CN104360412B - 致密深盆气成藏预测方法和装置 - Google Patents

致密深盆气成藏预测方法和装置 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种致密深盆气成藏预测方法和装置，通过根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r，然后根据临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ，进而，当埋藏深度H下的实际孔隙度小于临界孔隙度上限Φ时，则确定待勘探区域在埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。由于临界孔隙度上限Φ以及临界孔喉半径r不是一个固定值，而是随着不同待勘探区域在不同埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg和地层温度T等因素不断变化的，因此，能够提高致密深盆气成藏预测的准确度。

Description

致密深盆气成藏预测方法和装置
技术领域
本发明涉及天然气勘探技术，尤其涉及一种致密深盆气成藏预测方法和装置。
背景技术
致密砂岩气藏是天然气勘探开发中的重要方面。致密深盆气藏是致密砂岩气藏中的一种重要的类型。因其分布在盆地深部或构造底部，故称为致密深盆气藏。
在针对某一待勘探区域的致密深盆气成藏预测中，往往是通过比较该区域各深度下的实际临界孔隙度与临界孔隙度之间的大小关系，从而预测在各深度下是否能够成藏，进而获得致密深盆气成藏的深度范围。
但是由于现有技术中，将临界孔隙度设置为一固定值，因此，往往造成致密深盆气成藏预测的准确度较低。
发明内容
本发明提供一种致密深盆气成藏预测方法和装置，用于解决现有技术中致密深盆气成藏预测的准确度较低的技术问题。
本发明的一个方面是提供一种致密深盆气成藏预测方法，包括：
根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r；
根据所述临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ；
当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定所述待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。
本发明的另一个方面是提供一种致密深盆气成藏预测装置，包括：
第一计算模块，用于根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r；
第二计算模块，用于根据所述临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ；
预测模块，用于当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定所述待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。
本发明提供的致密深盆气成藏预测方法和装置，通过根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r，然后根据所述临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ，进而，当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。由于临界孔隙度上限Φ以及临界孔喉半径r不是一个固定值，而是随着不同待勘探区域在不同埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg和地层温度T等因素不断变化的，因此，能够提高致密深盆气成藏预测的准确度。
附图说明
图1为本发明一实施例提供的一种致密深盆气成藏预测方法的流程示意图；
图2为致密深盆气藏圈闭边界受力关系图；
图3A为第一种预测致密深盆气成藏深度的模式图；
图3B为第二种预测致密深盆气成藏深度的模式图；
图3C为第三种预测致密深盆气成藏深度的模式图；
图3D为第四种预测致密深盆气成藏深度的模式图；
图4为本发明另一实施例提供的一种致密深盆气成藏预测方法的流程示意图；
图5为本发明一实施例提供的一种致密深盆气成藏预测装置的结构示意图；
图6为本发明另一实施例提供的一种致密深盆气成藏预测装置的结构示意图。
具体实施方式
图1为本发明一实施例提供的一种致密深盆气成藏预测方法的流程示意图，如图1所示，包括：
101、根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r。
具体的，首先分别计算待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z：
根据待勘探区域的地温梯度以及所确定的埋藏深度H，计算在该埋藏深度H下的地层温度T。
水的密度ρw可以根据公式ρw＝exp(-αT+βp+6.91)进行计算，其中，α＝5.00×10-4，β＝4.78×10-10。具体来说，α为水热膨胀系数，单位是℃-1；β为水压缩系数，单位是pa -1；T为地层温度，单位是℃；p为地层水压；常数6.91是水在4℃下，一个标准大气压下的密度为1000kg/m3条件下得到的。
天然气为单一的甲烷气体，根据甲烷气体的密度即可获得天然气的密度ρg，具体来说，天然气的密度ρg可以根据下列公式联立获得：
V3-(b1+RT/p)V2+(a1/p)V-a1b1/p＝0；
ρg＝M/V。
其中，a1＝2.25×10-1(pa·m6/mol2)，b1＝4.28×10-5(m3/mol)，R为气体常数；V为摩尔体积，单位是m3/mol；M为甲烷的摩尔质量，为0.016kg/mol；T为地层温度，单位是℃；p为地层水压。
界面张力σ可根据《天然气地质学》的实验数据采用二元非线性回归的方法拟合得到：
σ＝-6.708×10-3×T-4.478×10-3×p+5.217×10-4×T2-4.669×10-5×p2。
其中，T为地层温度，单位是℃；p为地层水压。
接触润湿角θ大于45°时，上部的水无法回流，不能产生边水和底水，不存在浮力作用，此时致密深盆气藏气水界面受到静水压力、毛细管力和气体膨胀力作用。当天然气继续向上部运移，到达孔隙比较大的储层中，当接触润湿角θ小于45°时，上部水向下回流，产生浮力，此时致密深盆气藏气水界面受到浮力、静水压力、毛细管力和气体膨胀力作用，发生置换式运移，运移至构造高点形成常规气藏。所以认为接触润湿角θ＝45°为临界状态。
气体压缩因子Z指实际气体性质与理想气体性质偏差的修正值。根据卡兹天然气压缩因子曲线图版，获得甲烷气体在不同地温梯度不同深度的压缩因子值。由于天然气为单一的甲烷气体，可将甲烷气体的压缩因子值作为气体压缩因子Z的取值。
然后，将上述计算获得的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，代入公式进行计算，获得埋藏深度H下的临界孔喉半径r；其中，R是气体常数，M是摩尔质量，g是重力加速度。
需要说明的是，临界孔喉半径r的计算公式是基于气水界面的力平衡建立方程进行推导后所获得的：
图2为致密深盆气藏圈闭边界受力关系图，如图2所示，在埋藏深度H下建立气水界面的力平衡方程为Pw+Pc＝Pe。
其中，Pw为静水压强，单位是N/m2；Pc为毛细管强，单位是N/m2；Pe为气体膨胀强，单位是N/m2。
将Pw＝ρwgH，pc＝2σcosθ/r，pe＝ZρgRT/M代入气水界面的力平衡方程，整理后即可获得：
临界孔喉半径r的计算公式一般来说，临界孔喉半径r的取值范围为(10-1，1)μm。
102、根据临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ。
具体的，根据公式φ＝a·rb进行计算，获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ；其中，a和b是对所述待勘探区域的岩心进行压汞实验所获得的拟合参数，g是重力加速度。
需要说明的是，经过对临界孔喉半径r的计算公式以及临界孔隙度上限Φ的计算公式φ＝a·rb分析发现，包括临界孔喉半径r和临界孔隙度上限Φ在内的临界物性上限，当地温梯度一定时，随埋藏深度H增大而减小；当埋藏深度一定时，致密深盆气成藏的临界物性上限随地温梯度增大而减小。
103、当埋藏深度H下的实际孔隙度小于临界孔隙度上限Φ时，则确定待勘探区域在埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。
具体的，当计算获得连续多个不同埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ时，可绘制用于表征该多个临界孔隙度上限Φ与埋藏深度H之间的对应关系的临界孔隙度曲线。以及，根据连续多个不同埋藏深度H下的实际孔隙度，绘制表征实际孔隙度与埋藏深度H之间的对应关系的实际孔隙度曲线。进而，将成藏期时的实际孔隙度曲线和临界孔隙度曲线作对比分析，有可能得到四种空间位置关系，也就是得到四种预测致密深盆气成藏深度的模式：
图3A为第一种预测致密深盆气成藏深度的模式图，如图3A所示，当两曲线不相交，并且在相同埋藏深度H，成藏期时实际孔隙度始终大于临界孔隙度上限Φ，在任何埋藏深度H处都无法形成致密深盆气藏。
图3B为第二种预测致密深盆气成藏深度的模式图，如图3B所示，当两曲线不相交，而任意相同埋藏深度H，成藏期时实际孔隙度都小于临界孔隙度上限Φ，则在任意的埋藏深度H致密深盆气都具备成藏的孔隙度条件。
图3C为第三种预测致密深盆气成藏深度的模式图，如图3C所示，当两曲线相交，且在交点对应的埋藏深度H之下，成藏期时实际孔隙度小于临界孔隙度上限Φ，在此埋藏深度H之下致密深盆气具备成藏的孔隙度条件。
图3D为第四种预测致密深盆气成藏深度的模式图，如图3D所示，当两曲线相交，且在交点对应埋藏深度H之上，成藏期时实际孔隙度小于临界孔隙度上限Φ，在此深度之上致密深盆气具备成藏的孔隙度条件。
需要说明的是，在图3A、图3B、图3C和图3D中曲线①代表临界孔隙度曲线，曲线②代表实际孔隙度曲线，阴影部分代表预测成藏深度范围。
进一步，在103之前，还包括：
确定待勘探区域在埋藏深度H下的实际孔隙度大于临界孔隙度下限。
也就是说，只有当实际孔隙度处于临界孔隙度下限以及临界孔隙度上限Φ之间时，在待勘探区域在埋藏深度H下才具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。
本实施例中，通过根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r，然后根据所述临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ，进而，当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。由于临界孔隙度上限Φ以及临界孔喉半径r不是一个固定值，而是随着不同待勘探区域在不同埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg和地层温度T等因素不断变化的，因此，能够提高致密深盆气成藏预测的准确度。
图4为本发明另一实施例提供的一种致密深盆气成藏预测方法的流程示意图，如图4所示，包括：
401、计算在不同埋藏深度H，不同地温梯度下水的密度ρw和天然气的密度ρg。
具体的，根据公式ρw＝exp(-αT+βp+6.91)进行计算，其中，α＝5.00×10-4，β＝4.78×10-10。以及根据V3-(b1+RT/p)V2+(a1/p)V-a1b1/p＝0；ρg＝M/V进行计算，其中，a1＝2.25×10-1(pa·m6/mol2)，b1＝4.28×10-5(m3/mol)。
例如，在500-5000m埋藏深度下水的密度ρw和天然气的密度ρg的计算结果如下表1所示：
表1
402、计算在不同埋藏深度H下的界面张力σ。
具体的，根据公式进行计算，获得不同埋藏深度H下的界面张力σ，σ＝-6.708×10-3×T-4.478×10-3×p+5.217×10-4×T2-4.669×10-5×p2。
例如：在深度为3500m，4500m和5000m时，分别计算可得界面张力σ为：0.026N/m，0.024N/m，0.023N/m。
403、计算不同埋藏深度H，不同地温梯度下的气体压缩因子Z。
具体的，根据卡兹天然气压缩因子曲线图版中甲烷气体的数据值，获得天然气在不同地温梯度不同埋藏深度H下的压缩因子值Z。
例如，在500-5000m埋藏深度下压缩因子值Z的计算结果如下表2所示：
表2
404、将计算获得的水的密度ρw、天然气的密度ρg、界面张力σ和气体压缩因子Z，代入临界孔喉半径r的计算公式进行计算，并根据临界孔喉半径r计算获得临界孔隙度上限Φ。
具体的，将计算获得的水的密度ρw、天然气的密度ρg、界面张力σ和气体压缩因子Z，以及所确定的接触润湿角θ＝45°，代入临界孔喉半径r的计算公式进行计算，获得不同地温梯度不同埋藏深度H下的的临界孔喉半径r。
例如，在500-5000m埋藏深度下临界孔喉半径r的计算结果如下表3所示：
表3
进而将临界孔喉半径r代入公式φ＝a·rb获得临界孔隙度上限Φ。以塔里木盆地库车东部依南地区为例，根据压汞实验资料拟合孔隙度与中值孔喉半径的关系：φ＝8.58×r0.154。
将表3中临界孔喉半径r代入上式，依南地区的地温梯度约为2.2℃/100m，介于2℃/100m和2.5℃/100m之间，可得库车东部依南地区临界孔隙度上限Φ与埋藏深度的关系如下表4所示：
表4
从表4可以看出，库车东部依南地区随着埋藏深度的增加，临界孔隙度上限Φ呈指数降低，在埋藏深度500m时临界孔隙度上限Φ介于9.44％-10.24％，5000m时临界孔隙度上限Φ约为7.86％-8.79％；在同一埋藏深度，具有较高地温梯度时的临界孔隙度上限Φ相对具有较低地温梯度时的临界孔隙度上限Φ略小。
405、根据实际孔隙度与临界孔隙度上限Φ的比较结果，进行致密深盆气成藏预测。
具体的，当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定所述待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。
本实施例中，通过根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r，然后根据所述临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ，进而，当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。由于临界孔隙度上限Φ以及临界孔喉半径r不是一个固定值，而是随着不同待勘探区域在不同埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg和地层温度T等因素不断变化的，因此，能够提高致密深盆气成藏预测的准确度。
图5为本发明一实施例提供的一种致密深盆气成藏预测装置的结构示意图，如图5所示，包括依次连接的第一计算模块51、第二计算模块52和预测模块53。
第一计算模块51，用于根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r。
其中，临界孔喉半径r的取值范围为(10-1，1)μm。
第一计算模块51，具体用于根据公式进行计算，获得埋藏深度H下的临界孔喉半径r；其中，R是气体常数，M是摩尔质量，g是重力加速度。
第二计算模块52，与第一计算模块51连接，用于根据所述临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ。
第二计算模块52，具体用于根据公式φ＝a·rb进行计算，获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ；其中，a和b是对所述待勘探区域的岩心进行压汞实验所获得的拟合参数。
预测模块53，与第二计算模块52连接，用于当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定所述待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。
本实施例中，通过根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r，然后根据所述临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ，进而，当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。由于临界孔隙度上限Φ以及临界孔喉半径r不是一个固定值，而是随着不同待勘探区域在不同埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg和地层温度T等因素不断变化的，因此，能够提高致密深盆气成藏预测的准确度。
图6为本发明另一实施例提供的一种致密深盆气成藏预测装置的结构示意图，如图6所示，在上一实施例的基础上，本实施例中的致密深盆气成藏预测装置，进一步包括：确定模块61。
确定模块61，与预测模块53连接，用于确定所述待勘探区域在埋藏深度H下的实际孔隙度大于临界孔隙度下限。
本实施例中，通过根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r，然后根据所述临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ，进而，当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件。由于临界孔隙度上限Φ以及临界孔喉半径r不是一个固定值，而是随着不同待勘探区域在不同埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg和地层温度T等因素不断变化的，因此，能够提高致密深盆气成藏预测的准确度。
本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (6)

1.一种致密深盆气成藏预测方法，其特征在于，包括：
根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r；
根据所述临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ；
当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定所述待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件；
其中，所述根据在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r，包括：
根据公式进行计算，获得埋藏深度H下的临界孔喉半径r；其中，R是气体常数，M是摩尔质量，g是重力加速度；
所述根据所述临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ，包括：
根据公式φ＝a·rb进行计算，获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ；其中，a和b是对所述待勘探区域的岩心进行压汞实验所获得的拟合参数。
2.根据权利要求1所述的致密深盆气成藏预测方法，其特征在于，所述当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定所述待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件之前，还包括：
确定所述待勘探区域在埋藏深度H下的实际孔隙度大于临界孔隙度下限。
3.根据权利要求1或2所述的致密深盆气成藏预测方法，其特征在于，所述临界孔喉半径r的取值范围为(10-1，1)μm。
4.一种致密深盆气成藏预测装置，其特征在于，包括：
第一计算模块，用于根据待勘探区域在埋藏深度H下的界面张力σ、天然气的密度ρg、水的密度ρw、接触润湿角θ、地层温度T和气体压缩因子Z，计算埋藏深度H下的临界孔喉半径r；
第二计算模块，用于根据所述临界孔喉半径r，计算获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ；
预测模块，用于当埋藏深度H下的实际孔隙度小于所述临界孔隙度上限Φ时，则确定所述待勘探区域在所述埋藏深度H下具备致密深盆气成藏的孔隙度条件；
其中，
所述第一计算模块，具体用于根据公式进行计算，获得埋藏深度H下的临界孔喉半径r；其中，R是气体常数，M是摩尔质量，g是重力加速度；
所述第二计算模块，具体用于根据公式φ＝a·rb进行计算，获得埋藏深度H下的临界孔隙度上限Φ；其中，a和b是对所述待勘探区域的岩心进行压汞实验所获得的拟合参数。
5.根据权利要求4所述的致密深盆气成藏预测装置，其特征在于，所述装置还包括：
确定模块，用于确定所述待勘探区域在埋藏深度H下的实际孔隙度大于临界孔隙度下限。
6.根据权利要求4或5所述的致密深盆气成藏预测装置，其特征在于，所述临界孔喉半径r的取值范围为(10-1，1)μm。
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