CN106547966A - 一种页岩油吸附量与可动量评价模型及其建立、应用方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于页岩油赋存及其定量评价领域，具体涉及一种页岩油吸附量与可动量评价模型及其建立、应用方法。本发明基于毛细凝聚理论，建立了实验室条件下的页岩油吸附量和可动量评价模型，据此可定量计算页岩油吸附量可动量Q_c＝(βV₂‑kdS₂hn)ρ₂和赋存总量Q_t＝Q_a+Q_c，以及吸附量和可动量各自所占的百分比例；建立了在储层条件下的模型应用方法，将烃吸附量和赋存总量表述为孔隙度和视密度的函数，根据测井数据评价的孔隙度和含油饱和度在泥页岩储层纵向上的分布，评价烃吸附量和可动量及其百分比例，操作简便易行，准确性高，可操作性、实用性较强，便于地质推广应用。

Description

一种页岩油吸附量与可动量评价模型及其建立、应用方法

技术领域

本发明属于页岩油赋存及其定量评价领域，具体涉及一种页岩油吸附量与可动量评价模型及其建立、应用方法。

背景技术

随着常规油气资源的不断消耗以及世界各国日益攀升的能源需求，非常规油气已成为世界各国油气勘探关注的焦点，其在能源结构中的地位愈加重要。我国湖相泥页岩储层内具有丰富的页岩油资源，页岩油有望成为继页岩气之后，未来又一重要的接替能源。页岩油(各种烃的混合物)主要以吸附态和游离态赋存于泥页岩储层孔隙、裂缝内，其流动性受多种因素的影响。然而我国湖相泥页岩储层往往较厚较纯，孔喉以微-纳米级为主，具有致密、低孔低渗的特点，这制约了页岩油的可流动性，进而影响页岩油的可开发性。可流动性较强的页岩油往往以游离态为主，而难以流动的页岩油中吸附态含量较高，这表明页岩油赋存状态以及不同赋存状态页岩油含量或比例是影响页岩油可流动性的重要因素之一。因此，对页岩油的吸附量和游离量(通常认为可动量)进行定量评价，对于筛选页岩油有利勘探/开发靶区具有重要意义。

目前，国内外还没有开发成熟的页岩油吸附量、可动量定量评价模型，常以经验的方式进行粗略评价。为此，需要建立一种准确的获得页岩油吸附量和可动量的理论评价模型，并可结合实际地质条件进行应用。当多孔介质吸附蒸汽时，随相对压力(P/P₀)的增加，气体吸附量增加，并在小孔到大孔中依次发生毛细凝聚。在相对压力接近1时，孔隙内充满吸附态和毛细凝聚(即游离/可动)态流体。本发明借鉴多孔介质吸附烃蒸汽的过程，将实验条件下的烃吸附推广到储层条件下的烃吸附，建立泥页岩储层饱含油孔隙内吸附量和可动量的评价方法。

发明内容

本发明目的之一在于提供一种准确的、可操作性和实用性较强的页岩油吸附量与可动量评价模型及其建立、应用方法。

一种页岩油吸附量与可动量评价模型的建立方法，包括如下步骤：

步骤S1：在某一相对压力P/P₀条件下烃蒸汽吸附过程中，将多孔介质的储集空间划分为4部分，分别为：d₀<d_h为无效孔；d_h≤d₁≤2hn孔隙内完全发生吸附作用；2hn<d₂≤d_k孔隙内主要发生吸附和毛细凝聚作用，该部分孔隙内可能不完全被吸附或凝聚状态烃充满而存在一些气态烃；d_k<d₃≤d_max孔隙内主要发生吸附作用，其余空间为气态烃；其中，烃分子截面宽度为d_h，在该相对压力下发生毛细凝聚时对应的孔隙直径为d_k，多孔介质最大孔径为d_max；

步骤S2：假设多孔介质等效的平均直径为d，所有孔隙具有总比表面积S，将以比表面积计算的吸附体积，以一定转换因子转换为由直径d的等效孔隙直接计算的吸附体积，在样品内部不考虑孔径分布的特征，而是以平均直径进行等效计算；

步骤S3：在该P/P₀下，实验测试的多孔介质孔隙内的烃赋存总量Q_t为烃吸附量Q_a和可动量Q_c之和：

Q_t＝Q_a+Q_c (1)

式中，Q_t、Q_a和Q_c单位均为mg/g；

步骤S4：假设d_h≤d₁≤2hn孔隙内平均吸附层数为2hn<d₂≤d_k和d_k<d₃≤d_max孔隙内吸附层数为n，吸附厚度为h，假设多孔介质所有孔隙内的吸附相密度均相等；

d_h≤d₁≤2hn孔隙内吸附体积V_a1为：

2hn<d₂≤d_k和d_k<d₃≤d_max孔隙内吸附体积V_a2为：

V_a2＝(S₂+S₃)hn (3)

总的烃吸附量表示为：

式中，α为校正因子；S₁为d_h≤d₁≤2hn孔隙的比表面积，m²/g；S₂为2hn<d₂≤d_k孔隙的比表面积，m²/g；S₃为d_k<d₃≤d_max孔隙的比表面积，m²/g；ρ₁为吸附相密度，cm³/g；

当孔隙形态为球形、柱状和平行板状时，α为孔隙平均直径的线性函数，表示为：

α＝kd (5)

其中，k反映了流体-介质的吸附能力和孔隙形状，0<k<1/d，单位为nm^-1；

将式(5)代入式(4)得总的吸附量为：

步骤S5：假设2hn≤d₂≤d_k孔径范围内仅一定比例的体积βV₂贡献了毛细凝聚和吸附作用，毛细凝聚所占的体积为有效总体积βV₂减去有效吸附的体积，即

Q_c＝(βV₂-kdS₂hn)ρ₂ (7)

式中，V₂为2hn<d₂≤d_k孔隙的总体积，cm³/g；ρ₂为毛细凝聚部分的密度，cm³/g；β为孔体积V₂发生吸附和毛细凝聚的比例，0＜β≤1，当P/P₀＝1时，β为1；

步骤S6：联立式(1)、(6)和(7)即可计算出页岩油吸附量和可动量，并求和计算出实验条件下烃赋存总量：Q_t＝kd(V₁ρ₁+hn(S₂(ρ₁-ρ₂)+S₃ρ₁))+βV₂ρ₂。

优选地，还包括以下步骤：

步骤S7：对于球形、柱状和平行板状孔隙，将式(6)进一步转换为：

式中，为d_h≤d₁≤2hn孔隙所具有的孔隙度，％；为2hn<d₂≤d_k和d_k<d₃≤d_max孔隙所具有的孔隙度，％；ρ_a为岩石视密度，cm³/g；F为孔隙形状因子，对于球形F＝15、柱状F＝40、平行板状F＝10；

步骤S8：通常d₁≤2hn孔隙的体积较小，对应的孔隙度相对较小，且因此项可忽略，记式中μ为比例系数，0<μ≤1，将式(8)简化为：

步骤S9：在实际储层条件下，有效吸附的孔隙应为饱含油的孔隙，即在进行储层评价时，吸附量表达式为：

式中，S_o为含油饱和度，％。

一种采用所述方法建立的页岩油吸附量与可动量评价模型。

一种所述页岩油吸附量与可动量评价模型的应用方法，包括以下步骤：

同时对多个样品进行低温氮气吸附/解吸和烃蒸汽吸附测试，结合分子动力学模拟分析结果，通过多元线性回归标定出系数k和β的最优解，将k和β反代入吸附量和可动量表达式，计算出烃吸附量、可动量和烃赋存总量。

优选地，建立烃吸附量Q_a、烃赋存总量Q_t与孔隙度/视密度之间的关系，针对某一单井，通过测井数据计算孔隙度和含油饱和度在储层纵向上的分布，然后计算烃吸附量、可动量及其百分比例。

本发明的有益效果在于：

(1)基于毛细凝聚理论，建立了实验室条件下的页岩油吸附量和可动量评价模型，据此可定量计算页岩油吸附量、可动量和赋存总量，以及吸附量和可动量各自所占的百分比例；

(2)建立了在储层条件下的模型应用方法，将烃吸附量和赋存总量表述为孔隙度和视密度的函数，根据测井数据评价的孔隙度和含油饱和度在泥页岩储层纵向上的分布，评价烃吸附量和可动量及其百分比例，操作简便易行，准确性高，可操作性、实用性较强，便于地质推广应用。

附图说明

图1所示为本发明实施例中某一相对压力下多孔介质孔隙内烃赋存状态示意图。

图2所示为本发明实施例中建模型计算总量与实测总量的对比图。

图3所示为本发明实施例中模型计算所有样品总量及吸附量与孔隙度/视密度关系图。

图4所示为本发明实施例中模型计算泥页岩样品总量及吸附量与孔隙度/视密度关系图。

图5所示为本发明实施例中模型在东营凹陷X1井中的应用效果图。

具体实施方式

下文将结合具体实施例详细描述本发明。应当注意的是，下述实施例中描述的技术特征或者技术特征的组合不应当被认为是孤立的，它们可以被相互组合从而达到更好的技术效果。

一种页岩油吸附量与可动量评价模型的建立方法，包括如下步骤：

步骤S1：在某一相对压力(P/P₀)下烃蒸汽吸附过程中，烃分子截面宽度(直径)为d_h，在该相对压力下发生毛细凝聚时对应的孔隙直径为d_k，多孔介质最大孔径为d_max。

步骤S2：在该P/P₀条件下，将多孔介质的储集空间划分为4部分(如图1所示)，分别为：d₀<d_h为无效孔；d_h≤d₁≤2hn孔隙内完全发生吸附作用(微孔充填)；2hn<d₂≤d_k孔隙内主要发生吸附和毛细凝聚作用，该部分孔隙内可能不完全被吸附或凝聚状态烃充满而存在一些气态烃；d_k<d₃≤d_max孔隙内主要发生吸附作用，其余空间为气态烃。

步骤S3：假设多孔介质的平均直径为d，所有孔隙具有总比表面积S，将以比表面积计算的吸附体积，以一定转换因子转换为由直径d的等效孔隙(球/圆柱/平行板状)直接计算的吸附体积。在样品内部不考虑孔径分布的特征，而是以平均直径进行等效计算。

步骤S4：在该P/P₀下，实验测试的多孔介质孔隙内赋存的烃总量(Q_t)应为烃吸附量(Q_a)和毛细凝聚量(Q_c)之和：

Q_t＝Q_a+Q_c (1)

式中，Q_t、Q_a和Q_c单位均为mg/g。

步骤S5：假设d_h≤d₁≤2hn孔隙内平均吸附层数为2hn<d₂≤d_k和d_k<d₃≤d_max孔隙内吸附层数为n，吸附厚度为h。由于该部分孔隙内吸附层数小于n，导致该部分的吸附层密度有所增加，但确切的数值很难确定。简化起见，假设多孔介质所有孔隙内的吸附相密度均相等。

d_h≤d₁≤2hn孔隙内吸附体积(V_a1)为：

2hn<d₂≤d_k和d_k<d₃≤d_max孔隙内吸附体积(V_a2)为：

V_a2＝(S₂+S₃)hn (3)

在总表面上存在一定比例的空吸附位，且存在曲率的影响，因此由比表面积计算的体积需要进行校正，假设校正因子为α。则总的吸附量可表示为：

式中，α为校正因子；S₁为d_h≤d₁≤2hn孔隙的比表面积，m²/g；S₂为2hn<d₂≤d_k孔隙的比表面积，m²/g；S₃为d_k<d₃≤d_max孔隙的比表面积，m²/g；ρ₁为吸附相密度，cm³/g。

当孔隙形态为球形、柱状和平行板状时，α为孔隙平均直径的线性函数，可表示为：

α＝kd (5)

其中，k反映了流体-介质的吸附能力和孔隙形状，0<k<1/d，单位为nm^-1。

将式(5)代入式(4)可得总的吸附量为：

步骤S6：烃毛细凝聚作用主要发生在2hn≤d₂≤d_k孔隙空间内。在该部分孔隙内，由于不同孔隙表面的物理化学性质具有明显差异，并非所有孔隙都能发生毛细凝聚和吸附作用。因此，假设该孔径范围内仅一定比例的体积(βV₂)贡献了毛细凝聚和吸附作用。有效总体积(βV₂)减去有效吸附的体积，即为毛细凝聚所占的体积。数学表达为：

Q_c＝(βV₂-kdS₂hn)ρ₂ (7)

式中，V₂为2hn<d₂≤d_k孔隙的总体积，cm³/g；ρ₂为毛细凝聚部分(体相)的密度，cm³/g；β为孔体积(V₂)发生吸附和毛细凝聚的比例，0＜β≤1，当P/P₀＝1时，β为1。

步骤S7：联立式(1)、(6)和(7)即可计算出页岩油吸附量和毛细凝聚量，其中毛细凝聚量即为可动量。

步骤S8：在进行地质应用时，孔隙度和视密度参数更易通过测井数据获得，因此将式(6)中的表面积转换成孔隙度、视密度的函数。对于球形、柱状和平行板状孔隙，可将式(6)进一步转换为：

式中，为d_h≤d₁≤2hn孔隙所具有的孔隙度，％；为2hn<d₂≤d_k和d_k<d₃≤d_max孔隙所具有的孔隙度，％；ρ_a为岩石视密度，cm³/g；F为孔隙形状因子，对于球形F＝15、柱状F＝40、平行板状F＝10。

步骤S9：通常d₁≤2hn孔隙的体积较小，对应的孔隙度相对较小，且因此项可忽略。记式中μ为比例系数，0<μ≤1。将式(8)简化为：

步骤S10：在实际储层条件下，有效吸附的孔隙应为饱含油的孔隙，因此在进行储层评价时，吸附量表达式应为：

式中，S_o为含油饱和度，％。

一种页岩油吸附量与可动量评价模型的应用方法，包括如下步骤：

步骤S1：联立式(1)、(6)和(7)，可得：

该步骤中

式中，V₁为d_h≤d₁≤2hn孔隙的体积，cm³/g。

可将式(11)进一步转化为：

Q_t＝kd(V₁ρ₁+hn(S₂(ρ₁-ρ₂)+S₃ρ₁))+βV₂ρ₂ (13)

记：

则可得：Q_t＝kX₁+βX₂ (15)

同时对多个样品(多孔介质)进行低温氮气吸附/解吸和烃蒸汽吸附测试，结合分子动力学模拟分析，确定每个样品的X₁、X₂和Q_t值，对式(15)进行多元线性回归，标定出系数k和β的最优解。然后将k和β反代入式(6)和(7)，即可计算出吸附量和毛细凝聚量(可动量)。再根据式(1)计算出烃赋存总量。

步骤S2：以正癸烷(分子式C₁₀H₂₂)蒸汽吸附为例，首先确定正癸烷分子直径(d_h)为1.17nm。

步骤S3：以P/P₀＝0.8、温度25℃的测试条件为例，利用开尔文(Kelvin)方程计算该相对压力下发生毛细凝聚时的Kelvin半径(r_k)。该步骤中的开尔文方程为：

式中P₀为饱和蒸汽压，正癸烷饱和蒸汽压为0.227kPa；σ为表面张力，正癸烷表面张力为23.92dyn/cm；V_L为摩尔体积，正癸烷摩尔体积为195.4m³/mol；R为气体常数，为8.314Pa·m³/mol/K；T为Kelvin温度，本实例中T＝298.15K。

在获得r_k后，可计算出发生毛细凝聚时对应的孔隙直径d_k，计算方程如下：

d_k＝2×(hn+r_k) (17)

步骤S4：通过分子动力学模拟分析，确定该温度(298.15K)和压力(181.6Pa)条件下正癸烷的吸附层数n、吸附层厚度h、吸附层密度ρ₁、体相密度ρ₂。本实例中使用n＝4，h＝0.48nm，ρ₁＝1.021；ρ₂＝0.728。则可计算出步骤S3中的d_k＝37.57nm。

步骤S5：将测试样品制成40-60目颗粒，每个样品分成2份，1份进行低温氮气吸附/解吸测试(测试方法参考国家标准SY/T 6154-1995：岩石比表面积和孔径分布测定静态氮吸附容量法)，1份进行正癸烷蒸汽吸附测试(测试温度为25℃，P/P₀＝0.2～0.8，测试方法与低温氮气吸附/解吸类似)。

步骤S6：步骤S5中可测试获得每个样品的平均孔隙直径(d)，d_h≤d₁≤2hn孔隙的体积(V₁)；2hn<d₂≤d_k孔隙的比表面积(S₂)，d_k<d₃≤d_max孔隙的比表面积(S₃)，以及P/P₀＝0.8时正癸烷吸附和毛细凝聚总量(Q_t)。该步骤中的d_h、d_k、h、n由步骤S2和步骤S4获得。由于低温氮气吸附/解吸测试得孔径下限大约为1nm，因此本例中V₁取为1≤d₁≤2hn孔隙的体积。该步骤中的测试结果见表1。

表1：步骤S6中的测试结果

步骤S7：采用步骤S6中的数据，计算出每个样品的X₁和X₂值，采用多元线性回归(本实例使用IBM SPSS Statistics软件)方法获得最优的k和β值。

步骤S8：根据步骤S7中得到的k和β值，代入式(6)和(7)，可计算出每个样品在25℃、P/P₀＝0.8时的正癸烷吸附量、毛细凝聚量(可动量)以及各自所占的比例。将计算结果代入式(1)可计算出该测试条件下正癸烷吸附和毛细凝聚的总量。如图2所示，计算总量和实验测试总量具有非常好的相关性(R²＝0.9068)，说明模型具有较高的准确性。

步骤S9：在进行地质应用时，需要建立吸附量(Q_a)、赋存总量(Q_t)与孔隙度/视密度的关系。其中计算公式如下：

式中，为样品孔隙度，％；V_t为低温氮气测试总体积，cm³/g；ρ_a为样品视密度，g/cm³。

该步骤中的V₁、V₂和V₃可由表1获得。Q_a和Q_t由步骤S8获得。

所有样品的分析结果显具有较好的相关性(图2)。为了分析泥页岩储层条件下的页岩油吸附量、可动量及总量，挑选泥页岩样品进行相关性分析，结果如图3和图4所示。可得：

式(20)中的1.3066即为式(9)中Fkhnρ₁的值。据此，可计算出可动量(Q_m)，公式如下：

Q_m＝Q_t-Q_a (21)

步骤S10：针对某一页岩油区块进行单井评价时，式中的应为饱和油的孔隙度，即S_o为含油饱和度。

步骤S11：以我国东部湖相页岩油发育区东营凹陷的X1井为例，采用测井数据计算出沙三下页岩油主力发育层段的孔隙度和含油饱和度(S_o)连续变化剖面。

该步骤中采用BP神经网络方法进行计算孔隙度使用的测井数据为AC、GR、CNL和DEN；采用BP神经网络方法进行计算含油饱和度(S_o)，使用的测井数据为RNML、RLML、CAL、AC和GR。

步骤S12：应用步骤S9中建立的式(19)、(20)和(21)，即可计算出X1井沙三下泥页岩储层中正癸烷吸附量、可动量和总量，以及吸附量和可动量的百分比例。计算结果如图5所示，计算结果与实测残留烃(S₁)含量在储层纵向上的变化趋势具有较高的吻合度，说明了模型计算结果的可靠性。

本发明虽然已经给出了本发明的一些实施例，但是本领域的技术人员应当理解，在不脱离本发明精神的情况下，可以对本发明的实施例进行改变。上述实施例只是示例性的，不应以本发明的实施例作为权利范围的限定。

Claims (5)

1.一种页岩油吸附量与可动量评价模型的建立方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤S1：在某一相对压力P/P₀条件下烃蒸汽吸附过程中，将多孔介质的储集空间划分为4部分，分别为：d₀<d_h为无效孔；d_h≤d₁≤2hn孔隙内完全发生吸附作用；2hn<d₂≤d_k孔隙内主要发生吸附和毛细凝聚作用，该部分孔隙内可能不完全被吸附或凝聚状态烃充满而存在一些气态烃；d_k<d₃≤d_max孔隙内主要发生吸附作用，其余空间为气态烃；其中，烃分子截面宽度为d_h，在该相对压力下发生毛细凝聚时对应的孔隙直径为d_k，多孔介质最大孔径为d_max；

步骤S2：假设多孔介质等效的平均直径为d，所有孔隙具有总比表面积S，将以比表面积计算的吸附体积，以一定转换因子转换为由直径d的等效孔隙直接计算的吸附体积，在样品内部不考虑孔径分布的特征，而是以平均直径进行等效计算；

步骤S3：在该P/P₀下，实验测试的多孔介质孔隙内的烃赋存总量Q_t为烃吸附量Q_a和可动量Q_c之和：

Q_t＝Q_a+Q_c (1)

式中，Q_t、Q_a和Q_c单位均为mg/g；

步骤S4：假设d_h≤d₁≤2hn孔隙内平均吸附层数为2hn<d₂≤d_k和d_k<d₃≤d_max孔隙内吸附层数为n，吸附厚度为h，假设多孔介质所有孔隙内的吸附相密度均相等；

d_h≤d₁≤2hn孔隙内吸附体积V_a1为：

$V_{a1}=S_1\stackrel{\&OverBar;}{n_1}h---\left(2\right)$

2hn<d₂≤d_k和d_k<d₃≤d_max孔隙内吸附体积V_a2为：

V_a2＝(S₂+S₃)hn (3)

总的烃吸附量表示为：

$Q_a=\mathrm{\&alpha;}(S_1\stackrel{\&OverBar;}{n_1}+(S_2+S_3\left)n\right){\mathrm{h\&rho;}}_1---\left(4\right)$

式中，α为校正因子；S₁为d_h≤d₁≤2hn孔隙的比表面积，m²/g；S₂为2hn<d₂≤d_k孔隙的比表面积，m²/g；S₃为d_k<d₃≤d_max孔隙的比表面积，m²/g；ρ₁为吸附相密度，cm³/g；

当孔隙形态为球形、柱状和平行板状时，α为孔隙平均直径的线性函数，表示为：

α＝kd (5)

其中，k反映了流体-介质的吸附能力和孔隙形状，0<k<1/d，单位为nm^-1；

将式(5)代入式(4)得总的吸附量为：

$Q_a=kd(S_1\stackrel{\&OverBar;}{n_1}+(S_2+S_3\left)n\right){\mathrm{h\&rho;}}_1---\left(6\right)$

步骤S5：假设2hn≤d₂≤d_k孔径范围内仅一定比例的体积βV₂贡献了毛细凝聚和吸附作用，毛细凝聚所占的体积为有效总体积βV₂减去有效吸附的体积，即

Q_c＝(βV₂-kdS₂hn)ρ₂ (7)

式中，V₂为2hn<d₂≤d_k孔隙的总体积，cm³/g；ρ₂为毛细凝聚部分的密度，cm³/g；β为孔体积V₂发生吸附和毛细凝聚的比例，0＜β≤1，当P/P₀＝1时，β为1；

步骤S6：联立式(1)、(6)和(7)即可计算出页岩油吸附量和可动量，并求和计算出实验条件下烃赋存总量：Q_t＝kd(V₁ρ₁+hn(S₂(ρ₁-ρ₂)+S₃ρ₁))+βV₂ρ₂。

2.根据权利要求1所述页岩油吸附量与可动量评价模型的建立方法，其特征在于，还包括以下步骤：

步骤S7：对于球形、柱状和平行板状孔隙，将式(6)进一步转换为：

式中，为d_h≤d₁≤2hn孔隙所具有的孔隙度，％；为2hn<d₂≤d_k和d_k<d₃≤d_max孔隙所具有的孔隙度，％；ρ_a为岩石视密度，cm³/g；F为孔隙形状因子，对于球形F＝15、柱状F＝40、平行板状F＝10；

步骤S8：通常d₁≤2hn孔隙的体积较小，对应的孔隙度相对较小，且因此项可忽略，记式中μ为比例系数，0<μ≤1，将式(8)简化为：

步骤S9：在实际储层条件下，有效吸附的孔隙应为饱含油的孔隙，即在进行储层评价时，吸附量表达式为：

式中，S_o为含油饱和度，％。

3.一种采用权利要求1或2所述方法建立的页岩油吸附量与可动量评价模型。

4.一种如权利要求3所述页岩油吸附量与可动量评价模型的应用方法，其特征在于，包括以下步骤：

同时对多个样品进行低温氮气吸附/解吸和烃蒸汽吸附测试，结合分子动力学模拟分析结果，通过多元线性回归标定出系数k和β的最优解，将k和β反代入吸附量和可动量表达式，计算出烃吸附量、可动量和烃赋存总量。

5.根据权利要求4所述页岩油吸附量与可动量评价模型的应用方法，其特征在于，建立烃吸附量Q_a、烃赋存总量Q_t与孔隙度/视密度之间的关系，针对某一单井，通过测井数据计算孔隙度和含油饱和度在储层纵向上的分布，然后计算烃吸附量、可动量及其百分比例。