CN101864950B - 连续型致密砂岩气分布的预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明实施例提供了一种连续型致密砂岩气分布的预测方法，包括：获取连续型致密砂岩气分布的单元网格体预测参数；根据所述单元网格体预测参数来获得当前时期所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力和气柱高度；根据当前时期的游离相天然气压力进行横向压力场校正；根据当前时期的气柱高度来预测当前时期所述单元网格体的天然气聚集量以及天然气丰度，所述天然气丰度为纵向单元网格体天然气聚集量之和。本发明实施例可以预测连续型致密砂岩气的分布，指出富集区，还可以计算连续型致密砂岩气资源丰度和总资源量。

Description

连续型致密砂岩气分布的预测方法

技术领域

本发明涉及油气勘测领域，尤其是涉及一种连续型致密砂岩气分布的预测方法。

背景技术

我国油气勘探已从传统的构造油气藏向构造与岩性地层油气藏并举的方向转变。非常规天然气资源，特别是连续型致密砂岩气，已成为目前重要的勘探目标。据统计(邹才能等，2009)，全球2007年连续型气藏的天然气产量规模达5000×10⁸m³，占天然气总产量的1/6，其中连续型致密砂岩气产量约3900×10⁸m³、煤层气产量约600×10⁸m³、页岩气产量约450×10⁸m³。因此，加强连续型致密砂岩气的攻关研究，对油气资源的可持续发展具有重要意义。

国内外研究致密砂岩气藏的文献很多，但涉及定量预测致密砂岩气藏分布的方法并不多，主要有统计法，如美国地质调查局Schmoker采用的单元网格统计法(Schmoker J.W等，1996，2002)，中石油采用的资源空间分布预测法(胡素云等，2007；郭秋麟等，2009)。张金川等(2003，2008)和解国军等(2004)都从成藏机理角度开展定量研究，但还没有实际应用的预测连续型致密砂岩气储量及分布的方法。

发明内容

本发明实施例提供了一种连续型致密砂岩气分布的预测方法，用于预测连续型致密砂岩气储量及分布，为钻探井地点的部署提供有利的方案，减少天然气勘探与开发的成本。

本发明实施例提供了一种连续型致密砂岩气分布的预测方法，该方法包括如下步骤：获取连续型致密砂岩气分布的单元网格体预测参数；根据所述单元网格体预测参数来获得当前时期所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力和气柱高度；根据当前时期的游离相天然气压力进行横向压力场校正；根据当前时期的气柱高度来预测当前时期所述单元网格体的天然气聚集量以及天然气丰度，所述天然气丰度为纵向单元网格体天然气聚集量之和。

优选的，本发明实施例中根据所述单元网格体预测参数来获得当前时期所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力和气柱高度包括：将所述连续型致密砂岩气开始沉积到当前时期分为n个预测时间点；根据所述单元网格体预测参数来获得每一个预测时间点所对应的所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力和气柱高度。

优选的，本发明实施例中根据所述单元网格体预测参数来获得每一个预测时间点对应的所述单元网格体中的气柱高度包括：根据本次预测时间点对应的在地表条件下已注入储层的游离相天然气量、天然气体积系数、单元网格面积、含水饱和度、储层孔隙度得到本次预测时间点所对应的所述单元网格体中的的气柱高度。所述天然气体积系数的获得包括：根据上一次预测时间点对应的从烃源层注入储层的游离相天然气压力获得所述天然气体积系数，所述从烃源层注入储层的游离相天然气压力的初始值等于储层静水压力，所述储层静水压力根据储层埋深获得。

优选的，本发明实施例中根据所述单元网格体预测参数来获得每一个预测时间点对应的所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力包括：根据本次预测时间点对应的储层毛细管压力、地下气的比重、重力加速度、气柱高度、压力换算系数、储层静水压力、地层水压力系数得到所述从烃源层注入储层的游离相天然气压力；所述储层毛细管压力的获得包括：根据孔隙度获得所述储层毛细管压力；所述地层水压力系数的获得包括：根据上一次预测时间点对应的从烃源层注入储层的游离相天然气压力和储层静水压力获得所述地层水压力系数，所述地层水压力系数的初始值为1.0。

优选的，本发明实施例中根据当前时期的游离相天然气压力进行横向压力场校正包括：对每个单元网格体在平面上进行如下处理：步骤1、确定平滑网格数目，对于边界网格采用6格平滑网格、对于角上网格采用4格平滑网格、对于除边界网格及角上网格的其他网格采用9格平滑网格；步骤2、计算出平滑网格地下游离气的总体积；步骤3、计算出平滑网格地表游离气的总体积；步骤4、根据所述地下游离气的总体积及所述地表游离气的总体积计算出平滑网格平均天然气的体积系数；步骤5、根据所述体积系数计算出平滑网格平均地层压力；重复上述处理步骤，直到由从烃源层注入储层的游离相天然气压力所构成的模拟压力场与现今压力场接近为止。

优选的，本发明实施例中所述计算出平滑网格地下游离气的总体积包括：通过计算平滑网格总孔隙体积、含水的孔隙体积，求出含游离气的孔隙体积作为地下游离气的总体积。

优选的，本发明实施例中计算出平滑网格地表游离气的总体积包括：采用体积法计算每个平滑网格地表游离气的体积，相加后得到地表游离气的总体积。

本发明实施例可以预测连续型致密砂岩气的分布，指出富集区，还可以计算连续型致密砂岩气资源丰度和总资源量，从而为钻探井地点的部署提供了有利的方案，减少了天然气勘探与开发的成本。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的一种连续型致密砂岩气分布数值的模拟方法的流程示意图；

图2为本发明实施例提供的一种平滑网格数目的确定示意图；

图3为本发明实施例提供的一种储层地质模型图；

图4a为本发明实施例提供的第一关键时刻65Ma时从烃源层注入储层的游离相天然气压力模拟结果示意图；

图4b为本发明实施例提供的第二关键时刻0Ma时从烃源层注入储层的游离相天然气压力模拟结果示意图；

图5a为本发明实施例提供的第一关键时刻65Ma时天然气聚集量模拟结果切片图；

图5b为本发明实施例提供的第二关键时刻0Ma时天然气聚集量模拟结果切片图；

图6为本发明实施例提供的第一关键时刻65Ma时天然气资源丰度模拟结果示意图；

图7为本发明实施例提供的第一关键时刻0Ma时天然气资源丰度模拟结果示意图；

图8为本发明实施例提供的待发现天然气资源分布预测结果示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

实施例1

如图1所示为本发明实施例一提供的一种连续型致密砂岩气分布的预测方法的流程示意图，该方法包括如下步骤：

步骤a、获取连续型致密砂岩气分布的单元网格体预测参数；

首先，从三维地质体层面将待测地区划分成若干单元网格体。比如，以“生、储、盖”组合的模型为例，在纵向上可以划分成k+2层，k≥1，其中最底层为烃源层，即致密砂岩气产生层，中间k层为储层，最顶层为盖层，同时，在平面上划分i×j个网格。这样储层就被划分成了i×j×k个单元网格体，在本实施例中所获取的正是各个单元网格体的预测参数。

作为本发明的一个实施例，为了使预测结果可以模拟致密砂岩气整个生成过程，从而使得预测结果更加准确可靠，可以将连续型致密砂岩气开始沉积到当前时期分为n个预测时间点，然后对每个预测时间点的每个单元网格体进行连续型致密砂岩气分布的预测。从而得到当前时期每个单元网格体中连续型致密砂岩气的储量预测。

步骤b、根据所述单元网格体预测参数来获得当前时期所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力和气柱高度；

作为本发明的一个实施例，假设步骤a中已经将将连续型致密砂岩气开始沉积到当前时期分为了n个预测时间点，则本步骤b是根据单元网格体预测参数来获得每一个预测时间点所对应的所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力和气柱高度，从而最终得到当前时期述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力和气柱高度。

具体来说，一次预测时间点内单元网格体中气柱高度可以通过如下途径获得：

根据本次预测时间点对应的在地表条件下已注入储层的游离相天然气量、天然气体积系数、单元网格面积、含水饱和度、储层孔隙度得到本次预测时间点所对应的单元网格体中的的气柱高度。其中天然气体积系数的获得包括：根据上一次预测时间点对应的从烃源层注入储层的游离相天然气压力获得该天然气体积系数，且从烃源层注入储层的游离相天然气压力的初始值等于储层静水压力，而储层静水压力又可以根据储层埋深获得。

一次预测时间点内单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力可以通过如下途径获得：

根据本次预测时间点对应的储层毛细管压力、地下气的比重、重力加速度、气柱高度、压力换算系数、储层静水压力、地层水压力系数得到所述从烃源层注入储层的游离相天然气压力。其中储层毛细管压力的获得包括：根据储层孔隙度获得该储层毛细管压力；而地层水压力系数的获得包括：根据上一次预测时间点对应的从烃源层注入储层的游离相天然气压力和储层静水压力获得该地层水压力系数，而该地层水压力系数的初始值为1.0。

步骤c、根据当前时期的游离相天然气压力进行横向压力场校正；

本步骤的实施是由于：在实际地层中，平面上(比如i×j个网格的平面)单元网格内具有不同的生气排量和不同的储层物性，相邻单元网格计算出的游离相天然气压力可能相差较大。此时，压力大的单元网格会与周边压力小的单元网格之间通过天然气的横向运移来最终达到压力平衡。为了使预测符合这种压力平衡原则，所以需要根据当前时期的游离相天然气压力进行横向压力场校正。

作为本发明的一个实施例，步骤c中的横向压力场校正可以包括如下步骤：

步骤1、确定平滑网格数目，对于边界网格采用6格平滑网格、对于角上网格采用4格平滑网格、对于除边界网格及角上网格的其他网格采用9格平滑网格；请参见图2，其分贝对应边界网格、角上网格及其他网格三种情况时平滑网格数目的确定示意图。

步骤2、计算出平滑网格地下游离气的总体积；

在本实施例中，可以通过计算平滑网格总孔隙体积、含水的孔隙体积，求出含游离气的孔隙体积作为地下游离气的总体积。

步骤3、计算出平滑网格地表游离气的总体积；

在本实施例中，可以采用体积法计算每个平滑网格地表游离气的体积，相加后得到地表游离气的总体积。

步骤4、根据所述地下游离气的总体积及所述地表游离气的总体积计算出平滑网格平均天然气的体积系数；

步骤5、根据所述体积系数计算出平滑网格平均地层压力；

重复上述步骤1-步骤5，直到由从烃源层注入储层的游离相天然气压力所构成的模拟压力场与现今压力场接近为止。

步骤d、根据当前时期的气柱高度来预测当前时期所述单元网格体的天然气聚集量以及天然气丰度，所述天然气丰度为纵向单元网格体天然气聚集量之和。

本发明实施例可以预测连续型致密砂岩气的分布，指出富集区，还可以计算连续型致密砂岩气资源丰度和总资源量，从而为钻探井地点的部署提供了有利的方案，减少了天然气勘探与开发的成本。

实施例2

本实施例是以一个具体实例来对实施例一进行详细的描述。

模拟区为四川盆地合川——潼南地区，东西长92km，南北宽70km，有效面积3855km²，目的层为三叠系上统须家河组二段(简称须二段，T_3×2)，埋深在2060m～2420m之间，海拔线在-1760m～-2120m左右，厚度在76m～140m之间；烃源层为须一段(T_3×1)，厚度小于50m；盖层为须三段(T_3×3)，厚度在40m～110m之间。截止2009年底，该区已钻探64口井，其中工业气流井34口，已发现合川1井块气田与潼南2井块气田，探明储量1866亿方。合川气藏的平均孔隙度小于10％，一般渗透率小于0.1×10^-3μm²，平均孔喉直径小于1μm，属于典型的致密砂岩气藏。

四川盆地合川地区须家河组经历两次关键时刻，第一次在白垩纪末(65Ma)，当时地层埋藏最深，天然气生成量达到高峰，也是天然气运聚的最重要时刻；第二次在现今(0Ma)。地层从最大埋深抬升直到现今的过程中，地层压力发生了很大的变化，天然气藏也同样经历了一次重新调整的过程。

本实例采用两次关键时刻(65Ma和0Ma)进行对比说明。模拟对象为天然气。

在利用本发明实施例的方法时，需要建立一个预测模型，该预测模型的建立包括如下步骤：

1、建立三维地质体模型，在平面上划分92×70个单元格(共6440个单元格，每个单元格面积为一平方公里)；纵向上划分为12层，最底层为烃源层须一段，最顶层为盖层须三段，中间10层为储层须二段(图3)。

2、设定初始参数，比如：砂岩百分含量取50％，根据已钻探64口井资料得到储层孔隙度在1％～19％之间(多数在10％以下)，烃源层孔隙度在2％～3％之间，排气量在0～9.2×10⁸m³/km²之间。利用有限元插值法分别对孔隙度、砂岩百分含量、排气量进行插值计算，得到每个单元格的各个属性值。

3、建立从烃源层注入储层的游离相天然气压力、储层静水压力、储层毛细管压力和气柱高度之间关系的数值模型，包括：

建立如下方程组：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{pg}}_t={\mathrm{pc}}_t+p_g{\mathrm{gh}}_t\×r+{\mathrm{pw}}_t\×{\mathrm{cp}}_t\\ {\mathrm{pc}}_t=f\left(\mathrm{\φ}\right)\\ h_t=\frac{Q_t\×{\mathrm{Bg}}_t}{A(1-s_w)\mathrm{\φ}}\\ {\mathrm{Bg}}_t=f\left({\mathrm{pg}}_{t-1}\right)\\ c{p}_t={\mathrm{pg}}_{t-1}/{\mathrm{pw}}_{t-1}\end{array}\right.$

其中：t——预测时间数，从开始沉积到今天共分为n个预测时间点；

pg——从烃源层注入储层的游离相天然气压力；

pc——储层毛细管压力，与储层孔喉半径有关，孔喉半径与孔隙度两者之间的关系可通过实际数据拟合得到；

ρ_g——地下气的比重；

g——重力加速度；

h——气柱高度；

r——压力换算系数；

pw——储层静水压力；

cp——地层水压力系数，小数，初始值为1.0；

Q——在地表条件下已注入储层的游离相天然气量；

Bg——天然气体积系数；

A——单元网格面积；

s_w——含水饱和度；

Φ——储层孔隙度；

以上方程的边界条件为：

$\left\{\begin{array}{c}h>=0\\ h<=H\\ \mathrm{pg}<=p_{\mathrm{break}}+{\mathrm{\&rho;}}_g\mathrm{gH}\&times;r+\mathrm{pw}\end{array}\right.$

其中：H——储层总厚度；p_break——盖层突破压力。

由上述模型的方程组可知，为了得到当前时期单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力以及气柱高度，需要得到一系列的单元网格体预测参数。

然后，根据所述单元网格体预测参数来获得每一个预测时间点对应的所述单元网格体中的气柱高度，其具体包括：

根据公式(1)利用本次预测时间点对应的在地表条件下已注入储层的游离相天然气量(Q)、天然气体积系数(Bg)、单元网格面积(A)、含水饱和度(s_w)、储层孔隙度(Φ)得到本次预测时间点所对应的所述单元网格体中的的气柱高度。

$h_t=\frac{Q_t\&times;{\mathrm{Bg}}_t}{A(1-s_w)\mathrm{\&phi;}}$ 公式(1)

所述天然气体积系数(Bg)的获得包括：

根据公式(2)利用上一次预测时间点对应的从烃源层注入储层的游离相天然气压力(pg)获得所述天然气体积系数(Bg)，所述从烃源层注入储层的游离相天然气压力(pg)的初始值等于储层静水压力(pw)，所述储层静水压力(pw)根据储层埋深获得。

Bg_t＝f(pg_t-1)                   公式(2)

接着，根据所述单元网格体预测参数来获得每一个预测时间点对应的所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力，其具体包括：

根据公式(3)利用本次预测时间点对应的储层毛细管压力(pc)、地下气的比重(ρ_g)、重力加速度(g)、气柱高度(h)、压力换算系数(r)、储层静水压力(pw)、地层水压力系数(cp)得到所述从烃源层注入储层的游离相天然气压力(pg)；

pg_t＝pc_t+ρ_ggh_t ×r+pw_t×cp_t    公式(3)

所述储层毛细管压力(pc)的获得包括：

根据公式(4)利用储层孔隙度(Φ)获得所述储层毛细管压力；

pc_t＝f(φ)                      公式(4)

所述地层水压力系数(cp)的获得包括：

根据公式(5)利用上一次预测时间点对应的从烃源层注入储层的游离相天然气压力(pg)和储层静水压力(pw)获得所述地层水压力系数(cp)，所述地层水压力系数的初始值为1.0，即初始时从烃源层注入储层的游离相天然气压力(pg)等于储层静水压力(pw)。

cp_t＝pg_t-1/pw_t-1                公式(5)

在本实施例中，储层孔隙度下限取4.5％，压力换算系数取1.2，含水饱和度取0.7，地层水压力系数取1.0，单元网格面积取1km²，重力加速度取9.8m/s²，地下气的比重取1.036kg/m³，求解上述公式计算得到当前时期单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力(图4)和气柱高度(图5)。

接着、根据横向压力场校正的方法，定量模拟全区游离相天然气注入压力史。

在本实施例中进行横向压力场校正包括：

对i×j个网格中的每个网格进行如下处理：

步骤1、确定平滑网格数目，对于边界网格采用6格平滑网格、对于角上网格采用4格平滑网格、对于除边界网格及角上网格的其他网格采用9格平滑网格；步骤2、计算出平滑网格地下游离气的总体积；步骤3、计算出平滑网格地表游离气的总体积；步骤4、根据所述地下游离气的总体积及所述地表游离气的总体积计算出平滑网格平均天然气的体积系数；步骤5、根据所述体积系数计算出平滑网格平均地层压力；

重复对i×j个网格中的每个网格的上述处理步骤，直到由从烃源层注入储层的游离相天然气压力所构成的模拟压力场与现今压力场接近为止。

通过横向压力场校正，可以得出天然气注入压力的变化：①在第一关键时刻65Ma(最大埋深)天然气注入压力在393atm～440atm之间，压力系数在1.0～1.3之间(图4a)，平均压力约420atm(表1)；②在第二关键时刻0Ma(现今)天然气注入压力在230atm～339atm之间，压力系数在1.2～1.5之间(图4b)，平均压力约290atm(表1)；③从全区分布看，在模拟区南部生气增压小，向北逐渐增加，在本区生烃中心合川122井附近压力最大，可达339atm(图4b)。

关键时刻	平均埋深(m)	平均地层压力(atm)	气聚集量(108m3)
				第一次，65Ma，最大埋深	4200	420	3820
第二次，0Ma，现今	2200	290	4800
				第一次与第二次的差值	2000	130	980

表1 关键时刻模拟结果

然后，根据气柱高度来利用体积法计算每个网格体天然气聚集量：①在第一关键时刻，天然气柱高度相对较低、主要分布在储层的中下部(图5a)，平面上主要分布在合川——潼南连线一带，中心区在合川7井附近(图6)；此时天然气聚集量为3820×10⁸m³(表2)。②在第二关键时刻，天然气柱高度较高、已经有一部分充注到储层的上部(图5b)，平面上同样分布在合川——潼南连线一带，中心区已有变化，除原来的合川7井附近外，还包括潼南2井、合川1井等区块(图7)；此时天然气聚集量为4800×10⁸m³(表1)，比最大埋深时多了980×10⁸m³。说明在抬升过程中，天然气发生了运聚事件(图7)。

最后，根据所述计算得到的每个网格体天然气聚集量计算出天然气丰度，进而对有利区进行预测。从不同关键时刻模拟结果切片图看(图5a和图5b)，致密砂岩气不仅分布在构造高部位，如背斜、断鼻或上超尖灭处，同时也分布在构造高低部位和斜坡处。这种特点与常规气分布不同，因此要特别注意对构造低部位和储层物性不是太好的地区的勘探。图8显示了待发现天然气藏的模拟结果，资源丰度比较大的地区为合川113井以南、合川121井以北等，建议下步勘探以合川东北部、潼南北部和潼南东南部等地区为重点。

本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分流程，可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于一般计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，所述的存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体(Read-Only Memory，ROM)或随机存储记忆体(Random Access Memory，RAM)等。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种连续型致密砂岩气分布的预测方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：

获取连续型致密砂岩气分布的单元网格体预测参数；

根据所述单元网格体预测参数来获得当前时期所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力和气柱高度；其中，根据所述单元网格体预测参数来获得当前时期所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力和气柱高度包括：将所述连续型致密砂岩气开始沉积到当前时期分为n个预测时间点；根据所述单元网格体预测参数来获得每一个预测时间点所对应的所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力和气柱高度；

其中，根据所述单元网格体预测参数来获得每一个预测时间点所对应的所述单元网格体中从烃源层注入储层的游离相天然气压力包括：根据本次预测时间点对应的储层毛细管压力、地下气的比重、重力加速度、气柱高度、压力换算系数、储层静水压力、地层水压力系数得到所述从烃源层注入储层的游离相天然气压力；所述储层毛细管压力的获得包括：根据孔隙度获得所述储层毛细管压力；所述地层水压力系数的获得包括：根据上一次预测时间点对应的从烃源层注入储层的游离相天然气压力和储层静水压力获得所述地层水压力系数，所述地层水压力系数的初始值为1.0；

根据当前时期的游离相天然气压力进行横向压力场校正；

根据当前时期的气柱高度来预测当前时期所述单元网格体的天然气聚集量以及天然气丰度，所述天然气丰度为纵向单元网格体天然气聚集量之和。

2.如权利要求1所述的预测方法，其特征在于，根据所述单元网格体预测参数来获得每一个预测时间点对应的所述单元网格体中的气柱高度包括：

根据本次预测时间点对应的在地表条件下已注入储层的游离相天然气量、天然气体积系数、单元网格面积、含水饱和度、储层孔隙度得到本次预测时间点所对应的所述单元网格体中的气柱高度；

所述天然气体积系数的获得包括：

根据上一次预测时间点对应的从烃源层注入储层的游离相天然气压力获得所述天然气体积系数，所述从烃源层注入储层的游离相天然气压力的初始值等于储层静水压力，所述储层静水压力根据储层埋深获得。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据当前时期的游离相天然气压力进行横向压力场校正包括：对每个单元网格体在平面上进行如下处理：

步骤1、确定平滑网格数目，对于边界网格采用6格平滑网格、对于角上网格采用4格平滑网格、对于除边界网格及角上网格的其他网格采用9格平滑网格；

步骤2、计算出平滑网格地下游离气的总体积；

步骤3、计算出平滑网格地表游离气的总体积；

步骤4、根据所述地下游离气的总体积及所述地表游离气的总体积计算出平滑网格平均天然气的体积系数；

步骤5、根据所述体积系数计算出平滑网格平均地层压力；

重复上述处理步骤1-步骤5，直到由从烃源层注入储层的游离相天然气压力所构成的模拟压力场与现今压力场接近为止。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述计算出平滑网格地下游离气的总体积包括：

通过计算平滑网格总孔隙体积、含水的孔隙体积，求出含游离气的孔隙体积作为地下游离气的总体积。

5.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述计算出平滑网格地表游离气的总体积包括：

采用体积法计算每个平滑网格地表游离气的体积，相加后得到地表游离气的总体积。

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