CN103821505A - 砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测方法及装置，其中方法包括：根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型；结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型；依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面；检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层；结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。本发明通过将地球物理测井学、地质学、地球化学理论与技术相结合，依据油气成藏动力学原理，实现对砂岩输导层的有效检测，从而提高对油气藏石油地质研究的科学性。

Description

砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测方法及装置

技术领域

本发明涉及油气田勘探技术领域，尤其涉及砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测方法及装置。

背景技术

油气输导层的有效检测是油气勘探研究的难题。目前国内外利用地质资料研究输导层的方法主要是用地质格架砂体等厚图识别厚砂体，并结合砂体物性等厚图确定相对高孔渗带来综合识别有效输导层。另外，还有通过油气运聚动力学来研究输导层。而对于砂体的识别，目前多采用层序地层学的方法。通过对层序、准层序的识别，建立地下砂体展布格架。但是由于油气运移具有明显的非均一性，这导致并非全部砂体均可成为有效的输导层。油气的运移只是沿有限的路径发生，可能只通过输导层横截面面积的1-10%。如何检测出有效输导层，目前仍然是地质家面临的难题。

地球化学对于输导层或者砂岩储层岩样中的储层沥青检测和分析，目前已有多种手段，例如油气包裹体丰度/含油饱和度颗粒指数识别古油柱（GOI^TM技术）；热解色谱分析储层岩样中不同的烃类组成；抽提储层沥青进行可溶有机质的色谱-质谱分析，获取分子标志化合物信息等；采用这些技术即可提供储层沥青分子地球化学信息，识别油气运移方向和充注途径。但是地球化学方法在实际应用中也存在一些问题，一是采样困难、采集的样品不连续、样品分析成本高；二是地球化学方法只能提供化学上的证据，而油气是否沿某个输导层发生过运移和充注成藏过程，还需要动力学方面的证据。

地球物理测井是将多种专门仪器放入井内，沿井身测量钻井地质剖面上地层的各种物理参数，根据测量结果来研究地下岩石物理性质与渗流特性，寻找和评价油气及其它矿藏资源。它是应用物理学原理解决地质和工程问题的一门学科。测井信息具有随深度连续变化的特点，通过测井数据处理与综合解释，可以将地球物理测井信息转换为地质家需要的地质信息。国外有人利用测井数据，根据排驱压力与渗透率和孔隙度的经验公式探测侧向油气运移路径。但是该方法利用前人给出的经验公式，缺乏普遍适用性。

发明内容

本发明实施例提供一种砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测方法，用以实现对砂岩油气输导层的有效检测，该方法包括：

根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型；

结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型；

依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面；

检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层；

结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

一个实施例中，所述根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型，包括按如下公式建立浮力模型：

P_b=（ρ_w-ρ_o)gh；

其中：

P_b是指单位面积上高为h的油柱所产生的浮力，单位为N/m²或Pa；

g是重力加速度，大小为9.8m/s²；

ρ_w是地层水的密度，单位为kg/m³；

ρ_o是油的密度，单位为kg/m³；

h为自由水界面以上高度，即油柱高度，单位为m。

一个实施例中，所述结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型之前，还包括：

对测井曲线进行标准化处理；

选取关键井并进行岩心深度归位；

采用线性插值的方法提取深度校正后的岩心分析点深度对应的各测井值。

一个实施例中，所述结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型，包括：

结合岩心分析和测井曲线，利用岩心刻度测井方法建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型。

一个实施例中，所述建立砂岩泥质含量模型包括：

根据自然伽马相对值ΔGR与岩心分析泥质含量建立泥质含量模型：

其中： $\mathrm{\ΔGR}=\frac{\mathrm{GR}-{\mathrm{GR}}_{\min }}{{\mathrm{GR}}_{\max }-{\mathrm{GR}}_{\min }};$

GR是解释层的自然伽马值，单位为API；

GR_max是纯泥岩的自然伽马值，单位为API；

GR_min是纯砂岩的自然伽马值，单位为API；

所建模型为：泥质含量V_sh=16.52·ΔGR+1.43，相关系数R²=0.84。

一个实施例中，所述建立孔隙度模型包括：

利用岩心分析孔隙度、泥质含量、声波时差测井值建立孔隙度二元模型：

φ=0.24AC-0.05V_sh-43.51，相关系数R²=0.82；

其中：

φ为孔隙度，单位为%；

AC为声波时差测井值，单位为μs/m。

一个实施例中，所述建立渗透率模型包括：

利用岩心分析渗透率、岩心分析泥质含量、和岩心分析孔隙度建立渗透率二元模型：

K=10^-10.88φ^10.84V_sh ^-1.22，相关系数R²=0.75；

其中：

K为渗透率，单位为mD。

一个实施例中，所述建立排驱压力模型包括：

利用岩心排驱压力、孔隙度和渗透率建立排驱压力二元模型：

P_d=754φ^-3.23K^-0.31，相关系数R²=0.95；

其中：

P_d为排驱压力，单位为MPa。

一个实施例中，所述依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面，包括：

将目的层段中排驱压力最高的地方确定为油气运移封闭面。

本发明实施例还提供一种砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测装置，用以实现对砂岩油气输导层的有效检测，该装置包括：

浮力模型建立模块，用于根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型；

储层参数模型建立模块，用于结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型；

确定模块，用于依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面；

筛选模块，用于检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层；

厘定模块，用于结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

一个实施例中，所述浮力模型建立模块具体用于按如下公式建立浮力模型：

P_b=（ρ_w-ρ_o)gh；

其中：

P_b是指单位面积上高为h的油柱所产生的浮力，单位为N/m²或Pa；

g是重力加速度，大小为9.8m/s²；

ρ_w是地层水的密度，单位为kg/m³；

ρ_o是油的密度，单位为kg/m³；

h为自由水界面以上高度，即油柱高度，单位为m。

一个实施例中，该装置还包括：

预处理模块，用于在所述储层参数模型建立模块结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型之前，对测井曲线进行标准化处理，选取关键井并进行岩心深度归位，采用线性插值的方法提取深度校正后的岩心分析点深度对应的各测井值。

一个实施例中，所述储层参数模型建立模块具体用于：

结合岩心分析和测井曲线，利用岩心刻度测井方法建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型。

一个实施例中，所述储层参数模型建立模块具体用于：

根据自然伽马相对值ΔGR与岩心分析泥质含量建立泥质含量模型：

其中： $\mathrm{\ΔGR}=\frac{\mathrm{GR}-{\mathrm{GR}}_{\min }}{{\mathrm{GR}}_{\max }-{\mathrm{GR}}_{\min }};$

GR是解释层的自然伽马值，单位为API；

GR_max是纯泥岩的自然伽马值，单位为API；

GR_min是纯砂岩的自然伽马值，单位为API；

所建模型为：泥质含量V_sh=16.52·ΔGR+1.43，相关系数R²=0.84。

一个实施例中，所述储层参数模型建立模块具体用于：

利用岩心分析孔隙度、泥质含量、声波时差测井值建立孔隙度二元模型：

φ=0.24AC-0.05V_sh-43.51，相关系数R²=0.82；

其中：

φ为孔隙度，单位为%；

AC为声波时差测井值，单位为μs/m。

一个实施例中，所述储层参数模型建立模块具体用于：

利用岩心分析渗透率、岩心分析泥质含量、和岩心分析孔隙度建立渗透率二元模型：

K=10^-10.88φ^10.84V_sh ^-1.22，相关系数R²=0.75；

其中：

K为渗透率，单位为mD。

一个实施例中，所述储层参数模型建立模块具体用于：

利用岩心排驱压力、孔隙度和渗透率建立排驱压力二元模型：

P_d=754φ^-3.23K^-0.31，相关系数R²=0.95；

其中：

P_d为排驱压力，单位为MPa。

一个实施例中，所述确定模块具体用于：

将目的层段中排驱压力最高的地方确定为油气运移封闭面。

本发明实施例中，通过地球物理测井学、地质学、地球化学理论与技术相结合的途径，依据油气成藏动力学原理，建立一套识别砂岩油气输导层的有效检测方法及装置，采用多学科相结合，实现对砂岩输导层的有效检测，从而提高对油气藏石油地质研究的科学性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：

图1为本发明实施例中砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测方法的示意图；

图2为本发明实施例中浮力梯度示例图；

图3为本发明实施例中某地区泥质含量示例图；

图4为本发明实施例中某地区中子孔隙度示例图；

图5为本发明实施例中某地区密度孔隙度示例图；

图6为本发明实施例中某地区声波孔隙度一元模型示例图；

图7为本发明实施例中某地区声波孔隙度二元模型示例图；

图8为本发明实施例中某地区渗透率一元模型示例图；

图9为本发明实施例中某地区渗透率二元模型示例图；

图10为本发明实施例中某地区排驱压力一元模型示例图；

图11为本发明实施例中某地区排驱压力二元模型示例图；

图12为本发明实施例中某地区A1井验证储层参数模型示例图；

图13为本发明实施例中某地区A1井有效输导层示例图；

图14为本发明实施例中砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测装置的示意图；

图15为本发明实施例中砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测装置的具体实例图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

为了实现对砂岩油气输导层的有效检测，本发明实施例通过地球物理测井学-地质学-地球化学理论与技术相结合的途径，依据油气成藏动力学原理，建立一套识别砂岩油气输导层的有效检测方法。即油气运移的动力是浮力，阻力是排驱压力。只有当动力超过阻力时，即浮力超过排驱压力时，油气将通过最小阻力的地层运移。在该方法中，沿钻井剖面在一维尺度上测定与评价砂岩层流体运移动力与阻力，定量表征出动力大于阻力具备油气输导能力的砂岩层，结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，最后厘定有效的砂岩输导层。

图1为本发明实施例中砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测方法的示意图。如图1所示，该方法可以包括：

步骤101、根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型；

步骤102、结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型；

步骤103、依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面；

步骤104、检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层；

步骤105、结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

具体实施时，先基于地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型。从物理学中可以得知，油气在水中的浮力（P_b）是由油（气）、水两种介质密度之间的差异而产生的。若以油为例，可以按如下公式建立浮力模型：

P_b=（ρ_w-ρ_o)gh；

其中：

P_b是指单位面积上高为h的油柱所产生的浮力，单位为N/m²或Pa；

g是重力加速度，大小为9.8m/s²；

ρ_w是地层水的密度，单位为kg/m³；

ρ_o是油的密度，单位为kg/m³；

h为自由水界面以上高度，即油柱高度，单位为m。

可以得知，ρ_w与ρ_o的差值越大，油柱h越高，则浮力P_b越大。图2为本发明实施例中油、水的浮力梯度示例图。

具体实施时，在根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型之后，结合岩心分析和测井曲线，建立储层参数模型，储层参数模型可以包括砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型。在此步骤前还可以对测井曲线进行标准化处理；选取关键井并进行岩心深度归位；采用线性插值的方法提取深度校正后的岩心分析点深度对应的各测井值。然后在此基础上分别建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率、排驱压力模型。

具体的，实施时可以结合岩心分析和测井曲线，利用岩心刻度测井方法建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型。

其中，建立砂岩泥质含量模型是以粒度分析资料为基础对泥质指示测井曲线（自然伽马GR，自然电位SP等）进行单独分析，根据单相关分析结果选出相关系数最好的曲线进行建模。本发明实施例是根据自然伽马相对值ΔGR与岩心分析泥质含量建立泥质含量模型：

其中： $\mathrm{\ΔGR}=\frac{\mathrm{GR}-{\mathrm{GR}}_{\min }}{{\mathrm{GR}}_{\max }-{\mathrm{GR}}_{\min }};$

GR是解释层的自然伽马值，单位为API；

GR_max是纯泥岩的自然伽马值，单位为API；

GR_min是纯砂岩的自然伽马值，单位为API；

所建模型为：泥质含量V_sh=16.52·ΔGR+1.43，相关系数R²=0.84。

图3为本发明实施例中某地区计算泥质含量的示例图，其中V_sh=16.52·ΔGR+1.43，相关系数R²=0.84。

在建立孔隙度模型时，由于中子、密度、声波时差测井是用不同的地球物理方法反映孔隙度，考虑到泥质影响，先分别对岩心分析孔隙度-中子测井值、岩心分析孔隙度-密度测井值、岩心分析孔隙度-声波时差测井值建立一元孔隙度模型。

模型1：用岩心分析孔隙度和中子测井值建立某地区孔隙度-中子一元模型，如图4所示。

φ=0.33CNL+13.25，相关系数R²=0.14，其中φ为孔隙度，单位为%，CNL为中子孔隙度测井值。

模型2：用岩心分析孔隙度和密度测井值建立某地区孔隙度-密度一元模型，如图5所示。

φ=-24.03DEN+75.01，相关系数R²=0.44，其中φ为孔隙度，DEN为密度测井值。

模型3：用岩心分析孔隙度和声波时差测井值建立某地区孔隙度-声波时差一元模型，如图6所示。

φ=0.25AC-47.54，相关系数R²=0.62，其中φ为孔隙度，AC为声波时差测井值，单位为μs/m。

从所建模型的相关系数可以看出，声波时差测井值AC与岩心孔隙度更加相关，因此可以选定声波时差测井值AC计算孔隙度。同时考虑到泥质含量对孔隙度的影响，再建立岩心分析孔隙度—声波时差—泥质含量的二元孔隙度模型，并与一元孔隙度模型的效果进行对比。

模型4：用岩心分析孔隙度、泥质含量、声波时差测井值建立某地区孔隙度二元模型，如图7所示。

φ=0.24AC-0.05V_sh-43.51，相关系数R²=0.82，其中φ为孔隙度，AC为声波时差测井值，V_sh为泥质含量。

从一元模型和二元模型的相关系数可以看出，二元孔隙度模型效果更好，故实施时可以优选采用声波时差测井值及泥质含量的二元模型计算孔隙度。

在建立渗透率模型时，考虑采用岩心分析渗透率、岩心分析孔隙度、岩心分析泥质含量分别建立一元渗透率模型和二元渗透率模型。

模型1：用岩心分析渗透率—岩心分析孔隙度建立某地区渗透率一元模型，如图8所示。

K=0.0001e^0.68φ，相关系数R²=0.65，其中K为渗透率，单位为mD，φ为孔隙度。

模型2：用岩心分析渗透率—岩心分析泥质含量—岩心分析孔隙度建立某地区渗透率二元模型，如图9所示。

K=10^-10.88φ^10.84V_sh ^-1.22，相关系数R²=0.75，其中K为渗透率，φ为孔隙度，V_sh为泥质含量。

从模型1和模型2可以看出，模型2（二元模型）比模型1（一元模型）的效果好，故实施时可以优选采用二元渗透率模型。

具体实施时，所需确定的排驱压力是岩石中非润湿性流体驱替润湿性流体所需的最小压力，即非润湿相在岩石中流动所受到的毛管阻力。本发明实施例中分别建立岩心排驱压力—岩心渗透率的一元排驱压力模型以及岩心排驱压力—岩心渗透率—岩心孔隙度的二元排驱压力模型。

模型1：用岩心排驱压力和渗透率建立某地区排驱压力一元模型，如图10所示。

P_d=0.50K^-0.50，相关系数R²=0.92，其中P_d为排驱压力，单位为MPa，K为渗透率。

模型2：用岩心排驱压力、孔隙度和渗透率建立某地区排驱压力二元模型，如图11所示。

P_d=754φ^-3.23K^-0.31，相关系数R²=0.95，其中P_d为排驱压力，K为渗透率，φ为孔隙度。

通过对比模型1和模型2可以看出模型2（二元模型）比模型1（一元模型）的效果好，故实施时可以优选采用模型2建立排驱压力模型。

在采用岩心刻度测井方法建立了储层参数模型后，可以采用岩心分析化验数据来验证所建储层参数模型的适用性，如图12所示。

第一道：泥质指示曲线，包括自然伽马值GR、自然电位SP、井径CAL；

第二道：三孔隙度曲线，包括中子孔隙度CNL、密度DEN、声波时差测井值AC；

第三道：电阻率曲线，包括深电阻率RT、浅电阻率RXO；

第四道：深度；

第五道：泥质含量，包括测井曲线计算泥质含量V_sh、岩心分析泥质含量CV_sh；

第六道：孔隙度，包括岩心分析孔隙度CPor、模型1（一元模型）计算的孔隙度（Por_模型1）、模型2（二元模型）计算的孔隙度（Por）；

第七道：渗透率，包括岩心分析渗透率CPerm、模型1（一元模型）计算的渗透率（K_模型1）、模型2（二元模型）计算的渗透率（K_模型2）；

第八道：有效输导层（OMI），包括岩心分析排驱压力CP_d、模型1（一元模型）计算的排驱压力（P_d_模型1）、模型2（二元模型）计算的排驱压力（P_d_模型2）。

由图12可知，测井曲线计算泥质含量（V_sh）与岩心分析泥质含量（CV_sh）一致，模型2（二元模型）计算的孔隙度（Por）与岩心分析孔隙度（CPor）一致；模型2（二元模型）计算的渗透率（K_模型2）与岩心分析渗透率（CPerm）一致；模型2（二元模型）计算的排驱压力（P_d_模型2）与岩心分析排驱压力（CP_d）一致。由此可以看出本发明实施例所建立的储层参数模型可靠。

具体实施时，在建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型之后，依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面。具体的，可以将目的层段中排驱压力最高的地方确定为油气运移封闭面。

具体实施时，在依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面之后，检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层；结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

如下给出一实例通过以下成果验证了本发明实施例的效果。

图13为某地区A1井新生界下第三系流三段地层。可以划分为两个储层，分别是1号层：3115m～3118m，2号层：3121m～3125m；岩性为砂岩、砂砾岩；计算的孔隙度为18%，渗透率为100mD，综合解释1、2号层为凝析气层；试油资料显示：1号层日产油2.1方，日产气6959方，日产水1.5方；2号层日产油1.76方，日产气7276方，日产水1.31方，1、2号层是凝析气层。并且浮力大于排驱压力，在各个层的顶部形成了油气运移的封闭面，所以预测是有效输导层。同时地球化学油气显示资料，验证了预测的正确性。

基一同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测装置，如下面的实施例所述。由于该装置解决问题的原理与砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测方法相似，因此该装置的实施可以参见砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测方法的实施，重复之处不再赘述。

图14为本发明实施例中砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测装置的示意图，如图14所示，该装置可以包括：

浮力模型建立模块1401，用于根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型；

储层参数模型建立模块1402，用于结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型；

确定模块1403，用于依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面；

筛选模块1404，用于检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层；

厘定模块1405，用于结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

具体实施时，浮力模型建立模块1401可以具体用于按如下公式建立浮力模型：

P_b=（ρ_w-ρ_o)gh；

其中：

P_b是指单位面积上高为h的油柱所产生的浮力，单位为N/m²或Pa；

g是重力加速度，大小为9.8m/s²；

ρ_w是地层水的密度，单位为kg/m³；

ρ_o是油的密度，单位为kg/m³；

h为自由水界面以上高度，即油柱高度，单位为m。

图15为本发明实施例中砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测装置的具体实例图，如图15所示，具体实施时，图14所示装置还可以包括：

预处理模块1501，用于在所述储层参数模型建立模块结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型之前，对测井曲线进行标准化处理，选取关键井并进行岩心深度归位，采用线性插值的方法提取深度校正后的岩心分析点深度对应的各测井值。

具体实施时，储层参数模型建立模块1402可以具体用于：

结合岩心分析和测井曲线，利用岩心刻度测井方法建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型。

具体实施时，储层参数模型建立模块1402可以具体用于：

根据自然伽马相对值ΔGR与岩心分析泥质含量建立泥质含量模型：

其中： $\mathrm{\ΔGR}=\frac{\mathrm{GR}-{\mathrm{GR}}_{\min }}{{\mathrm{GR}}_{\max }-{\mathrm{GR}}_{\min }};$

GR是解释层的自然伽马值，单位为API；

GR_max是纯泥岩的自然伽马值，单位为API；

GR_min是纯砂岩的自然伽马值，单位为API；

所建模型为：泥质含量V_sh=16.52·ΔGR+1.43，相关系数R²=0.84。

具体实施时，储层参数模型建立模块1402可以具体用于：

利用岩心分析孔隙度、泥质含量、声波时差测井值建立孔隙度二元模型：

φ=0.24AC-0.05V_sh-43.51，相关系数R²=0.82；

其中：

φ为孔隙度，单位为%；

AC为声波时差测井值，单位为μs/m。

具体实施时，储层参数模型建立模块1402可以具体用于：

利用岩心分析渗透率、岩心分析泥质含量、和岩心分析孔隙度建立渗透率二元模型：

K=10^-10.88φ^10.84V_sh ^-1.22，相关系数R²=0.75；

其中：

K为渗透率，单位为mD。

具体实施时，储层参数模型建立模块1402可以具体用于：

利用岩心排驱压力、孔隙度和渗透率建立排驱压力二元模型：

P_d=754φ^-3.23K^-0.31，相关系数R²=0.95；

其中：

P_d为排驱压力，单位为MPa。

具体实施时，确定模块1403可以具体用于：

将目的层段中排驱压力最高的地方确定为油气运移封闭面。

综上所述，本发明实施例中，通过地球物理测井学、地质学、地球化学理论与技术相结合的途径，依据油气成藏动力学原理，建立一套识别砂岩油气输导层的有效检测方法及装置，采用多学科相结合，实现对砂岩输导层的有效检测，从而提高对油气藏石油地质研究的科学性。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质（包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等）上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备（系统）、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (18)

1.一种砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测方法，其特征在于，包括：

根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型；

结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型；

依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面；

检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层；

结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型，包括按如下公式建立浮力模型：

P_b=（ρ_w-ρ_o)gh；

其中：

P_b是指单位面积上高为h的油柱所产生的浮力，单位为N/m²或Pa；

g是重力加速度，大小为9.8m/s²；

ρ_w是地层水的密度，单位为kg/m³；

ρ_o是油的密度，单位为kg/m³；

h为自由水界面以上高度，即油柱高度，单位为m。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型之前，还包括：

对测井曲线进行标准化处理；

选取关键井并进行岩心深度归位；

采用线性插值的方法提取深度校正后的岩心分析点深度对应的各测井值。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型，包括：

结合岩心分析和测井曲线，利用岩心刻度测井方法建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述建立砂岩泥质含量模型包括：

根据自然伽马相对值ΔGR与岩心分析泥质含量建立泥质含量模型：

其中： $\mathrm{\ΔGR}=\frac{\mathrm{GR}-{\mathrm{GR}}_{\min }}{{\mathrm{GR}}_{\max }-{\mathrm{GR}}_{\min }};$

GR是解释层的自然伽马值，单位为API；

GR_max是纯泥岩的自然伽马值，单位为API；

GR_min是纯砂岩的自然伽马值，单位为API；

所建模型为：泥质含量V_sh=16.52·ΔGR+1.43，相关系数R²=0.84。

6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述建立孔隙度模型包括：

利用岩心分析孔隙度、泥质含量、声波时差测井值建立孔隙度二元模型：

φ=0.24AC-0.05V_sh-43.51，相关系数R²=0.82；

其中：

φ为孔隙度，单位为%；

AC为声波时差测井值，单位为μs/m。

7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，所述建立渗透率模型包括：

利用岩心分析渗透率、岩心分析泥质含量、和岩心分析孔隙度建立渗透率二元模型：

K=10^-10.88φ^10.84V_sh ^-1.22，相关系数R²=0.75；

其中：

K为渗透率，单位为mD。

8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述建立排驱压力模型包括：

利用岩心排驱压力、孔隙度和渗透率建立排驱压力二元模型：

P_d=754φ^-3.23K^-0.31，相关系数R²=0.95；

其中：

P_d为排驱压力，单位为MPa。

9.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面，包括：

将目的层段中排驱压力最高的地方确定为油气运移封闭面。

10.一种砂岩油气输导层地球物理-地质-地球化学检测装置，其特征在于，包括：

浮力模型建立模块，用于根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型；

储层参数模型建立模块，用于结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型；

确定模块，用于依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面；

筛选模块，用于检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层；

厘定模块，用于结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

11.如权利要求10所述的装置，其特征在于，所述浮力模型建立模块具体用于按如下公式建立浮力模型：

P_b=（ρ_w-ρ_o)gh；

其中：

P_b是指单位面积上高为h的油柱所产生的浮力，单位为N/m²或Pa；

g是重力加速度，大小为9.8m/s²；

ρ_w是地层水的密度，单位为kg/m³；

ρ_o是油的密度，单位为kg/m³；

h为自由水界面以上高度，即油柱高度，单位为m。

12.如权利要求10所述的装置，其特征在于，还包括：

预处理模块，用于在所述储层参数模型建立模块结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型之前，对测井曲线进行标准化处理，选取关键井并进行岩心深度归位，采用线性插值的方法提取深度校正后的岩心分析点深度对应的各测井值。

13.如权利要求10所述的装置，其特征在于，所述储层参数模型建立模块具体用于：

结合岩心分析和测井曲线，利用岩心刻度测井方法建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型。

14.如权利要求13所述的装置，其特征在于，所述储层参数模型建立模块具体用于：

根据自然伽马相对值ΔGR与岩心分析泥质含量建立泥质含量模型：

其中： $\mathrm{\ΔGR}=\frac{\mathrm{GR}-{\mathrm{GR}}_{\min }}{{\mathrm{GR}}_{\max }-{\mathrm{GR}}_{\min }};$

GR是解释层的自然伽马值，单位为API；

GR_max是纯泥岩的自然伽马值，单位为API；

GR_min是纯砂岩的自然伽马值，单位为API；

所建模型为：泥质含量V_sh=16.52·ΔGR+1.43，相关系数R²=0.84。

15.如权利要求14所述的装置，其特征在于，所述储层参数模型建立模块具体用于：

利用岩心分析孔隙度、泥质含量、声波时差测井值建立孔隙度二元模型：

φ=0.24AC-0.05V_sh-43.51，相关系数R²=0.82；

其中：

φ为孔隙度，单位为%；

AC为声波时差测井值，单位为μs/m。

16.如权利要求15所述的装置，其特征在于，所述储层参数模型建立模块具体用于：

利用岩心分析渗透率、岩心分析泥质含量、和岩心分析孔隙度建立渗透率二元模型：

K=10^-10.88φ^10.84V_sh ^-1.22，相关系数R²=0.75；

其中：

K为渗透率，单位为mD。

17.如权利要求16所述的装置，其特征在于，所述储层参数模型建立模块具体用于：

利用岩心排驱压力、孔隙度和渗透率建立排驱压力二元模型：

P_d=754φ^-3.23K^-0.31，相关系数R²=0.95；

其中：

P_d为排驱压力，单位为MPa。

18.如权利要求10所述的装置，其特征在于，所述确定模块具体用于：

将目的层段中排驱压力最高的地方确定为油气运移封闭面。

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