郭秋麟 白雪峰 何文軍 范立勇 王 建 姜文亞 柳莊小雪 陳寧生

（ 1中國石油勘探開發(fā)研究院；2中國石油大慶油田公司勘探開發(fā)研究院；3中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院；4中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院；5中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院）

0 引言

經(jīng)過近10年的技術(shù)攻關(guān)，頁巖油在理論和技術(shù)研發(fā)上均取得了重大進展[1-4]。在美國二疊盆地、威利斯頓盆地、西部海灣盆地和西加拿大沉積盆地等，頁巖油勘探生產(chǎn)獲得重大突破[5-8]；在中國松遼盆地[9-11]、鄂爾多斯盆地[12-14]、準(zhǔn)噶爾盆地[15]和渤海灣盆地[16]等，頁巖油勘探也取得顯著成效。初步預(yù)測，中國頁巖油具有巨大的資源潛力[17]，是今后潛在的石油資源接替領(lǐng)域。

頁巖油存在廣義[18-19]和狹義[20-22]兩種定義。本文頁巖油的定義采用國家標(biāo)準(zhǔn)《頁巖油地質(zhì)評價方法》（GB/T 38718—2020），即：賦存于富有機質(zhì)頁巖層系中的石油。富含有機質(zhì)頁巖層系烴源巖內(nèi)粉砂巖、細砂巖、碳酸鹽巖單層厚度不大于5m，累計厚度占頁巖層系總厚度比例小于30%。無自然產(chǎn)能或低于工業(yè)石油產(chǎn)量下限，需采用特殊工藝技術(shù)措施才能獲得工業(yè)石油產(chǎn)量。

頁巖油按成熟度分為成熟頁巖油和低熟原位轉(zhuǎn)化頁巖油兩大類[23-24]，本文僅研究成熟頁巖油，不涉及低熟地下原位轉(zhuǎn)化頁巖油。根據(jù)聚集成藏和滯留成藏的特點，將成熟頁巖油劃分為夾層頁巖油和純頁巖油兩類。前者的儲層為砂巖、碳酸鹽巖和混積巖等；后者的儲層為頁巖。

純頁巖油資源評價方法主要有兩類，一是基于巖石孔隙體積的容積法，二是基于頁巖S1（或氯仿瀝青“A”含量）的體積法。

2012年，Modica等[25]提出了PhiK模型，并用于計算頁巖有機質(zhì)孔隙度，然后根據(jù)孔隙度大小評價頁巖油資源量；2016年，Chen等[26]提出了一種改進的頁巖有機質(zhì)孔隙度計算方法，并且認為西加拿大沉積盆地Duvernay組頁巖油主要存儲在有機質(zhì)納米孔隙中，并根據(jù)孔隙度容積評價了頁巖油資源量；2019年，楊維磊等[27]通過分析頁巖孔隙度，采用容積法評價了鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)延長組長7段頁巖油的資源潛力。

根據(jù)S1計算頁巖油資源量的方法比較復(fù)雜，還存在許多難題，比如總油含量、可動油含量、蒸發(fā)烴損失量的估算等。薛海濤等[28]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(shù)進行對比，對氯仿瀝青“A”含量進行輕烴補償校正，對S1進行輕烴、重?zé)N補償校正，以獲得泥頁巖總含油率參數(shù)；余濤等[29]利用烴源巖游離烴量S1，評價了東營凹陷沙河街組頁巖油資源量，研究泥頁巖非均質(zhì)性，預(yù)測頁巖油有利區(qū)；朱日房等[30]分別運用氯仿瀝青“A”含量和熱解S1計算東營凹陷沙三段頁巖油資源量和可動資源量，認為運用地球化學(xué)參數(shù)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[22]提出了一種頁巖油的資源潛力及流動性評價方法，并以西加拿大盆地上泥盆統(tǒng)Duvernay組頁巖為例，評價了頁巖油原地量和可動油量；Li等[20-21]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。

夾層頁巖油資源評價方法與致密油資源評價方法類似，本文不再贅述。

頁巖油資源評價參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)，即參數(shù)下限，是頁巖油資源評價的難題，目前還沒有統(tǒng)一的認識，在國家、行業(yè)和企業(yè)3個層次上均還沒有相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。

本文針對中國陸相頁巖非均質(zhì)性強的特點，結(jié)合頁巖油勘探現(xiàn)狀，確定了頁巖油資源評價關(guān)鍵參數(shù)，并相應(yīng)地制定了相關(guān)參數(shù)的下限標(biāo)準(zhǔn)，在統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)下采用小面元容積法評價夾層頁巖油，采用小面元體積法（含油率法）評價純頁巖油。通過評價方法、參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)及實例的研究，以期為中國頁巖油資源評價和勘探規(guī)劃提供參考。

1 評價方法與關(guān)鍵參數(shù)求取方法

1.1 資源評價方法

純頁巖油資源量主要是基于頁巖可動油含量來計算的，可動油含量的確定是關(guān)鍵。

1.1.1 頁巖可動油含量的確定

頁巖可動油含量，是指每克頁巖中所含的非吸附的、可動的液態(tài)烴毫克量。Jarvie[31]提出了S1/TOC的判斷方法，認為S1/TOC=100mg/g 是可動油的門限，Michael等[32]認為幾乎所有的熱解S1均是可動油；多位學(xué)者[1-4，33]通過改進巖石熱解的測試方法，確認S1是在熱解300℃前釋放出來的，而可動烴是在熱解200℃以前釋放的。可見，可動油的計算還存在較大分歧。

本文將正常熱解（300℃）的S1視為可動油，S1與蒸發(fā)烴（輕烴）損失量之和為原始S1，即頁巖可動油含量，其計算公式為

式中M——頁巖可動油含量，mg/g；

S1——正常熱解的游離烴含量，mg/g；

α——輕烴恢復(fù)系數(shù)（大于1）。

1.1.2 夾層頁巖油資源評價方法

考慮到陸相頁巖油分布具有很強的非均質(zhì)性特點，夾層頁巖油資源評價方法采用小面元容積法，計算公式為

式中Qsand——夾層頁巖油資源量，108t；

ρo——原油密度，t/m3；

Bo——原油體積系數(shù)；

n——評價區(qū)劃分的評價單元（也稱小面元）個數(shù)；

Vi——第i個小面元中夾層頁巖油體積，108m3；

Ai——第i個小面元的夾層面積，km2；

hi——第i個小面元的夾層厚度，m；

φi——第i個小面元的夾層孔隙度；

So，i——第i個小面元的夾層含油飽和度。

1.1.3 純頁巖油資源評價方法

同樣道理，為消減非均質(zhì)性的影響，純頁巖油資源評價方法采用小面元體積法，計算公式為

式中Qshale——純頁巖油資源量，108t；

Ui——第i個小面元的頁巖面積，km2；

Ti——第i個小面元的頁巖厚度，m；

Mi——第i個小面元的頁巖可動油含量，mg/g；

ρrock——頁巖密度，t/m3。

1.2 關(guān)鍵參數(shù)求取方法

本文重點研究小面元體積法涉及的S1和輕烴恢復(fù)系數(shù)兩個重要參數(shù)。

1.2.1 小面元S1求取方法

頁巖取心樣品往往集中分布在少數(shù)幾口井上，頁巖熱解S1數(shù)據(jù)的平面分布范圍是有限的，不可能覆蓋研究區(qū)所有的小面元，因此需要通過合理的計算過程獲得每個小面元的S1。TOC圖件作為歷次油氣資源評價最重要的基礎(chǔ)性圖件，早已得到各油田公司的重視，并且基本上均有現(xiàn)成的工業(yè)圖件。因此，通過空間數(shù)據(jù)插值處理，就能得到每個小面元的TOC數(shù)據(jù)。只要建立S1與TOC的關(guān)系，就能得到小面元的S1。

基于鄂爾多斯盆地長7段頁巖數(shù)據(jù)，統(tǒng)計揭示，熱解的S1與TOC具有較好的正相關(guān)性（圖1）。因此，將研究區(qū)所有S1與TOC數(shù)據(jù)進行擬合，建立S1與TOC關(guān)系式，然后再通過TOC平面分布圖，轉(zhuǎn)化得到S1分布圖。計算S1的經(jīng)驗公式（擬合公式）為

圖1 鄂爾多斯盆地長7段頁巖S1與TOC關(guān)系Fig.1 Relationship between S1 and TOC of shale in the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin

需要說明的是，不同頁巖層系具有不同的S1與TOC關(guān)系式。

1.2.2 輕烴恢復(fù)系數(shù)求取方法

輕烴（或稱蒸發(fā)烴）損失量的估算難度大。目前主要采用冷凍巖心（或密閉巖心）分階段測試S1的方法估算損失量。冷凍巖心測試方法為：（1）地下巖心冷凍并密閉取心；（2）地溫密閉樣品切割分組；（3）第一組立即測試；（4）第二、第三、第四組分別非密閉放置24h、48h、72h后測試，依次得到4個S1數(shù)據(jù)，即0、24h、48h和72h的S1。一般情況下，將0和72h的S1相比，即S1（0）/S1(72h)，得到輕烴恢復(fù)系數(shù)。

Jiang等[34]測試得到輕烴損失量可達38%；Michael等[32]認為輕烴損失量與地下頁巖油的密度有關(guān)，密度越輕損失量越大，反之損失量越小，指出中等密度頁巖油輕烴損失量約為15%。諶卓恒等[22]提出了一種利用地層體積系數(shù)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。郭秋麟等[35]根據(jù)物質(zhì)守恒原理，提出了一種基于頁巖油密度及地層體積系數(shù)的計算方法，采用該方法計算出鄂爾多斯盆地長7段頁巖油平均輕烴恢復(fù)系數(shù)為1.29，即輕烴損失29%。

本文采用基于冷凍巖心測試數(shù)據(jù)的擬合方法求取輕烴恢復(fù)系數(shù)。目前冷凍巖心測試數(shù)據(jù)還較少，隨著頁巖油勘探的發(fā)展，數(shù)據(jù)會越來越多，運用這種方法將更合適。圖2為13個樣品測試數(shù)據(jù)的輕烴恢復(fù)系數(shù)與Ro關(guān)系圖。其中，右側(cè)3個Ro大于1.0%的測點來自古龍頁巖樣品，Ro由小到大分別為松頁油2井、松頁油1井和古頁1井；左側(cè)10個Ro小于1.0%的測點來自渤海灣盆地沙河街組頁巖樣品。盡管Ro大于1.0%的測試數(shù)據(jù)較少，但總體變化趨勢是合理的。在新測試數(shù)據(jù)補充之前，認為圖2中紅色曲線還是可以使用的。在繪制評價區(qū)Ro平面圖（油氣資源評價的基礎(chǔ)性圖件）后，通過輕烴恢復(fù)系數(shù)與Ro關(guān)系曲線（圖2），可以計算得到每個小面元的輕烴恢復(fù)系數(shù)。

圖2 冷凍巖心樣品輕烴恢復(fù)系數(shù)與Ro關(guān)系曲線Fig.2 Relationship curve between light hydrocarbon recovery coefficient and Ro of freezing core samples

2 資源評價參數(shù)下限標(biāo)準(zhǔn)

參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)是頁巖油資源評價的難題，目前認識還不一致，在國家、行業(yè)和企業(yè)等層次上也沒有形成相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。本文主要基于油田現(xiàn)場的評價參數(shù)取值，總結(jié)前人的研究成果，結(jié)合統(tǒng)計數(shù)據(jù)，確定參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)。

2.1 純頁巖油資源評價的參數(shù)下限

決定純頁巖油資源量大小的主要因素是頁巖體積和S1。在面積一定的前提下，頁巖厚度是關(guān)鍵參數(shù)。S1數(shù)據(jù)一般集中在少數(shù)取心井上，分布比較局限，難以形成全盆地（凹陷）平面分布圖。而TOC和Ro數(shù)據(jù)，作為歷次油氣資源評價的重要基礎(chǔ)性數(shù)據(jù)資料，主要含油氣盆地的烴源巖層基本均有現(xiàn)成的工業(yè)圖件（平面圖）。因此，通過TOC和Ro來推算S1，再形成S1平面圖件，是目前頁巖油資源評價的重要路徑。由此得出，TOC、Ro和頁巖厚度，是純頁巖油資源評價的關(guān)鍵參數(shù)。

通過研究，初步確定了頁巖油資源評價的參數(shù)下限標(biāo)準(zhǔn)（表1）。

表1 頁巖油資源評價參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Parameter standard for shale oil resource evaluation

2.1.1 Ro下限

趙文智等[36]將成熟頁巖的標(biāo)準(zhǔn)定為Ro≥1.0%；目前，大慶油田古龍頁巖油研究團隊初步確定Ro下限為0.75%，將Ro為0.75%～1.2%的頁巖油劃定為稀油，將Ro＞1.2%的頁巖油劃定為輕質(zhì)油。本文建立了鄂爾多斯盆地長7段頁巖氫指數(shù)與Ro關(guān)系（圖3），從圖3中得到：平均原始氫指數(shù)為700mg/g；當(dāng)Ro=0.75%時，剩余氫指數(shù)為656mg/g，有效碳轉(zhuǎn)化率為6.22%；當(dāng)Ro=0.8%時，剩余氫指數(shù)為571mg/g，有效碳轉(zhuǎn)化率為18.44%；當(dāng)Ro=1.0%時，剩余氫指數(shù)為155mg/g，有效碳轉(zhuǎn)化率為76.12%。以上有效碳轉(zhuǎn)化率說明，0.75%定為Ro下限偏低，未大量轉(zhuǎn)化為烴；1.0%定為Ro下限過高，早已過了50%的轉(zhuǎn)化率。因此，將0.8%定為Ro下限。

圖3 鄂爾多斯盆地長7段頁巖氫指數(shù)與Ro關(guān)系Fig.3 Relationship between IH and Ro of shale in the seventh member of Yanchang Formation shale in Ordos Basin

2.1.2 TOC下限

中國歷次（輪）油氣資源評價均對有效烴源巖TOC下限有過探討，但沒有形成一致的結(jié)論，普遍認為下限值分布在0.5%～2.0%區(qū)間。黃東等[37]研究四川盆地侏羅系大安寨段淡水湖相頁巖的S1與TOC關(guān)系，初步確定TOC下限為1.5%；盧雙舫等[38]研究松遼盆地南部青山口組成熟烴源巖的S1與TOC關(guān)系，推薦2.0%作為油氣富集的TOC下限。張金川[39]依據(jù)頁巖TOC、Ro，綜合考慮埋深、含氣量、頁巖面積、厚度、地表條件、保存條件、可壓裂性等因素，將海相頁巖氣核心區(qū)的TOC下限定為2.0%。本文基于松遼盆地北部青一段頁巖和鄂爾多斯盆地長7段頁巖的S1與TOC關(guān)系（圖1、圖4），并綜合考慮前人研究成果和目前資源評價的基本認識，將高效生烴的頁巖TOC下限定為2.0%。

圖4 松遼盆地青一段S1與TOC關(guān)系Fig.4 Relationship between S1 and TOC of shale in the first member of Qingshankou Formation in Songliao Basin

2.1.3 頁巖厚度下限

主要考慮水平井壓裂所需的厚度，同時參考國家標(biāo)準(zhǔn)《頁巖油地質(zhì)評價方法》[40]。因此，確定頁巖厚度下限為5m。

2.1.4 S1下限

盧雙舫等[38]將頁巖油分散資源與低效資源的S1界線定為0.3～0.8mg/g；將頁巖油低效資源與富集資源的S1界線定為1.1～3.8mg/g。黃東等[37]等將無效資源和低效資源的S1界線定為1.0mg/g?？紤]到S1的輕烴損失，目前1.0mg/g的S1恢復(fù)輕烴后大概在1.3～2.0mg/g之間。因此，將S1下限定為1.0mg/g。

2.2 夾層頁巖油資源評價的參數(shù)下限

決定夾層頁巖油資源量大小的主要因素是夾層累計厚度、孔隙度和含油飽和度等參數(shù)。

在純頁巖油標(biāo)準(zhǔn)范圍外，符合夾層頁巖油（含混積巖頁巖油）的參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)為：夾層累計厚度大于或等于5m，平均孔隙度大于或等于4%，含油飽和度大于或等于30%（表1）。

在純頁巖油標(biāo)準(zhǔn)范圍內(nèi)，考慮到純頁巖油與夾層頁巖油一起壓裂和開采的現(xiàn)狀，即使夾層累計厚度小于5m，只要夾層孔隙度達到4%并且含油飽和度達到30%，也應(yīng)該計算頁巖油資源量。

2.2.1 夾層累計厚度下限

鄂爾多斯盆地慶城油田長7段頁巖油探明儲量計算采用4m作為有效厚度下限。資源評價與儲量計算不同，由于涉及的評價區(qū)面積大，總體勘探程度相對較低，無法確認有效厚度，通常只能采用推測的儲層厚度。在評價資源量時，通過估算大概的石油充滿系數(shù)后，將厚度轉(zhuǎn)化為有效厚度。本文確定5m作為夾層累計厚度下限，主要依據(jù)水平井壓裂所需的厚度和國家標(biāo)準(zhǔn)《頁巖油地質(zhì)評價方法》[40]。

2.2.2 孔隙度下限

孔隙度下限的認識比較一致，集中在4%～6%之間。慶城油田長7段頁巖油探明儲量計算采用6%作為孔隙度下限。邱振等[41-43]基于準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組含油致密儲層孔隙度主要分布范圍為4%～16%的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，將4%定為孔隙度下限；郭秋麟等[44]對致密儲層物性進行研究，認為4%是孔隙度下限標(biāo)準(zhǔn)。鄂爾多斯盆地延長組長7段儲層孔隙度與含油氣性統(tǒng)計數(shù)據(jù)揭示，孔隙度小于4%的夾層含油性差（圖5）。因此，將4%定為孔隙度下限。

圖5 鄂爾多斯盆地長7段儲層孔隙度—滲透率關(guān)系圖Fig.5 Relationship between reservoir porosity and permeability in the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin

2.2.3 含油飽和度下限

通常把致密儲層含油飽和度下限定在50%上下[44]，慶城油田長7段頁巖油探明儲量計算采用55%作為含油飽和度下限。以往的資源評價對飽和度下限研究較少，不像儲量計算有明確的含油飽和度數(shù)據(jù)，資源評價時含油飽和度數(shù)據(jù)通常是個估算值。含油飽和度與含油級別的統(tǒng)計數(shù)據(jù)揭示：熒光級含油飽和度小于30%；油跡含油飽和度為30%～50%；油斑及以上含油飽和度大于50%。因此，將30%定為含油飽和度下限。

3 松遼盆地青一段頁巖油資源潛力評價

松遼盆地北部白堊系青山口組一段（青一段）頁巖油，因首次突破發(fā)生在古龍凹陷，油田習(xí)慣將青山口組頁巖油稱為古龍頁巖油。近幾年，古龍頁巖油的勘探已取得顯著進展[9-11]。松頁油1HF井、英X58井試采產(chǎn)量、壓力穩(wěn)定，表現(xiàn)長期穩(wěn)定產(chǎn)油能力；古頁油平1井成功實現(xiàn)純頁巖儲層大規(guī)模壓裂，壓裂后日產(chǎn)油38.1m3，日產(chǎn)氣13165m3；英頁1H井試油也獲得高產(chǎn)。據(jù)統(tǒng)計，截至2021年8月25日，大慶油田古龍頁巖油探區(qū)面積達1.46×104km2，2021年落實含油面積1413km2，新增石油預(yù)測地質(zhì)儲量12.68×108t。古龍頁巖油是一種主要由頁巖頁理儲存的純頁巖油，具有輕烴含量高、產(chǎn)量高的特點，在全球還沒有類似的頁巖油。為了部署下一步規(guī)?？碧脚c生產(chǎn)，需要盡早落實頁巖油資源潛力，特別是輕質(zhì)油的資源潛力。

3.1 地質(zhì)背景及頁巖特征

松遼盆地是在海西期褶皺基底之上發(fā)育起來的晚中生代裂陷盆地。在早白堊世早期之前盆地以伸展作用為主，形成松遼盆地早期相互分割的斷陷盆地。上白堊統(tǒng)青一段主要賦存純頁巖油，夾層頁巖油相對較少。因此，本文重點評價純頁巖油資源潛力。

青一段優(yōu)質(zhì)頁巖集中分布在齊家—古龍凹陷和三肇凹陷。古頁1井和古頁油平1井試油測試數(shù)據(jù)顯示，頁巖油顏色為草綠色，氣油比均超過1000m3/m3，具有油質(zhì)輕、密度低、黏度低等特點[9]。

青一段頁巖有機質(zhì)豐度高，平均TOC為2.84%，氯仿瀝青“A”含量為0.42%，生油潛量為16.37mg/g，有機質(zhì)類型以Ⅰ型、Ⅱ1型為主，Ro最大超過1.6%，達到輕質(zhì)油和凝析油階段，非常有利于頁巖油的開發(fā)。青一段有機碳含量大于2%的頁巖分布范圍較廣（圖6），按Ro＞0.8%范圍統(tǒng)計（圖7），面積達到1.45×104km2，在三肇凹陷和齊家—古龍凹陷一帶，青一段頁巖厚度一般達到40～70m（圖8）。反映出青一段頁巖沉積時期，湖泊藻類等水生生物一直發(fā)育，湖底始終處于厭氧環(huán)境，從而形成了這種厚度較大的大套高豐度優(yōu)質(zhì)頁巖。

圖6 松遼盆地青一段有機碳含量分布圖Fig.6 TOC distribution of shale in the first member of Qingshankou Formation in Songliao Basin

圖7 松遼盆地青一段Ro分布圖Fig.7 Ro distribution of shale in the first member of Qingshankou Formation in Songliao Basin

圖8 松遼盆地青一段頁巖厚度分布圖Fig.8 Shale thickness map of the first member of Qingshankou Formation in Songliao Basin

青一段頁巖油儲層的巖石類型以頁巖為主，其次為粉砂巖和細砂巖。頁巖中紋層狀構(gòu)造發(fā)育，紋層密度多達9條/mm，有機質(zhì)孔縫和粒間孔也較發(fā)育[45]。頁巖油為頁理型頁巖油，頁巖巖性純，主要由粒度小于0.0039mm的黏土礦物組成，巖性細膩，肉眼可見的紋層不發(fā)育，是泥級純頁巖。古龍頁巖層具有與常規(guī)儲層不同的獨特儲集空間，頁理縫和與黏土礦物有關(guān)的孔隙是主要的儲集空間。與常規(guī)認識不同，古龍頁巖中細粒的沉積物大孔隙較為發(fā)育。王鳳蘭等[46]研究18口井測試資料后建立了物性評價標(biāo)準(zhǔn)：一類儲層有效孔隙度大于或等于5.0%，總孔隙度大于或等于8.0%；二類儲層有效孔隙度大于或等于4.0%、小于5.0%，總孔隙度大于等于6.0%、小于8.0%；三類儲層有效孔隙度小于4.0%，總孔隙度小于6.0%。

總之，有機質(zhì)豐度高、成熟度高、頁巖頁理縫和基質(zhì)孔隙發(fā)育、地層流體壓力異常高壓，是輕質(zhì)高產(chǎn)頁巖油富集的關(guān)鍵[10]。

3.2 青一段純頁巖油資源評價

3.2.1 原始S1計算

經(jīng)過擬合，青一段S1與TOC具有較好相關(guān)性（圖4）。根據(jù)TOC分布（圖6），采用圖4中的擬合公式，求出每個小面元的S1；根據(jù)有機質(zhì)成熟度指標(biāo)Ro分布（圖7），采用輕烴恢復(fù)系數(shù)與Ro關(guān)系曲線（圖2），求出每個小面元的輕烴恢復(fù)系數(shù)。將每個小面元的S1與輕烴恢復(fù)系數(shù)相乘，得到小面元的原始S1（圖9）。

圖9 松遼盆地青一段原始S1分布Fig.9 Original S1 distribution of shale in the first member of Qingshankou Formation in Songliao Basin

3.2.2 純頁巖油資源評價

在求得每個小面元原始S1（圖9）的基礎(chǔ)上，結(jié)合青一段頁巖厚度分布（圖8），采用基于含油率的小面元體積法進行計算，計算范圍按表1標(biāo)準(zhǔn)，頁巖平均密度取2.5t/m3。評價結(jié)果揭示：青一段純頁巖油分布面積為14481.31km2，平均厚度為34.25m，平均資源豐度為36.07×104t/km2（圖10），資源量為52.24×108t（表2）。通過分級計算，得到Ro＞1.2%的資源量為11.18×108t，其余詳見表2。

表2 松遼盆地青一段頁巖油資源評價結(jié)果Table 2 Evaluation results of shale oil resources in the first member of Qingshankou Formation in Songliao Basin

圖10 松遼盆地青一段純頁巖油資源豐度Fig.10 Resource abundance map of pure shale oil in the first member of Qingshankou Formation in Songliao Basin

4 鄂爾多斯盆地長7段頁巖油資源評價

2019—2021年，中國石油在鄂爾多斯盆地湖盆中部發(fā)現(xiàn)了10億噸級慶城大油田（單砂體厚度小于5m的夾層型頁巖油），長7段頁巖油的勘探取得重大成效。2019年，在華池地區(qū)東南部部署的城頁1井和城頁2井兩口水平井，試油分別獲121.38t/d和108.38t/d的高產(chǎn)油流，助推了夾層頁巖油和純頁巖油的勘探進展[13]。湖盆中半深湖—深湖區(qū)頁巖分布面積廣，成熟—高成熟區(qū)面積約為2.6×104km2，估算其遠景資源量約為60×108t，是頁巖油下一步攻關(guān)探索的潛在領(lǐng)域[14]。在2021年松遼盆地古龍純頁巖油的勘探突破后，長73亞段頁巖油的資源潛力得到了重視。因此，有必要分別評價純頁巖油和夾層頁巖油的資源潛力。

4.1 地質(zhì)背景及頁巖特征

鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)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1000m，自上而下劃分為長1—長10共10個油層組（段），其中致密油、頁巖油位于第7個油層組，簡稱長7段。長7段又可細分為3個亞組（亞段），從上到下依次為長71、長72和長73亞段。長7段分布面積約為10×104km2，埋深在600～2900m之間，厚度為70～130m，是一套深湖、半深湖、淺湖、三角洲前緣沉積。其中，長71和長72亞段均發(fā)育厚層細砂巖、薄層粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖；長73亞段巖性以厚層黑色頁巖和深灰色泥巖為主，也發(fā)育部分薄層粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖，有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅱ型，正處于大量生油階段，生烴潛力大，為優(yōu)質(zhì)烴源巖[47]。

本文重點評價長73亞段夾層頁巖油和純頁巖油兩部分。

4.2 長73亞段夾層頁巖油資源評價

夾層以砂體為主，單層厚度小于5m，集中段厚度主要分布在5～15m之間，最大超過20m。403個孔隙度實測數(shù)據(jù)表明，約78%的樣品孔隙度小于8%（圖11）。

圖11 鄂爾多斯盆地長73亞段實測砂巖孔隙度分布Fig.11 Statistics diagram of the measured porosity of sandstone reservoir in the third sub member of the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin

夾層頁巖油采用小面元容積法進行評價，主要參數(shù)包括：砂巖夾層厚度（圖12）、孔隙度（圖13）、含油飽和度、原油密度、原油體積系數(shù)等。其中，含油飽和度取70%，原油密度取0.84t/m3，原油體積系數(shù)取1.26，凈儲比（凈儲層厚度與夾層厚度之比）取0.5。計算范圍按表1標(biāo)準(zhǔn)。評價結(jié)果揭示：長73亞段夾層頁巖油分布面積為17006km2，平均厚度為8.27m，平均資源豐度為16.31×104t/km2，資源量為27.74×108t（圖14、表3）。

圖12 鄂爾多斯盆地長73亞段砂巖夾層厚度分布圖Fig.12 Interlayer sandstone thickness map of the third sub member of the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin

圖13 鄂爾多斯盆地長73亞段砂巖夾層孔隙度分布圖Fig.13 Porosity distribution of interlayer sandstone in the third sub member of the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin

圖14 鄂爾多斯盆地長73亞段砂巖夾層頁巖油資源豐度分布圖Fig.14 Resource abundance map of interlayer shale oil in the third sub member of the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin

4.3 長73亞段純頁巖油資源評價

純頁巖油采用基于含油率的小面元體積法進行計算，主要參數(shù)包括：有機碳含量（圖15）、有機質(zhì)成熟度（圖16）、頁巖厚度（圖17）和頁巖含油率（即原始S1）。采用上文提到的方法，即公式（5）和圖1計算S1，采用圖2中的曲線計算輕烴恢復(fù)系數(shù)。評價范圍按表1標(biāo)準(zhǔn)，頁巖平均密度取2.5t/m3。評價結(jié)果揭示：長73亞段純頁巖油分布面積為24724km2，平均厚度為32.58m，平均資源豐度為15.80×104t/km2，資源量為39.06×108t（圖18、表3）。

圖15 鄂爾多斯盆地長73亞段TOC分布圖Fig.15 TOC distribution of shale in the third sub member of the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin

圖16 鄂爾多斯盆地長73亞段頁巖Ro分布圖Fig.16 Ro distribution of shale in the third sub member of the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin

圖17 鄂爾多斯盆地長73亞段頁巖厚度分布圖Fig.17 Shale thickness map of the third sub member of the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin

圖18 鄂爾多斯盆地長73亞段純頁巖油資源豐度分布圖Fig.18 Resource abundance map of pure shale oil in the third sub member of the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin

表3 鄂爾多斯盆地長73亞段頁巖油資源評價結(jié)果Table 3 Evaluation results of shale oil resources in the third sub member of the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin

5 準(zhǔn)噶爾盆地蘆草溝組頁巖油資源評價

據(jù)統(tǒng)計，截至2021年6月19日，準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組下甜點58號平臺8口水平井投產(chǎn)30天，日產(chǎn)油達340t，單井平均日產(chǎn)油42.5t，單井最高日產(chǎn)61.5t。蘆草溝組頁巖油主要賦存在單層厚度小于5m的砂巖夾層集中段，上、下兩個集中段分別被稱為上甜點和下甜點。目前，勘探和生產(chǎn)的焦點是如何準(zhǔn)確圈出甜點的分布范圍，落實甜點區(qū)頁巖油資源潛力。

5.1 地質(zhì)背景及頁巖特征

吉木薩爾凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地東部隆起的西南部，以前二疊系褶皺為基底，現(xiàn)今構(gòu)造為一個相對獨立的西斷東超的箕狀凹陷，面積約為1278km2。

二疊系蘆草溝組整體呈現(xiàn)南厚北薄、西厚東薄的趨勢，平均厚度為200～300m，最大厚度可達350m。吉木薩爾凹陷沉積中心位于凹陷南部，烴源巖厚度在100～250m之間，其中蘆草溝組二段烴源巖厚度大于50m，面積為887km2；蘆草溝組一段烴源巖厚度大于100m，面積為1097km2。蘆草溝組烴源巖母質(zhì)類型總體偏好，主要為Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型，其中泥巖類、石灰?guī)r類和白云巖類有機質(zhì)類型最好，以Ⅱ型和Ⅰ型為主。泥巖類有機質(zhì)TOC值最高可達15.51%，平均為3.62%，熱解生烴潛量（S1+S2）大于6.0mg/g的樣品數(shù)占66%，最高可達176.65mg/g，平均為17.95mg/g，氯仿瀝青“A”含量平均為0.2738%，屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖[44]。

根據(jù)巖性、電性和核磁共振測井特征將蘆草溝組劃分為蘆草溝組二段（P2l2）和蘆草溝組一段（P2l1）兩套砂泥巖組合。本文評價上甜點（蘆草溝組二段砂巖段）、下甜點（蘆草溝組一段砂巖段）和純頁巖段三部分。

5.2 夾層頁巖油資源評價

砂巖夾層單層厚度小于5m，通常小于1m，集中段夾層高頻出現(xiàn)，形成上、下兩個甜點。

5.2.1 上甜點夾層頁巖油資源評價

上甜點砂巖累計厚度平均為12.65m（圖19），孔隙度分布情況見圖20，含油飽和度取70%，原油密度取0.88t/m3，原油體積系數(shù)取1.06。計算范圍按表1標(biāo)準(zhǔn)。采用小面元容積法進行評價，結(jié)果揭示：上甜點夾層型頁巖油分布面積為518.27km2，平均資源豐度為92.49×104t/km2，資源量為4.79×108t（圖21、表4）。

圖19 吉木薩爾凹陷蘆草溝組上甜點砂巖厚度分布圖Fig.19 Sandstone thickness map of the upper sweet spot interval in Lucaogou Formation in Jimsar Sag

圖20 吉木薩爾凹陷蘆草溝組上甜點砂巖孔隙度分布圖Fig.20 Sandstone porosity distribution of the upper sweet spot interval in Lucaogou Formation in Jimsar Sag

圖21 吉木薩爾凹陷蘆草溝組上甜點頁巖油資源豐度分布圖Fig.21 Resource abundance map of shale oil in the upper sweet spot interval in Lucaogou Formation in Jimsar Sag

表4 準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油資源評價結(jié)果Table 4 Evaluation results of shale oil resource in Lucaogou Formation in Jimsar Sag, Junggar Basin

5.2.2 下甜點夾層頁巖油資源評價

下甜點砂巖厚度平均為14.47m（圖22），孔隙度分布情況見圖23，含油飽和度取70%，原油密度取0.88t/m3，原油體積系數(shù)取1.06。計算范圍按表1標(biāo)準(zhǔn)。采用小面元容積法進行評價，結(jié)果揭示：下甜點夾層型頁巖油分布面積為909.90km2，平均資源豐度為79.11×104t/km2，資源量為7.20×108t（圖24、表4）。

圖22 吉木薩爾凹陷蘆草溝組下甜點砂巖厚度分布圖Fig.22 Sandstone thickness map of the lower sweet spot interval in Lucaogou Formation in Jimsar Sag

圖23 吉木薩爾凹陷蘆草溝組下甜點砂巖孔隙度分布圖Fig.23 Sandstone porosity distribution of the lower sweet spot interval in Lucaogou Formation in Jimsar Sag

圖24 吉木薩爾凹陷蘆草溝組下甜點頁巖油資源豐度分布圖Fig.24 Resource abundance map of shale oil in the lower sweet spot interval in Lucaogou Formation in Jimsar Sag

5.3 純頁巖油資源評價

同樣采用基于含油率的小面元體積法評價蘆草溝組純頁巖油，主要參數(shù)包括：TOC（圖25）、Ro（圖26）、頁巖厚度（圖27）和頁巖含油率（即原始S1含量）。其中，S1平均值為0.68mg/g，輕烴恢復(fù)系數(shù)取1.3。計算范圍同樣按表1標(biāo)準(zhǔn)，頁巖平均密度取2.42t/m3。評價結(jié)果揭示：純頁巖油分布面積為827.53km2，平均資源豐度為43.80×104t/km2，資源量為3.63×108t（圖28、表4）。

圖25 吉木薩爾凹陷蘆草溝組TOC分布圖Fig.25 TOC distribution of shale in Lucaogou Formation in Jimsar Sag

圖26 吉木薩爾凹陷蘆草溝組Ro分布圖Fig.26 Ro distribution of shale in Lucaogou Formation in Jimsar Sag

圖27 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖厚度分布圖Fig.27 Shale thickness map of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

圖28 吉木薩爾凹陷蘆草溝組純頁巖油資源豐度分布圖Fig.28 Resource abundance map of pure shale oil in Lucaogou Formation in Jimsar Sag

6 結(jié)論

（1）目前，頁巖油，特別是純頁巖油，資源評價還處于探討階段。研究認為，現(xiàn)階段中國夾層頁巖油評價適宜采用小面元容積法，純頁巖油評價適宜采用小面元體積法（含油率法）。

（2）輕烴損失量的恢復(fù)，是純頁巖油資源評價的關(guān)鍵。本文通過建立S1與TOC擬合關(guān)系式、輕烴恢復(fù)系數(shù)與Ro關(guān)系曲線，求取小面元原始S1，為純頁巖油資源評價奠定基礎(chǔ)。

（3）頁巖油資源評價關(guān)鍵參數(shù)及參數(shù)取值下限標(biāo)準(zhǔn)，是資源評價的核心技術(shù)。本文確定的關(guān)鍵參數(shù)及參數(shù)下限標(biāo)準(zhǔn)，可為中國頁巖油資源評價提供參考。

（4）中國頁巖油資源潛力大，是油氣勘探的重要戰(zhàn)略領(lǐng)域。