CN103926632A - 一种确定含油气盆地碎屑岩油气成藏底限的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了的方法包括以下步骤：（1）建立研究区砂岩、泥岩孔隙度随埋深的变化模型；（2）建立砂岩、泥岩渗透率与孔隙度的关系模型；（3）建立砂岩、泥岩孔喉半径与孔隙度、渗透率的关系模型，计算出不同深度砂岩、泥岩的孔喉半径值；（4）计算泥岩界面势能与砂岩界面势能比值，建立该比值随埋深的变化模型，并确定出泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随埋深分布的最大边界和最小边界；（5）计算研究区油气层和干层的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值，并将研究区油气层和干层泥岩界面势能与砂岩界面势能比值投到步骤（4）建立的变化模型中；（6）划分出油气层和干层相对界面势能随埋深分布的分界线；（7）分界线与泥岩界面势能与砂岩界面势能比值最大边界的交点对应的砂岩孔隙度为研究区的油气成藏底限对应的储层临界孔隙度。

Description

一种确定含油气盆地碎屑岩油气成藏底限的方法

技术领域

本发明涉及一种确定含油气盆地碎屑岩油气成藏底限的方法。

背景技术

随着勘探开发技术的提高，国内外油气资源研究的重点逐渐由浅层转向深层，由常规油气藏转向非常规油气资源。本发明中涉及的油气成藏底限是能发生油气成藏作用的最大埋深处对应的储层临界孔隙度，当储层孔隙度小于该临界孔隙度时，油气不能发生成藏作用。

国内外学者关于储层临界孔隙度做过一些研究。研究方法及研究程度不同，得到的储层临界孔隙度差异很大。不同的研究方法，也具有不同的适用条件及缺点。

耿龙祥等于1999年2月在《石油勘探与开发》发表的《濮城油田砂岩储集层物性下限标准研究》一文中阐述了4种确定储层临界孔隙度的方法。其中，经验系数法是将全油田的平均渗透率值乘以5%后作为该油田的渗透率下限，然后统计并拟合孔隙度和渗透率的关系式，从而求取储层孔隙度的临界下限。该方法中的经验系数过于简单，不能反映不同盆地的特殊性，无法应用到所有盆地。物性试油法主要是采用试油结论，绘制油层、水层及干层的孔隙度与渗透率交汇图，找出油水层与干层孔隙度的分界线，即为储层临界孔隙度值。该方法是建立在具有大量的试油结论数据及储层孔隙度、渗透率数据的基础上的，如果样本点较少，尤其是储层临界孔隙度值附近的资料点较少的话，产生的误差较大，该方法即不适用。钻井液侵入法主要是将水基钻井液取心井分析的储集层平均原始含水饱和度分别与对应层的孔隙度、渗透率作交会图，钻井液基本不能侵入的储集层为非有效储油层，有钻井液侵入的储层为有效储油层，据此可分开有效储层和非有效储层，两者的分界线对应的储层隙度即为储层临界孔隙度。该方法是建立在具有水基钻井也取心资料的基础上的，若研究区没有该项资料，该方法即不适用。甩尾法是在孔隙度能力直方图上做其累积频率，频率迅速增大时对应的孔隙度值为储层临界孔隙度。该方法对于“频率迅速增大”这一指标的限定比较模糊，从而无法精确地确定出临界孔隙度。

此外，郭睿于2004年10月在《石油勘探与开发》上发表的《储集层物性下限值确定方法及其补充》一文中补充阐述了含油产状法、泥质含量法、最小有效孔喉法、孔隙度-渗透率交会法。含油产状法是利用取心井试油结果与岩心含油级别、物性建立关系，来确定油层临界孔隙度。然而该方法存在较多缺陷，由于含油产状级别由现场地质人员肉眼确定，并受钻井液冲刷和原油性质等诸多因素影响，含油级别定名人为影响很大，所以确定出的临界孔隙度主观性很强，而且对于粘度较小、挥发性较强、颜色较浅的原油，其地面岩心的含油产状不能够代表其地下的含油产状，故不能用此方法确定临界孔隙度。砂岩中泥质含量为分散泥质体积占总孔隙度的百分数，它和有效孔隙度均可以通过测井解释获得。泥质含量法是根据当砂岩中泥质含量大于0.4时储集层无商业价值，从而确定出此时的砂岩孔隙度为储层临界孔隙度。该方法关键在于求准泥质含量临界点，但实际操作难度较大，不确定性也较大。最小有效孔喉法是先确定出最小有效孔喉值，然后根据孔喉中值与孔隙度的交会图，用最小有效孔喉值来限定孔隙度下限，从而确定出储层临界孔隙度。该方法的缺点在于最小有效孔喉的求取存在着较大的难度和不确定性。孔隙度-渗透率交会法是将孔隙度与渗透率交会图分为三个线段，第一线段孔隙度增加而渗透率增加甚微，第二线段渗透率随孔隙度增加而明显增加，第三线段为孔隙度增加甚微而渗透率急剧增加。将第一线段与第二线段之间的转折点对应的孔隙度定为储层临界孔隙度。该方法的缺点是很难准确的把握第一、第二线段及其转折点。

丁晓琪等于2005年6月在《新疆地质》上发表的《镇原一径川地区储层下限标准的研究》一文研究储层下限时，还阐述了Puecell法、渗透率敏感法、孔喉分布法、相对渗透率曲线与毛管压力曲线叠合法。Purcell法主要是利用毛管压力曲线资料，首先计算不同孔隙半径区间的储层渗透能力及累计渗透能力，然后用累计渗透能力达到99.99%时所对应的孔隙半径作为有效孔喉半径下限，这个孔喉半径所对的孔隙度为储层临界孔隙度值。该方法需要要获得表征整个油层的毛管压力曲线，而实验室测定的毛管压力曲线仅代表产层中的一点，故数据点存在片面性。渗透率敏感法是根据渗透率对地层压力的敏感性，统计地面渗透率与地层渗透率的关系，地面渗透率较小时，地层渗透率相对于地面渗透率的变化明显小于地面渗透率较大时。根据两者之间的变化趋势转折点来确定临界渗透率值，再根据孔隙度与渗透率之间的关系，求取对应的临界孔隙度值。在实际中，由于渗透率很小的储层中泥质或岩屑含量高，多发育扁平或板状喉道，围限压力增加，可引起微小喉道关闭，从而使该方法确定出的临界渗透率不准确，而且求取过程中地面渗透率与地层渗透率的变化关系拟合公式存在较大误差，进而使得到的临界孔隙度不准确。孔喉分布法是根据不同半径的孔喉占总孔喉的百分比，确定出孔喉半径临界值，再根据孔隙度与孔喉半径的关系，进而确定出储层临界孔隙度。由于对孔喉半径临界值没有定量的指标，临界值的截取有一定的可变动性，故对临界孔隙度的求取也具有一定的不精确性。相对渗透率曲线与毛管压力曲线叠合法是根据水饱和度与油和水的相对渗透率变化关系，根据对油的相渗透率曲线的下部拐点来确定出水饱和度的临界值，再在毛管压力曲线上找到该水饱和度对应的孔喉半径值，与此孔喉半径对应的孔隙度即为临界孔隙度。该方法的理论性较强，但是存在着与Purcell法相似的缺点，毛管压力曲线数据只代表地下的一个点，故而存在着数据点片面性的问题。

以上8种求取储层临界孔隙度值的方法，均具有一定的缺陷。这些方法对于储层临界孔隙度存在的地质机理认识不清，只是建立在现有油气层数据统计的基础上而得到的一个临界孔隙度值，对于没有油气层数据资料的地层，这些方法均不适用。从计算结果来看，这些方法求取的临界孔隙度偏高，不能用此临界孔隙度值来表征含油气盆地的碎屑岩油气成藏底限对应的储层临界孔隙度。

曾伟于1997年6月在《矿物岩石》发表的《川东嘉二段孔隙层下限及分类与评价》一文中分析了孔隙度与渗透率、含水饱和度、最小非汞饱和度、孔喉分布特征及铸体注入特征，将储层临界孔隙度值定为3%。该方法确定出的临界孔隙度值较上述8种方法要低，更接近油气成藏底限对应的储层临界孔隙度，也用了很多参数来共同确定临界孔隙度值，但是每个参数都只是进行了定性的分析，未给出明确的判定临界孔隙度的参数标准，使得该方法在应用过程中存在着很多不准确性。

发明内容

本发明是在地质统计分析和数值模拟等基础上，建立利用砂岩储层的界面势能与泥岩围岩界面势能的相对关系来确定含油气盆地碎屑岩成藏底限对应的储层临界孔隙度的一种方法。

本发明的具体实施步骤包括：

1.建立研究区砂岩、泥岩孔隙度随埋深变化模型，具体操作步骤如下：

1）统计研究区砂岩（包括各种粒径的砂岩）孔隙度随埋深变化的关系，生成散点图。由于砂岩粒径、分选、磨圆等因素的多样性，使得同一深度的砂岩孔隙度并不是只有一个值，而是一个横向上的分布范围，每个埋深的孔隙度最小值和最大值分别组成了砂岩孔隙度的最小边界和最大边界；

2）统计研究区泥岩孔隙度随埋深变化的关系，生成散点图。同一深度的泥岩孔隙度横向分布范围很小，近似于每个埋深点只有一个孔隙度值。取每个埋深点的孔隙度平均值作为该埋深点的泥岩孔隙度值。拟合泥岩孔隙度随埋深变化的关系式（1）；

3）利用式（1）计算出每个砂岩所在埋深点处的泥岩孔隙度，并将每个埋深所对应的砂岩孔隙度、泥岩孔隙度生成散点图，即为研究区砂岩、泥岩孔隙度随埋深变化的模式图。

2.统计研究区砂岩的渗透率和孔隙度数据，拟合两者的关系式（2），建立研究区砂岩的渗透率随孔隙度的变化模型，利用砂岩的孔隙度与渗透率变化模型，计算出泥岩孔隙度对应的渗透率。

3.确定砂岩、泥岩的孔喉半径，具体操作步骤如下：

1）统计研究区砂岩的孔隙度、渗透率及孔喉半径数据，并拟合孔喉半径随孔隙度、渗透率变化的关系方程式（3）。

2）根据砂岩、泥岩的孔隙度与渗透率数据，利用式（3）计算出各埋深点砂岩、泥岩的孔喉半径。由于砂岩孔隙度横向分布的不唯一性，使得同一深度的砂岩孔喉半径也是一个横向上的分布范围，每个埋深的孔喉半径最小值共同组成了砂岩孔喉半径的最小边界，每个埋深的孔喉半径最大值共同组成了砂岩孔喉半径的最大边界。两个边界共同组成了砂岩孔喉半径随埋深的变化模式。而根据式（1）得到每个埋深点只有一个泥岩孔隙度数据，故得到每个埋深点处的泥岩只有一个孔喉半径值。

4.计算泥岩界面势能与砂岩界面势能比值。泥岩界面势能与砂岩界面势能比值的计算公式如下式（4），即泥岩界面势能与砂岩界面势能比值在数值上相当于砂岩孔喉半径与泥岩孔喉半径的比值。根据步骤3求取的买个埋深点的砂岩、泥岩的孔喉半径，作其比值，即为不同埋深的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值。

式（4）中，Φ_相对：泥岩界面势能与砂岩界面势能比值，无纲量；σ：界面张力，N/m；υ：润湿角，°；r_m：泥岩孔喉半径，um；r_s：砂岩孔喉半径，um。

5.确定泥岩界面势能与砂岩界面势能比值的边界。与砂岩孔隙度的最大最小边界类似，泥岩界面势能与砂岩界面势能比值也有最大和最小边界。这是由泥岩界面势能与砂岩界面势能比值的求取过程与砂岩孔隙度有关所致。沿着泥岩界面势能与砂岩界面势能比值的最大和最小边界变化趋势向埋深深处延伸，在某一埋深点两个边界相交于一点。此时对应的砂岩孔隙度在横向上的变化范围趋近于一个点而不是一个区间。泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随埋深的变化即为库车地区泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随深度变化的模式。

6.统计研究区油气藏每个深度点的孔隙度和渗透率，以及每个深度点所对应的油气解释结论，主要包括油层、气层、水层、干层、含油水层、含水油层、含气水层、含水气层、油水同层、气水同层、油气同层、差油气层、差气层、差油层等。将干层划为一类，将其余解释结论归为另外一类，统称油气层，特别说明的是，由于水层、含油水层、含气水层的孔隙度、渗透率特征与其含他油气层相同，将这三者定为油气层的一部分。

7.利用步骤3建立的模型计算出油气层和干层的孔喉半径，再利用步骤1建立的泥岩孔隙度随埋深的变化模型，计算出油气层和干层所在埋深点的泥岩孔隙度，然后根据步骤3计算出泥岩的孔喉半径，再计算出油气层和干层的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值。

8.将油气层和干层的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值数据点投到研究区泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随埋深变化的模型图上，所有的数据点都在步骤5确定的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值最大和最小边界所圈定的范围内。同时，干层的数据点集中分布在靠近泥岩界面势能与砂岩界面势能比值的最小边界附近，油气层的数据点主要泥岩界面势能与砂岩界面势能比值较大的区域。干层和油气层的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值数据之间会有明显的分界线。此分界面为油气成藏的边界。此边界以左的区域由于泥岩界面势能与砂岩界面势能比值较小，该范围内的砂岩多为干层。此边界以右的区域由于泥岩界面势能与砂岩界面势能比值大，油气层集中分布在此区域。此边界向埋深深处延伸与泥岩界面势能与砂岩界面势能比值最大边界的交点所对应的砂岩储层孔隙度为油气成藏底限对应的储层临界孔隙度。

该方法对于确定含油气盆地碎屑岩的油气成藏底限具有普遍适用性，且容易操作。用定量计算的方法，消除了前人计算储层临界孔隙度方法中的不确定性。该方法所选用的数据容易获取，不存在因为数据点较小而引起较大的误差。该方法能用以预测没有地质资料的深部地层油气成藏的储层临界孔隙度。该方法对于科学合理的规划和组织油气勘探具有重要的指导意义。

附图说明

图1. 方法流程图。

图2. 库车坳陷砂岩、泥岩孔隙度随埋深变化模型。

图3. 库车坳陷砂岩、泥岩孔喉半径随埋深变化模型。

图4. 库车坳陷泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随埋深变化模型。

图5. 库车坳陷油气藏泥岩界面势能与砂岩界面势能比值分布图。

具体实施方式

本发明以库车坳陷为具体实施例，运用本发明的方法确定了库车坳陷油气成藏底限对应的储层临界孔隙度值。具体操作过程详细阐述如下：

1.建立库车坳陷砂岩、泥岩孔隙度随埋深变化模型，具体操作步骤如下：

1）统计砂岩（包括各种粒径的砂岩）孔隙度随埋深变化的关系，生成散点图。同一深度的砂岩孔隙度在横向上具有一定区间的分布范围，所有埋深点的孔隙度最小值组成了砂岩孔隙度的最小边界，所有埋深点的孔隙度最大值组成了砂岩孔隙度的最大边界；

2）统计泥岩孔隙度随埋深变化的关系，生成散点图。取每个埋深点的孔隙度平均值作为该埋深点的泥岩孔隙度值。拟合泥岩孔隙度随埋深变化的关系式（1）。

${\mathrm{\Φ}}_m=4551\×e^{-{\left(\frac{Z+5979}{2409}\right)}^2}+8.363\×{10}^{17}\×e^{-{\left(\frac{Z+36660}{58160}\right)}^2}---\left(1\right)$

式（1）中，Φ_m：泥岩孔隙度，%；Z：埋深，m。

3）利用式（1）计算出每个砂岩所在埋深点处的泥岩孔隙度，并将每个埋深所对应的砂岩孔隙度、泥岩孔隙度生成散点图，即为库车坳陷砂岩、泥岩孔隙度随埋深变化的模式图。

2.统计砂岩的渗透率和孔隙度数据，拟合两者的关系为式（2），建立库车坳陷砂岩的渗透率随孔隙度的变化模型。利用公式（2）计算出泥岩孔隙度对应的渗透率。

$K_s=0.0047e^{0.5292{\mathrm{\Φ}}_s}---\left(2\right)$

R²=0.9999

式（2）中，Φ_s：砂岩孔隙度，%；K_s：砂岩渗透率，10^-3um²。

3.确定砂岩、泥岩的孔喉半径，具体操作步骤如下：

1）统计库车地区砂岩的孔隙度、渗透率及孔喉半径数据，并拟合砂岩孔喉半径随孔隙度、渗透率变化的关系方程式（3）。利用式（3）计算泥岩的孔喉半径。

lgr_s=0.171/gΦ_s+0.4123/gK_s-0.4176（3）

R²=0.8343

式（3）中， r_s：砂岩孔喉半径，um；Φ_s：砂岩孔隙度，%；K_s：砂岩渗透率，10^-3um²。

2）利用式（3）计算出砂岩的孔喉半径。利用式（2）计算出每个砂岩所在埋深点处的泥岩渗透率，然后再根据式（3）计算出各埋深点的泥岩孔喉半径。每个埋深的砂岩孔喉半径最小值共同组成了砂岩孔喉半径的最小边界，每个埋深的砂岩孔喉半径最大值共同组成了砂岩孔喉半径的最大边界。两个边界共同组成了砂岩孔喉半径随埋深的变化模式。而根据式（1）得到每个埋深点只有一个泥岩孔隙度数据，故得到每个埋深点处的泥岩只有一个孔喉半径值。

4.计算泥岩界面势能与砂岩界面势能比值。泥岩界面势能与砂岩界面势能比值的计算公式如下式（4），该比值在数值上相当于砂岩孔喉半径与泥岩孔喉半径的比值。根据步骤3求取的每个埋深点的砂岩、泥岩的孔喉半径，作其比值，即为不同埋深的泥岩界面势能与砂岩界面势能的比值。

式（4）中，Φ_相对：泥岩界面势能与砂岩界面势能比值，无纲量；σ：界面张力，N/m；υ：润湿角，°；r_m：泥岩孔喉半径，um；r_s：砂岩孔喉半径，um。

5.确定泥岩界面势能与砂岩界面势能比值的临界边界。与砂岩孔隙度的最大最小边界类似，泥岩界面势能与砂岩界面势能比值也有最大和最小边界。沿着泥岩界面势能与砂岩界面势能比值的最大和最小边界变化趋势向埋深深部延伸，在埋深9000m附近两个临界边界相交于一点。此时对应的砂岩孔隙度在横向上的变化范围趋近于一个点而不是一个区间。而且此时的砂岩孔隙度与泥岩孔隙度也基本相等。此泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随埋深的变化图即为库车地区泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随深度变化的模式。

6.统计库车坳陷地区油气藏每个深度点的孔隙度和渗透率，以及每个深度点所对应的油气解释结论。该地区油气解释结论主要包括油层、气层、水层、干层、含油水层、含水油层、含气水层、含水气层、油水同层、气水同层、油气同层、差油气层、差气层、差油层。将干层划为一类，将其余13种解释结论归为另外一类，统称油气层。

7.利用步骤3建立的模型计算出油气层和干层的孔喉半径，再利用步骤1建立的泥岩孔隙度随埋深的变化模型，计算出油气层和干层所在埋深点的泥岩孔隙度，然后根据步骤3计算出泥岩的孔喉半径，再计算出油气层和干层的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值。

8.将油气层和干层的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值数据点投到库车地区泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随埋深变化的模式图上，所有的数据点（包括油气层和干层）都在步骤5确定的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值最大和最小边界所圈定的范围内。同时，干层的数据点集中分布在靠近泥岩界面势能与砂岩界面势能比值的最小边界附近，油气层的数据点主要泥岩界面势能与砂岩界面势能比值值较大的区域。干层和油气层的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值数据之间有明显的分界线。此分界面为油气成藏的边界。此边界向埋深深处延伸与泥岩界面势能与砂岩界面势能比值最大边界的交点对应的砂岩孔隙度为油气成藏底限对应的储层临界孔隙度。此交点的储层孔隙度约2.0%。

应用此方法确定的库车坳陷油气成藏底限对应的储层孔隙度约2.0%。

Claims (6)

1.一种确定含油气盆地碎屑岩油气成藏储层临界孔隙度的方法，包括以下步骤：

（1）收集多口井的测井曲线资料，获取研究区不同埋深的砂岩孔隙度Φ_s及泥岩孔隙度Φ_m数据；收集压汞资料，获取砂岩孔隙度Φ_s1、渗透率K_s1、孔喉半径r_s1数据，收集测井解释结论资料，获取油气层及干层的孔隙度Φ_s2、渗透率K_s2数据；

（2）绘制砂岩孔隙度Φ_s随埋深变化的散点交会图，绘制泥岩孔隙度Φ_m随埋深变化的散点交会图，并拟合出泥岩孔隙度Φ_m随埋深变化的关系式1）；

（3）绘制砂岩渗透率K_s1与孔隙度Φ_s1的交会图，拟合K_s1与Φ_s1的关系式2），利用关系式2）计算出砂岩孔隙度Φ_s对应的渗透率K_s，泥岩孔隙度Φ_m对应的渗透率K_m；

（4）根据砂岩孔隙度Φ_s1、渗透率K_s1与孔喉半径r_s1数据拟合公式建立r_s1随Φ_s1与K_s1变化的关系式3），利用该关系式计算出Φ_s与K_s对应的r_s，及Φ_m与K_m对应的r_m；

（5）计算泥岩界面势能与砂岩界面势能比值，作该比值与埋深的散点交会图，建立泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随埋深的变化模型，并确定出泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随埋深分布的最大边界和最小边界；

（6）利用关系式3）计算出油气层和干层的孔喉半径，利用关系式1）计算出油气层和干层所在埋深点的泥岩孔隙度，根据公式2）计算出泥岩的渗透率，根据关系式3）计算出泥岩的孔喉半径，再计算出油气层和干层的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值，并将研究区油气层和干层泥岩界面势能与砂岩界面势能比值投到步骤（5）建立的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随埋深的变化模型中；

（7）在步骤（6）的基础上，划分出油气层和干层泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随埋深分布的分界线；

（8）步骤（7）确定的分界线与步骤（5）中的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值最大边界的交点对应的砂岩孔隙度为研究区的油气成藏底限对应的储层临界孔隙度。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤（1）中的油气层包括油层、气层、水层、含油水层、含水油层、含气水层、含水气层、油水同层、气水同层、油气同层、差油气层、差气层、差油层，油气层和干层均属于砂岩储层。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，水层、含油水层、含气水层的孔隙度、渗透率特征与其含他油气层相同，将这三者定为油气层的一部分。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤（3）中，根K_s1与Φ_s1的交汇图中，K_s1的坐标为对数形式，Φ_s1的坐标为十进制形式。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤（5）中的泥岩界面势能与砂岩界面势能是利用步骤（4）中计算得到的不同埋深的砂岩孔喉半径与泥岩孔喉半径，两者作比值而得到的，其计算公式如下：

式中， Φ_相对：泥岩界面势能与砂岩界面势能比值，无纲量；σ：界面张力，N/m；υ：润湿角，°；r_m：泥岩孔喉半径，um；r_s：砂岩孔喉半径，um。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤（7）中油气层和干层的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值随埋深的分布范围具有明显的分界线，分界线右侧为油气层的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值分布区，分界线左侧为干层的泥岩界面势能与砂岩界面势能比值分布区。