CN107092719B - 注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法及装置，涉及碎屑岩油气开发技术领域。方法包括：确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据；将海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层；建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径；根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值；建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型；确定单井的海相碎屑岩的岩心渗透率；识别注水优势通道；根据注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径。
Description
技术领域
本发明涉及碎屑岩油气开发技术领域，尤其涉及一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法及装置。
背景技术
当前，海相碎屑岩的油气开发是全球油气储量增长的重要途径，海相碎屑岩可以形成规模巨大的油气田。我国海相碎屑岩的油气储量主要分布在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和四川盆地，其中以塔里木盆地勘探成果最为突出。塔里木盆地东河塘组东河砂岩中已发现了哈得逊、东河塘、塔中4、轮南59等13个油气田。在油气田注水开发过程中，由于储层微观喉道结构和宏观物性特征等方面的差异，以及流体自身的重力作用，注入水会优先沿着储层中的特定条带向油井突进；经过长期注水冲刷后，这些特定条带会逐渐形成在油水井间贯通的渗透性高、吸水能力强的流体渗流通道。这些流体渗流通道在油田开发中表现为无效或低效水循环，造成注入水波及体积减小、水驱油效率降低、油井含水率急剧上升，开发效果明显变差。因此，当前可制造粒径可控的(0.5-30μm)、与储层岩石喉道尺寸相匹配的弹性微球，在注水优势通道(即流速大的部位)通过外壁上的亲水羟基组装起来，实现对优势通道的精确封堵，增加波及因数和驱油效率。
目前，我国海相碎屑岩油藏大多已进入开发中后期，油藏含水率高，剩余油赋存规模大，存在注水后随着水淹程度的升高而渗透率越来越大的优势通道，严重制约了海相碎屑岩油田的开发，导致注入水的低效甚至无效循环，剩余油大量赋存于地下并难以采出。因此急需识别这些注水优势通道及优选封堵微球的粒径，从而使得优势通道的封堵更加高效。尽管国内外已经开展了注水优势通道识别研究，取得了一些进展和成果，但对水驱油藏注水优势通道形成机理的认识不够深入，同时对注水优势通道的识别仍主要以定性识别为主，也缺乏优选封堵微球粒径的方法。如何准确识别注水优势通道及优选微球封堵粒径是当前亟待解决的难题。
发明内容
本发明的实施例提供一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法及装置，以解决现有技术对水驱油藏注水优势通道形成机理的认识不够深入，同时对注水优势通道的识别仍主要以定性识别为主，缺乏优选封堵微球粒径的方法的问题。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法，包括：
获取海相碎屑岩的岩心分析数据，确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据；
根据粘土矿物相关特征数据中的储层喉道半径，将所述海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层；
建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，并根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径；
对比多个待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率，并根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值；
根据岩心刻度测井方法，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型；
根据单井密度测井曲线确定海相碎屑岩的岩心孔隙度，并根据海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，确定单井的海相碎屑岩的岩心渗透率；
根据单井的海相碎屑岩的岩心渗透率和所述注水优势通道的界限值，识别注水优势通道；
根据所述注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径。
具体的，获取海相碎屑岩的岩心分析数据，确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据，包括：
获取海相碎屑岩的粘土矿物X衍射数据、扫描电镜资料数据以及压汞资料数据；
根据所述粘土矿物X衍射数据确定海相碎屑岩储层的粘土矿物类型和各粘土矿物类型的含量；
根据所述扫描电镜资料数据确定所述粘土矿物在海相碎屑岩储层中的粒径大小及分布产状；
根据所述压汞资料数据确定海相碎屑岩储层的储层喉道半径及储层分布。
具体的，根据粘土矿物相关特征数据中的储层喉道半径，将所述海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层，包括：
根据预先设置的储层喉道半径范围，将海相碎屑岩储层中平均喉道半径的大小在各储层喉道半径范围内的储层划分为多个待研究储层。
具体的，建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，并根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，包括：
提取所述压汞资料数据中的海相碎屑岩储层的渗透率与储层喉道半径的绘制交会图；
根据所述绘制交会图，建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型；所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型为：Perm＝10.126*R2.169；其中，Perm为海相碎屑岩的待研究储层的渗透率；R为储层喉道半径的平均值；
根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率和所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，确定各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
具体的，对比多个待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率，并根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值，包括：
对比各待研究储层在预先设置的原状、低水淹、中水淹和高水淹的水淹程度下的储层渗透率；
获取待研究储层水淹后储层渗透率增大，且随着水淹程度加深，储层渗透率也增大的待研究储层，作为注水优势通道储层；
将所述注水优势通道储层的平均喉道半径和储层渗透率确定为注水优势通道的界限值。
具体的，根据岩心刻度测井方法，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，包括：
根据海相碎屑岩的岩心井划分样本层，将海相碎屑岩的岩心孔隙度与单井密度测井曲线进行单相关分析，确定孔隙度解释模型；其中，所述孔隙度解释模型为：Ф＝-43.5DEN+119.59；其中，Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度；DEN为单井密度测井曲线值；
根据所述孔隙度解释模型，将海相碎屑岩的岩心孔隙度和对应的海相碎屑岩的岩心渗透率进行单相关分析，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型；所述海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型为：Perm'＝1.8512e0.2954Φ；其中，Perm'为海相碎屑岩的岩心渗透率；Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度。
具体的，根据单井的海相碎屑岩的岩心渗透率和所述注水优势通道的界限值，识别注水优势通道，包括：
将单井的海相碎屑岩的岩心渗透率大于所述注水优势通道的界限值中的储层渗透率的井段确定为注水优势通道。
具体的，根据所述注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径，包括：
根据公式：0.5R<D<R确定优选微球封堵粒径；其中，D为所述优选微球封堵粒径；R为注水优势通道对应的待研究储层海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置，包括：
相关特征数据确定单元，用于获取海相碎屑岩的岩心分析数据，确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据；
待研究储层划分单元，用于根据粘土矿物相关特征数据中的储层喉道半径，将所述海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层；
喉道半径计算单元，用于建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，并根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径；
注水优势通道的界限值确定单元，用于对比多个待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率，并根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值；
模型建立单元，用于根据岩心刻度测井方法，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型；
单井的海相碎屑岩的岩心渗透率确定单元，用于根据单井密度测井曲线确定海相碎屑岩的岩心孔隙度，并根据海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，确定单井的海相碎屑岩的岩心渗透率；
注水优势通道识别单元，用于根据单井的海相碎屑岩的岩心渗透率和所述注水优势通道的界限值，识别注水优势通道；
优选微球封堵粒径确定单元，用于根据所述注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径。
此外，所述相关特征数据确定单元，具体用于：
获取海相碎屑岩的粘土矿物X衍射数据、扫描电镜资料数据以及压汞资料数据；
根据所述粘土矿物X衍射数据确定海相碎屑岩储层的粘土矿物类型和各粘土矿物类型的含量；
根据所述扫描电镜资料数据确定所述粘土矿物在海相碎屑岩储层中的粒径大小及分布产状；
根据所述压汞资料数据确定海相碎屑岩储层的储层喉道半径及储层分布。
此外，所述待研究储层划分单元，具体用于：
根据预先设置的储层喉道半径范围，将海相碎屑岩储层中平均喉道半径的大小在各储层喉道半径范围内的储层划分为多个待研究储层。
此外，所述喉道半径计算单元，具体用于：
提取所述压汞资料数据中的海相碎屑岩储层的渗透率与储层喉道半径的绘制交会图；
根据所述绘制交会图，建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型；所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型为：Perm＝10.126*R2.169；其中，Perm为海相碎屑岩的待研究储层的渗透率；R为储层喉道半径的平均值；
根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率和所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，确定各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
此外，所述注水优势通道的界限值确定单元，具体用于：
对比各待研究储层在预先设置的原状、低水淹、中水淹和高水淹的水淹程度下的储层渗透率；
获取待研究储层水淹后储层渗透率增大，且随着水淹程度加深，储层渗透率也增大的待研究储层，作为注水优势通道储层；
将所述注水优势通道储层的平均喉道半径和储层渗透率确定为注水优势通道的界限值。
此外，所述模型建立单元，具体用于：
根据海相碎屑岩的岩心井划分样本层，将海相碎屑岩的岩心孔隙度与单井密度测井曲线进行单相关分析，确定孔隙度解释模型；其中，所述孔隙度解释模型为：Ф＝-43.5DEN+119.59；其中，Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度；DEN为单井密度测井曲线值；
根据所述孔隙度解释模型，将海相碎屑岩的岩心孔隙度和对应的海相碎屑岩的岩心渗透率进行单相关分析，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型；所述海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型为：Perm'＝1.8512e0.2954Φ；其中，Perm'为海相碎屑岩的岩心渗透率；Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度。
此外，所述注水优势通道识别单元，具体用于：
将单井的海相碎屑岩的岩心渗透率大于所述注水优势通道的界限值中的储层渗透率的井段确定为注水优势通道。
此外，所述优选微球封堵粒径确定单元，具体用于：
根据公式：0.5R<D<R确定优选微球封堵粒径；其中，D为所述优选微球封堵粒径；R为注水优势通道对应的待研究储层海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
本发明实施例提供一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法及装置，首先获取海相碎屑岩的岩心分析数据，确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据；然后，根据粘土矿物相关特征数据中的储层喉道半径，将所述海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层；建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，并根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径；对比多个待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率，并根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值；根据岩心刻度测井方法，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型；根据单井密度测井曲线确定海相碎屑岩的岩心孔隙度，并根据海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，确定单井的海相碎屑岩的岩心渗透率；根据单井的海相碎屑岩的岩心渗透率和所述注水优势通道的界限值，识别注水优势通道；根据所述注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径。本发明能够与海相碎屑岩储层研究相结合，通过建立高精度的数据转化及测井解释模型，仅使用常规测井曲线就可以识别注水优势通道及优选微球封堵粒径，为下一步海相碎屑岩油藏的优势通道封堵、深部调剖等剩余油挖潜措施提供了依据，能够用于生产实践当中。本发明可以解决现有技术对水驱油藏注水优势通道形成机理的认识不够深入，同时对注水优势通道的识别仍主要以定性识别为主，缺乏优选封堵微球粒径的方法的问题。
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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法的流程图一；
图2为本发明实施例提供的一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法的流程图二；
图3为本发明实施例中的塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩储层渗透率和喉道半径的交会图；
图4为本发明实施例中的塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩低、中、高渗透率的岩心水淹实验结果图；
图5为本发明实施例中的塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩密度曲线值和孔隙度的交会图；
图6为本发明实施例中的塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩孔隙度和渗透率的交会图；
图7为本发明实施例中的HD4-43单井注水优势通道识别成果图；
图8为本发明实施例提供的一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置的结构示意图。
具体实施方式
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，所描述的实施例仅仅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做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。
在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术的发展情况和研究如下：
当前现有技术的方案主要包括基于测井曲线定性判断注水优势通道及综合使用动态资料识别注水优势通道两个方面。
现有技术一的技术方案：
在静态地层非均质性研究的基础上，利用统计的方法定性判断是否形成注水优势通道，并分析不同测井曲线的响应特征，结合大孔道形成后油层的各种变化，同时排除水淹影响，便可知大孔道在测井曲线上的变化，从而基于测井曲线定性判断注水优势通道，并优选剩余油挖潜措施(Alabert F G，等.SPE，1992；尹庆文，等.测井技术，1999；徐保庆，等.断块油气田，2002；李卫彬，等.大庆石油地质与开发，2005；C.S.Kabir，等.SPE，2009；董利飞，等.石油钻采工艺，2015)。
现有技术一的缺点：
在静态地质研究中，注水优势通道形成机理的认识不够深入，岩心实验数据应用不足，研究储层喉道变化时仅用压汞数据，大量的常规物性测试数据未能用于研究中。同时，仅用储层水淹前后物性的变化判断优势通道，缺少储层不同水淹程度渗透率变化的研究。在测井曲线定性判断注水优势通道的研究中，缺乏储层的细分类，即不同储层水淹后的岩性、孔喉结构、流体性质变化规律不一致，但目前的技术只用所有储层整体水淹测井变化特征来表征大孔道处的测井曲线上的变化，具有较大的不确定性。
现有技术二的技术方案：
注水优势通道形成后表现在生产动态上十分明显，根据这些特征建立其判别标准值，通过将现场采集到的生产动态数据与之对比，达到标准值的即被判断为注水优势通道。同时，在注水开发过程中，注水井与采油井之间往往存在动态响应规律，根据二者之间的相对距离、动态响应时间及响应强度的大小，结合生产动态数据便可估算两井的连通性，从而找到注水优势通道的方向，这些生产动态资料主要有水井压力、吸水指数、吸水剖面、产液指数、水油比等(刘森，等.测井技术，2002；白钢，等.同位素，2002；Chetri,H.B，等.SPE，2003；J.A.Vargas-Guzman，等.Journal of petroleum science and engineering，2009；冯其红，等.油气地质与采收率，2011)。
现有技术二的缺点：
动态资料直接反映了油田的生产情况，但是对注水优势通道的识别仍以定性识别为主，定量识别还有很大的难度，只能定性到某个强度或发展阶段，不能较为直观展示。对油层各小层或单砂体的注水优势通道平面发育、分布的研究还不是很深入，即单井识别和全区识别上存在较大的难度。具体来说，综合使用动态资料只能定性识别注水优势通道存在与否及大致方向，不能确定注水优势通道半径参数，同时动态资料受仪器、现场施工等因素影响较大，仅用动态资料来识别注水优势通道存在较大的误差。在注水优势通道识别过程中，大多是基于测井响应和动态资料的单项研究，而忽略了与地质研究相结合，也缺少针对微球封堵粒径优选的有效方法。
而本发明的目的是为了克服现有技术方案中注水优势通道识别难、界限值难以确定的缺点，解决注水优势通道主要影响因素研究不清的问题，弥补微球封堵粒径优选方法缺乏的不足，提供一种利用岩心实验数据及常规测井资料快速识别海相碎屑岩注水优势通道及优选微球封堵粒径的方法，提高注水优势通道的识别精度及封堵的效率。
为了克服上述现有技术的问题，实现上述发明目的，如图1所示，本发明实施例提供一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法，包括：
步骤101、获取海相碎屑岩的岩心分析数据，确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据。
步骤102、根据粘土矿物相关特征数据中的储层喉道半径，将所述海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层。
步骤103、建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，并根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
步骤104、对比多个待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率，并根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值。
步骤105、根据岩心刻度测井方法，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型。
步骤106、根据单井密度测井曲线确定海相碎屑岩的岩心孔隙度，并根据海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，确定单井的海相碎屑岩的岩心渗透率。
步骤107、根据单井的海相碎屑岩的岩心渗透率和所述注水优势通道的界限值，识别注水优势通道。
步骤108、根据所述注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径。
本发明实施例提供一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法，首先获取海相碎屑岩的岩心分析数据，确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据；然后，根据粘土矿物相关特征数据中的储层喉道半径，将所述海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层；建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，并根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径；对比多个待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率，并根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值；根据岩心刻度测井方法，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型；根据单井密度测井曲线确定海相碎屑岩的岩心孔隙度，并根据海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，确定单井的海相碎屑岩的岩心渗透率；根据单井的海相碎屑岩的岩心渗透率和所述注水优势通道的界限值，识别注水优势通道；根据所述注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径。本发明能够与海相碎屑岩储层研究相结合，通过建立高精度的数据转化及测井解释模型，仅使用常规测井曲线就可以识别注水优势通道及优选微球封堵粒径，为下一步海相碎屑岩油藏的优势通道封堵、深部调剖等剩余油挖潜措施提供了依据，能够用于生产实践当中。本发明可以解决现有技术对水驱油藏注水优势通道形成机理的认识不够深入，同时对注水优势通道的识别仍主要以定性识别为主，缺乏优选封堵微球粒径的方法的问题。
为了使本领域的技术人员更好的了解本发明，下面列举一个更为详细的实施例，。显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的具体实施例，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护范围。
如图2所示，本发明实施例提供一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法，包括：
步骤201、获取海相碎屑岩的粘土矿物X衍射数据、扫描电镜资料数据以及压汞资料数据。
此处，获取粘土矿物的岩心分析数据是由于粘土矿物的迁移是注水优势通道形成的原因之一，在注水优势通道发育的部位，粘土矿物大多随着注入水迁移。
步骤202、根据所述粘土矿物X衍射数据确定海相碎屑岩储层的粘土矿物类型和各粘土矿物类型的含量。
步骤203、根据所述扫描电镜资料数据确定所述粘土矿物在海相碎屑岩储层中的粒径大小及分布产状。
步骤204、根据所述压汞资料数据确定海相碎屑岩储层的储层喉道半径及储层分布。
步骤205、根据预先设置的储层喉道半径范围，将海相碎屑岩储层中平均喉道半径的大小在各储层喉道半径范围内的储层划分为多个待研究储层。
步骤206、提取所述压汞资料数据中的海相碎屑岩储层的渗透率与储层喉道半径的绘制交会图。
步骤207、根据所述绘制交会图，建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型。
其中，所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型为：Perm＝10.126*R2.169；其中，Perm为海相碎屑岩的待研究储层的渗透率；R为储层喉道半径的平均值。
步骤208、根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率和所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，确定各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
此处步骤206至步骤208的原理是由于海相碎屑岩受波浪淘洗作用明显，结构成熟度较高，渗透率与喉道半径相关程度好。这样确定的各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径大大增加了用于确定注水优势通道界限值的数据，提高了结果的可信度。
步骤209、对比各待研究储层在预先设置的原状、低水淹、中水淹和高水淹的水淹程度下的储层渗透率。
此处，储层分为未水淹的原状储层和由于油井生产导致地层水或注入水推进到储层处形成的水淹储层，同时按照水淹程度的不同，将水淹储层进一步分为低水淹、中水淹及高水淹。
步骤210、获取待研究储层水淹后储层渗透率增大，且随着水淹程度加深，储层渗透率也增大的待研究储层，作为注水优势通道储层。
步骤211、将所述注水优势通道储层的平均喉道半径和储层渗透率确定为注水优势通道的界限值。
步骤212、根据海相碎屑岩的岩心井划分样本层，将海相碎屑岩的岩心孔隙度与单井密度测井曲线进行单相关分析，确定孔隙度解释模型。
其中，所述孔隙度解释模型为：Ф＝-43.5DEN+119.59；其中，Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度；DEN为单井密度测井曲线值。
此处，由于岩心分析数据与测井曲线的纵向分辨率是不同的，为了减小不同分辨率带来的误差，可以采用划分样本层读值的方法实现二者分辨率匹配。
步骤213、根据所述孔隙度解释模型，将海相碎屑岩的岩心孔隙度和对应的海相碎屑岩的岩心渗透率进行单相关分析，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型。
其中，所述海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型为：Perm'＝1.8512e0.2954Φ；其中，Perm'为海相碎屑岩的岩心渗透率；Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度。
步骤214、根据单井密度测井曲线确定海相碎屑岩的岩心孔隙度，并根据海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，确定单井的海相碎屑岩的岩心渗透率。
步骤215、将单井的海相碎屑岩的岩心渗透率大于所述注水优势通道的界限值中的储层渗透率的井段确定为注水优势通道。
步骤216、根据公式：0.5R<D<R确定优选微球封堵粒径。
其中，D为所述优选微球封堵粒径；R为注水优势通道对应的待研究储层海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
此处步骤216的原理是按照地层微粒在喉道的“架桥”理论，地层微粒的粒径小于喉道半径1/2时，地层容易被堵塞，但是当流速增加时容易解堵；当地层微粒的粒径大于喉道半径1/2时，易形成稳定的桥堵，导致渗透率下降；当地层微粒的粒径大于喉道半径时，难以在地层内部移动。
此处，为了验证优选微球封堵粒径是否合适，验证的方式为建立一个25cm的特定高渗透率的注水优势通道人造岩心，利用步骤207建立的渗透率—喉道半径解释模型计算该人造岩心的平均喉道半径值，优选1/2至1倍的该平均喉道半径值作为封堵微球的粒径，将其注入到人造岩心，同时在岩心中间隔5cm监测压力分布情况，分析沿程距离残余阻力系数C的分布，残余阻力系数的公式为：
C＝Perm原始/Perm最终
其中，C为残余阻力系数，无量纲；Perm原始为微球封堵前的渗透率，mD；
Perm最终为微球封堵后的渗透率，mD。
为了使上述步骤201至步骤216更加清楚，下面列举一个具体的应用实例：
通过上述步骤201至步骤216对塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩进行储层特征分析，并按照喉道半径大小划分储层，建立的渗透率——喉道半径解释模型，之后对比不同喉道半径储层的水淹前后及随水淹程度加深渗透率的变化。同时，建立研究区高精度的孔隙度及渗透率解释模型，得到HD4-43单井的渗透率曲线并识别注水优势通道以及优选微球封堵粒径。
①哈得逊油田东河砂岩为典型的海相碎屑岩储层，是无障壁浪控砂质滨岸沉积，岩性为灰白色细粒石英砂岩，成分成熟度及结构成熟度均较高，岩性物性较为均一。东河砂岩内地层微粒包括了粘土矿物、微晶石英及微晶长石，三者的含量都较低，其中粘土矿物主要为高岭石与伊利石，伊蒙混层和绿泥石含量较低，不含蒙皂石(如表1所示)。表1记录了研究区粘土矿物及微晶颗粒类型及含量。
表1：
从扫描电镜资料数据中可以详细观察粘土矿物在东河砂岩储层中的分布产状：高岭石单体一般呈六方板状，集合体呈蠕虫状充填在粒间孔隙之中，其粒径大小为0.2-5μm，大部分为1-2μm，晶体间结构力较弱，常分布于骨架颗粒间，但与颗粒的粘结不坚固，当外来流体以较大的流速流经油层孔道，产生较大的剪切应力，因而容易脱落、分散，形成粘土微粒，大量聚集可以形成稳定的桥堵，是最重要的速敏性矿物。伊利石则一般呈片状、丝状或毛发状包裹在颗粒周围，形成孔隙的衬垫，有的伸出的丝状体伸向孔隙或喉道之中，大小为1-2μm，难以形成稳定的桥堵。
结合压汞资料数据对储层喉道大小进行统计，可以将储层划分为小于1μm、1～2μm、2～3μm、3～4μm、4～5μm、5～6μm、6～7μm及大于7μm等8个平均喉道半径从小到大的类型。
②如图3所示是塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩储层渗透率和喉道半径的交会图。由于受波浪淘洗作用明显，本区储层结构成熟度较高，由压汞资料数据可以看出，渗透率与平均喉道半径相关程度很高，可以通过岩心常规渗透率数据来反算其喉道半径，计算的公式如下：
Perm＝10.126*R2.169
其中，Perm为海相碎屑岩的待研究储层的渗透率，单位为mD；R为储层喉道半径的平均值，单位为μm。
由于压汞测试数据不多(352个)，其中水淹的数据点更少(仅29个)，仅能看出不同孔喉结构储层水淹前后的变化，而不能说明随着水淹程度变化渗透率的变化规律与机理。通过岩心常规孔渗数据来反推其孔喉半径，将这些数据加入到压汞数据之中(共计2058个)，其中水淹数据(398个)，这样就有足够的数据来研究，提高了结果的可信度。
③通过测井曲线计算的含水饱和度和驱油效率来对工区内的井进行水淹解释，按照解释结果可将储层分为原状、低水淹、中水淹、高水淹四类，后三类统称为水淹储层。原状储层:是指注水开发过程中水未波及到的部位，含水饱和度<40％,物性和孔隙结构基本保持原状；低水淹储层:指注水开发过程中水刚波及到的部位，水淹较弱，含水饱和度40％～50％，这类储层物性及孔隙结构已有变化，但对流体运移影响较小；中水淹储层:指注水开发过程中含水饱和度50％～65％，储层受水冲刷并具有一定的范围和程度，其物性和孔隙结构已有改变：高水淹储层:指含水饱和度>65％，这类储层受到水的长期冲刷，其物性和孔隙结构发生了较大的变化。
岩心测试结果中会注明储层类型，这样观察不同喉道半径储层的水淹前后及随水淹程度加深渗透率的变化(如下表2所示)。表2记载了研究区不同孔喉半径不同类型储层渗透率。
表2：
根据储层渗透率变化规律，可以将其归为三种类型：细微喉低渗储层、细喉中渗储层及中细喉高渗储层。
对于平均喉道半径小于2μm，渗透率小于50mD的细微喉低渗储层来说，其水淹后渗透率下降，但不随水淹程度的增加而一直减小，具体表现为由原状储层至低水淹逐渐减小，中水淹储层渗透率有回升，而高水淹渗透率最低。
对于平均喉道半径介于2-5μm，渗透率介于50-500mD的细喉中渗储层来说，水淹后渗透率上升，但并不随着水淹程度的增加而加大，具体表现为由低水淹至中水淹逐渐增大，高水淹渗透率有所下降。
对于平均喉道半径大于5μm，渗透率大于500mD的中细喉高渗储层来说，水淹后渗透率上升，从低水淹到中水淹再到高水淹，随着水淹程度的加深渗透率也随之上升，这类储层即为优势通道，虽然所占比例不高，但却控制了流体的运动，导致了注入水的低效循环，这就是需要后期调剖的重点对象。
图4是塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩低、中、高渗透率的岩心水淹实验结果图，三类储层渗透率的变化与上述的分析一致。
由此明确了注水优势通道主要影响因素，即注水后粘土矿物的堵塞和迁出是导致储层渗透率变化的原因，而粘土矿物与喉道大小的匹配性控制了储层水淹前后及不同水淹程度物性变化的方向，那些注水优势通道就是随着水淹程度的加深，粘土矿物基本都已经被流体带出，喉道显得特别通畅的储层。平均喉道半径大于5μm，渗透率大于500mD就是注水优势通道的喉道半径及渗透率界限值。
④图5是塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩密度曲线值和孔隙度的交会图，图6是孔隙度和渗透率的交会图。利用岩心井划分样本层，将岩心分析孔隙度与密度测井曲线数据进行单相关分析，确定孔隙度解释模型，计算的公式如下：
Ф＝-43.5DEN+119.59
其中，其中，Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度，单位为％；DEN为单井密度测井曲线值，单位为g/cm3。
将岩心样品的孔隙度和对应渗透率进行单相关分析，建立孔隙度-渗透率模型，计算的公式如下：Perm'＝1.8512e0.2954Φ；其中，Perm'为海相碎屑岩的岩心渗透率，单位为mD；Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度，单位为％。
图7是HD4-43单井注水优势通道识别成果图。通过HD4-43的密度测井曲线计算孔隙度，利用孔隙度计算渗透率，那些渗透率大于500mD的井段就是注水优势通道发育的部位。按照渗透率计算结果，5084至5085.67m段储层的平均渗透率为519mD，为注水优势通道发育所在。识别结果还可以通过动态生产数据得到验证，在HD4-43的几次吸水剖面测试上，该注水优势通道的相对吸水率(该段吸水量除以整口井总吸水量)从2009年的7.23％、2010年的12.73％、到2011年的41.42％，随着开发的进行该段的相对吸水量不断上升，是随着注水开发渗透率不断升高的证据，同时该段厚度较小，但相对吸水比例较大，说明注水优势通道虽然厚度所占比例不高，但却控制了流体的运动，这就是需要后期调剖的重点对象，可以采用注入自组装微球来封堵。
⑤根据本次研究结论，反算可得HD4-43注水优势通道的平均喉道半径为5μm，可知应该优选2.5～5μm粒径的微球进行封堵。为此，进行了室内模拟实验，实验温度为目标油藏温度115℃，微球粒径3μm，微球配制浓度为2000ppm(一百万份单位质量的溶液中所含溶质的质量)。为了模拟储层中的水窜通道，建立渗透率值500mD的岩心，同时在岩心中间隔5cm监测压力分布情况，分析沿程距离残余阻力系数的分布(如下表3所示)。表3记载了研究区不同孔喉半径不同类型储层渗透率。
表3：
渗透率值为500mD，沿程残余阻力系数的分布均不小于20，具有稳定的封堵能力，同时微球可以运移至岩心各点，作用距离为整个岩心，实施封堵所用微球的总量很少，仅为0.005PV(孔喉总的体积)，实现对注水优势通道的精确高效封堵，而不是将整个岩心堵死，成本较低，经济可行性很强。
通过上述步骤和具体实例，可以确定本发明实施例相对于现有技术，存在如下优势：
创造性地提出了基于海相碎屑岩储层研究来进行渗透率—平均喉道半径数据转化，并对比不同喉道半径储层的水淹前后及随水淹程度加深渗透率的变化来确定注水优势通道的界限值。以岩心常规物性测试、粘土矿物X衍射、扫描电镜和压汞数据为基础，进行研究区储层粘土矿物、物性及喉道大小等基本特征研究，奠定了渗透率数据反算喉道半径的基础；建立储层渗透率和喉道半径的交会图，利用岩心常规物性测试中的渗透率来反算该岩心样品的平均喉道半径，大大增加了用于确定注水优势通道界限值的数据；对不同喉道半径储层的原状、低水淹、中水淹、高水淹等状态的渗透率进行对比，解决了仅用储层水淹前后物性的变化判断优势通道的缺点。
创造性地提出了通过高精度的孔隙度及渗透率解释模型，基于常规测井曲线识别注水优势通道及优选微球封堵粒径。采用“岩心刻度测井”的方法，之后通过单井的密度测井曲线计算孔隙度，利用孔隙度计算渗透率，那些渗透率大于界限值的井段就是注水优势通道发育的部位，解决了没有岩心实验的井注水优势通道难以识别的缺点；基于注水优势通道识别的成果，建立的渗透率—喉道半径解释模型计算该井段的平均喉道半径值，优选封堵微球的粒径，进行封堵实验验证，使得封堵更加的经济高效，解决了注水优势通道封堵费用高、难度大的问题。
本发明实施例能够与海相碎屑岩储层研究相结合，通过建立高精度的数据转化及测井解释模型，仅使用常规测井曲线就可以识别注水优势通道及优选微球封堵粒径，为下一步海相碎屑岩油藏的优势通道封堵、深部调剖等剩余油挖潜措施提供了依据，能够用于生产实践当中。
对应于上述图1和图2所述的方法实施例，如图8所示，本发明实施例提供一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置，包括：
相关特征数据确定单元31，用于获取海相碎屑岩的岩心分析数据，确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据。
待研究储层划分单元32，用于根据粘土矿物相关特征数据中的储层喉道半径，将所述海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层。
喉道半径计算单元33，用于建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，并根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
注水优势通道的界限值确定单元34，用于对比多个待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率，并根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值。
模型建立单元35，用于根据岩心刻度测井方法，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型。
单井的海相碎屑岩的岩心渗透率确定单元36，用于根据单井密度测井曲线确定海相碎屑岩的岩心孔隙度，并根据海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，确定单井的海相碎屑岩的岩心渗透率。
注水优势通道识别单元37，用于根据单井的海相碎屑岩的岩心渗透率和所述注水优势通道的界限值，识别注水优势通道。
优选微球封堵粒径确定单元38，用于根据所述注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径。
此外，所述相关特征数据确定单元31，具体可以：获取海相碎屑岩的粘土矿物X衍射数据、扫描电镜资料数据以及压汞资料数据。根据所述粘土矿物X衍射数据确定海相碎屑岩储层的粘土矿物类型和各粘土矿物类型的含量。根据所述扫描电镜资料数据确定所述粘土矿物在海相碎屑岩储层中的粒径大小及分布产状。根据所述压汞资料数据确定海相碎屑岩储层的储层喉道半径及储层分布。
此外，所述待研究储层划分单元32，具体可以：根据预先设置的储层喉道半径范围，将海相碎屑岩储层中平均喉道半径的大小在各储层喉道半径范围内的储层划分为多个待研究储层。
此外，所述喉道半径计算单元33，具体可以提取所述压汞资料数据中的海相碎屑岩储层的渗透率与储层喉道半径的绘制交会图；根据所述绘制交会图，建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型；所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型为：Perm＝10.126*R2.169；其中，Perm为海相碎屑岩的待研究储层的渗透率；R为储层喉道半径的平均值；根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率和所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，确定各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
此外，所述注水优势通道的界限值确定单元34，具体可以对比各待研究储层在预先设置的原状、低水淹、中水淹和高水淹的水淹程度下的储层渗透率；获取待研究储层水淹后储层渗透率增大，且随着水淹程度加深，储层渗透率也增大的待研究储层，作为注水优势通道储层；将所述注水优势通道储层的平均喉道半径和储层渗透率确定为注水优势通道的界限值。
此外，所述模型建立单元35，具体可以根据海相碎屑岩的岩心井划分样本层，将海相碎屑岩的岩心孔隙度与单井密度测井曲线进行单相关分析，确定孔隙度解释模型；其中，所述孔隙度解释模型为：Ф＝-43.5DEN+119.59；其中，Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度；DEN为单井密度测井曲线值。根据所述孔隙度解释模型，将海相碎屑岩的岩心孔隙度和对应的海相碎屑岩的岩心渗透率进行单相关分析，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型；所述海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型为：Perm'＝1.8512e0.2954Φ；其中，Perm'为海相碎屑岩的岩心渗透率；Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度。
此外，所述注水优势通道识别单元37，具体可以将单井的海相碎屑岩的岩心渗透率大于所述注水优势通道的界限值中的储层渗透率的井段确定为注水优势通道。
此外，所述优选微球封堵粒径确定单元38，具体可以根据公式：0.5R<D<R确定优选微球封堵粒径；其中，D为所述优选微球封堵粒径；R为注水优势通道对应的待研究储层海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
值得说明的是，本发明实施例提供一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置的具体实现方式可以参见上述图1和图2对应的方法实施例，此处不再赘述。
本发明实施例提供一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置，首先获取海相碎屑岩的岩心分析数据，确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据；然后，根据粘土矿物相关特征数据中的储层喉道半径，将所述海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层；建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，并根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径；对比多个待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率，并根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值；根据岩心刻度测井方法，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型；根据单井密度测井曲线确定海相碎屑岩的岩心孔隙度，并根据海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，确定单井的海相碎屑岩的岩心渗透率；根据单井的海相碎屑岩的岩心渗透率和所述注水优势通道的界限值，识别注水优势通道；根据所述注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径。本发明能够与海相碎屑岩储层研究相结合，通过建立高精度的数据转化及测井解释模型，仅使用常规测井曲线就可以识别注水优势通道及优选微球封堵粒径，为下一步海相碎屑岩油藏的优势通道封堵、深部调剖等剩余油挖潜措施提供了依据，能够用于生产实践当中。本发明可以解决现有技术对水驱油藏注水优势通道形成机理的认识不够深入，同时对注水优势通道的识别仍主要以定性识别为主，缺乏优选封堵微球粒径的方法的问题。
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。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (14)
1.一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法，其特征在于，包括：
获取海相碎屑岩的岩心分析数据，确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据；
根据粘土矿物相关特征数据中的储层喉道半径，将所述海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层；
建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，并根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径；
对比多个待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率，并根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值；
根据岩心刻度测井方法，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，包括：根据海相碎屑岩的岩心井划分样本层，将海相碎屑岩的岩心孔隙度与单井密度测井曲线进行单相关分析，确定孔隙度解释模型；其中，所述孔隙度解释模型为：Ф＝-43.5DEN+119.59；其中，Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度；DEN为单井密度测井曲线值；根据所述孔隙度解释模型，将海相碎屑岩的岩心孔隙度和对应的海相碎屑岩的岩心渗透率进行单相关分析，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型；所述海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型为：Perm'＝1.8512e0.2954Φ；其中，Perm'为海相碎屑岩的岩心渗透率；Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度；
根据单井密度测井曲线确定海相碎屑岩的岩心孔隙度，并根据海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，确定单井的海相碎屑岩的岩心渗透率；
根据单井的海相碎屑岩的岩心渗透率和所述注水优势通道的界限值，识别注水优势通道；
根据所述注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径。
2.根据权利要求1所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法，其特征在于，获取海相碎屑岩的岩心分析数据，确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据，包括：
获取海相碎屑岩的粘土矿物X衍射数据、扫描电镜资料数据以及压汞资料数据；
根据所述粘土矿物X衍射数据确定海相碎屑岩储层的粘土矿物类型和各粘土矿物类型的含量；
根据所述扫描电镜资料数据确定所述粘土矿物在海相碎屑岩储层中的粒径大小及分布产状；
根据所述压汞资料数据确定海相碎屑岩储层的储层喉道半径及储层分布。
3.根据权利要求2所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法，其特征在于，根据粘土矿物相关特征数据中的储层喉道半径，将所述海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层，包括：
根据预先设置的储层喉道半径范围，将海相碎屑岩储层中平均喉道半径的大小在各储层喉道半径范围内的储层划分为多个待研究储层。
4.根据权利要求3所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法，其特征在于，建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，并根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，包括：
提取所述压汞资料数据中的海相碎屑岩储层的渗透率与储层喉道半径的绘制交会图；
根据所述绘制交会图，建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型；所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型为：Perm＝10.126*R2.169；其中，Perm为海相碎屑岩的待研究储层的渗透率；R为储层喉道半径的平均值；
根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率和所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，确定各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
5.根据权利要求4所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法，其特征在于，对比多个待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率，并根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值，包括：
对比各待研究储层在预先设置的原状、低水淹、中水淹和高水淹的水淹程度下的储层渗透率；
获取待研究储层水淹后储层渗透率增大，且随着水淹程度加深，储层渗透率也增大的待研究储层，作为注水优势通道储层；
将所述注水优势通道储层的平均喉道半径和储层渗透率确定为注水优势通道的界限值。
6.根据权利要求5所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法，其特征在于，根据单井的海相碎屑岩的岩心渗透率和所述注水优势通道的界限值，识别注水优势通道，包括：
将单井的海相碎屑岩的岩心渗透率大于所述注水优势通道的界限值中的储层渗透率的井段确定为注水优势通道。
7.根据权利要求6所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法，其特征在于，根据所述注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径，包括：
根据公式：0.5R<D<R确定优选微球封堵粒径；其中，D为所述优选微球封堵粒径；R为注水优势通道对应的待研究储层海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
8.一种注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置，其特征在于，包括：
相关特征数据确定单元，用于获取海相碎屑岩的岩心分析数据，确定海相碎屑岩储层的粘土矿物相关特征数据；
待研究储层划分单元，用于根据粘土矿物相关特征数据中的储层喉道半径，将所述海相碎屑岩储层以平均喉道半径的大小划分为多个待研究储层；
喉道半径计算单元，用于建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，并根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率计算各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径；
注水优势通道的界限值确定单元，用于对比多个待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率，并根据待研究储层在不同水淹程度下的储层渗透率确定注水优势通道的界限值；
模型建立单元，具体用于：
根据海相碎屑岩的岩心井划分样本层，将海相碎屑岩的岩心孔隙度与单井密度测井曲线进行单相关分析，确定孔隙度解释模型；其中，所述孔隙度解释模型为：Ф＝-43.5DEN+119.59；其中，Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度；DEN为单井密度测井曲线值；
根据所述孔隙度解释模型，将海相碎屑岩的岩心孔隙度和对应的海相碎屑岩的岩心渗透率进行单相关分析，建立海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型；所述海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型为：Perm'＝1.8512e0.2954Φ；其中，Perm'为海相碎屑岩的岩心渗透率；Ф为海相碎屑岩的岩心孔隙度；
单井的海相碎屑岩的岩心渗透率确定单元，用于根据单井密度测井曲线确定海相碎屑岩的岩心孔隙度，并根据海相碎屑岩的岩心孔隙度及海相碎屑岩的岩心渗透率解释模型，确定单井的海相碎屑岩的岩心渗透率；
注水优势通道识别单元，用于根据单井的海相碎屑岩的岩心渗透率和所述注水优势通道的界限值，识别注水优势通道；
优选微球封堵粒径确定单元，用于根据所述注水优势通道和各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径，确定优选微球封堵粒径。
9.根据权利要求8所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置，其特征在于，所述相关特征数据确定单元，具体用于：
获取海相碎屑岩的粘土矿物X衍射数据、扫描电镜资料数据以及压汞资料数据；
根据所述粘土矿物X衍射数据确定海相碎屑岩储层的粘土矿物类型和各粘土矿物类型的含量；
根据所述扫描电镜资料数据确定所述粘土矿物在海相碎屑岩储层中的粒径大小及分布产状；
根据所述压汞资料数据确定海相碎屑岩储层的储层喉道半径及储层分布。
10.根据权利要求9所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置，其特征在于，所述待研究储层划分单元，具体用于：
根据预先设置的储层喉道半径范围，将海相碎屑岩储层中平均喉道半径的大小在各储层喉道半径范围内的储层划分为多个待研究储层。
11.根据权利要求10所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置，其特征在于，所述喉道半径计算单元，具体用于：
提取所述压汞资料数据中的海相碎屑岩储层的渗透率与储层喉道半径的绘制交会图；
根据所述绘制交会图，建立海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型；所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型为：Perm＝10.126*R2.169；其中，Perm为海相碎屑岩的待研究储层的渗透率；R为储层喉道半径的平均值；
根据岩心常规物性测试中海相碎屑岩的岩心渗透率和所述海相碎屑岩的待研究储层的渗透率与储层喉道半径的解释模型，确定各待研究储层对应的海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
12.根据权利要求11所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置，其特征在于，所述注水优势通道的界限值确定单元，具体用于：
对比各待研究储层在预先设置的原状、低水淹、中水淹和高水淹的水淹程度下的储层渗透率；
获取待研究储层水淹后储层渗透率增大，且随着水淹程度加深，储层渗透率也增大的待研究储层，作为注水优势通道储层；
将所述注水优势通道储层的平均喉道半径和储层渗透率确定为注水优势通道的界限值。
13.根据权利要求12所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置，其特征在于，所述注水优势通道识别单元，具体用于：
将单井的海相碎屑岩的岩心渗透率大于所述注水优势通道的界限值中的储层渗透率的井段确定为注水优势通道。
14.根据权利要求13所述的注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的装置，其特征在于，所述优选微球封堵粒径确定单元，具体用于：
根据公式：0.5R<D<R确定优选微球封堵粒径；其中，D为所述优选微球封堵粒径；R为注水优势通道对应的待研究储层海相碎屑岩的岩心平均喉道半径。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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