一种陆相页岩油储层压实恢复的方法技术

本发明专利技术涉及一种陆相页岩油储层压实恢复的方法，属于页岩油勘探技术领域，通过泥页岩镜下观察，选定目标介壳颗粒；选定好目标介壳颗粒后进行图像捕获，并使用图像处理软件测量介壳长度与泥质纹层厚度；用介壳所测厚度减去泥质厚度后，除以介壳所测厚度即为泥页岩的压实率；计算出压实率后，对储层地层进行压实恢复。泥页岩压实恢复方法是通过泥页岩镜下微观特征，利用压实过程中抗压实能力不同的介壳与泥质在压实过程中变化量的差异，计算泥页岩的压实率。本方法在我国陆相页岩油储层的勘探过程中，具有更强的实用性，可针对不同微观特征的地层进行调整，且在小尺度内依旧具有极强的适用性，可用于页岩油储层的高精度压实恢复。可用于页岩油储层的高精度压实恢复。可用于页岩油储层的高精度压实恢复。

【技术实现步骤摘要】
一种陆相页岩油储层压实恢复的方法


[0001]本专利技术属于页岩油勘探
，具体涉及一种陆相页岩油储层压实恢复的方法。

技术介绍

[0002]随着世界经济快速发展，常规油气已不能满足全球的能源需求，页岩油是目前最有可能接替常规油气的能源之一。但页岩油勘探于常规油气区别很大，具有源储一体、连续分布等特点，与页岩气更具相似之处。页岩作为页岩油的烃源岩及储层，孔隙形态发育程度等直接影响页岩油的储集和渗流。因此泥页岩的压实恢复可用于页岩油的勘探以及页岩油储层的评价。
[0003]采用泥岩压实模型计算不同深度泥页岩孔隙度减少量，结合泥页岩的镜质体反射率、有机碳含量以及物性等实测数据，建立了地史演化过程中泥页岩有机质孔与有机碳变化量(ΔC)的数学模型；在拟合不同成因孔隙类型演化趋势模型的基础上，综合构造、岩相、成岩以及应力场特征，建立基于孔隙成因的多类型泥页岩孔隙恢复方法。
[0004]通过砂岩、泥岩差异压实作用来判断分析砂岩和泥岩实际的恢复厚度，从而消除了砂岩、泥岩差异压实作用的影响，最终实现了精准的等时界面的识别与对比。
[0005]但前人对泥页岩压实恢复主要是通过等效替代为常规地层、物理实验模拟地层压实或通过测井、采样等数据计算泥页岩地层数学模型对地层进行恢复。这些方法有的不适用泥页岩储层，有的恢复的结果与实际地质演化过程存在差异，所得结果不够准确，若要在平面或纵向拓展研究范围，不仅需要大量样品，测试成本也很大。
[0006]因此，现阶段需设计一种陆相页岩油储层压实恢复的方法，来解决以上问题。

技术实现思路

[0007]本专利技术目的在于提供一种陆相页岩油储层压实恢复的方法，用于解决上述现有技术中存在的技术问题，前人对泥页岩压实恢复主要是通过等效替代为常规地层、物理实验模拟地层压实或通过测井、采样等数据计算泥页岩地层数学模型对地层进行恢复。这些方法有的不适用泥页岩储层，有的恢复的结果与实际地质演化过程存在差异，所得结果不够准确，若要在平面或纵向拓展研究范围，不仅需要大量样品，测试成本也很大。
[0008]为实现上述目的，本专利技术的技术方案是：
[0009]一种陆相页岩油储层压实恢复的方法，包括以下步骤：
[0010]S1：通过泥页岩镜下观察，选定目标介壳颗粒；
[0011]S2：选定好目标介壳颗粒后进行图像捕获，并使用图像处理软件测量介壳长度与泥质纹层厚度；
[0012]S3：用介壳所测厚度减去泥质厚度后，除以介壳所测厚度即为泥页岩的压实率；
[0013]S4：计算出压实率后，对储层地层进行压实恢复。
[0014]通过上述方案，泥页岩压实恢复方法是通过泥页岩镜下微观特征，利用压实过程
中抗压实能力不同的介壳与泥质在压实过程中变化量的差异，计算泥页岩的压实率。前人的方法，多为对地层整体恢复，在较小的尺度准确性较低。本方法在我国陆相页岩油储层的勘探过程中，具有更强的实用性，可针对不同微观特征的地层进行调整，且在小尺度内依旧具有极强的适用性，可用于页岩油储层的高精度压实恢复。
[0015]进一步的，步骤S1具体如下：
[0016]泥页岩样品磨制薄片后观察镜下特征，限定保存完好、未变形、周围泥质纹层清晰的介壳颗粒作为目标介壳颗粒。
[0017]通过上述方案，介壳颗粒的长度可以代表地层未受压实时的厚度，良好的保存说明压实作用对介壳的影响程度低。纹层清晰的泥质成分可以提高测量的准确性，降低误差。
[0018]进一步的，步骤S2具体如下：
[0019]测量时在垂直于平行纹层的方向进行，泥质纹层厚度的测量选择介壳测量两端所延伸至平行的纹层进行测量，其方向仍是与纹层垂直；从介壳测量端延伸的纹层内泥质物质在压实前与介壳厚度相同，压实后仍为平行的部分即指示压实后的泥质纹层厚度。
[0020]通过上述方案，选定好目标介壳后可进行图像捕获，并使用图像处理软件进行测量。测量时应在垂直于平行纹层的方向进行，因为在压实后，与平行纹层所垂直的方向为压实方向，介壳的方向与压实无关。泥质厚度的测量选择介壳测量两端所延伸至平行的纹层进行测量，方向仍是与纹层垂直。从介壳测量端延伸的纹层内泥质物质在压实前与介壳厚度相同，压实后仍为平行的部分可以指示压实后的厚度。
[0021]进一步的，步骤S3具体如下：
[0022]在压实前，正常沉积的泥质与介壳厚度相同，压实后，介壳厚度不变，泥质厚度的变化量即为演化过程中地层的压实量，用变化量除以原始的厚度，即求出泥页岩的压实率。
[0023]通过上述方案，用介壳所测量减去泥质厚度后除以介壳所测量则为泥页岩的压实率。在压实前，正常沉积的泥质与介壳厚度相同，压实后，介壳变化量可忽略不计，泥质厚度的变化量即为演化过程中地层的压实量，用变化量除以原始的厚度，则可求出泥页岩的压实率。计算出压实率后，可对储层地层进行压实恢复。地层厚度是原始沉积物质收到压实后的剩余量，则用1减去压实率后为地层厚度比原始沉积物质的百分数。所以可以求得压实前沉积物质的厚度。即，介壳测量长度为S1，泥质厚度为S2，压实率为C，地层厚度为H1，压实恢复后厚度为H2。
[0024](S1
‑
S2)/S1＝C
[0025]H1/(1
‑
C)＝H2。
[0026]进一步的，步骤S2中图像捕捉具体如下：
[0027]提供一图像捕捉装置、一水分检测装置、一水分调节装置；
[0028]所述图像捕捉装置用于对目标介壳颗粒进行图像捕捉；
[0029]所述水分检测装置用于检测目标介壳颗粒的实时水分信息；
[0030]所述水分调节装置用于对目标介壳颗粒进行水分调节；
[0031]其中，所述图像捕捉装置和所述水分调节装置关闭，所述水分检测装置启动；
[0032]当所述水分检测装置检测到目标介壳颗粒的中部水分信息与边缘水分信息不一致时，所述水分调节装置启动，所述水分调节装置将所述目标介壳颗粒的边缘和中部的水分调节成一致，然后所述图像捕捉装置启动。
[0033]通过上述方案，目标介壳颗粒在采样到测量的过程中，如果时间较长，目标介壳颗粒的水分会蒸发流失，则容易影响后续测量；因此需要在图像捕捉前检测其水分和调节。
[0034]进一步的，还提供一光线检测装置、一光线调节装置；
[0035]所述光线检测装置用于检测目标介壳颗粒反射的实时光照强度信息；
[0036]所述光线调节装置用于对目标介壳颗粒所在环境的光照强度进行调节；
[0037]其中，所述光线检测装置启动，所述光线调节装置关闭；
[0038]当所述实时光照强度信息与所述图像捕捉装置适配的标准光照强度信息不同时，所述光线调节装置启动，所述光线调节装置将所述实时光照强度信息调节至所述标准光照强度信息。
[0039]通过上述方案，目标介壳颗粒所在环境的光照强度与图像捕捉装置适配的标准光照强度信息不匹配时，会影响后续测量结果，因此需要在图像捕捉本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种陆相页岩油储层压实恢复的方法，其特征在于，包括以下步骤：S1：通过泥页岩镜下观察，选定目标介壳颗粒；S2：选定好目标介壳颗粒后进行图像捕获，并使用图像处理软件测量介壳长度与泥质纹层厚度；S3：用介壳所测厚度减去泥质厚度后，除以介壳所测厚度即为泥页岩的压实率；S4：计算出压实率后，对储层地层进行压实恢复。2.如权利要求1所述的一种陆相页岩油储层压实恢复的方法，其特征在于，步骤S1具体如下：泥页岩样品磨制薄片后观察镜下特征，限定保存完好、未变形、周围泥质纹层清晰的介壳颗粒作为目标介壳颗粒。3.如权利要求2所述的一种陆相页岩油储层压实恢复的方法，其特征在于，步骤S2具体如下：测量时在垂直于平行纹层的方向进行，泥质纹层厚度的测量选择介壳测量两端所延伸至平行的纹层进行测量，其方向仍是与纹层垂直；从介壳测量端延伸的纹层内泥质物质在压实前与介壳厚度相同，压实后仍为平行的部分即指示压实后的泥质纹层厚度。4.如权利要求3所述的一种陆相页岩油储层压实恢复的方法，其特征在于，步骤S3具体如下：在压实前，正常沉积的泥质与介壳厚度相同，压实后，介壳厚度不变，泥质厚度的变化量即为演化过程中地层的压实量，用变化量除以原始的厚度，即求出泥页岩的压实率。5.如权利要求1所述的一种陆相页岩油储层压实恢复的方法，其特征在于，步骤S2中图像捕捉具体如下：提供一图像捕捉装置、一水分检测装置、一水分调节装置；所述图像捕捉装置用于对目标介壳颗粒进行图像捕捉；所述水...

【专利技术属性】
技术研发人员：易勤凡，祝海华，张本健，朱光仪，陈琳，李育聪，张芮，张廷山，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司，
类型：发明
国别省市：