页岩气储层勘探方法及装置制造方法
【专利摘要】本发明涉及勘探【技术领域】，具体而言，涉及页岩气储层勘探方法及装置。该页岩气储层勘探方法，包括：获取目标勘探区域的岩心样本；根据岩心样本的页岩沉积构造，确定岩心样本所属页岩层的水动力成因；确定出岩心样本的水动力成因后，计算岩心样本的总有机碳值；根据岩心样本的水动力成因及所述总有机碳值，确定岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息；根据确定的页岩气储存信息，在目标勘探区域进行页岩气储层定位勘探。本发明提供的页岩气储层勘探方法及装置，涉及参数少且数据容易获得，降低勘探前期有利区带、存储层评价的成本，缩短评价周期，可以较好地解决勘探前期所遇到的储层评价难题，更能满足页岩气勘探开发的实际需求。
【专利说明】 页岩气储层勘探方法及装置
【技术领域】
[0001]本发明涉及勘探【技术领域】，具体而言，涉及页岩气储层勘探方法及装置。
【背景技术】
[0002]页岩气是非常规天然气中最为重要的一类，具有储量高、使用清洁等特点，在当前资源相对短缺的形势下，页岩气有望成为常规天然气资源的替代品。
[0003]在页岩气的勘探开发过程中，首先需要对目标区域的页岩气的储存状况进行判断，当前对页岩气储层状况评价的方法中大多采用玫瑰花图评价法，如图1所示，获取目标区域页岩的页岩厚度、含气量、总有机碳量T0C、孔隙度和镜质体反射率等要素，根据目标区域的勘探需求设置上述各个要素之间的制约关系及评价下限，根据玫瑰花图法获取的评价结果，获取目标区域页岩气存储的有利区带及有利存储层，并在确定的页岩气存储的有利区带及有利存储层进行页岩气的勘探开发。
[0004]在页岩气勘探过程中，现有的该种利用玫瑰花图对目标区域的页岩气存储量进行评的方法，所涉及的参数资料多，比较适用于页岩气勘探开发的全过程。然而在页岩气勘探前期关于目标区域页岩气的资料相对较少，勘探层位较多、勘探范围大、页岩气存储有利层位和有利区带分布不明确，因此很难做到快速有效的评价页岩气储层，而且为获取相关评价要素所需周期长，费用相对较高。
[0005]由此看出，现有的页岩气勘探方法，无法满足页岩气勘探前期快速寻找有利勘探目标的需求。
【发明内容】
[0006]本发明的目的在于提供页岩气储层勘探方法及装置，以解决上述的问题。
[0007]在本发明的实施例中提供了页岩气储层勘探方法，包括:获取目标勘探区域的岩心样本；根据所述岩心样本的页岩沉积构造，确定所述岩心样本所属页岩层的水动力成因；确定出所述岩心样本的水动力成因后，计算所述岩心样本的总有机碳值；根据所述岩心样本的水动力成因及所述总有机碳值，确定所述岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息；根据确定的所述页岩气储存信息，在所述目标勘探区域进行页岩气储层定位勘探。
[0008]优选地，所述根据所述岩心样本的页岩沉积构造，确定所述岩心样本所属页岩层的水动力成因，包括:所述岩心样本为块状泥岩时，所述岩心样本所属页岩层为强水动力带；所述岩心样本为弱纹层状泥页岩时，所述岩心样本所属页岩层为水动力过渡带；所述岩心样本为纹层状泥页岩时，所述岩心样本所属岩层为弱水动力带。
[0009]优选地，所述确定出所述岩心样本的水动力成因后，计算所述岩心样本的总有机碳值，包括:获取所述岩心样本的电阻率曲线、声波时差曲线及自然伽马曲线；利用所述电阻率曲线、声波时差曲线及自然伽马曲线拟合计算所述岩心样本的总有机碳值，计算公式为:T0C=a+b X logR+c X AC/GR+dX 1/GR ;其中，TOC为所述岩心样本的总有机碳值，R为电阻率值，AC为声波时差值，GR为自然伽马值；a、b、c及d为常数。[0010]优选地，所述岩心样本所属页岩层为强水动力带时，所述岩心样本按照公式
[0011]TOC=0.612834+0.655449 X 1gR-0.73838 X AC/GR-94.2397X1/GR 计算总有机碳值。
[0012]优选地，所述岩心样本所属页岩层为水动力过渡带时，所述岩心样本按照公式
[0013]T0C=-3.1994+2.052003 X 1gR-0.37502 X AC/GR+95.3602 X I/GR 计算总有机碳值。
[0014]优选地，所述岩心样本所属页岩层为弱水动力带时，所述岩心样本按照公式
[0015]T0C=9.942342-4.68062 X logR+2.119592XAC/GR-558.91 X I/GR 计算总有机碳值。
[0016]优选地，所述根据所述岩心样本的水动力成因及所述总有机碳值，确定所述岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息，包括:所述岩心样本所属页岩层为强水动力带，且所述岩心样本的总有机碳值的取值范围为0-0.37%之间，所述岩心样本的总有机碳值的平均值为0.1%?0.15%时,所述岩心样本所属岩层为三类储层。
[0017]优选地，所述根据所述岩心样本的水动力成因及所述总有机碳值，确定所述岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息，包括:所述岩心样本所属页岩层为水动力过渡带，且所述岩心样本的总有机碳值的取值范围为0.41-1.02%之间,所述岩心样本的总有机碳值的平均值为0.7%?0.75%时,所述岩心样本所属岩层为二类储层。
[0018]优选地，所述根据所述岩心样本的水动力成因及所述总有机碳值，确定所述岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息，包括:所述岩心样本所属页岩层为弱水动力带，且所述岩心样本的总有机碳值的取值范围为1.08-5.86%之间，所述岩心样本的总有机碳值的平均值为2.35%?2.45%时,所述岩心样本所属岩层为一类储层。
[0019]本发明实施例还提供了页岩气储层勘探装置，包括:岩材获取子装置，用于获取目标勘探区域的岩心样本；确定模块，用于根据所述岩心样本的页岩沉积构造，确定所述岩心样本所属页岩层的水动力成因；计算模块，用于确定出所述岩心样本的水动力成因后，计算所述岩心样本的总有机碳值；获取模块，用于根据所述岩心样本的水动力成因及所述总有机碳值，确定所述岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息；勘探子装置，用于根据确定的所述页岩气储存信息，在所述目标勘探区域进行页岩气储层定位勘探。
[0020]本发明实施例提供的页岩气储层勘探方法及装置，针对页岩气勘探前期资料有限、勘探层位多、勘探范围大，有利层位和有利区带分布不明确的特点，利用目标勘探区域容易获取的岩心样本，确定岩心样本所属页岩层的水动力成因，之后根据同沉积水动力条件与不同页岩沉积构造下的总有机碳值TOC的关系，来确定目标区域有利的页岩气储层，根据确定的有利页岩气存储层信息进行页岩气的定位勘探。由此看出本发明实施例中的页岩气勘探方法在确定页岩气的有利存储区带及存储层的过程中，主要利用了目标区域的岩心样本及相关的测井数据(总有机碳值)，涉及参数少且数据容易获得，降低勘探前期有利区带、存储层评价的成本，缩短评价周期，可以较好地解决勘探前期所遇到的储层评价难题，因此本发明实施例的页岩气储层勘探方法及装置更能满足页岩气勘探开发的实际需求。
【专利附图】
【附图说明】[0021]图1示出了现有技术中用于页岩气存储量评价的玫瑰花图；
[0022]图2示出了本发明实施例中页岩气储层勘探方法的流程图；
[0023]图3示出了本发明实施例中强水动力计算TOC值与测试TOC值的关系示意图；
[0024]图4示出了本发明实施例中水动力过渡带计算TOC值与测试TOC值的关系示意图；
[0025]图5示出了本发明实施例中弱水动力带计算TOC值与测试TOC值的关系示意图；
[0026]图6示出了本发明实施例中页岩气储层勘探装置的结构示意图。
【具体实施方式】
[0027]下面通过具体的实施例子并结合附图对本发明做进一步的详细描述。
[0028]本发明实施例中提供了一种页岩气储层勘探方法，如图2所示，主要处理步骤包括:
[0029]步骤Sll:获取目标勘探区域的岩心样本；
[0030]步骤S12:根据岩心样本的页岩沉积构造，确定岩心样本所属页岩层的水动力成因；
[0031]步骤S13:确定出岩心样本的水动力成因后，计算岩心样本的总有机碳值；
[0032]步骤S14:根据岩心样本的水动力成因及总有机碳值，确定岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息；
[0033]步骤S15:根据确定的页岩气储存信息，在目标勘探区域进行页岩气储层定位勘探。
[0034]本发明实施例提供的页岩气储层勘探方法，针对页岩气勘探前期资料有限、勘探层位多、勘探范围大，有利层位和有利区带分布不明确的特点，利用目标勘探区域容易获取的岩心样本，确定岩心样本所属页岩层的水动力成因，之后根据同沉积水动力条件与不同页岩沉积构造下的总有机碳值TOC的关系，来确定目标区域有利的页岩气储层，根据确定的有利页岩气存储层信息进行页岩气的定位勘探。由此看出本发明实施例中的页岩气勘探方法在确定页岩气的有利存储区带及存储层的过程中，主要利用了目标区域的岩心样本及相关的测井数据(总有机碳值)，涉及参数少且数据容易获得，降低勘探前期有利区带、存储层评价的成本，缩短评价周期，可以较好地解决勘探前期所遇到的储层评价难题，因此本发明实施例的页岩气储层勘探方法更能满足页岩气勘探开发的实际需求。
[0035]在页岩气存储的目标区域中，不同的页岩沉积构造反应了页岩形成过程中不同的水动力成因，根据页岩层的不同水动力成因可以确定出三类不同的水动力带页岩气储层，即强水动力带页岩储层、水动力过渡带页岩储层、弱水动力带页岩储层，不同的水动力带页岩储层具有不同的页岩气开发价值。
[0036]首先，具体说明如何利用采集的岩心样本确定岩心样本所属岩层的水动力成因。
[0037]具体地，根据岩心样本的页岩沉积构造，确定岩心样本所属页岩层的水动力成因，包括:岩心样本为块状泥岩时，岩心样本所属页岩层为强水动力带；岩心样本为弱纹层状泥页岩时，岩心样本所属页岩层为水动力过渡带；岩心样本为纹层状泥页岩时，岩心样本所属岩层为弱水动力带。
[0038]因为不同页岩沉积构造反应页岩形成过程中不同的水动力强弱情况，当采集的岩心样本为块状泥岩时,岩心样本所属岩材为强水动力带，其确定的依据为:块状泥岩的主要成分为粘土，在块状泥岩中多夹杂有粉砂质成分，其不具备明显的层理。在块状泥岩中其所包括的各成分分布较均匀，很少表现出成层性，粘土颗粒或粘土鳞片无明显定向，空间上排列杂乱，偏光显微镜下不具有统一消光。少量粗大颗粒可以定向，如介壳、碳屑、白云母等，定向程度反映沉积的速率和水体扰动程度。块状泥岩多反映了沉积水体动荡、沉积速率快等特征。对于块状泥岩的主要成因是紊流状态下的泥质沉积，这类成因发育的泥岩都反映了当时较强的沉积水动力环境，属于强水动力带。
[0039]当采集的岩心样本为弱纹层状泥页岩时，岩心样本所属页岩层为水动力过渡带，其确定的依据为:弱纹层状泥页岩的发育包括粘土暗色纹层和主要以石英为主的粉砂质纹层，少见有机质纹层，且纹层厚度较大，波状起伏。暗色的粘土纹层和以石英为主的粉砂质纹层呈网状交织在一起，纹层之间是渐变接触，代表了沉积水体并非十分安静，而是略有动荡。弱纹层状泥页岩多反映了沉积水体较安静的特征。对于本区弱纹层状泥页岩主要是在沉积水体分层界线不清晰的环境下所发育形成的，这类成因发育的泥页岩都反映了当时较为安静的沉积水动力环境，属于水动力过渡带。
[0040]当采集的岩心样本为纹层状泥页岩时，岩心样本所属岩层为弱水动力带，其确定的依据为:纹层状泥岩区域主要发育为粘土及有机质纹层，该段纹层界线清晰可见，连续性很好。这代表了沉积水体较深，远离物源，水体水动力极弱等特征。纹层状泥页岩多反映了沉积水体极为安静的特征。对于本区纹层状泥页岩主要是在沉积水体分层界线清晰的环境下所发育形成的，这类成因发育的泥页岩都反映了当时极为安静的沉积水动力环境，属于弱水动力带。
[0041]根据水动力成因将目标区域的各层各区域划分为不同的水动力带，因为不同的水动力带沉积构造不同所具有的页岩气存储量不同。为了进一步快速准确地确定划分的水动力带是否具有真正的开发价值还需要对水动力带中的总有机碳量值进行测定。
[0042]因此在确定出岩心样本的水动力成因后，计算岩心样本的总有机碳值，包括:获取岩心样本的电阻率曲线、声波时差曲线及自然伽马曲线；利用电阻率曲线、声波时差曲线及自然伽马曲线拟合计算岩心样本的总有机碳值，计算公式为:T0C=a+bX logR+cXAC/GR+dX I/GR ;其中，TOC为岩心样本的总有机碳值，R为电阻率值，AC为声波时差值，GR为自然伽马值；a、b、c及d为常数。
[0043]在确定岩心样本的总有机碳值时，需要利用测井曲线进行确定，其中在常见的测井曲线中，反映岩性的曲线有自然电位SP曲线、自然伽马GR曲线、井径CAL曲线，其中GR曲线对有机碳含量的敏感程度明显大于其他2条曲线；反映含油性的测井曲线主要是电阻率曲线，对有机碳的含量反映敏感；反映孔隙度的曲线有密度测井曲线、中子测井曲线和声波时差测井曲线，中子和密度测井曲线的刻度的特点是保证在含水砂岩层上两条曲线重叠，在含气层上，密度孔隙度大于中子孔隙度，在泥岩层上，中子孔隙度大于密度孔隙度。相比声波时差曲线来说，中子和密度测井曲线对泥页岩的响应要差很多。综合以上信息，因为电阻率、声波时差和自然伽马都对有机质有较为敏感的响应，所以把这三个测井数据进行多元拟合得到总有机碳值的计算公式，
[0044]T0C=a+bXlogR+cXAC/GR+dX1/GR。
[0045]利用上述的总有机碳值的计算公式，分别得到对应强水动力带、水动力过渡带及弱水动力带的计算公式，具体地岩心样本所属页岩层为强水动力带时，岩心样本按照公式
[0046]TOC=0.612834+0.655449 X 1gR-0.73838 X AC/GR-94.2397X1/GR 计算总有机碳值。
[0047]如图3示出了利用强水动力TOC计算公式得到的计算TOC和测试直接得到的测试TOC的关系示意图，从图3中可看出计算TOC和测试TOC具有很好的相关性，相关系数达到了 0.7474，表明计算TOC结果可信度很高，十分接近原始地层有机碳含量。
[0048]岩心样本所属页岩层为水动力过渡带时，岩心样本按照公式
[0049]T0C=-3.1994+2.052003 X 1gR-0.37502 X AC/GR+95.3602 X 1/GR 计算总有机碳值。
[0050]如图4示出了利用水动力过渡带TOC计算公式得到的计算TOC和测试直接得到的测试TOC的关系示意图，从图中可看出计算TOC和测试TOC具有很好的相关性，相关系数达到了 0.7405，表明计算TOC结果可信度很高，十分接近原始地层有机碳含量。
[0051]岩心样本所属页岩层为弱水动力带时，岩心样本按照公式
[0052]T0C=9.942342-4.68062 X logR+2.119592XAC/GR-558.91 X 1/GR 计算总有机碳值。
[0053]如图5示出了利用弱水动力带TOC计算公式得到的计算TOC和测试直接得到的测试TOC的关系示意图，从图中可看出计算TOC和测试TOC具有很好的相关性，相关系数达到了 0.7516，表明计算TOC结果可信度很高，十分接近原始地层有机碳含量。
[0054]在根据岩心样本确定了其所属岩层的水动力成因同时根据计算得到的总有机碳值可以确定对应区带或对应岩层的页岩气存储状况。
[0055]由此基于岩心样本的水动力成因及总有机碳值，确定岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息，包括:当岩心样本所属页岩层为强水动力带，且岩心样本的总有机碳值的取值范围为0-0.37%之间，岩心样本的总有机碳值的平均值为0.1%?0.15%时，岩心样本所属
岩层为三类储层。
[0056]当岩心样本所属页岩层为水动力过渡带，且岩心样本的总有机碳值的取值范围为
0.41-1.02%之间,岩心样本的总有机碳值的平均值为0.7%?0.75%时,岩心样本所属岩层
为二类储层。
[0057]当岩心样本所属页岩层为弱水动力带，且岩心样本的总有机碳值的取值范围为
1.08-5.86%之间,岩心样本的总有机碳值的平均值为2.35%?2.45%时,岩心样本所属岩层
为一类储层。
[0058]其中一类储层指该储层具有品质较好的储量；二类储层指该储层具有能够实现有效开发的储量；三类储层指储量较少的储层。
[0059]本发明实施例还提供了页岩气储层勘探装置，如图6所示包括:岩材获取子装置21，用于获取目标勘探区域的岩心样本；
[0060]确定模块22,用于根据岩心样本的页岩沉积构造,确定岩心样本所属页岩层的水动力成因；
[0061]计算模块2 3，用于确定出岩心样本的水动力成因后，计算岩心样本的总有机碳值；
[0062]获取模块24,用于根据岩心样本的水动力成因及总有机碳值,确定岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息；
[0063]勘探子装置25，用于根据确定的页岩气储存信息，在目标勘探区域进行页岩气储层定位勘探。
[0064]本发明实施例的页岩气勘探方法及装置从页岩的沉积成因角度出发、以岩心、薄片、扫描电镜和测井资料等实物为依据，充分剖析了 3类页岩沉积构造，找到了能够反映页岩沉积构造的核心要素——水动力成因。同时，结合测井曲线对有机碳的响应特征，采用水动力分带的方法，利用自然伽马、电阻率和声波时差曲线，简便客观的计算得到不同页岩沉积构造下的TOC含量。再将分析得到的同沉积水动力条件与不同页岩沉积构造下的TOC含量作对比，最终根据同沉积水动力条件来确定有利的页岩气储层。基于水动力分带快速评价页岩气储层的方法符合客观事实，评价效率大幅度提高，操作简单，人为影响小。将该方法应用与页岩气勘探中，可以快速高效地找到页岩气勘探有利层位和有利区带，满足页岩气勘探开发的实际需求。
[0065]以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
【权利要求】
1.页岩气储层勘探方法，其特征在于，包括: 获取目标勘探区域的岩心样本； 根据所述岩心样本的页岩沉积构造，确定所述岩心样本所属页岩层的水动力成因； 确定出所述岩心样本的水动力成因后，计算所述岩心样本的总有机碳值； 根据所述岩心样本的水动力成因及所述总有机碳值，确定所述岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息； 根据确定的所述页岩气储存信息，在所述目标勘探区域进行页岩气储层定位勘探。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述岩心样本的页岩沉积构造，确定所述岩心样本所属页岩层的水动力成因，包括: 所述岩心样本为块状泥岩时，所述岩心样本所属页岩层为强水动力带； 所述岩心样本为弱纹层状泥页岩时，所述岩心样本所属页岩层为水动力过渡带； 所述岩心样本为纹层状泥页岩时，所述岩心样本所属岩层为弱水动力带。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定出所述岩心样本的水动力成因后，计算所述岩心样本的总有机碳值，包括: 获取所述岩心样本的电阻率曲线、声波时差曲线及自然伽马曲线； 利用所述电阻率曲线、声波时差曲线及自然伽马曲线拟合计算所述岩心样本的总有机碳值，计算公式为:
TOC=a+bXlogR+cXAC/GR+dX1/GR ； 其中，TOC为所述岩心样本的总有机碳值，R为电阻率值，AC为声波时差值，GR为自然伽马值;a、b、c及d为常数。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述岩心样本所属页岩层为强水动力带时，所述岩心样本按照公式 TOC=0.612834+0.655449 X 1gR-0.73838 X AC/GR-94.2397X1/GR计算总有机碳值。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述岩心样本所属页岩层为水动力过渡带时，所述岩心样本按照公式T0C=-3.1994+2.052003 X 1gR-0.37502 X AC/GR+95.3602X1/GR计算总有机碳值。
6.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述岩心样本所属页岩层为弱水动力带时，所述岩心样本按照公式 T0C=9.942342-4.68062X logR+2.119592XAC/GR-558.91X1/GR计算总有机碳值。
7.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据所述岩心样本的水动力成因及所述总有机碳值，确定所述岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息，包括: 所述岩心样本所属页岩层为强水动力带，且所述岩心样本的总有机碳值的取值范围为0-0.37%之间，所述岩心样本的总有机碳值的平均值为0.1%~0.15%时，所述岩心样本所属岩层为三类储层。
8.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据所述岩心样本的水动力成因及所述总有机碳值，确定所述岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息，包括: 所述岩心样本所属页岩层为水动力过渡带，且所述岩心样本的总有机碳值的取值范围为0.41-1.02%之间，所述岩心样本的总有机碳值的平均值为0.7%~0.75%时，所述岩心样本所属岩层为二类储层。
9.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据所述岩心样本的水动力成因及所述总有机碳值，确定所述岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息，包括: 所述岩心样本所属页岩层为弱水动力带，且所述岩心样本的总有机碳值的取值范围为1.08-5.86%之间，所述岩心样本的总有机碳值的平均值为2.35%~2.45%时，所述岩心样本所属岩层为一类储层。
10.页岩气储层勘探装置，其特征在于，包括: 岩材获取子装置，用于获取目标勘探区域的岩心样本； 确定模块，用于根据所述岩心样本的页岩沉积构造，确定所述岩心样本所属页岩层的水动力成因； 计算模块，用于确定出所述岩心样本的水动力成因后，计算所述岩心样本的总有机碳值； 获取模块，用于根据所述岩心样本的水动力成因及所述总有机碳值，确定所述岩心样本所属页岩层的页岩气储存信息； 勘探子装置，用于根据确定的所述页岩气储存信息，在所述目标勘探区域进行页岩气储层定位勘探。
【文档编号】G01V11/00GK103883322SQ201410153768
【公开日】2014年6月25日 申请日期:2014年4月16日 优先权日:2014年4月16日
【发明者】张元福, 姜在兴, 王志峰, 张海波 申请人:中国地质大学（北京）