CN104298883B - 一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法，其包括以下步骤：1)采集实验样品并通过实验测定其热模拟实验数据；2)收集资料；3)标定干酪根生油、生气和油裂解气动力学参数；4)建立研究区目标层位烃源岩的沉积埋藏史和热史模型；5)建立烃源岩产烃率约束条件；6)建立研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油成气、净油和总气转化率剖面图；7)检验动力学地质外推结果是否符合要求；8)提出部分排烃模式调整系数，评价出部分排烃模型下的产烃率曲线，建立一种包括完全排烃、部分排烃和没有排烃这三种排烃模式下的烃源岩产烃率图版。本发明克服了以往烃源岩产烃率求取方法和实验模拟数据中的不足，使得各油田工作人员能够根据油田勘探实践更准确合理的确定目标层位的烃源岩产烃率。
Description
技术领域
本发明涉及一种用于评价油气资源的方法，特别是关于一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法。
背景技术
烃源岩产烃率是区带/区块油气资源评价和盆地级资源量评价的关键参数之一，关于烃源岩产烃率的评价方法，前人已经做了大量研究，以往烃源岩产烃率的评价方法主要有油气生成模拟实验法和元素守恒法(或称物质平衡法)。前者忽略了不同地质模型(如埋藏速率、地温梯度)对产烃率的影响，且实验室热模拟情况下镜质体演化与地质情况下镜质体演化不一致；后者需要依靠准确的实验数据，而元素(C、H和O)测定又受实验条件和经费的限制，无法满足当前的精度和全面性。
目前，烃源岩产烃率热模拟实验主要有密闭实验体系(高压釜、金管实验设备、MSSV实验设备)、开放实验体系(Rock-Eval和TG-MS实验设备)和半密闭半开放实验体系(直压式生排烃热模拟、自吹扫***和压实***实验设备)。其中，密闭实验体系的优点是评价出样品的烃源岩产烃率更接近地质下实际的烃源岩产烃率，缺点是无法区分初次裂解和二次裂解产物，难以计量C6～C14组分。开放实验体系是指采用Rock-Eval(生油岩评价仪)热解仪及其改进型仪器经济、快速且准确地评价出样品的烃源岩产烃率，优点是可以分别评价出初次裂解成油、成气的动力学参数，缺点是与地下实际的地质条件(开放体系、半封闭半开放体系和密闭体系根据实际的构造背景而定，即拉张应力场一般是开放体系，挤压应力场一般是密闭体系，过渡的应力场一般是半封闭半开放体系)不匹配。半密闭半开放实验体系大多采用单温度点或恒温度对样品的烃源岩产烃率进行热模拟，对于连续热解或生烃动力学研究并不适用。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种更加接近实际地质、更合理、且更具有普适性的油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法，包括以下步骤：1)采集能够代表研究区目标层位实际地质情况的烃源岩样品，并根据研究区目标层位烃源岩油气地质条件，进行Rock-eval、Py-gc岩石热模拟实验和金管原油热模拟实验；同时采集能够代表研究区目标层位烃源岩不同演化阶段的岩石样品，对岩石样品进行岩石热解分析测试、岩石总有机碳分析测试和氯仿沥青“A”分析测试；2)收集研究区目标层位烃源岩以往地球化学参数，并收集地质分层、古地温梯度和古地表温度数据；其中，以往分析的地球化学参数包括热解S1、氯仿沥青“A”、有机碳TOC和镜质体反射率Ro；3)利用步骤1)中的Rock-eval、Py-gc岩石热模拟实验获得的开放体系岩石热模拟实验数据，以及金管原油热模拟实验获得的密闭体系原油热裂解的实验数据，采用生烃动力学方法，标定研究区目标层位烃源岩干酪根生油、生气和油裂解气动力学参数；4)利用步骤2)中的研究区目标层位的地质分层、古地温梯度和古地表温度数据，建立研究区目标层位烃源岩具有代表性井的沉积埋藏史和热史模型；5)根据步骤1)获得的研究区目标层位本次实验数据和步骤2)获得的以往分析的地球化学参数，确定烃源岩的生烃门限、排烃门限、热演化程度、烃源岩类型和生烃潜力；6)根据步骤3)标定出的干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数和步骤4)建立的沉积埋藏史和热史模型，采用生烃动力学方法进行动力学地质外推，建立研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油成气、净油和总气转化率剖面图；7)利用步骤5)确定的生烃门限深度、排烃门限深度和烃源岩热演化程度，检验步骤6)的动力学地质外推结果是否符合要求：如果动力学地质外推确定的生烃门限深度与实际烃源岩生烃门限相同，净油曲线峰值与排烃门限相符，并且采用EASY Ro模型计算出来的Ro与实测Ro数据相符，则符合检验要求，得出符合地质因素的仅包含完全排烃和没有排烃两种模式产烃率图版，然后进入步骤8)；否则，返回步骤4)，查看是否某些地质因素被忽略，约束调整沉积埋藏史和热史；8)根据油田实际勘探实践确定部分排烃模式的调整系数，评价出部分排烃模型下的产烃率曲线，建立包含完全排烃、部分排烃和没有排烃三种排烃模式下的产烃率-深度和产烃率-Ro两个产烃率图版。
所述步骤8)中，全部排烃、没有排烃和部分排烃的定义如下：①全部排烃是指不考虑油成气，干酪根成油、干酪根成气完全从烃源岩中排出，不在油成气窗范围内，这里将干酪根成油、干酪根成气转化率与生烃潜力做乘积，即获得全部排烃情况下的产烃率曲线；②没有排烃是指考虑油成气，干酪根成油未排出烃源岩内，当地层埋藏深度增大，地温增高，出现油裂解成气，此时，用净油和总气转化率与生烃潜力做乘积，即获得没有排烃情况下的产烃率曲线；③部分排烃是指基于没有排烃模式基础上建立的排烃模式，此时，获得油成气应该是最大程度裂解气的情况，用调整系数与最大油成气的乘积，作为部分排烃情况下调整的油成气，结合干酪根成油、干酪根成气，获得部分排烃情况下调整的净油和调整的总气，用部分排烃情况下调整的净油和调整的总气与生烃潜力做乘积，即获得部分排烃情况下的产烃率曲线。
所述步骤8)中，调整系数是依据油田实际勘探实践给定的，介于0～1之间，表征的是干酪根生成的油发生初次运移的情况。
所述步骤5)中，所述研究区目标层位烃源岩生烃门限采用以下二者之一方法确定：①依据衡量不溶有机质向可溶有机质或烃类转化程度的地球化学指标S1/TOC、S1/(S1+S2)随深度突然变大的拐点位置确定生烃门限；②依据镜质体反射率Ro与生烃门限的对应关系确定生烃门限。
所述步骤5)中，所述研究区目标层位烃源岩排烃门限采用地球化学指标(S1+S2)/TOC随深度突然减小的拐点位置确定。
所述步骤5)中，烃源岩热演化程度通过镜质体反射率分析测试确定；烃源岩类型通过干酪根镜检实验确定；生烃潜力是在烃源岩类型判定基础上结合热演化程度确定。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明由于引入调整系数这一概念，充分考虑全部排烃、没有排烃和部分排烃这三种情况，建立一种包括完全排烃、部分排烃和没有排烃这三种排烃模式下的烃源岩产烃率图版，以使建立的图版不但更加符合地质实际情况，而且能够解决资源评价中棘手的产烃率评价难题，且将建立的研究区目标层位烃源岩产油率(净油(调整))、产气率(总气(调整))剖面，结合目标层位的镜质体反射率Ro等值图，获得目标层位烃源岩的产油率、产气率和产烃率等值图，可以为研究区目标层位烃源岩生烃量评价提供重要参数。2、本发明在建立烃源岩产烃率图版的过程中，根据实测数据约束下的动力学地质外推评价烃源岩产烃率，即基于Rock-Eval开放实验体系岩石热模拟实验数据、密闭实验体系原油热模拟实验数据和地质数据，并结合研究区沉积埋藏史和热史资料，使用生烃动力学技术，充分考虑地质条件下烃源岩的生烃门限、排烃门限和热演化程度，评价出烃源岩产烃率(包括完全排烃和部分排烃模式下的产烃率)。该产烃率既考虑了地质模型，又考虑了实际地质条件，同时化学动力学模型具有理论依据，因此评价出的烃源岩产烃率更具可信度。3、本发明由于提出部分排烃模式的调整系数参数，评价出部分排烃模式下的产烃率，克服了以往的烃源岩产烃率求取方法和实验模拟数据中只有完全排烃和没有排烃两个极端排烃模式的不足。该部分排烃模式下的烃源岩产烃率与实际地质下的烃源岩产烃率更加吻合，因此具有更高的合理性和准确性，使得各油田工作人员能够根据油田勘探实践更准确合理的确定目标层位的烃源岩产烃率，这一种方法具有科学性和普适性，能够为资源评价工作提供技术服务支持。
附图说明
图1是本发明方法的流程示意图；
图2是松辽盆地北部中浅层盛1井烃源岩热模拟实验样品的井位分布图；
图3是盛1井青山口组泥岩烃源岩干酪根成油活化能的分布图；
图4是盛1井青山口组泥岩烃源岩干酪根成气活化能的分布图；
图5是盛1井青山口组油成气活化能的分布图；
图6(a)是表示地化参数(S1+S2)/TOC与深度关系的图版；
图6(b)是表示地化参数S1/TOC与深度关系的图版；
图6(c)是表示地化参数S1/(S1+S2)与深度关系的图版；
图6(d)是表示成熟度参数Ro与深度关系的图版；
图7是松辽盆地北部青山口组一段和二段烃源岩类型直方图；
图8(a)表示烃源岩产烃率和深度之间的关系示意图；
图8(b)表示烃源岩产烃率和成熟度之间的关系示意图；
图9(a)是烃源岩转化率和深度的关系图；
图9(b)是烃源岩成熟度和深度的关系图；
图10(a)表示烃源岩产烃率和深度之间的关系；
图10(b)表示烃源岩产烃率和成熟度之间的关系；
图11是松辽盆地北部中浅层青山口组一段烃源岩Ro等值图；
图12是松辽盆地北部中浅层青山口组一段烃源岩产油率等值图；
图13是松辽盆地北部中浅层青山口组一段烃源岩产气率等值图；
图14是松辽盆地北部中浅层青山口组一段烃源岩产烃率等值图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
如图1所示，本发明提供的评价油气资源的烃源岩产烃率图版的建立方法，包括以下步骤：
1)采集实验样品并通过实验测定其热模拟实验数据
采集能够代表研究区目标层位实际地质情况的烃源岩样品，并根据研究区目标层位烃源岩油气地质条件，进行Rock-eval(生油岩评价仪)和Py-gc(热裂解气相色谱仪)岩石热模拟实验，及金管原油热模拟实验。其中，Rock-eval能够评价出烃源岩在实验条件下不同温度节点的烃源岩产烃率；Py-gc能够模拟出不同温度节点时石油中烃的组分含量(C1、C2-C5、C6-C13和C14+)；金管原油热模拟实验能够模拟出原油在地质条件下裂解成气的实验数据。
同时采集能够代表研究区目标层位烃源岩不同演化阶段的岩石样品，对岩石样品进行岩石热解分析测试、岩石总有机碳分析测试和氯仿沥青“A”分析测试，得到包括岩石热解S1、热解S2、有机碳TOC和氯仿沥青“A”。其中，热解S1为含游离烃量，指在300℃下检测的单位质量生油岩中的液态烃含量，mg/g(岩石)。热解S2为含干酪根烃量，表示在300℃～600℃下检测的单位质量生油岩中被加热而裂解的干酪根产量，mg/g(岩石)。
2)收集资料
收集研究区目标层位烃源岩以往分析的地球化学参数，并且收集地质分层、古地温梯度和古地表温度等数据。以往地球化学参数包括热解S1、有机碳TOC、氯仿沥青“A”和镜质体反射率Ro的实验数据。
3)标定干酪根生油、生气和油裂解气动力学参数
利用通过步骤1)中的Rock-eval、Py-gc岩石热模拟实验获得的开放体系岩石热模拟实验数据和金管原油热模拟实验获得的密闭体系原油热裂解的实验数据，采用生烃动力学方法，标定研究区目标层位烃源岩干酪根生油、生气和油裂解气动力学参数。
4)建立研究区目标层位烃源岩的沉积埋藏史和热史模型
根据研究区目标层位的地质分层数据、古地温梯度和古地表温度，建立研究区目标层位烃源岩具有代表性井的沉积埋藏史和热史模型。
5)建立烃源岩产烃率约束条件
根据步骤1)获得的实验数据和步骤2)获得的以往地球化学参数，确定研究区目标层位烃源岩的生烃门限、排烃门限、热演化程度和烃源岩类型。其中：
研究区目标层位烃源岩生烃门限采用两类方法确定：
①依据衡量不溶有机质向可溶有机质或烃类转化程度的地球化学指标S1/TOC、S1/(S1+S2)随深度突然增大的拐点位置确定生烃门限；
②依据镜质体反射率Ro与生烃门限的对应关系确定生烃门限。
研究区目标层位烃源岩的排烃门限采用地球化学指标(S1+S2)/TOC随深度突然减小的拐点位置确定。
烃源岩热演化程度通过镜质体反射率Ro分析测试确定。
烃源岩类型是通过干酪根镜检实验确定，生烃潜力是在烃源岩类型判定基础上结合热演化程度确定。
6)建立研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油成气、净油和总气转化率剖面图
根据步骤3)标定出的干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数和步骤4)建立的沉积埋藏史和热史模型参数，采用生烃动力学方法进行动力学地质外推，获得研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油成气、净油和总气转化率剖面图。
7)检验动力学地质外推结果是否符合要求
利用步骤5)确定的生烃门限、排烃门限和烃源岩热演化程度，检验步骤6)的动力学地质外推结果是否符合要求。如果动力学地质外推确定的生烃门限与实际烃源岩生烃门限相同，净油曲线峰值与排烃门限相符，并且采用EASY Ro模型(Ro计算模型)计算出来的Ro与实测Ro数据相符，则符合检验要求，此时即评价出符合地质因素的仅包含完全排烃和没有排烃这两种模式的转化率图版，而产烃率等于转化率乘以生烃潜力，即获得产烃率图版，继续步骤8)；
否则，返回步骤4)，查看是否某些地质因素被忽略，约束调整沉积埋藏史和热史，直至动力学地质外推确定的生烃门限与实际烃源岩生烃门限相同，净油曲线峰值与排烃门限相符，并且采用EASY Ro模型计算出来的Ro与实测Ro数据相符。
8)提出部分排烃模式调整系数，评价出部分排烃模型下的产烃率曲线，建立包含完全排烃、部分排烃和没有排烃三种排烃模式下的产烃率图版
调整系数是依据油田实际勘探实践给定的，介于0～1之间，表征的是干酪根生成的油发生初次运移的情况。实际地质下烃源岩的生排烃并不绝对是全部排烃和没有排烃两种情况，即还存在部分排烃的情况，因此本发明引入调整系数这一概念，充分考虑全部排烃、没有排烃和部分排烃这三种情况，以使建立的图版更加符合地质实际情况。
建立一种包含完全排烃、部分排烃和没有排烃三种排烃模式下的产烃率图版，该图版包括产烃率-深度和产烃率-Ro两个图版，每个图版均包括九条产烃率曲线(产烃率等于转化率乘以生烃潜力)，即干酪根成气、干酪根成油、油成气、净油、总气、总烃、油成气(调整)、净油(调整)和总气(调整)。
研究区目标层位的产烃率图版综合考虑以调整系数为1/2(油田根据实际地质情况确定调整系数)来详细说明全部排烃、没有排烃和部分排烃三种排烃模式以及相应的产烃率曲线组成：
①全部排烃，不考虑油成气，干酪根成油、干酪根成气完全从烃源岩中排出，不在油成气窗范围内，这里将干酪根成油、干酪根成气转化率与生烃潜力做乘积，即获得全部排烃情况下的产烃率曲线(图8(a)、图8(b)、图10(a)或图10(b)中的干酪根成油、干酪根成气两条线)。
②没有排烃，考虑油成气，干酪根成油未排出烃源岩内，当地层埋藏深度增大，地温增高，出现油裂解成气，此时，用净油和总气转化率与生烃潜力做乘积，即获得没有排烃情况下的产烃率曲线(图8(a)、图8(b)、图10(a)或图10(b)中的净油、总气两条线)。
③部分排烃，部分排烃模式是在没有排烃模式的基础上建立的，此时，获得油成气应该是最大程度裂解气的情况，结合油田实际情况，引进一个调整系数，调整系数为0～1分布，用调整系数与最大油成气的乘积，作为部分排烃情况下的油成气(调整)，结合干酪根成油、干酪根成气，获得部分排烃情况下的净油(调整)和总气(调整)，此时，用部分排烃情况下的净油(调整)和总气(调整)与生烃潜力做乘积，即获得部分排烃情况下的产烃率曲线(如图10(a)或图10(b)所示)中的净油(调整)、总气(调整)两条线。
其中，油成气(调整)、净油(调整)和总气(调整)是按下列计算方法获得的：
净油(调整)＝净油+(干酪根成油-净油)*调整系数 (1)
油成气(调整)＝油成气*调整系数 (2)
总气(调整)＝油成气(调整)+干酪根成气 (3)
烃源岩产烃率图版的应用：将研究区目标层位一组烃源岩产油率(净油(调整))、产气率(总气(调整))剖面，结合研究区目标层位的镜质体反射率Ro等值图，获得研究区目标层位的产油率、产气率和产烃率等值图，为研究区目标层位烃源岩生烃量评价提供重要参数。
实施例：以松辽盆地北部中浅层青山口组一段为例，以烃源岩热模拟实验数据、地质分层、古地温梯度、古地表温度、生烃门限深度、排烃门限、烃源岩热演化成熟Ro剖面和调整系数为支撑点，利用本发明一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法，计算松辽盆地中浅层青山口组一段油气资源评价中关键参数产烃率。具体步骤为：
1)采集实验样品并通过实验测定其热模拟实验数据
基于松辽盆地北部中浅层青山口组一段烃源岩油气地质条件的研究，采集盛1井(如图2所示)青山口组一段烃源岩样品，烃源岩样品满足如下条件：TOC>0.5％；成熟度Ro<0.5％，设计Rock-eval、Py-gc岩石热模拟实验，得到不同升温速率(5℃、10℃和20℃)条件下Py-gc岩石热模拟实验数据和Rock-eval热模拟实验数据(如表1～表4所示)；并采集研究区目标层位的原油样品，设计金管原油热模拟实验，得到不同升温速率(2℃和20℃)条件下油裂解成气的实验数据(如表5所示)。
表1 5℃时烃源岩样品模拟Py-gc实验数据
表2 10℃时烃源岩样品模拟Py-gc实验数据
表3 20℃时烃源岩样品模拟Py-gc实验数据
表4 Rock-Eval热模拟实验数据监测到的实验数据值
| 温度 | 烃(5℃/min) | 烃(10℃/min) | 烃(20℃/min) |
| 200 | 62 | 42 | 48 |
| 250 | 22 | 23 | 41 |
| 300 | 28 | 32 | 46 |
| 330 | 43 | 52 | 75 |
| 360 | 83 | 107 | 150 |
| 390 | 234 | 280 | 349 |
| 420 | 740 | 877 | 1017 |
| 450 | 1365 | 2458 | 3084 |
| 480 | 465 | 1830 | 5369 |
| 510 | 156 | 480 | 2048 |
| 540 | 102 | 239 | 694 |
| 570 | 75 | 168 | 420 |
| 600 | 54 | 123 | 303 |
| 630 | 36 | 88 | 215 |
表5 不同升温速率(2℃和20℃)条件下油裂解成气的实验数据
如图2所示，采集青山口组一段不同演化阶段下的岩石样品，进行Rock-eval岩石热解实验、岩石总有机碳分析测试和氯仿沥青“A”分析测试等。这里仅展示一部分(如表6所示)：
表6 松辽盆地北部青山口组烃源岩氯仿沥青“A”地化参数统计表
| 井名 | 数据来源 | 样品深度 | 氯仿沥青“A” |
| 茂206 | 松北数据 | 1025 | 1.2481 |
| 茂206 | 松北数据 | 1026 | 0.4264 |
| 茂206 | 松北数据 | 1027 | 0.277 |
| 茂206 | 松北数据 | 1028 | 0.2729 |
| 茂206 | 松北数据 | 1029 | 0.1067 |
| 茂206 | 松北数据 | 1030 | 0.0331 |
| 茂206 | 松北数据 | 1031 | 0.334 |
| 茂206 | 松北数据 | 1032 | 0.4185 |
| 茂206 | 松北数据 | 1033 | 0.3581 |
| 茂206 | 松北数据 | 1034 | 0.2081 |
| 茂206 | 松北数据 | 1035 | 0.2058 |
| 茂206 | 松北数据 | 1045 | 0.1411 |
| 茂206 | 松北数据 | 1065 | 0.2819 |
| 茂206 | 松北数据 | 1075 | 0.8567 |
| 茂206 | 松北数据 | 1085 | 0.3355 |
| 茂206 | 松北数据 | 1095 | 0.2481 |
| 茂206 | 松北数据 | 1105 | 0.0075 |
| 茂206 | 松北数据 | 1115 | 0.2649 |
| 茂206 | 松北数据 | 1116 | 0.0233 |
| 茂206 | 松北数据 | 1117 | 0.1692 |
| 茂206 | 松北数据 | 1118 | 0.2927 |
| 茂206 | 松北数据 | 1119 | 0.1554 |
| 茂206 | 松北数据 | 1120 | 0.1571 |
| 茂206 | 松北数据 | 1121 | 0.2189 |
| 茂206 | 松北数据 | 1122 | 0.1851 |
| 茂206 | 松北数据 | 1123 | 0.5793 |
| 茂206 | 松北数据 | 1124 | 0.4791 |
| 茂206 | 松北数据 | 1125 | 0.618 |
| 茂206 | 松北数据 | 1126 | 0.0522 |
2)收集资料
收集松辽盆地北部中浅层青山口组一段烃源岩以往分析的地球化学参数，并且收集研究区的地质分层、古地温梯度、古地表温度等数据，在此仅展示收集的很少一部分资料(如表7所示)：
表7 松辽盆地中浅层青山口组一段地球化学参数
3)标定干酪根生油、生气和油裂解气动力学参数
利用步骤1)中的Rock-eval、Py-gc岩石热模拟实验获得的开放体系岩石热模拟实验数据和金管原油热模拟实验获得的密闭体系岩石热模拟实验数据，采用生烃动力学方法，标定松辽盆地北部中浅层盛1井泥岩I型烃源岩干酪根生油、生气和油裂解气动力学参数。
烃源岩干酪根生油的动力学参数主要分布在209.73kJ/Mol(如表8和图3所示)；烃源岩干酪根成气动力学参数主要分布在211.78kJ/Mol(如表8和图4所示)；烃源岩油成气动力学参数主要分布在224.66kJ/Mol(如表8和图5所示)。
表8 松辽盆地北部中浅层盛1井青山口组(K1qn)泥岩源岩成烃动力学参数
4)建立研究区目标层位的沉积埋藏史和热史模型
依据松辽盆地北部中浅层地质分层数据、古地温梯度和古地表温度，建立研究区具有代表性的井的沉积埋藏史和热史模型，本实施例中具有代表性的井为浅层古12井，其埋藏史和热史模型参数如下(如表9所示)：
表9 中浅层古12井埋藏史-热史参数
5)约束条件
基于研究区目标层位本次实验数据和以往地球化学参数，确定烃源岩的生烃门限、排烃门限、烃源岩类型和热演化程度。其中，本次实验数据包括岩石热解S1、热解S2、有机碳TOC和氯仿沥青“A”；以往分析的地球化学参数包括热解S1、氯仿沥青“A”、有机碳TOC和镜质体反射率Ro。
如图6(a)～图6(d)所示，其中，图6(a)是表示地化参数(S1+S2)/TOC与深度关系的图版，图6(b)是表示地化参数S1/TOC与深度关系的图版，图6(c)是表示地化参数S1/(S1+S2)与深度关系的图版，图6(d)是表示成熟度参数Ro与深度关系的图版。松辽盆地北部中浅层生烃门限深度为1550m，对应镜质体反射率Ro为0.65％(如图6(b)、图6(c)和图6(d)所示)；排烃门限深度为2000m，对应镜质体反射率Ro为1.00％(如图6(a)、图6(b)、图6(c)和图6(d)所示)。烃源岩有机质类型主要为I型和II1型(如图7所示)，烃源岩生烃潜力为700mg/gTOC。
6)建立研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油成气、净油和总气转化率剖面图
根据步骤3)标定出的干酪根生油、生气和油裂解气动力学参数和步骤4)标定出的沉积埋藏史和热史模型参数，采用生烃动力学方法进行动力学地质外推，获得研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油成气、净油和总气转化率剖面图(如图8(a)、图8(b)所示)。其中，图8(a)表示烃源岩产烃率和深度之间的关系示意图，图8(b)表示烃源岩产烃率和成熟度之间的关系示意图。
7)检验动力学地质外推结果是否符合要求
基于步骤6)确定的地质外推结果，即生烃门限、排烃门限和烃源岩热演化程度(镜质体反射率Ro)，利用步骤5)得出的约束条件检验动力学地质外推结果是否符合要求：
如果动力学地质外推确定的生烃门限深度与实际烃源岩生烃门限相同，净油曲线峰值与排烃门限相符，并且采用EASY Ro模型计算出来的Ro与实测Ro数据相符，则符合检验要求，继续步骤8)；
否则，返回步骤4)，查看是否某些地质因素被忽略，约束调整沉积埋藏史和热史，直至动力学地质外推确定的生烃门限深度与实际烃源岩生烃门限相同，净油曲线峰值与排烃门限相符，并且采用EASY Ro模型计算出来的Ro与实测Ro数据相符。本实施例以转化率0.1对应的位置为生烃门限(如图9(a)和9(b)所示)。
8)给定调整系数，评价出部分排烃模式下的产烃率曲线，建立包含完全排烃、部分排烃和没有排烃三种排烃模式下的产烃率图版
调整系数是依据油田实际勘探实践给定的，介于0～1之间，具体为：东部调整系数缺省值为0.3，中部调整系数缺省值为0.4，西部调整系数缺省值为0.6，各油田可以根据实际情况给定，本次松辽盆地北部中浅层根据构造特征，给定的调整系数为0.3。
建立接近实际地质的包含完全排烃、部分排烃和没有排烃三种排烃模式下的产烃率图版，产烃率图版包括产烃率-深度和产烃率-Ro两个图，每图均包括九条转化率曲线，即干酪根成气、干酪根成油、油成气、净油、总气、总烃、油成气(调整)、净油(调整)和总气(调整)。其中，油成气(调整)、净油(调整)和总气(调整)是按下列计算方法获得的：
净油(调整)＝净油+(干酪根成油-净油)*调整系数
油成气(调整)＝油成气*调整系数
总气(调整)＝油成气(调整)+干酪根成气
根据松辽盆地北部中浅层地化数据确定原始生烃潜力，建立研究区盛1井青山口组烃源岩产烃率图版(如图10(a)、图10(b)所示)，其中，图10(a)表示烃源岩产烃率和深度之间的关系，图10(b)表示烃源岩产烃率和成熟度之间的关系。
烃源岩产烃率图版的应用：将松辽盆地北部中浅层青山口组一组烃源岩产油率(净油(调整))、产气率(总气(调整))剖面，结合松辽盆地北部中浅层青山口组一段的镜质体反射率Ro等值图(如图11所示)，获得青山口组一段的产油率(如图12所示)、产气率(如图13所示)和产烃率等值图(如图14所示)，为青口组一段烃源岩生烃量评价提供了重要参数。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中的一些方法和步骤是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (7)
1.一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法，包括以下步骤：
1)采集能够代表研究区目标层位实际地质情况的烃源岩样品，并根据研究区目标层位烃源岩油气地质条件，进行Rock-eval、Py-gc岩石热模拟实验和金管原油热模拟实验；同时采集能够代表研究区目标层位烃源岩不同演化阶段的岩石样品，对岩石样品进行岩石热解分析测试、岩石总有机碳分析测试和氯仿沥青“A”分析测试；
2)收集研究区目标层位烃源岩以往地球化学参数，并收集地质分层、古地温梯度和古地表温度数据；其中，以往分析的地球化学参数包括热解S1、氯仿沥青“A”、有机碳TOC和镜质体反射率Ro；
3)利用步骤1)中的Rock-eval、Py-gc岩石热模拟实验获得的开放体系岩石热模拟实验数据，以及金管原油热模拟实验获得的密闭体系原油热裂解的实验数据，采用生烃动力学方法，标定研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数；
4)利用步骤2)中的研究区目标层位的地质分层、古地温梯度和古地表温度数据，建立研究区目标层位烃源岩具有代表性井的沉积埋藏史和热史模型；
5)根据步骤1)获得的研究区目标层位本次实验数据和步骤2)获得的以往分析的地球化学参数，确定烃源岩的生烃门限、排烃门限、热演化程度、烃源岩类型和生烃潜力；
6)根据步骤3)标定出的干酪根生油、干酪根生气和油裂解气动力学参数和步骤4)建立的沉积埋藏史和热史模型，采用生烃动力学方法进行动力学地质外推，建立研究区目标层位烃源岩干酪根生油、干酪根生气、油成气、净油和总气转化率剖面图；
7)利用步骤5)确定的生烃门限、排烃门限和烃源岩热演化程度，检验步骤6)的动力学地质外推结果是否符合要求：
如果动力学地质外推确定的生烃门限与实际烃源岩生烃门限相同，净油曲线峰值与排烃门限相符，并且采用EASY Ro模型计算出来的Ro与实测Ro数据相符，则符合检验要求，得出符合地质因素的仅包含完全排烃和没有排烃两种模式产烃率图版，然后进入步骤8)；其中，完全排烃是指不考虑油成气，干酪根成油、干酪根成气完全从烃源岩中排出，不在油成气窗范围内，这里将干酪根成油、干酪根成气转化率与生烃潜力做乘积，即获得完全排烃情况下的产烃率曲线；没有排烃是指考虑油成气，干酪根成油未排出烃源岩内，当地层埋藏深度增大，地温增高，出现油裂解成气，此时，用净油和总气转化率与生烃潜力做乘积，即获得没有排烃情况下的产烃率曲线；
否则，返回步骤4)，查看是否某些地质因素被忽略，约束调整沉积埋藏史和热史；
8)根据油田实际勘探实践确定部分排烃模式的调整系数，评价出部分排烃模型下的产烃率曲线，建立包含完全排烃、部分排烃和没有排烃三种排烃模式下的产烃率-深度和产烃率-Ro两个产烃率图版；其中，部分排烃是指基于没有排烃模式基础上建立的排烃模式，此时，获得油成气应该是最大程度裂解气的情况，用调整系数与最大油成气的乘积，作为部分排烃情况下调整的油成气，结合干酪根成油、干酪根成气，获得部分排烃情况下调整的净油和调整的总气，用部分排烃情况下调整的净油和调整的总气与生烃潜力做乘积，即获得部分排烃情况下的产烃率曲线。
2.如权利要求1所述的一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法，其特征在于：所述步骤8)中，调整系数是依据油田实际勘探实践给定的，介于0～1之间，表征的是干酪根生成的油发生初次运移的情况。
3.如权利要求1或2所述的一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法，其特征在于：所述步骤5)中，所述研究区目标层位烃源岩生烃门限采用以下二者之一方法确定：
①依据衡量不溶有机质向可溶有机质或烃类转化程度的地球化学指标S1/TOC、S1/(S1+S2)随深度突然变大的拐点位置确定生烃门限，S2为含干酪根烃量，表示在300℃～600℃下检测的单位质量生油岩中被加热而裂解的干酪根产量；
②依据镜质体反射率Ro与生烃门限的对应关系确定生烃门限。
4.如权利要求1或2所述的一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法，其特征在于：所述步骤5)中，所述研究区目标层位烃源岩排烃门限采用地球化学指标(S1+S2)/TOC随深度突然减小的拐点位置确定，S2为含干酪根烃量，表示在300℃～600℃下检测的单位质量生油岩中被加热而裂解的干酪根产量。
5.如权利要求1或2所述的一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法，其特征在于：所述步骤5)中，烃源岩热演化程度通过镜质体反射率分析测试确定；烃源岩类型通过干酪根镜检实验确定；生烃潜力是在烃源岩类型判定基础上结合热演化程度确定。
6.如权利要求3所述的一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法，其特征在于：所述步骤5)中，烃源岩热演化程度通过镜质体反射率分析测试确定；烃源岩类型通过干酪根镜检实验确定；生烃潜力是在烃源岩类型判定基础上结合热演化程度确定。
7.如权利要求4所述的一种油气资源评价中的烃源岩产烃率图版的建立方法，其特征在于：所述步骤5)中，烃源岩热演化程度通过镜质体反射率分析测试确定；烃源岩类型通过干酪根镜检实验确定；生烃潜力是在烃源岩类型判定基础上结合热演化程度确定。
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