CN114442185A - 天然气地质资源量的确定方法、装置、计算机设备及介质 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例提供了一种天然气地质资源量的确定方法、装置、计算机设备及介质，其中，该方法包括：根据烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量和生成的天然气量；根据排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量；根据原油聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算原油裂解形成的天然气量，进而计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量；根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量；根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气量计算出原油裂解气再聚集资源量；计算干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量之和。
Description
技术领域
本发明涉及石油地质勘探技术领域，特别涉及一种高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法、装置、计算机设备及介质。
背景技术
高-过成熟海相含油气盆地天然气气源包括烃源岩干酪根裂解气和原油裂解气两种。根据经典的有机质干酪根热演化生烃模式，在深成热解阶段(有机质成熟阶段)，海相I-II型干酪根以生成大量的液态原油为主，同时生成少量天然气，III型干酪根以生成天然气为主，同时生成少量液态原油。在深成热解作用后期(高成熟阶段)，干酪根仍然可以生成一定量的天然气，而且早期干酪根热解生成并残留在源岩中的原油会逐渐裂解形成湿气，具有相同热演化程度的油藏原油也逐渐裂解，由正常原油逐渐转化为轻质油、湿气及稠油沥青；进入后生作用阶段时(过成熟阶段)，干酪根仍然可以生产一定量的天然气，而烃源岩中残余沥青和湿气以及具有相同热演化程度的油藏油气及稠油沥青进一步裂解，逐渐形成甲烷气(干气)与焦沥青。
以往对于高-过成熟海相含油气盆地天然气资源量的计算方法，是以有机质直接生成天然气模式(即是以烃源岩为直接气源灶)进行天然气地质资源量的计算的，这一方法不符合有机质热演化生烃过程，进而影响计算结果的准确度。
发明内容
本发明实施例提供了一种高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法，以解决现有技术中高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量确定不准确的技术问题。该方法包括：
根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量和生成的天然气量；
根据烃源岩的排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量；
根据原油的聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算原油裂解形成的天然气量；
根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量；
根据原油裂解形成的天然气量计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量；
根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气量计算出原油裂解气再聚集资源量；
将干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量之和确定为待测高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量。
本发明实施例还提供了一种高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定装置，以解决现有技术中高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量确定不准确的技术问题。该装置包括：
烃源岩的生成量计算模块，用于根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量和生成的天然气量；
原油聚集量计算模块，用于根据烃源岩的排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量；
裂解天然气量计算模块，用于根据原油的聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算原油裂解形成的天然气量；
干酪根天然气资源量计算模块，用于根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量；
裂解天然气资源量计算模块，用于根据原油裂解形成的天然气量计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量；
裂解气再聚集资源量计算模块，用于根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气量计算出原油裂解气再聚集资源量；
天然气地质资源量计算模块，用于将干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量之和确定为待测高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量。
本发明实施例还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述任意的天然气地质资源量的确定方法，以解决现有技术中高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量确定不准确的技术问题。
本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有执行上述任意的天然气地质资源量的确定方法的计算机程序，以解决现有技术中高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量确定不准确的技术问题。
在本发明实施例中，提出了根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量和生成的天然气量，进而根据烃源岩的排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量，根据原油的聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算得到原油裂解形成的天然气量，进而根据原油裂解形成的天然气量计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量；根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量，根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气量计算出原油裂解气再聚集资源量，最后，将干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量之和确定为高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量。与现有技术中以有机质直接生成天然气模式计算天然气地质资源量的方法相比，考虑到了气源灶的变化，该确定高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量的过程更符合地质热演化生烃成藏过程，使得计算结果更加有效、可靠，有利于提升高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量确定的准确度。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：
图1是本发明实施例提供的一种高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法的流程图；
图2是本发明实施例提供的一种不同类型有机质烃源岩生油量的示意图；
图3是本发明实施例提供的一种不同类型有机质烃源岩排油率的示意图；
图4是本发明实施例提供的一种干酪根生气量的示意图；
图5是本发明实施例提供的一种计算机设备的结构框图；
图6是本发明实施例提供的一种高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定装置的结构框图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。
本申请发明人发现，实际上，在高-过成熟海相含油气盆地的地质热演化过程中，有机质首先是生成大量原油并且原油相当部分聚集形成油藏，其进一步热演化时原油逐渐裂解成天然气，天然气成藏的源灶发生变化，由以往的烃源岩一元气源灶转变为烃源岩和油藏裂解二元气源灶，并且油藏原油裂解天然气成为主要气源灶。因此，提出了对于高-过成熟海相含油气盆地天然气资源量的确定方法，该方法符合地质热演化生烃成藏过程，使得高-过成熟海相含油气盆地天然气资源量的计算更准确。
在本发明实施例中，提供了一种高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法，如图1所示，该方法包括：
步骤102：根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量和生成的天然气量；
步骤104：根据烃源岩的排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量；
步骤106：根据原油的聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算原油裂解形成的天然气量；
步骤108：根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量；
步骤110：根据原油裂解形成的天然气量计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量；
步骤112：根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气量计算出原油裂解气再聚集资源量；
步骤114：将干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量之和确定为待测高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量。
由图1所示的流程可知，在本发明实施例中，提出了根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量和生成的天然气量，进而根据烃源岩的排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量，根据原油的聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算得到原油裂解形成的天然气量，进而根据原油裂解形成的天然气量计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量；根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量，根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气量计算出原油裂解气再聚集资源量，最后，将干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量之和确定为高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量。与现有技术中以有机质直接生成天然气模式计算天然气地质资源量的方法相比，考虑到了气源灶的变化，上述确定高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量的过程更符合地质热演化生烃成藏过程，使得计算结果更加有效、可靠，有利于提升高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量确定的准确度。
具体实施时，通过以下步骤根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的原油排油：
根据镜质体反射率与生油量的相互关系和不同类型有机质含量百分比确定单位有机质生油率；
根据烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、排烃模式和单位有机质生油率，计算各层段烃源岩的生油量；
根据镜质体反射率与有机质排油率的相互关系和不同类型有机质含量百分比确定单位有机质平均排油率；
根据生油量与单位有机质平均排油率计算排油量。
具体实施时，确定单位有机质生油率(G，mg/gTOC)的具体公式可以为G＝(G1×T1+G2×T2+G3×T3+G4×T4)，其中，T1、T2、T3、T4分别为不同类型有机质(具体为I型、II1型、II2型和III型)的含量百分比，具体可根据岩石热解、干酪根元素、干酪根镜检等分析实验确定；G1、G2、G3、G4分别为不同类型有机质(具体为I型、II1型、II2型和III型)的单位累积生油率(mg/gTOC)，可根据镜质体反射率与生油量相互关系确定。
具体实施时，在高-过成熟盆地，有机质已经完成了原油生成过程，因而各类有机质的单位累积生油率为生油窗下限即镜质体反射率(Ro)1.3％时的累积生油率。如图2所示，如I型有机质的T1＝0，II1型有机质的T2＝40％，II2型有机质的T3＝45％，III型有机质的T4＝45％，按烃源岩演化至生油窗下限Ro为1.3％时计算各类有机质的生油率，单位有机质生油率G值为289.63mg/gTOC。
具体实施时，得到单位有机质生油率后，即可根据烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、排烃模式和单位有机质生油率，计算各层段烃源岩的生油量。具体的，计算生油量的具体公式可以为：Qo＝S×H×d×TOC×G×10-5，其中，Qo为生油量(×108t)；S为烃源岩分布面积(km2)；H为烃源岩平均厚度(km)；TOC为烃源岩评价有机碳含量(％)；d为岩石密度，t/m3，一般取25×108t/km3；G为单位有机质生油率(mg/gTOC)。
具体实施时，可以根据镜质体反射率与有机质排油率的相互关系和不同类型有机质含量百分比确定单位有机质平均排油率，具体的，计算单位有机质平均排油率的具体公式可以为Pe＝(P1×T1+P2×T2+P3×T3+P4×T4)，其中，T1、T2、T3、T4为不同类型有机质(具体为I型、II1型、II2型、III型)含量百分比，可根据岩石热解、干酪根元素、干酪根镜检等分析实验确定；P1、P2、P3、P4为不同类型有机质单位排油率(mg/gTOC)，可根据镜质体反射率与排油率相互关系确定。
具体的，按烃源岩演化至生油窗下限Ro为1.3％时计算各类有机质的单位平均排油率，如图3所示，I型有机质的T1＝0，II1型有机质的T2＝40％，II2型有机质的T3＝45％，III型有机质的T4＝45％，按烃源岩演化至生油窗下限Ro为1.3％时计算各类有机质的单位平均排油率，得到平均排油率Pe值为92.84％。
具体实施时，得到单位有机质平均排油率后，可以通过以下具体公式来计算原油排油量：Qp＝Qo×Pe/100，其中，Qo为生油量(×108t)，Qp为排油量(×108t)，Pe为有机质单位平均排油率(％)。
具体实施时，通过以下步骤实现根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩生成的天然气量：
根据镜质体反射率与烃源岩生成的天然气量之间的相互关系确定干酪根生气率；
根据烃源岩厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、生排烃模式和干酪根生气率，计算各层段烃源岩生成的天然气量。
具体实施时，根据镜质体反射率与烃源岩生成的天然气量之间的相互关系可以确定干酪根生气率Gk(ml/gTOC)。例如，如图4所示，可以在镜质体反射率Ro为2.0％时计算干酪根生气率。
具体的，得到干酪根生气率后，即可根据烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、生排烃模式和干酪根生气率，计算各层段烃源岩生成的天然气量，例如，针对各层段烃源岩可以通过公式计算天然气量：Qk＝S×H×d×TOC×Gk×10-5，其中，Qk为烃源岩生成的天然气量(×1012m3)；S为烃源岩分布面积(km2)；H为烃源岩平均厚度(km)；TOC为烃源岩评价有机碳含量(％)；d为岩石密度，t/m3；Gk为干酪根生气率(ml/gTOC)。
具体实施时，在根据烃源岩的原油排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量的过程中，可以通过以下公式计算原油的聚集量：Qa＝Qp×fo，Qa为原油的聚集量(×108t)；fo为原油聚集系数。具体的，原油聚集系数可以通过现有的常规油气资源评价方法获得，本申请不做具体限定，例如，原油聚集系数的取值区间为10％-30％，原油聚集系数可以根据具体情况取值，例如，可以为20％。
具体实施时，在根据原油的聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算原油裂解形成的天然气量的过程，可以通过以下公式计算原油裂解形成的天然气量：Qc＝Qa×Vc×10-4，其中，Qc为原油裂解形成的天然气量(×1012m3)；Vc为单位原油裂解为甲烷的体积。具体的，不同性质的原油完全裂解的温度和最终裂解气量存在一定差异，裂解温度介于150℃-250℃，裂解气量介于350-600mg/g(500-800m3/t)。对于正常密度原油，完全裂解为甲烷天然气的量介于430-470mg/g(600-660m3/t)，平均值为650m3/t，天然气与焦沥青的质量比例为45：55。
具体实施时，在根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量的过程中，可以通过下公式来计算出干酪根生成的天然气资源量：Qka＝Qk×fg，Qka为干酪根生成的天然气资源量；Qk为烃源岩生成的天然气量(×1012m3)；fg为天然气聚集系数。
具体的，天然气聚集系数可以通过现有的常规资源评价方法获得，本申请不做具体限定。天然气聚集系数的取值区间为0.5％-2.0％，天然气聚集系数可以根据具体情况取值，例如，可以取值为0.5％。
具体实施时，通过以下步骤实现根据原油裂解形成的天然气量计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量：
根据油藏裂解时的温度和压力计算保留在原油藏中的裂解气的体积比例，将该体积比例确定为油藏原油裂解气的聚集系数；
将原油裂解形成的天然气量乘以油藏原油裂解气的聚集系数，得到原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量。
具体的，对于古油藏原油裂解形成的天然气，其聚集系数具有非常大的不确定性。如果油藏原油裂解后的天然气完全没有逸出原油藏圈闭，那么其聚集系数则是100％。但是，实际地质条件下天然气存在逸散的可能，逸出或散失多少很难确定。如需精确值，可以按照油藏裂解时的温度和压力计算保留在原油藏中的裂解气的体积比例，将该体积比例确定为油藏原油裂解气的聚集系数，具体可以根据油藏圈闭的容纳空间、油藏充满度、油藏温度与压力、圈闭封闭性等等多种因素确定原油裂解气的聚集系数。
具体的，得到油藏原油裂解气的聚集系数后，可以通过以下公式计算原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量：Qcq＝Qc×fc＝Qp×fo×Vc×fc×10-4，Qc为原油裂解形成的天然气量(×1012m3)；fc为油藏原油裂解气的聚集系数。
具体实施时，在根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气计算出原油裂解气再聚集资源量的过程中，通过以下公式计算原油裂解气再聚集资源量：Qcr＝Qc×(1-fc)×fr＝Qp×fo×Vc×10-4×(1-fc)×fr，Qcr为原油裂解气再聚集资源量；Qc为原油裂解形成的天然气量(×1012m3)；fc为油藏原油裂解气的聚集系数；fr为逸出油藏天然气再聚集系数。
具体的，逸出油藏天然气再聚集系数一般可取于干酪根直接生成天然气的聚集系数，例如，逸出油藏天然气再聚集系数的取值区间为0.5％～2％。
具体实施时，得到干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量后，即可根据以下公式计算待测高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量：Q＝Qka+Qcq+Qcr，其中，Q为高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量(×1012m3)，Qka为干酪根生成的天然气资源量(×1012m3)，Qcq为油藏裂解天然气资源量(×1012m3)，Qcr为原油裂解气再聚集资源量(×1012m3)。
以下结合具体示例来介绍实施上述高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法的过程，待测高-过成熟海相含油气盆地以四川盆地二叠系大隆组为例，该过程包括以下步骤：
步骤1：根据烃源岩的厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量和生成的天然气量；
具体的，四川盆地二叠系大隆组面积为16466km2，厚度为15.31m，总有机碳含量为8.31％，岩石密度为25×108t/km3。如图2所示，四川盆地二叠系大隆组烃源岩有机质类型比例：I型有机质的T1＝0，II1型有机质的T2＝40％，II2型有机质的T3＝45％，III型有机质的T4＝45％，按烃源岩演化至生油窗下限Ro为1.3％时计算各类有机质的生油率，单位有机质生油率G值为289.63mg/gTOC。
根据根据烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、排烃模式和单位有机质生油率，通过公式Qo＝S×H×d×TOC×G×10-5计算四川盆地二叠系大隆组烃源岩的生油量为152×108t。
如图3所示，四川盆地二叠系大隆组烃源岩有机质类型比例：I型有机质的T1＝0，II1型有机质的T2＝40％，II2型有机质的T3＝45％，III型有机质的T4＝45％，按烃源岩演化至生油窗下限Ro为1.3％时，通过公式Pe＝(P1×T1+P2×T2+P3×T3+P4×T4)计算各类有机质的平均排油率，平均排油率Pe值为92.84％。
通过公式Qp＝Qo×Pe/100，计算出四川盆地二叠系大隆组烃源岩的原油排油量为141×108t。
如图4所示，四川盆地二叠系大隆组烃源岩按Ro为2.0％时，干酪根生气率取值为141ml/gTOC，根据根据烃源岩厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、生排烃模式和干酪根生气率，通过公式Qk＝S×H×d×TOC×Gk×10-5计算出四川盆地二叠系大隆组烃源岩生成的天然气量为7.38×1012m3。
步骤2：根据烃源岩的排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量；
通过公式Qa＝Qp×fo，计算出四川盆地二叠系大隆组烃源岩原油的聚集量为28.2×108t。
步骤3：根据原油的聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算原油裂解形成的天然气量；
四川盆地古生界海相天然气地球化学研究表明，目前发现的天然气均为干气，天然气干燥系数大于98％，表明四川盆地古生界原油基本上全部裂解为甲烷。按照正常原油最终裂解为甲烷的产率为650m3/t计算。原油裂解为天然气的产量按照以下公式计算：Qc＝Qa×Vc×10-4，计算出四川盆地二叠系大隆组烃源岩原油裂解为天然气的产量为1.831×1012m3。
步骤4：根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量；
天然气聚集系数按0.5％计算，通过公式Qka＝Qk×fg，计算出四川盆地二叠系大隆组烃源岩中干酪根直接生成的天然气资源量为0.04×1012m3。
步骤5：根据原油裂解形成的天然气量和油藏原油裂解气的聚集系数计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量；
原油裂解为甲烷为650m3/t，完全裂解为甲烷时体积增长650倍，同时油藏储层孔隙的一部分为原油裂解的残余沥青占据，残余沥青的质量分数为0.54，油藏储层空间为原体积的54％。例如：根据大量的原油稳定性及裂解研究成果，假设油藏完全裂解为甲烷的温度为220℃，地温梯度为30℃/km时油藏深度为7000m，油藏净水压力70MPa。按照密度0.88g/cm3的正常。四川盆地在早白垩世末达到最大埋藏深度，古油藏在这一时期的温度也达到最高，原油完全裂解发生在这一时期或更早的时期。晚白垩世以来四川盆地及邻区遭受大规模抬升与剥蚀，盆地内抬升幅度或地层剥蚀厚度介于1500-2500m，盆地周边地区最大超过5000m，地温梯度也由早白垩世时期的30-35℃/km降低至目前的22-25℃/km。假设原油裂解气藏抬升2000m，气藏温度降至120-135℃，原油裂解为甲烷的体积膨胀系数则为1.87-1.94，平均值为1.90，约有25％的原油裂解天然气保留在原油藏圈闭中成藏。如果气藏的压力系数介于1.0-1.5，最多可有38％的裂解气可以保留在原油藏圈闭中。由此可见，四川盆地古油藏原油裂解气的聚集系数理论上介于25％-35％。
油藏原油裂解气的聚集系数取值为10％，通过公式Qcq＝Qc×fc，计算出四川盆地二叠系大隆组原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量为0.18×1012m3。
步骤6：根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气量和逸出油藏天然气再聚集系数计算出原油裂解气再聚集资源量；
逸出油藏天然气再聚集系数取值为2％，通过公式Qcr＝Qc×(1-fc)×fr，计算出四川盆地二叠系大隆组原油油藏原油裂解气再聚集资源量为0.03×1012m3。
步骤7：将干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量之和确定为待测高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量。
通过公式Q＝Qka+Qcq+Qcr，计算出四川盆地二叠系大隆组烃源岩天然气地质资源量为0.25×1012m3。
上述高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法对于高-过成熟海相含油气盆地来说更接近于实际地质情况，与原有计算方法相比，考虑到了气源灶的变化，因而使得计算结果更加有效、可靠。
在本实施例中，提供了一种计算机设备，如图5所示，包括存储器502、处理器504及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述任意的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法。
具体的，该计算机设备可以是计算机终端、服务器或者类似的运算装置。
在本实施例中，提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有执行上述任意的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法的计算机程序。
具体的，计算机可读存储介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机可读存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读存储介质不包括暂存电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定装置，如下面的实施例所述。由于高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定装置解决问题的原理与高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法相似，因此高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定装置的实施可以参见高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
图6是本发明实施例的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定装置的一种结构框图，如图6所示，该装置包括：
烃源岩的生成量计算模块602，用于根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量和生成的天然气量；
原油聚集量计算模块604，用于根据烃源岩的排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量；
裂解天然气量计算模块606，用于根据原油的聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算原油裂解形成的天然气量；
干酪根天然气资源量计算模块608，用于根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量；
裂解天然气资源量计算模块610，用于根据原油裂解形成的天然气量计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量；
裂解气再聚集资源量计算模块612，用于根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气量计算出原油裂解气再聚集资源量；
天然气地质资源量计算模块614，用于将干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量之和确定为待测高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量。
在一个实施例中，烃源岩的生成量计算模块，包括：
有机质生油率计算单元，用于根据镜质体反射率与生油量的相互关系和不同类型有机质含量百分比确定单位有机质生油率；
烃源岩生油量计算单元，用于根据烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、生排烃模式和单位有机质生油率，计算各层段烃源岩的生油量；
有机质平均排油率计算单元，用于根据镜质体反射率与有机质排油率的相互关系和不同类型有机质含量百分比确定单位有机质平均排油率；
烃源岩原油排油量计算单元，用于根据生油量与单位有机质平均排油率计算排油量。
在一个实施例中，烃源岩的生成量计算模块，还包括：
干酪根生气率计算单元，用于根据镜质体反射率与烃源岩生成的天然气量之间的相互关系确定干酪根生气率；
烃源岩天然气量计算单元，用于根据烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、生排烃模式和干酪根生气率，计算各层段烃源岩生成的天然气量。
在一个实施例中，裂解天然气资源量计算模块，包括：
油藏原油裂解气的聚集系数计算单元，用于根据油藏裂解时的温度和压力计算保留在原油藏中的裂解气的体积比例，将该体积比例确定为油藏原油裂解气的聚集系数；
裂解天然气资源量计算单元，用于将原油裂解形成的天然气量乘以油藏原油裂解气的聚集系数，得到原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量。
在一个实施例中，裂解气再聚集资源量计算模块，具体用于将油藏原油裂解逸出油藏的天然气量乘以逸出油藏天然气再聚集系数，得到原油裂解气再聚集资源量，其中，逸出油藏天然气再聚集系数的取值区间为0.5％至2％。
本发明实施例实现了如下技术效果：提出了根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量和生成的天然气量，进而根据烃源岩的排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量，根据原油的聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算得到原油裂解形成的天然气量，进而根据原油裂解形成的天然气量计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量；根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量，根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气量计算出原油裂解气再聚集资源量，最后，将干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量之和确定为高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量。与现有技术中以有机质直接生成天然气模式计算天然气地质资源量的方法相比，考虑到了气源灶的变化，该确定高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量的过程更符合地质热演化生烃成藏过程，使得计算结果更加有效、可靠，有利于提升高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量确定的准确度。
显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本发明实施例的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本发明实施例不限制于任何特定的硬件和软件结合。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (12)
1.一种高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法，其特征在于，包括：
根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量和生成的天然气量；
根据烃源岩的排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量；
根据原油的聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算原油裂解形成的天然气量；
根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量；
根据原油裂解形成的天然气量计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量；
根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气量计算出原油裂解气再聚集资源量；
将干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量之和确定为待测高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量。
2.如权利要求1所述的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法，其特征在于，根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量，包括：
根据镜质体反射率与生油量的相互关系和不同类型有机质含量百分比确定单位有机质生油率；
根据烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、生排烃模式和单位有机质生油率，计算各层段烃源岩的生油量；
根据镜质体反射率与有机质排油率的相互关系和不同类型有机质含量百分比确定单位有机质平均排油率；
根据生油量与单位有机质平均排油率计算排油量。
3.如权利要求2所述的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法，其特征在于，根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩生成的天然气量，包括：
根据镜质体反射率与烃源岩生成的天然气量之间的相互关系确定干酪根生气率；
根据烃源岩分布厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、生排烃模式和干酪根生气率，计算各层段烃源岩生成的天然气量。
4.如权利要求1至3中任一项所述的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法，其特征在于，根据原油裂解形成的天然气量计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量，包括：
根据油藏裂解时的温度和压力计算保留在原油藏中的裂解气的体积比例，将该体积比例确定为油藏原油裂解气的聚集系数；
将原油裂解形成的天然气量乘以油藏原油裂解气的聚集系数，得到原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量。
5.如权利要求1至3中任一项所述的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法，其特征在于，根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气计算出原油裂解气再聚集资源量，包括：
将油藏原油裂解逸出油藏的天然气量乘以逸出油藏天然气再聚集系数，得到原油裂解气再聚集资源量，其中，逸出油藏天然气再聚集系数的取值区间为0.5％至2％。
6.一种高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定装置，其特征在于，包括：
烃源岩的生成量计算模块，用于根据待测高-过成熟海相含油气盆地的烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式，计算烃源岩的排油量和生成的天然气量；
原油聚集量计算模块，用于根据烃源岩的排油量和原油聚集系数计算原油的聚集量；
裂解天然气量计算模块，用于根据原油的聚集量和单位原油裂解形成甲烷的产率计算原油裂解形成的天然气量；
干酪根天然气资源量计算模块，用于根据烃源岩生成的天然气量和天然气聚集系数计算出干酪根生成的天然气资源量；
裂解天然气资源量计算模块，用于根据原油裂解形成的天然气量计算出原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量；
裂解气再聚集资源量计算模块，用于根据油藏原油裂解逸出油藏的天然气量计算出原油裂解气再聚集资源量；
天然气地质资源量计算模块，用于将干酪根生成的天然气资源量、油藏裂解天然气资源量和原油裂解气再聚集资源量之和确定为待测高-过成熟海相含油气盆地的天然气地质资源量。
7.如权利要求6所述的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定装置，其特征在于，烃源岩的生成量计算模块，包括：
有机质生油率计算单元，用于根据镜质体反射率与生油量的相互关系和不同类型有机质含量百分比确定单位有机质生油率；
烃源岩生油量计算单元，用于根据烃源岩的分布厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、生排烃模式和单位有机质生油率，计算各层段烃源岩的生油量；
有机质平均排油率计算单元，用于根据镜质体反射率与有机质排油率的相互关系和不同类型有机质含量百分比确定单位有机质平均排油率；
烃源岩原油排油量计算单元，用于根据生油量与单位有机质平均排油率计算排油量。
8.如权利要求7所述的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定装置，其特征在于，烃源岩的生成量计算模块，还包括：
干酪根生气率计算单元，用于根据镜质体反射率与烃源岩生成的天然气量之间的相互关系确定干酪根生气率；
烃源岩天然气量计算单元，用于根据烃源岩分布厚度、分布面积、总有机碳含量、岩石密度、成熟度、生排烃模式和干酪根生气率，计算各层段烃源岩生成的天然气量。
9.如权利要求6至8中任一项所述的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定装置，其特征在于，裂解天然气资源量计算模块，包括：
油藏原油裂解气的聚集系数计算单元，用于根据油藏裂解时的温度和压力计算保留在原油藏中的裂解气的体积比例，将该体积比例确定为油藏原油裂解气的聚集系数；
裂解天然气资源量计算单元，用于将原油裂解形成的天然气量乘以油藏原油裂解气的聚集系数，得到原油裂解生成的油藏裂解天然气资源量。
10.如权利要求6至8中任一项所述的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定装置，其特征在于，裂解气再聚集资源量计算模块，具体用于将油藏原油裂解逸出油藏的天然气量乘以逸出油藏天然气再聚集系数，得到原油裂解气再聚集资源量，其中，逸出油藏天然气再聚集系数的取值区间为0.5％至2％。
11.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至5中任一项所述的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法。
12.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有执行权利要求1至5中任一项所述的高-过成熟海相含油气盆地天然气地质资源量的确定方法的计算机程序。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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