中国页岩油资源评价方法与资源潜力探讨

鉴于我国页岩油在类型划分、评价方法、评价参数标准和资源潜力预测等方面存在较大分歧的现状,将页岩油划分为夹层页岩油、纯页岩油和原位转化页岩油三大类。根据这三大类页岩油明显不同的赋存与形成特征,分别建立了相应的容积法、基于热解烃S1含量体积法、基于氢指数变化的生烃量法资源量计算方法模型,并确定各种方法模型的关键参数及参数下限标准,最后按照统一的参数标准评价了我国主要盆地页岩层系的三大类页岩油资源量。我国纯页岩油、夹层页岩油、原位转化页岩油地质资源量分别为145.4×10^(8), 95.1×10^(8),708.2×10^(8)t,可采资源量分别为9.4×10^(8),7.1×10^(8),460.3×10^(8)t。评价结果表明,我国页岩油资源丰富,是推动国内原油增产稳产的重要接替领域。

基于贝叶斯网络的油气勘探风险预测方法——以准噶尔盆地腹部侏罗系三工河组为例

有效预测油气勘探风险对优化油气勘探部署、提高钻探成功率及经济效益具有至关重要的意义。在分析油气勘探风险预测方法发展状况的基础上,提出基于贝叶斯网络的油气勘探风险预测方法,论述了石油地质问题向概率预测模型的转化过程,构建了AODE模型的算法和预测步骤。以准噶尔盆地腹部侏罗系三工河组为例,开展了油气成藏地质条件的定量评价,确定了供烃、储层、圈闭、盖层与保存4项主控地质参数,建立了由203口探井参数组成的数据集。五折交叉验证结果揭示:(1)4种贝叶斯网络(朴素贝叶斯分类器、树增强贝叶斯分类器、平均一阶依赖估计器和k阶依赖贝叶斯分类器)的训练集判别正确率均大于85%,说明训练集参数分类有效;(2)测试集判别正确率均大于82%,说明预测成功率高。平均一阶依赖估计器模型的预测效果最好,准确率达到85.22%,因此采用该模型预测研究区油气勘探风险。结果揭示:平均一阶依赖估计器模型预测结果不仅在储量区内与勘探结果吻合度较高,而且在储量区外预测了3类油气资源分布有利区。

致密油资源评价方法研究

目前我国所处的勘探开发阶段,致密油资源评价可优先采用3种便捷的评价方法,即分级资源丰度类比法、EUR类比法和小面元容积法;在部分勘探程度较高的区域可以采用另外两种比较精细的评价方法,即资源空间分布预测法和成藏数值模拟法。文中详细介绍了前3种方法的原理、评价流程、关键参数和使用条件,并选用鄂尔多斯盆地延长组致密油作为研究实例。通过应用对比,展示出3种方法各自的特点。应用结果相互验证,揭示了延长组致密油地质资源潜力巨大,可采资源在(4～6)×108t之间,指明延长组是我国目前最重要的致密油勘探目标。

油气资源评价方法研究进展与新一代评价软件系统

在梳理国外常规与非常规油气资源评价方法研究现状的基础上,归纳出国外重要的常规油气资源评价方法及最新的非常规油气资源评价方法,指出多方法、多学科和多领域的知识综合是评价方法的发展方向,油气资源空间分布定量预测与计算机可视化技术相结合是评价技术的发展方向。通过总结中国历次全国性的油气资源评价特点,分析中国油气资源评价方法体系存在的不足,优选出适合中国勘探现状的评价方法,建立了常规与非常规油气资源评价方法体系,研发了常规与非常规油气资源评价系统。介绍了评价系统的结构、主要功能模块和5大特色技术,即以小面元法为核心的非常规油气资源评价技术、三维三相达西流模拟技术、基于刻度区解剖的类比评价技术、经济评价与环境评价技术和基于WEB-GIS的数据库管理技术。展望了评价系统的推广应用前景。

鄂尔多斯盆地延长组第7油层组致密油资源评价

总结了鄂尔多斯盆地延长组第7油层组(简称长7)致密油研究及勘探进展,从砂岩展布、物性特征、致密油充注时间和成藏期次等方面研究长7致密油地质特征,并按特征将致密油划分为A类和B类。在此基础上,采用小面元法和EUR类比法分别计算长7致密油地质资源量和可采资源量。评价结果揭示:长7致密油地质资源量和可采资源量分别为41.78×10~8t和3.73×10~8t,高资源丰度区主要分布在Ning 89井西侧、华池—马岭—环县一带、姬塬和AP11井附近。研究思路和评价结果为中国致密油资源评价及勘探生产提供有益参考。

四川合川—潼南地区须家河组致密砂岩气成藏模拟

烃源岩生气产生的超压是致密砂岩气藏成藏的主要驱动力,提出烃源层生气增压定量计算模型,建立致密砂岩气藏动力平衡方程,制定致密砂岩气成藏模拟流程,并模拟了四川盆地合川—潼南地区须一段生气量及其引起的烃源岩超压史。模拟结果证实:①烃源层生气强度决定生气增压的大小,储集层物性决定气藏的分布,常规气藏与致密砂岩气藏在平面和纵向上的分布均具有互补的特点,前者主要分布于孔隙度大于7%的局部构造高点;后者主要分布于孔隙度较低的构造相对低部位且靠近生气量大的烃源层;②从最大埋深(距今65 Ma)到现今的抬升过程中,由于地层水压力降低,气水压差增大,致密砂岩气运移更远,聚集量增大,但常规气基本不发生运移,聚集量也未增大;③须二段致密砂岩气量是常规气量的5.9倍,未发现资源主要为致密砂岩气,分布在合川的东北部、潼南北部和潼南的东南部等地区。

非常规油气资源评价方法研究

非常规油气资源是指在成藏机理、赋存状态、分布规律以及勘探开发方式等方面有别于常规油气藏的油气资源。现在非常规油气资源的开发利用日益受到重视,且已成为常规油气资源的战略性补充。目前,国内对于非常规油气资源的评价,还未形成一个较为明确和有针对性的评价体系。基于非常规油气聚集的成藏机制和分布特征,本文详细介绍了国内外5种非常规油气资源的评价方法:美国地质勘探局的主流方法——类比法和新推出的随机模拟法,以单井储量估算法为代表的典型统计法,以油气资源空间分布预测法为代表的特殊统计法,以连续型致密砂岩气藏预测法为代表的特殊成因法。上述方法为我国非常规油气资源评价及新一轮的全国油气资源评价提供了理论基础。

油气资源分布的分形特征及应用

根据南堡凹陷543个油藏、大民屯凹陷911个油藏、徐家围子凹陷16个气藏和全国43个大型油田储量的分布,发现不仅油气藏储量规模分布具有分形特征,储量丰度分布和储量空间分布也同样具有分形特征。据此,提出了基于随机模拟技术和傅立叶变换功率谱方法的油气资源空间分布的二维分形模型,用于描述区带油气资源的分布。利用该模型修正资源丰度、排除高风险区域、设置丰度经济界限,既可以预测不同含油气概率地区的资源量,又能够指出资源空间分布位置。在徐家围子凹陷预测出剩余天然气资源主要分布在凹陷东南部,为下步勘探指明了方向。

三维油气输导体系网格建模与运聚模拟技术

油气在输导体系中的运聚模拟一直是石油地质定量化研究中的难题。针对传统地质建模技术不能在三维空间中建立输导体相互联系的现状,采用混合维数网格建模思路,形成一种由体(地层)、面(断裂面和不整合面)、线和点构成的混合维数网格建模技术,为砂体、断面和不整合面几何形态的刻画、复杂构造区三维地质建模以及油气运聚模拟提供重要的研究手段,并提出了一种基于输导体系混合维数网格的三维油气运移路径追踪方法。准噶尔盆地陆西地区的应用实例显示,该技术能够有效刻画断层面、不整合面和砂体的输导作用,透视油气运移路径,模拟石油聚集、油藏调整及次生油藏的形成过程,揭示油气分布规律,指出古油藏附近和运移路径所覆盖的区域是油气分布有利区。

改进的烃源岩生烃潜力模型及关键参数模板

岩石热解测试分析数据中最重要的参数——氢指数I H和原始氢指数I Ho是衡量烃源岩生烃潜力的重要指标。针对已有I Ho模型存在的不足,提出一种改进模型,提高了计算结果与实测值的符合率,并推导出碳恢复系数、原始有机碳含量、可转化碳含量、可转化碳百分比、转化率、降解率、产烃率、原始有机质孔隙度等参数的定量模型。通过统计国内外7个盆地1249组岩石热解和TOC数据,拟合得出Ⅰ型、Ⅱa型、Ⅱb型和Ⅲ型4种有机质类型烃源岩I Ho模型的关键参数值,并建立4种类型烃源岩生烃潜力、碳恢复系数、转化率、降解率、产烃率、原始有机质孔隙度等参数随T max变化的模板,弥补了有效烃源岩定量研究手段的不足,有望促进油气资源评价技术的发展。

页岩油资源评价方法、参数标准及典型评价实例

针对中国陆相页岩非均质性强的特点,指出夹层页岩油资源评价适宜采用小面元容积法,纯页岩油资源评价适宜采用小面元体积法。建立S_(1)与TOC拟合关系曲线和轻烃恢复系数与R_(o)关系曲线,求取原始S_(1)。确定纯页岩油资源评价的4个关键参数(S_(1)、TOC、R_(o)和页岩厚度)、夹层页岩油资源评价的3个关键参数(夹层累计厚度、孔隙度和含油饱和度),相应地制定参数下限标准。在统一评价方法和标准下,分别选取松辽盆地北部白垩系青山口组页岩油、鄂尔多斯盆地三叠系延长组页岩油和准噶尔盆地二叠系芦草沟组页岩油作为典型评价实例。评价结果揭示,青山口组一段(青一段)纯页岩油资源量为52.23×10^(8)t,其中,轻质油(Ro>1.2%)为11.18×10^(8)t;延长组长7_(3)亚段页岩油资源量为66.80×10^(8)t,其中,夹层页岩油资源量为27.73×10^(8)t,纯页岩油资源量为39.07×10^(8)t;芦草沟组页岩油资源量为15.62×10^(8)t,其中,夹层页岩油资源量为11.99×10^(8)t,纯页岩油资源量为3.63×10^(8)t。

3种重要的油气资源评价方法及应用对比

"中国石油第四次油气资源评价"和"全球油气资源评价与利用研究"两个中国石油天然气股份有限公司重大专项刚刚启动,要求统一评价方法,实现评价结果与国际接轨。为了项目能够更好地开展,有必要解剖重要的油气资源评价方法,对比它们的应用特点。介绍了简单帕内托分布模型(SP)、左偏右截帕内托分布模型(STP)和对数正态发现过程模型(LDP)的研究进展及各自的特点。提出了有效的关键参数研究方法,即用迭代法确定SP分布模型中的最大油藏、油藏分布形态等关键参数,用最小二乘法求取STP分布模型中的油藏中位数、标准方差和油藏分布形态等关键参数。例举SP分布模型、STP分布模型和LDP模型的应用过程,总结出它们的适用范围,对比它们在预测最大油藏(S)、油藏个数(N)和总资源规模(R)三方面的结果,得出:在勘探程度较高、资料达到模型要求时,STP分布模型预测效果最好;在勘探程度较低、资料较少时,SP分布模型具有优势;LDP模型应用范围较宽,在中高勘探程度地区应用有优势。SP分布模型预测的油藏个数偏多,STP分布模型预测的最大油藏比较合理,LDP模型预测的总资源规模和油藏个数效果较好,预测的最大油藏误差较大。

致密油聚集模型与数值模拟探讨——以鄂尔多斯盆地延长组致密油为例

致密油可划分为页岩油、互层或夹层型致密油和邻源型致密油3种,根据它们的地质特点和成藏机理建立成藏模型。结果认为:页岩油的成藏过程很特殊,既没有经历二次运移也没有进行初次运移,只发生原始运移;互层或夹层型致密油属于自生自储型,是初次运移的结果;邻源型致密油是一种过渡型油藏,介于初次运移与二次运移之间,是"膨胀力"驱动的结果。基于这种认识,提出"膨胀流"驱动论,并以此为基础建立了邻源型致密油数值模型、互层或夹层型致密油的自生自储数值模型及页岩油数值计算的容积法模型。应用实例证明,该技术具有较好的应用前景。

不整合面下缝洞岩体油气运聚模型——以塔里木盆地碳酸盐岩油藏为例

使用传统的容积法难以准确计算不整合面下碳酸盐岩缝洞岩体内油气的资源量或储量。该文从油气成藏数值模拟的角度,提出三维侵入逾渗模型(3D-IP)尝试解决这一难题。模型核心思路是通过三维地质建模,根据构造、孔隙度和油气源供给量模拟油气的运聚。模型有3个要点:(1)沿最小阻力方向追踪油气运聚路径;(2)遇到障碍时油气沿初始路径回注;(3)动阻力平衡系统被破坏时油气改变路径,寻找最薄弱节点继续运移。模型可以弥补容积法的不足,并能在预测资源规模的同时,指出资源的分布位置。通过随机模拟实验和塔中S6区块的实际应用,证实了模型的有效性和优越性。根据S6区块模拟结果的分析,预测了该区缝洞型油气藏的勘探方向。

双序列法及其在油气资源评价中的应用

在Pareto定律基础上,提出计算资源量的双序列法,继承了油藏规模序列法的使用简便、易于实现等优点,消除了其缺陷:①引入误差分析系统,使关键参数的调试更快捷、更准确;②采用双序列模型,大大拓宽了应用范围;③纳入资源分布体系,能更科学地表示资源量计算结果。通过在黄骅坳陷南皮凹陷kd区带的评价实例,展示了这种方法的应用过程、评价思路。评价结果得到有关专家的认可,表明双序列法是一种科学、有效的油气资源评价方法。

改进的区带综合评价模型及其实现方法

充分利用中国石油天然气股份公司三轮油气资源评价大量数据统计成果 ,提出了一个改进的区带综合评价模型与方法 ,其中包括地质评价、资源评价、经济评价、综合优选等 4个子模型以及一套实现方法。该模型与方法适用于中国石油地质特点的区带评价 ,丰富了我国油气勘探的定量评价技术系列。该模型在辽河坳陷的应用实例表明 ,辽河坳陷的 19个区带中有 7个地质条件“好”的区带 ,4个未探明地质资源量大于 1× 10 8t的区带 ,5个可获高收益的区带 ,并根据综合优选法将 19个区带划分三类 。

盆地模拟技术在油气资源评价中的作用

盆地模拟软件系统有一维、二维和三维系统,模拟研究内容不仅涵盖了传统的“五史”——地史、热史、生烃史、排烃史和聚集史,还增加了许多非传统的研究内容。通过对技术现状的分析和总结,认为盆地模拟技术正朝着“系统化”和“工具化”的方向发展。新一轮全国油气资源评价的应用表明,盆地模拟技术在具体应用中不断发展完善并发挥越来越重要的作用:①促进基础地质参数研究的规范化,使资源评价参数更可靠;②解决有效烃源岩原始分布面积、排烃效率和裂解气计算等难题,使生烃量与排烃量的计算结果更准确;③结合多元统计技术的研究成果,更准确地预测油气资源量及其分布。

页岩油原地量和可动油量评价方法与应用

页岩总油含量(TOY)和可动油含量(MOY)的计算是页岩油资源潜力评价的核心技术。根据对两次热解样品总有机碳含量(TOC)非均质性的认识,提出了一种基于两次热解数据来评价样品TOC含量非均质性的方法及一种校正吸附油含量的计算方法,并运用该方法对江汉盆地29个潜江组页岩样品和渤海湾盆地32个沙河街组页岩样品进行评价,结果显示:(1)TOC含量偏差平均值分别达到0.16%和0.34%,说明两组样品都存在一定的非均质性;(2)校正前、后吸附油含量的差值分别为0.85 mg/g和0.84 mg/g,说明进行等价TOC校正可以使吸附油含量、总油含量和可动油含量的计算结果更准确。同时,提出了一种基于页岩油密度及地层体积系数计算蒸发烃损失量的方法。采用以上新方法对鄂尔多斯盆地延长组7油层组(长7油层组)页岩油进行评价,结果显示:(1)吸附油含量占总油含量的63%,可动油含量占总油含量的37%,总油含量是游离烃量(S1)的3.5倍,蒸发烃损失量约占总烃含量的9%,占S1含量的29%;(2)长7油层组页岩油原地量为111.2×10;t,可动油量为40.1×10;t,说明长7油层组页岩油勘探潜力大。

基于有限体积法的三维油气运聚模拟技术

针对三维油气运聚模拟技术地质模型过于简化所导致的应用效果难于达到实际需求的问题,建立顺层柱状PEBI网格动态三维地质模型,解决不同沉积相内储集层非均质性问题,降低混合岩性对模拟精度的影响。构建基于有限体积法的三维数值模拟技术,包括变网格渗流方程构建、全张量渗透率的分解与计算、传导率的计算等。通过对关键参数曲线的光滑、网格流动上下游稳定性处理等,提高牛顿法迭代收敛性能。采用自动调整时间步长与多核并行计算的技术,提高软件运行效率。模拟计算了渤海湾盆地南堡凹陷油气运聚过程、不同时期地层含油饱和度与油气资源丰度,模拟的含油饱和度、油气聚集量和分布位置符合当前勘探现状,揭示了目标层资源探明率为84.4%,主要资源分布在B区和C区,预测未发现资源主要分布在C区NP2-16井附近和A区NP5-4井北侧的构造上。

油气勘探目标经济评价与决策系统EDSys1.0

油气勘探目标经济评价与决策系统EDSys1.0包括3个部分:①数据处理与管理部分,既是提取被评价目标地质评价结果、资源量评价结果等外部基础参数的工具,也是进行经济评价与决策分析的基础,包括对基础数据、通用参数的管理和测算勘探投资、开发投资、其他投资、成本费用等内容;②经济评价部分,是进行经济评价的核心技术模块,包括财务评价、盈亏平衡分析、敏感性分析、概率分析、极限经济指标估算等功能;③决策分析部分,用于勘探开发决策分析,包括单目标多方案优选、多目标优选、优化投资组合等功能。应用EDSys1.0系统能够更好地进行目标优选,使投资组合达到最优化,从而为勘探开发部署提供决策依据。