CN113309511B - 一种致密油成藏动力的获取方法 - Google Patents

一种致密油成藏动力的获取方法 Download PDF

Info

Publication number
CN113309511B
CN113309511B CN202110789302.1A CN202110789302A CN113309511B CN 113309511 B CN113309511 B CN 113309511B CN 202110789302 A CN202110789302 A CN 202110789302A CN 113309511 B CN113309511 B CN 113309511B
Authority
CN
China
Prior art keywords
formation fluid
fluid pressure
pressure
inclusion
obtaining
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202110789302.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN113309511A (zh
Inventor
王克
程党性
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Xian Shiyou University
Original Assignee
Xian Shiyou University
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Xian Shiyou University filed Critical Xian Shiyou University
Priority to CN202110789302.1A priority Critical patent/CN113309511B/zh
Publication of CN113309511A publication Critical patent/CN113309511A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN113309511B publication Critical patent/CN113309511B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • G06F30/28—Design optimisation, verification or simulation using fluid dynamics, e.g. using Navier-Stokes equations or computational fluid dynamics [CFD]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Algebra (AREA)
  • Computing Systems (AREA)
  • Mathematical Analysis (AREA)
  • Mathematical Optimization (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Pure & Applied Mathematics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

本发明公开了一种致密油成藏动力的获取方法，包括以下步骤：S1，基于待测区的成岩矿物中的流体包裹体，获得所述流体包裹体被捕获时期的地层流体压力；S2，基于所述地层流体压力，采用声波时差法获得待测区的若干个井的地层流体压力，基于所述若干个井的地层流体压力绘制地层流体压力纵向分布图，基于所述地层流体压力纵向分布图绘制地层流体压力平面分布图，获得成藏动力分布情况；S3，基于所述成藏动力分布情况构建盆地模拟模型，基于所述盆地模拟模型进行盆地模拟，获得成藏动力。本发明对成藏期流体压力进行了预测、对成藏期流体压力的分布进行了预测，并进一步探讨了地层压力的成因，为解释致密油成藏机理奠定了基础。

Description

一种致密油成藏动力的获取方法
技术领域
本发明涉及成藏动力领域，特别是涉及一种致密油成藏动力的获取方法。
背景技术
目前，对于鄂尔多斯盆地中生界石油勘探面临的紧迫问题就是寻找新的储量接替层位和区块，这与搞清楚鄂尔多斯盆地中生界油气藏形成和分布规律密切相关。鄂尔多斯盆地中生界延长组长1-长10石油主要来自长7油层组，存在油气向上和向下运移成藏过程，油气运移与地层压力关系密切。鄂尔多斯盆地三叠系延长组的地层压力纵向和平面上存在显著差异，它是影响石油运移的重要的动力，控制着石油运移的方向、距离。因此需要准确预测长7成藏期地层压力，分析地层压力变化对中生界油藏形成的控制和改造作用，为下一步勘探选区提供地质依据。
地层压力是沉积盆地演化过程中的动态现象，地层压力研究的核心是异常地层压力的形成、分布及其与油气藏形成、分布之间的关系。异常地层压力是地下流体的非均衡状态，在各种地质环境、各类沉积盆地中均已发现。Dickinson(1953)首次对地层异常压力进行了研究，揭开了世界范围内的地层异常压力研究的序幕，至今50多年来关于地层异常压力方面的研究已经有大量报道，这些研究主要涉及地层异常压力形成机制、动态演化过程和分布规律及其与油气的生成、运移、分布和聚集成藏的关系，特别是Hunt(1990)提出的“异常流体压力封存箱”的概念，进一步推动和深化了不同压力系统与油气分布关系的研究；并且，获得共识是油气成藏与地层异常压力有关，但是地层异常压力的演化与油气成藏的方式是及其复杂的，只有针对具体地区、客观地质条件建立相应的演化模式，总结适宜的成藏模式。前人已经对鄂尔多斯盆地中生界延长组地层异常压力分布与油气运移进行了一些研究，但是这些研究使用的方法单一，如声波时差计算，并且缺乏系统性和机理性研究，从而影响了对鄂尔多斯盆地中生界延长组油藏形成和分布规律的认识，进而影响了鄂尔多斯盆地中生界延长组油气勘探和开发，因此，社会亟需一种方法得以解决现有技术中存在的问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种致密油成藏动力的获取方法，以解决上述现有技术存在的问题，使致密油成藏动力得到准确、完整的获取。
为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
本发明提供一种致密油成藏动力的获取方法，具体包括如下步骤：
S1，基于待测区的成岩矿物中的流体包裹体，获得所述流体包裹体被捕获时期的地层流体压力；
S2，基于所述地层流体压力，采用声波时差法获得待测区的若干个井的地层流体压力，基于所述若干个井的地层流体压力绘制地层流体压力纵向分布图，基于所述地层流体压力纵向分布图绘制地层流体压力平面分布图，获得成藏动力分布情况；
S3，基于所述成藏动力分布情况构建盆地模拟模型，基于所述盆地模拟模型进行盆地模拟，获得成藏动力。
进一步地，所述S1中，获得所述地层流体压力的方法包括：
S1.1，获取待测区的流体α-β图并测定均一温度及一组气泡充填度与温度关系值；
S1.2，在α-β图中得到与待测区的气泡充填度与温度关系数据最匹配的α、β成分参数曲线，在α-β图中所述α、β成分参数曲线与主相关区域相交的部分为所述流体包裹体中流体α、β值的范围；
S1.3，选择流体包裹体的α、β值，计算出所述流体包裹体的温度压力T相图和等容线，获取同期盐水包裹体的均一温度、等容线，基于所述同期盐水包裹体的均一温度、等容线和所述流体包裹体的等容线，获取所述流体包裹体被捕获时期的地层流体压力。
进一步地，若干个井的所述地层流体压力获取方法为：
S2.1，基于若干个井中每个单井，获取单井剖面中泥岩的声波时差数据，基于所述声波时差数据，获得所述单井剖面中泥岩的正常压实曲线数学表达关系式；
S2.2，基于所述正常压实曲线数学表达关系式和平衡深度法，获得待测区的单井的地层流体压力；
S2.3，按照S2.1、S2.2方法计算所有井的地层流体压力，获得若干个井的地层流体压力。
进一步地，所述地层流体压力纵向分布图包括以下三种：
突变型：纵向上延长组只有一个超压带；
渐变型：纵向上延长组存在两个超压带；
叠置型：纵向上延长组存在三个或三个以上超压带。
进一步地，构建盆地模拟模型的方法为：
设定需要进行模拟的剖面；采集待模拟剖面上的井位地质分层数据、各地质层的岩性、砂泥岩比例、沉积相、有机碳含量等；进行地层剥蚀厚度恢复；确定盆地模拟其它参数，完成模型的构建。
进一步地，所述获得压力及其演化特征的方法为：搭建剖面，设定盆地模拟参数进行模拟，获得所述压力及所述其演化特征。
进一步地，所述盆地模拟参数包括但不限于：沉积与剥蚀的地质年代、岩相与岩性、剥蚀线添加与剥蚀厚度的定量、有机地球化学参数、大地热流值参数、地表温度数据、古水深数据。
本发明公开了以下技术效果：
1、利用流体包裹体等实测资料对成藏期流体压力进行了预测，可以作为其它预测方法的标定；
2、利用声波时差法预测了单井地层压力，并建立了单井地层压力图，在此基础上进一步绘制了地层流体压力平面等值线图，对成藏期流体压力的分布进行了预测；
3、利用盆地模拟等方法恢复了成藏期流体压力，并进一步探讨了地层压力的成因，为解释致密油成藏机理奠定了基础。
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的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本实施例的实施路线图；
图2为本实施例的准确确定致密油成藏动力因果图；
图3为本实施例的利用声波时差资料确定压力封闭示意图；
图4为本实施例的PIT模拟方法基本步骤的示意图；
图5为本实施例的白516井长7段包裹体均一温度分布图；
图6为本实施例的PIT模拟计算出的α-β曲线图；
图7为本实施例的α-β参数分布与选取的示意图；
图8为本实施例的白305井声波时差与流体压力分布图；
图9为本实施例的西48井声波时差与流体压力分布图；
图10为本实施例的白283井声波时差与流体压力分布图；
图11为本实施例的鄂尔多斯盆地延长组长7油层组剩余压力平面图；
图12为本实施例的池83井-吴475井地层压力演化盆地模拟图。
具体实施方式
现详细说明本发明的多种示例性实施方式，该详细说明不应认为是对本发明的限制，而应理解为是对本发明的某些方面、特性和实施方案的更详细的描述。
应理解本发明中所述的术语仅仅是为描述特别的实施方式，并非用于限制本发明。另外，对于本发明中的数值范围，应理解为还具体公开了该范围的上限和下限之间的每个中间值。在任何陈述值或陈述范围内的中间值以及任何其他陈述值或在所述范围内的中间值之间的每个较小的范围也包括在本发明内。这些较小范围的上限和下限可独立地包括或排除在范围内。
除非另有说明，否则本文使用的所有技术和科学术语具有本发明所属领域的常规技术人员通常理解的相同含义。虽然本发明仅描述了优选的方法和材料，但是在本发明的实施或测试中也可以使用与本文所述相似或等同的任何方法和材料。本说明书中提到的所有文献通过引用并入，用以公开和描述与所述文献相关的方法和/或材料。在与任何并入的文献冲突时，以本说明书的内容为准。
在不背离本发明的范围或精神的情况下，可对本发明说明书的具体实施方式做多种改进和变化，这对本领域技术人员而言是显而易见的。由本发明的说明书得到的其他实施方式对技术人员而言是显而易见的。本申请说明书和实施例仅是示例性的。
关于本文中所使用的“包含”、“包括”、“具有”、“含有”等等，均为开放性的用语，即意指包含但不限于。
本发明中所述的“份”如无特别说明，均按质量份计。
实施例1
对影响因素进行分析：经过分析，整理出了进行致密油成藏动力预测的措施，并进行了主次因素分析，如图2、表1所示。
表1
资料调研，确定目标：
从基础资料入手，收集整理了砂体图、沉积相图，剥蚀厚度图，单井测井数据；绘制单井压力剖面70余口；收集整理盆地1500余口探井、评价井的分层数据、油层综合数据，为下一步深入研究奠定了基础。
本发明应用地层异常压力与成藏动力学的新理论和新方法，在综合研究鄂尔多斯盆地中生界地质特征的基础上，采用多种方法计算关键成藏期地层异常压力，研究地层异常压力分布特征，阐明地层压力的的成因与控制因素，总结延长组地层异常压力的变化对油藏形成的控制和改造作用，为鄂尔多斯盆地中生界延长组致密油勘探选区提供地质依据。
针对如何能够准确的预测致密油成藏动力，经过深入细致的调查分析，首先调研成藏动力预测的方法，然后从盆地基本资料入手，利用流体包裹体具有记录成藏时地质信息的特点，作为一种标定成藏动力的参考，然后结合声波时差法预测流体压力的可操作性强的特点，然后利用盆地模拟等手段综合研究成藏动力的单井、剖面及平面特征，并探讨其成因，如图1所示，本实施例以长7为例进行阐述。
本实施例经过两次PDCA循环，不断深化地质认识，加强对地层压力的预测，并初步完成长7地层压力单井、剖面及平面分布特征的研究，进一步对成藏作用进行研究。
(一)第一次PDCA循环
1、P阶段(计划阶段)
成藏压力是地质研究的难点，具有较高的不确定性，为了尽可能提高成藏压力预测的准确性，通过调研前期研究成果，确定了以下实施方案：首先开展大量调研工作掌握成藏压力的预测方法，其次尽量利用实测资料确定尽可能准确的压力资料，然后遵循先易后难的原则利用声波时差法来确定单井地层压力，进一步推广实施。
2、D阶段(实施阶段)
(1)调研相关文献，掌握成藏压力预测的方法。
①利用声波测井确定地层压力
首先需要按照要求读取单井剖面中泥岩的声波时差(△t)数据,在△t—深度剖面上恢复泥岩正常压实曲线，根据正常压实曲线就可求出该一次函数的a，b两个系数，得出该油井泥岩的正常压实曲线数学表达关系式。
在求得某一地区的正常压实曲线方程后再具体计算源岩层中流体过剩压力的过程中，主要采用平衡深度法计出欠压实泥岩中的孔隙流体压力，如图3所示。
②流体包裹体研究地层流体压力
利用成岩矿物中流体包裹体PVT模拟法研究地层流体压力。成岩矿物中的流体包裹体记录下被捕获时期的流体压力，可以根据其共生的盐水和烃类包裹体P-T相图来估算最小捕获压力，其中P-T为温度压力。
目前，基于包裹体热动力学的古压力模拟多是利用PVTsim或VTFlinc模拟软件进行的。通过石油包裹体成分、P-T相图与等容线及被捕获石油的物理性质进行模拟，并可利用其同期盐水包裹体均一温度的垂线与石油包裹体等容线的交点对其捕获温压条件进行估计。
本发明提出了基于储层原油成分模型和包裹体参数的另一种包裹体热动力学模拟方法—PIT模拟方法。该模拟方法的基本原理为利用α-β石油成分模型和P-R状态方程(Peng and Robinson)来计算。
其模拟过程为：
a.测定均一温度(Th)及一组Fv-T值，其中所述Fv-T为气泡充填度与温度关系；
b.执行PIT程序，在α-β图中得到与捕获石油的Fv-T数据最匹配的α、β成分参数曲线，在α-β图中该曲线与主相关区域相交的部分就是该包裹体中石油α、β值最可能的范围；
c.选择几个可能的石油包裹体的α、β值，再利用PIT计算出石油包裹体的P-T相图和等容线，并根据同期盐水包裹体的均一温度或其等容线在石油包裹体等容线上确定出捕获压力，如图4所示。
相比于PVTsim模拟该方法不需要知道油包裹体的成分，因此提高了模拟结果的可行性和可靠性。
③盆地模拟方法恢复古地层压力。
收集单井各地层的分层厚度、沉积年限、剥蚀量、各类岩石所占百分比以及岩石物理参数、古地温梯度演化史等。通过盆地模拟方法，对单井古压力演化情况进行恢复，并且与通过声波时差地层异常压力计算和流体包裹体压力的测试值进行比较校对，进而获得整个地区的地层古压力演化史。
(2)利用成岩矿物中流体包裹体研究地层流体压力。
通过观察分析认为研究层位包裹体成藏大致可以分为三个期次：
第一期烃类包裹体主要为串珠状分布于石英颗粒的裂隙中的烃类包裹体和呈独立分散状分布于长石解理缝中的烃类包裹体；
第二期烃类包裹体主要为呈串珠状分布于石英裂隙中的烃类包裹体和石英加大边中的烃类包裹体；
第三期包裹体为分布于晚期长石解理缝中的烃类包裹体。
鄂尔多斯盆地延长组储层包裹体油气包裹体主要存在于：矿物加大边和矿物裂缝中。成藏期次研究结果表明，延长组长7油藏存在三个成藏期次，主要成藏期次为两个。一期成藏的储层包裹体均一温度为50－90℃；二期成藏储层包裹体的均一温度为90－119℃；三期成藏的储层包裹体均一温度为120－130℃。
第一期包裹体主要为串珠状分布于石英颗粒中裂隙里的烃类包裹体和长石解理缝中的烃类包裹体；
第二期为分布于石英裂隙中的烃类包裹体和石英加大边中的烃类包裹体；
第三期包裹体为分布于晚期长石解理缝中的烃类包裹体。
如白516井长7储层包裹体均一温度分布范围为50℃－110℃之间，主峰温度为60℃和90℃，图5所示；
本发明主要利用PIT模拟的方法，选择存在油包裹体和同期盐水包裹体的样品进行包裹体古压力恢复。以里82井长7段油页岩下部的一个粉砂岩石英充填缝样品进行了分析。该样品内的裂缝充填石英脉中发现了大量的发蓝绿色荧光的油包裹体，油包裹体均一温度在63～68℃，
同期的盐水包裹体平均均一温度为104℃，油包裹体的气液比以面积比计算，主要在6.7～10.6％(21℃)之间。下面将利用PIT软件对石英脉中5个油包裹体的捕获压力进行恢复。
1)建立α—β成分曲线。该曲线主要利用实测的油包裹体均一温度，一组任意温度下的气液比，由软件模拟出符合该包裹体的物理—化学性质的α—β成分曲线。在此对石英脉中五个油包裹体的α—β成分曲线进行了模拟，如表2，图6所示。
表2
2)选择合适的α、β参数。由于PIT模拟出的为一条曲线，理论上位于该线上的任何一组α、β值均满足该包裹体的物理—化学性质。但通过对世界上许多油田的原油成分分析认为不同类型原油的α、β值存在一定的分布范围，位于该范围内的α、β才符合真实情况，如图7中的阴影部分为天然原油的α、β值分布范围。图7中也给出了原油的API分布等值线。因此，根据α、β的分布范围及研究区原油的性质，利用①模拟的α—β曲线对每个油包裹体选择了三组可能的α、β值，如表2所示。
3)根据选择的α、β值计算出油包裹体的P—T相图及其所代表流体的API度，并根据油包裹体的均一温度计算出等容线，最后根据同期盐水包裹体的温度，假设其比油包裹体高15～20℃，计算出捕获压力，如表2所示。
从计算结果可以看出，对于每个油包裹体所选择的最大的α、β值所计算出的API度为20左右，其对应的15.5℃时的原油相对密度为0.93g/cm3，中间值计算出的API度为27～28左右，对应的15.5℃时的原油相对密度为0.88g/cm3。而陇东地区的原油相对密度较低，20℃时主要分布在0.74～0.8g/cm3，假设储层原油与包裹体中的原油性质具有一定的相似性，因此包裹体所捕获的原油其API度不会很高，据此认为中间值与最大值之间所模拟出的古压力与包裹体的实际捕获压力偏离较大，最小值和中间值所计算出的捕获压力可能代表了包裹体形成时的压力，主要在28.5MPa～33.4MPa之间。
根据里82井的埋藏史、热史及包裹体均一温度可知，包裹体的形成时期大约在130Ma，古埋深在2120m左右，对应的静水压力为21.2MPa，因此由包裹体所模拟出的剩余古压力在7.3～12.2MPa之间。另外，根据对里82井的单井地层压力演化可知，长7段主力源岩在130MPa时的剩余压力在8MPa左右。
(3)标定声波时差法确定单井地层压力。
本次研究计算中，遵循泥岩声波时差读取的基本原则，共统计了65口井的延长组泥岩段声速测井数据，对压实趋势回归后发现，相关系数大于0.8的井有70口，确定了此次研究中的泥岩正常压实曲线方程：
y＝-3041.1Ln(x)+18602
R2＝0.8427
其中y为:深度，单位为m；x为声波时差，单位为μS/m；
通过平衡深度法利用声波时差曲线计算了研究区65口井的地层压力，得到了各口井的压力纵向分布图。对单井的压力纵向分布特征可以概括为以下三类：
(1)突变型：纵向上延长组只有一个超压带。例如白305井，长6以上为正常压实带，从长6底开始出现超压，至长73底超压达到最大值，之后长8段超压回落，如图8所示；
(2)渐变型：纵向上延长组存在两个超压带。例如西48井，长6段以上为正常压实，长6顶部和长73段存在异常超压带，它们之间为过渡带，其中长73段超压值要高于长6顶部超压值，如图9所示；
(3)叠置型：纵向上延长组存在三个或三个以上超压带。例如白283井，长4+5以上为正常压实带，长4+5底部、长6段顶部和长73段存在三个超压带，它们之间为两个过渡带，从上至下超压值依次增大，如图10所示。
3、C阶段(效果检查)
在鄂尔多斯盆地，延长组长7高阻泥岩是公认的最有效的烃源岩，分布广泛。对长7这套有效烃源岩的流体过剩压力计算，表明长7普遍存在过剩压力，图11展示了鄂尔多斯盆地长7油层组流体过剩压力平面分布特征其平面分布特征，其与长7高阻泥岩分布特征相似，过剩压力具有北高南低的特征，北部一般为8～20Mpa，南部地区一般4～10Mpa。盆地中较高的过剩压力分布区带主要有3个，分别是：马家滩-古峰庄、安边-乔川、吴旗-张岔-正宁。马家滩-古峰庄过剩压力区带最高过剩压力大于16Mpa。安边-乔川过剩压力区带过剩压力较大，一般大于14Mpa。吴旗-张岔-正宁区域过剩压力一般都大于12Mpa。其次在富县和里148井区过剩压力局部达到14Mpa，总体上看，长7过剩压力北部比南部高，在研究区西北部过剩压力一般大于10Mpa，在研究区南部过剩压力主要分布在2～10Mpa。
存在的问题：成藏动力的演化特征不明、成藏动力的原因及对成藏的作用有待研究。
4、A阶段(处理阶段)
下一步工作重点：①开展盆地模拟研究，确定压力及其演化特征；②分析成藏动力的成因。
(二)、第二次PDCA循环
1、P阶段(计划阶段)
通过第一次PDCA循环的认识总结以及获得的初步成果，补充盆地模拟等工作来进行佐证、进一步提高成藏动力的模拟精度，进一步分析成藏动力的主因及对成藏的作用。
2、D阶段(实施阶段)
利用盆地模拟确定成藏动力
自从1978年世界上第一个一维盆地模拟系统建立以来，经过30多年的完善发展，盆地模拟技术目前已经成为了油气地质研究中一个重要的技术手段，与此同时，利用盆地模拟技术对地层压力演化进行模拟研究已经成为了研究盆地地层压力演化的一个较新的方法手段。
目前利用国内外利用盆地模拟软件来进地质埋藏史、热史、生排烃史等模拟较为普遍，应用技术也较为成熟，但是对地层压力演化史的模拟研究工作则相对较少。通过调研大量的公开发表的论文资料发现，目前对国内含油气沉积盆地的地层压力演化进行盆地模拟研究的工作总体较少，主要是采用PetroMod、Basinmod、Basin2等盆地模拟软件，研究地区主要集中在渤海湾盆地南堡凹陷、渤海湾盆地昌潍坳陷、珠江口盆地白云凹陷、准噶尔盆地车排子地区、准噶尔盆地腹部地区、伊通盆地莫里青断陷等，而对鄂尔多斯盆地延长组地层压力演化的系统研究则十分少见，且目前未见有公开发表的成果资料。
IES PetroMod软件是德国有机地化研究所研发的具有世界领先水平的含油气系统模拟软件，是目前全球最主要的三大盆地模拟软件之一，PetroMod在地层压力演化模拟功能方面有着优秀的表现。因此，本申请进行盆地模拟地层压力演化采用IES PetroModv10软件版本中的2D模块，对鄂尔多斯盆地延长组地层进行二维的地层压力演化模拟，
IES PetroMod软件模拟地层剩余压力是基于2个假设应用有限元模拟方法来模拟孔压发育史：首先假设岩石和孔隙流体在压缩和变形过程中保持质量平衡；其次压实过程中，流体排出是极其缓慢的，能够以达西流法则(Darcyps law)来描述牛顿流(Newtonianfluid)。
进行盆地模拟前，需要准备以下几个大方面的工作：
a、设计需要进行模拟的剖面；
b、收集待模拟剖面上的井位地质分层数据、各地质层的岩性、砂泥岩比例、沉积相、有机碳含量等；
c、进行地层剥蚀厚度恢复；
d、确定盆地模拟其它各项参数。
进行上述几个方面的工作准备之后，才能进行软件盆地模拟工作，软件盆地模拟大致使用方法如下：
①搭建剖面：打开软件2D模块，选择PetroBuilder功能，打开该功能界面，选择File-New-Sketch/Layer Cake Model，然后按照剖面的具体情况，设置具体的剖面深度、长度等参数。然后导入剖面图片作为底图进行精确描绘。至此，剖面框架搭建完毕。
②参数的设定：剖面框架搭建完毕之后，需要设置各种参数，如沉积与剥蚀的地质年代、各种岩相与岩性、剥蚀线添加与剥蚀厚度的定量设置、有机地球化学参数、大地热流值参数、地表温度数据、古水深数据等大量细致的参数调试工作。
③盆地模拟：各项参数设置完毕之后，需要使用Simulator功能模块，进行模块模拟运行，该功能需要设置的主要参数有Migration Method和Run参数。设置参数完毕之后，选择Run功能，把需要进行模拟的剖面文件模拟完毕。关闭退出改模块。模拟过程完成。
④模拟结果查看：模拟完成之后，具体模拟结果可以使用Viewer 2D模块，进行查看，结合实际掌握各项地质、测井、地化等资料，返回到参数设定步骤，对各种参数进行反复校正，以达到最佳模拟结果。本申请剩余压力模拟结果，可以利用本模块中的Overlays-Compaction-Pressure:Excess Hydraulic功能进行查看。
3、C阶段(效果检查)
①盆地模拟实验结果
以池83井-池90井-定639井-元245井-吴475井剖面为例。本剖面地层压力演化盆地模拟结果显示，如图12所示，在最大埋深时刻(100Ma)，长7地层中的剩余压力普遍大于长6及以上地层中的剩余压力；长7地层中，剖面两端剩余压力相对较小，其中池83井为11Mpa，吴475井为15Mpa，而剖面中间较大，可达19Mpa；在长6地层中，则呈现出剖面中间剩余压力则相对较小(仅为1Mpa)，剖面两端剩余压力相对较大(池83井为3Mpa，吴475井为4.5Mpa)的特征，且该特征向上影响到长6以上地层，至J1地层仍有剖面两端剩余压力相对较高，剖面中间相对较小的特征。
②压力成因分析
研究区主力烃源岩段异常压力的演化与烃源岩的热演化具有良好的对应关系。以西41井长7段主力源岩层系的压力演化和热演化为例，长7段烃源岩在大约145Ma即早白垩世开始时烃源岩进入低熟阶段(Ro＝0.5％)，进入早期生烃阶段，随着埋深不断增大，烃源岩成熟度也不断增大，源岩层系内的剩余流体压力也迅速增大。早白垩世末地层埋深达到最大，烃源岩成熟度也达到最大并处于生油高峰时期(Ro＝1.3％)，剩余流体压力也达到最大。在45Ma之内，长7段主力烃源岩剩余压力从早白垩世初期的不到2MPa达到了早白垩末期的14.8MPa。因此，可以推断长7烃源岩层系异常压力的形成除了有部分欠压实作用之外，烃类生成所导致的孔隙流体增压应该是造成长7段异常压力形成如此之快、之高的主要原因。
4、A阶段(处理阶段)
第二次PDCA循环，圆满的解决了既定的目标，同时认真总结了本实施例所取的重要认识、经验和教训，并希望能将地层压力的模拟成果加以推广，在全盆地范围展开实践。
以上所述的实施例仅是对本发明的优选方式进行描述，并非对本发明的范围进行限定，在不脱离本发明设计精神的前提下，本领域普通技术人员对本发明的技术方案做出的各种变形和改进，均应落入本发明权利要求书确定的保护范围内。

Claims (4)

1.一种致密油成藏动力的获取方法，其特征在于：包括以下步骤：
S1，基于待测区的成岩矿物中的流体包裹体，获得所述流体包裹体被捕获时期的地层流体压力；
S2，基于所述地层流体压力，采用声波时差法获得待测区的若干个井的地层流体压力，基于所述若干个井的地层流体压力绘制地层流体压力纵向分布图，基于所述地层流体压力纵向分布图绘制地层流体压力平面分布图，获得成藏动力分布情况；
S3，基于所述成藏动力分布情况构建盆地模拟模型，基于所述盆地模拟模型进行盆地模拟，获得成藏动力；
所述S1中，获得所述地层流体压力的方法包括：
S1.1，获取待测区的流体α-β图并测定均一温度及一组气泡充填度与温度关系值；
S1.2，在α-β图中得到与待测区的气泡充填度与温度关系数据最匹配的α、β成分参数曲线，在α-β图中所述α、β成分参数曲线与主相关区域相交的部分为所述流体包裹体中流体α、β值的范围；
S1.3，选择流体包裹体的α、β值，计算出所述流体包裹体的温度压力T相图和等容线，获取同期盐水包裹体的均一温度、等容线，基于所述同期盐水包裹体的均一温度、等容线和所述流体包裹体的等容线，获取所述流体包裹体被捕获时期的地层流体压力；
若干个井的所述地层流体压力获取方法为：
S2.1，基于若干个井中每个单井，获取单井剖面中泥岩的声波时差数据，基于所述声波时差数据，获得所述单井剖面中泥岩的正常压实曲线数学表达关系式；
S2.2，基于所述正常压实曲线数学表达关系式和平衡深度法，获得待测区的单井的地层流体压力；
S2.3，按照S2.1、S2.2方法计算所有井的地层流体压力，获得若干个井的地层流体压力；
构建盆地模拟模型的方法为：
设定需要进行模拟的剖面；采集待模拟剖面上的井位地质分层数据、各地质层的岩性、砂泥岩比例、沉积相、有机碳含量；进行地层剥蚀厚度恢复；确定盆地模拟其它参数，完成盆地模拟模型的构建。
2.根据权利要求1所述的致密油成藏动力的获取方法，其特征在于：所述地层流体压力纵向分布图包括以下三种：
突变型：纵向上延长组只有一个超压带；
渐变型：纵向上延长组存在两个超压带；
叠置型：纵向上延长组存在三个或三个以上超压带。
3.根据权利要求1所述的致密油成藏动力的获取方法，其特征在于：获得地层流体压力及其演化特征的方法为：搭建剖面，设定盆地模拟参数进行模拟，获得地层流体压力及所述其演化特征。
4.根据权利要求3所述的致密油成藏动力的获取方法，其特征在于：所述盆地模拟参数包括但不限于：沉积与剥蚀的地质年代、岩相与岩性、剥蚀线添加与剥蚀厚度的定量、有机地球化学参数、大地热流值参数、地表温度数据、古水深数据。
CN202110789302.1A 2021-07-13 2021-07-13 一种致密油成藏动力的获取方法 Active CN113309511B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110789302.1A CN113309511B (zh) 2021-07-13 2021-07-13 一种致密油成藏动力的获取方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110789302.1A CN113309511B (zh) 2021-07-13 2021-07-13 一种致密油成藏动力的获取方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN113309511A CN113309511A (zh) 2021-08-27
CN113309511B true CN113309511B (zh) 2023-08-25

Family

ID=77382145

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110789302.1A Active CN113309511B (zh) 2021-07-13 2021-07-13 一种致密油成藏动力的获取方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113309511B (zh)

Citations (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6393906B1 (en) * 2001-01-31 2002-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method to evaluate the hydrocarbon potential of sedimentary basins from fluid inclusions
CN103206207A (zh) * 2013-03-01 2013-07-17 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 基于生烃期古构造的油藏有利区的识别方法
CN103982179A (zh) * 2014-05-26 2014-08-13 中国地质大学（北京） 一种油藏储层的古压力定量反演探测方法
CN104345353A (zh) * 2014-10-11 2015-02-11 中国石油大学(华东) 一种评价致密砂岩储层成岩环境对天然气成藏控制作用的方法
CN104853822A (zh) * 2014-09-19 2015-08-19 杨顺伟 一种评价页岩气储层及寻找甜点区的方法
CN106323924A (zh) * 2016-08-09 2017-01-11 西安石油大学 一种确定油气成藏年代的方法
CN106960076A (zh) * 2017-02-28 2017-07-18 长江大学 一种基于水动力学的沉积相预测方法
CN107218969A (zh) * 2017-05-22 2017-09-29 中国科学院地质与地球物理研究所 一种确定油气运移的期次、时间、动力与方向的方法
CN108227035A (zh) * 2017-12-25 2018-06-29 中国石油化工股份有限公司 一种精确判断油气藏成藏期次时间的方法
CN108316918A (zh) * 2018-02-05 2018-07-24 西安石油大学 一种基于流体包裹体热动力学的致密储层古压力计算方法
CN108959767A (zh) * 2018-07-02 2018-12-07 中国地质大学（北京） 一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法
CN109324345A (zh) * 2018-12-03 2019-02-12 中国石油化工股份有限公司 叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法
CN110259439A (zh) * 2019-05-30 2019-09-20 中国石油大学(北京) 用于评价碳酸盐岩断层封闭性演化史的方法及装置
CN110517794A (zh) * 2019-08-23 2019-11-29 长安大学 一种建立页岩气藏的埋藏-热演化史图的方法
CN111060672A (zh) * 2019-12-30 2020-04-24 中国海洋石油集团有限公司 一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10563499B2 (en) * 2015-06-26 2020-02-18 University Of Louisiana At Lafayette Method for determining pore pressure in oil and gas wells using basin thermal characteristics

Patent Citations (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6393906B1 (en) * 2001-01-31 2002-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method to evaluate the hydrocarbon potential of sedimentary basins from fluid inclusions
CN103206207A (zh) * 2013-03-01 2013-07-17 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 基于生烃期古构造的油藏有利区的识别方法
CN103982179A (zh) * 2014-05-26 2014-08-13 中国地质大学（北京） 一种油藏储层的古压力定量反演探测方法
CN104853822A (zh) * 2014-09-19 2015-08-19 杨顺伟 一种评价页岩气储层及寻找甜点区的方法
CN104345353A (zh) * 2014-10-11 2015-02-11 中国石油大学(华东) 一种评价致密砂岩储层成岩环境对天然气成藏控制作用的方法
CN106323924A (zh) * 2016-08-09 2017-01-11 西安石油大学 一种确定油气成藏年代的方法
CN106960076A (zh) * 2017-02-28 2017-07-18 长江大学 一种基于水动力学的沉积相预测方法
CN107218969A (zh) * 2017-05-22 2017-09-29 中国科学院地质与地球物理研究所 一种确定油气运移的期次、时间、动力与方向的方法
CN108227035A (zh) * 2017-12-25 2018-06-29 中国石油化工股份有限公司 一种精确判断油气藏成藏期次时间的方法
CN108316918A (zh) * 2018-02-05 2018-07-24 西安石油大学 一种基于流体包裹体热动力学的致密储层古压力计算方法
CN108959767A (zh) * 2018-07-02 2018-12-07 中国地质大学（北京） 一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法
CN109324345A (zh) * 2018-12-03 2019-02-12 中国石油化工股份有限公司 叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法
CN110259439A (zh) * 2019-05-30 2019-09-20 中国石油大学(北京) 用于评价碳酸盐岩断层封闭性演化史的方法及装置
CN110517794A (zh) * 2019-08-23 2019-11-29 长安大学 一种建立页岩气藏的埋藏-热演化史图的方法
CN111060672A (zh) * 2019-12-30 2020-04-24 中国海洋石油集团有限公司 一种再现高温超压天然气藏形成全历史过程的方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
利用包裹体PVTx和PetroMod盆地模拟系统反演鄂尔多斯盆地上古生界古流体压力;廖玲玲等;矿物岩石地球化学通报;第34卷(第5期);全文 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN113309511A (zh) 2021-08-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10712472B2 (en) Method and system for forming and using a subsurface model in hydrocarbon operations
US8359184B2 (en) Method, program and computer system for scaling hydrocarbon reservoir model data
Bekele et al. Modeling secondary oil migration with core-scale data: Viking Formation, Alberta Basin
Law et al. Estimates of gas resources in overpressured low-permeability Cretaceous and tertiary sandstone reservoirs, Greater Green River Basin, Wyoming, Colorado, and Utah
Harris The role of geology in reservoir simulation studies
CN113970796B (zh) 精确恢复沉积盆地古水深的方法
Holubnyak et al. Small scale field test demonstrating CO2 sequestration in Arbuckle Saline Aquifer and by CO2-EOR at Wellington Field, Sumner County, Kansas
Raziperchikolaee et al. Assessing mechanical response of CO2 storage into a depleted carbonate reef using a site-scale geomechanical model calibrated with field tests and InSAR monitoring data
Benetatos et al. Fully integrated hydrocarbon reservoir studies: myth or reality?
Liu et al. Analysis of forces during tight oil charging and implications for the oiliness of the tight reservoir: A case study of the third member of the Palaeogene Shahejie Formation, Qibei slope, Qikou sag
Bazyrov et al. Time-dependent hydro-geomechanical reservoir simulation of field production
CN113309511B (zh) 一种致密油成藏动力的获取方法
Chen et al. Reservoir characteristics and light hydrocarbon channeling revealed by production data: A case study of liquid rich Duvernay shale play with emphasis in Fox Creek area, Alberta Canada
Djunin et al. Hydrogeodynamics of oil and gas basins
Ugryumov et al. Prospectivity assessment of Bazhenov Formation using cutting-edge integrated static model
Worthington et al. Optimizing the value of reservoir simulation through quality-assured initialization
Richardson et al. Application of fault seal analysis techniques in the Western Desert, Egypt
CN112184033A (zh) 一种碳酸盐岩岩层断层封闭性评价方法
Mandal et al. Viscoelastic approach to capture varying least principal stress magnitude and the effect of observed stress layering on hydraulic fracturing-An example from shale formations of the Perth Basin
CN111608649A (zh) 外源补给型页岩气勘探有利区预测方法
Oliveira Well Representation in Simulation Models of Naturally Fractured Reservoir Considering the Impact of DFN Upscaling
Li Optimization of multistage hydraulic fracturing treatment for maximization of the tight gas productivity
Detwiler et al. An integrated geological modeling approach to assess potential of field wells for application of a surfactant imbibition process in an ultra-tight rock formation
Maria et al. Impact of deformability of karstified features on production curves: A case study of a typical brazilian pre-salt carbonate reservoir
Zhang et al. Effects of structural fracture and in situ stress combination characteristics on the production of coalbed methane wells: A case in the Mabidong block, China

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant