基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法与流程

本发明涉及测井，特别是涉及到一种基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法。

背景技术：

1、在中国西部陆相盆地坳陷带中，含油地层的埋深普遍大于5000米，地层遭受稳定的沉降和压实，储层普遍具有低孔隙度的特征，但在部分地区和层段受超压和溶蚀作用控制，发育物性较好的优质储层，有利于油气的富集成藏，因此优质储层的识别是深层油气藏勘探的关键。

2、目前对于优质砂岩储层的识别主要是利用纵波阻抗和横波阻抗构建属性因子的方法进行的，但在埋深较大的深层，地层遭受强烈压实作用，砂岩和泥岩速度关系混杂，利用波阻抗难以对砂岩和优质储层进行有效区分。

3、在申请号：cn201810170342.6的中国专利申请中，涉及到一种致密砂岩油藏有效储层识别方法，其特征在于，包括以下步骤：识别储层岩性；确定有效储层的岩性类型；获取有效储层判别曲线；根据有效储层判别曲线对储层进行划分，确定有效储层。该发明能够克服常规测井方法在识别致密砂岩油藏有效储层存在的误判和识别准确率低的弊端，并能够准确快速地区分有效储层，大幅提高致密砂岩油藏有效储层识别的精度。

4、在申请号：cn201710303114.7的中国专利申请中，涉及到一种钙屑砂岩储层孔隙类型识别方法，通过钙屑砂岩岩性的识别，钙屑砂岩干层段的选取，获取取声波孔隙度曲线和密度孔隙度曲线，并经由孔隙度较正曲线对密度孔隙度曲线和声波孔隙度曲线进行较正，利用密度孔隙度与声波孔隙度的相差程度识别钙屑砂岩储层中符合占比条件的孔隙类型，其中的钙屑页岩岩性识别标准和相差程度与符合占比条件的孔隙类型的对应关系通过实验总结。该方法在岩性识别标准和对应关系确立后，不需要再采集样品，针对非均质性强的钙屑砂岩储层有很好的适应性，克服了以往井岩心、岩屑薄片资料少，井数多，岩屑选取量大，而无法全井段识别或划分钙屑砂岩孔隙类型的难题，拓宽了识别的区域范围，且易于掌握。

5、在申请号：cn201410601495.3的中国专利申请中，涉及到一种致密砂岩储层裂缝识别的方法，属利用常规测井资料识别裂缝的测井技术领域，通过分析单井裂缝测井响应特征参数之间的关系，建立单井裂缝识别的相关特征参数，进而采用加权算术平均法，构建裂缝综合评价模型参数——裂缝综合指数，实现了在单井裂缝待识别致密砂岩储层段通过分析裂缝综合指数的大小来识别裂缝，该致密砂岩储层裂缝识别方法能够准确、可靠的识别出裂缝层段，为致密砂岩油气藏的合理有效开发提供依据。

6、以上现有技术均与本发明有较大区别，未能解决我们想要解决的技术问题，为此我们发明了一种新的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法。

技术实现思路

1、本发明的目的是提供一种基于深层砂岩有利储层的测井响应特征，优选了自然伽马和声波时差两条曲线，通过曲线融合能够准确识别优质储层的发育层段的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法。

2、本发明的目的可通过如下技术措施来实现：基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，该基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法包括：

3、步骤1，根据钻井获取的录井和测井资料，建立自然伽马和岩性相关性图版；

4、步骤2，根据钻井试油和岩心物性分析资料，建立试油结论与储层孔隙度相关性图版；

5、步骤3，统计砂岩发育层段的声波时差数值，并拟合声波时差与孔隙度之间的函数关系，计算孔隙度下限对应的声波时差值；

6、步骤4，重构声波时差曲线，将自然伽马曲线和重构声波时差曲线进行融合，获取优质储层的判别曲线，对优质储层进行识别。

7、本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

8、在步骤1中，根据钻井获取的录井和测井资料，统计砂岩和泥岩发育层段自然伽马数值，采用直方图分析方法，计算砂岩和泥岩自然伽马数值的正态分布曲线，建立岩性的划分图版。

9、在步骤1中，根据自然伽马和岩性相关性图版，确定砂岩和泥岩所对应自然伽马的界限值，并对钻井砂岩和泥岩发育层段进行划分。

10、在步骤2中，根据钻井试油和岩心物性分析资料，按照试油结论对储层孔隙度进行分类统计，建立试油结论与储层孔隙度相关性图版。

11、在步骤2中，试油结论为油层、油气层、油水同层、气水同层、含油水层、含气水层、水层的储层为优质储层，试油结论为差油层、干层的储层为致密储层，根据试油结论与储层孔隙度相关性图版，确定优质储层和致密储层的孔隙度界限值。

12、在步骤3中，统计砂岩发育层段的声波时差数值，并拟合声波时差与孔隙度之间的函数关系，如下：

13、d＝f(φ)

14、式中，φ为砂岩孔隙度，单位为％；d为声波时差数值，单位为微秒/英尺。

15、在步骤3中，根据步骤2中确定的孔隙度下限，计算孔隙度下限对应的声波时差值。

16、在步骤4中，根据砂岩层段声波时差曲线最小值，将其赋值给泥岩层段，获取一条重构声波时差曲线。

17、在步骤4中，将自然伽马曲线和重构声波时差曲线进行融合，获取优质储层的判别曲线，所述优质储层判别曲线的融合模型如下：

18、

19、式中，z为表征优质储层判别曲线的无量纲值，gr为自然伽马，单位为api，grmin为自然伽马数据最小值，grmax为目自然伽马数据最大值，sac为重构声波时差，单位为微秒/英尺，sacmin为重构声波时差数据最小值，sacmax为重构声波时差数据最大值，k为砂岩和泥岩对应自然伽马的界限值，φ为优质储层孔隙度下限值。

20、在步骤4中，确定判别曲线小于z的砂岩段为优质储层，大于z的砂岩段为致密储层。

21、本发明中的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，基于深层砂岩有利储层的测井响应特征，优选了自然伽马和声波时差两条曲线，通过曲线融合能够准确识别优质储层的发育层段。

22、与现有技术相比，本发明的优点在于：利用自然伽马曲线确定砂岩发育层段，建立砂岩孔隙度和声波时差的函数关系，根据优质储层孔隙度下限确定优质储层和致密储层的声波时差门槛值，对声波时差曲线进行重构，将自然伽马和重构声波时差曲线按照模型融合获取优质储层的判别曲线，克服了利用波阻抗难以对优质储层进行有效区分的问题，有利于指导油气藏的勘探和开发工作，本发明提供的优质储层判识方法简单、有效，适用于深层优质砂岩储层的识别和预测。

技术特征：

1.基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，其特征在于，该基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法包括：

2.根据权利要求1所述的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，其特征在于，在步骤1中，根据钻井获取的录井和测井资料，统计砂岩和泥岩发育层段自然伽马数值，采用直方图分析方法，计算砂岩和泥岩自然伽马数值的正态分布曲线，建立岩性的划分图版。

3.根据权利要求2所述的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，其特征在于，在步骤1中，根据自然伽马和岩性相关性图版，确定砂岩和泥岩所对应自然伽马的界限值，并对钻井砂岩和泥岩发育层段进行划分。

4.根据权利要求1所述的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，其特征在于，在步骤2中，根据钻井试油和岩心物性分析资料，按照试油结论对储层孔隙度进行分类统计，建立试油结论与储层孔隙度相关性图版。

5.根据权利要求4所述的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，其特征在于，在步骤2中，试油结论为油层、油气层、油水同层、气水同层、含油水层、含气水层、水层的储层为优质储层，试油结论为差油层、干层的储层为致密储层，根据试油结论与储层孔隙度相关性图版，确定优质储层和致密储层的孔隙度界限值。

6.根据权利要求1所述的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，其特征在于，在步骤3中，统计砂岩发育层段的声波时差数值，并拟合声波时差与孔隙度之间的函数关系，如下：

7.根据权利要求1所述的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，其特征在于，在步骤3中，根据步骤2中确定的孔隙度下限，计算孔隙度下限对应的声波时差值。

8.根据权利要求1所述的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，其特征在于，在步骤4中，根据砂岩层段声波时差曲线最小值，将其赋值给泥岩层段，获取一条重构声波时差曲线。

9.根据权利要求8所述的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，其特征在于，在步骤4中，将自然伽马曲线和重构声波时差曲线进行融合，获取优质储层的判别曲线，所述优质储层判别曲线的融合模型如下：

10.根据权利要求9所述的基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，其特征在于，在步骤4中，确定判别曲线小于z的砂岩段为优质储层，大于z的砂岩段为致密储层。

技术总结
本发明提供一种基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法，包括：步骤1，根据钻井获取的录井和测井资料，建立自然伽马和岩性相关性图版；步骤2，根据钻井试油和岩心物性分析资料，建立试油结论与储层孔隙度相关性图版；步骤3，统计砂岩发育层段的声波时差数值，并拟合声波时差与孔隙度之间的函数关系，计算孔隙度下限对应的声波时差值；步骤4，重构声波时差曲线，将自然伽马曲线和重构声波时差曲线进行融合，获取优质储层的判别曲线，对优质储层进行识别。该基于测井曲线融合的深层优质砂岩储层识别方法有利于指导油气藏的勘探和开发工作，判识方法简单、有效，适用于深层优质砂岩储层的识别和预测。

技术研发人员：郑丹,徐佑德,任新成,张关龙,修金磊,穆玉庆,程长领,刘艳,王捷,张美
受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司
技术研发日：
技术公布日：2024/1/12