CN112989257B - 海相页岩油气储层的产气量测定方法 - Google Patents

海相页岩油气储层的产气量测定方法 Download PDF

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Abstract

本公开提供了一种海相页岩油气储层的产气量测定方法，属于页岩气勘探开发技术领域，产气量测定方法包括获取多个油气井的岩心数据；基于岩心数据，生成储层关系数据，基于储层关系数据，得到海相页岩油气储层的多种储层大类，每种储层大类均对应有多个储层参数；基于储层关系数据以及储层大类，确定各储层大类所具有的不同类型层，获取各油气井中的各类型层的产气量和各类型层的钻遇率，钻遇率为钻井时钻到对应的类型层的几率；基于各类型层的产气量和各类型层的钻遇率，得到待测井的产气量。本公开通过该产气量测定方法能够对待测井的不同储层的产气量进行确定。

Description

海相页岩油气储层的产气量测定方法
技术领域
本公开属于页岩气勘探开发技术领域，特别涉及一种海相页岩油气储层的产气量测定方法。
背景技术
随着非常规油气勘探开发的深入，海相页岩油气越来越受到重视，将逐渐成为一种重要的接替能源。近年来随着我国南方海相页岩油气主体工艺的不断改进和完善，已实现海相页岩油气规模效益开发，海相页岩油气成为我国实现天然气产量大幅增长最现实的方向和领域。在实际开采之前，一般都需要准确地识别海相页岩油气储层的有利层段，以便更高效地开发海相页岩油气储层中的海相页岩气。
相关技术中，对于海相页岩油气储层的产气量测定方法，通常采用的是四川盆地五峰组～龙马溪组页岩油气储层分类标准，即依据储层中的有机碳含量(TOC)、有效孔隙度、脆性矿物含量、总含气量等四项指标，对页岩油气储层进行综合划分和评价，从而将页岩油气储层划分为I类、II类、III类储层。
然而，在采用以上方法对页岩油气储层进行划分时，由于页岩油气储层存在较大的非均质性，所以在实际生产实践过程中，该方法不能准确评价页岩油气储层中的优质储层，导致在生产时单井产量存在巨大差异性。
发明内容
本公开实施例提供了一种海相页岩油气储层的产气量测定方法，可以对待测井的不同储层的产气量进行确定。所述技术方案如下：
本公开实施例提供了一种海相页岩油气储层的产气量测定方法，应用于计算机设备，所述产气量测定方法包括：
获取多个油气井的岩心数据；
基于所述岩心数据，生成储层关系数据，所述储层关系数据用于表示海相页岩油气储层的各储层参数分别与储层深度之间的变化关系，所述储层参数包括有机碳含量、有效孔隙度、脆性矿物含量和总含气量；
基于所述储层关系数据，得到所述海相页岩油气储层的多种储层大类，每种所述储层大类均对应有多个所述储层参数；
基于所述储层关系数据以及所述储层大类，确定各所述储层大类所具有的不同类型层，所述类型层为各所述储层大类中包括的多个不同子类别；
获取各所述油气井中的各所述类型层的产气量和各所述类型层的钻遇率，所述钻遇率为钻井时钻到对应的所述类型层的几率；
基于各所述类型层的所述产气量和各所述类型层的所述钻遇率，得到待测井的产气量。
在本公开的又一种实现方式中，所述基于所述储层关系数据，得到所述海相页岩油气储层的多种储层大类，包括：
所述海相页岩油气储层的多种储层大类包括以下三种储层大类：
第一储层大类，有机碳含量≥3％、有效孔隙度≥5％、脆性矿物含量≥55％、总含气量≥3m3/t；
第二储层大类，有机碳含量2％～3％、有效孔隙度3％～5％、脆性矿物含量45％～55％、总含气量2～3m3/t；
第三储层大类，有机碳含量1％～2％、有效孔隙度1％～3％、脆性矿物含量30％～45％、总含气量1～2m3/t。
在本公开的又一种实现方式中，所述基于所述储层关系数据以及所述储层大类，确定各所述储层大类所具有的不同类型层，包括：
基于所述储层关系数据，计算得到各所述储层大类中相应的各所述储层参数的实际极差，所述实际极差为各所述储层大类中，不同的所述储层参数对应的数值范围；
基于所述储层大类的划分标准，计算得到各所述储层大类中对应的所述储层参数的原始极差，所述原始极差为各所述储层大类在划分时对应的所述储层参数的数值范围；
基于所述原始极差和所述实际极差，确定各所述储层大类所具有的不同类型层。
在本公开的又一种实现方式中，所述基于所述储层关系数据，计算得到各所述储层大类中相应的各所述储层参数的实际极差，包括：
基于所述储层关系数据，确定各种所述储层大类中相应的各个所述储层参数的最大值及最小值；
基于所述最大值及最小值，计算得到各种所述储层大类中的相应的各个所述储层参数的实际极差。
在本公开的又一种实现方式中，所述基于所述原始极差和所述实际极差，确定各所述储层大类所具有的不同类型层，包括：
基于所述原始极差和实际极差，计算得到所述储层大类的相应的各个所述储层参数的分组组数，所述分组组数为各所述储层大类中所能够划分的不同所述类型层的数目；
基于所述分组组数，确定各所述储层大类所具有的不同类型层。
在本公开的又一种实现方式中，所述基于所述原始极差和实际极差，计算得到所述储层大类的相应的各个所述储层参数的分组组数，包括：
计算所述实际极差与所述原始极差的商值，得到所述储层大类的相应所述储层参数的分组组数。
在本公开的又一种实现方式中，所述基于所述分组组数，确定各所述储层大类所具有的不同类型层，包括：
将各所述储层大类的对应的储层参数的分组组数的最小值最接近的整数值，作为所述分组组数。
在本公开的又一种实现方式中，所述基于所述岩心数据，生成储层关系数据，包括：
对所述岩心数据进行岩电深度校正，以得到校正数据，所述校正数据为从所述油气井中获取的岩心样本的实际深度对应的测试数据；
根据所述校正数据，生成所述储层关系数据。
在本公开的又一种实现方式中，所述基于各所述类型层的所述产气量和各所述类型层的所述钻遇率，得到待测井的产气量，包括：
确定各所述类型层的产气量与所述钻遇率之间的关系；
获取所述待测井中对应的不同类型层的钻遇率；
根据所述待测井的钻遇率与各所述类型层的产气量与钻遇率之间的关系，得到所述待测井的产气量。
在本公开的又一种实现方式中，所述确定各所述类型层的产气量与所述钻遇率之间的关系，包括：
获取所述油气井的生产测井资料；
根据所述生产测井资料，确定各所述类型层的产气量和钻遇率；
根据各所述类型层的产气量与钻遇率，绘制对应的所述产气量与所述钻遇率的相关性图，从而得到各所述类型层的所述产气量与所述钻遇率之间的关系。
本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
通过本公开实施例提供的海相页岩油气储层的产气量测定方法在对油气井的产气量进行测定时，首先获取待研究地区中的油气井的岩心数据，以便为后续步骤提供数据支持。接着，基于岩心数据，对油气井进行测井解释，得到储层参数与深度之间储层关系数据，这样可以获取到每个油气井中四个参数(有机碳含量、有效孔隙度、脆性矿物含量、总含气量)与深度的关系数据，即为储层关系数据。然后，对待研究地区中所有的油气井中的各个储层关系数据进行分析，便可对待研究地区中的储层进行划分以使得储层对应为不同的储层大类，然后针对各储层大类进行进一步划分，使得储层对应为不同的类型层。接着，确定已知储层对应的各所述类型层产气量与钻遇率之间的关系，并通过各所述类型层产气量与钻遇率之间的关系，得到待测井的产气量，以便为后续实际开采做指导。
本公开实施例提供的海相页岩油气储层的产气量测定方法，以岩心实际分析所获取的岩心实测数据为基础，利用测井解释获取储层关系数据，并针对待研究地区中的实际储层参数分布范围，建立了划分待研究地区中的页岩气储层的划分标准，以便确定不同类型层的储层的产气量与钻遇率之间的关系，能更好的为实际开采提供帮助。
附图说明
为了更清楚地说明本公开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公开的一些实施例，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是本公开实施例提供的一种海相页岩油气储层的产气量测定方法的流程图；
图2是本公开实施例提供的另一种海相页岩油气储层的产气量测定方法的流程图。
具体实施方式
为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步地详细描述。
本公开实施例提供了一种海相页岩油气储层的产气量测定方法，如图1所示，产气量测定方法包括：
S101：获取多个油气井的岩心数据。
S102：基于岩心数据，生成储层关系数据，储层关系数据用于表示海相页岩油气储层的各储层参数分别与储层深度之间的变化关系，储层参数包括有机碳含量、有效孔隙度、脆性矿物含量和总含气量。
S103：基于储层关系数据，得到海相页岩油气储层的多种储层大类，每种储层大类均对应有多个储层参数。
S104：基于储层关系数据以及储层大类，确定各储层大类所具有的不同类型层，类型层为各储层大类中包括的多个不同子类别。
S105：获取各油气井中的各类型层的产气量和各类型层的钻遇率，钻遇率为钻井时钻到对应的类型层的几率。
S106：基于各类型层的产气量和各类型层的钻遇率，得到待测井的产气量。
通过本公开实施例提供的海相页岩油气储层的产气量测定方法在对油气井的产气量进行测定时，首先获取待研究地区中的油气井的岩心数据，以便为后续步骤提供数据支持。接着，基于岩心数据，对油气井进行测井解释，得到储层参数与深度之间储层关系数据，这样可以获取到每个油气井中四个参数(有机碳含量、有效孔隙度、脆性矿物含量、总含气量)与深度的关系数据，即为储层关系数据。然后，对待研究地区中所有的油气井中的各个储层关系数据进行分析，便可对待研究地区中的储层进行划分以使得储层对应为不同的储层大类，然后针对各储层大类进行进一步划分，使得储层对应为不同的类型层。接着，确定已知中储层对应的各类型层产气量与钻遇率之间的关系，并通过各类型层产气量与钻遇率之间的关系，得到待测井的产气量，以便为后续实际开采做指导。
本公开实施例提供的海相页岩油气储层的产气量测定方法，以岩心实际分析所获取的岩心实测数据为基础，利用测井解释获取储层关系数据，并针对待研究地区中的实际储层参数分布范围，建立了划分待研究地区中的页岩气储层的划分标准，以便确定不同类型层的储层的产气量与钻遇率之间的关系，能更好的为实际开采提供帮助。
需要说明的是，本公开实施例提供的海相页岩油气储层的产气量测定方法在执行时均是基于计算机自动获取相关数据以及生成相关数据。
图2是本公开实施例提供的另一种海相页岩油气储层的产气量测定方法的流程图，结合图2，产气量测定方法包括：
S201：获取待研究地区中的油气井的岩心数据。
可选地，步骤S201可以通过以下方式进行实现：
1.1：从各个油气井中获取多个岩心样本。
在上述实现方式中，通过在待研究地区的各个油气井中获取多个岩心样本，可以得到多个实测的对象。另外，以油气井的岩心为研究基础，可以有针对性进行科学取样，为该产气量测定方法提供数据支持。
1.2：对所有的岩心样本进行测试，得到岩心数据。
在上述实现方式中，通过对岩心样本进行实际测试，便可得到具体的岩心样本对应的岩心数据。
需要说明的是，以上获取岩心数据的过程中应当注意：以油气井的岩心为研究基础，有针对性进行科学取样，开展实验分析；其中，在进行取样时需要根据实际研究需求进行选取，重点是要考虑储层的结构特征，比如，某油气井中某个位置的储层的厚度小于2m，若直接以1m间隔取样，可能造成该位置仅能取得1个岩心样本的情况，为了获得实验分析数据的代表性和准确性，应保证在该位置的取样数达2个以上岩心样本，也可适当进行加密取样。
同时，在对岩心数据的分析过程中也要充分利用现有的岩心数据，这样可以保证岩心样本的选取能够更具有代表性，以此保证了该产气量测定方法的准确性和代表性。
S202：基于岩心数据，生成储层关系数据，储层关系用于表示有机碳含量与深度、有效孔隙度、脆性矿物含量、总含气量分别与深度之间的变化关系。
可选地，步骤S202可以通过以下方式进行实现：
2.1：对岩心数据进行岩电深度校正，以得到校正数据，校正数据为岩心样本的实际深度对应的测试数据。
在上述实现方式中，由于岩心样本是在油气井中进行间隔取样获取得到，所以，在对岩心样本进行实际测试时，可能会使得岩心样本的各个储层参数值与实际深度并不对应。为了避免这个问题，所以需要对与岩心数据进行岩电深度校正。也就是说，需要结合油气井自身的岩电特性曲线对岩心样本的实测数据进行深度校正，这样便可保证岩心数据的准确性。
2.2：根据校正数据，生成储层关系数据。
在上述实现方式中，根据各个油气井中对应的校正数据，便可将各个油气井中多个岩心样本对应的多个储层参数值，形成一个该油气井中连续的储层关系数据。这里所说的连续是指以深度作为对应参考。
也就是说，通过对油气井的储层进行测井解释，可以根据实际测试的几个代表点的分布以此绘制出该油气井整个深度对应各个储层关系数据。
需要说明的是，测井解释数据包括自然伽马(GR)、深浅电阻率(RT/RXO，RLLD/RLLS)、孔隙度曲线(DEN、CNL、AC)、测井解释储层评价参数曲线，即储层关系数据(有效孔隙度、有机碳含量、总含气量、脆性矿物含量)与深度之间的关系。
S203：基于储层关系数据，得到海相页岩油气储层的多种储层大类，每种储层大类均对应有多个储层参数。
可选地，步骤S203可以通过以下方式进行实现：
海相页岩油气储层的多种储层大类包括以下三种储层大类：
第一种储层大类，有机碳含量≥3％、有效孔隙度≥5％、脆性矿物含量≥55％、总含气量≥3m3/t；
第二种储层大类，有机碳含量2％～3％、有效孔隙度3％～5％、脆性矿物含量45％～55％、总含气量2～3m3/t；
第三种储层大类，有机碳含量1％～2％、有效孔隙度1％～3％、脆性矿物含量30％～45％、总含气量1～2m3/t。
需要说明的是，在进行储层大类的划分时，也需要考虑到各储层参数的下限标准。储层参数的下限标准依据《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》，按照该规范，规范中的储层参数包括页岩有效厚度、总含气量、有机碳含量(TOC)、有机质成熟度(Ro)和脆性矿物含量，当TOC≥1％、Ro≥0.7％、脆性矿物含量≥30％的基础条件上，依据不同含气量，确定油气储层的有效厚度的下限，例如：当总含气量为1m3/t时，对应页岩油气储层的有效厚度需>50m；总含气量为2m3/t时，对应油气储层的有效厚度需30～50m；总含气量为4m3/t时，对应油气储层的有效厚度<30m即可。也就是说，实际划分过程中，需要考虑油气储层的有效厚度，即划分时不能够低于有效厚度。
S204：基于储层关系数据以及储层大类，确定各储层大类所具有的不同类型层，类型层为各储层大类中包括的多个不同子类别。
步骤S204通过以下方式实现：
4.1：基于储层关系数据，计算得到各储层大类中相应的各储层参数的实际极差，实际极差为各储层大类中，不同的储层参数对应的数值范围。
示例性地，步骤4.1通过以下方式进行得到：
首先，基于储层关系数据，确定各种储层大类中相应的各个储层参数的最大值及最小值。
在上述实现方式中，根据储层关系数据曲线，可以得到各个储层大类中对应的四个储层参数所分布的范围。比如，I类储层脆性矿物含量分布范围为55％～90％，那么对应的最大值为90，最小值为55。或者，I类储层有机碳含量分布范围为3％～8％，那么对应的最大值为8，最小值为3。
接着，基于最大值及最小值，计算得到各种储层大类中的相应的各个储层参数的实际极差。
在上述实现方中，实际极差便可根据各个储层参数中分布的范围对应的最大值与最小值进行得到.比如上述I类储层脆性矿物含量分布范围为55％～90％，那么对应的实际极差为35。有机碳含量：I类储层有机碳含量分布范围为3％～8％，实际极差为5。孔隙度：I类储层孔隙度分布范围为5％～10％，实际极差为5等等。
4.2：基于储层大类的划分标准，计算得到各储层大类中对应的储层参数的原始极差，原始极差为各储层大类在划分时对应的储层参数的数值范围。
在上述实现方式中，原始极差即为在划分储层大类时，对应的储层大类中归属的划分级别。比如，I类储层对应有机碳含量≥3％，而II类储层对应有机碳含量2％～3％，III类储层对应有机碳含量1％～2％，那么对应的有机碳含量的原始极差为II类储层中划分时对应的数值范围，即为3-2＝1。也就是说，在对I类储层进行类型层划分时，有机碳含量对应的原始极差为1。而如果对II类储层在进行类型层的划分时，有机碳含量对应的原始极差为1，为2-1＝1。
本实施例中，只针对I类储层进行类型层的精细划分，当然，对于其他储层大类的划分方法一样。
4.3：基于原始极差和实际极差，确定各储层大类所具有的不同类型层。
示例性地，步骤4.3通过以下方式进行得到：
首先，基于原始极差和实际极差，计算得到储层大类的相应的各个储层参数的分组组数，分组组数为各储层大类中所能够划分的不同类型层的数目。
本实施例中，通过计算实际极差与原始极差的商值，得到储层大类的相应储层参数的分组组数。
接着，基于分组组数，确定各储层大类所具有的不同类型层。
本实施例中，将各储层大类的对应的储层参数的分组组数的最小值最接近的整数值，作为分组组数。
比如，针对I类储层中对应的总含气量分布范围为3～11m3/t，那么对应的实际极差为11-3＝8，原始极差为1，那么对应的商值为8。
I类储层脆性矿物含量分布范围为55％～90％，实际极差为35，原始极差为10(原始极差＝55-45)，那么对应的商值为3.5。
I类储层有机碳含量分布范围为3％～8％，实际极差为5，原始极差为1(＝3-2)，那么对应的商值为5。
I类储层孔隙度分布范围为5％～10％，实际极差为5，原始极差为5-3＝2，那么对应的商值为2.5。
接着，取上述商值的最小值2.5，四舍五入，取值为3，这样便可对I类储层进行划分，即分为3个不同的类型层，然后根据各个储层参数的分布范围，对其进行划分。
例如对于脆性矿物含量，达到I类储层标准的评价井共51口，分布范围为55％～90％，组数为3时，对应组距为10，则I类储层脆性矿物含量>55％，可划分为55％～65％(I3储层)、65％～75％(I2储层)、>75％(I1储层)，此时对应的样本频率分别为：20％、39％和41％。
之所以要对储层大类进行精细划分，以四川盆地某油气井为样本数据，对优质储层发育段的储层参数进行统计，分析表明有机碳含量(TOC)均≥2％，属I类和II类储层，其中96％的样本达I类储层阈值范围；有效孔隙度有94.5％的样本达I类和II类储层划分范围，其中49％的评价井达I类储层阈值范围；脆性矿物含量均≥45％，属I类、II类储层，其中91％的样本达I类储层阈值范围；总含气量均≥3m3/t，所有样本均达I类储层阈值范围。以上反映出现有的储层划分标准不足以精细评价优质储层的非均质性，即不符合实际情况。
S205：确定各类型层的产气量与钻遇率之间的关系。
5.1：获取油气井的生产测井资料。
5.2：根据生产测井资料，确定各类型层的产气量和钻遇率。
钻遇率为钻井时钻到对应的类型层的几率。
示例性地，可以选取一个油气井，对油气进行分段测井解释。然后根据不同类型层，确定油气井的每段中的各个不同类型层的钻遇率。
对选取的水平井进行分段解释，根据实际的压裂分段段长，分为几个井段。
需要说的是，油气井可以为水平井，且该水平井应当满足：水平井测试获得工业性气流；水平井生产过程中动态监测方案设计有生产测井资料的录取；且水平井段测井资料完整，能够满足水平井优质储层的精细划分和评价的需要。
对选取的水平井分段进行解释以后，然后根据划分结果，确定每个井段中含有的各个不同类型层，比如I1类储层、I2类储层、I3类储层，并确定各个不同类型层的钻遇率。
通过收集油气井的生产测井资料，分析油气井中各个不同类型层的产气量。
5.3：根据各类型层的产气量与钻遇率，绘制对应的产气量与钻遇率的相关性图，从而得到各类型层的产气量与钻遇率之间的关系。
在上述实现方式中，通过绘制产气量与钻遇率的相关性图，便可明确各类储层的钻遇率与产气量之间的相关性。
S206：获取待测井中对应的不同类型层的钻遇率。
在上述实现方式中，通过钻井资料便可得到对应的待测井的钻遇率。
S207：根据待测井的钻遇率与各类型层的产气量与钻遇率之间的关系，得到待测井的产气量。
在上述实现方式中，通过各类型层的产气量与钻遇率之间的关系，以及待测井中对应的不同类型层的钻遇率，便可对应得到待测井的产气量。
下面结合实例来说明上述产气量测定方法：
在本实施例中，结合长宁、威远地区17口水平井的测试产量和储层钻遇率数据，绘制测试产量与优质储层钻遇率相关性图，表明测试产量与I类储层钻遇率相关性较差，相关系数R2＝0.45；结合步骤3)生产测井资料分析的分段的产气量数据，进一步明确钻遇率与产气量之间的相关性。
分析优质储层钻遇率与测试产量、水平段分段产气量的相关性，结果表明I1类储层钻遇率可有效评价气井产能，以A地区H2-3、H3-6井为例：
表1：A区H2-3井各类储层钻遇率与生产测试各段产量统计表
表2：A区H3-6井储层钻遇率与测试产量统计表
由表1可知，H2-3井分析表明I类储层钻遇率与水平段分段测试产量无明显相关性，相关系数R2＝0.21；I1类储层钻遇率与分段测试产量具很好正相关性，相关系数R2＝0.73，I1类储层钻遇率超过70％的水平段分段，均能获得高产气量(>5000m3/d)。
由表2可知，H3-6井I类储层钻遇率100％，压裂后获35.2万方/天的测试产量，其中I1类储层钻遇率81％，I1类储层对测试产量的贡献为69.4％。
可明确海相页岩油气水平井的I1类储层钻遇率可有效评价气井产能。
以上仅为本公开的可选实施例，并不用以限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种海相页岩油气储层的产气量测定方法，其特征在于，应用于计算机设备，所述产气量测定方法包括：
获取多个油气井的岩心数据；
基于所述岩心数据，生成储层关系数据，所述储层关系数据用于表示海相页岩油气储层的各储层参数分别与储层深度之间的变化关系，所述储层参数包括有机碳含量、有效孔隙度、脆性矿物含量和总含气量；
基于所述储层关系数据，得到所述海相页岩油气储层的多种储层大类，每种所述储层大类均对应有多个所述储层参数；
基于所述储层关系数据以及所述储层大类，确定各所述储层大类所具有的不同类型层，所述类型层为各所述储层大类中包括的多个不同子类别，包括：
基于所述储层关系数据，计算得到各所述储层大类中相应的各所述储层参数的实际极差，所述实际极差为各所述储层大类中，不同的所述储层参数对应的数值范围；
基于所述储层大类的划分标准，计算得到各所述储层大类中对应的所述储层参数的原始极差，所述原始极差为各所述储层大类在划分时对应的所述储层参数的数值范围；
基于所述原始极差和所述实际极差，确定各所述储层大类所具有的不同类型层；
获取各所述油气井中的各所述类型层的产气量和各所述类型层的钻遇率，所述钻遇率为钻井时钻到对应的所述类型层的几率；
基于各所述类型层的所述产气量和各所述类型层的所述钻遇率，得到待测井的产气量。
2.根据权利要求1所述的产气量测定方法，其特征在于，所述基于所述储层关系数据，得到所述海相页岩油气储层的多种储层大类，包括：
所述海相页岩油气储层的多种储层大类包括以下三种储层大类：
第一储层大类，有机碳含量≥3%、有效孔隙度≥5%、脆性矿物含量≥55%、总含气量≥3m3/t；
第二储层大类，有机碳含量2%~3%、有效孔隙度3%~5%、脆性矿物含量45%~55%、总含气量2~3m3/t；
第三储层大类，有机碳含量1%~2%、有效孔隙度1%~3%、脆性矿物含量30%~45%、总含气量1~2m3/t。
3.根据权利要求1所述的产气量测定方法，其特征在于，所述基于所述储层关系数据，计算得到各所述储层大类中相应的各所述储层参数的实际极差，包括：
基于所述储层关系数据，确定各种所述储层大类中相应的各个所述储层参数的最大值及最小值；
基于所述最大值及最小值，计算得到各种所述储层大类中的相应的各个所述储层参数的实际极差。
4.根据权利要求1所述的产气量测定方法，其特征在于，所述基于所述原始极差和所述实际极差，确定各所述储层大类所具有的不同类型层，包括：
基于所述原始极差和实际极差，计算得到所述储层大类的相应的各个所述储层参数的分组组数，所述分组组数为各所述储层大类中所能够划分的不同所述类型层的数目；
基于所述分组组数，确定各所述储层大类所具有的不同类型层。
5.根据权利要求4所述的产气量测定方法，其特征在于，所述基于所述原始极差和实际极差，计算得到所述储层大类的相应的各个所述储层参数的分组组数，包括：
计算所述实际极差与所述原始极差的商值，得到所述储层大类的相应所述储层参数的分组组数。
6.根据权利要求4所述的产气量测定方法，其特征在于，所述基于所述分组组数，确定各所述储层大类所具有的不同类型层，包括：
将各所述储层大类的对应的储层参数的分组组数的最小值最接近的整数值，作为所述分组组数。
7.根据权利要求1所述的产气量测定方法，其特征在于，所述基于所述岩心数据，生成储层关系数据，包括：
对所述岩心数据进行岩电深度校正，以得到校正数据，所述校正数据为从所述油气井中获取的岩心样本的实际深度对应的测试数据；
根据所述校正数据，生成所述储层关系数据。
8.根据权利要求1所述的产气量测定方法，其特征在于，所述基于各所述类型层的所述产气量和各所述类型层的所述钻遇率，得到待测井的产气量，包括：
确定各所述类型层的产气量与所述钻遇率之间的关系；
获取所述待测井中对应的不同类型层的钻遇率；
根据所述待测井的钻遇率与各所述类型层的产气量与钻遇率之间的关系，得到所述待测井的产气量。
9.根据权利要求8所述的产气量测定方法，其特征在于，所述确定各所述类型层的产气量与所述钻遇率之间的关系，包括：
获取所述油气井的生产测井资料；
根据所述生产测井资料，确定各所述类型层的产气量和钻遇率；
根据各所述类型层的产气量与钻遇率，绘制对应的所述产气量与所述钻遇率的相关性图，从而得到各所述类型层的所述产气量与所述钻遇率之间的关系。
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