岩石热解方法应用于页岩油气研究需注意的几个问题

张谦，金之钧，2，3，朱如凯，刘全有，2，张瑞，王冠平，陈万利，Ralf Littke

［1.北京大学 地球与空间科学学院 能源研究院，北京 100871；2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 102206；3.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 102206；4.中国石油 勘探开发研究院，北京 100083；5.中国地质大学（北京） 能源学院，北京 100083；6.中国科学院 深海科学与工程研究所 海底资源与探测技术重点实验室，海南 三亚 572000；7.德国亚琛工业大学 石油与煤地质及地球化学研究所，德国 亚琛 52056］

1 研究背景

热解定义为物质在无氧条件下受热发生分解的过程。在石油地质研究中，依据实验目的和模拟地下生烃过程，热解装置可以分为开放系统、半开放系统和封闭系统［1-2］。最典型且最常用的开放热解系统是法国石油研究院（IFP）研制出的Rock-Eval系列［3］。Rock-Eval岩石热解仪可以提供包括岩石孔隙中以游离态和吸附态存在的滞留烃（S1）、干酪根转化形成的热解烃（S2）、热解过程中产生的二氧化碳（S3）以及岩石最高热解峰温（Tmax）。部分Rock-Eval装置还可以测定热解后残余的有机碳，从而实现岩石中总有机碳含量（TOC）的计算。有机质的数量、类型和成熟度是烃源岩/富有机质泥页岩评价中的3个关键参数，部分岩石热解装置（如Rock-Eval 7）可以实现该3个参数快速有效的评价。

有机质的类型可以通过氢指数（HI=S2/TOC）、氧指数（OI=S3/TOC）、HI和Tmax的相关关系以及S2与S3的比值来判断［4］。Van Krevelen提出以H/C和O/C原子比来描述煤岩演化路径［5］，后被Tissot等用来刻画烃源岩中有机质的热演化过程并由此来划分干酪根类型［6］。Espitalie 等人尝试用岩石热解的数据来反映与H/C和O/C原子比类似的信息并指出HI和OI可以用来判识源岩中有机质的类型，但判识的结果需要辅以显微镜观察或元素分析［3-4］。另外，S2/S3比值也可以用来判断有机质的类型，S2/S3=0～3反映以生气为主的Ⅲ型干酪根，S2/S3=3～5表明有机质是油气共生的Ⅱ型干酪根。S2/S3＞5指示以生油为主的Ⅰ型干酪根。值得注意的是，该类型划分方法适用于有机质成熟度较低的条件，对应的镜质体反射率（Ro）为0.6 %［4］。Banerjee 等提出了不同类型干酪根热演化过程HI与Tmax关系的数学表达式和模板［7］。据此划分干酪根类型主要依赖HI的大小以及Tmax的准确性。尽管岩石热解方法在非常规油气资源评价中有着非常广泛的应用，但其局限性却被大量学者忽视。

Tmax作为评价烃源岩有机质成熟度的一个重要参数，热解峰S2的大小和形态均影响其准确性［4，8］。然而Luo等和Zhang等在对中国南方地区海-陆过渡相高-过成熟（通常Ro＞2.0 %）的龙潭组页岩进行研究时，对岩石热解Tmax进行了讨论，认为其极高的Tmax（通常＞500 ℃）可以有效地指示其成熟度［9-10］。Zhang 等通过研究处于生湿气窗阶段（Ro=1.3 % ～ 2.0 %）的龙潭组页岩，指出Ro大于1.7 %和Tmax大于500 ℃时，Tmax不足以用来准确地表征以Ⅲ型干酪根为主的有机质成熟度［8］。Tan等指出极低的HI（大部分低于10 mg/g）和变化范围极大的Tmax（283 ～ 609 ℃），表明Tmax在中国南方高-过成熟的海相页岩成熟度评价中的无效性［11］。因此，应用岩石热解Tmax评价富有机质泥页岩成熟度应注意其有效的范围。尽管国际上已有数篇文献指出岩石热解Tmax在烃源岩有机质成熟度评价中可能存在缺陷［4，12］，仍有不少相关研究忽视其适用的范围。

Killops等提出用S1/TOC表示沥青指数（BI），研究富镜质组煤岩中烷烃的生成和运移［13］。自Jarvie再次提出S1/TOC表示页岩储层含油饱和度指数（OSI）以来，OSI被广泛地用来反映页岩油的可动潜力［14］。Jarvie指出OSI大于100 mg/g 的区域，可能是有利的页岩油甜点发育区［14］。然而，OSI虽然名为含油饱和度指数，但其与含油饱和度并没有直接明显的关系。大量实测数据表明，OSI较高的样品通常具有较低的TOC（＜10 %）。从全球范围来看，大多数经典页岩油储层的平均OSI都低于100 mg/g。因此，OSI在富有机质泥页岩中的应用值得思考。

本文在充分调研岩石热解方法研究的基础上，结合实际案例剖析，总结了该方法在数据分析和使用方面存在的问题，以期同行专家在利用岩石热解数据分析烃源岩中有机质的类型、成熟度以及页岩油的可动潜力时，能够注意其适用的范围，对数据做出有效正确的解释，从而降低页岩油气的勘探风险。

2 实例剖析

2.1 有机质类型

从不同类型干酪根HI，OI和Tmax在有机质热演化过程中的变化特征看（图1），当所测样品具有较高的HI，OI和较低的Tmax时，干酪根的类型可以准确且容易地加以区分。当成熟度增加至生油高峰阶段（Ro≈0.90 %）时，Ⅰ型和Ⅱ型有机质最先呈现出趋于一致的热演化路径，Ⅰ型和Ⅱ型干酪根已经较难通过岩石热解的参数进行区分，此时Ⅲ型干酪根仍然可以明显区别于Ⅰ型和Ⅱ型有机质的HI，OI和Tmax。随着成熟度进一步增加，有机质的芳构化程度增强，当Ro大于1.35 %时，Ⅰ型和Ⅱ型有机质的演化路径已经完全重合，Ⅲ型干酪根此时还略低于Ⅰ型和Ⅱ型有机质的HI。部分学者也通过S2/S3比值来判断有机质的类型，该值实际上等效于（S2/TOC）/（S3/TOC），即为氢指数与氧指数的比值HI/OI。由图1b可知，Ⅲ型干酪根具有较低的HI/OI，较易判识，然而对于Ⅰ型和Ⅱ型干酪根，只在较低成熟度时可以进行区分。另外，值得注意的是，不同类型的干酪根有各自不同的热演化路径，然而却没有一个明确的边界用于区分有机质的类型。例如，图1a中红色圆点对应的Ro小于0.50 %的部分，清晰地分布在Ⅰ型干酪根范围内，而当其Ro接近或高于0.50 %时，红色圆点分布在Ⅰ型和Ⅱ型干酪根之间的区域；绿色的圆点也并没有严格沿着Ⅱ型干酪根的热演化路径分布；蓝色圆点代表的是Ⅲ型干酪根，有一部分也分布于Ⅱ型和Ⅲ型干酪根之间的区域。因此，利用岩石热解参数判断有机质的类型应该注意其适用的成熟度范围，建议尽可能针对热演化进入生湿气窗（Ro≈1.35 %）之前的页岩使用该方法，并辅助其他测试手段判断有机质的类型。对于有机质成熟度进入生湿气阶段之后（Ro＞1.35 %）的页岩，岩石热解数据只能作为有机质类型划分的一个参考，而不能作为主要依据；此时，无论是通过HIvs.Tmax和HIvs.OI，还是H/C vs. O/C，Ⅰ型和Ⅱ型干酪根均无法进行区分。可利用岩相学方法，通过有机质的镜下特征，判断是以陆源高等植物还是以水生来源的藻类和浮游生物有机质为主，确定是Ⅲ型还是Ⅰ型或Ⅱ型有机质。通常来说，Ⅰ型有机质形成于湖相沉积环境，Ⅱ型有机质则形成于海相沉积环境，因此，可进一步结合分子有机地球化学和元素地球化学方法对富有机质泥页岩的沉积环境进行恢复，从而推断有机质的类型［8］。

图1 不同类型干酪根HI，Tmax和OI热演化路径［4， 8， 15-22］Fig. 1 Evolution of HI， Tmax and OI for different types of kerogens［4， 8， 15-22］a. HI vs. Tmax；b. HI vs. OI

2.2 最高热解峰温

以德国西北部下萨克森盆地下侏罗统波西多尼亚（Posidonia）页岩为例，Tmax随着成熟度的增加而增大，而S2峰面积随着Ro的增大而急剧减小（图2）。该自然演化序列的4个样品，S2峰均为对称型，其Tmax和Ro之间存在较好的线性相关关系，因此，Tmax可以有效地指示页岩中有机质的成熟度。当有机质热演化到一定程度，例如Ro大于1.45 %，可热解生烃的干酪根已经大部分完成了向石油的转化，只残留极少数可继续生烃的有机质，因此形成的S2峰面积很小（图2）。值得注意的是，Tmax的有效性是建立在较大的S2峰面积和较好的对称性的基础上［4，8］（图3a）。当S2小到某一程度，其极可能不具备对称的峰型，如中国南方地区高-过成熟的海陆过渡相龙潭组页岩（图3b，c），这样的样品测试得到的Tmax并不能有效反映有机质的成熟度，此时需要通过测试Ro来判断该页岩的热演化程度。除了成熟度较大时Tmax应该慎重使用之外，对于某些成熟度较低的样品，如本研究中使用的煤样，其S2面积足够大却呈现出双峰（图3d），此时得到的Tmax比较接近其真实值，但仍然不够准确。以Ⅲ型有机质为例（图4），大量的数据统计显示，当Ro小于约1.70 %，Tmax低于约500 ℃，Ro和Tmax之间存在较好的线性关系（图4b），表明以Ⅲ型有机质为主的页岩，当Ro不超过1.70 %时，Tmax通常可以有效地表征该页岩中有机质的成熟度。由上可知，当Tmax高于500 ℃时，应尽量避免用其计算等效镜质体反射率并用其表征页岩中有机质的成熟度。

图2 波西多尼亚页岩地层不同热演化程度样品热解信号（FID信号）与Tmax信号曲线Fig. 2 FID signal and Tmax curves of samples at different maturities from the Posidonia Shale Formationa. FID信号；b. Tmax

图3 标准样品与典型S2峰异常样品FID信号曲线Fig. 3 FID signal curves of standard samples and samples with abnormal S2 peaksa. 标准样品；b. 龙潭组页岩，TOC=9.03 %，Ro=3.09 %； c. 龙潭组页岩，TOC=13.46 %，Ro=1.80 %；d. 煤，TOC=88.60 %，Ro=0.60 %

图4 岩石Tmax与Ro相关关系Fig. 4 Correlations between Tmax and Roa1.Ⅰ型和Ⅱ型干酪根；a2. Ⅰ型和Ⅱ型干酪根，Ro＞1.7 %，Ro与Tmax不再具有相关关系 ［23-27］；b . Ⅲ型干酪根 ［8］

页岩油储层有机质可为Ⅰ型（生油型）和Ⅱ型（生油气型），且以Ⅱ型有机质为主，纯Ⅰ型有机质页岩并不多见。由于Ⅰ型和Ⅱ型有机质的HI和Tmax在成熟度处于生油窗末端及之后的热演化路径已经完全重合（图4a），因而Tmax的有效性对于Ⅰ型和Ⅱ型有机质具有相同的成熟度上限。当Ro小于约1.70 %，Tmax低于约490 ℃，Ⅱ型有机质的Ro和Tmax之间存在较好的线性关系（图4a）；当Ro达到或超过1.80 %，Tmax表现出明显的异常（图4a），这说明以Ⅰ型和Ⅱ型有机质为主的页岩，当Ro不超过1.70 %时，Tmax也可以有效地表征该页岩中有机质的成熟度。

在实际样品中，影响Tmax准确性的因素还包括岩石的矿物组成、有机质的氧化或风化、硫和铀元素含量、源岩中残留的原油和沥青以及测试时样品的用量等［12］。在页岩油的勘探中，富有机质泥页岩内通常有较高含量的残余油，因此，本文重点关注残留原油对Tmax准确性的影响。张振苓等指出可溶有机质中的重质组分进入S2峰会导致Tmax降低［28-29］。本研究通过对比波西多尼亚页岩在二氯甲烷抽提前后岩石热解的数据发现，构成S1的残余烃几乎可以全部被有机溶剂移除，而S2在抽提后都有不同程度的减小，表明确实有一部分重质组分会构成S2（图5）。值得注意的是，在所分析的4个样品中，只有1个样品的Tmax略微增大，其他3个基本保持不变（图5）。图6为来自3套不同页岩地层的样品，具有相近的成熟度。由图6可知，Tmax在有机溶剂抽提后并没有呈现出统一增大的规律，而是表现出相对更小的波动范围。因此，残余原油对岩石热解Tmax的确存在影响，而可溶有机质的移除对于更加准确地测定Tmax有一定的帮助。

图5 波西多尼亚页岩有机溶剂抽提前、后FID信号归一化曲线Fig. 5 Normalized FID signal curves prior to and post organic-solvent extraction for the Posidonia Shalea. 样品D1， S1和S2减小，Tmax增大；b—d.分别为样品D2，D3和D4， S1和S2减小，Tmax不变

图6 有机溶剂抽提前、后Tmax变化特征［32， 35-36］Fig. 6 Changes of Tmax prior to and post organic-solvent extraction［32， 35-36］a. 二白斑页岩（Second White Specks）；b. 巴奈特页岩；c. 芦草沟组页岩

本研究还观察到一个有趣的现象，同一块岩心分别在不同位置取样测得的Tmax最大可相差7 ℃（图7），这个数值接近甚至已经高于Ⅰ型干酪根在整个生油窗内Tmax的跨度（图4a）。图7a为取自4块岩心的12个样品的测试结果，在每块岩心紧邻的部分取3个亚样（图7b所示），样品①，②和③取自同一块岩心，而样品③的Tmax比样品①和②要偏低。由图7b可见，样品③所处的位置黄铁矿富集，而该样品对应的总硫含量也是异常高。烃源岩中的硫元素可以以单质硫的形式存在，也可以和有机碳形成含碳硫键的有机化合物或者与金属元素一起形成硫化物（如黄铁矿）和硫酸盐（如硫酸亚铁和硫酸铁）。不同赋存形式的硫对有机质向石油的转化有不同的作用机制和不同的影响程度。例如，Sassen和Chinn研究发现，单质硫可使得岩石热解Tmax和HI降低以及OI增大［30］；Hunt等指出，干酪根生烃所需活化能与硫元素含量呈负相关关系，说明硫元素含量越高，干酪根向石油转化所需的能量（或温度）越低［31］。硫元素与有机碳形成的碳-硫键比有机碳之间的碳-碳键更弱，高含硫干酪根在相对较低的温度时即可产生石油［32-33］。祖小京等通过热模拟实验，揭示了硫化亚铁（FeS）对氯仿沥青"A"的形成具有明显的催化作用［34］。由此可知，黄铁矿（FeS2）的混入使得Tmax有较大幅度的降低（图7a），可能是由于黄铁矿降低了有机质向石油转化所需的活化能。

图7 波西多尼亚页岩总硫元素含量与岩石Tmax相关关系及宏观岩心取样方法Fig. 7 Correlation between total sulfur content and Rock-Eval Tmax and the principle of sampling method for the Posidonia Shalea. ①，②和③为取自同一样品不同部位的亚样品，③呈现出异常低Tmax；b. 图a中3个亚样品的取样位置

众所周知，Ro是表征烃源岩中有机质成熟度最重要的指标，其可以用来标定从成岩作用早期至高变质作用阶段岩石中有机质的热演化程度，因此，Ro被广泛地用来与其他成熟度指标进行对比。3种类型有机质Ro与Tmax之间存在明显不同的相关关系（图4），由图4可知，Ⅱ型和Ⅲ型干酪根的Tmax随着Ro的增大平缓地增加，而Ⅰ型干酪根的Tmax在整个生油窗内变化范围极小，因此Tmax的微小变化可对Ⅰ型干酪根Ro的准确性造成较大影响。3种不同类型有机质Ro与Tmax之间的具体关系如下：

Ⅰ型干酪根：

Ⅱ型干酪根：

Ⅲ型干酪根：

综上所知，Ⅱ型和Ⅲ型干酪根的Tmax可以有效地计算整个生油窗以及部分生湿气阶段烃源岩有机质的等效Ro，而在使用I型干酪根的Tmax计算对应的Ro时则需要慎重考虑测试误差带来的影响。

2.3 含油饱和度指数

本研究选取的12套页岩地层有中国的沙河街组、延长组7段、芦草沟组和青山口组，美国的巴奈特（Barnett）、伍德福德（Woodford）、巴肯（Bakken）、鹰滩（Eagle Ford）和尼奥布拉拉（Niobrara），德国的波西多尼亚（Posidonia），俄罗斯的巴热诺夫（Bazhenov）以及伊朗的盖鲁（Garau）页岩［16，37-47］。图8为这12套经典的富有机质泥页岩地层的TOC与S1含量分布情况，显示大部分地层的OSI均小于100 mg/g，因此，本研究认为Jarvie提出的含油饱和指数OSI需要大于100 mg/g才具有页岩油勘探潜力这一说法与客观事实存在一定的差异。根据OSI的计算公式，其值的大小取决于S1和岩石TOC。通常来说，TOC不会因为样品存储和粉碎过程而受到影响，而S1则会在上述过程中有较大的变化。根据Xie等人的研究结果，从岩心采集到库存一个月的时间，S1有将近50 %的减小［48］，说明构成S1的轻烃在样品存储的过程中会有较多的散失，也因此说明S1并不能反映真实地层条件下孔隙中烃类的含量，尤其是对于库存时间较长的样品。本研究建议对非新鲜岩样或者是库存时间较长的样品进行轻烃损失量的恢复。

图8 不同经典页岩地层TOC与岩石S1相关关系［16， 32-41］Fig. 8 Correlations between TOC and S1 of different classic shale formations［16， 32-41］a. 波西多尼亚、巴奈特和伍德福德；b. 巴肯、沙河街组和延长组7段；c. 芦草沟组、鹰滩和青山口组；d. 尼奥布拉拉、巴热诺夫和盖鲁

图9为美国巴奈特和德国波西多尼亚页岩OSI与Ro的关系图，由图可知，OSI随着成熟度Ro的增加呈现出先增大后减小的趋势，并且在生油高峰（Ro≈0.9 %）处达到最大值。由此可知，尽管OSI在很大程度上依赖于TOC，但其主要受控于孔隙中残余烃的含量，即岩石热解S1的大小。而S1的大小与成熟度之间也存在密切的联系，因此，OSI在用于评价页岩油勘探潜力时应首先考虑成熟度这一关键参数。例如，伊朗的盖鲁页岩（图8d）OSI整体较低，远低于100 mg/g。究其原因，是因为该页岩地层中有机质类型主要为Ⅱ型，热演化程度较低，Tmax总体分布在430 ℃左右，处于该热演化阶段的有机质还未产生大量的烃类。本研究涉及的12套页岩的具体信息可参见表1。此外，值得注意的是，该12套经典的富有机质泥页岩地层中只有少数样品的OSI高于100 mg/g，而且OSI接近或者高于100 mg/g的样品，整体表现出TOC低于10.0 %的特点。综合上述讨论，基于OSI参数评价页岩油勘探潜力应重点关注TOC低于10.0 %且Ro接近0.90 %的页岩地层。勘探实践表明，松辽盆地古龙页岩油储层青山口组TOC分布在0.5 % ～ 10.0 %，Ro的范围是0.75 ～ 1.70 %［49-52］；孙龙德指出，青山口组页岩以成熟-高成熟为主，应重点关注Ro大于1.00 %和S1大于2 mg/g的部分［53］。北美威利斯顿盆地巴肯组上段和下段页岩Ro主要分布在0.80 ～ 1.10 %，TOC则主要分布在10.0 %～20.0 %，而巴肯组主要产油层为中段碳酸盐岩和细粒碎屑岩［54-57］。北美的鹰滩页岩Ro主要分布在0.80 % ～ 1.50 %，TOC主要分布在2.0 % ～8.0 %［58-59］。渤海湾盆地古近系沙河街组页岩Ro主要处于0.50 % ～ 0.90 %，TOC则主要分布在2.0 % ～6.0 %［60-62］。以上地层的有机质含量和成熟度均与本研究提出的TOC和Ro相吻合。由于Ⅲ型干酪根以生气为主，OSI的应用主要针对Ⅰ型和Ⅱ型干酪根（表1）。

表1 本次研究的12套经典页岩地层有机质丰度、类型、成熟度和含油饱和度指数Table 1 The organic matter abundance， type， thermal maturity and OSI for the 12 different classic shale formations in the study

图9 波西多尼亚和巴奈特页岩OSI随Ro增加的演化趋势［26， 63］Fig. 9 OSI value as a function of Ro for the Posidonia and Barnett shales［26， 63］

基于OSI评价页岩油甜点发现，较低的TOC也能导致OSI大于100mg/g，但低TOC页岩中页岩油的可动性大于高TOC页岩这一观点目前仍缺乏有力的证据。页岩油的可动性主要受控于两个方面：一是储层的性质，如渗透性，渗透性好的储层，其中的流体更容易流动；二是流体的属性，如流动性，黏度越低，页岩油越容易流动［61］；此外，较高的含气量也有利于增强页岩油的可动性，溶解于页岩油中的天然气不仅会降低原油的黏度，还能在储层压力降低时体积膨胀从而驱动原油在孔隙裂缝中流动。然而，OSI既不能反映储层的性质，也不包含与流体属性相关的信息。因此，OSI能否指示页岩油的可动性还需要考虑其他方面的因素。结合前文讨论的内容可知OSI在Ro约为0.90 %处达到最大（图9）；当Ro小于0.90 %时，OSI随着Ro增加而变大是因为该过程干酪根大量地向液态石油转化；当Ro大于0.90 %时，OSI随着Ro增加而减小则是由于大分子量的液态石油逐渐向分子量更小的液态轻烃或气态烃类转化；值得注意的是，OSI减小的过程仅仅反映了残余液态烃含量降低，对于封闭体系而言，系统内烃的总量并未减少，但油质更轻且黏度更低［50］。此外，分子量较小的液态轻烃在岩样存储和制样的过程中更容易挥发，可导致测得的S1与实际样品中残余烃的含量相差更大。因此，从成熟度的角度考虑，Ro大于0.90 %更有利于页岩油勘探，但应该注意，对于Ro大于0.9 %的页岩油，烃类的保存条件更为苛刻，封闭性较好的围岩或较强的自封闭能力是该类页岩油成功勘探的必要条件。

中国页岩油主要分布在陆相沉积盆地，陆相页岩岩相多变、非均质性强，且富有机质页岩黏土含量较高［64-70］，制约着页岩油的勘探开发成效。甜点评价是页岩油勘探的关键，也是多岩相共生储层精细表征的核心目标。对于高有机质和黏土矿物含量的成熟页岩，由于其极强的吸附能力和较低的渗透性，在样品的存储和制样过程中轻烃损失量较小；而对于粉砂质泥页岩或泥质细粉砂岩夹层，相对较低的吸附能力和较高的渗透性会导致轻烃的大量散失；对于某些特殊的岩相，例如江汉盆地新沟咀组盐间页岩油储层，部分层段OSI远大于100 mg/g且含油气显示广泛［71-73］，然而其中低TOC高OSI的储层并未获得工业油流。由此可见，高OSI（＞100 mg/g）也不一定指示较大的页岩油勘探潜力。因此，岩石的矿物组合对残余烃含量和OSI大小有着较大的影响；此外，根据Jarvie，原油的挥发性、岩心的存储方式、制样方式以及使用的分析测试设备均对孔隙中残余烃的含量测定有不同程度的影响［74］。李志明等通过对鄂尔多斯盆地西南部延长组页岩统计研究发现，延长组7段纹层状页岩和层状泥岩、延长组7段凝灰岩和凝灰质粉砂岩夹层及延长组8段泥质粉砂岩和粉砂质泥岩的平均OSI分别为45，200和11 mg/g［75］。由此可见，OSI大小在很大程度上依赖于岩石岩相特征。综上，利用OSI评价中国陆相页岩油可动性和甜点，应首先开展精细岩相刻画，对多岩相共生储层分岩相评价，不同岩相的成熟页岩可采用不同轻烃恢复系数进行残余烃含量校正。

3 结论及建议

1） 利用岩石热解参数判断有机质的类型应该注意其适用的成熟度范围，建议尽可能针对热演化进入生湿气窗（Ro≈1.35 %）之前的页岩使用该方法，并辅助其他方法判断有机质的类型。对于Ⅰ型干酪根，用Tmax计算等效镜质体反射率容易造成较大误差。对于Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，当其Tmax分别低于490和500 ℃时，可以用其有效地表征该页岩中有机质的成熟度；当Tmax高于500 ℃时，应尽量避免用其计算等效镜质体反射率。

2） 残余油不一定抑制Tmax，也可能造成其偏大，可以肯定的是，残余油对Tmax准确性有影响，因此，在条件允许的情况下，可以考虑对测试样品进行洗油处理。

3） Jarvie提出的含油饱和指数OSI需要大于100 mg/g时页岩才具有页岩油勘探潜力这一说法与客观事实存在一定的差异，针对不同盆地的不同页岩地层，其阈值应做适当的调整；基于OSI参数评价页岩油勘探潜力应重点关注TOC低于10 %且Ro在0.9 %左右的页岩地层。从成熟度的角度考虑，Ro高于0.9 %更有利于页岩油勘探，但烃类的保存条件更为苛刻，具有封闭性较好的围岩或较强的自封闭能力是该类页岩油成功勘探的必要条件。针对中国多岩相共生页岩油储层，建议分岩相评价，并对不同岩相的成熟页岩采用不同轻烃恢复系数进行残余烃含量校正。