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

技术特征：
1.一种剔除有机质与泥质含量影响的页岩气油比评价方法，其特征在于，具体包括以下步骤：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；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：v
toc
＝a
·
ac b
·
cnl c
·
den d
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)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；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；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：v
sh
＝α
·
e
βpnd
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)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；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；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；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；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：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；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
；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：
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；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：gor＝e
·
mi f
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(5)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；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。2.根据权利要求1所述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，其特征在于，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。3.根据权利要求1所述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，其特征在于，所述步骤4中，变骨架密度值计算公式为：ρ
ma
＝2.62 0.049ω
si
0.2274ω
ca
1.993ω
fe
1.193ω
s
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(6)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％；变骨架密度值的计算公式为：n
ma
＝0.408
‑
0.889ω
si
‑
1.014ω
ca
‑
0.257ω
fe
0.675ω
s
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(7)式中，n
ma
为岩石的变骨架中子值。4.根据权利要求1所述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，其特征在于，所述步骤5中，密度孔隙度计算模型为：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。5.根据权利要求1所述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，其特征在于，所述步骤5中，中子孔隙度计算模型为：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。

技术总结
本发明公开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，具体涉及油气田勘探开发领域。本发明通过获取目标井资料，确定目标井的有机质含量曲线和泥质含量曲线，利用元素测井曲线确定目标井在各深度点处的变骨架密度值和变骨架中子值，得到考虑骨架影响的密度孔隙度曲线和中子孔隙度曲线，结合有机质含量曲线和泥质含量曲线，建立剔除有机质含量和泥质含量影响的页岩有效孔隙度计算模型，并结合有效孔隙度截止值确定热成熟度指数，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。本发明通过剔除有机质和泥质含量对于页岩储层热成熟度指数精度的影响，解决了常规气测评价气油比准确度低的问题，为页岩流体性质的识别奠定了基础。性质的识别奠定了基础。性质的识别奠定了基础。


技术研发人员：包博婷 孙建孟 王正楷 李召成 刘璋 张晋言 齐国华 许东晖 李绍霞
受保护的技术使用者：中国石油大学（华东）
技术研发日：2021.08.11
技术公布日：2021/12/17