CN108035709A - 一种页岩储层质量的确定方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本申请实施例公开了一种页岩储层质量的确定方法及装置。所述方法提供有目的层段中钻井位置处的测井曲线数据；所述方法包括：根据所述测井曲线数据中的铀含量测井曲线、自然伽马测井曲线、岩性密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数；根据所述测井曲线数据中的岩性密度测井曲线、纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数；根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量。本申请实施例提供的技术方案，可以提高确定页岩储层质量的精确度。
Description
技术领域
本申请涉及油气勘探开发技术领域，特别涉及一种页岩储层质量的确定方法及装置。
背景技术
页岩储层作为一种非常规储层，其岩性主要以碳质页岩、硅质页岩以及粉砂质页岩为主，沉积于安静的水体环境。页岩储层物性极其致密，在过去的油气田勘探开发中，一直将其视为烃源岩。随着水平井技术以及水力压力技术的进步，人们发现，从页岩中也能开采出可观的油气。然而并不是所有页岩气藏中都能开采出页岩气，而决定页岩气藏开采效益中最基础的一环是页岩气藏的储层质量。
目前页岩储层质量的评价方法主要是应用页岩地质参数(总有机碳含量、成熟度、孔隙度和脆性矿物含量等)来划分页岩储层质量的等级。而这些页岩地质参数需要基于大量的岩心分析化验资料得到，在缺少分析化验资料的地区，往往无法形成比较精确的评价模型，而且页岩储层的非均质性较强，利用分析化验的页岩样品评价的储层质量并不能代表其余邻近未进行分析化验的页岩的储层质量，从而导致现有技术的评价方法精度较低。
应该注意，上面对技术背景的介绍只是为了方便对本申请的技术方案进行清楚、完整的说明，并方便本领域技术人员的理解而阐述的。不能仅仅因为这些方案在本申请的背景技术部分进行了阐述而认为上述技术方案为本领域技术人员所公知。
发明内容
本申请实施例的目的是提供一种页岩储层质量的确定方法及装置，以提高确定页岩储层质量的精确度。
为解决上述技术问题，本申请实施例提供一种页岩储层质量的确定方法及装置是这样实现的：
一种页岩储层质量的确定方法，提供有目的层段中钻井位置处的测井曲线数据；所述方法包括：
根据所述测井曲线数据中的铀含量测井曲线、自然伽马测井曲线、岩性密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数；
根据所述测井曲线数据中的岩性密度测井曲线、纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数；
根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量。
优选方案中，所述根据所述测井曲线数据中的铀含量测井曲线、自然伽马测井曲线、岩性密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数，包括：
根据所述铀含量测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩总有机碳含量；
根据所述自然伽马测井曲线、所述声波时差测井曲线和所述岩性密度测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩孔隙度；
根据所述页岩总有机碳含量和所述页岩孔隙度，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数。
优选方案中，采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的页岩总有机碳含量：
TOCi＝0.2624HURAi-0.092
其中，TOCi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的页岩总有机碳含量，HURAi表示第i个测样点的铀含量的测井值；其中，所述第i个测样点的铀含量的测井值从所述铀含量测井曲线中获取。
优选方案中，采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的页岩孔隙度：
其中，φi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的页岩孔隙度，表示第i个测样点的声波时差的测井值，表示第i个测样点的岩心密度的测井值，GRi表示第i个测样点的自然伽马的测井值；其中，所述第i个测样点的声波时差、岩心密度和自然伽马的测井值分别从所述自然伽马测井曲线、所述声波时差测井曲线和所述岩性密度测井曲线中获取。
优选方案中，所述根据所述页岩总有机碳含量和所述页岩孔隙度，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数，包括：
采用下述公式分别对所述页岩总有机碳含量和所述页岩总有机碳含量进行归一化处理，得到归一化后的页岩总有机碳含量和页岩总有机碳含量：
其中，ΔTOCi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的归一化后的页岩总有机碳含量，TOCi表示第i个测样点的页岩总有机碳含量，TOCmax和TOCmin分别表示所述页岩总有机碳含量中的最大值和最小值；Δφi表示第i个测样点的归一化后的页岩孔隙度，φi表示第i个测样点的页岩孔隙度，φmax和φmin分别表示所述页岩孔隙度中的最大值和最小值；
根据所述归一化后的页岩总有机碳含量和页岩总有机碳含量，采用下述公式计算所述页岩含气性指数：
其中，GCIi表示第i个测样点的页岩含气性指数。
优选方案中，所述根据所述测井曲线数据中的岩性密度测井曲线、纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数，包括：
根据所述岩性密度测井曲线、所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的杨氏模量，以及根据所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的泊松比；
根据所述杨氏模量和所述泊松比，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数。
优选方案中，采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的杨氏模量：
其中，Ei表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的杨氏模量，表示第i个测样点的岩心密度的测井值，和分别表示第i个测样点的纵波时差和横波时差的测井值；其中，所述第i个测样点的岩心密度、纵波时差和横波时差的测井值分别从所述岩性密度测井曲线、所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线中获取。
优选方案中，采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的泊松比：
其中，υi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的泊松比，和分别表示第i个测样点的纵波时差和横波时差的测井值；其中，所述第i个测样点的纵波时差和横波时差的测井值分别从所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线中获取。
优选方案中，所述根据所述杨氏模量和所述泊松比，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数，包括：
采用下述公式分别对所述杨氏模量和所述泊松比进行归一化处理，得到归一化后的杨氏模量和泊松比：
其中，ΔEi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的归一化后的杨氏模量，Ei表示第i个测样点的杨氏模量，Emax和Emin分别表示所述杨氏模量中的最大值和最小值；Δυi表示第i个测样点的归一化后的泊松比，υi表示第i个测样点的泊松比，υmax和υmin分别表示所述泊松比中的最大值和最小值；
根据所述归一化后的杨氏模量和泊松比，采用下述公式计算所述页岩脆性指数：
其中，BIi表示第i个测样点的页岩脆性指数。
优选方案中，所述根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量，包括：
根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量指数；
根据所述质量指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级；具体地，当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第一预设指数阈值范围内时，确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第一等级；当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第二预设指数阈值范围内时，确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第二等级；当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第三预设指数阈值范围内时，确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第三等级；当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第四预设指数阈值范围内时，确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第四等级。
优选方案中，采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的质量指数：
RQIi＝e1×GCIi+e2×BIi
k＝1/ln n
其中，RQIi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的质量指数，GCIi表示第i个测样点的页岩含气性指数，BIi表示第i个测样点的页岩脆性指数；e1和e2分别表示所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数分别对页岩储层质量的权重系数；n表示所述目的层段中钻井位置处的测样点的数量；其中，当GCIi＝0时，GCIi lnGCIi＝0；以及当BIi＝0时，BIi ln BIi＝0。
一种页岩储层质量的确定装置，所述装置提供目的层段中钻井位置处的测井曲线数据；所述装置包括：含气性指数确定单元、脆性指数确定单元和质量确定单元；其中，
所述含气性指数确定单元，用于根据所述测井曲线数据中的铀含量测井曲线、自然伽马测井曲线、岩性密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数；
所述脆性指数确定单元，用于根据所述测井曲线数据中的纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数；
所述质量确定单元，用于根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量。
优选方案中，所述含气性指数确定单元包括：有机碳含量确定模块、孔隙度确定模块和含气性确定模块；其中，
所述有机碳含量确定模块，用于根据所述铀含量测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩总有机碳含量；
所述孔隙度确定模块，用于根据所述自然伽马测井曲线、所述声波时差测井曲线和所述岩性密度测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩孔隙度；
所述含气性确定模块，用于根据所述页岩总有机碳含量和所述页岩孔隙度，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数。
优选方案中，所述脆性指数确定单元包括：力学参数确定模块和脆性确定模块；其中，
所述力学参数确定模块，用于根据所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的杨氏模量和泊松比；
所述脆性确定模块，用于根据所述杨氏模量和所述泊松比，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数。
本申请实施例提供了一种页岩储层质量的确定方法及装置，综合考虑了页岩储层地质含气性参数和工程可压性参数，即所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，可以全面地对页岩储层的质量进行确定，提高了页岩储层质量确定的精度。不仅如此，根据测井曲线数据确定页岩含气性指数和页岩脆性指数，可以避免储层质量确定时需要大量分析化验的缺点，且可以实现页岩储层的质量连续定量评价。
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是本申请一种页岩储层质量的确定方法实施例的流程图；
图2是本申请实施例中N203井的页岩储层质量的结果图；
图3是本申请实施例中N203井的页岩储层的页岩含气性指数与页岩脆性指数的交会图；
图4是本申请页岩储层质量的确定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页岩储层质量的确定方法及装置。
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。
本申请实施例提供了一种页岩储层质量的确定方法。所述页岩储层质量的确定方法提供有目的层段中钻井位置处的测井曲线数据。
在本实施方式中，所述目的层段可以是储层质量尚未确定的页岩储层。所述目的层段中的钻井位置可以指通过在所述目的层段中已经开设的钻井，能够检测测井曲线数据的位置。
在本实施方式中，可以通过钻井的方式和数据采集的方式，获取所述测井曲线数据。
在本实施方式中，所述测井曲线数据可以包括铀含量测井曲线、自然伽马测井曲线、声波时差测井曲线、岩性密度测井曲线，以及纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线。其中，所述声波时差测井曲线可以通过常规声波测井的方法获取，例如阵列声波测井等。所述纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线可以分别通过单极子声波测井和偶极子声波测井等测井方法获取。
由于页岩储层质量通常受地质条件和工程条件两个方面的影响，其中，地质条件主要体现在总有机碳含量和孔隙度上，工程条件主要体现在可压性上，即岩石脆性上，这些参数均可以通过常规测井曲线获得，因此，获取目的层段中钻井位置处的测井曲线数据，可以后续确定页岩储层质量提供数据基础。
图1是本申请一种页岩储层质量的确定方法实施例的流程图。如图1所示，所述页岩储层质量的确定方法，包括以下步骤。
步骤S101：根据所述测井曲线数据中的铀含量测井曲线、自然伽马测井曲线、岩性密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数。
在本实施方式中，根据所述测井曲线数据中的铀含量测井曲线、自然伽马测井曲线、岩性密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数，具体可以包括，可以根据所述铀含量测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩总有机碳含量。可以根据所述自然伽马测井曲线、所述声波时差测井曲线和所述岩性密度测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩孔隙度。可以根据所述页岩总有机碳含量和所述页岩孔隙度，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数。
在本实施方式中，根据所述铀含量测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩总有机碳含量，具体可以包括，可以从所述铀含量测井曲线中获取所述目的层段中钻井位置处的各个测样点的铀含量。其中，所述测样点表示对测井曲线进行解释时的测井解释点。并通过实验测量的方式获得所述目的层段中钻井位置处的各个实测点的页岩有机碳含量。其中，测样点的数量远多于实测点的数量，且实测点的位置与部分测样点的位置重合。例如，选取四川盆地南缘长宁国家级页岩开发示范区内的一口评价井N203井，目的层段包括上奥陶统五峰组以及下志留统龙马溪组，处理井段深度为2200～2400m，该井段为陆棚沉积环境，水体较为安静，沉积了巨厚的页岩，页岩主体由黏土矿物、石英以及碳酸盐矿物组成。该井段范围内共有页岩孔隙度和页岩总有机碳含量实测点196个，测井解释点1601个。这样，可以基于各个实测点的铀含量和页岩有机碳含量，可以通过线性拟合的方法建立铀含量与页岩有机碳含量的关联关系。根据所述关联关系，可以确定所述目的层段中钻井位置处的所有测样点的页岩有机碳含量。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的页岩总有机碳含量：
TOCi＝0.2624HURAi-0.092
其中，TOCi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的页岩总有机碳含量，HURAi表示第i个测样点的铀含量的测井值；其中，所述第i个测样点的铀含量的测井值可以从所述铀含量测井曲线中获取。
在本实施方式中，针对N203井，可以基于各个实测点的声波时差、岩心密度和自然伽马的测井值，以及页岩孔隙度，可以通过多元回归分析的方法建立页岩孔隙度与声波时差、岩心密度、自然伽马关联关系。根据该关联关系，可以确定所述目的层段中钻井位置处的所有测样点的页岩孔隙度。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的页岩孔隙度：
其中，φi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的页岩孔隙度，表示第i个测样点的声波时差的测井值，表示第i个测样点的岩心密度的测井值，GRi表示第i个测样点的自然伽马的测井值；其中，所述第i个测样点的声波时差、岩心密度和自然伽马的测井值分别从所述自然伽马测井曲线、所述声波时差测井曲线和所述岩性密度测井曲线中获取。
在本实施方式中，根据所述页岩总有机碳含量和所述页岩孔隙度，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数，具体可以包括，可以采用下述公式分别对所述页岩总有机碳含量和所述页岩总有机碳含量进行归一化处理，得到归一化后的页岩总有机碳含量和页岩总有机碳含量：
其中，ΔTOCi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的归一化后的页岩总有机碳含量，TOCi表示第i个测样点的页岩总有机碳含量，TOCmax和TOCmin分别表示所述页岩总有机碳含量中的最大值和最小值；Δφi表示第i个测样点的归一化后的页岩孔隙度，φi表示第i个测样点的页岩孔隙度，φmax和φmin分别表示所述页岩孔隙度中的最大值和最小值。
根据所述归一化后的页岩总有机碳含量和页岩总有机碳含量，可以采用下述公式计算所述页岩含气性指数：
其中，GCIi表示第i个测样点的页岩含气性指数。
步骤S102：根据所述测井曲线数据中的岩性密度测井曲线、纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数。
在本实施方式中，根据所述测井曲线数据中的岩性密度测井曲线、纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数，具体可以包括，可以根据所述岩性密度测井曲线、所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的杨氏模量，以及可以根据所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的泊松比。可以根据所述杨氏模量和所述泊松比，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的杨氏模量：
其中，Ei表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的杨氏模量，表示第i个测样点的岩心密度的测井值，和分别表示第i个测样点的纵波时差和横波时差的测井值；其中，所述第i个测样点的岩心密度、纵波时差和横波时差的测井值分别从所述岩性密度测井曲线、所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线中获取。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的泊松比：
其中，υi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的泊松比，和分别表示第i个测样点的纵波时差和横波时差的测井值；其中，所述第i个测样点的纵波时差和横波时差的测井值分别从所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线中获取。
在本实施方式中，根据所述杨氏模量和所述泊松比，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数，具体可以包括，可以采用下述公式分别对所述杨氏模量和所述泊松比进行归一化处理，得到归一化后的杨氏模量和泊松比：
其中，ΔEi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的归一化后的杨氏模量，Ei表示第i个测样点的杨氏模量，Emax和Emin分别表示所述杨氏模量中的最大值和最小值；Δυi表示第i个测样点的归一化后的泊松比，υi表示第i个测样点的泊松比，υmax和υmin分别表示所述泊松比中的最大值和最小值。
根据所述归一化后的杨氏模量和泊松比，可以采用下述公式计算所述页岩脆性指数：
其中，BIi表示第i个测样点的页岩脆性指数。
步骤S103：根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量。
在本实施方式中，根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量，具体可以包括，可以根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量指数。根据所述质量指数，可以确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级。具体地，当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第一预设指数阈值范围内时，可以确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第一等级；当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第二预设指数阈值范围内时，可以确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第二等级；当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第三预设指数阈值范围内时，可以确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第三等级；当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第四预设指数阈值范围内时，可以确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第四等级。其中，所述第一等级高于所述第二等级，所述第二等级高于所述第三等级，所述第三等级高于所述第四等级，且等级越高，表明页岩储层质量越高。所述第一预设指数阈取值范围可以为大于0.5。所述第二预设指数阈取值范围可以为大于或等于0.4、且小于或等于0.5。所述第三预设指数阈取值范围可以为大于或等于0.3、且小于0.4。所述第四预设指数阈取值范围可以为大于或等于0、且小于0.3。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的质量指数：
RQIi＝e1×GCIi+e2×BIi
k＝1/ln n
其中，RQIi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的质量指数，GCIi表示第i个测样点的页岩含气性指数，BIi表示第i个测样点的页岩脆性指数；e1和e2分别表示所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数分别对页岩储层质量的权重系数；n表示所述目的层段中钻井位置处的测样点的数量；其中，当GCIi＝0时，GCIi ln GCIi＝0；以及当BIi＝0时，BIi ln BIi＝0。
例如，图2是本申请实施例中N203井的页岩储层质量的结果图。图2中包括七道数据，其中，第一道数据包括地层深度，单位为米(m)；第二道数据包括采用本申请方法计算的不同测样点所在地层深度处的孔隙度以及实验测量得到的不同实测点所在地层深度处的孔隙度，单位为百分比(％)；第三道数据包括采用本申请方法计算的不同测样点所在地层深度处的总有机碳含量(TOC)以及实验测量得到的不同实测点所在地层深度处的总有机碳含量(TOC)，单位为百分比(％)；第四道数据包括不同测样点所在地层深度处的泊松比和杨氏模量，杨氏模量的单位为吉帕(GPa)；第五道数据包括采用本申请方法计算的不同测样点所在地层深度处的含气性指数，无量纲；第六道数据包括采用本申请方法计算的不同测样点所在地层深度处的脆性指数，无量纲；第七道数据包括采用本申请方法计算的不同测样点所在地层深度处的质量指数，无量纲。如图2所示，采用本申请方法计算的孔隙度与实验测量得到的孔隙度比较接近，以及采用本申请方法计算的总有机碳含量与实验测量得到的总有机碳含量也比较接近，表明本申请的方法可以替代大量的分析化验，得到用于评价页岩储层质量的参数数据，可以满足现场生产的需要，如此，可以降低页岩储层质量评价的成本，以及提高页岩储层质量评价的可操作性。
图3是本申请实施例中N203井的页岩储层的页岩含气性指数与页岩脆性指数的交会图。图3中的横坐标和纵坐标分别为页岩含气性指数和页岩脆性指数。图3中的方形点或圆形点表示页岩储层质量指数(RQI)。其中，页岩含气性指数用于反映页岩地质储集性，页岩脆性指数用于反映页岩工程可压性。如图3所示，按照页岩储层质量指数的大小，可以将页岩储层质量划分为RQI＞0.5、0.4≤RQI≤0.5、0.3≤RQI＜0.4和0≤RQI＜0.3四个质量等级，且在每一个质量等级内，页岩含气性指数与页岩脆性指数均呈反比，即随着页岩地质储集性的增加，页岩工程可压性减小，因此，仅用页岩地质储集性或者页岩工程可压性对页岩储层质量进行评价是比较片面的，而综合页岩地质和页岩工程参数的页岩储层质量指数可以更加全面地评价页岩储层质量的好坏。
所述页岩储层质量的确定方法实施例，综合考虑了页岩储层地质含气性参数和工程可压性参数，即所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，可以全面地对页岩储层的质量进行确定，提高了页岩储层质量确定的精度。不仅如此，根据测井曲线数据确定页岩含气性指数和页岩脆性指数，可以避免储层质量确定时需要大量分析化验的缺点，且可以实现页岩储层的质量连续定量评价。
图4是本申请页岩储层质量的确定装置实施例的组成结构图。所述页岩储层质量的确定装置提供目的层段中钻井位置处的测井曲线数据。如图4所示，所述页岩储层质量的确定装置可以包括：含气性指数确定单元100、脆性指数确定单元200和质量确定单元300。
所述含气性指数确定单元100，可以用于根据所述测井曲线数据中的铀含量测井曲线、自然伽马测井曲线、岩性密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数。
所述脆性指数确定单元200，可以用于根据所述测井曲线数据中的纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数。
所述质量确定单元300，可以用于根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量。
在本申请一个优选实施方式中，所述含气性指数确定单元100具体可以包括：有机碳含量确定模块、孔隙度确定模块和含气性确定模块。
所述有机碳含量确定模块，用于根据所述铀含量测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩总有机碳含量；
所述孔隙度确定模块，用于根据所述自然伽马测井曲线、所述声波时差测井曲线和所述岩性密度测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩孔隙度；
所述含气性确定模块，用于根据所述页岩总有机碳含量和所述页岩孔隙度，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数。
在本申请一个优选实施方式中，所述脆性指数确定单元200具体可以包括：力学参数确定模块和脆性确定模块。
所述力学参数确定模块，可以用于根据所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的杨氏模量和泊松比；
所述脆性确定模块，可以用于根据所述杨氏模量和所述泊松比，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数。
所述页岩储层质量的确定装置实施例与所述页岩储层质量的确定方法实施例相对应，可以实现页岩储层质量的确定方法实施例的技术方案，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。
控制器可以按任何适当的方式实现，例如，控制器可以采取例如微处理器或处理器以及存储可由该(微)处理器执行的计算机可读程序代码(例如软件或固件)的计算机可读介质、逻辑门、开关、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器的形式，控制器的例子包括但不限于以下微控制器：ARC 625D、Atmel AT91SAM、Microchip PIC18F26K20以及Silicone Labs C8051F320，存储器控制器还可以被实现为存储器的控制逻辑的一部分。
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、模块或单元，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单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各单元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 (14)
1.一种页岩储层质量的确定方法，其特征在于，提供有目的层段中钻井位置处的测井曲线数据；所述方法包括：
根据所述测井曲线数据中的铀含量测井曲线、自然伽马测井曲线、岩性密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数；
根据所述测井曲线数据中的岩性密度测井曲线、纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数；
根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述测井曲线数据中的铀含量测井曲线、自然伽马测井曲线、岩性密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数，包括：
根据所述铀含量测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩总有机碳含量；
根据所述自然伽马测井曲线、所述声波时差测井曲线和所述岩性密度测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩孔隙度；
根据所述页岩总有机碳含量和所述页岩孔隙度，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的页岩总有机碳含量：
TOCi＝0.2624HURAi-0.092
其中，TOCi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的页岩总有机碳含量，HURAi表示第i个测样点的铀含量的测井值；其中，所述第i个测样点的铀含量的测井值从所述铀含量测井曲线中获取。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的页岩孔隙度：
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<mi>i</mi>
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</msub>
<mo>+</mo>
<mn>8.1904</mn>
</mrow>
其中，φi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的页岩孔隙度，表示第i个测样点的声波时差的测井值，表示第i个测样点的岩心密度的测井值，GRi表示第i个测样点的自然伽马的测井值；其中，所述第i个测样点的声波时差、岩心密度和自然伽马的测井值分别从所述自然伽马测井曲线、所述声波时差测井曲线和所述岩性密度测井曲线中获取。
5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据所述页岩总有机碳含量和所述页岩孔隙度，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数，包括：
采用下述公式分别对所述页岩总有机碳含量和所述页岩总有机碳含量进行归一化处理，得到归一化后的页岩总有机碳含量和页岩总有机碳含量：
<mrow>
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<mi>&Delta;TOC</mi>
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</mrow>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
</mrow>
其中，ΔTOCi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的归一化后的页岩总有机碳含量，TOCi表示第i个测样点的页岩总有机碳含量，TOCmax和TOCmin分别表示所述页岩总有机碳含量中的最大值和最小值；Δφi表示第i个测样点的归一化后的页岩孔隙度，φi表示第i个测样点的页岩孔隙度，φmax和φmin分别表示所述页岩孔隙度中的最大值和最小值；
根据所述归一化后的页岩总有机碳含量和页岩总有机碳含量，采用下述公式计算所述页岩含气性指数：
<mrow>
<mfrac>
<mn>2</mn>
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</mrow>
</mfrac>
</mrow>
其中，GCIi表示第i个测样点的页岩含气性指数。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述测井曲线数据中的岩性密度测井曲线、纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数，包括：
根据所述岩性密度测井曲线、所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的杨氏模量，以及根据所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的泊松比；
根据所述杨氏模量和所述泊松比，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的杨氏模量：
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<mn>1</mn>
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</mfrac>
</mrow>
其中，Ei表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的杨氏模量，表示第i个测样点的岩心密度的测井值，和Δts i分别表示第i个测样点的纵波时差和横波时差的测井值；其中，所述第i个测样点的岩心密度、纵波时差和横波时差的测井值分别从所述岩性密度测井曲线、所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线中获取。
8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的泊松比：
<mrow>
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<mn>2</mn>
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<mn>1</mn>
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</mfrac>
</mrow>
其中，υi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的泊松比，和Δts i分别表示第i个测样点的纵波时差和横波时差的测井值；其中，所述第i个测样点的纵波时差和横波时差的测井值分别从所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线中获取。
9.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述根据所述杨氏模量和所述泊松比，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数，包括：
采用下述公式分别对所述杨氏模量和所述泊松比进行归一化处理，得到归一化后的杨氏模量和泊松比：
<mrow>
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<mi>&Delta;E</mi>
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</mrow>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
</mrow>
其中，ΔEi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的归一化后的杨氏模量，Ei表示第i个测样点的杨氏模量，Emax和Emin分别表示所述杨氏模量中的最大值和最小值；Δυi表示第i个测样点的归一化后的泊松比，υi表示第i个测样点的泊松比，υmax和υmin分别表示所述泊松比中的最大值和最小值；
根据所述归一化后的杨氏模量和泊松比，采用下述公式计算所述页岩脆性指数：
<mrow>
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<mn>2</mn>
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<mi>BI</mi>
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</mrow>
</mfrac>
</mrow>
其中，BIi表示第i个测样点的页岩脆性指数。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量，包括：
根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量指数；
根据所述质量指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级；具体地，当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第一预设指数阈值范围内时，确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第一等级；当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第二预设指数阈值范围内时，确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第二等级；当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第三预设指数阈值范围内时，确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第三等级；当所述目的层段中钻井位置处的质量指数在第四预设指数阈值范围内时，确定所述目的层段中钻井位置处的质量等级为第四等级。
11.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，采用下述公式确定所述目的层段中钻井位置处的质量指数：
RQIi＝e1×GCIi+e2×BIi
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k＝1/ln n
其中，RQIi表示所述目的层段中钻井位置处的第i个测样点的质量指数，GCIi表示第i个测样点的页岩含气性指数，BIi表示第i个测样点的页岩脆性指数；e1和e2分别表示所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数分别对页岩储层质量的权重系数；n表示所述目的层段中钻井位置处的测样点的数量；其中，当GCIi＝0时，GCIi ln GCIi＝0；以及当BIi＝0时，BIi lnBIi＝0。
12.一种页岩储层质量的确定装置，其特征在于，所述装置提供目的层段中钻井位置处的测井曲线数据；所述装置包括：含气性指数确定单元、脆性指数确定单元和质量确定单元；其中，
所述含气性指数确定单元，用于根据所述测井曲线数据中的铀含量测井曲线、自然伽马测井曲线、岩性密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数；
所述脆性指数确定单元，用于根据所述测井曲线数据中的纵波时差测井曲线和横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数；
所述质量确定单元，用于根据所述页岩含气性指数和所述页岩脆性指数，确定所述目的层段中钻井位置处的质量。
13.根据权利要求12所述的装置，其特征在于，所述含气性指数确定单元包括：有机碳含量确定模块、孔隙度确定模块和含气性确定模块；其中，
所述有机碳含量确定模块，用于根据所述铀含量测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩总有机碳含量；
所述孔隙度确定模块，用于根据所述自然伽马测井曲线、所述声波时差测井曲线和所述岩性密度测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩孔隙度；
所述含气性确定模块，用于根据所述页岩总有机碳含量和所述页岩孔隙度，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩含气性指数。
14.根据权利要求12所述的装置，其特征在于，所述脆性指数确定单元包括：力学参数确定模块和脆性确定模块；其中，
所述力学参数确定模块，用于根据所述纵波时差测井曲线和所述横波时差测井曲线，确定所述目的层段中钻井位置处的杨氏模量和泊松比；
所述脆性确定模块，用于根据所述杨氏模量和所述泊松比，确定所述目的层段中钻井位置处的页岩脆性指数。
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