CN112211620A - 古油藏保存能力评价图版的生成方法及系统 - Google Patents
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Abstract
公开了一种古油藏保存能力评价图版的生成方法及系统。该方法包括：根据原油充注时的初始性质、储层岩石和地层水特征，确定原油样品、储层岩石样品和实验用地层水；根据充注后原油演化特征确定热模拟温压条件；制备获取实验样品，根据热模拟温压条件，获取不同模拟温度点的烃气产量；根据烃气产量与理论烃气产率，计算最高原油保存指数与最低保存指数；利用未熟的褐煤，标定对应原油的等效镜质体反射率，生成古油藏保存能力评价图版。本发明以实际地质条件为约束，以热模拟实验数据为基础，提出原油保存指数概念，建立古油藏原油保存能力评价图版，应用范围广，对深部液态石油的勘探、评价与开发具有指导意义。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气地质勘探技术领域，更具体地，涉及一种古油藏保存能力评价图版的生成方法及系统。
背景技术
原油稳定性一直是国内外地球化学界研究的热点之一。早期研究认为原油稳定性相对较差，高温条件下会发生裂解，生成天然气和固体沥青。但随着深层、超深层油气藏的发现，使得石油在160℃开始大规模裂解，在200℃完全转化为湿气和焦沥青的观点受到了严重挑战，如我国塔里木盆地塔深1井埋深8406.4m、储层温度在175-180℃、压力在138Mpa的情况下，仍然有成熟度并不高的原油发现。顺南1井、顺托1井等埋深>7000m，温度>180℃仍存在凝析油气藏。
中国海相碳酸盐岩具有地层时代老、埋藏深、热演化程度高、多期成藏的特点，早期充注的石油形成古油藏后，随着埋深和地温的增加，古油藏会发生裂解并逐渐从油藏过渡到轻质油藏、凝析油藏、凝析气藏，最终演化为纯气藏。截至目前，我国虽然在不同盆地发现了众多不同类型的古油藏演化的次生油气藏，但是基于不同盆地地质条件的差异性，不同地区古油藏的裂解过程都有着较大差别，严重制约了不同地区古油藏石油勘探深度下限的确定。
现有技术主要是借助了原油裂解热模拟实验结果，建立原油生气动力学参数，来确定古油藏的保存能力。但原油裂解过程是一种复杂的物理-化学相互作用，很多物理—化学因素都会影响原油裂解。开展古油藏储层中原油热演化影响因素的研究，任何一种因素对原油裂解的影响，设置其他边界条件要尽可能的与地下石油赋存的环境逼近。但是，已报道的这些成果采用的实验装置要么是MSSV小体积封闭体系模拟仪器、要么是黄金管-高压釜限定体系，毫克级的原油样品不是赋存于储层介质内、样品室中具有多余的反应空间，无上覆岩层压力，实验条件和实验反应过程与处于深埋条件的实际油藏具有较大的差异，反应物可能未进行实质性的充分反应，导致了原油-矿物-水在高温高压环境下物理-化学作用认识的局限，使得在评价与判识原油热稳定性和原油裂解气时往往出现两种截然的结果，可能是来源于地层水和储层介质的影响。且由于不同地区的地质埋藏差异性，需要大量的裂解生烃动力学计算，得出的判识图版具有局限性，可应用的范围窄。因此，有必要开发一种古油藏保存能力评价图版的生成方法及系统。
公开于本发明背景技术部分的信息仅仅旨在加深对本发明的一般背景技术的理解，而不应当被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已为本领域技术人员所公知的现有技术。
发明内容
本发明提出了一种古油藏保存能力评价图版的生成方法及系统，以实际地质条件为约束，以热模拟实验数据为基础，提出原油保存指数概念，建立古油藏原油保存能力评价图版，应用范围广，对深部液态石油的勘探、评价与开发具有指导意义。
根据本发明的一方面，提出了一种古油藏保存能力评价图版的生成方法。所述方法可以包括：确定油气成藏期，根据原油充注时的初始性质、储层岩石和地层水特征，确定原油样品、储层岩石样品和实验用地层水；根据充注后原油演化特征确定热模拟温压条件；制备获取实验样品，根据所述热模拟温压条件，获取不同模拟温度点的烃气产量；根据所述烃气产量与理论烃气产率，计算最高原油保存指数与最低保存指数；利用未熟的褐煤，根据所述热模拟温压条件，获得褐煤的镜质体反射率，进而标定对应原油的等效镜质体反射率，生成古油藏保存能力评价图版。
优选地，制备获取实验样品包括：将所述储层岩石样品粉碎至40-60目，所述原油样品用三氯甲烷溶解，与粉碎后的储层岩石样品充分混匀，原油和储层岩石的质量比依据研究区储层孔隙度、含油饱和度与原油密度确定。
优选地，根据所述烃气产量与最大理论烃气产率，通过公式(1)计算所述最高原油保存指数：
根据所述烃气产量与最小理论烃气产率，通过公式(2)计算所述最低保存指数：
优选地，生成古油藏保存能力评价图版包括：以等效镜质体反射率为横坐标，保存指数为纵坐标在二维坐标系内绘制保存指数和等效镜质体反射率的相关关系图，即为所述古油藏保存能力评价图版。
优选地，还包括：根据埋藏热演化史，确定任一埋深对应的等效镜质体反射率，根据所述古油藏保存能力评价图版确定对应的原油保存指数。
根据本发明的另一方面，提出了一种古油藏保存能力评价图版的生成系统，其特征在于，该系统包括：存储器，存储有计算机可执行指令；处理器，所述处理器运行所述存储器中的计算机可执行指令，执行以下步骤：确定油气成藏期，根据原油充注时的初始性质、储层岩石和地层水特征，确定原油样品、储层岩石样品和实验用地层水；根据充注后原油演化特征确定热模拟温压条件；制备获取实验样品，根据所述热模拟温压条件，获取不同模拟温度点的烃气产量；根据所述烃气产量与理论烃气产率，计算最高原油保存指数与最低保存指数；利用未熟的褐煤，根据所述热模拟温压条件，获得褐煤的镜质体反射率，进而标定对应原油的等效镜质体反射率，生成古油藏保存能力评价图版。
优选地，制备获取实验样品包括：将所述储层岩石样品粉碎至40-60目，所述原油样品用三氯甲烷溶解，与粉碎后的储层岩石样品充分混匀，原油和储层岩石的质量比依据研究区储层孔隙度、含油饱和度与原油密度确定。
优选地，根据所述烃气产量与最大理论烃气产率，通过公式(1)计算所述最高原油保存指数：
根据所述烃气产量与最小理论烃气产率，通过公式(2)计算所述最低保存指数：
优选地，生成古油藏保存能力评价图版包括：以等效镜质体反射率为横坐标，保存指数为纵坐标在二维坐标系内绘制保存指数和等效镜质体反射率的相关关系图，即为所述古油藏保存能力评价图版。
优选地，还包括：根据埋藏热演化史，确定任一埋深对应的等效镜质体反射率，根据所述古油藏保存能力评价图版确定对应的原油保存指数。
本发明的方法和装置具有其它的特性和优点，这些特性和优点从并入本文中的附图和随后的具体实施方式中将是显而易见的，或者将在并入本文中的附图和随后的具体实施方式中进行详细陈述，这些附图和具体实施方式共同用于解释本发明的特定原理。
附图说明
通过结合附图对本发明示例性实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施例中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1示出了根据本发明的古油藏保存能力评价图版的生成方法的步骤的流程图。
图2示出了根据本发明的一个实施例的研究区X井埋藏热演化史图的示意图。
图3示出了根据本发明的一个实施例的研究区下奥陶统(O1)中质原油保存能力评价图版的示意图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本发明。虽然附图中显示了本发明的优选实施例，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例所限制。相反，提供这些实施例是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
图1示出了根据本发明的古油藏保存能力评价图版的生成方法的步骤的流程图。
在该实施例中，根据本发明的古油藏保存能力评价图版的生成方法可以包括：步骤101，确定油气成藏期，根据原油充注时的初始性质、储层岩石和地层水特征，确定原油样品、储层岩石样品和实验用地层水；步骤102，根据充注后原油演化特征确定热模拟温压条件；步骤103，制备获取实验样品，根据热模拟温压条件，获取不同模拟温度点的烃气产量；步骤104，根据烃气产量与理论烃气产率，计算最高原油保存指数与最低保存指数；步骤105，利用未熟的褐煤，根据热模拟温压条件，获得褐煤的镜质体反射率，进而标定对应原油的等效镜质体反射率，生成古油藏保存能力评价图版。
在一个示例中，制备获取实验样品包括：将储层岩石样品粉碎至40-60目，原油样品用三氯甲烷溶解，与粉碎后的储层岩石样品充分混匀，原油和储层岩石的质量比依据研究区储层孔隙度、含油饱和度与原油密度确定。
在一个示例中，根据烃气产量与最大理论烃气产率，通过公式(1)计算最高原油保存指数：
根据烃气产量与最小理论烃气产率，通过公式(2)计算最低保存指数：
在一个示例中，生成古油藏保存能力评价图版包括：以等效镜质体反射率为横坐标，保存指数为纵坐标在二维坐标系内绘制保存指数和等效镜质体反射率的相关关系图，即为古油藏保存能力评价图版。
在一个示例中，还包括：根据埋藏热演化史，确定任一埋深对应的等效镜质体反射率，根据古油藏保存能力评价图版确定对应的原油保存指数。
具体地，根据本发明的古油藏保存能力评价图版的生成方法可以包括：
对研究区典型井进行埋藏史和热演化史模拟，结合烃源岩生烃史和储层包裹体均一温度，确定油气成藏期，根据原油充注时的初始性质、储层岩石和地层水特征，确定原油样品、储层岩石样品和实验用地层水，可以根据研究区中一口具有代表性的单井地质数据，利用PetroMod软件恢复研究区埋藏史和热演化史，利用包裹体均一温度确定原油充注时间，根据演化程度较低的目的层的原油生产情况确定原油充注时性质。
根据充注后原油演化特征确定热模拟温压条件。选取实验用原油样品应考虑两个原则：一是所选取实验用原油样品的等效镜质体反射率(VRo)不应高于充注时等效镜质体反射率；二是所选取实验用原油样品性质应接近于研究区目的层产出的低成熟度的原油性质。所用岩石样品和地层水样品性质应与实际储层岩石性质及其地层水性质相近，优选选取储层岩芯样品及目标储层中的地层水。根据模拟温度与预期的镜质体反射率(Ro)的对应关系确定实验起始温度，以一定温度为间隔，确定一系列模拟实验温度点，温度间隔可以是50℃。根据埋藏史热史图，确定不同深度的埋深，根据P＝ρgh确定各模拟温度点的静岩压力和地层压力，当ρ为岩石密度时，P为静岩压力，当ρ为水密度时，P为地层压力。
制备获取实验样品：将储层岩石样品粉碎至40-60目，并用三氯甲烷进行抽提，充分去除储层中有机成分；根据研究区目的层储层含油饱和度确定原油和岩石质量比并称取相应质量原油及储层岩石样品；用三氯甲烷对原油进行溶解，与粉碎后的储层岩石样品充分混匀；将混合样品放置于通风橱中，让三氯甲烷自然挥发，至质量不再变化，获得实验样品。其中，每个温度点的模拟实验前一天开始配置混合样品，以防止原油轻质组分长时间放置而大量挥发散失。
进而根据热模拟温压条件，利用能实现温度、上覆静岩压力、孔隙流体压力同步动态共控的热模拟实验装置，获取不同模拟温度点的烃气产量。
根据烃气产量与最大理论烃气产率，通过公式(1)计算最高原油保存指数，根据烃气产量与最小理论烃气产率，通过公式(2)计算最低保存指数，烃气产率越接近理论烃气产率时，保存指数越小，表明原油裂解越彻底，残留的液态原油越少，保存能力越差。
热模拟实验只有室内热模拟温度和油气产率的关系，但是原油裂解模拟实验缺少镜质组，且裂解产物生标参数在高演化阶段以后也很难定量判识Ro，故选用未熟的褐煤为标样，根据热模拟温压条件，对产物进行了镜质体反射率测定，模拟后原油的等效镜质体反射率等于同种模拟条件下的褐煤的镜质体反射率。进而以VRo为横坐标，保存指数为纵坐标在二维坐标系内绘制保存指数和VRo的相关关系图，即为古油藏保存能力评价图版。
根据埋藏热演化史，确定任一埋深对应的等效镜质体反射率，根据古油藏保存能力评价图版确定对应的原油保存指数。最终获得的某一深度最高保存指数代表研究区该深度最优情况下原油的保存效果，最低保存指数代表研究区该深度最差情况下的原油保存效果，该深度的实际保存效果应介于二者之间。
进一步地，如果确定某一具体保存指数为有效勘探开发下限(低于这一数值则对勘探开发没有意义)，则根据这一下限可以确定有效勘探开发深度范围。根据保存指数，结合古油藏保存能力评价图版确定其对应的最大VRo和最小VRo。再根据最大VRo和最小VRo，结合埋藏热演化史确定最小埋深和最大埋深。则最小埋深以浅的原油保存指数均大于上述保存指数，该埋深为勘探开发有效深度。最大埋深以深的原油保存指数均小于上述保存指数，最大埋深为液态石油的勘探开发下限。
本方法以实际地质条件为约束，以热模拟实验数据为基础，提出原油保存指数概念，建立古油藏原油保存能力评价图版，应用范围广，对深部液态石油的勘探、评价与开发具有指导意义。
应用示例
为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。
以塔里木盆地某地区下奥陶统(O1)中质原油保存效果为例，研究区X井在构造位置上位于研究区中部，确定用X井埋藏热演化史代表研究区埋藏热演化历史。
图2示出了根据本发明的一个实施例的研究区X井埋藏热演化史图的示意图。
收集研究区地层剥蚀厚度、古热流值等地质资料，利用PrtroMod软件对研究区埋藏史和热史进行恢复，结果如图2所示。根据包裹体均一温度测试结果，结合埋藏热演化史确定原油充注时间在425Ma左右，充注时镜质体反射率Ro在0.75％左右。根据不同井生产数据，研究区下奥陶统(O1)产出原油以中质油为主。
研究区A井下奥陶统(O1)产出VRo＝0.7％的中质油，小于充注时0.75％的反射率，符合实验油样要求，确定其为实验用油；研究区下奥陶统(O1)主要为灰岩储层，实验应岩石样品选取目的层岩芯；实验用地层水取自研究区目的层产出的地层水。
热模拟实验时间设定为48h，反应后成熟度与热模拟温度有良好的对应关系。根据前期大量实验，热模拟温度350℃、400℃、450℃、500℃和550℃对应的VRo＝1.20％、1.60％、2.20％、3.00％和4.40％。在温压条件有差异的状态下，VRo会存在轻微差异。为了得到不同演化程度原油的烃气生成特征，确定模拟温度是350℃、400℃、450℃、500℃和550℃。
以350℃为例，说明确定静岩压力和地层压力的步骤。在图2中，A点位于下奥陶统(O1)中部，其Ro＝1.2％。从A点向左作直线，交埋深坐标轴于4280m处。则350℃的静岩压力为P岩＝ρ岩gh，具体的，岩石密度ρ取平均值2.3g/cm3，g取10m/s2，深度h＝4280m，静岩压力P＝2.3*10*4280/1000＝96.6MPa。相应的流体压力P水＝ρ水gh＝1*10*4280/1000＝42.8MPa。同样可确定其他温度点的静岩压力和流体压力，如表1所示。
表1
制备实验样品：目的层岩石密度2.3g/mL左右，孔隙度10％左右，含油饱和度80％左右，原油密度在0.9g/mL左右。油样和岩石样品的质量比应为：(10％*80％*0.9):(90％*2.3)＝1:29。根据仪器反应釜容积，本着操作便捷性原则，确定本次实验用样为60g。
首先将目的层岩芯磨碎至40-60目，用三氯甲烷进行抽提，充分去除储层中有机成分，制成空白样品，干燥存储待用。然后在每个温度点的实验前一天，称取2g原油样品，用三氯甲烷充分溶解，与58g岩石粉末样品充分混合，放置于通风橱中，待三氯甲烷挥发至混合物质量不再变化。
开展热模拟实验，选择烃源岩地层孔隙热压生排烃模拟实验仪进行实验，获取不同模拟温度点的烃气产量，相关实验结果如表1所示。
根据Barker(1990)理论计算得到的中质油极限裂解比例，中质油的最大理论烃气产率为0.47，最小理论烃气产率为0.35。根据公式(1)和公式(2)，计算得到不同模拟温度下的最低和最高保存指数，结果如表1所示。
选取成熟度为0.4％的褐煤样品，利用烃源岩地层孔隙热压生排烃模拟实验仪，根据表1中实验方案，进行模拟实验。实验结束后，分别测试不同温度点的褐煤镜质体反射率，350℃、400℃、450℃、500℃和550℃的Ro分别为1.19％、1.63％、2.23％、3.06％和4.42％。不同温度的等效镜质体反射率与此相等。
图3示出了根据本发明的一个实施例的研究区下奥陶统(O1)中质原油保存能力评价图版的示意图。
以表1中数据为基础，以VRo为横坐标，以最高最低保存指数为纵坐标，在二维坐标系内建立保存指数与VRo的相关关系图，如图3所示。通过拟合函数，确定保存指数趋势线。最小保存指数与VRo的拟合关系为y＝-0.64ln(x)+0.8306，最高保存指数与VRo的拟合关系为y＝-0.576ln(x)+0.8476。
以5500m处保存指数的确定为例说明任一深度保存指数的确定步骤。在图2中，由埋深5500m出发，向右侧作水平线确定5500处的Ro为2.70％。然后在图3中，在横坐标VRo＝2.70％处向上作直线，交于最低保存指数、最高保存指数于A、B两点。从A、B两点出发向左作水平线交于保存指数纵坐标分别为0.19和0.27。也可根据保存指数趋势线的拟合方程进行计算。至此，确定了5500m埋深处的原油保存指数为0.19-0.27，平均0.23。
Pepper(1995)认为原油转化率达到90％时液态原油达到死亡线(液态原油消失)，90％的油转化率对应的原油保存指数为0.1。在图3上，在纵坐标保存指数＝0.1处向X轴正向作横线，相交于保存指数趋势线于C、D两点，确定交点处横坐标分别为3.13％和3.66％，则该地区液态原油的勘探成熟度VRo下限的最低值为3.13，最高值为3.66，在图2上可确定VRo＝3.13％和3.66％对应的埋深分别是6600m和8200m。可见，当埋深大于8200m时，成熟度Ro超过3.66％，对应的保存指数小于0.1，所以该研究区下奥陶统(O1)液态原油的勘探下限深度为8200m。当深度小于6600m时，成熟度Ro小于3.13％，相应的保存指数肯定大于0.1，是液态原油勘探的有效区。埋深介于6600-8200m是液态原油勘探的过渡区。
综上所述，本发明在分析埋藏史、热演化史的基础上，结合实际原油性质、储层介质条件，地层水特征确定热模拟实验方案，然后开展地层孔隙热压原油裂解模拟实验，得到不同模拟温度烃气产率，根据建立的保存指数公式，计算得到相应最高、最低保存指数，生成原油保存能力评价图版，结合埋藏热演化史确定不同深度原油保存指数以及液态原油勘探开发下限深度，对不同盆地液态原油的勘探开发具有指导意义。
本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。
根据本发明的实施例，提供了一种古油藏保存能力评价图版的生成系统，其特征在于，该系统包括：存储器，存储有计算机可执行指令；处理器，处理器运行存储器中的计算机可执行指令，执行以下步骤：确定油气成藏期，根据原油充注时的初始性质、储层岩石和地层水特征，确定原油样品、储层岩石样品和实验用地层水；根据充注后原油演化特征确定热模拟温压条件；制备获取实验样品，根据热模拟温压条件，获取不同模拟温度点的烃气产量；根据烃气产量与理论烃气产率，计算最高原油保存指数与最低保存指数；利用未熟的褐煤，根据热模拟温压条件，获得褐煤的镜质体反射率，进而标定对应原油的等效镜质体反射率，生成古油藏保存能力评价图版。
在一个示例中，制备获取实验样品包括：将储层岩石样品粉碎至40-60目，原油样品用三氯甲烷溶解，与粉碎后的储层岩石样品充分混匀，原油和储层岩石的质量比依据研究区储层孔隙度、含油饱和度与原油密度确定。
在一个示例中，根据烃气产量与最大理论烃气产率，通过公式(1)计算最高原油保存指数：
根据烃气产量与最小理论烃气产率，通过公式(2)计算最低保存指数：
在一个示例中，生成古油藏保存能力评价图版包括：以等效镜质体反射率为横坐标，保存指数为纵坐标在二维坐标系内绘制保存指数和等效镜质体反射率的相关关系图，即为古油藏保存能力评价图版。
在一个示例中，还包括：根据埋藏热演化史，确定任一埋深对应的等效镜质体反射率，根据古油藏保存能力评价图版确定对应的原油保存指数。
本系统以实际地质条件为约束，以热模拟实验数据为基础，提出原油保存指数概念，建立古油藏原油保存能力评价图版，应用范围广，对深部液态石油的勘探、评价与开发具有指导意义。
本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。
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 (10)
1.一种古油藏保存能力评价图版的生成方法，其特征在于，包括：
确定油气成藏期，根据原油充注时的初始性质、储层岩石和地层水特征，确定原油样品、储层岩石样品和实验用地层水；
根据充注后原油演化特征确定热模拟温压条件；
制备获取实验样品，根据所述热模拟温压条件，获取不同模拟温度点的烃气产量；
根据所述烃气产量与理论烃气产率，计算最高原油保存指数与最低保存指数；
利用未熟的褐煤，根据所述热模拟温压条件，获得褐煤的镜质体反射率，进而标定对应原油的等效镜质体反射率，生成古油藏保存能力评价图版。
2.根据权利要求1所述的古油藏保存能力评价图版的生成方法，其中，制备获取实验样品包括：
将所述储层岩石样品粉碎至40-60目，所述原油样品用三氯甲烷溶解，与粉碎后的储层岩石样品充分混匀，原油和储层岩石的质量比依据研究区储层孔隙度、含油饱和度与原油密度确定。
3.根据权利要求1所述的古油藏保存能力评价图版的生成方法，其中，根据所述烃气产量与最大理论烃气产率，通过公式(1)计算所述最高原油保存指数：
根据所述烃气产量与最小理论烃气产率，通过公式(2)计算所述最低保存指数：
4.根据权利要求1所述的古油藏保存能力评价图版的生成方法，其中，生成古油藏保存能力评价图版包括：
以等效镜质体反射率为横坐标，保存指数为纵坐标在二维坐标系内绘制保存指数和等效镜质体反射率的相关关系图，即为所述古油藏保存能力评价图版。
5.根据权利要求1所述的古油藏保存能力评价图版的生成方法，其中，还包括：
根据埋藏热演化史，确定任一埋深对应的等效镜质体反射率，根据所述古油藏保存能力评价图版确定对应的原油保存指数。
6.一种古油藏保存能力评价图版的生成系统，其特征在于，该系统包括：
存储器，存储有计算机可执行指令；
处理器，所述处理器运行所述存储器中的计算机可执行指令，执行以下步骤：
确定油气成藏期，根据原油充注时的初始性质、储层介质岩石和地层水特征，确定实验用原油样品、实验用介质和实验用地层水；
根据充注后原油演化特征确定热模拟温压条件；
制备获取实验样品，根据所述热模拟温压条件，获取不同模拟温度点的烃气产量；
根据所述烃气产量与理论烃气产率，计算最高原油保存指数与最低保存指数；
利用未熟的褐煤，根据所述热模拟温压条件，获得褐煤的镜质体反射率，进而标定对应原油的等效镜质体反射率，生成古油藏保存能力评价图版。
7.根据权利要求6所述的古油藏保存能力评价图版的生成系统，其中，制备获取实验样品包括：
将所述储层岩石样品粉碎至40-60目，所述原油样品用三氯甲烷溶解，与粉碎后的储层岩石样品充分混匀，原油和储层岩石的质量比依据研究区储层孔隙度、含油饱和度与原油密度确定。
8.根据权利要求6所述的古油藏保存能力评价图版的生成系统，其中，根据所述烃气产量与最大理论烃气产率，通过公式(1)计算所述最高原油保存指数：
根据所述烃气产量与最小理论烃气产率，通过公式(2)计算所述最低保存指数：
9.根据权利要求6所述的古油藏保存能力评价图版的生成系统，其中，生成古油藏保存能力评价图版包括：
以等效镜质体反射率为横坐标，保存指数为纵坐标在二维坐标系内绘制保存指数和等效镜质体反射率的相关关系图，即为所述古油藏保存能力评价图版。
10.根据权利要求6所述的古油藏保存能力评价图版的生成系统，其中，还包括：
根据埋藏热演化史，确定任一埋深对应的等效镜质体反射率，根据所述古油藏保存能力评价图版确定对应的原油保存指数。
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