基于逐级分类对比的混积页岩页岩油精细来源评价方法

摘要

本发明公开了一种基于逐级分类对比的混积页岩页岩油精细来源评价方法，以生物标志化合物示踪生源、环境功能以及主成分‑判别分析理论为依据，采用混积页岩及页岩油的饱和烃生物标志化合物参数逐级建立亚段、小层组及小层油源对比方法，从不同级别示踪页岩油的来源，从而解决页岩油精细来源确定难的问题。

权利要求

1.基于逐级分类对比的混积页岩页岩油精细来源评价方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1采集混积页岩所有小层的样品，通过GC‑MS测试所有样品的饱和烃生物标志化合物，从测试数据中选取并计算出表征生物来源、沉积环境的生物标志化合物比值参数，将这些参数以任意两个参数为横纵坐标的方式做交绘图，并从中选取呈正相关或负相关的交绘图；

S2将每个样品按照步骤S1选取的交绘图的横纵坐标比值参数以及每个样品对应的亚段、小层组及小层信息输入到SPSS软件中，自动建立判别函数：；

其中，F1‑j和F2‑j为判别函数，分别综合表征生物、环境或生物‑环境耦合关系；j为逐级判别的类别；i为横纵坐标比值参数个数；Pi为横纵坐标比值参数的第i个参数值；K1i和K2i对应判别函数F1‑j和F2‑j变量参数Pi的系数，由SPSS软件自动生成；C1‑j和C2‑j对应判别函数F1‑j和F2‑j的常数项，由SPSS软件自动生成；

S3以F1‑j为横坐标、F2‑j为纵坐标，绘制每个样品的亚段、小层组及小层的油源对比交绘图图版；

S4通过GC‑MS测试待测页岩油的饱和烃生物标志化合物，从测试数据中计算与步骤S1相同的生物标志化合物比值参数，利用计算出的生物标志化合物比值参数值通过步骤S2建立的判别函数得出待测页岩油的F1‑j及F2‑j值，并将计算的F1‑j及F2‑j值逐级投点至步骤S3绘制的亚段、小层组及小层的油源对比交绘图图版，以油源对比交绘图图版中样品所在位置为基准，判断出待测页岩油属于哪一亚段、小层组及小层；

步骤S1中，在采集混积页岩所有小层的样品后进行GC‑MS测试前，先依次进行碎样、抽提和族组分分离，得到饱和烃组分；

抽提时，将碎样后的混积页岩样品采用二氯甲烷抽提过后的滤纸包装后放入抽提器中，下接容量瓶，向抽提器内加入二氯甲烷，抽提过程在恒温水浴加热条件下进行，最后将萃取出的有机溶液自然风干；

族组分分离时，向风干后的萃取物中添加正己烷并超声，沉淀沥青质，再用硅胶/氧化铝柱色层分离法对其滤液进行族组分分离，用正己烷冲洗，得到饱和烃组分。

2.如权利要求1所述的基于逐级分类对比的混积页岩页岩油精细来源评价方法，其特征在于，采集混积页岩所有小层的样品时，选取新鲜的岩心样品，用密封罐封存，并放置于冷藏柜中进行保存。

3.如权利要求2所述的基于逐级分类对比的混积页岩页岩油精细来源评价方法，其特征在于，碎样时，将混积页岩样品从冷藏柜中取出并在液氮冷冻条件下碎样至120目以上。

说明书

基于逐级分类对比的混积页岩页岩油精细来源评价方法

技术领域

[0001] 本发明涉及混积页岩页岩油资源勘探技术领域，具体涉及一种基于逐级分类对比的混积页岩页岩油精细来源评价方法。

背景技术

[0002] 油气资源被称之为工业血液，是当今社会的主要能源，是国民经济的支柱产业；随着经济的发展，能源需求日益增长，勘探开发领域也正由常规向非常规油气转变。近年来，在非常规油气中，页岩气成效显著，页岩油也获得了重要突破：2018年美国页岩油产量为8
3.29×10 t，占原油总产量的59%。我国含有丰富的页岩油资源，主要分布在陆相盆地中，其资源量高达两百亿吨，并已在多个盆地获得生产。值得注意的是SB盆地，它位于苏北‑南黄海盆地陆上部分，是我国东部中新生代陆相含油气盆地之一。近年来，随着勘探开发的深入，SB盆地古近系F组二段（E1f2）混积页岩层段已有多口井累产页岩油在千吨以上，丰富的油气资源显示苏北盆地具有良好的页岩油勘探开发前景。

[0003] 混积页岩概念广泛，为混和沉积的产物。多年的研究呈现狭义与广义两种认识：狭义的观点认为混积页岩是陆源碎屑与碳酸盐组分在同一岩层内的混合，广义的观点在狭义的观点之上又涵盖陆源碎屑与碳酸盐组分互层或夹层的混合。近年的研究表明混积页岩可作为油气勘探领域中较为良好的储层，例如J盆地芦草沟组混积页岩研究。然而，SB盆地E1f2混积页岩有机质丰度TOC普遍低于2%，明显低于业界认为的有效甜点下限（TOC 2%），且含油~性指数OSI（S1/TOC×100）<75mg/g，属低效‑无效页岩油资源，但这与获得页岩油工业开采的勘探实践历程相矛盾。E1f2中混积页岩分布较广，在阜二段多个小层中均有分布。而探井页岩油与原位混积页岩在生标比值参数（甾烷/藿烷等）上存在显著差异，反映混积页岩的页岩油聚集可能并非传统认为的“自生自储”。因此，对于SB盆地E1f2混积页岩中的精细油源仍认识不足。

[0004] 原油与烃源岩中稳定的地球化学指标是研究烃源岩沉积环境、有机质特征、有机质热演化阶段、油气运移的基础。常用的指标包括碳同位素、饱和烃与芳烃生物标志化合物等。对于不同的地区，采用适用的指标可得到准确的油源对比结果。SB盆地的研究表明采用单一的油源对比指标难以达到预期成果，如前人采用孕甾烷与规则甾烷比值以及三环萜烷与五环萜烷比值使得阜三段的油源认识仅能明确至阜二段的2 4亚段，并没有精细到小层，~阻碍了页岩油进一步勘探。此外E1f2混积页岩十分发育，因此难以沿用与非混积页岩相同的指标参数对高邮凹陷展开精细至混积页岩小层（厚度一般为几米或十几米）的油源对比。

[0005] 而最新研究发现，混积页岩含油纹层、脉体十分发育，且直井探井出油（如苏北盆地高邮凹陷页岩油探井HY1井），这些为精细表征页岩油来源（是否原位聚集）提供了契机。由于混积页岩是生物‑环境耦合作用的结果，生物标志化合物指标具有示踪、溯源的功能，尤其是反映生源、环境相关参数较多，这使得经过数学方法（如主成分‑判别分析）处理上述参数后有望逐级放大组间差异（从亚段逐级聚焦到小层），从而建立相应的综合油源判识方法，这将在页岩油精细溯源过程中具有很好的应用前景。因此，随着陆相混积页岩的页岩油勘探进一步深入，业内亟需一种基于数学处理的页岩油精细来源评价新方法，进而指导后期混积页岩的页岩油资源勘探。

发明内容

[0006] 针对混积页岩的页岩油精细示踪困难的问题，本发明提出了基于逐级分类对比的混积页岩页岩油精细来源评价方法，该方法以生物标志化合物示踪生源、环境功能以及主成分‑判别分析理论为依据，采用混积页岩及页岩油的饱和烃生物标志化合物参数逐级建立亚段、小层组及小层油源对比方法，从不同级别示踪页岩油的来源，从而解决页岩油精细来源确定难的问题。

[0007] 本发明的技术方案包括三个步骤：样品前处理、饱和烃色谱‑质谱（GC‑MS）测试分析和数据处理。

[0008] （1）样品前处理

[0009] 主要流程包括：采集混积页岩样品→碎样→抽提→族组分分离，具体实施步骤为：

[0010] ①采集混积页岩各段层的样品：选取新鲜的岩心样品，用密封罐封存，并放置于冷藏柜中进行低温保存，防止低分子烃类组分受热挥发散逸；

[0011] ②碎样：将混积页岩各段层样品取出并在液氮冷冻条件下碎样至120目以上；

[0012] ③抽提：在450℃高温下烘干4h并完全冷却后的容量瓶中进行后续实验，将样品采用经二氯甲烷抽提过后的滤纸包装后放入抽提器中，下接容量瓶，向抽提器内加入合适的二氯甲烷（100‑150ml），抽提过程在恒温水浴加热条件下进行，持续72h，最后将萃取出的有机溶液自然风干，避免轻组分饱和烃大量散失，最终得到产物氯仿沥青“A”；

[0013] ④族组分分离：向氯仿沥青“A”中添加正己烷并超声、离心，沉淀沥青质，再用硅胶/氧化铝（体积比1:3）柱色层分离法对其滤液进行族组分分离，分别依次用正己烷/二氯甲烷（体积比为95:5）、二氯甲烷/正己烷（体积比为2:1）及二氯甲烷/甲醇（体积比为93:7）混合溶液进行冲洗，分别依次得到饱和烃、芳烃和非烃组分；其中，氧化铝在高温活化之后需要采用去离子水混合均匀，使含水率约为0.5wt.%，提升氧化铝吸附性能，从而进一步保障饱和烃分离彻底，避免大分子饱和烃被冲洗至芳烃组分中。

[0014] （2）饱和烃GC‑MS测试

[0015] 采用色谱‑质谱（GC‑MS）联用仪对分离出的饱和烃组分进行分析，具体步骤与参数为：饱和烃GC‑MS分析使用的仪器型号为HP‑Agilent 7890B/5977B色质联用仪，色谱柱为HP‑5MS（30m×0.25mm×0.25μm），采用7963A自动进样仪器自动抓取进样；芳烃GC‑MS分析使用的仪器型号为HP‑Agilent 6890/5975色质联用仪，色谱柱为HP‑5MS (60m×0.25mm×0.25μm)，采用自动进样，全扫描/多离子模式，所用载气为高纯He（高达99.999%）。其中全扫描与多离子扫描模式务必同时使用，相互验证，可以为特殊生物标志化合物的检测提供辅助。

[0016] （3）数据处理

[0017] 主要流程为选取合适参数→SPSS数据分析、建立判别函数，具体实施步骤为：

[0018] 对GC‑MS数据进行处理，提取饱和烃生物标志化合物特征离子峰下的离子浓度，选取并计算出表征生物来源、沉积环境的生物标志化合物比值参数，将这些参数以任意两个参数为横纵坐标的方式做交绘图，并从中选取呈正相关或负相关的交绘图；

[0019] ②将每个样品选取的交绘图的横纵坐标比值参数以及每个样品对应的亚段、小层组及小层信息输入到SPSS软件中，利用SPSS软件中的判别分析功能建立判别函数：

[0020]

[0021] ；

[0022] 其中，F1‑j和F2‑j为判别函数，分别综合表征生物、环境或生物‑环境耦合关系；j为逐级判别的类别（如亚段、小层组和小层三大类）；i为横纵坐标比值参数个数；Pi为横纵坐标比值参数的第i个参数值；K1i和K2i对应判别函数F1‑j和F2‑j变量参数Pi的系数，由SPSS软件自动生成；C1‑j和C2‑j对应判别函数F1‑j和F2‑j的常数项，由SPSS软件自动生成；

[0023] 然后以F1‑j为横坐标、F2‑j为纵坐标，绘制每个样品的亚段、小层组及小层的油源对比交绘图图版；

[0024] 通过GC‑MS测试待测页岩油的饱和烃生物标志化合物，从测试数据中计算与样品相同的生物标志化合物比值参数，利用计算出的生物标志化合物比值参数值通过步骤S2建立的判别函数得出待测页岩油的F1‑j及F2‑j值，并将计算的F1‑j及F2‑j值逐级投点至步骤S3绘制的亚段、小层组及小层的油源对比交绘图图版，以油源对比交绘图图版中样品所在位置为基准，判断出待测页岩油属于哪一亚段、小层组及小层，即最终可以实现混积页岩复杂层系页岩油的精细来源评价。

[0025] 本发明与现有技术相比，具有以下有益效果：

[0026] 1. 本发明基于生物标志化合物具有反映烃源岩生物来源（真核生物与原核生物，藻类与陆源，浮游生物与底栖生物的相对贡献）、沉积环境（水体分层环境、氧化还原环境、盐度环境）的功能，提出了逐级分类对比的方法，为混积页岩的页岩油来源评价提供了理想模型，丰富了非常规勘探理论体系。

[0027] 2. 本发明解决了目前比较棘手的混积页岩的页岩油精细来源评价问题，相较于常规的分析方法（目前仅能具体到地层、段或岩相的粗略来源），具有更高的分辨率、更高的可信度，对混积页岩的页岩油资源勘探提供了重要的技术支撑，对于目前常规‑非常规页岩油勘探（常规储层油以及水平井开发的页岩层系内页岩油和致密油）也具有很好的启示作用。

[0028] 3. 本发明所用设备（以抽提器、GC‑MS为主）及试剂（正己烷、二氯甲烷、去离子水等）均属业内常见设备及材料，在实际工作中容易获取，且整个实验方案操作简便、可实施性强、适用范围广，为混积页岩的页岩油资源勘探起到了示范效应。

附图说明

[0029] 图1为本发明实施例1中选取的比值参数呈正相关或负相关的交绘图。

[0030] 图2为本发明实施例1中绘制的每个样品的亚段、小层组及小层的油源对比交绘图图版；其中，图（a）为亚段级的油源对比交绘图图版，图（b）、（d）、（e）为小层级的油源对比交绘图图版，图（c）为小层组级的油源对比交绘图图版；图中，黑色实心填充的方框指示待测页岩油，其余图例指示相应亚段（例如II亚段）、小层组（例如V‑4 6小层组）或小层（例如V‑6~小层）的混积页岩。

[0031] 图3为本发明实施例1中精细油源中段层分类油源对比饱和烃组分三环萜烷与藿烷GC‑MS分类对比图，图中，a）、b）、c）类烃源岩分别依次表示淡水、半咸水和咸水环境下发育的烃源岩，由G/C30H比值反映，G/C30H≤0.3指示淡水，0.30.6指示咸水；图（d）是来自花页1井V‑4小层产出的页岩油（3655m）。~

[0032] 图4为本发明实施例1中精细油源中分类油源对比饱和烃组分参数联合对比地球化学剖面图，图中空心三角形指示混积页岩，黑色实心方框指示页岩油。

具体实施方式

[0033] 为了使本技术领域的人员更好地理解本发明中的技术方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。

[0034] 为使本发明研究目的、技术方案、成果优势更为清晰明确，以下结合苏北盆地高邮凹陷混积页岩（取自花页1不同段、不同亚段及不同小层的混积页岩）与页岩油（来自花页1、花102斜、花103斜、花页3HF以及庄101斜井）的油源作为实例对本发明进行详细说明。其中花页1井既是取心探井（直井），同时也是出油井（有页岩油产出），也是国内迄今唯一一口直井出页岩油的探井，这为验证页岩油精细来源及本发明技术方案的可靠性提供了重要支撑。

[0035] 苏北盆地高邮凹陷阜宁组混积页岩发育广泛，含油脉体/裂缝发育，部分探井页岩油与其原位混积页岩在生物标志化合物比值参数上存在显著差异，反映混积页岩的页岩油聚集可能并非传统认为的“自生自储”。此外，适用于其它地区、地层的油源对比指标无法完全应用于混积页岩中，因为混积页岩中单一的油源对比指标并不能达到理想的成果（例如传统环境参数Pr/Ph比值在混积页岩中均小于1.0，均指示缺氧环境，差异不显著），无法精细表征不同亚段或小层之间的地球化学差异，因此难以开展混积页岩中精细油源对比。

[0036] 针对上述现状存在的问题，下面结合附图对本发明的页岩油精细来源评价方法进行详细阐述。

[0037] 本实施例的基于逐级分类对比的混积页岩页岩油精细来源评价方法包括以下步骤：

[0038] S1采集混积页岩所有小层的样品和待测页岩油样品，基于地层划分单元大小分别将混积页岩样品从大到小归属至段、亚段和小层级（例如阜宁组二段IV亚段第8小层样品可归类为三个层次，分别对应段级的阜宁组二段，亚段级的阜宁组二段IV亚段，以及小层级的阜宁组二段IV亚段第8小层）。将研究区不同小层的混积页岩样品进行碎样、抽提、族组分分离实验，获得饱和烃组分；将研究区页岩油样品进行沉淀沥青质（即添加5ml正己烷后超声、离心、过滤，重复3次）、族组分分离获得饱和烃组分。

[0039] 其中，混积页岩样品的采集、碎样、抽提和族组分分离具体步骤如下：

[0040] ①采集混积页岩各段层的样品：选取新鲜的岩心样品，用密封罐封存，并放置于‑60℃的冷藏柜中进行低温保存，防止低分子烃类组分受热挥发散逸；

[0041] ②碎样：将混积页岩各段层样品取出并在液氮冷冻条件下碎样至120目；

[0042] ③抽提：在450℃高温下烘干4h并完全冷却后的容量瓶中进行后续实验，将样品采用二氯甲烷抽提过后的滤纸包装后放入抽提器中，下接250mL容量瓶，向抽提器内加入150mL的二氯甲烷，抽提过程在恒温水浴加热条件下进行，温度恒定为60℃，该过程持续
72h，最后将萃取出的有机溶液自然风干，避免轻组分饱和烃大量散失，最终得到产物氯仿沥青“A”；

[0043] ④族组分分离：向氯仿沥青“A”中添加10mL正己烷并超声10min后离心，沉淀沥青质，再用硅胶/氧化铝（体积比1:3）柱色层分离法对其滤液进行族组分分离，用正己烷/二氯甲烷（体积比为95:5）混合溶液进行冲洗，得到饱和烃组分。

[0044] 然后采用GC‑MS联用仪对上述混积页岩样品和页岩油样品的饱和烃组分进行生物标志化合物测试：饱和烃GC‑MS分析使用的仪器型号为HP‑Agilent 7890B/5977B色质联用仪，色谱柱为HP‑5MS（30m×0.25mm×0.25μm），采用7963A自动进样仪器自动抓取进样。饱和烃色谱部分过程采用电脑控制程序升温，初始温度50℃，恒温1 min，再以20℃/min升温至100℃，并持续以3℃/min升温至315℃，恒温16.83min；质谱部分所用离子源为EI离子源，电离电压70Ev。

[0045] 从混积页岩样品的GC‑MS测试数据中选取并计算出表征生物来源、沉积环境的生物标志化合物比值参数，将这些参数以任意两个参数为横纵坐标的方式做交绘图，筛选出呈正相关或负相关的交绘图（如图1所示）。

[0046] S2按照步骤S1的方法，最终筛选出的交绘图中共对应了10项指示环境（Pr/Ph、C35/C34SH、ETR、C24Tet/C26TT、C19/C23TT、C20/C23TT）与生源（4‑MSI、C23TT/C30H、S/H、C29St/%）且具有合理相关性与区分度的比值参数。对上述10个比值参数分别编号：P1=Pr/Ph，为姥鲛烷/植烷；P2=C35/C34SH，为C35与C34S型升藿烷的比值；P3=ETR，为(C28+ C29三环萜烷)/ (C28+ C29三环萜烷+Ts)；P4=C24Tet/C26TT，为C24四环萜烷/C26三环萜烷；P5= C19/C23TT，为C19/C23三环萜烷；P6=C20/C23TT，为C20/C23三环萜烷；P7= 4‑MSI，为4‑甲基甾烷/C29规则甾烷；P8=C23TT/C30H，为C23三环萜烷/C30藿烷；P9=S/H，为甾烷/藿烷；P10=C29St/%，为C29/(C29+C28+C27)规则甾烷×100%。

[0047] 由于本实施例中所选的混积页岩均来自阜宁组二段，因此无需评价页岩油样品来自混积页岩的哪个段，只需要进一步评价其来自混积页岩的哪个亚段和小层。将每个样品筛选出的比值参数以及每个样品对应的亚段、小层组及小层信息输入到SPSS软件中，自动建立判别函数：

[0048]

[0049] ；

[0050] 其中，F1‑j和F2‑j为判别函数，分别综合表征生物、环境或生物‑环境耦合关系；j为逐级判别的类别；i为横纵坐标比值参数个数；Pi为横纵坐标比值参数的第i个参数值；K1i和K2i对应判别函数F1‑j和F2‑j变量参数Pi的系数，由SPSS软件自动生成；C1‑j和C2‑j对应判别函数F1‑j和F2‑j的常数项，由SPSS软件自动生成。

[0051] 本实施例中，F1‑1和F2‑1对应段级（II~V亚段）判别函数；F1‑2和F2‑2对应小层级（IV‑4~8小层）判别函数；F1‑3和F2‑3对应小层组级（V‑2~10小层/组）判别函数；F1‑4和F2‑4对应小层组（V‑4~6小层）判别函数；F1‑5和F2‑5对应小层组（V‑7~9小层）判别函数。

[0052] S3以F1‑j为横坐标、F2‑j为纵坐标，绘制每个样品的亚段、小层组及小层的油源对比交绘图图版（如图2所示），可将亚段与小层逐级区分，便于以其为基准进行待测页岩油的精细油源对比。

[0053] S4从待测页岩油样品的GC‑MS测试数据中计算与步骤S1相同的生物标志化合物比值参数，先利用计算出的生物标志化合物比值参数值通过步骤S2建立的判别函数得出待测页岩油的F1‑1及F2‑1值，并将计算的F1‑1及F2‑1值投点至图2（a）的以亚段为单位的油源对比交绘图图版中，通过此步可将页岩油归属至阜宁组II、III、IV或V亚段混积页岩的来源。

[0054] 进一步地，对划分的阜宁组II、III、IV和V亚段混积页岩样品分别单独以小层为归属目标，通过步骤S2建立的判别函数得出待测页岩油的F1‑2及F2‑2值，F1‑3及F2‑3值，并将计算的F1‑2及F2‑2值，F1‑3及F2‑3值投点至图2（b）、2（c）的以亚段为前提的、以小层为单位的油源对比交绘图图版中，通过此步可将页岩油归属至阜宁组II、III、IV或V亚段具体小层混积页岩的来源。而对于其中可能存在的无法区分开的小层组（如图2c中的V‑4 6和V‑7 9小层组），~ ~则进一步执行上述步骤，通过步骤S2建立的判别函数得出待测页岩油的F1‑4及F2‑4值，F1‑5及F2‑5值，并将计算的F1‑4及F2‑4值，F1‑5及F2‑5值投点至图2（d）、2（e）的油源对比交绘图图版中，同样可获得具体小层混积页岩的来源，即通过此步最终可将页岩油归属至具体小层级混积页岩的来源。

[0055] 如图1所示，采用传统双参数无法分辨不同亚段、小层的地球化学差异，而如图2所示，利用判别函数F1‑j与F2‑j油源对比交绘图图版则可将亚段、小层区分开并进行精细的油源对比。由图2（a）可知，花页1、花102斜、花103斜及庄101斜油源为Ⅴ亚段混积页岩，而花页3HF油源为IV亚段混积页岩。进一步由图2（b）可知，花页3HF所产油来源于IV亚段6小层混积页岩；由图2（b）、2（c）可知，花页1、花102斜、花103斜所产油来源于V亚段6小层混积页岩；而由图2（c）、2（e）可知，庄101斜所产油来源于V亚段8小层混积页岩。

[0056] 对实施例1的评价结果进行验证：

[0057] 花页1井是迄今国内唯一一口直井且出页岩油的探井，为验证页岩油是否原位聚集及精细来源分析提供了直接证据。如图3所示，花页1井不同环境下发育的典型混积页岩在垂向上与V‑4小层页岩油饱和烃GC‑MS可进行油源对比，页岩油饱和烃中部分关键参数与V‑4小层半咸水环境及II亚段淡水环境下发育的混积页岩存在显著差异，而与V‑6小层咸水环境下发育的混积页岩抽提物饱和烃特征（C23和C26三环萜烷、C24四环萜烷、Pr、Ph、G/C30H、C27‑C29规则甾烷等）更为相符，指示花页1井V‑4小层页岩油更可能来源于V‑6小层混积页岩的贡献，而非传统V‑4小层页岩“原位聚集，自生自储”，这与本研究逐级油源对比结果（图2d）一致。

[0058] 此外，在纵向上采用多项饱和烃关键参数展开了精细油源对比（如图4所示）。除了反映混积页岩生烃潜力差异的总有机碳（TOC）含量外，横坐标是参数值，纵坐标是埋深。如果纵向上页岩油与相邻混积页岩分布在一条直线（如图中的页岩油线），那么说明该页岩油为原位聚集；同理，页岩油与相邻混积页岩分布不在一条直线上，而与远离页岩油产出位置的混积页岩分布在一条直线上，那么说明该页岩油为非原位聚集，而且能精确到哪个小层混积页岩的来源。

[0059] 图4显示花页1井V亚段4小层产出的页岩油与V亚段4小层混积页岩存在显著差异（各参数分布不在同一直线上），而与V亚段6小层混积页岩一致（各参数分布在同一直线上），说明了该页岩油为非原位成藏，且来自V亚段6小层混积页岩，这与V亚段4小层混积页岩较低的生烃潜力（TOC≤0.5%）以及V亚段6小层混积页岩具有较高的生烃潜力（TOC最高可达2%以上）是一致的。

[0060] 由以上验证结果可知，本发明的页岩油精细来源评价方法得到的结果（如图2所示）与基于GC‑MS图及关键参数地球化学综合剖面的精细油源对比结果（如图3‑4所示）一致，说明本发明的页岩油精细来源评价方法对于混积页岩精细油源的判识具有可行性，还具有样品要求低（不要求全是出页岩油的直井探井油样）、操作更简单（建立逐级油源对比图版进行应用即可）、适用性更广（可推广至水平井的页岩油精细来源评价，如实施例1的花页3HF水平井）等显著优势。

[0061] 尽管通过参考附图并结合优选实施例的方式对本发明进行了详细描述，但本发明并不限于此。在不脱离本发明的精神和实质的前提下，本领域普通技术人员可以对本发明的实施例进行各种等效的修改或替换，而这些修改或替换都应在本发明的涵盖范围内/任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应所述以权利要求的保护范围为准。