页岩气Ⅰ类储层品质参数确定方法、装置以及存储介质与流程

页岩气ⅰ类储层品质参数确定方法、装置以及存储介质
技术领域
1.本技术涉及页岩气勘探开发技术领域，特别涉及一种页岩气ⅰ类储层品质参数确定方法、装置以及存储介质。


背景技术：

2.页岩气ⅰ类储层品质参数的情况直接影响页岩气的产量，故而会对其进行识别。其中识别的方法直接关系到能否确定优质页岩的品质参数。
3.目前一种页岩气ⅰ类储层品质参数方法中，对储层参数预测采用叠前地质统计学反演方法，利用纵波速度、横波速度以及密度等参数来预测优质页岩的品质参数情况。
4.但是，上述识别方法所需参数多、计算流程复杂，导致反演计算量增加，数据处理量较大。


技术实现要素：

5.本技术实施例提供了一种页岩气ⅰ类储层品质参数确定方法、装置以及存储介质。所述技术方案如下：
6.根据本技术的第一方面，提供了一种页岩气ⅰ类储层品质参数确定方法，所述方法包括：
7.获取待研究区以及邻近区域的实钻井的测井数据、ⅰ类储层划分数据、地质分层数据以及实际勘探地震数据；
8.根据所述测井数据以及所述ⅰ类储层划分数据，获取所述待研究区的储层中的孔隙度、层速度以及密度之间的关系；
9.根据所述孔隙度、层速度以及密度之间的关系，建立不同ⅰ类储层连续厚度，不同孔隙度的多个楔状模型；
10.根据所述待研究区的地质分层数据以及声波测井速度统计数据，建立地质背景模型；
11.将所述多个楔状模型嵌入所述地质背景模型，得到正演地质模型；
12.以所述待研究区对应的实际勘探地震数据相同主频的雷克子波对所述正演地质模型进行正演运算，得到正演地震剖面数据；
13.在所述正演地震剖面数据中，计算强反射波邻近的两个零相位层所对应的纵向时间差值数据组，所述时间差值数据组包括两个零相位层中多个平面位置对应的纵向时间差值；
14.对所述正演地震剖面数据进行稀疏脉冲反演，得到波阻抗剖面数据；
15.确定所述强反射波邻近的两个零相位层在所述波阻抗剖面数据中对应的波阻抗比值数据组；
16.获取所述正演地质模型的孔隙度和ⅰ类储层连续厚度；
17.基于所述正演地质模型的孔隙度和所述ⅰ类储层连续厚度确定模型真实品质参数
q；
18.基于所述模型真实品质参数以及第一目标公式，调整第一系数，以使时间差值数据组与第一系数的乘积，和所述波阻抗比值数据组位于同一值域范围，且保证中间量数据组m均为正值；调整第二系数，以使模型计算品质参数n与模型真实品质参数的差值在预设范围内，确定调整后的目标第一系数a1和目标第二系数b1。其中，所述第一目标公式包括：
19.m＝(t*a)-z；
20.n＝(m-m
min
)*b；
21.其中，所述t为所述正演地震剖面数据中，强反射波邻近的两个零相位层所对应的纵向时间差值数据组，所述a为所述第一系数，为常数，所述z为所述正演地震剖面数据中，强反射波邻近的两个零相位层在所述波阻抗剖面数据中对应的波阻抗比值数据组，m为中间量，所述m
min
为所述多个平面位置中m的最小值，所述b为第二系数，为常数，所述n为模型计算品质参数；
22.基于所述调整后的目标第一系数a1以及目标第二系数b1，确定第二公式，其中，所述第二公式包括：
23.m1＝(t1*a1)-z1；
24.n1＝(m
1-m
1min
)*b1；
25.其中，所述a1为所述目标第一系数，所述b1为所述目标第二系数，所述m1为对所述待研究区的实际数据进行计算得到的中间量数组，m
1min
为所述中间量数组中的最小值，所述第二公式的t1和z1用于基于所述待研究区对应的实际勘探地震数据中，强反射波邻近的两个零相位层对应的时间差值数据组t1以及波阻抗值的比值数据组z1，确定待研究区中各个位置的品质参数n1。
26.可选地，所述基于调整后的目标第一系数以及目标第二系数，确定第二公式之后，所述方法还包括：
27.获取所述待研究区对应的实际勘探地震数据中，强反射波邻近的两个零相位层对应的纵向时间差值数据组；
28.对所述待研究区对应的实际勘探地震数据进行稀疏脉冲反演，得到所述待研究区的波阻抗数据体；
29.确定所述待研究区的波阻抗数据体中，强反射波邻近的两个零相位层对应的波阻抗比值数据组；
30.通过所述待研究区对应的实际勘探地震数据的时间差值数据组、波阻抗比值数据组以及所述第二公式，确定所述待研究区中各个位置的品质参数。
31.可选地，所述以所述待研究区对应的实际勘探地震数据相同主频的雷克子波对所述正演地质模型进行正演运算，得到正演地震剖面数据，包括：
32.对所述待研究区对应的实际勘探地震数据进行频谱分析，确定主频，再用相同主频的雷克子波对所述正演地质模型进行正演运算，得到所述正演地震剖面数据。
33.可选地，所述基于所述正演地质模型的孔隙度和所述ⅰ类储层连续厚度确定模型真实品质参数q，包括：
34.基于第三公式确定所述模型真实品质参数，所述第三公式包括：
35.q＝k*h；
36.其中，所述q为所述模型真实品质参数，所述k为所述正演地质模型的孔隙度，所述h为所述ⅰ类储层连续厚度。
37.可选地，根据所述测井数据以及所述ⅰ类储层划分数据，获取所述待研究区的储层中的孔隙度、层速度以及密度之间的关系，包括：
38.根据所述测井数据以及所述ⅰ类储层划分数据，获取所述待研究区的储层的龙马溪组-五峰组的储层岩石物理模型；
39.基于所述储层岩石物理模型确定所述待研究的储层中的孔隙度、层速度以及密度之间的关系。
40.另一方面，提供了一种页岩气ⅰ类储层品质参数确定装置，所述装置包括：
41.第一获取模块，用于获取待研究区以及邻近区域的实钻井的测井数据、ⅰ类储层划分数据、地质分层数据以及实际勘探地震数据；
42.第二获取模块，用于根据所述测井数据以及所述ⅰ类储层划分数据，获取所述待研究区的储层中的孔隙度、层速度以及密度之间的关系；
43.第一模型建立模块，根据所述孔隙度、层速度以及密度之间的关系，建立不同ⅰ类储层连续厚度，不同孔隙度的多个楔状模型；
44.第二模型建立模块，用于根据所述待研究区的地质分层数据以及声波测井速度统计数据，建立地质背景模型；
45.第一嵌入模块，用于将所述多个楔状模型嵌入所述地质背景模型，得到正演地质模型；
46.正演模块，用于以所述待研究区对应的实际勘探地震数据相同主频的雷克子波对所述正演地质模型进行正演运算，得到正演地震剖面数据；
47.第一确定模块，在所述正演地震剖面数据中，计算强反射波邻近的两个零相位层所对应的纵向时间差值数据组，所述时间差值数据组包括两个零相位层中多个平面位置对应的纵向时间差值；
48.第一反演模块，用于对所述正演地震剖面数据进行稀疏脉冲反演，得到波阻抗剖面数据；
49.第二确定模块，用于确定所述强反射波邻近的两个零相位层在所述波阻抗剖面数据中对应的波阻抗比值数据组；
50.第三获取模块，用于获取所述正演地质模型的孔隙度和ⅰ类储层连续厚度
51.第三确定模块，用于基于所述正演地质模型的孔隙度和所述ⅰ类储层连续厚度确定模型真实品质参数q；
52.第一调整模块，用于基于所述模型真实品质参数以及第一目标公式，调整第一系数，以使时间差值数据组与第一系数的乘积，和所述波阻抗比值数据组位于同一值域范围，且保证中间量数据组m均为正值；调整第二系数，以使模型计算品质参数n与模型真实品质参数的差值在预设范围内，确定调整后的目标第一系数a1和目标第二系数b1。其中，所述第一目标公式包括：
53.m＝(t*a)-z；
54.n＝(m-m
min
)*b；
55.其中，所述t为所述正演地震剖面数据中，强反射波邻近的两个零相位层所对应的
纵向时间差值数据组，所述a为所述第一系数，为常数，所述z为所述正演地震剖面数据中，强反射波邻近的两个零相位层在所述波阻抗剖面数据中对应的波阻抗比值数据组，m为中间量，所述m
min
为所述多个平面位置中m的最小值，所述b为第二系数，为常数，所述n为模型计算品质参数。
56.第四确定模块，用于基于调整后的目标第一系数(a1)以及目标第二系数(b1)，确定第二公式，所述第二公式包括：
57.m1＝(t1*a1)-z1；
58.n1＝(m
1-m
1min
)*b1；
59.其中，所述a1为所述目标第一系数，所述b1为所述目标第二系数，所述m1为对所述待研究区的实际数据进行计算得到的中间量数组，m
1min
为所述中间量数组中的最小值，所述第二公式的t1和z1用于基于所述待研究区对应的实际勘探地震数据中，强反射波邻近的两个零相位层对应的时间差值数据组t1以及波阻抗值的比值数据组z1，确定待研究区中各个位置的品质参数n1。
60.可选地，所述装置还包括：
61.第四获取模块，用于获取所述待研究区对应的实际勘探地震数据中，强反射波邻近的两个零相位层对应的纵向时间差值数据组；
62.第二反演模块，对所述待研究区对应的实际勘探地震数据进行稀疏脉冲反演，得到所述待研究区的波阻抗数据体；
63.第五确定模块，用于确定所述待研究区波阻抗数据体中，强反射波邻近的两个零相位层对应的波阻抗比值数据组；
64.第一品质确定模块，用于通过所述待研究区对应的实际勘探地震数据的时间差值数据组、波阻抗比值数据组以及所述第二公式，确定所述待研究区中各个位置的品质参数。
65.可选地，所述正演模块包括：
66.正演单元，用于对所述待研究区对应的实际勘探地震数据进行频谱分析，确定主频，再用相同主频的雷克子波对所述正演地质模型进行正演运算，得到所述正演地震剖面数据。
67.可选地，所述第三确定模块包括：
68.确定单元，用于基于第三公式确定所述模型真实品质参数，所述第三公式包括：
69.q＝k*h；
70.其中，所述q为所述模型真实品质参数，所述k为所述正演地质模型的孔隙度，所述h为所述ⅰ类储层连续厚度。
71.另一方面，提供了一种存储介质，所述存储介质中存储有至少一条指令、至少一段程序、代码集或指令集，所述至少一条指令、所述至少一段程序、所述代码集或指令集由处理器加载并执行以实现如上述的页岩气ⅰ类储层品质参数确定方法。
72.本技术实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
73.提供了一种页岩气ⅰ类储层品质参数确定方法，通过对实钻井获取的数据进行处理，获取正演地质模型，并得到正演地震剖面数据，基于该数据得到时间差值数据组，再对该正演地震剖面数据进行稀疏脉冲反演得到波阻抗剖面数据，基于波阻抗剖面数据得到波阻抗比值数据组，之后基于时间差值数据组与波阻抗比值数据组对第一公式进行调整，得
到第二公式，后续可以基于第二公式和待研究区的实际勘探地震数据，获取待研究区中各个位置的品质参数。该方法通过模型正演和叠后稀疏脉冲反演来处理数据，相对于相关技术中通过叠前地质统计学反演来处理数据的方式，无需直接对大量的原始数据进行处理，解决了相关技术中数据处理量大、参数多、流程复杂的问题，实现了降低数据处理量的效果，本技术整套技术流程相比叠前地质统计学反演工作流程周期缩短75％左右。
附图说明
74.为了更清楚地说明本技术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技术的一些实施例，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。
75.图1是本技术实施例提供的页岩气ⅰ类储层品质参数确定方法流程图；
76.图2是本技术实施例提供的层速度与孔隙度的关系示意图；
77.图3是本技术实施例提供的密度与层速度的关系示意图；
78.图4是本技术实施例提供的ⅰ类储层连续厚度不同、孔隙度不同的楔状模型示意图；
79.图5是本技术实施例提供的正演后的地震剖面数据记录示意图；
80.图6是本技术实施例提供的一个零相位层-波峰上零值对应的反射时间值的示意图；
81.图7是本技术实施例提供的一个零相位层-波峰下零值对应的反射时间值的示意图；
82.图8是本技术实施例提供的两个零相位层对应的反射时间差值的示意图；
83.图9是本技术实施例提供的一个零相位层-波峰上零值对应的波阻抗值的示意图；
84.图10是本技术实施例提供的一个零相位层-波峰下零值对应的波阻抗值的示意图；
85.图11是本技术实施例提供的两个零相位层对应的波阻抗值的比值的示意图；
86.图12是本技术实施例提供的一种九组模型所对应的孔隙度变化示意图；
87.图13是本技术实施例提供的一种九组模型所对应的厚度变化示意图；
88.图14是本技术实施例提供的一种九组模型所对应的品质参数变化示意图；
89.图15是本技术实施例提供的一种m值变化示意图；
90.图16是本技术实施例提供的一种n值与q值关系示意图；
91.图17是本技术实施例提供的一种页岩气ⅰ类储层品质参数确定装置的示意图；
92.图18是本技术实施例提供的一种正演模块的示意图；
93.图19是本技术实施例提供的一种第三确定模块的示意图。
94.通过上述附图，已示出本技术明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本技术构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本技术的概念。
具体实施方式
95.为使本技术的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本技术实施方式作进一步地详细描述。
96.图1是本技术实施例示出的一种页岩气ⅰ类储层品质参数确定方法的流程图，该页岩气ⅰ类储层品质参数确定方法可以包括如下几个步骤：
97.步骤1001、获取待研究区以及邻近区域的实钻井的测井数据、ⅰ类储层划分数据、地质分层数据以及实际勘探地震数据。
98.即先获取待研究区以及邻近区域(与待研究区相邻的区域)的实钻井的各项数据，用以备用。待研究区内的页岩气ⅰ类储层(页岩气ⅰ类储层是指有机碳含量大于3％，有效孔隙度大于5％，脆性矿物含量大于55％，含气量大于3吨/m3的储层)的品质参数情况，首先可以在待研究区内的实钻井来获取对应的测井数据、ⅰ类储层划分数据、地质分层数据以及实际勘探地震数据。其中，ⅰ类储层划分数据包括储层的有机碳含量、孔隙度、脆性矿物含量等。地质分层数据包括各储层深度、储层厚度等。
99.步骤1002、根据测井数据以及ⅰ类储层划分数据，获取待研究区的储层中的孔隙度、层速度以及密度之间的关系。
100.待研究区的储层中的孔隙度、层速度以及密度之间的关系可以包括孔隙度与层速度之间的关系以及孔隙度与密度之间的关系。其中，孔隙度是指岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样体积的比值，称为该岩石的总孔隙度，以百分数表示。储集层的总孔隙度越大，说明岩石中孔隙空间越大。层速度是指在层状储层中地震波传播的速度。
101.可选地，步骤1002包括步骤a和步骤b。
102.步骤a、根据测井数据以及ⅰ类储层划分数据，获取待研究区的储层的龙马溪组-五峰组的储层岩石物理模型。
103.示例性的，可以根据步骤1001中获取的数据，建立龙马溪组-五峰组的储层岩石物理模型。
104.步骤b、基于储层岩石物理模型确定待研究区的储层中的孔隙度、层速度以及密度之间的关系。
105.示例性的，请参考表1、图2以及图3，本区实际钻井测得的ⅰ类储层连续厚度、孔隙度、速度可以如表1所示，如图2所示，图2为层速度与孔隙度的关系示意图，如图3所示，图3为密度与层速度的关系示意图。通过拟合确定层速度(vel)和孔隙度(por)的关系：vel＝31.546*por2-506.55*por 5978.5，同样，密度(ρ)ρ和层速度(vel)的关系为：ρ＝0.7547*vel0.1448。
106.表1川南某页岩气工区钻井统计岩石物理参数
[0107][0108][0109]
示例性的，如上表1中q井所示，该位置的一类储层ⅰ类储层连续厚度为8.30米，孔隙度为4.64％，层速度为4221.61m/s，密度为2.53g/cm3。
[0110]
步骤1003、根据孔隙度、层速度以及密度之间的关系，建立不同ⅰ类储层连续厚度，不同孔隙度的多个楔状模型。
[0111]
如图4所示，图4为ⅰ类储层连续厚度不同、孔隙度不同的楔状模型示意图，图中的横坐标为储层中的位置坐标，纵坐标为深度，单位均为米。
[0112]
示例性的，可以根据步骤1001中所获取的数据所揭示的ⅰ类储层连续厚度、孔隙度参数分布范围，建立ⅰ类储层连续厚度不同、孔隙度不同的楔状模型，本技术实施例可以建立9个模型，孔隙度变化范围为4％～7.5％，每个模型厚度变化范围为0～40m，包含目前储
层厚度和孔隙度变化的各种可能情况。
[0113]
步骤1004、根据待研究区的地质分层数据以及声波测井速度统计数据，建立地质背景模型。
[0114]
可以根据待研究区的地质分层数据以及声波测井速度统计数据，建立地质背景模型，该模型可以包括储层围岩的速度和密度以及储层厚度等数据。
[0115]
步骤1005、将多个楔状模型嵌入地质背景模型，得到正演地质模型。
[0116]
将步骤1003中得到的9个楔状模型嵌入步骤1004中得到的地质背景模型，从而可以得到正演地质模型。
[0117]
步骤1006、以待研究区对应的实际勘探地震数据相同主频的雷克子波对正演地质模型进行正演运算，得到正演地震剖面数据。
[0118]
可选地，可以以待研究区实际勘探地震数据相同主频的雷克子波对正演地质模型进行正演运算，得到正演地震剖面数据。
[0119]
示例性的，本技术实施例中可以采用30hz的雷克子波对步骤1005中得到的正演地质模型进行正演运算，从而可以得到正演地震剖面数据。其中，正演地震剖面数据是指通过数字模拟地震采集处理流程形成的地下岩石界面的反射波形数据。
[0120]
步骤1007、在正演地震剖面数据中，计算强反射波邻近的两个零相位层所对应的纵向时间差值数据组，时间差值数据组包括两个零相位层中多个平面位置对应的纵向时间差值。
[0121]
在本技术实施例中，请参考图5、图6、图7以及图8，图5、图6、图7以及图8中，横坐标为储层中的位置(单位为米)，纵坐标为时间(单位为秒)。如图5所示，图5为正演后的地震剖面数据记录示意图。如图6所示，图6为本技术实施例提供的一个零相位层-波峰上零值对应的反射时间值的示意图，如图7所示，图7为本技术实施例提供的一个零相位层-波峰下零值对应的反射时间值的示意图，如图8所示，图8为本技术实施例提供的两个零相位层对应的反射时间差值的示意图。由于五峰组与宝塔组的岩石物理参数差异较大，其中，岩石物理参数包括纵波速度、横波速度、密度、泊松比等，通常可以形成强振幅反射，同时，储层ⅰ类储层连续厚度和孔隙度变化所带来的微弱振幅变化会隐藏到强振幅反射背景中，从而根据步骤1006中确定的地震剖面数据对该强反射的零相位层进行解释(其中零相位层包括波峰上零值和波峰下零值，即有强反射波邻近的两个零相位层)，可以得到强反射波邻近的两个零相位层的对应的时间以及时间差值数据组，时间差值即为同一强反射位置的波峰上零值层位与波峰下零值层位对应纵向位置时间的差值，时间差值数据组可以包括多组数据，每组数据可以包括一个储层中的位置以及该储层中的位置对应的时间差值(该储层中的同一水平位置的波峰上零值对应的时间值和波峰下零值对应的时间值的差值)。
[0122]
步骤1008、对正演地震剖面数据进行稀疏脉冲反演，得到波阻抗剖面数据。
[0123]
对步骤1006得到的正演地震剖面数据进行稀疏脉冲反演，其中稀疏脉冲反演是基于稀疏脉冲反褶积基础上的递推反演方法，可以得到波阻抗剖面数据。
[0124]
步骤1009、确定强反射波邻近的两个零相位层在波阻抗剖面数据中对应的波阻抗比值数据组。
[0125]
其中，波阻抗值的比值数据组包括各个相同水平位置的波峰上零值对应的波阻抗值和波峰下零值对应的波阻抗值的比值。例如，波阻抗值的比值数据组可以包括多组数据，
每组数据可以包括一个平面位置以及该平面位置对应的波阻抗比值(相同平面位置的波峰上零值层位对应的波阻抗值和波峰下零值层位对应的波阻抗值的比值)。请参考图9、图10以及图11，图9以及图10中横坐标为平面位置编号，纵坐标为波阻抗值，图11中横坐标为平面位置编号，纵坐标为波阻抗值的比值。如图9所示，图9为本技术实施例提供的一个零相位层-波峰上零值对应的波阻抗值的示意图。如图10所示，图10为本技术实施例提供的一个零相位层-波峰下零值对应的波阻抗值的示意图。如图11所示，图11为本技术实施例提供的两个零相位层对应的波阻抗值的比值的示意图。根据步骤1007中的强反射波邻近的零相位层，可以在步骤1008中得到的波阻抗数据体中提取对应层位的波阻抗值，并且可以确定强反射波邻近的两个零相位层在波阻抗数据体中对应的两个波阻抗值的比值。
[0126]
步骤1010、获取正演地质模型的孔隙度和ⅰ类储层连续厚度。
[0127]
请参考图12以及图13。如图12所示，图12为本技术实施例提供的一种九组模型所对应的孔隙度变化示意图，图12中横坐标为平面位置编号，纵坐标为孔隙度值。如图13所示，图13为本技术实施例提供的一种九组模型所对应的厚度变化示意图，图13中横坐标为平面位置编号，纵坐标为厚度值。根据步骤1005中得到的正演地质模型，获取其孔隙度以及ⅰ类储层连续厚度的数据变化示意图。
[0128]
步骤1011、基于正演地质模型的孔隙度和ⅰ类储层连续厚度确定模型真实品质参数q。
[0129]
可选地，可以基于第三公式确定模型真实品质参数，第三公式包括：
[0130]
q＝k*h；
[0131]
其中，q为模型真实品质参数，k为正演地质模型的孔隙度，h为ⅰ类储层连续厚度。通过第三公式以及某个储层中的位置的孔隙度以及ⅰ类储层连续厚度，可以确定模型真实品质参数。
[0132]
如图14所示，图14为本技术实施例提供的一种九组模型所对应的真实品质参数变化示意图，其中，横坐标为平面位置编号，纵坐标为品质参数值。本技术实施例提供一种品质参数q的计算方法，即第三公式：q＝k*h，真实品质参数为正演地质模型中的孔隙度与ⅰ类储层连续厚度的乘积，在本技术实施例中可以根据步骤1010中获取的孔隙度k以及ⅰ类储层连续厚度h，计算模型真实品质参数q。
[0133]
步骤1012、基于模型真实品质参数以及第一目标公式，调整第一系数，以使时间差值数据组与第一系数的乘积，和波阻抗比值数据组位于同一值域范围，且保证中间量数据组m均为正值；调整第二系数，以使模型计算品质参数n与模型真实品质参数的差值在预设范围内，确定调整后的目标第一系数a1和目标第二系数b1。
[0134]
其中，第一目标公式包括：
[0135]
m＝(t*a)-z；
[0136]
n＝(m-m
min
)*b；
[0137]
其中，t为正演地震剖面数据中，强反射波邻近的两个零相位层所对应的纵向时间差值数据组，a为第一系数，为常数，z为正演地震剖面数据中，强反射波邻近的两个零相位层在波阻抗剖面数据中对应的波阻抗比值数据组，m为中间量，m
min
为多个平面位置中m的最小值，b为第二系数，n为通过第一公式计算的模型品质参数。
[0138]
请参考图15以及图16。如图15所示，图15为本技术实施例提供的一种m值变化示意
图，图15中横坐标为平面位置编号，纵坐标为m值。如图16所示，图16为本技术实施例提供的一种n值(通过第一公式计算的模型品质参数)与q值(正演地质模型对应的真实品质参数)关系示意图，图16中横坐标为平面位置编号，纵坐标为品质参数值，图中虚线表示n值(通过第一公式计算的模型品质参数)，实线表示q值(正演地质模型对应的真实品质参数)。由于步骤1007中获得的与强反射波邻近的两个零相位层对应的时间差值t与步骤1009中确定的强反射波邻近的两个零相位层在波阻抗数据体中对应的两个波阻抗值的比值z不在同一值域范围内，其中，同一值域范围内可以指两个数据的值相差小于十倍，若两个数据的值相差等于或大于十倍则不在同一值域范围内，从而可以通过调整第一系数a，使时间差值t*第一系数a的乘积与波阻抗比值z的值相差小于十倍，使得时间差值t与波阻抗比值z在同一值域范围，同时，t*a的值应大于波阻抗比值z，即保证m为始终正值。从而可以在一系列的m数据中筛选出多个位置中m的最小值m
min
，计算模型的品质参数n。
[0139]
本技术实施例提供一种模拟品质参数n的计算方法，即：n＝(m-m
min
)*b，通过调整第二系数b使得模拟品质参数n的值(通过第一公式计算的模型品质参数)与步骤1011中确定的品质参数q(正演地质模型对应的真实品质参数)的差值在预设范围内，一般地，可以使得n与q的差值整体在10％的范围以内。调整第一系数a和第二系数b,当计算模型品质参数n与模型真实品质参数q的差值在预设范围内，此时的a和b数值记录为调整后的第一系数a1以及第二系数b1。
[0140]
步骤1013、基于调整后的目标第一系数a1以及目标第二系数b1，确定第二公式。
[0141]
其中，第二公式包括：
[0142]
m1＝(t1*a1)-z1；
[0143]
n1＝(m
1-m
1min
)*b1；
[0144]
其中，a1为目标第一系数，b1为目标第二系数，m1为对待研究区的实际数据进行计算得到的中间量数组，m
1min
为中间量数组中的最小值，第二公式的t1和z1用于基于待研究区对应的实际勘探地震数据中，强反射波邻近的两个零相位层对应的时间差值数据组t1以及波阻抗值的比值数据组z1，确定待研究区中各个位置的品质参数n1。
[0145]
其中a1与b1为步骤1012中调整后的第一系数a以及第二系数b。
[0146]
步骤1014、获取待研究区对应的实际勘探地震数据中，强反射波邻近的两个零相位层对应的纵向时间差值数据组。
[0147]
本步骤的过程可以参考上述步骤1007-1009。本技术实施例在此不再赘述。
[0148]
步骤1015、对待研究区对应的实际勘探地震数据进行稀疏脉冲反演，得到待研究区的波阻抗数据体。
[0149]
本步骤中，可以对步骤1014中的实际勘探地震数据进行稀疏脉冲反演，得到待研究区的波阻抗数据体。其中，稀疏脉冲反演是基于稀疏脉冲反褶积基础上的递推反演方法，可以得到波阻抗数据体。
[0150]
步骤1016、确定待研究区的波阻抗数据体中，强反射波邻近的两个零相位层对应的波阻抗比值数据组。
[0151]
具体确定方法可以参考步骤1009。
[0152]
步骤1017、通过待研究区对应的实际勘探地震数据的时间差值数据组、波阻抗比值数据组以及第二公式，确定待研究区中各个位置的品质参数。
[0153]
本步骤运用步骤1013中的第二公式，直接采取步骤1012调整后得到的目标第一系数以及目标第二系数，将获取的待研究区对应的实际勘探地震数据的时间差值数据组、波阻抗比值数据组带入第二公式，从而确定待研究区中各个位置的品质参数。
[0154]
综上所述，本技术实施例提供了一种页岩气ⅰ类储层品质参数确定方法，通过对实钻井获取的数据进行处理，获取正演地质模型，并得到正演地震剖面数据，基于该数据得到时间差值数据组，再对该正演地震剖面数据进行稀疏脉冲反演得到波阻抗剖面数据，基于波阻抗剖面数据得到波阻抗比值数据组，之后基于时间差值数据组与波阻抗比值数据组对第一公式进行调整，得到第二公式，后续可以基于第二公式和待研究区的实际勘探地震数据，获取待研究区中各个位置的品质参数。该方法通过模型正演和叠后稀疏脉冲反演来处理数据，相对于相关技术中通过叠前地质统计学反演来处理数据的方式，无需直接对大量的原始数据进行处理，解决了相关技术中数据处理量大、参数多、流程复杂的问题，实现了降低数据处理量的效果，本技术整套技术流程相比叠前地质统计学反演工作流程周期缩短75％左右。
[0155]
图17是本技术实施例提供的一种页岩气ⅰ类储层品质参数确定装置10的示意图，该装置10包括以下几个模块：
[0156]
第一获取模块101，用于获取待研究区以及邻近区域的实钻井的测井数据、ⅰ类储层划分数据、地质分层数据以及实际勘探地震数据；
[0157]
第二获取模块102，用于根据测井数据以及ⅰ类储层划分数据，获取待研究区的储层中的孔隙度、层速度以及密度之间的关系；
[0158]
第一模型建立模块103，根据孔隙度、层速度以及密度之间的关系，建立不同ⅰ类储层连续厚度，不同孔隙度的多个楔状模型；
[0159]
第二模型建立模块104，用于根据待研究区的地质分层数据以及声波测井速度统计数据，建立地质背景模型；
[0160]
第一嵌入模块105，用于将多个楔状模型嵌入地质背景模型，得到正演地质模型；
[0161]
正演模块106，用于以待研究区对应的实际勘探地震数据相同主频的雷克子波对所述正演地质模型进行正演运算，得到正演地震剖面数据；
[0162]
第一确定模块107，用于在正演地震剖面数据中，计算强反射波邻近的两个零相位层所对应的纵向时间差值数据组，时间差值数据组包括两个零相位层中多个平面位置对应的纵向时间差值；
[0163]
第一反演模块108，用于对正演地震剖面数据进行稀疏脉冲反演，得到波阻抗数据；
[0164]
第二确定模块109，用于确定强反射波邻近的两个零相位层在波阻抗数据体中对应相同平面位置的两个波阻抗值的比值数据组；
[0165]
第三获取模块110，用于获取正演地质模型的孔隙度和ⅰ类储层连续厚度；
[0166]
第三确定模块111，用于基于正演地质模型的孔隙度和ⅰ类储层连续厚度确定模型真实品质参数q；
[0167]
第一调整模块112，用于基于模型真实品质参数以及第一目标公式，调整第一系数，以使时间差值数据组与第一系数的乘积，和波阻抗比值数据组位于同一值域范围，且保证中间量数据组m均为正值；调整第二系数，以使模型计算品质参数n与模型真实品质参数
的差值在预设范围内，确定调整后的目标第一系数a1和目标第二系数b1。其中，第一目标公式包括：
[0168]
m＝(t*a)-z；
[0169]
n＝(m-m
min
)*b；
[0170]
其中，所述t为所述正演地震剖面数据中，强反射波邻近的两个零相位层所对应的纵向时间差值数据组，所述a为所述第一系数，为常数，所述z为所述正演地震剖面数据中，强反射波邻近的两个零相位层在所述波阻抗剖面数据中对应的波阻抗比值数据组，m为中间量，所述m
min
为所述多个平面位置中m的最小值，所述b为第二系数，为常数，所述n为模型计算品质参数。
[0171]
第四确定模块113，用于基于调整后的目标第一系数a1以及目标第二系数b1，确定第二公式。第二公式包括：
[0172]
m1＝(t1*a1)-z1；
[0173]
n1＝(m
1-m
1min
)*b1；
[0174]
其中，a1为目标第一系数，b1为目标第二系数，m1为对待研究区的实际数据进行计算得到的中间量数组，m
1min
为中间量数组中的最小值，第二公式的t1和z1用于基于待研究区对应的实际勘探地震数据中，强反射波邻近的两个零相位层对应的时间差值数据组t1以及波阻抗值的比值数据组z1，确定待研究区中各个位置的品质参数n1。
[0175]
第四获取模块114，用于获取待研究区对应的实际勘探地震数据中，强反射波邻近的两个零相位层对应的纵向时间差值数据组。
[0176]
第二反演模块115，用于对待研究区对应的实际勘探地震数据进行稀疏脉冲反演，得到待研究区的波阻抗数据体。
[0177]
第五确定模块116，用于确定待研究区的波阻抗数据体中，强反射波邻近的两个零相位层对应的波阻抗比值数据组。
[0178]
第一品质确定模块117，用于通过待研究区对应的实际勘探地震数据的时间差值数据组、波阻抗比值数据组以及第二公式，确定待研究区中各个位置的品质参数。
[0179]
综上所述，本技术实施例提供了一种页岩气ⅰ类储层品质参数确定装置，通过对实钻井获取的数据进行处理，获取正演地质模型，并得到正演地震剖面数据，基于该数据得到时间差值数据组，再对该正演地震剖面数据进行稀疏脉冲反演得到波阻抗剖面数据，基于波阻抗剖面数据得到波阻抗比值数据组，之后基于时间差值数据组与波阻抗比值数据组对第一公式进行调整，得到第二公式，后续可以基于第二公式和待研究区的实际勘探地震数据，获取待研究区中各个位置的品质参数。该方法通过模型正演和叠后稀疏脉冲反演来处理数据，相对于相关技术中通过叠前地质统计学反演来处理数据的方式，无需直接对大量的原始数据进行处理，解决了相关技术中数据处理量大、参数多、流程复杂的问题，实现了降低数据处理量的效果，本技术整套技术流程相比叠前地质统计学反演工作流程周期缩短75％左右。
[0180]
图18为本技术实施例提供的一种正演模块106的示意图，该正演模块106包括正演单元1061：
[0181]
正演单元1061，用于对待研究区对应的实际勘探地震数据进行频谱分析，确定主频，再用相同主频的雷克子波对正演地质模型进行正演运算，得到正演地震剖面数据。
[0182]
图19为本技术实施例提供的一种第三确定模块111的示意图，该第三确定模块111包括确定单元1111：
[0183]
确定单元1111，用于基于第三公式确定模型真实品质参数q。其中，第三公式包括：
[0184]
q＝k*h；
[0185]
其中，q为模型真实品质参数，k为正演地质模型的孔隙度，h为ⅰ类储层连续厚度。
[0186]
综上所述，本技术实施例提供了一种页岩气ⅰ类储层品质参数确定装置，通过对实钻井获取的数据进行处理，获取正演地质模型，并得到正演地震剖面数据，基于该数据得到时间差值数据组，再对该正演地震剖面数据进行稀疏脉冲反演得到波阻抗剖面数据，基于波阻抗剖面数据得到波阻抗比值数据组，之后基于时间差值数据组与波阻抗比值数据组对第一公式进行调整，得到第二公式，后续可以基于第二公式和待研究区的实际勘探地震数据，获取待研究区中各个位置的品质参数。该方法通过模型正演和叠后稀疏脉冲反演来处理数据，相对于相关技术中通过叠前地质统计学反演来处理数据的方式，无需直接对大量的原始数据进行处理，解决了相关技术中数据处理量大、参数多、流程复杂的问题，实现了降低数据处理量的效果，本技术整套技术流程相比叠前地质统计学反演工作流程周期缩短75％左右。
[0187]
此外，本技术实施例还提供一种计算机存储介质，计算机存储介质中存储有至少一条指令、至少一段程序、代码集或指令集，至少一条指令、至少一段程序、代码集或指令集由处理器加载并执行以实现上述要求的页岩气ⅰ类储层分布确定方法。
[0188]
在本技术中，术语“第一”、“第二”、“第三”和“第四”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。术语“多个”指两个或两个以上，除非另有明确的限定。
[0189]
以上所述仅为本技术的可选实施例，并不用以限制本技术，凡在本技术的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本技术的保护范围之内。