王圣柱

(中石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院,東營 257015)

頁巖油是油氣資源的重要接替能源之一。頁巖油是指賦存于富含有機質(zhì)的泥頁巖之中的原油,或與之共生的,呈薄夾層形式分布的巖石(碳酸鹽巖、砂巖,甚至火山巖)中的原油[1]。北美地區(qū)頁巖油氣的成功勘探開發(fā)在世界范圍內(nèi)掀起了頁巖油氣勘探的熱潮。在中國無論是東部的伸展斷陷盆地,還是西部的壓扭疊合盆地均具有良好的頁巖油勘探潛力[2-6]。中外學者在頁巖油資源評價關鍵參數(shù)校正、資源量計算方法和頁巖油富集規(guī)律等方面取得了豐碩的研究成果[7-11],有效指導了頁巖油勘探選區(qū)。中國的頁巖油勘探處于起步階段,資源評價對于勘探初期戰(zhàn)略方向的選擇具有重要意義。研究發(fā)現(xiàn),準噶爾盆地博格達地區(qū)中二疊統(tǒng)蘆草溝組樣品的含油率與松遼、渤海灣等東部斷陷盆地樣品的含油率相比明顯偏低[2-5],且不同構造部位的樣品含油率也存在一定差異,露頭樣品的含油率更低,表明頁巖油發(fā)生一定程度的散失。鑒于前期頁巖油研究的對象主要集中在構造穩(wěn)定區(qū),復雜構造區(qū)的頁巖油研究涉及甚少,且受頁巖油源儲一體成藏認識的束縛[6,12-13],致使在進行頁巖油資源評價時忽視了保存條件對頁巖油散失的影響。實際上,復雜構造區(qū)的頁巖油資源量為“殘留”頁巖油資源量,與構造相對穩(wěn)定區(qū)的“原始”頁巖油資源量明顯不同。疊合盆地復雜構造區(qū)的頁巖油散失作用不容小覷,應把頁巖油散失評價與頁巖氣散失評價置于同等重要的位置[14-16]。利用前人提出的熱解烴S1法、氯仿瀝青“A”法和含油飽和度法進行復雜構造區(qū)的頁巖油資源量計算存在明顯的不適用性,甚至會得出錯誤的資源評價認識而誤導勘探部署。因此,亟需針對疊合盆地地質(zhì)結構復雜、保存條件差異大的特點,采用分保存評價單元的思路開展復雜構造區(qū)頁巖油的散失量評價,以更有效地指導頁巖油勘探選區(qū)。

選取準噶爾盆地博格達地區(qū)中二疊統(tǒng)蘆草溝組為研究對象,基于大量地表露頭及鉆井巖心觀察、薄片鑒定、全巖X衍射、場發(fā)射掃描電鏡及有機地球化學等測試分析,通過不同巖相的儲集空間、孔隙結構及頁巖油賦存形式進行不同尺度的觀察及不同保存單元巖石樣品含油率的研究,明確巖相類型和保存條件對頁巖油散失的控制作用,建立有機質(zhì)豐度與含油率量化模型,實現(xiàn)頁巖油的散失量評價,以期為疊合改造盆地復雜構造區(qū)的頁巖油資源科學評價奠定基礎。

1 地質(zhì)概況

研究區(qū)位于準噶爾盆地南緣博格達地區(qū),南北分別為柴窩堡凹陷和昌吉凹陷(圖1)。自晚古生代以來,博格達地區(qū)經(jīng)歷了裂陷、拗陷和類前陸盆地演化階段[17-19]。中二疊世依林黑比爾根山成為重要的物源,西博格達山尚未隆升成山,東博格達山表現(xiàn)為水下低凸起[19],準噶爾盆地昌吉凹陷、柴窩堡凹陷與吐哈盆地相互連通形成統(tǒng)一的沉積體系,該時期自下而上發(fā)育了蘆草溝組和紅雁池組,兩者構成一個完整的由湖侵至湖退三級沉積旋回,自南向北發(fā)育了扇三角洲-濱淺湖-半深湖-深湖相沉積[20-21]。研究區(qū)主體以半深-深湖細粒沉積為主,局部發(fā)育濁積巖、灘壩等沉積。蘆草溝組泥頁巖發(fā)育,累計厚度可達100～400 m,干酪根類型以Ⅰ、Ⅱ型為主,具有高有機質(zhì)豐度、高氯仿瀝青“A”含量和高生烴潛量特點[22]；蘆草溝組發(fā)育的各類巖石中石英、長石、白云石、方解石等脆性礦物含量高,黏土礦物含量低[20],具備良好的頁巖油儲集條件及工程改造基礎。研究區(qū)經(jīng)歷晚二疊世博格達山雛形形成、晚侏羅世全面隆升造山、第三紀和第四紀強烈造山過程,最終形成現(xiàn)今的構造形態(tài)[17-19],地層強烈褶皺變形,白堊系、第三系幾乎被剝蝕殆盡,地表主要出露石炭系、二疊系、三疊系和侏羅系,整體呈南北分帶、東西分段的地質(zhì)結構特點[19]。

圖1 博格達地區(qū)蘆草溝組頁巖油保存評價單元劃分Fig.1 Division of shale oil preservation evaluation units of Lucaogou Formation in Bogda area

2 頁巖油巖相及賦存特征

巖相是指一定沉積環(huán)境中形成的巖石或巖石組合,是沉積環(huán)境在巖性上的綜合表現(xiàn)?？碧阶C實,有利巖相是頁巖油富集的基礎[23]。探討的頁巖油巖相為廣義的頁巖油巖相,包括含油和產(chǎn)油層主體為泥頁巖段的狹義頁巖油巖相[24]。

2.1 頁巖油巖相類型

巖石薄片鑒定和X衍射全巖礦物等分析表明,蘆草溝組巖石類型復雜,表現(xiàn)為陸源碎屑和碳酸鹽組分不同程度的混合沉積特征[20,25-26],一類為陸源碎屑組分和碳酸鹽組分形成層內(nèi)混積,另一類為陸源碎屑巖、碳酸鹽巖與混積巖構成的互層式或夾層式層系混積[27-28]?？v向上各礦物成分相對含量變化頻繁:低位域沉積期,陸源碎屑供給充足,長英質(zhì)礦物含量較高,可達55%～60%,碳酸鹽礦物含量較低,平均含量為20%；水進域和高位域沉積期,陸源供給能力減弱,水體鹽度整體呈升高趨勢,長英質(zhì)礦物含量減少,一般含量為45%～50%,碳酸鹽礦物含量增加,平均含量為35%左右(圖2)。研究中采用“巖石組分-沉積構造-有機質(zhì)”巖相類型劃分方案[29],將蘆草溝組巖相劃分出泥頁巖基質(zhì)型(簡稱基質(zhì)型)和砂巖-碳酸鹽巖夾層型(簡稱夾層型)2類10余種巖相,如富有機質(zhì)紋層狀-層狀頁巖相、富(含)有機質(zhì)塊狀泥巖相、貧(含)有機質(zhì)層狀-塊狀砂巖相、含(貧)有機質(zhì)紋層狀-層狀云質(zhì)巖相等。

S1為巖石熱解游離烴；S2為熱解干酪根裂解烴圖2 博格達地區(qū)井井子溝剖面蘆草溝組綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive chart of Lucaogou Formation in Jingjingzigou Section in Bogda area

2.2 頁巖油賦存形式

頁巖油在巖石中的賦存形式有游離、吸附和溶解3種狀態(tài),以吸附態(tài)和游離態(tài)為主。根據(jù)研究區(qū)巖相特征及頁巖油在其中的賦存形式,將蘆草溝組頁巖油劃分為基質(zhì)型和夾層型兩種類型[30-31]。

基質(zhì)型巖相在蘆草溝組非常發(fā)育,單層厚度一般為3～5 m,累計厚度可達數(shù)百米以上,約占地層厚度的60%以上,以發(fā)育于深水還原環(huán)境、富(含)有機質(zhì)為特點,可細分為頁巖相、云質(zhì)頁巖相、灰質(zhì)頁巖相、泥巖相、云質(zhì)泥巖相、灰質(zhì)泥巖相和粉砂質(zhì)泥巖相。該類巖相儲層儲集空間主要為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、晶間孔、有機質(zhì)孔、紋層理縫和構造裂縫,以納米級孔隙為主(圖3)。粒(晶)間孔隙大小一般為100～1 000 nm,個別可達微米級別。另外,該類巖相富含有機質(zhì),鏡下可見有機質(zhì)收縮孔和有機內(nèi)部孔,大小一般為50～500 nm,鏡下統(tǒng)計表明,有機碳大于4%,Ro>1.0%的樣品中有機質(zhì)孔對孔隙度的貢獻可達2%左右。場發(fā)射掃描電鏡觀察,可見頁巖油呈浸染狀吸附在干酪根、無機礦物顆粒表面或充填于微裂縫中,呈油膜浸染黏連狀形態(tài)賦存于粒間孔、晶間孔等孔隙中。在基質(zhì)型巖相中頁巖油滯留聚集表現(xiàn)為有機質(zhì)大量吸附,納米級孔喉大量聚集,微裂縫(紋層縫)有效匯聚的特點,粒(晶)間孔隙為游離烴的主要儲集空間,紋層理縫、構造縫孔徑一般可達毫米級以上,可形成游離油富集條帶,有機質(zhì)孔表現(xiàn)為油潤濕性,也可作為游離烴的重要賦存空間[34]。有機質(zhì)孔和紋層理縫增加了游離態(tài)烴的含量,富有機質(zhì)紋層狀泥頁巖相紋層理發(fā)育,紋層一般為幾毫米,甚至數(shù)百微米,局部見不規(guī)則狀高角度構造裂縫,覆壓孔隙度一般為4.32%～12.14%,滲透率一般為(0.01～0.5)×10-3μm2,表現(xiàn)為較好的孔滲性,其中的頁巖油可動性相對較好,相對易于開采；含有機質(zhì)塊狀、層狀泥巖和粉砂質(zhì)泥巖相紋層理縫相對不發(fā)育,頁巖油主要以吸附態(tài)賦存于黏土礦物晶間孔為主,以30 nm以下的小孔徑為主,覆壓孔隙度一般為1.84%～4.72%,滲透率一般為(0.000 5～0.05)×10-3μm2,儲集物性較差,其中的頁巖油可動性較差,不利于開發(fā)動用。

圖3 博格達山地區(qū)蘆草溝組不同巖相儲集空間微觀特征Fig.3 Microcosmic characteristics of different lithofacies reservoir spaces of Lucaogou Formation in Bogda area

夾層型巖相最大的特點是單層厚度薄,一般厚度僅為0.5～2 m,最厚為3 m左右,以夾層形式發(fā)育于基質(zhì)型巖相之中。砂巖相包括泥質(zhì)粉砂巖、細砂巖、云質(zhì)粉(細)砂巖和灰質(zhì)粉(細)砂巖,碳酸鹽巖相包括白云巖相和灰?guī)r相,其中,白云巖相包括泥晶白云巖、砂屑白云巖和砂質(zhì)白云巖。夾層型巖相儲層儲集空間分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3類(圖3)。原生生孔隙主要包括粒間孔隙,其次為碎屑顆粒內(nèi)、顆粒間及雜基間微孔隙,粒間孔隙孔徑一般為1～30 μm,見于粉(細)砂巖、云質(zhì)粉(細)砂巖中。次生孔隙主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和晶間孔等,粒間溶孔主要為長石、白云石、方解石溶蝕孔隙,孔徑多為10～50 μm,大者可達100 μm以上,在砂屑白云巖、云質(zhì)粉(細)砂巖中常見；粒內(nèi)溶孔主要是長石等顆粒溶蝕形成的孔隙,少數(shù)為巖屑顆粒溶蝕形成,主要呈斑點狀、蜂窩狀分布,孔徑一般為5～20 μm,大者可達500 μm,主要見于白云質(zhì)粉砂巖、砂屑白云巖中；晶間孔主要為碳酸鹽巖礦物(重)結晶作用形成的孔隙,孔徑一般為0.1～1 μm,主要見于砂屑白云巖、云質(zhì)粉(細)砂巖中。鏡下觀察統(tǒng)計,碳酸鹽礦物和鋁硅酸鹽礦物溶蝕次生孔隙可占孔隙度的4%左右。裂縫包括構造縫和成巖縫,構造縫可見于各類巖石,成巖縫常見于碳酸鹽巖。相對而言,夾層型巖相儲層粒間孔、粒內(nèi)孔、晶間孔等更為發(fā)育,以微米級孔隙為主,儲集物性較基質(zhì)型相儲層物性明顯變好,覆壓孔隙度為3.72%～20.72%,滲透率一般小于0.1×10-3μm2。干酪根生成的油氣在滿足自身吸附、有機質(zhì)孔及基質(zhì)孔充填需要后,隨著生烴作用的增強,烴類在干酪根有機質(zhì)網(wǎng)絡內(nèi)發(fā)生擴散、解析與匯聚,當排烴動力超過毛細管阻力時,液態(tài)烴通過微納米級孔隙、層理縫、構造縫等構成的輸導網(wǎng)絡體系向周緣擴散,以油驅(qū)水的方式運移到鄰近的夾層型巖相儲層中,以游離態(tài)為主賦存于微米級孔隙中,表現(xiàn)為外來烴近距離運聚的特點[6,12,30]。

3 頁巖油散失量評價

3.1 保存評價單元劃分

頁巖氣散失是頁巖氣資源評價的重要內(nèi)容[14-16],頁巖油散失同樣是復雜構造區(qū)頁巖油資源評價的關鍵要素。博格達地區(qū)地質(zhì)結構復雜,保存條件差異大,因此,有必要根據(jù)不同構造部位的保存條件優(yōu)劣進行頁巖油保存評價單元的劃分,分單元開展構造改造區(qū)殘留頁巖油資源量評價。

根據(jù)蘆草溝組地層埋深、構造變形強度、斷裂發(fā)育程度、上覆蓋層發(fā)育情況和地層壓力條件等因素,將研究區(qū)劃分出凹陷區(qū)、構造穩(wěn)定區(qū)、沖斷改造區(qū)和地表出露區(qū)4類保存評價單元。凹陷區(qū)指距離博格達山造山帶具有一定距離,構造變形相對較弱的區(qū)域,如吉木薩爾凹陷、達坂城次凹中部；構造穩(wěn)定區(qū)為推覆沖斷斷層上下盤構造變形相對較弱的部位,侏羅系、三疊系和二疊系保存較為齊全,白堊系、新生界局部殘留,如奇臺莊向斜區(qū)；沖斷改造區(qū)為由一系列逆沖斷層、反沖斷層和斷塊組成的強烈構造變形區(qū),地層剝蝕嚴重,三疊系及以上地層剝蝕殆盡,甚至上二疊統(tǒng)也遭受不同程度的剝蝕,如米泉沖斷區(qū)、奇臺莊沖斷區(qū)；地表出露區(qū)指蘆草溝組抬升至地表的出露區(qū)域(圖4)。

圖4 博格達地區(qū)蘆草溝組頁巖油評價單元劃分剖面Fig.4 Division section of shale oil evaluation unit of Lucaogou Formation in Bogda area

3.2 頁巖油散失量表征

相對于吸附烴而言,地質(zhì)歷史過程中游離烴更易散失。研究中為了解決頁巖油絕對散失量難以確定的問題,提出了相對保存系數(shù)的概念,即將頁巖油散失量的研究核心轉化為保存系數(shù)權重賦值合理確定的問題。將保存條件最為優(yōu)越的凹陷區(qū)作為標準刻度區(qū),認為頁巖油基本無散失,保存系數(shù)權重賦值取1.0。為了減少保存系數(shù)權重賦值的人為因素影響,選取了研究區(qū)不同構造區(qū)帶的典型探井和露頭剖面,通過772塊泥頁巖和327塊粉(細)砂巖、碳酸鹽巖樣品總有機碳 (total organic carbon,TOC)、巖石熱解S1和氯仿瀝青“A”3類4 300余項系統(tǒng)測試分析,基于數(shù)理統(tǒng)計分析,建立有機質(zhì)豐度與含油率量化關系,在此基礎上,進行不同單元、不同巖相頁巖油的散失量評價。不同巖相巖石的有機質(zhì)豐度與含油率(熱解烴S1、氯仿瀝青“A”)相關性分析認為,無論是基質(zhì)型巖相,還是夾層巖型巖相,樣品的可動烴含量均表現(xiàn)為隨有機碳含量增高呈增大的趨勢(圖5、圖6)。不同巖相類型頁巖油樣品的有機質(zhì)豐度與含油率之間的量化關系存在明顯的差異:基質(zhì)型巖相有機碳含量與含油率兩者呈冪函數(shù)關系,基層型巖相有機碳含量與含油率兩者為線性關系,不同保存單元內(nèi)相同巖相的頁巖油含油率隨有機碳含量的變化特征也存在一定差異,反映出保存條件優(yōu)劣是造成地質(zhì)歷史過程中頁巖油散失及古今巖石含油率變化的重要因素,保存條件越好,巖石含油越高。同時,不同巖相儲層儲集空間與孔隙結構對頁巖油可動烴含量具有明顯的控制作用,夾層型頁巖油以游離態(tài)賦存形式為主,因而散失作用更加明顯。

A凹sh為凹隱區(qū)基質(zhì)型巖相氯仿瀝青“A”含量，%；A穩(wěn)sh為構造穩(wěn)定區(qū)基質(zhì)型巖相氯仿瀝青“A”含量，%；A沖sh為沖斷改造區(qū)基質(zhì)型巖相氯仿瀝青“A”含量，%；A露sh為地表露頭區(qū)基質(zhì)型巖相氯仿瀝青“A”含量，%；A凹s為凹陷區(qū)夾層型巖相氯仿瀝青“A”含量，%；A穩(wěn)s為構造穩(wěn)定區(qū)夾層型氯仿瀝青“A”含量，%；A沖s為沖斷改造區(qū)夾層型巖相氯仿瀝青“A”含量，%；A露s為地表露頭區(qū)夾層型氯仿瀝青“A”含量，%；TOC為有機碳含量，%圖5 博格達地區(qū)蘆草溝組不同評價單元有機碳含量與熱解烴S1關系Fig.5 Function of organic carbon and pyrolysis hydrocarbon S1 in different evaluation units of Lucaogou Formation in Bogda area

S1凹sh為凹陷區(qū)基質(zhì)型巖相熱解烴S1含量，mg/g；S1穩(wěn)sh為構造穩(wěn)定區(qū)基質(zhì)型巖相熱解烴S1含量，mg/g；S1沖sh為沖斷改造區(qū)基質(zhì)型巖相熱解吸附烴S1含量，mg/g；S1露sh為地表露頭區(qū)基質(zhì)型巖相熱解烴S1含量，mg/g;S1凹s為凹陷區(qū)夾層型巖相熱解烴S1含量，mg/g；S1穩(wěn)s為構造穩(wěn)定區(qū)夾層型巖相熱解烴S1含量，mg/g；S1沖s為沖斷改造區(qū)夾層型巖相熱解吸附烴S1含量，mg/g;S1露s為地表露頭區(qū)夾層型巖相熱解烴S1含量，mg/g;TOC為有機碳含量，%圖6 博格達地區(qū)蘆草溝組不同評價單元有機碳含量與氯仿瀝青“A”關系Fig.6 Function of organic carbon and chloroform asphalt "A" in different evaluation units of Lucaogou Formation in Bogda area

3.3 保存系數(shù)量化賦值

根據(jù)建立的不同評價單元(巖相)的有機質(zhì)豐度與可動烴量化模型,分別將構造穩(wěn)定區(qū)、沖斷改造區(qū)、地表出露區(qū)與標準刻度區(qū)進行比對,確定其對應的相對保存系數(shù)權重賦值,具體公式為

(1)

(2)

式中:KS1單元ish為某評價單元基質(zhì)型巖相熱解烴S1法相對保存系數(shù)權重賦值；S1標準sh為標準區(qū)(凹陷區(qū))基質(zhì)型巖相熱解烴S1含量,mg/g；S1單元ish為某評價單元基質(zhì)型巖相熱解烴S1含量,mg/g；KS1單元is為某評價單元夾層型巖相熱解烴S1法相對保存系數(shù)權重賦值；S1標準s為標準區(qū)(凹陷區(qū))夾層型巖相熱解烴S1含量,mg/g；S1單元is為某評價單元夾層型巖相熱解烴S1含量,mg/g。

為了保證不同評價單元的有機質(zhì)豐度與含油率量化關系比對樣本點具有代表性,需根據(jù)不同巖相類型的有機碳含量分布特征,選取合理的TOC比對區(qū)間(m,n]和比對間隔inter,進而確定比對樣本點及樣本數(shù)N,取樣本點相對保存系數(shù)權重賦值的算術平均值作為相應評價單元對應巖相的保存系數(shù)綜合權重賦值,如式(3)～式(5)所示?；|(zhì)型巖相富含藻類生烴母質(zhì),表現(xiàn)為高有機質(zhì)豐度特征,TOC分布區(qū)間為0.35%～17.11%,夾層型巖相雖然自身生成烴量相對較低,但受外來烴充注的影響,也表現(xiàn)出較高的有機質(zhì)豐度,TOC分布區(qū)間為0.14%～5.01%。不同巖相巖石有機質(zhì)豐度分布特征綜合分析,基質(zhì)型巖相選擇TOC比對區(qū)間為(1.0,12.0],比對間隔取0.2%；夾層型巖相選擇TOC比對區(qū)間為(0.5,4.0],TOC比對間隔取0.1%。

(3)

j=1,2,…,N

(4)

j=1,2,…,N

(5)

式中:N為不同評價單元比對樣本數(shù)；i為某一類評價單元,構造穩(wěn)定區(qū)、沖斷改造區(qū)或地表露頭區(qū)；m為TOC比對區(qū)間左側低值,%；n為TOC比對區(qū)間右側高值,%；inter為TOC比對取值間隔,%；K單元ish綜為評價單元i泥巖型頁巖油保存系數(shù)相對權重賦值算數(shù)平均值；K單元ishj為評價單元i基質(zhì)型巖相第j個樣本點保存系數(shù)相對權重賦值；K單元is綜為評價單元i砂巖型頁巖油保存系數(shù)相對權重賦值算數(shù)平均值；K單元isj為評價單元i夾層型巖相第j個樣本點保存系數(shù)相對權重賦值；j為比對樣本數(shù)。

根據(jù)不同評價單元不同巖相保存系數(shù)相對權重綜合賦值公式,確定研究區(qū)4類評價單元2種巖相頁巖油的保存系數(shù)相對權重綜合賦值(表1)。研究表明,受博格達山隆升造山作用的影響,蘆草溝組不同巖相類型的頁巖油在地質(zhì)歷史時期均發(fā)生了不同程度的散失,原油散失量可占原始頁巖油量的35%～85%,夾層型巖相頁巖油以游離態(tài)賦存形式為主,散失作用更加明顯,同一保存評價單元內(nèi)其散失量較基質(zhì)型頁巖油偏高。

表1 博格達地區(qū)蘆草溝組不同評價單保存系數(shù)權重賦值Table 1 Peservation coefficients of different evaluation units of Lucaogou Formation in Bogda area

在不同評價單元(巖相)保存系數(shù)權重確定的基礎上,利用熱解烴S1法、氯仿瀝青“A”法和含油飽和度法對基質(zhì)型和夾層型頁巖油原始資源量和殘留資源量進行評價。結果表明,研究區(qū)殘留頁巖油資源量為14.7×108t,僅為原始頁巖油資源量的35%左右。保存條件優(yōu)劣與頁巖油散失對復雜構造區(qū)頁巖油資源評價會產(chǎn)生重要影響,譬如博格達山北緣米泉地區(qū),雖然原始頁巖油資源量豐富,但該區(qū)帶經(jīng)歷強烈的構造改造,造成了頁巖油的大量散失,致使殘留頁巖油豐度大幅度降低,其僅相當于原始資源量的21.1%。

4 結論

(1)蘆草溝組表現(xiàn)為陸源碎屑組分和碳酸鹽組分混合沉積特點,發(fā)育基質(zhì)型和夾層型2類10余種巖相；博格達地區(qū)構造疊加改造地質(zhì)結構復雜,保存條件優(yōu)劣差異大,劃分出凹陷區(qū)、構造穩(wěn)定區(qū)、沖斷改造區(qū)和地表露頭區(qū)4類保存評價單元。

(2)疊合改造盆地復雜構造區(qū)的頁巖油散失作用不容小覷,地質(zhì)歷史演化過程中會發(fā)生不同程度的散失,不同巖相儲層儲集空間類型與孔隙結構是控制頁巖油散失的微觀機制,不同構造部位保存條件是控制頁巖油散失的宏觀要素,建立的不同評價單元基質(zhì)型和夾層型頁巖油的散失量量化評價模型,為復雜構造區(qū)殘留頁巖油資源科學評價奠定了基礎。

(3)提出的分單元、分巖相頁巖油資源評價方法相對于目前流行的頁巖油分級評價方法更加科學,為復雜構造區(qū)的頁巖油資源評價提供了一種解決思路,對相似地區(qū)的頁巖油資源評價具有一定借鑒意義。