怎样评价生油气层的定量?
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发布时间：2022-05-02 12:08
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时间：2022-06-20 00:30
1）热压模拟—体积法计算油气生成总量（1）热压模拟实验。
实验前预先将样品粉碎至120目以下，在低温条件下（50℃左右）烘干。然后称取一定量的样品（几十至几百克），装入温压釜内密封，用真空泵抽空数小时，将空气全部排出，把釜置于管式炉中加热。自动控温，恒温若干小时后（一般72小时）切断电源，自然冷却至300℃左右。将温压釜与收集计量装置连接收集计量所产油和气。
（2）实验结果。
利用热模拟实验装置，我们可以对一个盆地未成熟代表性烃源岩（根据地质年代、岩性及有机质丰度、类型）从低成熟、成熟、高成熟到过成熟阶段进行热模实验，并获得不同热演化阶段的气、液态烃产率。由于在地质历史过程中油气生成的时间和温度互为补偿关系，因此可以再现一个盆地的油气生成过程。表1—16为鄂尔多斯盆地环14井灰岩的热模拟实验结果，根据热模拟结果，我们可以建立某类烃源岩的气、液态烃产率图版（图1—10），并进而建立成烃模式。
表1—16 鄂尔多斯盆地环14井灰岩不同演化阶段气、液态烃产率表（据程克明，1995）
图1—10 鄂尔多斯盆地环14井灰岩气态烃（a）、液态烃（b）产率图版（据程克明，1995）
该方法计算原理仍以常规体积法为基础，其优点在于将一个盆地按其不同热演化阶段和不同母质类型分别计算其烃源岩体积，并将该盆地代表性烃源岩进行热模拟实验，得出该盆地不同母质类型烃源岩在不同热演化阶段的液态烃、气态烃产率。这种方法避免了陆相地层非均质性与代表取值之间的矛盾。因此使计算生烃量准确度大大提高，更加符合盆地实际。
①液态烃生成量的计算公式：
Q总液=S·H·K液·ρ·CORG·R式中Q总液——液态烃总生成量，108t；S——有效烃源岩分布面积，km2；H——有效烃源岩平均厚度，km；K液——液态烃产率（查热压模拟液态烃产率图版获得，单位kg/t）；p——烃源岩密度，一般取23×108t/km3；CoRG——欲测烃源岩之残余有机碳，t；R——残余有机碳之恢复系数。一般按不同岩石母质类型查干酪根恢复图版获得。
②气态烃生成量的计算公式：
Q总气=S·H·K气·ρ·CORG·R式中Q总气——气态烃总生成量，108m3；K气——气态烃产率（查热压模拟气态烃产率图版获得，m3/t）其余参数同液态烃计算公式。
③烃源岩地质体各演化阶段的划分。
在一个连续沉积的盆地中，沉积岩分散有机质的受热历史与其埋藏深度密切相关，在沉积条件基本一致以及同一地热场背景下，分散有机质中的镜质组反射率与源岩埋深呈线性关系，根据不同埋藏深度烃源岩实测镜质组反射率值与相应埋藏深度进行回归计算，可以得出埋深D与镜质组反射率Ro的线性回归方程D=aRo+b（a、b为变数）。根据线性回归方程，可得出各演化阶段的埋藏深度。为计算方便和有利于地质检验，一般将演化阶段划分为低成熟（Ro=0.5%～0.8%）、成熟阶段（Ro=0.8%～1.3%）、凝析油—湿气阶段（Ro=1.3%～2.0%）和干气（Ro>2.0%）四个阶段。
④各演化阶段烃源岩体积的测算。
对于任一含油气盆地，当其已获得一个系统剖面烃源岩实测的镜质组反射率值与埋藏深度关系，并由此而划分出该盆地相应演化阶段的现今埋藏深度之后，该盆地相应层段的今构造图或沉积岩等深图的各演化阶段的相应深度分布即为各演化阶段沉积岩体的面积分布，如南堡凹陷生油门限3200m，根据这一参数在该凹陷今构造图（或等深度图）上查出3200m的等高线（或等深线）分布范围，此即成熟生油岩的分布范围，依此类推确定液态窗高峰、进入湿气—凝析油和进入干气阶段的等高线或等深线的深度分布范围，便获得相应演化阶段沉积岩体的分布范围。然后将烃源岩等厚图与今构造图或沉积等深图叠合，将已在今构造图上或等深图上所确定的各演化阶段分布范围投绘于烃源岩等厚图上，从而便可获得各演化阶段烃源岩的分布面积。烃源岩各演化阶段面积范围的平均厚度即为该演化阶段烃源岩的实际厚度。于是各演化阶段生油岩体积便可测出。
⑤母质类型的划分和各演化阶段计算参数的选择。
烃源岩的生烃速率及产烃潜力不仅与烃源岩所处热演化程度有关，而且与母质类型关系更为密切，腐泥型母质和腐殖型母质生烃潜力可产生数量级之差。因此，在获得一个盆地不同演化阶段烃源岩体积之后，还必须把各演化阶段地质体中各类母质所占有百分比例求出，这样不同母质类型烃源岩选择对应类型烃源岩的相应阶段产烃率进行计算就更为合理。
关于母质类型划分，一般采用三类四分的原则，即腐泥型（Ⅰ型）、腐殖—腐泥型（Ⅱ1型）、腐泥—腐殖型（Ⅱ2型）和腐殖型（Ⅲ型）。如前述所用手段一般采用干酪根元素的H/C原子比和O/C原子比、Rock—Eval所获的IH和Io、干酪根镜检等多种方法。从快速、经济且能得到较有代表意义的选择，无疑Rock—Eval的资料是能较好满足上述要求的手段。
关于不同演化阶段产率计算，代表值的选择，首先必须确定欲测盆地的岩类和母质类型（泥岩、灰岩、煤或其他岩种。Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型），在这些因素确定之后，针对所需计算的岩类和母质类型选择相应岩类及相应母质的产烃率图版（图1—11）热压模拟获得，在这个图版上分别测算出四个演化阶段（低成熟、成熟、湿气—凝析油和干气）的气、液态烃产率代表值。产率代表值的选择：低成熟代表值，由于其R。值范围由0.5%～0.8%，从动态分析观点出发，既不能选择Ro=0.8%的产烃率值，更不能选择Ro=0.5%时的产烃率值，一般选用R。=0.65%时的烃产率作为代表值。余此类推。
⑥残余有机碳的恢复。
关于残余有机碳的恢复，从物质平衡的观点出发，结合烃源岩有机物质演化特点，把未进入生烃门限之前烃源岩中的有机碳称为原始有机碳，进入生烃门限之后，烃源岩经历了不同的演化阶段，干酪根发生了不同程度热降解，并进行了不同程度的烃类排驱。因此，现今烃源岩中的残余有机碳与已降解碳之和才相当于原始有机碳。
图1—11 东濮凹陷沙河街组各类生油岩原始降解潜率图（据程克明，1995）
根据上述原理，采用Eock—Eval对各类母质的未成熟源岩进行人工模拟试验。以任一母质类型的烃源岩为例，将其在未成熟时所含有机碳视为原始有机碳。然后将其在不同模拟温度下所获得的已生成烃（S1）和干酪根热解烃（S2）之和乘以碳分数（0.083），即获得该模拟温度下该试样的有效碳[Cp=（S1+S2）0.083]，由此可以计算出该试样在该模拟温度下的烃降解率。所谓烃降解率是指该试样在该模拟温度下已生烃碳与残余有机碳之比值。对于一个盆地而言，我们可以选取不同类型的代表性烃源岩进行热模拟并制成各类生油岩的原始降解潜率图版（图1—12）。
图1—12 泌阳凹陷生油岩残余有机碳恢复系数图版A—1653号生油岩，最终降解率70%；B—最终降解率60%；C—1654号生油岩，最终降解率53.1%；D—1660号生油岩，最终降解率41%；E—1658号生油岩，最终降解率30%；F—2898号生油岩，最终降解率22%；G—1655号生油岩，最终降解率6.1%残余有机碳恢复系数取值范围：Ⅰ型1～3.4；Ⅱ1型1～1.8；Ⅱ2型1～1.2；Ⅲ型<1.2（据范成龙资料并作部分修改，程克明，1995）
在获得各类烃源岩不同模拟温度下的烃降解率和原始有机碳之后，根据物质平衡原理，原始有机碳与各模拟温度下烃降解率之（从原始降解潜率图版查）积即为该温度下该试样的已降解碳，而原始有机碳与已降解碳之比值即为残余有机碳的恢复系数（R）。对一个盆地我们可根据热模拟制成残余有机碳恢复系数图版（图1—13）。而残余有机碳恢复系数的取值范围，当确定了被恢复试样的热演化程度Tmax和母质类型之后，便可在如图1—13的图版上查得。
图1—13 东濮凹陷沙河街组各类生油岩热解烃率图版（程克明，1995）
**问题？数字化积分法计算油气生成量原理是什么？
以各生油层系所取得的残余氯仿沥青“A”为基础，编出欲测地区和层位的氯仿沥青“A”等值图（勘探程度较低的地区亦可采用代表性样品氯仿沥青“A”的平均值），与此同时，结合测区，综合有机地球化学所确定的生油门限深度，编出有效生油岩等厚图（如前所述），将上述两种图件经数字化后用跟踪扫描法打点输入计算机，再由计算机根据各点的烃源岩厚度和残余氯仿沥青“A”含量，按照给定的公式（见后面）计算出各点的生烃强度，再由计算机绘出生烃强度等值线图（即生油量分布图）。
计算机既可计算和绘制出某一地质时间单元（或某一层段）和某一凹陷或区块的生烃强度分布（单位面积生油量）和总生油量，同时还可进行多层系的叠加，由此计算出一个盆地某一地质时期的总生烃量，从而为进一步的资源预测提供重要依据。该方法不足之处是无法计算出液态烃和气态烃的生成量，但它却有如下明显的优点：
①数字化积分法计算生油量首先是用等值线的办法把基本参数进行优化，从而避免了陆相地层非均质性与代表性取值的矛盾；②数字化输入图形（氯仿沥青“A”等值图及有效生油岩等厚图），按小区块计算各点生油量，区块越多，计算精度越高，最后是将各个小区块计算值积分，显然体积法无法与之比拟；③数字化积分法可将最终结果以生油量等值图形式输出，该图的最大作用是可以确定含油气盆地（或地区）的生油中心，为综合评价和指导勘探提供依据；④数字化积分法既可提供被测地区生油量的精确计算结果，又能提供不同概率的计算值，这为资源预测提供了较科学的依据；⑤数字化积分法可适用于不同勘探程度的盆地，也适用于不同的参数计算，能获得较好的结果。
**问题？数字化积分法计算油气生成量计算公式是什么？
对于欲测区平面上某一点生烃强度的计算实质是以某一点的烃源岩厚度和源岩氯仿沥青“A”残余含量作变量来研究该测量点的生烃量，但根据残余氯仿沥青“A”所计算出的生烃量仅为残余生烃量，若能测算出该区各时间单元内油气的排出量（或排出系数），则可按下述公式计算出总生烃强度或总生烃量：
式中Q总——总生油量，108t；M——运移系数（由各盆地各生油层系用岩石热解法直接求得，单位：%，详见后）；S——生油岩面积，km2；H——生油岩厚度，km；A——氯仿沥青“A”平均含量，%；ρ——生油岩密度（一般用2.3×109t/km2）。
**问题？数字化积分法计算油气生成量运移系数如何确定？
油气生成量计算中所用运移系数是指生油层中已生成的油气向储层的排出率，即初次运移率。
初次运移率的测算方法是近几年在生油层定量评价研究中提出的一种方法。其原理是利用Rock—Eval实测不同温度下各种类型的不成熟生油岩的产烃率，以累计最大产烃率（即该生油岩在未排烃状态下的最大生油潜力）为原始产烃潜率，把现今不同演化阶段生油岩的热解烃率作为残留潜率。将各类未成熟生油岩在不同模拟温度下（或Tmax）的累积热解烃率作成图版（图1—13），由此可以通过图版求得已进行不同程度排烃的烃源岩的原始生油潜量。
对任何一个不同热演化程度的生油岩，只需要获得它的残余热解烃量（S2），并由同类未成熟生油岩热解烃率图版中，根据该类岩石的热演化程度（Tmax），便可查得其热解烃率（K），从而可以求得该生油岩的原始生烃潜量。
原始生烃潜量（S0）与不同热演化阶段残余生烃潜量（S1+S2）之差即为油气的初次运移量。初次运移量与总生油潜量之比，即为油气运移率（M）。表1—17列出了我国部分主要含油气盆地油气初次运移系数。
表1—17 中国中、新生代主要油气盆地初次运移系数表（程克明，1995）
续表
