CN113605879B - 煤储层原始地层压力的计算方法及装置 - Google Patents

Abstract

本申请提供一种煤储层原始地层压力的计算方法及装置，其中，方法包括：采集煤储层数据，所述煤储层数据包括油管压力；基于所述煤储层数据，获得所述油管压力对应的无因次时间；对以所述油管压力和无因次时间为坐标的散点进行分段线性拟合，得到多个线段对应的多个线性函数；基于无因次时间阈值，从所述多个线性函数中选出一个目标线性函数；基于所述目标线性函数的截距，获得煤储层原始地层压力。本申请提供的煤储层原始地层压力的计算方法应用范围广，解决了低压、低渗、低产量以及无注水压降测试井区域的煤储层原始地层压力无法确定的问题。

Description

煤储层原始地层压力的计算方法及装置

技术领域

本申请涉及煤储层开发技术，尤其涉及一种煤储层原始地层压力的计算方法及装置。

背景技术

煤储层的原始地层压力是开发煤层气藏首要的关键参数。根据煤储层原始地层压力可进行煤层气藏类型的划分、煤层气的储量计算、排采制度的优化设计等，以进行煤层气藏的开发。

现有技术主要通过油气井中途测试(DST)和注水压降试井方法确定煤储层原始地层压力。DST是在煤气井正常钻进过程中，利用地层测试仪器进行测压、求产、取样，以获得动态条件下的煤气层参数。注水压降试井方法是用以一定排量和低于煤储层破裂压力的注入压力将水或KCl水溶液注入地层，然后关井进行压力恢复测试，通过压力计记录注入和关井阶段的井底压力随时间的变化，进而确定原始地层压力的试井方法。

现有技术中DST对于低压、低渗地层测得的数据不够精准甚至无法测得需求的数据。而注水压降试井方法对低压、低渗地层的测试成功率高，但其仅能获取采取注水压降测试的井对应的区域的数据。当煤层气藏的井区无注水压降测试井时，则无法用注水压降试井方法确定原始地层压力。现有技术确定煤储层原始地层压力的方法均存在应用范围窄，获得的数据不全面的问题。亟需一种应用范围广且能获得每一煤层气藏生产井的原始地层压力的方法。

发明内容

本申请提供一种煤储层原始地层压力的计算方法及装置，以解决现有技术确定煤储层原始地层压力的方法应用范围窄，获得的数据不全面的问题。

第一方面，本申请提供一种煤储层原始地层压力的计算方法，包括：

采集煤储层数据，所述煤储层数据包括油管压力；

基于所述煤储层数据，获得所述油管压力对应的无因次时间；

对以所述油管压力和无因次时间为坐标的散点进行分段线性拟合，得到多个线段对应的多个线性函数；

基于无因次时间阈值，从所述多个线性函数中选出一个目标线性函数；

基于所述目标线性函数的截距，获得煤储层原始地层压力。

第二方面，本申请提供一种装置，包括：

处理器和存储器；

所述存储器存储所述处理器可执行指令；

其中，所述处理器执行所述存储器存储的可执行指令，使得所述处理器执行如上所述的煤储层原始地层压力的计算方法。

第三方面，本申请提供一种存储介质，所述存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如上所述的煤储层原始地层压力的计算方法。

第四方面，本申请提供一种程序产品，包括计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现如上所述的方法。

本申请提供的煤储层原始地层压力的计算方法及装置，通过对煤储层开采过程中每一生产井的煤储层的基本参数和煤储层压裂后的油管压力以及油管压力对应的无因次时间进行处理，计算确定出了每一生产井的煤储层原始地层压力。本申请提供的煤储层原始地层压力的计算方法应用范围广，解决了低压、低渗、低产量以及无注水压降测试井区域的煤储层原始地层压力无法确定的问题。

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一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本申请的一些实施例，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为本申请实施例提供的煤储层原始地层压力的计算方法的系统示意图；

图2为本申请实施例提供的煤储层原始地层压力的计算方法的流程示意图一；

图3为本申请实施例提供的煤储层原始地层压力的计算方法的流程示意图二；

图4为本申请实施例提供的W井油管压力与无因次时间线性拟合图。

具体实施方式

为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，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作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

图1为本申请实施例提供的煤储层原始地层压力的计算方法的系统示意图。如图1所示，本实施例提供的煤储层原始地层压力的的计算方法的系统包括：煤储层的生产井11，油管12，检测设备13以及测井设备14。油管12置于生产井11中，且油管12和煤储层连通。油管12与检测设备13连接，检测设备13还与测井设备14连接。测井设备14在测井阶段与生产井11连接。进一步地，检测设备13包括测量探头131，处理器132以及存储器133。

具体地，在煤储层开采过程中的测井阶段，测井设备14采集生产井11对应区域的煤储层的基本参数并存储在测井设备14中。进一步地，煤储层的基本参数包括煤层埋深、煤储层厚度、压裂液密度、总压裂液量、压裂液稳定排量、压裂液体积系数以及压裂液粘度。在煤储层水力压裂阶段，地面与煤储层的唯一通道为油管12。工作人员通过油管12向生产井11中注入压裂液进行煤储层压裂，压裂后对生产井11进行井口关井处理即对油管12近地面端管口进行密封处理。随后，检测设备13通过测量探头131测量煤储层的压裂数据。可选地，测量探头131可以是电子压力计。进一步地，压裂数据包括油管压力和压裂后关井时间，其中油管压力通过测量探头131对油管12近地面端管口进行压力测量得到。然后检测设备13通过处理器132获取测量探头131测得的压裂数据，并将获取的压裂数据储存在存储器133中。此外，处理器132从测井设备14中获取煤储层的基本参数并储存在存储器133中。最后，处理器132对存储器133中储存的煤储层的基本参数和压裂数据进行处理，获得煤储层的原始地层压力。进一步地，处理器132对存储器133中储存的煤储层的基本参数和压裂数据进行处理，还可对关井期间的煤储层压裂后裂缝网络渗透率的变化趋势进行判断。可选地，存储器133实时存储处理器132获取和处理后的数据以供复用。

在现有确定原始地层压力的技术中，DST通过将测量仪器深入到煤储层直接测量原始地层压力。对于低压、低渗地层由于生产井中煤层气产量低，DST测试时通常达不到DST测试所需的径向流，常导致DST测试失败。而注水压降试井方法测试成功率高，但其仅能适用于采取注水压降测试的井以获取对应区域的数据，而无注水压降测试井的区域的原始地层压力则无法通过该方法确定。且注水压降试井方法需要将压力测量仪器深入井底测量井底流压，对压力测量仪器损伤较大。

本实施例的主要改进点在于对煤储层基本参数和煤储层压裂后的压裂数据进行处理，获得煤储层的原始地层压力，此外，还可实现对关井期间的煤储层压裂后裂缝网络渗透率的变化趋势进行判断。目前在进行煤储层开采时，煤储层生产井通常都需要进行煤储层压裂处理。因此，本实施例提供的确定煤储层原始地层压力的方法适用于所有需进行煤储层压裂的煤储层生产井。此外，煤储层压裂后的压裂数据通过测量探头131直接从油管12的近地面端管口即井口就可测得，无需向井底深入测量仪器。压裂数据的测量操作简单，对测量设备无损伤。本实施例提供的方法解决了现有技术确定原始地层压力应用范围窄的问题，实现了对每一生产井对应煤储层区域的煤储层原始地层压力的计算确定。本实施例提供的方法还实现了对每一生产井关井期间的煤储层压裂后裂缝网络渗透率的变化趋势进行判断。

图2为本申请实施例提供的煤储层原始地层压力的计算方法的流程示意图一。本实施例是在图1的基础上对煤储层原始地层压力的计算方法流程进行详细说明。本实施例的执行主体可以为图1所示实施例中的处理器132，该方法包括：

S201、采集煤储层数据，煤储层数据包括油管压力；

具体而言，处理器132采集每一生产井11的煤储层数据，具体地，处理器132从测量探头131中获取其测得的每一生产井11的煤储层的压裂数据，从测井设备14中获取其测得的每一生产井11的煤储层的基本参数。测量探头131测得煤储层的压裂数据以及测井设备14测得煤储层的基本参数的具体实现方式和数据种类与上述图1所示实施例中的测得方式类似，本实施例此处不再赘述。处理器132采集的每一生产井11的煤储层数据参考表1和表2所示。

表1 W井的基本参数

参数	取值	单位
			煤层埋深H	755.49	m
煤储层厚度h	4.9	m
			压裂液密度ρ<sub>1</sub>	1000	kg/m<sup>3</sup>
总压裂液量V<sub>1</sub>	650	m<sup>3</sup>
			压裂液稳定排量q<sub>1</sub>	8	m<sup>3</sup>/min
压裂液体积系数B<sub>1</sub>	1	m<sup>3</sup>/sm<sup>3</sup>
			压裂液粘度μ<sub>1</sub>	1.5	mPa·s

表2 W井的压裂数据

S202、基于煤储层数据，获得油管压力对应的无因次时间；

具体而言，处理器132将获取的每一生产井11的煤储层数据中的总压裂液量V₁、压裂液稳定排量q₁以及压裂后关井时间Δt，采用如下公式进行处理获得油管压力p_t对应的无因次时间t_w：

其中，

具体地，处理器132将表1中W井的总压裂液量V₁、压裂液稳定排量q₁的数值按和表2中W井的压裂后关井时间Δt的数值，按上述公式进行处理，获得表2中W井的油管压力p_t对应的无因次时间t_w。然后，处理器132获得与表2对应的W井处理后的压裂数据，即W井的油管压力p_t和无因次时间t_w数据，具体参考表3所示。

表3 W井处理后的压裂数据

S203、对以油管压力和无因次时间为坐标的散点进行分段线性拟合，得到多个线段对应的多个线性函数；

具体而言，处理器132以步骤S202确定的油管压力p_t和无因次时间t_w为坐标轴，得到每一生产井11的油管压力p_t以及对应的无因次时间t_w的散点。处理器132对每一生产井11的对应的散点进行分段线性拟合，得到每一生产井11的油管压力p_t和无因次时间t_w的多个线性函数。可选地，处理器132以步骤S202确定的油管压力p_t和无因次时间t_w为坐标分别绘制每一生产井11对应的散点图。然后，处理器132在每一生产井11对应的散点图基础上进行分段线性拟合，得到每一生产井11油管压力p_t和无因次时间t_w的多个线性函数。多个线性函数用统一公式表示为：p_t＝mt_w+b，其中，m为线性函数的斜率m，b为线性函数的截距。

进一步地，b具体为线性函数的油管压力坐标轴截距b。

具体地，由于处理器132在每一生产井11对应的散点图基础上进行分段线性拟合，因此获得的多个线段中，各线段对应的线性函数p_t＝mt_w+b中的斜率m和截距b各不相同，所以分段线性拟合后获得不同的多个线性函数。

可选地，处理器132在每一生产井11对应的散点图基础上进行分段线性拟合，可以是处理器132在每一生产井11对应的散点图基础上将散点图分成三段进行线性拟合，进而得到每一生产井11油管压力p_t和无因次时间t_w的三个线性函数。

具体地，图4为本申请实施例提供的W井油管压力与无因次时间线性拟合图。如图4所示，处理器132以步骤S202确定的表3所示的W井的油管压力p_t和无因次时间t_w为坐标，绘制W井的油管压力p_t和无因次时间t_w的散点图。然后，处理器132对W井的油管压力p_t和无因次时间t_w的散点图分三段进行线性拟合，得到三个线性函数。具体地，处理器132对W井的油管压力p_t和无因次时间t_w的散点图分三段进行线性拟合，拟合后线段分别为线段401、线段402、线段403，每一线段对应一个线性函数。

S204、基于无因次时间阈值，从多个线性函数中选出一个目标线性函数；

具体而言，处理器132预先设置一个无因次时间阈值，从步骤S203分段线性拟合的多个线段中，选出散点的无因次时间小于预设阈值的散点对应的线段作为目标线段。目标线段所对应的线性函数作为目标线性函数。

具体地，如图4所示，处理器132预先设置无因次时间阈值为1.163。无因次时间小于1.163的散点对应的拟合后线段为线段401，则选择线段401作为目标线段。线段401对应的线性函数p_t＝mt_w+b则被选作为目标线性函数，具体地，线段401对应的线性函数p_t＝mt_w+b具体为p_t＝5.0363t_w-0.6865。

S205、基于目标线性函数的截距，获得煤储层原始地层压力；

具体而言，处理器132结合每一生产井11的煤储层数据中的压裂液密度ρ₁、煤层埋深H以及重力加速度g，采用如下公式确定出每一生产井11的井筒液柱压降Δp₁：

Δp_l＝10^-6ρ₁gH；

接着，处理器基于步骤S204获得每一生产井11的油管压力p_t和无因次时间t_w的目标线性函数的油管压力p_t坐标轴截距b，并结合每一生产井11的井筒液柱压降Δp₁，采用如下公式确定煤储层的原始地层压力p_i：

p_i＝b+Δp_l；

其中，Δp₁为井筒液柱压降，ρ₁为压裂液密度，H为煤层埋深，g为重力加速度，b为油管压力坐标轴截距。

具体地，每一生产井11注入压裂液进行煤储层压裂后关井，关井期间压裂液向地层渗流，由此井底流压计算公式为：

其中，p_wf为井底流压，p_i为原始地层压力，q₁为压裂液稳定排量，μ₁为压裂液粘度，B₁为压裂液体积系数，k_fn为煤储层压裂后裂缝网络渗透率，h为煤储层厚度，t_p为压裂持续时间，

V₁为总压裂液量，Δt为压裂后关井时间。

当处理器132将公式Δp_l＝p_wf-p_t＝10^-6ρ_lgH代入公式

中，可获得每一生产井11井口的油管压力即油管近地面端油管管口压力p_t变化公式。具体地，井口的油管压力p_t变化公式如下所示：

进一步地，处理器132根据步骤S202中的公式

和步骤S204获得的目标线性函数p_t＝mt_w+b运算获得b＝p_i-Δp_l。进而，处理器132获得并采用如下公式确定煤储层的原始地层压力p_i：

p_i＝b+Δp_l，其中，Δp₁＝10^-6ρ₁gH。

其中，p_i为原始地层压力，p_wf为井底流压，k_fn为煤储层压裂后裂缝网络渗透率，q₁为压裂液稳定排量，μ₁为压裂液粘度，B₁为压裂液体积系数，h为煤储层厚度，t_p为压裂持续时间，

V₁为总压裂液量，Δt为压裂后关井时间，p_t为油管压力，t_w为无因次时间。

具体地，处理器132基于步骤S204获得的目标线性函数p_t＝5.0363t_w-0.6865中的截距值b＝-0.6865，并结合表1中W井的压裂液密度ρ₁＝1000，煤层埋深H＝755.49，重力加速度g＝9.8以及井筒液柱压降Δp₁＝10^-6ρ₁gH，采用公式p_i＝b+Δp_l确定出W井的原始地层压力p_i＝6.7173(MPa)。

可选地，处理器132对每一生产井11的数据均以一口生产井11为单位分别进行处理。对于同时采集到多口生产井的数据的，处理器132可以同时对每一生产井分别处理，也可以按预设阈值对每一生产井顺序处理。

本实施例提供一种煤储层原始地层压力的计算方法。通过对每一生产井在煤储层开采过程中的测井阶段采集煤储层的基本参数，在水力压裂阶段采集煤储层的压裂数据。基于每一生产井的煤储层的基本参数和压裂数据获得油管压力对应的无因次时间。以油管压力和无因次时间为坐标获得每一生产井的油管压力和无因次时间的散点。接着对散点进行分段线性拟合以及目标线性函数的选取，获得每一生产井的油管压力和无因次时间的目标线性函数。基于每一生产井的目标线性函数的油管压力坐标轴截距确定每一生产井的煤储层的原始地层压力。

通过本申请实施例提供的确定煤储层原始地层压力的方法。创造性地将煤储层开采过程中的煤储层的基本参数和压裂数据用于计算确定每一生产井的煤储层原始地层压力。本申请实施例提供的煤储层原始地层压力的计算方法应用范围广，解决了低压、低渗、低产量以及无注水测试井区域的煤储层原始地层压力无法确定的问题。压裂数据通过井口关井后对油管近地面端的管口处测量可得，操作便捷，避免了煤储层或井底地层对测量仪器的损伤。

图3为本申请实施例提供的煤储层原始地层压力的计算方法的流程示意图二。本实施例是在图1的基础上对煤储层原始地层压力的计算方法进行进一步说明。如图3所示，该方法包括：

S301、采集煤储层数据，煤储层数据包括油管压力；

S302、基于煤储层数据，获得油管压力对应的无因次时间；

S303、对以油管压力和无因次时间为坐标的散点进行分段线性拟合，得到多个线段对应的多个线性函数；

S304、基于无因次时间阈值，从多个线性函数中选出一个目标线性函数；

具体而言，步骤S301-S304的具体实现方式与图2所示实施例中的步骤S201-S204的具体实现方式类似，本实施例此处不再重复赘述。

S305、基于目标线性函数的斜率，获得煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率；

具体而言，处理器132基于步骤S304类似的步骤S204获得每一生产井11的油管压力p_t和无因次时间t_w的目标线性函数的斜率m，并结合每一生产井11的煤储层数据中的压裂液稳定排量q₁、压裂液粘度μ₁、压裂液体积系数B₁以及煤储层厚度h，采用如下公式确定煤储层压裂后裂缝网络渗透率k_fn：

具体地，当m具体数值为目标线性函数的斜率值时，以公式

确定的k_fn为煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率。

具体地，处理器132获得步骤S304类似的步骤S204中的井口的油管压力变化公式：

进一步地，处理器132结合步骤S302类似的步骤S202中的公式

和步骤S304类似的步骤S204获得的目标线性函数p_t＝mt_w+b获得

进而，处理器132采用公式

确定出k_fn的值。

其中，p_i为原始地层压力，Δp₁为井筒液柱压降，k_fn为煤储层压裂后裂缝网络渗透率，h为煤储层厚度，q₁为压裂液稳定排量，μ₁为压裂液粘度，B₁为压裂液体积系数，t_p为压裂持续时间，

V₁为总压裂液量，Δt为压裂后关井时间，p_t为油管压力，t_w为无因次时间，b为油管压力坐标轴截距，m为斜率。

具体地，处理器132基于步骤S304类似的步骤S204获得的W井的目标线性函数p_t＝5.0363t_w-0.6865中的斜率值m＝5.0363，结合表1中W井的压裂液稳定排量q₁＝8，压裂液粘度μ₁＝1.5，压裂液体积系数B₁＝1以及煤储层厚度h＝4.9，确定W井的煤储层压裂后裂缝网络渗透率k_fn＝1.4882，即W井的煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率为1.4882(μm²)。

可选地，处理器132对每一生产井11的数据均以一口生产井11为单位分别进行处理。对于同时采集到的多口生产井的数据，处理器132可以同时对每一生产井分别处理，也可以按预设阈值对每一生产井顺序处理。

进一步地，处理器132根据上述公式

和分段拟合获得的多个线性函数的斜率m，还可以判断出每一生产井11在煤储层压裂后关井期间煤储层压裂后裂缝网络渗透率k_fn的变化趋势。如图4所示，随着W井的煤储层压裂后关井时间的逐渐增大，无因次时间逐渐减小。从如图4所示，随着无因次时间逐渐减小，线段403、线段402、线段401分别对应的线性函数的斜率逐渐增大，且到线段401时，散点变化趋于稳定。由此，图4所示可以说明W井的煤储层随着煤储层压裂后关井时间的逐渐增大，煤储层压裂后裂缝网络渗透率逐渐降低并趋于稳定。

本实施例提供一种煤储层原始地层压力的计算方法。通过对每一生产井在煤储层开采过程中的测井阶段采集煤储层的基本参数，在水力压裂阶段采集煤储层的压裂数据。基于每一生产井的煤储层的基本参数和压裂数据获得油管压力对应的无因次时间。以油管压力和无因次时间为坐标获得每一生产井的油管压力和无因次时间的散点。接着对散点进行分段线性拟合获得每一生产井的油管压力和无因次时间的多个线性函数。然后从多个线性函数中选取出每一生产井的一个目标线性函数，基于每一生产井的目标线性函数的斜率计算确定出每一生产井的煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率。此外，还可以根据多个线性函数的斜率判断出每一生产井在煤储层压裂后关井期间煤储层压裂后裂缝网络渗透率的变化趋势。

通过本申请实施例提供的煤储层原始地层压力的计算方法。不但创造性地将煤储层开采过程中的煤储层的基本参数和压裂数据用于确定每一生产井的煤储层原始地层压力，还用于确定每一生产井的煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率以及煤储层压裂后裂缝网络渗透率变化趋势的判断。本申请实施例提供的煤储层原始地层压力的计算方法的应用范围广，解决了低压、低渗、低产量以及无注水测试井区域的煤储层原始地层压力无法确定的问题。本申请实施例提供的煤储层原始地层压力的计算方法为煤储层的开发提供了更多的技术信息。压裂数据通过井口关井后对油管近地面端的管口处测量可得，操作便捷，避免了煤储层或井底地层对测量仪器的损伤。

本申请实施例还提供一种装置，该装置包括处理器和存储器，存储器存储有处理器可执行指令，使得该处理器可用于执行上述方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，本实施例此处不再赘述。应理解，上述处理器可以是中央处理单元(英文：Central Processing Unit，简称：CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(英文：Digital Signal Processor，简称：DSP)、专用集成电路(英文：Application SpecificIntegrated Circuit，简称：ASIC)等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。结合发明所公开的方法的步骤可以直接体现为硬件处理器执行完成，或者用处理器中的硬件及软件模块组合执行完成。存储器可能包含高速RAM存储器，也可能还包括非易失性存储NVM，例如至少一个磁盘存储器，还可以为U盘、移动硬盘、只读存储器、磁盘或光盘等。

本申请实施例还提供一种存储介质，该存储介质中存储有计算机执行指令，这些计算机执行指令被处理器执行时，实现上述的煤储层原始地层压力的计算方法。存储介质可以是由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，如静态随机存取存储器(SRAM)，电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)，可擦除可编程只读存储器(EPROM)，可编程只读存储器(PROM)，只读存储器(ROM)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。存储介质可以是通用或专用计算机能够存取的任何可用介质。

一种示例性的存储介质耦合至处理器，从而使处理器能够从该存储介质读取信息，且可向该存储介质写入信息。当然，存储介质也可以是处理器的组成部分。处理器和存储介质可以位于专用集成电路(Application Specific Integrated Circuits，简称：ASIC)中。当然，处理器和存储介质也可以作为分立组件存在于电子设备或主控设备中。

本申请实施例还提供一种程序产品，如计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现本申请所涵盖的煤储层原始地层压力的计算方法。

本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：ROM、RAM、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：以上实施方式仅用以说明本发明的技术方案，而非对其进行限制；尽管参照前述实施方式对本发明已经进行了详细的说明，但本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施方式所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施方式技术方案的范围。

Claims (7)

1.一种煤储层原始地层压力的计算方法，其特征在于，包括：

采集煤储层数据，所述煤储层数据包括油管压力；

基于所述煤储层数据，获得所述油管压力对应的无因次时间；

对以所述油管压力和无因次时间为坐标的散点进行分段线性拟合，得到多个线段对应的多个线性函数；

基于无因次时间阈值，从所述多个线性函数中选出一个目标线性函数；

基于所述目标线性函数的截距，获得煤储层原始地层压力；

所述煤储层数据还包括总压裂液量，压裂液稳定排量以及压裂后关井时间；

所述基于所述煤储层数据，获得所述油管压力对应的无因次时间，包括：

结合所述总压裂液量，压裂液稳定排量以及压裂后关井时间，采用如下公式确定无因次时间t_w：

其中，p_t为油管压力，t_p为压裂持续时间，

V₁为总压裂液量，q₁为压裂液稳定排量，Δt为压裂后关井时间；

所述基于无因次时间阈值，从所述多个线性函数中选出一个目标线性函数，包括：从所述分段线性拟合的多个线段中选出散点的无因次时间小于预设阈值的对应线段作为目标线段，所述目标线段对应的线性函数作为目标线性函数。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的分段线性拟合得到对应的多个线性函数包括：分三段进行线性拟合，得到对应的三个线性函数。

3.根据权利要求1-2任一项所述的方法，其特征在于，所述煤储层数据还包括压裂液密度和煤层埋深；

所述基于所述目标线性函数的截距，获得煤储层原始地层压力，包括：

所述目标线性函数的截距为目标线性函数的油管压力坐标轴截距；

结合所述压裂液密度以及煤层埋深，按如下公式确定井筒液柱压降Δp₁：

Δp_l＝10^-6ρ₁gH；

基于所述油管压力坐标轴截距，并结合所述井筒液柱压降，采用如下公式确定煤储层原始地层压力p_i：

p_i＝b+Δp_l；

其中，Δp₁为井筒液柱压降，ρ₁为压裂液密度，H为煤层埋深，g为重力加速度，b为油管压力坐标轴截距。

4.根据权利要求1-2任一项所述的方法，其特征在于，还包括：基于目标线性函数的斜率，获得煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述煤储层数据还包括压裂液稳定排量、压裂液粘度、压裂液体积系数以及煤储层厚度；

所述基于目标线性函数的斜率，获得煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率，包括：

基于所述线性函数的斜率，并结合所述压裂液稳定排量、压裂液粘度、压裂液体积系数以及煤储层厚度，采用如下公式确定煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率k_fn：

其中，q₁为压裂液稳定排量，μ₁为压裂液粘度，B₁为压裂液体积系数，h为煤储层厚度，m为斜率。

6.一种煤储层原始地层压力的计算装置，其特征在于，包括：处理器和存储器；

所述存储器存储所述处理器可执行指令；

其中，所述处理器执行所述存储器存储的可执行指令，使得所述处理器执行如权利要求1-5任一项所述的方法。

7.一种存储介质，其特征在于，所述存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如权利要求1-5任一项所述的方法。

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