页岩油原地量和可动油量评价方法与应用

郭秋麟，王建，陈晓明，陈宁生，吴晓智，柳庄小雪

页岩油原地量和可动油量评价方法与应用

郭秋麟，王建，陈晓明，陈宁生，吴晓智，柳庄小雪

（中国石油 勘探开发研究院，北京 100083）

页岩总油含量（）和可动油含量（）的计算是页岩油资源潜力评价的核心技术。根据对两次热解样品总有机碳含量（）非均质性的认识，提出了一种基于两次热解数据来评价样品含量非均质性的方法及一种校正吸附油含量的计算方法，并运用该方法对江汉盆地29个潜江组页岩样品和渤海湾盆地32个沙河街组页岩样品进行评价，结果显示： ①含量偏差平均值分别达到0.16 %和0.34 %，说明两组样品都存在一定的非均质性； ②校正前、后吸附油含量的差值分别为0.85 mg/g和0.84 mg/g，说明进行等价校正可以使吸附油含量、总油含量和可动油含量的计算结果更准确。同时，提出了一种基于页岩油密度及地层体积系数计算蒸发烃损失量的方法。采用以上新方法对鄂尔多斯盆地延长组7油层组（长7油层组）页岩油进行评价，结果显示： ①吸附油含量占总油含量的63 %，可动油含量占总油含量的37 %，总油含量是游离烃量（1）的3.5倍，蒸发烃损失量约占总烃含量的9 %，占1含量的29 %； ②长7油层组页岩油原地量为111.2×108t，可动油量为40.1×108t，说明长7油层组页岩油勘探潜力大。

资源潜力；总油含量；可动油含量；页岩油；延长组；鄂尔多斯盆地

近10年，随着常规油气勘探难度的加大，页岩油气的勘探和研究得到重视，并取得较大进展［1-4］。在北美地区，二叠盆地、威利斯顿盆地、西部海湾和西加拿大沉积盆地等的页岩油勘探获得了重大突破［5-8］，中国的鄂尔多斯、渤海湾、松辽和准噶尔等盆地的页岩油勘探也取得显著进展［9-11］，页岩油具有巨大的资源潜力［12］，是今后潜在的石油资源接替领域。

页岩油存在广义［13-14］和狭义［15-17］两种定义。本文聚焦在狭义的页岩油，特指富含有机质页岩中所赋存的液态烃，储层为页岩。本文中，页岩油原地量是指赋存于地下页岩中的所有液态烃，包括吸附的和游离的总量；页岩油可动量，是指页岩油原地量中除了吸附油以外的全部液态烃量。需要说明的是，这里所指的可动量并不是具有商业油流的量，也不是可采地质资源量。

页岩油原地量的评价方法主要有两类：一是基于页岩孔隙体积的容积法；二是基于页岩游离烃量1（或氯仿沥青“A”含量）的体积法。本文聚焦在后一种方法，即1含量的体积法。根据1含量计算页岩油原地量的方法比较复杂，还存在许多难题，比如总油含量、吸附油含量的计算以及蒸发烃损失量的估算等。

页岩的总油含量（total oil yield，mg/g），是指每克页岩中所含的液态烃毫克量，主要有两种总油含量的计算方法。第一种是通过设定特殊的实验温度进行单次热解，得到游离烃、吸附烃等数据，从而获得总油含量［1-2，4，18］；第二种是通过抽提前和抽提后两次热解法得到两组热解数据，然后再计算吸附油和总油含量［15-16，19-22］。薛海涛等［23］对松辽盆地北部青山口组泥页岩样品抽提前、后两次热解参数进行对比，对氯仿沥青“A”含量进行轻烃补偿校正，对1进行轻烃、重烃补偿校正，以获得泥页岩总含油率参数；余涛等［24］利用烃源岩游离烃量1，评价了东营凹陷沙河街组页岩油资源量，研究泥页岩有机质非均质性，预测页岩油有利区；朱日房等［25］分别运用氯仿沥青“A”和热解1含量计算东营凹陷沙三段页岩油资源量和可动资源量，认为运用地化参数法很难直接获取游离油量和吸附油量，但能够确定页岩中的滞留油量和岩石对油的吸附潜量；谌卓恒等［17］提出了一种页岩油资源潜力及流动性的评价方法，并以西加拿大盆地上泥盆统Duvernay 组页岩为例，评价了页岩油原地量和可动油量；Li等［15-16］提出了一种计算页岩原地总油含量的计算方法，分析了渤海湾盆地沙河街组页岩可动油特征，评价了页岩油资源潜力。

页岩可动油含量（movable oil yield，mg/g），是指每克页岩中所含的非吸附的、可动的液态烃毫克量。Jarvie［20］提出了1的判断方法，认为1>100 mg/g 是可动油的门限，Michael等［21］认为几乎所有的热解1都是可动油；多位学者［1-2，4，18］通过改进岩石热解的测试方法，确认1是在热解至300 ℃前释放出来的，而可动烃是在热解至200 ℃以前释放的。可见，可动油的计算还存在较大分歧。

本文重点研究两次热解法的吸附油与总油含量的计算方法。两次热解法存在一个假设，即抽提前后所采用的两块岩石是均质的，要求含量是一样的。但实际上，多数岩石是非均质性的，两块样品或多或少存在差异。当然，本次研究主要关心的是含量的差异，因为这对1和裂解烃2含量有直接影响。本文提出一种基于两次热解数据来评价样品含量非均质性的方法，并改进了原有的吸附油含量的计算方法，使吸附油和总油含量的计算结果更加准确。同时，还探讨了可动油含量和蒸发烃损失量的计算方法，并将这些新方法用以评价鄂尔多斯盆地延长组7油层组（长7油层组）页岩油的原地量和可动油量，以期对该地区页岩油勘探战略的制定提供参考。

1　评价思路与流程

1.1　评价思路

前文已述，两次热解法要求抽提前、后所采用的两块岩石是均质的，含量是一样的。但实际上，岩石是非均质性的。进一步讲，如果含量不一致，那么两块岩石热解数据就不具备可比性。这样，按两次热解法计算的吸附油含量及相应的总油含量将存在较大误差，其结果可信度就会降低。因此，提出一种基于两次热解数据来评价样品含量非均质性的方法，并通过对样品含量非均质性的评价，定量计算出两块岩石的含量比值，按该比值对抽提后样品的热解数据进行等价含量校正，使两块岩石热解数据具有可比性，从而提高吸附油和总油含量计算结果的可靠性。

1.2　评价流程

评价流程（图1）包括以下主要步骤。

1）采集并筛选页岩样品，做好全岩热解及可溶有机质抽提准备。

2）将样品分为两份，其中一块（A）直接进行全岩热解测试，获得抽提前的热解数据及有机碳含量（1，2和A）；另一块（B）先进行可溶有机质抽提，之后再进行全岩热解测试，获得抽提后的热解数据及有机碳含量（1EX，2EX和EX）。

3）根据物质守恒定律原理，基于1（mg/g），2（mg/g），A（%），1EX（mg/g），2EX（mg/g）和EX（%）数据，建立评价两块岩石含量比值（A/B），即非均质性系数或等价含量校正系数。

图1　页岩油评价流程

4）用等价含量校正系数校正1EX和2EX，使得两块岩石在同等的条件下进行热解数据对比。此时，校正后的1EX和2EX对应的为A而不是原先的B。

5）采用两次热解法计算吸附油含量。

6）采用基于地层体积系数的方法计算蒸发烃损失量。

7）计算总油含量和可动油含量。

8）根据页岩总油含量、可动油含量和页岩体积，评价页岩油原地量和可动油量。

2　页岩TOC含量非均质性评价方法的提出

2.1　等价TOC含量校正系数的含义

假设两块岩石（A和B）各自的总有机碳含量分别为A和B，那么等价含量校正系数为A/B，即两块岩石含量的比值。

等价含量校正系数的含义是在相同地质条件下（一个样品分成两块，它们的地质条件相同），岩石热解1和2与含量成正比，含量越大，1和2也就越大；反之，1和2就越小。因此，根据等价含量校正系数就可以校正热解数据。

2.2　等价TOC含量校正系数的计算方法

如果A和B的含量不一致，差值为∆，则令：

A=B+ ∆（1）

可理解为岩样A热解后得到1+2，其中部分来自∆，剩下来自B的量为：（1+2）BA。B块（B）抽提后，B变为EX，抽提后热解得到1EX+2EX。

根据物质守恒原理，则：

B=EX+100 ［（1+2）BA– （1EX+2EX）］ /（2）

即：

同项移位后，得：

进一步简化后，得：

式中：为碳-烃转化系数，约等于1 200。

此时，等价含量校正系数eq（无量纲）为：

（7）

根据公式（8），只要知道两次热解数据（1，2，A，1EX，2EX和EX），就能计算出等价含量校正系数。

2.3　等价TOC含量校正系数的计算实例

为了解释进行等价含量校正的必要性，对江汉盆地潜江组页岩热解数据［26］（表1）和渤海湾盆地沙河街组页岩热解数据［16］（表2），进行了含量非均质性计算，计算结果如下。

表1　江汉盆地潜江组页岩热解数据、吸附油含量及校正系数（热解数据来自文献［26］）

样品编号井名深度/ m全岩热解数据抽提后的全岩热解数据未校正的等价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：“—”表示未统计。

1）潜江组页岩

样品数29个，eq最大值达到1.48，最小值为0.65，平均值为1.07； ∆最大值（按绝对值）为0.72 %，平均值为0.16 %（表1；图2，图3）。

表2　渤海湾盆地沙河街组页岩热解数据、吸附油含量及校正系数（热解数据来自文献［16］）

注：“—”表示未统计。

2）沙河街组页岩

样品数32个，eq最大值达到1.55，最小值为0.77，平均值为1.10； ∆最大值（按绝对值）为0.74 %，平均值为0.34 %（表2；图2，图3）。

以上两组数据说明，不论是潜江组页岩还是沙河街组页岩，样品均存在一定的非均质性，含量的平均偏差分别达到0.16 %和0.34 %，最大偏差比分别达到1.48和1.55，说明进行样品非均质性校正是非常必要的。

3　页岩油含量计算方法探讨

3.1　改进的吸附油含量计算方法

1）现有的吸附油含量计算方法

有两种方法：第一种为单次热解法，即认为200 ℃以前释放的为可动烃，之后释放的为吸附烃［1-2，4，18］；第二种为两次热解法，即通过两次热解数据计算吸附油含量。目前，第二种方法较为常用。根据两次热解法［19］，吸附油含量（mg/g）为：

Jarvie［20］认为抽提后热解的游离烃1EX为溶剂污染，应该不计算在吸附油和总油含量之内。因此，公式（9）改为：

但是，Li 等［15］和谌卓恒等［17］认为1EX很可能是隔离在纳米孔中的游离组分，抽提过程削弱了对这些游离组分的隔离，使得这部分在抽提后的样品分析中以游离烃的状态出现，应该属于吸附油。因此，公式（10）改为：

2）改进的方法

由于1EX来源存在分歧，同时考虑到1EX的量相对较小，本文暂时不考虑1EX的影响，但考虑到两次热解样品含量的非均质性，需要对2EX进行等价校正，使得前、后两次热解数据具有可比性。同时，统计经验得出：同一源岩在相同地质条件下2与成正比，而且接近线性关系。因此，改进的吸附油含量为：

式中：Δ2eq为经过等价含量校正后的吸附油含量，mg/g；eq为等价含量校正系数，无量纲。

3）改进前、后吸附油含量计算结果对比

表1和表2分别为潜江组页岩和沙河街组页岩的计算实例。潜江组页岩：∆2eq-∆2最大值（按绝对值）为3.56 mg/g，平均值为0.85 mg/g；沙河街组页岩：∆2eq-∆2最大值（按绝对值）为4.68 mg/g，平均值为0.84 mg/g。图3a和图3b为两组样品吸附油含量计算结果对比，总体看，校正后的吸附油含量略小于校正前的含量。表3给出了相对于校正前∆2的偏差百分比（将负偏差取绝对值），两组数据的偏差百分比分别达到17.6 %和46.8 %。

以上图表数据说明，不论是潜江组页岩还是沙河街组页岩，样品均存在一定的非均质性，说明在计算吸附油含量之前需要进行样品的非均质性校正。

图3　页岩样品校正前、后吸附油含量对比

a.江汉盆地潜江组；b.渤海湾盆地沙河街组

表3　页岩样品校正前、后吸附油含量及偏差百分比

3.2　蒸发烃损失量计算方法探讨

蒸发烃损失量（轻烃损失量，下同）的估算是公认的难题。目前，常规的方法是采用冷冻岩心分阶段测试1的方法。根据不同阶段得到的不同1值来估算蒸发烃损失量。Jiang等［27］测试到了蒸发烃损失量可达到38 %；Michael 等［22］认为蒸发烃损失量与地下页岩油的密度（API°）有关，密度越轻损失量越大，反之损失量越小。他认为中等密度的页岩油，损失量约为15 %。谌卓恒等［17］提出了一种利用地层体积系数计算样品中轻烃损失量的方法，Li 等［4］对该方法进行了修正。

在他们的模型基础上，本文提出了一种基于页岩油密度及地层体积系数的蒸发烃损失量计算方法，具体如下。

地下页岩油原始质量为：

当前地面，蒸发烃损失后，页岩油质量为：

蒸发烃损失系数，即损失量与当前地面页岩油量之比，计算式为：

图2　潜江组和沙河街组页岩TOC含量偏差值ΔTOC（a）与等价TOC校正系数keq（b）

3.3　页岩总油与可动油含量计算方法探讨

1）总油含量计算

基于两次热解数据，得到：

多位学者［16，26-29］认为应该考虑蒸发烃损失量（evaporative loss，记为S1loss），因此，公式（16）修改为：

式中：1loss为页岩蒸发烃损失量，mg/g。

2）可动油含量计算

页岩可动油含量（，mg/g）的认识同样存在较大分歧。Jarvie［20］认为1/> 100 mg/g 是可动油的门限，Michael等［22］认为几乎所有的热解1都是可动油，多位学者［1-2，4，18］认为，可动烃是在热解至200 ℃以前释放的烃。本文基于中国现有陆相页岩油的1含量较低及大多数热解1来自热解至300 ℃以前释放的烃（多数未测热解至200 ℃释放的烃量）的基本特点，采用Michael 等［22］的观点，认为1几乎都是可动的，因此再加上蒸发烃损失量，则有：

4　页岩油原地量和可动油量评价案例

本文评价案例选自鄂尔多斯盆地长7油层组页岩。

4.1　地质背景

鄂尔多斯盆地横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，北部为鄂尔多斯高原，海拔在1 200 ～ 1 500 m，南部为黄土高原，海拔在800 ～ 1 600 m，隶属华北地台，是一个稳定沉降、坳陷迁移的克拉通盆地，面积约25×104km2。鄂尔多斯盆地三叠系延长组是一套陆相碎屑岩沉积地层，南厚北薄，最大厚度超过1 000 m，自上而下划分为长1—长10共10个油层组，其中致密油和页岩油主要位于长7油层组。长7油层组又可细分为3个亚组，从上到下依次为长71、长72和长73亚组。长7油层组分布面积约10×104km2，埋深在600 ～ 2 900 m，厚度为70 ～ 130 m，是一套深湖、半深湖、浅湖和三角洲前缘沉积，是中国页岩油分布中最重要的地层之一。其中，长73亚组岩性以厚层黑色页岩和深灰色泥岩为主，是成熟页岩油的主要目标层段［29］。

长7油层组页岩分布范围大，厚度大于5 m的面积为3.28×104km2，平均厚度为18.5 m，最厚可达35.9 m；从平面分布看，页岩含量最大可达到19 %，平均大于15 %。页岩油埋深（长7油层组底界）为600 ～ 2 900 m，o（镜质体反射率）值为0.5 % ～ 1.3 %，1含量平均为2.4 mg/g，2含量平均为37.1 mg/g。作图统计得出，2与含量呈良好的正相关性，复相关系数达到0.87；平均（氢指数）为336.8 mg/g，最大为814.3 mg/g，说明主要为Ⅰ和ⅡA型干酪根。

4.2　吸附油含量计算

1）页岩吸附油含量计算

样品共有16个，分别采自14口探井的岩心。干酪根类型为Ⅰ和ⅡA，max平均值为442 ℃，1，2和含量见表4。表4揭示，校正前与校正后吸附油含量的偏差值平均为2.80 mg/g，最大偏差为9.73 mg/g。

表4　鄂尔多斯盆地长7油层组页岩热解数据、吸附油含量及校正系数

注：Δ2=2-2EX。

2）页岩吸附油含量与1的关系

受测试费用、采样及测试周期的限制，目前多数页岩样品只做单次全岩热解测试，未做抽提后的热解测试，这样无法通过公式（12）来计算吸附油含量。针对这个问题，确定了以下思路：首先，用已有的两次热解数据计算出吸附油含量，并进行校正；然后，再拟合出吸附油含量与1含量的关系。

根据表4数据，拟合出的结果见图4，吸附油含量与1含量的关系式为：

图4　鄂尔多斯盆地长7油层组页岩吸附油含量与热解S1的关系

式中：和为回归系数，无量纲；其中，= 2.468 5；= -0.495 8。

这样，只有单次热解数据的样品，可通过公式（19）计算得到吸附油含量近似值。

4.3　蒸发烃损失系数计算

4.4　其他关键参数

统计200个长7油层组页岩样品的单次热解数据，得到1平均值为1.99 mg/g，最大值为6.81 mg/g，最小值为0.30 mg/g。

采用本文的方法进行评价得到：Δ2eq最小值为0.24 mg/g，最大值为16.13 mg/g，平均值为4.42 mg/g；1loss最小值为0.05 mg/g，最大值为2.08 mg/g，平均值为0.58 mg/g；最小值为0.59 mg/g，最大值为25.21 mg/g，平均值为6.98 mg/g；最小值为0.35 mg/g，最大值为8.89 mg/g，平均值为2.57 mg/g。

根据以上数据，得到：蒸发烃损失系数为0.09，即1loss含量占总烃含量（未恢复蒸发烃时）的9 %；1loss/1（平均值）为 29.15 %，说明蒸发烃损失约占1含量的29 %；/（平均值）为36.82 %，揭示可动油含量约占总油含量的37 %；/1（平均值）为3.51，揭示总油含量约为1含量的3.5倍。

通过数据拟合，发现，与存在较好的线性关系（图5），即：

表5　鄂尔多斯盆地长7油层组页岩油主要特征

（21）

4.5　长7油层组页岩油原地量及可动油量评价结果

基于延长组页岩的特点，确定两项评价原则：一是页岩厚度大于5 m；二是含量大于3 %。

按以上两项原则确定评价区有效面积为32 789 km2，页岩平均厚度为18.45 m。将评价区分出13 280个评价单元（软件自动剖分）。结合含量分布图，采用公式（20）和（21）计算出各评价单元的和，然后采用体积法评价出相应的资源丰度（图6）。统计得到：

1）页岩油总原地量为111.2×108t，平均资源丰度为33.9×104t/km2，最大丰度为93.0×104t/km2（图6a）；

2）可动油量为40.1×108t；平均资源丰度为11.2×104t/km2，最大丰度33.7×104t/km2（图6b）；

3）以可动油资源丰度大于20.0×104t/km2作为核心区的界线，预测出核心区面积为5 535 km2，可动油量为13.1×108t，主要分布在罗254井—木78井—华池—塔儿湾—正宁一带（图6b）。

图6　鄂尔多斯盆地长7油层组页岩油原地量（a）与可动油量资源丰度（b）

5　结论

1）提出一种基于两次热解数据来评价样品含量非均质性的方法，采用该方法对29个潜江组页岩和32个沙河街组页岩样品的评价结果揭示：∆含量平均值分别为0.16 %和0.34 %，说明两组样品都存在一定的非均质性。

2）基于对两次热解样品存在非均质性的认识，提出一种校正吸附油含量的计算方法，用该方法对29个潜江组页岩和32个沙河街组页岩样品的评价结果揭示：校正前后吸附油的相差值（平均值）分别为0.85 mg/g和0.84 mg/g。可见，进行等价含量校正可以使吸附油、总油和可动油含量的计算结果更准确。

3）探讨了蒸发烃损失量的评价方法，提出了一种基于页岩油密度及地层体积系数的蒸发烃损失量计算方法，采用该方法对长7油层组页岩油进行评价，结果揭示：蒸发烃损失量约占总烃含量的9 %，占1含量的29 %。

4）长7油层组页岩油评价结果揭示：Δ2eq平均值为4.42 mg/g，1loss平均值为0.58 mg/g，平均值为6.98 mg/g，平均值为2.57 mg/g；可动油占总油含量的37 %，总油含量是1含量的3.5倍；基于计算得到的页岩油原地量为 111.2×108t，基于计算得到的页岩油可动量为40.1×108t，表明长7油层组页岩油资源潜力大。

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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、教授级高级工程师，油气勘探。E⁃mail： qlguo@petrochina.com.cn。

中国石油重点科技攻关项目（2019B-0301，2021DJ1801，2021DJ0706）；国家科技重大专项（2017ZX05008-006）。

（编辑 张玉银）