一种确定超压带内致密储层天然气充注临界物性的方法技术

一种确定超压带内致密储层天然气充注临界物性的方法，先将储层的进汞排驱压力值转化为地质温度、压力条件下的气驱水过程的气

【技术实现步骤摘要】
一种确定超压带内致密储层天然气充注临界物性的方法


[0001]本专利技术涉及深层超压环境下天然气勘探开发地质评价
，具体涉及为一种确定超压带内致密储层天然气充注临界物性的方法。

技术介绍

[0002]天然气作为绿色能源，在经济社会中的作用日益凸显，深层致密砂岩气的勘探开发是我国实现天然气增产上储的关键。深层气藏埋深普遍大于3500m，地质条件复杂，如储层致密(空气渗透率K≤1.0mD)、超压发育(压力系数m≥1.2)等，大大增加了勘探开发风险。超压带的致密储层中，天然气能否有效充注，即确定天然气的有效充注物性界限(高于临界值天然气才能充注成藏，反之不能)，是深层致密气藏地质评价的核心内容。准确厘定超压环境下致密储层天然气充注的临界物性条件，对评价致密气藏有效储量规模、降低超压气藏勘探开发风险、提高经济效益等，具有重要的现实意义。
[0003]目前，该领域常用研究方法包括，模拟实验法(中国专利CN201910142938.X，名称：一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法；姜福杰，2010，致密砂岩气藏成藏过程中的地质门限及其控气机理，石油学报)和理论计算法(中国专利CN201410453187.0，名称：确定致密砂岩气充注物性下限的方法；曹青，2013，鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气成藏物性界限的确定，石油学报)，上述方法在地质评价中均取得了重要的成果，不足之处在于，地质环境复杂、苛刻，实验室难以模拟，理论计算所需参数多且不易获取；同时与成藏时期的地质过程的结合还不够紧密，尤其是在深层超压条件下致密储层天然气充注临近物性的确定方面，还没有针对性的方法。

技术实现思路

[0004]为了克服上述现有方法的缺点或者填补空白，本专利技术的目的在于提供了一种确定超压带内致密储层天然气充注临界物性的方法，能够实现对深层超压致密储层的天然气充注有效性评价。
[0005]为达到上述目的，本专利技术采取的技术方案为：
[0006]一种确定超压带内致密储层天然气充注临界物性的方法，包括以下步骤：
[0007]1)根据储层样品高压压汞实验资料，将进汞排驱压力值转化为地质温度、压力条件下的气驱水过程的气
‑
水排驱压力值，并建立致密储层气驱充注过程气
‑
水排驱压力分布剖面；
[0008]2)综合包裹体均一温度、埋藏史
‑
热史
‑
生烃史等地质资料，确定天然气成藏时间及其对应地层的古埋深；
[0009]3)通过偏光显微镜下观测，选择含气包裹体丰富的砂岩样品，用于确定天然气成藏时期的地层古压力和剩余压力；
[0010]4)确定地层古压力结构，在单一超压系统中，构建剩余压力变化梯度趋势线即有效充注动力趋势线；
[0011]5)将有效充注动力趋势线与步骤1)转换后的气
‑
水排驱压力分布剖面叠合，划分有效充注和无效充注样品分布区间，然后统计分析，确定超压带内致密储层天然气充注临界物性界限值，即超压充注物性条件地质评价结果。
[0012]所述的超压带内致密储层天然气充注临界物性界限值的可靠性检验，采用油田单位储层含气饱和度预测结果。
[0013]本专利技术的有益效果为：
[0014]本专利技术建立的一种确定超压带内致密储层天然气充注临界物性的方法，解决了超压带致密储层含气有效性评价的基础性难题；本方法紧密结合了超压带天然气成藏期次、古压力结构等地质实际条件，使得获取的致密储层天然气临界充注物性界限更有实际意义，更经得起地质实际情况的检验；获取的超压带内致密储层天然气充注临界物性界限值可用于超压带致密储层有效性评价、储层含气性预测、天然气地质储量评价以及勘探开发井位部署等工作中，对提高超压致密气藏地质认识、降低超压气藏勘探开发风险、提高钻井试采成功率等均有重要的应用前景和经济意义。
附图说明
[0015]图1为实施例研究区深层储层压汞排驱压力分布剖面及其转化为地质条件下的气体排驱压力分布剖面。
[0016]图2为实施例研究区不同层段流体包裹体均一温度(a
‑
c)及含气包裹体拉曼光谱(d
‑
e)。
[0017]图3为实施例研究区不同层段天然气晚期成藏时间及古埋深的确定。
[0018]图4为实施例天然气晚期成藏时地层古压力系数和剩余压力纵向分布。
[0019]图5为实施例超压带剩余压力梯度趋势线划分有效充注和无效充注的储层样品。
[0020]图6为实施例超压带内超压驱动天然气充注物性界限统计判定。
[0021]图7为实施例研究区超压带内不同渗透率砂岩储层对应含气饱和度对比，即充注物性界限可靠性验证。
具体实施方式
[0022]下面结合附图和实施例对本专利技术作详细说明。
[0023]实施例，研究区深层超压气藏A(含少量油)，一种确定超压带内致密储层天然气充注临界物性的方法，包括以下步骤：
[0024]1)根据储层样品高压压汞实验资料，将进汞排驱压力值转化为研究区地层温度、压力条件下的气驱水过程的气
‑
水排驱压力值，并建立致密储层气驱充注过程的气
‑
水排驱压力分布剖面；排驱压力由浅部的低值(常规储层，浮力充注)，突变为深层的高值(致密储层，超压充注)，转折点埋深约为3600m，如图1所示；
[0025][0026]式中，P
汞
为进汞的排驱压力，MPa；δ
汞
为汞
‑
水界面张力，0.48N/m；θ
汞
为汞的接触角，146
°
；r为储层孔喉半径，μm；P
气
为研究区地质条件下天然气驱水充注的排驱压力，MPa；δ
气
为地质条件下气
‑
水的界面张力，0.026N/m；θ
气
为地质条件下气
‑
水接触角，15
°
；
[0027]2)综合包裹体均一温度、埋藏史
‑
热史
‑
生烃史等地质资料，确定天然气成藏时间及其对应地层的古埋深；
[0028]本实施例研究区深层超压气藏A(含少量油)主力勘探开发层自上而下为巴3段、巴5段和巴7段，其中巴7段下伏紧临煤系烃源岩，具有早期生油晚期生气、生气为主生油为辅的特征(戴金星，2019)，是超压气藏的主力气源岩；
[0029]巴3段储层包裹体伴生盐水包裹体的均一温度分布呈双峰态，前峰温度在125～130℃，后峰温度在135～140℃，如图2中(a)所示，反映巴3段砂岩储层2期油气充注特征明显；结合埋藏史
‑
热史
‑
生烃史分析显示，巴3段包裹体均一温度前峰对应油的充注时间，约为13.0Ma，即龙井运动时期；后峰对应天然气的充注时间，约为2.0Ma，即冲绳运动时期，此时古埋深约为3500m，如图3所示；
[0030]巴5段储层包裹体的均一本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种确定超压带内致密储层天然气充注临界物性的方法，其特征在于，包括以下步骤：1)根据储层样品高压压汞实验资料，将进汞排驱压力值转化为地质温度、压力条件下的气驱水过程的气
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水排驱压力值，并建立致密储层气驱充注过程气
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水排驱压力分布剖面；2)综合包裹体均一温度、埋藏史
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热史
‑
生烃史的资料，确定天然气成藏时间及其对应地层的古埋深；3)通过偏光显微镜下观测，选择含气包裹体丰富的砂岩样品，用于确定天然气成藏...

【专利技术属性】
技术研发人员：郭小波，刘春锋，张武，黄志龙，屈童，邹玮，马崇林，李志远，马剑，周龙飞，
申请(专利权)人：西安石油大学，
类型：发明
国别省市：