CN113900157A - 砂体输导层中油气运移速率与运移量的计算方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，包括：步骤1，获取及表征油气运移的相对流体、动力梯度及阻力梯度；步骤2，将各项作用力合并为总动力梯度和总阻力梯度；步骤3，计算砂体输导层油气运移速率，并建立油气运移速率与总受力梯度关系图版；步骤4，获取待评价砂体油气充注端的有效运移通道的横截面面积；步骤5，获取待评价砂体中油气成藏的持续时间；步骤6，计算待评价砂体中油气运移量；步骤7，评价和对比分析不同砂体输导层油气勘探潜力大小。该砂体中油气运移速率与运移量的计算方法对于具有远源成藏背景地区的砂体潜力评价和勘探部署具有重要意义，可量化评价目标砂体的勘探潜力大小。
Description
技术领域
本发明涉及油气勘探与开发技术领域，特别是涉及到一种砂体输导层中油气运移速率与运移量的计算方法。
背景技术
砂体输导层中油气长距离二次运移是一个较普遍的现象，随运移过程中砂体骨架、地层水及油气等相互作用的动力条件变化，油气运移速率、距离及运移量等截然不同。实验模拟表明砂体中油气运移的通道有限，但速率快、效率高，勘探实践表明砂体中油气运移距离从数十米到数百公里，实证研究指出长距离运移与低幅度构造背景、强大供烃能力、连续运移通道、输导层动阻力关系、盖层有效封堵等有关。虽然油气长距离运移与众多因素有关，但如达西定律所示，不同压差梯度下运移速率是决定油气长距离运移的关键环节，目前，运移速率主要通过实验类比或成藏时间的反推来估算，地质条件下的运移速率问题依然未能很好解决。正是由于运移速率这一关键环节的缺失，极少有研究能对砂体输导层中油气运移距离及运移量等潜力参数进行定量评价。勘探中，经过长距离运移后的油气量到底有多少或者不同目的层潜力有多大都需要给出定量的评价结果，油气运移速率、距离以及运移量对于勘探部署具有重要意义。
为此我们发明了一种新的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种砂体输导层油气运移速率与运移量的计算方法，可以为砂体中油气运移的分析提供了新的动力学视角，并定量评价砂体中油气运移速率、运移距离和运移量，提高探井部署成功率。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，该砂体中油气运移速率与运移量的计算方法包括：步骤1，获取及表征油气运移的相对流体、动力梯度及阻力梯度；步骤2，将各项作用力合并为总动力梯度和总阻力梯度；步骤3，计算砂体输导层油气运移速率，并建立油气运移速率与总受力梯度关系图版；步骤4，获取待评价砂体油气充注端的有效运移通道的横截面面积；步骤5，获取待评价砂体中油气成藏的持续时间；步骤6，计算待评价砂体中油气运移量；步骤7，评价和对比分析不同砂体输导层油气勘探潜力大小。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，依据带评价地区油气运移动力学背景，获取和表征油气运移的动力梯度构成及大小，当待评价砂体的埋藏浅、且处于常压背景下，则油气运移的动力梯度主要为浮力梯度，浮力梯度的大小根据待评价砂体中油水密度的差异据浮力公式求取。
在步骤1中，待评价砂体中浮力梯度据浮力梯度公式计算：
Pf＝Gf·L＝(ρw-ρo)g·L 式(5)
式中，Pf—浮力，MPa；Gf—浮力梯度，MPa/m；L—油体长度，m；ρw—地层水密度，g/cm3；ρo—油密度，g/cm3；g—重力加速度，0.00987N/g。
在步骤1中，依据待评价的砂体中微观孔隙结构与油气流体物理特征，获取和表征油气运移阻力梯度构成及大小；阻力梯度由常压水动力梯度、启动压力梯度以及毛细管力梯度构成，其中，水动力用地层水渗流途径两端水头高程差与渗流途径长度的比值来表征。
在步骤1中，地层水渗流途径两端水头高程差与渗流途径长度的比值的表征公式为：
Pw＝Gw·L＝(Δh1/Δx1+Δh2/Δx2+…)·ρwg·L 式(6)
式中，Pw—水动力，MPa；Gw—水动力梯度，MPa/m；Δh/Δx—水头梯度，m/m；L—油体长度，m；ρw—地层水密度，g/cm3；g—重力加速度，0.00987N/g；Δh为水头高程差，m；Δx为渗流长度，m；
水头高程差与渗流途径长度值依据待评价砂顶界面构造图上读取；启动压力梯度依据实验室对不同压力梯度下油气速率的测试数据，通过启动压力梯度公式计算：
Pλ＝Gλ·L＝(μV/K+λ)·L 式(7)
式中，Pλ—启动压力，MPa；Gλ—启动压力梯度，MPa/m；μ—烃类粘度，mpa.s；v—流动速率，m/s；λ—吸附力梯度，MPa/m；K—绝对渗透率，×10-3μm2；L—油体长度，m；
并选取符合待评价砂体地质条的启动压力；毛细管力梯度用毛细管压力与其对应油柱高度的比值来表征：
Pc＝Gc·d＝(2σ cos а/rmax-rmin)/d 式(8)
式中，Pc—毛细管力，MPa；Gc—毛细管力梯度，MPa/m；d—毛细管长，m；σ—表面张力，N/m；а—为润湿角，°；rmax—最大孔吼半径，m；rmin—最小孔吼半径，m；
毛细管力通过压汞实验获取，油柱高度为油藏实际高度，从油藏剖面上读取。
在步骤1中，依据待评价砂体的相渗透率与油气粘度特征，求取和表征砂体中油气运移的相对流度，所述的相对流度包括待评价砂体的相渗透率以及油气粘度，相渗透率和油气粘度分别通过相渗透率测定实验和油气粘度测定实验获取，并进一步在所获取的实验室数据基础上，依据待评价砂体实际地质条件，选取符合具体地质条件的相对流度数据。
在步骤2中，依据所述的各项动力梯度与阻力梯度对待评价砂体中油气运移所起作用的不同，将所述的各项作用力合并为总动力梯度和总阻力梯度，总阻力前面的负号表示与油气运移方向相反，则砂体输导层油气运移总的受力梯度表征如下：
G＝(Gf+Gw+Gλ+Gc)＝(GP-Gr)＝(1-Gr/GP)GP 式(1)
其中，Gf为浮力梯度，MPa/m；Gw为水动力梯度，MPa/m；Gλ为启动压力梯度，MPa/m；Gc为毛细管力梯度，MPa/m；Gr为总阻力梯度，MPa/m；GP为总阻力梯度，MPa/m。
在步骤3中，结合相对流度数据，并通过油气运移速率与所述的相对流度、总动力梯度和总阻力梯度的相关函数关系，计算砂体输导层油气运移速率，所述油气运移速率的表征如下：
V＝(KKor/μ)·(1-Gr/GP)GP 式(2)
式中，v为运移速率，m/s；K为绝对渗透率，×10-3μm2；Kor为相渗透率系数，小数；μ为烃类粘度，mpa·s；Gr为总阻力梯度，MPa/m；GP为总动力梯度；MPa/m。
步骤3中，进一步依据实验测试或计算公式所获取的数据，区分不同流度条件，建立油气运移速率与总受力梯度关系图版。
在步骤4中，基于研究区油气运移成藏地质背景特征，获取待评价砂体油气充注端的有效运移通道的横截面面积A，有效运移通道的横截面面积A可表征如下：
A＝被油源断层所断开的砂体长度×砂体厚度×砂体中油气显示比；
所述的有效运移通道横截面面积包括被油源断层所断开的砂体长度、砂体厚度、砂体中油气显示比，其中，被油源断层所断开的砂体长度依据三维地震精细解释得到，砂体厚度根据三维地震与探井所钻遇砂体的厚度统计得到，砂体中油气显示比用所钻遇井油气显示厚度与砂体总厚度的比值来表征，油气显示厚度与砂体总厚度均录井、测井数据获取。
在步骤5中，获取待评价砂体中油气成藏的持续时间，通过测定砂体中油气运移过程中记录的流体包裹体的均一温度，并将均一温度与待评价砂体沉积埋藏史图结合，读取待评价砂体中油气运移成藏时间。
在步骤6中，在油气通道横截面面积和油气充注成藏时间基础上，进一步结合所述的油气运移速率，计算待评价砂体中油气运移量，表征如下：
Q＝V·A·t 式(3)
其中，Q为油气运移量；V表示油气运移速率，A表示油气充注端有效横截面面积；t表示油气充注时间。
在步骤7中，通过获取及表征研究区不同砂体输导层的相对流体、动力梯度、阻力梯度、有效运移通道和运移成藏时间这些数据，计算不同砂体输导层中油气运移速率、运移距离及运移量这些关键的潜力参数，进而量化评价目标砂体的勘探潜力大小，为勘探部署决策提供依据。
本发明提出了提供一种砂体输导层油气运移速率与运移量的计算方法，可以通过获取及表征待评价砂体中的相对流体、动力梯度及阻力梯度数据，进而根据油气运移速率与所述的相对流体、动力梯度及阻力梯度非线性关系，计算油气运移速率，然后，在所述的运移速率基础上，进一步结合油气运移有效通道和运移时间，计算砂体中油气运移量。
本发明提出了一种具有典型孔隙介质特征的砂体输导层中油气运移速率及运移量的定量分析评价方法。一方面，相对于目前需要借助于复杂计算才能求解的速率数学模型，本发明方法在实际应用中更为便捷，所需的各项参数可以依据实际地质条件和实验室测试得到。另一方面，相对于目前以砂体骨架渗透性为核心的评价方法，本发明同时考虑了油气运移的多相态特征和非达西线性渗流特征，为砂体中油气运移的分析提供了新的动力学视角，本方法对于具有远源成藏背景地区的砂体潜力评价和勘探部署具有重要意义，可量化评价目标砂体的勘探潜力大小。
附图说明
图1为本发明的一具体实施例中准噶尔盆地车排子地区构造简图；
图2为本发明的一具体实施例中不同性质油气的运移速率模板图；
图3为本发明的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法的一具体实施例的流程图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
图3为本发明的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法的一具体实施例的流程图.
步骤101，依据带评价地区油气运移动力学背景，获取和表征油气运移的总动力梯度构成及大小。当待评价砂体的埋藏浅、且处于常压背景下，则油气运移的总动力梯度主要为浮力梯度，浮力梯度的大小根据待评价砂体中油水密度的差异据浮力公式求取(式5)；
Pf＝Gf·L＝(ρw-ρo)g·L 式(5)
式中，Pf—浮力，MPa；Gf—浮力梯度，MPa/m；L—油体长度，m；ρw—地层水密度，g/cm3；ρo—油密度，g/cm3；g—重力加速度，0.00987N/g。
步骤102，依据待评价的砂体中微观孔隙结构与油气流体物理特征，获取和表征油气运移总阻力梯度构成及大小。总阻力梯度主要由常压水动力梯度、启动压力梯度以及毛细管力梯度构成，其中，水动力用地层水渗流途径两端水头高程差与渗流途径长度的比值来表征(式6)，
Pw＝Gw·L＝(Δh1/Δx1+Δh2/Δx2+…)·ρwg·L 式(6)
式中，Pw—水动力，MPa；Gw—水动力梯度，MPa/m；Δh/Δx—水头梯度，m/m；L—油体长度，m。
水头高程差与渗流途径长度值依据待评价砂顶界面构造图上读取；启动压力梯度依据实验室对不同压力梯度下油气速率的测试数据，通过启动压力梯度公式计算(式7)，
Pλ＝Gλ·L＝(μV/K+λ)·L 式(7)
式中，Pλ—启动压力，MPa；Gλ—启动压力梯度，MPa/m；μ—烃类粘度，mpa.s；v—流动速率，m/s；λ—吸附力梯度，MPa/m；K—绝对渗透率，×10-3μm2；L—油体长度，m。
并选取符合待评价砂体地质条的启动压力；毛细管力梯度用毛细管压力与其对应油柱高度的比值来表征(式8)，
Pc＝Gc·d＝(2σ cos а/rmax-rmin)/d 式(8)
式中，Pc—毛细管力，MPa；Gc—毛细管力梯度，MPa/m；d—毛细管长，m；σ—表面张力，N/m；а—为润湿角，°；rmax—最大孔吼半径，m；rmin—最小孔吼半径，m。
毛细管力通过压汞实验获取，油柱高度为油藏实际高度，从油藏剖面上读取；
步骤103，依据待评价砂体的相渗透率与油气粘度特征，求取和表征砂体中油气运移的相对流度，所述的相对流度包括待评价砂体的相渗透率以及油气粘度，相渗透率和油气粘度分别通过相渗透率测定实验和油气粘度测定实验获取，并进一步在所获取的实验室数据基础上，依据待评价砂体实际地质条件，选取符合具体地质条件的相对流度数据；
步骤104，依据所述的各项动力梯度与阻力梯度对待评价砂体中油气运移所起作用的不同，将所述的各项作用力合并为总动力梯度和总阻力梯度，总阻力前面的负号表示与油气运移方向相反，则砂体输导层油气运移总的受力梯度表征如下(式1)：
G＝(Gf+Gw+Gλ+Gc)＝(GP-Gr)＝(1-Gr/GP)GP 式(1)
其中，Gf为浮力梯度，MPa/m；Gw为水动力梯度，MPa/m；Gλ为启动压力梯度，MPa/m；Gc为毛细管力梯度，MPa/m；Gr为总阻力梯度，MPa/m；GP为总阻力梯度，MPa/m。
步骤105，结合相对流度数据，并通过油气运移速率与所述的相对流度、总动力梯度和总阻力梯度的相关函数关系(式2)，计算砂体输导层油气运移速率，所述油气运移速率的表征如下：
V＝(KKor/μ)·(1-Gr/GP)GP 式(2)
式中，v为运移速率，m/s；K为绝对渗透率，×10-3μm2；Kor为相渗透率系数，小数；μ为烃类粘度，mpa·s；Gr为总阻力梯度，MPa/m；GP为总动力梯度；MPa/m。
步骤106，进一步依据实验测试或计算公式所获取的数据，区分不同流度条件，建立油气运移速率与总受力梯度关系图版(图2)；
步骤107，基于研究区油气运移成藏地质背景特征(图1)，获取待评价砂体油气充注端的有效运移通道的横截面面积(A)，有效运移通道的横截面面积(A)可以表征如下：
A＝被油源断层所断开的砂体长度×砂体厚度×砂体中油气显示比；
所述的有效运移通道横截面面积包括被油源断层所断开的砂体长度、砂体厚度、砂体中油气显示比，其中，被油源断层所断开的砂体长度依据三维地震精细解释得到，砂体厚度根据三维地震与探井所钻遇砂体的厚度统计得到，砂体中油气显示比用所钻遇井油气显示厚度与砂体总厚度的比值来表征，油气显示厚度与砂体总厚度均录井、测井数据获取；
步骤108，获取待评价砂体中油气成藏的持续时间，通过测定砂体中油气运移过程中记录的流体包裹体的均一温度，并将均一温度与待评价砂体沉积埋藏史图结合，读取待评价砂体中油气运移成藏时间。
步骤109，在油气通道横截面面积和油气充注成藏时间基础上，进一步结合所述的油气运移速率，计算待评价砂体中油气运移量，表征如下：
Q＝V·A·t 式(3)
其中，Q为油气运移量；V表示油气运移速率(式2)，A表示油气充注端有效横截面面积；t表示油气充注时间。
步骤110，评价和对比分析不同砂体输导层油气勘探潜力大小。通过获取及表征研究区不同砂体输导层的相对流体、动力梯度、阻力梯度、有效运移通道和运移成藏时间等数据，基于本次方法，计算不同砂体输导层中油气运移速率、运移距离及运移量等关键的潜力参数，进而量化评价目标砂体的勘探潜力大小(表1)，为勘探部署决策提供依据。
在应用本发明的一具体实施例中，以准噶尔盆地车排子凸起沙湾组为例，给出了本方法的具体实施步骤及其参数取值，运用本方法定量评价了准噶尔盆地车排地区其他各层系的油气资源潜力的相对大小。
1、油气成藏地质背景
准噶尔盆地西缘车排子地区为一石炭系为基底的南东走向继承性古隆起，划分为隆起东翼和西翼，其中，西翼以艾卡断裂为界，南临四棵树凹陷，东翼以红车断裂带为转换带，东临沙湾凹陷(如图1所示)。研究区位于古隆起东翼，自下而上发育侏罗系、白垩系、古近系、新近系及第四系地层，地层整体具有向沙湾凹陷倾斜的缓坡构造背景，因此，位于红车断裂带上盘的隆起东翼是沙湾凹陷二叠系源油气运移的长期有利指向，除第四系以外，各层系具有不同程度油气显示，现今油气位于沙湾凹陷有效烃源岩之外，藏、源横向距离达18～50km，具有远源成藏背景。
研究区油气主要来自沙湾凹陷二叠系烃源岩，油气具有“断层-砂体”输导过程，断层是指隆凹转换带发育的红车断裂带，该断裂带连接二叠系烃源岩和砂体输导层，垂向输导油气，砂体输导层是指侏罗系八道湾组、白垩系清水河组底部及新近系沙湾组底部等的发育的低位域席状砂体，输导层与红车断层对接，横向输导油气，现今油气主要分布于上述砂体输导层尖灭线附近。上述砂体输导层厚在数米到上百米之间，横向连通，各输导层的物性、原油物性及含油性变化大，反映了各输导层不同的运移特征。目的层埋藏浅(1800m以上)，成藏期较晚(23Ma以来)，现今构造、砂体物性及原油油性等相对于成藏期变化不大，相对简单的成藏条件为本次研究提供了很好的分析实例(图1)。
2、运移速率及运移量计算原理及方法
静水条件下，运移是以浮力为动力的渗流(式5)。动水条件下，同时受油体两端水动力影响(式6)，油气在压差下形成多相达西渗流，实际地质条件下，不同成因类型及流动方向的水动力可以是动力也可以是阻力，因此，水动力梯度可由若干次级项构成(式6)，如生烃超压水动力一般作为运移动力，而与油气运移方向相反的常压水头一般作为运移阻力。相同水动力环境下，随油气粘度增大或输导层孔渗降低，油气运移表现出非达西渗流特征，具有启动压力(式7)，公式(7)左边第一项为流体粘滞力，第二项为烃类分子与矿物表面的吸附力。虽然运移过程中存在由浓度差等而引起分子扩散流，但由于高分子量的烃类(C10以上)扩散速率较渗透速率小几个数量级，分子扩散流几乎无意义。另外，运移过程中始终存在毛细管力(式8)。可见，油气运移受浮力、水动力、粘滞力与吸附力及毛管力等控制，地质条件下，气运移属于多相态的非达西渗透过程，不同动力机制互相转换，油实现砂体输导层种油气长距离运移。
Pf＝Gf·L＝(ρw-ρo)g·L 式(5)
式中，Pf—浮力，MPa；Gf—浮力梯度，MPa/m；L—油体长度，m；ρw—地层水密度，g/cm3；ρo—油密度，g/cm3；g—重力加速度，0.00987N/g。
Pw＝Gw·L＝(Δh1/Δx1+Δh2/Δx2+…)·ρwg·L 式(6)
式中，Pw—水动力，MPa；Gw—水动力梯度，MPa/m；Δh/Δx—水头梯度，m/m；L—油体长度，m。
Pλ＝Gλ·L＝(μV/K+λ)·L 式(7)
式中，Pλ—启动压力，MPa；Gλ—启动压力梯度，MPa/m；μ—烃类粘度，mpa.s；v—流动速率，m/s；λ—吸附力梯度，MPa/m；K—绝对渗透率，×10-3μm2；L—油体长度，m。
Pc＝Gc·d＝(2σ cos а/rmax-rmin)/d 式(8)
式中，Pc—毛细管力，MPa；gradPc—毛细管力梯度，MPa/m；d—毛细管长，m；σ—表面张力，N/m；а—为润湿角，°；rmax—最大孔吼半径，m；rmin—最小孔吼半径，m。
达西定律说明运移速率是流体流度和压差梯度的函数(式9)。但据上述分析，地质条件下，油气运移是浮力、水动力、毛细管力、粘吸力等的矢量和，既包含毛细管力、粘吸力等阻力项和浮力等动力项，也有起动力或阻力作用的水动力项，相应的，总受力梯度应是上述各项力梯度的矢量和(式10)，用总受力梯度取代压差梯度，根据各项力在具体地质条件下作用的不同，合并为总动力梯度与总阻力梯度(阻力梯度项为负号表示与运移方向相反)，并从公式中提出总动力梯度项后得到运移速率的计算公式(式2)。进而，运移量是运移速率、有效横截面面积及充注时间的乘积(式4)。可见，运移速率是动力机制与运移量之间的关键环节，而运移速率大小与运移过程中的阻、动力梯度构成及大小相关。
v＝(KKor/μ)·(ΔP/L) 式(9)
式中，v—运移速率，m/s；K—绝对渗透率，×10-3μm2；Kor—相渗透率系数，小数；μ—烃类粘度，mpa.s；ΔP—油体两端压差，Mpa；L—油体长度，m。
V＝(KKor/μ)·(Gf+Gw+Gλ+Gc) 式(10)
式中，Gf—浮力梯度，MPa/m；Gw—水动力梯度，MPa/m；Gλ—启动压力梯度，MPa/m；Gc—毛细管力梯度，MPa/m。
V＝(KKor/μ)·(1-Gr/Gn)GP 式(2)
式中，Gr—总阻力梯度，MPa/m；Gp—总动力梯度；MPa/m。
V＝(KKor/μ)·(1-Gr/Gn)GP·A·t 式(4)
式中，Q—油气运移量，m3，A—充注横截面面积，m2；t—油气充注时间，s。
3 参数获取及实施过程
3.1 毛细管力梯度
毛细管压力梯度是油柱两端毛细管力差与吼道总长度的比值。本发明用毛细管压力与其对应的临界油柱高度的比值来表征毛细管力梯度。由于油气总是沿最大吼道运移，因此，该值为最大毛管力梯度。毛细管力与表面张力、润湿角成正比，与物性成反比(式8)。据地下油水界面张力诺模图，界面张力的降低梯度为1.8×10-4N/m℃，研究区温度梯度为2.3℃/100m，地层条件下的界面张力在0.021～0.025N/m之间，矿物表面具有强亲水性，润湿角接近于零，故cosа最大取值1，据公式7，毛细管力从0.003～0.012MPa，所对应的临界油柱高度在3.5～11.5m之间，故毛细管力梯度在0.00085～0.00104MPa/m，平均值为0.00102MPa/m。
3.2 启动压力梯度
众多学者对油气非达西流动现象进行了实验研究，得到的启动压力梯度(Δp/L)在0.000164～4.55MPa/m，并与油气流度(K/μ)具有幂律关系。研究区具有较高的孔渗条件，油气流度变化主要受原油粘度影响，流度在0.13～16.57×10-3μm2/mpa之间，平均1.44×10-3μm2/mpa.s，本发明采用与研究区类似条件的实验结果，确定地层条件下启动压力梯度在0.00016～0.00238MPa/m之间，平均0.00093MPa/m。由于实验并未进行油湿性处理，因此，实验结果不仅包括流体内摩擦和与吼道壁摩擦力引起的启动压力，同时也包含毛细管力，故本次用启动压力梯度进行毛细管力校正，得到启动压力梯度的平均值约为0.00076MPa/m，启动力为启动压力梯度与油体长度的乘积(式7)。
3.3 水动力梯度
水力梯度是地下水沿渗流途径上的水头损失与渗流途径长度的比值，本发明用目的层不同方向上水头损失与水平长度比值表征水力梯度。以红车断裂带为界，断裂带以西的车排子凸起上砂体输导层均为常压，生烃等超压可忽略，砂体输导层中的水动力仅由向盆地方向的常压水动力项构成，其方向与油气运移方向相反，起阻力作用。从盆缘(注水区)到盆内红车油源断层(泄水区)，横向长度在18～50km之间，根据研究区构造图，水头垂向变化在200～2000m之间，水动力梯度在0.002m/m～0.01m/m，水密度取值1.01g/cm3，即水动力梯度在0.00002MPa/m～0.0001MPa/m之间，沙湾组平均高程差900m，横向平均距离32km，水动力梯度平均值0.000028MPa/m，油气运移所受到的水动力是水动力梯度与油体长度的乘积(式6)。
3.4 浮力梯度
毛细管力阻力、粘吸力及水动力构成了油气运移的最小阻力，工区砂体输导层超压不发育，浮力是油气运移主要动力。根据原油物性变化，净浮力梯度0.00069～0.00265MPa/m，平均0.00145MPa/m。各阻力项和动力项对比来看，浮力梯度与毛细管力梯度处于同一量级，较启动压力梯度大1个数量级，较水动力梯度大2个数量级。
一般而言，油气趋于以更小密度(更大的密度差)、沿物性好的路径运移，从而形成了更大动力梯度与阻力梯度比值，即油气趋于沿着具有最大动力梯度与阻力梯度比值的路径上运移。
3.5 油气运移速率
由于工区目的层成藏期晚，故油气运移过程中地层构造、储层物性及原油物性等参数与现今基本一致，取值如下：①油密度取值0.85g/cm3，浮力梯度为0.00167MPa/m；②含油层平均孔隙度28％，绝对渗透率平均70×10-3μm2，含油饱和度为23～70％，相渗透率平均10.2×10-3μm2，密度为0.85g/cm3的油气粘度为7.1mpa·s，流度为1.44×10-3μm2/mpa·s；③密度为0.85g/cm3的油气启动压力梯度在0.00025MPa/m，水动力梯度取平均值0.0000281MPa/m，毛细管力梯度为0.00092MPa/m，总阻力梯度为0.00121MPa/m。据公式1，运移速率为6.24×10-10m/s，相当于19.68km/Ma；同理，当油密度最小、浮力梯度最大为0.00265MPa/m时，运移速率达64.9km/Ma；当油密度最大、浮力梯度最小为0.00125MPa/m，运移速率仅为1.8km/Ma。
3.7 油气运移量
据式4，油气运移量除过与运移速率有关外，同时与砂体输导层横截面面积及充注时间等相关，其中，有油气显示的充注端横截面面积相当于砂体输导层有效路径横截面面积，而充注时间即为油气充注的持续时间。据三维地震及探井统计，油源断层长61.8km，沙湾组砂体厚度25～112m，平均75m，油气显示比19％，即有效横截面面积(A)为：61.8×0.075×0.19＝0.88km2。据包裹体均一温度与埋藏史关系，目的层中与含烃包裹体共生的同期盐水包裹体均一温度在40～70℃之间，充注时间(t)约1.2Ma，聚集系数一般为10％[4]。以最大速率64.9km/Ma计算，运移量为6.8×109m3；以最小速率1.8km/Ma计算，运移量为0.19×109m3(公式2)；以平均速率19.68km/Ma计算，运移量为3.9×109m3(式3、式4)，目前沙湾组探明约1.0×109，平均探明率48％。
以准噶尔盆地车排子凸起沙湾组油气运移过程为例，说明了本方法具体的分析内容、实施步骤以及参数的表征和求取。动力学机制分析说明砂体中油气趋于沿最小阻动力梯度比的路径上运移，路径上运移速率随阻动力梯度比的增大而幂率减小(图2)，砂体中油气潜力大小与阻动力梯度比、相对流度及运移量等3个参数密切相关。综合评价表明，沙湾组油气运移速率在1.8～64.9km/Ma之间，平均速率19.68km/Ma，研究区的运移量约为2.08×109m3，目前探明率约为26％，表明该目的层依然有较大勘探潜力
4、应用本发明的评价结果对比分析
如上述，利用本发明的方法对研究区其他砂体潜力进行了定量评价。
分析过程如上文，关键参数取值及结果见表1。沙湾组、清水河组及八道湾组的综合评价表明，沙湾组属于高渗透性层中、低粘度流体渗流，清水河组属于低渗透层中、较高粘度流体渗透，而八道湾组属于中高渗透层中、高粘度流体渗透。虽然各项阻力梯度与动力梯度的变化复杂，但由于油气趋于以更小密度运移的补偿效应，总阻动力梯度比较接近，埋藏最浅的沙湾组油气密度及粘度最小也支持该观点。
从浅到深三个砂体输导层，即使为同期的油气充注，沙湾组输导层中的油气充注更快、运移距离更远、成藏更早，潜力也最大，三工河组次之，清水河组的最小，与目前勘探实践较一致。另外，采用盆地模拟技术得到车排子凸起资源量约11.8×109m3，而从本次运移角度评价来看，工区三个目的层总运移量为2.36×109m3，即总资源量中约有20％进入工区三个目层中，其中以沙湾组运移量最大，约占总资源量的17％。
表1实施例中目的层的主要动力学参数和评价表
应用本方法定量评价了目的层中油气运移速率、运移距离及运移量等关键的资源潜力，应用效果较好。但需要说明的是：①多数油气运移过程具有复杂性，如关键成藏期古物性、古构造、古动力等参数的恢复等，本发明虽以成藏地质条件简单的车排子沙湾组为例来阐述，但复杂条件下，需要恢复关键成藏期的动力学参数，但本发明基本分析思路和方法不变；②运移速率的分析求解是本方法的核心，不同动力条件下，方法所要考虑的阻动力构成可不同。③砂体长度、水动力及时间等采用了米、兆帕及秒等国际单位制，因此，阻动力梯度的数量级极小，应用中要特别注意；④油气运聚过中，前期生排烃量和后期散失量等对结果又一定影响，但不影响各目的层相对潜力大小的评价结果。
本发明给出了一个砂体输导层中油气运移的定量分析方法。第一，相对于目前需要借助于大量计算的速率数学求解模型，本方法在实际应用中更为便捷和简单；第二，本发明充分考虑了变压差下(动、阻力梯度)的非线性渗透特征，分析结果较符合地质条件下油气的非线性渗透特征。第三，相对于目前以砂体骨架渗透性为核心的评价方法，研究为砂体中油气运移的分析和评价提供了新的动力学视角，通过对阻动力梯度、流度、路径及时间等的运移要素的系统分析，得到砂体输导层中油气运移速率、运移量及聚集量等关键的潜力参数，研究成果对于具有远源成藏背景地区的潜力评价和勘探部署具有重要意义。第四，应用本方法，可以有效评价不同目的层砂体潜力相对大小，进而指导井位部署，提高探井成功率。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。
Claims (13)
1.砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，该砂体中油气运移速率与运移量的计算方法包括：
步骤1，获取及表征油气运移的相对流体、动力梯度及阻力梯度；
步骤2，将各项作用力合并为总动力梯度和总阻力梯度；
步骤3，计算砂体输导层油气运移速率，并建立油气运移速率与总受力梯度关系图版；
步骤4，获取待评价砂体油气充注端的有效运移通道的横截面面积；
步骤5，获取待评价砂体中油气成藏的持续时间；
步骤6，计算待评价砂体中油气运移量；
步骤7，评价和对比分析不同砂体输导层油气勘探潜力大小。
2.根据权利要求1所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤1中，依据带评价地区油气运移动力学背景，获取和表征油气运移的动力梯度构成及大小，当待评价砂体的埋藏浅、且处于常压背景下，则油气运移的动力梯度主要为浮力梯度，浮力梯度的大小根据待评价砂体中油水密度的差异据浮力公式求取。
3.根据权利要求2所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤1中，待评价砂体中浮力梯度据浮力梯度公式计算：
Pf＝Gf·L＝(ρw-ρo)g·L 式(5)
式中，Pf—浮力，MPa；Gf—浮力梯度，MPa/m；L—油体长度，m；ρw—地层水密度，g/cm3；ρo—油密度，g/cm3；g—重力加速度，0.00987N/g。
4.根据权利要求1所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤1中，依据待评价的砂体中微观孔隙结构与油气流体物理特征，获取和表征油气运移阻力梯度构成及大小；阻力梯度由常压水动力梯度、启动压力梯度以及毛细管力梯度构成，其中，水动力用地层水渗流途径两端水头高程差与渗流途径长度的比值来表征。
5.根据权利要求4所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤1中，地层水渗流途径两端水头高程差与渗流途径长度的比值的表征公式为：
Pw＝Gw·L＝(Δh1/Δx1+Δh2/Δx2+…)·ρwg·L 式(6)
式中，Pw—水动力，MPa；Gw—水动力梯度，MPa/m；Δh/Δx—水头梯度，m/m；L—油体长度，m；ρw—地层水密度，g/cm3；g—重力加速度，0.00987N/g；Δh为水头高程差，m；Δx为渗流长度，m；
水头高程差与渗流途径长度值依据待评价砂顶界面构造图上读取；启动压力梯度依据实验室对不同压力梯度下油气速率的测试数据，通过启动压力梯度公式计算：
Pλ＝Gλ·L＝(μV/K+λ)·L 式(7)
式中，Pλ—启动压力，MPa；Gλ—启动压力梯度，MPa/m；μ—烃类粘度，mpa.s；v—流动速率，m/s；λ—吸附力梯度，MPa/m；K—绝对渗透率，×10-3μm2；L—油体长度，m；
并选取符合待评价砂体地质条的启动压力；毛细管力梯度用毛细管压力与其对应油柱高度的比值来表征：
Pc＝Gc·d＝(2σcosа/rmax-rmin)/d 式(8)
式中，Pc—毛细管力，MPa；Gc—毛细管力梯度，MPa/m；d—毛细管长，m；σ—表面张力，N/m；а—为润湿角，°；rmax—最大孔吼半径，m；rmin—最小孔吼半径，m；
毛细管力通过压汞实验获取，油柱高度为油藏实际高度，从油藏剖面上读取。
6.根据权利要求1所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤1中，依据待评价砂体的相渗透率与油气粘度特征，求取和表征砂体中油气运移的相对流度，所述的相对流度包括待评价砂体的相渗透率以及油气粘度，相渗透率和油气粘度分别通过相渗透率测定实验和油气粘度测定实验获取，并进一步在所获取的实验室数据基础上，依据待评价砂体实际地质条件，选取符合具体地质条件的相对流度数据。
7.根据权利要求1所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤2中，依据所述的各项动力梯度与阻力梯度对待评价砂体中油气运移所起作用的不同，将所述的各项作用力合并为总动力梯度和总阻力梯度，总阻力前面的负号表示与油气运移方向相反，则砂体输导层油气运移总的受力梯度表征如下：
G＝(Gf+Gw+Gλ+Gc)＝(GP-Gr)＝(1-Gr/GP)GP 式(1)
其中，Gf为浮力梯度，MPa/m；Gw为水动力梯度，MPa/m；Gλ为启动压力梯度，MPa/m；Gc为毛细管力梯度，MPa/m；Gr为总阻力梯度，MPa/m；GP为总阻力梯度，MPa/m。
8.根据权利要求1所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤3中，结合相对流度数据，并通过油气运移速率与所述的相对流度、总动力梯度和总阻力梯度的相关函数关系，计算砂体输导层油气运移速率，所述油气运移速率的表征如下：
V＝(KKor/μ)·(1-Gr/GP)GP 式(2)
式中，v为运移速率，m/s；K为绝对渗透率，×10-3μm2；Kor为相渗透率系数，小数；μ为烃类粘度，mpa·s；Gr为总阻力梯度，MPa/m；GP为总动力梯度；MPa/m。
9.根据权利要求1所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤3中，进一步依据实验测试或计算公式所获取的数据，区分不同流度条件，建立油气运移速率与总受力梯度关系图版。
10.根据权利要求1所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤4中，基于研究区油气运移成藏地质背景特征，获取待评价砂体油气充注端的有效运移通道的横截面面积A，有效运移通道的横截面面积A可表征如下：
A＝被油源断层所断开的砂体长度×砂体厚度×砂体中油气显示比；
所述的有效运移通道横截面面积包括被油源断层所断开的砂体长度、砂体厚度、砂体中油气显示比，其中，被油源断层所断开的砂体长度依据三维地震精细解释得到，砂体厚度根据三维地震与探井所钻遇砂体的厚度统计得到，砂体中油气显示比用所钻遇井油气显示厚度与砂体总厚度的比值来表征，油气显示厚度与砂体总厚度均录井、测井数据获取。
11.根据权利要求1所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤5中，获取待评价砂体中油气成藏的持续时间，通过测定砂体中油气运移过程中记录的流体包裹体的均一温度，并将均一温度与待评价砂体沉积埋藏史图结合，读取待评价砂体中油气运移成藏时间。
12.根据权利要求1所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤6中，在油气通道横截面面积和油气充注成藏时间基础上，进一步结合所述的油气运移速率，计算待评价砂体中油气运移量，表征如下：
Q＝V·A·t 式(3)
其中，Q为油气运移量；V表示油气运移速率，A表示油气充注端有效横截面面积；t表示油气充注时间。
13.根据权利要求1所述的砂体中油气运移速率与运移量的计算方法，其特征在于，在步骤7中，通过获取及表征研究区不同砂体输导层的相对流体、动力梯度、阻力梯度、有效运移通道和运移成藏时间这些数据，计算不同砂体输导层中油气运移速率、运移距离及运移量这些关键的潜力参数，进而量化评价目标砂体的勘探潜力大小，为勘探部署决策提供依据。
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2020
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