[发明专利]一种剔除有机质与泥质含量影响的页岩气油比评价方法

说明书

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。

技术领域

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

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。

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。

发明内容

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。

本发明采用以下的技术方案：

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：

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；