[发明专利]一种评价原位加热改质时页岩油储层有机质转化率的方法

说明书

一种评价原位加热改质时页岩油储层有机质转化率的方法，属于石油开发领域。该方法评价原位加热改质开采页岩油时页岩油储层有机生成烃类转化率。步骤为：①从页岩油储层岩心样品的同一深度选取7份样品作为平行子样品；②将这7个平行子样品进行洗油、烘干处理；③分析这7个平行子样品的有机碳含量；④将7个平行子样品分别放入温度为200℃、300℃、400℃、500℃、600℃、700℃和800℃马福炉中；⑤30天后将7个平行子样品从马福炉取出，做洗油、烘干处理后分析有机碳含量；⑥依据7个平行子样品有机碳含量变化，评价该套页岩油储层在不同加热改质温度下有机质的转化率。

技术领域

本发明涉及一种评价原位加热改质时页岩油储层有机质转化率的方法，属于石油勘探开发技术领域。

背景技术

页岩油是指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源,包括泥页岩层系中的致密碳酸岩或碎屑岩邻层和夹层中的石油资源。北美页岩油成功探区属于海相地层，如巴肯组、鹰滩组和巴尼特组等，利用水平井和水力分段压裂等技术开采页岩油效果明显，显著降低了美国原油对外依存度。这是北美“页岩油革命”获得成功的关键因素之一。但中国页岩油资源主要富集在陆相盆地中，应用水平井和水力压裂技术效果非常不理想。页岩油钻井和大型水力分段压裂成本高，然而高投入的背景下页岩油井产油量远远不具备经济效益，这造成我国页岩油开发进程十分缓慢。

我国页岩油储层属于低孔、超低渗、富含有机质且塑性较强的储层，借助其孔隙流体压力获得的产能迅速递减，而且单井采收率非常有限。水平井分段水力压裂等技术在北美地区获得成功，但在我国明显“水土不服”，高投入的钻井、压裂成本与产油量严重失衡。页岩油原位加热改质技术，即对页岩油储层加热可对页岩油进行降粘、增压、增渗、增量、增产、降本开采，有望突破页岩油开采的技术瓶颈。在对页岩油储层加热的过程中残留的干酪根会进一步裂解转化为液态和气态烃类。在加热改质开采页岩油过程中页岩油储层有机质生成烃类的转化率随储层温度如何变化以及其变化量是页岩油原位加热改质开发评价的关键参数。目前，国内学者常将页岩储层样品进行不同程度的热成熟度催化，然后主要聚焦于样品的孔隙结构特诊变化，较少分析有机质在各温度条件下的转化率，而且催化的温度等受到一定的限制；或者是利用黄金管做热模拟实验，但利用黄金管做热模拟实验操作流程复杂，费用高昂。

为此，本发明提出一种评价原位加热改质时页岩油储层有机质转化率的方法，通过不同温度条件下的样品有机碳含量的变化特征，评价在不同加热改质页岩油的温度条件下页岩油储层有机质转化率，为原位加热改质开采页岩油评价提供基础参数。

发明内容

本发明的目的是：提供一种评价原位加热改质时页岩油储层有机质转化率的方法，实现对不同温度条件下原位加热改质开采页岩油过程中储层有机质生成烃类转化率的定量评价。弥补现有技术、方法操作复杂和费用高昂的缺点。

本发明采用的技术方案是：提供一种评价原位加热改质时页岩油储层有机质转化率的方法，其特征在于：

步骤1：从页岩油储层岩心样品的同一深度选取7份样品作为平行子样品，每份平行子样品质量约20g，样品质量的单位为g；

步骤2：将这7个平行子样品进行洗油处理除去样品中的液态烃，再进行烘干处理除去有机溶剂和孔隙水；

步骤3：分别分析这7个平行子样品的有机碳含量，7个平行子样品的有机碳含量分别为TOC₁⁰、TOC₂⁰、TOC₃⁰、TOC₄⁰、TOC₅⁰、TOC₆⁰和TOC₇⁰，有机碳含量的单位为%；

步骤4：将7个平行子样品分别放入温度为200℃、300℃、400℃、500℃、600℃、700℃和800℃马福炉中；