烃圈闭层的机械和毛细管密封分析方法.pdf

对烃圈闭层的总密封能力进行概率测定的方法，同时考虑毛细管进入压力和机械密封能力，其中毛细管进入压力通过使其直接与由烃柱施加于顶部密封的浮力压力相关联进行估计。该方法因此考虑了大量与输入参数有关的不确定性，所述不确定性限制了这些分析用于强有力的烃柱高度以及流体接触预测的效用。所公开的方法通过换算圈闭层参数估计密封毛细管进入压力——毛细管密封能力分析的必要输入参数，无需在小片岩石上通过压汞毛细管能力测试进行直接测量，所述压汞毛细管能力测试的结果常常不是对于所有的期望位置可以利用，它们也不一定是密封中邻近岩石的代表。

1.  一种用于评价密封能力以确定含有气、油、或者油和气二者的目标烃圈闭层的烃柱高度(以及任选的相关概率误差)的方法，所述方法包括：
(a)通过使毛细管进入压力与经由压力数据与圈闭层几何形状换算而估算的烃浮力相等，估计一个或多个校准位置处毛细管进入压力值的概率加权分布；
(b)由使用理论计算的计算值或者由从一个或多个校准位置收集的经验数据，估计水力破裂压力值的概率加权分布；
(c)获得所述目标烃圈闭层处的预期流体性质和圈闭层几何学参数的概率加权分布，所述性质和参数包括：
(1)原地流体(气、油和盐水)密度；
(2)储层压力；
(3)储层温度；
(4)圈闭层几何形状，包括最高点和溢出深度；
(d)通过从它们各自的概率加权分布中随机选择，确定所述目标圈闭层的每一流体性质和圈闭层几何学参数的目前实现值；
(e)通过如下方法确定所述目标圈闭层的毛细管进入压力的目前实现值：
从针对所述一个或多个校准位置所确定的概率加权分布中随机选择毛细管进入压力值；并通过计算界面张力，调整所述选择的毛细管进入压力与选择用于目前实现的所述目标烃圈闭层的压力、温度和流体组成相一致；
(f)通过如下方法确定所述目标圈闭层的水力破裂压力的目前实现值：
从通过一个或多个校准位置的计算值或经验数据确定的所述概率加权分布随机选择水力破裂压力值；以及
调整所述选择的水力破裂压力值与选择用于所述目前实现的所述圈闭层最高点深度相一致，从而产生调整的破裂压力梯度；
(g)利用用于所述目前实现的所述目标圈闭层的所述随机选择的流体性质和圈闭层几何学参数，计算所述目标圈闭层中存在的每一烃相(油和气)的柱高，所述计算使烃浮力与总密封能力相等，所述总密封能力通过结合所述已调整的水力破裂压力梯度与针对所述目前实现所确定的毛细管进入压力值来获得；
(h)重复步骤(d)-(g)预定次数；和
(i)对所述结果取平均，并任选地从结果中数值之差计算每个柱高的不定性。

2.  权利要求1所述的方法，其中估算校准位置处毛细管进入压力值的概率加权分布的步骤包括：
(a)获得所述校准位置处流体性质和圈闭层几何学参数的概率加权分布；
(b)从所述流体性质和圈闭层几何学参数的概率加权分布随机选择它们各自的目前实现值；
(c)利用所述流体性质和圈闭层几何学参数的所述目前实现值，从烃柱浮力估计气体进入压力(GEP)；
(d)利用所述流体性质和圈闭层几何学参数的目前实现值并通过计算盐水-气体界面张力，任选地估计隐含的压汞毛细管压力(MICP)；
(e)由所述气体进入压力计算油进入压力(OEP)；和
(f)重复步骤(b)-(e)预先选择次数，对所述结果取平均，并估计GEP、OEP和任选地MICP的概率加权分布。

3.  权利要求1所述的方法，其中用于估计水力破裂压力值的概率加权分布的经验数据是漏失测试数据。

4.  权利要求1所述的方法，其中用于估计水力破裂压力值的概率加权分布的理论计算使用临界态土壤力学，以解析最小应力方程，其中水力破裂压力用最小水平应力近似。

5.  权利要求4的方法，其中所述最小水平应力σ_h min由下式计算：
σ_h min＝k₀σ_eff+P_孔隙
其中和σ_eff＝P_Lith-P_孔隙，
以及P_孔隙是孔隙压力，P_Lith是岩石静态压力，σ₃是最小压缩应力以及σ₁是最大压缩应力。

6.  权利要求1所述的方法，其中用于随机选择水力破裂压力值的所述概率加权分布是通过下述步骤由水力破裂压力数据获得的：
(a)在最小二乘方面确定的最佳拟合直线，以对所述经验破裂压力数据与深度的绘图；
(b)确定所述最佳拟合线的68.3％置信区间曲线；和
(c)利用所述圈闭层最高点深度处的所述最佳拟合线和所述置信区间曲线的值，确定破裂压力值的高斯概率分布。

7.  权利要求1所述的方法，其中用于随机选择水力破裂压力值的所述概率加权分布通过下述步骤计算：
(a)选择破裂压力对深度的理论模型；
(b)利用所述模型确定所述目标圈闭层最高点深度处破裂压力的最可能值、最小值和最大值；
(c)由所述最可能、最小和最大破裂压力值，产生破裂压力值的三角概率分布。

8.  一种由烃接触面深度和流体密度确定烃圈闭层的毛细管进入压力的方法，所述毛细管进入压力由气体进入压力、油进入压力以及任选地由压汞毛细管压力表示，所述方法包括：
(a)由所述烃圈闭层的烃柱上的地下水含水层浮力压力，估算气体进入压力，所述浮力压力由所述烃接触面深度和流体密度确定；
(b)计算气-水界面和油水界面的界面张力，以及任选地计算汞-空气界面的界面张力，所述界面张力针对所述圈闭层及其流体的代表性条件计算；和
(c)由所述气体进入压力和所述界面张力计算油进入压力和任选地计算压汞毛细管压力。

9.  权利要求8所述的方法，其中在估算气体进入压力步骤的过程中确定所述烃柱的浮力包括：
(a)从测量的层段(校准位置)获得烃深度和流体密度数据；
(b)展开烃流体性质的黑油经验模型；
(c)选择含水层组成模型和气体状态方程，其可以被用于针对压力和温度的变化来纠正含水层和气体密度；
(d)调整所述黑油模型和所述含水层组成模型的输入参数以匹配测量的原地井眼流体密度；
(e)利用所述模型调整作为所述圈闭层内压力和温度的函数的流体梯度，以从测量的层段外推至圈闭层，产生所述圈闭层结构最高点处烃和含水层深度对压力的曲线；和
(f)从所述含水层深度-压力曲线和所述烃深度-压力曲线之间的差异推导出烃浮力压力。

10.  权利要求8所述的方法，其中物质i与物质j之间的界面处的所述界面张力(η_ij)由下式计算：
ηij=[Δρij(Tpr)-0.3125τ]4]]>
其中τ=e[0.09125ln(Δρ)2-0.53833ln(Δρ)+1.227328],]]>以及Δρ是物质i与物质j之间的密度差，并且其中i、j指气-水、油-水或汞-空气界面。

11.  权利要求8所述的方法，其中所述油进入压力OEP以及任选地压汞毛细管压力MICP利用下面的方程式由所述气体进入压力GEP和所述界面张力(η)计算：

其中θ_ij是界面流体i-j的接触角，其中i和j指的是盐水或水(B)、油(O)、气(G)、汞(Hg)或空气。

12.  权利要求1所述的方法，其中地下水含水层中烃浮力由下述步骤估计：
(a)从所述一个或多个校准位置获得烃深度和流体密度数据；
(b)展开烃流体性质的黑油经验模型；
(c)选择含水层组成模型和气体状态方程，其可以被用于针对压力和温度的变化来纠正含水层和气体密度；
(d)调整所述黑油模型和所述含水层组成模型的输入参数以匹配测量的原地井眼流体密度；
(e)利用所述模型调整作为所述圈闭层内压力和温度的函数的流体梯度，以从所述一个或多个校准位置外推至所述圈闭层，产生所述圈闭层结构最高点处烃和含水层深度对压力的曲线；和
(f)从所述含水层深度-压力曲线和所述烃深度-压力曲线之间的差异推导出烃浮力压力。

13.  权利要求1所述的方法，其中所述毛细管进入压力由气体进入压力、油进入压力(或者单烃相圈闭层的这些压力中的一种)以及任选地压汞毛细管压力组成，所述气体进入压力由烃柱浮力估算，以及所述油进入压力和任选地压汞毛细管压力利用如下关系式从所述气体进入压力和界面张力(η)计算：

其中θ_ij是界面流体i-j的接触角，其中在物质i和物质j之间界面处的界面张力(η_ij)如下计算：
ηij=[Δρij(Tpr)-0.3125τ]4]]>
其中τ=e[0.09125ln(Δρ)2-0.53833ln(Δρ)+1.227328],]]>T_pr是从黑油关联式计算的伪对比温度，以及Δρ是物质i与物质j之间的密度差，并且其中i、j是指气-水(B-G)、油-水(B-O)或汞-空气(Hg-空气)界面。

14.  权利要求13所述的方法，其中气体进入压力GEP是利用如下关系式由烃柱浮力估算的：
GEP＝ρ_Bg(D^OWC-D^TOC)-[ρ_Og(D^OWC-D^GOC)+ρ_Gg(D^GOC-D^TOC)]
其中ρ是流体盐水(盐水(水)的下标B)、油(下标O)和气(下标G)的密度；g是重力加速度；以及D是至油-水接触面(上标OWC)、气-油接触面(上标GOC)和烃柱顶部(上标TOC)的深度。

15.  一种用于从地下层生产烃的方法，包括：
(a)获得所述地下层中的一个或多个烃圈闭层的身份；
(b)获得对所述一个或多个烃圈闭层的密封能力和烃柱高度的评价，所述评价利用了权利要求1所述的方法；
(c)基于上述步骤的评价，获得对所述烃圈闭层的商业潜力评估；和
(d)从显示出商业潜力的圈闭层生产烃。

烃圈闭层的机械和毛细管密封分析方法
[0001]本申请要求2005年10月28日提出的美国临时专利申请60/731,095的权益。
技术领域
[0002]本申请一般涉及烃勘探和生产(油气勘探和生产)领域，更具体而言，涉及烃系统(油气系统)分析领域。具体地，本申请是预测烃圈闭层(油气圈闭层，hydrocarbon trap)中总烃柱高度(总油气藏高度，total hydrocarbon column height)和接触面(contact)的方法。
背景技术
[0003]油气沉积往往发生在被称为圈闭层(trap)的地质构造中。浮力支撑油层位于较稠的地下水的上面，同样地，气层漂浮在油层的上面。圈闭层是将烃柱“密封”在适当的位置、防止它们逃逸的地质结构。这种逃逸可能因烃压力引起的密封破裂所致或由穿过密封的毛细管渗出引起。这样的圈闭层通常含有商业性油或气沉积。在评价这类圈闭层时，无论是在勘测过程中的远景圈闭层还是油田开发过程中的目标圈闭层，气/油接触面和油/水接触面的深度是令人感兴趣的关键量。这些接触面深度将很大程度上取决于密封能力，即密封抵抗破裂和毛细管渗出的能力。
[0004]了解和预测烃圈闭层中的总烃柱高度(烃-水接触面与烃柱顶端之间的深度差)和接触面引起每一个烃勘测或生产公司的关注。密封能力——其是在泄漏之前密封可以维持的最大烃柱高度，通常在确定性基础上进行评价，而很少考虑大量与输入参数有关的不确定性。此外，通常就机械密封能力或毛细管密封能力对密封进行评价，而不同时考虑二者。同样，密封毛细管进入压力——毛细管密封能力分析的必要输入参数——通常通过在小片岩石上进行的压汞毛细管能力测试来直接测量。来自这些测试的结果并非在各处都容易获得，它们也未必是密封中邻近岩石的代表。
发明内容
[0005]在一个实施方式中，本发明是用于评价密封能力以确定含有油、气、或者油和气二者的目标烃圈闭层的烃柱高度(以及任选的相关概率误差)的方法，所述方法包括：(a)通过使毛细管进入压力等于经由压力数据与圈闭层几何形状换算而估算的烃浮力，估计一个或多个校准位置处毛细管进入压力值的概率加权分布；(b)；从使用理论计算得到的计算值或者从由一个或多个校准位置收集的经验数据，估计水力破裂压力值的概率加权分布；(c)获得目标烃圈闭层处的预期流体性质和圈闭层几何学参数的概率加权分布，所述性质和参数包括：
(1)原地流体(气、油和盐水)密度；
(2)储层压力；
(3)储层温度；
(4)圈闭层几何形状，包括圈闭层的最高点(顶部，crest)和溢出深度(spill depth)；
(d)通过从它们各自的概率加权分布中随机选择，确定目标圈闭层的每一流体性质和圈闭层几何学参数的目前实现值(current realizationvalue)；(e)通过如下方法确定目标圈闭层的毛细管进入压力的目前实现值：从所确定的一个或多个校准位置的概率加权分布随机选择毛细管进入压力值；并通过计算界面张力，调整所选择的毛细管进入压力值，使其与选择用于目前实现的目标烃圈闭层的压力、温度和流体组成相一致；(f)通过如下方法确定目标圈闭层的水力破裂压力的目前实现值：从通过一个或多个校准位置的计算值或经验数据确定的概率加权分布随机选择水力破裂压力值，以及调整所选择的水力破裂压力值与选择用于目前实现的圈闭层最高点深度相一致，从而产生调整的破裂压力梯度；(g)利用针对目前实现的目标圈闭层的随机选择的流体性质和圈闭层几何学参数，计算目标圈闭层中存在的每一烃相(油和气)的柱高，所述计算使烃浮力与总密封能力相等，所述总密封能力通过结合已调整的水力破裂压力梯度与针对目前实现所确定的毛细管进入压力值来获得；(h)重复步骤(d)-(g)预定次数；和(i)对结果取平均，并任选地从结果中数值之差(spread)计算每个柱高的不定性(度)。
[0006]在本发明的一个实施方式中，估算校准位置处毛细管进入压力值的概率加权分布的上述步骤包括：(a)获得所述校准位置处流体性质和圈闭层几何学参数的概率加权分布；(b)从所述流体性质和圈闭层几何学参数的概率加权分布中随机选择它们各自的目前实现值；(c)利用流体性质和圈闭层几何学参数的目前实现值，从烃柱浮力估计气体进入压力(gas entry pressure，GEP)；(d)利用流体性质和圈闭层几何学参数的目前实现值并通过计算盐水-气体界面张力，任选地估计隐含的压汞毛细管压力(mercury injection capillary pressure，MICP)；(e)由气体进入压力计算油进入压力(oil entry pressure，OEP)；和(f)重复步骤(b)-(e)预先选择次数，对结果取平均，并估计GEP、OEP和任选地MICP的概率加权分布。
[0007]在本发明的一些实施方式中，用于估算水力破裂压力值的概率加权分布的理论计算利用临界态土壤力学，以解析最小应力方程，其中水力破裂压力用最小水平应力近似。
[0008]用于确定毛细管进入压力的本发明方法本身可以用于根据烃接触面深度和流体密度确定性地计算烃圈闭层的毛细管进入压力，该毛细管进入压力由气体进入压力、油进入压力以及任选地由压汞毛细管压力表示，所述方法包括：(a)由烃圈闭层的烃柱上的地下水含水层浮力压力，估算气体进入压力，所述浮力压力由烃接触面深度和流体密度确定；(b)计算气-水界面和油水界面的界面张力，以及任选地计算汞-空气界面的界面张力，所述界面张力针对圈闭层及其流体的代表性条件计算；和(c)由气体进入压力和界面张力计算油进入压力和任选地计算压汞毛细管压力。在一些实施方式中，在估算气体进入压力的过程中所需的烃柱的浮力通过下述步骤确定，该步骤包括：(a)从测量的层段(interval)(校准位置)获得烃深度和流体密度数据；(b)展开烃流体性质的黑油经验模型；(c)选择含水层组成模型和气体状态方程，其可以被用于针对压力和温度的变化来纠正含水层和气体密度；(d)调整黑油模型和含水层组成模型的输入参数以匹配测量的原地井眼流体密度；(e)利用所述模型调整作为圈闭层内压力和温度的函数的流体梯度，以从测量的层段外推至圈闭层，产生圈闭层结构最高点处烃和含水层深度对压力的曲线；和(f)从含水层深度-压力曲线和烃深度-压力曲线之间的差异推导出烃浮力压力。

附图简述
[0009]本发明及其优势将通过参考下面的详细描述及附图而被更好地理解，在该附图中：
[0010]图1图解了静水压力仅依赖于深度和流体密度并且独立于容器形状；
[0011]图2图解了用于描述地下压力的典型术语的含义；
[0012]图3图解了相对于水的低烃密度引起烃柱内压力伴随着深度变浅较缓慢减小；
[0013]图4图解了孔喉中的毛细管湿润角；
[0014]图5A-F描绘了接触面与毛细管/机械泄漏关系的各种可能的情况；
[0015]图6图解了显示本发明方法的一个实施方式的基本步骤的流程图；
[0016]图7图解了用于估算毛细管进入压力的概率加权分布的本发明方法的一个实施方式中的基本步骤的流程图；
[0017]图8图解了由经验数据开发参数(破裂压力)的概率加权分布；和
[0018]图9图解了由理论破裂压力模型开发参数破裂压力的概率加权分布。
[0019]本发明将结合其优选的实施方式予以描述。然而，就下面的详细描述特定于本发明的具体实施方式或具体用途的方面来说，其意欲仅仅是示例性的，并且并不被解释为限制本发明的范围。相反，其意欲覆盖可包括在本发明精神和范围之内的所有选择、修改和等价物，如通过所附权利要求书所定义的。
优选实施方式详述
[0020]本发明是用于相继预测机械和毛细管密封能力以及传播(propagate)输入参数不定性以预测结果的概率误差的方法。本发明也公开了基于易于观测的圈闭层和烃柱高度参数的换算并结合从普遍可得的流体和物理性质数据而估算的流体梯度来预测顶部-密封毛细管进入压力的方法。
[0021]本发明意识到，对烃圈闭层中的总烃柱高度和接触面的预测需要对毛细管和机械密封性能的结合评价、对不定性的仔细评价和量化以及通过分析传播这些不定性。本发明的前提是密封应当是同时针对机械密封能力和毛细管密封能力而进行评价，并且这是有效的烃柱高度和流体接触预测的必要条件。
[0022]在本发明方法中，注意力集中在对烃接触面的圈闭层规模控制上。因此，烃接触面预测对圈闭层几何形状(其包括由结构和地层控制产生的砂连通性(sand connectivity))和烃泄漏潜力是敏感的。本发明方法涉及利用已知的几何形状评价圈闭层的烃泄漏。其可以有效地用作帮助迅速评价圈闭层几何形状和连接性情况的工具，通过统计计算传播不定性。因此，利用本发明的方法评价圈闭层几何学情况的烃接触面的有效性、探测直接烃指示器或提议的钻探前流体接触的结果、或者计算接触面和圈闭层几何形状被相当充分约束的储层中的隐含密封能力以及其它应用是适当的。下面是对本发明方法的理论基础的简要叙述。
流体压力
[0023]未提供地下水动力学的完整描述，原因在于该细节的深度是本领域技术人员已知的或者通过熟悉参考文献将是容易可得的，例如下述两篇文章：Chapman的Studies in Abnormal Pressure，Fertl，W.H.，Chapman，R.E.和HoIz，R.F.，Eds.，Elsevier，Amsterdam，Developments inPetroleum Science 38(1994)：“The Geology of Abnormal Pore Pressures，”19-49；和“Abnormal pore pressures：Essential theory，possible causes，andsliding，”187-240。几个关键的基本概念和定义有助于下面的讨论。常压或静水压力被定义为由从表面到目标深度的水静态柱施加的压力。图1图解了这种压力仅取决于垂直深度(和流体密度)而与容器的形状无关。压力随深度的变化率或者压力梯度是流体密度的函数。在地下盐水的情况中，静水压力梯度在0.42至0.47psi/ft的范围内，这取决于盐水盐度和压力(因为盐水是轻微可压缩的)。
[0024]覆盖的沉积物的重量产生的任何深度处的压力称为岩石静态压  力或应力或者盖层压力或应力。典型的岩石静态压力梯度在0.7-1.2psi/ft的范围内。在静水系统中，盖层应力通过沉积中的粒-粒接触来传递，而静水应力通过互连的孔隙网络内的盐水来传递。盖层应力引起沉积物紧凑，使孔隙网络坍塌并从孔隙空间排出盐水。在低渗透率沉积物中，盐水喷溅被阻止，因此孔隙流体可以开始支撑一些盖层应力，从而导致孔隙压力被升高到静水压之上。由岩石中的粒-粒接触支撑的盖层应力部分被称为有效应力，而由孔隙流体支撑的部分被称为过压(或过剩压力)。图2是盖层应力21相对于静水(标准)压力22的图。孔隙压力由23表示。因此，有效应力24和过压(过剩压力)25可以从该图表中读取。
[0025]实践上，孔隙压力接近机械极限值，该机械极限值稍微小于岩石静态压力或应力(σ_L)，其被称为破裂压力(P_f)，或者流体压力，在该压力处水力破裂开始在岩石中形成。这可以从图2中看出。σ_L超过P_f的量级取决于最大压缩应力(σ₁)的方向。在拉伸或静止环境中，σ_L＝σ₁并且P_f＝σ_L，然而在收缩设置中，σ_L≠σ₁并且P_f≈σ_L。
[0026]认识到过压系统是动态的并且高过压意味着盐水流动的高势能是重要的。孔隙压力的量级将取决于掩埋速率(增加盖层应力)、地层学和盐水排出的速率。因此具有高掩埋速率和/或低渗透率的系统将倾向于产生较高的过剩压力和较低的有效应力。
[0027]在多相流体系统中，相之间的密度差导致流体相的浮力分离(图3)。在烃系统中，烃液体和气体不如地层盐水浓稠，它们将具有比含水层低的压力梯度和高的绝对压力。这种压差是烃密度和柱高(圈闭层中不同的烃流体相的垂直高度)的函数并且是二次烃迁移的流体势的量度。典型的烃压力梯度对于油是～0.3psi/ft，而对于气是～0.1psi/ft。在图3中，油-水截止面(cutoff)(界面)是31，气-油截止面是32。与由线35——其表示单独的静水压力——和线34——其显示由于盖层的重量引起的增加的压力，被称为过压37——表示的假设的水柱相比，线33显示出在烃柱36内压力随着深度的降低愈加缓和地下降。线38表示浮力压力。每种介质中的压力梯度是其各自压力对深度线的斜率。
机械密封能力
[0028]机械密封能力是指达到等于或超过覆盖密封的水力破裂压力的柱顶部水压的烃柱尺寸。在机械密封能力下，烃迁移经过柱顶部的密封。未提供对地下机械密封能力的完整描述，原因在于该细节的深度是本领域技术人员已知的或易得的。对于岩石破裂机械学模型的描述，例如参见Simmons和Rau，“Predicting Deepwater Fracture Pressures：AProposal，”paper SPE 18025，1988 SPE Annual Technical Conference andExhibition，Houston，Oct.2-5；或者Rocha和Bourgoyne，“A new simplemethod to estimate fracture pressure gradient，”Pore pressure and fracturegradients[Serial]SPE Reprint Series，101-107(1999)。下面是几个关键的基本概念和定义。
[0029]水力密封失败(失效)通常与三种地质环境有关：
浅位储层
超高压力储层
非常大的烃柱
[0030]控制水力密封失效的关键参数是最小有效应力。有效应力被定义为最小主压缩应力与孔隙流体压力之间的差异。最小压缩应力通常是水平的，但是可以根据地质环境以不同的方向定向。当地层剖面的特定部分中的有效应力接近零时(接近拉伸特性(tensile regime))，水力密封失效发生。垂直压缩应力(源于盖层)总是随沉积盆地的深度增加，但是有效应力由于其它因素可随该深度而增加或减小。
[0031]在低有效应力下，应力场的小干扰可以水力破裂或重新打开顶部密封的裂缝并导致烃泄漏。由烃迁移进入圈闭层中所引起的流体压力的增加可能足以破裂顶部或断层密封。当破裂发生时，烃将从圈闭层中泄漏，直到流体压力降低到最小主压缩应力之下，其然后引起裂缝闭合并且泄漏停止。一般而言，水力顶部或断层密封失效不是严重的，圈闭层不会失去所有的烃。
[0032]为了评价水力泄漏风险，需要对烃柱高度、烃密度、含水层压力和破裂压力进行一些测量。存在几种用于估计破裂压力或破裂梯度的方法，包括：
·最小应力法：这些是常用的方法，在这些方法中，破裂压力近似为最小水平应力(σ_h min)。
·最小应力法假定在水平应力与垂直应力之间存在稳定的关系，其取决于岩石性质；
·在沉积物的掩埋和压实期间(在最大值下的垂直有效应力期间)：
σ_h min＝k₀(σ₁-P_孔)+P_孔＝k₀σ_eff+P_孔
其中
σ_h min＝最小水平应力，
(针对单轴压缩状态，其中压实是在一个方向，没有横向应变)＝最小和最大有效应力之比，从对于坚固材料的0.4至对于页岩/粘土的＞0.8。
σ₁＝垂直应力，取值为目标深度处的沉积盖层压力，和
P_孔＝孔隙压力。
·环向应力法：这些方法基于具有圆形孔(例如井眼)的板中的应力的分析方案。它们预测当井眼压力使得沿着井眼壁的环向应力(或与井眼正切的应力)等于岩石的拉伸强度时损失的返回(returns)。
·断裂力学法：这些方法采纳关于断裂韧性、初始裂纹长度和沿着裂纹的流体压力分布方面的详细信息，并使用该信息确定裂缝延伸开始和结束的条件。它们用于设计水力破裂处理。
·经验方法：最小水平应力有时通过最佳拟合压缩应力的经验量值(地层完整性试验，FIT；漏失试验，LOT；压力完整性试验，PIT，或生产数据)来近似取值。
[0033]在复杂的构造环境中，对破裂梯度的详细估计可能要求应用多种方法。然而，在许多情况中，最小水平应力法提供了适当的估算，并且其所需的输入参数是普遍可得的。因此，其为两种破裂梯度估算方法之一，另一种为经验方法，它们被用于本发明优选的实施方式中，如在下面详细描述。
毛细管密封能力
[0034]未提供对地下毛细管密封能力的完整描述(除本发明的创新之外)，原因在于该细节的深度是本领域技术人员已知的或者易得的。下面是几个关键的基本概念和定义。
[0035]由于浮力作用，烃移动经过水饱和的多孔岩石。所需做的功(work)是增加烃流线(hydrocarbon filament)的表面积，使得其可以替代细粒岩石的孔隙空间中的水。这产生对烃迁移的抵抗。这种抵抗的量级是连接通道中的最小孔喉尺寸、湿润性和烃与盐水之间的界面张力的函数。例如，参见Berg，R.R.，“Capillary pressure in stratigraphictraps，”AAPG Bulletin 59，939-956(1975)；和Schowalter，T.T.，“Mechanics of secondary hydrocarbon migration and entrapment，”AAPGBulletin 63，723-760(1979)。“毛细管进入压力”(Pc)也被称为“排替”压力或“阈”压力，其量化对低流速的阻力的量级。例如，参见Smith，D.A.，“Theoretical considerations of sealing and non-sealing faults，”AAPG Bulletin 50，363-374(1966)。
[0036]相关物理学描绘在图4中。位于细粒密封单元42中的小孔喉41阻止烃流动，使得下面的烃柱43增加。随着烃柱增加，烃柱的浮力增加了湿润和非湿润相之间的压差，迫使烃进入水饱和的孔喉中。平衡的烃-盐水-固体接触位于湿润角处。当烃柱高度对于浮力而言足以等于密封的毛细管进入压力时，烃可以进入孔喉41，使相间的不溶混边界变形为适合位于密封单元的孔喉之间的形状。
[0037]当两种不溶混流体接触固体表面时，一个相优先被吸引至该固体。湿润性在数学上通过油-水界面对岩石的接触角(湿润角)来表达。该角取决于优先吸引的程度，或者换言之，取决于从该固体分离湿润流体所需的功。在本发明的一些实施方式中，假定自然系统中的岩石颗粒是水湿性的，这意味着颗粒被薄水膜覆盖。
[0038]界面张力是扩大两种不混溶流体之间界面的单位面积所需的功的表达。该张力由各流体内同类分子的相互吸引与流体界面上不同分子的吸引之间的差异产生。
[0039]由烃上的浮力产生的向上压力P_c由下式给出：
Pc=2ηcosθR]]>
其中η是烃-水界面张力，θ是突破处的湿润角，以及R是孔喉半径。接触面升高(接触面高度，contact elevation)的预测模型
[0040]圈闭层结构结合毛细管进入压力和水力破裂压力足以确定目前烃接触面的位置，条件是满足包括下列各项的各种假设：
(a)目前的“地质学”(几何形状、岩石性质等)足以解决该问题。这暗示着充填速率(charge rate)相比沉积速率通常是高的。这种假设并非总是有效的，但是经验表明，这种假设通常不会导致重大的误差。这种假设对陈旧圈闭层和/或具有近期烃充填的系统最有可能有效。
(b)足以填充积聚处的油和气体积已经从来源产生并迁移到圈闭层(即，圈闭层对于油或气没有充填限制)。
(c)烃分布处于准稳定态平衡状态。根据该假设，迁移在地质年代表上是快速的，并且最终的烃分布不是总充填体积的函数(除圈闭层如上所述没有充填限制的情况外)。流体分布受毛细管力的控制并独立于渗透率。(毛细管力和渗透率不全部是独立的，但是在该模型中，仅需要毛细管力。)该假设意味着在目前，流体进入圈闭层的充填速率等于从圈闭层泄漏和溢出速率之和。
(d)毛细管泄漏出现在泄漏段的最高浮力点处。(如果圈闭层泄漏气体，其在最高点泄漏；如果圈闭层泄漏油，其在气-油接触处泄漏。)这与密封具有均匀的毛细性质这一稍微更严格的假设具有相同的效果。
(e)水力破裂泄漏出现在烃柱顶部(圈闭层最高点)。
(f)密封的毛细管(进入)压力不是密封中流体饱和度或者经过密封的流体流通速率的函数。密封毛管容量仅由于盐水-烃界面张力的改变而改变。这种假设意味着烃分布不是系统充填速率的函数。
(g)对于油-水和气-水系统而言，接触角是零(即密封是完全水湿性的)。
(h)密封和圈闭层中的水相具有类似的过剩压力。密封中较高的过剩压力增加了有效密封能力，原因在于烃柱的浮力必须超过过剩压力以及毛细管进入压力。密封中较低的过剩压力通过为烃迁移提高额外的推动力而降低了有效密封性能。参见例如，Heum，O.R.，“A fluid dyamicclassification of hydrocarbon entrapment，”Petroleum Geoscience 2，145-158(1996)。
[0041]如果烃位于两相区中(在P-T空间中)并且根据上述假设，存在六种可能的泄漏情况。这六种情况图解在图5A-F中，在Sales分类系统的术语中，情况6(图5F)相当于Sales类别1圈闭层，情况4(图5D)相当于Sales类别2圈闭层，而情况2(图5B)相当于Sales类别3圈闭层。情况1(图5A)在单独毛细管泄漏的情况下不可能实现，因此在Sales分类系统中不存在等价物。参见Sales，J.K.，“Seal strengthvs.trap closure-A fundamental control on the distribution of oil and gas，”在Seals，Traps，and the Petroleum System，R.C.Surdam，ed.，AAPGMemoir 67，57-83(1997)。情况2和3(图5C)和情况4和5(图5E)在单独的烃柱高的情况下无法区分。
[0042]图5A-F所显示的类似于图3。每副图具有一条显示水压对深度的线和显示压力随烃柱深度更缓慢增加的第二条线。在烃柱包括气相和油相时，第二条线由两条具有不同斜率的线段组成(图5B、5C、5D和5E)。在图5A中，烃柱都是油(窄条)，而在图5F中，其都是气(宽条)。
[0043]在情况1中(图5A)，烃柱的浮力压力超过密封破裂压力。油和气均在最高点处由于水力破裂泄漏并且圈闭层全部充满油。在最高点处的含水层压力接近破裂压力(P_f)时的极限下，油柱高接近零。
[0044]在情况2中(图5B)，烃柱的浮力压力超过最高点处的气体进入压力(“GEP”)，并且油立柱的浮力超过气-油接触(“GOC”)处的油进入压力(“OEP”)。由于毛细突破，气和油分别在最高点和GOC高度处泄漏。
[0045]在情况3中(图5C)，烃柱的浮力压力超过最高点处的P_f，并且油立柱的浮力超过GOC处的OEP。气体水力泄漏发生在最高点，而油毛细管泄漏穿过顶部密封发生在GOC高度处。漏失和OEP压力控制GOC和油-水接触面(“OWC”)。图5B和5C中烃柱顶部处的小气柱由51表示。
[0046]在情况4中(图5D)，烃柱的浮力压力超过最高点处的GEP，但是油柱的浮力未超过GOC处的OEP。气体毛细管泄漏发生在最高点处，而油从圈闭层溢出。GEP和闭合高度控制COG和OWC。
[0047]在情况5中(图5E)，烃柱的浮力压力超过最高点处的P_f，但是油立柱的浮力未超过GOC处的OEP。气体水力泄漏发生在最高点处，而油从圈闭层溢出。P_f和闭合高度控制COG和OWC。
[0048]在情况6中(图5F)，全气体柱的浮力压力小于P_f或GEP。不存在泄漏，气和油都从圈闭层中溢出，并且圈闭层内唯一的流体相是气体。
基本方法
[0049]图6是显示本发明方法一个实施方式的基本步骤。首先给出对该方法的步骤的简要描述，之后是一些步骤更详细的处理。
[0050]在步骤61中，估计校准位置处毛细管进入压力值的概率加权分布(与作为评价对象的远景圈闭层的位置对比)。进行该步骤的可能的选择包括：a)在来自校准位置的密封岩石的代表性样品上进行标准实验室压汞毛细管进入压力(MICP)实验，或b)计算由校准位置处的烃柱高度表示的MICP的值(该优选的方法在下面更详细地描述)。
[0051]步骤62是估计校准位置处的水力破裂压力值(即破裂梯度)的概率加权分布。进行该步骤的可能的可选方案包括：
(a)与漏失测试数据最佳拟合。通过利用线性回归算法(在下面进一步描述)推导与漏失压力测试数据的最佳拟合，估算水力破裂梯度。
(b)地质力学理论。利用临界态土壤力学方法估算水力破裂梯度，该方法引入外部推导的盖层和孔隙压力估算值，以及引入了从区域经历和/或岩石类型和/或掩埋历史估计的k_o值(岩性学依赖性的水平应力与垂直应力之比)(在下面进一步描述)。
[0052]步骤63是估计勘测位置处圈闭层和流体参数的概率加权分布，最有可能基于专家意见。
(a)圈闭层参数(最佳估计加上相关的不定性范围)
i)圈闭层最高点的深度
ii)圈闭层溢出的深度和/或控制断层并置泄漏
iii)圈闭层温度
(b)流体参数
i)原地流体(烃、盐水)密度。
ii)地层含水层压力
[0053]剩余的步骤涉及概率分析，前面步骤为其提供输入数据。该概率分析也在下面进行更详细地讨论。步骤64从来自步骤61-63的三个概率加权分布中随机选择毛细管进入压力值、水力破裂压力值和每个圈闭层和流体性质的值。毛细管进入压力产生自烃接触面是已知的校准位置处。在步骤65，针对界面张力调整所选择的毛细管进入压力值，使其与压力、温度和选择为目标(勘探或开发)圈闭层代表的流体性质相一致。在步骤66，针对被认为是目标圈闭层代表的选择的最高点深度调整所选择的水力破裂压力。在步骤67，计算烃柱高度，与所选择的圈闭层参数、流体参数和机械密封容量参数一致。一个随机实现(random realization)此刻完成。在步骤68，重复步骤64-67预定次数，因此产生期望数目的随机实现。在步骤69，随机结果易于通过数据解释器进行分析。
估计毛细管进入压力(步骤61)
[0054]图6流程图中的步骤61和62要求基于在一个或多个校准位置获得的观察值计算毛细管和机械密封能力的概率加权分布。这些分布被调整为符合目标位置的预期条件。下面的讨论公开了用于确定校准位置毛细管密封能力的概率加权分布的优选方法。如果可以利用多个校准位置，则该方法可以重复数次。毛细管密封能力分析的有利校准位置优选地基于下列标准进行选择：
(a)校准位置和目标位置应当处于相同的地质区域。
(b)下面所列的、作为所需输入量的校准位置的圈闭层构造的组成应当被充分限制。
(c)校准位置的顶部密封(烃从中泄漏的岩石类型)在岩性学、结构和有效应力方面应当类似于目标顶部密封。
[0055]在本发明方法的上述优选实施方式中，通过通常可得的烃圈闭层和流体性质数据的换算来估计密封毛细管进入压力。该技术显著不同于现有的石油工业实践，后者通过压汞(MICP)或其它技术直接测量毛细管进入压力。这些现有技术取决于岩石样品的可用性，这些岩石样品代表密封或与全球数据库比较的最弱元素。在此所公开的方法产生对该密封最弱元素的密封毛细管进入压力的估计，而无需该元素的具体身份。
[0056]本方法扩展了由Sales所公开的烃泄漏模型，该模型基于已知的地下流体接触面、圈闭层参数和应用于勘测规模的流体组成。参见SalesJ.K.，“Seal strength vs.trap closure-A fundamental control on thedistribution of oil and gas，”在Seals，Traps，and the Petroleum System，R.C.Surdam，ed.，AAPG Memoir 67，57-83(1997)。该经验模型可以用于针对从具有给定闭合高度的圈闭层所发生的烃泄漏，估计毛细管密封能力(所谓的“隐含”MICP)。
[0057]用于估计毛细管密封能力的本发明方法的前提是密封能力的最可靠估计值是来自压力数据的隐含值(implied value)。隐含气体进入压力(GEP)假设该GEP等于正在泄露气或气和油的圈闭层中的烃的浮力。如果圈闭层不泄露，则计算值将是最小隐含GEP，而不是最可能的隐含GEP。
[0058]根据准稳态平衡模型，毛细管密封强度与烃柱施加于顶部密封的浮力压力直接相关。最高点处的浮力压力小于情况6圈闭层的密封能力，并且等于情况2或4圈闭层的气体进入压力或阈压力(参见图5A-F)。由油柱在气-油接触面处施加的浮力压力等于情况2或3圈闭层的油进入压力或阈压力。如果油-盐水和气-盐水界面张力是已知的话，则气体进入压力或油进入压力可以与密封能力相关。
[0059]对于本发明方法的该实施方式中气体进入压力(GEP)估算，获得并利用下列概率加权分布：
●到烃柱顶部的深度(D^CTOC)。
●到气-油接触面的深度(D^CGOC)。
●到油-水接触面的深度(D^COWC)。
●原地气体密度(ρ_G)。
●原地油密度(ρ_O)。
●原地盐水密度(ρ_B)。
[0060]对于本发明方法的本实施方式中油进入压力(OEP)估算，获得并利用下列概率加权分布：
●在D^CGOC处的储层温度(T^CGOC)。
●在D^CGOC处的气体压力(P_G^CGOC)。
●Z因子(Z)的概率加权分布(参见，例如Standing，M.B.和Katz，D.L.，“Density of natural gases，”Trans.AIME 146，140-149(1942))。
[0061]图7的流程图显示了实施本发明方法的该实施方式的图6进行步骤61的基本步骤：
步骤71：输入参数的随机选择
[0062]从这类参数的概率加权分布随机选择每个所需输入量的单个值，以产生用于目前实现的输入值。
步骤72：估计用于目前实现的气体进入压力(GEP)
[0063]GEP(气体进入压力)仅由接触面高度、圈闭层几何形状和压力梯度来确定，并且可以用于在具有相似压力和温度(P-T)条件的位置处进行预测。
[0064]为估计由结构内俘获的烃施加的浮力压力，黑油模型(一种烃流体性质的公知经验模型)可用于(1)针对远离已测量层段的压力和温度变化，纠正流体梯度(黑油模型的非典型应用)，和(2)纠正在偏移钻井(offset drilling)中所测量的测量流体梯度，以补偿感兴趣勘探处的温度和压力变化(标准应用)。含水层组成模型(盐度)和气体状态方程式可以被用于针对压力和温度变化来纠正含水层和气体的密度。非理想性(non-ideality)(在气体状态方程式中)由Z因子说明，其可以迭代确定。纠正压力、温度和流体组成方面的流体性质的可选方法是EOS(状态方程式)模型的方法。这些模型是本领域实践者易于得到的，并且它们提供了一种方法实例——所述方法可以用作在下面展现的黑油模型或者用于实施该步骤的另一经验方法或其它方法的可选方案。
[0065]本发明的该优选实施方式首先通过手动调整黑油模型和含水层组成模型的输入参数以匹配来自井眼的已测量的原位流体密度来运作。接下来，利用校准模型将流体梯度作为圈闭层内的绝对压力和温度的函数进行调整，以从测量层段外推，测量层段即在其上收集压力数据的深度范围。该结果是可以用于估计结构最高点处的烃和含水层压力的曲线。圈闭层最高点处的外推含水层深度-压力曲线与外推烃深度-压力曲线之间的差异是在结构最高点处由烃施加的浮力压力的量度。
[0066]在校准位置处的烃柱顶部深度(D^CTOC)处的气体进入压力因此可以通过下式由烃柱的浮力估计：
GEP^CTOC＝ρ_Bg(D^COWC-D^CTOC)-[ρ_Og(D^COWC-D^CGOC)+ρ_Gg(D^CGOC-D^CTOC)]。
[0067]油进入压力(“OEP”)然后可以由GEP和烃-盐水界面张力计算。MICP可以以相似的方式计算。该计算需要估计气-盐水界面张力。界面张力由Firoozabadi Tau计算，其为烃-盐水密度差与界面张力之间的经验关系：
τ=e[0.09125ln(Δρ)2-0.53833ln(Δρ)+1.227328],]]>
其中Δρ是烃-盐水密度差。
Firoozabadi Tau可用于通过下面的关系式来估计烃-盐水界面张力。
ηB-HC=[ΔρB-HC(TprHC)-0.3125τ]4]]>
其中T_pr^HC是伪对比温度(由黑油相关性计算-参见下面)。在该等式中，密度以g/cc表达，伪对比温度是无量纲的，而界面张力为达因/厘米。变量之间的相同关系对任何两种物质之间的界面都成立，例如水银和空气。界面张力表达式中的因子τ也可以被认为具有指数，原因在于上述关于τ的表达式中的密度差Δρ是指正被计算界面张力的两种特定流体之间的密度差。一旦烃-盐水界面张力和进入压力是已知的，密封能力可以根据下述关系式估计：

其中MICP＝P_Hg-P_空气
OEP＝P_o-P_w
GEP＝P_g-P_w，和
θ_ij是i和j流体系统的接触角。
本发明方法一些实施方式的输入数据：
·圈闭层参数(最高点深度、溢出深度(向斜层、断层并置泄漏或取样沙(thief sand))、最高点的温度)
·流体梯度(来自RFT数据或由上面概括的技术导出的油、气、水梯度)
·烃柱高度或接触面深度(例如，直接烃指示器、AVO、井渗透)现在将更详细地解释这些步骤。(注意：在界面张力的讨论中术语水和盐水互换使用。)
步骤73：估计目前实现的隐含压汞毛细管压力(MICP)
[0068](注意：烃帽密封的毛细管进入压力通常由气体进入压力(GEP)和油进入压力(OEP)指定，或者如果该圈闭层仅含有一个烃相时由这些中的一个指定。然而，MICP通常是期望的并且也是有用的，主要是能与试验室试验进行比较。)
(1)利用黑油模型(从该情况采纳的现场数据确定储层流体性质的经验相关性，来自McCain Jr.，W.D.，“Reservoir-fluid property correlations-state of the art，”SPE Reservoir Engineering 6，266-272(1991))，发现D^CTOC处的气体比重与观测的气体力柱(gas leg)压力匹配。
(a)估计D^CTOCγ_G^CTOC处的气体比重(γ_G^CTOC)的值。
(b)通过下式计算D^CTOC处的伪临界压力(P_pc^CTOC)：
PpcCTOC=756.8-γGCTOC(131+3.6γGCTOC)]]>
(c)通过下式计算D^CTOC处的伪临界温度(T_pc^CTOC)：
TpcCTOC=169.2-γGCTOC(349.5+74.0γGCTOC)]]>
(d)通过下式计算D^CTOC处的伪对比温度(T_pr^CTOC)：
TprCTOC=(TCTOC+459.69)/TpcCTOC]]>
(e)通过下式计算D^CTOC处的伪对比压力(p_pr^CTOC)：
PprCTOC=PGCTOC/PpcCTOC]]>
(f)计算气体地层体积因子(B_g)：
Bg=0.00502Z(TCTOC+459.69)/PGCTOC]]>
(g)计算气体原地密度(ρ_g)：
ρg=0.21870617((0.001)/Bg)γGCTOC]]>
(h)将预测的原地气体密度与观测的原地气体密度比较。
(i)利用观测原地密度与预测原地密度之间的差异更正(更新，update)步骤73的第一亚步骤中D^CGOC处的气体比重推测值(γ_G^CGOC)。
(j)重复，直到答案收敛(converge)，得到气体比重，其与观测的压力梯度在可接受的容许偏差内匹配。
(2)估计顶部密封MICP。
(a)计算GOC处的盐水-油密度差(Δρ_B-G)。
Δρ_B-G＝(ρ_B-ρ_O)
(b)利用盐水-气体密度差，计算Firoozabadi Tau(τ-参见Firoozabadi& Ramey，“Surface tension of water-hydrocarbon systems at reservoirconditions，”paper no.87-38-30，发表于第38届CIM石油学会年度技术大会(the 38th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society of CIM)，Calgary (June 7-10 1987))。
τ=e[0.09125ln(ΔρB-G)2-0.53833ln(ΔρB-G)+1.227328]]]>
(c)利用Firoozabadi Tau(τ)计算盐水-气体界面张力。
ηB-GCTOC=[ΔρB-G(TprCTOC)-0.3125τ]4]]>
(d)计算目前实现的当量MICP。
MICP=367.7GEPCTOCηB-GCTOC]]>
步骤74：估计目前实现的油进入压力(OEP)
(1)利用黑油模型(从该情况中，来自McCain(1991)的相关性)，发现D^CGOC处的气体比重，以匹配观测的气体力柱压力。
(a)推测D^CGOC处的气体比重(γ_G^CGOC)的值。
(b)通过下式计算D^CGOC处的伪临界压力(P_pc^CGOC)：
PpcCGOC=756.8-γGCTOC(131+3.6γGCTOC)]]>
(c)通过下式计算D^CGOC处的伪临界温度(T_pc^CGOC)：
TpcCGOC=169.2-γGCGOC(349.5+74.0γGCGOC)]]>
(d)通过下式计算D^CGOC处的伪对比温度(T_pr^CGOC)：
TprCGOC=(TCGOC+459.69)/TpcCGOC]]>
(e)通过下式计算D^CGOC处的伪对比压力(p_pr^CGOC)：
PprCGOC=PGCGOC/PpcCGOC]]>
(f)计算气体地层体积因子(B_g)：
Bg=0.00502Z(TCGOC+459.69)/PGCGOC]]>
(g)计算气体原地密度(ρ_g)：
ρg=0.21870617(0.001/Bg)γGCGOC]]>
(h)将预测的原地气体密度与观测的原地气体密度比较。
(i)利用观测原地密度与预测原地密度之间的差异更正步骤74的第一亚步骤中D^CGOC处的气体比重推测值(γ_G^CGOC)。
(j)重复，直到答案收敛，得到气体比重，其与观测的压力梯度在可接受的容许偏差内匹配。
(2)利用黑油模型(来自McCain(1991)的相关性，在该情况中假定饱和)，发现油API重量(γ_API^CGOC)，以匹配观测的油立柱压力。
(a)推测D^CGOC处的油API重力(γ_API^CGOC)的值。
(b)通过下式计算D^CGOC处的油比重(γ_O^CGOC)。
γOCGOC=141.5/(γAPI+131.5)]]>
(c)假定饱和，计算D^CGOC处的溶解气-油比(R_s)。
RSCGOC=γGCGOC[(PGCGOC/18.2+1.4)10(0.0125ρAPI-0.0091TCGOC)](-0.83)]]>
(d)计算泡点处的饱和原油地层体积因子(B_ob)。
Bob=0.9759+0.00012[RS(γGCGOC/γOCGOC)+1.25TCGOC]1.2]]>
(e)计算油原地密度(ρ_o)：
ρO=(γOCGOC+0.0002179*RSCGOCγGCGOC)/Bob]]>
(f)利用观测原地密度与预测原地密度之间的差异更正亚步骤(a)中D^CGOC处的油API重力推测值(γ_API^GOC)。
(g)重复，直到答案收敛，得到与观测压力梯度匹配的γ_API^CGOC。
(3)由GEP计算OEP。
(a)计算静止原油(脱气原油，dead oil)的分子量(M_O^STP)。
MOSTP=433.646-10.1264(γAPICGOC-20.557)]]>
(b)计算静止原油的临界温度(T_C^STP)。
TCSTP=23.832628ln(MOSTP)2+166.453684ln(MOSTP)300.639467]]>
(c)计算溶解气的重量分数(率)(f_G^GOC)。
fGCGOC=(RSCGOC/379.6)((RSCGOC/379.6)+350.565(γOCGOC/MOSTP))]]>
(d)计算D^CGOC处新采原油(含气原油，live oil)的临界温度(T_C^CGOC)。
TCCGOC=fGCGOCTpcCGOC+TCSTP(1-fGCGOC)]]>
(e)计算D^CGOC处新采原油的伪对比温度(T_pr^CGOC)。
TprCGOC=(TCGOC+459.69)/TCCGOC]]>
(f)计算GOC处的盐水-油密度差(Δρ_O-B^CGOC)。
Δρ_B-O＝(ρ_B-ρ_O)
(g)利用盐水-油密度差计算Firoozabadi Tau(τ)。
τ=e[0.09125ln(ΔρB-O)2-0.53833ln(ΔρB-O)+1.227328]]]>
(h)利用Firoozabadi Tau(τ)，计算盐水-油界面张力。
ηB-OCGOC=[ΔρB-O(TprCGOC)-0.3125τ]4]]>
(i)计算油进入压力。
OEPCGOC=MICP(ηB-OCGOC)/367.7.]]>
步骤75：获得校准位置的密封能力估计值的统计学分布
[0069]重复步骤71-74预定次数，对结果取平均，并计算MICP、GEP^CTOC、OEP^CGOC的不定性差(uncertainty spread)。
步骤76：组合任何其它校准位置的密封能力估计值的分布
[0070]对于每个校准位置重复步骤71-75，总计MICP、GEP^CTOC和OEP^CGOC的概率分布。
[0071]本领域技术人员将意识到，与传统方法相比，前述实施方式作为用于估计毛细管密封能力的独立方法具有价值，其或者具有不确定性的估计，或者如果期望，不具有不确定性估计。在后一种情况中，以其最直接的方式，输入参数值将需要在步骤71中选择，但是用于勘探位置。然后，步骤72-74将如上述进行。
估计水力破裂压力(步骤62)
[0072]下面详细的讨论是关于估计校准位置处机械密封能力及相关不定性的优选实施方式。
[0073]确定性机械密封能力计算的基础在于对烃柱顶部储层有效应力的评价。随着储层流体压力增加(即烃柱高顶部的破裂水力增加)，有效应力减小，并且储层流体压力可能打开顶部密封中的拉伸破裂的风险增加(在该点处，储层流体压力等于或超过水力破裂压力，或P_f)，从而使得烃逃逸。两种常见事件的发生增加了烃柱顶部的水力压力：1)烃柱高度的增加；和2)与现有烃柱相关的储层含水层压力的增加。
[0074]所述的本实施方式的技术有助于利用接触面信息来计算相对于最小压缩应力的机械密封能力。该优选的实施方式基于Mandl和Harkness的研究工作，“Hydrocarbon migration by hydraulic fracturing”，Deformation of Sediments and Sedimentary Rocks，Geological SpecialPublication 29，39-54，Jones and Preston，Ed′s(1987)和Miller，T.W.的研究工作，“New insights on natural hydraulic fractures induced byabnormally high pore pressures，”AAPG Bulletin 79，1005-1018(1995)。这些研究者建立了纯确定性方法，用于估计水力破裂圈闭层顶部密封所需的烃柱大小，以及鉴定对单相烃柱高度的可能控制。
[0075]水力破裂压力规定为压力与深度之间的函数关系。该关系可以由用户基于先前知识人工确定。在本发明的其它实施方式中，该关系可以通过至少两种方法计算：LOT(漏失测试)数据的线性“最小二乘方”回归或通过本文如上所述对σ_h min的测定。
输入量
[0076]对于经验水力破裂压力估计，在本发明的一些实施方式中使用下面的输入：
·来自校准位置(一个或多个)的漏失测试数据。
·来自校准位置(一个或多个)的操作数据，如返回损失事件(lostreturns incident)。
[0077]对于理论水力破裂压力估计，在本发明的一些实施方式中使用下面的输入：
·作为深度函数具有不定性范围的岩石静态压力(P_Lith)。
·作为深度函数具有不定性范围的孔隙压力(P_孔隙)。
·具有不定性范围的最小与最大有效应力之比(K_o)。
[0078]经验水力破裂压力估计可以遵循下面的基本步骤进行：
(1)对作为深度函数的经验数据进行作图。
(2)计算简单最佳拟合线性回归线(一条或多条)，通过如在Davis，Statistics and Data Analysis in Geology，2^nd Edition，John Wiley andSons，Inc.，USA，176-204(1986)中概述的技术最小化点与线(一条或多条)之间的垂直距离的平方和。
(3)计算标准置信区间，通过如在Davis(1986)中所概括的技术导出深度与破裂压力之间的关系以及相关的不确定性。
[0079]理论水力破裂压力估计可以遵循下面的基本步骤进行：
(1)对作为深度函数的P_Lith和P_孔隙与相关不定性范围作图。
(2)计算垂直有效应力(σ_eff＝P_Lith-P_孔隙)和相关的不定性范围。
(3)通过下式计算最小水平应力(σ_h min)和相关的不定性范围
σ_h min＝k₀σ_eff+P_孔隙
其中(针对单轴压缩状态，其中压实是在一个没有横向应变的方向)＝最小有效应力与最大有效应力之比；从对于坚固材料为大约0.4至对于页岩/粘土为＞0.8。
(4)重复以确定作为深度函数的σ_hmin的最小值，以及最有可能确定其最大值。
柱高的概率计算(步骤64-67)
[0080]优选实施方式的步骤61和62已被详细描述，以及进行这描述的还有步骤63。这些步骤产生在勘探位置的圈闭层和流体参数的概率加权分布、来自校准位置(一个或多个)的毛细管进入压力和来自校准位置(一个或多个)的水力破裂压力。接下来是概率步骤。该分析的关键是认识到机械和毛细管密封能力的概率加权分布必须被调整，以考虑校准位置处的圈闭层和流体参数与勘探参数分布的每个实现中所选择的那些圈闭层和流体参数之间的差异。在本发明优选的实施方式中，不确定性分布被分配给所有的输入参数。不确定性遍及整个分析，使得能够对风险和评估的概率模拟进行统计学分析。
[0081]概率计算步骤的输入量包括下列。
远景圈闭层参数的概率加权分布(来自步骤63)：
·柱顶部(D^PTOC)。
·溢出(D^W)。
·D^PTOC处的勘探温度(T^PTOC)
·勘探水深(D^W)。
勘探流体参数的概率加权分布(来自步骤63)：
·原地油密度(ρ_O)。
·原地气体密度(ρ_G)。
·原地盐水密度(ρ_B)
·地层孔隙过剩压力(P_E)。
毛细管进入压力的概率加权分布(来自步骤61)：
·MICP
多个破裂压力对深度的曲线以及相关的置信区间(来自步骤62)。
[0082]接下来是概率计算的优选实施方式中的步骤，附图标记参考图6的流程图。
从输入参数分布中随机选择值(步骤64)。
[0083]从选择的输入，计算：
a)在D^PTOC处的盐水压力。
P_B＝ρ_SWgD^W+ρ_BgD^PTOC+P_E
修改从校准位置(一个或多个)计算的油进入压力(OEP)和气体进入压力(GEP)用于目前实现的勘探条件(步骤65)。
(1)由从校准位置(一个或多个)确定的MICP值计算勘探气体进入压力，评价D^PTOC处的气体性质。
(a)发现气体重量(γ_G)，其产生选择的原地密度(ρ_G)，如图7的步骤73。
(b)通过下式计算伪临界气体温度(T_pc)：
T_pc＝169.2+γ_G(349.5-74γ_G)
(c)通过下式计算伪对比气体温度(T_pr^PTOC)：
(d)计算盐水-气体密度差(Δρ_B-G)：
Δρ_B-G＝(ρ_B-ρ_G)
(e)利用盐水-气体密度差，计算Firoozabadi Tau(τ)。
τ=e[0.09125ln(ΔρB-G)2-0.53833ln(ΔρB-G)+1.227328]]]>
(f)利用Firoozabadi Tau(τ)，计算盐水-气体界面张力。
ηB-GPTOC=[ΔρB-G(TprPTOC)-0.3125τ]4]]>
(g)利用勘探D^PTOC处的盐水-气体界面张力(η_B-G^PTOC)，计算勘探D^PTOC处的GEP：
GEPPTOC=(ηB-GPTOC)MICP367.7]]>
(2)由从校准位置(一个或多个)确定的MICP值计算勘探油进入压力，评价D^PTOC处的油性质。
(a)利用黑油模型，发现油API重力(γ_API^PTOC)和油比重(γ_O^PTOC)，匹配选择的原地密度，如图7的步骤74。
(b)假定饱和，计算D^PTOC处的溶解气/油比(R_s^PTOC)：
RsPTOC=γG[(PBPTOC/18.2+1.4)10(0.0125γAPIPTOC-0.0091TPTOC)](-0.83)]]>
(c)计算有效分子量(M_Weff)。
MWeff=433.646-10.1264(γAPIPTOC-20.557)]]>
(d)计算静止原油的临界温度(T_C^STP)
TCSTP=23.832628log(MWeff)2-0.53833log(MWeff)+1.227328]]>
(e)计算溶解气的重量分数(f_G^PGOC)
fGPTOC=(RsPTOC/379.6)((RsPTOC/379.6)+350.565(γOPTOC/MWeff))]]>
(f)计算D^PTOC处新采原油的临界温度(T_C^PGOC)。
TCPTOC=fGPTOCTpcPTOC+TCSTP(1-fGPTOC)]]>
(g)计算D^PTOC处新采原油的伪对比温度(T_pr^PTOC)。
TprPTOC=(TPTOC+459.6)/TCPTOC]]>
(h)计算盐水-油密度差(Δρ_O-B^PTOC)。
ΔρB-OPTOC=(ρB-ρOPTOC)]]>
(i)利用盐水-油密度差计算Firoozabadi Tau(τ)。
τ=e[0.09125ln(ΔρB-OPTOC)2-0.53833ln(ΔρB-OPTOC)+1.227328]]]>
(j)利用Firoozabadi Tau(τ)，计算油-盐水界面张力。
ηB-OPTOC=[ΔρB-OPTOC(TprPTOC)-0.3125τ]4]]>
(k)计算油进入压力。
OEPPTOC=(ηB-OPTOC)MICP/367.7.]]>
基于目前实现中选择的圈闭层参数修改水力破裂压力(步骤66)
1)对于经验水力破裂压力模型(来自步骤62)，计算D^PTOC处水力破裂压力的概率加权分布：
(i)参考图8，使目标圈闭层的估计最高点深度84即D^PTOC处确定的最佳拟合(优选最小二乘方方面(least-squaressense))回归线81与68.27％标准置信区间82建立等式，以规定水力破裂压力的正态(高斯)分布85的平均值86和一个标准偏差87。这确定了正态分布曲线的拓扑结构，随机试验将从中选择出水力破裂压力。例如从校准位置(一个或多个)进行的漏失测试可以获得图8中绘制的破裂压力数据点83。例如从地震资料可以获得目标圈闭层最高点深度的估计。
(ii)从步骤(i)的概率加权分布中随机选择目前实现的水力破裂压力值(P_f)。
2)对于理论水力破裂压力模型(来自步骤62)，计算D^PTOC处水力破裂压力的概率加权分布：
(i)参考图9，使在目标圈闭层的估计最高点深度95即D^PTOC处确定的最可能91、最小92与最大93σ_hmin(即P_Frac)建立等式，以规定破裂压力的三角分布94上的最可能值、最小值和最大值。该理论破裂压力模型用于产生曲线96、97和98。
(ii)从该概率加权分布随机选择目前实现的水力破裂压力值(P_f)。
计算与目前实现的圈闭层参数、流体参数、水力破裂压力、OEP和GEP一致的烃柱高度(步骤67)
[0084]可选的潜在情况描绘在图5A-F中。所述步骤要求使计算OEP和GEP等于相对于毛细管密封能力的相关含水层压力梯度的烃柱浮力，并且使烃柱顶部(圈闭层最高点)的绝对压力等于机械密封能力的柱顶部(圈闭层最高点)处的P_f。实现必需的浮力或绝对压力所需的烃柱(气、油或者油气组合)高度是该实现的密封能力。
重复步骤74-77以获得更多的实现(步骤68)。(不言自明的)
结论
[0085]上述申请涉及本发明的具体实施方式，目的是举例说明本发明。然而，对于本领域技术人员而言将是显而易见的是，可以对本文所述实施方式进行许多修改和变化。例如，在本发明中随机取样的概率加权分布可以是被分配单一概率(probability of unity)的单个值。此外，对于本领域技术人员应当显而易见的是，本文上面所提出对如何实施图6和7的步骤的详细解释只是构成了本发明方法的一个或几个具体实施方式，而并非意欲限制权利要求书中的更宽的描述，该更宽的描述被撰写为包括所有的实施方式。在该相同的细节水平公开所有的实施方式将是(a)不可能且(b)对于技术人员的理解是不必要的。所有这些修改和变化意欲在本发明的范围内，如在所附权利要求书中所定义。熟悉本领域的读者也将意识到，本发明将优选借助计算机工具进行实践，这意味着所述方法的至少一些部分是在计算机上进行的。
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