油气资源评价原理及方法

1.研究思路

应用承接盆地与目标区带研究的含油气系统理论，根据动态分析、重点解剖，理论与实践相结合，研究油气从生成到成藏的整个过程，力图提供更准确更可信的资源评价结果（图4-4-1）。

图4-4-1 油气资源评价研究流程图

模拟计算从地质埋藏史分析入手，进行地层回剥和岩石压实模拟，同时结合岩石物性的演化规律和物性间的相互关系，重建物性随地质时代的变迁、埋深的加大、地层温度的升高、烃源岩油气的生成、地层流体的运移演化过程。在这个演化过程中，由于岩石物性差异、流体运移速度差异、岩石孔隙和渗透率演化的差异、温度场的差异、断层活动、流体本身的性质等，会出现欠压实和超压现象，从而形成流体有选择性的流动，出现流体势的变化，它是油气运移和聚集动态过程的一个体现。因此，围绕流体势演化建立岩石模型、压实方程、温度场演化模型、生烃模型、三维三相流体运移方程等，模拟出不同地质时期不同地层超压、地层压力、温度，再来计算古今流体势，划分油气运聚单元，确定含油气系统边界。资源评价采用成因法，在盆地模拟基础上，通过对生排烃和运聚、保存条件的研究，估算油气资源量。

2.软件介绍

Platte River Association（美国）开发的Basin Mod 1D、2D、View、Flow、Risk等盆地模拟系列软件目前在国外应用极广，能将孔、渗、运、聚、热演化等的计算有机结合起来，另外，考虑了断层的渗透性，聚集模型能很好地模拟出油气聚集带，图形功能较强。本书主要采用Basin Mod 1D、2D、View（图4-4-2～图4-4-4）。

图4-4-2 盆地模拟过程图

图4-4-3 盆地模拟工作流程图

图4-4-4 二维盆地模拟计算流程图

3.生烃压力与排烃作用模拟方法

（1）生烃压力模拟

生烃压力是生烃史模拟中的一个关键概念。因为不同成分在密度上的差异，当干酪根降解为油、气及残余物时，其结果是孔隙压力明显增加，可引起油气的快速排出和岩石破碎；另一方面，这种生烃压力也可能影响后续沉积的流体流动/压实过程。

水、油、气的密度受温度及孔隙压力的影响。干酪根的密度取决于其组分，与其成熟度也有关。根据模型的物理处理，当干酪根转变为油气时，孔隙度将增加。

孔隙变化=降解的干酪根体积-残余物体积

假设残余物保持为固态，水及生成的油气占据新形成的孔隙。在这种新的孔隙中，油气水的压力近似地等于总的孔隙压力。如果孔隙压力超过破裂极限，那么物质（油、气、水）将从孔隙中及时排出，以使孔隙压力将不会超过破裂门限。孔隙度、温度、静岩压力及干酪根降解程度决定压力的大小。

在干酪根降解过程中，在∆t时间内，体积变化等于：

∆V=m_o/ρ_o+m_g/ρ_g+m_r/ρ_r–m_k/ρ_k （4-4-1）

式中：∆V为体积变化；m为质量；ρ为密度；下标o、g、r、k各指油、气、残余物、干酪根。

在计算中，密度为温度及孔隙压力的函数，干酪根的密度与成熟度有关，成熟度愈高，密度愈大。

式（4-4-1）可写成：

∆V=（V_o/ρ_o+V_g/ρ_g+V_r/ρ_r）∆t–(V_o+V_g+V_r)/ρ_k∆t （4-4-2）

式中：V指生成油气水的速率；∆t为时间段。

新的孔隙由下式计算：

φ=φ_old+∆φ （4-4-3）

式中φ_old为生烃前孔隙；∆φ为由于生烃而增加的孔隙。

亦可写作：

φ=φ_old+m_k/ρ_k–m_r/ρ_r （4-4-4）

因此由于产生流体（油）而生成压力为：

∆p_L=（1/c_p）·（∆ρ_L/ρ_L）/（1+∆ρ_L/ρ_L）（4-4-5）

其中c_p为液体压缩系数。

由于生气产生的压力为：

∆P_g=（1/2）·f_g·∆N_g·k_k·T （4-4-6）

式中：f_g为气体分子自由度；N_g为气体密度；K_k为BoltzMann常数（1.38E-16erg/k）；T为温度。

因而总生烃压为：

P_生烃=∆P_L+∆P_g（4-4-7）

（2）排烃模拟

1）排出系数。对于石油，可以假定骨架不可压缩性、含油饱和度在排油前后一致，有

V₀=（1–φ₀）=V（1–φ） （4-4-8）

华北前古近系油气资源战略调查与评价

式中：∆V 为排出的流体体积；Cex 为烃源岩的排出系数，小数；φ₀为烃源岩在生油开始后的某时刻（压实前）的孔隙度，小数；φ₀为烃源岩在上述该时刻后任一时刻（压实后）的孔隙度，小数；V₀烃源岩在生油开始后的某时刻（压实前）的体积，小数；V₀为烃源岩在上述该时刻后任一时刻（压实后）的体积，小数。

排出系数史如下：

华北前古近系油气资源战略调查与评价

k=2，3，…，直到今天

式中：Cex_i在埋藏时间

（等于0）时烃源岩的排出系数，小数，Cex₁实际上无用，故随意设为零；Cex_k在埋藏时间

时烃源岩的排出系数，k=2，3，…，直到今天；φ_k-1在埋藏时间

时烃源岩的孔隙度，小数，可根据烃源岩的埋藏史由地史模型算出；φ_k在埋藏时间

时烃源岩的孔隙度，小数，可根据烃源岩的埋藏史由地史模型算出。

而对于天然气，则应考虑排烃前后烃源岩的压力、含气饱和度。

2）排烃强度。计算单井某烃源岩的排烃强度公式为

华北前古近系油气资源战略调查与评价

k=2，3，…，直到今天

式中：Eex₁在埋藏时间

（等于0）时烃源岩的排烃强度，10⁴t/km²，实际上Eex₁为零；Eex_k在埋藏时间

时烃源岩的排烃强度，10⁴t/km²；Eex_k-1在埋藏时间

时烃源岩的排烃强度，10⁴t/km²；E-_ok在埋藏时间

时烃源岩的生烃强度，10⁴t/km²，由生烃史模型中确定；S_oir烃源岩的束缚油饱和度，小数，可取值为0.10左右；Cex_k在埋藏时间

时烃源岩的排出系数，小数，由式（4-4-11）算出。

3）流体势计算。哈伯特（Hubbert，1953）最早把流体势的概念引入石油地质学，认为地下流体的渗流是一个机械运动的过程，将地下单位质量流体所具有的总机械能定义为流体势，并用下式表示：

华北前古近系油气资源战略调查与评价

式中：φ为流体势，J/kg；g为重力加速度，m/s²；z为相对于基准面的海拔高程，m；P为地层流体压力，Pa；e为孔隙流体密度，kg/m³；q为流体的流速，m/s。

gz表示由重力引起的位能；

表示由压力引起的压能；q²/2表示单位质量流体流动时的动能。由于地下孔隙流体流动一般很缓慢，q²/2往往忽略不计，所以地层条件下的流体势可以简单地用位能和压能之和来表示，即

。当地下流体存在有势差时，流体总是自发地由高势区流向低势区。含油气盆地中的孔隙流，除水以外还有油和气，因此除具有水势外还有油势和气势，水和油可以认为是不可压缩的流体，其密度不随压力变化，在压力变化不大的范围内，气密度也可视为不变。这样水势、油势和气势可分别表示如下：

φ_w=gz+P/e_w （4-4-15）

φ_o=gz+P/e_o （4-4-16）

φ_g=gz+P/e_g （4-4-17）

油气在亲水介质中运移还受毛细管力（2б/r）的影响，因此油势和气势应写为：

φ_o=gz+P/e_o±2б/r，此处б为油水界的张力； （4-4-18）

φ_g=gz+P/e_g±2б/r，此处б为气水界的张力。 （4-4-19）

式中：毛细管力+号代表流体由细孔隙进入粗孔隙时毛细管力为附加动力；-号代表流体由粗孔隙进入细孔隙时毛细管力为阻力。但流体势分析主要是判断流体（油、气、水）运移的方向，如流动中各质点都不考虑毛细管力，定性上说并不影响流体运移的大方向。为简化流体势分析，目前仍按式（4-4-15）、（4-4-16）和（4-4-17）计算。