一种烃源岩内高伽马砂岩的预测方法技术

本发明专利技术是一种烃源岩内高伽马砂岩的预测方法，首先确定烃源岩的自然伽马测井平均下限值和粉砂岩、砂岩的自然伽马测井平均上限值，在平面上做出烃源岩的放射性等值线图，并识别出放射性相对高值区域和放射性相对低值区域，在放射性相对低值区域和放射性相对高值区域内，依据常规测井识别的砂岩厚度，在平面上做出砂体厚度等值线图，根据砂体成因及平面上分布形态，在放射性相对高值区域预测高伽马砂岩。本发明专利技术操作简单，能够快速、有效地预测致密油有利区，易推广使用，具有巨大的经济效益。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及致密油勘探
，特别是一种烃源岩内高伽马砂岩的预测方法。
技术介绍
致密油的开发在美国威利斯顿盆地巴肯组(Bakken)率先取得成功，导致此类油藏产量的大幅度增长。美国EIA(2012)对致密油的定义是“利用水平钻井和多段水力压裂技术从页岩或其它低渗透性储层中开采出的石油”。在此基础上，我国学者贾承造等(2012)认为“致密油主要是指与生油岩层系互层共生或紧邻的致密砂岩等储集层中聚集的石油资源”。邹才能等(2013)认为其源储关系为源储共生，主要包括源储一体型和源储接触型两种类型。中国陆相含油气盆地具有良好的致密油勘探前景，其优质烃源岩常与火山喷发活动成因的凝灰岩共生，反映同期活跃的区域构造活动可能是页岩沉积期最大湖泛的主要动力因素(邹才能等，2014)。同期频繁的火山喷发及其伴生的湖底热液等活动，共同促进了富氢有机质页岩和高放射性的大规模发育，如鄂尔多斯盆地长7段、松辽盆地青山口组一段、渤海湾盆地沙河街组三段和四段、准噶尔盆地和三塘湖盆地芦草沟组等。国内对致密油勘探程度低，技术不成熟，致密油藏主控因素不清楚，成藏理论或模式有待深入研究，总体仍处于摸着石头过河的起步阶段。在中国陆相含油气盆地的烃源岩中普遍发现含油显示，出油井很多，但形成产能比较困难，究其原因，一般认为油的性质及地层能量大小等对致密油的产出具有主要影响(张林晔等，2014)，但实际上致密油产量较高的井与烃源岩中发<br>育大量粉砂岩、砂岩等夹层关系密切。这一认识与大量致密油生产实践相一致，即在有的致密油区，石油直接产自烃源岩，不过大多数的致密油产自烃源岩中的粉砂岩、砂岩等夹层(加拿大自然资源协会(NRC)，2012)。目前，国内外各大油田烃源岩的识别主要应用自然伽马、密度和电阻率等常规测井方法。由于密度和电阻率测井识别烃源岩难度大，因此主要还是依据自然伽马测井。生产实践表明，烃源岩中发育大量的高伽马粉砂岩、砂岩，但常规测井常将其解释为\烃源岩\，使得烃源岩中砂体的发育规模被严重低估，长期未引起重视。主要原因如下：其一，烃源岩常与火山喷发活动成因的凝灰岩、沉凝灰岩和含凝灰质、凝灰质粉砂岩、砂岩共生，导致烃源岩及其内部的粉砂岩、砂岩均具有高自然伽马测井值(邱欣卫等，2008；于振锋等，2012)；其二，烃源岩、粉砂岩和砂岩等整体含油，使得不同岩性之间的电阻率测井值差别不大；其三，含凝灰质、凝灰质粉砂岩、砂岩的溶蚀孔均发育，密度、声波时差、中子测井值与烃源岩相似；其四，粉砂岩、砂岩厚度整体不大，且与烃源岩呈互层产出，因而其常规测井受烃源岩影响较大。砂岩中的“高伽马砂岩”于2013年正式提出以来(刘行军等，2013；刘航军，2013)，目前已初步探讨了该类岩石的概念、成因和常规测井识别方法，主要根据厚度将其划分为Ⅰ类(薄层)和Ⅱ类(厚层)。目前，国内外尚未正式提出烃源岩内存在高伽马砂岩的认识。将烃源岩内存在的高伽马砂岩定义为与烃源岩相关的高伽马砂岩，即自然伽马测井值大于烃源岩自然伽马测井平均下限值的“粉砂岩或砂岩”。与砂岩中的“高伽马砂岩”类似，主要根据厚度也可划分为Ⅰ类(薄层)和Ⅱ类(厚层)。实际操作中，常规测井解释的\烃源岩\内，常见这两类高伽马砂岩与烃源岩呈互层出现，有利于油气生成，其本身也是良好的致密油储层，但不利于厚层和高品质烃源岩的形成，因此当整体砂岩厚度较大，烃源岩厚度较小或生烃能力较差时，也可将这些岩性统一解释为高伽马砂岩。
技术实现思路
本专利技术的目的是要解决现有技术的不足，提供一种操作简单，只需要常规测井就可以预测烃源岩内高伽马砂岩的方法。为达到上述目的，本专利技术是按照以下技术方案实施的：一种烃源岩内高伽马砂岩的预测方法，该方法包括以下步骤：第一步，首先确定出烃源岩自然伽马测井平均下限值和粉砂岩、砂岩的自然伽马测井平均上限值；第二步，在平面上做出烃源岩自然伽马等值线图，识别出高于平均下限值的放射性相对高值区域和低于平均下限值的相对低值区域，在放射性相对高值区域内发育高伽马砂岩，而在放射性相对低值区域内不发育高伽马砂岩；第三步，在放射性相对低值区域和放射性相对高值区域内，依据常规测井识别的砂岩厚度，在平面上做出砂体厚度等值线图；第四步，根据砂体成因及平面上分布形态，在放射性相对高值区域预测烃源岩内的高伽马砂岩。进一步的，所述放射性相对高值区域内高伽马砂岩的发育程度与放射性大小具有正相关性。在大规模优质成熟烃源岩及其相邻大面积致密储集层发育的前提下，烃源岩内高伽马砂岩发育的部位，源储一体型致密油常发育，而源储接触型致密油常不发育；反之，烃源岩内高伽马砂岩不发育的部位，源储共生的源储一体型致密油常不发育，而源储接触型致密油常发育。与现有技术相比，本专利技术是采用常规测井预测烃源岩内砂体的方法，操作简单，能够快速、有效地预测致密油有利区，易推广使用，具有巨大的经济效益。附图说明图1是本专利技术实施例的宁138井长732小层测井综合图；图2是本专利技术实施例的长732小层自然伽马等值线图；图3是本专利技术实施例的长732小层高伽马砂岩预测综合图；图4是本专利技术实施例的宁138井长732小层高伽马砂岩与烃源岩测井综合图。具体实施方式下面结合附图及其具体实施例对本专利技术作进一步描述，在此专利技术的示意性实施例以及说明用来解释本专利技术，但并不作为对本专利技术的限定。陇东合水地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造带南部，该区上三叠统延长组烃源岩主要发育在长7段。根据沉积旋回，该区长7段自上而下划分长71、长72和长73三个砂层组，其中长73砂层组沉积时期，盆地湖盆面积最大，是大规模优质成熟烃源岩最主要发育期。陇东合水地区长73砂层组沉积环境以半深湖—深湖为主，发育深水浊积扇的浊积水道、浊积水道间、深湖相泥岩等微相，高伽马砂岩发育，如图1所示。长73砂层组厚约40.0m，根据岩性﹑沉积微相﹑古生物等特征，自上而下细分为长731小层(厚约20.0m)和长732小层(厚约20.0m)，绝大部分烃源岩位于长732小层。长732小层岩性以黑色烃源岩、褐灰—灰色含凝灰质、凝灰质砂岩为主，夹少量灰色粉砂质泥岩和黑色泥岩，可近似认为烃源岩厚度与砂岩厚度之和等于地层厚度。长732小层砂岩岩石类型为岩屑长石或长石岩屑砂岩，其中长石碎屑溶蚀普遍发育，占总面孔率的66.7％。与长732小层下部邻近的长81砂层组属盆地西南物源体系，储层以辫状河三角洲前本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种烃源岩内高伽马砂岩的预测方法，包括以下步骤：第一步，首先确定出烃源岩自然伽马测井平均下限值和粉砂岩、砂岩的自然伽马测井平均上限值；第二步，在平面上做出烃源岩自然伽马等值线图，识别出高于平均下限值的放射性相对高值区域和低于平均下限值的相对低值区域，在放射性相对高值区域内发育高伽马砂岩，而在放射性相对低值区域内不发育高伽马砂岩；第三步，在放射性相对低值区域和放射性相对高值区域内，依据常规测井识别的砂岩厚度，在平面上做出砂体厚度等值线图；第四步，根据砂体成因及平面上分布形态，在放射性相对高值区域预测烃源岩内的高伽马砂岩。

【技术特征摘要】
1.一种烃源岩内高伽马砂岩的预测方法，包括以下步骤：
第一步，首先确定出烃源岩自然伽马测井平均下限值和粉砂岩、砂岩的自然
伽马测井平均上限值；
第二步，在平面上做出烃源岩自然伽马等值线图，识别出高于平均下限值的
放射性相对高值区域和低于平均下限值的相对低值区域，在放射性相对高值区域
内发育高伽马砂岩，而在放射性相对低值区域内不发育高伽马砂岩；

【专利技术属性】
技术研发人员：柳益群，郑庆华，刘行军，
申请(专利权)人：柳益群，郑庆华，
类型：发明
国别省市：陕西;61