CN112228037A - 一种基于声波传播理论的孔隙度解释方法和装置 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例提供一种基于声波传播理论的孔隙度解释方法和装置，以威利提出的声波传播时间的叠加原理为指导，以岩芯孔隙度分析数据为基础，采取理论与实际相结合的方法，通过泥质含量计算，声波时差异常高值处理，建立了声波孔隙度多因素校正模型，采用计算机编程的方法开展工作，逐点校正泥质含量、逐点解释孔隙度，精细刻画出了砂体剖面上的孔隙度分布状况，精细刻画出砂体剖面的非均质性，显著提高了孔隙度解释精度。
Description
技术领域
本发明实施例涉及孔隙度测井技术领域，尤其涉及一种基于声波传播理论的孔隙度解释方法和装置。
背景技术
孔隙度解释是储层研究的重要工作，目前，普遍应用声波孔隙度直线解释模型，但解释误差较大。如石先达等(2017，复杂油气藏)应用直线模型解释孔隙度，马强等(2015，国外测井技术)在声波孔隙度解释中引入自然伽马幅度差来解释孔隙度。王向公、毛志强等在孔隙度解释中虽然引入了泥质含量校正，但校正的尺度较大，按照泥质含量5％、10％、15％等区间范围进行校正。
多数学者认为，泥质含量小于5％的砂岩，可以应用直线模型解释孔隙度，泥质含量大于5％时必须进行泥质校正。
陆相沉积的砂岩泥质含量变化较大，深度域上，每个测点的自然伽马值和泥质含量都在发生变化。未进行泥质校正，解释误差很大；按照泥质含量区间进行校正，仍然有较大误差。
长期以来，孔隙度解释工作停止不前，一个重要的原因是工作量太大，按照单砂体规模解释工作量就很大，若按照每个测点进行解释，研究工作几乎无法开展；此外，多数研究者认为：孔隙度解释模型已相对成熟，提高解释精度的潜力较小，很难有突破性发现，研究价值不高。
实际上，目前孔隙度解释工作停留在砂体级别的粗线条研究层面，比如，相控储层理论强调沉积微相对储层物性的控制作用，指出分流河道砂体储层孔隙度大、渗透率高，席状砂微相的砂体储层孔隙度小、渗透率低。不可否认，相控储层的理论的确对储层物性具有好的控制作用，在相控储层理论指导下，储层物性解释精度得到了显著提高；但是，相控储层理论针对的对象是砂体级别，不能精细刻画砂体内部的非均质性。比如，水动力条件动荡的沉积环境中，河道砂体内部存在若干个夹层，相控储层理论就不能精细刻画出砂体内部的储层孔隙度和渗透率变化。
席状砂岩的孔隙度整体较河道砂岩低，但席状砂岩的孔隙度也有较大差别，如泥质含量低的席状砂岩的孔隙度会高于泥质含量高的席状砂岩。而且，在弱水动力环境沉积的席状砂岩，泥质含量通常较高，因此，必须进行泥质校正，才能较准确地反映其物性状况，才能正确地评价储层的经济有效性。
当前，油田勘探开发的重点正在转向低渗透、低饱和度油藏，提高储层的孔隙度解释精度，对油田增储上产、储量评价意义重大。
发明内容
本发明实施例提供一种基于声波传播理论的孔隙度解释方法和装置，通过泥质含量计算，声波时差异常测量值处理，建立了声波孔隙度多因素校正模型，采用计算机编程的方法开展工作，逐点校正泥质含量、逐点解释孔隙度，精细刻画出了砂体剖面上的孔隙度分布状况，精细刻画出砂体剖面的非均质性，显著提高了孔隙度解释精度。
第一方面，本发明实施例提供一种基于声波传播理论的孔隙度解释方法，包括：
基于自然伽马获取泥质含量，利用预设经验公式计算泥质含量；
针对声波时差测量过程中因薄层效应或随机测量误差等原因产生的异常高值数据点，建立声波时差异常值处理模型，并处理相应数据；
基于声波传播的基本原理，建立不同声波时差、泥质含量与声波孔隙度之间的多因素校正解释模型。
作为优选的，基于自然伽马相对值获取泥质含量，具体包括：
获取自然伽马相对值：
式中，△GR为自然伽马相对值，GR为目的层自然伽马测井值，GRmin为纯岩性地层的自然伽马测井值，GRmax为纯泥岩地层的自然伽马测井值；
基于预设经验公式获取泥质含量：
式中，Vsh为泥质含量；GCUR为与地层年代有关的希尔奇指数，第三系地层GCUR取3.7，老地层GCUR取2。实际应用时GCUR需根据油田储层物性变化规律进行适当调整。
作为优选的，建立声波时差测量高值处理模型，具体包括：
声波时差大于275μs/m，建立声波时差测量高值处理模型：
Δt＝Δtx-0.36·(Δtx-275)-3
其中，△tx—声波时差测量值大于275μs/m的异常数据，△t—校正后的声波值。
作为优选的，建立不同声波时差、泥质含量与声波孔隙度之间的多因素校正解释模型，对每个测点的泥质含量变化情况进行泥质校正，还包括：
依据声波传播的时间叠加原理，当储层中存储的流体为油水两相时，声波孔隙度表达式如下：
Δt＝(1-φ-vsh)·Δtma+φ·So·Δtfo+φ·(1-So)·Δtfw+vsh·Δtsh
按纯水模型计算，则上式可写成如下形式：
Δt＝(1-φ-vsh)·Δtma+φ·Δtfw+vsh·Δtsh
经变换，孔隙度计算式如下：
令：
得到孔隙度解释模型为：
φ＝a·Δt-b·vsh-c
第二方面，本发明实施例提供一种基于声波传播理论的孔隙度解释装置，包括：
第一模块，基于自然伽马获取泥质含量，利用预设经验公式计算泥质含量；
第二模块，针对声波时差测量过程中因薄层效应或随机测量误差等原因产生的异常高值数据点，建立声波时差异常值处理模型，并处理相应数据；
第三模块，基于声波传播的基本原理，建立不同声波时差、泥质含量与声波孔隙度之间的多因素校正解释模型。
第三方面，本发明实施例提供一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如本发明第一方面实施例所述基于声波传播理论的孔隙度解释方法的步骤。
第四方面，本发明实施例提供一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现如本发明第一方面实施例所述基于声波传播理论的孔隙度解释方法的步骤。
本发明实施例提供的一种基于声波传播理论的孔隙度解释方法和装置，以威利提出的声波传播时间的叠加原理为指导，以岩芯孔隙度分析数据为基础，采取理论与实际相结合的方法，通过泥质含量计算，声波时差异常测量值处理，建立了声波孔隙度多因素校正模型。采用计算机编程的方法开展工作，逐点校正泥质含量、逐点解释孔隙度，精细刻画出了砂体剖面上的孔隙度分布状况，精细刻画出砂体剖面的非均质性，显著提高了孔隙度解释精度。具有以下优点：
①依据声波传播的基本原理，明确提出声波孔隙度解释需要进行泥质校正；
②采用纯水模型，探讨了泥质含量变化对孔隙度解释精度的影响；
③指出纯理论模型不能完全满足油田孔隙度解释需要的观点，实际应用时需要调整理论模型的斜率和截距常数值；
④孔隙度解释模型中引入泥质含量校正模型，逐点计算泥质含量、逐点解释孔隙度，显著提高了孔隙度解释精度；
⑤孔隙度精细解释模型理论基础扎实，模型简单适用，通过计算机编程的方法容易在实践中推广应用；
⑥利用孔隙度精细解释模型，可以精细刻画出剖面上储层的非均质性；
⑦改变了泥质含量校正模型不清的现状，明确给出了泥质含量校正的具体模型和泥质含量校正系数，为研究人员提供了理论基础扎实的泥质含量校正模型；
⑧孔隙度精细解释，为低渗透油藏储量评价、提高油田勘探开发效果奠定了基础。
附图说明
为了更清楚地说明本发明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一简单地介绍。下面描述中的附图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，即可以理解并实施。
图1为根据本发明实施例的声波孔隙度多因素校正流程图；
图2为根据本发明实施例的声波孔隙度与泥质含量关系图；
图3为孔隙度与声波时差直线模型图；
图4根据本发明实施例的逐点泥质校正情况下孔隙度与声波时差关系图；
图5为根据本发明实施例的声波时差高值校正和逐点泥质校正情况下孔隙度与声波时差关系图；
图6(a)为根据本发明实施例的留62-110井3391.9～3399.8m井段自然伽马曲线；
图6(b)为根据本发明实施例的留62-110井3391.9～3399.8m井段声波时差曲线；
图6(c)为根据本发明实施例的留62-110井3391.9～3399.8m井段泥质含量分布图；
图6(d)为根据本发明实施例的留62-110井3391.9～3399.8m井段孔隙度分布图；
图7本根据本发明实施例提供的电子设备的结构示意图。
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，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明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作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。
本申请实施例中的术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。本申请的描述中，术语“包括”和“具有”以及它们任何变形，意图在于覆盖不排他的包含。例如包含了一系列部件或单元的系统、产品或设备没有限定于已列出的部件或单元，而是可选地还包括没有列出的部件或单元，或可选地还包括对于这些产品或设备固有的其它部件或单元。本申请的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。
在本文中提及“实施例”意味着，结合实施例描述的特定特征、结构或特性可以包含在本申请的至少一个实施例中。在说明书中的各个位置出现该短语并不一定均是指相同的实施例，也不是与其它实施例互斥的独立的或备选的实施例。本领域技术人员显式地和隐式地理解的是，本文所描述的实施例可以与其它实施例相结合。
目前孔隙度解释工作停留在砂体级别的粗线条研究层面，比如，相控储层理论强调沉积微相对储层物性的控制作用，指出分流河道砂体储层孔隙度大、渗透率高，席状砂微相的砂体储层孔隙度小、渗透率低。不可否认，相控储层的理论的确对储层物性具有好的控制作用，在相控储层理论指导下，储层物性解释精度得到了显著提高；但是，相控储层理论针对的对象是砂体级别，不能精细刻画砂体内部的非均质性。比如，水动力条件动荡的沉积环境中，河道砂体内部存在若干个夹层，相控储层理论就不能精细刻画出砂体内部的储层孔隙度和渗透率变化。
席状砂岩的孔隙度整体较河道砂岩低，但席状砂岩的孔隙度也有较大差别，如泥质含量低的席状砂岩的孔隙度会高于泥质含量高的席状砂岩。而且，在弱水动力环境沉积的席状砂岩，泥质含量通常较高，因此，必须进行泥质校正，才能较准确地反映其物性状况，才能正确地评价储层的经济有效性。
当前，油田勘探开发的重点正在转向低渗透、低饱和度油藏，提高储层的孔隙度解释精度，对油田增储上产、储量评价意义重大。
因此，本发明实施例以威利提出的声波传播时间的叠加原理为指导，以岩芯孔隙度分析数据为基础，采取理论与实际相结合的方法，通过泥质含量计算，声波时差测量值异常高值处理，建立了声波孔隙度多因素校正模型，采用计算机编程的方法开展工作，逐点校正泥质含量、逐点解释孔隙度，精细刻画出了砂体剖面上的孔隙度分布状况，精细刻画出砂体剖面的非均质性，显著提高了孔隙度解释精度。以下将通过多个实施例进行展开说明和介绍。
图5为本发明实施例提供一种基于声波传播理论的孔隙度解释方法，包括：
Step1，基于自然伽马获取泥质含量，利用预设经验公式计算泥质含量；此处，预设经验公式是指预先设定的，现有技术中的经验公式。
Step2，针对声波时差测量过程中因薄层效应或随机测量误差等原因产生的异常高值数据点，建立声波时差异常值处理模型，并处理相应数据；
Step3，基于声波传播的基本原理，建立不同声波时差、泥质含量与声波孔隙度之间的多因素校正解释模型。
在本实施例中，以威利提出的声波传播时间的叠加原理为指导，以岩芯孔隙度分析数据为基础，采取理论与实际相结合的方法，通过泥质含量计算，声波时差测量值异常高值处理，建立了声波孔隙度多因素校正模型，采用计算机编程的方法开展工作，逐点校正泥质含量、逐点解释孔隙度，精细刻画出了砂体剖面上的孔隙度分布状况，精细刻画出砂体剖面的非均质性，显著提高了孔隙度解释精度。具有以下优点：
①依据声波传播的基本原理，明确提出声波孔隙度解释需要进行泥质校正；
②采用纯水模型，探讨了泥质含量变化对孔隙度解释精度的影响；
③指出纯理论模型不能完全满足油田孔隙度解释需要的观点，实际应用时需要调整理论模型的斜率和截距常数值；
④孔隙度解释模型中引入泥质含量校正模型，逐点计算泥质含量、逐点解释孔隙度，显著提高了孔隙度解释精度；
⑤孔隙度精细解释模型理论基础扎实，模型简单适用，通过计算机编程的方法容易在实践中推广应用；
⑥利用孔隙度精细解释模型，可以精细刻画出剖面上储层的非均质性；
⑦改变了泥质含量校正模型不清的现状，明确给出了泥质含量校正的具体模型和泥质含量校正系数，为研究人员提供了理论基础扎实的泥质含量校正模型；
⑧孔隙度精细解释，为低渗透油藏储量评价、提高油田勘探开发效果奠定了基础。
在上述实施例的基础上，还包括：
建立孔隙度解释模型，声波传播符合威利提出的时间叠加原理，当储层中存储的流体为油水两相时，表达式如下：
Δt＝(1-φ-vsh)·Δtma+φ·So·Δtfo+φ·(1-So)·Δtfw+vsh·Δtsh
假设孔隙中充满水，按纯水模型计算，则上式可写成如下形式：
Δt＝(1-φ-vsh)·Δtma+φ·Δtfw+vsh·Δtsh
经变换，孔隙度计算式如下：
令：
得到孔隙度解释模型为：
φ＝a·Δt-b·vsh-c
△t—测量的声波时差；△tma—岩石骨架声波时差；△tfw—孔隙内水的声波时差；So—含油饱和度，小数；△tfo—孔隙内原油的声波时差；vsh—泥含量；△tsh—泥岩声波时差；φ—孔隙度，小数；a—声波时差系数；b—泥质含量系数；c—常数项。
可以看出，影响孔隙度因素有两个，一个是测量的声波时差值，孔隙度与声波时差值呈正比；另一个是泥质含量，孔隙度与泥质含量呈反比。
理论上，系数a、b、c值为定值，实际应用时可根据油田实际情况进行调整，以便于最大程度地适应油田的地质情况。
在上述实施例的基础上，基于自然伽马相对值获取泥质含量，具体包括：
①质含量计算
获取自然伽马相对值：
式中，△GR为自然伽马相对值，GR为目的层自然伽马测井值，GRmin为纯岩性地层的自然伽马测井值，GRmax为纯泥岩地层的自然伽马测井值；
基于预设经验公式获取泥质含量：
式中，Vsh为泥质含量；GCUR为与地层年代有关的希尔奇指数，第三系地层GCUR取3.7，老地层GCUR取2。实际应用时GCUR需根据油田储层物性变化规律进行适当调整。
在本实施例中，实际应用时，不能机械的应用希尔奇指数，应该选择适合地区地质特点的数值。本次研究希尔奇指数取值4.5时，物性解释误差达到最小。依据自然伽马相对值和泥质含量计算模型，可逐点计算出砂岩段的逐点泥质含量。
②泥质含量对孔隙度解释精度的影响
利用各类组分的测量值，可绘制出泥质含量、声波时差与孔隙度之间的关系图如图2中所示。
由图2可以看出，泥质含量一定时，孔隙度与声波时差呈直线关系。当岩石中泥质含量变化时，相同声波时差测量值可解释出不同的孔隙度，如：声波时差250μs/m时，泥质含量0％，解释的孔隙度为16.23％；泥质含量10％，解释的孔隙度为12.92％；泥质含量20％，解释的孔隙度为9.61％。可见，砂岩的孔隙度受泥质含量影响较大，泥质含量高时必须进行泥质校正。
若不进行泥质校正，仅仅利用直线模型进行解释，则孔隙度与声波时差之间呈一一对应关系(图3所示)。但解释误差较大。
③声波时差测量值异常高值处理模型
声波时差测量过程中因薄层效应或随机测量误差等原因产生的异常高值数据点，建立声波时差异常值处理模型，并处理相应数据。当声波时差大于275μs/m，利用声波时差测量异常高值处理模型进行处理。
Δt＝Δtx-0.36·(Δtx-275)-3
其中，△tx—声波时差测量值大于275μs/m的异常数据，△t—校正后的声波值。
④高精度孔隙度多因素校正模型
在本实施例中，应用理论公式解释孔隙度时，将根据每个测点的泥质含量变化情况进行泥质校正，孔隙度解释精度显著提高。
但由于岩石骨架组分并非单纯为石英，通常为长石+石英组合，骨架组分的声波时差不尽相同。每个油田的泥岩因成岩作用阶段差异，声波时差也存在一定差异。受地层水矿化度、地层温度影响，地层水的声波时差也略有差别。加上测井过程中的测量误差、室内实验时的实验误差等等，利用纯理论公式解释孔隙度时，解释模型通常不能完全适应油田的具体地质情况。比如：大王庄油田沙一下，利用纯理论公式解释孔隙度时，声波时差测量值在230μs/m～275μs/m区间范围内时，解释的孔隙度与岩芯分析孔隙度符合率高；声波时差测量值小于230μs/m时，孔隙度解释结果偏低(图4)；声波时差测量值大于275μs/m时，孔隙度解释结果偏高。
纯理论模型解释的孔隙度，误差主要体现在两个方面：第一是理论模型的斜率较大，声波时差测量值较小的区间内，解释的孔隙度偏低；第二，声波时差测量值大于275μs/m时，解释的孔隙度显著大于岩芯分析孔隙度，说明纯理论模型不能适应较大声波时差区间的孔隙度解释。
本实施例中，针对理论模型应用中遇到的问题，根据岩芯分析孔隙度分布状况，调整了理论曲线的斜率，使之适应岩芯分析孔隙度分布规律，从而提高了声波时差测量值在200μs/m～275μs/m范围的孔隙度解释精度。
声波测量值很高时，按照理论模型解释孔隙度，孔隙度解释值有时会超过碎屑颗粒理想堆积方式的理论界限值，这说明声波时差测量过程中出现了误差。声波时差测量值大于275μs/m的所有测量点的岩芯分析孔隙度低于理论模型计算值，一般来说不是实验产生的误差，很可能是砂岩中的泥质砂岩产生的电测响应特征，此时，需要建立特殊的处理模型来修正这部分数据。
针对声波时差大于275μs/m数据，本次研究，建立了如下声波时差测量异常高值处理模型：
Δt＝Δtx-0.36·(Δtx-275)-3
调整曲线斜率后，声波时差测量值小于275μs/m数据孔隙度解释结果与岩芯分析数据符合率提高，而声波时差测量值大于275μs/m数据经过上述模型处理后，孔隙度解释误差明显缩小，从而，较好地建立了以声波传播时间叠加原理为基础的孔隙度精细多解模型(图5)。
利用自然伽马曲线计算出留62-110井3391.9～3399.8m井段各个测点的泥质含量，利用建立的声波孔隙度解释模型解释出每个测点的孔隙度，如图6(a)至图6(d)，从而获得了层段剖面上孔隙度分布图，由图6(a)至图6(d)可以看出，自然伽马高值区泥质含量高，孔隙度随泥质含量升高而降低。另一方面，泥质含量相近的井段，孔隙度解释值随声波时差起伏而变化，声波时差越大，则孔隙度越高。
声波孔隙度直线模型的解释结果为：一个声波时差测量值只能解释出一个孔隙度。
增加泥质含量校正项以后，孔隙度解释值受泥质含量和声波时差值两个参数影响，相同的声波时差测量值可以解释出多个孔隙度，这样的解释结果与岩芯分析孔隙度的分布规律一致，从而，孔隙度解释精度得到显著提高。
利用逐点泥质含量校正、逐点解释孔隙度的方法，可以精细刻画出砂体剖面的非均质性。
与传统的声波孔隙度直线模型相比，本次建立的声波孔隙度精细解释模型，解释出的孔隙度随泥质含量变化而变化，相同的声波时差值可以解释出多个孔隙度。模型在大王庄油田沙一下应用后获得了好效果，孔隙度解释误差总和-19.96，相对误差-0.48％，远低于行业规定的相对误差小于20％的要求。
本发明实施例还提供一种基于声波传播理论的孔隙度解释装置，基于上述各实施例中的基于声波传播理论的孔隙度解释方法，包括：
第一模块，基于自然伽马获取泥质含量，利用预设经验公式计算泥质含量；
第二模块，针对声波时差测量过程中因薄层效应或随机测量误差等原因产生的异常高值数据点，建立声波时差异常值处理模型，并处理相应数据；
第三模块，基于声波传播的基本原理，建立不同声波时差、泥质含量与声波孔隙度之间的多因素校正解释模型。
图7示例了一种电子设备的实体结构示意图，如图7所示，该服务器可以包括：处理器(processor)810、通信接口(Communications Interface)820、存储器(memory)830和通信总线840，其中，处理器810，通信接口820，存储器830通过通信总线840完成相互间的通信。处理器810可以调用存储器830中的逻辑指令，以执行如下方法：
基于自然伽马获取泥质含量，利用预设经验公式计算泥质含量；
针对声波时差测量过程中因薄层效应或随机测量误差等原因产生的异常高值数据点，建立声波时差异常值处理模型，并处理相应数据；
基于声波传播的基本原理，建立不同声波时差、泥质含量与声波孔隙度之间的多因素校正解释模型。
此外，上述的存储器830中的逻辑指令可以通过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。
第四方面，本发明实施例提供一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现如本发明第一方面实施例所述基于声波传播理论的孔隙度解释方法的步骤。例如包括：
基于自然伽马获取泥质含量，利用预设经验公式计算泥质含量；
针对声波时差测量过程中因薄层效应或随机测量误差等原因产生的异常高值数据点，建立声波时差异常值处理模型，并处理相应数据；
基于声波传播的基本原理，建立不同声波时差、泥质含量与声波孔隙度之间的多因素校正解释模型。
综上所述，本发明实施例提供的一种基于声波传播理论的孔隙度解释方法和装置，以威利提出的声波传播时间的叠加原理为指导，以岩芯孔隙度分析数据为基础，采取理论与实际相结合的方法，通过泥质含量计算，声波时差测量异常高值处理，建立了声波孔隙度多因素校正模型，采用计算机编程的方法开展工作，逐点校正泥质含量、逐点解释孔隙度，精细刻画出了砂体剖面上的孔隙度分布状况，精细刻画出砂体剖面的非均质性，显著提高了孔隙度解释精度。具有以下优点：
①依据声波传播的基本原理，明确提出声波孔隙度解释需要进行泥质校正；
②采用纯水模型，探讨了泥质含量变化对孔隙度解释精度的影响；
③指出纯理论模型不能完全满足油田孔隙度解释需要的观点，实际应用时需要调整理论模型的斜率和截距常数值；
④孔隙度解释模型中引入泥质含量校正模型，逐点计算泥质含量、逐点解释孔隙度，显著提高了孔隙度解释精度；
⑤孔隙度精细解释模型理论基础扎实，模型简单适用，通过计算机编程的方法容易在实践中推广应用；
⑥利用孔隙度精细解释模型，可以精细刻画出剖面上储层的非均质性；
⑦改变了泥质含量校正模型不清的现状，明确给出了泥质含量校正的具体模型和泥质含量校正系数，为研究人员提供了理论基础扎实的泥质含量校正模型；
⑧孔隙度精细解释，为低渗透油藏储量评价、提高油田勘探开发效果奠定了基础。
以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性的劳动的情况下，即可以理解并实施。
通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到各实施方式可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件。基于这样的理解，上述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，该计算机软件产品可以存储在计算机可读存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，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)执行各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；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：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (7)
1.一种基于声波传播理论的孔隙度解释方法，其特征在于，包括：
基于自然伽马获取泥质含量，利用预设经验公式计算泥质含量；
针对声波时差测量过程中因薄层效应或随机测量误差等原因产生的异常高值数据点，建立声波时差异常值处理模型，并处理相应数据；
基于声波传播的基本原理，建立不同声波时差、泥质含量与声波孔隙度之间的多因素校正解释模型。
2.根据权利要求1所述的基于声波传播理论的孔隙度解释方法，其特征在于，基于自然伽马相对值获取泥质含量，具体包括：
获取自然伽马相对值：
式中，△GR为自然伽马相对值，GR为目的层自然伽马测井值，GRmin为纯岩性地层的自然伽马测井值，GRmax为纯泥岩地层的自然伽马测井值；
基于预设经验公式获取泥质含量：
式中，Vsh为泥质含量；GCUR为与地层年代有关的希尔奇指数，第三系地层GCUR取3.7，老地层GCUR取2。
3.根据权利要求1所述的基于声波传播理论的孔隙度解释方法，其特征在于，利用建立的声波时差异常值处理模型处理异常数据点，具体包括：
建立如下声波时差测量异常值处理模型：
Δt＝Δtx-0.36·(Δtx-275)-3
其中，△tx—声波时差测量值大于275μs/m的异常数据，△t—校正后的声波值。
4.根据权利要求1所述的基于声波传播理论的孔隙度解释方法，其特征在于，基于声波传播的基本原理，建立每个测点泥质含量时的声波孔隙度校正模型，还包括：
建立孔隙度解释模型，声波传播的时间叠加原理，当储层中存储的流体为油水两相时，声波孔隙度表达式如下：
Δt＝(1-φ-vsh)·Δtma+φ·So·Δtfo+φ·(1-So)·Δtfw+vsh·Δtsh
按纯水模型计算，则上式可写成如下形式：
Δt＝(1-φ-vsh)·Δtma+φ·Δtfw+vsh·Δtsh
经变换，孔隙度计算式如下：
令：
φ＝a·Δt-b·vsh-c
△t—测量的声波时差；△tma—岩石骨架声波时差；△tfw—孔隙内水的声波时差；So—含油饱和度，小数；△tfo—孔隙内原油的声波时差；vsh—泥含量；△tsh—泥岩声波时差；φ—孔隙度，小数；a—声波时差系数；b—泥质含量系数；c—常数项。
5.一种基于声波传播理论的孔隙度解释装置，其特征在于，包括：
第一模块，基于自然伽马获取泥质含量，利用预设经验公式计算泥质含量；
第二模块，针对声波时差测量过程中因薄层效应或随机测量误差等原因产生的异常高值数据点，建立声波时差异常值处理模型，并处理相应数据；
第三模块，基于声波传播的基本原理，建立不同声波时差、泥质含量与声波孔隙度之间的多因素校正解释模型。
6.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1至4任一项所述基于声波传播理论的孔隙度解释方法的步骤。
7.一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1至4任一项所述基于声波传播理论的孔隙度解释方法的步骤。
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| CN111241460A (zh) * | 2020-01-19 | 2020-06-05 | 西安石油大学 | 一种复杂致密储层孔隙度计算方法 |
| CN111456726A (zh) * | 2020-05-08 | 2020-07-28 | 中国石油天然气集团有限公司 | 声波时差校正方法及装置 |
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| 高鹏: "白音查干凹陷达尔其地区腾下段储层特征研究", 中国优秀硕士学位论文全文数据库（电子期刊）基础科学辑 * |
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