CN117130068A - 断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法及装置 - Google Patents

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CN117130068A CN202311393915.9A CN202311393915A CN117130068A CN 117130068 A CN117130068 A CN 117130068A CN 202311393915 A CN202311393915 A CN 202311393915A CN 117130068 A CN117130068 A CN 117130068A
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宿碧霖
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张姣
胡欣蕾
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Abstract

本发明提供一种断‑砂配置侧向分流运移油气的判别方法及装置。该方法包括：确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力；确定油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；根据所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和所述砂岩古排替压力，确定是否发生断‑砂配置侧向分流运移油气。本发明能够准确得到泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和其下两侧砂岩古排替压力，从而准确判定油气的运移方向，降低油气勘探带来的风险。

Description

断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法及装置
技术领域
本发明涉及油气运移数据处理技术领域，尤其涉及一种断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法及装置。
背景技术
在含油气盆地下生上储式生储盖组合中，下伏源岩生成的油气在沿断裂由下至上运移过程中，由于受到泥岩盖层的阻挡，使油气停止沿断裂向上运移，转而向两侧砂体储层中的侧向分流运移，在其附近聚集成藏。能否准确判别这种断-砂配置侧向分流运移油气，应是含油气盆地下生上储式生储盖组合油气勘探的关键。
目前，为了定量反映断-砂油气侧向分流运移油气，通过比较断裂填充物排替压力和两侧砂岩排替压力的相对大小，来研究沿断裂运移油气是否向两侧砂岩中发生侧向分流运移。即如果断裂填充物排替压力大于砂岩排替压力，沿断裂运移油气则向砂岩中发生侧向分流运移；否则油气仍沿断裂向上运移。
然而，上述方法虽可定量判别断-砂侧向分流运移油气，但是采用现今排替压力进行比较判断两者压力相对大小时容易判定错误，导致可能在一定程度上给油气勘探带来风险，不利于下生上储式生储盖组合油气勘探的深入。
发明内容
本发明实施例提供了一种断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法及装置，以解决现有技术中采用现今排替压力进行比较判断两者压力相对大小时容易判定错误，导致可能在一定程度上给油气勘探带来风险的问题。
第一方面，本发明实施例提供了一种断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法，包括：
确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力；
确定油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
根据所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和所述砂岩古排替压力，确定是否发生断-砂配置侧向分流运移油气。
在一种可能的实现方式中，所述确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力，包括：
获取被断裂错断第i层岩层厚度、第i层岩层泥质含量、岩层层数和断裂断距；
根据被断裂错断的所述第i层岩层厚度、所述第i层岩层泥质含量、所述岩层层数和所述断裂断距，计算断裂填充物泥质含量；
获取断裂填充物埋深和地层水密度；
根据所述断裂填充物埋深和所述地层水密度，计算断裂填充物上覆沉积载荷压力；
根据所述断裂填充物泥质含量和所述断裂填充物上覆沉积载荷压力，计算油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力。
在一种可能的实现方式中，所述根据被断裂错断的所述第i层岩层厚度、所述第i层岩层泥质含量、所述岩层层数和所述断裂断距，计算断裂填充物泥质含量，包括：
根据计算断裂填充物泥质含量；
式中，表示断裂填充物泥质含量，/>表示被断裂错断第i层岩层厚度，/>表示被断裂错断第i层岩层泥质含量，/>表示被断裂错断岩层层数，/>表示断裂断距。
在一种可能的实现方式中，所述根据所述断裂填充物埋深和所述地层水密度，计算断裂填充物上覆沉积载荷压力，包括：
根据计算断裂填充物上覆沉积载荷压力；
式中，表示断裂填充物上覆沉积载荷压力，/>表示地层水密度，/>表示断裂填充物埋深。
在一种可能的实现方式中，所述根据所述断裂填充物泥质含量和所述断裂填充物上覆沉积载荷压力，计算油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力，包括：
根据计算油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力；
式中，表示油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力。
在一种可能的实现方式中，所述确定油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力，包括：
通过砂岩取心实验测量得到油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
或者，分别获取目的层自然伽马测井值、泥岩层自然伽马测井值和砂岩自然伽马测井值；
根据所述目的层自然伽马测井值、所述泥岩层自然伽马测井值和所述砂岩自然伽马测井值，计算自然伽马相对值；
根据所述自然伽马相对值，计算砂岩泥质含量；
获取砂岩压实成岩埋深；
根据所述砂岩泥质含量和所述砂岩压实成岩埋深，计算油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力。
在一种可能的实现方式中，所述根据所述目的层自然伽马测井值、所述泥岩层自然伽马测井值和所述砂岩自然伽马测井值，计算自然伽马相对值，包括：
根据计算自然伽马相对值；
式中，表示自然伽马相对值，/>表示目的层自然伽马测井值，/>表示砂岩自然伽马测井值，/>表示泥岩层自然伽马测井值；
所述根据所述自然伽马相对值，计算砂岩泥质含量，包括：
根据计算砂岩泥质含量；
式中，表示砂岩泥质含量，/>表示地层系数。
在一种可能的实现方式中，所述根据所述砂岩泥质含量和所述砂岩压实成岩埋深，计算油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力，包括：
根据计算油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
式中，表示油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力，/>表示砂岩压实成岩埋深，/>、/>分别表示常数。
在一种可能的实现方式中，所述根据所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和所述砂岩古排替压力，确定是否发生断-砂配置侧向分流运移油气，包括：
当所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力大于或等于所述砂岩古排替压力时，确定断-砂配置侧向分流运移油气；
当所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力小于所述砂岩古排替压力时，油气沿断裂向上运移。
第二方面，本发明实施例提供了一种断-砂配置侧向分流运移油气的判别装置，包括：
第一确定模块，用于确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力；
第二确定模块，用于确定油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
第三确定模块，用于根据所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和所述砂岩古排替压力，确定是否发生断-砂配置侧向分流运移油气。
本发明实施例提供一种断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法及装置，通过确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力；确定油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；根据所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和所述砂岩古排替压力，确定是否发生断-砂配置侧向分流运移油气，由于油气运移发生在油气成藏期，本发明实施例先回剥恢复油气成藏期的泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和其下两侧砂岩古排替压力，进行比较，而不是用现今的排替压力进行比较，从而可以获得准确的泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和其下两侧砂岩古排替压力，使得判定的断-砂配置侧向分流运移油气结果更加准确。
采用泥岩盖层内断裂填充物排替压力与其下砂岩排替压力相对大小比较，而不是砂岩处断裂填充物排替压力与其砂岩排替压力的相对大小比较，因为只有泥岩盖层内断裂填充物排替压力大于或等于其下砂岩排替压力时，油气才能发生向砂体的侧向分流运移，否则油气未必发生向砂体的侧向分流运移，使得本发明实施例可以准确判定油气的运移方向，正确认识含油气盆地下生上储式生储盖组合油气分布规律，降低油气勘探风险，指导油气勘探。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，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是本发明实施例提供的断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法的实现流程图；
图2是本发明实施例提供的断-砂配置侧向分流运移油气条件的示意图；
图3是本发明另一实施例提供的断-砂配置侧向分流运移油气条件的示意图；
图4是本发明实施例提供的物理模拟实验结果示意图；
图5是本发明实施例提供的确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力的流程图；
图6是本发明实施例提供的确定油气成藏期泥岩盖层下的砂岩古排替压力的流程图；
图7是本发明实施例提供的断-砂配置侧向分流运移油气的判别装置的结构示意图；
图8是本发明实施例提供的终端的示意图。
具体实施方式
以下描述中，为了说明而不是为了限定，提出了诸如特定系统结构、技术之类的具体细节，以便透彻理解本发明实施例。然而，本领域的技术人员应当清楚，在没有这些具体细节的其它实施例中也可以实现本发明。在其它情况中，省略对众所周知的系统、装置、电路以及方法的详细说明，以免不必要的细节妨碍本发明的描述。
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图通过具体实施例来进行说明。
图1为本发明实施例提供的一种断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法的实现流程图，详述如下：
步骤101，确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力。
参见图2和图3所示的断-砂配置侧向分流运移油气条件的示意图，一般泥岩盖层下为砂岩储层，图2和图3中，油气成藏期断裂活动时，会伴生裂缝开启，裂缝具有相对于两侧砂岩更好的孔渗性，因此油气更容易沿裂缝向上运移。
只有通过泥岩盖层时因断裂填充物中泥质含量高，才会使断裂裂缝的孔渗性降低，当出现断裂裂缝的孔渗性较两侧砂岩储层的孔隙性差时，造成油气沿断裂裂缝运移油气向两侧砂岩中侧向分流。若用排替压力大小来反映泥岩盖层内断裂填充物和砂岩的物性好坏，则有如果油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力大于等于其下砂岩古排替压力时，那么沿断裂运移油气是不能穿过泥岩盖层向上运移，只能向两侧砂岩中侧向分流运移，如图2所示。相反，如果油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力小于其下砂岩古排替压力，那么沿断裂运移油气穿过泥岩盖层向上运移，而不会发生向砂岩中的侧向分流运移，如图3所示。
因此若要判断油气成藏期断-砂配置侧向分流运移油气，就必须首先确定出油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和其下砂岩古排替压力。
在一实施例中，由于受到钻井资料和砂岩取心的影响，直接通过测试泥岩盖层内断裂填充物排替压力是不可能的，测试其古排替压力更是不可能，只能利用物理模拟实验结果来获取泥岩盖层内断裂填充物古排替压力。泥岩盖层内断裂填充物不同于断层岩，未压实成岩，其排替压力大小除了主要受到泥质含量的影响外，还要受到其所受上覆沉积载荷压力的影响，泥质含量越高，所受上覆沉积载荷压力越大，断裂填充物排替压力越大；反之泥质含量越低，所受上覆沉积载荷压力越小，断裂填充物排替压力则越小。
基于物理模拟实验结果，不同压力下不同泥质含量粉砂岩排替压力的测试数据如图4所示，以此模拟反映不同压力和不同泥质含量的断裂填充物的排替压力，经数学回归计算，可以得到断裂填充物排替压力与其泥质含量和所受上覆沉积载荷压力之间的经验关系式，如式1所示。
（1）
式中，表示油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力，/>表示地层水密度，/>表示断裂填充物埋深。
由式1可以看出，只要确定出泥岩盖层内断裂填充物的泥质含量和所受上覆沉积载荷压力，便可以计算得到泥岩盖层内断裂填充物排替压力。断裂填充物泥质含量可以根据断裂断距和被其错断岩层厚度、泥质含量，上覆沉积载荷压力可由断裂填充物埋深。
综上，如图5所示，在一实施例中，确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力，可以包括以下步骤。
步骤501，获取被断裂错断第i层岩层厚度、第i层岩层泥质含量、岩层层数和断裂断距。
通过测量得到被断裂错断第i层岩层厚度、第i层岩层泥质含量和断裂断距。
步骤502，根据被断裂错断的第i层岩层厚度、第i层岩层泥质含量、岩层层数和断裂断距，计算断裂填充物泥质含量。
可选的，根据计算断裂填充物泥质含量；
式中，表示断裂填充物泥质含量，为一个小数，/>表示被断裂错断第i层岩层厚度，单位为米，/>表示被断裂错断第i层岩层泥质含量，为一个小数，/>表示被断裂错断岩层层数，/>表示断裂断距，单位为米。
步骤503，获取断裂填充物埋深和地层水密度。
测量得到断裂填充物埋深和地层水密度。
步骤504，根据断裂填充物埋深和地层水密度，计算断裂填充物上覆沉积载荷压力。
在古埋深恢复的基础上，根据计算断裂填充物上覆沉积载荷压力；
式中，表示断裂填充物上覆沉积载荷压力，单位为MPa，/>表示地层水密度，单位为/>，/>表示断裂填充物埋深，单位为米。
步骤505，根据断裂填充物泥质含量和断裂填充物上覆沉积载荷压力，计算油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力。
在假设各地质时期其泥质含量近似不变的条件下，根据计算油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力；
式中，表示油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力，单位为MPa。
步骤102，确定油气成藏期泥岩盖层下的砂岩古排替压力。
砂岩不同于断裂填充物，其已压实成岩，可以通过直接取心测试得到其现今的排替压力。即在一实施例中，步骤102可以通过砂岩取心实验测量得到油气成藏期泥岩盖层下的砂岩古排替压力。
如果砂岩未直接取心，可以通过其压实成岩埋深和泥质含量，由研究区实测砂岩排替压力与其压实成岩埋深和泥质含量之间的关系式计算求得砂岩现今排替压力值。
在一实施例中，参见图6所示，确定油气成藏期泥岩盖层下的砂岩古排替压力，可以包括以下步骤。
步骤601，分别获取目的层自然伽马测井值、泥岩层自然伽马测井值和砂岩自然伽马测井值。
可以利用自然伽马测井资料得到目的层自然伽马测井值、泥岩层自然伽马测井值和砂岩自然伽马测井值。
步骤602，根据目的层自然伽马测井值、泥岩层自然伽马测井值和砂岩自然伽马测井值，计算自然伽马相对值。
可选的，根据计算自然伽马相对值；
式中，表示自然伽马相对值，/>表示目的层自然伽马测井值，/>表示砂岩自然伽马测井值，/>表示泥岩层自然伽马测井值。
步骤603，根据自然伽马相对值，计算砂岩泥质含量。
可选的，根据计算砂岩泥质含量；
式中，表示砂岩泥质含量，/>表示地层系数，例如新地层取值可以为3.7，老地层可以取值为2.0。
步骤604，获取砂岩压实成岩埋深。
测量获得砂岩压实成岩埋深。
步骤605，根据砂岩泥质含量和砂岩压实成岩埋深，计算油气成藏期泥岩盖层下的砂岩古排替压力。
在假设其泥质含量在各地质时期近似不变的条件下，根据计算油气成藏期泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
式中，表示油气成藏期泥岩盖层下的砂岩古排替压力，单位为MPa，/>表示砂岩压实成岩埋深，单位为米，/>、/>分别表示常数，与地区有关。
步骤103，根据泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和砂岩古排替压力，确定是否发生断-砂配置侧向分流运移油气。
根据上述步骤101和步骤102确定的泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和砂岩古排替压力，当泥岩盖层内断裂填充物古排替压力大于或等于砂岩古排替压力时，确定断-砂配置侧向分流运移油气，此时油气仅在泥岩盖层之下的砂岩储层中富集分布，不随裂缝向上运移，参见图2所示。
当泥岩盖层内断裂填充物古排替压力小于砂岩古排替压力时，油气沿断裂向上运移，参见图3所示。
本发明实施例通过先回剥恢复油气成藏期的泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和其下两侧砂岩古排替压力，进行比较，而不是用现今的排替压力进行比较，这是因为油气运移发生在油气成藏期，这样可以获得更加准确的岩盖层内断裂填充物古排替压力，使得判定的断-砂配置侧向分流运移油气结果更加准确。另外，采用泥岩盖层内断裂填充物排替压力与其下砂岩排替压力相对大小比较，而不是砂岩处断裂填充物排替压力与其砂岩排替压力的相对大小比较，因为只有泥岩盖层内断裂填充物排替压力大于或等于其下砂岩排替压力时，油气才能发生向砂体的侧向分流运移，否则油气未必发生向砂体的侧向分流运移，使得本发明实施例可以准确判定油气的运移方向，正确认识含油气盆地下生上储式生储盖组合油气分布规律，降低油气勘探风险，指导油气勘探。
应理解，上述实施例中各步骤的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本发明实施例的实施过程构成任何限定。
以下为本发明的装置实施例，对于其中未详尽描述的细节，可以参考上述对应的方法实施例。
图7示出了本发明实施例提供的断-砂配置侧向分流运移油气的判别装置的结构示意图，为了便于说明，仅示出了与本发明实施例相关的部分，详述如下：
如图7所示，断-砂配置侧向分流运移油气的判别装置7包括：第一确定模块71、第二确定模块72和第三确定模块73。
第一确定模块71，用于确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力；
第二确定模块72，用于确定油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
第三确定模块73，用于根据所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和所述砂岩古排替压力，确定是否发生断-砂配置侧向分流运移油气。
在一种可能的实现方式中，所述第一确定模块71确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力时，用于：
获取被断裂错断第i层岩层厚度、第i层岩层泥质含量、岩层层数和断裂断距；
根据被断裂错断的所述第i层岩层厚度、所述第i层岩层泥质含量、所述岩层层数和所述断裂断距，计算断裂填充物泥质含量；
获取断裂填充物埋深和地层水密度；
根据所述断裂填充物埋深和所述地层水密度，计算断裂填充物上覆沉积载荷压力；
根据所述断裂填充物泥质含量和所述断裂填充物上覆沉积载荷压力，计算油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力。
在一种可能的实现方式中，所述第一确定模块71根据被断裂错断的所述第i层岩层厚度、所述第i层岩层泥质含量、所述岩层层数和所述断裂断距，计算断裂填充物泥质含量时，用于：
根据计算断裂填充物泥质含量；
式中，表示断裂填充物泥质含量，/>表示被断裂错断第i层岩层厚度，/>表示被断裂错断第i层岩层泥质含量，/>表示被断裂错断岩层层数，/>表示断裂断距。
在一种可能的实现方式中，所述第一确定模块71根据所述断裂填充物埋深和所述地层水密度，计算断裂填充物上覆沉积载荷压力时，用于：
根据计算断裂填充物上覆沉积载荷压力；
式中，表示断裂填充物上覆沉积载荷压力，/>表示地层水密度，/>表示断裂填充物埋深。
在一种可能的实现方式中，所述第一确定模块71根据所述断裂填充物泥质含量和所述断裂填充物上覆沉积载荷压力，计算油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力时，用于：
根据计算油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力；
式中，表示油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力。
在一种可能的实现方式中，所述第二确定模块72确定油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力时，用于：
通过砂岩取心实验测量得到油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
或者，分别获取目的层自然伽马测井值、泥岩层自然伽马测井值和砂岩自然伽马测井值；
根据所述目的层自然伽马测井值、所述泥岩层自然伽马测井值和所述砂岩自然伽马测井值，计算自然伽马相对值；
根据所述自然伽马相对值，计算砂岩泥质含量；
获取砂岩压实成岩埋深；
根据所述砂岩泥质含量和所述砂岩压实成岩埋深，计算油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力。
在一种可能的实现方式中，所述第二确定模块72根据所述目的层自然伽马测井值、所述泥岩层自然伽马测井值和所述砂岩自然伽马测井值，计算自然伽马相对值时，用于：
根据计算自然伽马相对值；
式中，表示自然伽马相对值，/>表示目的层自然伽马测井值，/>表示砂岩自然伽马测井值，/>表示泥岩层自然伽马测井值；
在一种可能的实现方式中，所述第二确定模块72根据所述自然伽马相对值，计算砂岩泥质含量时，用于：
根据计算砂岩泥质含量；
式中，表示砂岩泥质含量，/>表示地层系数。
在一种可能的实现方式中，所述第二确定模块72根据所述砂岩泥质含量和所述砂岩压实成岩埋深，计算油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力时，用于：
根据计算油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
式中，表示油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力，/>表示砂岩压实成岩埋深，/>、/>分别表示常数。
在一种可能的实现方式中，所述第三确定模块73根据所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和所述砂岩古排替压力，确定是否发生断-砂配置侧向分流运移油气时，用于：
当所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力大于或等于所述砂岩古排替压力时，确定断-砂配置侧向分流运移油气；
当所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力小于所述砂岩古排替压力时，油气沿断裂向上运移。
上述断-砂配置侧向分流运移油气的判别装置，通过先回剥恢复油气成藏期的泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和其下两侧砂岩古排替压力，进行比较，而不是用现今的排替压力进行比较，这是因为油气运移发生在油气成藏期，这样可以获得更加准确的岩盖层内断裂填充物古排替压力，使得判定的断-砂配置侧向分流运移油气结果更加准确。另外，第三确定模块采用第一确定模块确定的泥岩盖层内断裂填充物排替压力与第二确定模块确定的其下砂岩排替压力相对大小比较，而不是砂岩处断裂填充物排替压力与其砂岩排替压力的相对大小比较，因为只有泥岩盖层内断裂填充物排替压力大于或等于其下砂岩排替压力时，油气才能发生向砂体的侧向分流运移，否则油气未必发生向砂体的侧向分流运移，使得本发明实施例可以准确判定油气的运移方向，正确认识含油气盆地下生上储式生储盖组合油气分布规律，降低油气勘探风险，指导油气勘探。
图8是本发明实施例提供的终端的示意图。如图8所示，该实施例的终端8包括：处理器80、存储器81以及存储在所述存储器81中并可在所述处理器80上运行的计算机程序82。所述处理器80执行所述计算机程序82时实现上述各个断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法实施例中的步骤，例如图1所示的步骤101至步骤103。或者，所述处理器80执行所述计算机程序82时实现上述各装置实施例中各模块/单元的功能，例如图7所示各模块/单元的功能。
示例性的，所述计算机程序82可以被分割成一个或多个模块/单元，所述一个或者多个模块/单元被存储在所述存储器81中，并由所述处理器80执行，以完成本发明。所述一个或多个模块/单元可以是能够完成特定功能的一系列计算机程序指令段，该指令段用于描述所述计算机程序82在所述终端8中的执行过程。例如，所述计算机程序82可以被分割成图7所示各模块/单元。
所述终端8可包括，但不仅限于，处理器80、存储器81。本领域技术人员可以理解，图8仅仅是终端8的示例，并不构成对终端8的限定，可以包括比图示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件，例如所述终端还可以包括输入输出设备、网络接入设备、总线等。
所称处理器80可以是中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器 (Digital Signal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现场可编程门阵列 (Field-Programmable Gate Array，FPGA) 或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。
所述存储器81可以是所述终端8的内部存储单元，例如终端8的硬盘或内存。所述存储器81也可以是所述终端8的外部存储设备，例如所述终端8上配备的插接式硬盘，智能存储卡（Smart Media Card，SMC），安全数字（Secure Digital，SD）卡，闪存卡（Flash Card）等。进一步地，所述存储器81还可以既包括所述终端8的内部存储单元也包括外部存储设备。所述存储器81用于存储所述计算机程序以及所述终端所需的其他程序和数据。所述存储器81还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，仅以上述各功能单元、模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能单元、模块完成，即将所述装置的内部结构划分成不同的功能单元或模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。实施例中的各功能单元、模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中，上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。另外，各功能单元、模块的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本申请的保护范围。上述系统中单元、模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述或记载的部分，可以参见其它实施例的相关描述。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、或者计算机软件和电子硬件的结合来实现。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
在本发明所提供的实施例中，应该理解到，所揭露的装置/终端和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置/终端实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块或单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通讯连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通讯连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的模块/单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明实现上述实施例方法中的全部或部分流程，也可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法实施例的步骤。其中，所述计算机程序包括计算机程序代码，所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读介质可以包括：能够携带所述计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、U盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、只读存储器（Read-OnlyMemory，ROM）、随机存取存储器（Random Access Memory，RAM）、电载波信号、电信信号以及软件分发介质等。
以上所述实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法，其特征在于，包括：
确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力；
确定油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
根据所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和所述砂岩古排替压力，确定是否发生断-砂配置侧向分流运移油气。
2.根据权利要求1所述的断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法，其特征在于，所述确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力，包括：
获取被断裂错断第i层岩层厚度、第i层岩层泥质含量、岩层层数和断裂断距；
根据被断裂错断的所述第i层岩层厚度、所述第i层岩层泥质含量、所述岩层层数和所述断裂断距，计算断裂填充物泥质含量；
获取断裂填充物埋深和地层水密度；
根据所述断裂填充物埋深和所述地层水密度，计算断裂填充物上覆沉积载荷压力；
根据所述断裂填充物泥质含量和所述断裂填充物上覆沉积载荷压力，计算油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力。
3.根据权利要求2所述的断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法，其特征在于，所述根据被断裂错断的所述第i层岩层厚度、所述第i层岩层泥质含量、所述岩层层数和所述断裂断距，计算断裂填充物泥质含量，包括：
根据计算断裂填充物泥质含量；
式中，表示断裂填充物泥质含量，/>表示被断裂错断第i层岩层厚度，/>表示被断裂错断第i层岩层泥质含量，/>表示被断裂错断岩层层数，/>表示断裂断距。
4.根据权利要求3所述的断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法，其特征在于，所述根据所述断裂填充物埋深和所述地层水密度，计算断裂填充物上覆沉积载荷压力，包括：
根据计算断裂填充物上覆沉积载荷压力；
式中，表示断裂填充物上覆沉积载荷压力，/>表示地层水密度，/>表示断裂填充物埋深。
5.根据权利要求4所述的断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法，其特征在于，所述根据所述断裂填充物泥质含量和所述断裂填充物上覆沉积载荷压力，计算油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力，包括：
根据计算油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力；
式中，表示油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力。
6.根据权利要求1所述的断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法，其特征在于，所述确定油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力，包括：
通过砂岩取心实验测量得到油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
或者，分别获取目的层自然伽马测井值、泥岩层自然伽马测井值和砂岩自然伽马测井值；
根据所述目的层自然伽马测井值、所述泥岩层自然伽马测井值和所述砂岩自然伽马测井值，计算自然伽马相对值；
根据所述自然伽马相对值，计算砂岩泥质含量；
获取砂岩压实成岩埋深；
根据所述砂岩泥质含量和所述砂岩压实成岩埋深，计算油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力。
7.根据权利要求6所述的断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法，其特征在于，所述根据所述目的层自然伽马测井值、所述泥岩层自然伽马测井值和所述砂岩自然伽马测井值，计算自然伽马相对值，包括：
根据计算自然伽马相对值；
式中，表示自然伽马相对值，/>表示目的层自然伽马测井值，/>表示砂岩自然伽马测井值，/>表示泥岩层自然伽马测井值；
所述根据所述自然伽马相对值，计算砂岩泥质含量，包括：
根据计算砂岩泥质含量；
式中，表示砂岩泥质含量，/>表示地层系数。
8.根据权利要求7所述的断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法，其特征在于，所述根据所述砂岩泥质含量和所述砂岩压实成岩埋深，计算油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力，包括：
根据计算油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
式中，表示油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力，/>表示砂岩压实成岩埋深，/>、/>分别表示常数。
9.根据权利要求1所述的断-砂配置侧向分流运移油气的判别方法，其特征在于，所述根据所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和所述砂岩古排替压力，确定是否发生断-砂配置侧向分流运移油气，包括：
当所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力大于或等于所述砂岩古排替压力时，确定断-砂配置侧向分流运移油气；
当所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力小于所述砂岩古排替压力时，油气沿断裂向上运移。
10.一种断-砂配置侧向分流运移油气的判别装置，其特征在于，包括：
第一确定模块，用于确定油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物古排替压力；
第二确定模块，用于确定油气成藏期所述泥岩盖层下的砂岩古排替压力；
第三确定模块，用于根据所述泥岩盖层内断裂填充物古排替压力和所述砂岩古排替压力，确定是否发生断-砂配置侧向分流运移油气。
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