CN113449427B - 一种确定页岩压力分布的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种确定页岩压力分布的方法，该方法包括：获取实测目的层的压力参数、应力参数和应变关系参数；根据所述压力参数、所述应力参数和所述应变关系参数，分别确定对应的第一指数、第二指数和第三指数；根据所述第一指数、所述第二指数和所述第三指数和预设的毕渥数，确定预测压力，并基于所述预测压力，判断可能存在油气的区域。本发明基于压力参数、应力参数和应变关系参数，建立对应的压力场预测方法，进而模拟压力场，预测油气可能的生成。

Description

一种确定页岩压力分布的方法

技术领域

本发明涉及石油地质探测技术领域，尤其涉及一种确定页岩压力分布的方法。

背景技术

石油勘探是指为了寻找和查明油气资源，相关人员往往需要利用各种勘探手段了解地下的地质状况，进而预测油气可能存在的区域。地球内圈中的应力称地应力，地应力在能源开采过程中有着重要的意义；地应力与地形变相关，同时岩石性质也发生相应的变化。地应力是通过地形变测量、变形岩石的物理参数的测定，再进行地质分析、研究与计算求得的。

常用的地应力预测方法包括测量法、测井计算法、数值模拟法和地震预测法。其中，测量法准确，但数据量太少，连续性差，成本高，不适用于域性应力预测。通过已有测井资料发展起来的测井计算法，数据量大，信息丰富，在实际勘探中适用性强，但只能得到井点处的应力值。地震预测法虽然在测井计算法的基础上引入地震数据的约束，能更准确地反映井间信息，得到三维区内连续分布的应力数据，基于地震、地质及测井资料，利用岩石重力方程及地层有效应力原理分别求取垂向上和水平方向的应力分布，但是地震测井模型道受地震采样率的限制，小于地震采样率的薄层在模型道中被平滑而不能分辨，采样率决定了反演所能达到的分辨薄层的最大限度。且测井约束反演的分辨率与所采用的反演技术有关，另外地层岩性的横向分布具有不确定性,其分布宽度、走向、展布形态等是多变的。同时,受地震资料的信噪比、振幅、相位等因素的影响,目前的反演算法还不能反映诸多复杂的地质因素。研究认为,测井约束反演技术在岩性相对稳定的条件下,能较好地反映储层的横向变化,而在岩性、岩相横向多变地区,预测结果的横向分辨率不够，容易导致预测陷阱。因此，如何提高预测油气区域的准确性是亟待解决的问题。

发明内容

有鉴于此，有必要提供一种确定页岩压力分布的方法，用以实现提高油气区域预测准确性的目的。

本发明提供一种确定页岩压力分布的方法，包括：

获取实测目的层的压力参数、应力参数和应变关系参数；

根据所述压力参数、所述应力参数和所述应变关系参数，分别确定对应的第一指数、第二指数和第三指数；

根据所述第一指数、所述第二指数和所述第三指数和预设的毕渥数，确定预测压力，并基于所述预测压力，判断可能存在油气的区域。

进一步地，所述压力参数包括有效地层压力，所述应力参数包括泊松比，所述第一指数的确定包括：

根据所述泊松比和所述有效地层压力，确定第一乘积；

根据所述泊松比和预设的第一常数，确定第一差值；

根据所述第一乘积和所述第一差值，确定所述第一指数。

进一步地，所述第一指数通过如下公式表示：

其中，L₁表示所述第一指数，μ表示所述泊松比，σ_V表示所述有效地层压力，K₁表示所述第一常数。

进一步地，所述有效地层压力通过所述实测目的层的密度、重力加速度和深度的乘积确定。

进一步地，所述压力参数包括有效地层压力，所述应力参数包括泊松比、最小水平主应力，所述第二指数的确定包括：

根据所述泊松比和所述最小水平主应力，确定第二乘积；

根据所述泊松比和预设的第二常数，确定第二差值；

根据所述第二乘积和所述第二差值，确定所述第二指数。

进一步地，所述第二指数通过如下公式表示：

其中，L₂表示所述第一指数，μ表示所述泊松比，σ_h表示所述最小水平主应力，K₂表示所述第二常数。

进一步地，所述应力参数包括泊松比，所述应变关系参数包括弹性模量、最小水平应变和最大水平应变，所述第三指数的确定包括：

将所述最小水平应变以及所述最大水平应变之和与所述弹性模量进行相乘，确定第三乘积；

根据所述泊松比、预设的第三常数和预设的第四常数，确定第五乘积；

根据所述第三乘积和所述第五乘积，确定所述第三指数。

进一步地，所述第三指数通过如下公式表示：

其中，L₃表示所述第三指数，μ表示所述泊松比，E表示所述弹性模量，ε_h表示所述最小水平应变，ε_H表示所述最大水平应变，K₃表示所述第三常数，K₄表示所述第四常数。

进一步地，所述根据所述第一指数、所述第二指数和所述第三指数和预设的毕渥数，确定预测压力包括：

将所述第一指数、所述第二指数和所述第三指数进行加减运算，确定综合系数；

根据所述综合系数和所述毕渥数之商，确定所述预测压力。

进一步地，所述基于所述预测压力，判断可能存在油气的区域包括：

根据所述预测压力和所述实测目的层对应的静水压力之商，确定对应的压力系数；

若所述压力系数异常，则预测所述实测目的层为可能存在油气的区域。

与现有技术相比，本发明的有益效果包括：首先，对实测目的层的压力参数、应力参数和应变关系参数进行有效获取，反馈实测目的层的压力情况、应力情况、应变关系情况；然后，结合多种参数，确定不同的第一指数、第二指数和第三指数；最后，通过第一指数、第二指数和第三指数，综合多方面因素，确定实测目的层的预测压力，并基于此进行判断是否是可能存在油气的区域。综上，本发明基于压力参数、应力参数和应变关系参数，建立对应的压力场预测方法，进而模拟压力场，预测油气可能的生成。

附图说明

图1为本发明提供的确定页岩压力分布的系统一实施例的场景示意图；

图2为本发明提供的确定页岩压力分布的方法一实施例的流程示意图；

图3为本发明提供的图2中步骤S2确定第一指数一实施例的流程示意图；

图4为本发明提供的泊松比一实施例的生成示意图；

图5为本发明提供的密度一实施例的生成示意图；

图6为本发明提供的深度一实施例的生成示意图；

图7为本发明提供的第一指数一实施例的生成示意图；

图8为本发明提供的图2中步骤S2确定第二指数一实施例的流程示意图；

图9为本发明提供的最小水平主应力一实施例的生成示意图；

图10为本发明提供的第二指数一实施例的生成示意图；

图11为本发明提供的图2中步骤S2确定第三指数一实施例的流程示意图；

图12为本发明提供的弹性模量一实施例的生成示意图；

图13为本发明提供的最小水平应变一实施例的生成示意图；

图14为本发明提供的最大水平应变一实施例的生成示意图；

图15为本发明提供的第三指数一实施例的生成示意图；

图16为本发明提供的确定预测压力一实施例的流程示意图；

图17为本发明提供的预测压力一实施例的生成示意图；

图18为本发明提供的判断可能存在油气的区域一实施例的流程示意图；

图19为本发明提供的确定页岩压力分布的装置一实施例的结构示意图。

具体实施方式

下面结合附图来具体描述本发明的优选实施例，其中，附图构成本申请一部分，并与本发明的实施例一起用于阐释本发明的原理，并非用于限定本发明的范围。

在本发明的描述中，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。此外，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。

在本发明的描述中，提及“实施例”意味着，结合实施例描述的特定特征、结构或特性可以包含在本发明的至少一个实施例中。在说明书中的各个位置出现该短语并不一定均是指相同的实施例，也不是与其它实施例互斥的独立的或备选的实施例。本领域技术人员显式地和隐式地理解的是，所描述的实施例可以与其它实施例相结合。

本发明提供了一种确定页岩压力分布的方法，应用于油气勘探过程中，依据压力场的预测，模拟压力场，为进一步提高油气区域预测准确性提供了新思路。以下分别进行详细说明：

本发明实施例提供了一种确定页岩压力分布的系统，图1为本发明提供的确定页岩压力分布的系统一实施例的场景示意图，该系统可以包括服务器100，服务器100中集成有确定页岩压力分布的装置，如图1中的服务器。

本发明实施例中服务器100主要用于：

获取实测目的层的压力参数、应力参数和应变关系参数；

根据所述压力参数、所述应力参数和所述应变关系参数，分别确定对应的第一指数、第二指数和第三指数；

根据所述第一指数、所述第二指数和所述第三指数和预设的毕渥数，确定预测压力，并基于所述预测压力，判断可能存在油气的区域。

本发明实施例中，该服务器100可以是独立的服务器，也可以是服务器组成的服务器网络或服务器集群，例如，本发明实施例中所描述的服务器100，其包括但不限于计算机、网络主机、单个网络服务器、多个网络服务器集或多个服务器构成的云服务器。其中，云服务器由基于云计算(Cloud Computing)的大量计算机或网络服务器构成。

可以理解的是，本发明实施例中所使用的终端200可以是既包括接收和发射硬件的设备，即具有能够在双向通信链路上，执行双向通信的接收和发射硬件的设备。这种设备可以包括：蜂窝或其他通信设备，其具有单线路显示器或多线路显示器或没有多线路显示器的蜂窝或其他通信设备。具体的终端200可以是台式机、便携式电脑、网络服务器、掌上电脑(Personal Digital Assistant，PDA)、移动手机、平板电脑、无线终端设备、通信设备、嵌入式设备等，本实施例不限定终端200的类型。

本领域技术人员可以理解，图1中示出的应用环境，仅仅是与本发明方案一种应用场景，并不构成对本发明方案应用场景的限定，其他的应用环境还可以包括比图1中所示更多或更少的终端，例如图1中仅示出2个终端，可以理解的，该确定页岩压力分布的系统还可以包括一个或多个其他终端，具体此处不作限定。

另外，如图1所示，该确定页岩压力分布的系统还可以包括存储器200，用于存储数据，如压力参数、应力参数和应变关系参数等。

需要说明的是，图1所示的确定页岩压力分布的系统的场景示意图仅仅是一个示例，本发明实施例描述的确定页岩压力分布的系统以及场景是为了更加清楚的说明本发明实施例的技术方案，并不构成对于本发明实施例提供的技术方案的限定，本领域普通技术人员可知，随着确定页岩压力分布的系统的演变和新业务场景的出现，本发明实施例提供的技术方案对于类似的技术问题，同样适用。

本发明实施例提供了一种确定页岩压力分布的方法，结合图2来看，图2为本发明提供的确定页岩压力分布的方法一实施例的流程示意图，包括步骤S1至步骤S3，其中：

在步骤S1中，获取实测目的层的压力参数、应力参数和应变关系参数；

在步骤S2中，根据所述压力参数、所述应力参数和所述应变关系参数，分别确定对应的第一指数、第二指数和第三指数；

在步骤S3中，根据所述第一指数、所述第二指数和所述第三指数和预设的毕渥数，确定预测压力，并基于所述预测压力，判断可能存在油气的区域。

在本发明实施例中，首先，对实测目的层的压力参数、应力参数和应变关系参数进行有效获取，反馈实测目的层的压力情况、应力情况、应变关系情况；然后，结合多种参数，确定不同的第一指数、第二指数和第三指数；最后，通过第一指数、第二指数和第三指数，综合多方面因素，确定实测目的层的预测压力，并基于此进行判断是否是可能存在油气的区域。

作为优选的实施例，所述压力参数包括有效地层压力，所述应力参数包括泊松比，结合图3来看，图3为本发明提供的图2中步骤S2确定第一指数一实施例的流程示意图，包括步骤S301至步骤S303，其中：

在步骤S301中，根据所述泊松比和所述有效地层压力，确定第一乘积；

在步骤S302中，根据所述泊松比和预设的第一常数，确定第一差值；

在步骤S303中，根据所述第一乘积和所述第一差值，确定所述第一指数。

在本发明实施例中，有效结合有效地层压力、泊松比，以此高效确定第一指数，以便后续压力场的预测。

作为优选的实施例，所述第一指数通过如下公式表示：

其中，L₁表示所述第一指数，μ表示所述泊松比，σ_V表示所述有效地层压力，K₁表示所述第一常数。

在本发明实施例中，基于上述公式，结合多方面参数，高效确定第一指数。其中，K₁优选值为1。

作为优选的实施例，所述有效地层压力通过所述实测目的层的密度、重力加速度和深度的乘积确定。在本发明实施例中，有效地层压力σ_V的算法为ρgh，即密度、重力加速度和深度的乘积。

在本发明一个具体的实施例中，结合图4、图5、图6、图7说明，图4为本发明提供的泊松比一实施例的生成示意图，图5为本发明提供的密度一实施例的生成示意图，图6为本发明提供的深度一实施例的生成示意图，图7为本发明提供的第一指数一实施例的生成示意图。

作为优选的实施例，所述应力参数包括泊松比、最小水平主应力，结合图8来看，图8为本发明提供的图2中步骤S2确定第二指数一实施例的流程示意图，包括步骤S801至步骤S803，其中：

在步骤S801中，根据所述泊松比和所述最小水平主应力，确定第二乘积；

在步骤S802中，根据所述泊松比和预设的第二常数，确定第二差值；

在步骤S803中，根据所述第二乘积和所述第二差值，确定所述第二指数。

在本发明实施例中，有效结合泊松比、最小水平主应力，以此高效确定第二指数，以便后续压力场的预测。

作为优选的实施例，所述第二指数通过如下公式表示：

其中，L₂表示所述第一指数，μ表示所述泊松比，σ_h表示所述最小水平主应力，K₂表示所述第二常数。

在本发明实施例中，基于上述公式，结合多方面参数，高效确定第二指数。其中，K₂的优选值为1。

在本发明一个具体的实施例中，结合图9、图10说明，图9为本发明提供的最小水平主应力一实施例的生成示意图，图10为本发明提供的第二指数一实施例的生成示意图。

作为优选的实施例，所述应力参数包括泊松比，所述应变关系参数包括弹性模量、最小水平应变和最大水平应变，结合图11来看，图11为本发明提供的图2中步骤S2确定第三指数一实施例的流程示意图，包括步骤S1101至步骤S1103，其中：

在步骤S1101中，将所述最小水平应变以及所述最大水平应变之和与所述弹性模量进行相乘，确定第三乘积；

在步骤S1102中，根据所述泊松比、预设的第三常数和预设的第四常数，确定第五乘积；

在步骤S1103中，根据所述第三乘积和所述第五乘积，确定所述第三指数。

在本发明实施例中，有效结合最小水平应变、最大水平应变、弹性模量以及泊松比，以此高效确定第三指数，以便后续压力场的预测。

作为优选的实施例，所述第三指数通过如下公式表示：

其中，L₃表示所述第三指数，μ表示所述泊松比，E表示所述弹性模量，ε_h表示所述最小水平应变，ε_H表示所述最大水平应变，K₃表示所述第三常数，K₄表示所述第四常数。

在本发明实施例中，基于上述公式，结合多方面参数，高效确定第三指数。其中，K₃、K₄的优选值为1。

在本发明一个具体的实施例中，结合图12、图13、图14、图15说明，图12为本发明提供的弹性模量一实施例的生成示意图，图13为本发明提供的最小水平应变一实施例的生成示意图，图14为本发明提供的最大水平应变一实施例的生成示意图，图15为本发明提供的第三指数一实施例的生成示意图。

作为优选的实施例，结合图16来看，图16为本发明提供的确定预测压力一实施例的流程示意图，包括步骤S1601至步骤S1602，其中：

在步骤S1601中，将所述第一指数、所述第二指数和所述第三指数进行加减运算，确定综合系数；

在步骤S1602中，根据所述综合系数和所述毕渥数之商，确定所述预测压力。

在本发明实施例中，基于第一指数、第二指数和第三指数，并结合毕渥数，对预测压力进行有效的确定。

作为具体的实施例，预测压力通过如下公式确定：

其中，α表示毕渥数，P_p表示预测压力，

表示第一指数，

表示第二指数，

表示第三指数。

在本发明一个具体的实施例中，结合图17来看，图17为本发明提供的预测压力一实施例的生成示意图。需要说明的是，计算出模拟工作区域的压力值P_p，并与工作区井位实测压力数据进行对比后，发现与实测数据相吻合，证明该公式确实可行。

作为优选的实施例，结合图18来看，图18为本发明提供的判断可能存在油气的区域一实施例的流程示意图，包括步骤S1801至步骤S1802，其中：

在步骤S1801中，根据所述预测压力和所述实测目的层对应的静水压力之商，确定对应的压力系数；

在步骤S1802中，若所述压力系数异常，则预测所述实测目的层为可能存在油气的区域。

在本发明实施例中，本公式求出P_p后除以该地区静水压力所得压力系数，若压力系数异常，则可预测其为油气有可能的生成区。一般而言，压力系数越大，则油气存在的可能性越大。

本发明实施例还提供了一种确定页岩压力分布的装置，结合图19来看，图19为本发明提供的确定页岩压力分布的装置一实施例的结构示意图，包括：

获取单元1901：用于获取实测目的层的压力参数、应力参数和应变关系参数；

处理单元1902：用于根据所述压力参数、所述应力参数和所述应变关系参数，分别确定对应的第一指数、第二指数和第三指数；

预测单元1903：用于根据所述第一指数、所述第二指数和所述第三指数和预设的毕渥数，确定预测压力，并基于所述预测压力，判断可能存在油气的区域。

确定页岩压力分布的装置的各个单元的更具体实现方式可以参见对于本发明的确定页岩压力分布的方法的描述，且具有与之相似的有益效果，在此不再赘述。

本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时，实现如上所述的确定页岩压力分布的方法。

一般来说，用于实现本发明方法的计算机指令的可以采用一个或多个计算机可读的存储介质的任意组合来承载。非临时性计算机可读存储介质可以包括任何计算机可读介质，除了临时性地传播中的信号本身。

计算机可读存储介质例如可以是——但不限于——电、磁、光、电磁、红外线、或半导体的系统、装置或器件，或者任意以上的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：具有一个或多个导线的电连接、便携式计算机磁盘、硬盘、随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦式可编程只读存储器(EPROM或闪存)、光纤、便携式紧凑磁盘只读存储器(CD-ROM)、光存储器件、磁存储器件、或者上述的任意合适的组合。在本文件中，计算机可读存储介质可以是任何包含或存储程序的有形介质，该程序可以被指令执行系统、装置或者器件使用或者与其结合使用。

可以以一种或多种程序设计语言或其组合来编写用于执行本发明操作的计算机程序代码，程序设计语言包括面向对象的程序设计语言—诸如Java、Smalltalk、C++，还包括常规的过程式程序设计语言—诸如“C”语言或类似的程序设计语言，特别是可以使用适于神经网络计算的Python语言和基于TensorFlow、PyTorch等平台框架。程序代码可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络——包括局域网(LAN)或广域网(WAN)—连接到用户计算机，或者，可以连接到外部计算机(例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接)。

本发明实施例还提供了一种计算设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行程序时，实现如上所述的确定页岩压力分布的方法。

根据本发明上述实施例提供的计算机可读存储介质和计算设备，可以参照根据本发明实现如上所述的确定页岩压力分布的方法具体描述的内容实现，并具有与如上所述的确定页岩压力分布的方法类似的有益效果，在此不再赘述。

本发明公开了一种确定页岩压力分布的方法，首先，对实测目的层的压力参数、应力参数和应变关系参数进行有效获取，反馈实测目的层的压力情况、应力情况、应变关系情况；然后，结合多种参数，确定不同的第一指数、第二指数和第三指数；最后，通过第一指数、第二指数和第三指数，综合多方面因素，确定实测目的层的预测压力，并基于此进行判断是否是可能存在油气的区域。

本发明技术方案，考虑了可变导向车道和交叉口信号控制之间的动态交互关系，提出的双层模型实现了车道空间资源和信号控制时间资源的协调优化，能够有效提升路网整体运行效率。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，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，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种确定页岩压力分布的方法，其特征在于，包括：

获取实测目的层的压力参数、应力参数和应变关系参数；

根据所述压力参数、所述应力参数和所述应变关系参数，分别确定对应的第一指数、第二指数和第三指数；

根据所述第一指数、所述第二指数和所述第三指数和预设的毕渥数，确定预测压力，并基于所述预测压力，判断可能存在油气的区域；

其中，所述压力参数包括有效地层压力，所述应力参数包括泊松比，所述应变关系参数包括弹性模量、最小水平应变和最大水平应变，所述第三指数的确定包括：

将所述最小水平应变以及所述最大水平应变之和与所述弹性模量进行相乘，确定第三乘积；

根据所述泊松比、预设的第三常数和预设的第四常数，确定第五乘积；

根据所述第三乘积和所述第五乘积，确定所述第三指数；

其中，所述应力参数包括泊松比，所述第一指数的确定包括：

根据所述泊松比和所述有效地层压力，确定第一乘积；

根据所述泊松比和预设的第一常数，确定第一差值；

根据所述第一乘积和所述第一差值，确定所述第一指数；

其中，所述压力参数包括有效地层压力，所述应力参数包括泊松比、最小水平主应力，所述第二指数的确定包括：

根据所述泊松比和所述最小水平主应力，确定第二乘积；

根据所述泊松比和预设的第二常数，确定第二差值；

根据所述第二乘积和所述第二差值，确定所述第二指数。

2.根据权利要求1所述的确定页岩压力分布的方法，其特征在于，所述第一指数通过如下公式表示：

其中，L₁表示所述第一指数，μ表示所述泊松比，σ_V表示所述有效地层压力，K₁表示所述第一常数。

3.根据权利要求1所述的确定页岩压力分布的方法，其特征在于，所述有效地层压力通过所述实测目的层的密度、重力加速度和深度的乘积确定。

4.根据权利要求1所述的确定页岩压力分布的方法，其特征在于，所述第二指数通过如下公式表示：

其中，L₂表示所述第一指数，μ表示所述泊松比，σ_h表示所述最小水平主应力，K₂表示所述第二常数。

5.根据权利要求1所述的确定页岩压力分布的方法，其特征在于，所述第三指数通过如下公式表示：

其中，L₃表示所述第三指数，μ表示所述泊松比，E表示所述弹性模量，ε_h表示所述最小水平应变，ε_H表示所述最大水平应变，K₃表示所述第三常数，K₄表示所述第四常数。

6.根据权利要求1所述的确定页岩压力分布的方法，其特征在于，所述根据所述第一指数、所述第二指数和所述第三指数和预设的毕渥数，确定预测压力包括：

将所述第一指数、所述第二指数和所述第三指数进行加减运算，确定综合系数；

根据所述综合系数和所述毕渥数之商，确定所述预测压力。

7.根据权利要求1所述的确定页岩压力分布的方法，其特征在于，所述基于所述预测压力，判断可能存在油气的区域包括：

根据所述预测压力和所述实测目的层对应的静水压力之商，确定对应的压力系数；

若所述压力系数异常，则预测所述实测目的层为可能存在油气的区域。

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