[发明专利]一种基于致密油储层变骨架参数条件下的孔隙度解释方法

摘要

一种基于致密油储层变骨架参数条件下的孔隙度解释方法，首先，对致密油储层岩心进行归位处理，挑选有效的致密油储层岩心孔隙度分析资料，对比分析有效岩心的致密油储层中粘土矿物含量、岩石组分（主要包括砂质、灰质、白云质）、孔隙度特征及其对应的自然伽马测井相对值参数（ΔGR）、声波时差测井参数（Δt）、密度测井参数（ρb）、中子测井参数（ΦN）响应特征，忽略致密油储层孔隙中含油性对测井参数的影响，建立基于致密油储层变骨架参数条件下的孔隙度测井解释模型，形成一种确定致密油储层变骨架参数条件下的孔隙度测井解释方法。该方法有助于提高致密油储层孔隙度测井解释精度。

主权项

一种基于致密油储层变骨架参数条件下的孔隙度解释方法，其特征在于，包括以下步骤：1)首先，对致密油储层岩心进行归位处理，挑选有效的致密油储层岩心孔隙度分析资料并进行岩心刻度，对应分析有效的致密油储层岩心中粘土矿物含量、岩石组分(包括砂质、石灰质、白云质)、孔隙度参数特征及其变化在自然伽马测井相对值参数(ΔGR)、声波时差测井参数(Δt)、密度测井参数(ρb)和中子测井参数(ΦN)中对应的响应特征；2)然后，根据自然伽马测井、声波时差测井、密度测井、中子测井原理，自然伽马测井相对值参数(ΔGR)为致密油储层中泥质含量、砂质含量、石灰质含量、白云质含量及其放射性特征的综合反映，声波时差测井参数(Δt)、密度测井参数(ρb)、中子测井参数(ΦN)均是储层中砂质含量、石灰质含量、白云质含量、泥质含量、孔隙度及含油性综合反映，忽略致密油储层孔隙中含油性对声波时差测井参数(Δt)、密度测井参数(ρb)和中子测井参数(ΦN)的影响，分别根据自然伽马测井相对值参数(ΔGR)、声波时差测井参数(Δt)、密度测井参数(ρb)和中子测井参数(ΦN)，建立上述各测井参数与储层中泥质含量、砂质含量、石灰质含量、白云质含量和孔隙度参数之间的函数关系，形成由4个测井响应方程加1个测井体积模型公式共同构成的方程组，对致密油储层中的泥质含量、砂质含量、石灰质含量、白云质含量和孔隙度参数进行求解，进而确定变骨架参数条件下的致密油储层孔隙度；运用多元线性回归分析方法，建立基于致密油储层变骨架参数条件下的自然伽马测井相对值参数(ΔGR)、声波时差测井参数(Δt)、密度测井参数(ρb)和中子测井参数(ΦN)，综合处理解释致密油储层孔隙度(Φ)的测井模型，具体公式为：Φ＝0.067Δt‑10.129ρb‑0.122ΦN‑3.335ΔGR+19.696式中，相关系数R＝0.8040；3)在步骤1)和步骤2)的基础上，依据步骤1)中所挑选有效的致密油储层岩心中粘土矿物含量、岩石组分(包括砂质、石灰质、白云质)、孔隙度参数，以及所对应的自然伽马测井相对值参数(ΔGR)、声波时差测井参数(Δt)、密度测井参数(ρb)和中子测井参数(ΦN)，根据步骤2)分析原理，进行多元线性回归分析处理，建立基于致密油储层变骨架参数条件下的孔隙度测井解释模型。