CN104153765A - 一种油气充注成藏途径的示踪方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种油气充注成藏途径的示踪方法及装置，涉及石油与天然气勘探技术领域，所述方法包括：厘定各单井的有效的砂岩输导层，在联井剖面上对比追踪有效的砂岩输导层的横向分布；根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图；根据所述有效的砂岩输导层的横向分布以及所述参数等值线图中的参数值的平面变化特征，示踪油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径。本发明能够解决仅通过地球化学方法所示踪的气运移方向和油气充注成藏途径可能不准确的问题。

Description

一种油气充注成藏途径的示踪方法及装置

技术领域

本发明涉及石油与天然气勘探技术领域，尤其涉及一种油气充注成藏途径的示踪方法及装置。

背景技术

目前，随着社会的不断发展和人口的逐渐增多，人们对能源的需求更加强烈。在石油与天然气勘探中，一般利用油藏地球化学方法来示踪油气运移方向和油气充注成藏途径。

油藏地球化学方法是通过地球化学标志物，如咔唑类含氮化合物、甾萜类生物标志化合物、二苯并噻吩类含硫有机化合物等来进行示踪油气充注成藏途径的方法。

当前，通过油藏地球化学方法示踪油气充注成藏充注途径的原理在于：在原油沿输导层运移充注成藏过程中，原油组分与输导层介质(岩石矿物、输导层孔隙水及岩石矿物颗粒)被油润湿的油相之间会发生分配、吸附及溶解等作用，产生例如咔唑类含氮化合物等，该咔唑类含氮化合物的相关示踪参数可以应用于油藏充注途径的确定中，其主要原理是利用氢原子与输导层介质的氢键作用而产生的运移分馏效应，随着运移距离增加，咔唑类含氮化合物总量不断降低、苯并咔唑[a]和苯并咔唑[c]的相对含量不断降低，因此咔唑类含氮化合物总量、苯并咔唑[a]/([a]+[c])参数值降低的方向即可指示油藏充注的方向。

在现有技术中，油藏地球化学方法虽然可以示踪油气运移方向和油气充注成藏途径，但仅通过地球化学方法所示踪的气运移方向和油气充注成藏途径可能不准确。

发明内容

本发明提供一种油气充注成藏途径的示踪方法及装置，以解决现有技术中仅通过地球化学方法所示踪的气运移方向和油气充注成藏途径可能不准确的问题。

为了达到上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种油气充注成藏途径的示踪方法，包括：

厘定各单井的有效的砂岩输导层，在联井剖面上对比追踪有效的砂岩输导层的横向分布；

根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图；

根据所述有效的砂岩输导层的横向分布以及所述参数等值线图中的参数值的平面变化特征，示踪油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径。

进一步的，所述油气充注成藏途径的示踪方法，还包括：

根据所述油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径确定潜在烃源灶方位；

根据已知油藏和所述潜在烃源灶方位确定油气勘探方向。

另外，在所述厘定各单井的有效的砂岩输导层之前，所述油气充注成藏途径的示踪方法包括：

根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型；

结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型；

依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面；

检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层。

具体的，所述厘定各单井的有效的砂岩输导层，包括：

结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

具体的，所述根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图，包括：

根据二苯并噻吩地球化学参数或三甲基萘地球化学参数形成参数等值线图。

一种油气充注成藏途径的示踪装置，包括：

厘定单元，用于厘定各单井的有效的砂岩输导层；

对比追踪单元，用于在联井剖面上对比追踪有效的砂岩输导层的横向分布；

参数等值线生成单元，用于根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图；

示踪单元，用于根据所述有效的砂岩输导层的横向分布以及所述参数等值线图中的参数值的平面变化特征，示踪油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径。

进一步的，所述油气充注成藏途径的示踪装置，还包括：

烃源灶方位确定单元，用于根据所述油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径确定潜在烃源灶方位；

油气勘探方向确定单元，用于根据已知油藏和所述潜在烃源灶方位确定油气勘探方向。

进一步的，所述油气充注成藏途径的示踪装置，还包括：

模型建立单元，用于根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型，并结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型；

油气运移封闭面确定单元，用于依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面；

输导层筛选单元，用于检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层。

具体的，所述厘定单元用于：

结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

具体的，所述参数等值线生成单元用于：

根据二苯并噻吩地球化学参数或三甲基萘成熟度地球化学参数形成参数等值线图。

本发明实施例提供的油气充注成藏途径的示踪方法及装置，通过厘定各单井的有效的砂岩输导层，在联井剖面上对比追踪有效的砂岩输导层的横向分布，并根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图，从而根据所述有效的砂岩输导层的横向分布以及所述参数等值线图中的参数值的平面变化特征，示踪油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径。可见本发明能够结合有效的砂岩输导层和地球化学参数示踪油气运移、充注成藏的方向和途径，避免了仅通过地球化学方法所示踪的气运移方向和油气充注成藏途径可能不准确的问题。

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油气充注成藏途径的示踪方法的流程图；

图2为本发明实施例提供的油气充注成藏途径的示踪方法的流程图；

图3为本发明实施例中某地区排驱压力一元模型示例图；

图4为本发明实施例中某地区排驱压力二元模型示例图；

图5为本发明实施例中某地区某井验证储层参数模型示例图；

图6为本发明实施例中剖面2有效输导层指示的油气运移充注成藏方向和途径示意图；

图7为本发明实施例中剖面3有效输导层指示的油气运移充注成藏方向和途径示意图；

图8为本发明实施例中剖面1有效输导层指示的油气运移充注成藏方向和途径示意图；

图9为本发明实施例中剖面4有效输导层指示的油气运移充注成藏方向和途径示意图；

图10为本发明实施例中烷基萘相关的成熟度参数等值线示意图；

图11为本发明实施例中苯并咔唑[a]/([a]+[c])的等值线示意图；

图12为本发明实施例中二甲基二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数等值线图结合连井有效的砂岩输导层检测结果确定的油气运移充注成藏方向和途径的示意图；

图13为本发明实施例提供的油气充注成藏途径的示踪装置的结构示意图一；

图14为本发明实施例提供的油气充注成藏途径的示踪装置的结构示意图二。

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。

如图1所示，本发明实施例提供的油气充注成藏途径的示踪方法，包括：

步骤101、厘定各单井的有效的砂岩输导层，在联井剖面上对比追踪有效的砂岩输导层的横向分布。

步骤102、根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图。

步骤103、根据该有效的砂岩输导层的横向分布以及参数等值线图中的参数值的平面变化特征，示踪油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径。

本发明实施例提供的油气充注成藏途径的示踪方法，通过厘定各单井的有效的砂岩输导层，在联井剖面上对比追踪有效的砂岩输导层的横向分布，并根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图，从而根据有效的砂岩输导层的横向分布以及参数等值线图中的参数值的平面变化特征，示踪油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径。可见本发明能够结合有效的砂岩输导层和地球化学参数示踪油气运移、充注成藏的方向和途径，避免了仅通过地球化学方法所示踪的气运移方向和油气充注成藏途径可能不准确的问题。

上述步骤101中，厘定各单井的有效的砂岩输导层，可以通过如下方式实现：

结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

此外，上述步骤102中，根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图，可以通过如下方式实现：

根据二苯并噻吩地球化学参数或三甲基萘成熟度地球化学参数形成参数等值线图。

其中二苯并噻吩地球化学参数可以同时受成熟度和油气运移分馏效应的控制，可以有效示踪油藏充注途径。

为了使本领域的技术人员更好的理解本发明，下面列举一个更为具体的实施例，如图2所示，本发明实施例提供的油气充注成藏途径的示踪方法，包括：

步骤201、根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型。

从物理学中可以得知，油气在水中的浮力(P_b)是由油(气)、水两种介质密度之间的差异而产生的。若以油为例，可以按如下公式建立浮力模型：

P_b＝(ρ_w-ρ_o)gh；

其中：

P_b是指单位面积上高为h的油柱所产生的浮力，单位为N/m²或Pa；

g是重力加速度，大小为9.8m/s²；

ρ_w是地层水的密度，单位为kg/m³；

ρ_o是油的密度，单位为kg/m³；

h为自由水界面以上高度，即油柱高度，单位为m。

可以得知，ρ_w与ρ_o的差值越大，油柱h越高，则浮力P_b越大。

步骤202、结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型。

具体实施时，在根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型之后，结合岩心分析和测井曲线，建立储层参数模型，储层参数模型可以包括砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型。在此步骤前还可以对测井曲线进行标准化处理；选取关键井并进行岩心深度归位；采用线性插值的方法提取深度校正后的岩心分析点深度对应的各测井值。然后在此基础上分别建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率、排驱压力模型。

具体的，实施时可以结合岩心分析和测井曲线，利用岩心刻度测井方法建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型。

其中，建立砂岩泥质含量模型是以粒度分析资料为基础对泥质指示测井曲线(自然伽马GR，自然电位SP等)进行单独分析，根据单相关分析结果选出相关系数最好的曲线进行建模。本发明实施例是根据自然伽马相对值ΔGR与岩心分析泥质含量建立泥质含量模型：

其中： $\mathrm{\ΔGR}=\frac{\mathrm{GR}-{\mathrm{GR}}_{\min }}{{\mathrm{GR}}_{\max }-{\mathrm{GR}}_{\min }};$

GR是解释层的自然伽马值，单位为API；

GR_max是纯泥岩的自然伽马值，单位为API；

GR_min是纯砂岩的自然伽马值，单位为API；

所建模型为：泥质含量V_sh＝16.52·ΔGR+1.43，相关系数R²＝0.84。

步骤203、依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面。

步骤204、检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层。

具体实施时，所需确定的排驱压力是岩石中非润湿性流体驱替润湿性流体所需的最小压力，即非润湿相在岩石中流动所受到的毛管阻力。本发明实施例中分别建立岩心排驱压力—岩心渗透率的一元排驱压力模型以及岩心排驱压力—岩心渗透率—岩心孔隙度的二元排驱压力模型。

模型1：用岩心排驱压力和渗透率建立某地区排驱压力一元模型，如图3所示。

P_d＝0.50K^-0.50，相关系数R²＝0.92，其中P_d为排驱压力，单位为MPa，K为渗透率。

模型2：用岩心排驱压力、孔隙度和渗透率建立某地区排驱压力二元模型，如图4所示。

P_d＝754φ^-3.23K^-0.31，相关系数R²＝0.95，其中P_d为排驱压力，K为渗透率，φ为孔隙度。

通过对比模型1和模型2可以看出模型2(二元模型)比模型1(一元模型)的效果好，故实施时可以优选采用模型2建立排驱压力模型。

在采用岩心刻度测井方法建立了储层参数模型后，可以采用岩心分析化验数据来验证所建储层参数模型的适用性，如图5所示。

第一道：泥质指示曲线，包括自然伽马值GR、自然电位SP、井径CAL；

第二道：三孔隙度曲线，包括中子孔隙度CNL、密度DEN、声波时差测井值AC；

第三道：电阻率曲线，包括深电阻率RT、浅电阻率RXO；

第四道：深度；

第五道：泥质含量，包括测井曲线计算泥质含量V_sh、岩心分析泥质含量CV_sh；

第六道：孔隙度，包括岩心分析孔隙度CPor、模型1(一元模型)计算的孔隙度(Por_模型1)、模型2(二元模型)计算的孔隙度(Por)；

第七道：渗透率，包括岩心分析渗透率CPerm、模型1(一元模型)计算的渗透率(K_模型1)、模型2(二元模型)计算的渗透率(K_模型2)；

第八道：有效输导层(OMI)，包括岩心分析排驱压力CP_d、模型1(一元模型)计算的排驱压力(P_d_模型1)、模型2(二元模型)计算的排驱压力(P_d_模型2)。

由图5可知，测井曲线计算泥质含量(V_sh)与岩心分析泥质含量(CV_sh)一致，模型2(二元模型)计算的孔隙度(Por)与岩心分析孔隙度(CPor)一致；模型2(二元模型)计算的渗透率(K_模型2)与岩心分析渗透率(CPerm)一致；模型2(二元模型)计算的排驱压力(P_d_模型2)与岩心分析排驱压力(CP_d)一致。由此可以看出本发明实施例所建立的储层参数模型可靠。

具体实施时，在建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型之后，依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面。具体的，可以将目的层段中排驱压力最高的地方确定为油气运移封闭面。

具体实施时，在依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面之后，检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层；结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

步骤205、结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定各单井的有效的砂岩输导层，在联井剖面上对比追踪有效的砂岩输导层的横向分布。

步骤206、根据二苯并噻吩地球化学参数或三甲基萘成熟度地球化学参数形成参数等值线图。

其中，二苯并噻吩地球化学参数可以同时受成熟度和油气运移分馏效应的控制，可以有效示踪油藏充注途径。

步骤207、根据有效的砂岩输导层的横向分布以及参数等值线图中的参数值的平面变化特征，示踪油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径。

步骤208、根据油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径确定潜在烃源灶方位。

步骤209、根据已知油藏和潜在烃源灶方位确定油气勘探方向。

为了便于本领域技术人员更好的理解本发明，下面以两个地区(HC地区和BL地区)的多个剖面为例进行说明。

在具体实施例中，如图6-9所示，HC地区包括了剖面1和剖面4，而BL地区包括剖面2、剖面3。

其中，剖面1包括的井位为H7井→H7-1X井→H2-1井→H5井→HD2井→H9X井。

剖面2包括的井位为：L15X井→L5X井→L2井→L1井→L11X井→L13井。

剖面3包括的井位为：L3X井→L14X井→L4井→L8X井→L9X井→L20X井。

剖面4包括的井位为：H7井→H1井→H3-1井→H4X井→H4-1井→H4-3X井。

通过上述步骤201-209，可以获取到各单井的有效输导层，并可以选取代表性连井剖面，绘制成多井有效输导层连井剖面图，可以得到剖面1、2、3、4的连井剖面。

根据各剖面可以得到：

如图6所示，剖面2有效输导层指示的油气运移充注成藏方向和途径是：沿剖面2从北向南、东南运移。

如图7所示，剖面3有效输导层指示的油气运移充注成藏方向和途径是：沿剖面3从北向南、再向西南运移。

如图8所示，剖面1有效输导层指示的油气运移充注成藏方向和途径是：沿剖面1从北向南运移。

如图9所示，剖面4有效输导层指示的油气运移充注成藏方向和途径是：沿剖面4从北向南运移。

另外，如图10所示，列举了一种石油中烷基萘相关的成熟度TMNr参数等值线图，对来自同一烃源灶，属于同一原油族群的原油，该TMNr参数可指示相对成熟度的大小，TMNr参数的平面变化特征可指示油气运移方向和充注途径。

在图10中显示的HC地区，H7井的TMNr参数值接近1.0，为全油气田的最高值。另外，HD1井区和HD4井区TMNr值也较高，从H7井、HD1井区和HD4井区向H3-H2-H5井一线的方向，TMNr值降低到0.75-0.80左右，并进一步充注直接指向H4-3井区，最后TMNr参数值降低到0.55。TMNr等值线的总体变化特征反映出油气可能的运移、充注成藏的方向和途径是从BLCA生烃洼陷，自东北向西南方向，进而向HC油气田方向运移、充注的过程。另外，在BL地区，TMNr参数值可以是沿L4→L8→L9一线参数值从北向南逐渐降低，从而油气可能的运移、充注成藏的方向和途径为从L4向L8，再向L9方向。

此外，如图11所示列举了一种石油中苯并咔唑[a]/([a]+[c])的等值线图。由于咔唑和苯并咔唑是原油中主要的中性含氮化合物，一般也可以作为常用的油气充注成藏途径示踪的分子标志物，苯并咔唑[a]/([a]+[c])主要受运移分馏效应的控制，参数值减小的方向一般指示潜在的油气充注成藏方向和途径。图11中的苯并咔唑[a]/([a]+[c])的等值线图所指示的油气充注成藏方向和途径与图10中的TMNr参数所指示的油气充注成藏方向和途径类似，此处不再赘述。

上述图10和图11提供了油气运移和充注成藏的化学证据，在沉积构造背景、砂体分布和性质等基本认识的基础上，将地球物理测井所确认的有效的砂岩输导层和地球化学所确定的成熟度地球化学参数向结合起来，即可综合判识油气运移和充注成藏方向和途径。

通过上述方式可以得到如图12所示的2,4-/1,4-DMDBT地球化学参数等值线图结合连井有效的砂岩输导层检测结果确定的油气运移充注成藏方向和途径。

其中该2,4-/1,4-DMDBT是石油中二甲基二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数。

如图12所示，HD5X、HD1-2和H7井具有较高的2,4-/1,4-DMDBT地球化学参数最高值，分别为3.51、3.44和3.2。自HD5X、HD1-2和H7井一线，向西南沿HD1井，到H1、H2井，再到H5、HD2井和H3区块H3-2、H3-3、H3-1、H3-5等井区，2,4-/1,4-DMDBT地球化学参数值依次逐渐降低，直至H4-3井降到最低值。在BL地区，L4井的2,4-/1,4-DMDBT地球化学参数值最大为2.72，其次为L12井，并向南降低。另外在HD地区的HD4井井区2,4-/1,4-DMDBT地球化学参数值也较高，L11井的2,4-/1,4-DMDBT地球化学参数最低为1.28。

从2,4-/1,4-DMDBT地球化学参数高参数值到2,4-/1,4-DMDBT地球化学参数低参数值的指向，即为油气运移、充注成藏的方向，而多条等值线向前突出与转折形成拐点的轨迹，则指示油气运移、充注成藏的途径，结合连井剖面各有效的砂岩输导层，可确定油气运移的优势通道。

如图12所示，第一个优势充注途径可以是H7井区到H3井区一线，沿该方向，不仅存在有效的砂岩输导层，具备油气运移的动力学条件，原油化学组成变化特征也提供了直接的分子地球化学特征，即油气沿有效的砂岩输导层发生过油气运移和充注成藏过程。经过单井试油，沿该方向的单井试油产能较高，从H7井到H3井、H4X井等都具有较高的试油产能。

此外，第二个优势充注途径可以是H7→H5→HD2井一线，沿该方向同样具备有效的砂岩输导层的条件，也存在油气运移和充注成藏的分子地球化学证据。经过单井试油，沿该方向的单井试油产能较高。

此外，第三个优势充注途径可以是BL地区的L4→L8X→L9X井一线，沿该方向的井同样具有较高的试油产能。值得注意的是，如图12所示的BL地区沿剖面2方向，即L15X→L5X→L2→L1→L11X→L13井一线，存在有效的砂岩输导层条件，但油藏地球化学示踪结果(即饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数所表示的参数等值曲线图)看，沿该方向并不是油气运移和充注成藏的优势方向。沿该方向的单井试油产能较低，L13井位甚至为干井。

本发明提出的油气充注成藏途径的示踪方法，结合了地球物理测井学-地质学-地球化学技术，可以为油气勘探部署提供：

首先可以如步骤208，预测潜在的烃源灶方位。根据本发明提出的油气充注成藏途径技术得到的结果，如图12所示，油气主要从北向西南，从北向南运移，故推测烃源灶的方位在东北方向，即该BLCA为主要的生烃洼陷。

此外，可以如步骤209，预测有利的油气勘探方向。具体的，一般顺沿优势充注途径的上游或下游方向，是有利的油气勘探方向，在此方向上寻找具有储集与圈闭等条件的有利配置场所，即可预测最有利的勘探目标。

对应于上述图1和图2所示的油气充注成藏途径的示踪方法，如图13所示，本发明实施例提供的油气充注成藏途径的示踪装置，包括：

厘定单元31，可以厘定各单井的有效的砂岩输导层。

对比追踪单元32，可以在联井剖面上对比追踪有效的砂岩输导层的横向分布。

参数等值线生成单元33，可以根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图。

示踪单元34，可以根据有效的砂岩输导层的横向分布以及参数等值线图中的参数值的平面变化特征，示踪油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径。

进一步的，如图14所示，该油气充注成藏途径的示踪装置，还包括：

烃源灶方位确定单元35，可以根据油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径确定潜在烃源灶方位。

油气勘探方向确定单元36，可以根据已知油藏和潜在烃源灶方位确定油气勘探方向。

进一步的，如图14所示，该油气充注成藏途径的示踪装置，还包括：

模型建立单元37，可以根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型，并结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型。

油气运移封闭面确定单元38，可以依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面。

输导层筛选单元39，可以检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层。

此外，厘定单元31可以结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

另外，参数等值线生成单元33可以根据二苯并噻吩地球化学参数或三甲基萘成熟度地球化学参数形成参数等值线图。

值得说明的是，本发明实施例提供的油气充注成藏途径的示踪装置的具体实现方式可以参见图1、图2的方法实施例，此处不再赘述。

本发明实施例提供的油气充注成藏途径的示踪装置，通过厘定各单井的有效的砂岩输导层，在联井剖面上对比追踪有效的砂岩输导层的横向分布，并根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图，从而根据有效的砂岩输导层的横向分布以及参数等值线图中的参数值的平面变化特征，示踪油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径。可见本发明能够结合有效的砂岩输导层和地球化学参数示踪油气运移、充注成藏的方向和途径，避免了仅通过地球化学方法所示踪的气运移方向和油气充注成藏途径可能不准确的问题。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (10)

1.一种油气充注成藏途径的示踪方法，其特征在于，包括：

厘定各单井的有效的砂岩输导层，在联井剖面上对比追踪有效的砂岩输导层的横向分布；

根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图；

根据所述有效的砂岩输导层的横向分布以及所述参数等值线图中的参数值的平面变化特征，示踪油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径。

2.根据权利要求1所述的油气充注成藏途径的示踪方法，其特征在于，还包括：

根据所述油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径确定潜在烃源灶方位；

根据已知油藏和所述潜在烃源灶方位确定油气勘探方向。

3.根据权利要求2所述的油气充注成藏途径的示踪方法，其特征在于，在所述厘定各单井的有效的砂岩输导层之前，包括：

根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型；

结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型；

依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面；

检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层。

4.根据权利要求3所述的油气充注成藏途径的示踪方法，其特征在于，所述厘定各单井的有效的砂岩输导层，包括：

结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

5.根据权利要求4所述的油气充注成藏途径的示踪方法，其特征在于，所述根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图，包括：

根据二苯并噻吩地球化学参数或三甲基萘成熟度地球化学参数形成参数等值线图。

6.一种油气充注成藏途径的示踪装置，其特征在于，包括：

厘定单元，用于厘定各单井的有效的砂岩输导层；

对比追踪单元，用于在联井剖面上对比追踪有效的砂岩输导层的横向分布；

参数等值线生成单元，用于根据饱和烃类成熟度地球化学参数、咔唑类含氮化合物地球化学参数或二苯并噻吩类含硫有机化合物地球化学参数形成参数等值线图；

示踪单元，用于根据所述有效的砂岩输导层的横向分布以及所述参数等值线图中的参数值的平面变化特征，示踪油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径。

7.根据权利要求6所述的油气充注成藏途径的示踪装置，其特征在于，还包括：

烃源灶方位确定单元，用于根据所述油气沿有效的砂岩输导层运移、充注成藏的方向和途径确定潜在烃源灶方位；

油气勘探方向确定单元，用于根据已知油藏和所述潜在烃源灶方位确定油气勘探方向。

8.根据权利要求7所述的油气充注成藏途径的示踪装置，其特征在于，还包括：

模型建立单元，用于根据地下油气藏的油、气、水实测密度差异建立浮力模型，并结合岩心分析和测井曲线，建立砂岩泥质含量、孔隙度、渗透率以及排驱压力模型；

油气运移封闭面确定单元，用于依照排驱压力曲线确定油气运移封闭面；

输导层筛选单元，用于检测出浮力大于排驱压力的砂岩层段，筛选可能的输导层。

9.根据权利要求8所述的油气充注成藏途径的示踪装置，其特征在于，所述厘定单元，具体用于：

结合油气地质学与地球化学对烃类的测试结果，厘定有效的砂岩输导层。

10.根据权利要求9所述的油气充注成藏途径的示踪装置，其特征在于，所述参数等值线生成单元，具体用于：

根据二苯并噻吩地球化学参数或三甲基萘成熟度地球化学参数形成参数等值线图。