一种针对复杂领域储层孔隙演化恢复与物性预测方法

摘要

本发明公开了一种针对复杂领域储层孔隙演化恢复与物性预测方法，步骤如下：一、基于孔隙演化恢复确定储层物性主控因素下，分区、分段；二、根据地质条件实测孔、渗数据；三、以建立的孔隙度、渗透率与埋深变化的孔、渗演化模型；四、针对南海西部深水区存在由于不同水深条件与岩石差异压实的影响，采用对水深进行浅层砂/泥岩压实校正，进而应用校正地层深度预测不同水深条件区域各物性特征埋深下限与对应深度物性特征；本发明建立以压实为孔隙演化主控区与早期超压、晚期超压、早期烃类充注保护或晚期溶解改善及不同水深条件储层孔隙度与渗透率演化模型，实钻表明孔隙度误差多在±1％左右，渗透率处于预测范围内。

说明书

技术领域

本发明涉及的是储层孔隙演化技术领域，具体的说是一种针对复杂领域储层孔隙演化恢复与物性预测方法。

背景技术

南海西部前人对于储层孔隙演化恢复与物性预测，从现今储层面貌出发、多从压实影响角度考虑并开展，对影响储层演化的复杂地质因素与关键地质时期储层物性特征等考虑不够，尤其针对中深层勘探中面临着的复杂地质因素，如早期超压、较晚期超压对储层发育的差异影响及影响程度；早期烃类充注、自生粘土包壳保护与后期溶解作用改善；水深条件与岩石差异压实等。

发明内容

本发明的目的在于针对现有技术的缺陷和不足，提供了一种针对复杂领域储层孔隙演化恢复与物性预测方法。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：

一种针对复杂领域储层孔隙演化恢复与物性预测方法，步骤如下：

一、基于储层机械压实模拟及地质条件实际参与的油气、有机酸、二氧化碳、大气水等流体影响的水-岩实验正演模拟与地层反演回剥各个关键地质时期的关键成岩作用特征及成岩作用发生前的孔隙特征，定量恢复复杂沉积成岩场背景储层孔隙演化过程，明确储层物性主控因素与关键地质因素(温度、压力、流体等)影响程度。

二、基于孔隙演化恢复确定储层物性主控因素下，分区(早期烃类充注保护区或不充注区、差异温压场背景下、早期超压或晚期超压或不发育超压区等)、分段(如超压发育段与不发育段、溶解作用发育段与不发育段等)根据储层区域孔、渗演化与成岩演化特征，回归差异地质条件下孔隙度演化曲线，结合基于储层正演模拟与地层反演回剥综合的孔隙演化定量恢复建立的孔隙演化曲线或钻井实测物性进行地质条件校正(早期超压、早期油气充注对储层的保护程度大于晚期超压、晚期油气充注的保护等)，建立不同区域或不同段、不同粒度或分选性岩性、高温超压/高温常压/中温超压、不同水深条件等储层孔隙度与埋深、热演化参数等的演化模型；

三、根据地质条件实测孔、渗数据，回归不同岩性砂岩孔、渗关系，建立渗透率演化模型；

四、以建立的孔隙度、渗透率与埋深变化的孔、渗演化模型，预测不同地质条件下不同粒级或分选性砂岩储层各物性的深度界线及各深度范围不同岩相特征储层物性特征；

五、针对南海西部深水区存在由于不同水深条件与岩石差异压实的影响，在对深水区储层埋深下限与物性预测时，采用对水深进行浅层砂/泥岩压实校正，进而应用校正地层深度预测不同水深条件各物性特征的埋深下限与对应深度物性特征，校正公式如下：ρ_地gH_地＝ρ_海水gH_水深。

进一步，所述ρ地为经过一定压实的浅层砂、泥岩密度，采用约为2.1g/cm³，此密度对应为储层孔隙度约35％。

进一步，所述ρ_海水为海水密度，约为1.025g/cm³。

进一步，所述H_地为地层埋深。

进一步，所述H_水深为水深深度。

进一步，所述g为重力加速度常数。

本发明的有益效果为：本发明在南海西部重点油、气勘探领域可广泛使用，定量化恢复孔隙演化，建立以压实为孔隙演化主控区与早期超压、晚期超压、早期烃类充注保护或晚期溶解改善及不同水深条件储层孔隙度与渗透率演化模型，预测重点区各物性特征埋深下限与有利区埋深范围物性特征，成功评价了重点目标，推动钻井上钻，实钻表明孔隙度误差多在±1％左右，渗透率处于预测范围内。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合具体实施方式，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施方式仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

实施例一：

以压实为孔隙演化主控因素的X区为例，建立了区域孔、渗演化模型，明确极细、细与中砂岩分别在2250、2600、3200m以深储层平均孔隙度小于15％，极细砂岩、细砂岩分别在2850m、3500m以深储层孔隙度小于10％，预测b井埋深1850m-2000m细砂岩孔隙度在17.5％～24.9％，平均为21.2％，渗透率在5～393mD，平均约58mD，中砂岩孔隙度平均23.5％；实钻细砂岩孔隙度平均为21.7％，渗透率在2.7～317.3mD，中砂岩平均孔隙度约24.3％。

实施例二：

以压实与超压、早期烃类充注影响的Y区为例，明确区域各构造差异主控因素，建立凹陷中心早期超压与油气充注保护、凹陷斜坡带晚期超压与天然气充注、斜坡区常压带孔隙度演化模型，预测凹陷中心埋深3900～4200m极细-细砂岩储层孔隙度在13～18％，低-中孔特征，平均渗透率16～34mD；预测凹陷斜坡带埋深3500～4500m细、中砂岩储层物性为中、低孔(10～16％)特征；预测斜坡区高温常压区细、中砂岩分别在3900m、4800m以深储层孔隙度小于10％。

实施例三：

以深水Z区为例，以模型中地层埋深3700～4000m储层孔隙度预测水深约600m的有利构造埋深4000～4300m(含水深)储层孔隙度，预测粉、细砂岩孔隙度在16～26％间，结合区域钻井的孔、渗关系，预测平均渗透率在1～25mD，但存在局部因高泥质杂基导致渗透率小于1mD的风险，预测研究区在埋深3900m、4900m(将水深折算为浅层地层埋深)以深储层孔隙度小于15％。

本具体实施方式在南海西部重点油、气勘探领域可广泛使用，定量化恢复孔隙演化，建立以压实为孔隙演化主控区与早期超压、晚期超压、早期烃类充注保护或晚期溶解改善及不同水深条件储层孔隙度与渗透率演化模型，预测重点区各物性特征的埋深下限与有利区埋深范围储层物性特征，成功评价了重点目标，推动钻井上钻，实钻表明孔隙度误差多在±1％左右，渗透率处于预测范围内。

对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。

此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。