油势场模拟方法及装置与流程

本发明涉及石油勘探技术领域，尤其是涉及一种油势场模拟方法及装置。

背景技术：

裂陷盆地是中国东部地区重要的含油气盆地类型之一，具有断裂形态组合多样、砂体横向变化快、油源复杂等特点，油气藏预测难度大。现阶段，针对裂陷盆地断块油气藏预测，主要集中在断裂控制油气疏导、断裂封闭性、疏导体系及油气成藏期等因素的叠加关系，来确定有利油气藏分布区，通过单因素叠加方法，能够在一定程度上反映区域客观规律，对盆地内前期评价具有较好应用效果。而东部老油田经过50余年勘探开发，油气勘探进入高成熟阶段，区域地质背景已基本清晰，油气勘探进入精细勘探阶段，常规是或者否的评价方式已不能满足实际勘探需要；针对油源断层的封闭和输导问题，已经不能简单的用是或者否来定性评价。

由于同一断层内部孔渗、微构造起伏、油源供给强度的差异性，而导致断层面内部油势差异性，同一条断层其油势是不均一的。油势场决定油气流动方向、富集和成藏过程，通过油势场模拟可以准确得知断砂组合体内高油势区分布位置，进而判断油藏位置，能够有效提高断块油气藏预测精度。目前，现阶段尚没有针对裂陷盆地断砂组合体油势场模拟的方法。

技术实现要素：

有鉴于此，本发明的目的在于提供一种油势场模拟方法及装置，可以模拟裂陷盆地中断砂组合体的油势场。

第一方面，本发明实施例提供了一种油势场模拟方法，包括：获取目标地质体中断层的分布数据、岩性的分布数据和烃源岩的分布数据，该目标地质体中各岩性的孔隙度、岩石密度、有机质丰度、含油饱和度和排驱压力，该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量，以及该目标地质体中原油的密度；根据该断层的分布数据和该烃源岩的分布数据，确定该断层与该烃源岩的接触线；根据该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量、各岩性的该岩石密度和该有机质丰度，计算该接触线上各点的油势；根据该接触线上各点的油势，计算该烃源岩的可生油量；根据原油的密度、岩性的分布数据、各岩性的排驱压力、以及断层的分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体；根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及有效储集体的体积，计算该目标地质体的可储油量；判断可储油量是否大于可生油量；如果是，按预设油气运移规则，确定该有效储集体的实际含油量；根据该有效储集体的实际含油量，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的油势；根据该接触线上各点的油势和该有效储集体的油势，模拟该目标地质体的油势场。

在本发明较佳的实施例中，在上述判断可储油量是否大于可生油量的步骤之后，该方法还包括：如果该可储油量小于该可生油量，根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及该有效储集体的体积计算该有效储集体的理论含油量；根据该有效储集体的理论含油量，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的油势。

在本发明较佳的实施例中，上述根据原油的密度、岩性分布数据、各岩性的排驱压力、以及断层分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体的步骤，包括：按预设网格精度网格化该目标地质体，得到多个网格单元体；根据原油的密度和网格单元体的埋深，计算该网格单元体的油气浮力；根据岩性分布数据和各岩性的排驱压力，计算该网格单元体的排驱压力；根据该网格单元体的油气浮力、该网格单元体的排驱压力，以及断层分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体。

在本发明较佳的实施例中，上述根据网格单元体的油气浮力、网格单元体的排驱压力，以及断层的分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体的步骤，包括：判断该网格单元体的油气浮力是否大于该网格单元体的排驱压力；如果是，确定该网格单元体为可储油单元体；根据该可储油单元体确定该目标地质体中的储集体；根据该断层的分布数据，判断该储集体是否与断层相交；如果是，确定该储集体为有效储集体。

在本发明较佳的实施例中，上述根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及有效储集体的体积，计算该目标地质体的可储油量的步骤，包括：根据该有效储集体中该网格单元体的个数和该网格精度计算该有效储集体的体积；根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的理论含油量；根据该有效储集体的理论含油量，计算该目标地质体的可储油量。

在本发明较佳的实施例中，上述根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及有效储集体的体积，计算该有效储集体的理论含油量的计算公式为：式中，do表示该有效储集体的理论含油量；n为该有效储集体中网格单元体的个数；i为网格化精度；φ为该有效储集体中岩性的孔隙度；so为该有效储集体中岩性的含油饱和度；ρo为该原油的密度。

在本发明较佳的实施例中，上述预设油气运移规则包括由深到浅，由成藏上倾储集体到成藏下倾储集体的油气运移顺序，该按预设油气运移规则，确定该有效储集体的实际含油量的步骤，包括：根据该有效储集体中岩性的分布数据，确定该有效储集体的倾向类型；该倾向类型包括上倾型、平直型和下倾型；根据该有效储集体的倾向类型，按照由深到浅，由成藏上倾储集体到成藏下倾储集体的油气运移顺序，向该有效储集体虚拟储油，并计算虚拟储油的累积储油量，直至该累积储油量达到该可生油量；将该有效储集体中的虚拟储油量确定为该有效储集体的实际含油量。

在本发明较佳的实施例中，上述根据该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量、各岩性的岩石密度和有机质丰度，计算该接触线上各点的油势的计算公式为：

式中，op1表示该接触线上点(x1,z1)处的油势；(x2,z2)为该烃源岩的顶界面沿x方向的埋深变化拐点的坐标；ρ(x,z)表示该接触线上点(x,z)对应岩性的岩石密度；ctoc表示该接触线上点(x,z)对应岩性的有机质丰度；q(x,z)表示该接触线上点(x,z)对应烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量。

在本发明较佳的实施例中，上述根据该接触线上各点的油势，计算该烃源岩的可生油量的计算公式为：top＝∫op(x,y,z)ds，式中，op(x,y,z)表示该接触线上点(x,y,z)所对应的油势，∫ds表示三维空间内该接触线上的曲线积分。

第二方面，本发明实施例还提供了一种油势场模拟装置，包括：参数获取模块，用于获取目标地质体中断层的分布数据、岩性的分布数据和烃源岩的分布数据，该目标地质体中各岩性的孔隙度、岩石密度、有机质丰度、含油饱和度和排驱压力，该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量，以及该目标地质体中原油的密度；接触线确定模块，用于根据该断层的分布数据和该烃源岩的分布数据，确定该断层与该烃源岩的接触线；接触线油势计算模块，用于根据该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量、各岩性的岩石密度和有机质丰度，计算该接触线上各点的油势；可生油量计算模块，用于根据该接触线上各点的油势，计算该烃源岩的可生油量；有效储集体确定模块，用于根据原油的密度、岩性的分布数据、各岩性的排驱压力、以及断层的分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体；可储油量计算模块，用于根据该有效储集体中各岩性的该含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及有效储集体的体积，计算该目标地质体的可储油量；判断模块，用于判断可储油量是否大于可生油量；有效储集体实际含油量计算模块，用于如果该储油量大于可生油量，按预设油气运移规则，确定该有效储集体的实际含油量；有效储集体油势计算模块，用于根据该有效储集体的实际含油量，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的油势；油势场模拟模块，用于根据该接触线上各点的油势和该有效储集体的油势，模拟该目标地质体的油势场。

本发明实施例带来了以下有益效果：

本发明实施例提供的一种油势场模拟方法及装置，获取目标地质体中断层的分布数据、岩性的分布数据和烃源岩的分布数据，该目标地质体中各岩性的孔隙度、岩石密度、有机质丰度、含油饱和度和排驱压力，该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量，以及该目标地质体中原油的密度；根据该断层的分布数据和该烃源岩的分布数据，确定该断层与该烃源岩的接触线；根据该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量、各岩性的该岩石密度和该有机质丰度，计算该接触线上各点的油势；根据该接触线上各点的油势，计算该烃源岩的可生油量；根据原油的密度、岩性的分布数据、各岩性的排驱压力、以及断层的分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体；根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及有效储集体的体积，计算该目标地质体的可储油量；判断可储油量是否大于可生油量；如果是，按预设油气运移规则，确定该有效储集体的实际含油量；根据该有效储集体的实际含油量，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的油势；根据该接触线上各点的油势和该有效储集体的油势，模拟该目标地质体的油势场。该方式中，将油气浮力作为油气运移的主要动力，油气能否充注到储层内部，主要看油气浮力与储层排驱压力之间的关系，只有当油气浮力大于储层排驱压力时，储层才有可能充填油气，该方式可以模拟多种地质体中的油势场，包括裂陷盆地中断砂组合体的油势场。

本公开的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，或者，部分特征和优点可以从说明书推知或毫无疑义地确定，或者通过实施本公开的上述技术即可得知。

为使本公开的上述目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附附图，作详细说明如下。

附图说明

为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式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，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，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为本发明实施例提供的一种油势场模拟方法的流程示意图；

图2为本发明实施例提供的一种烃源岩与断层的接触线示意图；

图3为本发明实施例提供的一种地质体三维网格化的示意图；

图4为本发明实施例提供的一种断层面与烃源岩接触关系的示意图；

图5为本发明实施例提供的一种油气运移方向的示意图；

图6为本发明实施例提供的一种生油岩、断层和砂体分布关系的示意图；

图7为本发明实施例提供的一种不整合面上下岩性接触关系的示意图；

图8为本发明实施例提供的一种不同岩性压汞曲线的示意图；

图9为本发明实施例提供的一种地震数据二维反演断层与砂体组合关系剖面的示意图；

图10为本发明实施例提供的一种油势场模拟装置的结构示意图。

图标：11-参数获取模块；12-接触线确定模块；13-接触线油势计算模块；14-可生油量计算模块；15-有效储集体确定模块；16-可储油量计算模块；17-判断模块；18-有效储集体实际含油量计算模块；19-有效储集体油势计算模块；20-油势场模拟模块。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

考虑到现阶段并没有针对裂陷盆地断砂组合体油势场模拟的方法，如何模拟裂陷盆地复杂断裂组体内油势场，尚是现阶段油气勘探所面临的难题，本发明实施例提供的一种油势场模拟方法及装置，该技术可以应用于需要对地质体中的油势场进行模拟的各种应用场景中。为便于对本实施例进行理解，首先对本发明实施例所公开的一种油势场模拟方法进行详细介绍。

参见图1，所示为本发明实施例提供的一种油势场模拟方法的流程示意图，由图1可见，该方法包括以下步骤：

步骤s102：获取目标地质体中断层的分布数据、岩性的分布数据和烃源岩的分布数据，该目标地质体中各岩性的孔隙度、岩石密度、有机质丰度、含油饱和度和排驱压力，该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量，以及该目标地质体中原油的密度。

这里，目标地质体可以是各种已探明有储油的地质体，包括且不限于裂陷盆地复杂断裂组体。并且，上述分布数据可以是空间坐标，也即，需要获取该目标地质体中断层的空间坐标，各类岩性的空间坐标，以及烃源岩的空间坐标。在本实施例中，烃源岩提供了油气的来源，而断层提供了油气运移的通道。

此外，还可以通过实验测量的方式，例如通过获取地质体中的钻孔资料，或者获取岩心，通过对岩性进行测试，以获得该地质体中各种岩性的孔隙度、岩石密度、有机质丰度、含油饱和度和排驱压力，以及烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量，和该地质体中原油的密度。

步骤s104：根据该断层的分布数据和该烃源岩的分布数据，确定该断层与该烃源岩的接触线。

在实际操作中，该地质体中可能会有多条断层，因而，通过断层的分布数据与烃源岩的分布数据，可以确定出多条接触线。在一些可能的实施方式中，断层可能穿过烃源岩，也可能位于烃源岩和非烃源岩之间。

步骤s106：根据该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量、各岩性的该岩石密度和该有机质丰度，计算该接触线上各点的油势。

在至少一种可能的实施方式中，可以通过下述公式(1)计算得到断层与烃源岩接触线上各点的油势：

式中，op1表示该接触线上点(x1,z1)处的油势，单位为kg/m；(x2,z2)为该烃源岩的顶界面沿x方向的埋深变化拐点的坐标；ρ(x,z)表示该接触线上点(x,z)对应岩性的岩石密度，单位为t/m³；ctoc表示该接触线上点(x,z)对应岩性的有机质丰度，单位为％；q(x,z)表示该接触线上点(x,z)对应烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量，单位为kg/t。

这样，计算出接触线上各点的油势，即得到整条接触线的油势分布。

步骤s108：根据该接触线上各点的油势，计算该烃源岩的可生油量。

这里，烃源岩包括油源岩、气源岩和油气源岩，通常也叫作生油岩，它是一种能够产生或已经产生可移动烃类的岩石。在其中一种实施方式中，可以通过下述公式(2)计算烃源岩的可生油量：

top＝∫op(x,y,z)ds(2)

式中，op(x,y,z)表示该接触线上点(x,y,z)所对应的油势，单位为kg/m；∫ds表示三维空间内该接触线上的曲线积分。

步骤s110：根据原油的密度、岩性的分布数据、各岩性的排驱压力、以及断层的分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体。

为了更便于确定目标地质体中的有效储集体，这里，可以将该地质体网格化后再进行处理。在其中一种可能的实施方式中，可以按下述步骤21-24确定该目标地质体中的有效储集体：

(21)按预设网格精度网格化该目标地质体，得到多个网格单元体。

其中，网格精度可以根据断层的规模和地质体所在研究区的资料相对丰度来确定。一般情况下，一、二级断层网格化精度在10～100米之间效果最佳，三、四级断层网格化精度在1～10米为佳。假设网格化精度为i，网格化后每一个单元均为边长为i的立方体，这里，用立方体的中心点坐标来代指该立方体。

(22)根据原油的密度和网格单元体的埋深，计算该网格单元体的油气浮力。

浮力是常规油气藏和岩性油气藏运移的主要动力。这里，可以按下述公式(3)计算网格单元体的油气浮力：

f＝(ρw-ρo)gz(3)

式中，f为网格单元体的油气浮力，单位n；ρw为水的密度，单位kg/m³；ρo为油的密度，单位kg/m³；z为网格单元体的中心点埋深，单位m。

(23)根据岩性分布数据和各岩性的排驱压力，计算该网格单元体的排驱压力。

这里，排驱压力和储集物性可以利用岩心实测得出。其中，储集物性包括孔隙度、岩石密度、有机质丰度、含油饱和度，以及烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量等。

在实际操作中，如果实测数据点较少，不能满足实际需求，以上述地质体为裂陷盆地断砂组合体为例进行说明，可以采取以下方式获取各个网格单元体的排驱压力和储集物性：排驱压力和储集物性受岩性和成岩演化程度控制，泥页岩往往具有较低的储集物性和较高的排驱压力；随着成岩演化程度提高，沉积岩储集物性具有降低趋势。在同一层段内，泥页岩和砂岩具有相同的演化阶段，其储集物性和排驱压力主要受岩性控制。在对三维地质体的网格单元体赋值时，可以先根据地层沉积和演化程度对地质体进行纵向分层，在同一层内根据反演结果，确定各类型沉积砂体空间展布，然后利用岩心实测数据对各类型沉积砂体储集物性和排驱压力进行赋值，既可以得到整个三维地质体的排驱压力和储集物性值。

(24)根据该网格单元体的油气浮力、该网格单元体的排驱压力，以及断层分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体。

在至少一种可能的实施方式中，可以通过下述步骤31-35来确定该目标地质体中的有效储集体：

<31>判断该网格单元体的油气浮力是否大于该网格单元体的排驱压力。

<32>如果是，确定该网格单元体为可储油单元体。

这里，如果网格单元体的油气浮力大于该网格单元体的排驱压力，说明油气可以进入该网格单元体，从而实现储油。反之，如果网格单元体的油气浮力小于该网格单元体的排驱压力，则说明油气无法进入该网格单元体，因而该网格单元体无法实现储油。

<33>根据该可储油单元体确定该目标地质体中的储集体。

由可储油单元体互相联结构成的整体即为储集体，并且，除可储油单元体之外的网格单元体因为无法储油，构成了储集体的外围边界。

<34>根据该断层的分布数据，判断该储集体是否与断层相交。

<35>如果是，确定该储集体为有效储集体。

断层提供了油气运移的通道，该通道将油气的供应端，也即烃源岩，与可储油的有效储集体联结起来，从而实现油气的运移。对于没有与断层相交的储集体，虽然具备储油的能力，但是因为无法通过断层与烃源岩连接起来，没有油气运移的通道，因而无法实际的储油。

步骤s112：根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及有效储集体的体积，计算该目标地质体的可储油量。

在至少一种可能的实施方式中，可以通过下述步骤41-43计算该目标地质体的可储油量：

(41)根据该有效储集体中该网格单元体的个数和该网格精度计算该有效储集体的体积。

这里，网格精度的立方即是每个网格单元体的体积，这样，根据该有效储集体中该网格单元体的个数，相应乘以单个网格单元体的体积，即可得到有效储集体的体积。在其他可能的实施方式中，还可以通过其他方式计算有效储集体的体积，在此不作限定。

(42)根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的理论含油量。

在其中一种可能的实施方式中，可以通过下述公式(4)计算该有效储集体的理论含油量：

式中，do表示该有效储集体的理论含油量，单位为kg；n为该有效储集体中网格单元体的个数；i为网格化精度，单位为m；φ为该有效储集体中岩性的孔隙度，单位为％；so为该有效储集体中岩性的含油饱和度，单位为％；ρo为该原油的密度，单位为kg/m³。

其中，对于含油饱和度计算，由于浮力是原油进入储层(也即有效储集体)的主要动力，浮力越大储层含油饱和度越高，反之亦然。利用浮力计算公式计算单元体浮力大小后，再根据岩心压汞毛管压力曲线，查找在该压力下所对应的汞饱和度，也即为含油饱和度so(％)。在网格化地质体中，同一个储集体由有限个网格单元体组成，网格单元体数量记为n，由于储集体内部非均质性，对于每个网格单元体都有与之对应孔隙度(φ)和毛管压力曲线。在实际计算过程中，通过实验得出典型岩性孔隙度和毛管压力曲线，然后根据储集体内岩性分布模型，将孔隙度和毛管压力曲线批量赋予各单元体。

(43)根据该有效储集体的理论含油量，计算该目标地质体的可储油量。

在计算得到各个有效储集体的理论含油量之后，将各个有效储集体的理论含油量相加，即得到该目标地质体的可储油量。

步骤s114：判断可储油量是否大于可生油量；如果是，执行步骤s116；如果否，执行步骤s118。

如果可储油量大于可生油量，说明该地质体中的有效储集体没有都储满油气，有部分有效储集体所储集的油气量小于它本身理论含油量(也即可储油量)。此时，按预设油气运移规则，确定该有效储集体的实际含油量。

如果可储油量小于可生油量，说明油源充足，足可充填该地质体中的所有有效储集体，也即，对于该地质体中的有效储集体而言，均按其理论含油量进行储油。

步骤s116：按预设油气运移规则，确定该有效储集体的实际含油量。

如果可储油量大于可生油量，则需要确定该有效储集体的实际含油量。在其中一种可能的实施方式中，该预设油气运移规则包括由深到浅，由成藏上倾储集体到成藏下倾储集体的油气运移顺序，也即，优先充填接近生油岩的有效储集体，并且，优先充填上倾储集体。

这里，可以按下述步骤51-53确定该有效储集体的实际含油量：

(51)根据该有效储集体中岩性的分布数据，确定该有效储集体的倾向类型；该倾向类型包括上倾型、平直型和下倾型。

以砂体为例说明，上倾型砂体上倾方向和油气浮力运移方向一致，最有利于油气运移；当平直型砂体排驱压力小于断层接触面排驱压力时，油气能够侧向运移至砂体内成藏，否则不具备成藏条件；下倾型砂体下倾方向和油气浮力运移方向相反，油气无法通过浮力运聚而成藏。

(52)根据该有效储集体的倾向类型，按照由深到浅，由成藏上倾储集体到成藏下倾储集体的油气运移顺序，向该有效储集体虚拟储油，并计算虚拟储油的累积储油量，直至该累积储油量达到该可生油量。

这里，按由深到浅的顺序，优先成藏上倾型储集体；然后，再根据由深到浅的顺序，依次成藏平直型储集体和下倾型储集体。

在按照上述油气运移顺序对地质体中的有效储集体进行虚拟储油过程中，计算虚拟储油的累积储油量，当该累积储油量达到该可生油量时，不再对剩余的有效储集体进行储油。

(53)将该有效储集体中的虚拟储油量确定为该有效储集体的实际含油量。

通过上述的方式，有的有效储集体中已按其理论含油量填充，实际含油量等于其理论含油量；有的有效储集体填充的油气小于其理论含油量，这里，可以将这类有效储集体中的油势看作均匀分布；有的则可能尚未填充，即实际含油量为零。

步骤s118：根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及该有效储集体的体积计算该有效储集体的理论含油量。

如果可储油量小于可生油量，油源充足，对于该地质体中的有效储集体而言，均按其理论含油量进行储油。此时，根据有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及该有效储集体的体积计算该有效储集体的理论含油量。

步骤s120：根据该有效储集体的实际含油量，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的油势。

这里，可以根据下述公式(5)计算有效储集体的油势：

式中，dop表示该有效储集体的油势，单位为kg；dr表示该有效储集体的实际含油量，单位为kg；n为该有效储集体中网格单元体的个数；i为网格化精度，单位为m。

步骤s122：根据该有效储集体的理论含油量，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的油势。

这里，在油源充足的情况下，各个有效储集体的理论含油量也即是它们的实际含油量，也可通过上述公式(5)计算得到有效储集体的油势。

步骤s124：根据该接触线上各点的油势和该有效储集体的油势，模拟该目标地质体的油势场。

这样，在计算得到断层与烃源岩的接触线的油势分布，以及地质体中各个有效储集体的油势分布之后，即可模拟得到该目标地质体的油势场。

本发明实施例提供的油势场模拟方法，获取目标地质体中断层的分布数据、岩性的分布数据和烃源岩的分布数据，该目标地质体中各岩性的孔隙度、岩石密度、有机质丰度、含油饱和度和排驱压力，该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量，以及该目标地质体中原油的密度；根据该断层的分布数据和该烃源岩的分布数据，确定该断层与该烃源岩的接触线；根据该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量、各岩性的该岩石密度和该有机质丰度，计算该接触线上各点的油势；根据该接触线上各点的油势，计算该烃源岩的可生油量；根据原油的密度、岩性的分布数据、各岩性的排驱压力、以及断层的分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体；根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及有效储集体的体积，计算该目标地质体的可储油量；判断可储油量是否大于可生油量；如果是，按预设油气运移规则，确定该有效储集体的实际含油量；根据该有效储集体的实际含油量，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的油势；根据该接触线上各点的油势和该有效储集体的油势，模拟该目标地质体的油势场。该方式中，将油气浮力作为油气运移的主要动力，油气能否充注到储层内部，主要看油气浮力与储层排驱压力之间的关系，只有当油气浮力大于储层排驱压力时，储层才有可能充填油气，该方式可以模拟多种地质体中的油势场，包括裂陷盆地中断砂组合体的油势场。

为了更清楚理解上述实施例提供的油势场模拟方法，本实施例以裂陷盆地断砂组合体为目标地质体，介绍了裂陷盆地断砂组合体的油势场模拟的过程，步骤如下。

首先，根据烃源岩段排烃强度确定断层面与烃源岩接触线油势。参见图2，所示为一种烃源岩与断层的接触线示意图，其中，大地坐标系下，横坐标方向记为x，纵坐标方向记为y，埋深向下记为z，该体质体中的断层与烃源岩的其中一个接触点记为p11(x1,z1)。这里，沿x方向，烃源层顶界面所对应埋深变化拐点记为p12(x2,z2)，p1(x1,z1)点处油势记为op1，这里，可通过上述公式(1)计算得到该p1(x1,z1)点处的油势。

并且，在y轴方向上，任意断层与烃源岩接触点p，均可根据上述公式(1)，计算出该点油势op，这样，通过上述方法可以得出断层与烃源岩接触线各点的油势。

其次，利用三维网格化断砂组合体单元内油浮力大小、储层排驱压力确定油气运移方向。根据地质体大小和研究区资料丰度将三维大地坐标系网格化(参见图3)。这里，将网格化精度记为i，网格化后每一个单元均为边长为i的立方体，用立方体中心点坐标来代指该立方体，离坐标原点最近的一块记为(x1，y1，z1)，最远的一块记为(xn，yn，zn)。在网格化三维坐标系内，将断层面用一系列连续的网格化块体表示，并用(xa，yb，zc)表示，其中a、b、c为自然数，并与网格化立方体坐标相对应(参见图4)。

其中，浮力是常规油气藏和岩性油气藏运移的主要动力，各网格化块体单元内的浮力大小可根据上述公式(3)计算得到。

并且，在该地质体中，流体运移方向可分为3种类型，如图5所示，当油气浮力大于单元体排驱压力时，油气运移方向竖直向上；当相邻单元体排驱压力出现非均质性时，油气沿着排驱压力较小一侧运移；当油气浮力小于相邻单元体排驱压力时，油气静止不发生运移。

再者，根据该地质体中断层面与储层的配置关系，确定油气运移终止点，油气运移终止点所限定的空间即为一个断砂组合体。

其中，排驱压力和储集物性可以利用岩心实测得出，而实测数据点较少，通常不能满足实际建模需要。此时，可通过下述方法解决：排驱压力和储集物性受岩性和成岩演化程度控制，泥页岩往往具有较低的储集物性和较高的排驱压力；随着成岩演化程度提高，沉积岩储集物性具有降低趋势。在同一层段内，泥页岩和砂岩具有相同的演化阶段，其储集物性和排驱压力主要受岩性控制。

在对三维地质低网格化单元体赋值时，先根据地层沉积和演化程度对地质体进行纵向分层，在同一层内根据反演结果，确定各类型沉积砂体空间展布，然后利用岩心实测数据对各类型沉积砂体储集物性和排驱压力进行赋值，既可以得到整个三维地质体的排驱压力和储集物性值。

接着，需要确定该地质体中的断砂组合体，也即有效储集体。以断层面所经过的单元体作为断砂组合体的核心，从断层面所经过的单元体为出发点，向外扩展，逐一比较与之相邻的单元体内浮力与排驱压力之间的关系，若浮力大于排驱压力，则该单元体属于断砂组合体，反之则为该断砂组合边界。由断砂组合体边界所限定的地质体则为断砂组合体，其内部油势场受油源供给强度、储集物性和浮力三因素共同控制。

然后，根据储集体分布位置、储集物性、排驱压力和排烃强度确定断砂组合体内各单元体内油势并生成油势场。

这里，先利用砂体排驱压力、砂体与断层面接触点的排驱压力和砂体上倾方向判断砂体是否具备浮力运聚成藏条件。

其中，断层与砂体剖面接触共细分为砂体上倾型、平直型和砂体下倾型3种类型(如图6所示)，具体地，上倾型砂体上倾方向和油气浮力运移方向一致，最有利于油气运移；当平直型砂体排驱压力小于断层接触面排驱压力时，油气能够侧向运移至砂体内成藏，否则不具备成藏条件；下倾型砂体下倾方向和油气浮力运移方向相反，油气无法通过浮力运聚而成藏。

此外，还可以根据砂体排驱压力与断砂接触面排驱压力大小，将平直型砂体分为高排驱平直型砂体(砂体排驱压力大于断砂接触面排驱压力)和低排驱平直型砂体(砂体排驱压力小于断砂接触面排驱压力)2种类型。

具体地，高排驱平直型砂体在油气沿断层面运移之初，不具备成藏条件，若断砂组合体上部砂体呈饱和条件下，油气无法继续沿断层面向上移动，则可侧向运移至高排驱平直型砂体内成藏。初始条件下，浮力运移起点处油势最高，浮力向上运移过程中所经过的上倾砂体能够最先成藏，在该砂体饱和后，该砂体与油气浮力运移起点具有相同的油势，油气沿断层的断层面继续向上移动。若该砂体不饱和，则代表该断砂组合体内油源供给不足，仅下部砂体能够成藏，在该砂体上部油势为零。

依次递推，在断砂组合体由下至上方向，在遇见上倾型砂体和低排驱平直型砂体可直接成藏，在油源供给充足条件下，断砂组合体内所有上倾型砂体和低排驱平直型砂体均可达到饱和条件。当这两类砂体饱和后，随着上部油势的增加，断砂组合体上部油势会由于流体逐渐积累而增加，油势场等值线出现下移，当油势强度大于高排驱平直型砂体的排驱压力时，该类型砂体内油势强度开始增加。当断砂组合体内油源供给能力足够大时，下倾型砂体易具有一定成藏条件，具有整体含油特征，该类型断砂组合体较为少见。

这里，对断砂组合体含油总量计算：在三维地质体内，由一系列油气浮力运移起点构成的连线称为断源接触线，段源接触线上各点油势的积分即为该断砂组合体的含油总量top(单位t)，可根据上述公式(2)计算得到该断砂组合体的含油总量top。

接着，计算单个储集体的含油量，这里，可根据上述公式(4)计算得到。然后，再根据单个储集体的含油量，计算单个储集体内油势，这里，可根据上述公式(5)计算得到。

这样，通过上述方法，在三维网格化地质体内，根据单元体内浮力与排驱压力大小，确定断砂组合体空间分布范围，进一步通过油源供给量计算、单砂体储油量计算，求取各单元体油势，进而建立断砂组合体内油势场。

本实施例提供的油势场模拟方法，在三维空间内对地质体进行网格化处理，研究精度由常规二维单要素叠合评价，拓展到三维多要素综合连续评价；通过将生烃、储集和运聚过程纳入到一个系统内，利用质量守恒定律对系统含油气性进行定量评价，提高了研究精度和准确性。并且，常规油气评价过程中，采用流体势带表示油气运移过程中的能量大小，既流体势越大，储层含油饱和度越大。而本实施例的油势场模拟方法，将流体势进行分解，将浮力作为油气运移的主要动力，油气能否充注到储层内部，主要看原油浮力与储层排驱压力之间的关系，只有当浮力大于储层排驱压力时，储层才有可能充填油气，该方法评价得出的结果更加合理，排除了其它流体的影响。另外，本方法细化了油气充填过程，原油从烃源岩进入储层过程中，具有就近成藏特征，在适宜的条件下，离油源较近的储层能够优先成藏，通过对砂体含油量计算，对成藏过程进行细化分解，人机交互式油势场建模方法，能够最大限度提高建模精度和工作效率。

为了验证上述油势场模拟方法的效果，本实施例分别利用该油势场模拟方法对断层疏导性与有利成藏区进行了预测，以及利用该油势场模拟方法对断砂组合体内高油势砂体进行了预测，介绍如下。

(一)利用该油势场模拟方法对断层疏导性与有利成藏区进行预测的实例。

某凹陷沙二段与沙一下亚段不整合面是油气从低部位向高部位运移的重要路径，研究发现，该不整合面内部疏导能力具有明显非均质性。为进一步明确该不整合面优势输导渠道与有利圈闭区分布位置，利用该专利所提到的方法及装置对该凹陷沙二段与沙一下亚段间不整合面疏导性能进行定量评价。

①利用该区526口井录井和测井资料，对不整合面进行识别，确定该区沙二段与沙一下亚段之间不整合面上下共存在砂岩、泥岩、灰岩和生物灰岩共4种岩性，砂岩—砂岩、砂岩—泥岩、泥岩—砂岩、泥岩—泥岩、泥岩—灰岩、砂岩—灰岩、生物灰岩—砂岩、灰岩—砂岩、生物灰岩—泥岩、灰岩—泥岩、生物灰岩—灰岩、生物灰岩—生物灰岩，共12种岩性对接关系(参见图7)。

②该不整合面埋深为1710～3240m，原油密度860～930kg/m3，取密度均值895kg/m3，地层水密度视为1000kg/m3，利用浮力计算公式(f＝(ρw-ρo)gz)得处该不整合面原油浮力值分布在1.1～4.4mpa。

③取该不整合面上下砂岩、生物灰岩、泥岩和灰岩样品进行压汞试验。其中，压汞实验曲线参见图8。

砂岩样品孔隙度为13％，排驱压力为0.1mpa，1.1和4.4mpa所对应的汞饱和度分别为13.24％和54.56％，不整合面处原油浮力大于砂岩样品排驱压力，砂岩能够作为有效储层，砂岩油气藏含油饱和度在13.24％～54.56％之间。

生物灰岩孔隙度为12％，排驱压力为0.05mpa，1.1和4.4mpa所对应的汞饱和度分别为20.59％和55.58％，原油浮力大于生物灰岩样品排驱压力，生物灰岩能够作为有效储层，生物灰岩油气藏含油饱和度在20.59％～55.58％之间。

泥岩样品孔隙度为7.6％，排驱压力为5mpa，原油浮力小于泥岩样品排驱压力，为无效储层。灰岩样品孔隙度为7.7％，排驱压力为8mpa，原油浮力小于灰岩样品排驱压力，为无效储层。综上可知，该不整合面上下4类岩性中，砂岩和生物灰岩为有效储层，泥岩和灰岩为无效储层。

④根据岩性接触关系，将不整合面划分为上下双层疏导型、上下双层封盖型、上封下输型和上输下堵型共4种类型。双层疏导型是重要的油气疏导通道，在该疏导面上的上倾砂体具有有利成藏条件。上下双层封盖型和上封下输型对油气的成藏具有一定控制作用，砂/砂主要作为油气运移通道(向上或向侧)，泥/砂或灰/砂往往聚集成藏，在具有油源条件下，具备形成不整合面遮挡油气藏和超覆油气藏成藏条件。上输下堵型不整合面岩性接触关系，不利于油气运移，成藏条件较差。

将上述评价结果用于该不整合面有利目标区预测，针对上输下堵型超覆油气藏有利目标区，设计实施xi1602井，试油获得日产61.73吨工业油气流。

(二)利用该油势场模拟方法对断砂组合体内高油势砂体进行预测的实例。

某断块内，通过对该断层进行地震储层反演，确定①～⑨号砂体砂体分布规模及产状，①～⑨砂体与“y”型断层(参见图9)。根据砂体产状将砂体类型进行分类，⑥号砂体为上倾型砂体，①、②、⑤、⑧号砂体为平直型砂体，③、④、⑦、⑨为下倾型砂体。该组合体内，油源主要来自于下部，6号砂体油势最高。①、②、⑤、⑧号砂体油势次之。针对⑥号砂体设计实施well1井，同时兼探⑤号，⑥号砂体经试油获得工业油气流，五号砂体获得低产油流，后期针对⑥号砂体建产，不再对其它几层砂体设计探井。

对应于上述油势场模拟方法，本实施例还提供了一种油势场模拟装置，参见图10，所示为该油势场模拟装置的结构示意图，由图10可见，该油势场模拟装置包括依次相连的参数获取模块11、接触线确定模块12、接触线油势计算模块13、可生油量计算模块14、有效储集体确定模块15、可储油量计算模块16、判断模块17、有效储集体实际含油量计算模块18、有效储集体油势计算模块19和油势场模拟模块20，其中，各个模块的功能如下：

参数获取模块11，用于获取目标地质体中断层的分布数据、岩性的分布数据和烃源岩的分布数据，该目标地质体中各岩性的孔隙度、岩石密度、有机质丰度、含油饱和度和排驱压力，该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量，以及该目标地质体中原油的密度；

接触线确定模块12，用于根据该断层的分布数据和该烃源岩的分布数据，确定该断层与该烃源岩的接触线；

接触线油势计算模块13，用于根据该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量、各岩性的岩石密度和有机质丰度，计算该接触线上各点的油势；

可生油量计算模块14，用于根据该接触线上各点的油势，计算该烃源岩的可生油量；

有效储集体确定模块15，用于根据原油的密度、岩性的分布数据、各岩性的排驱压力、以及断层的分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体；

可储油量计算模块16，用于根据该有效储集体中各岩性的该含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及有效储集体的体积，计算该目标地质体的可储油量；

判断模块17，用于判断可储油量是否大于可生油量；

有效储集体实际含油量计算模块18，用于如果该储油量大于可生油量，按预设油气运移规则，确定该有效储集体的实际含油量；

有效储集体油势计算模块19，用于根据该有效储集体的实际含油量，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的油势；

油势场模拟模块20，用于根据该接触线上各点的油势和该有效储集体的油势，模拟该目标地质体的油势场。

本发明实施例提供的油势场模拟装置，获取目标地质体中断层的分布数据、岩性的分布数据和烃源岩的分布数据，该目标地质体中各岩性的孔隙度、岩石密度、有机质丰度、含油饱和度和排驱压力，该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量，以及该目标地质体中原油的密度；根据该断层的分布数据和该烃源岩的分布数据，确定该断层与该烃源岩的接触线；根据该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量、各岩性的该岩石密度和该有机质丰度，计算该接触线上各点的油势；根据该接触线上各点的油势，计算该烃源岩的可生油量；根据原油的密度、岩性的分布数据、各岩性的排驱压力、以及断层的分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体；根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及有效储集体的体积，计算该目标地质体的可储油量；判断可储油量是否大于可生油量；如果是，按预设油气运移规则，确定该有效储集体的实际含油量；根据该有效储集体的实际含油量，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的油势；根据该接触线上各点的油势和该有效储集体的油势，模拟该目标地质体的油势场。该装置中，将油气浮力作为油气运移的主要动力，油气能否充注到储层内部，主要看油气浮力与储层排驱压力之间的关系，只有当油气浮力大于储层排驱压力时，储层才有可能充填油气，该方式可以模拟多种地质体中的油势场，包括裂陷盆地中断砂组合体的油势场。

在其中一种可能的实施方式中，该油势场模拟装置还包括：有效储集体的理论含油量计算模块，用于如果该可储油量小于该可生油量，根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及该有效储集体的体积计算该有效储集体的理论含油量；并且，上述有效储集体油势计算模块19还用于根据该有效储集体的理论含油量，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的油势。

在另一种可能的实施方式中，上述有效储集体确定模块15还用于：按预设网格精度网格化该目标地质体，得到多个网格单元体；根据原油的密度和网格单元体的埋深，计算该网格单元体的油气浮力；根据岩性分布数据和各岩性的排驱压力，计算该网格单元体的排驱压力；根据该网格单元体的油气浮力、该网格单元体的排驱压力，以及断层分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体。

在另一种可能的实施方式中，上述有效储集体确定模块15还用于：判断该网格单元体的油气浮力是否大于该网格单元体的排驱压力；如果是，确定该网格单元体为可储油单元体；根据该可储油单元体确定该目标地质体中的储集体；根据该断层的分布数据，判断该储集体是否与断层相交；如果是，确定该储集体为有效储集体。

在另一种可能的实施方式中，上述可储油量计算模块16还用于：根据该有效储集体中该网格单元体的个数和该网格精度计算该有效储集体的体积；根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及该有效储集体的体积，计算该有效储集体的理论含油量；根据该有效储集体的理论含油量，计算该目标地质体的可储油量。

在另一种可能的实施方式中，上述根据该有效储集体中各岩性的含油饱和度和孔隙度，原油的密度，以及有效储集体的体积，计算该有效储集体的理论含油量的计算公式为：式中，do表示该有效储集体的理论含油量；n为该有效储集体中网格单元体的个数；i为网格化精度；φ为该有效储集体中岩性的孔隙度；so为该有效储集体中岩性的含油饱和度；ρo为该原油的密度。

在另一种可能的实施方式中，上述有效储集体实际含油量计算模块18还用于：根据该有效储集体中岩性的分布数据，确定该有效储集体的倾向类型；该倾向类型包括上倾型、平直型和下倾型；根据该有效储集体的倾向类型，按照由深到浅，由成藏上倾储集体到成藏下倾储集体的油气运移顺序，向该有效储集体虚拟储油，并计算虚拟储油的累积储油量，直至该累积储油量达到该可生油量；将该有效储集体中的虚拟储油量确定为该有效储集体的实际含油量。

在另一种可能的实施方式中，上述根据该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量、各岩性的岩石密度和有机质丰度，计算该接触线上各点的油势的计算公式为：

式中，op1表示该接触线上点(x1,z1)处的油势；(x2,z2)为该烃源岩的顶界面沿x方向的埋深变化拐点的坐标；ρ(x,z)表示该接触线上点(x,z)对应岩性的岩石密度；ctoc表示该接触线上点(x,z)对应岩性的有机质丰度；q(x,z)表示该接触线上点(x,z)对应烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量。

在另一种可能的实施方式中，上述根据该接触线上各点的油势，计算该烃源岩的可生油量的计算公式为：top＝∫op(x,y,z)ds，式中，op(x,y,z)表示该接触线上点(x,y,z)所对应的油势，∫ds表示三维空间内该接触线上的曲线积分。

本发明实施例提供的油势场模拟装置，其实现原理及产生的技术效果和前述油势场模拟方法实施例相同，为简要描述，油势场模拟装置的实施例部分未提及之处，可参考前述油势场模拟方法实施例中相应内容。

除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对步骤、数字表达式和数值并不限制本发明的范围。

附图中的流程图和框图显示了根据本发明的多个实施例的系统、方法和计算机程序产品的可能实现的体系架构、功能和操作。在这点上，流程图或框图中的每个方框可以代表一个模块、程序段或代码的一部分，所述模块、程序段或代码的一部分包含一个或多个用于实现规定的逻辑功能的可执行指令。也应当注意，在有些作为替换的实现中，方框中所标注的功能也可以以不同于附图中所标注的顺序发生。例如，两个连续的方框实际上可以基本并行地执行，它们有时也可以按相反的顺序执行，这依所涉及的功能而定。也要注意的是，框图和/或流程图中的每个方框、以及框图和/或流程图中的方框的组合，可以用执行规定的功能或动作的专用的基于硬件的系统来实现，或者可以用专用硬件与计算机指令的组合来实现。

另外，在本发明实施例的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

本发明实施例所提供的进行油势场模拟方法的计算机程序产品，包括存储了处理器可执行的非易失的程序代码的计算机可读存储介质，所述程序代码包括的指令可用于执行前面方法实施例中所述的方法，具体实现可参见方法实施例，在此不再赘述。

所述功能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，可以存储在一个处理器可执行的非易失的计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：u盘、移动硬盘、只读存储器(rom，read-onlymemory)、随机存取存储器(ram，randomaccessmemory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

最后应说明的是：以上所述实施例，仅为本发明的具体实施方式，用以说明本发明的技术方案，而非对其限制，本发明的保护范围并不局限于此，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：任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改或可轻易想到变化，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改、变化或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。