CN111638317A - 一种大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法，该方法利用钻井常规取岩心及地质实验分析、保压密闭取心及冷冻样品含油量标定和测井技术相结合的方法，对泥页岩含油量恢复、纵向甜点层和平面甜点区进行评价；利用深度、Ro、干酪根、氯仿沥青“A”、游离油量、吸附油量、气油比等参数指标，建立陆相泥页岩油形成与演化评价模式，满足了泥页岩油勘探的需求。该方法评价在Ro1.1%～1.6%吸附油向游离油大量转化，是页岩油形成的最有利阶段，成熟和高成熟阶段页岩油是经典生油模式的1.5～3.5倍，指导松辽盆地页岩油“甜点”优选及勘探突破，有利勘探深度拓展到2600m、甜点区面积扩大1.2倍，奠定了大型淡水湖盆陆相泥页岩油大规模勘探的物质基础。
Description
技术领域
本发明涉及油田非常规油气勘探技术领域，尤其涉及一种大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法。
背景技术
页岩油在北美地区的突破带来了全球油气工业的新一轮技术革命，引导世界范围掀起了页岩油勘探开发热潮，全球泥页岩油技术可采储量可达4.86×1010t。中国在多个湖相盆地开展了泥页岩油勘探开发的探索，已在松辽、鄂尔多斯、渤海湾、南襄、准噶尔盆地等取得多口井工业油流及积极进展，展示了泥页岩油勘探开发的良好前景。泥页岩油形成与演化评价研究是为了解决页岩油形成及最佳时期的科学问题，是指导页岩油选层选区及勘探部署的重要依据。长期以来，国内一直把泥页岩当做烃源岩或者油气盖层而非储集层来研究，忽略了泥页岩油源储一体科学研究，松辽盆地大型淡水湖盆沉积演化的特殊性和复杂性对陆相页岩油勘探开发提出了挑战，迫切需要解决大型淡水湖盆陆相页岩油形成与演化评价问题。
有文献报道油气生成与演化评价方法，参见(1)杨万里等“松辽盆地陆相油气生成运移和聚集”(黑龙江省科学技术出版社，1985)；(2)李剑等“腐泥型烃源岩生排烃模拟实验与全过程生烃演化模式”(石油勘探与开发,2018年第3期)；(3)赵文智等“页岩油地下原位转化的内涵与战略地位”(石油勘探与开发，2018年第4期)，(4)邹才能等“页岩油形成机制、地质特征及发展对策”(石油勘探与开发，2013年第1期)；(5)Tissot,et al“Influence ofnature and diagenesis of organic matter in formation of petroleum.”(AAPGBull，1974)等。上述(1)根据松辽盆地质地球化学特征，建立了松辽盆陆相生油成烃模式，解决了常规油气的成因与烃类演化问题，指导了我国陆相常规油气的勘探，但对页岩油的形成与演化缺乏研究；上述(2)利用半开放体系生排烃模拟实验、封闭体系的黄金管生烃动力学模拟实验与开放体系的高温热解色谱质谱实验数据与实测数据，在经典生烃模式基础上，对烃源岩全过程生烃演化特征、排烃效率与滞留烃量、高过成熟阶段天然气来源及甲烷同系物裂解温度等问题开展了深入探讨,建立了烃源岩全过程生烃演化模式；上述(3)利用水平井地下页岩油原位电加热轻质化技术，研究认为陆相中低成熟度(Ro值小于1.0％)富有机质页岩中，滞留液态烃占总生油量最大比例约25％、未转化有机质达40％～100％,页岩油地下原位转化是新时期“进源找油”勘探的重大接替领域，对中国石油工业的长期稳定乃至跨越式发展都具有里程碑意义；上述(4)揭示了页岩孔隙演化和页岩油滞留聚集模式，储集空间、脆性指数、黏度、压力、滞留量等是页岩油“核心区”评价的关键；上述(5)建立了海相干酪根生烃模式，解决了常规海相油气的成因与烃类演化问题，指导了海相常规油气的勘探等。可见，上述方法用于海相油气、陆相常规油气形成与演化、陆相页岩油滞留模式和中低成熟度页岩原位改质研究等油气勘探，不能解决大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化、有效指导泥页岩油勘探的问题。
发明内容
本发明在于克服背景技术中存在的现有方法不能解决大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成演化、有效指导泥页岩油勘探的问题，而提供一种大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法。该大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法，对泥页岩含油量恢复、页岩油纵向甜点层和平面甜点区进行评价；建立陆相泥页岩油形成与演化评价模式，满足了泥页岩油勘探的需求。
本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：一种大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法，包括以下步骤：
1)将钻取的岩心按非常规油气地质实验进行配套采集样品，得到泥页岩储层地质实验样品；
2)将步骤1)得到的泥页岩储层地质实验样品，按相应标准进行岩石热解、有机碳、氯仿沥青“A”、镜质体反射率、干酪根、生排烃热模拟实验、原油物性等实验项目配套分析，得到泥页岩储层配套地质实验分析参数结果；
3)将步骤2)得到的泥页岩储层配套地质实验分析参数结果，利用生排烃热模拟实验生烃动力学分析和现场保压密闭取心及冷冻样品标定技术，得到不同成熟度(Ro)泥页岩油轻烃恢复曲线及系数，进行泥页岩储层含油量(热解S1)恢复，对无取岩心井段采用测井△logR方法计算并恢复，得到泥页岩储层含油量参数结果；
4)将步骤2)3)得到的泥页岩储层地质实验分析和恢复含油量参数结果，进行泥页岩油不同赋存状态页岩油定量，游离油量(mg/g)＝岩石热解S1，吸附油量(mg/g)＝氯仿沥青“A”-S1，固体有机质(干酪根)＝热解S2值-吸附油量，得到泥页岩油储层游离油量(mg/g)、吸附油量(mg/g)、干酪根(mg/g)参数结果；
5)将步骤2)3)4)得到的泥页岩储层地质实验分析参数结果，进行泥页岩油形成与演化地质实验评价，采用深度(m)、Ro(％)、干酪根(mg/g)、氯仿沥青“A”(％)、游离油量(mg/g)、吸附油量(mg/g)、页岩油密度(g/cm3)、气油比(cm3/cm3)参数指标关系，得到大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化模式，确定泥页岩油形成有利阶段。
本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：本发明提供了一种大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法，该方法利用泥页岩油勘探钻井常规取岩心及地质实验分析、保压密闭取心及冷冻样品标定和测井技术相结合的方法，对泥页岩油形成与演化特征评价，首次建立了大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化模式，弥补了经典干酪根生油模式推广到页岩油勘探的不足，页岩油形成的有利窗口Ro1.1％～1.6％，明确高成熟阶段陆相页岩油数量是经典生油模式的1.5～3.5倍，具有大规模聚集的物质基础，有效指导了松辽盆地陆相页岩油“甜点”优选及勘探突破，有利勘探深度下限拓展到2600m，含油量甜点面积由5800km2扩大到13000km2，奠定了大型淡水湖盆陆相泥页岩油大规模勘探的资源基础。
附图说明：
图1为本发明实施例1松辽盆地青山口组页抽提前后裂解烃对比图；
图2为本发明实施例1Syy1井不同放置时间泥页岩含油量损失及分子组分变化图；
图3为本发明实施例1青山口组泥页岩烃组分生成活化能分布及轻烃恢复曲线图；
图4为本发明实施例1Gy1井青山口组页岩地球化学参数剖面图；
图5为本发明实施例1恢复前后青一段页岩含油量甜点区分布图；
图6为本发明实施例1恢复前后青二段页岩含油量甜点区分布图；
图7为本发明实施例1大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化模式图。
具体实施方式：
下面将结合附图及具体实施例对本发明作进一步说明：
本发明主要提出了大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法，其主要是利用泥页岩油钻井常规取岩心及地质实验分析、保压密闭取心及冷冻样品标定和测井技术相结合的方法，对陆相泥页岩油形成与演化特征评价，建立了大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化模式，弥补了经典干酪根生油模式推广到页岩油勘探的不足，首次明确页岩油形成的有利窗口Ro1.1％～1.6％，高成熟阶段泥页岩油数量是经典生油模式的1.5～3.5倍，具有泥页岩油规模聚集的物质基础，指导了松辽盆地陆相页岩油“甜点”优选及勘探突破，有利勘探深度下限由2400m拓展到2600m，含油量甜点面积由5800km2扩大到13000km2，奠定了大型淡水湖盆陆相泥页岩油大规模勘探的资源基础。
以下从几方面详细说明本发明。
一、泥页岩油储层地质实验分析方法
1、泥页岩油储层配套地质实验分析技术
泥页岩油储层配套地质实验分析项目采用国家标准或行业标准，总有机碳分析采用国家标准《沉积岩中总有机碳的测定》(GB/T19145-2003),岩石热解采用国家标准《岩石热解分析》(GB/T18602-2012)，氯仿沥青“A”采用行业标准《岩石中氯仿沥青的测定》(SY/T5118-2005)，镜质组反射率采用行业标准《沉积岩中镜质组反射率测定方法》(SY/T 5124-2012),岩石烃类分析采用行业标准《岩石热解气相色谱分析方法》(SY/T6188-2016),泥页岩生烃动力学分子特征采用《黄金管生烃热模拟实验方法》(行业标准SY/T 7035-2016),碳同位素分析采用行业标准《有机物和碳酸盐岩碳、氧同位素分析方法》(SY/T 5238-2008)。
2、泥页岩油储层含油量恢复方法
(1)不同成熟度页岩样品含油量损失及恢复系数
采用岩石热解分析的泥页岩含油量(热解S1)需要进行恢复，因为从钻井常规取心脱离地下原始环境及降压脱气，到岩石样品粉碎至80～100目、热解检测，取样分析过程使轻烃损失严重，泥页岩储层含油量(热解S1)不能真实反映地下真实含油状况。因此，现场岩心出筒(或保压密闭取心)立即取新鲜面页岩样品并置入液氮罐中冷冻保存，采用块状样品(1～3mm)热解气相色谱分析，确定泥页岩的轻烃损失的主要分布范围，不同成熟演化阶段的相对比例，获得对应的地质样品的轻烃恢复系数。
(2)烃源岩组分生烃动力学特征及含油量恢复
采用黄金管生烃热模拟实验方法(行业标准SY/T 7035～2016)，确定松辽盆地青山口组烃源岩烃组分生成化学动力学特征。结合不同成熟度页岩油现场冷冻保压密闭取心样品实际分析标定，建立不同成熟度(Ro)泥页岩油轻烃及含油量恢复曲线及系数，准确恢复页岩油原始含油量。
(3)泥页岩未取心井及层段含油量评价方法
受钻井取心限制，采用取心样品分析结果不能反映全井含油情况，通过含油量与测井参数关系建立泥页岩含油量评价技术，解决无取心井段含油量评价问题。利用长井段取心井建立模型，取心井实测样品标定及验证，得到泥页岩未取心井及层段含油量。
3、泥页岩形成演化评价方法
(1)泥页岩赋存状态及游离油与吸附油定量方法
页岩油的赋存状态一般有吸附态和游离态两种，吸附油指物理吸附于有机质内、表面以及矿物基质表面；游离油则主要赋存于孔隙和微裂缝，少量以溶解态存在于亲油的有机质生烃残留孔。游离油通常采用热解S1值，抽提前后裂解烃S2的差值定义为吸附油(图1)，吸附油主要为高分子重油及沥青和非烃类物质。吸附油(△S2)＝氯仿沥青“A”值-热解S1值，固体有机质(干酪根)＝热解S2值-吸附油量。
(2)泥页岩油形成模式
根据松辽盆地青山口组实验分析数据，利用深度(m)、成熟度Ro(％)、干酪根(mg/g)、氯仿沥青“A”(％)、游离油量(mg/g)、吸附油量(mg/g)、原油密度(g/cm3)、气油比(m3/m3)等参数，对松辽盆地青山口组不同深度及成熟度下的页岩油形成与演化进行评价，建立泥页岩油形成与演化模式。
本实施方式大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法是按下述步骤完成的：
1)将钻取的岩心按非常规油气地质实验进行配套采集样品，得到泥页岩储层地质实验样品；
2)将步骤1)得到的泥页岩储层地质实验样品，按相应标准进行岩石热解、有机碳、氯仿沥青“A”、镜质体反射率、干酪根、生排烃热模拟实验、原油物性等实验项目配套分析，得到泥页岩储层配套地质实验分析参数结果；
3)将步骤2)得到的泥页岩储层配套地质实验分析参数结果，利用生排烃热模拟实验生烃动力学分析和现场保压密闭取心及冷冻样品标定技术，得到不同成熟度(Ro)泥页岩油轻烃恢复曲线及系数，进行泥页岩储层含油量(热解S1)恢复，对无取岩心井段采用测井△logR方法计算并恢复，得到泥页岩储层含油量参数结果；所述泥页岩储层含油量恢复有两种方法，一是利用泥页岩生排烃热模拟生烃动力学实验分析，并通过现场保压密闭取心冷冻样品热解气相色谱分析标定，得到不同成熟度(Ro)泥页岩油轻烃恢复曲线及系数；二是未取心井或层段采用测井△logR方法，利用取心井或层段建立含油量与测井参数关系模型，且经取心井实测样品标定及验证，计算并恢复得到泥页岩未取心井及层段含油量。
4)将步骤2)3)得到的泥页岩储层地质实验分析和恢复含油量参数结果，进行泥页岩油不同赋存状态页岩油定量，游离油量(mg/g)＝岩石热解S1，吸附油量(mg/g)＝氯仿沥青“A”-S1，固体有机质(干酪根)＝热解S2值-吸附油量，得到泥页岩油储层游离油量(mg/g)、吸附油量(mg/g)、干酪根(mg/g)参数结果；
5)将步骤2)3)4)得到的泥页岩储层地质实验分析参数结果，进行泥页岩油形成与演化地质实验评价，采用深度(m)、Ro(％)、干酪根(mg/g)、氯仿沥青“A”(％)、游离油量(mg/g)、吸附油量(mg/g)、页岩油密度(g/cm3)、气油比(cm3/cm3)参数指标关系，确定在Ro1.1％～1.6％吸附油向游离油大量转化，是页岩油形成的最有利阶段，成熟和高成熟阶段页岩油是经典生油模式的1.5～3.5倍，甜点区面积由5800km2扩大到13000km2，具有大规模聚集的资源基础。得到大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化模式，确定泥页岩油形成有利阶段。
二、本发明方法的具体实施例
实施例1
以下以大庆探区松辽盆地北部大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法为例说明本发明方法的实施过程。
1、研究背景
松辽盆地是大型陆相淡水湖盆，上白垩统发育大型陆相湖泊三角洲沉积，晚白垩系青山口组和嫩江组沉积时期发生两次大的湖侵，形成两套大规模湖相页岩沉积，是页岩油的赋存层系。青山口组以中高成熟页岩油为主，嫩江组以中低成熟页岩油为主。其中青山口组沉积了分布广泛的富含有机质的黑色泥岩、油页岩、页岩。烃源岩有机质类型主要为I类，颗石藻发育，生烃转化程度高，活化能窗口窄，热演化程度适中，生烃潜力大，是成熟高成熟泥页岩油勘探的主要靶区，主要为三角洲内前缘、三角洲外前缘、滨浅湖相沉积，平面上受烃源岩和储集层发育的控制，主要分布在齐家古龙凹陷、三肇凹陷等。大庆探区泥页岩油勘探在重点探井Yx58、Yp1、Syy1、Syy2、chao21井等取得一系列工业油流及勘探突破，展示了松辽盆地北部泥页岩油勘探的良好前景和巨大的资源潜力，成为大庆油田持续稳产及创建百年油田的重要攻关领域。页岩油形成与演化评价是用于解决页岩油形成的最佳时期的关键科学问题，是泥页岩含油性评价、“甜点”优选的重要依据，对泥页岩油勘探部署具有重要意义。
2、泥页岩储层含油量恢复及含油性特征
(1)不同成熟度页岩样品含油量损失及恢复系数
从现场冷冻与解冻放置样品分析对比结果看(图2)，轻烃及含油量损失占总油量接近50％；从现场冷冻岩心块状(1～3mm)和粉碎(0.007～0.15mm)样品的岩石热解分析看，含油量(S1)分别为8.15mg/g和2.35mg/g，粉碎与块状样品相比含油量损失71％。现场冷冻样岩心定量分析得到Gy1、Chao21、Syy1、Syy2井轻烃恢复系数分别为3.57、1.5、2.8、2，不同井及不同成熟度样品的轻烃恢复系数差别很大，成熟度越高含油量损失越大、恢复系数越大。
(2)泥页岩组分生烃动力学特征及不同成熟度轻烃恢复
松辽盆地青山口组烃源岩烃组分生成化学动力学特征(图3a)看，气态烃(C1～5)生成活化能分布在231～335KJ/mol，平均为283KJ/mol；轻烃(C6～15)生成活化能介于248～316KJ/mol，平均为282KJ/mol；重烃(C16+)生成活化能介于219～247KJ/mol，分布范围窄，平均为237KJ/mol。可见，烃源岩生烃时，最先生成重烃(C16+)，其次是轻烃(C6～15)，最后是气态烃(C1～5)。结合不同成熟度页岩油样品实际分析标定，建立不同成熟度青山口组页岩油轻烃恢复曲线(图3b)，在低熟阶段恢复系数为1.0～1.5，在成熟-高熟阶段为1.5～3.5，随着成熟度的增加恢复系数逐渐增大。
(3)泥页岩储层含油量恢复及含油性特征
松辽盆地青山口组页岩纵向上有机碳丰度(TOC)由浅到深趋于增大、底部最高(图4)，其中青一段中下部油页岩发育段有机碳最高可达13.2％(青山口组页岩地化球化学参数见表1)；从页岩含油指标看，其变化趋势与有机碳的基本一致，在青一段中下部含油量最高，尤其是青一段下部油页岩(厚度40m)含油量最高10.1mg/g、平均2.31mg/g，反映有机质丰度对含油性具有明显的控制作用；从干酪根碳同位素来看，由浅到深趋于变重，青一段中下部最重，尤其在2450～2455m井段，干酪根碳同位素从-27.14‰迅速变重为-24.14‰，最大正向偏移为3.0‰，这是由于富含轻碳的有机质在沉积物中的大量埋藏，造成大气—水体系中富集重碳的结果，与全球晚白垩世Cenomanian－Turonian期古海洋缺氧事件期沉积的有机质碳同位素变化趋势一致，说明青一段到青二段中下部曾经历过大量的有机质富集埋藏，在Ro1.4％～1.6％形成了页岩油的大量富集。
松辽盆地青山口组页岩油平面富集区受沉积、有机质丰度、成熟度多重因素影响及控制，恢复后页岩含油量甜点区(含油量＞2mg/g)主要分布在青一段(图5)的齐家南-古龙(含油量主要为5～11mg/g)和三肇地区(含油量主要为5～7mg/g)，其次为青二段(图6)齐家南-古龙地区(含油量3～6mg/g)，含油量甜点面积由恢复前的5800km2扩大到13000km2。
表1
3、页岩油形成与演化模式及评价
根据松辽盆地青山口组40口井实验分析数据，利用深度(m)、Ro(％)、干酪根(mg/g)、氯仿沥青“A”(％)、游离油量(mg/g)、吸附油量(mg/g)、原油密度(g/cm3)、气油比(cm3/cm3)参数指标关系，建立页岩油形成与演化模式(图7)。页岩油初始形成阶段Ro<1.1％，干酪根生油，游离油、吸附油均增加，页岩油数量不大；页岩油大量形成阶段Ro1.1％～1.6％，吸附油向游离油转化，页岩油大量生成，页岩油窗滞后于常规油；页岩油裂解成气阶段Ro>1.6％，页岩油开始裂解成气，页岩油数量远高于传统生油模式。
干酪根裂解发生在Ro为1.1％左右，对应生烃高峰，进入排烃门限后页岩总残留油(游离油+吸附油)均大于100mg/gC，反映湖相页岩在成熟-高成熟演化阶段均具有较好的含油性。高成熟阶段(Ro>1.2％)页岩油含量增加了1.5～3.5倍，解决了传统生油模型随成熟度越高误差越大的问题。页岩含油量恢复分析表明，Ro>1.1％的页岩游离油量达200mg/gC，而常规热解分析为100mg/gC左右。从不同成熟度页岩的含油量来看，从成熟到高成熟页岩含油性均较好，从游离油/总滞留油的比例来看，当Ro>1.1％时，游离油相对比例开始明显增大，反映页岩油的流动性变好，有利于开采。
以上通过实例具体说明了本发明进行大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价评价方法的全过程，该方法泥页岩油形成与演化评价结果可用于泥页岩油勘探生产。本发明具有下述特点：
(1)提出并建立了大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法，主要是利用泥页岩油钻井常规取岩心及地质实验分析、保压密闭取心及冷冻样品标定和测井技术相结合的方法，采用深度(m)、Ro(％)、干酪根(mg/g)、氯仿沥青“A”(％)、游离油量(mg/g)、吸附油量(mg/g)、原油密度(g/cm3)、气油比(cm3/cm3)参数指标对陆相泥页岩油形成与演化评价，建立大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化模式，满足非常规油气勘探开发的需求。
(2)该评价方法在松辽盆地青山口组泥页岩油勘探中应用，获得了青山口组不同成熟度(Ro)页岩油轻烃恢复曲线及恢复系数，确定了青山口组泥页岩油纵向及不同岩相含油量特征，以青一段中下部含油量最高；平面页岩含油量甜点区主要分布在青一段的齐家南-古龙(含油量主要为5～11mg/g)和三肇地区(含油量主要为5～7mg/g)，青二段主要在齐家南-古龙地区(含油量3～6mg/g)，含油量甜点面积由恢复前的5800km2扩大到13000km2。
(3)页岩油初始形成阶段Ro<1.1％，干酪根生油，游离油、吸附油均增加，页岩油数量不大；页岩油大量形成阶段Ro1.1％～1.6％，吸附油向游离油大量转化形成页岩油，页岩油窗滞后于常规油；页岩油裂解成气阶段Ro>1.6％，页岩油开始裂解成气，页岩油数量远高于传统生油模式。首次明确页岩油形成的有利窗口Ro1.1％～1.6％，高成熟阶段页岩油数量是经典生油模式的1.5～3.5倍，具有大规模聚集的资源基础，指导了松辽盆地陆相页岩油“甜点”优选及勘探突破，有利勘探深度下限由2400m拓展到2600m，甜点面积由5800km2扩大到13000km2，奠定了大型淡水湖盆陆相泥页岩油大规模勘探的物质基础。
Claims (5)
1.一种大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法，包括以下步骤：
1）将钻取的岩心按非常规油气地质实验进行配套采集样品，得到泥页岩储层地质实验样品；
2）将步骤1）得到的泥页岩储层地质实验样品，按相应标准进行岩石热解、有机碳、氯仿沥青“A”、镜质体反射率、干酪根、生排烃热模拟实验、原油物性等实验项目配套分析，得到泥页岩储层配套地质实验分析参数结果；
3）将步骤2）得到的泥页岩储层配套地质实验分析参数结果，利用生排烃热模拟实验生烃动力学分析和现场保压密闭取心及冷冻样品标定技术，得到不同成熟度（Ro）泥页岩油轻烃恢复曲线及系数，进行泥页岩储层含油量（热解S1）恢复，对无取岩心井段采用测井△logR方法计算并恢复，得到泥页岩储层含油量参数结果；
4）将步骤2）3）得到的泥页岩储层地质实验分析和恢复含油量参数结果，进行泥页岩油不同赋存状态页岩油定量，得到泥页岩油储层游离油量（mg/g）、吸附油量（mg/g）、干酪根（mg/g）参数结果；
5）将步骤2）3）4）得到的泥页岩储层地质实验分析参数结果，进行泥页岩油形成与演化地质实验评价，采用深度（m）、Ro（%）、干酪根（mg/g）、氯仿沥青“A”（%）、游离油量（mg/g）、吸附油量（mg/g）、页岩油密度（g/cm3）、气油比（cm3/cm3）参数指标关系，得到大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化模式，确定泥页岩油形成有利阶段。
2.根据权利要求1所述的一种大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法，其特征在于：所述步骤2）中实验项目配套分析的实验项目包括岩石热解、有机碳、氯仿沥青“A”、镜质体反射率、生排烃热模拟实验、岩石热解气相色谱、孔隙度、渗透率、原油物性等。
3.根据权利要求1所述的一种大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法，其特征在于：所述步骤3）中泥页岩储层含油量恢复有两种方法，一是利用泥页岩生排烃热模拟生烃动力学实验分析，并通过现场保压密闭取心冷冻样品热解气相色谱分析标定，得到不同成熟度（Ro）泥页岩油轻烃恢复曲线及系数；二是未取心井或层段采用测井△logR方法，利用取心井或层段建立含油量与测井参数关系模型，且经取心井实测样品标定及验证，计算并恢复得到泥页岩未取心井及层段含油量。
4.根据权利要求1所述的一种大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法，其特征在于：所述步骤4）中泥页岩油不同赋存状态页岩油定量为游离油量（mg/g）=岩石热解S1，吸附油量（mg/g）=氯仿沥青“A”-S1，固体有机质（干酪根）=热解S2值-吸附油量。
5.根据权利要求1所述的一种大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化评价方法，其特征在于：所述步骤5）中大型淡水湖盆陆相泥页岩油形成与演化模式，采用深度（m）、Ro（%）、干酪根（mg/g）、传统生油模式（氯仿沥青“A”，%）、游离油量（mg/g）、吸附油量（mg/g）、原油密度（g/cm3）、气油比（cm3/cm3）、页岩油形成窗口参数指标关系等，确定在Ro1.1%～1.6%吸附油向游离油大量转化，是页岩油形成的最有利阶段，成熟和高成熟阶段页岩油是经典生油模式的1.5～3.5倍，甜点区面积由5800km2扩大到13000km2，具有大规模聚集的资源基础。
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