基于地化参数的页岩油储层孔隙度解释模型研究

针对陆相页岩储层核磁共振(NMR)测井和密度测井解释难以有效反馈干酪根内部孔隙度的问题,提出了一种基于地化参数的孔隙度测井解释方法.通过利用测井资料与岩心分析资料,确定有机质类型和成熟度来动态求取地化参数,进而得到页岩储层孔隙度解释模型,并用实测值验证模型准确性.结果 表明:TOC为1.5％～3.5％,R0为0.90％～1.07％,研究区主要为低成熟、成熟阶段的Ⅱ1型有机质,与岩心分析结果吻合;基于该模型的页岩油储层孔隙度为2.5％～6.5％,与该区域孔隙度的实测值(2.5％～5.5％)吻合度较好,两者平均相对误差为22.26％,小于30％,符合行业规定标准;该区核磁共振测井的φNMR为7.5％～15.0％,φCBW为8％oo～12％,两者与岩心实测值均不吻合,因此孔隙度解释模型比核磁共振测井计算值的精度高.该研究的模型对求取陆相页岩油储层的孔隙度具有一定的指导意义.