叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法技术

本发明专利技术提供一种叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，该叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法包括：步骤1，进行地层剥蚀量的恢复；步骤2，建立热演化史模型；步骤3，确定区内目的层油气成藏期次及各个成藏期的地层温度；步骤4，建立埋藏过程中的压实孔隙度模型；步骤5，建立面孔率‑孔隙度模型；步骤6，建立埋藏过程中的有机酸溶蚀孔隙度模型；步骤7，根据步骤4建立的压实孔隙度模型及步骤6建立的有机酸溶蚀孔隙度模型，建立成藏期孔隙度模型。该叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法丰富了多期次成藏过程中溶蚀孔隙度的定量评价，可广泛应用于叠合盆地多期次成藏过程中的孔隙度评价，对油气勘探具有重要的指导意义。

【技术实现步骤摘要】
叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法
本专利技术涉及油气地质勘探
，特别是涉及到一种叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法。
技术介绍
低渗透油气资源在我国油气资源中占有十分重要的地位，也是未来中国油气勘探的主要对象。低渗透储层的形成主要受沉积作用和后期成岩作用的影响，沉积作用主控储层物性，而成岩作用中的压实和胶结作用则对储层物性起破坏作用，溶蚀作用则能够改善储层物性。现有储层评价体系多属于静态评价，真正决定油气是否大规模进入储层的成藏关键期的储层物性则是进行储层物性评价的关键。在低勘探程度区，钻井少，分析数据少等制约了对区内古孔隙度的恢复，仅通过少量井的测井数据、普通薄片、铸体薄片数据等有限的资料对储层古孔隙度进行分析是解决勘探程度低的地区物性分析的一种较为有效的手段。成藏关键时期储层物性很大程度上决定了油气能否大规模进入储层，先充注后致密或者先致密后充注在勘探开发潜力上存在较大差异，后期工程上需要采取的措施也千差万别。众多学者已对储层孔隙演化情况开展过研究，他们利用储层物性及铸体薄片等资料对成藏期储层恢复进行了大量的尝试，并且在孔隙度恢复过程中，多考虑压实作用及胶结作用等对孔隙度演化的影响，而忽略了地层水中有机酸对孔隙的溶蚀作用对储层物性的影响。目前恢复储层孔隙演化的研究方法主要有压实趋势法和反演回剥法。其中，第一种：压实趋势法，通过利用测井解释孔隙度建立储层现今孔隙度-深度关系曲线，在明确成藏期古埋深的基础上，根据现今孔-深关系，读取储层在该埋深下对应的孔隙度，近似认为是储层在主成藏期的孔隙度。压实趋势法的缺点是：没有考虑其他因素的影响，且在孔-深关系上，同一深度下孔隙度分布范围较大，给古孔隙度的恢复造成了困难。第二种：反演回剥法，步骤包括：①计算原始孔隙度；②建立面孔率与孔隙度函数关系，线性拟合方法；③定量统计胶结作用对面孔率的贡献量，采用“反演回剥”原理恢复不同阶段的孔隙度；④根据面孔率反演结果，恢复各主要胶结作用时期储集层孔隙结构。反演回剥法的缺点是：该方法在实际应用中具有很大的局限性，首先，这一方法工作量较大，所要求的资料较为多样，仅适合于勘探程度相对较高的地区；其次，该方法对于储层也有一定的要求，如储层的杂基含量相对较低，裂缝应不发育，且粒径要适中；第三，这一方法目前仍存在一些难点及问题，如在多旋回成岩作用类型的期次区分上，面孔率-孔隙度转化问题上，粘土矿物胶结物对储层物性的影响如何计算等。为此我们专利技术了一种新的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，解决了以上技术问题。
技术实现思路
本专利技术的目的是提供一种可完成在多次油气充注过程中有机酸对孔隙的溶蚀作用的定量化，恢复成藏期时油气孔隙度的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法。本专利技术的目的可通过如下技术措施来实现：叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，该叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法包括：步骤1，进行地层剥蚀量的恢复；步骤2，建立热演化史模型；步骤3，确定区内目的层油气成藏期次及各个成藏期的地层温度；步骤4，建立埋藏过程中的压实孔隙度模型；步骤5，建立面孔率-孔隙度模型；步骤6，建立埋藏过程中的有机酸溶蚀孔隙度模型；步骤7，根据步骤4建立的压实孔隙度模型及步骤6建立的有机酸溶蚀孔隙度模型，建立成藏期孔隙度模型。本专利技术的目的还可通过如下技术措施来实现：在步骤1，利用声波时差曲线，挑选厚度不小于1.5m的泥岩段对应的声波时差曲线进行曲线拟合，进行剥蚀量恢复，进而恢复不同地质历史时期地层的剥蚀量。步骤1包括：步骤a1，选取测井曲线：统计区内探井的测井曲线，剔除非正常缩径、扩径段以及曲线上非正常跳跃段数值；步骤a2，采集合适的测井曲线数据：选取步骤a1中纯泥岩段厚度不小于1.5m的声波时差曲线，读取其中间值；步骤a3，剥蚀量恢复：首先，对步骤a2所得数据进行回归拟合，横坐标为声波时差数据的对数坐标，纵坐标为深度：y＝a1·x+b公式(1)，式中，a1、b为拟合系数；x为声波时差曲线值，μs/m；y为深度，m；其次，将压实曲线外延，与对数横坐标相交于600μs/m，则该点的水平延伸线即为古地表H0，由古地表至现今残留目的层顶面即为地层剥蚀量H：H＝H1-H0公式(2)，式中，H0为古地表，m；H1为古地表到现今残留目的层顶面的厚度，m；H为地层剥蚀量，m。在步骤2，通过步骤1确定的不同地层的剥蚀量，恢复古埋深，并结合古地温梯度数据，建立热演化史模型。步骤2包括：步骤b1，埋藏史的建立：①整理单井岩性剖面的数据，包括井上的地层分层及对应的地质年代数据；②通过步骤1确定不同地层的剥蚀量以及地层遭受剥蚀的时间；③建立直角坐标系，横坐标表示地质时间，纵坐标表示叠加地层的深度，按照地质时间由新到老进行地层及剥蚀量的叠加；④将同一地层底界相连则为该地层整个地质历史时期的古埋深，获得埋藏史图，为后期的热演化史的建立奠定基础；步骤b2，热演化史模型的建立：首先收集研究区的古地温梯度数据，地表温度默认为20℃，其次，由于地温梯度是深度每增加100m温度的增加值，在已知地表温度为20℃及步骤b1,得到的古埋深的条件下，计算地质历史时期某一深度的地层温度，将相同温度相连即可建立热演化史模型。在步骤3，利用流体包裹体确定成藏期次及各个期次的最大峰温值，进而在步骤2建立的生烃演化史模型的基础上确定成藏时间，并确定其古埋深。步骤3包括：步骤c1，单井模拟：统计单井基础资料，包括井深h、分层、古地温梯度数据、地层剥蚀量H，进行热演化史的恢复；步骤c2，成藏期的确定：根据步骤c1的单井模拟演化结果，在生烃层中与均一温度相同的古地温线的第一个交点所对应的时间，即为油气的成藏期n；步骤c3，流体包裹体均一温度的测定：选取新鲜样品，通过制片、岩石学观察及冷热台测试，确定第n个成藏期对应的地层流体包裹体的均一温度的主峰值Tn。在步骤4，在明确原始孔隙度和古埋深的基础上，建立压实孔隙度模型，获得不同时期的压实孔隙度。步骤4包括：步骤d1，原始孔隙度计算利用原始孔隙度φ0与分选系数S0之间的经验函数关系式：φ0＝20.91+22.9/S0公式(3)，其中，S0＝(P25/P75)1/2公式(4)，式中，S0为分选系数；φ0为原始孔隙度，％；P25，P75分别代表粒度累计曲线上颗粒含量在25％和75％处所对应的颗粒直径，μm；步骤d2，利用机械压实孔隙度与埋深的指数关系，来恢复经历压实作用后成藏期末的孔隙度，即：φs＝φ0·e-0.0002·h公式(5)，其中，φs为剩余孔隙度，％；φ0为恢复砂岩的原始孔隙度，％；h为埋深，m；步骤d3，根据Tn在埋藏史图上标出目的层在成藏期的埋深，将埋深代入公式(5)，得到成藏期的压实孔隙度，在步骤5，根据薄片、铸体薄片观察开展镜下溶蚀孔识别及划分，结合物性分析结果，统计溶蚀孔的面孔率与孔隙度的关系，建立面孔率-孔隙度模型。在步骤6，利用温度与浓度的差异确定有机酸充注系数，进而利用步骤5的现今孔隙度与现今溶蚀面孔率之间的关系确定不同成藏期次的溶蚀孔隙度模型。步骤6包括：步骤f1，利用面孔率和孔隙度之间的关系，建立线性关系模型如下：φ＝k·S+k1公式(7)，式中，φ为孔隙度，％；S为溶蚀面孔率，％；k、k1为拟合系数；利用井上现今孔隙度和现今本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，该叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法包括：步骤1，进行地层剥蚀量的恢复；步骤2，建立热演化史模型；步骤3，确定区内目的层油气成藏期次及各个成藏期的地层温度；步骤4，建立埋藏过程中的压实孔隙度模型；步骤5，建立面孔率‑孔隙度模型；步骤6，建立埋藏过程中的有机酸溶蚀孔隙度模型；步骤7，根据步骤4建立的压实孔隙度模型及步骤6建立的有机酸溶蚀孔隙度模型，建立成藏期孔隙度模型。

【技术特征摘要】
1.叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，该叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法包括：步骤1，进行地层剥蚀量的恢复；步骤2，建立热演化史模型；步骤3，确定区内目的层油气成藏期次及各个成藏期的地层温度；步骤4，建立埋藏过程中的压实孔隙度模型；步骤5，建立面孔率-孔隙度模型；步骤6，建立埋藏过程中的有机酸溶蚀孔隙度模型；步骤7，根据步骤4建立的压实孔隙度模型及步骤6建立的有机酸溶蚀孔隙度模型，建立成藏期孔隙度模型。2.根据权利要求1所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，在步骤1，利用声波时差曲线，挑选厚度不小于1.5m的泥岩段对应的声波时差曲线进行曲线拟合，进行剥蚀量恢复，进而恢复不同地质历史时期地层的剥蚀量。3.根据权利要求2所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，步骤1包括：步骤a1，选取测井曲线：统计区内探井的测井曲线，剔除非正常缩径、扩径段以及曲线上非正常跳跃段数值；步骤a2，采集合适的测井曲线数据：选取步骤a1中纯泥岩段厚度不小于1.5m的声波时差曲线，读取其中间值；步骤a3，剥蚀量恢复：首先，对步骤a2所得数据进行回归拟合，横坐标为声波时差数据的对数坐标，纵坐标为深度：y＝a1·x+b公式(1)，式中，a1、b为拟合系数；x为声波时差曲线值，μs/m；y为深度，m；其次，将压实曲线外延，与对数横坐标相交于600μs/m，则该点的水平延伸线即为古地表H0，由古地表至现今残留目的层顶面即为地层剥蚀量H：H＝H1-H0公式(2)，式中，H0为古地表，m；H1为古地表到现今残留目的层顶面的厚度，m；H为地层剥蚀量，m。4.根据权利要求1所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，在步骤2，通过步骤1确定的不同地层的剥蚀量，恢复古埋深，并结合古地温梯度数据，建立热演化史模型。5.根据权利要求4所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，步骤2包括：步骤b1，埋藏史的建立：①整理单井岩性剖面的数据，包括井上的地层分层及对应的地质年代数据；②通过步骤1确定不同地层的剥蚀量以及地层遭受剥蚀的时间；③建立直角坐标系，横坐标表示地质时间，纵坐标表示叠加地层的深度，按照地质时间由新到老进行地层及剥蚀量的叠加；④将同一地层底界相连则为该地层整个地质历史时期的古埋深，获得埋藏史图，为后期的热演化史的建立奠定基础；步骤b2，热演化史模型的建立：首先收集研究区的古地温梯度数据，地表温度默认为20℃，其次，由于地温梯度是深度每增加100m温度的增加值，在已知地表温度为20℃及步骤b1,得到的古埋深的条件下，计算地质历史时期某一深度的地层温度，将相同温度相连即可建立热演化史模型。6.根据权利要求1所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，在步骤3，利用流体包裹体确定成藏期次及各个期次的最大峰温值，进而在步骤2建立的生烃演化史模型的基础上确定成藏时间，并确定其古埋深。7.根据权利要求6所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，步骤3包括：步骤c1，单井模拟：统计单井基础资料，包括井深h、分层、古地温梯度数据、地层剥蚀量H，进行热演化史的恢复；步骤c2，成藏期的确定：根据步骤c1的单井模拟演化结果，在生烃层中与均一温度相同的古地温线的第一个交点所对应的时间，即为油气的成藏期n；步骤c3，流体包裹体均一温...

【专利技术属性】
技术研发人员：马雪洁，吕铁良，曲彦胜，肖雄飞，王圣柱，于洪洲，牛晓燕，赵玉峰，赵建成，李佳，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院，
类型：发明
国别省市：山东,37