CN103278866A - 一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法，该评价方法包括整理基础数据、在工区内均匀选井、建模及验证有机地球化学测井、建立页岩油分级评价标准、提出泥页岩层系的划分标准、校正泥页岩层系内页岩油的轻烃及重烃、计算泥页岩饱和吸附油量并依据分级标准分级评价页岩油资源潜力、应用地球化学数据统计分析图解法确定泥页岩饱和吸附油量，进而计算页岩油可动量、利用“孔隙-含油饱和度”法计算泥页岩层系内砂岩薄夹层的页岩油资源量。该评价方法中泥页岩层系概念及标准的提出和建立，明确了页岩油的科学空间位置。该评价方法还提出了泥页岩饱和吸附油量及可动量的计算方法，对于判定工区是否具备页岩油的开发价值具有重要意义。

Description

一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法

技术领域

本发明涉及一种非常规油气勘探评价方法，特别是关于一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法。

背景技术

世界上成功勘探开发页岩油气的北美地区关于页岩油气具有富集、可采性的基本标准是：有机质丰度较高、成熟度较高、一般有机质类型较好、脆性矿物含量较高（粘土矿物含量较低）。然而并没有提出和建立泥页岩层系和饱和吸附油量的有关概念和算法。其重要原因在于，目前成功勘探开发页岩油气的北美地区基本是在相对比较均匀的海相地层中，其相变小，均质性较强，利用有限的钻井及实验室分析资料基本可以确定页岩油气的有利发育区及科学的空间位置。

国内虽然有一些学者（徐元刚等，2012；万长茂等，2012；刘小平等，2011；朱丹等，2012）曾在页岩气的研究方面提过泥页岩层系，但因为缺少合理有效的参数，未提出泥页岩层系的准确概念及划分标准，同时更主要是泥页岩层系所涉及的参数难以在资源评价的早期获取，所以难以得到广泛的认可和推广应用。关于页岩油泥页岩层系的划分标准，迄今并没见到有关的文献或研究报告报道。许多学者都已经认识到，在我国陆相盆地，尤其是东部的断陷盆地，其相变快、泥页岩有机和无机非均质性强。然而，却几乎没有人试图通过建立泥页岩层系划分标准，来明确页岩油的赋存空间位置。最初油田工作人员进行页岩油资源潜力评价，是对地下所有泥页岩（未含薄夹层）中页岩油进行评价，计算的结果非常惊人，并且没有分级评价，如哪些资源是近期可以有效开采的，哪些资源是可以作为远景资源，等待技术进步才能有效开采，哪些资源是没有经济价值的。尽管地下泥页岩中页岩油含量很大的观点是正确的，但是若不进行资源分级和层系的考虑，得到的结果对于页岩油的开发没有参考价值。如泥页岩厚度比较薄，而根本不满足目前页岩油都是采用水平井压裂技术开采的条件（压裂半径一般最低为15m），这样计算得到的页岩油资源量偏高。综上所述，目前尚无页岩油可动性/量评价方面的技术与方法。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提出了一种泥页岩层系划分标准，以明确页岩油的赋存空间位置，解决以往对页岩油的评价的盲目性。确定泥页岩饱和吸附油量，并计算页岩油可动量，解决以往人们对页岩油可动量无法评价的难题，为油田页岩油实际勘探工作提供技术支持。

为了实现上述发明目的，本发明采用以下技术方案：一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法，包括以下步骤：1)整理基础数据，所述基础数据包括：地质数据、测井曲线数据、有机-无机地球化学数据；2)在工区内均匀选井，且在核心区井数加密，按照选定的尺度将所述工区网格化，每个网格内初选1～3口所述井；3)有机地球化学测井建模及验证：利用非常规油气资源评价平台选择其中的具有代表性的井进行有机非均质性建模，包括热解S₁、氯仿沥青“A”以及TOC，进一步选用另一具有代表性的井对建立的模型进行验证；4)建立页岩油分级评价方案：根据泥页岩含油率的“三分性”特征，按富集程度将页岩油资源划分为III级以表示分散资源，II级以表示低效资源，I级以表示富集资源；5)根据美国页岩油开发特点和我国泥页岩沉积特征，建立泥页岩层系的划分标准，并根据所述划分标准，编写泥页岩层系识别体系，通过所述泥页岩层系识别体系自动识别出每口井的泥页岩层系；6)对所述泥页岩层系内页岩油的轻烃、重烃进行校正；7)页岩油资源潜力分级评价：用体积法和步骤4）中的所述分级评价方案进行页岩油资源潜力分级评价；8)通过地球化学数据统计分析图解法确定所述泥页岩饱和吸附油量，并进一步运用物质平衡原理计算得到页岩油可动量；9)利用“孔隙-含油饱和度”法计算出所述泥页岩层系内砂岩薄夹层的页岩油资源量，完成页岩油资源潜力分级评价。

所述5)步骤中，泥页岩层系所述划分标准为：泥页岩层系起始段为厚度超过2m的泥页岩段，向下任意10m内砂岩所占比例小于1/3，且连续砂岩厚度小于2m，泥页岩Ro大于0.5%，TOC大于0.5%，热解S₁大于0.5mgHC/g，结尾段为泥岩段，泥页岩和砂岩累计厚度大于30m。

所述5）步骤中，根据所述划分标准，编写所述泥页岩层系识别体系，通过所述泥页岩层系识别体系自动识别出每口井的所述泥页岩层系，具体如下：①对所述工区内已选井的录井数据进行整理；②利用测井有机非均质性模型计算连续所述TOC、所述热解S₁、所述氯仿沥青“A”，获得所述泥岩段的所述TOC、所述热解S₁、所述氯仿沥青“A”的平均值；③根据盆地/凹陷的大地热流、地温梯度、地层温度、地层压力、所述Ro、Tmax等数据，做出所述盆地/凹陷的成熟度热演化史，最后判别出每口井所述Ro大于0.5%的深度段；④按照所述泥页岩层系识别体系的要求格式将上述处理好的数据，所述处理好的数据包括井位、深度、岩性、所述TOC均值、所述热解S₁均值、所述氯仿沥青“A”均值，编写一个识别体系，用所述泥页岩层系所述识别体系对每口井的所述泥页岩层系进行识别，为所述泥页岩层系内分级资源量及可动资源量评价奠定基础。

在所述8)步骤中，通过所述地球化学数据统计分析图解法确定所述泥页岩饱和吸附油量Q_{泥页岩饱和吸附油量}，并进一步利用物质平衡原理计算得到所述页岩油可动量Q_{页岩油可动量}，所述页岩油可动量Q_{页岩油可动量}的计算公式为：

Q_{页岩油可动量}=Q_{原地页岩油资源量}-Q_{泥页岩饱和吸附油量}

=V×ρ×(A%×K_A-TOC^*×K×K_TOC)

=Q_{原地页岩油资源量}-V×ρ×TOC^*×K×K_TOC

式中，ρ是泥页岩密度，单位是g/cm³；V是泥页岩的体积，单位是m³；TOC^*是三个级别页岩的TOC均值，单位是%，Ⅰ级S₁大于2.0mgHC/g岩石，Ⅱ级S₁介于0.5-2.0mgHC/g岩石，Ⅲ级S₁小于0.5mgHC/g岩石；K_A是氯仿沥青“A”的恢复系数，无量纲；K_TOC是有机碳TOC的恢复系数，无量纲；K是饱和吸附系数，无量纲。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明由于提出和建立了泥页岩层系概念及标准，明确了评价对象页岩油的科学空间位置，兼顾了层系内页岩油的有效性和页岩油的开发条件，摈弃了目前不具备开发价值的页岩油资源。因此，使得广大油田科研人员对页岩油的评价从盲目的所有泥页岩段的评价，具体为对泥页岩层系内的评价，这一概念和标准的提出具有科学性和普适性。2、本发明由于是依据地球化学数据统计分析图解法，确定泥页岩饱和吸附油量，并进一步计算得到页岩油可动量，便捷地评价盆地/凹陷/洼陷内页岩油资源潜力。因此，有效地解决了以往人们对页岩油可动量无法评价、无从下手的地质难题，科学地计算了页岩油分级资源量及可动资源量，提出了页岩油资源评价的具体流程，为油田页岩油实际勘探工作提供技术支持，评价结果具有科学性和可信度高的特点。3、本发明方法对于判定工区是否具备页岩油的开发价值具有重要意义，且对于非常规页岩油气资源勘探与开发具有重要的应用价值。本发明可以广泛用于各种泥页岩层系内页岩油资源的勘探开发过程中。

附图说明

图1是本发明的流程示意图

图2是BHW盆地BN洼陷沙河街组沙三下亚段的选井成果示意图

图3是R₂₅-CNL泥页岩测井计算S₁与实测S₁关系示意图

图4是R₂₅-CNL泥页岩幅度差与实测S₁关系示意图

图5是X1井R₂₅-CNLS₁建模效果示意图

图6是验证井X2（对建模井X1的验证）的模型验证综合效果示意图

图7是BN洼陷沙三段热解S₁三分性特征示意图

图8是BN洼陷沙三段含油率氯仿沥青“A”三分性特征示意图

图9是泥页岩层系划分标准示意图

图10是BHW盆地BN洼陷沙三下亚段邵52-罗48-罗69-罗67-新渤深1泥页岩层系联井剖面示意图

图11是BN洼陷Es3x A恢复系数等值示意图

图12是BN洼陷Es3x S₁恢复系数等值示意图

图13是BN洼陷Es3x泥页岩层系内氯仿沥青“A”法资源强度等值示意图

图14是BN洼陷Es3x泥页岩层系内热解S₁法资源强度等值示意图

图15是BN洼陷沙三下亚段泥页岩层系内用热解S₁法可动资源强度示意图

图16是BN洼陷沙三下亚段薄夹层资源强度示意图

具体实施方式

本发明提出了泥页岩层系概念，并根据美国页岩油开发特点和我国泥页岩沉积特征提出并建立了泥页岩层系的划分标准。本发明提出的泥页岩层系的划分标准是：泥页岩层系起始段为厚度超过2m的泥页岩段，向下任意10m内砂岩比例不超过三分之一，且连续砂岩厚度不超过2m（不同开发区块，此数值应不同），泥页岩中Ro(有机质成熟度)大于0.5%，TOC(有机碳含量）大于0.5%，即热解S₁大于0.5mgHC/g，结尾段为泥岩段，泥页岩和砂岩累计厚度不低于30m。

对所选井进行泥页岩层系进行划分，能够确保计算出来的页岩油资源量合理、可靠，泥页岩油，包括现在的致密油气，内涵都是赋存在泥页岩及其薄夹层中的油气。薄夹层过薄不利于压裂技术的实施，薄夹层过厚则为常规油气范畴，泥页岩层系中的砂岩（或碳酸岩）夹层往往是页岩油气勘探开发中的“甜点”，而处在泥页岩（TOC>0.5%、Ro>0.5%）范围内的砂岩（饱含油）更值得注意。因此，需要先对地下泥页岩层系进行划分，只有当层系中页岩油资源丰度达到一定量时，才具有工业价值，否则开发意义不大。

本发明是一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法，提出和建立泥页岩层系后，在该层系内进行页岩油资源潜力评价，包括以下步骤(如图1所示)：

1)基础数据整理：对选定工区原始的地质数据、测井曲线数据和有机-无机地球化学数据进行整理。其中地质数据包括录井、分层、井位、岩石密度、原油物性等，测井曲线数据包括声波时差、电阻率、自然伽马、中子、密度等，有机-无机地球化学数据包括Ro、TOC、氯仿沥青“A”、热解S₁、同位素质谱、饱和烃气相色谱、原油族组分、全岩分析等。

2)选井：将待选井工区按一定的尺度进行网格化划分，比如以5km×5km、10km×10km（仅以此为例，但不限于此）进行网格化，每个网格内初选1～3口井，选井的原则是在工区内较为均匀的分布，并且核心区井数适当加密。

选井的要求：

①钻穿目的层位至少50m并无钻遇断层；

②有录井数据；

③分层资料；

④至少有R₂₅(2.5米视电阻率)、RT(深侧向电阻率)、CRT(地层真电阻率)三种电阻率测井曲线中的一种和AC(声波时差)、CNL(中子)、DEN(密度)三种测井曲线中的一种。

3)有机地球化学测井建模及验证：利用已有技术中的非常规油气资源评价平台进行有机非均质性建模（参考图5），包括热解S₁、氯仿沥青“A”、TOC，然后选用地球化学数据多的井进行验证，确保模型外推到其他井的精度在80%以上。

4)建立页岩油分级评价方案：根据泥页岩含油率的“三分性”特征，按富集程度将页岩油资源划分为Ⅲ级资源以示分散资源、Ⅱ级资源以示低效资源和Ⅰ级资源以示富集资源，S₁值在0～0.5mgHC/g时为Ⅲ级，S₁值在0.5～2mgHC/g时为Ⅱ级，S₁在大于2mgHC/g时为Ⅰ级。

5）根据本发明提出的划分标准，建立一个泥页岩层系识别体系，通过识别体系自动识别出每口井的泥页岩层系，建立识别体系包括以下步骤：

①对工区内已选井的录井数据进行整理，将所有岩性归成两类：砂岩和泥岩，其中泥岩包括鲕状灰岩、钙藻灰岩、煤和以泥岩或页岩为主要成分命名的岩石等。砂岩包括腐植土、花岗岩、膨润土、白云岩和以粉砂岩、砂岩、砾岩为主要成分命名的岩石等。将连续的砂岩或连续的泥岩合并成一段，最后将已选井的录井数据处理成砂岩泥岩间隔形式；

②利用测井有机非均质性方法计算的连续TOC、热解S₁、氯仿沥青“A”，算出上述对应井泥岩段的TOC、热解S₁、氯仿沥青“A”的均值；

③根据盆地/凹陷的大地热流、地温梯度、地层温度、地层压力、Ro、Tmax(最大热解峰温)等数据，做出盆地/凹陷的成熟度热演化史，最后准确地判别出每口井Ro大于0.5%的深度段；

④将上述处理好的数据，包括井位、深度、岩性、TOC均值、热解S₁均值、氯仿沥青“A”均值等数据，形成一个泥页岩层系识别体系文件，并对每口井的泥页岩层系进行识别，为下一步计算泥页岩层系内的分级资源量及可动资源量奠定基础。

6）对含油率的轻烃、重烃进行校正：轻烃校是根据已有技术的组分生烃动力学法，恢复轻烃损失率而校正出轻烃的散失量。重烃校是根据王安乔（1987）提出的S_1重烃校正系数进行恢复。

7）页岩油资源潜力分级评价：用体积法和步骤4）的分级标准进行评价。

①氯仿沥青“A”法资源潜力评价原理

氯仿沥青“A”反映的是沉积岩石中可溶有机质的含量，通常用占岩石质量的百分比来表示。作为生烃和排烃作用的综合结果，从本质来讲，氯仿沥青“A”反映的实际上是烃源岩中残余有机质的丰度，它是一个残油量的指标。因此，应用氯仿沥青“A”的指标来评价烃源岩的残留油量较为合适。

通过原始氯仿沥青“A”进行泥页岩油量的计算如下式：

$\begin{array}{cc}Q=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{S}_i\×H_i\×{\mathrm{\ρ}}_i\×k_a\×A_i& (i=\mathrm{1,2},\·\·\·n)\end{array}---\left(1\right)$

式中，Q是残留油量，单位是10⁴t/km²；S_i是网格化后的烃源岩面积，单位是1km²；由于同一源岩层的厚度及有机质丰度、类型和成熟度在平面上存在着明显的变化，为提高评价精度，将工区烃源岩分布区在平面上均分为若干个1km×1km的网格区，分别计算各个网格区的资源量（即泥页岩油量强度，单位是10⁴t/km²），然后累加求和即可得到工区泥页岩层系内页岩油资源量；H_i是测井分辨率的厚度，一般为0.125m；ρ_i是烃源岩密度，单位是g/cm³，依据测井资料本次取烃源岩密度为2.53g/cm³；A_i是有机测井响应模型计算氯仿沥青“A”，它代表了测井分辨率厚度（0.125m）的烃源岩的平均原始氯仿沥青“A”的值；k_a是氯仿沥青“A”的轻烃补偿校正系数，可以通过校正系数表获得，无量纲；n是有机测井响应模型计算的单井的氯仿沥青“A”的个数，一般随着埋深增加，每隔一个测井分辨率（0.125m）就可以计算出氯仿沥青“A”的值，由于不同目的层的地层厚度不同，因此n值也不同。

综上所述，根据式(1)可以计算得到工区单井的单位面积（1km²）的残留油量（10⁴t），同样方法，可依次得到工区其他井的残留油量，这样，使所计算泥页岩油量的井尽量覆盖工区烃源岩的分布平面。为提高评价精度，利用Surfer识别体系对数据进行网格化处理，将工区烃源岩分布区在平面上均分为若干个1km×1km的网格区，对各个网格区的资源量强度（残油量强度）进行累加求和，即可得到工区残留油总量（10⁴t）。

②热解S₁法资源潜力评价原理

岩石热解数据热解S₁为游离态（mgHC/g岩石），是岩石在热解升温过程中300℃以前热蒸发出来的，为已经存在于源岩（岩石）中的烃类产物。热解S₁也可以作为衡量残油量的指标，其数值反映了烃源岩中残余有机质的丰度。

与应用原始氯仿沥青“A”计算泥页岩油量的原理、方法相同，原始热解S₁计算泥页岩油量的公式如下：

$\begin{array}{c}Q=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{10}^{-1}\×S_i\×H_i\×{\mathrm{\ρ}}_i\×k_{s_1}\×S_{1_i}\end{array}(i=\mathrm{1,2},\·\·\·n)---\left(2\right)$

式中，10^-1是单位换算，无量纲；Q是残留油量，单位是10⁴t/km²；S_i是网格化后的烃源岩面积，单位是1km²；H_i是测井分辨率的厚度，一般为0.125m；ρ_i是烃源岩密度，单位是g/cm³，依据测井资料本次取烃源岩密度为2.53g/cm³；

是有机测井响应模型计算

，它代表了测井分辨率厚度（0.125m）的烃源岩的平均原始

的值；是热解S₁校正系数，可以通过校正系数表获得；n是有机测井响应模型计算的单井的的个数。

应用岩石热解数据热解S₁获得工区泥页岩油量的方法相同，这里不再赘述。

8）通过地球化学数据统计分析图解法，确定泥页岩饱和吸附油量，并进一步计算得到页岩油可动量。

页岩油是储存在大段富含有机质的泥页岩及砂岩夹层中的无机及有机孔隙中的液态烃（其中部分吸附在有机质、黄铁矿及岩石颗粒表面），页岩油的赋存方式和储集空间明显不同于常规油气藏，富含有机质的泥页岩含有大量的生油母质干酪根及大分子烃，吸附油能力很强。泥页岩生油量满足了自身吸附残留烃量、水溶残留烃量、毛细管或封闭孔隙封堵残留量等各种形式的残留后，多余的油排出。应用当前测井评价技术计算出来的泥页岩中的油量，是由吸附态油量和游离态油量两部分组成。对于页岩油开发而言，游离态油量更具有实际价值。据此，可知排油门限所对应的残留油量即为饱和吸附油量，我们采用饱和吸附系数（饱和吸附油量与有机质含量TOC的比值）来定量表征泥页岩吸附能力的高低。页岩油可动量可以这样确定：

页岩油可动量=原地页岩油资源量-泥页岩饱和吸附油量

其中原地页岩油资源量可以通过测井评价有机质非均质性模型计算得到，关键是泥页岩饱和吸附油量的确定，它是通过地球化学数据统计分析图解法确定，首先通过氯仿沥青“A”、S₁+S₂、TOC与深度的关系依据图解法确定排油门限，其次结合排油门限确定Q_{泥页岩饱和吸附油量}，最后通过物质平衡方法计算Q_{页岩油可动量}：

Q_{页岩油可动量}=Q_{原地页岩油资源量}-Q_{泥页岩饱和吸附油量}

=V×ρ×(A%×K_A-TOC^*×K×K_TOC)  （3）

=Q_{原地页岩油资源量}-V×ρ×TOC^*×K×K_TOC

式中：ρ是泥页岩密度，单位是_g/cm³；V是泥页岩的体积，单位是m³；TOC^*是三个级别页岩的TOC均值，单位是%，Ⅰ级S₁大于2.0mgHC/g岩石，Ⅱ级S₁介于0.5-2.0mgHC/g岩石，Ⅲ级S₁小于0.5mgHC/g岩石；K_A是氯仿沥青“A”的恢复系数，无量纲；K_TOC是有机碳TOC的恢复系数，无量纲；K是饱和吸附系数，无量纲。

应用现有的测井评价方法，不难计算出来泥页岩中的分散资源、低效资源和富集资源。但是由于受沉积环境、矿物组成及其中有机质的丰度、类型、成熟度及排烃效率的影响，不同泥页岩中的含油量有明显的差异，而由于泥页岩具有致密、低孔，尤其是低渗的特征，页岩油的开采难度较大。对于开发来说，页岩油可动量的多少则是直接决定研究工区是否值得投资、钻井或在哪一块、哪一深度进行钻井、压裂。本发明依据物质平衡原理提出的页岩油可动量评价方法和饱和吸附油量确定方法，从根本上解决了页岩油可动性的评价难题。

9）利用“孔隙-含油饱和度”法计算泥页岩层系内砂岩薄夹层的页岩油资源量，完成评估程序。

砂岩薄夹层内页岩油资源潜力评价原理与泥页岩资源强度的求取原理相同，同样利用体积法计算砂岩薄夹层的资源量，原理如下，见式(4)：

$Q=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{h}_i\·S_i\·{\mathrm{\φ}}_i\·S_{\mathrm{oi}}\·{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{oi}}(i=\mathrm{1,2},\·\·\·n)---\left(4\right)$

式中，Q是砂岩薄夹层含油量，单位是10⁴t/km²；n是砂岩薄夹层的层数；h_i砂岩薄夹层厚度，单位是m；S_i是网格化后的源岩面积，单位是1km²；φ_i是孔隙度，单位是%；S_Oi是含油饱和度，单位是%；ρ_oi是原油密度，单位是_g/cm³

其中，含油饱和度S_Oi可由下式获得，见式(5)、(6)

S_Oi=1-S_w                    （5）

$\frac{1}{R_t}={[{V_{\mathrm{sh}}}^{1-\frac{V_{\mathrm{sh}}}{2}}\·\sqrt{\frac{1}{I_{\mathrm{sh}}}}+\frac{{\mathrm{\φ}}^{\frac{m}{2}}}{\sqrt{a\·R_W}}]}^2\·{S_W}^n---\left(6\right)$

并且，泥质含量指数由下式计算，见式(7)：

泥质含量由下式获得，见式(8)：

$V_{\mathrm{sh}}=\frac{2^{\mathrm{GcuR}\·I_{\mathrm{sh}}}-1}{2^{\mathrm{GcuR}}-1}---\left(8\right)$

由声波计算孔隙度，见式(9)、(10)：

1·Δt=φ·Δt_f+V_sh·Δt_sh+(1-φ-V_sh)Δt_ma         （9）

$\mathrm{\φ}=\frac{\mathrm{\Δt}-V_{\mathrm{sh}}\·{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{sh}}-{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{ma}}+V_{\mathrm{sh}}\·{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{ma}}}{{\mathrm{\Δt}}_f-{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{ma}}}---\left(10\right)$

式中，Sw是含水饱和度，单位是%；a是与岩性有关的系数，取值在0.6到1.2之间，无量纲；m是孔隙度指数，无量纲；n是饱和度指数，无量纲；I_sh是泥质含量指数，无量纲；V_sh是泥质含量，单位是%；R_W是水的电阻率，单位是Ω·m；R_t是地层电阻率，单位是Ω·m；GR_max、GR_min、GR_测是测井GR值的最大、最小及实测值；GcuR是经验系数，第三系地层为3.7，老地层为2；Δt是声波时差，单位是μs/ft；Δt_f是流体声波时差，单位是μs/ft；Δt_sh是泥质声波时差，单位是μs/ft；Δt_ma是骨架声波时差，单位是μs/ft。

通过式(4)～(10)可以计算得到泥页岩层系内砂岩薄夹层的页岩油资源量，完成整个评估程序。

下面列举具体实施例，以对本发明有进一步的了解。

实施例：以BHW盆地BN洼陷沙河街组沙三下亚段为例，使用泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法，计算出BN洼陷沙三下亚段泥页岩层系内页岩油可动量及分级资源量。具体步骤为：

1）基础数据整理：收集BN洼陷的地质数据、测井曲线数据、有机-无机地球化学数据，整理出BN洼陷沙三下亚段上下延伸50m范围内的上述各类数据，为选井、测井有机非均质性评价、页岩油分级评价标准、泥页岩层系概念和标准的提出及确定、含油率的轻烃及重烃校正等工作做准备。

2）选井：在BN洼陷沙三下亚段内进行选井，将工区10km×10km网格化（根据BN洼陷实际工区情况），每个网格内初1～3口井。

选井的要求：

①钻穿BN洼陷沙三下亚段至少50m并无钻遇断层；

②有录井数据；

③有分层资料；

④至少有R₂₅、RT、CRT三电阻率测井曲线中的一种和AC、CNL与DEN三种测井

曲线中的一种。

基于以上选井条件，在BN洼陷沙三下亚段内选出28口井（如图2所示），从图中可以看出，所选井位根据现有资料最大限度的控制平面展布，并且在核心区井数适当加密，为下一步测井有机非均质性评价做准备。

3）有机地球化学测井建模及验证：

①模型建立

针对工区页岩油研究，对地球化学数据多的代表井，即X1、X2井进行密集取样分析，有利于测井有机非均质性评价。

利用R₂₅或RT与AC、CNL或DEN测井曲线数据等曲线进行组合，针对X1井沙三下段（2911-3140m）建立测井有机非均质性（TOC、氯仿沥青“A”和S₁）模型。

本次建模主要针对泥页岩进行，如图3所示，建模效果较好，从图中可以看出，R₂₅-CNL泥页岩测井计算实测值S₁与计算值S₁拟合关系较好，趋势线斜率接近于1，表明计算值与实测值较为接近。如图4所示，从该图可以看出R₂₅-CNL泥页岩实测值与幅度差拟合关系较好，相关系数平方均大于0.72（相关系数均大于0.85以上）且具有明显的线性关系，收敛于一条直线附近，表明模型可信度较高。X1井R₂₅-CNLS₁建模效果(如图5所示)，从该图可以看出，连续计算值与实测值关系吻合很好。

本次在BHW盆地BN洼陷内采用多种不同（R₂₅-AC、R₂₅-CNL、RT-AC、RT-CNL、R₂₅-DEN、RT-DEN、）测井曲线组合，以便应用时能够适当选取，从所建模型计算值与实测值关系图中看出，实测值与计算值拟合关系较好，可以在本区进行推广。BHW盆地BN洼陷沙三下亚段内建立R₂₅-CNL、R₂₅-AC、RT-AC、RT-CNL等四种曲线组合的热解S₁测井评价模型，不同测井系列组合与有机质丰度关系模型的参数如下（如表1所示）：

表1测井评价有机非均质性模型参数

②模型验证

模型建立后外推到其他井的可信度未知，需要对模型可信度进行验证。本次模型验证选取实测点（热解S₁、氯仿沥青“A”、TOC）较多的X2井，利用泥页岩的RT-AC模型计算出X2井连续TOC值，将计算值与实测值进行对比。靶区内只有两口密闭取心井，其中用X1井来建模，用剩下来的唯一一口井X2进行验证，验证井X2（对建模井X1的验证）的模型验证综合效果很好(如图6所示)，从图中可以看出，实测值与计算值非常接近，说明模型可以外推到其他井。

③模型应用

本次研究根据测井资料丰度、钻井深度以及井位平面展布情况选取28口井进行测井，评价有机非均质性模型应用，计算出每口井的连续TOC、热解S₁和氯仿沥青“A”，为下一步泥页岩层系划分及泥页岩油资源分级评价做准备。

4）建立页岩油分级评价方案：根据泥页岩含油率的“三分性”特征，按富集程度将页岩油资源划分为Ⅲ级以表示分散资源、Ⅱ级以表示低效资源和Ⅰ级以表示富集资源。

BN洼陷沙三段热解S₁和氯仿沥青“A”三分性特征如图7、图8所示，从图中可以看出，氯仿沥青“A”和热解S₁随TOC增大而增大，增大的过程具有三分性，分为稳定低值段、上升段和稳定高值段。据此，划出TOC与氯仿沥青“A”和TOC与热解S₁散点图外包络线，在三段分界处画出TOC界线，作为页岩油分级资源评价的TOC分级标准，稳定低值段为III级资源以示分散（无效）资源，上升段为II级资源以示低效资源，稳定高值段为I级资源以示富集资源。以稳定低值段、上升段分界处和上升段中点所对应的氯仿沥青“A”和热解S₁为界，画出氯仿沥青“A”和S₁界线，作为氯仿沥青“A”和热解S₁分级标准，本次分级评价标准以热解S₁的“三分性”为准。分级评价标准如下（如表2所示）：

表2BN—沙三下亚段泥页岩油分级评价标准

5）根据本发明提出的划分标准，建立一个泥页岩层系识别体系，通过识别体系自动识别出每口井的泥页岩层系，对BHW盆地BN洼陷泥页岩层系识别包括以下步骤：

①对BN洼陷沙三下亚段内已选井的录井数据进行整理，将所有岩性归成两类：砂岩和泥岩，其中泥岩包括鲕状灰岩、钙藻灰岩、煤和以泥岩或页岩为主要成分命名的岩石等；砂岩包括腐植土、花岗岩、膨润土、白云岩和以粉砂岩、砂岩、砾岩为主要成分命名的岩石等。将连续的砂岩或泥岩段合并成一段，最后将已选井的录井数据处理成砂岩、泥岩间隔形式；

②利用测井有机非均质性模型计算的连续TOC、热解S₁、氯仿沥青“A”，算出上述对应井泥岩段的TOC、热解S₁、氯仿沥青“A”的均值；

③根据BHW盆地/BN洼陷的大地热流、地温梯度、地层温度、地层压力、成熟度Ro、Tmax等数据，做出BHW盆地/BN洼陷的成熟度热演化史，最后准确地判别出每口井Ro大于0.5%的深度段；

④将上述处理好的数据，包括井位、深度、岩性、TOC均值、热解S₁均值、氯仿沥青“A”均值等列数据，按泥页岩层系识别体系要求形成一个识别体系。用泥页岩层系识别体系对BN洼陷沙三下亚段的每口井的泥页岩层系进行识别。建立邵52-罗48-罗69-罗67-新渤深1泥页岩层系联井剖面(如图10所示)，本次在BHW盆地BN洼陷沙三下亚段泥页岩层系内共建立三条联井剖面（本次只展示一条联井剖面）。通过三条联井剖面可以确定沙三下亚段泥页岩层系的空间位置，可以初步得到结论，BN洼陷沙三下亚段内的泥页岩层系是一个较稳定的页岩油空间富集位置。

6）含油率的轻烃、重烃校正：轻烃校正是根据组分生烃动力学法恢复轻烃损失率而校正出轻烃的散失量，重烃校正是根据王安乔（1987）提出的热解S₁重烃校正系数进行恢复。

①氯仿沥青“A”的轻烃恢复

氯仿沥青“A”在抽提过程中损失轻烃组分（C_14-），在利用氯仿沥青“A”法计算页岩油资源量时需要对损失的轻烃组分进行恢复。

氯仿沥青“A”恢复公式如下：

“A”_原始=“A”+K_A-系数דA”×C_饱和烃+_芳香烃      (11)

式中，“A”_原始是恢复后氯仿沥青“A”，单位是%；“A”是实测氯仿沥青“A”，单位是%；C_{饱和烃+芳香烃}是实测氯仿沥青“A”中饱和烃和芳香烃所占比例（不同油田以各自实测数据为准，可为定值，亦可为成熟度的函数），单位是%；K_A-系数是氯仿沥青“A”轻烃校正系数，无量纲，是组分动力学中计算得出的C_6-13与C₁₃₊的比值，C_6-13/C₁₃₊值如下表（如表3所示），需要注意不同类型有机质的C_6-13/C₁₃₊图表会有较大差别，本次资源量计算利用Behar等（1997）的图表的氯仿沥青“A”轻烃校正系数。

表3汶ZK16井、Behar实验样品（I型干酪根）不同演化阶段C_6-13/C₁₃₊数据表

由氯仿沥青“A”轻烃恢复系数图表可得不同深度氯仿沥青“A”恢复系数，进而得出沙三下亚段泥页岩层系内氯仿沥青“A”恢复系数等值图，BN洼陷Es3x A恢复系数等值图如图11所示，结合氯仿沥青“A”恢复系数等值图可以更准确地对已经计算出来的资源量进行恢复，计算出地下实际资源量，原地页岩油资源量。

②热解S₁的恢复

热解S₁由Rock-Eval分析得出，为岩样加热不超过300℃时挥发出的烃，代表岩石中可抽提游离烃含量，也叫可溶烃，基本上是C_7-33的烃。然而进行热解分析所用的样品往往是经历了很长时间的残余样品，岩心中的轻烃（C_6-13或C_6-14）已有较多的损失，采用热解分析得到的热解S₁并不能代表地下岩石中热解S₁的原始含量。同时，以往的研究表明，热解分析得到的裂解烃S₂中仍然有部分可溶烃的贡献。因此，也需要对裂解烃S₂中的可溶烃进行恢复。热解S₁恢复公式如下：

S_1原始=S₁+S_1重烃+S_1轻烃           (12)

式中，S_1原始是岩石中原始可溶烃量，单位是mg/g；S₁是热解分析法实测热解S₁，单位是mg/g；S_1重烃是裂解烃S₂中的可溶烃，单位是mg/g；S_1轻烃是岩心样品放置时损失的轻烃，单位是mg/g。

S_1重烃恢复方法：取烃源岩样品，做热解实验得热解S₁、裂解烃S_2，另取同一烃源岩样品进行氯仿沥青“A”抽提，对抽提后岩样进行热解实验得S_2'，则裂解烃S₂与S_2'的差值（ΔS₂）即为进入裂解烃S₂中的重质组分游离烃，不同类型泥页岩ΔS₂/S₁值如下（如表4所示）：

表4S_1重烃恢复系数表（据王安乔，1987）

S_1重烃恢复公式如下：

S_1重烃=S₁×△S₂/S₁               (13)

式中，S_1重烃是裂解烃S₂中的可溶烃，单位是mg/g；S₁是热解分析法实测热解S₁，单位是mg/g；△S₂/S₁是S_1重烃的恢复系数，无量纲。

S_1轻烃恢复方法：根据源岩PY-GC实验结果对其各组分进行组分动力学模型参数标定，并根据地质条件升温速率进行应用，计算得出烃源岩不同演化阶段生成的烃类中各个组分所占比例，认为生烃、排烃和残烃中烃的组成近似相同，即可得到残烃中轻烃占重烃（S₁+ΔS₂）的比例。其中ΔS_1轻烃可根据下表获得（如表5所示）。因此，根据组分动力学方法可以得出不同演化程度时泥页岩中轻烃的恢复系数（轻烃/S₁），即K_轻烃。表5给出济阳凹陷I型有机质不同演化程度时K_轻烃。另外，需要注意的是不同类型有机质的S_1轻烃恢复系数图表会有较大差别。

表5汶ZK16井（I型干酪根）不同演化阶段K_轻烃表

S_1轻烃恢复公式如下：

S_1轻烃=S₁×K_轻烃                (14)

式中，S_1轻烃是岩心样品放置时损失的轻烃，单位是mg/g；S₁是热解分析法实测热解S₁，单位是mg/g；K_轻烃是泥页岩中轻烃的恢复系数，无量纲。

由S_1轻烃恢复系数图表及S_1重烃恢复系数表可得不同深度热解S₁恢复系数，进而得出沙三下亚段泥页岩层系内热解S₁恢复系数等值图。结合热解S₁恢复系数等值图(如图12所示)可以更准确地用热解S₁法对资源量进行计算、恢复。

7）页岩油资源潜力分级评价：用体积法和分级评价方案进行计算泥页岩层系内的分级资源量。

结合具体实施方式步骤7)中的计算方法，用氯仿沥青“A”法计算BN洼陷沙三下亚段泥页岩层系内页岩油分级资源量及层系内页岩油总资源量(如图13所示)。从图中可以看出沙三下亚段泥页岩层系内氯仿沥青“A”泥页岩油资源强度高值区集中在BN洼陷，最高值可达2846.12×10⁴t/km²，工区内大部分井的资源强度值大于500×10⁴t/km²，用氯仿沥青“A”法算得沙三下亚段的分级资源量见下表(如表6所示)。

BN洼陷Es3x泥页岩层系内热解S₁法资源强度如图14所示，从图中可以看出沙三下亚段泥页岩层系内S₁泥页岩油资源强度高值区主要分布在BN洼陷渤深5井附近，最高值可达2590.82×10⁴t/km²，工区内大部分面积的强度值大于450×10⁴t/km²，用热解S₁法算得沙三下亚段的分级资源量见下表(如表5所示)。

8）通过地球化学数据统计分析图解法确定泥页岩饱和吸附油量，并进一步计算得到泥页岩层系页岩油可动量；

首先通过做BN洼陷的氯仿沥青“A”、S₁+S₂、TOC与深度的关系依据图解法确定排油门限，其次结合排油门限确定Q_{泥页岩饱和吸附油量}，通过上述体积法(见式1、式2)计算出Q_{泥页岩饱和吸附油量}，最后通过物质平衡方法算Q_{页岩油可动量}，见式(3)，BN洼陷内氯仿沥青“A”/TOC^*100是15、S₁/TOC^*1000是75，定量的算得沙三下亚段泥页岩层系内原地页岩油资源量和页岩油可动量（如表6），用热解S₁法得BN洼陷沙三下亚段泥页岩层系内可动资源强度(如图15所示)。

表6BN洼陷沙三下亚段泥页岩层系内可动资源量及分级资源量

9）利用“孔隙-含油饱和度”法计算泥页岩层系内砂岩薄夹层的页岩油资源量。

结合具体实施方式9)中的具体步骤，利用“孔隙-含油饱和度”法计算得BN洼陷沙三下亚段薄夹层资源强度(如图16所示)，从图中可以看出，BN洼陷内沙三下亚段泥页岩层系内砂岩薄夹层的资源强度高值区主要集中在义109井和义282井附近，高值可达97.39×10⁴t/km²，工区内有近一半面积的强度值小于10×10⁴t/km²，沙三下亚段泥页岩层系内砂岩薄夹层资源量为2.3亿吨。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，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 (5)

1.一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法，包括以下步骤：

1)整理基础数据，所述基础数据包括：地质数据、测井曲线数据、有机-无机地球化学数据；

2)在工区内均匀选井，且在核心区井数加密，按照选定的尺度将所述工区网格化，每个网格内初选1～3口所述井；

3)有机地球化学测井建模及验证：利用非常规油气资源评价平台选择其中的具有代表性的井进行有机非均质性建模，包括热解S₁、氯仿沥青“A”、TOC，进一步选用另一具有代表性的井对建立的模型进行验证；

4)建立页岩油分级评价标准：根据泥页岩含油率的“三分性”特征，按富集程度将页岩油资源划分为III级以表示分散资源，II级以表示低效资源，I级以表示富集资源；

5)根据美国页岩油开发特点和我国泥页岩沉积特征，建立泥页岩层系的划分标准，并根据所述划分标准，编写泥页岩层系识别体系，通过所述泥页岩层系识别体系自动识别出每口井的泥页岩层系；

6)对所述泥页岩层系内所述页岩油的轻烃、重烃进行校正；

7)页岩油资源潜力分级评价：用体积法和步骤4）中的所述分级评价方案进行页岩油资源潜力分级评价；

8)通过地球化学数据统计分析图解法确定所述泥页岩饱和吸附油量，并进一步计算得到页岩油可动量；

9)利用“孔隙-含油饱和度”法计算出所述泥页岩层系内砂岩薄夹层的页岩油资源量，完成页岩油资源潜力分级评价。

2.根据权利要求1所述的一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法，其特征在于：所述5)步骤中，泥页岩层系所述划分标准为：泥页岩层系起始段为厚度超过2m的泥页岩段，向下任意10m内砂岩所占比例小于1/3，且连续砂岩厚度小于2m，泥页岩Ro大于0.5%，TOC大于0.5%，热解S₁大于0.5mgHC/g，结尾段为泥岩段，泥页岩和砂岩累计厚度大于30m。

3.根据权利要求1或2所述的一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法，其特征在于：所述5）步骤中，根据所述划分标准，编写所述泥页岩层系识别体系，通过所述泥页岩层系识别体系自动识别出每口井的所述泥页岩层系，具体如下：

①对所述工区内已选井的录井数据进行整理；

②利用测井有机非均质性模型计算连续所述TOC、所述热解S₁、所述氯仿沥青“A”，获得所述泥岩段的所述TOC、所述热解S₁、所述氯仿沥青“A”的平均值；

③根据盆地/凹陷的大地热流、地温梯度、地层温度、地层压力、所述Ro、Tmax等数据，做出所述盆地/凹陷的成熟度热演化史，最后判别出每口井所述Ro大于0.5%的深度段；

④按照所述泥页岩层系识别体系的要求格式将上述处理好的数据，所述处理好的数据包括井位、深度、岩性、所述TOC均值、所述热解S₁均值、所述氯仿沥青“A”均值，编写一个识别体系，用所述泥页岩层系所述识别体系对每口井的所述泥页岩层系进行识别，为所述泥页岩层系内分级资源量及可动资源量评价奠定基础。

4.根据权利要求1或2所述的一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法，其特征在于：在所述8)步骤中，通过所述地球化学数据统计分析图解法确定所述泥页岩饱和吸附油量Q_{泥页岩饱和吸附油量}，并进一步利用物质平衡原理计算得到所述页岩油可动量Q_{页岩油可动量}，所述页岩油可动量Q_{页岩油可动量}的计算公式为：

Q_{页岩油可动量}=Q_{原地页岩油资源量}-Q_{泥页岩饱和吸附油量}

=V×ρ×(A%×K_A-TOC^*×K×K_TOC)

=Q_{原地页岩油资源量}-V×ρ×TOC^*×K×K_TOC

式中，ρ是泥页岩密度，单位是g/cm³；V是泥页岩的体积，单位是m³；TOC^*是三个级别页岩的TOC均值，单位是%，Ⅰ级S₁大于2.0mgHC/g岩石，Ⅱ级S₁介于0.5-2.0mgHC/g岩石，Ⅲ级S₁小于0.5mgHC/g岩石；K_A是氯仿沥青“A”的恢复系数，无量纲；K_TOC是有机碳TOC的恢复系数，无量纲；K是饱和吸附系数，无量纲。

5.根据权利要求3所述的一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法，其特征在于：在所述8)步骤中，通过所述地球化学数据统计分析图解法确定所述泥页岩饱和吸附油量Q_{泥页岩饱和吸附油量}，并进一步利用物质平衡原理计算得到所述页岩油可动量Q_{页岩油可动量}，所述页岩油可动量Q_{页岩油可动量}的计算公式为：

Q_{页岩油可动量}=Q_{原地页岩油资源量}-Q_{泥页岩饱和吸附油量}

=V×ρ×(A%×K_A-TOC^*×K×K_TOC)

=Q_{原地页岩油资源量}-V×ρ×TOC^*×K×K_TOC

式中，ρ是泥页岩密度，单位是g/cm³；V是泥页岩的体积，单位是m³；TOC^*是三个级别页岩的TOC均值，单位是%，Ⅰ级S₁大于2.0mgHC/g岩石，Ⅱ级S₁介于0.5-2.0mgHC/g岩石，Ⅲ级S₁小于0.5mgHC/g岩石；K_A是氯仿沥青“A”的恢复系数，无量纲；K_TOC是有机碳TOC的恢复系数，无量纲；K是饱和吸附系数，无量纲。

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