一种湖相致密介壳灰岩相对优质储层识别方法与流程

本发明涉及油气勘探技术领域，尤其涉及一种湖相致密介壳灰岩相对优质储层识别方法。

背景技术：

四川盆地侏罗系原油经历了半个多世纪的勘探开发，取得了良好的勘探开发成效，纵向上发现了五套含油层系，共探明了5个油田，获得原油探明储量8000多万吨，其中大安寨段湖相致密油累计探明超7000万吨，累计生产原油超400万吨，占侏罗系原油累计产量的80％以上，勘探开发效果显著。

“四次”资源评价表明，四川盆地侏罗系五套地层致密油资源总量超15亿吨，其中尤以大安寨段介壳灰岩致密油资源量最大超9亿吨，占盆地致密油总资源量的60％，展示了该层系巨大的勘探开发前景。大安寨段介壳灰岩形成于淡水陆相湖泊，储层物性一般介于0.5-2％，平均孔隙度仅为1.06％，储层非均质性强，纵横向变化快，由于储层厚度小，测井解释困难、地震预测难度大。川中半个多世纪侏罗系的勘探开发，都是将大安寨段介壳灰岩厚度等同于大安寨段储层厚度，处于一个半定量评价阶段，二者其实并不完全相同，介壳灰岩只是相对优质储层发育的基础，没有建立一套适应于该致密储层的识别和评价方法，在一定程度上制约了盆地致密油勘探开发。

已有的致密油研究成果揭示，相对优质储层的规模是致密油稳产的必要条件。对于四川盆地侏罗系大安寨段致密介壳灰岩而言，相对优质储层怎样来识别成了一个亟待解决的技术瓶颈，当前缺乏有效的适用于湖相致密介壳灰岩的相对优质储层识别方法。

技术实现要素：

为了解决上述的技术问题，本发明提供一种湖相致密介壳灰岩相对优质储层识别方法，以准确识别相对优质储层。

具体而言，包括以下的技术方案：

一种湖相致密介壳灰岩相对优质储层识别方法，包括：

获取与取心井段相关的静态资料和动态资料；

根据所述静态资料，对取心井段进行沉积微相划分，确定介壳灰岩储层发育的有利沉积微相和发育位置；

在所述确定的介壳灰岩储层发育的有利沉积微相和发育位置的基础上，结合所述动态资料，确定介壳灰岩储层中相对优质储层发育的井段和位置；

根据所述确定的壳灰岩储层中相对优质储层发育的井段的测井曲线，建立介壳灰岩储层中相对优质储层的电性标准；

根据所述电性标准和区域内已钻井的电性特征，找出区域内优质储层的分布范围。

可选择地，所述静态资料包括区域地质背景资料、岩心资料、钻井油气显示数据和单井测井曲线数据。

可选择地，所述岩心资料包括岩心观察描述记录、岩心物性数据、薄片鉴定数据、岩化分析数据、X衍射分析数据和压汞参数数据。

可选择地，所述动态资料包括：单井试油数据、单井采油数据和单井采油累计数据。

可选择地，所述根据所述静态资料，对取心井段进行沉积微相划分，确定介壳灰岩储层发育的有利沉积微相和发育位置，包括：

根据所述岩心资料，结合所述区域地质背景资料，对已获取的岩心单井井段进行沉积微相研究和划分；

在所述取心井段沉积微相研究和划分结果的基础上，结合已取心井段岩心的岩化分析数据、X衍射数据、物性数据、薄片鉴定数据和压汞数据，确定介壳灰岩储层发育的有利沉积微相和发育位置。

可选择地，所述在所述确定的介壳灰岩储层发育的有利沉积微相和发育位置的基础上，结合所述动态资料，确定介壳灰岩储层中相对优质储层发育的井段和位置，包括：

在所述确定的介壳灰岩储层发育的有利沉积微相和发育位置的基础上，结合已取心井段的单井试油数据、单井采油数据和单井采油累计数据，确定介壳灰岩储层中相对优质储层发育的井段和位置。

可选择地，所述根据所述确定的壳灰岩储层中相对优质储层发育的井段的测井曲线，建立介壳灰岩储层中相对优质储层的电性标准，包括：

根据多个相对优质储层发育的井段的测井曲线，划分出一种或多种电性参数上相对优质储层所落入的区间，作为介壳灰岩储层中相对优质储层的电性标准。

可选择地，所述根据所述电性标准和区域内已钻井的电性特征，找出区域内优质储层的分布范围，包括：

根据建立的相对优质储层的电性标准，开展区域内已钻井的测井解释，统计相对优质储层的电性参数和厚度，从而绘制区域内相对优质储层的空间展布图。

本发明实施例提供的技术方案的有益效果：

本发明的湖相致密介壳灰岩相对优质储层的识别方法，可以有效、快速地解决湖相致密介壳灰岩发育地区，由于储层物性差、物性变化快、储层厚度小、空间分布非均质性，导致的相对优质储层难以识别、可靠性差等问题。在对致密油勘探开发过程中关心的核心问题——储层，进行了定量评价，建立相对优质储层的电性评价标准，以此识别相对优质储层，满足了目前致密油勘探开发过程中对储层精细化研究和评价的目的，有力推动了该区致密油勘探开发，同时也为同类型储层的识别和研究提供了技术手段和思路，具有十分重要现实意义。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是大安寨段地层综合柱状图；

图2是本发明一实施例提供的湖相致密介壳灰岩相对优质储层识别方法的流程图；

图3是大安寨段GQ1H井水平段解释成果表；

图4是大安寨段M030-H31井的岩心综合柱状图；

图5是大安寨段典型取心井的自然伽马、声波时差直方图；

图6是大安寨段相对优质储层在平面上的分布图。

具体实施方式

为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

本发明一实施例提供了一种湖相致密介壳灰岩相对优质储层识别方法。下面将以川中南部地区大安寨段这一典型的湖相致密介壳灰岩区域作为例示性实施对象来说明该方法。

川中南部地区处于“川中古隆”的斜坡地带，大安寨段为滨湖-浅湖沉积环境。根据岩性组合、沉积旋回特征，大安寨段自上而下依次可划分为大一、大一二、大二、大二三、大三，五个亚段(参见图1)。大一亚段：厚层介壳灰岩为主，大一二亚段：以黑色页岩为主，大二亚段：以厚层介壳灰岩为主，大二三亚段：以红色、灰绿色和灰色泥岩为主，夹薄层介壳灰岩。大三亚段：为中层介壳灰岩夹少量薄层黑色页岩。该区探明了川中地区侏罗系大安寨段勘探开发效益最好的油田。

取心资料显示大安寨段储层致密化程度高，储层非均质性强，大安寨段储层孔隙度整体偏低，主要在0.5～％2％之间，占总样品数的50.5％，大于3％的样品仅占19.51％，平均孔隙度2.14％。渗透率主要分布0.01mD之下，约占93％，平均渗透率0.03mD(参见图3)。按照《油气储层评价方法》碳酸盐岩渗透率的分类标准，大安寨段介壳灰岩储层属于特低孔、特低渗的致密储层。该区2013年实施的G1H井在大安寨段获得了63.5m³/d的高产工业油流，根据该井高产主控因素分析表明，水平段发育两段累计长度达100m的相对优质储层，是该井高产的主要因素，该井突破，充分表明了川中南部地区大安寨段致密油广阔的勘探开发前景。

如图2所示，本实施例的湖相致密介壳灰岩相对优质储层识别方法包括：

步骤S1：获取与取心井段相关的静态资料和动态资料；

在该步骤中，静态资料可包括区域地质背景资料、岩心资料、钻井油气显示数据和单井测井曲线数据，其中岩心资料可包括岩心观察描述记录、岩心物性数据、薄片鉴定数据、岩化分析数据、X衍射分析数据和压汞参数数据；动态资料包括：单井试油数据、单井采油数据和单井采油累计数据。

例如，收集川中南部地区大安寨段的地质背景资料、典型取心井的钻井油气显示、单井试油数据、岩心资料、测井数据、单井生产数据等资料。

步骤S2：根据静态资料，对取心井段进行沉积微相划分，确定介壳灰岩储层发育的有利沉积微相和发育位置；

在该步骤中，具体可包括：根据岩心资料，结合区域地质背景资料，对已获取的岩心单井井段进行沉积微相研究和划分；在取心井段沉积微相研究和划分结果的基础上，结合已取心井段岩心的岩化分析数据、X衍射数据、物性数据、薄片鉴定数据和压汞数据，确定介壳灰岩储层发育的有利沉积微相和发育位置。

例如，根据典型取心井M030-H31、PL10、PL103等井的岩心资料，在岩心观察描述记录的基础上，结合岩性、岩心沉积构造、颜色、古生物化石、岩性组合特征、镜下薄片鉴定结果和区域沉积背景资料，划分取心井单井沉积微相，其中介壳滩微相发育在大一、大二以及大三亚段，浅湖泥沉积微相发育在大一二亚段；根据明确的沉积微相，将岩心物性数据(孔隙度、渗透率)、X衍射数据、岩化分析数据、荧光薄片照片、镜下孔隙照片、压汞分析图像等)，与沉积微相进行综合分析，进一步明确相对优质储层有利沉积微相为介壳滩沉积微相，主要为介壳灰岩或部分云化的灰质云岩。

大一亚发育含云质储层，参见图3，GQ1H井水平段X衍射、薄片、岩化分析分析表明，发育两段白云石含量高层段，白云石含量最高可达67％，两段累计长度87m，含云岩段内钻井显示好。结合钻井显示、三维荧光成果、试油井段等综合分析，主力产油段为含云质储层段。GQ1H水平段测井解释储层7层，累计长度238m，最小孔隙度1.2％，最大孔隙度4.6％。其中解释含云质储层段三段，孔隙度均大于4％，最大孔隙度4.6％，最小4.2％，储集性能较为好，平均孔隙度达4.4％。参见图4，大二亚段发育介壳灰岩储层，如磨030-H31井取芯段共取10个全直径样品，该井大二亚段中部见约0.4m长的溶蚀孔洞发育段。全直径样品平均孔隙度为2.21％，平均渗透率0.06mD(不包含溶孔段平均孔隙度为1.44％，平均渗透率0.015mD)。溶孔段平均孔隙度为5.30％，平均渗透率0.184mD，荧光薄片下荧光显示特征明显。二者均是相对优质储层。

步骤S3：在确定的介壳灰岩储层发育的有利沉积微相和发育位置的基础上，结合动态资料，确定介壳灰岩储层中相对优质储层发育的井段和位置。其中井段指的深度，位置指的是在上部、中上部、中部、中下部还是下部。

在该步骤中，具体可包括：在确定的介壳灰岩储层发育的有利沉积微相和发育位置的基础上，结合已取心井段的单井试油数据、单井采油数据和单井采油累计数据，确定介壳灰岩储层中相对优质储层发育的井段和位置。

例如，在上面确定大安寨段的有利沉积微相和相对优质储层岩性的基础上，根据典型取心井的钻井显示、试油数据和生产数据，可以得出该区相对优质储层岩性为溶孔介壳灰岩和含云质介壳灰岩、灰质白云岩。

步骤S4：根据确定的壳灰岩储层中相对优质储层发育的井段的测井曲线，建立介壳灰岩储层中相对优质储层的电性标准。

该步骤中，具体可包括：根据多个相对优质储层发育的井段的测井曲线，划分出一种或多种电性参数上相对优质储层所落入的区间，作为介壳灰岩储层中相对优质储层的电性标准。

例如，分析典型取心井的测井曲线可知，大安寨段的相对优质储层具有相似的测井曲线响应特征，如图5所示，其相对优质储层的电性标准可选为GR<40API，AC>50us/ft，GR即自然伽马，AC即声波时差。

步骤S5：根据电性标准和区域内已钻井的电性特征，找出区域内优质储层的分布范围。

在该步骤中，可具体包括：根据建立的相对优质储层的电性标准，开展区域内已钻井的测井解释，统计相对优质储层的电性参数和厚度，从而绘制区域内相对优质储层的空间展布图。

例如，根据建立的大安寨段相对优质储层电性标准，对区内所有钻井进行逐井识别和解释，分别统计大一亚段、大二亚段电性值高于上述标准的声波时差值且小于上述标准的自然伽马值和对应的厚度值，然后将声波时差值和厚度值相乘(例如(声波时差-50)*厚度)即可得到相对优质储渗体在平面上的分布(参见图6，每口井有数值之后，就可以勾绘平面等值线图)，为致密油勘探开发奠定坚实基础。

本实施例提供的湖相致密介壳灰岩相对优质储层的识别方法，可以有效、快速地解决湖相致密介壳灰岩发育地区，由于储层物性差、物性变化快、储层厚度小、空间分布非均质性，导致的相对优质储层难以识别、可靠性差等问题。在对致密油勘探开发过程中关心的核心问题——储层，进行了定量评价，建立相对优质储层的电性评价标准，以此识别相对优质储层，满足了目前致密油勘探开发过程中对储层精细化研究和评价的目的，有力推动了该区致密油勘探开发，同时也为同类型储层的识别和研究提供了技术手段和思路，具有十分重要现实意义。

以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。