CN107238692A - 页岩油有利岩石类型的确定方法和装置 - Google Patents

Abstract

本申请实施方式提供了一种页岩油有利岩石类型的确定方法和装置，其中，该方法包括以下步骤：获取目标区域的细粒沉积岩样品；分别确定细粒沉积岩样品的粒度类型、层理类型、有机质含量特征、有机质类型、有机质分布类型、成熟度；根据细粒沉积岩样品的粒度类型、层理类型、有机质含量特征、有机质类型、有机质分布类型、成熟度，确定细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型。由于本方案通过对细粒沉积岩进行全面综合分析，获取多组类型特征，进而确定细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型。解决了现有的页岩油有利岩石类型的确定方法中存在的由于缺少多种样品的地质特征，导致确定页岩油有利岩石类型的准确性差的技术问题。

Description

页岩油有利岩石类型的确定方法和装置

技术领域

本申请涉及油气勘探技术领域，特别涉及一种页岩油有利岩石类型的确定方法和装置。

背景技术

近年来，非常规油气勘探越来越受到人们的重视。尤其是针对致密气、致密油、页岩油和页岩气的勘探研究，逐渐成为了人们关注的一个话题。

具体施工时，为了指导确定页岩油、页岩气富集的有利区，一般需要对目标区域的细粒沉积岩样品进行类型划分。进而可以以细粒沉积岩样品的类型划分结果作为参考，指导对目标区域进行进一步的勘探，以确定目标区域是否是页岩油、页岩气富集的有利区。

目前，对于如何研究分析细粒沉积岩样品，确定上述样品的类型，还没有形成一个完整、统一的方法。且分析细粒沉积岩时，现有的页岩油有利岩石类型的确定方法往往只局限于区分粉砂岩、泥岩等特征。实际上，看似均质的厚层泥岩或者粉砂岩往往会具有极强的非均质性，并且不仅其矿物含量变化频繁，有机质形态与含量也存在旋回变化。可见细粒沉积岩中蕴含着沉积来源、沉积输入模式、沉积速率、沉积完整性以及水体演化等信息。但是，现有的页岩油有利岩石类型的确定方法常常由于缺少对细粒沉积岩样品进行系统、准确、全面的分类和分析，因此具体实施时，往往存在由于不能全面、有效地获取细粒沉积岩样品中的地质特征，导致确定页岩油有利岩石类型不准确的技术问题。

针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。

发明内容

本申请实施方式提供了一种页岩油有利岩石类型的确定方法，以解决现有方法中存在的确定页岩油有利岩石类型不准确的技术问题。

本申请实施方式提供了一种页岩油有利岩石类型的确定方法，包括：

获取目标区域的细粒沉积岩样品；

根据所述细粒沉积岩样品的砂含量、粘土含量，确定所述细粒沉积岩样品的粒度类型；

根据所述细粒沉积岩样品的纹层形态，确定所述细粒沉积岩样品的层理类型；

根据所述细粒沉积岩样品的有机质含量，确定所述细粒沉积岩样品的有机质含量特征；

通过镜下干酪根显微组分，确定所述细粒沉积岩样品的有机质类型：

根据所述细粒沉积岩样品的有机质分布状态，确定所述细粒沉积岩样品的有机质分布类型；

确定所述细粒沉积岩样品的成熟度；

根据所述细粒沉积岩样品的粒度类型、层理类型、有机质含量特征、有机质类型、有机质分布类型、成熟度，确定所述细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型。

在一个实施方式中，在确定所述细粒沉积岩样品为所述页岩油有利岩石类型后，所述方法还包括：

对所述目标区域进行页岩油勘探。

在一个实施方式中，所述细粒沉积岩样品包括以下至少之一：

露头的细粒沉积岩样品、岩屑的细粒沉积岩样品、岩心的细粒沉积岩样品。

在一个实施方式中，根据所述细粒沉积岩样品的砂含量、粘土含量，确定所述细粒沉积岩样品的粒度特征，包括：

将砂含量大于25％的细粒沉积岩样品确定为非泥岩；

将砂含量小于等于25％，粘土含量大于等于2/3的细粒沉积岩样品确定为细粒泥岩；

将砂含量小于等于25％，粘土含量大于等于1/3且小于2/3的细粒沉积岩样品确定为中粒泥岩；

将砂含量小于等于25％，粘土含量小于1/3的细粒沉积岩样品确定为粗粒泥岩。

在一个实施方式中，根据所述细粒沉积岩样品的纹层形态，确定所述细粒沉积岩样品的层理类型，包括：

在所述细粒沉积岩样品的纹层中的线条为连续的情况下，将所述细粒沉积岩样品确定为层理连续型；

在所述细粒沉积岩样品的纹层中的线条为不连续的情况下，将所述细粒沉积岩样品确定为层理不连续型。

在一个实施方式中，根据所述细粒沉积岩样品的有机质含量，确定所述细粒沉积岩样品的有机质含量特征，包括：

在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量小于0.5％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为贫有机质；

在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于0.5％且小于2％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为低有机质；

在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于2％且小于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为高有机质；

在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为富有机质。

在一个实施方式中，通过镜下干酪根显微组分，确定所述细粒沉积岩样品的有机质类型，包括：

通过镜下干扰和显微组分，获得所述细粒沉积岩样品的有机质类型分析数据；

根据所述有机质类型分析数据，确定所述细粒沉积岩样品的有机质类型为以下中的一种：I型、II型、III型。

在一个实施方式中，根据所述细粒沉积岩样品的有机质分布状态，确定所述细粒沉积岩样品的有机质分布类型，包括：

通过以下方式中的至少之一确定所述细粒沉积岩样品的有机质分布状态：显微镜与能谱分析、扫描电镜与能谱分析、CT分析、Qemscan矿物组成分析系统分析；

根据所述有机质分布状态，将所述细粒沉积岩样品的有机质分布类型确定为以下中的一种：分散状、准层状、层状。

在一个实施方式中，根据所述细粒沉积岩样品的粒度类型、层理类型、有机质含量特征、有机质类型、有机质分布类型、成熟度，确定所述细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型，包括：

将符合以下要求的细粒沉积岩确定为页岩油有利岩石类型：

粒度类型为中粒泥岩或粗粒泥岩，层理类型为层理不连续型，有机质含量特征为高有机质或富有机质，有机质类型为I型或II型，有机质分布类型为准层状，成熟度大于等于0.8％且小于等于1.3％。

基于相同的发明构思，本申请实施方式还提供了一种页岩油有利岩石类型的确定装置，包括：

获取模块，用于获取目标区域的细粒沉积岩样品；

第一确定模块，用于根据所述细粒沉积岩样品的砂含量、粘土含量，确定所述细粒沉积岩样品的粒度类型；

第二确定模块，用于根据所述细粒沉积岩样品的纹层形态，确定所述细粒沉积岩样品的层理类型；

第三确定模块，用于根据所述细粒沉积岩样品的有机质含量，确定所述细粒沉积岩样品的有机质含量特征；

第四确定模块，用于通过镜下干酪根显微组分，确定所述细粒沉积岩样品的有机质类型：

第五确定模块，用于根据所述细粒沉积岩样品的有机质分布状态，确定所述细粒沉积岩样品的有机质分布类型；

第六确定模块，用于确定所述细粒沉积岩样品的成熟度；

第七确定模块，用于根据所述细粒沉积岩样品的粒度类型、层理类型、有机质含量特征、有机质类型、有机质分布类型、成熟度，确定所述细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型。

在一个实施方式中，所述装置还包括：

勘探模块，用于在确定目标区域的细粒沉积岩样品为页岩油有利岩石类型的情况下，对所述目标区域进行页岩油勘探。

在一个实施方式中，所述第三确定模块包括：

第一确定单元，用于确定所述细粒沉积岩样品中有机碳含量；

第二确定单元，用于在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量小于0.5％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为贫有机质；在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于0.5％且小于2％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为低有机质；在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于2％且小于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为高有机质；在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为富有机质。

在本申请实施方式中，通过对细粒沉积岩样品进行全面系统的分类，得到多组分类特征，尤其是获取了细粒沉积岩样品中有机质含量特征，进而根据多组分类特征确定细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型。从而解决了现有的有页岩油有利岩石类型的确定方法中存在的由于不能全面地获取细粒沉积岩样品中的地质特征，导致确定页岩油有利岩石类型不准确的技术问题，达到了准确确定目标区域的细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型的技术效果。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是根据本申请实施方式的页岩油有利岩石类型的确定方法的处理流程图；

图2是根据本申请实施方式的页岩油有利岩石类型的确定方法中的细粒沉积岩的粒度类型示意图；

图3是根据本申请实施方式的页岩油有利岩石类型的确定方法中的细粒沉积岩的层理类型示意图；

图4是根据本申请实施方式的页岩油有利岩石类型的确定方法中的细粒沉积岩的矿物组成示意图；

图5是根据本申请实施方式的页岩油有利岩石类型的确定装置的组成结构图；

图6是应用本申请实施方式提供的页岩油有利岩石类型的确定方法/装置的步骤示意图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。

考虑到现有的页岩油(或页岩气)有利岩石类型的确定方法具体实施时，没有一套完整、系统地分析研究细粒沉积岩样品中所蕴藏的地质信息；对于细粒沉积岩样品的分析常常仅局限于区分粉砂岩、泥岩等基本特征，缺少对细粒沉积岩样品所包含的信息的进行深入的分析。因此，导致现有的页岩油有利岩石类型的确定方法具体实施时，往往存在不能全面地获取细粒沉积岩样品中的地质特征，进而导致无法准确确定细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型的技术问题。针对产生上述技术问题的根本原因，本申请考虑可以引入一套完整、系统的细粒沉积岩样品的分析分类方法，尤其是对细粒沉积岩样品中有机质含量特征进行具体划分、确定，进而可以深入地挖掘、获取细粒沉积岩样品中所包含的地质信息，对细粒沉积岩样品进行准确地分类，以为页岩油有利区的确定提供参考依据。从而解决了现有的页岩油有利岩石类型的确定方法中存在的不能有效、全面获取细粒沉积岩样品的地质特征，导致确定页岩油有利岩石类型不准确的技术问题，达到准确确定目标区域的细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型的技术效果。

基于上述思考思路，本申请实施方式提供了一种页岩油有利岩石类型的确定方法。具体请参阅图1的根据本申请实施方式的页岩油有利岩石类型的确定方法的处理流程图。本申请实施方式提供的页岩油有利岩石的确定方法，具体可以包括以下步骤。

步骤S101：获取目标区域的细粒沉积岩样品。

在一个实施方式中，为了从目标区域中获取符合要求的细粒沉积岩样品，具体实施时，可以将目标区域中的露头的细粒沉积岩样品、岩屑的细粒沉积岩样品、岩心的细粒沉积岩样品中的一个或多个作为上述目标区域的细粒沉积岩样品。具体选择哪一个或多个作为目标区域的细粒沉积岩样品，可以根据具体情况和施工要求确定。在获取到上述样品后，可以将上述样品制作成：岩石薄片(5cm×2cm×0.3mm)，和/或，扫描电镜块样(1cm×1cm×0.5cm)以备后续步骤分析使用。

步骤S102：根据所述细粒沉积岩样品的砂含量、粘土含量，确定所述细粒沉积岩样品的粒度类型。

在一个实施方式中，为了准确地确定细粒沉积岩样品的粒度类型，具体实施时，可以通过显微镜观察并统计上述样品中的砂含量、粘土含量、粒度大小等，进而确定细粒沉积岩样品的粒度类型。其中，粒度类型为：中粒泥岩，和/或，粗粒泥岩的细粒沉积岩样品可能为页岩油有利岩石类型。具体实施时，可以参阅图2的根据本申请实施方式的页岩油有利岩石类型的确定方法中的细粒沉积岩的粒度类型示意图，按照以下方式执行：

S102-1：将砂含量大于25％的细粒沉积岩样品确定为非泥岩；

S102-2：将砂含量小于等于25％，粘土含量大于等于2/3的细粒沉积岩样品确定为细粒泥岩；

S102-3：将砂含量小于等于25％，粘土含量大于等于1/3且小于2/3的细粒沉积岩样品确定为中粒泥岩；

S102-4：将砂含量小于等于25％，粘土含量小于1/3的细粒沉积岩样品确定为粗粒泥岩。

在本实施方式中，需要说明的是，在具体统计时，根据粒度大小确定粒度类型，即确定粒度所表征的是砂还是粘土。具体实施时，可以将大于63微米的粒度认为是砂，将大于等于4微米且小于63微米的粒度认为是粉砂，将小于4微米的粒度认为是粘土。

步骤S103：根据所述细粒沉积岩样品的纹层形态，确定所述细粒沉积岩样品的层理类型。

在一个实施方式中，通过确定细粒沉积岩样品的层理类型可以确定细粒沉积岩样品沉积环境，从而可以确定是否是页岩油生成环境，以确定上述样品是否为页岩油有利岩石类型。其中，层理类型为层理不连续型的细粒沉积岩样品可能为页岩油有利岩石类型。具体实施时，为了确定上述样品的层理类型，可以观察细粒沉积岩样品的纹层形态，并根据所述细粒沉积岩样品的纹层形态，确定所述细粒沉积岩样品的层理类型。请参阅图3的根据本申请实施方式的页岩油有利岩石类型的确定方法中的细粒沉积岩的层理类型示意图，具体可以包括：在所述细粒沉积岩样品的纹层中的线条为连续的情况下，将所述细粒沉积岩样品确定为层理连续型；在所述细粒沉积岩样品的纹层中的线条为不连续的情况下，将所述细粒沉积岩样品确定为层理不连续型。

在一个实施方式中，为了更加精确地确定样品的沉积环境，以确定具体的层理类型时，在根据纹层中的线条的是否连续的特征，确定层理类型为连续或不连续外，还可以结合纹层形态中的其他特征更加精确地确定可能为页岩油有利岩石类型的层理类型。具体的：可以根据纹层中的线条样式特征，将细粒沉积岩样品的层理类型再细分为：波状、弧形、平直形，其中，平直形的细粒沉积岩样品可能为页岩油有利岩石类型；也可以根据纹层中线条之间的关系特征，将细粒沉积岩样品的层理类型再细分为：平行、不平行，其中，纹层中线条平行的细粒沉积岩样品可能为页岩油有利岩石类型；还可以通过岩石观察，根据生物扰动特征，将细粒沉积岩样品再细分为：无生物扰动、轻微生物扰动、弱生物扰动、中等生物扰动、强烈生物扰动、搅乱，其中，无生物扰动、轻微生物扰动、弱生物扰动的细粒沉积岩样品可能为页岩油有利岩石类型。具体如何根据生我扰动情况进行分类可以参阅表1进行划分。

表1生物扰动级别

生物扰动指数(BI)	生物扰动级别	描述
			0	无生物扰动	未见洞穴，保留所有原始沉积构造
1	轻微生物扰动	层组连续，仅少量洞穴
			2	弱生物扰动	层组不连续，有一些洞穴
3	中等生物扰动	残留层，常见洞穴，可识别单个洞穴
			4	强烈生物扰动	较少连续层，洞穴丰富，有些洞穴明显
5	搅乱	没有残留层，完全均一，很难识别单个洞穴

在一个实施方式中，需要说明的是，具体实施时在确定细粒沉积岩样品的层理类型为层理不连续型的情况，为了进一步确定细粒沉积岩样品的层理类型是否符合页岩油有利岩石类型，可以再结合根据上述的纹层中的线条样式特征、纹层中线条之间的关系特征、生物扰动特征中的一个或多个组合来确定细粒沉积岩样品的层理类型。例如，可以结合上述所有特征，确定出层理不连续、纹层中线条为平直形、纹层中多条线条之间平行、生物扰动特征为无生物扰动(或轻微生物扰动或弱生物扰动)的细粒沉积岩样品为可能的页岩油有利岩石类型。对于根据其他特征组合，确定符合页岩油有利岩石类型的层理类型，可以参照本实施方式进行设计。对此，本申请不再赘述。

步骤S104：根据所述细粒沉积岩样品的有机质含量，确定所述细粒沉积岩样品的有机质含量特征。

在一个实施方式中，为了确定细粒沉积岩样品的有机质含量特征，具体实施时可以先通过生油岩生烃潜力评价仪或者碳硫仪确定细粒沉积岩样品中有机质含量，即确定总有机碳含量(TOC)；再按照以下方式确定有机质含量特征。其中，有机质含量特征为高有机质或富有机质的细粒沉积岩样品可能为页岩油有利岩石类型。

S104-1：在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量小于0.5％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为贫有机质；

S104-2：在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于0.5％且小于2％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为低有机质；

S104-3：在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于2％且小于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为高有机质；

S104-4：在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为富有机质。

在本实施方式中，总有机碳含量对于确定上述样品是否为页岩油有利岩石类型的影响非常大，为了更加细致、准确地确定符合页岩油有利岩石类型的有机质含量特征，因此设计了上述的有机质含量特征的确定方法。

在一个实施方式中，除了应用上述方法准确地确定有机质含量特征外，还可以利用下面的方法，对细粒沉积岩样品的有机质含量特征进行简单的确定：观察细粒沉积岩样品的颜色，将颜色为黑色或暗黑色细粒沉积岩样品确定为有机质特征可能符合页岩油有利岩石类型的样品。需要说明的是，通过颜色确定有机质含量特征的方法只是一种简易但不精确的确定方法。具体实施时，可以将通过有机质含量确定有机质含量特征、通过颜色确定有机质含量特征结合使用，达到高效、准确确定有机质含量的效果。例如，可以先通过颜色进行初筛，即，认为颜色为黑色或暗黑色的细粒沉积岩样品为可能符合页岩油有利岩石类型的样品；只对颜色为黑色或暗黑色的细粒沉积岩样品进行总有机碳含量的确定；根据总有机碳含量再确定样品的有机质含量特征。如此，可以避免对颜色不是黑色或暗黑色的样品进行总有机碳含量和后续有机质含量特征的确定，简化了处理步骤，提高了施工效率。

步骤S105：通过镜下干扰和显微组分，确定所述细粒沉积岩样品的有机质类型。

在一个实施方式中，为了准确地确定细粒沉积岩样品具体的有机质类型，具体实施时可以结合表2，按照以下方式执行。即按照常规元素测定、干酪根显微组分分析或者热解图版确定有机质类型为I型、II型和III型。其中，有机质类型为I，和/或，II型的细粒沉积岩样品可能为页岩油有利岩石类型。

S105-1：通过镜下干酪根显微组分，获得所述细粒沉积岩样品的有机质类型分析数据；

S105-2：根据所述有机质类型分析数据，确定所述细粒沉积岩样品的有机质类型为以下中的一种：I型、II型、III型。(其中，上述II型包括：ΙΙ₁和ΙΙ₂)

表2有机质类型划分标准

步骤S106：根据所述细粒沉积岩样品的有机质分布状态，确定所述细粒沉积岩样品的有机质分布类型。

在一个实施方式中，为了准确地确定细粒沉积岩样品的有机质分布类型，具体实施时，可以按照以下方式执行。其中，有机质分布类型为准层状的细粒沉积岩样品可能为页岩油有利岩石类型。

S106-1：通过以下方式中的至少之一确定所述细粒沉积岩样品的有机质分布状态：显微镜与能谱分析、扫描电镜与能谱分析、CT(Computed Tomography，电子计算机断层扫描)分析、Qemscan(Quantitative Evaluation of Minerals by SCANning electronmicroscopy，扫描电镜矿物定量评价)矿物组成分析系统分析；

S106-2：根据所述有机质分布状态，将所述细粒沉积岩样品的有机质分布类型确定为以下中的一种：分散状、准层状、层状。

在本实施方式中，需要说明的是，具体实施时，为了准确地确定细粒沉积岩样品的有机质分布形态，可以采用：显微镜与能谱分析、扫描电镜与能谱分析、CT分析、Qemscan矿物组成分析系统分析中的一种，也可以采用其中的多种组合来确定有机质分布形态。

步骤S107：确定所述细粒沉积岩样品的成熟度。

在一个实施方式中，为了准确地确定细粒沉积岩样品的成熟度，具体实施时，可以通过镜质体反射率，和/或，热解Tmax确定细粒沉积岩样品中的成熟度。其中，成熟度大于等于0.8％且小于等于1％的细粒沉积岩样品可能为页岩油有利岩石类型。

步骤S108：根据所述细粒沉积岩样品的粒度类型、层理类型、有机质含量特征、有机质类型、有机质分布类型、成熟度，确定所述细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型。

在本实施方式中，所述页岩油有利岩石类型具体可以是具有较大几率存储有页岩油的区域所对应的岩石类型。具体地，例如，可以通过判断某区域的岩石属于页岩油有利岩石类型，进而可以认为该岩石的所属区域具有较大的几率存储有页岩油，可以针对该区域进行具体的页岩油勘探。

在一个实施方式中，在确定细粒沉积岩样品的粒度类型、层理类型、有机质含量特征、有机质类型、有机质分布类型、成熟度后，为准确地确定所述细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型，具体实施时可以按照以下方式执行：将符合以下要求的细粒沉积岩确定为页岩油有利岩石类型：粒度类型为中粒泥岩或粗粒泥岩，层理类型为层理不连续型，有机质含量特征为高有机质或富有机质，有机质类型为I型或II型，有机质分布类型为准层状，成熟度大于等于0.8％且小于等于1.3％。

在一个实施方式中，为了确定页岩油有利区，在确定目标区域的细粒沉积岩样品为所述页岩油有利岩石类型后，所述方法还可以包括：对所述目标区域进行页岩油勘探。具体实施时，可以以目标区域的细粒沉积岩样品为页岩油有利岩石类型作为参考依据，进而可以进一步分析、确认获取该细粒沉积岩样品的目标区域是否页岩油有利区，以对目标区域进行具体的页岩油勘探或开发。

在本申请实施例中，相较于现有方法，通过引入完整、系统的细粒沉积岩的分析、分类方法，尤其是引入了一套更为准确的细粒沉积岩样品有机质含量特征的确定方法，充分地分析、利用了细粒沉积岩样品所携带的地质信息，进而可以对细粒沉积岩样品进行分类，确定样品是否是页岩油有利岩石类型。从而解决了现有的页岩油有利岩石确定方法中存在的不能充分获取、利用细粒沉积岩样品的地质特征，导致确定页岩油有利岩石的准确度差的技术问题，达到了准确确定目标区域的细粒沉积岩是否为页岩油有利岩石类型的技术效果。

在一个实施方式中，为了更加准确地确定目标区域的细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型，在利用上述方法对细粒沉积岩样品的多个地质特征进行分析确定外，还可以在上述分析确定的基础上，结合矿物组成及与有机物的接触关系对细粒沉积岩样品进行更加精确地分类确定。具体的可以参阅图4的根据本申请实施方式的页岩油有利岩石类型的确定方法中的细粒沉积岩的矿物组成示意图，按照以下方式执行：通过薄片观察或者通过X射线衍射定量分析细粒沉积岩样品的矿物组成与含量特征，即确定矿物组成；根据细粒沉积岩样品的无机矿物与有机物的接触关系将样品分成：层状接触、准层状接触、分散接触。具体可以通过显微镜与能谱分析、阴极发光与能谱分析、扫描电镜与能谱分析、CT分析或者Qemscan矿物组成分析系统确定矿物接触关系。

从以上的描述中，可以看出，本申请实施方式提供的页岩油有利岩石类型的确定方法，通过引入全面、系统的细粒沉积岩样品的分析、分类方法，尤其是引入了一套更为准确的细粒沉积岩样品有机质含量特征的确定方法，充分地获取、利用了细粒沉积岩样品的地质特征；进而可以根据样品的多组地质特征确定样品是否为页岩油有利岩石类型。解决了现有的页岩油有利岩石类型的确定方法中存在的不能充分获取并利用细粒沉积岩样品的地质特征，导致确定页岩油有利岩石类型的准确度差的技术问题，达到了准确确定目标区域的细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型的技术效果。通过引入了更加准确可靠的有机质特征含量分类标准，提高了确定细粒沉积岩样品有机质含量特征的准确度。还通过综合利用显微镜、扫描电镜、CT以及Qemscan矿物组成分析系统，达到提高确定页岩油有利岩石类型的准确度的技术效果。

基于同一发明构思，本发明实施方式中还提供了一种页岩油有利岩石类型的确定装置，如下面的实施方式所述。由于装置解决问题的原理与页岩油有利岩石类型的确定方法相似，因此页岩油有利岩石类型的确定装置的实施可以参见页岩油有利岩石类型的确定方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。请参阅图5，是本申请实施方式的页岩油有利岩石类型的确定装置的一种组成结构图，该装置可以包括：获取模块501、第一确定模块502、第二确定模块503、第三确定模块504、第四确定模块505、第五定模块506、第六确定模块507、第七确定模块508。下面对各个模块进行具体说明。

获取模块501，具体可以用于获取目标区域的细粒沉积岩样品；

第一确定模块502，具体可以用于根据所述细粒沉积岩样品的砂含量、粘土含量，确定所述细粒沉积岩样品的粒度类型；

第二确定模块503，具体可以用于根据所述细粒沉积岩样品的纹层形态，确定所述细粒沉积岩样品的层理类型；

第三确定模块504，具体可以用于根据所述细粒沉积岩样品的有机质含量，确定所述细粒沉积岩样品的有机质含量特征；

第四确定模块505，具体可以用于通过镜下干酪根显微组分，确定所述细粒沉积岩样品的有机质类型：

第五确定模块506，具体可以用于根据所述细粒沉积岩样品的有机质分布状态，确定所述细粒沉积岩样品的有机质分布类型；

第六确定模块507，具体可以用于确定所述细粒沉积岩样品的成熟度；

第七确定模块508，具体可以用于根据所述细粒沉积岩样品的粒度类型、层理类型、有机质含量特征、有机质类型、有机质分布类型、成熟度，确定所述细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型。

在一个实施方式中，为了准确地确定出细粒沉积岩样品的有机质含量特征，所述第三确定模块504具体可以包括：第一确定单元和第二确定单元，其中，

第一确定单元，具体可以用于确定所述细粒沉积岩样品中有机碳含量；

第二确定单元，具体可以用于在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量小于0.5％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为贫有机质；在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于0.5％且小于2％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为低有机质；在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于2％且小于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为高有机质；在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为富有机质。

在一个实施方式中，为了准确地确定出目标区域的细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型，具体实施时，上述第七确定模块508可以将符合以下要求的细粒沉积岩确定为页岩油有利岩石类型：粒度类型为中粒泥页岩或粗粒泥页岩，层理类型为层理不连续型，有机质含量特征为高有机质或富有机质，有机质类型为I型或II型，有机质分布类型为准层状，成熟度大于等于0.8％且小于等于1.3％。

在一个实施方式中，在确定目标区域的细粒沉积岩样品为页岩油有利岩石类型后，为了对目标区域进行进一步的处理，所述装置还可以包括：勘探模块，具体可以用于在确定目标区域的细粒沉积岩样品为页岩油有利岩石类型的情况下，对所述目标区域进行页岩油勘探。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。

需要说明的是，上述实施方式阐明的系统、装置、模块或单元，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，在本说明书中，描述以上装置时以功能分为各种单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各单元的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。

此外，在本说明书中，诸如第一和第二这样的形容词仅可以用于将一个元素或动作与另一元素或动作进行区分，而不必要求或暗示任何实际的这种关系或顺序。在环境允许的情况下，参照元素或部件或步骤(等)不应解释为局限于仅元素、部件、或步骤中的一个，而可以是元素、部件、或步骤中的一个或多个等。

从以上的描述中，可以看出，本申请实施方式提供的页岩油有利岩石类型的确定装置，通过引入全面、系统的细粒沉积岩样品的分析、分类方法，尤其是引入了一套更为准确的细粒沉积岩样品有机质含量特征的确定方法，充分地获取、利用了细粒沉积岩样品的地质特征；进而可以根据样品的多组地质特征确定样品是否为页岩油有利岩石类型。解决了现有的页岩油有利岩石类型的确定方法中存在的不能充分获取并利用细粒沉积岩样品的地质特征，导致确定页岩油有利岩石类型的准确度差的技术问题，达到了准确确定目标区域的细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型的技术效果。通过引入了更加准确可靠的有机质特征含量分类标准，提高了确定细粒沉积岩样品有机质含量特征的准确度。还通过综合利用显微镜、扫描电镜、CT以及Qemscan矿物组成分析系统，达到提高确定页岩油有利岩石类型的准确度的技术效果。

在一个具体实施场景中，应用本申请提供的页岩油有利岩石类型的确定方法/装置对某地区的细粒沉积岩样品进行分析确定。具体实施可以参阅图6的步骤示意图。

步骤S0001：获取细粒沉积岩地质材料。

在本实施方式中，所述细粒沉积岩地质材料即为上述目标区域的细粒沉积岩样品，其中，上述地质材料可以包括露头、岩屑或岩心样品。

步骤S0002：描述岩石粒度。

在显微镜下面观察细粒沉积岩地质材料的粒度，并统计：细粒沉积岩中砂含量小于25％，粘土含量≥2/3称为细、1/3≤粘土含量<2/3称为中、粘土含量≤1/3称为粗。其中，>63μm称砂、4μm≤粒度<63μm称粉砂、粒度<4μm称粘土。细粒岩中的粗、中、细分布区。

步骤S0003：描述地质材料的层理。

所述地质材料的层理包括：连续性、形态、几何样式和生物扰动级别四个方面的信息，其中，

连续性是纹层中线条的连续性，包括：连续型、不连续型；

形态是纹层中线条的样式，包括：波状、弧形、平直等；

几何样式是指纹层中线条之间的相互关系，包括：平行、不平行。

生物扰动级别是通过岩石观察描述进行划分确定的，包括：无生物扰动、轻微生物扰动、弱生物扰动、中等生物扰动、中等生物扰动、强烈生物扰动和搅乱6个级别。

步骤S0004：确定有机质含量。

确定有机质含量，进而可以确定有机质含量特征：总有机碳含量(TOC)<0.5％称贫有机质，0.5％≤TOC<2％称为低有机质，2％≤TOC<6％称为高有机质，6％≤TOC称为富有机质。

步骤S0005：确定有机质类型与成熟度。

确定有机质类型：按照常规元素测定、干酪根显微组分分析或者热解图版确定类型为I型、II型和III型；

确定成熟度：通过镜质体反射率或热解Tmax获得细粒沉积岩地质材料的成熟度。

步骤S0006：确定有机质分布类型。

上述有机质分布类型可以包括：分散、准层状、层状。

步骤S0007：确定矿物组成及与有机质接触关系。

矿物组成定量确定方法具体可以通过薄片观察描述或者通过X射线衍射定量分析矿物组成与含量；无机矿物与有机质接触关系可以分为：层状接触、准层状接触和分散接触，具体实施时可以通过显微镜与能谱分析、阴极发光与能谱分析、扫描电镜与能谱分析、CT分析或者Qemscan矿物组成分析系统确定矿物接触关系。

步骤S0008：确定细粒岩地质材料名称并优选页岩油有利岩石类型。

综合考虑上述步骤的分析确定结果，确定细粒沉积岩石的名称为：有机质含量+矿物类型+泥(页)岩，优选页岩油有利岩石类型为：中粗粒、非连续纹层状、高有机质、I-II型、Ro为0.8-1.3％，有机质准连续性分布、粘土矿物含量小于60％的目标区域的细粒沉积岩地质材料。并以这一结论作为指导，对该目标地区进行进一步勘探研究，以确定该目标地区是否为页岩油有利区。

在本实施方式中，需要补充的是为了能够很好地实现上述步骤，具体实施时可以通过以下装置/设备执行。

样品制作装置，具体可以用于获取详细获取地质材料信息开展分析所用的样品。其中，样品具体可以包括岩石薄片(5cm×2cm×0.3mm)、扫描电镜块样(1cm×1cm×0.5cm)。

样品观察装置，具体可以用于获取细粒沉积岩精细信息。其中，样品观察装置具体可以包括：显微镜、扫描电镜、CT以及Qemscan矿物组成分析系统。

有机质定量确定装置，具体可以用于测定细粒岩中有机质质量百分数。具体实施时，上述有机质定量确定装置所使用设备为生油岩生烃潜力评价仪或者碳硫仪。

无机矿物定量装置，具体可以用于确定细粒岩中无机矿物组成。具体实施时，可以使用X射线衍射分析仪、显微镜与能谱分析、阴极发光与能谱分析、扫描电镜与能谱分析等任意一个或多个组合实现对细粒沉积岩中无机矿物组成的确定。

通过上述场景示例，验证了应用本申请实施方式提供的页岩油有利岩石类型的确定方法和装置确实可以解决现有的页岩油有利岩石类型的确定方法中存在的不能充分获取并利用细粒沉积岩样品的地质特征，确定页岩油有利岩石类型的准确度差的技术问题，达到准确确定目标区域的细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型的技术效果。此外，通过具体实践也说明了本申请实施方式提供的油气带的确定方法和装置具体操作时操作简单、符合实际，实用性强、描述全面。相比传统的盲目采样，更全面，更具有实用性和合理性，既考虑了细粒岩描述的沉积学法则，也满足了非常规有利区优选的客观需求。

尽管本申请内容中提到不同的具体实施方式，但是，本申请并不局限于必须是行业标准或实施例所描述的情况等，某些行业标准或者使用自定义方式或实施例描述的实施基础上略加修改后的实施方案也可以实现上述实施例相同、等同或相近、或变形后可预料的实施效果。应用这些修改或变形后的数据获取、处理、输出、判断方式等的实施例，仍然可以属于本申请的可选实施方案范围之内。

虽然本申请提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或客户端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。

上述实施例阐明的装置或模块等，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个模块或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。

本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内部包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。

本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构、类等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。

通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，移动终端，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。

本说明书中的各个实施例采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。

虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的权利要求包括这些变形和变化而不脱离本申请。

Claims (12)

1.一种页岩油有利岩石类型的确定方法，其特征在于，包括：

获取目标区域的细粒沉积岩样品；

根据所述细粒沉积岩样品的砂含量、粘土含量，确定所述细粒沉积岩样品的粒度类型；

根据所述细粒沉积岩样品的纹层形态，确定所述细粒沉积岩样品的层理类型；

根据所述细粒沉积岩样品的有机质含量，确定所述细粒沉积岩样品的有机质含量特征；

通过镜下干酪根显微组分，确定所述细粒沉积岩样品的有机质类型：

根据所述细粒沉积岩样品的有机质分布状态，确定所述细粒沉积岩样品的有机质分布类型；

确定所述细粒沉积岩样品的成熟度；

根据所述细粒沉积岩样品的粒度类型、层理类型、有机质含量特征、有机质类型、有机质分布类型、成熟度，确定所述细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在确定所述细粒沉积岩样品为所述页岩油有利岩石类型后，所述方法还包括：

对所述目标区域进行页岩油勘探。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述细粒沉积岩样品包括以下至少之一：

露头的细粒沉积岩样品、岩屑的细粒沉积岩样品、岩心的细粒沉积岩样品。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述细粒沉积岩样品的砂含量、粘土含量，确定所述细粒沉积岩样品的粒度特征，包括：

将砂含量大于25％的细粒沉积岩样品确定为非泥岩；

将砂含量小于等于25％，粘土含量大于等于2/3的细粒沉积岩样品确定为细粒泥岩；

将砂含量小于等于25％，粘土含量大于等于1/3且小于2/3的细粒沉积岩样品确定为中粒泥岩；

将砂含量小于等于25％，粘土含量小于1/3的细粒沉积岩样品确定为粗粒泥岩。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述细粒沉积岩样品的纹层形态，确定所述细粒沉积岩样品的层理类型，包括：

在所述细粒沉积岩样品的纹层中的线条为连续的情况下，将所述细粒沉积岩样品确定为层理连续型；

在所述细粒沉积岩样品的纹层中的线条为不连续的情况下，将所述细粒沉积岩样品确定为层理不连续型。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述细粒沉积岩样品的有机质含量，确定所述细粒沉积岩样品的有机质含量特征，包括：

在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量小于0.5％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为贫有机质；

在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于0.5％且小于2％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为低有机质；

在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于2％且小于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为高有机质；

在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为富有机质。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，通过镜下干酪根显微组分，确定所述细粒沉积岩样品的有机质类型，包括：

通过镜下干酪根显微组分，获得所述细粒沉积岩样品的有机质类型分析数据；

根据所述有机质类型分析数据，确定所述细粒沉积岩样品的有机质类型为以下中的一种：I型、II型、III型。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述细粒沉积岩样品的有机质分布状态，确定所述细粒沉积岩样品的有机质分布类型，包括：

通过以下方式中的至少之一确定所述细粒沉积岩样品的有机质分布状态：显微镜与能谱分析、扫描电镜与能谱分析、CT分析、Qemscan矿物组成分析系统分析；

根据所述有机质分布状态，将所述细粒沉积岩样品的有机质分布类型确定为以下中的一种：分散状、准层状、层状。

9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述细粒沉积岩样品的粒度类型、层理类型、有机质含量特征、有机质类型、有机质分布类型、成熟度，确定所述细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型，包括：

将符合以下要求的细粒沉积岩确定为页岩油有利岩石类型：

粒度类型为中粒泥岩或粗粒泥岩，层理类型为层理不连续型，有机质含量特征为高有机质或富有机质，有机质类型为I型或II型，有机质分布类型为准层状，成熟度大于等于0.8％且小于等于1.3％。

10.一种页岩油有利岩石类型的确定装置，其特征在于，包括：

获取模块，用于获取目标区域的细粒沉积岩样品；

第一确定模块，用于根据所述细粒沉积岩样品的砂含量、粘土含量，确定所述细粒沉积岩样品的粒度类型；

第二确定模块，用于根据所述细粒沉积岩样品的纹层形态，确定所述细粒沉积岩样品的层理类型；

第三确定模块，用于根据所述细粒沉积岩样品的有机质含量，确定所述细粒沉积岩样品的有机质含量特征；

第四确定模块，用于通过镜下干扰和显微组分，确定所述细粒沉积岩样品的有机质类型：

第五确定模块，用于根据所述细粒沉积岩样品的有机质分布状态，确定所述细粒沉积岩样品的有机质分布类型；

第六确定模块，用于确定所述细粒沉积岩样品的成熟度；

第七确定模块，用于根据所述细粒沉积岩样品的粒度类型、层理类型、有机质含量特征、有机质类型、有机质分布类型、成熟度，确定所述细粒沉积岩样品是否为页岩油有利岩石类型。

11.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：

勘探模块，用于在确定目标区域的细粒沉积岩样品为页岩油有利岩石类型的情况下，对所述目标区域进行页岩油勘探。

12.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述第三确定模块包括：

第一确定单元，用于确定所述细粒沉积岩样品中有机碳含量；

第二确定单元，用于在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量小于0.5％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为贫有机质；在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于0.5％且小于2％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为低有机质；在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于2％且小于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为高有机质；在所述细粒沉积岩样品的有机碳含量大于等于6％的情况下，将所述细粒沉积岩样品的有机含量特征确定为富有机质。