CN114428365A - 一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明属于致密油气地球物理勘探开发技术领域，提供一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法及装置，所述方法包括收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料；在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征。本发明用于气层测井评价中的含气储层性质快速评价，避免了致密气储层气体测井响应信息弱、泥浆侵入造成的曲线识别气层能力降低、及岩性复杂情况下岩石骨架难以确定的问题，达到了利用测井资料快速识别气层性质的目的。

Description

一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法及装置

技术领域

本发明属于致密油气地球物理勘探开发技术领域，具体是一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法及装置。

背景技术

致密砂岩气层属于非常规储层范畴，其孔隙度一般小于10％，原地条件下渗透率低于0.1×10^-3um²，含气饱和度一般低于60％。与常规气藏相比，分布范围更广，资源潜力更大。但存在着丰度低、产量递减快、经济开发难度大等诸多问题。因此，对于致密砂岩含气特征分析，寻找致密气甜点层段，成为测井解释的一个重要工作。

由于天然气的特殊物理性质，导致孔隙度测井资料发生明显的变化，如密度测井值降低、声波测井值变大，在部分井段有时会出现周波跳跃特征；由于挖掘效应的存在，中子测井值在气层处明显变小；同时气层的电阻率也呈明显的高值，这些特点的存在，为识别气层提供了良好的基础。

利用测井资料确定天然气层的方法很多，以石油行业标准SY/T 6161《天然气测井资料处理与解释规范》为最基本、最全面，该标准中列出了28种涉及声学、电法、放射性及核磁共振等测井资料确定天然气层的方法。其中有8种是利用常规测井资料来识别气层的，曲线重叠法是最为常用的方法之一，主要是利用中子、密度及双含氢指数在气层的差异实现的。各种文献中提及的测井曲线或孔隙度曲线重叠法，都是选择明显水层(如无水层，选择油层段)处作为重叠基准线(雍世和、张超模等《测井数据处理与综合解释》中国石油大学出版社，2002.8//金力钻等《致密砂岩气层测井综合识别方法与应用效果-以临兴-神府区块上古生界为例》，国外测井技术2015(5))，按照一定刻度标准，使水层处孔隙度曲线重合，然后利用不同测井资料(或利用测井资料计算的孔隙度值)之间的差值确定含气层段(如中子、密度，中子、声波组合)，这种重叠方法在大部分气层识别方面都是较为有效的，尤其在孔隙度、渗透率较高的储层内，可以很明确的识别出气层。

但是，该重叠方法应用中存在两个方面的问题：

(1)该方法仅可用来定性识别气层，对气层的含气丰度或者品质未能进行区分；

(2)在岩性较为复杂的低孔、低渗致密储层应用时，效果偏差。

针对致密储层应用效果差的问题进行分析，其主要原因有三个：

1、低孔渗储层含气量较低，对测井响应的影响弱；

2、低孔、低渗储层较难快速形成有效泥饼，导致钻井液侵入较深，钻井液对气体的驱替更明显，气体对测井响应的影响更弱；

3、复杂多变的储层岩性导致难以确定岩石骨架值，测井计算的孔隙度精度低，不能准确反映储层物性。

发明内容

本发明提供一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法及装置，能够准确识别储层含气特征，为后续勘探开发提供依据。

本发明的技术方案是这样实现的：

第一方面，本发明提供一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，所述致密砂岩气层含气特征识别方法，包括：

收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料；

在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征。

根据本发明的实施例，可选地，在上述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法中，所述两种孔隙度测井资料，包括：

中子测井曲线和声波时差测井曲线；或者

中子测井曲线和密度测井曲线。

根据本发明的实施例，可选地，在上述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法中，所述两种孔隙度测井资料为中子测井曲线和声波时差测井曲线时，所述方法还包括：

在测井曲线显示图上，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合；

泥岩段重合处的中子值和声波时差值分别确定为中子基准值和声波时差基准值；

根据所述中子基准值、所述声波时差基准值以及测井各深度数据点的中子值和声波时差值，将测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积计算为无量纲曲线。

根据本发明的实施例，可选地，在上述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法中，所述在测井曲线显示图上，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合之前，所述方法还包括：

确定井径曲线无扩径、声波无跳变且无含煤特征的部分为泥岩段。

根据本发明的实施例，可选地，在上述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法中，所述将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合，包括：

将泥岩段的声波时差测井曲线的横向刻度固定，或者将泥岩段的中子测井曲线的横向刻度固定，调整声波时差测井曲线的横向刻度值，调整中子测井曲线的横向刻度值，使泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线重合。

根据本发明的实施例，可选地，在上述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法中，所述将测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积计算为无量纲曲线，包括：

采用如下计算式计算测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积：

Fgas＝(AC-AC_base)-k*(CNL-CNL_base)

式中：Fgas表示包络面积值；

AC_base表示声波时差基准值；

CNL_base表示中子基准值；

AC表示声波时差值；

CNL表示中子值；

k表示中子测井曲线/声波时差测井曲线的横向刻度线数量。

根据本发明的实施例，可选地，在上述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法中，所述在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层含气特征，包括：

确定无量纲曲线值≥第一界限值的深度数据点所对应的储层段为气层；

确定无量纲曲线值＜第一界限值且≥第二界限值的深度数据点所对应的储层段为低产气层；

确定无量纲曲线值＜第二界限值的深度数据点所对应的储层段为含气层。

第二方面，本发明提供一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别装置，所述基于含气特征的致密砂岩气层测井识别装置，包括：

收集模块，用于收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料；

识别模块，用于在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征。

第三方面，本发明提供一种电子设备，包括存储器和处理器，所述存储器上存储有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时实现如第一方面所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法。

第四方面，本发明提供一种存储介质，所述存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被一个或多个处理器执行时，实现如第一方面所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法。

与现有技术相比，上述技术方案中的一个或多个实施例至少具有如下优点或有益效果：

本发明提供一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法及装置，能够准确识别储层含气特征，为后续勘探开发提供依据。利用不同孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线值识别储层的含气特征，用于气层测井评价中的含气储层性质快速评价。选取泥岩段，调整曲线横向刻度，确保两种曲线重合，以此为基准线，利用特殊处理计算方法，将储层段两孔隙度测井资料之间的包络面积计算为无量纲曲线，根据无量纲曲线值确定储层含气性质。实际应用中，利用不同测试井测试结果，结合计算的无量纲曲线值，确定出气层、低产气层、含气层的识别界限值，并以此为标准，结合其他测井资料(如电阻率曲线)，可以较可靠的评价储层流体性质。避免了致密储层气体测井响应信息弱、泥浆侵入造成的曲线识别气层能力降低、及岩性复杂情况下岩石骨架难以确定的问题，达到了利用测井资料快速识别气层性质的目的。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，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相关的附图。

图1是本发明实施例一提供的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法流程图；

图2是电阻率与声波时差的交会图；

图3是电阻率与中子交会图；

图4是电阻率与包络面积的交会图；

图5是本发明实施例二提供的XX1井气层测井资料处理解释图；

图6是本发明实施例三提供的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别装置框图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达到相应技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。本发明实施例以及实施例中的各个特征，在不相冲突前提下可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

同时，在以下说明中，出于解释的目的而阐述了许多具体细节，以提供对本发明实施例的彻底理解。然而，对本领域的技术人员来说是显而易见的，本发明可以不用这里的具体细节或者所描述的特定方式来实施。

致密砂岩含气特征分析是寻找致密气有利开发层段的基础，而由于致密砂岩的低孔、低渗特点，气体对测井响应的影响弱，因而增加了利用测井资料识别气层的难度。本发明的目的是利用气体对不同孔隙度测井的影响差异，定量评价气层段不同孔隙度测井之间的包络面积值，放大气体影响因子，确定储层含气丰度，进一步判断储层含气品质。

本发明提出的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，利用不同孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线值识别储层的含气特征。其理论依据在于：泥岩孔隙被束缚水占据，不含气，不同测井方法计算的孔隙度相同，这个特点可通过各孔隙度测井曲线在泥岩处重合来表征，即：泥岩段不同测井资料之间的包络面积为0。因此，选择不同的测井曲线横向刻度，确保泥岩段孔隙度测井曲线重合，使泥岩段孔隙度资料包络面积为零，那么储层段孔隙度测井曲线之间存在的差异即为含气所致，将不同孔隙度测井资料之间包络面积换算为无量纲曲线，即可识别各储层段含气特征。

在实际应用中，首先选择自然伽马值较大的泥岩段(此井段要求井眼规则、具有一定厚度、声波没有跳变，没有明显含煤特征)，调整中子测井资料和声波时差测井资料的刻度，保证泥岩段中子、声波时差测井曲线重合，以该重合段的中子值、声波时差值为基准值，计算全井段的中子测井资料和声波时差测井资料之间的包络面积，进而可以获得含气指数曲线，含气指示曲线值即包络面积，可以理解的是，含气指示曲线即：在泥岩段两种孔隙度曲线重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线。在储层段，当计算的含气指示曲线值大于0，表明储层具有一定含气性，其值越大，含气性越好，气层品质越好。

实施例一

本实施例提供一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，图1示出了本实施例的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法流程图，如图1所示，该基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，包括步骤S110～步骤S120：

步骤S110、收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料。

步骤S120、在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征。

三孔隙度测井是指声波时差测井、中子测井以及密度测井。本实施例中，选择其中两种孔隙度测井资料，计算包络面积，以识别致密砂岩气层含气特征。可以理解的是，收集到的测井资料不仅包括致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料，还可以包括其他辅助测井资料。

具体地，获取的两种孔隙度测井资料，包括：

中子测井曲线和声波时差测井曲线；或者

中子测井曲线和密度测井曲线。

当选择的两种孔隙度测井资料为中子测井曲线和声波时差测井曲线时，该方法还包括：

步骤S210、确定井径曲线无扩径、声波无跳变且无含煤特征的部分为泥岩段。

在实际应用中，可以基于多种测井资料识别泥岩段，例如井径、自然伽马、声波、中子、电阻率等测井曲线，泥岩的基本特点是高伽马值、大声波时差值、低电阻率值等。

本实施例中选取泥岩段的基本要求是：

(1)井径曲线无扩径，即：井径与钻井钻头相近、且没有明显的变大变小现象，如井眼不规则，会造成测井曲线失真。

(2)声波无跳变，声波时差测井曲线跳变的原因：一是井眼不规则造成；二是含煤使声波值更大，这是由煤的特性所致。

(3)无含煤特征，地层含煤后的测井响应是：声波时差值大、中子值也大、电阻率也相对变高、自然伽马值大，基于这些测井响应上的特点，可以结合多种测井资料组合判断含煤特征。

步骤S220、在测井曲线显示图上，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合。

可选地，在上述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别中，在测井曲线显示图上，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合的步骤S220，可以包括如下子步骤：

步骤S220-1、将泥岩段的声波时差测井曲线的横向刻度固定，调整中子测井曲线的横向刻度值，或者将泥岩段的中子测井曲线的横向刻度固定，调整声波时差测井曲线的横向刻度值，使泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线重合。

以泥岩孔隙被束缚水占据，不含气为理论依据，不同测量原理的孔隙度测井方法在泥岩处不受气体影响，因而，可以认为泥岩段孔隙度曲线之间的差异为零，这个特点可通过不同孔隙度测井曲线在泥岩处重合来表征。

本实施例通过调整横向刻度，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合，具体来说，可以是将泥岩段的声波时差测井曲线的横向刻度固定，调整中子测井曲线的横向刻度值，或者将泥岩段的中子测井曲线的横向刻度固定，调整声波时差测井曲线的横向刻度值，使泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线重合，由于重合处泥岩段孔隙度曲线之间的差异为零，因此重合处的中子值和声波时差值可以分别作为中子基准值和声波时差基准值，应用于后续包络面积的计算。

步骤S230、泥岩段重合处的中子值和声波时差值分别确定为中子基准值CNL_base和声波时差基准值AC_base。

步骤S240、根据中子基准值、声波时差基准值以及测井各深度数据点的中子值和声波时差值，将测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积计算为无量纲曲线。

包络面积Fgas可以采用如下计算式进行计算：

Fgas＝(AC-AC_base)-k*(CNL-CNL_base)

式中：Fgas表示包络面积，无量纲；

AC_base表示声波时差基准值，单位：us/m；

CNL_base表示中子基准值，单位：％；

AC表示声波时差值，单位：us/m；

CNL表示中子值，单位：％；

k表示中子测井曲线/声波时差测井曲线的横向刻度线数量。

其中的声波时差基准值AC_base、中子基准值CNL_base是在步骤S230确定的；声波时差值、中子值是根据测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线获取的，例如，测井的连续深度记录点一般是采用每米8或10个深度数据点进行采样的，每个深度数据点都有声波时差值、中子值；中子测井曲线/声波时差测井曲线的横向刻度线数量k可以根据实际需求设定，例如，k可以取5、10或者其他数量，本实施例不做任何限定。

根据各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积Fgas，能够得到该测井的含气指数曲线，该曲线中的各含气指数为包络面积Fgas，该曲线为无量纲曲线。

经过步骤S210～步骤S240，计算出测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积，得到无量纲曲线，然后，进一步执行步骤S120。

本实施例中，步骤S120利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征，包括：

(a)确定无量纲曲线值≥第一界限值的深度数据点所对应的储层段为气层；

(b)确定无量纲曲线值＜第一界限值且≥第二界限值的深度数据点所对应的储层段为低产气层；

(c)确定无量纲曲线值＜第二界限值的深度数据点所对应的储层段为含气层。

举例来说，可以按照如下标准识别致密砂岩气层各储层段的含气特征：

Fgas≥35，储层段为气层；

25≤Fgas＜35，储层段为低产气层；

Fgas＜25，储层段为含气层。

也即：第一界限值为35，第二界限值为25。

具体地，通过测试井测井资料对比分析，确定气层、低产气层、含气层的界限值，也就是说，第一界限值、第二界限值根据实际情况而设定，例如，可以通过建立交会图确定气层、低产气层、含气层的界限(第一界限值、第二界限值)，交会图可以是电阻率-含气指示曲线交会图。

选取某生产区块19口测试井对本发明提供的致密砂岩气层含气特征识别方法进行本方法的验证。

首先，利用常规测井资料绘制不同测井资料之间的交会图，得到图2所示的电阻率与声波时差的交会图，以及图3所示的电阻率与中子交会图，其中，根据如图2中所示的电阻率与声波时差的交会图，可以看出，总体能区分气层、水层，但是低产气层、含气层、气水同层等重叠较多。根据图3所示的电阻率与中子交会图，可以看出，根据该交会图难以区分气层、水层，各层大部分的测井资料值都重叠在一起。可见，利用常规测井组合气层、水层的识别精度低。

其次，利用本方法收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料，包括中子测井曲线和声波时差测井曲线，利用中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层含气特征，将包络面积作为含气指数，与电阻率资料一同绘制出如图4所示的电阻率与含气指示曲线的交会图，可以看出，该交会图不仅可以清楚识别气层与水层，还可以清晰区分低产气层、含气层、气水同层，为后续气层开发提供准确依据。

由此说明，本方法利用气体对不同孔隙度测井的影响差异，在泥岩段两种孔隙度曲线重合情况下，定量评价致密砂岩气层不同孔隙度测井资料之间的包络面积，并根据包络面积值大小识别储层的含气特征，放大气体影响因子，确定储层含气丰度，进一步判断储层含气品质，能够在实际应用中取得较好的效果。

可以理解的是，当选择的两种孔隙度测井资料为中子测井曲线和密度测井曲线时，类似地，也可以通过步骤S210～步骤S240，在泥岩段两种孔隙度曲线重合情况下，将各深度数据点的中子测井曲线和密度测井曲线之间的包络面积计算出无量纲曲线，即含气指示曲线，利用含气指示曲线识别致密砂岩气层各储层段的含气特征，本实施例对此不再赘述。

本实施例中，利用气体对不同孔隙度测井的影响差异，定量评价致密砂岩气层不同孔隙度测井资料之间的包络面积，并根据包络面积大小识别储层的含气特征，放大气体影响因子，确定储层含气丰度，进一步判断储层含气品质，在实际应用中效果较好。

实施例二

利用本发明实施例一提供的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，处理四川盆地须家河组测井资料，评价结果如下：

图5为XX1井气层测井资料处理解释图。关于此解释图的说明如下：

在图5所示的XX1井气层测井资料处理解释图中，从左往右：

第一道为深度及岩性指示曲线道，该道列出了自然伽马曲线GR；可用此曲线首先确定非储层段，然后再结合井径、声波等曲线特征划分出不含煤的标准泥岩段。本实施例中选取图5中的4762-4774米井段为标准泥岩段，该泥岩段自然伽马值高，中子测井曲线、声波时差曲线稳定，且无含煤特征。

第二道为电阻率道，显示电阻率曲线，其中包括，浅侧向电阻率RS，深侧向电阻率RD，这两条电阻率曲线为径向探测深度不一样的电阻率。

第三道为孔隙度道，显示中子测井曲线、声波时差曲线，短虚线为声波时差曲线，长虚线为中子测井曲线，通过是将泥岩段的声波时差测井曲线的刻度固定，调整中子测井曲线的横向刻度值，使泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线重合，在此刻度情况下，泥岩段(4762-4774米)两条曲线基本重合，此时的中子、声波时差值为基准值。

第四道为含气指数曲线道，显示含气指数曲线，利用下述计算公式和基线值计算含气指数：

Fgas＝(AC-AC_base)-k*(CNL-CNL_base)

式中：Fgas表示包络面积，无量纲；

AC_base表示声波时差基准值，单位：us/m；

CNL_base表示中子基准值，单位：％；

AC表示声波时差值，单位：us/m；

CNL表示中子值，单位：％；

k表示中子测井曲线/声波时差测井曲线的横向刻度线数量。

将包络面积换算的无量纲曲线值Fgas作为含气指数，即为第四道的含气指数曲线。

具体地，此实例中横向刻度线数量k为10。

第五道为解释结论道，显示利用含气指数曲线识别出的储层含气特点，具体地，可以利用如下标准识别致密砂岩气层含气特征：

Fgas≥35，储层段为气层；

25≤Fgas＜35，储层段为低产气层；

Fgas＜25，储层段为含气层。

①图5中的4762-4774米井段内，自然伽马值在100API左右，中子测井曲线、声波时差测井曲线稳定，满足泥岩的基本条件。

②图5中的4860.0～4879.6米井段内，岩性为灰白色细粒、中粒岩屑石英砂岩。录井在4857.0～4888.67米气测全烃由1.896↑11.564％，井口见气泡，反映出该段含气性好。

利用实施例一提供的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，对此实例的测井计算的含气指数曲线，该段对应的曲线中的含气指数大于35，平均在45以上，呈明显气层特征，解释为气层。与录井气测反映的信息相同。

③图5中的4903.0～4909.0米井段内，岩性为浅灰色粗粒、中粒岩屑石英砂岩。阵列声波纵横波比值低，呈现明显的气层特征。录井在4903.0～4909.51米气测全烃由2.234↑11.795％，井口见气泡，反映出该段含气性好。

利用实施例一提供的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，对此实例的测井构建含气指数曲线，该段对应的曲线中的含气指数大于35，部分井段达到50以上，呈明显气层特征，解释为气层。与录井气测反映的信息相同。

综上，利用本发明提供的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，利用气体对不同孔隙度测井的影响差异，定量评价致密砂岩气层不同孔隙度测井资料之间的包络面积，并根据包络面积大小识别储层的含气特征，放大气体影响因子，确定储层含气丰度，进一步判断储层含气品质，能够在实际应用中取得较好的效果。

实施例三

本实施例提供一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别装置，图6示出了一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别装置框图，如图6所示，该基于含气特征的致密砂岩气层测井识别装置，包括如下模块：

收集模块610，用于收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料；

识别模块620，用于在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征。

可以理解的是，收集模块610可用于执行实施例一中的步骤S110，识别模块620可用于执行实施例一中的步骤S120。

具体地，收集模块610获取致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料时，具体获取的两种孔隙度测井资料，包括：

中子测井曲线和声波时差测井曲线；或者

中子测井曲线和密度测井曲线。

当两种孔隙度测井资料为中子测井曲线和声波时差测井曲线时，识别模块620利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层含气特征，具体包括：

确定自然伽马测井曲线高、井径曲线无扩径、声波无跳变且无含煤特征的部分为泥岩段。

在测井曲线显示图上，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合。

可选地，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合，是将泥岩段的声波时差测井曲线的横向刻度固定，调整中子测井曲线的横向刻度值，或者将泥岩段的中子测井曲线的横向刻度固定，调整声波时差测井曲线的横向刻度值，使泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线重合。通过调整横向刻度，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合，具体来说，可以是将泥岩段的声波时差测井曲线的横向刻度固定，调整中子测井曲线的横向刻度值，或者将泥岩段的中子测井曲线的横向刻度固定，调整声波时差测井曲线的横向刻度值，使泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线重合，由于重合处泥岩段孔隙度曲线之间的差异为零，因此重合处的中子值和声波时差值可以分别作为中子基准值和声波时差基准值，应用于后续包络面积的计算。

确定泥岩段重合处的中子值和声波时差值分别确定为中子基准值CNL_base和声波时差基准值AC_base。

根据中子基准值、声波时差基准值以及测井各深度数据点的中子值和声波时差值，将测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积计算为无量纲曲线。

在测井曲线显示图上，计算测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积值Fgas，可以采用如下计算式：

Fgas＝(AC-AC_base)-k*(CNL-CNL_base)

式中：Fgas表示包络面积值，无量纲；

AC_base表示声波时差基准值，单位：us/m；

CNL_base表示中子基准值，单位：％；

AC表示声波时差值，单位：us/m；

CNL表示中子值，单位：％；

k表示中子测井曲线/声波时差测井曲线的横向刻度线数量。

其中的声波时差值AC、中子值CNL是根据测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线获取的。

此外，根据计算出的测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积值Fgas，能够得到该测井的含气指数曲线，该曲线中的各含气指数为包络面积值Fgas。

识别模块620利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征，包括：

(a)确定无量纲曲线值≥第一界限值的深度数据点所对应的储层段为气层；

(b)确定无量纲曲线值＜第一界限值且≥第二界限值的深度数据点所对应的储层段为低产气层；

(c)确定无量纲曲线值＜第二界限值的深度数据点所对应的储层段为含气层。

利用本发明提供的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别装置，由收集模块610收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料；识别模块620在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征，确定储层含气丰度，进一步判断储层含气品质，能够在实际应用中取得较好的效果。

显然本领域的技术人员应该明白，上述的本发明的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这一本发明不限制于任何限定的硬件和软件结合。

实施例四

本实施例提供一种电子设备，该电子设备可以是手机或平板电脑等，该电子设备包括存储器和处理器，该存储器上存储有计算机程序，该计算机程序被所述处理器执行时实现如实施例一所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法。

处理器用于执行如实施例一中的方法中的全部或部分步骤。存储器用于存储各种类型的数据，这些数据例如可以包括电子设备中的任何应用程序或方法的指令，以及应用程序相关的数据。

该处理器可以是专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，简称ASIC)、数字信号处理器(Digital Signal Processor，简称DSP)、数字信号处理设备(Digital Signal Processing Device，简称DSPD)、可编程逻辑器件(Programmable LogicDevice，简称PLD)、现场可编程门阵列(Field Programmable Gate Array，简称FPGA)、控制器、微控制器、微处理器或其他电子元件实现，用于执行上述实施例一中的致密砂岩气层含气特征识别方法。

该存储器可以由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，例如静态随机存取存储器(Static Random Access Memory，简称SRAM)，电可擦除可编程只读存储器(Electrically Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EEPROM)，可擦除可编程只读存储器(Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EPROM)，可编程只读存储器(Programmable Read-Only Memory，简称PROM)，只读存储器(Read-Only Memory，简称ROM)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。

在处理器上运行的计算机程序被执行时所实现的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，包括如下步骤：

步骤S110、收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料。

步骤S120、在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征。

三孔隙度测井是由声波时差测井、中子测井以及密度测井组成的综合测井技术。本实施例中，选择其中两种孔隙度测井资料，根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出无量纲曲线，以识别致密砂岩气层含气特征。

具体地，获取的两种孔隙度测井资料，包括：

中子测井曲线和声波时差测井曲线；或者

中子测井曲线和密度测井曲线。

当两种孔隙度测井资料包括中子测井曲线和声波时差测井曲线时，该方法还包括：

步骤S210、确定井径曲线无扩径、声波无跳变且无含煤特征的部分为泥岩段。

在实际应用中，可以基于多种测井资料识别泥岩段，例如井径、自然伽马、声波、中子、电阻率等测井曲线，泥岩的基本特点是高伽马值、大声波时差值、低电阻率值等。

本实施例中选取泥岩段的基本要求是：

(1)井径曲线无扩径，即：井径与钻井钻头相近、且没有明显的变大变小现象，如井眼不规则，会造成测井曲线失真。

(2)声波无跳变，声波时差测井曲线跳变的原因：一是井眼不规则造成；二是含煤使声波值更大，这是由煤的特性所致。

(3)无含煤特征，地层含煤后的测井响应是：声波时差值大、中子值也大、电阻率也相对变高、自然伽马值大，基于这些测井响应上的特点，可以结合多种测井资料组合判断含煤特征。

步骤S220、在测井曲线显示图上，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合。

可选地，在上述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法中，在测井曲线显示图上，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合的步骤S220，可以包括如下子步骤：

步骤S220-1、将泥岩段的声波时差测井曲线的横向刻度固定，调整中子测井曲线的横向刻度值，或者将泥岩段的中子测井曲线的横向刻度固定，调整声波时差测井曲线的横向刻度值，使泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线重合。

以泥岩孔隙被束缚水占据，不含气为理论依据，不同测量原理的孔隙度测井方法在泥岩处不受气体影响，因而，可以认为泥岩段孔隙度曲线之间的差异为零，这个特点可通过不同孔隙度测井曲线在泥岩处重合来表征。

本实施例通过调整横向刻度，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合，具体来说，可以是将泥岩段的声波时差测井曲线的横向刻度固定，调整中子测井曲线的横向刻度值，或者将泥岩段的中子测井曲线的横向刻度固定，调整声波时差测井曲线的横向刻度值，使泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线重合，由于重合处泥岩段孔隙度曲线之间的差异为零，因此重合处的中子值和声波时差值可以分别作为中子基准值和声波时差基准值，应用于后续包络面积的计算。

步骤S230、确定泥岩段重合处的中子值和声波时差值分别确定为中子基准值CNL_base和声波时差基准值AC_base。

步骤S240、根据中子基准值、声波时差基准值以及测井各深度数据点的中子值和声波时差值，将测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积计算为无量纲曲线。

包络面积值Fgas可以采用如下计算式进行计算：

Fgas＝(AC-AC_base)-k*(CNL-CNL_base)

式中：Fgas表示包络面积值，无量纲；

AC_base表示声波时差基准值，单位：us/m；

CNL_base表示中子基准值，单位：％；

AC表示声波时差值，单位：us/m；

CNL表示中子值，单位：％；

k表示中子测井曲线/声波时差测井曲线的横向刻度线数量。

其中的声波时差基准值AC_base、中子基准值CNL_base是在步骤S230确定的；声波时差值AC、中子值CNL是根据测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线获取的，例如，测井的连续深度记录点一般是采用每米8或10个深度数据点进行采样的，只要每个深度数据点都有声波时差值AC、中子值CNL；中子测井曲线/声波时差测井曲线的横向刻度线数量k可以根据实际需求设定，例如，k可以取5、10或者其他数量，本实施例不做任何限定。

根据计算出的测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积值Fgas，能够得到该测井的含气指数曲线，该曲线中的各含气指数为包络面积值Fgas，该曲线为无量纲曲线。

经过步骤S210～步骤S240，计算出测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积值，得到无量纲曲线，然后，进一步执行步骤S120。

本实施例中，步骤S120利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征，包括：

(a)确定无量纲曲线值≥第一界限值的深度数据点所对应的储层段为气层；

(b)确定无量纲曲线值＜第一界限值且≥第二界限值的深度数据点所对应的储层段为低产气层；

(c)确定无量纲曲线＜第二界限值的深度数据点所对应的储层段为含气层。

举例来说，可以按照如下标准识别致密砂岩气层含气特征：

Fgas≥35，储层段为气层；

25≤Fgas＜35，储层段为低产气层；

Fgas＜25，储层段为含气层。

也即：第一界限值为35，第二界限值为25。

具体地，上述标准可以根据实际情况而设定，也就是说，第一界限值、第二界限值根据实际情况而设定。

可以理解的是，当选择的两种孔隙度测井资料为中子测井曲线和密度测井曲线时，类似地，也可以通过步骤S210～步骤S240，在泥岩段两种孔隙度曲线重合情况下，将各深度数据点的中子测井曲线和密度测井曲线之间的包络面积计算出无量纲曲线，即含气指示曲线，利用含气指示曲线识别致密砂岩气层各储层段的含气特征，本实施例对此不再赘述。

本实施例中，利用气体对不同孔隙度测井的影响差异，在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，定量评价致密砂岩气层不同孔隙度测井资料之间的包络面积，并根据包络面积大小识别储层的含气特征，放大气体影响因子，确定储层含气丰度，进一步判断储层含气品质，在实际应用中效果较好。

上述方法步骤的具体实施例过程可参见实施例一，本实施例在此不再重复赘述。

实施例五

本实施例提供一种存储介质，该存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被一个或多个处理器执行时，实现如实施例一所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法。

本实施例中的存储介质可以由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，例如静态随机存取存储器(Static Random Access Memory，简称SRAM)，电可擦除可编程只读存储器(Electrically Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EEPROM)，可擦除可编程只读存储器(Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EPROM)，可编程只读存储器(Programmable Read-Only Memory，简称PROM)，只读存储器(Read-Only Memory，简称ROM)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。

上述计算机程序被处理器执行时所实现的致密砂岩气层含气特征识别方法，包括如下步骤：

步骤S110、收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料。

步骤S120、在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征。

三孔隙度测井是由声波时差测井、中子测井以及密度测井组成的综合测井技术。本实施例中，选择其中两种孔隙度测井资料，根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出无量纲曲线，以识别致密砂岩气层含气特征。

具体地，获取的两种孔隙度测井资料，包括：

中子测井曲线和声波时差测井曲线；或者

中子测井曲线和密度测井曲线。

当两种孔隙度测井资料包括中子测井曲线和声波时差测井曲线时，该方法还包括：

步骤S210、确定井径曲线无扩径、声波无跳变且无含煤特征的部分为泥岩段。

在实际应用中，可以基于多种测井资料识别泥岩段，例如井径、自然伽马、声波、中子、电阻率等测井曲线，泥岩的基本特点是高伽马值、大声波时差值、低电阻率值等。

本实施例中选取泥岩段的基本要求是：

(1)井径曲线无扩径，即：井径与钻井钻头相近、且没有明显的变大变小现象，如井眼不规则，会造成测井曲线失真。

(2)声波无跳变，声波时差测井曲线跳变的原因：一是井眼不规则造成；二是含煤使声波值更大，这是由煤的特性所致。

(3)无含煤特征，地层含煤后的测井响应是：声波时差值大、中子值也大、电阻率也相对变高、自然伽马值大，基于这些测井响应上的特点，可以结合多种测井资料组合判断含煤特征。

步骤S220、在测井曲线显示图上，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合。

可选地，在上述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法中，在测井曲线显示图上，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合的步骤S220，可以包括如下子步骤：

步骤S220-1、将泥岩段的声波时差测井曲线的横向刻度固定，调整中子测井曲线的横向刻度值，或者将泥岩段的中子测井曲线的横向刻度固定，调整声波时差测井曲线的横向刻度值，使泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线重合。

以泥岩孔隙被束缚水占据，不含气为理论依据，不同测量原理的孔隙度测井方法在泥岩处不受气体影响，因而，可以认为泥岩段孔隙度曲线之间的差异为零，这个特点可通过不同孔隙度测井曲线在泥岩处重合来表征。

本实施例通过调整横向刻度，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合，具体来说，可以是将泥岩段的声波时差测井曲线的横向刻度固定，调整中子测井曲线的横向刻度值，或者将泥岩段的中子测井曲线的横向刻度固定，调整声波时差测井曲线的横向刻度值，使泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线重合，由于重合处泥岩段孔隙度曲线之间的差异为零，因此重合处的中子值和声波时差值可以分别作为中子基准值和声波时差基准值，应用于后续包络面积的计算。

步骤S230、确定泥岩段重合处的中子值和声波时差值分别确定为中子基准值CNL_base和声波时差基准值AC_base。

步骤S240、根据中子基准值、声波时差基准值以及测井各深度数据点的中子值和声波时差值，将测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积计算为无量纲曲线。

包络面积值Fgas可以采用如下计算式进行计算：

Fgas＝(AC-AC_base)-k*(CNL-CNL_base)

式中：Fgas表示包络面积值，无量纲；

AC_base表示声波时差基准值，单位：us/m；

CNL_base表示中子基准值，单位：％；

AC表示声波时差值，单位：us/m；

CNL表示中子值，单位：％；

k表示中子测井曲线/声波时差测井曲线的横向刻度线数量。

其中的声波时差基准值AC_base、中子基准值CNL_base是在步骤S230确定的；声波时差值AC、中子值CNL是根据测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线获取的，例如，测井的连续深度记录点一般是采用每米8或10个数据点进行采样的，只要每个深度数据点都有声波时差值AC、中子值CNL；中子测井曲线/声波时差测井曲线的横向刻度线数量k可以根据实际需求设定，例如，k可以取5、10或者其他数量，本实施例不做任何限定。

根据计算得到的测井各深度数据点的包络面积得到无量纲曲线，该无量纲曲线中，包络面积值随着深度变化而变化。

根据计算出的测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积Fgas，能够得到该测井的含气指数曲线，该曲线中的各含气指数为包络面积值Fgas，该曲线为无量纲曲线。

经过步骤S210～步骤S240，计算出测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积，得到无量纲曲线，然后，进一步执行步骤S120。

本实施例中，步骤S120利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征，包括：

(a)确定无量纲曲线值≥第一界限值的深度数据点所对应的储层段为气层；

(b)确定无量纲曲线值＜第一界限值且≥第二界限值的深度数据点所对应的储层段为低产气层；

(c)确定无量纲曲线值＜第二界限值的深度数据点所对应的储层段为含气层。

举例来说，可以按照如下标准识别致密砂岩气层储层段的含气特征：

Fgas≥35，储层段为气层；

25≤Fgas＜35，储层段为低产气层；

Fgas＜25，储层段为含气层。

也即：第一界限值为35，第二界限值为25。

具体地，上述标准可以根据实际情况而设定，也就是说，第一界限值、第二界限值根据实际情况而设定。

可以理解的是，当选择的两种孔隙度测井资料为中子测井曲线和密度测井曲线时，类似地，也可以通过步骤S210～步骤S240，在泥岩段两种孔隙度曲线重合情况下，将各深度数据点的中子测井曲线和密度测井曲线之间的包络面积计算出无量纲曲线，即含气指示曲线，利用含气指示曲线识别致密砂岩气层各储层段的含气特征，本实施例对此不再赘述。

本实施例中，利用气体对不同孔隙度测井的影响差异，定量评价致密砂岩气层不同孔隙度测井资料之间的包络面积，并根据包络面积大小识别储层的含气特征，放大气体影响因子，确定储层含气丰度，进一步判断储层含气品质，在实际应用中效果较好。

上述方法步骤的具体实施例过程可参见实施例一，本实施例在此不再重复赘述。

综上所述，本发明提供一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法、装置、电子设备及存储介质，能够准确识别储层含气特征，为后续开发提供依据。所述基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，包括：收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料；在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层含气特征。通过定量计算不同孔隙度测井资料之间的包络面积，并根据包络面积大小识别储层的含气特征，用于油气测井评价中的含气储层性质快速评价。选取泥岩段，调整曲线横向刻度，确保两种曲线重合，以此为基准线，计算出储层段的两孔隙度曲线之间的包络面积值，根据包络面积计算值确定储层含气性质，通过测试井对比分析，确定气层、低产气层、含气层的界限值，并以此为依据，结合其他资料(如电阻率)，较可靠的评价储层流体性质。避免了致密气储层气体测井响应信息弱、泥浆侵入造成的曲线识别气层能力降低、及岩性复杂情况下岩石骨架难以确定的问题，达到了利用测井资料快速识别气层性质的目的。

在本发明实施例所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统和方法，也可以通过其它的方式实现。以上所描述的系统和方法实施例仅仅是示意性的。

需要说明的是，在本文中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

虽然本发明所揭露的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (10)

1.一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，其特征在于，包括：

收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料；

在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征。

2.根据权利要求1所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，其特征在于，所述两种孔隙度测井资料，包括：

中子测井曲线和声波时差测井曲线；或者

中子测井曲线和密度测井曲线。

3.根据权利要求2所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，其特征在于，所述两种孔隙度测井资料为中子测井曲线和声波时差测井曲线时，所述方法还包括：

在测井曲线显示图上，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合；

泥岩段重合处的中子值和声波时差值分别确定为中子基准值和声波时差基准值；

根据所述中子基准值、所述声波时差基准值以及测井各深度数据点的中子值和声波时差值，将测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积计算为无量纲曲线。

4.根据权利要求3所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，其特征在于，所述在测井曲线显示图上，将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合之前，所述方法还包括：

确定井径曲线无扩径、声波无跳变且无含煤特征的部分为泥岩段。

5.根据权利要求3所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，其特征在于，所述将泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线调整至重合，包括：

将泥岩段的声波时差测井曲线的横向刻度固定，调整中子测井曲线的横向刻度值，或者将泥岩段的中子测井曲线的横向刻度固定，调整声波时差测井曲线的横向刻度值，使泥岩段的中子测井曲线与声波时差测井曲线重合。

6.根据权利要求3所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，其特征在于，所述将测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积计算为无量纲曲线，包括：

采用如下计算式计算测井各深度数据点的中子测井曲线和声波时差测井曲线之间的包络面积：

Fgas＝(AC-AC_base)-k*(CNL-CNL_base)

式中，Fgas表示包络面积值，AC_base表示声波时差基准值，CNL_base表示中子基准值，AC表示声波时差值，CNL表示中子值，k表示中子测井曲线/声波时差测井曲线的横向刻度线数量。

7.根据权利要求3所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法，其特征在于，所述在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层含气特征，包括：

确定无量纲曲线值≥第一界限值的深度数据点所对应的储层段为气层；

确定无量纲曲线值＜第一界限值且≥第二界限值的深度数据点所对应的储层段为低产气层；

确定无量纲曲线值＜第二界限值的深度数据点所对应的储层段为含气层。

8.一种基于含气特征的致密砂岩气层测井识别装置，其特征在于，包括：

收集模块，用于收集致密砂岩气层的两种孔隙度测井资料；

识别模块，用于在泥岩段两种孔隙度测井资料重合情况下，利用根据两种孔隙度测井资料之间的包络面积计算出的无量纲曲线，识别致密砂岩气层各储层段的含气特征。

9.一种电子设备，其特征在于，包括存储器和处理器，所述存储器上存储有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时实现如权利要求1至7中任一项所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法。

10.一种存储介质，其特征在于，所述存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被一个或多个处理器执行时，实现如权利要求1至7中任一项所述的基于含气特征的致密砂岩气层测井识别方法。

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