CN114428166B - 一种地层含油气性的评价方法及系统 - Google Patents

Abstract

本申请提供了一种地层含油气性的评价方法及系统，方法包括：将地层中的岩石样品密封在样品罐中；将装有岩石样品的样品罐加载在破碎装置上，对该岩石样品进行破碎；测量该样品罐中的气态烃的体积浓度；根据该气态烃的该体积浓度和样品罐容积、岩石样品的质量计算该岩石样品中的单位质量含气量；测量该岩石样品的单位质量含油量；确定该单位质量含气量和该单位质量含油量的比值；以及将比值投射到储层含油气评价图版，判断地层中页岩油的流动性和可采性。利用该评价方法，能够最大程度减少岩石样品在保存、处理过程中的气态烃损失，同时实现了气态烃体积浓度以及单位质量含油量数据获取分析的一体化，可靠性高，为储层油气性评价奠定坚实基础。

Description

一种地层含油气性的评价方法及系统

技术领域

本发明涉及油气地质勘探开发领域，并且更具体地，涉及一种地层含油气性的评价方法及系统。

背景技术

岩心作为最宝贵的地层样品蕴含大量地质信息。其中，利用岩石样品进行含油气性分析是综合评价研究的基础工作之一。岩石含油气性评价主要包括了液态烃和气态烃两部分，基于岩石中气态烃具有突出的易流动性、易扩散特性，在岩心出筒后即采取必要的保护技术措施、采用快速分析测试技术手段，获得更多的含油气性等信息，对于地质综合评价研究具有重要意义。生产和科研实践中，一般以热解S1作为液态烃（可动油）评价的主要参数，结合有机碳含量计算油饱和指数对地层原油的丰度和可流动性进行评价，并取得一定的技术效果。同时，众多学者对于岩石样品在采集、保存、处理、测试过程中轻烃（主要是气态烃）的损失问题都很关注，采取一些技术措施和手段，并建立了一些轻烃损失的补偿（或恢复）方法。

朱日房等（页岩滞留液态烃的定量评价，石油学报，第36卷，第1期，2015年1月）通过新鲜冷冻样品与常温保存样品的对比，建立热解过程中散失轻烃的确定方法，并建立了不同演化阶段的散失系数，用于页岩滞留烃的定量评价。薛海涛等（页岩油资源定量评价中关键参数的选取与校正—以松辽盆地北部青山口组为例，矿物岩石地球化学通报，第34卷第1期，2015）通过有机质成烃动力学研究以及对样品抽提前后的热解参数进行对比，对S1进行轻、重烃补偿校正，获得泥页岩总含油率参数。张居合等（岩石吸留烃气相色谱快速检测技术及其应用研究，地质地球化学，第31卷第2期，2003年）利用气相色谱仪特点研制出解吸装置和技术，直接测定岩石中吸留烃C3-C40单体烃化合物，减少了样品失真，可检测出C3-C30单体烃化合物，仅损失C1-C2。

专利2018104543541（一种新型页岩气现场解吸实验装置），公开了一种通过样品破碎、并采集温度、压力信息，最后以气体状态方程计算页岩含气量的方法。专利（2018108542016，一种快速测量页岩气煤层气现场解吸含气性的实验系统）公开了一种可视化的快速测量页岩气煤层气现场解吸含气性的实验系统，主要由玻璃容器、量筒、加热及温度控制部件等组成。量筒通过出水导管和出水控制旋转罗盘与玻璃观测容器紧挨，加热器通过加热连在玻璃容器的加热套管内的流体从玻璃容器内流体温度达到地层温度，温度计连接在容器一侧用于测定容器内盐水流体的温度，样品入口盖在样品采集后盖住密封。通过钻井所取页岩或煤岩样品解吸产生的甲烷气体逸出，致使玻璃容器内的盐水通过底部导管流到量筒内进行含气量大小测量，并通过玻璃容器内逸出气体高度的大小计算逸出气体含量大小，二者结合计算含气量，减小误差。由于玻璃容器的透明性，岩心样品的解吸过程可以直观地观测和记录，有利于建立岩样含气性的感性认识，评价损失气量，解决了目前解吸过程不可视的局限性。该装置测试的岩样含气性具有快速性、直观性和精确性的特点。

专利2018109955181（一种页岩气现场解析装置及方法）公开了一种页岩气现场解析装置及方法。试验时操作人员将欲解析的岩心样品放置在解吸罐内，并通过恒温箱升温，即可自动通过设置的压力传感器和温度传感器获取气体的温度和压力，并使用数据分析模块进行实时数据分析得到页岩含气量曲线，可以在勘探现场实时获得精确的数据，保证数据的实时性和精确性；同时压力传感器采集的数据精度更高，有效避免传统排水法存在的CO2、H2S等气体溶于水中造成分析结果误差的问题。数据分析模块用于收集所述气体压力信息和所述恒温箱温度信息，并将气体压力信息和恒温箱温度信息以及预先测定的岩石样品的体积信息代入理想气体状态方程，计算出岩石样品的含气量；其中，岩心样品破碎至预定颗粒直径后放入解吸罐。专利2018208291795（一种页岩气解吸过程观测装置）公开了一种页岩气解吸过程观测装置，包括解吸筒，解吸筒为顶部开口、底部封闭且内部中空的透明筒体，解吸筒的内部能容置岩芯及液体，解吸筒的顶部能拆装地盖设有密封盖，密封盖上设有气体释放管，气体释放管贯穿密封盖连通解吸筒的内部与解吸筒的外部，气体释放管上设有气量调节阀。该实用新型通过设置透明的解吸筒，在将岩芯装设于解吸筒内进行解吸的过程中能供工作人员随时对岩芯进行观测；同时通过设置气体释放管能供工作人员在解吸过程中进行点火实验；从而便于工作人员在测试过程初期或中期对岩芯的含气量进行初步判断，有利于现场钻井过程中储层的快速评价。

文献（范明等，分析仪器，2015年第5期，基于自动化排水集气原理的页岩含气量测试新方法）、专利2018116442541（一种便携式煤层气、页岩气含气量测定仪），总体上均为将岩心放置于解吸罐中解吸，以排水法计量含气量的方法。

上述专利和文献公开的方法及装置，以不同的方式方法获取页岩含气量，以及岩心轻烃损失恢复等方法具有一定的先进性和实用性，但与储层含油气性评价研究的需求相比，尚存在一定的差距。

页岩油勘探开发实践表明，页岩层系储层所含有的烃类物质含量及其组成对页岩油的可采性具有重要影响，突出地表现在烃类物质中轻烃与重烃的占比方面。通常情况下以气油比来描述，气油比高的储层，页岩油的可采性好。气油比目前主要通过以下几种途径和方法获得：方法一是利用井下采出油量和气量计算获得；方法二是通过采出油的C6和C7估算，或者利用气测录井气体组分星型图，以图形面积的比值（轻质组分含量与重质组分含量）来计算气油比（司马立强 等，利用测录井资料定量计算复杂油气水系统的气油比—以柴达木盆地英东油气田为例，天然气工业，2014年7月）；方法三是利用测井资料计算气油比（高楚桥 等，利用测井信息得到的气油比识别凝析气藏，石油地球物理勘探，2003年6月）。分析可见，方法一和方法三明显滞后于评价研究需求，不能满足钻井过程中的决策和快速评价研究需要；方法二是一种间接方法，其优势是可以在钻井过程中实施，但其要求组分齐全，组分不全时则无法应用。

而前述的现有技术中，虽然具有岩心可动油和气（气态烃）的获取及校正（恢复）方法，但对于气态烃（轻烃）的损失问题并没有彻底解决。岩心中气态烃的获取以解吸为主要技术手段，解吸过程中具有加热环节，虽然有利于气态烃的逸出和收集，对于页岩气井是有效和适用的方法，但对于页岩油井来讲具有局限性。专利2013101681829（一种岩心分段式密封装置及其使用方法）公开了常温常压下进行逸散气（轻烃）收集装置及使用方法，但其获取的气态烃仅为岩心中气态烃的一部分，不能全面准确地评价岩心中气态烃的含量。总体上，就现有技术而言，综合热解技术获得的可动油信息以及加热解吸或常温下逸散获得的岩心气态烃信息进行气油比计算仍然存在较大的局限性和不足，难以满足储层含油气性评价和评价的需求，亟待建立新的方法和流程。

发明内容

针对上述现有技术中的问题，本申请提出了一种地层含油气性的评价方法及系统，实现储层可动油、气态烃信息获取的一体化，配套建立气油比现场快速计算方法，为生产决策提供可靠数据，更好地满足地质评价研究工作的需要。

第一方面，本申请提供了一种地层含油气性的评价方法，包括：将地层中的岩石样品密封在样品罐中；将装有该岩石样品的样品罐加载在破碎装置上，对该岩石样品进行破碎；测量该样品罐中的气态烃的体积浓度；根据该气态烃的该体积浓度和样品罐容积、该岩石样品的质量计算该岩石样品中的单位质量含气量；测量该岩石样品的单位质量含油量；确定根据所述单位质量含气量和所述单位质量含油量的比值以及将所述比值投射到储层含油气评价图版，判断岩石样品所代表的地层中页岩油的流动性和可采性。利用该评价方法，能够最大程度减少岩石样品在保存、处理过程中的气态烃损失，同时实现了气态烃体积浓度以及单位质量含油量数据获取分析的一体化，可靠性高，为储层油气性评价奠定坚实基础。

在第一方面的一个实施方式中，该岩石样品中的单位质量含气量通过以下公式计算：

Q= N×（V-V’）/（G1- G0）

其中，Q为该气态烃的单位质量含气量，cm3；N为该气态烃的体积浓度；V为该样品罐在盛装该岩石样品前的容积，cm3；V’为该岩石样品的体积，cm3；G0为该样品罐在盛装该岩石样品前的质量，g；G1为该样品罐在盛装该岩石样品后的质量，g。

在第一方面的一个实施方式中，该岩石样品的体积通过以下公式计算：

V’=（G1- G0）/ D

其中，D为该岩石样品的密度，g/cm3。

在第一方面的一个实施方式中，测量该样品罐中的气态烃的体积浓度，包括：将该样品罐的气体采样口连接气体体积浓度测定装置；或者将该样品罐中的气态烃抽取到样品袋中，再测量该体积浓度。

在第一方面的一个实施方式中，测量该岩石样品的单位质量含油量，包括：对于破碎后的该岩石样品，利用热解色谱仪测量该单位质量含油量；或者利用三维定量荧光分析方法，结合荧光谱图测量该单位质量含油量。

在第一方面的一个实施方式中，在测量该样品罐中的气态烃的体积浓度之前，该评价方法还包括：对盛装有破碎岩石样品的该样品罐进行敲打并将其静置。通过该实施方式，能够将粘附在样品罐内壁上的岩石样品粉尘在样品罐底部沉淀，并防止其在样品罐内腔中悬浮，减小对后续测量气态烃的体积浓度的干扰。

第二方面，本申请还提供了一种利用第一方面及其任一实施方式的评价方法评价地层含油气性的系统，该系统包括：样品罐，其用于密封地盛装地层的岩石样品，并开设有气体采样口；破碎装置，其用于固定承载该样品罐，已对该样品罐中盛装的该岩石样品进行粉碎；称重装置，其用于称量该样品罐在盛装该岩石样品之前和之后的质量；气体体积浓度测定装置，其用于测量该样品罐中的该气态烃的体积浓度；含油量测量装置，其用于测量该岩石样品中的单位质量含油量；以及计算设备，其用于计算岩石样品的单位质量含气量，并计算单位质量含气量与单位质量含油量的比值。

在第二方面的一个实施方式中，该样品罐中盛装有用于辅助岩石样品破碎的破碎辅助件。通过该实施方式，能够更加快速和高效地对岩石样品进行破碎。

在第二方面的一个实施方式中，该破碎辅助件为球体或圆管。

在第二方面的一个实施方式中，气体体积浓度测定装置为气态烃浓度检测仪。

本申请提供的地层含油气性的评价方法及系统，相较于现有技术，具有如下的有益效果：

1）岩心出筒后即放置于样品罐中密闭保存，尽最大程度减少岩石样品在保存、处理过程中的气态烃损失，为储层含油气性评价奠定坚实基础；

2）从一块样品上同时获得气态烃和油含量的测定数据，实现了关键参数获取分析的一体化，资料可靠性程度高；

3）为页岩含油气性及可流动性、可采性评价提供了新的方法和技术手段；

4）以图版的形式便于直观、快速地评价和评价储层的含油气特征，并且评价图版也可以应用于页岩气、常规油气的评价研究之中。

上述技术特征可以各种适合的方式组合或由等效的技术特征来替代，只要能够达到本发明的目的。

附图说明

在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。其中：

图1显示了根据本发明实施例的地层含油气性的评价方法的示意性流程图；

图2显示了根据本发明实施例的样品罐的结构示意图；

图3显示了根据本发明实施例的储层含油气评价图版的示意图；

图4显示了根据本发明另一实施例的结合图3中的储层含油气评价图版评价样品的示意图。

在附图中，相同的部件使用相同的附图标记。附图并未按照实际的比例绘制。

附图标记清单：

200-样品罐；210-样品罐主体；220-样品罐顶盖；230-密封圈；240-岩石样品；250-破碎辅助件；260-气体采样口。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明作进一步说明。

实施例1

图1为本发明提供的地层含油气性的评价方法100的示意图。如图1所示，该方法100包括如下步骤：

S110，将地层中的岩石样品密封在样品罐中；

S120，将装有所述岩石样品的样品罐加载在破碎装置上，对所述岩石样品进行破碎；

S130，测量所述样品罐中的气态烃的体积浓度；

S140，根据所述气态烃的所述体积浓度和样品罐容积、所述岩石样品的质量计算所述岩石样品中的单位质量含气量；

S150，测量所述岩石样品的单位质量含油量；以及

S160，根据所述单位质量含气量和所述单位质量含油量确定所述岩石样品的视气油比；

S170，将在S160中获得的该岩石样品的视气油比投到储层含油气评价图版上，以对该岩石样品所代表的储层的含油气性以及流动性和可采性进行评价。

在本申请提供的评价方法100中，将出筒后的来自储层地层的岩石样品去除表面钻井液后立即密封于样品罐中，最大程度地降低了现有技术中样品在储存、运输和处理过程中的气态烃损失，确保了最终对气态烃含量测量的准确性，同时针对同一块岩石样品测量气态烃含量和含油量，保证数据获取的一体化。

具体地，在S110中，在岩石从岩心出筒后立即采集，并放置在样品罐200（后文详细描述）中密封保存。在这里，岩石样品的选择应当保证组分的均匀性，确保最终测量和评价结果的准确性，同时，岩石样品的形状可以为任意形状。优选地，岩石样品的形状为规则的几何体，例如正方体或长方体，以便于对其体积的直接手动测量。

应理解，在S110中，还应当包括利用称重装置称取样品罐200在盛装岩石样品240之前的质量G0和之后的质量G1。

在S120中，在盛装有岩石样品240的样品罐200固定在破碎装置上，已将岩石样品240进行破碎。

如图2所示为样品罐200的结构示意图，该样品罐200呈细长的圆柱形结构，包括样品罐主体210和样品罐顶盖220，二者螺纹连接形成封闭的腔体以容纳岩石样品240并防止罐中烃类物质、特别是气态烃以及其他气体（装样时样品罐中有空气）的散失。应理解，在封闭腔体中具有空气。优选地，在样品罐主体210和样品罐顶盖220之间还设置有密封圈230，以实现更加良好的密封。

可选地，在样品罐200上（样品罐主体210或样品罐顶盖220）上开设有气体采集口260，其具有关闭和开启功能，便于气态烃和空气混合物的采集；该样品罐200可以通过该气体采集口260与气态烃体积浓度测定装置连接，也可以通过该气体采集口260将内部的气态烃和空气混合物抽取到单独的样品袋中。

优选地，该样品罐200内部还设置有破碎辅助件250，其在样品罐内部自由放置，能够在外置的破碎装置的致动下在样品罐内腔中往复运动，与样品罐内壁以及岩石样品240自由剧烈撞击，从而辅助破碎该岩石样品240，提高破碎的效率和速度。

可选地，该破碎辅助件250可以为球体（图2）或者圆管。更优选地，该破碎辅助件250由耐磨材料（如钢材料）制成。

在样品罐200包括破碎辅助件250的该实施例中，上文提到的样品罐在盛装岩石样品之前和之后的质量G0和G1均应当包括该破碎辅助件250的质量，同时样品罐200的容积V应当是在去除该破碎辅助件250体积之后的容积。

应该理解，在S120中，将盛装有岩石样品240的样品罐200固定在破碎装置上的破碎时间应当根据岩石岩性、破碎粒度要求以及是否包括破碎辅助件确定，本文在此不作限定。

在经过S120的破碎步骤后，岩石样品中的气态烃类物质从岩石中逸出，分布在该样品罐200的内腔中，形成气态烃和空气的混合物。

接着，在S130中，如上文提到的，可以将盛装有破碎后的岩石样品240的样品罐200的气体采集口260连接另外的气体体积浓度测定装置，以测定样品罐200中的气态烃体积浓度N；或者将样品罐200中的气态烃抽取到单独的样品样品袋中，之后再测定其体积浓度N。

具体地，将气体体积浓度测定装置的气体入口与样品罐气体采样口260经过防尘处理部件进行连接，气态烃的测试优先选用具有泵吸功能的甲烷浓度检测仪进行，获得的甲烷浓度为样品中的甲烷与罐内空气混合物中的体积浓度，由于样品罐的内腔体积、破碎辅助件（如球体）体积以及样品的重量都可以获得，故检测获得的体积浓度可以换算为单位重量样品的甲烷含量。也可以不用甲烷浓度检测仪，而用其他装置测试样品罐中气态烃的浓度，进一步换算为单位重量样品的气态烃含量。并可以采用气相色谱等技术分析气态烃中不同组分的占比，用于评价研究。

应当理解，在S120和S130之间，该评价方法100还应当包括将样品罐200从破碎装置上取下，保持气体采样口260向上，敲击数下并静置数分钟。通过这种方式，能够将附着在样品罐内壁上的岩石颗粒落入罐底，并且防止由于破碎而形成细小岩石粉末悬浮在内腔中而对S130中的气体体积浓度测定造成干扰，确保数据测量的准确性。

在S140中，具体地，可以通过以下的公式计算该岩石样品240的单位质量含气量：

Q= N×（V-V’）/（G1- G0）

Q为所述气态烃的单位质量含气量，cm3；N为所述气态烃的体积浓度；V为所述样品罐在盛装所述岩石样品前的容积，cm3；V’为所述岩石样品的体积，cm3；G0为所述样品罐在盛装所述岩石样品前的质量，g；G1为所述样品罐在盛装所述岩石样品后的质量，g。

其中，岩石样品240的体积V可以通过以下公式计算：

V’=（G1- G0）/ D

D为所述岩石样品的密度，单位g/cm3，其能够在试验之前根据勘探资料查阅得到；或者在试验之前根据容积法测定，该方法为本领域技术人员所熟知的，在此不作赘述。

在S150中，对将样品罐顶盖220打开，按需取得破碎后的岩石样品240，进行油含量测试，获得单位质量含油量数据。含油量测定可以采用多种方式，例如，利用热解色谱仪进行分析，获得的热解S1测试值，单位为g/g；利用三维定量荧光分析方法，以荧光强度（谱图）计算含油量，将计算结果作为含油量，单位为g/g。或者利用其他测试方法，获得岩样的含油量。尽管不同的方法原理不同，测试结果不尽相同，最终获得的视气油比也会存在差异，应该视测试条件、方法的不同而进行具体分析和应用。

在S160中，可以将S140中获得的岩石样品的单位质量含气量与在S150中获得的单位质量含油量取比值，二者的比值为该岩石样品240的视气油比。

应理解，该比值与通常所说的气油比具有相似性，但又有所区别，故将其称为“视气油比”，该值越大，反映该岩样所代表的储层中页岩油的可流动性和可采性越好，反之亦然。

在S170中，如图3所示，储层含油气评价图版是以岩样单位质量含油量（单位g/g）为横坐标，岩样单位质量含气量（单位g/g）为纵坐标建立的直角坐标系图版。当将若干个视气油比相同的点连接在一起时，即可获得若干条对应不同视气油比的直线，这些直线将图版分为若干个区域，不同的区域具有不同的油气丰度（含量）、气油比特征，可以用来刻画储层含油气的特征。以图3为例，该图版具有三条视气油比直线，即视气油比10直线、视气油比50直线和视气油比100直线；图中的A和B分别是两个储层段的样品，两者的可动油含量相同，但视气油比存在较大差异，显然A层段页岩油的可流动性和可采性好于B层段。

当该图版上不同地区、层位以及具有不同含油气性质样品的测试数据积累到一定程度，其在快速评价方面的作用会得到充分的体现。

实施例2

在实施例1中，在S110中还可以在将岩石样品分为两个部分，第一部分用于放置于样品罐200中并测量G1，则这部分样品重量为G1-G0；第二部分则用于称重并测定总体积，计算得到其密度D，进一步计算防止于样品罐200中第一部分样品的体积V’=（G1- G0）/D。

在S140和S150中，均对第一部分样品进行单位质量含气量和单位质量含油量的测量和计算。

实施例3

样品罐（装入球体后）重量600g、容积402cm3。去除岩心表面钻井液，取块状样C并将其放置于样品罐中，使取样口处于关闭状态，称重为700 g，样品重量100g（经计算该样品的密度为2.5g/ cm3），体积为40 cm3。将样品罐加载于破碎装置上，对样品进行破碎。破碎结束后，使取样口处于开启状态并连接甲烷浓度检测装置，检测得到的体积浓度为1.38%；根据样品罐容积，可以计算得到样品破碎释放的甲烷体积为：1.38%*(402-40) cm3=5 cm3；进一步结合样品重量，计算单位重量岩样的甲烷含量：5 cm3/100g=0.05 cm3/g；根据以往块状样C所在层位的气态烃气体组成分析，甲烷在气态烃中的占比高达98.5%以上，故将其作为气态烃含量的近似值。

取样品罐中的破碎后岩样进行热解分析，得到热解S1测试结果为4mg/g，进一步换算为0.004 g/g。并将其作为含油量。

另有岩样D，按上述步骤进行处理和分析，得到气态烃量为0.1 cm3/g，含油量为0.0039 g/g。

将C和D样品的分析测试结果投到储层含油气性评价评价图版上（图3），可见D样品与C样品的含油量相近，但视气油比具有较大差异，D样品所处层段的页岩油气可流动性优于C样品所处的层段。

本申请还提供了一种利用评价方法100计算储层视气油比的系统，该系统包括如下部分：样品罐200、破碎装置、称重装置、气体体积浓度测定装置、含油量测量装置和计算装置。在上文中已经结合评价方法100对该系统的部件的功能进行了详细说明，在此将不再重复介绍。

本申请提供的地层含油气性的评价方法及系统，岩心出筒后即放置于样品罐中密闭保存，尽最大程度减少岩石样品在保存、处理过程中的气态烃损失，为储层含油气性评价奠定坚实基础；从一块样品上同时获得气态烃和油含量的测定数据，实现了关键参数获取分析的一体化，资料可靠性程度高；为页岩含油气性及可流动性、可采性评价提供了新的方法和技术手段；以图版的形式便于直观、快速地评价和评价储层的含油气特征，并且评价图版也可以应用于页岩气、常规油气的评价研究之中。

在本发明的描述中，需要理解的是，术语“上”、“下”、“底”、“顶”、“前”、“后”、“内”、“外”、“左”、“右”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

虽然在本文中参照了特定的实施方式来描述本发明，但是应该理解的是，这些实施例仅仅是本发明的原理和应用的示例。因此应该理解的是，可以对示例性的实施例进行许多修改，并且可以设计出其他的布置，只要不偏离所附权利要求所限定的本发明的精神和范围。应该理解的是，可以通过不同于原始权利要求所描述的方式来结合不同的从属权利要求和本文中所述的特征。还可以理解的是，结合单独实施例所描述的特征可以使用在其他所述实施例中。

Claims (8)

1.一种地层含油气性的评价方法，其特征在于，包括：

将地层中的岩石样品密封在样品罐中；

将装有所述岩石样品的样品罐加载在破碎装置上，对所述岩石样品进行破碎；

测量所述样品罐中的气态烃的体积浓度；

根据所述气态烃的所述体积浓度和样品罐容积、所述岩石样品的质量计算所述岩石样品中的单位质量含气量；

测量所述岩石样品的单位质量含油量；

确定根据所述单位质量含气量和所述单位质量含油量的比值；以及

将所述比值投射到储层含油气评价图版，判断所述岩石样品所代表的地层中页岩油的流动性和可采性；

所述岩石样品中的单位质量含气量通过以下公式计算：

Q= N×（V-V’）/（G1- G0）

其中，Q为所述气态烃的单位质量含气量，单位为cm³；N为所述气态烃的体积浓度；V为所述样品罐在盛装所述岩石样品前的容积，单位为cm³；V’为所述岩石样品的体积，单位为cm³；G0为所述样品罐在盛装所述岩石样品前的质量，单位为g；G1为所述样品罐在盛装所述岩石样品后的质量，单位为g；

所述岩石样品的体积通过以下公式计算：

V’=（G1- G0）/ D

其中，D为所述岩石样品的密度，单位为g/cm³。

2. 根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，测量所述样品罐中的气态烃的体积浓度，包括：

将所述样品罐的气体采样口连接气体体积浓度测定装置；或者

将所述样品罐中的气态烃抽取到样品袋中，再测量所述体积浓度。

3.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，测量所述岩石样品的单位质量含油量，包括：

对于破碎后的所述岩石样品，利用热解色谱仪测量所述单位质量含油量；或者利用三维定量荧光分析方法，结合荧光谱图测量所述单位质量含油量。

4.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，在测量所述样品罐中的气态烃的体积浓度之前，所述评价方法还包括：

对盛装有破碎岩石样品的所述样品罐进行敲打并将其静置。

5.一种利用权利要求1至4中任一项所述的评价方法评价地层含油气性的系统，其特征在于，所述系统包括：

样品罐，其用于密封地盛装地层的岩石样品，并开设有气体采样口；

破碎装置，其用于固定承载所述样品罐，以对所述样品罐中盛装的所述岩石样品进行粉碎；

称重装置，其用于称量所述样品罐在盛装所述岩石样品之前和之后的质量；

气体体积浓度测定装置，其用于测量所述样品罐中的所述气态烃的体积浓度；

含油量测量装置，其用于测量所述岩石样品中的单位质量含油量；以及

计算设备，其用于计算所述岩石样品的单位质量含气量，并计算所述单位质量含气量与所述单位质量含油量的比值。

6.根据权利要求5所述的系统，其特征在于，所述样品罐中盛装有用于辅助岩石样品破碎的破碎辅助件。

7.根据权利要求6所述的系统，其特征在于，所述破碎辅助件为球体或圆管。

8.根据权利要求5至7中任一项所述的系统，其特征在于，所述气体体积浓度测定装置为气态烃浓度检测仪。