一种剔除有机质与泥质含量影响的页岩气油比评价方法与流程

1.本发明涉及油气田勘探开发领域，具体涉及一种剔除有机质与泥质含量影响的页岩气油比评价方法。


背景技术：

2.随着油气资源需求的逐年增加，油气勘探开发的重心逐渐由常规储层转向非常规储层。储层流体性质的准确识别对于非常规储层的勘探开发至关重要，常规储层流体识别方法通常利用气测录井技术获取地层中烃类气体c1～c5各组分的相对含量评价储层气油比参数，从而根据气油比值进行储层流体性质识别，但是，由于气测录井的采样间隔较大，对储层气油比的精度影响较大。
3.热成熟度指数能够反映页岩储层中的含气饱和度以及气体平均分子质量，测井解释中低中子值通常代表高含气饱和度和高热成熟度，高中子值代表低含气饱和度和低热成熟度，即热成熟度越高，页岩储层的气油比越高，而以往基于热成熟度指数确定页岩储层气油比时并未考虑有机质和泥质含量的影响，无法确定准确的热成熟度指数，使得利用气测录井技术评价气油比的准确度低。因此，亟需提出一种剔除有机质与泥质含量影响的页岩气油比评价方法，实现对页岩储层气油比的准确评价。


技术实现要素：

4.本发明旨在解决现有技术的不足，提出了一种剔除有机质与泥质含量影响的页岩气油比评价方法，利用剔除有机质和泥质含量影响的热成熟度指数评价页岩储层的气油比，实现了对页岩气油比的准确评价，为页岩储层的流体识别奠定了基础。
5.本发明采用以下的技术方案：
6.一种剔除有机质与泥质含量影响的页岩气油比评价方法，具体包括以下步骤：
7.步骤1，在页岩储层内选取目标井，获取目标井的取芯资料、测井资料和原始气油比资料；
8.步骤2，根据目标井的测井资料和取芯资料，建立有机质含量计算模型，如式(1)所示：
9.v
toc
＝a
·
ac b
·
cnl c
·
den d
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)
10.式中，v
toc
为有机质含量，单位为％；ac为声波时差，单位为μs/ft；cnl为岩石的中子孔隙度值，单位为％；den为岩石的密度值，单位为g/cm3；a、b、c、d均为系数；
11.利用有机质含量计算模型计算目标井各深度点处的有机质含量v
toc
，得到目标井的有机质含量曲线；
12.步骤3，通过对目标井的中子孔隙度曲线和密度曲线进行归一化处理，计算各深度点处密度测井归一化值与中子孔隙度归一化值之间的差值，得到目标井的密度中子差值曲线，通过对目标井的取芯资料进行岩心分析确定泥质含量，根据目标井泥质含量与密度中子差值之间的关系建立泥质含量计算模型，如式(2)所示：
13.v
sh
＝α
·
e
βpnd
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)
14.式中，v
sh
为泥质含量，单位为％；pnd为归一化处理后中子孔隙度值与密度测井值之间的差值，无量纲；α、β均为系数；
15.利用泥质含量计算模型计算目标井各深度点处的泥质含量v
sh
，得到目标井的泥质含量曲线；
16.步骤4，根据目标井的元素测井曲线，分别确定各深度点处硅元素、钙元素、铁元素、硫元素的质量分数，计算目标井在各深度点处的变骨架密度值和变骨架中子值；
17.步骤5，分别将目标井内各深度点的变骨架密度值代入密度孔隙度模型中计算密度孔隙度φ
d
，得到考虑变骨架密度值的密度孔隙度曲线，再分别将目标井内各深度点的变骨架中子值代入中子孔隙度模型中计算中子孔隙度φ
n
，得到考虑变骨架中子值的中子孔隙度曲线；
18.步骤6，根据步骤2中确定的有机质含量曲线和步骤3中确定的泥质含量曲线，结合步骤5中考虑变骨架密度值的密度孔隙度曲线，建立剔除有机质含量和泥质含量对页岩储层孔隙度影响的有效孔隙度计算模型，如式(3)所示：
[0019][0020]
式中，ρ
toc
为有机质的密度值，单位为g/cm3；ρ
sh
为泥质的密度值，单位为g/cm3；
[0021]
利用剔除有机质含量和泥质含量对页岩储层孔隙度影响的有效孔隙度计算模型计算目标井各深度点处的有效孔隙度φ
e
，得到目标井的有效孔隙度曲线，分别计算目标井内各深度点处密度孔隙度φ
d
与有效孔隙度φ
e
之间的差值，选取其中的最大值作为有效孔隙度截止值φ
z
；
[0022]
步骤7，根据目标井的含水饱和度曲线和考虑变骨架密度值的密度孔隙度曲线，结合有效孔隙度截止值φ
z
，选取目标井中密度孔隙度φ
d
不小于有效孔隙度截止值φ
z
且含水饱和度不超过75％的深度点作为样本点，计算目标井的热成熟度指数，如式(4)所示：
[0023][0024]
式中，mi为热成熟度指数，单位为％；n为样本点总数；φ
ni
为样本点i的中子孔隙度，单位为％；s
wi
为样本点i的含水饱和度，单位为％；i为样本点的序号；
[0025]
步骤8，根据原始气油比资料确定目标井的生产气油比，通过对目标井中热成熟度指数与生产气油比之间的关系进行拟合，确定热成熟度指数与生产气油比之间的拟合参数，构建剔除有机质和泥质含量影响的页岩储层气油比评价模型，如式(5)所示：
[0026]
gor＝e
·
mi f
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(5)
[0027]
式中，gor为页岩储层的生产气油比，单位为％；e、f均为拟合参数；
[0028]
步骤9，利用剔除有机质和泥质含量影响的页岩储层气油比评价模型计算页岩储层内其余井的生产气油比，通过与实际生产气油比进行对比，验证剔除有机质和泥质含量影响的页岩储层气油比评价模型的准确性。
[0029]
优选地，所述步骤1中，测井资料包括声波时差曲线、中子孔隙度曲线、密度曲线和元素测井曲线。
[0030]
优选地，所述步骤4中，变骨架密度值计算公式为：
[0031]
ρ
ma
＝2.62 0.049ω
si
0.2274ω
ca
1.993ω
fe
1.193ω
s
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(6)
[0032]
式中，ρ
ma
为岩石的变骨架密度值，单位为g/cm3；ω
si
为硅元素的质量分数，单位为％；ω
ca
为钙元素的质量分数，单位为％；ω
fe
为铁元素的质量分数，单位为％；ω
s
为硫元素的质量分数，单位为％；
[0033]
变骨架密度值的计算公式为：
[0034]
n
ma
＝0.408
‑
0.889ω
si
‑
1.014ω
ca
‑
0.257ω
fe
0.675ω
s
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(7)
[0035]
式中，n
ma
为岩石的变骨架中子值。
[0036]
优选地，所述步骤5中，密度孔隙度计算模型为：
[0037][0038]
式中，ρ
b
为岩石的体积密度，由目标井的密度曲线确定，单位为g/cm3；ρ
f
为岩石内的流体密度，由目标井的取芯资料确定，单位为g/cm3；
[0039]
优选地，所述步骤5中，中子孔隙度计算模型为：
[0040][0041]
式中，φ
n
为岩石的中子响应值，由目标井的中子孔隙度曲线确定；n
f
为岩石内流体的中子响应值，由目标井的取芯资料确定。
[0042]
本发明具有如下有益效果：
[0043]
本发明消除了有机质和泥质含量对页岩储层热成熟度指数的影响，通过确定剔除有机质和泥质含量影响的热成熟度指数，解决了利用页岩储层热成熟度指数评价气油比准确度低的问题，实现了对页岩储层气油比的准确评价，为页岩储层的流体性质识别奠定了基础。
附图说明
[0044]
图1为一种剔除有机质与泥质含量影响的页岩气油比评价方法的流程图。
[0045]
图2为目标井的测井解释图。
[0046]
图3为未剔除有机质与泥质含量时热成熟度与生产气油比之间的关系。
[0047]
图4为剔除有机质与泥质含量影响后的热成熟度指数与生产气油比之间的关系。
[0048]
图5为本发明剔除有机质和泥质含量影响的页岩储层气油比评价模型的准确性验证图。
具体实施方式
[0049]
下面结合附图和某碳酸岩区块例井为例，对本发明的具体实施方式做进一步说明：
[0050]
以某页岩储层为例，采用本发明提出的一种剔除有机质与泥质含量影响的页岩气油比评价方法进行气油比评价，如图1所述，具体包括一下步骤：
[0051]
步骤1，在页岩储层内选取井a作为目标井，获取目标井的取芯资料、测井资料和原
始气油比资料，其中，测井资料如图2所示，包括目标井的声波时差曲线、中子孔隙度曲线、密度曲线和元素测井曲线，取芯资料中包括取芯岩样的泥质含量、泥质密度、有机质含量、有机质密度和流体密度。
[0052]
步骤2，建立目标井的有机质含量计算模型，获取目标井的有机质含量曲线；
[0053]
根据目标井的测井资料和取芯资料，通过分析目标井声波时差值、中子孔隙度测井值、密度测井值与有机质含量之间的关系，建立有机质含量计算模型，如式(1)所示：
[0054]
v
toc
＝a
·
ac b
·
cnl c
·
den d
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)
[0055]
式中，v
toc
为有机质含量，单位为％；ac为声波时差，单位为μs/ft；cnl为岩石的中子孔隙度值，单位为％；den为岩石的密度值，单位为g/cm3；本实施例中，a＝0.000123、b＝0.062539、c＝
‑
11.4889、d＝30.83774。
[0056]
利用有机质含量计算模型计算目标井各深度点处的有机质含量v
toc
，得到目标井的有机质含量曲线。
[0057]
步骤3，建立目标井的泥质含量计算模型，获得目标井的有机质含量曲线；
[0058]
通过对目标井的中子孔隙度曲线和密度曲线进行归一化处理，计算目标井各深度点处密度测井归一化值与中子孔隙度归一化值之间的差值，得到目标井的密度中子差值曲线；通过对各取芯位置处的泥质含量与密度中子差值进行拟合，建立目标井的泥质含量计算模型，如式(2)所示：
[0059]
v
sh
＝α
·
e
βpnd
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)
[0060]
式中，v
sh
为泥质含量，单位为％；pnd为归一化处理后中子孔隙度值与密度测井值之间的差值，无量纲；本实施例中α＝5.9422、β＝6.3349。
[0061]
利用泥质含量计算模型计算目标井各深度点处的泥质含量v
sh
，得到目标井的泥质含量曲线。
[0062]
步骤4，计算变骨架密度值与变骨架中子值；
[0063]
由于页岩储层的矿物组分负责，骨架参数值的变化范围大，所以根据目标井的元素测井曲线，分别确定各深度点处硅元素、钙元素、铁元素、硫元素的质量分数，利用公式(6)计算目标井各深度点处的变骨架密度值，再利用公式(7)计算目标井各深度点处的变骨架中子值。
[0064]
步骤5，获取考虑骨架影响的密度孔隙度曲线和中子孔隙度曲线；
[0065]
分别将目标井内各深度点的变骨架密度值代入密度孔隙度模型中计算密度孔隙度φ
d
，得到考虑变骨架密度值的密度孔隙度曲线，再分别将目标井内各深度点的变骨架中子值代入中子孔隙度模型中计算中子孔隙度φ
n
，得到考虑变骨架中子值的中子孔隙度曲线；
[0066]
其中，密度孔隙度模型为：
[0067][0068]
式中，ρ
b
为岩石的体积密度，由目标井的密度曲线确定，即为深度点在密度曲线上所对应的密度值；ρ
f
为岩石内的流体密度，本实施例中ρ
f
＝1g/cm3；
[0069]
中子孔隙度计算模型为：
[0070][0071]
式中，φ
n
为岩石的中子响应值，由目标井的中子孔隙度曲线确定，即为深度点在中子孔隙度曲线上所对应的中子响应值；n
f
为岩石内流体的中子响应值，由目标井的取芯资料确定，本实施例中n
f
＝1。
[0072]
步骤6，获取目标井的有效孔隙度曲线，确定目标井的有效孔隙度截止值；
[0073]
根据目标井的有机质含量曲线和泥质含量曲线，结合考虑变骨架密度值的密度孔隙度曲线，剔除有机质含量和泥质含量对页岩储层的孔隙度影响，建立如式(3)所示的有效孔隙度计算模型。
[0074]
利用剔除有机质含量和泥质含量对页岩储层孔隙度影响的有效孔隙度计算模型计算目标井各深度点处的有效孔隙度φ
e
，获得目标井的有效孔隙度曲线，分别计算目标井内各深度点处密度孔隙度φ
d
与有效孔隙度φ
e
之间的差值，选取其中的最大值作为目标井的有效孔隙度截止值φ
z
，本实施例中φ
z
＝6.623。
[0075]
步骤7，确定目标井的热成熟度指数；
[0076]
利用目标井的取芯资料获取目标井的含水饱和度曲线，根据含水饱和度曲线和考虑变骨架密度值的密度孔隙度曲线，结合有效孔隙度截止值，选取目标井中密度孔隙度φ
d
不小于有效孔隙度截止值φ
z
且含水饱和度不超过75％的深度点作为样本点，计算目标井的热成熟度指数mi。
[0077]
步骤8，构建剔除有机质和泥质含量影响的页岩储层气油比评价模型；
[0078]
根据原始气油比资料确定目标井的生产气油比，通过对目标井中热成熟度指数与生产气油比之间的进行拟合分析，剔除有机质和泥质含量对页岩储层气油比评价的影响，建立剔除有机质和泥质含量影响的页岩储层气油比评价模型，本实施例中建立的剔除有机质和泥质含量影响的页岩储层气油比评价模型为：
[0079]
gor＝2.0889mi 72.551
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(10)
[0080]
式中，gor为页岩储层的生产气油比，单位为％。
[0081]
图3所示为未剔除有机质与泥质含量时热成熟度与生产气油比之间的关系，由图3可得，未剔除有机质和泥质含量影响时页岩储层的热成熟度与生产气油比之间的拟合关系较差，使得利用该热成熟度对页岩储层实际气油比评价误差较大，因此，需要利用页岩储层内各井剔除有机质和泥质含量影响后确定的热成熟度指数和生产资料评价页岩储层的气油比，如图4所示，通过对消除有机质和泥质含量影响后的热成熟度指数和页岩储层的生产气油比进行最小二乘拟合，构建剔除有机质与泥质含量影响的页岩气油比评价方法，评价页岩储层的气油比。
[0082]
步骤9，利用剔除有机质和泥质含量影响的页岩储层气油比评价模型计算页岩储层内其余井的生产气油比，通过在页岩储层内选择除目标井以外的其余井，利用剔除有机质和泥质含量影响后的热成熟度指数，计算该井的生产气油比，并与该井的实际生产气油比进行对比，如图5所示，对比后发现采用本发明构建模型计算得到的生产气油比与该井的实际生产气油比较为接近，验证了本发明中剔除有机质和泥质含量影响的页岩储层气油比评价模型的准确性。
[0083]
当然，上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领
域的技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也应属于本发明的保护范围。