CN104932033B - 源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法。该方法包括：依次按热演化程度、有机质丰度、岩性、有机质类型采集不同类型烃源岩的样品；对采集的样品进行热模拟实验，定量每个温度点排出油和滞留油的量，残渣进行有机碳分析、Rock‑Eval检测和镜质体反射率分析；绘制不同类型烃源岩的排油率图版；选择不同盆地的地质剖面，作为实际地质样品；在实际地质剖面上，密集采集烃源岩和储层的岩芯样品并进行有机碳分析、Rock‑Eval检测、镜质体反射率分析和氯仿沥青定量分析；绘制实际地质样品的排油率参数曲线；根据不同类型烃源岩排油率图版和实际地质样品的排油率参数曲线，得到源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版。

Description

源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法

技术领域

本发明涉及一种石油地质研究中不同地质背景下的烃源岩生排烃演化过程中石油空间分布的定量评价图版的生成方法，是一种在源储条件约束下的不同类型烃源岩生油量、滞留油量和运移量的定量评价图版，属于石油勘探技术领域。

背景技术

生排烃模拟实验是评价烃源岩生排烃能力，进而评价研究区资源潜力的重要方法，不同学者针对不同类型含油气盆地或地区开展了大量研究工作，归纳总结主要有以下两方面的研究工作：

针对某个盆地或特定研究区开展的一种类型烃源岩的生排烃研究。例如松辽盆地北部嫩江组一段源岩排烃特征及潜力评价(马中振，庞雄奇，付秀丽等，石油天然气学报，2008，30(3)：24-29)、塔里木盆地S74井稠油热模拟实验研究(二)-沥青生烃潜力探讨(刘光祥，石油实验地质，2008，30(4)：382-385)、滨北地区烃源岩排烃特征研究及有利区带预测(王明，庞雄奇，李洪奇等，西南石油大学学报，2008，30(1)：25-29)、渤海湾盆地济阳坳陷烃源岩排烃特征研究(周杰，庞雄奇，李娜，石油实验地质，2006，28(1)：59-64)、柴达木盆地烃源岩生、排烃特征模拟研究(左胜杰，庞雄奇，石油大学学报，自然科学版，2002，26(5)：23-27)、大港油田孔南地区烃源岩生排烃模拟试验(杨贵芳，王东良，张敏等，石油天然气学报，2007，29(3)：214-216)、辽河盆地桃园—荣兴屯地区煤岩排烃过程模拟(何光玉，陈荣书，张家骅等，新疆石油地质，1997，18(3)：221-226)、伊通盆地莫里青断陷烃源岩特征及生排烃史(邓守伟，曹强，叶加仁.地质科技情报，2007，26(6)：66-70)等。上述研究表明，生油量和排油率参数是评价新盆地或新领域资源潜力和勘探前景的重要且必要的参数。但是，现有的烃源岩研究类型比较单一，只适用于各自的研究区。

前人的大量烃源岩生排烃研究主要考虑烃源岩有机质丰度、类型、热演化程度等自身差异，分析由烃源岩内因对生排烃效果的影响因素。如不同类型优质烃源岩生排油气模式(秦建中，申宝剑，腾格尔等，石油实验地质，2013，35(2)：179-186)、加水热模拟实验气态产物特征及演化规律研究(王兆云，程克明，张柏生，石油勘探与开发，1995，22(3)：36-42)、密闭体系与开放体系模拟实验结果的比较研究及其意义(卢双舫，王民，王跃文，等.沉积学报，2006，24(2)：282-288)、Evaluation of petroleum generation by hydrouspyrolysis experimentation(Lewan M.D..Phil.Trans.R.Soc.Lond.A315.1985:123-134)等。上述技术中考虑与储层的接触关系、疏导层的特征等外在影响烃源岩排油效果的因素较少。

总之，现有的研究工作主要是针对特定研究区模拟某一种特定的烃源岩的生排烃实验较多，烃源岩特征(类型、岩性)相对单一；并且模拟实验过程多考虑烃源岩自身差异影响，未解决不同源储配置等较为符合地下地质条件的生排烃问题，导致评价结果存在偏差，无法满足不同类型烃源岩生烃、排烃量的评价预测。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种不同类型烃源岩且在不同地质背景下能够定量预测其石油空间分布的综合定量分析图版的生成方法，以期实现定量预测各种类型烃源岩生成油的空间分布，为评价新盆地、新领域和新层系的石油和我国海相叠合盆地高过成熟区油裂解型天然气的勘探前景提供评价依据。

为了达到上述目的，本发明提供了一种源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法，该方法包括以下步骤：

步骤一：依次按照热演化程度、有机质丰度、岩性、有机质类型，采集不同类型烃源岩的样品；

步骤二：采用密闭体系下的加水恒温热解实验方法对采集的样品进行热模拟实验，其中，在所述热模拟实验中分别设定10MPa和20MPa两个压力体系，每个体系分别设定290℃、310℃、330℃、350℃、370℃5个温度点，每个温度点恒温72小时进行热模拟实验，定量每个温度点的排出油的质量和滞留油的质量；

步骤三：对所述热模拟实验得到的固体残渣进行有机碳分析、Rock-Eval检测和镜质体反射率分析，获得热演化程度参数；

步骤四：根据每一个温度点排出油、滞留油的定量分析结果和热演化程度参数，绘制不同类型烃源岩的排油率与热演化程度的曲线；

步骤五：选择不同盆地、不同时代且源储配置关系不同的剖面，作为实际地质样品剖面；

步骤六：在实际地质样品剖面上，密集采集烃源岩和储层的岩芯样品，并对所述岩芯样品进行有机碳分析、Rock-Eval检测、镜质体反射率分析和氯仿沥青定量分析，得到不同地质背景下实际地质样品的评价参数，所述不同地质背景下实际地质样品的评价参数包括样品的有机质丰度和热演化程度参数；

步骤七：根据所述实际地质样品的评价参数和氯仿沥青定量分析结果，绘制实际地质样品的排油率参数曲线；

步骤八：根据所述不同类型烃源岩的排油率与热演化程度的曲线和所述实际地质样品的排油率参数曲线，二者的交集即为所述源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版。

在本发明提供的上述方法中，在所述步骤一中，根据热演化程度选一批出来，然后再从中选取符合有机质丰度的，然后再从中选出符合岩性的、最后从筛选出的样品中选出符合有机质类型。

本发明提供的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法中，优选地，在所述步骤一中，选择热演化程度为低成熟的烃源岩作为不同类型烃源岩的样品。

本发明提供的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法中，优选地，在所述步骤一中，所述有机质丰度为TOC含量为0.62％-10.08％的低丰度的烃源岩、中丰度的烃源岩和高丰度的烃源岩作为不同类型烃源岩的样品。

本发明提供的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法中，优选地，所述低丰度的烃源岩是指TOC<1.0％的烃源岩；所述中丰度的烃源岩是指1.0％≤TOC<2.0％的烃源岩；所述高丰度烃源岩是指TOC≥2.0％的烃源岩。

本发明提供的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法中，优选地，在所述步骤一中，选择岩性为泥灰岩、泥岩和油页岩的烃源岩作为不同类型烃源岩的样品。

本发明提供的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法中，优选地，在所述步骤一中，选择有机质类型为Ⅰ型、Ⅱ₁型和Ⅱ₂型的烃源岩作为不同类型烃源岩的样品。

本发明提供的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法中，优选地，在进行步骤二前，对采集的不同类型烃源岩的样品进行有机碳分析、Rock-Eval检测和镜质体反射率分析，获得样品的评价参数。根据该评价参数验证采集的样品是否符合需求，不符合要求的则剔除，符合要求的样品的评价参数用作后续的数据分析。

在本发明的提供的上述方法中，在步骤三中，对热模拟实验得到的固体残渣进行分析时，固体残渣包括可以得到排出油和可以得到滞留油两种赋存状态的油。其中，排出油包括进行热模拟实验后，冷凝管中的油，二氯甲烷清洗釜壁、收集管后得到的轻油和冲洗样品得到的重质油，三部分之和为排出油；滞留油是指用氯仿索氏抽提固体残渣得到的油。

在本发明提供的上述方法中，在所述步骤三中，获得热演化程度参数时，主要是对热模拟实验得到的固体残渣进行有机碳分析、Rock-Eval检测和镜质体反射率分析，而Rock-Eval检测中的Tmax数据和镜质体反射率分析的Ro数据均能反映热演化程度参数，二者还可相互验证，本领域技术人员可以根据分析结果获得热演化参数。

本发明提供的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法中，优选地，在所述步骤七中，绘制实际地质样品的排油率参数曲线时，在实际地质样品剖面上，密集取样并进行氯仿沥青“A”分析和有机碳测量，具体包括以下步骤：

以氯仿沥青“A”值与TOC的比值为横坐标，以热演化程度为纵坐标绘制残留烃的演化曲线，以此为基础绘制实际地质样品的生烃趋势线；

以某一热演化阶段的生烃趋势线包络的总面积与残余烃的面积之差作为排烃面积，其与总生烃面积之比即为此热演化阶段的排油率。

在本发明提供的上述方法中，氯仿沥青“A”值以被抽提出来的沥青物质质量与岩样质量之比表示。

在本发明提供的上述方法中，以残留烃的演化曲线为基础绘制实际地质样品的生烃趋势线时，按照本领域常规的方法进行即可。

本发明提供的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法中，优选地，在步骤七中，根据同有机质丰度的热演化程度和所述排油率绘制实际地质样品的排油率参数曲线；更优选地，以所述排油率为横坐标，以镜质体反射率分析结果为纵坐标，绘制实际地质样品的排油率参数曲线。

在本发明中，选择样品是可以选择具有相同地质背景和烃源岩特征的样品，目的是验证模拟实验结果的重复性和可信度。

本发明的热模拟实验采用密闭条件下的加水恒温热解实验方式。目前热模拟实验的方法多种多样，不同研究者对热模拟结果的优劣从多个方面都进行过探讨，已积累了大量的知识和经验，比如Lewan M.D.Effects of thermal maturation on stable organiccarbon isotopes as determined by hydrous pyrolysis of WoodfordShale.Geochem.Cosmochim.Acta.1983,47:1471-1479；Lewan M D.Winters J C.McDonaldJ H.Generation of oil-like pyrolyzates from organic-rich shale.Science.1979，203:897-899；Arndt Schimmelmann,Michael D.Lewan and Robert P.Wintsch.D/Hisotope ratios of kerogen,bitumen,oil,and water in hydrous pyrolysis ofsource rocks containing kerogen types I,II,IIS,and III.Geochimica etCosmochimica Acta,1999,63(22):3751-3766；Arndt Schimmelmann,Jean-Paul Boudou,Michael D.Lewan,et al.Experimental controls on D/H and 13C/12C ratios ofkerogen,bitumen and oil during hydrous pyrolysis.Organic Geochemistry,2001,32(8):1009-1018；Changchun Pan,Ansong Geng,Ningning Zhong,et al,.KerogenPyrolysis in the Presence and Absence of Water and Minerals.1.GasComponents.Energy Fuels,2008,22(1):416-427；Eglinton T I.Rowland S J.Curtis CD.et al.Kerogen-mineral reactions at raised temperature in the presence ofwater.Org.Geochem.1986,10:1041-1052；Chung H M.Sackett W M.Use of stablecarbon isotope composition of pyrolytically derived methane as maturityindices for carbonaceous materials.Geoch.et Cosmoch.Acta.1979,43:1977-1988；W.Odden,T.Barth.A study of the composition of light hydrocarbons(C₅-C₁₃)frompyrolysis of source rock samples.Organic Geochemistry,2000,31(2-3):211-229；Kwan-Hwa Su,Jun-Chin Shen,Ying-Ju Chang,Wuu-Liang Huang.Generation ofhydrocarbon gases and CO2 from a humic coal:Experimental study on the effectof water,minerals and transition metals.Organic Geochemistry,2006,37(4):437-453等，为进一步深入工作奠定了扎实的基础。

在设计实验方案和选择实验条件时，本发明遵循的原则是尽可能的与地下、自然演化的实际情况相近。密闭条件下的加水恒温热解实验由Lewan等首次采用，并得到越来越多的学者推崇。它与干法热解相比具有两个突出的优点：

一是热解液态烃中几乎无链烯烃，这在组成上更接近天然石油；二是生烃高峰提前，其生烃高峰所对应的热模拟温度明显低于干法热解，比较接近自然界形成的温度条件。所以加水恒温热解能更好地模拟地下油气的生成，因此，本发明中采用密闭体系下的加水恒温热解实验方法进行热模拟实验。油和气是烃源岩中的干酪根通过连续的化学反应生成的，这些反应一般受反应动力学机制所控制，温度是各种动力学过程的主要动力，压力也是重要的控制因素。本发明将压力因素考虑在内，通过热解产率、产物的组成、变化等考察温压共控体系下各种类型烃源岩生排烃过程。

本发明采用的密闭条件下的加水恒温热解实验通过热模拟实验装置完成，其中，热模拟实验装置的结构如图3所示，加水恒温热解实验具体包括以下步骤：

实验取样：将模拟烃源岩样品用蒸馏水洗刷干净，并自然晾干，然后将样品粉碎至能够加入实验高压釜样品室的大小，再将粉碎后的颗粒充分混合均匀，去除采样过程中因采样点不同而产生的样品非均质性的影响，保证实验过程中每一批次样品的一致性；

实验装样：样品室、导流管线、产物收集器等清洁后，将样品和适量蒸馏水放入高压釜中，密封，充入5-6MPa的氮气，试漏，放置不漏后，放出氮气并用真空泵抽空再充氮气，反复3-5次，以确保样品室内没有氧气的存在；

启动实验：在温控仪上按设计要求设置模拟温度与升温时间参数，启动整个模拟实验系统，仪器自动升温至设定条件，开始实验。本发明中分别设定10MPa和20MPa两个压力体系，每个体系下分别设定290℃、310℃、330℃、350℃、370℃共5个温度点，每个温度点恒温72小时；

实验产物收集：实验结束后切断电源，使实验装置自然冷却至150℃，由液氮冷阱收集轻烃，冷阱中冷凝管温度为-80℃至-60℃。150℃时开启连接气体产物收集装置的阀门，部分热解产物进入冷凝管，水和轻烃部分凝结下来，气体(C1-C5)则流过冷凝管进入气体收集器，冷凝管中的液态烃即主要为轻质油；气体采用排水集气法进行收集，随后进行色谱(GC)分析及碳同位素检测。待反应釜温度降至室温，将其卸下，用二氯甲烷清洗釜壁和收集管及管线中的水，分离后得到轻油；样品用二氯甲烷冲洗抽提物得到重质油，与轻油合并即为排出油。残渣自釜内取出后称重，采用氯仿溶剂进行索氏抽提，用氯仿抽提热模拟残渣得到的油为滞留油，得到各温度点内可溶有机质，抽提物再经柱色层分离得到各族组分，抽提后的残样则进行镜质体反射率检测；完成样品的加水恒温热解实验；

其中，具体而言，排出油是冷凝管中的液态烃，二氯甲烷清洗釜壁、收集管后得到的轻油和冲洗样品得到的重质油，三部分之和为排出油；滞留油是用氯仿溶剂进行索氏抽提样品得到的油。

本发明还提供了利用上述的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法生成的图版完成的对石油空间分布定量评价的方法，该方法将油气勘探由源外走向源内，由寻找成熟阶段原油扩展到过成熟阶段油裂解气的勘探，实现常规和非常规油气勘探的并举，实现原油和天然气勘探的并举。具体是采集待评价油藏的烃源岩样品，进行有机碳分析、Rock-Eval检测和镜质体反射率分析，然后在本发明的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版中找到对应的演化曲线进行评价即可。

本发明以模拟不同类型烃源岩生排烃过程与不同源储配置的实际地质剖面解剖研究为基础，即在密闭体系下对不同类型的海相、陆相烃源岩进行生排烃模拟研究，明确不同类型烃源岩演化到不同阶段的产油量和排油量，建立不同类型烃源岩整个演化过程中的排油率对比图版；并通过实际地质剖面测试和计算的排油率参数修订物理模拟图版，二者相互补充、完善，最终建立能够预测不同地质背景下不同类型烃源岩滞留油量、排出油量的图版和评价表，为预测原油空间分布和资源潜力评价提供参数。

本发明提供的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法，研究以涵盖海相、陆相多种类型烃源岩，开展针对不同有机质丰度、类型、岩性等烃源岩的岩芯样品在温压、源储配置等地质条件约束下的定量评价，建立不同类型烃源岩生排烃空间分布定量图版，该图版与现有的评价方法相比具有以下优点：

不仅考虑基于各种端元烃源岩的生排烃模拟实验，并结合各种地质条件下实际地质剖面的解剖和统计，二者相互验证、相互补充完善，实现了模拟实验和实际地质体的有机融合，由此建立的不同类型烃源岩石油空间分布定量图版和评价表，实现了求全、求准、定量预测、客观评价的目标；

模拟实验样品系统性强、种类齐全，涵盖了各种端元组分的烃源岩，选取烃源岩考虑了有机质丰度、类型、岩性、发育的时代四个方面的因素，优选的样品有机质丰度TOC的范围值为0.62％-10.08％，包括古生代海相和新生代陆相的泥灰岩、泥岩和油页岩，有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ₁型和Ⅱ₂型，实现了模拟样品的系统性和全面性；

不同地质条件主要考虑两方面的因素，一是不同盆地不同时代的剖面，二是指源储配置关系不同的剖面，源储配置关系主要指厚层泥岩和砂泥岩互层，本发明充分考虑了上述因素，选取不同源储配置和有机质丰度的实际地质剖面进行解剖，使得统计数据更加全面、客观；

总之，本发明的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法，通过生排烃模拟实验及实际地质剖面解剖相结合的研究思路和方法，明确不同有机质丰度泥灰岩、泥岩和油页岩在不同热演化阶段时，源内和源外原油数量变化特征(指排出油和滞留油的量的变化)，不同源储配置组合的烃源岩生成的油空间分布特征，建立不同类型烃源岩在不同地质背景下定量预测其石油空间分布的多因素综合定量图版和评价表，为研究区资源评价提供了可借鉴的参数。同时，不同类型烃源岩单位有机质演化到不同阶段的产油量、产气量参数为研究区资源前景分析，以寻找石油还是天然气为主等勘探问题提供基础数据。定量预测各种类型烃源岩生成的油的空间分布，为预测三新领域(新盆地、新领域、新层系)石油的勘探前景，为评价页岩油/气和致密油/气等非常规油气的资源，为准确定量我国海相叠合盆地高过成熟区油裂解型天然气的资源提供了重要的评价参数。

附图说明

图1为实施例1的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法的步骤流程图；

图2为影响烃源岩排烃效率和机制的因素图；

图3为本发明的进行热模拟实验的实验装置图；

图4为实施例1的不同类型烃源岩的排油率与热演化程度的曲线图；

图5为实施例1的实际地质样品的排油率参数曲线图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法，其工艺流程如图1所示，具体步骤包括：

步骤①：影响石油空间分布的主要因素分析

烃源岩是否发生有效排烃，以及排烃效率和机制的影响因素颇多，可从内因和外因两方面考虑，如图2所示。内因指烃源岩本身的特性，如烃源岩类型(丰度、类型、演化程度)、化学组成、结构特征、成岩机制等；外因指疏导层的岩性、物性特征及其与烃源岩的接触关系，可划分为充分排烃型、有滞留带的排烃型、侧向排烃型等。不仅内因各要素之间存在相互作用，内因与外因之间也存在相互作用，如生烃的数量以及油气的性质影响烃源岩的物性特征，即有机和无机的相互作用；区域动力如构造挤压应力及通过烃源岩的断层(包括断裂和剥蚀面等)亦影响烃源岩的排烃，如发生微裂缝排烃和断层排烃等。

步骤②：基于内因，挑选样品模拟的流程

基于内因考虑，按热演化程度、有机质丰度、岩性、有机质类型的排序，依次综合挑选热模拟实验样品。挑选的15个样品的基础地质、地球化学数据如表1所示。首先是低成熟样品，可实现全程考察烃源岩生排烃的整个过程；其次是样品的有机质丰度，TOC含量范围0.62％-10.08％，包括低、中、高丰度的烃源岩；考虑不同排烃机制时挑选泥灰岩、泥岩和油页岩三大类海相和陆相烃源岩；最后在丰度和岩性的基础上挑选倾油性的Ⅰ型和Ⅱ型样品。另外，这15个样品包含了具有相同地质背景和烃源岩特征的样品，目的是验证模拟实验结果的重复性和可信度。

表1模拟实验样品基本地球化学特征

步骤③：基于外因，多种类型源储配置实际地质剖面的优选

源储配置是影响烃源岩生排烃的重要外在因素，本次研究将源储配置主要划分为两大类，厚层烃源岩(厚层泥岩)和薄层烃源岩(砂泥互层)。剖面主要为不同盆地不同时代且连续取芯的实际地质剖面，包括鄂尔多斯中生界三叠系陆相烃源岩、松辽盆地白垩系陆相烃源岩、渤海湾盆地第三系湖相烃源岩砂泥互层和厚层剖面。

步骤④：生排烃模拟实验方案的优选及实验装置

采用如图3所示的实验装置，进行密闭条件下的加水恒温热解实验。

步骤⑤：生排烃热模拟实验步骤及图版制作

样品前测试：对不同类型的模拟烃源岩样品进行元素分析、Rock-Eval检测和镜质体反射率分析，获得模拟烃源岩样品初始状态的评价参数，与后期热演化中的烃源岩特征可对比研究；

实验取样：将样品用蒸馏水洗刷干净，并自然晾干，然后将样品粉碎至能够加入实验高压釜样品室大小，再将粉碎后的颗粒充分混合均匀，去除采样过程中采样点不同而产生的样品非均质性的影响，保证实验过程中每一批次样品的一致性；

实验装样：高压釜、导流管线、产物收集器等清洁后，将样品和适量蒸馏水放入高压釜中，密封后，充入5-6MPa的氮气，试漏，放置不漏后，放出氮气并用真空泵抽空再充氮气，反复3-5次，以确保样品室内没有氧气的存在；

启动实验：在温控仪上按设计要求设置模拟温度与升温时间参数，启动整个模拟实验系统，仪器自动升温至设定条件。实验中分别设定10MPa和20MPa两个压力体系，每个体系下设定290℃、310℃、330℃、350℃、370℃共5个温度点，每个温度点恒温72小时；

实验产物收集：实验结束后切断电源，使实验装置自然冷却至150℃，由液氮冷阱收集轻烃，冷阱中冷凝管温度为-80℃至-60℃。150℃时开启连接气体产物收集装置的阀门，部分热解产物进入冷凝管，水和轻烃部分凝结下来，气体(C₁-C₅)则流过冷凝管进入气体收集器，冷凝管中的液态烃即主要为轻油；气体采用排水集气法进行收集，随后进行色谱(GC)分析及碳同位素检测。待反应釜温度降至室温，将其卸下，用二氯甲烷清洗釜壁和收集管及管线中的水，分离后得到轻油；样品用二氯甲烷冲洗抽提物得到重质油，与轻油合并即为排出油。残渣自釜内取出后称重，采用氯仿溶剂进行索氏抽提，得到滞留油，并得到各温度点源内可溶有机质，抽提物再经柱色层分离得到各族组分，抽提后的残样则进行镜质体反射率检测；完成热模拟实验。

其中，排出油是冷凝管中的液态烃、二氯甲烷清洗釜壁、收集管、管线中的水分离后得到的轻油和冲洗样品得到的重质油，三部分之和为排出油；滞留油是指用氯仿溶剂进行索氏抽提样品得到的油。

分析数据，绘制不同类型烃源岩的排油率与热演化程度(Ro)的曲线，即不同类型烃源岩排油率图版，如图4所示。

步骤⑥：地质样品校正，多种类型源储配置的实际地质剖面的研究及数据统计

为分析实际地质剖面中烃源岩的排油率，并与热模拟实验对比，优选了3个不同、盆地不同时代、不同源储配置的剖面开展研究工作。包括鄂尔多斯盆地中生界三叠系陆相烃源岩、松辽盆地白垩系陆相烃源岩和渤海湾盆地第三系湖相烃源岩。主要分为两大类，一是不同盆地不同时代的剖面样品，二是指源储配置关系不同的剖面，厚层泥岩和砂泥互层。

具体研究的方法是：在钻井剖面上，密集采集和储层的岩芯样品，并完成样品的元素分析、Rock-Eval检测、镜质体反射率分析和氯仿沥青“A”抽提和定量工作。利用氯仿沥青“A”值与TOC的比值作为横坐标，以热演化程度为纵坐标绘制残留烃的演化曲线，以此为基础绘制实际地质样品的生烃趋势线；以某一热演化阶段的生烃趋势线包络的总面积与残余烃的面积之差作为排烃面积，排烃面积与总生烃面积之比为此热演化阶段的排油率，然后以排油率为横坐标，以热演化程度为纵坐标，得到实际地质样品的排油率参数曲线，如图5所示。

分析结果表现四个方面的特征：

泥岩排油率介于20％-80％，主体分布于30％-70％；

总体是随有机质丰度增高排油率增大，如有机碳含量为4％-6％泥岩段，排油率最高可达75％，与本次模拟实验数据吻合；

随成熟度增高，烃源岩排油率增大，在高演化阶段，排油率趋于定值；

烃源岩厚度对排油率有显著影响，港深48井3906-4056米井段发育一套厚150m连续泥岩段，其排油率仅为30％左右，远低于同等有机质丰度(2％-4％)条件下，砂泥互层段的排油率(平均为60.4％)，说明厚层烃源岩限制了液态烃的有效排出，使更多的液态烃滞留。

步骤⑦：模拟实验与实际地质剖面的融合研究，二者相互补充完善

通过生排烃模拟实验和实际地质剖面解剖相结合的研究思路和方法，建立了不同类型烃源岩，并且在不同地质背景下定量预测其石油空间分布的多因素综合定量图版(如图4和图5)和评价表(表2)，即得到一种源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版。

表2不同类型、不同地质背景下烃源岩的排油率

本实施例还提供了利用上述的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版完成的对下列石油空间分布进行定量评价的方法，具体如下：

地面条件差，勘探程度低的盆地资源前景预测-青藏羌塘盆地为例

青藏高原羌塘盆地是中国陆上油气勘探程度最低的盆地。野外调查发现南北两个油砂带，北带油砂分布于隆鄂尼、孔日热跃、牙尔根一带，南带出露于格鲁关那、德如日一线，表明羌塘盆地曾有过大规模油气生成和聚集过程。生油岩主要为三叠系—侏罗系的泥岩、灰岩和油页岩，三者的有机碳含量分别为1.0-2.3％、0.5-1.0％和10-18％；有机质类型一般以Ⅱ1型为主，部分Ⅱ₂型和Ⅰ型；热演化程度处于高过成熟阶段。上三叠统、中侏罗统和上侏罗统烃源岩厚度分别为100-600m、300-850m和50-500m。

基于上述图版，可分别得到羌塘盆地三叠系—侏罗系的泥岩、灰岩和油页岩三种类型烃源岩的排油率参数，再根据三种类型烃源岩的厚度和分布面积，即空间展布，计算资源量，最主要是在源储配置约束下的不同类型烃源岩排油率曲线和参数初步计算了油气资源总量80亿吨，油砂资源量60亿吨，主要是根据地面条件差、勘探程度低的盆地的资源前景的定量结果得到的。

随着研究的不断深入，根据露头观测剖面和研究工作越来越多，加之对羌塘盆地石油地质条件的分析，定量得出的油气资源总量80亿吨，油砂资源量60亿吨的数据是勘探家和研究家们皆认可的。

页岩油/气和致密油/气等非常规油气的评价-蜀南地区五峰-龙马溪组页岩气为例

页岩油/气和致密油/气的共同点是源储配置条件差，排烃不畅。以四川盆地蜀南地区五峰-龙马溪组页岩气资源为例加以阐述。五峰-龙马溪组一段为连续深水沉积，总厚300-600m，有机碳含量1.9％-7.3％，平均4.0％；有机质类型Ⅰ和Ⅱ₁型为主；热演化程度过成熟阶段，Ro(热演化程度)2.3％-2.8％。优质页岩厚度为33-46m。根据本实施例的图版的不同丰度烃源岩滞留烃和排出烃量比，预测页岩气地质资源量4.74万亿方。

中国海相叠合盆地深层油裂解气资源-四川盆地震旦寒武系高石梯-磨溪气田为例

中国海相古老烃源岩埋藏深、热演化程度高，以原油裂解气为主。通过烃源岩基础地球化学分析，通过对照本实施例建立的不同类型烃源岩的排油率与热演化程度的曲线，可明确源内和源外原油的分配比例，结合构造演化和成藏条件，可分别计算出源内分散液态烃、源外分散液态烃和古油藏裂解气的资源及贡献比例。四川盆地震旦-寒武系生烃层系主要为陡山沱组+灯影组一段、灯三段、筇竹寺组3个层段，储集层主要为灯二段、灯四段和龙王庙组。灯影组和筇竹寺组的有机碳含量平均为0.5-2.3％和0.8-5.6％；有机质类型主要为Ⅱ₁型、Ⅱ₂型和Ⅰ型；热演化程度过成熟阶段。利用上述图版(根据烃源岩的类型和源储配置关系，给出排油率参数，即为源内和源外液态烃的贡献比例)预测灯四段天然气源内分散液态烃的贡献比例达61％，筇竹寺组和灯影组三段烃源岩分别为38％和23％；灯影组四段源外分散液态烃贡献比例为39％。灯二段天然气源内分散液态烃的贡献比例为33％，筇竹寺组、灯影组三段、陡山沱组烃源岩分别为3％、10％和20％，灯影组二段源外分散液态烃贡献比例为67％。

以上实施例说明，利用本发明的源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的石油空间分布定量评价的方法，可以定量预测各种类型烃源岩生成油的空间分布。

Claims (9)

1.一种源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版的生成方法，该方法包括以下步骤：

步骤一：依次按照热演化程度、有机质丰度、岩性、有机质类型，采集不同类型烃源岩的样品；

步骤二：采用密闭体系下的加水恒温热解实验方法对采集的不同类型烃源岩的样品进行热模拟实验，其中，在所述热模拟实验中分别设定10MPa和20MPa两个压力体系，每个体系分别设定290℃、310℃、330℃、350℃、370℃5个温度点，每个温度点恒温72小时进行热模拟实验，定量每个温度点的排出油的质量和滞留油的质量；

步骤三：对所述热模拟实验得到的固体残渣进行有机碳分析、Rock-Eval检测和镜质体反射率分析，获得热演化程度参数；

步骤四：根据每一个温度点排出油、滞留油的定量分析结果和热演化程度参数，绘制不同类型烃源岩的排油率与热演化程度的曲线；

步骤五：选择不同盆地、不同时代且源储配置关系不同的剖面，作为实际地质样品剖面；

步骤六：在实际地质样品剖面上，密集采集烃源岩和储层的岩芯样品，并对所述岩芯样品进行有机碳分析、Rock-Eval检测、镜质体反射率分析和氯仿沥青定量分析，得到不同地质背景下实际地质样品的评价参数，所述不同地质背景下实际地质样品的评价参数包括实际地质样品的有机质丰度和热演化程度参数；

步骤七：根据所述实际地质样品的评价参数和氯仿沥青定量分析结果，绘制实际地质样品的排油率参数曲线；

步骤八：根据所述不同类型烃源岩的排油率与热演化程度的曲线和所述实际地质样品的排油率参数曲线，二者的交集即为所述源储配置约束下的石油空间分布定量评价图版。

2.根据权利要求1所述的方法，其中，在所述步骤一中，选择热演化程度为低成熟的烃源岩作为不同类型烃源岩的样品。

3.根据权利要求1所述的方法，其中，在所述步骤一中，采集有机质丰度为TOC含量为0.62％-10.08％的低丰度的烃源岩、中丰度的烃源岩和高丰度的烃源岩作为不同类型烃源岩的样品。

4.根据权利要求3所述的方法，其中，所述低丰度的烃源岩是指TOC<1.0％的烃源岩；所述中丰度的烃源岩是指1.0％≤TOC<2.0％的烃源岩；所述高丰度烃源岩是指TOC≥2.0％的烃源岩。

5.根据权利要求1所述的方法，其中，在所述步骤一中，选择岩性为泥灰岩、泥岩和油页岩的烃源岩作为不同类型烃源岩的样品。

6.根据权利要求1所述的方法，其中，在所述步骤一中，选择有机质类型为Ⅰ型、Ⅱ₁型和Ⅱ₂型的烃源岩作为不同类型烃源岩的样品。

7.根据权利要求1所述的方法，其中，在所述步骤七中，绘制实际地质样品的排油率参数曲线时在实际地质样品剖面上，密集取样并进行氯仿沥青“A”分析和有机碳测量，具体包括以下步骤：

以氯仿沥青“A”值与TOC的比值作为横坐标，以热演化程度为纵坐标绘制残留烃的演化曲线，以此为基础绘制实际地质样品的生烃趋势线；

以某一热演化阶段的生烃趋势线包络的总面积与残余烃的面积之差作为排烃面积，排烃面积与总生烃面积之比为此热演化阶段的排油率。

8.根据权利要求7所述的方法，其中，在所述步骤七中，根据同有机质丰度的热演化程度和所述排油率绘制实际地质样品的排油率参数曲线。

9.根据权利要求8所述的方法，其中，以所述排油率为横坐标，以镜质体反射率分析结果为纵坐标，绘制实际地质样品的排油率参数曲线。