页岩油原位转化开发甜点区确定方法、装置及系统与流程

本发明涉及勘探开发技术领域，特别地，涉及一种页岩油原位转化开发甜点区确定方法、装置及系统。

背景技术：

页岩油已成为全球石油勘探开发的重要领域，但勘探开发实践证实，当页岩的镜质体反射率(ro)小于0.95％时，采用现有的水平井体积压力技术无法实现规模效益开发。目前页岩油通常利用原位转化技术进行开发，原位转化技术是通过原位电加热方法使中低成熟度页岩中的未转化有机质和已生成的烃类转化为轻质油和天然气以进行开发的技术。

目前通常是利用页岩生油量与页岩厚度乘积确定有利区段，或者是利用页岩总有机碳含量与页岩厚度乘积确定有利区，以实现对页岩油开发的甜点区的评价优选。但上述方法仅从地质因素对页岩油开发的甜点区进行评价，评价结果不够准确。因此，业内亟需一种可以更加准确的确定页岩油甜点区的方法。

技术实现要素：

本说明书实施例的目的是提供一种页岩油原位转化开发甜点区确定方法、装置及系统，可以更加准确的确定页岩油开发的甜点区。

本说明书提供一种页岩油原位转化开发甜点区确定方法、装置及系统是包括如下方式实现的：

一种页岩油原位转化开发甜点区确定方法，包括：

根据有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定产出油气潜力指数；

根据所述产出油气潜力指数以及相应的油气潜力指数下限值确定加热页岩段，所述油气潜力指数下限值根据布井方式以及页岩镜质体反射率确定；

根据加热页岩段的厚度、面积以及产出油气潜力指数数据确定产出量；

根据所述产出量以及投入成本确定投资回报率；

利用所述投资回报率确定页岩油原位转化开发的甜点区。

本说明书提供的所述方法的另一种实施例中，所述根据所述产出油气潜力指数以及相应的油气潜力指数下限值确定加热页岩段，包括：

将所述产出油气潜力指数大于等于相应的油气潜力指数下限值的层段确定为有效页岩段；

将有效页岩段厚度占有效页岩段以及有效页岩段之间的夹层厚度的比例大于预设阈值的连续页岩层段，确定为加热页岩段。

本说明书提供的所述方法的另一种实施例中，所述根据所述产出油气潜力指数以及相应的油气潜力指数下限值确定加热页岩段，包括：

根据不同布井层数对应的油气潜力指数下限值以及页岩厚度上限值、下限值确定待评价页岩段的布井层数；

根据待评价页岩段的布井层数以及页岩镜质体反射率确定待评价页岩段的油气潜力指数下限值；

根据待评价页岩段的产出油气潜力指数以及油气潜力指数下限值确定待评价页岩段的加热页岩段。

本说明书提供的所述方法的另一种实施例中，所述根据加热页岩段的厚度、面积以及产出油气潜力指数数据确定产出量，包括：

根据所述加热页岩段的产出油气潜力指数数据以及产出率比例确定加热页岩段的产出率；

根据所述加热页岩段的产出率以及厚度、面积、页岩密度计算获得产出量。

本说明书提供的所述方法的另一种实施例中，所述布井方式包括：垂直地层剖面的加热井井网采用1层线性布井、或2层及2层以上三角井网布井。

本说明书提供的所述方法的另一种实施例中，所述油气潜力指数下限值根据布井层数以及页岩镜质体反射率确定，包括：

根据预先构建的油气潜力指数下限值计算模型确定目的层的油气潜力指数下限值，所述油气潜力指数下限值计算模型包括：

phicutof＝100×(a85×ro⁵+a84×ro⁴+a83×ro³+a82×ro²+a81×ro+a80)

式中，phicutof表示油气潜力指数下限值，ro表示镜质体反射率，a80、a81、a82、a83、a84、a85表示常数，根据布井层数确定。

本说明书提供的所述方法的另一种实施例中，根据页岩段厚度计算模型确定所述页岩段厚度下限值以及上限值，其中，所述页岩段厚度计算模型包括：

hup或

式中，nl表示加热井布井层数，hup表示对应nl的页岩段厚度上限值，hdown表示对应nl的页岩段厚度下限值，a33、a32、a31、a30、b31、b30表示常数。

本说明书提供的所述方法的另一种实施例中，根据预先构建的比例计算模型确定所述加热页岩段的产出率比例，其中，所述预先构建的比例计算模型包括：

式中，pro表示产出油率比例，prg表示产出气率比例，ro表示页岩镜质体反射率，a40、a41、a42、a43、a44、a45、a46，a50、a51、a52、a53表示常数。

本说明书提供的所述方法的另一种实施例中，所述根据所述产出量以及投入成本确定投资回报率，包括：

式中，poil_i表示第i年产出油量，op表示油价，pgas_i表示第i年产出天然气量，gp表示天然气价，pvi表示第i年的产出油气价值，ifi表示第i年的投入资金，n表示生产周期，irr表示投资回报率。

本说明书实施例还提供一种页岩油原位转化开发甜点区确定装置，包括：

潜力指数确定模块，用于根据有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定产出油气潜力指数；

有效页岩确定模块，用于根据所述产出油气潜力指数以及相应的油气潜力指数下限值确定加热页岩段，所述油气潜力指数下限值根据布井方式以及页岩镜质体反射率确定；

产出量确定模块，用于根据加热页岩段的厚度、面积以及产出油气潜力指数数据确定产出量；

回报率确定模块，用于根据所述产出量以及投入成本确定投资回报率；

甜点区确定模块，用于利用所述投资回报率确定页岩油原位转化开发的甜点区。

本说明书实施例还提供一种页岩油原位转化开发甜点区确定设备，包括处理器及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述指令被所述处理器执行时实现包括以下步骤：

根据有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定产出油气潜力指数；

根据所述产出油气潜力指数以及相应的油气潜力指数下限值确定加热页岩段，所述油气潜力指数下限值根据布井方式以及页岩镜质体反射率确定；

根据加热页岩段的厚度、面积以及产出油气潜力指数数据确定产出量；

根据所述产出量以及投入成本确定投资回报率；

利用所述投资回报率确定页岩油原位转化开发的甜点区。

本说明书实施例还提供一种页岩油原位转化开发甜点区确定系统，包括至少一个处理器以及存储计算机可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现上述任意一个实施例所述方法的步骤。

本说明书一个或多个实施例提供的一种页岩油原位转化开发甜点区确定方法、装置及系统，可以通过利用有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定页岩段的产出油气潜力指数，并进一步考虑页岩油原位转化开发中的布井模式确定研究区有利于页岩油开发的加热页岩段分布。之后，可以根据加热页岩段的厚度、面积及其对应的产出油气潜力指数来确定研究区的产出量分布，并进一步结合投入成本确定研究区的投资回报率分布。通过投资回报率优选出页岩油原位转化的甜点区，可以大大提高页岩油甜点区确定的准确度。

附图说明

为了更清楚地说明本说明书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说明书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。在附图中：

图1为本说明书提供的一种页岩油原位转化开发甜点区确定方法实施例的流程示意图；

图2为本说明书提供的另一个实施例中1层布井线性井网模型的有效加热页岩厚度与加热时间关系示意图；

图3为本说明书提供的另一个实施例中页岩段厚度上限值、下限值与加热井布井层数关系示意图；

图4为本说明书提供的另一个实施例中油气潜力指数下限值与ro关系示意图；

图5为本说明书提供的另一个实施例中页岩原位转化产出油气率比例与ro关系示意图；

图6为本说明书提供的另一个实施例中年产油、气量占总产出油、气量的比例；

图7为本说明书提供的另一个实施例中鄂尔多斯盆地长7有效加热页岩厚度分布图；

图8为本说明书提供的另一个实施例中鄂尔多斯盆地长7加热页岩段ro分布图；

图9为本说明书提供的另一个实施例中鄂尔多斯盆地长7加热页岩段油气潜力指数分布图；

图10为本说明书提供的另一个实施例中鄂尔多斯盆地长7页岩油原位转化投资回报率分布图；

图11为本说明书提供的另一个实施例中鄂尔多斯盆地长7页岩油原位转化的甜点区分布图。

图12为本说明书提供的一种页岩油原位转化开发甜点区确定装置实施例的模块结构示意图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本说明书中的技术方案，下面将结合本说明书一个或多个实施例中的附图，对本说明书一个或多个实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是说明书一部分实施例，而不是全部的实施例。基于说明书一个或多个实施例，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，都应当属于本说明书实施例方案保护的范围。

页岩油是指埋藏深度大于300米，中低成熟度富有机质页岩中已经生成的石油烃和未转化有机质的统称。中低成熟度页岩孔隙度、渗透率极低，连通性差，其中的流体流动难度大。

具体的，本说明书实施例提供了一种页岩油原位转化开发甜点区确定方法，通过利用有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定页岩段的产出油气潜力指数，利用所述产出油气潜力指数用来反映页岩层段产出油气的潜力。并进一步考虑页岩油原位转化开发中的布井模式确定研究区有利于页岩油开发的加热页岩段分布。之后，根据加热页岩段的厚度、面积及其对应的产出油气潜力指数来确定研究区的产出量分布，并进一步结合投入成本确定研究区的投资回报率分布。通过投资回报率优选出页岩油原位转化的甜点区，大大提高了页岩油甜点区确定的准确性。

图1是本说明书提供的所述一种页岩油原位转化开发甜点区确定方法实施例流程示意图。虽然本说明书提供了如下述实施例或附图所示的方法操作步骤或装置结构，但基于常规或者无需创造性的劳动在所述方法或装置中可以包括更多或者部分合并后更少的操作步骤或模块单元。在逻辑性上不存在必要因果关系的步骤或结构中，这些步骤的执行顺序或装置的模块结构不限于本说明书实施例或附图所示的执行顺序或模块结构。所述的方法或模块结构的在实际中的装置、服务器或终端产品应用时，可以按照实施例或者附图所示的方法或模块结构进行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、甚至包括分布式处理、服务器集群的实施环境)。

具体的一个实施例如图1所示，本说明书提供的页岩油原位转化开发甜点区确定方法的一个实施例中，所述方法可以包括：

s2：根据有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定产出油气潜力指数。

可以测量研究区目的层的有机碳含量toc、氢指数hi以及页岩密度ρ数据，根据有机碳含量toc、氢指数hi以及页岩密度ρ数据确定产出油气潜力指数。

例如，可以测量纵向多个测量点的镜质体反射率ro，如果研究区目的层页岩段厚度较大，页岩段纵向ro变化大于0.1％时，优选地采用ro变化间隔为0.1％的变化区间划分页岩段，将划分后的子页岩段内各采样点ro的平均值作为该子页岩段的ro值。

然后，可以采集研究区目的层页岩段测井资料和对应页岩段岩心toc分析资料，通过岩心分析的toc标定测井资料。利用测井资料中的自然伽马、密度、中子和声波测井资料，根据研究区目的层的ro值，通过△logr模型获取被评价井目的层页岩段的toc值，获取的toc纵向数据间距为测井测量点间距。利用研究区目的层岩心分析的页岩密度值标定测井密度资料，获取研究区目的层页岩段的页岩密度值，获取的页岩密度纵向数据间距为测井测量点间距。然后，可以根据岩心分析获得页岩的裂解烃s2，利用下述公式确定目的层页岩的氢指数：hi＝s2/toc。

目的层段页岩样品的采集按每米1～10个点等间距采样，优选地采用每米3个点，采集研究区目的层取心井页岩层段样品。将同一口井的页岩层段所采集的样品粉碎混合均匀，各取3份混合均匀的样品分别测量ro、toc、s2和ρ。将3份页岩样品的ro平均值作为被评价井页岩样品的ro值；将3份样品的hi平均值作为被评价井页岩样品的hi值；将3份页岩样品的密度平均值作为被评价井页岩样品的ρ。

一些实施方式中，如可以根据《沉积岩中镜质体反射率测定方法》sy/t5124-2012行业标准，测量研究区目的层页岩样品的镜质体反射率ro。根据《沉积岩中总有机碳的测定》gb/t19145-2003国家标准，测量研究区目的层页岩样品的总有机碳含量toc。根据《岩石热解分析》gb/t18602-2012国家标准测量，测量研究区目的层页岩样品的s2，计算获得hi。根据《煤和岩石物理力学性质测定方法第3部分：煤和岩石块体密度测定方法》gb/t23561.3-2009国家标准测量，测量研究区目的层页岩样品的密度ρ。

然后，可以利用研究区toc、hi、ρ的分布进一步确定研究区页岩段的产出油气潜力指数分布。根据不同页岩镜质体反射率ro条件下的toc、hi和ρ参数来确定页岩段的产出油气潜力指数，可以更加准确合理的反映页岩层段进行原位转化开发的潜力，有利于更加准确的确定页岩油开发的甜点区。

本说明书的一个实施例中，可以根据不同页岩镜质体反射率ro条件下的toc、hi和ρ三者的乘积确定不同页岩段的产出油气潜力指数：

phi＝ρ×toc×hi(1)

式中，phi表示页岩在某ro条件下的原位转化产出油气潜力指数，toc表示页岩在相应ro条件下的总有机碳含量，hi表示页岩在相应ro条件下的轻指数，ρ表示页岩在相应ro条件下的页岩密度。当然，具体实施时，并不仅限于上述计算方式，也可以采用上述方式的简单变形，如可以增加一些常数或者幂指数等。

s4：根据所述产出油气潜力指数以及相应的油气潜力指数下限值确定加热页岩段，所述油气潜力指数下限值根据布井方式以及页岩镜质体反射率确定。

所述油气潜力指数下限值可以包括满足一定投资回报率条件的产出油气潜力指数最小值。本说明书的一个实施例中，所述油气潜力指数下限值可以根据目的层的布井方式以及页岩镜质体反射率进行预先确定。如可以统计分析已开采区域的各项参数，确定油气潜力指数下限值相对目的层的布井方式以及页岩镜质体反射率的变化关系，从而确定不同页岩段在不同布井方式下的油气潜力指数下限值。

然后，可以获取待评价井页岩段的纵向测量点的产出油气潜力指数数据，将产出油气潜力指数大于等于相应油气潜力指数下限值的层段确定为有效页岩段。

所述加热页岩段可以包括连续的有效页岩段、或者有效页岩段及有效页岩段之间的夹层组成的连续层段。所述夹层为有效页岩段之间的油气潜力指数小于相应油气潜力指数下限值的层段。

如果目的层中存在多层有效页岩段，而有效页岩段之间的夹层厚度较小，则可以将相邻的多段有效页岩段以及之间的夹层段作为一个整体，确定为一段加热页岩段。若夹层厚度较大，则可以将夹层上下的有效页岩段分开处理，确定加热页岩段。本说明书的一个实施例中，可以将有效页岩段厚度占有效页岩段与夹层厚度之和的比例大于预设阈值的连续页岩段作为一段加热页岩段，从而可以提高后续数据处理的效率。

本说明书的一个实施例中，可以根据研究区目的层页岩的热场参数，通过设计不同的井网模式和加热井井距，利用star-cmg软件模拟得到不同加热时间的有效热场分布，进而优化确定目的层的布井方式。本说明书的一个或者多个实施例中，优化确定的布井方式可以包括：垂直地层剖面的加热井井网采用1层线性布井、或2层及2层以上三角井网布井。

相应的，还可以根据加热时间和目的层热场参数，通过star-cmg软件模拟确定加热井合理井距及有效热场厚度分布，如下：

如加热时间4～8年，优选地采用5年。

1层线性布井模式的加热井间距采用5～12米，优选地采用8米；2层及以上加热井三角井网布井模式的加热井井距采用8～20米，优选地采用12.5米。

1层线性布井模式的生产井与加热井比例1:5～1:20，优选地采用1:10；2层及以上布井模式的生产井与加热井比例1:10～1:30，优选地采用1:15。

本说明书的一个实施例中，可以根据不同的布井层数对应的油气潜力指数下限值以及页岩厚度上限值、下限值，优化确定待评价页岩段的最佳布井层数。然后，进一步根据待评价页岩段的布井层数以及页岩镜质体反射率确定待评价页岩段的油气潜力指数下限值。利用待评价页岩段的产出油气潜力指数以及油气潜力指数下限值确定待评价页岩段的加热页岩段。从而更加准确的确定研究区页岩油开发的布井方式以及加热页岩段分布。

一些实施方式中，可以根据加热时间、加热井井距和有效热场厚度分布，确定对应加热井布井层数条件下，可以实现最大动用效果的页岩厚度上限值、下限值。一定的布井层数下，如果页岩厚度较大，则不能很好的动用，如果页岩厚度太小，则可能浪费投入成本。因此，当页岩厚度在某布井层数的页岩厚度上限值和下限值之间时，可以采用该布井层数作为相应页岩厚度的布井层数，从而保证最大的动用效果，以使得获得的投资回报率最大。

本说明书的一个实施例中，加热井布井层数n对应的页岩厚度上限值可以包括布井层数n对应的有效加热页岩厚度上限值，加热井布井层数n对应的页岩厚度下限值可以包括布井层数n-1对应的有效加热页岩厚度上限值。其中，所述有效加热页岩段厚度上限值可以表示相应布井模式和加热时间条件下，页岩段整体有效加热厚度的最大值。

本说明书的一个或者多个实施例中，可以根据优选的加热井加热时间、加热井井距和有效热场厚度分布，根据下述计算模型确定不同加热井布井模式条件下，有效加热页岩段厚度上限值：

当采用2层及2层以上三角井网布井模式时，可以采用公式(2)计算有效加热页岩段厚度上限值：

heup＝a11×nl(2)

式中，nl表示加热井布井层数，heup表示对应nl的有效加热页岩段厚度上限值，a11表示常数，当加热井井距为12.5米时，取10.8。

特别的，当采用1层线性布井模式时，可以采用公式(3)计算有效加热页岩段厚度上限值：

heup＝a21×t+a20(3)

式中，heup表示为有效加热页岩段厚度上限值，t表示加热时间，a21、a20表示常数，分别为0.800171和0.19067。如图2所示，图2表示1层布井线性井网模型的有效加热页岩厚度与加热时间关系示意图。

本说明书的一些实施方式中，还可以进一步考虑页岩油原位转化产出单位油气的综合成本以及投资回报率，确定采用不同层数加热井布井井网模式下的页岩段厚度上限值和下限值。本说明书的一个或者多个实施例中，可以根据下述页岩段厚度计算模型确定页岩段厚度上限值和下限值：

hup或

式中，nl表示加热井布井层数，hup表示对应nl的页岩段厚度上限值，hdown表示对应nl的页岩段厚度下限值，a33、a32、a31、a30、b31、b30表示常数。表1表示某研究区的a33、a32、a31、a30、b31、b30取值。其中，nl层的hdown与nl-1层的hup相等。如图3所示，图3表示页岩段厚度上限值、下限值与加热井布井层数关系示意图。

当研究区目的层有效页岩厚度上限值(某待布井页岩段中总有效页岩段厚度值)大于等于nl层的hdown，且小于nl层的hup时，采用nl层布井投资回报率最大，从而可以采用nl层加热井布井方式。

表1页岩段厚度计算模型中的经验参数

本说明书的一些实施方式中，可以首先根据不同布井方式下对应的有效加热页岩厚度上限值，将有效加热页岩厚度上限值作为相应布井方式下的加热页岩段厚度。根据该加热页岩段厚度，利用相关参数确定满足预设最低投资回报率的产出油气潜力指数数据，并将该数据作为相应布井方式以及ro条件下的油气潜力指数下限值。然后，可以将上述数据作为样本数据，分析油气潜力指数下限值相对布井层数、页岩镜质体反射率之间的变化关系。

进一步的，可以利用上述样本数据构建不同加热井网布井方式下的油气潜力指数下限值计算模型，根据油气潜力指数下限值计算模型确定目的层在不同布井方式下的油气潜力指数下限值。本说明书的一个实施例中，所述油气潜力指数下限值计算模型可以包括：

phicutof＝100×(a85×ro⁵+a84×ro⁴+a83×ro³+a82×ro²+a81×ro+a80)(5)

式中，phicutof表示产出油气潜力指数下限值，ro表示镜质体反射率，a80、a81、a82、a83、a84、a85表示常数。表2表示某研究区的a80～a85的取值。图4表示油气潜力指数下限值与ro关系示意图。由图4可知，页岩段厚度越小，达到一定投资回报率所需的最小产出油气潜力指数值(即油气潜力指数下限值)越大。因此，仅根据一些地质参数确定甜点区，不能很好的实现更大的开采效益。

表2油气潜力指数下限值计算模型中的经验参数表

本说明书的一些实施方式中，基于上述实施例提供的油气潜力指数下限值以及页岩厚度上、下限值确定方式，可以通过下述方式优化确定待评价页岩段的布井层数，以及确定加热页岩段分布。

可以首先以最大加热井层数m(优选10层加热井)井网布井方式对应的油气潜力指数下限值为标准。根据被评价井页岩段的ro值，确定被评价井页岩段的phicutof^m，以及计算确定被评价井页岩段纵向测量点的产出油气潜力指数数据，将产出油气潜力指数大于等于phicutof^m的页岩段作为有效页岩段。并进一步根据上述实施例中的方案确定被评价井页岩段的加热页岩段分布。为了方便后续表述，本实施例中可以将根据phicutof^m确定的加热页岩段称之为初始加热页岩段。

当所述初始加热页岩段厚度大于等于n层加热井井网对应的页岩厚度下限值hdown且小于hup时，以n层加热井井网布井方式对应的油气潜力指数下限值phicutofⁿ为标准，根据所述被评价井页岩段纵向测量点的产出油气潜力指数数据，重新确定被评价井页岩段的加热页岩段分布。

当根据phicutofⁿ重新确定的加热页岩段厚度大于等于n层的hdown，且小于n层的hup时，根据phicutofⁿ重新确定的加热页岩段厚度作为最终评价的页岩段厚度。

当重新计算的加热页岩段厚度小于n层的hdown，且大于n-1层的hdown时，以n-1层加热井井网布井方式对应的油气潜力指数下限值phicutof^n-1为标准，重新确定被评价井页岩段的加热页岩段分布。

以此类推，直到加热页岩段的厚度满足对应布井方式的相应参数范围值时为止。从而依据上述方案优化确定出待评价井页岩段的布井层数以及加热页岩段分布，然后，可以根据布井层数以及加热页岩段厚度优化确定加热井井距。利用上述实施例的方案，可以更加准确的确定加热页岩段的分布以及各加热页岩段对应的布井方式，

s6：根据加热页岩段的厚度、面积以及产出油气潜力指数数据确定产出量。

可以获取上述步骤中确定的加热页岩段分布，然后分析获得各加热页岩段的厚度、面积数据，以及获取各加热页岩段内的有机碳含量toc、氢指数hi以及页岩密度ρ数据，如可以统计各加热页岩段测量点的有机碳含量toc、氢指数hi以及页岩密度ρ数据，计算确定各测量点的产出油气潜力指数值。将各测量点的产出油气潜力指数值的平均值作为相应加热页岩段的产出油气潜力指数。然后，可以根据加热页岩段的厚度、面积以及产出油气潜力指数确定相应加热页岩段的产出量。其中，所述产出量可以包括产出油量以及产出气量。

本说明书的另一些实施方式中，还可以获取加热页岩段内各有效页岩段的厚度、面积数据，以及各有效页岩段的产出油气潜力指数。然后，根据各有效页岩段的厚度、面积、以及产出油气潜力指数确定相应加热页岩段的产出量。从而可以去掉加热页岩段内夹层对计算结果的影响。

本说明书的一个实施例中，可以根据所述产出油气潜力指数以及产出率比例确定产出率，并根据加热页岩段的产出率以及厚度、面积、页岩密度计算获得产出量。

所述产出率可以包括产出油率以及产出气率，所述产出油率、产出气率分别可以包括单位页岩质量产出油质量、气体积。所述产出率比例可以包括页岩油原位转化产出油率比例、产出气率比例，可以包括页岩油原位转化过程中不同ro条件下的页岩产出油量、产出气量分别与其中最大产出油量、产出气量的百分比值。

本说明书的一个或者多个实施例中，可以根据预先构建的比例计算模型确定目的层的产出油率比例或者产出气率比例：

其中，产出油率比例计算模型可以表示为：

pro＝100×(a46×ro⁶+a45×ro⁵+a44×ro⁴+a43×ro³+a42×ro²+a41×ro+a40)(5)

产出气率比例计算模型可以表示为：

prg＝100×(a53×ro³+a52×ro²+a51×ro+a50)(6)

式中，pro表示产出油率比例，prg表示产出气率比例，ro表示页岩镜质体反射率，a40、a41、a42、a43、a44、a45、a46，a50、a51、a52、a53表示经验参数。表3表示某研究区的a46～a40、a53～a50取值，图5表示页岩原位转化产出油、气率比例与ro关系示意图。

表3页岩油原位转化产出油率比例和产出气率比例模型经验参数

本说明书的一个实施例中，可以根据与研究区目的层类似地质条件的已有页岩的原位转化产出油率、产出气率、toc、ro、hi实验数据和产出油率比例、产出气率比例，与研究区目的层页岩的toc、ro、hi数据，通过下述式(7)获取研究区目的层页岩的原位转化产出油、气率：

式中，qf1表示研究区目的层页岩的产出油率、产出气率，qf2表示与研究区目的层类似地质条件的已有页岩油的原位转化产出油率、产出气率，pr1表示研究区目的层ro条件下的产出油率比例、产出气率比例，pr2表示与研究区目的层类似地质条件的已有页岩ro条件下热模拟产出油率比例、产出气率比例，toc1表示研究区目的层toc值，toc2表示与研究区目的层类似地质条件的已有页岩油的原位转化产出油、气率样品的toc值，hi1表示研究区目的层hi值，hi2表示与研究区目的层类似地质条件的已有页岩油的原位转化产出油、气率样品的hi值，ρ1表示研究区目的层页岩密度值，ρ2表示与研究区目的层类似地质条件的已有页岩油的原位转化产出油、气率样品的页岩密度值。

相应的，式(7)中的ρ×toc×hi表示油气潜力指数，则式(7)可以表示为：

式中，phi1表示研究区目的层页岩的产出油气潜力指数，phi2表示与研究区目的层类似地质条件的已有页岩的产出油气潜力指数。

表4表示利用上述实施例的方案计算得到的鄂尔多斯盆地已有的长7页岩密闭取心井原位转化产出油气及相关参数。

表4鄂尔多斯盆地长7页岩密闭取心井原位转化产出油气及相关参数表

然后，可以根据上述方式计算加热页岩段的产出油率、产出气率，再结合加热页岩段的厚度、水平分布面积以及加热页岩段的密度平均值，确定相应加热页岩段的产出量。一些实施方式中，可以根据公式(9)和(10)计算确定所述产出量：

poil＝10^-7×qfoil×he×a×ρrock(9)

pgas＝10^-4×qfgas×he×a×ρrock(10)

式中，poil表示生产周期内总产出油量，pgas表示生产周期内总产出天然气量，qfoil表示加热页岩段的产出油率，qfoil表示加热页岩段的产出气率，he表示加热页岩段内有效页岩段厚度，a表示加热页岩段内有效页岩段面积，ρrock表示加热页岩段内有效页岩段密度平均值。

s8：根据所述产出量以及投入成本确定投资回报率。

可以考虑页岩油原位转化产出单位油气的固定投资、操作成本、税费和复垦费等费用，获取页岩油原位转化产出单位油气的投入成本。根据产出量、投入成本确定投资回报率。

本说明书的一个实施例中，所述投资回报率可以根据下述投资回报率计算模型计算确定：

式中，pvi表示第i年的产出油气价值，ifi表示第i年的投入资金，n表示生产周期，irr表示投资回报率。

其中，所述产出油气价值可以根据页岩油原位转化开发时的油价确定，在一定油价条件下：

pvi＝poil_i×op+pgas_i×gp(12)

式中，poil_i表示第i年产出油量，op表示油价，pgas_i表示第i年产出天然气量，gp表示天然气价。

不同生产周期或开发模式条件下，每年产出油、气量占总产出油、气量的比例不同。如果按40年的生产周期，在生产周期内每年的产出油、气量占总产出油、气量的比例，利用图6中的比例计算获得。

poil_i＝10^-2×poil×roil_i(13)

pgas_i＝10^-2×pgas×rgas_i(14)

式中，roil_i表示第i年产出油量占生产周期内总产出油量的比例，rgas_i表示第i年产出天然气量占生产周期内总产出天然气量的比例。

ifi＝capexi+opexi+taxi+dcti(15)

capexi表示第i年的固定投资，opexi表示第i年的操作成本，taxi表示第i年的税金，dcti表示第i年的废弃投资。

s10：利用所述投资回报率确定页岩油原位转化开发的甜点区。

可以获取研究区井点的投资回报率，采用插值方法，获取研究区目的层的投资回报率平面分布，分析投资回报率的平面分布确定页岩油原位转化开发的甜点区。一些实施方式中，如可以将投资回报率大于投资回报率下限值且连续分布面积大于面积下限值的区域确定为甜点区。优选的，所述面积下限值可以为10km²，投资回报率下限值可以为8％。

本说明书的一些实施方式中，可以先筛选满足预设条件的区域，然后再根据所述投资回报率确定页岩油原位转化开发的甜点区。所述预设条件可以包括：目的层页岩ro范围在0.2％～1.1％，且干酪根类型属于ⅰ～ⅱ型；区域内不存在活动水，页岩含水率小于5％，优选地采用小于2％；加热页岩段存在封闭层且封闭性好，封闭层是指加热页岩段顶底存在与页岩加热段直接接触的泥岩或膏岩盐层，封闭性好是指封闭层厚度大于2米，优选地采用5米。区域内加热页岩段及封闭层内不发育断裂或断层，埋藏深度小于4000米，优选地采用3000米。从而更加准确地确定甜点区。

根据本说明书实施例提供的上述方法，对鄂尔多斯盆地研究区目的层长7进行分析确定甜点区。确定出的有效页岩段(加热页岩段中的有效页岩段)厚度平面分布如图7所示，加热页岩段ro平面分布如图8所示，加热页岩段产出油气潜力指数平面分布如图9所示。

采用自建电厂发电模式供原位转化加热使用，研究区目的层甜点区内产出的天然气量大于用于发电的天然气量，发电消耗后剩余的天然气在此不做价值考虑。钻完井及加热器等固定投资费用、操作成本和税费等采用目前油田实际费用计算，复垦费考虑总投资费用的4％计算；油价按60$/桶，原油产能按250万吨/年计算，生产时间按39年计算。通过上述方案确定长7加热页岩段投资回报率平面分布如图10所示。

根据投资回报率大于等于8％的下限标准，确定鄂尔多斯盆地研究区目的层长7加热页岩段页岩油原位转化的甜点区如图11所示。在评价的23748km²范围内，甜点区面积为9770km²，甜点区经济可采石油资源量约120亿吨，经济可采天然气资源量约5.2万亿立方米，油当量约150亿吨。

本说明书实施例提供的上述方案，通过将页岩油原位转化开发中的布井模式、加热页岩段厚度、产出油气潜力指数与经济评价结合，利用投资回报率评价优选页岩油原位转化甜点区。解决了单从地质因素出发优选甜点区不够准确的问题。并提出了不同ro及不同加热井井网布井模式下的甜点区产出油气潜力指数下限值，充分考虑到了页岩油产出潜力，为提高甜点区评价优选精度提供了保障。进一步的，还提出了页岩油原位转化甜点区选优的条件和标准，为甜点区评价优选提供了可实现的途径和方法。从而利用本说明书实施例的方案，可以大大提高页岩油原位转化开发的效益。

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。具体的可以参照前述相关处理相关实施例的描述，在此不做一一赘述。

上述对本说明书特定实施例进行了描述。其它实施例在所附权利要求书的范围内。在一些情况下，在权利要求书中记载的动作或步骤可以按照不同于实施例中的顺序来执行并且仍然可以实现期望的结果。另外，在附图中描绘的过程不一定要求示出的特定顺序或者连续顺序才能实现期望的结果。在某些实施方式中，多任务处理和并行处理也是可以的或者可能是有利的。

本说明书一个或多个实施例提供的一种页岩油原位转化开发甜点区确定方法，可以通过利用有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定页岩段的产出油气潜力指数，并进一步考虑页岩油原位转化开发中的布井模式确定研究区有利于页岩油开发的加热页岩段分布。之后，可以根据加热页岩段的厚度、面积及其对应的产出油气潜力指数来确定研究区的产出量分布，并进一步结合投入成本确定研究区的投资回报率分布。通过投资回报率优选出页岩油原位转化的甜点区，可以大大提高页岩油甜点区确定的准确度。

基于上述所述的页岩油原位转化开发甜点区确定方法，本说明书一个或多个实施例还提供一种页岩油原位转化开发甜点区确定装置。所述的装置可以包括使用了本说明书实施例所述方法的系统、软件(应用)、模块、组件、服务器等并结合必要的实施硬件的装置。基于同一创新构思，本说明书实施例提供的一个或多个实施例中的装置如下面的实施例所述。由于装置解决问题的实现方案与方法相似，因此本说明书实施例具体的装置的实施可以参见前述方法的实施，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。具体的，图12表示说明书提供的一种页岩油原位转化开发甜点区确定装置实施例的模块结构示意图，如图12所示，所述装置可以包括：

潜力指数确定模块102，可以用于根据有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定产出油气潜力指数；

有效页岩确定模块104，可以用于根据所述产出油气潜力指数以及相应的油气潜力指数下限值确定加热页岩段，所述油气潜力指数下限值根据布井方式以及页岩镜质体反射率确定；

产出量确定模块106，可以用于根据加热页岩段的厚度、面积以及产出油气潜力指数数据确定产出量；

回报率确定模块108，可以用于根据所述产出量以及投入成本确定投资回报率；

甜点区确定模块110，可以用于利用所述投资回报率确定页岩油原位转化开发的甜点区。需要说明的，上述所述的装置根据方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式。具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。

本说明书一个或多个实施例提供的一种页岩油原位转化开发甜点区确定装置，可以通过利用有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定页岩段的产出油气潜力指数，并进一步考虑页岩油原位转化开发中的布井模式确定研究区有利于页岩油开发的加热页岩段分布。之后，可以根据加热页岩段的厚度、面积及其对应的产出油气潜力指数来确定研究区的产出量分布，并进一步结合投入成本确定研究区的投资回报率分布。通过投资回报率优选出页岩油原位转化的甜点区，可以大大提高页岩油甜点区确定的准确度。

本说明书提供的上述实施例所述的方法或装置可以通过计算机程序实现业务逻辑并记录在存储介质上，所述的存储介质可以计算机读取并执行，实现本说明书实施例所描述方案的效果。因此，本说明书还提供一种页岩油原位转化开发甜点区确定设备，包括处理器及存储处理器可执行指令的存储器，所述指令被所述处理器执行时实现包括以下步骤：

根据有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定产出油气潜力指数；

根据所述产出油气潜力指数以及相应的油气潜力指数下限值确定加热页岩段，所述油气潜力指数下限值根据布井方式以及页岩镜质体反射率确定；

根据加热页岩段的厚度、面积以及产出油气潜力指数数据确定产出量；

根据所述产出量以及投入成本确定投资回报率；

利用所述投资回报率确定页岩油原位转化开发的甜点区。

所述存储介质可以包括用于存储信息的物理装置，通常是将信息数字化后再以利用电、磁或者光学等方式的媒体加以存储。所述存储介质有可以包括：利用电能方式存储信息的装置如，各式存储器，如ram、rom等；利用磁能方式存储信息的装置如，硬盘、软盘、磁带、磁芯存储器、磁泡存储器、u盘；利用光学方式存储信息的装置如，cd或dvd。当然，还有其他方式的可读存储介质，例如量子存储器、石墨烯存储器等等。

需要说明的，上述所述的处理设备根据方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式。具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。

上述实施例所述的一种页岩油原位转化开发甜点区确定设备，可以通过利用有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定页岩段的产出油气潜力指数，并进一步考虑页岩油原位转化开发中的布井模式确定研究区有利于页岩油开发的加热页岩段分布。之后，可以根据加热页岩段的厚度、面积及其对应的产出油气潜力指数来确定研究区的产出量分布，并进一步结合投入成本确定研究区的投资回报率分布。通过投资回报率优选出页岩油原位转化的甜点区，可以大大提高页岩油甜点区确定的准确度。

本说明书还提供一种页岩油原位转化开发甜点区确定系统，所述系统可以为单独的甜点区的确定系统，也可以应用在页岩油原位开发系统中。如可以是软件(应用)、实际操作装置、逻辑门电路装置、量子计算机等并结合必要的实施硬件的终端装置。所述甜点区的确定系统，包括至少一个处理器以及存储计算机可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现上述任意一个实施例所述方法的步骤。

需要说明的，上述所述的系统根据方法或者装置实施例的描述还可以包括其他的实施方式，具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。

上述实施例所述的一种页岩油原位转化开发甜点区确定系统，可以通过利用有机碳含量、氢指数以及页岩密度确定页岩段的产出油气潜力指数，并进一步考虑页岩油原位转化开发中的布井模式确定研究区有利于页岩油开发的加热页岩段分布。之后，可以根据加热页岩段的厚度、面积及其对应的产出油气潜力指数来确定研究区的产出量分布，并进一步结合投入成本确定研究区的投资回报率分布。通过投资回报率优选出页岩油原位转化的甜点区，可以大大提高页岩油甜点区确定的准确度。

需要说明的是，本说明书上述所述的装置或者系统根据相关方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式，具体的实现方式可以参照方法实施例的描述，在此不作一一赘述。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，对于硬件+程序类、存储介质+程序实施例而言，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。

尽管本说明书实施例内容中提到如产出油气潜力指数、加热页岩段等获取、定义、交互、计算、判断等操作和数据描述，但是，本说明书实施例并不局限于必须是符合标准数据模型/模板或本说明书实施例所描述的情况。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、存储、判断、处理方式等获取的实施例，仍然可以属于本说明书的可选实施方案范围之内。

上述对本说明书特定实施例进行了描述。其它实施例在所附权利要求书的范围内。在一些情况下，在权利要求书中记载的动作或步骤可以按照不同于实施例中的顺序来执行并且仍然可以实现期望的结果。另外，在附图中描绘的过程不一定要求示出的特定顺序或者连续顺序才能实现期望的结果。在某些实施方式中，多任务处理和并行处理也是可以的或者可能是有利的。

上述实施例阐明的系统、装置、模块或单元，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。一种典型的实现设备为计算机。具体的，计算机例如可以为个人计算机、膝上型计算机、车载人机交互设备、平板计算机或者这些设备中的任何设备的组合。

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，在实施本说明书一个或多个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或子单元的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，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，例如多个单元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。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。

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。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(cpu)、输入/输出接口、网络接口和内存。

还需要说明的是，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、商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、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法或者设备中还存在另外的相同要素。

本领域技术人员应明白，本说明书一个或多个实施例可提供为方法、系统或计算机程序产品。因此，本说明书一个或多个实施例可采用完全硬件实施例、完全软件实施例或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本说明书一个或多个实施例可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本说明书一个或多个实施例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、数据结构等等。也可以在分布式计算环境中实践本本说明书一个或多个实施例，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。

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。在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本说明书的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述并不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。

以上所述仅为本说明书的实施例而已，并不用于限制本说明书。对于本领域技术人员来说，本说明书可以有各种更改和变化。凡在本说明书的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本说明书的权利要求范围之内。