CN108830739B - 一种利用压力结构指示油气优势运移指向的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种利用压力结构指示油气优势运移指向的方法，其具体步骤为：S1、收集与整理研究区的地质资料、测井资料、录井资料以及测试资料；S2、结合研究区录井和测井资料，选取压力预测方法进行地层压力预测，建立单井纵向压力分布特征；S3、通过压力结构形态特征、压力结构的超压幅度以及压力结构顶底边界变化特征，划分压力结构形态类型，S4、计算顶界面压力梯度和底界面压力梯度，S5、明确压力结构的形态类型，结合压力梯度计算和油气分布特征，明确油气优势运移指向和油气保存的最小压力梯度。本发明与现有技术相比，能够更加准确的反映油气优势运移指向，并且确定了油气保存的最小压力梯度。

Description

一种利用压力结构指示油气优势运移指向的方法
技术领域
本发明属于油气勘探技术领域，涉及油气运移技术，具体地说，涉及一种利用压力结构指示油气优势运移指向的方法。
背景技术
经许多学者研究发现，不同压力系统内油气富集程度具有差异，油气的分布与地层压力结构具有一定内在关系。
压力结构指垂向超压系统的发育特征，包括超压系统的数量、幅度、叠置特征、形态特征以及压力系统间的过渡关系等。目前，对于压力结构主要根据超压系统的数量、幅度、叠置特征以及压力过渡带特征划分压力结构类型，主要存在渐变型单超压结构、突变型单超压结构和叠置型压力结构三种压力结构类型，不同类型的压力结构下油气分布特征存在差异。渐变型单超压结构的油气主要分布在压力过渡带内和上部；突变型单超压结构的油气主要分布在封闭层下的储层中；叠置型超压结构两个压力系统之间的低压区是油气的有利聚集带。这些压力结构与油气的分布关系从压力结构形态上看具有相似性，相似的压力结构形态具有近似的油气分布特征。但现今对压力结构的研究较少，且研究相对较粗，没有涉及到压力结构的形态类型及其对油气运聚的影响。
发明内容
本发明针对现有技术存在的上述问题，提供一种利用压力结构指示油气优势运移指向的方法，该方法利用压力结构的形态特征，以压力结构形态指示油气优势运移指向。
为了达到上述目的，本发明提供了一种利用压力结构指示油气优势运移指向的方法，其具体步骤为：
S1、资料收集与整理
收集与整理研究区的地质资料、测井资料、录井资料以及测试资料。
S2、预测地层压力
结合研究区录井和测井资料，选取压力预测方法进行地层压力预测，建立单井纵向压力分布特征。
S3、划分压力结构形态类型
通过压力结构形态特征、压力结构的超压幅度以及压力结构顶底边界变化特征，将压力结构形态划分为漏斗形压力结构、箱形压力结构、丘状压力结构、钟形压力结构、复杂漏斗压力结构；所述漏斗形压力结构是指顶边界压力突变、底边界压力逐渐变常压的压力结构；所述箱形压力结构是指顶底界压力均为突变且中部压力保持恒定的压力结构；所述丘状压力结构是指顶底界压力均为渐变的压力结构；所述钟形压力结构是指顶边界压力渐变、底边界压力突变的压力结构；所述复杂漏斗压力结构是指顶边界压力突变、底边界压力高压低压相间变化的压力结构。
S4、计算压力梯度，其步骤为：
计算压力结构顶底面边界内压力差值与对应深度差值的比值，该比值即为该压力结构顶底面压力梯度。顶界面压力梯度为：
GT＝(P2-P1)/(H2-H1) (1)
底界面压力梯度为：
GB＝(P3-P4)/(H4-H3) (2)
式中，P1和P2分别为顶界面压力过渡带两侧的压力值，单位：MPa；H1和H2为顶界面压力过渡带对应的深度，单位：km；P3和P4分别为底界面压力过渡带两侧的压力值，单位：MPa；H3和H4为底界面压力过渡带对应的深度，单位：km；
定义压力梯度比为压力结构顶界面压力梯度和压力结构底界面压力梯度的比值，记为γ，即：
γ＝GT/GB (3)
S5、压力结构指示油气优势运移指向，其步骤为：
明确压力结构的形态类型，结合压力梯度计算和油气分布特征，明确油气优势运移指向和油气保存的临界压力梯度。
优选的，步骤S5中，对于漏斗形压力结构，压力梯度比γ>>1，顶界面压力梯度远大于底界面压力梯度，流体优先向下流动，并对下部的流体形成封堵，向下是流体和油气运移的优势指向，将顶界面压力梯度与压力结构底边界及下部的油气显示特征匹配，确定漏斗形压力结构保存油气的最小压力梯度。
优选的，步骤S5中，对于箱形压力结构，压力梯度比γ接近于1，在实际压力结构中，底边界压力梯度比顶边界压力梯度大，压力梯度比小于1，油气优先向下运移，选取底边界压力梯度与压力结构底边界及下部的油气显示进行匹配，确定箱形压力结构下油气保存的最小压力梯度。
优选的，步骤S5中，对于丘状压力结构，压力梯度比γ存在γ>1、γ<1和γ接近于1三种情况；γ>1时，压力结构底边界形态较缓，油气优先向下运移，底边界是油气的有利聚集带；γ<1时，压力结构顶边界形态较缓，油气优先向上运移，顶边界是油气的有利聚集带；γ接近于1时，油气向两侧运移，受到下方向上运移流体的影响，顶边界逐渐成为油气的有利聚集带；在确定油气优势运移指向的情况下，将优势运移方向对应的压力梯度与对应压力结构边界油气显示特征进行匹配，确定油气保存的最小压力梯度即油气运移的最大压力梯度。
优选的，步骤S5中，对于钟形压力结构，压力梯度比γ<<1，压力结构顶边界是油气的有利聚集带，油气优先向上运移，将顶边界压力梯度和顶边界油气显示特征匹配，确定油气保存的最小压力梯度。
优选的，步骤S5中，对于复杂漏斗形压力结构，压力梯度比γ>>1，向下是油气的优势运移方向，底边界内的储层是油气的有利聚集带，并将顶边界压力梯度和油气显示特征匹配，确定油气保存的最小压力梯度。
优选的，步骤S2中，选择Eaton法利用测井资料进行地层压力预测，其步骤为：
引入伊顿系数c，建立同一深度点正常压实趋势下的参数值与实测值之间的比值与地层压力的经验关系，进而预测地层流体压力PB，地层流体压力PB表示为：
PB＝SB-(SB-PnB)(Δtnorm/Δt)c＝ρmgHB-(ρmgHB-ρwgHB)(Δtnorm/Δt)c (4)
式中，PB、SB、PnB分别为B点孔隙流体压力、上覆岩层压力、静水压力，单位：MPa；Δt、Δtnorm分别为B点实测、正常声波时差，单位：μs/m；c为伊顿系数；ρm为上覆岩层水密度，ρw为地层水密度，单位：g/cm3；g为重力加速度，取9.8m/s2；HB为B点埋深，单位：m
优选的，步骤S2中，选择等效深度法利用测井资料进行地层压力预测，其步骤为：
利用同样的孔隙度值的两深度点对应相同的有效应力，计算某一深度点的孔隙流体压力，该孔隙流体压力即为预测的地层流体压力PB，地层流体压力PB表示为：
PB＝SB-(SA-PA)＝ρmg(HB-HA)+ρwgHA (5)
式中，PA、PB为A、B孔隙流体压力，单位：MPa；SA、SB为A、B上覆岩层压力，单位：MPa；ρm为上覆岩层水密度，ρw为地层水密度，单位：g/cm3；g为重力加速度，取9.8m/s2；HA、HB为A、B深度，单位：m。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
本发明从压力结构的形态特征出发，提出了压力结构的类型划分方案，结合压力结构顶底界面压力梯度的计算，指示油气的优势运移方向，并与油气显示特征耦合，确定油气保存的最小压力梯度，定性定量利用压力结构指示油气优势运移方向，与现有技术相比，能够更加准确的反映油气优势运移指向，并且确定了油气保存的临界压力梯度(即最小压力梯度)。
附图说明
图1为本发明利用压力结构指示油气优势运移指向的方法的流程图。
图2为本发明计算压力梯度示意图。
图3为本发明实施例Eaton法预测地层压力原理示意图。
图4为本发明实施例等效深度法预测地层压力原理示意图。
图5为本发明实施例渤南洼陷压力结构形态类型图。
图6为本发明实施例渤南洼陷顶底界面压力梯度计算示意图。
图7a-c为本发明实施例渤南洼陷不同层段压力梯度和油气耦合图。
图8为本发明实施例渤南洼陷义东36井纵向压力梯度和油气分布关系图。
图中，H、静水压力，L、静岩压力，GT、顶界面压力梯度，GB、底界面压力梯度。
具体实施方式
下面，通过示例性的实施方式对本发明进行具体描述。然而应当理解，在没有进一步叙述的情况下，一个实施方式中的元件、结构和特征也可以有益地结合到其他实施方式中。
参见图1，本发明揭示了一种利用压力结构指示油气优势运移指向的方法，其具体步骤为：
S1、资料收集与整理
收集与整理研究区的地质资料、测井资料、录井资料以及测试资料。
S2、预测地层压力
结合研究区录井和测井资料，选取压力预测方法进行地层压力预测，建立单井纵向压力分布特征。
S3、划分压力结构形态类型
通过压力结构形态特征、压力结构的超压幅度以及压力结构顶底边界变化特征，将压力结构形态划分为漏斗形压力结构、箱形压力结构、丘状压力结构、钟形压力结构、复杂漏斗压力结构；所述漏斗形压力结构是指顶边界压力突变、底边界压力逐渐变常压的压力结构，该压力结构顶边界压力变化梯度明显高于底边界压力变化梯度，压力结构形态与漏斗相似，一般具有质量较好的顶封层，下部压力过渡带为泄压层；所述箱形压力结构是指顶底界压力均为突变且中部压力保持恒定的压力结构，该压力结构顶底界厚度较小，中部压力稳定段厚度较大且岩性较为均一，压力结构形似箱体，顶底界封闭层封闭性较好；所述丘状压力结构是指顶底界压力均为渐变的压力结构，该压力结构压力稳定段较薄，上下压力过渡带厚度较大，形态与山丘相似；所述钟形压力结构是指顶边界压力渐变、底边界压力突变的压力结构，该压力结构顶边界压力过渡带厚度较大，底边界压力过渡带厚度较小，形态与钟相似；所述复杂漏斗压力结构是指顶边界压力突变、底边界压力高压低压相间变化的压力结构，该压力结构顶边界压力为突变，底边界超压变化与漏斗形不同，内部砂岩层表现为低压带，而泥岩层相对表现为高压带，出现压力高低相间的变化特征。
S4、计算压力梯度，参见图2，其步骤为：
计算压力结构顶底面边界内压力差值与对应深度差值的比值，该比值即为该压力结构顶底面压力梯度。顶界面压力梯度为：
GT＝(P2-P1)/(H2-H1) (1)
底界面压力梯度为：
GB＝(P3-P4)/(H4-H3) (2)
式中，P1和P2分别为顶界面压力过渡带两侧的压力值，单位：MPa；H1和H2为顶界面压力过渡带对应的深度，单位：km；P3和P4分别为底界面压力过渡带两侧的压力值，单位：MPa；H3和H4为底界面压力过渡带对应的深度，单位：km。
不同的压力结构具有不同的压力梯度特征。漏斗形压力结构顶边界压力梯度远大于底边界压力梯度，且顶边界压力梯度数值较大，最大甚至可以达到1000MPa/km；箱形压力结构顶底边界压力梯度较大且数值接近，但数值较漏斗形压力结构顶部压力梯度偏小，中部压力稳定段压力梯度数值较小，近于静水压力梯度；丘状压力结构顶底边界压力梯度数值较小，根据丘状压力结构发育的差异，其顶底界压力梯度数值存在差异；钟形压力结构与漏斗形压力结构压力梯度特征相反，顶边界压力梯度数值较小，底边界压力梯度数值较大，且远大于顶边界压力梯度；复杂漏斗形压力结构顶边界压力梯度与漏斗形相似，底边界压力梯度较漏斗形压力结构更小。
为了反映压力结构顶底相对变化，定义压力梯度比为压力结构顶界面压力梯度和压力结构底界面压力梯度的比值，记为γ，即：
γ＝GT/GB (3)
γ可以更加准确反映压力结构顶底界面相对变化。显然漏斗形压力结构γ>>1；箱形压力结构γ≈1，根据顶底超压幅度的差异往往不等于1，由于底部超压幅度较大造成γ<1，但整体接近于1；丘状压力结构差别较大，γ>1，γ＝1，γ<1都存在；钟形压力结构γ<<1；复杂漏斗形γ>1。
S5、压力结构指示油气优势运移指向，其步骤为：
明确压力结构的形态类型，结合压力梯度计算和油气分布特征，明确油气优势运移指向和油气保存的临界压力梯度。其中：
对于漏斗形压力结构，压力梯度比γ>>1，顶界面压力梯度远大于底界面压力梯度，顶界面可以封盖较强幅度的超压，流体优先向下流动，并对下部的流体形成封堵，向下是流体和油气运移的优势指向，将顶界面压力梯度与压力结构底边界及下部的油气显示特征匹配，确定漏斗形压力结构保存油气的最小压力梯度。其中，油气显示特征包括录井显示、油层显示以及无油气显示。
对于箱形压力结构，压力梯度比γ接近于1，在实际压力结构中，箱形压力结构底部往往具有生烃效应，使得超压幅度增大，底边界压力梯度比顶边界压力梯度大，压力梯度比小于1，油气优先向下运移，由于箱体压力结构厚度较大，因此选取底边界压力梯度与压力结构底边界及下部的油气显示进行匹配，确定箱形压力结构下油气保存的最小压力梯度。
对于丘状压力结构，压力梯度比γ存在γ>1、γ<1和γ接近于1三种情况；γ>1时，压力结构底边界形态较缓，油气优先向下运移，底边界是油气的有利聚集带；γ<1时，压力结构顶边界形态较缓，油气优先向上运移，顶边界是油气的有利聚集带；γ接近于1时，油气向两侧运移，受到下方向上运移流体的影响，顶边界逐渐成为油气的有利聚集带；此类压力结构对应的烃源岩生烃能力较强，具有大规模的油气运移，在确定油气优势运移指向的情况下，将优势运移方向对应的压力梯度与对应压力结构边界油气显示特征进行匹配，确定油气保存的最小压力梯度即油气运移的最大压力梯度。
对于钟形压力结构，压力梯度比γ<<1，压力结构顶边界是油气的有利聚集带，油气优先向上运移，将顶边界压力梯度和顶边界油气显示特征匹配，确定油气保存的最小压力梯度。
对于复杂漏斗形压力结构，压力梯度比γ>>1，向下是油气的优势运移方向，底边界内的储层是油气的有利聚集带，并将顶边界压力梯度和油气显示特征匹配，确定油气保存的最小压力梯度。
作为上述方法的优选方案，步骤S2中，选择Eaton法利用测井资料进行地层压力预测。Eaton法是一种半经验半定量的压力预测方法，其原理是地层超压带内压实曲线受超压的影响而偏离正常趋势，偏离的幅度与超压强弱具有正相关关系。参见图3，其地层压力预测步骤为：
引入伊顿系数c，建立同一深度点正常压实趋势下的参数值与实测值之间的比值与地层压力的经验关系，进而预测地层流体压力PB，地层流体压力PB表示为：
PB＝SB-(SB-PnB)(Δtnorm/Δt)c＝ρmgHB-(ρmgHB-ρwgHB)(Δtnorm/Δt)c (4)
式中，PB、SB、PnB分别为B点孔隙流体压力、上覆岩层压力、静水压力，单位：MPa；Δt、Δtnorm分别为B点实测、正常声波时差，单位：μs/m；c为伊顿系数；ρm为上覆岩层水密度，ρw为地层水密度，单位：g/cm3；g为重力加速度，取9.8m/s2；HB为B点埋深，单位：m。
作为上述方法的优选方案，步骤S2中，选择等效深度法利用测井资料进行地层压力预测。等效深度法又称为平衡深度法，理论上认为同样的孔隙度值的两深度点对应相同的有效应力。
参见图4，其步骤为：
利用同样的孔隙度值的两深度点对应相同的有效应力，计算某一深度点的孔隙流体压力，该孔隙流体压力即为预测的地层流体压力PB，地层流体压力PB表示为：
PB＝SB-(SA-PA)＝ρmg(HB-HA)+ρwgHA (5)
式中，PA、PB为A、B孔隙流体压力，单位：MPa；SA、SB为A、B上覆岩层压力，单位：MPa；ρm为上覆岩层水密度，ρw为地层水密度，单位：g/cm3；g为重力加速度，取9.8m/s2；HA、HB为A、B深度，单位：m。
本发明上述方法通过划分压力结构形态类型，并结合压力梯度计算来实现油气优势运移指向，能够更加准确反映油气优势运移指向。并且还利用压力结构顶底界压力梯度和油气显示特征的耦合确定了油气保存的最小压力梯度，即临界压力梯度。
下面以一个具体的实例对本发明上述方法做出进一步说明。研究区为沾化凹陷渤南洼陷，选取工区的多口勘探井。其具体步骤为：
S1、资料收集与整理
收集与整理沾化凹陷渤南洼陷的地质资料、测井资料、录井资料以及测试资料。其中，所述的地质资料包括地层分层资料、实测压力数据以及沉积构造特征，所述测试资料为试油资料。
S2、预测地层压力
对于渤南洼陷，从不同构造带选择20口具有实测压力数据的井，分别采用等效深度法和Eaton法进行压力预测，并分析相对误差，本实施例中Eaton指数选取2.6，结果表明，不同构造带中两种方法的预测结果差别较大：缓坡带和陡坡带中，等效深度法的预测误差明显低于Eaton法，而在渤南深洼带、断阶带和四扣深洼带，Eaton法预测结果较好，因此根据构造带差异选取等效深度法和Eaton法进行单井压力预测，建立单井纵向压力分布特征。
S3、划分压力结构形态类型
根据地层压力预测结果，依据压力曲线形态划分压力结构形态类型，参见图5，渤南洼陷存在漏斗形压力结构、丘状压力结构和复杂漏斗形压力结构三类，其中漏斗形压力结构垂向上主要集中在沙一段，平面上全区都有分布，丘状压力结构垂向上主要集中在沙三段和沙四段，其中沙三段丘状压力结构在全区都有分布，沙四段此类压力结构主要分布在渤南深洼带和南部缓坡带边部，复杂漏斗形压力结构主要分布在沙四段膏岩厚度较大的地区，集中于四扣洼陷带、渤深4断阶带和南部缓坡带北侧。
S4、计算压力梯度
本实施例选取31口渤南洼陷的探井，参见图6，计算个层系压力结构顶边界压力梯度和底边界压力梯度，顶界面压力梯度部分计算结果参见表1。
表1
井位 Es1压力梯度/MPa·km<sup>-1</sup> Es3压力梯度/MPa·km<sup>-1</sup> Es4压力梯度/MPa·km<sup>-1</sup>
渤深4 38.2 48.3 203.6
新义深9 529.6 49.4 635.7
义115 278.5 40.8 17.6
义120 289.7 63.0 92.1
义160 331.6 38.9 142.8
义17 38.2 67.5 254.7
义170 167.2 84.2 363.5
义171 372.8 44.1 192.9
义282 324.3 19.2 10.1
义285 153.6 17.3 30.1
S5、压力结构指示油气优势运移指向
参见图7a，对于沙一段漏斗形压力结构，顶底界面压力梯度比γ>1，向下是油气的优势运移方向，底边界更有利于油气聚集，顶部高压力梯度可以作为油气的有利封堵，统计不同漏斗形压力结构顶底界面压力梯度下油气显示特征，发现顶界面压力梯度大于40MPa/km时，其下部含油特征为油层，小于该值，其下部油气主要为不含油或者录井上可见油气显示，不见油层，将该值确定为沙一段漏斗形压力结构油气的最小保存压力梯度。参见图7b，对于沙三段丘状压力结构，渤南洼陷顶底压力梯度比γ<1，油气优先向上部储层进行运移，顶边界及其上部是油气的有利聚集带，通过对沙三段丘状压力结构顶边界压力梯度和顶边界油气显示特征耦合可以确定沙三段油气最小保存压力梯度为48MPa/km，小于此压力梯度，沙三段顶边界内油气丰度较高，常见多套含油层，大于此压力梯度，油气主要压力结构底边界富集，压力结构顶边界仅在录井上见油气显示特征，多为荧光显示。参见图7c，复杂漏斗形压力结构顶底界面压力梯度比γ>>1，烃源岩生成的油气优先向底边界内的储层中运移聚集，结合顶界面压力梯度和油气显示特征，确定复杂漏斗形压力结构下油气最小保存压力梯度为100MPa/km。
以义东36井为例，参见图8，沙一段发育漏斗形压力结构，顶底压力梯度比γ＝4.23>>1，欠压实流体向下流动，同时封堵下方烃源岩生成的油气，顶界面压力梯度为1042.8MPa/km，大于沙一段油气最小保存压力梯度40MPa/km，油气在压力结构下部的沙二段储层聚集；沙三段丘状压力结构顶底压力梯度比γ＝0.92<1，顶界面压力梯度为48.1MPa/km，略高于沙三段最小保存压力梯度，顶边界内无含油层，只见录井上油气显示为荧光级别，在压力结构上部见油气，证实了顶边界内曾发生油气运移，为油气运移的优势方向，而沙三下亚段烃源岩内部砂岩储层油气受到高压封堵，难以向上运移，符合现今确定的油气最小保存压力梯度；沙四段复杂漏斗形压力结构下顶底界面压力梯度比γ＝16.82>>1，沙四上亚段烃源岩生成的油气难以突破顶部封闭层，向下运移在复杂漏斗形压力结构底边界内的相对低压储层聚集，顶界面压力梯度为729MPa/km，大于沙四段最小保存压力梯度100MPa/km，油气在封闭层之下的低压储层聚集。
以上所举实施例仅用为方便举例说明本发明，并非对本发明保护范围的限制，在本发明所述技术方案范畴，所属技术领域的技术人员所作各种简单变形与修饰，均应包含在以上申请专利范围中。

Claims (3)

1.一种利用压力结构指示油气优势运移指向的方法，其特征在于，其具体步骤为：
S1、资料收集与整理
收集与整理研究区的地质资料、测井资料、录井资料以及测试资料；
S2、预测地层压力
结合研究区录井和测井资料，选取压力预测方法进行地层压力预测，建立单井纵向压力分布特征；
S3、划分压力结构形态类型
通过压力结构形态特征、压力结构的超压幅度以及压力结构顶底边界变化特征，将压力结构形态划分为漏斗形压力结构、箱形压力结构、丘状压力结构、钟形压力结构、复杂漏斗压力结构；所述漏斗形压力结构是指顶边界压力突变、底边界压力逐渐变常压的压力结构；
所述箱形压力结构是指顶底界压力均为突变且中部压力保持恒定的压力结构；所述丘状压力结构是指顶底界压力均为渐变的压力结构；所述钟形压力结构是指顶边界压力渐变、底边界压力突变的压力结构；所述复杂漏斗压力结构是指顶边界压力突变、底边界压力高压低压相间变化的压力结构；
S4、计算压力梯度，其步骤为：
计算压力结构顶底面边界内压力差值与对应深度差值的比值，该比值即为该压力结构顶底面压力梯度，顶界面压力梯度为：
GT＝(P2-P1)/(H2-H1) (1)
底界面压力梯度为：
GB＝(P3-P4)/(H4-H3) (2)
式中，P1和P2分别为顶界面压力过渡带两侧的压力值，单位：MPa；H1和H2为顶界面压力过渡带对应的深度，单位：km；P3和P4分别为底界面压力过渡带两侧的压力值，单位：MPa；H3和H4为底界面压力过渡带对应的深度，单位：km；
定义压力梯度比为压力结构顶界面压力梯度和压力结构底界面压力梯度的比值，记为γ，即：
γ＝GT/GB (3)；
S5、压力结构指示油气优势运移指向，其步骤为：
明确压力结构的形态类型，结合压力梯度计算和油气分布特征，明确油气优势运移指向和油气保存的临界压力梯度；其中：
对于漏斗形压力结构，压力梯度比γ>>1，顶界面压力梯度远大于底界面压力梯度，流体优先向下流动，并对下部的流体形成封堵，向下是流体和油气运移的优势指向，将顶界面压力梯度与压力结构底边界及下部的油气显示特征匹配，确定漏斗形压力结构保存油气的最小压力梯度；
对于箱形压力结构，压力梯度比γ接近于1，在实际压力结构中，底边界压力梯度比顶边界压力梯度大，压力梯度比小于1，油气优先向下运移，选取底边界压力梯度与压力结构底边界及下部油气显示进行匹配，确定箱形压力结构下油气保存的最小压力梯度；
对于丘状压力结构，压力梯度比γ存在γ>1、γ<1和γ接近于1三种情况；γ>1时，压力结构底边界形态较缓，油气优先向下运移，底边界是油气的有利聚集带；γ<1时，压力结构顶边界形态较缓，油气优先向上运移，顶边界是油气的有利聚集带；γ接近于1时，油气向两侧运移，受到下方向上运移流体的影响，顶边界逐渐成为油气的有利聚集带；在确定油气优势运移指向的情况下，将优势运移方向对应的压力梯度与对应压力结构边界油气显示特征进行匹配，确定油气保存的最小压力梯度即油气运移的最大压力梯度；
对于钟形压力结构，压力梯度比γ<<1，压力结构顶边界是油气的有利聚集带，油气优先向上运移，将顶边界压力梯度和顶边界油气显示特征匹配，确定油气保存的最小压力梯度；
对于复杂漏斗形压力结构，压力梯度比γ>>1，向下是油气的优势运移方向，底边界内的储层是油气的有利聚集带，并将顶边界压力梯度和油气显示特征匹配，确定油气保存的最小压力梯度。
2.如权利要求1所述的利用压力结构指示油气优势运移指向的方法，其特征在于，步骤2中，选择Eaton法利用测井资料进行地层压力预测，其步骤为：
引入伊顿系数c，建立同一深度点正常压实趋势下的参数值与实测值之间的比值与地层压力的经验关系，进而预测地层流体压力PB，地层流体压力PB表示为：
PB＝SB-(SB-PnB)(Δtnorm/Δt)c＝ρmgHB-(ρmgHB-ρwgHB)(Δtnorm/Δt)c (4)
式中，PB、SB、PnB分别为B点孔隙流体压力、上覆岩层压力、静水压力，单位：MPa；
Δt、Δtnorm分别为B点实测、正常声波时差，单位：μs/m；c为伊顿系数；ρm为上覆岩层水密度，ρw为地层水密度，单位：g/cm3；g为重力加速度，取9.8m/s2；HB为B点埋深，单位：m。
3.如权利要求1所述的利用压力结构指示油气优势运移指向的方法，其特征在于，步骤S2中，选择等效深度法利用测井资料进行地层压力预测，其步骤为：
利用同样的孔隙度值的两深度点对应相同的有效应力，计算某一深度点的孔隙流体压力，该孔隙流体压力即为预测的地层流体压力PB，地层流体压力PB表示为：
PB＝SB-(SA-PA)＝ρmg(HB-HA)+ρwgHA (5)
式中，PA、PB为A、B孔隙流体压力，单位：MPa；SA、SB为A、B上覆岩层压力，单位：MPa；ρm为上覆岩层水密度，ρw为地层水密度，单位：g/cm3；g为重力加速度，取9.8m/s2；HA、HB为A、B深度，单位：m。
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