CN111812744B - 地层可压性确定方法、装置及计算机存储介质 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种地层可压性确定方法、装置及计算机存储介质，属于油气田开发技术领域。在本申请，分别根据N个井中每个井的全波列测井数据，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系，根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系，确定第一井中非储层的脆性指数，根据至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系，确定第一井中至少一类储层中每类储层的脆性指数。使得确定的非储层的脆性指数和储层的脆性指数更加准确，提高了确定第一井中地层的脆性指数的准确度，相应的，提高了确定第一井中地层的可压性的准确度。

Description

地层可压性确定方法、装置及计算机存储介质

技术领域

本申请涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种地层可压性确定方法、装置及计算机存储介质。

背景技术

目前在开采石油的过程中，通常需要对地层进行压裂。而在对地层进行压裂之前，通常需要确定地层的可压性。地层的可压性取决于地层中岩石的脆性。地层中岩石的脆性是指地层中岩石发生破裂的难易程度。通常用地层脆性指数来表示地层中岩石的脆性。其中，确定地层可压性也即是确定地层脆性指数。

相关技术中，在确定地层的脆性指数时，通常选取研究区中已经进行全波列测井的井中井A的全波列测井数据。根据井A的全波列测井数据确定井A在全部地层中的横波时差和井A在全部地层中的纵波时差。在井A中选取稳定标志层，根据井A在全部地层中的横波时差和井A在全部地层中的纵波时差，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。其中，稳定标志层是指研究区中所有井中的地层中都包含一种类型的地层，比如可以为泥岩层。

对于研究区中除进行全波列测井之外的井B，获取井B的声波测井数据，该声波测井数据中包括井B中不同深度对应的纵波时差。根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系和井B中不同深度对应的纵波时差，确定井B在不同深度对应的横波时差。根据井B中不同深度对应的纵波时差和井B在不同深度对应的横波时差，即可确定井B的地层脆性指数。其中，所有地层包括储层与非储层，泥岩层属于非储层。横波时差和纵波时差用于表示声波在地层中岩石传播的速度。由于地层中不同岩石的密度不同，因此，声波在地层中不同岩石中传播速度不同，而岩石的密度会影响到岩石的脆性，因而，可以根据纵波时差和横波时差即可确定地层脆性指数。

由于相关技术中按照稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系确定井B的地层脆性指数。而地层中不同类型的地层的岩性可能不同，因此，按照稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系确定的井B的地层脆性指数可能不适于井B中所有类型的地层。也即是，相关技术中确定的地层脆性指数的准确性较低，使得最终确定的地层可压性的准确度也较低。

申请内容

本申请实施例提供了一种地层可压性确定方法、装置及计算机存储介质，可以提高确定地层可压性的准确度。所述技术方案如下：

第一方面，提供了一种地层可压性确定方法，所述方法包括：

根据研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的全波列测井数据，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系，所述全波列测井数据用于表征声波在地层的不同深度处的传播时差，所述N为大于或等于1的正整数，所述稳定标志层为非储层；

根据所述稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系以及所述第一井的声波测井数据，确定所述第一井中非储层的脆性指数，所述第一井为所述研究区中进行全波列测井的井之外的任一井；

根据所述至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及所述第一井的声波测井数据，确定所述第一井中所述至少一类储层中每类储层的脆性指数，所述声波测井数据用于指示声波在地层不同深度处对应的纵波时差。

可选地，所述根据研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的全波列测井数据，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系，包括：

根据所述N个井中每个井的全波列测井数据，确定所述N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差；

根据所述N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。

可选地，所述根据研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的全波列测井数据，确定至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系，包括：

对于所述至少一类储层中第一类储层，根据所述N个井中每个井的全波列测井数据，确定所述N个井中的每个井中所述第一类储层的纵波时差、以及每个井中所述第一类储层的横波时差，所述第一类储层为所述至少一类储层中任一类储层；

根据所述N个井中的每个井中所述第一类储层的纵波时差、以及每个井中所述第一类储层的横波时差，确定所述第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系。

可选地，所述根据所述稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系以及所述第一井的声波测井数据，确定所述第一井中非储层的脆性指数，包括：

获取所述第一井的密度测井数据，所述密度测井数据用于指示地层的不同深度处的岩石密度；

根据所述稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、所述第一井的声波测井数据、以及所述第一井的密度测井数据，确定所述第一井中非储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比，所述动态杨氏模量是指通过动态法获取的杨氏模量，所述杨氏模量用于指示岩石破裂后的支撑能力，所述动态泊松比是指通过动态法获取的泊松比，所述泊松比用于指示岩石在应力作用下的破裂能力，所述多个动态杨氏模量和所述多个动态泊松比一一对应，每个动态杨氏模量和相应动态泊松比对应一个地层深度；

根据所述多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量，确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量；

根据所述多个动态泊松比中的每个动态泊松比，确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比，所述静态杨氏模量是指通过静态法获取的杨氏模量，所述静态泊松比是指通过静态法获取的泊松比，所述多个静态杨氏模量和所述多个静态泊松比一一对应，每个静态杨氏模量和相应静态泊松比对应一个地层深度；

根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比，确定对应的地层深度处的地层脆性指数。

可选地，所述根据所述至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及所述第一井的声波测井数据，确定所述第一井中所述至少一类储层中每类储层的脆性指数，包括：

获取所述第一井的密度测井数据；

对于所述至少一类储层中第一类储层，根据所述第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、所述第一井的声波测井数据、以及所述第一井的密度测井数据，确定所述第一类储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比，所述多个动态杨氏模量和所述多个动态泊松比一一对应，每个动态杨氏模量和相应动态泊松比对应一个地层深度；

根据所述多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量，确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量；

根据所述多个动态泊松比中的每个动态泊松比，确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比，所述多个静态杨氏模量和所述多个静态泊松比一一对应，每个静态杨氏模量和相应静态泊松比对应一个地层深度；

根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比，确定对应的地层深度处的地层脆性指数。

第二方面，提供了一种地层可压性确定装置，所述装置包括：

第一确定模块，用于根据研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的全波列测井数据，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系，所述全波列测井数据用于表征声波在地层的不同深度处的传播时差，所述N为大于或等于1的正整数，所述稳定标志层为非储层；

第二确定模块，用于根据所述稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系以及所述第一井的声波测井数据，确定所述第一井中非储层的脆性指数，所述第一井为所述研究区中进行全波列测井的井之外的任一井；

第三确定模块，用于根据所述至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及所述第一井的声波测井数据，确定所述第一井中所述至少一类储层中每类储层的脆性指数，所述声波测井数据用于指示不同深度对应的纵波时差。

可选地，所述第一确定模块包括：

第一确定单元，用于根据所述N个井中每个井的全波列测井数据，确定所述N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差；

第二确定单元，用于根据所述N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。

可选地，所述第一确定模块还包括：

第三确定单元，用于对于所述至少一类储层中第一类储层，根据所述N个井中每个井的全波列测井数据，确定所述N个井中的每个井中所述第一类储层的纵波时差、以及每个井中所述第一类储层的横波时差，所述第一类储层为所述至少一类储层中任一类储层；

第四确定单元，用于根据所述N个井中的每个井中所述第一类储层的纵波时差、以及每个井中所述第一类储层的横波时差，确定所述第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系。

可选地，所述第二确定模块包括：

第一获取单元，用于获取所述第一井的密度测井数据，所述密度测井数据用于指示地层中不同深度处的岩石密度；

第五确定单元，用于根据所述稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、所述第一井的声波测井数据、以及所述第一井的密度测井数据，确定所述第一井中非储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比，所述动态杨氏模量是指通过动态法获取的杨氏模量，所述杨氏模量用于指示岩石破裂后的支撑能力，所述动态泊松比是指通过动态法获取的泊松比，所述泊松比用于指示岩石在应力作用下的破裂能力，所述多个动态杨氏模量和所述多个动态泊松比一一对应，每个动态杨氏模量和相应动态泊松比对应一个地层深度；

第六确定单元，用于根据所述多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量，确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量；

第七确定单元，用于根据所述多个动态泊松比中的每个动态泊松比，确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比，所述静态杨氏模量是指通过静态法获取的杨氏模量，所述静态泊松比是指通过静态法获取的泊松比，所述多个静态杨氏模量和所述多个静态泊松比一一对应，每个静态杨氏模量和相应静态泊松比对应一个地层深度；

第八确定单元，用于根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比，确定对应的地层深度处的地层脆性指数。

可选地，所述第三确定模块包括：

第二获取单元，用于获取所述第一井的密度测井数据；

第九确定单元，用于对于所述至少一类储层中第一类储层，根据所述第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、所述第一井的声波测井数据、以及所述第一井的密度测井数据，确定所述第一类储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比，所述多个动态杨氏模量和所述多个动态泊松比一一对应，每个动态杨氏模量和相应动态泊松比对应一个地层深度；

第十确定单元，用于根据所述多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量，确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量；

第十一确定单元，用于根据所述多个动态泊松比中的每个动态泊松比，确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比，所述多个静态杨氏模量和所述多个静态泊松比一一对应，每个静态杨氏模量和相应静态泊松比对应一个地层深度；

第十二确定单元，用于根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比，确定对应的地层深度处的地层脆性指数。

第三方面，一种地层可压性确定装置，所述装置包括：

处理器；

用于存储处理器可执行指令的存储器；

其中，所述处理器被配置为执行上述第一方面所述的任一项方法的步骤。

第四方面，一种计算机可读存储介质,所述计算机可读存储介质上存储有指令，所述指令被处理器执行时实现上述第一方面所述的任一项方法的步骤。

第五方面，提供了一种包含指令的计算机程序产品，当其在计算机上运行时，使得计算机执行上述第一方面所述的任一方法的步骤。

本申请实施例提供的技术方案带来的有益效果是：

在本申请，通过对研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的地层划分为储层和非储层，分别根据N个井中每个井的全波列测井数据确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系。根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系以及第一井的声波测井数据，确定第一井中非储层的脆性指数。根据至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、第一井的声波测井数据，确定第一井中至少一类储层中每类储层的脆性指数。也即是，在本申请中，确定第一井中地层的脆性指数时，根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系确定非储层的脆性指数，根据储层的横波时差与纵波时差之间的关系确定储层的脆性指数。使得确定的非储层的脆性指数和储层的脆性指数更加准确，提高了确定第一井中地层的脆性指数的准确度，相应的，提高了确定第一井中地层的可压性的准确度。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅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的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本申请实施例提供的一种地层可压性确定方法流程图；

图2是本申请实施例提供的一种稳定标志层的纵波时差与稳定标志层的横波时差进行数据拟合的示意图；

图3是本申请实施例提供的一种气层的纵波时差与气层的横波时差进行数据拟合的示意图；

图4是本申请实施例提供的一种干层的纵波时差与干层的横波时差进行数据拟合的示意图；

图5是本申请实施例提供的一种稳定标志层的动态杨氏模量与实验室测定的静态杨氏模量进行数据拟合的示意图；

图6是本申请实施例提供的一种稳定标志层的动态泊松比与实验室测定的静态泊松比进行数据拟合的示意图；

图7是本申请实施例提供的一种测井曲线以及不同地层的示意图；

图8是本申请实施例提供的一种地层可压性确定装置的结构示意图；

图9是本申请实施例提供的一种终端的结构示意图。

具体实施方式

为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。

在对本申请提供的地层可压性确定方法进行解释说明之前，先对本申请提供的地层可压性确定方法的应用场景做简单介绍。地层通常可以按照地层的孔隙度进行划分为储层与非储层。通常，地层的孔隙度大于数值阈值时，可以将该地层划分为储层，地层的孔隙度小于等于数值阈值时，可以将该地层划分为非储层，地层的孔隙度是指地层中岩石中的孔隙的体积与岩石总体积的比值。同时，根据储层中存储的物质可以将储层划分为储油层或储气层。在储气层中，根据储气层的含气饱和度不同，又可以将储气层划分为气层、差气层与干层。其中，气层是指储气层的含气饱和度大于饱和度阈值，差气层是指储气层的含气饱和度小于饱和度阈值，干层是指储气层的含气饱和度为0。其中，含气饱和度是指储气层中气体的体积与储气层中孔隙的体积之比。

在对研究区中的井进行压裂之前，需要确定该井中储层的可压性，在确定该井中储层的可压性，即确定该井中储层的脆性指数时，通常需要用到声波测井数据。由于声波测井数据用于指示该井中不同深度对应的纵波的时差，因此，在利用声波测井数据确定储层的脆性指数时，确定的储层的脆性指数也指示该井中不同深度对应的脆性指数。

图1是本申请实施例提供的一种地层可压性确定方法流程图，如图1所示，该方法包括如下步骤：

步骤101：根据研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的全波列测井数据，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系，全波列测井数据用于表征声波在地层的不同深度处的传播时差，N为大于或等于1的正整数，稳定标志层为非储层。

其中，由于稳定标志层为非储层，通常非储层的岩性与储层的岩性不相同，因此，在确定地层脆性指数时，需要将地层分为储层和非储层，分别确定储层的脆性指数和非储层的脆性指数。而储层的脆性指数与储层的声波时差中横波与纵波之间的关系有关，非储层的脆性指数与非储层的声波时差中横波与纵波之间的关系有关，因而，分别确定储层的声波时差中横波时差与纵波时差之间的关系和稳定标志层的声波时差中横波时差与纵波时差之间的关系。

(1)确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。

其中，在一种可能的实现方式中，根据研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的全波列测井数据，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系具体可以为：根据N个井中每个井的全波列测井数据，确定N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差。根据N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。

其中，由于在对N个井中每个井进行全波列测井时，获得的每个井的全波列测井数据中包含每个井在全部地层中的横波时差与每个井在全部地层中的纵波时差，因此，可以将每个井的全波列测井数据进行分离，分离出每个井中稳定标志层的纵波时差和每个井中稳定标志层的横波时差。之后可以根据每个井的全波列测井数据，确定每个井中稳定标志层的纵波时差和每个井中稳定标志层的横波时差。

其中，在一种可能的实现方式中，根据每个井中稳定标志层的纵波时差和每个井中稳定标志层的横波时差，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系具体可以为：将每个井中稳定标志层的纵波时差构建一个第一纵波时差集合，将每个井中稳定标志层的横波时差构建一个第一横波时差集合，根据第一纵波时差集合和第一横波时差集合进行数据拟合，将数据拟合之后的结果作为稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。其中，可以以纵波时差为横坐标，以横波时差为纵坐标进行数据拟合。

例如，对研究区中的3口井进行全波列测井，得到这3口井中每口井的全波列测井数据。根据每口井的全波列测井数据，确定每口井中稳定标志层的横波时差和每口井中稳定标志层的纵波时差。将每口井中稳定标志层的横波时差构建一个第一横波时差集合，将每口井中稳定标志层的纵波时差构建一个第一纵波时差集合。如图2所示，以纵波时差为横坐标，以横波时差为纵坐标，将第一横波时差集合中的所有横波时差与第二纵波时差集合中所有纵波时差进行数据拟合，得到稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系为下式：

y＝1.2527x+105.57

上式中，y表示横波时差，x表示纵波时差。R²表示拟合精度。通常，横波时差用Δt_s表示，纵波时差用Δt_p表示，因此，上式还可以为：

Δt_s＝1.2527Δt_p+105.57

可选地，在另一种可能的实现方式中，根据每个井中稳定标志层的纵波时差和每个井中稳定标志层的横波时差，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系具体还可以为：对于每个井中的任一井井C，井C中稳定标志层的横波时差与井C中稳定标志层的纵波时差进行数据拟合，将数据拟合的结果作为井C中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。对于每个井中除井C之外的其他井，均可按照确定井C中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系确定其他井中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。在确定了每个井中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系之后，对比每个井中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。如果每个井中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系相近，则将每个井中任一井的横波时差与纵波时差之间的关系作为稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。如果每个井中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系差距明显，在每个井中稳定标志层的横波时差与纵波时差数据拟合结果中，选取同一类型且该类型中相近的拟合结果中任一拟合结果，将该拟合结果作为每个井中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。

其中，横波时差与纵波时差之间的关系相近是指多个拟合结果中每相邻两个拟合结果为同一类型的拟合结果。横波时差与纵波时差之间的关系差距明显是指拟合结果为不同类型，或用于表示拟合结果的同一类型的多个函数中相同参数对应的系数之间的差值大于数值阈值。其中，同一类型的拟合结果是指拟合之后的函数为同一类型的函数。相近的拟合结果是指用于表示拟合结果的多个函数中，相同参数的系数之间的差值小于数值阈值。例如，y＝2x+3与y＝2.01x+3为同一类型的函数，并且参数x的系数分别为2和2.01，2与2.01之间的差值0.01小于数值阈值0.1，则y＝2x+3与y＝2.01x+3为相近的拟合结果。

例如，研究区中进行全波列测井的3口井分别为井X、井Y和井Z，分别根据井X的全波列测井数据、井Y的全波列测井数据和井Z的全波列测井数据确定井X中稳定标志层的横波时差与稳定标志层的纵波时差，井Y中稳定标志层的横波时差与稳定标志层的纵波时差，井Z中稳定标志层的横波时差与稳定标志层的纵波时差。分别根据井X中稳定标志层的横波时差与稳定标志层的纵波时差，井Y中稳定标志层的横波时差与稳定标志层的纵波时差，井Z中稳定标志层的横波时差与稳定标志层的纵波时差，确定井X中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系为y₁＝a₁x+b₁，井Y中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系为y₂＝a₂x+b₂，井Z中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系为y₃＝a₃x+b₃。

由于井X中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、井Y中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系以及井Z中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系都为一次函数，因此，对比a₁、a₂和a₃，b₁、b₂和b₃。如果a₁、a₂和a₃相互之间的差值小于第一预设阈值，并且b₁、b₂和b₃相互之间的差值小于第二预设阈值，则将y₁＝a₁x+b₁、y₂＝a₂x+b₂和y₃＝a₃x+b₃中任一一个作为稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。如果a₁、a₂和a₃相互之间的差值大于第一预设阈值，b₁、b₂和b₃相互之间的差值大于第二预设阈值，则将a₁、a₂和a₃这三个数值的平均值作为参数x的系数，b₁、b₂和b₃这三个数值的平均值作为稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系中的常数。

如果井X中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系为y₁＝a₁x²+b₁，井Y中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系为y₂＝a₂x+b₂，井Z中稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系为y₃＝a₃x+b₃，则对比a₂和a₃，b₂和b₃。如果a₂和a₃之间的差值小于第一预设阈值，b₂和b₃之间的差值小于第二预设阈值，将y₂＝a₂x+b₂和y₃＝a₃x+b₃中任一一个作为稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。如果a₂和a₃之间的差值大于第一预设阈值，b₂和b₃之间的差值大于第二预设阈值，则将a₂和a₃这两个数值的平均值作为参数x的系数，b₂和b₃这两个数值的平均值作为稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系中的常数。

(2)确定储层的横波时差与纵波时差之间的关系。

其中，在一种可能的实现方式中，根据研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的全波列测井数据，确定至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系具体可以为：对于至少一类储层中第一类储层，根据N个井中每个井的全波列测井数据，确定N个井中每个井中第一类储层的纵波时差、以及每个井中第一类储层的横波时差。根据N个井中每个井中第一类储层的纵波时差、以及每个井中第一类储层的横波时差，确定第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系。其中，第一类储层为至少一类储层中任一类储层。

由于每个井中存在不同类型的储层，为了确保最终确定的至少一类储层中每类储层的可压性是准确的，因此，针对至少一类储层中每类储层的都需要确定该类储层的横波时差与纵波时差之间的关系。

其中，由于在对N个井中每个井进行全波列测井时，获得的每个井的全波列测井数据中包含每个井在全部地层中的横波时差与每个井在全部地层中的纵波时差，因此，可以根据每个井的全波列测井数据，确定每个井中至少一类储层中第一类储层的横波时差和第一类储层的纵波时差。通常，在获得每个井的全波列测井数据之后，将每个井的全波列测井数据进行分离，分离出每个井中第一类储层的纵波时差和第一类储层的横波时差。对于每个井中至少一类储层中每类储层的纵波时差与每类储层的横波时差，均可以按照第一类储层的纵波时差和第一类储层的横波时差的确定方式确定。

另外，在一种可能的实现方式中，根据N个井中每个井中第一类储层的纵波时差、以及每个井中第一类储层的横波时差，确定第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系具体可以为：将每个井中第一类储层的纵波时差构建一个第二纵波时差集合，将每个井中第一类储层的横波时差构建一个第二横波时差集合，根据第二纵波时差集合和第二横波时差集合进行数据拟合，将数据拟合之后的结果作为第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系。其中，可以以纵波时差为横坐标，以横波时差为纵坐标进行数据拟合。

例如，对研究区中的3口井进行全波列测井，得到这3口井中每口井的全波列测井数据。根据每口井的全波列测井数据，确定每口井中第一类储层的横波时差和每口井中第一类储层的纵波时差。将每口井中第一类储层的横波时差构建一个第二横波时差集合，将每口井中第一类储层的纵波时差构建一个第二纵波时差集合。如图3所示，当第一类储层为气层时，以纵波时差为横坐标，以横波时差为纵坐标，将第二横波时差集合中的所有横波时差与第二纵波时差集合中所有纵波时差进行数据拟合，得到气层的横波时差与纵波时差之间的关系为下式：

y＝1.4661x+44.55

上式中，y表示横波时差，x表示纵波时差。R²表示拟合精度。通常，横波时差用Δt_s表示，纵波时差用Δt_p表示，因此，上式还可以为：

Δt_s＝1.4661Δt_p+44.55

当第一类储层为干层时，如图4所示，以纵波时差为横坐标，以横波时差为纵坐标，将第二横波时差集合中的所有横波时差与第二纵波时差集合中所有纵波时差进行数据拟合，得到干层的横波时差与纵波时差之间的关系为下式：

y＝1.6345x+14.861

上式中，y表示横波时差，x表示纵波时差。R²表示拟合精度。通常，横波时差用Δt_s表示，纵波时差用Δt_p表示，因此，上式还可以为：

Δt_s＝1.6345Δt_p+14.861

可选地，在另一种可能的实现方式中，根据N个井中每个井中第一类储层的纵波时差、以及每个井中第一类储层的横波时差，确定第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系的实现方式可以参考根据每个井中稳定标志层的纵波时差和每个井中稳定标志层的横波时差，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系的另一种可能的实现方式，在此不再赘述。

步骤102：根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系以及第一井的声波测井数据，确定第一井中非储层的脆性指数，第一井为研究区中进行全波列测井的井之外的任一井。

其中，在一种可能的实现方式中，步骤102具体可以为：获取第一井的密度测井数据。根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、第一井的声波测井数据、以及第一井的密度测井数据，确定第一井中非储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比。根据多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量。根据多个动态泊松比中的每个动态泊松比确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比。根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比确定对应的地层深度处的地层脆性指数。

其中，密度测井数据用于指示地层中不同深度处的岩石密度。动态杨氏模量是指通过动态法获取的杨氏模量，杨氏模量用于指示岩石破裂后的支撑能力。动态泊松比是指通过动态法获取的泊松比，泊松比用于指示岩石在应力作用下的破裂能力。多个动态杨氏模量和多个动态泊松比一一对应，每个动态杨氏模量和相应动态泊松比对应一个地层深度。静态杨氏模量是指通过静态法获取的杨氏模量，静态泊松比是指通过静态法获取的泊松比，多个静态杨氏模量和多个静态泊松比一一对应，每个静态杨氏模量和相应静态泊松比对应一个地层深度。另外，动态法是指通过测试声波在岩石中的传播时差确定岩石的杨氏模量，静态法是指在岩石上施加一个恒定的拉伸应力或压缩应力，根据施加的拉伸应力、以及岩石在拉伸应力作用下的应变确定岩石的杨氏模量，或者根据施加的压缩应力、以及岩石在压缩应力作用下的应变确定岩石的杨氏模量。

其中，第一井的密度测井数据可以是预先存储的。

另外，根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、第一井的声波测井数据、以及第一井的密度测井数据，确定第一井中非储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比的可以按照下式实现：

上式中，YME_动表示动态杨氏模量，PR_动表示动态泊松比，ρ表示岩石的密度，Δt_s表示横波时差，Δt_p表示纵波时差。

另外，根据多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量的实现方式可以为：获取稳定标志层中M个深度中每个深度对应的实验室测定的静态杨氏模量。从多个动态杨氏模量中查找与该M个深度中每个深度对应的动态杨氏模量。将M个深度中每个深度对应的动态杨氏模量和N个深度中每个深度对应的实验室测定的静态杨氏模量进行数据拟合，将数据拟合的结果作为静态杨氏模量与动态杨氏模量之间的关系。根据多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量、以及静态杨氏模量与动态杨氏模量之间的关系，确定一个静态杨氏模量。其中，可以以实验室测定的静态杨氏模量为横坐标，动态杨氏模量为纵坐标。

例如，获取稳定标志层中13个互不相同的深度处对应的实验室测定的静态杨氏模量，从多个动态杨氏模量中查找与该13个互不相同的深度处每个深度对应的动态杨氏模量，将该13个动态杨氏模量与13个实验室测定的静态杨氏模量进行数据拟合。如图5所示，以静态杨氏模量为横坐标，以动态杨氏模量为纵坐标，将13个动态杨氏模量与13个实验室测定的静态杨氏模量进行数据拟合，数据拟合的结果作为静态杨氏模量与动态杨氏模量之间的关系。如下式所示：

y＝0.7x+0.772

上式中，y表示静态杨氏模量，x表示动态杨氏模量，R²表示拟合精度。通常，动态杨氏模量用YME_动表示，静态杨氏模量用YME_静表示，因此，上式又可以表示为：

YME_静＝0.7YME_动+0.772

得到静态杨氏模量与动态杨氏模量之间的关系之后，便可以将多个动态杨氏模量中每个动态杨氏模量代入静态杨氏模量与动态杨氏模量之间的关系中，得到多个静态杨氏模量。

另外，根据多个动态泊松比中的每个动态泊松比确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比的实现方式可以为：获取稳定标志层中N个深度中每个深度对应的实验室测定的静态泊松比。从多个动态泊松比中查找与该N个深度中每个深度对应的动态泊松比。将N个深度中每个深度对应的动态泊松比和N个深度中每个深度对应的实验室测定的静态泊松比进行数据拟合，将数据拟合的结果作为静态泊松比与动态泊松比之间的关系。根据多个动态泊松比中的每个动态泊松比和静态泊松比与动态泊松比之间的关系确定一个静态泊松比。其中，可以以实验室测定的静态泊松比为横坐标，动态泊松比为纵坐标。

例如，获取稳定标志层中13个互不相同的深度处对应的实验室测定的静态泊松比，从多个动态泊松比中查找与该13个互不相同的深度处每个深度对应的动态泊松比，将该13个动态泊松比与13个实验室测定的静态泊松比进行数据拟合。如图6所示，以静态泊松比为横坐标，以动态泊松比为纵坐标，将13个实验室测定的静态泊松比与13个动态泊松比进行数据拟合，数据拟合的结果作为静态泊松比与动态泊松比之间的关系。如下式所示

y＝1.263x-0.047

上式中，y表示静态泊松比，x表示动态泊松比，R²表示拟合精度。通常，动态泊松比用PR_动表示，静态泊松比用PR_静表示，因此，上式又可以表示为：

PR_静＝1.263PR_动-0.047

得到静态泊松比与动态泊松比之间的关系之后，便可以将多个动态泊松比中每个动态泊松比代入静态泊松比与动态泊松比之间的关系中，得到多个静态泊松比。

另外，在一种可能的实现方式中，根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比确定对应的地层深度处的地层脆性指数具体可以为：获取第一井中非储层的多个动态杨氏模量中的最大值和最小值。获取第一井中非储层的多个动态泊松比中的最大值和最小值。根据第一井中非储层的第一静态杨氏模量、多个动态杨氏模量中的最大值和最小值，确定第一井中非储层的第一归一化的杨氏模量，第一静态杨氏模量为第一井中非储层的多个静态杨氏模量中任一静态杨氏模量。根据第一井中非储层的第一静态泊松比、动态泊松比的中的最大值和最小值，确定第一井中非储层的第一归一化的多个泊松比，第一静态泊松比为第一井中非储层的多个静态泊松比中任一静态泊松比。根据第一井中非储层的第一归一化的杨氏模量和第一井中非储层的第一归一化的泊松比，确定第一井中非储层的第一脆性指数。对于非储层的多个静态杨氏模量中每个静态杨氏模量和相应静态泊松比，均可以按照上述方式确定对应地层深度处的地层脆性指数。

其中，根据第一井中非储层的第一静态杨氏模量、多个动态杨氏模量中的最大值和最小值，确定第一井中非储层的第一归一化的多个杨氏模量可以按照下式实现：

上式中，YME_brit表示归一化的杨氏模量，YME_静表示静态杨氏模量，YME_max表示多个动态杨氏模量中最大值，YME_min表示多个动态杨氏模量中的最小值。

另外，根据第一井中非储层的第一静态泊松比、动态泊松比的中的最大值和最小值，确定第一井中非储层的第一归一化的泊松比可以按照下式实现：

上式中，PR_brit表示归一化的泊松比，PR_静表示静态泊松比，PR_max表示多个动态泊松比中最大值，PR_min表示多个动态泊松比中最小值。

另外，根据第一井中非储层的第一归一化的杨氏模量和第一井中非储层的第一归一化的泊松比，确定第一井中非储层的第一脆性指数可以按照下式实现：

BRIT＝(YME_brit+PR_brit)/2

上式中，BRIT表示脆性指数，YME_brit表示归一化的杨氏模量，PR_brit表示归一化的泊松比。

步骤103：根据至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、第一井的声波测井数据，确定第一井中至少一类储层中每类储层的脆性指数，第一井的声波测井数据用于指示第一井中不同深度对应的纵波时差。

其中，在一种可能的实现方式中，步骤103具体可以为：获取第一井的密度测井数据。对于至少一类储层中第一类储层，根据第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、第一井的声波测井数据、以及第一井的密度测井数据，确定第一类储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比。根据多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量。根据多个动态泊松比中的每个动态泊松比，确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比。根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比确定对应的地层深度处的地层脆性指数。

其中，根据第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、第一井的声波测井数据、以及第一井的密度测井数据，确定第一类储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比的实现方式可以参考根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及第一井的密度测井数据，确定第一井中非储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比的实现方式，在此不再赘述。

另外，根据多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量的实现方式可以参考步骤102中根据多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量的实现方式，在此不再赘述。

另外，根据多个动态泊松比中的每个动态泊松比，确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比的实现方式可以参考步骤102中根据多个动态泊松比中的每个动态泊松比确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比的实现方式，在此不再赘述。

另外，根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比确定对应的地层深度处的地层脆性指数的实现方式可以参考步骤102中根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比确定对应的地层深度处的地层脆性指数的实现方式，在此不再赘述。

为了验证本申请实施例提供的地层可压性确定方法，通过下面的例子进行具体的验证。

图7是本申请实施例提供一种测井曲线以及不同地层的示意图。如图7所示，CAL表示井径测井曲线。GR表示自然伽马测井曲线。RLA1表示浅侧向电阻率测井曲线。RLA5表示深侧向电阻率测井曲线。CNL表示中子孔隙度测井曲线。DEN为密度测井测井曲线。AC表示声波测井曲线。优化前杨氏模量表示动态杨氏模量。优化后杨氏模量表示静态杨氏模量。优化前泊松比表示动态泊松比。优化后泊松比表示静态泊松比。实验测定脆性指数表示实验室中测定的脆性指数。优化前脆性指数表示相关技术中确定的脆性指数。优化后脆性指数表示按照本申请的方法确定的脆性指数。综合解释是指根据多个测井曲线，确定的储层类型。如图7所示，岩性剖面这一列从上向下，第一个地层为泥岩。第二个地层为凝灰质泥岩。第三个地层为角砾质泥岩。第四个地层为角砾岩。第五个地层为凝灰岩。第六个地层为凝灰质泥岩。第七个地层为角砾质泥岩。第八个地层为含角砾凝灰质泥岩。第九个地层为角砾质泥岩。第十个地层为含角砾凝灰质泥岩。第十一个地层为凝灰质泥岩。其中，在图7中，不同的地层用不同的图形表示。如图7所示，综合解释这一列中，图形的方框中有多根线条的表示干层，图形的方框中只有一根线条的表示差气层。也即是，在综合解释这一列，从上向下第一个储层为差气层，第二个储层为干层。在图7中，在A、B、C和D处，左边的线表示相关技术中确定的储层的脆性指数，右边的线表示按照本申请的方法确定的储层的脆性指数。从图7中可以看出，按照本申请的方法确定的储层的脆性指数与实验室中测定的脆性指数吻合度更高，因此，按照本申请的方法确定的脆性指数的准确度更高。

需要说明的是，通常在实验室中对一口井中的岩心进行三轴压裂实验或单轴压裂实验测定该岩心的杨氏模量和泊松比，在进行三轴压裂实验或单轴压裂实验时，在该岩心的周围施加与该岩心中受到的地层压力大小一样的应力，模拟该岩心在地层中的实际受力。因此，实验室测定的该岩心的杨氏模量和泊松比是比较准确的。根据实验室测定的该岩心的杨氏模量和泊松比确定的静态脆性指数也是比较准确的。而本申请提供的方法确定的储层的脆性指数与实验室测定的脆性指数吻合度高，表明本申请提供的方法确定的储层的脆性指数比较准确。

另外，通常不会对一口井中所有的地层取岩心，因此，在实验室中不能测量出该井中所有深度对应的脆性指数。

在本申请，通过对研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的地层划分为储层和非储层，分别根据N个井中每个井的全波列测井数据确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系。根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系以及第一井的声波测井数据，确定第一井中非储层的脆性指数。根据至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、第一井的声波测井数据，确定第一井中至少一类储层中每类储层的脆性指数。也即是，在本申请中，确定第一井中地层的脆性指数时，根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系确定非储层的脆性指数，根据储层的横波时差与纵波时差之间的关系确定储层的脆性指数。使得确定的非储层的脆性指数和储层的脆性指数更加准确，提高了确定第一井中地层的脆性指数的准确度，相应的，提高了确定第一井中地层的可压性的准确度。

图8为本申请实施例提供的一种地层可压性确定装置的结构示意图，如图8所示，装置800包括：

第一确定模块801，用于根据研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的全波列测井数据，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系，全波列测井数据用于表征声波在地层的不同深度处的传播时差，N为大于或等于1的正整数，稳定标志层为非储层；

第二确定模块802，用于根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系以及第一井的声波测井数据，确定第一井中非储层的脆性指数，第一井为研究区中进行全波列测井的井之外的任一井；

第三确定模块803，用于根据至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及第一井的声波测井数据，确定第一井中至少一类储层中每类储层的脆性指数，第一井的声波测井数据用于指示第一井中不同深度对应的纵波时差。

可选地，第一确定模块801包括：

第一确定单元，用于根据N个井中每个井的全波列测井数据，确定N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差；

第二确定单元，用于根据N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。

可选地，第一确定模块801还包括：

第三确定单元，用于对于至少一类储层中第一类储层，根据N个井中每个井的全波列测井数据，确定N个井中的每个井中第一类储层的纵波时差、以及每个井中第一类储层的横波时差，第一类储层为至少一类储层中任一类储层；

第四确定单元，用于根据N个井中的每个井中第一类储层的纵波时差、以及每个井中第一类储层的横波时差，确定第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系。

可选地，第二确定模块802包括：

第一获取单元，用于获取第一井的密度测井数据，密度测井数据用于指示地层的不同深度处的岩石密度；

第五确定单元，用于根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、第一井的声波测井数据、以及第一井的密度测井数据，确定第一井中非储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比，动态杨氏模量是指通过动态法获取的杨氏模量，杨氏模量用于指示岩石破裂后的支撑能力，动态泊松比是指通过动态法获取的泊松比，泊松比用于指示岩石在应力作用下的破裂能力，多个动态杨氏模量和多个动态泊松比一一对应，每个动态杨氏模量和相应动态泊松比对应一个地层深度；

第六确定单元，用于根据多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量；

第七确定单元，用于根据多个动态泊松比中的每个动态泊松比确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比，静态杨氏模量是指通过静态法获取的杨氏模量，静态泊松比是指通过静态法获取的泊松比，多个静态杨氏模量和多个静态泊松比一一对应，每个静态杨氏模量和相应静态泊松比对应一个地层深度；

第八确定单元，用于根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比确定对应的地层深度处的地层脆性指数。

可选地，第三确定模块803包括：

第二获取单元，用于获取第一井的密度测井数据；

第九确定单元，用于对于至少一类储层中第一类储层，根据第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、第一井的声波测井数据、以及第一井的密度测井数据，确定第一类储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比，多个动态杨氏模量和多个动态泊松比一一对应，每个动态杨氏模量和相应动态泊松比对应一个地层深度；

第十确定单元，用于根据多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量；

第十一确定单元，用于根据多个动态泊松比中的每个动态泊松比确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比，多个静态杨氏模量和多个静态泊松比一一对应，每个静态杨氏模量和相应静态泊松比对应一个地层深度；

第十二确定单元，用于根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比确定对应的地层深度处的地层脆性指数。

在本申请，通过对研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的地层划分为储层和非储层，分别根据N个井中每个井的全波列测井数据确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系。根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系以及第一井的声波测井数据，确定第一井中非储层的脆性指数。根据至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、第一井的声波测井数据，确定第一井中至少一类储层中每类储层的脆性指数。也即是，在本申请中，确定第一井中地层的脆性指数时，根据稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系确定非储层的脆性指数，根据储层的横波时差与纵波时差之间的关系确定储层的脆性指数。使得确定的非储层的脆性指数和储层的脆性指数更加准确，提高了确定第一井中地层的脆性指数的准确度，相应的，提高了确定第一井中地层的可压性的准确度。

需要说明的是：上述实施例提供的地层可压性确定装置在确定地层可压性时，仅以上述各功能模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成，即将设备的内部结构划分成不同的功能模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。另外，上述实施例提供的地层可压性确定装置与地层可压性确定方法实施例属于同一构思，其具体实现过程详见方法实施例，这里不再赘述。

图9示出了本申请一个示例性实施例提供的终端900的结构框图。该终端900可以是：智能手机、平板电脑、MP3播放器(Moving Picture Experts Group Audio Layer III，动态影像专家压缩标准音频层面3)、MP4(Moving Picture Experts Group Audio LayerIV，动态影像专家压缩标准音频层面4)播放器、笔记本电脑或台式电脑。终端900还可能被称为用户设备、便携式终端、膝上型终端、台式终端等其他名称。

通常，终端900包括有：处理器901和存储器902。

处理器901可以包括一个或多个处理核心，比如4核心处理器、8核心处理器等。处理器901可以采用DSP(Digital Signal Processing，数字信号处理)、FPGA(Field－Programmable Gate Array，现场可编程门阵列)、PLA(Programmable Logic Array，可编程逻辑阵列)中的至少一种硬件形式来实现。处理器901也可以包括主处理器和协处理器，主处理器是用于对在唤醒状态下的数据进行处理的处理器，也称CPU(Central ProcessingUnit，中央处理器)；协处理器是用于对在待机状态下的数据进行处理的低功耗处理器。在一些实施例中，处理器901可以在集成有GPU(Graphics Processing Unit，图像处理器)，GPU用于负责显示屏所需要显示的内容的渲染和绘制。一些实施例中，处理器901还可以包括AI(Artificial Intelligence，人工智能)处理器，该AI处理器用于处理有关机器学习的计算操作。

存储器902可以包括一个或多个计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质可以是非暂态的。存储器902还可包括高速随机存取存储器，以及非易失性存储器，比如一个或多个磁盘存储设备、闪存存储设备。在一些实施例中，存储器902中的非暂态的计算机可读存储介质用于存储至少一个指令，该至少一个指令用于被处理器901所执行以实现本申请中方法实施例提供的地层可压性确定方法。

在一些实施例中，终端900还可选包括有：外围设备接口903和至少一个外围设备。处理器901、存储器902和外围设备接口903之间可以通过总线或信号线相连。各个外围设备可以通过总线、信号线或电路板与外围设备接口903相连。具体地，外围设备包括：射频电路904、触摸显示屏905、摄像头组件906、音频电路907、定位组件908和电源909中的至少一种。

外围设备接口903可被用于将I/O(Input/Output，输入/输出)相关的至少一个外围设备连接到处理器901和存储器902。在一些实施例中，处理器901、存储器902和外围设备接口903被集成在同一芯片或电路板上；在一些其他实施例中，处理器901、存储器902和外围设备接口903中的任意一个或两个可以在单独的芯片或电路板上实现，本实施例对此不加以限定。

射频电路904用于接收和发射RF(Radio Frequency，射频)信号，也称电磁信号。射频电路904通过电磁信号与通信网络以及其他通信设备进行通信。射频电路904将电信号转换为电磁信号进行发送，或者，将接收到的电磁信号转换为电信号。可选地，射频电路904包括：天线系统、RF收发器、一个或多个放大器、调谐器、振荡器、数字信号处理器、编解码芯片组、用户身份模块卡等等。射频电路904可以通过至少一种无线通信协议来与其它终端进行通信。该无线通信协议包括但不限于：城域网、各代移动通信网络(2G、3G、4G及5G)、无线局域网和/或WiFi(Wireless Fidelity，无线保真)网络。在一些实施例中，射频电路904还可以包括NFC(Near Field Communication，近距离无线通信)有关的电路，本申请对此不加以限定。

显示屏905用于显示UI(User Interface，用户界面)。该UI可以包括图形、文本、图标、视频及其它们的任意组合。当显示屏905是触摸显示屏时，显示屏905还具有采集在显示屏905的表面或表面上方的触摸信号的能力。该触摸信号可以作为控制信号输入至处理器901进行处理。此时，显示屏905还可以用于提供虚拟按钮和/或虚拟键盘，也称软按钮和/或软键盘。在一些实施例中，显示屏905可以为一个，设置终端900的前面板；在另一些实施例中，显示屏905可以为至少两个，分别设置在终端900的不同表面或呈折叠设计；在再一些实施例中，显示屏905可以是柔性显示屏，设置在终端900的弯曲表面上或折叠面上。甚至，显示屏905还可以设置成非矩形的不规则图形，也即异形屏。显示屏905可以采用LCD(LiquidCrystal Display，液晶显示屏)、OLED(Organic Light-Emitting Diode,有机发光二极管)等材质制备。

摄像头组件906用于采集图像或视频。可选地，摄像头组件906包括前置摄像头和后置摄像头。通常，前置摄像头设置在终端的前面板，后置摄像头设置在终端的背面。在一些实施例中，后置摄像头为至少两个，分别为主摄像头、景深摄像头、广角摄像头、长焦摄像头中的任意一种，以实现主摄像头和景深摄像头融合实现背景虚化功能、主摄像头和广角摄像头融合实现全景拍摄以及VR(Virtual Reality，虚拟现实)拍摄功能或者其它融合拍摄功能。在一些实施例中，摄像头组件906还可以包括闪光灯。闪光灯可以是单色温闪光灯，也可以是双色温闪光灯。双色温闪光灯是指暖光闪光灯和冷光闪光灯的组合，可以用于不同色温下的光线补偿。

音频电路907可以包括麦克风和扬声器。麦克风用于采集用户及环境的声波，并将声波转换为电信号输入至处理器901进行处理，或者输入至射频电路904以实现语音通信。出于立体声采集或降噪的目的，麦克风可以为多个，分别设置在终端900的不同部位。麦克风还可以是阵列麦克风或全向采集型麦克风。扬声器则用于将来自处理器901或射频电路904的电信号转换为声波。扬声器可以是传统的薄膜扬声器，也可以是压电陶瓷扬声器。当扬声器是压电陶瓷扬声器时，不仅可以将电信号转换为人类可听见的声波，也可以将电信号转换为人类听不见的声波以进行测距等用途。在一些实施例中，音频电路907还可以包括耳机插孔。

定位组件908用于定位终端900的当前地理位置，以实现导航或LBS(LocationBased Service，基于位置的服务)。定位组件908可以是基于美国的GPS(GlobalPositioning System，全球定位系统)、中国的北斗系统、俄罗斯的格雷纳斯系统或欧盟的伽利略系统的定位组件。

电源909用于为终端900中的各个组件进行供电。电源909可以是交流电、直流电、一次性电池或可充电电池。当电源909包括可充电电池时，该可充电电池可以支持有线充电或无线充电。该可充电电池还可以用于支持快充技术。

在一些实施例中，终端900还包括有一个或多个传感器910。该一个或多个传感器910包括但不限于：加速度传感器911、陀螺仪传感器912、压力传感器913、指纹传感器914、光学传感器915以及接近传感器916。

加速度传感器911可以检测以终端900建立的坐标系的三个坐标轴上的加速度大小。比如，加速度传感器911可以用于检测重力加速度在三个坐标轴上的分量。处理器901可以根据加速度传感器911采集的重力加速度信号，控制触摸显示屏905以横向视图或纵向视图进行用户界面的显示。加速度传感器911还可以用于游戏或者用户的运动数据的采集。

陀螺仪传感器912可以检测终端900的机体方向及转动角度，陀螺仪传感器912可以与加速度传感器911协同采集用户对终端900的3D动作。处理器901根据陀螺仪传感器912采集的数据，可以实现如下功能：动作感应(比如根据用户的倾斜操作来改变UI)、拍摄时的图像稳定、游戏控制以及惯性导航。

压力传感器913可以设置在终端900的侧边框和/或触摸显示屏905的下层。当压力传感器913设置在终端900的侧边框时，可以检测用户对终端900的握持信号，由处理器901根据压力传感器913采集的握持信号进行左右手识别或快捷操作。当压力传感器913设置在触摸显示屏905的下层时，由处理器901根据用户对触摸显示屏905的压力操作，实现对UI界面上的可操作性控件进行控制。可操作性控件包括按钮控件、滚动条控件、图标控件、菜单控件中的至少一种。

指纹传感器914用于采集用户的指纹，由处理器901根据指纹传感器914采集到的指纹识别用户的身份，或者，由指纹传感器914根据采集到的指纹识别用户的身份。在识别出用户的身份为可信身份时，由处理器901授权该用户执行相关的敏感操作，该敏感操作包括解锁屏幕、查看加密信息、下载软件、支付及更改设置等。指纹传感器914可以被设置终端900的正面、背面或侧面。当终端900上设置有物理按键或厂商Logo时，指纹传感器914可以与物理按键或厂商Logo集成在一起。

光学传感器915用于采集环境光强度。在一个实施例中，处理器901可以根据光学传感器915采集的环境光强度，控制触摸显示屏905的显示亮度。具体地，当环境光强度较高时，调高触摸显示屏905的显示亮度；当环境光强度较低时，调低触摸显示屏905的显示亮度。在另一个实施例中，处理器901还可以根据光学传感器915采集的环境光强度，动态调整摄像头组件906的拍摄参数。

接近传感器916，也称距离传感器，通常设置在终端900的前面板。接近传感器916用于采集用户与终端900的正面之间的距离。在一个实施例中，当接近传感器916检测到用户与终端900的正面之间的距离逐渐变小时，由处理器901控制触摸显示屏905从亮屏状态切换为息屏状态；当接近传感器916检测到用户与终端900的正面之间的距离逐渐变大时，由处理器901控制触摸显示屏905从息屏状态切换为亮屏状态。

本领域技术人员可以理解，图9中示出的结构并不构成对终端900的限定，可以包括比图示更多或更少的组件，或者组合某些组件，或者采用不同的组件布置。

本申请实施例还提供了一种非临时性计算机可读存储介质，当所述存储介质中的指令由终端的处理器执行时，使得终端能够执行上述图1所示实施例提供的地层可压性确定方法。

本申请实施例还提供了一种包含指令的计算机程序产品，当其在计算机上运行时，使得计算机执行上述图1所示实施例提供的地层可压性确定方法。

本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成，也可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。

综上所述，仅为本申请的较佳实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种地层可压性确定方法，其特征在于，所述方法包括：

根据N个井中每个井的全波列测井数据，确定所述N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差；

根据所述N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系，所述全波列测井数据用于表征声波在地层的不同深度处的传播时差，所述N为大于或等于1的正整数，所述稳定标志层为非储层，地层的孔隙度大于数值阈值时，将所述地层划分为储层，地层的孔隙度小于等于数值阈值时，将所述地层划分为非储层；

获取第一井的密度测井数据，所述密度测井数据用于指示地层的不同深度处的岩石密度；

根据所述稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、所述第一井的声波测井数据、以及所述第一井的密度测井数据，确定所述第一井中非储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比，按照下式实现：

上式中，YME_动表示动态杨氏模量，PR_动表示动态泊松比，ρ表示岩石的密度，Δt_s表示横波时差，Δt_p表示纵波时差，所述动态杨氏模量是指通过动态法获取的杨氏模量，所述杨氏模量用于指示岩石破裂后的支撑能力，所述动态泊松比是指通过动态法获取的泊松比，所述泊松比用于指示岩石在应力作用下的破裂能力，所述多个动态杨氏模量和所述多个动态泊松比一一对应，每个动态杨氏模量和相应动态泊松比对应一个地层深度；

根据所述多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量，确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量；

根据所述多个动态泊松比中的每个动态泊松比，确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比，所述静态杨氏模量是指通过静态法获取的杨氏模量，所述静态泊松比是指通过静态法获取的泊松比，所述多个静态杨氏模量和所述多个静态泊松比一一对应，每个静态杨氏模量和相应静态泊松比对应一个地层深度；

根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比，确定对应的地层深度处的地层脆性指数，所述第一井为研究区中进行全波列测井的井之外的任一井；

获取所述第一井的密度测井数据；

对于所述至少一类储层中第一类储层，根据所述第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、所述第一井的声波测井数据、以及所述第一井的密度测井数据，确定所述第一类储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比，所述多个动态杨氏模量和所述多个动态泊松比一一对应，每个动态杨氏模量和相应动态泊松比对应一个地层深度；

根据所述多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量，确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量；

根据所述多个动态泊松比中的每个动态泊松比，确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比，所述多个静态杨氏模量和所述多个静态泊松比一一对应，每个静态杨氏模量和相应静态泊松比对应一个地层深度；

根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比，确定对应的地层深度处的地层脆性指数，所述声波测井数据用于指示声波在地层不同深度处对应的纵波时差；

其中，根据所述N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系，还包括：

将每个所述井中稳定标志层的纵波时差构建一个第一纵波时差集合，将每个所述井中稳定标志层的横波时差构建一个第一横波时差集合，根据所述第一纵波时差集合和所述第一横波时差集合进行数据拟合，将数据拟合之后的结果作为稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的全波列测井数据，确定至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系，包括：

对于所述至少一类储层中第一类储层，根据所述N个井中每个井的全波列测井数据，确定所述N个井中的每个井中所述第一类储层的纵波时差、以及每个井中所述第一类储层的横波时差，所述第一类储层为所述至少一类储层中任一类储层；

根据所述N个井中的每个井中所述第一类储层的纵波时差、以及每个井中所述第一类储层的横波时差，确定所述第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系。

3.一种地层可压性确定装置，其特征在于，所述装置包括：

第一确定模块，用于根据研究区中进行全波列测井的N个井中每个井的全波列测井数据，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系，所述全波列测井数据用于表征声波在地层的不同深度处的传播时差，所述N为大于或等于1的正整数，所述稳定标志层为非储层，地层的孔隙度大于数值阈值时，将所述地层划分为储层，地层的孔隙度小于等于数值阈值时，将所述地层划分为非储层；

第二确定模块，用于根据所述稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系以及第一井的声波测井数据，确定所述第一井中非储层的脆性指数，所述第一井为所述研究区中进行全波列测井的井之外的任一井；

第三确定模块，用于根据所述至少一类储层中每类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、以及所述第一井的声波测井数据，确定所述第一井中所述至少一类储层中每类储层的脆性指数，所述声波测井数据用于指示不同深度对应的纵波时差；

所述第一确定模块包括：

第一确定单元，用于根据所述N个井中每个井的全波列测井数据，确定所述N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差；

第二确定单元，用于根据所述N个井中每个井中的稳定标志层的纵波时差、以及每个井中的稳定标志层的横波时差，确定稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系，还包括：

将每个所述井中稳定标志层的纵波时差构建一个第一纵波时差集合，将每个所述井中稳定标志层的横波时差构建一个第一横波时差集合，根据所述第一纵波时差集合和所述第一横波时差集合进行数据拟合，将数据拟合之后的结果作为稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系；

所述第三确定模块包括：

第二获取单元，用于获取所述第一井的密度测井数据；

第九确定单元，用于对于所述至少一类储层中第一类储层，根据所述第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系、所述第一井的声波测井数据、以及所述第一井的密度测井数据，确定所述第一类储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比，所述多个动态杨氏模量和所述多个动态泊松比一一对应，每个动态杨氏模量和相应动态泊松比对应一个地层深度；

第十确定单元，用于根据所述多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量，确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量；

第十一确定单元，用于根据所述多个动态泊松比中的每个动态泊松比，确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比，所述多个静态杨氏模量和所述多个静态泊松比一一对应，每个静态杨氏模量和相应静态泊松比对应一个地层深度；

第十二确定单元，用于根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比，确定对应的地层深度处的地层脆性指数；

所述第二确定模块包括：

第一获取单元，用于获取所述第一井的密度测井数据，所述密度测井数据用于指示地层的不同深度处的岩石密度；

第五确定单元，用于根据所述稳定标志层的横波时差与纵波时差之间的关系、所述第一井的声波测井数据、以及所述第一井的密度测井数据，确定所述第一井中非储层的多个动态杨氏模量以及多个动态泊松比，按照下式实现：

上式中，YME_动表示动态杨氏模量，PR_动表示动态泊松比，ρ表示岩石的密度，Δt_s表示横波时差，Δt_p表示纵波时差，所述动态杨氏模量是指通过动态法获取的杨氏模量，所述杨氏模量用于指示岩石破裂后的支撑能力，所述动态泊松比是指通过动态法获取的泊松比，所述泊松比用于指示岩石在应力作用下的破裂能力，所述多个动态杨氏模量和所述多个动态泊松比一一对应，每个动态杨氏模量和相应动态泊松比对应一个地层深度；

第六确定单元，用于根据所述多个动态杨氏模量中的每个动态杨氏模量，确定一个静态杨氏模量，得到多个静态杨氏模量；

第七确定单元，用于根据所述多个动态泊松比中的每个动态泊松比，确定一个静态泊松比，得到多个静态泊松比，所述静态杨氏模量是指通过静态法获取的杨氏模量，所述静态泊松比是指通过静态法获取的泊松比，所述多个静态杨氏模量和所述多个静态泊松比一一对应，每个静态杨氏模量和相应静态泊松比对应一个地层深度；

第八确定单元，用于根据每个静态杨氏模量和相应静态泊松比，确定对应的地层深度处的地层脆性指数。

4.如权利要求3所述的装置，其特征在于，所述第一确定模块还包括：

第三确定单元，用于对于所述至少一类储层中第一类储层，根据所述N个井中每个井的全波列测井数据，确定所述N个井中的每个井中所述第一类储层的纵波时差、以及每个井中所述第一类储层的横波时差，所述第一类储层为所述至少一类储层中任一类储层；

第四确定单元，用于根据所述N个井中的每个井中所述第一类储层的纵波时差、以及每个井中所述第一类储层的横波时差，确定所述第一类储层的横波时差与纵波时差之间的关系。

5.一种地层可压性确定装置，其特征在于，所述装置包括：

处理器；

用于存储处理器可执行指令的存储器；

其中，所述处理器被配置为执行权利要求1或2所述的任一项方法的步骤。

6.一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有指令，所述指令被处理器执行时实现权利要求1或2所述的任一项方法的步骤。