崔寶文 趙 瑩 張 革 孫秀華張永豐 白云風(fēng) 張?jiān)獞c

（1.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163002；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；3.黑龍江省陸相頁巖油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163712）

0 引 言

油氣儲(chǔ)量是指導(dǎo)油氣田開發(fā)和投資規(guī)模的重要依據(jù)，儲(chǔ)量計(jì)算和評(píng)價(jià)貫穿油氣勘探、開發(fā)全過程［1］。隨著油田分析測試數(shù)據(jù)的增加和對(duì)油藏認(rèn)識(shí)的不斷加深，需要不斷地對(duì)油氣儲(chǔ)量進(jìn)行計(jì)算和評(píng)價(jià)。

常用油藏儲(chǔ)量評(píng)價(jià)方法有容積法、類比法和動(dòng)態(tài)法等［2-3］。頁巖油是以游離態(tài)與干酪根互溶或吸附方式賦存于泥頁巖的基質(zhì)孔隙或微裂縫中的石油資源［4-5］，具有不同于常規(guī)油藏的成藏機(jī)理，由此，常規(guī)油藏儲(chǔ)量評(píng)價(jià)方法不能直接應(yīng)用于頁巖油藏。

有效孔隙度作為容積法的重要參數(shù)，在常規(guī)油藏儲(chǔ)層中認(rèn)為連通的有效孔隙才能聚集油氣成藏，而頁巖儲(chǔ)層中無論孔隙是否連通均可充注油氣。類比法適用于勘探初期與地質(zhì)條件類似的區(qū)塊，為粗略的估算，計(jì)算結(jié)果精度不高；動(dòng)態(tài)法適合于有足夠多的壓力和產(chǎn)量變化等生產(chǎn)數(shù)據(jù)的研究區(qū)域。目前針對(duì)頁巖油儲(chǔ)量地質(zhì)估算方法研究很少，中國的大港油田、長慶油田公開過夾層型頁巖油的地質(zhì)儲(chǔ)量，針對(duì)頁巖型的古龍頁巖油儲(chǔ)量研究未見報(bào)道。

由于古龍頁巖油勘探處于勘探初期，類比法儲(chǔ)量估算的結(jié)果較粗略，而動(dòng)態(tài)法需要大量的分析測試數(shù)據(jù)，因此本文通過分析古龍頁巖油藏的特殊性，結(jié)合古龍頁巖地質(zhì)條件，建立了以容積法結(jié)合開發(fā)箱體概念的古龍頁巖油藏儲(chǔ)量計(jì)算方法，并應(yīng)用于古龍凹陷A1 區(qū)塊青一段Q1―Q4油層儲(chǔ)量評(píng)價(jià)，取得良好的效果，為頁巖油氣資源的勘探開發(fā)部署提供新思路。

1 古龍頁巖油藏特殊性

頁巖油藏是大面積連續(xù)性聚集彈性驅(qū)動(dòng)的非常規(guī)油藏，是原生源儲(chǔ)、自封閉體系的原位油藏［6］。

常規(guī)砂巖及碳酸鹽巖油藏是源儲(chǔ)異體，儲(chǔ)集層本身無生油能力，油氣經(jīng)短距離運(yùn)移成藏。頁巖既是烴源巖又是儲(chǔ)集層，頁巖油主要以吸附態(tài)或游離態(tài)形式賦存，少量為溶解態(tài)，即在天然裂縫和孔隙中以游離態(tài)形式賦存，在干酪根和黏土顆粒表面以吸附態(tài)形式賦存，在瀝青質(zhì)中以溶解態(tài)形式賦存。

古龍頁巖的儲(chǔ)層具有獨(dú)特性，以泥級(jí)頁巖為主，黏土含量高，儲(chǔ)集性好，儲(chǔ)層孔喉細(xì)小復(fù)雜，垂向滲透率極低，全孔隙含油，產(chǎn)能較好。

目前，從松遼盆地西部古龍凹陷到東部三肇凹陷已試油47 口，其中工業(yè)油流井29 口，日產(chǎn)油1.36～6.72 t，Q1—Q9油層均具有工業(yè)生產(chǎn)能力。1號(hào)先導(dǎo)試驗(yàn)井組針對(duì)Q1—Q4油層部署的12 口水平井在不同軌跡位置全部見油氣，日產(chǎn)油1.1～36.2 m3、日產(chǎn)氣344～19 863 m3，具有廣闊的資源前景［7-9］。

2 古龍頁巖地質(zhì)評(píng)價(jià)

古龍頁巖地質(zhì)評(píng)價(jià)是進(jìn)行古龍頁巖油藏儲(chǔ)量評(píng)價(jià)的前提。本文從成熟度、總有機(jī)碳含量、孔隙度、原油密度、黏度、壓力系數(shù)6 個(gè)方面對(duì)古龍頁巖進(jìn)行地質(zhì)特征分析，明確古龍頁巖油儲(chǔ)量估算的條件，為開展有效的儲(chǔ)量評(píng)價(jià)奠定基礎(chǔ)。

2.1 成熟度

鏡質(zhì)體反射率（Ro）是評(píng)價(jià)有機(jī)質(zhì)成熟度最常用的指標(biāo)，成熟度對(duì)于頁巖油的富集具有重要意義。

烴源巖中有機(jī)質(zhì)只有達(dá)到一定的演化程度才能大量生烴，即在烴源巖成熟的地區(qū)才有較高的油氣勘探成功率［10-11］。烴源巖層系的成熟度變化控制著頁巖中烴類產(chǎn)物的性質(zhì)以及油氣從源內(nèi)、近源向遠(yuǎn)源的有序分布。

古龍頁巖油形成的窗口Ro為0.9%～1.6%。

當(dāng)Ro為0.9%～1.2%時(shí)主要是吸附油，即干酪根大量裂解，生成相對(duì)分子量較大的瀝青（圖1（a））。當(dāng)Ro為1.2%～1.6%時(shí)干酪根裂解基本完成，吸附油含量達(dá)到最高值后，逐漸向游離油轉(zhuǎn)換（圖1（b）—（c）），形成可動(dòng)油。古龍頁巖的含油性主要受成熟度影響，在相同有機(jī)碳含量條件下，成熟度越高，游離油量比例越高，含油性越好（圖1（d））。

2.2 總有機(jī)碳含量

總有機(jī)碳含量（w（TOC））是生油的重要物質(zhì)基礎(chǔ)［12］，決定了頁巖的生烴能力。w（TOC）對(duì)富有機(jī)質(zhì)頁巖的含油量起主導(dǎo)作用?？傆袡C(jī)碳含量越高，含油量越高（圖2）。同時(shí)隨有機(jī)碳含量的大，各種微孔隙類型增多，可供頁巖油吸附的表面積增大，具備了較強(qiáng)的吸附油的能力［13-14］，更有利于含油。古龍頁巖w（TOC）為1.50%～3.00%，平均2.34%，總有機(jī)碳含量和頁巖含油量之間呈強(qiáng)烈的正相關(guān)。

圖2 古龍頁巖不同井的樣品有機(jī)碳含量（w（TOC））與游離烴含量（S1）關(guān)系Fig.2 Relationship between w（TOC）and S1 of samples from different wells of Gulong shale

2.3 孔隙度

孔隙度是頁巖儲(chǔ)集能力的重要表征參數(shù)［15］。頁巖的孔隙發(fā)育程度決定了頁巖油含量的上限。高孔隙度的源內(nèi)富集區(qū)是頁巖油勘探的重點(diǎn)。

古龍頁巖致密程度高，孔喉細(xì)小復(fù)雜，油氣生成后原地保存，優(yōu)先儲(chǔ)集于自身的孔隙中［16］。古龍頁巖有效孔隙度主要為4%～10%，總孔隙度為6%～12%。通過繪制古龍頁巖氦測總孔隙度與S1的關(guān)系（圖3）可知，S1即頁巖的含油性與總孔隙度呈正相關(guān)，隨著總孔隙度的增加，頁巖的含油性逐漸增加。

圖3 古龍頁巖油總孔隙度與游離烴含量（S1）關(guān)系Fig.3 Relationship between total porosity and S1 of Gulong shale oil

2.4 原油密度和黏度

原油密度和黏度是影響頁巖油可動(dòng)性的核心參數(shù)，頁巖油的可動(dòng)性與產(chǎn)能密切相關(guān)［17-19］。原油的組分直接影響原油的密度及黏度。隨著埋深的增加，原油中重質(zhì)組分逐漸裂解，飽和烴含量增多，密度、黏度逐漸減小，可動(dòng)性逐漸變好［20］。較低的原油黏度更有利于石油在頁巖納米級(jí)孔喉中的流動(dòng)，保證頁巖油開采的經(jīng)濟(jì)效益。

實(shí)驗(yàn)測定古龍地區(qū)井A2 的原油密度約為0.784 g/cm3，黏度平均為2.7 mPa·s，屬于輕質(zhì)、低黏度的原油，比較利于開采。

2.5 壓力系數(shù)

壓力是反映保存條件的綜合指標(biāo)，頁巖地層壓力較高，表現(xiàn)為壓力封存箱的特征，異常高壓為頁巖內(nèi)烴類流體流動(dòng)提供了有利的能量條件，地層能量越充足、壓力系數(shù)越高、油氣越易于流動(dòng)高產(chǎn)［21-22］。

古龍地區(qū)青一段頁巖層系內(nèi)部普遍發(fā)育超壓，實(shí)驗(yàn)分析表明，壓力為23.88～33.98 MPa，壓力系數(shù)為1.155～1.501，平均為1.284（圖4）。超壓出現(xiàn)的深度與有機(jī)質(zhì)演化開始大量生烴的深度吻合，表明這種異常高壓主要來自于有機(jī)質(zhì)生烴增壓。古龍頁巖勘探實(shí)踐也充分證實(shí)超壓系統(tǒng)是頁巖油獲得較高產(chǎn)能的有利因素。

圖4 古龍地區(qū)青一段地層壓力系數(shù)Fig.4 Formation pressure coefficient of Member Qing-1 in Gulong area

2.6 綜合評(píng)價(jià)

綜上所述，古龍頁巖油有機(jī)質(zhì)成熟度高，生油窗口Ro為0.9%～1.6%，主要為1.0%～1.6%，有機(jī)碳含量高，w（TOC）主要為1.5%～3.0%，總孔隙度主要為6.0%～12.0%，古龍頁巖地層原油黏度平均為2.7 mPa·s，原油密度平均為0.784 g/cm3，地層壓力系數(shù)高。地質(zhì)評(píng)價(jià)指標(biāo)綜合表明古龍頁巖油含油性好，易于流動(dòng)高產(chǎn)。

3 古龍頁巖油地質(zhì)儲(chǔ)量估算

3.1 容積法

容積法是油氣田投產(chǎn)前利用靜態(tài)資料計(jì)算地質(zhì)儲(chǔ)量的主要方法［23-26］，適用于發(fā)現(xiàn)油田到開發(fā)中期的各種油藏類型。容積法是國內(nèi)外儲(chǔ)量計(jì)算中廣泛使用的一種方法。

容積法計(jì)算儲(chǔ)量的實(shí)質(zhì)是計(jì)算地下巖石孔隙內(nèi)原油的體積，以地面體積單位或質(zhì)量單位表示。計(jì)算參數(shù)主要包括含油面積、油層有效厚度、有效孔隙度、原始含油飽和度、地面原油密度和原始原油體積系數(shù)等。

容積法計(jì)算儲(chǔ)量公式為

式中：N——原油地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；

Ao——含油面積，km2；

h——有效厚度，m；

φ——有效孔隙度；

Soi——原始含油飽和度；

ρo——地面原油密度，t/m3；

Boi——原始原油體積系數(shù)。

3.2 儲(chǔ)量參數(shù)

容積法計(jì)算儲(chǔ)量的可靠程度，取決于含油面積、油層有效厚度、有效孔隙度、原始含油飽和度、地面原油密度和原始原油體積系數(shù)6 個(gè)儲(chǔ)量參數(shù)的確定。

古龍頁巖作為原生源儲(chǔ)的原位油藏，對(duì)容積法計(jì)算參數(shù)的求取都進(jìn)行了改進(jìn)。

3.2.1 含油面積

含油面積指具有工業(yè)油流范圍的面積。常規(guī)油藏含油面積的大小，取決于油藏的圈閉類型、儲(chǔ)層物性平面變化和油氣水分布規(guī)律，應(yīng)在查明圈閉形態(tài)、儲(chǔ)層分布規(guī)律、斷層和巖性尖滅線位置、油水界面及控制油氣水分布的油藏類型后，確定含油邊界［14］。

古龍頁巖作為陸相頁巖型頁巖油，主要發(fā)育在半深湖—深湖區(qū)［27］，大面積連續(xù)分布，厚度相對(duì)穩(wěn)定，地質(zhì)儲(chǔ)量邊界不確定，需通過分析油藏富集要素，明確頁巖油富集區(qū)來圈定含油面積。

通過地質(zhì)分析評(píng)價(jià)可知，同等條件下，成熟度相對(duì)越高，生油量越大，同時(shí)原油密度低、黏度低、壓力系數(shù)高，更易于流動(dòng)和高產(chǎn)。因此本文以成熟度結(jié)合構(gòu)造形態(tài)、頁巖油富集區(qū)及井控程度，綜合劃定儲(chǔ)量的平面計(jì)算單元，求取含油面積。

3.2.2 有效厚度

油層有效厚度是指經(jīng)措施改造后達(dá)到商業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)的富集層段中具有產(chǎn)油能力的儲(chǔ)層厚度，是正確認(rèn)識(shí)油層分布狀況和準(zhǔn)確計(jì)算石油地質(zhì)儲(chǔ)量的重要依據(jù)。

頁巖油儲(chǔ)層有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)是在儲(chǔ)集性、含油性、流動(dòng)性和可壓性等評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，以測試和試采資料確定關(guān)鍵儲(chǔ)層參數(shù)的下限。確定有效厚度方法主要有試油法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法和圖版法。有效厚度的起劃厚度為0.4 m，夾層起扣厚度為0.2 m。

針對(duì)古龍地區(qū)，本文結(jié)合試油法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法和圖版法，綜合確定了古龍頁巖油油層有效厚度的劃分標(biāo)準(zhǔn)（表1），進(jìn)而求取有效厚度。

表1 古龍頁巖Q1—Q4油層組油層有效厚度標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Net pay thickness criteria for Q1-Q4 layers of Gulong shale

3.2.3 有效孔隙度

古龍頁巖油儲(chǔ)集空間以頁理縫和基質(zhì)孔為主，常規(guī)砂巖鑄體薄片制備和觀察的方法難以滿足頁巖孔隙的測量要求。

針對(duì)頁巖有效孔隙度的計(jì)算方法一般采用基于常規(guī)測井資料的多元回歸法［28-29］。古龍頁巖采用T2截止值核磁測井有效孔隙度計(jì)算方法，通過監(jiān)測不同烘干溫度、時(shí)間條件下的二維核磁譜圖中巖石除水過程，綜合確定60 ℃烘干8 h 為古龍頁巖有效孔隙度測定的最佳實(shí)驗(yàn)條件，建立了新的測定標(biāo)準(zhǔn)和流程。

在實(shí)驗(yàn)室準(zhǔn)確分析有效孔隙度基礎(chǔ)上，應(yīng)用巖心刻度測井，形成了有效孔隙度測井計(jì)算方法。選用CMR 核磁測井且有取心的資料井，應(yīng)用柱塞樣巖心分析有效孔隙度刻度對(duì)應(yīng)深度的核磁測井資料，采用核磁T2譜曲線孔隙度分量反向累計(jì)法確定了每塊樣品核磁T2譜截止值為1.30～5.34 ms，平均為2.78 ms（圖5）。

圖5 反向累計(jì)法確定T2截止值Fig.5 T2 cutoff characterization by back accumulating method

3.2.4 原始含油飽和度

原始含油飽和度是計(jì)算石油地質(zhì)儲(chǔ)量的重要參數(shù)之一。

確定原始含油飽和度的方法有直接法和間接法2 種。

直接法是指密閉取心樣品經(jīng)實(shí)驗(yàn)室流體加和法分析獲得的儲(chǔ)層原始含油飽和度。

間接法是采用一維核磁儀器分析現(xiàn)場取樣，測量原樣、飽含水和高濃度氯化錳3 種狀態(tài)下核磁共振信號(hào)得到含油體積和總體積等參數(shù)，確定含油飽和度的方法。間接法具有時(shí)效性高、輕烴散失少的特點(diǎn)，所測含油飽和度更接近地下實(shí)際情況。

直接法測得古龍頁巖含油飽和度為44.80%～67.56%，平均55.5%；間接法測量結(jié)果為40%～80%，平均62%（圖6）。

圖6 古龍地區(qū)一維核磁巖心含油飽和度Fig.6 1D nuclear magnetic core oil saturation distribution

應(yīng)用Techlog 軟件根據(jù)不同流體的T1、T2弛豫特性差異，應(yīng)用聚類分析方法，處理解釋可動(dòng)油、束縛油、束縛水等流體體積和含油飽和度。CMRNG 處理解釋的含油飽和度值與實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果對(duì)比，平均絕對(duì)誤差4.5%；對(duì)沒有二維核磁資料井，應(yīng)用數(shù)字巖心模擬結(jié)果，確定了含油飽和度參數(shù)，采用含分散黏土的泥質(zhì)砂巖飽和度模型（Simandoux 方程）計(jì)算含油飽和度，經(jīng)與一維核磁分析含油飽和度結(jié)果對(duì)比，絕對(duì)誤差平均為3.7%。

3.2.5 其他參數(shù)

通過高壓物性實(shí)測數(shù)據(jù)和地面原油密度實(shí)測資料可以獲得原始原油體積系數(shù)和地面原油密度。

缺乏高壓物性資料的高成熟井區(qū)的原始原油體積系數(shù)是利用氣油比和體積系數(shù)的線性關(guān)系擬合的經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算的，為1.631 4。

通過古龍地區(qū)12 口井的試油資料可知原油密度為0.769 1～0.842 6 t/m3，平均為0.807 4 t/m3。

3.3 開發(fā)箱體

常規(guī)砂巖儲(chǔ)量的計(jì)算單元為同一油水系統(tǒng)、油藏類型及油層厚度，古龍頁巖油層地層厚度大，屬于原生、源儲(chǔ)、原位油藏，不存在圈閉，常規(guī)評(píng)價(jià)方法不適用。

古龍頁巖油層主要發(fā)育在青一段—青二段下部，厚度為100～140 m，一般厚度大于100 m 時(shí)不能獨(dú)立建立計(jì)算單元，因此，本文引入開發(fā)箱體的概念來劃分縱向計(jì)算單元。

開發(fā)箱體是指通過前期開展富集層儲(chǔ)集性、含油性、流動(dòng)性、可壓性評(píng)價(jià)，將縱向上相鄰、富集層段特征相近、無明顯應(yīng)力隔擋層的儲(chǔ)層，進(jìn)行立體水平井網(wǎng)壓裂改造，建立人工體積縫網(wǎng)系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)整體開發(fā)的箱狀單元。

古龍頁巖油藏開發(fā)箱體是基于提高頁巖油有效流動(dòng)性、開發(fā)整體性的目的，對(duì)古龍頁巖的巖性特征、頁理特征、應(yīng)力特征等影響儲(chǔ)層改造和后期開發(fā)效果的主控因素進(jìn)行評(píng)價(jià)，依據(jù)古龍頁巖油富集層評(píng)價(jià)結(jié)果及相似水平立體井網(wǎng)進(jìn)行箱體劃分，實(shí)現(xiàn)頁巖油規(guī)模效益開發(fā)。

因此，以開發(fā)箱體為基礎(chǔ)，結(jié)合工程改造波及范圍，實(shí)現(xiàn)與開發(fā)單元的一致性，綜合確定縱向單元?jiǎng)澐郑▓D7），奠定立體規(guī)模提交儲(chǔ)量的單元基礎(chǔ)。

圖7 古龍頁巖油層開發(fā)箱體劃分Fig.7 Development compartment division of Gulong shale oil reservoir

古龍頁巖油層縱向上巖性呈3 段式特征，可劃分為下箱體、中箱體、上箱體。

下箱體巖性相對(duì)均質(zhì)，夾層??；中箱體夾層相對(duì)發(fā)育，以粉砂巖及白云巖為主，底界發(fā)育全區(qū)穩(wěn)定的白云巖標(biāo)志層；上箱體灰?guī)r夾層增加，呈現(xiàn)明顯的巖性界面。

整體上應(yīng)力呈現(xiàn)2 段特征：下箱體壓力系數(shù)高、應(yīng)力差小、脆性指數(shù)相對(duì)低；上箱體壓力系數(shù)整體降低、應(yīng)力差增大、脆性指數(shù)較高。

4 古龍頁巖儲(chǔ)量估算方法的實(shí)例應(yīng)用

4.1 容積法的應(yīng)用

以古龍凹陷A1 區(qū)塊為例，根據(jù)油藏地質(zhì)特征，選取青一段Q1—Q4油層作為儲(chǔ)量估算目的層段，采用古龍頁巖體積法進(jìn)行估算儲(chǔ)量。

4.1.1 A1區(qū)塊的含油面積

古龍頁巖油藏含油面積的確定不同于常規(guī)油藏，需結(jié)合構(gòu)造趨勢和Ro為1.2%的邊界，局部參考構(gòu)造趨勢線、斷裂帶及邊界控制井共同圈定含油面積邊界，將該區(qū)塊劃為1 個(gè)平面單元，面積為1 413.2 km2。

4.1.2 A1區(qū)塊的有效厚度

在儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，對(duì)A1 區(qū)塊內(nèi)各井層進(jìn)行有效厚度解釋，根據(jù)物性、含油性、烴源巖特性，綜合應(yīng)用試油法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法和交會(huì)圖法確定有效厚度下限。該含油面積內(nèi)的有效厚度值采用等值線面積權(quán)衡法取值為47.2 m。

4.1.3 A1區(qū)塊的有效孔隙度A1 區(qū)塊內(nèi)用核磁刻度測井解釋有效孔隙度，

沒有核磁的井采用三孔隙度解釋有效孔隙度，單井有效孔隙度采用有效厚度權(quán)衡法計(jì)算，計(jì)算單元有效孔隙度選值采用面積權(quán)衡法取值。按照地面有效孔隙度的90%進(jìn)行校正，最終取值為6.1%。

4.1.4 A1區(qū)塊的含油飽和度

A1 區(qū)塊取心井段單層采用一維核磁測定的含油飽和度，未取心井段單層采用測井電法模型計(jì)算含油飽和度。單井采用有效孔隙體積權(quán)衡計(jì)算，儲(chǔ)量計(jì)算單元的原始含油飽和度采用面積權(quán)衡法、算術(shù)平均法和實(shí)測數(shù)據(jù)，綜合取值為63%。

4.1.5 A1區(qū)塊的其他參數(shù)

根據(jù)Y3、S7、S8 和A3 等4 口井高壓物性實(shí)測數(shù)據(jù)，建立了青一段頁巖氣油比與體積系數(shù)之間的經(jīng)驗(yàn)公式，最終確定氣油比為201 m3/m3，原始原油體積系數(shù)為1.631 4，地面原油密度為0.807 t/m3。

4.2 開發(fā)箱體劃分縱向單元

根據(jù)巖性特征和應(yīng)力特征將古龍頁巖油層縱向上劃分為上、中、下三個(gè)箱體，下箱體巖性相對(duì)均質(zhì)，壓力系數(shù)高，是最有利的箱體［30］。本次選取的層段Q1―Q4油層組，位于古龍頁巖油層的下箱體。

4.3 儲(chǔ)量計(jì)算

應(yīng)用容積法，將含油面積、有效厚度、含油飽和度、地面原油密度、原始原油體積系數(shù)帶入公式（1），得到古龍凹陷A1 區(qū)塊青一段Q1—Q4油層地質(zhì)儲(chǔ)量為12.68×108t，新增含油面積1 413.2 km2，為古龍頁巖儲(chǔ)量評(píng)價(jià)提供重要依據(jù)。

5 結(jié) 論

（1）古龍頁巖油藏是大面積連續(xù)性聚集彈性驅(qū)動(dòng)的非常規(guī)油藏，是原生源儲(chǔ)、自封閉體系的原位油藏，具有獨(dú)特的成烴、成巖、成儲(chǔ)、成藏模式及分布規(guī)律，產(chǎn)能較好，直井全面見油，整體含油性好，水平井提產(chǎn)已獲產(chǎn)量突破。

（2）從成熟度、有機(jī)碳含量、孔隙度、原油密度、黏度、壓力系數(shù)6 個(gè)地質(zhì)關(guān)鍵指標(biāo)評(píng)價(jià)古龍頁巖油地質(zhì)條件為含油性好，易于流動(dòng)高產(chǎn)。

（3）建立了以容積法結(jié)合開發(fā)箱體概念的古龍頁巖油藏儲(chǔ)量計(jì)算方法，并針對(duì)古龍頁巖油藏進(jìn)行了計(jì)算參數(shù)的定量表征。

（4）以開發(fā)箱體的概念對(duì)油藏縱向計(jì)算單元進(jìn)行劃分，將古龍頁巖油層分為3 個(gè)箱體，下箱體巖性相對(duì)均質(zhì)、夾層薄、壓力系數(shù)高，是最有利儲(chǔ)層。

（5）應(yīng)用古龍頁巖油藏儲(chǔ)量計(jì)算方法計(jì)算出古龍凹陷A1 區(qū)塊青一段Q1—Q4油層地質(zhì)儲(chǔ)量為12.68×108t，新增含油面積1 413.2 km2，為古龍頁巖儲(chǔ)量評(píng)價(jià)提供重要依據(jù)。