本发明涉及一种恢复古地层压力方法，具体为一种利用测井资料恢复古地层压力方法，属于石油勘探技术领域。
背景技术：
我国含油气盆地多属于超压盆地，而超压流体活动是油气初次运移的主要动力，同样也是泥岩盖层封闭能力的体现，因此超压控制着盆地油气藏的运聚。根据油田勘探所实测的压力数据仅能大体知道现今的压力分布情况，但对于没有探井的区域精度较低，更重要的是，油气成藏序列是多空间、多时间的维度，现今的压力面貌不足以分析地质时期油气成藏条件，不能够预测油气分布规律，制约着油田勘探。根据现有生产资料如何采用快速评价手段来建立地层流体压力演化预测模型，一直以来是成藏研究的关键问题的难点。针对以上问题，本发明旨在总结利用测井资料恢复古地层压力方法。
技术实现要素：
本发明目的在于提供一种恢复古地层压力的方法，为超压盆地油气藏勘探，特别是压力与油气成藏关系、为预测油气分布规律，提高勘探效率提供切实可行的技术体系，为了解决上述问题而提供一种利用测井资料恢复古地层压力方法。
本发明通过以下技术方案来实现上述目的：一种利用测井资料恢复古地层压力方法，其特征在于包括以下步骤：
1)利用测井资料建立泥岩声波时差演化曲线，寻找偏离正常趋势线的异常压力带，计算异常地层压力；
2)超压释放深度计算；
3)将超压层段每一次释放深度恢复到地层埋藏史上，获得超压历次释放的时间，还原压力演化史。
其中，在步骤1)中，采用以下子步骤：
①选取泥岩厚度大的标准井，根据声波时差测井资料和深度数据，以声波时差半对数坐标lnδt和深度z建立演化曲线(图1)，则正常压实趋势线方程：z＝﹣1/k×(lnδt﹣lnδt0)(1)；
式中：z—地层深度，m；k—正常压实线斜率；δt—声波时差，us/m；δt0—正常压实线截距，us/m。
②偏离正常趋势线为异常压力带，采用等效深度法，设异常压力带点a与正常压力点a＇泥岩骨架应力相等，则点a现今压力pa计算公式推导如下：
将公式(1)带入上述方程组，则
式中：σ—泥岩骨架压力，pa；p—地层压力，pa；s—静岩压力，pa；ρr—上覆地层骨架密度，kg/m3，ρw—地层水密度，kg/m3，g—重力加速度，9.81m/s2，za—a点实测深度，m；—a点等效深度，m；δta—a点实测声波时差，us/m。
③利用一个地区多口测井实测数据，将p、ρr、ρw、z、δt代入式(2)，利用最小二乘法拟合，求出常量k，和δt0，得到pa表达式。
其中，在步骤2)中，采用以下子步骤：
一般假设当地层压力达到静水压力1.8倍时，超压开始释放；当地层压力降到静水压力1.3倍时压力释放结束，进入下一次超压演化阶段，根据以上原理建立如下方程：
①先设超压开始形成至释放过程中泥岩声波时差不变，令式(2)等于静水压力的1.3倍，则差压释放深度za1计算如下：
1.3pw＝pa1后
1.3ρwgza1＝f(za1，δta)
根据公式(3)求得za1。
式中：za1—a点上一次超压释放深度，m；pw—静水压力，pa；pa1后—深度za1对应的的释放后地层压力，pa；δta—超压释放后的声波时差，us/m。
②结合步骤2)公式(3)计算的上次释放深度za1，则再上次超压演化阶段泥岩声波时差值δta1计算如下：令式(2)等于静水压力的1.8倍，则：
1.8pw＝pa1前
1.8ρwgza1＝f(za1，δta1)
根据公式(4)求得δta1
式中：za1—a点上一次超压释放深度，m；δta1—a点再上一次超压释放后的声波时差，us/m。
③联合步骤2)超压上一次释放深度计算公式(3)和再上一次声波时差值计算公式(4)，便又可得到另一阶段超压释放深度za2、泥岩声波时差值δta2，以此类推便得到i次的释放深度zi，直至该地层沉积初期。
其中，在步骤3)中，采用以下子步骤：
①根据单井分层数据和岩性数据，利用盆摸软件恢复地层埋藏史。
②根据步骤2)计算的释放深度投影到埋藏史曲线上，即a1，a2….ai，找到其各自对应的时间，即t1，t2….ti。
③将历次释放时期前后压力相连，获得古压力演化曲线。
本发明的有益效果是：该利用测井资料恢复古地层压力方法设计合理，利用现今测井资料计算压力释放深度，采用反演的方法定量表征了古压力大小，压力计算公式简单，涉及参数容易在油田生产资料中获得，可靠性高，能够快速有效地评价出古压力演化史，对进一步研究油气成藏期具有很好的实用性。
附图说明
图1为本发明结构压实方程建立及等效深度原理示意图；
图2为本发明结构说明古压力演化曲线原理示意图；
图3为本发明结构实施例bs22井地层压力结构示意图；
图4为本发明结构实施例bs22井压力演化与压力释放关系示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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。
请参阅图1至图4，一种利用测井资料恢复古地层压力方法，以歧口凹陷bs22井区测井资料为例，具体操作如下：
1)建立正常压实趋势线，寻找偏离正常趋势线的异常压力带，计算异常地层压力：
①正常压实方程建立：取声波时差半对数lnδt和深度z建立关系曲线，在2900m以上为常压系统，2900m以下存在两个超压带，即za＝3145m，zb＝3815m，对应的声波时差δta＝365.04us/m，δtb＝327.67us/m。
②偏离正常趋势线为异常压力带，采用等效深度法，则得到超压点的现今压力p计算公式：
③综合井区密度测井，取ρr＝2310kg/m3，ρw＝1000kg/m3，选取临近井区共4口井实测数据(表1)，将p、ρt、ρw、z、δt代入式(2)，得到行列式，利用最小二乘法拟合，求出常量k＝0.0002，和δt0＝491.48，则得到pa＝0.0223za+64.1478(lnδta-6.197)(2)。
表1bs22井区测井、实测压力资料
2)超压释放深度计算；
一般假设当地层压力达到静水压力1.8倍时，超压开始释放；当地层压力降到静水压力1.3倍时压力释放结束，进入下一次超压演化阶段，根据以上原理建立如下方程：
①先设超压开始形成至释放过程中泥岩声波时差不变，令式(2)等于静水压力的1.3倍，则差压释放深度za1计算公式如下：
za1＝-6474.28(lnδta-6.197)(3)
分别将两个超压带的，δta＝365.04us/m＝327.67us/m带入上式(3)，得za1＝1922.82m，zb1＝2622.04m，即现今超压点a和b分别在1922.82m，2622.04m发生过一次压力释放。
②结合步骤2)公式(3)计算的上次释放深度za1，则再上次超压演化阶段泥岩声波时差值za1计算如下：令式(2)等于静水压力的1.8倍，则：
分别将步骤2)①中计算的za1＝1922.82m，zb1＝2622.04m带入上式
(4)，得到δta1＝422.87us/m，δtb1＝400.43＝400.43us/m。
③将δta1＝422.87us/m，δtb1＝400.43＝400.43us/m分别带入式(3)，则又得到另一次释放深度za2＝970.75m，zb2＝1323.76m。
④重复步骤2)的①②③，通过迭代计算，得到释放深度za3＝490.09m，zb3＝668.31m，za4＝247.43m，zb4＝337.41m。
3)恢复地层压力演化史：
①根据bs22井分层数据和岩性数据，利用盆摸软件恢复地层埋藏史，根据现今超压点za＝3145m，zb＝3815m，得到a点和b点埋藏史曲线。
②根据步骤2)a点和b点计算的释放深度投影到埋藏史曲线上，找到其各自对应的时间，即a点4次释放时间分比为7.63、20.32、26.15、27.35ma；b点4次释放时间分比为7.4、25.39、28.44、30.73ma。
③将a点历次释放时期前后压力相连，获得古压力演化曲线，同样可获得b点古压力演化曲线
应用本方法在歧口凹陷发现多个超压带，流体压力对排烃与聚集具有明显的控制作用。如bs35井，沙二段及沙三段深部超压非常发育,对生烃产生了抑制作用，使烃源岩热演化速率变小，有效生油段下限明显向深部偏移,2400m以浅地层处于正常压力系统，排烃系数普遍较低,沙二三段超压继续发育，排烃系数开始增大，最高可以达到95％以上。
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。
此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。