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渗透率演化恢复方法。
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和孔隙结构经历了复杂的演化过程，导致渗透率的演化极其复杂，直接影响着中深层油气富集规律的复杂性、储层表现出“忽油忽
水”、“忽储忽干”等复杂特点，使得中深层油气探勘难度大、
风险高、成功率低。油气成藏时期储层渗透性的好坏，直接决定着油气储层的有效性，开展砂岩储层地质历史时期渗透率演化恢复，对于油气成藏时期储层有效性的评价，预测有利储层，指导油气勘探具有重要意义。目前国内外学者仅初步开展了地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复，尚未开展地质历史时期孔隙结构与渗透率演化恢复的研究。随着油气勘探程度的不断提高，对有利储层预测
精度要求越来越高，进行砂岩储层地质历史时期渗透率演化恢复显得十分必要。
发明内容
[0003] 本发明的目的在于以地质历史时期砂岩储层渗透率演化恢复方法为目标，在孔隙度演化恢复的
基础上，采用
图像分析的方法，恢复地质历史时期砂岩储层孔隙结构，然后进行孔隙结构约束下的砂岩储层渗透率演化恢复。
[0004] 本发明的技术方案为：一种地质历史时期砂岩储层渗透率演化恢复方法，具体步骤如下：
[0005] (1)地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复
[0006] 第一步：建立砂岩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
[0007] 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；
[0009] 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，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；
[0010] 第三步：建立孔隙度与面孔率之间的函数关系
[0011] 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0.1mm，因此，在
显微镜下0.5μm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0.25μm，基于上述情况，将200倍镜下孔隙半径小于0.25μm的孔隙视为微孔隙，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0.25μm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；
[0012] 第四步：成岩序列约束下的砂岩储层孔隙度反演回剥
[0013] 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、结束时的孔隙度，进而获得各古埋深下的孔隙度；
[0014] 第五步：机械压实作用和
热压实作用校正
[0015] 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行热压实作用校正；
[0016] 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。
[0017] (2)地质历史时期砂岩储层孔隙结构演化恢复
[0018] 第一步：利用反演回剥法，在成岩作用演化序列的约束下，将胶结作用及溶蚀作用成岩事件进行反演回剥；
[0019] 第二步：对压实损失的孔隙面积进行等比例放大(如图1所示)，具体恢复方法如下：
[0020] ①参量设置：
[0021] 待恢复状态：
[0022] 设视域长为L，宽为D
[0024] 孔隙体积：V2P
[0025] 视域面积：S2z(未知)
[0026] 孔隙面积：S2P(未知)
[0027] 面孔率：A2＝S2P/S2z*100％(可以由Φ与A的关系求取，A2＝F(Φ2))
[0028] 孔隙度：Φ2＝V2P/V2z*100％(已知)
[0029] 已知状态：
[0030] 设视域长为L+△L，宽为D+△D
[0031] 岩石体积：V1z
[0032] 孔隙体积：V1P
[0033] 视域面积：S1z(已知)
[0034] 孔隙面积：S1P(已知)
[0035] 面孔率：A1＝S1P/S1z*100％(已知)
[0036] 孔隙度：Φ1＝V1P/V1z*100％(已知)
[0037] 设由待恢复状态到已知状态压实减小的面积为：Sy，取正值
[0038] 设由待恢复状态到已知状态胶结减小的面积为：Sj，取正值
[0039] 设由待恢复状态到已知状态溶解增加的面积为：Sr，取正值
[0040] ②推导过程：
[0041] S2p-Sy-Sj+S1＝S1p 公式1
[0042] A2＝S2P/S2z 公式2
[0043] S2z-Sy＝S1z 公式3
[0044] 把公式3代入公式2可得，
[0045] A2＝S2P/S2z＝S2P/(S1z+Sy)
[0046] S2p＝A2*(S1z+Sy) 公式4
[0047] 把公式4代入公式1：
[0048] A2*(S1z+Sy)-Sy-Sj+Sr＝S1p
[0049] A2*S1z+A2*Sy-Sy-Sj+Sr＝S1p
[0050] Sy(1-A2)＝A2*S1z+Sr-Sj-S1p
[0051] Sy＝(A2*S1z-S1p+Sr-Sj)/(1-A2) 公式5
[0052] Sy＝(A2*S1z-A1*S1z+Sr-Sj)/(1-A2)
[0053] Sy＝(S1z(A2-A1)+Sr-Sj)/(1-A2) 公式5’
[0054] Sy＝(A2*S1z-S1p-Sj+Sr)/(1-A2)
[0055] 设由待恢复状态到已知状态压实作用使总视域长宽成等比例缩小，即
[0056] L/D＝(L+△L)/(D+△D) 公式6
[0057] S1z+Sy＝(L+△L)*(D+△D) 公式7
[0058] 将公式6代入公式7可得，
[0059] S1z+Sy＝(L/D)*(D+△D)2
[0060] D(S1z+Sy)/L＝(D+△D)2
[0061] △D＝[D(S1z+Sy)/L]1/2-D 公式8
[0062] △L＝L*(D+△D)/D-L
[0063] △L＝L*△D/D 公式9
[0064] 求得△D、△L后，选择中心颗粒不动，从两端开始按比例移动颗粒，假设某一颗粒横向到纵向中心线的距离为d，则需向边移动的距离△d＝2△L d/(△L+L)；
[0065] 第三步：建立地质历史时期砂岩储层孔隙结构演化图版，并进行各时期孔隙结构分类；
[0066] (3)地质历史时期砂岩储层渗透率演化恢复
[0067] 第一步：利用压汞资料，根据排驱压力(Pd)、毛管压力中值(P50)，建立每一类孔隙结构的K与K/Φ关系，其中：K为渗透率，Φ为孔隙度；
[0068] 第二步：根据每一类孔隙结构K与K/Φ的关系，结合孔隙结构恢复与分类结果，求取地质历史时期砂岩储层渗透率；
[0069] 第三步；建立地质历史时期砂岩储层渗透率演化曲线。
[0070] 本发明的有益效果为：本发明解决了地质历史时期砂岩储层渗透率恢复的问题，为研究油气成藏时期砂岩储层渗透性的好坏，评价成藏时期储层的有效性，预测有利储层，指导油气勘探具有重要意义。
附图说明
[0071] 图1为孔隙结构恢复示意图
[0072] 图2为恢复样品点的单井埋藏史
[0073] 图3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
[0074] 图4为胜利油田某地区面孔率与显孔隙度之间的函数关系
[0075] 图5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
[0076] 图6为胜利油田某地区机械压实校正示意图
[0077] 图7为地温场与砂岩的孔隙度关系图
[0078] 图8为某井3431.25m地质历史时期储层孔隙度演化曲线
[0079] 图9为某井3431.25m深度孔隙结构演化恢复图版
[0080] 图10为某地区孔隙结构分类及物性关系拟合图
[0081] 图11为某井3431.25m地质历史时期储层渗透率演化曲线
具体实施方式
[0082] 以胜利油田某地区地质历史时期砂岩储层渗透率演化恢复方法来说明该发明的具体技术方案：
[0083] (1)砂岩储层地质历史时期孔隙度演化恢复
[0084] 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[0085] 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44.5Ma-距今42.5Ma，成岩作用以压实作用为主；距今42.5Ma-距今32Ma，压实作用/
长石溶解/
石英加大；距今32Ma-距今24.6Ma，压实作用/石英溶解/
碳酸盐胶结；距今24.6Ma-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。
[0086] 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2)上，可获得各期成岩作用开始和结束的古埋深。以某井3431.25m为例，距今约45Ma前，开始沉积，古埋深为0m；距今42.5Ma，埋深约1350m；距今32Ma，埋深约2520m；距今24.6Ma，埋深约2800m；距今2Ma，埋深约3360m；现今埋深3431.25m。
[0087] 第二步：建立正常压实图版
[0088] 选取胜利油田某地区符合正常压实的样品点进行正常压实图版的建立，建立了分选系数为1.5-1.75、1.75-2、2-2.5及大于2.5的各种分选下的正常压实曲线(图3)。
[0089] 第三步：建立孔隙度与面孔率之间的函数关系
[0090] 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4)。
[0091] 第四步：成岩序列约束下的砂岩储层孔隙度反演回剥
[0092] 以某井3431.25m为例(分选系数1.59)，选取典型视域，进行3行×3列共9个视域的照片进行拼接，现今实测孔隙度为11.7％；碳酸盐胶结物溶解产生1.26％的面孔率(转化为孔隙度为3.06％)；碳酸盐胶结损失6.5％的面孔率(转化为孔隙度为12.27％)，石英溶解产生0.15％的面孔率(转化为孔隙度为0.5％)，石英加大损失面孔率0.06％(0.23％)；长石和岩屑溶解产生2.34％的面孔率(转化为孔隙度为5.17％)，各成岩作用时期面孔率特征见图5。
[0093] 第五步：机械压实作用和热压实作用校正
[0094] 1.机械压实作用校正
[0095] 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42.5Ma)孔隙度为φ11，此时正常压实情况下的孔隙度为φ1，此时真实孔隙度为φa，这一阶段压实损失孔隙度为φ1压损；第一期酸性溶解结束时(距今32Ma)反演回剥孔隙度为φ21，对应正常压实孔隙度为φ2，这一阶段压实损失孔隙度为φ2压损，此时真实孔隙度为φb；碳酸盐胶结后及第二期酸性溶解前(距今24.6Ma)通过反演回剥恢复的孔隙度为φ31，对应相同深度正常压实情况下孔隙度为φ3，这一阶段压实损失孔隙度为φ3压损，此时真实孔隙度为φc，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φ41，对应相同深度正常压实情况下孔隙度为φ4，这一阶段压实损失孔隙度为φ4压损，此时真实孔隙度为φd，距今2Ma至今压实损失孔隙度为φ5压损，对应真实孔隙度φe，即φe＝φ现今(图6)。
[0096] 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φ1＞φ11，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φa＝φ1，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φb应该为该时期正常压实孔隙度φ2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(φ2-5压损)可以计算出来，即：
[0097] φ2-5压损＝φb-φ现今-φ碳酸盐胶结+φ石英溶解+φ碳酸盐胶结溶解[0098] 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24.6Ma)这一阶段压实损失的孔隙度φ2-3压损与碳酸盐胶结结束至距今2Ma(距今24.6Ma-2Ma)压实损失的孔隙度φ3-4压损，距今2Ma至现今压实损失的孔隙度φ4-5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φ2-5压损进行分配，求的φ2-3压损、φ3-4压损及φ4-5压损进而求取φc、φd、φe：
[0099] φc＝φb-φ碳酸盐胶结+φ石英溶解-φ2-3压损
[0100] φd＝φb-φ碳酸盐胶结+φ石英溶解-φ2-3压损-φ3-4压损
[0101] φe＝φb-φ碳酸盐胶结+φ石英溶解-φ2-3压损-φ3-4压损-φ4-5压损＝φ现今[0102] 某井3431.25m沉积初期孔隙度为49.1％，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32.6％(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(19.3％)+长石溶解孔隙度(5.17％)-石英加大孔隙度(0.23％)，即为24.24％；碳酸盐胶结/石英溶解结束后，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3.56％，按2.8∶5∶0.5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(24.24％)-碳酸盐胶结孔隙度(12.27％)-压实损失孔隙度(1.2％)，即为10.77％；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(10.77％)+碳酸盐胶结物溶解孔隙度(3.06％)-压实损失孔隙度(2.14％)，即为11.69％；现今(埋深3431.25m)的孔隙度为碳酸盐胶结物溶解之后孔隙度(11.69％)-压实损失孔隙度(0.22％)，即为11.47％。由此恢复出各成岩作用开始(结束)时的孔隙度。
[0103] 2.热压实作用校正
[0104] 某井3431.25m在沉积后到长石溶解/石英加大之前(距今42.5Ma，埋深1350m)经历了沙四上亚段-沙三下亚段沉积时期，经历的平均地温梯度为4.3℃/100m，在埋深为1350m时，与地温梯度为3.87℃/100m的情况下，孔隙度将多压实3.5％左右(图6)，即此时真实的孔隙度为，地温梯度为3.87℃/100m的情况下的32.6％-3.5％＝29.1％；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4.18℃/100m(沙四上亚段-沙一段沉积时期的平均地温梯度)，与3.87℃/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24.24％-3％＝
21.24％，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3.87℃/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。
[0105] 第六步：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)。
[0106] 表1 某井3239.1m处各成岩作用时期储层孔隙度值恢复结果
[0107]时间(距今Ma)古埋深(m) 孔隙度(％)
44.5 0 49.1
42.5 1350 29.1
32 2520 21.24
24.6 2800 10.77
2 3360 11.69
0 3431.25 11.47
[0108] (2)砂岩储层地质历史时期孔隙结构演化恢复
[0109] 根据地质历史时期砂岩储层孔隙结构演化恢复方法，进行地质历史时期砂岩储层孔隙结构演化恢复(图9)。根据恢复结果，对孔隙结构进行分类：沉积初期为IA，距今42.5Ma为IA，距今32Ma为IB，距今24.6Ma为IIB，距今2Ma为IIB，现今为IIB。
[0110] (3)地质历史时期砂岩储层渗透率演化恢复
[0111] 第一步，利用压汞资料，根据排驱压力(Pd)及毛管压力中值(P50)进行孔隙结构分类，分别拟合出不同孔隙结构类型储层K/Φ与K之间的函数关系(图10)。
[0112] 第二步，在地质历史时期砂岩储层孔隙度演化恢复的基础上，进行孔隙结构约束下的渗透率演化恢复(表2)，建立地质历史时期砂岩储层渗透率演化恢复曲线(图11)。
[0113] 表2 某井3239.1m处各成岩作用时期储层孔隙度及渗透率值恢复结果
[0114]时间(距今Ma) 古埋深(m) 孔隙度(％) 孔隙结构类型 渗透率(x10-3μm2)
44.5 0 49.1 IA 3993847.041
42.5 1350 29.1 IA 8300.775
32 2520 21.47 IB 243.917
24.6 2800 11 IIB 1.254
2 3360 11.92 IIB 1.831
0 3431.25 11.7 IIB 1.678
