CN107818236B - 一种致密砂岩气藏的动态选区评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及气藏领域，公开了一种致密砂岩气藏的动态选区评价方法。具体地，该方法包括以下步骤：(1)确定关键成藏时期；(2)以时间轴为主线，对成藏条件进行动态分析；(3)对关键成藏时期和成藏条件的动态分析的结果进行匹配分析，以获得不同关键成藏时期的成藏主控因素；(4)结合上述步骤，基于不同关键成藏时期的成藏主控因素，对致密砂岩气藏的动态选区进行评价。通过本发明提供的方法可以实现致密砂岩气区动态选区评价，为致密砂岩气区的天然气富集区带预测提供了更为可靠的动态评价方法，提高了区带评价的可信度。

Description

一种致密砂岩气藏的动态选区评价方法

技术领域

本发明涉及气藏领域，具体地，涉及一种致密砂岩气藏的动态选区评价方法。

背景技术

致密砂岩气藏的勘探研究，以北美地区进行得最早和研究水平最高。北美地区的致密砂岩气富集规律研究基本上是立足于深盆气、连续性油气藏理论而展开的，一般较侧重于成藏地质条件中烃源岩和储层沉积相的研究，其中尤其注重“甜点”分布规律的研究。通过对主要致密砂岩含气盆地及其主要气田的解剖和对比分析，总结了致密砂岩气藏形成地质条件和圈闭机制，包括地质背景、气源岩、储层条件、异常压力、裂缝特征、油气运移等方面的成果，指出了致密砂岩气藏研究工作的重点：储层性质、气藏形成机制及气水关系、裂缝与次生孔隙的形成机理与分布规律等。

国内大量学者也结合类似气藏的特征，对国内的气藏进行了类比分析和探讨(张金川，1999年；宋岩、洪峰，2001年；马新华，2005年；陈昭国2005年；郝蜀民、惠宽洋，2006年；叶军，2006年；庞雄奇，2007年)。邹才能等(2007年，2009年)提出了低渗透砂岩大油气区和地层岩性油气藏的概念，并对此类气藏的形成条件和气藏特征进行了总结：大范围、低丰度、小气藏、大气区的天然气聚集模式；广覆式优质烃源岩与储盖层的紧密式接触；主要发育于大规模陆相或海陆交互相的浅水三角洲体系；大范围准层状岩性型、成岩型和毛管压力型为主的多种圈闭类型；达西流和非达西流的双重渗流机理；多种类型的气水关系并存，气水分布复杂；甜点高产、带状富集、宏观连片的资源分布特点。杨克明、朱宏权等(2010年)按照区带评价的原则，根据油气成藏基本要素和四川盆地碎屑岩层系的成藏地质条件特点，选取烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件和成藏配套条件等五个方面22项参数作为区带评价的评价因子。并且建立了以生烃强度、沉积相、古构造、圈闭发育程度、勘探成效等为主要评价参数的川西拗陷须家河组区带评价标准。

油气从烃源岩—圈闭的成藏历史是一个漫长的微观过程。油气成藏的生—储—盖匹配关系就是从地质过程和宏观角度研究油气赋存的时—空约束条件(陈红汉，2007年)。从烃源岩进入生烃门限“深度”，到含油气系统分析中烃源岩开始大量生烃的“关键时刻”，反映了石油地质学对“时间”概念理解的深化(Magoon L B et al,1994；Chen et al,1997,1998)；而明确强调油气生成、运移和聚集过程随时间的演变关系(龚再升等，1994年)。

前期对致密砂岩气藏的评价，主要是通过成藏关键地质条件为评价参数进行评价。虽然充分考虑了不同成藏体系烃源、储层以及构造条件等的成藏控制因素与油气藏的关系。但是由于致密砂岩气藏通常在时间和空间上具有“叠合性、广覆性、节律性、模糊性及多样性”的特征，油气成藏过程及选区评价研究应充分建立在时间轴概念之上。

发明内容

本发明的目的是为了克服现有技术的上述缺陷，提供一种致密砂岩气藏的动态选区评价方法，通过该方法可以实现对致密砂岩气藏的动态选区评价。

为了实现上述目的，本发明提供一种致密砂岩气藏的动态选区评价方法，其中，该方法包括以下步骤：

(1)确定关键成藏时期；

(2)以时间轴为主线，对成藏条件进行动态分析；

(3)对关键成藏时期和成藏条件的动态分析的结果进行匹配分析，以获得不同关键成藏时期的成藏主控因素；

(4)基于不同关键成藏时期的成藏主控因素，对致密砂岩气藏的动态选区进行评价。

本发明提供的方法是在充分考虑致密砂岩气区具有“叠合性、广覆性、节律性、模糊性、多样性”的五性地质特征的前提下，以致密砂岩气区成藏关键时期为评价主线，以不同关键成藏期动态“源-相-位”三元控藏因素为评价指标，在建立不同关键成藏期成藏主控因素以及成藏模式的基础上，可以实现致密砂岩气区动态选区评价，为致密砂岩气区的天然气富集区带预测提供了更为可靠的动态评价方法，提高了区带评价的可信度。

本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。

具体实施方式

以下对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。

在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。

本发明提供了一种致密砂岩气藏的动态选区评价方法，其中，该方法包括以下步骤：

(1)确定关键成藏时期；

(2)以时间轴为主线，对成藏条件进行动态分析；

(3)对关键成藏时期和成藏条件的动态分析的结果进行匹配分析，以获得不同关键成藏时期的成藏主控因素；

(4)基于不同关键成藏时期的成藏主控因素，对致密砂岩气藏的动态选区进行评价。

根据本发明，在步骤(1)中，确定关键成藏时期的方式包括对烃源岩排烃史、包裹体均一化温度、圈闭形成史和构造发育史中的至少一种进行研究；优选地，包括对烃源排烃史和/或包裹体均一化温度进行研究。

在本发明中，对烃源排烃史进行研究的方式可以包括确定不同成藏时期的排烃强度。其中，确定排烃强度的方式可以为本领域的常规选择，例如，可以通过生烃潜力法得出。

具体地，确定排烃强度的方法可以包括以下步骤：

(A1)收集研究区烃源岩层段的热解色谱资料，建立烃源岩生烃潜力指数剖面，即(S₁+S₂)/TOC；

(A2)根据剖面的变化特征和趋势，确定排烃门限，并计算不同埋深下烃源岩的排烃率；

(A3)求出排烃率后，结合烃源岩厚度、有机碳含量以及密度等数据，根据式(I)计算排烃强度：

其中，E_kc为排烃强度，10t/km²；Z为埋深，m；Z₀为排烃门限，m；q_e(z)为单位质量有机碳的排烃率，mg/g；

ρ(z)为烃源岩密度，g/cm³；TOC为有机碳百分含量，％；H为烃源岩厚度，m。

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。其中，确定包裹体均一化温度的方式可以为本领域的常规选择，例如，可以通过包裹体均一温度法获得。

具体地，确定包裹体均一化温度的方法可以包括以下步骤：

(B1)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。

(B2)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：

T＝T0+Z(dT/dZ)/100 式(II)

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。

(B3)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)。

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。

根据本发明，所述关键成藏时期的排烃强度为200×10⁴-350×10⁴t/km²；优选地，所述关键成藏时期的包裹体均一化温度为90-150℃；更优选地，所述成藏关键时期包括晚侏罗末期、晚白垩末期和现今中的至少一种。

根据本发明，在步骤(2)中，所述成藏条件可以包括源控条件、相控条件和位控条件中的至少一种；

优选地，所述成藏条件包括生烃强度、排烃强度、沉积相、成岩相、古孔隙度、构造位置、流体动力场和断层发育中的至少一种。

在本发明中，术语“源控条件”指的是与烃源相关的地质参数(如生烃强度、排烃强度等)对油气成藏的关系；术语“相控条件”指的是与储层相关的地质参数(如砂岩百分含量、成岩相等)对油气成藏的关系；术语“位控条件”指的是与油气运聚势能相关的地质参数(如构造位置、流体动力场等)对油气成藏的关系。

在本发明提供的一种优选的实施方式中，在步骤(2)中，对成藏条件进行动态分析可以包括对生烃强度、排烃强度、沉积相、成岩相、古孔隙度、构造位置、流体动力场和断层发育中的至少一种进行动态分析。

在步骤(2)中，对生烃强度进行动态分析的方式可以包括确定不同成藏时期的生烃强度。其中，确定生烃强度的方式可以为本领域的常规选择，例如，可以通过有机碳法获得。

具体地，确定生烃强度的方法可以包括以下步骤：

(C1)通过区域单井实际情况计算出烃源岩厚度、烃源岩密度以及残余有机碳含量等参数；

(C2)通过烃源岩实验室热演化模拟方法，对有机碳恢复系数及有机碳产烃率进行求取；

(C3)根据获取的烃源岩生烃强度有关参数，对生烃强度进行计算，具体如式(III)所示：

生烃强度＝H_s×γ×C×K_恢复×K_产烃率 式(III)

其中，H_s为有效烃源岩厚度，km；γ为烃源岩密度，10⁸t/km³；C为烃源岩残余有机碳含量，％；K_恢复为有机碳恢复系数；K_产烃率为有机碳产烃率，m³/t.C。

在步骤(2)中，对排烃强度进行动态分析的方式可以包括确定不同成藏时期的排烃强度。其中，确定排烃强度的方式如上所述，在此不再赘述。

在步骤(2)中，对沉积相进行动态分析的方式可以包括确定不同成藏时期的砂岩百分含量。其中，确定砂岩百分含量的方式可以为本领域的常规选择，例如，可以通过砂地比法获得。

具体地，确定砂岩百分含量的方法可以包括以下步骤：

(D1)针对研究层段的砂岩类(砾岩、砂砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩以及粉砂岩)岩石厚度进行累计统计；

(D2)针对研究层段的地层总厚度进行统计；

(D3)根据式(IV)进行砂岩百分含量计算：

砂岩百分含量＝砂岩类岩石累计厚度/地层厚度×100％式(IV)

在步骤(2)中，对成岩相进行动态分析的方式可以包括评价不同成藏时期的成岩相情况。其中，评价成岩相情况的方式可以为本领域的常规选择，例如，可以包括下述内容：成岩作用中压实作用是储层物性变差的主控因素、胶结作用是物性变差的重要因素，溶蚀作用是改善储层物性的关键因素；成岩相划分可以通过压实作用强度、胶结作用强度及溶蚀作用强度进行确认；压实作用强度采用视压实率表征、胶结作用强度采用视胶结率表征、溶蚀作用强度采用视溶蚀孔隙度表征，然后对这三个参数的强度进行分级，选择对储层物性影响较大的成岩参数组合起来命名成岩相。

具体地，评价成岩相的方法可以包括以下步骤：

运用Housknecht公式半定量计算压实作用对初始孔隙度的破坏，即视压实率。

(E1)计算各个层段的初始孔隙度：采用Beard和Weyl对不同分选的储集砂岩的初始孔隙度计算关系式，如式(V)所示：

初始孔隙度(％)＝20.91％+22.90×So％ 式(V)

其中，

D₁＝2^-Φ75；D₃＝2^-Φ25；So为分选系数；Φ75与Φ25为筛析法粒度测得的试验数据，分别为粒度累积曲线上75％和25％处的粒径Φ值。

(E2)运用式(VI)-(VIII)计算视压实率、视胶结率以及视溶蚀孔隙度，并对川西拗陷陆相须家河组成岩强度进行划分，如表1所示。

视溶蚀孔隙度＝溶孔百分含量×现今孔隙度式(VIII)

表1

在步骤(2)中，对古孔隙度进行动态分析的方式可以包括确定不同成藏时期的古孔隙度值。其中，确定古孔隙度值的方式可以为本领域的常规选择，例如，可以通过Scherer孔隙度预测法获得。

具体地，确定古孔隙度的方法可以包括以下步骤：

(F1)首先采用Beard和Weyl对不同分选的储集砂岩的初始孔隙度进行计算，如式(V)所示；

(F2)结合上述不同时期成岩作用研究，计算不同历史时期主要成岩作用对孔隙度的影响程度，即压实损失孔隙度，胶结损失的孔隙度以及溶蚀增加的孔隙度；

(F3)由于压实作用导致的孔隙度变化可以用深度与孔隙度的指数关系来表达(Ruby&Hubbert,1959)，因此，某一埋深条件下，储层压实后剩余孔隙度＝初始孔隙度(Ф0)-压损孔隙度(ФC)＝Ф0.e(-C.Z)；结合胶结损失孔隙度和溶蚀增加孔隙度，可以计算历史时期储层的古孔隙度，如式(IX)所示：

Ф＝Ф0.e(-C.Z)-ΦCe+Φd式(IX)

其中，Ф0.e(-C.Z)为压实后剩余孔隙度，％；C为压实因子(据Hegarty(1988)研究,粉砂岩和中细砂岩的压实因子分别为0.00033～0.0004)；Z为埋藏深度，m；ΦCe≈胶结物的含量，为胶结损失的孔隙度，％；Φd＝溶蚀孔面孔率/总面孔率×实测孔隙度，为溶蚀增加的孔隙度，％。

在步骤(2)中，对构造位置进行动态分析的方式可以包括评价不同成藏时期的构造位置情况。其中，评价构造位置情况的方式可以为本领域的常规选择，例如，可以通过厚度图法进行评价。

具体地，评价构造位置情况的方法可以包括以下步骤：

(G1)构造－地层综合解释和不整合分布样式的识别。利用研究区内地质、钻井、测井、地震等资料，建立区域构造研究的骨干地震剖面，对重点层系进行精细标定和追踪，并且结合区域构造演化过程和地球动力学背景进行构造解释，建立正确的断裂解释模式，同时识别各个地层之间的接触关系和地震反射结构，确定不整合样式，获得重要不整合面的现今构造图和地层残余厚度图。地层残余厚度图反映了现阶段的地层状况，不仅可以从中得出有用的古构造信息，而且也是编制古构造图的基础资料。

(G2)对主要构造不整合面的剥蚀量进行恢复。地层剥蚀量的准确性直接影响古构造等高线图的合理性和可靠性，因此必须分析地质时期岩层的剥蚀历史，编制不同构造期的剥蚀厚度图。对主要不整合面剥蚀量的恢复是古构造恢复中最为关键的一步。

(G3)去压实校正和古水深校正。

(G4)利用盆地模拟软件制作古构造图。在现今构造图和残余厚度图、剥蚀厚度图编制的基础上，考虑去压实、古水深等参数，采用盆地模拟软件计算、恢复重要层系地震反射层不同构造时期的古埋深，编制主要研究层系不同构造时期的古构造图。从而对研究区不同时期构造位置进行对比研究(参见文献《含油气盆地古构造恢复方法研究及进展》，久凯等)。

在步骤(2)中，对流体动力场进行动态分析的方式可以包括评价不同成藏时期的流体动力场情况。其中，评价流体动力场情况的方式可以为本领域的常规选择，例如，可以结合古孔隙度研究，评价流体动力场情况。

具体地，评价流体动力场情况的方法可以包括以下步骤：

(H1)依据浮力作用边界和毛细管力作用边界将含油气盆地划分为自由流体动力场、局限流体动力场和束缚流体动力场；

(H2)由于储层孔隙空间大小即主要控制了地下储层中是否存在浮力作用以及砂岩和泥岩毛细管压力差。因此，孔隙度成为流体动力场划分的主要依据；

(H3)根据研究区川西地区须二段实际情况，分别将孔隙度大于10％的区域定义为自由流体动力场；孔隙度大于2.5％且小于10％的区域为局限流体动力场；孔隙度小于2.5％的区域为束缚流体动力场；

(H4)结合前述不同时期古孔隙度的研究，可以获得不同时期流体动力场情况。

在本发明中，术语“流体动力场”指的是由于各种流体密度的差异以及地球的引力作用，导致地层中的某类流体(主要是地层水)对其它流体(石油和天然气)的富存和分布具有重要的影响和控制作用。

在步骤(2)中，对断层发育进行动态分析的方式可以包括评价不同成藏时期的断层发育情况。其中，评价断层发育情况的方式可以为本领域的常规选择，例如，可以通过平衡剖面法进行评价。

具体地，评价断层发育情况的方法可以包括以下步骤：

(J1)首先根据前述方法，对研究层系不同时期古构造进行恢复；

(J2)根据断层所处的构造位置、断层平面展布特征、切割层位、断层彼此的截切关系，结合区域构造演化特征，进行平衡剖面恢复；

(J3)通过平衡剖面恢复，对不同断层的形成期次进行判断，从而得出不同时期研究区研究层系的断层发育情况。

在本发明中，术语时间轴指的是油气的生成、运移以及聚集等成藏过程。

根据本发明，在步骤(3)中，不同关键成藏时期的成藏主控因素包括：

对于晚侏罗末期，所述成藏主控因素包括生烃强度、沉积相、古孔隙度、流体动力场和构造位置中的至少一种；

优选地，对于晚白垩末期，所述成藏主控因素包括成岩相、古孔隙度、流体动力场和构造位置中的至少一种；

更优选地，对于现今，所述成藏主控因素包括构造位置、流体动力场和断层发育中的至少一种。

在本发明提供的一种优选的实施方式中，在步骤(4)中，对致密砂岩气藏的动态选区进行评价的方式包括以下步骤：

(K1)根据不同成藏时期的排烃强度和包裹体均一化温度，确定关键成藏时期，其中，所述排烃强度为200×10⁴-350×10⁴t/km²；所述包裹体均一化温度为90-150℃；

(K2)以时间轴为主线，对成藏条件进行动态分析，其中，所述成藏条件包括生烃强度、排烃强度、沉积相、成岩相、古孔隙度、构造位置、流体动力场和断层发育中的至少一种；

(K3)对关键成藏时期和成藏条件的动态分析的结果进行匹配分析，以获得不同关键成藏时期的成藏主控因素，其中，所述成藏主控因素可以包括排烃强度、古孔隙度、构造位置和断层发育中的至少一种。

在本发明中，术语致密砂岩气藏指的是孔隙度普遍低于10％，渗透率小于0.1md，油气处于局限流体动力场的气藏砂岩储层。

根据本发明，所述致密砂岩气藏可以为川西拗陷须二段致密砂岩气藏。

以下将通过实施例对本发明进行详细描述。

以下实施例是在川西拗陷须二段致密砂岩气区进行。

实施例1

本实施例是为了说明本发明提供的评价致密砂岩气藏的动态选区的方法。

1、确定关键成藏时期

(1)烃源排烃史研究

通过生烃潜力法确定不同成藏时期的不同研究区的排烃强度，具体包括以下步骤：

(A1)收集研究区烃源岩层段的热解色谱资料，建立烃源岩生烃潜力指数剖面，即(S₁+S₂)/TOC；

(A2)根据剖面的变化特征和趋势，确定排烃门限，并计算不同埋深下烃源岩的排烃率；

(A3)求出排烃率后，结合烃源岩厚度、有机碳含量以及密度等数据，根据式(I)计算排烃强度：

其中，E_kc为排烃强度，10t/km²；Z为埋深，m；Z₀为排烃门限，m；q_e(z)为单位质量有机碳的排烃率，mg/g；

ρ(z)为烃源岩密度，g/cm³；TOC为有机碳百分含量，％；H为烃源岩厚度，m。

结果表明，川西地区马鞍塘组－须一段源岩在中侏罗时开始排烃，排烃范围主要集中在大邑北部，安县、鸭子河也有少量排烃，其它地区尚未开始排烃，最大排烃强度为80×10⁴t/km²；晚侏罗末，排烃范围有所扩大，排烃强度有所增大，但仍局限于探区西部安县－鸭子河－大邑一带，排烃中心位于大邑北部和安县地区，最大排烃强度为200×10⁴t/km²；至早白垩末，全区基本上都开始排烃，排烃中心位于鸭子河西南部地区和安县地区，最大排烃强度为350×10⁴t/km²；晚白垩末，全区除大邑和洛带外，都处于抬升剥蚀期，生排烃作用停止，只有大邑和洛带地区继续排烃，这时最大排烃强度为350×10⁴t/km²。从晚白垩末至今，全区基本上处于抬升剥蚀期，排烃强度不变。因此，川西拗陷须二段成藏组合在晚侏罗末期源岩开始进入排烃高峰期，油气具备大量富集成藏条件。

(2)包裹体均一化温度研究

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：

(B1)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。

(B2)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：

T＝T0+Z(dT/dZ)/100 式(II)

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。

(B3)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，川西地区须二段液态烃包裹体的均一化温度普遍相对较低，一般分布在90～110℃。而气态烃包裹体的均一化温度普遍相对较高，均一化温度主峰区间在130～150℃。包裹体均一温度表明须二段致密砂岩总体上有两期成藏，早期为古油藏发育阶段，以液态烃为主，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，成藏期大致在晚侏罗早期～晚白垩期。但是结合构造运动在燕山晚期-喜山期对川西构造格局的影响，最终确定出晚侏罗末、晚白垩末和现今为须二段气藏成藏过程中的三个关键时期。

2、以时间轴为主线，对成藏条件进行动态分析

基于步骤(1)确定的关键成藏期进行成藏地质条件动态分析。

2.1生烃强度评价

(C1)通过区域单井实际情况计算出烃源岩厚度、烃源岩密度以及残余有机碳含量等参数；

(C2)通过烃源岩实验室热演化模拟方法，对有机碳恢复系数及有机碳产烃率进行求取；

(C3)根据获取的烃源岩生烃强度有关参数，对生烃强度进行计算，具体如式(III)所示：

生烃强度＝H_s×γ×C×K_恢复×K_产烃率 式(III)

其中，H_s为有效烃源岩厚度，km；γ为烃源岩密度，10⁸t/km³；C为烃源岩残余有机碳含量，％；K_恢复为有机碳恢复系数；K_产烃率为有机碳产烃率，m³/t.C。

2.2排烃强度评价

同上述步骤(1)中生烃潜力法的具体步骤。

2.3沉积相评价

(D1)针对研究层段的砂岩类(砾岩、砂砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩以及粉砂岩)岩石厚度进行累计统计；

(D2)针对研究层段的地层总厚度进行统计；

(D3)根据式(IV)进行砂岩百分含量计算：

砂岩百分含量＝砂岩类岩石累计厚度/地层厚度×100％式(IV)

2.4成岩相评价

运用Housknecht公式半定量计算压实作用对初始孔隙度的破坏，即视压实率。

(E1)计算各个层段的初始孔隙度：采用Beard和Weyl对不同分选的储集砂岩的初始孔隙度计算关系式，如式(V)所示：

初始孔隙度(％)＝20.91％+22.90×So％ 式(V)

其中，

D₁＝2^-Φ75；D₃＝2^-Φ25；So为分选系数；Φ75与Φ25为筛析法粒度测得的试验数据，分别为粒度累积曲线上75％和25％处的粒径Φ值。

(E2)运用式(VI)-(VIII)计算视压实率、视胶结率以及视溶蚀孔隙度，并对川西拗陷陆相须家河组成岩强度进行划分，如表1所示。

视溶蚀孔隙度＝溶孔百分含量×现今孔隙度式(VIII)

2.5古孔隙度评价

(F1)首先采用Beard和Weyl对不同分选的储集砂岩的初始孔隙度进行计算，如式(V)所示；

(F2)结合上述不同时期成岩作用研究，计算不同历史时期主要成岩作用对孔隙度的影响程度，即压实损失孔隙度，胶结损失的孔隙度以及溶蚀增加的孔隙度；

(F3)由于压实作用导致的孔隙度变化可以用深度与孔隙度的指数关系来表达(Ruby&Hubbert,1959)，因此，某一埋深条件下，储层压实后剩余孔隙度＝初始孔隙度(Ф0)-压损孔隙度(ФC)＝Ф0.e(-C.Z)；结合胶结损失孔隙度和溶蚀增加孔隙度，可以计算历史时期储层的古孔隙度，如式(IX)所示：

Ф＝Ф0.e(-C.Z)-ΦCe+Φd式(IX)

其中，Ф0.e(-C.Z)为压实后剩余孔隙度，％；C为压实因子(据Hegarty(1988)研究,粉砂岩和中细砂岩的压实因子分别为0.00033～0.0004)；Z为埋藏深度，m；ΦCe≈胶结物的含量，为胶结损失的孔隙度，％；Φd＝溶蚀孔面孔率/总面孔率×实测孔隙度，为溶蚀增加的孔隙度，％。

2.6构造位置评价

(G1)构造－地层综合解释和不整合分布样式的识别。利用研究区内地质、钻井、测井、地震等资料，建立区域构造研究的骨干地震剖面，对重点层系进行精细标定和追踪，并且结合区域构造演化过程和地球动力学背景进行构造解释，建立正确的断裂解释模式，同时识别各个地层之间的接触关系和地震反射结构，确定不整合样式，获得重要不整合面的现今构造图和地层残余厚度图。地层残余厚度图反映了现阶段的地层状况，不仅可以从中得出有用的古构造信息，而且也是编制古构造图的基础资料。

(G2)对主要构造不整合面的剥蚀量进行恢复。地层剥蚀量的准确性直接影响古构造等高线图的合理性和可靠性，因此必须分析地质时期岩层的剥蚀历史，编制不同构造期的剥蚀厚度图。对主要不整合面剥蚀量的恢复是古构造恢复中最为关键的一步。

(G3)去压实校正和古水深校正。

(G4)利用盆地模拟软件制作古构造图。在现今构造图和残余厚度图、剥蚀厚度图编制的基础上，考虑去压实、古水深等参数，采用盆地模拟软件计算、恢复重要层系地震反射层不同构造时期的古埋深，编制主要研究层系不同构造时期的古构造图。从而对研究区不同时期构造位置进行对比研究(参见文献《含油气盆地古构造恢复方法研究及进展》，久凯等)。

2.7流体动力场评价

(H1)依据浮力作用边界和毛细管力作用边界将含油气盆地划分为自由流体动力场、局限流体动力场和束缚流体动力场；

(H2)由于储层孔隙空间大小即主要控制了地下储层中是否存在浮力作用以及砂岩和泥岩毛细管压力差。因此，孔隙度成为流体动力场划分的主要依据；

(H3)根据研究区川西地区须二段实际情况，分别将孔隙度大于10％的区域定义为自由流体动力场；孔隙度大于2.5％且小于10％的区域为局限流体动力场；孔隙度小于2.5％的区域为束缚流体动力场；

(H4)结合前述不同时期古孔隙度的研究，可以获得不同时期流体动力场情况。

2.8断层发育情况评价

(J1)首先根据前述方法，对研究层系不同时期古构造进行恢复；

(J2)根据断层所处的构造位置、断层平面展布特征、切割层位、断层彼此的截切关系，结合区域构造演化特征，进行平衡剖面恢复；

(J3)通过平衡剖面恢复，对不同断层的形成期次进行判断，从而得出不同时期研究区研究层系的断层发育情况。

上述具体评价指标和标准如表2所示：

表2

注：“\”表示的是该关键成藏期此对应参数为非评价指标。

3、对关键成藏时期和成藏条件的动态分析的结果进行匹配分析，以获得不同关键成藏时期的成藏主控因素

基于步骤(2)对不同关键成藏期的成藏条件标准的建立，结合不同研究区内钻井的实际产气情况，获得三个关键成藏期各自的成藏主控因素：

对于晚侏罗末而言，源、相、位三个要素都很重要。对于“源”来说，有效烃源岩决定了气藏的展布。须二段气藏的主力烃源岩须一段泥页岩在晚侏罗末时已进入生排烃高峰，有利于油气成藏。因此把该时期生烃强度作为源控评价的主要指标。对于“相”来说，研究区近源体系发育三角洲前缘、三角洲平原、前三角洲等沉积亚相和分支河道、水下分支河道、河口坝、席状砂、前三角洲泥等沉积微相，研究表明含砂率较高的三角洲前缘亚相河口坝、分支河道等沉积微相最有利于油气聚集，沉积相是控制油气分布的重要因素。同时，晚侏罗末的古孔隙度亦为相控评价的重要参数之一，孔隙度多≥10％时，流体在孔喉中可自由流动。对于“位”来说，流体动力场和古构造位置是决定油气富集的关键因素。由于该时期孔隙度≥10％，储层未致密化，以自由流体动力场为主，气藏类型以构造气藏为主。

对于晚白垩末阶段而言，须一段主力烃源岩在白垩纪时期依然是在生排烃高峰期，该要素在上阶段评价中已得到体现，因此本阶段不是成藏关键因素。对于“相”来说，该时期成岩作用对储层的改造作用和K₂末古孔隙度的演化作用不能忽视，研究表明，不同的成岩相对储层的储集空间有不同的影响，溶蚀成岩相改善了储集空间的大小，最有利于油气聚集，破裂成岩相有效地提高了储层的渗流能力，利于油气聚集，因此相的评价必须要考虑成岩相分布和本时期孔隙度的展布特征。对于“位”来说，则评价参数与晚侏罗末阶段相似，但构造对气藏的控制作用已经减弱。

对于现今成藏而言，现今距离晚白垩末时间短，成藏条件差异不大。但是，喜山期的喜山运动对整个川西构造格局具有影响。经过喜山期构造运动的调整改造，须二段成藏体系气藏分布主要表现为受到现今构造位置、断裂发育和流体动力场的控制。因此，现今构造高部位是油气调整运移的有利指向区；其次，由于不同的断裂起到的作用不同，沟通烃源的断裂发育一方面为油气运移提供了高速通道，另一方面断裂形成的裂缝极大改善了储层渗流能力，为油气聚集提供了输导通道和储集空间，利于油气富集高产；而通天断层的发育则致使油气逸散、保存条件变差，通天断层发育区油气勘探效果不佳，因此断裂发育程度是该时期一个重要参考。

以上实施例的结果表明，本发明提供的方法是在充分考虑致密砂岩气区具有“叠合性、广覆性、节律性、模糊性、多样性”的五性地质特征的前提下，以致密砂岩气区成藏关键时期为评价主线，以不同关键成藏期动态“源-相-位”三元控藏因素为评价指标，在建立不同关键成藏期成藏主控因素以及成藏模式的基础上，可以实现致密砂岩气区动态选区评价，为致密砂岩气区的天然气富集区带预测提供了更为可靠的动态评价方法，提高了区带评价的可信度。

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 (10)

1.一种致密砂岩气藏的动态选区评价方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

(1)确定关键成藏时期；

(2)以时间轴为主线，对成藏条件进行动态分析；

(3)对关键成藏时期和成藏条件的动态分析的结果进行匹配分析，以获得不同关键成藏时期的成藏主控因素；

(4)基于不同关键成藏时期的成藏主控因素，对致密砂岩气藏的动态选区进行评价；

其中，在步骤(1)中，确定关键成藏时期的方式包括对烃源排烃史和包裹体均一化温度进行研究。

2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述关键成藏时期的排烃强度为200×10⁴-350×10⁴t/km²。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述关键成藏时期的包裹体均一化温度为90-150℃。

4.根据权利要求1所述的方法，其中，所述成藏关键时期包括晚侏罗末期、晚白垩末期和现今中的至少一种。

5.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤(2)中，所述成藏条件包括源控条件、相控条件和位控条件中的至少一种。

6.根据权利要求5所述的方法，其中，在步骤(2)中，所述成藏条件包括生烃强度、排烃强度、沉积相、成岩相、古孔隙度、构造位置、流体动力场和断层发育中的至少一种。

7.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤(3)中，不同关键成藏时期的成藏主控因素包括：

对于晚侏罗末期，所述成藏主控因素包括生烃强度、沉积相、古孔隙度、流体动力场和构造位置中的至少一种。

8.根据权利要求7所述的方法，其中，在步骤(3)中，不同关键成藏时期的成藏主控因素包括：

对于晚白垩末期，所述成藏主控因素包括成岩相、古孔隙度、流体动力场和构造位置中的至少一种。

9.根据权利要求7所述的方法，其中，在步骤(3)中，不同关键成藏时期的成藏主控因素包括：

对于现今，所述成藏主控因素包括构造位置、流体动力场和断层发育中的至少一种。

10.根据权利要求1-9中任意一项所述的方法，其中，所述致密砂岩气藏为川西拗陷须二段致密砂岩气藏。