CN104133040B - 预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的方法及装置，该方法包括：确定研究区常规型致密砂岩气藏的主控因素；其中，所述主控因素包括：烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层，且在成藏层位以烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层的顺序自下而上依次出现；确定主控因素的控藏范围；绘制目的层孔隙度平面图；以孔隙度小于12％的区域为力平衡边界进行约束，将常规型致密砂岩气藏的主控因素的控藏范围在所述目的层孔隙度平面图上进行叠合，重叠的区域为常规型致密砂岩气藏最有利的发育范围。本技术方案更客观、更准确的得到了常规型致密砂岩气藏的有利分布发育范围，对常规型致密砂岩气的勘探具有很大的指导意义。

Description

预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的方法及装置

技术领域

本发明涉及油气藏有利分布发育范围预测技术领域，特别涉及一种预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的方法及装置。

背景技术

致密砂岩气藏从发现至今，其形成的动力学机制始终未能被解释清楚，由于气藏的形成动力较多且形成过程复杂，难以用单一的成藏动力过程来解释，难以归纳出气藏形成的主控因素。

参考文献1：姜振学、林世国、庞雄奇等，两种类型致密砂岩气藏对比[J].石油实验地质，2006，28(3):210-219，该文献的技术方案根据成藏期与储层致密先后顺序、圈闭类型，将常规型致密砂岩气藏分为归为“先成藏后致密型”类。并指出常规型致密砂岩气藏由于储层致密化发生在源岩排烃高峰期及天然气大规模充注之后形成的。即常规型致密砂岩气藏早期是常规圈闭气藏，后期储层变得致密。首次提出常规型致密砂岩气藏的概念并阐述了常规型砂岩致密气藏的形成机理，为常规型致密砂岩气藏的预测提供了指导。

参考文献2：庞雄奇、周新源、姜振学等，叠合盆地油气藏形成、演化与预测评价[J].地质学报，2012，该文献系统地阐述了叠合盆地中控制着油气藏形成和分布的功能要素。通过多元复合、过程叠合来确定常规油气的有利分布范围。由于常规型致密砂岩气藏的形成与常规气藏的形成的充分条件是一致的，只是前者在晚期埋藏过程中发生了致密化。因此，多元复合、过程叠合的思想可以为常规型致密砂岩气藏的预测提供借鉴。

但是，上述两种现有方法仍然不能够准确预测常规型致密砂岩气藏。常规型致密砂岩气藏属于致密砂岩气藏中的一种，不仅具备致密砂岩气藏的某些特征，而且与常规型砂岩气藏又有联系。因此，常规型致密砂岩气藏更加复杂，更加难以预测。

发明内容

为了解决现有技术的问题，本发明提出一种预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的方法及装置，解决了预测致密型砂岩气藏有利分布发育范围难的问题。

为实现上述目的，本发明提供了一种预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的方法，该方法包括：

确定研究区常规型致密砂岩气藏的主控因素；其中，所述主控因素包括：烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层，且在成藏层位以烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层的顺序自下而上依次出现；

确定主控因素的控藏范围；

绘制目的层孔隙度平面图；

以孔隙度小于12％的区域为力平衡边界进行约束，将常规型致密砂岩气藏的主控因素的控藏范围在所述目的层孔隙度平面图上进行叠合，重叠的区域为常规型致密砂岩气藏最有利的发育范围。

优选地，所述绘制目的层孔隙度平面图的步骤还包括：

排除目的层孔隙度平面图上的致密储层范围内晚期形成的隆起。

优选地，所述确定主控因素的控藏范围的步骤包括：

确定烃源灶的控藏范围；

确定古隆起的控藏范围；

确定有利沉积相带的控藏范围；

确定区域盖层的控藏范围。

优选地，所述确定烃源灶的控藏范围的步骤包括：

利用源控成藏计算公式，结合烃源岩生排烃史，计算烃源灶控制下的气藏有利成藏范围；所述源控成藏计算公式是：

$P=0.046\·e^{0.12\·q_e}-0.16\·\ln \left(L\right)+0.65\·e^{-8.2357\·{(l+0.1)}^2}+0.1345$

其中，P为烃源灶单因素影响下成藏概率；L为标准化的油气成藏区至排烃中心的距离，km；l为标准化的油气成藏区至排烃边界的距离，km；q_e为烃源灶最大排烃强度，10⁴t/km²。

优选地，所述确定古隆起的控藏范围的步骤包括：

通过对古隆起进行归一化处理，把0～0.25定为坡顶、0.25～0.50定为坡上、0.50～0.75定为坡下、以及0.75～1.00定为坡脚，根据统计分析确定古隆起控制下的气藏有利成藏范围。

优选地，所述确定有利沉积相带的控藏范围的步骤包括：

分析储层特征，统计出气藏发育的有利沉积相带，所述有利沉积相带即为气藏的有利成藏范围。

优选地，所述确定区域盖层的控藏范围的步骤包括：

评价研究区盖层的封盖性能，统计盖层与气藏分布的关系，获得封盖性能好的区域盖层，此区域盖层分布的范围即为气藏的有利成藏范围。

优选地，所述绘制目的层孔隙度平面图的步骤包括：

利用公式法计算典型井目的层孔隙度，将各井连线即得目的层孔隙度平面图；所述孔隙度的计算公式是：

Φ_目的层＝Φ_加权模型+ΔΦ_裂缝增孔+ΔΦ_溶蚀增孔+ΔΦ_构造减孔+ΔΦ_胶结减孔

其中，ΔΦ_溶蚀增孔为待预测点溶蚀增孔量与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_裂缝增孔为待预测点裂缝孔隙度与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_胶结减孔为待预测点胶结量与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_构造减孔为待预测点构造减孔量与模型中约束值的差值(％)；Φ_加权模型采用厚度加权平均的方法，利用不同岩性厚度所占比例，根据Φ_岩性模型加权得到沉积相的孔隙度；在根据不同沉积相厚度所占比例，加权得到此层位的孔隙度加权模型Φ_加权模型；Φ_岩性模型为不同岩性对应的模型。

为实现上述目的，本发明还提供了一种预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的装置，该装置包括：

主控因素确定单元，用于确定研究区常规型致密砂岩气藏的主控因素；其中，所述主控因素包括：烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层，且在成藏层位以烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层的顺序自下而上依次出现；

控藏范围确定单元，用于确定主控因素的控藏范围；

孔隙度平面图获取单元，用于绘制目的层孔隙度平面图；

预测单元，用于以孔隙度小于12％的区域为力平衡边界进行约束，将常规型致密砂岩气藏的主控因素的控藏范围在所述目的层孔隙度平面图上进行叠合，重叠的区域为常规型致密砂岩气藏最有利的发育范围。

优选地，所述孔隙度平面图获取单元还用于排除目的层孔隙度平面图上的致密储层范围内晚期形成的隆起。

上述技术方案具有如下有益效果：本技术方案利用统计归纳法，对常规型致密气藏的影响因素进行分析，优选出常规气藏的主控因素。根据公式法、统计归纳法确定各单一主控因素的控藏范围。利用孔隙度12％为力平衡边界对常规气藏和常规型致密气藏进行约束，并排除致密储层范围内晚期形成的隆起。最后，将各单因素的控藏范围在平面上进行叠合，各因素重叠的区域即为常规型致密砂岩气藏的有利分布发育范围。该发明以动力学基本原理入手，结合统计规律、公式法，更客观、更准确的得到了常规型致密砂岩气藏的有利分布发育范围，对常规型致密砂岩气的勘探具有很大的指导意义。

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，下面将对实施例或现有技术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为本发明提供的一种预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的方法流程图；

图2为本发明提供的一种预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的装置框图；

图3为本实施例的研究区常规型致密砂岩气藏的四个主控因素组合控藏模式示意图；

图4为本实施例的烃源灶控藏范围计算模式示意图；

图5为本实施例的烃源灶控藏范围分布图；

图6为本实施例的古隆起归一化示意图；

图7为本实施例的库车坳陷隆起控油气作用统计图；

图8为本实施例的库车坳陷白垩系古隆起控藏范围分布图；

图9为本实施例的库车坳陷沉积相控油气作用统计图；

图10为本实施例的库车坳陷白垩系有利沉积相带控藏范围分布图；

图11为本实施例的库车坳陷区域性盖层分布与白垩系油气藏分布关系柱状图；

图12为本实施例的库车坳陷白垩系区域盖层控藏范围分布图；

图13为本实施例的依南2井J₁a各沉积相岩性分布图；

图14为本实施例的库车坳陷白垩系现今孔隙度平面分布图；

图15为本实施例的库车坳陷白垩系现今常规型致密砂岩气藏有利发育范围分布图。

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做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。

常规型致密气藏是指以浮力为主要运聚动力的天然气藏，储层晚期经压实等成岩作用发生致密化而形成的天然气藏类型，即先成藏后致密的致密砂岩气藏。它是在储层的充注门限之上(Φ>12％)形成的，随着埋深的增大而发生致密化的(Φ<12％)。通过剖析，常规型致密砂岩气藏的分布发育主要受烃源灶S、古隆起M、有利的沉积相带D和区域性盖层C四大因素控制。本发明提出“CDMS”常规型致密砂岩气藏预测模型。C、D、M、S在平面上叠合部位即为常规型致密砂岩气藏的有利分布发育范围。

如图1所示，为本发明提供的一种预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的方法流程图。该方法包括：

步骤101)：确定研究区常规型致密砂岩气藏的主控因素；其中，所述主控因素包括：烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层，且在成藏层位以烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层的顺序自下而上依次出现；

步骤102)：确定主控因素的控藏范围；

步骤103)：绘制目的层孔隙度平面图；

步骤104)：以孔隙度小于12％的区域为力平衡边界进行约束，将常规型致密砂岩气藏的主控因素的控藏范围在所述目的层孔隙度平面图上进行叠合，重叠的区域为常规型致密砂岩气藏最有利的发育范围。

优选地，所述绘制目的层孔隙度平面图的步骤还包括：

排除目的层孔隙度平面图上的致密储层范围内晚期形成的隆起。这些隆起相对于常规型致密砂岩气藏的形成机制不是有效的，因为储层致密化导致的浮力失效，对于气体分子膨胀力主导的情况下，这些隆起不是低势区，所以在致密储层范围内晚期形成的隆起不应算所常规型致密砂岩气藏的有效隆起，应该予以排除。

优选地，所述确定主控因素的控藏范围的步骤包括：

确定烃源灶的控藏范围；

确定古隆起的控藏范围；

确定有利沉积相带的控藏范围；

确定区域盖层的控藏范围。

优选地，所述确定烃源灶的控藏范围的步骤包括：

利用源控成藏计算公式，结合烃源岩生排烃史，计算烃源灶控制下的气藏有利成藏范围；所述源控成藏计算公式是：

$P=0.046\&CenterDot;e^{0.12\&CenterDot;q_e}-0.16\&CenterDot;\ln \left(L\right)+0.65\&CenterDot;e^{-8.2357\&CenterDot;{(l+0.1)}^2}+0.1345$

其中，P为烃源灶单因素影响下成藏概率；L为标准化的油气成藏区至排烃中心的距离，km；l为标准化的油气成藏区至排烃边界的距离，km；q_e为烃源灶最大排烃强度，10⁴t/km²。

优选地，所述确定古隆起的控藏范围的步骤包括：

通过对古隆起进行归一化处理，把0～0.25定为坡顶，0.25～0.50定为坡上，0.50～0.75定为坡下，0.75～1.00定为坡脚。根据统计分析，确定古隆起控制下的气藏有利成藏范围。

优选地，所述确定有利沉积相带的控藏范围的步骤包括：

分析储层特征，统计出气藏发育的有利沉积相带，所述有利沉积相带即为气藏的有利成藏范围。

优选地，所述确定区域盖层的控藏范围的步骤包括：

评价研究区盖层的封盖性能，统计盖层与气藏分布的关系，获得封盖性能好的区域盖层，此区域盖层分布的范围即为气藏的有利成藏范围。

优选地，所述绘制目的层孔隙度平面图的步骤包括：

利用公式法计算典型井目的层孔隙度，将各井连线即得目的层孔隙度平面图。孔隙度计算公式是：

Φ_目的层＝Φ_加权模型+ΔΦ_裂缝增孔+ΔΦ_溶蚀增孔+ΔΦ_构造减孔+ΔΦ_胶结减孔

其中，ΔΦ_溶蚀增孔为待预测点溶蚀增孔量与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_裂缝增孔为待预测点裂缝孔隙度与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_胶结减孔为待预测点胶结量与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_构造减孔为待预测点构造减孔量与模型中约束值的差值(％)；Φ_加权模型采用厚度加权平均的方法，利用不同岩性厚度所占比例，根据Φ_岩性模型加权得到沉积相的孔隙度；在根据不同沉积相厚度所占比例，加权得到此层位的孔隙度加权模型Φ_加权模型；Φ_岩性模型为不同岩性对应的模型。

如图2所示，为本发明提供的一种预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的装置框图。该装置包括：

主控因素确定单元201，用于确定研究区常规型致密砂岩气藏的主控因素；其中，所述主控因素包括：烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层，且在成藏层位以烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层的顺序自下而上依次出现；

控藏范围确定单元202，用于确定主控因素的控藏范围；

孔隙度平面图获取单元203，用于绘制目的层孔隙度平面图；

预测单元204，用于以孔隙度小于12％的区域为力平衡边界进行约束，将常规型致密砂岩气藏的主控因素的控藏范围在所述目的层孔隙度平面图上进行叠合，重叠的区域为常规型致密砂岩气藏最有利的发育范围。

优选地，所述孔隙度平面图获取单元203还用于排除目的层孔隙度平面图上的致密储层范围内晚期形成的隆起。这些隆起相对于常规型致密砂岩气藏的形成机制不是有效的，因为储层致密化导致的浮力失效，对于气体分子膨胀力主导的情况下，这些隆起不是低势区，所以在致密储层范围内晚期形成的隆起不应算所常规型致密砂岩气藏的有效隆起，应该予以排除。

为了深入了解本发明，下面结合附图和应用实例对本发明的实施例作进一步详细描述。

库车坳陷位于塔里木盆地北部，南天山南缘，北依南天山褶皱带，南抵塔北隆起的轮台断隆，东起库鲁塔格山，西至柯平断隆，轮廓面积2.7×10⁴km²。库车坳陷发现的油气主要集中在克-依构造带和秋里塔格构造带，这两个构造带除了克拉2气藏为常规砂岩气藏之外，其他的气藏均为致密砂岩气藏。其中，克-依构造带天然气探明储量总计3648.55×10⁸m³，秋里塔格构造带的天然气探明储量总计1752.18×10⁸m³。在层位分布上，天然气探明储量主要分布在古近系与白垩系，其中白垩系探明储量有3648.55×10⁸m³占到库车坳陷探明总储量的64.50％；而白垩系总地质储量达到了5968.02×10⁸m³，占库车坳陷三级储量总体的57％。由于大面积白垩系储层未钻遇。因此，重点研究库车坳陷白垩系常规型致密砂岩气藏并预测其有利分布发育范围具有重要意义。

本实施例通过烃源灶S、古隆起M、有利沉积相带D和区域盖层C在平面上进行叠合，确定了库车坳陷白垩系现今常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围，过程如下：

步骤1)：确定常规性致密砂岩气藏的主控因素。

常规型致密砂岩气藏的形成条件与常规型砂岩气藏的形成条件一致，只是常规型致密砂岩气藏的晚期埋藏过程中发生了致密化作用，通过对世界范围内常规气藏形成因素的统计归纳。

如图3所示，为本实施例的研究区常规型致密砂岩气藏的四个主控因素组合控藏模式示意图。本实施例的技术方案确定了烃源灶S、古隆起M、有利沉积相带D和区域盖层C是常规型致密砂岩气藏的主控要素。当区域盖层C、有利沉积相带D、古隆起M和烃源灶S自上而下依照区域盖层C、有利沉积相带D、古隆起M、烃源灶S序次出现时，区域盖层C、有利沉积相带D、古隆起M、烃源灶S在平面上叠合部位为常规型致密砂岩气藏的有利分布发育范围。

步骤2)：确定各主控因素的控藏范围。各单因素控藏范围分析如下：

确定烃源灶S的控藏范围。根据目前已发现的油气藏烃源灶排烃中心、排烃边界与排烃强度的关系，建立图4所示的烃源灶S控藏范围计算模型。图中，L_i表示第i个圈闭到排烃中心的距离，单位为km；I_i表示第i个圈闭到排烃边界的距离，单位为km。其中，烃源灶控藏范围计算公式为：

$P=0.046\&CenterDot;e^{0.12\&CenterDot;q_e}-0.16\&CenterDot;\ln \left(L\right)+0.65\&CenterDot;e^{-8.2357\&CenterDot;{(l+0.1)}^2}+0.1345---\left(1\right)$

其中，P为某一范围内烃源岩控制下的成藏概率；L为标准化的油气成藏区至排烃中心的距离，km；l为标准化的油气成藏区至排烃边界的距离，km；q_e为烃源灶最大排烃强度，10⁴t/km²。

将烃源岩的排烃范围作为烃源灶的基准参考，P等于0时，l即为烃源灶的控藏半径。即可以得到图5所示的烃源灶控藏范围分布图。

确定古隆起的控藏范围M。古隆起是有利的成藏区域，且控制油气藏分布，这一观点已被广大学者所接受。对库车坳陷白垩系不同规模的古隆起归一化处理。如图6所示，为本实施例的古隆起归一化示意图。把0～0.25定为坡顶，0.25～0.50定为坡上，0.50～0.75定为坡下，0.75～1.00定为坡脚。

如图7所示，为本实施例的库车坳陷隆起控油气作用统计图。图7统计结果显示，库车坳陷白垩系所发现的气藏全部位于归一化系数小于1的范围内。

因此，如图8所示，为本实施例的库车坳陷白垩系古隆起控藏范围分布图。将库车坳陷白垩系古隆起经归一化处理后，其值小于1的部位为古隆起控藏分布范围分布图。

确定有利沉积相带的控藏范围D。砂岩天然气藏的分布受控于砂体的展布，而砂岩储层的形成是在一定的沉积相范围内的。只有存在一定的储集空间，砂体才能形成具有储集能力的有效储层，因此有利的沉积相带是形成有效储层并使油气聚集成藏的最佳场所。

如图9所示，为本实施例的库车坳陷沉积相控油气作用统计图。图9统计结果显示，库车坳陷有利沉积相带是扇三角洲平原、辫状河三角洲平原和前缘，目前发现的油气藏都集中在这三个主要沉积相带中。

因此，如图10所示，为本实施例的库车坳陷白垩系有利沉积相带控藏范围分布图。这三种沉积相带的分布区域为库车坳陷白垩系有利沉积相带控藏范围。

确定区域盖层S的控藏范围。区域性盖层是油气在浮力作用下运移的纵向终点，同时在平面上控制着盖层下部油气的分布范围。库车坳陷白垩系顶部直接盖层为古近系库姆格列木群盐层，主要分布在研究区中西部地区，到库车坳陷的东部地区古近系膏盐岩层逐渐尖灭，过渡为泥岩。

如图11所示，为本实施例的库车坳陷区域性盖层分布与白垩系油气藏分布关系柱状图。图11统计结果表明，库车坳陷白垩系所发现的气藏其区域性盖层厚度全部大于200米，区域性盖层厚度小于200米的部位未发现油气藏。

因此，如图12所示，为本实施例的库车坳陷白垩系区域盖层控藏范围分布图。区域性盖层厚度大于200米的部位为区域性盖层的控藏范围。

步骤3)：分析力平衡边界。利用公式法计算典型井目的层孔隙度，将各井连线即得目的层孔隙度平面图。孔隙度计算公式是：

Φ_目的层＝Φ_加权模型+ΔΦ_裂缝增孔+ΔΦ_溶蚀增孔+ΔΦ_构造减孔+ΔΦ_胶结减孔(2)

其中，ΔΦ_溶蚀增孔为待预测点溶蚀增孔量与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_裂缝增孔为待预测点裂缝孔隙度与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_胶结减孔为待预测点胶结量与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_构造减孔为待预测点构造减孔量与模型中约束值的差值(％)。

Φ_岩性模型是不同岩性对应的模型。如下表1所示，库车坳陷东部地区盐下的侏罗系、白垩系以及古近系储层属于长期浅埋短期深埋型储层。按照粒度不同，可以将此类型储层分为粗砂—砾岩、中砂岩、细砂岩以及粉砂岩。在不同的约束条件下，Φ_岩性模型不同。Φ_加权模型采用厚度加权平均的方法。根据不同岩性厚度所占比例，根据Φ_岩性模型加权得到沉积相的孔隙度。在根据不同沉积相厚度所占比例，加权得到此层位的孔隙度加权模型Φ_加权模型。计算依南2井阿合组储层Φ_加权模型。如图13所示，为本实施例的依南2井J₁a各沉积相岩性分布图。依南2井阿合组储层主要是辫状河三角洲前缘亚相沉积，微相分为水下分流河道以及水下分流河道间，粒度较粗，粗砂—砾岩含量最大，其次是中砂岩，两者占到80％以上。

表1

注：表中H为储层埋深(m)。

表2

根据厚度加权方法，结合表1中的各种岩性的孔隙度模型Φ_模型，可以计算得到依南2井阿合组储层孔隙度公式为：

其中，Φ_加权模型为依南2井的理论模型孔隙度，H为依南2井阿合组储层埋深(m)。

依南2井阿合组储层在地质历史时期最大埋深为5350m～5613m，可通过公式(2)计算Φ_加权模型为9.5％～10.1％。

计算依南2井阿合组储层ΔΦ。根据该井实际薄片资料：模型约束溶蚀增孔量为0～2％，实际溶蚀增孔量为2％～3％，所以ΔΦ_溶蚀增孔为1.5％；模型约束裂缝增孔量为0，实际裂缝增孔量为0.5％，所以ΔΦ_裂缝增孔为0.5％；模型约束构造挤压减孔量为3％～5％，实际构造挤压减孔量为8％～10％，所以ΔΦ_构造减孔为1.5％；模型约束胶结挤压减孔量为2％～5％，实际胶结减孔量为2％，所以ΔΦ_胶结减孔为0。

结合以上得到的Φ_加权模型以及ΔΦ_溶蚀增孔、ΔΦ_裂缝增孔、ΔΦ_胶结减孔以及ΔΦ_构造减孔，根据式(2)可计算出依南2井阿合组储层现今孔隙度为5％～6.1％，而实测平均孔隙度为5.2％，可看出此种方法预测的孔隙度比较准确，表2为依南2井J₁a储层现今孔隙度一体化预测表。

依据此方法可以算各典型井目的层孔隙度，将各井连线，可得出库车坳陷白垩系现今孔隙度平面分布图，如图14所示。

根据库车坳陷白垩系现今孔隙度平面分布图，对常规型致密砂岩气藏和常规气藏进行约束预测，孔隙度小于12％才是常规型致密砂岩气藏。白垩系储层现今孔隙度只有在西秋和克拉苏南部局部构造才大于12％，其余地区，包括克拉—大北地区，东秋以及依奇克里克地区孔隙度一般为2％～10％之间，储层大部分致密化。但是在这期间，库车坳陷构造推覆作用强烈，形成了很多新的正向构造。这些正向构造是在致密储层范围内晚期形成的隆起，对于常规型致密砂岩气藏来说是无效隆起，予以排除。

如图15所示，为本实施例的库车坳陷白垩系现今常规型致密砂岩气藏有利发育范围分布图。将C、D、M、S在平面上进行叠合。孔隙度小于12％，即在力平衡边界内，且C、D、M、S四大要素重叠的区域即为常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围。

由表2可知，采用本技术方案预测孔隙度为5％～6.1％，而实际孔隙度为5.2％，经过对比可知，本技术方案更客观、更准确的得到了常规型致密砂岩气藏的有利分布发育范围，对常规型致密砂岩气的勘探具有很大的指导意义。

以上所述的具体实施方式，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方式而已，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 (8)

1.一种预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的方法，其特征在于，该方法包括：

确定研究区常规型致密砂岩气藏的主控因素；其中，所述主控因素包括：烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层，且在成藏层位以烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层的顺序自下而上依次出现；

确定主控因素的控藏范围；

绘制目的层孔隙度平面图；

以孔隙度小于12％的区域为力平衡边界进行约束，将常规型致密砂岩气藏的主控因素的控藏范围在所述目的层孔隙度平面图上进行叠合，重叠的区域为常规型致密砂岩气藏最有利的发育范围；

其中，所述确定主控因素的控藏范围的步骤包括：

确定烃源灶的控藏范围；

确定古隆起的控藏范围；

分析储层特征，统计出气藏发育的有利沉积相带，所述有利沉积相带即为气藏的有利成藏范围；

确定区域盖层的控藏范围。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述绘制目的层孔隙度平面图的步骤还包括：

排除目的层孔隙度平面图上的致密储层范围内晚期形成的隆起。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定烃源灶的控藏范围的步骤包括：

利用源控成藏计算公式，结合烃源岩生排烃史，计算烃源灶控制下的气藏有利成藏范围；所述源控成藏计算公式是：

$P=0.046\&CenterDot;e^{0.12\&CenterDot;q_e}-0.16\&CenterDot;ln\left(L\right)+0.65\&CenterDot;e^{-8.2357\&CenterDot;{(l+0.1)}^2}+0.1345$

其中，P为烃源灶单因素影响下成藏概率；L为标准化的油气成藏区至排烃中心的距离，km；l为标准化的油气成藏区至排烃边界的距离，km；q_e为烃源灶最大排烃强度，10⁴t/km²。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定古隆起的控藏范围的步骤包括：

通过对古隆起进行归一化处理，把0～0.25定为坡顶、0.25～0.50定为坡上、0.50～0.75定为坡下、以及0.75～1.00定为坡脚，根据统计分析确定古隆起控制下的气藏有利成藏范围。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定区域盖层的控藏范围的步骤包括：

评价研究区盖层的封盖性能，统计盖层与气藏分布的关系，获得封盖性能好的区域盖层，此区域盖层分布的范围即为气藏的有利成藏范围。

6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述绘制目的层孔隙度平面图的步骤包括：

利用公式法计算典型井目的层孔隙度，将各井连线即得目的层孔隙度平面图；所述孔隙度的计算公式是：

Φ_目的层＝Φ_加权模型+ΔΦ_裂缝增孔+ΔΦ_溶蚀增孔+ΔΦ_构造减孔+ΔΦ_胶结减孔

其中，ΔΦ_溶蚀增孔为待预测点溶蚀增孔量与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_裂缝增孔为待预测点裂缝孔隙度与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_胶结减孔为待预测点胶结量与模型中约束值的差值(％)；ΔΦ_构造减孔为待预测点构造减孔量与模型中约束值的差值(％)；Φ_加权模型采用厚度加权平均的方法，利用不同岩性厚度所占比例，根据Φ_岩性模型加权得到沉积相的孔隙度；在根据不同沉积相厚度所占比例，加权得到此层位的孔隙度加权模型Φ_加权模型；Φ_岩性模型为不同岩性对应的模型。

7.一种预测常规型致密砂岩气藏有利分布发育范围的装置，其特征在于，该装置包括：

主控因素确定单元，用于确定研究区常规型致密砂岩气藏的主控因素；其中，所述主控因素包括：烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层，且在成藏层位以烃源灶、古隆起、有利沉积相带和区域盖层的顺序自下而上依次出现；

控藏范围确定单元，用于确定主控因素的控藏范围；

孔隙度平面图获取单元，用于绘制目的层孔隙度平面图；

预测单元，用于以孔隙度小于12％的区域为力平衡边界进行约束，将常规型致密砂岩气藏的主控因素的控藏范围在所述目的层孔隙度平面图上进行叠合，重叠的区域为常规型致密砂岩气藏最有利的发育范围；

其中，所述控藏范围确定单元具体用于确定烃源灶的控藏范围；确定古隆起的控藏范围；分析储层特征，统计出气藏发育的有利沉积相带，所述有利沉积相带即为气藏的有利成藏范围；确定区域盖层的控藏范围。

8.如权利要求7所述的装置，其特征在于，所述孔隙度平面图获取单元还用于排除目的层孔隙度平面图上的致密储层范围内晚期形成的隆起。