CN105158434A - 一种动态判识海相深层天然气成因类型的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种动态判识海相深层天然气成因类型的方法。该方法包括：对海相烃源岩开展生烃模拟实验，构建三维基准判识图版；确定待判识天然气主力产层，采集该产层的天然气样品；测试采集的天然气样品的气体组分特征和单体烃碳同位素特征；根据测试得到的天然气样品的单体烃碳同位素特征，按照公式计算天然气成熟度；将测试得到的天然气组分特征、单体烃碳同位素特征及成熟度数据投入三维基准判识图版，鉴别天然气成因类型。本发明的动态判识海相深层天然气成因类型的方法，能够动态判识不同演化阶段天然气的成因类型，能够更加有效的鉴别干酪根降解气和原油裂解气；能够适用于高过成熟深层天然气的判识，反映真实地质环境下流体介质的影响。
Description
技术领域
本发明涉及一种动态判识海相深层天然气成因类型的方法，属于石油天然气勘探地质-地球化学技术领域。
背景技术
在中国，海相层系已经成为继陆相盆地之后油气勘探的重要接替领域，越来越受到重视。中国陆上发育的含油气盆地，都是叠合盆地，相层系普遍位于叠合盆地中下部，沉积厚度大、埋藏深、演化历史长，其中赋存的有机质普遍达到高过成熟阶段(等效镜质体反射率Ro一般大于2％)。这样就产生两个结果，一是烃源岩干酪根已经进入热降解气阶段，二是早期形成的多种赋存状态的液态烃达到了热裂解生气阶段。换言之，海相深层有机质以生气为主，天然气是海相深层油气资源的主体。原油裂解气、酪根降解气都可成为海相深层天然气的重要来源。
一个关键科学问题是，天然气的成因类型如何判识，即对于一个具体的工业气藏，其天然气究竟来自干酪根降解？还是来自油裂解？亦或是二者的混合？而这一关键科学问题的核心是干酪根降解气和油裂解气的有效鉴别问题，该问题的解答对于天然气的成藏机理研究、资源规模评估、勘探潜力评价、勘探目标的选取等问题都至关重要，其已经成为制约深层油气勘探的关键之一。
针对干酪根降解气和原油裂解气的鉴别问题，国内外学者已进行了大量的实验和实例研究，并提出了许多有益的指标和图版。主要包括三方面：一是天然气组分和单体烃碳同位素交会关系，主要是三个图版，LN(C1/C2)-LN(C2/C3)、LN(C2/C3)-(δ13C2-δ13C3)、LN(C2/C1)-(δ13C1-δ13C2)，这三个图版在以往的油裂解气判识中广泛应用，但不适合深层高过成熟阶段天然气的判识；二是轻烃组分指标，主要有甲基环己烷/正庚烷、(2-甲基己烷+3-甲基己烷)/正己烷两个比值；三是金刚烷，4-甲基双金刚烷、3-甲基双金刚烷及二者的比值指标。后两个鉴别指标的缺陷是分子数太高，在海相深层高过成熟天然气中含量甚微，几乎难以检测到，其代表性、适用性均差。
上述图版和指标，是目前国内外判识原油裂解气与干酪根降解气的重要依据，在部分盆地和气田的应用，效果较好。然而，随着深层天然气勘探规模加大，天然气地球化学特征更加丰富多样，上述指标和图版的使用越来越显示出其局限性。
究其原因，前人提出的指标和图版都基于模拟实验得到的数据，其实验条件有两方面不足：一是实验温度相对较低(<500℃)，未能反映高过成熟阶段的生气特征；二是样品边界条件单一，没有考虑真实地质环境下的流体介质对有机质生烃的影响。因此，亟需建立新的判识方法，既能适用于高过成熟阶段深层天然气的判识，又能反映真实地质环境下流体介质的影响；从而更加有效的鉴别干酪根降解气和原油裂解气，已经成为亟待解决的技术难题。
发明内容
鉴于上述现有技术存在的缺陷，本发明的目的是提出一种动态判识海相深层天然气成因类型的方法，能够更加有效的鉴别干酪根降解气和原油裂解气。
本发明的目的通过以下技术方案得以实现：
一种动态判识海相深层天然气成因类型的方法，包括如下步骤：
对海相烃源岩开展生烃模拟实验，构建三维基准判识图版；
根据天然气产出井的产气数据，确定待判识天然气主力产层，采集该产层的天然气样品；
测试采集的天然气样品的气体组分特征和单体烃碳同位素特征；
根据测试得到的天然气样品的单体烃碳同位素特征，按照公式Ⅰ计算天然气成熟度：
δ13C1＝14.13lgEasyRo-34.39(Ⅰ)
将测试得到的天然气组分特征、单体烃碳同位素特征及成熟度数据投入三维基准判识图版，鉴别天然气成因类型。
上述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法中，天然气成熟度作为三维基准判识图版的一个量的引入，能够实现对海相深层天然气成因类型的动态判识。
上述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法中，选用δ13C1进行计算，可以使得天然气成熟度的计算比较精确；公式Ⅰ中，EasyRo为天然气成熟度，δ13C1可以为C1单体烃同位素含量值。
上述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法中，根据天然气产出井的产气数据，确定待判识天然气主力产层，这里所用的分析方法采用常规的方法。
上述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法中，优选的，对海相烃源岩开展生烃模拟实验，构建三维基准判识图版包括如下步骤：
采集海相低熟烃源岩和海相正常原油样品；
对海相低熟烃源岩样品进行处理，制备低熟烃源岩干酪根；
开展熟烃源岩干酪根或海相正常原油样品裂解生气实验，并分别测试得到产物的气体组分特征和单体烃碳同位素特征；
计算天然气的成熟度；
根据天然气组分特征、单体烃碳同位素特征及成熟度数据，分别建立海相低熟烃源岩和海相正常原油样品的如下7种组合关系，包括：
关系(1)：LN(C1/C2)—(δ13C1-δ13C2)—Ro；
关系(2)：LN(C1/C2)—LN(C2/C3)—Ro；
关系(3)：δ13C1—(δ13C2-δ13C3)—Ro；
关系(4)：δ13C1—δ13C2—Ro；
关系(5)：(C1/C1-5)—(δ13C2-δ13C3)—Ro；
关系(6)：(C1/C1-5)—δ13C1—Ro和
关系(7)：δ13C1—(δ13C2-δ13C3)—Ro；
依据上述7种组合关系，分别构建该7种组合关系的三维基准判识图版。
上述的关系式中，C1可以为气体组分特征C1的百分含量，C2、C3和C1-5分别可以为C1的百分含量、C2的百分含量、C1-5的百分含量；Ro为天然气成熟度；δ13C1、δ13C2和δ13C3可以为的C1、C2、C3单体烃碳同位素含量。
上述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法中，对海相烃源岩开展生烃模拟实验，构建三维基准判识图版的步骤中，计算天然气的成熟度所使用的方法可以为现有技术中的常规方法。
上述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法中，优选的，对海相低熟烃源岩样品进行处理，制备低熟烃源岩干酪根包括将海相低熟烃源岩样品粉碎至80-100目，再依次对粉碎后的海相低熟烃源岩样品用三氯甲烷进行抽提，盐酸和/或氢氟酸进行酸化处理，去离子水反复冲洗、旋转沉淀，最后得到富集的固态粉末状干酪根的步骤。
上述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法中，优选的，开展熟烃源岩干酪根和海相正常原油样品裂解生气实验包括：
将样品采集区的矿物基质、残留有机质和地层流体介质等，以及低熟烃源岩干酪根和海相正常原油样品在氩气保护下封入黄金管中；
将黄金管放入高压釜内进行程序加热，将成熟度延伸至EasyRo＝4.5％左右，进行裂解反应；
将反应完成的黄金管从高压釜中取出，置于固定体积的真空系统中，对反应产物使用气相色谱仪在线自动检测。
根据具体实施方案，优选的，开展熟烃源岩干酪根和海相正常原油样品裂解生气实验包括：
将样品采集区的矿物基质、残留有机质和地层流体介质等(5-40mg)，以及低熟烃源岩干酪根和海相正常原油样品(5-40mg)在氩气保护下封入黄金管(尺寸40mm×4.2mm)中；
将黄金管放入高压釜内进行程序加热，将成熟度延伸至EasyRo＝4.5％左右，进行裂解反应；
将反应完成的黄金管从高压釜中取出，置于固定体积的真空系统中，该真空系统与6890N型气相色谱仪直接相连，反应产物可以在线自动完成成份及碳同位素测试。
本发明的开展熟烃源岩干酪根和海相正常原油样品裂解生气实验中，将样品采集区的矿物基质、残留有机质和地层流体介质等，以及低熟烃源岩干酪根和海相正常原油样品一并进行裂解实验，可以使得反应环境更契合自然状态下的裂解成气的条件，使得测定数据更符合实际。矿物基质、残留有机质和地层流体介质等的含量可以根据采集地的情况进行设定，以更符合实际。
上述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法中，为使得天然气成熟度上升到EasyRo＝4.5％；优选的，所述程序加热为程序控制2℃/h左右的升温速率对高压釜加热，加热温度从350℃加热到650℃；或者，所述程序加热为以370℃左右(接近水的超临界温度)恒温加热960小时。
本发明的技术方案中，天然气成熟度表示为EasyRo，在关系式中也可以表示为Ro。
上述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法中，优选的，所述气体组分特征包括C1、C2和C3的百分含量。
上述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法中，优选的，所述单体烃碳同位素特征包括δ13C1、δ13C2和δ13C3的单体烃碳同位素含量。
上述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法中，优选的，将测试得到的天然气组分特征、单体烃碳同位素特征及成熟度数据投入三维基准判识图版，鉴别天然气成因类型是指待判识天然气样品在三维基准判识图版中的投影点若落入干酪根裂解气样点区域的，则判识为干酪根裂解气；若落入原油裂解气样点区域，则判识为原油裂解气；若同时落入两者区域的，则判识为二者的混合气；若落入其他区域的，则判识为非有机成因气。
本发明的突出效果为：
本发明动态判识海相深层天然气成因类型的方法在现有技术基础上，改变实验条件，获得更逼近地下真实环境的实验数据，从而使得构建的基准判识图版更为合理可靠。
本发明动态判识海相深层天然气成因类型的方法引入成熟度(EasyRo)参数作为演化进程的标尺，可以判识有机质任何生气阶段生成的天然气的成因类型，实现了动态判识。
本发明动态判识海相深层天然气成因类型的方法构建了三维的天然气成因判识图版，在三度空间内，干酪根降解气、原油裂解气的数据点不再纠缠重叠，实现了有效鉴别和区分。
本发明动态判识海相深层天然气成因类型的方法克服了高过成熟天然气组分简单、蕴含成因信息少、天然气遭受次生蚀变后组分及同位素变化大等难题，解决了目前尚无相应可应用的判识海相深层天然气成因类型技术的现状，满足了叠合盆地深层油气勘探中关于天然气成藏机理研究、资源规模评估、勘探潜力评价、勘探目标的选取等实际生产需求。
本发明的动态判识海相深层天然气成因类型的方法，将成熟度(EasyRo)引入判识体系，能够动态判识不同演化阶段(成熟度)天然气的成因类型，从而能够更加有效的鉴别干酪根降解气和原油裂解气；既能适用于高过成熟阶段深层天然气的判识，又能反映真实地质环境下流体介质的影响。
附图说明
图1是实施例的动态判识海相深层天然气成因类型的方法的流程图；
图2是实施例动态判识海相深层天然气成因类型的方法中构建三维基准判识图版的流程图；
图3是实施例动态判识海相深层天然气成因类型的方法中构建的LN(C1/C2)—(δ13C1-δ13C2)—Ro图版三维基准判识图版；
图4是实施例动态判识海相深层天然气成因类型的方法中构建的LN(C1/C2)—LN(C2/C3)—Ro图版三维基准判识图版；
图5是实施例动态判识海相深层天然气成因类型的方法中构建的δ13C1—(δ13C2-δ13C3)—Ro图版三维基准判识图版；
图6是实施例动态判识海相深层天然气成因类型的方法中构建的δ13C1—δ13C2—Ro图版三维基准判识图版；
图7是实施例动态判识海相深层天然气成因类型的方法中构建的(C1/C1-5)—(δ13C2-δ13C3)—Ro图版三维基准判识图版；
图8是实施例动态判识海相深层天然气成因类型的方法中构建的(C1/C1-5)—δ13C1—Ro图版三维基准判识图版；
图9是实施例动态判识海相深层天然气成因类型的方法中构建的δ13C1—(δ13C2-δ13C3)—Ro图版三维基准判识图版；
图10是实施例动态判识海相深层天然气成因类型的方法中数据投入三维基准判识图版后得到的关系三维图。
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。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
本实施例提供一种动态判识海相深层天然气成因类型的方法，如图1所示，包括如下步骤：
对海相烃源岩开展生烃模拟实验，构建三维基准判识图版，如图2所示：采集海相低熟烃源岩或海相正常原油样品；
将海相低熟烃源岩样品粉碎至80-100目，再依次对粉碎后的海相低熟烃源岩样品用三氯甲烷进行抽提，盐酸和/或氢氟酸进行酸化处理，去离子水反复冲洗、旋转沉淀，最后得到富集的固态粉末状干酪根；
将样品采集区的矿物基质、残留有机质和地层流体介质等(5-40mg)，以及低熟烃源岩干酪根和海相正常原油样品(5-40mg)在氩气保护下封入黄金管(尺寸40mmⅹ4.2mm)中；
将黄金管放入高压釜内，程序控制2℃/h左右的升温速率对高压釜加热，加热温度从350℃加热到650℃，将成熟度延伸至EasyRo＝4.5％左右，进行裂解反应；
将反应完成的黄金管从高压釜中取出，置于固定体积的真空系统中，该真空系统与6890N型气相色谱仪直接相连，反应产物可以在线自动完成成份及碳同位素测试；分别测试得到产物的气体组分特征和单体烃碳同位素特征；
计算天然气的成熟度；
根据天然气组分特征、单体烃碳同位素特征及成熟度数据，分别建立海相低熟烃源岩或海相正常原油样品的如下7种组合关系，包括：
关系(1)：LN(C1/C2)—(δ13C1-δ13C2)—Ro；
关系(2)：LN(C1/C2)—LN(C2/C3)—Ro；
关系(3)：δ13C1—(δ13C2-δ13C3)—Ro；
关系(4)：δ13C1—δ13C2—Ro；
关系(5)：(C1/C1-5)—(δ13C2-δ13C3)—Ro；
关系(6)：(C1/C1-5)—δ13C1—Ro和
关系(7)：δ13C1—(δ13C2-δ13C3)—Ro；
依据上述7种组合关系，分别构建该7种组合关系的三维基准判识图版；如图3-图9所示。
根据天然气产出井的产气数据，确定待判识天然气主力产层为四川盆地三叠系某层组天然气，采集该产层的天然气样品；
测试采集的天然气样品的气体组分特征和单体烃碳同位素特征：
天然气组分数据为：甲烷含量在87.2％-93.4％之间，乙烷含量在0.4％-1.7％，丙烷含量甚微，一般0.05-0.1％之间；天然气碳同位素数据为：δ13C1值在-31.2‰至-33.6‰之间，δ13C2值介于-29.7‰至-32.4‰之间。
根据测试得到的天然气样品的单体烃碳同位素特征，按照公式Ⅰ计算天然气成熟度(EasyRo)为1.15％-1.66％：
δ13C1＝14.13lgEasyRo-34.39(Ⅰ)
将测试得到的天然气组分特征、单体烃碳同位素特征及成熟度数据投入三维基准判识图版(7种关系图版)，鉴别天然气成因类型。以图7所示的关系(5)中的(C1/C1-5)—(δ13C2-δ13C3)—Ro图版为例，将数据(五角星标志)投入图版以后，待测天然气样品的数据均落入油裂解气区域(虚线圈定的范围)，如图10所示，故判定为原油裂解气。
可见本发明实施例的动态判识海相深层天然气成因类型的方法，将成熟度(EasyRo)引入判识体系，能够动态判识不同演化阶段(成熟度)天然气的成因类型，从而能够更加有效的鉴别干酪根降解气和原油裂解气；既能适用于高过成熟阶段深层天然气的判识，又能反映真实地质环境下流体介质的影响。
Claims (8)
1.一种动态判识海相深层天然气成因类型的方法，包括如下步骤：
对海相烃源岩开展生烃模拟实验，构建三维基准判识图版；
根据天然气产出井的产气数据，确定待判识天然气主力产层，采集该产层的天然气样品；
测试采集的天然气样品的气体组分特征和单体烃碳同位素特征；
根据测试得到的天然气样品的单体烃碳同位素特征，按照公式Ⅰ计算天然气成熟度：
δ13C1＝14.13lgEasyRo-34.39(Ⅰ)
将测试得到的天然气组分特征、单体烃碳同位素特征及成熟度数据投入三维基准判识图版，鉴别天然气成因类型。
2.根据权利要求1所述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法，其特征在于：对海相烃源岩开展生烃模拟实验，构建三维基准判识图版包括如下步骤：
采集海相低熟烃源岩和海相正常原油样品；
对海相低熟烃源岩样品进行处理，制备低熟烃源岩干酪根；
开展熟烃源岩干酪根和海相正常原油样品裂解生气实验，并分别测试得到产物的气体组分特征和单体烃碳同位素特征；
计算天然气的成熟度；
根据天然气组分特征、单体烃碳同位素特征及成熟度数据，分别建立海相低熟烃源岩和海相正常原油样品的如下7种组合关系，包括：
关系(1)：LN(C1/C2)—(δ13C1-δ13C2)—Ro；
关系(2)：LN(C1/C2)—LN(C2/C3)—Ro；
关系(3)：δ13C1—(δ13C2-δ13C3)—Ro；
关系(4)：δ13C1—δ13C2—Ro；
关系(5)：(C1/C1-5)—(δ13C2-δ13C3)—Ro；
关系(6)：(C1/C1-5)—δ13C1—Ro；
关系(7)：δ13C1—(δ13C2-δ13C3)—Ro；
依据上述7种组合关系，分别构建该7种组合关系的三维基准判识图版。
3.根据权利要求2所述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法，其特征在于：对海相低熟烃源岩样品进行处理，制备低熟烃源岩干酪根包括将海相低熟烃源岩样品粉碎至80-100目，再依次对粉碎后的海相低熟烃源岩样品用三氯甲烷进行抽提，盐酸和/或氢氟酸进行酸化处理，去离子水反复冲洗、旋转沉淀，最后得到富集的固态粉末状干酪根的步骤。
4.根据权利要求2所述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法，其特征在于：开展熟烃源岩干酪根和海相正常原油样品裂解生气实验包括：
将样品采集区的矿物基质、残留有机质和地层流体介质，以及低熟烃源岩干酪根和海相正常原油样品在氩气保护下封入黄金管中；
将黄金管放入高压釜内进行程序加热，将成熟度延伸至EasyRo＝4.5％，进行裂解反应；
将反应完成的黄金管从高压釜中取出，置于固定体积的真空系统中，对反应产物使用气相色谱仪在线自动检测。
5.根据权利要求4所述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法，其特征在于：所述程序加热为程序控制2℃/h的升温速率对高压釜加热，加热温度从350℃加热到650℃；或者，所述程序加热为以370℃恒温加热960小时。
6.根据权利要求1或2所述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法，其特征在于：所述气体组分特征包括C1、C2和C3的百分含量。
7.根据权利要求1或2所述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法，其特征在于：所述单体烃碳同位素特征包括δ13C1、δ13C2和δ13C3的单体烃碳同位素含量。
8.根据权利要求1或2所述的动态判识海相深层天然气成因类型的方法，其特征在于：将测试得到的天然气组分特征、单体烃碳同位素特征及成熟度数据投入三维基准判识图版，鉴别天然气成因类型是指待判识天然气样品在三维基准判识图版中的投影点若落入干酪根裂解气样点区域的，则判识为干酪根裂解气；若落入原油裂解气样点区域，则判识为原油裂解气；若同时落入两者区域的，则判识为二者的混合气；若落入其他区域的，则判识为非有机成因气。
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