【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及压力预测，尤其涉及一种多机制复合地层压力预测方法、系统、设备及存储介质。
技术介绍
1、南海莺-琼盆地油气资源丰富，天然气资源量预计超过4万亿立方米，占总体资源量的三分之二，资源潜力巨大。南海地处三大板块交汇，莺-琼盆地是我国南海海域典型的高温高压型盆地，是世界海上三大高温高压地区之一，储层温度高达249℃，储层压力系数高达2.38g/cm3，高温高压钻井是当今世界钻井技术难题之一。莺-琼盆地地层压力成因异常复杂，欠压实、构造挤压、底辟作用、水热增压、生烃作用以及他源压力传导多种成因机理相互耦合，使用单一压力预测模型，孔隙压力精度难以满足工程需要，同时海上作业环境的限制给高温高压钻探带来了更大的风险和挑战。莺-琼盆地多口井的实钻统计情况表明，多口井因预测地层压力预测精度不够，导致未钻达设计井深而提前完钻。因此，如何提高该区块压力耦合机理条件下钻前压力预测精度成为一个亟待解决的问题。
2、上述内容仅用于辅助理解本专利技术的技术方案，并不代表承认上述内容是现有技术。
技术实现思路
1、本专利技术的主要目的在于提供了一种多机制复合地层压力预测方法、系统、设备及存储介质，旨在解决如何提高该区块压力耦合机理条件下钻前压力预测精度的技术问题。
2、为实现上述目的，本专利技术提供了一种多机制复合地层压力预测方法，所述多机制复合地层压力预测方法包括：
3、通过eaton法对莺琼盆地的上部莺歌海与黄流组进行压力预测，获得所述上部莺歌海与黄流组对应的欠
4、确定所述莺琼盆地的目标井不同层位对应的泥质含量、地层孔隙度及正常压实段有效应力；
5、通过多参数有效应力法根据所述泥质含量、所述地层孔隙度及所述正常压实段有效应力构建纵波速度模型，通过多元非线性回归与最小二乘法相结合，反算所述纵波速度模型参数，得到目标区块最优模型计算参数，并基于所述目标区块最优模型计算参数计算下部梅山组与三亚组高压层的高压段有效应力；
6、根据所述高压段有效应力和上覆岩层压力计算所述下部梅山组和三亚组对应的砂体孔隙压力预测值；
7、根据所述上部莺歌海与黄流组对应的欠压实成因机理下孔隙压力预测值及所述下部梅山组和三亚组对应的砂体孔隙压力预测值实现多机制复合地层压力预测。
8、可选地，所述确定所述莺琼盆地的目标井不同层位对应的泥质含量泥质含量的步骤，包括：
9、根据探井伽马测井资料通过泥质含量纵向分布剖面模型确定所述莺琼盆地的目标井不同层位对应的泥质含量；
10、所述泥质含量纵向分布剖面模型为：
11、
12、式中，sh为自然伽马相对值，gr为目的层自然伽马测井值，grmin为纯岩性地层的自然伽马测井值，grmax为纯泥岩地层的自然伽马测井值，vsh为泥质含量，gcur为与地层年代有关的经验系数。
13、可选地，所述确定所述莺琼盆地的目标井不同层位对应的地层孔隙度的步骤，包括：
14、根据探井密度测井资料通过地层孔隙度纵向分布剖面模型确定所述莺琼盆地的目标井不同层位对应的地层孔隙度；
15、所述地层孔隙度纵向分布剖面模型为：
16、φ＝(ρmatrix-ρbulk)/(ρmatrx-ρfluid)
17、式中，ρmatrix为岩石骨架密度，ρbulk为体积密度，ρfluid为孔隙流体积密度，φ为地层孔隙度。
18、可选地，所述确定所述莺琼盆地的正常压实段有效应力的步骤，包括：
19、判断密度测井数据中是否存在上部密度测井数据和下部密度测井数据；
20、若不存在所述上部密度测井数据和所述下部密度测井数据，则通过密度-声波相关性公式或密度-层速度相关性公式确定全井段密度散点数据；
21、所述密度-声波相关性公式为：
22、ρbi＝a(106/dt)b
23、式中，ρbi为全井段密度散点数据，dt为地层声波时差，a和b为经验系数；
24、所述密度-层速度相关性公式为：
25、ρbi＝a(vint)b
26、式中，vint为地层层速度；
27、根据所述全井段密度散点数据通过上覆岩层压力曲线拟合公式得到上覆岩层压力；
28、所述上覆岩层压力曲线拟合公式为：
29、
30、式中，obg为上覆岩层压力，ρw为海水密度，hw为水深，δh为深度间隔；
31、根据所述上覆岩层压力和静水压力通过正常压实段有效应力公式确定所述莺琼盆地的正常压实段有效应力；
32、所述正常压实段有效应力公式公式为：
33、pe＝obg-pw
34、式中，pe为正常压实段有效应力公式，pw为静水压力系数。
35、可选地，所述判断密度测井数据中是否存在上部密度测井数据和下部密度测井数据的步骤之后，还包括：
36、若不存在所述上部密度测井数据，且存在所述下部密度测井数据，则通过下部地密度拟合公式确定全井段密度散点数据；
37、所述全井段密度拟合公式为：
38、ρbi＝ρ0+a·zb
39、式中，ρ0为海体表层地层密度，z为泥面以下地层深度，a和b为经验系数。
40、可选地，所述通过多参数有效应力法根据所述泥质含量、所述地层孔隙度及所述正常压实段有效应力构建纵波速度模型的步骤，包括：
41、所述纵波速度模型为：
42、
43、式中，为正常压实段有效应力，vp为纵波速度，为地层孔隙度，vsh为泥质含量，b0、b1、b2、b3、d为区域经验系数。
44、可选地，所述根据所述高压段有效应力和上覆岩层压力计算下部梅山组和三亚组对应的纵向孔隙压力预测值的步骤，包括：
45、根据所述高压段有效应力和上覆岩层压力通过有效应力理论孔隙压力计算公式得到下部梅山组和三亚组的砂体孔隙压力预测值；
46、所述有效应力理论孔隙压力计算公式为：
47、pp＝obg-pe
48、式中，pp为砂体孔隙压力预测值，obg为上覆岩层压力，pe为高压段有效应力。
49、此外，为实现上述目的，本专利技术还提出一种多机制复合地层压力预测系统，所述多机制复合地层压力预测系统包括：
50、预测模块，用于通过eaton法对莺琼盆地的上部莺歌海与黄流组进行压力预测，获得所述上部莺歌海与黄流组对应的欠压实成因机理下孔隙压力预测值；
51、确定模块，用于确定所述莺琼盆地的目标井不同层位对应的泥质含量、地层孔隙度及正常压实段有效应力；
52、计算模块，用于通过多参数有效应力法根据所述泥质含量、所述地层孔隙度及所述正常压实段有效应力构建纵波速度模型，通过多元非线性回归与最小二乘法相结合，反算所述纵波速度模型参数，得到目标区块最优模型本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.一种多机制复合地层压力预测方法，其特征在于，所述多机制复合地层压力预测方法包括以下步骤：
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定所述莺琼盆地的目标井不同层位对应的泥质含量泥质含量的步骤，包括：
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定所述莺琼盆地的目标井不同层位对应的地层孔隙度的步骤，包括：
4.如权利要求1-3任一项所述的方法，其特征在于，所述确定所述莺琼盆地的正常压实段有效应力的步骤，包括：
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述判断密度测井数据中是否存在上部密度测井数据和下部密度测井数据的步骤之后，还包括：
6.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述通过多参数有效应力法根据所述泥质含量、所述地层孔隙度及所述正常压实段有效应力构建纵波速度模型的步骤，包括：
7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，所述根据所述高压段有效应力和上覆岩层压力计算下部梅山组和三亚组对应的纵向孔隙压力预测值的步骤，包括：
8.一种多机制复合地层压力预测系统，其特征在于，所述多机制复合地层压
9.一种多机制复合地层压力预测设备，其特征在于，所述设备包括：存储器、处理器及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的多机制复合地层压力预测程序，所述多机制复合地层压力预测程序配置为实现如权利要求1至7中任一项所述的多机制复合地层压力预测方法的步骤。
10.一种存储介质，其特征在于，所述存储介质上存储有多机制复合地层压力预测程序，所述多机制复合地层压力预测程序被处理器执行时实现如权利要求1至7任一项所述的多机制复合地层压力预测方法的步骤。
...【技术特征摘要】
1.一种多机制复合地层压力预测方法，其特征在于，所述多机制复合地层压力预测方法包括以下步骤：
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定所述莺琼盆地的目标井不同层位对应的泥质含量泥质含量的步骤，包括：
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定所述莺琼盆地的目标井不同层位对应的地层孔隙度的步骤，包括：
4.如权利要求1-3任一项所述的方法，其特征在于，所述确定所述莺琼盆地的正常压实段有效应力的步骤，包括：
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述判断密度测井数据中是否存在上部密度测井数据和下部密度测井数据的步骤之后，还包括：
6.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述通过多参数有效应力法根据所述泥质含量、所述地层孔隙度及所述正常压实段有效应力构建纵波速度...
【专利技术属性】
技术研发人员：王孝山，崔强，邱康，汪珂欣，雷新超，胡元元，熊振宇，王宏民，李基伟，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，
类型：发明
国别省市：
还没有人留言评论。发表了对其他浏览者有用的留言会获得科技券。