CN109188557B - 一种应用生烃增压模型计算排烃效率的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种应用生烃增压模型计算排烃效率的方法。所述方法包括如下步骤：(1)构建基于干酪根与生成油气密度比的生烃增压模型；(2)根据步骤(1)构建的生烃增压模型来进一步构建生烃增压与排烃效率关系的模型，从而计算得到所述排烃效率。该方法能够避免实验室测定误差，提高排烃效率确定结果的真实性，为常规和非常规油气资源评价提供可靠参数。

Description

一种应用生烃增压模型计算排烃效率的方法

技术领域

本发明涉及石油和天然气地质勘探技术领域，具体的说，本发明涉及一种应用生烃增压模型计算排烃效率的方法。

背景技术

排烃效率是指从烃源岩中排出的油气的数量所占烃源岩生成油气总量的比例。常规勘探对象是从烃源岩中排出并聚集在圈闭中的油气，因此排烃效率越高，形成大油气田的概率越高。随着开采技术的进步，残留在烃源岩中的页岩油气已经成为非常规油气勘探的主要对象，排烃效率越低，残留烃数量越高，页岩油气资源越丰富。因此，排烃效率是确定油气资源类型、评价常规和非常规油气资源的关键参数。传统使用物质平衡法计算排烃效率，即通过实验室测定烃源岩中的残留烃量，然后根据公式(生烃量-残留烃量)÷生烃量来获得的排烃效率。但由于在岩石样品采集和分析前处理过程中，油气中的易挥发组分散失，可导致残留烃量测试结果偏低，排烃效率计算结果不可靠。

郭小文等(2011)研究了生油增压定量模型，讨论了烃源岩中由于石油的生成所增加的压力受有机质丰度(TOC)、类型(原始氢指数，HI)、石油残留系数(α)的影响因素。但在郭小文等(2011)的模型中，没有考虑生成油气密度变化对残留系数的影响等方面的研究，也没有建立排烃效率与生烃增压的直接对应关系，不能直接应用于排烃效率计算。张焕旭等(2018)介绍了国内外生烃增压研究现状，强调了生烃增压产生的前提条件，同时也提到了生烃增压可作为油气运移的主要动力。但在张焕旭等(2018)的综述中，并未开展生烃增压与排烃效率方面的论述。

发明内容

本发明的一个目的在于提供一种应用生烃增压模型计算排烃效率的方法，以避免实验室测定误差，提高排烃效率确定结果的真实性，为常规和非常规油气资源评价提供可靠参数。

为达上述目的，一方面，本发明提供了一种应用生烃增压模型计算排烃效率的方法，其中，所述方法包括如下步骤：

(1)构建基于干酪根与生成油气密度比的生烃增压模型；

(2)根据步骤(1)构建的生烃增压模型来进一步构建排烃效率与生烃增压的关系模型，从而计算得到所述排烃效率。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述方法包括如下步骤：

(1)设定条件为：没有烃类向外排驱，生成的油气全部滞留在烃源岩中；在此条件下构建生烃增压模型，建立生烃增压受孔隙水初始体积Vw₁、干酪根初始体积Vk₁、生烃转化率F、生成油气密度ρ_o等因素之间的数学关系式；

(2)设定条件为：油气并没有完全残留在烃源岩中，部分排出；在此条件下，根据步骤(1)构建的生烃增压模型来进一步构建生烃增压与排烃效率关系的模型，确定排烃效率与烃源岩中剩余压力差ΔP、孔隙水初始体积Vw₁、干酪根初始体积Vk₁、生烃转化率F、生成油气密度ρ_o等因素之间的数学关系式，从而计算得到所述排烃效率。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)中设定条件还包括生烃前后体积相等：Vr₂+Vw₂+Vk₂+Vo₂＝Vr₁+Vw₁+Vk₁；其中Vr₁，Vw₁，Vk₁分别为生烃过程发生前，烃源岩中岩石骨架体积、地层水体积和干酪根体积，单位均为cm³；Vr₂，Vw₂，Vk₂，Vo₂分别为生烃过程发生后，烃源岩中岩石骨架体积、地层水体积、剩余的干酪根体积以及新生成的油气体积，单位均为cm³。

根据本发明一些具体实施方案，其中，Vk₁＝ρ_r÷ρ_k×TOC×HI÷100000；

Vr₁＝1-Vk₁-Vw₁；

其中，ρ_r和ρ_k分别为岩石密度和干酪根密度，单位g/cm³；TOC为总有机碳含量，单位％；HI为烃源岩原始氢指数，单位‰；

为烃源岩的初始孔隙度，单位％。

根据本发明一些具体实施方案，其中，Vr₂＝Vr₁×(1-C_r×ΔP)；Vw₂＝Vw₁×(1-C_w×ΔP)；Vk₂＝(1-F)×Vk₁×(1-C_k×ΔP)；Vo₂＝(ρ_k÷ρ_o)×F×Vk₁×(1-C_o×ΔP)；

其中C_r、C_w、C_k和C_o分别为岩石、地层水、干酪根、石油的压缩系数，单位为10^-3MPa^-1；F为生烃转化率，取值范围为0-1；ΔP为生烃后与生烃前的压力差，单位MPa。

根据本发明一些具体实施方案，其中，C_r、C_w、C_k和C_o，分别取值为0.2、0.44、1.4和2.2。

根据本发明一些具体实施方案，其中，ΔP＝P₂-P₁；

其中，P₁为生烃过程发生前烃源岩中的流体压力，P₂为生烃过程发生后烃源岩中的流体压力，单位MPa。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述生烃增压模型由如下式(1)表示：

ΔP＝[(ρ_k÷ρ_o-1)×F×Vk₁]÷[Vr₁×C_r+Vw₁×C_w+(1-F)×Vk₁×C_k+ρ_k÷ρ_o×F×Vk₁×C_o] (1)

根据本发明一些具体实施方案，其中，排烃效率与生烃增压关系的模型由如下式(2)表示：

e＝1-{F×Vk₁+[(1-F)×Vk₁×C_k+Vw₁×C_w+Vr₁×C_r]×ΔP}÷[ρ_k÷ρ_o×F×Vk₁×(1-C_o×ΔP)] (2)

其中，e为排烃效率。

根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明具体包括如下步骤：

(1)构建生烃增压理论模型，建立生烃增压与孔隙水初始体积(Vw₁)、干酪根初始体积(Vk₁)、生烃转化率(F)、生成油气密度ρ_o等因素之间的数学关系式；

(2)构建排烃效率与烃源岩中剩余压力差ΔP、孔隙水初始体积Vw₁、干酪根初始体积Vk₁、生烃转化率F、生成油气密度ρ_o等因素之间的数学关系式，从而计算得到所述排烃效率；

(3)根据烃源岩生烃演化过程中的转化率、生成油气密度的变化，确定不同成熟阶段烃源岩的排烃效率。

在一个实施例中，生烃过程发生前，烃源岩中包括岩石骨架、地层水和干酪根三部分，三者体积分别为Vr₁，Vw₁，Vk₁，烃源岩中的流体压力为P₁；干酪根生烃过程发生后，烃源岩中包括岩石骨架、地层水、剩余的干酪根以及新生成的油气四部分，体积分别为Vr₂，Vw₂，Vk₂，Vo₂，烃源岩中的流体压力为P₂。生烃后与生烃前的压力差ΔP＝P₂-P₁。干酪根向油气的转化率为F，取值范围是0～1；干酪根的密度为ρ_k，取值1.4g/cm³；生成油气密度为ρ_o，可根据不同烃源岩成熟度确定；岩石、地层水、干酪根、石油的压缩系数分别为C_r、C_w、C_k和C_o，单位是10^-3MPa^-1，分别取值为0.2、0.44、1.4和2.2。

在一个实施例中，首先假定没有烃类向外排驱，生成的油气全部滞留在烃源岩中(附图1)。生烃前后体积相等，即Vr₂+Vw₂+Vk₂+Vo₂＝Vr₁+Vw₁+Vk₁。据此可通过以下公式构建生烃增压数学模型：

ΔP＝[(ρ_k÷ρ_o-1)×F×Vk₁]÷[Vr₁×C_r+Vw₁×C_w+(1-F)×Vk₁×C_k+ρ_k÷ρ_o×F×Vk₁×C_o]。

生烃增压与干酪根初始体积(Vk₁)、干酪根转化率(F)等因素正相关，而与生成油气密度(ρ_o)和孔隙水初始体积(Vw₁)负相关。

在一个实施例中，油气并没有完全残留在烃源岩中，而是一部分排出进入了储集层中(附图2)。由于油气的排出，烃源岩内的压力减小，即生烃后的P₂降低，生烃后与生烃前的压力差ΔP也会相应降低，ΔP同时也是烃类排出之后的剩余压力差。此时烃源岩的体积并没有发生改变，仍需满足：Vr₂+Vw₂+Vk₂+Vo₂＝Vr₁+Vw₁+Vk₁。据此，可通过以下公式构建排烃效率计算模型：

e＝1-{F×Vk₁+[(1-F)×Vk₁×C_k+Vw₁×C_w+Vr₁×C_r]×ΔP}÷[ρ_k÷ρ_o×F×Vk₁×(1-C_o×ΔP)]。

其中，e为排烃效率。

排烃效率与剩余压力差(ΔP)呈负相关关系，排出的油气数量越多，剩余压力差越低，当烃源岩中的剩余压力差降低为0时，排烃效率达到最大。排烃效率与干酪根初始体积(Vk₁)、干酪根转化率(F)等因素正相关，而与生油气密度(ρ_o)、孔隙水初始体积(Vw₁)等因素负相关。

在一个实施例中，烃源岩中干酪根初始体积是可以确定的。随着烃源岩埋藏深度的增加，干酪根转化率(F)增加，生成的油气密度(ρ_o)降低，相应的排烃效率增加。

综上所述，本发明提供了一种应用生烃增压模型计算排烃效率的方法。本发明的方法具有如下优点：

一是本发明无需开展模拟实验。传统的排烃效率的获取都是在实验室完成，通过半开放体系模拟油气在不同成熟阶段的生油气量和排油气量，二者的比值即为排烃效率。实验室模拟成本高，时间长，且在实验过程中，C₇～C₁₃之间的轻组分易于挥发，导致油气生成和排驱数量计量不准，获得的排烃效率误差较大。

二是本发明操作相对简便，参数易于获取，只需要获得烃源岩总有机碳含量(TOC)、烃源岩原始氢指数(HI)、生成的油气密度(ρ_o)、烃源岩生烃转化率(F)、烃源岩孔隙度

烃源岩中的地层压力(P₂)等，这些都是在地质研究中易于获取的参数。

三是本发明可以计算任意转化率条件下的烃源岩排烃效率。烃源岩在地质条件下的生烃转化是一个动态过程，只要调整烃源岩转化率(F)、生成油气密度(ρ_o)两项参数，就可以及时不同成熟度烃源岩的排烃效率。

附图说明

图1为没有油气排出的生烃增压模型；

图2为有油气排出的生烃增压模型；

图3为油气组分随成熟度变化趋势；

图4为烃源岩生成的油气密度随成熟度变化趋势。

具体实施方式

以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。

实施例1

生烃过程发生前，烃源岩中包括岩石骨架、地层水和干酪根三部分，三者体积分别为Vr₁，Vw₁，Vk₁，烃源岩中的流体压力为P₁；干酪根生烃过程发生后，烃源岩中包括岩石骨架、地层水、剩余的干酪根以及新生成的油气四部分，体积分别为Vr₂，Vw₂，Vk₂，Vo₂，烃源岩中的流体压力为P₂。生烃后与生烃前的压力差ΔP＝P₂-P₁。干酪根向油气的转化率为F，取值范围是0～1；烃源岩的密度为ρ_r，一般取值2.5g/cm³；干酪根的密度为ρ_k，一般取值1.4g/cm³；生成的油气密度为ρ_o，可通过实际样品测定；岩石、地层水、干酪根、石油的压缩系数分别为C_r、C_w、C_k和C_o，单位是10^-3MPa^-1，可分别取值为0.2、0.44、1.4和2.2。

其中，Vk₁＝ρ_r÷ρ_k×TOC×HI÷100000，HI为烃源岩原始氢指数(单位：‰)，这两项参数通过烃源岩岩石热解和碳硫分析仪测试获取，分析方法见标准(GB/T 18602-2012和GBT 19145-2003)；

为烃源岩的初始孔隙度(单位：％)；Vr₁＝1-Vk₁-Vw₁。

Vr₂＝Vr₁×(1-C_r×ΔP)，Vw₂＝Vw₁×(1-C_w×ΔP)，Vk₂＝(1-F)×Vk₁×(1-C_k×ΔP)，Vo₂＝ρ_k÷ρ_o×F×Vk₁×(1-C_o×ΔP)。

第一步，假定生成的油气全部滞留在烃源岩中(图1所示)。生烃前后体积相等，即Vr₂+Vw₂+Vk₂+Vo₂＝Vr₁+Vw₁+Vk₁。据此可通过以下公式构建生烃增压模型：

ΔP＝[(ρ_k÷ρ_o-1)×F×Vk₁]÷[Vr₁×C_r+Vw₁×C_w+(1-F)×Vk₁×C_k+ρ_k÷ρ_o×F×Vk₁×C_o]。

在该模型中，烃源岩总有机碳含量(TOC)、原始氢指数(HI)、烃源岩初始孔隙度

干酪根生烃转化率(F)、生成的油气密度(ρ_o)是输入参数；干酪根密度、岩石、地层水、干酪根、石油的压缩系数是常数；生烃增压量ΔP是输出结果。

通过敏感性分析，生烃过程中烃源岩中增加的压力对干酪根初始体积(Vk₁)、干酪根转化率(F)、生成油气密度(ρ_o)等参数十分敏感，而对地层水体积(Vw₁)不敏感。生烃增压与干酪根体积(Vk₁)正相关，亦即与烃源岩总有机碳含量(TOC)、原始氢指数(HI)正相关；与干酪根生烃转化率(F)正相关；与生成的油气密度(ρ_o)负相关；对地层水体积(Vw₁)不敏感，但呈一定的负相关关系，即与烃源岩初始孔隙度

负相关。

第二步，该体系中将有部分油气排出烃源岩(图2所示)。由于油气的排出，烃源岩内的压力减小，即生烃后的P₂降低，生烃后与生烃前的压力差ΔP(此时为剩余压力差)也会相应降低。即排烃数量越多，剩余压力差越低。当烃源岩中的压力与储层达到平衡时，即ΔP＝0，排烃效率达到最大。由于有油气排出，烃源岩中滞留的油气的体积Vo₂＝ρ_k÷ρ_o×F×Vk₁×(1-Co×ΔP)×(1-e)，e为排烃效率。此时烃源岩中仍需满足：Vr₂+Vw₂+Vk₂+Vo₂＝Vr₁+Vw₁+Vk₁。据此可通过以下公式构建排烃效率计算模型：

e＝1-{F×Vk₁+[(1-F)×Vk₁×C_k+Vw₁×C_w+Vr₁×C_r]×ΔP}÷[ρ_k÷ρ_o×F×Vk₁×(1-C_o×ΔP)]。

在该模型中，烃源岩总有机碳含量(TOC)、原始氢指数(HI)、烃源岩初始孔隙度

干酪根生烃转化率(F)、生成的油气密度(ρ_o)、剩余压力差(ΔP)是输入参数；干酪根密度、岩石、地层水、干酪根、石油的压缩系数是常数；烃源岩排烃效率(e)是输出结果。

通过敏感性分析，排烃效率与剩余压力差呈现明显的负相关关系，剩余压力差为越小，排烃效率越高，剩余压力差为0时，排烃效率达到最大值。排烃效率与生成的油气密度(ρ_o)负相关，干酪根和油气密度比(ρ_k÷ρ_o)决定了烃源岩的最大排烃效率，干酪根生成的油气密度越低，越有利于油气的排出，即排烃效率越高。此外，排烃效率还与烃源岩总有机碳含量(TOC)、原始氢指数(HI)、干酪根生烃转化率(F)正相关，而与烃源岩初始孔隙度

负相关。

第三步，建立烃源岩热演化过程中的生烃增压与排烃效率之间的关系。生烃增压于排烃效率仍然符合第二步建立的数学模型；输入参数中，烃源岩总有机碳含量(TOC)、原始氢指数(HI)、烃源岩初始孔隙度

为静态参数；而干酪根生烃转化率(F)、生成油气密度(ρ_o)为动态参数，与有机质成熟度(Ro)和生成的烃类成分有关。

随着烃源岩埋藏深度的增加，烃源岩成熟度(Ro)增加，生成的烃类成分变轻(图3所示)，生成的油气密度(ρ_o)降低(图4所示)，排烃效率(e)逐渐增加。在生油早期阶段(Ro＝0.7％)，干酪根生烃转化率为30％，烃类组分以C₁₄₊重组分为主，烃类密度约为0.88g/cm³，最大排烃效率为35％；当达到生油高峰阶段(Ro＝0.9～1.1％)时，干酪根生烃转化率达到80％，烃类组分仍以C₁₄₊重组分为主，C₆～C₁₃轻组分含量大幅增加，生成的油气密度约为0.83g/cm³，最大排烃效率为41％；生油窗末期(Ro＝1.3％)，干酪根生烃转化率超过90％，且C₁₄₊重组分发生裂解，C₆～C₁₃轻组分的液态烃逐渐成为主要成分，气态烃含量逐渐增多，生成的油气密度约为0.75g/cm³，最大排烃效率为46％；至高成熟阶段后期(Ro＝1.8％)，C₁₄₊重组分几乎完全裂解，C₆～C₁₃组分也大量裂解成气态烃，CH₄、C₂～C₅组分含量都远超过液态烃，烃类密度0.45g/cm³，最大排烃效率为68％。

Claims (1)

1.一种应用生烃增压模型计算排烃效率的方法，其中，所述方法包括如下步骤：

(1)设定条件为：没有烃类向外排出，生成的油气全部滞留在烃源岩中；生烃前后体积相等：Vr₂+Vw₂+Vk₂+Vo₂＝Vr₁+Vw₁+Vk₁；其中Vr₁，Vw₁，Vk₁分别为生烃过程发生前，烃源岩中岩石骨架体积、地层水体积和干酪根体积，单位均为cm³；Vr₂，Vw₂，Vk₂，Vo₂分别为生烃过程发生后，烃源岩中岩石骨架体积、地层水体积、剩余的干酪根体积以及新生成的油气体积，单位均为cm³；在此条件下构建生烃增压模型，建立生烃增压与孔隙水初始体积Vw₁、干酪根初始体积Vk₁、生烃转化率F、生成油气密度ρ_o因素之间的数学关系式；

Vk₁＝ρ_r÷ρ_k×TOC×HI÷100000；

Vr₁＝1-Vk₁-Vw₁；其中，ρ_r和ρ_k分别为岩石密度和干酪根密度，单位g/cm³；TOC为总有机碳含量，单位％；HI为烃源岩原始氢指数，单位‰；

为烃源岩的初始孔隙度，单位％；

Vr₂＝Vr₁×(1-C_r×ΔP)；Vw₂＝Vw₁×(1-C_w×ΔP)；Vk₂＝(1-F)×Vk₁×(1-C_k×ΔP)；Vo₂＝(ρ_k÷ρ_o)×F×Vk₁×(1-C_o×ΔP)；其中C_r、C_w、C_k和C_o分别为岩石、地层水、干酪根、石油的压缩系数，单位为10^-3MPa^-1；F为生烃转化率，取值范围为0-1；ΔP为生烃后与生烃前的压力差，单位MPa；

ΔP＝P₂-P₁；其中，P₁为生烃过程发生前烃源岩中的流体压力，P₂为生烃过程发生后烃源岩中的流体压力，单位MPa；

所述生烃增压模型由如下式(1)表示：

ΔP＝[(ρ_k÷ρ_o-1)×F×Vk₁]÷[Vr₁×C_r+Vw₁×C_w+(1-F)×Vk₁×C_k+ρ_k÷ρ_o×F×Vk₁×C_o] (1)

(2)设定条件为：油气并没有完全残留在烃源岩中，部分排出；在此条件下，根据步骤(1)构建的生烃增压模型来进一步构建排烃效率与生烃增压的关系模型，确定排烃效率与烃源岩中剩余压力差ΔP、孔隙水初始体积Vw₁、干酪根初始体积Vk₁、生烃转化率F、生成油气密度ρ_o因素之间的数学关系式，从而计算得到所述排烃效率；

生烃增压与排烃效率关系的模型由如下式(2)表示：

e＝1-{F×Vk₁+[(1-F)×Vk₁×C_k+Vw₁×C_w+Vr₁×C_r]×ΔP}÷[ρ_k÷ρ_o×F×Vk₁×(1-C_o×ΔP)] (2)

其中，e为排烃效率。

Images