CN105572320B - 一种烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法，该定量评价方法包括以下步骤：获取研究区目的层烃源岩样品的TOC；对研究区目的层烃源岩样品进行热模拟实验，所述热模拟实验为设置了不同预设温度的一组半开放体系生排烃模拟实验；所述预设温度为生排烃模拟实验的升温终点；根据各半开放体系生排烃模拟实验的结果，获取不同预设温度下的第一参数；根据烃源岩样品的TOC和第一参数，建立第一模型和第二模型；结合第一模型和第二模型，实现烃源岩生成烃量、排出烃量和滞留烃量的定量评价。

Description

一种烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法

技术领域

本发明属于页岩油气勘探开发、油气资源评价技术领域，具体涉及一种烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法。

背景技术

从世界和我国的油气资源评价结果来看，随着油气勘探和发现的增多，油气资源量评价结果变化很大，如我国常规石油资源量，1977年为231亿吨，2007年为1085亿吨。随着油气勘探开发由常规油气藏向非常规油气发展，页岩油气和致密油气逐渐成为油气勘探开发的重要领域，但页岩油气和致密油气资源量估算很难。其原因是基于烃源岩有机质的生烃、排烃和滞留烃量的确定方法存在很大缺陷，一直以来没有能够准确定量确定烃源岩生烃、排烃和滞留烃的模型和方法，油气资源量评价参数的选取很大程度上依赖于油气发现，导致油气资源量的评价结果随油气勘探发现而不断变化。油气生产中需要能够准确定量确定烃源岩生烃、排烃和滞留烃的模型和方法，满足油气资源评价和油气勘探需求。

现有技术中确定烃源岩生烃、排烃和滞留量的热模拟实验技术有四种方案。一是开放体系模拟实验，样品(量较少，一般为几克)碎样后，按仪器所需样品量放置加热样品，快速升温至所需温度，样品在升温过程中边生边排，收集所产生烃进行分析，达到所需温度后即结束实验；二是半开放体系高温高压生排烃模拟实验，碎样(一般为200克)放入样品釜，抽真空，加上覆地层压力，设定排烃压力阀值，快速升温至设定温度，恒温几天，收集排出天然气、原油和水并定量分析，测定滞留于实验样品中烃类。三是封闭体系生烃模拟—黄金管模拟实验，碎样(一般为0.02-0.1克)放入样品釜，抽真空，高压水泵在黄金管外恒定地层流体压力，快速升温至所需温度，达到所需温度后即结束实验，收集生成天然气、轻质原油定量分析，测定滞留于实验样品中烃类。四是封闭体系生烃模拟—高压釜模拟实验，碎样(一般为200克)放入样品釜，不加水或加少量水，抽真空，快速升温至所需温度，达到所需温度后即结束实验，收集生成天然气、原油定量分析，测定滞留于实验样品中烃类。

现有技术方案中确定烃源岩生烃、排烃和滞留量评价技术，是利用未成熟或低熟烃源岩热解获得S₁+S₂作为该烃源岩的总生烃量，利用成熟烃源岩热解获得S₁作为该成熟度条件下烃源岩的残留烃量，或通过有机溶剂抽提获得烃源岩中的残留烃量，总生烃量与残留烃量差值即为排出烃量。

现有技术中对烃源岩有机质生烃、排烃和滞留量的实验方法四种方案的缺陷分别为：一是开放体系模拟实验，不能加压，不能模拟实际地层条件，样品量少，误差大，升温速度快，不能真实反映烃源岩热成熟过程。二是半开放体系高温高压生排烃模拟实验，压力不稳定、频繁变化，只用于单温度点或者恒温热解模拟，不适用于连续热解或生烃动力学研究，样品量少，误差大，升温速度快，不能真实反映烃源岩热成熟过程。三是封闭体系生烃模拟—黄金管模拟实验，无法进行排烃过程模拟，生成的油气存在二次裂解，样品量少，误差大，升温速度快，不能真实反映烃源岩热成熟过程。四是封闭体系生烃模拟—高压釜模拟实验，不能进行排烃模拟，炉壁厚，温度难准确计量，压力控制难度大，不进行恒压实验，油气二次生烃与裂解机率大，升温速度快，不能真实反映烃源岩热成熟过程。现有技术中的四种方案，由于热模拟升温至所需温度后，继续保持所需温度时间短，无法获得稳态条件下热模拟后烃源岩镜质体反射率Ro，到目前为止，还没有一种实验方法可以准确地得到模拟地层条件下烃源岩的生烃、排烃和滞留过程，其排烃量也很难准确得到，因此，无法准确建立烃源岩生、排、滞留烃量定量评价模型。

现有技术中确定烃源岩生烃、排烃和滞留量评价技术的缺陷为，岩石热解参数法采用少量样品(一般为100mg)快速升温，得到的数据不能代表地层真实条件，误差较大；成熟烃源岩在热解分析过程中，部分轻质烃损失及部分高碳数烃仍然滞留于烃源岩中，获得的S₁中包括部分干酪根裂解液态烃部分，因此，得到的S₁比真实的地层条件下的液态烃量存在较大误差，同时，低成熟或未成熟烃源岩与成熟烃源岩来源不同，存在数据不对应；采用有机溶剂抽提法获得烃源岩中的残留烃量，由于分析前岩心内的烃类有较大散失，存在较大误差，因此，现有技术方案中获到烃源岩生烃量、排烃量和滞留量均存在较大误差，不能真实反映地层条件的烃源岩生烃、排烃和滞留烃情况。到目前为止，还没有一种技术可以准确地获得烃源岩的生烃量、排烃量和滞留量，只能获得实验样品点的数据，尚没有定量评价方法，因此，无法实现预测和推广。

发明内容

为了克服上述缺陷，本发明的目的是提供一种烃源岩生、排、滞留烃量定量评价方法及装置，以解决现有技术无法准确定量评价烃源岩生烃量、排烃量和滞留量的缺陷。

为了达到上述目的，本发明提供一种烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法，该方法包括以下步骤：

获取研究区目的层烃源岩样品的TOC；

对研究区目的层烃源岩样品进行热模拟实验，所述热模拟实验为设置了不同预设温度的一组半开放体系生排烃模拟实验；所述预设温度为生排烃模拟实验的升温终点；

根据各半开放体系生排烃模拟实验的结果，获取不同预设温度下的第一参数；所述第一参数包括排出油量、排出气量、滞留油量、滞留气量、生成油量、生成气量以及生排烃模拟实验结束后烃源岩样品的镜质体反射率(Ro)；

根据烃源岩样品的TOC和第一参数，建立第一模型和第二模型；所述第一模型包括烃源岩生成油量、排出油量和滞留油量的定量评价模型；所述第二模型包括烃源岩生成气量、排出气量和滞留气量的定量评价模型；

结合第一模型和第二模型，实现烃源岩生成烃量、排出烃量和滞留烃量的定量评价。

本发明提供的方案，通过设计一组半开放体系生排烃模拟实验，获得了生排烃实验关键温度点的烃源岩生成、排出和滞留油气量数据，进而根据热解模拟温度和镜质体反射率关系，建立起烃源岩生成、排出和滞留油气量与TOC、Ro的定量关系模型，从而实现烃源岩生成、排出和滞留油气量的定量评价和预测。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，各半开放体系生排烃模拟实验结束后收集到的油量和气量，分别对应原始烃源岩样品(模拟实验前的样品)在相应预设温度点的排出油量和排出气量。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，各半开放体系生排烃模拟实验结束后反应釜中残余烃源岩样品中的油量和气量，分别对应原始烃源岩样品在相应预设温度点的滞留油量和滞留气量。优选地，滞留油量可通过有机溶剂萃取法获得，滞留气量的测定可执行《页岩含气量测定方法》SY/T 6940-2103标准。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，半开放体系生排烃模拟实验获得的排出油量与滞留油量之和为相应预设温度点的生成油量；排出气量与滞留气量之和为相应预设温度点的生成气量。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，建立所述第一模型的参数包括：烃源岩样品TOC、排出油量、滞留油量、生成油量和Ro。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，建立所述第二模型的参数包括：烃源岩样品TOC、排出气量、滞留气量、生成气量和Ro。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，建立第一模型和第二模型的步骤可概括为：

(1)利用一系列离散数值(预设温度和对应的生排烃模拟实验后的样品的Ro)建立起热解模拟温度与镜质体反射率Ro的关系曲线；

(2)将所获得的排出油量、滞留油量、生成油量、排出气量、滞留气量和生成气量，换算为以烃源岩样品TOC的量计(如：以烃源岩样品TOC的质量百分比含量计)；

(3)将获得的各离散数值组(如：排出油量组、滞留油量组、生成油量组、排出气量组、滞留气量组和生成气量组)，分别与镜质体反射率Ro建立起关系曲线，这样就建立起了第一模型和第二模型。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，结合第一模型和第二模型是指：排出油气量为排出油量与排出气量的和；滞留油气量为滞留油量和滞留气量的和；生成油气量为生成油量和生成气量的和。因此通过本发明提供的方法，可预测烃源岩样品任意热解温度下的生成、排出和滞留油气量，实现定量评价。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，优选地，各半开放体系生排烃模拟实验中设置的预设压力相同；优选为研究区目的层烃源岩的地层压力。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，优选地，在所述半开放体系生排烃模拟实验组中，不同预设温度至少包括7个温度点，分别处于烃源岩样品热模拟特征阶段的温度范围内，所述特征阶段包括：开始生油阶段、生油量快速增加阶段、生油高峰阶段、生油量下降阶段、生气量快速增加阶段、生气量趋于平稳阶段和生气量基本结束阶段。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，优选地，该方法还包括通过预先实施热模拟实验，获得特征阶段的温度范围的步骤。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，优选地，所述烃源岩样品为研究区目的层的低熟或未熟烃源岩。进一步优选地，采用程序升温，升温速度优选为1℃/天-5℃/天，进一步优选为2℃/天。利用研究区目的层低熟或未熟烃源岩，预设地层条件下的压力，通过低速升温，近似再现地层条件下的烃源岩热演化过程，获得的烃源岩生成、排出和滞留油气量，可更有效地评估油气资源储量。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，优选地，在各半开放体系生排烃模拟实验中，程序升温至预设温度后，继续保持预设温度40天-60天，优选为50天，以便于获得稳态条件下的烃源岩镜质体反射率Ro。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，优选地，在各半开放体系生排烃模拟实验中，烃源岩样品在实验前先被粉碎至60目，然后混合均匀。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，优选地，在各半开放体系生排烃模拟实验中，烃源岩样品的用量相同。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，优选地，在各半开放体系生排烃模拟实验中，使用的烃源岩样品重量大于2000克。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，优选地，该方法还包括以下步骤：在各半开放体系生排烃模拟实验中，将烃源岩样品分别放入反应釜中，并将反应釜充满，用约2MPa的压力反复捶打釜内样品，直到完全夯实并充满为止，测量装入反应釜中实验样品的重量。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，优选地，在各半开放体系生排烃模拟实验中，将充满烃源岩样品的反应釜内抽真空后用氦气饱和，并加压至预设压力。

在上述烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法中，优选地，根据《沉积岩中总有机碳的测定》GB/T 19145-2003国家标准，测量未进行热模拟实验样品的有机碳含量TOC；根据《沉积岩中镜质体反射率测定方法》SY/T 5124-2012行业标准，测量预先设定温度模拟结束后的烃源岩镜质体反射率Ro。

本发明中使用的生烃模拟装置可以为常规的半开放体系生排烃模拟实验装置，能够实现对反应釜内温度、压力的控制，以及对模拟实验中产生的液体和气体进行收集和必要的分析。

本发明提供的烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法具有如下有益效果：本发明的技术方案采用模拟地层温压条件下烃源岩生、排烃过程，解决了现有技术方案中不能模拟地层压力和排烃过程，样品量少、误差大，升温速度快、不能真实反映烃源岩热成熟过程，实验达到所需温度后保持时间短，不能获得实验后烃源岩稳态条件下镜质体反射率，收集生成产物再进行分析存在损耗的缺点；用同一组烃源岩样品得到不同预设温度和压力条件下的油气生成量、排出量和滞留量，解决了现有技术方案中的利用不同方法和来源数据获取烃源岩生烃量、排烃量和滞留量，造成数据不匹配、误差大的缺点；采用烃源岩定量的生烃、排烃和滞留烃量评价方法，解决了现有技术方案中不能准确获得烃源岩的生烃量、排烃量和滞留量，只能获得实验样品点的数据，不能定量评价和预测的缺陷。

附图说明

图1为实施例1中烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法流程图；

图2为实施例1中烃源岩生成、排出和滞留油气量与Ro、热解模拟温度关系图；

图3为实施例1中烃源岩热解模拟温度与Ro关系图；

图4为实施例1中排出油量与Ro关系图；

图5为实施例1中滞留油量与Ro关系图；

图6为实施例1中生成气量与Ro关系图；

图7为实施例1中滞留气量/生成气量与Ro关系图。

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烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法(图1为本实施例进行定量评价的流程图)，该方法包括：

步骤S101：获取研究区目的层烃源岩样品的TOC。

研究区目的层样品为准噶尔盆地芦草沟组露头烃源岩，钻孔埋深5米以下获取岩样，保证样品未受风化，取样30kg，粉碎成60目，并混合均匀，分成8份，一份测量原始TOC为4.85wt％。TOC是根据《沉积岩中总有机碳的测定》GB/T 19145-2003国家标准测量的。

步骤S102：对研究区目的层烃源岩样品进行热模拟实验，所述热模拟实验为设置了不同预设温度的一组半开放体系生排烃模拟实验。

先通过实施常规的快速半开放热模拟实验，获得开始生油阶段、生油量快速增加阶段、生油高峰阶段、生油量下降阶段、生气量快速增加阶段、生气量趋于平稳阶段和生气量基本结束阶段的粗略温度范围；在此基础上，预设各半开放体系生排烃模拟实验组的测试终点温度。

预设反应釜压力为研究区目的层压力32MPa，预设排烃压力阀值压力为45MPa；7个反应釜的预设温度点分别为320℃、340℃、350℃、360℃、390℃、440℃和500℃。

在7个半开放体系生排烃模拟实验中，采用程序升温，升温速度设为2℃/天，并且在升温至预设温度后继续保温50天。

步骤S103：根据各半开放体系生排烃模拟实验结果，获取不同预设温度下的第一参数；所述第一参数包括排出油量、排出气量、滞留油量、滞留气量、生成油量、生成气量以及生排烃模拟实验结束后烃源岩样品的镜质体反射率。

通过7个半开放体系生排烃模拟实验结果，分别获得了7个温度点的第一参数：

其中，各模拟实验过程到结束后收集到的油量和气量，分别对应反应釜中烃源岩在该预设温度点的排出油量和排出气量；各模拟实验结束后反应釜内样品中的油量和气量，分别对应反应釜中烃源岩在该预设温度点的滞留油量和滞留气量；各模拟实验结束后，获得的排出油量与滞留油量之和为该预设温度点的总生油量，获得的排出气量与滞留气量之和为该温度点的总生气量；滞留油量通过有机溶剂萃取法获得；滞留气量的测定执行《页岩含气量测定方法》SY/T 6940-2103标准；根据《沉积岩中镜质体反射率测定方法》SY/T5124-2012行业标准，测量各模拟实验结束后的烃源岩镜质体反射率Ro。

并将数据整理为以下数据组：排出油量组、排出气量组、滞留油量组、滞留气量组、生成油量组、生成气量组和镜质体反射率Ro组；将所涉及的气量由体积量纲转化为重量量纲。其中，获得的烃源岩生成、排出和滞留油气量与Ro、热解模拟温度的关系如图2所示。

步骤S104：根据烃源岩样品的TOC和第一参数，建立第一模型和第二模型；所述第一模型包括烃源岩生成油量、排出油量和滞留油量的定量评价模型；所述第二模型包括烃源岩生成气量、排出气量和滞留气量的定量评价模型。

(1)利用预设温度热模拟后的样品测定对应的Ro，并建立热解模拟温度与镜质体反射率Ro关系见图3。

镜质体反射率(Ro)与热模拟温度关系：

Ro＝0.1364e^0.0057T

式中Ro为镜质体反射率，％；T为热解模拟温度，℃。

(2)利用原始烃源岩样品TOC和预设的离散实验温度对应的Ro、滞留油量、排出油量，建立烃源岩滞留油量、排出油量和生成油量评价方法和模型；

①烃源岩中排出油量模型为(见图4)：

当Ro<1.2％时：Q_{Oil_produced}＝27.351Ro²+2.7697Ro-17.606

当1.2％≤Ro≤2.3％时：Q_{Oil_produced}＝5.2175lnRo+24.525

当Ro>2.3％时：Q_{Oil_produced}＝28.257Ro^0.0184

单位体积烃源岩排出油量为：Q_{Oil_p}＝Q_{Oil_produced}×TOC×ρ_烃源岩

式中Ro为烃源岩的镜质体反射率，％；Q_{Oil_produced}为烃源岩在Ro对应点生成并产出的累计油量，％wt TOC；Q_{Oil_p}为单位体积烃源岩中产出的油量，t/m³；ρ_烃源岩为烃源岩密度，t/m³。

②烃源岩中滞留油量评价模型为(见图5)：

当Ro<0.96％时：Q_{Oil_retained}＝97.428lnRo+30.291

当Ro≥0.96％时：Q_{Oil_retained}＝26.552Ro^-6.322

单位体积烃源岩滞留油量为：Q_{Oil_r}＝Q_{Oil_retained}×TOC×ρ_烃源岩

式中Q_{Oil_retained}为烃源岩在Ro对应点的滞留油量，％wt TOC；Q_{Oil_r}为单位体积烃源岩中滞留的油量，t/m³。

③烃源岩中总生成油量模型为Q_{Oil_sum}＝Q_{Oil_produced}+Q_{Oil_retained}

单位体积烃源岩生成的油量为：Q_{Oil_s}＝Q_{Oil_p}+Q_{Oil_r}

式中Q_{Oil_sum}为烃源岩在Ro对应点生成的总油量，％wt TOC；Q_{Oil_S}为单位体积烃源岩中生成的油量，t/m³。

(3)利用原始烃源岩样品TOC和预设的离散实验温度对应的Ro、生成气量、滞留气量，建立烃源岩生成气量、滞留气量和排出气量评价方法和模型；

①烃源岩热解总生气量模型为(见图6)：

当Ro<1.6％时：Q_{Gas_sum}＝17.539Ro²-7.176Ro-4.9949

当Ro≥1.6％时：Q_{Gas_sum}＝0.0908Ro³-1.5074Ro²+7.9213Ro+19.301

单位体积烃源岩生成的气量为：Q_{Gas_S}＝Q_{Gas_sum}×TOC×ρ_烃源岩

式中Ro为烃源岩的镜质体反射率，％；Q_{Gas_sum}为烃源岩在Ro对应点生成的总气量，％wt TOC；Q_{Gas_S}为单位体积烃源岩中生成的气量，t/m³。

②烃源岩热解滞留气量模型为(见图7)：

Q_{Gas_retained}＝(-0.304lnRo+0.9256)Q_{Gas_sum}

单位体积烃源岩滞留气量为：

Q_{Gas_r}＝Q_{Gas_retained}×TOC×ρ_烃源岩

式中Q_{Gas_retained}为在Ro对应点烃源岩生成并残留在其中的气量，％wt TOC；Q_{Gas_r}为单位体积烃源岩中滞留气量，t/m³。

③烃源岩热解排出气量模型为：

Q_{Gas_produced}＝Q_{Gas_sum}-Q_{Gas_retained}

单位体积烃源岩排出气量为：

Q_{Gas_P}＝Q_{Gas_produced}×TOC×ρ_烃源岩

式中Q_{Gas_produced}为在Ro对应点烃源岩生成并排出的气量，％wt TOC；Q_{Gas_P}为单位体积烃源岩中产出气量，t/m³。

步骤S105：结合第一模型和第二模型，实现烃源岩生成烃量、排出烃量和滞留烃量的定量评价。

烃源岩生成烃量＝生成油量+生成烃量；

烃源岩排出烃量＝排出油量+排出烃量；

烃源岩滞留烃量＝滞留油量+滞留烃量；

根据以上关系式，可获得任意温度下的烃源岩生成烃量、排出烃量和滞留烃量，实现了定量评价。

综上所述，本发明提供的方案采用模拟地层压力条件的烃源岩生烃、排烃过程、缓慢升温，解决了现有技术方案中不能模拟地层压力和排烃过程，样品量少、误差大，升温速度快、不能真实反映烃源岩热成熟过程，收集生成产物再进行分析存在损耗的缺点；用同一组烃源岩样品得到不同预设温度和压力条件下的油气生成量、排出量和滞留量，解决了现有技术方案中的利用不同方法和不同来源数据获取烃源岩生烃量、排烃量和滞留量，造成的数据不匹配、误差大的缺点；采用烃源岩定量的生烃、排烃和滞留烃量评价方法，解决了现有技术方案中不能准确获得烃源岩的生烃量、排烃量和滞留量，只能获得实验样品点的数据，不能定量评价和预测缺陷。本发明提供的技术方案解决了烃源岩生烃、排烃和滞留烃量的定量评价和预测难题，提高了生排及滞留烃量的评价精度，能够满足页岩油气评价和油气资源评价需要。

Claims (10)

1.一种烃源岩生、排、滞留烃量的定量评价方法，该方法包括以下步骤：

获取研究区目的层烃源岩样品的TOC；

对研究区目的层烃源岩样品进行热模拟实验，所述热模拟实验为设置了不同预设温度的一组半开放体系生排烃模拟实验；所述预设温度为生排烃模拟实验的升温终点；在各半开放体系生排烃模拟实验中，采用程序升温，升温速度为1℃/天-5℃/天；在程序升温至预设温度后，继续保持预设温度40天-60天，以便于获得稳态条件下的烃源岩镜质体反射率；

根据各半开放体系生排烃模拟实验的结果，获取不同预设温度下的第一参数；所述第一参数包括排出油量、排出气量、滞留油量、滞留气量、生成油量、生成气量以及生排烃模拟实验结束后烃源岩样品的镜质体反射率；

根据烃源岩样品的TOC和第一参数，建立第一模型和第二模型；所述第一模型包括烃源岩生成油量、排出油量和滞留油量的定量评价模型；所述第二模型包括烃源岩生成气量、排出气量和滞留气量的定量评价模型；其中，建立第一模型和第二模型的步骤包括：

(1)利用一系列离散数值，即预设温度和对应的生排烃模拟实验后的样品的Ro，建立起热解模拟温度与镜质体反射率Ro的关系曲线；

(2)将所获得的排出油量、滞留油量、生成油量、排出气量、滞留气量和生成气量，换算为以烃源岩样品TOC的量计；

(3)将获得的各离散数值组，即排出油量组、滞留油量组、生成油量组、排出气量组、滞留气量组和生成气量组，分别与镜质体反射率Ro建立起关系曲线，从而建立起了第一模型和第二模型；

结合第一模型和第二模型，实现烃源岩生成烃量、排出烃量和滞留烃量的定量评价。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，各半开放体系生排烃模拟实验中设置的预设压力相同；为研究区目的层烃源岩的地层压力。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述半开放体系生排烃模拟实验组中，不同预设温度至少包括7个温度点，分别处于烃源岩样品热模拟特征阶段的温度范围内，所述特征阶段包括：开始生油阶段、生油量快速增加阶段、生油高峰阶段、生油量下降阶段、生气量快速增加阶段、生气量趋于平稳阶段和生气量结束阶段。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，该方法还包括通过预先实施热模拟实验，获得特征阶段的温度范围的步骤。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述烃源岩样品为研究区目的层的低熟或未熟烃源岩。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在各半开放体系生排烃模拟实验中，采用程序升温，升温速度为2℃/天。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，程序升温至预设温度后，保持预设温度的时间为50天。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在各半开放体系生排烃模拟实验中，烃源岩样品的用量相同。

9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在各半开放体系生排烃模拟实验中，使用的烃源岩样品重量大于2000克。

10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在各半开放体系生排烃模拟实验中，还包括以下步骤：

烃源岩样品放入反应釜中，并将反应釜充满，用2MPa的压力反复捶打釜内样品，直到完全夯实并充满为止，测量装入反应釜中实验样品的重量，并将反应釜抽真空后充满氦气。