CN110412661A - 细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法及装置，首先获取目标区域内取心井的岩心数据和测井数据，以及待评价井的测井数据；并计算每种岩性的甜点品质；然后根据取心井的测井数据和岩心的岩性，确定每种岩性与测井数据的对应关系；接着根据待评价井的测井数据和上述对应关系，确定待评价井的岩性解释数据；其次根据该岩性解释数据和岩性的甜点品质，计算待评价井每一深度点对应的预设地层段的综合甜点品质；进而根据预设地层段的综合甜点品质，确定待评价井的甜点段优势段簇。本方法通过筛选出待评价井中的甜点段优势段簇，可以提高射孔簇的起裂效率，降低压裂成本，并提高单井产量。

Description

细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法及装置
技术领域
本发明涉及油气开发技术领域，尤其是涉及一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法及装置。
背景技术
区别于致密油和页岩油，致密油主要包括致密砂岩油、致密灰岩油，致密油甜点段内岩性均一、含油性呈渐变状态，细粒沉积岩矿物成分复杂、岩性组合多样、不同岩性有机质丰度差异较大、孔隙类型多样，具有自生自储原地残留成藏或近距离运聚成藏的特点，岩性对细粒沉积岩油气藏甜点具有明显控制作用。
目前，细粒沉积岩油勘探已取得重大突破，在开发过程中，通常使用的细粒沉积岩段压裂方案为均匀压裂施工，该压裂方式的射孔簇的起裂效率较低，压裂成本较高。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法及装置，可以提高射孔簇的起裂效率，降低压裂成本，进而提高单井产量。
第一方面，本发明实施例提供了一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法，包括：获取目标区域内取心井的岩心数据和测井数据，以及待评价井的测井数据；该岩心数据包括岩心的岩性，以及每种岩性的有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量；根据上述有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量，计算每种岩性的甜点品质；根据取心井的测井数据和岩心的岩性，确定每种岩性与测井数据的对应关系；根据待评价井的测井数据和上述对应关系，确定待评价井的岩性解释数据；根据该岩性解释数据和岩性的甜点品质，计算待评价井每一深度点对应的预设地层段的综合甜点品质；根据预设地层段的综合甜点品质，确定待评价井的甜点段优势段簇。
结合第一方面，本发明实施例提供了第一方面的第一种可能的实施方式，其中，上述根据该岩性解释数据和岩性的甜点品质计算待评价井每一深度点对应预设地层段的综合甜点品质的计算公式，包括：Qn＝(d岩性1q岩性1+d岩性2q岩性2+...+d岩性kq岩性k)/(d岩性1+d岩性2+...+d岩性k)，式中，Qn表示每一深度点上下各n/2米对应的地层段的综合甜点品质；k表示该地层段中岩性的层数；d岩性k表示该地层段中第k层岩性的厚度；q岩性k表示该地层段中第k层岩性的甜点品质；d岩性1、d岩性2分别表示该地层段中第1层岩性和第2层岩性的厚度；q岩性1、q岩性2分别表示该地层段中第1层岩性和第2层岩性的甜点品质。
结合第一方面或第一方面的第一种可能的实施方式，本发明实施例提供了第一方面的第二种可能的实施方式，其中，上述预设地层段包括：该深度点相邻第一预设深度对应的第一预设地层段，该深度点相邻第二预设深度对应的第二预设地层段，以及该深度点相邻第三预设深度对应的第三预设地层段；其中，上述第一预设深度大于第二预设深度，该第二预设深度大于第三预设深度。
结合第一方面的第二种可能的实施方式，本发明实施例提供了第一方面的第三种可能的实施方式，其中，上述根据预设地层段的综合甜点品质，确定待评价井的甜点段优势段簇的步骤，包括：根据第一预设地层段的综合甜点品质确定待评价井甜点段中的优势层段；根据第二预设地层段的综合甜点品质及第三预设地层段的综合甜点品质确定上述优势层段中优势簇的位置。
结合第一方面的第三种可能的实施方式，本发明实施例提供了第一方面的第四种可能的实施方式，其中，上述根据第一预设地层段的综合甜点品质确定待评价井甜点段中的优势层段的步骤，包括：根据第一预设地层段的综合甜点品质设置第一曲线；将待评价井的井底位置确定为优势层段第一节点；逐次查找该第一曲线在优势层段第N节点上部预设深度范围内的最小值，并将该最小值对应的深度确定为优势层段第N+1节点，直至确定该待评价井的所有优势层段节点；其中，N为正整数；将优势层段第N+1节点的对应深度减去第四预设深度作为第N个优势层段的终点，将优势层段第N+1节点的对应深度加上第五预设深度作为第N+1个优势层段的起点。
结合第一方面的第三种可能的实施方式，本发明实施例提供了第一方面的第五种可能的实施方式，其中，上述根据第二预设地层段的综合甜点品质及第三预设地层段的综合甜点品质确定优势层段中优势簇的位置的步骤，包括：根据第二预设地层段的综合甜点品质和第三预设地层段的综合甜点品质分别设置第二曲线和第三曲线；识别第三曲线在各个优势层段内的曲线形态特征；该曲线形态特征包括：平直型、漏斗-钟型或规律浮动型；根据该曲线形态特征的识别结果及第二曲线确定优势层段中优势簇的位置。
结合第一方面的第五种可能的实施方式，本发明实施例提供了第一方面的第六种可能的实施方式，其中，上述根据该曲线形态特征的识别结果及第二曲线确定优势层段中优势簇的位置的步骤，包括：如果该曲线形态特征的识别结果为平直型，则在对应优势层段内均匀布置射孔点以进行单簇压裂；如果该曲线形态特征的识别结果为漏斗-钟型，则获取对应优势层段内上述第三曲线的最小值，并将该最小值对应深度的相邻第六预设深度确定为该优势层段的优势簇的簇间距，以进行双簇压裂；如果该曲线形态特征的识别结果为规律浮动型，则获取对应优势层段内上述第二曲线的第一最小值和第二最小值，并将该第一最小值对应深度的相邻第七预设深度和第二最小值对应深度的相邻第八预设深度确定为该优势层段的优势簇的簇间距，以进行三簇压裂。
结合第一方面，本发明实施例提供了第一方面的第七种可能的实施方式，其中，上述根据该有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量，计算每种岩性的甜点品质的步骤，包括：根据该有机碳含量、镜质体反射率和生烃潜量确定每种岩性的烃源岩甜点指数；根据该孔隙度确定每种岩性的储层甜点指数；根据该矿物质含量确定每种岩性的工程脆性指数；根据上述烃源岩甜点指数、储层甜点指数和工程脆性指数计算每种岩性的甜点品质。
结合第一方面的第七种可能的实施方式，本发明实施例提供了第一方面的第八种可能的实施方式，其中，上述根据该烃源岩甜点指数、储层甜点指数和工程脆性指数计算每种岩性的甜点品质的计算公式，包括：q＝0.2×k烃源岩+0.4×k储层+0.4×k工程脆性，式中，q为岩性的甜点品质，k烃源岩为烃源岩甜点指数，k储层为储层甜点指数，k工程脆性为工程脆性指数。
第二方面，本发明实施例还提供了一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价装置，包括：数据获取模块，用于获取目标区域内取心井的岩心数据和测井数据，以及待评价井的测井数据；该岩心数据包括岩心的岩性，以及每种岩性的有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量；甜点品质获取模块，用于根据上述有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量，计算每种岩性的甜点品质；岩性与测井数据对应关系确定模块，用于根据取心井的测井数据和岩心的岩性，确定每种岩性与测井数据的对应关系；岩性解释数据确定模块，用于根据待评价井的测井数据和上述对应关系，确定待评价井的岩性解释数据；综合甜点品质计算模块，用于根据该岩性解释数据和岩性的甜点品质，计算待评价井每一深度点对应的预设地层段的综合甜点品质；优势段簇确定模块，用于根据该预设地层段的综合甜点品质，确定待评价井的甜点段优势段簇。
本发明实施例带来了以下有益效果：
本发明实施例提供的一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法及装置，首先获取目标区域内取心井的岩心数据和测井数据，以及待评价井的测井数据；该岩心数据包括岩心的岩性，以及每种岩性的有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量；并根据上述有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量，计算每种岩性的甜点品质；然后根据取心井的测井数据和岩心的岩性，确定每种岩性与测井数据的对应关系；接着根据待评价井的测井数据和上述对应关系，确定待评价井的岩性解释数据；其次根据该岩性解释数据和岩性的甜点品质，计算待评价井每一深度点对应的预设地层段的综合甜点品质；进而根据预设地层段的综合甜点品质，确定待评价井的甜点段优势段簇。在本方法中，基于岩心数据建立目标区域内岩性的甜点品质评价标准，并结合测井数据建立了其与岩性的对应关系；进而结合待评价井的测井数据获得待评价井的岩性解释，可以更真实反映待评价井地下真实情况；并且，综合考虑地质甜点和工程甜点，优化了射孔簇间距，实现地质与工程的一体化，筛选出甜点段优势段簇，从而有效提高射孔簇的起裂效率，降低压裂成本，并提高单井产量。
本公开的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，或者，部分特征和优点可以从说明书推知或毫无疑义地确定，或者通过实施本公开的上述技术即可得知。
为使本公开的上述目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附附图，作详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式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，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法的流程示意图；
图2为本发明实施例提供的一种通过测井曲线交汇图分析岩性与测井数据之间对应关系的示意图；
图3为本发明实施例提供的一种孔二段细粒沉积岩的岩性类型及其分布情况示意图；
图4为本发明实施例提供的另一种通过测井曲线交汇图分析岩性与测井数据之间对应关系的示意图；
图5为本发明实施例提供的一种待评价井水平段的测井曲线解释结果图；
图6为本发明实施例提供的一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价装置的结构示意图。
图标：61-数据获取模块；62-甜点品质获取模块；63-岩性与测井数据对应关系确定模块；64-岩性解释数据确定模块；65-综合甜点品质计算模块；66-优势段簇确定模块。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
细粒沉积岩油勘探已取得重大突破，但在开发过程中，如何在大套油气显示良好的细粒沉积岩段设计压裂方案，是现阶段面临的难题。目前，通常使用的细粒沉积岩段压裂方案为均匀压裂施工，该压裂方式的射孔簇的起裂效率较低，压裂成本较高。
基于此，本发明实施例提供的一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法及装置，可以筛选出待评价井中的甜点段优势段簇，从而提高射孔簇的起裂效率，降低压裂成本，并提高单井产量。
为便于对本实施例进行理解，首先对本发明实施例所公开的一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法进行详细介绍。
实施例一：
如图1所示，其为本发明实施例提供的一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法的流程示意图，由图1可见，该方法包括以下步骤：
步骤S102：获取目标区域内取心井的岩心数据和测井数据，以及待评价井的测井数据；该岩心数据包括岩心的岩性，以及每种岩性的有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量。
这里，取心井和待评价井都属于同一目标区域。其中，取心井主要为钻取地下岩心，供作观测鉴定、分析实验的样品，以直接获取有关地层的岩性、岩相、物性、生油性、含油性等多方面的资料或参数，它也是使用取心钻头和取心钻具所钻的井。并且，待评价井为需要获得其甜点段优势层段和优势簇的钻井。对于同一目标区域，取心井中的岩性情况往往认为代表了该区域地层的岩性情况，因而可以用于对待评价井的岩性情况进行参考。
上述岩心数据是对取心井中提取的岩心进行联合测试化验分析得到的数据，在本实施例中，该岩心数据包括岩心中含有的各种岩性，以及每种岩性的有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量。
在本实施例中，上述目标区域中的地层岩性大类为细粒沉积岩。并且，在其中一种可能的实施方式中，可以结合岩心中各种岩性的矿物质含量，通过三端元命名法划分岩心的岩性，例如，可以把长英质矿物(长石+石英)、黏土矿物和碳酸盐岩矿物(方解石+白云石)含量的相对多少，把细粒沉积岩划分为碳酸盐岩、黏土岩、细粒长英沉积岩和细粒混合沉积岩。其中划分的标准为，碳酸盐岩的方解石和白云石矿物含量之和大于50％；黏土岩中黏土矿物含量大于50％；细粒长英沉积岩中的长石和石英矿物含量大于50％；细粒混合沉积岩中的三端元矿物含量均小于50％。
步骤S104：根据上述有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量，计算每种岩性的甜点品质。
其中，生烃潜量是生油岩中的有机质在热解时所产生的烃类(油+气)总和，即是岩石中已存在烃(可溶烃)S1和岩石中有机质热解烃S2之和(S1+S2)。
首先，可以根据上述有机碳含量(Total organic carbon，TOC)、镜质体反射率(Ro)和生烃潜量(S1+S2)确定每种岩性的烃源岩甜点指数。这里，可以通过下述方式确定各岩性的烃源岩甜点指数：
以满分1对烃源岩进行打分，Ⅰ类甜点(1分)，TOC≥3％，S1+S2≥10mg/g，0.8％＜Ro＜1.3％；Ⅱ类甜点(0.6分)，2％＜TOC＜3％，S1+S2≥10mg/g，0.6％＜Ro＜0.8％；Ⅲ类甜点(0.2分)，1％＜TOC＜2％，S1+S2≥10mg/g，0.4％＜Ro＜0.6％。
其次，还可以根据上述孔隙度确定每种岩性的储层甜点指数。在其中一种实施方式中，以1分为满分，其中，Ⅰ类甜点(1分)，孔隙度＞7％；Ⅱ类甜点(0.6分)，4％＜孔隙度＜7％；Ⅲ类甜点(0.2分)，孔隙度＜4％。
再者，根据上述矿物质含量确定每种岩性的工程脆性指数。在其中一种实施方式中，以1分为满分，其中，Ⅰ类甜点(1分)，脆性指数＞46％；Ⅱ类甜点(0.6分)，46％＜脆性指数＜38％；Ⅲ类甜点(0.2分)，脆性指数＜38％。计算脆性指数的公式如下：
Y脆性指数＝r石英+0.63r白云石+0.52r长石+0.25r方解石+0.2r黄铁矿+0.18r方沸石+0.02r黏土 (1)
其中，Y脆性指数为对应岩性的脆性指数，r石英、r白云石、r长石、r方解石、r黄铁矿、r方沸石、r黏土分别为对应岩性中的石英含量、白云石含量、长石含量、方解石含量、黄铁矿含量、方沸石含量和粘土含量。
这样，在获得上述烃源岩甜点指数、储层甜点指数和工程脆性指数之后，即可根据这三个指数参量计算对应岩性的甜点品质，在其中一种实施方式中，计算岩性的甜点品质的公式如下：
q＝0.2×k烃源岩+0.4×k储层+0.4×k工程脆性 (2)
式中，q为岩性的甜点品质，k烃源岩为烃源岩甜点指数，k储层为储层甜点指数，k工程脆性为工程脆性指数。
根据计算得到的甜点品质，可以确定目标区域地层中的优势岩性，其中，甜点品质的值越大则表明该岩性越有出油优势。
步骤S106：根据取心井的测井数据和岩心的岩性，确定每种岩性与测井数据的对应关系。
其中，测井数据可以是测井数据文本、测井数据表格或测井数据图件的形式。以测井数据图件为例，获取取心井的不同岩性电阻率、自然伽玛、无铀伽玛、井经、自然电位、薄层电阻率、光吸收截面指数、补偿中子、岩性密度、补偿声波等测井曲线，并统计上述测井曲线的值域分布范围，以优选出对岩性区别度较高的曲线。这里，曲线幅度变化较大的曲线或幅值变化较大的曲线即为对岩性区别度较高的曲线。
在本实施例中，由于目标区域中的岩性划分为碳酸盐岩、黏土岩、细粒长英沉积岩和细粒混合沉积岩四种，因此可以选定两条对岩性区别度较高的曲线，以确定每种岩性与测井数据的对应关系。其中，以两条曲线叠合的交汇图中所反应的值的特征确定对应的岩性，这里，若两条曲线分别代表A和B两个参数，则两条曲线的交汇存在以下四种值的组合情况：A高值B高值，A高值B低值，A低值B高值，A低值B低值，上述四种组合情况分别对应为工区内的四种岩性。在其他实施方式中，根据目标区域内岩性的种类数目，也可以选择一条或多条区别度较高的测井曲线。
在本实施例中，对于选定的曲线1和曲线2，通过测井曲线交汇图分析岩性与测井数据之间对应关系，参见图2为其示意图，首先分别统计最大值和最小值并赋予曲线道的左值和右值，然后将两根曲线按照中线叠合，再根据曲线1和曲线2的相对位置关系分别充填不同颜色。在图2示出的交汇图中，以左1/3线和右1/3线为界，参考交汇图颜色和实测X衍射岩性，分别把岩性解释结果命名为岩性1、岩性2、岩性3和岩性4。
在通过交汇图划分取心井不同深度对应的岩性种类时，还可以结合测井经验辅助进行判断。一般情况下，黏土岩声波时差大于300μs/s，体积密度在2.2～2.65g/cm3之间，中子孔隙度和自然伽马值较高，中子伽马、微电极和电阻率值较低，自然电位处于基线位置，井经大于钻头。而长英沉积岩声波时差通常在250～380μs/s之间，体积密度在2.1～2.5g/cm3之间，中子孔隙度和中子伽马处于中等，自然伽马值较低，自然电位和微电极明显异常，电阻率低到中等，井经略小于钻头。碳酸盐岩声波时差通常在155～255μs/s之间，体积密度在2.4～2.85g/cm3之间，中子孔隙度较低，中子伽马和电阻率较高，自然伽马值比细粒长英沉积岩低，自然电位大片异常，微电极高值锯齿状正负差异，井径小于或等于钻头。
步骤S108：根据待评价井的测井数据和上述对应关系，确定待评价井的岩性解释数据。
在获得了取心井中每种岩性与测井数据的对应关系之后，通常认为该对应关系适用于整个目标区域。这里，结合每种岩性与测井数据的对应关系，以及待评价井的测井数据，可以反推得到待评价井的岩性解释数据，这里，岩性解释数据可以是岩性解释剖面图的形式。其中，上述岩性解释数据反映出待评价井在全井深度中，每一层段对应的岩性。
步骤S110：根据该岩性解释数据和岩性的甜点品质，计算待评价井每一深度点对应的预设地层段的综合甜点品质。
这里，上述预设地层段包括：该深度点相邻第一预设深度对应的第一预设地层段，该深度点相邻第二预设深度对应的第二预设地层段，以及该深度点相邻第三预设深度对应的第三预设地层段。其中，上述第一预设深度大于第二预设深度，该第二预设深度大于第三预设深度。
也即，在计算每一深度点的综合甜点品质时，是考虑每一深度点相邻深度范围内对应地层段的综合甜点品质。其中，相邻深度范围可以是以该深度点为中心，分别往上和往下一定深度的范围，并且，往上和往下的深度可以是相同的，也可以是不相同的。
在其中一种可能的实施方式中，计算待评价井每一深度点对应的预设地层段的综合甜点品质的公式包括：
Qn＝(d岩性1q岩性1+d岩性2q岩性2+...+d岩性kq岩性k)/(d岩性1+d岩性2+...+d岩性k) (3)
式中，Qn表示每一深度点上下各n/2米对应的地层段的综合甜点品质；k表示该地层段中岩性的层数；d岩性k表示该地层段中第k层岩性的厚度；q岩性k表示该地层段中第k层岩性的甜点品质；d岩性1、d岩性2分别表示该地层段中第1层岩性和第2层岩性的厚度；q岩性1、q岩性2分别表示该地层段中第1层岩性和第2层岩性的甜点品质。
步骤S112：根据预设地层段的综合甜点品质，确定待评价井的甜点段优势段簇。
这里，对于待评价井的水平段即为甜点段，并且，甜点段的优势段簇包括各个甜点优势层段，以及每个甜点优势层段中的优势簇。
在其中一种实施方式中，可以先根据上述第一预设地层段的综合甜点品质确定待评价井甜点段中的优势层段，然后，再根据第二预设地层段的综合甜点品质及第三预设地层段的综合甜点品质确定上述优势层段中优势簇的位置。
具体地，上述根据第一预设地层段的综合甜点品质确定待评价井甜点段中的优势层段的步骤，包括：
(10)根据第一预设地层段的综合甜点品质设置第一曲线；将待评价井的井底位置确定为优势层段第一节点。
(11)逐次查找该第一曲线在优势层段第N节点上部预设深度范围内的最小值，并将该最小值对应的深度确定为优势层段第N+1节点，直至确定该待评价井的所有优势层段节点；其中，N为正整数。
(12)将优势层段第N+1节点的对应深度减去第四预设深度作为第N个优势层段的终点，将优势层段第N+1节点的对应深度加上第五预设深度作为第N+1个优势层段的起点。
并且，上述根据第二预设地层段的综合甜点品质及第三预设地层段的综合甜点品质确定优势层段中优势簇的位置的步骤，包括：
(20)根据第二预设地层段的综合甜点品质和第三预设地层段的综合甜点品质分别设置第二曲线和第三曲线；
(21)识别第三曲线在各个优势层段内的曲线形态特征；该曲线形态特征包括：平直型、漏斗-钟型或规律浮动型；
(22)根据该曲线形态特征的识别结果及第二曲线确定优势层段中优势簇的位置。
在其中一种实施方式中，上述第一预设地层段为每一深度点上下25米范围对应的地层段，上述第二预设地层段为每一深度点上下20米范围对应的地层段，上述第三预设地层段为每一深度点上下15米范围对应的地层段。首先，根据上述公式(3)，分别计算待评价井每一深度值对应的Q50、Q40和Q30的值，进而生成Q50曲线、Q40曲线和Q30曲线，也即，分别对应上述第一曲线、第二曲线和第三曲线。
然后，把水平井井底作为第一节点，在其向上部100～185m范围内查找Q50曲线最小值对应的深度作为第二节点。在第二节点上部175～210m范围内查找Q50曲线最小值对应的深度作为第三节点，在第三节点上部175～210m范围内查找Q50曲线最小值对应的深度作为第四节点，以此类推，直至确定所有水平段节点。第一节点作为第一优势层段的起点，第二节点减25m作为第一优势层段的终点，第二节点加25m作为第二优势层段的起点，依次类推，直至确定所有优势层段。这里，优势层段通常也为布设压裂的压裂段。并且，当待评价井的水平段间距在50m以内时，压裂过程中各段之间会有一定影响，间距大于50m时影响减弱，在压裂段设计时，利用Q50曲线作为划分依据，在水平段内优选出60％～70％的压裂层段。
进一步地，在单一压裂段内，射孔分簇方式一般分3种，单簇压裂、双簇压裂和三簇压裂，其中，双簇压裂的簇间距在30m左右，三簇压裂的簇间距在40m左右。三簇以上压裂方式，簇间难以同时起裂，影响压裂效果，因而一般不采用三簇以上压裂方式。
在实际操作中，可以首先识别Q30曲线在各个优势层段内的曲线形态特征，并根据该曲线形态特征的识别结果及Q40曲线确定优势层段中优势簇的位置，具体操作如下：
(30)如果该曲线形态特征的识别结果为平直型，则在对应优势层段内均匀布置射孔点以进行单簇压裂。对于本实施例，也即，如果优势层段内Q30曲线表现为平直型，表示Q30值变化幅度较小，无明显异常小值和异常大值，反映该优势层段内甜点均匀分布，则对本段实施整体压裂方式。这里，该优势层段的整个层段均为优势簇。
(31)如果该曲线形态特征的识别结果为漏斗-钟型，则获取对应优势层段内上述第三曲线的最小值，并将该最小值对应深度的相邻第六预设深度确定为该优势层段的优势簇的簇间距，以进行双簇压裂。对于本实施例，也即，如果优势层段内Q30曲线表现为漏斗型和钟型的组合特征，表示该优势层段中部存在一个Q30较小值，此时，以该Q30最小值上下各15m为簇间距布置射孔点，分两簇进行双簇压裂。这里，该优势层段中的优势簇为除簇间距段之外的层段，共有两个优势簇。
(32)如果该曲线形态特征的识别结果为规律浮动型，则获取对应优势层段内上述第二曲线的第一最小值和第二最小值，并将该第一最小值对应深度的相邻第七预设深度和第二最小值对应深度的相邻第八预设深度确定为该优势层段的优势簇的簇间距，以进行三簇压裂。对于本实施例，也即，如果优势层段内Q30曲线规律性浮动变化，则表示该优势层段中存在多个最大值和最小值，对该段实施三簇压裂，并利用Q40曲线，优选出两个Q40最小值，并以这两个最小值为中心，分别在其上下各取20m为簇间距布置射孔点，分三簇进行三簇压裂。同理，该优势层段中的优势簇为除簇间距段之外的层段，共有三个优势簇。
这样，通过本实施例提供的细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法，基于岩心数据建立目标区域内岩性的甜点品质评价标准，并结合测井数据建立了其与岩性的对应关系；进而结合待评价井的测井数据获得待评价井的岩性解释，可以更真实反映待评价井地下真实情况；并且，综合考虑地质甜点和工程甜点，优化了射孔簇间距，实现地质与工程的一体化，筛选出甜点段优势段簇。
本发明实施例提供的一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法，首先获取目标区域内取心井的岩心数据和测井数据，以及待评价井的测井数据；该岩心数据包括岩心的岩性，以及每种岩性的有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量；并根据上述有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量，计算每种岩性的甜点品质；然后根据取心井的测井数据和岩心的岩性，确定每种岩性与测井数据的对应关系；接着根据待评价井的测井数据和上述对应关系，确定待评价井的岩性解释数据；其次根据该岩性解释数据和岩性的甜点品质，计算待评价井每一深度点对应的预设地层段的综合甜点品质；进而根据预设地层段的综合甜点品质，确定待评价井的甜点段优势段簇。本方法可以有效提高射孔簇的起裂效率，降低压裂成本，并提高单井产量。
实施例二：
为了更好理解上述细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法，本实施例以一个应用实例进行说明。其中，该实施例采用上述评价方法设计某区块GD1701H井细粒沉积岩油藏水平段压裂方案，具体步骤如下。
1)通过取心井岩心的联合测试化验分析结果确定细粒沉积岩岩性，针对不同岩性开展烃源岩、储层和脆性评价，综合评价结果确定优势岩相。
①岩性判断。
X射线衍射分析表明，该区孔二段细粒沉积岩矿物主要由石英、长石、方解石、白云石、黏土、黄铁矿、方沸石等7种主要矿物组成，各种主要矿物成分含量一般均小于30％，石英+长石等长英质平均含量33.2％，方解石+白云石等碳酸盐矿物平均含量为34.7％，方沸石平均含量为14.4％，黏土矿物平均含量为13.0％。按照细粒沉积岩划分标准，该区主要发育细粒长英沉积岩、碳酸盐岩和细粒混合沉积岩，其中，孔二段细粒沉积岩的岩性类型及其分布情况参见图3。
②烃源岩甜点评价。
该区孔二段镜质体反射率在0.66～0.91之间，处于低成熟至中等成熟阶段，整体以生油为主，在此标准下烃源岩甜点以Ⅱ类甜点为主。三类岩性生烃潜量S1+S2均大于10mg/g，烃源岩品质主要受有机碳含量TOC的控制，其中细粒长英沉积岩TOC为5.81％，混合沉积岩TOC为4.21％，均大于3％，综合得分均为0.6分。碳酸盐岩TOC平均含量为2.03％，虽达到Ⅱ类烃源岩标准，但值较低，烃源岩甜点综合得分0.21。
③储层甜点指数评价。
该区孔二段碳酸盐岩孔隙度平均值为5.62％，分布在4％～7％之间，属于Ⅱ类甜点，综合得分为0.6。细粒长英沉积岩和细粒混合沉积岩孔隙度平均值分别为3.6％和1.96％属于Ⅲ类甜点，储层甜点得分分别为0.18和0.1。
④工程脆性指数评价。
利用样品实测XRD(X-ray diffraction，X射线衍射)矿物含量，根据上述脆性指数计算公式(1)计算结果得出，细粒长英沉积岩和碳酸盐岩脆性指数分别为51％和48％，属于Ⅰ类甜点，工程甜点得分为1，细粒混合沉积岩脆性指数平均值为43，综合得分为0.85。
⑤分岩性甜点综合评价，确定优势岩性。
利用上述甜点综合评价公式(2)，计算得到该区孔二段中细粒长英沉积岩、碳酸盐岩和细粒混合沉积岩甜点综合评价结果，分别为0.6、0.68和0.49。其中，三种岩性对应的各个评价参数见表1。由表1所示的统计结果可知，在该目标工区中，碳酸盐岩是甜点优势岩相，细粒长英沉积岩次之，细粒混合沉积岩相对较差。因此，在水平井射孔簇优选时，应优选考虑碳酸盐岩，期次为细粒长英沉积岩。
表1
2)利用测井曲线交汇图建立岩性解释模板。
①敏感曲线优选。
分岩性统计取样点所对应的电子电阻率、自然伽玛、无铀伽马、井径、自然电位、薄层电阻率光电吸收截面指数、补偿中子、岩性密度和补偿声波测井曲线最大值、最小值和平均值，统计结果如表2所示。由表2可知，补偿中子、岩性密度和补偿声波对该区岩性区分度相对较大，碳酸盐岩具有低补偿中子、高岩性密度和低声波时差特征，长英沉积岩具有高补偿中子、低岩性密度和高声波时差特征，混合沉积岩补偿中子、岩性密度和声波时差均处于中等水平。因此，该区岩性可通过补偿中子和岩性密度交汇图、补偿声波和岩性密度交汇图进行岩性识别。
表2
②岩性解释模板建立。
综合解释段内补偿中子曲线值分布在19.47％～32.53％之间，声波时差曲线值分布在242.13μs/m～338.61μs/m之间，密度曲线值分布在2.26g/cm3～2.55g/cm3之间。利用resform软件绘制解释段测井曲线，并把各测井曲线最大值与最小值设置为显示范围。参见图4，分别将密度曲线右充填补偿中子曲线与补偿声波曲线，补偿中子曲线在密度曲线左侧充填为暗红色，补充中子曲线在密度曲线右侧充填为浅黄色，声波时差曲线在密度曲线左侧充填为浅绿色，声波时差曲线在密度曲线右侧充填为黄色。
如图4所示，X衍射岩性解释结果显示，该区主要存在碳酸盐岩、混合沉积岩和长英沉积岩。这里，将X衍射分析结果，按取样深度归位到交汇图右侧，并对比分析测井曲线交汇图和X衍射分析结果，建立测井岩性解释模板如下：碳酸盐岩对应交汇图为暗红色和浅绿色组合，补充中子和补偿声波曲线振幅超过1/3曲线振幅；长英沉积岩对应交汇图为浅黄色和黄色组合，至少有1条补充中子或补偿声波曲线振幅超过1/3曲线振幅；混合沉积岩交汇图为暗红色和浅绿色组合、浅黄色和黄色组合，其补充中子和补偿声波曲线振幅小于1/3曲线振幅。
3)根据岩性解释结果解释水平井岩性，划分压裂段并优选射孔簇，形成压裂方案。
①水平段测井岩性解释。根据上述步骤2)中所建立的岩性解释方案，利用测井曲线对待评价水平井水平段进行岩性解释，解释结果如图5所示。
②绘制评价段甜点得分Qn曲线。
根据岩性甜点综合评价结果和Qn值计算公式(3)分别计算Q50、Q40和Q30值。
②利用Q50曲线确定压裂段。
Q50曲线在5405.5m处出现第一个最小值，但其距井底深度仅有34.5m，因此把与Q30相对应的5338.2m作为第1段节点，根据压裂段选取原则，依次把深度值为5176、5033.5、4835.5、4717.5、4497.5、4364.5、4237.5和4073.5的点作为压裂段节点。
在选定的Q50曲线低值点，根据岩性解释结果，以低值点上下所对应的细粒混合沉积岩岩性与碳酸盐岩和长英沉积岩为截止界限，确定3960.1～3970.6m、4053.9～4093.1m、4217.5～4258.1m、4338.9～4393.3m、4461.8～4542.1m、4699.8～4741m、4806.9～4844.6m、5019.2～5044.6m、5151.8～5199.2m、5338.2～5350.8m、5440～5466m为压裂段之间的过渡段，从而优选出3970.6～4053.9m、4093.1～4217.5m、4258.1～4338.9m、4393.3～4461.8m、4542.1～4699.8m、4741～4806.9m、4844.6～5019.2m、5044.6～5151.8m、5199.2～5338.2m和5350.8～5440m共10个压裂段，如图5所示。
结合上述各压裂段内Q40和Q30曲线特征，对第7段实施单簇压裂，对第1段、第2段、第5段、第6段、第8段和第10段实施双簇压裂，对第3段、第4段和第9段实施三簇压裂，参见图5所示。通过该评价方法，共把该井孔二段1478m水平段设计成10段22簇的压裂方案。其中，压裂段长度共计1079.75m，占地层厚度的73.04％。并且，细粒长英沉积岩和碳酸盐岩为优势岩相，压裂段内优势岩相占地层优势岩相的92.92％。
通过上述评价方法所优选出的压裂段，在压裂工作量减少26.96％的同时，极大限度的保证优势岩性压裂率，同时通过优化压裂段间距和压裂簇布置方式，降低了压裂段和压裂簇之间的相互影响程度，为起裂创造了良好的条件。其中，甜点评价标准基于取心段分析联测数据，结果能够反映待评价井地下真实情况，并且，通过测井曲线建立优势岩相测井评价标准，将实测评价结果通过测井曲线与待评价井相结合，之间过渡关系合理。另外，该方法通过地质甜点与工程甜点评价，综合考虑射孔簇布置原则，优化射孔簇间距，做到地质-工程一体化。该方法相对于均匀压裂施工模式，能够提高射孔簇起裂效率，同时做到降低压裂成本和提高单井产量。
实施例三：
本发明实施例还提供了一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价装置，如图6所示，其为该装置的结构示意图，由图6可知，该装置包括依次相连的数据获取模块61、甜点品质获取模块62、岩性与测井数据对应关系确定模块63、岩性解释数据确定模块64、综合甜点品质计算模块65和优势段簇确定模块66，其中，各个模块的功能如下：
数据获取模块61，用于获取目标区域内取心井的岩心数据和测井数据，以及待评价井的测井数据；该岩心数据包括岩心的岩性，以及每种岩性的有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量；
甜点品质获取模块62，用于根据上述有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量，计算每种岩性的甜点品质；
岩性与测井数据对应关系确定模块63，用于根据取心井的测井数据和岩心的岩性，确定每种岩性与测井数据的对应关系；
岩性解释数据确定模块64，用于根据待评价井的测井数据和上述对应关系，确定待评价井的岩性解释数据；
综合甜点品质计算模块65，用于根据该岩性解释数据和岩性的甜点品质，计算待评价井每一深度点对应的预设地层段的综合甜点品质；
优势段簇确定模块66，用于根据该预设地层段的综合甜点品质，确定待评价井的甜点段优势段簇。
本发明实施例提供的一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价装置，首先获取目标区域内取心井的岩心数据和测井数据，以及待评价井的测井数据；该岩心数据包括岩心的岩性，以及每种岩性的有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量；并根据上述有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量，计算每种岩性的甜点品质；然后根据取心井的测井数据和岩心的岩性，确定每种岩性与测井数据的对应关系；接着根据待评价井的测井数据和上述对应关系，确定待评价井的岩性解释数据；其次根据该岩性解释数据和岩性的甜点品质，计算待评价井每一深度点对应的预设地层段的综合甜点品质；进而根据预设地层段的综合甜点品质，确定待评价井的甜点段优势段簇。在本装置中，基于岩心数据建立目标区域内岩性的甜点品质评价标准，并结合测井数据建立了其与岩性的对应关系；进而结合待评价井的测井数据获得待评价井的岩性解释，可以更真实反映待评价井地下真实情况；并且，综合考虑地质甜点和工程甜点，优化了射孔簇间距，实现地质与工程的一体化，筛选出甜点段优势段簇，从而有效提高射孔簇的起裂效率，降低压裂成本，并提高单井产量。
在其中一种可能的实施方式中，上述根据该岩性解释数据和岩性的甜点品质计算待评价井每一深度点对应预设地层段的综合甜点品质的计算公式，包括：Qn＝(d岩性1q岩性1+d岩性2q岩性2+...+d岩性kq岩性k)/(d岩性1+d岩性2+...+d岩性k)，式中，Qn表示每一深度点上下各n/2米对应的地层段的综合甜点品质；k表示该地层段中岩性的层数；d岩性k表示该地层段中第k层岩性的厚度；q岩性k表示该地层段中第k层岩性的甜点品质；d岩性1、d岩性2分别表示该地层段中第1层岩性和第2层岩性的厚度；q岩性1、q岩性2分别表示该地层段中第1层岩性和第2层岩性的甜点品质。
在另一种可能的实施方式中，上述预设地层段包括：该深度点相邻第一预设深度对应的第一预设地层段，该深度点相邻第二预设深度对应的第二预设地层段，以及该深度点相邻第三预设深度对应的第三预设地层段；其中，上述第一预设深度大于第二预设深度，该第二预设深度大于第三预设深度。
在另一种可能的实施方式中，上述优势段簇确定模块66还用于：根据第一预设地层段的综合甜点品质确定待评价井甜点段中的优势层段；根据第二预设地层段的综合甜点品质及第三预设地层段的综合甜点品质确定上述优势层段中优势簇的位置。
在另一种可能的实施方式中，上述优势段簇确定模块66还用于：根据第一预设地层段的综合甜点品质设置第一曲线；将待评价井的井底位置确定为优势层段第一节点；逐次查找该第一曲线在优势层段第N节点上部预设深度范围内的最小值，并将该最小值对应的深度确定为优势层段第N+1节点，直至确定该待评价井的所有优势层段节点；其中，N为正整数；将优势层段第N+1节点的对应深度减去第四预设深度作为第N个优势层段的终点，将优势层段第N+1节点的对应深度加上第五预设深度作为第N+1个优势层段的起点。
在另一种可能的实施方式中，上述优势段簇确定模块66还用于：根据第二预设地层段的综合甜点品质和第三预设地层段的综合甜点品质分别设置第二曲线和第三曲线；识别第三曲线在各个优势层段内的曲线形态特征；该曲线形态特征包括：平直型、漏斗-钟型或规律浮动型；根据该曲线形态特征的识别结果及第二曲线确定优势层段中优势簇的位置。
在另一种可能的实施方式中，上述优势段簇确定模块66还用于：如果该曲线形态特征的识别结果为平直型，则在对应优势层段内均匀布置射孔点以进行单簇压裂；如果该曲线形态特征的识别结果为漏斗-钟型，则获取对应优势层段内上述第三曲线的最小值，并将该最小值对应深度的相邻第六预设深度确定为该优势层段的优势簇的簇间距，以进行双簇压裂；如果该曲线形态特征的识别结果为规律浮动型，则获取对应优势层段内上述第二曲线的第一最小值和第二最小值，并将该第一最小值对应深度的相邻第七预设深度和第二最小值对应深度的相邻第八预设深度确定为该优势层段的优势簇的簇间距，以进行三簇压裂。
在另一种可能的实施方式中，上述甜点品质获取模块62还用于：根据该有机碳含量、镜质体反射率和生烃潜量确定每种岩性的烃源岩甜点指数；根据该孔隙度确定每种岩性的储层甜点指数；根据该矿物质含量确定每种岩性的工程脆性指数；根据上述烃源岩甜点指数、储层甜点指数和工程脆性指数计算每种岩性的甜点品质。
在另一种可能的实施方式中，上述根据该烃源岩甜点指数、储层甜点指数和工程脆性指数计算每种岩性的甜点品质的计算公式，包括：q＝0.2×k烃源岩+0.4×k储层+0.4×k工程脆性，式中，q为岩性的甜点品质，k烃源岩为烃源岩甜点指数，k储层为储层甜点指数，k工程脆性为工程脆性指数。
本发明实施例所提供的细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价装置，其实现原理及产生的技术效果和前述细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法实施例相同，为简要描述，细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价装置实施例部分未提及之处，可参考前述细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法实施例中相应内容。
除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对步骤、数字表达式和数值并不限制本发明的范围。
在这里示出和描述的所有示例中，任何具体值应被解释为仅仅是示例性的，而不是作为限制，因此，示例性实施例的其他示例可以具有不同的值。
附图中的流程图和框图显示了根据本发明的多个实施例的系统、方法和计算机程序产品的可能实现的体系架构、功能和操作。在这点上，流程图或框图中的每个方框可以代表一个模块、程序段或代码的一部分，所述模块、程序段或代码的一部分包含一个或多个用于实现规定的逻辑功能的可执行指令。也应当注意，在有些作为替换的实现中，方框中所标注的功能也可以以不同于附图中所标注的顺序发生。例如，两个连续的方框实际上可以基本并行地执行，它们有时也可以按相反的顺序执行，这依所涉及的功能而定。也要注意的是，框图和/或流程图中的每个方框、以及框图和/或流程图中的方框的组合，可以用执行规定的功能或动作的专用的基于硬件的系统来实现，或者可以用专用硬件与计算机指令的组合来实现。
另外，在本发明实施例的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
本发明实施例所提供的进行细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法的计算机程序产品，包括存储了处理器可执行的非易失的程序代码的计算机可读存储介质，所述程序代码包括的指令可用于执行前面方法实施例中所述的方法，具体实现可参见方法实施例，在此不再赘述。
所述功能如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个处理器可执行的非易失的计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，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)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
最后应说明的是：以上所述实施例，仅为本发明的具体实施方式，用以说明本发明的技术方案，而非对其限制，本发明的保护范围并不局限于此，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改或可轻易想到变化，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改、变化或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价方法，其特征在于，包括：
获取目标区域内取心井的岩心数据和测井数据，以及待评价井的测井数据；所述岩心数据包括岩心的岩性，以及每种所述岩性的有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量；
根据所述有机碳含量、所述镜质体反射率、所述生烃潜量、所述孔隙度和所述矿物质含量，计算每种所述岩性的甜点品质；
根据所述取心井的测井数据和所述岩心的岩性，确定每种所述岩性与测井数据的对应关系；
根据所述待评价井的测井数据和所述对应关系，确定所述待评价井的岩性解释数据；
根据所述岩性解释数据和所述岩性的甜点品质，计算所述待评价井每一深度点对应的预设地层段的综合甜点品质；
根据所述预设地层段的综合甜点品质，确定所述待评价井的甜点段优势段簇。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述岩性解释数据和所述岩性的甜点品质计算所述待评价井每一深度点对应预设地层段的综合甜点品质的计算公式，包括：
Qn＝(d岩性1q岩性1+d岩性2q岩性2+...+d岩性kq岩性k)/(d岩性1+d岩性2+...+d岩性k)
式中，Qn表示每一深度点上下各n/2米对应的地层段的综合甜点品质；k表示该地层段中岩性的层数；d岩性k表示该地层段中第k层岩性的厚度；q岩性k表示该地层段中第k层岩性的甜点品质；d岩性1、d岩性2分别表示该地层段中第1层岩性和第2层岩性的厚度；q岩性1、q岩性2分别表示该地层段中第1层岩性和第2层岩性的甜点品质。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述预设地层段包括：所述深度点相邻第一预设深度对应的第一预设地层段，所述深度点相邻第二预设深度对应的第二预设地层段，以及所述深度点相邻第三预设深度对应的第三预设地层段；其中，所述第一预设深度大于所述第二预设深度，所述第二预设深度大于所述第三预设深度。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据所述预设地层段的综合甜点品质，确定所述待评价井的甜点段优势段簇的步骤，包括：
根据所述第一预设地层段的综合甜点品质确定所述待评价井的甜点段中的优势层段；
根据所述第二预设地层段的综合甜点品质及所述第三预设地层段的综合甜点品质确定所述优势层段中优势簇的位置。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述根据所述第一预设地层段的综合甜点品质确定所述待评价井的甜点段中的优势层段的步骤，包括：
根据所述第一预设地层段的综合甜点品质设置第一曲线；
将所述待评价井的井底位置确定为优势层段第一节点；
逐次查找所述第一曲线在优势层段第N节点上部预设深度范围内的最小值，并将所述最小值对应的深度确定为优势层段第N+1节点，直至确定所述待评价井的所有优势层段节点；其中，N为正整数；
将优势层段第N+1节点的对应深度减去第四预设深度作为第N个优势层段的终点，将优势层段第N+1节点的对应深度加上第五预设深度作为第N+1个优势层段的起点。
6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述根据所述第二预设地层段的综合甜点品质及所述第三预设地层段的综合甜点品质确定所述优势层段中优势簇的位置的步骤，包括：
根据所述第二预设地层段的综合甜点品质和所述第三预设地层段的综合甜点品质分别设置第二曲线和第三曲线；
识别所述第三曲线在各个优势层段内的曲线形态特征；所述曲线形态特征包括：平直型、漏斗-钟型或规律浮动型；
根据所述曲线形态特征的识别结果及所述第二曲线确定所述优势层段中优势簇的位置。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述根据所述曲线形态特征的识别结果及所述第二曲线确定所述优势层段中优势簇的位置的步骤，包括：
如果所述曲线形态特征的识别结果为平直型，则在对应优势层段内均匀布置射孔点以进行单簇压裂；
如果所述曲线形态特征的识别结果为漏斗-钟型，则获取对应优势层段内所述第三曲线的最小值，并将该最小值对应深度的相邻第六预设深度确定为该优势层段的优势簇的簇间距，以进行双簇压裂；
如果所述曲线形态特征的识别结果为规律浮动型，则获取对应优势层段内所述第二曲线的第一最小值和第二最小值，并将所述第一最小值对应深度的相邻第七预设深度和第二最小值对应深度的相邻第八预设深度确定为该优势层段的优势簇的簇间距，以进行三簇压裂。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述有机碳含量、所述镜质体反射率、所述生烃潜量、所述孔隙度和所述矿物质含量，计算每种所述岩性的甜点品质的步骤，包括：
根据所述有机碳含量、所述镜质体反射率和所述生烃潜量确定每种所述岩性的烃源岩甜点指数；
根据所述孔隙度确定每种所述岩性的储层甜点指数；
根据所述矿物质含量确定每种所述岩性的工程脆性指数；
根据所述烃源岩甜点指数、所述储层甜点指数和所述工程脆性指数计算每种所述岩性的甜点品质。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述根据所述烃源岩甜点指数、所述储层甜点指数和所述工程脆性指数计算每种所述岩性的甜点品质的计算公式，包括：
q＝0.2×k烃源岩+0.4×k储层+0.4×k工程脆性
式中，q为岩性的甜点品质，k烃源岩为烃源岩甜点指数，k储层为储层甜点指数，k工程脆性为工程脆性指数。
10.一种细粒岩油气藏甜点段优势段簇的评价装置，其特征在于，包括：
数据获取模块，用于获取目标区域内取心井的岩心数据和测井数据，以及待评价井的测井数据；所述岩心数据包括岩心的岩性，以及每种所述岩性的有机碳含量、镜质体反射率、生烃潜量、孔隙度和矿物质含量；
甜点品质获取模块，用于根据所述有机碳含量、所述镜质体反射率、所述生烃潜量、所述孔隙度和所述矿物质含量，计算每种所述岩性的甜点品质；
岩性与测井数据对应关系确定模块，用于根据所述取心井的测井数据和所述岩心的岩性，确定每种所述岩性与测井数据的对应关系；
岩性解释数据确定模块，用于根据所述待评价井的测井数据和所述对应关系，确定所述待评价井的岩性解释数据；
综合甜点品质计算模块，用于根据所述岩性解释数据和所述岩性的甜点品质，计算所述待评价井每一深度点对应的预设地层段的综合甜点品质；
优势段簇确定模块，用于根据所述预设地层段的综合甜点品质，确定所述待评价井的甜点段优势段簇。
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