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一种高成熟度原油亲源性的判别方法

阅读：810发布：2020-05-11

IPRDB可以提供一种高成熟度原油亲源性的判别方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本发明涉及一种高成熟度原油亲源性的判别方法，属于油气勘探开发技术领域。本发明的高成熟度原油亲源性的判别方法，包括以下步骤：1)利用烃源岩抽提物中菲系列化合物的甲基菲指数MPI与镜质体反射率Ro之间的关系，计算得到A、B、C、D的值；2)利用原油中菲系列化合物的甲基菲指数MPI与原油的成熟度Rc之间的关系，计算得到Rc；3)建立不同层位烃源岩的镜质体反射率与地质历史期之间的变化关系；4)利用步骤2)中的Rc及步骤3)中确定的镜质体反射率与地质历史期之间的变化关系，推测原油的来源层位及成藏时间。本发明高成熟度原油亲源性的判别方法可精细确定深层油气来源，从而指导深层油气高效勘探。，下面是一种高成熟度原油亲源性的判别方法专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种高成熟度原油亲源性的判别方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)利用烃源岩抽提物中菲系列化合物的甲基菲指数MPI与镜质体反射率Ro之间的关系：Ro(％)＝A×MPI+B Ro<1.35％，

Ro(％)＝-C×MPI+D Ro>1.35％，

计算得到A、B、C、D的值，其中，A、B为烃源岩的Ro值<1.35％时不同地区的拟合参数；C、D为烃源岩的Ro值>1.35％时不同地区的拟合参数；

2)利用原油中菲系列化合物的甲基菲指数MPI与原油的成熟度Rc之间的关系：Rc(％)＝A×MPI+B Rc<1.35％，

Rc(％)＝-C×MPI+D Rc>1.35％，

计算得到Rc；

3)通过盆地热史、温度史、剥蚀厚度，确立盆地烃源岩热埋藏演化史，结合不同层位烃源岩镜质体反射率随深度的变化关系，建立不同层位烃源岩的镜质体反射率与地质历史期之间的变化关系；

4)利用步骤2)中的原油成熟度及步骤3)确定的不同层位烃源岩的镜质体反射率与地质历史期之间的变化关系，根据原油与其对应的烃源岩成熟度一致，推测原油的来源层位及各层位对应的成藏时间。

2.根据权利要求1所述的高成熟度原油亲源性的判别方法，其特征在于，步骤1)和步骤

2)中的菲系列化合物均包括一甲基菲、二甲基菲、三甲基菲、九甲基菲和菲。

3.根据权利要求1所述的高成熟度原油亲源性的判别方法，其特征在于，步骤1)中的菲系列化合物和步骤2)中的菲系列化合物为采用气相色谱-质谱联用仪分别从烃源岩抽提物、原油中分离得到的。

4.根据权利要求3所述的高成熟度原油亲源性的判别方法，其特征在于，所述气相色谱-质谱联用仪的测定条件均为：色谱柱长60m，膜厚0.25μm，HP-5弹性石英毛细管柱，进样量为1μL，分流比30：1；升温程序：起始柱温90℃，恒温1～2min，之后升温至柱终温300～310℃，恒温20min；调节载气线速度：20～30cm/s；进样口温度：300℃恒温；质谱条件：离子扫描范围M/z 50～1000、能量70ev、发射电流200μA，离子源温度200℃，光电倍增器电压960V，传输线温度300℃。

5.根据权利要求4所述的高成熟度原油亲源性的判别方法，其特征在于，所述载气为氦气。

6.根据权利要求1所述的高成熟度原油亲源性的判别方法，其特征在于，步骤1)烃源岩抽提物中菲系列化合物的甲基菲指数MPI通过以下公式计算得到：MPI＝1.5(2-MP+3-MP)/(P+9-MP+1-MP)，其中，1-MP为烃源岩抽提物中一甲基菲的相对峰面积；2-MP为烃源岩抽提物中二甲基菲的相对峰面积；3-MP为烃源岩抽提物中三甲基菲的相对峰面积；9-MP为烃源岩抽提物中九甲基菲的相对峰面积；P为烃源岩抽提物中菲的相对峰面积。

7.根据权利要求1所述的高成熟度原油亲源性的判别方法，其特征在于，步骤2)原油中菲系列化合物的甲基菲指数MPI通过以下公式计算得到：MPI＝1.5(2-MP+3-MP)/(P+9-MP+1-MP)，其中，1-MP为原油中一甲基菲的相对峰面积；2-MP为原油中二甲基菲的相对峰面积；3-MP为原油中三甲基菲的相对峰面积；9-MP为原油中九甲基菲的相对峰面积；P为原油中菲的相对峰面积。

说明书全文

一种高成熟度原油亲源性的判别方法

技术领域

[0001] 本发明涉及一种高成熟度原油亲源性的判别方法，属于油气勘探开发技术领域。

背景技术

[0002] 近十年来，随着油气田勘探开发程度的不断深入，中浅层的勘探难度越来越大，剩余油气资源越来越小，向深层勘探转型已经成为必然。据三次资源评价，深层的剩余油气资源远大于中浅层的剩余油气资源，然而由于深层高温、高压的地质特征，使得烃源岩已过生油高峰期，导致饱和烃生标各热演化参数已达到异构化终点值，指纹特征变化不清，甚至产生歧化反应，原来一些应用到中浅层饱和烃判别油气来源判别的常规方法，在深层判断油气来源已经失效。因此亟需建立一种适应深层油气来源的判识方法，以支撑深层油气勘探需要。

[0003] 在有机地球化学评价指标中，由于芳烃显示的成熟度参数比饱和烃甾萜烷异构化率有更宽的化学动力学范围(即热稳定性强)，因而在有机地球化学方法评价油气成熟度方面显示出特有的优越性。油气芳烃馏分由数百种化合物组成，具有丰富的地质地球化学信息。芳烃化合物中的烷基二苯并噻吩系列、菲系列、脱羟基维生素E和三芳甾烷系列等是地质体中具有特征性的生物标志化合物，其分布特征已被成功应用于烃源岩和原油成熟度的研究。由于其良好的热稳定性，在深层应用芳烃化合物特征判断油气成熟度的方法是行之有效的。

[0004] 当前，石油、煤和沉积岩中芳烃类生物标志物的研究，已成为国内外有机地球化学中最为活跃的前沿研究领域之一。

[0005] 现有技术中，由于芳烃生物标志化合物种类多、定性困难，应用不普遍，虽然个别学者也应用芳烃生物标志化合物来判断原油成熟度，但多用“油-源成熟度相近”的原则进行对比，即原油的成熟度与现今哪套烃源岩成熟度相近，即可确定原油来自哪套烃源岩。但是在一个沉积盆地中，往往发生了多次的构造运动，造成盆地抬升剥蚀及下降再沉积呈多旋回性，即使同一套烃源岩也可经历多次相似热史。特别是在过补偿盆地，如果再应用静态的“油-源成熟度相近”的原则进行对比，即可产生错误的结论。

[0006] 如何确立多旋回构造演化盆地内深层油气的来源特征，是油气勘探界内的一个难题。

发明内容

[0007] 本发明的目的在于提供一种高成熟度原油亲源性的判别方法，以克服现有技术中应用饱和烃常规方法判断高成熟原油成熟度失真及多旋回盆地内静态的油-源成熟度相近的油源对比存在的缺陷。

[0008] 为实现上述目的，本发明的技术方案是：

[0009] 一种高成熟度原油亲源性的判别方法，包括以下步骤：

[0010] 1)利用烃源岩抽提物中菲系列化合物的甲基菲指数MPI与镜质体反射率Ro之间的关系：

[0011] Ro(％)＝A×MPI+B Ro<1.35％，

[0012] Ro(％)＝-C×MPI+D Ro>1.35％，

[0013] 计算得到A、B、C、D的值，其中，A、B为烃源岩的Ro值<1.35％时不同地区的拟合参数；C、D为烃源岩的Ro值>1.35％时不同地区的拟合参数；

[0014] 2)利用原油中菲系列化合物的甲基菲指数MPI与原油的成熟度Rc之间的关系：

[0015] Rc(％)＝A×MPI+B Rc<1.35％，

[0016] Rc(％)＝-C×MPI+D Rc>1.35％，

[0017] 计算得到Rc；

[0018] 3)通过盆地热史、温度史、剥蚀厚度，确立盆地烃源岩热埋藏演化史，结合不同层位烃源岩镜质体反射率随深度的变化关系，建立不同层位烃源岩的镜质体反射率与地质历史期之间的变化关系；

[0019] 4)利用步骤2)中的原油成熟度及步骤3)确定的不同层位烃源岩镜质体反射率与地质历史期之间的变化关系，根据原油与其对应的烃源岩成熟度一致，推测原油的来源层位及各层位对应的成藏时间。

[0020] 步骤1)和步骤2)中的菲系列化合物均包括一甲基菲、二甲基菲、三甲基菲、九甲基菲和菲。

[0021] 所述菲指无取代基菲。

[0022] 步骤1)中的菲系列化合物和步骤2)中的菲系列化合物为采用气相色谱-质谱联用仪分别从烃源岩抽提物、原油中分离得到的。

[0023] 所述气相色谱-质谱联用仪的测定条件为：色谱柱长60m，膜厚0.25μm，HP-5弹性石英毛细管柱，进样量为1μL，分流比30：1；升温程序：起始柱温90℃，恒温1～2min，之后升温至柱终温300～310℃，恒温20min；调节载气线速度：20～30cm/s；进样口温度：300℃恒温；质谱条件：离子扫描范围M/z 50～1000、能量70ev、发射电流200μA，离子源温度200℃，光电倍增器电压960V，传输线温度300℃。

[0024] 所述载气为氦气。

[0025] 所述升温的升温速率为2～4℃/min。

[0026] 步骤2)中的A、B为原油的Rc值<1.35％时不同地区的拟合参数；C、D为原油的Rc值>1.35％时不同地区的拟合参数。

[0027] 在实验条件相同、烃源岩抽提物与原油物性相近的前提下，步骤2)中的A、B、C、D与步骤1)中的A、B、C、D值是等同的。

[0028] 步骤1)中烃源岩抽提物中菲系列化合物的甲基菲指数MPI通过以下公式计算得到：

[0029] MPI＝1.5(2-MP+3-MP)/(P+9-MP+1-MP)，

[0030] 其中，1-MP为烃源岩抽提物中一甲基菲的相对峰面积；2-MP为烃源岩抽提物中二甲基菲的相对峰面积；3-MP为烃源岩抽提物中三甲基菲的相对峰面积；9-MP为烃源岩抽提物中九甲基菲的相对峰面积；P为烃源岩抽提物中菲的相对峰面积。

[0031] 步骤2)原油中菲系列化合物的甲基菲指数MPI通过以下公式计算得到：

[0032] MPI＝1.5(2-MP+3-MP)/(P+9-MP+1-MP)，

[0033] 其中，1-MP为原油中一甲基菲的相对峰面积；2-MP为原油中二甲基菲的相对峰面积；3-MP为原油中三甲基菲的相对峰面积；9-MP为原油中九甲基菲的相对峰面积；P为原油中菲的相对峰面积。

[0034] 上述一甲基菲、二甲基菲、三甲基菲、九甲基菲、菲的相对峰面积由上述气相色谱-质谱联用仪测得。

[0035] 步骤2)中原油的成熟度Rc根据油从烃源岩排出，油、烃源岩成熟度一致的原则折算得到。

[0036] 在其它条件相同的情况下，步骤1)中的镜质体反射率Ro和步骤2)中的原油成熟度Rc值相同。

[0037] 本发明的高成熟度原油亲源性的判别方法，利用原油折算成熟度与盆地烃源岩热埋藏演化史的关系，建立了多旋回构造演化盆地内深层油气来源，克服了之前的静态的油源对比关系。本发明高成熟度原油亲源性的判别方法可精细确定深层油气来源，从而指导深层油气高效勘探。

附图说明

[0038] 图1为实施例1东濮凹陷文留地区烃源岩镜质体反射率与地质历史期之间的变化关系示意图。

具体实施方式

[0039] 实施例

[0040] 本实施例结合中国渤海湾盆地东濮凹陷对本发明的高成熟度原油亲源性的判别方法作进一步说明。

[0041] 东濮凹陷为一断陷盆地，古近系烃源岩埋藏深，近洼处可达7000m，既生油又生气，其中近洼处以高成熟度的凝析油气藏为主。

[0042] 本实施例的高成熟度原油亲源性的判别方法，包括以下步骤：

[0043] 1)芳烃生物标志化合物的定性

[0044] 对东濮凹陷文留地区的原油及烃源岩抽提物进行芳烃组分分离，通过对芳烃组分进行气相色谱-质谱联用仪的分析，根据芳烃生物标志物色质分析的相对保留时间、质量色谱图、质谱图、标样、特征离子碎片等方面，确定单环芳烃(烷基苯系列)、二环芳烃(萘系列和联苯系列)、三环芳烃(菲系列、蒽和三联苯)、四环芳烃(芘系列、屈系列、苯并蒽和荧蒽)及五环芳烃(苝、苯并芘和苯并荧蒽)系列化合物，综合研究共鉴定出近文留地区的原油及烃源岩中二百多种芳烃化合物；

[0045] 上述气相色谱-质谱联用仪为Agilent公司的5977A-7890B气相色谱-质谱联用仪，带Nist、Wiley、Nbs等质谱谱库，其分析条件为色谱柱长60m，膜厚0.25μm，HP-5弹性石英毛细管柱，进样量为1μL，分流比30:1，升温程序：起始柱温90℃，初始恒温时间1～2min；升温速率2～4℃/min；柱终温300～310℃，恒温时间20min；调节载气(He)线速度:20～30cm/s；进样口温度：300℃恒温；质谱条件：离子扫描范围M/z 50～1000、能量70ev、发射电流200μA，离子源温度200℃，光电倍增器电压960V，传输线温度300℃；

[0046] 2)确定烃源岩抽提物中菲系列化合物的甲基菲指数(MPI)与烃源岩镜质体反射率Ro之间的对象关系

[0047] 测出东濮凹陷文留地区烃源岩抽提物三环芳烃中菲系列化合物的甲基菲指数(MPI)与其对应样品的烃源岩实测Ro(见表1)，通过两者之间的相关关系，拟合出参数A、B、C、D；

[0048] Ro(％)＝A×(MPI)+B(Ro<1.35％)；Ro(％)＝-C×(MPI)+D(Ro>1.35％)

[0049] (A、B为烃源岩Ro<1.35％时不同地区的拟合参数；C、D为烃源岩Ro>1.35％时不同地区的拟合参数，Ro为烃源岩镜质体反射率，MPI为烃源岩抽提物中菲系列化合物的甲基菲指数，MPI＝1.5(2-MP+3-MP)/(P+9-MP+1-MP)，其中，1-MP为一甲基菲的相对峰面积；2-MP为二甲基菲的相对峰面积；3-MP为三甲基菲的相对峰面积；9-MP为九甲基菲的相对峰面积；P为菲的相对峰面积。

[0050] 表1东濮凹陷烃源岩MPI及对应样品Ro的测定

[0051]

[0052]

[0053] 根据Ro(％)＝A×(MPI)+B(Ro<1.35％)；Ro(％)＝-C×(MPI)+D(Ro>1.35％)线性关系，拟合出文留地区的参数A＝0.7，B＝0.3，C＝0.52，D＝2.57。

[0054] 3)原油中菲系列化合物的甲基菲指数(MPI)的确定

[0055] 对东濮凹陷文留地区原油进行甲基菲指数(MPI)测试并计算，计算公式如下：MPI＝1.5(2-MP+3-MP)/(P+9-MP+1-MP)，其中，1-MP为原油中一甲基菲的相对峰面积；2-MP为原油中二甲基菲的相对峰面积；3-MP为原油中三甲基菲的相对峰面积；9-MP为原油中九甲基菲的相对峰面积；P为原油中菲的相对峰面积，相对峰面积及所得甲基菲指数详见表2；

[0056] 4)利用步骤3)所测试的原油中甲基菲指数(MPI)，根据油从烃源岩排出，油、烃源岩成熟度一致的原则，折算原油的成熟度Rc(％)，如表3所示。

[0057] Rc(％)＝A×(MPI)+B(Rc<1.35％)；Rc(％)＝-C×(MPI)+D(Rc>1.35％)

[0058] (式中参数A＝0.7，B＝0.3，C＝0.52，D＝2.57，Rc(％)为原油折算成熟度)[0059] 表2东濮凹陷原油中的甲基菲指数(MPI)

[0060]

[0061]

[0062] 表3东濮凹陷原油的折算成熟度Rc

[0063]

[0064] 5)确定不同层位烃源岩的镜质体反射率与地质历史期之间的变化关系

[0065] 通过热史、温度史、剥蚀厚度等资料，确立盆地烃源岩热埋藏演化史，结合不同层位烃源岩镜质体反射率随深度的变化关系，建立不同层位烃源岩的镜质体反射率与地质历史期之间的变化关系；

[0066] 选择文留地区近洼的前参2井，做烃源岩镜质体反射率Ro随地质历史期之间的变化关系，如图1所示，ES4亚段：42Ma、生烃门限(Ro＝0.5％)；39Ma、成熟门限(Ro＝0.7％)；32Ma、高成熟门限(Ro＝1.3％)。ES34亚段：40Ma、生烃门限(Ro＝0.5％)；38Ma、成熟门限(Ro＝0.7％)；31Ma、高成熟门限(Ro＝1.3％)。ES33亚段：37Ma、生烃门限；35Ma、成熟门限；
27Ma、高成熟门限。ES32亚段：35Ma、生烃门限；31Ma、成熟门限；25Ma、高成熟门限。ES31亚段：31Ma、生烃门限；27Ma、成熟门限。

[0067] 6)利用步骤4)中的原油的成熟度Rc(％)及步骤5)所确立的不同层位烃源岩的镜质体反射率与地质历史期之间的变化关系图图1，根据油从烃源岩排出，烃源岩成熟度和油一致的原则(Ro＝Rc)，推测原油的来源层位及成藏时间；

[0068] 结合图1，利用原油的折算成熟度Rc，对原油的“亲源性”进行了动态恢复，恢复如表3所示。例如文留文15-侧26井的S2下6-7的原油Rc＝0.71％，其原油最多来自5个层位，依次为ES4、ES34、ES33、ES32、ES31，时间分别为39Ma、34Ma、29Ma、27Ma、25Ma，其它井成藏时间依次如表4所示。

[0069] 表4东濮凹陷高成熟度原油亲源性判别表

[0070]

[0071]

[0072] 本实施例利用原油折算成熟度与盆地烃源岩热埋藏演化史的关系，对文留地区的油气来源进行了精细判别，建立了多旋回构造演化盆地内深层油气来源，克服了之前的静态的油源对比关系。该方法可精细确定深层油气来源，从而指导深层油气高效勘探。

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