一种确定碎屑岩非均质性储层成藏下限的方法与流程

本发明涉及一种非均质性储层成藏下限的方法，具体为一种确定碎屑岩非均质性储层成藏下限的方法，属于石油与天然气地质资源的勘探开发技术领域。

背景技术：

石油和天然气是一个国家正常运作的基石，在工业、农业、商业等多个方面支撑国家经济和社会发展，保障着国防安全与社会安定。石油和天然气自烃源岩层生成后，经历成藏动力与阻力的相互作用，进入储集层中运移并聚集成藏。其中油气成藏阻力主要表现为毛细管力、岩石的粘滞力和吸附力，而岩石颗粒孔隙间形成的毛细管力是成藏阻力的主要构成部分，往往采用压汞实验测得的排替压力进行表征。储层孔隙度越大，渗透率越高，毛细管力越小，实验测得的排替压力越小，油气发生充注的难度就越小。成藏下限正是用以评价储层充注难度的重要指标，可以用排替压力进行标定，表明某个深度段内，当储层压力大于某个排替压力时油气即可充注成藏。以往评价碎屑岩储层的充注难度与成藏下限，多采用压汞实验计算得到单一岩性储层的排替压力，然而在实际地下情况中，多种岩性组成的非均质性碎屑岩储层才是常态。因此，碎屑岩非均质性储层成藏下限的定量化表征对油气勘探与开发具有重要意义。

技术实现要素：

本发明的目的就在于为了解决上述问题而提供一种确定碎屑岩非均质性储层成藏下限的方法。

本发明通过以下技术方案来实现上述目的：一种确定碎屑岩非均质性储层成藏下限的方法，包括以下步骤：

步骤a，综合分析研究区录井资料中岩性、孔隙度与含油气性相关数据，针对储层分布的深度段分区间将有效储层与无效储层的孔隙度与渗透率投至同一坐标系中，即可确定单一岩性有效储层的孔隙度下限；

步骤b，结合数据点分布区间的中值深度，分别建立单一岩性有效储层孔隙度下限与深度的对数关系式；

φn＝anln(h)+bn

式中，φn为n类岩性有效储层的孔隙度下限，％；h为砂岩储层埋深，单位为m；an，bn为n类岩性有效储层孔隙度下限与深度关系式中的常数。

步骤c，基于研究区不同深度储层压汞分析测试，建立孔隙度与中值压力p50的指数关系式，将不同岩性有效储层孔隙度下限与深度的关系式代入，即可得到单一岩性储层排替压力下限的表达公式；

pn＝ce^dφn

式中，pn为油气向n类岩性储层充注所要克服的排替压力下限，单位为mpa；φn为n类岩性有效储层的孔隙度下限，％；c、d为常数。

步骤d，统计不同岩性储层占该套非均质储层的厚度比例，计算该套储层的排替压力下限，即该套碎屑岩非均质性储层的成藏下限：

p＝xp1+yp2+zp3+…

p为该套碎屑岩非均质储层的成藏下限，p1、p2、p3…为1、2、3…类岩性储层的排替压力下限均值，x、y、z…为1、2、3…类岩性储层占该套储层的厚度比例。

优选的，为了使孔隙度下限更为精确，所述步骤a中，将储层分布的深度段分成300m-500m的分区间。

优选的，为了能够适用于实际地下情况中以原生和次生孔隙为主要储集空间的碎屑岩非均质性储层，所述步骤a中，所研究的非均质性碎屑岩储层的深度段包含多种岩性。

优选的，为了能够定量化判识该套储层油气充注的难易程度与聚集成藏的可能性，所述步骤d中，成藏下限与油气向该套储层充注与聚集成藏的难度呈正比线性关系。

本发明的有益效果是：该确定碎屑岩非均质性储层成藏下限的方法设计合理，步骤a中，将储层分布的深度段分成300m-500m的分区间，分成较小的区间，进而使孔隙度下限更为精确，步骤a中，所研究的非均质性碎屑岩储层的深度段包含多种岩性，能够适用于实际地下情况中以原生和次生孔隙为主要储集空间的碎屑岩非均质性储层，步骤d中，成藏下限与油气向该套储层充注与聚集成藏的难度呈正比线性关系，根据计算得到碎屑岩非均质储层的成藏下限，用以定量化判识该套储层油气充注的难易程度与聚集成藏的可能性，能够快速有效的确定某套碎屑岩非均质储层的成藏下限，为研究区油气勘探工作提供重要的数据支撑，具有巨大的经济效益。

附图说明

图1为本发明单一岩性有效储层孔隙度下限确定图；

图2为本发明单一岩性有效储层孔隙度下限与深度关系图；

图3为本发明排替压力下限与孔隙度关系图。

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。

请参阅图1～3，一种确定碎屑岩非均质性储层成藏下限的方法，以渤海湾盆地冀中坳陷马西地区古近系碎屑岩非均质性储层成藏下限分析为例，包括以下步骤：

步骤a，单一岩性有效储层孔隙度下限确定，将马西地区古近系储层中砾岩、砂岩、粉砂岩等不同岩性段的孔隙度与含油气性进行统计。以300m为间隔，将马西地区古近系储层分布的深度段2100m-4800m划分为9个区间，筛选出含油气情况为油层、气层、油气层、含油水层、油水同层与差油层的有效储层与含油气情况为干层的无效储层，将有效储层与无效储层的孔隙度与渗透率绘制于同一坐标系中，即可得到马西地区古近系碎屑岩有效储层不同深度段不同岩性的孔隙度下限；

步骤b，单一岩性有效储层孔隙度下限与深度关系，利用9个深度区间的中值深度与成藏孔隙度下限，分别建立砾岩、砂岩、粉砂岩等不同岩性储层成藏孔隙度下限与深度的对数关系式；

以储层岩性中比例最高的砂岩为例：

φ砂岩＝-8.75ln(h)+82.018

式中，φ砂岩为砂岩储层的成藏孔隙度下限，％；h为砂岩储层埋深，m。

步骤c，排替压力下限与孔隙度关系，基于马西地区古近系储层压汞分析测试，建立孔隙度与中值压力p50的指数关系式，将不同岩性储层成藏孔隙度下限与深度的关系式代入；

以砂岩为例，砂岩储层排替压力下限与成藏孔隙度下限的表达公式为：

p砂岩＝36.736e-0.225φ砂岩

式中，p砂岩为油气向砂岩储层充注所要克服的排替压力下限，mpa；φ砂岩为砂岩储层的成藏孔隙度下限，％。

步骤d，碎屑岩非均质储层成藏下限确定，统计不同岩性储层占该套非均质储层的厚度比例，计算该套碎屑岩非均质储层的成藏下限：

p＝0.06p砾岩+0.82p砂岩+0.12p粉砂岩

p为该套碎屑岩非均质储层的成藏下限，p砾岩、p砂岩、p粉砂岩为砾岩、砂岩与粉砂岩储层的排替压力下限均值，0.06、0.82、0.12为砾岩、砂岩与粉砂岩储层占该套储层的厚度比例。

所述步骤a中，将储层分布的深度段分成300m的分区间，分成较小的区间，进而使孔隙度下限更为精确，所述步骤a中，所研究的非均质性碎屑岩储层的深度段包含多种岩性，能够适用于实际地下情况中以原生和次生孔隙为主要储集空间的碎屑岩非均质性储层，所述步骤d中，成藏下限与油气向该套储层充注与聚集成藏的难度呈正比线性关系，根据计算得到碎屑岩非均质储层的成藏下限，用以定量化判识该套储层油气充注的难易程度与聚集成藏的可能性。

对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。

此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。