CN114113074A - 计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的方法和系统，该方法包括：获取研究区单井的高过成熟度的腐泥型烃源岩岩心系列样品中的有机碳含量和固体沥青面积百分比；基于各样品中的有机碳含量和固体沥青面积百分比计算样品中固体沥青含量；结合烃源岩在热演化过程中其有机质中碳元素的转化关系、碳守恒原则和有机碳的定义，建立高过成熟度的腐泥型烃源岩排油效率与固体沥青含量、有机碳含量之间的关系式，进而求取排油效率；将所有取样点的排油效率进行平均运算，将平均值作为该单井烃源岩的排油效率。本发明解决了针对高过成熟度烃源岩无法寻找系统的自然演化剖面和无法通过热模拟实验求取排油效率的难题。
Description
技术领域
本发明涉及常规和非常规油气勘探技术领域，更具体的，涉及一种计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率方法及系统。
背景技术
在页岩持续埋藏的热演化过程中，一般认为热成熟度(Ro)在达到1.0％之前的甲烷主要来自于干酪根初次裂解，随着热演化的进行，当Ro大于1.0％时，除了干酪根裂解生气外，滞留在页岩中的油也会发生裂解形成天然气。页岩中的滞留油是页岩气的重要来源，高演化页岩气富集区的形成一般都与页岩中滞留油裂解成气相关。
我国海相页岩气富集区四川盆地及其周缘下寒武统、下志留统黑色页岩干酪根类型主要是Ⅰ型、Ⅱ1型，为腐泥型烃源岩，早期以生油为主。目前，已在下志留统页岩取得突破，获得工业页岩气产能，而在资源潜力预测最大的下寒武统页岩尚未获得工业产能，除后期保存条件外，一个可能的原因就是生油阶段页岩排油效率的差异。勘探实践也表明下寒武统页岩生油阶段排出的原油高演化阶段裂解气对常规天然气藏的形成具有巨大贡献，如川中高石梯-磨溪地区发现的震旦系-寒武系万亿方级特大型气田。因此，在页岩气勘探开发过程中，在考虑页岩基础地质条件的同时，应将排油效率作为一个重要参数，同样排油效率的厘定也有助于认识烃源岩对常规油气成藏的贡献。
发明内容
本发明所要解决的技术问题之一是需要提供一种有效计算高过成熟度的腐泥型烃源岩排油效率的方法。
为了解决上述技术问题，本申请的实施例首先提供了一种计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的方法，该方法包括：步骤一，获取研究区单井的高过成熟度的腐泥型烃源岩岩心系列样品的有机碳含量和固体沥青面积百分比；步骤二，基于各样品中的有机碳含量和固体沥青面积百分比计算样品中固体沥青含量；步骤三，结合烃源岩在热演化过程中其有机质中碳元素的转化关系、碳守恒原则和有机碳的定义，建立高过成熟度的腐泥型烃源岩排油效率与固体沥青含量、有机碳含量之间的关系式，进而根据该关系式求取排油效率；步骤四，将所述研究区单井的所有取样点的排油效率进行平均运算，将得到的平均值作为该单井烃源岩的排油效率。
在一个实施例中，在所述步骤一，通过对采集的样品制备全岩光片，获取镜下全岩光片有机显微组分中固体沥青面积百分比。
在一个实施例中，在所述步骤二中，通过如下表达式来计算样品中固体沥青含量百分比BT：
BT＝(BM×TOC)/100
其中，TOC表示样品中的有机碳含量，BM表示样品中的固体沥青的面积百分比。
在一个实施例中，在所述步骤三中，根据烃源岩在热演化过程中其有机质中碳元素的转化关系确定该烃源岩的当前有机碳含量的表达式；根据碳元素的守恒及有机碳的定义确定该烃源岩的初始有机碳含量的表达式；将上述两个表达式联合，得到排油效率关于固体沥青含量与有机碳含量的函数表达式。
在一个实施例中，基于残余有机碳中死碳的含量和由残留油裂解生气之后产生的残余碳含量来得到高过成熟度的烃源岩的当前有机碳含量的表达式。
在一个实施例中，所述高过成熟度的烃源岩的当前有机碳含量TOCR的表达式如下：
TOCR＝[TOCo×Mo×(1-a％-b％)+TOCo×Mo×a％×(1-E)×f1]/MR
其中，MR与MO分别表示当前和初始状态时某特定烃源岩的质量，TOCo×(1-a％-b％)表示残余有机碳中死碳的含量，TOCo×a％×(1-E)×f1表示由残留油裂解生气之后产生的残余碳的含量，a％、b％和1-a％-b％分别表示有机质中碳元素的转化中的生油率、生气率和死碳率，f1表示令残留油裂解生气之后转化成固体沥青的系数，TOCo表示初始有机碳含量。
在一个实施例中，所述高过成熟度的烃源岩的初始有机碳TOCo的表达式如下：
TOCo＝[(TOCR×MR-MR/ρ页×BT×ρ沥×f2)/(1-a％-b％)]/Mo
其中，MR/ρ页×BT×ρ沥表示高成熟度的腐泥型烃源岩中固体沥青的实际质量，f2表示固体沥青中碳元素的百分比，ρ页、ρ沥分别表示烃源岩密度与固体沥青的密度。
在一个实施例中，通过如下表达式来计算排油效率：
E＝1-{(1-a％-b％)×[TOCR/(TOCR-BT×ρ沥×f2/ρ页)-1]}/(a×f1)
根据本发明的另一方面，还提供了一种计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的装置，所述系统执行如上所述的方法。
根据本发明的另一方面，还提供了一种计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的系统，所述系统包括：如上所述的计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的装置；有机碳含量测试装置，其对样品进行TOC测定得到样品TOC含量数值；全岩光片制备装置，其制备所述样品的全岩光片；以及全岩光片显微组分测量装置，其对全岩光片的有机显微组分进行鉴定，测量其中的固体沥青面积百分比。
与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：
针对现有技术的不足，本发明实施例基于成烃动态演化过程，通过对高过成熟度的腐泥型烃源岩中固体沥青的(半)定量识别、统计和TOC测定，结合有机质生烃过程中的碳守恒原则和理论推导，建立高过成熟度的腐泥型烃源岩排油效率的计算方法，为高成熟烃源岩常规与非常规油气潜力评价提供更为详尽的参数和科学依据。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明的技术方案而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构和/或流程来实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本申请的技术方案或现有技术的进一步理解，并且构成说明书的一部分。其中，表达本申请实施例的附图与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，但并不构成对本申请技术方案的限制。
图1为根据本申请实施例的一种计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的方法的流程图。
图2为根据本申请实施例的一种计算高过成熟度的腐泥型烃源岩的排油效率的系统的功能框图。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成相应技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。本申请实施例以及实施例中的各个特征，在不相冲突前提下可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
另外，附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
在过去的30多年中，地球化学家们通过地质剖面解剖的方法对烃源岩在埋藏演化过程中的排油量与排油效率进行了许多探索，还有一些地球化学家在实验室高温高压条件下对烃源岩的生排烃进行了模拟，定量计算排油量及排油效率，以每个热模拟阶段的排油量除以生油量，即视为排油效率。
有机质类型、丰度及其成熟度三位一体，反映了生烃母质的特征，是页岩能否排烃的内因，对排烃起决定作用。优质页岩的生烃、排烃效率远高于品质差的页岩，类型好，生烃能力强，排油效率可达60％～80％，反之，排油效率小于40％。对成熟度来说，排油效率一般随着成熟度的增加而增高，腐泥型、偏腐泥混合型优质页岩在低成熟阶段的排油效率低于20％，在主生油阶段的排油效率介于20％～50％，在高成熟阶段的排油效率介于50％～80％，且与有机质丰度呈正相关性。同时，烃源岩的内、外部环境，包括烃源岩的结构特征(岩性组合、顶底板等)、烃源岩内有效的运移通道、反应体系封闭性、微裂缝的发育情况以及外部的各种构造运动等地质作用也对排烃起着重要的影响。岩性方面，在成熟早中期硅质型、钙质型烃源岩排油效率高，达30％～65％，粘土型只有4％～20％；成熟晚期-高成熟期粘土型烃源岩排油效率迅速增加到60％。反应体系方面，排烃与烃源岩中是否存在异常压力有关，在相对开放的超压体系中排油效率平均在50％左右，而在良好超压“封存箱”体系中排油效率较常压系统(40％±)低很多，平均仅为20％左右。此外，烃源岩的厚度及其与储集岩的相互配置关系也对排油效率有较大影响，单层烃源岩越薄，砂泥交互越频繁，排油效率越高。
可见，烃源岩的排油过程是一个复杂的地质过程，是受多种地质因素综合作用的结果，不同层系、不同地区页岩由于有机质本身性质和外部地质环境的差异将导致排烃作用差异明显，直接影响着常规与非常规油气资源的分布。但我国南方古生界海相腐泥型烃源岩广泛经历了多期构造运动，普遍进入高过成熟阶段，乃至达到浅变质阶段，系统的自然演化剖面难以寻找，而且，实验室高温高压模拟可实现的地质因素有限，得出的排油效率参数可应用性不高。因此，如何有效重建其在埋藏演化过程中的排油效率是当前面临的难题，又是客观分析评价高演化阶段页岩气生成能力必须涉及的一个重要环节。
图1为根据本申请实施例的一种计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的方法的流程图。下面参考图1来说明本方法的各个步骤。
在步骤S110中，采集研究区单井的高过成熟度的烃源岩岩心系列样品。
具体地，以一定深度间隔，采集研究区单井高过成熟度烃源岩岩心系列样品，采集的样品为块状样品，且每个取样点的重量不少于30g。
在步骤S120中，获取研究区单井的高过成熟度的腐泥型烃源岩岩心系列样品的有机碳(TOC)含量。
具体地，可以依据《GB/T 19145-2003沉积岩中总有机碳的测定》的标准对样品进行TOC测定，或依据《GB/T 18602-2012岩石热解分析》标准来获取样品TOC含量数值(TOCR，％)。由于这两种标准为现有技术，因此不对此赘述。
在步骤S130中，获取研究区单井的高过成熟度的腐泥型烃源岩岩心系列样品中的固体沥青面积百分比。
具体地，通过对采集的样品制备全岩光片，获取镜下全岩光片有机显微组分中固体沥青面积百分比BM。如，依据《GB/T 16773煤岩分析样品制备方法》的标准来制备全岩光片，使用偏光显微镜，交替使用白光和荧光，根据反射光颜色、强度、结构形态、突起、内反射、产状等反射光特征和荧光下的颜色、形态及强度鉴定显微组分，具体参照《SY/T 6414-2014全岩光片显微组分鉴定及统计方法》的标准执行，获取镜下全岩光片有机显微组分中固体沥青面积百分比BM(％)。上述这两种标准为现有技术，因此不对此赘述。
在步骤S140中，基于各样品中的TOC含量和固体沥青面积百分比BM计算样品中固体沥青体积含量百分比BT(％)。
具体地，可以通过如下表达式(1)来计算当前残余的固体沥青体积含量百分比BT：
BT＝(BM×TOC)/100 (1)
在步骤S150中，结合烃源岩在热演化过程中其有机质中碳元素的转化关系、碳守恒原则和有机碳的定义，建立高过成熟度的腐泥型烃源岩排油效率与固体沥青含量、有机碳含量之间的关系式，进而根据该关系式求取排油效率。
需要说明的是，烃源岩在热演化过程中，其有机质中碳元素的转化分为三部分：第一部分是转化至烃类气体和二氧化碳中，记为生气率b％；第二部分是转化至液态石油中，这部分记为生油率a％；第三部分是经过热演化之后，由于干酪根进一步聚合形成的死碳，记为1-a％-b％。其中，液态石油在地质过程中一部分已从烃源岩中排出，而剩余的残留油在进一步热成熟过程中裂解形成天然气，同时形成了一定量的固体沥青，这些固体沥青中的碳元素与死碳一起，组成了高过成熟烃源岩当前(现今)残余的有机碳(TOCR)。
在该步骤中，首先根据烃源岩在热演化过程中其有机质中碳元素的转化关系确定该烃源岩的当前有机碳含量的表达式。具体来说就是，基于残余有机碳中死碳的含量和由残留油裂解生气之后产生的残余碳含量来得到高过成熟度的烃源岩的当前有机碳含量的表达式。
具体地，令烃源岩初始有机碳含量为TOCo(％)，排油效率为E(％)，则残留油含量为TOCo×a％×(1-E)；同时令残留油裂解生气之后转化成固体沥青的系数为f1。根据碳元素的转化关系则烃源岩的当前有机碳含量TOCR(％)可以写成关系式(2)：
TOCR＝[TOCo×Mo×(1-a％-b％)+TOCo×Mo×a％×(1-E)×f1]/MR (2)
由于有机碳本身为质量百分比单位，这里MR与MO分别表示当前和初始状态时某特定烃源岩的质量，TOCo×(1-a％-b％)表示残余有机碳中死碳的含量，而TOCo×a％×(1-E)×f1表示由残留油裂解生气之后产生的残余碳。
接着，根据碳元素的守恒及有机碳的定义确定该烃源岩的初始有机碳含量的表达式。具体地，高成熟烃源岩中固体沥青的实际质量为MR/ρ页×BT×ρ沥，ρ页、ρ沥分别表示烃源岩密度与固体沥青的密度，令固体沥青中碳元素的百分比为f2，则当有机质类型一定时，其死碳所占的比例是一定的，则根据碳元素守恒及有机碳的定义，初始有机碳TOCo可以写成关系式(3)：
TOCo＝[(TOCR×MR-MR/ρ页×BT×ρ沥×f2)/(1-a％-b％)]/Mo (3)
将两个表达式(2)和(3)联合，则可得到排油效率E关于固体沥青百分含量BT与当前残余TOCR的函数表达式(4)：
E＝1-{(1-a％-b％)×[TOCR/(TOCR-BT×ρ沥×f2/ρ页)-1]}/(a×f1) (4)
根据前人模拟实验结果，I-II1型腐泥型烃源岩有机质中碳元素有约42％进入到液态石油中，而6.5％直接转化成烃类气，故取a％＝42％(等效于干酪根的生油量为500mg/gTOC)，b％＝6.5％。原油在裂解生气结束之后，1单位体积的初始原油能够产生0.175单位体积的固体沥青，其碳元素的含量为98％(f2＝0.98)，经过换算可得到1g原油中的碳元素最终将有0.33g转化至固体沥青中，即f1＝0.33。烃源岩与固体沥青的密度分别取值2.65g/cm3和1.35g/cm3。代入以上各值，则建立腐泥型烃源岩排油效率与烃源岩(高过成熟度，有机质类型为I型或II1型)中固体沥青含量及当前残余TOCR含量的关系式(5)：
E＝[1-1.5452×BT/(TOCR-0.4165×BT)]×100％ (5)
将步骤S120获取的TOCR值和步骤S140获取的BT值代入上述表达式(5)中，计算样品的排油效率E(％)。
在步骤S160中，将研究区单井的所有取样点的排油效率E进行数学平均运算，将得到的平均值视为该单井烃源岩的排油效率。
本发明实施例通过对高过成熟度腐泥型烃源岩中固体沥青的(半)定量识别与统计，结合有机质生烃过程中的碳守恒原则和理论推导，建立高过成熟度腐泥型烃源岩排油效率的计算方法，解决了针对高过成熟度烃源岩无法寻找系统的自然演化剖面和无法通过热模拟实验求取排油效率的难题。另外，本发明实施例对单井系统取样计算，每个样品点都是真正经过地质过程演化的，代表了其特定的多种地质因素综合作用的结果，更符合地质实际。
为了更好地理解本发明，下面对一示例进行说明。
示例
四川盆地上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩有机质类型为Ⅰ型、Ⅱ1型，属于腐泥型烃源岩，现今热演化成熟Ro大于2.6％，属于高过成熟烃源岩，以JY2井为例，开展了排油效率计算，具体包括以下步骤：
步骤1、以一定深度间隔，采集研究区单井高过成熟度烃源岩岩心系列样品，块状样品，每个取样点不少于30g。优选地，采样深度间隔越小，效果越好。在本示例中，采样的深度间隔分别为2475.28m、2522.20m、2553.30m、2562.20m、2563.15m、2566.88m、2570.25m。
步骤2、依据《GB/T 18602-2012岩石热解分析》获取样品中TOC含量数值(TOCR，％)，见表1。
步骤3、依据《GB/T 16773煤岩分析样品制备方法》制备全岩光片，使用偏光显微镜，交替使用白光和荧光，根据反射光颜色、强度、结构形态、突起、内反射、产状等反射光特征和荧光下的颜色、形态及强度鉴定显微组分，参照《SY/T 6414-2014全岩光片显微组分鉴定及统计方法》，获取镜下全岩光片有机显微组分中固体沥青面积百分比BM(参见表1)。
优选地，在样品制片时选择垂直层面，在油浸50倍物镜下对全岩光片进行显微组分鉴定，固体沥青组分的鉴定从结构、产状、表面特征、各项异性、随机反射率等方面进行分析。
步骤4、依据表达式BT＝(BM×TOC)/100，计算样品中固体沥青体积含量百分比BT(参见表1)。
步骤5、依据表达式E＝[1-1.5452×BT/(TOCR-0.4165×BT)]×100％，将步骤2获取的TOCR值和步骤4获取的BT代入上述公式，计算样品的排油效率E(参见表1)。
步骤6、将单井所有取样点的排油效率E进行数学平均，平均值为66.52％，也即该井烃源岩的排油效率为66.52％。
表1 JY2井高过成熟烃源岩排油效率计算结果
| 来样号 | 井深/m | TOC<sub>R</sub>/％ | B<sub>M</sub>/％ | B<sub>T</sub>/％ | E/％ |
| JY2-1 | 2475.28 | 0.42 | 12.38 | 0.05 | 79.83 |
| JY2-2 | 2522.20 | 2.28 | 19.34 | 0.44 | 67.50 |
| JY2-3 | 2553.30 | 2.90 | 22.90 | 0.66 | 60.88 |
| JY2-4 | 2562.20 | 4.51 | 29.67 | 1.34 | 47.69 |
| JY2-5 | 2563.15 | 4.89 | 26.18 | 1.28 | 54.60 |
| JY2-6 | 2566.88 | 4.32 | 14.61 | 0.63 | 75.96 |
| JY2-7 | 2570.25 | 4.17 | 12.76 | 0.53 | 79.18 |
另一方面，本发明实施例还提供了一种计算高过成熟度的腐泥型烃源岩的排油效率的系统。图2为该排油效率计算系统的功能框图，下面参考图2来说明该系统的各个组成和功能。
如图2所示，该排油效率计算系统包括：高过成熟度的腐泥型烃源岩的排油效率计算装置20、有机碳含量测试装置22、全岩光片制备装置24和全岩光片显微组分测量装置26。其中，有机碳含量测试装置22对样品进行TOC测定得到样品TOC含量数值，如依据《GB/T19145-2003沉积岩中总有机碳的测定》或《GB/T 18602-2012岩石热解分析》标准来获取样品的TOC含量。全岩光片制备装置24依据《GB/T 16773煤岩分析样品制备方法》的标准来制备全岩光片。全岩光片显微组分测量装置26具体参照《SY/T 6414-2014全岩光片显微组分鉴定及统计方法》的标准执行，对全岩光片的有机显微组分进行鉴定，测量其中的固体沥青面积百分比。
再次参考图2，排油效率计算装置20包括第一模块20A、第二模块20B、第三模块20C和第四模块20D。其中，第一模块20A可以从有机碳含量测试装置22和全岩光片显微组分测量装置26中获取研究区单井的高过成熟度的腐泥型烃源岩岩心系列样品的有机碳含量和固体沥青面积百分比，即执行步骤S120和S130。其他各个模块通过合理设置可以分别执行上述步骤中的S140～S160，因此不再赘述。
应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。
说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
Claims (10)
1.一种计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的方法，该方法包括：
步骤一，获取研究区单井的高过成熟度的腐泥型烃源岩岩心系列样品的有机碳含量和固体沥青面积百分比；
步骤二，基于各样品中的有机碳含量和固体沥青面积百分比计算样品中固体沥青含量；
步骤三，结合烃源岩在热演化过程中其有机质中碳元素的转化关系、碳守恒原则和有机碳的定义，建立高过成熟度的腐泥型烃源岩排油效率与固体沥青含量、有机碳含量之间的关系式，进而根据该关系式求取排油效率；
步骤四，将所述研究区单井的所有取样点的排油效率进行平均运算，将得到的平均值作为该单井烃源岩的排油效率。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤一，
通过对采集的样品制备全岩光片，获取镜下全岩光片有机显微组分中固体沥青面积百分比。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，在所述步骤二中，
通过如下表达式来计算样品中固体沥青含量百分比BT：
BT＝(BM×TOC)/100
其中，TOC表示样品中的有机碳含量，BM表示样品中的固体沥青的面积百分比。
4.根据权利要求1～3中任一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤三中，
根据烃源岩在热演化过程中其有机质中碳元素的转化关系确定该烃源岩的当前有机碳含量的表达式；
根据碳元素的守恒及有机碳的定义确定该烃源岩的初始有机碳含量的表达式；
将上述两个表达式联合，得到排油效率关于固体沥青含量与有机碳含量的函数表达式。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，
基于残余有机碳中死碳的含量和由残留油裂解生气之后产生的残余碳含量来得到高过成熟度的烃源岩的当前有机碳含量的表达式。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，
所述高过成熟度的烃源岩的当前有机碳含量TOCR的表达式如下：
TOCR＝[TOCo×Mo×(1-a％-b％)+TOCo×Mo×a％×(1-E)×f1]/MR
其中，MR与MO分别表示当前和初始状态时某特定烃源岩的质量，TOCo×(1-a％-b％)表示残余有机碳中死碳的含量，TOCo×a％×(1-E)×f1表示由残留油裂解生气之后产生的残余碳的含量，a％、b％和1-a％-b％分别表示有机质中碳元素的转化中的生油率、生气率和死碳率，f1表示令残留油裂解生气之后转化成固体沥青的系数，TOCo表示初始有机碳含量。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，
所述高过成熟度的烃源岩的初始有机碳TOCo的表达式如下：
TOCo＝[(TOCR×MR-MR/ρ页×BT×ρ沥×f2)/(1-a％-b％)]/Mo
其中，MR/ρ页×BT×ρ沥表示高成熟度的腐泥型烃源岩中固体沥青的实际质量，f2表示固体沥青中碳元素的百分比，ρ页、ρ沥分别表示烃源岩密度与固体沥青的密度。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，通过如下表达式来计算排油效率：
E＝1-{(1-a％-b％)×[TOCR/(TOCR-BT×ρ沥×f2/ρ页)-1]}/(a×f1)
9.一种计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的装置，所述系统执行如权利要求1～8中任一项所述的方法。
10.一种计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的系统，所述系统包括：
如权利要求9所述的计算高过成熟度腐泥型烃源岩的排油效率的装置；
有机碳含量测试装置，其对样品进行TOC测定得到样品TOC含量数值；
全岩光片制备装置，其制备所述样品的全岩光片；以及
全岩光片显微组分测量装置，其对全岩光片的有机显微组分进行鉴定，测量其中的固体沥青面积百分比。
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