天然气资源评价重点参数研究

第22卷增刊Vol 22 Suppl2004年5月ACTA SEDIMENTOLOGICA SINICAMay 2004文章编号:1000-0550(2004)增刊-0079-05天然气资源评价重点参数研究刘成林22刘人和2罗霞2谢增业2李剑2曾庆猛11(石油大学北京102249)2(中国石油勘探开发研究院魔坊分院河北廊坊065007)摘要天然气资源评价重点参数主要包括产气率运聚系数区带评价参数与可采系数等4项。首先,通过生物气模拟、不同类型干酪根的产气率模拟实验建立生物气煤岩、不同类型泥岩与碳酸盐岩的产气率图版;其次,通过相关分析建立运聚系数与地质参数的关系模型:运聚系数=0.298-0.00259×烃源岩年龄+0.218×有机碳含量0.00223成戴关键时刻一0.00236×盖层厚度+0.0009×盖层埋深一0.286×不整合数+0.000104×储层年龄;第三,在大量统计分析的基础上建立中国天然气区带地质评价参数体系与取值标准;最后,基于岩性和驱动类型两大因素将天然气藏分为5种类型,其中:碎屑岩水驱气藏的可采系数为50%~70%碎屑岩气驱气戴75%~90%,碳酸盐岩水驱气藏55%~80%碳酸盐岩气驱气藏80%~95%致密气藏40%~55%。关键词天然气资源评价产气率可采系数第一作者简介刘成林男1970年出生博土研究生矿物学、岩石学与矿床学中图分类号P593文献标识码A评价方法与参数研究是天然气资源评价的两大核菌培养产生生物气,由此得到不同温阶下各类有机质心内容,评价参数是评价方法的基础,其值的准确与否的生物气产率。在模拟实验结果的基础上,结合前人的直接影响评价方法的有效性。产气率、运聚系数是成因研究结果φ~3,分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖法的关键参数,产气率求取天然气生成量、运聚系数计环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模算天然气聚集量;区带评价参数标准是类比法的依据,式(图1)通过区带评价参数标准,对已知与未知区带进行评分,(1)无论是在哪种环境中,有机质的生物气生成定量评价二者天然气成藏地质条件的差异,从而评价量一般具有I型>1型>Ⅱ型的规律未知区带的资源丰度。可采资源量的计算是中国资源(2同样有机质类型,不同环境生物气产量不同评价与国际接轨的重要体现而可采系数是将地质资一般是滨海环境中生物气量最高,为125m2/t·有机源量转化成可采资源量的关键参数。在大量模拟实验质;其次是淡水环境,为110m3/t·有机质;盐湖环境与统计分析的基础上,对产气率、运聚系数、区带评价最低,为85m3/t·有机质;参数与可采系数等4项天然气资源评价重点参数进行(3)生物气大量生成温度,一般分布在30℃~了研究。60℃之间,但不同环境的有机质生气高峰有所差异滨不同类型气源岩的产气率海环境生物气生成高峰55℃,而淡水环境和盐湖环境生气高峰在40℃左右由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解1.2干酪根和原油裂解气产气率气的生气机制不同,因此其产气率与干酪根和原油裂对于不同类型气源岩油产气率,国内外学者及解气产气率求取方式不同。生物气主要采用厌氧细菌二轮资源评价中已做过大量的工作。较多的实验是应在不同温度下进行细菌培养生成生物气的方法进行模用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率拟实验,干酪根和原油裂解气主要采用封闭和开放体实验,这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解系下相同类型气源岩进行模拟实验,并将上述两种体成气的产率,亦即常说的封闭体系下源岩的产气率,所系下的产气率曲线输入PRA软件中,得到烃源岩在得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求不同封闭条件下的产气率图版1.1生物气产气率对生物气源岩样品在25~75℃CYH中国煤化工本系下对源岩进行热CNMHG原油均全部排出源赠为天然气。这两种情①“中油段份公司主要含油气盆地油气资源评价”项目部分成果收稿日期:2003-11-2080沉积学报第22卷累计产气半m·有机阶段产气率(m有机质累计产气率(mW有机质)1型型淡水环境水环境价段产’率(m·有机累计产《名(mh·有机娠阶段产i率(m-有机标yue盐湖环境盐測环境图1不同环境有机质生物气产率Fig 1 Evolutionary model and gas-yielding rate chart of biogas from different organic matters in freshoffshore and salt lake environment况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多最高,可达350m3/t·煤,惰质煤产气率最低,仅为是半开放体系,在这种情况下,源岩生成的油既不能全100m3/t·煤,镜质煤产气率200m3/·煤。随开放程部排出烃源岩,也不能完全滞留于源岩中不同地质条度的增大镜质煤产气率降低:全封闭条件下,产气率件下亦即开放程度不同情况下不同源岩产气率如何计为250m3/t·煤;全封闭一半开放条件下为220m3/t算?本次研究提出了油裂解气的方法求得封闭和开放·煤;半开放条件下为200m3/t·煤;半开放一全开放体系下相同类型源岩的产气率将上述两种体系下的条件下为180m3/t·煤,全开放体系下为150m3/t产气率图版(中值曲线)输入PRI软件中,得出烃源岩煤(图2)层在不同渗透条件下产气率图版。(2)泥岩产气率(1)煤产气率泥岩产气率具以下规律:①随开放程度的增大,泥不同类型的煤产气率相差较大,烛藻煤产气能力岩产气率降低:全封闭条件下,I型湖相泥岩产气率为◆个◆个时全H一卞开放▲个-半封*半封闭-开放半开放一全肝皎全开放R,/镜煤产’青冬图2不同封闭条件下煤H中国煤化工CNMHGFig 2 Gas-yielding chart of coal and mudstone under different sealing conditions增刊刘咸林等:天然气资源评价重点参数研究650m2/tTOC;全封闭一半开放条件下为500m3/t评价。一个运聚单元或区带成藏地质条件的优劣取决ToOC;半开放条件下为400m3/t:TOC;半开放一于其供气条件、储集条件圈闭条件、保存条件与配套全开放条件下为300m3/t·TOC,全开放体系下为条件等5项主要的地质条件。在大量统计松辽渤海210m/t·TOC;②无论开放还是封闭体系,无论是哪湾、鄂尔多斯、四川、柴达木、吐哈、准噶尔、塔里木等8种类型的气源岩,其生气高峰在R。=1.0~2.0%之个含气盆地40个区带参数的基础上,建立中国天然气间,相对而言,I型~I2型泥岩生气高峰相对偏前,I区带地质评价参数体系与取值标准(表1)型相对偏后;③无论是开放还是封闭体系,总产气率均具有I型>I1型>I2型>I型泥岩的趋势;④封闭4可采系数体系与开放体系差值具有I型>1,型>I2型>厦型可采资源量的计算是中国资源评价与国际接轨的泥岩的趋势,说明类型好的源岩,无论是干酪根裂解气重要体现。可采系数是将地质资源量转化成可采资源还是总产气率均较大,类型好的源岩不仅是好的油源量的关键参数。岩也是好的气源岩(图2)4.1天然气藏分类(3)碳酸盐岩产气率为了统计不同类型气藏的可采系数,基于岩性和在所有类型岩石中,碳酸盐岩产气率范围最大,封驱动类型两大因素,将天然气藏分为碎屑岩气驱、碎屑闭体系下产气率为385~690m3/ t ToC,中值为岩水驱、碳酸盐岩气驱、碳酸盐岩水驱、致密气藏等580m/tTOC,,开放体系下产气率范围为种类型。这套分类方案既适用于没有或较少开发数据266m3/tTOC,中值为156.5m/tTOC。究其原因,的勘探阶段,也适于开发阶段,力求简明,避免繁可能是由于碳酸盐岩其干酪根类型不同所致琐2运聚系数4.2不同类型气藏可采系数取值标准的建立采用SPSS统计软件,对国内外近3000个可采系对国内外22个油气盆地200个天然气运聚系数数据的统计分析表明,天然气运聚系数与烃源岩年龄、数数据进行分析,从而建立不同类型气藏可采系数取有机碳含量、成藏关键时刻、盖层厚度、盖层埋深、不整值标准:碎屑岩水驱气藏可采系数为50%~70%,碎合数及储层年龄等地质参数具有较好的的相关性,其屑岩气驱气藏75%~90%,碳酸盐岩水驱气藏55%关系模型分别如下:80%碳酸盐岩气驱气藏80%~95%致密气藏40%55%表2)S=-215.55K+519.0C=2.2417K+0.01665结论T=-79.612K+130.3D=376.57K+19.751(1)通过生物气模拟、不同类型干酪根的产气率H=529.26K+2600.1模拟实验建立生物气、煤岩、不同类型泥岩与碳酸盐岩的产气率图版。N=-1.5645K+3.6573R=-183.14K+436.2(2)通过相关分析建立运聚系数与地质参数的关系模型:运聚系数=0.298-0.00259×烃源岩年龄最后经过多因素综合分析,得出了运聚系数与以十0.218×有机碳含量-0.00223×成藏关键时刻上7个主要因素之间的关系模型0.00236×盖层厚度+0.0009×盖层埋深-0.286×不整合数+0.000104×储层年龄。0.00236D+0.0009H-0.286N+0.000104R式中:K为运聚系数;S为烃源岩年龄,Ma;C为(3)在大量统计分析的基础上,建立中国天然气有机碳,%;T为成藏关键时刻,Ma;D为盖层厚度区带地质评价参数体系与取值标准。m;H为盖层埋深,m;N为不整合数,个;R为储层年(4)基于岩性和驱动类型两大因素将天然气藏分为V凵中国煤化工可采系数为50%~70几 CNMHG%,碳酸盐岩水驱气3区带地质评价参数体系与分级标准藏55%80%,碳酸盐岩气驱气藏80%~95%致密区带地质评价的主要研究内容是区带成藏条件的气藏40%~55%沉积学报第22卷表1中国天然气区带地质评价参数取值标准Table 1 Parameters of nature gas evaluation分值(评价系数)参数类型参数名称4(1.0~0.75)3(0.75~0.5)2(0.5~0.25)1(0.25~0.0)生气强度/108m3·km-225~10生气速率/105m3·Ma-1>6000060000~10000高温递进低温递进供气条件受热方式断大低温退火输导体系类型储层十断层不整合供气方式汇聚流供烃平行流供烃发散流供烃线形流供烃运移距离/km30~5030~20孔隙度/%碳酸盐岩储集条件渗透率/10-3pm2碳酸盐岩0~1.51.5~0.5储层厚度/m>175175~7575~25储层百分比/%55~4040~25储集空间类型孔隙型裂缝一孔隙型孔隙“裂缝型裂缝型主要圈闭类型背斜为主断背斜、断块凰闭条件闭面积系数/%10~5圈闭闭合度/m益层岩性膏盐岩、泥膏岩厚层泥岩泥岩、砂质泥岩脆泥岩、砂质泥岩、砂岩盖层厚度/m100~3030~10突破压力/mP保存条件扩散系数/cm2·s-110-~10-710-7~10-6>10-5水化学条件盖层受断裂破坏的程度无破坏破坏轻微坏中等破坏较强蓝层以上区域不整合数/个生储盖配置关系下生上储配套条件自生自储异地生储图闭形成时期与生气高峰的配置关系同沉积表2不同类型气藏可采系数取值标准Table 2 Recovery rates of different kinds of nature gas resvvoirs堅动类型适用气藏可采系数/%储层为碎屑岩,有边、底水存在,可根据地层水活跃程度分为活跃、次活跃和不活跃三种类型气驱储层为碎屑岩,无边、底水存在,多为封闭型的多裂缝系统、断块砂体或异常压力气藏75~90储层为碳酸盐岩,有边、底水存在,可根据地层水活跃程度分为活跃、次活跃和不活跃三种类型气驱储层为碳酸盐岩,无边、底水存在,多为封闭型的多裂缝系、断块和异常压力气藏致密气粼储层基质涂透率K<1×10-3m2,裂缝不太发育,横向连通性差参考文献( References)5枥通佑,范尚炯陈元千,等.石油及天然气储量计算.北京:石油工出版社,1998253~2741李明宅,张洪年,生物气成藏规律研究,天然气工业,1997,17(2):76陈元千,自学预测油气田产量和可采储量的新模型.见:全国资2刘成林蒋助生,李创,等,柴达木盆地一里坪地区上新统狮子沟组源委石油天然气储量委员会办公室编石油天然气资源管理论文集,北京:石油工业出版社,199.1生物气成戴研究,天然气工业,2001,21(6):14~163刘成林,姜桂风,王金鹏等.柴达木盆地东部天然气资源潜力分析7刘雨芬陈元千,毕海滨,利用多元回归方法确定稠油油藏吞吐阶段的采收率.北京;石油工业出版社,199.11~114见:架狄刚黄第藩,马新华等.有机地球化学研究新进展第八届全国有机地球化学学术会议论文集.北京:石油工业出版社,20022328陈元千,刘雨芬毕海滨.确定水驱砂岩油采收率的方法,北京中国煤化工4张文爾主编.石油天然气储量管理,北京:石油工业出版社,199.1的方法,北京:石油工业出版CNMHG刘成林等:天然气资源评价重点参数研究Study on Key parameters of Natural Gas Resource assessmentLIU Cheng-lin.2 LIU Ren-he2 LUO Xia2 XIE Zeng-ye2 li Jian2 ZENG Qing-mengz(langfang Branch of Research lnstitute of Petroleum Exploration and Development, CNPC, Langfang Hebel 065007)Abstract There are mainly 4 key parameters of natural gas resource evaluation, including gas productionrate, migration-accumulation coefficient, play evaluation parameters, and recovery rate. First, gasproduction rate charts of biotic gas, coal, mudstone, and carbonate are built up through biotic gas simulationexperiments and pyrolyses. Second, the relationship of migration-accumulation coefficient and differentgeologic parameters is K=0.298-0.0025s+0.218C-0.002237-0.002360+0.0009H-0.286N+0.000104R(K-migration-accumulation coefficient, S-age of source rock, C-TOC, T-critical moment, Dthickness of Cap, H-depth of cap, N-times of unconformities, R-age of reservoir rock ) Third, playevaluation parameter system and classification standards are built up based on lots of statistics. In the end,recovery rate of 5 types of natural gas reservoirs are analyzed and the results are recovery rate of gas driveclastic reservoirs is (75%-90%), water drive-clastic ones 50%-70%, gas drive-carbonate ones 80%95%, water drive-carbonate ones 55%--80%, and tight ones 40%-55%Key words natural gas, resource assessment, gas production rate, recovery ratc中国煤化工CNMHG