CN113610441A - 一种致密气藏定量评价方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于天然气勘探地质研究领域，具体涉及一种致密气藏定量评价方法。一种致密气藏定量评价方法，以储层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、运聚量及泥岩过剩压力为参数，分别确定各个参数的权重，将各个参数及其权重之积再求和作为综合评价指标R，以该综合评价指标R对致密气藏进行定量评价：若该综合评价指标R≥Rmin，则该致密气藏为有利勘探目标；若该综合评价指标0.5Rmin≤R<Rmin，则该致密气藏为次有利勘探目标；若该综合评价指标R<0.5Rmin，则该致密气藏为非有利勘探目标；其中，Rmin为工业气流井日产量下限所对应的综合评价指标，根据工业气流井日产量与综合指标交汇图求取。本发明是快速评价气藏潜力，提高致密气藏勘探成功率的有效手段。

Description

一种致密气藏定量评价方法
技术领域
本发明属于天然气勘探地质研究领域，具体地涉及一种致密气藏定量评价方法。
背景技术
自“十一五”以来，中国在致密砂岩气、页岩气等非常规领域勘探陆续取得重大突破，其中致密砂岩气遥遥领先，已形成鄂尔多斯盆地与四川盆地两大致密砂岩气生产基地。从致密气藏成藏富集规律及勘探实践来看，致密储层往往非均质性较强，受“生、储、盖”等多因素影响，储层的含气性在空间上差异较大，因此，甜点预测成为提高致密气藏勘探成功率的关键。
理论上讲，生、储、盖、圈、运、保是油气成藏六个关键环节，而影响油气藏属性的参数多大十几个甚至几十个，这些参数合起来十分庞大、复杂，用这些复杂的参数对油气藏进行合理的分类评价是十分困难的。常规油气藏评价往往采用单一因素进行定性评价，多数以储层为核心，忽视了烃源岩和保存条件，尤其是对保存条件的评价，缺乏足够的重视，也没有找到有效的评价方法。
当前在油气勘探开发领域，地震、测井相结合是精细刻画地下储层展布和流体识别的核心技术，然而受客观地貌及地下地质条件的影响，地震技术应用的效果也是因地而异。以鄂尔多斯盆地东南部YC气田为例，该地区属于黄土塬地貌，地表沟壑纵横，地下多套煤层发育，受地表黄土塬及地下煤层影响，地震信号衰减严重，地震资料品质较差，分辨率较低，难以满足储层预测的需求，而且地震勘探成本较高。
鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气具有以下成藏富集规律：煤系地层“广覆式”生烃是“大面积”成藏的物质基础；生气强度控制了气田的分布；优质高效储层是天然气富集高产的主控因素；近距离垂向运移，多层段聚集是天然气主要运聚方式；大面积区域性盖层以及稳定的升降运动为天然气成藏形成了良好的保存机制；压力封存箱的稳定性影响天然气富集程度。目前，主流的评价方法多数是以储层为核心，少数兼顾烃源岩条件，但几乎没有考虑保存条件，或者考虑了保存条件，也仅仅是宏观定性分析，缺少定量评价。
发明内容
本发明基于以上致密气富集规律的研究及生储盖空间配置关系，以天然气的运聚量、储层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、泥岩过剩压力为参数，提出一种致密气藏的定量评价方法。
本发明的技术方案在于。
(一)一种致密气藏定量评价方法，以储层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、运聚量及泥岩过剩压力为参数，分别确定各个参数的权重，将各个参数及其权重之积再求和作为综合评价指标R，以该综合评价指标R对致密气藏进行定量评价：
若该综合评价指标R≥Rmin，则该致密气藏为有利勘探目标；
若该综合评价指标0.5Rmin≤R<Rmin，则该致密气藏为次有利勘探目标；
若该综合评价指标R<0.5Rmin，则该致密气藏为非有利勘探目标；
其中，Rmin为工业气流井日产量下限所对应的综合评价指标，根据天然气单井日产量与综合指标交汇图求取；工业气流井日产量下限参见地质矿产行业标准《石油天然气储量估算规范》(DZ/T0217-2020)中储量起算标准。
(二)一种致密气藏定量评价方法，以储层厚度Hr、孔隙度Ф、渗透率K、含气饱和度Sg、运聚量Q及泥岩过剩压力F为参数，计算得到综合评价指标R
R＝0.39Hr+0.15Ф+0.06K+0.08Sg+0.27Q+0.05F
若该综合评价指标R≥Rmin，则该致密气藏为有利勘探目标；
若该综合评价指标0.5Rmin≤R<Rmin，则该致密气藏为次有利勘探目标；
若该综合评价指标R<0.5Rmin，则该致密气藏为非有利勘探目标；
其中，Rmin为工业气流井日产量下限所对应的综合评价指标，根据天然气单井日产量与综合指标交汇图求取；工业气流井日产量下限参见地质矿产行业标准《石油天然气储量估算规范》(DZ/T0217-2020)中储量起算标准。
其中，所述运聚量Q通过有机碳含量来进行计算，具体计算方法为：
Q＝1.2C有机炭·T·H烃·S·D·λ
式中：Q：运聚量，m3；
C有机炭：残余有机炭含量，％；
T：产气率，在不同类型烃源岩的产气率图版上读取，m3/t；
H烃：烃源岩厚度，m；
S：烃源岩面积，取单位面积1km2；
D：烃源岩比重，其中泥岩取2.6t/m3，煤1.4t/m3；
λ：运聚系数，λ的取值范围为0.02≤λ≤0.04。
其中，所述泥岩过剩压力F通过等效深度法计算得到，具体计算方法为：
ΔP＝P-ρwgZ
式中：ΔP：泥岩过剩压力，Pa；
P：目标层段的埋深处的压力，Pa；
ρw：地层水的密度，g/cm3；
Z：目标层段的埋深，m；
其中：
若Z≤H时，P＝ρwgZe+ρbg(Z-Ze)；
若Z＞H时，P＝ρwgZe+ρbg(H-Ze)+ρwg(Z-H)
式中：g：重力加速度，取9.8m/s2；
Ze：以目标层段的埋深为起点做垂线与正常压实段的交点的深度，m；
ρb：沉积岩的密度，g/cm3；
H：岩石颗粒骨架对应点的埋深，m。
本发明的技术效果在于：
本发明提供的方法基于测井资料，定量评价参数容易获取，计算方法快捷简单，还可根据实际生产动态数据实时更新评价结果，成本低廉，是快速评价气藏潜力，提高致密气藏勘探成功率的有效手段。
附图说明
图1为研究区上古生界压力封存箱内幕特征与产气层分布图。
图2为上石盒子组泥岩最大过剩压力平面分布图。
图3为不同类型的烃源岩产气率图版。
图4为等效深度法示意图。
图5为山2段气藏综合评价指标与含气面积叠合图(图中线条为含气面积边界)。
图6为天然气单井日产量与综合指标交汇图。
具体实施方式
鄂尔多斯盆地东南部致密气藏勘探实践表明，泥岩过剩压力的分布对天然气富集具有重要的影响。从单井过剩压力与产气层分布特征来看(图1)，在上石盒子最大过剩压力的封盖下，使得下石盒子—本溪组形成一个低势区，产气层主要分布于上石盒子异常超压体下部，一般处于过剩压力曲线由低到高转折部位，垂向上不均匀分布的过剩压力段对天然气富集成藏起到了关键作用。
通过对比分析盆地中部和南部石千峰—上石盒子组泥岩过剩压力平面分布与工业气流井分布的差异(图2)，可以看出，工业气流井主要分布于过剩压力高值区。盆地中部B区域内石千峰—上石盒子组泥岩最大埋深时期过剩压力一般为2～13MPa，平均为6.5MPa，大部分泥岩过剩压力超过5MPa，小于5MPa的井点分布零散，过剩压力高值区在横向上连续性和稳定性较好，工业气流井较多，整体试气效果较好，最高无阻流量达56.8万方/天。南部A区域石千峰—上石盒子组泥岩最大埋深时期过剩压力一般为0.1～12MPa，平均为5.5MPa.与中部B区域相比，小于5MPa的井点较多且分布较为集中，过剩压力高值区稳定性和连续性都比西部差，大面积分布低过剩压力导致压力封存箱封闭性能降低，大量天然气向上逸散，以至这一区域天然气整体富集程度比中部B区域差，试气最高无阻流量为3.86万方/天，大部分井产量只有几百方/天至几千方/天，整体试气效果较差。
因此，本发明提出一种致密气藏定量评价方法，以储层厚度Hr、孔隙度Ф、渗透率K、含气饱和度Sg、运聚量Q及泥岩过剩压力F为参数，计算得到综合评价指标R
R＝0.39Hr+0.15Ф+0.06K+0.08Sg+0.27Q+0.05F
若该综合评价指标R≥Rmin，则该致密气藏为有利勘探目标；
若该综合评价指标0.5Rmin≤R<Rmin，则该致密气藏为次有利勘探目标；
若该综合评价指标R<0.5Rmin，则该致密气藏为非有利勘探目标；
其中，Rmin为工业气流井日产量下限所对应的综合评价指标，根据天然气单井日产量与综合指标交汇图求取；工业气流井日产量下限参见地质矿产行业标准《石油天然气储量估算规范》(DZ/T0217-2020)中储量起算标准。
其中，所述运聚量Q通过有机碳含量来进行计算，具体计算方法为：
Q＝1.2C有机炭·T·H烃·S·D·λ
式中：Q：运聚量，m3；
C有机炭：残余有机炭含量，％；
T：产气率，在不同类型烃源岩的产气率图版上读取，m3/t；
H烃：烃源岩厚度，m；
S：烃源岩面积，取单位面积1km2；
D：烃源岩比重，其中泥岩取2.6t/m3，煤1.4t/m3；
λ：运聚系数，λ的取值范围为0.02≤λ≤0.04。
其中，所述泥岩过剩压力F通过等效深度法计算得到，具体计算方法为：
ΔP＝P-ρwgZ
过等效深度法计算得到，具体计算方法为：
ΔP＝P-ρwgZ
式中：ΔP：泥岩过剩压力，Pa；
P：目标层段的埋深处的压力，Pa；
ρw：地层水的密度，g/cm3；
Z：目标层段的埋深，m；
其中：
若Z≤H时，P＝ρwgZe+ρbg(Z-Ze)；
若Z＞H时，P＝ρwgZe+ρbg(H-Ze)+ρwg(Z-H)
式中：g：重力加速度，取9.8m/s2；
Ze：以目标层段的埋深为起点做垂线与正常压实段的交点的深度，m；
ρb：沉积岩的密度，g/cm3；
H：岩石颗粒骨架对应点的埋深，m。
具体应用实例
地区：鄂尔多斯盆地东南部YC气田上古生界山2段致密砂岩气藏
YC气田位于鄂尔多斯盆地东南部，主力烃源岩为二叠系山西组暗色泥岩及煤层，其中泥岩有机碳含量0～5.53％，平均1.91％，有机质成熟度Ro为1.88～2.65％，平均2.32％，煤层有机碳含量3.38～97.16％，平均32.41％，有机质成熟度Ro为1.99～2.82％，平均2.58％，烃源岩有机质类型以III型为主兼有部分I、II型有机质。主力气层山西组山2段主要储集体类型为三角洲前缘水下分流河道砂体，河口坝不发育，受盆地北缘物源影响，砂体呈南北向展布，东西呈透镜体状，一般厚4～20m，岩石类型主要为石英砂岩和岩屑石英砂岩，少量岩屑砂岩，砂岩长石含量较低；储层平均孔隙度一般4.44～5.59％，平均渗透率一般0.56～7.06×10-3μm2，物性总体为低孔低渗型。
依据YC气田部分探井测井数据，求取储层厚度Hr、孔隙度Ф、渗透率K、含气饱和度Sg、运聚量Q及泥岩过剩压力F及计算得到的综合评价指标R数据如下表1；
表1 YC气田部分探井山2段气藏定量评价参数取值表
Figure BDA0003229214160000061
根据参数取值结果，编制综合评价指标与含气面积叠合图(图5)，以及天然气单井日产量与综合指标交汇图(图6)。
由于YC气田山2段气层埋深2000～3000m，按行业储量起算标准，单井日产量下限为0.5万方/天，根据图6可确定综合指标下限Rmin为10.67。
根据图5，将YC气田山2段气藏划分：将综合评价指标为R≥10.67划分为Ⅰ类区，即为有利勘探目标区；将综合评价指标5.33≤R≤10.67划分为Ⅱ类区，即次有利勘探目标区；将综合评价指标R<5.33划分为Ⅲ类区，即非有利勘探目标区；根据评价结果，以Ⅰ类区为勘探重点区域，兼顾Ⅱ类区，避开Ⅲ类区，可以有效提高勘探成功率。
有利勘探目标区，探井总井数57口，最终含气面积内井数38口，勘探成功率达到67.8％；次有利勘探目标区，总井数18口，含气面积内5口，勘探成功率为27.8％；非有利勘探目标区所有钻井均在含气面积外，勘探成功率为0％。
本发明提出的方法基于测井资料，定量评价参数容易获取，计算方法快捷简单，还可根据实际生产动态数据实时更新评价结果，对于地震技术受限的地区，该方法成本低廉，是快速评价气藏潜力，提高致密气藏勘探成功率的有效手段。

Claims (4)

1.一种致密气藏定量评价方法，其特征在于：以储层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、运聚量及泥岩过剩压力为参数，分别确定各个参数的权重，将各个参数及其权重之积再求和作为综合评价指标R，以该综合评价指标R对致密气藏进行定量评价：
若该综合评价指标R≥Rmin，则该致密气藏为有利勘探目标；
若该综合评价指标0.5Rmin≤R<Rmin，则该致密气藏为次有利勘探目标；
若该综合评价指标R<0.5Rmin，则该致密气藏为非有利勘探目标；
其中，Rmin为工业气流井日产量下限所对应的综合评价指标，根据天然气单井日产量与综合指标交汇图求取。
2.一种致密气藏定量评价方法，其特征在于：以储层厚度Hr、孔隙度Ф、渗透率K、含气饱和度Sg、运聚量Q及泥岩过剩压力F为参数，计算得到综合评价指标R
R＝0.39Hr+0.15Ф+0.06K+0.08Sg+0.27Q+0.05F
若该综合评价指标R≥Rmin，则该致密气藏为有利勘探目标；
若该综合评价指标0.5Rmin≤R<Rmin，则该致密气藏为次有利勘探目标；
若该综合评价指标R<0.5Rmin，则该致密气藏为非有利勘探目标；
其中，Rmin为工业气流井日产量下限所对应的综合评价指标，根据天然气单井日产量与综合指标交汇图求取。
3.根据权利要求2所述致密气藏定量评价方法，其特征在于：所述运聚量Q通过有机碳含量来进行计算，具体计算方法为：
Q＝1.2C有机炭·T·H烃·S·D·λ
式中：Q：运聚量，m3；
C有机炭：残余有机炭含量，％；
T：产气率，在不同类型烃源岩的产气率图版上读取，m3/t；
H烃：烃源岩厚度，m；
S：烃源岩面积，取单位面积1km2；
D：烃源岩比重，其中泥岩取2.6t/m3，煤1.4t/m3；
λ：运聚系数，λ的取值范围为0.02≤λ≤0.04。
4.根据权利要求2所述致密气藏定量评价方法，其特征在于：所述泥岩过剩压力F通过等效深度法计算得到，具体计算方法为：
ΔP＝P-ρwgZ
式中：ΔP：泥岩过剩压力，Pa；
P：目标层段的埋深处的压力，Pa；
ρw：地层水的密度，g/cm3；
Z：目标层段的埋深，m；
其中：
若Z≤H时，P＝ρwgZe+ρbg(Z-Ze)；
若Z＞H时，P＝ρwgZe+ρbg(H-Ze)+ρwg(Z-H)
式中：g：重力加速度，取9.8m/s2；
Ze：以目标层段的埋深为起点做垂线与正常压实段的交点的深度，m；
ρb：沉积岩的密度，g/cm3；
H：岩石颗粒骨架对应点的埋深，m。
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