具体实施方式

下面将结合附图对本发明具体实施例中的技术方案进行详细、完整的描述。显然，所描述的实施例仅仅是本发明总的技术方案的部分具体实施方式，而非全部的实施方式。基于本发明的总的构思，本领域普通技术人员所获得的所有其他实施例，都落于本发明保护的范围。

本发明提供一种源储侧接型油气藏油气充注能力的定量评价方法，包括以下步骤：

选取代表砂层样品，通过储集层岩石热解实验，得到储集层含油气性ST值；

计算油气充注动力P₀与油气充注阻力P_c，计算所述油气充注动力与所述油气充注阻力的差值ΔP；

分析储集层含油气性ST值与所述ΔP之间的关系，确定油气发生有效充注的临界值ΔP_min；

当ΔP＞ΔP_min时，判断油气方可发生有效充注，且ΔP越大，油气充注能力越强；当ΔP≤ΔP_min时，判断油气无法发生有效充注。

上述技术方案提供的评价方法综合考虑了油气充注动、阻力的构成及耦合对油气充注能力的影响，能够对油气充注能力进行定量评价，评价准确性高，且适用范围广泛。具体包括以下步骤：以某单井的多个储集砂层为样本砂层，根据岩石热解数据或测井解释数据，确定每一样本砂层内的含油气性情况；根据地层测试资料、测井资料，确定目的油气藏对接烃源岩层的超压特征，计算油气充注动力；根据目的油气藏储集层孔喉参数，并结合界面张力和润湿角参数，计算油气充注阻力；根据含油气性情况判断每一样本砂层是否可发生有效充注，取可有效充注油气的样本砂层中，对应油气充注动力与充注阻力差值的最小值，作为临界值；若未知储集砂层的油气充注动力与充注阻力差值大于临界值，则未知储集砂层可发生有效充注，反之，则未知储集砂层无法发生有效充注。

需要说明的是，油气来源、输导通道、充注动阻力、成藏时间和充注过程是油气充注机理的主要研究内容，且充注动、阻力是充注机理的核心。但“源控论”已被广泛接受并应用到勘探实际中，普遍认为“源”是油气成藏的关键因素，只要发育有效烃源岩并存在油气输导通道，油气便可发生充注，但往往忽略了油气充注动、阻力的构成及耦合对油气充注能力的影响。油气生成后，受生烃增压、浮力、扩散等动力驱动，克服储集层地层压力、毛细管力、黏滞力等阻力从烃源岩向储集层充注，只有当充注动力大于阻力时，油气方可油气发生充注。油气充注能力的定量评价一直是油气充注研究的重点与难点，但前人研究往往仅关注油气能否发生充注，认为充注动力大于充注阻力，油气便可发生充注，且多考虑储集层物性、构造位置等对油气充注的影响，认为储集层物性好、油气充注能力强，但忽略了充注动力、润湿性等对油气充注的影响。本发明在定量表征油气充注动、阻力的基础上，进一步分析二者的耦合关系，并通过储集层岩石热解实验，分析储集层含油气性，在此基础上，建立油气充注动力与油气充注阻力差值和储集层含油气性之间的定量关系，进而确定油气发生有效充注的油气充注动力与油气充注阻力的临界差值，利用该临界差值，便可判断其它砂层能否发生油气充注，并且定量评价油气充注能力。

在一优选实施例中，所述油气充注动力P₀通过计算源-储接触中部烃源岩地层压力P₁与源-储接触中部储集层地层压力P₂的差值得到。充注模型如图1所示，油气自烃源岩生成后，在烃源岩生烃增压驱动下(P₁)穿过油源断裂，与下盘储集层处(B点)地层压力(P₂)形成压力差，克服储集层中油气充注阻力，发生侧向充注聚集成藏。油气充注动力方面，对于源-储侧接型油气藏，普遍认为只要发育有效烃源岩并存在油气输导通道，油气便具备成藏条件，且往往将剩余压力作为油气充注的主要动力，但源-储间压力差才是油气充注的根本动力来源，但该压力差难以定量计算。本发明在烃源岩地层压力研究的基础上，进一步结合储集层地层压力特征，计算不同砂层的源储剩余压力差，作为油气充注动力。具体的，断层上盘烃源岩与断层下盘储集层的地层压力，可基于现今实测压力资料及测井资料恢复，得到不同埋深处的地层压力。

在一优选实施例中，所述油气充注阻力P_c通过以下公式计算得到：

σ为界面张力，mN/m；r为平均喉道半径，μm；θ为润湿角。油气充注的阻力包括储集层地层压力、毛细管压力、摩擦力及黏滞力等多种作用力，但因摩擦力、黏滞力等相对毛细管力很小，可忽略不计。孔喉结构产生的毛细管力是孔隙型储集层油气发生充注的主要阻力，其大小取决于油(气)-水界面张力、储集层润湿性及孔喉半径。在实际研究过程中，往往忽略了温、压变化对储集层润湿性、界面张力等的影响。但实际油气藏埋深相对较大，仅用经验数据来代表界面张力、润湿角并不能准确计算油气充注阻力。本发明在明确储集层孔喉半径特征的基础上，进一步结合储集层温度、压力特征，计算油(气)-水界面张力，并充分考虑润湿性的影响，更加准确的计算了油气充注阻力。需要说明的是，储集层润湿性是油藏流体在岩石表面的黏附趋势，通常用润湿角表示，即液相与固相的接触点处液固界面和液态表面切线的夹角。原始地层条件下，因沉积岩在水体环境中形成，且矿物组成多为硅酸盐类，因此，地下岩石多表现为亲水特征，润湿角视为0°；后期油气充注过程中，因烃类分子长期附着在岩石颗粒表面，可使储集层润湿性发生改变，润湿角与油气富集程度有关，可利用实验室测得。

在一优选实施例中，所述界面张力为油-水界面张力或气-水界面张力，根据Schowalter研究的油(气)-水界面张力随温度、压力变化特征，得到油(气)-水界面张力与温度、压力间的函数关系。所述油-水界面张力通过以下公式计算得到：

σ_油-水＝-0.0001765*T+0.02844，R²＝0.9992 (2)

所述气-水界面张力通过以下公式计算得到：

σ_气-水＝-17.586339*T+51.639344*P+416.562842，R²＝0.9590 (3)

T为地层温度，℃；P为地层压力，MPa。

在一优选实施例中，所述平均喉道半径通过核磁共振或高压压汞测试得到。

为了更清楚详细地介绍本发明实施例所提供的源储侧接型油气藏油气充注能力的定量评价方法，下面将结合具体实施例进行描述。

实施例1

以渤海湾盆地王官屯潜山为研究区，取其中GG1601单井进行评价，该潜山在古近纪以来发育的孔东断层，使得断层下盘的下石盒子组储集层与断层上盘的孔二段烃源岩直接侧接，故选取该井二叠系下石盒子组的储集砂层作为评价对象。

(1)取GG1601井二叠系下石盒子组的7个不同储集砂层作为样本砂层，根据地层测试资料、测井资料，得到孔二段烃源岩与下石盒子组储集砂层的地层压力，进而计算油气充注动力P₀；根据地层测试资料得到地层温度特征，利用公式(2)计算油-水界面张力σ_油-水，根据核磁共振测试得到平均吼道半径，因油气仅发生晚期充注，故油气充注时储集层可视为完全水湿，润湿角为0°，进而利用公式(1)计算油气充注阻力P_c，结果如表1所示；利用前述方法分别计算7个样本砂层所对应的油气充注动力与油气充注阻力的差值ΔP，结果如表1所示。

表1 GG1601井中7个样本砂层对应的数据统计表

(2)通过储集层岩石热解实验，得到7个储集砂层的含油气性ST值，确定其是否可侧向分流油气，结果如表1所示，7个储集砂层均能发生有效充注，且充注动力与充注阻力的差值ΔP和含油气性ST之间存在很好的函数关系：

ST＝305.7*ΔP-136.39，R²＝0.9054

由此可以确定，含油气性ST为0时的临界ΔP值，为0.4438MPa。

当ΔP>0.4438MPa时，油气可发生有效充注，反之，则无法充注。

(3)以G142井中层位为下石盒子组的2个储集砂层作为未知储集砂层，利用前述方法计算油气充注动力与油气充注阻力的差值ΔP，结果如表2所示。其中，8号储集砂层的ΔP大于0.4438MPa，因而，该储集砂层的评价结果为能发生有效充注；9号储集砂层的ΔP小于0.4438MPa，因而，该储集砂层的评价结果为无法发生有效充注。

表2 G142井两个未知砂岩储集层对应的数据及评价结果

(4)结果验证：根据G142井的储集层岩石热解实验数据可知，8号储集砂层的含油气性ST值为8.2113mg/g岩石，油气能发生有效充注，与上述评价结果一致；9号储集砂层的含油气性ST值为0，油气无法发生有效充注，与上述评价结果一致。因而，本发明实施例提供的源储侧接型油气藏油气充注能力的定量评价方法，能够对油气充注能力进行定量评价，且评价准确性高。