一种致密储层含油厚度的确定方法及装置与流程

本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种致密储层含油厚度的确定方法及装置。

背景技术：

致密油油藏是一种孔隙度低、渗透率低的油藏，浮力极难驱动此类油藏内的石油运移，其石油运移的主要驱动力为生烃增压和毛细管压力差，也因为此，在致密储层中分布的石油主要是靠近烃源层和裂缝。致密储层的勘探开发作为油气田开发领域重要的组成部分，在开发前对其储量进行计算，可以更合理地评价储层及编制油田开发方案。储层含油厚度作为储量计算的重要参数，直接影响着储层的评价及开发。

现有油藏的研究过程中，储层含油厚度常用油水界面以上的高于最小有效孔隙度或最小有效渗透率的储层有效厚度来表示；同时，也可以用测井、地震技术来分析和解释储层含油厚度。

在实现本发明的过程中，本发明人发现现有技术中至少存在以下问题：

现有油藏基本为常规油藏，常规油藏石油运移的主要驱动力为浮力，而致密油油藏石油运移的主要驱动力为生烃增压和毛细管压力差，致密油在驱动力和运移方式上与常规油藏的不同，使得现有储层含油厚度的确定方法不适用于致密油油藏；地震技术对储层含油识别还在探索中，针对储层特别是致密薄储层含油厚度较难识别，测井技术受极高电阻率或极低电阻率岩性影响较大，对含油厚度易造成误判，影响储层的评价及储量的计算，进而造成勘探开发的失误。

技术实现要素：

为了确定致密储层的含油厚度，本发明提供一种致密储层含油厚度的确定方法及装置。

具体而言，包括以下的技术方案：

一方面，提供了一种致密储层含油厚度的确定方法，所述方法包括：

获取通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数；

从所述储层含油厚度求取过程中所需参数中选择相应的参数分别代入生烃增压求取模型和毛细管压力差求取模型中，求取生烃增压ΔPc和毛细管压力差ΔPm；

将所述生烃增压ΔPc、所述毛细管压力差ΔPm，以及所述储层含油厚度求取过程中所需参数中选择的相应参数代入含油厚度求取模型，得到储层含油厚度Ho。

所述生烃增压求取模型的计算公式如下：

其中：

dQ＝Hc×TOC×Kc×OI×ρc/1000

式中：ΔPc为生烃增压，单位为MPa；ΔVc为单位生油体积增加量，单位为10⁴m³/km²；Hc为烃源层厚度，单位为m；为烃源层孔隙度，单位为％；Pl为烃源层静水柱压力，单位为MPa；dQ为生油强度，单位为10⁴t/km²；ρo为地下原油密度，单位为t/m³；A为常数1；TOC为有机碳含量，单位为％；Kc为有机碳恢复系数，单位为f；OI为产油率，单位为kg/tTOC；ρc为烃源岩密度，单位为t/m³。

所述毛细管压力差求取模型计算公式如下：

式中：ΔPm为毛细管压力差，单位为MPa；σ为油水界面张力，单位为N/m；rc为烃源层喉道半径，单位为μm；r为储层喉道半径，单位为μm。

所述含油厚度求取模型，表示为：

Ho＝ΔH×a+(H-ΔH×a)×b

其中：

式中：Ho为储层中平均含油厚度，单位为m；ΔH为石油渗入深度，单位为m；H为储层厚度，单位为m；L为垂直层面裂缝间距，单位为m；a、b为系数，a∈{1,2}，b∈[0,1]；dPa为储层启动压力梯度，单位为MPa/m。

所述含油厚度求取模型中，如果储层单侧与烃源层接触，那么a取值为1；如果储层上下侧均与烃源层接触，那么a取值为2；

如果储层没有裂缝，那么b取值为0；如果L>2ΔH，那么b∈(0,1)；如果L<2ΔH，那么b取值为1。

另一方面，提供了一种致密储层含油厚度的确定的装置，所述装置包括：

参数获取模块，用于获取通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数；

第一计算模块，用于从所述储层含油厚度求取过程中所需参数中选择相应的参数分别代入生烃增压求取模型和毛细管压力差求取模型中，求取生烃增压ΔPc和毛细管压力差ΔPm；

第二计算模块，用于将所述生烃增压ΔPc、所述毛细管压力差ΔPm，以及所述储层含油厚度求取过程中所需参数中选择的相应参数代入含油厚度求取模型，得到储层含油厚度Ho。

所述第一计算模块，还包括：

第一计算单元，用于计算得到生烃增压；

生烃增压求取模型的计算公式如下：

其中：

dQ＝Hc×TOC×Kc×OI×ρc/1000

式中：ΔPc为生烃增压，单位为MPa；ΔVc为单位生油体积增加量，单位为10⁴m³/km²；Hc为烃源层厚度，单位为m；为烃源层孔隙度，单位为％；Pl为烃源层静水柱压力，单位为MPa；dQ为生油强度，单位为10⁴t/km²；ρo为地下原油密度，单位为t/m³；A为常数1；TOC为有机碳含量，单位为％；Kc为有机碳恢复系数，单位为f；OI为产油率，单位为kg/tTOC；ρc为烃源岩密度，单位为t/m³。

所述第一计算模块，还包括：

第二计算单元，用于计算得到毛细管压力差；

毛细管压力差的求取模型的计算公式如下：

式中：ΔPm为毛细管压力差，单位为MPa；σ为油水界面张力，单位为N/m；rc为烃源层喉道半径，单位为μm；r为储层喉道半径，单位为μm。

所述第二计算模块中的含油厚度求取模型，可表示为：

Ho＝ΔH×a+(H-ΔH×a)×b

其中：

式中：Ho为储层中平均含油厚度，单位为m；ΔH为石油渗入深度，单位为m；H为储层厚度，单位为m；L为垂直层面裂缝间距，单位为m；a、b为系数，a∈{1,2}，b∈[0,1]；dPa为储层启动压力梯度，单位为MPa/m。

所述第二计算模块中，如果储层单侧与烃源层接触，那么a取值为1；如果储层上下侧均与烃源层接触，那么a取值为2；

如果储层没有裂缝，那么b取值为0；如果L>2ΔH，那么b∈(0,1)；如果L<2ΔH，那么b取值为1。

本发明实施例提供的技术方案的有益效果：

通过提出一种致密储层含油厚度的计算方法，即通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数，结合生烃增压和毛细管压力差求取模型，求取储层含油厚度，可以为致密油储层储量的计算及评价提供较准确的依据，降低后期勘探开发的失误率。

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是本发明实施例一提供的一种致密储层含油厚度的确定方法流程图；

图2是本发明实施例二提供的一种致密储层含油厚度的确定装置结构示意图；

图3是本发明实施例二提供的计算生烃增压所需的产油率图版；

图4是本发明实施例二提供的计算生烃增压所需的有机碳恢复系数图版；

图5是本发明实施例二提供的计算毛细管压力差所需的油水界面张力与温度差的对应关系图；

图6是本发明实施例二提供的计算毛细管压力差所需的最大数吼道半径与孔隙度的对应关系图；

图7是本发明实施例二提供的计算含油厚度所需的孔隙度与启动压力的对应关系图。

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。

实施例一

本实施例提供了一种致密储层含油厚度的确定方法，以国内XX盆地XX油田XX组为例对本发明作进一步详细说明，参见图1，该方法流程具体如下：

步骤101：获取通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数；

具体地，国内XX盆地XX油田XX组通过岩心试验或测井解释得到数据：烃源层的厚度Hc为14m，密度ρc为2.5g/cm³，孔隙度为6.2％，喉道半径rc为0.005μm，TOC取值为1.94％，有机碳成熟度Ro为1.05％；储层厚度H为5m，孔隙度为2.98％，垂直层面裂缝间距L为2.85m；储层与烃源层上下单侧接触；源储界面处埋深2500m，静水柱压力Pl＝25MPa；地下原油密度ρo为0.787g/cm³；地层温度为71.75℃，地表常温为20℃，则两者温度差为51.75℃。

步骤102：从储层含油厚度求取过程中所需参数中选择相应的参数分别代入生烃增压求取模型和毛细管压力差求取模型中，求取生烃增压ΔPc和毛细管压力差ΔPm；

生烃增压求取模型的计算公式如下：

其中：

dQ＝Hc×TOC×Kc×OI×ρc/1000

式中：ΔPc为生烃增压，单位为MPa；ΔVc为单位生油体积增加量，单位为10⁴m³/km²；Hc为烃源层厚度，单位为m；为烃源层孔隙度，单位为％；Pl为烃源层静水柱压力，单位为MPa；dQ为生油强度，单位为10⁴t/km²；ρo为地下原油密度，单位为t/m³；A为常数1；TOC为有机碳含量，单位为％；Kc为有机碳恢复系数，单位为f；OI为产油率，单位为kg/tTOC；ρc为烃源岩密度，单位为t/m³；

该步骤可通过计算机程序实现，即将通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数和对应的生烃增压求取模型中的参数关联存储，当输入相对应的参数取值时，就可得到其对应的生烃增压值。

具体地，在计算机中输入有机碳成熟度Ro为1.05％，将其代入到产油率图版和有机碳恢复系数图版中，如下图3、图4所示，即可得到产油率OI为204.7kg/tTOC，有机碳恢复系数Kc为1.338；再分别输入烃源层的厚度Hc为14m、密度ρc为2.5g/cm³、孔隙度为6.2％、TOC取值为1.94％、地下原油密度ρo为0.787g/cm³，得到生烃增压ΔPc为4.162MPa；

毛细管压力差求取模型的计算公式如下：

式中：ΔPm为毛细管压力差，单位为MPa；σ为油水界面张力，单位为N/m；rc为烃源层喉道半径，单位为μm；r为储层喉道半径，单位为μm；

该步骤可通过计算机程序实现，即将通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数和对应的毛细管压力差求取模型中的参数关联存储，当输入相对应的参数取值时，就可得到其对应的毛细管压力差。

具体地，在计算机中分别输入温度差和储层孔隙度到油水界面张力与温度差的对应关系图和最大数吼道半径与孔隙度相关的对应关系图中，如图5、6所示，得到油水界面张力σ为0.0156N/m，储层喉道半径r为0.21μm；再输入喉道半径rc为0.005μm，得到毛细管压力差ΔPm为6.091MPa。

步骤103：将生烃增压ΔPc、毛细管压力差ΔPm，以及储层含油厚度求取过程中所需参数中选择的相应参数代入含油厚度求取模型，得到储层含油厚度Ho。

含油厚度求取模型的就算公式如下：

Ho＝ΔH×a+(H-ΔH×a)×b

其中：

式中：Ho为储层中平均含油厚度，单位为m；ΔH为石油渗入深度，单位为m；H为储层厚度，单位为m；L为垂直层面裂缝间距，单位为m；a、b为系数，a∈{1,2}，b∈[0,1]；dPa为储层启动压力梯度，单位为MPa/m；

该步骤可通过计算机程序实现，即将通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数、已算得的生烃增压、毛细管压力差和对应的含油厚度求取模型中的参数关联存储，当输入相对应的参数取值后，就可得到最终的含油厚度值。

具体地，由于储层单侧与烃源层接触，所以a为1；在计算机中输入8口井52块岩心压汞分析数据制作的图版，即孔隙度与启动压力的对应关系图，如图7所示，即可得到储层启动压力梯度dPa为9.391Mpa/m，计算石油渗入深度ΔH为1.092m，系数b为0.766，输出致密储层中含油厚度Ho＝4.09m。

本实施例提供的方法，通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数，结合生烃增压和毛细管压力差求取模型，求取储层含油厚度，为致密油储层储量的计算及评价提供依据，降低后期勘探开发的失误率。

实施例二

本实施例提供了一种致密储层含油厚度的确定装置，该装置用于执行上述实施例一中的方法，参见图2，该装置包括：

参数获取模块201，用于获取通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数；

第一计算模块202，用于从储层含油厚度求取过程中所需参数中选择相应的参数分别代入生烃增压求取模型和毛细管压力差求取模型中，求取生烃增压ΔPc和毛细管压力差ΔPm；

第二计算模块203，将生烃增压ΔPc、毛细管压力差ΔPm，以及储层含油厚度求取过程中所需参数中选择的相应参数代入含油厚度求取模型，得到储层含油厚度Ho。

其中，第一计算模块还包括：

第一计算单元204，用于计算得到生烃增压；

生烃增压求取模型的计算公式如下：

其中：

dQ＝Hc×TOC×Kc×OI×ρc/1000

式中：ΔPc为生烃增压，单位为MPa；ΔVc为单位生油体积增加量，单位为10⁴m³/km²；Hc为烃源层厚度，单位为m；为烃源层孔隙度，单位为％；Pl为烃源层静水柱压力，单位为MPa；dQ为生油强度，单位为10⁴t/km²；ρo为地下原油密度，单位为t/m³；A为常数1；TOC为有机碳含量，单位为％；Kc为有机碳恢复系数，单位为f；OI为产油率，单位为kg/tTOC；ρc为烃源岩密度，单位为t/m³；

第二计算单元205，用于计算得到毛细管压力差；

毛细管压力差的求取模型的计算公式如下：

式中：ΔPm为毛细管压力差，单位为MPa；σ为油水界面张力，单位为N/m；rc为烃源层喉道半径，单位为μm；r为储层喉道半径，单位为μm。

具体地，第二计算模块203中的含油厚度求取模型，可表示为：

Ho＝ΔH×a+(H-ΔH×a)×b

其中：

式中：Ho为储层中平均含油厚度，单位为m；ΔH为石油渗入深度，单位为m；H为储层厚度，单位为m；L为裂缝间距，单位为m；a、b为系数，a∈{1,2}，b∈[0,1]；dPa为储层启动压力梯度，单位为MPa/m。

其中，如果储层单侧与烃源层接触，那么a取值为1；如果储层上下侧均与烃源层接触，那么a取值为2；

如果储层没有裂缝，那么b取值为0；如果L>2ΔH，那么b∈(0,1)；如果L<2ΔH，那么b取值为1。

本实施例提供的装置，通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数，结合生烃增压和毛细管压力差求取模型，求取储层含油厚度，为致密油储层储量的计算及评价提供依据，降低后期勘探开发的失误率。

需要说明的是，上述实施例提供的一种致密储层含油厚度的确定装置与一种致密储层含油厚度的确定方法实施例属于同一构思，其具体实现过程详见方法实施例，这里不再赘述。

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。