页岩气储层的测井评价方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及油气勘探领域，更具体地讲，涉及一种页岩气储层的测井评价方法。
【背景技术】
[0002]页岩气作为一种重要的非常规天然气资源已经逐渐成为油气资源勘探开发的重点。页岩气储层在沉积背景、发育构造部位、分布与聚集规律、储层特征和渗流机理等方面与常规油气存在较大差异，因此，不能使用常规油气储层测井的评价方法来进行页岩气储层的测井评价。
[0003]页岩气储层的测井评价的主要目的是获得:矿物组分评价、地球化学参数评价、物性参数评价、含气性评价和可压裂性评价。目前，用于获得矿物组分评价的方法包括:常规测井方法、元素俘获能谱测井(ECS)方法、自然伽玛能谱测井(NGS)方法以及斯伦贝谢公司通过综合应用常规测井方法和ECS方法，来基于随机求解方法获得矿物组分评价的方法等。用于地球化学参数评价的方法主要包括jchmoker利用密度和自然伽玛测井资料计算有机碳含量(T0C)的方法(Schmoker，1979，1981)、Passey等提出的利用声波曲线和地层电阻率曲线计算T0C的方法(Passey et al.，1990)、Lewis等提出的利用ECS方法和干酪根转换因子等参数计算T0C的方法(Lewis et al.，2004)、Jacobi等提出的利用密度和核磁共振测井来计算T0C的方法(Jacobi et al.，2009)、Pemper等提出的利用脉冲中子和自然伽玛能谱计算T0C的方法(Pemper et al., 2009)以及Khoshnoodkia等提出的利用电阻率、中子、密度和声波测井资料以及基于模糊逻辑技术建立的神经网络来计算T0C的方法(Khoshnoodkia et al., 2011) 0用于获得物性参数评价的方法包括:Herron等提出的利用ECS方法对孔隙度进行计算的方法(Herron et al.，2002)、Abu_Shanab等提出的利用密度与NMR孔隙度相结合的密度-核磁共振(DMR)孔隙度来评价致密储层孔隙度的方法(Abu-Shanab et al.，2005)、毛志强等提出的结合声波时差和核磁共振测井资料计算低孔渗气层真实孔隙度的方法(毛志强等，2010)以及LeCompte利用核磁共振测井(NMR)计算页岩孔隙度的方法(LeCompte，2010)。用于获得含气性评价的方法包括:现场解吸法、等温吸附法以及测井解释法。用于获得可压裂性评价的方法包括:岩石力学实验与阵列声波测井方法以及通过利用阵列声波测井提取地层纵、横波速度来基于密度测井资料计算岩石弹性力学参数和岩石强度参数的方法。
[0004]然而，上述页岩气储层的测井评价方法均需要核磁共振、电阻率成像和元素测井等非常规的成像测井资料，仅根据常规测井资料无法通过上述方法获得页岩气储层的准确测井评价。但是，由于我国页岩气储层勘探开发还处于起步阶段，针对页岩气勘探开发及评价的测井资料的积累不足，往往导致无法利用上述方法获得页岩气储层的测井评价。
[0005]因此，现有技术中的页岩气储层的测井评价方法无法通过常规测井资料对页岩气储层进行测井评价。
【发明内容】
[0006]本发明的示例性实施例在于提供一种页岩气储层的测井评价方法。所述方法能够克服现有技术中的页岩气储层的测井评价方法无法通过常规测井资料准确地对页岩气储层进行测井评价的缺陷。
[0007]根据本发明示例性实施例，提供一种页岩气储层的测井评价方法，包括:(A)获取页岩气储层的常规测井资料；(B)对获取的常规测井资料进行校正；(C)对校正后的常规测井资料进行一致性处理；(D)通过校正后的常规测井资料以及一致性处理后的常规测井资料进行测井评价，以获得页岩气储层的测井评价参数。
[0008]可选地，所述常规测井资料包括与岩石相关的测井资料以及与测井相关的测井资料，其中，与岩石相关的测井资料包括密度、声波时差、中子、自然伽马、自然电位、深电阻率、中电阻率和浅电阻率，与测井相关的测井资料包括井径。
[0009]可选地，步骤⑶包括:(B1)对密度、声波时差、中子、自然伽马、自然电位、深电阻率、中电阻率、浅电阻率和井径进行深度校正，获得深度校正后的密度、声波时差、中子、自然伽马、自然电位、深电阻率、中电阻率、浅电阻率和井径；(B2)对深度校正后的密度和中子进行进一步校正。
[0010]可选地，步骤(B2)包括:(B21)通过深度校正后的中子和密度获得中子-密度交会图，提取中子-密度交会图中预定区域之外的区域的作为异常值区域，并获得与所述异常值区域对应的异常测井段；(B22)获得整个测井段中与所述异常测井段的特性最接近的接近测井段，其中，所述特性包括:由深度校正后的自然伽马表示的岩性、由深度校正后的声波时差或中子表示的物性、以及由深度校正后的深电阻率、中电阻率或浅电阻率表示的流体性质；(B23)使用接近测井段的深度校正后的中子与接近测井段的岩性、物性和流体性质的拟合曲线替换所述异常测井段的深度校正后的中子与异常测井段的岩性、物性和流体性质的拟合曲线，来对所述异常测井段的深度校正后的中子进行进一步校正；(B24)使用接近测井段的深度校正后的密度与接近测井段的岩性、物性和流体性质的拟合曲线替换所述异常测井段的深度校正后的密度与异常测井段的岩性、物性和流体性质的拟合曲线，来对所述异常测井段的深度校正后的密度进行进一步校正。
[0011]可选地，步骤(C)包括:(C1)通过使用深度校正后的声波时差、自然伽马、自然电位、深电阻率、中电阻率、浅电阻率和井径以及进一步校正后的中子和密度获得分布稳定的页岩层段；(C2)获得深度校正后的声波时差、自然伽马、自然电位、深电阻率、中电阻率、浅电阻率和井径以及进一步校正后的中子和密度中的每个的去压实趋势；(C3)将深度校正后的声波时差、自然伽马、自然电位、深电阻率、中电阻率、浅电阻率和井径以及进一步校正后的中子和密度中的每个分别减去对应的去压实趋势来获得相应的差值，并通过使用每个差值获得深度校正后的声波时差、自然伽马、自然电位、深电阻率、中电阻率、浅电阻率和井径以及进一步校正后的中子和密度中的每个的直方图；(C4)通过所述分布稳定的页岩层段以及获得的相应直方图来对深度校正后的声波时差、自然伽马、自然电位、深电阻率、中电阻率、浅电阻率和井径以及进一步校正后的中子和密度进行一致性处理。
[0012]可选地，所述测井评价参数包括:矿物组分、地球化学参数、物性参数、含气性评价和可压裂性评价，其中，步骤(D)包括:(D1)通过使用一致性处理后的自然伽马以及进一步校正后的中子-密度交会图获得矿物组分中的粘土含量；(D2)通过使用深度校正后的声波时差、自然伽马、自然电位、深电阻率、中电阻率、浅电阻率和井径以及进一步校正后的中子和密度获得矿物组分中的黄铁矿含量和脆性矿物含量、地球化学参数中的有机碳体积组分含量、物性参数中的岩石孔隙度大小以及含气性评价中的含气饱和度大小；(D3)通过将获得的粘土含量、黄铁矿含量、脆性矿物含量、有机碳体积组分含量、岩石孔隙度大小输入到岩石物理建模中，来获得纵波速度、横波速度和密度，通过纵波速度、横波速度和进一步校正后的密度获得可压裂性评价的弹性参数，所述可压裂性评价的弹性参数为杨氏模量和泊松比。
[0013]可选地，所述脆性矿物含量包括方解石含量和石英含量，所述岩石物理建模包括骨架混合模型、流体模型、干岩石模型、流体替换技术方程。
[0014]在根据本发明示例性实施例的页岩气储层的测井评价方法中，可仅通过对常规测井资料进行校正和一致性处理来对页岩气储层进行测井评价，从而获得准确的页岩气储层的测井评价参数。
【附图说明】
[0015]通过下面结合示例性地示出实施例的附图进行的描述，本发明示例性实施例的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中:
[0016]图1示出根据本发明示例性实施例的页岩气储层的测井评价方法的流程图；
[0017]图2示出根据本发明示例性实施例的页岩气储层的测井评价方法中对常规测井资料进行校正步骤的流程图；
[0018]图3示出根据本发明示例性实施例的页岩气储层的测井评价方法中对密度和中子进行进一步校正步骤的流程图；
[0019]图4示出根据本发明示例性实施例的对密度和中子进行进一步校正后的中子和密度的曲线图；
[0020]图5示出根据本发明示例性实施例的页岩气储层的测井评价方法中对校正后的常规测井资料进行一致性处理步骤的流程图；
[0021]图6示出根据本发明示例性实施例的分布稳定的页岩层段的示图；
[0022]图7示出根据本发明示例性实施例的对进一步校正后的声波时差进行一致性处理之前和之后的声波时差的分布图；
[0023]图8示出根据本发明示例性实施例的对进一步校正后的密度进行一致性处理之前和之后的密度的分布图；
[0024]图9示出根据本发明示例性