CN113311502B - 一种识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法及装置 - Google Patents
一种识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法及装置 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法及装置，所述方法包括对目标泥页岩层系的气测录井数据和岩石实测热解数据进行预处理；基于测井TOC反演方法和成熟度参数，获取热解游离烃参数；以埋深为纵轴，以lg(TG)和lg(S1)分别为横轴做曲线图；分别确定曲线图的基线，平移曲线图并通过对其进行比例缩放，以使两曲线图的基线最大程度地重叠；根据气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度、热解游离烃参数曲线的横坐标跨度以及比例缩放的情况确定lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式并做所述数学表达式与埋深之间的数据点图形；根据数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势进行识别。
Description
技术领域
本发明涉及一种识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法及装置，具体涉及一种利用lg(TG)与lg(S1)之差识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法及装置，属于石油地质勘探技术领域。
背景技术
在泥页岩层系内常发育高含油的纯泥页岩层、不同厚度的砂岩层或碳酸盐岩层，人们根据开发方式将其划分为页岩油(致密油的一种)层和常规油层。其中泥页岩层既可以是常规油层的烃源岩和盖层，也可以是页岩油的产层。评价其生烃地化和储集物性特征，确定其生烃能力、含油性，识别油层，是常规和非常规油气勘探的行为目标。对于页岩油层的识别和评价，主要依赖于样品实测分析和测录井解释反演。实际操作中，许多学者已经注意到热解S1(热解游离烃参数)不代表地下泥页岩层含油量的事实，徐海涛等(2016)通过样品抽提前后热解参数的对比，对S1进行校正，给出了S1损失后与损失前相差4.2倍、氯仿沥青A相差1.2倍的量值。由于受取样条件不能完全反映地层原位状态和取样分析成本高的限制，样品分析多用以标定测井结果和提供解释方法依据用。因此，基于测录井资料进行地质解释是泥页岩层的主要工作途径。
由于泥页岩岩性复杂、油气赋存和储集空间多样，并具有非均质性强的特点，造成常规测井方法难以在两种类型油层解释中通用，因此发展出了如元素俘获能谱、多极子阵列声波、三轴感应电阻率、微电阻率成像扫描、核磁共振等高端的针对泥页岩层的测井系列，但其解释评价仍具有非常大的难度，利用常规测井系列进行泥页岩层的解释工作难度更是可想而知。
气测录井是先从安装在振动筛前的脱气器抽真空获得的钻井液所携带气体，再对气体进行组分和含量的检测和编录，从而判断油气层的工作。利用气测资料能及时发现油气显示，判断油气水层，初步判断油层油质，并能预报井喷，在探井中广泛采用。但由于在钻井液密度、钻头尺寸、钻进速度、钻井液排量等钻井工程因素相同的条件下，气测录井全烃参数(气测录井总烃参数)TG值容易受岩性矿物组成、油气层含油性质的影响，单独的录井气测数据也很难确定页岩油层。
综上所述，泥页岩层系的含油性除了与岩性、孔隙度、地应力(裂缝等)密切相关外，还受游离烃S1、残留有机质丰度TOC、原油性质等地化参数制约。目前未见有利用常规测井系列或录井气测资料来成功判断油层及类型的方法和实例。
自从受到1992年Passey等基于测井电阻率系列和成熟度参数建立的△logR评价有机质含量模型启示之后，人们陆续建立了基于单个或多个测井系列反演烃源岩TOC的方法，乃至于基于页岩残留油导致高电阻、高伽玛、低中子、相对低密度响应特征，利用有机地化测井建模，反演热解S1、氯仿沥青“A”，对页岩油进行分级评价的方法(王民等，2013a，b)。高春威(2015)做测井系列敏感参数分析，基于TOC、SP和Rd对S1的敏感性，建立多元回归模型来预测泥页岩层含油性。齐国华(2014)用TOC与S1的关系来恢复泥页岩含油性。唐谢等人的专利(2018)利用岩屑伽玛能谱铀含量、TG与岩心含气量的损失量、解析气和残余气的数学统计关系，建立解释模型，比测井直接解释吸附气、游离气更客观。方锡贤(2011)直接通过录井全烃气测异常和C1/Cn确定页岩层中的含气层。这些方法都是通过统计分析，基于单一热解S1或气测录井全烃TG值来进行油气层识别，但不能给出其地质原理，也不能区分不同岩性的油层，即不能区分常规非常规。
因此，提供一种利用lg(TG)与lg(S1)之差识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法及装置已经成为本领域亟需解决的技术问题。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的一个目的在于提供一种识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法。本发明所提供的该方法适用于页岩油勘探的任何阶段，可同时实现泥页岩层系中常规油层与页岩油层的识别。
本发明的另一个目的还在于提供一种识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的装置。
本发明的又一个目的还在于提供一种计算机设备。
本发明的再一个目的还在于提供一种计算机可读存储介质。
为了实现以上目的，一方面，本发明提供了一种识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法，其中，所述方法包括：
对目标泥页岩层系的气测录井数据和岩石实测热解数据进行预处理；
基于测井TOC反演方法和成熟度参数，获取热解游离烃参数；
以埋深为纵轴，以气测录井全烃参数的以10为底的对数及热解游离烃参数的以10为底的对数分别为横轴做曲线图，分别记为lg(TG)和lg(S1)；
分别确定lg(TG)和lg(S1)的基线，平移lg(TG)和lg(S1)并通过对lg(TG)和lg(S1)进行比例缩放(调整lg(TG)和lg(S1)中的起止数值)，以使lg(TG)和lg(S1)的基线最大程度地重叠，并能清晰地区分lg(TG)和lg(S1)在重叠后的基线两侧的位置，清楚地显示lg(TG)和lg(S1)这两条曲线的变化趋势细节；
根据气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度、热解游离烃参数曲线的横坐标跨度以及所述比例缩放的情况确定lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式并做所述数学表达式与埋深之间的数据点图形；
根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势，识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层。
作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，对气测录井数据进行预处理包括：
去除接单根异常高数据点；
去除无效测点；
进行钻速、钻井液返排量、钻头尺寸的数据校正；
和/或以测井深度为准，进行深度校正。
作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，对岩石实测热解数据进行预处理，包括：
对于岩心样品，所述预处理包括明确采样放置时间和放置温度条件，必要时进行校正；
对于岩屑样品，所述预处理包括了解挑样情况、钻头类型、泥浆类型，以确定不同时间，井间的数据差别原因和数据可靠性以及对所述岩屑样品进行深度校正。
其中，岩心样品从地下取到地面后，随着放置时间增加，其S1会发生损失；并且所述岩心样品放置于温度高的区域或者经几个夏天的放置后，岩心样品中的轻组分会挥发殆尽。一般情况下，岩石样品的S1随时间的对数呈反比关系。因此，对于不同批次取出的岩心样品，需要根据其所存储的环境等对其S1进行校正。
作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，所述基于测井TOC反演方法和成熟度参数，获取热解游离烃参数，包括：选取井眼扩径不明显的常规测井系列数据，进行敏感参数分析，确定敏感测井系列；对敏感参数值高的数据段，选用Passey的△lgR方法进行TOC预测；对敏感参数值低的数据段，选用Schmoker方法进行TOC预测；
对井眼扩径明显的常规测井系列数据，基于井眼扩径不明显的预测结果，采用地震阻抗数据进行神经网络和贝叶斯反演结合的方法，进行TOC反演；
基于不同温度条件下烃源岩热模拟实验，获取其不同热成熟度点有机质丰度与热解游离烃参数在热演化过程中的变化曲线关系，再结合成熟度，拟合获得热解游离烃参数与有机质丰度、镜质体反射率之间的数学关系式，如公式1)所示；其中，由于随着样品热演化进程的增加，S1增大到极限后基本保持恒定数值，直到油裂解成气，因此这个极限值代表了岩石生成烃达到吸附饱和的量；
S1/TOC＝aRo2+bRo+c+d ln(Ro) 公式1)；
公式1)中，S1为热解游离烃参数，单位为mg/g，TOC为总有机碳含量或有机质丰度，单位为％，Ro为镜质体反射率，单位为％，a、b、c及d为常数；
将基于常规测井系列获得的有机质丰度值代入公式1)中，获取得到热解游离烃参数。
其中，所述成熟度为实测镜质体反射率或利用样品洗油后检测的热解峰温参数换算得到的镜质体反射率。
其中，敏感参数分析、△lgR方法、Schmoker方法及神经网络和贝叶斯反演等均为本领域常规方法。
此外，本领域技术人员可以根据敏感参数分析结果常规判断敏感参数值高或者敏感参数值低；例如，在本发明一实施例中，所用测井系列数据包括伽玛、电阻率、声波、密度、中子等参数系列，分别用这些参数与对应岩心点的部分实测TOC进行做图得到相关系数，由此即可根据相关系数的高低确定敏感参数值的高低。
作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，以埋深为纵轴，以气测录井全烃参数的以10为底的对数及热解游离烃参数的以10为底的对数分别为横轴做曲线图，分别记为lg(TG)和lg(S1)，包括：
分别计算得到气测录井全烃参数的以10为底的对数值及热解游离烃参数的以10为底的对数值，再以埋深为纵轴，以气测录井全烃参数的以10为底的对数及热解游离烃参数的以10为底的对数分别为横轴做曲线图；
或者根据气测录井全烃参数及热解游离烃参数，采用包括Ciflog、Logtech、Carbon、Resform等在内的井解释做图软件直接得到以埋深为纵轴，以气测录井全烃参数的以10为底的对数及热解游离烃参数的以10为底的对数分别为横轴的曲线图。
其中，曲线图中，纵坐标为校正、统一过的深度算数坐标。
作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，所述分别确定lg(TG)和lg(S1)的基线，包括：
分别以lg(TG)和lg(S1)曲线图中的非油气层段为参照做直线型趋势线，即得到lg(TG)和lg(S1)的基线。
作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，所述根据气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度、热解游离烃参数曲线的横坐标跨度以及所述比例缩放的情况确定lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式，包括：
将气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度记为TGmin-TGmax，将热解游离烃参数曲线的横坐标跨度记为S1min-S1max，且lg(TGmax/TGmin)、lg(S1max/S1min)均为整数；
则lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式为：
[lg(TG)-lg(TGm)]/e-[lg(S1)-lg(S1m)]/f 公式2)；
公式2)中，TGm为TGmin或者在TGmin-TGmax范围内并靠近TGmin的气测录井全烃参数数值；S1m为S1min或者在S1min-S1max范围内并靠近S1min的热解游离烃参数数值；
e为lg(TGmax/TGmin)±g，其中，g为0、1、2或3；
f为lg(S1max/S1min)±i，其中，i为0、1、2或3。
其中，TGm为在TGmin-TGmax范围内并靠近TGmin的气测录井全烃参数数值；S1m为在S1min-S1max范围内并靠近S1min的热解游离烃参数数值；即，本申请可以分别在TGmin-TGmax、S1min-S1max范围内对TGm、S1m数值进行微调，以保证lg(TG)和lg(S1)的基线最大程度地重叠，并且本申请对微调的数值范围不做具体要求，本领域技术人员可以根据现场实际作业情况合理微调TGm、S1m数值，只要确保lg(TG)和lg(S1)的基线最大程度地重叠即可。
作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势通过以下标准，识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层，包括：
所述数据点图形中曲线随着泥岩含量增大向右向正值方向摆动；
所述数据点图形中的散点在所述曲线的右侧离散，则判断油层为常规砂岩油层；所述数据点图形中的散点在所述曲线的左侧离散，则判断油层为页岩油层。
作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势通过以下具体标准，识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层，包括：
在泥岩含量较多的深度段(泥岩含量大于60％)，脱离曲线的右侧散点为泥页岩层系中砂岩油层，厚度大的为常规油层，薄夹层状为页岩油层；未脱离曲线、但曲线明显右弯脱离曲线主体趋势的部分为纯页岩油段；
在泥岩含量较少的深度段(泥岩含量小于40％)，曲线主体部分为砂岩非油层，脱离曲线在右侧的散点为常规油层；
在泥岩含量适中的深度段(泥岩含量40％～60％)，脱离曲线、在曲线左侧、明显为负值的散点为页岩油层。
本发明所提供的该方法的原理为：气测录井全烃参数TG代表地下岩石孔隙内可动油气和吸附油气的总和，岩石样品实测的或用岩石标定的测井解释反演的热解游离烃参数S1代表可动油气大部分损失后的残留烃，两者的差值即代表了游离的可动的油气量，这正是页岩油层和常规油层开发的目标；而对于泥页岩中的吸附烃来说，量比较少，且难以动用，应该属于原位开采的目标。
本发明所提供的该方法将气测录井全烃参数TG、测井反演获得或样品实测获得的热解游离烃参数S1分别取算数对数，将非含油层的两参数对数数值进行曲线叠合做基线，再用两参数取对数后的值与基线进行比较，进而识别泥页岩层系中的常规油层、页岩油层和其它特殊成因的油层。
另一方面，本发明还提供了一种识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的装置，其中，所述装置包括：
数据预处理模块，用于对目标泥页岩层系的气测录井数据和岩石实测热解数据进行预处理；
热解游离烃参数获取模块，用于基于测井TOC反演方法和成熟度参数，获取热解游离烃参数；
lg(TG)、lg(S1)与埋深之间曲线图建立模块，用于以埋深为纵轴，以气测录井全烃参数的以10为底的对数及热解游离烃参数的以10为底的对数分别为横轴做曲线图，分别记为lg(TG)和lg(S1)；
基线确定及调整模块，用于分别确定lg(TG)和lg(S1)的基线，平移lg(TG)和lg(S1)并通过对lg(TG)和lg(S1)进行比例缩放，以使lg(TG)和lg(S1)的基线最大程度地重叠，并能清晰地区分lg(TG)和lg(S1)在重叠后的基线两侧的位置，清楚地显示lg(TG)和lg(S1)这两条曲线的变化趋势细节；
数学表达式建立及点图形绘制模块，用于根据气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度、热解游离烃参数曲线的横坐标跨度以及所述比例缩放的情况确定lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式并做所述数学表达式与埋深之间的数据点图形；
泥页岩层系中常规油层与页岩油层识别模块，用于根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势，识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层。
作为本发明以上所述装置的一具体实施方式，其中，所述数据预处理模块包括气测录井数据预处理单元，用于对气测录井数据进行如下所示的预处理：
去除接单根异常高数据点；
去除无效测点；
进行钻速、钻井液返排量、钻头尺寸的数据校正；
和/或以测井深度为准，进行深度校正。
作为本发明以上所述装置的一具体实施方式，其中，所述数据预处理模块包括岩石实测热解数据预处理单元，用于对岩石实测热解数据进行如下所示的预处理：
对于岩心样品，所述预处理包括明确采样放置时间和放置温度条件，必要时进行校正；
对于岩屑样品，所述预处理包括了解挑样情况、钻头类型、泥浆类型，以确定不同时间，井间的数据差别原因和数据可靠性以及对所述岩屑样品进行深度校正。
作为本发明以上所述装置的一具体实施方式，其中，所述热解游离烃参数获取模块具体用于：
选取井眼扩径不明显的常规测井系列数据，进行敏感参数分析，确定敏感测井系列；对敏感参数值高的数据段，选用Passey的△lgR方法进行TOC预测；对敏感参数值低的数据段，选用Schmoker方法进行TOC预测；
对井眼扩径明显的常规测井系列数据，基于井眼扩径不明显的预测结果，采用地震阻抗数据进行神经网络和贝叶斯反演结合的方法，进行TOC反演；
基于不同温度条件下烃源岩热模拟实验，获取其不同热成熟度点有机质丰度与热解游离烃参数在热演化过程中的变化曲线关系，再结合成熟度，拟合获得热解游离烃参数与有机质丰度、镜质体反射率之间的数学关系式，如公式1)所示；
S1/TOC＝aRo2+bRo+c+d ln(Ro) 公式1)；
公式1)中，S1为热解游离烃参数，单位为mg/g，TOC为总有机碳含量或有机质丰度，单位为％，Ro为镜质体反射率，单位为％，a、b、c及d为常数；
将基于常规测井系列获得的有机质丰度值代入公式1)中，获取得到热解游离烃参数。
作为本发明以上所述装置的一具体实施方式，其中，所述基线确定及调整模块包括基线确定单元和基线调整单元，所述基线确定单元用于：
分别以lg(TG)和lg(S1)曲线图中的非油气层段为参照做直线型趋势线，即得到lg(TG)和lg(S1)的基线。
作为本发明以上所述装置的一具体实施方式，其中，所述数学表达式建立及点图形绘制模块包括数学表达式建立单元和点图形绘制单元，所述数学表达式建立单元用于：
将气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度记为TGmin-TGmax，将热解游离烃参数曲线的横坐标跨度记为S1min-S1max，且lg(TGmax/TGmin)、lg(S1max/S1min)均为整数；
则lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式为：
[lg(TG)-lg(TGm)]/e-[lg(S1)-lg(S1m)]/f 公式2)；
公式2)中，TGm为TGmin或者在TGmin-TGmax范围内并靠近TGmin的气测录井全烃参数数值；S1m为S1min或者在S1min-S1max范围内并靠近S1min的热解游离烃参数数值；
e为lg(TGmax/TGmin)±g，其中，g为0、1、2或3；
f为lg(S1max/S1min)±i，其中，i为0、1、2或3。
作为本发明以上所述装置的一具体实施方式，其中，所述泥页岩层系中常规油层与页岩油层识别模块具体用于根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势通过以下标准识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层：
所述数据点图形中曲线随着泥岩含量增大向右向正值方向摆动；
所述数据点图形中的散点在所述曲线的右侧离散，则判断油层为常规砂岩油层；所述数据点图形中的散点在所述曲线的左侧离散，则判断油层为页岩油层。
又一方面，本发明还提供了一种计算机设备，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，其中，所述处理器执行所述计算机程序时实现以上所述识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法的步骤。
再一方面，本发明还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其中，所述计算机程序被处理器执行时实现以上所述的识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法的步骤。
本发明将测井解释含油参数或岩石地化分析参数与随钻录井数据进行理论性结合，建立了定量解释泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法及装置，实现了应用气测录井全烃数据与常规测井解释或岩石样品实测的热解游离烃数据之间的关系，确定泥页岩层系中页岩油层和常规油层的目的。与本领域现有基于测井反演、参数相关性统计、样品实测等方式获取热解参数来表示页岩油含油量的方法相比，本发明不再担心烃类损失的问题，也不需要逐个数据点进行轻烃、重烃校正等繁琐操作；与基于气测录井的方法相比，本发明避免了岩性、碳酸盐岩含量对页岩油预测结果的影响，并能兼顾常规油层的预测。
综上，本发明所提供的该方法及装置的解释结果比纯测井解释结果、纯录井数据解释结果更加客观、准确，并有常规、非常规油层兼顾解释的特有性能；此外，本发明无需购买专门仪器，不依赖特殊测井系列信息，可以基于常规测井解释平台进行泥页岩层系中常规油层与页岩油层的识别，具有更强的可操作性；与此同时；本发明所建立的标准化、定量化的操作流程，还可以避免解释结果的人为性，使结果统一、可靠。
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为本发明实施例所提供的识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法的工艺流程图。
图2为本发明具体实施例中非扩径段泥页岩利用△lgR和Schmoker方法反演TOC所得结果的对照图。
图3为本发明具体实施例中利用地震阻抗数据进行神经网络和贝叶斯反演法结合对扩径段TOC反演所得反演结果示意图。
图4为本发明具体实施例中目标研究区泥页岩样品实测数据S1/TOC-Ro关系图。
图5为本发明具体实施例中BNE-3井TOC、S1反演结果及识别过程数据曲线及点图。
图6为本发明具体实施例中识别BNE-3井泥页岩层系中常规油层与页岩油层所用过程数据及常规油层、页岩层识别结果示意图。
图7为本发明实施例所提供的识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的装置的结构示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
图1为本发明实施例中提供的识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法的流程图，从图1中可以看出，所述方法包括：
S101：对目标泥页岩层系的气测录井数据和岩石实测热解数据进行预处理；
S102：基于测井TOC反演方法和成熟度参数，获取热解游离烃参数；
S103：以埋深为纵轴，以气测录井全烃参数的以10为底的对数及热解游离烃参数的以10为底的对数分别为横轴做曲线图，分别记为lg(TG)和lg(S1)；
S104：分别确定lg(TG)和lg(S1)的基线，平移lg(TG)和lg(S1)并通过对lg(TG)和lg(S1)进行比例缩放(调整lg(TG)和lg(S1)中的起止数值)，以使lg(TG)和lg(S1)的基线最大程度地重叠，并能清晰地区分lg(TG)和lg(S1)在重叠后的基线两侧的位置，清楚地显示lg(TG)和lg(S1)这两条曲线的变化趋势细节；
S105：根据气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度、热解游离烃参数曲线的横坐标跨度以及所述比例缩放的情况确定lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式并做所述数学表达式与埋深之间的数据点图形；
S106：根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势，识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层。
在一实施例中，对气测录井数据进行预处理包括：
去除接单根异常高数据点；
去除无效测点；
进行钻速、钻井液返排量、钻头尺寸的数据校正；
和/或以测井深度为准，进行深度校正。
在一实施例中，对岩石实测热解数据进行预处理，包括：
对于岩心样品，所述预处理包括明确采样放置时间和放置温度条件，必要时进行校正；
对于岩屑样品，所述预处理包括了解挑样情况、钻头类型、泥浆类型，以确定不同时间，井间的数据差别原因和数据可靠性以及对所述岩屑样品进行深度校正。
在一实施例中，所述基于测井TOC反演方法和成熟度参数，获取热解游离烃参数，包括：选取井眼扩径不明显的常规测井系列数据，进行敏感参数分析，确定敏感测井系列；对敏感参数值高的数据段，选用Passey的△lgR方法进行TOC预测；对敏感参数值低的数据段，选用Schmoker方法进行TOC预测；
对井眼扩径明显的常规测井系列数据，基于井眼扩径不明显的预测结果，采用地震阻抗数据进行神经网络和贝叶斯反演结合的方法，进行TOC反演；
基于不同温度条件下烃源岩热模拟实验，获取其不同热成熟度点有机质丰度与热解游离烃参数在热演化过程中的变化曲线关系，再结合成熟度，拟合获得热解游离烃参数与有机质丰度、镜质体反射率之间的数学关系式，如公式1)所示；
S1/TOC＝aRo2+bRo+c+d ln(Ro) 公式1)；
公式1)中，S1为热解游离烃参数，单位为mg/g，TOC为总有机碳含量或有机质丰度，单位为％，Ro为镜质体反射率，单位为％，a、b、c及d为常数；
将基于常规测井系列获得的有机质丰度值代入公式1)中，获取得到热解游离烃参数。
在一实施例中，所述分别确定lg(TG)和lg(S1)的基线，包括：
分别以lg(TG)和lg(S1)曲线图中的非油气层段为参照做直线型趋势线，即得到lg(TG)和lg(S1)的基线。
在一实施例中，所述根据气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度、热解游离烃参数曲线的横坐标跨度以及所述比例缩放的情况确定lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式，包括：
将气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度记为TGmin-TGmax，将热解游离烃参数曲线的横坐标跨度记为S1min-S1max，且lg(TGmax/TGmin)、lg(S1max/S1min)均为整数；
则lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式为：
[lg(TG)-lg(TGm)]/e-[lg(S1)-lg(S1m)]/f 公式2)；
公式2)中，TGm为TGmin或者在TGmin-TGmax范围内并靠近TGmin的气测录井全烃参数数值；S1m为S1min或者在S1min-S1max范围内并靠近S1min的热解游离烃参数数值；
e为lg(TGmax/TGmin)±g，其中，g为0、1、2或3；
f为lg(S1max/S1min)±i，其中，i为0、1、2或3。
在一实施例中，根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势通过以下标准，识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层，包括：
所述数据点图形中曲线随着泥岩含量增大向右向正值方向摆动；
所述数据点图形中的散点在所述曲线的右侧离散，则判断油层为常规砂岩油层；所述数据点图形中的散点在所述曲线的左侧离散，则判断油层为页岩油层。
下面以中西非裂谷系某裂谷盆地位于次洼斜坡的一口探井BNE-3为例，详细地说明本发明提供的识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法。
研究区只有常规测井系列资料，没有针对页岩油的研究基础和测试数据。利用lg(TG)与lg(S1)之差识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层，包括以下具体步骤：
(1)对气测录井数据和岩石实测热解数据进行预处理
其中，对气测录井数据进行预处理，包括：去除接单根的异常高数据点；检查钻头尺寸、钻速及钻井液返排量，上下无明显差别，故无需进行数据校正；但需要以测井深度为准，进行深度校正；
对岩石实测热解数据进行预处理，包括：以20-40cm为间隔，采集了2012年1403.5-1410m取心段的岩心样品，并用Rock-Eval VI热解仪对岩心样品进行了常规热解分析。该岩心样品放置在中国北方通风的室内，保存条件良好，确定其没有污染和经过高温，属于常规长时间放置的样品，可判断其中可动的烃损失殆尽。
(2)基于测井TOC反演方法和成熟度参数，获取热解游离烃参数S1
首先，本井在1300m以上段存在明显井眼扩径，因此选取1300m以深段的数据进行敏感参数分析，确定密度RHOZ与TOC为具有最高相关性的参数(见表1)，且岩石密度越高，TOC越低。根据样品测试数据和区域地质统计结果确定该地区存在极高TOC段(TOC>17.6％)和常见TOC段两种类型的泥页岩，分别对应敏感参数值高的数据段和敏感参数值低的数据段；
表1常规测井与TOC、S1敏感性分析结果表
| AT90 | DT | GR | GRB | DGR | NPHI | RHOZ | TOC | TOC2 | S1 | |
| AT90 | 1 | |||||||||
| DT | -0.068 | 1 | ||||||||
| GR | 0.447 | 0.239 | 1 | |||||||
| GRB | 0.568 | 0.111 | 0.891 | 1 | ||||||
| DGR | -0.005 | 0.324 | 0.637 | 0.217 | 1 | |||||
| NPHI | -0.060 | 0.951 | 0.239 | 0.119 | 0.311 | 1 | ||||
| RHOZ | -0.346 | -0.843 | -0.320 | -0.272 | -0.225 | -0.854 | 1 | |||
| TOC | 0.305 | 0.664 | 0.334 | 0.335 | 0.150 | 0.684 | -0.724 | 1 | ||
| TOC2 | 0.497 | 0.738 | 0.415 | 0.388 | 0.235 | 0.763 | -0.948 | 0.749 | 1 | |
| S1 | 0.550 | 0.515 | 0.329 | 0.374 | 0.073 | 0.533 | -0.696 | 0.942 | 0.759 | 1 |
对于密度大于2.1g/cm3的泥页岩(敏感参数值高的数据段)，采用△lgR法预测TOC，其中：
TOC＝△lgR×10(2.297-0.1688×LOM)；
△LgRDensity＝Lg(RT/RT基线)-2.5×(RHOB–RHOB基线)；
LOM＝0.0989×VR5-2.1587×VR4+12.392×VR3-29.032×VR2+32.53×VR-3.0338；
其中，VR利用埋藏热演化史研究获得的古埋深与Ro关系式求得；
对于密度小于2.1g/cm3的泥岩(TOC>17.6％)(敏感参数值低的数据段)，采用Schmoker方法进行TOC预测，其中：
本具体实施例中，Schmoker A为192，Schmoker_B为94；
本具体实施例中非扩径段泥页岩利用△lgR和Schmoker方法反演TOC所得结果的对照图如图2所示；
在井眼扩径明显段，基于井眼扩径不明显的预测结果，采用地震阻抗数据进行神经网络和贝叶斯反演结合的方法，进行TOC反演，所得反演结果如图3所示；
测井反演TOC部分结果数据见表2；
然后，基于不同温度条件下烃源岩热模拟实验，获取其不同热成熟度点有机质丰度TOC与热解游离烃参数S1在热演化过程中的变化曲线关系，再结合研究区零散的热解数据和成熟度数据(其中所述成熟度为实测镜质体反射率Ro或利用样品洗油后检测的热解峰温参数换算得到的镜质体反射率Ro)，制作S1/TOC与Ro的散点图(见图4)，再利用上述线型(即不同热成熟度点有机质丰度TOC与热解游离烃参数S1在热演化过程中的变化曲线关系)进行外包络线拟合获得热解游离烃参数S1与有机质丰度TOC、镜质体反射率Ro之间的数学关系式，如公式1)所示；
S1/TOC＝aRo2+bRo+c+d ln(Ro) 公式1)；
公式1)中，S1为热解游离烃参数，单位为mg/g，TOC为总有机碳含量或有机质丰度，单位为％，Ro为镜质体反射率，单位为％，a、b、c及d为常数；
本具体实施例中，a＝-157.8990，b＝390.6078，c＝-144.72，d＝-56.5573；
最后，将基于常规测井系列获得的有机质丰度TOC值(见表2及图5)代入公式1)中，获取得到热解游离烃参数S1(见表2及图5中的道2)；
表2识别BNE-3井泥页岩层系中常规油层与页岩油层过程的计算数据表(部分)
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(3)以埋深为纵轴，以气测录井全烃参数的以10为底的对数及热解游离烃参数的以10为底的对数分别为横轴做曲线图，分别记为lg(TG)和lg(S1)；
用测井解释做图软件Ciflog，直接以埋深为纵轴(纵坐标为校正、统一过的深度算数坐标)，以气测录井全烃参数(TG)的以10为底的对数及以上获取得到的热解游离烃参数(S1)的以10为底的对数分别为横轴作对数曲线图，分别记为lg(TG)和lg(S1)，如图5中的道12。
(4)分别确定lg(TG)和lg(S1)的基线；
分别以lg(TG)和lg(S1)曲线图中的非油气层段为参照做直线型趋势线，即得到lg(TG)和lg(S1)的基线，其中，lg(S1)曲线图的基线为靠曲线左侧的趋势线，lg(TG)曲线图的基线为曲线主体趋势线。该基线近乎与纵轴平行，但有一定角度；
平移lg(TG)和lg(S1)并通过对lg(TG)和lg(S1)进行比例缩放(调整lg(TG)和lg(S1)中的起止数值)，以使lg(TG)和lg(S1)的基线最大程度地重叠，并能清晰地区分lg(TG)和lg(S1)在重叠后的基线两侧的位置，清楚地显示lg(TG)和lg(S1)这两条曲线的变化趋势细节。
(5)根据气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度、热解游离烃参数曲线的横坐标跨度以及所述比例缩放的情况确定lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式并做所述数学表达式与埋深之间的数据点图形；
本具体实施例中，TG的跨度是160-160000ppm，S1的跨度是0.16-160mg/g；
根据TG及S1的跨度按照如上公式2)建立lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式，其中，将TGm确定为160；对于S1m，需要在0.16-160范围内对其数值进行微调，以使两条曲线的基线最大程度地重叠，本具体实施例中最终将S1m确定为0.2；
再根据TG及S1的跨度计算得到lg(TGmax/TGmin)及lg(S1max/S1min)的值均为3，将公式2)中的f确定为3；对于公式2中的e，为使两条曲线的基线最大程度地重叠，本具体实施例中也需要对其进行微调，并将其确定为4；
综上，所建立的lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式为：
[lg(TG)-lg(160)]/4-[lg(S1)-lg(0.2)]/3；
再将TG及S1数据代入如上所述的数学表达式中，并做所计算得到的lg(TG)与lg(S1)之差与深度之间的数据点图形(见图5中的道9)。
(6)根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势，识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层；
从图5及图6中可以看出，lg(TG)与lg(S1)之差与深度之间的数据点图形呈一条曲线并于曲线左右附带离散点的特征；
再通过以下标准，识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层，包括：
所述数据点图形中曲线随着泥岩含量增大向右向正值方向摆动；
所述数据点图形中的散点在所述曲线的右侧离散，则判断油层为常规砂岩油层；所述数据点图形中的散点在所述曲线的左侧离散，则判断油层为页岩油层；
根据以上标准获得本具体实施例中的代表性解释(识别)结果，见图6中的解释结果道，从中可以看出，白色框为常规砂岩油层，黑色框为页岩油层，灰色框为非油层，其它未进一步解释。
基于同一发明构思，本发明实施例还提供了一种识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的装置，由于该装置解决问题的原理与识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法相似，因此该装置的实施可以参见方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。以下实施例所描述的装置较佳地以硬件来实现，但是软件或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
图7为本发明实施例所提供的识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的装置的结构示意图，从图7中可以看出，所述装置包括：
数据预处理模块101，用于对目标泥页岩层系的气测录井数据和岩石实测热解数据进行预处理；
热解游离烃参数获取模块102，用于基于测井TOC反演方法和成熟度参数，获取热解游离烃参数；
lg(TG)、lg(S1)与埋深之间曲线图建立模块103，用于以埋深为纵轴，以气测录井全烃参数的以10为底的对数及热解游离烃参数的以10为底的对数分别为横轴做曲线图，分别记为lg(TG)和lg(S1)；
基线确定及调整模块104，用于分别确定lg(TG)和lg(S1)的基线，平移lg(TG)和lg(S1)并通过对lg(TG)和lg(S1)进行比例缩放，以使lg(TG)和lg(S1)的基线最大程度地重叠，并能清晰地区分lg(TG)和lg(S1)在重叠后的基线两侧的位置，清楚地显示lg(TG)和lg(S1)这两条曲线的变化趋势细节；
数学表达式建立及点图形绘制模块105，用于根据气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度、热解游离烃参数曲线的横坐标跨度以及所述比例缩放的情况确定lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式并做所述数学表达式与埋深之间的数据点图形；
泥页岩层系中常规油层与页岩油层识别模块106，用于根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势，识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层。
在一实施例中，所述数据预处理模块101包括气测录井数据预处理单元，用于对气测录井数据进行如下所示的预处理：
去除接单根异常高数据点；
去除无效测点；
进行钻速、钻井液返排量、钻头尺寸的数据校正；
和/或以测井深度为准，进行深度校正。
在一实施例中，所述数据预处理模块101包括岩石实测热解数据预处理单元，用于对岩石实测热解数据进行如下所示的预处理：
对于岩心样品，所述预处理包括明确采样放置时间和放置温度条件，必要时进行校正；
对于岩屑样品，所述预处理包括了解挑样情况、钻头类型、泥浆类型，以确定不同时间，井间的数据差别原因和数据可靠性以及对所述岩屑样品进行深度校正。
在一实施例中，所述热解游离烃参数获取模块102具体用于：
选取井眼扩径不明显的常规测井系列数据，进行敏感参数分析，确定敏感测井系列；对敏感参数值高的数据段，选用Passey的△lgR方法进行TOC预测；对敏感参数值低的数据段，选用Schmoker方法进行TOC预测；
对井眼扩径明显的常规测井系列数据，基于井眼扩径不明显的预测结果，采用地震阻抗数据进行神经网络和贝叶斯反演结合的方法，进行TOC反演；
基于不同温度条件下烃源岩热模拟实验，获取其不同热成熟度点有机质丰度与热解游离烃参数在热演化过程中的变化曲线关系，再结合成熟度，拟合获得热解游离烃参数与有机质丰度、镜质体反射率之间的数学关系式，如公式1)所示；
S1/TOC＝aRo2+bRo+c+d ln(Ro) 公式1)；
公式1)中，S1为热解游离烃参数，单位为mg/g，TOC为总有机碳含量或有机质丰度，单位为％，Ro为镜质体反射率，单位为％，a、b、c及d为常数；
将基于常规测井系列获得的有机质丰度值代入公式1)中，获取得到热解游离烃参数。
在一实施例中，所述基线确定及调整模块104包括基线确定单元和基线调整单元，所述基线确定单元用于：
分别以lg(TG)和lg(S1)曲线图中的非油气层段为参照做直线型趋势线，即得到lg(TG)和lg(S1)的基线。
在一实施例中，所述数学表达式建立及点图形绘制模块105包括数学表达式建立单元和点图形绘制单元，所述数学表达式建立单元用于：
将气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度记为TGmin-TGmax，将热解游离烃参数曲线的横坐标跨度记为S1min-S1max，且lg(TGmax/TGmin)、lg(S1max/S1min)均为整数；
则lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式为：
[lg(TG)-lg(TGm)]/e-[lg(S1)-lg(S1m)]/f 公式2)；
公式2)中，TGm为TGmin或者在TGmin-TGmax范围内并靠近TGmin的气测录井全烃参数数值；S1m为S1min或者在S1min-S1max范围内并靠近S1min的热解游离烃参数数值；
e为lg(TGmax/TGmin)±g，其中，g为0、1、2或3；
f为lg(S1max/S1min)±i，其中，i为0、1、2或3。
在一实施例中，所述泥页岩层系中常规油层与页岩油层识别模块106具体用于根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势通过以下标准识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层：
所述数据点图形中曲线随着泥岩含量增大向右向正值方向摆动；
所述数据点图形中的散点在所述曲线的右侧离散，则判断油层为常规砂岩油层；所述数据点图形中的散点在所述曲线的左侧离散，则判断油层为页岩油层。
本发明实施例还提供了一种计算机设备，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，其中，所述处理器执行所述计算机程序时实现以上所述识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法的步骤。
本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其中，所述计算机程序被处理器执行时实现以上所述的识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法的步骤。
本发明实施例将测井解释含油参数或岩石地化分析参数与随钻录井数据进行理论性结合，建立了定量解释泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法及装置，实现了应用气测录井全烃数据与常规测井解释或岩石样品实测的热解游离烃数据之间的关系，确定泥页岩层系中页岩油层和常规油层的目的。与本领域现有基于测井反演、参数相关性统计、样品实测等方式获取热解参数来表示页岩油含油量的方法相比，本发明实施例所提供的方法及装置不再担心烃类损失的问题，也不需要逐个数据点进行轻烃、重烃校正等繁琐操作；与基于气测录井的方法相比，本发明实施例所提供的方法及装置避免了岩性、碳酸盐岩含量对页岩油预测结果的影响，并能兼顾常规油层的预测。
综上，本发明实施例所提供的该方法及装置的解释结果比纯测井解释结果、纯录井数据解释结果更加客观、准确，并有常规、非常规油层兼顾解释的特有性能；此外，本发明无需购买专门仪器，不依赖特殊测井系列信息，可以基于常规测井解释平台进行泥页岩层系中常规油层与页岩油层的识别，具有更强的可操作性，与此同时本发明所建立的标准化、定量化的操作流程，还可避免解释结果的人为性，使结果统一、可靠。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。
Claims (12)
1.一种识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法，其特征在于，所述方法包括：
对目标泥页岩层系的气测录井数据和岩石实测热解数据进行预处理；
基于测井TOC反演方法和成熟度参数，获取热解游离烃参数；
以埋深为纵轴，以气测录井全烃参数的以10为底的对数及热解游离烃参数的以10为底的对数分别为横轴做曲线图，分别记为lg(TG)和lg(S1)；
分别确定lg(TG)和lg(S1)的基线，平移lg(TG)和lg(S1)并通过对lg(TG)和lg(S1)进行比例缩放，以使lg(TG)和lg(S1)的基线最大程度地重叠，并能清晰地区分lg(TG)和lg(S1)在重叠后的基线两侧的位置，清楚地显示lg(TG)和lg(S1)这两条曲线的变化趋势细节；
根据气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度、热解游离烃参数曲线的横坐标跨度以及所述比例缩放的情况确定lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式并做所述数学表达式与埋深之间的数据点图形；其中，所述根据气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度、热解游离烃参数曲线的横坐标跨度以及所述比例缩放的情况确定lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式，包括：
将气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度记为TGmin-TGmax，将热解游离烃参数曲线的横坐标跨度记为S1min-S1max，且lg(TGmax/TGmin)、lg(S1max/S1min)均为整数；
则lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式为：
[lg(TG)-lg(TGm)]/e-[lg(S1)-lg(S1m)]/f公式2)；
公式2)中，TGm为TGmin或者在TGmin-TGmax范围内并靠近TGmin的气测录井全烃参数数值；S1m为S1min或者在S1min-S1max范围内并靠近S1min的热解游离烃参数数值；
e为lg(TGmax/TGmin)±g，其中，g为0、1、2或3；
f为lg(S1max/S1min)±i，其中，i为0、1、2或3；
根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势通过以下标准，识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层，包括：
所述数据点图形中曲线随着泥岩含量增大向右向正值方向摆动；
所述数据点图形中的散点在所述曲线的右侧离散，则判断油层为常规砂岩油层；所述数据点图形中的散点在所述曲线的左侧离散，则判断油层为页岩油层。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，对气测录井数据进行预处理包括：
去除接单根异常高数据点；
去除无效测点；
进行钻速、钻井液返排量、钻头尺寸的数据校正；
和/或以测井深度为准，进行深度校正。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，对岩石实测热解数据进行预处理，包括：
对于岩心样品，所述预处理包括明确采样放置时间和放置温度条件，必要时进行校正；
对于岩屑样品，所述预处理包括了解挑样情况、钻头类型、泥浆类型，以确定不同时间，井间的数据差别原因和数据可靠性以及对所述岩屑样品进行深度校正。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于测井TOC反演方法和成熟度参数，获取热解游离烃参数，包括：选取井眼扩径不明显的常规测井系列数据，进行敏感参数分析，确定敏感测井系列；对敏感参数值高的数据段，选用Passey的△lgR方法进行TOC预测；对敏感参数值低的数据段，选用Schmoker方法进行TOC预测；
对井眼扩径明显的常规测井系列数据，基于井眼扩径不明显的预测结果，采用地震阻抗数据进行神经网络和贝叶斯反演结合的方法，进行TOC反演；
基于不同温度条件下烃源岩热模拟实验，获取其不同热成熟度点有机质丰度与热解游离烃参数在热演化过程中的变化曲线关系，再结合成熟度，拟合获得热解游离烃参数与有机质丰度、镜质体反射率之间的数学关系式，如公式1)所示；
S1/TOC＝aRo2+bRo+c+d ln(Ro)公式1)；
公式1)中，S1为热解游离烃参数，单位为mg/g，TOC为总有机碳含量或有机质丰度，单位为％，Ro为镜质体反射率，单位为％，a、b、c及d为常数；
将基于常规测井系列获得的有机质丰度值代入公式1)中，获取得到热解游离烃参数。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述分别确定lg(TG)和lg(S1)的基线，包括：
分别以lg(TG)和lg(S1)曲线图中的非油气层段为参照做直线型趋势线，即得到lg(TG)和lg(S1)的基线。
6.一种识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的装置，其特征在于，所述装置包括：
数据预处理模块，用于对目标泥页岩层系的气测录井数据和岩石实测热解数据进行预处理；
热解游离烃参数获取模块，用于基于测井TOC反演方法和成熟度参数，获取热解游离烃参数；
lg(TG)、lg(S1)与埋深之间曲线图建立模块，用于以埋深为纵轴，以气测录井全烃参数的以10为底的对数及热解游离烃参数的以10为底的对数分别为横轴做曲线图，分别记为lg(TG)和lg(S1)；
基线确定及调整模块，用于分别确定lg(TG)和lg(S1)的基线，平移lg(TG)和lg(S1)并通过对lg(TG)和lg(S1)进行比例缩放，以使lg(TG)和lg(S1)的基线最大程度地重叠，并能清晰地区分lg(TG)和lg(S1)在重叠后的基线两侧的位置，清楚地显示lg(TG)和lg(S1)这两条曲线的变化趋势细节；
数学表达式建立及点图形绘制模块，用于根据气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度、热解游离烃参数曲线的横坐标跨度以及所述比例缩放的情况确定lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式并做所述数学表达式与埋深之间的数据点图形；其中，所述数学表达式建立及点图形绘制模块包括数学表达式建立单元和点图形绘制单元，所述数学表达式建立单元用于：
将气测录井全烃参数曲线的横坐标跨度记为TGmin-TGmax，将热解游离烃参数曲线的横坐标跨度记为S1min-S1max，且lg(TGmax/TGmin)、lg(S1max/S1min)均为整数；
则lg(TG)与lg(S1)之差的数学表达式为：
[lg(TG)-lg(TGm)]/e-[lg(S1)-lg(S1m)]/f公式2)；
公式2)中，TGm为TGmin或者在TGmin-TGmax范围内并靠近TGmin的气测录井全烃参数数值；S1m为S1min或者在S1min-S1max范围内并靠近S1min的热解游离烃参数数值；
e为lg(TGmax/TGmin)±g，其中，g为0、1、2或3；
f为lg(S1max/S1min)±i，其中，i为0、1、2或3；
泥页岩层系中常规油层与页岩油层识别模块，用于根据所述数据点图形中曲线的线型以及所述数据点图形中散点相对所述曲线的分布趋势通过以下标准识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层：
所述数据点图形中曲线随着泥岩含量增大向右向正值方向摆动；
所述数据点图形中的散点在所述曲线的右侧离散，则判断油层为常规砂岩油层；所述数据点图形中的散点在所述曲线的左侧离散，则判断油层为页岩油层。
7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述数据预处理模块包括气测录井数据预处理单元，用于对气测录井数据进行如下所示的预处理：
去除接单根异常高数据点；
去除无效测点；
进行钻速、钻井液返排量、钻头尺寸的数据校正；
和/或以测井深度为准，进行深度校正。
8.根据权利要求6或7所述的装置，其特征在于，所述数据预处理模块包括岩石实测热解数据预处理单元，用于对岩石实测热解数据进行如下所示的预处理：
对于岩心样品，所述预处理包括明确采样放置时间和放置温度条件，必要时进行校正；
对于岩屑样品，所述预处理包括了解挑样情况、钻头类型、泥浆类型，以确定不同时间，井间的数据差别原因和数据可靠性以及对所述岩屑样品进行深度校正。
9.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述热解游离烃参数获取模块具体用于：
选取井眼扩径不明显的常规测井系列数据，进行敏感参数分析，确定敏感测井系列；对敏感参数值高的数据段，选用Passey的△lgR方法进行TOC预测；对敏感参数值低的数据段，选用Schmoker方法进行TOC预测；
对井眼扩径明显的常规测井系列数据，基于井眼扩径不明显的预测结果，采用地震阻抗数据进行神经网络和贝叶斯反演结合的方法，进行TOC反演；
基于不同温度条件下烃源岩热模拟实验，获取其不同热成熟度点有机质丰度与热解游离烃参数在热演化过程中的变化曲线关系，再结合成熟度，拟合获得热解游离烃参数与有机质丰度、镜质体反射率之间的数学关系式，如公式1)所示；
S1/TOC＝aRo2+bRo+c+d ln(Ro)公式1)；
公式1)中，S1为热解游离烃参数，单位为mg/g，TOC为总有机碳含量或有机质丰度，单位为％，Ro为镜质体反射率，单位为％，a、b、c及d为常数；
将基于常规测井系列获得的有机质丰度值代入公式1)中，获取得到热解游离烃参数。
10.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述基线确定及调整模块包括基线确定单元和基线调整单元，所述基线确定单元用于：
分别以lg(TG)和lg(S1)曲线图中的非油气层段为参照做直线型趋势线，即得到lg(TG)和lg(S1)的基线。
11.一种计算机设备，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计算机程序时实现权利要求1-5任一项所述识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法的步骤。
12.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1-5任一项所述的识别泥页岩层系中常规油层与页岩油层的方法的步骤。
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