一种基于排烃效率的致密油源岩分级评价标准划分方法
技术领域
[0001] 本
发明涉及基于排烃效率的致密油源岩分级评价标准划分方法，属于非常规油气勘探开发领域。
背景技术
[0002] 致密油气是我国非常规油气
能源结构中最为现实且可获得的一种资源，尽管所有相关决策者和研究者都认识到了勘探开发致密油气的必然性和重要性，也取得了一些重要的进展，但总体上，我国致密油气的勘探开发的现状与其所具有的的潜
力相比还比较滞后。由于致密储层的低孔低渗特征，油气在致密储层中
浮力难以驱动油气运移，主要是在超压的驱动下油气在致密储层中发生短距离运移。因此，致密油源岩的分布往往制约着致密油的分布。
[0003] 事实上，并非所有的烃源岩均具有较好的排烃能力，而只有从源岩中排替出来的烃量才能对成藏有贡献。目前，烃源岩评价标准都是基于烃源岩的生烃能力，且主要依靠经验，缺乏严格的依据和科学性，比较主观和随意，分级数及界限差别较大，因此，本次从排烃
角度出发，探索建立一套科学的、有依据、可操作的致密油源岩分级评价方法，对致密油的勘探、开发具有重要的指导意义。
发明内容
[0004] 为了解决目前针对致密油勘探中烃源岩评价所面临的问题，本发明提供了一种基于烃源岩排烃来建立致密油源岩分级评价标准的建立方法。主要是通过烃源岩的排烃量与地质/地化参数(有机质丰度、类型、成熟、超压)的关系，来厘定不同级别源岩的参数界限，从而建立新的烃源岩分级评价标准。具体包括以下步骤：
[0005] 步骤1)、在研究区烃源岩Rock-Eval和PY-GC实验的
基础上，利用化学动力学法开展源岩的生烃量评价；
[0006] 步骤2)、在烃源岩
热解液态残留烃S1的基础上，通过重烃和轻烃恢复，评价源岩的原始残留烃量；
[0007] 步骤3)、基于物质平衡原理，对烃源岩的排烃量进行定量评价；
[0008] 步骤4)、致密油源岩超压评价；
[0009] 步骤5)、通过建立烃源岩的排烃量与地质、地化参数，根据拐点来厘定烃源岩分级的界限，从而建立分级评价标准。
[0010] 进一步的，上述步骤1)中烃源岩的生烃量评价是基于研究区源岩的生烃热模拟实验，并根据实验结果利用化学动力学法进行有机质反应活化能和反应分数的标定，从而结合研究区的沉积埋藏史和热史，建立烃源岩的生烃剖面；所开展的Rock-Eval和PY-GC实验，需选取研究区未熟/低熟烃源岩样品，并结合本地区的沉积埋藏史和热史恢复结果建立烃源岩的生烃剖面。
[0011] Rock-Eval实验为开放体系实验，在Rock-Eval-II型热解仪上进行，分别按一定的升温速率(如10、20、30、40、50℃/min)将样品从200℃恒速升温至600℃。实时记录产物量与加热时间的关系，后经累加并做归一化处理即可得到产烃率一
温度关系曲线，用于标定有机质生烃的化学动力学模型。
[0012] 进一步的，化学动力学法的生烃定量评价采用的是平行一级反应模型，设
干酪根(KEO)成烃过程由一个系列(NO个)平行一级反应构成，每个反应对应的活化能为EOi，指前因子AOi，并设对应每一个反应的干酪根的原始潜量为XOi0，i＝1，2…NO，即：
[0013]
[0014]
[0015]
[0016] 至时间t时，第i个反应的生烃量为XOi，则有：
[0017]
[0018]
[0019] i＝1，2…，NO；
[0020] 其中KOi为第i个干酪根成烃反应的反应速率常数，R为气体常数(8.31441J/mol·k)，T为绝对温度(K)，当实验采用恒速升温(升温速率D时)：
[0021]
[0022] 由式(4)—(5)式可得：
[0023]
[0024] 将上式从T0→T积分，并注意到XOi(T0)＝0，XOi(T)＝XOi得：
[0025]
[0026] NO个平行反应的总生烃量则为：
[0027]
[0028] 通过标定式(9)，即可获得有关的动力学参数EOi和KOi，在此基础上根据热史和沉积埋藏史，建立烃源岩转化率与深度的关系；
[0029] 生烃量评价公式为：
[0030]
[0031] 其中：
[0032] S·H·ρ—源岩的重量，g；
[0033] TOC0—源岩中原始有机
碳含量，％；
[0034] —单位
质量有机质的原始生烃潜力(如mgHC/gTOC或kgHC/tTOC，反映有机质的类型)；
[0035] F—成烃转化率(无量纲，或用％百分数表示)计算生油量时用成油转化率，计算生气量时用成气转化率。
[0036] 为分别标定有机质成油、成气的动力学参数，在相同的加热温度范围和升温速率条件下，以30℃的温度间隔收集热解产物并进行气相—色谱分析(即PY-GC分析)，从气相色谱图上定出各温度段气体(C1-C5)和液体(C6+)组分的相对含量，结合前一实验结果，即可得出不同升温速率条件下各温度点的生油量和生气量，进而可以得出产油率－温度和产气率－温度的关系，供标定有机质成油、成气的化学动力学参数之用。
[0037] 进一步的，所述步骤2)基于热解残留液态烃来评价源岩的残留烃量，石油烃类包含C1～C40的轻质和重质组分，Rock-Eval热解实验测出的S1是300℃之前热解出的烃(C33-)，在S2中仍有一部分高碳数烷烃和芳烃未能在300℃前热解出来，要重烃校正；同时在进行热解实验前，泥
页岩样品中残留烃的轻质部分(C6～C13)已挥发，在实测S1中没有体现，故需要轻烃补偿。原始残留烃类的恢复，关键是重烃和轻烃校正系数的求取。
[0038] 单个样品点的残留烃量恢复公式为：
[0039] qi＝S1+S1·K轻烃+S1·K重烃 (11)
[0040] 式中：
[0041] qi—单位质量源岩的原始残留烃量,mg/g；
[0042] S1—热解液态烃，mg/g；
[0043] K轻烃—轻烃校正系数；
[0044] K重烃—重烃校正系数；
[0045] 实际
地层中烃源岩所蕴含的残留烃含量为：
[0046] Q残烃量＝S·H·ρ·q (12)
[0047] 式中：
[0048] Q残烃量—总原始残留烃量；
[0049] S·H·ρ—源岩的重量。
[0050] 由于泥页岩样品在热解实验前长时间暴露在空气当中，其易挥发的轻烃部分(C7～15)难以检测，通过密闭取芯的方法检测不仅成本较高，且不同样品由于丰度、类型以及成熟度均存在差异，其轻烃含量有所不同。本发明利用组分生烃动力学法，通过对代表性样品的生烃热模拟实验，分析不同温度下不同组分的生成速率和生成量，在沉积埋藏史和热史恢复的基础上，建立轻烃恢复系数与泥页岩成熟度关系图版。
[0051] 重烃校正系数是利用研究区烃源岩样品开展热解色谱分析参数校正实验，得出了不同类型干酪根进入S2的重质组分(C33～40)△S2与S1比值，从而确定了针对S1的重烃校正系数。
[0052] 进一步的，上述步骤3)主要是基于物质平衡原理，即烃源岩生烃量等于烃源岩的排烃量和烃源岩内残留烃量之和，该步骤需要保证在相同源岩质量下进行计算评价，通过对相同质量源岩的生烃量和原始残留烃定量评价，采用物质平衡法计算出相同质量源岩的排烃量；
[0053] Q排烃量＝Q生烃量-Q残烃量 (13)。
[0054] 进一步的，上述步骤4)中烃源岩内超压的评价，主要是根据快速沉积导致烃源岩欠
压实所形成的的超压和烃源岩内有机质生烃做形成的超压，恢复烃源岩内的超压演化史。考虑烃源岩的欠压实
增压和有机质生烃增压来完成致密油源岩的超压史恢复，完成源岩超压定量评价。
[0055] 欠压实引起的超压计算方程为：
[0056]
[0057]
[0058] 式中：
[0061] —厚度H中骨架的平均密度；
[0062] t—地层的埋藏时间；
[0064] φ—地层中点的孔隙度；
[0065] φ1—地层顶界的孔隙度；
[0066] h—地层的厚度。
[0067] 有机质生油引起的超压计算方程为：
[0068]
[0069] 式中：
[0070] A—为轻指数/1000；
[0071] F—生油转化率；
[0072] α—石油残留系数；
[0074] ρk—干酪根密度；
[0076] Co—原油的压缩系数；
[0077] Cw—水的压缩系数；
[0078] Ck—干酪根的压缩系数；
[0079] Mk—干酪根的质量；
[0080] Vw1—水的体积。
[0081] 烃源岩内总的超压为：
[0082] Pa＝Pa欠压实+ΔPa生油 (17)
[0083] 进一步的，所述步骤5)通过建立单个烃源岩样品点的排烃量与有机质丰度、类型、成熟度以及超压的关系，根据拐点划分烃源岩地质、地化参数的界限，建立烃源岩分级评价标准。
[0084] 根据步骤1)中所建立的生烃转化率剖面，将现今实测的残余有机碳含量恢复至原始有机碳含量，建立烃源岩的排烃量与原始有机碳含量的关系，根据随着原始有机碳含量的增加，烃源岩的排烃量呈现三段式增加，根据三段式的拐点划分原始有机碳含量的界限，从而厘定现今残余有机碳含量的分级。
[0085] 建立不同有机质类型烃源岩的生烃潜力剖面和残留烃剖面，从而反应出不同类型有机质的排烃效率，以对有机质类型的分级进行划分。
[0086] 建立烃源岩排烃量随深度的变化规律，厘定烃源岩开始排烃、开始大量排烃时所对应的深度，并根据深度与有机质成熟度的关系，厘定源岩开始排烃和开始大量排烃时所对应的成熟度。
[0087] 建立烃源岩排烃量与源岩超压的关系，并根据二者之间的拐点厘定超压的分级界限。
[0088] 本发明的有益效果：实现了从排烃角度对致密油源岩分级评价，将致密油源岩划分为三个等级，并厘定了不同级别源岩的地质/地化参数界限。该方法和结果可靠性强，依据充足，且易操作，对于致密油勘探开发有着重要的指导意义。
[0089] 显然，本领域技术人员基于本发明的宗旨所做出的
修改和变化均属于本发明的保护范围。
附图说明
[0090] 当结合附图考虑时，通过参照下面的详细描述，能够更完整、更好地理解本发明，以及可以更好的阐述本发明的科学性和实用性，但此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本发明的一部分，本发明的实例说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定，如图其中：
[0091] 图1是致密油源岩的成烃转化率剖面。
[0092] 图2是致密油源岩不同碳数烃类的产烃率图版
[0093] 图3是致密油源岩内残留烃S1的轻烃校正系数与成熟度关系。
[0094] 图4是致密油源岩的原始有机碳含量与单位质量源岩的排烃量关系。
[0095] 图5是致密油源岩中不同类型有机质的生烃势随深度变化关系。
[0096] 图6是致密油源岩的成熟度与深度的关系。
[0097] 图7是致密油源岩内的超压与源岩的排烃量关系。
[0098] 图8是致密油源岩内的有机碳含量与源岩内差压的关系。
具体实施方式
[0099] 为使本发明
实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0100] 本发明主要提出了一种基于致密油源岩排烃效率，从而对源岩的有机质丰度、类型、成熟度以及源内超压进行分类评价的方法。
[0101] 基于生烃热模拟实验，并进行致密油源岩生烃的化学动力学参数的标定，从而获得干酪根生油的活化能、反应分数以及指前因子的分布。通过对烃源岩的沉积埋藏史和热史进行恢复，利用生烃动力学模型，模拟致密油源岩在不同埋深下的成烃转化率，从而建立起干酪根生油、生气、油裂解成气等转化率与深度的关系图版(图1)。
[0102] 根据致密油源岩样品开展了热解色谱分析参数校正实验，得出了不同类型干酪根进入S2的重质组分(C33～40)△S2与S1比值，从而确定了针对S1的重烃校正系数，见下表。
[0103]
[0104] 根据研究区致密油源岩的有机质类型比例，加权平均从而获得该地区致密油源岩内S1的重烃校正系数。利用组分生烃动力学法，通过致密油源岩样品的生烃热模拟实验，分析不同温度下不同组分的生成速率和生成量(图2)，在沉积埋藏史和热史恢复的基础上，建立轻烃恢复系数与泥页岩成熟度关系图版(图3)，从而根据致密油源岩的成熟度拟定轻烃校正系数。在致密油源岩的生烃量和经过重轻烃恢复的残留烃量评价基础上，基于物质平衡原理(排烃＝生烃-残留烃)，即可获得致密油源岩的排烃量。
[0105] 根据烃源岩成烃转化率图版恢复原始有机质含量，建立单位质量岩石的最大排烃量和原始有机碳含量(TOC0)的关系。由图1可知，随着原始有机质含量的增加，单位岩石的排烃量呈现典型的三分性，即：当TOC0小于1.0％时，随着有机碳含量的增加，单位质量源岩0
排烃量极低；当TOC 增大至2.5％时，随着有机碳含量的增加，单位质量源岩排烃量缓慢增加，但排烃量依然较低；当TOC0含量超过2.5％时，随着TOC0含量的增加，单位质量源岩排烃量急剧增加。根据TOC恢复前后的对比，原始有机碳TOC0为2.5％时，残留有机碳TOC约为
2.0％；原始有机碳TOC0为1.0％时，残留有机碳TOC约为0.8％。因此，当TOC>2.0％时，烃源岩为优质源岩；当0.8％
[0106] 图2反映了不同类型有机质的排烃随深度变化趋势。Ⅰ型有机质在1570m、Ⅱ1型有机质在1640m进入生烃
门限，开始大量排烃，当埋深达到1900m时，Ⅱ1型有机质达到排烃高峰，埋深在2050m时，Ⅰ型有机质达到排烃高峰，这与图10中的1600m开始大量排烃，2000m是进入排烃高峰的观念一致。由图2可知，Ⅰ型有机质的排烃量约为Ⅱ1型有机质的3～4倍，Ⅱ2型和Ⅲ型有机质排烃量极少或未排烃。因此，Ⅰ型有机质的排烃能力要优于Ⅱ1型有机质，Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根排烃能力最差，据此，定义富含Ⅰ型有机质的源岩为优质源岩，富含Ⅱ1型有机质的源岩为有效源岩，富含Ⅱ2型和Ⅲ型有机质的源岩为无效烃源岩。
[0107] 烃源岩对油气藏是否有贡献，重点是关注源岩是否排烃，排多少烃，这就涉及到源岩的排烃门限和最大排烃门限，即排烃门限控油气成藏理论。如上所述，青一段烃源岩在1600m左右开始大量排烃，其对应Ro约为0.8％；当埋深达到2000时，源岩排烃量达到最大，随后基本保持不变，对应的Ro为1.0％(图2、图3)。因此，定义成熟度Ro大于1.0％时为优质源岩，当0.8％
[0108] 根据致密油源岩的排烃量与源岩内的超压关系，如图4所示，随着源内超压的增加，排烃量呈现正相关，在超压约为6.8Mpa是存在一个拐点，当超压小于6.8Mpa是排烃量变换缓慢，当超压超过6.8Mpa是，排烃量急剧增加，这表明超压约为6.8Mpa是优质源岩和有效源岩的分水岭。根据超压与残余有机碳含量的关系也揭示，当TOC约为2.0％时也出现拐点，此时超压约为7.2Mpa(图5)。因此，将源内超压为7Mpa作为优质源岩和有效源岩的分界线。当TOC小于0.8％时，源内超压基本都小于3Mpa，故将3Mpa作为有效源岩和无效源岩的分界线。
[0109] 综合上述的说明，基于排烃效率的致密油源岩分级评价标准为：
[0110]
