CN104453873B - 页岩油气经济有效层段的评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种页岩油气经济有效层段的评价方法，该方法包括：根据获取的测井资料和岩心资料确定目的层段的页岩的评价参数，评价参数包括：有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、油气累计产量影响因子和弹性参数；将各个评价参数减去对应的截止值，得到各个评价参数的差值；将各个评价参数的差值都大于0的点作为有效点；对目的层段中连续为有效点的测井点的厚度进行累加，将累加结果作为连续有效点的单层厚度；确定页岩油气累计经济产量最小厚度；将目的层段中连续有效点的单层厚度大于等于累计经济产量最小厚度的层段作为页岩油气经济有效层段。本发明可以准确有效地确定出页岩油气经济有效层段，从而提高了页岩油气的开发效益。
Description
技术领域
本发明涉及油气勘探开发技术领域，特别涉及一种页岩油气经济有效层段的评价方法。
背景技术
随着油气勘探开发由常规油气藏向非常规油气藏发展，页岩油气逐渐成为油气勘探开发的重要领域。近几年，随着页岩油气的成功商业开发，页岩油气逐步成为现实的油气勘探领域，在页岩油气的勘探开发过程中，在页岩油气发育区和核心区内，并非所有的页岩油气发育层段都能经济有效开发。
目前，对页岩油气的研究主要集中在地质特征、成因机理、平面核心区评价和压裂工艺等方面，但在地球物理技术尤其是利用测井技术中，很少涉及如何确定经济有效的页岩油气层段方面的研究。页岩油气开发均采用水平井体积压裂技术，水平井轨迹所在的有效层段的优选主要是根据经验确定的，如何在大段页岩油气层中优选出经济有效的层段，提高页岩油气开发效益是急需解决的关键问题。
发明内容
本发明实施例提供了一种页岩油气经济有效层段的评价方法，以解决现有技术中无法在页岩油气层中优选出经济有效的层段的技术问题，该方法包括：
获取目的层段的测井资料和岩心资料；
根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的评价参数，其中，所述评价参数包括：有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、油气累计产量影响因子和弹性参数；
获取所述目的层段的页岩的各个评价参数的截止值；
将所述目的层段的各个评价参数减去对应的截止值，得到各个评价参数的差值；
将所述目的层段中各个评价参数的差值都大于0的点作为有效点；
对所述目的层段中连续为有效点的测井点的厚度进行累加，将累加结果作为连续有效点的单层厚度；
获取对所述目的层段进行页岩油气开发时的开发参数，其中，所述开发参数包括：单井完井成本、每立方米的原油/天然气价格、孔隙度、水平井井段长度、体积压力宽度、压裂效率和原油/天然气采收率；
根据获取的所述开发参数确定页岩油气累计经济产量最小厚度；
将所述目的层段中连续有效点的单层厚度大于等于所述累计经济产量最小厚度的层段作为页岩油气经济有效层段。
在一个实施例中，所述目的层段是有机质成熟度大于0.8％的泥页岩层段。
在一个实施例中，根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的有机碳含量，包括；
从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段的测井的深侧向电阻率和声波时差；根据获取的深侧向电阻率和声波时差，确定所述目的层段的页岩的有机碳含量；
或者，从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段的测井的无铀伽玛、铀浓度、自然伽玛和钾浓度中的其中之一的参数值；根据获取的无铀伽玛、铀浓度、自然伽玛和钾浓度中的其中之一的参数值，确定所述目的层段的页岩的有机碳含量。
在一个实施例中，按照以下公式，根据获取的深侧向电阻率和声波时差，确定所述目的层段的页岩的有机碳含量：
ΔlgR＝lg(Rt/R基线)+0.02×(Δt-Δt基线)
TOC＝(ΔlgR)×10(2.297-0.1688LOM)
其中，ΔlgR表示深侧向电阻率和孔隙度曲线的幅度差，Rt表示烃源岩地层测井电阻率，单位为Ω·m，Δt表示烃源岩地层声波时差测井，单位为μs/ft，R基线表示非烃源岩层段的测井电阻率，单位为Ω·m，Δt基线表示非烃源岩层段的声波时差测井，单位为μs/ft，LOM表示有机质成熟度指数，TOC表示烃源岩中有机碳含量，单位为wt％；
按照以下公式，根据获取的无铀伽玛确定所述目的层段的页岩的有机碳含量：
TOC＝a×HSGR+b
其中，TOC表示有机碳含量，单位为wt％，HSGR表示无铀伽玛的能谱，单位为ppm，a和b表示模型系数。
在一个实施例中，根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的孔隙度，包括：
从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段的测井的岩性密度和声波时差；
根据获取的所述岩性密度和声波时差，确定所述目的层段的页岩的孔隙度。
在一个实施例中，按照以下公式，根据获取的所述岩性密度和声波时差，确定所述目的层段的页岩的孔隙度，包括：
其中，Por表示孔隙度，ρ表示被处理层段的岩性密度，单位为g/cm3，ρf表示地层流体密度，单位为g/cm3，ρm表示被处理层段的岩石骨架密度，单位为g/cm3，Δt表示被处理层段的声波时差，单位为μs/m，Δtf表示地层流体的声波时差，单位为μs/m，Δtm表示被处理层段岩石骨架的声波时差，单位为μs/m。
在一个实施例中，根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的地层压力系数，包括；
从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段中地层压力系数层段的测井的岩性密度或声波时差；根据获取的所述岩性密度或声波时差确定所述目的层段的页岩的地层压力系数；
或者，从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段中地层压力系数层段的孔隙度平均值和有机碳含量平均值；根据获取的孔隙度平均值和有机碳含量平均值确定所述目的层段的页岩的地层压力系数。
在一个实施例中，按照以下公式，根据获取的所述岩性密度确定所述目的层段的页岩的地层压力系数：
PX＝a(ρ-ρjz)+b
其中，PX表示地层压力系数，ρ表示被处理层段的岩性密度，单位为g/cm3，ρjz表示岩性密度基线值，单位为g/cm3，a和b表示模型系数；
按照以下公式，根据获取的孔隙度平均值和有机碳含量平均值确定所述目的层段的页岩的地层压力系数：
PX＝a×(Por×TOC)2+b×(Por×TOC)+c
其中，PX表示地层压力系数，Por表示被处理层段的孔隙度平均值，为小数，TOC表示被处理层段的有机碳含量平均值，单位为wt％，a、b和c表示模型系数。
在一个实施例中，根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的油气累计产量影响因子，包括：
从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段的测井的自然伽玛、铀浓度和钾浓度中的其中之一；
根据获取的所述自然伽玛、铀浓度和钾浓度中的其中之一，计算得到所述目的层段的页岩的粘土体积含量；
根据计算得到的所述目的层段的页岩的粘土体积含量，确定所述目的层段的页岩的油气累计产量影响因子。
在一个实施例中，按照以下公式，根据获取的所述自然伽玛，计算得到所述目的层段的页岩的粘土体积含量：
其中，GR表示被处理层段的自然伽玛，单位为API，GRmin表示纯砂岩或纯碳酸盐岩的自然伽玛，单位为API，GRmax表示泥岩的自然伽玛，单位为API，Vsh表示粘土体积含量，单位为％，c表示模型系数；
按照以下公式，根据计算得到的所述目的层段的页岩的粘土体积含量，确定所述目的层段的页岩的油气累计产量影响因子：
AOG＝m-Vsh
其中，AOG表示油气累计产量影响因子，Vsh表示粘土体积含量，单位为％，m表示页岩油气层段获得经济油气产能对应的最大粘土体积含量值，单位为％。
在一个实施例中，根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的弹性参数，包括：
根据所述测井资料，获取纵波时差和横波时差；
根据所述横波时差和纵波时差，求取杨氏模量和泊松比；
根据求取的杨氏模量和泊松比，计算得到所述目的层段的页岩的弹性参数。
在一个实施例中，按照以下公式，根据所述横波时差和纵波时差，求取杨氏模量和泊松比：
其中，E表示杨氏模量，σ表示泊松比，Δts表示横波时差，单位为μs/m，Δtp表示纵波时差，单位为μs/m，ρ表示地层密度，单位为g/cm3；
按照以下公式，根据求取的杨氏模量和泊松比，计算得到所述目的层段的页岩的弹性参数：
其中，E表示杨氏模量，σ表示泊松比，λ和μ表示弹性参数。
在一个实施例中，在将所述目的层段的各个评价系数减去对应的截止值，得到各个评价参数的差值之后，所述方法还包括：
将各个评价参数的差值除以各个评价参数对应的截止值，得到各个评价参数的倍数处理后的值；
将得到的各个评价参数的倍数处理的值相乘得到所述目的层段的综合评价指数。
在一个实施例中，按照以下公式，根据获取的所述开发参数确定页岩油累计经济产量最小厚度Hlimt：
或者，
在一个实施例中，对所述目的层段中连续为有效点的测井点的厚度进行累加，包括：对所述目的层段中连续为有效点的测井点按照测井采样间距进行累加。
在本发明实施例中，提供了一种评价页岩油气经济有效层段的方法，通过测井资料和岩心资料确定出目的层段的页岩的有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、油气累计产量影响因子和弹性参数，消除了因页岩油气经济有效层段控因考虑不全造成的评价误差较大的缺陷，然后再根据预先存储的油气井资料、页岩油气产能等资料分别确定有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、弹性参数和油气累计产量影响因子的截止值，并对对应参数进行截止值和倍数处理，以确定出连续有效点的单层厚度，消除了因关键参数过低，而评价级别还挺好的缺陷，进一步的确定出页岩油气累计经济产量最小厚度，从而得到页岩油气经济有效层段，因采用了成本和效益控制方法确定经济有效层段最小厚度值，克服了只考虑参数，而忽视厚度的缺陷。通过上述方式可以准确有效地确定出页岩油气经济有效层段，从而满足了在页岩油气勘探开发中，水平井钻探对经济有效层段选取和压裂改造的实际生产需求，提高了页岩油气开发效益。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：
图1是本发明实施例的页岩油气经济有效层段的评价方法的流程图；
图2是本发明实施例的研究区页岩油TOC与S1+S2的关系示意图；
图3是本发明实施例的研究区一口页岩油原始测井曲线图；
图4是本发明实施例的研究区一口页岩油经济有效层段评价示意图；
图5是本发明实施例的研究区9口页岩油累计油气产量(油当量)与综合评价指数与经济有效厚度累计面积关系示意图。
具体实施方式
发明对现有的几种页岩油气经济有效层段的评价方法：
1)在非常规泥页岩油气藏有效压裂层段识别时，根据研究层段的岩石脆性指数确定有效压裂层段，即根据研究层段的矿物组成，利用研究目的层段的石英、方解石含量乘以对应矿物的弹性参数之和，除以石英、方解石、粘土含量乘以对应矿物的弹性参数之和。
2)在研究泥页岩油藏有效储层识别时，根据研究层段的有机碳含量、岩石脆性指数和地层压力系数，通过制定判别标准和各参数的权重系数，采用有机碳含量、岩石脆性指数、地层压力系数，分别与之对应权重系数乘积之和，作为泥页岩油藏有效储层识别的依据。
进行分析后，发现非常规泥页岩油气藏有效压裂层段识别技术是考虑页岩油气层段的可压裂性提出的，采用岩石脆性指数优选有效压裂层段。主要的缺陷在于：片面地强调了岩石可压裂性，仅考虑了有机碳含量、岩石脆性指数和地层压力系数，这三种参数虽然指示了地层中是否存在油气、地层是否可压和油气产出的动力条件，但没有考虑地层中油气含量、油气可流动、油气累计产量和经济性等条件，同时只考虑了脆性矿物中的石英、方解石两种矿物，且只把石英作为脆性矿物，而把方解石当作塑性矿物，因此岩石脆性指数的求取模型是错误的，同时没有考虑白云石、长石等脆性矿物；因此该技术的适用范围仅局限于地层中只存在石英、方解石和粘土的地质条件，然而符合这种条件的地层很少，大部分的地层中都存在石英、方解石、白云石、长石等脆性矿物，以及粘土等塑性成份。因此，该方法并不适用于页岩油气的有效层段优选。
为了解决上述问题，在本例中提供了一种页岩油气经济有效层段的评价方法，如图1所示，包括以下步骤：
步骤101：获取目的层段的测井资料和岩心资料；
步骤102：根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的评价参数，其中，所述评价参数包括：有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、油气累计产量影响因子和弹性参数；
步骤103：获取所述目的层段的页岩的各个评价参数的截止值；
步骤104：将所述目的层段的各个评价参数减去对应的截止值，得到各个评价参数的差值；
步骤105：将所述目的层段中各个评价参数的差值都大于0的点作为有效点；
步骤106：对所述目的层段中连续为有效点的测井点的厚度进行累加，将累加结果作为连续有效点的单层厚度；
步骤107：获取对所述目的层段进行页岩油气开发时的开发参数，其中，所述开发参数包括：单井完井成本、每立方米的原油/天然气价格、孔隙度、水平井井段长度、体积压力宽度、压裂效率和原油/天然气采收率；
步骤108：根据获取的所述开发参数确定页岩油气累计经济产量最小厚度；
步骤109：将所述目的层段中连续有效点的单层厚度大于等于所述累计经济产量最小厚度的层段作为页岩油气经济有效层段。
在上述实施例中，提供了一种评价页岩油气经济有效层段的方法，通过测井资料和岩心资料确定出目的层段的页岩的有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、油气累计产量影响因子和弹性参数，消除了因页岩油气经济有效层段控因考虑不全造成的评价误差较大的缺陷，然后再根据预先存储的油气井资料、页岩油气产能等资料分别确定有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、弹性参数和油气累计产量影响因子的截止值，并对对应参数进行截止值和倍数处理，以确定出连续有效点的单层厚度，消除了因关键参数过低，而评价级别还挺好的缺陷，进一步的确定出页岩油气累计经济产量最小厚度，从而得到页岩油气经济有效层段，因采用了成本和效益控制方法确定经济有效层段最小厚度值，克服了只考虑参数，而忽视厚度的缺陷。通过上述方式可以准确有效地确定出页岩油气经济有效层段，从而满足了在页岩油气勘探开发中，水平井钻探对经济有效层段选取和压裂改造的实际生产需求，提高了页岩油气开发效益。
下面将结合具体的实施例对上述页岩油气经济有效层段的评价方法的原理和过程进行具体描述，该页岩油气经济有效层段评价方法是为了解决现有技术中无法准确识别出页岩油气经济有效层段的缺陷，满足页岩油气勘探开发中对经济有效层段选取，进行水平井钻井和压裂改造的实际生产需求。本例所依据的原理是：当页岩有机质成熟度处于一定范围时，页岩油气含油量决定于有机碳含量和孔隙度，地层压力系数决定油气产出时的能量，弹性参数决定页岩地层的可压和改造难易程度，油气累计产量影响因子控制页岩后期生产中裂缝的闭合程度及油气累计产量的高低。因此，在本例中选取了这五种参数用于进行页岩油气经济有效层段的综合评价。进一步的，在页岩油气经济产量控制因素参数应该符合“木桶”原理，即木桶的有效体积决定于最短的一块木板高度，页岩油气评价也采用该思路，首先确定选用的5个评价参数的最小门槛值，即截止值，当5个被评价参数均在各自的最小门槛值之上时，可能成为经济有效层段，为了使得5个评价参数处于同一个数量级内，在对5个参数分别减去各自截止值后，再除以各自的截止值，其各自参数的大小反映各自对油气产量的能力，对经处理后的5个参数都大于0的点才是有效点。页岩油气层段累计油气产量需要达到工业油气流下限才能经济有效开采，因此，根据目前页岩油气工程技术及经济评价参数，确定出页岩油气经济有效开采所需的最小厚度，对被评价的连续有效点进行厚度累加，当连续有效点累加厚度大于等于页岩油气经济有效开采所需的最小厚度时，才能划分到经济有效层段。本发明的评价页岩油气经济有效层段的方法，不但考虑了静态地质条件，同时还考虑了油气藏工程和经济因素。
该方法主要包括以下步骤：
S1：采集目的层段的测井资料、岩心资料，对页岩层段进行划分，即根据岩心井的岩性标定测井资料，通过测井资料识别出页岩发育层段，将识别出的页岩发育层段作为后续的研究对象。
S2：根据采集到的测井资料、岩心资料确定目的层段的有机质成熟度、页岩有机碳含量、页岩孔隙度、地层压力系数、油气累计产量影响因子。其中，地层压力系数可利用岩性密度、声波时差、孔隙度与有机碳含量等方法求取，油气累计产量影响因子可依据页岩油气水平井累计油气产量与泥质含量的关系等方法确定；
S3：根据采集到的测井资料确定目的层段页岩的弹性参数，在具体实施时，可以利用纵波速度、横波速度等参数求取反映页岩可压性的参数，例如：μ、λ等；
S4：根据预先存储的油气井资料、页岩油气产能等资料，分别确定有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、弹性参数和油气累计产量影响因子的截止值，并对对应参数进行截止值和倍数处理，在具体实施时，可以根据页岩油气累计产量确定达到工业油气产量所需的各参数截止值；
S5：根据进行截止值和倍数处理后的有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、弹性参数和油气累计产量影响因子，确定页岩油气经济有效层段综合评价指数，可以采用以下公式确定综合评价指数：
Eindex＝TOCjb×Porjb×PXjb×ECjb×AOGjb；
S6：根据上述参数、页岩油气水平井参数、油价、采收率、钻完井成本等，确定页岩油气经济有效层段的最小厚度值，在具体的实施方式中，最小的有效层段厚度可根据目前的平均水平井长度、压裂效果、油价、采收率、钻完井成本等确定；
S7：根据综合评价指数和页岩油气经济有效层段最小厚度值，确定页岩油气经济有效层段。
下面对上述的几个步骤进行具体描述：
上述确定目的层段的页岩有机成熟度可以包括：根据测井资料、岩心资料从目的层段中选出岩心样品，例如，可以选择页岩油气区一个层位的页岩油气层段作为待研究的目的层段，收集目的层段的岩心资料和测井资料，并根据这些资料选出具有代表性的岩心样品，所谓具有代表性的岩心样品是指能够充分体现目的层有机质类型及成熟度等方面的特征的样品。然后，测量该岩心样品的有机质成熟度。具体的，可以按照沉积岩中镜质组反射率测定方法的标准流程进行实验，测量得到岩心样品的有机质成熟度，假设有机成熟度为Ro，建立研究区目的层的有机质成熟度Ro与埋藏深度之间的对应关系，根据有机质成熟度与埋藏深度之间的对应关系，可以确定出页岩油气发育层段一般1.1％>Ro>0.8％范围内，发育页岩油，1.3％>Ro≥1.1％范围内，发育页岩油气，Ro≥1.3％范围内，发育页岩气。
如图2所示是研究区页岩油TOC与S1+S2的关系示意图，其中，S1+S2表征页岩油的含油量大小，S1+S2越大说明页岩油的含油量越大。从图2的研究区的TOC与S1+S2之间的关系可见：随着TOC的增大，S1+S2增大。目前对页岩油含油量来说，求取难度较大，因此，在页岩油含油量评价时，可利用TOC代替含油量的求取。上述确定目的层段的页岩有机碳含量可以包括以下步骤：
S1：根据采集到的测井资料、岩心资料从目的层段中选出岩心样品。例如，可以选取页岩油气区一个层位的页岩油气层段作为待研究的目的层段，然后收集目的层段的岩心资料和测井资料，并根据这些资料选出具有代表性的岩心样品，所谓具有代表性的岩心样品在本步骤中可以指能够充分体现出目的层段的岩石矿物成分、有机碳含量、孔隙度、泥质含量等方面特征的岩心。
S2：读取岩心深度处对应的测井深侧向电阻率、声波时差、无铀伽玛、铀浓度、自然伽玛、钾浓度。具体的，可以分别读取每个岩心样品深度对应的测井深侧向电阻率、声波时差、无铀伽玛、铀浓度、自然伽玛、钾浓度曲线的特征值。
S3：根据读取的多个岩心深度处的有机碳含量、所述的深侧向电阻率、声波时差、无铀伽玛、铀浓度、自然伽玛、钾浓度测井值，确定目的层段的页岩的有机碳含量模型，得到的有机碳含量模型可以是以下几种：
1)利用深侧向电阻率和声波时差测井值求取的有机碳含量的模型，表示为：
ΔlgR＝lg(Rt/R基线)+0.02×(Δt-Δt基线)
TOC＝(ΔlgR)×10(2.297-0.1688LOM)
其中，ΔlgR表示电阻率和孔隙度曲线的幅度差，Rt表示烃源岩地层测井电阻率值，单位为Ω·m，Δt表示烃源岩地层测井声波时差值，单位为μs/ft，R基线表示非烃源岩层段的测井电阻率值，单位为Ω·m，Δt基线表示非烃源岩层段的测井声波时差值，单位为μs/ft，LOM表示有机质成熟度指数，TOC表示烃源岩中有机碳含量，单位为wt％。
2)利用无铀伽玛、铀浓度、自然伽玛、钾浓度测井值求取的有机碳含量的模型，表示为：
TOC＝a×HSGR+b
其中，TOC表示有机碳含量，单位为wt％，HSGR表示无铀伽玛能谱，单位为ppm；a、b为系数，在具体的实施方式中，可利用多元回归数理统计方法得到a、b系数值，进而得到研究区目的层段的有机碳含量TOC的计算模型，例如：研究区有机碳含量模型可定为：TOC＝0.3021×HSGR+0.6446。进一步的，在该模型中，无铀伽玛也可以用铀浓度、自然伽玛、钾浓度等替代。
S4：根据上述目的层段页岩的有机碳含量模型确定目的层段页岩的有机碳含量。
上述确定目的层段的页岩孔隙度可以包括以下步骤：
S1：根据测井资料、岩心资料从目的层段中选出岩心样品。
S2：测量该岩心样品的孔隙度。具体的，可以采用水、气方法进行测量，也可采用核磁共振、Nano-CT、GRI等方法确定孔隙度。
S3：读取岩心深度处对应的岩性密度、声波时差测井特征值。具体的，可以分别读取每个岩心深度处对应的岩性密度、声波时差测井特征值。
S4：根据测量得到的孔隙度、和读取的多个岩心深度处的岩性密度、声波时差值测井值，利用孔隙度计算模型求取目的层段的页岩孔隙度。所采用的模型表示为：
其中，ρ表示被处理层段的岩性密度，单位为g/cm3，ρf表示地层流体密度，单位为g/cm3，ρm表示被处理层段的岩石骨架密度，单位为g/cm3，Δt表示被处理层段的声波时差，单位为μs/m，Δtf表示地层流体的声波时差，单位为μs/m，Δtm表示被处理层段岩石骨架的声波时差，单位为μs/m。
上述目的层段的页岩地层压力系数可以是根据测井资料、岩心资料、油气产能参数等确定的，具体可以包括以下步骤：
S1：读取有测试地层压力系数的层段对应的测井的岩性密度、声波时差值、孔隙度、有机碳含量等平均值。例如，可以分别读取试油获取的地层压力系数层段深度内，对应的测井的岩性密度、声波时差值特征值平均值，孔隙度、有机碳含量平均值，具体的，可以在同一个页岩油气区的多口井中获取。
S2：根据从有测试地层压力系数的层段对应的测井中读取的地层压力系数、所述的岩性密度和声波时差值测井平均值，孔隙度和有机碳含量平均值，通过地层压力系数模型计算得到目的层段的地层压力系数。具体的，所采用的地层压力系数模型有以下几种：
1)利用岩性密度和声波时差测井值表示的地层压力系数模型，具体的，表示为：
PX＝a(ρ-ρjz)+b
其中，PX表示地层压力系数，ρ表示被处理层段的岩性密度测井值，单位为g/cm3，ρjz表示岩性密度基线值，单位为g/cm3，a和b表示经验系数，可通过数理统计回归得到，其中，岩性密度可用声波时差代替。
2)利用孔隙度和有机碳含量平均值表示的地层压力系数模型，具体的，表示为：
PX＝a×(Por×TOC)2+b×(Por×TOC)+c
其中，PX表示地层压力系数，Por表示被处理层段的孔隙度，为小数，TOC表示被处理层段的有机碳含量，单位为wt％，a、b、c为经验系数，可通过数理统计回归得到。例如，研究区的地层压力系数模型可以是：
PX＝-0.0468×(Por×TOC)2+0.653×(Por×TOC)+0.9595
上述确定目的层段的页岩的油气累计产量影响因子可以包括以下步骤：
S1：根据测井资料、岩心资料从目的层段中选出岩心样品。
S2：根据测井资料、岩心资料确定目的层段的页岩中的粘土体积含量。在具体实施时，可以按照《沉积岩中粘土矿物和常见非粘土矿物X衍射分析方法(SY/T5163-2010)》标准流程测量得到目的层段岩心样品的粘土含量。
S3：读取岩心样品深度处对应的测井的自然伽玛、铀浓度、钾浓度值，具体的，可以分别读取每个岩心样品深度处对应的测井的自然伽玛、铀浓度、钾浓度的特征值。
S4：根据读取的粘土含量、自然伽玛、铀浓度和钾浓度的测井值，通过粘土含量计算模型求取粘土含量。具体的，可以采用如下模型求取目的层段的粘土含量：
其中，GR表示被处理层段的自然伽玛测井值，单位为API，GRmin表示GRmin为纯砂岩或纯碳酸盐岩自然伽玛值，单位为API，GRmax表示泥岩的自然伽玛值，单位为API，Vsh表示粘土含量，单位为％，c表示地区经验系数，可通过数理统计回归方法获得，其中，自然伽玛可用铀浓度、钾浓度替代。
S5：根据粘土含量，求取累计油气产量影响因子。具体的，可以根据以下的目的层段页岩的油气累计产量影响因子模型确定目的层段页岩的油气累计产量影响因子：
AOG＝m-Vsh
其中，AOG表示被处理层段的油气累计产量影响因子，Vsh表示粘土体积含量，单位为％，m表示页岩油气层段获得经济油气产能对应的最大粘土体积含量值，单位为％。
上述确定目的层段的页岩的弹性系数可以包括以下步骤：
S1：根据测井资料，获取纵波时差、横波时差。具体的，如果有横波测井资料，直接可以获得横波时差，如果没有横波测井资料，可通过如下模型，利用纵波测井资料求取横波时差：
其中，Δts表示横波时差，单位为μs/m，Δtp表示纵波时差，单位为μs/m，ρ表示地层密度，单位为g/cm3。
S2：根据测井资料，利用横波时差、纵波时差资料，通过模型求取杨氏模量和泊松比，具体的，可以按照以下模型，求取杨氏模量和泊松比：
其中，E表示杨氏模量，σ表示泊松比。
S3：根据求取的杨氏模量、泊松比，利用模型求取目的层段的弹性参数，具体的，可以按照以下模型求取弹性参数(例如：μ、λ)。
上述综合评价系数的确定可以包括以下步骤：
S1：分别确定有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、弹性参数和油气累计产量影响因子的截止值，例如，可以根据研究区目的层和类似区的油气产能生产井段及对应的有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、油气累计产量影响因子，分别统计油气累计产量超过工业油气产量情况下对应的有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、油气累计产量影响因子的最小值，将确定的这些最小值作为截止值，其中，弹性参数截止值的确定主要是根据理论公式确定的。
S2：将上面得到的有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、弹性参数和油气累计产量影响因子分别减去对应的截止值。进一步的。对减去了截止值的有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、弹性参数和油气累计产量影响因子分别除以各自参数的截止值，以进行倍数处理。如果有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、弹性参数和油气累计产量影响因子减去对应的截止值后小于0，则按0处理；对有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、弹性参数和油气累计产量影响因子减去截止值后进行倍数处理，是体现各参数超过油气累计产量下限的倍数，能反映该参数对累计油气产量的贡献，同时，也把不同量纲的参数归一化。如对有机碳含量截止值和倍数处理公式如下：
TOCjb＝(TOC-TOClimt)/TOClimt
其中，TOCjb表示减去截止值并经倍数处理后的有机碳含量，TOC表示计算得到的有机碳含量，单位为wt％，TOClimt表示有机碳含量截止值，单位为wt％，在本例中，研究区页岩油的有机碳含量截止值可以选取为4％。
S3：根据经上述方法处理后的参数，确定目的层段的综合评价指数。
考虑到常规的油气藏经济有效层段的优选一般是将油气层的孔隙度、渗透率、含油饱和度、油气层有效厚度均超过其对应下限值的层段定为有效层段，然而对于非常规的页岩油气由于具有源储一体、储层致密、渗透率极低、含水饱和度很低的原因，常规试油条件下不能获得工业油气流，需要通过水平井和大型体积压裂才能获得具有经济效益的油气产量，因此，常规的油气藏有效层段的优选和评价方法并不适应于非常规页岩油气藏。进一步的，在一般方法中在利用有机碳含量、岩石脆性指数、地层压力系数求取综合评价系数时，权重系数是人为确定的，判别有效性的综合评价系数界限值也是人为确定的，不确定性很大，同时不同人对同一个层可能得到不同的评价结果；在确定综合评价系数时采用的是有机碳含量、岩石脆性指数、地层压力系数分别与其权重系数乘积之和，然而，页岩油气经济有效层段符合截止值原理，即当一个参数达不到截止值时，可能就不是有效层段，如有机碳含量很小，地层中的油气含量很低，无论其它参数多好，也不能达到工业油气流。因此，该技术在评价页岩油气经济有效层段时不适用。
在本例中是按照以下公式计算综合评价指数的：
Eindex＝TOCjb×Porjb×PXjb×ECjb×AOGjb
其中，Eindex表示综合评价指数，TOCjb表示减去截止值并经倍数处理后的有机碳含量，Porjb表示减去截止值并经倍数处理后的孔隙度，PXjb表示减去截止值并经倍数处理后的地层压力系数，ECjb表示减去截止值并经倍数处理后的弹性参数，AOGjb表示减去截止值并经倍数处理后的油气累计产量影响因子。
S4：根据上述计算得到的综合评价指数，当Eindex>0时(即，TOCjb、Porjb、PXjb、ECjb和AOGjb均不为0)，为有效点。
上述最小有效层段的厚度的确定可以包括以下步骤：
S1：根据目前技术参数，确定页岩油气开发中水平井参数、油气价格、采收率、钻完井成本等参数。例如，确定的参数为：孔隙度取5％，水平井井段取1500m，水平井体积压力宽度为400米，成功压裂效率取65％，原油价格按100美元/桶，换算为人民币为4500元/立方米，每口井的成本按6000万元计算，页岩油采收率按8％计算。
S2：根据上述参数，通过如下公式确定当Eindex>0时的页岩油气累计经济产量的最小厚度。具体的，可以通过以下模型确定页岩油累计经济产量的最小厚度：
页岩油：
页岩气：
通过上述参数得到的本研究区的目的层的页岩油累计经济产量的最小厚度为8.5米。
上述确定页岩油气经济有效层段可以包括以下步骤：
S1：根据上述参数，对每个Eindex>0时的有效连续计算点的厚度进行累加，得到综合评价为有效点的单层厚度。具体的，可以按照测井采样间距对综合评价指数Eindex>0的连续测量点行累加，得到连续有效点的单层厚度。
S2：根据上述连续有效点的单层厚度与累计经济产量的最小厚度之间的关系，确定是否为有效层段，即，当连续有效点的单层厚度≥累计经济产量的最小厚度时，将其确定为经济有效层段。
如图3所示是研究区一口页岩油原始测井曲线图，通过测井曲线响应特征值，计算得到评价所需要的评价参数，以实现页岩油经济有效层段的评价和优选。如图4所示是研究区的一口页岩油直井的评价参数，该井的主要页岩层发育段为鹰滩组，从处理得到的有机碳含量、压力系数、孔隙度、拉梅系数(λ)和油气累计产量影响因子来看，从某一个参数很难确定出有效层段。根据综合评价指数Eindex，对每个评价参数度大于0的连续测量点进行厚度累加，将连续有效点的单层厚度≥8.5米时确定为经济有效层段，由图4可以看出，经济有效层段主要分布于鹰滩组下段，其它层段并非有效层段，因此，水平钻井应在鹰滩组下段经济有效层段内钻进，才能获得经济效益的油气产量。
下面以某研究区目的层段页岩油为例对上述页岩油气经济有效层段评价方法进行具体说明，该评价方法包括以下步骤：
S1：采集目的层段的测井资料、岩心资料，对页岩层段进行划分；
S2：根据测井资料、岩心资料确定目的层段有机质成熟度；
S3：根据测井资料、岩心资料确定目的层段的页岩有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、油气累计产量影响因子、弹性参数；
S4：根据预先存储的油井资料、页岩油气产能，确定有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、拉梅系数(λ)和油气累计产量影响因子的截止值，具体的确定的截止值分别为：4％、5％、1.2、0.7、35％，并对对应参数进行截止值处理，有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、拉梅系数(λ)和油气累计产量影响因子的截止值倍数处理时采用的截止值分别为4％、5％、0.2、0.7、0.2，通过综合评价指数公式：Eindex＝TOCjb×Porjb×PXjb×ECjb×AOGjb确定纵向上每个测井点的有效性。因测井数据是按照深度以测井采样间距进行排列的，每一个测井点代表一个采样间距的地层厚度，例如：常规测井的采样间距为0.125m，即一个采样点代表的地层厚度为0.125m。
S5：根据目前技术参数，确定页岩油开发的水平井井段长度1500m，水平井体积压力宽度为400米，压裂效率取65％，原油价格按100美元/桶，换算为人民币为4500元/立方米，每口井的成本6000万元，页岩油采收率8％，孔隙度取5％，得到的本研究区目的层的页岩油累计经济产量的最小厚度为8.5米。
S6：当连续有效点的单层厚度≥8.5米时，为有效层段，由图4可以看出，目的地层段(鹰滩组)评价得到的有效层段在其下部，因此可以确定出研究区的页岩油有效层段位于目的层下段。
如图5所示是研究区9口页岩油累计油气产量(油当量)与综合评价指数与经济有效厚度累计面积关系图。对9口水平井的累计油气产量(油当量)统计，并对评价的经济有效厚度与综合评价指数乘积的累计面积建立关系，由图5所示可以看出9口被评价水平井的累计油气产量(油当量)与水平井段位于的经济有效厚度与综合评价指数乘积的累计面积成正相关关系。被评价井达到经济有效厚度的层段，均能达到商业经济累计油气产量，从而表明上述评价经济有效厚度层段的方法评价结果的精度较高。
在本例中，采用有机质成熟度约束，优选出成熟度适中的页岩层段作为评价目的层段，然后采用有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、弹性参数和油气累计产量影响因子5个参数，充分考虑了页岩层段内的含油性、含油量大小、油气流动动力、地层可压裂性和油气累计产量等特征，消除了因页岩油气经济有效层段控因考虑不全造成的评价误差较大的缺陷；采用了对有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、弹性参数和油气累计产量影响因子5个参数的单因素截止值处理后，分别对5个参数的截止值倍数进行处理，然后做乘积处理得到综合评价指数，消除了因关键参数过低，而评价级别还挺好的缺陷；采用了成本和效益控制方法确定经济有效层段最小厚度值，克服了只考虑参数，而忽视厚度的缺陷，从而满足了在页岩油气勘探开发中，水平井钻探对经济有效层段选取和压裂改造的实际生产需求，提高了页岩油气的开发效益。借助于上述评价方法，以一定地理区域中大量页岩分析化验数据和生产数据为基础，建立了校正有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、泥质含量等评价参数的计算模型，提高了页岩油气经济有效层段的评价精度，且该方法适用于陆相、海相层系中的页岩油气经济有效层段评价，具有评价精度高、结果可靠的特点，为页岩油气的勘探开发提供了有效的技术支持。
显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本发明实施例的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本发明实施例不限制于任何特定的硬件和软件结合。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (13)
1.一种页岩油气经济有效层段的评价方法，其特征在于，包括：
获取目的层段的测井资料和岩心资料；
根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的评价参数，其中，所述评价参数包括：有机碳含量、孔隙度、地层压力系数、油气累计产量影响因子和弹性参数；
获取所述目的层段的页岩的各个评价参数的截止值；
将所述目的层段的各个评价参数减去对应的截止值，得到各个评价参数的差值；
将所述目的层段中各个评价参数的差值都大于0的点作为有效点；
对所述目的层段中连续为有效点的测井点的厚度进行累加，将累加结果作为连续有效点的单层厚度；
获取对所述目的层段进行页岩油气开发时的开发参数，其中，所述开发参数包括：单井完井成本、每立方米的原油/天然气价格、孔隙度、水平井井段长度、体积压力宽度、压裂效率和原油/天然气采收率；
根据获取的所述开发参数确定页岩油气累计经济产量最小厚度；
将所述目的层段中连续有效点的单层厚度大于等于所述累计经济产量最小厚度的层段作为页岩油气经济有效层段；
其中，根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的油气累计产量影响因子，包括：
从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段的测井的自然伽玛、铀浓度和钾浓度中的其中之一；
按照以下公式，根据获取的所述自然伽玛，计算得到所述目的层段的页岩的粘土体积含量：
其中，GR表示被处理层段的自然伽玛，单位为API，GRmin表示纯砂岩或纯碳酸盐岩的自然伽玛，单位为API，GRmax表示泥岩的自然伽玛，单位为API，Vsh表示粘 土体积含量，单位为％，c表示模型系数；
按照以下公式，根据计算得到的所述目的层段的页岩的粘土体积含量，确定所述目的层段的页岩的油气累计产量影响因子：
AOG＝m-Vsh
其中，AOG表示油气累计产量影响因子，Vsh表示粘土体积含量，单位为％，m表示页岩油气层段获得经济油气产能对应的最大粘土体积含量值，单位为％。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目的层段是有机质成熟度大于0.8％的泥页岩层段。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的有机碳含量，包括；
从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段的测井的深侧向电阻率和声波时差；根据获取的深侧向电阻率和声波时差，确定所述目的层段的页岩的有机碳含量；
或者，从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段的测井的无铀伽玛、铀浓度、自然伽玛和钾浓度中的其中之一的参数值；根据获取的无铀伽玛、铀浓度、自然伽玛和钾浓度中的其中之一的参数值，确定所述目的层段的页岩的有机碳含量。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于：
按照以下公式，根据获取的深侧向电阻率和声波时差，确定所述目的层段的页岩的有机碳含量：
ΔlgR＝lg(Rt/R基线)+0.02×(Δt-Δt基线)
TOC＝(ΔlgR)×10(2.297-0.1688LOM)
其中，ΔlgR表示深侧向电阻率和孔隙度曲线的幅度差，Rt表示烃源岩地层测井电阻率，单位为Ω·m，Δt表示烃源岩地层声波时差测井，单位为μs/ft，R基线表示非烃源岩层段的测井电阻率，单位为Ω·m，Δt基线表示非烃源岩层段的声波时差测井，单位为μs/ft，LOM表示有机质成熟度指数，TOC表示烃源岩中有机碳含量，单位为wt％；
按照以下公式，根据获取的无铀伽玛确定所述目的层段的页岩的有机碳含量：
TOC＝a×HSGR+b
其中，TOC表示有机碳含量，单位为wt％，HSGR表示无铀伽玛的能谱，单位为ppm，a和b表示模型系数。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的孔隙度，包括：
从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段的测井的岩性密度和声波时差；
根据获取的所述岩性密度和声波时差，确定所述目的层段的页岩的孔隙度。
6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，按照以下公式，根据获取的所述岩性密度和声波时差，确定所述目的层段的页岩的孔隙度，包括：
其中，Por表示孔隙度，ρ表示被处理层段的岩性密度，单位为g/cm3，ρf表示地层流体密度，单位为g/cm3，ρm表示被处理层段的岩石骨架密度，单位为g/cm3，Δt表示被处理层段的声波时差，单位为μs/m，Δtf表示地层流体的声波时差，单位为μs/m，Δtm表示被处理层段岩石骨架的声波时差，单位为μs/m。
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的地层压力系数，包括；
从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段中地层压力系数层段的测井的岩性密度或声波时差；根据获取的所述岩性密度或声波时差确定所述目的层段的页岩的地层压力系数；
或者，从所述测井资料和所述岩心资料中，获取所述目的层段中地层压力系数层段的孔隙度平均值和有机碳含量平均值；根据获取的孔隙度平均值和有机碳含量平均值确定所述目的层段的页岩的地层压力系数。
8.如权利要求7所述的方法，其特征在于：
按照以下公式，根据获取的所述岩性密度确定所述目的层段的页岩的地层压力系数：
PX＝a(ρ-ρjz)+b
其中，PX表示地层压力系数，ρ表示被处理层段的岩性密度，单位为g/cm3， ρjz表示岩性密度基线值，单位为g/cm3，a和b表示模型系数；
按照以下公式，根据获取的孔隙度平均值和有机碳含量平均值确定所述目的层段的页岩的地层压力系数：
PX＝a×(Por×TOC)2+b×(Por×TOC)+c
其中，PX表示地层压力系数，Por表示被处理层段的孔隙度平均值，为小数，TOC表示被处理层段的有机碳含量平均值，单位为wt％，a、b和c表示模型系数。
9.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述测井资料和岩心资料确定所述目的层段的页岩的弹性参数，包括：
根据所述测井资料，获取纵波时差和横波时差；
根据所述横波时差和纵波时差，求取杨氏模量和泊松比；
根据求取的杨氏模量和泊松比，计算得到所述目的层段的页岩的弹性参数。
10.如权利要求9所述的方法，其特征在于：
按照以下公式，根据所述横波时差和纵波时差，求取杨氏模量和泊松比：
其中，E表示杨氏模量，σ表示泊松比，Δts表示横波时差，单位为μs/m，Δtp表示纵波时差，单位为μs/m，ρ表示地层密度，单位为g/cm3；
按照以下公式，根据求取的杨氏模量和泊松比，计算得到所述目的层段的页岩的弹性参数：
其中，E表示杨氏模量，σ表示泊松比，λ和μ表示弹性参数。
11.如权利要求1所述的方法，其特征在于，在将所述目的层段的各个评价系数减去对应的截止值，得到各个评价参数的差值之后，所述方法还包括：
将各个评价参数的差值除以各个评价参数对应的截止值，得到各个评价参数的倍 数处理后的值；
将得到的各个评价参数的倍数处理的值相乘得到所述目的层段的综合评价指数。
12.如权利要求1所述的方法，其特征在于，按照以下公式，根据获取的所述开发参数确定页岩油累计经济产量最小厚度Hlimt：
或者，
。
13.如权利要求1所述的方法，其特征在于，对所述目的层段中连续为有效点的测井点的厚度进行累加，包括：
对所述目的层段中连续为有效点的测井点按照测井采样间距进行累加。
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