CN111259563A - 一种基于主因分析的地层热过程恢复方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于主因分析的地层热过程恢复方法，包括以下步骤：S1、基底热流对不同水深条件下地层热过程的影响研究；S2、沉积物表面温度对不同水深条件下地层热过程的影响研究；S3、沉积速率对不同水深条件下地层热过程的影响研究；S4、岩性对不同水深条件下地层热过程的影响研究；S5、主因分析及多因素耦合恢复不同水深条件下地层热过程。本发明综合考虑基底热流、沉积速率、岩性、沉积物表面温度等影响因素，多因素耦合恢复不同水深条件下地层热过程，突出各要素对地层热过程影响的综合效应；有效克服单一因素恢复地层热过程的弊端，可以为含油气盆地尤其是深水区油气资源评价提供符合地质实际的、可靠的热史模型。
Description
技术领域
本发明涉及一种基于主因分析的地层热过程恢复方法，属于多因素耦合恢复不同水深条件下地层热过程恢复的技术领域。
背景技术
地层热过程恢复是烃源岩评价的基础工作，其对准确评价含油气盆地油气资源量至关重要。由于传统的研究区主要集中在陆地及海洋浅水区(水深小于300米)，基底热流、沉积速率、岩性和沉积物表面温度等变化较小，因此地层热过程恢复主要考虑基底热流单一因素。而海洋深水区(水深大于300米)具有特殊的地质条件，如基底热流高、沉积速率低、地层泥岩比例高、沉积物表面温度低等，传统的恢复方法则没有考虑这些因素，导致海洋深水区地层热过程恢复结果不符合地质实际，直接影响了深水区油气资源量的准确评价。
基于主因分析的地层热过程的恢复技术可以有效克服传统方法的不足，其综合考虑基底热流、沉积速率、岩性和沉积物表面温度等因素的变化，多因素耦合恢复不同水深条件下地层热过程，考虑因素更全面，突出各要素对地层热过程的综合效应，更符合地质实际，可以为含油气盆地特别是深水区油气资源评价提供符合地质实际的、可靠的热史模型。
发明内容
本发明提供了一种基于主因分析的地层热过程恢复方法，综合考虑基底热流、沉积速率、岩性和沉积物表面温度等因素，恢复不同水深条件下地层热过程，考虑因素更全面，突出各要素对地层热过程的综合效应，更符合地质实际。
为解决上述技术问题，本发明采用了以下技术方案，一种基于主因分析的地层热过程的恢复方法，包括以下步骤：
S1、基底热流对不同水深条件下地层热过程的影响研究；
S2、沉积物表面温度不同水深条件下对地层热过程的影响研究；
S3、沉积速率对不同水深条件下地层热过程的影响研究；
S4、岩性对不同水深条件下地层热过程的影响研究；
S5、主因分析及多因素耦合恢复不同水深条件下地层热过程。
其中，在本实施案例中，所述步骤S1中基底热流对不同水深条件下地层热过程的影响研究，包括以下步骤：
S11、根据已钻井及海底探针获得的大量温度数据，结合实测岩石样品的热导率可以计算出含油气盆地基底热流分布；
S12、为测试基底热流对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，赋予不同的基底热流值，分别为60mW/m2和80mW/m2，沉积物表面温度为20℃、沉积速率为100m/Ma、岩性(泥岩)等参数相同；
S13、运行模拟，并对比分析高热流模型和低热流模型的地层热过程程度。
其中，在本实施案例中，所述的步骤S2中沉积物表面温度对不同水深条件下地层热过程的影响研究，包括以下步骤：
S21、沉积物表面温度在陆地上时表现为陆表温度，在海里时表现为海底温度，海底温度主要受水深及纬度影响，利用Defant提出的公式计算不同纬度及水深对应的海底温度；
S22、为测试沉积物表面温度对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，赋予不同的沉积物表面温度，分别为20℃和5℃，基底热流为60W/m2、沉积速率为100m/Ma、岩性(泥岩)等参数相同；
S23、运行模拟，并对比分析高表面温度模型和低表面温度模型的地层热过程程度。
其中，在本实施案例中，所述的步骤S3中沉积速率对不同水深条件下地层热过程的影响研究，包括以下步骤：
S31、为测试沉积速率对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，赋予不同的沉积速率，分别为200m/Ma和100m/Ma，基底热流为60W/m2、沉积物表面温度为20℃、岩性(泥岩)等参数相同；
S32、运行模拟，并对比分析高沉积速率模型和低沉积速率模型的地层热过程程度。
其中，在本实施案例中，所述的步骤S4中岩性对不同水深条件下地层热过程的影响研究，包括以下步骤：
S41、为测试岩性对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，赋予不同的岩性，分别为砂岩和泥岩，基底热流为60W/m2、沉积物表面温度为20℃、沉积速率为100m/Ma等参数相同；
S42、运行模拟，并对比分析砂岩模型和泥岩模型的地层热过程程度。
其中，在本实施案例中，所述的步骤S5中主因分析及多因素耦合恢复不同水深条件下地层热过程，包括以下步骤：
S51、结合工区的实际地质条件，分析基底热流、沉积速率、岩性、沉积物表面温度对地层热过程影响程度，确定热过程影响主控因素；
S52、在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，模型1代表浅水区，模型2代表深水区，分别赋予不同参数；
S53、运行模拟，并对比分析模型1和模型2的地层热过程程度；
S54、在浅水区、深水区各选一口实际探井进行地层热过程恢复，按照实际地质条件分别赋值基底热流、沉积物表面温度、沉积速率及钻遇地层岩性，并用实测Ro数据验证模拟结果。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：综合考虑基底热流、沉积速率、岩性、沉积物表面温度等影响因素，多因素耦合恢复不同水深条件下地层热过程，突出各要素对地层热过程影响的综合效应；有效克服单一因素恢复地层热过程的弊端，可以为含油气盆地尤其是深水区油气资源评价提供符合地质实际的、可靠的热史模型。
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为现有技术的实施例中考虑单一因素对地层热过程影响图版的示意图；
图2为本发明提供的一个实施例中考虑综合因素对地层热过程影响图版的示意图。
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。
本实施例所述的一种基于主因分析的地层热过程恢复方法，包括以下步骤：
S1、基底热流对不同水深条件下地层热过程的影响研究；
S2、沉积物表面温度对不同水深条件下地层热过程的影响研究；
S3、沉积速率对不同水深条件下地层热过程的影响研究；
S4、岩性对不同水深条件下地层热过程的影响研究；
S5、主因分析及多因素耦合恢复不同水深条件下地层热过程。
在本说明书的一个实施例中，以南海西部琼东南盆地深水区和浅水区为研究靶区。采用固定其他参数，改变一个参数的方法分别模拟不同因素对地层热过程的影响。
为测试基底热流对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，两个模型中基底热流值不同，分别为60mW/m2和80mW/m2，沉积物表面温度为20℃、沉积速率为100m/Ma、岩性(泥岩)等参数相同；针对上述模型开展模拟计算，模拟结果表明，高热流模型的地层热过程程度明显高于低热流模型。
为测试沉积物表面温度对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，两个模型中沉积物表面温度不同，分别为20℃和5℃，基底热流为60W/m2、沉积速率为100m/Ma、岩性(泥岩)等参数相同；针对上述模型开展模拟计算，模拟结果表明，高沉积物表面温度模型的地层热过程程度明显高于低沉积物表面温度模型。
为测试沉积速率对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，沉积速率分别为200m/Ma和100m/Ma，基底热流为60W/m2、沉积物表面温度为20℃、岩性(泥岩)等参数相同；针对上述模型开展模拟计算，模拟结果表明，高沉积速率模型地层的热过程程度明显低于低沉积速率模型。
为测试岩性对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，两个模型中岩性不同，分别为砂岩和泥岩，基底热流为60W/m2、沉积物表面温度为20℃、沉积速率为100m/Ma等参数相同。开展模拟计算，模拟结果表明砂岩模型的地层热过程程度明显低于泥岩模型。
结合工区实际地质条件，分析基底热流、沉积速率、岩性、沉积物表面温度诸因素对地层热过程的影响程度，确定热过程影响主控因素。与浅水区相比，琼东南盆地深水区具有基底热流高、沉积速率低、地层泥岩百分比高(对地层热过程有促进作用)和沉积物表面温度低(对地层热过程有减缓作用)的特点。故在Petromod软件一维模拟中设计两个模型：模型1代表浅水区，基底热流为60mW/m2，沉积物表面温度20℃，沉积速率200m/Ma，岩性为砂岩；模型2代表深水区，基底热流为80mW/m2，沉积物表面温度4℃，沉积速率100m/Ma，岩性为泥岩；开展模拟计算，模拟结果表明，模型2的地层热过程程度明显高于模型1。
同时，分别选取琼东南盆地浅水区、深水区一口实际探井进行地层热过程恢复，按照实际地质条件分别赋值基底热流、沉积物表面温度、沉积速率及钻遇地层岩性，并用实测Ro数据验证模拟结果。模拟结果显示两口井模拟Ro曲线与实测数值拟合关系良好，深水区B井地层热过程程度明显高于浅水区A井。深水区与浅水区地层热过程差异是基底热流、沉积物表面温度、沉积速率及钻遇地层岩性等四个因素综合起作用的结果。因此，据多因素耦合恢复地层热过程技术获得的结果更准确，也更符合地质实际。
本说明还提供了一个实际数据的实施例。图1是单一因素对地层热过程影响图版，该图版可以分别恢复不同单一因素对地层热过程程度。图2是综合考虑基底热流、沉积速率、钻遇地层岩性及沉积物表面温度等四个因素对地层热过程的影响程度，并可以用实际井资料进行验证。
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)
1.一种基于主因分析的地层热过程恢复方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、基底热流对不同水深条件下地层热过程的影响研究；
S2、沉积物表面温度对不同水深条件下地层热过程的影响研究；
S3、沉积速率对不同水深条件下地层热过程的影响研究；
S4、岩性对不同水深条件下地层热过程的影响研究；
S5、主因分析及多因素耦合恢复不同水深条件下地层热过程。
2.根据权利要求1所述的一种基于主因分析的地层热过程恢复方法，其特征在于，所述的步骤S1中基底热流对不同水深条件下地层热过程的影响研究，包括以下步骤：
S11、根据已钻井及海底探针获得的大量温度数据，结合实测岩石样品的热导率可以计算出含油气盆地基底热流分布；
S12、为测试基底热流对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，赋予不同的基底热流值，分别为60mW/m2和80mW/m2，沉积物表面温度为20℃、沉积速率为100m/Ma、岩性(泥岩)等参数相同；
S13、运行模拟，并对比分析高热流模型和低热流模型的地层热过程程度。
3.根据权利要求1所述的一种基于主因分析的地层热过程恢复方法，其特征在于，所述的步骤S2中沉积物表面温度对不同水深条件下地层热过程的影响研究，包括以下步骤：
S21、沉积物表面温度在陆地上时表现为陆表温度，在海里时表现为海底温度，海底温度主要受水深及纬度影响，利用Defant提出的公式计算不同纬度及水深对应的海底温度；
S22、为测试沉积物表面温度对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，赋予不同的沉积物表面温度，分别为20℃和5℃，基底热流为60W/m2、沉积速率为100m/Ma、岩性(泥岩)等参数相同；
S23、运行模拟，并对比分析高表面温度模型和低表面温度模型的地层热过程程度。
4.根据权利要求1所述的一种基于主因分析的地层热过程恢复方法，其特征在于，所述的步骤S3中沉积速率对不同水深条件下地层热过程的影响研究，包括以下步骤：
S31、为测试沉积速率对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，赋予不同的沉积速率，分别为200m/Ma和100m/Ma，基底热流为60W/m2、沉积物表面温度为20℃、岩性(泥岩)等参数相同；
S32、运行模拟，并对比分析高沉积速率模型和低沉积速率模型的地层热过程程度。
5.根据权利要求1所述的一种基于主因分析的地层热过程恢复方法，其特征在于，所述的步骤S4中岩性对不同水深条件下地层热过程的影响研究，包括以下步骤：
S41、为测试岩性对地层热过程的影响，在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，赋予不同的岩性，分别为砂岩和泥岩，基底热流为60W/m2、沉积物表面温度为20℃、沉积速率为100m/Ma等参数相同；
S42、运行模拟，并对比分析砂岩模型和泥岩模型的地层热过程程度。
6.根据权利要求1所述的一种基于主因分析的地层热过程恢复方法，其特征在于，所述的步骤S5中主因分析及多因素耦合恢复不同水深条件下地层热过程，包括以下步骤：
S51、结合工区的实际地质条件，分析基底热流、沉积速率、岩性、沉积物表面温度对地层热过程影响程度，确定热过程影响主控因素；
S52、在Petromod软件一维模拟中设计两个模型，模型1代表浅水区，模型2代表深水区，分别赋予不同参数；
S53、运行模拟，并对比分析模型1和模型2的地层热过程程度；
S54、在浅水区、深水区各选一口实际探井进行地层热过程恢复，按照实际地质条件分别赋值基底热流、沉积物表面温度、沉积速率及钻遇地层岩性，并用实测Ro数据验证模拟结果。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
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Application publication date: 20200609 |