天然气课程设计.docx
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天然气课程设计
题目一洛帕廷法（有机质演化的时间-温度指数TTI值）的应用
一、引言
原始有机物质在缺氧条件下沉积后，随着埋藏深度的增加，地温增高和埋藏时间的增长，有机质会发生演化，其成熟程度不断提高，其中时间和温度是石油生成与破坏的两个重要因素。
N.V洛帕廷根据温度和时间是促使有机质演化的主导因素这一认识，提出用“时间—温度指数值”（TTI）来定量表示有机物质的成熟程度，TTI实际代表了地质时期内不同类型的干酪根在不同的埋藏时间—温度条件下的成熟度。
TTI的计算是以化学动力学中的阿伦纽斯方程为基础，把干酪根热降解过程近似看成化学动力学中的一级反应，则有：
（K：
反应速率常数，即降解率；A：
频率因子）（Ⅱ-1-1）
由此得到：
（Ⅱ-1-2）
即：
有机质成熟度的增加与温度（T）呈指数关系，与时间（t）呈线性关系。
时间和温度这两个因素相互补偿，有机质在高地温梯度下短期内所达到的成熟度，在低地温梯度下长时期也可同样达到。
图Ⅱ-1-1某地区自300百万年前开始发育的
一套地层的埋藏史图
根据这一原理，相继有人提出了计算TTI的方法，其中最有代表性的是洛帕廷法，本次习题中涉及到的即为后者。
通过习题的完成，着重掌握编绘埋藏史图和洛帕廷法计算TTI值的原理、方法，了解洛帕廷法的应用，加深对时间和温度在干酪根热解成油过程中作用的认识。
二、埋藏史图和地温等值线的绘制
在用洛帕廷法计算TTI值之前，需先编制目的层的埋藏史图，并在其上叠置地温等值线。
1.编绘目的层的埋藏史图
根据地层分层厚度资料以及对该区地质发展史的分析，可画出目的层埋藏深度与地质年代的关系曲线（图Ⅱ-1-1）即埋藏史图。
埋藏史反映的是一个沉积速度不同的连续沉积过程，因此，埋藏史图不是地质剖面图。
图Ⅱ-1-2较简单情况下的地温等值线（叠合有埋藏史图）
以图Ⅱ-1-1中的烃源岩层为例，其埋藏历史如下：
在280百万年前开始沉积，此时其深度为零；至240百万年前，该地层沉积结束，厚度达250米，此时其底界埋深为250米，而顶界深度为零；之后其上继续接受沉积，至220、180、140、100百万年前，该烃源层底界埋深分别为800米、2000米、2250米、2375米，顶界埋深分别为550米、1750米、2000米、2125米。
100～90百万年前，地壳抬升，该烃源层埋深整体上升了375米，之后又再次沉降、上覆重新接受沉积。
该层现今的底界埋深为2250米，顶界埋深为2000米。
在连续沉积的地区，埋藏史图比较容易编制，可信度也比较高。
对曾经经受过上升剥蚀、地质发育史比较复杂的地区，埋藏史图的编制和可信度应视对该区的研究程度而定。
实际应用时，还应考虑压实校正问题，才能真正恢复地层埋藏史。
2.绘制目的层的地温等值线
为了计算TTI，还需在编绘好的埋藏史图上叠加地温等值线。
图Ⅱ-1-3比较复杂的地温等值线（叠合有埋藏史图）
要确定某地层沉积及其后的整个地质时期每一个深度上的地下温度，最简单的方法是估算现在的地温梯度，并假定现在和古代的地表温度、地温梯度一致，且地温梯度为一常量，此时，地层温度等值线是一系列等间距的等深线（图Ⅱ-1-2）。
但实际情况通常并非这么简单，从目的层开始沉积到现在地温梯度不是一个常量，地表温度也是有变化的；即使在同一时期，不同深度段的地层因埋深或岩性等的不同，地温梯度也存在差异。
图Ⅱ-1-3表示的就是一种比较复杂的情况，即现今的地温梯度发生了突变。
剖面上部以砂岩为主，地温梯度比较小，其下部页岩层段地温梯度比较大；对整个剖面来说，88百万年前的地温梯度比较高，那时以页岩为主，之后以砂岩沉积为主，出现较低的地温梯度。
三、洛帕廷法计算TTI的基本原理
洛帕廷法计算TTI的原理和步骤如下：
（1）根据有机质成熟度的增加与温度（T）呈指数关系，与时间（∆t）呈线性关系，令温度因子γ=rn，时间因子为∆t（单位：
百万年），则∆TTI=rn·∆t。
（2）叠加于埋藏史图上的温度剖面设置为每10℃为区间的地温网，则其温度区间i=10～20℃、20～30℃、30～40℃、40～50℃、50～60℃、60～70℃………。
（3）每个温度区间i内：
沉积物经历的时间用时间因子∆ti表示，对应的温度因子为rni，即温度每增高10℃，有机质成熟度增高r倍。
则i内有机质的成熟度增量：
∆TTI=rni·∆ti。
（4）有机质成熟度是累加的、不可逆的，则对某一沉积单元来说，其总的TTI即为它所经历的各i内TTI的增量的总和，即：
（3）
式中，imax、imin为有机质所经历的最高和最低温度区间。
（5）选100～110℃为基准温度区间，其n=0，γ=r0=1。
则向下：
110～120℃，n=1；120～130℃，n=2；………；向上：
90～100℃，n=－1；80～90℃，n=－2；………。
表Ⅱ-1-1各温度区间的温度因子
温度区间℃
指数值n
温度因子γ=rn
………
………
………
70-80
-3
r-3=2-3=0.125
80-90
-2
r-2=2-2=0.25
90-100
-1
r-1=2-1=0.5
100-110
0
r0=20=1
110-120
1
r1=21=2
120-130
2
r2=22=4
130-140
3
r3=23=8
140-150
4
r4=24=16
………
m
rm=2m
r值是这样选定的，洛帕廷利用世界范围内31口钻井402个样品的镜质体反射率资料（样品从早古生代到第四纪均有，它代表了宽阔的时间范围），并选择不同的r值（变化范围为1.0～10.0），计算其TTI值，最后绘制TTI与Ro之间的关系曲线，研究成熟度测定值（Ro）和计算值（TTI）之间的相互关系。
发现r值为1.6-2.5时，它们之间的相关性比较好，r值选用2时最理想，因此选定r值为2。
表示温度每增加10℃，反应速度就增加一倍。
各温度区间的温度因子如表Ⅱ-1-1所示。
（6）读取各温度区间内的时间因子，列表计算TTI
在标有等温线的埋藏史图上读出各温度区间i内目的层所停留的时间∆Ti，利用公式计算该温度区间内的有机质成熟度增量∆TTI，并利用有机质成熟度的可累加性和不可逆性，求出目的层顶面和底面的有机质TTI值，并把数据按表Ⅱ-1-2的样式列表计算。
若目的层较薄，可只计算其顶界面TTI值。
表Ⅱ-1-2某层顶面TTI值计算数据表举例（假设地表温度为10℃）
温度区间i（℃）
温度因子γ=2n
∆t（Ma）
∆TTI=∆ti·rni
TTI
10～20
2－9
16
2－5
2－5
20～30
2－8
8
2－5
2－4
30～40
2－7
8
2－4
2－3＝0.125
………
………
………
………
………
四、洛帕廷法在油气勘探中的应用
由于洛帕廷法法计算TTI时所用资料单一、计算方法简便，适用于新、老探区，尤其在勘探程度较低的新区和海域，能作出早期油气资源预测，提高勘探成功率。
因此多年来，该法在油气勘探中应用比较广泛，常用于解决下列问题：
1.研究烃源岩有机质成熟度，确定生油窗
为了便于应用，通常将TTI值与常用的有机质成熟度指标——镜质体反射率（Ro）和热变质指数（TAI）进行对比。
洛帕廷法估算有机质成熟度的TTI值与Ro和TAI之间的对应关系如表Ⅱ-1-3所示。
表Ⅱ-1-3TTI值与Ro、TAI之间的相互关系
TTI
Ro％
TAI
TTI
Ro％
TAI
TTI
Ro％
TAI
＜1
≤0.40
≤2.25
110
1.15
3.00
650
1.87
3.65
3
0.50
2.50
120
1.19
3.05
900
2.00
3.70
7
0.55
2.55
130
1.22
3.10
1600
2.25
3.75
10
0.60
2.60
140
1.26
3.15
2700
2.50
3.80
15
0.65
2.65
160
1.30
3.20
4000
2.75
3.85
20
0.70
2.70
180
1.36
3.30
6000
3.00
3.90
30
0.77
2.75
200
1.39
3.35
9000
3.25
3.95
40
0.85
2.80
250
1.46
3.45
12000
3.50
4.00
56
0.93
2.85
300
1.50
3.50
23000
4.00
4.0
75
1.00
2.90
370
1.62
3.55
42000
4.50
4.0
92
1.07
2.95
500
1.75
3.60
85000
5.00
4.0
由此可推测出TTI值与有机质演化成烃、保存阶段之间的关系（表Ⅱ-1-4、图Ⅱ-1-4）。
表Ⅱ-1-4TTI值与主要成油阶段、油气保存阶段的关系
阶段
TTI
Ro％
TAI
开始生油
15
0.65
2.65
生油高峰
75
1.00
2.90
生油结束
160
1.30
3.20
保存40°API（0.8251）石油的极限
500
1.75
3.60
保存50°API（0.7796）石油的极限
1000
2.00
3.70
保存湿气的极限
1500
2.20
3.75
已知干气产出的最大深度
65000
4.80
>4.0
图Ⅱ-1-4TTI值与有机质演化成烃、保存阶段之间的关系
图Ⅱ-1-5在埋藏史图上用TTI值确定的生油窗
因此，根据沉积盆地某区块或某井的地质资料，计算各烃源岩层和储集层的现时TTI值，结合干酪根类型，即可判断烃源岩层的油气生成进入了哪个阶段。
生油窗是指有机质热演化进入生油门限、开始大量生油到生油结束的这一深度或时间区间。
在埋藏史图上连接目的层生油门限和石油的死线，即得到生油窗，从而确定各烃源岩层石油生成开始与结束的时间。
按洛帕廷法计算，相当于TTI值为15～160的这一区间。
在埋藏史图上，根据表Ⅱ-1-3的数据，找出目的层顶、底面TTI值为15～160的区间位置，即为生油窗，如图Ⅱ-1-5阴影所示。
其它特征值的位置，也可在埋藏史图上表示出来。
2.预测圈闭的含油气性或圈闭中烃类的性质
利用生油窗确定生油的时间区间，将其与圈闭的形成时间对比分析，即可确定圈闭聚油气的可能性，推断该圈闭的有效性。
根据TTI值，还可以预测将钻遇的储集层内聚集的烃类相态及性质。
假如计算的储层TTI值是1200，已超过50°API石油能保存的TTI值，说明该储层只能含湿气或干气。
3.确定不同层位的油气保存状态，确定有利生油气区范围
还可以利用TTI值预测能钻遇石油、湿气或干气聚集的储集层深度，以指导钻探工作。
通过计算沉积盆地中多个位置各烃源岩层的现时TTI值，勾绘各层TTI等值线，可以圈出进入生油窗的烃源岩层的分布范围，以便确定有利的生油、气区。
五、洛帕廷法存在的问题
图Ⅱ-1-6某钻井地层柱状图
计算TTI值的洛帕廷法在推广应用中，也存在许多问题值得进一步探讨。
首先该方法本身存在缺陷，其中温度因子的取值是固定的，这对不同类型有机质在不同温度条件下的生烃反应肯定是不合适的，因为温度对不同化学反应速度的影响存在差别。
事实上应用这种方法对古老盆地成熟度预测时，常比实测值偏高；而对年轻盆地，其预测结果常偏低。
其次，即使不考虑模型的缺陷，在应用中也面临确定埋藏时间和古地温值的困难。
另外，划分油气生成各阶段的TTI值是一个经验数据，不同的盆地、不同的烃源岩层应该是不同的。
因此，实际应用中不能片面地、过分依赖地用TTI值进行分析，必须结合多方面综合考虑，才能得到准确的结论。
六、习题要求
1.根据某钻井地质剖面资料（图Ⅱ-1-6），恢复各层的埋藏历史，绘制埋藏史图。
横坐标为时间轴（t），比例尺为：
1厘米代表10百万年；纵坐标为深度轴（H），比例尺为：
1厘米代表250米。
2.假设地表平均温度为10℃，地温梯度为4℃／100米，取10℃为间隔作地温等值线，迭合在埋藏史图上。
3.按地层埋藏演化的时间顺序，依次读出烃源层顶面和底面经历的各温度区间内的时间因子，将其填入TTI值计算表中，计算TTI值，把数据按表Ⅱ-1-4的样式列出。
4.根据计算结果，在埋藏史图上标出生油窗。
5.假定某圈闭从距今100至80百万年前持续隆起形成的，试分析该圈闭的有效性。
题目二烃源岩有机质成烃阶段的划分
一、理论知识回顾
油气现代有机成因理论指出，油气是由经沉积埋藏作用保存在沉积物中的生物有机质，经过一定的生物化学、物理化学变化而形成的。
富含有机物质的细粒沉积物，随着埋深加大，温度不断升高，有机质逐渐向油气转化。
由于不同深度范围内促使有机质转化的条件不同，致使其转化的反应过程和主要产物具有明显的区别，并使有机质向石油转化过程具有明显的阶段性。
烃源岩中有机质的丰富程度和向油气的转化程度可以通过某些反映有机质丰度和成熟度的参数表现出来。
1.常用的有机质丰度指标
目前常用的有机质丰度指标主要包括有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃（HC）含量和岩石热解生烃潜量（S1+S2）等，这些指标数值越大，意味着有机质越丰富，通常这比较有利于油气的生成。
对于泥质烃源岩来说，评价其有机质丰度的标准可参考表Ⅱ-2-1。
应注意的是，岩石中TOC若太高（＞3%），会造成无潜力碳多，并非好烃源岩。
但TOC太低，显然也不行。
岩石中的“A”含量，与有机质丰度、类型、成熟度都有关，其中受成熟度影响比较大，相互对比时应考虑大体为同一演化阶段。
表Ⅱ-2-1泥质烃源岩有机质丰度的评价标准
泥质烃源岩
有机碳（TOC）
氯仿沥青“A”
总烃（HC）
好烃源岩
＞1.0%
1000～4000ppm
500～1000ppm
较好烃源岩
0.6～1.0%
500～1000ppm
100～500ppm
烃源岩下限
＞0.4%
＞250～300ppm
＞100ppm
2.常用的有机质成熟度指标
用于评价烃源岩有机质成熟度的常见指标有镜质体反射率（Ro）、热变指数（TAI）、沥青转化率或烃转化率、CPI值（碳优势指数）、OEP值（奇偶优势比）、时间-温度指数（TTI）等。
镜质体反射率是一项确定有机质成熟度划分油气形成阶段十分有效的指标。
但因不同类型干酪根具有不同化学结构，达到各演化阶段所需的地温条件不同，因而在应用镜质体反射率判断有机质的成熟度时，对不同类型的干酪根应有所区别（图Ⅱ-2-1）。
热变指数（TAI）分五个级别：
1级—未变化，有机残渣呈黄色；2级—轻微热变质，呈桔色；3级—中等热变质，呈棕色或褐色；4级—强变质，呈黑色；5级—强烈热变质，除有机残渣呈黑色外，另有岩石变质现象。
石油、湿气和凝析气生成阶段的热变质指数约介于2.5~3.7之间。
图Ⅱ-2-1根据镜质体反射率确定的油和气带的近似界限（据Tissot等，1984）（根据时间-温度关系以及不同来源有机质的混合情况，界限可略有变化）
沥青转化率（氯仿沥青“A”/有机碳）或烃转化率（总烃/有机碳）随烃源岩的埋藏演化发生有规律的变化，据此可以准确划分有机质的演化阶段。
在浅层这两个指标增长缓慢，超过一定深度（生烃门限）后，快速增加直到最大值，对应生烃高峰。
深度继续增加，二指标逐渐减小到非常低。
当有机质达更高的演化阶段，高温裂解使液态烃和其它石油组分逐渐消失。
OEP（奇偶优势比）和CPI（碳优势指数）是将岩石抽提物中C23~C34奇、偶碳原子正烷烃的相对丰度按下列公式（Ⅱ-2-1，Ⅱ-2-2）计算的参数，用以粗略估计原油成熟度，两参数可对比使用。
在近代沉积物中，烃源岩未成熟，正烷烃奇碳优势明显，OEP＞1.2，CPI分布在2.4~5.5之间。
随着埋藏深度加大，至热催化生油气阶段，干酪根热解产生没有奇碳或偶碳优势的正烷烃，OEP、CPI均小于1.2；在主要生油带，CPI值降低到1.0左右。
；
常用的几种成熟度指标的大小与有机质演化阶段的对应关系如表Ⅱ-2-2所示。
表Ⅱ-2-2常用的有机质成熟度指标与有机质演化阶段的对应关系
有机质
成熟度
有机质成熟度指标
成烃演化阶段
镜质体反射率Ro（％）
热变指数TAI
CPI
未成熟
＜0.5
＜2.5
＞1.2
生物化学生气阶段
成熟
0.5～1.15
2.5～3.7
＜1.2
热催化生油气阶段
高成熟
1.15～2.0
热裂解生凝析气阶段
过成熟
＞2.0
＞3.7
深部高温生气阶段
二、本次习题的目的、资料说明及习题要求
1.本次习题的目的
烃源岩有机质演化曲线的编制和成烃阶段的划分对研究含油气盆地油气成因理论、计算生油量和评价含油气远景、以及指导油气勘探等均具有重要意义。
通过对给定样品的地球化学分析数据，分析有机质岩演化特征，加深对学过的理论和方法的理解和掌握。
2.资料说明及习题要求
对某油田Y88-7井取样分析地化特征，得到各种指标数据如表Ⅱ-2-3所示。
已知该井区主要发育砂泥岩地层。
阅读表-Ⅱ2-3，初步了解各地球化学指标随埋深增加的变化规律，在方格纸上以深度为纵坐标，各地球化学指标为横坐标，选取合适的比例尺，作各地球化学指标与埋深的关系曲线。
根据所绘制关系曲线划分有机质成烃阶段，并对各阶段基本特征用表格加以小结。
表Ⅱ-2-3Y88-7井地球化学指标数据表
编
号
深度
（米）
有机碳
（%）
氯仿沥青A
饱和烃
芳烃
总碳/有机碳
（mg/g）
CPI
镜质体反射率RO（%）
（mg/100g岩石）
1
800
0.68
93.0
9.0
11.8
30.6
2.91
0.31
2
875
0.62
87.0
10.6
15.2
41.6
2.80
0.38
3
950
0.50
84.0
20.3
25.2
91.0
2.50
0.45
4
1080
0.48
85.0
20.4
28.5
101.9
1.83
0.44
5
1250
0.60
98.0
28.6
40.1
114.5
1.20
0.51
6
1320
0.72
270.0
42.5
43.0
118.8
1.10
0.55
7
1390
0.96
285.0
76.4
77.3
160.1
1.06
0.61
8
1450
0.98
315.7
85.6
84.1
173.1
1.08
0.73
9
1480
1.10
348.6
97.3
88.1
168.5
10
1530
1.60
325.0
180.0
90.1
168.8
11
1590
1.48
385.4
215.7
95.4
210.2
0.98
0.90
12
1610
1.70
410.8
235.8
130.0
215.2
0.94
0.93
13
1650
1.90
460.7
278.6
133.5
216.9
1.02
1.00
14
1710
1.68
498.2
254.3
133.5
230.0
1.05
1.08
15
1770
1.82
538.2
298.0
137.4
239.0
1.01
1.10
16
1810
1.99
582.0
347.0
139.6
244.0
0.99
1.20
17
1860
2.16
620.0
396.0
141.0
248.0
18
1900
2.37
600.0
418.3
151.2
240.0
19
1930
2.02
548.0
310.8
138.6
222.5
1.06
1.40
20
1970
2.22
534.0
308.6
114.4
100.5
1.01
1.57
21
2000
1.50
410.0
230.4
94.3
216.5
1.04
1.63
22
2050
1.42
208.0
110.0
78.5
79.9
23
2100
0.96
95.0
25.4
40.1
41.1
1.03
1.80
24
2200
0.50
74.0
15.4
35.6
36.1
1.04
2.00
绘图比例尺要求如下：
纵坐标：
深度1厘米=100米。
横坐标：
有机碳1厘米=0.5%；总烃/有机碳1厘米=100毫克；
氯仿沥青“A”1厘米=200毫克/100克岩石；饱和烃1厘米=100毫克/100克岩石；
芳香烃1厘米=100毫克/100克岩石；CPI1厘米=0.5；RO1厘米=1.0%。
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