一种泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法技术

本申请涉及油气勘探领域，公开了一种泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法，包括：分别对模拟泥页岩样品和自然演化剖面中相应成熟度的井下泥页岩样品进行在线热解；对模拟泥页岩样品和井下泥页岩样品的热解产物进行烃类组分的定量分析；从定量分析结果中分别获取模拟泥页岩样品和井下泥页岩样品总烃中轻烃所占比例；根据模拟泥页岩样品和井下泥页岩样品总烃中轻烃所占比例的对比结果，对井下泥页岩样品的含油率参数S1进行轻烃的补偿校正。这样显著提高了泥页岩样品轻烃损失量恢复的准确性，有效降低了实验成本，缩短了时间周期，便于在原有资料的基础上大规模应用。在原有资料的基础上大规模应用。在原有资料的基础上大规模应用。

【技术实现步骤摘要】
一种泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法


[0001]本专利技术涉及油气勘探领域，特别是涉及一种泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法。

技术介绍

[0002]页岩油作为非常规能源的重要组成部分，因其资源潜力巨大而备受关注。作为油气勘探的重要环节，泥页岩含油性评价是页岩油甜点段、甜点区预测的基础，也是页岩油资源潜力评价的核心。
[0003]岩石热解方法凭借其操作简单、检测结果信息量大且成本低廉的优势成为表征泥页岩含油性的主要研究方法之一，常用参数S1表征泥页岩滞留烃中的游离烃含量，用于反映泥页岩的含油率。S1为页岩油中石油烃类的一部分，主要是岩石加热不超过300℃时挥发出来的烃类化合物。然而从井底到达地面的过程中、岩心在岩心库放置的过程中以及实验前对样品的粉碎过程等均会造成被检测的泥页岩样品中S1轻烃的损失，损失率高达30％～50％，导致实测值低于地下样品的实际值。
[0004]目前，国内外学者对S1轻烃恢复的研究主要是采用通过对含油岩样放置不同时间后热解结果的对比、新鲜冷冻样品或密闭取心样品与放置不同时间后样品热解结果的对比等。但是，轻质游离烃的散失是一个持续的过程，随泥页岩岩心样品放置时间的差异，实验室测得的游离烃含量差异巨大。通过对比不同放置时间样品的热解结果对S1进行补偿校正的方法耗时较长，可操作性较差，且无法恢复模拟泥页岩样品从井底上升到地表过程中的轻烃损失。密闭取心的方法虽然可以提高准确度，但价格昂贵，难以大规模推广。此外，以新鲜样品与放置不同时间后样品热解数据对比建立的轻烃恢复结果不能准确反映样品原始含油信息，而以密闭取心样品与放置不同时间后样品热解数据对比建立的轻烃恢复结果也无法广泛推广、应用。

技术实现思路

[0005]有鉴于此，本专利技术的目的在于提供一种泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法，可以显著提高泥页岩样品轻烃损失量恢复的准确性。其具体方案如下：
[0006]一种泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法，包括：
[0007]分别对模拟泥页岩样品和自然演化剖面中相应成熟度的井下泥页岩样品进行在线热解；
[0008]对所述模拟泥页岩样品和所述井下泥页岩样品的热解产物进行烃类组分的定量分析；
[0009]从定量分析结果中分别获取所述模拟泥页岩样品和所述井下泥页岩样品总烃中轻烃所占比例；
[0010]根据所述模拟泥页岩样品和所述井下泥页岩样品总烃中轻烃所占比例的对比结果，对所述井下泥页岩样品的含油率参数S1进行轻烃的补偿校正。
[0011]优选地，在本专利技术实施例提供的上述泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法中，在对所述井下泥页岩样品的含油率参数S1进行轻烃的补偿校正之后，还包括：
[0012]建立包含多个成熟度的所述井下泥页岩样品对应的轻烃补偿图版；
[0013]根据所述泥页岩样品轻烃补偿图版，获取其它成熟度泥页岩样品对应的补偿系数并进行轻烃的补偿校正。
[0014]优选地，在本专利技术实施例提供的上述泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法中，在分别对模拟泥页岩样品和自然演化剖面中相应成熟度的井下泥页岩样品进行在线热解之前，还包括：
[0015]对野外地质剖面或矿井中低成熟度的煤样品进行热解，测定不同温度点对应的镜质体反射率，对不同温度点对应的成熟度进行标定；
[0016]选定具有与所述镜质体反射率对应的成熟度的所述井下泥页岩样品。
[0017]优选地，在本专利技术实施例提供的上述泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法中，在进行在线热解的过程中，包括：
[0018]将所述井下泥页岩样品的目标温度设置为第一恒定值；
[0019]将所述模拟泥页岩样品的目标温度设置为所述煤样品测定的不同温度点；所述模拟泥页岩样品的目标温度不同，升温速率不同。
[0020]优选地，在本专利技术实施例提供的上述泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法中，分别对模拟泥页岩样品和自然演化剖面中相应成熟度的井下泥页岩样品进行在线热解，包括：
[0021]采用热裂解仪器分别对模拟泥页岩样品和自然演化剖面中相应成熟度的井下泥页岩样品进行在线热解。
[0022]优选地，在本专利技术实施例提供的上述泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法中，对所述模拟泥页岩样品和所述井下泥页岩样品的热解产物进行烃类组分的定量分析，包括：
[0023]采用气相色谱
‑
质谱联用仪对所述模拟泥页岩样品和所述井下泥页岩样品的热解产物进行烃类组分的定量分析。
[0024]优选地，在本专利技术实施例提供的上述泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法中，在进行在线热解之前，还包括：
[0025]将所述热裂解仪器与所述气相色谱
‑
质谱联用仪之间的传输连接线的温度设置为第二恒定值。
[0026]优选地，在本专利技术实施例提供的上述泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法中，在进行烃类组分的定量分析的过程中，包括：
[0027]在所述井下泥页岩样品和所述模拟泥页岩样品均达到对应的目标温度且恒温设定时间段后，利用色谱柱前端放置的液氮保温杯来富集所述热解产物；
[0028]在所述热解产物富集完成后，通过所述色谱柱将所述热解产物传输至所述气相色谱
‑
质谱联用仪进行烃类组分的定量分析。
[0029]优选地，在本专利技术实施例提供的上述泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法中，在选定具有与所述镜质体反射率对应的成熟度的所述井下泥页岩样品之前，还包括：
[0030]根据所述地质泥页岩样品的深度，确定所述井下泥页岩样品的成熟度。
[0031]从上述技术方案可以看出，本专利技术所提供的一种泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法，包括：分别对模拟泥页岩样品和自然演化剖面中相应成熟度的井下泥页岩样品进行在线热解；对模拟泥页岩样品和井下泥页岩样品的热解产物进行烃类组分的定量分析；从定量分析结果中分别获取模拟泥页岩样品和井下泥页岩样品总烃中轻烃所占比例；根据模拟泥页岩样品和井下泥页岩样品总烃中轻烃所占比例的对比结果，对井下泥页岩样品的含油率参数S1进行轻烃的补偿校正。
[0032]本专利技术提供的上述泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法，采用了在线热解及产物检测方法，通过对比模拟泥页岩样品和自然演化剖面中相应成熟度井下泥页岩样品总烃中轻烃所占比例，对不同成熟度模拟泥页岩样品的轻烃进行补偿校正，显著提高了泥页岩样品轻烃损失量恢复的准确性，有效降低了实验成本，缩短了时间周期，便于在原有资料的基础上大规模应用。
附图说明
[0033]为了更清楚地说明本专利技术实施例或相关技术中的技术方案，下面将对实施例或相关技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本专利技术的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。
[0034]图1为本专利技术实施例提供的泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法的流程图；
[0035本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法，其特征在于，包括：分别对模拟泥页岩样品和自然演化剖面中相应成熟度的井下泥页岩样品进行在线热解；对所述模拟泥页岩样品和所述井下泥页岩样品的热解产物进行烃类组分的定量分析；从定量分析结果中分别获取所述模拟泥页岩样品和所述井下泥页岩样品总烃中轻烃所占比例；根据所述模拟泥页岩样品和所述井下泥页岩样品总烃中轻烃所占比例的对比结果，对所述地质泥页岩样品的含油率参数S1进行轻烃的补偿校正。2.根据权利要求1所述的泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法，其特征在于，在对所述井下泥页岩样品的含油率参数S1进行轻烃的补偿校正之后，还包括：建立包含多个成熟度的所述井下泥页岩样品对应的轻烃补偿图版；根据所述泥页岩样品轻烃补偿图版，获取其它成熟度的泥页岩样品对应的补偿系数并进行轻烃的补偿校正。3.根据权利要求2所述的泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法，其特征在于，在分别对模拟泥页岩样品和自然演化剖面中相应成熟度的井下泥页岩样品进行在线热解之前，还包括：对野外地质剖面或矿井中低成熟度的煤样品进行热解，测定不同温度点下对应的镜质体反射率，对不同温度点对应的成熟度进行标定；选定具有与所述镜质体反射率对应的成熟度的所述井下泥页岩样品。4.根据权利要求3所述的泥页岩含油率参数S1轻烃补偿校正方法，其特征在于，在进行在线热解的过程中，包括：将所述井下泥页岩样品的目标温度设置为第一恒定值；将所述模拟泥页岩样品的目标温度设置为所述煤样品测定的不同温度点；所述模拟泥页岩样品的目标温度不同，升温速率不同。5.根据权利要...

【专利技术属性】
技术研发人员：郑瑞辉，李志鹏，师生宝，张枝焕，
申请(专利权)人：中国石油大学北京，
类型：发明
国别省市：