一种常规与非常规储层的油气资源量的评价方法

摘要

本发明提供了一种常规与非常规储层的油气资源量的评价方法。该方法包括：根据烃源岩生烃潜力指数，获得烃源岩的排烃率；根据烃源岩的排烃率，得到烃源岩排烃强度；根据烃源岩排烃强度，得到烃源岩排烃量；根据烃源岩排烃量，得到源外常规、致密储层的油气资源量；根据轻烃补偿校正公式，获得源内残留液态烃率；根据源内残留液态烃率，得到源内残留液态烃量；根据残留气油比，获得源内残留气态烃率；根据源内残留气态烃率，得到源内残留气态烃量；根据源内残留液态烃量和源内残留气态烃量，得到源内残留油气资源量；根据源外致密储层油气资源量和源内残留油气资源量，得到非常规油气资源量，完成对常规与非常规储层的油气资源量的评价。

说明书

技术领域

本发明涉及一种油气资源评价方法，尤其涉及一种常规与非常规储层的油气资源量的评价方法，属于油气资源评价技术领域。

背景技术

油气资源评价是进行油气田勘探开发与决策规划的重要基础。随着全球油气资源结构的改变、新领域油气资源的发现以及油气地质理论的发展，对资源评价的思路与方法也提出了更高要求，以增进地质认识，更好的反映油气资源现状。

目前，有关学者就油气资源评价上已做了很多工作，其中较为常见的资源评价方法主要有三大类：类比法、统计法、成因法。

类比法：主要采用基于生产井最终可采储量(EUR)的类比法，同时也引申出一种改进的MPAA法，MPAA是一种分块EUR类比法与容积法相结合的方法，通过进行分块类比EUR，然后用储层容积校正预测的资源量来使预测结果更加可靠。类比法适用于中等、较高勘探地区，评价过程简便、快速，不足之处在于关键参数难以确定，没有充分考虑最终可采储量空间相关性。

统计法：常见的统计法有容积法和随机模拟方法两种。容积法主要以类比(类推)分析为依据并对单位地质体进行资源量估算与分析，即进行分块评价；随机模拟法在有井区采用序贯高斯算法的随机模拟法，在无井区采用类比法，通过类比得到EUR的空间关系及相关参数来进行多点模拟。统计法适用于低勘探地区，评价过程简便、快速，不足之处在于未考虑含气量、孔隙度等关键参数具有明显非均质性，评价结果通常数值偏高，对基础地质资料的分析精度要求高。

成因法：常见热模拟法和建立PHiK模型。通过对烃源岩中烃类的生成量、排出量和吸附量、运移量以及散失损耗量等计算，确定油气藏中的油气聚集量。该方法适用于中低、中高勘探地区，能够系统地了解油气资源地质分布特征和聚集规律，不足之处在于盆地模拟过程复杂，评价周期长。

以上常见的油气资源评价法方法均有一定的适用范围，不能实现对常规和非常规油气资源综合一体化评价，而且评价过程繁琐，评价周期较长。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种常规与非常规储层的油气资源量的评价方法，该评价方法将数学模型与油气资源地质分布特征进行结合，可以定量化表征常规与非常规油气资源量。

为了实现上述技术目的，本发明提供了一种常规与非常规储层的油气资源量的评价方法，该常规与非常规储层的油气资源量的评价方法包括以下步骤：

根据烃源岩生烃潜力指数，获得烃源岩的排烃率；

根据烃源岩的排烃率，得到烃源岩排烃强度；

根据烃源岩排烃强度，得到烃源岩排烃量；

根据烃源岩排烃量，得到源外常规储层的油气资源量、源外致密储层的油气资源量；

建立轻烃补偿校正公式，根据轻烃补偿校正公式，获得源内残留液态烃率；

根据所述源内残留液态烃率，得到源内残留液态烃量；

通过生烃热模拟实验得到残留气油比，获得源内残留气态烃率；

根据源内残留气态烃率，得到源内残留气态烃量；

根据源内残留液态烃量和源内残留气态烃量，得到源内残留油气资源量；

根据源外致密储层油气资源量和源内残留油气资源量，得到非常规油气资源量，完成对常规与非常规储层的油气资源量的评价。

在本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法中，烃源岩生烃潜力指数根据烃源岩样品热解实验获得，表征为(S₁+S₂)/TOC，单位为mg>1为将单位质量烃源岩样品加热到300℃过程中获得的烃量，单位为mg>2为将单位质量烃源岩样品加热到300℃-600℃时获得的烃量，单位为mg>

在本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法中，优选地，根据烃源岩生烃潜力指数，获得烃源岩的排烃率时，按照以下步骤进行：

建立烃源岩生烃潜力指数与有机质成熟度指标R_o的烃源岩生烃潜力指数剖面；

根据烃源岩生烃潜力指数剖面，建立烃源岩排烃率模型，获得烃源岩的排烃率：

Pg_e＝Pg_o-Pg_r；

Pg_o=k×Pg⁰；

其中，Pg_r为残留生烃潜力指数，mg>

Pg⁰为排烃门限处烃源岩生烃潜力指数，mg>

Pg_o为烃源岩原始生烃潜力指数，mg>

Pg_e为烃源岩的排烃率，mg>

在本发明的上述烃源岩排烃率模型中，烃源岩生烃潜力指数(S₁+S₂)/TOC剖面的包络线上的生烃潜力指数值，表征为Pg_r，根据烃源岩热解和有机碳测定实验获得；

根据物质平衡原理，恢复后的原始生烃潜力指数Pg_o与残留生烃潜力指数Pg_r之差即为排烃率Pg_e；

烃源岩生烃潜力指数(S₁+S₂)/TOC剖面中，排烃门限处对应的包络线上的值为Pg⁰。在排烃门限之上，岩石处于欠饱和状态，只有满足自身的吸附、残留、溶解烃量之后，油气才能大量排出。随着深度增加和Ro变大，达到排烃门限时，油气开始大量排出。此时排烃门限处对应的生烃潜力指数为残留的最大生烃潜力，记为Pg⁰(Peng>

在本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法中，优选地，根据烃源岩的排烃率，按照如下公式，得到烃源岩排烃强度：

其中，I_pe为烃源岩排烃强度，×10⁸m³/km²；

Pg_e为烃源岩的排烃率，mg>

h为烃源岩厚度，m；

ρ为烃源岩密度，g/cm³；

TOC为总有机碳含量，％；

R_o为镜质体反射率，％；

R_o1为排烃门限处对应的镜质体反射率，％；

R_o′为排烃门限之下实际镜质体反射率，％。

在本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法中，优选地，根据烃源岩排烃强度，得到烃源岩排烃量时，按照以下步骤进行：

根据储层致密史确定孔隙度Ф＝12％的致密下限，划分源外常规储层和源外致密储层，致密下限之上对应排出至源外常规储层中的烃量，致密下限之下对应排出至源外致密储层中的烃量；

建立排出至源外常规储层中的烃量模型Q_pec：

建立排出至源外致密储层中的烃量模型Q_pet：

其中，Q_pec为排出至源外常规储层的排烃量，×10¹²m³；

Q_pet为排出至源外致密储层中的烃量，×10¹²m³；

Pg_e为烃源岩的排烃率，mg>

h为烃源岩厚度，m；

A为烃源岩面积，m²；

ρ为烃源岩密度，g/cm³；

TOC为总有机碳含量，％；

R_o为镜质体反射率，％；

R_o1为排烃门限处对应的镜质体反射率，％；

R_o2为排烃门限和致密下限之间的实际镜质体反射率，％；

R_o3为致密下限处对应的镜质体反射率，％；

R_o4为致密下限之下的实际镜质体反射率，％。

在本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法中，优选地，根据烃源岩排烃量，按照如下公式，获得源外常规储层的油气资源量、源外致密储层的油气资源量：

Q_c＝Q_pec×μ_c

Q_t＝Q_pet×μ_t

其中，Q_c为源外常规储层的油气资源量，×10¹²m³；

Q_t为源外致密储层的油气资源量，×10¹²m³；

Q_pec为排出至源外常规储层中的烃量，×10¹²m³；

Q_pet为排出至源外致密储层中的烃量，×10¹²m³；

μ_c为源外常规储层的聚集系数，％；

μ_t为源外致密储层的聚集系数，％。

在本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法中，优选地，轻烃补偿校正公式为：

B_k＝0.81-0.65R_o+0.18R_o²

其中，Pr_l′为烃源岩中残留的包括C₅₊在内的液态烃率，mg>

Pr_l为烃源岩中实测的残留液态烃率，一般指C₁₅₊的液态烃量，mg>

B_k为烃源岩中C_5-14组分占残留的液态烃总量C₅₊的百分数，％；

R_o为烃源岩中有机母质的镜质体反射率，％。

岩石中残留的的烃包括液态烃和气态烃两类，按照存在的方式可以分为吸附烃、溶解烃和游离烃三种，生产中常用热解方法获得的烃量“S₁”概括上列三种形式的残留烃总量，由于岩心出筒、样品保存、干燥、碎样等预处理及加热时，样品中残留烃的轻质部分(C₅-C₁₄)已挥发，在实测S₁中并没有体现，故需要轻烃补偿校正，得到包括C₅₊在内的液态烃率，以P_rl'参数表征。因此，本发明采用庞雄奇(1993)提出的轻烃补偿校正公式(庞雄奇，含油气盆地地史、热史、生排烃史数值模拟研究与烃源岩定量评价[M]，1993，71.)。

在本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法中，优选地，根据源内残留液态烃率，按照如下公式，得到源内残留液态烃量：

其中，Q_rl源内残留液态烃量，×10¹²m³；

Pr_1′为烃源岩中残留的包括C₅₊在内的液态烃率，mg>

h为烃源岩厚度，m；

A为烃源岩面积，m²；

ρ为烃源岩密度，g/cm³；

TOC为总有机碳含量，％；

R_o5为生烃门限处镜质体反射率，％；

R_o′为生烃门限之下的镜质体反射率，％。

在本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法中，优选地，通过生烃热模拟实验，利用以下公式，获得残留气油比：

其中，ω为残留气油比；

q_g为产气率，mg>

q_o为产油率，mg>

为气态烃的排出系数，％；

为液态烃的排出系数，％；

所述源内残留气态烃率，按照如下公式获得：

Pr_g＝Pr_l′×ω

其中，Pr_g为源内残留气态烃率，mg>

Pr_l′为烃源岩中残留的包括C₅₊在内的液态烃率，mg>

ω为残留气油比。

根据本发明的具体实施方式，产气率和产油率，根据生烃热模拟实验获得。通过生烃热模拟实验，能够获得在不同热解温度(对应不同Ro)下单位质量TOC生成的气态烃量和液态烃量，即为产气率和产油率，由于油和气的排出系数不同，分别采用不同的排出系数计算，利用上述公式，即可获得残留气油比。

在本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法中，优选地，根据源内残留气态烃率，按照如下公式，得到源内残留气态烃量：

其中，Q_rg为源内残留气态烃量，×10¹²m³；

Pr_g为源内残留气态烃率，mg>

h为烃源岩厚度，m；

A为烃源岩面积，m²；

ρ为烃源岩密度，g/cm³；

TOC为总有机碳含量，％；

R_o5为生烃门限处镜质体反射率，％；

R_o′为生烃门限之下的镜质体反射率，％。

在本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法中，优选地，根据源内残留液态烃量和所述源内残留气态烃量，按照如下公式，得到源内残留油气资源量：

Q_r＝Q_rl×μ_l+Q_rg×μ_g

其中，Q_r为源内残留油气资源量，×10¹²m³；

Q_rl为源内残留液态烃量，×10¹²m³；

Q_rg为源内残留气态烃量，×10¹²m³；

μ_l为源内残留液态烃的聚集系数，％；

μ_g为源内残留气态烃的聚集系数，％。

在本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法中，优选地，根据源外致密储层油气资源量和源内残留油气资源量，按照如下公式，获得非常规油气资源量：

Q_uc＝Q_t+Q_r

其中，Q_uc为非常规油气资源量，×10¹²m³；

Q_t为源外致密储层油气资源量，×10¹²m³；

Q_r为源内残留油气资源量，×10¹²m³。

本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法，首次采用生烃潜力法综合评价研究区源外常规油气、源外致密油气(如致密砂岩油气)、源内残留油气(如页岩油气、煤层油气)资源量。

本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法与现有的评价方法相比，具有如下有益效果：

利用生烃潜力恢复和轻烃补偿校正，分别恢复原始生烃潜力和原始残留液态烃率，更接近地下实际情况；

加强烃源岩重新认识和精细剖析，建立生留排烃全过程模拟模型；

结合目的层孔渗性分布特征与源岩层生排烃史匹配关系，利用致密储层下限(Ф＝12％)区分源外常规油气资源和源外致密油气资源；

首次采用生烃热模拟实验获得源内残留烃气油比，结合校正后的原始残留液态烃率计算源内残留气态烃率；

克服了传统资源评价方法只能单独评价常规或者非常规油气资源的难题，为开展常规与非常规资源评价提供基础地质模型。

附图说明

图1为实施例1的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法流程图。

图2为实施例1的常规与非常规储层的油气资源量的评价模式图。

图3为实施例1的鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩生烃潜力指数随Ro变化图。

图4为实施例1的鄂尔多斯盆地上古生界煤现今排烃强度图。

图5为实施例1的鄂尔多斯盆地上古生界泥岩现今排烃强度图。

图6为实施例1的鄂尔多斯盆地上古生界源内残留液态烃率图。

图7为实施例1的鄂尔多斯盆地上古生界残留气油比图。

图8为实施例1的鄂尔多斯盆地上古生界源内残留气态烃率图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种常规与非常规储层的油气资源量的评价方法，该评价方法流程图如图1所示，生留排烃及评价模式图如图2所示，具体步骤如下：

步骤1：根据烃源岩生烃潜力指数计算排烃率

图3是鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩生烃潜力指数随R_o变化图，从上到下，随烃源岩成熟度增加生烃潜力增大，当成熟度增大至排烃门限后烃类开始排出，生烃潜力逐渐减小。通过恢复排烃门限以前原始生烃潜力指数，结合现今残留生烃潜力指数即可得到排烃率；

根据生烃潜力指数剖面建立烃源岩排烃率模型(Pg_e)如下：

Pg_e＝Pg_o-Pg_r；

Pg_o＝k×Pg₀；

其中，Pg_r为残留生烃潜力指数，mg>0为排烃门限处烃源岩生烃潜力指数；Pg_o为烃源岩原始生烃潜力指数，mg>e为排烃率，mg>

步骤2：根据排烃率得到烃源岩排烃强度

根据不同成熟度下烃源岩排烃率、烃源岩厚度、烃源岩密度、总有机碳含量和镜质体反射率，积分确定排烃强度；

建立烃源岩排烃强度模型(I_pe)如下：

其中，I_pe为源外烃源岩排烃强度，×10⁸m³/km²；Pg_e为排烃率，mg>3；TOC为总有机碳含量，％；R_o为镜质体反射率，％；R_ol为排烃门限处对应的镜质体反射率，％；R_o′为排烃门限之下实际镜质体反射率，％；

如图4所示，为鄂尔多斯盆地上古生界煤现今排烃强度图

如图5所示，为鄂尔多斯盆地上古生界泥岩现今排烃强度图。

步骤3：根据排烃强度得到烃源岩排烃量

根据储层致密史确定孔隙度Ф＝12％的致密下限(R_o表征)，划分源外常规储层和源外致密储层，致密下限之上对应排出至源外常规储层中的烃量，致密下限之下对应排出至源外致密储层中的烃量；

建立排出至源外常规储层中的烃量模型(Q_pec)如下：

建立排出至源外致密储层中的烃量模型(Q_pet)如下：

其中，Q_pec和Q_pet分别为排出至源外常规储层、源外致密储层中的烃量，×10¹²m³；Pg_e为排烃率，mg>2；ρ为烃源岩密度，g/cm³；TOC为总有机碳含量，％；R_o为镜质体反射率，％；R_o1为排烃门限处对应的镜质体反射率，％；R_o2为排烃门限和致密下限之间的实际镜质体反射率，％；R_o3为致密下限处对应的镜质体反射率，％；R_o4为致密下限之下的实际镜质体反射率，％；

计算得到鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩排出至源外常规储层中的烃量24.7×10¹²m³，排出至源外致密储层中的烃量为246.9×10¹²m³。

步骤4：根据排烃量得到源外常规与致密储层油气资源量

从烃源岩中排出的烃类在运移的过程中会发生损失，最终聚集成藏的油气量要小于排出的油气量，因此，将排出至源外常规与致密储层中的烃量分别乘上各自的聚集系数即得到源外常规与致密储层中的油气资源量；

建立源外常规储层中的资源量模型(Q_c)如下：

Q_c=Q_pec×μ_c；

建立源外致密储层中的资源量模型(Q_t)如下：

Q_t＝Q_pet×μ_t；

其中，Q_c和Q_t分别为源外常规储层、源外致密储层中的资源量，×10¹²m³；Q_pec和Q_pet分别为排出至源外常规储层、源外致密储层中的烃量，×10¹²m³；μ_c和μ_t分别为源外常规储层、源外致密储层中的聚集系数，％；

油气的聚集系数要结合实际地质情况进行取值，研究区勘探程度、地质条件不同，页岩油气、煤层油气、致密砂岩油气、常规油气性质各异，造成聚集系数取值不同，得到的资源量结果也会较笼统取值有较大偏差，因此在取值时应充分结合实际。

得到鄂尔多斯盆地上古生界源外常规储层中的资源量为7.4×10¹²m³，源外致密储层中的资源量为8.6×10¹²m³。

步骤5：根据轻烃补偿校正计算源内残留液态烃率

岩石中残留的的烃包括液态烃和气态烃两类，按照存在的方式可以分为吸附烃、溶解烃和游离烃3种，生产中常用热解方法获得的烃量“S₁”概括上列3种形式的残留烃总量，由于岩心出筒、样品保存、干燥、碎样等预处理及加热时，样品中残留烃的轻质部分(C₅-C₁₄)已挥发，在实测S₁中并没有体现，故需要轻烃补偿校正；

建立轻烃补偿校正公式，获得残留液态烃率(Pr_l′)如下：

B_k＝0.81-0.65R_o+0.18R_o²；

其中，Pr_l′为烃源岩中残留的包括C₅₊在内的液态烃率，mg>1为烃源岩中实测的残留液态烃率，一般指C₁₅₊的液态烃量，mg>k为烃源岩中C_5-14组分占残留的液态烃总量C₅₊的百分数，％；R_o为烃源岩中有机母质的镜质体反射率，％；

如图6所示，为根据轻烃补偿校正计算得到的鄂尔多斯盆地上古生界源内残留液态烃率图。

步骤6：根据源内残留液态烃率得到源内残留液态烃量

建立源内残留液态烃量模型(Q_rl)如下：

其中，Q_rl源内残留液态烃量，×10¹²m³；Pr_l′为烃源岩中残留的包括C₅₊在内的液态烃率，mg>2；ρ为烃源岩密度，g/cm³；TOC为总有机碳含量，％；R_o5为生烃门限处镜质体反射率，％；R_o′为生烃门限之下的镜质体反射率，％。

计算得到，鄂尔多斯盆地上古生界源内残留液态烃量为35.49×10¹²m³(按油气当量换算为354.9×10⁸t)。

步骤7：根据生烃热模拟实验得到残留气油比，计算源内残留气态烃率

根据生烃热模拟实验计算残留气油比的公式为：

其中，ω为残留气油比；q_g和q_o分别为产气率、产油率，mg>

建立源内残留气态烃率模型(Pr_g)：

Pr_g=Pr_l′×ω；

其中，Pr_g为源内残留气态烃率，mg>l′为烃源岩中残留的包括C₅₊在内的液态烃率，mg>

如图7所示，为根据生烃热模拟实验得到鄂尔多斯盆地上古生界残留气油比图；如图8所示，为根据残留气油比得到的鄂尔多斯盆地上古生界源内残留气态烃率图。

步骤8：根据源内残留气态烃率得到源内残留气态烃量

建立源内残留气态烃量模型(Q_rg)：

其中，Q_rg源内残留气态烃量，×10¹²m³；Pr_g为源内残留气态烃率，mg>2；ρ为烃源岩密度，g/cm³；TOC为总有机碳含量，％；R_o5为生烃门限处镜质体反射率，％；R_o′为生烃门限之下的镜质体反射率，％；

计算得到鄂尔多斯盆地上古生界源内残留气态烃量为22.9×10¹²m³。

步骤9：根据源内残留液态烃量和残留气态烃量得到源内残留油气资源量

根据下述公式，计算源内残留油气资源量(Q_r)：

Q_r=Q_rl×μ_l+Q_rg×μ_g；

其中，Q_r为源内残留油气资源量，×10¹²m³；Q_rl和Q_rg分别为源内残留液态烃量和源内残留气态烃量，×10¹²m³；μ_l和μ_g分别为源内残留液态烃和源内残留气态烃的聚集系数，％；

油气的聚集系数取值要充分考虑研究区实际情况，研究区的勘探程度，地质条件，常规与非常规油气性质都会影响聚集系数取值，得到的资源量结果也会较统一赋值有较大偏差。

步骤10：根据源外致密储层油气资源量和源内残留油气资源量得到非常规油气资源量

Q_uc＝Q_t+Q_r；

其中，Q_uc为非常规油气资源量，×10¹²m³；Q_t和Q_r分别为源外致密储层中的油气资源量和源内残留油气资源量，×10¹²m³；

最后得到，源外致密储层油气资源量8.6×10¹²m³；源内残留油气资源量29.2×10¹²m³；二者之和37.8×10¹²m³，即为非常规油气资源量。

以上实施例说明，本发明的常规与非常规储层的油气资源量的评价方法，更接近地下实际情况；克服了传统资源评价方法只能单独评价常规或者非常规油气资源的难题，为开展常规与非常规资源评价提供基础地质模型。