一种确定页岩油适采成熟度区间的方法

技术领域

本发明涉及一种确定页岩油适采成熟度区间的方法，属于石油开发技术领域。

背景技术

近年来，随着油气勘探理念的逐渐转变和创新，在北美页岩油勘探开发取得重大成功的背景下，页岩层系中的页岩油气资源受到了广泛关注，在全球能源结构中占据的比重逐渐增大，已成为未来油气资源的重要接替能源之一，能源安全和战略意义凸显。

对于陆相页岩，热演化程度(Ro)是评层选区的关键指标，其决定油气产物性质和品质，影响原油在页岩层系内的流动性和产出效果。高的成熟度意味着高气油比(GOR，单位为m

通常，随着埋藏深度的增加，页岩油的物理化学性质会发生以下两个方面的变化：1)由于页岩热演化程度的增加，干酪根的长链逐渐消失、短烷基侧链增加、H/C和O/C比降低，导致干酪根对页岩油的吸附能力减弱；2)页岩油的饱和烃含量增大、黏度与密度降低、气油比增加，流动性增强。勘探实践证明，页岩成熟度在Ro>0.9％时GOR较高，是页岩油的主要目标区，美国已成功开采页岩油的GOR多大于100m

对于如何确定页岩油适采成熟度区间，前人及相关文献多侧重考虑页岩油可动性，对页岩含油性的关注较少，这也是目前页岩油开采过程中，初始产量高，日产量在短时间内快速衰竭的原因之一。为此，亟需开展相关研究，兼顾页岩含油性和页岩油可动性，为页岩油的勘探开发提供指导。

发明内容

为了克服现有技术中的问题，本发明提供一种确定页岩油适采成熟度区间的方法。

本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种确定页岩油适采成熟度区间的方法，包括以下步骤：

步骤S1、根据实测地球化学数据分别制作含油性指数、页岩油密度、页岩油族组分随埋深变化图、埋深与热演化程度变化关系图；

步骤S2、根据含油性指数、页岩油密度、页岩油族组分随埋深变化图确定含油性指数与可动性参数最高值之间的深度区间；并将该深度区间对应埋深与热演化程度变化关系图中的热演化程度区间作为基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间；

步骤S3、选取低熟页岩样品进行封闭体系下黄金管热模拟实验，得到不同演化阶段页岩油气富集产物变化情况；

步骤S4、根据不同演化阶段页岩油气富集产物变化情况确定气油比、总油、总气、总烃含量随演化程度的变化关系图；

步骤S5、根据气油比、总油、总气、总烃含量随演化程度的变化关系图确定基于热模拟的页岩油适采成熟度easy Ro区间；

步骤S6、根据以下公式将基于热模拟的页岩油适采成熟度easy Ro区间换算为基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间；

Ro＝0.7034*easy Ro+0.2627

式中：Ro为实测成熟度；easy Ro为热模拟成熟度；

步骤S7、将换算后的基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间与基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间进行比对校正，取两者的交集作为最终的页岩油适采成熟度区间。

进一步的技术方案是，所述步骤S1中实测地球化学数据通过以下步骤获得：对样品进行有机碳及岩石热解测试分别测量出有机碳含量TOC、游离烃S

进一步的技术方案是，所述步骤S1中将样品的岩心粉碎至100目以下再进行有机碳测试及热解分析。

进一步的技术方案是，所述步骤S1中需要对页岩油进行族组分分离与定量实验，其操作流程见石油天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析SY/T 5119-2016》，根据液—固吸附平衡的原理，原油离心后放在层析柱中经过正己烷、三氯甲烷、苯等不同极性的溶剂，得到饱和烃、芳烃、胶质，离心管剩余的不可溶部分便是沥青质。

进一步的技术方案是，所述步骤S1中需要用密度计测试页岩油密度，该密度计上按密度单位刻度，以纯水在4℃时的密度为1g/cm

进一步的技术方案是，所述步骤S3中封闭体系下黄金管热模拟实验的具体过程为：将样品装入一端密封的黄金管内，放入冷水槽内，通过氩气排除黄金管内多余的空气，并以氩气为保护气，通过氩弧焊将另一端封住；装样完毕后，再次称重检查黄金管是否发生泄漏；然后将样品放入高压釜内，设置相关参数，启动热模拟实验装置，设定程序升温，待到预定温度点后取出金管，对其中的烃类产物利用气相色谱进行定量测试。

进一步的技术方案是，所述步骤S3中封闭体系下黄金管热模拟实验的实验条件为：压力50Mpa，实验升温速率分别为2℃/h和20℃/h，温度跨度为300～600℃。

进一步的技术方案是，所述步骤S7中具体的校正过程为：以基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间为基础，取与基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间之间的交集为最终的页岩油适采成熟度区间。

进一步的技术方案是，所述步骤S7中具体的校正过程为：

当基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间在基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间的范围内时，取基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间为最终的页岩油适采成熟度区间；

当基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间与基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间有交集时，则取二者的交集点为最终的页岩油适采成熟度区间；

当基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间在基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间的范围内时，则取基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间为最终的页岩油适采成熟度区间。

本发明具有以下有益效果：本发明的方法可以有效兼顾页岩含油性与页岩油可动性，弥补了目前勘探开发中只重视页岩油可动性但忽视页岩油可动资源量的不足，获得的结果可有效解决目前页岩油井初产高但衰减快的难题。

附图说明

图1为本发明流程示意图；

图2为页岩的埋深与热演化程度变化关系图；

图3为页岩的含油性指数、页岩油密度、页岩油族组分随埋深变化图；

图4为页岩样品热模拟实验数据统计图。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。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，都属于本发明保护的范围。

如图1所示，本发明的一种确定页岩油适采成熟度区间的方法，包括以下步骤：

步骤S1、根据实测地球化学数据分别制作含油性指数、页岩油密度、页岩油族组分随埋深变化图、埋深与热演化程度变化关系图；

其中将样品的岩心粉碎至100目以下再进行有机碳测试及热解分析，分别测量出有机碳含量TOC、游离烃S

通过密度计测试页岩油密度；密度计上按密度单位刻度，以纯水在4℃时的密度为1g/cm

对页岩油进行族组分分离与定量实验，其操作流程见石油天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析SY/T 5119-2016》，根据液—固吸附平衡的原理，原油离心后放在层析柱中经过正己烷、三氯甲烷、苯等不同极性的溶剂，得到饱和烃、芳烃、胶质，离心管剩余的不可溶部分便是沥青质；

步骤S2、根据含油性指数、页岩油密度、页岩油族组分随埋深变化图确定含油性指数与可动性参数最高值之间的深度区间；并将该深度区间对应埋深与热演化程度变化关系图中的热演化程度区间作为基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间；

步骤S3、选取低熟页岩样品进行封闭体系下黄金管热模拟实验，得到不同演化阶段页岩油气富集产物变化情况；

该封闭体系下黄金管热模拟实验的具体过程为：将样品装入一端密封的黄金管内，放入冷水槽内，通过氩气排除黄金管内多余的空气，并以氩气为保护气，通过氩弧焊将另一端封住；装样完毕后，再次称重检查黄金管是否发生泄漏；然后将样品放入高压釜内，设置相关参数(压力50Mpa)，启动热模拟实验装置，设定程序升温(实验升温速率分别为2℃/h和20℃/h，温度跨度为300～600℃)，待到预定温度点后取出金管，对其中的烃类产物利用气相色谱进行定量测试；

步骤S4、根据不同演化阶段页岩油气富集产物变化情况确定气油比、总油、总气、总烃含量随演化程度的变化关系图；

步骤S5、根据气油比、总油、总气、总烃含量随演化程度的变化关系图确定基于热模拟的页岩油适采成熟度easy Ro区间；

步骤S6、根据以下公式将基于热模拟的页岩油适采成熟度easy Ro区间换算为基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间；

Ro＝0.7034*easy Ro+0.2627

式中：Ro为实测成熟度；easy Ro为热模拟成熟度；

步骤S7、将基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间与基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间进行比对校正，最后得出最终的页岩油适采成熟度区间；

当基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间在基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间的范围内时，取基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间为最终的页岩油适采成熟度区间；

当基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间与基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间有交集时，则取二者的交集点为最终的页岩油适采成熟度区间；

当基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间在基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间的范围内时，则取基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间为最终的页岩油适采成熟度区间。

实施例

(以四川盆地大安寨页岩为例)，本发明的一种确定页岩油适采成熟度区间的方法，包括以下步骤：

步骤S1、根据实测地球化学数据制作含油性指数(OSI＝S

步骤S2、根据含油性指数、页岩油密度、页岩油族组分随埋深变化图确定含油性指数与可动性参数(密度、饱和烃占比)最高值之间的深度；并将获得深度区间对应埋深与热演化程度变化关系图中的热演化程度区间作为基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间；

其中综合考虑含油性与可动性的成熟度范围值，综合得出适宜成熟度区间；

如图3所示，随着埋藏深度的增加，页岩的含油性指数(OSI＝S

总体上，原油的密度较低、组分较轻，页岩油的可动性随热演化程度的增加而变好，但是页岩油可动性(Ro＝1.3％时，原油流动性极强)和页岩含油性(Ro＝0.9％时最佳)两者很难完全兼得；综合考虑页岩含油性与页岩油可动性的成熟度范围值，初步得出适宜成熟度区间为0.9％～1.3％；即基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间为0.9％～1.3％；

步骤S3、选取低熟页岩样品进行封闭体系下黄金管热模拟实验，得到不同演化阶段页岩油气富集产物变化情况；

步骤S4、根据不同演化阶段页岩油气富集产物变化情况确定气油比、总油、总气、总烃含量随演化程度easy Ro的变化关系图(如图4所示)；

步骤S5、兼顾页岩含油性与页岩油可动性，取气油比、总油、总气、总烃含量随演化程度(easy Ro)的变化关系图中轻烃含量(C

结果显示总烃、总油产率较高(总油和总气产率曲线交会处意味着原油开始大量裂解成气)对应的easy Ro介于0.86％～1.52％之间(图4)；easy Ro在0.96％～1.47％之间处于重烃降(C

上述现象说明在easy Ro约为0.86％时页岩开始大量生油；在约0.96％～1.47％之间时，重烃的占比逐渐下降而轻烃的占比逐渐增加，页岩油的气油比增加，流动性增强；在easy Ro约为1.47％时，页岩油中轻烃的占比趋近最大，页岩油的可动性最好；在easy Ro大于1.47％后，页岩的含油性和可动油含量皆开始降低；据此得出页岩油的适采easy Ro介于0.96％～1.47％之间；即基于热模拟的页岩油适采成熟度easy Ro区间为0.96％～1.47％；

步骤S6、根据以下公式将热模拟成熟度easy Ro换算为Ro，其最后计算得到基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间为0.93％～1.29％；

Ro＝0.7034*easy Ro+0.2627

式中：Ro为实测成熟度；easy Ro为热模拟成熟度；

步骤S7、然后将基于热模拟的页岩油适采成熟度Ro区间0.93％～1.29％与步骤S2中得出的基于现场实践的页岩油适采成熟度Ro区间为0.9％～1.3％进行比对校正，得出最终的页岩油适采成熟度区间为0.93％～1.29％。

取Ro＝0.93％为页岩油的适采成熟度下限，适采成熟度区间为0.93％～1.29％，既有利于页岩油的可动性，又利于页岩油的含油性，且与目前的生产实际相一致，可以作为页岩油的适采成熟度界限。

以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。