NB/T 11286—2023 原位转化页岩油有利区评价方法 Evaluating methods for shale oil profitable zone of in-situ conversion processICS 75- 010 CCS E 11 2023 05 26发布 2023 11 26实施 I NB/T 11286—2023目 次 前言…………………………………………………………………………………………………………… Ⅱ 1 范围 ……………………………………………………………………………………………………… 1 2 规范性引用文件 ………………………………………………………………………………………… 1 3 术语和定义 ……………………………………………………………………………………………… 1 4 原位转化页岩段评价 …………………………………………………………………………………… 1 4.1 原位转化页岩生烃潜力评价 ……………………………………………………………………… 1 4.2 断层评价 …………………………………………………………………………………………… 2 4.3 含水性评价 ………………………………………………………………………………………… 2 4.4 原位转化页岩段综合评价 ………………………………………………………………………… 2 4.5 封堵层评价 ………………………………………………………………………………………… 3 5 原位转化有利区评价 …………………………………………………………………………………… 3 5.1 原位转化页岩段 TOC ……………………………………………………………………………… 3 5.2 原位转化页岩段生烃潜量 ………………………………………………………………………… 3 5.3 原位转化页岩段氢指数 …………………………………………………………………………… 3 5.4 原位转化页岩段镜质组反射率 …………………………………………………………………… 4 5.5 原位转化页岩段埋藏深度 ………………………………………………………………………… 4 5.6 封堵层厚度 ………………………………………………………………………………………… 4 5.7 原位转化页岩厚度平面分布 ……………………………………………………………………… 4 5.8 原位转化有利区评价 ……………………………………………………………………………… 4 6 提交主要成果 …………………………………………………………………………………………… 5 6.1 分析测试数据 ……………………………………………………………………………………… 5 6.2 主要图件 …………………………………………………………………………………………… 5II NB/T 11286—2023前 言 本文件按照 GB/T 1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的 规定起草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由能源行业页岩油标准化技术委员会（NEA/TC 39）提出并归口。本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公 司长庆油田分公司、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院、大庆油田有限责任公司、吉林 大学。 本文件主要起草人： 庞正炼、罗霞、李士祥、高波、刘鑫、孙平昌、林森虎、赵忠英、郭芪恒、 李王鹏、孟庆涛、张丽君、马生明、廖凤蓉、万晓苑。1 NB/T 11286—2023原位转化页岩油有利区评价方法 1 范围 本文件规定了原位转化页岩油页岩段、有利区评价内容、方法及提交的成果。 本文件适用于原位转化页岩油页岩段、有利区评价。 2 规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文 件，仅该日期对应的版本适用于本文件； 不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 13908 固体矿产地质勘查规范总则 3 术语和定义 本文件没有需要界定的术语和定义。 4 原位转化页岩段评价 4.1 原位转化页岩生烃潜力评价 4.1.1 评价参数 4.1.1.1 总有机碳含量（TOC） 4.1.1.1.1 应采用岩心或岩屑样品的 TOC测试数据。 4.1.1.1.2 岩心页岩采样每米不少于 5个，评价层系每包岩屑应采样 1个。 4.1.1.1.3 TOC＞8%为好原位转化页岩， TOC＞6%～8%为中等原位转化页岩， TOC4%～6%为 差原位转化页岩，TOC ＜4%为非原位转化页岩。 4.1.1.2 生烃潜量 4.1.1.2.1 应采用岩心或岩屑样品的生烃潜量数据。 4.1.1.2.2 岩心页岩采样每米不少于 5个，评价层系每包岩屑应采样 1个。 4.1.1.2.3 生烃潜量＞ 45mg/g为好原位转化页岩，生烃潜量＞ 30mg/g～45mg/g为中等原位转化页 岩，生烃潜量 20mg/g～30mg/g为差原位转化页岩，生烃潜量＜ 20mg/g为非原位转化页岩。 4.1.1.3 氢指数 4.1.1.3.1 应采用岩心或岩屑样品的氢指数数据。2 NB/T 11286—20234.1.1.3.2 岩心页岩采样每米不少于 5个，评价层系每包岩屑应采样 1个。 4.1.1.3.3 氢指数＞ 450mg/g 为好原位转化页岩，氢指数＞ 350mg/g ～450mg/g 为中等原位转化页岩， 氢指数 300mg/g ～350mg/g 为差原位转化页岩，氢指数＜ 300mg/g 为非原位转化页岩。 4.1.1.4 镜质组反射率 4.1.1.4.1 应采用岩心或岩屑样品的镜质组反射率测试数据。 4.1.1.4.2 每个页岩层段采样不少于 3个。 4.1.1.4.3 镜质组反射率＜ 0.7%为好原位转化页岩，镜质组反射率 0.7%～＜ 0.8%为中等原位转化页 岩，镜质组反射率 0.8%～0.9%为差原位转化页岩，镜质组反射率＞ 0.9%为非原位转化页岩。 4.1.2 生烃潜力综合评价 生烃潜力分类评价标准见表 1。 表1 生烃潜力分类评价标准 参数原位转化页岩分类 好原位转化页岩 中等原位转化页岩 差原位转化页岩 非原位转化页岩 TOC %＞8 ＞6～8 4～6 ＜4 生烃潜量 mg/g＞45 ＞30～45 20～30 ＜20 氢指数 mg/g＞450 ＞350～450 300～350 ＜300 镜质组反射率 %＜0.7 0.7～＜ 0.8 0.8～0.9 ＞0.9 4.2 断层评价 4.2.1 应综合利用岩心、测井、地震数据进行断层识别。 4.2.2 采集沟通封堵层和页岩层系断层岩样品，进行突破压力测试。 4.2.3 断层应消失于页岩段内部，或断层岩突破压力不低于 15MPa为封闭性断层。 4.2.4 编制断层综合评价图。 4.3 含水性评价 4.3.1 应采用密闭取心或保压取心页岩进行含水率测试，每米岩心页岩采集不少于 2个试样。 4.3.2 含水率＜ 2%为好原位转化页岩，含水率 2%～＜ 3%为中等原位转化页岩，含水率 3%～5% 为差原位转化页岩，含水率＞ 5%为非原位转化页岩。 4.3.3 活动水评价方法与技术要求应按照 GB/T 13908 执行。具有活动水的为非原位转化页岩段。 4.4 原位转化页岩段综合评价 原位转化页岩段分类评价标准见表 2。3 NB/T 11286—2023表2 原位转化页岩段分类评价标准 参数原位转化页岩段分类 好原位转化页岩段 中等原位转化页岩段 差原位转化页岩段 非原位转化页岩段 顶面埋藏深度 m＞300～2000 ＞2000～2500 ＞2500～3000 ＞3000 页岩单层厚度 m＞12 ＞9～12 6～9 ＜6 生烃潜力 好 好或中等 好、中等或差 非原位转化页岩 含水性 好 好或中等 好、中等或差 非原位转化页岩 4.5 封堵层评价 4.5.1 选择页岩发育层段顶部和底部各 2m以上的泥页岩层分别作为顶部和底部封堵性评价层段。 4.5.2 采集封堵性评价层段岩心样品测试突破压力，封堵性评价层段每米采样不少于 1个。 4.5.3 封堵性评价层段所有样品突破压力不低于 15MPa的泥页岩层作为封堵层。 4.5.4 用岩心样品突破压力测试数据，按 4.5.3的规定确定封堵层厚度。 4.5.5 无岩心样品时，选择岩心样品突破压力测试数据与测井响应进行标定，利用测井数据确定封堵 层厚度。 4.5.6 无钻井地区，选择岩心样品突破压力测试数据与邻井进行井震标定，利用地震数据确定封堵层 厚度。4.5.7 封堵层厚度＞ 4m为好封堵层，封堵层厚度＞ 3m～4m为中等封堵层，封堵层厚度 2m～3m 为差封堵层，封堵层厚度＜ 2m为非封堵层。 5 原位转化有利区评价 5.1 原位转化页岩段 TOC 5.1.1 用岩心、岩屑样品测试数据确定原位转化页岩段 TOC。 5.1.2 无岩心、岩屑时，用岩心、岩屑样品测试数据进行测井响应标定，利用测井数据确定原位转化 页岩段 TOC。 5.1.3 无钻井地区宜用地震资料确定原位转化页岩段 TOC。 5.1.4 编制原位转化页岩段 TOC平面图。 5.2 原位转化页岩段生烃潜量 5.2.1 用岩心、岩屑样品测试数据确定原位转化页岩段生烃潜量。 5.2.2 编制原位转化页岩段生烃潜量平面图。 5.3 原位转化页岩段氢指数 5.3.1 用岩心、岩屑样品测试数据确定原位转化页岩段氢