一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋方法及裝置與流程
本發明涉及碎屑巖油氣開發技術領域，尤其涉及一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋方法及裝置。
背景技術：
目前，海相碎屑巖是全球油氣儲量增長的重要領域，其可以形成規模巨大的油氣田。20世紀40年代至50年代，是全球海相碎屑巖油氣田的大發現時期，海相碎屑巖油氣田主要集中在中東波斯灣地區和中亞地區，以中新生代的新特提斯構造域為主，油氣藏大多以巨型—特大型的構造油氣藏為主，油氣儲量規模巨大，最大可采儲量高達120億噸。中國海相碎屑巖的油氣儲量主要分布在塔里木盆地、鄂爾多斯盆地和四川盆地等。海相碎屑巖相比于陸相碎屑巖非均質性弱，砂體的井間可對比性強，儲層物性較好，一般采用水平井進行高效開發。
水平井采油是應用于油氣開發當中的先進技術工藝，水平井是指井斜角達到或接近90°，井身沿著水平方向鉆進一定長度的井，通過增加井眼與地層的接觸面積和穿過滲透性較好的地帶可以提高油氣產能，根據油氣水分布控制鉆井走向以減少水錐進和氣錐進，從而可以提高單井油氣采收率，提高勘探開發效率。隨著水平井鉆井技術的不斷發展，水平井采油技術已得到廣泛應用，而儲層解釋評價對水平井完井方式等后續工作起著非常重要的作用，這就需要不斷提高水平井測井解釋精度。目前，水平井測井解釋基本上沿用直井的思路和方法，將測井數據經過簡單的校正后用于儲層解釋。但是水平井井眼在地層中近水平延伸，其所處空間位置與直井差異較大，使得經典的解釋模型適用程度差。同時，現有技術將整個水平段解釋為同一儲層，沒有將其中的非儲層段識別出來，也不能確定水平井井眼軌跡在油藏中的位置，最終難以得到較為合理的解釋參數及解釋結論，更加缺乏水平井的水淹解釋。可見，現有技術對海相碎屑巖水平井儲層測井解釋的結果不準確。
技術實現要素：
本發明的實施例提供一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋方法及裝置，以解決現有技術對海相碎屑巖水平井儲層測井解釋的結果不準確的問題。
為達到上述目的，本發明采用如下技術方案：
一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋方法，包括：
根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區，并根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層；
根據研究區域的巖心資料和測井資料，采用巖心刻度測井方法，建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度的測井解釋模型；
根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線、聲波時差曲線和電阻率數據，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置；
根據所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置，獲取在同一儲層段的直井和水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，并對在所述同一儲層段的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線進行校正；
根據預先設置的水平井水淹定性解釋規則和校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，確定巖性區水平井的儲層段的水淹情況；
根據巖性區水平井的儲層段的水淹情況，選擇與所述巖性區水平井的儲層段的水淹情況相對應的測井解釋模型，確定巖性區水平井的儲層段的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度。
具體的，根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區，并根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層，包括：
根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，確定研究區域內的海相碎屑巖儲層非均質性；
根據研究區域內的海相碎屑巖儲層非均質性，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區；
根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層。
具體的，根據研究區域的巖心資料和測井資料，采用巖心刻度測井方法，建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度的測井解釋模型，包括：
根據海相碎屑巖巖心井劃分樣本層；
建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量測井解釋模型；所述泥質含量測井解釋模型為
將巖性區的原狀儲層和水淹儲層的巖心分析孔隙度與巖性區的原狀儲層和水淹儲層的聲波時差測井曲線數據進行單相關分析，建立聲波時差相對孔隙度模型；所述聲波時差相對孔隙度模型為ф＝xac-y；其中，ф為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的孔隙度；ac為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的聲波時差值；x和y為模型參數；
將巖性區的原狀儲層和水淹儲層的巖心分析孔隙度和巖性區的原狀儲層和水淹儲層的滲透率進行單相關分析，建立孔隙度相對滲透率模型；所述孔隙度相對滲透率模型為perm＝xeyφ；其中，perm為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的滲透率；e為自然常數；ф為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的孔隙度；x和y為模型參數；
根據阿爾奇公式建立巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含水飽和度模型：
根據所述含水飽和度模型建立巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含油飽和度的測井解釋模型：so＝1-sw；其中，so為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含油飽和度。
具體的，根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線、聲波時差曲線和電阻率數據，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置，包括：
根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線，識別巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線的突變點；
根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線的突變點確定上覆地層與巖性區的儲層的界面；
根據巖性區的儲層的水平井電阻率數據，確定巖性區海相碎屑巖內部的測井響應異常點；
根據上覆地層與巖性區的儲層的界面和巖性區海相碎屑巖內部的測井響應異常點，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置。
具體的，根據所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置，獲取在同一儲層段的直井和水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，并對在所述同一儲層段的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線進行校正；
根據公式：ac校正＝αac+β對同一儲層段的水平井的聲波時差曲線進行校正；其中，ac校正為校正后水平井聲波時差值；ac為水平井的原始聲波時差值；α和β為校正參數；
根據公式：rt校正＝αrt+β對同一儲層段的水平井的地層深電阻率曲線進行校正；其中，rt校正為校正后水平井地層電阻率值；rt為水平井的原始地層電阻率值；α和β為校正參數。
具體的，所述預先設置的水平井水淹定性解釋規則包括各水淹情況及各水淹情況對應的自然伽馬取值范圍和特征值、聲波時差取值范圍和特征值以及電阻率取值范圍和特征值；
所述根據預先設置的水平井水淹定性解釋規則和校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，確定巖性區水平井的儲層段的水淹情況，包括：
在所述預先設置的水平井水淹定性解釋規則中查詢校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線對應的水淹情況，識別出巖性區水平井的儲層段的水淹情況為油層或差油層的儲層。
一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋裝置，包括：
研究區域劃分單元，用于根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區，并根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層；
測井解釋模型建立單元，用于根據研究區域的巖心資料和測井資料，采用巖心刻度測井方法，建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度的測井解釋模型；
水平井井眼軌跡位置確定單元，用于根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線、聲波時差曲線和電阻率數據，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置；
曲線數據校正單元，用于根據所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置，獲取在同一儲層段的直井和水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，并對在所述同一儲層段的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線進行校正；
水淹情況確定單元，用于根據預先設置的水平井水淹定性解釋規則和校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，確定巖性區水平井的儲層段的水淹情況；
水平井測井解釋單元，用于根據巖性區水平井的儲層段的水淹情況，選擇與所述巖性區水平井的儲層段的水淹情況相對應的測井解釋模型，確定巖性區水平井的儲層段的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度。
此外，所述研究區域劃分單元，具體用于：
根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，確定研究區域內的海相碎屑巖儲層非均質性；
根據研究區域內的海相碎屑巖儲層非均質性，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區；
根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層。
此外，所述測井解釋模型建立單元，具體用于：
根據海相碎屑巖巖心井劃分樣本層；
建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量測井解釋模型；所述泥質含量測井解釋模型為
將巖性區的原狀儲層和水淹儲層的巖心分析孔隙度與巖性區的原狀儲層和水淹儲層的聲波時差測井曲線數據進行單相關分析，建立聲波時差相對孔隙度模型；所述聲波時差相對孔隙度模型為ф＝xac-y；其中，ф為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的孔隙度；ac為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的聲波時差值；x和y為模型參數；
將巖性區的原狀儲層和水淹儲層的巖心分析孔隙度和巖性區的原狀儲層和水淹儲層的滲透率進行單相關分析，建立孔隙度相對滲透率模型；所述孔隙度相對滲透率模型為perm＝xeyφ；其中，perm為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的滲透率；e為自然常數；ф為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的孔隙度；x和y為模型參數；
根據阿爾奇公式建立巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含水飽和度模型：
根據所述含水飽和度模型建立巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含油飽和度的測井解釋模型：so＝1-sw；其中，so為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含油飽和度。
此外，所述水平井井眼軌跡位置確定單元，具體用于：
根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線，識別巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線的突變點；
根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線的突變點確定上覆地層與巖性區的儲層的界面；
根據巖性區的儲層的水平井電阻率數據，確定巖性區海相碎屑巖內部的測井響應異常點；
根據上覆地層與巖性區的儲層的界面和巖性區海相碎屑巖內部的測井響應異常點，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置。
此外，所述曲線數據校正單元，具體用于；
根據公式：ac校正＝αac+β對同一儲層段的水平井的聲波時差曲線進行校正；其中，ac校正為校正后水平井聲波時差值；ac為水平井的原始聲波時差值；α和β為校正參數；
根據公式：rt校正＝αrt+β對同一儲層段的水平井的地層深電阻率曲線進行校正；其中，rt校正為校正后水平井地層電阻率值；rt為水平井的原始地層電阻率值；α和β為校正參數。
此外，所述水淹情況確定單元中的預先設置的水平井水淹定性解釋規則包括各水淹情況及各水淹情況對應的自然伽馬取值范圍和特征值、聲波時差取值范圍和特征值以及電阻率取值范圍和特征值；
所述水淹情況確定單元，具體用于：
在所述預先設置的水平井水淹定性解釋規則中查詢校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線對應的水淹情況，識別出巖性區水平井的儲層段的水淹情況為油層或差油層的儲層。
本發明實施例提供的一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋方法及裝置，首先，根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區，并根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層；之后，根據研究區域的巖心資料和測井資料，采用巖心刻度測井方法，建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度的測井解釋模型；根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線、聲波時差曲線和電阻率數據，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置；根據所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置，獲取在同一儲層段的直井和水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，并對在所述同一儲層段的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線進行校正；根據預先設置的水平井水淹定性解釋規則和校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，確定巖性區水平井的儲層段的水淹情況；根據巖性區水平井的儲層段的水淹情況，選擇與所述巖性區水平井的儲層段的水淹情況相對應的測井解釋模型，確定巖性區水平井的儲層段的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度。可見，本發明可以克服現有技術中水平井儲層測井解釋難，沒有海相碎屑巖地質約束來校正水平井測井曲線的缺點，同時可以彌補水平井儲層解釋中水淹解釋缺乏的不足，從而使得對海相碎屑巖水平井儲層測井解釋的結果更為準確。
附圖說明
為了更清楚地說明本發明實施例或現有技術中的技術方案，下面將對實施例或現有技術描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本發明的一些實施例，對于本領域普通技術人員來講，在不付出創造性勞動性的前提下，還可以根據這些附圖獲得其他的附圖。
圖1為本發明實施例提供的一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋方法的流程圖一；
圖2為本發明實施例提供的一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋方法的流程圖二；
圖3為本發明實施例中的hd11-8h井眼軌跡與油藏間的位置關系圖；
圖4為本發明實施例中的塔里木盆地哈得遜油田東河砂巖直井儲層段自然伽馬值與水平井儲層段自然伽馬值對比圖；
圖5為本發明實施例中的塔里木盆地哈得遜油田東河砂巖西北區直井和水平井聲波時差曲線比較示意圖；
圖6為本發明實施例中的塔里木盆地哈得遜油田東河砂巖西北區直井和水平井電阻率曲線比較示意圖；
圖7為本發明實施例中的水平井hd11-8h儲層測井解釋成果圖；
圖8為本發明實施例提供的一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋裝置的結構示意圖。
具體實施方式
下面將結合本發明實施例中的附圖，對本發明實施例中的技術方案進行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實施例僅僅是本發明一部分實施例，而不是全部的實施例。基于本發明中的實施例，本領域普通技術人員在沒有做出創造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬于本發明保護的范圍。
在實現本發明實施例的過程中，發明人發現現有技術的發展情況和研究如下：
現有技術的發展和研究主要是關于水平井井眼軌跡在油藏當中的位置和水平井測井響應影響校正這兩個方面。
其中，對于水平井井眼軌跡在油藏當中的位置的研究，是根據水平井測井曲線特征尋找與其相對應的直井井段，即在水平井曲線上識別與直井測井曲線特征相似的部分，再結合油藏的地質構造特征，可以明確水平井眼所鉆遇的地層構造形態，從而完成水平井井眼軌跡與油藏關系的研究(周燦燦，等.地球物理學進展，2006；趙小青.吉林大學博士論文，2010；蘭文劍，等.鉆采工藝，2012；于紅巖，等.石油天然氣學報，2012)。然而，由于水平井的井身呈水平狀態，測出的曲線形態與直井差異較大。直井穿越不同儲層時曲線幅度變化明顯，很容易判斷地層界面，而在水平井中，只有垂直段和造斜段才會穿越不同地層，水平段就是沿某個目的儲層鉆進，其井眼大部分都是在同一層內穿行，整體上曲線較為平緩，變化不明顯，僅在非儲層段處會出現測井曲線異常，使得地層界面難以判斷。在水平井鉆井過程中，井眼軌跡并不是一條平直的線，是會上下波動，加上巖性及流體的差異，不結合地質研究，僅利用水平井測井響應確定地層界面具有較大的人為主觀性和不確定性。
另外，在水平井測井響應影響校正的研究中，是對測井儀器進行大斜度直至水平方向的數值模擬，研究對應的測井響應。同時，對這些同一巖心樣品的垂直和水平方向做聲波與電阻率各向異性實驗，之后分析儲集層的各向異性，研究巖石在水平及垂直方向的測井曲線差異，在此基礎上進行水平井儲層測井解釋(luhpc.segexpandedabstracts，1992；汪超，等.吐哈油氣，2011；陳木銀，等.國外測井技術，2013)。另外，采用三維元素法對水平井的測井曲線進行了數值模擬計算，采用快速反褶積法校正了水平井的測井曲線，并采用三維有限元方法研究了地層水平條件下層厚—圍巖對測井曲線的影響，基于影響因素對水平井測井曲線進行校正(李永杰，等.科學技術與工程，2014；譚茂金，等.地球物理學報，2012；李鐵柱.國外測井技術，2016；吳吉元，等.石油地質與工程，2016；程慶昭，等.非常規油氣，2016)。然而，水平井測井響應特征與直井差異較大，與儀器軸垂直方向的地層多數情況下不再是各向同性的均質體了，而是各向異性的非均質體。影響水平井測井響應的主要因素有井眼、井斜、層厚、圍巖和鉆井液侵入等，另外還包括儀器偏心影響、鉆屑層影響、含氣影響。上述地質和工程的因素都會對水平井的測井響應產生影響，其中每一項影響因素的校正在直井上都十分困難，水平井的校正則難度更大；而且存在直井儲層測井解釋研究和水平井“脫節”的問題，即直井的研究成果不能應用到水平井中，起不到指導作用。在水平井儲層測井解釋過程中，一般均是基于對測井儀器的響應及校正研究，而忽略了水平井解釋與地質研究相結合，且缺少針對海相碎屑巖水平井儲層解釋的有效方法。
因此，基于上述現有技術的發展情況和研究，本發明的目的是為了克服現有技術方案中水平井儲層測井解釋難，沒有海相碎屑巖地質約束來校正水平井測井曲線的缺點，同時彌補水平井儲層解釋中水淹解釋缺乏的不足，提供一種利用巖心、常規測井及水平井測井資料快速解釋海相碎屑巖水平井儲層的方法，提高海相碎屑巖水平井儲層解釋的精度。
為了克服上述現有技術的問題，實現上述發明目的，如圖1所示，本發明實施例提供一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋方法，包括：
步驟101、根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區，并根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層。
步驟102、根據研究區域的巖心資料和測井資料，采用巖心刻度測井方法，建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度的測井解釋模型。
步驟103、根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線、聲波時差曲線和電阻率數據，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置。
步驟104、根據所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置，獲取在同一儲層段的直井和水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，并對在所述同一儲層段的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線進行校正。
步驟105、根據預先設置的水平井水淹定性解釋規則和校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，確定巖性區水平井的儲層段的水淹情況。
步驟106、根據巖性區水平井的儲層段的水淹情況，選擇與所述巖性區水平井的儲層段的水淹情況相對應的測井解釋模型，確定巖性區水平井的儲層段的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度。
本發明實施例提供的一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋方法，首先，根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區，并根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層；之后，根據研究區域的巖心資料和測井資料，采用巖心刻度測井方法，建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度的測井解釋模型；根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線、聲波時差曲線和電阻率數據，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置；根據所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置，獲取在同一儲層段的直井和水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，并對在所述同一儲層段的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線進行校正；根據預先設置的水平井水淹定性解釋規則和校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，確定巖性區水平井的儲層段的水淹情況；根據巖性區水平井的儲層段的水淹情況，選擇與所述巖性區水平井的儲層段的水淹情況相對應的測井解釋模型，確定巖性區水平井的儲層段的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度。可見，本發明可以克服現有技術中水平井儲層測井解釋難，沒有海相碎屑巖地質約束來校正水平井測井曲線的缺點，同時可以彌補水平井儲層解釋中水淹解釋缺乏的不足，從而使得對海相碎屑巖水平井儲層測井解釋的結果更為準確。
為了使本領域的技術人員更好的了解本發明，下面列舉一個更為詳細的實施例。顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本發明的具體實施例，所描述的實施例僅僅是本發明一部分實施例，而不是全部實施例。基于本發明中的實施例，本領域普通技術人員在沒有做出創造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬于本發明保護范圍。
如圖2所示，本發明實施例提供一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋方法，包括：
步驟201、根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，確定研究區域內的海相碎屑巖儲層非均質性。
此處，儲層的巖心測試及常規測井響應越相近，則儲層的非均質性越弱。
步驟202、根據研究區域內的海相碎屑巖儲層非均質性，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區。
此處，可以將研究區域巖心和常規測井響應相近(即儲層的非均質性弱)的儲層歸為一類，因此研究區域可分為不同的巖性區。
步驟203、根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層。
步驟204、根據研究區域的巖心資料和測井資料，采用巖心刻度測井方法，根據海相碎屑巖巖心井劃分樣本層。
此處，由于巖心資料與測井資料的縱向分辨率是不同的，為了減小不同分辨率帶來的誤差，需要采用劃分樣本層讀值的方法實現二者分辨率匹配。根據“巖心刻度測井”的建模思想，可以利用巖心井劃分樣本層，從而完成后續建立原狀儲層和水淹儲層的測井解釋模型。
步驟205、建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量測井解釋模型。
其中，所述泥質含量測井解釋模型為公式(2)：
步驟206、將巖性區的原狀儲層和水淹儲層的巖心分析孔隙度與巖性區的原狀儲層和水淹儲層的聲波時差測井曲線數據進行單相關分析，建立聲波時差相對孔隙度模型。
其中，所述聲波時差相對孔隙度模型為ф＝xac-y；其中，ф為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的孔隙度；ac為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的聲波時差值，單位為μs/ft；x和y為模型參數。
步驟207、將巖性區的原狀儲層和水淹儲層的巖心分析孔隙度和巖性區的原狀儲層和水淹儲層的滲透率進行單相關分析，建立孔隙度相對滲透率模型。
其中，所述孔隙度相對滲透率模型為perm＝xeyφ；其中，perm為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的滲透率，單位為md；e為自然常數；ф為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的孔隙度；x和y為模型參數。
步驟208、根據阿爾奇公式建立巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含水飽和度模型。
其中，通過阿爾奇公式建立的巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含水飽和度模型為公式(3)：
步驟209、根據所述含水飽和度模型建立巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含油飽和度的測井解釋模型。
其中，該含油飽和度的測井解釋模型為公式(4)：so＝1-sw；其中，so為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含油飽和度，單位為％。
步驟210、根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線，識別巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線的突變點。
步驟211、根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線的突變點確定上覆地層與巖性區的儲層的界面。
步驟212、根據巖性區的儲層的水平井電阻率數據，確定巖性區海相碎屑巖內部的測井響應異常點。
步驟213、根據上覆地層與巖性區的儲層的界面和巖性區海相碎屑巖內部的測井響應異常點，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置。
此處，由于上覆地層與巖性區的儲層海相碎屑巖的巖性、物性、含油性差異較大，水平井測井曲線在兩者的界面有一個從高值到低值的突變點。在海相碎屑巖內部，儲層段水平井測井曲線較為穩定，而非儲層段測井曲線明顯波動，通過尋找地層界面的突變點與海相碎屑巖內部的測井響應異常點，與直井地層劃分成果結合，即可明確水平井井眼軌跡與油藏間的位置關系。
步驟214、根據所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置，獲取在同一儲層段的直井和水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，并對在所述同一儲層段的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線進行校正。
此處，海相碎屑巖受波浪淘洗作用明顯，巖性物性較為均一，儲層非均質性較弱，直井和水平井在與同一儲層段的測井響應特征值具有較高的相關性。在水平井段和直井上識別測井響應最為均質的一段，提取該段測井響應的平均值，分析兩者在自然伽馬、聲波時差、電阻率曲線的差異，并利用水平井和直井同一儲層段的特征值建立校正模板，完成水平井測井曲線校正。此處還需要剔除由于井壁不規則造成的測井響應異常值及不需要處理的非儲層段，以便更加精確的計算水平井儲層參數。
此處，具體可以根據公式：ac校正＝αac+β對同一儲層段的水平井的聲波時差曲線進行校正；其中，ac校正為校正后水平井聲波時差值，單位為μs/ft；ac為水平井的原始聲波時差值，單位為μs/ft；α和β為校正參數。
根據公式：rt校正＝αrt+β對同一儲層段的水平井的地層深電阻率曲線進行校正；其中，rt校正為校正后水平井地層電阻率值，單位為ω·m；rt為水平井的原始地層電阻率值，單位為ω·m；α和β為校正參數。
步驟215、在所述預先設置的水平井水淹定性解釋規則中查詢校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線對應的水淹情況，識別出巖性區水平井的儲層段的水淹情況為油層或差油層的儲層。
此處，在預先設置的水平井水淹定性解釋規則包括各水淹情況及各水淹情況對應的自然伽馬取值范圍和特征值、聲波時差取值范圍和特征值以及電阻率取值范圍和特征值。
步驟216、根據巖性區水平井的儲層段的水淹情況，選擇與所述巖性區水平井的儲層段的水淹情況相對應的測井解釋模型，確定巖性區水平井的儲層段的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度。
此處，綜合定性解釋、定量計算參數以及水平井井眼軌跡與油藏關系圖，以實際生產數據作為驗證，即可確定研究區海相碎屑巖水平井段綜合解釋。
為了使上述步驟201至步驟216更加清楚，下面列舉一個上述步驟201至步驟216的具體的應用實例：
通過上述步驟201至步驟216對中國塔里木盆地哈得遜油田東河砂巖進行儲層特征分析，建立不同巖性區的原狀儲層及水淹儲層的高精度儲層測井解釋模型，并研究水平井hd11-8h井眼軌跡在油藏當中的位置。同時，以巖性區(如西北區)為例，進行水平井曲線校正，建立了水平井水淹定性解釋標準，并對hd11-8h進行水平井儲層解釋。
①哈得遜油田東河砂巖為典型的海相碎屑巖儲層，是無障壁浪控砂質濱岸沉積，東河砂巖段巖性為灰白色細粒石英砂巖，成分成熟度及結構成熟度均較高，巖性物性較為均一，直井和水平井所鉆遇的儲層具有很強的相似性，使得直井儲層測井解釋的研究成果可以充分用到水平井測井解釋當中。
哈得遜油田沉積特征具有分區性，表現為巖性上的差異。綜合巖心及常規測井響應特征，可以將東河砂巖油藏區劃分為4個巖性區，分別為：西北區、中央區、西南區和東南區。同時，根據巖性區儲層是否水淹，可以將巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層。
②通過巖心刻度測井的方法，綜合研究區域的巖心資料和測井資料，可以建立四個巖性區的原狀儲層及水淹儲層的泥質含量、孔隙度、滲透率、含油飽和度測井解釋模型。
研究區域目的層段的自然伽馬值gr可準確反映泥質含量變化，因此采用自然伽馬曲線計算泥質含量，計算公式為上述公式(1)和公式(2)。
利用巖心井劃分樣本層，根據聲波時差數值與對應的巖心測試孔隙度，可以建立聲波時差相對孔隙度計算模型，即ф＝xac-y，具體到各巖性區的原狀儲層和水淹儲層，則為：
西北區原狀儲層：ф＝0.7577ac-40.555公式(5)
西北區水淹儲層：ф＝0.3991ac-14.335公式(6)
東南區原狀儲層：ф＝0.1709ac+4.1951公式(7)
東南區水淹儲層：ф＝0.9381ac-49.627公式(8)
中央區原狀儲層：ф＝0.3233ac-7.8854公式(9)
中央區水淹儲層：ф＝0.1265ac+6.698公式(10)
西南區原狀儲層：ф＝0.7516ac-37.104公式(11)
西南區水淹儲層：ф＝0.8103ac-41.352公式(12)
根據巖心分析孔隙度、泥質含量、碳酸鹽含量等主要影響因素與滲透率的單相關分析表明，滲透率與孔隙度的單相關性最好，建立儲層與孔隙度相對滲透率計算模型，即為perm＝xeyφ，具體到各巖性區的原狀儲層和水淹儲層，則為：
西北區原狀儲層：perm＝0.034e0.491φ公式(13)
西北區水淹儲層：perm＝0.025e0.473φ公式(14)
東南區原狀儲層：perm＝0.119e0.443φ公式(15)
東南區水淹儲層：perm＝0.041e0.449φ公式(16)
中央區原狀儲層：perm＝0.052e0.445φ公式(17)
中央區水淹儲層：perm＝0.057e0.435φ公式(18)
西南區原狀儲層：perm＝0.089e0.43φ公式(19)
西南區水淹儲層：perm＝0.184e0.399φ公式(20)
采用阿爾奇公式建立巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含水飽和度模型，公式為上述公式(3)和公式(4)，其中對于各巖性區的a、b、m、n與rw參數可以見下表1。表1：對應關系表：
3研究區東河砂巖上段沉積的是一套穩定的中泥巖段(上覆地層)，表現為自然伽馬值大于80api、聲波時差值大于80μs/ft的特征，與東河砂巖(自然伽馬gr為33～38api、聲波時差ac為60～72μs/ft，電阻率1～10ω·m)差異大，在兩者的界面上水平井測井曲線自然伽馬值、聲波時差值都有一個從高值到低值的明顯突變點。另外，非儲層段的存在導致了水平井段測井響應異常，非儲層段在水平井測井曲線上呈現電阻率值大(大于10ω·m)且曲線波動顯著，因此通過尋找地層界面的突變點與海相碎屑巖內部的測井響應異常點，即可確定水平井井眼軌跡與油藏間的位置關系。
圖3為hd11-8h井眼軌跡與油藏間的位置關系圖。東河砂巖上部為中泥巖段，下部為志留系地層，其中hd11-8是水平井hd11-8h的直井段，在hd11-8h的5200m處可以看到很明顯gr從高值到低值的突變點，從突變點做井軌跡的垂線，與井軌跡的交點即為中泥巖段和東河砂巖的界面，結合hd11-8和hd112的東河砂巖地層劃分結果，可以確定hd11-8h井眼軌跡在油藏的位置。此處，東河砂巖共計5小層，hd11-8h整體都位于1小層之內，同時，hd11-8h在5284～5349m、5382～5450m、5461～5492m段測井曲線相對穩定，表現為儲層段的特征；而在5200～5284m、5349～5382m、5450～5461m段曲線波動顯著，表現為非儲層段的特征。
4分別統計直井和水平井同一儲層段自然伽馬曲線、聲波時差曲線、深電阻率曲線特征值，此處，提取的是水平井和直井最為均質的儲層段測井曲線平均值，如提取西北區hd11-8h的5409～5421m部分的測井曲線平均值及同一儲層段對應的hd11-8的5103.4～5103.9m部分的測井曲線平均值。
圖4是塔里木盆地哈得遜油田東河砂巖直井儲層段自然伽馬值與水平井儲層段自然伽馬值對比圖。由于自然伽馬為放射性測井方法，井眼方向對于測井曲線的影響不大，同時可以發現水平井自然伽馬曲線值和直井基本接近，不需要校正。
水平井聲波時差值普遍高于直井，需要進行曲線校正。圖5為塔里木盆地哈得遜油田東河砂巖西北區直井和水平井聲波時差曲線比較示意圖，校正的公式為：
ac校正＝αac+β，在此處，則為：
ac校正＝0.6639ac+32.077公式(21)
水平井電阻率值普遍高于直井，需要進行曲線校正。圖6為塔里木盆地哈得遜油田東河砂巖西北區直井和水平井電阻率曲線比較示意圖，校正的公式為rt校正＝αrt+β，在此處，則為：
rt校正＝0.9879rt+0.2515公式(22)
通過校正模板完成水平井測井曲線校正，在校正過程中需要剔除不需要處理的非儲層段和由于井壁不規則造成的測井響應異常值，例如西北區hd11-8h的5200～5284m、5349～5382m、5450～5461m段，其中包含了5276～5284m的聲波時差異常響應段。
5以實際生產情況為基礎統計水平井原狀儲層及不同水淹級別的自然伽馬、聲波時差、電阻率等曲線的主值區間及特征值，即形成上述預先設置的水平井水淹定性解釋規則，以表的形式展現，則如下表2所示，這樣可以通過讀取水平井測井響應值直接判斷水平井是否水淹及水淹級別。
表2水平井水淹定性解釋標準：
對比油層、差油層和各水淹儲層后發現，差油層自然伽馬值波動較大，主要受其周圍非儲層發育情況影響，水淹后自然伽馬呈降低趨勢。總體上儲層水淹后聲波時差曲線呈升高趨勢，電阻率明顯呈降低趨勢，這是由于哈得遜地區采用污水回注，注入水礦化度與地層水相近，隨著水淹程度的升高，油層的電阻率降低并逐漸接近水層。
⑥圖7為水平井hd11-8h儲層測井解釋成果圖。在完成水平井測井曲線校正的基礎上，按照上表2對hd11-8h進行水淹定性分析，可以發現其中5284～5302m、5409～5450m為油層段、5302～5349m、5382～5409m、5461～5492m段為差油層段，剩下的5200～5284m、5349～5382m、5450～5461m為非儲層段，其中不存在水淹層段，可知整個水平段儲層為174m，占比59.6％，而優質儲層(即油層)段僅69m，占比23.6％。
在儲層段(油層和差油層)進行儲層參數計算，使用公式(1)和(2)計算泥質含量，公式(5)計算孔隙度，公式(13)計算滲透率，公式(3)和(4)計算含油飽和度，其中的a、b、m、n、rw采用西北區原狀儲層的數值，這樣就完成了水平井儲層測井解釋。
在生產特征上，hd11-8h初始產量為42t/d，而研究區水平井的平均初始產量高于100t/d，是由于該井的優質儲層(即油層)鉆遇率低導致的；同時該井生產初期不含水，代表該井未鉆遇水淹層或水層，與油水解釋結論相符，說明本發明提出的海相碎屑巖水平井儲層測井解釋方法精度高，能夠滿足生產需要。
通過上述具體實例，可以發現本發明與現有技術相比的優勢在于：
創造性地提出了基于海相碎屑巖地質特征和直井儲層研究來進行水平井儲層解釋的思路。以巖心和常規測井曲線為基礎，研究儲層基本特征及分類，解決了現有方法中缺乏地質認識來約束水平井儲層解釋的缺點；采用“巖心刻度測井”的方法，建立不同巖性區的原狀儲層及水淹儲層的高精度儲層測井解釋模型，解決了現有方法中整個研究區所有儲層只用一套解釋模型的缺點；進行水平井地質界面測井響應特征研究，確定了水平井曲線上地層界面及儲層段的響應特征，可以揭示井軌跡在單砂體的穿行情況，解決了現有方法中水平井井眼軌跡與油藏的位置關系模糊的缺點。本發明基于地質約束進行水平井儲層解釋，能夠滿足生產的需要。
創造性地提出了基于海相碎屑巖地質約束和水平井與油藏位置關系來提取水平井和直井同一儲層段的測井響應特征值，建立圖版完成水平井測井曲線校正的方法。拾取與同一儲層水平段對應的直井段，剔除了非儲層段對曲線的影響，解決了現有方法中將整個水平段解釋為同一儲層的缺點；在水平井段和直井上識別測井相應最為均質的一段，提取該段測井響應的平均值，綜合測井環境研究兩者的響應差異，奠定直井校正水平井曲線的基礎；建立校正模板，進行測井曲線校正，并剔除由于井壁不規則造成的測井響應異常值，解決了水平井測井曲線由于與直井環境差異大而難以校正的缺點。本發明提出了一套水平井儲層解釋的方法，提高了水平井儲層解釋的精度。
創造性地建立了海相碎屑巖水平井水淹定性解釋標準，進行水平井儲層解釋，完成水平井儲層評價及流體識別。提取了不同水淹級別的測井響應特征值，建立水平井水淹定性解釋標準，可以通過讀取水平井測井響應值直接判斷水平井是否水淹及水淹級別，彌補水平井儲層解釋中水淹解釋缺乏的不足；可以使用直井的測井解釋模型來計算泥質含量、孔隙度、滲透率和含油飽和度等定量參數，解決了水平井由于缺少巖心資料無法建立測井解釋模型而難以進行儲層解釋及流體識別的缺點。
本發明實施例能夠與地質研究相結合，基于地質研究及水平井與油藏位置關系來進行水平井儲層解釋，減小水平井儲層測井解釋的多解性，使用校正后的水平段測井曲線就可以完成水平井儲層評價及流體識別，并能夠通過水平井實際生產資料得到驗證，解釋的精度高，能夠用于生產實踐當中。
對應于上述圖1和圖2所述的方法實施例，如圖8所示，本發明實施例提供一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋裝置，包括：
研究區域劃分單元31，用于根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區，并根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層。
測井解釋模型建立單元32，用于根據研究區域的巖心資料和測井資料，采用巖心刻度測井方法，建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度的測井解釋模型。
水平井井眼軌跡位置確定單元33，用于根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線、聲波時差曲線和電阻率數據，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置。
曲線數據校正單元34，用于根據所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置，獲取在同一儲層段的直井和水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，并對在所述同一儲層段的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線進行校正。
水淹情況確定單元35，用于根據預先設置的水平井水淹定性解釋規則和校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，確定巖性區水平井的儲層段的水淹情況。
水平井測井解釋單元36，用于根據巖性區水平井的儲層段的水淹情況，選擇與所述巖性區水平井的儲層段的水淹情況相對應的測井解釋模型，確定巖性區水平井的儲層段的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度。
此外，所述研究區域劃分單元31，具體用于：
根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，確定研究區域內的海相碎屑巖儲層非均質性。
根據研究區域內的海相碎屑巖儲層非均質性，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區。
根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層。
此外，所述測井解釋模型建立單元32，具體用于：
根據海相碎屑巖巖心井劃分樣本層。
建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量測井解釋模型；所述泥質含量測井解釋模型為
將巖性區的原狀儲層和水淹儲層的巖心分析孔隙度與巖性區的原狀儲層和水淹儲層的聲波時差測井曲線數據進行單相關分析，建立聲波時差相對孔隙度模型；所述聲波時差相對孔隙度模型為ф＝xac-y；其中，ф為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的孔隙度；ac為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的聲波時差值；x和y為模型參數。
將巖性區的原狀儲層和水淹儲層的巖心分析孔隙度和巖性區的原狀儲層和水淹儲層的滲透率進行單相關分析，建立孔隙度相對滲透率模型；所述孔隙度相對滲透率模型為perm＝xeyφ；其中，perm為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的滲透率；e為自然常數；ф為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的孔隙度；x和y為模型參數。
根據阿爾奇公式建立巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含水飽和度模型：
根據所述含水飽和度模型建立巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含油飽和度的測井解釋模型：so＝1-sw；其中，so為巖性區的原狀儲層和水淹儲層的含油飽和度。
此外，所述水平井井眼軌跡位置確定單元33，具體用于：
根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線，識別巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線的突變點。
根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線和聲波時差曲線的突變點確定上覆地層與巖性區的儲層的界面。
根據巖性區的儲層的水平井電阻率數據，確定巖性區海相碎屑巖內部的測井響應異常點。
根據上覆地層與巖性區的儲層的界面和巖性區海相碎屑巖內部的測井響應異常點，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置。
此外，所述曲線數據校正單元34，具體用于；
根據公式：ac校正＝αac+β對同一儲層段的水平井的聲波時差曲線進行校正；其中，ac校正為校正后水平井聲波時差值；ac為水平井的原始聲波時差值；α和β為校正參數。
根據公式：rt校正＝αrt+β對同一儲層段的水平井的地層深電阻率曲線進行校正；其中，rt校正為校正后水平井地層電阻率值；rt為水平井的原始地層電阻率值；α和β為校正參數。
此外，所述水淹情況確定單元35中的預先設置的水平井水淹定性解釋規則包括各水淹情況及各水淹情況對應的自然伽馬取值范圍和特征值、聲波時差取值范圍和特征值以及電阻率取值范圍和特征值。
所述水淹情況確定單元35，具體用于：在所述預先設置的水平井水淹定性解釋規則中查詢校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線對應的水淹情況，識別出巖性區水平井的儲層段的水淹情況為油層或差油層的儲層。
本發明實施例提供的一種海相碎屑巖水平井儲層測井解釋裝置，首先，根據研究區域內的海相碎屑巖直井的儲層巖心測試結果和直井的常規測井曲線，將所述研究區域劃分為多個具有不同巖性差異的巖性區，并根據各巖性區的儲層水淹情況，將各巖性區的儲層分為原狀儲層和水淹儲層；之后，根據研究區域的巖心資料和測井資料，采用巖心刻度測井方法，建立各巖性區的原狀儲層和水淹儲層的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度的測井解釋模型；根據巖性區的儲層的水平井自然伽馬曲線、聲波時差曲線和電阻率數據，結合巖性區的儲層的直井地層劃分結果，確定所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置；根據所述巖性區的儲層的水平井井眼軌跡在海相碎屑巖油藏中的位置，獲取在同一儲層段的直井和水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，并對在所述同一儲層段的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線進行校正；根據預先設置的水平井水淹定性解釋規則和校正后的水平井的自然伽馬曲線、聲波時差曲線和地層深電阻率曲線，確定巖性區水平井的儲層段的水淹情況；根據巖性區水平井的儲層段的水淹情況，選擇與所述巖性區水平井的儲層段的水淹情況相對應的測井解釋模型，確定巖性區水平井的儲層段的泥質含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和。可見，本發明可以克服現有技術中水平井儲層測井解釋難，沒有海相碎屑巖地質約束來校正水平井測井曲線的缺點，同時可以彌補水平井儲層解釋中水淹解釋缺乏的不足，從而使得對海相碎屑巖水平井儲層測井解釋的結果更為準確。
本領域內的技術人員應明白，本發明的實施例可提供為方法、系統、或計算機程序產品。因此，本發明可采用完全硬件實施例、完全軟件實施例、或結合軟件和硬件方面的實施例的形式。而且，本發明可采用在一個或多個其中包含有計算機可用程序代碼的計算機可用存儲介質(包括但不限于磁盤存儲器、cd-rom、光學存儲器等)上實施的計算機程序產品的形式。
本發明是參照根據本發明實施例的方法、設備(系統)、和計算機程序產品的流程圖和/或方框圖來描述的。應理解可由計算機程序指令實現流程圖和/或方框圖中的每一流程和/或方框、以及流程圖和/或方框圖中的流程和/或方框的結合。可提供這些計算機程序指令到通用計算機、專用計算機、嵌入式處理機或其他可編程數據處理設備的處理器以產生一個機器，使得通過計算機或其他可編程數據處理設備的處理器執行的指令產生用于實現在流程圖一個流程或多個流程和/或方框圖一個方框或多個方框中指定的功能的裝置。
這些計算機程序指令也可存儲在能引導計算機或其他可編程數據處理設備以特定方式工作的計算機可讀存儲器中，使得存儲在該計算機可讀存儲器中的指令產生包括指令裝置的制造品，該指令裝置實現在流程圖一個流程或多個流程和/或方框圖一個方框或多個方框中指定的功能。
這些計算機程序指令也可裝載到計算機或其他可編程數據處理設備上，使得在計算機或其他可編程設備上執行一系列操作步驟以產生計算機實現的處理，從而在計算機或其他可編程設備上執行的指令提供用于實現在流程圖一個流程或多個流程和/或方框圖一個方框或多個方框中指定的功能的步驟。
本發明中應用了具體實施例對本發明的原理及實施方式進行了闡述，以上實施例的說明只是用于幫助理解本發明的方法及其核心思想；同時，對于本領域的一般技術人員，依據本發明的思想，在具體實施方式及應用范圍上均會有改變之處，綜上所述，本說明書內容不應理解為對本發明的限制。
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