CN117890412A - 一种页岩油运移判识方法、装置、存储介质和电子设备 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油气勘探与开发技术领域，特别地涉及一种页岩油运移判识方法、装置、存储介质和电子设备，方法包括：对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，其中，生油窗门限用于判断岩心是否成熟；对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度，其中，成熟度用于判断岩心是否成熟；若基于生油窗门限的成熟判断结果与基于成熟度的成熟判断结果不符和/或岩心样品的裂解烃比例演化趋势与正常热演化趋势不符，则岩心对应的油为运移油；从而能够基于岩心对页岩油的运移进行快速判识。
Description
技术领域
本发明涉及油气勘探与开发技术领域，特别地涉及一种页岩油运移判识方法、装置、存储介质和电子设备。
背景技术
油气运移是常规油气有效聚集的至关重要环节，常规油气二次运移的距离可以从数毫米至数百千米(England，1987)，油气运移方向，运移通道及运移方式是常规油气成藏研究的研究热点和重点。
然而，在非常规页岩油体系中，原油滞留于烃源岩层系，原位滞留的页岩油资源通常相对规模较大，但原油流动性偏差，而运移聚集型页岩油相对局部富集，但原油可动性相对较好，由此，页岩油是否发生运移(即页岩油运移的判识)是影响页岩油富集规模、可流动性评价以及后期勘探开发部署预判的重要依据。
本领域亟需一种方案解决页岩油的运移难以快速判识的技术问题。
发明内容
本发明提供一种页岩油运移判识方法、装置、存储介质和电子设备，解决了一些技术方案中页岩油的运移难以快速判识的技术问题。
第一方面，本发明提供了一种页岩油运移判识方法，方法包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，其中，生油窗门限用于判断岩心是否成熟；
对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度，其中，成熟度用于判断岩心是否成熟；
若基于生油窗门限的成熟判断结果与基于成熟度的成熟判断结果不符和/或岩心样品的裂解烃比例演化趋势与正常热演化趋势不符，则岩心对应的油为运移油。
在一些实施例中，对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的游离烃和裂解烃；
基于每一岩心样品的裂解烃在游离烃与裂解烃中的比值，得到每一岩心样品的裂解烃比例。
在一些实施例中，对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，还包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的有机质丰度以及最高裂解温度；
基于裂解烃与有机质丰度的比值获取每一岩心样品的氢指数；
基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的生油窗门限。
在一些实施例中，基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的生油窗门限的步骤，包括：
基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的有机质类型；
结合有机质类型与预设映射表，获取有机质类型的生油窗门限。
在一些实施例中，对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度的步骤，包括：
每深度间隔预设距离，选取一个岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度。
在一些实施例中，在对每一岩心样品进行岩石热解分析的步骤前，还包括：
对岩心出筒后，挑选纵向上不同层段、不同含油丰度的岩心样品；
对所有岩心样品进行冷冻；
将每一岩心样品密闭粉碎。
在一些实施例中，基于生油窗门限的成熟判断结果，包括：
获取落入生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，若比例小于阈值，则判断岩心的成熟度较低；
其中，获取落入生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，包括：将每一岩心样品的最高裂解温度与生油窗门限进行比较，以判断岩心样品是否落入生油窗门限。
第二方面，本发明提供了一种页岩油运移判识装置，装置包括：
第一分析模块，用于对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，其中，生油窗门限用于判断岩心是否成熟；
第二分析模块，用于对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度，其中，成熟度用于判断岩心是否成熟；
运移识别模块，用于若基于生油窗门限的成熟判断结果与基于成熟度的成熟判断结果不符和/或岩心样品的裂解烃比例演化趋势与正常热演化趋势不符，则岩心对应的油为运移油。
第三方面，本发明提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现第一方面的方法。
第四方面，本发明提供了一种电子设备，包括处理器和存储器，存储器上存储有计算机程序，处理器执行计算机程序时实现第一方面的方法。
本发明提供的一种页岩油运移判识方法、装置、存储介质和电子设备，通过对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，其中，生油窗门限用于判断岩心是否成熟；对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度，其中，成熟度用于判断岩心是否成熟；若基于生油窗门限的成熟判断结果与基于成熟度的成熟判断结果不符和/或岩心样品的裂解烃比例演化趋势与正常热演化趋势不符，则岩心对应的油为运移油；从而能够基于岩心对页岩油的运移进行快速判识。
附图说明
在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述：
图1为本发明实施例提供的一种页岩油运移判识方法示意图；
图2为本发明实施例提供的一种页岩油运移判识装置示意图；
图3为本发明实施例提供的准噶尔盆地玛湖凹陷风城组某A井风城组段测试样品Hi-Tmax交会示意图；
图4为本发明实施例提供的准噶尔盆地玛湖凹陷风城组某A井风城组段测试样品裂解烃比例-Tmax交会示意图。
在附图中，相同的部件使用相同的附图标记，附图并未按照实际的比例绘制。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，并对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达到相应技术效果的实现过程能充分理解并据以实施，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。本发明实施例以及实施例中的各个特征，在不相冲突前提下可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
需要说明的是，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
油气运移是常规油气有效聚集的至关重要环节，常规油气二次运移的距离可以从数毫米至数百千米(England，1987)，油气运移方向，运移通道及运移方式是常规油气成藏研究的研究热点和重点。
然而，在非常规页岩油体系中，原油滞留于烃源岩层系，原位滞留的页岩油资源通常相对规模较大，但原油流动性偏差，而运移聚集型页岩油相对局部富集，但原油可动性相对较好，由此，页岩油是否发生运移(即页岩油运移的判识)是影响页岩油富集规模、可流动性评价以及后期勘探开发部署预判的重要依据。
常规砂岩储层油气运移判识主要有两类方法：
第一类是基于油气运移过程中的“色层”效应，油气从“源”到“储”的过程中，由于地层的吸附作用导致油气分子的地球化学组成发生分馏效应，根据运移过程中油气分子地球化学的特征变化，判识油气是否发生运移，以及油气运移路径。例如，在一种利用同位素分馏效应判识油气二次运移的装置和方法中，黎茂稳(2000)利用烃类生物标志物和中性氮化合物绝对定量进行二次运移化学示踪判断二次运移距离和方向，黄海平(2001)利用油气运移过程中高分子量化合物的含量判识二次运移，霍秋立等(2006)结合海拉尔凹陷原油生物标志物的特征对比及油岩对比判识油气运移。这类方法主要用于常规砂岩储层，且源储分离的常规油气运移的判识，然而，泥页岩体系与常规体系不同，油气通常在体系内部顺层运移，源储未有明显界限，油气分子地球化学特征分异没有明显的差异，由此油气是否在体系内部发生运移难以判断。
第二类是基于传统的浮力压差及流体势判断油气运移，例如根据利用浮力势能，结合烃源岩分布预测油气区块的优势运移路径判断方法；又如一种模拟地质条件下油气压差排烃的运移过程的装置和实验方法；再如刘华等(2018)利用超压驱动，浮力驱动及混合驱动所对应的原油黏度、密度、轻/重正烷烃、含氮化合物、生物标志化合物等幅度变化研究油气运移的方式和动力。然而，在非常规泥页岩体系中，储集层致密化程度较高，通常没有明显的油气水分层界面，浮力势能指示性较差，利用浮力及压差进行油气运移判识难以实现。
本领域亟需一种方案来对页岩油运移进行判识。
针对现有方法的不足，本发明提供了一种结合泥页岩样品冷冻岩石热解和全岩反射率分析结果，对泥页岩层系页岩油运移进行快速判识的方法，为页岩油富集规模评价、可流动性评价以及后期勘探开发部署预判提供重要依据。以下，将结合实施例对本发明的技术方案及有益效果进行说明。
实施例一
图1为本发明实施例的一种页岩油运移判识方法流程图。如图1所示，本实施例提供一种页岩油运移判识方法，包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，其中，生油窗门限用于判断岩心是否成熟；
对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度，其中，成熟度用于判断岩心是否成熟；
若基于生油窗门限的成熟判断结果与基于成熟度的成熟判断结果不符和/或岩心样品的裂解烃比例演化趋势与正常热演化趋势不符，则岩心对应的油为运移油。
在本实施例中，岩心样品为取自岩心的样品。岩石热解分析的对象是岩心样品。裂解烃以及裂解烃比例是岩石热解分析得到的参数。正常热演化趋势是正常生油的热演化趋势，如图4所示。
本实施例提供的一种页岩油运移判识方法，通过对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，其中，生油窗门限用于判断岩心是否成熟；对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度，其中，成熟度用于判断岩心是否成熟；若基于生油窗门限的成熟判断结果与基于成熟度的成熟判断结果不符和/或岩心样品的裂解烃比例演化趋势与正常热演化趋势不符，则岩心对应的油为运移油；从而能够基于岩心对页岩油的运移进行快速判识。
实施例二
在上述实施例的基础上，本实施例的页岩油运移判识方法，对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的游离烃和裂解烃；
基于每一岩心样品的裂解烃在游离烃与裂解烃中的比值，得到每一岩心样品的裂解烃比例。
在一些实施方式中，对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，还包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的有机质丰度以及最高裂解温度；
基于裂解烃与有机质丰度的比值获取每一岩心样品的氢指数；
基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的生油窗门限。
在一些实施方式中，基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的生油窗门限的步骤，包括：
基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的有机质类型；
结合有机质类型与预设映射表，获取有机质类型的生油窗门限。
在本实施例的技术方案中，预设映射表例如为表2。在本实施例的技术方案中，计算裂解烃占总烃比例，单位有机质中裂解烃含量等参数；绘制如图3所示的氢指数(S2/TOC)与最高裂解峰温度(Tmax)交会图及如图4所示的裂解烃占比与最高裂解峰温度(Tmax)交会图；根据如图3所示的氢指数(S2/TOC)与最高裂解峰温度(Tmax)交会图确定有机质类型；根据有机质类型确定样品生烃Tmax门限值。
在本实施例的技术方案中，选取准噶尔盆地玛湖凹陷风城组某A井440米含油泥页岩岩心为例，纵向上分层段均匀间隔选取典型泥页岩样品。根据现场岩心观察，选取其中109块样品作为待测样品以分析数据来源，开展密闭冷冻碎样和岩石热解测试实验；获取游离烃S1、裂解烃S2及有机质丰度TOC计算含量以及最高裂解温度Tmax，部分测试及计算结果见表1，表1为准噶尔盆地玛湖凹陷风城组某A井风城组段部分样品关键参数测试值，其中，HI表示实测样品氢指数(S2/TOC)，Ro表示镜质体反射率，□表示该位置不存在数据。
表1
根据实测样品氢指数Hi(S2/TOC)与最高裂解峰温度(Tmax)交会图(图1)可以确定有机质类型主要为Ⅱ型干酪根，结合表2得到生油窗门限Tmax温度为435℃，其中，表2为不同类型有机质Tmax界限值(Bordenave(1993)。
表2
绘制样品的Tmax和S2/(S1+S2)交会图，并标识Tmax＝435℃，由判识图版可以看出：
该测试数据中50％以上的数据小于435℃(60个测试点)，大部分实测Tmax低于生烃门限，结合实测Ro值(均大于0.7％)可以判断，测试样品有机质均已达到生油窗门限，为成熟样品，而实测Tmax值大部分小于435℃，与有机质成熟度不符；
另外，裂解烃比例随Tmax值的演化趋势与正常热演化趋势不符，
综合判断，该层系页岩油为运移油。
本实施例的技术方案，通过对每一岩心样品进行岩石热解分析，获取了岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，能够从生油窗门限判断岩心的成熟度。
实施例三
在上述实施例的基础上，本实施例的页岩油运移判识方法，对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度的步骤，包括：
每深度间隔预设距离，选取一个岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度。
在本实施例的技术方案中，镜质体反射率是最重要的有机质成熟度指标，并用来标定从早期成岩作用直至深变质阶段有机质的热演化。镜质体是一种煤素质，但看不到植物的组织，主要是由芳香稠环化合物组成，随着煤化程度的增大，芳香结构的缩合程度也加大，这就使得镜质体的反射率增大。生油母质的热裂解过程与镜质体的演化过程密切相关，所以镜质体反射率是一个良好的有机质成熟度指标，有机质热变质作用愈深，镜质体反射率愈大。一般认为镜质体反射率Ro在0.5％-1.2％之间为石油成熟带。
根据现场岩心观察，选取其中109块样品作为待测样品以分析数据来源，开展密闭冷冻碎样和岩石热解测试实验；获取游离烃S1、裂解烃S2及有机质丰度TOC计算含量以及最高裂解温度Tmax，部分测试及计算结果见表1，其中，HI表示实测样品氢指数(S2/TOC)，Ro表示镜质体反射率，□表示该位置不存在数据。基于表1可见，实测镜质体反射率Ro值均大于0.7％，可以判断，测试样品成熟样品。
本实施例的技术方案，通过对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，获取了岩心样品的成熟度。
实施例四
在上述实施例的基础上，本实施例的页岩油运移判识方法，在对每一岩心样品进行岩石热解分析的步骤前，还包括：
对岩心出筒后，挑选纵向上不同层段、不同含油丰度的岩心样品；
对所有岩心样品进行冷冻；
将每一岩心样品密闭粉碎。
在本实施例的技术方案中，针对新钻井岩心出筒后挑选多个待测样品，各个待测样品为在纵向上不同层段、不同含油丰度的样品，对待测样品进行液氮冷冻保护，及时送至实验室待测。选取5-10克待测样品在液氮冷冻状态下进行密闭粉碎，粉碎后的样品及时进行岩石热解分析，以获取粉碎后的样品的游离烃S1、裂解烃S2及有机质丰度TOC计算含量以及最高裂解温度Tmax值等参数；每深度间隔100米选取1个待测样品开展全岩镜质体反射率测试，以获取待测样品的成熟度值。
其中，镜质体反射率是最重要的有机质成熟度指标，并用来标定从早期成岩作用直至深变质阶段有机质的热演化。镜质体是一种煤素质，但看不到植物的组织，主要是由芳香稠环化合物组成，随着煤化程度的增大，芳香结构的缩合程度也加大，这就使得镜质体的反射率增大。生油母质的热裂解过程与镜质体的演化过程密切相关，所以镜质体反射率是一个良好的有机质成熟度指标，有机质热变质作用愈深，镜质体反射率愈大。一般认为镜质体反射率Ro在0.5％-1.2％之间为石油成熟带。
本实施例的技术方案，通过对岩心出筒后，挑选纵向上不同层段、不同含油丰度的岩心样品；对所有岩心样品进行冷冻；将每一岩心样品密闭粉碎；能够保证后续分析的精度。
实施例五
在上述实施例的基础上，本实施例的页岩油运移判识方法，基于生油窗门限的成熟判断结果，包括：
获取落入生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，若比例小于阈值，则判断岩心的成熟度较低；
其中，获取落入生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，包括：将每一岩心样品的最高裂解温度与生油窗门限进行比较，以判断岩心样品是否落入生油窗门限。
在本实施例的技术方案中，绘制样品的Tmax和S2/(S1+S2)交会图，并标识Tmax＝435℃，由判识图版可以看出：
该测试数据中50％以上的数据小于435℃(60个测试点)，大部分实测Tmax低于生烃门限，结合实测Ro值(均大于0.7％)可以判断，测试样品有机质均已达到生油窗门限，为成熟样品，而实测Tmax值大部分小于435℃，与有机质成熟度不符；
另外，裂解烃比例随Tmax值的演化趋势与正常热演化趋势不符，
综合判断，该层系页岩油为运移油。
本实施例的技术方案，通过获取落入生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，若比例小于阈值，则判断岩心的成熟度较低；反之，若比例大于等于阈值，则判断岩心的成熟度较高。
实施例六
在上述实施例的基础上，图2为本发明实施例的一种页岩油运移判识装置示意图。如图2所示，本实施例提供一种页岩油运移判识装置，装置包括：
第一分析模块，用于对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，其中，生油窗门限用于判断岩心是否成熟；
第二分析模块，用于对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度，其中，成熟度用于判断岩心是否成熟；
运移识别模块，用于若基于生油窗门限的成熟判断结果与基于成熟度的成熟判断结果不符和/或岩心样品的裂解烃比例演化趋势与正常热演化趋势不符，则岩心对应的油为运移油。
在一些实施方式中，对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的游离烃和裂解烃；
基于每一岩心样品的裂解烃在游离烃与裂解烃中的比值，得到每一岩心样品的裂解烃比例。
在一些实施方式中，对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，还包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的有机质丰度以及最高裂解温度；
基于裂解烃与有机质丰度的比值获取每一岩心样品的氢指数；
基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的生油窗门限。
在一些实施方式中，基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的生油窗门限的步骤，包括：
基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的有机质类型；
结合有机质类型与预设映射表，获取有机质类型的生油窗门限。
在一些实施方式中，对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度的步骤，包括：
每深度间隔预设距离，选取一个岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度。
在一些实施方式中，在对每一岩心样品进行岩石热解分析的步骤前，还包括：
对岩心出筒后，挑选纵向上不同层段、不同含油丰度的岩心样品；
对所有岩心样品进行冷冻；
将每一岩心样品密闭粉碎。
在一些实施方式中，基于生油窗门限的成熟判断结果，包括：
获取落入生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，若比例小于阈值，则判断岩心的成熟度较低；
其中，获取落入生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，包括：将每一岩心样品的最高裂解温度与生油窗门限进行比较，以判断岩心样品是否落入生油窗门限。
应当理解的是，本实施例的装置具备方法实施例的全部有益效果。
实施例七
在上述实施例的基础上，本实施例提供本发明的技术方案的应用实例。
本发明采用如下技术方案：
步骤1)针对新钻井岩心出筒后挑选多个待测样品，各个待测样品为在纵向上不同层段、不同含油丰度的样品，对待测样品进行液氮冷冻保护，及时送至实验室待测；
步骤2)选取5-10克待测样品在液氮冷冻状态下进行密闭粉碎，粉碎后的样品及时进行岩石热解分析，以获取粉碎后的样品的游离烃S1、裂解烃S2及有机质丰度TOC计算含量以及最高裂解温度Tmax值等参数；每深度间隔100米选取1个待测样品开展全岩镜质体反射率测试，以获取待测样品的成熟度值；其中，镜质体反射率是最重要的有机质成熟度指标，并用来标定从早期成岩作用直至深变质阶段有机质的热演化。镜质体是一种煤素质，但看不到植物的组织，主要是由芳香稠环化合物组成，随着煤化程度的增大，芳香结构的缩合程度也加大，这就使得镜质体的反射率增大。生油母质的热裂解过程与镜质体的演化过程密切相关，所以镜质体反射率是一个良好的有机质成熟度指标，有机质热变质作用愈深，镜质体反射率愈大。一般认为镜质体反射率Ro在0.5％-1.2％之间为石油成熟带。
步骤3)计算裂解烃占总烃比例，单位有机质中裂解烃含量等参数；
步骤4)绘制氢指数(S2/TOC)与最高裂解峰温度(Tmax)交会图及裂解烃占比与最高裂解峰温度(Tmax)交会图。
步骤5)根据氢指数(S2/TOC)与最高裂解峰温度(Tmax)交会图确定有机质类型；
步骤6)根据有机质类型确定样品生烃Tmax门限值；
步骤7)运移油判识：
步骤7.1)对比样品实测最高裂解温度Tmax是否达到Tmax门限值，此结果作为确定泥页岩有机质是否成熟及是否受到运移烃类影响的判断依据；
步骤7.2)根据Tmax门限值后的实测Tmax值与裂解烃占比变化趋势，判断样品是否受到运移烃影响。
本发明提供了一种结合泥页岩样品冷冻岩石热解和全岩反射率分析结果，对泥页岩层系页岩油运移进行快速判识的分析方法，为页岩油富集规模、可流动性评价以及后期勘探开发部署预判的重要依据。
以下，结合准噶尔盆地的例子进行说明。
关于样品，选取准噶尔盆地玛湖凹陷风城组某A井440米含油泥页岩岩心为例，纵向上分层段均匀间隔选取典型泥页岩样品。
关于典型泥页岩样品及测试结果，根据现场岩心观察，选取其中109块样品作为待测样品以分析数据来源，开展密闭冷冻碎样和岩石热解测试实验；获取游离烃S1、裂解烃S2及有机质丰度TOC计算含量以及最高裂解温度Tmax，部分测试及计算结果见表1，其中，HI表示实测样品氢指数(S2/TOC)，Ro表示镜质体反射率，□表示该位置不存在数据。
表1
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关于油气运移判识，根据实测样品氢指数Hi(S2/TOC)与最高裂解峰温度(Tmax)交会图(图1)可以确定有机质类型主要为Ⅱ型干酪根，结合表2得到生油窗门限Tmax温度为435℃。
表2
绘制样品的Tmax和S2/(S1+S2)交会图，并标识Tmax＝435℃，由判识图版可以看出：
该测试数据中50％以上的数据小于435℃(60个测试点)，大部分实测Tmax低于生烃门限，结合实测Ro值(均大于0.7％)可以判断，测试样品有机质均已达到生油窗门限，为成熟样品，而实测Tmax值大部分小于435℃，与有机质成熟度不符；
另外，裂解烃比例随Tmax值的演化趋势与正常热演化趋势不符，
综合判断，该层系页岩油为运移油。
至此，本发明提供了一种结合泥页岩样品冷冻岩石热解和全岩反射率分析结果，对泥页岩层系页岩油运移进行快速判识的分析方法，为页岩油富集规模、可流动性评价以及后期勘探开发部署预判的重要依据。
实施例八
本实施例提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现上述实施例的方法。
上述存储介质可以是闪存、硬盘、多媒体卡、卡型存储器(例如，SD或DX存储器等)、随机访问存储器(RAM)、静态随机访问存储器(SRAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、可编程只读存储器(PROM)、磁性存储器、磁盘、光盘、服务器、App应用商城等等。
本实施例实现的方法包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，其中，生油窗门限用于判断岩心是否成熟；
对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度，其中，成熟度用于判断岩心是否成熟；
若基于生油窗门限的成熟判断结果与基于成熟度的成熟判断结果不符和/或岩心样品的裂解烃比例演化趋势与正常热演化趋势不符，则岩心对应的油为运移油。
在一些实施例中，对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的游离烃和裂解烃；
基于每一岩心样品的裂解烃在游离烃与裂解烃中的比值，得到每一岩心样品的裂解烃比例。
在一些实施例中，对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，还包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的有机质丰度以及最高裂解温度；
基于裂解烃与有机质丰度的比值获取每一岩心样品的氢指数；
基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的生油窗门限。
在一些实施例中，基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的生油窗门限的步骤，包括：
基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的有机质类型；
结合有机质类型与预设映射表，获取有机质类型的生油窗门限。
在一些实施例中，对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度的步骤，包括：
每深度间隔预设距离，选取一个岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度。
在一些实施例中，在对每一岩心样品进行岩石热解分析的步骤前，还包括：
对岩心出筒后，挑选纵向上不同层段、不同含油丰度的岩心样品；
对所有岩心样品进行冷冻；
将每一岩心样品密闭粉碎。
在一些实施例中，基于生油窗门限的成熟判断结果，包括：
获取落入生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，若比例小于阈值，则判断岩心的成熟度较低；
其中，获取落入生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，包括：将每一岩心样品的最高裂解温度与生油窗门限进行比较，以判断岩心样品是否落入生油窗门限。
实施例九
本实施例提供一种电子设备，包括处理器和存储器，存储器上存储有计算机程序，处理器执行计算机程序时实现上述实施例的方法。
处理器可以是专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，简称ASIC)、数字信号处理器(Digital Signal Processor，简称DSP)、数字信号处理设备(Digital Signal Processing Device，简称DSPD)、可编程逻辑器件(Programmable LogicDevice，简称PLD)、现场可编程门阵列(Field Programmable Gate Array，简称FPGA)、控制器、微控制器、微处理器或其他电子元件实现，用于执行上述实施例中的方法。
存储器可以由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，例如静态随机存取存储器(Static Random Access Memory，简称SRAM)，电可擦除可编程只读存储器(Electrically Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EEPROM)，可擦除可编程只读存储器(Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EPROM)，可编程只读存储器(Programmable Read-Only Memory，简称PROM)，只读存储器(Read-Only Memory，简称ROM)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。
本实施例实现的方法包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，其中，生油窗门限用于判断岩心是否成熟；
对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度，其中，成熟度用于判断岩心是否成熟；
若基于生油窗门限的成熟判断结果与基于成熟度的成熟判断结果不符和/或岩心样品的裂解烃比例演化趋势与正常热演化趋势不符，则岩心对应的油为运移油。
在一些实施例中，对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的游离烃和裂解烃；
基于每一岩心样品的裂解烃在游离烃与裂解烃中的比值，得到每一岩心样品的裂解烃比例。
在一些实施例中，对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，还包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的有机质丰度以及最高裂解温度；
基于裂解烃与有机质丰度的比值获取每一岩心样品的氢指数；
基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的生油窗门限。
在一些实施例中，基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的生油窗门限的步骤，包括：
基于所有岩心样品的氢指数与最高裂解温度的交会图，确定岩心的有机质类型；
结合有机质类型与预设映射表，获取有机质类型的生油窗门限。
在一些实施例中，对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度的步骤，包括：
每深度间隔预设距离，选取一个岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度。
在一些实施例中，在对每一岩心样品进行岩石热解分析的步骤前，还包括：
对岩心出筒后，挑选纵向上不同层段、不同含油丰度的岩心样品；
对所有岩心样品进行冷冻；
将每一岩心样品密闭粉碎。
在一些实施例中，基于生油窗门限的成熟判断结果，包括：
获取落入生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，若比例小于阈值，则判断岩心的成熟度较低；
其中，获取落入生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，包括：将每一岩心样品的最高裂解温度与生油窗门限进行比较，以判断岩心样品是否落入生油窗门限。
在本发明所提供的实施例中，应该理解到，所揭露的装置和方法，也可以通过其它的方式实现。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，附图中的流程图和框图显示了根据本发明的多个实施例的装置、方法和计算机程序产品的可能实现的体系架构、功能和操作。在这点上，流程图或框图中的每个方框可以代表一个模块、程序段或代码的一部分，上述模块、程序段或代码的一部分包含一个或多个用于实现规定的逻辑功能的可执行指令。也应当注意，在有些作为替换的实现方式中，方框中所标注的功能也可以以不同于附图中所标注的顺序发生。例如，两个连续的方框实际上可以基本并行地执行，它们有时也可以按相反的顺序执行，这依所涉及的功能而定。也要注意的是，框图和/或流程图中的每个方框、以及框图和/或流程图中的方框的组合，可以用执行规定的功能或动作的专用的基于硬件的系统来实现，或者可以用专用硬件与计算机指令的组合来实现。
需要说明的是，在本发明中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限的要素，并不排除在包括要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
虽然本发明所揭露的实施方式如上，但上述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
Claims (10)
1.一种页岩油运移判识方法，其特征在于，所述方法包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，其中，所述生油窗门限用于判断岩心是否成熟；
对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取所述岩心样品的成熟度，其中，所述成熟度用于判断岩心是否成熟；
若基于所述生油窗门限的成熟判断结果与基于所述成熟度的成熟判断结果不符和/或所述岩心样品的裂解烃比例演化趋势与正常热演化趋势不符，则所述岩心对应的油为运移油。
2.根据权利要求1所述的页岩油运移判识方法，其特征在于，所述对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的游离烃和裂解烃；
基于每一岩心样品的裂解烃在游离烃与裂解烃中的比值，得到每一岩心样品的所述裂解烃比例。
3.根据权利要求2所述的页岩油运移判识方法，其特征在于，所述对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例的步骤，还包括：
对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取每一岩心样品的有机质丰度以及最高裂解温度；
基于裂解烃与有机质丰度的比值获取每一岩心样品的氢指数；
基于所有岩心样品的所述氢指数与所述最高裂解温度的交会图，确定所述岩心的生油窗门限。
4.根据权利要求3所述的页岩油运移判识方法，其特征在于，所述基于所有岩心样品的所述氢指数与所述最高裂解温度的交会图，确定所述岩心的生油窗门限的步骤，包括：
基于所有岩心样品的所述氢指数与所述最高裂解温度的交会图，确定所述岩心的有机质类型；
结合所述有机质类型与预设映射表，获取所述有机质类型的生油窗门限。
5.根据权利要求1所述的页岩油运移判识方法，其特征在于，所述对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取所述岩心样品的成熟度的步骤，包括：
每深度间隔预设距离，选取一个岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取岩心样品的成熟度。
6.根据权利要求1所述的页岩油运移判识方法，其特征在于，在所述对每一岩心样品进行岩石热解分析的步骤前，还包括：
对岩心出筒后，挑选纵向上不同层段、不同含油丰度的岩心样品；
对所有所述岩心样品进行冷冻；
将每一所述岩心样品密闭粉碎。
7.根据权利要求1所述的页岩油运移判识方法，其特征在于，所述基于所述生油窗门限的成熟判断结果，包括：
获取落入所述生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，若所述比例小于阈值，则判断岩心的成熟度较低；
其中，所述获取落入所述生油窗门限的岩心样品的数量占所有岩心样品的数量的比例，包括：将每一岩心样品的最高裂解温度与所述生油窗门限进行比较，以判断所述岩心样品是否落入所述生油窗门限。
8.一种页岩油运移判识装置，其特征在于，所述装置包括：
第一分析模块，用于对每一岩心样品进行岩石热解分析，以获取岩心的生油窗门限和每一岩心样品的裂解烃比例，其中，所述生油窗门限用于判断岩心是否成熟；
第二分析模块，用于对岩心样品进行全岩镜质体反射率测试，以获取所述岩心样品的成熟度，其中，所述成熟度用于判断岩心是否成熟；
运移识别模块，用于若基于所述生油窗门限的成熟判断结果与基于所述成熟度的成熟判断结果不符和/或所述岩心样品的裂解烃比例演化趋势与正常热演化趋势不符，则所述岩心对应的油为运移油。
9.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至7中任一项所述的方法。
10.一种电子设备，包括处理器和存储器，其特征在于，所述存储器上存储有计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至7中任一项所述的方法。
Priority Applications (1)
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|---|---|---|---|
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Applications Claiming Priority (1)
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| CN202211254307.5A CN117890412A (zh) | 2022-10-13 | 2022-10-13 | 一种页岩油运移判识方法、装置、存储介质和电子设备 |
Publications (1)
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Family Applications (1)
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|---|---|
| CN (1) | CN117890412A (zh) |
-
2022
- 2022-10-13 CN CN202211254307.5A patent/CN117890412A/zh active Pending
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