获取源储组合类型的方法与流程

本申请实施例涉及石油勘探领域，尤其涉及一种获取源储组合类型的方法。

背景技术：

近年来，在非常规油气勘探领域，尤其针对致密油，勘探思路已经开始发生一些改变，从传统的“源控论”发展到源控下的“优势源储组合+保存条件”的成藏论。其中保存条件多针对页岩气煤层气而言，优势源储组合多针对致密油而言。

对于陆相致密油盆地，尤其像松辽青山口组合鄂尔多斯延长组这样的盆地，具有大型湖盆沉积特点，作为大型湖盆多旋回沉积地层，最有利的是多套源岩与多套储层直接接触。

大型湖盆多旋回致密油复杂源储组合类型是致密油富集的主要因素，近年来，很多学者对源储组合类型进行了定性评价，对源储组合类型的评价不准确。

技术实现要素：

本申请实施例提供一种获取源储组合类型的方法，提高了获取源储组合类型的准确度。

第一方面，本申请实施例提供一种获取源储组合类型的方法，包括：

获取目的地层的有机碳含量与深度之间的第一关系，以及获取所述目的地层的泥质含量与深度之间的第二关系；

根据所述第一关系和所述第二关系，获取所述目的地层在不同深度处的地质类型，所述地质类型为烃源岩或致密油储层或无效岩层；

根据所述目的地层在不同深度处的地质类型，得到所述目的地层对应的源储组合类型。

在一种可能的设计中，所述获取目的地层的有机碳含量与深度之间的第一关系，包括：

对于所述目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间的每个第一深度，根据第一电阻率值、第一声波时差、第二电阻率、第二声波时差和所述目的地层的有机质成熟度，获取所述第一深度对应的有机碳含量；其中，所述第一电阻率为所述第一深度处的地层的电阻率、所述第一声波时差为所述第一深度处的地层的声波时差、所述第二电阻率为电阻率深度曲线的基线对应的电阻率，所述第二声波时差为声波时差曲线的基线对应的声波时差；

根据各第一深度各自对应的有机碳含量，得到所述第一关系。

在一种可能的设计中，所述获取所述目的地层的泥质含量与深度之间的第二关系，包括：

对于所述目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间的每个第一深度，根据第一伽马测井值、第二伽马测井值、第三伽马测井值和经验系数，获取所述第一深度对应的泥质含量；其中，所述第一伽马测井值为所述第一深度处的地层的自然伽马测井值、所述第二伽马测井值为所述目的地层对应的纯砂岩地层的自然伽马测井值、所述第三伽马测井值为所述目的地层对应的纯泥岩地层的自然伽马测井值，所述经验系数为所述第一深度处的地层的年代对应的经验系数；

根据各第一深度各自对应的泥质含量，得到取所述第二关系。

在一种可能的设计中，所述根据所述第一关系和所述第二关系，获取目的地层在不同深度处的地质类型，包括：

对所述第一关系进行归一化处理，得到处理后的第一关系；

对所述第二关系进行归一化处理，得到处理后的第二关系；

根据所述处理后的第一关系、所述处理后的第二关系，获取所述目的地层在不同深度处的地质类型。

在一种可能的设计中，所述根据所述处理后的第一关系、所述处理后的第二关系，获取所述目的地层在不同深度处的地质类型，包括：

根据所述处理后的第一关系、所述处理后的第二关系，获取类型指示值与深度之间的第三关系；其中，所述类型指示值用于指示地质类型。

在一种可能的设计中，所述根据所述处理后的第一关系、所述处理后的第二关系，获取类型指示值与深度之间的第三关系，包括：

对于所述目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间的每个第一深度：

若所述第一深度对应的第一泥质含量大于或等于第二下限值，则所述第一深度对应的类型指示值为所述第一泥质含量的相反数；第二下限值为致密油储层的泥质含量的下限值，所述致密油储层的泥质含量大于或等于所述第二下限值；

若所述第一深度对应的第一泥质含量小于第二下限值且所述第一深度对应的第一有机碳含量大于或等于第一下限值，则所述第一深度对应的类型指示值为所述第一有机碳含量；所述第一下限值为烃源岩的有机碳含量的下限值，所述烃源岩的有机碳含量大于或等于所述第一下限值；

若所述第一深度对应的第一泥质含量小于第二下限值且第一深度对应的第一有机碳含量小于第一下限值，则所述第一深度对应的类型指示值为预设值。

在一种可能的设计中，所述第三关系为地质类型深度曲线；还包括：

对所述地质类型深度曲线的幅度进行归一化处理，得到第一幅度；

对所述地质类型深度曲线的第一频率进行归一化处理，得到第二频率；所述第一频率用于指示所述类型指示值为所述预设值的频率；

根据所述第一幅度和所述第二频率的乘积的期望值，得到所述含油量信息。

在一种可能的设计中，所述对所述地质类型深度曲线的幅度进行归一化处理，得到第一幅度，包括：

通过如下公式，获取所述第一幅度：

其中，rms^*为所述第一幅度，rms为所述地质类型深度曲线的曲线幅度；μ为所述地质类型深度曲线包括的i段曲线各自的曲线幅度的平均值，σ为所述地质类型深度曲线包括的i段曲线的曲线幅度的均方差；an为所述地质类型深度曲线的第n个离散值，n为所述地质类型深度曲线的离散值的个数。

在一种可能的设计中，所述对所述地质类型深度曲线的第一频率进行归一化处理，得到第二频率，包括：

通过如下公式，获取所述第二频率：

frq＝exp(count1/count2)；

其中，frq^*为所述第二频率，frq为所述第一频率；μ为所述地质类型深度曲线包括的i段曲线各自对应的第三频率的平均值，σ为所述地质类型深度曲线包括的i段曲线各自对应的第三频率的均方差；count1为所述地质类型深度曲线包括的各点中类型指示值为预设值的点数，count2为所述地质类型深度曲线包括的总点数；所述第三频率用于指示所述地质类型深度曲线的第i段曲线包括的各点中，类型指示值为所述预设值的概率。

第二方面，本申请实施例提供一种获取源储组合类型的装置，包括：处理器，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程序时实现第一方面任一可能设计中所述的方法。

第三方面，本申请实施例提供一种可读存储介质，包括程序或指令，当所述程序或指令在计算机上运行时，如上述第一方面任一可能设计中所述的方法被执行。

本申请通过定量的方法获取地层的源储组合类型，提高了获取的地层源储组合类型的准确性。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本申请实施例提供的获取源储组合类型的方法的流程图一；

图2为本申请实施例提供的有机碳含量深度曲线的示意图；

图3为本申请实施例提供的泥质含量深度曲线的示意图；

图4为本申请实施例提供的s1/toc～s1关系曲线的示意图；

图5为本申请实施例提供的孔隙直径—泥质含量关系曲线的示意图；

图6本申请实施例提供的地质类型深度曲线的示意图；

图7为本申请实施例提供的源储组合类型划分示意图；

图8为本申请实施例提供的获取源储组合类型的方法的流程图二；

图9为本申请实施例提供的获取源储组合类型的装置的结构示意图一；

图10为本申请实施例提供的获取源储组合类型的装置的结构示意图二。

具体实施方式

为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

图1为本申请实施例提供的获取源储组合类型的方法的流程图一；参见图1，本实施例的方法包括：

步骤s101、获取目的地层的有机碳含量与深度之间的第一关系，以及获取目的地层的泥质含量与深度之间的第二关系；

步骤s102、根据第一关系和第二关系，获取目的地层在不同深度处的地质类型，地质类型为烃源岩或致密油储层或无效岩层；

步骤s103、根据目的地层在不同深度处的地质类型，获取目的地层对应的源储组合类型。

具体地，在实际过程中，在待研究区域的不同位置处，会打多口探测井，探测井的深度范围一般为0m(地表)～7000多米，对于每个探测井，在其深度范围内选取第一预设深度和第二预设深度对应的地层作为该探测井对应的目的地层。可以理解的是，每个探测井的第一预设深度不相同，第二预设深度也不相同。比如：探测井a的目的地层为深度2000m～2100m之间的地层，探测井a的第一预设深度为2000m，探测井a的第二预设深度为2100m，探测井b的目的地层为深度2100m～2180m之间的地层，探测井b的第一预设深度为2100m，探测井b的第二预设深度为2180m。

其中，待研究区域可为湖盆多旋回旋沉积地层。

下面以一个目的地层为例，说明本实施例的获取源储组合类型的方法。

对于步骤s101、获取目的地层的有机碳含量与深度之间的第一关系，以及获取目的地层的泥质含量与深度之间的第二关系；目的地层为第一预设深度与第二预设深度之间的地层。

具体地，获取目的地层的有机碳含量toc与深度之间的第一关系，包括：

a1、对于该目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间的每个第一深度，根据第一电阻率值、第一声波时差、第二电阻率、第二声波时差和目的地层的有机质成熟度，获取该第一深度对应的有机碳含量；其中，第一电阻率为该第一深度处的地层的电阻率、第一声波时差为该第一深度处的地层的声波时差、第二电阻率为电阻率深度曲线的基线对应的电阻率，第二声波时差为声波时差曲线的基线对应的声波时差；

a2、根据各第一深度各自对应的有机碳含量，得到有机碳含量与深度之间的第一关系。

对于a1：可在目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间选取n个深度，选取n个深度称为n个第一深度。比如第一预设深度为2197.000m，第二预设深度为2198.750m，可每间隔0.125m选取一个深度，可得到15个第一深度，分别为：2197.000，2197.125，2197.250，2197.375，2197.500，2197.625，2197.750，2197.875，2198.000，2198.125，2198.250，2198.375，2198.500，2198.625，2198.750。

对于一个第一深度，获取该第一深度处的地层的第一电阻率、第一声波时差、电阻率深度曲线的基线对应的第二电阻率，声波时差曲线的基线对应的声波时差和该目的地层的有机质成熟度；接着，根据第一电阻率值、第一声波时差、第二电阻率、第二声波时差和目的地层的有机质成熟度，获取该第一深度对应的有机碳含量。

一种方式中，可通过如下公式获取该第一深度对应的有机碳含量：

δlogr＝log10(r1/r2)+0.02×(δt1-δt2)

toc＝(δlogr)×10a

a＝2.297-0.1688lom

其中，r1为第一电阻率，r2为第二电阻率，δt1为第一声波时差，δt2为第二声波时差，lom为该目的地层的有机质成熟度。

其中，电阻率和声波时差都可通过测井仪测量得到。电阻率深度曲线是指地层的电阻率随深度变化的曲线，即该目的地层对应的探测井能够探测到的深度范围内的地层所对应的电阻率深度曲线。声波时差深度曲线是指地层的声波时差随深度变化的曲线，即该目的地层对应的探测井能够探测到的深度范围内的地层所对应的声波时差深度曲线。

其中，第二电阻率可以这样理解，不同的深度处地层的电阻率在第二电阻率上下波动，具体获取电阻率深度曲线的基线的方法参照现有的方法，电阻率深度曲线的基线确定了，第二电阻率就确定了。第二声波时差可以这样理解，不同的深度处地层的声波时差在第二声波时差上下波动，具体获取声波时差深度曲线的基线的方法参照现有的方法，声波时差深度曲线的基线确定了，第二声波时差就确定了。

目的地层的有机质成熟度可采用现有的方法获取，比如从大量的样品分析中得到热变指数ro(镜质体反射率)，根据热变指数ro得到目的地层的有机质成熟度，或从埋藏史和热史的评价中得到目的地层的有机质成熟度。

对于每个第一深度，均按照上述的方法获取该第一深度对应的有机碳含量，便得到了有机碳含量与深度之间的第一关系。可以理解的是，第一关系中的深度在该目的地层对应的第一预设深度和第二预设深度之间。

图2为本申请实施例提供的有机碳含量深度曲线的示意图。可以理解的是，第一关系可为有机碳含量深度曲线；其中，有机碳含量可为横坐标，深度可为纵坐标；或者，有机碳含量可为纵坐标，深度可为横坐标。每个第一深度以及该第一深度对应的有机碳含量组成一个点，根据第一深度以及该第一深度对应的有机碳含量组成的点得到该有机碳含量深度曲线，如图2所示。

接着，获取目的地层的泥质含量与深度之间的第二关系，包括：

b1、对于目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间的每个第一深度，根据第一伽马测井值、第二伽马测井值、第三伽马测井值和经验系数，获取该第一深度对应的泥质含量；其中，第一伽马测井值为该第一深度处的地层的自然伽马测井值、第二伽马测井值为该目的地层对应的纯砂岩地层的自然伽马测井值、第三伽马测井值为该目的地层对应的纯泥岩地层的自然伽马测井值，经验系数为该第一深度处的地层的年代对应的经验系数；

b2、根据各第一深度各自对应的泥质含量，得到取所述第二关系。

具体地，对于第一深度，参照上述a1的阐述，此处不再赘述。

对于一个第一深度，获取该第一深度处的地层的自然伽马测井值，即第一伽马测井值、获取该目的地层对应的纯砂岩地层的自然伽马测井值，即第二伽马测井值，获取该目的地层对应的纯泥岩地层的自然伽马测井值，即第三伽马测井值，获取该第一深度处的地层的年代对应的经验系数；接着，根据第一伽马测井值、第二伽马测井值、第三伽马测井值和经验系数，获取该第一深度对应的泥质含量。

一种方式中，可通过如下公式获取该第一深度对应的泥质含量：

其中，gr为上述第一伽马测井值，grmin为上述第二伽马测井值，grmax为上述第三伽马测井值，gucr为上述经验系数，vsh为上述泥质含量。

其中，自然伽马测井值可通过自然伽马测井仪测量得到。该目的地层对应的纯砂岩地层为该目的地层所对的探测井能够探测到的纯砂岩地层，该目的地层对应的纯泥岩地层为该目的地层所对的探测井能够探测到的纯泥岩地层。对于该第一深度处的地层的年代对应的经验系数，若该第一深度处的地层为新地层，则经验系数取3.7，若该第一深度处的地层为老地层，则经验系数取2。对应确定地层为新地层还是老地层的方法，参照现有技术中的方法，本实施例中不再赘述。

对于每个第一深度，均按照上述的方法获取该第一深度对应的泥质含量，便得到了泥质含量与深度之间的第二关系。可以理解的是，第二关系中的深度在该目的地层对应的第一预设深度和第二预设深度之间。

图3为本申请实施例提供的泥质含量深度曲线的示意图。可以理解的是，第二关系可为泥质含量深度曲线；其中，泥质含量可为横坐标，深度可为纵坐标；或者，泥质含量可为纵坐标，深度可为横坐标。每个第一深度以及该第一深度对应的泥质含量组成一个点，根据第一深度以及该第一深度对应的泥质含量组成的点得到该泥质含量深度曲线，如图3所示。

对于步骤s102、根据上述第一关系和上述第二关系，获取目的地层在不同深度处的地质类型，地质类型为烃源岩或致密油储层或无效岩层。

具体地，根据上述第一关系和上述第二关系，获取目的地层在不同深度处的地质类型，包括：

c1、对第一关系进行归一化处理，得到处理后的第一关系；

c2、对第二关系进行归一化处理，得到处理后的第二关系；

c3、根据处理后的第一关系、处理后的第二关系，获取目的地层在不同深度处的地质类型。

对应c1，对于第一关系中的每个第一深度对应的有机碳含量进行归一化，得到该第一深度对应的归一化后的有机碳含量。处理后的第一关系，包括各第一深度以及各第一深度对应的归一化后的有机碳含量。处理后的第一关系可为归一化后的有机碳含量深度曲线。

一种方式中，可通过如下公式得到一个第一深度对应的归一化后的有机碳含量：

其中，toc1为该第一深度对应的归一化后的有机碳含量，toc为该第一深度对应的有机碳含量，tocmax为各第一深度对应的有机碳含量中的最大有机碳含量，tocmin为各第一深度对应的有机碳含量中的最小有机碳含量。

对于c2，对于第二关系中的每个第一深度对应的泥质含量进行归一化，得到该第一深度对应的归一化后的泥质含量。处理后的第二关系，包括各第一深度以及各第一深度对应的归一化后的泥质含量。处理后的第二关系可为归一化后的泥质含量深度曲线。

一种方式中，可通过如下公式得到一个第一深度对应的归一化后的泥质含量：

其中，vsh1为该第一深度对应的归一化后的泥质含量，vsh为该第一深度对应的泥质含量，vshmax为各第一深度对应的泥质含量中的最大泥质含量，vshmin为各第一深度对应的泥质含量中的最小泥质含量。

对于c3、根据处理后的第一关系、处理后的第二关系，获取目的地层在不同深度处的地质类型，包括：根据处理后的第一关系、处理后的第二关系，获取类型指示值与深度之间的第三关系；其中，类型指示值用于指示地质类型。

具体地，根据处理后的第一关系、处理后的第二关系，获取类型指示值与深度之间的第三关系，包括：

对于目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间的每个第一深度：

若第一深度对应的第一泥质含量大于或等于第二下限值，则第一深度对应的类型指示值为第一泥质含量的相反数；第二下限值为致密油储层的泥质含量的下限值，致密油储层的泥质含量大于或等于第二下限值；

若第一深度对应的第一泥质含量小于第二下限值且第一深度对应的第一有机碳含量大于或等于第一下限值，则第一深度对应的类型指示值为所述第一有机碳含量；第一下限值为烃源岩的有机碳含量的下限值，烃源岩的有机碳含量大于或等于所述第一下限值；

若第一深度对应的第一泥质含量小于第二下限值且小于第一深度对应的第一有机碳含量大于或等于第一下限值，则第一深度对应的类型指示值为预设值。

通过上述方法，可以得到每个第一深度对应的类型指示值，即得到了获类型指示值与深度之间的第三关系；由于类型指示值用于指示地质类型，因此可以得到目的地层不同深度处的地质类型。其中，预设值可为0，这样在当类型指示值大于1时，地质类型为致密油储层，当类型指示值大于1时，地质类型为烃源岩，当类型指示值为0时，地质类型为无效岩层。

其中，第一下限值是指烃源岩的有机碳含量的下限值，即若某一深度的地层的有机碳含量小于第一下限值，则该地层不属于烃源岩，或者说有机碳含量大于或等于第一下限值是判断地层为烃源岩的其中一个条件。

图4为本申请实施例提供的s1/toc～s1关系曲线的示意图。获取第一下限值的方法可参照现有的方法；比如在一种方式中，第一下限值可通过目的地层所在的待研究区域的s1/toc与s1的关系获得到，s1/toc～s1关系曲线可如图4所示，即将s1/toc～s1关系曲线中的s1/toc的最大值作为第一下限值。其中，s1为残留烃含量。

第二下限值为致密油储层的泥质含量的下限值，若某一深度的地层的泥质含量小于第二下限值，则该地层不属于致密油储层，或者说泥质含量大于或等于第二下限值是判断地层为致密油储层的其中一个条件。

图5为本申请实施例提供的孔隙直径—泥质含量关系曲线的示意图。获取第二下限值的方法可参照现有的方法；比如，在一种方式中，第一下限值可通过目的地层所在的待研究区域的孔隙直径—泥质含量的关系得到，孔隙直径—泥质含量曲线如图5所示；将孔隙直径—泥质含量曲线中的最小孔隙直径对应的泥质含量作为第二下限值。

图6本申请实施例提供的地质类型深度曲线的示意图。

其中，类型指示值与深度之间的第三关系，可为地质类型深度曲线，即其中，类型指示值可为横坐标，深度可为纵坐标；或者，类型指示值可为纵坐标，深度可为横坐标。每个第一深度以及该第一深度对应的类型指示值组成一个点，根据第一深度以及该第一深度对应的类型指示值组成的点得到该地质类型深度曲线，如图6所示；图6中的a直线对应的类型指示值为预设值。

地质类型深度曲线也可称为源储组合(reservoir-source-assemblage，简称rsa)曲线。

对于步骤s103、根据目的地层在不同深度处的地质类型，获取目的地层对应的源储组合类型。

根据目的地层在不同深度处的地质类型，可确定一定的深度范围对应的地层的源储组合类型，从而可确定目的地层对应的源储组合类型。一定的深度范围在该目的地层的第一预设深度和第二预设深度之间。

图7为本申请实施例提供的源储组合类型划分示意图。

参见图7，图7中示出了一个目的地层的第一预设深度以及第二预设深度之间的目的地层对应的地质类型深度曲线；图7中示出的5段的源储组合类型分别为a段：r-s-r，b段：s-r-s，c段：r-s-r，d段s-r-s，e段：r-s-s。

可以理解的是，可以根据上述的地质类型深度曲线确定有利于致密油形成和存储的源储组合类型所处的位置，比如b段：2203～2208m处和d段：2256～2259m处具有有利于致密油形成和存储的源储组合类型s-r-s。

通过上述方法得到的源储组合类型与实际的源储组合类型(实际的源储组合类型)具有较高的一致性。获取实际的源储组合类型时，可取目的地层对应的岩心，分析岩心的性质，得到岩心实际对应的源储组合类型；再与通过本实施例的方法得到的岩心处的源储组合类型对比，两者基本一致。

本实施例中通过定量的方法获取地层的源储组合类型，提高了获取的地层源储组合类型的准确性。

应理解，上述各过程的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本申请实施例的实施过程构成任何限定。

为了定量评价地层的含油性，本实施例在上一实施例的基础上作了进一步的改进。图8为本申请实施例提供的获取源储组合类型的方法的流程图二；参见图8，本实施例的方法包括：

步骤s201、获取目的地层的有机碳含量与深度之间的第一关系，以及获取目的地层的泥质含量与深度之间的第二关系；

步骤s202、对第一关系进行归一化处理，得到处理后的第一关系，对第二关系进行归一化处理，得到处理后的第二关系；

步骤s203、根据处理后的第一关系、处理后的第二关系，获取类型指示值与深度之间的第三关系；其中，类型指示值用于指示地质类型；地质类型为烃源岩或致密油储层或无效岩层；

步骤s204、根据目的地层在不同深度处的地质类型，获取目的地层对应的源储组合类型；

步骤s205、当第三关系为地质类型深度曲线时，对地质类型深度曲线的幅度进行归一化处理，得到第一幅度；并对地质类型深度曲线的第一频率进行归一化处理，得到第二频率；第一频率用于指示类型指示值为预设值的频率；

步骤s206、根据第一幅度和第二频率的乘积的期望值，得到目的地层的含油量信息。

具体地，本实施例中的步骤s201～步骤s204参照上一实施例中的步骤s101～步骤s103，本实施例中不再赘述。

对应步骤s205、对地质类型深度曲线的幅度进行归一化处理，得到第一幅度包括：

通过如下公式，获取第一幅度：

其中，rms^*为第一幅度，rms为地质类型深度曲线的曲线幅度；μ为地质类型深度曲线包括的i段曲线各自的曲线幅度的平均值，σ为地质类型深度曲线包括的i段曲线的曲线幅度的均方差；an为地质类型深度曲线的第n个离散值，n为地质类型深度曲线的离散值的个数。

具体地，本实施例的地质类型深度曲线为该目的地层对应的地质类型深度曲线，即深度范围为目的地层对应的第一预设深度至第二预设深度。

可根据实际情况将该地质类型深度曲线划分成i段，每段对应有一个曲线幅度，将i段曲线各自的曲线幅度求平均值，得到μ，将i段曲线各自的曲线幅度求均方差，得到σ。

对地质类型深度曲线的第一频率进行归一化处理，得到第二频率，包括：

通过如下公式，获取第二频率：

frq＝exp(count1/count2)

其中，frq^*为第二频率，frq为第一频率；μ为地质类型深度曲线包括的i段曲线各自对应的第三频率的平均值，σ为地质类型深度曲线包括的i段曲线各自对应的第三频率的均方差；count1为地质类型深度曲线包括的各点中类型指示值为预设值的点数，count2为地质类型深度曲线包括的总点数；第三频率用于指示地质类型深度曲线的第i段曲线包括的各点中，类型指示值为预设值的概率。

具体地，可根据实际情况将该地质类型深度曲线划分成i段，每段对应有一个第三频率，将i段曲线各自的第三频率求平均值，得到μ，将i段曲线各自的第三频率求均方差，得到σ。

第i段曲线对应的第三频率等于第i段曲线包括的各点中类型指示值为预设值的点数除以第i段曲线包括的总点数后的商的期望值。

其中，地质类型深度曲线包括的总点数等于该目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间的第一深度的个数。类型指示值为预设值的点数等于该目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间的各第一深度各自对应的类型指示值中，为预设值的个数。

第i段曲线包括的总点数为第i段曲线对应的深度范围内包括的第一深度的个数；第i段曲线包括的各点中类型指示值为预设值的点数为第i段曲线对应的深度范围内包括的各第一深度各自对应的类型指示值中，为预设值的个数。

对于步骤s206、根据第一幅度和第一频率的乘积的期望值，得到目的地层的含油量信息；

在一种方式中，可通过如下公式获取目的地层的含油量信息：

rsasuf＝exp(rms^*×frq^*)

其中，rsasuf为指示含油量信息的指示值，该值越大，目的地层的含油量越大。

可通过不同的目的地层的含油量信息，评价待研究区域的致密油甜点的位置。

本实施例的方法，定量获取到了地层的含油量信息，获取的含油量信息比较准确。

若通过上述的方法，得到待研究区域的8口探测井各自对应的目的地层的rsasuf分别为：d321井rsasuf值为1.033，j392井rsasuf值为1.418，j191井rsasuf值为1.013，d36井rsasuf值为1.002，j51井rsasuf值为1.297，g933井rsasuf值为1.366，g96井rsasuf值为1.151，x83井rsasuf值为1.236。

对上述八口探测井的岩心进行荧光含油性化验分析，作为致密岩心含油性的直接显示。d36井、j191井、d321井、g96井、x83井、j51井、g933井、j392井的岩心的荧光逐渐变亮，趋势为局部的黄色荧光到深绿色荧光，再到亮黄色荧光。荧光越亮，说明含油性越高；而根据上述方法得到含油性从低到高为d36井、j191井、d321井、g96井、x83井、j51井、g933井、j392井，因此，本申请实施例获取到地层的含油量信息的方法，获取的含油量信息比较准确。

应理解，上述各过程的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本申请实施例的实施过程构成任何限定。

图9为本申请实施例提供的获取源储组合类型的装置的结构示意图一；如图9所示，本实施例的装置可以包括：获取模块51和处理模块52；

获取模块51，用于获取目的地层的有机碳含量与深度之间的第一关系，以及获取所述目的地层的泥质含量与深度之间的第二关系；

处理模块52，用于根据所述第一关系和所述第二关系，获取所述目的地层在不同深度处的地质类型，所述地质类型为烃源岩或致密油储层或无效岩层；以及，

根据所述目的地层在不同深度处的地质类型，得到所述目的地层对应的源储组合类型。

在一种可能的设计中，所述获取模块51，具体用于：

对于所述目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间的每个第一深度，根据第一电阻率值、第一声波时差、第二电阻率、第二声波时差和所述目的地层的有机质成熟度，获取所述第一深度对应的有机碳含量；其中，所述第一电阻率为所述第一深度处的地层的电阻率、所述第一声波时差为所述第一深度处的地层的声波时差、所述第二电阻率为电阻率深度曲线的基线对应的电阻率，所述第二声波时差为声波时差曲线的基线对应的声波时差；以及，

根据各第一深度各自对应的有机碳含量，得到所述第一关系。

在一种可能的设计中，所述获取模块51，具体用于：

对于所述目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间的每个第一深度，根据第一伽马测井值、第二伽马测井值、第三伽马测井值和经验系数，获取所述第一深度对应的泥质含量；其中，所述第一伽马测井值为所述第一深度处的地层的自然伽马测井值、所述第二伽马测井值为所述目的地层对应的纯砂岩地层的自然伽马测井值、所述第三伽马测井值为所述目的地层对应的纯泥岩地层的自然伽马测井值，所述经验系数为所述第一深度处的地层的年代对应的经验系数；以及，

根据各第一深度各自对应的泥质含量，得到取所述第二关系。

在一种可能的设计中，所述处理模块52，具体用于：

对所述第一关系进行归一化处理，得到处理后的第一关系；

对所述第二关系进行归一化处理，得到处理后的第二关系；

根据所述处理后的第一关系、所述处理后的第二关系，获取所述目的地层在不同深度处的地质类型。

在一种可能的设计中，所述处理模块52，具体用于：

根据所述处理后的第一关系、所述处理后的第二关系，获取类型指示值与深度之间的第三关系；其中，所述类型指示值用于指示地质类型。

在一种可能的设计中，所述处理模块52，具体用于：

对于所述目的地层对应的第一预设深度与第二预设深度之间的每个第一深度：

若所述第一深度对应的第一泥质含量大于或等于第二下限值，则所述第一深度对应的类型指示值为所述第一泥质含量的相反数；第二下限值为致密油储层的泥质含量的下限值，所述致密油储层的泥质含量大于或等于所述第二下限值；

若所述第一深度对应的第一泥质含量小于第二下限值且所述第一深度对应的第一有机碳含量大于或等于第一下限值，则所述第一深度对应的类型指示值为所述第一有机碳含量；所述第一下限值为烃源岩的有机碳含量的下限值，所述烃源岩的有机碳含量大于或等于所述第一下限值；

若所述第一深度对应的第一泥质含量小于第二下限值且第一深度对应的第一有机碳含量小于第一下限值，则所述第一深度对应的类型指示值为预设值。

在一种可能的设计中，所述第三关系为地质类型深度曲线；所述处理模块52，还用于：

对所述地质类型深度曲线的幅度进行归一化处理，得到第一幅度；以及，

对所述地质类型深度曲线的第一频率进行归一化处理，得到第二频率；所述第一频率用于指示所述类型指示值为所述预设值的频率；以及，

根据所述第一幅度和所述第二频率的乘积的期望值，得到所述含油量信息。

在一种可能的设计中，所述处理模块52，具体用于：

通过如下公式，获取所述第一幅度：

其中，rms^*为所述第一幅度，rms为所述地质类型深度曲线的曲线幅度；μ为所述地质类型深度曲线包括的i段曲线各自的曲线幅度的平均值，σ为所述地质类型深度曲线包括的i段曲线的曲线幅度的均方差；an为所述地质类型深度曲线的第n个离散值，n为所述地质类型深度曲线的离散值的个数。

在一种可能的设计中，所述处理模块52，具体用于：

通过如下公式，获取所述第二频率：

frq＝exp(count1/count2)；

其中，frq^*为所述第二频率，frq为所述第一频率；μ为所述地质类型深度曲线包括的i段曲线各自对应的第三频率的平均值，σ为所述地质类型深度曲线包括的i段曲线各自对应的第三频率的均方差；count1为所述地质类型深度曲线包括的各点中类型指示值为预设值的点数，count2为所述地质类型深度曲线包括的总点数；所述第三频率用于指示所述地质类型深度曲线的第i段曲线包括的各点中，类型指示值为所述预设值的概率。

本实施例的装置，可以用于执行上述方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。

图10为本申请实施例提供的获取源储组合类型的装置的结构示意图二；如图10所示，本实施例的装置可以包括：处理器61，所述处理器61与存储器62耦合；

所述存储器62用于，存储计算机程序；

所述处理器61用于，执行所述存储器62中存储的计算机程序，以使得所述获取源储组合类型的装置执行上述任意方法实施例所述的方法。

本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：rom、ram、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本申请实施例的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本申请实施例进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本申请实施例方案的范围。