技术领域
[0001] 本
发明属于致密油勘探开发技术中的地质评价技术，特别涉及一种基于流体包裹体热动力学的致密储层古压力的算方法。
背景技术
[0002] 致密油储层被认为非经济型或亚经济性储集层，在勘探中或因其非目的层，或因储层伤害等原因，一直未能给与致密油有关油气显示足够的重视。致密油藏一般具异常流体压力，异常压力总是与致密油储层岩性、构造
挤压和富有机质的
烃源岩有关。形成高压致密油藏的主要机制是烃类油气的不断生成，当油气聚集量大于散逸量时，油藏一般呈现超高压，加之构造运动的强烈挤压，导致
岩石孔隙空间缩小，流体形成高压。
[0003] 沉积盆地压力场的演化是目前研究难点，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。目前恢复古压力的方法主要有流体包裹体方法和盆地模拟方法。采用流体包裹体只能恢复储层油气充注时的古压力，但对致密泥岩古压力的恢复却很难实现。盆地模拟方法可以用于恢复致密泥岩古压力，但由于目前的商业
软件中压力模型不是很完善，因此也很难定量恢复泥岩古压力。
[0004] 国内外通过流体包裹体方法再现沉积盆地流体运聚时压力的方法主要经历了2个阶段：(1)压碎技术：通过压碎流体包裹体直接测定包裹体内气相的压力最早由Roedder(1970)提出，这种方法应用范围有限，会极大的低估了饱含气的包裹体在捕获条件下的压力。Coveney(1987)改进了压碎技术，利用盖-吕萨克定律(P1/P2＝T1/T2)可以直接获得包裹体在均一
温度条件下的捕获压力。Newell(1999)将这样压碎技术直接应用到近地表成岩作用研究，通过压碎技术获得的在近地表条件下捕获的气/液不混溶流体包裹体的内部压力接近其捕获压力。(2)等容线交点法：针对有损的流体包裹体古压力恢复方法的限制和
精度，一系列无损的流体包裹体恢复古压力方法得到应用。如温度-
盐度法、NaCl-H2O溶液包裹体的
密度式和等容式法、CO2容度法、不混溶流体包裹体法、流体包裹体热动力学模拟法等。这些方法虽然有所差异，但其基本原理是一样的，即都是根据两种同时捕获的流体的在P-T
相图上等容线必然相交于捕获点原理。CO2容度法应用范围较窄，温度-盐度法和NaCl-H2O溶液包裹体的密度式和等容式法虽然弥补了CO2容度法缺点，然而这两种方法过于简化了盆地流体，流体包裹体盐度可以等效成NaCl-H2O体系，然而其相图是不能等效的；另外，这两种方法没有考虑到溶解气的影响，前人研究表明，甲烷气体含量及盐度
对流体包裹体的P-T相图影响较大，不考虑溶解气的影响，古压力恢复将产生极大的误差。近些年来，利用烃类流体包裹体与盐
水包裹体不混溶捕获而发展起来的烃类流体的PVT热动力学模拟方法已经成为确定古流体压力的重要方法。Aplin等(1999)应用PVTsim热动力学模拟软件成功恢复了单个包裹体被捕获时的古压力。但目前限制其模拟精度的主要参数为包裹体成分和气泡充填度难以获得准确数值，因此模拟结果有较大误差。
[0005] 从现有方法来看，尚且没有利用流体包裹体均一温度与气泡充填度来计算致密储层古压力的方法，这给致密储层油气开发评
价带来不便。
发明内容
[0006] 为了克服上述现有方法的不足，本发明的目的在于提供一种基于流体包裹体热动力学的致密储层古压力的算方法，首次针对致密储层，基于流体包裹体方法，摒弃了PVTsim、PIT等流体包裹体热动力学模拟软件原始组分参数，充分利用包裹体均一温度、气泡充填度的内在关系，构建基于致密储层古压力计算模型，提高致密储层古压力计算精度的同时，将为储层开发评价精度提供技术支持。
[0007] 为了达到上述目的，本发明的技术方案为：
[0008] 一种基于流体包裹体热动力学的致密储层古压力的计算方法，包括以下步骤：
[0009] 步骤一、流体包裹体均一温度测定，测定时的原则是：(1)为避免包裹体非均一捕获对测试的影响，选择个体小、气泡充填度小的流体包裹体进行测试；(2)选择与烃类包裹体共生的同期盐水包裹体进行测定；(3)选最能反映成岩环境的矿物中的流体包裹体。
[0010] 步骤二、气泡充填度Fv求取：将流体包裹体双面剖光岩石薄片置于激光扫描共聚焦
显微镜的载物台上，在紫外光照射下寻找可用于测试的气液两相有机包裹体，之后将待测样品置于60x油镜下进行激光扫描图像的获取，由于液体部分发
荧光而气体部分不发荧光从而使二者明显的区分开来。之后，在激光扫描显微镜计算机控制软件FV10-ASWl.5中，设置待扫描有机包裹体的顶底界，即向上移动电动平台时有机包裹体荧光消失时的深度为底界，向下移动电动平台时荧光消失时的深度为顶界，设置垂向
采样间隔为0.1Uum，采用深度扫描模式进行扫描，并使用
透射光和荧光双通道扫描，获取垂向系列二维切片，将获取的系列二维图片进行三维图像的重建。
[0011] 步骤三、确定包裹体均一温度与气泡充填度的内在关系：利用世界各大盆地从黑油到凝析油100多个已检测组分的油样，在匹配饱和压力的
迭代计算中，发现不同均一温度下油包裹体C7+组分摩尔分数与气泡充填度有明显的函数关系，并建立了关系式，其公式如下：
[0012] X(CH4)＝－1.434×10-7X(C7+)5+4.065×10-5X(C7+)4－4.24×10-3X(C7+)3+2.051×10-1X(C7+)2－5.509X(C7+)+1.08×102---------------(1)
[0013] 式中：X(CH4)为CH4的摩尔分数；X(C7+)为C7+重组分的摩尔分数。
[0014] 考虑到甲烷对压力的敏感性，拟合发现不同均一温度情况下CH4摩尔分数与
原油饱和压力(Ph)也具很好的相关性，是一个二次多项式，即：
[0015] Ph＝mX(CH4)2+nX(CH4)+a--------------(2)
[0016] 式中：m，n，a由油包裹体均一温度直接确定；m，n，a表示常数[0017] 假设Ttra＝Thoil+5，捕获压力也与X(CH4)具相关性，因此捕获压力与饱和压力均是X(CH4)的函数，便可求得等容线的斜率，进而求得其方程式(3)，从而得到捕获时的古压力(Ptra)，公式如下：
[0018] Ptra＝Ph+(PThoil+5－Ph)/5(Ttra－Thoil)--------------------------(3)[0019] 式中：捕获温度Ttra约等于盐水包裹体均一温度Taqu；Thoil为油包裹体均一温度；Ptra为捕获压力；Ph为饱和压力；PThoil+5为Ttra＝Thoil+5℃时对应的捕获压力。
[0020] 发明的效果
[0021] 本发明抛弃了包裹体原始组分参数，仅用到油包裹体均一温度、同期盐水包裹体均一温度以及激光共聚焦扫描显微镜确定的充填度Fv这3个参数，因而精度也得到了提高，而且也不用依靠传统的热动力学模拟软件，降低了成本。
[0022] 本发明基于流体包裹体热动力学的致密储层古压力的一种计算方法，所计算的古压力值与盆地模拟的古压力相比，其精度大大提高。
附图说明
[0023] 图1为本发明中的致密储层古压力计算方法
流程图。
[0024] 图2为本发明中的致密储层不同均一温度油包裹体C7+组分摩尔分数与充填度Fv的关系。
[0025] 图3为本发明中的致密储层古压力计算结果与油气运移特征图。
具体实施方式
[0026] 下面结合附图对本发明的技术方案做详细叙述。
[0027] 参照图1，一种基于流体包裹体热动力学的致密储层古压力的计算方法，包括以下步骤：
[0028] 步骤一、流体包裹体均一温度测定，测定时的原则是：(1)为避免包裹体非均一捕获对测试的影响，选择个体较小、气泡充填度比较小的流体包裹体进行测试；(2)选择与烃类包裹体共生的同期盐水包裹体进行测定；(3)优选最能反映成岩环境的矿物中的流体包裹体。
[0029] 采用仪器是英国Linkam公司生产的THMS600G自动冷热台，测定误差为±0.1℃；显微镜为日本公司产Likon，另配带100倍长焦距工作镜头。流体包裹体的测温实验完全遵循行业标准，同时利用包裹体组合的思想，同一组合中的包裹体，气泡充填度相同或者较接近的其测试结果越可靠，这样尽量避免包裹体后期形变对测试的影响。
[0030] 步骤二、气泡充填度Fv求取：使用最新引进的OYLMPUS FV1 000型共聚焦显微镜，主要由激光照射系统、扫描检测系统、全自动正置荧光显微镜系统、
计算机系统及相关软件等组成。配有FV10扫描单元，具有三荧光通道，采用多线氢离子激光
光源可以产生458nm、488nm和5l4nm
波长的激光，功率为20mw，显微镜水平(x-y)
分辨率约是0.2um，垂向分辨率可达0.1um。显微镜系统为OLYMPUS BX61型正置显微镜，配备60x高分辨率油镜(数值孔径为
1.42)。
[0031] 将流体包裹体双面剖光岩石薄片置于激光扫描共聚焦显微镜的载物台上，在紫外光照射下寻找可用于测试的气液两相有机包裹体，之后将待测样品置于60x油镜下进行激光扫描图像的获取，由于液体部分发荧光而气体部分不发荧光从而使二者明显的区分开来。之后，在激光扫描显微镜计算机控制软件FV10-ASWl.5中，设置待扫描有机包裹体的顶底界(既向上移动电动平台时有机包裹体荧光消失时的深度为底界，向下移动电动平台时荧光消失时的深度为顶界)，设置垂向采样间隔为0.1Uum，采用深度扫描模式进行扫描，并使用透射光和荧光双通道扫描，获取垂向系列二维切片。将获取的系列二维图片在商业化
图像处理软件IPP(Image-Pro Plus 5.1)中打开，利用该软件的
三维重建功能进行三维图像的重建。
[0032] 步骤三、确定包裹体均一温度与气泡充填度的内在关系：利用世界各大盆地从黑油到凝析油100多个已检测组分的油样，在匹配饱和压力的迭代计算中，发现不同均一温度下油包裹体C7+组分摩尔分数与气泡充填度有明显的函数关系(图2)，并建立了关系式。主要受源岩热演化程度控制的原油其CH4等轻组分与C7+重组分含量往往呈负相关。组通过100多个油样的CH4与C7+重组分摩尔分数数据对分析，拟合出两者良好的负相关性，其公式如下：
[0033] X(CH4)＝－1.434×10-7X(C7+)5+4.065×10-5X(C7+)4－4.24×10-3X(C7+)3+2.051×10-1X(C7+)2－5.509X(C7+)+1.08×102---------------(1)
[0034] 式中：X(CH4)为CH4的摩尔分数；X(C7+)为C7+重组分的摩尔分数。
[0035] 据式(1)便可成功预测油包裹体甲烷含量。考虑到甲烷对压力的敏感性，可能两者存在某种内在联系，拟合发现不同均一温度情况下CH4摩尔分数与原油饱和压力(Ph)也具很好的相关性，是一个二次多项式，即：
[0036] Ph＝mX(CH4)2+nX(CH4)+a--------------(2)
[0037] 式中：m，n，a由油包裹体均一温度直接确定；m，n，a表示常数[0038] 当均一温度与捕获温度差值较小时，饱和压力与捕获压力大致相等；假设Ttra＝Thoil+5(差值足够小)，捕获压力也与X(CH4)具相关性，因此捕获压力与饱和压力均是X(CH4)的函数，便可求得等容线的斜率，进而求得其方程式(3)，从而得到捕获时的古压力(Ptra)，公式如下：
[0039] Ptra＝Ph+(PThoil+5－Ph)/5(Ttra－Thoil)--------------------------(3)[0040] 式中：捕获温度Ttra约等于盐水包裹体均一温度Taqu；Thoil为油包裹体均一温度；Ptra为捕获压力；Ph为饱和压力；PThoil+5为Ttra＝Thoil+5℃时对应的捕获压力。
[0041] 基于流体包裹体热动力学常规模拟计算储层古压力方法已经在实际油气储层中得到试用。在X井区的致密储层古压力的应用中，参照图3，据东西向一条地质剖面油包裹体荧光参数对比可知，高台子油层有一期油运移方向为自西向东，依据流体包裹体热动力学模拟结果，表明曾今该期油运移经过金191井
位置，此次储层古压力为22.59MPa。
[0042] 对比包裹体荧光参数方法与流体包裹体热动力学模拟方法可知，新方法使用后，能精确判断油气形成期次及储层古压力。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致密储层古压力评价的要求。因此该法提高了古压力精度的同时，降低了时间、人力和财力等成本，具有一定的推广应用价值。
[0043] 本领域的技术人员应当理解，由于致密储层古压力也受其他地质因素的影响，为了保证该方法的有效可行性，必须保障实验室获得包裹体均一温度和气泡充填度较好，基于流体包裹体热动力学的致密储层古压力模拟结果才具有较高的精度。
