CN105181909B - 一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法 - Google Patents

Abstract

一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法，属于油气资源评价技术领域。立足于烃源岩生烃热模拟实验数据和地球化学数据，基于化学动力学法评价出的烃源岩转化率；依据直压式半开放热模拟实验数据建立初始排烃率评价模型，评价出排烃率P，采用组分生烃动力学法评价出校正初始排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数，建立出最终排烃率评价模型，获得排烃率P₀；建立有机碳恢复系数评价模型，评价出不同演化阶段的有机碳恢复系数。本发明成功地解决了以往分析方法和热模拟实验数据评价有机碳恢复系数的不足与缺陷，为油气资源评价中有机碳恢复系数评价难、过于繁琐提出解决方案。

Description

一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法

技术领域

本发明涉及一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法，属于油气资源评价技术领域。

背景技术

随着常规油气资源逐渐减少，而非常规油气资源迅速猛增，常规与非常规能源配比结构发生变革，因而有必要探索常规与非常规能源结构关系，油气资源评价是解决其能源结构关系的一种有效的方法手段，而有机碳恢复系数是油气资源评价中关键参数，如何准确评价出原始有机碳决定油气资源评价的关键。

以往关于有机碳恢复系数的方法较多，如热模拟实验法、自然演化剖面法、物质平衡法(无效碳守恒、元素守恒法)、理论推导法(化学动力学、有机质演化规律数值模拟法和图版法)等方法。其中，热模拟实验法是选取成熟度较低的相同有机质类型的烃源岩进行加热，测量不同演化阶段的生烃量和热解参数，然后用于自然高演化烃源岩样品的恢复，缺点是没有考虑中间反应过程，忽略热模拟过程中镜质体反射率Ro与地质条件演化存在差异；自然演化剖面法是采用相同层位不同埋藏深度的烃源岩实测有机碳，建立烃源岩有机碳与深度(镜质体反射率Ro)剖面，

然后求取不同热演化程度下的烃源岩的原始有机碳恢复系数，缺点是相同层位不同埋藏深度烃源岩样品难以获取；物质平衡法认为有机母质转化前的初始质量等于转化后的残余有机母质质量和各种产物质量之和，有机质生排烃过程可近似看成C、H、O三种元素守恒的过程，根据有机质和原油的H/C和O/C原子比，对有机质生烃反应进行配平，推导出烃源岩原始裂解潜力恢复系数，但实际工作中往往无法一一对应地确定达到某一成熟度时各种产物的精确组成，仅能通过数学优化对方程近似配平；理论推到法(有机质演化规律数值模拟法和图版法)主要见于文献。综上所述，以往有机碳恢复系数方法普遍存在一定问题。面对油气资源评价，亟需一种更加符合地质实际的有机碳恢复方法。

发明内容

为了克服现有技术的不足,本发明提供一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法。

一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,基于化学动力学法评价出的烃源岩转化率，依据直压式半开放热模拟实验数据建立初始排烃率评价模型，评价出排烃率P，采用组分生烃动力学法评价出初始排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数，建立出最终排烃率评价模型，获得排烃率P₀，建立有机碳恢复系数评价模型，评价出不同演化阶段的有机碳恢复系数。

该方法提供了一套有机碳恢复系数评价方法，回避及解决了以往评价有机碳恢复系数的问题，凭借其理论完整性和实际可操作性，在油气资源评价中得到推广应用，得到各油田资源评价工作者的好评。

一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法，该方法提供一套完整评价有机碳恢复系数流程，各油田资源评价工作人员可以根据现有资料(烃源岩转化率和烃源岩排烃率)，快速评价出待评价目标层位烃源岩有机碳恢复系数。

一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,具体步骤包括：

步骤A)、热模拟实验设计：采集研究区目标层位烃源岩样品(有机碳TOC>0.5％，镜质体反射率Ro<0.5％)，设计两组岩石热模拟实验，其中，一组为目标层位岩石Rock-Eval、PY-GC热模拟实验，加上目标层位原油密闭体系热模拟实验；另一组为直压式半开放热模拟实验；此外，开展目标层位烃源岩热解实验分析测试、岩石总有机碳分析测试、氯仿沥青“A”分析测试等实验。

步骤B)、资料收集：收集研究区目标层位烃源岩以往的地球化学资料，并且收集研究区的地质分层数据、古地温梯度、古地表温度等数据；

步骤C)、评价研究区目标层位烃源岩转化率包括四部分：

步骤①、依据步骤A)中获得的Rock-eval、PY-GC热模拟实验数据和原油金管热模拟实验数据，标定研究区目标层位干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数；

步骤②、依据研究区地质分层、古地温梯度和古地表温度数据，建立研究区内具有代表性的沉积埋藏史和热史模型；

步骤③、联合步骤C)中步骤①和步骤②进行动力学地质外推，获得研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油裂解气、净油和总气转化率剖面；

步骤④、基于本次实验数据和以往分析的地球化学参数(热解S₁、氯仿沥青“A”、有机碳TOC、镜质体反射率Ro)确定烃源岩的生烃门限、有机质类型和热演化程度；采用烃源岩的生烃门限及有机质类型、热演化程度约束烃源岩转化率，如果不符合则返回步骤C中步骤②，约束调整热史，直至动力学地质外推确定的生烃门限深度与实际烃源岩生烃门限深度相同，并且EASY Ro模型计算出来的镜质体反射率Ro与实测的镜质体反射率Ro数据相符，此时的转化率为最终符合地质实际情况的转化率，本次以转化率0.1对应的位置为生烃门限；

步骤D)、烃源岩初始排烃率的确定：基于岩石直压式半开放热模拟实验数据(排出油、排出气和残留油)，建立烃源岩排烃率初始排烃率评价模型，评价出初始排烃率P，在抽提过程中轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_5-1发生损失，实验数据评价出的排烃率P比实际的排烃率P₀偏大，需要进行轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_5-1校正，轻烃和气态烃补偿采用组分生烃动力学方法评价出的数据进行；

步骤E)、结合步骤C)中步骤①干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，联合重质油组分C₁₅₊动力学参数、轻烃组分C_6-14动力学参数、气态烃组分C_2-5动力学参数，采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分(C₁₅₊、C_6-14、C_1-5)与镜质体反射率Ro的关系，建立排烃率P的轻烃和气态烃恢复系数评价模型，评价出K_{轻烃+气态烃恢复系数}，简称K_QQi；其中，C_1-5是石油中C₁至C₅的组分；C_6-13是石油中C₆至C₁₃的组分；C₁₄₊是石油中C₁₄及其以上的组分；C₁是甲烷(CH₄)；

步骤F)、联合步骤D)中确立的初始排烃率评价模型和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，建立烃源岩最终排烃率评价模型，依据排烃率的评价公式，结合步骤D)中评价的初始排烃率P和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，评价出烃源岩排烃率P₀；

步骤G)、建立烃源岩有机碳恢复系数数据评价模型，并评价出有机碳恢复系数：建立有机碳恢复系数评价公式，联合步骤C)中评价出转化率和步骤F)评价出排烃率P₀，评价出有机碳恢复系数。

该方法在利用生烃动力学法评价有机质转化率时，采用多地质因素校正热史，使评价出来的转化率更加符合地质规律；采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分(C_1-5、C_6-13和C₁₄₊)与镜质体反射率Ro关系，建立轻烃和气态烃恢复系数评价模型，评价出K_{轻烃+气态烃恢复系数}；校正直压式半开放热模拟实验评价出的排烃率P，获得排烃率P₀；建立了一套有机碳恢复系数评价公式，回避或解决了以往评价有机碳恢复系数的难题，凭借其理论完整性和实际可操作性，在资源评价中得到推广应用，并得到全国各油田资源评价工作者的认可。

本发明的有益效果：

本发明是一种从烃源岩生排烃机理上建立起来的有机碳恢复系数方法，评价出来的转化率比以往评价出来的转化率更有实际地质意义；采用直压式半开放热模实验数据(排出油量、排出气量和残留油量)建立初步排烃率评价模型，依据组分生烃动力学评价出初始排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数(K_{轻烃+气态烃恢复系数})，校正初步排烃率P，获得最终排烃率P₀；建立有机碳恢复评价模型：基于已经评价出来的烃源岩转化率D和排烃率P₀，结合有机碳恢复系数评价模型评价出有机碳恢复系数。

该方法提供的有机碳恢复系数评价方法补充完善了有机碳恢复方面相关方法及理论，解决了油气资源评价中有机碳恢复系数评价难的问题；同时对比分析恢复前后有机碳分布的差异，判断、识别哪个区带排烃量大，哪个区带残留烃量大，为下一步勘探开发具有很好的指导意义。

本发明的优点是该方法充分考虑了以往有机碳恢复系数评价方法存在的问题与不足，立足于热模拟实验数据、地质数据、地球化学数据，建立排烃率评价模型和有机碳恢复系数评价模型，评价出资源评价中的关键参数有机碳恢复系数，成功地解决了以往分析方法和热模拟实验数据评价有机碳恢复系数的不足与缺陷，为油气资源评价中有机碳恢复系数评价难、过于繁琐提出解决方案。

附图说明

当结合图考虑时，通过参照下面的详细描述，能够更完整更好地理解本发明以及容易得知其中许多伴随的优点，但此处所说明的图用来提供对本发明的进一步理解，构成本发明的一部分，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定，如图其中：

图1松辽盆地北部青山口组泥岩烃源岩干酪根成油活化能分布图；

图2松辽盆地北部青山口组泥岩烃源岩干酪根成气活化能分布图；

图3松辽盆地北部青山口组油裂解气活化能分布图；

图4青山口组烃源岩S₁/TOC*100(mg/gTOC)与深度关系图；

图5青山口组烃源岩镜质体反射率Ro(％)与深度关系图；

图6松辽盆地北部青山口组一段烃源岩模拟Ro与实测Ro对比图；

图7松辽盆地北部青山口组一段烃源岩生烃率与深度剖面图；

图8松辽盆地北部中浅层青山口组一段烃源岩生烃率与Ro剖面图；

图9松辽盆地北部中浅层青山口组金88井排烃率图；

图10松辽盆地北部青山口组不同类型有机碳恢复系数图版之一；

图11松辽盆地北部青山口组不同类型有机碳恢复系数图版之二；

图12松辽盆地北部青山口组不同类型有机碳恢复系数图版之三；

图13松辽盆地北部青山口组不同类型有机碳恢复系数图版之四；

图14松辽盆地北部青山口组一段烃源岩成熟度Ro等值图；

图15松辽盆地北部青山口组一段烃源岩有机碳恢复系数剖面图；

图16松辽盆地北部青山口组一段有机碳等值图；

图17松辽盆地北部青山口组一段恢复后有机碳恢复等值图；

图18本发明的流程图；

图19本发明的不同类型烃源岩的轻烃+气态烃恢复系数校正图版；

图20本发明的成岩过程中岩石失重的变化模型。

下面结合图和实施例对本发明进一步说明。

具体实施方式

显然，本领域技术人员基于本发明的宗旨所做的许多修改和变化属于本发明的保护范围。

实施例1：如图1、图2、图3、图4、图5、图6、图7、图8、图9、图10、图11、图12、图13、图14、图15、图16、图17、图18、图19、图20所示，

以松辽盆地北部中浅层青山口组一段为例，以热模拟实验数据、地质分层、古地温梯度、古地表温度、生烃门限深度、烃源岩热演化成熟度镜质体反射率Ro剖面和地化数据为支撑点，采用基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法，评价出松辽盆地北部中浅层青山口组一段资源评价中关键参数有机碳恢复系数。具体步骤为：

(1)热模拟实验设计：采集松辽盆地北部中浅层青山口组一段烃源岩样品(有机碳TOC>0.5％，镜质体反射率Ro<0.5％)，设计两组岩石热模拟实验，其中，一组为目标层位岩石Rock-Eval、PY-GC热模拟实验，加上原油热裂解模拟实验；另一组为直压式半开放热模拟实验；此外，采集能反应研究区整个目标层段的岩石样品进行常规实验分析，包括热解实验分析、岩石总有机碳分析测试、氯仿沥青“A”分析测试等等实验，部分数据见表1、表2、表3、表4和表5；

表1研究区Rock-Eval岩石热模拟实验数据

表2研究区恒温加热条件5℃/min条件下的PY-GC模拟实验数据

表3研究区恒温加热条件10℃/min条件下的PY-GC模拟实验数据

表4研究区恒温加热条件20℃/min条件下的PY-GC模拟实验数据

表5研究区烃源岩直压式热模拟实验数据

(2)资料收集：收集研究区目标层位以往的地球化学资料，并且收集研究区的地质分层数据、古地温梯度、古地表温度等数据，其中部分数据见表6和表7；

表6收集到松辽盆地北部部分地化数据

表7收集到松辽盆地北部部分分层数据

(3)松辽盆地北部青山口组一段烃源岩转化率的求取：获得研究区目标层位烃源岩转化率主要包括以下几步：

1)标定出目标层位干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数：基于步骤(1)中获得的目标层位岩石Rock-eval、PY-GC热模拟实验数据和原油金管密闭体系热模拟实验数据，采用生烃动力学法，标定研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数(表8、图1、图2和图3)；

表8松辽盆地中浅层青口组一段某口井标定动力学参数表

2)建立研究区典型的沉积埋藏史和热史模型：依据研究区地质分层、古地温梯度和古地表温度数据，建立研究区内具有代表性的沉积埋藏史和热史模型(表9)，文中典型的含义是指能反应全部的沉积埋藏情况，即该典型井具有代表研究区全部地层沉积特征和埋藏深的特征；

表9松辽盆地北部中浅层沉积埋藏史和热史统计表

3)约束条件：基于本次实验数据和以往分析的地球化学参数(热解S₁、氯仿沥青“A”、有机碳TOC、镜质体反射率Ro)确定烃源岩的生烃门限及烃源岩类型、热演化程度(图4、图5)；从图中可以看出，研究区目标层位烃源岩生烃门限为1550m，烃源岩排烃门限为2000m。

4)联合步骤C)中①中标定的干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数和步骤C)中②中沉积埋藏史和热史模型，进行动力学地质外推，获得研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油裂解气、净油和总气转化率剖面；

5)实际数据约束调整转化率：基于步骤C)中③中确定生烃门限深度和烃源岩热演化程度，检验动力学地质外推结果是否符合要求，如果动力学地质外推确定的生烃门限深度与实际烃源岩生烃门限相同，并且EASY Ro模型计算出来的镜质体反射率Ro与实测的镜质体反射率Ro数据相符(图6)，符合检验要求，可以继续进行；如果动力学地质外推确定的生烃门限深度与实际烃源岩生烃门限不相同，或者EASY Ro模型计算出来的镜质体反射率Ro与实测的镜质体反射率Ro数据不符，返回步骤②，查看是否某些地质因素忽略，重新优化调整沉积埋藏史和热史，直至动力学地质外推确定的生烃门限深度与实际烃源岩生烃门限相同，并且EASY Ro模型计算出来的镜质体反射率Ro与实测的镜质体反射率Ro数据相符，此时的转化率(图7)为最终符合地质实际情况的，本次以转化率0.1对应的位置为生烃门限；

(4)烃源岩初始排烃率的确定：基于岩石直压式半开放热模拟实验数据(排出油、排出气和残留油)，建立烃源岩排烃率初始排烃率评价模型，评价出初始排烃率P，在抽提过程中轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_5-1发生损失，实验数据评价出的排烃率P比实际的排烃率P₀偏大，需要进行轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_5-1校正，本次轻烃和气态烃组分补偿采用组分生烃动力学方法评价出的数据进行；

依据直压式半开放热模拟实验数据(排出油、残留油和排出气)，建立一种采用直压式半开放热模拟实验数据评价初始排烃率P模型，其公式(1)如下。

式(1)中，Q₁为直压式半开放热模拟实验数据中的排出油量；Q₂为直压式半开放热模拟实验数据中的残留油量；Q₃为直压式半开放热模拟实验数据中的排出气量；P为直压式半开放热模拟实验数据建立的初始排烃率评价模型，评价出的初始排烃率；

(5)结合步骤C)中①干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，联合重质油组分C₁₅₊动力学参数、轻烃组分C_6-14动力学参数、气态烃C_2-5动力学参数，采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分(C₁₅₊、C_6-14、C_2-5、C₁)与镜质体反射率Ro的关系，建立排烃率P的轻烃和气态烃的恢复系数评价模型，评价出K_{轻烃+气态烃恢复系数}，简称K_QQi；

本次初始排烃率的轻轻和气态烃恢复系数，主要借助步骤C)中①干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，联合重质油C₁₅₊动力学参数、轻烃组分C_6-14动力学参数、气态烃C_2-5动力学参数，采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分(C_1-5、C_6-13、C₁₄₊)与镜质体反射率Ro的关系，建立出初始排烃率P的轻烃和气态烃的恢复系数评价模型；基于不同石油组分(C_1-5、C_6-13、C₁₄₊)与镜质体反射率Ro的关系，建立烃源岩排烃率初步评价模型P的轻烃和气态烃组分恢复系数评价公式，其评价公式(2)为

针对不同类型烃源岩的不同石油组分(C_1-5、C_6-13、C₁₄₊)与镜质体反射率Ro的关系，建立Ⅰ型、Ⅱ₁型、Ⅱ₂型、Ⅲ型烃源岩排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数(K_QQI、K_QQII1、K_QQII2、K_QQIII)，并建立不同类型烃源岩排烃率的轻烃和气态烃恢复系数校正图版。

(6)联合步骤D)中确立的初始排烃率评价模型和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，建立烃源岩最终排烃率评价模型，依据排烃率的评价公式，结合步骤D)中评价的初始排烃率P和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，评价出烃源岩排烃率P₀；

由于直接采用直压式半开放热模拟实验数据(只采用排出油量、残留油量和排出气量这三个数据形式)评价出烃源岩初始排烃率P，直压式半开放热模拟实验是在半开放条件下抽提模拟后烃源岩中残留烃量，在抽提过程中残留烃量中轻烃组分(C_6-14)、气态烃组分(C_1-5)损失，直压式半开放热模拟实验数据确定的排烃率P比实际的排烃率P₀偏大；因而，需要对抽提过程中损失的轻烃组分(C_6-14)、气态烃组分(C_1-5)进行补偿；

在抽提过程中轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_5-1发生损失，实验数据确定的排烃率P比实际的排烃率P₀偏大，需要进行轻烃组分C_6-14和气态烃C_5-1组分校正，本次轻烃组分和气态烃组分补偿采用组分生烃动力学方法评价出的数据进行。

联合公式(1)和(2)，建立精确的烃源岩排烃率P₀评价公式(3)，如下：

式(3)中，Q₁为排出油量；Q₂为残留油量；Q₃为排出气量；K_QQ为烃源岩排烃率P的轻烃和气态烃恢复系数；排烃率P₀为联合排烃率P和排烃率P的轻烃和气态烃补偿系数K_QQi评价获得的。

(7)建立烃源岩有机碳恢复系数数据评价模型，并评价出有机碳恢复系数：建立有机碳恢复系数评价公式，联合步骤C)中评价出转化率和步骤F)评价出排烃率P₀，评价出有机碳恢复系数。

结合松辽盆地北部中浅层金88井、盛1井、兴2井和鱼24井青山口组烃源岩转化率，联合前面建立的排烃率P₀和有机碳恢复模型，建立了松辽盆地北部中浅层不同类型有机碳恢复系数图版(图10、图11、图12、图13)和有机碳恢复系数表(表10)。

表10松辽盆地北部青山口组一段烃源岩有机碳恢复系数统计表

结合松辽盆地北部青山口组一段烃源岩成熟度镜质体反射率Ro等值图(图14)，评价出有机碳恢复系数等值图(图15)，联合青山口组一段烃源岩未恢复的有机碳等值图(图16)，评价出恢复后的有机碳等值图(图17)。

实施例2：

一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法主要包括四部分，即烃源岩转化率、排烃率、轻烃+气态烃校正系数、有机碳恢复模型(图18)；

采用以下步骤：

步骤A)热模拟实验设计：采集研究区目标层位烃源岩样品(有机碳TOC>0.5％，镜质体反射率Ro<0.5％)，设计两组岩石热模拟实验，其中，一组为目标层位岩石Rock-Eval、PY-GC热模拟实验，加上目标层位原油密闭体系热模拟实验；另一组为直压式半开放热模拟实验；此外，开展目标层位烃源岩热解实验分析测试、岩石总有机碳分析测试、氯仿沥青“A”分析测试等实验。

步骤B)资料收集：收集研究区目标层位烃源岩以往的地球化学资料，并且收集研究区的地质分层数据、古地温梯度、古地表温度等数据；

步骤C)评价研究区目标层位烃源岩转化率包括四部分：步骤①依据步骤A)中获得的目标层位岩石Rock-eval、PY-GC热模拟实验数据和原油金管热模拟实验数据，标定研究区目标层位干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数；步骤②依据研究区地质分层、古地温梯度和古地表温度数据，建立研究区内具有代表性的沉积埋藏史和热史模型；步骤③联合步骤C)中①和②进行动力学地质外推，获得研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油裂解气、净油和总气转化率剖面；步骤④基于本次实验数据和以往分析的地球化学参数(热解S₁、氯仿沥青“A”、有机碳TOC、镜质体反射率Ro)确定烃源岩的生烃门限、有机质类型和热演化程度；采用烃源岩的生烃门限及有机质类型、热演化程度约束烃源岩转化率，如果不符合则返回步骤C中②，约束调整热史，直至动力学地质外推确定的生烃门限深度与实际烃源岩生烃门限深度相同，并且EASY Ro模型计算出来的镜质体反射率Ro与实测镜质体反射率Ro数据相符，此时的转化率为最终符合地质实际情况的转化率，本次以转化率0.1对应的位置为生烃门限；

步骤D)烃源岩初始排烃率的确定：基于岩石直压式半开放热模拟实验数据(排出油、排出气和残留油)，建立烃源岩排烃率初始排烃率评价模型，评价出初始排烃率P，在抽提过程中轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_5-1发生损失，实验数据评价出的排烃率P比实际的排烃率P₀偏大，需要进行轻烃组分C_6-14和气态烃C_5-1组分校正，本次轻烃和气态烃补偿采用组分生烃动力学方法评价出的数据进行；

步骤E)结合步骤C)中步骤①干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，结合重质油组分C₁₅₊动力学参数、轻烃组分C_6-14动力学参数、气态烃组分C_2-5动力学参数，采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分(C_1-5、C_6-13、C₁₄₊)与镜质体反射率Ro的关系，建立排烃率P的轻烃和气态烃的恢复系数评价模型，评价出K_{轻烃+气态烃恢复系数}，简称K_QQi；

步骤F)联合步骤D)中确立的初始排烃率评价模型和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，建立烃源岩最终排烃率评价模型，依据排烃率的评价公式，结合步骤D)中评价的初始排烃率P和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，评价出烃源岩排烃率P₀；

步骤G)建立烃源岩有机碳恢复系数数据评价模型，并评价出有机碳恢复系数：建立有机碳恢复系数评价公式，联合步骤C)中评价出转化率和步骤F)评价出排烃率P₀，评价出有机碳恢复系数。

该方法在利用生烃动力学法评价有机质转化率时，采用多地质因素校正热史，使评价出来的转化率更加符合地质规律；采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分(C_1-5、C_6-13和C₁₄₊)与镜质体反射率Ro关系，建立轻烃和气态烃恢复系数评价模型，评价出K_QQi，校正直压式半开放热模拟实验数据评价出的排烃率P，获得排烃率P₀；建立了一套有机碳恢复系数评价公式，回避或解决了以往评价有机碳恢复系数的难题，凭借其理论完整性和实际可操作性，在资源评价中得到推广应用，并得到各油田资源评价工作者的认可。

在D)步骤中，所述的烃源岩初始排烃率的确定，基于岩石直压式半开放热模拟实验数据(排出油、排出气和残留油)，评价出排烃率P，确保烃源岩排烃率的合理、可靠：

依据直压式半开放热模拟实验数据(排出油、残留油和排出气)，建立一种采用直压式半开放热模拟实验数据评价初始排烃率P模型，其公式(1)如下。

式(1)中，Q₁为实验数据中的排出油量；Q₂为实验数据中的残留油量；Q₃为实验数据中的排出气量；P为直压式半开放热模拟实验数据建立的初始排烃率评价模型中的初始排烃率；

步骤E)中，所述的烃源岩初始排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数，结合步骤C)中步骤①干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，联合重质油组分C₁₅₊动力学参数、轻烃组分C_6-14动力学参数、气态烃组分C_2-5动力学参数，采用组分生烃动力学技术，评价出不同石油组分(C_1-5、C_6-13、C₁₄₊)与镜质体反射率Ro的关系，评价出初始排烃率P的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，确保烃源岩排烃率的合理、可靠：

由于直接采用直压式半开放热模拟实验数据(只采用排出油量、残留油量和排出气量这三个数据形式)评价出烃源岩初始排烃率P，直压式半开放热模拟实验是在半开放条件下抽提模拟后烃源岩中残留烃量，在抽提过程中残留烃量中轻烃组分(C_6-14)、气态烃组分(C_1-5)损失，直压式半开放热模拟实验数据确定的排烃率P比实际的排烃率P₀偏大；因而，需要对抽提过程中损失的轻烃组分(C_6-14)、气态烃组分(C_1-5)进行补偿；

本次初始排烃率的轻轻和气态烃恢复系数，主要借助步骤C)中步骤①干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，联合重质油组分C₁₅₊动力学参数、轻烃组分C_6-14动力学参数、气态烃组分C_2-5动力学参数，采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分(C_1-5、C_6-13、C₁₄₊)与镜质体反射率Ro的关系，建立出初始排烃率P的轻烃和气态烃的恢复系数评价模型；基于不同石油组分(C_1-5、C_6-13、C₁₄₊)与镜质体反射率Ro的关系，建立烃源岩排烃率初步评价模型P的轻烃和气态烃组分恢复系数评价公式，其评价公式(2)为

针对不同类型烃源岩的不同石油组分(C_1-5、C_6-13、C₁₄₊)与镜质体反射率Ro的关系，建立Ⅰ型、Ⅱ₁型、Ⅱ₂型、Ⅲ型烃源岩排烃率的轻烃和气态烃恢复系数(K_QQI、K_QQII1、K_QQII2、K_QQIII)，并建立不同类型烃源岩排烃率的轻烃和气态烃恢复系数校正图版(图19)。

步骤F)，建立最终排烃率评价模型，基于轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，依据最终排烃率公式，结合步骤D)中已经确定排烃率P和步骤E)中确定轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，评价出烃源岩排烃率P₀，实现评价出合理、准确的烃源岩排烃率：

在抽提过程中轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_5-1发生损失，实验数据确定的排烃率P比实际的排烃率P₀偏大，需要进行轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_5-1组分校正，本次轻烃和气态烃恢复系数评价采用组分生烃动力学方法实现的。

依据直压式半开放热模拟实验数据评价出初始排烃率；基于已标定的干酪根生油、干酪根生气、油裂解气动力学参数，联合不同石油组分(C₁₅₊、C_6-14、C_1-5)动力学参数，采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分(C₁₅₊、C_6-C14、C_1-5)与镜质体反射率Ro的关系，建立初始排烃率P的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi；联合公式(1)和(2)，建立精确的烃源岩排烃率数据评价公式(3)，如下：

式(3)中，Q₁为实验数据中的排出油量；Q₂为实验数据中的残留油量；Q₃为实验数据中的排出气量；K_QQi为烃源岩排烃率P的轻烃和气态烃恢复系数；排烃率P₀为联合排烃率P和排烃率P的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi评价获得的。

所述的步骤H)中建立的有机碳恢复系数评价公式，该评价公式确保评价出来的烃源岩有机碳恢复系数的合理、可靠性：

基于研究区目标层位烃源岩的分布、热演化情况研究，准确评价烃源岩转化率和排烃率，考虑到有机质随绝对量生、排烃过程而减少的同时，岩石的重量也在压实排水、溶解等因素的作用下而减少，建立一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数评价模型(图20)，揭示烃源岩内可转化部分和不可转化部分的生烃情况，总结其变化规律，建立有机碳恢复系数评价公式，实现准确评价原始有机碳。

设单位体积岩石的原始孔隙体积为Φ₀，孔隙中饱和水，水的密度为ρ_w，岩石骨架的密度为ρ，经过一定程度演化后，岩石的孔隙体积为Φ，该过程的物理模型，设初始状态岩石(无机部分)的质量为M₀，演化到一定阶段后的质量为M。

初始状态时岩石的质量M₀，由模型可得：

M₀＝ρ_wΦ₀+(1-Φ₀)ρ (4)

演化到一定阶段的质量为M，由模型可得：

M＝ρ_WΦ+(1-Φ₀)ρ (5)

式中，ρ_w为水密度；ρ为岩石骨架密度；Φ₀为单位体积岩石的原始孔隙体积，孔隙中饱和水；Φ为经过一定程度演化后，岩石的孔隙体积；M₀为初始状态时岩石的质量；M为演化到一定阶段后的质量。

设有机碳初始质量为m_c ⁰，有机质的初始质量为m₀，岩石的初始质量为M₀，演化到一定阶段后残余有机碳质量为m_c，残余有机质的质量为m，岩石的残余质量为M，则有初始有机碳TOC⁰和残余TOC，如下公式(6)和(7)

则有机碳恢复系数可表示为：

其中，

同时，考虑岩石的质量比有机质的质量大很多，可以得到以下有机碳恢复系数公式(10)。

其中，D代表有机质的转化率；P₀代表有机质已转化成烃部分的排烃率。

如上所述，对本发明的实施例进行了详细地说明，但是只要实质上没有脱离本发明的发明点及效果可以有很多的变形，这对本领域的技术人员来说是显而易见的。因此，这样的变形例也全部包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,其特征在于基于化学动力学法评价出的烃源岩转化率，依据直压式半开放热模拟实验数据建立初始排烃率评价模型，评价出排烃率P，采用组分生烃动力学法评价出校正初始排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数，建立出最终排烃率评价模型，获得排烃率P₀，建立有机碳恢复系数评价模型，评价出不同演化阶段的有机碳恢复系数；

具体步骤包括：

步骤A)、热模拟实验设计：采集研究区目标层位烃源岩样品，有机碳TOC>0.5％，镜质体反射率Ro<0.5％，设计两组岩石热模拟实验，其中，一组为Rock-Eval、PY-GC岩石热模拟实验，加上目标层位原油密闭体系热模拟实验；另一组为直压式半开放体系热模拟实验；此外，开展目标层位烃源岩热解实验分析测试、岩石总有机碳分析测试、氯仿沥青“A”分析测试实验；

步骤B)、资料收集：收集研究区目标层位烃源岩以往的地球化学资料，并且收集研究区的地质分层数据、古地温梯度、古地表温度数据；

步骤C)、评价研究区目标层位烃源岩转化率包括四部分：

步骤①、依据步骤A)中获得的目标层位岩石Rock-eval、PY-GC热模拟实验数据和原油金管热模拟实验数据，标定研究区目标层位干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数；

步骤②、依据研究区地质分层、古地温梯度和古地表温度数据，建立研究区内具有代表性的沉积埋藏史和热史模型；

步骤③、联合步骤C)中步骤①和步骤②进行动力学地质外推，获得研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油裂解气、净油和总气转化率剖面；

步骤④、基于本次实验数据和以往分析的地球化学参数，热解S₁、氯仿沥青“A”、有机碳TOC、镜质体反射率Ro，确定烃源岩的生烃门限、有机质类型和热演化程度；采用烃源岩的生烃门限及有机质类型、热演化程度约束烃源岩转化率，如果不符合则返回步骤C中步骤②，约束调整热史，直至动力学地质外推确定的生烃门限深度与实际烃源岩生烃门限深度相同，并且EASY Ro模型计算出来的镜质体反射率Ro与实测镜质体反射率Ro数据相符，此时的转化率为最终符合地质实际情况的转化率，本次以转化率0.1对应的位置为生烃门限；

步骤D)、烃源岩初始排烃率的确定：基于岩石直压式半开放热模拟实验数据：排出油、排出气和残留油，建立烃源岩排烃率初始排烃率评价模型，评价出初始排烃率P，在抽提过程中轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_5-1发生损失，实验数据评价出的排烃率P比实际的排烃率P₀偏大，需要进行轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_5-1补偿，轻烃组分和气态烃组分补偿采用组分生烃动力学方法评价出的数据进行；

步骤E)、结合步骤C)中步骤①干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，结合重质油组分C₁₅₊动力学参数、轻烃组分C_6-14动力学参数、气态烃组分C_2-5动力学参数，采用组分生烃动力学方法，评价出重质油组分C₁₅₊、轻烃组分C_6-14、气态烃组分C_2-5、甲烷组分C₁与镜质体反射率Ro的关系，建立排烃率P的轻烃和气态烃的恢复系数评价模型，评价出K_{轻烃+气态烃恢复系数}，简称K_QQi；

其中，C_1-5是石油中C₁至C₅的组分；C_6-13是石油中C₆至C₁₃的组分；C₁₄₊是石油中C₁₄及其以上的组分；C₁是甲烷(CH₄)；

步骤F)、联合步骤D)中确立的初始排烃率评价模型和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，建立烃源岩最终排烃率评价模型，依据排烃率的评价公式，结合步骤D)中评价的初始排烃率P和步骤E)中评价出的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，评价出烃源岩排烃率P₀；

步骤G)、建立烃源岩有机碳恢复系数评价模型，并评价出有机碳恢复系数：建立有机碳恢复系数评价公式，联合步骤C)中评价出转化率和步骤F)评价出排烃率P₀，评价出有机碳恢复系数。

2.根据权利要求1所述的一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,其特征在于建立有机碳恢复系数评价模型，揭示烃源岩内可转化部分和不可转化部分的生烃情况，总结其变化规律，建立有机碳恢复系数评价公式，实现准确评价原始有机碳；

设单位体积岩石的原始孔隙体积为Φ₀，孔隙中饱和水，水的密度为ρ_w，岩石骨架的密度为ρ，经过一定程度演化后，岩石的孔隙体积为Φ，该过程的物理模型，设初始状态岩石的质量为M₀，演化到一定阶段后的质量为M；

初始状态时岩石的质量M₀，由模型可得：

M₀＝ρ_wΦ₀+(1-Φ₀)ρ (4)

演化到一定阶段的质量为M，由模型可得：

M＝ρ_wΦ+(1-Φ₀)ρ (5)

式中，ρ_w为水密度；ρ为岩石骨架密度；Φ₀为单位体积岩石的原始孔隙体积，孔隙中饱和水；Φ为经过一定程度演化后，岩石的孔隙体积；M₀为初始状态时岩石的质量；M为演化到一定阶段后的质量；

设有机碳初始质量为m_c ⁰，有机质的初始质量为m₀，岩石的初始质量为M₀，演化到一定阶段后残余有机碳质量为m_c，残余有机质的质量为m，岩石的残余质量为M，则有初始有机碳TOC⁰和残余TOC，如下公式(6)和(7)

${\mathrm{TOC}}^0=\frac{m_c^0}{M_0+m_0}---\left(6\right)$

$TOC=\frac{m_c}{M+m}---\left(7\right)$

则有机碳恢复系数可表示为：

其中，

$\frac{m_c^0}{m_c}=\frac{1}{1-P_0\&times;D}---\left(9\right)$

同时，考虑岩石的质量比有机质的质量大很多，可以得到以下有机碳恢复系数公式(10)；

其中，D代表有机质的转化率；P₀代表有机质已转化成烃部分的排烃率。

3.根据权利要求2所述的一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,其特征在于步骤D)中，烃源岩初始排烃率的确定，基于岩石直压式半开放热模拟实验数据：排出油、排出气和残留油，评价出排烃率P：

依据直压式半开放热模拟实验数据：排出油、残留油和排出气，建立一种采用直压式半开放热模拟实验数据评价初始排烃率P模型，

其公式(1)如下；

$P=\frac{Q_1+Q_3}{Q_1+Q_3+Q_2}---\left(1\right)$

式(1)中，Q₁为直压式半开放热模拟实验数据中的排出油量；Q₂为直压式半开放热模拟实验数据中的残留油量；Q₃为直压式半开放热模拟实验数据中的排出气量；P为直压式半开放热模拟实验数据建立的初始排烃率评价模型中的初始排烃率。

4.根据权利要求2所述的一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,其特征在于步骤E)中，烃源岩初始排烃率的轻烃和气态烃组分恢复系数，结合步骤C)中步骤①干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，联合重质油组分C₁₅₊动力学参数、轻烃组分C_6-14动力学参数、气态烃组分C_2-5动力学参数，采用组分生烃动力学法，评价出不同石油组分C_1-5、C_6-13、C₁₄₊与镜质体反射率Ro的关系，评价出初始排烃率P的轻烃和气态烃恢复系数K_QQ：

直接采用直压式半开放热模拟实验数据：排出油量、残留油量和排出气量评价出烃源岩初始排烃率P，直压式半开放热模拟实验是在半开放条件下抽提模拟后烃源岩中残留烃量，在抽提过程中残留烃量中轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_1-5损失，直压式半开放热模拟实验数据确定的排烃率P比实际的排烃率P₀偏大；因而，需要对抽提过程中损失的轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_1-5进行补偿。

5.根据权利要求2所述的一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,其特征在于初始排烃率的轻轻和气态烃恢复，主要借助步骤C)中步骤①干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，联合重质油组分C₁₅₊动力学参数、轻烃组分C_6-14动力学参数、气态烃组分C_2-5动力学参数，采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分C_1-5、C_6-13、C₁₄₊与镜质体反射率Ro的关系，建立出初始排烃率P的轻烃和气态烃的恢复系数评价模型；基于不同石油组分C_1-5、C_6-13、C₁₄₊与镜质体反射率Ro的关系，建立烃源岩排烃率初步评价模型P的轻烃和气态烃组分恢复系数评价公式，

其评价公式(2)为

$K_{QQi}=\frac{C_{15+}+C_{6-14}+C_{1-5}}{C_{15+}},(i\&Element;I,{\mathrm{II}}_1,{\mathrm{II}}_2,III)---\left(2\right)$

针对不同类型烃源岩的不同石油组分C_1-5、C_6-13、C₁₄₊与镜质体反射率Ro的关系，建立Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型、Ⅲ型烃源岩排烃率的轻烃和气态烃恢复系数(K_QQI、K_QQII1、K_QQII2、K_QQIII)，并建立不同类型烃源岩排烃率的轻烃和气态烃恢复系数校正图版。

6.根据权利要求2所述的一种基于油气生排烃机理的有机碳恢复系数方法,其特征在于步骤F)，建立最终排烃率评价模型，基于轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，依据最终排烃率公式，结合步骤D)中已经确定排烃率P和步骤E)中确定轻烃和气态烃恢复系数K_QQi，评价出烃源岩排烃率P₀，实现评价出合理、准确的烃源岩排烃率：

在抽提过程中轻烃组分C_6-14和气态烃组分C_5-1发生损失，实验数据确定的排烃率P比实际的排烃率P₀偏大，需要进行轻烃组分C_6-14和气态烃C_5-1组分校正，轻烃和气态烃恢复系数评价采用组分生烃动力学方法实现；

依据直压式半开放热模实验数据评价出初始排烃率；基于已标定的干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数，联合重质油组分C₁₅₊动力学参数、轻质油组分C_6-14动力学参数、气态烃组分C_2-5动力学参数，采用组分生烃动力学方法，评价出不同石油组分C₁₅₊、C_6-14、C_1-5与镜质体反射率Ro的关系，建立初始排烃率P的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi；联合公式(1)和(2)，建立精确的烃源岩排烃率数据评价公式(3)，如下：

$\begin{array}{c}{P}_0=\frac{Q_1+Q_3}{Q_1+Q_3+Q_2*K_{QQi}}\\ =\frac{Q_1+Q_3}{Q_1+Q_3+Q_2*\frac{C_{15+}+C_{6-14}+C_{1-5}}{C_{15+}}}\end{array}---\left(3\right)$

式(3)中，Q₁为直压式半开放热模拟实验数据中的排出油量；Q₂为直压式半开放热模拟实验数据中的残留油量；Q₃为直压式半开放热模拟实验数据中的排出气量；K_QQi为烃源岩排烃率P的轻烃和气态烃恢复系数；排烃率P₀为联合排烃率P和排烃率P的轻烃和气态烃恢复系数K_QQi评价获得的。