一种确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法

摘要

本发明提供了一种确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法。该方法包括：明确研究致密储层天然气成藏的源岩和储层，规定致密储层天然气成藏中天然气运移方向为源岩指向储层；在致密储层天然气成藏中天然气运移方向上，通过天然气成藏剖面确定相邻的气层与干层或气层与水层；求得相邻的气层与干层或气层与水层的进汞门槛压力，并求其压力平均值；将致密储层天然气成藏的毛管压力与进汞门槛压力进行换算，即确定致密储层天然气成藏期的注入压力。本发明的上述确定方法是一种数据可靠、准确的天然气成藏期注入压力的确定方法。

说明书

技术领域

本发明涉及一种天然气成藏期注入压力的确定方法，尤其涉及一种致密储层天然气成藏期注入压力的确定方法，属于石油开采技术领域。

背景技术

目前，致密气是非常规油气资源研究的热点，也是油气资源增储上产的重要组成部分。致密气成藏过程中主要动力不是浮力，而是源储压差提供的注入压力(邹才能，张光亚，陶士振等，全球油气勘探领域地质特征、重大发现及非常规石油地质，石油勘探与开发，2010,37(2)，129-143)。天然气成藏时期注入压力恢复及研究是油气成藏动力学研究的重要组成部分。然而，没有专门用于致密储层天然气成藏期注入压力直接求取的方法。

国内外学者常通过现今气藏的实测压力数据分析现今气藏压力场的分布，在此基础上利用包裹体测温和盆地数值模拟方法恢复古压力场(蒋有录，万涛，林会喜，彭传圣.成藏期剩余压力与储层排替压力下限耦合恢复油气成藏过程——以济阳坳陷车西洼陷为例[J].石油学报,2011,02:265-272；李克成，蒋有录，万涛，刘魁元，刘华，郭富欣.济阳坳陷埕东地区断层输导与油气运移特征[J].天然气地球科学,2014,05:685-692.；朱荣伟，蒋有录，刘景东，胡洪瑾，许娟娟.东濮凹陷北部沙三段古压力恢复及油气运聚动力构成[J].地质力学学报,2015,04:492-501；胡洪瑾，蒋有录,赵凯.东濮凹陷文留地区沙三段成藏期古压力研究[A].中国石油学会石油地质专业委员会、北京石油学会.第八届中国含油气系统与油气藏学术会议论文摘要汇编[C].中国石油学会石油地质专业委员会、北京石油学会:,2015:3.)。

但是，上述方法存在两方面缺陷：一方面是将近论古，属于间接求取方法；另一方面采用了数值模拟方法，增加了数据的不可靠性。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种数据可靠、准确的天然气成藏期注入压力的确定方法。

为了实现上述技术目的，本发明提供了一种确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法，该确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法包括以下步骤：

明确研究致密储层天然气成藏的源岩和储层，规定致密储层天然气成藏中天然气运移方向为源岩指向储层；

在致密储层天然气成藏中天然气运移方向上，通过天然气成藏剖面确定相邻的气层与干层或气层与水层；

求得相邻的气层与干层或气层与水层的进汞门槛压力，并求其压力平均值；

将致密储层天然气成藏的毛管压力与进汞门槛压力进行换算，即确定致密储层天然气成藏期的注入压力。

门槛压力是指岩石进汞实验中非润湿相(汞)开始进入岩样所需要的最低压力，它是汞开始进入岩样最大连通孔喉而形成连续流所需的启动压力，也成为阈压或排驱压力。

在本发明提供的确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法中，优选地，干层或水层靠近所述致密储层天然气成藏的源岩方向。

在本发明提供的确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法中，优选地，致密储层天然气成藏的毛管压力与进汞门槛压力的平均值按照如下公式进行换算：

其中，P为气藏条件下的毛管压力，单位为MPa；σ为气藏条件下的气水界面张力，单位为mN/m；θ为气藏条件下水与岩石润湿角，单位为°；P_Hg为气藏条件下的进汞门槛压力的平均值，单位为MPa；σ_Hg为气藏条件下的气水界面张力，单位为mN/m；θ_Hg为气藏条件下水与岩石润湿角，单位为°。

在本发明提供的确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法中，优选地，由如下公式获得换算公式：

其中，r为为储层最大连通孔喉半径，单位为nm；其中，P为气藏条件下的毛管压力，单位为MPa；σ为气藏条件下的气水界面张力，单位为mN/m；θ为气藏条件下水与岩石润湿角，单位为°；P_Hg为气藏条件下的进汞门槛压力的平均值，单位为MPa；σ_Hg为气藏条件下的气水界面张力，单位为mN/m；θ_Hg为气藏条件下水与岩石润湿角，单位为°。

在本发明提供的确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法中，优选地，致密储层的空气渗透率小于1mD。

在本发明提供的确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法中，优选地，致密储层的气层深度为5658-5669m，厚度为11m。

在本发明提供的确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法中，优选地，致密储层的底部水层的深度为5669-5679m，厚度为10m。

根据本发明的具体实施方式，由于气层的进汞门槛压力应该高于成藏期注入压力才能成藏；与之相邻的干层或者水层的门槛压力应该低于成藏期注入压力才会成为干层或者水层，即不发生成藏。所以，成藏期注入压力应该介于两者之间，本发明中用两者平均值代替。

本发明提供的确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法和现有的方法相比，具有以下技术效果：

本发明提供的确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法，样品针对气藏剖面气层和干层或水层进行求取，相比模拟手段更加真实有效，数据更加准确；

本发明提供的确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法，相比包裹体测温和盆地数值模拟方法等古压力场恢复方法，本发明的方法不需要大量的数据收集与计算工作，测试实验方法简单快捷，能够有效利用油田内已经测定的大量门槛压力数据，易于大范围推广使用。

附图说明

图1为实施例1的库车盆地大北2致密气藏的气层、水层分布图。

图2为实施例1的井柱塞岩心样品含气饱和度与成藏压力关系曲线。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种针对库车盆地大北2致密气藏，确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法，其包括以下步骤：

明确库车盆地大北2致密气藏的源岩为三叠系-侏罗系的湖相泥岩和湖沼相煤系地层，储层为源岩顶部的白垩系巴什基奇克组K₁b_s，库车盆地大北2致密气藏的天然气运移方向为源岩指向储层；

在库车盆地大北2致密气藏中天然气运移方向上，通过气藏剖面寻找相邻的气层与水层，水层靠近源岩方向，其中，气层深度为5658-5669m，厚度11m，其底部水层为5669-5679m，厚度10m，库车盆地大北2致密气藏的气层、水层分布图如图1所示；

求取5658-5669m气层与5669-5679m水层的门槛压力分别为6.0MPa和18.2MPa，平均值为12.1MPa；

将压汞实验得到的门槛压力的平均值与气藏成藏条件毛管压力进行换算：研究区油藏条件下的地温约为113-140℃，气水界面张力取值为4mN/m。水与岩石润湿角为0°，进汞实验条件为常温，汞表面张力480mN/m，对岩石润湿角140°，据公式：

得到最后得到气藏条件实际毛管压力P与进汞实验毛管压力P_Hg换算公式为：P＝0.01P_Hg；

其中，P为气藏条件下的毛管压力，单位为MPa；σ为气藏条件下的气水界面张力，单位为mN/m；θ为气藏条件下水与岩石润湿角，单位为°；P_Hg为气藏条件下的进汞门槛压力的平均值，单位为MPa；σ_Hg为气藏条件下的气水界面张力，单位为mN/m；θ_Hg为气藏条件下水与岩石润湿角，单位为°。

最后得到，库车盆地大北2致密气藏天然气成藏期注入压力0.12MPa。

对大北2井柱塞岩心样品注气物理模拟实验显示，成藏压力0.12MPa时，含气饱和度为62％，如图2所示。而大北2井实际测井含气饱和度平均值为60％，说明本实施例的刚发计算的含气饱和度数据符合实际地质情况。

以上实施例说明，本发明的确定致密储层天然气成藏期注入压力的方法，更加真实有效，数据更加准确；不需要大量的数据收集与计算工作，测试实验方法简单快捷，能够有效利用油田内已经测定的大量门槛压力数据，易于大范围推广使用。