CN104950080A - 一种分散液态烃裂解成气的定量评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种分散液态烃裂解成气的定量评价方法。该评价方法包括：选取主要端元的各种类型的烃源岩，以排油率研究为基础，明确各种烃源岩类型中的源内分散液态烃和源外分散液态烃的分配比例和基本数量；通过热成因沥青和荧光样品统计明确源外分散液态烃的主要富集分布区；进行分散液态烃裂解成气热动力学条件及转化率分析，明确裂解成气的温度、压力和无机矿物介质对转换效果及时机所起的作用；具体研究区含油气系统分析，明确基础的石油地质条件和液态烃裂解成气的主生气期；将分散液态烃分为源内分散液态烃和源外分散液态烃，定量计算得到分散液态烃裂解成气量。本发明的方法能够对海相叠合盆地古老烃源岩中分散液态烃裂解成气进行定量。

Description

一种分散液态烃裂解成气的定量评价方法

技术领域

本发明涉及一种分散液态烃裂解成气的定量评价方法，属于油气开采几乎领域。

背景技术

我国海相叠合盆地发育有多套优质烃源岩，但海相盆地经历了从古生代海相沉积到中、新生代陆相沉积的叠加过程，现今演化程度多处于高过成熟阶段，按照干酪根热降解生油气理论，这些地层生气潜力有限，勘探前景不乐观。

前期研究表明高过成熟干酪根生气潜力有限，但源内、源外分散液态烃和古油藏裂解气是深层天然气的重要来源。例如，有机质“接力成气”模式的提出及其在勘探中的意义(赵文智,王兆云,张水昌,等.石油勘探与开发,2005,2:1-7)、再论有机质“接力成气”的内涵与意义(赵文智，王兆云，等.石油勘探与开发,2011,2:129-135)、Oil cracking:An important way for highly efficient generation ofgas from marine source rock kitchen(Zhao W Z,Wang Z Y,Zhang S C,et al..ChineseScience Bulletin,2005,50(23):1-8)等文献中均有说明。

而近期，四川盆地、塔里木盆地海相碳酸盐岩地层油气勘探均有重大发现，如川中古隆起龙王庙组特大型气田战略发现与理论技术创新(杜金虎,邹才能,徐春春,等.石油勘探与开发,2014,41(3):278-293)、四川盆地震旦系-寒武系特大型气田形成分布、资源潜力及勘探发现(邹才能,杜金虎,徐春春,等.石油勘探与开发,2014,41(3):268-277)、塔里木盆地古城地区奥陶系天然气勘探重大突破及其启示(王招明,杨海军,齐英敏,等.天然气工业,2014,1:1-9)，这些文献资料显示，四川盆地、塔里木盆地海相碳酸盐岩地层勘探大突破，显示出了深层天然气的丰富资源。

然而，海相盆地能否继陆相盆地成为油气勘探的重要接替领域，其面临的问题之一是我国海相叠合盆地古老烃源岩规模成藏的地质条件及资源的准确评估。

发明内容

鉴于上述现有技术存在的缺陷，本发明的目的是一种分散液态烃裂解成气的定量评价方法，能够对海相叠合盆地古老烃源岩中分散液态烃裂解成气进行定量。

本发明的目的通过以下技术方案得以实现：

一种分散液态烃裂解成气的定量评价方法，包括如下步骤：

步骤一、选取各种类型的烃源岩，以排油率研究为基础，明确各种类型的烃源岩中的源内分散液态烃和源外分散液态烃的分配比例和基本数量，并得到热演化成气期各个时期的各种烃源岩的最大残留液态烃量和排出的液态烃的量；

步骤二、通过热成因沥青和/或荧光样品统计明确源外分散液态烃的主要富集分布区；或者，

通过数值模拟研究油气运移路径，正反演方法相互验证明确分散液态烃的主要富集分布区；

步骤三、对主要富集分布区的分散液态烃进行分散液态烃裂解成气热动力学条件及转化率分析，得到转化率，并明确裂解成气的温度、压力和无机矿物介质对转化率及转化时机所起的作用；

步骤四、对研究区进行含油气系统分析，并明确基础的石油地质条件和液态烃裂解成气的主生气期；

步骤五、将分散液态烃分为源内分散液态烃和源外分散液态烃，定量计算得到分散液态烃裂解成气量。

本发明的分散液态烃裂解成气的定量评价方法是针对现今资源评价中成因法存在的难题，根据分散液态烃的地质实证及成因提出的“五步法”。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，步骤一中，以排油率研究为基础，明确各种类型的烃源岩中的源内分散液态烃和源外分散液态烃的分配比例和基本数量，是指使用常规的实验方法和实验模型模拟原油的热演化，从而得到滞留在模型内的液态烃(随着热演化的时期，得到热演化成气期各个时期的各种烃源岩的最大残留液态烃量)和排出的液态烃的量，对应地，即得到源内分散液态烃和源外分散液态烃的分配比例和基本数量。不同类型的烃源岩可得到相应的源内分散液态烃和源外分散液态烃的分配比例和基本数量的曲线图版。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，在样品挑选时作到了全面、系统性地选择，包括了各种烃源岩类型，基本体现出了可查找的我国所有类型烃源岩不同演化阶段的源内和源外的液态烃分配比例参数；优选的，所述各种类型的烃源岩为总有机质丰度TOC含量0.62％-10.08％的低成熟的泥灰岩、泥岩和/或油页岩。优选的，所述各种类型的烃源岩的成熟度Ro为0.34％-0.68％。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，优选的，所述各种类型的烃源岩为倾油性的Ⅰ型、Ⅱ₁型和/或Ⅱ₂型的烃源岩。

根据具体实施方案，对步骤一进行说明。本发明优选了不同地区的10个未成熟-成熟样品开展生排烃模拟实验研究。总有机质丰度TOC变化在0.68％-10.08％之间，类型包括Ⅰ型、Ⅱ₁型和Ⅱ₂型，热演化程度Ro介于0.34％-0.68％之间，具备全程考察烃源岩生排烃过程的条件。10个样品的基础地质、地球化学数据列如表1(模拟实验样品的基础地球化学特征)所示，模拟结果的排油率可参考图3。由表1和图3可见：1.随演化程度增加，所有的烃源岩排油率都有一个快速增大段，对应于R_o值为0.7％-1.0％的生油窗阶段，原因是生成的液态烃满足烃源岩有机质和粘土矿物等的吸附以后，开始大量从烃源岩内部排出；2.有机质丰度不同、类型不同、岩性不同，烃源岩排油率差异较大，总体是有机质含量越高，排油率越大，油页岩的排油率最大，可达80％左右；有机碳含量偏低的烃源岩，排油率相对较低，多数在40％-60％，最低的只有20％左右。其次是有机质类型，类型越好，排油率越高，即Ⅰ型＞Ⅱ₁型＞Ⅱ₂型。

表1

表中S₁+S₂为生烃潜量，即为可溶烃+裂解烃，T_max为热解烃的峰顶温度，I_H为烃氢指数。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，优选的，通过热成因沥青统计明确源外分散液态烃的主要富集分布区是指通过热成因沥青含量明确源外分散液态烃的主要富集分布区，热成因沥青含量高的区域为源外分散液态烃的富集程度高的区域。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，优选的，通过荧光样品统计明确源外分散液态烃的主要富集分布区是指通过荧光样品的荧光强度明确源外分散液态烃的主要富集分布区，在研究区受热历史中，经历的古地温一样的情况下，荧光样品的荧光强度强的区域为源外分散液态烃的富集程度高的区域。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，通过荧光样品的荧光强度明确源外分散液态烃的主要富集分布区，需要分析研究区经历的受热历史，若古地温场均达到原油裂解的温度，即，经历的古地温一样的情况下，荧光样品的荧光强度强的区域为源外分散液态烃的富集程度高的区域；若有些地区已发生原油裂解了，则数量就会减少，就需要通过其他手段辅助同时进行确认，如通过热成因沥青含量明确源外分散液态烃的主要富集分布区。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中：热成因沥青是液态烃达到裂解温度以后发生裂解的残余物。对其数量的统计应与构造部位相对应，通常情况下，构造高部位的液态烃聚集度高，对应的热成因沥青的含量就高，多以半聚半散形式赋存，而在构造平缓的斜坡，多以分散状态赋存。荧光样品统计与原油裂解的温度相关，当未达到最大裂解温度时，源内和源外分散有机质仍以液态烃形式存在，这时表现的特征是样品荧光较强，矿物沥青基质含量高，即热成因沥青的含量就高。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，优选的，步骤二或者为通过数值模拟研究油气运移路径，正反演方法相互验证明确分散液态烃的主要富集分布区。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，步骤二中，因为源内分散液态烃的分布继承了原生烃源灶的特征，所以，其分布富集区比较明确。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，优选的，步骤三是通过金管模拟实验进行分散液态烃裂解成气热动力学条件及转化率分析的。可以得到分散液态烃裂解成气热动力学条件及转化率分析图版。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，油裂解成气的产率是通过金管模拟实验研究分散液态烃裂解成气热动力学条件及转化率这项工作得到的。就是设定不同温度、压力和介质条件的原油裂解生气模拟实验，研究分散液态烃裂解成气的热动力学条件，获得不同条件下原油裂解成气的动力学参数，而后按照常规方法转换成对应的油裂解成气的转化率。

根据具体实施方案，对本发明步骤三进行说明，步骤三是通过开展基于不同温压条件以及与介质配比的原油裂解生气模拟实验，研究原油裂解的参数，进行分散液态烃裂解成气热动力学条件及转化率分析，结论如图4和图5所示。

首先通过X射线衍射测试泥岩富含黏土矿物，其次为方解石和石英；砂岩富含石英，灰岩富含方解石。将纯原油及原油与不同介质的配样分别进行金管封闭体系的生烃动力学实验，结果如表2(温压和介质条件对原油裂解成气时机的影响)所示。样号1-4的结果表明碳酸盐岩对油裂解条件影响最大，可大大降低其活化能，导致油裂解温度的降低。泥岩次之，砂岩影响最小。

再将同一油样分别置于50MPa、100MPa、200MPa三种不同的压力体系下，开展压力对原油裂解生气影响的模拟实验。采用金管封闭体系装置，分别以2℃/h和20℃/h升温速率。结果如表2所示，样号5-6的实验结果反映了三个特征：一是快速升温条件下，即20℃/h升温速率，压力对油裂解生气作用影响不显著；二是慢速升温条件下，即2℃/h升温速率，压力对油裂解生气有抑制作用，随着压力的增大，同一温度条件下，原油裂解生气数量减少；三是压力的大小在原油裂解的不同演化阶段作用效果不同，高演化阶段作用更为显著。高压下达到相同的转化率对应的温度最大滞后30℃，Ro滞后2％-3％。

表2

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，步骤四中，所述研究区是指工作区域，简称工区、目标区域。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，步骤四中，“含油气系统分析”是指从烃源岩到圈闭的分析。具体研究区含油气系统分析，明确基础的石油地质条件和液态烃裂解成气的主生气期，是指通过含油气系统分析明确研究区的源储配置、埋藏史和热史共控的生烃史、生油气关键时刻等基本地质问题。埋藏温度与液态烃裂解成气的主生气期相联系，得到主成气期对应的热演化阶段，如纯液态烃裂解主生气期对应的Ro值为1.5％-3.8％；碳酸盐岩中分散液态烃裂解主生气期对应的Ro值为1.2％-3.2％等，这是模拟实验得出的普遍规律，把这个数据对应到研究区的实际地质条件后，可得出研究区主生气期对应的地质年代。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，优选的，步骤四中，进行含油气系统分析是指(可以按照现有方法)对含油气系统的基本要素进行解剖，所述基本要素包括烃源岩、储集层、盖层的发育层段及其特征，生储盖的配置特征，油气的生、排、聚演化历史，烃源岩及储层达到的最高热演化程度及其对应的地质时代信息。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，步骤一到四得到的信息为步骤五分别定量评价源内分散液态烃和源外分散液态烃裂解气量提供参数。步骤五中，定量计算是综合统计源内分散液态烃和源外分散液态烃，得到总的分散液态烃裂解成气量。具体的，首先研究区烃源岩的类型知道后，可根据步骤一获得的源内分散液态烃和源外分散液态烃的分配比例和基本数量的曲线图版查出对应的源内和源外液态烃的分配比例；其次，研究区烃源岩及储层经历的热演化历史知道后，可根据步骤三获得的分散液态烃裂解成气热动力学条件及转化率分析图版查出对应的源内和源外液态烃裂解成气的转化率；第三，结合烃源岩的空间展布及其源外分散液态烃的主要分布富集区的研究，可得到源内分散液态烃和源外分散液态烃裂解气的定量评价结果。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，优选的，步骤五中，对于源内分散液态烃，利用如下公式进行计算，得到源内分散液态烃裂解成气量：

式中，S_i为烃源岩成气期内第i时期时的最大残留液态烃量，K_烃气为油裂解成气的产率，P_i为成气期内第i时期时排出的液态烃的量(假设有油存在时，干酪根有机孔隙表面只吸附油而不吸附气，在干酪根有机孔隙内的油气等比例向外排出)，Tr_i为成气期内第i时期时的油裂解成气转化率。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，优选的，步骤五中，对于源外分散液态烃，利用如下公式进行计算，得到源外分散液态烃裂解成气量：

S₁＝S₁ ⁰·X₁·(1-Tr_1,n)+S₁ ⁰·X₂·(1-Tr_2,n)+…+S₁ ⁰·X_i·(1-Tr_i,n)+…+S₁ ⁰·X_n·(1-Tr_n,n)＝S₁ ⁰·[X₁·(1-Tr_1,n)+X₂·(1-Tr_2,n)+…+X_i·(1-Tr_i,n)+…+X_n·(1-Tr_n,n)]

X_i＝KO_i/KO

其中，K_烃气为分散液态烃裂解成气的产率，Q_og为总裂解成气量(为总充注油量与n个时期油裂解成气比例总和的乘积)，Qogi为成气期内第i时期时的总裂解成气量(为总充注油量与i个时期油裂解成气比例总和的乘积)，Tr_i,n为第i期充注的分散液态烃到第n期时的转化率，X_i为第i期充注的分散液态烃的比例(排油比例)，X_i·Tr_i,n为第i期充注的分散液态烃裂解成气的比例，KO为总排出分散液态烃量，KO_i为第i期排出分散液态烃量，S₁为现今残余烃量，S₁ ⁰为总充注烃量。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，步骤五中，对于源外分散液态烃，源外分散液态烃裂解气计算时则更加注重了过程源外分散液态烃由于充注的时期、经历的埋藏史和热史不同，会分不同期次裂解成气。假设有n个充注时期，第1期充注的油到第n期(现今)的转化率记为Tr_1,n，第2期记为Tr_2,n，第i期记为Tr_i,n，第n期记为Tr_n,n；第1期充注的油的比例记为X₁，第2期记为X₂，第i期记为X_i，第n期记为X_n；则第i期充注的油裂解成气比例等于X_i·Tr_i,n。总排油量记为KO；第i期排油量为KO_i，第i期充注比例(排油比例)为X_i＝KO_i/KO。现今残余油量为S₁；总充注油量记为S₁ ⁰。本申请的充注油是本领域的常规说法，实际就是充注分散液态烃。

第1期充注的油裂解至现今残留烃量为S₁ ⁰·X₁·(1-Tr_1,n)，第2期充注的油裂解至现今残留烃量为S₁ ⁰·X₂·(1-Tr_2,n)，第i期充注的油裂解至现今残留烃量为S₁ ⁰·X_i·(1-Tr_i,n)，第n期充注的油裂解至现今残留烃量为S₁ ⁰·X_n·(1-Tr_n,n)，则现今残留烃S₁为各时期充注油裂解至现今残留烃量的总和，即：

S₁＝S₁ ⁰·X₁·(1-Tr_1,n)+S₁ ⁰·X₂·(1-Tr_2,n)+…+S₁ ⁰·X_i·(1-Tr_i,n)+…+S₁ ⁰·X_n·(1-Tr_n,n)＝S₁ ⁰·[X₁·(1-Tr_1,n)+X₂·(1-Tr_2,n)+…+X_i·(1-Tr_i,n)+…+X_n·(1-Tr_n,n)]。

总裂解成气量记为Q_og，为总充注油量与n个时期油裂解成气比例总和的乘积。

各时期裂解成气量记为Q_ogi，为总充注油量与i个时期油裂解成气比例总和的乘积。

上述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法中，重点在于准确定量源外分散液态烃的时空分布。源内分散液态烃的空间分布继承了原生烃源灶的特征，形成时期可依据埋藏史、热史和原油裂解成气转化率去分析。源外油裂解型气源灶的时空分布和特征可通过盆地模拟、构造演化和沥青反演等方法开展联合研究。

本发明提出的“五步法”——分散液态烃裂解成气的定量评价方法，是以成因法为基础建立起来的，其核心内容是对油裂解型气源灶的评价。即研究深层天然气的来源，是干酪根降解气，还是原油裂解气；而原油裂解气又包括源内分散液态烃裂解气、源外分散液态烃裂解气和古油藏裂解气。因此，“五步法”分散液态烃裂解气定量评价的实施，可以分别评价源内、源外分散液态烃裂解气。

本发明的突出效果为：

本发明的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，能够对海相叠合盆地古老烃源岩中分散液态烃裂解成气进行定量，从而实现针对我国海相叠合盆地古老烃源岩资源潜力的系统、整体和客观评价，解决传统方法在计算资源量上的局限性，快速明确我国海相叠合盆地古老烃源岩资源量，为海相碳酸盐岩油气勘探提供决策支撑。

附图说明

图1为实施例1和实施例2的流程图；

图2为源内、源外液态烃的分配数量和比例定量评价流程图；

图3为不同类型烃源岩排油率对比图；

图4为不同介质条件下原油裂解生气时刻及主要生气期图；

图5为不同压力条件下原油裂解生气数量对比图；

图6为四川盆地震旦系分散液态烃生气强度平面分布图；

图7为四川盆地震旦-寒武系含油气系统；

图8为塔里木盆地烃源岩荧光特征显示。

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。下述实施例中所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法；所述试剂和材料，如无特殊说明，均可从商业途径获得。

实施例1

本实施例提供一种分散液态烃裂解成气的定量评价方法，包括如下步骤：

步骤一、选取四川盆地震旦—寒武系的各种类型的烃源岩，以排油率研究为基础，明确各种烃源岩类型中的源内分散液态烃和源外分散液态烃的分配比例和基本数量，如图3所示。

四川盆地震旦—寒武系烃源岩包括不同有机质丰度的泥岩、泥灰岩，根据有机质丰度和类型分析，使用常规的实验方法和实验模型模拟原油的热演化，对应图3中相应的排油率曲线，选取有机碳小于2％的烃源岩时，液态窗阶段排油率取值40％-50％；有机碳2％-4％的烃源岩时，排油率取值70％，选取油页岩时，排油率取值80％。按照这个标准取值。

步骤二、通过数值模拟研究油气运移路径，正反演方法相互验证补充分散液态烃的主要富集分布区。震旦系灯影组灯四段控制储量2042.9×10⁸m³。数值模拟刻画了震旦系灯影组四段液态烃的优势运移通道和运移路径扫过的最大面积，达6.2×10⁴km²，如图6所示。

步骤三、对主要富集分布区的分散液态烃进行分散液态烃裂解成气热动力学条件及转化率分析，明确裂解成气的温度、压力和无机矿物介质对转换效果及时机所起的作用，如图4所示：不同介质条件下主生气期对应的Ro值为：纯原油：1.5-3.8％；碳酸盐岩中分散原油：1.2-3.2％；泥岩中分散原油：1.3-3.4％；砂岩中分散原油：1.4-3.6％。如图5所示：50MPa和200MPa纯原油的对比，20℃/h升温速率和2℃/h升温速率的对比，快速升温，两种压力下未有显著变化，缓慢升温，高压环境达到相同的转化率对应的温度滞后30℃，Ro滞后2％-3％。

可以得到四川盆地研究区，根据源内和源外分散液态烃赋存的层位所经历的最高受热温度和作用时期，明确液态烃裂解成气的最大转化率及其作用的时刻。

步骤四、依据步骤三的结果，具体研究区含油气系统分析，首先确定四川盆地震旦—寒武系含油气系统的类型。由于烃源岩从下而上依次发育陡山沱组、灯影组一段、三段、寒武系筇竹寺组、沧浪铺组和洗象池组6套，发育灯影组二段、四段、寒武系龙王庙组和和洗象池组4套储集层，形成下生上储、自生自储、上生下储的含油气系统，如图7所示。在此基础上，进行典型井的三史分析，明确分散液态烃的主生气期。基于四川盆地高石1(代表隆起区)和盘1井(代表凹陷区)的三史分析，凹陷区灯影组与筇竹寺组烃源岩干酪根裂解气的主生气期均为S末-O末；隆起区灯影组烃源岩干酪根裂解气的主生气期为S末-O末，筇竹寺组烃源岩干酪根裂解气的主生气期为P末-T末。凹陷区灯影组和筇竹寺组源内分散液态烃裂解气的主生气期均为P末-T末，隆起区源内和源外液态烃裂解气的主生气期为T末-J末。

步骤五、计算四川盆地震旦-寒武系源内分散液态烃、源外分散液态烃和古油藏裂解成气量，如表3(源内和源外两种不同的计算方法计算的不同成因天然气生成量)所示。生烃层系包括陡山沱组+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。源内分散液态烃、源外分散液态烃和古油藏裂解气量分别为886、588和298万亿方。基于裂解成气期的早晚、后期经历的构造运动和聚集保存条件等因素，源内、源外分散液态烃和古油藏裂解气运聚系数依次取1‰、3‰和5‰，三者的资源量分别为0.886、1.76和1.49万亿方，累计液态烃裂解气资源量4.14万亿方。源内分散液态烃、源外分散液态烃和古油藏裂解气资源贡献比例分别为21％、43％和36％。

表3

用传统方法计算的干酪根生油量17725亿吨，油裂解成气量1773万亿方，运聚系数取1‰，油裂解气资源1.77万亿方。

另外，震旦-寒武系烃源岩干酪根生气量为887万亿方，运聚系数取1‰，干酪根生气资源量0.89万亿方。

本发明提出的“五步法”分散液态烃裂解气定量评价方法和传统方法计算的天然气总资源量分别为5.03和2.66万亿方，前者大约是后者的两倍。

实施例2

本实施例提供一种分散液态烃裂解成气的定量评价方法，如图1所示，包括如下步骤：

步骤一、选取塔里木盆地寒武—奥陶系的各种类型的烃源岩，以排油率研究为基础，明确各种烃源岩类型中的源内分散液态烃和源外分散液态烃的分配比例和基本数量，并得到热演化成气期各个时期的各种烃源岩的最大残留液态烃量和排出的液态烃的量，如图2和图3所示。

塔里木盆地寒武—奥陶系烃源岩包括不同有机质丰度的泥岩、泥灰岩，根据有机质丰度和类型分析，使用如图2所示的实验方法模拟原油的热演化，对应图3中相应的排油率曲线，选取有机碳小于2％的烃源岩时，液态窗阶段排油率取值40％-50％；有机碳2％-4％的烃源岩时，排油率取值70％，选取油页岩时，排油率取值80％。按照这个标准取值。

图2所示的方法为：选择低成熟的样品，成熟度Ro为0.34％-0.68％、有机质丰度TOC含量为0.62％-10.08％的泥灰岩、泥岩和油页岩。主要为倾油性的Ⅰ型、Ⅱ₁型和Ⅱ₂型的烃源岩。

将选取后的样品在恒温水热条件下模拟热演化72小时，使用液氮冷阱收集轻烃，使用二氯甲烷清洗实验装置(反应釜釜壁、收集管、连接管线等)中的水分离后得到的轻油、冲洗反应后的样品得到的重油，作为该实验反应结束点时期的排出的液态烃的量。将反应后剩余的样品(模拟残渣)粉碎后，使用氯仿进行抽提，得到滞留油，即得到该实验反应结束点时期的最大残留液态烃量。进而可以得到不同烃源岩样品的源内和源外分散液态烃的含量图版。

步骤二、通过热成因沥青和荧光样品统计明确源外分散液态烃的主要富集分布区；累计观察塔里木盆地古生界148口井2178块薄片的荧光，有荧光显示的井145口，薄片1876块，分别占统计样品的98.0％和86.1％。储层样品的荧光特征反映源外分散液态烃的广泛存在。其中，不同样品荧光有强、中、弱之分，反映分散液态烃的多期次充注以及后期经历的不同受热历史。如图8所示，薄片中白色表示有荧光显示，Py表示有黄铁矿，Ca表示方解石，B表示有沥青，Do表示有白云石。

步骤三、对主要富集分布区的分散液态烃进行分散液态烃裂解成气热动力学条件及转化率分析，明确裂解成气的温度、压力和无机矿物介质对转换效果及时机所起的作用；如图4所示：不同介质条件下主生气期对应的Ro值为：纯原油：1.5-3.8％；碳酸盐岩中分散原油：1.2-3.2％；泥岩中分散原油：1.3-3.4％；砂岩中分散原油：1.4-3.6％。如图5所示：50MPa和200MPa纯原油的对比，20℃/h升温速率和2℃/h升温速率的对比，快速升温，两种压力下未有显著变化，缓慢升温，高压环境达到相同的转化率对应的温度滞后30℃，Ro滞后2％-3％。

可以得到塔里木盆地研究区，根据源内和源外分散液态烃赋存的层位所经历的最高受热温度和作用时期，明确液态烃裂解成气的最大转化率及其作用的时刻。

步骤四、依据步骤三的结果，具体研究区含油气系统分析，明确基础的石油地质条件和液态烃裂解成气的主生气期；首先确定了塔里木盆地寒武—奥陶系含油气系统的类型。明确了从下到上发育寒武系玉尔吐斯组和奥陶系桑塔木组两套烃源岩；发育肖尔布拉克组、沙依里克组、丘里塔格组、蓬莱坝组、鹰山组和一间房组6套储层；致密碳酸盐岩和桑塔木组泥岩作为复合盖层。

步骤五、按照公式计算塔里木盆地寒武—奥陶系源内分散液态烃、源外分散液态烃和古油藏裂解气量，如表4(接力成气模式与传统生油气模式计算的各时期油成气量，单位：百万方，优势运移空间比例：10％)所示。源外分散可溶有机质成气主要呈现晚期大量生气的特点，对比分析传统油成气和分散可溶有机质成气各时期成气量发现，分散可溶有机质成气各时期成气量主要的特点就是生气期大大推后，其中有两个生气高峰，主要为石炭纪末期至二叠纪末期，其分散可溶有机质生气量达到1310千亿方，油成气分布较为集中，主要分布在巴楚隆起带上和满加尔凹陷区及其周边地区，再就是白垩纪末到现今阶段，由于喜山运动造成的两大前陆盆地的形成，巨厚的第三系和第四系沉积使得古生界原油大量裂解，提供充足的天然气成藏物质基础，该阶段分散可溶有机质成气量达到799千亿方，其中源外分散可溶有机质成气量达到759千亿方。

表4

分散可溶有机质累计生气量为3860千亿方，而未考虑油气运移的传统油成气的算法得到的油成气量为5890千亿方。总体上来看源外的分散可溶有机质成气量较大(有效运移通道空间比例的取值为10％)，源外分散可溶有机质成气量为2860千亿方，而源内分散可溶有机质累计成气量为994千亿方。

由上可见，本发明实施例的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，能够对海相叠合盆地古老烃源岩中分散液态烃裂解成气进行定量，从而实现针对我国海相叠合盆地古老烃源岩资源潜力的系统、整体和客观评价，解决传统方法在计算资源量上的局限性，快速明确我国海相叠合盆地古老烃源岩资源量，为海相碳酸盐岩油气勘探提供决策支撑。

Claims (10)

1.一种分散液态烃裂解成气的定量评价方法，包括如下步骤：

步骤一、选取各种类型的烃源岩，以排油率研究为基础，明确各种类型的烃源岩中的源内分散液态烃和源外分散液态烃的分配比例和基本数量，并得到热演化成气期各个时期的各种烃源岩的最大残留液态烃量和排出的液态烃的量；

步骤二、通过热成因沥青和/或荧光样品统计明确源外分散液态烃的主要富集分布区；或者，

通过数值模拟研究油气运移路径，正反演方法相互验证明确分散液态烃的主要富集分布区；

步骤三、对主要富集分布区的分散液态烃进行分散液态烃裂解成气热动力学条件及转化率分析，得到转化率，并明确裂解成气的温度、压力和无机矿物介质对转化率及转化时机所起的作用；

步骤四、对研究区进行含油气系统分析，并明确基础的石油地质条件和液态烃裂解成气的主生气期；

步骤五、将分散液态烃分为源内分散液态烃和源外分散液态烃，定量计算得到分散液态烃裂解成气量。

2.根据权利要求1所述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，其特征在于：所述各种类型的烃源岩为总有机质丰度TOC含量0.62％-10.08％的低成熟的泥灰岩、泥岩和/或油页岩。

3.根据权利要求2所述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，其特征在于：所述各种类型的烃源岩的成熟度Ro为0.34％-0.68％。

4.根据权利要求1所述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，其特征在于：所述各种类型的烃源岩为倾油性的Ⅰ型、Ⅱ₁型和/或Ⅱ₂型的烃源岩。

5.根据权利要求1所述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，其特征在于：通过热成因沥青统计明确源外分散液态烃的主要富集分布区是指通过热成因沥青含量明确源外分散液态烃的主要富集分布区，热成因沥青含量高的区域为源外分散液态烃的富集程度高的区域。

6.根据权利要求1所述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，其特征在于：通过荧光样品统计明确源外分散液态烃的主要富集分布区是指通过荧光样品的荧光强度明确源外分散液态烃的主要富集分布区，在研究区受热历史中，经历的古地温一样的情况下，荧光样品的荧光强度强的区域为源外分散液态烃的富集程度高的区域。

7.根据权利要求1所述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，其特征在于：步骤三是通过金管模拟实验进行分散液态烃裂解成气热动力学条件及转化率分析的。

8.根据权利要求1所述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，其特征在于：步骤四中，进行含油气系统分析是指对含油气系统的基本要素进行解剖，所述基本要素包括烃源岩、储集层、盖层的发育层段及其特征，生储盖的配置特征，油气的生、排、聚演化历史，烃源岩及储层达到的最高热演化程度及其对应的地质时代信息。

9.根据权利要求1所述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，其特征在于：步骤五中，对于源内分散液态烃，利用如下公式进行计算，得到源内分散液态烃裂解成气量：

Q_源内ogi＝(S_i·K_烃气-P_i)·Tr_i，

式中，S_i为烃源岩成气期内第i时期时的最大残留液态烃量，K_烃气为分散液态烃裂解成气的产率，P_i为成气期内第i时期时排出的液态烃的量，Tr_i为成气期内第i时期时的油裂解成气转化率。

10.根据权利要求1所述的分散液态烃裂解成气的定量评价方法，其特征在于：步骤五中，对于源外分散液态烃，利用如下公式进行计算，得到源外分散液态烃裂解成气量：

Q_og＝S₁ ⁰·K_烃气·(X₁·Tr_1，n+X₂·Tr_2，n+…+X_n·Tr_n,n)

Q_ogi＝S₁ ⁰·K_烃气·(X₁·Tr_1,i+X₂·Tr_2,i+…+X_i·Tr_i,i)

S₁＝S₁ ⁰·X₁·(1-Tr_1,n)+S₁ ⁰·X₂·(1-Tr_2,n)+…+S₁ ⁰·X_i·(1-Tr_i,n)+…+S₁ ⁰·X_n·(1-Tr_n,n)＝S₁ ⁰·[X₁·(1-Tr_1,n)+X₂·(1-Tr_2,n)+…+X_i·(1-Tr_i,n)+…+X_n·(1-Tr_n,n)]

X_i＝KO_i/KO

其中，K_烃气为分散液态烃裂解成气的产率，Q_og为总裂解成气量，Qogi为成气期内第i时期时的总裂解成气量，Tr_i,n为第i期充注的分散液态烃到第n期时的转化率，X_i为第i期充注的分散液态烃的比例，X_i·Tr_i,n为第i期充注的分散液态烃裂解成气的比例，KO为总排出分散液态烃量，KO_i为第i期排出分散液态烃量，S₁为现今残余烃量，S₁ ⁰为总充注烃量。