CN111060672B - 一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法，属于高温超压油气成藏研究领域，该方法包括以下步骤：S1、烃源岩发育与生烃动态过程恢复；S2、天然气运移轨迹的历史恢复；S3、储层孔隙演化过程再现；S4、地层压力演化及充注动力演化过程恢复；S5、盖层封气能力评价；S6、多成藏要素时空耦合再现高温超压条件下天然气藏形成历史过程；本发明提供了有效的再现高温超压条件下天然气藏由“源”到“藏”全生命历史过程的方法，可以有效克服静态成藏研究中简单罗列各成藏要素的弊端，可有效恢复天然气藏形成的历史过程，明确高温超压天然气分布规律，准确预测有利成藏区天然气富集区，提高勘探成功率。

Description

一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法

技术领域

本发明涉及高温超压油气成藏研究领域，尤其涉及一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法。

背景技术

含油气盆地油气成藏条件分析是勘探区带、目标优选评价的核心内容，成熟烃源岩生成的油气运移到圈闭并聚集保存下来均经历了漫长的地质历史过程，如何认识这一地质历史过程，对于圈定油气富集区，进而评价有利区带和优选有利目标标至关重要。

传统成藏研究方法多基于烃源岩特征、现今油气藏油气空间分布特征、输导体系特征、圈闭储盖层特征等要素的静态分析，缺乏对整个成藏过程的动态、综合研究，尤其缺少高温高压盆地储层演化历史和压力演化历史对油气成藏影响等方面的深入研究，无法准确研究天然气分布规律。

高温超压盆地天然气成藏面临很多复杂的难题，简单罗列各成藏要素来分析天然气成藏的办法越来越难以适应难度日益升高的勘探需要。因此，研究开发建立一套再现高温超压条件下天然气藏由“源”到“藏”全生命历史过程的方法，多因素耦合再现天然气动态成藏历史，综合考虑烃源岩发育史、烃源岩生烃史、油气运移和充注史、储层演化史、超压演化史以及盖层封气能力等诸成藏要素，动态再现高温超压条件下天然气藏由“源”到“藏”全生命历史过程，强调动态化，考虑因素更全面，更符合地质实际，可有效地研究高温超压领域天然气分布规律，准确预测大中型优质气田分布，提高勘探成功率、降低勘探成本，具有重要的研究开发意义。

发明内容

本发明的目的克服现有技术的不足，提供了一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法，可以有效克服静态成藏研究中简单罗列各成藏要素的弊端，有效恢复天然气成藏动态过程，准确预测有利成藏区。

为解决上述技术问题，本申请提供了一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法，包括以下步骤：

S1、烃源岩发育与生烃动态过程恢复；

S2、天然气运移轨迹的历史恢复；

S3、储层孔隙演化过程再现；

S4、地层压力演化及充注动力演化过程恢复；

S5、盖层封气能力评价；

S6、多成藏要素时空耦合再现高温超压条件下天然气藏形成历史过程。

其中，所述的步骤S1中烃源岩发育与生烃动态过程恢复，包括以下步骤：

S11、天然气精细定源

盆地中通常存在多套烃源，不同源岩的生烃过程，像生烃时间的早晚、生烃潜力的大小都不同，另外不同源岩生成天然气受到的成藏动力不同，因此确定天然气具体来自哪套烃源岩，是天然气成藏精细研究的前提；

由于天然气成分简单、可供选择的指标较少,所以精细的气源对比一直是油气地球化学研究的一个难点；当研究的天然气为同一母质,在同一应力作用下聚集成藏时，可通过成熟度法进行气源对比；当存在多套烃源岩时，由于不同地质年代碳循环过程、沉积环境及生源构成等因素差异，会造成不同地质年代不同区域的干酪根在组成和结构等方面存在一定的差别，从而造成生成的天然气在碳同位素特征上也存在差别。因此可通过碳同位素特征指标对比追溯气源；

S12、烃源岩发育动态过程恢复

从微观解剖和宏观分析相结合，利用生物标志化合物、显微组分、微量元素及碳同位素等资料解剖烃源岩的微观特征，结合构造演化、海平面变化、沉积沉降速率、有机物搬运条件等盆地实际地质背景，综合分析烃源岩发育条件和主控因素，恢复不同地质历史时期烃源岩的沉积历史，开展烃源岩发育模式研究；

S13、烃源岩生烃动态过程再现

从烃源岩热演化影响因素入手，通过盆地模拟技术，在模型中录入烃源岩地化参数、生烃动力学参数等，通过Ro和温度校正模拟盆地烃源岩在埋藏过程中的热演化特征及动态生烃过程，并对盆地资源潜力进行评价；

其中，所述的步骤S2天然气运移轨迹的历史恢复，包括以下步骤：

S21、油气在输导体系中的运动轨迹恢复；

第一步建立模型地质格架(前文已述)，输入现今模型数据的地层深度、沉积相图、断层面、地质事件的年代分配表，以及描述古地形、整个地质历史过程中的热和机械边界的条件、岩石属性值、流体及化学动力学的其他类型数据，选取合适的剖面图，最好选择过主要气田及钻井且垂直构造走向的地震剖面，可以是三维地震剖面、二维地震剖面或者拼接剖面，然后解释主要沟源断层等主要断层，对运移起主要断层的微裂缝带等，再刻画储层砂体；第二步选取适当的运移算法，包括经典达西算法、现代流线算法以及兼有达西定律和流线法的混合算法等，不仅可保证油气运移的模拟精度，而且可很大程度地提高模拟的运算速度；第三步是对模拟结果进行校验；通过与实际已发现油气藏的分布位置和气藏气油比进行对比，判断模型模拟结果的合理性；

S22、油气充注时间恢复，主要以流体包裹体技术来实现；

流体包裹体是成岩成矿流体在矿物结晶生长过程中，被包裹在矿物晶格缺陷或穴窝中的、至今尚在主矿物中封存并与主矿物有着相的界限的那一部分物质；不同期次流体包裹体中油气组成及其变化“记录”了油气的充注史，因此利用储层包裹体技术可分析天然气充注期次和成藏时间；

依据包裹体镜下特征分析判别油气充注期次，在此基础上对于烃类包裹体同期的盐水包裹体进行均一温度测定，根据其均一温度，结合结合盆地的埋藏史和热演化史，可以确定天然气大规模进入储层的时间，即成藏时间；可靠的古地温模型和埋藏史模型是运用流体包裹体均一温度准确定年的前提，而找到与气态烃包裹体共生即两者同期形成的盐水包裹体是关键。与其他方法相比，本方法较简单、经济、直观，结果较可靠，成为研究烃类运聚和成藏期定年的一种主要方法；

其中，所述的步骤S3中储层孔隙演化过程再现，包括以下步骤：

由单点地层埋藏史及油气成藏时间，获得油气成藏时期的储层埋深；然后，依据区域孔隙度与地层深度的统计关系，求得成藏时的储层孔隙度大小，反推储层在进入低孔范围时的大致时间；

其中，所述的步骤S4中地层压力演化及充注动力演化过程恢复，包括以下步骤：

S41、通过建立地层格架、相(准确的岩性、烃源岩地化参数等)赋值、边界条件约束等，建立合理的地质模型，然后进行井标定；

S42、PetroMod压力标定总共分两步：第一步，开展孔隙度校正，选择有岩心孔隙度资料的井进行孔隙度标定，根据钻井实测的孔隙度标定PetroMod岩性设置中孔隙度—深度关系，将岩性替换后重新模拟计算，调整储层及上下泥岩的孔隙度—深度关系，直到模拟孔隙度与实测孔隙度一致；第二步，孔隙度标定成功后进行孔隙压力的校正，利用三口井的渗透率资料标定PetroMod岩性设置中孔隙度～渗透率关系，泥岩孔隙度～渗透率关系在默认参数上根据本区的地质认识进行合理的赋值，修改后进行岩性替换重新模拟计算，反复调整模拟计算，直到计算的孔隙压力与钻井获得的MDT/DST(MDT全称为电缆地层测试，DST全称为钻杆地层测试，为地层测试的两种不同方式)测压数据一致；

S43、地层埋藏史恢复，根据已有的地层格架，赋入岩性、烃源岩地化参数等相参数，并给定古水深、古热流及沉积物表面温度等边界条件，在温度、Ro等参数标定情况下获得较为准确的单点地层埋藏史；

S44、源—储压差古压力恢复及成藏动力计算：压力恢复结果不仅有现今的压力剖面，还有一系列不同地质历史时期的压力演化剖面，抽取烃源岩和储层压力演化曲线，其差值即为油气成藏时期的源—储压差；再结合地层埋藏史计算成藏时的烃源岩和储层埋藏深度，得到恢复油气成藏时期源—储之间的剩余压力梯度，其反映成藏时期的成藏动力大小；

其中，所述的步骤S5中盖层封气能力评价，包括以下步骤：

上覆盖层泥岩是否能够对天然气起到有效的封闭作用，与上覆盖层的封闭能力与储层剩余压力、排替压力两者和的差值大小密切相关；由于盖层泥岩排替压力远大于储层排替压力，评价封气能力时可将储层排替压力忽略，因此若盖层封闭能力大于储层剩余压力，则能有效封闭天然气，反之则无效；又因盖层封闭能力可用其泥岩底部排替压力与超压盖层泥岩的剩余压力之和表征，因此，盖层封气能力可用下式表示：

盖层泥岩的封气能力(MPa)＝(盖层泥岩的排替压力(MPa)+盖层泥岩的剩余压力(MPa)—储层的剩余压力(MPa)

其中，所述的步骤S6中多成藏要素时空耦合再现高温超压条件下天然气藏形成历史过程，包括以下步骤：

综上分析，在明确烃源岩发育与生烃史、天然气运移与充注史、储层演化史、储层压力、成藏动力演化史及盖层封气能力评价基础上，根据上述各个关键成藏要素时间耦合关系，如源岩大量生烃时间与大规模充注成藏时间是否匹配，天然气充注时储层孔隙与超压演化程度如何，是否有足够动力促使天然气充注成藏，天然气充注成藏后盖层又是否可有效将天然气封住等，开展综合分析，从而动态恢复高温超压条件下天然气藏由“源”到“藏”全生命历史过程。研究过程更强调其动态化，考虑因素更全面，更符合地质实际。

本发明的有益效果是：

本发明有效地克服了静态成藏研究中简单罗列各成藏要素的弊端，可以多因素时空耦合再现高温超压天然气藏由“源”到“藏”全生命历史过程。该方法综合考虑烃源岩发育史、烃源岩生烃史、油气充注史、储层演化史、超压演化史以及盖层封气能力等诸成藏要素，再现高温超压条件下天然气藏形成的全历史过程，强调诸成藏要素的时空动态耦合关系，考虑因素更全面，更符合地质实际。可有效研究大中型优质油气田分布规律，明确高温超压天然气分布规律，准确预测有利成藏区天然气富集区，提高勘探成功率。

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为一个实施例中模拟烃源岩生烃演化特征的曲线图；

图2为一个实施例中烃源岩生烃、储层孔隙演化、天然气充注时间及储层超压演化综合曲线图。

具体实施方式

为了更好的理解上述技术方案，下面将结合说明书附图以及具体的实施方式对上述技术方案进行详细的说明。

实施例1

本实施例所述的一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法，包括以下步骤：

S1、烃源岩发育、生烃动态过程研究；

S2、天然气运移轨迹的历史恢复；

S3、储层孔隙演化过程再现；

S4、地层压力演化及充注动力演化过程恢复；

S5、盖层封气能力评价；

S6、多成藏要素时空耦合再现高温超压条件下天然气生—运—聚成藏动态过程；

在本说明书的一个实施例中，以南海西部莺歌海盆地M3构造为研究靶区，利用δ¹³C₂、δ¹³C₃、δ¹³C₁—δ¹³C₂、δ¹³C₂—δ¹³C₃和C₂/iC₄等参数进行气源对比，对研究区天然气进行精细定源，分析研究区天然气主要来自中新统三亚组烃源岩。

明确其主要气源岩后，在生物标志化合物、微量元素及碳同位素等传统地球化学方法研究基础上，利用芳烃、轻烃、全岩显微组分等技术对烃源岩进行微观解剖，结合构造演化、海平面变化等宏观特征，分析烃源岩发育主控因素，总结烃源岩形成机理与模式。从烃源岩热演化影响因素入手，通过盆地模拟技术计算烃源岩埋藏过程中的热演化特征及动态生烃过程，并对盆地资源潜力进行评价。利用上述方法分析，M3构造三亚组烃源岩约在2Ma开始快速、大量生气(图1)。

依据包裹体镜下特征分析判别油气充注期次，在此基础上对于烃类包裹体同期的盐水包裹体进行均一温度测定，根据其均一温度，结合盆地的埋藏史和热演化史，可以确定研究区天然气大规模进入储层的时间，即M3构造天然气充注时间约为1.2Ma。

通过建立地层格架、相(准确的岩性、烃源岩地化参数等)赋值、边界条件约束等，建立合理的地质模型，然后进行井标定。PetroMod压力标定总共分两步：首先，进行孔隙度校正，选择有岩心孔隙度资料的井进行孔隙度标定，根据钻井实测的孔隙度标定PetroMod岩性设置中孔隙度—深度关系，将岩性替换后重新模拟计算，调整储层及上下泥岩的孔隙度—深度关系，直到模拟孔隙度与实测孔隙度一致；其次，孔隙度标定成功后进行孔隙压力的校正，利用已钻井的渗透率资料标定PetroMod岩性设置中孔隙度～渗透率关系，泥岩孔隙度～渗透率关系在默认参数上根据本区的地质认识进行合理的赋值，修改后进行岩性替换重新模拟计算，反复调整模拟计算，直到计算的孔隙压力与钻井的MDT/DST测压数据一致。

根据压力模拟结果，获得研究区储层超压形成时间，约为2.7Ma。抽取烃源岩和储层压力演化曲线，其差值即为地质历史时期的源—储压差，再结合埋藏史图得到烃源岩和储层的埋藏深度，最终计算出历史时期源岩—储层之间的剩余压力梯度，其反映成藏时的成藏动力大小。经计算，M3构造源—储间剩余压力梯度约为22—24kPa/m，反映成藏动力充足，天然气可高效充注成藏。

由单点地层埋藏史及天然气成藏时间，获得研究区天然气成藏时期的储层埋深；然后，依据区域孔隙度与地层深度的统计关系，求得成藏时的储层孔隙度大小，反推储层在进入低孔范围时的大致时间，约为2.7Ma。

另外，通过对比上覆盖层的封闭能力与储层剩余压力的大小，可用来表征上覆盖层能够有效封闭天然气。M3构造充注成藏时，盖层的封闭能力(盖层排替压力与剩余压力之和)远大于储层的剩余压力，意味着盖层可有效封住天然气。

综上，在明确烃源岩发育与生烃史、天然气运移与充注史、储层演化史、储层压力及成藏动力演化史等基础上，根据上述各个关键成藏要素的时间耦合关系，动态恢复高温超压条件下天然气成藏过程，即烃源岩约2Ma时开始大量生成天然气，生成的天然气大约在1.2Ma大规模运移至超压低孔储层(储层超压、低孔约在2.7Ma同期形成)聚集成藏(图2)。虽然天然气充注时储层超压已基本形成且孔隙度较低，但是源—储间剩余压力梯度大，其成藏动力非常充足，天然气仍可高效聚集成藏。在此研究过程更强调其动态化，考虑因素更全面，更符合地质实际。

本说明还提供了一个实际数据的实施例。图1是烃源岩生烃演化特征的曲线图，该图版可以显示烃源岩生烃演化特征。为了清晰展现出烃源岩生烃、天然气充注、储层孔隙及超压演化过程及各关键要素之间的时间耦合关系，可根据各分析及模拟结果绘制天然气成藏综合曲线图，如图2所示，可清晰展现出各成藏要素的先后关系。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (6)

1.一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法，其特征在于：包括以下步骤：

S1、烃源岩发育与生烃动态过程恢复；

S2、天然气运移轨迹的历史恢复；

S3、储层孔隙演化过程再现；

S4、地层压力演化及充注动力演化过程恢复；

S5、盖层封气能力评价；

S6、多成藏要素时空耦合再现高温超压条件下天然气藏形成历史过程；

步骤S1所述的烃源岩发育与生烃动态过程恢复，包括以下步骤：

S11、天然气精细定源

根据生成的天然气在碳同位素特征上存在差别，通过碳同位素特征指标对比追溯气源，确定天然气具体烃源岩；

S12、烃源岩发育动态过程恢复

从微观解剖和宏观分析相结合，利用生物标志化合物、显微组分、微量元素及碳同位素资料解剖烃源岩的微观特征，结合构造演化、海平面变化、沉积沉降速率、有机物搬运条件的盆地实际地质背景，综合分析烃源岩发育条件，总结烃源岩发育主控因素，恢复不同历史时期烃源岩的发育和沉积埋藏史，研究烃源岩发育模式；

S13、烃源岩生烃动态过程恢复

从烃源岩热演化影响因素入手，通过盆地模拟技术，建立模型地质格架，录入烃源岩地化参数、生烃动力学参数，通过Ro和温度校正模拟分析盆地烃源岩在埋藏过程中的热演化特征及动态生烃过程，并对盆地资源潜力进行评价；

步骤S2所述的天然气运移轨迹的历史恢复，包括以下步骤：

S21、油气在输导体系中的运动轨迹恢复：

第一步建立模型地质格架，输入现今模型数据的地层深度、沉积相图、断层面、地质事件的年代分配表，以及描述古地形、整个地质历史过程中的热和机械边界的条件、岩石属性值、流体及化学动力学的其他类型数据，选取合适的剖面图，然后解释主要沟源断层，对运移起主要断层的微裂缝带，再刻画储层砂体；第二步选取运移算法；第三步是对模拟结果进行校验：通过与实际已发现油气藏的分布位置和气藏气油比进行对比，判断模型模拟结果的合理性；

S22、油气充注时间恢复，主要以流体包裹体技术来实现：

流体包裹体是成岩成矿流体在矿物结晶生长过程中，被包裹在矿物晶格缺陷或穴窝中的、至今尚在主矿物中封存并与主矿物有着相的界限的那一部分物质，不同期次流体包裹体中油气组成及其变化“记录”了油气的充注史，利用储层包裹体技术可分析天然气充注期次和成藏时间；

依据包裹体镜下特征分析判别油气充注期次，在此基础上对于烃类包裹体同期的盐水包裹体进行均一温度测定，根据其均一温度，结合盆地的埋藏史和热演化史，确定天然气大规模进入储层的时间，即成藏时间；

步骤S3所述的储层孔隙演化过程再现，包括以下步骤：

由单点地层埋藏史及油气成藏时间，获得油气成藏时期的储层埋深；然后，依据区域孔隙度与地层深度的统计关系，求得成藏时的储层孔隙度大小，反推储层在进入低孔范围时的大致时间。

2.根据权利要求1所述的一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法，其特征在于：步骤S4所述的地层压力演化及充注动力演化过程恢复，包括以下步骤：

S41、通过建立地层格架、相赋值、边界条件约束，建立合理的地质模型，然后进行井标定；

S42、PetroMod压力标定总共分两步：第一步，开展孔隙度校正，选择有岩心孔隙度资料的井进行孔隙度标定，根据钻井实测的孔隙度标定PetroMod岩性设置中孔隙度—深度关系，将岩性替换后重新模拟计算，调整储层及上下泥岩的孔隙度—深度关系，直到模拟孔隙度与实测孔隙度一致；第二步，孔隙度标定成功后进行孔隙压力的校正，利用已钻井的渗透率资料标定PetroMod岩性设置中孔隙度—渗透率关系，泥岩孔隙度—渗透率关系在默认参数上根据本区的地质认识进行合理的赋值，修改后进行岩性替换重新模拟计算，反复调整模拟计算，直到计算的孔隙压力与钻井获得的MDT/DST测压数据一致；

S43、地层埋藏史恢复：根据已有的地层格架，赋入岩性、烃源岩地化参数，并给定古水深、古热流及沉积物表面温度边界条件，在温度、Ro参数标定情况下获得较为准确的单点地层埋藏史；

S44、源—储压差古压力恢复及充注动力计算：抽取烃源岩和储层压力演化曲线，两者差值即可反映油气成藏时期的源—储压差；再结合地层埋藏史计算成藏时期烃源岩和储层埋藏深度，即可恢复油气成藏时期源—储之间的剩余压力梯度，其反映成藏时期的成藏动力大小。

3.根据权利要求1所述的一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法，其特征在于：步骤S5所述的盖层封气能力评价，包括以下步骤：

盖层封闭能力可用其泥岩底部排替压力与超压盖层泥岩的剩余压力之和表征，用于盖层封气能力评价，盖层封气能力用下式表示：

盖层泥岩的封气能力MPa=（盖层泥岩的排替压力MPa+盖层泥岩的剩余压力MPa—储层的剩余压力MPa。

4.根据权利要求1所述的一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法，其特征在于：步骤S6所述的多要素时空耦合再现高温超压条件下天然气藏形成历史过程，包括以下步骤：

在明确烃源岩发育与生烃史、天然气运移与充注史、储层演化史、储层压力、成藏动力演化史及盖层封气能力评价基础上，根据各个关键成藏要素时间耦合关系，开展综合分析，从而动态再现高温超压条件下天然气气藏由“源”到“藏”全生命历史过程。

5.根据权利要求1所述的一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法，其特征在于：步骤S21所述的剖面图选择过主要气田及钻井且垂直构造走向的地震剖面：三维地震剖面、二维地震剖面或者拼接剖面。

6.根据权利要求1所述的一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法，其特征在于：步骤S21所述的运移算法包括经典达西算法、现代流线算法以及兼有达西定律和流线法的混合算法。

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