利用压力梯度演化速率判识超压流体运移方向的方法

技术领域

本发明涉及油气勘探技术领域，特别是涉及到一种利用压力梯度演化速率判识超压流体运移方向的方法。

背景技术

世界范围内含油气盆地均发育超压，超压作为油气运移的主要动力之一，其随时间演化速率可以直接表征油气运移动力的强弱从而指示油气运移方向。目前常用的超压表征参数有现今压力系数、剩余压力、古压力和现今压力梯度，但这三个参数仅能表示一点在某一个时间点相对于静水压力的强弱，现今压力梯度也仅能表征现今埋藏状态下某一方向油气运移动力强弱变化，对于油气运移过程中动力演化研究具有一定局限性。

在申请号：CN201810623559.8的中国专利申请中，涉及到一种利用压力结构指示油气优势运移指向的方法，其具体步骤为：S1、收集与整理研究区的地质资料、测井资料、录井资料以及测试资料；S2、结合研究区录井和测井资料，选取压力预测方法进行地层压力预测，建立单井纵向压力分布特征；S3、通过压力结构形态特征、压力结构的超压幅度以及压力结构顶底边界变化特征，划分压力结构形态类型，S4、计算顶界面压力梯度和底界面压力梯度，S5、明确压力结构的形态类型，结合压力梯度计算和油气分布特征，明确油气优势运移指向和油气保存的最小压力梯度。该方法是基于现今单井压力结构，仅能指示单井油气的垂向运移和富集，在实际地质体中超压油气生成后不仅存在垂向运移，还有通过连通砂体、输导断层和不整合向四周运移，因此该专利对预测油气空间运移方向和富集规律具有一定局限性。

在申请号：CN201810622505.X的中国专利申请中，涉及到一种计算压力衰减梯度的方法，其具体步骤为：S1、收集与整理研究区的地质资料、录井资料、测井资料以及试油资料。S2、利用Eaton法和等效深度法对研究区泥岩压力进行预测，并利用实测压力进行校正。S3、根据预测地层压力值，结合研究区地质构造、沉积相展布特征及断层发育情况，进行压力系数等值线绘制。S4、建立不同压力衰减梯度计算模型，根据不同压力衰减梯度计算模型计算压力衰减梯度。

在申请号：CN201410261645.0的中国专利申请中，涉及到一种油气运聚范围的预测方法及装置，其中方法包括：根据地质分层、地质录井和地层压力测试资料获得研究区的盖层底面形态数据、储层砂体分布数据和水动力数据；对所述盖层底面形态数据、储层砂体分布数据和水动力数据进行归一化处理；根据对所述研究区油气运移的影响程度，确定归一化后的所述盖层底面形态数据、储层砂体分布数据和水动力数据的权系数；根据归一化后的所述盖层底面形态数据、储层砂体分布数据和水动力数据及所述权系数，确定所述研究区的正规化流体势；根据所述正规化流体势，预测所述研究区的油气运聚范围。

以上现有技术均与本发明有较大区别，未能解决我们想要解决的技术问题，为此我们发明了一种新的利用压力梯度演化速率判识超压流体运移方向的方法。

发明内容

本发明的目的是提供一种进一步识别油气成藏过程中超压流体的优势运移方向和富集位置，有利于超压含油气盆地的油气勘探研究的利用压力梯度演化速率判识超压流体运移方向的方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：利用压力梯度演化速率判识超压流体运移方向的方法，该利用压力梯度演化速率判识超压流体运移方向的方法包括：

步骤1，根据关键地质事件阶段，计算各关键事件持续时间；

步骤2，利用伊顿法对现今地层压力进行预测；

步骤3，进行古压力恢复；

步骤4，根据古压力恢复结果划分各关键地质事件阶段压力结构；

步骤5，计算超压顶封层压力梯度和超压底封层压力梯度；

步骤6，计算各压力梯度演化速率；

步骤7：对比各压力梯度演化速率大小，压力梯度演化速率最大方向即为压力运移方向。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，收集研究区古地温、古热流值、发育地层及其沉积时间数据，根据埋藏史划分地层抬升期、沉降期及生烃期这些关键地质事件阶段，计算各关键事件持续时间。

在步骤2中，收集研究区录井、井径、声波时差、地层分层、重复测试地层压力RFT、随钻测试压力DST这些数据，根据浅部正常压实地层的声波时差数据拟合出声波时差和地层密度正常压实趋势线；根据井径数据去掉由于扩径影响的声波时差异常数据，再根据录井数据筛选出厚度超过5m的泥岩的声波时差数据，将数据代入伊顿公式进行单井全井段现今压力预测，并利用重复测试地层压力RFT或随钻测试压力DST实测压力数据进行校正。

在步骤2中，伊顿公式为：

式中，P----现今压力，Ma

σ

P

Δt-----声波时差，μs/ft；C-----伊顿系数；

Δt

D------为压实系数；

H------为埋深，m。

在步骤3中，结合埋藏史、热史和步骤2中现今预测压力值，进行古压力恢复。

在步骤5中，根据步骤4中压力结构，划分各关键地质历史事件期压力结构并识别超压顶封层和超压底封层，根据深度轴读取顶封层厚度H

在步骤5中，计算超压顶封层GP

在步骤6中，分别计算临近关键地质历史事件单井超压顶封层压力梯度演化速率、超压底封层压力梯度演化速率及临近井间超压顶封层和超压底封层压力梯度演化速率.

在步骤6中，根据公式4-公式7分别计算临近关键地质历史事件超压顶封层压力梯度随时间演化速率GP

式中，GP

GP

P

P

P

P

在步骤6中，对比GP

本发明中的利用压力梯度演化速率判识超压流体运移方向的方法，不仅考虑现今单井顶界面和底界面压力梯度，同时进行了单井顶界面和底界面在不同地质埋藏时间的大小以及空间范围内多井间压力梯度演化速率大小进行比较，可以更为直观有效的定量表征在时空范围内油气运移动力的强弱变化情况，从而有效判断油气强运移动力方向，可以更为有效预测超压含油气盆地油气富集规律。

本发明可以更为直观的定量表征油气运移过程中油气运移动力的强弱变化情况，从而有效判断油气强运移动力方向，可以更为有效预测超压含油气盆地油气富集规律。

附图说明

图1为本发明的利用压力梯度演化速率判识超压流体运移方向的方法的一具体实施例的流程图；

图2为本发明的一具体实施例中关键地质事件阶段划分示意图；

图3为本发明的一具体实施例中关键地质事件压力结构划分示意图；

图4为本发明的一具体实施例中关键地质事件超压封存箱顶和底识别示意图；

图5为本发明的一具体实施例中关键时期1超压流体运移方向示意图；

图6为本发明的一具体实施例中关键时期2超压流体运移方向示意图；

图7为本发明的一具体实施例中关键时期3超压流体运移方向示意图；

图8为本发明的一具体实施例中关键时期4超压流体运移方向示意图；

图9为本发明的一具体实施例中关键时期5超压流体运移方向示意图。

具体实施方式

应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。

本发明的利用压力梯度演化速率判识超压流体运移方向的方法包括了以下步骤：

步骤1：根据埋藏史划分地层抬升期、沉降期及生烃期等关键地质事件阶段，计算各关键事件持续时间；

步骤2：收集研究区录井、井径、声波时差、地层分层、RFT(重复测试地层压力)、DST(随钻测试压力)等数据，利用伊顿法对现今地层压力进行预测；

步骤3：结合埋藏史、热史和步骤2中现今预测压力值，进行古压力恢复；

步骤4：根据步骤3中古压力恢复结果划分各关键地质事件阶段压力结构；

步骤5：在步骤4压力结构划分的基础上，识别各关键地质历史事件期超压顶封层和超压底封层，并计算超压顶封层压力梯度和超压底封层压力梯度；

步骤6：分别计算临近关键地质历史事件单井超压顶封层压力梯度演化速率、超压底封层压力梯度演化速率及临近井间超压顶封层和超压底封层压力梯度演化速率；

步骤7：对比各压力梯度演化速率大小，压力梯度演化速率最大方向即为压力运移方向。

以下为应用本发明的几个具体实施例。

实施例1：

如流程图1所示，所述利用压力梯度判识超压流体运移方向的方法，具体实施包括以下步骤：

步骤101：收集与整理研究区沉降史、岩性、古水流和古地温数据，恢复研究埋藏史，划分关键地质历史事件，计算关键地质历史事件间时间差Ti；

步骤102：

收集与整理研究区的测井资料、录井资料及实测压力资料，利用Eaton压力预测模型和等效深度压力预测模型对所述研究区单井压力进行预测，并利用实测压力进行校正；

本发明实施例中，所述录井资料、测井资料以及实测压力资料主要包括：地层分层数据、岩性变化数据、地层水密度数据、岩石密度数据、声波时差测井数据、密度测井数据、实测压力数据。该步骤中利用所述岩性变化数据、声波时差数据、密度数据结合Eaton压力预测模型和等效深度压力预测模型对研究区不同层位压力进行预测，并利用所述实测压力校正。

具体地，Eaton压力预测模型用于生烃区超压的计算，孔隙压力PE通过下述公式得到：

PE＝σv-(σv-Ph)(Δtnorm/Δt)x (1)

式中，x为指数，σv为垂直压力，Ph为静水压力，Δtnorm为正常压实声波时差，Δt为声波时差测井数据中的声波时差。

步骤103：

根据研究区埋藏史，以现今压力为标准，对关键地质历史时期古压力进行恢复，划分各时期古压力结构。

步骤104：

根据步骤103中关键地质历史时期古压力恢复结果，划分压力结构。

步骤105，根据步骤104中压力结构，识别各关键地质历史事件期超压顶封层和超压底封层，根据深度轴读取顶封层厚度HT，单位m，和对应压力差值〖ΔP〗_T，单位MPa，底封层厚度HB，单位m，和对应压力差值〖ΔP〗_B，单位MPa(图4)，并根据公式2和公式3计算超压顶封层GPT，单位MPa·m-1和超压底封层压力梯度GPB，单位MPa·m-1；

步骤106：根据公式4-公式7分别计算临近关键地质历史事件超压顶封层压力梯度随时间演化速率GP

实施例2：

在应用本发明的一具体实施例1中，图1为本发明的利用压力梯度演化速率判识超压流体运移方向的方法的流程图，选取渤海湾盆地沾化凹陷渤南地区为研究区，选取渤海湾盆地东营凹陷牛庄洼陷地区超压层段为研究对象，选取渤海湾盆地东营凹陷牛庄洼陷地区超压层段为研究区，包括以下步骤：

步骤101：收集研究区古地温、古热流值、发育地层及其沉积时间数据输入盆地模拟软件Petromod-1D模块中模拟研究区埋藏史图，根据埋藏演化史图划分出地层沉降期、地层抬升期、生排烃期等i个关键地质事件时期,计算每个关键地质时期持续时间Ti(图2)。

步骤102：收集研究区录井、井径、声波时差、地层分层、RFT、DST等数据，根据浅部正常压实地层的声波时差数据拟合出声波时差和地层密度正常压实趋势线；根据井径数据去掉由于扩径影响的声波时差异常数据，再根据录井数据筛选出厚度超过5m的泥岩的声波时差数据，将数据代入伊顿公式(公式1)进行单井全井段现今压力预测，并利用RFT或DST实测压力数据进行校正；

式中，σ

P

Δt-----声波时差，μs/ft；

Δt

C-----伊顿系数；

Δt

D------为压实系数；

H------为埋深，m。

步骤103：根据研究区埋藏史、热史、步骤102中现今预测压力值、DST和RFT数值，利用软件Petromod 1D模块中，进行古压力演化恢复。

步骤104：根据步骤103中Petromod 1D输出压力恢复结果，根据步骤101各关键地质事件阶段压力垂向变化规律划分压力结构(图3)；

步骤105：根据步骤104中压力结构，识别各关键地质历史事件期超压顶封层和超压底封层，根据深度轴读取顶封层厚度H

步骤106：根据公式4-公式7分别计算临近关键地质历史事件超压顶封层压力梯度随时间演化速率GP

步骤107：对比GP

最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域技术人员来说，其依然可以对前述实施例记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

除说明书所述的技术特征外，均为本专业技术人员的已知技术。