一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法技术

一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法，属于油气资源评价技术领域。立足于烃源岩生烃热模拟实验数据和地球化学数据，基于化学动力学法评价出的烃源岩转化率；依据直压式半开放热模拟实验数据建立初始排烃率评价模型，评价出排烃率P，采用组分生烃动力学法评价出校正初始排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数，建立出最终排烃率评价模型，获得排烃率P0；建立有机碳恢复系数评价模型，评价出不同演化阶段的有机碳恢复系数。本发明专利技术成功地解决了以往分析方法和热模拟实验数据评价有机碳恢复系数的不足与缺陷，为油气资源评价中有机碳恢复系数评价难、过于繁琐提出解决方案。

【技术实现步骤摘要】
一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法
本专利技术涉及一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法，属于油气资源评价

技术介绍
随着常规油气资源逐渐减少，而非常规油气资源迅速猛增，常规与非常规能源配比结构发生变革，因而有必要探索常规与非常规能源结构关系，油气资源评价是解决其能源结构关系的一种有效的方法手段，而有机碳恢复系数是油气资源评价中关键参数，如何准确评价出原始有机碳决定油气资源评价的关键。以往关于有机碳恢复系数的方法较多，如热模拟实验法、自然演化剖面法、物质平衡法(无效碳守恒、元素守恒法)、理论推导法(化学动力学、有机质演化规律数值模拟法和图版法)等方法。其中，热模拟实验法是选取成熟度较低的相同有机质类型的烃源岩进行加热，测量不同演化阶段的生烃量和热解参数，然后用于自然高演化烃源岩样品的恢复，缺点是没有考虑中间反应过程，忽略热模拟过程中镜质体反射率Ro与地质条件演化存在差异；自然演化剖面法是采用相同层位不同埋藏深度的烃源岩实测有机碳，建立烃源岩有机碳与深度(镜质体反射率Ro)剖面，然后求取不同热演化程度下的烃源岩的原始有机碳恢复系数，缺点是相同层位不同埋藏深度烃源岩样品难以获取；物质平衡法认为有机母质转化前的初始质量等于转化后的残余有机母质质量和各种产物质量之和，有机质生排烃过程可近似看成C、H、O三种元素守恒的过程，根据有机质和原油的H/C和O/C原子比，对有机质生烃反应进行配平，推导出烃源岩原始裂解潜力恢复系数，但实际工作中往往无法一一对应地确定达到某一成熟度时各种产物的精确组成，仅能通过数学优化对方程近似配平；理论推到法(有机质演化规律数值模拟法和图版法)主要见于文献。综上所述，以往有机碳恢复系数方法普遍存在一定问题。面对油气资源评价，亟需一种更加符合地质实际的有机碳恢复方法。
技术实现思路
为了克服现有技术的不足,本专利技术提供一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法。一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,基于化学动力学法评价出的烃源岩转化率，依据直压式半开放热模拟实验数据建立初始排烃率评价模型，评价出排烃率P，采用组分生烃动力学法评价出初始排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数，建立出最终排烃率评价模型，获得排烃率P0，建立有机碳恢复系数评价模型，评价出不同演化阶段的有机碳恢复系数。该方法提供了一套有机碳恢复系数评价方法，回避及解决了以往评价有机碳恢复系数的问题，凭借其理论完整性和实际可操作性，在油气资源评价中得到推广应用，得到各油田资源评价工作者的好评。一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法，该方法提供一套完整评价有机碳恢复系数流程，各油田资源评价工作人员可以根据现有资料(烃源岩转化率和烃源岩排烃率)，快速评价出待评价目标层位烃源岩有机碳恢复系数。一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,具体步骤包括：步骤A)、热模拟实验设计：采集研究区目标层位烃源岩样品(有机碳TOC>0.5％，镜质体反射率Ro<0.5％)，设计两组岩石热模拟实验，其中，一组为目标层位岩石Rock-Eval、PY-GC热模拟实验，加上目标层位原油密闭体系热模拟实验；另一组为直压式半开放热模拟实验；此外，开展目标层位烃源岩热解实验分析测试、岩石总有机碳分析测试、氯仿沥青“A”分析测试等实验。步骤B)、资料收集：收集研究区目标层位烃源岩以往的地球化学资料，并且收集研究区的地质分层数据、古地温梯度、古地表温度等数据；步骤C)、评价研究区目标层位烃源岩转化率包括四部分：步骤①、依据步骤A)中获得的Rock-eval、PY-GC热模拟实验数据和原油金管热模拟实验数据，标定研究区目标层位干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数；步骤②、依据研究区地质分层、古地温梯度和古地表温度数据，建立研究区内具有代表性的沉积埋藏史和热史模型；步骤③、联合步骤C)中步骤①和步骤②进行动力学地质外推，获得研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油裂解气、净油和总气转化率剖面；步骤④、基于本次实验数据和以往分析的地球化学参数(热解S1、氯仿沥青“A”、有机碳TOC、镜质体反射率Ro)确定烃源岩的生烃门限、有机质类型和热演化程度；采用烃源岩的生烃门限及有机质类型、热演化程度约束烃源岩转化率，如果不符合则返回步骤C中步骤②，约束调整热史，直至动力学地质外推确定的生烃门限深度与实际烃源岩生烃门限深度相同，并且EASYRo模型计算出来的镜质体反射率Ro与实测的镜质体反射率Ro数据相符，此时的转化率为最终符合地质实际情况的转化率，本次以转化率0.1对应的位置为生烃门限；步骤D)、烃源岩初始排烃率的确定：基于岩石直压式半开放热模拟实验数据(排出油、排出气和残留油)，建立烃源岩排烃率初始排烃率评价模型，评价出初始排烃率P，在抽提过程中轻烃组分C6-14和气态烃组分C5-1发生损失，实验数据评价出的排烃率P比实际的排烃率P0偏大，需要进行轻烃组分C6-14和气态烃组分C5-1校正，轻烃和气态烃补偿采用组分生烃动力学方法评价出的数据进行；步骤E)、结合步骤C)中步骤①干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，联合重质油组分C15+动力学参数、轻烃组分C6-14动力学参数、气态烃组分C2-5动力学参数，采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分(C15+、C6-14、C1-5)与镜质体反射率Ro的关系，建立排烃率P的轻烃和气态烃恢复系数评价模型，评价出K轻烃+气态烃恢复系数，简称KQQi；其中，C1-5是石油中C1至C5的组分；C6-13是石油中C6至C13的组分；C14+是石油中C14及其以上的组分；C1是甲烷(CH4)；步骤F)、联合步骤D)中确立的初始排烃率评价模型和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数KQQi，建立烃源岩最终排烃率评价模型，依据排烃率的评价公式，结合步骤D)中评价的初始排烃率P和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数KQQi，评价出烃源岩排烃率P0；步骤G)、建立烃源岩有机碳恢复系数数据评价模型，并评价出有机碳恢复系数：建立有机碳恢复系数评价公式，联合步骤C)中评价出转化率和步骤F)评价出排烃率P0，评价出有机碳恢复系数。该方法在利用生烃动力学法评价有机质转化率时，采用多地质因素校正热史，使评价出来的转化率更加符合地质规律；采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分(C1-5、C6-13和C14+)与镜质体反射率Ro关系，建立轻烃和气态烃恢复系数评价模型，评价出K轻烃+气态烃恢复系数；校正直压式半开放热模拟实验评价出的排烃率P，获得排烃率P0；建立了一套有机碳恢复系数评价公式，回避或解决了以往评价有机碳恢复系数的难题，凭借其理论完整性和实际可操作性，在资源评价中得到推广应用，并得到全国各油田资源评价工作者的认可。本专利技术的有益效果：本专利技术是一种从烃源岩生排烃机理上建立起来的有机碳恢复系数方法，评价出来的转化率比以往评价出来的转化率更有实际地质意义；采用直压式半开放热模实验数据(排出油量、排出气量和残留油量)建立初步排烃率评价模型，依据组分生烃动力学评价出初始排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数(K轻烃+气态烃恢复系数)，校正初步排烃率P，获得最终排烃率P0；建立有机碳恢复评价模型：基于已经评价出来的烃源岩本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,其特征在于基于化学动力学法评价出的烃源岩转化率，依据直压式半开放热模拟实验数据建立初始排烃率评价模型，评价出排烃率P，采用组分生烃动力学法评价出校正初始排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数，建立出最终排烃率评价模型，获得排烃率P0，建立有机碳恢复系数评价模型，评价出不同演化阶段的有机碳恢复系数。

【技术特征摘要】
1.一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,其特征在于基于化学动力学法评价出的烃源岩转化率，依据直压式半开放热模拟实验数据建立初始排烃率评价模型，评价出排烃率P，采用组分生烃动力学法评价出校正初始排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数，建立出最终排烃率评价模型，获得排烃率P0，建立有机碳恢复系数评价模型，评价出不同演化阶段的有机碳恢复系数；具体步骤包括：步骤A)、热模拟实验设计：采集研究区目标层位烃源岩样品，有机碳TOC>0.5％，镜质体反射率Ro<0.5％，设计两组岩石热模拟实验，其中，一组为Rock-Eval、PY-GC岩石热模拟实验，加上目标层位原油密闭体系热模拟实验；另一组为直压式半开放体系热模拟实验；此外，开展目标层位烃源岩热解实验分析测试、岩石总有机碳分析测试、氯仿沥青“A”分析测试实验；步骤B)、资料收集：收集研究区目标层位烃源岩以往的地球化学资料，并且收集研究区的地质分层数据、古地温梯度、古地表温度数据；步骤C)、评价研究区目标层位烃源岩转化率包括四部分：步骤①、依据步骤A)中获得的目标层位岩石Rock-eval、PY-GC热模拟实验数据和原油金管热模拟实验数据，标定研究区目标层位干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数；步骤②、依据研究区地质分层、古地温梯度和古地表温度数据，建立研究区内具有代表性的沉积埋藏史和热史模型；步骤③、联合步骤C)中步骤①和步骤②进行动力学地质外推，获得研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油裂解气、净油和总气转化率剖面；步骤④、基于本次实验数据和以往分析的地球化学参数，热解S1、氯仿沥青“A”、有机碳TOC、镜质体反射率Ro，确定烃源岩的生烃门限、有机质类型和热演化程度；采用烃源岩的生烃门限及有机质类型、热演化程度约束烃源岩转化率，如果不符合则返回步骤C中步骤②，约束调整热史，直至动力学地质外推确定的生烃门限深度与实际烃源岩生烃门限深度相同，并且EASYRo模型计算出来的镜质体反射率Ro与实测镜质体反射率Ro数据相符，此时的转化率为最终符合地质实际情况的转化率，本次以转化率0.1对应的位置为生烃门限；步骤D)、烃源岩初始排烃率的确定：基于岩石直压式半开放热模拟实验数据：排出油、排出气和残留油，建立烃源岩排烃率初始排烃率评价模型，评价出初始排烃率P，在抽提过程中轻烃组分C6-14和气态烃组分C5-1发生损失，实验数据评价出的排烃率P比实际的排烃率P0偏大，需要进行轻烃组分C6-14和气态烃组分C5-1补偿，轻烃组分和气态烃组分补偿采用组分生烃动力学方法评价出的数据进行；步骤E)、结合步骤C)中步骤①干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，结合重质油组分C15+动力学参数、轻烃组分C6-14动力学参数、气态烃组分C2-5动力学参数，采用组分生烃动力学方法，评价出重质油组分C15+、轻烃组分C6-14、气态烃组分C2-5、甲烷组分C1与镜质体反射率Ro的关系，建立排烃率P的轻烃和气态烃的恢复系数评价模型，评价出K轻烃+气态烃恢复系数，简称KQQi；其中，C1-5是石油中C1至C5的组分；C6-13是石油中C6至C13的组分；C14+是石油中C14及其以上的组分；C1是甲烷(CH4)；步骤F)、联合步骤D)中确立的初始排烃率评价模型和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数KQQi，建立烃源岩最终排烃率评价模型，依据排烃率的评价公式，结合步骤D)中评价的初始排烃率P和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数KQQi，评价出烃源岩排烃率P0；步骤G)、建立烃源岩有机碳恢复系数评价模型，并评价出有机碳恢复系数：建立有机碳恢复系数评价公式，联合步骤C)中评价出转化率和步骤F)评价出排烃率P0，评价出有机碳恢复系数。2.根据权利要求1所述的一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,其特征在于建立有机碳恢复系数评价模型，揭示烃源岩内可转化部分和不可转化部分的生烃情况，总结其变化规律，建立有机碳恢复系数评价公式，实现准确评价原始有机碳；设单位体积岩石的原始孔隙体积为Φ0，孔隙中饱和水，水的密度为ρw，岩石骨架的密度为ρ，经过一定程度演化后，岩石的孔隙体积为Φ，该过程的物理模型，设初始状态岩石的质量为M0，演化到一定阶段后的质量为M；初始状态时岩石的质量M0，由模型可得：M0＝ρwΦ0+(1-Φ0)ρ(4)演化到一定阶段的质量为M，由模型可得：M＝ρwΦ+(1-Φ0)ρ(5)式中，ρw为水密度；ρ为岩石骨架密度；Φ0为单位体积岩石的原始孔隙体积，孔隙中饱和水；Φ为经过一定程度演化后，岩石的孔隙体积；M0为初始状态时岩石的质量；M为演化到一定阶段后的质量；设有机碳初始质量为mc0，有机质的初始质量为m0，岩石的初始质量为M0，演化到一定阶段后残余有机碳质量为mc，残余有机质的质量为m，岩石的残余质量为M，则有初始有机碳TOC0和残余TOC，如下公式(6)和(7)

【专利技术属性】
技术研发人员：王文广，王民，卢双舫，郑民，王志伟，
申请(专利权)人：王文广，
类型：发明
国别省市：山东;37