非直井段页岩地层孔隙压力预测方法、系统、设备和介质与流程 专利技术说明

测量装置的制造及其应用技术1.本发明属于非常规油气开发领域，涉及页岩地层空隙压力的预测，尤其涉及非直井段的页岩地层空隙压力的预测。背景技术：2.地层孔隙压力是指地层孔隙或裂缝中流体所具有的压力，它是合理确定套管程序的基础，也是合理选择泥浆密度,实现安全高效钻井的关键，同时地层孔隙压力是油气成藏与分布的主控因素之一,是油气成藏流体动力学研究的依据。3.现有的地层孔隙压力测井预测方法可以分为三类：以等效深度法、eaton法为代表的基于欠压实理论的地层孔隙压力预测方法；以bowers法为代表的基于有效应力理论的地层孔隙压力预测方法；以及利用声波、密度等测井数据构建的经验关系式法。其中，利用测井资料预测地层孔隙压力由于其具有成本低、连续性好、精度高的特点而被广泛应用，且多于直井井眼轨迹地层。4.在当前非直井段地层孔隙压力预测方面的研究非常少，原因在于直井段地层、非直井段地层的岩石属性差异非常大。页岩由于黏土、干酪根等矿物的存在以及页岩地层中水平裂缝的发育，呈现出很强的横观各向同性特征；由于页岩具有很强的各向异性特征，在平行于层理面和垂直于层理面的岩石属性差异大，这导致了非直井段地层传播的声波波速与直井地层传播的声波波速差异较大；在横观各向同性页岩地层中，其声波时差会随着传播方向的变化而发生改变。在非直井井眼轨迹地层中，由于井眼轨迹方向和页岩地层层理面法线存在夹角，使得纵横波时差与相同地层情况下直井井眼轨迹的纵横波时差存在很大区别，使得在非直井段地层孔隙压力的预测存在较大的困难。基于此，目前的地层孔隙压力预测方法中很少考虑地层的各向异性导致的声波波速变化，且无论采用上述哪一类地层孔隙压力预测方法，准确确定垂直于地层传播的声波波速就显得至关重要。5.为准确确定非直井段地层的声波波速，当前在将非直井段地层的声波垂化到相应直井情况下的声波方面做了一些研究。例如donald等结合地震测量波速和岩心数据库先验弹性各向异性关系来求解垂化后的声波时差。ferla等人基于贝叶斯理论，通过建立页岩物性参数与thomsen各向异性系数的关系，然后利用thomsen各向异性系数与垂向传播的声波波速及相应的斜井条件下声波波速的关系，反演出垂化后的声波波速。hornby等通过结合斜井和邻近的一口直井的声波时差获取5个独立的弹性刚度系数，然后利用thomsen系数与斜井及相应直井情况下的波速对应关系，将斜井情况下的声波时差校正到直井情况。6.尽管上述研究的方法利用不同的方法将非直井段地层声波时差进行了垂化处理，但这些方法存在利地震波波速精度差、岩心数据库先验信息获取难、thomsen系数只适用于弱各向异性页岩地层等缺点。7.因此，目前亟需建立一种适用于具有强各向异性特征的页岩非直井段地层孔隙压力的预测方法，将有助于提高页岩地层孔隙压力的预测精度，对后续的地应力预测、泥浆密度窗口确定、井壁稳定性分析提供基础数据和指导依据。技术实现要素：8.为解决上述现有技术中存在的由于页岩各向异性较强、沿非直井井眼轨迹传播的声波时差与沿直井井眼轨迹传播的声波时差存在较大差异、从而导致利用声波测井资料预测非直井地层孔隙压力时存在很大困难的问题，提供一种非直井段页岩地层孔隙压力预测方法。9.为解决以上技术问题，本发明采用的技术方案如下：10.一种非直井段页岩地层孔隙压力预测方法，包括以下步骤：11.步骤一，获取测井数据；12.步骤二，构建横观各向异同性页岩岩石物理模型；13.步骤三，将步骤一获取的测井数据中的非直井段页岩物性参数输入横观各向异同性页岩岩石物理模型，计算非直井段各向异性刚度系数；14.步骤四，利用步骤三得到的非直井段各向异性刚度系数预测非直井段测井情况下的非直井段预测声波时差；若预测的非直井段预测声波时差与测井数据中的非直井段声波时差之间的差异小于预设阈值，则输出非直井段各向异性刚度系数，并进入步骤五；若预测的非直井段预测声波时差与测井数据中的非直井段声波时差之间的差异大于预设阈值，则返回步骤二，重新构建横观各向异同性页岩岩石物理模型；15.步骤五，利用步骤四输出的非直井段各向异性刚度系数，计算非直井段地层垂化后的非直井段声波时差；16.步骤六，基于步骤五得到的非直井段声波时差，利用密度测井资料计算的垂向地应力，预测非直井段页岩地层孔隙压力。17.作为优选，非直井段页岩物性参数包括矿物组分及各组分含量、地层流体组分及各组分含量、地层孔隙度、流体饱和度。18.作为优选，步骤二中的横观各向异同性页岩岩石物理模型包括：19.hs界限模块，用于根据步骤一获取的测井数据中的非直井段页岩物性参数，利用hashin-shtrikman界限计算脆性矿物混合物的体积模量和剪切模量的上限值、下限值，并取上限值、下限值的平均值作为脆性矿物混合物的体积模量和剪切模量；20.干脆性岩石物理模型，用于利用各向同性sca模型和各向同性dem模型将无机孔添加到脆性矿物混合物中得到脆性矿物等效混合物，建立干脆性岩石的岩石物理模型；将hs界限模块输出的体积模量和剪切模量作为干脆性岩石物理模型的输入；21.各向异性sca模块，用于利用各向异性sca模型模拟黏土-干酪根等效弹性性质，并计算对应的等效弹性刚度矩阵；22.干黏土-干酪根混合物物理模块，用于利用各向异性dem模型，将空无机孔添加到黏土-干酪根混合物中，建立干黏土-干酪根混合物的岩石物理模型；将各向异性sca模块输出的等效弹性刚度矩阵作为干黏土-干酪根混合物物理模块的输入；23.干页岩岩石物理模块，用于利用backus平均理论，将干黏土-干酪根混合物和干脆性岩石混合，建立干页岩岩石物理模型；将干脆性岩石物理模型的输出、干黏土-干酪根混合物物理模块的输出均作为干页岩岩石物理模块的输入，输出干页岩的弹性张量；24.饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型，用于根据含气饱和度、含水饱和度，利用wood公式计算孔隙内气-水混合物的体积模量，并转换成刚度张量；利用brown-korringa模型，将混合流体添加到干页岩中得到饱和流体页岩，建立饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型；将干页岩岩石物理模块输出的干页岩的弹性张量作为饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型的输入，饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型输出非直井段各向异性刚度系数。25.作为优选，hs界限模块在利用hashin-shtrikman界限计算脆性矿物混合物的体积模量和剪切模量的上限值、下限值时，计算公式为：[0026][0027]其中，khs+为混合物的等效体积模量上限；khs-为混合物的等效体积模量下限；μhs+为混合物的等效剪切积模量上限；μhs-为混合物的等效剪切模量下限；μmax为混合物中剪切模量最大值；μmin为混合物中剪切模量最小值；kmax为混合物中体积模量最大值；kmin为混合物中体积模量最小值；[0028]干脆性岩石物理模型的各向同性sca模型为：[0029][0030]式中，vi为第i种材料的体积分数；p*i、q*i均为第i种材料的几何因子1和几何因子2；为等效的体积模量；为等效的剪切模量；n为材料种类数；ki为第i种材料的等效体积模量；μi为第i种材料的等效剪切模量；[0031]干脆性岩石物理模型的各向同性dem模型为：[0032][0033]其中，k2、μ2分别为包裹体的体积模量和剪切模量；v为包裹体的体积分数，无因次；k*为等效的体积模量；μ*为等效的剪切模量；k*(v)和k*是一样的，带v是表示和添加体积v有关；μ*(v)为和μ*是一样的，带v是表示和添加体积v有关；p(*2)(v)为包裹体的几何因子1；q(*2)(v)为包裹体的几何因子2；[0034]各向异性sca模块中各向异性sca模型的计算公式为：[0035][0036]其中，为sca模型等效的刚度张量；为第n相物质的eshelby刚度张量；为四阶单位刚度张量；为第n相物质的刚度张量；vn为第n相物质的体积分数；n为物质的总相数；vp为第p相物质的体积分数；为第p相物质的eshelby刚度张量；为第p相物质的刚度张量；[0037]干黏土-干酪根混合物物理模块中各向异性dem模型的计算公式为：[0038][0039]其中，为背景介质刚度张量；为包裹体刚度张量；为包裹体的eshelby刚度张量；为四阶单位刚度张量；v为被添加项的体积；为第p相物质的刚度张量；[0040]干页岩岩石物理模块中backus平均理论的计算公式为：[0041][0042]其中，符号《》表示对括号内的参数按体积比取加权平均；为等效的干页岩刚度系数；为各物质的刚度系数；[0043]饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型中wood公式为：[0044][0045]其中，kg为气体的体积模量；kw为水的体积模量；kf为混合流体的等效体积模量；sg为含气饱和度；μf为混合流体的等效体积模量；[0046]饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型中brown-korringa模型的计算公式为：[0047][0048]其中，为饱和岩石的柔度张量；为干岩石骨架的柔度张量；为岩石基质的柔度张量；βfl、βgr分布为流体和岩石基质的可压缩系数；φ为孔隙度；为干岩石骨架的可压系数；为岩石基质的可压系数。[0049]作为优选，步骤四中，在利用步骤三得到的非直井段各向异性刚度系数预测非直井段测井情况下的非直井段预测声波时差时，预测采用的计算公式为：[0050][0051]其中，θ为声波传播方向与横观各向同性页岩地层法线方向的夹角；ρ为岩石的密度；c11、c13、c33、c44、c66为横观各向同性的刚度系数；dtc、dtsv、dtsh分别为纵波、sv横波、sh横波的时差。[0052]作为优选，步骤五中，在计算非直井段地层垂化后的非直井段声波时差时，计算公式为：[0053][0054]其中，ρ为岩石的密度；c33、c44为横观各向同性的刚度系数；dtc0°、dts0°分别为垂化后的纵波时差、横波时差。[0055]作为优选，步骤六中，预测非直井段页岩地层孔隙压力时，计算公式为：[0056][0057]其中，pp为预测的地层孔隙压力；σv为垂向地应力；a和b地层孔隙压力拟合系数；dtc0°为垂化后的纵波时差；[0058]垂向地应力σv可利用密度测井资料计算得到，具体计算公式为：[0059][0060]其中，ρ为岩石的密度；g为重力加速度；tvd为垂深。[0061]一种非直井段页岩地层孔隙压力预测系统，包括：[0062]数据获取模块，用于获取测井数据；[0063]模型构建模块，用于构建横观各向异同性页岩岩石物理模型；[0064]非直井段各向异性刚度系数计算模型，用于将数据获取模块获取的测井数据中的非直井段页岩物性参数输入横观各向异同性页岩岩石物理模型，计算非直井段各向异性刚度系数；[0065]非直井段各向异性刚度系数输出模块，用于利用非直井段各向异性刚度系数计算模型得到的非直井段各向异性刚度系数预测非直井段测井情况下的非直井段预测声波时差；若预测的非直井段预测声波时差与测井数据中的非直井段声波时差之间的差异小于预设阈值，则输出非直井段各向异性刚度系数，并进入非直井段声波时差计算模块；若预测的非直井段预测声波时差与测井数据中的非直井段声波时差之间的差异大于预设阈值，则返回模型构建模块，重新构建横观各向异同性页岩岩石物理模型；[0066]非直井段声波时差计算模块，用于利用非直井段各向异性刚度系数输出模块输出的非直井段各向异性刚度系数，计算非直井段地层垂化后的非直井段声波时差；[0067]孔隙压力预测模块，用于基于非直井段声波时差计算模块得到的非直井段声波时差，利用密度测井资料计算的垂向地应力，预测非直井段页岩地层孔隙压力。[0068]一种计算设备，包括存储器和处理器，所述存储器中存储有计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述的非直井段页岩地层孔隙压力预测方法的步骤。[0069]一种计算机可读存储介质，所述可读存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述的非直井段页岩地层孔隙压力预测方法的步骤。[0070]与现有技术相比，本发明的有益效果：[0071]本发明构建了基于岩石物理建模的页岩非直井段地层孔隙压力预测方法，利用本发明预测的地层孔隙压力，可以为后续的页岩非直井段地层的地应力预测、泥浆密度窗口确定、井壁稳定性分析等提供基础数据。[0072]本发明通过预测非直井段测井情况下的非直井段预测声波时差，并利用预测的声波时差与测井数据进行比较，根据比较结果选择性输出非直井段各向异性刚度系数，再基于该非直井段各向异性刚度系数计算垂化后的非直井段声波时差，并利用密度测井资料计算的垂向地应力，可有效预测出非直井段页岩地层孔隙压力，有效解决了非直井段的声波时差无法直接用于地层孔隙压力预测的难题，且页岩地层孔隙压力的预测精度较高。附图说明[0073]图1为本发明的流程示意图；[0074]图2为本发明的计算流程框图；[0075]其中，第1道为井眼指示道，包括：井斜角、井眼直径、井眼扩径指示和伽马曲线；第2道为孔隙及流体指示道，包括：密度、中子、孔隙度和含气饱和度；第3道页岩组分道，该井的页岩矿物包括：石英、黏土、方解石、白云石、长石、干酪根、黄铁矿；最后一道为测井测量的声波时差，其中dtcm为测井测量的纵波时差、dtsm为测井测量的横波时差。[0076]图3为本发明的页岩物性参数图；[0077]图4为本发明的横观各向异同性页岩岩石物理模型的结构示意图；[0078]图5为本发明的地层声波垂化结果和地层孔隙压力梯度预测结果图。具体实施方式[0079]下面结合附图对本发明作进一步的说明。本发明的实施方式包括但不限于下列实施例。[0080]实施例1[0081]本实施例提供一种非直井段页岩地层孔隙压力预测方法，具体步骤如图1所示，其包括以下步骤：[0082]步骤一，获取测井数据；[0083]通过测井的方式获取测井数据，该测井数据包括页岩物性参数，所述页岩物性参数包括矿物组分及各组分含量、地层流体组分及各组分含量、地层孔隙度、流体饱和度等。其中，矿物组分包括：石英、黏土、方解石、白云石、长石、干酪根、黄铁矿；地层流体组分主要包括气和水。[0084]步骤二，构建横观各向异同性页岩岩石物理模型；[0085]在构建横观各向异同性页岩岩石物理模型时，该横观各向异同性页岩岩石物理模型包括：hs界限模块、干脆性岩石物理模型、各向异性sca模块、干黏土-干酪根混合物物理模块、干页岩岩石物理模块和饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型等部分。[0086]该hs界限模块，用于根据步骤一获取的测井数据中的非直井段页岩物性参数，利用hashin-shtrikman界限计算脆性矿物混合物的体积模量和剪切模量的上限值、下限值，并取上限值、下限值的平均值作为脆性矿物混合物的体积模量和剪切模量；[0087]hs界限模块在利用hashin-shtrikman界限计算脆性矿物混合物的体积模量和剪切模量的上限值、下限值时，计算公式为：[0088][0089]其中，khs+为混合物的等效体积模量上限，单位为gpa；khs-为混合物的等效体积模量下限，单位为gpa；μhs+为混合物的等效剪切积模量上限，单位为gpa；μhs-为混合物的等效剪切模量下限，单位为gpa；μmax为混合物中剪切模量最大值，单位为gpa；μmin为混合物中剪切模量最小值，单位为gpa；kmax为混合物中体积模量最大值，单位为gpa；kmin为混合物中体积模量最小值，单位为gpa。[0090]该干脆性岩石物理模型，用于利用各向同性sca模型和各向同性dem模型将无机孔添加到脆性矿物混合物中得到脆性矿物等效混合物，建立干脆性岩石的岩石物理模型；将hs界限模块输出的体积模量和剪切模量作为干脆性岩石物理模型的输入；[0091]干脆性岩石物理模型的各向同性sca模型为：[0092][0093]式中，vi为第i种材料的体积分数，无因次；p*i、q*i均为第i种材料的几何因子1和几何因子2，无因次；为等效的体积模量，单位为gpa；为等效的剪切模量，gpa；n为材料种类数，无因次；ki为第i种材料的等效体积模量，单位为gpa；μi为第i种材料的等效剪切模量,单位为gpa；[0094]干脆性岩石物理模型的各向同性dem模型为：[0095][0096]其中，k2、μ2分别为包裹体的体积模量和剪切模量，单位为gpa；v为包裹体的体积分数，无因次；k*为等效的体积模量，单位为gpa；μ*为等效的剪切模量，单位为gpa；k*(v)和k*是一样的，带v是表示和添加体积v有关；μ*(v)为和μ*是一样的，带v是表示和添加体积v有关；p(*2)(v)为包裹体的几何因子1；q(*2)(v)为包裹体的几何因子2。[0097]该各向异性sca模块，用于利用各向异性sca模型模拟黏土-干酪根等效弹性性质，并计算对应的等效弹性刚度矩阵；[0098]各向异性sca模块中各向异性sca模型的计算公式为：[0099][0100]其中，为sca模型等效的刚度张量，单位为gpa；为第n相物质的eshelby刚度张量；为四阶单位刚度张量，无因此；为第n相物质的刚度张量，单位为gpa；vn为第n相物质的体积分数；n为物质的总相数，无因次；vp为第p相物质的体积分数，无因次；为第p相物质的eshelby刚度张量，无因次；为第p相物质的刚度张量，无因次。[0101]该干黏土-干酪根混合物物理模块，用于利用各向异性dem模型，将空无机孔添加到黏土-干酪根混合物中，建立干黏土-干酪根混合物的岩石物理模型；将各向异性sca模块输出的等效弹性刚度矩阵作为干黏土-干酪根混合物物理模块的输入；[0102]干黏土-干酪根混合物物理模块中各向异性dem模型的计算公式为：[0103][0104]其中，为背景介质刚度张量，单位为gpa；为包裹体刚度张量，单位为gpa；为包裹体的eshelby刚度张量；为四阶单位刚度张量；v为被添加项的体积，小数；为第p相物质的刚度张量。[0105]该干页岩岩石物理模块，用于利用backus平均理论，将干黏土-干酪根混合物和干脆性岩石混合，建立干页岩岩石物理模型；将干脆性岩石物理模型的输出、干黏土-干酪根混合物物理模块的输出均作为干页岩岩石物理模块的输入，输出干页岩的弹性张量；[0106]干页岩岩石物理模块中backus平均理论的计算公式为：[0107][0108]其中，符号《》表示对括号内的参数按体积比取加权平均；为等效的干页岩刚度系数，单位为gpa；为各物质的刚度系数，单位为gpa。[0109]该饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型，用于根据含气饱和度、含水饱和度，利用wood公式计算孔隙内气-水混合物的体积模量，并转换成刚度张量；利用brown-korringa模型，将混合流体添加到干页岩中得到饱和流体页岩，建立饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型；将干页岩岩石物理模块输出的干页岩的弹性张量作为饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型的输入，饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型输出非直井段各向异性刚度系数；[0110]饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型中wood公式为：[0111][0112]其中，kg为气体的体积模量，单位为gpa；kw为水的体积模量，单位为gpa；kf为混合流体的等效体积模量，单位为gpa；sg为含气饱和度；μf为混合流体的等效体积模量，单位为gpa；[0113]饱和流体横观各向同性页岩岩石物理模型中brown-korringa模型的计算公式为：[0114][0115]其中，为饱和岩石的柔度张量，单位为gpa-1；为干岩石骨架的柔度张量，单位为gpa-1；为岩石基质的柔度张量，单位为gpa-1；βfl、βgr分布为流体和岩石基质的可压缩系数，单位为gpa-1；φ为孔隙度；为干岩石骨架的可压系数，1/gpa；为岩石基质的可压系数，1/gpa。[0116]构建横观各向异同性页岩岩石物理模型时，各矿物及流体的弹性模量如表1所示。[0117]表1页岩岩石矿物及流体弹性模量[0118][0119][0120]步骤三，将步骤一获取的测井数据中的非直井段页岩物性参数输入横观各向异同性页岩岩石物理模型，计算非直井段各向异性刚度系数；[0121]利用构建的横观各向异同性页岩岩石物理模型，即可预测5个独立的各向异性刚度系数：c11、c13、c33、c44、c66。[0122]步骤四，利用步骤三得到的非直井段各向异性刚度系数预测非直井段测井情况下的非直井段预测声波时差；若预测的非直井段预测声波时差与测井数据中的非直井段声波时差之间的差异小于预设阈值，则输出非直井段各向异性刚度系数，并进入步骤五；若预测的非直井段预测声波时差与测井数据中的非直井段声波时差之间的差异大于预设阈值，则返回步骤二，重新设置孔隙纵横比，并再次构建横观各向异同性页岩岩石物理模型，直到预测的非直井段预测声波时差与测井数据中的非直井段声波时差之间的差异小于预设阈值；[0123]在利用步骤三得到的非直井段各向异性刚度系数预测非直井段测井情况下的非直井段预测声波时差时，预测采用的计算公式为：[0124][0125]其中，θ为声波传播方向与横观各向同性页岩地层法线方向的夹角，单位为rad；ρ为岩石的密度，单位为g/cm3；c11、c13、c33、c44、c66为横观各向同性的刚度系数，单位为gpa；dtc、dtsv、dtsh分别为纵波、sv横波、sh横波的时差，单位为us/ft。[0126]预测的非直井测井情况下的纵波时差和横波时差与测井测量的纵波时差和横波时差对比分别如图5中第4道纵波时差道和图4第5道横波时差道所示，构建横观各向异同性页岩岩石物理模型过程中用纵波时差dtcm对模型的搭建结果进行约束，因此斜井情况下预测的纵波时差和测井测量的纵波时差差异不大，相对误差介于-6.75％到3.18％之间，相对误差绝对值平均为1.49％，精度较高。从横波时差的预测结果来看，测井资料提供的横波时差dtsm对应sv横波，横波时差dtsv与测井横波时差dtsm的相对误差介于-11.85％到3.34％之间，相对误差绝对值平均为3.85％，满足工程应用需求。[0127]步骤五，利用步骤四输出的非直井段各向异性刚度系数，计算非直井段地层垂化后的非直井段声波时差；[0128]在计算非直井段地层垂化后的非直井段声波时差时，计算公式为：[0129][0130]其中，ρ为岩石的密度，单位为g/cm3；c33、c44为横观各向同性的刚度系数，单位为gpa；dtc0°、dts0°分别为垂化后的纵波时差、横波时差，单位为us/ft。[0131]在图5的第6道中dtc0°表示垂化后的纵波时差，与垂化前的纵波时差相比，垂化后的纵波时差更大，经统计，垂化前、后的纵波时差相对差异介于9.59％到32.01％之间，相对差异平均值为20.04％，垂化前、后纵波时差差异大，对工程应用具有不可忽略的影响。dts0°表示垂化后的横波时差，垂化前、后的横波时差一般互有大小，经统计，垂化前、后的横波时差相对差异介于-5.41％到13.76％之间，相对差异绝对值平均为6.31％。[0132]步骤六，基于步骤五得到的非直井段声波时差，利用密度测井资料计算的垂向地应力，预测非直井段页岩地层孔隙压力。[0133]预测非直井段页岩地层孔隙压力时，计算公式为：[0134][0135]其中，pp为预测的地层孔隙压力，单位为mpa；σv为垂向地应力，单位为mpa；a和b地层孔隙压力拟合系数；dtc0°为垂化后的纵波时差，单位为us/ft；[0136]垂向地应力σv可利用密度测井资料计算得到，具体计算公式为：[0137][0138]其中，ρ为岩石的密度，单位为g/cm3；g为重力加速度，单位为m/s2；tvd为垂深，单位为m。[0139]为了便于和实际钻井液密度对比，将预测的地层孔隙压力转换为当量密度，结果如图5第6道所示。从上到下，紫色原点为该井在x056.125m采用微注测试获取的地层孔隙压力当量密度，其值为1.74g/cm3；黑色曲线为钻井过程中实际的钻井液密度，其值为1.63g/cm3。红色曲线为采用未垂化的声波时差dtcm预测的地层孔隙压力当量密度，在x056.125m处，其预测结果为1.08g/cm3，与实测结果相比，相对误差为37.93％。蓝色曲线为采用垂化后的声波时差dtc0°预测的地层孔隙压力当量密度，在x056.125m处，其预测结果为1.81g/cm3，与实测结果相比，相对误差为4.02％；从垂化和未垂化的地层孔隙压力当量密度预测结果来看，显然经过垂化处理后的声波时差预测的地层孔隙压力当量密度精度更高。此外，采用未经过垂化处理的声波时差预测的地层孔隙压力当量密度小于实际际钻井液密度，而钻井过程中在x055.00～x059.45m以及x065.00～x075.00m井段范围内发生了气侵现象(图中蓝色方框范围内)，表明在上述两个深度段范围内地层孔隙压力当量密度大于钻井液密度，未经过垂化处理的声波时差预测的地层孔隙压力当量密度与实际情况差异较大，但垂化处理过后的声波时差预测的地层孔隙压力当量密度大于实际钻井液密度，与实际情况更加吻合。[0140]实施例2[0141]本实施例还提供了一种非直井段页岩地层孔隙压力预测系统，包括：[0142]数据获取模块，用于获取测井数据；[0143]模型构建模块，用于构建横观各向异同性页岩岩石物理模型；[0144]非直井段各向异性刚度系数计算模型，用于将数据获取模块获取的测井数据中的非直井段页岩物性参数输入横观各向异同性页岩岩石物理模型，计算非直井段各向异性刚度系数；[0145]非直井段各向异性刚度系数输出模块，用于利用非直井段各向异性刚度系数计算模型得到的非直井段各向异性刚度系数预测非直井段测井情况下的非直井段预测声波时差；若预测的非直井段预测声波时差与测井数据中的非直井段声波时差之间的差异小于预设阈值，则输出非直井段各向异性刚度系数，并进入非直井段声波时差计算模块；若预测的非直井段预测声波时差与测井数据中的非直井段声波时差之间的差异大于预设阈值，则返回模型构建模块，重新构建横观各向异同性页岩岩石物理模型；[0146]非直井段声波时差计算模块，用于利用非直井段各向异性刚度系数输出模块输出的非直井段各向异性刚度系数，计算非直井段地层垂化后的非直井段声波时差；[0147]孔隙压力预测模块，用于基于非直井段声波时差计算模块得到的非直井段声波时差，利用密度测井资料计算的垂向地应力，预测非直井段页岩地层孔隙压力。[0148]实施例3[0149]本实施例还提供了一种计算设备，包括存储器和处理器，所述存储器中存储有计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述的非直井段页岩地层孔隙压力预测方法的步骤。[0150]其中，所述计算机设备可以是桌上型计算机、笔记本、掌上电脑及云端服务器等计算设备。所述计算机设备可以与用户通过键盘、鼠标、遥控器、触摸板或声控设备等方式进行人机交互。[0151]所述存储器至少包括一种类型的可读存储介质，所述可读存储介质包括闪存、硬盘、多媒体卡、卡型存储器(例如，sd或d界面显示存储器等)、随机访问存储器(ram)、静态随机访问存储器(sram)、只读存储器(rom)、电可擦除可编程只读存储器(eeprom)、可编程只读存储器(prom)、磁性存储器、磁盘、光盘等。在一些实施例中，所述存储器可以是所述计算机设备的内部存储单元，例如该计算机设备的硬盘或内存。在另一些实施例中，所述存储器也可以是所述计算机设备的外部存储设备，例如该计算机设备上配备的插接式硬盘，智能存储卡(smart media card，smc)，安全数字(secure digital，sd)卡，闪存卡(flash card)等。当然，所述存储器还可以既包括所述计算机设备的内部存储单元也包括其外部存储设备。本实施例中，所述存储器常用于存储安装于所述计算机设备的操作系统和各类应用软件，例如所述非直井段页岩地层孔隙压力预测方法的程序代码等。此外，所述存储器还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的各类数据。[0152]所述处理器在一些实施例中可以是中央处理器(central processing unit，cpu)、控制器、微控制器、微处理器、或其他数据处理芯片。该处理器通常用于控制所述计算机设备的总体操作。本实施例中，所述处理器用于运行所述存储器中存储的程序代码或者处理数据，例如运行所述非直井段页岩地层孔隙压力预测方法的程序代码。[0153]实施例4[0154]本实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述可读存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述的非直井段页岩地层孔隙压力预测方法的步骤。[0155]其中，所述计算机可读存储介质存储有界面显示程序，所述界面显示程序可被至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器执行如上述的非直井段页岩地层孔隙压力预测方法的步骤。[0156]通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到上述实施例方法可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件，但很多情况下前者是更佳的实施方式。基于这样的理解，本技术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，该计算机软件产品存储在一个存储介质(如rom/ram、磁碟、光盘)中，包括若干指令用以使得一台终端设备(可以是手机，计算机，服务器或者网络设备等)执行本技术各个实施例所述的方法。









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