CN109667573B - 三维页岩储层孔隙压力预测方法、装置和电子设备 - Google Patents

三维页岩储层孔隙压力预测方法、装置和电子设备 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种三维页岩储层孔隙压力预测方法、装置和电子设备，其中，该方法包括：根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，确定待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量；将页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合纵波速度测井曲线、页岩储层等效应力和纵波模量，得到拟合参数；通过测井约束波阻抗反演得到待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体；进而确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体，最终确定页岩储层孔隙压力。本发明可以提高孔隙压力预测精度和可靠性，适用范围广且预测成果直观。

Description

三维页岩储层孔隙压力预测方法、装置和电子设备
技术领域
本发明涉及油气地球物理勘探技术领域，尤其是涉及一种三维页岩储层孔隙压力预测方法、装置和电子设备。
背景技术
页岩地层孔隙压力是页岩气勘探开发工作中的基础数据之一。由于异常页岩地层孔隙压力(特别是异常高压情况下的页岩地层孔隙压力)会影响开采方案的制定、钻井液的配比和钻井稳定性，还有可能造成钻井事故的发生；异常页岩地层孔隙压力关系到能否安全、快速、经济钻井，甚至会影响到钻井的成败。因此，对异常页岩地层压力，特别是异常高压情况下的页岩地层孔隙压力的研究，愈来愈受到业界的关注。
在钻井阶段，预测页岩气储层孔隙压力可为平衡压差钻井提供储层压力依据，以便合理地选择钻井液密度，有助于防喷防漏，减少钻井工程事故的发生，提高钻井效率、缩短钻井周期、降低钻井成本等，具有重要的经济效益和社会效益。另一方面，页岩储层孔隙压力预测还可以防止泥浆大量侵入储层，有利于保护页岩气储层和提高钻孔的测井质量。同时，页岩气储层孔隙压力的大小还和页岩气的储量正相关，对于正确评价页岩气储量也具有十分重要的意义。
目前，对于页岩气勘探开发虽然已取得了一定的成果，但同时也存在着很多问题。首先，由于我国页岩气储层的埋藏深度深、地质构造复杂，导致三维地震勘探资料的信噪比和分辨率都不尽理想，叠前反演获得的纵、横波速度信息精度和可靠性较差，严重影响以反演速度为输入的孔隙压力预测可靠性。相对于叠前地震资料来说，叠后地震资料的信噪比明显提高、可靠性明显加强。以测井资料为约束的叠后地震资料波阻抗反演，可以获得分辨率较高、可靠性较好的波阻抗和纵波速度信息。其次，目前常用的页岩气孔隙压力预测方法都假设页岩气储层速度与等效应力呈指数关系。对于地质年代较新、地层埋藏深度较浅的页岩储层来说，这一假设是成立的。但是对于地质年代较老、地层埋藏深度较深的页岩气储层来说，这一假设不再适用。在此条件下，除了等效应力会影响页岩气储层的地震波速度外，地层的成岩作用、成份等多种因素都会影响储层的地震波速度。如果忽略这些因素，必然导致错误的储层孔隙压力预测结果。
综上所述，目前页岩气储层孔隙压力预测大多是在泥岩常压实假设前提下，应用地震波速度与等效应力的指数关系进行页岩气储层孔隙压力预测，对于年代久远、地质构造复杂、埋深变化大的页岩气储层的预测准确性和可靠性较差，难以满足在钻前准确、可靠预测页岩气储层孔隙压力的要求。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种三维页岩储层孔隙压力预测方法、装置和电子设备，以提高孔隙压力预测精度和可靠性；另外，可以适用于页岩气储层的多种地质情况，同时综合考虑各种影响因素，得到更可靠、更直观的数据结果。
第一方面，本发明实施例提供了一种三维页岩储层孔隙压力预测方法，包括：获取待预测区域的密度测井曲线、纵波速度测井曲线、页岩储层实测孔隙压力值和三维地震偏移数据体；根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，确定待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量；根据上覆地层压力和页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力；将页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合纵波速度测井曲线、页岩储层等效应力和纵波模量，得到拟合参数；根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，利用三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体；根据波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体；根据拟合参数、纵波速度数据体和纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体；根据储层上覆地层压力数据体和页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力。
在本发明较佳的实施例中，上述根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，确定待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量的步骤，包括：
计算待预测区域的页岩储层的上覆地层压力
Figure GDA0003630622410000031
其中，i为样点序号；zi为第i个样点对应的埋深；g为重力加速度；△h为相邻样点的间距；ρ0(j)为第j个样点处的密度测井值；
计算纵波模量
Figure GDA0003630622410000032
其中，ρ0(zi)为zi埋深处的密度测井值；VP0(zi)为zi埋深处的纵波速度测井值。
在本发明较佳的实施例中，上述根据上覆地层压力和页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力的步骤，包括：
计算页岩储层等效应力Seff0(zi)＝SV0(zi)-P0(zi)；其中，SV0(zi)为上覆地层压力；P0(zi)为页岩储层实测孔隙压力值；zi为第i个样点对应的埋深。
在本发明较佳的实施例中，上述将页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合纵波速度测井曲线、页岩储层等效应力和纵波模量，得到拟合参数的步骤，包括：
建立方程VP0(z)＝a0+a1Seff0(z)+a2M0(z)；其中，VP0(z)为纵波速度测井曲线，a0、a1和a2为拟合参数；Seff0(z)为页岩储层等效应力、M0(z)为纵波模量；
通过多元线性回归的方式求解方程，得到拟合参数a0、a1和a2的值。
在本发明较佳的实施例中，上述根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，利用三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体的步骤，包括：
计算波阻抗测井曲线Z0(zi)＝VP0(zi)ρ0(zi)；其中，VP0(zi)为zi埋深处的纵波速度测井值；ρ0(zi)为zi埋深处的密度测井值；
计算深度域反射系数测井曲线
Figure GDA0003630622410000041
计算时间域反射系数测井曲线
Figure GDA0003630622410000042
对三维地震偏移数据体进行设定分析时窗统计，得到地震子波；
合成计算井旁地震道记录S0(t)＝r0(t)*w(t)；其中，r0(t)为时间域反射系数测井曲线；w(t)为地震子波；*表示褶积运算；
调整纵波速度测井曲线，以使井旁地震道记录和三维地震偏移数据体中的井旁地震道的残差为最小值；
根据三维地震偏移数据体的构造解释成果，构建得到低频速度模型数据体；
对低频速度模型数据体和三维地震偏移数据体进行波阻抗约束反演，得到待预测区域的波阻抗数据体和纵波速度数据体；
计算待预测区域的密度数据体
Figure GDA0003630622410000043
其中，Z(x,y,t)为波阻抗数据体；VP(x,y,t)为纵波速度数据体。
在本发明较佳的实施例中，上述根据波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体的步骤，包括：
计算储层上覆地层压力数据体
Figure GDA0003630622410000051
其中，△t为波阻抗数据体的时间采样率，g为重力加速度，Z(x,y,tj)为波阻抗数据体；
计算纵波模量数据体
Figure GDA0003630622410000052
其中，ρ(x,y,ti)为密度数据体；VP(x,y,ti)为纵波速度数据体。
在本发明较佳的实施例中，上述根据拟合参数、纵波速度数据体和纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体的步骤，包括：
计算页岩储层等效应力数据体
Figure GDA0003630622410000053
其中，a0、a1和a2为拟合参数，VP(x,y,ti)为纵波速度数据体；M(x,y,ti)为纵波模量数据体。
在本发明较佳的实施例中，上述根据储层上覆地层压力数据体和页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力的步骤，包括：
计算页岩储层孔隙压力数据体P(x,y,ti)＝SV(x,y,ti)-Seff(x,y,ti)；其中，SV(x,y,ti)为储层上覆地层压力数据体；Seff(x,y,ti)为页岩储层等效应力数据体；
从预先采集的三维地震偏移数据体中提取页岩储层层位时间；
按照页岩储层层位时间中，各个地震道对应的层位时间，从页岩储层孔隙压力数据体中提取层位时间对应的孔隙压力值，得到页岩储层孔隙压力预测结果。
第二方面，本发明实施例提供了一种三维页岩储层孔隙压力预测装置，包括：获取模块，用于获取待预测区域的密度测井曲线、纵波速度测井曲线、页岩储层实测孔隙压力值和三维地震偏移数据体；上覆地层压力和纵波模量确定模块，用于根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，确定待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量；页岩储层等效应力确定模块，用于根据上覆地层压力和页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力；拟合模块，用于将页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合纵波速度测井曲线、页岩储层等效应力和纵波模量，得到拟合参数；反演模块，用于根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，利用三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体；储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体确定模块，用于根据波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体；页岩储层等效应力数据体确定模块，用于根据拟合参数、纵波速度数据体和纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体；页岩储层孔隙压力确定模块，用于根据储层上覆地层压力数据体和页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力。
第三方面，本发明实施例提供了一种电子设备，包括：处理器、存储介质和总线，存储介质存储有处理器可执行的机器可读指令，当电子设备运行时，处理器与存储介质之间通过总线通信，处理器执行机器可读指令，以执行时执行如上述三维页岩储层孔隙压力预测的步骤。
本发明实施例带来了以下有益效果：
本发明实施例提供的上述三维页岩储层孔隙压力预测方法、装置和电子设备，首先根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，确定待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量；根据上覆地层压力和页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力；进而将页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合纵波速度测井曲线、页岩储层等效应力和纵波模量，得到拟合参数；再根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，利用三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体；根据波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体；根据拟合参数、纵波速度数据体和纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体；最后根据储层上覆地层压力数据体和页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力。
上述方式中，通过测井曲线约束的波阻抗反演，可以兼顾测井资料的纵向高分辨率和三维地震资料的横向高连续性，相对于仅使用三维地震资料或测井资料的方式，具有更高的预测精度；另外，上述方式不仅考虑等效应力对地震波速度的影响，还考虑成岩作用和岩石成分的影响，相对于仅考虑等效应力对地震波速度影响的方式，具有更高的预测可靠性。
另外，上述方式进行页岩储层孔隙压力预测时无需输入横波速度，只需要进行叠后测井约束的波阻抗反演，而不需要进行叠前横波速度反演；因此，不仅能够适用于地震资料信噪比较高的区域，也能适用于地震资料信噪比较低的区域，适用范围更广。
本发明的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，或者，部分特征和优点可以从说明书推知或毫无疑义地确定，或者通过实施本发明的上述技术即可得知。
为使本发明的上述目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施方式，并配合所附附图，作详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式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，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的一种三维页岩储层孔隙压力预测方法的流程图；
图2为本发明实施例提供的一种得到待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体具体步骤的流程图；
图3为本发明实施例提供的一种三维页岩储层孔隙压力预测装置的结构示意图；
图4为本发明实施例提供的一种电子设备的示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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，都属于本发明保护的范围。
考虑到现有的页岩气储层孔隙压力预测方式，对于年代久远、地质构造复杂、埋深变化大的页岩气储层的预测准确性和可靠性较差，难以满足在钻前准确、可靠预测页岩气储层孔隙压力的要求，基于此，本发明实施例提供的一种三维页岩储层孔隙压力预测方法、装置和电子设备，该技术可以应用于地址勘探、油气勘探等场景。
为便于对本实施例进行理解，首先对本发明实施例所公开的一种三维页岩储层孔隙压力预测方法进行详细介绍，如图1所示，该方法包括如下步骤：
步骤S102，获取待预测区域的密度测井曲线、纵波速度测井曲线、页岩储层实测孔隙压力值和三维地震偏移数据体；
步骤S104，根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，确定待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量；
步骤S106，根据上覆地层压力和页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力；
步骤S108，将页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合纵波速度测井曲线、页岩储层等效应力和纵波模量，得到拟合参数；
步骤S110，根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，利用三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体；
步骤S112，根据波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体；
步骤S114，根据拟合参数、纵波速度数据体和纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体；
步骤S116，根据储层上覆地层压力数据体和页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力。
本发明实施例提供的上述三维页岩储层孔隙压力预测方法，首先根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，确定待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量；根据上覆地层压力和页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力；进而将页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合纵波速度测井曲线、页岩储层等效应力和纵波模量，得到拟合参数；再根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，利用三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体；根据波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体；根据拟合参数、纵波速度数据体和纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体；最后根据储层上覆地层压力数据体和页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力。
上述方式中，通过测井曲线约束的波阻抗反演，可以兼顾测井资料的纵向高分辨率和三维地震资料的横向高连续性，相对于仅使用三维地震资料或测井资料的方式，具有更高的预测精度；另外，上述方式不仅考虑等效应力对地震波速度的影响，还考虑成岩作用和岩石成分的影响，相对于仅考虑等效应力对地震波速度影响的方式，具有更高的预测可靠性。
另外，上述方式进行页岩储层孔隙压力预测时无需输入横波速度，只需要进行叠后测井约束的波阻抗反演，而不需要进行叠前横波速度反演；因此，不仅能够适用于地震资料信噪比较高的区域，也能适用于地震资料信噪比较低的区域，适用范围更广。
本发明实施例还提供另一种三维页岩储层孔隙压力预测方法，该方法再上述方法基础上实现，下面进行具体描述。
上述根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，确定待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量的步骤，包括：
计算待预测区域的页岩储层的上覆地层压力
Figure GDA0003630622410000101
其中，i为样点序号；zi为第i个样点对应的埋深；g为重力加速度；△h为相邻样点的间距；ρ0(j)为第j个样点处的密度测井值；zi的单位为米，也可以表示为m；g的单位为m/s2，s为秒；△h的单位为米；ρ0(j)的单位为kg/m3，kg为千克。
计算纵波模量
Figure GDA0003630622410000102
其中，ρ0(zi)为zi埋深处的密度测井值；VP0(zi)为zi埋深处的纵波速度测井值。ρ0(zi)的单位为kg/m3，VP0(zi)的单位为m/s。
上述根据上覆地层压力和页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力的步骤，包括：
计算页岩储层等效应力Seff0(zi)＝SV0(zi)-P0(zi)；其中，SV0(zi)为上覆地层压力；P0(zi)为页岩储层实测孔隙压力值；zi为第i个样点对应的埋深。
上述将页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合纵波速度测井曲线、页岩储层等效应力和纵波模量，得到拟合参数的步骤，包括：
建立方程VP0(z)＝a0+a1Seff0(z)+a2M0(z)；其中，VP0(z)为纵波速度测井曲线，a0、a1和a2为拟合参数；Seff0(z)为页岩储层等效应力、M0(z)为纵波模量；
通过多元线性回归的方式求解方程，得到拟合参数a0、a1和a2的值。
如图2所示，上述根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，利用三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体的步骤，具体包括如下步骤：
步骤S202，计算波阻抗测井曲线Z0(zi)＝VP0(zi)ρ0(zi)；其中，VP0(zi)为zi埋深处的纵波速度测井值；ρ0(zi)为zi埋深处的密度测井值；
步骤S204，计算深度域反射系数测井曲线
Figure GDA0003630622410000111
步骤S206，计算时间域反射系数测井曲线
Figure GDA0003630622410000112
步骤S208，对三维地震偏移数据体进行设定分析时窗统计，得到地震子波；
步骤S210，合成计算井旁地震道记录S0(t)＝r0(t)*w(t)；其中，r0(t)为时间域反射系数测井曲线；w(t)为地震子波；*表示褶积运算；
步骤S212，调整纵波速度测井曲线，以使井旁地震道记录和三维地震偏移数据体中的井旁地震道的残差为最小值；
上述纵波速度测井曲线的调整方式，可以通过软件自动调整，也可以通过工作人员手动调整，在调整过程中，以井旁地震道记录和三维地震偏移数据体中的井旁地震道的残差为参考数据，当该残差为最小值时，停止调整上述纵波速度测井曲线；可以理解，当该残差为最小值时，上述井旁地震道记录和三维地震偏移数据体中的井旁地震道的相关性最好。
步骤S214，根据三维地震偏移数据体的构造解释成果，构建得到低频速度模型数据体；
步骤S216，对低频速度模型数据体和三维地震偏移数据体进行波阻抗约束反演，得到待预测区域的波阻抗数据体和纵波速度数据体；
步骤S218，计算待预测区域的密度数据体
Figure GDA0003630622410000121
其中，Z(x,y,t)为波阻抗数据体；VP(x,y,t)为纵波速度数据体。
进一步地，上述根据波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体的步骤，包括：
计算储层上覆地层压力数据体
Figure GDA0003630622410000122
其中，△t为波阻抗数据体的时间采样率，g为重力加速度，Z(x,y,tj)为波阻抗数据体；△t的单位为毫秒，也可以标识为ms。
计算纵波模量数据体
Figure GDA0003630622410000123
其中，ρ(x,y,ti)为密度数据体；VP(x,y,ti)为纵波速度数据体。
进一步地，上述根据拟合参数、纵波速度数据体和纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体的步骤，包括：
输入上述通过多元线性回归的方式求解得到的拟合参数a0、a1和a2；
计算页岩储层等效应力数据体
Figure GDA0003630622410000124
其中，a0、a1和a2为拟合参数，VP(x,y,ti)为纵波速度数据体；M(x,y,ti)为纵波模量数据体。
进一步地，上述根据储层上覆地层压力数据体和页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力的步骤，包括：
计算页岩储层孔隙压力数据体P(x,y,ti)＝SV(x,y,ti)-Seff(x,y,ti)；其中，SV(x,y,ti)为储层上覆地层压力数据体；Seff(x,y,ti)为页岩储层等效应力数据体；
从预先采集的三维地震偏移数据体中提取页岩储层层位时间；
按照页岩储层层位时间中，各个地震道对应的层位时间，从页岩储层孔隙压力数据体中提取层位时间对应的孔隙压力值，得到页岩储层孔隙压力预测结果。
通过上述方式得到的页岩储层孔隙压力预测结果，可以通过页岩储层的孔隙压力平面分布图展示，可以在分布图上直观、定量地读出任意平面位置处的页岩储层孔隙压力，使得预测成果更加定量、直观。
对应于上述方法实施例，参见图3所示的一种三维页岩储层孔隙压力预测装置，包括：
获取模块30，用于获取待预测区域的密度测井曲线、纵波速度测井曲线、页岩储层实测孔隙压力值和三维地震偏移数据体；
上覆地层压力和纵波模量确定模块31，用于根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，确定待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量；
页岩储层等效应力确定模块32，用于根据上覆地层压力和页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力；
拟合模块33，用于将页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合纵波速度测井曲线、页岩储层等效应力和纵波模量，得到拟合参数；
反演模块34，用于根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，利用三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体；
储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体确定模块35，用于根据波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体；
页岩储层等效应力数据体确定模块36，用于根据拟合参数、纵波速度数据体和纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体；
页岩储层孔隙压力确定模块37，用于根据储层上覆地层压力数据体和页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力。
本发明实施例提供的上述三维页岩储层孔隙压力预测装置，首先根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，确定待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量；根据上覆地层压力和页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力；进而将页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合纵波速度测井曲线、页岩储层等效应力和纵波模量，得到拟合参数；再根据密度测井曲线和纵波速度测井曲线，利用三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体；根据波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体；根据拟合参数、纵波速度数据体和纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体；最后根据储层上覆地层压力数据体和页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力。
图4示出根据本申请的一些实施例的可以实现本申请提供的三维页岩储层孔隙压力预测方法的电子设备100的示例性硬件和软件组件的示意图。
电子设备100可以是通用计算机或特殊用途的计算机，两者都可以用于实现本申请的三维页岩储层孔隙压力预测方法。本申请尽管仅示出了一个计算机，但是为了方便起见，可以在多个类似平台上以分布式方式实现本申请描述的功能，以均衡处理负载。
例如，电子设备100可以包括连接到网络的网络端口110、用于执行程序指令的一个或多个处理器120、通信总线130、和不同形式的存储介质140，例如，磁盘、ROM、或RAM，或其任意组合。示例性地，计算机平台还可以包括存储在ROM、RAM、或其他类型的非暂时性存储介质、或其任意组合中的程序指令。根据这些程序指令可以实现本申请的方法。电子设备100还包括计算机与其他输入输出设备(例如键盘、显示屏)之间的输入/输出(Input/Output，I/O)接口150。
上述存储介质140存储有处理器120可执行的机器可读指令，当电子设备运行时，处理器120与存储介质140之间通过总线通信，处理器执行机器可读指令，以执行时执行上述三维页岩储层孔隙压力预测方法的步骤。另外，存储介质也可以称为计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器运行时执行上述三维页岩储层孔隙压力预测方法的步骤。
为了便于说明，在电子设备100中仅描述了一个处理器。然而，应当注意，本申请中的电子设备100还可以包括多个处理器，因此本申请中描述的一个处理器执行的步骤也可以由多个处理器联合执行或单独执行。例如，若电子设备100的处理器执行步骤A和步骤B，则应该理解，步骤A和步骤B也可以由两个不同的处理器共同执行或者在一个处理器中单独执行。例如，第一处理器执行步骤A，第二处理器执行步骤B，或者第一处理器和第二处理器共同执行步骤A和B。
本发明实施例所提供的三维页岩储层孔隙压力预测方法、装置和电子设备的计算机程序产品，包括存储了程序代码的计算机可读存储介质，所述程序代码包括的指令可用于执行前面方法实施例中所述的方法，具体实现可参见方法实施例，在此不再赘述。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统和/或装置的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
所述功能如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，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，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
最后应说明的是：以上所述实施例，仅为本发明的具体实施方式，用以说明本发明的技术方案，而非对其限制，本发明的保护范围并不局限于此，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改或可轻易想到变化，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改、变化或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应所述以权利要求的保护范围为准。

Claims (9)

1.一种三维页岩储层孔隙压力预测方法，其特征在于，包括：
获取待预测区域的密度测井曲线、纵波速度测井曲线、页岩储层实测孔隙压力值和三维地震偏移数据体；
根据所述密度测井曲线和所述纵波速度测井曲线，确定所述待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量；
根据所述上覆地层压力和所述页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力；
将所述页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合所述纵波速度测井曲线、所述页岩储层等效应力和所述纵波模量，得到拟合参数；
根据所述密度测井曲线和所述纵波速度测井曲线，利用所述三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到所述待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体；
根据所述波阻抗数据体、所述密度数据体和所述纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体；
根据所述拟合参数、所述纵波速度数据体和所述纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体；
根据所述储层上覆地层压力数据体和所述页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力；
将所述页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合所述纵波速度测井曲线、所述页岩储层等效应力和所述纵波模量，得到拟合参数的步骤，包括：
建立方程VP0(z)＝a0+a1Seff0(z)+a2M0(z)；其中，VP0(z)为所述纵波速度测井曲线，a0、a1和a2为拟合参数；Seff0(z)为所述页岩储层等效应力、M0(z)为所述纵波模量；
通过多元线性回归的方式求解所述方程，得到所述拟合参数a0、a1和a2的值。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述密度测井曲线和所述纵波速度测井曲线，确定所述待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量的步骤，包括：
计算所述待预测区域的页岩储层的上覆地层压力
Figure FDA0003630622400000021
其中，i为样点序号；zi为第i个样点对应的埋深；g为重力加速度；△h为相邻样点的间距；ρ0(j)为第j个样点处的密度测井值；
计算纵波模量
Figure FDA0003630622400000022
其中，ρ0(zi)为zi埋深处的密度测井值；VP0(zi)为zi埋深处的纵波速度测井值。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述上覆地层压力和所述页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力的步骤，包括：
计算页岩储层等效应力Seff0(zi)＝SV0(zi)-P0(zi)；其中，SV0(zi)为所述上覆地层压力；P0(zi)为所述页岩储层实测孔隙压力值；zi为第i个样点对应的埋深。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述密度测井曲线和所述纵波速度测井曲线，利用所述三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到所述待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体的步骤，包括：
计算波阻抗测井曲线Z0(zi)＝VP0(zi)ρ0(zi)；其中，VP0(zi)为zi埋深处的纵波速度测井值；ρ0(zi)为zi埋深处的密度测井值；
计算深度域反射系数测井曲线
Figure FDA0003630622400000031
计算时间域反射系数测井曲线
Figure FDA0003630622400000032
对所述三维地震偏移数据体进行设定分析时窗统计，得到地震子波；
合成计算井旁地震道记录S0(t)＝r0(t)*w(t)；其中，r0(t)为所述时间域反射系数测井曲线；w(t)为所述地震子波；*表示褶积运算；
调整所述纵波速度测井曲线，以使所述井旁地震道记录和所述三维地震偏移数据体中的井旁地震道的残差为最小值；
根据所述三维地震偏移数据体的构造解释成果，构建得到低频速度模型数据体；
对所述低频速度模型数据体和所述三维地震偏移数据体进行波阻抗约束反演，得到所述待预测区域的波阻抗数据体和纵波速度数据体；
计算所述待预测区域的密度数据体
Figure FDA0003630622400000033
其中，Z(x,y,t)为所述波阻抗数据体；VP(x,y,t)为所述纵波速度数据体。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述波阻抗数据体、所述密度数据体和所述纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体的步骤，包括：
计算储层上覆地层压力数据体
Figure FDA0003630622400000034
其中，△t为所述波阻抗数据体的时间采样率，g为重力加速度，Z(x,y,tj)为所述波阻抗数据体；
计算纵波模量数据体
Figure FDA0003630622400000042
其中，ρ(x,y,ti)为所述密度数据体；VP(x,y,ti)为所述纵波速度数据体。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述拟合参数、所述纵波速度数据体和所述纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体的步骤，包括：
计算页岩储层等效应力数据体
Figure FDA0003630622400000041
其中，a0、a1和a2为所述拟合参数，VP(x,y,ti)为所述纵波速度数据体；M(x,y,ti)为纵波模量数据体。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述储层上覆地层压力数据体和所述页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力的步骤，包括：
计算页岩储层孔隙压力数据体P(x,y,ti)＝SV(x,y,ti)-Seff(x,y,ti)；其中，SV(x,y,ti)为所述储层上覆地层压力数据体；Seff(x,y,ti)为所述页岩储层等效应力数据体；
从预先采集的三维地震偏移数据体中提取页岩储层层位时间；
按照所述页岩储层层位时间中，各个地震道对应的层位时间，从所述页岩储层孔隙压力数据体中提取所述层位时间对应的孔隙压力值，得到页岩储层孔隙压力预测结果。
8.一种三维页岩储层孔隙压力预测装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取待预测区域的密度测井曲线、纵波速度测井曲线、页岩储层实测孔隙压力值和三维地震偏移数据体；
上覆地层压力和纵波模量确定模块，用于根据所述密度测井曲线和所述纵波速度测井曲线，确定所述待预测区域的页岩储层的上覆地层压力和纵波模量；
页岩储层等效应力确定模块，用于根据所述上覆地层压力和所述页岩储层实测孔隙压力值，确定页岩储层等效应力；
拟合模块，用于将所述页岩储层实测孔隙压力值作为约束条件，通过多元线性回归的方式拟合所述纵波速度测井曲线、所述页岩储层等效应力和所述纵波模量，得到拟合参数；
反演模块，用于根据所述密度测井曲线和所述纵波速度测井曲线，利用所述三维地震偏移数据体，通过测井约束波阻抗反演得到所述待预测区域的波阻抗数据体、密度数据体和纵波速度数据体；
储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体确定模块，用于根据所述波阻抗数据体、所述密度数据体和所述纵波速度数据体，确定储层上覆地层压力数据体和纵波模量数据体；
页岩储层等效应力数据体确定模块，用于根据所述拟合参数、所述纵波速度数据体和所述纵波模量数据体，确定页岩储层等效应力数据体；
页岩储层孔隙压力确定模块，用于根据所述储层上覆地层压力数据体和所述页岩储层等效应力数据体，确定页岩储层孔隙压力；
拟合模块，还用于建立方程VP0(z)＝a0+a1Seff0(z)+a2M0(z)；其中，VP0(z)为所述纵波速度测井曲线，a0、a1和a2为拟合参数；Seff0(z)为所述页岩储层等效应力、M0(z)为所述纵波模量；通过多元线性回归的方式求解所述方程，得到所述拟合参数a0、a1和a2的值。
9.一种电子设备，其特征在于，包括：处理器、存储介质和总线，所述存储介质存储有所述处理器可执行的机器可读指令，当电子设备运行时，所述处理器与所述存储介质之间通过总线通信，所述处理器执行所述机器可读指令，以执行时执行如权利要求1至7任一所述的三维页岩储层孔隙压力预测方法的步骤。
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