CN106021788B - 一种基于孔喉结构特征的致密储层分级评价标准划分方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及基于孔喉结构特征的致密储层分级评价标准划分方法，属于非常规油气勘探开发领域。包含以下几步：1)基于力学平衡原理厘定致密储层上限阀值；2)基于压汞实验的致密储层孔喉结构分析；3)基于含油致密储层的孔喉结构特征，厘定致密储层含油性下限；4)致密储层物性与产能关系，厘定富集致密油储层物性下限；5)建立致密储层孔喉结构与储层物性关系，划分致密储层物性分级评价标准。本发明提供了一种系统的、有严格科学依据的、可操作的致密储层分级评价标准厘定方法，依据该方法，可实现对致密储层的分类评价，并刻画出优质致密储层的分布区。

Description

一种基于孔喉结构特征的致密储层分级评价标准划分方法

技术领域

本发明涉及基于孔喉结构特征的致密储层分级评价标准划分方法，属于非常规油气勘探开发领域。

背景技术

随着油气勘探开发技术的不断进步以及能源需求的不断加剧，全球油气勘探开发的目标逐渐由常规构造圈闭油气藏向非常规领域的致密油气、页岩油气转变，这使得致密储层成为油气地质研究中新的关注目标。近年来，国内外学者对于致密储层的岩石学特征、物性特征、成岩作用、孔喉结构特征以及成因机制等方面做了大量研究，且都认识到致密储层多发育纳米—微米级多尺度的复杂孔喉系统，其运移方式、渗流机理、油气聚集特征等方面均有别于常规油气。虽然目前诸多学者对致密储层的上限和下限进行了研究和界定，但并未对致密储层进行一个系统的、依据充足的等级划分，使得致密油气在勘探开发过程中对目标的选取缺乏有效指导。

事实上，致密储层的储集性能和渗流能力主要受到储层孔喉大小、分布、以及孔喉连通性的影响，基于孔喉结构特征对致密储层进行等级划分，从机理上阐明了不同级别储层性能的差异，同时结合致密储层含油性和产能与储层物性的关系，将不同类别的致密储层赋予其地质意义。本项研究对致密储层进行等级划分，建立其分级评价标准，在一定意义上明确了致密储层“甜点区”、“有效区”、“低效区”的孔、渗界限，对致密油现阶段的勘探开发以及后期的战略部署均有着重要的意义。

发明内容

为了解决目前针对致密油气勘探中优质储层或甜点区优选所面临的问题，本发明提供了一种基于孔喉结构特征来建立致密储层分级评价标准的建立方法。主要是通过建立致密储层孔喉半径、含油气性、产能与孔隙度、渗透率的关系，厘定不同级别致密储层的物性参数界限，从而建立一套系统的致密储层分级评价标准。包括以下步骤：

步骤1)、基于力学平衡原理厘定致密储层上限阀值；

步骤2)、基于含油致密储层的孔喉结构特征，厘定有效致密储层物性下限；

步骤3)、致密储层物性与产能关系，厘定致密油“甜点”区储层物性下限；

步骤4)、基于致密储层孔喉结构特征，建立致密储层物性分级评价标准。

进一步的，上述步骤1)所开展计算油气所受毛管阻力时所需的地层润湿角和孔喉半径，需选取研究区典型致密储层样品，进行润湿角检测和压汞实验获得；浮力计算所需的地层倾角根据实际地质情况选取。根据毛管压力和浮力随喉道半径变化曲线的交汇点确定常规储层和致密储层喉道半径的分水岭，然后根据喉道半径与孔隙度、渗透率关系厘定致密储层物性上限阀值，将储层划分为常规储层和致密储层。

基于力学平衡主要是分析油气所受的浮力和毛细管阻力，认为致密油气藏的形成机制主要是毛细管阻力大于油气所受的浮力，致使在斜坡下倾方向或构造向斜区形成致密油气藏；

油气在地层中受到的浮力大小为：

式中：F—浮力，N；rp—孔隙半径，m；ρw—水的密度，kg/m3；ρ—油或气的密度，kg/m3；g—重力加速度，m/s2；α—地层倾角，°；

油气受到的毛管阻力是：

P_c＝2πr²σcosθ/r_p (2)

式中：Pc—毛管阻力，N；r—孔喉半径，m；rp—孔隙半径，m；θ—润湿角，°；σ—油水界面张力，0.015N/m；

当达到油水界面平衡状态时，即浮力与毛管阻力相等，由式(1)和式(2)可以推出：

r²＝3σcosθ/1250(ρ_w-ρ)g sinα (3)

由(3)式可以看出，油气上浮主要受孔喉半径的影响，即存在一个临界孔喉半径，当孔喉半径大于临界孔喉半径时，油气将向上运移；反之，油气将不能向上运移。临界孔喉半径与润湿角、油水或气水密度差、地层倾角均呈负相关。

进一步的，上述步骤2)关键是致密储层样品既存在含油的样品，也存在不含油的样品(最好是同一块岩芯中同时存在含油区域和不含油区域，分别钻取含油和不含油区域的样品)，分别开展恒速压汞实验，分析含油和不含油样品的孔喉大小、分布特征，界定含油和不含油样品的孔喉半径分布的分水岭，并根据孔喉半径与孔隙度、渗透率的关系，标定孔渗参数的阀值，定量表征两类样品的孔喉半径分布。不用样品的含油孔喉半径下限可能存在差异，以多个样品的平均含油孔喉半径下限为研究区的含油孔喉半径下限阀值，从而厘定致密储层有效储层物性下限界限。

进一步的，上述步骤3)通过建立平均孔隙度、平均渗透率与每米致密储层的平均日产能之间的关系，根据拐点确定致密油“甜点”区的物性参数下限。其中致密储层的产能指的是单井产油段的平均每米每天的产油量，储层物性是指该产油段的平均孔隙度和平均渗透率。根据平均产油量突然快速增长拐点，定义对应的致密储层物性为致密储层“甜点”的物性下限。该界限介于有效储层下限与致密储层上限之间，则将致密储层划分为优质致密储层和有效致密储层。

进一步的，上述步骤4)中主要是根据大量储层的压汞实验结果，分析样品的孔喉半径分布和进汞特征，所选取样品的物性从好到坏需均有分布。根据储层样品不同孔喉半径对应的进汞量所占比例，将致密储层的孔喉半径分布划分为一个主峰和多个次峰，并依据孔喉半径与物性关系，厘定孔隙度、渗透率的划分阈值，根据主峰和次峰的分布差异将储层划分为常规储层、优质致密储层、有效致密储层、低效致密储层。

本发明的有益效果：实现了依据孔喉结构特征对致密储层分级评价，将致密储层划分为三个等级，并厘定了不同级别储层的物性、孔喉半径界限。该方法和结果可靠性强，依据充足，且易操作，对于致密油勘探开发有着重要的指导意义。

显然，本领域技术人员基于本发明的宗旨所做出的修改和变化均属于本发明的保护范围。

附图说明

当结合附图考虑时，通过参照下面的详细描述，能够更完整、更好地理解本发明，以及可以更好的阐述本发明的科学性和实用性，但此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本发明的一部分，本发明的实例说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。

图1是浮力和毛阻力力学图版，界定致密储层上限。

图2a-图2f是含油与不含油致密储层孔喉半径分布特征。

图3a-图3b是致密储层喉道半径-孔隙度-渗透率关系。

图4a-图4b是致密储层单井平均每米每天产能与物性关系。

图5是基于孔喉半径分布的储层等级划分，左侧为孔喉半径分布图，右侧为进汞特征图。

图6是储层孔渗关系图，根据图5的等级划分，划分孔渗界限。

图7是致密储层含油性与物性关系，验证等级划分与储层含油性关系。

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，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明主要提出了一种基于孔喉结构特征、进汞特征以及产能对致密储层进行分类评价的方法，从而厘定致密储层孔喉半径、孔隙度、渗透率的分类界限。

基于力学平衡原理，基于式(1)、式(2)，建立油气所受到的浮力和毛管阻力与孔喉半径的关系图版(图1)，当油气所受的浮力小于毛管阻力时(即浮力与毛管阻力交汇点左侧区域)，可形成致密油气藏，反之则为常规油气藏，浮力与毛管阻力的交汇点即为致密储层的物性上限。由图1可知，当地层倾角为90°时，喉道半径需小于0.3μm时才能形成致密油气藏，而当地层趋于水平状态时，喉道半径仅需8μm即称之为致密储层。研究区目的层最大地层倾角约为10°，其对应的临界喉道半径约为0.8μm。基于喉道半径与渗透率、孔隙度关系图版(图3a-图3b)，当喉道半径为0.8μm时，储层渗透率为1.0×10-3μm2，孔隙度12％。因此，定义研究区目的层孔隙度小于12％、渗透率小于1.0×10-3μm2的储层为致密储层。

根据恒速压汞实验，可分别获得含油与不含油样品的孔隙与喉道半径分布特征。如图2a-图2f所示，三口井同一深度下各自的三块样品，无论是否含油，其孔隙半径的分布范围均无明显差异，主要分布在100～200μm之间，但喉道半径的分布却存在明显差异。井Ⅰ的1号样品和2号样品均含油，其喉道半径分布的主峰大于320nm，而3号样品不含油，喉道半径主峰小于320nm；井Ⅱ的1号样品含油，其喉道半径主峰大于280nm，2号和3号样品不含油，其喉道半径主峰小于280nm；同样，井Ⅲ的三块样品均含油，其喉道半径主峰也均大于280nm。这一现象不仅证实了恒速压汞曲线特征所蕴含的喉道才是制约致密储层是否含油的关键，同时也揭示了研究区致密储层含油下限。从9块样品含油的喉道半径界限来看，不同样品存在一定的差异，这可能与原油充注时期的驱动力大小有关。当原油充注力较大时，其下限会有所下降，因此，对于松辽盆地南部泉四段致密储层而言，我们取其均值300nm为致密储层是否含油的喉道半径下限。根据喉道半径与渗透率以及渗透率与孔隙度关系图(图3a-图3b)，300nm对应的致密储层渗透率约为0.04×10-3μm2，且对应的孔隙度约为6％。故此，研究区目的层致密储层含油的物性下限阀值为渗透率0.04×10-3μm2、孔隙度6％。

油藏产能受多种因素影响，包括储层物性、含油性、油层厚度、含油面积等地质因素以及生产压差、油嘴大小、压裂改造等工程因素。如果不考虑工程因素以及消除油层厚度对产能的影响，即可反映出储层物性对油藏产能的制约作用。建立单井每米储层平均日产量与平均孔隙度、渗透率的关系发现(图4a-图4b)，随着储层物性的增加，整体上每米储层平均日产量随之增加，当平均孔隙度大于9％，渗透率大于0.1×10-3μm2时，每米储层平均日产量急剧增加，而这一界限正对应于优质致密储层的物性下限。因此，在油源充足的条件下，有足够的理由将孔隙度大于9％、渗透率大于0.1×10-3μm2优质致密储层定义为致密油勘探开发的“甜点区”。

根据砂岩样品不同孔喉半径对应的进汞量所占比例(图5)，所有样品的进汞量均存在一个主峰和多个次峰(按孔喉半径从大到小，依次划分为第一次峰、第二次峰……)，主峰均分布在该样品孔喉半径较大的区域，随着孔喉半径的减小，各个次峰所蕴含的进汞量逐渐减小。这说明在砂岩储集体中，油气的充注并非均匀分布在所有的不同尺寸的孔喉中，而是优先进入较大孔喉的储集空间内。虽然砂岩内储集空间尺寸多样，但存在以某一孔喉尺寸范围为主导，这也必然会造成砂岩储集体存在等级划分。

如图5A-1所示，该类样品中注入的汞主要充注在半径为0.4～1.6μm的孔喉中，此类样品最大进汞饱和度平均在88％左右，退汞效率均值约为38％(图5A-2)；图5B-1中主峰分布在半径为0.063～0.4μm的孔喉中，此类样品最大进汞饱和度均值在86％左右，退汞效率均值约为30％(图5B-2)；图5C-1中主峰分布在半径为0.0063～0.063μm的孔喉中，此类样品最大进汞饱和度均值为79％，退汞效率均值约为25％(图5C-2)；图5D中主峰分布在半径为0.0004～0.0063μm的孔喉中，此类样品最大进汞饱和度均值为68％，退汞效率均值约为21％(图5D-2)；图5E中主峰分布在半径为小于0.0004μm的孔喉中，此类样品最大进汞饱和度均值为61％，退汞效率均值约为18％(图5E-2)。同时，根据砂岩孔喉半径的分布特征，不同类型砂岩进汞的主峰/次峰孔喉半径分布范围之间存在一定的联系，如图5A-1的第一次峰对应于图5B-1的主峰；图5A-1的第二次峰对应图5B-1的第一次峰，对应图5C-1的主峰；图5A-1的第三次峰对应图5B-1的第二次峰，对应图5C-1的第一次峰，对应图5D-1的主峰。根据以上分析，可将130个砂岩样品划分为5个等级：进汞主峰在孔喉半径为0.4～1.6μm为第Ⅰ类砂岩；进汞主峰孔喉半径为0.063～0.4μm为第Ⅱ类砂岩；进汞主峰孔喉半径为0.0063～0.063μm为第Ⅲ类砂岩；进汞主峰孔喉半径为0.0004～0.0063μm为第Ⅳ类砂岩；进汞主峰孔喉半径小于0.0004μm为第Ⅴ类砂岩。

根据上述样品的孔、渗数据，Ⅰ类砂岩分布在孔隙度大于12％、渗透率大于1.0×10-3μm2区域(图6)，这个界限正对应于常规储层与致密储层的界限，故此，Ⅰ类砂岩为常规砂岩储层。Ⅱ类砂岩孔隙度介于9％～12％、渗透率介于0.1～1.0×10-3μm2(图6)，根据录井油气显示(按照中石油岩芯/岩屑含油级别从高到低分别为含油、油浸、油迹、油斑、荧光)，该范围内致密砂岩主要为含油、油浸、油迹显示(图7)，因此，可定义Ⅱ类砂岩为优质致密储层。Ⅲ类砂岩孔隙度介于6％～9％、渗透率介于0.05～0.1×10-3μm2(图6)，与恒速压汞所得致密储层含油的下限孔隙度6％、渗透率0.04×10-3μm2基本一致，且从录井油气显示来看，该范围内致密砂岩主要以油斑为主(图7)，可以认为Ⅲ类储层为有效致密储层。Ⅳ类砂岩孔隙度介于4％～6％、渗透率介于0.01～0.05×10-3μm2(图6)，虽然该范围已经超出肉眼观察的含油下限，但从录井结果可知，该范围内的致密砂岩依然存在荧光显示(图7)，因此该范围内的致密砂岩依然可以归纳为储层范畴，故定义为低效致密储层。Ⅴ类砂岩孔隙度小于4％、渗透率小于0.01×10-3μm2(图6)，该类砂岩非常致密，基本无油气显示。虽然孔隙度小于4％的致密砂岩以纳米孔为主，且仍赋存一定的资源，但由于开发成本高，经济开采难度大，资源品质较差，故此，这里将此类砂岩定义为非储层。

基于对致密储层上、下限以及砂岩孔喉分布特征综合评价，建立研究区目的层物性分级评价标准，划分为5类，其中将孔隙度介于4～12％、渗透率介于0.01～1.0×10-3μm2、孔喉半径小于介于0.0004～0.4μm的砂岩定义为致密储层，且将致密储层划分为优质致密储层、有效致密储层和低效致密储层三类。储层分级评价表如下表所示。

Claims (3)

1.基于孔喉结构特征的致密储层分级评价标准划分方法，其特征在于包括以下步骤：

步骤1)、基于力学平衡原理厘定致密储层上限阀值；

步骤2)、基于含油致密储层的孔喉结构特征，厘定有效致密储层物性下限；

步骤3)、致密储层物性与产能关系，厘定致密油“甜点”区储层物性下限；

步骤4)、基于致密储层孔喉结构特征，建立致密储层物性分级评价标准；

所述步骤1)中基于力学平衡主要是分析油气所受的浮力和毛细管阻力，认为致密油气藏的形成机制主要是毛细管阻力大于油气所受的浮力，致使在斜坡下倾方向或构造向斜区形成致密油气藏；

油气在地层中受到的浮力大小为：

$F=4/2{\mathrm{\πr}}_p^3({\mathrm{\ρ}}_w-\mathrm{\ρ})gsin\mathrm{\α}---\left(1\right)$

式中：F—浮力，N；rp—孔隙半径，m；ρ_w—水的密度，kg/m³；ρ—油或气的密度，kg/m³；g—重力加速度，m/s²；α—地层倾角，°；

油气受到的毛管阻力是：

P_c＝2πr²σcosθ/r_p (2)

式中：Pc—毛管阻力，N；r—孔喉半径，m；rp—孔隙半径，m；θ—润湿角，°；σ—油水界面张力，0.015N/m；

当达到油水界面平衡状态时，即浮力与毛管阻力相等，由式(1)和式(2)推出：

r²＝3σcosθ/1250(ρ_w-ρ)gsinα (3)

由(3)式看出，油气上浮主要受孔喉半径的影响，即存在一个临界孔喉半径，当孔喉半径大于临界孔喉半径时，油气将向上运移；反之，油气将不能向上运移；临界孔喉半径与润湿角、油水或气水密度差、地层倾角均呈负相关；

所述步骤3)通过建立平均孔隙度、平均渗透率与每米致密储层的平均日产能之间的关系，根据拐点确定致密油“甜点”区的物性参数下限。

2.根据权利要求1所述的基于孔喉结构特征的致密储层分级评价标准划分方法，其特征在于：所述步骤2)基于含油和不含油的致密砂岩样品的恒速压汞实验，分析含油和不含油样品的孔喉大小、分布特征，界定含油和不含油样品的孔喉半径分布的分水岭，并根据孔喉半径与孔隙度、渗透率的关系，标定孔渗参数的阀值。

3.根据权利要求1所述的基于孔喉结构特征的致密储层分级评价标准划分方法，其特征在于：所述步骤4)基于常规压汞资料，分析致密砂岩样品的孔喉分布及压汞特征，将致密砂岩进行等级划分，并依据孔喉半径与物性关系，厘定孔隙度、渗透率的划分阈值。