因素。图中还显示了完全含水时纵、横波速度随孔隙度和有效压力变化的二维岩石物理模版，它是利用本发明步骤1-5计算得到。可以看到，tjs1井目的层段储层的有效压力主要在4-16MPa之间分布。总的来说，未固结砂岩储层的有效压力受深度控制，深度越深，速度会相应增大；与纵波相比，横波速度与深度的相关性更大；而纵波速度与深度的相关性相对差一些，同一深度的纵波速度变化范围较大。因此，未固结砂岩的速度分布可以用岩石的有效压力的分布来解释。参阅图5d所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖tjs1的有效压力与孔隙压力的反演结果示意图。图5d中第1栏为测井解释的饱和度，第2栏为泊松比，第3栏实线为用纵横波时差和密度以及孔隙度数据在假设储层含水的情况下经步骤2～7反演得到的有效压力数据，点虚线为本发明步骤8计算的静水压力，式9中的加权因子Wp＝0.5，Ws＝0.5。第4栏图中实线为由步骤9计算的孔隙压力，虚线为本发明步骤8计算的上覆地层压力。第5栏实线为由步骤9计算的孔隙压力梯度，虚线为本发明步骤9计算的上覆地层压力梯度。可以看到，该段储层的有效压力与静水压力接近，相应的孔隙压力及压力梯度几乎没有变化，说明该井段主要含水，与测井解释的饱和度一致。图5a中第3栏叠合显示的虚线为把反演的等效压力代入到式1-8中计算的横波速度，与测量值总体上是吻合的，说明本发明提出的建模方法是可信的，等效压力预测是可靠的。
在本实施方式中，组图6具体是表示青海三湖s4-3-2井储层地层压力反演图。其中，试气结果表明该井目的层为气层，是一工业气井。具体的，可以参阅图6a所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖se4-3-2井的纵横波和密度及测井解释成果示意图，可知图中第1-3栏为测量的纵波、密度、横波，第4-6栏为测井解释的泥质含量、孔隙度和饱和度，储层的孔隙度在20-40％之间，含水饱和度在35-100％，为低含气饱和度气层。参阅图6b所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的储层孔隙压力的确定方法和装置获得的青海三湖se4-3-2井的有效压力与孔隙压力反演结果示意图。图中第1栏为测井解释的饱和度，第2栏为泊松比。第3栏图中实线为用纵横波时差和密度以及孔隙度数据在假设储层含水的情况下经步骤2～7反演得到的有效压力数据，点虚线为本发明步骤8计算的静水压力，式9中的加权因子Wp＝0.5，Ws＝0.5。第4栏图中实线为由步骤9计算的孔隙压力，虚线为本发明步骤8计算的上覆地层压力。第5栏图中实线为由步骤9计算的孔隙压力梯度，虚线为本发明步骤9计算的上覆地层压力梯度。可以看到，该段储层的有效压力在一些深度与静水压力接近，而在一些深度则大于静水压力，含气饱和度越大偏离更大些，相应的孔隙压力及压力梯度也增大，偏离静水压力及其梯度线，向上覆地层压力及其梯度线靠近，压力梯度在15MPa/km左右，揭示储层处于微超压状态。说明储层的等效压力、孔隙压力及其梯度在一定程度上反映了储层的含气性。
通过上述场景示例，验证了本申请实施例提供的储层孔隙压力的确定方法和装置，由于考虑到了未固结砂岩弹性模量与孔隙度、饱和度和有效压力间的具体关系，根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系，分别确定更加精确的预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，以便后续可以根据上述两种配位数从多个预设压力中筛选精确度最高的预设压力作为有效压力，进而可以利用上述有效压力，准确地计算出储层孔隙压力，确实解决了现有方法中存在的所确定储层孔隙压力不准确、精度差的技术问题，达到避免求取压实趋势线，充分利用弹性模量与孔隙度、饱和度和压力之间相互关系，准确确定未固结砂岩储层孔隙压力的技术效果。
本申请实施方式还提供了一种电子设备，具体可以参阅图7所示的基于本申请实施例提供的储层孔隙压力的确定方法的电子设备组成结构示意图，所述电子设备具体可以包括输入设备71、处理器72、存储器73。其中，所述输入设备71具体可以输入目标区域的测井数据、多个预设压力。所述处理器72具体可以用于根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数；根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力；根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力。所述存储器73具体可以用于存储输入的测井数据和多个预设压力，以及在确定储层孔隙压力中产生的中间数据。
在本实施方式中，所述输入设备具体可以是用户和计算机系统之间进行信息交换的主要装置之一。所述输入设备可以包括键盘、鼠标、摄像头、扫描仪、光笔、手写输入板、语音输入装置等；输入设备用于把原始数据和处理这些数的程序输入到计算机中。所述输入设备还可以获取接收其他模块、单元、设备传输过来的数据。所述处理器可以按任何适当的方式实现。例如，处理器可以采取例如微处理器或处理器以及存储可由该(微)处理器执行的计算机可读程序代码(例如软件或固件)的计算机可读介质、逻辑门、开关、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器的形式等等。所述存储器具体可以是现代信息技术中用于保存信息的记忆设备。所述存储器可以包括多个层次，在数字系统中，只要能保存二进制数据的都可以是存储器；在集成电路中，一个没有实物形式的具有存储功能的电路也叫存储器，如RAM、FIFO等；在系统中，具有实物形式的存储设备也叫存储器，如内存条、TF卡等。
在本实施方式中，该电子设备具体实现的功能和效果，可以与其它实施方式对照解释，在此不再赘述。
本说申请实施方式中还提供了一种基于储层孔隙压力的确定方法的计算机存储介质，所述计算机存储介质存储有计算机程序指令，在所述计算机程序指令被执行时实现：获取目标区域的测井数据、多个预设压力；根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数；根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力；根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力。
在本实施方式中，上述存储介质包括但不限于随机存取存储器(RandomAccessMemory，RAM)、只读存储器(Read-Only Memory，ROM)、缓存(Cache)、硬盘(Hard DiskDrive，HDD)或者存储卡(Memory Card)。所述存储器可以用于存储计算机程序指令。网络通信单元可以是依照通信协议规定的标准设置的，用于进行网络连接通信的接口。在本实施方式中，该计算机存储介质存储的程序指令具体实现的功能和效果，可以与其它实施方式对照解释，在此不再赘述。
尽管本申请内容中提到不同的具体实施例，但是，本申请并不局限于必须是行业标准或实施例所描述的情况等，某些行业标准或者使用自定义方式或实施例描述的实施基础上略加修改后的实施方案也可以实现上述实施例相同、等同或相近、或变形后可预料的实施效果。应用这些修改或变形后的数据获取、处理、输出、判断方式等的实施例，仍然可以属于本申请的可选实施方案范围之内。
虽然本申请提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或客户端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。
上述实施例阐明的装置或模块等，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个模块或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。
本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内部包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。
本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构、类等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。
通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，移动终端，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。
本说明书中的各个实施例采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。
虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的实施方式包括这些变形和变化而不脱离本申请。
Claims (12)
1.一种储层孔隙压力的确定方法，其特征在于，包括：
获取目标区域的测井数据、多个预设压力；
根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数；
根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力；
根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数，包括：
按照以下公式分别确定预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数：
上式中，CK为预设压力对应的体积模量的配位数，Peff为预设压力，CG为预设压力对应的剪切模量的配位数，K0、K1、K2、K3、G0、G1、G2、G3为常数。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力，包括：
根据所述测井数据，确定计算参数、岩石的纵波速度、岩石的横波速度；其中，所述计算参数包括：临界孔隙度、岩石颗粒的体积模量、岩石颗粒的剪切模量、岩石颗粒的泊松比、含水饱和度、水的密度、气体的密度、水的体积模量、气体的体积模量；
根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，确定流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度；
根据所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度、所述岩石的纵波速度、所述岩石的横波速度，计算波速度误差；
根据所述波速度误差，从所述多个预设压力中确定波速度误差小于阈值误差的预设压力作为有效压力。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，确定流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度，包括：
根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，计算干岩石骨架的体积模量、干岩石骨架的剪切模量；
根据所述干岩石骨架的体积模量、所述干岩石骨架的剪切模量、所述计算参数，计算流体饱和岩石的体积模量、流体饱和岩石的剪切模量；
根据所述流体饱和岩石的体积模量、所述流体饱和岩石的剪切模量、所述计算参数，计算所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，计算干岩石骨架的体积模量、干岩石骨架的剪切模量，包括：
按照以下公式，计算多个预设压力中各个预设压力对应的干岩石骨架的体积模量、干岩石骨架的剪切模量：
上式中，Kdry为干岩石骨架的体积模量，Gdry为干岩石骨架的剪切模量，φ为孔隙度，φC为临界孔隙度，Km为岩石颗粒的体积模量，Gm为岩石颗粒的剪切模量，KHM为疏松砂岩的体积模量，GHM为疏松砂岩的剪切模量。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，按照以下公式，分别确定所述疏松砂岩的体积模量、所述疏松砂岩的剪切模量：
上式中，KHM为疏松砂岩的体积模量，GHM为疏松砂岩的剪切模量，ν为岩石颗粒的泊松比，Peff为预设压力，CK为预设压力对应的体积模量的配位数，CG为预设压力对应的剪切模量的配位数，Gm为岩石颗粒的剪切模量。
7.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，根据所述干岩石骨架的体积模量、所述干岩石骨架的剪切模量、所述计算参数，计算流体饱和岩石的体积模量、流体饱和岩石的剪切模量，包括：
按照以下公式，计算所述多个预设压力中各个预设压力对应的流体饱和岩石的体积模量、流体饱和岩石的剪切模量：
Gsat＝Gdry
上式中，Ksat为流体饱和岩石的体积模量，Gsat为流体饱和岩石的剪切模量，Kf为流体模量。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，根据所述流体饱和岩石的体积模量、所述流体饱和岩石的剪切模量、所述计算参数，计算所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度，包括：
按照以下公式，计算所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度：
上式中，为流体饱和岩石的纵波速度，为流体饱和岩石的横波速度，ρsat为流体饱和岩石的密度，其中所述流体饱和岩石的密度根据含水饱和度、水的密度、气体的密度确定。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力，包括：
根据所述测井数据，计算上覆地层压力；
根据所述上覆地层压力、所述有效压力，确定所述储层孔隙压力。
10.一种储层孔隙压力的确定装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取目标区域的测井数据、多个预设压力；
第一确定模块，用于根据疏松砂岩颗粒接触配位数与有效压力的关系、所述测井数据，确定多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数；
第二确定模块，用于根据所述多个预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数和所述测井数据，从所述多个预设压力中确定出有效压力；
第三确定模块，用于根据所述有效压力、所述测井数据，确定储层孔隙压力。
11.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述第一确定模块用于按照以下公式分别确定预设压力对应的体积模量的配位数、剪切模量的配位数：
上式中，CK为预设压力对应的体积模量的配位数，Peff为预设压力，CG为预设压力对应的剪切模量的配位数，K0、K1、K2、K3、G0、G1、G2、G3为常数。
12.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述第二确定模块包括：
第一确定单元，用于根据所述测井数据，确定计算参数、岩石的纵波速度、岩石的横波速度；其中，所述计算参数包括：临界孔隙度、岩石颗粒的体积模量、岩石颗粒的剪切模量、岩石颗粒的泊松比、含水饱和度、水的密度、气体的密度、水的体积模量、气体的体积模量；
第二确定单元，用于根据所述预设压力对应的体积模量的配位数、所述预设压力对应的剪切模量的配位数、所述计算参数，确定流体饱和岩石的纵波速度、流体饱和岩石的横波速度；
第一计算单元，用于根据所述流体饱和岩石的纵波速度、所述流体饱和岩石的横波速度、所述岩石的纵波速度、所述岩石的横波速度，计算波速度误差；
第三确定单元，用于根据所述波速度误差，从所述多个预设压力中确定波速度误差小于阈值误差的预设压力作为有效压力。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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