【《常规油气资源评价方法分析综述》3500字】

常规油气资源评价方法分析综述目录TOC\o"1-3"\h\u27987常规油气资源评价方法分析综述 1303121.1常规与非常规油气资源判别方法 1208301.2生烃潜力法 2177461.3类比法 31.1常规与非常规油气资源判别方法常规油气的地质理论基础为圈闭浮力成藏理论，即油气从烃源岩排出后，主要受到浮力的作用运移到常规圈闭中成藏，而对于非常规油气资源，浮力不再是其运移成藏的主要动力。2014年，庞雄奇等人[16]根据浮力成藏作用提出了浮力成藏下限以及常规与非常规油气资源综合评价方法，对油气藏勘探具有重要的指导意义。当地层的深度增大压力也随之增大后，孔隙度和渗透率开始减小，直到浮力不再是烃类运移的主要动力时的临界状态为浮力成藏下限。在这个临界状态之上，油气受浮力和圈闭的控制，形成常规油气藏。浮力成藏下限不仅受构造和地层控制，还受到动力因素和物理化学性质的控制ADDINNE.Ref.{D216958D-77BA-42FA-96FF-BDE5AE179C6A}[16]。浮力成藏下限区分常规和非常规油气资源的方法，目前在我国主要的含油气盆地均得到了较好的验证和应用。通过对大量常规和非常规油气藏的实例剖析，以及在实验室大量的物理模拟实验，以及大量的数值模拟分析表明，含油气盆地浮力成藏下限一般对应为储层孔隙度10%±2%、渗透率小于1mD和孔喉半径小于2μm（图1.1）。该标准并非恒定不变，其主要受到构造变动，岩性，以及地温梯度等因素的影响。因此，不同盆地间以及同一盆地不同构造带之间的浮力成藏下限之间可能存在差异。在本次研究中，在采用生烃潜力法对研究区进行油气资源评价的同时，结合浮力成藏下限，对研究区常规油气资源，即受浮力作用主导运移的油气资源进行评价。认为在浮力成藏下限和排烃门限之间排出的烃可以运移至常规储层并形成常规油气藏，为常规油气资源潜力，再乘以相应的运移系数，即可得到研究区常规油气资源量。由于浮力成藏下限确定过程需要相对丰富的储层资料，本次利用储层孔隙度资料和储层类型频率分布对珠江口盆地珠一坳陷浮力成藏下限进行研究，其他含油气盆地由于缺乏充分的研究资料，则采用全国其他盆地的研究结果，采用孔隙度小于12%作为浮力成藏下限的判别标准。图1.1浮力成藏下限宏观分布预测示意图（修改自ADDINNE.Ref.{B9FD2BD1-015C-4C32-A9B7-956A06D4D544}[16]）Fig.1.1Schematicdiagramofmacroscopicdistributionpredictionoflowerlimitofbuoyancyaccumulation(modifiedfromADDINNE.Ref.{C7091D11-7A43-4098-BB8B-7A024AE208A2}[16])1.2生烃潜力法目前的油气成藏理论均建立在有机生烃的理论基础上。该理论认为，有机质在沉积保存之后，随着埋深的增加，温度压力的增大，经过漫长地质时间的作用，不断产生烃类。在此过程中包含有有机质生烃和排出烃类两个过程。根据这一理论，庞雄奇等人ADDINNE.Ref.{5A65C6DF-38AB-4004-A595-536BB3590291}[12]提出的生烃潜力模型（图1.2）可用于分析生排烃过程，并得到了广泛应用ADDINNE.Ref.{F6351536-9F20-4C58-9732-0A4AA4C1CF0E}[15,40]。生烃潜力法的理论基础为物质平衡法，认为有机质在生烃和排烃前后的质量是不变的。烃源岩的生烃潜力包括未转化成烃类的有机质、残留烃和已经排出的烃类，所以排烃作用是导致生烃潜力减小的唯一因素ADDINNE.Ref.{44C96C6B-7D62-48D2-8BF9-3799E12132F8}[12]。（S1+S2）/TOC被定义为生烃潜力指数Pgo（Ro），该指标可以反映生烃潜力。当该指标下降时，表明有油气开始排出，这时候的深度代表了排烃门限。当无烃类排放时，Pgo（Ro）代表原始生烃潜力（Pgoo（Ro））（图1.2），当油气开始排烃时，Pgo（Ro）开始减少，此时的值代表残余生烃潜力（Pgr（Ro））。然而，上述模型计算的原始生烃潜力并不准确，因为在烃源岩演化过程中，生烃和排烃过程中有机碳含量会降低。利用使用目前测量的有机碳含量作为生烃潜力的参数将使结果不准确。因此，必须对其进行恢复。本研究的恢复系数由式（1.1）和式（1.2）计算。排烃率（Pe（Ro））为原始生烃潜力与残余生烃潜力之差，为单位有机碳排烃量。在原始生烃潜力的演化曲线中，当Ro值增加0.1%时，排烃率的变化量为排烃速率（Ve），这个参数代表了排烃能力。排烃率与原始生烃潜力的比值为排烃效率（Pef（Ro））。根据上述参数，由式（1.6）、式（1.7）计算生烃强度（Ig）、排烃强度（Ie），最后由式（1.8）、式（1.9）计算生烃量（Qg）、排烃量（Qe）。图1.2生排烃模型（修改自ADDINNE.Ref.{3E280BC4-40B2-4DD5-B708-813BBB1364AF}[12]）Fig.1.2Hydrocarbongenerationandexpulsionmodel(modifiedfromADDINNE.Ref.{3D01761C-A473-4FB1-A6BF-1B99C4ABAB64}[12])Pgo(Ro)=k×Pgo0(Ro)ADDINNE.Ref.{AFB90C73-C7C9-4E20-BCA8-DAD155DDD3C3}[40]（1.1）k=1-0.83×Pgr(Ro)/10001-0.83×PgPeRoPefRoVe=ΔPe(Ro)Ig=Ro1Ro'10-3Ie=Ro2Ro'10-3×Pe(Ro)×H×ρ×TOC×dRoQg=Ro1Ro'10-13×Pgo(Ro)×H×A×ρ×TOC×dRoQe=Ro2Ro'10-13×Pe(Ro)×H×A×ρ×TOC×dRo其中，H为烃源岩厚度，m；k为恢复系数；Ro1为生烃门限对应的Ro值，%；Ro2为排烃门限对应的Ro值，%；A为烃源岩面积，m2；ρ表示烃源岩密度，g/cm3。1.3类比法类比法的内涵是成藏因素相似的地质对象之间可以相互比较。类比法的步骤首先是选定刻度区与评价区，然后根据类比关键参数确定类比系数，从而计算评价区资源量ADDINNE.Ref.{4A2AE5D4-5265-4E0D-96D5-67B488BDD89B}[41]。类比法要求刻度区与评价区属于同一类型的盆地，具有相似的演化史和内部结构等。在本次研究中主要使用面积丰度法与体积丰度法。（1）面积丰度法此方法是利用刻度区的单位面积资源丰度乘以相似系数，代替评价区的丰度，从而再对油气资源进行评价ADDINNE.Ref.{49C300CB-F7EB-4DC1-B5CE-B9D2D309E383}[42]（式1.10~1.12）。Q评价=S评价×i=1n(Ki×ai/n)ai=评价区类比总分刻度区类比总分ADDINNE.Ref.{6E55ADD3-A5AB-465C-9A7F-FD8677F99C87}[3]（1.11）Ki=Q刻度S其中，Q评价为所评价地区资源量，108t；ai为相似系数；Ki为刻度区的资源丰度值，104t/km2；n为评价区个数；Q刻度为刻度区资源量，108t；S刻度为刻度区沉积岩面积，104km2；S评价为评价区沉积岩面积，104km2。（2）体积丰度法此方法的原则与面积丰度法相同，但是使用单位沉积岩体积油气丰度来进行估算，更加真实，误差更小。其表达式为：Q=V×KvQUOTE（1.13）其中，Q为评价区资源量，104t；V为评价区烃源岩体积，km3；Kv为刻度区资源丰度，104t/km3。表1.1类比参数及打分标准表ADDINNE.Ref.{8626746B-D2CC-41F1-861D-565B871A18FA}[3]Table1.1AnalogicalparametersandscoringstandardtableADDINNE.Ref.{65E029B3-3590-4769-BF1C-7C7A6517C9FB}[3]级别一级二级三级四级分值1~0.750.75~0.50.5~0.250.25~0烃源岩条件烃源岩厚度

（m）湖相泥岩>10001000~500500~250<250碳酸泥岩>500500~200200~100<100煤系泥岩>450450~250250~150<150沉积环境深湖—半深湖半深湖—浅湖浅湖—滨浅湖湖沼生烃强度

（104t/km2）泥质岩>10001000~500500~200<200碳酸盐岩400~300300~200200~100<100煤系源岩>500500~200200~100<100成熟度成熟高成熟过成熟未成熟干酪根类型ⅠⅡ1Ⅱ2Ⅲ储集条件沉积环境三角洲、滨浅湖扇三角洲、水下扇重力流沉积冲积、洪积砂岩含量（%）50~4040~3030~20<20孔隙度（%）>3030~2020~10<10渗透率（mD）>500500~100100~10<10圈闭条件圈闭类型背斜、潜山及潜山披覆断鼻、断背斜、断垒地层圈闭岩性圈闭圈闭位置（距源岩）在源岩区<20km20km~40km>40km圈闭幅度（m）>500500~200200~100<100盖层条件盖层岩性膏岩、膏泥岩厚层泥岩泥岩含砂泥岩、石灰岩盖层厚度（m）>500500~250250~100<100盖层区域区域盖层局部盖层构造强度弱较弱较强强配置关系区域盖层形成与排烃关系形成于排烃高峰前或同时形成于排烃高峰后圈闭形成与排烃关系形成于排烃高峰前或同时形成于排烃高峰后生储盖配置自生自储下生上储上生下储异地生储表1.2南海地区类比参数及评分标准表Table1.2AnalogicalparametersandscoringstandardtableofSouthChinaSea参数类型参数分值1.0~0.750.75~0.50.5~0.250.25~0圈闭条件类型背斜为主断块岩性、地层岩性盖层条件厚度/m>500500~250250~100<100岩性泥膏岩厚层泥岩泥岩、含沙泥岩砂质泥岩、石灰岩面积系数区域性盖层小区域性盖层圈闭盖层隔层破坏程度无破坏破坏弱中等破坏强力破坏储层条件沉积相三角洲前缘、生物礁扇三角洲、湖相滨浅海、河流浊积、冲积相孔隙度/%>3030~2020~10<10渗透率/mD>500500~100100~10<10有效厚度/m>175175~7575~25<25裂隙发育程度好较好较差不发育烃源岩条件沉积环境湖相三角洲、海岸平原浅海滨海—半深海有机质类型ⅠⅡ1Ⅱ2Ⅲ成熟度/Ro%0.8~1.21.2~2.00.5~0.8<0.5或>2.0运移距离/km<1010~3030~50>50输导体系断层、储层、不整合断层、储层断层储层配套史条件圈闭形成期与生烃高峰期关系同沉积早同时晚埋藏史类型持续埋深早期沉降

晚期抬升早期抬升

晚期沉降持续浅埋生储盖配置自生自储下生上储上生下储异地生储源储配置源内源储相邻远源有断层远源无断层（3）类比参数和评价标准类比参数的确定是使用类比法进行油气资源评价的关键和难点，相关参数主要包括圈闭条件、盖层条件、储层条件、烃源岩条件和配套史等，在确定了相关参数后，就可以在相应的类比评分标准中对评价区和刻度区的参数进行打分，得到相似系数，进而类比评价区的油气资源。所以建立类比参数评价标准是使用类比法评价的基础。在“新一轮全国油气资源评价”中提出了类比参数评价标准（表1.1），但是在对南海地区盆地油气地质情况进行文献调研和资料收集时，发现以下问题：（1）目前的资料并不能满足表1.1中所有的参数；（2）南海盆地的烃源岩沉积环境主要为陆相、海陆过渡相和海相，但是表1.1中的沉积环境明显只适用于陆相烃源岩，并不能反应海相烃源岩的贡献；（3）表1.1中缺少了与输导体系、埋藏史以及盖层破坏程