一种应用生烃增压模型计算致密油充注距离的方法与流程

本发明涉及石油和天然气地质勘探技术领域，具体的说，本发明涉及一种应用生烃增压模型计算致密油充注距离的方法。

背景技术：

致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的非常规石油聚集。致密油从生油层排出之后经过充注过程进入储集层中，致密储层中缺乏可动水，油气运移的主要驱动力不是浮力，而是烃源岩中生烃过程压力增加(即生烃增压)形成的源储压差。

郭小文等(2011)研究了生油增压定量模型，讨论了生油增压受有机质丰度(toc)、类型(原始氢指数，hi)、石油残留系数(α)的影响因素。但在郭小文等(2011)的模型中，没有建立生烃增压与油气运移的对应关系，不能应用于运移和充注距离计算。目前还没有关于生烃增压与致密油充注距离方面的研究报道。张焕旭等(2018)介绍了国内外生烃增压研究现状，强调了生烃增压产生的前提条件，同时也提到了生烃增压可作为，生烃增压是推动油气在致密储层中运移的主要动力。但在张焕旭等(2018)的综述中，并未开展生烃增压与油气充注方面的论述。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种应用生烃增压模型计算致密油充注距离的方法，以确定致密油的充注范围，为致密油分布预测及甜点区选择提供可靠依据。

为达上述目的，本发明提供了一种应用生烃增压模型计算致密油充注距离的方法，其中，所述方法包括如下步骤：

(1)构建基于干酪根与生成油气密度比的生烃增压模型，生烃过程所产生的源储压差作为油气充注的主要驱动力；

(2)以步骤(1)构建的生烃增压模型为基础，建立充注距离与剩余源储压差之间的计算公式，并根据建立的充注距离计算公式计算得到所述致密油充注距离。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述方法包括如下步骤：

(1)在设定条件为没有发生油气排出和充注前提下构建生烃增压模型，建立生烃增压与孔隙水初始体积vw1、干酪根初始体积vk1、生烃转化率f、生成油气密度ρo之间的数学关系式；

(2)以步骤(1)构建的生烃增压模型为基础，在设定条件为发生油气充注的主要动力为生烃增压前提下，建立油气充注之后的剩余源储压差δp、烃源岩孔隙水初始体积vw1、干酪根初始体积vk1、生烃转化率f、生成油气密度ρo、储层孔隙度之间的关系式，从而计算得到所述致密油充注距离。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)中设定条件还包括生烃前后体积相等：vr1+vw1+vk1＝vr2+vw2+vk2+vo2；其中vr1，vw1，vk1分别为生烃过程发生前，烃源岩中岩石骨架体积、地层水体积和干酪根体积，单位均为cm³；vr2，vw2，vk2，vo2分别为生烃过程发生后，烃源岩中岩石骨架体积、地层水体积、剩余的干酪根体积以及新生成的油气体积，单位均为cm³。

根据本发明一些具体实施方案，其中，vk1＝ρr÷ρk×toc×hi÷100000；vt1＝1-vk1-vw1。其中，ρr和ρk分别为岩石密度和干酪根密度，单位g/cm³；toc为岩石总有机碳含量，单位％；hi为烃源岩原始氢指数，单位‰；为烃源岩的初始孔隙度，单位％。

根据本发明一些具体实施方案，其中，vr2＝vr1×(1-cr×δp)；vw2＝vw1×(1-cw×δp)；vk2＝(1-f)×vk1×(1-ck×δp)；vo2＝(ρk÷ρo)×f×vk1×(1-co×δp)；

其中cr、cw、ck和co分别为岩石、地层水、干酪根、石油的压缩系数，单位为10^-3mpa^-1；f为生烃转化率，取值范围为0-1；δp为油气充注之后的剩余源储压差(即生烃后与生烃前的压力差)。

根据本发明一些具体实施方案，其中，cr、cw、ck和co分别取值为0.2、0.44、1.4和2.2。

根据本发明一些具体实施方案，其中，δp＝p2-p1；

其中，p1为生烃过程发生前烃源岩中的流体压力，p2为生烃过程发生后烃源岩中的流体压力，单位mpa。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)构建的生烃增压模型由如下式(1)表示：

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)建立的充注距离计算公式由如下式(2)表示：

其中，l2为充注距离，单位是m；为储层孔隙体积，单位为％；l1为烃源岩的厚度，单位是m。

根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明具体包括如下步骤：

(1)在设定条件为没有发生油气充注前提下构建生烃增压模型，建立生烃增压与孔隙水初始体积vw1、干酪根初始体积vk1、生烃转化率f以及生成油气密度ρo之间的数学关系式；

(2)以步骤(1)重新构建的生烃增压模型为基础，建立充注距离与剩余源储压差δp、烃源岩孔隙水初始体积vw1、干酪根初始体积vk1、生烃转化率f、生成油气密度ρo、储层孔隙体积度之间的数学关系式，从而计算得到所述致密油充注距离。

在一个实施例中，生烃过程发生前，烃源岩中包括岩石骨架、地层水和干酪根三部分，三者体积分别为vt1，vw1，vk1，烃源岩中的流体压力为p1；干酪根生烃过程发生后，烃源岩中包括岩石骨架、地层水、剩余的干酪根以及新生成的油气四部分，体积分别为vr2，vw2，vk2，vo2，烃源岩中的流体压力为p2。生烃后与生烃前的压力差δp＝p2-p1。干酪根向油气的转化率为f，取值范围是0～1；干酪根的密度为ρk，取值1.4g/cm³；生成的油气密度为ρo，可通过实际样品测定；岩石、地层水、干酪根、石油的压缩系数分别为cr、cw、ck和co，单位是10^-3mpa^-1，分别取值为0.2、0.44、1.4和2.2。

在一个实施例中，首先假定没有发生油气充注，即生成的油气全部滞留在烃源岩中(如图1所示)。生烃前后体积相等，即vr1+vw1+vk1＝vr2+vw2+vk2+vo2。据此可通过以下公式构建生烃增压数学模型：

此压差即为烃源岩和邻近储集层之间的压力差，简称源储压差。

在一个实施例中，生成的油气并没有完全滞留在烃源岩中，而是一部分充注进入了储集层中，充注距离为l2(如图2所示)。由于油气的充注进入储集层中，烃源岩和接受油气充注的储集层段连通，即油气保存的空间增大。据此，可建立充注距离的计算公式：

其中，l2为充注距离，单位是m；为储层孔隙度，单位为％；l1为烃源岩的厚度，单位是m。

在一个实施例中，随着烃源岩埋藏深度的增加，干酪根转化率(f)增加，生成的油气密度(ρo)降低，相应的充注距离增加。

综上所述，本发明提供了一种应用生烃增压模型计算充注距离的方法。本发明的方法具有如下优点：

一是本发明提供了一种致密油开采甜点的预测方法，通过致密油充注距离的计算，为有利勘探目标区优选提供了科学依据。同时，本发明还可进行烃源岩和邻近储集层地层压力预测，为致密油开发提供有效参数。

二是本发明相对简便，参数易于获取，只需要获得烃源岩岩石总有机碳含量(toc)、烃源岩原始氢指数(hi)、生成的油气密度(ρo)、烃源岩生烃转化率(f)、烃源岩中的地层压力(p2)、烃源岩孔隙度储层孔隙度等，这些都是在地质研究中易于获取的参数。

三是本发明可以计算任意转化率条件下的致密油的充注距离。烃源岩在地质条件下的生烃转化是一个动态过程，只要调整烃源岩转化率(f)、生成油气密度(ρo)两项参数，就可以及时不同成熟度烃源岩的充注距离。

附图说明

图1为没有油气充注的生烃增压模型；

图2为油气充注距离示意图。

具体实施方式

以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。

实施例1

生烃过程发生前，烃源岩中包括岩石骨架、地层水和干酪根三部分，三者体积分别为vr1，vw1，vk1，烃源岩中的流体压力为p1；干酪根生烃过程发生后，烃源岩中包括岩石骨架、地层水、剩余的干酪根以及新生成的油气四部分，体积分别为vr2，vw2，vk2，vo2，烃源岩中的流体压力为p2。生烃后与生烃前的压力差δp＝p2-p1，此压差亦即油气充注之后的剩余源储压差。干酪根向油气的转化率为f，取值范围是0～1；烃源岩的密度为ρr，取值2.5g/cm³；干酪根的密度为ρk，取值1.4g/cm³；生成的烃类密度为ρo，可通过实际样品测定；岩石、地层水、干酪根、石油的压缩系数分别为cr、cw、ck和co，单位是10^-3mpa^-1，可分别取值为0.2、0.44、1.4和2.2。

其中，vk1＝ρr÷ρk×toc×hi÷100000，toc为总有机碳含量(单位：％)，hi为烃源岩原始氢指数(单位：‰)，这两项参数通过烃源岩岩石热解和碳硫分析仪测试获取，分析方法见标准(gb/t18602-2012和gbt19145-2003)；为烃源岩的初始孔隙度(单位：％)；vr1＝1-vk1-vw1。

vr2＝vr1×(1-cr×δp)，vw2＝vw1×(1-cw×δp)，vk2＝(1-f)×vk1×(1-ck×δp)，vo2＝d×f×vk1×(1-co×δp)。

第一步，假定烃源岩是一个封闭体系，即没有油气排出，生成的油气全部滞留在烃源岩中(如图1所示)。生烃前后体积相等，即vr1+vw1+vk1＝vr2+vw2+vk2+vo2。据此可通过以下公式构建生烃增压模型：

在该模型中，烃源岩总有机碳含量(toc)、原始氢指数(hi)、烃源岩初始孔隙度干酪根生烃转化率(f)、生成的油气密度(ρo)是输入参数；干酪根密度、岩石、地层水、干酪根、石油的压缩系数是常数；生烃增压量δp是输出结果。

通过敏感性分析表明，生烃增压与干酪根初始体积(vk1，用toc、hi来表示，vk1＝ρr÷ρk×toc×hi÷100000)正相关，干酪根初始体积越大，生烃增压越高；生烃增压与干酪根转化率(f)正相关，干酪根转化率越高，生烃增压越高；生烃增压与生成油气密度(ρo)负相关，油气密度越小，生烃增压越高。生烃增压与烃源岩孔隙水初始体积(vw1)负相关，水体积越多，生烃增压也高。

此时，由于没有烃类充注，源储压差达到最大值。

第二步，生成的油气并没有完全滞留在烃源岩中，而是一部分充注进入了储集层中，充注距离为l2。由于油气的充注进入储集层中，烃源岩和接受油气充注的储集层段连通，即油气保存的空间增大。据此，可建立充注距离的计算公式：

其中，l2为充注距离，单位是m；为储层孔隙度，单位为％；l1为烃源岩的厚度，单位是m。

在该模型中，烃源岩总有机碳含量(toc)、原始氢指数(hi)、烃源岩初始孔隙度干酪根生烃转化率(f)、生成的油气密度(ρo)、储层孔隙度剩余源储压差(δp)、烃源岩厚度(l1)是输入参数；干酪根密度、岩石、地层水、干酪根、石油的压缩系数是常数；油气充注距离l2是输出结果。

通过敏感性分析表明，充注距离与干酪根初始体积(vk1)正相关，干酪根初始体积越大，充注距离越大；与干酪根转化率(f)正相关，干酪根转化率越高，充注距离越大；与烃源岩厚度(l1)正相关，厚度越大，充注距离越大；与生成油气密度(ρo)负相关，油气密度越小，充注距离越大；与剩余源储压差(δp)负相关，剩余源储压差越小，充注距离越大；与储层孔隙度负相关，储层孔隙度越小，充注距离越大。

第三步，建立烃源岩热演化过程中的生烃增压与充注距离之间的关系。生烃增压与充注距离符合第二步建立的数学模型。输入参数中，烃源岩总有机碳含量(toc)、原始氢指数(hi)、烃源岩初始孔隙度储层孔隙度为静态参数；而干酪根生烃转化率(f)、生成的油气密度(ρo)为动态参数，与有机质成熟度(ro)和生成的烃类成分有关。

随着烃源岩埋藏深度的增加，烃源岩成熟度(ro)增加，生成的油气成分变轻，生成的油气密度(ρo)降低，充注距离(l2)也会逐渐增加。具体计算过程中，需根据实测ro值，确定烃源岩转化率、生成油气密度(ρo)等参数的变化情况，同时结合实际地质情况选择相应的源储压差(δp)，即可计算油气的充注距离(l2)。