一种页岩原位转化可采油气资源量的预测方法及装置与流程

1.本发明涉及一种页岩原位转化可采油气资源量的预测方法及装置，属于油气勘探开发技术领域。


背景技术：

2.页岩是指总有机碳含量(toc)较高，具有纹层状页理的沉积岩石。当页岩的成熟度较低，即镜质体反射率(ro)小于1.0％时，页岩中孔隙不发育，流体流动困难，用现有的水平井体积压裂技术无法实现商业规模开发，但可利用原位转化技术对成熟度较低的页岩进行开发。原位转化技术是通过原位加热方法使页岩中的未转化有机质转化为油气，将原位转化的油气与滞留于页岩中的油气同时采出的技术。这里的页岩是具有中低成熟度，即ro小于1.0％的页岩的统称，包括中低成熟度页岩和未成熟的油页岩。
3.据初步研究估算，世界范围内页岩原位转化可采资源量大于1.5万亿吨、天然气技术可采资源量约1300万亿立方米；我国页岩原位转化可采资源量大于800亿吨、天然气可采资源量大于60万亿立方米；是常规石油、天然气可采资源量的3倍以上，潜力巨大。
4.现有技术中预测中低成熟度页岩油原位转化产出油气的方案有两种，可借鉴开展可采油气资源量的评价，但尚没有页岩原位转化可采资源量预测技术。一是根据页岩的原始氢碳比(h/c)、原始总有机碳含量(toc)和ro值，建立页岩从原始状态开始的生成油气量模型和不同ro阶段的滞留油气量模型，根据生成油气量和滞留油气量，建立产出油气量模型，可以外推开展原位转化产出油气资源量的评价。二是根据页岩的原始氢指数(hi)、原始总有机碳含量(toc)和ro值，建立页岩从原始状态开始的生成油气量模型和不同ro阶段的滞留油气量模型，根据生成油气量和滞留油气量，建立产出油气量模型，可以外推开展原位转化产出油气资源量的评价。
5.现有技术中对中低成熟度页岩油产出油气量评价的两种方案，在外推开展原位转化可采资源量预测时均存在缺陷：一是必须获得页岩的原始氢碳比(h/c)、原始总有机碳含量(toc)和ro值；而页岩本身都经历了一定的热演化，并非原始状态，利用现有技术很难准确得到页岩的原始h/c或原始hi、原始toc，因此由原始h/c或原始hi和原始toc，得到的产出油气量存在较大误差。二是必须确定页岩从原始状态开始的生成油气量和不同ro阶段的滞留油气量，才能根据生成油气量和滞留油气量得到产出油气量，在没有原始状态页岩及未开展热模拟实验情况下，无法准确确定生成油气量和滞留油气量，也就无法获得原位转化的产出油气量，更无法外推获得页岩的可采油气量。
6.综上，现有相关技术利用具有一定热演化的页岩无法准确获得页岩原始h/c、原始hi、原始toc、生成油气量和滞留油气量，进而无法准确开展页岩原位转化产出油气量研究。同时，页岩原位转化可采油气资源评价技术与现有技术存在很大差别，目前尚未形成页岩原位转化可采油气资源预测技术。
7.因此，提供一种新型的页岩原位转化可采油气资源量的预测方法及装置已经成为本领域亟需解决的技术问题。


技术实现要素：

8.为了解决上述的缺点和不足，本发明的一个目的在于提供一种页岩原位转化可采油气资源量的预测方法。
9.本发明的另一个目的在于提供一种页岩原位转化可采油气资源量的预测装置。
10.本发明的又一个目的还在于提供一种计算机设备。
11.本发明的再一个目的还在于提供一种计算机可读存储介质。本发明可以定量预测页岩原位转化可采油气资源量，提高页岩原位转化可采油气资源量的预测精度和效率。
12.为了实现以上目的，一方面，本发明提供了一种页岩原位转化可采油气资源量的预测方法，其中，所述页岩原位转化可采油气资源量的预测方法包括：
13.获取待评价区待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率；
14.建立页岩原位转化的可采油量预测模型，并根据待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率利用页岩原位转化的可采油量预测模型，获取待测页岩的可采油量；
15.建立页岩原位转化的可采气量预测模型，并根据待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率利用页岩原位转化的可采气量预测模型，获取待测页岩的可采气量；
16.建立有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型，并根据页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值及待测页岩的镜质体反射率，获取有效页岩的总有机碳含量下限值；
17.根据待评价区的测井解释的总有机碳含量和所述有效页岩的总有机碳含量下限值，确定页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区；
18.分别建立有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型，并根据测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量分别获取被评价井有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值；
19.分别建立可采油资源量和可采气资源量预测模型，并根据可采油资源量和可采气资源量预测模型获取可采油资源量和可采气资源量。
20.在以上所述的预测方法中，优选地，建立页岩原位转化的可采油量预测模型，包括：
21.根据对多个不同页岩样品进行热模拟实验获得的产出油量数据，以及页岩样品的总有机碳含量和镜质体反射率，建立产出油量与总有机碳含量之间的关系模型，再提取模型中的经验参数与镜质体反射率建立模型，从而建立所述页岩原位转化的可采油量预测模型。
22.在以上所述的预测方法中，优选地，按照以下公式建立所述页岩原位转化的可采油量预测模型：
[0023][0024]
其中，q
po
为待测页岩的可采油量，mg/g
·
rock；ro为待测页岩的镜质体反射率，％；toc为待测页岩的总有机碳含量，wt％；a1、a2、a3、a4、a5、a6为经验参数。
[0025]
其中，待测页岩的可采油量q
po
的单位mg/g
·
rock中的g
·
rock是指每g岩石的质量；
[0026]
此外，本领域技术人员可以通过待评价区的热模拟实验结果得到以上经验参数
a1、a2、a3、a4、a5、a6的具体数值。
[0027]
在以上所述的预测方法中，优选地，建立页岩原位转化的可采气量预测模型，包括：
[0028]
根据对多个不同页岩样品进行热模拟实验获得的产出气量数据，以及页岩样品的总有机碳含量和镜质体反射率，建立产出气量与总有机碳含量之间的关系模型，再提取模型中的经验参数与镜质体反射率建立模型，从而建立所述页岩原位转化的可采气量预测模型。
[0029]
在以上所述的预测方法中，优选地，按照以下公式建立所述页岩原位转化的可采气量预测模型：
[0030][0031]
其中，q
pg
为待测页岩的可采气量，m3/t
·
rock；ro为待测页岩的镜质体反射率，％；toc为待测页岩的总有机碳含量，wt％；b1、b2、b3、b4、b5、b6、b7、b8、b9、b
10
、b
11
、b
12
、b
13
、b
14
、b
15
为经验参数；w1为0.5％-1.0％，w2为1.0％-1.4％。
[0032]
其中，待测页岩的可采气量q
pg
单位m3/t
·
rock中的t
·
rock是指每吨岩石的质量；
[0033]
此外，本领域技术人员可以通过待评价区的热模拟实验结果得到以上经验参数b1、b2、b3、b4、b5、b6、b7、b8、b9、b
10
、b
11
、b
12
、b
13
、b
14
、b
15
的具体数值。
[0034]
在以上所述的预测方法中，优选地，所述页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值是根据页岩原位转化的同一开发区域(同一开发区域是指具有相似的原位转化地质条件、相似的开发工艺的开发区域)内的任一个生产井组的累积产出油量下限值和该生产井组控制的有效加热区的岩石质量按照以下公式获取得到的：
[0035][0036]
其中，q
po_limt
为页岩原位转化的单位质量岩石可采油量下限值，mg/g
·
rock；q
oil_limt
为页岩原位转化的一个生产井组的累计产出油量下限值，mg；wt
rock
为页岩原位转化的该生产井组控制的有效加热区的岩石质量，g。
[0037]
在以上所述的预测方法中，优选地，建立有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型，包括：根据页岩原位转化的可采油量预测模型及页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值，按照以下公式建立所述有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型：
[0038][0039]
其中，toc
limt
为有效页岩的总有机碳含量下限值，wt％；q
po_limt
为页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值，mg/g
·
rock；ro为待测页岩的镜质体反射率，％；c1、c2、c3、c4、c5、c6为经验参数。
[0040]
本领域技术人员可以通过待评价区的热模拟实验结果、开发工艺及开发成本等得
到以上经验参数c1、c2、c3、c4、c5、c6的具体数值。
[0041]
在以上所述的预测方法中，优选地，根据待评价区的测井解释的总有机碳含量和所述有效页岩的总有机碳含量下限值，根据以下原则确定页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区：
[0042]
当页岩的测井解释的总有机碳含量大于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度大于设定值1-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，视页岩有效厚度对应的深度段为视有效厚度层段；相邻两个视有效厚度层段之间，当页岩的测井解释的总有机碳含量小于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度小于设定值0.5-5米时，将所述设定值确定为2米，并将该层段计算到视页岩有效厚度中；当页岩的测井解释的总有机碳含量小于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度大于设定值0.5-5米时，将所述设定值确定为2米，且该层段不计算到视有效页岩厚度中；
[0043]
当视页岩有效厚度大于设定值3-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，所述视页岩有效厚度即为页岩有效厚度，页岩有效厚度顶底对应的层段为有效厚度层段；
[0044]
当视页岩有效厚度小于等于设定值3-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，但视页岩有效厚度不能作为页岩有效厚度，进而不能作为独立开发层段，该层段不计算可采资源量；当两个或多个有效厚度层段之间纵向距离超过预设厚度值0.5-5米时，每个有效厚度层段将分别作为单独的页岩有效厚度段处理，即作为独立开发层系处理；
[0045]
根据获得的被评价区井点的页岩有效厚度，采用非等边距内插方法获得被评价区的页岩有效厚度分布，非等边距内插方法网格间距采用预设值0.1-10km(更优选为2km)，被评价区内页岩有效厚度大于有效厚度预设值3-15米时，采用5米作为页岩有效厚度分布区边界，页岩有效厚度大于5米的区域为有效页岩分布区。
[0046]
其中，本领域技术人员可以根据系统取心井的岩心分析化验结果标定测井资料，获取得到待评价区的测井解释数据；
[0047]
所述设定值可以根据原位转化需要和地质情况确定；
[0048]
所述非等边距内插方法包括三点法、五点法、有限元法、克里金法、线性插值法、非线性插值法等。
[0049]
在以上所述的预测方法中，优选地，分别建立有效页岩层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型，包括：
[0050]
根据单位质量岩石可采油气量、测井间距、岩石密度和有效厚度层段，按照单位面积的有效厚度层段内岩石可采油量、可采气量，分别建立有效页岩层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型。
[0051]
在以上所述的预测方法中，优选地，按照以下公式分别建立有效页岩层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型：
[0052][0053][0054]
其中，aor为待评价区的有效页岩层段内的可采油资源丰度，万吨/km2；agr为待评价区的有效页岩层段内的可采气资源丰度，亿立方米/km2；q
po_i
为待评价区的有效厚度层段
内第i测井点的单位质量岩石可采油量，mg/g
·
rock；q
pg_i
为待评价区的有效厚度层段内第i测井点的单位质量岩石可采气量，m3/t
·
rock；ρi为待评价区的有效厚度层段内第i测井点的岩石密度值，g/cm3；l
inter
为被评价井的测井间距，m；n为有效厚度层段内的测井点总数，n为整数。
[0055]
在以上所述的预测方法中，优选地，测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量按照以下步骤获取：
[0056]
根据待评价区的测井解释的总有机碳含量，获取有效页岩层段内测井解释点的总有机碳含量、岩石密度值、测量间距值，再根据有效页岩层段内测井解释点的总有机碳含量、岩石密度值、测量间距值及目的层井点的镜质体反射率，利用页岩原位转化的可采油量预测模型及页岩原位转化的可采气量预测模型，获取测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量。
[0057]
在以上所述的预测方法中，根据以上建立的有效页岩层段内的可采油资源丰度值模型和可采气资源丰度值模型可以获得被评价区内所有井点的可采油资源丰度值、可采气资源丰度值；再根据被评价区内所有井点的可采油资源丰度值、可采气资源丰度值，利用三点法、五点法、有限元法、克里金法、线性插值法、非线性插值法等非等边距内插方法可以获得被评价区内的可采油资源丰度和可采气资源丰度平面分布；根据该平面分布即可获得有效页岩分布区内第j个网格可采油资源丰度及有效页岩分布区内第j个网格可采气资源丰度。
[0058]
其中，在本发明较为优选的实施例中，三点法、五点法、有限元法、克里金法、线性插值法、非线性插值法等非等边距内插网格间距采用预设值0.1-10km，优选地采用2km。
[0059]
在以上所述的预测方法中，优选地，根据有效页岩分布区网格点的可采油气资源丰度和有效页岩分布区面积，按照以下公式分别建立可采油资源量和可采气资源量预测模型：
[0060][0061][0062]
其中，no为待评价区可采油资源量，万吨；ng为待评价区可采气资源量，亿立方米；aorj为有效页岩分布区内第j个网格可采油资源丰度，万吨/km2；agrj为有效页岩分布区内第j个网格可采气资源丰度，亿立方米/km2；aj为有效页岩分布区内第j个网格的面积，km2；m为有效页岩分布区内的网格数，m为整数。
[0063]
另一方面，本发明还提供了一种页岩原位转化可采油气资源量的预测装置，其中，所述页岩原位转化可采油气资源量的预测装置包括：
[0064]
数据获取模块，用于获取待评价区待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率；
[0065]
页岩原位转化的可采油量预测模型建立模块，用于建立页岩原位转化的可采油量预测模型，并根据待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率利用页岩原位转化的可采油量预测模型，获取待测页岩的可采油量；
[0066]
页岩原位转化的可采气量预测模型建立模块，用于建立页岩原位转化的可采气量预测模型，并根据待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率利用页岩原位转化的可采气量
预测模型，获取待测页岩的可采气量；
[0067]
有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型建立模块，用于建立有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型，并根据页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值及待测页岩的镜质体反射率，获取有效页岩的总有机碳含量下限值；
[0068]
页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区确定模块，用于根据待评价区的测井解释的总有机碳含量和所述有效页岩的总有机碳含量下限值，确定页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区；
[0069]
有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型建立模块，用于分别建立有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型，并根据测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量分别获取被评价井有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值；
[0070]
可采油资源量和可采气资源量预测模型建立模块，用于分别建立可采油资源量和可采气资源量预测模型，并根据可采油资源量和可采气资源量预测模型获取可采油资源量和可采气资源量。
[0071]
在以上所述的预测装置中，优选地，所述页岩原位转化的可采油量预测模型建立模块具体用于根据对多个不同页岩样品进行热模拟实验获得的产出油量数据，以及页岩样品的总有机碳含量和镜质体反射率，建立产出油量与总有机碳含量之间的关系模型，再提取模型中的经验参数与镜质体反射率建立模型，从而建立所述页岩原位转化的可采油量预测模型。
[0072]
在以上所述的预测装置中，优选地，所述页岩原位转化的可采油量预测模型建立模块进一步用于按照以下公式建立所述页岩原位转化的可采油量预测模型：
[0073][0074]
其中，q
po
为待测页岩的可采油量，mg/g
·
rock；ro为待测页岩的镜质体反射率，％；toc为待测页岩的总有机碳含量，wt％；a1、a2、a3、a4、a5、a6为经验参数。
[0075]
在以上所述的预测装置中，优选地，所述页岩原位转化的可采气量预测模型建立模块具体用于根据对多个不同页岩样品进行热模拟实验获得的产出气量数据，以及页岩样品的总有机碳含量和镜质体反射率，建立产出气量与总有机碳含量之间的关系模型，再提取模型中的经验参数与镜质体反射率建立模型，从而建立所述页岩原位转化的可采气量预测模型。
[0076]
在以上所述的预测装置中，优选地，所述页岩原位转化的可采气量预测模型建立模块进一步用于按照以下公式建立所述页岩原位转化的可采气量预测模型：
[0077][0078]
其中，q
pg
为待测页岩的可采气量，m3/t
·
rock；ro为待测页岩的镜质体反射率，％；toc为待测页岩的总有机碳含量，wt％；b1、b2、b3、b4、b5、b6、b7、b8、b9、b
10
、b
11
、b
12
、b
13
、b
14
、b
15
为经验参数；w1为0.5％-1.0％，w2为1.0％-1.4％。
[0079]
在以上所述的预测装置中，优选地，所述有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型建立模块包括页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值获取单元，用于根据页岩原位转化的同一开发区域内的任一个生产井组的累积产出油量下限值和该生产井组控制的有效加热区的岩石质量按照以下公式获取得到页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值：
[0080][0081]
其中，q
po_limt
为页岩原位转化的单位质量岩石可采油量下限值，mg/g
·
rock；q
oil_limt
为页岩原位转化的一个生产井组的累计产出油量下限值，mg；wt
rock
为页岩原位转化的该生产井组控制的有效加热区的岩石质量，g。
[0082]
在以上所述的预测装置中，优选地，有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型建立模块具体用于根据页岩原位转化的可采油量预测模型及页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值，按照以下公式建立所述有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型：
[0083][0084]
其中，toc
limt
为有效页岩的总有机碳含量下限值，wt％；q
po_limt
为页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值，mg/g
·
rock；ro为待测页岩的镜质体反射率，％；c1、c2、c3、c4、c5、c6为经验参数。
[0085]
在以上所述的预测装置中，优选地，所述页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区确定模块具体用于根据待评价区的测井解释的总有机碳含量和所述有效页岩的总有机碳含量下限值，根据以下原则确定页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区：
[0086]
当页岩的测井解释的总有机碳含量大于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度大于设定值1-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，视页岩有效厚度对应的深度段为视有效厚度层段；相邻两个视有效厚度层段之间，当页岩的测井解释的总有机碳含量小于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度小于设定值0.5-5米时，将所述设定值确定为2米，并将该层段计算到视页岩有效厚度中；当页岩的测井解释的总有机碳含量小于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度大于设定值0.5-5米时，将所述设定值确定为2米，且该层段不计算到视有效页岩厚度中；
[0087]
当视页岩有效厚度大于设定值3-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，所述视页岩有效厚度即为页岩有效厚度，页岩有效厚度顶底对应的层段为有效厚度层段；
[0088]
当视页岩有效厚度小于等于设定值3-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，但视页岩有效厚度不能作为页岩有效厚度，进而不能作为独立开发层段，该层段不计算可采资源量；当两个或多个有效厚度层段之间纵向距离超过预设厚度值0.5-5米时，每个有效厚度层段将分别作为单独的页岩有效厚度段处理，即作为独立开发层系处理；
[0089]
根据获得的被评价区井点的页岩有效厚度，采用非等边距内插方法获得被评价区的页岩有效厚度分布，非等边距内插方法网格间距采用预设值0.1-10km，被评价区内页岩有效厚度大于有效厚度预设值3-15米时，采用5米作为页岩有效厚度分布区边界，页岩有效
厚度大于5米的区域为有效页岩分布区。
[0090]
在以上所述的预测装置中，优选地，所述有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型建立模块具体用于根据单位质量岩石可采油气量、测井间距、岩石密度和有效厚度层段，按照单位面积的有效厚度层段内岩石可采油量、可采气量，分别建立有效页岩层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型。
[0091]
在以上所述的预测装置中，优选地，所述有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型建立模块进一步用于按照以下公式分别建立有效页岩层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型：
[0092][0093][0094]
其中，aor为待评价区的有效页岩层段内的可采油资源丰度，万吨/km2；agr为待评价区的有效页岩层段内的可采气资源丰度，亿立方米/km2；q
po_i
为待评价区的有效厚度层段内第i测井点的单位质量岩石可采油量，mg/g
·
rock；q
pg_i
为待评价区的有效厚度层段内第i测井点的单位质量岩石可采气量，m3/t
·
rock；ρi为待评价区的有效厚度层段内第i测井点的岩石密度值，g/cm3；l
inter
为被评价井的测井间距，m；n为有效厚度层段内的测井点总数，n为整数。
[0095]
在以上所述的预测装置中，优选地，所述有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型建立模块包括测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量获取单元，用于：
[0096]
根据待评价区的测井解释的总有机碳含量，获取有效页岩层段内测井解释点的总有机碳含量、岩石密度值、测量间距值，再根据有效页岩层段内测井解释点的总有机碳含量、岩石密度值、测量间距值及目的层井点的镜质体反射率，利用页岩原位转化的可采油量预测模型及页岩原位转化的可采气量预测模型，获取测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量。
[0097]
在以上所述的预测装置中，优选地，所述可采油资源量和可采气资源量预测模型建立模块具体用于
[0098]
根据有效页岩分布区网格点的可采油气资源丰度和有效页岩分布区面积，按照以下公式分别建立可采油资源量和可采气资源量预测模型：
[0099][0100][0101]
其中，no为待评价区可采油资源量，万吨；ng为待评价区可采气资源量，亿立方米；aorj为有效页岩分布区内第j个网格可采油资源丰度，万吨/km2；agrj为有效页岩分布区内第j个网格可采气资源丰度，亿立方米/km2；aj为有效页岩分布区内第j个网格的面积，km2；m为有效页岩分布区内的网格数，m为整数。
[0102]
又一方面，本发明还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其中，所述处理器执行所述计算机程序时实现以上所述页岩原位转化可采油气资源量的预测方法的步骤。
[0103]
再一方面，本发明还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其中，所述计算机程序被处理器执行时实现以上所述页岩原位转化可采油气资源量的预测方法的步骤。
[0104]
本发明提供的技术方案达到了如下有益技术效果：
[0105]
首先，根据待测页岩的toc值和ro值，以及预先建立的页岩原位转化的可采油量预测模型和可采气量预测模型，得到待测页岩的可采油量和可采气量，克服了现有技术中必须获得页岩原始hi或原始h/c、原始toc、未成熟页岩生成油气量和滞留油气量，才能建立可采油量和可采气量的缺陷，克服了利用经历过一定热演化页岩恢复原始hi或原始toc精度不高的缺陷，克服了必须获得滞留油气量和生成油气量才能获得产出油气量的缺陷，实现了利用地层中页岩现今toc和ro求取原位转化可采油量和可采气量，因此，本发明应用该页岩原位转化的可采油量预测模型和可采气量预测模型，不仅实现了定量预测页岩原位转化可采油气量，还提高了页岩原位转化可采油气量的预测精度。
[0106]
其次，根据页岩原位转化的同一开发区域内(同一开发区域是指具有相似的原位转化地质条件、相似的开发工艺的开发区域)的任一个生产井组的累积产出油量下限值和一个生产井组控制的有效加热区的岩石质量，获得页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值，并由此建立有效页岩的toc下限值预测模型，得到有效页岩的toc下限值，从而实现了准确得到页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区，克服了现有技术中无法确定有效页岩toc下限值的缺陷，无法准确获得页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区的缺陷。
[0107]
最后，根据待评价区的测井解释的toc值、岩石密度值、测量间距值、ro分析化验值(目的层井点的镜质体反射率)和有效厚度层段，以及预先建立的可采油量预测模型和可采气量预测模型，获得测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量，根据预先建立的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型，得到可采油资源丰度值和可采气资源丰度值，根据被评价区内的有效页岩分布区，以及预先建立的可采油资源量和可采气资源量预测模型，获得可采油资源量和可采气资源量，克服了现有技术中采用参数平均值计算相关参数的缺陷，克服了采用参数平均值无法体现可采油气资源量与toc之间非线性关系的实际情况，实现了有效页岩层段内纵向不同toc点对可采油气资源量贡献不同的计算。
[0108]
综上，本发明提供的技术方案实现了页岩原位转化可采油气资源量的定量预测，提高了页岩原位转化可采油气资源量的预测精度和效率。
附图说明
[0109]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0110]
图1是本发明实施例所提供的页岩原位转化可采油气资源量的预测方法的流程示意图；
[0111]
图2是本发明实施例中热模拟温度与ro关系图；
[0112]
图3是本发明实施例中热模拟得到的产出油量与toc关系图；
[0113]
图4是本发明实施例中热模拟得到的产出气量与toc关系图；
[0114]
图5是本发明实施例中热模拟的最大产出气量与最大产出油量关系图；
[0115]
图6是本发明实施例中单位页岩产出油量下限值为14mg/g时的toc下限值与ro关系图；
[0116]
图7是本发明实施例中有效页岩层段内不存在夹层示意图；
[0117]
图8是本发明实施例中有效页岩层段内存在夹层示意图；
[0118]
图9是本发明实施例中鄂尔多斯盆地长73亚段页岩toc分布图；
[0119]
图10是本发明实施例中鄂尔多斯盆地长73亚段页岩ro分布图；
[0120]
图11是本发明实施例中鄂尔多斯盆地长73亚段页岩有效厚度分布图；
[0121]
图12是本发明实施例中鄂尔多斯盆地长73亚段页岩可采油资源丰度分布图；
[0122]
图13是本发明实施例中鄂尔多斯盆地长73亚段页岩可采气资源丰度分布图；
[0123]
图14为本发明实施例所提供的页岩原位转化可采油气资源量的预测装置的结构示意图。
具体实施方式
[0124]
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0125]
页岩原位转化技术开发油气不同于现有技术，具有颠覆性，原位转化技术是将地层中尚未转化的有机质和滞留油，通过人工加热生成轻质油和天然气并产出，适用于未熟-中低成熟度页岩，页岩原位转化可采油气资源量是原位转化开发的关键，控制着原位转化开发的效益。原位转化可采油气资源预测技术明显不同于目前开发的已经生成并储存于地层中的油气资源评价技术。需要用一种全新的思路和评价方法对原位转化可采油气资源量进行预测，才能满足原位转化选区评价及勘探开发的需要。
[0126]
为了克服现有技术中尚无页岩原位转化可采油气资源量预测技术，提出了一种页岩原位转化可采油气资源量的预测方案。下面对本发明实施例涉及的页岩原位转化可采油气资源量的预测方案进行详细介绍。
[0127]
图1是本发明实施例中提供的页岩原位转化可采油气资源量的预测方法的流程示意图，从图1中可以看出，所述方法包括以下步骤：
[0128]
101：获取待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率；
[0129]
102：建立页岩原位转化的可采油量预测模型，并根据待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率利用页岩原位转化的可采油量预测模型，获取待测页岩的可采油量；
[0130]
103：建立页岩原位转化的可采气量预测模型，并根据待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率利用页岩原位转化的可采气量预测模型，获取待测页岩的可采气量；
[0131]
104：根据页岩原位转化的一个生产井组的累积产出油量下限值和一个生产井组控制的有效加热区的岩石质量，获取得到页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值；
[0132]
105：建立有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型，并根据页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值及待测页岩的镜质体反射率，获取有效页岩的总有机碳含量下限值；
[0133]
106：根据待评价区的测井解释的总有机碳含量和所述有效页岩的总有机碳含量下限值，获取页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区；
[0134]
107：分别建立有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型，并根据测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量分别获取被评价井有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值；
[0135]
108：分别建立可采油资源量和可采气资源量预测模型，并根据可采油资源量和可采气资源量预测模型获取可采油资源量和可采气资源量。
[0136]
本发明实施例所提供的技术方案达到了如下有益技术效果：
[0137]
首先，根据待测页岩的toc值和ro值，以及预先建立的页岩原位转化的可采油量预测模型和可采气量预测模型，得到待测页岩的可采油量和可采气量，克服了现有技术中必须获得页岩原始hi或原始h/c、原始toc、未成熟页岩生成油气量和滞留油气量，才能建立可采油量和可采气量的缺陷，克服了利用经历过一定热演化页岩恢复原始hi或原始toc精度不高的缺陷，克服了必须获得滞留油气量和生成油气量才能获得产出油气量的缺陷，实现了利用地层中页岩现今toc和ro求取原位转化可采油量和可采气量，因此，本发明应用该页岩原位转化的可采油量预测模型和可采气量预测模型，不仅实现了定量预测页岩原位转化可采油气量，还提高了页岩原位转化可采油气量的预测精度。
[0138]
其次，根据页岩原位转化的同一开发区域内的任一个生产井组的累积产出油量下限值和一个生产井组控制的有效加热区的岩石质量，获得页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值，并由此建立有效页岩的toc下限值预测模型，得到有效页岩的toc下限值，从而实现了准确得到页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区，克服了现有技术中无法确定有效页岩toc下限值的缺陷，无法准确获得页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区的缺陷。
[0139]
最后，根据待评价区的测井解释的toc值、岩石密度值、测量间距值、ro分析化验值(目的层井点的镜质体反射率)和有效厚度层段，以及预先建立的可采油量预测模型和可采气量预测模型，获得测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量，根据预先建立的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型，得到可采油资源丰度值和可采气资源丰度值，根据被评价区内的有效页岩分布区，以及预先建立的可采油资源量和可采气资源量预测模型，获得可采油资源量和可采气资源量，克服了现有技术中采用参数平均值计算相关参数的缺陷，克服了采用参数平均值无法体现可采油气资源量与toc之间非线性关系的实际情况，实现了有效页岩层段内纵向不同toc点对可采油气资源量贡献不同的计算。
[0140]
综上，本发明实施例提供的技术方案实现了页岩原位转化可采油气资源量的定量预测，提高了页岩原位转化可采油气资源量的预测精度和效率。
[0141]
下面再结合图2至图13，对本发明实施例所提供的页岩原位转化可采油气资源量的预测方法涉及的各个步骤进行详细介绍。
[0142]
一、建立各个模型前，对页岩样品进行热模拟实验。
[0143]
采集被评价区目的层不同toc值，ro值小于0.5％的多组页岩样品，本实施例中，所述多组页岩样品为采集自鄂尔多斯盆地长7段的露头页岩样品，不同toc，ro小于0.5％的页岩样品共9组，记为no.1-no.9，分别将每组页岩样品粉碎成40-80目，优选为60目，并充分混合均匀，再将每组混合均匀的页岩样品分成11份，每份质量大于3kg。
[0144]
分别测量每组页岩样品的有机碳含量(toc)和镜质体反射率(ro)，所得实验数据详见下表1所示。
[0145]
其中，每组页岩样品的toc是根据国家标准gb/t 19145-2003《沉积岩中总有机碳的测定》进行测量的；ro是根据行业标准sy/t 5124-2012《沉积岩中镜质体反射率测定方法》进行测量的。
[0146]
表1被评价区目的层页岩样品特征参数
[0147]
样品序号no.1no.2no.3no.4no.5no.6no.7no.8no.9toc(wt％)0.512.033.505.036.448.5113.3420.6725.99hi(mg/g
·
toc)388.1423.0494.5487.9498.2498.6503.5541.5531.8ro(％)0.430.460.470.470.470.470.480.470.48
[0148]
本实施例中的热模拟实验均采用预设压力为5mpa和不同预设温度的半开放实验体系。所述热模拟实验的具体包括：将页岩样品装入反应釜并用20mpa压力反复压实，在模拟前称取反应釜中页岩样品的质量，再将反应釜内抽真空并注入he。所述热模拟实验中预设温度点共11个，分别为250℃、300℃、320℃、335℃、350℃、360℃、390℃、440℃、500℃、540℃、580℃，该些预设温度涵盖了从油气开始生成到结束的不同阶段。对于温度为250℃的第一个预设温度点，在模拟温度为200℃前，采用的程序升温速率为20℃/d；模拟温度为200℃-250℃之间，采用的程序升温速率为5℃/d；对于第2个到第11个预设温度点，模拟温度达到目标预设温度点前一个预设温度点温度前，采用的程序升温速率为20℃/d，模拟温度处于目标预设温度点前一个预设温度点温度与目标预设温度点温度之间时，采用的程序升温速率为5℃/d；模拟温度达到预设温度后保持预设温度并恒温10小时，依次类推，完成所有预设温度点的热模拟。排烃预设压力为7mpa，热模拟过程中排出的油气量用于计算单位质量岩石的产出油气量。
[0149]
针对每一页岩样品，分别开展11个预设温度的产出油气量热模拟实验，完成模拟后，根据收集到的产出油量和产出气量与对应反应釜内热模拟前页岩样品质量之比，获得对应预设温度点的单位质量岩石的产出油量和产出气量，实验数据见表2所示。在每一个预设温度点的热模拟结束后，测量抽提后残留物的toc和ro，实验数据见表3所示。
[0150]
其中，每组烃源岩样品的toc是根据国家标准gb/t 19145-2003《沉积岩中总有机碳的测定》进行测量的；ro是根据行业标准sy/t 5124-2012《沉积岩中镜质体反射率测定方法》进行测量的。
[0151]
表2被评价区目的层页岩样品热模拟实验产出油量、产出气量数据表
[0152][0153]
注:累计产出油量—mg/g
·
rock；累计产出气量—ml/g
·
rock。
[0154]
表3被评价区目的层页岩样品热模拟实验抽提后残留物的toc和ro
[0155][0156]
注:toc—wt％；ro—％。
[0157]
获取热模拟实验中，不同页岩样品于同一预设温度下的热模拟后的ro平均值，建立热解模拟温度与ro关系。页岩热模拟的产出油气量与ro相关，为了便于对地层条件下的页岩热演化程度进行对应研究，按照如下述式(1)将模拟温度转化为对应的ro值。
[0158][0159]
式(1)中：ro为镜质体反射率，％；t为热解模拟温度，℃；x1和x2为经验系数，可以分别为：0.13797、0.005667。
[0160]
本实施例中，不同页岩样品于同一预设温度下的热模拟后的ro平均值与热解模拟温度之间的关系曲线图如图2所示。
[0161]
二、根据上述热模拟实验过程得到的数据，建立各个模型。
[0162]
1、根据以上热模拟实验获得的产出油量、页岩样品的toc值和ro值数据，预先建立对应toc、ro条件下的不同页岩产出油量评价模型(页岩原位转化的可采油量预测模型)。
[0163]
页岩产出油量与页岩ro、toc相关，根据热模拟实验结果，建立产出油量与toc关系模型，提取模型中的经验参数与ro建立模型，建立了如下式(2)及图3所示的产出油量评价模型。
[0164][0165]
其中，qpo为单位质量页岩的剩余产出油量(待求)，mg/g
·
rock；ro为镜质体反射率，％；toc为有机碳含量，wt％；a1、a2、a3、a4、a5、a6为经验参数，a1、a6分别为0.99892、0.01538；当ro≤0.76％时，a2、a3分别为0.4265、0.7516，当0.76％《ro≤1.0％时，a2、a3分别
为-0.4593、1.41，当ro》0.98％时，a2、a3分别为-4.164、5.3161；当ro≤0.77％时，a4、a5分别为0.068、1.1297，0.775％《ro≤1.06％时，a4、a5分别为-2.6881、3.2629，ro》1.06％时，a4、a5分别为-3.5488、4.1449。
[0166]
2、根据以上热模拟实验获得的产出气量、页岩样品的toc值和ro值数据，预先建立对应toc、ro条件下的不同页岩产出气量评价模型(页岩原位转化的可采气量预测模型)。
[0167]
页岩产出气量与页岩ro、toc相关，根据热模拟实验结果，建立产出气量与toc关系模型，提取模型中的经验参数与ro建立模型，建立了如下式(3)及图4所示的产出气量评价模型。
[0168][0169]
其中，qpg为单位质量页岩的剩余产出气量，m3/t
·
rock；ro为镜质体反射率，％；toc为有机碳含量，wt％；b1、b2、b3、b4、b5、b6、b7、b8、b9、b
10
、b
11
、b
12
、b
13
、b
14
、b
15
为经验参数，分别为1.0062、0.9478、0.5744、-0.0997、-1.1745、3.4118、2.1756、1.5235、-2.3651、-0.2334、2.9012、-2.9174、-0.0967、0.5035、-0.4776。
[0170]
具体实施时，本发明实例提供的方案克服了现有技术中只有提供模拟实验或只有提供页岩原始toc和原始hi或原始h/c，只有获得生成油气量和滞留油气量，才能获得产出油气量的缺陷，所建立的toc、ro与产出油气量关系(页岩原位转化产出油量预测模型和页岩原位转化产出气量预测模型)克服了现有技术无法评价(预测)不同toc和ro页岩产出油气量的缺陷，可以预测不同页岩toc及ro值对应的产出油量、产出气量。
[0171]
由于模拟原位转化条件下页岩产出油气量需要时间较长，对于没有热模拟实验数据的地区，可采用式(3)-(4)获得被评价区的页岩原位转化产出油气量数据，用于开展可采油气资源和“甜点区”评价优选。
[0172]
三、基于以上所获得的页岩原位转化产出油量预测模型和页岩原位转化产出气量预测模型，建立可采油量资源量和可采气量资源量预测模型。
[0173]
1、建立页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值预测模型。
[0174]
页岩原位转化开发过程中，要想经济规模开发，单位质量页岩的可采油量和可采气量必须大于一定的下限值，由于最大可采油量和最大可采气量存在非常好的线性关系，因此，只要确定了可采油量下限值即可，图5是实验热模拟页岩样品的最大可采油量和最大可采气量关系图。
[0175]
根据页岩原位转化规模经济开发时，页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值是根据页岩原位转化的同一开发区域内的任一个生产井组的累积产出油量下限值和该生产井组控制的有效加热区的岩石质量按照如下式(4)获得的。
[0176][0177]
其中，q
po_limt
为页岩原位转化的单位质量岩石可采油量下限值，mg/g
·
rock；q
oil_limt
为一个生产井组的累计产出油量下限值，mg；wt
rock
为该生产井组控制的有效加热区
的岩石质量，g。
[0178]
如采用水平井开发，按一个生产井组包括10口加热井和1口生产井，加热井采用15米井距，水平井长度为1200米，有效加热区的岩石质量为708
×
104吨。一个生产井组产出油量下限值为10
×
104吨，由以上式(4)计算得到的单位质量岩石可采油量下限值为14mg/g
·
rock。
[0179]
2、建立页岩原位转化的toc下限值预测模型。
[0180]
在确定了单位质量岩石可采油量下限值基础上，根据式(2)推导获得单位质量岩石可采油量下限值对应的页岩原位转化的toc下限值，预先建立的有效页岩原位转化的toc下限值预测模型见如下式(5)所示。
[0181][0182]
其中，toc
limt
为有效页岩的总有机碳含量下限值，wt％；q
po_limt
为页岩原位转化的单位质量岩石可采油量下限值，mg/g
·
rock；ro为待测页岩的镜质体反射率，％；c1、c2、c3、c4、c5、c6为经验参数，c1、c4分别为1.0011、0.0154；当ro≤0.77％时，c2、c3分别为0.068、1.1297，0.775％《ro≤1.06％时，c2、c3分别为-2.6881、3.2629，ro》1.06％时，c2、c3分别为-3.5488、4.1449；当ro≤0.76％时，c5、c6分别为0.4265、0.7516，当0.76％《ro≤1.0％时，c5、c6分别为-0.4593、1.41，当ro》0.98％时，c5、c6分别为-4.164、5.3161。
[0183]
图6是当单位质量岩石可采油量下限值为14mg/g
·
rock时，利用式(5)计算得到的有效页岩的总有机碳含量下限值随ro的变化图，根据不同ro值可获得对应的有效页岩的总有机碳含量下限值；当ro约为0.8％时，对应的有效页岩的总有机碳含量下限值最小约为6％。
[0184]
3、确定页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区。
[0185]
利用得到的有效页岩的总有机碳含量下限值和测井解释的toc、镜质体反射率ro，根据以下原则确定页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区。
[0186]
当页岩的测井解释的总有机碳含量大于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度大于设定值1-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，视页岩有效厚度对应的深度段为视有效厚度层段；相邻两个视有效厚度层段之间，当页岩的测井解释的总有机碳含量小于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度小于设定值0.5-5米时，将所述设定值确定为2米，并将该层段计算到视页岩有效厚度中；当页岩的测井解释的总有机碳含量小于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度大于设定值0.5-5米时，将所述设定值确定为2米，且该层段不计算到视有效页岩厚度中；
[0187]
当视页岩有效厚度大于设定值3-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，所述视页岩有效厚度即为页岩有效厚度，页岩有效厚度顶底对应的层段为有效厚度层段；
[0188]
当视页岩有效厚度小于等于设定值3-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，但视页岩有效厚度不能作为页岩有效厚度，进而不能作为独立开发层段，该层段不计算可采资源量；当两个或多个有效厚度层段之间纵向距离超过预设厚度值0.5-5米(优选为3米)时，每个有效厚度层段将分别作为单独的页岩有效厚度段处理，即作为独立开发层系处理；
[0189]
根据获得的被评价区井点的页岩有效厚度，采用三点法、五点法、有限元法、克里金法、线性插值法、非线性插值法等非等边距内插方法获得被评价区的页岩有效厚度分布，非等边距内插方法网格间距采用预设值0.1-10km(例如为2km)，被评价区内页岩有效厚度大于有效厚度预设值3-15米时，采用5米作为页岩有效厚度分布区边界，页岩有效厚度大于5米的区域为有效页岩分布区。
[0190]
图7是有效页岩层段内不存在夹层情况图，图8是有效页岩层段内存在夹层情况图。
[0191]
4、建立页岩原位转化的可采油气资源量预测模型。
[0192]
根据测井解释的toc，获取有效页岩层段内测井解释点的toc值、岩石密度值、测量间距值，根据分析化验得到的目的层井点的ro值，利用预先建立的可采油量预测模型和可采气量预测模型，获得测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量。
[0193]
分别根据如下式(6)及式(7)所示的模型获得被评价井有效页岩层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值。
[0194][0195][0196]
其中，aor为被评价区的可采油资源丰度，万吨/km2；agr为被评价区的可采气资源丰度，亿立方米/km2；q
po_i
为有效层段内第i测井点的单位质量岩石可采油量，mg/g
·
rock；q
pg_i
为有效层段内第i测井点的单位质量岩石可采气量，m3/t
·
rock；ρi为有效层段内第i测井点的岩石密度值，g/cm3；l
inter
为被评价井的测井间距，m；n为有效层段内的测井点总数，n为整数。
[0197]
根据被评价区内所有井点的可采油资源丰度值、可采气资源丰度值，可采用三点法、五点法、有限元法、克里金法、线性插值法、非线性插值法等非等边距内插方法，获得被评价区内的可采油资源丰度和可采气资源丰度平面分布，内插网格间距采用预设值0.1-10km，例如可采用2km。
[0198]
根据被评价区内的有效页岩分布区内部，分别利用式(8)及式(9)所示的模型获得被评价区有效页岩分布区的可采油资源量和可采气资源量。
[0199][0200][0201]
其中，no为被评价区可采油资源量，万吨；ng为被评价区可采气资源量，亿立方米；aorj为有效页岩分布区内第j个网格可采油资源丰度，万吨/km2；agrj为有效页岩分布区内第j个网格可采气资源丰度，亿立方米/km2；aj为有效页岩分布区内第j个网格的面积，km2；m为有效页岩分布区内的网格数，整数。
[0202]
图9是针对鄂尔多斯盆地长73亚段页岩，利用测井解释的toc得到的toc大于toc
limt
的toc分布图，图9从toc角度表征可进行原位转化开采的分布区，toc越高原位转化潜力越大。
[0203]
图10是针对鄂尔多斯盆地长73亚段页岩，利用岩心分析得到的ro分布图，从图9中可以看出适合原位转化开采的页岩成熟度的情况以及页岩原位转化的潜力，其中ro越小，原位转化潜力越大。
[0204]
图11是针对鄂尔多斯盆地长73亚段页岩，根据本发明实施例中提供的方法得到的页岩有效厚度分布图，其中，页岩有效厚度越大，原位转化潜力越大。
[0205]
图12是针对鄂尔多斯盆地长73亚段页岩，利用本发明实施例提供的方法得到的页岩有效厚度分布范围内的可采油资源丰度分布图，其中可采油资源丰度越大，单位面积的页岩原位转化可采油资源越大，越有利于原位转化开发。
[0206]
图13是针对鄂尔多斯盆地长73亚段页岩，利用本发明实施例提供的方法得到的可采气资源丰度分布图，其中，可采气资源丰度越大，单位面积的页岩原位转化可采气资源越大，越有利于原位转化开发。
[0207]
利用本发明实施例所提供的方法得到的鄂尔多斯盆地长73段页岩原位转化可采油资源量为452亿吨，可采气资源量为37万亿立方米。
[0208]
具体实施时，本发明实例提供的技术方案实现了不同toc及ro页岩原位转化可采油资源量和可采气资源量的定量评价。
[0209]
基于同一发明构思，本发明实施例还提供了一种页岩原位转化可采油气资源量的预测装置，由于该装置解决问题的原理与页岩原位转化可采油气资源量的预测方法相似，因此该装置的实施可以参见方法的实施，重复之处不再赘述。图14为本发明实施例所提供的页岩原位转化可采油气资源量的预测装置的结构示意图。如图14所示，所述页岩原位转化可采油气资源量的预测装置包括：
[0210]
数据获取模块1，用于获取待评价区待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率；
[0211]
页岩原位转化的可采油量预测模型建立模块2，用于建立页岩原位转化的可采油量预测模型，并根据待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率利用页岩原位转化的可采油量预测模型，获取待测页岩的可采油量；
[0212]
页岩原位转化的可采气量预测模型建立模块3，用于建立页岩原位转化的可采气量预测模型，并根据待测页岩的总有机碳含量和镜质体反射率利用页岩原位转化的可采气量预测模型，获取待测页岩的可采气量；
[0213]
有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型建立模块4，用于建立有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型，并根据页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值及待测页岩的镜质体反射率，获取有效页岩的总有机碳含量下限值；
[0214]
页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区确定模块5，用于根据待评价区的测井解释的总有机碳含量和所述有效页岩的总有机碳含量下限值，确定页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区；
[0215]
有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型建立模块6，用于分别建立有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型，并根据测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量分别获取被评价井有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值；
[0216]
可采油资源量和可采气资源量预测模型建立模块7，用于分别建立可采油资源量和可采气资源量预测模型，并根据可采油资源量和可采气资源量预测模型获取可采油资源量和可采气资源量。
[0217]
在一实施例中，所述页岩原位转化的可采油量预测模型建立模块具体用于根据对多个不同页岩样品进行热模拟实验获得的产出油量数据，以及页岩样品的总有机碳含量和镜质体反射率，建立产出油量与总有机碳含量之间的关系模型，再提取模型中的经验参数与镜质体反射率建立模型，从而建立所述页岩原位转化的可采油量预测模型。
[0218]
在一实施例中，所述页岩原位转化的可采油量预测模型建立模块进一步用于按照以下公式建立所述页岩原位转化的可采油量预测模型：
[0219][0220]
其中，q
po
为待测页岩的可采油量，mg/g
·
rock；ro为待测页岩的镜质体反射率，％；toc为待测页岩的总有机碳含量，wt％；a1、a2、a3、a4、a5、a6为经验参数。
[0221]
在一实施例中，所述页岩原位转化的可采气量预测模型建立模块具体用于根据对多个不同页岩样品进行热模拟实验获得的产出气量数据，以及页岩样品的总有机碳含量和镜质体反射率，建立产出气量与总有机碳含量之间的关系模型，再提取模型中的经验参数与镜质体反射率建立模型，从而建立所述页岩原位转化的可采气量预测模型。
[0222]
在一实施例中，所述页岩原位转化的可采气量预测模型建立模块进一步用于按照以下公式建立所述页岩原位转化的可采气量预测模型：
[0223][0224]
其中，q
pg
为待测页岩的可采气量，m3/t
·
rock；ro为待测页岩的镜质体反射率，％；toc为待测页岩的总有机碳含量，wt％；b1、b2、b3、b4、b5、b6、b7、b8、b9、b
10
、b
11
、b
12
、b
13
、b
14
、b
15
为经验参数；w1为0.5％-1.0％，w2为1.0％-1.4％。
[0225]
在一实施例中，所述有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型建立模块包括页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值获取单元，用于根据页岩原位转化的同一开发区域内的任一个生产井组的累积产出油量下限值和该生产井组控制的有效加热区的岩石质量按照以下公式获取得到页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值：
[0226][0227]
其中，q
po_limt
为页岩原位转化的单位质量岩石可采油量下限值，mg/g
·
rock；q
oil_limt
为页岩原位转化的一个生产井组的累计产出油量下限值，mg；wt
rock
为页岩原位转化的该生产井组控制的有效加热区的岩石质量，g。
[0228]
在一实施例中，有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型建立模块具体用于根据页岩原位转化的可采油量预测模型及页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值，按照以下公式建立所述有效页岩的总有机碳含量下限值预测模型：
[0229][0230]
其中，toc
limt
为有效页岩的总有机碳含量下限值，wt％；q
po_limt
为页岩原位转化的单位质量岩石的可采油量下限值，mg/g
·
rock；ro为待测页岩的镜质体反射率，％；c1、c2、c3、c4、c5、c6为经验参数。
[0231]
在一实施例中，所述页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区确定模块具体用于根据待评价区的测井解释的总有机碳含量和所述有效页岩的总有机碳含量下限值，根据以下原则确定页岩原位转化的页岩有效厚度、有效厚度层段及有效页岩分布区：
[0232]
当页岩的测井解释的总有机碳含量大于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度大于设定值1-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，视页岩有效厚度对应的深度段为视有效厚度层段；相邻两个视有效厚度层段之间，当页岩的测井解释的总有机碳含量小于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度小于设定值0.5-5米时，将所述设定值确定为2米，并将该层段计算到视页岩有效厚度中；当页岩的测井解释的总有机碳含量小于有效页岩的总有机碳含量下限值的连续厚度大于设定值0.5-5米时，将所述设定值确定为2米，且该层段不计算到视有效页岩厚度中；
[0233]
当视页岩有效厚度大于设定值3-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，所述视页岩有效厚度即为页岩有效厚度，页岩有效厚度顶底对应的层段为有效厚度层段；
[0234]
当视页岩有效厚度小于等于设定值3-15米时，采用设定值5米作为视页岩有效厚度，但视页岩有效厚度不能作为页岩有效厚度，进而不能作为独立开发层段，该层段不计算可采资源量；当两个或多个有效厚度层段之间纵向距离超过预设厚度值0.5-5米时，每个有效厚度层段将分别作为单独的页岩有效厚度段处理，即作为独立开发层系处理；
[0235]
根据获得的被评价区井点的页岩有效厚度，采用非等边距内插方法获得被评价区的页岩有效厚度分布，非等边距内插方法网格间距采用预设值0.1-10km，被评价区内页岩有效厚度大于有效厚度预设值3-15米时，采用5米作为页岩有效厚度分布区边界，页岩有效厚度大于5米的区域为有效页岩分布区。
[0236]
在一实施例中，所述有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型建立模块具体用于根据单位质量岩石可采油气量、测井间距、岩石密度和有效厚度层段，按照单位面积的有效厚度层段内岩石可采油量、可采气量，分别建立有效页岩层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型。
[0237]
在一实施例中，所述有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型建立模块进一步用于按照以下公式分别建立有效页岩层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型：
[0238][0239][0240]
其中，aor为待评价区的有效页岩层段内的可采油资源丰度，万吨/km2；agr为待评
价区的有效页岩层段内的可采气资源丰度，亿立方米/km2；q
po_i
为待评价区的有效厚度层段内第i测井点的单位质量岩石可采油量，mg/g
·
rock；q
pg_i
为待评价区的有效厚度层段内第i测井点的单位质量岩石可采气量，m3/t
·
rock；ρi为待评价区的有效厚度层段内第i测井点的岩石密度值，g/cm3；l
inter
为被评价井的测井间距，m；n为有效厚度层段内的测井点总数，n为整数。
[0241]
在一实施例中，所述有效厚度层段内的可采油资源丰度值和可采气资源丰度值模型建立模块包括测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量获取单元，用于：
[0242]
根据待评价区的测井解释的总有机碳含量，获取有效页岩层段内测井解释点的总有机碳含量、岩石密度值、测量间距值，再根据有效页岩层段内测井解释点的总有机碳含量、岩石密度值、测量间距值及目的层井点的镜质体反射率，利用页岩原位转化的可采油量预测模型及页岩原位转化的可采气量预测模型，获取测井解释点的单位质量岩石的可采油量和单位质量岩石的可采气量。
[0243]
在一实施例中，所述可采油资源量和可采气资源量预测模型建立模块具体用于
[0244]
根据有效页岩分布区网格点的可采油气资源丰度和有效页岩分布区面积，按照以下公式分别建立可采油资源量和可采气资源量预测模型：
[0245][0246][0247]
其中，no为待评价区可采油资源量，万吨；ng为待评价区可采气资源量，亿立方米；aorj为有效页岩分布区内第j个网格可采油资源丰度，万吨/km2；agrj为有效页岩分布区内第j个网格可采气资源丰度，亿立方米/km2；aj为有效页岩分布区内第j个网格的面积，km2；m为有效页岩分布区内的网格数，m为整数。
[0248]
以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。