一种基于储层质量主控因素分析的致密砂岩孔隙度、渗透率预测方法技术

本发明专利技术公开了一种基于储层质量主控因素分析的致密砂岩孔隙度、渗透率预测方法，包括以下步骤：1)成岩作用定量评价；2)选取成岩因素体现；3)选取多元线性逐步回归作为数据分析方法，通过储层质量发育主控因素分析，实现对孔隙度与渗透率预测；4)依据回归分析方法对孔隙度和渗透率进行回归分析，本发明专利技术明确了苏里格气田东区盒8段砂岩储层质量影响因素，建立了储层质量预测模型，预测效果良好；也为其他地区的致密砂岩储层质量定量预测提供了一种新的思路与方法。

【技术实现步骤摘要】
一种基于储层质量主控因素分析的致密砂岩孔隙度、渗透率预测方法
本专利技术涉及地质岩石勘测
，具体是一种基于储层质量主控因素分析的致密砂岩孔隙度、渗透率预测方法。
技术介绍
随着世界各国对石油天然气资源需求的不断上升，而常规油气资源日渐枯竭，在这种能源供需矛盾日益深化的背景下，非常规油气资源逐渐成为地质学家关注的重点。致密砂岩气因其较大的资源潜力与良好的发展前景，成为新的勘探目标。鄂尔多斯盆地苏里格气田是目前为止中国发现的最大气田之一，主力产层二叠系山西组山1、山2段与石盒子组盒8段，砂岩具有低孔、低渗、超低渗、强非均质性特征，为了实现气田的高效勘探开发，亟需对致密砂岩储层质量与致密化影响因素以及孔隙度和渗透率预测进行深入研究，明确储层发育的控制因素，建立一种有效的储层质量预测方法。研究表明储层质量受沉积作用和成岩作用综合影响。沉积作用对储层的控制主要体现在对储层原始性质的影响，沉积相影响组分、颗粒粒径、排列方式，砂体结构与砂岩原始孔隙度和渗透率，并决定了早期成岩演化时的孔隙水化学性质。而成岩作用对储层的改造则决定储层最终质量与特征，成岩作用发生在分子水平，复杂的微观孔隙结构被认为是长期复杂的成岩改造的结果，因为储层质量主要受孔隙几何形状，因此各种成岩进程决定了储层质量；然而，由于各种成岩作用的差异，成岩作用可以加强，保存或者损害孔隙度与渗透率。Ehrenberg提出压实作用即机械压实导致的孔隙损失是一种重要的岩石改造作用，可以影响早期沉积格架。胶结作用由于胶结物类型丰富对于储层质量的影响较为复杂，有研究认为方解石胶结物是控制砂岩储层质量的主要因素，超过75％的原始孔隙被方解石胶结消失；然而若方解石胶结形成在成岩早期，它的存在可以抵御压实作用对于孔隙的破坏；硅质胶结主要以石英颗粒的加大边与粒间自生石英的形式降低孔隙度。粘土矿物，无论是成岩形成或者原生的，都趋于在颗粒间堵塞孔隙喉道，高岭石作为长石与火成岩岩屑颗粒的溶蚀产物出现在原生孔隙，高岭石组分会随着埋深成岩减少，当温度>130℃伊利石就会取代高岭石；伊利石主要形成颗粒包膜与孔隙衬里，颗粒包膜伊利石的出现会加强石英颗粒的溶蚀压力，并占据孔隙与喉道；孔隙衬里或孔隙桥接伊利石会堵塞孔隙喉道，从而降低渗透率；绿泥石也会抑制石英加大，保存孔隙度；尽管绿泥石能够充填孔隙并降低孔喉直径，绿泥石晶体由于通常较小难以引起强烈的孔隙闭塞。相对于其他的成岩作用对于储层的破坏作用，溶蚀作用往往对储层发育具有建设性作用，溶蚀作用形成的次生孔隙、构造活动形成的裂缝都会提高孔隙度与渗透率；由于孔隙度与渗透率共同决定了储层质量，分析原始沉积及成岩改造导致储层质量演化，明确储层致密化过程与影响因素已成为储层质量研究关键问题。针对上述问题已经有了大量研究，试图明确影响因素并开展深层储层岩石孔隙度、渗透率预测；但是大多数储层质量控制因素研究成果局限在在对储层质量发育影响因素的定性分析和描述，虽然极少数学者能够对储层发育影响因素进行定量评价，但评价因素少，缺乏对沉积、成岩多因素的综合分析，更没有通过系统的数值分析定量评价储层质量影响主控因素，因此基于上述研究成果的储层质量预测具有片面性；此外比较广泛的根据测井数据预测储层质量由于需要大量数据标定，工作量较大，成本也较高。鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地，古生代地层分布面积超过250000km2；区域上可以划分为六个构造单元，包括伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环坳陷、西缘掩冲带；盆地构造格架整体为一大型向东、向北0.5–1.0°缓倾斜的不对称向斜；苏里格气田东区纵跨内蒙与榆林，穿越伊陕斜坡北部与伊盟隆起南部，勘探面积11000km2，气田分布受南北条状展布的上古生界河流、三角洲相砂体控制，是一个大型的岩性圈闭气藏，气藏地质条件非常复杂，具有低孔隙度、低渗透率、低气藏压力、低丰度的特征；发育二叠系石盒子组、山西组、本溪组及下古马家沟组多个含油气层段，具典型的多层系含气特征，二叠系下石盒子组盒8段是研究区主要产层，石盒子组盒8段厚45～60m，发育河流三角洲，气藏在工区南北平均埋深2690–3260m；地温梯度3.03℃/100m，地层压力24.188–27.804MPa，地层静压力系数0.86，是典型的低孔、低渗、低压气藏。基于对前期研究的认识和思考，目前需要研究的几个目标如下：(1)明确砂岩储层物质组成，结构特征，孔隙类型与孔喉结构特征；(2)定性与定量手段结合，评价各成岩作用强度分析成岩作用类型与其对储层质量的影响，建立砂岩储层致密化成岩演化过程；(3)利用多元逐步线性回归统计分析方法对沉积、成岩包含的储层质量影响因素进行综合分析；(4)基于对储层质量影响因素的分析，建立储层质量即孔隙度、渗透率预测的模型，实现可以依靠岩心或岩屑样品的砂岩组分与成岩作用分析开展储层质量预测。
技术实现思路
本专利技术的目的在于提供一种基于储层质量主控因素分析的致密砂岩孔隙度、渗透率预测方法，以解决上述
技术介绍
中提出的问题。为实现上述目的，本专利技术提供如下技术方案：一种基于储层质量主控因素分析的致密砂岩孔隙度、渗透率预测方法，其特征在于，包括以下步骤：1)储层砂岩孔隙度、渗透率、岩石学组分含量、胶结物含量、总孔隙体积、溶蚀孔体积定量参数的获取，成岩作用定量评价；1.1)对砂岩柱塞样品测试孔隙度、渗透率参数，并磨制柱塞样品匹配的铸体薄片。利用偏光显微镜定性分析成岩作用类型，结合图像分析、扫描电镜、X-射线衍射技术定量鉴定岩石矿物组分含量、胶结物含量、总孔隙体积、溶蚀孔体积、颗粒粒度分选性。1.2)在成岩作用与成岩矿物含量鉴定基础上，依据压实作用损失孔隙度式(1)和胶结作用损失孔隙度式(2)计算公式计算样品的压实作用与胶结作用引起的孔隙度降低量；公式如下：IGV＝intergranularporespace+CEM(3)；其中，COPL为压实作损失孔隙度，CEPL为胶结作用损失孔隙度，OP为原始孔隙度；CEM为砂岩中胶结物总体积；IGV为压实作用后，胶结作用前的粒间孔隙体积；OP通过原始孔隙度计算公式，即Φo＝20.91+22.90/So计算，其中Φo表示砂岩原始孔隙度，So表示特拉斯科分选系数；砂岩原始孔隙度分布为35～39.25％；CEM和IGV通过砂岩铸体薄片的偏光显微镜鉴定；计算统计COPL分布1.4-34.83％，平均15.5％，CEPL分布1％-34％，平均13.86％；表明压实作用与胶结作用导致了储层孔隙的大量损失，其中压实作用的影响略强于胶结作用；1.3)为综合对比压实作用、胶结作用、溶蚀作用的强度差异及对储层质量的影响，进一步通过视压实率,式(4)、视胶结率，式(5)、视溶蚀率，式(6)定量评价各成岩作用：其中，ACOMR为视压实率；PVinitial为原始粒间孔隙体积，等同于式(1)中的OP；PVfinial为压实后胶结强粒间孔隙体积IGV；其中，ACEMR为视胶结率；Vcements为总胶结物体积，等同于式(2)中的CEM；IGP为粒间孔隙体积–(粒间胶结物+杂基含量)；其中，ADISR为视溶蚀率；PVdissolution为溶蚀孔隙体积；PVtotal为总孔隙体积，即粒间孔隙体积+溶蚀孔隙体积；通过铸体薄片的鉴定结本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种基于储层质量主控因素分析的致密砂岩孔隙度、渗透率预测方法，其特征在于，包括以下步骤：1)储层砂岩孔隙度、渗透率、岩石学组分含量、胶结物含量、总孔隙体积、溶蚀孔体积定量参数的获取，成岩作用定量评价；1.1)对砂岩柱塞样品测试孔隙度、渗透率参数，并磨制柱塞样品匹配的铸体薄片，利用偏光显微镜定性分析成岩作用类型，结合图像分析、扫描电镜、X‑射线衍射技术定量鉴定岩石矿物组分含量、胶结物含量、总孔隙体积、溶蚀孔体积、颗粒粒度分选性；1.2)在成岩作用与成岩矿物含量鉴定基础上，依据压实作用损失孔隙度式(1)和胶结作用损失孔隙度式(2)计算公式计算样品的压实作用与胶结作用引起的孔隙度降低量；公式如下：

【技术特征摘要】
1.一种基于储层质量主控因素分析的致密砂岩孔隙度、渗透率预测方法，其特征在于，包括以下步骤：1)储层砂岩孔隙度、渗透率、岩石学组分含量、胶结物含量、总孔隙体积、溶蚀孔体积定量参数的获取，成岩作用定量评价；1.1)对砂岩柱塞样品测试孔隙度、渗透率参数，并磨制柱塞样品匹配的铸体薄片，利用偏光显微镜定性分析成岩作用类型，结合图像分析、扫描电镜、X-射线衍射技术定量鉴定岩石矿物组分含量、胶结物含量、总孔隙体积、溶蚀孔体积、颗粒粒度分选性；1.2)在成岩作用与成岩矿物含量鉴定基础上，依据压实作用损失孔隙度式(1)和胶结作用损失孔隙度式(2)计算公式计算样品的压实作用与胶结作用引起的孔隙度降低量；公式如下：IGV＝intergranularporespace+CEM(3)；其中，COPL为压实作损失孔隙度，CEPL为胶结作用损失孔隙度，OP为原始孔隙度；CEM为砂岩中胶结物总体积；IGV为压实作用后，胶结作用前的粒间孔隙体积；OP通过原始孔隙度计算公式，即Φo＝20.91+22.90/So计算，其中Φo表示砂岩原始孔隙度，So表示特拉斯科分选系数；砂岩原始孔隙度分布为35～39.25％；CEM和IGV通过砂岩铸体薄片的偏光显微镜鉴定；计算统计COPL分布1.4-34.83％，平均15.5％，CEPL分布1％-34％，平均13.86％；表明压实作用与胶结作用导致了储层孔隙的大量损失，其中压实作用的影响略强于胶结作用；1.3)为综合对比压实作用、胶结作用、溶蚀作用的强度差异及对储层质量的影响，进一步通过视压实率,式(4)、视胶结率，式(5)、视溶蚀率，式(6)定量评价各成岩作用：其中，ACOMR为视压实率；PVinitial为原始粒间孔隙体积，等同于式(1)中的OP；PVfinial为压实后胶结强粒间孔隙体积IGV；其中，ACEMR为视胶结率；Vcements为总胶结物体积，等同于式(2)中的CEM；IGP为粒间孔隙体积–(粒间胶结物+杂基含量)；其中，ADISR为视溶蚀率；PVdissolution为溶蚀孔隙体积；PVtotal为总孔隙体积，即粒间孔隙体积+溶蚀孔隙体积；通过铸体薄片的鉴定结果获取Vcements、depositionalmatrix参数，利用图像处理软件对铸体薄片照片进行孔隙提取，相应孔隙平面面孔率近似为孔隙体积，得到PVdissolution、PVtotal孔隙体积参数；2)储层质量发育主控因素选取沉积因素，即石英含量、长石含量、刚性岩屑含量、杂基含量、塑性岩屑含量；成岩因素，即碳酸盐胶结物含量、硅质胶结物含量、高岭石含量、绿泥石含量、伊利石含量、压实率、溶蚀率；各类胶结物含量作为成岩因素体现；3)选取多元线性逐步回归作为数据分析方法，进行储层发育主控因素定量分析，在储层质量发育主控因素分析基础上实现对孔隙度与渗透率预测；3.1)分析过程中分别以孔隙度(φ)、渗透率(k)作为因变量Y，以石英含量，长石含量，刚性岩屑含量，塑性岩屑含量，杂基含量，碳酸盐胶结物含量，高岭石含量，绿泥石含量，伊利石含量，硅质胶结物含量，视压实率，视溶蚀率为自变量集合(X1，X2，X3……X12)，建立自变量集合关于的Y多元线性逐步回归分析；3.2)综合考虑储层质量预测阶段对建模分析的精度验证，选取其中34口井290个样品参数作为回归分析样本，而另外10口井的154个样品作为验证数据；根据建模样品数据建立自变量数据X与观测值Y矩阵(式9～式17)，其中特征指标为P＝12，每一个特征指标有n＝290个待分析样本；初步估计选入的回归方程的自变量个数为6个左右，验水平取α＝0.1，则有F0.1(6，283)＝2.1，因此选取的引入标准和剔除自变量的临界值为：F1＝2.1(7)；F2＝2.1(8)样品的数据矩阵如下：

【专利技术属性】
技术研发人员：王猛，唐洪明，刘枢，张烈辉，赵峰，卢浩，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：四川,51