CN107327299B - 一种确定储层可压性的方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本申请实施例公开了一种确定储层可压性的方法及装置。所述方法包括：基于所述采样点位置处的渗透率，确定所述目的储层的渗透率非均质性参数的数值；其中，所述渗透率非均质性参数包括：渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率极差；基于所述指定采样点位置处的地层压力，以及所述目的储层的指定原始地层压力，确定所述目的储层在目标井位置处对应的地层压力保持度；所述指定原始地层压力表示所述目的储层未开采时的地层压力；基于所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度，确定所述目的储层的可压性等级。本申请实施例提供的技术方案，可以提高所述确定的储层可压性的准确度。
Description
技术领域
本申请涉及致密砂岩开发中储层测井评价技术领域，特别涉及一种确定储层可压性的方法及装置。
背景技术
近几年，致密砂岩油藏以其巨大的产油潜力正在成为油田开发的重点和热点，大中型致密砂岩油田在鄂尔多斯盆地、松辽盆地和渤海湾盆地相继被发现。
致密砂岩油藏多为岩性油藏，不具备明显圈闭，距离烃源岩近，运移距离较短，普遍低孔、低渗，与正常油层相比，其孔隙度较小，平均为12％～14％，渗透率通常小于1毫达西(mD)，用常规开采方法难以进行有效的油气开采，因此通常需要采用压裂措施，对储层进行改造，将储层中的孔隙和裂缝连通，以达到增产的目的。目前通常采用定向井体积压裂技术和水平井分段压裂技术对致密砂岩储层进行压裂处理。压裂处理的初期油气产量有所提升，但是后期产量递减较快，投入产出比较低，并且压裂过程中常出现遗漏油层或未产生新缝的现象，给后期措施实施造成较大阻碍，也难以满足增储上产的基础要求和技术要求。随着油气开发的不断进行，大部分致密砂岩油田进入开发中后期，储层压裂改造措施日益普遍，有效的确定储层的可压性，提高单井产量和延长稳产期显得越发重要。
发明内容
本申请实施例的目的是提供一种确定储层可压性的方法及装置，以提高所述确定的储层可压性的准确度。
为解决上述技术问题，本申请实施例提供一种确定储层可压性的方法及装置是这样实现的：
一种确定储层可压性的方法，提供有目的储层在目标井位置处的储层参数信息；其中，所述目的储层在所述目标井位置处包括多个采样点，所述储层参数信息包括所述采样点位置处的渗透率，以及所述多个采样点中指定采样点位置处的地层压力；所述方法包括：
基于所述采样点位置处的渗透率，确定所述目的储层的渗透率非均质性参数的数值；其中，所述渗透率非均质性参数包括：渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率极差；
基于所述指定采样点位置处的地层压力，以及所述目的储层的指定原始地层压力，确定所述目的储层在所述目标井位置处对应的地层压力保持度；所述指定原始地层压力表示所述目的储层未开采时的地层压力；
基于所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度，确定所述目的储层的可压性等级。
优选方案中，所述确定所述目的储层的可压性等级包括：
将所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度分别与预设储层参数阈值进行对比，以确定所述目的储层的可压性等级；其中，所述预设储层参数阈值包括：预设渗透率非均质性阈值和预设压力保持度阈值；所述预设渗透率非均质性阈值包括：预设渗透率变异系数阈值、预设渗透率突进系数阈值以及预设渗透率极差阈值。
优选方案中，
所述预设渗透率变异系数阈值包括：预设第一变异系数阈值、预设第二变异系数阈值和预设第三变异系数阈值；其中，所述预设第一变异系数阈值小于所述预设第二变异系数阈值，所述预设第二变异系数阈值小于所述第三变异系数阈值；
所述预设渗透率突进系数阈值包括：预设第一突进系数阈值、预设第二突进系数阈值和预设第三突进系数阈值；其中，所述预设第一突进系数阈值小于所述预设第二突进系数阈值，所述预设第二突进系数阈值小于所述第三突进系数阈值；
所述预设渗透率极差阈值包括：预设第一极差阈值、预设第二极差阈值和预设第三极差阈值；其中，所述预设第一极差阈值小于所述预设第二极差阈值，所述预设第二极差阈值小于所述第三极差阈值；
所述预设压力保持度阈值包括：预设第一压力保持度阈值、预设第二压力保持度阈值和预设第三压力保持度阈值；其中，所述预设第一压力保持度阈值大于所述预设第二压力保持度阈值，所述预设第二压力保持度阈值大于所述预设第三压力保持度阈值。
优选方案中，所述基于渗透率非均质性参数的数值和地层压力保持度，以及预设储层参数阈值，确定所述目的储层的可压性等级，包括：
当所述目的储层的地层压力保持度大于所述预设第一压力保持度阈值、渗透率变异系数小于所述预设第一变异系数阈值、渗透率突进系数小于所述预设第一突进系数阈值，且渗透率极差小于所述预设第一极差阈值时，确定所述目的储层的可压性等级为一级；或，
当所述目的储层的地层压力保持度小于或等于所述预设第一压力保持度阈值且大于或等于所述预设第二压力保持度阈值、渗透率变异系数大于或等于所述预设第一变异系数阈值且小于或等于所述预设第二变异系数阈值、渗透率突进系数大于或等于所述预设第一突进系数阈值且小于或等于所述预设第二突进系数阈值，且渗透率极差大于或等于所述预设第一极差阈值且小于或等于所述预设第二极差阈值时，确定所述目的储层的可压性等级为二级；或，
当所述目的储层的地层压力保持度小于所述预设第二压力保持度阈值且大于或等于所述预设第三压力保持度阈值、渗透率变异系数大于所述预设第二变异系数阈值且小于或等于所述预设第三变异系数阈值、渗透率突进系数大于所述预设第二突进系数阈值且小于或等于所述预设第三突进系数阈值，且渗透率极差大于所述预设第二极差阈值且小于或等于所述预设第三极差阈值时，确定所述目的储层的可压性等级为三级。
优选方案中，所述方法还提供有所述目的储层在目标井位置处的测井数据，其中，所述测井数据包括所述采样点位置处的测井参数信息，所述方法还包括：
根据所述测井参数信息中声波时差，确定所述目的储层在目标井位置处的脆性指数；
根据所述测井参数信息中电阻率，确定所述目的储层在目标井位置处的电阻率；
基于预设储层参数阈值、预设脆性指数阈值和预设电阻率阈值，以及所述渗透率非均质性参数的数值、所述地层压力保持度、所述目的储层的脆性指数和电阻率，确定所述目的储层的可压性等级。
优选方案中，
所述预设脆性指数阈值包括：预设第一脆性指数阈值、预设第二脆性指数阈值和预设第三脆性指数阈值；其中，所述预设第一脆性指数阈值大于所述预设第二脆性指数阈值，所述预设第二脆性指数阈值大于所述预设第三脆性指数阈值；
所述预设电阻率阈值包括：预设第一电阻率阈值、预设第二电阻率阈值和预设第三电阻率阈值；其中，所述预设第一电阻率阈值大于所述预设第二电阻率阈值，所述预设第二电阻率阈值大于所述预设第三电阻率阈值。
优选方案中，所述方法还提供有所述目的储层在目标井位置处的自然电位测井曲线；所述方法还包括：
基于预设储层参数阈值、预设脆性指数阈值、预设电阻率阈值和预设自然电位变化阈值，以及所述渗透率非均质性参数的数值、所述地层压力保持度、所述目的储层的脆性指数、所述目的储层的电阻率和所述自然电位测井曲线中指定地层深度段内的自然电位变化值，确定所述目的储层的可压性等级。
优选方案中，所述方法还提供有所述目的储层的动态生产信息，其中，所述动态生产信息包括：动态产油量曲线、动态产液量曲线和含水率曲线；所述方法还包括：
当所述目的储层的动态产液量曲线在指定第一时间段内的产液量变化值大于预设产液量变化阈值或者含水率曲线在指定第二时间段内的含水率变化值大于预设含水率变化阈值时，确定所述目的储层不可压。
优选方案中，所述方法还提供有所述目的储层在指定井位置处对应的动液面，所述方法还包括：
根据所述目的储层的可压性等级，确定所述目的储层的地层压力恢复度；
建立所述目的储层在指定井位置处对应的动液面与地层压力保持度的关联关系；
基于所述关联关系和所述目的储层在指定井位置处对应的动液面，确定所述目的储层在指定井位置处的地层压力保持度；
根据预设压裂液返排率、所述目的储层在指定井位置处对应的地层压力保持度以及所述地层压力恢复度，计算所述目的储层在指定井位置处的注入液量。
优选方案中，采用下述公式计算所述目的储层在指定井位置处的注入液量：
其中，V表示所述注入液量，P表示所述指定原始地层压力，λ1表示所述地层压力恢复度，λ2表示所述目的储层在指定井位置处对应的地层压力保持度，α表示所述预设压裂液返排率，V0表示单位地层压降采出原油体积；所述单位地层压降采出原油体积根据所述指定井的单井控制储量和所述目的储层在所述指定井位置处的地饱压差确定。
一种确定储层可压性的装置，所述装置提供目的储层在目标井位置处的储层参数信息；其中，所述目的储层在所述目标井位置处包括多个采样点，所述储层参数信息包括所述采样点位置处的渗透率，以及所述多个采样点中指定采样点位置处的地层压力；所述装置包括：非均质参数确定模块、储层参数确定模块和可压性确定模块；其中，
所述非均质参数确定模块，用于基于所述采样点位置处的渗透率，确定所述目的储层的渗透率非均质性参数的数值；其中，所述渗透率非均质性参数包括：渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率极差；
所述储层参数确定模块，用于基于所述指定采样点位置处的地层压力，以及所述目的储层的指定原始地层压力，确定所述目的储层在所述目标井位置处对应的地层压力保持度；所述指定原始地层压力表示所述目的储层未开采时的地层压力；
所述可压性确定模块，用于基于所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度，确定所述目的储层的可压性等级。
本申请实施例提供了一种确定储层可压性的方法及装置，基于所述采样点位置处的渗透率，可以确定所述目的储层的渗透率非均质性参数的数值；其中，所述渗透率非均质性参数包括：渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率极差；基于所述指定采样点位置处的地层压力，以及所述目的储层的指定原始地层压力，可以确定所述目的储层在所述目标井位置处对应的地层压力保持度；所述指定原始地层压力表示所述目的储层未开采时的地层压力；基于所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度，可以确定所述目的储层的可压性等级。由于渗透率非均质性和地层压力保持度均为评价致密砂岩储层可压性的关键参数，因此，基于这两个参数所确定的储层可压性的准确度较高。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术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申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本申请一种确定储层可压性的方法实施例的流程图；
图2是本申请实施例中不同地层在目标井位置处的测井数据的示意图；
图3是本申请实施例中目的储层的动态生产信息的示意图；
图4是本申请确定储层可压性的装置实施例的组成结构图。
具体实施方式
本申请实施例提供一种确定储层可压性的方法及装置。
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。
本申请实施例提供一种确定储层可压性的方法。所述方法提供有目的储层在目标井位置处的储层参数信息。其中，所述目的储层在所述目标井位置处包括多个采样点，所述储层参数信息包括所述采样点位置处的渗透率，以及所述多个采样点中指定采样点位置处的地层压力。
在本实施方式中，所述目的储层可以是储层渗透率尚未确定的储层。所述目的储层中的目标井位置可以指通过在所述目的储层中已经开设的钻井，能够检测到储层参数信息的位置。所述目的储层可以是油气勘探过程中需要勘探开发的储层。
在本实施方式中，所述目的储层在目标井位置处可以包括多个采样点。所述储层参数信息可以包括所述采样点位置处的渗透率，以及所述多个采样点中指定采样点位置处的地层压力。所述指定采样点可以是所述多个采样点中的一个采样点。
在本实施方式中，所述多个采样点的采样间隔可以为0.125米。
图1是本申请一种确定储层可压性的方法实施例的流程图。如图1所示，所述确定储层可压性的方法，包括以下步骤。
步骤S101：基于所述采样点位置处的渗透率，确定所述目的储层的渗透率非均质性参数的数值；其中，所述渗透率非均质性参数包括：渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率极差。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述目的储层的渗透率变异系数的数值：
其中，Vk表示所述渗透率变异系数，ki表示所述多个采样点中第i个采样点位置处的渗透率，
表示所述多个采样点位置处渗透率的平均值，n表示采样点数量。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述目的储层的渗透率突进系数的数值：
其中，Tk表示所述渗透率突进系数，Kmax表示所述多个采样点位置处的渗透率的最大值，
表示所述多个采样点位置处的渗透率的平均值。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述目的储层的渗透率极差的数值：
其中，Jk表示所述渗透率极差，Kmax和Kmin分别表示所述多个采样点位置处的渗透率的最大值和最小值。
步骤S102：基于所述指定采样点位置处的地层压力，以及所述目的储层的指定原始地层压力，确定所述目的储层在所述目标井位置处对应的地层压力保持度；所述指定原始地层压力表示所述目的储层未开采时的地层压力。
在本实施方式中，所述指定原始地层压力可以表示所述目的储层未开采时的地层压力。所述指定原始地层压力可以为15.8兆帕(MPa)。
在本实施方式中，可以将所述指定采样点位置处的地层压力作为所述目的储层在所述目标井位置处的地层压力。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述目的储层在目标井位置处对应的地层压力保持度：
其中，λ表示所述目的储层在目标井位置处对应的地层压力保持度，P1表示所述目的储层在所述目标井位置处的地层压力，P表示所述指定原始地层压力。
步骤S103：基于所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度，确定所述目的储层的可压性等级。
在本实施方式中，确定所述目的储层的可压性等级，具体可以包括，将所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度分别与预设储层参数阈值进行对比，以确定所述目的储层的可压性等级。其中，所述预设储层参数阈值可以包括：预设渗透率非均质性阈值和预设压力保持度阈值。所述预设渗透率非均质性阈值可以包括：预设渗透率变异系数阈值、预设渗透率突进系数阈值以及预设渗透率极差阈值。
在本实施方式中，所述预设渗透率变异系数阈值可以包括：预设第一变异系数阈值、预设第二变异系数阈值和预设第三变异系数阈值。其中，所述预设第一变异系数阈值小于所述预设第二变异系数阈值，所述预设第二变异系数阈值小于所述第三变异系数阈值。例如，所述预设第一变异系数阈值可以为0.5，所述预设第二变异系数阈值可以为0.7，所述预设第三变异系数阈值可以为1。
在本实施方式中，所述预设渗透率突进系数阈值可以包括：预设第一突进系数阈值、预设第二突进系数阈值和预设第三突进系数阈值。其中，所述预设第一突进系数阈值小于所述预设第二突进系数阈值，所述预设第二突进系数阈值小于所述第三突进系数阈值。例如，所述预设第一突进系数阈值可以为2，所述预设第二突进系数阈值可以为3，所述预设第三突进系数阈值可以为5。
在本实施方式中，所述预设渗透率极差阈值可以包括：预设第一极差阈值、预设第二极差阈值和预设第三极差阈值。其中，所述预设第一极差阈值小于所述预设第二极差阈值，所述预设第二极差阈值小于所述第三极差阈值。例如，所述预设第一极差阈值可以为10，所述预设第二极差阈值可以为50，所述预设第三极差阈值可以为100。
在本实施方式中，所述预设压力保持度阈值可以包括：预设第一压力保持度阈值、预设第二压力保持度阈值和预设第三压力保持度阈值。其中，所述预设第一压力保持度阈值大于所述预设第二压力保持度阈值，所述预设第二压力保持度阈值大于所述预设第三压力保持度阈值。例如，所述预设第一压力保持度阈值可以为90百分比(％)，所述预设第二压力保持度阈值可以为70％，所述预设第三压力保持度阈值可以为50％。
在本实施方式中，基于渗透率非均质性参数的数值和地层压力保持度，以及预设储层参数阈值，确定所述目的储层的可压性等级，具体可以包括：
(1)当所述目的储层的地层压力保持度大于所述预设第一压力保持度阈值、渗透率变异系数小于所述预设第一变异系数阈值、渗透率突进系数小于所述预设第一突进系数阈值，且渗透率极差小于所述预设第一极差阈值时，可以确定所述目的储层的可压性等级为一级；
(2)当所述目的储层的地层压力保持度小于或等于所述预设第一压力保持度阈值且大于或等于所述预设第二压力保持度阈值、渗透率变异系数大于或等于所述预设第一变异系数阈值且小于或等于所述预设第二变异系数阈值、渗透率突进系数大于或等于所述预设第一突进系数阈值且小于或等于所述预设第二突进系数阈值，且渗透率极差大于或等于所述预设第一极差阈值且小于或等于所述预设第二极差阈值时，可以确定所述目的储层的可压性等级为二级；
(3)当所述目的储层的地层压力保持度小于所述预设第二压力保持度阈值且大于或等于所述预设第三压力保持度阈值、渗透率变异系数大于所述预设第二变异系数阈值且小于或等于所述预设第三变异系数阈值、渗透率突进系数大于所述预设第二突进系数阈值且小于或等于所述预设第三突进系数阈值，且渗透率极差大于所述预设第二极差阈值且小于或等于所述预设第三极差阈值时，可以确定所述目的储层的可压性等级为三级。
其中，所述可压性等级中一级优于二级，二级优于三级。所述可压性等级越优，可以表示所述目的储层的可压性越好。
在另一种实施方式中，所述确定储层可压性的方法还提供有所述目的储层在目标井位置处的测井数据，其中，所述测井数据包括所述采样点位置处的测井参数信息。所述确定储层可压性的方法还可以包括：根据所述测井参数信息中声波时差，可以确定所述目的储层在所述目标井位置处的脆性指数；其中，所述声波时差可以包括纵波时差和横波时差；根据所述测井参数信息中电阻率，可以确定所述目的储层在所述目标井位置处的电阻率；基于预设储层参数阈值、预设脆性指数阈值和预设电阻率阈值，以及所述渗透率非均质性参数的数值、所述地层压力保持度、所述目的储层的脆性指数和电阻率，可以确定所述目的储层的可压性等级。
在本实施方式中，根据所述测井参数信息中声波时差，可以确定所述目的储层在目标井位置处的脆性指数，具体可以包括，可以采用下述公式分别计算所述采样点位置处的纵波速度和横波速度：
其中，Vip和Vis分别表示所述多个采样点中第i个采样点位置处的纵波速度和横波速度，Δtip和Δtis分别表示所述多个采样点中第i个采样点位置处的纵波时差和横波时差。还可以采用下述公式计算第i个采样点位置处的横波时差：
Δtis＝2.0256×Δtip-15.481
根据所述采样点位置处的纵波速度和横波速度，可以采用下述公式分别计算所述采样点位置处的初始杨氏模量和初始泊松比：
其中，Eid和μid分别表示第i个采样点位置处的初始杨氏模量和初始泊松比，ρi表示所述第i个采样点位置处的岩石密度。所述岩石密度可以通过测井数据中包括的密度测井曲线来确定。可以采用下述公式对所述采样点位置处的初始杨氏模量和初始泊松比进行动静校正处理，得到所述采样点位置处的动静校正后的杨氏模量和泊松比：
Ei＝0.7250Eid-0.4240
μi＝μid
其中，Ei和μi分别表示第i个采样点位置处的动静校正后的杨氏模量和泊松比。根据所述的动静校正后的杨氏模量和泊松比，可以采用下述公式计算所述采样点位置处的脆性指数：
其中，BriIndexi表示第i个采样点位置处的脆性指数，Emax和Emin分别表示多个采样点位置处的动静校正后的杨氏模量的最大值和最小值，μmax和μmin分别表示多个采样点位置处的动静校正后的泊松比的最大值和最小值。可以将所述多个采样点位置处的脆性指数的平均值作为所述目的储层在所述目标井位置处的脆性指数。
在本实施方式中，根据所述测井参数信息中电阻率，确定所述目的储层在目标井位置处的电阻率，具体可以包括，可以将所述多个采样点位置处的电阻率的平均值作为所述目的储层在所述目标井位置处的电阻率。
在本实施方式中，所述预设脆性指数阈值可以包括：预设第一脆性指数阈值、预设第二脆性指数阈值和预设第三脆性指数阈值；其中，所述预设第一脆性指数阈值大于所述预设第二脆性指数阈值，所述预设第二脆性指数阈值大于所述预设第三脆性指数阈值。例如，所述预设第一脆性指数阈值可以为0.6，所述预设第二脆性指数阈值可以为0.5，所述预设第三脆性指数阈值可以为0.4。所述预设电阻率阈值可以包括：预设第一电阻率阈值、预设第二电阻率阈值和预设第三电阻率阈值；其中，所述预设第一电阻率阈值大于所述预设第二电阻率阈值，所述预设第二电阻率阈值大于所述预设第三电阻率阈值。例如，所述预设第一电阻率阈值可以为32欧·米，所述预设第二电阻率阈值可以为25欧·米，所述预设第三电阻率阈值可以为18欧·米。
在本实施方式中，基于预设储层参数阈值、预设脆性指数阈值和预设电阻率阈值，以及所述渗透率非均质性参数的数值、所述地层压力保持度、所述目的储层的脆性指数和电阻率，确定所述目的储层的可压性等级。具体可以包括：
(1)当所述目的储层的地层压力保持度大于所述预设第一压力保持度阈值、渗透率变异系数小于所述预设第一变异系数阈值、渗透率突进系数小于所述预设第一突进系数阈值、渗透率极差小于所述预设第一极差阈值、脆性指数大于所述预设第一脆性指数阈值，且电阻率大于所述预设第一电阻率阈值时，可以确定所述目的储层的可压性等级为一级；
(2)当所述目的储层的地层压力保持度小于或等于所述预设第一压力保持度阈值且大于或等于所述预设第二压力保持度阈值、渗透率变异系数大于或等于所述预设第一变异系数阈值且小于或等于所述预设第二变异系数阈值、渗透率突进系数大于或等于所述预设第一突进系数阈值且小于或等于所述预设第二突进系数阈值、渗透率极差大于或等于所述预设第一极差阈值且小于或等于所述预设第二极差阈值、脆性指数小于或等于所述预设第一脆性指数阈值且大于或等于所述预设第二脆性指数，且电阻率小于或等于所述预设第一电阻率阈值且大于或等于所述预设第二电阻率阈值时，可以确定所述目的储层的可压性等级为二级；
(3)当所述目的储层的地层压力保持度小于所述预设第二压力保持度阈值且大于或等于所述预设第三压力保持度阈值、渗透率变异系数大于所述预设第二变异系数阈值且小于或等于所述预设第三变异系数阈值、渗透率突进系数大于所述预设第二突进系数阈值且小于或等于所述预设第三突进系数阈值、渗透率极差大于所述预设第二极差阈值且小于或等于所述预设第三极差阈值、脆性指数大于所述预设第二脆性指数阈值且小于或等于所述预设第三脆性指数，且电阻率大于所述预设第一电阻率阈值且小于或等于所述预设第二电阻率阈值时，可以确定所述目的储层的可压性等级为三级。
其中，所述可压性等级中一级优于二级，二级优于三级。所述可压性等级越优，可以表示所述目的储层的可压性越好。
在另一种实施方式中，所述确定储层可压性的方法还提供有所述目的储层在目标井位置处的自然电位测井曲线。所述确定储层可压性的方法还可以包括：基于预设储层参数阈值、预设脆性指数阈值、预设电阻率阈值和预设自然电位变化阈值，以及所述渗透率非均质性参数的数值、所述地层压力保持度、所述目的储层的脆性指数、所述目的储层的电阻率和所述自然电位测井曲线中指定地层深度段内的自然电位变化值，可以确定所述目的储层的可压性等级。其中，所述自然电位变化值表示所述自然电位测井曲线中指定地层深度段内的起始深度处的自然电位与终止深度处的自然电位的差值的绝对值。
在本实施方式中，所述预设自然电位变化阈值可以包括：预设第一自然电位变化阈值、预设第二自然电位变化阈值和预设第三自然电位变化阈值；其中，所述预设第一自然电位变化阈值大于所述预设第二自然电位变化阈值，所述预设第二自然电位变化阈值大于所述预设第三自然电位变化阈值。例如，所述预设第一自然电位变化阈值可以为18毫伏，所述预设第二自然电位变化阈值可以为12毫伏，所述预设第三自然电位变化阈值为6毫伏。
在本实施方式中，确定所述目的储层的可压性等级，具体可以包括：
(1)当所述目的储层的地层压力保持度大于所述预设第一压力保持度阈值、渗透率变异系数小于所述预设第一变异系数阈值、渗透率突进系数小于所述预设第一突进系数阈值、渗透率极差小于所述预设第一极差阈值、脆性指数大于所述预设第一脆性指数阈值、电阻率大于所述预设第一电阻率阈值，且所述自然电位变化值大于所述预设第一自然电位变化阈值时，可以确定所述目的储层的可压性等级为一级；
(2)当所述目的储层的地层压力保持度小于或等于所述预设第一压力保持度阈值且大于或等于所述预设第二压力保持度阈值、渗透率变异系数大于或等于所述预设第一变异系数阈值且小于或等于所述预设第二变异系数阈值、渗透率突进系数大于或等于所述预设第一突进系数阈值且小于或等于所述预设第二突进系数阈值、渗透率极差大于或等于所述预设第一极差阈值且小于或等于所述预设第二极差阈值、脆性指数小于或等于所述预设第一脆性指数阈值且大于或等于所述预设第二脆性指数、电阻率小于或等于所述预设第一电阻率阈值且大于或等于所述预设第二电阻率阈值，且所述自然电位变化值小于或等于所述预设第一自然电位变化阈值且大于或等于所述预设第二自然电位变化阈值时，可以确定所述目的储层的可压性等级为二级；
(3)当所述目的储层的地层压力保持度小于所述预设第二压力保持度阈值且大于或等于所述预设第三压力保持度阈值、渗透率变异系数大于所述预设第二变异系数阈值且小于或等于所述预设第三变异系数阈值、渗透率突进系数大于所述预设第二突进系数阈值且小于或等于所述预设第三突进系数阈值、渗透率极差大于所述预设第二极差阈值且小于或等于所述预设第三极差阈值、脆性指数大于所述预设第二脆性指数阈值且小于或等于所述预设第三脆性指数、电阻率大于所述预设第一电阻率阈值且小于或等于所述预设第二电阻率阈值，且所述自然电位变化值小于所述预设第二自然电位变化阈值且大于或等于所述预设第三自然电位变化阈值时，可以确定所述目的储层的可压性等级为三级。
例如，图2是本申请实施例中不同地层在目标井位置处的测井数据的示意图。图2中三条曲线分别为地层在目标井位置处的自然伽马测井曲线、自然电位测井曲线和井径曲线。其中，各个曲线的横坐标分别为自然伽马、自然电位和井径，单位分别为API、毫伏和英寸，纵坐标为所述目标井的井深，单位为米。图2中多个地层的编号分别为6311、6312、6313、6321、6322和6323。如图2所示，不同地层在目标井位置处的自然电位测井曲线中指定地层深度段内自然电位变化值不同。所述指定地层深度段的长度可以为5米。
在另一种实施方式中，所述确定储层可压性的方法还提供有所述目的储层的动态生产信息，其中，所述动态生产信息包括：动态产油量曲线、动态产液量曲线和含水率曲线。所述方法还可以包括：
当所述目的储层的动态产液量曲线在指定第一时间段内的产液量变化值大于预设产液量变化阈值或者含水率曲线在所述指定第二时间段内的含水率变化值大于预设含水率变化阈值时，可以确定所述目的储层不可压，停止执行所述确定所述目的储层的可压性等级的步骤。其中，所述产液量变化值表示所述动态产液量曲线在指定第一时间段内的起始时间对应的产液量与终止时间对应的产液量的差值的绝对值，所述含水率变化值表示所述含水率曲线在指定第二时间段内的起始时间对应的含水率与终止时间对应的含水率的差值的绝对值。其中，所述预设产液量变化阈值可以为2立方米/天，所述预设含水率变化阈值可以为1.5立方米/天，所述第一指定时间段的时长和所述第二指定时间段均可以为两个月。
例如，图3是本申请实施例中目的储层的动态生产信息的示意图。图3中的横坐标为时间，单位为年，图3中的纵坐标分别为所述目的储层的日产液量、含水率和日产油量，单位分别为立方米/天、百分比和立方米/天。图3中的三条曲线分别为日产油量曲线、含水率曲线和日产液量曲线。如图3所示，在2014年10月之前，目的储层日产油量和日产液量下降缓慢，含水率上升平缓，但在2014年10月以后，在未采取任何压裂措施的情况下，日产液量和含水率在短时间内突然升高，产油量也随之降低，表明目的储层中存在沟通井间的裂缝，已经发生裂缝性水淹。由于发生裂缝性水淹后，采取压裂措施容易导致原有裂缝继续扩张，而不产生新的裂缝，所以不能对该目的储层进行压裂，无需再进行可压性判断。
在另一种实施方式中，所述确定储层可压性的方法还提供有所述目的储层在指定井位置处对应的动液面。所述确定储层可压性的方法还可以包括：根据所述目的储层的可压性等级，可以确定所述目的储层的地层压力恢复度；其中，所述地层压力恢复度表示将所述目的储层的地层压力恢复至所述指定原始地层压力的百分比；可以建立所述目的储层在指定井位置处对应的动液面与地层压力保持度的关联关系；基于所述关联关系和所述目的储层在指定井位置处对应的动液面，可以确定所述目的储层在指定井位置处的地层压力保持度；根据预设压裂液返排率、所述目的储层在指定井位置处对应的地层压力保持度以及所述地层压力恢复度，可以计算所述目的储层在指定井位置处的注入液量。其中，所述预设压裂液返排率可以取值为38百分比。
在本实施方式中，根据所述目的储层的可压性等级，确定所述目的储层的地层压力恢复度，具体可以包括，当所述目的储层的可压性等级为一级时，可以确定所述目的储层的地层压力恢复度为100百分比。当所述目的储层的可压性等级为二级时，可以确定所述目的储层的地层恢复度为120百分比。当所述目的储层的可压性等级为三级时，可以确定所述目的储层的地层恢复度为150百分比。
在本实施方式中，建立所述目的储层在指定井位置处对应的动液面与地层压力保持度的关联关系，具体可以包括，采用最小二乘拟合的方法对所述目的储层在多个指定井位置处分别对应动液面与地层压力保持度进行拟合处理，得到所述目的储层在指定井位置处对应的动液面与地层压力保持度的关联关系。其中，所述指定井可以是所述目的储层上任一钻井。例如，可以采用下述公式表征所述目的储层在指定井位置处对应的动液面与地层压力保持度的关联关系：
y＝275.24x2-956.4x+875.61
其中，y表示所述地层压力保持度，单位为百分比，x表示所述动液面的海拔高度，单位为千米。
在本实施方式中，可以采用下述公式计算所述目的储层在指定井位置处的注入液量：
其中，V表示所述注入液量，P表示所述指定原始地层压力，λ1表示所述地层压力恢复度，λ2表示所述目的储层在指定井位置处对应的地层压力保持度，α表示所述预设压裂液返排率，V0表示单位地层压降采出原油体积；所述单位地层压降采出原油体积可以根据所述指定井的单井控制储量和所述目的储层在所述指定井位置处的地饱压差确定。
在本实施方式中，所述地饱压差为所述指定原始地层压力与指定饱和压力之间的差值。其中所述指定饱和压力可以为12兆帕。
在本实施方式中，可以采用下述公式计算所述单位地层压降采出原油体积：
其中，Rrb表示弹性采收率，可以取值为1.5百分比，OOIP表示所述指定井的单井控制储量，所述单井控制储量可以根据所述目的储层的动态生产信息和井网规划信息来确定；ΔPb表示所述地饱压差，B0表示原油体积系数，即原油在地下的体积与原油在地面脱气后的体积之比，可以取值为1.34，ρosc表示原油在地下的密度，可以取值为720千克/立方米。
所述确定储层可压性的方法实施例，基于所述采样点位置处的渗透率，可以确定所述目的储层的渗透率非均质性参数的数值；其中，所述渗透率非均质性参数包括：渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率极差；基于所述指定采样点位置处的地层压力，以及所述目的储层的指定原始地层压力，可以确定所述目的储层在所述目标井位置处对应的地层压力保持度；所述指定原始地层压力表示所述目的储层未开采时的地层压力；基于所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度，可以确定所述目的储层的可压性等级。由于渗透率非均质性和地层压力保持度均为评价致密砂岩储层可压性的关键参数，因此，基于这两个参数所确定的储层可压性的准确度较高。
图4是本申请确定储层可压性的装置实施例的组成结构图。所述装置可以提供目的储层在目标井位置处的储层参数信息。其中，所述目的储层在目标井位置处包括多个采样点，所述储层参数信息包括所述采样点位置处的渗透率，以及所述多个采样点中指定采样点位置处的地层压力。如图4所示，所述装置可以包括：非均质参数确定模块100、储层参数确定模块200和可压性确定模块300。
所述非均质参数确定模块100，可以用于基于所述采样点位置处的渗透率，确定所述目的储层的渗透率非均质性参数的数值；其中，所述渗透率非均质性参数可以包括：渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率极差。
所述储层参数确定模块200，可以用于基于所述指定采样点位置处的地层压力，以及所述目的储层的指定原始地层压力，确定所述目的储层在所述目标井位置处对应的地层压力保持度；所述指定原始地层压力表示所述目的储层未开采时的地层压力。
所述可压性确定模块300，可以用于基于所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度，确定所述目的储层的可压性等级。
所述确定储层可压性的装置实施例与所述确定储层可压性的方法实施例相对应，可以实现所述确定储层可压性的方法实施例，并取得方法实施例的技术效果。
在20世纪90年代，对于一个技术的改进可以很明显地区分是硬件上的改进(例如，对二极管、晶体管、开关等电路结构的改进)还是软件上的改进(对于方法流程的改进)。然而，随着技术的发展，当今的很多方法流程的改进已经可以视为硬件电路结构的直接改进。设计人员几乎都通过将改进的方法流程编程到硬件电路中来得到相应的硬件电路结构。因此，不能说一个方法流程的改进就不能用硬件实体模块来实现。例如，可编程逻辑器件(Programmable Logic Device,PLD)(例如现场可编程门阵列(Field Programmable GateArray，FPGA))就是这样一种集成电路，其逻辑功能由用户对器件编程来确定。由设计人员自行编程来把一个数字系统“集成”在一片PLD上，而不需要请芯片制造厂商来设计和制作专用的集成电路芯片。而且，如今，取代手工地制作集成电路芯片，这种编程也多半改用“逻辑编译器(logic compiler)”软件来实现，它与程序开发撰写时所用的软件编译器相类似，而要编译之前的原始代码也得用特定的编程语言来撰写，此称之为硬件描述语言(Hardware Description Language，HDL)，而HDL也并非仅有一种，而是有许多种，如ABEL(Advanced Boolean Expression Language)、AHDL(Altera Hardware DescriptionLanguage)、Confluence、CUPL(Cornell University Programming Language)、HDCal、JHDL(Java Hardware Description Language)、Lava、Lola、MyHDL、PALASM、RHDL(RubyHardware Description Language)等，目前最普遍使用的是VHDL(Very-High-SpeedIntegrated Circuit Hardware Description Language)与Verilog2。本领域技术人员也应该清楚，只需要将方法流程用上述几种硬件描述语言稍作逻辑编程并编程到集成电路中，就可以很容易得到实现该逻辑方法流程的硬件电路。
本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。
上述实施例阐明的装置、模块，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。
为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。
通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。该计算机软件产品可以包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。该计算机软件产品可以存储在内存中，内存可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。内存是计算机可读介质的示例。计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括短暂电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于装置实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的消费电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。
本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。
虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的权利要求包括这些变形和变化而不脱离本申请的精神。
Claims (11)
1.一种确定储层可压性的方法，其特征在于，提供有目的储层在目标井位置处的储层参数信息；其中，所述目的储层在所述目标井位置处包括多个采样点，所述储层参数信息包括所述采样点位置处的渗透率，以及所述多个采样点中指定采样点位置处的地层压力；所述方法包括：
基于所述采样点位置处的渗透率，确定所述目的储层的渗透率非均质性参数的数值；其中，所述渗透率非均质性参数包括：渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率极差；
基于所述指定采样点位置处的地层压力，以及所述目的储层的指定原始地层压力，确定所述目的储层在所述目标井位置处对应的地层压力保持度；所述指定原始地层压力表示所述目的储层未开采时的地层压力；
基于所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度，确定所述目的储层的可压性等级。
2.根据权利要求1所述的一种确定储层可压性的方法，其特征在于，所述确定所述目的储层的可压性等级包括：
将所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度分别与预设储层参数阈值进行对比，以确定所述目的储层的可压性等级；其中，所述预设储层参数阈值包括：预设渗透率非均质性阈值和预设压力保持度阈值；所述预设渗透率非均质性阈值包括：预设渗透率变异系数阈值、预设渗透率突进系数阈值以及预设渗透率极差阈值。
3.根据权利要求2所述的一种确定储层可压性的方法，其特征在于，
所述预设渗透率变异系数阈值包括：预设第一变异系数阈值、预设第二变异系数阈值和预设第三变异系数阈值；其中，所述预设第一变异系数阈值小于所述预设第二变异系数阈值，所述预设第二变异系数阈值小于所述第三变异系数阈值；
所述预设渗透率突进系数阈值包括：预设第一突进系数阈值、预设第二突进系数阈值和预设第三突进系数阈值；其中，所述预设第一突进系数阈值小于所述预设第二突进系数阈值，所述预设第二突进系数阈值小于所述第三突进系数阈值；
所述预设渗透率极差阈值包括：预设第一极差阈值、预设第二极差阈值和预设第三极差阈值；其中，所述预设第一极差阈值小于所述预设第二极差阈值，所述预设第二极差阈值小于所述第三极差阈值；
所述预设压力保持度阈值包括：预设第一压力保持度阈值、预设第二压力保持度阈值和预设第三压力保持度阈值；其中，所述预设第一压力保持度阈值大于所述预设第二压力保持度阈值，所述预设第二压力保持度阈值大于所述预设第三压力保持度阈值。
4.根据权利要求3所述的一种确定储层可压性的方法，其特征在于，所述基于渗透率非均质性参数的数值和地层压力保持度，以及预设储层参数阈值，确定所述目的储层的可压性等级，包括：
当所述目的储层的地层压力保持度大于所述预设第一压力保持度阈值、渗透率变异系数小于所述预设第一变异系数阈值、渗透率突进系数小于所述预设第一突进系数阈值，且渗透率极差小于所述预设第一极差阈值时，确定所述目的储层的可压性等级为一级；或，
当所述目的储层的地层压力保持度小于或等于所述预设第一压力保持度阈值且大于或等于所述预设第二压力保持度阈值、渗透率变异系数大于或等于所述预设第一变异系数阈值且小于或等于所述预设第二变异系数阈值、渗透率突进系数大于或等于所述预设第一突进系数阈值且小于或等于所述预设第二突进系数阈值，且渗透率极差大于或等于所述预设第一极差阈值且小于或等于所述预设第二极差阈值时，确定所述目的储层的可压性等级为二级；或，
当所述目的储层的地层压力保持度小于所述预设第二压力保持度阈值且大于或等于所述预设第三压力保持度阈值、渗透率变异系数大于所述预设第二变异系数阈值且小于或等于所述预设第三变异系数阈值、渗透率突进系数大于所述预设第二突进系数阈值且小于或等于所述预设第三突进系数阈值，且渗透率极差大于所述预设第二极差阈值且小于或等于所述预设第三极差阈值时，确定所述目的储层的可压性等级为三级。
5.根据权利要求1所述的一种确定储层可压性的方法，其特征在于，所述方法还提供有所述目的储层在目标井位置处的测井数据，其中，所述测井数据包括所述采样点位置处的测井参数信息，所述方法还包括：
根据所述测井参数信息中声波时差，确定所述目的储层在目标井位置处的脆性指数；
根据所述测井参数信息中电阻率，确定所述目的储层在目标井位置处的电阻率；
基于预设储层参数阈值、预设脆性指数阈值和预设电阻率阈值，以及所述渗透率非均质性参数的数值、所述地层压力保持度、所述目的储层的脆性指数和电阻率，确定所述目的储层的可压性等级。
6.根据权利要求5所述的一种确定储层可压性的方法，其特征在于，
所述预设脆性指数阈值包括：预设第一脆性指数阈值、预设第二脆性指数阈值和预设第三脆性指数阈值；其中，所述预设第一脆性指数阈值大于所述预设第二脆性指数阈值，所述预设第二脆性指数阈值大于所述预设第三脆性指数阈值；
所述预设电阻率阈值包括：预设第一电阻率阈值、预设第二电阻率阈值和预设第三电阻率阈值；其中，所述预设第一电阻率阈值大于所述预设第二电阻率阈值，所述预设第二电阻率阈值大于所述预设第三电阻率阈值。
7.根据权利要求5所述的一种确定储层可压性的方法，其特征在于，所述方法还提供有所述目的储层在目标井位置处的自然电位测井曲线；所述方法还包括：
基于预设储层参数阈值、预设脆性指数阈值、预设电阻率阈值和预设自然电位变化阈值，以及所述渗透率非均质性参数的数值、所述地层压力保持度、所述目的储层的脆性指数、所述目的储层的电阻率和所述自然电位测井曲线中指定地层深度段内的自然电位变化值，确定所述目的储层的可压性等级。
8.根据权利要求1所述的一种确定储层可压性的方法，其特征在于，所述方法还提供有所述目的储层的动态生产信息，其中，所述动态生产信息包括：动态产油量曲线、动态产液量曲线和含水率曲线；所述方法还包括：
当所述目的储层的动态产液量曲线在指定第一时间段内的产液量变化值大于预设产液量变化阈值或者含水率曲线在指定第二时间段内的含水率变化值大于预设含水率变化阈值时，确定所述目的储层不可压。
9.根据权利要求1所述的一种确定储层可压性的方法，其特征在于，所述方法还提供有所述目的储层在指定井位置处对应的动液面，所述方法还包括：
根据所述目的储层的可压性等级，确定所述目的储层的地层压力恢复度；
建立所述目的储层在指定井位置处对应的动液面与地层压力保持度的关联关系；
基于所述关联关系和所述目的储层在指定井位置处对应的动液面，确定所述目的储层在指定井位置处的地层压力保持度；
根据预设压裂液返排率、所述目的储层在指定井位置处对应的地层压力保持度以及所述地层压力恢复度，计算所述目的储层在指定井位置处的注入液量。
10.根据权利要求9所述的一种确定储层可压性的方法，其特征在于，采用下述公式计算所述目的储层在指定井位置处的注入液量：
其中，V表示所述注入液量，P表示所述指定原始地层压力，λ1表示所述地层压力恢复度，λ2表示所述目的储层在指定井位置处对应的地层压力保持度，α表示所述预设压裂液返排率，V0表示单位地层压降采出原油体积；所述单位地层压降采出原油体积根据所述指定井的单井控制储量和所述目的储层在所述指定井位置处的地饱压差确定。
11.一种确定储层可压性的装置，其特征在于，所述装置提供目的储层在目标井位置处的储层参数信息；其中，所述目的储层在所述目标井位置处包括多个采样点，所述储层参数信息包括所述采样点位置处的渗透率，以及所述多个采样点中指定采样点位置处的地层压力；所述装置包括：非均质参数确定模块、储层参数确定模块和可压性确定模块；其中，
所述非均质参数确定模块，用于基于所述采样点位置处的渗透率，确定所述目的储层的渗透率非均质性参数的数值；其中，所述渗透率非均质性参数包括：渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率极差；
所述储层参数确定模块，用于基于所述指定采样点位置处的地层压力，以及所述目的储层的指定原始地层压力，确定所述目的储层在所述目标井位置处对应的地层压力保持度；所述指定原始地层压力表示所述目的储层未开采时的地层压力；
所述可压性确定模块，用于基于所述渗透率非均质性参数的数值和所述地层压力保持度，确定所述目的储层的可压性等级。
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