本发明涉及涉及油气田勘探领域，特别涉及油气成藏动力学的精细研究的一种方法。
背景技术：
①油气成藏动力学的涵义
油气成藏动力学研究可以理解为在沉积盆地范围内，通过对温度场、压力场和化学场等各种物理、化学场的综合研究，在流体输导网络的格架下，再现油气生成、运移和局级的全过程的多学课综合研究体系。成藏动力学研究要求对油气生成、运移和聚集的全过程进行系统的描述、追踪和研究，这一研究能帮助理解油气田的形成，并用于油气预测与勘探评价。
②油气充注研究现状
一般而言，油气动力学的研究主要分成三大阶段：烃源岩生烃的过程（生成）、烃源岩排烃进入储层的过程（运移）、在储层中封挡汇聚及散逸的过程（聚集），其中运移过程是最为受到石油学者们关注与研究的，该过程也就是油气从烃源岩中充注到储层中的阶段。为了研究油气的充注过程，国内外学者们提出了油气二次运移和聚集机理，对油气二次运移的相态、动力、阻力、运移通道、方向、距离、运移时间和运聚效率等方面进行了大量研究，并经历了从定性到定量的研究转变，其中在微观方面主要从毛管力、浮力、储层的排驱压力、油水二相性等方面进行量化分析，而在宏观方面则引入流体势、流体压力封存箱等概念对油气从源到储的动力学过程进行量化表征，其中宏观方面的研究对油气藏的预测有着重要的指导意义。
③量化研究油气充注的重要性
油气从烃源岩中排出进入储层的过程就是油气充注，而这一过程就决定着油气在哪里成藏，因此对油气充注过程的量化分析能够精确地认清研究范围内油气进入储层的能力，从而有助于精准预测油气的优势运移方向和油气的成藏区块。
现有技术中存在的问题和缺点在于：目前对油气充注的量化研究主要是应用流体势的方法开展的，该方法通过对储层中的流体包裹体进行分析，计算出成岩流体生成时的温压条件，从而勾画出包括烃类流体在内的各类成岩流体在区域上的势能，进而来获得流体的流动方向。该方法主要是对流体自身进行势能方面的分析，从其重力势能和弹性位能的角度来量化研究流体在地下的运动能力。但是该方法对于流体进入储层的过程没有涉及描述，而储层本身的势能情况、储层的排驱压力对于油气能否进入储层又是至关重要的。因此用流体势的方法能够对流体本身进行运动学方面的分析，但是对于油气充注进入储层成藏的过程描述还不充分，难以说明在烃类流体优势运移通道上各处储层是否都能成藏，也无法解释不处在烃类流体优势运移通道上的储层能否成藏。
结合技术应用领域来看，存在这些问题和缺陷的原因主要是储层本身存在差异，在分析油气成藏动力的过程中不能忽略储层性能对油气充注的影响。
由于岩性、埋深、成岩过程的差异，地下各区带、层系的储层性能是不同的，甚至同一区带、层系的储层也存在着非均质性，油气进入储层的能力一方面与烃类流体自身的势能有关，另一方面也与储层对流体的阻力有关，而这种阻力就与储层自身的性能密切相关，其中储层的埋深决定着储层内流体的势能，而储层的物性（孔隙度、渗透率）则决定着储层对外来流体的接纳能力（往往用排驱压力表示）。因此不同的储层性能对于油气的充注有着重要的影响，而流体势等方法主要关注的是流体本身的运动能力，却忽略了储层的影响。
技术实现要素：
本发明的目的是提供一种油气储层充注势能的确定方法，使其能够更全面描述油气充注进入储层的能力，为油气藏预测奠定基础。
本发明的目的是这样实现的：一种油气储层充注势能的确定方法，包括建立储层势能求取模型、建立流体势求取模型、建立源储压差求取模型；然后根据上述模型建立储层充注势能指数求取模型，最后利用求得的储层充注势能指数判断油藏可能性。
作为本发明的进一步改进在于，按如下公式建立储层势能求取模型：
pcb=1-h/hmax（1）
式中，pcb为储层势能比；h为储层埋深（m）；hmax为目的层最大埋深（m）；
作为本发明的进一步改进在于，按如下公式建立流体势求取模型：
式中，φ为流体势(m2/s2)；g为重力加速度(m/s2)；z为该点相对于某一基准面的高程(m)，p为该点流体压力(pa)，ρ为该点流体密度(kg/m3)；v为该点流速(m/s)；
取v=0，且水、油看作不可压缩流体，其密度ρ不随压力变化，式（2）简化为：
作为本发明的进一步改进在于，按如下公式建立源储压差求取模型：
py=ph-pr（4）
式中，py为源储压差(mpa)；ph为烃源岩压力(mpa)；pr为储层压力(mpa)；
其中储层压力（pr）为成藏时储层的静水压力，而烃源岩压力（ph）利用声波时差数据求取：
ph=ρh•hh+(ρh–ρw)/c•ln(t-t0)-ρw•hh（5）
式中，ph为烃源岩压力(mpa)；ρh为烃源岩平均密度(g/cm3)；ρw为地层水密度(g/cm3)；c为泥岩正常压实趋势线斜率；t为泥岩声波时差值（us/m）；t0为外推的地表处泥岩声波时差值（us/m）；hh为烃源岩埋深（m）；
作为本发明的进一步改进在于，按如下公式建立储层充注势能指数求取模型：
px=φo/φomax+pcb–pc/pymax（6）
式中，φo为烃类流体势(m2/s2)；φomax为最大烃类流体势(m2/s2)；pcb为储层势能比；pc为成藏期时的排驱压力（mpa）；pymax为最大源储压差（mpa）；
作为本发明的进一步改进在于，利用求得的储层充注势能指数判断油藏可能性时按如下方法进行：其中储层充注势能指数大于1的能够形成较好的油气充注，数值越大表明油气的充注能力越强，形成油藏的可能性越高，而指数小于1的则表明油气充注能力不足，成藏的可能性小。
本发明在计算油气充注能力时，充分考虑了储层自身的性能，引入了储层势能、储层的排驱压力和源储压差的概念与求取模型，从而使建立的储层充注势能指数模型，该模型能够更全面描述油气充注进入储层的能力。
具体实施方式
以国内苏北盆地高邮凹陷阜宁组为例，对本发明作进一步的说明。国内苏北盆地高邮凹陷阜宁组自身存在两套优质烃源岩（阜二段与阜四段），具有较好的供烃条件，但该地区储层的埋深差距较大，并且阜宁组的储层往往较为致密，储层对油气的接纳能力难以把握，在平面上预测油藏分布的难度较大。
选取研究区7口井的8个层段数据进行储层充注势能指数的计算。
第一步：建立储层势能求取模型：
pcb=1-h/hmax（1）
式中：
pcb为储层势能比；
h为储层埋深（m）；
hmax为目的层最大埋深（m）。
经过统计，该组储层的埋深范围为2000~4800m。因此hmax为4800m。通过计算，可以求取各层段的储层势能。
第二步：建立流体势求取模型：
式中：
φ为流体势(m2/s2)；
g为重力加速度(m/s2)；
z为该点相对于某一基准面的高程(m)；
p为该点流体压力(pa)；
ρ为该点流体密度(kg/m3)；
v为该点流速(m/s)。
地下流体的流速(v)通常是极缓慢的，当v≈0，且水、油通常可以看作不可压缩流体，其密度ρ不随压力变化，ρ可以从积分号下提出，这时的公式为：
经过计算，该组储层中烃类流体势的范围为25000~34500m2/s2，流体势的求取，可以明确在各数据点位置来自烃源岩的烃类流体对储层的充注动力。
第三步：建立源储压差求取模型：
py=ph-pr（4）
式中：
py为源储压差(mpa)；
ph为烃源岩压力(mpa)；
pr为储层压力(mpa)。
其中储层压力（pr）为成藏时储层的静水压力，而烃源岩压力（ph）可利用声波时差数据求取：
ph=ρh•hh+(ρh–ρw)/c•ln(t-t0)-ρw•hh（5）
式中：
ph为烃源岩压力(mpa)；
ρh为烃源岩平均密度(g/cm3)；
ρw为地层水密度(g/cm3)；
c为泥岩正常压实趋势线斜率；
t为泥岩声波时差值（us/m）；
t0为外推的地表处泥岩声波时差值（us/m）；
hh为烃源岩埋深（m）。
经过计算，该组源储压差范围为11.2~13mpa。因此，在后面进行充注势能指数计算时取最大源储压差值为13mpa。
第四步：建立储层充注势能指数求取模型：
px=φo/φomax+pcb–pc/pymax（6）
式中：
φo为烃类流体势(m2/s2)；
φomax为最大烃类流体势(m2/s2)；
pcb为储层势能比；
pc为成藏期时的排驱压力（mpa）；
pymax为最大源储压差（mpa）。
其中，对于成藏期时的排驱压力要按照成藏过程的不同进行校正：先致密后成藏型的油藏可用现今实验所得的排驱压力；而先成藏后致密型的油藏则需恢复成藏期时的排驱压力，这里取中外坡非致密区的油藏中的排驱压力数据，然后按照深度进行校正，根据研究认为高邮凹陷阜宁组晚期压实作用增压系数为0.06，还要要去除异常高压对孔喉的保护作用，因此先成藏后致密型油藏成藏期时的排驱压力可以表示为：
pc=(1-0.06)*hi*pc0/h0（7）
式中：
pc0为中外坡非致密区的油藏中的排驱压力数据(这里采用s19块的数据0.17mpa)；
hi为目标油藏的埋深（m）；
h0为参考油藏的埋深（s19块油藏埋深2350m）。
通过校正计算，可以获得各目标点的充注势能指数值，用来判断各点油气的充注能力。
计算结果如表1所示。
表1苏北盆地盆地高邮凹陷阜宁组储层充注势能指数计算表
第五步：通过储层充注势能指数判断油气成藏情况：
储层充注势能指数大于1的能够形成较好的油气充注，数值越大表明油气的充注能力越强，形成油藏的可能性越高，而指数小于1的则表明油气充注能力不足，成藏的可能性小。
经验证，发现储层充注势能指数1.28的f4、储层充注势能指数1.35的x2井的相应深度圈闭均已成藏，含油饱和度超过60%，并通过开发测试表明为油层，获得较高的单井产量（超过20m3/d）。h6、h1及f1井的3500m处也有油藏，含油饱和度超过50%，为油层，但是单井产能相对较低（少于10m3/d）。h3及f1井的3850m处圈闭含油饱和度较低，开发测试分别为含油水层与干层。而x1井4200m处圈闭也为干层，没有成藏。表明这一方法的吻合度很高。
由此可以利用已有钻井资料进行各点的数据计算，获得储层充注势能指数，然后将各点结合构造单元划分进行平面成图，开展平面上的油气充注能力评价，为油气藏预测奠定基础。
另外，储层充注势能指数还能反应致密储层的成藏过程，例如在上述实例中，先致密后成藏型油藏的储层充注势能指数明显大于先成藏后致密型的油藏，这一方面是其埋深较浅导致储层势能较高，另一方面也是因为其紧邻生油深凹，烃类流体势较强。因此，其较强的充注动力也导致先致密后成藏型油藏储层的高压进汞饱和度极高。但是在另一面也应认识到正是由于其是先发生了致密化，所以后期的溶蚀并不充分，其仅仅2000-2200m的埋深，但是储层物性却远远小于北斜坡上相应深度的储层物性。而单看储层充注势能指数与恒压进汞饱和度有着较好的正相关关系，表明高储层充注势能指数条件下，伴随烃类而来的酸性流体能够对储层有着更好的溶蚀改造能力，形成的有效孔隙更多，因此高储层充注势能指数的油藏往往可以通过压裂等改造工艺获得较为稳定的产能。对比斜坡带的阜三段与阜一段油藏的充注势能，可以发现阜一段的充注势能要高于阜三段，但是其孔喉结构要差于阜三段，表明其晚期的致密化作用更强烈。另外位于异常高压分布区的h3块的孔喉优于异常高压范围外的f1块，也表明了异常高压对致密储层的保护作用。因此储层充注势能指数也可以一种作为对致密砂岩储层的研究手段，以及成为一种油藏后期开发方式的分析方法。
本实例的各项参数由储层实验与测井数据获得。
本发明并不局限于上述实施例，在本发明公开的技术方案的基础上，本领域的技术人员根据所公开的技术内容，不需要创造性的劳动就可以对其中的一些技术特征作出一些替换和变形，这些替换和变形均在本发明的保护范围内。