CN110568150A - 油页岩的识别方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种油页岩的识别方法及装置，属于油藏工程技术领域。本发明通过对目标区域内多个预设位置中每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值进行融合，得到融合波阻抗值，由于油页岩具有电阻率高以及声波速度高的特点，油页岩的融合波阻抗值要明显高于砂泥岩的融合波阻抗值，从而便于将油页岩识别出来。

Description

油页岩的识别方法及装置
技术领域
本发明涉及油藏工程技术领域，特别涉及一种油页岩的识别方法及装置。
背景技术
页岩油是目前全球非常规石油勘探的新亮点，我国目前的勘探开发和相关研究正处于准备阶段，页岩油主要分布在泥页岩及所夹致密储集层中，无明显的气水界面，大面积连续与准连续分布，局部富集，主要分布在构造稳定区、构造相对平缓的斜坡区与凹陷区，对油页岩的识别成为页岩油勘探开发工作的重中之重。
目前常通过波阻抗反演与地震预测方法相结合的方式来识别页岩油储层。由于页岩油储层和砂泥岩薄互层之间叠置分布，而上述识别方法难以区分砂泥岩薄互层和油页岩，导致无法对油页岩进行准确识别。
发明内容
本发明实施例提供了一种油页岩的识别方法及装置，能够解决目前常用的波阻抗反演与地震预测方法的方法难以区分砂泥岩薄互层和油页岩，导致无法对油页岩进行准确识别的问题。所述技术方案如下：
一方面，提供了一种油页岩的识别方法，所述识别方法包括：
获取目标区域内多个预设位置中每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，相邻两个预设位置之间的距离为预设距离；
基于所述每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，获取所述每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值；
获取所述每个预设位置在不同深度的电阻率值；
基于所述每个预设位置在不同深度的声波速度值和电阻率值，获取所述每个预设位置在不同深度的重构波阻抗值；
基于所述每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值，获取所述每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值；
将融合波阻抗值大于第一预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层识别为油页岩。
在一种可能实现方式中，所述将融合波阻抗值大于第一预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层识别为油页岩，包括：
基于所述每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值，获取所述目标区域的融合波阻抗图，所述融合波阻抗图中用不同灰度来表示不同的波阻抗值区间；
将第一预设灰度的区域对应的岩层识别为油页岩。
在一种可能实现方式中，所述识别方法还包括：
将融合波阻抗值大于第二预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层性质获取为油页岩的甜点储层；
所述第二预设波阻抗值大于所述第一预设波阻抗值。
在一种可能实现方式中，所述重构波阻抗值通过下述公式计算得到：
AIRT＝Filter(AC)×DEN+n×RT
式中：
AIRT——重构波阻抗值，克每立方厘米米每秒(g/cm3·m/s)；
DEN——密度值，克每立方厘米(g/cm3)；
Filter(AC)——声波速度值中的低频成分，米每秒(m/s)；
n——预设参数，无因次；
RT——电阻率值，欧姆米(Ω·m)。
在一种可能实现方式中，所述基于所述每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值，获取所述每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值，包括：
当所述常规波阻抗值大于泥页岩的常规波阻抗值的最大值，且所述重构波阻抗值大于油页岩的重构波阻抗值的最小值时，将所述重构波阻抗值乘以1.15，以作为所述融合波阻抗值；
当所述常规波阻抗值小于或等于泥页岩的常规波阻抗值的最大值，或所述重构波阻抗值小于或等于油页岩的重构波阻抗值的最小值时，将所述常规波阻抗值乘以0.8，以作为所述融合波阻抗值。
在一种可能实现方式中，当所述多个预设位置包括多个第一预设位置和多个第二预设位置，且每个第一预设位置对应一个油井时：
基于相邻两个第一预设位置的声波速度值、密度值和电阻率值，利用地震约束插值法获取所述相邻两个第一预设位置之间的第二预设位置的声波速度值、密度值和电阻率值。
一方面，提供了一种油页岩的识别装置，所述识别装置包括：
声波速度值和密度值获取模块，用于获取目标区域内每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，相邻两个预设位置之间的距离为预设距离；
常规波阻抗值获取模块，用于基于所述每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，获取所述每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值；
电阻率值获取模块，用于获取所述每个预设位置在不同深度的电阻率值；
重构波阻抗值获取模块，用于基于所述每个预设位置在不同深度的声波速度值和电阻率值，获取所述每个预设位置在不同深度的重构波阻抗值；
融合波阻抗值获取模块，用于基于所述每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值，获取所述每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值；
识别模块，用于将融合波阻抗值大于第一预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层识别为油页岩。
在一种可能实现方式中，所述识别装置还包括：融合波阻抗图获取模块，用于：
基于所述每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值，获取所述目标区域的融合波阻抗图，所述融合波阻抗图中用不同灰度来表示不同的波阻抗值区间；
所述识别模块，还用于将第一预设灰度的区域对应的岩层识别为油页岩。
在一种可能实现方式中，所述识别模块还用于：
将融合波阻抗值大于第二预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层性质获取为油页岩的甜点储层；
所述第二预设波阻抗值大于所述第一预设波阻抗值。
在一种可能实现方式中，所述重构波阻抗值获取模块用于：
基于下述公式获取所述重构波阻抗值：
AIRT＝Filter(AC)×DEN+n×RT
式中：
AIRT——重构波阻抗值，g/cm3·m/s；
DEN——密度值，g/cm3；
Filter(AC)——声波速度值中的低频成分，m/s；
n——预设参数，无因次；
RT——电阻率值，Ω·m。
通过对目标区域内多个预设位置中每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值进行融合，得到融合波阻抗值，由于油页岩具有电阻率高以及声波速度高的特点，油页岩的融合波阻抗值要明显高于砂泥岩的融合波阻抗值，从而便于将油页岩识别出来。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例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发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是相关技术中的一种多井模型图；
图2是相关技术中的一种多井模型正演图；
图3是本发明实施例提供的一种油页岩的识别方法的流程图；
图4是本发明实施例提供的一种油页岩的识别方法的流程图；
图5是本发明实施例提供的一种常规波阻抗图；
图6是本发明实施例提供的一种电阻声波交会图；
图7是本发明实施例提供的一种重构波阻抗图；
图8是本发明实施例提供的一种融合波阻抗图；
图9是本发明实施例提供的一种油页岩的识别装置的结构示意图；
图10是本发明实施例提供的一种计算机设备的结构示意图。
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，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
图1是相关技术中的一种多井模型图，其中，横坐标为距离，纵坐标为深度，图中的kn17、kn26x1、gd6x1、gd13、gd2等均表示油井，相关技术中，通过设置多井模型，基于该多井模型进行正演，也即是基于已知的地震波传播速度等信息，模拟地震获取地震响应，进而获取如图2所示的多井模型正演图，其中，横坐标为距离，纵坐标为深度，图中的kn17、kn26x1、gd6x1、gd13、gd2等均表示油井。图1和图2中的不同灰度分别代表不同岩性的岩层，由图可知，表示砂岩的浅色区域、表示泥页岩的较浅区域以及表示油页岩的较深区域的地震响应差别不大，因此通过实际地震图来识别油页岩的方式准确性较低。
图3是本发明实施例提供的一种油页岩的识别方法的流程图，该识别方法可以应用于计算机设备，该识别方法包括：
301、获取目标区域内多个预设位置中每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，相邻两个预设位置之间的距离为预设距离。
302、基于该每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，获取该每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值。
303、获取该每个预设位置在不同深度的电阻率值。
304、基于该每个预设位置在不同深度的声波速度值和电阻率值，获取该每个预设位置在不同深度的重构波阻抗值。
305、基于该每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值，获取该每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值。
306、将融合波阻抗值大于第一预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层识别为油页岩。
本发明实施例提供的油页岩的识别方法，通过对目标区域内多个预设位置中每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值进行融合，得到融合波阻抗值，由于油页岩具有电阻率高以及声波速度高的特点，油页岩的融合波阻抗值要明显高于砂泥岩的融合波阻抗值，从而便于将油页岩识别出来。在一种可能实现方式中，该将融合波阻抗值大于第一预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层识别为油页岩，包括：基于该每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值，获取该目标区域的融合波阻抗图，该融合波阻抗图中用不同灰度来表示不同的波阻抗值区间；将第一预设灰度的区域对应的岩层识别为油页岩。
在一种可能实现方式中，该识别方法还包括：将融合波阻抗值大于第二预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层性质获取为油页岩的甜点储层；该第二预设波阻抗值大于该第一预设波阻抗值。
在一种可能实现方式中，该重构波阻抗值通过下述公式计算得到：
AIRT＝Filter(AC)×DEN+n×RT
式中：AIRT——重构波阻抗值，g/cm3·m/s；DEN——密度值，g/cm3；Filter(AC)——声波速度值中的低频成分，m/s；n——预设参数，无因次；RT——电阻率值，Ω·m。
在一种可能实现方式中，该基于该每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值，获取该每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值，包括：当该常规波阻抗值大于泥页岩的常规波阻抗值的最大值，且该重构波阻抗值大于油页岩的重构波阻抗值的最小值时，将该重构波阻抗值乘以1.15，以作为该融合波阻抗值；当该常规波阻抗值小于或等于泥页岩的常规波阻抗值的最大值，或该重构波阻抗值小于或等于油页岩的重构波阻抗值的最小值时，将该常规波阻抗值乘以0.8，以作为该融合波阻抗值。
在一种可能实现方式中，当该多个预设位置包括多个第一预设位置和多个第二预设位置，且每个第一预设位置对应一个油井时：基于相邻两个第一预设位置的声波速度值、密度值和电阻率值，利用地震约束插值法获取该相邻两个第一预设位置之间的第二预设位置的声波速度值、密度值和电阻率值。
上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本发明的可选实施例，在此不再一一赘述。
图4是本发明实施例提供的一种油页岩的识别方法的流程图，该识别方法可以应用于计算机设备，该识别方法包括：
401、获取目标区域内多个预设位置中每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，相邻两个预设位置之间的距离为预设距离。
其中，声波速度值为声波在岩层中传播的速度值，密度值为岩层密度的值。根据预设距离，在该目标区域中选取多个预设位置，用于获取每个预设位置对应的声波速度值和密度值。该多个预设位置的声波速度值和密度值可以是来源于测井数据，也可以是通过其他方式获得，本实施例对此不作限定。该预设距离可以根据精度的需要设定，例如，可以是10米(m)-50m之间，本实施例对该预设距离的具体值不作限定。也可以每隔一段长度获取一个深度，该长度值也可以根据精度需要设定，例如，可以是10m-100m之间，本实施例对此不作限定。
在一种可能实现方式中，当该多个预设位置包括多个第一预设位置和多个第二预设位置，且每个第一预设位置对应一个油井时：基于相邻两个第一预设位置的声波速度值和密度值，利用地震约束插值法获取该相邻两个第一预设位置之间的第二预设位置的声波速度值和密度值。
其中，可以从该第一预设位置对应的油井的测井数据中获取声波速度值和密度值，而后利用地震约束插值法获取第二预设位置的声波速度值和密度值，在本发明实施例中，还可以通过其他方式获取该第二预设位置的声波速度值和密度值，本实施例对此不作限定。
其中，该地震约束插值法可以是指：在纵向上采用地震层位约束，横向上用井距离的倒数作为权系数插值计算的方法，或者，纵向上利用地震波形相关分析寻找最优插值点，横向上将地震资料的振幅、波形相关系数等地震属性转换为权系数进行插值建模，本实施例对地震约束插值法的具体方式不做限定。
402、基于该每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，获取该每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值。
其中，常规波阻抗值为声波速度值和密度值的乘积。还可以通过作图更加直观的表示每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值，图5是本发明实施例提供的一种常规波阻抗图，如图5所示，横坐标为距离，纵坐标为声波深度，图中的kn17、kn26x1、gd6x1、gd13、gd2等均表示油井，图中用不同灰度值来表示不同的常规波阻抗值，灰度值越小颜色越深，表示常规波阻抗值越大。
该常规波阻抗值用于获取重构波阻抗值和融合波阻抗值。
403、获取该每个预设位置在不同深度的电阻率值。
电阻率值是用来表示岩层的电阻特性的物理量，可以通过测井数据或其他方式得出。
在一种可能实现方式中，当该多个预设位置包括多个第一预设位置和多个第二预设位置，且每个第一预设位置对应一个油井时：基于相邻两个第一预设位置的电阻率值，利用地震约束插值法获取该相邻两个第一预设位置之间的第二预设位置的电阻率值。
其中，可以从该第一预设位置对应的油井的测井数据中获取电阻率值，而后利用地震约束插值法获取第二预设位置的电阻率值，在本发明实施例中，还可以通过其他方式获取该第二预设位置的电阻率值，本实施例对此不作限定。
404、基于该每个预设位置在不同深度的声波速度值和电阻率值，获取该每个预设位置在不同深度的重构波阻抗值。
请参见图6，图6是本发明实施例提供的一种电阻声波交会图，横坐标为声波时差，纵坐标为电阻率，从该交会图中可以得出：泥页岩对应的电阻率低、声波时差高；砂岩对应的电阻率低，声波时差低；油页岩对应的电阻率高，声波时差低。基于该规律，在后续步骤中对油页岩的储层特性进行强化。而声波速度是声波时差的倒数。
基于图6所得的规律，对该声波速度值和电阻率值以一定比重进行重构，得到该重构波阻抗值，在该重构过程中，对电阻率以预设比例进行放大，保留声波时差中的低频成分，进而油页岩的储层特性。
在一种可能实现方式中，该重构波阻抗值通过下述公式计算得到：
AIRT＝Filter(AC)×DEN+n×RT
式中：AIRT——重构波阻抗值，g/cm3·m/s；DEN——密度值，g/cm3；Filter(AC)——声波速度值中的低频成分，m/s；n——预设参数，无因次；RT——电阻率值，Ω·m。
在获取到重构波阻抗值之后，还可以通过作图更直观的表示每个预设位置的重构波阻抗值，图7是本发明实施例提供的一种重构波阻抗图，如图7所示，横坐标为距离，纵坐标为声波深度，图中的kn17、kn26x1、gd6x1、gd13、gd2等均表示油井，图中用不同灰度值来表示不同的重构波阻抗值，灰度值越小颜色越深，表示重构波阻抗值越大。
405、基于该每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值，获取该每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值。
对常规波阻抗值和重构波阻抗值以一定比重进行融合，从而突出油页岩的储层信息，弱化砂岩和泥岩的储层信息，由于油页岩具有电阻率高以及声波速度高的特点，油页岩的融合波阻抗值要明显高于砂泥岩的融合波阻抗值。
在一种可能实现方式中，该基于该每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值，获取该每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值，包括：当该常规波阻抗值大于泥页岩的常规波阻抗值的最大值，且该重构波阻抗值大于油页岩的重构波阻抗值的最小值时，将该重构波阻抗值乘以1.15，以作为该融合波阻抗值；当该常规波阻抗值小于或等于泥页岩的常规波阻抗值的最大值，或该重构波阻抗值小于或等于油页岩的重构波阻抗值的最小值时，将该常规波阻抗值乘以0.8，以作为该融合波阻抗值。
也即是，基于下述公式获取该融合波阻抗值：
式中：AIfusion——融合波阻抗值，g/cm3·m/s；AIRT——重构波阻抗值，g/cm3·m/s；A1——油页岩的重构波阻抗值的最小值，g/cm3·m/s；AIAC——常规波阻抗值，g/cm3·m/s；A2——泥页岩的常规波阻抗值的最大值，g/cm3·m/s。
上述是以该重构波阻抗值乘以1.15和常规波阻抗值乘以0.8为例进行计算的，在使用该方法求融合波阻抗值的过程中，还可以根据需要设置其他的倍数进行计算，本实施例对此不作限定。
406、将融合波阻抗值大于第一预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层识别为油页岩。
其中，该第一预设波阻抗值可以基于该目标区域内其他已知岩性的岩层，通过寻求该已知岩性的岩层的融合波阻抗值的规律来获取，也可以通过其他方式获取，本实施例对此不作限定。
在一种可能实现方式中，该将融合波阻抗值大于第一预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层识别为油页岩，包括：基于该每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值，获取该目标区域的融合波阻抗图，该融合波阻抗图中用不同灰度来表示不同的波阻抗值区间；将第一预设灰度的区域对应的岩层识别为油页岩。
基于图来表现该融合波阻抗值较为直观，图8是本发明实施例提供的一种融合波阻抗图，如图8所示，横坐标为距离，纵坐标为声波深度，图中的kn17_new、kn26x1、gd6x1、gd13_new、gd2_new等均表示油井，图中用不同灰度值来表示不同的融合波阻抗值，灰度值越小颜色越深，表示融合波阻抗值越大。
其中，该第一预设灰度的值可以根据第一预设波阻抗值，及融合波阻抗值和灰度值之间的对应关系获取。
407、将融合波阻抗值大于第二预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层性质获取为油页岩的甜点储层。
其中，该第二预设波阻抗值大于该第一预设波阻抗值。
油页岩的甜点储层是指烃源岩中相对物性较好的储层集中发育段，在油页岩中进一步识别甜点储层，有利于勘探开发。
上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本发明的可选实施例，在此不再一一赘述。
本发明实施例提供的油页岩的识别方法，通过对目标区域内多个预设位置中每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值进行融合，得到融合波阻抗值，由于油页岩具有电阻率高以及声波速度高的特点，油页岩的融合波阻抗值要明显高于砂泥岩的融合波阻抗值，从而便于将油页岩识别出来。
图9是本发明实施例提供的一种油页岩的识别装置的结构示意图，请参见图9，该识别装置包括：声波速度值和密度值获取模块901、常规波阻抗值获取模块902、电阻率值获取模块903、重构波阻抗值获取模块904、融合波阻抗值获取模块905以及识别模块906。
声波速度值和密度值获取模块901，用于获取目标区域内每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，相邻两个预设位置之间的距离为预设距离；
常规波阻抗值获取模块902，用于基于该每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，获取该每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值；
电阻率值获取模块903，用于获取该每个预设位置在不同深度的电阻率值；
重构波阻抗值获取模块904，用于基于该每个预设位置在不同深度的声波速度值和电阻率值，获取该每个预设位置在不同深度的重构波阻抗值；
融合波阻抗值获取模块905，用于基于该每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值，获取该每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值；
识别模块906，用于将融合波阻抗值大于第一预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层识别为油页岩。
在一种可能实现方式中，该识别装置还包括：融合波阻抗图获取模块，用于：
基于该每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值，获取该目标区域的融合波阻抗图，该融合波阻抗图中用不同灰度来表示不同的波阻抗值区间；
该识别模块906，还用于将第一预设灰度的区域对应的岩层识别为油页岩。
在一种可能实现方式中，该识别模块906还用于：
将融合波阻抗值大于第二预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层性质获取为油页岩的甜点储层；
该第二预设波阻抗值大于该第一预设波阻抗值。
在一种可能实现方式中，该重构波阻抗值获取模块904用于：
基于下述公式获取该重构波阻抗值：
AIRT＝Filter(AC)×DEN+n×RT
式中：
AIRT——重构波阻抗值，g/cm3·m/s；
DEN——密度值，g/cm3；
Filter(AC)——声波速度值中的低频成分，m/s；
n——预设参数，无因次；
RT——电阻率值，Ω·m。
需要说明的是：上述实施例提供的油页岩的识别装置在进行油页岩的识别时，仅以上述各功能模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成，即将设备的内部结构划分成不同的功能模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。另外，上述实施例提供的油页岩的识别装置与油页岩的识别方法实施例属于同一构思，其具体实现过程详见方法实施例，这里不再赘述。
本发明实施例提供的油页岩的识别装置，通过对目标区域内多个预设位置中每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值进行融合，得到融合波阻抗值，由于油页岩具有电阻率高以及声波速度高的特点，油页岩的融合波阻抗值要明显高于砂泥岩的融合波阻抗值，从而便于将油页岩识别出来。
图10是本发明实施例提供的一种计算机设备的结构示意图。该计算机设备1000可因配置或性能不同而产生比较大的差异，可以包括一个或一个以上处理器(centralprocessing units，CPU)1001和一个或一个以上的存储器1002，其中，上述存储器1002中存储有至少一条指令，上述至少一条指令由上述处理器1001加载并执行以实现上述各个方法实施例提供的油页岩的识别方法。当然，该计算机设备还可以具有有线或无线网络接口、键盘以及输入输出接口等部件，以便进行输入输出，该计算机设备还可以包括其他用于实现设备功能的部件，在此不做赘述。
在示例性实施例中，还提供了一种计算机可读存储介质，例如包括指令的存储器，上述指令可由计算机设备中的处理器执行以完成上述实施例中油页岩的识别方法。例如，该计算机可读存储介质可以是只读存储器(Read-Only Memory,ROM)、随机存取存储器(Random Access Memory，RAM)、只读光盘(Compact Disc Read-Only Memory，CD-ROM)、磁带、软盘和光数据存储设备等。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成，也可以通过程序来指令相关的硬件完成，上述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
上述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，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 (10)

1.一种油页岩的识别方法，其特征在于，所述识别方法包括：
获取目标区域内多个预设位置中每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，相邻两个预设位置之间的距离为预设距离；
基于所述每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，获取所述每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值；
获取所述每个预设位置在不同深度的电阻率值；
基于所述每个预设位置在不同深度的声波速度值和电阻率值，获取所述每个预设位置在不同深度的重构波阻抗值；
基于所述每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值，获取所述每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值；
将融合波阻抗值大于第一预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层识别为油页岩。
2.根据权利要求1所述的识别方法，其特征在于，所述将融合波阻抗值大于第一预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层识别为油页岩，包括：
基于所述每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值，获取所述目标区域的融合波阻抗图，所述融合波阻抗图中用不同灰度来表示不同的波阻抗值区间；
将第一预设灰度的区域对应的岩层识别为油页岩。
3.根据权利要求1所述的识别方法，其特征在于，所述识别方法还包括：
将融合波阻抗值大于第二预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层性质获取为油页岩的甜点储层；
所述第二预设波阻抗值大于所述第一预设波阻抗值。
4.根据权利要求1所述的识别方法，其特征在于，所述重构波阻抗值通过下述公式计算得到：
AIRT＝Filter(AC)×DEN+n×RT
式中：
AIRT——重构波阻抗值，克每立方厘米米每秒g/cm3·m/s；
DEN——密度值，克每立方厘米g/cm3；
Filter(AC)——声波速度值中的低频成分，米每秒m/s；
n——预设参数，无因次；
RT——电阻率值，欧姆米Ω·m。
5.根据权利要求1所述的识别方法，其特征在于，所述基于所述每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值，获取所述每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值，包括：
当所述常规波阻抗值大于泥页岩的常规波阻抗值的最大值，且所述重构波阻抗值大于油页岩的重构波阻抗值的最小值时，将所述重构波阻抗值乘以1.15，以作为所述融合波阻抗值；
当所述常规波阻抗值小于或等于泥页岩的常规波阻抗值的最大值，或所述重构波阻抗值小于或等于油页岩的重构波阻抗值的最小值时，将所述常规波阻抗值乘以0.8，以作为所述融合波阻抗值。
6.根据权利要求1所述的识别方法，其特征在于，当所述多个预设位置包括多个第一预设位置和多个第二预设位置，且每个第一预设位置对应一个油井时：
基于相邻两个第一预设位置的声波速度值、密度值和电阻率值，利用地震约束插值法获取所述相邻两个第一预设位置之间的第二预设位置的声波速度值、密度值和电阻率值。
7.一种油页岩的识别装置，其特征在于，所述识别装置包括：
声波速度值和密度值获取模块，用于获取目标区域内每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，相邻两个预设位置之间的距离为预设距离；
常规波阻抗值获取模块，用于基于所述每个预设位置在不同深度的声波速度值和密度值，获取所述每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值；
电阻率值获取模块，用于获取所述每个预设位置在不同深度的电阻率值；
重构波阻抗值获取模块，用于基于所述每个预设位置在不同深度的声波速度值和电阻率值，获取所述每个预设位置在不同深度的重构波阻抗值；
融合波阻抗值获取模块，用于基于所述每个预设位置在不同深度的常规波阻抗值和重构波阻抗值，获取所述每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值；
识别模块，用于将融合波阻抗值大于第一预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层识别为油页岩。
8.根据权利要求7所述的识别装置，其特征在于，所述识别装置还包括：融合波阻抗图获取模块，用于：
基于所述每个预设位置在不同深度的融合波阻抗值，获取所述目标区域的融合波阻抗图，所述融合波阻抗图中用不同灰度来表示不同的波阻抗值区间；
所述识别模块，还用于将第一预设灰度的区域对应的岩层识别为油页岩。
9.根据权利要求7所述的识别装置，其特征在于，所述识别模块还用于：
将融合波阻抗值大于第二预设波阻抗值的位置和深度对应的岩层性质获取为油页岩的甜点储层；
所述第二预设波阻抗值大于所述第一预设波阻抗值。
10.根据权利要求7所述的识别装置，其特征在于，所述重构波阻抗值获取模块用于：
基于下述公式获取所述重构波阻抗值：
AIRT＝Filter(AC)×DEN+n×RT
式中：
AIRT——重构波阻抗值，g/cm3·m/s；
DEN——密度值，g/cm3；
Filter(AC)——声波速度值中的低频成分，m/s；
n——预设参数，无因次；
RT——电阻率值，Ω·m。
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