CN104360039B - 一种致密砂岩储层成岩相定量评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种致密砂岩储层成岩相定量评价方法，属于油气储层评价技术领域，本发明可在待评价区取心资料少的情况下，利用待评价区的岩心资料、测井资料，对待评价区致密砂岩储层成岩相类型进行划分，建立待评价区致密砂岩储层成岩相类型与取心井测井参数的关系,确定待评价区致密砂岩储层非取心井致密砂岩储层成岩相类型，实现对待评价区致密砂岩储层成岩相的定量评价，确定致密砂岩储层有利成岩相带和有利储层的分布特征，为预测有利勘探开发区，指导油气勘探与开发提供可靠依据，降低了勘探开发成本。
Description
技术领域
本发明涉及一种致密砂岩储层成岩相的定量评价方法，属于油气储层评价技术领域。
背景技术
致密砂岩经过复杂、强烈的成岩演化过程，储层岩性致密，物性差，平均孔隙度在2.5％左右，平均渗透率在0.05×10-3μm2左右，并且致密砂岩储层的成岩作用类型多、强度差异大，导致其成岩相划分、识别及评价难度大，有利储层展布认识困难。
现有的砂岩储层成岩相的评价方法是通过取心井岩心观察、显微薄片、扫描电镜等岩心资料确定成岩作用类型及强弱来划分成岩相类型。该方法是通过取心井岩心样品进行成岩作用和成岩相研究，建立取心井砂岩储层的纵向成岩相序列。对于一个油田而言，取心井非常有限，约99％的井是非取心井，由于取心成本高，造成取心资料少，仅依靠取心资料，难以满足区域化致密砂岩储层成岩相评价需要。目前申请号为201410106783.1的专利申请公开了一种砂岩储层成岩测井相定量表征的方法，该方法通过建立砂岩成岩相的测井相电性判别多项式，识别砂岩储层的成岩相纵向相序，确定目的层储层成岩相平面分布。但该方法针对于致密砂岩储层成岩相的划分过程中优选测井敏感参数难以确定，难以确定致密砂岩储层有利成岩相带的展布。
发明内容
本发明的目的是针对现有的砂岩储层成岩相评价方法存在的由于评价区内取心资料少、评价精度低、有利的成岩相带展布认识不清的缺陷，提供了一种适用于致密砂岩储层的成岩相定量评价方法。
本发明具体包括以下步骤：
1、待评价区的岩心资料、测井资料的收集，其中：
1.1岩心资料包括岩心观察资料及化验分析资料，化验分析资料包括岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X—衍射及阴极发光资料；
1.2测井资料包括自然电位SP、自然伽马GR、声波时差AC、密度DEN、补偿中子CNL、深电阻率LLD、浅电阻率LLS、孔隙度φ的测井资料；
2、待评价区致密砂岩储层成岩相类型的划分
利用步骤1.1收集的待评价区内取心井岩心资料，确定其致密砂岩储层岩石类型、孔渗级别和成岩作用类型，建立致密砂岩储层的成岩作用类型、岩石类型和孔渗级别之间的相关关系，划分致密砂岩储层成岩相类型；
2.1利用步骤1.1的岩石薄片、铸体薄片资料确定待评价区致密砂岩储层岩石类型；
2.2利用步骤1.1的岩石薄片资料确定待评价区致密砂岩储层孔渗级别；
2.3利用步骤1.1的岩心观察资料、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X—衍射及阴极发光资料，划分待评价区致密砂岩储层成岩作用类型；
2.4利用步骤2.1的待评价区致密砂岩储层岩石类型、步骤2.2的待评价区致密砂岩储层孔渗级别、步骤2.3的待评价区致密砂岩储层成岩作用类型，建立其致密砂岩储层成岩作用类型与岩石类型及孔渗级别的关系，确定待评价区内致密砂岩储层成岩相类型；
3、建立待评价区致密砂岩储层成岩相类型与取心井测井参数的关系,优选出待取心井的测井敏感参数及特征值，将待评价区非取心井与取心井测井敏感参数及特征值进行对比分析，确定待评价非取心井致密砂岩储层成岩相类型；
3.1建立待评价区内取心井致密砂岩储层成岩相类型纵向系列，优选出待评价区内取心井的测井敏感参数，包括自然伽马GR取、声波时差AC取、密度DEN取、深电阻率LLD取和孔隙度φ取，建立其与步骤2.4确定的待评价区内致密砂岩储层成岩相类型之间的响应关系；
3.2通过待评价区非取心井测井敏感参数，包括自然伽马GR非取、声波时差AC非取、密度DEN非取、深电阻率LLD非取和孔隙度φ非取，与步骤3.1优选的待评价区内取心井的测井敏感参数的对比，确定待评价区非取心井致密砂岩储层成岩相类型；
4、待评价区致密砂岩储层成岩相的定量评价
利用步骤3.1建立的待评价区内取心井致密砂岩储层成岩相类型纵向系列和步骤3.2确定的待评价区非取心井致密砂岩储层成岩相类型厚度及厚度百分数的特征及指标，约束编制待评价区致密砂岩储层成岩相平面图，确定待评价区致密砂岩储层有利成岩相的展布，实现待评价区致密砂岩储层成岩相定量评价。
本发明可在待评价区内取心井少的情况下，利用取心井资料确定待评价区内致密砂岩储层成岩相类型，建立待评价区致密砂岩储层成岩相类型与取心井测井响应特征之间的关系，进而划分待评价区致密砂岩储层非取心井致密砂岩储层成岩相类型，利用致密砂岩储层成岩相类型厚度及厚度百分数的特征及指标，实现区域化致密砂岩储层成岩相定量评价，确定致密砂岩储层有利成岩相带和有利储层的分布特征，为预测有利勘探开发区，指导油气勘探与开发提供可靠依据，降低了勘探开发成本。
附图说明
图1是本发明技术方案流程框图；
图2是利用现有技术编制的普光气田须家河组致密砂岩储层三端元岩石分类图版；
图3是利用本发明编制的普光气田须家河组致密砂岩储层成岩作用类型与岩石类型及孔渗级别的关系图版；
图4是利用现有技术编制的普光气田普陆1井须家河组须六段致密砂岩储层取心井段成岩相综合柱状图；
图5是利用现有技术编制的普光气田须家河组致密砂岩储层声波时差、自然伽马与特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相、超低孔渗岩屑砂岩弱溶蚀相、致密岩屑砂岩压实相、致密砂岩硅质胶结相及致密砂岩钙质胶结相的关系图；
图6是利用现有技术编制的普光气田须家河组致密砂岩储层密度、自然伽马与特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相、超低孔渗岩屑砂岩弱溶蚀相、致密岩屑砂岩压实相、致密砂岩硅质胶结相及致密砂岩钙质胶结相的关系图；
图7是利用现有技术编制的普光气田须家河组致密砂岩储层深电阻率、自然伽马与特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相、超低孔渗岩屑砂岩弱溶蚀相、致密岩屑砂岩压实相、致密砂岩硅质胶结相及致密砂岩钙质胶结相的关系图；
图8是利用现有技术编制的普光气田须家河组致密砂岩储层孔隙度、自然伽马与特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相、超低孔渗岩屑砂岩弱溶蚀相、致密岩屑砂岩压实相、致密砂岩硅质胶结相及致密砂岩钙质胶结相的关系图；
图9是利用本发明编制的普光气田普陆1井须家河组成岩相综合柱状图；
图10是利用本发明编制的普光气田须家河组致密砂岩储层特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相厚度平面等值分布图；
图11是利用本发明编制的普光气田须家河组致密砂岩储层特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相厚度百分数平面等值分布图；
图12是利用本发明编制的普光气田须家河组致密砂岩储层超低孔渗长石岩屑砂岩弱溶蚀相厚度平面等值分布图；
图13是是利用本发明编制的普光气田须家河组致密砂岩储层超低孔渗长石岩屑砂岩弱溶蚀相叠加厚度百分数平面等值分布图；
图14是利用本发明编制的普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相综合评价图。
具体实施方式
中国普光气田须家河组砂岩孔隙度为0.14～7.84％，平均2.14％，渗透率为0.004～7.86×10-3μm2，平均0.089×10-3μm2，其储层属于致密砂岩储层；下面结合普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相定量评价的实例和附图，对本发明实施方式做进一步详细说明，由图1可知，本发明具体步骤如下：
1、普光气田须家河组岩心资料、测井资料的收集
1.1岩心资料包括普陆1井、普光3011-5井、回注1井、普陆2井4口取心井250m的岩心观察资料及1100个采样点的化验分析资料，化验分析资料包括岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X—衍射及阴极发光资料。
1.2测井资料包括普光气田须家河组42口探井的自然电位SP、自然伽马GR、声波时差AC、密度DEN、补偿中子CNL、深电阻率LLD、浅电阻率LLS、孔隙度φ的测井资料。
2、普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相类型的划分
利用步骤1.1收集普光气田须家河组的取心井岩心资料，确定其致密砂岩储层岩石类型、孔渗级别和成岩作用类型，建立普光气田须家河组致密砂岩储层的成岩作用类型、岩石类型和孔渗级别之间的相关关系，划分普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相类型；
2.1确定普光气田须家河组致密砂岩储层岩石类型：利用步骤1.1普光气田须家河组4口取心井1100各采样点岩石薄片和铸体薄片资料分析，依据如图2所示的利用现有技术编制的普光气田须家河组致密砂岩储层三端元岩石分类图版，将普光气田须家河组致密砂岩储层的岩石类型划分为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩。
2.2确定普光气田须家河组致密砂岩储层孔渗级别：利用步骤1.1普光气田须家河组4口取心井1100块岩石薄片资料，通过物性分析，普光气田须家河组致密砂岩储层孔隙度为0.14～7.84％，平均2.14％，渗透率为0.004～7.86×10-3μm2，平均0.089×10-3μm2，依据SY/T6285—2011油气储层评价标准，将其孔渗级别分为特低孔渗、超低孔渗和致密孔渗3个级别。
2.3确定普光气田须家河组致密砂岩储层成岩作用类型：利用步骤1.1的普光气田须家河组1100个采样点的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X—衍射及阴极发光试验资料分析，将普光气田须家河组致密砂岩储层成岩作用划分为5种，包括压实作用、溶蚀作用、弱溶蚀作用、硅质胶结作用及钙质胶结作用。
2.4划分普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相类型：
利用步骤2.1的普光气田须家河组致密砂岩储层岩石类型、步骤2.2的普光气田须家河组致密砂岩储层孔渗级别、步骤2.3划分的普光气田须家河组致密砂岩储层成岩作用类型，建立其成岩作用类型与岩石类型及孔渗级别的关系图版，如图3所示，图中F/R为长石含量与岩屑含量的比值，当F/R≥0.4时，致密砂岩储层岩石类型为长石岩屑砂岩，当F/R＜0.4时，致密砂岩储层岩石类型为岩屑砂岩。由图3可知，普光气田须家河组成岩相类型划分为特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相、超低孔渗长石岩屑砂岩弱溶蚀相、致密岩屑砂岩压实相、致密砂岩硅质胶结相及致密砂岩钙质胶结相5种类型，具体见表1；其中，特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相为普光气田致密砂岩储层最有利成岩相，超低孔渗长石岩屑砂岩弱溶蚀相为次有利成岩相，致密岩屑砂岩压实相、致密砂岩硅质胶结相及致密砂岩钙质胶结相为不利成岩相。
表1 普光气田致密砂岩储层成岩相类型划分成果表
| 序号 | 成岩相类型 | 岩石类型 | 成岩作用类型 | 孔渗级别 |
| 1 | 特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相 | 长石岩屑砂岩 | 溶蚀作用 | 特低孔渗 |
| 2 | 超低孔渗岩屑砂岩弱溶蚀相 | 长石岩屑砂岩 | 弱溶蚀作用 | 超低孔渗 |
| 3 | 致密岩屑砂岩压实相 | 岩屑砂岩 | 压实作用 | 致密孔渗 |
| 4 | 致密砂岩硅质胶结相 | 石英岩屑砂岩 | 硅质胶结作用 | 致密孔渗 |
| 5 | 致密砂岩钙质胶结相 | 灰质岩屑砂岩 | 钙质胶结作用 | 致密孔渗 |
3、建立普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相类型与取心井测井参数的关系,优选出普光气田须家河组取心井的测井敏感参数及特征值，将普光气田须家河组非取心井与取心井测井敏感参数及特征值进行对比分析，确定普光气田须家河组致密砂岩储层非取心井致密砂岩储层成岩相类型；
3.1建立普光气田须家河组普陆1井、普光3011-5井、回注1井、普陆2井4口取心井致密砂岩储层成岩相类型纵向系列，编制普光气田须家河组4口取心井岩心成岩相综合柱状图。其中，图4为普光气田普陆1井须家河组须六段致密砂岩储层取心井段成岩相综合柱状图。读取普光气田须家河组4口取心井成岩相综合柱状图上1100个采样点成岩相对应的各类测井参数值，包括自然电位SP取、自然伽马GR取、声波时差AC取、密度DEN取、补偿中子CNL取、深电阻率LLD取、浅电阻率LLS取、孔隙度φ取。
3.2优选出普光气田须家河组取心井的测井敏感参数，建立其与步骤2.4确定的普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相类型之间的响应关系：通过利用步骤3.1读取的普光气田须家河组取心井测井参数，建立其与普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相类型关系图，见图5、图6、图7、图8，从中优选出能够区分普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相类型的5类测井敏感参数，包括自然伽马GR取、声波时差AC取、密度DEN取、深电阻率LLD取和孔隙度φ取，该5类测井敏感参数特征值见表2，进一步建立其与步骤2.4确定的普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相类型之间的响应关系；
表2 普光气田致密砂岩储层成岩相测井敏感参数特征值表
3.3通过普光气田须家河组致密砂岩储层非取心井测井敏感参数，包括自然伽马GR非取、声波时差AC非取、密度DEN非取、深电阻率LLD非取和孔隙度φ非取，与普光气田须家河组致密砂岩储层取心井的测井敏感参数的对比，确定普光气田须家河组致密砂岩储层非取心井致密砂岩储层成岩相类型。编制普光气田须家河组38口非取心井与4口取心井致密砂岩储层成岩相综合柱状图。其中，图9是利用本发明编制的普光气田普陆1井须家河组成岩相综合柱状图。
4、普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相的定量评价
利用步骤3.3的普光气田须家河组42口井致密砂岩储层成岩相综合柱状图得到的普光气田须家河组致密砂岩储层5种成岩相类型的厚度及厚度百分数，约束编制普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相平面图，实现普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相定量评价。
依据步骤2.4的普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相类型评价结果、步骤3.3致密砂岩储层成岩相类型厚度及厚度百分数特征指标值，编制普光气田须家河组致密砂岩储层特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相与超低孔渗长石岩屑砂岩弱溶蚀相厚度、厚度百分数等值分布图，见图10、图11、图12、图13，依次叠加图10、图11、图12、图13，约束编制普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相平面图，如图14所示，开展普光气田须家河组致密砂岩储层成岩相定量评价：
从图14、图10、图11看出，普光气田须家河组致密砂岩储层特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相分布于普光1—普光7—普光2井区和东岳1—普陆1—老君2井区，其分布厚度百分数大于20，并且厚度在10m以上，为普光气田须家河组致密砂岩储层最有利成岩相发育区，是有利勘探目标区。
从图14、图12、图13看出，普光气田须家河组致密砂岩储层超低孔渗长石岩屑砂岩弱溶蚀相连片分布于特低孔渗长石岩屑砂岩溶蚀相外围，包括毛坝1—大湾102—普光11井区、普光3—普光4—普光12井区、普光5—普光9—普光10井区、东岳84—清溪3—老君1井区，其分布厚度百分数在30以上，并且厚度在20m以上，是普光气田须家河组致密砂岩储层次有利成岩相发育区，是潜在勘探目标区。
Claims (1)
1.一种致密砂岩储层成岩相定量评价方法，其特征包括以下步骤：
（1）待评价区的岩心资料、测井资料的收集；
岩心资料包括岩心观察资料及化验分析资料，化验分析资料包括岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射及阴极发光资料；
测井资料包括自然电位SP、自然伽马GR、声波时差AC、密度DEN、补偿中子CNL、深电阻率LLD、浅电阻率LLS、孔隙度φ的测井资料；
（2）待评价区致密砂岩储层成岩相类型的划分：
利用待评价区内的取心井岩心资料，确定其致密砂岩储层岩石类型、孔渗级别和成岩作用类型，建立致密砂岩储层的成岩作用类型、岩石类型和孔渗级别之间的相关关系，划分致密砂岩储层成岩相类型；
利用步骤（1）的岩石薄片、铸体薄片资料确定待评价区致密砂岩储层岩石类型；
利用步骤（1）的岩石薄片资料确定待评价区致密砂岩储层孔渗级别；
利用步骤（1）的岩心观察资料、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射及阴极发光资料划分待评价区致密砂岩储层成岩作用类型；
（3）建立待评价区致密砂岩储层成岩相类型与取心井测井参数的关系，确定待评价区致密砂岩储层非取心井致密砂岩储层成岩相类型：
建立待评价区内取心井致密砂岩储层成岩相类型纵向系列，优选出待评价区内取心井的测井敏感参数，包括自然伽马GR取、声波时差AC取、密度DEN取、深电阻率LLD取和孔隙度φ取，建立其与待评价区内致密砂岩储层成岩相类型之间的响应关系；
通过待评价区非取心井测井敏感参数，包括自然伽马GR非取、声波时差AC非取、密度DEN非取、深电阻率LLD非取和孔隙度φ非取，与优选的待评价区内取心井的测井敏感参数的对比，确定待评价区非取心井致密砂岩储层成岩相类型及表征其类型的特征指标；
（4）待评价区致密砂岩储层成岩相的定量评价：
利用待评价区内取心井致密砂岩储层成岩相类型纵向系列和待评价区非取心井致密砂岩储层成岩相类型的特征及指标，约束编制待评价区致密砂岩储层成岩相平面图，确定待评价区致密砂岩储层有利成岩相的展布，实现待评价区致密砂岩储层成岩相定量评价；
特征及指标是指致密砂岩储层成岩相类型的厚度及厚度百分数；首先，编制待评价区内取心井与非取心井致密砂岩储层成岩相综合柱状图；其次，利用上述致密砂岩储层成岩相综合柱状图得到各成岩相类型的厚度及厚度百分数。
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