[发明专利]一种确定碎屑岩非均质性储层成藏下限的方法

说明书

本发明公开了一种确定碎屑岩非均质性储层成藏下限的方法，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，所研究的非均质性碎屑岩储层包含多种岩性。该方法通过将储层分布的深度段分成300m‑500m的分区间，分别计算各区间油气向不同岩性储层充注的孔隙度下限，并推导整个深度段碎屑岩非均质性储层成藏下限与深度的公式，从而使孔隙度下限更为精确。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，通过快速有效的确定某套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，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。

技术领域

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。

发明内容

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；

Φ_n＝a_n ln(H)+b_n

式中，Φ_n为n类岩性有效储层的孔隙度下限，％；H为n类岩性储层埋深，单位为m；a_n，b_n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；

P_n＝ce^dΦⁿ

式中，P_n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；Φ_n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＝x P1+y P2+z P3+…

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。