CN111650356A - 致密储层“六性”评价配套地质实验方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种致密储层“六性”评价配套地质实验方法。该方法将钻井岩心按非常规致密砂岩和泥页岩岩心岩性精细准确描述方法，得到致密储层岩心岩性描述结果；然后采集岩心样品，得到“六性”评价配套地质实验分析样品；开展地质实验样品分析检测，得到实验分析参数及数据；依此分别对“六性”按不同层位或岩性进行配套地质实验评价，得到“六性”地质实验评价结果；将得到的评价结果，开展“六性”地质实验综合评价及关系研究，建立致密储层“六性”评价及关系图，提出页岩油和致密油“甜点”井段。该“六性”评价配套地质实验方法，达到了对致密储层“六性”及“三类品质”评价、指导页岩油和致密油勘探的目的。

Description

致密储层“六性”评价配套地质实验方法
技术领域
本发明涉及油田非常规油气勘探技术领域，尤其涉及一种致密储层“六性”评价配套地质实验方法。
背景技术
近年来，致密油气、页岩油气等非常规油气资源实现规模开发，推动全球石油工业进入了常规与非常规油气资源并重的新阶段。页岩油和致密油是非常规油气勘探的重要领域，具有资源丰度低、储层品质差、非均质性强的特征，决定了“六性”评价为非常规油气勘探开发的重要基础和核心科学问题。深入开展致密储层“六性”及烃源岩品质、储层品质、工程品质评价，对致密油和泥页岩油气形成机理和富集规律、“甜点”优选、压裂及勘探具有重要意义。
目前，关于非常规油气储层“七性”或“六性”评价的方法，参见以下文献：(1)赵政璋、杜金虎“致密油气”(石油工业出版社，2012)；(2)邹才能、陶士振、侯连华等“非常规油气地质”(地质出版社，2013)；(3)尹成芳、柯式镇、姜明等“测井新技术在陆相致密油“七性”评价中的应用”(石油科学通报，2017年第1期)；(4)张居和、冯子辉、方伟等“非常规致密及泥页岩储层含油性评价实验方法”(中国发明专利201310689379.7，20160330授权)；(5)刘丽萍、肖光武、姜宏“致密油储集层岩性及物性评价方法”(录井工程，2015年第2期)；(6)李吉君、史颖琳、黄振凯等“松辽盆地北部陆相泥页岩孔隙特征及其对页岩油赋存的影响”(中国石油大学学报(自然科学版)，2015年第4期)；(7)郭旭光、牛志杰、王振林等“岩石脆性预测在吉木萨尔凹陷致密油勘探中的应”(地质与勘探，2015年第3期)等。
文献(1)、(2)、(3)主要采用测井技术，建立了非常规油气“七性”或“六性”测井评价方法；文献(4)、(5)、(6)利用某项或某性实验分析方法进行“六性”评价，其中文献(4)利用密闭取心饱和度与荧光薄片技术有效评价粉砂质泥页岩、粉砂岩的含油性，岩石热解、激光共聚焦、扫描电镜及能谱能够评价泥页岩、粉砂岩的含油性，这些技术指标配合综合应用、相互验证、互为补充评价致密砂岩及泥页岩储层微观含油性；文献(5)利用X射线衍射分析，通过优选黏土矿物含量作为判别砂泥页岩岩性的特征参数，建立砂泥页岩岩性的解释标准，进行岩性及物性评价；文献(6)综合应用气体吸附、高压压汞和扫描电镜方法对松辽盆地白垩系陆相泥页岩内部微观孔隙特征进行刻画，结合岩石热解、全岩矿物分析等实验手段对泥页岩孔隙发育的控制因素及其对含油性的影响进行分析。文献(7)主要采用地震预测岩石脆性方法，开展吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油岩石脆性评价，实施了体积压裂，微地震监测结果显示压裂产生了缝状网，储层改造效果好等。
可见，上述文献的地质实验、地球物理方法仅能评价致密储层“六性”中的岩性及物性或含油性或脆性等，缺乏综合配套“六性”及关系评价；测井方法可评价致密储层“七性”，但测井方法、地球物理方法往往是建立在地质实验数据约束及标定基础上的“六性”评价。为此，本发明提出并建立了致密储层“六性”评价配套地质实验方法，以解决非常规油气勘探的重要基础和核心科学问题。
发明内容
本发明在于克服背景技术中存在的现有实验缺乏致密储层“六性”评价配套地质实验方法的问题，而提供一种致密储层“六性”评价配套地质实验方法。该致密储层“六性”评价配套地质实验方法，达到了对致密储层“六性”及“三类品质”评价的目的，满足了非常规致密油和泥页岩油精细勘探对地质实验技术的需求，解决了非常规油气勘探的重要基础和核心科学问题。
本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：一种致密储层“六性”评价配套地质实验方法，包括以下步骤：
1)将钻井岩心按非常规致密砂岩和泥页岩岩心岩性精细准确描述方法，得到致密储层岩心岩性描述结果；
2)按照步骤1)得到的岩心岩性描述结果，采集岩性、烃源岩性、物性、含油性、脆性、力学性质评价岩心样品，得到“六性”评价配套地质实验分析样品；
3)将步骤2)得到的“六性”地质实验分析样品，开展地质实验样品分析检测，得到“六性”配套地质实验分析参数数据；
4)将步骤3)得到的“六性”配套地质实验分析参数数据，分别对岩性、烃源岩性、物性、含油性、脆性、力学性质进行地质实验评价，得到“六性”配套地质实验评价结果；
5)将步骤4)得到的“六性”配套地质实验评价结果，开展“六性”地质实验综合评价及关系研究，建立致密储层“六性”评价及关系图，提出页岩油和致密油“甜点”及压裂井段，提供致密油和泥页岩油勘探地质实验依据。
本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：本发明提供了一种致密储层“六性”评价配套地质实验方法，主要是利用岩性、烃源岩性、物性及孔隙结构、含油性、脆性、力学性质评价配套地质实验分析方法，获得致密储层“六性”地质实验分析结果及相关地质实验参数，再利用这些结果参数对致密储层“六性”和配套综合评价，提供烃源岩品质、储层品质、工程品质地质实验评价结果，提出致密油和泥页岩油优选“甜点”及压裂井段，满足了非常规油气精细勘探对地质实验的需求。岩性评价结果表明本发明较岩心录井方法更加精细准确，增大了页岩油粉砂岩、致密油细砂岩厚度及储层的储集性，奠定了“六性”精准科学评价的基础。本实验方法通过在大庆探区泥页岩油及致密油探井中的实施，首次明确了5种岩性的孔隙直径、喉道直径定量分布特征，为不同岩性物性和含油性评价提供了定量依据。首次确定了源下扶余油层致密油主要来自青一段下部烃源岩，其含油性明显受岩性和物性及孔隙结构特征控制；青山口组源内砂岩型和砂泥互层型页岩油均具有近源聚集的配置关系，青山口组不同岩性含油饱和度对应高于扶余油层，明确了源内页岩油和源下致密油形成富集特征。确定了致密储层“六性”关系及页岩油、致密油“甜点”井段，对页岩油“甜点”层直井压裂试采获得工业油流。
附图说明：
图1所示为2043～2048.5m青二三段岩性精细评价；
图2所示为2100～2112m青一段岩性精细评价；
图3所示为2127.2～2130.1m泉四段岩性精细评价；
图4所示为HI～Tmax有机质类型判别图；
图5所示为致密储层原油激光共聚焦三维重建分布图；
图6所示为青二三段不同岩性孔隙直径分布特征图；
图7所示为青二三段不同岩性喉道直径分布特征图；
图8所示为致密储层物性与孔隙半径中值关系图；
图9所示为泉四段含油饱和度与物性关系图；
图10所示为致密储层含油饱和度与孔径中值关系图；
图11所示为青二三段油岩色谱质谱对比图；
图12所示为青一段和泉四段油岩对比色谱质谱图；
图13所示为饱和烃生物标志物成熟度参数图；
图14所示为致密储层“六性”评价及关系图。
具体实施方式：
下面将结合附图及具体实施例对本发明作进一步说明：
致密储层“六性”评价是非常规油气勘探研究的重要基础和核心科学问题，目前已公开文献的测井方法、地球物理方法评价致密储层“七性”往往是建立在地质实验数据约束及标定基础上，而公开发表的地质实验方法仅能评价致密储层“六性”中的某“一性”或某“几性”如岩性及物性或含油性或脆性或烃源岩性，缺乏致密储层“六性”评价配套地质实验方法。
本发明提出了致密储层“六性”评价配套地质实验方法，主要是利用岩性、烃源岩性、物性及孔隙结构、含油性、脆性、力学性质配套地质实验分析方法，获得致密储层“六性”地质实验分析结果及相关地质实验参数，再利用这些结果参数对致密储层“六性”和配套综合评价，提供烃源岩品质、储层品质、工程品质地质实验评价结果，提出致密油和泥页岩油优选“甜点”及压裂井段，满足了非常规油气精细勘探对地质实验的需求。
以下从几方面详细说明本发明。
一、致密砂岩和泥页岩储层配套地质实验方法
本发明提供的致密砂岩和泥页岩储层“六性”评价配套地质实验方法，包含以下步骤：
1)将钻井岩心按非常规致密砂岩和泥页岩岩心岩性精细准确描述方法(具体方法见专利申请号201310659696.4)，得到致密储层岩心岩性描述结果；
2)按照步骤1)得到的岩心岩性描述结果，采集岩性、烃源岩性、物性、含油性、脆性、力学性质评价岩心样品，得到“六性”评价配套地质实验分析样品；
3)将步骤2)得到的“六性”地质实验分析样品，开展地质实验样品分析检测，得到“六性”配套地质实验分析参数数据；
4)将步骤3)得到的“六性”配套地质实验分析参数数据，分别对岩性、烃源岩性、物性、含油性、脆性、力学性质进行地质实验评价，得到“六性”配套地质实验评价结果；
5)将步骤4)得到的“六性”配套地质实验评价结果，开展“六性”地质实验综合评价及关系研究，建立致密储层“六性”评价及关系图，提出页岩油和致密油“甜点”及压裂井段，提供致密油和泥页岩油勘探地质实验依据。
实施例1
以下以大庆探区泥页岩油及致密油探井YX58井为例说明本发明方法的实施过程。
1、研究背景
松辽盆地北部中浅层非常规油气勘探相继在YP1、QP1、SYY1井等取得致密油和泥页岩油工业突破，资源量已达几十亿吨，致密油产量已达几十万吨，成为大庆油田主要接替和储备资源领域。YX58井是大庆油田中浅层泥页岩油及致密油的一口重点探井，位于松辽盆地北部龙虎泡阶地，钻探目的是明确滨浅湖相沉积的青山口组和泉四段的含油情况。钻遇的地层为第四系，第三系泰康组，白垩系上统明水组、四方台组，白垩系下统嫩江祖、姚家组、青山口组、泉头组泉四段地层，并在青山口组、泉四段地层连续取心，为致密储层“六性”配套地质实验分析评价及关系研究提供了条件。
2、“六性”评价配套地质实验方法及实验样品
本发明主要依据“六性”评价配套地质实验技术(见表1)采集青山口组、泉四段致密储层岩心样品1718件，开展“六性”地质实验分析、评价及关系研究。
表1致密储层“六性”评价配套地质实验技术
Figure BDA0002516961650000061
3、致密储层“六性”地质实验评价
3.1岩性评价
3.1.1不同层段岩性精细特征评价
利用岩心薄片鉴定及岩心精细描述技术，评价青山口组和泉头组岩性特征。
(1)青二三段岩性精细特征评价
青二三段泥页岩28层、35.8m、占总厚度比60.4％、单层厚度0.1～5.84m，含粉砂泥页岩14层、13.4m、占总厚度比22.6％、单层厚度0.09～3.85m，粉砂质泥页岩15层、4.3m、占总厚度比7.2％、单层厚度0.08～0.89m，粉砂岩10层、3.77m、占总厚度比6.4％、单层厚度0.05～2m，灰岩7层、0.98m、占总厚度比1.6％、单层厚度0.03～0.31m，介形虫层10层、1.05m、占总厚度比1.8％、单层厚度0.05～0.2m。可见，青二三段烃源岩占90.2％、发育广泛。
井段1989～2002m以较纯的泥页岩为主，夹泥质粉砂岩和含粉砂泥页岩；2002～2019m主要为泥页岩、含粉砂泥页岩，夹介屑灰云岩薄层；2019～2029m主要为泥页岩、含粉砂泥页岩，夹白云岩薄层；2029～2040m主要为泥页岩、粉砂岩，夹介屑白云岩薄；2040～2043m主要为含介屑泥页岩及介屑白云岩；2043～2048.5m主要为含介屑钙质粉砂岩(图1)。
(2)青一段岩性精细特征评价
青一段泥页岩32层、46.36m、占总厚度比63.8％、单层厚度0.1～4.94m，含粉砂泥页岩23层、15.78m、占总厚度比21.7％、单层厚度0.08～3.02m，粉砂质泥页岩21层、6.12m、占总厚度比8.4％、单层厚度0.1～0.63m，粉砂岩3层、0.47m、占总厚度比0.6％、单层厚度0.07～0.3m，灰岩3层、0.57m、占总厚度比0.8％、单层厚度0.07～0.4m，介形虫层8层、1.18m、占总厚度比1.6％、单层厚度0.07～0.35m，白云岩3层、2.23m、占总厚度比3.1％、单层厚度0.18～1.65m。可见，烃源岩占总厚度的93.9％，青一段烃源岩最发育。
2050～2069m以泥页岩和含粉砂泥页岩为主；2069～2082.5m以泥页岩和含粉砂泥页岩为主，部分井段发育介形虫层和介屑云岩，泥页岩内通常含砂、方解石和白云石(图2)；2082.5～2100m以泥页岩和含粉砂泥页岩为主，发育较厚层白云岩；2100～2112m主要为泥页岩，部分泥页岩内含介屑；2112～2121.3m主要为泥页岩，泥页岩内含粉砂。
(3)泉四段岩性精细特征评价
泉四段泥页岩6层、5.1m、占总厚度比24.9％、单层厚度0.18～1.95m，含粉砂泥页岩9层、4.71m、占总厚度比23.0％、单层厚度0.08～1.78m，粉砂质泥页岩3层、1.04m、占总厚度比5.1％、单层厚度0.28～0.38m，粉砂岩13层、5.76m、占总厚度比28.2％、单层厚度0.08～2.06m，细砂岩7层、3.84m、占总厚度比18.8％、单层厚度0.1～1.4m。可见，烃源岩占总厚度的53％。
2121.31～2127.2m为大段粉砂岩和细砂岩；2127.2～2130.1m为含粉砂泥页岩及含泥粉砂岩(图3)；2130.1～2131.5m为含泥粉砂岩及含粉砂泥页岩；2131.5～2144.7m为含粉砂泥页岩及含泥粉砂岩。
(4)不同层段岩性特征评价对比
通过本发明岩心精细评价岩性特征，比岩心录井方法更加精细准确，青二三段岩心多评价出含粉砂泥页岩和灰岩两种岩性(青二三段岩性特征评价不同方法结果对比见表2)，识别评价各种岩性的层数、厚度、占总厚比、单层厚差别明显，如泥页岩分别为28层和24层、35.8m和52.38m、60.4％和87.7％、0.1～5.84m和0.34～9.73m，粉砂岩分别为10层和6层、3.77m和1.57m、6.4％和2.6％、0.05～2m和0.14～0.5m等；同样，青一段多评价出含粉砂泥页岩、粉砂岩和白云岩三种岩性，泉四段多评价出含粉砂泥页岩和细砂岩两种岩性，其评价的不同岩性层数、厚度、占总厚比、单层厚度也不同。本发明岩性精准评价显著增大了粉砂岩及细砂岩层数、厚度、比例及致密储层的储集性，岩性识别评价更加真实客观，奠定了“六性”精准科学评价的基础。
表2
Figure BDA0002516961650000081
3.1.2岩石全岩矿物组成特征
青二三段全岩矿物组成石英10％～45％、平均34％，长石10％～38％、平均23％，碳酸盐0％～71％、平均10％，黏土3％～34％、平均29％；青一段全岩矿物组成石英31％～51％、平均39％，长石7％～24％、平均14％，碳酸盐1％～20％、平均6％，黏土26％～47％、平均38％；泉四段全岩矿物组成石英30％～74％、平均47％，长石7％～59％、平均30％，碳酸盐0％～46％、平均19％，黏土7％～43％、平均19％。可见，青山口组青一段石英和黏土矿物含量均高于青二三段，长石和碳酸盐类矿物均明显偏低；泉四段石英、长石和碳酸盐矿物含量明显高于青山口组，而黏土明显偏低。
需要说明的是，青山口组致密砂岩和泥页岩的石英含量接近，都在37％左右，但砂岩内碳酸盐类矿物含量通常较高、黏土含量较低；泉四段砂岩中长石含量明显高于泥页岩，石英、碳酸盐类矿物含量略高，黏土矿物含量明显偏低。
3.2烃源岩性评价
3.2.1有机质丰度
青二三段(K2qn2+3)烃源岩有机碳(TOC)0.80％～3.47％、平均值1.88％，产油潜量(S1+S2)2.88～16.41mg/g、平均值分别为8.86mg/g，氯仿沥青“A”含量0.002％～0.789％、平均值0.481％；青一段(K2qn1)烃源岩有机碳(TOC)0.88％～6.41％、平均值2.31％，产油潜量(S1+S2)3.41～26.74mg/g、平均值11.51mg/g；氯仿沥青“A”含量0.339％～1.504％、平均值0.858％；泉四段(K1q4)烃源岩有机碳(TOC)0.03％～0.26％、平均值0.09％，产油潜量(S1+S2)0.12～1.53mg/g、平均值0.506mg/g。根据陆相烃源岩评价标准综合评价青山口组烃源岩为好烃源岩、泉四段烃源岩为非～差烃源岩，青一段烃源岩好于青二三段(烃源岩有机质丰度数据见表3)。
表3
Figure BDA0002516961650000091
3.2.2有机质类型
从有机质类型岩石热解参数上看(图4)，青二三段和青一段烃源岩有机质类型为I～Ⅱ1型；干酪根镜检结果显示(烃源岩镜检参数见表4)，青二三段烃源岩所检测的样品有机质类型为Ⅰ型，青一段(K2qn1)烃源岩所检测的样品有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ1型，与热解参数分析结果基本一致。
表4烃源岩镜检参数表
Figure BDA0002516961650000101
3.2.3有机质成熟度
青二三段(K2qn2+3)和青一段(K2qn1)烃源岩Ro为1.12～1.19％，均处于成熟演化阶段；青二三段(K2qn2+3)和青一段(K2qn1)烃源岩抽提物的饱和烃色谱参数OEP值为1.03～1.14，平均值为1.07，奇偶碳优势不明显，表明烃源岩已经成熟。
3.3物性评价
3.3.1孔隙度和渗透率特征
孔隙度和渗透率青二三段介于0.9％～7.7％和0.007～1.56mD、平均为3.7％和0.14mD，青一段介于0.2％～7.9％和0.005～0.17mD、平均为3.9％和0.04mD，泉四段介于3.6％～15.7％和0.007～4.36mD、平均为9.1％和0.23mD。可见，青山口组孔隙度和渗透率均较差，青一段较青二三段孔隙度相对稍高、渗透率低，泉四段孔隙度和渗透率相对较好、远大于青山口组。
3.3.2储层孔隙类型
青山口组泥页岩类储层孔隙类型主要为粒间孔、微裂缝、黏土片间缝状孔、有机质孔，粉砂质泥页岩的主要为黏土片间缝状孔、粒间孔，粉砂岩主要为粒间孔、缩小粒间孔、溶孔及粒间溶孔，碳酸盐岩的主要为粒间孔、晶间孔、缝状孔；泉头组泉四段粉砂岩的主要为粒间孔、缩小粒间孔、溶孔及粒间溶孔，细砂岩主要为粒间孔、缩小粒间孔、粒内溶孔。
3.4含油性评价
3.4.1含油饱和度及含油量特征
青二三段储层含油饱和度介于16.42％～75.10％、平均46.17％，泥页岩含油量(S1)0.54～6.36mg/g、平均2.13mg/g；青一段泥页岩含油量(S1)0.84～6.89mg/g、平均3.34mg/g；泉四段储层含油饱和度介于1.80％～71.32％、平均34.37％，含油量(S1)0.03～9.82mg/g、平均3.13mg/g。总体评价，青一段含油性好于青二三段，青二三段好于泉四段。
3.4.2荧光薄片和激光共聚焦含油特征
青二三段泥页岩、含粉砂泥页岩、粉砂质泥页岩到粉砂岩随含砂量增大荧光强度及含油分布逐渐增强、含油性逐渐变好，粉砂岩和介屑灰岩荧光含油特征明显，含油性相对相对最好，油赋存于孔隙中或被颗粒吸附；从激光共聚焦三维重建结果看，泥页岩中油与干酪根共存、部分油独立赋存于孔隙中，有机质轻质、中质、重质组分平均分别为0.29％、1.44％、6.05％。泉四段(扶余油层)粉砂岩荧光强、含油性较好，细砂岩荧光最强、含油性相对最好，油赋均存于孔隙及颗粒表面；从激光共聚焦三维重建结果看，泉四段储层有机质轻质、中质、重质组分平均分别为0.19％、1.23％、4.64％，青二三段含油性大都好于泉四段储层。如青二三段油层2041.24m介屑灰岩有机质及原油轻质、中质、重质组分分别为0.46％、4.50％、10.25％，总有机质15.21％、含油饱和度58.11％，轻质、中质组分随介屑主要呈团簇状分布；扶余油层2130.10m粉砂岩的分别为0.24％、1.30％、6.53％，总有机质8.08％、含油饱和度51.28％，轻质、中质组分主要呈较均匀分布(图5)。
3.5脆性评价
利用岩石矿物组成的脆性指数评价岩石的脆性特征，青二三段储层脆性指数11.22％～63.15％、平均46.8％，青一段储层脆性指数39.26％～65.04％、平均47.0％，泉四段(扶余油层)储层脆性指数33.75％～86.00％、平均67.0％。可见，青山口组储层脆性指数青一段稍高于青二三段，脆性程度中等；泉头组泉四段脆性指数达到67.0％，明显高于青山口组。
力学性质脆性参数看，青二三段弹性模量为3.59～8.28、平均5.94，泊松比为0.21～0.23，平均0.22(单轴抗压强度实验数据见表5)；泉四段(扶余油层)弹性模量为7.22～16.1、平均10.44，泊松比为0.17～0.25，平均0.22(表5)。青二三段较泉四段的弹性模量值都低，平均泊松比值接近，表明泉四段岩石脆性好于青二三段。
表5
Figure BDA0002516961650000121
3.6力学性质评价
力学性质参数青二三段储层单轴抗拉强度2.58～2.93MPa、平均2.76MPa，单轴抗压强度26.6～45.8MPa、平均36.2MPa，弹性模量为3.59～8.28、平均5.94，泊松比为0.21～0.23，平均0.22(表5)；泉四段单轴抗拉强度2.50～3.14MPa、平均2.81MPa，单轴抗压强度27.2～74.3MPa、平均50.7MPa，弹性模量为7.22～16.1、平均10.44，泊松比为0.17～0.25，平均0.22(表5)。青二三段较泉四段储层的平均抗压、抗拉强度、弹性模量值都低，平均泊松比值接近，表明泉四段岩石脆性好于青二三段储层。
青山口组青一段2115.80m和泉四段2136.55m两组粉砂质泥岩样品三轴压缩试验结果看，泉四段样品在围压10MPa～30MPa水平下，内摩擦系数为0.99(内摩角φ为44.7°)，黏聚力为13.3MPa；青一段样品在围压35MPa～50MPa水平下，内摩擦系数为0.59(内摩角φ为30.3°)，黏聚力为21.2MPa，结果的差异性反映了应力水平对强度参数的影响，两组岩石脆性都较好且泉四段好于青一段。
4、致密储层“六性”关系及综合评价
4.1岩性、物性及孔隙结构、脆性关系评价
4.1.1岩性与物性关系评价
青山口组和泉四段不同岩性与物性关系明显(见表6)，从泥页岩、含粉砂泥页岩、粉砂质泥页岩到粉砂岩、细砂岩随含砂量的增加孔隙度和渗透率总体呈现增大的趋势。需要说明的是，青山口组泥页岩尤其是青一段优质烃源岩，由于生烃作用强、成熟度(Ro1.16～1.19)增高，使孔隙度和渗透率明显变好，其孔隙度平均值(4.6％)高于本段粉砂岩(3.8％)；而泉四段泥页岩由于生烃能力弱、含砂量最低，使其孔隙度和渗透率及物性最差。
表6
Figure BDA0002516961650000131
Figure BDA0002516961650000141
4.1.2岩性与孔隙和喉道直径分布关系评价
不同岩性孔隙和喉道分布特征差别明显。如青二三段不同岩性的孔隙直径、主峰分布特征(图6)，泥页岩主要分布为孔隙直径50nm～1μm、主峰300～500nm，含粉砂泥页岩孔隙直径25nm～1μm、主峰300～500nm，粉砂质泥页岩孔隙直径150nm～2μm、主峰500～1000nm，粉砂岩孔隙直径300nm～2μm、主峰500～1000nm，介屑灰岩孔隙直径25nm～1μm、主峰为双峰100～150nm、300～500nm；青二三段不同岩性的喉道直径、主峰分布特征(图7)，泥页岩主要分布为喉道直径10～60nm、主峰20～40nm，含粉砂泥页岩喉道直径10～60nm、主峰20～40nm，粉砂质泥页岩喉道直径20～200nm、主峰20～40nm，粉砂岩喉道直径20～200nm、主峰60～80nm，介屑灰岩喉道直径10～60nm、主峰20～40nm。可见，岩性与孔隙结构密切相关，从泥页岩、含粉砂泥页岩、粉砂质泥页岩到粉砂岩随着含砂量增加，孔隙和喉道直径、主峰逐渐增大，储集能力趋于增大。需要说明的是，介屑灰岩与其他4种岩性的孔隙直径分布差别明显，喉道直径分布特征与泥页岩及含粉砂泥页岩的类似。
4.1.3岩性与脆性关系评价
岩石中脆性矿物含量越高脆性指数越大、脆性越大。青二三段泥页岩脆性指数为39.15％，含粉砂泥页岩为38.36％，粉砂质泥页岩为35.0％，粉砂岩为50.63％，灰岩为64％。可见，不同岩性脆性指数及脆性差别明显。
4.1.4物性与孔隙半径中值关系评价
储层孔隙度和渗透率均与孔隙半径中值正相关(图8)，相关系数分别为0.80和0.89，表明孔隙度和渗透率与孔隙半径中值均为高度相关，与渗透率的相关性稍高于孔隙度。
4.2含油性、岩性、物性及孔隙结构关系评价
4.2.1含油性与岩性关系评价
从不同岩性含油饱和度分析结果看(表7)，青二三段泥页岩类和粉砂岩含油饱和度平均为40.27％和57.52％，灰岩的为53.21％；青一段泥页岩类和粉砂岩含油饱和度平均为52.58％和58.93％；泉四段的泥页岩、含粉砂及粉砂质泥页岩、粉砂岩、细砂岩的分别为5.95％、11.30％、25.52％、52.40％，从泥页岩、含粉砂泥页岩、粉砂质泥页岩到粉砂岩、细砂岩含油饱和度逐渐增大。可见，青一段源岩向源下泉四段排烃过程中明显受岩性及物性(表6)等控制。
表7
Figure BDA0002516961650000151
4.2.2含油性与物性及孔隙结构关系评价
青二三段储层含油性与物性及孔隙类型关系密切。青二三段泥页岩、含粉砂泥页岩、粉砂质泥页岩孔隙类型以粒间孔隙为主，孔隙度较差为0.9％～7.3％，渗透率0.01～0.05mD，含油饱和度较低为16.42％～66.61％、平均为40.27％；青二三段介屑灰岩孔隙类型以介屑内孔、粒间孔为主，孔隙度较差为0.9％～4.9％，渗透率0.01～1.56mD，含油饱和度较高为10.11％～72.35％、平均为53.21％；青二三段粉砂岩孔隙类型以粒间孔、溶孔为主，孔隙度较差为2.5％～7.70％，渗透率0.007～0.74mD，含油饱和度较高为18.12％～75.10％、平均为57.52％。泉四段泥页岩、含粉砂泥页岩、粉砂质泥页岩孔隙度较好为3.6％～7.7％、渗透率差为0.008～0.01mD，含油饱和度低为1.8％～26.13％、平均为10.54％；粉砂岩孔隙类型以粒间孔、溶孔为主，孔隙度较差为3.9％～12.8％，渗透率0.01～0.65mD，含油饱和度较低为2.36％～59.00％、平均为25.52％；泉四段细砂岩孔隙类型以粒间孔、溶孔较发育，孔隙度好为4.7％～15.7％，渗透率0.01～4.36mD，含油饱和度高为5.4％～71.32％、平均为52.4％。可见，青山口组源内泥页岩、粉砂岩储层的含油饱和度分别明显高于源下泉四段的泥页岩、粉砂岩储层，这是由于青山口组烃源岩有机质丰度(TOC主要分布于1.0％～6.0％)高、热演化程度适中(Ro为1.16％～1.19％)，生油能力强、含油量(热解S1主要分布于1.0～6.0mg/g)高，生成原油在烃源岩内达到饱和及排油压力后，克服粉砂岩的毛细管压力及阻力，即可排入临近的粉砂岩中。而青一段下部的优质烃源岩向下泉四段排油，不仅需要克服储层毛细管压力及阻力，还需要克服深度压差，同时泉四段细砂岩、粉砂岩、泥页岩的物性及孔隙结构差别明显，且依次明显变差、毛细管压力及阻力变大，从而使青山口组不同岩性储层含油饱和度明显高于对应泉四段的，而泉四段不同岩性含油饱和度也差异明显并以泥页岩最低、细砂岩最高。
泉四段储层致密油含油饱和度与孔隙度相关系数为0.87、渗透率为0.85(图9)、孔径中值为0.81(图10)，均呈高度正相关性且不同，与孔隙度呈高度正线性关系，与渗透率呈高度正对数关系，在渗透率0～0.2mD范围内随渗透率的增大含油饱和度由0％迅速增大到55％，在渗透率0.2～0.8mD范围内含油饱和度由55％缓慢增大到70％；与孔径中值呈高度正对数关系，反映孔隙度、渗透率、孔径中值对致密储层含油性控制作用的差异性。
4.3含油性与烃源岩关系评价
烃源岩控制储层含油分布，含油性与烃源岩具有明显的匹配关系，青山口组优质烃源岩为源内页岩油和源下致密油提高了充足的原油。从饱和烃色谱质谱图(见图11)看，青二三段油砂与源岩的生标具有相似性，为自生自储近源聚集型；青一段上部油砂与其烃源岩生标具有相似性，青一段下部油砂和泉四段油砂中的油与青一段下部烃源岩具有相似性(图12)；从饱和烃生物标志物成熟度参数图(图13)看，从青二三段到青一段、泉四段有机质成熟度逐渐增大，其中泉四段油砂有机质成熟度大都落在了青一段泥页岩范围内；可见，青二三段油砂及页岩油来自青二三段烃源岩的贡献，青一段上部油砂中的油主要来自青一段上部烃源岩的贡献，青一段下部和泉四段油砂中的油主要来自于青一段下部烃源岩的贡献。
5、致密油和泥页岩油“甜点”层及压裂
依据致密储层岩性、烃源岩性、物性、含油性、脆性、力学性质“六性”综合配套地质实验评价结果(图14)，页岩油“甜点”层为青二三段2004m～2020m、2028m～2044m和青一段2050m～2082m、2090m～2120m，致密油“甜点”层为泉四段2020m～2032m。根据本发明提出的页岩油“甜点”层，2020年1月6日-19日进行直井压裂试油，获得日产8.64m3的高产油流；2020年2月20日-3月24日试采32天，日产油3.24m3，试采期间流压平稳，产量变化相对稳定，证实本发明提出的甜点段整体含油、评价效果明显。
以上通过实例具体说明了本发明致密储层“六性”评价配套地质实验方法的全过程，其分析评价结果可用于致密储层“六性”及源岩品质、储层品质、工程品质评价，以此提出页岩油、致密油“甜点”及压裂井段，提供非常规油气勘探科研生产的地质实验依据。本发明具有下述特点：
(1)提出并建立了致密储层“六性”评价配套地质实验方法，利用“六性”评价配套地质实验分析技术，分析致密砂岩和泥页岩“六性”岩石样品得到实验分析结果及参数，评价致密储层“六性”特征及关系。本发明岩性评价结果较岩心录井方法更加精细准确，增大了页岩油粉砂岩、致密油细砂岩的厚度及储层的储集性，奠定了“六性”精准科学评价的基础；首次明确了5种不同岩性的孔隙直径、喉道直径定量分布特征，为不同岩性物性和含油性评价提供了定量依据。首次确定了源下扶余油层致密油主要来自青一段下部烃源岩，其含油性明显受岩性和物性及孔隙结构特征控制；青山口组源内砂岩型和砂泥互层型页岩油均具有近源聚集的配置关系，青山口组不同岩性含油饱和度对应高于扶余油层，明确了源内页岩油和源下致密油形成富集特征。确定了致密储层“六性”特征关系和页岩油、致密油“甜点”井段，对页岩油“甜点”层直井压裂试采获得工业油流。
(2)该评价方法在松辽盆地青山口组泥页岩油勘探Yx58井应用，确定了青二三段和青一段岩性以泥页岩为主，泥页岩占60.4％和63.8％，含粉砂泥页岩22.6％和21.7％，粉砂质泥页岩7.2％和8.4％，粉砂岩6.4％和0.6％，碳酸盐岩类3.4％和5.5％，粉砂岩单层厚度最大为2m和0.3m；泉四段以粉砂岩为主占28.2％，细砂岩18.8％，泥页岩24.9％，含粉砂泥页岩23.0％，粉砂质泥页岩5.1％，粉砂岩和细砂岩单层厚度最大为2.06m和1.4m。
(3)从泥页岩、含粉砂泥页岩、粉砂质泥页岩到粉砂岩、细砂岩随含砂量的增加孔隙度和渗透率、孔隙和喉道直径、喉道主峰及储集能力呈现增大的趋势，孔隙半径中值明显控制储层物性，岩性与物性及孔隙结构关系密切；青一段优质泥页岩生烃作用强、成熟度适中(Ro1.16～1.19)，使其孔隙度和渗透率增大，孔隙度平均值稍高于本段粉砂岩；泉四段泥页岩受埋深和有机质丰度的影响，孔隙度和渗透率最低及物性相对最差。
(4)岩性、物性及孔隙结构对含油性均具有明显的控制作用。青二三段泥页岩类、粉砂岩和灰岩含油饱和度均值为40.27％、57.52％和53.21％；青一段泥页岩类和粉砂岩含油饱和度均值52.58％和58.93％；泉四段泥页岩、含粉砂及粉砂质泥页岩、粉砂岩、细砂岩分别为5.95％、11.30％、25.52％、52.40％。储层含油型受岩性与物性控制，含砂量越高及物性越好含油性越好；青山口组储层含油性与孔隙类型关系密切，粉砂岩的孔隙和喉道直径大、微米级“大孔”多，含油饱和度高。
(5)本发明提出的页岩油“甜点”层直井压裂试油日产8.64m3，试采期流压平稳、产量相对稳定在日产3.24m3，证实本发明评价“甜点”层的实际效果好。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出的是，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的内容。

Claims (5)

1.一种致密储层“六性”评价配套地质实验方法，包括以下步骤：
1）将钻井岩心按非常规致密砂岩和泥页岩岩心岩性精细准确描述方法（申请号zl201310659696.4），得到致密储层岩心岩性描述结果；
2）按照步骤1）得到的岩心岩性描述结果，采集岩性、烃源岩性、物性、含油性、脆性、力学性质评价岩心样品，得到“六性”评价配套地质实验分析样品；
3）将步骤2）得到的“六性”地质实验分析样品，开展地质实验样品分析检测，得到“六性”配套地质实验分析参数数据；
4）将步骤3）得到的“六性”配套地质实验分析参数数据，分别对岩性、烃源岩性、物性、含油性、脆性、力学性质进行地质实验评价，得到“六性”配套地质实验评价结果；
5）将步骤4）得到的“六性”配套地质实验评价结果，开展“六性”地质实验综合评价及关系研究，建立致密储层“六性”评价及关系图，提出页岩油和致密油“甜点”及压裂井段，提供致密油和泥页岩油勘探地质实验依据。
2.根据权利要求1所述的一种致密储层“六性”评价配套地质实验方法，其特征在于：所述步骤2）“六性”评价配套地质实验分析至少包括薄片鉴定、全岩矿物，总有机碳、岩石热解、氯仿沥青“A”、镜质组反射率、镜检，孔隙度、渗透率、微纳米孔隙结构，含油饱和度、激光共聚焦、荧光薄片，抗拉强度、单轴抗压强度、三轴压缩强度测试；配套取样原则是岩性、烃源岩性、物性、含油性评价每5m至少各采集1套样品，其中薄片鉴定、全岩矿物、总有机碳、岩石热解、孔隙度、渗透率、含油饱和度在岩性变化井段加密取样，力学性质及其脆性评价不同层位岩性样品至少各采集1套样品。
3.根据权利要求1所述的一种致密储层“六性”评价配套地质实验方法，其特征在于：所述步骤3）“六性”配套地质实验分析参数至少包括33项，其中岩性类型及比例（%）、岩性层数和厚度及比例（%）、全岩矿物含量（%）、黏土类型与含量（%）等岩性评价7项，TOC（%）、产油潜量（S1+S2，mg/g）、氯仿沥青“A”（%）、Ro（%）、有机质类型（I型、II1型等）等烃源岩性评价5项，孔隙度（%）、渗透率（mD）、孔隙类型、微米纳米孔隙与喉道直径及分布、孔隙半径中值等物性及孔隙结构评价7项，含油饱和度（%）、含油量（S1，mg/g）、岩石中油轻中重质组分分布及体积含量（%）、岩石中油分布及面孔率（%）等含油性评价7项，脆性矿物含量（%）、脆性指数(%)、弹性模量（%）、泊松比等脆性评价4项，抗压强度（MPa）、抗拉强度（MPa）、三轴压缩参数等力学性质评价3项。
4.根据权利要求1所述的一种致密储层“六性”评价配套地质实验方法，其特征在于：所述步骤4）“六性”配套地质实验评价其岩性评价包括岩性精细特征、岩石全岩矿物组成特征评价，在岩性精准描述基础上按不同层位岩性类型、层数、占总厚度比、单层厚度对不同层位岩性精细特征评价，按不同层位对岩石全岩矿物组成特征定量评价；烃源岩性评价按层位进行有机质丰度、类型、成熟度特征评价；物性及孔隙结构评价按层位进行孔隙度和渗透率特征评价，按岩性进行孔隙类型特征评价；含油性评价按层位进行含油饱和度及含油量特征评价，按岩性进行荧光薄片和激光共聚焦含油特征评价；脆性评价按层位利用全岩矿物脆性指数、力学性质弹性模量和泊松比参数进行评价；力学性质评价按层位利用单轴抗拉强度、抗压强度、三轴强度参数等进行评价。
5.根据权利要求1所述的一种致密储层“六性”评价配套地质实验方法，其特征在于：所述步骤5）“六性”地质实验综合评价及关系研究包括岩性物性及孔隙结构关系、含油性岩性物性及孔隙结构关系、含油性与烃源岩关系评价，按不同层位岩性与孔隙度、渗透率、孔隙直径分布及主峰、喉道直径分布及主峰、脆性关系评价，按含油性与岩性、物性及孔隙类型、孔径中值、烃源岩关系评价；依据“六性”地质实验及综合评价结果，建立致密储层“六性”评价及关系图，提出页岩油和致密油“甜点”及压裂井段，用于指导页岩油和致密油压裂及勘探。
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