一种浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法及装置与流程

1.本发明属于储层评价领域，特别涉及一种浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法及装置。


背景技术：

2.由于砂砾岩储层的孔隙度小、孔隙结构复杂，孔隙流体对测井结果的贡献较小，而岩石骨架的贡献相对较大。导致有效储层与非储层之间的测井响应差异小，利用常规的测井解释方法对储层进行评价，得到的结果与地层真实情况不符。
3.在准噶尔盆地二叠系致密砂砾岩地层中，局部发育大量的浊沸石胶结砂砾岩储层。由于浊沸石的骨架密度低、导电性差，导致与不含浊沸石胶结的砂砾岩储层相比，浊沸石胶结砂砾岩储层测量的体积密度较低，电阻率也较高。此时，如果利用常规的方法解释储层的孔隙度和含油饱和度，势必会导致计算的结果偏高，砂砾岩储层的储量被高估。
4.为了建立高精度的储层参数评价模型，以提高砂砾岩储层的评价精度，有必要将不含浊沸石胶结和浊沸石胶结的砂砾岩储层准确的识别出来，针对不同类型的储层，分别选择相应的评价模型，方能使得计算的结果更能够准确地反映地层的真实情况。
5.目前，对于浊沸石胶结砂砾岩储层的识别，最常用的方法是基于密度和声波孔隙度交会图或密度和核磁孔隙度交会图进行。然而，这种方法只考虑了浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层的物性差异，没有综合考虑二者之间的电性差异以及物性和电性之间的关系，只是一种区域性的统计结果，导致上述识别方法的使用具有局限性，无法进行大规模的推广应用。


技术实现要素：

6.本发明的目的在于提供一种综合考虑储层物性和电性特征能够较准确的实现浊沸石胶结砂砾岩储层识别的方法及装置。
7.为了实现上述目的，本发明提供了一种浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法，其中，该方法包括：
8.获取目标储层的密度测井数据、中子测井数据、声波时差测井数据、深电阻率测井数据和浅电阻率测井数据；
9.对获取的目标储层的密度测井数据、中子测井数据、声波时差测井数据进行归一化处理，得到目标储层归一化密度测井数据、归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据；
10.基于获取的目标储层的深电阻率测井数据和浅电阻率测井数据，确定目标储层的深浅电阻率比值；
11.基于目标储层归一化密度测井数据、归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据以及深浅电阻率比值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层。
12.在上述浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法中，优选地，所述归一化密度测井数据基于下述公式确定：
[0013][0014]
式中，phiz_d为归一化密度测井数据，无量纲；den为密度测井数据，g/cm3。
[0015]
在上述浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法中，优选地，所述归一化中子测井数据基于下述公式确定：
[0016][0017]
式中，phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；cnl为中子测井数据，％。
[0018]
在上述浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法中，优选地，所述归一化声波时差测井数据基于下述公式确定：
[0019][0020]
式中，phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；ac为声波时差测井数据，μs/ft。
[0021]
在上述浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法中，优选地，基于目标储层归一化密度测井数据、归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据以及深浅电阻率比值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层的步骤包括：
[0022]
基于目标储层归一化密度测井数据和归一化声波时差测井数据，确定目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值；
[0023]
基于目标储层归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据以及深浅电阻率比值，确定目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子；
[0024]
基于目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子和目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0025]
更优选地，所述目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子基于下述公式确定：
[0026]
ilau＝(phiz_n
‑
phiz_s)
×
rt_index；
[0027]
其中，rt_index＝rt
÷
ri
[0028]
式中，ilau为浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子，无量纲；phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；rt_index为深浅电阻率比值；rt为深电阻率测井数据，ω
·
m；ri为浅电阻率测井数据，ω
·
m；
[0029]
进一步优选地，目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值基于下述公式确定：
[0030]
phiz_s_d＝phiz_s
‑
phiz_d
[0031]
式中，phiz_s_d为归一化声波时差与归一化密度的差值，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；phiz_d为归一化密度测井数据，无量纲；
[0032]
再优选地，按照下述标准判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶
结砂砾岩储层：
[0033]
当目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子≤第一阈值且目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值≥第二阈值，判断目标储层为不含浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0034]
当目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子>第一阈值或目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值<第二阈值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0035]
在一具体实施方式中，当归一化采用上述优选方式进行，目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子、目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值采用上述优选方式确定时，所述第一阈值为0.32；所述第二阈值为
‑
0.035。
[0036]
在上述浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法中，深电阻率测井数据、浅电阻率测井数据可以选用深、浅侧向电阻率测井数据，也可以选用深、中(即浅)感应电阻率测井数据。
[0037]
本发明还提供了一种浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别装置，其中，该装置包括：
[0038]
测井数据获取模块：用于获取目标储层的密度测井数据、中子测井数据、声波时差测井数据、深电阻率测井数据和浅电阻率测井数据；
[0039]
归一化处理模块：用于对获取的目标储层的密度测井数据、中子测井数据、声波时差测井数据进行归一化处理，得到目标储层归一化密度测井数据、归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据；
[0040]
电阻率比值确定模块：用于基于获取的目标储层的深电阻率测井数据和浅电阻率测井数据，确定目标储层的深浅电阻率比值；
[0041]
储层类型判断模块：用于基于目标储层归一化密度测井数据、归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据以及深浅电阻率比值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层。
[0042]
在上述浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别装置中，优选地，归一化处理模块用于基于下述公式确定所述归一化密度测井数据：
[0043][0044]
式中，phiz_d为归一化密度测井数据，无量纲；den为密度测井数据，g/cm3。
[0045]
在上述浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别装置中，优选地，归一化处理模块用于基于下述公式确定所述归一化中子测井数据：
[0046][0047]
式中，phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；cnl为中子测井数据，％。
[0048]
在上述浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别装置中，优选地，归一化处理模块用于基于下述公式确定所述归一化声波时差测井数据：
[0049][0050]
式中，phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；ac为声波时差测井数据，μs/ft。
[0051]
在上述浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别装置中，优选地，储层类型判断模块包括：
[0052]
差值确定子模块：用于基于目标储层归一化密度测井数据和归一化声波时差测井数据，确定目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值；
[0053]
识别因子确定子模块：用于基于目标储层归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据以及深浅电阻率比值，确定目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子；
[0054]
储层类型判断子模块：用于基于目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子和目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0055]
更优选地，识别因子确定子模块用于基于下述公式确定所述目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子：
[0056]
ilau＝(phiz_n
‑
phiz_s)
×
rt_index；
[0057]
其中，rt_index＝rt
÷
ri
[0058]
式中，ilau为浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子，无量纲；phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；rt_index为深浅电阻率比值；rt为深电阻率测井数据，ω
·
m；ri为浅电阻率测井数据，ω
·
m；
[0059]
进一步优选地，差值确定子模块用于基于下述公式确定目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值：
[0060]
phiz_s_d＝phiz_s
‑
phiz_d
[0061]
式中，phiz_s_d为归一化声波时差与归一化密度的差值，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；phiz_d为归一化密度测井数据，无量纲；
[0062]
再优选地，储层类型判断子模块用于按照下述标准判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层：
[0063]
当目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子≤第一阈值且目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值≥第二阈值，判断目标储层为不含浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0064]
当目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子>第一阈值或目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值<第二阈值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0065]
在一具体实施方式中，当归一化处理模块采用上述优选方式，差值确定子模块、识别因子确定子模块采用上述优选方式确定时，所述第一阈值为0.32；所述第二阈值为
‑
0.035。
[0066]
本发明提供的技术方案，是发明人在分析浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层的物性和电性差异、确定对区分浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层较敏感的测井参数的基础上提出的。本发明提供的技术方案利用包括密度、中子、声波时差、深电阻率和浅电阻率在内的常规测井资料识别浊沸石胶结砂砾岩储层，综合考虑了浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层在密度、中子、声波时差以及深、浅电阻率曲线上的差异特征，实现了在综合考虑储层物性和电性差异的基础上进行浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别，克服了现有方法进行浊沸石胶结砂砾岩储层识别时只简单考虑储层物性差异导致的适应性差的问题。为后续的基于储层类型差异建立储层参数和含油饱和度评价模型提供基础。
附图说明
[0067]
为了更清楚地说明本发明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的介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，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：
[0068]
图1为本发明一实施例提供的浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法的流程示意图。
[0069]
图2为本发明一实施例提供的浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别装置的框架图。
[0070]
图3为实施例1中利用本发明所述方法对实际测井资料进行处理以识别储层是否为浊沸石胶结砂砾岩储层效果图。
[0071]
图4为实施例1中第一阈值、第二阈值确定图。
[0072]
图5为实施例1中浊沸石胶结砂砾岩岩心和不含浊沸石胶结砂砾岩岩心的石英含量差异对比图。
[0073]
图6为实施例1中浊沸石胶结砂砾岩岩心和不含浊沸石胶结砂砾岩岩心的粘土含量差异对比图。
[0074]
图7为实施例1中浊沸石胶结砂砾岩岩心和不含浊沸石胶结砂砾岩岩心的中子
‑
声波交会图。
[0075]
图8为实施例1中某井浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层的常规测井响应差异对比图。
具体实施方式
[0076]
为使本发明实施例的目的、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，对本发明实施例中的技术方案进行清楚完整的描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明的保护范围。
[0077]
针对砂砾岩储层评价中，为了区分储层类型来建立可靠的储层参数和含油饱和度评价模型，以提高储层参数评价精度，在全岩矿物分析获取的浊沸石含量基础上，分析浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层的测井响应特征，在此基础上，提取对区分储层是否含浊沸石较敏感的测井参数，以建立利用测井资料准确识别浊沸石胶结砂砾岩储层的方法，进而提出了本发明用以实现浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别的方法。
[0078]
参见图1，本发明一具体实施方式提供了一种浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法，其中，该方法包括：
[0079]
步骤s1：获取目标储层的密度测井数据、中子测井数据、声波时差测井数据、深电阻率测井数据和浅电阻率测井数据；
[0080]
步骤s2：对获取的目标储层的密度测井数据、中子测井数据、声波时差测井数据进行归一化处理，得到目标储层归一化密度测井数据、归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据；
[0081]
步骤s3：基于获取的目标储层的深电阻率测井数据和浅电阻率测井数据，确定目标储层的深浅电阻率比值；
[0082]
步骤s4：基于目标储层归一化密度测井数据、归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据以及深浅电阻率比值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层。
[0083]
进一步，对获取的目标储层的密度测井数据进行归一化处理，将密度测井数据归一化到[
‑
1,0]范围内；
[0084]
更进一步，归一化密度测井数据基于下述公式确定：
[0085][0086]
式中，phiz_d为归一化密度测井数据，无量纲；den为密度测井数据，g/cm3；其中，1.85、2.85分别是行业内惯用的砂砾岩储层的密度最小取值、密度最大取值。
[0087]
进一步，获取的目标储层的中子测井数据进行归一化处理，将中子测井数据归一化到[0,1]范围内；
[0088]
更进一步，归一化中子测井数据基于下述公式确定：
[0089][0090]
式中，phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；cnl为中子测井数据，％；其中，
‑
15、45分别是行业内惯用的砂砾岩储层的中子测井数据最小取值、中子测井数据最大取值。
[0091]
进一步，获取的目标储层的声波时差测井数据进行归一化处理，将声波时差测井数据归一化到[0,1]范围内；
[0092]
更进一步，归一化声波时差测井数据基于下述公式确定：
[0093][0094]
式中，phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；ac为声波时差测井数据，μs/ft；其中，40、140分别是行业内惯用的砂砾岩储层的声波时差测井数据最小取值、声波时差测井数据最大取值。
[0095]
进一步，步骤s4包括：
[0096]
步骤s41：基于目标储层归一化密度测井数据和归一化声波时差测井数据，确定目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值；
[0097]
步骤s42：基于目标储层归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据以及深浅电阻率比值，确定目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子；
[0098]
步骤s43：基于目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子和目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0099]
更进一步，目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子基于下述公式确定：
[0100]
ilau＝(phiz_n
‑
phiz_s)
×
rt_index；
[0101]
其中，rt_index＝rt
÷
ri
[0102]
式中，ilau为浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子，无量纲；phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；rt_index为深浅电阻率比值；rt为深电阻率测井数据，ω.m；ri为浅电阻率测井数据，ω.m；
[0103]
更进一步，目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值基于下述公式确定：
[0104]
phiz_s_d＝phiz_s
‑
phiz_d
[0105]
式中，phiz_s_d为归一化声波时差与归一化密度的差值，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；phiz_d为归一化密度测井数据，无量纲；
[0106]
更进一步，按照下述标准判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层：
[0107]
当目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子≤第一阈值且目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值≥第二阈值，判断目标储层为不含浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0108]
当目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子>第一阈值或目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值<第二阈值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0109]
其中，第一阈值、第二阀值可以利用目标储层所属油藏的典型岩心分析得到；具体可以通过下述方式确定：
[0110]
获取目标储层所属油藏的典型岩心；
[0111]
对典型岩心进行全岩矿物实验，获取各典型岩心的浊沸石含量、密度数据、中子数据、声波时差数据、深、浅电阻率数据；
[0112]
基于典型岩心的浊沸石含量将典型岩心分为含浊沸石胶结砂砾岩岩心和不含浊沸石胶结砂砾岩岩心；
[0113]
基于典型岩心的密度数据、中子数据、声波时差数据、深、浅电阻率数据确定典型岩心的归一化声波时差与归一化密度的差值和沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子；
[0114]
将含浊沸石胶结砂砾岩岩心、不含浊沸石胶结砂砾岩岩心投点到以归一化声波时差与归一化密度的差值和浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子为横纵坐标的坐标系中，确定能够区分含浊沸石胶结砂砾岩岩心、不含浊沸石胶结砂砾岩岩心的归一化声波时差与归一化密度的差值和浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子界限值，即为第二阀值和第一阈值；
[0115]
例如，当满足如下条件时：归一化密度测井数据、归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据基于下述公式确定：
[0116][0117]
式中，phiz_d为归一化密度测井数据，无量纲；den为密度测井数据，g/cm3；phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；cnl为中子测井数据，％；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；ac为声波时差测井数据，μs/ft；
[0118]
目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子、目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值基于下述公式确定：
[0119]
ilau＝(phiz_n
‑
phiz_s)
×
rt_index；其中，rt_index＝rt
÷
ri；
[0120]
phiz_s_d＝phiz_s
‑
phiz_d
[0121]
式中，ilau为浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子，无量纲；phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；rt_index为深浅电阻率比值；rt为深电阻率测井数据，ω.m；ri为浅电阻率测井数据，ω.m；phiz_s_d为归一化声波时差与归一化密度的差值，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；phiz_d为归
一化密度测井数据，无量纲；
[0122]
所述第一阈值为0.32；所述第二阈值为
‑
0.035。
[0123]
进一步，深电阻率测井数据、浅电阻率测井数据分别选用深侧向电阻率测井数据、浅侧向电阻率测井数据，或者，深电阻率测井数据、浅电阻率测井数据分别选用深感应电阻率测井数据、中感应电阻率测井数据。
[0124]
本发明实施例还提供了一种浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别装置，优选地，该装置用于实现上述的方法实施例。
[0125]
图2是根据本发明实施例的一种浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别装置的结构框图，如图2所示，该装置包括：
[0126]
测井数据获取模块21：用于获取目标储层的密度测井数据、中子测井数据、声波时差测井数据、深电阻率测井数据和浅电阻率测井数据；
[0127]
归一化处理模块22：用于对获取的目标储层的密度测井数据、中子测井数据、声波时差测井数据进行归一化处理，得到目标储层归一化密度测井数据、归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据；
[0128]
电阻率比值确定模块23：用于基于获取的目标储层的深电阻率测井数据和浅电阻率测井数据，确定目标储层的深浅电阻率比值；
[0129]
储层类型判断模块24：用于基于目标储层归一化密度测井数据、归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据以及深浅电阻率比值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层。
[0130]
进一步，归一化处理模块22用于将获取的目标储层的密度测井数据归一化到[
‑
1,0]范围内；
[0131]
更进一步，归一化处理模块22用于基于下述公式确定所述归一化密度测井数据：
[0132][0133]
式中，phiz_d为归一化密度测井数据，无量纲；den为密度测井数据，g/cm3；其中，1.85、2.85分别是行业内惯用的砂砾岩储层的密度最小取值、密度最大取值。
[0134]
进一步，归一化处理模块22用于将获取的目标储层的中子测井数据归一化到[0,1]范围内；
[0135]
更进一步，归一化处理模块22用于基于下述公式确定所述归一化中子测井数据：
[0136][0137]
式中，phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；cnl为中子测井数据，％；其中，
‑
15、45分别是行业内惯用的砂砾岩储层的中子测井数据最小取值、中子测井数据最大取值。
[0138]
进一步，归一化处理模块22用于将获取的目标储层的声波时差测井数据归一化到[0,1]范围内；
[0139]
更进一步，归一化处理模块22用于基于下述公式确定所述归一化声波时差测井数据：
[0140]
[0141]
式中，phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；ac为声波时差测井数据，μs/ft；其中，40、140分别是行业内惯用的砂砾岩储层的声波时差测井数据最小取值、声波时差测井数据最大取值。
[0142]
进一步，储层类型判断模块24包括：
[0143]
差值确定子模块241：用于基于目标储层归一化密度测井数据和归一化声波时差测井数据，确定目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值；
[0144]
识别因子确定子模块242：用于基于目标储层归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据以及深浅电阻率比值，确定目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子；
[0145]
储层类型判断子模块243：用于基于目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子和目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0146]
更进一步，识别因子确定子模块242用于基于下述公式确定所述目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子：
[0147]
ilau＝(phiz_n
‑
phiz_s)
×
rt_index；
[0148]
其中，rt_index＝rt
÷
ri
[0149]
式中，ilau为浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子，无量纲；phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；rt_index为深浅电阻率比值；rt为深电阻率测井数据，ω.m；ri为浅电阻率测井数据，ω.m；
[0150]
更进一步，差值确定子模块241用于基于下述公式确定目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值：
[0151]
phiz_s_d＝phiz_s
‑
phiz_d
[0152]
式中，phiz_s_d为归一化声波时差与归一化密度的差值，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；phiz_d为归一化密度测井数据，无量纲；
[0153]
更进一步，储层类型判断子模块243用于按照下述标准判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层：
[0154]
当目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子≤第一阈值且目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值≥第二阈值，判断目标储层为不含浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0155]
当目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子>第一阈值或目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值<第二阈值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0156]
其中，第一阈值、第二阀值可以利用目标储层所属油藏的典型岩心分析得到；具体可以通过下述方式确定：
[0157]
获取目标储层所属油藏的典型岩心；
[0158]
对典型岩心进行全岩矿物实验，获取各典型岩心的浊沸石含量、密度数据、中子数据、声波时差数据、深、浅电阻率数据；
[0159]
基于典型岩心的浊沸石含量将典型岩心分为含浊沸石胶结砂砾岩岩心和不含浊沸石胶结砂砾岩岩心；
[0160]
基于典型岩心的密度数据、中子数据、声波时差数据、深、浅电阻率数据确定典型岩心的归一化声波时差与归一化密度的差值和浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子；
[0161]
将含浊沸石胶结砂砾岩岩心、不含浊沸石胶结砂砾岩岩心投点到以归一化声波时
差与归一化密度的差值和浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子为横纵坐标的坐标系中，确定能够区分含浊沸石胶结砂砾岩岩心、不含浊沸石胶结砂砾岩岩心的归一化声波时差与归一化密度的差值和浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子界限值，即为第二阀值和第一阈值；
[0162]
例如，当满足如下条件时：
[0163]
归一化处理模块22用于基于下述公式确定归一化密度测井数据、归一化中子测井数据、归一化声波时差测井数据：
[0164][0165]
式中，phiz_d为归一化密度测井数据，无量纲；den为密度测井数据，g/cm3；phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；cnl为中子测井数据，％；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；ac为声波时差测井数据，μs/ft；
[0166]
识别因子确定子模块242用于基于下述公式确定所述目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子：
[0167]
ilau＝(phiz_n
‑
phiz_s)
×
rt_index；
[0168]
其中，rt_index＝rt
÷
ri
[0169]
式中，ilau为浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子，无量纲；phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；rt_index为深浅电阻率比值；rt为深电阻率测井数据，ω.m；ri为浅电阻率测井数据，ω.m；
[0170]
差值确定子模块241用于基于下述公式确定目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值：
[0171]
phiz_s_d＝phiz_s
‑
phiz_d
[0172]
式中，phiz_s_d为归一化声波时差与归一化密度的差值，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；phiz_d为归一化密度测井数据，无量纲；
[0173]
所述第一阈值为0.32；所述第二阈值为
‑
0.035。
[0174]
进一步，深电阻率测井数据、浅电阻率测井数据分别选用深侧向电阻率测井数据、浅侧向电阻率测井数据，或者，深电阻率测井数据、浅电阻率测井数据分别选用深感应电阻率测井数据、中感应电阻率测井数据。
[0175]
实施例1
[0176]
本实施例提供了一种浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法，该实施例以我国准噶尔盆地西北缘一口井二叠系砂砾岩储层为例，对本发明提供的技术方案进行说明。
[0177]
该方法包括：
[0178]
步骤一、获取目标储层的密度测井曲线、中子测井曲线、声波时差测井曲线、深电阻率测井曲线和浅电阻率测井曲线；
[0179]
结果如图3所示。
[0180]
步骤二、对获取的目标储层的密度测井曲线、中子测井曲线、声波时差测井曲线进行归一化处理，得到目标储层归一化密度测井曲线、归一化中子测井曲线、归一化声波时差测井曲线；其中，归一化处理通过下述公式进行：
[0181][0182][0183][0184]
式中，phiz_d为归一化密度测井值，无量纲；den为密度测井值，g/cm3；phiz_n为归一化中子测井值，无量纲；cnl为中子测井值，％；phiz_s为归一化声波时差测井值，无量纲；ac为声波时差测井值，μs/ft。
[0185]
步骤三：基于获取的目标储层的深电阻率测井曲线和浅电阻率测井趋向，通过下述公式确定目标储层的深浅电阻率比值：
[0186]
rt_index＝rt
÷
ri
[0187]
式中，rt_index为深浅电阻率比值；rt为深电阻率测井值，ω.m；ri为浅电阻率测井值，ω.m。
[0188]
步骤四、基于目标储层归一化密度测井曲线和归一化声波时差测井曲线，通过下述公式确定目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值：
[0189]
phiz_s_d＝phiz_s
‑
phiz_d
[0190]
式中，phiz_s_d为归一化声波时差与归一化密度的差值，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井值，无量纲；phiz_d为归一化密度测井值，无量纲。
[0191]
步骤五、基于目标储层归一化中子测井曲线、归一化声波时差测井曲线以及深浅电阻率比值，通过下述公式确定目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子：
[0192]
ilau＝(phiz_n
‑
phiz_s)
×
rt_index
[0193]
式中，ilau为浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子，无量纲；phiz_n为归一化中子测井数据，无量纲；phiz_s为归一化声波时差测井数据，无量纲；rt_index为深浅电阻率比值；rt为深电阻率测井数据，ω.m；ri为浅电阻率测井数据，ω.m；
[0194]
结果如图3所示。
[0195]
步骤六：基于目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子和目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层：
[0196]
当目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子≤第一阈值且目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值≥第二阈值，判断目标储层为不含浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0197]
当目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子>第一阈值或目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值<第二阈值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层；
[0198]
其中，第一阈值、第二阈值通过下述方式确定：
[0199]
a、获取目标储层所属油藏的典型岩心；具体获取了准噶尔盆地西北缘二叠系43块岩心；
[0200]
b、对典型岩心进行全岩矿物实验，获取各典型岩心的浊沸石含量、密度数据、中子数据、声波时差数据、深、浅电阻率数据；
[0201]
c、基于典型岩心的浊沸石含量将典型岩心分为含浊沸石胶结砂砾岩岩心和不含
浊沸石胶结砂砾岩岩心；
[0202]
其中，浊沸石含量大于或等于1.0％的为含浊沸石胶结砂砾岩岩心，浊沸石含量小于1.0％的为不含浊沸石胶结砂砾岩岩心。
[0203]
d、基于典型岩心的密度数据、中子数据、声波时差数据、深、浅电阻率数据按照步骤二
‑
步骤五中的方式确定典型岩心的归一化声波时差与归一化密度的差值和浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子；
[0204]
e、将含浊沸石胶结砂砾岩岩心、不含浊沸石胶结砂砾岩岩心投点到以归一化声波时差与归一化密度的差值和浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子为横纵坐标的坐标系中(如图4所示)，确定能够区分含浊沸石胶结砂砾岩岩心、不含浊沸石胶结砂砾岩岩心的归一化声波时差与归一化密度的差值和浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子界限值，即为第二阀值和第一阈值；
[0205]
确定得到的第一阈值为0.32，第二阈值为
‑
0.035；
[0206]
基于目标储层浊沸石胶结砂砾岩储层类型识别因子和目标储层归一化声波时差与归一化密度的差值，判断目标储层为浊沸石胶结砂砾岩储层或不含浊沸石胶结砂砾岩储层结果为：5283.5
‑
5292.0m、5311.0
‑
5316.0m以及5324
‑
5330.5m井段为浊沸石胶结砂砾岩储层。
[0207]
为了验证结果的准确性，分别对取自该井5283.79m、5283.91m、5284.7m、5285.2m、5312.35m以及5313.15m处的六块岩心进行全岩矿物实验，结果显示5283.79m、5283.91m、5284.7m、5285.2m、5312.35m以及5313.15m处的六块岩心的浊沸石含量依次为12.15％、8.72％、14.68％、8.51％、40.3％、42.4％，可知5283.79m至5285.2m以及5312.32至5313.15m井段6块岩心的浊沸石含量介于8.51
‑
42.4％之间，为浊沸石含量较高的浊沸石胶结砂砾岩储层。由此可知，全岩矿物实验分析结果与本发明提供的测井识别结果一致，证明了本发明所示方法的准确性。
[0208]
发明人对准噶尔盆地西北缘二叠系43块岩心进行了分析：
[0209]
含浊沸石胶结砂砾岩岩心与不含浊沸石胶结砂砾岩岩心的石英含量和粘土含量统计结果如图5、图6所示。从图5、图6中可以看出，对于浊沸石胶结砂砾岩储层岩心，其石英含量和粘土含量均相对较低；石英含量介于19.7
‑
66.04％，平均石英含量为46.79％；粘土含量介于0.31
‑
13.4％，平均粘土含量为2.35％。而对于不含浊沸石胶结砂砾岩储层而言，石英含量介于13.0
‑
82.08％，平均石英含量为56.82％；粘土含量介于0.5
‑
37.0％，平均粘土含量为17.89％。对于浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层，其石英含量和粘土含量存在明显差异，这种岩心矿物含量的差异，会造成测井曲线上的自然伽马、密度、中子和声波时差的响应存在差异。
[0210]
浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层中子和声波时差交会图如图7所示。从图7中可以看到，二者在中子和声波时差交会图上呈现明显的分类，相对于不含浊沸石胶结砂砾岩储层而言，虽然浊沸石胶结砂砾岩储层的中子值变化不明显，但其声波时差明显变小。这导致在标准石灰岩刻度下，声波时差和中子曲线之间包络的面积会增大。
[0211]
某口井中浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层的常规测井响应特征对比如图8所示，根据图8中所示层段的6块岩心(43块岩心中的6块)的全岩矿物分析结果可以看到，5168.2
‑
5197.94m井段，实验室测量的浊沸石含量均等于0.0％，表明该井段不
含浊沸石，而在5539.5
‑
5542.78m井段，岩心分析的浊沸石含量在9.54
‑
13.02％之间，为浊沸石胶结砂砾岩储层。从两个层段的常规测井响应特征对比可以看到，浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层的中子测井和密度测井响应接近，但浊沸石胶结砂砾岩储层的声波时差更低，导致中子和声波时差曲线以及密度和声波时差曲线之间包络的面积变大。同时，浊沸石胶结砂砾岩储层的电阻率更高，且深、浅电阻率曲线幅度差异较大。对于不含浊沸石胶结砂砾岩储层而言，深、浅电阻率曲线的幅度几乎无差异。
[0212]
从图5至图8所示的岩心实验结果和测井曲线的响应特征对比可以看到，对于浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层而言，二者在密度与声波时差曲线以及中子与声波时差曲线之间的包络面积以及深、浅电阻率曲线幅度上存在明显差异。根据这些差异，可以从密度、中子、声波时差以及深、浅电阻率曲线中提取对于区分浊沸石胶结砂砾岩储层和不含浊沸石胶结砂砾岩储层的敏感性参数，以建立利用测井资料识别浊沸石胶结砂砾岩储层的方法和装置；从侧面证实了本发明提供的浊沸石胶结砂砾岩储层测井识别方法与装置符合客观规律。
[0213]
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。