一种地质体深浅层的识别方法

技术领域

本发明涉及一种地质体深浅层的识别方法，属于油气勘探开发技术领域。

背景技术

随着油气勘探程度的逐渐加深，向深层勘探已经成为各大油公司追逐的热点。近年来，随着钻井等技术的进步，在深层已发现了大量的油气，对保障一个国家的能源安全起到了重要的作用。对油气勘探家而言，油气具有易流动性，在不同地质体中由于受浮力及阻力的作用不同，油气的运移方式均会存在较大的变化，由此导致勘探方式方法存在较大差异。油气在浅层受浮力作用驱动，通常在构造的高点易富集，发现的油藏和油源通常具有较大的运移距离；油气在深层受毛管阻力作用，易在优质烃源岩的附近层系聚集，具有近源聚集的特征。因此如何准确界定一个含油气盆地乃至一个洼陷的深浅层，对油气的勘探将起到至关重要的作用。如何界定深浅层，业内不同学者提出了不同的观点，有的认为3500m为深浅层的界线，有的认为不同地区深浅层界线受地层温度的影响较大，譬如在中国东部含油气盆地3500左右为深浅层界线，而中国西部含油气盆地主要集中在4000-5000m；有的学者利用储层孔渗的大小去判断深浅层，一般浅层属于高孔高渗储层，而深层属于低孔低渗储层；通过国内外大量文献的调研发现，不同学者对深浅层的界定观点不统一，方式不统一，没有统一的方式方法去界定，甚至很多学者对一个地区含油气盆地深浅层的界定仅凭个人经验去界定。

现有技术中，由于没有统一的方式、方法去界定一个含油气盆地的深浅层，都是采用单一因素去界定，对油气勘探的选区选层将带来较大的不确定性，如果该区为深层，由于人为判识错误为浅层，仍坚持在构造高点找油气，将会导致勘探的场面和效益大大折扣。

发明内容

本发明的目的是提供一种地质体深浅层的识别方法，以解决目前地质体深浅层识别存在的准确性低的问题。

本发明为解决上述技术问题而提供一种地质体深浅层的识别方法，该识别方法包括以下步骤：

1)获取目标区地质体综合资料，所述的地质体综合资料包括储层资料、盖层资料、流体资料和油气成熟度地化资料；

2)建立各资料随深度的变化趋势，并以此确定各资料随深度变化的拐点位置；

3)将各资料随深度变化的拐点位置进行叠加融合，确定地质体深浅层的界线。

本发明通过储层资料、盖层资料、流体资料和油气成熟度地化资料进行分析，分别确定各资料随深度变化的拐点位置，对各资料随深度变化的拐点位置进行叠加融合，将融合后确定的位置作为地质体深浅层的界线，从而实现对地质体深浅层的识别。本发明综合考虑了储层资料、盖层资料、流体资料和油气成熟度地化资料，避免了采用单要素确定导致的识别精度低的缺陷，提高了地质体深浅层识别的准确度，为后期油气勘探的有效开发提供了重要的技术支撑。

进一步地，为提高地质体深浅层识别精度，所述的储层资料为渗透率。

进一步地，为提高地质体深浅层识别精度，所述的盖层资料为泥岩声波时差数据。

进一步地，为提高地质体深浅层识别精度，所述的流体资料为钠氯系数。

进一步地，为提高地质体深浅层识别精度，所述的油气成熟度地化资料为烃源岩成熟度参数。

进一步地，为提高地质体深浅层识别精度，所述的泥岩声波时差数据随深度变化的拐点位于紧密压实段和过密压实段之间。

进一步地，为提高地质体深浅层识别精度，所述钠氯系数随深度变化的拐点位于越流压滤浓缩带与泥岩压实排水淡化带之间。

进一步地，为提高地质体深浅层识别精度，所述的所述的烃源岩成熟度参数为αααC29 20S/(20S+20R)和C29αββ/(αββ+ααα)。

附图说明

图1是本发明地质体深浅层的识别方法的流程图；

图2-a是本发明实施例中东濮凹陷地区的孔隙度随深度数据变化示意图；

图2-b是本发明实施例中东濮凹陷地区的渗透率随深度数据变化示意图；

图3是本发明实施例中东濮凹陷地区的泥岩声波时差随深度数据变化示意图；

图4是本发明实施例中东濮凹陷地区的钠氯系数随深度数据变化示意图；

图5-a是本发明实施例中东濮凹陷地区的烃源岩成熟度参数αααC

图5-b是本发明实施例中东濮凹陷地区的烃源岩成熟度参数C

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步地说明。

本发明对地质体储层、盖层的特征、流体特征及油气成熟度四种要素进行分析，找出上述4要素的各自界线的“拐点”，通过“拐点”融合叠合法，来综合确立一个含油气盆地深浅层的界线。该方法可避免利用单要素判识一个含油气盆地深浅层的不确定性，利用多要素“拐点”叠合法，可准确判识一个含油气盆地的深浅层，该方法的实现流程如图1所示，具体实现过程如下。

1.获取目标区地质体综合资料。

本发明以东濮凹陷为例，东濮凹陷为一陆相断陷湖盆，主要发育盐岩、砂泥岩沉积，砂泥岩频繁交互，储层主要为薄砂岩，砂岩沉积厚度普遍薄，其中75％的砂体厚度小2m；盖层多样，既有盐盖层也有较多的泥页岩盖层；流体主要为地层水，地层水矿化度较大，且不同地区地层水矿化度差异也较大；油气主要为正常黑油-凝析油，具有上油下气的倒置油气序列。本发明获取的地质体综合资料包括储层资料、盖层资料、流体资料和油气成熟度地化资料。

储层资料指的是储层孔隙度和渗透率数据，本实施例通过对东濮凹陷不同地区的砂岩储层进行孔隙度、渗透率测试，共测试砂岩样品疏忽2642块次，渗透率样品1999块次，得到大量的样品的孔隙度和渗透率数据。作为其他实施方式，若是孔隙度拐点不明显的的话，也可以只选用渗透率。

盖层资料指的是声波时差数据，由于盐地层的特殊性，是一个特殊的盖层，随深度基本无变化，无论在浅层还是深层具具有较强的封盖性，不具有代表性，因此本技术发明不再考虑该类特殊性盖层，仅以具有普遍性的泥岩为盖层进行分析。

流体资料采用的是钠氯系数(γNa

由于原油具有较大的易流动性，在划分含油气盆地的深浅层的时候，原油的特性不一定代表原地的地质特征，往往应用烃源岩中滞留的油气，滞留的油气可以反映现今地层中的油气成熟度，本发明主要是应用不同地区的烃源岩滞留烃的特征，来综合反映一个地区的原油成熟度，通过对目标区烃源岩滞留的油气成熟度的参数计算，计算出各类特征参数的数值大小。

2.确定不同地质要素随深度变化趋势。

根据步骤1获取的包含有储层资料、盖层资料、流体资料和油气成熟度地化资料的地质体综合资料，对表征各资料的地质要素分别与对应的深度数据进行拟合，确定地质要素随深度变化趋势。

1)分别将孔隙度和渗透率与其对应的深度数据进行拟合，结果如图2-a和图2-b所示，可以看出东濮凹陷孔隙度和渗透率随深度的增加而呈现逐渐减小的特征，但是孔隙度随深度变化的趋势线与渗透率随深度变化的趋势线存在差异。孔隙度随深度变化的趋势线较为平缓，而渗透率曲线变化具有先逐渐减小，后突然变小的特征。

2)通过对东濮凹陷不同地区5口井的泥岩声波时差值进行深度拟合，如图3所示。通过图3可知在纵向上，划分为2个大的阶段，分别为快速压实段和稳定压实段，其中快速压实段的声波时差值大于300us/ft，稳定压实段的声波时差值小于300us/ft，两者的分界线大致在300us/ft处。快速压实段又根据声波时差与深度的拟合斜率值，可划分为两个次级阶段，分别为正常压实段和过渡压实段，其中正常压实段斜率值小，过渡压实段斜率值大；根据斜率大小，稳定压实段也可划分为两个阶段，分别为紧密压实段和过密压实段，紧密压实段内的泥岩声波时差随深度增加呈现缓慢的降低趋势，而过密压实段内的泥岩声波时差随深度增加变化幅度低，基本呈稳定值分布状态，紧密压实段和过密压实段的分界线，大致在250us/ft处。

3)本实施例确定出的地层水的钠氯系数随深度变化过程如图4所示，通过图4的分析可以看出，纵向上根据钠氯系数系数的大小，可以划分为两个阶段，2000-3750m，地层水钠氯系数随深度的变化呈现有规律的变小的趋势，大于3750m的资料点，地层水的钠氯系数随深度的变化呈现有规律的变大的趋势。

4)通过对东濮凹陷238块烃源岩样品的测试分析，测试既涵盖了盐岩地层，也涵盖了无盐地层，通过对东濮凹陷烃源岩成熟度参数αααC

3.根据不同地质要素随深度变化趋势确定不同地质要素随深度变化拐点。

1)从图2-a和图2-b的趋势变化图中可以看出，孔隙度随深度变化无明显拐点位置；而渗透率随深度变化，拐点位置清晰，拐点位置大致在3750m左右，超越该拐点，东濮凹陷渗透率随深度呈现明显的降低趋势。

2)从图3的泥岩声波时差随深度变化趋势图中，可以看出盖层泥岩声波时差随深度变化呈现逐渐减小的趋势，但是在紧密压实段和过密压实段分界处，拐点位置清晰，超越紧密压实段后，泥岩声波时差随深度基本呈现无变化状态，这说明该段内泥岩已经达到无可压实程度，泥岩的封盖能力极强；而过密压实段以上的位置，虽然泥岩的压实程度随着深度的增加呈现逐渐加强的态势，但仍具有一定的可压缩范围，封盖能力小于过密压实段的封盖能力；两者深度段的位置可以判识一个地层中深浅层的界限，该处的拐点位置大致在3600-3900m范围之间。

3)一般地质体中，自地表到地下，随着深度的增加，地表水对地质体的影响会越来越微弱，钠氯系数会呈现逐渐减小的趋势；而到了某一个深度之后，泥岩作用增强，一些吸附水会被压榨出来，钠氯系数会呈现逐渐增大的趋势。这个深度点，大致就是拐点的位置。从图4的钠氯系数随深度变化趋势图中，可以看出地层水的钠氯系数随着深度的增加先呈现逐渐减小的态势，这表明地层的保存条件逐渐变好；然后超越一个深度范围之后，地层水的钠氯系数反而呈现逐渐增大的态势。通过对东濮凹陷地层水的成因分析，纵向上可以划分为3种流体成因，分别为古大气水下渗淡化带、越流压滤浓缩带及泥岩压实排水淡化带；古大气水下渗淡化带、越流压滤浓缩带均具有随着深度的增加地层水的钠氯系数呈现减小的态势；而泥岩压实排水淡化带具有随着深度的增加地层水的钠氯系数呈现增大的态势。根据大的成因可以把古大气水下渗淡化带、越流压滤浓缩带归纳为受外来影响因素较大的带；而泥岩压实排水淡化带主要受内在自己因素影响，该阶段并不是代表保存能力弱了，反而代表收到外来影响因素小，这是一种保存能力封盖能力强的表现，将拐点定在3750m左右。

4)从图5-a和图5-b的烃源岩成熟度随深度变化趋势图中，可以看出对东濮凹陷烃源岩成熟度参数αααC

4.将各要素确定的拐点进行叠加融合，确定地质体深浅层的界线。

融合时如果某一个因素与其他因素差异大，可能这个因素测试有误差，或者该因素的地质资料取样存在偏差，应该采用少数服从多数的原则。

本实施例对步骤3确定的各要素对应的拐点进行分析，渗透率随深度的变化拐点大致在3750m处，盖层随深度变化拐点的位置大致在3600-3900m范围阶段内，质体流体(钠氯系数)随深度变化拐点位置在3750m处，油气油气成熟度随深度变化拐点的位置在3700m处。通过上述分析可以看出，4个拐点具有大致统一性，大致在3750m处，其中盖层随深度变化的拐点在一个区间内，涵盖了其他三个拐点(3750m)，根据单一要素要符合多要素的原则，通过上述4拐点叠合融合，综合判识东濮凹陷深浅层的界限在3750m处。小于3750m地层中的油气易在浮力的作用下向上运聚，在构造高点富集；而大于3750m时，地层中的油气易在毛管阻力的作用下近源就近聚集。上述深浅层的判识，将对油气的成因模式及赋存位置有较为准确的判识，将对东濮凹陷的油气勘探开发起到积极的推动作用。