CN113189675B - 一种砂岩压实作用数值模拟方法 - Google Patents

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Abstract

一种砂岩压实作用数值模拟方法，属于油气储层地质学技术领域。基于全部地层的顶面构造图、地层厚度、地层年代、剥蚀厚度和岩性比率等资料，重现目标层位砂岩的埋藏史和热史，作为压实作用数值模型；基于沉积微相平面分布和单井岩相分布，采用确定性建模方法和随机性建模方法编制出3D岩相模型，作为压实作用数值模型的输入参数；采用铸体薄片和阴极发光薄片定量统计数据评价出粒间体积‑深度关系曲线和压溶石英胶结物含量，作为机械压实作用和化学压实作用数值模拟参数；基于此，采用压实作用数值模拟方法开展压实作用数值模拟研究，预测了3D空间上孔隙度高值区。

Description

一种砂岩压实作用数值模拟方法
技术领域
本发明属于油气储层地质学技术领域，涉及一种砂岩压实作用数值模拟方法。
背景技术
针对砂岩压实作用和孔隙度演化研究，当前主要包括成岩数值模拟方法、数理统计法和反演回剥法；其中，①成岩数值模拟方法主要考虑成岩作用模型，包括埋藏深度-孔隙度、有效应力-孔隙度的Athy模型、弹性减孔-黏塑性减孔-胶结减孔砂岩压实三元解析减孔模型；②数理统计分析方法主要是建立孔隙度与埋藏深度、埋藏时间和温度的经验关系，但是这些经验关系较少地考虑成岩作用；③利用“反演回剥”的原理，以岩心观察、铸体薄片、流体包裹体等分析测试资料为基础，结合地层埋藏史、热史和成岩演化序列，定量恢复地质历史时期的储层孔隙度演化，计算不同成岩作用对孔隙度的贡献值。
相关研究表明，上述的砂岩压实作用及孔隙度演化研究主要：①停滞在一维(1D)单井上、笼统地考虑压实作用并没有分开地考虑机械压实作用和化学压实作用，②将压实作用孔隙度损失量全部归结在成岩作用早期是不合理的，没有将压实作用损失量分摊到砂岩压实作用过程中；目前砂岩压实作用研究主要集中在1D和二维(2D)上，三维(3D)砂岩压实作用研究在研究范畴和空间维度上存在局限性。
随着非常规油气勘探开发的快速发展，致密砂岩气资源逐渐成为新的研究和勘探开发热点。这些低渗透-致密砂岩类型包括石英砂岩、长石砂岩和岩屑砂岩；压实作用对低渗透-致密砂岩中石英砂岩类储层质量起着重要的作用，对石英砂岩类储层物性起着主导作用。然而，当前砂岩压实作用研究并没有深入到3D砂岩压实作用数值模拟研究，无法满足井少且以地震资料为主的低渗透-致密砂岩储层中孔隙度高值区评价的需求。
发明内容
为了克服现有技术的不足,本发明提供一种砂岩压实作用数值模拟方法。
一种砂岩压实作用数值模拟方法，含有以下步骤：基于全部地层的顶面构造图、地层厚度、地层年代、剥蚀厚度和岩性比率等资料，重现目标层位砂岩的埋藏史和热史，作为压实作用数值模型；基于沉积微相平面分布和单井岩相分布，采用确定性建模方法和随机性建模方法编制出3D岩相模型，作为压实作用数值模型的输入参数；采用铸体薄片和阴极发光薄片定量统计数据评价出粒间体积-深度关系曲线和压溶石英胶结物含量，作为机械压实作用和化学压实作用数值模拟参数；基于此，采用压实作用数值模拟方法开展压实作用数值模拟研究，预测了3D空间上孔隙度高值区。
本发明的优点是:本发明填补了低渗透-致密储层中3D砂岩压实作用数值模拟方面的空白。本发明在成岩学理论上取得创新，实现了砂岩压实作用从1D单井上、2D剖面上到3D储层体系上研究；这拓宽了低渗透-致密砂岩中石英砂岩类储层质量预测的空间范畴，填补了低渗透-致密砂岩中3D砂岩压实作用数值模拟方面的空白，推动了低渗透-致密砂岩储层中评价孔隙度高值区的进程，提高了低渗透-致密砂岩储层中孔隙度高值区预测的能力。
一种砂岩压实作用数值模拟方法，是在成岩学上取得理论创新；并且综合了地质资料、测井资料、地震资料和分析测试资料等，形成了一种砂岩压实作用数值模拟方法。本发明主要进行3D砂岩压实作用数值模拟研究，并且分开地模拟机械压实作用和化学压实作用，填补了低渗透-致密砂岩的压实作用数值模拟研究方法理论，解决了低渗透-致密砂岩中孔隙度高值区评价难的问题。并且可以根据业内科研人员的需求，精细到砂层组/小层的砂岩压实作用数值模拟研究，该方法具有科学性和普适性。本发明形成了一种砂岩压实作用数值模拟方法，给出了低渗透-致密砂岩的压实作用数值模拟评价流程，较好地为低渗透-致密砂岩储层质量评价提供服务支持。
本发明具有操作可行、评价效果较好、解决实际问题的特点，具备以下几方面创新性：1)建立研究区目标层位砂岩的3D埋藏史和热史，作为砂岩压实作用数值模型；2)建立了3D岩相模型，3D岩相模型作为砂岩压实作用数值模型的输入参数；3)建立了机械压实作用模拟参数和化学压实作用模拟参数的函数模型，将压实作用数值模拟参数作为砂岩压实作用数值模型的输入参数；4)分开地模拟机械压实作用和化学压实作用来实现砂岩压实作用数值模拟研究；5)对比分析地层温度和压力的实测值与模拟值的一致性，确保砂岩压实作用数值模拟的准确性；6)基于砂岩压实作用数值模拟研究，评价出孔隙度演化及孔隙度高值区。该发明较好地满足低渗透-致密砂岩中石英砂岩类储层勘探开发的需求，这具有重要的理论意义和实际价值。
基于地质资料、测井资料、地震资料和分析测试资料等，开展目标层位砂岩的3D埋藏史和热史、3D岩相模型、压实作用数值模拟参数、压实作用数值模拟、孔隙度演化和孔隙度高值区等内容，形成了一种砂岩压实作用数值模拟方法。本发明创新地提出一种3D砂岩压实作用数值模拟方法，分开地模拟机械压实作用和化学压实作用，重现了砂岩压实作用孔隙度演化过程和孔隙度高值区；这一定程度上满足了低渗透-致密砂岩储层勘探开发的需求，为低渗透-致密砂岩压实作用数值模拟提供了理论依据和实际价值。
附图说明
当结合附图考虑时，通过参照下面的详细描述，能够更完整更好地理解本发明以及容易得知其中许多伴随的优点，但此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本发明的一部分，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定，如图其中：
图1、一种砂岩压实作用数值模拟方法的技术流程图。
图2、研究区目标层位砂岩的埋藏史。
图3、研究区目标层位砂岩的热史。
图4、地层温度的实测值与模拟值的对比剖面。
图5、3D岩相空间分布模型。
图6、目标层位砂岩粒度平面图。
图7、粗砂岩的粒间体积-深度关系图版。
图8、砂质砾岩的粒间体积-深度关系图版。
图9、中砂岩的粒间体积-深度关系图版。
图10、细砂岩的粒间体积-深度关系图版。
图11、粉砂岩的粒间体积-深度关系图版。
图12、泥岩的粒间体积-深度关系图版。
图13、不同砂岩粒度的压溶石英胶结物含量直方图。
图14、研究目标层位砂岩的孔隙度演化史。
图15、23.3Ma时期压实作用下目标层位砂岩孔隙度平面图。
图16、10.4Ma时期压实作用下目标层位砂岩孔隙度平面图。
图17、7.0Ma时期压实作用下目标层位砂岩孔隙度平面图。
图18、5.3Ma时期压实作用下目标层位砂岩孔隙度平面图。
图19、0.0Ma时期压实作用下目标层位砂岩孔隙度平面图。
图20、现今压实作用下目标层位砂岩孔隙度高值区分布图。
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
具体实施方式
显然，本领域技术人员基于本发明的宗旨所做的许多修改和变化属于本发明的保护范围。
本技术领域技术人员可以理解，除非特意声明，这里使用的单数形式“一”、“一个”、“所述”和“该”也可包括复数形式。应该进一步理解的是，本发明的说明书中使用的措辞“包括”是指存在所述特征、整数、步骤、操作、元件和/或组件，但是并不排除存在或添加一个或多个其他特征、整数、步骤、操作、元件、组件和/或它们的组。应该理解，当称元件、组件被“连接”到另一元件、组件时，它可以直接连接到其他元件或者组件，或者也可以存在中间元件或者组件。这里使用的措辞“和/或”包括一个或更多个相关联的列出项的任一单元和全部组合。
本技术领域技术人员可以理解，除非另外定义，这里使用的所有术语(包括技术术语和科学术语)具有与所属领域中的普通技术人员的一般理解相同的意义。
为便于对实施例的理解，下面将结合做进一步的解释说明，且各个实施例并不构成对本发明的限定。
实施例1：如图1、图2、图3、图4、图5、图6、图7、图8、图9、图10、图11、图12、图13、图14、图15、图16、图17、图18、图19及图20所示，一种砂岩压实作用数值模拟方法，旨在解决井少且以地震资料为主的低渗透-致密砂岩中孔隙度高值区评价难的问题，进行3D砂岩压实作用数值模拟研究，具有重大的理论意义和实际价值。
一种砂岩压实作用数值模拟方法，目标层位砂岩的3D埋藏史和热史、3D岩相模型、压实作用数值模拟参数和压实作用数值模拟，包括以下步骤：
步骤1、收集资料：收集地质资料、测井资料、地震资料和分析测试资料；测井资料包括中子、密度、声波时差、自然伽马、电阻率、测井解释孔隙度和测井解释渗透率曲线；分析测试资料包括铸体薄片定量统计数据、阴极发光薄片定量统计数据、扫描电镜图像资料和常规物性分析数据；
步骤2、重现目标层位砂岩的3D埋藏史和热史：基于研究区内目标层位砂岩底界构造图到地表的全部地层的顶面构造图，结合地层厚度、地层年代、岩性比率、剥蚀厚度、地层温度、地层压力和现今热流等资料，重现研究区目标层位砂岩的3D埋藏史和热史，作为3D砂岩压实作用数值模型；埋藏史要能反映出研究区目标层位砂岩经历的构造运动和构造演化阶段；并且，采用实测温度数据约束校正模拟的热史，达到地层温度的实测值与模拟值的一致性，确保热史的准确性；
步骤3、建立3D沉积微相模型：基于目标层位的顶面和底面构造图，建立研究区目标层位砂岩的构造模型；基于目标层位地震资料的振幅属性和砂岩时间厚度图编制出目标层位沉积微相图，采用确定性建模方法建立目标层位砂岩的3D沉积微相模型，评价出目标层位的沉积微相空间分布；
步骤4、建立3D岩相模型：在步骤3的3D沉积微相模型基础上，结合单井岩相的纵向分布，采用序贯高斯指示随机建模方法或者机器学习建立3D岩相模型，评价出研究区目标层位砂岩的3D岩相的空间分布，作为压实作用数值模型的输入参数；
步骤5、确定压实作用数值模拟参数：压实作用数值模拟参数包括机械压实作用参数和化学压实作用参数；采用铸体薄片图像资料定量统计数据评价出每种粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线，粒间体积-深度关系曲线是机械压实作用的一个定量表征参数，作为机械压实作用数值模拟参数；采用阴极发光薄片图像资料定量统计数据评价出压溶石英胶结物含量，压溶石英胶结物含量是化学压实作用的一个定量表征参数，作为化学压实作用数值模拟参数；
步骤6、砂岩压实作用数值模拟：联合步骤2中3D埋藏史和热史、步骤4中3D岩相模型和步骤5中压实作用数值模拟参数，作为压实作用数值模型的输入参数，进行3D砂岩压实作用数值模拟研究，获得研究区目标层位砂岩的压力史和孔隙度演化史；
步骤7、采用地层压力数据的实测值与模拟值的一致性确保压实作用数值模拟结果的准确性：基于步骤6获得的目标层位砂岩的模拟压力史，采用实测的地层压力数据约束校正目标层位砂岩的压力史，直至达到地层压力的实测值与模拟值的一致性，确保目标层位砂岩的压力史和压实作用数值模拟结果的准确性；
步骤8、压实作用数值模拟结果及孔隙度高值区：采用压实作用数值模拟方法开展3D砂岩压实作用数值模拟研究，预测了3D空间上孔隙度高值区。
步骤9、基于上述步骤1、步骤2、步骤3、步骤4、步骤5、步骤6、步骤7和步骤8，形成了一套砂岩压实作用数值模拟评价流程，提出了一种砂岩压实作用数值模拟方法。
一种砂岩压实作用数值模拟方法，是通过目标层位砂岩埋藏史和热史、3D岩相模型、压实作用数值模拟参数、压实作用数值模拟、砂岩孔隙度演化过程等内容来实现的，进而评价出低渗透-致密砂岩中石英砂岩类储层的压实作用孔隙度演化史和孔隙度高值区的空间分布。
实施例2：如图1、图2、图3、图4、图5、图6、图7、图8、图9、图10、图11、图12、图13、图14、图15、图16、图17、图18、图19及图20所示，一种砂岩压实作用数值模拟方法，为海上少井区深层低渗透-致密砂岩中孔隙度高值区评价提供技术支撑。本发明是基于测井资料、地质资料、地震资料和分析测试资料，开展研究区内目标层位砂岩的3D埋藏史和热史、3D岩相模型、机械压实作用和化学压实作用参数、压实作用数值模拟、孔隙度演化过程和孔隙度高值区等内容。
本实施例提供了一种砂岩压实作用数值模拟方法的技术流程图(图1)，包括以下步骤：
(1)、以XX盆地XX凹陷中央反转构造带中北部花港组砂岩储层为例，收集整理测井资料、地质资料、地震资料和分析测试资料；测井资料包括中子、密度、声波时差、自然伽马、电阻率、测井解释孔隙度和测井解释渗透率曲线；分析测试资料包括铸体薄片定量统计数据、阴极发光薄片定量统计数据、扫描电镜图像资料和常规物性分析数据，见表1。
表1不同砂岩粒度的常规物性分析资料统计
Figure BDA0003063856010000071
Figure BDA0003063856010000081
Figure BDA0003063856010000091
(2)、重现目标层位砂岩的3D埋藏史和热史：基于研究区内目标层位砂岩到地表的全部地层的顶面构造图，结合井点位置上各套地层厚度、地质年代、岩性比率、剥蚀厚度、地层温度、地层压力和现今热流等资料，重现研究区目标层位砂岩的3D埋藏史和热史，作为砂岩压实作用数值模型；埋藏史较好地反映出研究区目标层位砂岩的构造运动和构造演化阶段；采用实测温度数据约束校正目标层位砂岩的热史，直至达到地层温度的实测值与模拟值的一致性，确保热史的准确性。图2是研究区目标层位砂岩的埋藏史；图3是研究区目标层位砂岩的热史；图4是地层温度的实测值与模拟值的对比剖面。
(3)、建立3D沉积微相模型：基于收集的地层顶面和底面构造图，建立研究区目标层位砂岩的构造模型；基于地震资料的振幅属性和砂岩时间厚度图编制出目标层位的沉积微相平面图，采用确定性建模方法建立目标层位砂岩的3D沉积微相模型，评价出目标层位的沉积微相空间分布，主要包括以下内容。
①基于研究区内收集到的地层顶面和底面构造图，采用Petrel建模软件建立研究区目标层位的构造模型。
②沉积微相平面图：
基于文献调研，结合研究区内花港组的岩芯、测井和地震资料，确定出沉积环境为辫状河三角洲前缘沉积背景。
基于研究区内4口井取芯段的岩心观察，结合铸体薄片、扫描电镜和粉末粒度分析资料，确定取芯段上沉积微相；在此基础上，采用取芯段沉积微相刻度测井曲线划分出单井上沉积微相；充分利用单井上纵向分辨率高和地震资料的横向分辨率高，将单井上测井资料和三维地震资料相结合，充分考虑目标层位振幅属性和砂岩时间厚度图，精细地刻画出沉积微相的边界，编制出研究区内目标层位砂岩沉积微相平面图。花港组五段砂岩储层主要发育水下分流河道、席状砂、水下分流间湾和滨浅湖沉积微相。
③基于地层顶面构造图和沉积微相图，采用地质建模软件建立研究区目标层位砂岩的构造模型和沉积微相模型，评价出目标层位的沉积微相空间分布。
(4)、建立3D岩相模型：在3D沉积微相模型基础上，综合单井岩相的纵向分布，采用序贯高斯指示随机建模方法或者机器学习建立沉积微相模型约束下3D岩相模型，评价出3D岩相的空间分布，作为压实作用数值模型的输入参数；这主要包括以下内容。
①基于研究区内4口井的21段取芯资料，通过大量的铸体薄片和扫描电镜等资料识别出目标层位砂岩粒度；在研究区目标层位内识别出6种粒径岩性，包括粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩。
②岩芯资料刻度测井资料评价出单井岩相的纵向分布：考虑到目标层位上取芯数量有限，依据测井资料的纵向分辨率高，采用实测不同粒径岩性资料刻度测井曲线，测井识别出单井岩相的纵向分布。
③3D岩相模型的建立：在沉积微相模型基础上，利用单井岩相的纵向分布，采用序贯高斯指示随机建模方法或机器学习建立沉积微相模型约束下3D岩相模型。图5是3D岩相空间分布模型。目标层位H5b下部主要发育细砂岩、粉砂岩、中砂岩和泥岩(图6)。
(5)、确定机械压实作用和化学压实作用参数：压实作用数值模拟参数包括机械压实作用参数和化学压实作用参数；采用铸体薄片图像资料定量统计数据评价出粒间体积-深度关系曲线，粒间体积-深度关系曲线是机械压实作用的一个定量表征参数，作为机械压实作用数值模拟参数；采用阴极发光薄片图像资料定量统计数据评价出压溶石英胶结物含量，压溶石英胶结物含量是化学压实作用的一个定量表征参数，作为化学压实作用数值模拟参数。图7是粗砂岩的粒间体积-深度关系图版；图8是砂质砾岩的粒间体积-深度关系图版；图9是中砂岩的粒间体积-深度关系图版；图10是细砂岩的粒间体积-深度关系图版；图11是粉砂岩的粒间体积-深度关系图版；图12是泥岩的粒间体积-深度关系图版；图13是不同砂岩粒度的压溶石英胶结物含量直方图。
(6)、砂岩压实作用数值模拟：联合步骤(2)中3D埋藏史和热史、步骤(4)中3D岩相模型和步骤(5)中压实作用数值模拟参数，作为压实作用数值模型的输入参数，在3D埋藏史和热史基础上，进行砂岩压实作用数值模拟研究，获得研究区目标层位砂岩的压力史和孔隙度演化史。图14是研究目标层位砂岩的孔隙度演化史。
(7)、采用地层压力数据的实测值与模拟值的一致性确保压实作用数值模拟结果的准确性：基于步骤(6)获得的目标层位砂岩的压力史，采用目标层位砂岩的实测压力数据约束校正模拟压力史；直至达到目标层位砂岩的实测压力数据与模拟压力数据的一致性，确保目标层位砂岩的压力史和压实作用数值模拟结果的准确性。
(8)、压实作用数值模拟结果及孔隙度高值区：采用压实作用数值模拟方法开展了机械压实作用数值模拟和化学压实作用数值模拟研究，实现了从机械压实作用到化学压实作用的3D压实作用数值模拟研究，预测了目标层位砂岩孔隙度高值区。
基于砂岩压实作用数值模拟研究，评价出砂岩孔隙度演化过程。图15是23.3Ma时期压实作用下目标层位砂岩孔隙度平面图；图16是10.4Ma时期压实作用下目标层位砂岩孔隙度平面图；图17是7.0Ma时期压实作用下目标层位砂岩孔隙度平面图；图18是5.3Ma时期压实作用下目标层位砂岩孔隙度平面图；图19是0.0Ma时期压实作用下目标层位砂岩孔隙度平面图。图20是现今压实作用下目标层位砂岩孔隙度高值区分布图。
采用压实作用数值模拟方法，重点考虑沉积岩性和埋藏压实作用，重现了目标层位H5b下部砂岩孔隙度演化过程。考虑了储层“甜点”评价标准，即，I类储层“甜点”孔隙度大于11％，II1类储层“甜点”孔隙度介于9％和11％，II2类储层“甜点”孔隙度介于7％和9％，III类储层“甜点”孔隙度介于6％和7％，非甜点孔隙度小于6％。综合沉积岩性、孔隙度平面分布和储层“甜点”的孔隙度指标，确定了H5b下部的孔隙度高值区空间分布。H5b下部主要发育II类和III类储层“甜点”(图20)；这主要归因于H5b下部内砂岩颗粒尺寸较细、埋藏深度更大、压实作用程度和压实率较高。H5b下部内N4井位置附近发育II2类甜点，这主要归因于N4井位置附近砂岩压实率低于其他井点位置砂岩压实率。
在此基础上，形成了一套砂岩压实作用数值模拟方法的技术评价流程，提出了一种砂岩压实作用数值模拟方法。
实施例3：如图1、图2、图3、图4、图5、图6、图7、图8、图9、图10、图11、图12、图13、图14、图15、图16、图17、图18、图19及图20所示，一种砂岩压实作用数值模拟方法，基于目标层位砂岩的3D埋藏史和热史、3D岩相模型、机械压实作用参数、化学压实作用参数和压实作用数值模拟等内容进行砂岩压实作用数值模拟研究，包括以下步骤：
步骤1、收集资料：收集地质资料、测井资料、地震资料和分析测试资料；测井资料包括中子、密度、声波时差、自然伽马、电阻率、测井解释孔隙度和测井解释渗透率曲线；分析测试资料包括铸体薄片定量统计数据、阴极发光薄片定量统计数据、扫描电镜图像资料和常规物性分析数据；
步骤2、重现目标层位砂岩的3D埋藏史和热史：基于研究区内目标层位砂岩底界构造图到地表的全部地层的顶面构造图，结合地层厚度、地层年代、岩性比率、剥蚀厚度、地层温度、地层压力和现今热流等资料，重现研究区目标层位砂岩的3D埋藏史和热史，作为3D砂岩压实作用数值模型；埋藏史要能反映出研究区目标层位砂岩经历的构造运动和构造演化阶段；并且，采用实测温度数据约束校正模拟的热史，达到地层温度的实测值与模拟值的一致性，确保热史的准确性；
步骤3、建立3D沉积微相模型：基于目标层位的顶面和底面构造图，建立研究区目标层位砂岩的构造模型；基于目标层位地震资料的振幅属性和砂岩时间厚度图编制出目标层位沉积微相图，采用确定性建模方法建立目标层位砂岩的3D沉积微相模型，评价出目标层位的沉积微相空间分布；
步骤4、建立3D岩相模型：在步骤3的3D沉积微相模型基础上，结合单井岩相的纵向分布，采用序贯高斯指示随机建模方法或者机器学习建立3D岩相模型，评价出研究区目标层位砂岩的3D岩相的空间分布，作为压实作用数值模型的输入参数；
步骤5、确定压实作用数值模拟参数：压实作用数值模拟参数包括机械压实作用参数和化学压实作用参数；采用铸体薄片图像资料定量统计数据评价出每种粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线，粒间体积-深度关系曲线是机械压实作用的一个定量表征参数，作为机械压实作用数值模拟参数；采用阴极发光薄片图像资料定量统计数据评价出压溶石英胶结物含量，压溶石英胶结物含量是化学压实作用的一个定量表征参数，作为化学压实作用数值模拟参数；
步骤6、砂岩压实作用数值模拟：联合步骤2中3D埋藏史和热史、步骤4中3D岩相模型和步骤5中压实作用数值模拟参数，作为压实作用数值模型的输入参数，进行3D砂岩压实作用数值模拟研究，获得研究区目标层位砂岩的压力史和孔隙度演化史；
步骤7、采用地层压力数据的实测值与模拟值的一致性确保压实作用数值模拟结果的准确性：基于步骤6获得的目标层位砂岩的模拟压力史，采用实测的地层压力数据约束校正目标层位砂岩的压力史，直至达到地层压力的实测值与模拟值的一致性，确保目标层位砂岩的压力史和压实作用数值模拟结果的准确性；
步骤8、压实作用数值模拟结果及孔隙度高值区：采用压实作用数值模拟方法开展3D砂岩压实作用数值模拟研究，预测了3D空间上孔隙度高值区。
步骤9、基于上述步骤1、步骤2、步骤3、步骤4、步骤5、步骤6、步骤7和步骤8，形成了一套砂岩压实作用数值模拟评价流程，提出了一种砂岩压实作用数值模拟方法。
步骤2中重现目标层位砂岩的3D埋藏史和热史，埋藏史能够较好地反映出目标层位砂岩的构造运动和构造演化阶段，采用地层温度的实测值与模拟值的一致性确保热史的准确性；具体如下。
基于研究区内从目标层位砂岩到地表的全部地层的顶面构造图，结合地层厚度、地层年代、岩性比率、剥蚀厚度、地层温度、地层压力和现今热流等资料，重现研究区目标层位砂岩的埋藏史和热史，作为3D砂岩压实作用数值模型；
埋藏史重建采用回剥技术和超压技术；回剥技术属于反演法，适用于正常压实带，而超压技术属于正演法，适用于欠压实带；回剥技术的大体过程如下，根据质量守恒法，随着目标层位砂岩埋藏深度的增加，地层厚度逐渐减小，但是地层的骨架厚度始终保持不变；
埋藏史是基于回剥技术重建的，从现今研究区分层数据出发，按地质年代逐层剥去，直到全部剥完为止；基于回剥技术的数学模型评价出各套地层在不同地质时期的地层厚度hi。然后，根据各套地层在不同地质时期的地层厚度，求取各套地层在不同地质时期的底界埋藏深度Zib。在此基础上，按照地层年代由老到新逐层叠加可得到不同地质时期各套地层的埋藏深度，进而重建目标层位地层的3D埋藏史；
热史重建主要包括EASY％Ro和Mackenzie模型；建立镜质体成烃动力学标定模型；并且，构造各层沉积期间的古地温梯度DGij和古地表温度Tij的目标函数；求解目标函数，目标函数为极小值时的古地温梯度DGij和古地表温度Tij即为所求的各套地层沉积期间的古地温梯度DGi和古地表温度T0j，对目标函数求一阶偏导数后，采用优化算法求解出古地温梯度DGi、古地表温度T0j和剩余可反应潜量Xij0；
基于上述地史模型中不同层位不同时期的古地表温度和古地温梯度的获取，评价出单井的温度场；采用EASY％Ro经验评价公式Rij0＝exp(-1.6+3.7×Xij0)评价出研究区内单井的镜质体反射率时空场Rij0；
根据上述评价出来的单井的温度场和镜质体反射率时空场，对比分析单井镜质体反射率时空场、温度场中模拟值与实测值，判断是否满足精度要求，如果满足则继续往下运行；否则，重新优化调整古地温梯度，重新求解目标函数，评价单井的温度场和镜质体反射率时空场，直至评价出来的单井镜质体反射率和地层温度的模拟值与实测值满足精度；
在此基础上，重建研究区目标层位单井上热流时空场：
Figure BDA0003063856010000151
式中，Zijmax为第i层在第j层沉积时期的最大埋深；DGij为第i层在第j层沉积时期的古地温梯度；k(n)为不同粒径岩性的热导率；n＝1、2、3、4、5和6，分别对应着粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩；式中k(n)代表不同粒径岩性的岩石热导率；根据铸体薄片图像资料定量统计数据建立粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩的岩石热导率模型，主要包括孔隙空间和岩石骨架；孔隙空间可分为天然气和地层水；岩石骨架可分为石英、长石和粘土矿物；k(n)地层水为地层水的热导率；k(n)天然气为天然气的热导率；Φ为孔隙度；Sw为含水饱和度；Sg为含气饱和度；w(石英)为石英百分含量；w(长石)为长石百分含量；w(粘土矿物)为粘土矿物百分含量；n＝1、2、3、4、5和6，分别对应着粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩；
根据研究区目标层位单井热流时空场，重建研究区目标层位的三维热流时空场；采用双线性插值评价公式重建出盆地内的三维热流时空场内点(x，y)上热流值hf(x，y)；
Figure BDA0003063856010000152
式中，(xm，ym)、(xm，yn)，(xn，ym)，(xn，yn)分别为采样点1、2、3、4个点的横坐标和纵坐标值；hfmm、hfmn、hfnm和hfnn分别是采样点1、2、3和4的单井热流；
采用实测温度数据约束模拟的热史结果，直至达到地层温度的实测值与模拟值的一致性，满足模拟温度数据与实测温度数据的精度要求ε<0.15和相关系数r≥0.925，见公式3；
Figure BDA0003063856010000161
式中，Temp(i)meas是实测的温度数值点；
Figure BDA0003063856010000162
是实测的温度的平均值；Temp(i)cal是模拟的温度数据点；
Figure BDA0003063856010000163
是模拟的温度的平均值；i代表不同井点位置；n是实测温度的数量；r是相关系数。
联合步骤3和步骤4建立沉积微相模型约束下3D岩相模型，评价出3D岩相空间分布，具体如下；
基于收集到的地层顶面构造图，建立研究区目标层位的构造模型；基于研究区地震资料的目标层位振幅属性和砂岩时间厚度图，编制出沉积微相图；采用确定性建模方法建立基于地质、测井和地震多资料融合的3D沉积微相模型，评价出3D沉积微相空间分布；
在3D沉积微相模型基础上，结合单井岩相的纵向分布，采用序贯高斯指示随机建模方法或者机器学习建立3D岩相模型，确定出3D岩相的空间分布；
本权利要求的创新之处在于建立了低渗透-致密砂岩储层的3D岩相模型，这为研究区目标层位砂岩的压实作用数值模拟研究提供关键参数。
步骤5中确定压实作用数值模拟参数，压实作用数值模拟参数包括机械压实作用参数和化学压实作用参数，具体内容如下。
压实作用数值模拟参数包括机械压实作用参数和化学压实作用参数；采用铸体薄片图像资料定量统计数据评价出不同粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线，粒间体积-深度关系曲线是机械压实作用的一个定量表征参数，作为机械压实作用数值模拟参数；采用阴极发光薄片图像资料定量统计数据评价出压溶石英胶结物含量，压溶石英胶结物含量是化学压实作用的一个定量表征参数，是化学压实作用数值模拟参数；
基于不同粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线和压溶石英胶结物含量，构建出机械压实作用模拟参数和化学压实作用模拟参数的函数模型，将压实作用模拟参数的函数模型作为砂岩压实作用数值模拟研究的输入参数；
根据铸体薄片图像资料定量统计数据，构建出不同粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线，见公式(4)；
Lithintervolcurve(i)＝f(Vol(i)，dep(i))  公式(4)
式中，Lithintervolcurve(i)代表不同粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线；Vol(i)代表不同粒径岩性的粒间体积，％；dep(i)代表不同粒径岩性的埋藏深度，m；i＝1、2、3、4、5和6，分别对应着粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩；
基于不同粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线，构建出不同粒径岩性机械压实作用参数的指数函数模型；根据粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩的粒间体积-深度关系曲线，采用Athy模型(公式5)分别拟合出粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩的Athy指数模型的参数k(i)，作为粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩机械压实作用的函数模型参数；
φ(z)(i)＝φ(i)1+(φ(i)0-φ(i)1)e-k(i)z(i)  公式(5)
式中：φ(i)0是初始孔隙度，％；k(i)是Athy指数模型的参数；φ(i)1是最小孔隙度，通常是1％；z(i)是深度，m；i＝1、2、3、4、5和6，分别对应着粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩；
采用阴极发光薄片图像资料定量统计数据评价出压溶石英胶结物含量，压溶石英胶结物含量作为化学压实作用数值模拟参数；压溶石英胶结物含量作为石英胶结作用模型的约束参数；石英胶结作用被模拟为受温度和可用于沉淀的石英表面积控制的沉淀作用限制的反应；石英胶结作用孔隙度损失率可以用公式(6)表示：
Figure BDA0003063856010000181
式中，C(i)是石英颗粒膜因子，覆盖黏土膜的、不可能沉淀的石英颗粒表面分数0-1，数值1可以完全地阻止石英胶结作用；f(i)是石英颗粒体积分数，分布范围为0-1；D(i)是石英颗粒尺寸，代表石英颗粒的平均尺寸；φ(i)0是初始孔隙度，％；φ(i)是地质时期内不同时期的孔隙度值，％；k(i)是Athy指数参数；Ac(i)和Eca(i)分别是石英胶结作用的频率因子和活化能；M(i)和ρ(i)分别是石英摩尔质量和密度；i＝1、2、3、4、5和6，分别代表粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩；这里，采用粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩的压溶石英胶结物含量作为约束参数，分别拟合出粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩的频率因子和活化能。
在步骤6中砂岩压实作用数值模拟，联合步骤2中3D埋藏史和热史、步骤4中3D岩相模型和步骤5中压实作用数值模拟参数，作为压实作用数值模型的输入参数，进行3D砂岩压实作用数值模拟研究；具体如下。
建立砂岩压实作用的数值模型，重点考虑三方面参数：1)基于全部地层的顶面构造图、地层厚度、地层年代、岩性比率、剥蚀厚度、地层温度、地层压力和现今热流等参数，重建研究区目标层位砂岩的埋藏史和热史，作为砂岩压实作用数值模型；2)目标层位砂岩的3D岩相模型，作为压实作用数值模型的输入参数；3)机械压实作用参数和化学压实作用参数作为压实作用数值模拟参数；在此基础上，综合目标层位砂岩的3D埋藏史和热史、3D岩相模型和压实作用数值模拟参数进行砂岩压实作用数值模拟研究；并且，分析研究区目标层位砂岩的压力史和压实作用孔隙度演化史。
在步骤7中采用地层压力数据的实测值与模拟值的一致性确保砂岩压实作用数值模拟结果的准确性；基于步骤6获得的目标层位砂岩的模拟压力史，采用目标层位砂岩的实测压力数据约束校正模拟压力史；直至达到目标层位砂岩的实测压力数据与模拟压力数据的一致性，确保目标层位砂岩的压力史和压实作用数值模拟结果的准确性。
具体如下：
基于目标层位砂岩模拟的压力史，采用目标层位砂岩的实测压力数据约束校正模拟压力史；直到目标层位砂岩的实测压力数据与模拟压力数据的一致性，满足模拟压力数据与实测压力数据的精度要求ε<0.15和相关系数r≥0.925(公式7)；从而确保目标层位砂岩的压力史和压实作用数值模拟结果的准确性；
Figure BDA0003063856010000191
式中，Pres(i)meas是实测的地层压力数据；
Figure BDA0003063856010000192
是实测的地层压力的平均值；Pres(i)cal是模拟的地层压力数据；
Figure BDA0003063856010000193
是模拟的地层压力的平均值；i代表不同的井点位置；n是实测的地层压力的数量；r是相关系数。
在步骤1、步骤2、步骤3、步骤4、步骤5、步骤6、步骤7、步骤8和步骤9组合创新，形成一种砂岩压实作用数值模拟方法的评价流程，具体步骤如下：
步骤1.1、收集资料：收集地质资料、测井资料、地震资料和分析测试资料；测井资料包括中子、密度、声波时差、自然伽马、电阻率、测井解释孔隙度和测井解释渗透率曲线；分析测试资料包括铸体薄片定量统计数据、阴极发光薄片定量统计数据、扫描电镜图像资料和常规物性分析数据；
步骤1.2、重现目标层位砂岩的3D埋藏史和热史：基于研究区内目标层位砂岩底界构造图到地表的全部地层的顶面构造图，结合地层厚度、地层年代、岩性比率、剥蚀厚度、地层温度、地层压力和现今热流等资料，重现研究区目标层位砂岩的3D埋藏史和热史，作为3D砂岩压实作用数值模型；埋藏史要能反映出研究区目标层位砂岩经历的构造运动和构造演化阶段；并且，采用实测温度数据约束校正模拟的热史，达到地层温度的实测值与模拟值的一致性，确保热史的准确性；
步骤1.3、建立3D沉积微相模型：基于目标层位的顶面和底面构造图，建立研究区目标层位砂岩的构造模型；基于目标层位地震资料的振幅属性和砂岩时间厚度图编制出目标层位沉积微相图，采用确定性建模方法建立目标层位砂岩的3D沉积微相模型，评价出目标层位的沉积微相空间分布；
步骤1.4、建立3D岩相模型：在步骤1.3的3D沉积微相模型基础上，结合单井岩相的纵向分布，采用序贯高斯指示随机建模方法或者机器学习建立3D岩相模型，评价出研究区目标层位砂岩的3D岩相的空间分布，作为压实作用数值模型的输入参数；
步骤1.5、确定压实作用数值模拟参数：压实作用数值模拟参数包括机械压实作用参数和化学压实作用参数；采用铸体薄片图像资料定量统计数据评价出每种粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线，粒间体积-深度关系曲线是机械压实作用的一个定量表征参数，作为机械压实作用数值模拟参数；采用阴极发光薄片图像资料定量统计数据评价出压溶石英胶结物含量，压溶石英胶结物含量是化学压实作用的一个定量表征参数，作为化学压实作用数值模拟参数；
步骤1.6、砂岩压实作用数值模拟：联合步骤1.2中3D埋藏史和热史、步骤1.4中3D岩相模型和步骤1.5中压实作用数值模拟参数，作为压实作用数值模型的输入参数，进行3D砂岩压实作用数值模拟研究，获得研究区目标层位砂岩的压力史和孔隙度演化史；
步骤1.7、采用地层压力数据的实测值与模拟值的一致性确保压实作用数值模拟结果的准确性：基于步骤1.6获得的目标层位砂岩的模拟压力史，采用实测的地层压力数据约束校正目标层位砂岩的压力史，直至达到地层压力的实测值与模拟值的一致性，确保目标层位砂岩的压力史和压实作用数值模拟结果的准确性；
步骤1.8、压实作用数值模拟结果及孔隙度高值区：采用压实作用数值模拟方法开展3D砂岩压实作用数值模拟研究，预测了3D空间上孔隙度高值区。
步骤1.9、基于上述步骤1.1、步骤1.2、步骤1.3、步骤1.4、步骤1.5、步骤1.6、步骤1.7和步骤1.8，形成了一套砂岩压实作用数值模拟评价流程，提出了一种砂岩压实作用数值模拟方法。
如上所述，对本发明的实施例进行了详细地说明，但是只要实质上没有脱离本发明的发明点及效果可以有很多的变形，这对本领域的技术人员来说是显而易见的。因此，这样的变形例也全部包含在本发明的保护范围之内。

Claims (3)

1.一种砂岩压实作用数值模拟方法，其特征在于含有以下步骤：基于全部地层的顶面构造图、地层厚度、地层年代、剥蚀厚度和岩性比率资料，重现目标层位砂岩的埋藏史和热史，作为压实作用数值模型；基于沉积微相平面分布和单井岩相分布，采用确定性建模方法和随机性建模方法编制出3D岩相模型，作为压实作用数值模型的输入参数；采用铸体薄片和阴极发光薄片定量统计数据评价出粒间体积-深度关系曲线和压溶石英胶结物含量，作为机械压实作用和化学压实作用数值模拟参数；基于此，采用压实作用数值模拟方法开展压实作用数值模拟研究，预测了3D空间上孔隙度高值区；
还包括以下步骤：
步骤1、收集资料：收集地质资料、测井资料、地震资料和分析测试资料；测井资料包括中子、密度、声波时差、自然伽马、电阻率、测井解释孔隙度和测井解释渗透率曲线；分析测试资料包括铸体薄片定量统计数据、阴极发光薄片定量统计数据、扫描电镜图像资料和常规物性分析数据；
步骤2、重现目标层位砂岩的3D埋藏史和热史：基于研究区内目标层位砂岩底界构造图到地表的全部地层的顶面构造图，结合地层厚度、地层年代、岩性比率、剥蚀厚度、地层温度、地层压力和现今热流资料，重现研究区目标层位砂岩的3D埋藏史和热史，作为3D砂岩压实作用数值模型；埋藏史要能反映出研究区目标层位砂岩经历的构造运动和构造演化阶段；并且，采用实测温度数据约束校正模拟的热史，达到地层温度的实测值与模拟值的一致性，确保热史的准确性；
步骤3、建立3D沉积微相模型：基于目标层位的顶面和底面构造图，建立研究区目标层位砂岩的构造模型；基于目标层位地震资料的振幅属性和砂岩时间厚度图编制出目标层位沉积微相图，采用确定性建模方法建立目标层位砂岩的3D沉积微相模型，评价出目标层位的沉积微相空间分布；
步骤4、建立3D岩相模型：在步骤3的3D沉积微相模型基础上，结合单井岩相的纵向分布，采用序贯高斯指示随机建模方法或者机器学习建立3D岩相模型，评价出研究区目标层位砂岩的3D岩相的空间分布，作为压实作用数值模型的输入参数；
步骤5、确定压实作用数值模拟参数：压实作用数值模拟参数包括机械压实作用参数和化学压实作用参数；采用铸体薄片图像资料定量统计数据评价出每种粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线，粒间体积-深度关系曲线是机械压实作用的一个定量表征参数，作为机械压实作用数值模拟参数；采用阴极发光薄片图像资料定量统计数据评价出压溶石英胶结物含量，压溶石英胶结物含量是化学压实作用的一个定量表征参数，作为化学压实作用数值模拟参数；
步骤6、砂岩压实作用数值模拟：联合步骤2中3D埋藏史和热史、步骤4中3D岩相模型和步骤5中压实作用数值模拟参数，作为压实作用数值模型的输入参数，进行3D砂岩压实作用数值模拟研究，获得研究区目标层位砂岩的压力史和孔隙度演化史；
步骤7、采用地层压力数据的实测值与模拟值的一致性确保压实作用数值模拟结果的准确性：基于步骤6获得的目标层位砂岩的模拟压力史，采用实测的地层压力数据约束校正目标层位砂岩的压力史，直至达到地层压力的实测值与模拟值的一致性，确保目标层位砂岩的压力史和压实作用数值模拟结果的准确性；
步骤8、压实作用数值模拟结果及孔隙度高值区：采用压实作用数值模拟方法开展3D砂岩压实作用数值模拟研究，预测了3D空间上孔隙度高值区；
步骤2中重现目标层位砂岩的3D埋藏史和热史，埋藏史能够反映出目标层位砂岩的构造运动和构造演化阶段，采用地层温度的实测值与模拟值的一致性确保热史的准确性；具体如下；
基于研究区内从目标层位砂岩到地表的全部地层的顶面构造图，结合地层厚度、地层年代、岩性比率、剥蚀厚度、地层温度、地层压力和现今热流资料，重现研究区目标层位砂岩的埋藏史和热史，作为3D砂岩压实作用数值模型；
埋藏史重建采用回剥技术和超压技术；回剥技术属于反演法，适用于正常压实带，而超压技术属于正演法，适用于欠压实带；回剥技术的过程如下，根据质量守恒法，随着目标层位砂岩埋藏深度的增加，地层厚度逐渐减小，但是地层的骨架厚度始终保持不变；
埋藏史是基于回剥技术重建的，从现今研究区分层数据出发，按地质年代逐层剥去，直到全部剥完为止；基于回剥技术的数学模型评价出各套地层在不同地质时期的地层厚度hi，然后，根据各套地层在不同地质时期的地层厚度，求取各套地层在不同地质时期的底界埋藏深度Zib，在此基础上，按照地层年代由老到新逐层叠加能够得到不同地质时期各套地层的埋藏深度，进而重建目标层位地层的3D埋藏史；
热史重建包括EASY％Ro和Mackenzie模型；建立镜质体成烃动力学标定模型；并且，构造各层沉积期间的古地温梯度DGij和古地表温度Tij的目标函数；求解目标函数，目标函数为极小值时的古地温梯度DGij和古地表温度Tij即为所求的各套地层沉积期间的古地温梯度DGi和古地表温度T0j，对目标函数求一阶偏导数后，采用优化算法求解出古地温梯度DGi、古地表温度T0j和剩余可反应潜量Xij0；
基于上述古地表温度和古地温梯度的获取，评价出单井的温度场；采用EASY％Ro经验评价公式Rij0＝exp(-1.6+3.7×Xij0)评价出研究区内单井的镜质体反射率时空场Rij0；
根据上述评价出来的单井的温度场和镜质体反射率时空场，对比分析单井镜质体反射率时空场、温度场中模拟值与实测值，判断是否满足精度要求，如果满足则继续往下运行；否则，重新优化调整古地温梯度，重新求解目标函数，评价单井的温度场和镜质体反射率时空场，直至评价出来的单井镜质体反射率和地层温度的模拟值与实测值满足精度；
在此基础上，重建研究区目标层位单井上热流时空场：
Figure FDA0004059697280000041
式中，Zijmax为第i层在第j层沉积时期的最大埋深；DGij为第i层在第j层沉积时期的古地温梯度；k(n)为不同粒径岩性的热导率；n＝1、2、3、4、5和6，分别对应着粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩；式中k(n)代表不同粒径岩性的岩石热导率；根据铸体薄片图像资料定量统计数据建立粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩的岩石热导率模型，包括孔隙空间和岩石骨架；孔隙空间分为天然气和地层水；岩石骨架分为石英、长石和粘土矿物；k(n)地层水为地层水的热导率；k(n)天然气为天然气的热导率；Φ为孔隙度；Sw为含水饱和度；Sg为含气饱和度；w(石英)为石英百分含量；w(长石)为长石百分含量；w(粘土矿物)为粘土矿物百分含量；n＝1、2、3、4、5和6，分别对应着粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩；
根据研究区目标层位单井热流时空场，重建研究区目标层位的三维热流时空场；采用双线性插值评价公式重建出盆地内的三维热流时空场内点(x，y)上热流值hf(x，y)；
Figure FDA0004059697280000051
式中，(xm，ym)、(xm，yn)，(xn，ym)，(xn，yn)分别为采样点1、2、3、4个点的横坐标和纵坐标值；hfmm、hfmn、hfnm和hfnn分别是采样点1、2、3和4的单井热流；
采用实测温度数据约束模拟的热史结果，直至达到地层温度的实测值与模拟值的一致性，满足模拟温度数据与实测温度数据的精度要求ε<0.15和相关系数r≥0.925，见公式(3)；
Figure FDA0004059697280000052
式中，Temp(i)meas是实测的温度数值点；
Figure FDA0004059697280000061
是实测的温度的平均值；Temp(i)cal是模拟的温度数据点；
Figure FDA0004059697280000062
是模拟的温度的平均值；i代表不同井点位置；n是实测温度的数量；r是相关系数；
联合步骤3的3D沉积微相模型和步骤4的3D岩相模型，评价出3D岩相空间分布，具体如下；
基于收集到的地层顶面构造图，建立研究区目标层位的构造模型；基于研究区地震资料的目标层位振幅属性和砂岩时间厚度图，编制出沉积微相图；采用确定性建模方法建立基于地质、测井和地震多资料融合的3D沉积微相模型，评价出3D沉积微相空间分布；
在3D沉积微相模型基础上，结合单井岩相的纵向分布，采用序贯高斯指示随机建模方法或者机器学习建立3D岩相模型，确定出3D岩相的空间分布；
建立了低渗透-致密砂岩储层的3D岩相模型，这为研究区目标层位砂岩的压实作用数值模拟研究提供关键参数；
步骤5中确定压实作用数值模拟参数，压实作用数值模拟参数包括机械压实作用参数和化学压实作用参数，具体内容如下；
压实作用数值模拟参数包括机械压实作用参数和化学压实作用参数；采用铸体薄片图像资料定量统计数据评价出不同粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线，粒间体积-深度关系曲线是机械压实作用的一个定量表征参数，作为机械压实作用数值模拟参数；采用阴极发光薄片图像资料定量统计数据评价出压溶石英胶结物含量，压溶石英胶结物含量是化学压实作用的一个定量表征参数，是化学压实作用数值模拟参数；
基于不同粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线和压溶石英胶结物含量，构建出机械压实作用模拟参数和化学压实作用模拟参数的函数模型，将压实作用模拟参数的函数模型作为砂岩压实作用数值模拟研究的输入参数；
根据铸体薄片图像资料定量统计数据，构建出不同粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线，见公式(4)；
Lithintervolcurve(i)＝f(Vol(i)，dep(i))              公式(4)
式中，Lithintervolcurve(i)代表不同粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线；Vol(i)代表不同粒径岩性的粒间体积，％；dep(i)代表不同粒径岩性的埋藏深度，m；i＝1、2、3、4、5和6，分别对应着粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩；
基于不同粒径岩性的粒间体积-深度关系曲线，构建出不同粒径岩性机械压实作用参数的指数函数模型；根据粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩的粒间体积-深度关系曲线，采用Athy模型的公式(5)分别拟合出粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩的Athy指数模型的参数k(i)，作为粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩机械压实作用的函数模型参数；
φ(z)(i)＝φ(i)1+(φ(i)0-φ(i)1)e-k(i)z(i)    公式(5)
式中：φ(i)0是初始孔隙度，％；k(i)是Athy指数模型的参数；φ(i)1是最小孔隙度，为1％；z(i)是深度，m；i＝1、2、3、4、5和6，分别对应着粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩；
采用阴极发光薄片图像资料定量统计数据评价出压溶石英胶结物含量，压溶石英胶结物含量作为化学压实作用数值模拟参数；压溶石英胶结物含量作为石英胶结作用模型的约束参数；石英胶结作用被模拟为受温度和能够用于沉淀的石英表面积控制的沉淀作用限制的反应；石英胶结作用孔隙度损失率用公式(6)表示：
Figure FDA0004059697280000081
式中，C(i)是石英颗粒膜因子，覆盖黏土膜的、不可能沉淀的石英颗粒表面分数0-1，数值1阻止石英胶结作用；f(i)是石英颗粒体积分数，分布范围为0-1；D(i)是石英颗粒尺寸，代表石英颗粒的平均尺寸；φ(i)0是初始孔隙度，％；φ(i)是地质时期内不同时期的孔隙度值，％；k(i)是Athy指数参数；Ac(i)和Eca(i)分别是石英胶结作用的频率因子和活化能；M(i)和ρ(i)分别是石英摩尔质量和密度；i＝1、2、3、4、5和6，分别代表粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩；这里，采用粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩的压溶石英胶结物含量作为约束参数，分别拟合出粗砂岩、砂质砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩的频率因子和活化能。
2.根据权利要求1所述的一种砂岩压实作用数值模拟方法，其特征在于，在步骤6中砂岩压实作用数值模拟，联合步骤2中3D埋藏史和热史、步骤4中3D岩相模型和步骤5中压实作用数值模拟参数，作为压实作用数值模型的输入参数，进行3D砂岩压实作用数值模拟研究；具体如下；
建立砂岩压实作用的数值模型，重点考虑三方面参数：1)基于全部地层的顶面构造图、地层厚度、地层年代、岩性比率、剥蚀厚度、地层温度、地层压力和现今热流参数，重建研究区目标层位砂岩的埋藏史和热史，作为砂岩压实作用数值模型；2)目标层位砂岩的3D岩相模型，作为压实作用数值模型的输入参数；3)机械压实作用参数和化学压实作用参数作为压实作用数值模拟参数；在此基础上，综合目标层位砂岩的3D埋藏史和热史、3D岩相模型和压实作用数值模拟参数进行砂岩压实作用数值模拟研究；并且，分析研究区目标层位砂岩的压力史和压实作用孔隙度演化史。
3.根据权利要求1所述的一种砂岩压实作用数值模拟方法，其特征在于，在步骤7中采用地层压力数据的实测值与模拟值的一致性确保砂岩压实作用数值模拟结果的准确性；基于步骤6获得的目标层位砂岩的模拟压力史，采用目标层位砂岩的实测压力数据约束校正模拟压力史；直至达到目标层位砂岩的实测压力数据与模拟压力数据的一致性，确保目标层位砂岩的压力史和压实作用数值模拟结果的准确性；具体如下；
基于目标层位砂岩模拟的压力史，采用目标层位砂岩的实测压力数据约束校正模拟压力史；直到目标层位砂岩的实测压力数据与模拟压力数据的一致性，满足模拟压力数据与实测压力数据的精度要求ε<0.15和相关系数r≥0.925，见公式(7)；从而确保目标层位砂岩的压力史和压实作用数值模拟结果的准确性；
Figure FDA0004059697280000091
式中，Pres(i)meas是实测的地层压力数据；
Figure FDA0004059697280000092
是实测的地层压力的平均值；Pres(i)cal是模拟的地层压力数据；
Figure FDA0004059697280000093
是模拟的地层压力的平均值；i代表不同的井点位置；n是实测的地层压力的数量；r是相关系数。
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