CN108827999A - 低孔渗砂岩储层可动油比例以及可动油资源量的评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了低孔渗砂岩储层可动油比例以及可动油资源量的评价方法，包括以下步骤：(A)获取评价区目的层的油气地质数据；(B)在所述评价区目的层不同深度取样，得到至少两块岩心样品，测定所述岩心样品的孔隙度和渗透率；(C)采用低孔渗砂岩储层可动油比例评价方法，测定岩心样品可动油比例；(D)根据岩心样品的孔隙度、渗透率、可动油比例建立三者的关系公式，并计算出储层可动油比例；(E)根据储层可动油比例计算出评价区目的层的可动油资源量。本发明提供的可动油比例的计算方法，无需考虑T₂弛豫时间截止值，是根据岩心样品在驱替前和驱替后的核磁共振T₂谱的变化，计算得到可动油比例，该方法可靠性更高。

Description

低孔渗砂岩储层可动油比例以及可动油资源量的评价方法

技术领域

本发明涉及石油天然气勘探开发领域，具体涉及低孔渗砂岩储层可动油比例以及可动油资源量的评价方法。

背景技术

我国石油地质储量的63.5％分布于低渗和特低渗储层中，另外，具有低孔渗特征的致密油气也日益成为全球油气供应的重要组成部分。低渗透砂岩储层物性差，孔隙和喉道微细，其中流体的渗流特征不同于常规储层，很大一部分流体被毛细管力和粘带力所束缚不能参与渗流。低孔渗砂岩储层中只有那些能够参与渗流的油，也即可动油，才具有勘探和开发价值。

可采系数是油气地质资源量向可采资源量转化的桥梁。在油气资源评价与储量计算中，通常是选取一个经验值作为一个油田或区块的某一油层的可采系数，据此计算出的可采资源量存在较大的不确定性，不利于对油气资源的开发。崔景伟等认为中国致密油地质储量超过100×10⁸t，但确定可采资源量难度较大。可见，明确可动油比例参数和可动油资源量将为可采系数的选取、最终可采油气资源量的确定和储层评价提供重要依据。

目前，关于砂岩储层可动油的研究主要集中在可动性主控因素、可动油分布和可动油饱和度等方面，鲜有涉及低孔渗砂岩储层可动油资源量评价方法的研究。崔景伟等基于流-固作用模型计算了致密油砂岩吸附油量和游离油量，得出了致密油的极限可采资源量；并建立了涉及5项实验和10余个参数的致密油可动量评价方法。代全齐等在公开号为CN105866009A的发明专利申请中提供了一种计算致密油储层孔隙度的方法及装置，该方法根据离心岩样核磁共振T₂弛豫时间截止值获得可动流体有效饱和度。

但是，以上方法涉及砂岩有效孔隙比表面积、吸附质量系数和核磁共振T₂弛豫时间截止值等微观参数，然而，砂岩储层的非均质性，决定了不同砂岩层段或者不同区域砂岩的此类微观参数存在较大差异，在现有技术条件下，不易获取能代表整个层段或者区域上的砂岩储层的此类微观参数。此外，该方法涉及的实验和参数过多，且只针对致密油，可操作和实用性受到一定限制。

综上所述，如何有效地评价低孔渗砂岩储层可动油资源量，是当前急需解决的一项技术问题。

发明内容

本发明的目的在于提供了低孔渗砂岩储层可动油比例以及可动油资源量的评价方法，以解决现有技术存在的微观参数难以表征整个层段或区域上的非均质砂岩储层的特征，以及现有技术涉及的实验、参数较多，但应用范围窄，可操作性和实用性不高的问题。

本发明通过下述技术方案实现：

低孔渗砂岩储层可动油比例评价方法，所述可动油比例按照以下公式计算：

P_m＝(A_bd-A_ad)/A_bd

其中，P_m为可动油比例，A_bd为岩心样品驱替前的核磁共振T₂谱的积分面积，A_ad为岩心样品驱替后的核磁共振T₂谱的积分面积；所述A_bd通过测定岩心样品驱替前的核磁共振T₂谱获得，所述A_ad通过测定岩心样品驱替后的核磁共振T₂谱获得；所述岩心样品取样自评价区目的层。

现有技术中，关于低孔渗砂岩储层的可动油资源量的评价方法存在诸多问题。首先，虽然崔景伟等人基于流-固作用模型计算了致密油砂岩吸附油量和游离油量，得出了致密油的极限可采资源量，但该方法涉及的实验和参数过多，不仅实施起来难度大，而且各参数均会带来误差，过多的参数造成的误差累积将导致评价结果可能与实际情况不符；其次，代全齐等人在公开号为CN105866009A的发明申请中提出的计算致密油储层有效孔隙度的方法主要是根据离心岩样核磁共振T₂弛豫时间截止值获得可动流体有效饱和度，然而，砂岩储层的非均质性决定了不同砂岩层段或者不同区域砂岩的T₂弛豫时间截止值存在较大差异，用核磁共振T₂弛豫时间截止值进行计算产生的误差较大，分析结果的可靠性低；实际上，现有技术中对可动流体饱和度的评价主要是基于核磁共振T₂弛豫时间截止值来计算，又例如解伟等人以16ms作为可动流体与束缚流体的T₂弛豫时间截止值，把核磁共振T₂谱上T₂弛豫时间大于16ms各点的幅度之和占核磁共振T₂谱所有点幅度和的百分比作为可动流体饱和度。但不同地区、不同层位、不同岩性的地层的T₂弛豫时间截止值是不同的且获取难度大，一般介于1～100ms之间，使得该类方法由于准确度低而难以广泛应用。

为了解决现有技术中的问题，本发明提供一种低孔渗砂岩储层的可动油比例评价方法，并利用该可动油比例评价方法进一步得出评价区目的层的可动油资源量。

具体地，关于低孔渗砂岩储层可动油比例评价方法，首先在待评价区的目的层进行取样，将所取得的样品加工成一定尺寸的岩心样品标准样，之后洗油、烘干；再对岩心样品进行驱替实验，并测定岩心样品在驱替前和驱替后的核磁共振T₂谱；最后根据岩心样品驱替前和驱替后核磁共振T₂谱的变化，获得岩心样品可动油比例。

岩心样品的可动油比例的计算公式为P_m＝(A_bd-A_ad)/A_bd，其中，P_m为可动油比例，单位为％；A_bd表示岩心样品驱替前的核磁共振T₂谱的积分面积，无量纲；A_ad为岩心样品驱替后的核磁共振T₂谱的积分面积，无量纲。

通过上述方法和公式能够得到某一低孔渗砂岩储层的可动油比例，再结合该地区油气地质数据能够计算出该地区某一低孔渗砂岩储层的可动油资源量。该可动油比例的评价方法不涉及核磁共振T₂弛豫时间截止值，是通过计算岩心样品在驱替前和驱替后的核磁共振T₂谱的变化量得出可动油比例，本实验涉及参数少，实验简单，所计算得到的可动油比例的可靠性较高。

进一步地，岩心样品驱替前和驱替后的核磁共振T₂谱的测定步骤包括：

加压使岩心样品饱和模拟油，以测量岩心样品驱替前核磁共振T₂谱；

用锰水驱替模拟油使岩心样品饱和锰水，以测量岩心样品驱替后的核磁共振T₂谱。

所述驱替实验的具体步骤为将岩心样品制成标准样后洗油并烘干，再对岩心样品进行抽真空。之后加压使得岩心样品饱和模拟油，优选地，所述模拟油的密度为820kg/m³，在40℃下的粘度为4.9mm²/s。测量岩心样品在饱和模拟油状态下的核磁共振信号，即可得到岩心样品在驱替前的核磁共振T₂谱；之后在驱替压力下，用锰水驱替模拟油，使得岩心样品饱和锰水，测量岩心样品在饱和锰水状态下的核磁共振信号，即可得到岩心样品在驱替后的核磁共振T₂谱。

作为驱替实验的一个优选实施方案，用于驱替模拟油的锰水中的Mn²⁺浓度大于20000ppm。该方案能够较好地屏蔽水中的氢核的核磁信号，确保所述核磁共振T₂谱来源于模拟油的核磁共振信号。

本发明还提供一种低孔渗砂岩储层可动油资源量的评价方法，包括以下步骤：

(A)获取评价区目的层的油气地质数据，所述油气地质数据包括含油面积、储层有效厚度、储层孔隙度、储层渗透率、含油饱和度、原油密度和原油体积系数；

(B)在所述评价区目的层不同深度取样，得到至少两块岩心样品，测定所述岩心样品的孔隙度和渗透率；

(C)采用前文任意一种低孔渗砂岩储层可动油比例评价方法，测定岩心样品可动油比例；

(D)根据岩心样品的孔隙度、渗透率、可动油比例建立三者的关系公式，并将储层孔隙度、储层渗透率带入关系公式计算得到储层可动油比例；

(E)根据储层可动油比例计算出评价区目的层的可动油资源量。

通过获取评价区目的层的油气地质数据例如含油面积、储层有效厚度、储层孔隙度和储层渗透率等常用的储层宏观参数即可计算出评价区目的层的地质资源量。之后，在评价区目的层不同的深度进行取样，得到至少两块岩心样品，将各岩心样品制成标准样后进行洗油、烘干并测定各岩心样品的孔隙度和渗透率。随后，利用前文所述的任意一种岩心样品可动油比例的评价方法计算各个岩心样品的可动油比例。之后，利用Matlab软件进行数据分析，拟合出可动油比例与孔隙度、渗透率的关系公式，当然，本领域技术人员应当理解，为了提高拟合精度进而提高分析结果的准确性，可以对更多的岩心样品进行驱替实验，但实验成本相应增加，因此，可根据实际情况进行选择。随后，将油气地质数据中的储层孔隙度和储层孔隙率带入拟合出的关系公式中计算出储层可动油比例，最后根据储层可动油比例和油气地质数据计算出评价区目的层的可动油资源量。

综上，本发明所提供的可动油资源量评价方法能够基于岩心样品在驱替前和驱替后的核磁共振T₂谱的变化，直接通过常用的储层宏观参数：储层孔隙度和储层渗透率，计算得到储层可动油比例，并进而计算得到可动油资源量，人为干涉因素小，参数少，误差较少；同时，所采集的岩心样品数量可根据实际需求进行调整，实验成本、实验周期可控。

进一步地，所述可动油资源量按照以下公式计算：

Q_m＝S×H×Ф×S_o×ρ_o×B_o×P_m

其中，Q_m表示可动油资源量，S表示含油面积，H表示储层有效厚度，Ф表示储层孔隙度，S_o表示含油饱和度，ρ_o表示原油密度，B_o表示原油体积系数，P_m表示可动油比例。通过将获取到的油气地质数据以及计算得到的储层可动油比例带入上述公式中即可计算出可动油资源量。

本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：

1、本发明提供的可动油比例的计算方法，无需考虑核磁共振T₂弛豫时间截止值，是根据岩心样品在驱替前和驱替后的核磁共振T₂谱的变化，计算得到可动油比例，该方法可靠性更高；

2、本发明所提供的可动油资源量评价方法能够基于储层可动油比例，直接通过常用的储层宏观参数，计算得到可动油资源量，该方法可操作性较高；

3、本发明不仅可以针对致密油，还能够普遍应用于低孔渗砂岩储层的可动油资源量评价，具有广泛的推广价值。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明实施例的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明实施例的限定。在附图中：

图1为本发明具体实施例中低孔渗砂岩储层可动油资源量评价方法的流程图；

图2为本发明具体实施例中各岩心样品在驱替前和驱替后的核磁共振T₂谱；

图3为本发明具体实施例中岩心样品的可动油比例与孔隙度、渗透率的关系图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。

实施例1：

低孔渗砂岩储层可动油比例评价方法，所述可动油比例按照以下公式计算：

P_m＝(A_bd-A_ad)/A_bd

其中，P_m为可动油比例，A_bd为岩心样品驱替前的核磁共振T₂谱的积分面积，A_ad为岩心样品驱替后的核磁共振T₂谱的积分面积；

所述A_bd通过测定岩心样品驱替前的核磁共振T₂谱获得，所述A_ad通过测定岩心样品驱替后的核磁共振T₂谱获得；

所述岩心样品取样自评价区目的层；

岩心样品驱替前和驱替后的核磁共振T₂的测定步骤包括：

在30MPa驱替压力下持续加压48小时，使岩心样品饱和模拟油，以测量岩心样品驱替前核磁共振T₂谱；

在30MPa驱替压力下用锰水驱替模拟油48小时，使岩心样品饱和锰水，以测量岩心样品驱替后的核磁共振T₂谱；所述锰水中的Mn²⁺浓度大于20000ppm。

本领域技术人员应当理解，可以根据实际驱替效果，选择具体的驱替压力和驱替时长。

实施例2：

如图1所示的低孔渗砂岩储层可动油资源量的评价方法，包括以下步骤：

(A)获取评价区目的层的油气地质数据，所述油气地质数据包括含油面积、储层有效厚度、储层孔隙度、储层渗透率、含油饱和度、原油密度和原油体积系数；

(B)在所述评价区目的层不同深度取样，得到至少两块岩心样品，测定所述岩心样品的孔隙度和渗透率；

(C)采用权利要求前述任意一种低孔渗砂岩储层可动油比例评价方法，测定岩心样品可动油比例；

(D)根据岩心样品的孔隙度、渗透率、可动油比例建立三者的关系公式，并将储层孔隙度、储层渗透率带入关系公式计算得到储层可动油比例；

(E)根据储层可动油比例计算出评价区目的层的可动油资源量；其中，所述可动油资源量按照以下公式计算：

Q_m＝S×H×Ф×S_o×ρ_o×B_o×P_m

其中，Q_m表示可动油资源量，S表示含油面积，H表示储层有效厚度，Ф表示储层孔隙度，S_o表示含油饱和度，ρ_o表示原油密度，B_o表示原油体积系数，P_m表示可动油比例。将步骤(D)中计算得到目的层的储层可动油比例带入上述公式即可计算出目的层可动油资源量Q_m。

该可动油资源量评价方法能够基于岩心样品在驱替前和驱替后的核磁共振T₂谱的变化，建立可动油比例与孔隙度、渗透率的关系公式，直接通过常用的储层宏观参数：储层孔隙度和储层渗透率，计算得到储层的可动油比例，进而计算得到可动油资源量，无需考虑核磁共振T₂弛豫时间截止值；同时，所采集的岩心样品数量可根据实际需求进行调整，实验成本、实验周期可控。

实施例3：

为了便于理解，选定渤海湾盆地南堡凹陷高柳构造带沙三3亚段V油组为研究目的层，开展低孔渗砂岩储层可动油资源量评价，包括以下步骤：

步骤1：收集所述油气地质数据，主要包括：如表1所示的待评价区目的层油气地质数据。

表1渤海湾盆地南堡凹陷高柳构造带沙三3亚段V油组油气地质数据

步骤2：对研究区沙三3亚段V油组岩心不同深度位置进行取样，测定岩心样品孔隙度和渗透率，得到七块不同孔隙度和渗透率大小的岩心样品。

步骤3：测定岩心样品驱替前和驱替后的核磁共振T₂谱：

将七块岩心样品均制备成直径为2.5cm，长度为5cm的标准样，进行洗油；在105℃温度下，持续烘干24h；测量岩心样品孔隙度和渗透率；在压力小于0.098MPa的环境下，对岩心样品持续抽真空24h；在30MPa压力下持续加压48h，使岩心样品饱和模拟油，该模拟油密度为820kg/m³，粘度为4.9mm²/s(40℃)；测量岩心样品在饱和模拟油状态下的核磁共振信号，即可得到岩心样品在驱替前的核磁共振T₂谱；在30MPa驱替压力下，用锰水驱替模拟油，持续48h，使岩心样品饱和锰水，该锰水中的Mn²⁺浓度大于20000ppm；测量岩心样品在饱和锰水状态下的核磁共振信号，即可得到岩心样品在驱替后的核磁共振T₂谱，所述七块岩心样品的核磁共振T₂谱如图2所示。

步骤4：计算所述低孔渗砂岩储层岩心样品的可动油比例。

计算所述低孔渗砂岩储层岩心样品的可动油比例的公式如下：

P_m ⁱ＝(A_bd ⁱ-A_ad ⁱ)/A_bd ⁱ

其中，P_m ⁱ表示第i个岩心样品的可动油比例，单位为％，A_bd ⁱ表示第i个岩心样品驱替前的核磁共振T₂谱的积分面积，无量纲，A_ad ⁱ表示第i个岩心样品驱替后的核磁共振T₂谱的积分面积，无量纲。

步骤5：如图3所示，根据各岩心样品的孔隙度、渗透率和可动油比例，利用Matlab软件进行数据分析，拟合得到可动油比例与孔隙度、渗透率的关系公式，得到关系公式如下：

其中，P_m表示可动油比例，单位为％；K表示渗透率，单位为mD；表示孔隙度，单位为％。将目的层的油气地质数据中的储层孔隙度、储层渗透率带入上式计算得到储层可动油比例。

步骤6：根据步骤5中计算得到的储层可动油比例，以及目的层的油气地质数据包括：含油面积、储层有效厚度、储层孔隙度、含油饱和度、原油密度和原油体积系数，如表1所示，计算得出待评价区目的层可动油资源量，如表2所示。计算公式如下：

Q_m＝S×H×Ф×S_o×ρ_o×B_o×P_m

其中，Q_m表示可动油资源量，单位为t；S表示含油面积，单位为km²；H表示储层有效厚度，单位为m；Ф表示储层孔隙度，单位为％；S_o表示含油饱和度，单位为％；ρ_o表示原油密度，单位为t/m³；B_o表示原油体积系数，无量纲；P_m表示可动油比例，单位为％。将步骤5中计算得到的储层可动油比例带入可动油资源量的计算公式中即可算出可动油资源量。

表2南堡凹陷高柳构造带沙三3亚段V油组可动油资源量

以上所述的具体实施方式，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方式而已，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 (5)

1.低孔渗砂岩储层可动油比例评价方法，其特征在于，所述可动油比例按照以下公式计算：

P_m＝(A_bd-A_ad)/A_bd

其中，P_m为可动油比例，A_bd为岩心样品驱替前的核磁共振T₂谱的积分面积，A_ad为岩心样品驱替后的核磁共振T₂谱的积分面积；

所述A_bd通过测定岩心样品驱替前的核磁共振T₂谱获得，所述A_ad通过测定岩心样品驱替后的核磁共振T₂谱获得；

所述岩心样品取样自评价区目的层。

2.根据权利要求1所述的低孔渗砂岩储层可动油比例评价方法，其特征在于，岩心样品驱替前和驱替后的核磁共振T₂谱的测定步骤包括：

加压使岩心样品饱和模拟油，以测量岩心样品驱替前核磁共振T₂谱；

用锰水驱替模拟油使岩心样品饱和锰水，以测量岩心样品驱替后的核磁共振T₂谱。

3.根据权利要求2所述的低孔渗砂岩储层可动油比例评价方法，其特征在于，所述锰水中的Mn²⁺浓度大于20000ppm。

4.低孔渗砂岩储层可动油资源量的评价方法，其特征在于，包括以下步骤：

(A)获取评价区目的层的油气地质数据，所述油气地质数据包括含油面积、储层有效厚度、储层孔隙度、储层渗透率、含油饱和度、原油密度和原油体积系数；

(B)在所述评价区目的层不同深度取样，得到至少两块岩心样品，测定所述岩心样品的孔隙度和渗透率；

(C)采用权利要求1～3中任一项所述的低孔渗砂岩储层可动油比例评价方法，测定岩心样品可动油比例；

(D)根据岩心样品的孔隙度、渗透率、可动油比例建立三者的关系公式，并将储层孔隙度、储层渗透率带入关系公式计算得到储层可动油比例；

(E)根据储层可动油比例计算出评价区目的层的可动油资源量。

5.根据权利要求4所述的低孔渗砂岩储层可动油资源量的评价方法，其特征在于，所述可动油资源量按照以下公式计算：

Q_m＝S×H×Ф×S_o×ρ_o×B_o×P_m

其中，Q_m表示可动油资源量，S表示含油面积，H表示储层有效厚度，Ф表示储层孔隙度，S_o表示含油饱和度，ρ_o表示原油密度，B_o表示原油体积系数，P_m表示可动油比例。