CN106383215B - 一种高热演化盆地混源天然气的混合比的确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种高热演化盆地混源天然气的混合比的确定方法，属油气勘探开发技术领域。依据表征目标区不同类型气藏的区别特征，结合烃源岩热模拟实验结果，确定出目标区气藏的类型，在此基础上确定目标区气藏煤成气Y、油型气Q两种类型气藏的标样及其标样的甲烷碳同位素，建立煤成气Y标样、油型气Q标样混合后的混合气的甲烷碳同位素δ13C1‰与混合气的混合比之间的线性关系，依照此线性关系，对比混源气H的甲烷碳同位素值，确定出各单井混源气的混合比。本发明可以划分出混源气藏的不同来源的精确比例，精度高，克服了以前混源气不能定量化的难题，较大提高了深层天然气的勘探方向，为深层天然气勘探开发战略选区提供了较大的技术支持。
Description
技术领域
本发明涉及一种高热演化盆地混源天然气的混合比的确定方法，属油气勘探开发技术领域。
背景技术
混源天然气是指两种及两种以上的来源天然气的混合。不同气源天然气混合比的判识问题，一直困扰着勘探家对洼陷带中的油气勘探。如果能够确定一个气藏中的气体主要来源于湖相暗色烃源岩，那么结合油气运移路径的分析，在该气藏和湖相暗色烃源岩之间的一系列圈闭，成藏概率就可能高，油气的勘探成功率就会增大。如果一个气藏中的气体本应该来自湖相暗色烃源岩比例多，由于判识不准确，误判为来自煤系烃源岩比例多，则勘探家们往往会在该气藏与煤系烃源岩之间的一系列圈闭中部署井位，往往会导致勘探失败，造成大量的资金浪费。因此，如何有效的确定高热演化盆地中的混源天然气的混合比，对深层的油气勘探选区显得尤为重要。
判断混合天然气的混合比，对勘探战略选区具有重要的指导意义。随着油气勘探程度的深入，油气的勘探深度越来越大，伴随着盆地的热演化程度越来越高。在高热演化程度下，不同类型烃源岩会生成大量的天然气，既有湖相烃源岩生气，也有煤系烃源岩生气。在高热演化坳陷盆地，断裂不发育，由于两套源岩存在时空差异性，结合地质分析对气藏的来源比例较为容易判别。对复杂的断陷盆地，由于断层纵向输导，导致多套源岩产生的气藏的来源比例相对难判别。对于在高热演化断陷盆地，由于多套源岩生成的天然气在断裂的频繁沟通下发生混合，致使混合气藏来源比例的判别难度增大。例如在渤海湾断陷盆地深层，既有古近系湖相泥岩生成的油型气，也有C-P煤系源岩生成的煤成气，两套烃源岩生成的天然气混合成藏的例子较多，但是如何判识不同成因的天然气所占的比例已成为勘探界的难题。
现有技术中，对混合天然气的来源比例分析较少，绝大部分只通过油型气、煤成气的碳同位素的计算来判断混合天然气的比例。但是往往在高热演化程度下的盆地，如何选择油型气及煤成气的标样已成为勘探界的难题。另外大量地区缺乏碳同位素刻度来标定不同比例的天然气混合比。在实际的生产过程中，往往代表性的样品点难以确定，例如油型气的选择方面，许多学者应用一口井的油型气实测碳同位素数值、组分来代表一个地区油型气的特征，这样存在较大的偏颇性。由于天然气碳同位素数值、组分受运移影响及热演化程度影响较大，即使是一个地区，同一种类型天然气碳同位素数值、组分也存在一些差异，所以如何确定标样较为关键。
发明内容
本发明的目的是为解决上述现有技术，在判断高热演化程度下混源气藏的混合比存在误差大的缺陷，提供一种适合高热演化程度下混源气藏的混合比识别方法。
依据表征目标区不同类型气藏的区别特征，结合烃源岩热模拟实验结果，确定出目标区气藏的类型，在此基础上确定目标区气藏煤成气Y、油型气Q两种类型气藏的标样及其标样的甲烷碳同位素，建立煤成气Y标样、油型气Q标样混合后的混合气的甲烷碳同位素δ13C1‰与混合气的混合比之间的线性关系，依照此线性关系，对比混源气H的甲烷碳同位素值，确定出各单井混源气的混合比。
本发明的目的通过以下步骤实现：
1、目标区气藏中所有气井中天然气的组分及碳同位素的测定，对气藏所有气井中天然气的CH4气体的百分含量、碳同位素参数进行聚类分析，划分出表征目标区不同类型气藏的区别特征(即不同类型气藏的CH4气体的百分含量、甲烷碳同位素参数值的范围上的差异)；
2、目标区气藏类型的确定
2.1利用烃源岩热模拟实验方法，对目标区湖相烃源岩、煤系烃源岩分别进行热模拟实验，确定两种烃源岩热模拟实验生成的不同生成物的天然气组分含量及其碳同位素(地质上，煤系烃源岩生成气体即为煤成气，湖相烃源岩生成的气体即为油型气)；
2.2依据步骤2.1确定的两种烃源岩热模拟实验生成的不同生成物的天然气组分含量及其碳同位素的差异，与步骤1划分出的表征不同类型气藏的区别特征的CH4气体的百分含量、碳同位素参数进行对比分析，依照相似性原则，划分出目标区气藏的类型，包括所属的煤成气Y、油型气Q、混源气H；
其中：煤成气Y由Y1、Y2…Ym个样品构成，m为煤成气井的样品数；油型气Q由Q1、Q2…Qn个样品构成，n为油型气井的样品数；混源气H由H1、H2…Hg个样品构成，g为混源气井的样品；
3、目标区气藏煤成气Y、油型气Q类型标样的甲烷碳同位素确定
依据步骤2目标区气藏煤成气Y、油型气Q类型划分结果及其上述两类气藏的各单井的碳同位素的测试结果，通过平均数算法，确定目标区气藏的煤成气Y、油型气Q两种类型气藏的标样及其标样的甲烷碳同位素：
煤成气Y标样的甲烷碳同位素:δ13C1‰(标煤)＝{δ13C1‰(Y1)+δ13C1‰(Y2)+…+δ13C1‰(Ym)}/m；
油型气Q标样的甲烷碳同位素：δ13C1‰(标油)＝{δ13C1‰(Q1)+δ13C1‰(Q2)+…+δ13C1‰(Qn)}/n；
4、对煤成气Y标样、油型气Q标样按照100:0到0:100的比例进行混合，建立煤成气Y标样、油型气Q标样混合后的混合气的甲烷碳同位素δ13C1‰与混合气的混合比之间的线性关系；
5、利用步骤4所建立煤成气Y标样、油型气Q标样混合后的混合气的甲烷碳同位素δ13C1‰和混合气的混合比之间的线性关系及其与步骤2所确定的混源气H的甲烷碳同位素值对应关系，确定出各单井混源气的H1、H2…Hg的混合比。
本发明的效果：本发明可以划分出混源气藏的不同来源的精确比例，精度高，克服了以前混源气不能定量化的难题，明确了断陷盆地深层天然气的来源及运移路径，为断陷盆地深层天然气的勘探及战略选区提供了较大的技术支持。
附图说明
图1为本发明技术方案流程框图；
图2为东濮凹陷目标区气藏类型聚类分析图；
图3为东濮凹陷煤系源岩、湖相源岩热模拟甲烷碳同位素；
图4为东濮凹陷煤系源岩、湖相源岩热模拟甲烷百分含量；
图5为甲烷碳同位素δ13C1‰与天然气混合比之间的线性关系图。
具体实施方式
下面结合中国渤海湾盆地东濮凹陷实例和附图(图1)，对本发明实施方式做进一步详细说明。东濮凹陷为一断陷盆地，存在两套烃源岩，纵向上，自上而下依次为古近系湖相烃源岩及上古生界煤系烃源岩，两套烃源岩在洼陷带广泛分布，具有埋藏深度大，热演化程度高的特征，在高热演化程度背景下两套烃源岩均大量生气，在断裂的频繁沟通下，易形成较多的混源气藏。下面结合附图及对高热演化程度背景下的洼陷带混源天然气的混合比进行识别的实例，对本发明作进一步描述：
1、对东濮凹陷内的气井的天然气的组分及碳同位素的测定，获得如表1所示的东濮凹陷的气井的天然气的CH4气体的百分含量、碳同位素数值，并对上述两个参数进行聚类分析，划分出表征东濮凹陷不同类型气藏的区别特征；
根据表1东濮凹陷目标区气体的组分及碳同位素的测定值，选取天然气组分含量最大的甲烷气体进行分析，依据甲烷百分含量及其碳同位素两个典型特征参数，进行聚类分析，以甲烷百分含量为横坐标，甲烷碳同位素值为纵坐标，得到如图2所示的东濮凹陷目标区气藏类型聚类分析图，由图2可将东濮凹陷天然气划分为分Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ，3种类型；
表1东濮凹陷目标区气体的组分及碳同位素的测定
2、东濮凹陷气藏类型的确定
2.1对东濮凹陷内湖相烃源岩卫20井、煤系烃源岩龙古1煤分别进行热模拟实验，确定上述两类烃源岩热模拟实验产物天然气的组分含量及其碳同位素值，模拟实验结果如图3、图4所示，实验结果表明：煤系源岩产物具有甲烷碳同位素重、甲烷含量高的特征，其百分含量一般超过90％的特征；而油型气具有甲烷碳同位素轻、甲烷含量低的特征；
2.2通过对煤系烃源岩、湖相烃源岩模拟产物煤型气、油型气的甲烷碳同位素与甲烷含量分析，与步骤1目标区气藏Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类型的划分对比分析，依照相同来源具有相似性的原则，可以确定出东濮凹陷Ⅰ类气藏对应为煤成气藏，具有甲烷碳同位素重、甲烷含量高的特征，其百分含量一般超过90％的特征；Ⅲ类气藏为油型气藏区，具有甲烷碳同位素轻、甲烷含量低的特征；Ⅱ类为混源天然气藏区，甲烷碳同位素与甲烷含量介于上述两者之间；
3、东濮凹陷甲烷碳同位素标样的确定
依据步骤2确定的东濮凹陷类型的划分标准，从表1中划分出如表2所示的24个煤成气井的标样，依据煤成气甲烷碳同位素Y:δ13C1‰(标样)＝{δ13C1‰(Y1)+δ13C1‰(Y2)+…+δ13C1‰(Ym)}/m计算公式，计算出煤成气的甲烷碳同位素δ13C1‰平均值为-28.6‰；
表2东濮凹陷煤成气甲烷碳同位素标样的确定
| 井号 | 井深 | 层位 | 甲烷含量(％) | 甲烷碳同位素 | 类型 |
| 开33 | P | 91.67 | -31.10 | 煤成气 | |
| 卫353侧 | 3275.5 | Es3下 | 92.25 | -30.20 | 煤成气 |
| 文199 | 3429.0-3484 | 沙四 | 95.12 | -30.18 | 煤成气 |
| 文古2 | P<sub>2</sub>sh | 93.36 | -29.60 | 煤成气 | |
| 部1-2 | 3205.0-3238.0 | E3S4上1 | 93.00 | -29.30 | 煤成气 |
| 部1-7 | 3224.0-3293.5 | E3S4中 | 93.12 | -29.10 | 煤成气 |
| 胡古2 | 91.74 | -28.60 | 煤成气 | ||
| 卫351-2 | 3342.0～3366.0 | Es<sub>3</sub><sup>4</sup> | 92.86 | -29.00 | 煤成气 |
| 文23 | 2813.2-3026.5 | 沙四 | 96.75 | -29.00 | 煤成气 |
| 部17-2 | 3249.6-3262.8 | E3S4上3 | 93.57 | -28.80 | 煤成气 |
| 卫79-9 | 3358.0-3432.0 | 沙四 | 94.18 | -28.64 | 煤成气 |
| 部1-17 | 3308.0～3379.0 | Es<sub>4</sub> | 93.19 | -28.60 | 煤成气 |
| 部6 | 3222.3-3249.8 | E3S4上 | 92.87 | -28.40 | 煤成气 |
| 文109 | 2746.0-2920.8 | ES<sub>4</sub> | 95.91 | -28.10 | 煤成气 |
| 文23-11 | 2930.0-2940.0 | ES<sub>4</sub> | 95.99 | -28.10 | 煤成气 |
| 文23-40 | 2885.1-3030.8 | E3S4下 | 95.69 | -28.10 | 煤成气 |
| 文69-9 | 2933.8-2983 | ES<sub>4</sub> | 94.31 | -28.10 | 煤成气 |
| 文108-5 | 3070.0-3165.1 | ES<sub>4</sub> | 91.10 | -28.00 | 煤成气 |
| 文108-7 | 3016.1-3092.8 | ES<sub>4</sub> | 95.34 | -28.00 | 煤成气 |
| 文23-25 | 2950.4-2992.5 | ES<sub>4</sub> | 95.16 | -28.00 | 煤成气 |
| 文23-3 | 2881.9-3008.5 | Es<sub>4</sub> | 96.00 | -28.00 | 煤成气 |
| 文31 | 2985.0-2987.0 | 沙四 | 95.20 | -27.98 | 煤成气 |
| 马70 | 沙四 | 96.41 | -27.60 | 煤成气 | |
| 文108-4 | 3045.5-3127.8 | E3S4上 | 94.81 | -27.60 | 煤成气 |
依据步骤2确定的东濮凹陷类型的划分标准，从表1中划分出如表3所示的14个油型气井的标样，依据油型气甲烷碳同位素Q：δ13C1‰(标样)＝{δ13C1‰(Q1)+δ13C1‰(Q2)+…+δ13C1‰(Qn)}/n的计算公式，计算出油型气的甲烷碳同位素δ13C1‰平均值为-43.1‰；
表3东濮凹陷油型气甲烷碳同位素特征参数表
| 井号 | 井深 | 层位 | 甲烷含量(％) | 甲烷碳同位素 | 类型 |
| 文13 | 88.45 | -46.50 | 油型气 | ||
| 文13-353 | 3411.7-3450.4 | E3S3中 | 81.03 | -45.90 | 油型气 |
| 桥76 | 3919.4～3963.9 | Es<sub>3</sub><sup>3</sup> | 74.13 | -45.00 | 油型气 |
| 桥73 | 4234.3～4306.5 | Es<sub>3</sub><sup>4</sup> | 77.67 | -44.70 | 油型气 |
| 桥69-5 | 3685 | Es3中 | 85.64 | -44.30 | 油型气 |
| 桥69-2 | 3719.3～3753.8 | Es<sub>3</sub><sup>2</sup> | 85.91 | -43.10 | 油型气 |
| 文72-462 | 3482.0-3692.4 | E3S3中 | 82.35 | -43.10 | 油型气 |
| 文72-490 | 3500 | Es3中 | 79.81 | -43.00 | 油型气 |
| 文203-58 | 3926 | Es3中 | 90.91 | -42.40 | 油型气 |
| 濮35 | 3314.2-3328.4 | 沙三下 | 82.59 | -41.89 | 油型气 |
| 文203-62 | 4118.1 | Es3中 | 92.36 | -41.50 | 油型气 |
| 文88-59 | 3530 | Es3中 | 89.02 | -41.30 | 油型气 |
| 文242 | 4426.5-4374.1 | Es<sub>3</sub> | 73.61 | -40.09 | 油型气 |
| 桥20 | 4530.0-4649.0 | Es<sub>3</sub><sup>4</sup> | 78.66 | -40.03 | 油型气 |
4、对东濮凹陷煤成气Y标样、油型气Q标样按照100:0、75:25、50:50、25:75、0:100进行混合，测定出混合之后的天然气甲烷碳同位素分别为-28.6‰、-32.2‰、-35.9‰、-39.5‰、-43.1‰(表4)，由此建立如图5所示的煤成气Y标样、油型气Q标样混合后的混合气的甲烷碳同位素δ13C1‰与混合气的混合比之间的线性关系；
表4不同比例气体混合之后测试的甲烷碳同位素
5、依据设定混源天然气中煤成气的百分含量为x,油型气的百分含量为y,根据煤成气标样值-28.6‰及油型气标样值-43.1‰，建立两者之间的数学关系式：
x+y＝1 公式①；
-28.6x-43.1y＝c 公式②；
其中C为已知混合气的实测甲烷碳同位素，详细东濮凹陷混源气的来源比例见表5；
表5东濮凹陷混源天然气来源比例的判识
通过表5可以划分出东濮凹陷混源气藏的不同来源的精确比例，克服了以前混源气不能定量化的难题，较大提高了东濮凹陷深层天然气的勘探，近年来新增预测天然气储量182亿方，为下一步东濮阳凹陷深层天然气战略选区提供了较大的技术支持。
Claims (3)
1.一种高热演化盆地混源天然气的混合比的确定方法，其特征是：依据表征目标区不同类型气藏的区别特征，结合烃源岩热模拟实验结果，确定出目标区气藏的类型，在此基础上确定目标区气藏煤成气Y、油型气Q两种类型气藏的标样及其标样的甲烷碳同位素，建立煤成气Y标样、油型气Q标样混合后的混合气的甲烷碳同位素δ13C1‰与混合气的混合比之间的线性关系，依照此线性关系，对比各单井混源天然气H的甲烷碳同位素值，确定出各单井混源天然气的混合比；
划分表征目标区不同类型气藏的区别特征的方法为：测定目标区气藏中所有气井中天然气的组分及碳同位素，对气藏所有气井中天然气的CH4气体的百分含量、碳同位素参数进行聚类分析，划分出表征目标区不同类型气藏的区别特征；
目标区气藏类型的确定方法为：（1）利用烃源岩热模拟实验方法，对目标区湖相烃源岩、煤系烃源岩分别进行热模拟实验，确定两种烃源岩热模拟实验生成的不同生成物的天然气组分含量及其碳同位素；（2）依据上述步骤（1）确定的两种烃源岩热模拟实验生成的不同生成物的天然气组分含量及其碳同位素的差异，与划分出的表征不同类型气藏的区别特征的CH4气体的百分含量、碳同位素参数进行对比分析，依照相似性原则，划分出目标区气藏的类型，包括所属的煤成气Y、油型气Q、混源气H；
目标区气藏煤成气Y、油型气Q类型标样的甲烷碳同位素确定方法为：依据目标区气藏煤成气Y、油型气Q类型划分结果及其上述两类气藏的各单井的碳同位素的测试结果，通过平均数算法，确定目标区气藏的煤成气Y、油型气Q两种类型气藏的标样及其标样的甲烷碳同位素：
煤成气Y标样的甲烷碳同位素：δ13C1‰（标煤）=｛δ13C1‰（Y1）+δ13C1‰（Y2）+…+δ13C1‰（Ym）｝/m；
油型气Q标样的甲烷碳同位素：δ13C1‰（标油）=｛δ13C1‰（Q1）+δ13C1‰（Q2）+…+δ13C1‰（Qn）｝/n。
2.根据权利要求1所述的一种高热演化盆地混源天然气的混合比的确定方法，其特征在于：建立煤成气Y标样、油型气Q标样混合后的混合气的甲烷碳同位素δ13C1‰与混合气的混合比之间的线性关系方法为：
对煤成气Y标样、油型气Q标样按照100:0到0:100的比例进行混合，建立煤成气Y标样、油型气Q标样混合后的混合气的甲烷碳同位素δ13C1‰与混合气的混合比之间的线性关系。
3.根据权利要求1所述的一种高热演化盆地混源天然气的混合比的确定方法，其特征在于：确定出各单井混源气的H1、H2 …Hg的混合比方法为：
利用所建立煤成气Y标样、油型气Q标样混合后的混合气的甲烷碳同位素δ13C1‰和混合气的混合比之间的线性关系及其与所确定的混源气H的甲烷碳同位素值对应关系，确定出各单井混源气的H1、H2 …Hg的混合比。
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| 天然气气源对比研究方法进展;申宝剑等;《天然气地球科学》;20070430;第18卷(第2期);第269-274页 * |
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