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1、10申请公布号CN102748016A43申请公布日20121024CN102748016ACN102748016A21申请号201210235344122申请日20120710E21B49/00200601G01N15/0820060171申请人中国石油大学华东地址266555山东省青岛经济技术开发区长江西路66号72发明人操应长王艳忠宋国奇葸克来王永诗刘惠民陈林马奔奔54发明名称地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法57摘要本发明涉及一种地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法，其步骤为1建立砂岩储层成岩作用演化序列及成岩作用发生时储层相应的古埋深；2建立正常压实图版；3建立孔隙度与面孔率之。
2、间的函数关系；4成岩序列约束下的砂岩储层孔隙度反演回剥；5机械压实作用和热压实作用校正；6在上述步骤的基础上，确定各主要成岩阶段真实孔隙度，建立地质历史时期砂岩储层孔隙度演化曲线。本发明重点解决了现有地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法中各成岩作用发生的时间及古埋深确定、孔隙度与面孔率之间关系以及压实作用校正等关键问题，能够有效预测油气成藏时期砂岩储层的孔隙度，为储层有效性评价提供指导。51INTCL权利要求书1页说明书5页附图5页19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书1页说明书5页附图5页1/1页21一种地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法，具体步骤如下第一步建立砂岩。
3、储层成岩作用演化序列及确定成岩作用发生时储层相应的古埋深第二步建立正常压实图版第一，分析沉积物粒径、分选及刚性颗粒含量对压实作用的影响程度，确定影响压实作用的主控因素；第二，从研究区现有实测物性的样品中，挑选符合地层压力为常压、胶结物含量小于5、次生孔隙含量小于1的样品，作为正常压实条件下的样品；第三，将所选的正常压实条件下的样品，分不同主控因素进行深度与孔隙度拟合，建立孔隙度演化曲线，作为研究区储层正常压实图版；第四，结合本地区地温梯度演化史，确定目的层演化到现今经历的平均地温梯度，建立的正常压实图版可认为是该平均地温梯度控制下的正常压实图版；第三步建立孔隙度与面孔率之间的函数关系借助于压汞。
4、资料确定出实测孔隙度中半径大于025M的孔隙含量，求取200倍镜下人眼能分辨明视孔隙度，称为显孔隙度，然后借助现今铸体薄片，利用偏光显微镜及计算机图像分析技术统计其对应的面孔率，将面孔率与对应的显孔隙度进行拟合，就可以建立面孔率与显孔隙度之间的函数关系；第四步成岩序列约束下的砂岩储层孔隙度反演回剥以现今铸体薄片孔隙特征为基础，以成岩演化序列为约束，从最后一期成岩作用开始回剥，恢复各期成岩作用开始前的孔隙特征，采用计算机图像分析技术，定量计算各期成岩作用，压实作用除外，对储层面孔率影响变化量，并根据面孔率与显孔隙度之间的关系，将现今铸体薄片中的面孔率转化为对应的显孔隙度，恢复各成岩作用开始、结束。
5、时的孔隙度，进而获得各古埋深下的孔隙度；第五步机械压实作用和热压实作用校正根据成岩演化序列，在主要胶结作用发生之前，样品为正常压实阶段，其在各埋深下的压实损孔量可根据与样品具相同特征的正常压实图版读取；而在主要胶结时期开始后，胶结作用抑制了压实作用的正常进行，各时期的压实减孔量可采用主要胶结作用开始后的压实总减孔量按正常压实图版上各时期压实减孔量的比例对其进行分配而确定各成岩作用时期的压实减孔校正量，对步骤四所得的反演回剥孔隙度进行机械压实作用校正；然后，根据研究区埋藏史及地温梯度演化史，确定各成岩作用时期经历的平均地温梯度及古埋深，利用地温场与砂岩孔隙度关系图，对步骤四所得的反演回剥孔隙度进。
6、行热压实作用校正；第六步在上述步骤的基础上，确定各主要成岩阶段真实孔隙度，建立地质历史时期砂岩储层孔隙度演化曲线。2如权利要求1所述的地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法，其特征在于第一步中对现今铸体薄片进行观察、扫描电镜分析和流体包裹体分析，结合成岩环境演化分析，建立砂岩储层成岩作用演化序列，根据建立的成岩演化序列，确定各成岩作用开始及结束的时间，将这些时间投影到所要恢复样品点的单井埋藏史上，获得成岩作用发生时储层相应的古埋深。权利要求书CN102748016A1/5页3地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法技术领域0001本发明涉及石油天然气勘探与开发领域，特别是一种地质历史时期砂岩储层。
7、孔隙度演化恢复方法。背景技术0002随着中浅层油气勘探程度的不断提高和对油气储量增长的需求，油气勘探目标已逐渐转向深层，我国深层油气资源潜力巨大，并且油气勘探已取得了可喜的成果。但是，深层油气富集规律极其复杂、储层表现出“忽油忽水”、“忽储忽干”等复杂特点，导致深层油气探勘难度大、风险高、成功率低。中深层砂岩储层在埋藏过程中经历了复杂的成岩作用改造，地质历史时期储层孔隙度也经历了复杂的演化过程，储层孔隙度演化史和烃源岩生排烃史的匹配关系的复杂性是导致中深层油气富集规律复杂、勘探成功率低的重要原因。目前国内外学者主要利用“反演回剥法”原理，以成岩演化序列为约束，根据各种自生矿物和溶孔的面积百分比。
8、，定量计算分析各种成岩作用对砂岩储层孔隙度的影响，最终恢复地质历史时期砂岩储层孔隙度演化。但是，现有技术只考虑各种成岩作用对储层孔隙度的贡献量，仍然存在以下问题1未确定各成岩作用发生的绝对时间及发生时的古埋深；2多数学者简单的将铸体薄片中面孔率等同于孔隙度，并且尚无人开展人眼能辨别明视的显孔隙度与面孔率之间函数关系的研究；3恢复结果没有进行压实作用校正，而是将压实作用损失的所有孔隙度全部归结到早成岩期。随着油气勘探程度的不断提高，对孔隙度演化预测精度要求越来越高，现有技术方法已经不能满足要求，需要发展更为精确的地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法。发明内容0003本发明的目的在于解决现有地质。
9、历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法中存在的3个问题，建立更加精确的地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法。该方法以地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法为目标，采用薄片观察、扫描电镜分析、图像分析、流体包裹体分析、孔隙度测试多种技术方法，在沉积特征、成岩演化序列研究的基础上，重点解决现有地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法中各成岩作用发生的时间及古埋深的确定、孔隙度与面孔率之间关系以及压实校正等关键问题，以铸体薄片现今孔隙面貌为基础，以成岩演化序列为约束，定量分析各种成岩作用对砂岩储层孔隙度的影响，恢复地质历史时期砂岩储层孔隙度演化，0004本发明的技术方案为一种地质历史时期砂岩储层孔隙度演。
10、化恢复方法，具体步骤如下0005第一步建立砂岩储层成岩作用演化序列及成岩作用发生时储层相应的古埋深0006对现今铸体薄片进行观察、扫描电镜分析和流体包裹体分析，结合成岩环境演化分析，建立砂岩储层成岩作用演化序列，根据建立的成岩演化序列，确定各成岩作用开始及结束的时间，将这些时间投影到所要恢复样品点的单井埋藏史上，获得成岩作用发生时储说明书CN102748016A2/5页4层相应的古埋深；0007第二步建立正常压实图版0008第一，分析沉积物粒径、分选及刚性颗粒含量对压实作用的影响程度，确定影响压实作用的主控因素；第二，从研究区现有实测物性的样品中，挑选符合地层正常压力、胶结物含量小于5、次生孔。
11、隙含量小于1的样品，作为正常压实条件下的样品；第三，将所选的正常压实条件下的样品，分不同主控因素进行深度与孔隙度拟合，建立孔隙度演化曲线，即可作为研究区储层正常压实图版；第四，结合本地区地温梯度演化史，确定目的层演化到现今经历的平均地温梯度，建立的正常压实图版可认为是该平均地温梯度控制下的正常压实图版；0009第三步建立孔隙度与面孔率之间的函数关系0010根据物理学原理，人眼可分辨明视距处的最小直线距离为约01MM，因此，在显微镜下05M的直线距离放大200倍时即可被人眼分辨明视，即200倍镜下人眼能分辨明视的孔隙半径为025M，基于上述情况，将200倍镜下孔隙半径小于025M的孔隙视为微孔隙。
12、，在统计面孔率与孔隙度的关系时不予考虑；借助于压汞资料确定出实测孔隙度中半径大于025M的孔隙含量，便可求取200倍镜下人眼能分辨明视孔隙度，称为显孔隙度，然后借助现今铸体薄片，利用偏光显微镜及计算机图像分析技术统计其对应的面孔率，将面孔率与对应的显孔隙度进行拟合，就可以建立面孔率与显孔隙度之间的函数关系；0011第四步成岩序列约束下的砂岩储层孔隙度反演回剥0012以现今铸体薄片孔隙特征为基础，以成岩演化序列为约束，从最后一期成岩作用开始回剥，恢复各期成岩作用开始前的孔隙特征，采用计算机图像分析技术，定量计算各期成岩作用，压实作用除外，对储层面孔率影响变化量，并根据面孔率与显孔隙度之间的关系，。
13、将现今铸体薄片中的面孔率转化为对应的显孔隙度，恢复各成岩作用开始、结束时的孔隙度，进而获得各古埋深下的孔隙度；0013第五步机械压实作用和热压实作用校正0014根据成岩演化序列，在主要胶结作用发生之前，样品为正常压实阶段，其在各埋深下的压实损孔量可根据与样品具相同特征的正常压实图版读取；而在主要胶结时期开始后，胶结作用抑制了压实作用的正常进行，各时期的压实减孔量可采用主要胶结作用开始后的压实总减孔量按正常压实图版上各时期压实减孔量的比例对其进行分配而确定各成岩作用时期的压实减孔校正量，对步骤四所得的反演回剥孔隙度进行机械压实作用校正；然后，根据研究区埋藏史及地温梯度演化史，确定各成岩作用时期经。
14、历的平均地温梯度及古埋深，利用地温场与砂岩孔隙度关系图，对步骤四所得的反演回剥孔隙度进行热压实作用校正；0015第六步在上述步骤的基础上，确定各主要成岩阶段真实孔隙度，建立地质历史时期砂岩储层孔隙度演化曲线。0016本发明的有益效果为本发明在沉积特征、成岩演化序列研究的基础上，以铸体薄片现今孔隙面貌为基础，以成岩演化序列为约束，定量分析了各种成岩作用对砂岩储层孔隙度的影响，精确的恢复了地质历史时期砂岩储层孔隙度演化。重点解决了现有地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法中各成岩作用发生的时间及古埋深确定、孔隙度与面孔率之间关系以及压实作用校正等关键问题，提高了地质历史时期砂岩储层孔演化恢复方法说。
15、明书CN102748016A3/5页5的精度，能够有效预测油气成藏时期砂岩储层的孔隙度，从而为储层有效性评价提供指导。附图说明0017图1为恢复样品点的单井埋藏史。0018图2为胜利油田某地区古近系砂岩不同分选下储层正常压实图版。0019图3为胜利油田某地区面孔率与显孔隙度之间的函数关系。0020图4为利用反演回剥法恢复的各成岩作用时期的物性状态示意图。0021图5为胜利油田某地区机械压实校正示意图。0022图6为地温场与砂岩的孔隙度关系图。0023图7为某井343125M地质历史时期储层孔隙度演化曲线。具体实施方式0024以胜利油田某地区地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复方法来说明该发明的具。
16、体技术方案0025第一步建立砂岩储层成岩作用演化序列及成岩作用发生时储层相应的古埋深0026利用薄片观察、扫描电镜分析及流体包裹体分析等技术，结合成岩环境演化分析，认为胜利油田某地区沙四段成岩演化序列为距今445MA距今425MA，成岩作用以压实作用为主；距今425MA距今32MA，压实作用/长石溶解/石英加大；距今32MA距今246MA，压实作用/石英溶解/碳酸盐胶结；距今246MA距今2MA，压实作用/碳酸盐胶结物溶解；距今2MA现今，压实作用/晚期黄铁矿。0027根据上述建立的成岩演化序列，确定各成岩作用开始及结束的时间，将这些时间投影到所要恢复样品点的单井埋藏史图1上，可获得各期成岩作。
17、用开始和结束的古埋深。以某井343125M为例，距今约45MA前，开始沉积，古埋深为0M；距今425MA，埋深约1350M；距今32MA，埋深约2520M；距今246MA，埋深约2800M；距今2MA，埋深约3360M；现今埋深343125M。0028第二步建立正常压实图版0029第一，分析胜利油田某地区沉积物粒径、分选及刚性颗粒含量等对压实作用的影响程度，认为影响压实作用的主控因素为沉积物分选系数；第二，从研究区现有实测物性的样品中，挑选符合地层正常压力、胶结物含量小于5、次生孔隙含量少的样品小于1，作为正常压实条件下的样品；第三，将所选的正常压实条件下的样品，分不同主控因素进行深度与孔隙度。
18、拟合，建立了分选系数为15175、1752、225及大于25的各种分选下的孔隙度演化曲线，作为研究区储层正常压实图版图2；第四，结合本地区地温梯度演化史，确定目的层演化到现今经历的平均地温梯度为387/100M。建立的正常压实图版可认为是该平均地温梯度387/100M控制下的正常压实图版。0030第三步建立孔隙度与面孔率之间的函数关系0031利用大量样品实测孔隙度，结合压汞资料分析实测孔隙度中人眼能分辨明视的显孔隙度含量，求取显孔隙度，然后将显孔隙度与对应铸体薄片实测面孔率进行函数拟合，建立面孔率与显孔隙度之间的函数关系图3。0032第四步成岩序列约束下的砂岩储层孔隙度反演回剥说明书CN102。
19、748016A4/5页60033以某井343125M为例分选系数159，选取典型视域，进行3行3列共9个视域的照片进行拼接图4A，现今实测孔隙度为117；碳酸盐胶结物溶解产生126的面孔率转化为孔隙度为306；碳酸盐胶结损失65的面孔率转化为孔隙度为1227，石英溶解产生015的面孔率转化为孔隙度为05，石英加大损失面孔率006023；长石和岩屑溶解产生234的面孔率转化为孔隙度为517，各成岩作用时期面孔率特征见图4B至414G。0034第五步机械压实作用和热压实作用校正00351机械压实作用校正0036以胜利油田某地区为例进行说明，假设反演回剥长石溶解/石英加大前距今425MA孔隙度为11。
20、，此时正常压实情况下的孔隙度为1，此时真实孔隙度为A，这一阶段压实损失孔隙度为1压损；第一期酸性溶解结束时距今32MA反演回剥孔隙度为21，对应正常压实孔隙度为2，这一阶段压实损失孔隙度为2压损，此时真实孔隙度为B；碳酸盐胶结后及第二期酸性溶解前距今246MA通过反演回剥恢复的孔隙度为31，对应相同深度正常压实情况下孔隙度为3，这一阶段压实损失孔隙度为3压损，此时真实孔隙度为C，第二期酸性溶解结束距今2MA通过反演回剥恢复的孔隙度为41，对应相同深度正常压实情况下孔隙度为4，这一阶段压实损失孔隙度为4压损，此时真实孔隙度为D，距今2MA至今压实损失孔隙度为5压损，对应真实孔隙度E，即E现今图5。
21、。0037由上述可知，由于反演回剥法得出的孔隙度是没有考虑压实损失的情况下得出的，此时真实的孔隙度要大于这个值，即111，由于这一时期没有经历胶结，基本为正常压实阶段。因此，可认为A1，而经历了第一期酸性溶解后长石溶解、石英加大的真实孔隙度B应该为该时期正常压实孔隙度2加上该时期长石溶解孔隙度，减去石英加大损失孔隙度，这一阶段基本也可以看作是正常压实。经历了碱性环境后，发生了碳酸盐的胶结，少量石英的溶解，该时期由于碳酸盐胶结物一般含量较高，大多会抑制正常压实的进行，不能利用正常压实曲线进行求取该时期的真实孔隙度。同时后期酸性溶解这一阶段也不能用正常压实曲线求取该时期的真实孔隙度，从第一期酸性溶。
22、解结束、碱性环境开始到现今距今32MA现今的压实损失的总孔隙度24压损可以计算出来，即003824压损B现今碳酸盐胶结石英溶解碳酸盐胶结溶解0039而第一期酸性溶解结束石英溶解/碳酸盐胶结结束距今32MA距今246MA这一阶段压实损失的孔隙度23压损与碳酸盐胶结结束至距今2MA距今246MA2MA压实损失的孔隙度34压损，距今2MA至现今压实损失的孔隙度45压损，无法精确求出，根据正常压实曲线上这两个阶段孔隙压实损失的比例对25压损进行分配，求的23压损、34压损及45压损进而求取C、D、E0040CB碳酸盐胶结石英溶解23压损0041DB碳酸盐胶结石英溶解23压损34压损0042EB碳酸盐胶。
23、结石英溶解23压损34压损45压损现今0043某井343125M沉积初期孔隙度为491，长石溶解石英加大之前，主要为正常压实，此时孔隙度为对应正常压实曲线上的孔隙度326埋深1350M；长石溶解/石英加大之后碳酸盐胶结/石英加大之时埋深为2520M对应正常压实曲线上孔隙度193长石溶解孔隙度517石英加大孔隙度023，即为2424；碳酸盐胶结/石英溶说明书CN102748016A5/5页7解结束后，由于碳酸盐胶结抑制了压实作用的进行，各成岩阶段压实减孔量按正常压实图版上各时期压实减孔量的比例对其进行分配，而确定各成岩作用时期的压实减孔校正量，碳酸盐胶结之后各时期压实总减孔量为356，按2850。
24、5的比例进行分配；碳酸盐胶结物溶解之前埋深2800M的孔隙度为长石溶解/石英加大之后碳酸盐胶结/石英加大之前对应的孔隙度2424碳酸盐胶结孔隙度1227压实损失孔隙度12，即为1077；碳酸盐胶结物溶解之后埋深3360M的孔隙度为碳酸盐胶结物溶解之前孔隙度1077碳酸盐胶结物溶解孔隙度306压实损失孔隙度214，即为1169；现今埋深343125M的孔隙度为碳酸盐胶结物溶解之后孔隙度1169压实损失孔隙度022，即为1147。由此恢复出各成岩作用开始结束时的孔隙度。00442热压实作用校正0045某井343125M在沉积后到长石溶解/石英加大之前距今425MA，埋深1350M经历了沙四上亚段沙。
25、三下亚段沉积时期，经历的平均地温梯度为43/100M，在埋深为1350M时，与地温梯度为387/100M的情况下，孔隙度将多压实35左右图6，即此时真实的孔隙度为，地温梯度为387/100M的情况下的32635291；同理，至碳酸盐胶结/石英溶解之前距今32MA，埋深2520M左右，经历的平均地温梯度为418/100M沙四上亚段沙一段沉积时期的平均地温梯度，与387/100M下相比，2520M埋深下需要较正的孔隙度值为3图6，即此时真实孔隙度应为242432124，其余各段平均地温梯度与建立正常压实图版的平均地温梯度387/100M相差不大，因此，可以忽略热压实作用的影响，不进行热压实作用校正。
26、。0046第六步建立地质历史时期砂岩储层孔隙度演化曲线0047综上，最终恢复各主要成岩作用时期真实孔隙度表1，并建立了地质历史时期砂岩储层孔隙度演化曲线图7。0048表1某井343125M处各成岩作用时期储层孔隙度值恢复结果0049时间距今MA古埋深M孔隙度4450491425135029132252021242462800107723360116903431251147说明书CN102748016A1/5页8图1图2说明书附图CN102748016A2/5页9图3说明书附图CN102748016A3/5页10图4说明书附图CN102748016A104/5页11图5图6说明书附图CN102748016A115/5页12图7说明书附图CN102748016A12。