页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置与流程

本申请涉及油气勘探开发
技术领域：
，特别涉及一种页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置。
背景技术：
：在对目标区域中的页岩油进行勘探开发时，通常需要先对该目标区域的开发潜力、开发效果，例如，产出油量、产出气量进行预测，再以预测结果作为指导，从目标区域中优选区域以进行具体的页岩油开采。目前，为了预测目标区域的开发潜力，通常是通过模拟实验获得目标区域的页岩的生油量、生气量，将生油量、生气量作为待开发区域开发潜力的主要评价参数，以对目标区域的开发潜力进行预测确定，即现有方法大多主要集中在对页岩生烃能力(即生油量、生气量)的研究。由于上述方法只是简单地考虑了生油量、生气量这两个参数的影响，没有结合具体的油气开发过程(例如原位转化的具体过程)以及真实的地层环境，没有全面地分析油气开发过程多种参数之间的相互作用和影响(例如开发过程中页岩生成的油气会由于高温发生裂解)，导致现有方法具体实施时，往往存在所预测的开发潜力误差大、准确度低的技术问题。针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。技术实现要素：本申请实施例提供了一种页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置，以解决现有方法中存在的所预测的开发潜力误差大、准确度低的技术问题，达到全面考虑多种因素的相互影响，通过产出油量、产出气量等多种参数，准确预测目标区域的开发潜力的技术效果。本申请实施例提供了一种页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法，包括：获取目标区域的目的层的多组页岩样品，其中，所述页岩样品为未熟页岩样品；测量所述多组页岩样品，以获取所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数；根据所述多组页岩样品，分别确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量；根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，建立产出油量模型、产出气量模型；根据所述产出油量模型，确定目标区域的目的层的产出油量；根据所述产出气量模型，确定目标区域的目的层的产出气量。在一个实施方式中，根据所述多组页岩样品，分别确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，包括：对所述多组页岩样品中的各组页岩样品分别进行第一热模拟实验，以确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数，其中，所述第一热模拟实验的模拟压力为地层压力，所述第一热模拟实验包括多个预设温度下的半开放热模拟实验；对所述多组页岩样品中的各组页岩样品分别进行第二热模拟实验，以确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，其中，所述第二热模拟实验的模拟压力为原位转化压力，所述第二热模拟实验包括多个预设温度下的半开放热模拟实验，且第二热模拟实验所包括的多个预设温度与第一热模拟实验所包括的多个预设温度相同。在一个实施方式中，根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，建立产出油量模型、产出气量模型，包括：根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的产出油量、第二滞留油量，确定所述多组页岩样品中各组页岩样品在各个预设温度下的生油量；根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的产出气量、第二滞留气量，确定所述多组页岩样品中各组页岩样品在各个预设温度下的生气量；根据多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的Ro参数、多组页岩样品中的各组页岩样品的初始Ro参数，建立Ro参数模型；根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，所述Ro参数模型，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的生油量、生气量，建立生油潜力模型、生气潜力模型；根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的生油量、生气量，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量，所述生油潜力模型、所述生气潜力模型，建立滞留油比例模型、滞留气比例模型；根据所述滞留油比例模型、滞留气比例模型，所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，建立产出油量比例模型、产出气量比例模型；根据所述产出油量比例模型，建立产出油量模型；根据所述产出气量比例模型，建立产出气量模型。在一个实施方式中，按照以下公式建立生油潜力模型：其中，Qop为生油潜力，Ro为Ro参数，a11为标号为11的一类常数，b11为标号为11的二类常数。在一个实施方式中，按照以下公式建立生气潜力模型：其中，Qgp为生气潜力，Ro为Ro参数，a21为标号为21的一类常数，a22为标号为22的一类常数，b21为标号为21的二类常数，b22为标号为22的二类常数。在一个实施方式中，按照以下公式建立滞留油量比例模型：其中，Qosp为滞留油量比例，f(TOC0)o为页岩滞留油量校正系数，TOC0为页岩样品的初始TOC参数，Bor为目标区域的地层压力下的原油体积系数与热模拟压力下的原油体积系数的比值，Ro为Ro参数，HCt为待确定的目标区域的目的层的页岩样品的初始HC参数，HCs为页岩样品的初始HC参数，a31为标号为31的一类常数，a32为标号为32的一类常数，b31为标号为31的二类常数，b32为标号为32的二类常数。在一个实施方式中，按照以下公式建立滞留气量比例模型：其中，Qgsp为滞留气量比例，f(TOC0)g为页岩滞留气量校正系数，TOC0为页岩样品的初始TOC参数，f(Bgi)为基于实验模拟压力下的天然气体积系数校正参数，Bgi为目标区域的地层压力下的天然气体积系数与实验热模拟压力下的天然气体积系数的比值，Ro为Ro参数，HCt为待确定的目标区域的目的层的页岩样品的初始HC参数，HCs为页岩样品的初始HC参数，a41为标号为41的一类常数，a42为标号为42的一类常数，a43为标号为43的一类常数，b41为标号为41的二类常数，b42为标号为42的二类常数，b43为标号为43的二类常数。在一个实施方式中，按照以下公式建立产出油量比例模型：其中，Qpop为产出油量比例，TOC0为页岩样品的初始TOC参数，HC0为页岩样品的初始HC参数，a51为标号为51的一类常数，a52为标号为52的一类常数，a53为标号为53的一类常数，b51为标号为51的二类常数，b52为标号为52的二类常数，b53为标号为53的二类常数。在一个实施方式中，按照以下公式建立产出气量比例模型：其中，Qpgp为产出气量比例，TOC0为页岩样品的初始TOC参数，HC0为页岩样品的初始HC参数，a61为标号为61的一类常数，a62为标号为62的一类常数，b61为标号为61的二类常数，b62为标号为62的二类常数。在一个实施方式中，在目标区域缺少未熟页岩样品的情况下，所述方法还包括：获取目标区域的多组页岩样品，对所述多组页岩样品分别进行TOC、HC恢复处理，以获取所述目标区域的初始TOC参数、初始HC参数。本申请实施例还提供了一种页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定装置，包括：获取模块，用于获取目标区域的目的层的多组页岩样品，其中，所述页岩样品为未熟页岩样品；测量模块，用于测量所述多组页岩样品，以获取所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数；第一确定模块，用于根据所述多组页岩样品，分别确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量；建立模块，用于根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，建立产出油量模型、产出气量模型；第二确定模块，用于根据所述产出油量模型，确定目标区域的目的层的产出油量；根据所述产出气量模型，确定目标区域的目的层的产出气量。在本申请实施例中，通过引入并利用滞留油量、滞留气量、产出油量、产出气量等多种参数建立较为准确的产出油量模型、产出气量模型，从而解决了现有方法中存在的所预测的开发潜力误差大、准确度低的技术问题，达到全面考虑多种因素的相互影响，通过产出油量、产出气量等多种参数，准确预测目标区域的开发潜力的技术效果。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提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法的处理流程图；图2是根据本申请实施方式提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定装置的组成结构图；图3是基于本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法的电子设备组成结构示意图；图4是在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法对某目标区域进行开发潜力评价的流程示意图；图5是在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的页岩热模拟温度与Ro参数的关系示意图；图6是在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的页岩生油气潜力与Ro参数的关系示意图；图7是在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的页岩中滞留油气量比例与Ro参数的关系示意图；图8是在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的页岩滞留油气量比例校正值与TOC参数的关系示意图；图9是在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的天然气偏差系数与Ro参数的关系示意图；图10是在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的产出油气量比例与TOC×HC的关系示意图；图11是在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的HC参数与Ro参数的关系示意图；图12是在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的TOC参数与Ro参数关系示意图。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。考虑到现有技术，因为结合真实的地层环境，没有具体、全面分析页岩油原位转化油气开发过程中各种参数间的相互作用、影响，只是通过获取生油量、生气量来预测目标区域的产出油量、产出气量，导致存在所预测的开发潜力误差大、准确度低的技术问题。针对产生上述技术问题的根本原因，本申请全面分析了具体油气开发过程，例如原位转化过程中，多种参数间的相互影响，并结合真实的地层环境，通过模拟实验在获取生油量、生气量等参数的基础上，又引入并获取了滞留油量、滞留气量、产出油量、产出气量等多种参数，通过综合分析上述多种参数之间的相互作用和影响，建立出较为准确的产出油量模型、产出气量模型以预测目标区域的产出油量、产出气量，以便对目标区域的页岩开发潜力进行评价，从而解决了现有方法中存在的所预测的开发潜力误差大、准确度低的技术问题，达到全面考虑多种因素的相互影响，通过产出油量、产出气量等多种参数，准确预测目标区域的开发潜力的技术效果。基于上述思考思路，本申请实施例提供了一种页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法。具体请参阅图1所示的根据本申请实施方式提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法的处理流程图。本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法，具体实施时，可以包括以下步骤。S11：获取目标区域的目的层的多组页岩样品，其中，所述页岩样品为未熟页岩样品。在本实施方式中，在对目标区域进行具体的页岩油原位转化油气开发前，通常需要对目标区域的开发潜力进行预测，得到关于该目标区域的开发潜力的预测结果；再根据预测结果，结合开发收益和实施成本，确定是否对该目标区域进行油气开发，以及采用哪种开发方式进行油气开发，以达到以较小的成本得到较好的油气开发成果。在本实施方式中，上述目标区域具体可以理解为一种含有待开发的页岩油资源的区域。在一个实施方式中，所述多组页岩样品具体可以是多组TOC参数值不同的页岩样品。其中，TOC(TotalOrganicCarbon，简称TOC)总有机碳，具体是指烃源岩中可转化为烃类的有机物含碳的总量。在一个实施方式中，所述未熟页岩样品可以理解为一种没有完全成熟的页岩，具体的，可以是指镜质体反射率(成熟度)低于0.5％，页岩中的有机质尚未转化为油气的页岩。相对的，成熟页岩可以是指镜质体反射率(成熟度)高，页岩中的有机质已部分转化为油气，并有部分油气排除的页岩。在一个实施方式中，上述页岩样品具体可以是一种Ro参数值小于0.5％的页岩样品。其中，Ro参数具体是指镜质体反射率(vitrinitereflectance)，是一种最重要的有机质成熟度指标，大多用来标定从早期成岩作用直至深变质阶段有机质的热演化情况。例如，有机质热成熟度愈高，镜质体反射率相对会愈大。在一个实施方式中，上述获取目标区域的目的层的多组页岩样品，具体实施时，可以包括以下内容：采集目标区域中多个TOC不同的露头剖面的页岩作为所述多组页岩样品。S12：测量所述多组页岩样品，以获取所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数。在本实施方式中，具体实施时，可以将所述多组页岩样品中的每组页岩样品分成多份子样品。具体实施时，可以取每组页岩样品中的一份子样品进行测量，以分别获取每组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数。在本实施方式中，上述初始TOC参数也可以称为原始TOC参数，具体可以理解为是未成熟页岩在原位转化开发前，例如没有进行原位转化前，页岩的TOC参数。上述初始Ro参数也可以称为原始Ro参数，可以理解为是未成熟页岩在原位转化开发前，例如没有进行原位转化前，页岩的Ro参数。上述初始THC参数也可以称为原始HC参数，具体可以理解为是未成熟页岩在原位转化开发前，例如没有进行原位转化前，页岩的HC参数。其中，上述HC参数具体可以是指页岩中的氢碳原子比(或氢碳比)。S13：根据所述多组页岩样品，分别确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量。在一个实施方式中，为了能够更加准确地预测目标区域的开发潜力，本申请实施例提供的方法没有仅局限于对生烃能力(即生油量、生气量)的研究，而是考虑到具体的油气开发过程中各个参数之间的相互影响，例如，在高温开发中生成的油气会发生裂解，中低成熟度页岩中赋存大量滞留油气。因此，区别于现有方法，结合具体的油气开发过程，引入了多种其他参数，例如滞留油量、滞留气量、产出油量、产出气量等，以便可以更加全面地分析原位转化开发过程中的情况，进而准确地预测出目标区域的开发潜力。在一个实施方式中，上述根据所述多组页岩样品，分别确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，具体实施时，可以包括以下内容。S13-1：对所述多组页岩样品中的各组页岩样品分别进行第一热模拟实验，以确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数，其中，所述第一热模拟实验的模拟压力为地层压力，所述第一热模拟实验包括多个预设温度下的半开放热模拟实验。在本实施方式中，上述第一热模拟实验主要模拟的是正常的地层条件下，页岩样品在地层中发生的变化情况。其中，上述第一热模拟实验具体是一种半开放的热模拟实验。具体实施时，可以分别从每组页岩样品中取出多份子样品，进行多个预设温度下的第一热模拟实验。其中，取出的每组页岩样品中子样品的份数与多个预设温度的个数相同。例如，要进行11个不同预设温度下的第一热模拟实验，可以从每组页岩样品中分别取出11份子样品，继而可以利用11份子样品对该组页岩样品进行11个预设温度下的第一热模拟实验。在一个实施方式中，上述多个预设温度是与油气开发过程中的不同阶段分别对应的反应温度。具体的，上述多个预设温度具体可以是与以下阶段对应的反应温度：开始生油阶段、生油量快速增加阶段Ⅰ、生油量快速增加阶段Ⅱ、生油高峰阶段Ⅰ、生油高峰阶段Ⅱ、生油高峰阶段Ⅲ、生油量下降阶段Ⅰ、生油量下降阶段Ⅱ、生油量基本结束阶段、生气量基本结束阶段和生气量结束阶段。如此，能够较为准确、完整地模拟出油气开发过程中温度的变化情况。在一个实施方式中，对应于油气开发过程中的：开始生油阶段、生油量快速增加阶段Ⅰ、生油量快速增加阶段Ⅱ、生油高峰阶段Ⅰ、生油高峰阶段Ⅱ、生油高峰阶段Ⅲ、生油量下降阶段Ⅰ、生油量下降阶段Ⅱ、生油量基本结束阶段、生气量基本结束阶段和生气量结束阶段，可以将上述多个预设温度分别设置为：250℃、300℃、320℃、335℃、350℃、360℃、390℃、440℃、500℃、540℃、580℃。在具体进行第一热模拟实验时，可以将上述预设温度作为各个预设温度的第一热模拟实验的结束温度。当然需要说明的是，上述所列举的多个预设温度只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求选择其他合适的温度值作为上述预设温度。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，上述对所述多组页岩样品中的各组页岩样品分别进行第一热模拟实验，以确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数，具体可以按照以下对当前组页岩样品进行第一热模拟实验的方式，分别对所述多组页岩样品进行第一热模拟实验：S1：利用当前组页岩样品的多份子样品，按照多个预设温度，进行多组第一热模拟实验。其中，多份子样品的份数与多个预设温度的个数相同，每一组热模拟实验对应一个预设温度，第一热模拟实验为半开放体系下的热模拟实验。S2：根据每组第一热模拟实验，分别获取对应预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数。在一个实施方式中，上述进行第一热模拟实验具体可以是按照预设升温速度进行升温，直至热模拟实验的温度达到预设温度，在升温过程中，当模拟实验中的压力超过预设压力值的1.1倍时，开启排压阀，并将压力降至模拟压力；继续保持预设温度和模拟压力条件50天，从而完成热模拟实验。在一个实施方式中，上述模拟压力值具体可以为目标区域的目的层所在深度位置的静水压力的1.2倍至1.5倍。在本实施方式中，具体实施时，可以将模拟压力值设置为目标区域所在深度位置的静水压力的1.5倍。当然，需要说明的是，上述所列举的模拟压力值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求选择其他合适的压力值作为上述模拟压力。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，上述预设升温速度具体可以为2℃/天。当然，需要说明的是，上述所列举的升温速度只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求选择其他合适的升温速度作为上述预设升温速度。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，在利用页岩样品进行第一热模拟实验之前，所述方法具体还可以包括以下内容：先将各组页岩样品粉碎并均匀混合后分成所需的份数，再利用2倍的模拟压力值进行压实处理。继而可以利用处理后的样品进行上述第一热模拟实验。按照上述方式，能够更加准确地模拟页岩在地层环境中的变化，从而可以得到更加精确的结果数据。在一个实施方式中，上述根据每组第一热模拟实验，分别获取对应预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数，具体实施时，可以包括以下内容：分别对每组第一热模拟实验的反应釜中页岩在该预设温度点的滞留油量和滞留气量进行测量，作为所述对应预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量。具体的，上述滞留油量可以通过有机溶剂萃取法获得；上述滞留气量可以根据《页岩含气量测定方法》SY/T6940-2103标准进行测定。在进行第一热模拟实验时，可以根据《沉积岩中镜质体反射率测定方法》SY/T5124-2012行业标准，测量第一热模拟实验结束后的页岩镜质体反射率Ro，得到对应预设温度下的Ro参数。此外，还可以根据《陆相烃源岩地球化学评价方法》SYT5735-1995行业标准，测量第一热模拟实验结束后页岩样品的HC参数；根据《沉积岩中总有机碳的测定》GB/T19145-2003国家标准，测量第一热模拟实验结束后页岩的TOC参数，以便后续可以用作参考数据，以更加准确地对目标区域的开发潜力进行预测。S13-2：对所述多组页岩样品中的各组页岩样品分别进行第二热模拟实验，以确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，其中，所述第二热模拟实验的模拟压力为原位转化压力，所述第二热模拟实验包括多个预设温度下的半开放热模拟实验，且第二热模拟实验所包括的多个预设温度与第一热模拟实验所包括的多个预设温度相同。在本实施方式中，上述第二热模拟实验主要模拟的是具体进行油气开发过程，即在原位转化的条件下，页岩样品在地层中发生的变化情况。其中，上述第二热模拟实验的具体实验过程与第一热模拟实验的实验过程类似，也是一种半开放的热模拟实验。具体实施时，可以分别从每组页岩样品剩下的子样品中取出多份子样品，进行多个预设温度下的第二热模拟实验。其中，第二热模拟实验所包括的多个预设温度与第一热模拟实验所包括的多个预设温度相同，具体的，第二热模拟实验所包括的多个预设温度分别与第一热模拟实验所包括的多个预设温度一一相同。例如，第一热模拟实验包括了5个预设温度，即300℃、320℃、335℃、350℃、360℃，则第二热模拟实验也同样包括300℃、320℃、335℃、350℃、360℃这5个预设温度。在一个实施方式中，第二热模拟实验所包括的多个预设温度也是与原位转化油气开发过程中的不同阶段分别对应的反应温度，即上述多个预设温度具体可以是与以下阶段对应的反应温度：开始生油阶段、生油量快速增加阶段Ⅰ、生油量快速增加阶段Ⅱ、生油高峰阶段Ⅰ、生油高峰阶段Ⅱ、生油高峰阶段Ⅲ、生油量下降阶段Ⅰ、生油量下降阶段Ⅱ、生油量基本结束阶段、生气量基本结束阶段和生气量结束阶段。如此，能够较为准确、完整地模拟出页岩油原位转化油气开发过程中温度的变化情况。进而，可以对应上述多个不同阶段，将上述多个预设温度分别设置为：250℃、300℃、320℃、335℃、350℃、360℃、390℃、440℃、500℃、540℃、580℃。具体进行第二热模拟实验时，可以将上述预设温度作为各个预设温度的第二热模拟实验的结束温度。在一个实施方式中，上述对所述多组页岩样品中的各组页岩样品分别进行第二热模拟实验，以确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，具体可以按照以下对当前组页岩样品进行第二热模拟实验的方式，分别对所述多组页岩样品进行第二热模拟实验：S1：利用当前组页岩样品剩下样品中的多份子样品，按照多个预设温度，进行多组第二热模拟实验。其中，多份子样品的份数与多个预设温度的个数相同，且每一组热模拟实验对应一个预设温度，第二热模拟实验为半开放体系下的热模拟实验。S2：根据每组第二热模拟实验，分别获取对应预设温度下的产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量。在一个实施方式中，上述进行第二热模拟实验具体可以是按照预设升温速度进行升温，直至热模拟实验的温度达到预设温度，在升温过程中，当模拟实验中的压力超过预设压力值的1.1倍时，开启排压阀，并将压力降至模拟压力；继续保持预设温度和模拟压力条件50天，从而完成热模拟实验。在一个实施方式中，为了较为准确地模拟真实页岩油原位转化油气开发过程中原位转化时的压力环境，上述模拟压力值具体可以为3MPa至5MPa。在本实施方式中，具体实施时，可以将第二热模拟实验的模拟压力值设置为5MPa。当然，需要说明的是，上述所列举的模拟压力值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求选择其他合适的压力值作为上述模拟压力。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，上述预设升温速度具体可以为2℃/天。当然，需要说明的是，上述所列举的升温速度只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求选择其他合适的升温速度作为上述预设升温速度。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，在利用页岩样品进行第二热模拟实验之前，所述方法具体还可以包括以下内容：先将各组页岩样品粉碎并均匀混合后分成所需的份数，再利用2倍的压力值进行压实处理。继而可以利用处理后的样品进行上述第二热模拟实验。按照上述方式，能够更加准确地模拟页岩在地层环境中的变化，从而可以得到更加精确的结果数据。在一个实施方式中，上述根据每组第二热模拟实验，分别获取对应预设温度下的产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，具体实施时，可以包括以下内容：按照与第一热模拟实验相似的方法，分别对每组第二热模拟实验的反应釜中页岩在该预设温度点的产出油量、产出气量、滞留油量、滞留气量进行测量，作为所述对应预设温度下的产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量。S14：根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，建立产出油量模型、产出气量模型。在一个实施方式中，上述根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，建立产出油量模型、产出气量模型，具体实施时，可以包括以下内容。S14-1：根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的产出油量、第二滞留油量，确定所述多组页岩样品中各组页岩样品在各个预设温度下的生油量；根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的产出气量、第二滞留气量，确定所述多组页岩样品中各组页岩样品在各个预设温度下的生气量。在一个实施方式中，具体实施时，以确定当前组在当前预设温度下的生油量为例说明具体如何根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的产出油量、第二滞留油量，确定所述多组页岩样品中各组页岩样品在各个预设温度下的生油量。具体的，可以将当前组页岩样品在当前预设温度下的产出油量和第二滞留油量相加，将相加得到和作为当前组页岩样品在当前预设温度下的生油量。确定生气量的方式与确定生油量的方式类似。具体的，可以将当前组页岩样品在当前预设温度下的产出气量和第二滞留气量相加，将相加得到和作为当前组页岩样品在当前预设温度下的生气量。S14-2：根据多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的Ro参数、多组页岩样品中的各组页岩样品的初始Ro参数，建立Ro参数模型。在一个实施方式中，具体实施时，可以将多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的Ro参数进行数据分析，例如，建表或者绘图，分析页岩样品中的Ro参数随温度变化的规律；进而结合页岩样品的初始Ro参数，建立出能够较为准确地表征出页岩样品中的Ro参数随温度变化情况的Ro参数模型。其中，上述Ro参数模型以温度为自变量，以Ro参数为因变量，用于描述Ro参数随温度的具体变化。具体使用时，可以利用上述Ro参数模型确定各个温度对应的Ro参数。在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式，建立所述Ro参数模型：Ro＝0.13787e0.005665T其中，Ro具体可以表示为Ro参数，T具体可表示为温度。S14-3：根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，所述Ro参数模型，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的生油量、生气量，建立生油潜力模型、生气潜力模型。在一个实施方式中，具体实施时，可以将，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的生油量、生气量、Ro参数模型，同时结合所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，通过数据分析，分析生油潜力与Ro参数之间的影响变化关系，生气潜力与Ro参数之间的影响变化关系；进而可以根据生油潜力与Ro参数之间的影响变化关系，建立出能够较为准确地表征出页岩样品的生油潜力随Ro参数变化情况的生油潜力模型；根据生气潜力与Ro参数之间的影响变化关系，建立能够较为准确地表征出页岩样品的生气潜力随Ro参数变化情况的生气潜力模型。其中，上述生油潜力具体可以表示为对应某一个镜质体反射率Ro时，页岩生油量占该页岩总生油量的比例，上述生气潜力具体可以表示为对应某一个镜质体反射率Ro时，页岩生气量占该页岩总生气量的比例。其中，上述总生油量具体可以是指未成熟页岩从开始生油到生油结束，所生成的总油量。类似的，总生气量具体可以是指未成熟页岩从开始生油到生油结束，所生成的总气量。在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式建立生油潜力模型：其中，Qop具体可以表示为生油潜力，Ro具体可以表示为Ro参数，a11具体可以表示为标号为11的一类常数，b11具体可以表示为标号为11的二类常数。在一个实施方式中，上述a11、b11可以理解为是一种待定系数，具体实施时，可以根据目标区域的地质背景资料以及现场观测数据确定。在本实施方式中，a11的具体数值可以设置为8602.3，b11的具体数值可以设置为-5.232。当然，需要说明的是，上述所列举的具体数值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，可以根据具体情况，选择其他数值分别作为上述标号为11的一类常数a11、标号为11的二类常数b11。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式建立生气潜力模型：其中，Qgp具体可以表示为生气潜力，Ro具体可以表示为Ro参数，a21具体可以表示为标号为21的一类常数，a22具体可以表示为标号为22的一类常数，b21具体可以表示为标号为21的二类常数，b22具体可以表示为标号为22的二类常数。在一个实施方式中，上述a21、a22、b21、b22可以理解为是一种待定系数，具体实施时，可以根据目标区域的地质背景资料以及现场观测数据确定。在本实施方式中，a21的具体数值可以设置为-121.57，a22的具体数值可以设置为236.23，b21的具体数值可以设置为203.33，b22的具体数值可以设置为-6.582。当然，需要说明的是，上述所列举的具体数值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，可以根据具体情况，选择其他数值分别作为上述标号为21的一类常数a21、标号为22的一类常数a22、标号为21的二类常数b21、标号为22的二类常数b22。对此，本申请不作限定。S14-4：根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的生油量、生气量，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量，所述生油潜力模型、所述生气潜力模型，建立滞留油比例模型、滞留气比例模型。在一个实施方式中，上述根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的生油量、生气量，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量，所述生油潜力模型、所述生气潜力模型，建立滞留油比例模型、滞留气比例模型，具体实施时，可以包括以下内容：S1：根据所述生油潜力模型，建立生油量模型；根据所述生气潜力模型，建立生气量模型；S2：根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的生油量、生气量，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量，所述生油量模型、所述生气量模型，建立所述滞留油比例模型、所述滞留气比例模型。在本实施方式中，上述生油量模型具体可以理解为是一种用于表征页岩的生油量随页岩中的Ro参数、HC参数、TOC参数的影响变化关系的数学模型。上述生气量模型具体可以理解为是一种用于表征页岩的生气量随页岩中的Ro参数、HC参数、TOC参数的影响变化关系的数学模型。在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式，建立所述生油量模型：其中，Qog具体可以表示为生油量，Qogs具体可以表示为未熟页岩样品能够生成的总油量，Qop为生油潜力，TOCt具体可以表示为待确定的目标区域的目的层的页岩样品的初始总有机碳含量，TOCs具体可以表示为页岩样品的初始TOC总有机碳含量，HCt具体可以表示为待确定的目标区域的目的层的页岩样品的初始氢碳原子比，HCs具体可以表示为页岩样品的初始HC氢碳原子比。在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式，建立所述生气量模型：其中，Qgg具体可以表示为生气量，Qggs具体可以表示为未熟页岩样品能够生成的总气量，Qgp具体可以表示为生气潜力，TOCt具体可以表示为待确定的目标区域的目的层的页岩样品的初始总有机碳含量，TOCs具体可以表示为页岩样品的初始TOC总有机碳含量，HCt具体可以表示为待确定的目标区域的目的层的页岩样品的初始氢碳原子比，HCs具体可以表示为页岩样品的初始HC氢碳原子比。在一个实施方式中，具体实施时，可以结合生油量模型，分析滞留油量随各个参数的变化关系，按照以下公式建立滞留油量比例模型：其中，Qosp具体可以表示为滞留油量比例，f(TOC0)o具体可以表示为页岩滞留油量校正系数，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，Bor具体可以表示为目标区域的地层压力下的原油体积系数与热模拟压力下的原油体积系数的比值，Ro具体可以表示为Ro参数，HCt具体可以表示为待确定的目标区域的目的层的页岩样品的初始HC参数，HCs具体可以表示为页岩样品的初始HC参数，a31具体可以表示为标号为31的一类常数，a32具体可以表示为标号为32的一类常数，b31具体可以表示为标号为31的二类常数，b32具体可以表示为标号为32的二类常数。在本实施方式中，上述滞留油量比例Qosp具体可以用于表征对应某一个镜质体反射率Ro、初始TOC参数，页岩中滞留油量和生油量的比例值。在一个实施方式中，上述a31、a32、b31、b32可以理解为是一种待定系数，具体实施时，可以根据目标区域的地质背景资料以及现场观测数据确定。在本实施方式中，a31的具体数值可以设置为0.67014，a32的具体数值可以设置为0.6464，b31的具体数值可以设置为-0.3530，b32的具体数值可以设置为-2.0292。当然，需要说明的是，上述所列举的具体数值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，可以根据具体情况，选择其他数值分别作为上述标号为31的一类常数a31、标号为32的一类常数a32、标号为31的二类常数b31、标号为32的二类常数b32。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，上述页岩滞留油量校正系数具体可以理解是一种与初始TOC参数有关的无量纲参数，具体实施时，可以按照以下公式计算页岩滞留油量校正系数：其中，f(TOC0)o具体可以表示为页岩滞留油量校正系数，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，c11具体可以表示为标号为11的三类常数，c12具体可以表示为标号为12的三类常数，c13具体可以表示为标号为13的三类常数，c14具体可以表示为标号为14的三类常数。在一个实施方式中，上述c11、c12、c13、c14可以理解为是一种待定系数，具体实施时，可以根据目标区域的地质背景资料以及现场观测数据确定。在本实施方式中，c11的具体数值可以设置为-0.8541，c12的具体数值可以设置为2.8581，c13的具体数值可以设置为-0.02057，c14的具体数值可以设置为1.2837。当然，需要说明的是，上述所列举的具体数值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，可以根据具体情况，选择其他数值分别作为上述标号为11的三类常数c11、标号为12的三类常数c12、标号为13的三类常数c13、标号为14的三类常数c14。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，上述Bor具体可以是指为目标区域的地层压力下的原油体积系数与热模拟压力下的原油体积系数的比值，也是一种无量纲参数。具体实施时，可以按照《油气藏流体物性分析方法》SY/T5542-2009通过实验获得该参数。在一个实施方式中，具体实施时，可以结合生气量模型，分析滞留气量随各个参数的变化关系，按照以下公式建立滞留气量比例模型：其中，Qgsp具体可以表示为滞留气量比例，f(TOC0)g具体可以表示为页岩滞留气量校正系数，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，f(Bgi)具体可以表示为基于模拟压力的天然气体积系数校正参数，Ro具体可以表示为Ro参数，HCt为待确定的目标区域的目的层的页岩样品的初始HC参数，HCs具体可以表示为页岩样品的初始HC参数，a41具体可以表示为标号为41的一类常数，a42具体可以表示为标号为42的一类常数，a43具体可以表示为标号为43的一类常数，b41具体可以表示为标号为41的二类常数，b42具体可以表示为标号为42的二类常数，b43具体可以表示为标号为43的二类常数。在本实施方式中，上述滞留油量比例Qgsp具体可以用于表征对应某一个镜质体反射率Ro、初始TOC参数，页岩中滞留气量和生气量的比例值。在一个实施方式中，上述a41、a42、a43、b41、b42、b43可以理解为是一种待定系数，具体实施时，可以根据目标区域的地质背景资料以及现场观测数据确定。在本实施方式中，a41的具体数值可以设置为0.8700，a42的具体数值可以设置为0.1493，a43的具体数值可以设置为0.3615，b41的具体数值可以设置为-0.6858，b42的具体数值可以设置为6.8525，b43的具体数值可以设置为5.6626。当然，需要说明的是，上述所列举的具体数值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，可以根据具体情况，选择其他数值分别作为上述标号为41的一类常数a41、标号为42的一类常数a42、标号为43的一类常数a43、标号为41的二类常数b41、标号为42的二类常数b42、标号为43的二类常数b43。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，上述页岩滞留气量校正系数具体可以理解是一种与初始TOC参数有关的无量纲参数，具体实施时，可以按照以下公式计算页岩滞留气量校正系数：其中，f(TOC0)g具体可以表示为页岩滞留气量校正系数，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，c21具体可以表示为标号为21的三类常数，c22具体可以表示为标号为22的三类常数，c23具体可以表示为标号为23的三类常数，c24具体可以表示为标号为24的三类常数。在一个实施方式中，上述c21、c22、c23、c24可以理解为是一种待定系数，具体实施时，可以根据目标区域的地质背景资料以及现场观测数据确定。在本实施方式中，c21的具体数值可以设置为-0.8259，c22的具体数值可以设置为2.6041，c13的具体数值可以设置为-0.01297，c14的具体数值可以设置为1.0250。当然，需要说明的是，上述所列举的具体数值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，可以根据具体情况，选择其他数值分别作为上述标号为21的三类常数c21、标号为22的三类常数c22、标号为23的三类常数c23、标号为24的三类常数c24。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式计算基于模拟压力的体积系数校正参数：其中，f(Bgi)具体可以表示为基于模拟压力的天然气体积系数校正参数，Pf具体可以表示为目标区域的地层压力，Ps具体可以表示为热模拟压力，Tf具体可以表示为目标区域的地层温度，Ts具体可以表示为模拟温度，Zf具体可以表示为目标区域的地层的天热气偏差系数，Zs具体可以表示为热模拟实验中滞留天然气偏差系数。其中，上述f(Bgi)可以理解为是一个参数变量，该参数变量中的Bgi表示f(Bgi)与体积系数相关。在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式，计算热模拟实验中滞留天然气偏差系数：其中，Zs具体可以表示为热模拟实验中滞留天然气偏差系数，Ro具体可以表示为Ro参数，c31具体可以表示为标号为31的三类常数，c32具体可以表示为标号为32的三类常数。在一个实施方式中，上述c31、c32可以理解为是一种待定系数，具体实施时，可以根据目标区域的地质背景资料以及现场观测数据确定。在本实施方式中，c31的具体数值可以设置为1.7255，c32的具体数值可以设置为-0.4846。当然，需要说明的是，上述所列举的具体数值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，可以根据具体情况，选择其他数值分别作为上述标号为31的三类常数c31、标号为32的三类常数c32。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，目标区域的地层的天热气偏差系数Zf具体实施时，可以利用以下方法中的至少一种获得：根据《天然气压缩因子的计算第1部分：导论和指南》GB/T17747.1-1999计算获得；根据《天然气压缩因子的计算第2部分：用摩尔组成进行计算》GB/T17747.2-1999计算获得；根据《天然气压缩因子的计算第3部分：用物性值进行计算》GB/T17747.3-1999计算获得。S14-5：根据所述滞留油比例模型、滞留气比例模型，所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，建立产出油量比例模型、产出气量比例模型。在一个实施方式中，上述根据所述滞留油比例模型、滞留气比例模型，所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，建立产出油量比例模型、产出气量比例模型，具体实施时，可以包括以下内容。S1：根据所述滞留油比例模型，建立滞留油量模型；根据所述滞留气比例模型，建立滞留气量模型；S2：根据所述滞留油量模型、所述生油量模型，建立总油量模型；根据所述滞留气量模型、所述生气量模型，建立总气量模型；S3：根据所述滞留油量模型、滞留气量模型、总油量模型、总气量模型，所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，建立产出油量比例模型、产出气量比例模型。在一个实施方式中，具体实施时，可以结合滞留油量比例模型、生油量模型，按照以下公式，建立所述滞留油量模型：Qos＝Qosp×Qog其中，Qos具体可以表示为滞留油量，Qosp具体可以表示为滞留油量比例，Qog具体可以表示为生油量。在一个实施方式中，具体实施时，可以结合滞留气量比例模型、生气量模型，按照以下公式，建立所述滞留气量模型：Qgs＝Qgsp×Qgg其中，Qgs具体可以表示为滞留气量，Qgsp具体可以表示为滞留气量比例，Qgg具体可以表示为生气量。在一个实施方式中，具体实施时，可以根据滞留油量模型、生油量模型，按照以下公式建立总油量模型：Qo＝Qog+Qos其中，Qo具体可以表示为总油量，Qog具体可以表示为生油量，Qos具体可以表示为滞留油量。在一个实施方式中，具体实施时，可以根据滞留气量模型、生气量模型，按照以下公式建立总气量模型：Qg＝Qgg+Qgs其中，Qg具体可以表示为总气量，Qgg具体可以表示为生气量，Qgs具体可以表示为滞留气量。在一个实施方式中，具体实施时，可以根据所述滞留油量模型、所述总油量模型，结合所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，按照以下公式建立产出油量比例模型：其中，Qpop具体可以表示为产出油量比例，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，HC0具体可以表示为页岩样品的初始HC参数，a51具体可以表示为标号为51的一类常数，a52具体可以表示为标号为52的一类常数，a53具体可以表示为标号为53的一类常数，b51具体可以表示为标号为51的二类常数，b52具体可以表示为标号为52的二类常数，b53为标号为53的二类常数。在本实施方式中，上述产出油量比例具体可以表征对应某个镜质体反射率Ro时页岩的产出油量与生油量的比例。在一个实施方式中，上述a51、a52、a53、b51、b52、b53可以理解为是一种待定系数，具体实施时，可以根据目标区域的地质背景资料以及现场观测数据确定。在本实施方式中，a51的具体数值可以设置为0.2376，a52的具体数值可以设置为0.1530，a53的具体数值可以设置为0.00322，b51的具体数值可以设置为0.0538，b52的具体数值可以设置为0.2156，b53的具体数值可以设置为0.5719。当然，需要说明的是，上述所列举的具体数值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，可以根据具体情况，选择其他数值分别作为上述标号为51的一类常数a51、标号为52的三类常数a52、标号为53的一类常数a53、标号为51的二类常数b51、标号为52的二类常数b52、标号为53的二类常数b53。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，具体实施时，可以根据所述滞留气量模型、所述总气量模型，结合所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，按照以下公式建立产出气量比例模型：其中，Qpgp具体可以表示为产出气量比例，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，HC0具体可以表示为页岩样品的初始HC参数，a61具体可以表示为标号为61的一类常数，a62具体可以表示为标号为62的一类常数，b61具体可以表示为标号为61的二类常数，b62为标号为62的二类常数。在本实施方式中，上述产出气量比例具体可以表征对应某个镜质体反射率Ro时页岩的产出气量与生气量的比例。在一个实施方式中，上述a61、a62、b61、b62可以理解为是一种待定系数，具体实施时，可以根据目标区域的地质背景资料以及现场观测数据确定。在本实施方式中，a61的具体数值可以设置为0.2117，a62的具体数值可以设置为0.00388，b61的具体数值可以设置为0.3169，b62的具体数值可以设置为0.6310。当然，需要说明的是，上述所列举的具体数值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，可以根据具体情况，选择其他数值分别作为上述标号为61的一类常数a61、标号为62的三类常数a62、标号为61的二类常数b61、标号为62的二类常数b62。对此，本申请不作限定。S14-6：根据所述产出油量比例模型，建立产出油量模型；根据所述产出气量比例模型，建立产出气量模型。在一个实施方式中，具体实施时，可以根据所述产出油量比例模型、所述总油量模型，按照以下公式建立所述产出油量模型：Qpo＝Qpop×Qo其中，Qpo具体可以表示为产出油量，Qpop具体可以表示为产出油量比例，Qo具体可以表示为总油量。在一个实施方式中，具体实施时，可以根据所述产出气量比例模型、所述总气量模型，按照以下公式建立所述产出气量模型：Qpg＝Qpgp×Qg其中，Qpg具体可以表示为产出气量，Qpgp具体可以表示为产出气量比例，Qg具体可以表示为总气量。S15：根据所述产出油量模型，确定目标区域的目的层的产出油量；根据所述产出气量模型，确定目标区域的目的层的产出气量。其中，所述产出油量、产出气量用于目标区域的开发潜力评价。在一个实施方式中，具体实施时，可以利用上述产出油量模型确定目标区域的产出油量，利用上述产出气量模型确定目标区域的产出气量；进而可以将产出油量、产出气量作为主要的参考指标，结合通过生油量模型确定的生油量、生气量模型确定的生气量、滞留油量模型确定的滞留油量、滞留气量模型确定的滞留气量，预测目标区域的油气开发效果，即原位转化效果；根据预测的油气开发效果，对目标区域的开发潜力进行评价，以指导对目标区域具体的油气开发。例如，根据所预测的油气开发效果，发现原位转化效果较差，可以避免对该目标区域使用原位转化技术进行油气开发。在一个实施方式中，具体实施时，可以先采集待评价的目标区域的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数作为输入数据。将上述输入数据输入所建立的产出油量模型，即可以确定出该目标区域的产出油量；将上述输入数据输入所建立的产出气量模型，即可以确定出该目标区域的产出气量。类似的，还可以将上述输入数据分别输入之前建立的生油量模型、生气量模型、滞留油量模型、滞留气量模型，以分别获得对应的目标区域的生油量、生气量、滞留油量、滞留气量；进而可以根据基于上述多种模型获得的产出油量、产出气量、生油量、生气量、滞留油量、滞留气量等多种参数，更加全面、准确地对目标区域的油气开发潜力进行评价，从而可以更加精确地针对目标区域的特征，指导具体的油气开发施工，提高油气开发效率。在本申请实施例中，相较于现有方法，通过引入并利用滞留油量、滞留气量、产出油量、产出气量等多种参数建立较为准确的产出油量模型、产出气量模型，从而解决了现有方法中存在的所预测的开发潜力误差大、准确度低的技术问题，达到全面考虑多种因素的相互影响，通过产出油量、产出气量等多种参数，准确预测目标区域的开发潜力的技术效果。在一个实施方式中，所述多个预设温度具体可以包括：250℃、300℃、320℃、335℃、350℃、360℃、390℃、440℃、500℃、540℃、580℃共11个不同的温度。其中，上述11个不同的预设温度分别依次对应油气开发过程中的所经历的11个相对较为重要的不同阶段，即：开始生油阶段、生油量快速增加阶段Ⅰ、生油量快速增加阶段Ⅱ、生油高峰阶段Ⅰ、生油高峰阶段Ⅱ、生油高峰阶段Ⅲ、生油量下降阶段Ⅰ、生油量下降阶段Ⅱ、生油量基本结束阶段、生气量基本结束阶段和生气量结束阶段。如此，能够较为准确、完整地模拟出油气开发的整体过程，得到较为真实的数据。当然，需要说明的是，上述所列举的多个预设温度只是为了更好地说明本申请实施方式，具体实施时也可以根据具体情况和施工要求设计上述多个预设温度。具体的，例如，可以设计9个不同温度作为所述多个预设温度进行相应的第一热模拟实验、第二热模拟实验。也可以选择不同的温度值作为预设温度进行相应的第一热模拟实验、第二热模拟实验。对此，本申请不作限定。在一个实施方式中，在确定目标区域的目的层的产出油量、产出气量后，所述方法具体实施时，还可以包括以下内容：S1：根据所述产出油量，和/或，所述产出气量，预测对目标区域进行原位转化的开发潜力；S2：根据所述开发潜力，指导对目标区域进行油气开发。在本实施方式中，具体实施时，为了更加准确地预测对目标区域进行原位转化的开发潜力，具体实施时，还可以根据产出油量、产出气量，结合之前所确定的生油量、生气量、滞留油量、滞留气量等多种存在相互影响的参数，进行全面综合分析，以更加准确地预测出对目标区域进行原位转化的开发潜力。在一个实施方式中，对于缺少未熟页岩样品的目标区域，不能直接应用本申请实施例提供的方法获取页岩样品的初始TOC参数、初始HC参数，为了能够将本申请实施例所提供的方法推广应用到上述缺少未熟页岩样品的目标区域，所述方法具体实施时还包括以下内容：S1：获取目标区域的多组页岩样品，其中，所述页岩样品不全为未熟页岩样品；S2：对所述多组页岩样品分别进行TOC、HC恢复处理，以获取所述目标区域的初始TOC参数、初始HC参数。在一个实施方式中，上述未熟(即未成熟)页岩样品具体可以理解为是页岩样品中的Ro参数值小于0.5％的页岩样品，相对非未熟(即已成熟)页岩样品具体可以理解为是页岩样品中的Ro参数值大于等于0.5％的页岩样品。对于上述非未熟页岩样品，往往无法直接获得该页岩样品的初始TOC参数、初始HC参数，导致无法直接利用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法准确地确定出目标区域的产出油量、产出气量。为了能够准确地确定该类型目标区域的产出油量、产出气量，以便可以对该目标区域的开发潜力进行评价，具体实施时，可以通过TOC、HC恢复处理，分别建立TOC恢复模型、HC恢复模型；再根据该页岩样品的Ro参数和TOC恢复模型，计算得到该页岩样品的初始TOC参数(即原始TOC参数)，根据该页岩样品的Ro参数和HC恢复模型，计算得到该页岩样品的初始HC参数(即原始HC参数)。在一个实施方式中，上述对所述多组页岩样品分别进行TOC、HC恢复处理，以获取所述目标区域的初始TOC参数、初始HC参数，具体实施时，可以包括以下内容：S1：将所述多组页岩样品中的各组页岩样品分别分为多份子样品。S2：分别取各组页岩样品中的一份子样品进行测量，以获取恢复前的TOC参数、恢复前的HC参数、恢复前的Ro参数。S3：分别将各组页岩样品中剩下的子样品分别制作成多个干酪根，并将所述多个干酪根按照多个预设温度，进行第三热模拟实验，以获取各组页岩样品在各个预设温度下的Ro参数、HC参数、TOC参数；其中，所述第三热模拟实验所包括的多个预设温度与第一热模拟实验所包括的多个预设温度相同，所述第三热模拟实验的模拟压力与第一热模拟实验的模拟压力相同。S4：根据所述各组页岩样品在各个预设温度下的Ro参数、HC参数、TOC参数，以及Ro参数模型，分别建立TOC恢复模型、HC恢复模型。S5：根据页岩样品的Ro参数，利用所述TOC恢复模型计算得到初始TOC参数；根据页岩样品的Ro参数，利用所述HC恢复模型计算得到初始HC参数。在一个实施方式中，具体实施时，可以通过TOC恢复处理，将页岩样品的Ro参数值恢复到0.45％时所对应的TOC参数作为初始TOC参数；可以通过HC恢复处理，将页岩样品的Ro参数值恢复到0.45％时所对应的HC参数作为初始HC参数。在一个实施方式中，根据所述各组页岩样品在各个预设温度下的Ro参数、HC参数、TOC参数，以及Ro参数模型，分别建立TOC恢复模型、HC恢复模型，具体实施时可以包括以下内容：根据所获取的所述各组页岩样品在各个预设温度下的Ro参数、HC参数、TOC参数，以及Ro参数模型，分析TOC参数、HC参数随Ro参数影响变化情况；并根据上述影响变化情况，建立用于表征Ro参数与HC参数相互影响关系的HC恢复模型(或称HC评价模型)；根据上述影响变化情况，建立用于表征Ro参数与TOC参数相互影响关系的TOC恢复模型(或称TOC评价模型)。在一个实施方式中，具体实施时，可以先按照以下公式建立HC参数模型：其中，HC具体可以表示为页岩样品的HC参数，Ro具体可以表示为页岩样品的Ro参数，a81具体可以表示为标号为81的一类常数，b81具体可以表示为标号为81的二类常数。其中，上述标号为81的一类常数a81和标号为81的二类常数b81的具体数值可以根据目标区域的地质背景数据和现场观测数据确定。具体的，上述标号为81的一类常数、标号为81的二类常数具体取值可以参阅表1所示的标号81的常数取值表确定。表1标号81的常数取值表在一个实施方式中，具体实施时，可以根据恢复前的HC参数、Ro参数，利用HC参数模型，计算与Ro参数对应的且与恢复前的HC参数前后邻近的两个参数值，即：HC1、HC2；再根据恢复前的HC参数与HC1、HC2的位置关系，以及与HC1、HC2所分别对应的初始HC参数：HCOR1、HCOR2，结合HC参数模型，按照以下公式，即HC恢复模型，确定该页岩样品所对应的初始HC参数HC0：其中，HC0具体可以表示为页岩样品的初始HC参数，HC1、HC2分别具体可以表示为与恢复前的HC参数前后邻近的两个参数值，HC具体可以表示为恢复前的HC参数，HCOR1、HCOR2分别具体可以表示为与HC1、HC2所对应的初始HC参数。在一个实施方式中，当获取的目标区域的页岩样品所对应的Ro参数的HC参数值大于最上面一条线计算得到的HC1时，具体实施时，可以利用Ro对应的下面两条线计算得到的HC1、HC2，按照以下改进的公式(即第一改进的HC恢复模型)，计算获得HC对应的初始HC参数HC0：其中，HC0具体可以表示为页岩样品的初始HC参数，HC1、HC2分别具体可以表示为与恢复前的HC参数前后邻近的两个参数值，HC具体可以表示为恢复前的HC参数，HCOR1、HCOR2分别具体可以表示为与HC1、HC2所对应的初始HC参数。在一个实施方式中，当获取的目标区域的页岩样品所对应的Ro参数的HC参数值小于最下面一条线计算得到的HC1时，具体实施时，可以利用Ro对应的上面两条线计算得到的HC1、HC2，按照以下改进的公式(即第二改进的HC恢复模型)，计算获得HC对应的初始HC参数HC0：其中，HC0具体可以表示为页岩样品的初始HC参数，HC1、HC2分别具体可以表示为与恢复前的HC参数前后邻近的两个参数值，HC具体可以表示为恢复前的HC参数，HCOR1、HCOR2分别具体可以表示为与HC1、HC2所对应的初始HC参数。在一个实施方式中，具体实施时，可以先按照以下公式建立TOC参数模型：其中，TOC具体可以表示为页岩样品的TOC参数，Ro具体可以表示为页岩样品的Ro参数，a91具体可以表示为标号为91的一类常数，a92具体可以表示为标号为92的一类常数，a93具体可以表示为标号为93的一类常数，a94具体可以表示为标号为94的一类常数，a95具体可以表示为标号为95的一类常数，a96具体可以表示为标号为96的一类常数，a97具体可以表示为标号为97的一类常数，a98具体可以表示为标号为98的一类常数，a99具体可以表示为标号为99的一类常数。其中，上述标号为91的一类常数、标号为92的一类常数、标号为93的一类常数、标号为94的一类常数、标号为95的一类常数、标号为96的一类常数、标号为97的一类常数、标号为98的一类常数、标号为99的一类常数的具体数值可以根据目标区域的地质背景数据和现场观测数据确定。具体的，上述标号为91至99的一类常数具体取值可以参阅表2所示的标号为91至99的一类常数取值表确定。表2标号为91至99的一类常数取值表TOCORa91a92a93a94a95a96a97a98a990.5120.43855-0.959870.865580.35756-0.17481-0.000480.00451-0.014330.340182.034-0.06030-0.980512.506031.50817-0.48146-0.012310.11344-0.350531.508463.495-1.18195-0.154823.824092.55494-0.65907-0.028000.25990-0.809442.588605.027-2.549681.242785.000403.78145-0.67392-0.052600.47806-1.453864.035396.436-4.609523.451115.825924.80780-0.71298-0.063570.58765-1.823815.059898.509-7.636246.868706.961106.40221-0.73233-0.094380.86833-2.676216.9187813.341-11.8135610.7085010.9050210.06789-0.75869-0.146851.34121-4.1178410.6931720.674-22.5670821.9467015.3237615.18610-0.88752-0.289992.62220-7.9433117.0142725.988-29.9302130.2018318.3803119.27137-0.86333-0.346093.16814-9.7223921.48023在一个实施方式中，考虑对于不同类型的目标区域所使用的干酪根的类型不同，而不同的干酪根在进行第三热模拟实验时产烃过程也存在差异，因此需要对上述的TOC参数模型进行校正，以得到更加准确的TOC参数模型。具体实施时，可以结合上述TOC参数模型，按照以下公式，建立校正TOC模型：其中，TOCm具体可以表示为目标区域的Ro参数所对应的页岩TOC测量值(即恢复前的TOC参数，TOC具体可以表示为校正后的TOC参数，HCOR具体可以表示为目标区域的页岩的初始HC参数，HCRo具体可以表示为目标区域的Ro参数所对应的HC测量值(即恢复前的HC参数)，HCORN具体可以表示为基于TOC参数模型得到的页岩初始HC参数值。在本实施方式中，上述HCORN的具体取值可以设置为1.5326。在一个实施方式中，具体实施时，可以利用上述校正TOC模型，计算目标区域Ro参数值所对应的，且与目标区域恢复前的TOC参数值前后邻近的两个TOC参数值：TOC1、TOC2；再根据恢复前的TOC参数与上述TOC1、TOC2的位置关系，以及TOC1、TOC2所对应的初始TOC参数，即：TOCOR1、TOCOR2，按照以下公式(即TOC恢复模型)，确定页岩样品的初始TOC参数：其中，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，TOC1、TOC2分别具体可以表示为与恢复前的TOC参数前后邻近的两个参数值，TOC具体可以表示为恢复前的TOC参数，TOCOR1、TOCOR2分别具体可以表示为与TOC1、TOC2所对应的初始TOC参数。在一个实施方式中，当获取的与目标区域的Ro参数所对应的TOC大于最上面的一条线计算得到的TOC1时，具体实施时，可以利用Ro参数所对应的下面两条线计算得到的TOC1、TOC2；再根据以下的改进公式(即第一改进的TOC恢复模型)，计算获页岩样品的初始TOC参数TOCO：其中，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，TOC1、TOC2分别具体可以表示为与恢复前的TOC参数前后邻近的两个参数值，TOC具体可以表示为恢复前的TOC参数，TOCOR1、TOCOR2分别具体可以表示为与TOC1、TOC2所对应的初始TOC参数。在一个实施方式中，当获取的与目标区域的Ro参数所对应的TOC小于最下面一条线计算得到的TOC1时，具体实施时，可以利用Ro参数所对应的上面两条线计算得到的TOC1、TOC2；再根据以下的改进公式(即第二改进的TOC恢复模型)，计算获页岩样品的初始TOC参数TOCO：其中，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，TOC1、TOC2分别具体可以表示为与恢复前的TOC参数前后邻近的两个参数值，TOC具体可以表示为恢复前的TOC参数，TOCOR1、TOCOR2分别具体可以表示为与TOC1、TOC2所对应的初始TOC参数。在本实施方式中，利用本申请实施例提供的TOC恢复模型、HC恢复模型，可以不受限于页岩样品的类型。即：即使目标区域的页岩样品不是未熟页岩样品，也可以推广应用本申请实施例所提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法确定该目标区域的产出油量、产出气量，进而确定目标区域的油气开发潜力。具体的，可以先采集目标区域的Ro参数以及与该Ro参数对应的目标区域恢复前的TOC参数、HC参数；再利用上述TOC恢复模型、HC恢复模型，或者改进的TOC恢复模型、改进的HC恢复模型，根据所采集的目标区域的Ro参数以及与该Ro参数对应的目标区域恢复前的TOC参数、HC参数，通过TOC、HC恢复处理得到初始TOC参数、初始HC参数；进而利用上述初始TOC参数、初始HC参数，按照本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法，确定出该目标区域的产出油量、产出气量，再根据产出油量、产出气量，对该区域的油气开发潜力进行评价。从以上的描述中，可以看出，本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法，通过引入并利用滞留油量、滞留气量、产出油量、产出气量等多种参数建立较为准确的产出油量模型、产出气量模型，从而解决了现有方法中存在的所预测的开发潜力误差大、准确度低的技术问题，达到全面考虑多种因素的相互影响，通过产出油量、产出气量等多种参数，准确预测目标区域的开发潜力的技术效果；又通过引入TOC恢复、HC恢复，达到可以快速、简单地确定Ro参数值不同的多种类型区域的页岩油原位转化产出油量、产出气量的技术效果；还通过利用模拟压力为原位转化压力的第二热模拟实验，以模拟具体的原位转化过程，达到能够准确地确定出原位转化条件下的产出油量、产出气量、生油量、生气量、滞留油量、滞留气量等多种参数，进而较为准确地预测出目标区域基于原位转化的开发潜力。基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定装置，如下面的实施例所述。由于页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定装置解决问题的原理与页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法相似，因此页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定装置的实施可以参见页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法的实施，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2，是本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定装置的一种组成结构图，该装置具体可以包括：获取模块21、测量模块22、第一确定模块23、建立模块24、第二确定模块25，下面对该结构进行具体说明。获取模块21，具体可以用于获取目标区域的目的层的多组页岩样品，其中，所述页岩样品为未熟页岩样品；测量模块22，具体可以用于测量所述多组页岩样品，以获取所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数；第一确定模块23，具体可以用于根据所述多组页岩样品，分别确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量；建立模块24，具体可以用于根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，建立产出油量模型、产出气量模型；第二确定模块25，具体可以用于根据所述产出油量模型，确定目标区域的目的层的产出油量；根据所述产出气量模型，确定目标区域的目的层的产出气量。在一个实施方式中，为了能够根据所述多组页岩样品，分别确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，所述第一确定模块23具体可以包括以下结构单元：第一确定单元，具体可以用于对所述多组页岩样品中的各组页岩样品分别进行第一热模拟实验，以确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数，其中，所述第一热模拟实验的模拟压力为地层压力，所述第一热模拟实验包括多个预设温度下的半开放热模拟实验；第二确定单元，具体可以用于对所述多组页岩样品中的各组页岩样品分别进行第二热模拟实验，以确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，其中，所述第二热模拟实验的模拟压力为原位转化压力，所述第二热模拟实验包括多个预设温度下的半开放热模拟实验，且第二热模拟实验所包括的多个预设温度与第一热模拟实验所包括的多个预设温度相同。在一个实施方式中，为了能够根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，建立产出油量模型、产出气量模型，所述建立模块24具体可以包括以下结构单元：第三确定单元，具体可以用于根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的产出油量、第二滞留油量，确定所述多组页岩样品中各组页岩样品在各个预设温度下的生油量；根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的产出气量、第二滞留气量，确定所述多组页岩样品中各组页岩样品在各个预设温度下的生气量；第一建立单元，具体可以用于根据多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的Ro参数、多组页岩样品中的各组页岩样品的初始Ro参数，建立Ro参数模型；第二建立单元，具体可以用于根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，所述Ro参数模型，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的生油量、生气量，建立生油潜力模型、生气潜力模型；第三建立单元，具体可以用于根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的生油量、生气量，所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量，所述生油潜力模型、所述生气潜力模型，建立滞留油比例模型、滞留气比例模型；第四建立单元，具体可以用于根据所述滞留油比例模型、滞留气比例模型，所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数，建立产出油量比例模型、产出气量比例模型；第五建立单元，具体可以用于根据所述产出油量比例模型，建立产出油量模型；根据所述产出气量比例模型，建立产出气量模型。在一个实施方式中，上述第二建立单元具体实施时，可以按照以下公式建立生油潜力模型：其中，Qop具体可以表示为生油潜力，Ro具体可以表示为Ro参数，a11具体可以表示为标号为11的一类常数，b11具体可以表示为标号为11的二类常数。在一个实施方式中，上述第二建立单元具体实施时，可以按照以下公式建立生气潜力模型：其中，Qgp具体可以表示为生气潜力，Ro具体可以表示为Ro参数，a21具体可以表示为标号为21的一类常数，a22具体可以表示为标号为22的一类常数，b21具体可以表示为标号为21的二类常数，b22具体可以表示为标号为22的二类常数。在一个实施方式中，上述第三建立单元具体实施时，可以按照以下公式建立滞留油量比例模型：其中，Qosp具体可以表示为滞留油量比例，f(TOC0)o具体可以表示为页岩滞留油量校正系数，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，Bor具体可以表示为目标区域的地层压力下的原油体积系数与热模拟压力下的原油体积系数的比值，Ro具体可以表示为Ro参数，HCt具体可以表示为待确定的目标区域的目的层的页岩样品的初始HC参数，HCs具体可以表示为页岩样品的初始HC参数，a31具体可表示为标号为31的一类常数，a32具体可以表示为标号为32的一类常数，b31具体可以表示为标号为31的二类常数，b32具体可以表示为标号为32的二类常数。在一个实施方式中，上述第三建立单元具体实施时，可以按照以下公式建立滞留气量比例模型：其中，Qgsp具体可以表示为滞留气量比例，f(TOC0)g具体可以表示为页岩滞留气量校正系数，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，f(Bgi)具体可以表示为基于模拟压力的天然气体积系数校正参数，Ro具体可以表示为Ro参数，HCt具体可以表示为待确定的目标区域的目的层的页岩样品的初始HC参数，HCs具体可以表示为页岩样品的初始HC参数，a41具体可以表示为标号为41的一类常数，a42具体可以表示为标号为42的一类常数，a43具体可以表示为标号为43的一类常数，b41具体可以表示为标号为41的二类常数，b42具体可以表示为标号为42的二类常数，b43具体可以表示为标号为43的二类常数。在一个实施方式中，上述第四建立单元具体实施时，可以按照以下公式建立产出油量比例模型：其中，Qpop具体可以表示为产出油量比例，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，HC0具体可以表示为页岩样品的初始HC参数，a51具体可以表示为标号为51的一类常数，a52具体可以表示为标号为52的一类常数，a53具体可以表示为标号为53的一类常数，b51具体可以表示为标号为51的二类常数，b52具体可以表示为标号为52的二类常数，b53具体可以表示为标号为53的二类常数。在一个实施方式中，上述第四建立单元具体实施时，可以按照以下公式建立产出气量比例模型：其中，Qpgp具体可以表示为产出气量比例，TOC0具体可以表示为页岩样品的初始TOC参数，HC0具体可以表示为页岩样品的初始HC参数，a61具体可以表示为标号为61的一类常数，a62具体可以表示为标号为62的一类常数，b61具体可以表示为标号为61的二类常数，b62具体可以表示为标号为62的二类常数。在一个实施方式中，上述装置具体还可以包括恢复模块，其中，上述恢复模块具体实施时，可以对Ro参数大于等于0.5％的页岩样品进行TOC恢复、HC恢复处理，以获取初始TOC参数、初始HC参数，以便可以将所建立的产出油量模型、产出气量模型推广应用到Ro参数值不同的多种类型区域，进而可以达到快速、简单地确定Ro参数值不同的多种类型区域的产出油量、产出气量，以便可以进行相应的开发潜力评价。在一个实施方式中，上述装置具体还可以包括施工模块，其中，上述施工模块具体可以用于根据所述产出油量，和/或，所述产出气量，预测对目标区域进行原位转化的开发潜力；并根据所述开发潜力，指导对目标区域进行油气开发。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，本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定装置，通过第一确定模块、建立模块引入并利用滞留油量、滞留气量、产出油量、产出气量等多种参数建立较为准确的产出油量模型、产出气量模型，从而解决了现有方法中存在的所预测的开发潜力误差大、准确度低的技术问题，达到全面考虑多种因素的相互影响，通过产出油量、产出气量等多种参数，准确预测目标区域的开发潜力的技术效果；又通过恢复模块引入TOC恢复、HC恢复处理，达到可以快速、简单地确定Ro参数值不同的多种类型区域的页岩油原位转化产出油量、产出气量的技术效果；还通过第一确定模块利用模拟压力为原位转化压力的第二热模拟实验，以模拟具体的原位转化过程，达到能够准确地确定出原位转化条件下的产出油量、产出气量、生油量、生气量、滞留油量、滞留气量等多种参数，进而较为准确地预测出目标区域基于原位转化的开发潜力。本申请实施方式还提供了一种电子设备，具体可以参阅图3所示的基于本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法的电子设备组成结构示意图，所述电子设备具体可以包括输入设备31、处理器32、存储器33。其中，所述输入设备31具体可以用于输入目标区域的目的层的多组页岩样品，其中，所述页岩样品为未熟页岩样品。所述处理器32具体可以用于对所述输入的多组页岩样品进行测量，以获取所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数；根据所述多组页岩样品，分别确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量；根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，建立产出油量模型、产出气量模型；根据所述产出油量模型，确定目标区域的目的层的产出油量；根据所述产出气量模型，确定目标区域的目的层的产出气量。所述存储器33具体可以用于存储输入设备31输入的页岩样品，以及在确定目标区域的目的层的页岩油原位转化产出油量、产出气量的过程中生成的中间数据，例如多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，以及建立的模型，例如产出气量模型、产出油量模型。在本实施方式中，所述输入设备具体可以是用户和计算机系统之间进行信息交换的主要装置之一。所述输入设备可以包括键盘、鼠标、摄像头、扫描仪、光笔、手写输入板、语音输入装置等；输入设备用于把原始数据和处理这些数的程序输入到计算机中。所述输入设备还可以获取接收其他模块、单元、设备传输过来的数据。所述处理器可以按任何适当的方式实现。例如，处理器可以采取例如微处理器或处理器以及存储可由该(微)处理器执行的计算机可读程序代码(例如软件或固件)的计算机可读介质、逻辑门、开关、专用集成电路(ApplicationSpecificIntegratedCircuit，ASIC)、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器的形式等等。所述存储器具体可以是现代信息技术中用于保存信息的记忆设备。所述存储器可以包括多个层次，在数字系统中，只要能保存二进制数据的都可以是存储器；在集成电路中，一个没有实物形式的具有存储功能的电路也叫存储器，如RAM、FIFO等；在系统中，具有实物形式的存储设备也叫存储器，如内存条、TF卡等。在本实施方式中，该电子设备具体实现的功能和效果，可以与其它实施方式对照解释，在此不再赘述。本说申请实施方式中还提供了一种基于页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法的计算机存储介质，所述计算机存储介质存储有计算机程序指令，在所述计算机程序指令被执行时实现：获取目标区域的目的层的多组页岩样品，其中，所述页岩样品为未熟页岩样品；测量所述多组页岩样品，以获取所述多组页岩样品中的各组页岩样品的初始TOC参数、初始Ro参数、初始HC参数；根据所述多组页岩样品，分别确定所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量；根据所述多组页岩样品中的各组页岩样品在各个预设温度下的第一滞留油量、第一滞留气量、Ro参数、产出油量、产出气量、第二滞留油量、第二滞留气量，建立产出油量模型、产出气量模型；根据所述产出油量模型，确定目标区域的目的层的产出油量；根据所述产出气量模型，确定目标区域的目的层的产出气量。在本实施方式中，上述存储介质包括但不限于随机存取存储器(RandomAccessMemory,RAM)、只读存储器(Read-OnlyMemory,ROM)、缓存(Cache)、硬盘(HardDiskDrive,HDD)或者存储卡(MemoryCard)。所述存储器可以用于存储计算机程序指令。网络通信单元可以是依照通信协议规定的标准设置的，用于进行网络连接通信的接口。在本实施方式中，该计算机存储介质存储的程序指令具体实现的功能和效果，可以与其它实施方式对照解释，在此不再赘述。在一个具体实施场景示例中，应用本申请实施例的提供页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置对以下某待研究目标区域的开发潜力进行预测、评价。具体实施过程，可以结合图4所示的在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法对某目标区域进行开发潜力评价的流程示意图，参阅以下内容执行。步骤S101：获取待研究的目标区域的目的层页岩样品的TOC、HC、Ro，并恢复获取页岩样品的原始TOCO(即初始TOC参数)和原始HCO(即初始HC参数)。在本实施方式中，具体实施时，上述待研究的目标区域的目的层样品(即页岩样品)具体可以为XXX盆地延长组的9个露头剖面页岩。具体可以挖开地面8米以下，获取对应的页岩样品。并保证上述样品未风化，在每个取样点分别采集样品50kg，再分别粉碎成60目，并分别混合均匀，将每一组分成24份(即子样品)。其中，从每一组样品中取出一份用于测量页岩样品的TOC、HC、Ro。具体可以参阅表3所示的待研究的目标区域的页岩样品特征参数表。需要补充的是，表中的TOC参数具体可以是是根据《沉积岩中总有机碳的测定》GB/T19145-2003国家标准测量的；HC参数具体可以是根据《陆相烃源岩地球化学评价方法》SYT5735-1995行业标准测量的；Ro参数具体可以是根据《沉积岩中镜质体反射率测定方法》SY/T5124-2012行业标准测量的。对于非未熟页岩样品，可以根据后面TOC、HC恢复处理方法，通过恢复处理获取页岩样品的原始TOCO和原始HCO。表3待研究的目标区域的页岩样品特征参数表样品序号No.1No.2No.3No.4No.5No.6No.7No.8No.9TOC(％)0.5122.0343.4955.0276.4368.50913.34120.67425.988HC1.5631.4881.5471.5181.5241.5071.5121.5771.557Ro(％)0.4310.4580.4740.4690.4730.4670.4810.4680.482步骤S102：对待研究的目标区域的目的层的页岩样品进行热模拟实验(即第一热模拟实验)。所述热模拟实验为设置了地层压力和多个不同预设温度的一组半开放体系热模拟实验，以获得该组样品热模拟结束后的不同预设温度下的滞留油量(即第一滞留油量)、滞留气量(第一滞留气量)、Ro、TOC和HC。在本实施方式中，具体实施时，可以先通过利用常规的快速半开放热模拟实验，获得开始生油阶段、生油量快速增加阶段Ⅰ、生油量快速增加阶段Ⅱ、生油高峰阶段Ⅰ、生油高峰阶段Ⅱ、生油高峰阶段Ⅲ、生油量下降阶段Ⅰ、生油量下降阶段Ⅱ、生油量基本结束阶段、生气量基本结束阶段和生气量结束阶段所对应的11个点的粗略温度范围作为预设温度，并利用预设温度预设各半开放体系热模拟实验组的测试终点温度。具体的，所选择的温度具体可以包括：250℃、300℃、320℃、335℃、350℃、360℃、390℃、440℃、500℃、540℃、580℃。在本实施方式中，具体进行热模拟实验时，可以预设反应釜压力(即模拟压力)为待研究的目标区域的目的层的地层压力系数为1.3倍时的静水压力；相应的，预设排烃阈值压力可以设为1.1倍的静水压力；11个反应釜的预设温度点分别设置为250℃、300℃、320℃、335℃、350℃、360℃、390℃、440℃、500℃、540℃、580℃。在本实施方式中，具体实施时，在11个半开放体系热模拟实验中，可以采用程序升温，升温速度具体可以设为2℃/天，并且在升温至预设温度后，将排烃阈值压力降至为待研究的目标区域的目的层地层压力系数为1.3时的压力，并继续保温50天。在本实施方式中，所用样品是混合均匀后，经2倍于地层压力压实2天后的页岩样品。在本实施方式中，各模拟实验结束后反应釜内样品中的油量和气量具体可以分别对应反应釜中页岩在该预设温度点的滞留油量和滞留气量。其中，上述滞留油量可以通过有机溶剂萃取法获得；滞留气量可以通过测定执行《页岩含气量测定方法》SY/T6940-2103标准获得；可以根据《沉积岩中镜质体反射率测定方法》SY/T5124-2012行业标准，测量各模拟实验结束后的页岩镜质体反射率Ro；可以根据《陆相烃源岩地球化学评价方法》SYT5735-1995行业标准，测量各模拟实验结束后页岩的HC；可以根据《沉积岩中总有机碳的测定》GB/T19145-2003国家标准测量各模拟实验结束后页岩的TOC。在本实施方式中，具体实施时，可以对所采集的9组不同TOC的页岩样品分别开展热模拟实验，并获得不同TOC页岩在不同预设温度下的滞留油量、滞留气量、HC和Ro。具体可以参表4所示的待研究的目标区域目的层不同预设温度页岩样品热模拟实验结果。表4待研究的目标区域目的层不同预设温度页岩样品热模拟实验结果在本实施方式中，需要补充的是表4中Qog表示生油量，单位10-3t/t˙岩石；Qgg表示生气量，单位m3/t˙岩石(20℃，1个标准大气压)；Qos表示滞留油量，单位10-3t/t˙岩石；Qgs表示滞留气量，单位m3/t˙岩石(20℃，1个标准大气压)；Qpo表示产出油量，单位10-3t/t˙岩石；Qpg表示产出气量，单位m3/t˙岩石；Ro表示镜质体反射率，单位％；HC表示页岩氢碳原子比，无量纲；TOC表示有机碳含量，单位％。在本实施方式中，具体实施时，可以结合表4内容，根据待研究的目标区域目的层不同预设温度页岩样品热模拟实验结果，建立9块样品的平均Ro值与预设温度的关系，具体可以参阅图5所示的在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的页岩热模拟温度与Ro参数的关系示意图。步骤S103：对研究区目的层页岩样品进行热模拟实验(即第二热模拟实验)。其中，所述热模拟实验为设置了原位转化压力和对应于步骤S102中的不同预设温度的同一组半开放体系热模拟实验，并测定根据不同预设温度模拟结束后获得的滞留油量(即第二滞留油量)、滞留气量(第二滞留气量)、产出油量、产出气量，以获得对应预设温度的生油量和生气量。在本实施方式中，具体实施时可以用除去滞留油和滞留气后的同一组页岩样品继续开展热模拟，以获得预设温度的生油量和生气量；也可以在所有预设温度的热模拟实验结束后，获得样品的生油量和生气量；还可以对所采集的9组不同TOC的页岩样品分别开展热模拟实验，获得不同TOC页岩在不同预设温度下的生油量和生气量。在本实施方式中，预设反应釜压力(即模拟压力)可以设为为原位转化压力5MPa，预设排烃阈值压力设为5MPa。其中，热模拟实验的预设温度和升温速度与步骤S102一致。在本实施方式中，具体实施时，在获得第一个预设温度模拟结束后的产出油量、产出气量、滞留油量和滞留气量，可以利用第一个预设温度结束后，获得预设温度的生油量和生气量；并除去滞留油和滞留气页岩样品，开展第二个预设温度的模拟，以获得第二的预设温度页岩的产出油量、产出气量、滞留油量和滞留气量，并获得第二个预设温度的生油量和生气量。以此类推，将所有预设温度获得的生油量之和作为该样品的总油量，将所有预设温度获得的生气量之和作为总气量。在本实施方式中，具体实施时，可以按照以下方式获得不同预设温度产出天然气的偏差系数：根据《天然气压缩因子的计算第1部分：导论和指南》GB/T17747.1-1999，或《天然气压缩因子的计算第2部分：用摩尔组成进行计算》GB/T17747.2-1999，或《天然气压缩因子的计算第3部分：用物性值进行计算》GB/T17747.3-1999计算获得，并获得9块样品的平均值。具体可以参阅表5所示的热模拟页岩样品的滞留气偏差系数表。表5热模拟页岩样品的滞留气偏差系数表温度(℃)250300320335350360390440500540580Ro(％)0.5750.7500.8300.9280.9901.0581.2601.6752.3642.9743.624Z//1.92311.83581.71901.68241.52071.35211.03270.99620.9541在本实施方式中，具体实施时，可以对所采集的9组不同TOC的页岩样品分别开展热模拟实验，获得不同TOC页岩在不同预设温度下的生油量、生气量。具体可以参阅表4中的相关内容。在本实施方式中，具体实施时，所使用的用于热模拟实验的样品具体可以是混合均匀后，经2倍于地层压力压实2天的页岩样品。步骤S104：对待研究的目标区域的目的层页岩样品进行热模拟实验。其中，所述热模拟实验为设置了原位转化压力和对应于步骤S102中的最高预设温度的一组半开放体系热模拟实验，获得对应最高预设温度结束后的产出油量和产出气量；对所采集的9组不同TOC的页岩样品分别开展热模拟实验，获得不同TOC页岩在的产出油量和产出气量。在本实施方式中，预设反应釜压力为原位转化压力5MPa，预设排烃阈值压力为5MPa；预设温度为步骤S102中的最高预设温度，升温速度与步骤S102中的升温速度一致。通过上述热模拟实验，可以获得不同预设温度模拟结束后的产出油量和产出气量。在本实施方式中，通过对所采集的9组不同TOC的页岩样品分别开展热模拟实验，获得不同TOC页岩在预设温度下的产出油量和产出气量。具体可以参阅表4中的相关内容。在本实施方式中，具体实施时，所使用的用于热模拟实验的样品具体可以是混合均匀后，经2倍于地层压力压实2天的样品。步骤S105：根据步骤S101到步骤S104获得数据，整理为不同TOC、HC、Ro的页岩样品在不同模拟预设温度的获得生油潜力、生气潜力、滞留油量比例、滞留气量比例、产出油量比例和产出气量比例对应数据组；再根据所整理的对应数据建立生油潜力(即生油潜力模型)、生气潜力(即生气潜力模型)、生油量(即生油量模型)、生气量(即生气量模型)、滞留油量比例(即滞留油量比例模型)、滞留气量比例(即滞留气量比例模型)、滞留油量(即滞留油量模型)、滞留气量(即滞留气量模型)、产出油量比例(即产出油量比例模型)、产出气量比例(即产出气量比例模型)、产出油量(即产出油量模型)、产出气量(即产出气量模型)的定量评价模型。具体实施时过程可以包括以下内容。S1：利用预设温度热模拟后的样品测定对应的Ro参数，并建立热解模拟温度与镜质体反射率Ro关系。具体可以参阅图5所示的在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的页岩热模拟温度与Ro参数的关系示意图。其中，镜质体反射率(Ro)与热模拟温度关系具体可以表示为以下形式：Ro＝0.13787e0.005665T式中，Ro具体可以表示为镜质体反射率(即Ro参数)，单位％；T具体可以表示为热解模拟温度，单位℃。S2：利用原始页岩样品TOC、HC、Ro和预设的离散实验温度对应的Ro、生油量、生气量，建立页岩生油潜力、生油量、生气潜力、生气量评价方法和模型。S2-1：建立页岩中生油潜力模型。具体可以参阅图6所示的在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的页岩生油气潜力与Ro参数的关系示意图。在本实施方式中，需要说明的是生油潜力具体可以是指页岩镜质体反射率为Ro时，生油量占该页岩原始生油量的比例。页岩原始生油量是页岩从开始生油到生油结束时所生成的总生油量，即原始生油量。生油量是指页岩镜质体反射率为Ro时的生油量。相应的，页岩生油潜力的评价模型可以表示为以下形式：式中，Qop具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro时的生油潜力，其数值范围为0～1；Ro具体可以表示为镜质体反射率，单位％；a11、b11具体可以为经验系数(即一类常数、二类常数)，其数值具体可以分别为8602.3、-5.232。在本实施方式中，需要补充的是，具体使用上述模型时，当Qop>1时，可以令Qop＝1；当Qop<0时，可以令Qop＝0。S2-2建立页岩生油量模型。在本实施方式中，上述生油量具体可以是指页岩镜质体反射率为Ro时，页岩的生油量，即剩余生油量。上述生油量模型具体可以表示为以下形式：式中Qog具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro时的生油量，单位t/t˙岩石；Qogs具体可以表示为页岩原始生油量，单位t/t˙岩石；TOCs具体可以表示为已知生油量页岩恢复的原始总有机碳含量，单位％；HCs具体可以表示为已知生油量页岩恢复后的原始氢碳原子比，无量纲参数；TOCt具体可以表示为待研究目标区域的目的层页岩恢复后的原始总有机碳含量，单位％；HCt具体可以表示待研究目标区域的目的层页岩恢复后的原始氢碳原子比，无量纲参数。S3-3建立页岩生气潜力模型。具体可以参阅图6的相关内容。在本实施方式中，上述生气潜力具体可以是指页岩镜质体反射率为Ro时，生气量占该页岩原始生气量的比例。页岩原始生气量是页岩从开始生气到生气结束时所生成的总生气量，即原始生气量。生气量是当页岩镜质体反射率为Ro时的生气量。相应的，页岩生气潜力的评价模型具体可以表示为以下形式：式中，Qgp具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro时的生气潜力，其值为0～1；Ro具体可以表示为镜质体反射率，单位％；a21、b21、a22、b22具体可以为经验系数，其数值分别可以为-121.57、203.33、236.23、-6.582。S2-4：建立页岩生气量模型。在本实施方式中，上述生气量具体可以是指页岩镜质体反射率为Ro时，页岩的生气量，即剩余生气量。相应的，上述生气量模型具体可以表示为以下形式：式中，Qgg具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro时的生气量，单位m3/t˙岩石(20℃，1个标准大气压)；Qggs具体可以表示为页岩原始生气量，单位m3/t˙岩石(20℃，1个标准大气压)；TOCs具体可以表示为已知生油量页岩恢复后的原始总有机碳含量，单位％；HCs具体可以表示为已知页岩恢复后的原始氢碳原子比，无量纲参数；TOCt具体可以表示为待研究的目标区域的目的层页岩恢复后的原始总有机碳含量，单位％；HCt具体可以表示为待研究的目标区域的目的层页岩恢复后的原始氢碳原子比，无量纲参数。S3：利用原始页岩样品放入TOC、HC、Ro、原油体积系数、天然气偏差系数和预设的离散实验温度对应的Ro、生油量、生气量、滞留油量、滞留气量，建立页岩滞留油量比例、滞留气量比例、滞留油量和滞留气量评价方法和模型。在本实施方式中，上述页岩油原位转化潜力具体可以包括页岩有机质加热过程中生成的油气和加热前滞留在页岩中的油气两部分。因此，页岩中滞留油气量具体采用如下方法进行评价。S3-1：建立页岩中滞留油量比例模型为。具体可以参阅图7所示的在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的页岩中滞留油气量比例与Ro参数的关系示意图。在本实施方式中，由于上述页岩中滞留油量通常与Ro、TOCO、HCO、原油体积系数有关，因此，可以通过如下模型确定页岩中滞留油量比例：式中Qosp具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro，原始总有机碳含量为TOCO时，对应的页岩中滞留油量与生油量比例；f(TOC)o具体可以表示为页岩滞留油量校正系数，是一个与TOCO相关的无量纲参数；a31、b31、a32、b32具体可以为经验系数，其数值分别可以设为0.67014、-0.3530、0.6464、-2.0292；Bor具体可以为待研究的目标区域的目的层实际地层压力下的原油体积系数与模拟时所用压力下的原油体积系数比值，是无量纲参数，具体的，上述原油体积系数可以按《油气藏流体物性分析方法》SY/T5542-2009通过实验获得。其中，页岩滞留油量校正系数具体可以按照以下公式确定：式中，c11、c12、c13、c14具体可以为经验系数，其数值可以分别为-0.8541、2.8581、-0.02057、1.2837。具体可以参阅图8所示的在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的页岩滞留油气量比例校正值与TOC参数的关系示意图。S3-2：建立页岩中滞留油量模型为。在本实施方式中，页岩中滞留油量模型具体可以表示为以下形式：Qos＝Qosp×Qog(7)式中，Qos具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro，原始总有机碳含量为TOCO时，对应的页岩中滞留油量，单位t/t˙岩石。在本实施方式中，在具体使用上述模型时，在Qos大于Ro对应的页岩已经生成的油量与产出油量之和时，可以令Qgs等于Ro对应的页岩已经生成的油量与产出油量之和。S3-3：建立页岩中滞留气量比例模型为。具体可以参阅图7中的相关内容。在本实施方式中，由于页岩中滞留气量与Ro、TOCO、HCO、天然气偏差因子有关，具体实施时，可以通过如下模型确定页岩中滞留气量比例：式中，Qgsp具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro，原始总有机碳含量为TOCO时，对应的页岩中滞留气量与生气量比例；f(TOC)g具体可以表示为页岩滞留气量校正系数，是一个与TOCO相关的无量纲参数；a41、b41、a42、b42、a43、b43具体可以为经验系数，其数值分别可以为0.8700、-0.6858、0.1493、6.8525、0.3615、5.6626。其中，上述页岩滞留气量校正系数具体可以按照以下公式确定：式中，c21、c22、c23、c24具体可以为经验系数，其数值分别为-0.8259、2.6047、-0.01297、1.0250。具体可以参阅图9所示的在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的天然气偏差系数与Ro参数的关系示意图。其中，可以按照以下公式确定上述模型所涉及的参数：式中Pf具体可以表示为实际地层压力，单位MPa；Ps具体可以表示为模拟时所用压力，单位MPa，具体实施时可以通过地层压力系数1.3和研究区目的层深度计算获得；Tf具体可以表示为实际地层温度，单位K；Ts具体可以表示为地温梯度为3℃/100米时对应的地层温度，单位K，具体的，可以通过地表温度15℃，地温梯度3.0℃/100米和埋藏深度计算获得；Zs具体可以表示为模拟时所用的滞留天然气偏差系数，无量纲参数；Zf具体可以表示为实际地层的天然气偏差系数，无量纲参数，具体可以利用《天然气压缩因子的计算第1部分：导论和指南》GB/T17747.1-1999，或《天然气压缩因子的计算第2部分：用摩尔组成进行计算》GB/T17747.2-1999，或《天然气压缩因子的计算第3部分：用物性值进行计算》GB/T17747.3-1999等计算获得，也可以通过实验获得。其中，上述模型所涉及的Zs，具体可以按照以下公式，通过镜质体反射率Ro求取：Zs＝c31×RoC32(11)式中，c31、c32具体可以为经验系数，其数值具体分别为1.7255，-0.4846。S3-4：建立页岩中滞留气量模型。在本实施方式中，上述页岩中滞留气模型具体可以表示为以下形式：Qgs＝Qgsp×Qgg(12)式中，Qgs具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro，原始总有机碳含量为TOCO时，对应的页岩中滞留气量，单位m3/t˙岩石(20℃，1个标准大气压)。在本实施方式中，具体使用上述模型时，当Qgs大于Ro对应的页岩已经生成的气量与产出气量之和时，可以令Qgs等于Ro对应的页岩已经生成的气量与产出气量之和。S4：利用上述获得的页岩样品的生油量、生气量、滞留油量和滞留气量，建立页岩总油量、总气量评价方法和模型；在本实施方式中，具体实施时，可以用总油量、总气量表征页岩镜质体反射率为Ro时，页岩油的原位转化潜力。其中，总油量具体可以包括页岩镜质体反射率为Ro时的生油量和滞留油量之和；总气量具体可以包括页岩镜质体反射率为Ro时的生气量和滞留气量之和。具体实施时，可以按照以下公式计算总油量：Qo＝Qog+Qos(13)具体实施时，可以按照以下公式计算总气量为：Qg＝Qgg+Qgs(14)式中，Qo具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro时的总油量，单位t/t˙岩石；Qg具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro时的总气量，单位m3/t˙岩石(20℃，1个标准大气压)。S5：利用原始页岩样品TOC、HC的恢复值和上述获得的总油量、总气量、生油潜力、生气潜力、产出油量和产出气量，建立页岩产出油量比例、产出气量比例、产出气量、产出油量评价方法和模型。S5-1：建立页岩的产出油量比例模型。具体可以参阅图10所示的在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的产出油气量比例与TOC×HC的关系示意图。在本实施方式中，具体实施时，可以利用获取的样品TOC、HC的恢复值和生油量、生气量、产出油量、产出气量，建立样品的产出油量比例、产出气量比例计算模型(式17、式18)。具体可以按照以下公式建立的产出油量与生油量比例模型：式中，Qpop具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro时的产出油量与生油量比例；HC具体可以表示为待研究目标区域目的层页岩的原始氢碳原子比，是一种无量纲参数；TOC具体可以表示为待研究目标区域目的层页岩的原始总有机碳含量，单位％；a51、b51、a52、b52、a53、b53具体可以为经验系数，其取值分别可以为0.2376、0.0538、0.1530、0.2156、0.00322、0.5719。S5-2：建立页岩的产出气量比例模型。具体可以参阅图10的相关内容。具体可以按照以下公式建立产出气量与生气量比例模型：式中，Qpgp具体可以表示为页岩镜质体反射率为Ro时的产出气量与生气量比例，小数；HC具体可以表示为研究区目的层页岩的原始氢碳原子比，无量纲；TOC—研究区目的层页岩的原始总有机碳含量，％；a61、b61、a62、b62—经验系数，分别为0.2117、0.3169、0.00388、0.6310。S5-3：建立页岩的产出油气量模型。在本实施地方时中，具体实施时，可以利用获得的产出油量比例、产出气量比例，总油量、总气量计算公式，获得对应TOC、Ro和HC条件的页岩油原位转化的产出油量、产出气量计算模型。在本实施方式中，具体实施时，对于待研究目标区域目的层的页岩，在获取页岩TOC、Ro、HC参数，并恢复为原始TOC和原始HC后，可以利用式1-式15获得的总油量、总气量，利用式19-式20获得产出油量和产出气量。其中，产出油量计算公式具体可以表示为：Qpo＝Qpop×Qo(19)产出气量计算公式具体可以表示为：Qpg＝Qpgp×Qg(20)式中，Qpo具体可以表示为产出油量，单位t/t˙岩石；Qpg具体可以表示产出气量，单位m3/t˙岩石。在本实施方式中，具体实施时，可以采集待研究目标区域目的层的岩心资料，获取页岩TOC、Ro、HC和样品质量，并恢复为原始TOC和原始HC后，利用式1-式20的计算公式，获取待研究目标区域目的层页岩油原位转化产出油量和产出气量。步骤S106：获取待研究目标区域目的层不同类型干酪根样品的HC，并对待研究目标区域目的层页岩样品进行热模拟实验，所述热模拟实验为设置了地层压力和不同预设温度的一组半开放体系热模拟实验，获得该组样品热模拟结束后的不同预设温度下的页岩HC；利用步骤101中获取的不同预设温度的Ro和步骤102中获取的页岩不同TOC预设温度模拟结束后的TOC，建立页岩原始HC(HCO)、原始TOC(TOCO)评价方法和模型。在本实施方式中，具体实施时，当待研究目标区域目的层缺少未成熟页岩样品，只知道某一Ro的页岩TOC、HC，通常无法准确地评价页岩的生油气潜力、生油气量、滞留油气量、产出油气量。为了能够准确评价页岩的生油气潜力、生油气量、滞留油气量、产出油气量，必须恢复获得某一Ro对应页岩的原始TOC和原始HC，该步骤就是提供了恢复获得页岩原始TOC和原始HC的评价方法和步骤。在本实施方式中，具体实施时，可以将待研究目标区域的目的层页岩恢复到Ro为0.45％时的TOC、HC，作为其原始的TCO和原始的HC，即HCO、TOCO。在本实施方式中，待研究目标区域的目的层样品为XXX盆地延长组露头剖面页岩、YY组露头剖面页岩、ZZ组露头剖面页岩、TTT组剖面页岩、RRR盆地沙三段页岩，5个页岩样品分别代表Ⅰ～Ⅱ型的干酪根。露头样品为挖开地面8米以下获取的岩样，保证样品未风化，每个取样点分别采集样品2kg，分别粉碎成60目，并分别混合均匀，将每一组分成12份，每一组样品中的一份用于测量原始HC、Ro。根据《陆相烃源岩地球化学评价方法》SYT5735-1995行业标准测量HC；根据《沉积岩中镜质体反射率测定方法》SY/T5124-2012行业标准测量Ro。在本实施方式中，具体实施时，可以对待研究目标区域目的层页岩样品进行热模拟实验，所述热模拟实验设置了地层压力和不同预设温度的一组半开放体系热模拟实验，所设置的地层压力、预设温度、升温步骤和样品处理方法与步骤同步骤102，获得该组样品热模拟结束后的不同预设温度下的页岩HC；对所采集的5组不同HC的页岩样品分别开展热模拟实验，获得不同HC页岩在不同预设温度下的HC和Ro。S1：利用原始页岩样品HC和预设温度的离散实验温度对应的Ro、HC，建立页岩HC评价模型。具体可以参阅图11所示的在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的HC参数与Ro参数的关系示意图。在本实施方式中，当研究区目的层缺少未成熟页岩样品时，页岩原始HC具体可以通过如下方法确定：式中，a81、b81具体可以为经验系数，其具体数值可以参阅表1所示的相关内容。在本实施方式中，具体实施时，可以获取研究区目的层的HC、Ro，根据式22，计算获得对应Ro且与HC上、下临近的2个计算值HC1、HC2，根据HC与HC1、HC2的位置关系及HC1、HC2对应原始HCOR1、HCOR2，利用式23计算获得HC对应的原始HCO：在本实施方式中，具体实施时，当获取的研究区目的层对应Ro的HC大于最上面一条线计算得到的HC1时，可以利用Ro对应的下面两条线计算得到的HC1、HC2，根据式24计算获得HC对应的原始HCO：在本实施方式中，具体实施时，当获取的研究区目的层对应Ro的HC小于最下面一条线计算得到的HC1时，利用Ro对应的上面两条线计算得到的HC1、HC2，根据式25计算获得HC对应的原始HCO：S2：利用原始页岩样品TOC和预设温度的离散实验温度对应的Ro、TOC、HC，以及上述获得的HC，建立页岩TOC评价方法和模型。具体可以参阅图12所示的在一个场景示例中应用本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置获得的TOC参数与Ro参数关系示意图。在本实施方式中，当研究区目的层缺少未成熟页岩样品时，页岩原始TOC具体可以通过如下方法确定：式中，a91、a92、a93、a94、a95、a96、a97、a98、a99具体可以表示为经验系数，其数值具体可以根据表2所示的内容确定。其中，式26是根据研究区目的层页岩为Ⅰ+Ⅱ1型获得的模型，不同干酪根类型的页岩在热演化过程在产烃过程存在差异，必须经过校正才能准确预测研究区目的层的原始TOC。获取研究区目的层的TOCm、Ro、HCO，根据式27获得不同类型干酪根校正后的Ro对应的标准化TOC。即：式中，TOCm具体可以表示为待研究目标区域目的层对应Ro的页岩TOC测量值，单位％；TOC具体可以表示为待研究目标区域目的层对应Ro的页岩TOC测量值校正到标准化后的TOC值，单位％；HCOR具体可以表示为待研究目标区域目的层页岩的原始HC值，无量纲参数；HCRo具体可以表示为待研究目标区域目的层页岩对应Ro的HC测量值，无量纲参数；HCORN具体可以表示为式26模型中的页岩原始HC值，取值为1.5326，无量纲参数。在本实施方式中，具体实施时，可以利用式27获得研究区目的层页岩的TOC，根据式26，计算获得对应Ro且与TOC上、下临近的2个计算值TOC1、TOC2，根据TOC与TOC1、TOC2的位置关系及TOC1、TOC2对应原始TOCOR1、TOCOR2，利用式28计算获得TOC对应的原始TOCO。即：在本实施方式中，具体实施时，当获取的研究区目的层对应Ro的TOC大于最上面一条线计算得到的TOC1时，利用Ro对应的下面两条线计算得到的TOC1、TOC2，可以根据式29计算获得TOC对应的原始TOCO：在本实施方式中，具体实施时，当获取的研究区目的层对应Ro的TOC小于最下面一条线计算得到的TOC1时，利用Ro对应的上面两条线计算得到的TOC1、TOC2，根据式30计算获得HC对应的原始HCO：进而可以根据以上关系式，可获得任意Ro、TOC、HC条件下的页岩生油气潜力、生油气量、滞留油气量、产出油气量，实现对目标区域开发潜力的定量评价。通过上述场景示例，验证了本申请实施例提供的页岩油原位转化产出油量、产出气量的确定方法和装置，通过引入并利用滞留油量、滞留气量、产出油量、产出气量等多种参数建立较为准确的产出油量模型、产出气量模型，确实解决了现有方法中存在的所预测的开发潜力误差大、准确度低的技术问题，达到全面考虑多种因素的相互影响，通过产出油量、产出气量等多种参数，准确预测目标区域的开发潜力的技术效果。尽管本申请内容中提到不同的具体实施例，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，希望所附的实施方式包括这些变形和变化而不脱离本申请。当前第1页1 2 3