CN107766639B - 基于压力降低系数的天然气侧向运移最大距离的计算方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及天然气成藏领域，公开了一种计算天然气侧向运移最大距离的计算方法。具体地，该方法包括以下步骤：（1）确定关键成藏时期；（2）确定天然气侧向运移起点及运移路径；（3）确定天然气侧向运移动力、运移阻力以及压力降低系数；（4）结合上述步骤，根据天然气在侧向运移过程中，由于受到运移阻力的影响，运移动力逐渐减小。当运移动力小于等于运移阻力时，油气就不能再运移了，此时天然气距运移起点的距离就是天然气运移的最大距离。通过本发明提供的方法可以定量计算天然气侧向运移的最大距离，能够确定气藏的分布范围，从而更好的指导勘探目标的选择，提高天然气上钻目标的成功率。

Description

基于压力降低系数的天然气侧向运移最大距离的计算方法
技术领域
本发明涉及石油、天然气成藏领域，特别涉及一种基于压力降低系数的天然气侧向运移最大距离的计算方法。
背景技术
天然气运移特征研究表明，天然气存在纵向和侧向两个不同方向的运移。纵向上，天然气主要沿沟通烃源层与储层的烃源断层作纵向上的运移，导致气藏在纵向上分布的非均质性；侧向上，天然气主要沿与烃源断层相接的砂体作侧向运移，导致气藏在平面上分布的非均质性。天然气沿砂体侧向运移距离越远，气藏含气面积越大，故天然气侧向运移的最大距离决定了气藏的分布范围，这对天然气勘探至关重要。
前人对油气运移路径、油气侧向运移距离等开展了多轮的研究(胡朝元，2005；施和生，2007；郭小文，2010；徐波，2011；李建华，2011；卢浩，2012等)。胡朝元(2005)通过统计国内外200个地区和含油气系统的油气侧向运移距离数据，发现由于每个含油气系统的烃源层、储层、输导体系等存在较大的差异，导致油气侧向运移距离相差较大，但主要分布在20-60km之间。郭小文(2010)等利用盆地模拟的手段，在埋藏史、热史、生烃史模拟的基础上，开展了古流体势的恢复，预测了板桥凹陷沙河街组三段油气运移路径及油气富集区；徐波等(2011)通过辽河油田东部凹陷沙河街组二段油气碳同位素(δ13C1)以及沙河街组三段烃源岩成熟度(RO)数据计算出油气垂向运移距离，结合断层、砂体的空间组合情况，明确油气侧向运移的起点，进而根据已知钻井与侧向运移起点的距离计算出油气侧向运移的距离。
总结前人的研究成果可知，关于油气侧向运移距离的研究方法主要有以下三种：1)通过统计油气成藏地质条件与研究区类似的国内外油气藏距生烃凹陷的水平距离，来推测研究区油气的侧向运移距离；2)通过输导层的空间组合确定油气侧向运移的起点，再利用油气有机-无机地球化学分析资料开展油气运移方向及路径示踪研究，最后根据已知钻井与侧向运移起点的距离计算出油气侧向运移的距离；3)利用盆地模拟手段开展古流体势的恢复，利用油气总是从高势区向低势区运移的特征，预测油气运移的路径及油气富集区。这些方法主要存在几个方面的问题：1)第一种方法主要是统计学及类比的方法，该方法具有很大的不确定性，结果的精度最低；2)第二种方法主要是分析已知钻井的油气侧向运移的距离，该方法计算的结果精度高，但不具备可预测性，对油气勘探部署的指导意义不大；3)第三种方法主要是盆地模拟的方法，但该方法未考虑到毛管压力对油气运移的影响，故模拟的结果精度较低。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术的上述缺陷，提供一种基于压力降低系数的天然气侧向运移最大距离的计算方法，通过该方法实现天然气侧向运移最大距离的精确计算，为天然气勘探部署提供重要的指导作用。
为了实现上述发明目的，本发明提供了以下技术方案：
一种基于压力降低系数的天然气侧向运移最大距离的计算方法，其中，该方法包括以下步骤：
一种基于压力降低系数的天然气侧向运移最大距离的计算方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
(1)确定目标区域天然气关键成藏期；
(2)根据烃源断层与砂体的空间组合特征、砂体的空间展布特征，确定天然气侧向运移的起点及运移的路径；
(3)确定关键成藏期天然气运移动力、运移阻力，并根据运移路径上任意两点的天然气运移动力的降低量确定压力降低系数；
(4)计算天然气最大运移距离；计算原理为油气在运移过程中，由于受到运移阻力的影响，运移动力逐渐减小。当运移动力小于等于运移阻力时，天然气就不能再运移了，此时天然气距运移起点的距离就是天然气运移的最大距离，从而确定天然气侧向运移的最大距离。
进一步的，其中，在步骤(1)中，确定关键成藏期的方法为包裹体测温法。
进一步的，其中，步骤(2)中，天然气侧向运移的起点为砂体与烃源断层相互接触的交点位置。
进一步的，步骤(2)中，天然气侧向运移的路径为天然气从侧向运移的起点沿砂体运移的路径。
进一步的，关键成藏期天然气运移动力为源储剩余压力差，运移阻力为毛管压力；压力降低系数为天然气运移路径上任意两点的天然气运移动力的差值除以两点之间的距离，即单位距离内天然气运移动力的降低值。
进一步的，其中，步骤(4)中，天然气运移的最大距离为当天然气运移的动力降低至与毛管压力相同时，此时天然气距运移起点的距离就是天然气运移的最大距离。
与现有技术相比，本发明的有益效果：本发明提供的技术方法是在充分考虑天然气运移的动力学原理的基础上，通过压汞分析资料，结合盆地模拟技术，实现了天然气侧向运移最大距离的精确计算，突破了天然气侧向运移距离计算方法的技术瓶颈，其计算方法的合理性和计算结果的精确性，均位于同类研究的前列。该研究成果对研究区气藏分布范围的确定及天然气的勘探部署具有重要的指导意义。
附图说明：
图1本发明提供的基于压力降低系数的天然气侧向运移最大距离的计算方法流程图。
具体实施方式
下面结合附图及具体实施例对本发明作进一步的详细描述。但不应将此理解为本发明上述主题的范围仅限于以下的实施例，凡基于本发明内容所实现的技术均属于本发明的范围。
如图1所示，本发明提供了一种基于压力降低系数的天然气侧向运移最大距离的计算方法，其中，该方法包括以下步骤：
S100：确定关键成藏时期；
S200：根据烃源断层与砂体的空间组合特征、砂体的空间展布特征，确定天然气侧向运移的起点及运移的路径；
S300：确定关键成藏期天然气运移动力、运移阻力，并根据运移路径上任意两点的天然气运移动力的降低量确定压力降低系数；
S400：根据天然气在运移过程中，由于受到运移阻力的影响，运移动力逐渐减小。当运移动力小于等于运移阻力时，天然气就不能再运移了，此时天然气距运移起点的距离就是天然气运移的最大距离，从而确定天然气侧向运移的最大距离。
根据本发明，在步骤S100中，确定关键成藏时期的方法为包裹体测温法。
在本发明中，对包裹体均一化温度进行研究的方式可以包括确定不同成藏时期的包裹体均一化温度。
具体地，确定包裹体均一化温度的方法可以包括以下步骤：
1)实验室对包裹体均一温度进行测定；
在该测定过程中，应注意4个条件：①包裹体俘获时为单一的均质相态；②被俘获的包裹体的孔洞体积，成分没有发生变化；③压力的影响不大或可以校正；④均一温度测定的精确。
2)将包裹体均一温度转换成包裹体形成时的古埋藏深度的地质涵义，具体如式(II)所示：
Figure BDA0001433757410000051
其中，T为流体包裹体形成温度(均一化温度)，单位为℃；T0为包裹体被捕获时的地表温度，单位为℃；Z为埋藏深度，单位为m；
Figure BDA0001433757410000052
为地温梯度，单位℃/100m。
3)根据包裹体形成时的古埋藏深度，结合研究层系埋藏演化史，对应深度Z的时间即为俘获包裹体成岩矿物的形成时间，即油气成藏时期。应注意的是，在本发明中，术语“包裹体”指的是矿物中由一相或多相物质组成的并与宿主矿物具有相的界限的封闭系统。包裹体的成分多样，形状和大小各异，既有固相，也有液相和气相的，还有这三种相态的不同组合。储层成岩矿物及其中流体包裹体直接记录了沉积盆地油气成藏条件和过程，是主要的成藏化石记录。
优选的，本发明中所述关键成藏时期的包裹体均一化温度一般为110-130℃；更优选地，所述关键成藏时期包括晚白垩末期。
本发明中，在步骤(2)中烃源断层、砂体展布特征根据本领域常规的断层精细解释及砂体地震刻画的方法来识别。
本发明中，烃源断层为沟通烃源层与储层的断层，其向下断至烃源层，向上断至储层，下伏烃源层生成的天然气就可以顺烃源断层向上运移至与烃源断层相接的砂体中。烃源断层的识别主要是通过本领域常规的断层精细解释方法来识别。
本发明中，砂体的空间展布特征即砂体在平面上、纵向上的分布范围，主要是通过本领域各种常规的地球物理方法刻画，例如可以采用基于地震振幅属性、波阻抗属性的砂体刻画技术。
在烃源断层识别和砂体刻画的基础上，烃源断层与砂体接触的交点位置即为天然气运移的起点；天然气顺烃源断层运移至砂体中，就沿砂体进行侧向运移，故砂体在平面上的展布方向、范围即为天然气沿砂体的运移路径。
根据本发明，在步骤(3)中关键成藏期天然气运移动力为源储剩余压力差，运移阻力为毛管压力；压力降低系数为天然气运移路径上任意两点的天然气运移动力的差值除以两点之间的距离，即单位距离内天然气运移动力的降低值。
本发明中，关键成藏期源储剩余压力差为关键成藏期烃源岩的剩余压力与储层的剩余压力之差。关键成藏期烃源岩或储层的剩余压力为关键成藏期烃源岩或储层的地层压力与静水压力之差。
Psr＝Ps-Pr 式(1)
Psr为成藏期源储剩余压力差，单位为MPa；Ps为关键成藏期烃源岩的剩余压力，单位为MPa；Pr为成藏期储层的剩余压力，单位为MPa；
Pe＝Pl-P0 式(2)
式中Pe剩余压力，单位为MPa；Pl为地层压力，单位为MPa；P0为静水压力，单位为MPa；
关键成藏期烃源岩或储层的地层压力主要通过盆地模拟的方法确定。应用盆地模拟方法对古地层压力的恢复主要是通过计算机定量模拟，用回剥的方法把某一地层现今的厚度和地层压力恢复到埋藏时期某一时刻的厚度和压力。
静水压力在本研究中指单位面积上受到上覆地层水的压力；
静水压力＝ρ×g×h 式(3)
静水压力单位MPa，ρ为地层水的密度kg/m3，本研究中取1.01×103kg/m3；g为重力加速度，9.8m/s2；h为上覆水柱的高度m，本研究中取烃源岩或储层的中部埋藏深度；
根据式(1)、(2)、(3)，结合盆地模拟手段，我们可以求得天然气运移路径上任意位置的天然气运移动力，即源储剩余压力差。压力降低系数为单位距离内，天然气运移动力的降低值：
n＝(Pa-Pb)/D 式(4)
n为压力降低系数，单位为MPa/km；Pa、Pb为任意a、b两个位置的源储剩余压力差，单位为MPa；D为任意a、b两个位置的距离，单位为km；
利用盆地模拟方法，根据公式(1)、(2)、(3)、(4)，就可以计算出天然气运移起点的运移动力、压力降低系数；
本发明中，天然气运移的阻力为毛管压力。当岩石表面存在两相流体时，必定有一相流体倾向于润湿岩石。由于受到润湿性的影响，气(油)水两相的分界面并不是平面，而是个弯曲面，并且弯曲面总是凸向润湿相一侧，弯液面两侧的气水相压力差，即为毛管压力。故毛管压力是两相流体在毛细管中共存时表现出来的性质，当气或者油驱水时，毛管压力总是表现为阻力。
毛管压力可以通过压汞实验获取。压汞实验是本领域用来研究储层孔隙结构的一种常规实验，其主要是通过用液体汞来代替天然气(石油)，模拟天然气(石油)在储层中的运移过程。因为汞对大多数岩石来说都是非润湿的，对汞施加压力后，当汞的压力和储层的毛管压力相等时，汞就能够克服毛管压力进入孔隙，此时的压力即为毛管压力。
但是由于实验所用的汞与天然气物理性质有一定的差异，故需要把实验室测的毛管压力转换成地层条件下的毛管压力：
Figure BDA0001433757410000081
式中，Pwg为地层条件的毛管压力，单位为MPa；PHg为实验室测的毛管压力，单位为MPa；σWg为地层条件下气水表面张力，单位为mN/m；θWg为气水润湿角，取值0°；σHg为汞表面张力480mN/m；θHg为汞润湿角，取值140°；
根据公式(1)-(5)计算出天然气运移动力源储剩余压力差Psr、运移阻力毛管压力Pwg及压力降低系数n，就可以根据公式(6)计算天然气侧向运移的最大距离K：
K＝(Psr-Pwg)/n 式(6)
式中K为天然气侧向运移的最大距离，km；
具体实施例1：本实施例是为了说明本发明提供的计算天然气侧向运移最大距离的计算方法。
S100：确定关键成藏时期；
通过包裹体均一温度法确定不同成藏时期的不同研究区(同上)的包裹体均一化温度，具体包括以下步骤：
(1)实验室对包裹体均一温度进行测定；
在该测定过程中，应注意4个条件：①包裹体俘获时为单一的均质相态；②被俘获的包裹体的孔洞体积，成分没有发生变化；③压力的影响不大或可以校正；④均一温度测定的精确。
(2)将包裹体均一温度转换成包裹体形成时的古埋藏深度的地质涵义，具体如式(II)所示：
Figure BDA0001433757410000091
其中，T为流体包裹体形成温度(均一化温度)，℃；T0为包裹体被捕获时的地表温度，℃；Z为埋藏深度，m；dT/dZ为地温梯度，℃/100m。
(3)根据包裹体形成时的古埋藏深度，结合研究层系埋藏演化史，对应深度Z的时间即为俘获包裹体成岩矿物的形成时间，即油气成藏时期(参见文献《油气包裹体在确定油气成藏年代及期次中的应用》，李宏卫等)。
结果表明，成都凹陷沙溪庙组包裹体的均一化温度主峰区间分布在110～130℃，结合埋藏演化史可知，沙溪庙组成藏期大致在J1的早-中期；晚期为气藏发育阶段，以干气为主，成藏期大致在晚白垩末期；
S200：根据烃源断层与砂体的空间组合特征、砂体的空间展布特征，确定天然气侧向运移的起点及运移的路径；
在烃源断层识别和砂体刻画的基础上，烃源断层与砂体接触的交点位置即为天然气运移的起点；天然气顺烃源断层运移至砂体中，就沿砂体进行侧向运移，故砂体在平面上的展布方向、范围即为天然气沿砂体的运移路径。
S300：确定关键成藏期天然气运移动力、运移阻力，并根据运移路径上任意两点的天然气运移动力的降低量确定压力降低系数；
利用盆地模拟手段，模拟出沙溪庙组关键成藏期晚白垩末期天然气运移起点的源储剩余压力差为15MPa；利用压汞实验数据测得沙溪庙组储层毛管压力为14MPa，根据公式(5)转化为地层条件下的毛管压力，利用盆地模拟可知，关键成藏期沙溪庙组地层压力为30MP。
Figure BDA0001433757410000092
式中，σWg为30MPa下气水表面张力，取值50mN/m；θWg为气水润湿角，取值0°；σHg为汞表面张力480mN/m；θHg为汞润湿角，取值140°，计算得出：
Pwg＝PHg/7＝2MPa
同时，利用盆地模拟手段，模拟出运移路径上任意两点的源储剩余压力差，便可由公式(4)计算出压力降低系数。我们在计算过程中，尽量多取取几个点，计算出压力降低系数的平均值为0.36MPa/km。
S400：根据油气在运移过程中，由于受到运移阻力的影响，运移动力逐渐减小。当运移动力小于等于运移阻力时，天然气就不能再运移了，此时天然气距运移起点的距离就是天然气运移的最大距离，从而确定天然气侧向运移的最大距离。
计算出源储剩余压力差Psr、运移阻力毛管压力Pwg及压力降低系数n后，根据公式(6)便可计算出天然气侧向运移的最大距离为36km。
以上实施例的结果表明，本发明提供的技术方法是在充分考虑天然气运移的动力学原理的基础上，通过压汞分析资料，结合盆地模拟技术，实现了天然气侧向运移最大距离的精确计算，突破了天然气侧向运移距离计算方法的技术瓶颈，其计算方法的合理性和计算结果的精确性，均位于同类研究的前列。该研究成果对研究区气藏分布范围的确定及天然气的勘探部署具有重要的指导意义。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。

Claims (4)

1.一种基于压力降低系数的天然气侧向运移最大距离的计算方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
(1)确定目标区域天然气关键成藏期；
(2)根据烃源断层与砂体的空间组合特征、砂体的空间展布特征，确定天然气侧向运移的起点及运移的路径；
(3)确定关键成藏期天然气运移动力、运移阻力，并根据运移路径上任意两点的天然气运移动力的降低量确定压力降低系数；
(4)计算天然气最大运移距离；
其中，步骤(3)中，所述关键成藏期天然气运移动力为源储剩余压力差，运移阻力为毛管压力；压力降低系数为天然气运移路径上任意两点的天然气运移动力的差值除以两点之间的距离；
所述源储剩余压力差为关键成藏期烃源岩的剩余压力与储层的剩余压力之差；
所述关键成藏期烃源岩的剩余压力为关键成藏期烃源岩的地层压力与静水压力之差；
所述储层的剩余压力之差为储层的地层压力与静水压力之差；
所述静水压力＝ρ×g×h，ρ为地层水的密度，g为重力加速度，h为上覆水柱的高度；
所述关键成藏期烃源岩的地层压力通过盆地模拟的方法确定，具体步骤包括：通过计算机定量模拟对古地层压力进行恢复，用回剥的方法把地层现今的厚度和地层压力恢复到埋藏时期的厚度和压力；
其中，步骤(4)中，天然气运移的最大距离为当天然气运移的动力降低至与毛管压力相同时，此时天然气距运移起点的距离就是天然气运移的最大距离；
所述毛管压力通过压汞实验获取，将压汞实验测的毛管压力转换成地层条件下的毛管压力的计算公式为：
Figure FDA0002816623470000011
其中，Pwg为地层条件的毛管压力，PHg为实验室测的毛管压力，σWg为地层条件下气水表面张力，θWg为气水润湿角，σHg为汞表面张力，θHg为汞润湿角。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤(1)中，确定关键成藏期的方法为包裹体测温法。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(2)中，天然气侧向运移的起点为砂体与烃源断层相互接触的交点位置。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(2)中，天然气侧向运移的路径为天然气从侧向运移的起点沿砂体运移的路径。
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