用于校正压实曲线的方法与流程

本发明涉及油气勘探技术领域，尤其涉及一种根据有机质含量对压实曲线进行校正的方法。

背景技术：

压实作用是沉积物最重要的成岩作用之一，具体指沉积物沉积后，由于上覆沉积物不断加厚，在重荷压力下所发生的作用。压实过程中负荷压力下内部的流体不能及时排出，常伴生异常高压的发育，长期以来一直将泥岩欠压实作用作为油气初次运移的主要动力。因此，泥岩压实现象一直是石油地质学家们关注的热点问题。

在压实作用下沉积物将发生孔隙水排出、致密，孔隙度不断降低，密度不断增大。对于抗压性较弱、受胶结作用影响较小的泥岩来说，其孔隙度随深度的变化可以直接反映压实作用的历史和特征。但实际上，泥岩孔隙度很难准确测得。美国岩石学家Wyllie在大量实验基础上提出孔隙度与声波时差之间存在线性关系：即岩性均一时，岩层的声波时差基本上可以反映其孔隙度的变化。因此，声波时差与深度的关系曲线(即压实曲线)是目前研究泥岩压实作用最常用的手段。

鉴于泥岩压实的复杂性和重要性，实测的泥岩声波时差通常受到很多地质因素的影响。因此，在研究过程中需要不断对获得的泥岩压实曲线进行各种影响因素的校正。然而在现有技术中，对于烃源岩中有机质造成的声波时差影响鲜有人进行研究，通常不予考虑，将其全部归结为泥岩欠压实作用。有机质本身具有高声波时差的特性，其导致的声波时差异常往往不能客观反映孔隙度的变化，特别是具有高丰度有机质的烃源岩层系内的油页岩。因此基于有机质的影响，根据声波时差异常获取的压实规律(如地层压力)或者地质认识在一定程度中势必存在误差甚至是错误。

因此，如何消除有机质对声波时差的影响，已经成为目前油气勘探技术领域亟待解决的重要技术问题。

技术实现要素：

针对现有技术的不足，本发明所要解决的技术问题在于提供一种压实曲线校正方法。

为实现上述发明目的，本发明采用下述的技术方案：

根据本发明的一个方面，其提供一种压实曲线校正方法，包括如下步骤：基于Wylle方程构建烃源岩岩石体积模型，其中该岩石体积模型中包括泥岩骨架部分、固体有机质部分、孔隙部分以及孔隙流体部分；根据实测的泥岩骨架声波时差、有机质密度、岩石密度以及有机质含量、孔隙流体声波时差、有机质声波时差，确定声波时差增加量△t_TOC与有机质含量w之间的关系；基于所确定的声波时差增加量与有机质含量之间的关系，采用平衡深度法计算出地层压力与剩余压力，进而绘制得到经过校正后的压实曲线。

根据本发明的一个实施例，声波时差增加值△t_TOC与有机质含量w之间符合下述关系式：

${\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{TOC}}=\mathrm{\Δt}+\frac{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{om}}\·(A-\mathrm{B\Δt})}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{om}}\·C+\mathrm{\ρ}\·D\·w\left(\mathrm{TOC}\right)}-E$

其中，△t为实测的泥岩骨架声波时差，ρ为岩石密度，ρ_om为有机质密度，w(TOC)表示有机质含量与有机碳含量之间的函数关系式，A，B，C，D，E对于特定地区为常数。

根据本发明的另一个实施例，针对含油率高的段，将所述孔隙流体声波时差近似取值为石油声波时差。

根据本发明的另一个实施例，针对普通泥岩段，将所述孔隙流体声波时差近似取值为地层水声波时差。

根据本发明的另一个实施例，其中，常数A，B，C，D，E分别通过下列关系式计算得到：

A＝{Δt_ma-[(1-T)Δt_w+TΔt_oil]}[(1-T)Δt_w+TΔt_oil]

B＝Δt_ma-[(1-T)Δt_w+TΔt_oil]

C＝Δt_ma-[(1-T)Δt_w+TΔt_oi

D＝Δt_om-Δt_ma

E＝(1-T)Δt_w+TΔt_oil

其中，△t_ma为骨架声波时差，△t_w为地层水声波时差，△t_oil为石油声波时差，△t_om为有机质声波时差。

根据本发明的一个实施例，根据平衡深度法确定的地层压力和剩余压力通过下式获得：

$P={\mathrm{\γ}}_{w}Z+({\mathrm{\γ}}_b-{\mathrm{\γ}}_w)\×\frac{-1}{c}\ln \left\{\frac{\mathrm{\Δt}-{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{TOC}}}{{\mathrm{\Δt}}_0}\right\}$

$\mathrm{\ΔP}=({\mathrm{\γ}}_b-{\mathrm{\γ}}_w)\×\frac{-1}{c}\ln \left\{\frac{\mathrm{\Δt}-{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{TOC}}}{{\mathrm{\Δt}}_0}\right\}$

其中，γ_w表示地层水静水压力梯度，取决于地层水的平均密度，约为0.1015；γ_b表示实际深度与等效深度之间岩性柱的压力梯度，与岩石平均密度有关，约为0.231；Z表示深度；c表示压实曲线回归斜率(压实系数)；△t₀表示地表声波时差。

根据本发明的一个实施例，其中，通过岩石热解法获得所述有机碳含量。

根据本发明的一个实施例，其中，通过密度测井曲线获得所述岩石密度，并取有机质密度为1.0-1.1g/cm³。

本发明的有益效果是：

本发明将有机质引入到岩石体积模型中，在Wyllie方程的基础上经过一系列计算推导，建立起有机质含量与声波时差增加值之间的关系，基于二者关系，采用平衡深度法计算得到经过校正后的地层压力与剩余压力。计算结果更接近实际地质情况。因此本发明对于正确分析一个地区的地层压力演化、超压形成与分布以及成藏动力构成及其演化等均具有重要的现实意义。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要的附图做简单的介绍：

图1为本发明所提供的压实曲线校正方法的流程图；

图2为红河21井有机质校正前后压实曲线对比图；

图3为红河109井有机质校正前后压实曲线对比图；

图4为镇泾地区有机质校正前后的压实曲线、地层压力、剩余压力以及压力系数的对比图；

图5为镇泾地区单井泥岩剩余压力数值模拟结果图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

本发明所提供的压实曲线校正方法在经典的Wyllie方程的基础上进行了修正。Wyllie方程成立的假设条件是将岩石体积模型简化为岩石骨架、孔隙和孔隙流体三部分。本发明为了考虑烃源岩中有机质(干酪根)对于声波时差的影响，将有机质引入到岩石体积模型中，将岩石骨架进一步划分为泥岩骨架和有机质两部分。根据Wyllie方程进行计算和推导，建立起有机质含量与孔隙度之间的关系。根据计算的孔隙度进一步获得校正后的声波时差。校正后的声波时差不仅可以消除有机质影响，同时还可以将其代入平衡深度法的地层压力与剩余压力计算公式中，消除有机质对于地层压力和剩余压力的影响，获得更为准确的地质参数。

有机质导致声波时差增量公式的推导过程如下：

假设烃源岩孔隙度为有机质含量为v(体积百分比)，根据Wyllie公式，烃源岩的声波时差可以表示为：

式中，为孔隙度，％；Δt为声波时差，μs/m；Δt_fm为骨架声波时差，μs/m；Δt_f为孔隙流体声波时差，μs/m。

基于前述构建的烃源岩等效体积模型，烃源岩骨架包含泥岩骨架和有机质2部分，假定有机质含量为ν(体积百分比)，则烃源岩骨架声波时差Δt_fm可以修改为：

Δt_fm＝(1-ν)Δt_ma+νΔt_om (2)

烃源岩孔隙流体由烃类与地层水组成，假定烃类占孔隙流体的体积百分比为T，则孔隙流体声波时差Δt_f可以表示为：

Δt_f＝(1-T)Δt_w+TΔt_oil (3)

烃源岩含油率采用低温干馏法进行实验室测定，也可以通过拟合有机碳含量与实测含油率关系获得。

式中有机质含量(ν)与有机碳含量(TOC)，并不是一个概念，有机碳含量指的是质量百分比，v与TOC之间关系可用下式表示：

$v=\frac{\mathrm{\ρ}}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{om}}}\×\mathrm{TOC}---\left(4\right)$

其中，ρ为岩石密度，可由密度测井曲线获得，包括岩石骨架密度和流体密度。ρ_om为有机质密度。由于有机质的密度较小，接近于1.0g/cm³，而黏土质矿物的骨架密度为2.7g/cm³，地层密度的变化对应于有机质丰度的变化，因此，当有机质取代岩石骨架时，就会使岩石的密度减小，有机碳含量与密度值呈负相关直线关系，即随着密度值的增大有机碳含量逐渐降低。

因此，由式(1)、(2)可得烃源岩的声波时差为：

由此，当声波时差为Δt时，烃源岩层孔隙度为：

式中，Δt为实测的声波时差值(μs/m)；为泥岩孔隙度(％)；w为有机质含量(％)；Δt_ma为骨架声波时差(μs/m)；Δt_f为孔隙流体声波时差(μs/m)；Δt_om为有机质声波时差(μs/m)。

假定在声波时差值完全不受有机质影响的情况下，与烃源岩具有相同孔隙度和相似孔隙流体的等当泥岩的声波时差Δt'应为：

对于一定有机质含量w的烃源岩与具相同孔隙度的非烃源岩层段相比，其声波时差增加值Δt_TOC为：

Δt_TOC＝Δt-Δt' (8)

将式(6)代入(7)，消除孔隙度项，再代入式(8)，最后整理得到Δt_TOC的计算公式为：

${\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{TOC}}=\mathrm{\Δt}-{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{sh}}+\frac{[(1-w){\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{ma}}+w{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{om}}-\mathrm{\Δt}]({\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{sh}}-{\mathrm{\Δt}}_w)}{(1-w){\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{ma}}+w{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{om}}-{\mathrm{\Δt}}_f}---\left(9\right)$

将式(3)与式(4)代入式(9)，整理可得Δt_TOC与有机碳含量w(TOC)之间关系：

${\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{TOC}}=\mathrm{\Δt}+\frac{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{om}}\·(A-\mathrm{B\Δt})}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{om}}\·C+\mathrm{\ρ}\·D\·w\left(\mathrm{TOC}\right)}-E---\left(10\right)$

其中，A、B、C、D、E对于某地区应为常数，根据以下关系求得：

A＝{Δt_ma-[(1-T)Δt_w+TΔt_oil]}[(1-T)Δt_w+TΔt_oil]；

B＝Δt_ma-[(1-T)Δt_w+TΔt_oil]；

C＝Δt_ma-[(1-T)Δt_w+TΔt_oi；

D＝Δt_om-Δt_ma；

E＝(1-T)Δt_w+TΔt_oil

对烃源岩层段声波时差进行有机质含量校正之后，将式(10)代入平衡深度法压力和剩余压力计算公式：

$P={\mathrm{\γ}}_{w}Z+({\mathrm{\γ}}_b-{\mathrm{\γ}}_w)\×\frac{-1}{c}\ln \left\{\frac{\mathrm{\Δt}}{{\mathrm{\Δt}}_0}\right\}---\left(11\right)$

$\mathrm{\ΔP}=({\mathrm{\γ}}_b-{\mathrm{\γ}}_w)\×\frac{-1}{c}\ln \left\{\frac{\mathrm{\Δt}}{{\mathrm{\Δt}}_0}\right\}---\left(12\right)$

其中，γ_w表示地层水静水压力梯度，取决于地层水的平均密度，约为0.1015；γ_b表示实际深度与等效深度之间岩性柱的压力梯度，与岩石平均密度有关，约为0.231；Z表示深度；c表示压实曲线回归斜率(压实系数)；△t₀表示地表声波时差。通过上式，可获得校正后的等效深度计算公式，整理可得烃源岩段地层压力与剩余压力值表达式：

$P={\mathrm{\γ}}_{w}Z+({\mathrm{\γ}}_b-{\mathrm{\γ}}_w)\×\frac{-1}{c}\ln \left\{\frac{\mathrm{\Δt}-[\mathrm{\Δt}+\frac{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{om}}\·(A-\mathrm{B\Δt})}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{om}}\·C+\mathrm{\ρ}\·D\·w\left(\mathrm{TOC}\right)}-E]}{{\mathrm{\Δt}}_0}\right\}---\left(13\right)$

$\mathrm{\ΔP}=({\mathrm{\γ}}_b-{\mathrm{\γ}}_w)\×\frac{-1}{c}\ln \left\{\frac{\mathrm{\Δt}-[\mathrm{\Δt}+\frac{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{om}}\·(A-\mathrm{B\Δt})}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{om}}\·C+\mathrm{\ρ}\·D\·w\left(\mathrm{TOC}\right)}-E]}{{\mathrm{\Δt}}_0}\right\}---\left(14\right)$

由上推导可知，当考虑了有机质对声波时差的影响时，求取的异常压力可以很好地反映实际地质情况。

基于上述推论，提出本发明。本发明的校正压实曲线的方法流程请参见图1。其具体包括如下步骤：基于Wylle方程构建烃源岩岩石体积模型，其中该岩石体积模型中包括泥岩骨架部分、固体有机质部分、孔隙部分以及孔隙流体部分；根据实测的泥岩骨架声波时差、有机质密度、岩石密度以及有机质含量、孔隙流体声波时差、有机质声波时差，确定声波时差增加量△t_TOC与有机质含量w之间的关系；基于所确定的声波时差增加量与有机质含量之间的关系，采用平衡深度法计算出地层压力与剩余压力，进而绘制得到经过校正后的压实曲线。

通过上述两个公式13和14，消除了有机质含量对于声波时差的影响，从而获取较为准确的地层压力和剩余压力，为正确分析地层压力演化、超压形成与分布乃至成藏动力构成及其演化等提供了重要参考依据。下面结合附图和具体的实际测量及模拟数据对本发明的可行性进行详细说明。

在鄂尔多斯盆地南部地区，长7油层组和长8油层组普遍存在欠压实作用。本实施例中针对该地区有机质引起的声波时差异常进行了校正。在压实研究过程中需对有机质引起的声波时差进行定量扣除，以获得准确反映客观地质条件的压实曲线。

鉴于实测有机碳资料在纵向及平面分布的局限性，本实施例中选取实测有机碳资料较为系统的红河21井与红河109井，对其压实曲线进行校正，具体参见图2和图3。图2和图3中的曲线(1)为校正前的压实曲线，曲线(2)为校正后的压实曲线，曲线(3)为有机碳含量。根据图中的结果可知，除长7段底部油页岩外，其他泥岩段有机碳含量较低，有机质引起的声波时差异常也较小。除去有机质造成的声波时差异常之后，整个压实曲线的形态改变不大，校正前后的声波时差值变化不大。而长7段底部油页岩中有机碳含量高，有机质引起的声波时差较大，校正后的声波时差值较校正前大幅度减小。可见，有机质对于岩石声波时差的影响还是非常明显的。

图4为鄂尔多斯盆地南部地区有机质校正前后的声波时差、地层压力、剩余压力以及压力系数曲线图。地层压力曲线中(1)为静水压力线，(2)为静岩压力线。图中深色曲线为校正前数值，浅色曲线为校正后数值。从长7油层组开始发育欠压实，向长8油层组减小直至消失，从图中的长7、长8油层组浅色曲线(校正后)可以看到，经过校正之后的泥岩压实曲线整体形态没有发生改变，但欠压实的幅度减小很多。相应地，地层压力、剩余压力和压力系数在校正之后也 有了较大幅度的减小。以剩余压力为例，校正前长7油层组底部页岩段剩余压力值约为18MPa，声波时差校正之后，重新计算获得的剩余压力最大约9.5Mpa，比校正前减小很多。可见，烃源岩层段有机质对压实作用的影响不容忽视。

图5为鄂尔多斯盆地南部地区单井泥岩剩余压力数值模拟结果图。图中包括红河101、红河113、红河159、红河128四口井的泥岩剩余压力演化曲线。可见，研究区内泥岩压力最大不超过10Mpa。利用校正后声波时差计算的泥岩孔隙度与实测孔隙度吻合度较高，且计算的剩余压力与数值模拟结果一致。因此，本发明提出的压实曲线校正方法具有良好的可操作性和实用性，能够有效消除有机质造成的声波时差异常，也可作为鄂尔多斯盆地及其他地区压实相关研究的借鉴。

虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。