[发明专利]深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法

说明书

本发明属于油气探测技术领域，具体涉及一种深层‑超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法、系统、设备，旨在解决现有技术无法通过直接建立钻遇干层比率和深度的关系来预测油藏赋存深度下限的问题。本发明方法包括：获取作用于海相碳酸盐岩储层孔隙度的地质因素，并对各地质因素的绝对值进行标准化；计算海相碳酸盐岩储层的孔隙度值；分析得到每M％的孔隙度区间里油层、水层、干层的比例，进而得到干层比例和海相碳酸盐岩储层孔隙度的分布关系；递推得到干层比例与埋深关系，确定深层‑超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限。本发明克服了现有技术无法通过直接建立钻遇干层比率和深度的关系来预测油藏赋存深度下限的问题。

技术领域

本发明属于油气探测技术领域，具体涉及一种深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法、系统、设备。

背景技术

海相碳酸盐岩在中国广泛存在，其面积大于4.50×10⁶km²，国土资源部组织的评估结果显示我国海相碳酸盐岩领域中，石油地质资源量可达3.40×10¹⁰t，天然气地质资源量可达2.43×10¹³m³。近年来，中国西部叠合盆地油气勘探油气不断走向盆地深层，深层钻井数不断增多，钻井深度逐年增加。塔里木盆地深层油气勘探位于世界前列，近10年塔里木盆地深层油气钻井1592口，平均深度超过6043m，占比87％，钻探油气深度逐年增大，从2006年平均5231m增加到2017年6665m。2019年，中石油在塔里木盆地完钻风险探井轮探1井，钻达8882m，为目前亚洲最深钻井，在8200m以下发现了最深的工业性油藏，开辟了一个全新的勘探领域。该领域石油勘探前景如何？石油勘探还能继续往下拓展多深？这些是地质学家十分关注的问题。油藏赋存深度下限为探井100％钻遇干层所对应深度，解决该问题的难点是虽然我国钻井已经突破8882m，依然没有钻达油藏赋存深度下限，无法通过直接建立钻遇干层比率和深度的关系来预测油藏赋存深度下限。因此，深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限研究对于深入认识该领域石油勘探前景、科学指导深层-超深层石油钻探具有重要意义。基于此，本发明提出了一种深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法。

发明内容

为了解决现有技术中的上述问题，即为了解决现有技术无法通过直接建立钻遇干层比率和深度的关系来预测油藏赋存深度下限的问题，本发明提出了一种深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法，该方法包括：

步骤S100，获取作用于海相碳酸盐岩储层孔隙度的地质因素，并对各地质因素的绝对值进行标准化；所述地质因素包括海相碳酸盐岩储层形成的地质年代、海相碳酸盐岩储层形成后经历的动态变形、埋深、地层温度以及海相碳酸盐岩储层的均质性；

步骤S200，基于各地质因素对应的影响系数，结合标准化后的地质因素的绝对值，计算含油气盆地沉积物压实和成岩程度的数学模型的建模系数；基于所述建模系数，通过含油气盆地沉积物压实和成岩程度的数学模型，计算海相碳酸盐岩储层相对压实以及成岩作用，进而计算海相碳酸盐岩储层的孔隙度值，并对海相碳酸盐岩储层的孔隙度与埋深关系进行拟合；

步骤S300，结合采集的试油资料和测井数据，分析探井钻遇目的层段油气水层情况，得到每M％的孔隙度区间里油层、水层、干层的比例，进而得到干层比例和海相碳酸盐岩储层孔隙度的分布关系；所述孔隙度区间为前闭后开的区间；

步骤S400，基于干层比例和海相碳酸盐岩储层孔隙度的分布关系、海相碳酸盐岩储层孔隙度与埋深关系，递推得到干层比例与埋深关系，进而确定深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限。

在一些优选的实施方式中，对各地质因素的绝对值进行标准化，其方法为：

海相碳酸盐岩储层形成的地质年代A/Ma：T_A＝0.0125A；

动态变形N/构造地层单位：T_N＝0.2+1.46logN；