頁巖油原地量和可動油量評價方法與應用

郭秋麟，王建，陳曉明，陳寧生，吳曉智，柳莊小雪

頁巖油原地量和可動油量評價方法與應用

郭秋麟，王建，陳曉明，陳寧生，吳曉智，柳莊小雪

（中國石油 勘探開發研究院，北京 100083）

頁巖總油含量（）和可動油含量（）的計算是頁巖油資源潛力評價的核心技術。根據對兩次熱解樣品總有機碳含量（）非均質性的認識，提出了一種基于兩次熱解數據來評價樣品含量非均質性的方法及一種校正吸附油含量的計算方法，并運用該方法對江漢盆地29個潛江組頁巖樣品和渤海灣盆地32個沙河街組頁巖樣品進行評價，結果顯示： ①含量偏差平均值分別達到0.16 %和0.34 %，說明兩組樣品都存在一定的非均質性； ②校正前、后吸附油含量的差值分別為0.85 mg/g和0.84 mg/g，說明進行等價校正可以使吸附油含量、總油含量和可動油含量的計算結果更準確。同時，提出了一種基于頁巖油密度及地層體積系數計算蒸發烴損失量的方法。采用以上新方法對鄂爾多斯盆地延長組7油層組（長7油層組）頁巖油進行評價，結果顯示： ①吸附油含量占總油含量的63 %，可動油含量占總油含量的37 %，總油含量是游離烴量（1）的3.5倍，蒸發烴損失量約占總烴含量的9 %，占1含量的29 %； ②長7油層組頁巖油原地量為111.2×108t，可動油量為40.1×108t，說明長7油層組頁巖油勘探潛力大。

資源潛力；總油含量；可動油含量；頁巖油；延長組；鄂爾多斯盆地

近10年，隨著常規油氣勘探難度的加大，頁巖油氣的勘探和研究得到重視，并取得較大進展［1-4］。在北美地區，二疊盆地、威利斯頓盆地、西部海灣和西加拿大沉積盆地等的頁巖油勘探獲得了重大突破［5-8］，中國的鄂爾多斯、渤海灣、松遼和準噶爾等盆地的頁巖油勘探也取得顯著進展［9-11］，頁巖油具有巨大的資源潛力［12］，是今后潛在的石油資源接替領域。

頁巖油存在廣義［13-14］和狹義［15-17］兩種定義。本文聚焦在狹義的頁巖油，特指富含有機質頁巖中所賦存的液態烴，儲層為頁巖。本文中，頁巖油原地量是指賦存于地下頁巖中的所有液態烴，包括吸附的和游離的總量；頁巖油可動量，是指頁巖油原地量中除了吸附油以外的全部液態烴量。需要說明的是，這里所指的可動量并不是具有商業油流的量，也不是可采地質資源量。

頁巖油原地量的評價方法主要有兩類：一是基于頁巖孔隙體積的容積法；二是基于頁巖游離烴量1（或氯仿瀝青“A”含量）的體積法。本文聚焦在后一種方法，即1含量的體積法。根據1含量計算頁巖油原地量的方法比較復雜，還存在許多難題，比如總油含量、吸附油含量的計算以及蒸發烴損失量的估算等。

頁巖的總油含量（total oil yield，mg/g），是指每克頁巖中所含的液態烴毫克量，主要有兩種總油含量的計算方法。第一種是通過設定特殊的實驗溫度進行單次熱解，得到游離烴、吸附烴等數據，從而獲得總油含量［1-2，4，18］；第二種是通過抽提前和抽提后兩次熱解法得到兩組熱解數據，然后再計算吸附油和總油含量［15-16，19-22］。薛海濤等［23］對松遼盆地北部青山口組泥頁巖樣品抽提前、后兩次熱解參數進行對比，對氯仿瀝青“A”含量進行輕烴補償校正，對1進行輕烴、重烴補償校正，以獲得泥頁巖總含油率參數；余濤等［24］利用烴源巖游離烴量1，評價了東營凹陷沙河街組頁巖油資源量，研究泥頁巖有機質非均質性，預測頁巖油有利區；朱日房等［25］分別運用氯仿瀝青“A”和熱解1含量計算東營凹陷沙三段頁巖油資源量和可動資源量，認為運用地化參數法很難直接獲取游離油量和吸附油量，但能夠確定頁巖中的滯留油量和巖石對油的吸附潛量；諶卓恒等［17］提出了一種頁巖油資源潛力及流動性的評價方法，并以西加拿大盆地上泥盆統Duvernay 組頁巖為例，評價了頁巖油原地量和可動油量；Li等［15-16］提出了一種計算頁巖原地總油含量的計算方法，分析了渤海灣盆地沙河街組頁巖可動油特征，評價了頁巖油資源潛力。

頁巖可動油含量（movable oil yield，mg/g），是指每克頁巖中所含的非吸附的、可動的液態烴毫克量。Jarvie［20］提出了1的判斷方法，認為1>100 mg/g 是可動油的門限，Michael等［21］認為幾乎所有的熱解1都是可動油；多位學者［1-2，4，18］通過改進巖石熱解的測試方法，確認1是在熱解至300 ℃前釋放出來的，而可動烴是在熱解至200 ℃以前釋放的。可見，可動油的計算還存在較大分歧。

本文重點研究兩次熱解法的吸附油與總油含量的計算方法。兩次熱解法存在一個假設，即抽提前后所采用的兩塊巖石是均質的，要求含量是一樣的。但實際上，多數巖石是非均質性的，兩塊樣品或多或少存在差異。當然，本次研究主要關心的是含量的差異，因為這對1和裂解烴2含量有直接影響。本文提出一種基于兩次熱解數據來評價樣品含量非均質性的方法，并改進了原有的吸附油含量的計算方法，使吸附油和總油含量的計算結果更加準確。同時，還探討了可動油含量和蒸發烴損失量的計算方法，并將這些新方法用以評價鄂爾多斯盆地延長組7油層組（長7油層組）頁巖油的原地量和可動油量，以期對該地區頁巖油勘探戰略的制定提供參考。

1　評價思路與流程

1.1　評價思路

前文已述，兩次熱解法要求抽提前、后所采用的兩塊巖石是均質的，含量是一樣的。但實際上，巖石是非均質性的。進一步講，如果含量不一致，那么兩塊巖石熱解數據就不具備可比性。這樣，按兩次熱解法計算的吸附油含量及相應的總油含量將存在較大誤差，其結果可信度就會降低。因此，提出一種基于兩次熱解數據來評價樣品含量非均質性的方法，并通過對樣品含量非均質性的評價，定量計算出兩塊巖石的含量比值，按該比值對抽提后樣品的熱解數據進行等價含量校正，使兩塊巖石熱解數據具有可比性，從而提高吸附油和總油含量計算結果的可靠性。

1.2　評價流程

評價流程（圖1）包括以下主要步驟。

1）采集并篩選頁巖樣品，做好全巖熱解及可溶有機質抽提準備。

2）將樣品分為兩份，其中一塊（A）直接進行全巖熱解測試，獲得抽提前的熱解數據及有機碳含量（1，2和A）；另一塊（B）先進行可溶有機質抽提，之后再進行全巖熱解測試，獲得抽提后的熱解數據及有機碳含量（1EX，2EX和EX）。

3）根據物質守恒定律原理，基于1（mg/g），2（mg/g），A（%），1EX（mg/g），2EX（mg/g）和EX（%）數據，建立評價兩塊巖石含量比值（A/B），即非均質性系數或等價含量校正系數。

圖1　頁巖油評價流程

4）用等價含量校正系數校正1EX和2EX，使得兩塊巖石在同等的條件下進行熱解數據對比。此時，校正后的1EX和2EX對應的為A而不是原先的B。

5）采用兩次熱解法計算吸附油含量。

6）采用基于地層體積系數的方法計算蒸發烴損失量。

7）計算總油含量和可動油含量。

8）根據頁巖總油含量、可動油含量和頁巖體積，評價頁巖油原地量和可動油量。

2　頁巖TOC含量非均質性評價方法的提出

2.1　等價TOC含量校正系數的含義

假設兩塊巖石（A和B）各自的總有機碳含量分別為A和B，那么等價含量校正系數為A/B，即兩塊巖石含量的比值。

等價含量校正系數的含義是在相同地質條件下（一個樣品分成兩塊，它們的地質條件相同），巖石熱解1和2與含量成正比，含量越大，1和2也就越大；反之，1和2就越小。因此，根據等價含量校正系數就可以校正熱解數據。

2.2　等價TOC含量校正系數的計算方法

如果A和B的含量不一致，差值為?，則令：

A=B+ ?（1）

可理解為巖樣A熱解后得到1+2，其中部分來自?，剩下來自B的量為：（1+2）BA。B塊（B）抽提后，B變為EX，抽提后熱解得到1EX+2EX。

根據物質守恒原理，則：

B=EX+100 ［（1+2）BA– （1EX+2EX）］ /（2）

即：

同項移位后，得：

進一步簡化后，得：

式中：為碳-烴轉化系數，約等于1 200。

此時，等價含量校正系數eq（無量綱）為：

（7）

根據公式（8），只要知道兩次熱解數據（1，2，A，1EX，2EX和EX），就能計算出等價含量校正系數。

2.3　等價TOC含量校正系數的計算實例

為了解釋進行等價含量校正的必要性，對江漢盆地潛江組頁巖熱解數據［26］（表1）和渤海灣盆地沙河街組頁巖熱解數據［16］（表2），進行了含量非均質性計算，計算結果如下。

表1　江漢盆地潛江組頁巖熱解數據、吸附油含量及校正系數（熱解數據來自文獻［26］）

樣品編號井名深度/ m全巖熱解數據抽提后的全巖熱解數據未校正的等價TOC校正后的 S1/（mg·g-1）S2/（mg·g-1）TOCA/%S1EX/（mg·g-1）S2EX/（mg·g-1）TOCEX/%（S1- S1EX）/（mg·g-1）（S2- S2EX）/（mg·g-1）ΔS2eq/（mg·g-1）keqTOCB/%|TOCA-TOCB|/%|ΔS2eq-ΔS2|/（mg·g-1） 1Wangyun-111 746.12.9914.482.590.0411.302.032.953.182.671.052.480.110.51 2Wangyun-111 747.04.6025.604.480.0622.623.804.542.982.351.034.430.050.63 3Wangyun-111 749.320.8617.144.480.063.591.4420.8013.5512.991.164.300.180.56 4Wangyun-111 714.33.052.100.940.010.690.653.041.411.500.861.020.080.09 5Wangyun-111 710.69.099.783.680.034.772.339.065.014.571.093.500.180.44 6Wangyun-111 707.310.977.612.980.011.951.2510.965.665.041.322.640.350.62 7Wangyun-111 705.99.928.173.400.032.802.019.895.375.181.073.280.120.19 8Wangyun-111 704.72.021.470.620.010.440.262.011.030.821.480.510.110.21 9Wangyun-111 649.24.5055.968.540.1550.827.524.355.141.581.078.310.233.56 10Wangyun-111 646.517.0916.704.630.043.991.9317.0512.7112.161.144.410.220.55 11Wangyun-111 645.18.8112.613.020.035.721.488.786.895.551.232.790.231.34 12Wangyun-111 633.04.6531.395.330.1026.134.484.555.264.891.015.300.030.37 13Wangyun-111 632.38.8257.629.710.2649.118.148.568.516.711.049.560.151.80 14Wangyun-111 309.35.5746.036.030.2836.944.925.299.0910.880.956.120.091.79 15Qianyeping-21 451.60.733.800.980.042.980.900.690.821.030.931.030.050.21 16Qianyeping-21 463.53.6733.155.580.2127.544.753.465.614.771.035.510.070.84 17Qianyeping-21 467.83.4917.574.350.1113.303.573.384.273.501.064.210.140.77 18Qianyeping-21 471.11.5310.982.720.108.172.191.432.811.851.122.540.180.96 19Qianyeping-21 476.53.0131.115.000.1524.764.212.866.356.091.014.980.020.26 20Qianyeping-21 481.90.806.501.470.074.611.200.731.891.601.061.420.050.29 21Qianyeping-21 485.71.687.582.110.124.861.721.562.722.601.032.080.030.12 22Qianyeping-21 492.23.7624.633.890.1721.873.293.592.761.691.053.820.071.07 23Qianyeping-21 500.31.8223.904.340.1521.733.991.672.171.871.014.310.030.30 24Qianyeping-21 507.10.352.370.900.031.650.880.320.720.870.910.970.070.15 25Qianyeping-21 513.23.2512.563.450.074.081.943.188.487.101.342.910.541.38 26Qianyeping-21 518.81.916.892.600.053.492.051.863.403.181.062.490.110.22 27Qianyeping-21 528.74.6710.202.860.084.331.704.595.874.931.222.570.290.94 28Qianyeping-21 535.210.9534.756.850.2023.454.8510.7511.309.981.066.690.161.32 29Qianyeping-21 537.28.0717.723.510.129.102.857.958.6211.770.654.230.723.15 平均值———3.83————5.304.821.073.740.160.85

注：“—”表示未統計。

1）潛江組頁巖

樣品數29個，eq最大值達到1.48，最小值為0.65，平均值為1.07； ?最大值（按絕對值）為0.72 %，平均值為0.16 %（表1；圖2，圖3）。

表2　渤海灣盆地沙河街組頁巖熱解數據、吸附油含量及校正系數（熱解數據來自文獻［16］）

注：“—”表示未統計。

2）沙河街組頁巖

樣品數32個，eq最大值達到1.55，最小值為0.77，平均值為1.10； ?最大值（按絕對值）為0.74 %，平均值為0.34 %（表2；圖2，圖3）。

以上兩組數據說明，不論是潛江組頁巖還是沙河街組頁巖，樣品均存在一定的非均質性，含量的平均偏差分別達到0.16 %和0.34 %，最大偏差比分別達到1.48和1.55，說明進行樣品非均質性校正是非常必要的。

3　頁巖油含量計算方法探討

3.1　改進的吸附油含量計算方法

1）現有的吸附油含量計算方法

有兩種方法：第一種為單次熱解法，即認為200 ℃以前釋放的為可動烴，之后釋放的為吸附烴［1-2，4，18］；第二種為兩次熱解法，即通過兩次熱解數據計算吸附油含量。目前，第二種方法較為常用。根據兩次熱解法［19］，吸附油含量（mg/g）為：

Jarvie［20］認為抽提后熱解的游離烴1EX為溶劑污染，應該不計算在吸附油和總油含量之內。因此，公式（9）改為：

但是，Li 等［15］和諶卓恒等［17］認為1EX很可能是隔離在納米孔中的游離組分，抽提過程削弱了對這些游離組分的隔離，使得這部分在抽提后的樣品分析中以游離烴的狀態出現，應該屬于吸附油。因此，公式（10）改為：

2）改進的方法

由于1EX來源存在分歧，同時考慮到1EX的量相對較小，本文暫時不考慮1EX的影響，但考慮到兩次熱解樣品含量的非均質性，需要對2EX進行等價校正，使得前、后兩次熱解數據具有可比性。同時，統計經驗得出：同一源巖在相同地質條件下2與成正比，而且接近線性關系。因此，改進的吸附油含量為：

式中：Δ2eq為經過等價含量校正后的吸附油含量，mg/g；eq為等價含量校正系數，無量綱。

3）改進前、后吸附油含量計算結果對比

表1和表2分別為潛江組頁巖和沙河街組頁巖的計算實例。潛江組頁巖：?2eq-?2最大值（按絕對值）為3.56 mg/g，平均值為0.85 mg/g；沙河街組頁巖：?2eq-?2最大值（按絕對值）為4.68 mg/g，平均值為0.84 mg/g。圖3a和圖3b為兩組樣品吸附油含量計算結果對比，總體看，校正后的吸附油含量略小于校正前的含量。表3給出了相對于校正前?2的偏差百分比（將負偏差取絕對值），兩組數據的偏差百分比分別達到17.6 %和46.8 %。

以上圖表數據說明，不論是潛江組頁巖還是沙河街組頁巖，樣品均存在一定的非均質性，說明在計算吸附油含量之前需要進行樣品的非均質性校正。

圖3　頁巖樣品校正前、后吸附油含量對比

a.江漢盆地潛江組；b.渤海灣盆地沙河街組

表3　頁巖樣品校正前、后吸附油含量及偏差百分比

3.2　蒸發烴損失量計算方法探討

蒸發烴損失量（輕烴損失量，下同）的估算是公認的難題。目前，常規的方法是采用冷凍巖心分階段測試1的方法。根據不同階段得到的不同1值來估算蒸發烴損失量。Jiang等［27］測試到了蒸發烴損失量可達到38 %；Michael 等［22］認為蒸發烴損失量與地下頁巖油的密度（API°）有關，密度越輕損失量越大，反之損失量越小。他認為中等密度的頁巖油，損失量約為15 %。諶卓恒等［17］提出了一種利用地層體積系數計算樣品中輕烴損失量的方法，Li 等［4］對該方法進行了修正。

在他們的模型基礎上，本文提出了一種基于頁巖油密度及地層體積系數的蒸發烴損失量計算方法，具體如下。

地下頁巖油原始質量為：

當前地面，蒸發烴損失后，頁巖油質量為：

蒸發烴損失系數，即損失量與當前地面頁巖油量之比，計算式為：

圖2　潛江組和沙河街組頁巖TOC含量偏差值ΔTOC（a）與等價TOC校正系數keq（b）

3.3　頁巖總油與可動油含量計算方法探討

1）總油含量計算

基于兩次熱解數據，得到：

多位學者［16，26-29］認為應該考慮蒸發烴損失量（evaporative loss，記為S1loss），因此，公式（16）修改為：

式中：1loss為頁巖蒸發烴損失量，mg/g。

2）可動油含量計算

頁巖可動油含量（，mg/g）的認識同樣存在較大分歧。Jarvie［20］認為1/> 100 mg/g 是可動油的門限，Michael等［22］認為幾乎所有的熱解1都是可動油，多位學者［1-2，4，18］認為，可動烴是在熱解至200 ℃以前釋放的烴。本文基于中國現有陸相頁巖油的1含量較低及大多數熱解1來自熱解至300 ℃以前釋放的烴（多數未測熱解至200 ℃釋放的烴量）的基本特點，采用Michael 等［22］的觀點，認為1幾乎都是可動的，因此再加上蒸發烴損失量，則有：

4　頁巖油原地量和可動油量評價案例

本文評價案例選自鄂爾多斯盆地長7油層組頁巖。

4.1　地質背景

鄂爾多斯盆地橫跨陜、甘、寧、蒙、晉五省區，北部為鄂爾多斯高原，海拔在1 200 ～ 1 500 m，南部為黃土高原，海拔在800 ～ 1 600 m，隸屬華北地臺，是一個穩定沉降、坳陷遷移的克拉通盆地，面積約25×104km2。鄂爾多斯盆地三疊系延長組是一套陸相碎屑巖沉積地層，南厚北薄，最大厚度超過1 000 m，自上而下劃分為長1—長10共10個油層組，其中致密油和頁巖油主要位于長7油層組。長7油層組又可細分為3個亞組，從上到下依次為長71、長72和長73亞組。長7油層組分布面積約10×104km2，埋深在600 ～ 2 900 m，厚度為70 ～ 130 m，是一套深湖、半深湖、淺湖和三角洲前緣沉積，是中國頁巖油分布中最重要的地層之一。其中，長73亞組巖性以厚層黑色頁巖和深灰色泥巖為主，是成熟頁巖油的主要目標層段［29］。

長7油層組頁巖分布范圍大，厚度大于5 m的面積為3.28×104km2，平均厚度為18.5 m，最厚可達35.9 m；從平面分布看，頁巖含量最大可達到19 %，平均大于15 %。頁巖油埋深（長7油層組底界）為600 ～ 2 900 m，o（鏡質體反射率）值為0.5 % ～ 1.3 %，1含量平均為2.4 mg/g，2含量平均為37.1 mg/g。作圖統計得出，2與含量呈良好的正相關性，復相關系數達到0.87；平均（氫指數）為336.8 mg/g，最大為814.3 mg/g，說明主要為Ⅰ和ⅡA型干酪根。

4.2　吸附油含量計算

1）頁巖吸附油含量計算

樣品共有16個，分別采自14口探井的巖心。干酪根類型為Ⅰ和ⅡA，max平均值為442 ℃，1，2和含量見表4。表4揭示，校正前與校正后吸附油含量的偏差值平均為2.80 mg/g，最大偏差為9.73 mg/g。

表4　鄂爾多斯盆地長7油層組頁巖熱解數據、吸附油含量及校正系數

注：Δ2=2-2EX。

2）頁巖吸附油含量與1的關系

受測試費用、采樣及測試周期的限制，目前多數頁巖樣品只做單次全巖熱解測試，未做抽提后的熱解測試，這樣無法通過公式（12）來計算吸附油含量。針對這個問題，確定了以下思路：首先，用已有的兩次熱解數據計算出吸附油含量，并進行校正；然后，再擬合出吸附油含量與1含量的關系。

根據表4數據，擬合出的結果見圖4，吸附油含量與1含量的關系式為：

圖4　鄂爾多斯盆地長7油層組頁巖吸附油含量與熱解S1的關系

式中：和為回歸系數，無量綱；其中，= 2.468 5；= -0.495 8。

這樣，只有單次熱解數據的樣品，可通過公式（19）計算得到吸附油含量近似值。

4.3　蒸發烴損失系數計算

4.4　其他關鍵參數

統計200個長7油層組頁巖樣品的單次熱解數據，得到1平均值為1.99 mg/g，最大值為6.81 mg/g，最小值為0.30 mg/g。

采用本文的方法進行評價得到：Δ2eq最小值為0.24 mg/g，最大值為16.13 mg/g，平均值為4.42 mg/g；1loss最小值為0.05 mg/g，最大值為2.08 mg/g，平均值為0.58 mg/g；最小值為0.59 mg/g，最大值為25.21 mg/g，平均值為6.98 mg/g；最小值為0.35 mg/g，最大值為8.89 mg/g，平均值為2.57 mg/g。

根據以上數據，得到：蒸發烴損失系數為0.09，即1loss含量占總烴含量（未恢復蒸發烴時）的9 %；1loss/1（平均值）為 29.15 %，說明蒸發烴損失約占1含量的29 %；/（平均值）為36.82 %，揭示可動油含量約占總油含量的37 %；/1（平均值）為3.51，揭示總油含量約為1含量的3.5倍。

通過數據擬合，發現，與存在較好的線性關系（圖5），即：

表5　鄂爾多斯盆地長7油層組頁巖油主要特征

（21）

4.5　長7油層組頁巖油原地量及可動油量評價結果

基于延長組頁巖的特點，確定兩項評價原則：一是頁巖厚度大于5 m；二是含量大于3 %。

按以上兩項原則確定評價區有效面積為32 789 km2，頁巖平均厚度為18.45 m。將評價區分出13 280個評價單元（軟件自動剖分）。結合含量分布圖，采用公式（20）和（21）計算出各評價單元的和，然后采用體積法評價出相應的資源豐度（圖6）。統計得到：

1）頁巖油總原地量為111.2×108t，平均資源豐度為33.9×104t/km2，最大豐度為93.0×104t/km2（圖6a）；

2）可動油量為40.1×108t；平均資源豐度為11.2×104t/km2，最大豐度33.7×104t/km2（圖6b）；

3）以可動油資源豐度大于20.0×104t/km2作為核心區的界線，預測出核心區面積為5 535 km2，可動油量為13.1×108t，主要分布在羅254井—木78井—華池—塔兒灣—正寧一帶（圖6b）。

圖6　鄂爾多斯盆地長7油層組頁巖油原地量（a）與可動油量資源豐度（b）

5　結論

1）提出一種基于兩次熱解數據來評價樣品含量非均質性的方法，采用該方法對29個潛江組頁巖和32個沙河街組頁巖樣品的評價結果揭示：?含量平均值分別為0.16 %和0.34 %，說明兩組樣品都存在一定的非均質性。

2）基于對兩次熱解樣品存在非均質性的認識，提出一種校正吸附油含量的計算方法，用該方法對29個潛江組頁巖和32個沙河街組頁巖樣品的評價結果揭示：校正前后吸附油的相差值（平均值）分別為0.85 mg/g和0.84 mg/g。可見，進行等價含量校正可以使吸附油、總油和可動油含量的計算結果更準確。

3）探討了蒸發烴損失量的評價方法，提出了一種基于頁巖油密度及地層體積系數的蒸發烴損失量計算方法，采用該方法對長7油層組頁巖油進行評價，結果揭示：蒸發烴損失量約占總烴含量的9 %，占1含量的29 %。

4）長7油層組頁巖油評價結果揭示：Δ2eq平均值為4.42 mg/g，1loss平均值為0.58 mg/g，平均值為6.98 mg/g，平均值為2.57 mg/g；可動油占總油含量的37 %，總油含量是1含量的3.5倍；基于計算得到的頁巖油原地量為 111.2×108t，基于計算得到的頁巖油可動量為40.1×108t，表明長7油層組頁巖油資源潛力大。

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Discussion on evaluation method of total oil and movable oil in-place

Guo Qiulin，Wang Jian，Chen Xiaoming，Chen Ningsheng，Wu Xiaozhi，Liu Zhuangxiaoxue

（，，100083，）

The calculation of total oil yield （） and movable oil yield （） of shale is a core technology in assessing shale oil resource potential. A method of evaluating the heterogeneity ofcontent in shale samples and a calculation method to correct the content of adsorbed oil are proposed based on data of two separate pyrolysis experiments. The calculation method is subsequently applied to evaluate 29 shale samples from the Qianjiang Formation in the Jianghan Basin and 32 shale samples from the Shahejie Formation in the Bohai Bay Basin，and the results show that：（1） The mean deviations ofare 0.16 % and 0.34 %，respectively，indicating heterogeneity of the two sample groups；（2） The adsorbed oil content deviations of pre-and post-correction are 0.85 mg/g and 0.84 mg/g respectively，showing that the equivalentcorrection can lead to more accurate results in calculating adsorbed oil，and. Besides，a method to calculate evaporative hydrocarbon loss is proposed based on shale oil density and formation oil volume factor. These newly proposed methods are used to evaluate the 7thshale oil layer group of Yanchang Formation （Chang 7 shale oil layer group） in the Ordos Basin. The results are as follows：（1） Adsorbed oil accounts for 63 % of the，theaccounts for 37 % of the，theis 3.5 times of1，and the evaporative hydrocarbon loss accounts for 9% of theand 29 % of1；（2） The shale oil in-place is 111.2×108t and the movable oil in-place is 40.1×108t in the study area，indicating that the Chang 7 shale oil layer group is of great exploration potential.

resource potential，total oil yield （），movable oil yield （），shale oil，Yanchang Formation，Ordos Basin

TE122.1

A

0253-9985（2021）06-1451-13

10.11743/ogg20210619

2020-04-13；

2021-10-16

郭秋麟（1963—），男，博士、教授級高級工程師，油氣勘探。E?mail： qlguo@petrochina.com.cn。

中國石油重點科技攻關項目（2019B-0301，2021DJ1801，2021DJ0706）；國家科技重大專項（2017ZX05008-006）。

（編輯 張玉銀）