CN103775057B - 一种致密油气藏有效储层的判识方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明实施例提供一种致密油气藏有效储层的判识方法及装置，其中，该方法包括：在单层试油段读取有效储层和非储层的三孔隙度测井值；读取单层试油段有效储层和非储层的自然伽马特征值，与单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，和与单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值；根据读取的自然伽马特征值，确定单层试油段的自然伽马相对值；根据三孔隙度测井值、单层试油段的自然伽马相对值、确定的目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，判识目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。本发明实施例实现了在考虑岩性变化特征的情况下，判识连续深度范围内的有效储层和非储层，从而提高判识致密油气藏有效储层的精度。

Description

一种致密油气藏有效储层的判识方法及装置

技术领域

本发明涉及石油勘探测井技术领域，特别涉及一种致密油气藏有效储层的判识方法及装置。

背景技术

以岩性及孔隙结构复杂、渗透率低(小于0.1毫达西)为基本特征的致密碎屑岩油气藏在我国陆相沉积地层中大面积发育，如鄂尔多斯盆地延长组、渤海湾盆地沙河街组地层等。在未来相当长的时间内，此类油气藏的勘探将是推动我国油气储量持续稳定增长的重要领域。如何直接利用常规测井资料在目标层位连续深度范围内快速判识此类油气藏的有效储层，对于有效区分产层与非产层、优化完井设计方案、提高完井效率、准确计算各级储量等都具有非常重要的意义，也是目前油气勘探家面临的一个重点难点问题。

目前国内外已发表的文献中，有关碎屑岩油气藏有效储层的识别方法，主要集中在储层物性下限的确定方法，而储层物性下限的确定方法，概括起来主要有如下几类：

1)测试法：当原油性质变化不大时，用比采油指数与空气渗透率的关系曲线来确定，当比采油指数大于零时，对应的空气渗透率即为储层渗透率下限值。

2)经验统计法：如对于中低渗透性油田，将全油田的平均渗透率乘以5％作为渗透率下限；或者将不同深度通过各类方法确定的储层孔隙度或渗透率下限与储层深度建立经验关系，进而来确定不同深度的储层下限。

3)含油产状法：用取芯井试油结果与岩芯含油级别、物性建立关系，确定含油产状的出油下限及其对应的物性下限。

4)钻井液侵入法：利用含水饱和度与渗透率关系曲线上的拐点来确定储层的渗透率下限。当渗透率小于拐点值时，取出岩芯测定的仍然是原始含水饱和度，不受钻井液侵入影响。

5)最小有效孔喉法：建立孔喉中值与物性交汇图，在确定岩芯的最小有效孔喉中值后，将其代入交汇图进而最终确定储层物性下限值。

6)孔隙度与渗透率的交汇图方法：建立孔隙度与渗透率的交汇图，图上一般出现几个阶段，第一段随着孔隙度增加而渗透率增加甚微，反映岩石孔隙主要为无渗流能力的孔隙，第二段渗透率随孔隙度增加而明显增加，反映增加的孔隙是有渗流能力的有效孔隙。第一段与第二段之间的转折点即为渗透层与非渗透层的孔隙度、渗透率下限值。

7)综合分析判断法：首先根据试油或生产测试资料，确定储层最小孔隙度值与干层最大孔隙度值，两者间的部分是干层与渗透层间的过渡带，进而获得储层孔隙度下限的低值、高值和中值；然后根据岩芯分析的孔渗关系图，获得与孔隙度下限的低值、高值和中值对应的渗透率下限的低值、高值和中值；最后分析物性下限的低值、高值和中值，将低值与高值间的某个最合理值作为物性下限值。

8)分布函数曲线法：在同一坐标系内分别绘制有效储层与非有效储层的物性频率分布曲线，两条曲线的交点对应的数值为有效储层的物性下限值。

上述方法存在明显的局限性，主要原因如下：

1)这些方法都没有考虑岩性的变化

在实际地层条件下，储层岩性特征是随深度的变化而变化的。在相同的孔隙度或渗透率条件下，岩性不同，储层与非储层的判断标准有明显差异，因此，这些方法都没有考虑岩性不断变化的特点。

2)这些方法不适用于在连续深度范围内应用

如测试法、经验统计法、钻井液侵入法、孔渗交汇图法、综合分析判断法、分布函数曲线法等，一方面，这些方法都是针对实验数据的分析方法，没有涉及到如何利用测井资料连续判断储层下限的问题，另一方面，这些方法绝大部分都涉及到将有效储层的判识最终都归结为储层孔隙度及渗透率下限的确定上来，但实际上在岩性及孔隙结构复杂、且只有常规测井资料的情况下，连续深度准确计算孔隙度、渗透率的精度无法保障。因为，将连续深度的测井资料转化为孔隙度和渗透率都需要借助一定的简化模型，在地层孔隙结构复杂、岩性复杂时，这些简化模型存在很大问题。首先对于孔隙度而言，由于岩性复杂，利用三孔隙度测井曲线计算孔隙度所需的骨架参数难以连续准确确定；其次对于渗透率而言，常利用渗透率与孔隙度建立的经验关系来实现利用测井资料评价渗透率的目标，但理论及实验研究都表明，渗透率的大小不仅与孔隙度大小有关，还与岩石平均喉道半径大小密切相关(储层在相同孔隙度条件下，渗透率可以差异很大就是这一原因造成的)，而常规测井资料无法连续准确计算岩石的平均喉道半径，所以，即使能利用测井资料准确评价孔隙度，也难以准确计算渗透率。因此这些确定储层物性下限的方法不能满足连续深度判识致密油气藏有效储层的实际需求。

综上所述，若利用前人方法实现连续深度判识致密油气藏有效储层的目标，必须要将测井资料转化为孔隙度和渗透率资料，但在岩性及孔隙结构复杂，且只有常规测井资料的情况下，使得将测井资料转化为孔隙度和渗透率资料的精度很难保证，导致连续深度判识致密油气藏有效储层时存在可操性差、精度低等问题。

发明内容

本发明实施例提供了一种致密油气藏有效储层的判识方法及装置，解决了现有技术中判识致密油气藏有效储层的方法存在连续深度范围内可操作性差、精度低的技术问题。

本发明实施例提供了一种致密油气藏有效储层的判识方法，该方法包括：在单层试油段读取有效储层和非储层的三孔隙度测井值；读取所述单层试油段有效储层和非储层的自然伽马特征值，与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，和与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值；根据在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值、与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值、以及与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值，确定所述单层试油段的自然伽马相对值；确定目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值；根据所述三孔隙度测井值、所述单层试油段的自然伽马相对值、以及所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层；根据所述三孔隙度测井值、所述单层试油段的自然伽马相对值、以及目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，包括：根据所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式；根据所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值和所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

在一个实施例中，通过以下公式确定所述单层试油段的自然伽马相对值：其中，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，GR是在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值，GR_sh是与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，GR_sd是与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值。

在一个实施例中，根据所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，包括：建立所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值的交汇图；根据交汇图中所述三孔隙度测井值的分布规律，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式。

在一个实施例中，所述单层试油段是所述目标层位的采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层、采用压裂方式试油的油气层以及采用压裂方式试油的干层的单层试油段；所述单层试油段中有效储层和非储层的界限是所述采用压裂方式试油的干层中数据点与采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层、以及采用压裂方式试油的油气层中数据点的界限。

在一个实施例中，所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式为：y＝k*DetaGR+b，其中，y是分别与所述单层试油段的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，k是斜率，b是截距。

在一个实施例中，当所述DetaGR小于第一界限值且大于第二界限值，或当所述DetaGR小于第二界限值时，所述k的值保持不变。

在一个实施例中，所述第一界限值的值域范围是(0.35，045)，所述第二界限值的值域范围是(0.15，0.35)。

在一个实施例中，根据所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值和所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，包括：当所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值大于所述第一界限值时，判识所述当前深度点位于非储层内。

在一个实施例中，根据所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值和所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，包括：当所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值小于第一界限值时，将所述当前深度点的自然伽马相对值代入所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，计算与所述当前深度点的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值；将计算得到的三孔隙度测井值与所述当前深度点的三孔隙度测井值进行比较，根据比较结果判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

在一个实施例中，根据比较结果判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，包括：当三孔隙度测井值是声波时，在计算得到的三孔隙度测井值小于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内；当三孔隙度测井值是中子时，在计算得到的三孔隙度测井值小于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内；当三孔隙度测井值是密度时，在计算得到的三孔隙度测井值大于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内。

本发明实施例还提供了一种致密油气藏有效储层的判识装置，该装置包括：第一读取模块，用于在单层试油段读取有效储层和非储层的三孔隙度测井值；第二读取模块，用于读取所述单层试油段有效储层和非储层的自然伽马特征值，与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，和与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值；第一确定模块，用于根据在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值、与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值、以及与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值，确定所述单层试油段的自然伽马相对值；第二确定模块，用于确定目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值；判识模块，用于根据所述三孔隙度测井值、所述单层试油段的自然伽马相对值、以及所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层；所述判识模块包括：方程式确定单元，用于根据所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式；判识单元，用于根据所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值和所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

在一个实施例中，所述第一确定模块通过以下公式确定所述单层试油段的自然伽马相对值：其中，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，GR是在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值，GR_sh是与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，GR_sd是与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值。

在一个实施例中，所述方程式确定单元包括：交汇图建立子单元，用于建立所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值的交汇图；方程式确定子单元，用于根据交汇图中所述三孔隙度测井值的分布规律，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式。

在一个实施例中，所述单层试油段是所述目标层位的采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层、采用压裂方式试油的油气层以及采用压裂方式试油的干层的单层试油段；所述单层试油段中有效储层和非储层的界限是所述采用压裂方式试油的干层中数据点与采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层和采用压裂方式试油的油气层中数据点的界限。

在一个实施例中，所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式为：y＝k*DetaGR+b，其中，y是分别与所述单层试油段的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，k是斜率，b是截距。

在一个实施例中，当所述DetaGR小于第一界限值且大于第二界限值，或当所述DetaGR小于第二界限值时，所述k的值保持不变。

在一个实施例中，所述第一界限值的值域范围是(0.35，045)，所述第二界限值的值域范围是(0.15，0.35)。

在一个实施例中，所述判识单元，包括：第一判识子单元，用于当所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值大于所述第一界限值时，判识所述当前深度点位于非储层内。

在一个实施例中，所述判识单元，还包括：计算子单元，用于当所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值小于第一界限值时，将所述当前深度点的自然伽马相对值代入所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，计算与所述当前深度点的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值；第二判识子单元，将计算得到的三孔隙度测井值与所述当前深度点的三孔隙度测井值进行比较，根据比较结果判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

在一个实施例中，所述第二判识子单元还用于当三孔隙度测井值是声波时，在计算得到的三孔隙度测井值小于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内；当三孔隙度测井值是中子时，在计算得到的三孔隙度测井值小于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内；当三孔隙度测井值是密度时，在计算得到的三孔隙度测井值大于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内。

在本发明实施例中，通过在单层试油段读取有效储层和非储层的自然伽马特征值，并读取与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，以及与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值，实现了可以确定单层试油段的自然伽马相对值，单层试油段的自然伽马相对值反映了岩性变化特征，即泥质含量的变化特征，确定目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值后，可以根据单层试油段的三孔隙度测井值(例如，声波、中子、密度等)、单层试油段的自然伽马相对值、以及目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，来判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，实现了在考虑岩性变化特征的情况下，有效判识目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，从而提高了判识致密油气藏有效储层的精度。

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是本发明实施例提供的一种致密油气藏有效储层的判识方法的流程图；

图2是本发明实施例提供的一种声波时差与自然伽马相对值的交汇图；

图3是本发明实施例提供的一种中子与自然伽马相对值的交汇图；

图4是本发明实施例提供的一种密度与自然伽马相对值的交汇图；

图5是本发明实施例提供的一种致密油气藏有效储层的分析结果图；

图6是本发明实施例提供的一种致密油气藏有效储层的判识装置的结构框图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

在本发明实施例中，提供了一种致密油气藏有效储层的判识方法，如图1所示，该方法包括：

步骤101：在单层试油段读取有效储层和非储层的三孔隙度测井值；

步骤102：在所述单层试油段读取有效储层和非储层的自然伽马特征值，读取与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，和与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值；

步骤103：根据在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值、与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值、以及与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值，确定所述单层试油段的自然伽马相对值；

步骤104：确定目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值；

步骤105：根据所述三孔隙度测井值、所述单层试油段的自然伽马相对值、以及所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

由图1所示的流程可知，在本发明实施例中，通过在单层试油段读取有效储层和非储层的自然伽马特征值，并读取与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，以及与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值，实现了可以确定单层试油段的自然伽马相对值，该单层试油段的自然伽马相对值反映了岩性变化特征，即泥质含量的变化特征，确定目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值后，可以分别根据单层试油段的三孔隙度测井值、单层试油段的自然伽马相对值、以及目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，来判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，实现了在考虑岩性变化特征的情况下，有效判识目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，从而提高了判识致密油气藏有效储层的精度。

在单层试油段读取有效储层和非储层的三孔隙度测井值的过程中，具体实施时，该三孔隙度测井值可以包括以下至少之一：声波、中子、密度。

在单层试油段读取有效储层和非储层的三孔隙度测井值和自然伽马特征值的过程中，为了考虑致密储层采用压裂求产的特点，具体实施时，该单层试油段可以是目标层位的以下试油结果的单层试油段，按照试油方式及产能情况试油结果分为以下四类：第一类为采用常规方式(该常规方式是指仿照苏联的试油工艺方法进行的试油方式，一般包括射孔、替喷、诱喷等方式)试油的油气层、第二类为采用常规方式试油的干层、第三类为采用压裂方式试油的油气层以及第四类为采用压裂方式试油的干层，从这四类试油结果的试油段中，选择单层试油的解释层段作为上述单层试油段来读取有效储层和非储层的三孔隙度测井值(例如，声波、中子、密度等)和自然伽马特征值，从而增强了致密油气藏有效储层的分析结果对致密储层的参考价值，例如，可以在常规试油方式的油气层上读取9个数据点，可以在常规试油方式的干层上读取15个数据点，在压裂试油方式的油气层上读取14个数据点，在压裂试油方式的干层上读取20个数据点，一共可以读取58个数据点。为后续确定界限方程式奠定基础。同时读取与单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，以及与单层试油段相邻的且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值。

在读取单层试油段的有效储层和非储层的自然伽马特征值、与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值、以及与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值之后，具体实施时，可以采用以下公式来确定所述单层试油段的自然伽马相对值；例如：

$DetaGR=\frac{GR-{\mathrm{GR}}_{sh}}{{\mathrm{GR}}_{sd}-{\mathrm{GR}}_{sh}}---\left(1\right)$

其中，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，GR是在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值，GR_sh是与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，GR_sd是与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值。

在确定得到单层试油段的自然伽马相对值之后，为了实现直接利用测井测量值来简单实用地判识有效储层，可以通过以下步骤来根据所述三孔隙度测井值、所述单层试油段的自然伽马相对值、以及目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，例如，首先，确定单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，然后，根据目标层位连续深度范围内的的自然伽马相对值(此处可以是目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值)和所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

在具体实施时，在确定单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式的过程中，可以建立三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与单层试油段的自然伽马相对值的交汇图，并根据交汇图中所述三孔隙度测井值的分布规律，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式。三孔隙度测井值可以包括声波、中子以及密度中的任意一种或多种，分别建立每一种三孔隙度测井值与单层试油段的自然伽马相对值的交汇图，以单层试油段的自然伽马相对值为横坐标，以三孔隙度测井值为纵坐标，例如，当三孔隙度测井值包括声波、中子以及密度三种特征值时，可以建立三张交汇图，即声波与自然伽马相对值的交汇图、中子与自然伽马相对值的交汇图以及密度与自然伽马相对值的交汇图。

图2为从某致密油气藏分别代表上述四种类型试油结果的试油段读取的声波(即声波时差)与自然伽马相对值(自然伽马相对值用小数表示)的交汇图。如图2所示，常规试油油气层是指正常试油条件下(未经过压裂)即获得工业产能的油气层，从该油气层中读取的数据用菱形表示；常规试油干层是指正常试油条件下未获得任何产能的储层，从该干层中读取的数据用正方形表示；压裂油气层是指在压裂条件下才获得产能的油气层，从该油气层中读取的数据用三角形表示；压裂干层是指在压裂条件下也未获得产能的层段，从该干层中读取的数据用圆形表示。根据交汇图中数据点的分布规律，可以清晰的得到有效储层与非储层的分界线，如图2所示的黑色实线。从中可以看出，有效储层与非储层的分界线是随着自然伽马相对值的变化而变化的，受岩性变化控制的特点非常明显，具有明显的分段特征。图3为从某致密油气藏分别代表上述四种类型试油结果的试油段读取的中子与自然伽马相对值的交汇图。图4为从某致密油气藏分别代表上述四种类型试油结果的试油段读取的密度与自然伽马相对值的交汇图。同图2相似，从图3、4中亦能看出，有效储层与非储层的分界线也是随着岩性变化而变化的，受岩性变化控制的特点也十分明显。

在具体实施时，根据交汇图中所述三孔隙度测井值的分布规律，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式的过程可以通过以下方式实现，根据交汇图(例如，图2、3、4)中有效储层和非储层的数据点的分布规律，划分有效储层与非储层的分界线，确定分界线上所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值的方程式，作为所述有效储层和非储层的界限的方程式。例如，如图2、3、4所示，所述单层试油段中有效储层和非储层的界限是所述采用压裂方式试油的干层中数据点与采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层、以及采用压裂方式试油的油气层中数据点的界限，即采用压裂方式试油的干层中数据点与采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层和采用压裂方式试油的油气层中数据点的界限非常清晰，可以很好地区分有效储层和非储层，因此，可以根据交汇图分别建立能够描述该界限变化趋势的声波、中子、密度等三孔隙度测井值与单层试油段的自然伽马相对值的方程式，并将该方程式确定为所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式。

在确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式的过程中，可以结合考虑泥质校正的孔隙度计算理论分析类上述界限的方程式的物理意义。由于自然伽马相对值能反映岩性变化特征，即泥质含量的变化特点，因此，界限的方程式的本质是反映有效储层与非储层的界限随岩性变化而变化的规律。明确的物理意义使本方法避免了现有技术中如经验统计法、含油产状法、最小有效孔喉法、孔渗交汇图法等存在的主观性较强，划分界限模糊，误差大，实际操作性较差的问题。比如经验统计法中有一类方法，将不同深度段通过各类方法得到的储层物性下限强行与深度建立函数关系、进而得到储层物性下限随深度增加而减小的结论，这一做法就存在物理意义缺失、与基本常识相悖、主观随意性强等问题。浅层物性下限比深层物性下限大的主观判断显然与压实作用随深度增加而增加的基本常识相矛盾。之所以产生这样的错误认识，是因为对储层物性下限的判断，容易受到样本点选择范围、考虑因素较单一的局限。一方面，浅层储层物性相对较好，在分析物性下限时，物性相对较好的样本点容易占到多数，而深层物性相对较差，在分析物性下限时，物性相对较差的样本点容易占多数；另一方面，试油方式、泥质含量等因素没有深入考察，事实上即使在同一深度，泥质含量的不同也会导致储层物性下限存在差异，那么如果强行建立物性下限与深度的函数关系，则在同一深度只可能出现唯一的下限值，这显然与实际情况极不相符。

在具体实施时，上述界限的方程式可以这样表示，

y＝k*DetaGR+b (2)

其中，y是分别与所述单层试油段的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，k是斜率，b是截距，k和b值的大小根据DetaGR的取值范围确定。

在具体实施时，当所述DetaGR小于第一界限值且大于第二界限值，或当所述DetaGR小于第二界限值时，所述k的值保持不变，截距在b发生变化，例如，上述第一界限值的值域范围可以是(0.35，045)，上述第二界限值的值域范围可以是(0.15，0.35)。

在根据DetaGR的取值范围确定k和b值的过程中，以声波时差与自然伽马相对值的交汇图(图2)为例，有效储层与非储层的界限的方程可以这样描述：(1)DetaGR＝0.38。根据前面所述的DetaGR的计算公式(1)，其物理意义为泥质含量的多少。当DetaGR>0.38时，地层为非储层，压裂后无法见到产能；(2)当DetaGR<0.38时，界限的方程表达式可以概括为如下形式：AC＝k*DetaGR+b，即如公式(2)所示，当三孔隙度测井特征值为声波时，将公式(2)中的y替换为AC，具体k与b值的大小，需要根据DetaGR的取值范围而确定。具体而言：①当0.19<DetaGR<0.38时，界限的方程表达式为：AC＝36*DetaGR+224.2。②当DetaGR<0.19时，界限的方程表达式：AC＝36*DetaGR+216.69。

因为考虑泥质校正的利用声波时差计算储层孔隙度的公式为：

AC＝(Δt_sh-Δt_ma)V_sh+φ(Δt_f-Δt_ma)+Δt_ma，

所以，当DetaGR<0.38时，有效储层下限方程AC＝k*DetaGR+b中k与b的物理意义可以这样解释：有效储层与非储层的界限的方程式的斜率k反映泥质声波时差与骨架声波时差的差值；而储层与非储层的分界线的截距b则是流体声波时差、骨架声波时差及储层孔隙度的综合反映。由此不难看出，图2揭示了“有效储层与非储层的界限随岩性变化而变化，即界线方程的截距b随着自然伽玛相对值的减小而减小，说明在特定层位，当流体及骨架的声波时差为固定值时，随着泥质含量的减小，有效储层的孔隙度可以更低一些”的更深层规律。

同理，根据中子与自然伽玛相对值的交汇图(图3)也可以得到分段的有效储层与非储层的界限方程：(1)DetaGR＝0.38。(2)当0.19<DetaGR<0.38时，CNL＝12.79*DetaGR+4.84，即如公式(2)所示，当三孔隙度测井值为中子时，将公式(2)中的y替换为CNL。(3)当DetaGR<0.19时，界限的方程表达式：CNL＝12.79*DetaGR+3.34。

同理，根据密度与自然伽玛相对值的交汇图(图4)也可以得到分段的有效储层与非储层的界限的方程：(1)DetaGR＝0.38。(2)当0.19<DetaGR<0.38时，DEN＝0.34*DetaGR+2.51，即如公式(2)所示，当三孔隙度测井值为密度时，将公式(2)中的y替换为DEN。(3)当DetaGR<0.19时，界限方程表达式：DEN＝0.34*DetaGR+2.54。但有一点需要说明：孔隙度是随着声波时差、中子值的增大而增大，而随着密度值的增大而减小，所以图4中，当DetaGR<0.38时，有效产层与非储层的分界线的形态与图2、图3恰好相反。

在确定有效储层和非储层的界限的方程式之后，确定所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值，例如，与确定上述单层试油段的自然伽马相对值相似，先获取当前深度点的自然伽马特征值，再获取与当前深度点相邻的泥岩段的自然伽马特征值，以及与当前深度点相邻且岩性纯度最大的砂岩段的自然伽马特征值，再利用上述公式(1)来确定当前深度点的自然伽马相对值。

在确定出当前深度点的自然伽马相对值、有效储层和非储层的界限的方程式之后，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层的过程可以通过以下步骤来实现，在具体实施时，当目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值大于第一界限值时，由于泥质过重，即使采取压裂方式也无法见到产能，即判识当前深度点位于非储层内。

当所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值小于第一界限值时，将所述当前深度点的自然伽马相对值代入上述界限的方程式，计算与当前深度点的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值；并将计算得到的三孔隙度测井值与所述当前深度点的三孔隙度测井值进行比较，根据比较结果来判识目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，例如，当三孔隙度测井值是声波或中子时，在计算得到的三孔隙度测井值小于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内，否则，判识所述当前深度点位于非储层内；当三孔隙度测井值是密度时，在计算得到的三孔隙度测井值大于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内，否则，判识所述当前深度点位于非储层内。

通过上述致密油气藏有效储层的判识方法，可以有效、准确地判识出连续深度内的有效储层和非储层，例如，如图5所示，图中第一道为岩性指示曲线道，包括自然伽马(Natural Gamma Ray，GR)、自然电位(Spontaneous Potential，SP)、井径(Caliper，CAL)等三条曲线。自然伽马曲线反映岩性变化，指示泥质含量多少；自然电位曲线反映储层渗透性好坏、地层水矿化度与泥浆滤液矿化度差异等信息；井径曲线反映井眼条件好坏，指示扩径大小。图5中第二道为深度道；第三道为初始解释结论；第四道为最终解释结论。第五道为三孔隙度测井曲线道，该图中以声波时差为例，故只有声波曲线，反映地层孔隙度发育情况。第六道为电阻率曲线道，ILD为深感应电阻率，ILM为中感应电阻率，LL8为八侧向电阻率，反映不同探测深度的地层电阻率情况。第七道为孔隙度、饱和度道，PHIE为根据采用考虑泥质校正的声波时差计算孔隙度的公式得到的孔隙度，SWT为利用阿齐公式计算的含水饱和度。第八道包含三条曲线，SHL为固定值0.19，代表图2中自然伽马相对值等于0.19的位置；SHR为固定值0.38，代表图2中自然伽马相对值等于0.38的位置；DetaGR为连续深度内计算的当前深度点的自然伽马相对值。当DetaGR小于SHL、大于SHL小于SHR、大于SHR时，有效储层与非储层的界限发生明显的变化，要根据不同的界限方程来判识有效储层。第九道的曲线GAN是有效储层判识结果的指示曲线，根据当前深度点自然伽马相对值与SHL、SHR的相对大小关系，利用图2来确定有效储层的声波时差下限，与当前深度点的声波时差做比较，若前者小于后者，则指示曲线GAN＝0，当前深度点所在地层为有效储层，反之，则GAN＝1，当前深度点所在地层为非储层，即使压裂也无产能。第十道为岩性剖面道，包含泥质含量及孔隙度等信息。根据有效储层判识结果，如第三、四道所示，108-111号层中，108-110号层为有效储层，111号层为非储层，解释为干层，最终解释结论与试油结果相吻合。

基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种致密油气藏有效储层的判识装置，如下面的实施例所述。由于致密油气藏有效储层的判识装置解决问题的原理与致密油气藏有效储层的判识方法相似，因此致密油气藏有效储层的判识装置的实施可以参见致密油气藏有效储层的判识方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。

图6是本发明实施例的致密油气藏有效储层的判识装置的一种结构框图，如图6所示，包括：第一读取模块601，第二读取模块602，第一确定模块603、第二确定模块604以及判识模块605，下面对该结构进行说明。

第一读取模块601，用于在单层试油段读取有效储层和非储层的三孔隙度测井值；

第二读取模块602，与第一读取模块601连接，用于读取所述单层试油段有效储层和非储层的自然伽马特征值，与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，和与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值；

第一确定模块603，与第二读取模块602连接，用于根据在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值、与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值、以及与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值，确定所述单层试油段的自然伽马相对值；

第二确定模块604，与第一确定模块603连接，用于确定目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值；

判识模块605，与第二确定模块604连接，用于根据所述三孔隙度测井值、所述单层试油段的自然伽马相对值、以及所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

一个实施例中，所述第一确定模块603通过以下公式确定所述单层试油段的自然伽马相对值：其中，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，GR是在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值，GR_sh是与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，GR_sd是与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值。

一个实施例中，所述判识模块605包括：方程式确定单元，用于根据所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式；判识单元，与方程式确定单元连接，用于根据所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值和所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

一个实施例中，所述方程式确定单元包括：交汇图建立子单元，用于建立所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值的交汇图；方程式确定子单元，与交汇图建立子单元连接，用于根据交汇图中所述三孔隙度测井值随所述单层试油段的自然伽马相对值变化而变化的规律，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式。

在一个实施例中，所述单层试油段是所述目标层位的采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层、采用压裂方式试油的油气层以及采用压裂方式试油的干层的单层试油段；所述单层试油段中有效储层和非储层的界限是所述采用压裂方式试油的干层中数据点与采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层和采用压裂方式试油的油气层中数据点的界限。

在一个实施例中，所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式为：y＝k*DetaGR+b，其中，y是分别与所述单层试油段的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，k是斜率，b是截距。

在一个实施例中，当所述DetaGR小于第一界限值且大于第二界限值，或当所述DetaGR小于第二界限值时，所述k的值保持不变。

在一个实施例中，所述第一界限值的值域范围是(0.35，045)，所述第二界限值的值域范围是(0.15，0.35)。

在一个实施例中，所述判识单元，包括：第一判识子单元，用于当所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值大于所述第一界限值时，判识所述当前深度点位于非储层内。

在一个实施例中，所述判识单元，还包括：计算子单元，用于当所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值小于第一界限值时，将所述当前深度点的自然伽马相对值代入所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，计算与所述当前深度点的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值；第二判识子单元，将计算得到的三孔隙度测井值与所述当前深度点的三孔隙度测井值进行比较，根据比较结果判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

在一个实施例中，所述第二判识子单元还用于当三孔隙度测井值是声波或中子时，在计算得到的三孔隙度测井值小于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内；当三孔隙度测井值是密度时，在计算得到的三孔隙度测井值大于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内。

在本发明实施例中，通过在单层试油段读取有效储层和非储层的自然伽马特征值，并读取与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，以及与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值，实现了可以确定单层试油段的自然伽马相对值，单层试油段的自然伽马相对值反映了岩性变化特征，即泥质含量的变化特征，确定目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值后，可以根据单层试油段的三孔隙度测井值(例如，声波、中子、密度等)、单层试油段的自然伽马相对值、以及目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，来判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，实现了在考虑岩性变化特征的情况下，有效判识目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，从而提高了在连续深度范围内判识致密油气藏有效储层的可操作性和精度。

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 (20)

1.一种致密油气藏有效储层的判识方法，其特征在于，包括：

在单层试油段读取有效储层和非储层的三孔隙度测井值；

读取所述单层试油段有效储层和非储层的自然伽马特征值，与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，和与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值；

根据在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值、与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值、以及与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值，确定所述单层试油段的自然伽马相对值；

确定目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值；

根据所述三孔隙度测井值、所述单层试油段的自然伽马相对值、以及所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层；

根据所述三孔隙度测井值、所述单层试油段的自然伽马相对值、以及目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，包括：

根据所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式；

根据所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值和所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

2.如权利要求1所述致密油气藏有效储层的判识方法，其特征在于，通过以下公式确定所述单层试油段的自然伽马相对值：

$DetaGR=\frac{GR-{\mathrm{GR}}_{sh}}{{\mathrm{GR}}_{sd}-{\mathrm{GR}}_{sh}},$

其中，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，GR是在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值，GR_sh是与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，GR_sd是与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值。

3.如权利要求1所述致密油气藏有效储层的判识方法，其特征在于，根据所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，包括：

建立根据所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值的交汇图；

根据交汇图中所述三孔隙度测井值的分布规律，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式。

4.如权利要求3所述致密油气藏有效储层的判识方法，其特征在于，所述单层试油段是所述目标层位采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层、采用压裂方式试油的油气层以及采用压裂方式试油的干层的单层试油段；

所述单层试油段中有效储层和非储层的界限是所述采用压裂方式试油的干层中数据点与采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层、以及采用压裂方式试油的油气层中数据点的界限。

5.如权利要求1至4中任一项所述致密油气藏有效储层的判识方法，其特征在于，所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式为：

y＝k*DetaGR+b，

其中，y是分别与所述单层试油段的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，k是斜率，b是截距。

6.如权利要求5所述致密油气藏有效储层的判识方法，其特征在于，当所述DetaGR小于第一界限值且大于第二界限值，或当所述DetaGR小于第二界限值时，所述k的值保持不变。

7.如权利要求6所述致密油气藏有效储层的判识方法，其特征在于，所述第一界限值的值域范围是(0.35，045)，所述第二界限值的值域范围是(0.15，0.35)。

8.如权利要求6所述致密油气藏有效储层的判识方法，其特征在于，根据所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值和所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，包括：

当所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值大于所述第一界限值时，判识所述当前深度点位于非储层内。

9.如权利要求6所述致密油气藏有效储层的判识方法，其特征在于，根据所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值和所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，包括：

当所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值小于第一界限值时，将所述当前深度点的自然伽马相对值代入所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，计算与所述当前深度点的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值；

将计算得到的三孔隙度测井值与所述当前深度点的三孔隙度测井值进行比较，根据比较结果判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

10.如权利要求9所述致密油气藏有效储层的判识方法，其特征在于，根据比较结果判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层，包括：

当三孔隙度测井值是声波时，在计算得到的三孔隙度测井值小于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内；

当三孔隙度测井值是中子时，在计算得到的三孔隙度测井值小于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内；

当三孔隙度测井值是密度时，在计算得到的三孔隙度测井值大于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内。

11.一种致密油气藏有效储层的判识装置，其特征在于，包括：

第一读取模块，用于在单层试油段读取有效储层和非储层的三孔隙度测井值；

第二读取模块，用于读取所述单层试油段有效储层和非储层的自然伽马特征值，与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，和与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值；

第一确定模块，用于根据在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值、与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值、以及与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值，确定所述单层试油段的自然伽马相对值；

第二确定模块，用于确定目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值；

判识模块，用于根据所述三孔隙度测井值、所述单层试油段的自然伽马相对值、以及所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层；

所述判识模块包括：

方程式确定单元，用于根据所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式；

判识单元，用于根据所述目标层位连续深度范围内的自然伽马相对值和所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

12.如权利要求11所述致密油气藏有效储层的判识装置，其特征在于，所述第一确定模块通过以下公式确定所述单层试油段的自然伽马相对值：

$DetaGR=\frac{GR-{\mathrm{GR}}_{sh}}{{\mathrm{GR}}_{sd}-{\mathrm{GR}}_{sh}},$

其中，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，GR是在所述单层试油段读取的有效储层和非储层的自然伽马特征值，GR_sh是与所述单层试油段相邻的泥岩段的自然伽马特征值，GR_sd是与所述单层试油段相邻且岩性纯度最高的砂岩段的自然伽马特征值。

13.如权利要求11所述致密油气藏有效储层的判识装置，其特征在于，方程式确定单元包括：

交汇图建立子单元，用于建立所述三孔隙度测井值中声波、中子或密度，与所述单层试油段的自然伽马相对值的交汇图；

方程式确定子单元，用于根据交汇图中所述三孔隙度测井值的分布规律，确定所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式。

14.如权利要求13所述致密油气藏有效储层的判识装置，其特征在于，所述单层试油段是所述目标层位的采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层、采用压裂方式试油的油气层以及采用压裂方式试油的干层的单层试油段；

所述单层试油段中有效储层和非储层的界限是所述采用压裂方式试油的干层中数据点与采用常规方式试油的油气层、采用常规方式试油的干层和采用压裂方式试油的油气层中数据点的界限。

15.如权利要求11至14中任一项所述致密油气藏有效储层的判识装置，其特征在于，所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式为：

y＝k*DetaGR+b，

其中，y是分别与所述单层试油段的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值，DetaGR是所述单层试油段的自然伽马相对值，k是斜率，b是截距。

16.如权利要求15所述致密油气藏有效储层的判识装置，其特征在于，当所述DetaGR小于第一界限值且大于第二界限值，或当所述DetaGR小于第二界限值时，所述k的值保持不变。

17.如权利要求16所述致密油气藏有效储层的判识装置，其特征在于，所述第一界限值的值域范围是(0.35，045)，所述第二界限值的值域范围是(0.15，0.35)。

18.如权利要求16所述致密油气藏有效储层的判识装置，其特征在于，所述判识单元，包括：

第一判识子单元，用于当所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值大于所述第一界限值时，判识所述当前深度点位于非储层内。

19.如权利要求16所述致密油气藏有效储层的判识装置，其特征在于，所述判识单元，还包括：

计算子单元，用于当所述目标层位连续深度范围内当前深度点的自然伽马相对值小于第一界限值时，将所述当前深度点的自然伽马相对值代入所述单层试油段中有效储层和非储层的界限的方程式，计算与所述当前深度点的自然伽马相对值对应的三孔隙度测井值；

第二判识子单元，将计算得到的三孔隙度测井值与所述当前深度点的三孔隙度测井值进行比较，根据比较结果判识所述目标层位连续深度范围内的有效储层和非储层。

20.如权利要求19所述致密油气藏有效储层的判识装置，其特征在于，述第二判识子单元还用于当三孔隙度测井值是声波时，在计算得到的三孔隙度测井值小于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内；

当三孔隙度测井值是中子时，在计算得到的三孔隙度测井值小于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内；

当三孔隙度测井值是密度时，在计算得到的三孔隙度测井值大于所述当前深度点的三孔隙度测井值的情况下，判识所述当前深度点位于有效储层内。