天然气成熟度计算方法及气源对比方法与流程

本发明涉及天然气勘探领域，具体地，涉及一种天然气成熟度计算方法及气源对比方法。

背景技术：

天然气主要由甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、轻烃、氮气、二氧化碳以及稀有气体等组分组成。由于组成的组分简单，常利用的信息及指标主要为天然气组分及其同位素。尤其是甲烷和乙烷组分及其同位素，被广泛应用于天然气成因类型分析、运移示踪、次生改造识别等。由于受热解引起同位素分馏效应的影响，有机母质生成的天然气的甲烷碳同位素(δ¹³c1)随有机质演化程度增加而变重。目前，判识天然气成熟度主要为前人通过热模拟实验或者经验公式获得的生气母质成熟度(ro)与δ¹³c1的公式。长期以来不同学者一直关注能否从天然气组成中寻求反映其成熟度的参数，以期能够快速、准确地确定天然的成熟度及气源等。

技术实现要素：

本发明实施例的目的是提供一种天然气成熟度计算方法及气源对比方法，其能够快速、准确地确定天然的成熟度。

为了实现上述目的，本发明实施例提供一种天然气成熟度计算方法，所述方法包括：确定天然气的成因类型；计算所述天然气的干燥系数；计算所述天然气中异丁烷与正丁烷的比值；以及基于所述天然气的成因类型和所述干燥系数，根据所述天然气中异丁烷与正丁烷的比值计算所述天然气的成熟度。

可选的，所述确定所述天然气的成因类型包括：测量所述天然气中乙烷碳同位素(δ¹³c2)的比值；以及如果所述天然气中乙烷碳同位素(δ¹³c2)的比值不高于第一预设值，则确定所述天然气为油型气，否则确定所述天然气为煤型气。

可选的，所述第一预设值为-28‰。

可选的，基于所述天然气的成因类型和所述干燥系数，根据所述天然气中异丁烷与正丁烷的比值计算所述天然气的成熟度包括：

如果所述天然气的成因类型为煤型气且所述干燥系数小于第二预设值，则根据以下公式计算所述成熟度：

rb＝1.765ro-0.578；

如果所述天然气的成因类型为煤型气且所述干燥系数不小于所述第二预设值，则根据以下公式计算所述成熟度：

rb＝-0.824ro+2.364；

如果所述天然气的成因类型为油型气且所述干燥系数小于所述第二预设值，则根据以下公式计算所述成熟度：

rb＝2.589ro-0.913；

如果所述天然气的成因类型为油型气且所述干燥系数小于所述第二预设值，则根据以下公式计算所述成熟度：

rb＝-2.148ro+3.574，

其中，rb为所述天然气中异丁烷与正丁烷的比值，ro为所述天然气的成熟度。

可选的，所述第二预设值为0.94。

相应的，本发明实施例还提供一种天然气气源对比方法，所述方法包括：确定油气井中不同深度的烃源岩样品的成熟度；上述的天然气成熟度计算方法计算待测天然气的成熟度；将所述待测天然气的成熟度与所述不同深度的烃源岩样品的成熟度分别进行匹配，以确定所述待测天然气的气源岩。

可选的，确定油气井中不同深度的烃源岩样品的成熟度包括：利用烃源岩的镜质体反射率表征烃源岩样品的成熟度。

相应的，本发明实施例还提供一种机器可读存储介质，该机器可读存储介质上存储有指令，该指令用于使得机器能够执行：上述的天然气成熟度计算方法；和/或上述的天然气气源对比方法。

通过上述技术方案，基于天然气的不同成因类型和天然气的干燥系数的不同，可以利用天然气中异丁烷与正丁烷的比值能够快速、准确地计算出天然气的成熟度。

本发明实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

附图是用来提供对本发明实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明实施例，但并不构成对本发明实施例的限制。在附图中：

图1示出了根据本发明一实施例的天然气成熟度计算方法的流程示意图；

图2示出了不同盆地中天然气组分和碳同位素特征；

图3示出了天然气干燥系数与异丁烷与正丁烷的比值的关系示意图；

图4示出了不同盆地中天然气对应气源岩的成熟度示意图；

图5示出了天然气成熟度与异丁烷与正丁烷的比值的关系示意图；以及

图6示出了根据本发明一实施例的天然气气源对比方法的流程示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明实施例的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明实施例，并不用于限制本发明实施例。

图1示出了根据本发明一实施例的天然气成熟度计算方法的流程示意图。如图1所示，本发明实施例提供一种天然气成熟度计算方法，所述方法包括以下步骤：步骤s110，确定天然气的成因类型；步骤s120，计算所述天然气的干燥系数；步骤s130，计算所述天然气中异丁烷与正丁烷的比值；步骤s140，基于所述天然气的成因类型和所述干燥系数，根据所述天然气中异丁烷与正丁烷的比值计算所述天然气的成熟度。基于天然气的不同成因类型和天然的干燥系数的不同，可以利用天然气中异丁烷与正丁烷的比值能够快速、准确地计算出天然气的成熟度。

下文将对本发明实施例提供的天然气成熟度计算方法进行具体介绍。

首先介绍数据来源。为了排除天然气母质类型的影响，本发明实施例分别收集了中国塔里木、四川、鄂尔多斯盆地等77口气井和美国fortworth盆地80口气井天然气的组分、碳同位素资料。其中，本文选择的塔里木盆地库车坳陷白垩系、四川盆地中部三叠系须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格、榆林气田二叠系天然气主要为原生致密气藏，天然气未经历明显的横向和纵向运移；同时，选取的美国fortworth盆地天然气主要为barnett页岩气，为典型的自生自储气藏。页岩气为典型的“自生自储”气藏。天然气同位素和组分分馏作用影响小，为研究不同母质类型天然气的异丁烷与正丁烷的比值演化特征奠定了基础。

接下来根据所采集的数据研究天然气地球化学特征。

塔里木盆地库车坳陷白垩系、四川盆地中部三叠系须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格、榆林气田二叠系天然气以及美国fortworth盆地barnett页岩气均以烃类气体为主，甲烷含量为72.90～97.20％，平均值为91.65％。重烃气(c2～c5)含量介于0.83～20.83％，平均值为6.44％。干燥系数(c1/∑c1～5)分布较广，介于0.79～0.99，表现出湿气和干气共存的特征。如图2所示，塔里木盆地库车坳陷白垩系天然气中甲烷含量(72.90～97.20％)范围广，干燥系数介于0.82～0.99，平均值为0.93。四川盆地中部三叠系须家河组天然气甲烷含量相对集中，介于86.47～93.96％，平均值为89.90％，干燥系数介于0.88～0.96，平均值为0.91。鄂尔多斯盆地苏里格、榆林气田二叠系天然气甲烷含量较高，其范围介于79.77～96.37％，平均值为92.15％，干燥系数介于0.88～0.98，平均值为0.94。美国fortworth盆地barnett页岩气甲烷含量最高，其范围介于78.58～97.19％，平均值为92.40％，干燥系数介于0.79～0.99，平均值为0.94。

进一步参考图2，塔里木盆地库车坳陷白垩系、四川盆地中部三叠系须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格、榆林气田二叠系天然气以及美国fortworth盆地barnett页岩气δ¹³c1的比值分别为-35.8～-28.2‰、-42.7～-37.2‰、-36.5～-29.8‰和-45.2～-37.9‰，平均值分别为-32.3‰、-39.9‰、-32.5‰和-41.1‰。δ¹³c2的比值分别为-26.3～-18.9‰、-28.3～-24.2‰、-26.3～-22.1‰和-41.7～-29.1‰，平均值分别为-22.4‰、-26.7‰、-24.2‰和-34.9‰。总体上，塔里木盆地库车坳陷白垩系和鄂尔多斯盆地苏里格、榆林气田二叠系天然气碳同位素较重且含量相当，fortworth盆地barnett页岩气碳同位素最轻，四川盆地中部三叠系须家河组天然气介于之间。

结合图2及上述分析可知，对于煤型气井和油型气井来说，天然气中乙烷碳同位素δ¹³c2的比值区别较明显。如果乙烷碳同位素δ¹³c2的比值不高于第一预设值，则可以确定对应的天然气为油型气，如果乙烷碳同位素δ¹³c2的比值高于第一预设值，则可以确定对应的天然气为煤型气。参考图2，所述第一预设值为-28‰。对于待测天然气来说，可以首先测量天然气中碳同位素比值，如果其中乙烷碳同位素δ¹³c2的比值不高于-28‰，确定天然气为油型气，否则确定天然气为煤型气。

天然气的干燥系数为天然气中甲烷含量与烃类总含量(即，甲烷(c1)、乙烷(c2)、丙烷(c3)、丁烷(c4)、戊烷(c5)含量总和)的比值。天然气中各组分的含量(例如，各种烃类的含量、异丁烷含量、正丁烷含量等)可以通过任意常规方法测量得到。

对于热成因天然气，随着生烃母质热演化程度增加，气体中甲烷的含量会逐渐升高。因此，对于热成因天然气，天然气母质热演化程度与干燥系数成正比。如图3所示，无论是煤型气(塔里木、四川和鄂尔多斯盆地)还是油型气，天然气ic4/nc4与干燥系数都有较好的规律性，即随着干燥系数增加，异丁烷与正丁烷的比值(ic4/nc4值)先增大再减小，大约在干燥系数为0.94时达到最大值。事实上，这也意味着天然气中异丁烷与正丁烷的比值随着成熟度的增加先增大后减小。另外，天然气中异丁烷与正丁烷的比值在早期缓慢增加，后期快速下降，这可能是生烃有机质在不同的热演化阶段造成的。

在拟合天然气中异丁烷与正丁烷的比值与天然气的成熟度的关系时，可以首先确定塔里木盆地库车坳陷白垩系、四川盆地中部三叠系须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格、榆林气田二叠系天然气以及美国fortworth盆地barnett页岩气中不同天然气样品的成熟度值。stahl等(1975)和戴金星等(1987)根据实际资料分别建立了油型气和煤型气δ¹³c1比值与成熟度ro的关系如下：

δ¹³c1＝14.8lgro-41.0(1)

δ¹³c1＝14.12lgro-34.391(2)

根据公式(1)能够计算出美国fortworth盆地barnett页岩气的成熟度，根据公式(2)可以计算出塔里木盆地库车坳陷白垩系、四川盆地中部三叠系须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格、榆林气田二叠系天然气的成熟度。图4示出了不同盆地中天然气对应气源岩的成熟度示意图。根据不同成因类型天然气成熟度的计算结果表明，塔里木盆地库车坳陷白垩系、四川盆地中部三叠系须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格、榆林气田二叠系天然气以及美国fortworth盆地barnett页岩气ro值分别为0.79～2.47％、0.86～1.23％、0.71～2.11％和0.52～1.62％，平均值分别为1.53％、1.02％、0.52％和1.02％。塔里木盆地库车坳陷白垩系和鄂尔多斯盆地苏里格、榆林气田二叠系天然气生烃母质较广，在热催化生油气阶段(ro＝0.5～1.2％)、热裂解生凝析气阶段(ro＝1.2～2.0％)以及深部高温生气阶段(ro>2.0％)3个阶段均有分布。四川盆地中部三叠系须家河组和fortworth盆地barnett页岩气生烃母质主要处于热催化生油气(ro＝0.5～1.2％)和热裂解生凝析气阶段(ro＝1.2～2.0％)。

综上，可以使用公式(2)计算不同深度下不同煤型气样品的成熟度，将其与对应的不同煤型气样品中的异丁烷与正丁烷的比值(ic4/nc4值)进行拟合。根据公式(1)计算不同油型气样品的成熟度，将其与对应的不同油型气样品中的异丁烷与正丁烷的比值(ic4/nc4值)进行拟合。

图5示出了天然气成熟度与异丁烷与正丁烷的比值的关系示意图。从图5中可知，无论是煤型气(塔里木、四川和鄂尔多斯)还是油型气，天然气ic4/nc4与成熟度ro也具有较好的规律性，即随着ro增加，ic4/nc4值先相对缓慢地增大再相对快速地减小。但是，两种不同成因类型天然气的ic4/nc4达到最大值时对应的ro值不同。对于煤型气来说，天然气的ic4/nc4值在ro＝1.2％时达到最大值，与ro关系如下：

rb＝1.765ro-0.578(0.5<ro<1.2)(3)

rb＝-0.824ro+2.364(ro>1.2)(4)

对于油型气来说，天然气的ic4/nc4值在ro＝1.0％时达到最大值天然气的ic4/nc4值与ro关系如下：

rb＝2.589ro-0.913(0.5<ro<1.0)(5)

rb＝-2.148ro+3.574(ro>1.0)(6)

其中，rb为天然气的ic4/nc4值。无论是煤型气还是油型气，当气源岩进入生烃门限(ro≈0.5％)后，随着热演化增加，所生成的天然气ic4/nc4逐渐升高，此阶段天然气的ic4/nc4值与ro关系较收敛；当气源岩处于高成熟～高成熟阶段时，天然气的ic4/nc4值随着ro的增加逐渐降低，且此阶段两者关系较相对离散。在高成熟～高成熟阶段，天然气的ic4/nc4值相对离散可能反映在后期ic4和nc4的先质体可能存在差异。

根据上述天然气干燥系数和ic4/nc4值的关系可知，如果天然气的成因类型为煤型气且天然气的干燥系数小于第二预设值，则使用公式(3)来计算该天然气的成熟度。如果天然气的成因类型为煤型气且天然气的干燥系数不小于第二预设值，则使用公式(4)来计算该天然气的成熟度。如果天然气的成因类型为油型气且天然气的干燥系数小于第二预设值，则使用公式(5)来计算该天然气的成熟度。如果天然气的成因类型为油型气且天然气的干燥系数不小于第二预设值，则使用公式(6)来计算该天然气的成熟度。可知，本发明实施例中的第二预设值约为0.94。

本发明实施例提供的天然气成熟度计算方法可以表征不同成因类型天然气ic4/nc4值与成熟度ro的关系，结合其他组分信息(如干燥系数等)可迅速获得天然气成熟度信息，对天然气的气源对比以及天然气资源评价具有重要意义。

图6示出了根据本发明一实施例的天然气气源对比方法的流程示意图。如图6所示，本发明实施例还提供一种天然气气源对比方法，该方法可以包括步骤s610至步骤s630。

步骤s610，确定油气井中不同深度的烃源岩样品的成熟度。

可以利用烃源岩的镜质体反射率表征烃源岩样品的成熟度。镜质体反射率是指镜质体在波长546nm下的反射光强度与垂直入射光强度的百分比，其值与受热温度正相关，该过程不可逆且十分稳定。镜质体的核为芳香苯环，当有机质变质程度低时，芳香苯环核是无定向排列的，堆积比较松散，测得的反射率就低；随着演化程度增高，芳香苯环缩合程度加大，增长为更大的结构单元，非芳香组分减少。因此芳香苯环排列越定向，堆积越紧密，就越光滑，测得的反射率增高，而且芳香苯环定向排列的过程不可逆性。

烃源岩的镜质体反射率的具体分析方法与步骤包括：

(1)光片制备。用固结剂与粉碎的烃源岩样品按一定比例混合固化成型，全岩直接切片；使用水砂纸或刚玉粉进行预磨后用抛光液进行抛光直到抛光面无污斑、无针状擦痕、无布纹、组分之间界限清晰为止。

(2)将浸油滴在已整平于载玻片上的光片抛光面上，并将样品置于载物台上。用机械移动尺微微移动光片，直至十字丝中心对准一个合适的镜质体测区，测区内要求无抛光缺陷，无黄铁矿等高反射率物质的干扰。

(3)正确识别测定对象，要求测定对象为镜质组中无结构的均质镜质体和基质镜质体。测点在光片上尽可能均匀分布，要求测量点数至少测30点。

(4)标定所用的反射率标准片必须与被测样品镜质组反射率接近。每测完一个样品或经过2小时须重复测一次标样。如果所测数值与前标样数值相差大于0.02％，则前次测的样品须重测。

根据上述方法可以确定出烃源岩样品的镜质体反射率，使用确定出的镜质体反射率作为该烃源岩样品的成熟度即可。

步骤s620，计算待测天然气的成熟度。

例如，可以使用本发明任意实施例所述的天然气成熟度计算方法。

步骤s630，将所述待测天然气的成熟度与所述不同深度的烃源岩样品的成熟度分别进行匹配，以确定所述待测天然气的气源岩。

例如，可以遍历不同烃源岩样品的成熟度以寻找与待测天然气的成熟度最接近的烃源岩，并将该烃源岩作为待测天然气的气源。

以上结合附图详细描述了本发明实施例的可选实施方式，但是，本发明实施例并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明实施例的技术构思范围内，可以对本发明实施例的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明实施例的保护范围。

另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明实施例对各种可能的组合方式不再另行说明。

本领域技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件来完成，该程序存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得单片机、芯片或处理器(processor)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：u盘、移动硬盘、只读存储器(rom，read-onlymemory)、随机存取存储器(ram，randomaccessmemory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

此外，本发明实施例的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明实施例的思想，其同样应当视为本发明实施例所公开的内容。