CN103487842B - 一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定方法及装置，其中，方法包括：建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图；根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限和排烃率；根据所述烃源岩的排烃门限和排烃率确定排烃强度；根据所述排烃强度确定排烃量；根据不同地质历史时期的排烃量确定排油气高峰期；根据不同排油气高峰期烃源岩的分布面积和排烃强度确定烃源岩的平面排烃范围；根据不同排油气高峰期的平面排烃范围叠加确定油气成藏期次。本技术方案解决了含油气盆地，特别是复杂叠合盆地油气成藏期次确定难的问题，降低了油气勘探的风险，指明了油气的勘探方向，具有广泛的适用性。

Description

一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定方法及装置

技术领域

本发明涉及含油气盆地分析技术领域，特别涉及一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定方法及装置。

背景技术

油气成藏期是含油气盆地中油气成藏研究的一个难点。确定油气藏形成的时间对研究油气藏的形成及分布，不仅有深远的理论意义，而且对指导油气田勘探有重要的实践意义。如果在一个地区，我们能确定油气藏是在某一个地质时代形成的，则在该时期以前形成的圈闭就对油气聚集有利；反之，在此以后形成的圈闭就对油气聚集不利。

目前，确定油气藏形成时间比较常用的方法主要包括流体包裹体反演法和排油气量高峰期正演法两种。

流体包裹体反演法是指油气藏形成时，可伴生一些包裹体，根据这些包裹体的均一温度可以判断油气藏的成藏温度，结合盆地的古地温模式和储集层的埋藏史就可以确定包裹体形成的地层埋深及对应的地质时代，从而来确定油气藏形成的时间及油气藏形成的期次。

然而该方法在复杂叠合盆地中应用存在一定缺陷。我国叠合盆地构造变动强度大、次数多，油气藏在形成后大都经历了后期的调整改造，因此在使用流体包裹体反演法过程中，这些流体包裹体不仅记录了油气成藏的期次，而且还记录了后期油气调整改造的期次，使得确定的油气成藏期次不准确。

针对上述问题，张厚福教授2007年在石油工业出版社出版《石油地质学》的186-187页中提出了排油气量高峰期方法来确定油气藏的形成时间。该方法认为油气藏的形成是油气生成、运移、聚集的结果，只有油气生成并排出了烃源岩，油气藏才有可能形成。盆地沉降时，烃源岩埋深加大，烃源岩的排油气作用成为一个主要的过程；上升剥蚀时，烃源岩的排油气作用停止。由于多旋回构造变动过程中烃源岩进入排烃门限的时间不同，并经历了多个排油气量高峰，每一个排油气量高峰则对应一期油气成藏。因此，根据排油气量高峰可以确定油气成藏期。

但是，排油气量高峰正演法只能粗略的确定某一区域的油气成藏期次，并不能准确的确定某一区域某一油气藏的形成期次。因此，该方法在复杂叠合盆地一直没有得到很好的应用。

发明内容

为解决上述问题，本发明提出一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定方法及装置，此技术方案针对性的克服了复杂叠合盆地油气成藏期次确定难的问题。

为实现上述目的，本发明提供了一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定方法，包括：

建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图；

根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限和排烃率；

根据所述烃源岩的排烃门限和排烃率确定排烃强度；

根据所述排烃强度确定排烃量；

根据不同地质历史时期的排烃量确定排油气高峰期；

根据不同排油气高峰期烃源岩的分布面积和排烃强度确定烃源岩的平面排烃范围；

根据不同排油气高峰期的平面排烃范围叠加确定油气成藏期次。

可选的，在本发明一实施例中，所述建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图的步骤具体包括：

根据生烃潜力指数（（S₁+S₂）/TOC）建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图。

可选的，在本发明一实施例中，所述根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限和排烃率的步骤包括：

根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限；其中，在生烃潜力曲线上对应着转折点的埋深Zo为烃源岩在演化过程中的排烃门限；

根据所述排烃门限，通过源岩生烃潜力指数在地质剖面上的变化关系获取排烃率。

可选的，在本发明一实施例中，所述根据所述排烃强度确定排烃量的步骤具体包括：

根据所述排烃强度进行面积积分确定排烃量。

为实现上述目的，本发明还提供了一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定装置，包括：

建立模式图单元，用于建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图；

烃源岩排烃参数单元，用于根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限和排烃率；

排烃强度单元，用于根据所述烃源岩的排烃门限和排烃率确定排烃强度；

排烃量单元，用于根据所述排烃强度确定排烃量；

排油气高峰期单元，用于根据不同地质历史时期的排烃量确定排油气高峰期；

平面排烃范围单元，用于根据不同排油气高峰期烃源岩的分布面积和排烃强度确定烃源岩的平面排烃范围；

油气成藏期次单元，用于根据不同排油气高峰期的平面排烃范围叠加确定油气成藏期次。

可选的，在本发明一实施例中，所述建立模式图单元具体用于根据生烃潜力指数（（S₁+S₂）/TOC）建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图。

可选的，在本发明一实施例中，所述烃源岩排烃参数单元包括：

排烃门限模块，用于根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限；其中，在生烃潜力曲线上对应着转折点的埋深Zo为烃源岩在演化过程中的排烃门限；

排烃率模块，用于根据所述排烃门限，通过源岩生烃潜力指数在地质剖面上的变化关系获取排烃率。

可选的，在本发明一实施例中，所述排烃量单元具体用于根据所述排烃强度进行面积积分确定排烃量。

上述技术方案具有如下有益效果：提供了一种确定油气成藏期次的技术方案，利用源岩不同排油气高峰期的平面排烃范围叠加，准确地了确定油气成藏期次，解决了含油气盆地，特别是复杂叠合盆地油气成藏期次确定难的难题，为含油气盆地分析提供了一种可行的技术方法，降低了油气勘探的风险，指明了油气的勘探方向，具有广泛的适用性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有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发明的一些实施例，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，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明提出的一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定方法流程图；

图2为本发明提出的一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定装置框图；

图3为本发明提出的一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定装置中烃源岩排烃参数单元框图；

图4为本实施例的一种确定油气成藏期次的方法流程图；

图5是烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图；

图6是塔里木盆地中-上奥陶统烃源岩排烃特征图；其中，图6a为烃源岩排烃门限判识图之一；图6b为烃源岩排烃门限判识图之二；图6c为烃源岩排烃率判识图；图6d为烃源岩排烃速率判识图；图6e为烃源岩排烃效率判识图；

图7是塔里木盆地中-下寒武统烃源岩排烃特征图；其中，图7a为烃源岩排烃门限判识图之一；图7b为烃源岩排烃门限判识图之二；图7c为烃源岩排烃率判识图；图7d为烃源岩排烃速率判识图；图7e为烃源岩排烃效率判识图；

图8是塔里木盆地中-上奥陶统烃源岩累计排烃强度图；

图9是塔里木盆地中-下寒武统烃源岩累计排烃强度图；

图10是塔里木盆地中-上奥陶统烃源岩各历史时期排烃量图；

图11是塔里木盆地中-下寒武统烃源岩各历史时期排烃量图；

图12是塔里木盆地两套烃源岩的排油气高峰期图；

图13是第一期排油气高峰烃源岩的平面排烃范围图；

图14是第二期排油气高峰烃源岩的平面排烃范围图；

图15是第三期排油气高峰烃源岩的平面排烃范围图；

图16是第四期排油气高峰烃源岩的平面排烃范围图；

图17是塔里木盆地奥陶系油气成藏期次判识图。

具体实施方式

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，所描述的实施例仅仅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做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。

如图1所示，为本发明提出的一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定方法流程图。包括：

步骤101）：建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图；

步骤102）：根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限和排烃率；

步骤103）：根据所述烃源岩的排烃门限和排烃率确定排烃强度；

步骤104）：根据所述排烃强度确定排烃量；

步骤105）：根据不同地质历史时期的排烃量确定排油气高峰期；

步骤106）：根据不同排油气高峰期烃源岩的分布面积和排烃强度确定烃源岩的平面排烃范围；

步骤107）：根据不同排油气高峰期的平面排烃范围叠加确定油气成藏期次。

可选的，在本发明一实施例中，所述建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图的步骤具体包括：

根据生烃潜力指数（（S₁+S₂）/TOC）建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图。

可选的，在本发明一实施例中，所述根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限和排烃率的步骤包括：

根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限；其中，在生烃潜力曲线上对应着转折点的埋深Zo为烃源岩在演化过程中的排烃门限；

根据所述排烃门限，通过源岩生烃潜力指数在地质剖面上的变化关系获取排烃率。

可选的，在本发明一实施例中，所述根据所述排烃强度确定排烃量的步骤具体包括：

根据所述排烃强度进行面积积分确定排烃量。

如图2所示，为本发明提出的一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定装置框图。包括：

建立模式图单元201，用于建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图；

烃源岩排烃参数单元202，用于根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限和排烃率；

排烃强度单元203，用于根据所述烃源岩的排烃门限和排烃率确定排烃强度；

排烃量单元204，用于根据所述排烃强度确定排烃量；

排油气高峰期单元205，用于根据不同地质历史时期的排烃量确定排油气高峰期；

平面排烃范围单元206，用于根据不同排油气高峰期烃源岩的分布面积和排烃强度确定烃源岩的平面排烃范围；

油气成藏期次单元207，用于根据不同排油气高峰期的平面排烃范围叠加确定油气成藏期次。

可选的，在本发明一实施例中，所述建立模式图单元201具体用于根据生烃潜力指数（（S₁+S₂）/TOC）建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图。

如图3所示，为本发明提出的一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定装置中烃源岩排烃参数单元框图。所述烃源岩排烃参数单元202包括：

排烃门限模块2021，用于根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限；其中，在生烃潜力曲线上对应着转折点的埋深Zo为烃源岩在演化过程中的排烃门限；

排烃率模块2022，用于根据所述排烃门限，通过源岩生烃潜力指数在地质剖面上的变化关系获取排烃率。

可选的，在本发明一实施例中，所述排烃量单元204具体用于根据所述排烃强度进行面积积分确定排烃量。

实施例：

如图4所示，为本实施例的一种确定油气成藏期次的方法流程图。包括以下步骤：（1）根据S1、S2和TOC，建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图；（2）根据生烃潜力指数随埋深变化模式图，确定烃源岩的排烃门限和排烃率；（3）根据源岩厚度、埋深、密度、TOC、排烃门限和排烃率，确定排烃强度；（4）根据排烃强度进行面积积分，确定排烃量；（5）根据不同地质历史时期的排烃量，确定排油气高峰期；（6）根据不同排油气高峰期烃源岩的分布面积和排烃强度，确定烃源岩的平面排烃范围；（7）根据不同排油气高峰期的平面排烃范围叠加，确定油气成藏期次。

应用实例区为中国西部叠合盆地塔里木盆地奥陶系。塔里木盆地位于中国西北部，勘探面积约56×10⁴km²，是一个复杂的叠合盆地。主要由海相克拉通盆地与中、新生代陆相前陆盆地叠合而成，经历了震旦纪-泥盆纪的伸展-聚敛、石炭纪-三叠纪的伸展-聚敛与中-新生代的陆内弱伸展-挤压变形3大构造旋回。塔里木盆地具有三隆四凹的构造格局，自北向南可分为：库车坳陷、北部隆起、北部坳陷、中央隆起、西南坳陷、塔南隆起、东南坳陷。塔里木盆地奥陶系油气资源丰富，油气藏绝大多数分布在塔中、塔北和巴楚三大古隆起之上，塔北地区发现油气储量最多，11.2亿吨；塔中地区油气储量次之，3.8亿吨；巴楚地区发现油气储量最少，0.9亿吨。但是，塔里木盆地奥陶系具有多期次构造变革、多旋回油气成藏、多期次调整与改造的油气地质特点，针对油气藏的成藏期次一直存在争议，制约了油气勘探的进程。因此，如果能对这些油气藏的成藏期次进行研究，是研究奥陶系碳酸盐岩油气成藏机理与分布规律的基础，其结果对降低塔里木盆地台盆区油气勘探风险、指明油气的勘探潜力及方向有重大的现实意义。

（1）建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图

在源岩热解定量评价中，通常用可溶烃（S₁）与裂解烃（S₂）的和表示源岩的生烃潜力。这里采用一个综合热解参数，生烃潜力指数（（S₁+S₂）/TOC），来表征源岩的生烃潜力。则源岩的生烃潜力指数在演化过程中随埋深增大开始减小时，则表明有烃类开始排出。如图5所示，为是烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图。

（2）确定烃源岩的排烃门限和排烃率

在烃源岩演化过程中，无论烃源岩中的有机质以干酪根热降解生烃，还是以有机质生物降解生烃，或是其它方式生烃，当烃源岩的空隙处于欠饱和状态下，开始生成的烃类将残留在烃源岩中，当烃源岩内生成的烃类不断增加并满足烃源岩的自身残留饱和时，烃将大量排出烃源岩。也就是说，在烃源岩中生成的烃类首先满足自身烃源岩孔隙的吸附，在未达到饱和之前，生烃潜力保持不变，只有当烃类排出的时候，才会导致烃源岩生烃潜力减小。所以，把处于饱和状态下，生烃潜力开始减小的点，认为是排烃门限的临界点。在生烃潜力曲线上对应着转折点的埋深（Zo）就是烃源岩在演化过程中的排烃门限。通过研究源岩生烃潜力指数在地质剖面上的变化关系还可以计算排烃率。计算公式为：

其中，HCI为排烃率，mg/g；HCI_o为最大原始生烃潜力指数，mg/g；HCI_p为现今任一演化阶段下源岩的生烃潜力指数，mg/g；Z为埋深，m；Z₀为最大原始生烃潜力所对应的埋深，m；

塔里木盆地奥陶系油气主要来自中-上奥陶统和中-下寒武统烃源岩。如图6所示，为塔里木盆地中-上奥陶统烃源岩排烃特征图；如图7所示，为塔里木盆地中-下寒武统烃源岩排烃特征图。在图6和图7中，图6a、图6b、图7a和图7b为烃源岩排烃门限判识图；图6c和图7c为烃源岩排烃率判识图；图6d和图7d为烃源岩排烃速率判识图；图6e和图7e为烃源岩排烃效率判识图。

（3）确定排烃强度

根据不同埋深下的排烃率、烃源岩有机碳含量、烃源岩有效厚度以及烃源岩岩石密度，确定排烃强度，计算公式为：

$E_{\mathrm{hc}}={\∫}_{Z_0}^Z{q}_e\left(Z\right)*H*\mathrm{\ρ}\left(Z\right)*\mathrm{TOC}*\mathrm{dz}$

其中，E_hc为排烃强度，t/km²；Z为实际埋深，m；Z₀为排烃门限，m，q_e(z)为单位质量有机碳的排烃率，mg/g；H为烃源岩厚度，m；ρ(z)为烃源岩密度，g/cm³；TOC为有机碳百分含量，%；

如图8所示，为塔里木盆地中-上奥陶统烃源岩累计排烃强度图；如图9所示，为塔里木盆地中-下寒武统烃源岩累计排烃强度图。

（4）确定排烃量

根据排烃强度进行面积积分，确定排烃量，计算公式为：

$Q_e={\∫}_{Z_0}^Z{q}_e\left(Z\right)*H*S\left(n\right)*\mathrm{\ρ}\left(Z\right)*\mathrm{TOC}*\mathrm{dz}*\mathrm{dn}$

其中，Q_e为排烃量，t；Z为实际埋深，m；Z₀为排烃门限，m；q_e(z)为单位质量有机碳的排烃率，mg/g；H为有效烃源岩厚度，m；S(n)为有效烃源岩面积，m²；n为网格数目，无量纲；ρ(z)为埋深为有效烃源岩密度，g/cm³；TOC为有机碳含量，%；

如图10所示，为塔里木盆地中-上奥陶统烃源岩各历史时期排烃量图；如图11所示，为塔里木盆地中-下寒武统烃源岩各历史时期排烃量图。

（5）确定排油气高峰期

根据排油气量的计算，可以确定区域的排油气高峰期。如图12所示，为塔里木盆地两套烃源岩的排油气高峰期图。结果表明，塔里木盆地奥陶系油气藏主要经历了四个排油气高峰期：加里东早期、加里东晚期、晚海西-印支期和燕山-喜山期。

（6）确定不同排油气高峰期的烃源岩排烃范围

根据烃源岩的分布面积和排烃强度，确定不同排油气高峰期烃源岩的平面排烃范围。如图13所示，为第一期排油气高峰烃源岩的平面排烃范围图；如图14所示，为第二期排油气高峰烃源岩的平面排烃范围图；如图15所示，为第三期排油气高峰烃源岩的平面排烃范围图；如图16所示，为第四期排油气高峰烃源岩的平面排烃范围图。

（7）确定油气成藏期次

根据不同排油气高峰期的平面排烃范围叠加，确定油气成藏期次。四期叠加的范围为四期油气成藏；三期叠加的范围为三期油气成藏；两期叠加的范围为两期成藏；一期排烃范围为一期成藏。如图17所示，为塔里木盆地奥陶系油气成藏期次判识图。结果表明，仅在轮南地区、英买力地区和塔中地区存在四期成藏。三期成藏的地区主要分布在温宿凸起、东河塘地区北部、轮南地区、英买力凸起及塔中10号构造带北部等。两期成藏的地区主要分布在哈德逊地区、轮南西南部、塔东低凸起和塔中低凸起的北部等。一期成藏的地区主要分布在塔东低凸起、巴楚凸起西部和塔中低凸起的南部等。

通过本发明实施例可知，本技术方案改进了根据烃源岩排油气高峰期粗略的确定某一区域油气成藏期次的方法，该方法的创新点体现在利用不同排油气高峰期的平面排烃范围叠加，准确地某一区域某一油气藏的形成期次。

本发明的技术方案解决了塔里木盆地奥陶系油气成藏期次确定难的难题，为该地区油气盆地分析提供了一种可行的技术方法，降低了油气勘探的风险，指明了油气的勘探方向，具有广泛的适用性。

以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定方法，其特征在于，包括：

建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图；

根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限和排烃率；

根据所述烃源岩的排烃门限和排烃率确定排烃强度；

根据所述排烃强度确定排烃量；

根据不同地质历史时期的排烃量确定排油气高峰期；

根据不同排油气高峰期烃源岩的分布面积和排烃强度确定烃源岩的平面排烃范围；

根据不同排油气高峰期的平面排烃范围叠加确定油气成藏期次。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图的步骤具体包括：

根据生烃潜力指数((S₁+S₂)/TOC)建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图；

其中，S₁表示可溶烃；S₂表示裂解烃；TOC表示有机碳百分含量，单位为％。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限和排烃率的步骤包括：

根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限；其中，在生烃潜力曲线上对应着转折点的埋深Zo为烃源岩在演化过程中的排烃门限；

根据所述排烃门限，通过源岩生烃潜力指数在地质剖面上的变化关系获取排烃率。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述排烃强度确定排烃量的步骤具体包括：

根据所述排烃强度进行面积积分确定排烃量。

5.一种复杂叠合盆地油气成藏期次的确定装置，其特征在于，包括：

建立模式图单元，用于建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图；

烃源岩排烃参数单元，用于根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限和排烃率；

排烃强度单元，用于根据所述烃源岩的排烃门限和排烃率确定排烃强度；

排烃量单元，用于根据所述排烃强度确定排烃量；

排油气高峰期单元，用于根据不同地质历史时期的排烃量确定排油气高峰期；

平面排烃范围单元，用于根据不同排油气高峰期烃源岩的分布面积和排烃强度确定烃源岩的平面排烃范围；

油气成藏期次单元，用于根据不同排油气高峰期的平面排烃范围叠加确定油气成藏期次。

6.如权利要求5所述的装置，其特征在于，所述建立模式图单元具体用于根据生烃潜力指数((S₁+S₂)/TOC)建立烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图；

其中，S₁表示可溶烃；S₂表示裂解烃；TOC表示有机碳百分含量，单位为％。

7.如权利要求5所述的装置，其特征在于，所述烃源岩排烃参数单元包括：

排烃门限模块，用于根据所述烃源岩生烃潜力指数随埋深变化模式图确定烃源岩的排烃门限；其中，在生烃潜力曲线上对应着转折点的埋深Zo为烃源岩在演化过程中的排烃门限；

排烃率模块，用于根据所述排烃门限，通过源岩生烃潜力指数在地质剖面上的变化关系获取排烃率。

8.如权利要求5所述的装置，其特征在于，所述排烃量单元具体用于根据所述排烃强度进行面积积分确定排烃量。