基于孔隙度分带特征的半定量储层分类评价方法

摘要

一种基于孔隙度分带特征的半定量储层分类评价方法，包括：确定沉积微相类型，分析沉积微相单井、连井及平面展布特征；确定成岩作用类型、划分成岩阶段，分析成岩相单井、连井及平面展布特征；借助测井解释与常规物性分析，总结储层在深部成岩演化阶段中孔隙度分带特征，将储层在垂深剖面上划分不同类型的孔隙度带；通过压汞实验结果，绘制并观察毛管压力曲线，总结储层的孔喉结构特征；基于储层的孔隙度带类型并结合沉积相类型、成岩相类型、孔喉结构特征参数对储层物性的影响，建立储层分类评价标准，完成储层分类评价。

说明书

技术领域

本发明属于油气开发技术领域，具体涉及到一种基于孔隙度分带特征的半定量储层分类评价方法。

背景技术

在国外，当油资源处于深度大于4000m的地层时被称作为深层油；而在我国，当油资源处于深度大于3500m的地层时就可以被称作为深层油。对于深层含油储层，储层物性的临界阈值随着埋深增大而呈现出递减的趋势，并且储层孔隙度和含水饱和度在同一深度范围内横向上具有较强的非均质性，尚无更加科学有效的评价深层储层的方法，这些问题制约着油田优质储层预测精度和石油采收率的提升。

目前国内外关于深层储层分类评价的方法主要基于沉积微相、成岩相、物性、孔喉结构特征等参数进行评价，使用的参数未能显著表征储层质量的差异，并且使用参数大多由实验测试得出，具有参数获得难度大、成本高和评价方法适用性差等缺点，导致最终得到的评价结果不能有效揭示储层质量差异，从而无法科学指导油田开发方案的制订和剩余油区的挖潜。

综上所述，现有针对深层储层的储层分类评价方法，存在适用性差、成本高，参数不易获得，无法有效表征不同类型储层的储层质量差异及其分布特征的缺陷。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于克服现有深层储层的储层分类评价方法的缺点，提供一种准确度高、适用性强、成本低、操作简单的基于孔隙度分带特征的半定量储层分类评价方法。

解决上述技术问题所采用的技术方案是：一种基于孔隙度分带特征的半定量储层分类评价方法，包括以下步骤：

S1：通过岩心观察及沉积相标志，确定埋深大于3500m的碎屑岩储层的沉积微相类型,分析单井沉积微相和连井沉积微相展布特征，确定沉积微相平面展布特征；

S2:分析碎屑岩储层中自生矿物类型及生成顺序、岩石的结构和构造及孔隙类型特征，确定碎屑岩储层的成岩作用类型、划分成岩阶段；

S3：在步骤S2的基础上，划分成岩相类型，通过分析单井成岩相和连井成岩相展布特征，确定成岩相平面展布特征；

S4：总结碎屑岩储层在深部成岩演化阶段中形成的孔隙度分带特征，将碎屑岩储层在垂深剖面上划分为M个类型的孔隙度带，确定M个类型的孔隙度区带平面展布特征，其中，M为小于或等于5的正整数；

S5:对碎屑岩储层的岩心样品进行压汞实验，绘制毛管压力曲线，观察并总结碎屑岩储层的孔隙大小、孔隙分布、孔隙的分选情况及孔喉结构特征；

S6:基于碎屑岩储层的孔隙度带类型并结合沉积相类型、成岩相类型、孔喉结构特征参数对碎屑岩储层质量的影响，建立碎屑岩储层分类评价标准；

S7:基于步骤S6对碎屑岩储层进行评价分类，将碎屑岩储层划分为N个等级，N为小于或等于M的正整数。

作为一种优选的技术方案，所述的步骤S4中碎屑岩储层在垂深剖面上划分为M个类型的孔隙度带的方法，具体为：

A1.对碎屑岩储层按照测井解释成果分为油层、油水同层、水层和干层，将这些具有不同流体性质的储层投射到测井孔隙度-深度坐标系，做出测井孔隙度随深部变化的包络面，根据包络面形态突变面即测井孔隙度明显降低的深度界面，将垂向深度分为P个深度区间，P为小于或等于4的正整数；

A2.将不同深度区间内具有不同流体性质的储层投射到测井孔隙度-含水饱和度坐标系中做交会图，找出不同深度区间内具有不同流体性质的储层的测井孔隙度临界阈值和含水饱和度临界阈值；

A3.选取不同深度区间内的油层、油水同层、干层、水层，将油层、油水同层、干层、水层各对应的含水饱和度、测井孔隙度临界阈值连接起来就可获得随深度变化的有效孔隙度下限随深度演化曲线，根据油层、油水同层、干层、水层在该线两侧的分布情况，划分出M个孔隙度带，其中，M为小于或等于5的正整数。

本发明的有益效果如下：

本发明分析总结了不同深度区间储层的孔隙度和含油饱和度的临界阈值—即物性临界阈值随埋深递减的规律，并与测井解释结果(油层、油水同层、干层、水层)结合，从而实现孔隙度分区划带，基于孔隙度分带特征并与沉积相、成岩相、孔喉结构特征参数结合建立一种新的半定量储层分类评价方法。与现有技术相比，本发明至少具有以下有益效果：(1)由于不同类型的孔隙度带能显著表征储层质量的差异-好的孔隙度带，其孔隙度和含油饱和度都远高于临界阈值，测井解释以油层为主，少有水层；差的孔隙度带则反之，故本发明的评价结果更接近于油田实际生产情况；(2)孔隙度分带所使用的孔隙度是测井孔隙度，该参数在取心井和非取心井均可获得，因此本发明针对深层碎屑岩储层具有良好的适用性，使用的参数类型更易获得，降低实际操作的复杂程度和成本。

附图说明

图1是本发明一种基于孔隙度分带特征的半定量储层分类评价方法的流程图；

图2是本发明实施例1中所涉及的文东地区沙三段沉积微相平面图；

图3是本发明实施例1中所涉及的文东地区沙三段成岩相平面图；

图4是本发明实施例1中所涉及的文东地区沙三段不同类型孔隙度区带随埋深分布图；

图5是本发明的实施例1中所涉及的文东地区沙三段不同类型孔隙度区带平面分布图；

图6是本发明的实施例1中所涉及的文东地区沙三段的3个深度区间；

图7是本发明的实施例1中所涉及的文东地区沙三段储层在3500～4000m深度区间的测井孔隙度和含水饱和度临界阈值；

图8是本发明的实施例1中所涉及的文东地区沙三段储层在4000～4600m深度区间的测井孔隙度和含水饱和度临界阈值；

图9是本发明的实施例1中所涉及的文东地区沙三段储层在大于4600m深度区间的测井孔隙度和含水饱和度临界阈值；

图10是本发明的实施例1中所涉及的文东地区沙三段第一种毛细管压力曲线；

图11是本发明的实施例1中所涉及的文东地区沙三段第二种毛细管压力曲线；

图12是本发明的实施例1中所涉及的文东地区沙三段第三种毛细管压力曲线；

图13是本发明的实施例1中所涉及的文东地区沙三段储层分类评价结果；

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进一步详细说明，但本发明不限于下述的实施方式。

实施例1

由于埋深大于3500m的我国东濮凹陷文东油田沙河街组沙三段(以下简称文东油田沙三段)为埋深大于3500m的碎屑岩储层，本实施例以文东油田沙三段为研究目的层段进行储层评价。

如图1，本实施例的基于孔隙度分带特征的半定量储层分类评价方法，具体包括以下步骤：

S1：通过岩心观察及沉积相标志，确定文东油田沙三段主要为正常三角洲沉积相，发育的沉积微相类型包括水下分流河道、河口坝、席状砂、远砂坝、河道间和湖相泥,分析单井沉积微相和连井沉积微相展布特征，确定沉积微相平面展布特征，如图2；

S2:通过显微镜观察、扫描电镜、阴极发光、X射线黏土矿物及全岩分析实验资料分析文东油田沙三段中自生矿物类型及生成顺序、岩石的结构和构造及孔隙类型特征，确定文东油田沙三段成岩作用类型主要有压实和压溶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用、沥青充填作用，并且将沙三段地层的成岩阶段划分为中成岩A、中成岩B和晚成岩三个阶段；

S3：在步骤S2的基础上，划分文东油田沙三段的成岩相类型，通过分析单井成岩相和连井成岩相展布特征，确定成岩相平面展布特征，如图3；

S4：借助测井解释与常规物性分析，在铸体薄片与扫描电镜观察的基础上，总结文东油田沙三段在深部成岩演化阶段中形成的孔隙度分带特征，将文东油田沙三段在垂深剖面上划分为4个类型的孔隙度带，分别为a区、b区、c区和d区如图4，a区到d区反映孔隙度和含油饱和度逐渐降低的趋势，测井解释由以油层为主逐渐变为以水层和干层为主，如图5；

文东油田沙三段在垂深剖面上划分为4个类型的孔隙度带的方法，具体如下：

A1.文东油田沙三段的储层按照测井解释成果分为油层、水层和干层，将这些具有不同流体性质的储层投射到测井孔隙度-深度坐标系，做出测井孔隙度随深部变化的包络面，根据包络面形态突变面即测井孔隙度明显降低的深度界面，将垂向深度分为3个深度区间，如图6；

A2.将不同深度区间内具有不同流体性质的储层投射到测井孔隙度-含水饱和度坐标系中做交会图，找出不同深度区间内具有不同流体性质的储层的测井孔隙度临界阈值和含水饱和度临界阈值，其中在3500～4000m深度区间，孔隙度的临界阈值是13.7％，含水饱和度的临界阈值是70.5％，如图7，在4000m～4600m深度区间，孔隙度的临界阈值是12.0％，含水饱和度的临界阈值是71.0％，如图8，在大于4600深度区间，孔隙度的临界阈值是7.0％，含水饱和度的临界阈值是75.0％，9；

A3.选取某深度区间内的油层、干层、水层，将油层、干层、水层各对应的含水饱和度、测井孔隙度临界阈值连接起来就可获得有效孔隙度下限的深度演化曲线，根据油层、干层、水层在该线两侧的分布情况，划分出4个孔隙度带，分别为a区、b区、c区和d区，其反映的储层物性和含油性能依次变差；

S5:对文东油田沙三段的岩心样品进行压汞实验，绘制毛管压力曲线，观察并总结文东油田沙三段的孔隙大小、孔隙分布、孔隙的分选情况及孔喉结构特征；

发现毛细管压力曲线总体呈现出三种特征，第一种曲线具有明显的平台特征，表明孔喉大小分布集中即分选性好，排驱压力小于1Mpa，如图10，第二种曲线无明显的平台，分选性较差，排驱压力在1MPa～10Mpa，如图11，第三种曲线无明显平台，分选性差，排驱压力大于10Mpa，如图12；

S6:基于储层的孔隙度带类型并结合沉积相类型、成岩相类型、孔喉结构特征参数对储层质量的影响，建立储层分类评价标准，其中I类储层的孔隙度类型、沉积相类型、成岩相类型及孔喉结构特征参数可表征最好的储层质量，II类和III类储层则逐渐变差，如表1；

表1.储层分类评价标准

S7:基于步骤S6对文东油田沙三段进行评价分类，将文东油田沙三段划分为3个等级并绘制不同类型储层平面分布图，如图13，其中，I类储层的储层质量最好，产油潜力最高，文270井沙三下亚段初产200t/日，稳产后平均单价产量30t/天～50t/天；II类储层的储层质量中等，具有一定的产油潜力，可以作为产油接替区，文92井沙三亚段产油42.6t/日；III类储层的储层质量最差，储层致密化严重，产油潜力最低，一般不作为油田的开发目标。