一种基于生油增压方程计算烃源岩超压的方法与流程

本发明属于油气勘探开发技术中的地质评价技术，特别涉及一种基于生油增压方程计算烃源岩超压的方法。

背景技术

含油气盆地超压特征是目前研究难点，已经成为盆地分析中不可缺少的组成部分，在油气成藏过程中起着越来越重要的作用。含油气盆地超压与油气生成、运移和聚集具有密切关系。超压的形成与多种因素有关，包括压实不均衡、孔隙流体热膨胀，黏土矿物脱水，构造挤压和烃类生成等。

国内外通过烃源岩生油增压定量研究的目前还比较少，烃源岩生油增压是因为高密度的干酪根转化成低密度的原油而使孔隙流体发生膨胀的结果，因此干酪根生油作用被认为是可以使含油气盆地形成大规模超压的主要成因机制，生油增压强度与有机质丰度、有机质类型和成熟度以及封闭条件有关(osborneandswarbrick，1997)。bredehoeft等(1994)认为由生油作用产生的孔隙流体超压可以在低渗透性烃源岩中保持比较长的时期，其超压大小可以达到静岩压力。robert(1999)认为由生油作用产生的超压足以大到超过低渗透性烃源岩毛细管压力，将油从烃源岩中驱动到储层。生油增压不像由压实不均衡(欠压实)所形成的超压那样具有特定的判断依据，但已有的研究证明生油增压沉积盆地存在一些与超压相关的特殊现象(meissner，1976)。郭小文于2011年提出有机质生油增压的计算模型，该模型依据物质守恒和空间守恒两个原理，揭示了有机质在生油过程产生超压的大小，但该模型存在2个主要不足，第一个不足是将地质参数带入公式模型有时计算出现负值的情况，是因为该方程只考虑了石油的压缩性，没有考虑到石油在实际地质情况下由于含有大量的溶解气，其在地下的密度要小于地表，从而同质量的石油地下体积要大于地表体积，因此郭小文公式计算的超压要小于实际产生的超压，第二个不足是公式中没有能够体现孔隙水残留情况的相关参数，烃源岩随压实的进行，孔隙水不断排出，含水量逐渐减少，如果考虑到烃源岩生油时同时还存在一部分孔隙水，那么实际产生的超压要大于郭小文公式计算的超压。

技术实现要素：

为了克服上述现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种基于生油增压方程计算烃源岩超压的方法，首次在模型中考虑了同质量石油地下体积大于地表体积和孔隙水残留参数，充分利用孔隙水残留参数与石油地下体积的内在关系，摒弃了前人计算模型存在的弊端，提高生油增压计算精度的同时，将为油气地质开发评价精度提供技术支持。

为了达到上述目的，本发明的技术方案为：

一种基于生油增压方程计算烃源岩超压的方法，包括以下步骤：

步骤一、生油增压的计算依据两个基本原理：

a.空间守恒：岩石在经历最大埋深后，其原始孔隙度基本不变，干酪根因为生烃一部分体积会减小，因此孔隙水和后来生成的石油所占据的空间是一定的，即：

b.物质守恒：干酪根减少的质量(mk)全部转化为油，因此生成的油质量为：

mo＝afmk-------------(2)

(1)、(2)式中：vk1——原始干酪根体积，——孔隙度，vw——原始孔隙水体积，vo——原始油体积，mo——生成的石油质量；mk——转化为石油的干酪根质量，a——是为了换算单位定义的参数a＝ih/1000，ih——干酪根的氢指数，f——转化率。

步骤二、生成的液态油使孔隙流体膨胀将产生一定的超压，使孔隙水和干酪根压缩更强烈，压缩后的孔隙水和干酪根的体积分别为：

vw2＝mvw1(1-cwδp)-------------------------(3)

vk2＝(1-af)(1-ckδp)vk1-------------(4)

生成的石油在地下占据的体积vo2：为孔隙水减少的体积(vw1-vw2)和干酪根减少的体积(vk1-vk2)之和：

vo2＝(vw1-vw2)+(vk1-vk2)-------------(5)

将公式(3)、(4)带入公式(5)得:

vo2＝(1-m)vw1+vw1mcwδp+afvk1+(1-af)ckδpvk1；------(6)

(3)、(4)、(5)式中：vw2——生油之后的孔隙水体积，m——孔隙水残留系数，vw1——未生油状态下孔隙水体积，cw——地层水压缩系数，δp——生油增加的压力，vk2——生油之后的干酪根体积，ck——干酪根压缩系数，vk1——原始干酪根体积；

步骤三、生成石油的体积除了等于孔隙水减少的体积和干酪根减少的体积之和，还应该等于生成油的质量与其密度比值，所以：

vo2＝mo/ρo------(7)

将公式(2)带入公式(7)得：

vo2＝vobo(1-δpco)------(8)

结合公式(6)与(8)得：

vobo(1-δpco)＝(1-m)vw1+vw1mcwδp+afvk1+(1-af)ckδpvk1

整理得：

将mkl＝mk，代入上式得：

(7)、(8)、(9)、(10)式中：ρ-——原油密度，co——石油压缩系数，bo——原油体积系数，m-——孔隙水残留系数，n——石油残留系数。

步骤四、烃源岩超压确定：将实验获得的原油密度ρo，石油压缩系数co，原油体积系数bo，孔隙水残留系数m和石油残留系数n输入公式(10)得出△p，便可实现烃源岩超压的确定。

发明的效果

本发明基于生油增压公式计算的烃源岩超压确定方法，将干酪根参数、原油地下体积与孔隙水残留参数有机结合在一起，所计算的烃源岩超压与实验室模拟的超压基本重叠，其精度大大提高。

本发明抛弃了烃源岩生油物理模拟对超压模拟的高成本、长时间等弊端，仅用到干酪根、原油、孔隙水一些参数，就可以精确获得超压值，而且也不用依靠传统的物理模拟实验室，降低了成本。

本发明基于生油增压模型的一种计算方法，所计算的超压值与盆地生油物理模拟的超压值相比，其精度不会降低只会升高、而成本大大降低。

附图说明

图1为本发明中的生油增压计算方法流程图。

图2为本发明中的烃源岩生油增压模型。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的技术方案做详细叙述。

参照图1，一种基于生油增压方程计算烃源岩超压的方法，包括以下步骤：

步骤一、生油增压的计算依据两个基本原理，参照图2：

a.空间守恒：岩石在经历最大埋深后，其原始孔隙度基本不变，干酪根因为生烃一部分体积会减小，因此孔隙水和后来生成的石油所占据的空间是一定的，即：

b.物质守恒：干酪根减少的质量(mk)全部转化为油，因此生成的油质量为：

mo＝afmk-------------(2)

(1)、(2)式中：vk1-原始干酪根体积，-孔隙度，vw-原始孔隙水体积，vo-原始油体积，mo-生成的石油质量；mk-转化为石油的干酪根质量，a是为了换算单位定义的参数a＝ih/1000，ih-干酪根的氢指数，f-转化率。

步骤二、生成的液态油使孔隙流体膨胀将产生一定的超压，使孔隙水和干酪根压缩更强烈，压缩后的孔隙水和干酪根的体积分别为：

vw2＝mvw1(1-cwδp)-------------------------(3)

vk2＝(1-af)(1-ckδp)vk1-------------(4)

生成的石油在地下占据的体积vo2：为孔隙水减少的体积(vw1-vw2)和干酪根减少的体积(vk1-vk2)之和：

vo2＝(vw1-vw2)+(vk1-vk2)-------------(5)

将公式(3)、(4)带入公式(5)得:

vo2＝(1-m)vw1+vw1mcwδp+afvk1+(1-af)ckδpvk1；------(6)

(3)、(4)、(5)式中：vw2-生油之后的孔隙水体积，m-孔隙水残留系数，vw1-未生油状态下孔隙水体积，cw-地层水压缩系数，δp-生油增加的压力，vk2-生油之后的干酪根体积，ck-干酪根压缩系数，vk1-原始干酪根体积；

步骤三、生成石油的体积除了等于孔隙水减少的体积和干酪根减少的体积之和，还应该等于生成油的质量与其密度比值，所以：

vo2＝mo/ρo------(7)

将公式(2)带入公式(7)得：

vo2＝vobo(1-δpco)------(8)

结合公式(6)与(8)得：

vobo(1-δpco)＝(1-m)vw1+vw1mcwδp+afvk1+(1-af)ckδpvk1

整理得：

将mkl＝mk，代入上式得：

(7)、(8)、(9)、(10)式中：ρo-原油密度，co-石油压缩系数，bo-原油体积系数，m-孔隙水残留系数，n-石油残留系数。

步骤四、烃源岩超压确定：将实验获得的原油密度ρo，石油压缩系数co，原油体积系数bo，孔隙水残留系数m和石油残留系数n输入公式(10)得出△p，便可实现烃源岩超压的确定。

为了验证建立的生油增压方程的准确性，采用生油增压方程计算的超压值与中石化无锡石油地质研究所生油增压物理模拟结果进行比较，选取的烃源岩样品为东濮凹陷某某井黑色泥岩，实验样品为刚达到成熟门限，有机质类型为i型。采用生油增压方程计算时所用到的烃源岩地球化学参数和模拟样品一致，岩石孔隙度取地表泥岩的孔隙度62％，由于岩石孔隙度高，所以取密度为1700kg/m³，石油残留系数n取1，因为生油增压物理模拟实验是在封闭条件下进行的，干酪根的密度取1200kg/m³，压缩系数为1.4×10^-3mpa^-1，石油密度取900kg/m³，压缩系数取2.2×10^-3mpa^-1，地层水的压缩系数为0.44×10^-3mpa^-1。由于模拟的样品孔隙流体是连通的，因此和单位质量的样品产生的超压效果相同，在相同的孔隙度条件下，计算的生油增压量和物理模拟结果具有可比性。计算得到烃源岩成熟度ro分别在0.7％、0.75％、0.85％和1％时由于生油作用产生的累计增压量所示。采用建立的生油增压方程计算得到的生油增压量和物理模拟结果非常接近，实测的超压与计算结果相差都在3mpa以内，相对误差都小于5％，说明所建立的生油增压模型比较可靠，可以用于计算烃源岩生油增压演化过程。

对比生油增压物理模拟方法与生油增压方程计算方法可知，新方法使用后，能精确判断超压值大小。该方法在一定程度上降低了其他参数的影响，比较快捷方便够满足含油气盆地超压特征评价的要求。因此该法提高了超压值精度的同时，降低了时间、人力和财力等成本，具有一定的推广应用价值。

本领域的技术人员应当理解，由于含油气盆地超压特征也受其他地质因素的影响，为了保证该方法的有效可行性，必须保障干酪根、原油、孔隙水一些参数(质量、密度、压缩系数等)的精确获得，基于生油增压模型计算结果才具有较高的精度。