CN112228050B - 一种定量评价致密油储层宏观非均质性的方法及其应用 - Google Patents
一种定量评价致密油储层宏观非均质性的方法及其应用 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种定量评价致密油储层宏观非均质性的方法及其应用，包括确定目标致密油储层；获取目标致密油储层的夹层密度、砂地比、渗砂层表征参数、砂体结构指数、孔隙度及含油指数；建立储层非均质性综合评价模型；确定致密油储层宏观非均质性等级划分标准。本发明建立了致密油储层宏观非均质性评价标准，该评价标准从多个方面综合考虑了对致密油储层宏观非均质性影响较大的六个指标，因此，该评价方法更能较准确地定量表征致密油储层宏观非均质性，进而可为致密油优质高效开采提供技术支持。
Description
技术领域
本发明属于致密油储层勘探开发过程中的测井定量评价技术领域，特别涉及一种定量评价致密油储层宏观非均质性的方法及其应用。
背景技术
致密油勘探开发过程中，为了探明致密油富集区并进行优质高效开发，必须要评价致密油储层的宏观非均质性，一般而言，致密油储层厚、连续性好、泥质夹层少、物性好且含油性好，则非均质性弱；致密油储层较薄、连续性差、泥质夹层非常发育、物性差且含油性较差，则非均质性强。
现有的致密油储层宏观非均质性评价方法，多根据砂地比、泥质夹层发育程度来评价。实际上，致密油储层的宏观非均质性不仅仅与砂体发育程度、泥质夹层发育程度有关，还与渗砂层发育特征、砂体结构、储层物性和含油性等均有关。然而，现有并没有考虑到致密油储层的渗砂层发育特征、砂体结构、储层物性及含油性对致密油储层宏观非均质性的影响；此外，现有致密油储层宏观非均质性评价中，尚且没有充分利用测井资料来计算致密油储层渗砂层表征参数、砂体结构指数、砂地比、夹层密度、孔隙度及含油指数，进而来对致密油储层的宏观非均质性进行定量评价，这给致密油勘探和开发均带来不便。
发明内容
本发明实施方式的目的在于提供一种定量评价致密油储层宏观非均质性的方法及其应用，以克服上述技术缺陷。
为解决上述技术问题，本发明提供了一种定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，包括：
确定目标致密油储层；
获取目标致密油储层的夹层密度Dinterlayer和砂地比Rsand；
获取目标致密油储层的渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、孔隙度φ及含油指数Ioil；
建立目标致密油储层的储层非均质性综合评价模型；
根据储层非均质性综合评价模型，以及渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、夹层密度Dinterlayer、砂地比Rsand、孔隙度φ、含油指数Ioil，确定致密油储层宏观非均质性等级划分标准。
进一步地，获取目标井的夹层密度Dinterlayer，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
Hinterlayer为夹层厚度，m；
Hsand为砂层厚度，m。
进一步地，获取目标致密油储层的砂地比Rsand，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
Hsand为砂层厚度，m；
Hlayer为储层厚度，m。
进一步地，获取目标致密油储层的渗砂层表征参数Sperm，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
GR1为自然伽马减小系数，无量纲；
α为自然电位减小系数，无量纲；
w1、w2分别为权重系数，无量纲；
其中自然伽马减小系数GR1由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
GRmx为自然伽马最大值，API；
GRmn为自然伽马最小值，API；
GR为自然伽马值，API；
其中自然电位减小系数α由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
SBL为自然电位测井读数最大值，mV；
SP为自然电位测井读数，mV；
SSP为自然电位最大异常幅度，mV。
进一步地，获取目标致密油储层的砂体结构指数G，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
γ1、γ2为砂体内部的局部波动性，无量纲；
D2为砂体的整体波动性，无量纲；
其中砂体内部的局部波动性γ1、γ2由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
N1为采样点为0.125m时砂体的采样数；
N2为采样点为0.25m时砂体的采样数；
xi为自然伽马测井曲线第i个采样点的值，API；
其中砂体的整体波动性D2由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
N为砂体的采样数；
xi为自然伽马测井曲线第i个采样点的值，API；
为自然伽马测井曲线采样点的平均值，API。
进一步地，获取目标致密油储层的孔隙度φ，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
ρma为目标致密油储层的骨架密度值，g/cm3；
ρb为目标致密油储层的储层密度值，g/cm3；
ρf为目标致密油储层的地层流体密度值，g/cm3。
进一步地，获取目标致密油储层的含油指数Ioil，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
Rt为目标致密油储层的电阻率，Ω·m；
φ为目标致密油储层的孔隙度，％；
m为胶结指数，无量纲；
α为与储层岩性有关的岩性系数，无量纲；
Rw为地层水电阻率，Ω·m。
进一步地，建立目标致密油储层的储层非均质性综合评价模型，建模公式如下：
其中：
Iheterogeneity为非均质性综合评价指数，无量纲；
W1～W6为权重系数，无量纲；
n为评价的参数个数，n＝6，无量纲。
进一步地，根据储层非均质性综合评价模型，以及渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、夹层密度Dinterlayer、砂地比Rsand、孔隙度φ、含油指数Ioil，确定致密油储层宏观非均质性等级划分标准，具体包括：
S001.厘定分类阈值，包括：
非均质性综合评价指数Iheterogeneity：Iheterogeneity≤0.2、0.2＜Iheterogeneity≤0.4、0.4＜Iheterogeneity≤0.6、0.6＜Iheterogeneity≤0.8、Iheterogeneity≥0.8；
渗砂层表征参数Sperm：Sperm≥0.85、0.75＜Sperm＜0.85、0.65＜Sperm≤0.75、0.55＜Sperm≤0.65、Sperm≤0.55；
砂体结构指数G：G≤0.22、0.22＜G≤0.42、0.42＜G≤0.62、0.62＜G＜0.82、G≥0.82；
夹层密度Dinterlayer：Dinterlayer≥0.5、0.5＜Dinterlayer≤0.65、0.65＜Dinterlayer≤0.75、0.75＜Dinterlayer＜0.85、Dinterlayer≥0.85；
砂地比Rsand：Rsand≥0.7、0.5≤Rsand＜0.7、0.35＜Rsand≤0.5、0.25＜Rsand≤0.35、Rsand≤0.25；
孔隙度φ：φ≥0.75、0.55≤φ＜0.75、0.4＜φ≤0.55、0.22＜φ≤0.4、φ≤0.22；
含油指数Ioil：Ioil≥0.75、0.75＞Ioil≥0.6、0.6＞Ioil≥0.45、0.45＞Ioil＞0.25、Ioil≤0.25；
S002.划分致密油储层宏观非均质性等级，包括：
Ⅰ类储层-非均质性弱：同时满足Iheterogeneity≤0.2、Sperm≥0.85、G≤0.22、Dinterlayer≥0.5、Rsand≥0.7、φ≥0.75、Ioil≥0.75；
Ⅱ类储层-非均质性较弱：同时满足0.2＜Iheterogeneity≤0.4、0.75＜Sperm＜0.85、0.22＜G≤0.42、0.5＜Dinterlayer≤0.65、0.5≤Rsand＜0.7、0.55≤φ＜0.75、0.75＞Ioil≥0.6；
Ⅲ类储层-非均质性中等：同时满足0.4＜Iheterogeneity≤0.6、0.65＜Sperm≤0.75、0.42＜G≤0.62、0.65＜Dinterlayer≤0.75、0.35＜Rsand≤0.5、0.4＜φ≤0.55、0.6＞Ioil≥0.45；
Ⅳ类储层-非均质性较强：同时满足0.6＜Iheterogeneity≤0.8、0.55＜Sperm≤0.65、0.62＜G＜0.82、0.75＜Dinterlayer＜0.85、0.25＜Rsand＜0.35、0.22＜φ≤0.4、0.45＞Ioil＞0.25；
Ⅴ类储层-非均质性强：同时满足Iheterogeneity≥0.8、Sperm≤0.55、G≥0.82、Dinterlayer≥0.85、Rsand≤0.25、φ≤0.22、Ioil≤0.25。
本发明还保护了一种定量评价致密油储层宏观非均质性的方法的应用，至少包括定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，具体包括：
获取待评价储层的自然伽马测井曲线、自然电位测井曲线、声波时差测井曲线、测井资料解释和电阻率测井资料；
计算求取待评价储层的每层致密油储层的渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、夹层密度Dinterlayer、砂地比Rsand、孔隙度φ、含油指数Ioil；
与致密油储层宏观非均质性等级划分标准比对，确定待评价储层的每层致密油储层的等级；
不同等级致密油储层采取相应措施进行勘探开发。
本发明的有益效果如下：
基于对致密油储层宏观非均质性影响较大的夹层密度、砂地比等参数的分析，同时充分考虑到渗砂层表征参数、砂体结构指数、孔隙度及含油指数对致密油储层宏观非均质性也具有较大影响，建立了致密油储层宏观非均质性评价标准。该评价标准从多个方面综合考虑了对致密油储层宏观非均质性影响较大的六个指标，因此，该评价方法更能较准确地定量表征致密油储层宏观非均质性，进而可为致密油优质高效开采提供技术支持。
为让本发明的上述内容能更明显易懂，下文特举优选实施例，并结合附图，作详细说明如下。
附图说明
图1是定量评价致密油储层宏观非均质性的方法的流程示意图。
图2是第三实施方式的致密油储层宏观非均质性单井成果图。
图3是第三实施方式的致密油储层宏观非均质性平面分布图。
具体实施方式
以下由特定的具体实施例说明本发明的实施方式，本领域技术人员可由本说明书所揭示的内容轻易地了解本发明的其他优点及功效。
需说明的是，在本发明中，图中的上、下、左、右即视为本说明书中所述的定量评价致密油储层宏观非均质性的方法的上、下、左、右。
现参考附图介绍本发明的示例性实施方式，然而，本发明可以用许多不同的形式来实施，并且不局限于此处描述的实施例，提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明，并且向所属技术领域的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在附图中的示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。在附图中，相同的单元/元件使用相同的附图标记。
除非另有说明，此处使用的术语(包括科技术语)对所属技术领域的技术人员具有通常的理解含义。另外，可以理解的是，以通常使用的词典限定的术语，应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义，而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。
第一实施方式：
本发明的第一实施方式涉及定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，参见图1，包括：
确定目标致密油储层；
获取目标致密油储层的夹层密度Dinterlayer和砂地比Rsand；
获取目标致密油储层的渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、孔隙度φ及含油指数Ioil；
建立目标致密油储层的储层非均质性综合评价模型；
根据储层非均质性综合评价模型，以及渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、夹层密度Dinterlayer、砂地比Rsand、孔隙度φ、含油指数Ioil，确定致密油储层宏观非均质性等级划分标准。
致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的大面积连续分布的石油资源，储集层岩性主要包括致密砂岩、致密灰岩和碳酸盐岩，覆压基质渗透率平均小于0.1mD或0.2mD，单井无自然工业产能。
储层宏观非均质性包括三类，分别是层内非均质性、平面非均质性和层间非均质性，具体如下：
层内非均质性：指一个单砂层规模内垂向上的储层性质变化，如层内垂向上粒度韵律、层内垂向上渗透率差异程度、层内垂向上最高渗透段位置、层内不连续泥质薄夹层的分布、渗透率韵律及渗透率的非均质程度(水平、垂直)、层理构造序列等等。
平面非均质性：指一个储层砂体的几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性，如砂体几何形态、砂体规模及各向连续性、砂体的连通性、砂体内孔隙度、渗透率的平面变化及方向性。
层间非均质性：指一套砂泥岩间互的含油层系中的层间差异，包括各种沉积环境的砂体在剖面上出现的规律性(旋回性)、泥质岩类隔层的发育和分布规律--砂体的层间差异、砂层间渗透率的非均质程度等等。
本实施方式保护的定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，其原理如下：
选择若干致密油储层作为目标致密油储层，利用自然伽马测井曲线、自然电位测井曲线、声波时差测井曲线、测井资料解释和电阻率测井资料，获取每一个目标致密油储层的非均质性储层表征参数，包括渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、夹层密度Dinterlayer、砂地比Rsand、孔隙度φ、含油指数Ioil，根据上述6个非均质性储层表征参数建立储层非均质性综合评价模型，同时再综合这6个非均质性储层表征参数，对其进行归一化处理，然后与各目标致密油储层的实际勘探开发资料对比，得到致密油储层宏观非均质性等级划分标准，例如Ⅰ类储层-非均质性弱、Ⅱ类储层-非均质性较弱、Ⅲ类储层-非均质性中等、Ⅳ类储层-非均质性较强、Ⅴ类储层-非均质性强。
当需要对某井的某储层进行评价时，首先获取待评价储层的6个非均质性储层表征参数，然后将6个非均质性储层表征参数依次与致密油储层宏观非均质性等级划分标准进行比对，观察其符合哪类储层的划分标准，例如待评价储层的6个非均质性储层表征参数符合Ⅲ类储层的划分标准，则该待评价储层为Ⅲ类储层，其非均质性中等，而后续的施工人员则可以根据Ⅲ类储层采取相应的勘探开发技术，为致密油高效勘探和开发提供了技术支持。
本实施方式既充分考虑了夹层密度、砂地比的影响，又兼顾了渗砂层表征参数、砂体结构指数、孔隙度及含油指数的影响，所评价的致密油储层宏观非均质性与实际地质情况较为吻合，弥补了现有宏观非均质性评价中未考虑渗砂层发育特征、砂体结构、储层物性和含油性的不足，应用效果良好，具有推广价值。
第二实施方式：
本实施方式涉及定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，参见图1，包括：
确定目标致密油储层，获取目标致密油储层的6个非均质性储层表征参数，以下将对6个非均质性储层表征参数的计算求取进行详细论述，但需要说明的是6个非均质性储层表征参数的获取和计算求取部分先后，仅是对其进行标记而已，具体如下：
(一)获取目标致密油储层的夹层密度Dinterlayer，公式如下：
其中：
Hinterlayer为夹层厚度，m；
Hsand为砂层厚度，m；
常规测井资料综合解释成果中，均具有泥质含量和孔隙度解释数据，利用测井资料解释的泥质含量，并借助自然伽马测井，根据泥质含量大于50％，自然伽马大于120API的参考值，划分泥质夹层；根据孔隙度小于7％，声波时差小于210μs/m的参考值，划分物性夹层；在此基础上，基于所划分的泥质夹层和物性夹层，逐井逐段统计夹层厚度，并根据泥质含量小于50％来统计砂层厚度，进而利用上述公式计算夹层密度。
(二)获取目标致密油储层的砂地比Rsand，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
Hsand为砂层厚度，m；
Hlayer为储层厚度，m；
基于分层数据，统计待评价地层的致密油储层厚度，结合已确定的砂层厚度，进而利用上述公式来计算致密油储层的砂地比。
(三)获取目标致密油储层的渗砂层表征参数Sperm，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
GR1为自然伽马减小系数，无量纲；
α为自然电位减小系数，无量纲；
w1、w2分别为权重系数，无量纲；
鉴于自然伽马减小系数越大，砂层越发育；自然电位减小系数越大，砂层的渗透性越好，于是利用上述公式来计算渗砂层表征参数，以此渗砂层表征参数来反映岩相特征。
其中自然伽马减小系数GR1由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
GRmx为自然伽马最大值，API；
GRmn为自然伽马最小值，API；
GR为自然伽马值，API；
自然伽马减小幅度的高低不仅可以反映泥质含量的高低，而且反映粒度中值的大小，于是利用自然伽马测井基于上述公式求取自然伽马减小系数。
其中自然电位减小系数α由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
SBL为自然电位测井读数最大值，mV；
SP为自然电位测井读数，mV；
SSP为自然电位最大异常幅度，mV；
考虑到自然电位测井曲线减小幅度反映泥质含量、分选性及粒度等沉积特征，利用自然电位测井基于上述公式计算自然电位减小系数。
(四)获取目标致密油储层的砂体结构指数G，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
γ1、γ2为砂体内部的局部波动性，无量纲；
D2为砂体的整体波动性，无量纲；
其中砂体内部的局部波动性γ1、γ2由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
N1为采样点为0.125m时砂体的采样数；
N2为采样点为0.25m时砂体的采样数；
xi为自然伽马测井曲线第i个采样点的值，API；
为了表示局部波动性，对比的采样点数不同，即0.125采样点和0.25采样点。
其中砂体的整体波动性D2由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
N为砂体的采样数；
xi为自然伽马测井曲线第i个采样点的值，API；
为自然伽马测井曲线采样点的平均值，API。
自然伽马对岩性岩相的识别具有较高的灵敏度，于是基于方程γ1、γ2、D2，利用自然伽马测井计算反映砂体内部的局部波动性和整体波动性的表征参数，进而利用方程来计算反映砂体层段曲线整体波动性的变差方差根G，G值越小，表明测井曲线越光滑，说明水动力条件对沉积物改造越充分，砂体越接近块状。
(五)获取目标致密油储层的孔隙度φ，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
ρma为目标致密油储层的骨架密度值，g/cm3；
ρb为目标致密油储层的储层密度值，g/cm3；
ρf为目标致密油储层的地层流体密度值，g/cm3。
利用油田实际测得的密度测井值，结合致密油田实际生产经验确定的砂岩骨架的密度值和流体的密度值，基于上述公式来计算致密油储层的孔隙度。
(六)获取目标致密油储层的含油指数Ioil，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
Rt为目标致密油储层的电阻率，Ω·m；
φ为目标致密油储层的孔隙度，％；
m为胶结指数，无量纲；
α为与储层岩性有关的岩性系数，无量纲；
Rw为地层水电阻率，Ω·m；
利用油田实际测得的电阻率测井值和步骤五计算的孔隙度值，结合实验室分析化验得到的岩电参数和地层水电阻率，基于上述公式来计算致密油储层的含油指数。
建立目标致密油储层的储层非均质性综合评价模型，建模公式如下：
其中：
Iheterogeneity为非均质性综合评价指数，无量纲；
W1～W6为权重系数，无量纲；
n为评价的参数个数，n＝6，无量纲。
利用测井资料对其渗砂层表征参数、砂体结构指数、夹层密度、砂地比、孔隙度及含油指数进行了计算之后，采用波叠加原理，创建了上述公式所示的非均质性综合评价指数计算模型。
利用层次分析法最终确定渗砂层、砂体结构、砂地比、夹层密度、孔隙度、含油指数权系数分别为0.16、0.26、0.39、0.06、0.07、0.06，即w1取值0.16、w2取值0.26、w3取值0.39、w4取值0.06、w5取值0.07、w6取值0.06。
根据储层非均质性综合评价模型，以及渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、夹层密度Dinterlayer、砂地比Rsand、孔隙度φ、含油指数Ioil，确定致密油储层宏观非均质性等级划分标准，具体包括：
S001.厘定分类阈值，包括：
非均质性综合评价指数Iheterogeneity：Iheterogeneity≤0.2、0.2＜Iheterogeneity≤0.4、0.4＜Iheterogeneity≤0.6、0.6＜Iheterogeneity≤0.8、Iheterogeneity≥0.8；
渗砂层表征参数Sperm：Sperm≥0.85、0.75＜Sperm＜0.85、0.65＜Sperm≤0.75、0.55＜Sperm≤0.65、Sperm≤0.55；
砂体结构指数G：G≤0.22、0.22＜G≤0.42、0.42＜G≤0.62、0.62＜G＜0.82、G≥0.82；
夹层密度Dinterlayer：Dinterlayer≥0.5、0.5＜Dinterlayer≤0.65、0.65＜Dinterlayer≤0.75、0.75＜Dinterlayer＜0.85、Dinterlayer≥0.85；
砂地比Rsand：Rsand≥0.7、0.5≤Rsand＜0.7、0.35＜Rsand≤0.5、0.25＜Rsand≤0.35、Rsand≤0.25；
孔隙度φ：φ≥0.75、0.55≤φ＜0.75、0.4＜φ≤0.55、0.22＜φ≤0.4、φ≤0.22；
含油指数Ioil：Ioil≥0.75、0.75＞Ioil≥0.6、0.6＞Ioil≥0.45、0.45＞Ioil＞0.25、Ioil≤0.25；
S002.划分致密油储层宏观非均质性等级，包括：
Ⅰ类储层-非均质性弱：同时满足Iheterogeneity≤0.2、Sperm≥0.85、G≤0.22、Dinterlayer≥0.5、Rsand≥0.7、φ≥0.75、Ioil≥0.75；
Ⅱ类储层-非均质性较弱：同时满足0.2＜Iheterogeneity≤0.4、0.75＜Sperm＜0.85、0.22＜G≤0.42、0.5＜Dinterlayer≤0.65、0.5≤Rsand＜0.7、0.55≤φ＜0.75、0.75＞Ioil≥0.6；
Ⅲ类储层-非均质性中等：同时满足0.4＜Iheterogeneity≤0.6、0.65＜Sperm≤0.75、0.42＜G≤0.62、0.65＜Dinterlayer≤0.75、0.35＜Rsand≤0.5、0.4＜φ≤0.55、0.6＞Ioil≥0.45；
Ⅳ类储层-非均质性较强：同时满足0.6＜Iheterogeneity≤0.8、0.55＜Sperm≤0.65、0.62＜G＜0.82、0.75＜Dinterlayer＜0.85、0.25＜Rsand＜0.35、0.22＜φ≤0.4、0.45＞Ioil＞0.25；
Ⅴ类储层-非均质性强：同时满足Iheterogeneity≥0.8、Sperm≤0.55、G≥0.82、Dinterlayer≥0.85、Rsand≤0.25、φ≤0.22、Ioil≤0.25。
具体地，基于6个非均质性储层表征参数的求取过程，对致密油储层宏观非均质性储层表征参数及非均质性综合评价指数进行了归一化处理，依据其计算结果，在系统对比实际勘探开发资料的基础上，最终给出了表1所示的致密油储层宏观非均质性等级划分标准：
表1致密油储层宏观非均性定量评价等级划分表
第三实施方式：
本实施方式提供了一种定量评价致密油储层宏观非均质性的方法的应用，至少包括定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，具体包括：
获取待评价储层的自然伽马测井曲线、自然电位测井曲线、声波时差测井曲线、测井资料解释和电阻率测井资料；
计算求取待评价储层的每层致密油储层的渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、夹层密度Dinterlayer、砂地比Rsand、孔隙度φ、含油指数Ioil；
与致密油储层宏观非均质性等级划分标准比对，确定待评价储层的每层致密油储层的等级；
不同等级致密油储层采取相应措施进行勘探开发。
本发明的定量评价致密油储层宏观非均质性的方法尤其适用于常规碎屑岩致密油储层。
基于定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，在实际致密油田中试用，试验过程如下：
在X1井的定量评价致密油储层宏观非均质性的应用中，参照图2，2044.4～2054.3m井段为致密油储层，利用本发明方法计算的渗砂层表征参数Sperm分布范围为0.77～0.85，砂体结构表征指数G分布范围为0.21～0.32，夹层密度Dinterlayer为0.64，砂地比Rsand为0.62，归一化后的孔隙度φ为0.55～0.66，含油指数Ioil为0.65～0.75，致密油储层宏观非均质性综合指数Iheterogeneity为0.20～0.39，对照致密油储层宏观非均质性等级划分标准，非均质性强弱综合评价为Ⅱ类，表明非均质性较弱。
该井段试油日产油量10.29t/d，试油累产油量31.38t，这也充分说明，非均质性较弱的井段，致密油较为富集，产油量较高。
参照图3，X2井非均质性强弱综合评价为Ⅲ类，表明该井非均质性中等，该井2004～2008m井段，试油日产油量2.81t/d，试油累产油量17.09t，这亦进一步印证了本发明评价的非均质性与实际地质特征较为吻合。
本领域的普通技术人员可以理解，上述各实施方式是实现本发明的具体实施例，而在实际应用中，可以在形式上和细节上对其作各种改变，而不偏离本发明的精神和范围。
Claims (8)
1.一种定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，其特征在于，包括：
确定目标致密油储层；
获取目标致密油储层的夹层密度Dinterlayer和砂地比Rsand；
获取目标致密油储层的渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、孔隙度φ及含油指数Ioil；
建立目标致密油储层的储层非均质性综合评价模型，建模公式如下：
其中：
Iheterogeneity为非均质性综合评价指数，无量纲；
W1～W6为权重系数，无量纲；
n为评价的参数个数，n＝6，无量纲；
根据储层非均质性综合评价模型，以及渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、夹层密度Dinterlayer、砂地比Rsand、孔隙度φ、含油指数Ioil，确定致密油储层宏观非均质性等级划分标准，具体包括：
S001.厘定分类阈值，包括：
非均质性综合评价指数Iheterogeneity：Iheterogeneity≤0.2、0.2＜Iheterogeneity≤0.4、0.4＜Iheterogeneity≤0.6、0.6＜Iheterogeneity≤0.8、Iheterogeneity≥0.8；
渗砂层表征参数Sperm：Sperm≥0.85、0.75＜Sperm＜0.85、0.65＜Sperm≤0.75、0.55＜Sperm≤0.65、Sperm≤0.55；
砂体结构指数G：G≤0.22、0.22＜G≤0.42、0.42＜G≤0.62、0.62＜G＜0.82、G≥0.82；
夹层密度Dinterlayer：Dinterlayer≥0.5、0.5＜Dinterlayer≤0.65、0.65＜Dinterlayer≤0.75、0.75＜Dinterlayer＜0.85、Dinterlayer≥0.85；
砂地比Rsand：Rsand≥0.7、0.5≤Rsand＜0.7、0.35＜Rsand≤0.5、0.25＜Rsand≤0.35、Rsand≤0.25；
孔隙度φ：φ≥0.75、0.55≤φ＜0.75、0.4＜φ≤0.55、0.22＜φ≤0.4、φ≤0.22；
含油指数Ioil：Ioil≥0.75、0.75＞Ioil≥0.6、0.6＞Ioil≥0.45、0.45＞Ioil＞0.25、Ioil≤0.25；
S002.划分致密油储层宏观非均质性等级，包括：
Ⅰ类储层-非均质性弱：同时满足Iheterogeneity≤0.2、Sperm≥0.85、G≤0.22、Dinterlayer≥0.5、Rsand≥0.7、φ≥0.75、Ioil≥0.75；
Ⅱ类储层-非均质性较弱：同时满足0.2＜Iheterogeneity≤0.4、0.75＜Sperm＜0.85、0.22＜G≤0.42、0.5＜Dinterlayer≤0.65、0.5≤Rsand＜0.7、0.55≤φ＜0.75、0.75＞Ioil≥0.6；
Ⅲ类储层-非均质性中等：同时满足0.4＜Iheterogeneity≤0.6、0.65＜Sperm≤0.75、0.42＜G≤0.62、0.65＜Dinterlayer≤0.75、0.35＜Rsand≤0.5、0.4＜φ≤0.55、0.6＞Ioil≥0.45；
Ⅳ类储层-非均质性较强：同时满足0.6＜Iheterogeneity≤0.8、0.55＜Sperm≤0.65、0.62＜G＜0.82、0.75＜Dinterlayer＜0.85、0.25＜Rsand＜0.35、0.22＜φ≤0.4、0.45＞Ioil＞0.25；
Ⅴ类储层-非均质性强：同时满足Iheterogeneity≥0.8、Sperm≤0.55、G≥0.82、Dinterlayer≥0.85、Rsand≤0.25、φ≤0.22、Ioil≤0.25。
2.如权利要求1所述的定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，其特征在于，所述获取目标致密油储层的夹层密度Dinterlayer，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
Hinterlayer为夹层厚度，m；
Hsand为砂层厚度，m。
3.如权利要求2所述的定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，其特征在于，所述获取目标致密油储层的砂地比Rsand，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
Hsand为砂层厚度，m；
Hlayer为储层厚度，m。
4.如权利要求3所述的定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，其特征在于，所述获取目标致密油储层的渗砂层表征参数Sperm，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
GR1为自然伽马减小系数，无量纲；
α为自然电位减小系数，无量纲；
w1、w2分别为权重系数，无量纲；
其中自然伽马减小系数GR1由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
GRmx为自然伽马最大值，API；
GRmn为自然伽马最小值，API；
GR为自然伽马值，API；
其中自然电位减小系数α由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
SBL为自然电位测井读数最大值，mV；
SP为自然电位测井读数，mV；
SSP为自然电位最大异常幅度，mV。
5.如权利要求4所述的定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，其特征在于，所述获取目标致密油储层的砂体结构指数G，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
γ1、γ2为砂体内部的局部波动性，无量纲；
D2为砂体的整体波动性，无量纲；
其中砂体内部的局部波动性γ1、γ2由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
N1为采样点为0.125m时砂体的采样数；
N2为采样点为0.25m时砂体的采样数；
xi为自然伽马测井曲线第i个采样点的值，API；
其中砂体的整体波动性D2由以下公式计算获得，公式如下：
式中：
N为砂体的采样数；
xi为自然伽马测井曲线第i个采样点的值，API；
为自然伽马测井曲线采样点的平均值，API。
6.如权利要求5所述的定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，其特征在于，所述获取目标致密油储层的孔隙度φ，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
ρma为目标致密油储层的骨架密度值，g/cm3；
ρb为目标致密油储层的储层密度值，g/cm3；
ρf为目标致密油储层的地层流体密度值，g/cm3。
7.如权利要求6所述的定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，其特征在于，所述获取目标致密油储层的含油指数Ioil，具体根据以下公式计算获得，公式如下：
其中：
Rt为目标致密油储层的电阻率，Ω·m；
φ为目标致密油储层的孔隙度，％；
m为胶结指数，无量纲；
a为与储层岩性有关的岩性系数，无量纲；
Rw为地层水电阻率，Ω·m。
8.一种定量评价致密油储层宏观非均质性的方法的应用，其特征在于，至少包括如权利要求1～7中任一权利要求所述的定量评价致密油储层宏观非均质性的方法，具体包括：
获取目标致密油储层的自然伽马测井曲线、自然电位测井曲线、声波时差测井曲线、测井资料解释和电阻率测井资料；
计算求取目标致密油储层的每层致密油储层的渗砂层表征参数Sperm、砂体结构指数G、夹层密度Dinterlayer、砂地比Rsand、孔隙度φ、含油指数Ioil；
与致密油储层宏观非均质性等级划分标准比对，确定目标致密油储层的每层致密油储层的等级；
不同等级致密油储层采取相应措施进行勘探开发。
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