一种泥页岩原始烃含量校正和恢复的方法与流程

1.本发明涉及页岩油勘探开发技术领域，特别涉及一种泥页岩原始烃含量 校正和恢复的方法。


背景技术：

2.热解参数(以下简称s1)是评价页岩油资源量和“甜点”的关键参数 之一，评价资源量和落实“甜点”，对于页岩油的勘探开发至关重要。 由于热解实验简单易行，检测结果信息量较大，因而在页岩油资源潜力 评价过程中常将热解参数s1作为泥页岩中游离态含量，用来反映泥页岩 含油量。因此，热解参数s1能否够客观的表征泥页岩含油量，将直接影 响页岩油资源潜力评价结果的可信度。
3.在实际实验分析过程中，受到岩心存放条件、实验测试分析技术及干 酪根吸附和溶胀等作用的影响，s1存在轻烃与重烃的损失，导致实测s1低于原位页岩油地下含油量，难以直接反映地下页岩油原位含油信息。 因此，需要对热解s1开展轻烃与重烃校正。其中，损失的轻烃组分(《c
14
) 密度小、粘度低、可流动性好，是页岩油资源最具可采部分，因此开展 轻烃校正对页岩油资源评价，尤其是可采资源评价具有重要影响。与之 相比，s1重烃损失部分组分密度较大、粘度较高、可流动性较差，不易被 开发，但是亦是泥页岩资源的重要组成部分，随着页岩油开发技术的成 熟以及新开发技术的应用(如原位改制技术)，这些资源仍具有开发潜 力。因此，对热解参数s1进行轻烃与重烃校正和恢复，合理客观的估算 页岩油总资源量，对页岩油长远的勘探开发具有重要意义。
4.李进步等人发表在《石油与天然气地质》2016年第37卷第4期上的
ꢀ“
热解参数s1的轻烃与重烃校正及其意义——以渤海湾盆地大民屯凹陷 e2s
4(2)
段为例”一文中记载：利用热解参数s1(游离烃含量)对泥页岩进行 资源评价时存在轻烃和重烃损失的现象，导致计算资源量偏小。针对重 烃损失，将相同泥泥页岩样品经抽提前、后热解实验所得的s2(热解含量) 进行对比，二者之差即为s1损失的重烃含量。针对轻烃损失，基于未熟 泥页岩样品rock-eval和py-gc以及对原油进行的金管实验，根据化学 动力学原理求取各动力学参数，结合easyro模型计算出不同成熟度时生 成的c
6-13
与c
13
的比值，将此值作为烃源岩内残留的c
6-13
与c
13
比值，并在 经重烃恢复之后的s1基础上进行轻烃恢复。使用轻烃与重烃恢复前、后 的s1作为泥页岩资源评价参数，在资源量计算方面差别较大。以渤海湾 盆地大民屯凹陷e2s
4(2)
段为例，其恢复前资源量为2.26
×
108t，恢复后资 源量为6.47
×
108t，恢复后资源量为恢复前的2.86倍。因此在利用s1对 泥页岩进行资源评价时，对s1的轻烃和重烃恢复具有重要意义。
5.张林晔等人发表在《天然气地球科学》2012年第23卷第1期上的“东 营凹陷古近系泥页岩中存在可供开采的油气资源”一文中记载：利用地 球化学、岩石矿物、测井及录井等资料系统研究东营凹陷古近系沙河街 组泥页岩,认为东营凹陷古近系沙三下亚段—沙四上亚段泥页岩厚度大, 有机质丰度高、类型好、成熟度分布范围广,与北美地区已发现页岩气系 统地质地球化学参数具有一定的可比性,具备形成页岩气的物质基础:东 营凹陷沙
三下亚段和沙四上亚段泥页岩全岩矿物组成具有较高石英和碳 酸盐含量,粘土矿物含量低于50％,具有一定的脆性特征,且普遍发育微裂 隙,有利于页岩油气的开采；东营凹陷古近系湖相泥页岩气测资料的调查 发现,钻至沙三下亚段、沙四上亚段2套泥页岩发育段的探井气测显示均 表现为高异常,钻井过程中频繁发生井涌和井漏现象,预示着气体的存 在；2套泥页岩罐顶气轻烃(c1—c4)丰度随埋深增加而增加,在3 400m以 深重烃/轻烃值较低,一般低于0.15,结合对2套泥页岩气油比的研究认为, 东营凹陷针对泥页岩的勘探应采取油气兼探的方针。3 400m以浅以勘探 泥页岩油藏为主,页岩气的勘探应在3 400m以深。研究表明,东营凹陷古 近系泥页岩中存在可供开采的油气资源,是一个值得关注并投入风险勘 探的新领域。
6.jarive(2012)提出的有饱和度指数方法(osi，s1/toc)是目前最 为常用的泥页岩吸附油评价方法，但不同的区域页岩油藏，恢复和校验 的方法不同，会产生不同的结果，影响该区域页岩油的勘探开发。


技术实现要素：

7.本发明的目的为提供一种泥页岩原始烃含量校正和恢复的方法，建立液 氮常规热解和液氮分段热解的关系，以液氮冷冻样品常规及分段热解、放置 样品常规及分段热解为基础，分别建立液氮冷冻泥页岩s1重烃校正模型和放 置泥页岩s1重烃、轻烃校正模型，使得页岩油井热解参数s1能够客观的表 征泥页岩含油量，节约实验测试分析时间和成本，页岩油资源潜力评价结果 的可信度平均提高35个百分点，落实“甜点”准确性平均提高60个百分点， 工作效率平均提高50个百分点。
8.本技术提供了一种泥页岩原始烃含量校正和恢复的方法，包括：
9.步骤1：建立液氮常规热解和液氮分段热解的关系，进行液氮冷冻泥 页岩常规热解s1重烃校正；
10.步骤2：放置泥页岩热解s1重烃校正；
11.步骤3：放置泥页岩热解s1轻烃校正；
12.步骤4：建立液氮冷冻泥页岩热解s1及放置泥页岩热解s1轻重烃校 正模型及吸附油、游离油和可动油评价模型。
13.其中：步骤1：建立液氮常规热解和液氮分段热解的关系，进行液氮 冷冻泥页岩常规热解s1重烃校正，包括：
14.对比常规热解与分段热解即可建立液氮冷冻泥页岩s1校正系数。
15.其中：步骤1：对比常规热解与分段热解即可建立液氮冷冻泥页岩s1校正系数，包括：
16.分析吸附油与游离油分布，建立常规热解吸附油与游离油评价模型， 确定液氮常规热解s
1l
游离油校正系数，即分段热解总s1含量与常规热解 s
1l
的比值。
17.其中：步骤2：放置泥页岩热解s1重烃校正，包括：
18.放置样品主要是轻烃损失，重烃无损失，校正系数范围0.9～1.1。
19.其中：步骤2：放置泥页岩热解s1重烃校正，包括：
20.放置样品重烃校正系数与液氮冷冻样品重烃校正系数一致，重烃校 正系数均为0.82，重烃校正量为0.82s2，即0.82s
2l
＝0.82s2。
21.其中：步骤3：放置泥页岩热解s1轻烃校正，包括：
22.液氮冷冻样品常规热解检测得到的s
1l
包含了轻烃全部组分，其与放 置样品常规热解s1比值即为轻烃校正系数；
23.轻烃校正系数为1.73，即s
1l
＝1.73s1，因此泥页岩放置样品轻重烃校 正后的总含油量s
to
为：s
to
＝s
1l
k2s
2l
＝1.73s1 0.82s2。
24.其中：放置样品分段热解总s1含量：
25.s
1m
＝1.33s
1l
＝1.33*1.73s1＝2.3s126.放置样品热解吸附油量： sa＝0.82s
2l-0.33s
1l
＝0.82s
2-0.33*1.73s1＝0.82s
2-0.57s1。
27.其中：步骤4：建立液氮冷冻泥页岩热解s1及放置泥页岩热解s1轻重 烃校正模型及吸附油、游离油和可动油评价模型，包括：
28.模型1：液氮冷冻泥页岩样品
29.总含油量：s
tol
＝s
1l
0.82s
2l
30.游离油量：s
1ml
＝1.33s
1l
31.吸附油量：s
al
＝0.82s
2l-0.33s
1l
32.模型2：放置泥页岩样品
33.总含油量：s
to
＝1.73s1 0.82s234.游离油量：s
1m
＝＝2.3s135.吸附油量：sa＝0.82s
2-0.57s136.可动油量：s
ao
＝0.78s1。
37.本技术实施例泥页岩原始烃含量校正和恢复的方法具有如下有益效果：
38.本技术泥页岩原始烃含量校正和恢复的方法包括：步骤1：建立液氮常 规热解和液氮分段热解的关系，进行液氮冷冻泥页岩常规热解s1重烃校正； 步骤2：放置泥页岩热解s1重烃校正；步骤3：放置泥页岩热解s1轻烃校 正；步骤4：建立了液氮冷冻泥页岩热解s1及放置泥页岩热解s1轻重烃校 正模型及吸附油、游离油和可动油评价模型。本技术使得泥页岩井热解参数 s1能够客观的表征泥页岩含油量，节约实验测试分析时间和成本，页岩油资 源潜力评价结果的可信度平均提高35个百分点，落实“甜点”准确性平均 提高60个百分点，工作效率平均提高50个百分点。(放置泥页岩指在空气 中放置15-180天的泥页岩，该数据为多年实验研究所得。)
附图说明
39.图1：液氮冷冻样品分段热解与常规热解分析示意图；
40.图2：液氮冷冻样品常规热解与分段热解总有机质含量示意图；
41.图3：液氮冷冻样品常规热解与分段热解总含油量示意图；
42.图4：液氮冷冻常规热解重烃校正系数示意图；
43.图5：液氮冷冻常规热解游离油校正系数示意图；
44.图6：液氮冷冻常规热解计算与分段热解实测吸附/游离油量示意图；
45.图7：放置样品分段热解与常规热解分析示意图；
46.图8：液氮冷冻与放置样品常规热解s2示意图；
47.图9：放置样品常规热解轻烃校正系数示意图；
48.图10：放置样品可动油系数示意图。
具体实施方式
49.下面结合附图和实施例对本技术进行进一步的介绍。
50.在下述介绍中，术语“第一”、“第二”仅为用于描述的目的，而不能理 解为指示或暗示相对重要性。下述介绍提供了本发明的多个实施例，不同实 施例之间可以替换或者合并组合，因此本技术也可认为包含所记载的相同和 /或不同实施例的所有可能组合。因而，如果一个实施例包含特征a、b、c， 另一个实施例包含特征b、d，那么本技术也应视为包括含有a、b、c、d 的一个或多个所有其他可能的组合的实施例，尽管该实施例可能并未在以下 内容中有明确的文字记载。
51.下面的描述提供了示例，并且不对权利要求书中阐述的范围、适用性或 示例进行限制。可以在不脱离本技术内容的范围的情况下，对描述的元素的 功能和布置做出改变。各个示例可以适当省略、替代或添加各种过程或组件。 例如所描述的方法可以以所描述的顺序不同的顺序来执行，并且可以添加、 省略或组合各种步骤。此外，可以将关于一些示例描述的特征组合到其他示 例中。
52.s1定义为岩石中的游离烃或者残留烃含量，为已经生成且残留在岩 石中的烃类含量。目前，s1有岩石热解仪(rock-eval)测试分析得到， 为岩样加热到不超过33℃时的热释烃，主要有c
7-33
烃构成。然而，目前 热解实验分析时岩石样品通常在岩心库中放置了较长时间，其中的轻烃 部分(c
14-)已基本损失殆尽。而岩石热解分析得到的s2称为裂解烃，为 岩样加热到300℃以上有机质裂解出来的烃类产物。然而，实际s2中存部 分液态烃类，该部分烃类由于有机质或无机矿物等吸附作用，以及较高 的分子量使得难以在300℃之前热释出。因此，直接有岩石热解实验测试 出的s1通常仅代表了部分残留烃，既缺少了由于测试前散失的轻烃部分， 又缺少了由于分子量较高和吸附作用而尚未在300℃之前热释出的重烃 部分。因此，直接采用岩石热解s1进行泥页岩资源评价，会造成较大的 实验误差，需要利用液氮冷冻分段热解s
1-1
与s
1-2
之和，对热解参数s1进 行轻烃恢复与重烃补偿，这样既恢复了轻烃损失的部分，也可以测试温 度在350℃时热释的中-轻烃，同时也补偿了s2裂解出的有机产物。本申 请中，放置泥页岩、放置样品、放置泥页岩样品表示一个意思，液氮冷 冻泥页岩、冷冻样品、冷冻泥页岩样品表示一个意思。
53.实施例一
54.现有的研究中，国内外学者忽视岩心出桶到实验测试过程中，未采用液 氮冷冻散失的部分，且未将常规热解和分段热解相结合，对比不同温度产生 烃的相似性和差异性。
55.本技术泥页岩原始烃含量校正和恢复的方法包括：步骤1：建立液氮 常规热解和液氮分段热解的关系，进行液氮冷冻泥页岩常规热解s1重烃 校正；步骤2：放置泥页岩常规热解s1重烃校正；步骤3：放置泥页岩热 解s1轻烃校正；步骤4：建立了液氮冷冻泥页岩常规热解s1及放置泥页 岩常规热解s1轻重烃校正模型及吸附油、游离油和可动油评价模型。
56.本技术的泥页岩原始烃含量校正和恢复的方法，以液氮冷冻样品常规及 分段热解、放置样品常规及分段热解为基础，分别建立液氮冷冻泥页岩热解 s1重烃校正模型和放置泥页岩热解s1重烃、轻烃校正模型。本技术中，校正 之后得到的公式其实也是恢复的公
式。
57.本专利中，建立常规热解和分段热解的关系，在此基础上，对液氮样品 和放置样品进行分析，该技术可以全面覆盖不同类型的样品，且推算过程严 谨可靠。
58.实施例二
59.sx84井为例进行详细说明。
60.分段热解是目前行之有效的泥页岩赋存状态分析方法，其将热解过 程中有机质分为图1中的4部分：轻质油(s
1-1
)、中质油(s
1-2
)、重烃 (s
2-1
)和干酪根(s
2-2
)，其中s
1-1
称为轻烃，s
1-2
称为轻-中烃，s
1-1
和s
1-2
称为游离烃/游离油，s
2-1
称为吸附烃/吸附油。常规热解将岩石有机质分 为2部分：容留烃(s1)和热解烃(s2)，其中s2称为吸附烃。
61.①
液氮冷冻样品分段热解总有机质含量(s
tml
)：分段热解所有有机 质总和，即岩石样品中所有有机质之和。s
tml
＝s
1-1l
s
1-2l
s
2-1l
s
2-2l
62.②
放置样品分段热解总有机质含量(s
tm
):分段热解所有有机质总和， 即岩石样品中所有有机质之和。s
tm
＝s
1-1
s
1-2
s
2-1
s
2-2
(放置样品s
1-1
和/或s
1-2
散失后减少或为0)
63.③
液氮冷冻样品分段热解总含油量(s
toml
)：分段热解测试总含油量。 s
toml
＝s
1-1l
s
1-2l
s
2-1l
(放置样品s
1-1l
和/或s
1-2l
散失后减少或为0)
64.④
放置样品分段热解总含油量(s
to
)：分段热解测试总含油量。
65.s
tom
＝s
1-1
s
1-2
s
2-1
(放置样品s
1-1
和/或s
1-2
散失后减少或为0)
66.⑤
液氮冷冻样品分段热解总s1含量(s
1ml
)：分段热解s
1-1l
与s
1-2l
之 和，即游离油量。s
1ml
＝s
1-1l
s
1-2l
67.⑥
放置样品分段热解总s1含量(s
1m
)：分段热解s
1-1
与s
1-2
之和，即 游离油量。s
1m
＝s
1-1
s
1-2
(放置样品s
1-1
和/或s
1-2
散失后减少或为0)
68.⑦
液氮冷冻样品分段热解吸附油量：s
2-2l
69.⑧
液氮冷冻样品常规热解总有机质含量(s
tl
)：常规热解所有有机 质总和。s
tl
＝s
1l
s
2l
70.⑨
放置样品常规热解总有机质含量(s
t
)：常规热解所有有机质总 和。s
t
＝s1 s271.⑩
液氮冷冻样品常规热解总含油量：s
tol
72.放置样品常规热解总含油量：s
to
73.放置样品可动油量：s
ao
74.液氮冷冻样品热解吸附油量：s
al
75.放置样品热解吸附油量：sa76.轻烃补偿系数：k177.重烃补偿系数：k278.步骤1：建立液氮常规热解和液氮分段热解的关系，进行液氮冷冻泥 页岩常规热解s1重烃校正，
79.对比常规热解与分段热解即可建立液氮冷冻泥页岩s1校正系数。
80.分段热解总有机质含量(s
tml
)与常规热解总有机质含量(s
tl
)(液 氮冷冻样品)均反映了泥页岩中所有有机质的含油，二者应具有很好的 一致性。图2中分段热解总计与常规热解总计具有极好的正相关性， y＝1.0117x、相关系数r2＝0.9546、斜率1.0117，相关系数和斜率均接近 1，表明二者一致性好，即s
tml
＝s
tl
＝s
1-1l
s
1-2l
s
2-1l
s
2-2l
＝s
1l
s
2l
，均反
93.放置样品热解吸附油量： sa＝0.82s
2l-0.33s
1l
＝0.82s
2-0.33*1.73s1＝0.82s
2-0.57s194.页岩油各组分中以轻质油可流动性最好，其次为中质油，而重质油 则以吸附油为主。因此，页岩油损失的轻质油可流动性最好，而残余油 轻质油可流动也较好，图10中可动油量为损失油1.73s
1-s1与s
1-1l
之和， 即1.73s
1-s1 s
1-1l
＝s
ao
，s
ao
＝k3s1,y＝0.7758x，相关系数r2＝0.9971，相关性 较好，斜率约为0.78，即k3为0.78，s
ao
＝0.78s1。
95.步骤4：建立了液氮冷冻泥页岩热解s1及放置泥页岩热解s1轻重烃校 正模型及吸附油、游离油和可动油评价模型。
96.模型1：液氮冷冻泥页岩样品
97.总含油量：s
tol
＝s
1l
0.82s
2l
98.游离油量：s
1ml
＝1.33s
1l
99.吸附油量：s
al
＝0.82s
2l-0.33s
1l
100.模型2：放置泥页岩样品
101.总含油量：s
to
＝1.73s1 0.82s2102.游离油量：s
1m
＝＝2.3s1103.吸附油量：sa＝0.82s
2-0.57s1104.可动油量：s
ao
＝0.78s1105.sx84井热解参数s1能够客观的表征泥页岩含油量，泥页岩资源潜力 评价结果的可信度提高38个百分点。
106.本技术的有益的效果：10口泥页岩井热解参数s1能够客观的表征泥页 岩含油量，页岩油资源潜力评价结果的可信度平均提高35个百分点，落实
ꢀ“
甜点”准确性平均提高60个百分点，工作效率平均提高50个百分点。
107.以上介绍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。