CN112147034B - 烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于石油地质勘探技术领域，涉及一种烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的评价方法。该方法包括以下步骤：S1.选取与所述烃源岩的沉积环境和有机质类型相同或相似的未熟‑低熟阶段岩样；S2.根据所述烃源岩所在地区的沉积埋藏史‑热演化史，确定所述岩样进行生烃热模拟实验所需要的反应条件；S3.根据所述反应条件，对所述岩样进行生烃热模拟实验，收集所述岩样的排出油以及测量所述岩样中干酪根和滞留油的生气量；S4.根据所述反应条件，对所述排出油进行生烃热模拟实验，测量在不同的模拟温度下，所述排出油的生气量。该评价方法能够准确实现常规和非常规天然气的定量评价。
Description
技术领域
本发明属于石油地质勘探技术领域，更具体地，涉及一种烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的评价方法。
背景技术
19世纪70年代以来，油气成因问题逐步形成无机生成和有机生成两大学派。由于世界上已发现的油气田99.9％分布在沉积岩中等重要事实，特别是20世纪70年代法国蒂索建立干酪根热降解生烃演化模式，提出干酪根晚期生烃学说，使有机生成理论深入人心，成为油气勘探的主导理论。
烃源岩生成的液态烃或称为原油在自然界有两种赋存状态，一种是从烃源岩排出，在储集体的适宜部位富集形成聚集型油藏；另一种是继续保留在烃源岩体内。近年来开展的研究成果表明，在高-过成熟阶段，除聚集型油藏外，烃源岩内滞留的液态烃也可以规模生气，称为可开采的非常规天然气藏。
中国海相地层沉积厚度大，分布面积广，在天然气勘探中具有举足轻重的地位，但长期以来，海相地层天然气的勘探一直没有重大的突破，直到近些年，才在四川盆地深层先后发现了普光、元坝、安岳等多个大气田，研究表明这些气田的气源是烃源岩排出的液态烃(原油)裂解气。然而涪陵页岩气田则是烃源岩中滞留的液态烃(原油)裂解气是其主要气源。
我国大多数古生界海相烃源岩层经历了多期构造运动，普遍进入高-过成熟阶段，天然气生成具有多源、多途径和多期次叠合生气特征。如何定量在不同演化阶段，干酪根裂解气、烃源岩中滞留的液态烃(原油)裂解气、烃源岩排出的液态烃(原油)裂解气对于常规天然气和非常规天然气的贡献，是迫切需要解决的难题。
专利文献CN105572320A公开了一种烃源岩生、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，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；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；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。该定量评价方法中的热模拟实验为半开放体系生排烃热模拟实验，并且没有评价常规的天然气与非常规的天然气分别对生成气的贡献。
专利文献CN105353101A公开了一种天然气成藏过程定量恢复的方法。该方法如下：①采集烃源岩或原油天然气母质样品；②利用现有技术开展生烃模拟实验及产物测试分析，获取天然气产率变化曲线；③整理实验数据，建立“实验温度—烃产率”、“实验时间—烃产率”关系曲线；④依据化学动力学反应表达式，计算得到天然气生成的活化能和指前因子；⑤根据研究区沉积埋藏史，获取“地质年代—目的层埋深”数据；⑥根据地温梯度数据，计算得到“地质年代—地质温度”数据，即地质升温序列；⑦基于时间—温度补偿原理，将地质升温序列和活化能、指前因子数据，代入化学动力学反应式，计算得到“地质年代—烃产率”、“地质温度—烃产率”数据，实现实验结果向地质尺度的外推；⑧根据研究区地质背景资料，获取地质事件(构造运动、储盖组合及孔隙演化、油气藏演化)与地质年代的对应关系；⑨将烃产率数据、地质事件与地质年代的对应关系，建立成藏事件综合图，实现成藏过程恢复。该方法能获得烃源岩总生气量，不能区分排出烃源岩中排出的液态烃裂解气与滞留的液态烃裂解气的产量。
专利文献CN107807222A公开了一种确定生排烃实验热成熟和生烃进程的方法和装置。其中，生排烃实验热成熟和生烃进程的方法包括以下步骤：步骤一：绘制地质样品的镜质体与地质样品氢碳原子比的关系图；步骤二：确定不同实验温度的固体产物中的氢碳原子比、滞留烃产率，排出烃中液态烃和气态烃的产率；步骤三：以实验温度为横坐标，以实验烃产物中各组分产率为纵坐标，绘制实验产烃率曲线；步骤四：将不同实验温度下的固体产物的氢碳原子比代入地质样品的镜质体反射率与地质样品氢碳原子比的数学关系式中，得到标定地质；步骤五：以实验温度为横坐标，以标定地质为纵坐标，建立生排烃实验热度成熟度曲线模板；步骤六：通过标定地质和对应的油气产率，建立对应地质成熟度与油气产率曲线，完成对生排烃实验热成熟和生烃进程的确定。该方法只对排出的液态烃与滞留的液态烃进行评价，没有对天然气中的排出部分和滞留部分分别进行评价。
专利文献CN106803021A公开了一种常规与非常规储层的油气资源量的评价方法。该方法包括：根据烃源岩生烃潜力指数，获得烃源岩的排烃率；根据烃源岩的排烃率，得到烃源岩排烃强度；根据烃源岩排烃强度，得到烃源岩排烃量；根据烃源岩排烃量，得到源外常规、致密储层的油气资源量；根据轻烃补偿校正公式，获得源内残留液态烃率；根据源内残留液态烃率，得到源内残留液态烃量；根据残留气油比，获得源内残留气态烃率；根据源内残留气态烃率，得到源内残留气态烃量；根据源内残留液态烃量和源内残留气态烃量，得到源内残留油气资源量；根据源外致密储层油气资源量和源内残留油气资源量，得到非常规油气资源量，完成对常规与非常规储层的油气资源量的评价。该方法需要建立排出至源外常规储层中的烃量模型，建立排出至源外致密储层中的烃量等一系列模型，需要假定许多参数，计算相当复杂。
现有论文文献1(中国典型海相富有机质页岩的生气机理，张莉等，地球科学，2017年7月，第42卷，第7期)记载了一种生烃动力学模拟实验方法。分别对一个相对低成熟的典型海相富有机质页岩及其干酪根样品开展封闭体系和半开放体系下人工熟化，并对熟化后的两个系列样品进行黄金管生气动力学模拟实验，对裂解产物中气态烃化合物、轻烃类化合物以及碳同位素开展了定量分析。一方面地质过程中干酪根反应是在岩石矿物基质和地层水存在的情况下进行的反应，另一方面烃源岩的生烃演化过程是生油阶段一部分油会排出至储集层，在储集层继续热演化，成为常规天然气的主要来源，滞留油和干酪根在烃源岩中继续热演化，成为非常规天然气的主要来源。
目前，利用各种热模拟实验装置进行烃源岩高过成熟阶段常规与非常规天然气生成定量评价已成为研究热点，但是由于我国古生界海相烃源岩层广泛经历了多期构造运动，普遍进入高过成熟阶段，乃至达到浅变质阶段，常用的沥青“A”、热解等地球化学方法已失效，如何有效重建高过成熟阶段烃源岩在埋藏演化过程中的生排烃演化过程及其排出烃量和滞留烃量、如何定量不同演化阶段干酪根裂解气、源内滞留油(烃)裂解气、源外原油(排出油)裂解气量依然是当前面临的难题。
发明内容
本发明的目的是提供一种能够准确评价烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的方法
为了实现上述目的，本发明提供一种烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的评价方法。该方法包括以下步骤：
S1.选取与所述烃源岩的沉积环境和有机质类型相同或相似的未熟-低熟阶段岩样；
S2.根据所述烃源岩所在地区的沉积埋藏史-热演化史，确定所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验所需要的反应条件；
S3.根据步骤S2获得的所述反应条件，对所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验，收集所述未熟-低熟阶段岩样的排出油以及测量所述未熟-低熟阶段岩样中干酪根和滞留油的生气量；所述干酪根和所述滞留油的生气量之和即为所述烃源岩高过熟阶段生成非常规天然气的最大量；
S4.根据步骤S2获得的所述反应条件，对所述排出油进行生烃热模拟实验，测量在不同的模拟温度下，所述排出油的生气量；所述排出油的生气量即为所述烃源岩高过熟阶段生成常规天然气的量。
具体地，在步骤S1中，所述未熟-低熟阶段岩样的镜质体反射率为小于或等于0.5％。
具体地，所述烃源岩为高熟-过熟阶段烃源岩。
更具体的，所述未熟-低熟阶段岩样的总有机碳含量大于或等于1％。
更具体地，将所述未熟-低熟阶段岩样粉碎至20～40目，备用。
具体地，在步骤S2中，所述烃源岩所在地区的沉积埋藏史-热演化史可从已有的地质研究资料获得。
具体地，所述步骤S2包括：根据所述烃源岩所在地区的沉积埋藏史-热演化史，构建所述地区的地质演化模型，根据所述地质演化模型提供的信息，确定所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验所需要的反应条件，其中，所述地质演化模型提供的信息包括：所述地区的层系、所述地区的层系对应的埋深、以及所述埋深对应的镜质体反射率。
具体地，所述步骤S2还包括，根据未熟-低熟阶段煤样进行生烃热模拟实验，建立所述埋深对应的镜质体反射率与模拟温度的关系；
根据所述地质演化模型提供的信息，确定所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验所需要的反应条件的步骤包括：根据所述地区的层系、所述地区的层系对应的埋深、以及所述埋深对应的镜质体反射率，并结合已知未熟-低熟煤样的生烃模拟温度与所述镜质体反射率的对应关系，确定所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验所需要的反应条件。
更具体地，已知未熟-低熟煤样的生烃模拟温度与所述镜质体反射率的对应关系可以通过对所述未熟-低熟煤样进行生烃热模拟实验获得。
更具体地，在步骤S2中，所述反应条件包括：多个模拟温度、每个所述模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生烃时的流体压力、以及排烃时的流体压力。
更具体地，所述模拟温度为250℃～550℃。
更具体地，在步骤S2中，所述模拟温度包括：生油阶段的模拟温度和生气阶段的模拟温度；每个所述模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生烃时的流体压力、以及排烃时的流体压力包括：每个所述生油阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生油时的流体压力、以及排油时的流体压力，以及每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力。
更具体地，所述生油阶段的模拟温度为250℃～350℃。
更具体地，所述生气阶段的模拟温度为400℃～550℃。
更具体地，在步骤S3中，对所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验，收集所述未熟-低熟阶段岩样的排出油以及测量所述未熟-低熟阶段岩样中干酪根和滞留油的生气量包括以下步骤：
S301.将所述未熟-低熟阶段岩样缩分为多个生油样品，每个所述生油样品对应一个所述生油阶段的模拟温度，所述生油阶段的模拟温度依次升高；
S302.分别按照每个所述生油样品对应的生油阶段的模拟温度，以及该生油阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生油时的流体压力、以及排油时的流体压力，对每个所述生油样品依次进行生烃热模拟实验，收集每个所述生油样品生成的排出油；
S303.将排油后的生油阶段的模拟温度最高的生油样品中的一部分作为生气样品，按照所述生气阶段的模拟温度，每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力，继续进行生烃热模拟实验，测量每个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根和滞留油的生气量。
更具体地，步骤S4包括以下步骤：将步骤S302收集的每个所述生油样品生成的排出油合并，并且与砂岩混合，按照所述生气阶段的模拟温度，每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力，继续进行生烃热模拟实验，测量每个所述生气阶段的模拟温度对应的生气量。
更具体地，所述评价方法还包括，S5.对排油后的生油阶段的模拟温度最高的生油样品中的另一部分进行氯仿沥青“A”抽提，去除其中的滞留油，再按照所述生气阶段的模拟温度，每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力，进行生烃热模拟实验，测量每个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根的生气量。
更具体地，所述生气阶段的模拟温度依次升高。
更具体地，对排油后的生油阶段的模拟温度最高的生油样品中的另一部分进行氯仿沥青“A”抽提可依据“SY/T5118-2005岩石中氯仿沥青的测定”进行检测。
更具体地，所述评价方法还包括：S6.根据每个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根和滞留油的生气量，以及同一个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根的生气量，计算每个所述生气阶段的模拟温度对应的滞留油的生气量。
更具体地，S7.绘制所述烃源岩的生气量与镜质体反射率的关系图。
本发明提供的烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的评价方法，通过选取与所述烃源岩的沉积环境和有机质类型相同或相似的未熟-低熟阶段岩样，通过地质演化模型准确确定所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验所需要的反应条件，在通过生烃热模拟实验定量评价所述烃源岩高过熟阶段生成常规天然气的量和非常规天然气的量，为高演化烃源岩常规天然气和非常规天然气资源评价提供科学依据。
本发明提供的烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的评价方法，通过生油阶段和生气阶段的递进式生排烃模拟实验，合理区分天然气的生成母源，实现了烃源岩高过演化阶段干酪根裂解气、源内滞留油(烃)裂解气、源外原油(排出油)裂解气定量评价，为我国高演化烃源岩常规天然气和非常规天然气资源评价提供了重要参数。
本发明提供的烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的评价方法通过将排出油与砂岩混合实现对源外原油(排出油)裂解气定量评价，更接近常规天然气生成的地质条件和过程。
本发明提供的烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的评价方法能够直观反映地质条件下热成熟与生气量的关系。
本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
通过结合附图对本发明示例性实施方式进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显。
图1示出了五峰组-龙马溪组海相烃源岩的地质演化模型的示意图。
图2示出了云南禄劝泥盆系的泥页岩的热成熟度与生气量的关系图。
具体实施方式
下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。
实施例1
实施例1提供一种烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的评价方法。该方法包括以下步骤：
S1.选取与所述烃源岩的沉积环境和有机质类型相同或相似的未熟-低熟阶段岩样。
S2.根据所述烃源岩所在地区的沉积埋藏史-热演化史，构建所述地区的地质演化模型，根据所述地质演化模型提供的信息，所述地质演化模型提供的信息包括：所述地区的层系、所述地区的层系对应的埋深、以及所述埋深对应的镜质体反射率；根据未熟-低熟阶段煤样进行生烃热模拟实验，建立所述埋深对应的镜质体反射率与模拟温度的关系，根据所述地质演化模型提供的信息，并结合所述埋深对应的镜质体反射率与模拟温度的关系，确定所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验所需要的多个模拟温度、每个所述模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生烃时的流体压力、以及排烃时的流体压力；所述模拟温度包括：生油阶段的模拟温度和生气阶段的模拟温度，每个所述模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生烃时的流体压力、以及排烃时的流体压力包括：每个所述生油阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生油时的流体压力、以及排油时的流体压力，以及每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力。
S3.根据步骤S2获得的多个模拟温度、每个所述模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生烃时的流体压力、以及排烃时的流体压力，对所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验，收集所述未熟-低熟阶段岩样的排出油以及测量所述未熟-低熟阶段岩样中干酪根和滞留油的生气量；
在步骤S3中，对所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验，收集所述未熟-低熟阶段岩样的排出油以及测量所述未熟-低熟阶段岩样中干酪根和滞留油的生气量包括以下步骤：
S301.将所述未熟-低熟阶段岩样缩分为多个生油样品，每个所述生油样品对应一个所述生油阶段的模拟温度，所述生油阶段的模拟温度依次升高。
S302.分别按照每个所述生油样品对应的生油阶段的模拟温度，以及该生油阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生油时的流体压力、以及排油时的流体压力，对每个所述生油样品依次进行生烃热模拟实验，所述生油阶段的模拟温度依次升高，收集每个所述生油样品生成的排出油。
S303.将排油后的生油阶段的模拟温度最高的生油样品中的一部分作为生气样品，按照所述生气阶段的模拟温度，每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力，继续进行生烃热模拟实验，测量每个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根和滞留油的生气量，所述干酪根和所述滞留油的生气量即为所述烃源岩高过熟阶段生成非常规天然气的最大量。
S4.将步骤S302收集的每个所述生油样品生成的排出油合并，并且与砂岩混合，按照所述生气阶段的模拟温度，每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力，继续进行生烃热模拟实验，所述生气阶段的模拟温度依次升高，测量每个所述生气阶段的模拟温度对应的生气量。
S5.对排油后的生油阶段的模拟温度最高的生油样品中的另一部分进行氯仿沥青“A”抽提，去除其中的滞留油，再按照所述生气阶段的模拟温度，每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力，进行生烃热模拟实验，所述生气阶段的模拟温度依次升高，测量每个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根的生气量。
S6.根据每个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根和滞留油的生气量，以及同一个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根的生气量，计算每个所述生气阶段的模拟温度对应的滞留油的生气量。
S7.绘制所述烃源岩的生气量与镜质体反射率的关系图。
实施例2
利用实施例提供的烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的评价方法，对四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组海相烃源岩高熟-过熟阶段常规与非常态天然气的生成进行定量评价。
A)由于五峰-龙马溪组烃源岩现今均处于高过演化阶段，无法获取与其同时代的未熟-低熟阶段的样品，因此选取云南禄劝泥盆系的未熟-低熟阶段海相泥页岩进行类比代替，二者的沉积环境和有机质类型相似，对该未熟-低熟阶段海相泥页岩进行镜质体反射率和总有机碳测定，该泥页岩样品的Ro为0.48％，TOC为5.24％，有机质类型主要为Ⅰ-Ⅱ1型，粉碎至20-40目，缩分为3份熟-低熟阶段泥页岩样品。
B)以研究区的焦页1井的沉积埋藏史-热演化史，构建地质演化模型，参见图1，图1示出了实施例2中五峰组-龙马溪组海相烃源岩的地质演化模型的示意图。如图1所示，根据地质演化模型提供的信息，以及已知未熟-低熟煤样生烃模拟温度与镜质体反射率的对应关系(详见表1)，确定未熟-低熟阶段泥页岩样品进行生烃热模拟实验所需要的反应条件，现有文献表明，四川盆地及周缘O3w-S1l页岩气层超压较为发育，故控制生烃系统流体压力为1.2～1.5倍的静水压力系数值，排烃系统流体压力则取相应层系埋深的静水压力值，岩石密度取2.5g/cm3计算不同层系埋深时上覆岩层静岩压力值，详见表1。
表1未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验所需要的反应条件
C)烃源岩地层孔隙热压生烃模拟实验仪由中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所提供。该装置可设置与地质埋深相近的上覆静岩压力、地层流体压力和围压的条件下进行热模拟实验。
按照表1中的反应条件，开展生油高峰期的烃源岩递进式生排烃模拟实验，热模拟温度250℃、300℃、350℃，即从第一个模拟温度实验开始，每个温阶的排出油收集，依次进行下一个温阶的热模拟实验，依次类推，直至模拟温度为350℃。
①制样装样
取80～100g步骤1中缩分后的泥页岩样品，压制成直径3.5cm、长度8～10cm左右的圆柱样。
②试漏加水
将装有圆柱样的样品室安装在反应釜中，施压密封后，充入10～15MPa的惰性气体，放置试漏，待不漏后，放出气体，用真空泵抽真空后再充气，反复3～5次，最后抽成真空；然后，用高压泵注入地层水，让圆柱样孔隙空间中被地层水完全充满。
③施压升温
启动双向液压机的施压杆按与地质过程相似后的压实速率对岩芯样施加设定的上覆静岩压力进行压实，同时启动温度控制器以1℃/min的升温速率加热至250℃，恒温72小时，当生烃反应系统流体压力大于22MPa值，高压电磁阀自动调节生烃系统和排烃收集装置的连通状态，使生烃反应系统流体压力值在整个生排烃模拟实验过程中恒为22MPa。
④产物分步收集
在完成250℃生排烃模拟实验后，将生烃反应体系降至150℃，释放生烃生烃系统的油气水混合物，进行分离定量，收集排出油。
泥页岩样品不取出反应釜，按照上述方法继续进行300℃生排烃模拟实验，结束后，进行350℃生排烃模拟实验，3个模拟温度实验收集的排出油合并。
D)取350℃热模拟实验后的一部分泥页岩样品，通过温压共控的热模拟实验装置开展生气阶段的烃源岩递进式生排烃模拟实验，热模拟温度400℃～550℃，即为经历过排油后，烃源岩中干酪根和滞留油的生气潜力。
方法同步骤2中的具体实验方法，依次递进式开展400℃、450℃、500℃、550℃的生排烃模拟实验，在每个模拟温度下收集的气体量为阶段产气量，逐次累积相加即为烃源岩经历过排油后继续演化至不同的高过成熟阶段的生气量，如表2。
表2泥页岩样品中干酪根和滞留油生气量
| 模拟埋深(m) | 模拟温度(℃) | 干酪根和滞留油生气量(m3/t岩石) |
| 4800 | 400 | 1.43 |
| 5500 | 450 | 1.66 |
| 5750 | 500 | 3.17 |
| 6200 | 550 | 5.31 |
E)取350℃热模拟实验后的一部分泥页岩样品，对350℃热模拟实验后的泥页岩样品进行氯仿沥青“A”抽提，去除滞留油，依据“SY/T5118-2005岩石中氯仿沥青的测定”进行检测，通过温压共控的热模拟实验装置开展生气阶段的烃源岩递进式生排烃模拟实验，热模拟温度400℃～550℃，即为经历过排油后，泥页岩样品中干酪根的生气潜力。
方法同步骤2中所述的具体实验方法，依次递进式开展400℃、450℃、500℃、550℃的生排烃模拟实验，在每个模拟温度下收集的气体量为阶段产气量，逐次累积相加即为泥页岩样品经历过排油后继续演化至不同的高过成熟阶段的生气量，如表3。
表3泥页岩样品中干酪根生气量
| 模拟埋深(m) | 模拟温度(℃) | 干酪根生气量(m3/t岩石) |
| 4800 | 400 | 0.42 |
| 5500 | 450 | 0.53 |
| 5750 | 500 | 0.81 |
| 6200 | 550 | 1.23 |
F)相同模拟温度下步骤D)的生气量与步骤E)的生气量的差值即为滞留油的生气量，如表4。
表4泥页岩样品中滞留油生气量
| 模拟埋深(m) | 模拟温度(℃) | 滞留油生气量(m3/t岩石) |
| 4800 | 400 | 1.01 |
| 5500 | 450 | 1.13 |
| 5750 | 500 | 2.36 |
| 6200 | 550 | 4.08 |
G)利用350℃热模拟实验收集的排出油，配以砂岩样品，通过温压共控的热模拟实验装置开展排出油裂解生气实验，模拟温度400℃～550℃，即为排出至常规储层的油裂解生气(常规天然气)潜力，如表5。
表5排出油的生气量
| 模拟埋深(m) | 模拟温度(℃) | 排出油生气量(m3/t岩石) |
| 4800 | 400 | 3.23 |
| 5500 | 450 | 4.12 |
| 5750 | 500 | 5.48 |
| 6200 | 550 | 5.70 |
方法同步骤2中所述的具体实验方法，依次递进式开展400℃、450℃、500℃、550℃的生排烃模拟实验，在每个模拟温度收集的气体量为阶段产气量，逐次累积相加即为烃源岩排出油后继续演化至不同的高过成熟阶段的生气量，如表5。
H)绘制该样品热成熟度与生气量的关系图，请参见图2，由图2可知，烃源岩在高过演化阶段排出油、干酪根和滞留油裂解气的贡献，其中排出油裂解气即为常规天然气，干酪根和滞留裂解气即为非常规天然气的理论最大值。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。
Claims (4)
1.一种烃源岩高过熟阶段生成常规和非常规天然气的评价方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
S1.选取与所述烃源岩的沉积环境和有机质类型相同或相似的未熟-低熟阶段岩样；
S2.根据所述烃源岩所在地区的沉积埋藏史和热演化史，确定所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验所需要的反应条件；
其中，在步骤S2中，所述反应条件包括：多个模拟温度、每个所述模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生烃时的流体压力、以及排烃时的流体压力；所述模拟温度为250℃~550℃；
在步骤S2中，所述模拟温度包括：生油阶段的模拟温度和生气阶段的模拟温度；
每个所述模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生烃时的流体压力、以及排烃时的流体压力包括：每个所述生油阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生油时的流体压力、以及排油时的流体压力，以及每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力；
所述生油阶段的模拟温度为250℃~350℃；所述生气阶段的模拟温度为400℃~550℃；
S3.根据步骤S2获得的所述反应条件，对所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验，收集所述未熟-低熟阶段岩样的排出油以及测量所述未熟-低熟阶段岩样中干酪根和滞留油的生气量；所述干酪根和所述滞留油的生气量之和即为所述烃源岩高过熟阶段生成非常规天然气的最大量；
在步骤S3中，对所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验，收集所述未熟-低熟阶段岩样的排出油以及测量所述未熟-低熟阶段岩样中干酪根和滞留油的生气量包括以下步骤：
S301.将所述未熟-低熟阶段岩样缩分为多个生油样品，每个所述生油样品对应一个所述生油阶段的模拟温度，所述生油阶段的模拟温度依次升高；
S302.分别按照每个所述生油样品对应的生油阶段的模拟温度，以及该生油阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生油时的流体压力、以及排油时的流体压力，对每个所述生油样品依次进行生烃热模拟实验，收集每个所述生油样品生成的排出油；
S303.将排油后的生油阶段的模拟温度最高的生油样品中的一部分作为生气样品，按照所述生气阶段的模拟温度，每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力，继续进行生烃热模拟实验，测量每个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根和滞留油的生气量；
对排油后的生油阶段的模拟温度最高的生油样品中的另一部分进行氯仿沥青“A”抽提，去除其中的滞留油，再按照所述生气阶段的模拟温度，每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力，进行生烃热模拟实验，测量每个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根的生气量；以及
根据每个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根和滞留油的生气量，以及同一个所述生气阶段的模拟温度对应的干酪根的生气量，计算每个所述生气阶段的模拟温度对应的滞留油的生气量；
S4.根据步骤S2获得的所述反应条件，对所述排出油进行生烃热模拟实验，测量在不同的模拟温度下，所述排出油的生气量；所述排出油的生气量即为所述烃源岩高过熟阶段生成常规天然气的量，具体地：
将步骤S302收集的每个所述生油样品生成的排出油合并，并且与砂岩混合，按照所述生气阶段的模拟温度，每个所述生气阶段的模拟温度对应的反应时间、静岩压力、生气时的流体压力、以及排气时的流体压力，继续进行生烃热模拟实验，测量每个所述生气阶段的模拟温度对应的生气量。
2.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，所述步骤S2包括：根据所述烃源岩所在地区的沉积埋藏史和热演化史，构建所述地区的地质演化模型，根据所述地质演化模型提供的信息，确定所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验所需要的反应条件，其中，所述地质演化模型提供的信息包括：所述地区的层系、所述地区的层系对应的埋深、以及所述埋深对应的镜质体反射率。
3.根据权利要求2所述的评价方法，其特征在于，所述步骤S2还包括，根据未熟-低熟阶段煤样进行生烃热模拟实验，建立所述埋深对应的镜质体反射率与模拟温度的关系；
根据所述地质演化模型提供的信息，确定所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验所需要的反应条件的步骤包括：根据所述地区的层系、所述地区的层系对应的埋深、以及所述埋深对应的镜质体反射率，并结合已知未熟-低熟煤样的生烃模拟温度与所述镜质体反射率的对应关系，确定所述未熟-低熟阶段岩样进行生烃热模拟实验所需要的反应条件。
4.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，S7.绘制所述烃源岩的生气量与镜质体反射率的关系图。
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| PB01 | Publication | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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