《石油地质综合研究方法》课件02-烃源岩评价方法与技术-xin

1、第1章 烃源岩评价方法 烃源岩评价的主要目的就是根据大量的地质和地球化学分析结果，在一个沉积盆地中，从剖面上确定生油层系，在空间上划出有利的生油气区，以便与圈闭条件匹配，分析盆地的含油气远景，为油气勘探提供科学依据，并可完善和发展油气成因的现代理论。烃源岩的研究主要包括：（1）有机质丰度；（2）有机质的类型； （3）有机质成熟度 ；一、烃源岩地球化学评价方法（一）有机质丰度 烃源岩中的有机质是油气形成的物质基础。暗色泥岩发育是烃源岩发育的有利的条件，但暗色泥岩是能否成为烃源岩，还要看其有机质丰度的大小。有机质丰度是衡量烃源岩生烃物质基础的重要指标，一般主要用: 有机碳含量(TOC) 氯仿沥青“

2、A”含量 总烃含量(HC) 热解（Rock-Eval）生烃潜力（S1+S2） 有机碳含量是指岩石中所有有机质含有的碳元素的总和占岩石总重量的百分比。测定有机碳时，常先用盐酸除去样品中的碳酸盐，然后使样品在氧气中高温燃烧转化为CO2并测定其中的含碳量。有机碳含量与有机质的含量之间有一定的比例关系，即 有机质含量=有机碳含量K K为转换系数。 蒂索等综合多方面的资料认为不同类型干酪根在不同演化阶段的K值是不同的(如表)。 （一）有机质丰度1有机碳含量从有机碳计算有机质丰度的转换系数(K) 现代运移学说认为烃源岩中形成的烃类必须在满足了岩石本身吸附容量以后才能有效的排驱出去，所以烃源岩存在一个有机质

3、丰度的下限值。 国内外目前对泥质源岩看法基本一致，均认为用有机碳表示约为0.4 % -0.6 % 。而对于碳酸盐岩源岩则标准不一，但碳酸盐岩有机碳含量的下限标准比泥质岩低的观点目前已被广泛接受。(一)有机质丰度(一)有机质丰度三、烃源岩评价方法评价非差较好好最好TOC(%)2.0泥质烃源有机质丰度标准碳酸盐烃源岩有机质丰度标准（成油门限处）评价非差较好好最好TOC(%)1.7Hunt（1967）认为：0.3为碳酸盐岩生油岩丰度下限(一)有机质丰度J2q泥岩TOC与S1+S2分布图 J2s泥岩TOC与S1+S2分布图(一)有机质丰度J2x泥岩TOC与S1+S2分布图 J1泥岩TOC与S1+S2分

4、布图(一)有机质丰度南土尔盖盆地下侏罗统烃源岩有机碳含量统计表 南土尔盖盆地中侏罗统烃源岩有机碳含量统计表 南土尔盖盆地上侏罗统烃源岩有机碳含量统计表 氯仿沥青“A”是指岩石中可溶于氯仿的有机质的总称，约占岩石中有机质的2%15%。 氯仿沥青“A”是一种混合物，根据它们对不同溶剂有选择性溶解的特点，可以用柱色层法等将其分离成饱和烃、芳香烃、非烃(胶质)和沥青质等族组分，其中饱和烃和芳香烃在岩石中的含量和称为总烃含量。 总烃含量=饱和烃+芳香烃2氯仿沥青“A”和总烃含量(一)有机质丰度我国中新生代主要含油气盆地烃源岩氯仿沥青“A”含量频率图（尚慧云等，1983） 我国中、新生代烃源岩总烃含量统计

5、表明，好的烃源岩一般为0.1%，较好的不低于0.05%，低于0.01%的为非烃源岩。 应该注意的是上述两项指标受烃源岩的类型和成熟度的影响也较大，尤其是成熟度，未成熟和过成熟的烃源岩其含量都是比较低的。3岩石热解分析及生烃潜力（1）岩石评价仪（Rock-Eval）及其分析原理 由法国石油研究院Espitalie和Tissot等人设计的。是井场用快速热解生油岩有机质或干酪根的一 种仪器，它的特点是小巧、快速、经济。 Rock-Eval可从320-550加热，使可降解成油气的有机质全部降解，研究热解产物可得到三个峰：(一)有机质丰度 总有机质 可溶有机质 干酪根 有效碳 无效碳 P2 P1 P3

6、样品中烃 干酪根热 捕集释出 类的挥发 解生烃 的CO2 300 Tmax 550 程序升温过程 降温过程 氯仿沥青“A” 可降解生烃部分 残余碳热解分析原理示意图 S1S2S3S1300以前的产物为岩石中可溶有机质或吸附物；S2300-550为干酪根热解产物；S3为整个热解过程中放出的CO2。 其中干酪根热解的S2峰最大值时的温度Tmax称为最高热解峰温， 它与有机质成熟度成正比。但是若S2太小时， Tmax无意义。（2）分析结果处理和指标的应用潜在生油量=S1+ S2 （mg/g岩石）有效碳（%）：CP=（ S1+ S2 ）0.083（生烃潜量的单位为mg /g,烃类中碳的平均含量为83%

7、）类型指数： It = S2/ S3烃指数 IHC(S1/TOC) mg/g有机碳氢指数 IH(S2/TOC) mg/g有机碳氧指数 IO(S3/TOC) mg/g有机碳降解潜率：D=有效碳有机碳（总碳中生烃的碳）产率指数： IP= S1/ （S1+ S2）最高热解峰温Tmax （）成熟度参数类型参数丰度参数(一)有机质丰度 S1+S2被称作生烃潜量，它表示烃源岩残余的和潜在的产油气量，当分析的样品热演化程度较低时，岩石尚未大量排烃，从而可以比较准确的反映岩石可生成油气的总量。定量评价分级烃源岩分级 S1+S2（mg/g岩石） CP （%） 极好 20 1.66 好 620 0.51.66 中

8、等 26 0.170.5 差 2 0.17（3）生烃潜量(一)有机质丰度三、烃源岩评价方法 热解分析方法还可以帮助恢复原始有机碳含量和原始生烃潜力。设C原为原始有机碳，C残为残余有机碳(分析实测值)，(S1+S2)原为原始生烃潜力，(S1+S2)残为残余生烃潜力(热解实测值)。 （4）有机碳含量和原始生烃潜力的恢复Kc为有机碳恢复系数，Ks为生烃潜力恢复系数。因为有机碳可以分为两部分，一部分是可以降解生烃的，在原始有机碳和残余有机碳中分别称之为C原有和C残有，另一部分是不能生烃的称之为C无，因而有：(一)有机质丰度（1）C原=C残KC（2）（S1+S2）原=（S1+S2）残Ks C原=C无+C

9、原有 (3) C残=C无+C残有 (4)设D原为原始降解率，即D原=C原有/C原 ； D残为残余降解率，即D残=C残有/C残。由(1)式得： （5）由(3)、(4)式得： C无=C原C原有=C残C残有 （6）代入(5)得： 此即为原始有机碳恢复系数的计算公式。 式中D原只与母质类型有关。按照我国陆相烃源岩有机质类型的四分法、型为50%-70%，1型为30%-50%，2型为10-30%，型1.01.0-0. 60.6-0.40.10.1-0.050.05-0.01500500-200200-1006.06.0-2.02.0-1.01.0 对于烃源岩有机质丰度的评价通常分析所有指标，对研究区烃源岩

10、进行综合评价。(一)有机质丰度层位样品类型TOC（%）S1+S2（mg/g）“A”（%）丰度评价分布特征级别分布特征级别分布特征级别J2q煤系泥岩0.01-4.09-1.28(16)较差0.01-24.96-5.84(16)中等0.0046-0.02910.0148(5)较差较差-中等J2s煤系泥岩0.01-3.20-0.26(54)非0.02-11.33-0.43(59)非0.0012-0.0522-0.0072(13)非非J2x煤系泥岩0.01-4.481.01(54)较差0.03-7.18-0.81(59)较差0.0022-0.0689- 0.0202(14)较差较差J1b-J1s煤系泥

11、岩0.41-3.881.82(29)中等0.04-14.80-2.86(29)中等0.0019-0.0213-0.0114(7)非较差-中等T煤系泥岩0.72-1.62-0.99(11)较差0.31-3.81-1.10(11)较差0.0105-0.0144-0.0129(4)较差较差P泥岩0.05-2.05-0.40(11)非0.10-4.38-0.73(11)较差非J2x碳质泥岩6.34-30.58-13.15(8)7.92-115.78-29.12(8)较差较差J1b-J1s碳质泥岩10.26-38.17-17.75(7)34.92-151.64-57.07(7)中等中等T碳质泥岩32.5

12、4(1)112.93好好J2x煤40.46-66.10-49.41(6)23.44-219.11-102.93(6)较差较差胜南次凹煤系泥岩有机质丰度综合评价表 有机质丰度评价实例(一)有机质丰度地区层位岩性TOC（%）S1+S2（mg/g）代表井综合评价分布特征级别分布特征级别阿雷斯库姆洼陷J3浅灰绿灰色页岩0.92-7.98较好1.68-44.1中等ARY301 Doshan9好烃源岩J2暗色页岩1.69-2.39好7.37好J1暗色页岩1.57-11.91好2.34-12.54好阿克沙布拉克洼陷J3红棕色泥页岩0.12-1.55中等5.4中等NNU006好烃源岩J2暗色泥页岩1.8-4.

13、48好2.58-7.41中等J1暗色页岩/煤层0.78-6.44好5.2-23.34好萨雷兰洼陷J3红棕色泥岩3.0、1.53.0、0.91.5、0.40.9和0.4。干酪根H/C原子比与I1460cm-1/I1600cm-1关系图（黄第藩等，1987） 干酪根类型指标的相应关系（胡见义等，1992） 2.可溶有机质的类型研究 沉积岩中可溶的沥青组分与干酪根一起，构成了沉积有机质的整体，因而从另一个方面反映了成油母质的特征。氯仿沥青“A”的族组成研究，是可溶有机质类型研究常用的方法。 族组分的相对含量，反映了母质类型和演化程度。一般在成熟度不高的情况下腐泥型氯仿沥青“A”和总烃含量较高，饱和烃

14、丰富；腐殖型富含芳香烃及胶质、沥青质 因此，根据三大族组分（饱、芳、非+沥）相对含量及饱和烃特征，即可进行类型划分。表8-1-4是根据我国中新生代烃源岩的氯仿沥青“A”族组成研究得出的。 (二)有机质类型三、烃源岩评价方法中新生代烃源岩可溶有机质类型划分（王启军等，1988） (二)有机质类型南土尔盖盆地干酪根分类范氏图有机质类型判别实例(二)有机质类型PR-3b井岩石热解参数及干酪根类型判别(二)有机质类型南土尔盖盆地氢指数和氧指数干酪根类型关系图 南土尔盖盆地Kar-7井烃源岩Tmax与HI关系图 有机质的成熟度是指烃源岩中有机质的热演化程度。由于油气仅形成于有机质的某一些演化阶段，所以成

15、熟度是判别烃源岩的又一基本参数。用来确定成熟度的指标大致包括三个方面：有机地球化学、有机岩石学及古地温直接测定法。 有机地球化学指标主要是指有机质的各种组成变化特征，如生物标志化合物的构型变化，有机质的化学组成变化和结构变化等。 确定有机质成熟度的指标有很多种，如镜质体反射率（Ro）、岩石最高热解峰温（Tmax）、S1/S1+S2、H/C原子比、红外光谱参数、可溶有机质含量及生物标记物参数等。对于陆相泥岩来说，镜质体反射率是应用效果最好的指标，其次为Tmax，其它指标参数作为辅助评价指标。 (三)有机质成熟度 所谓反射率是指物质表面反射光强度占入射光强度的百分比，研究烃源岩干酪根的镜质体时常用

16、油浸物镜下测得的反射率。 无结构镜质体是测定反射率的对象。 镜质体反射率不仅受古地温的变化控制，而且还受时间的影响。1镜质体反射率(Ro) 路易斯安那州墨西哥湾沿岸白垩系至上-更新统沉积物中镜质体反射率剖面(Dow,1977) 这种规律与干酪根成烃反应中温度与时间的影响一致，因而镜质体反射率可以用来划分干酪根的成烃演化阶段，且不同地区的划分标准大致相同。腐泥(富氢)镜质体反射率与正常镜质体反射率及油气生成关系 （1）镜质体反射率的测定 从岩石中分离的干酪根固定在环氧树脂中，磨光后，在油浸状态下测定镜质体反射出的给定波长（546nm）的入射光的百分率。所报道的Ro值通常表示从一个样品中测量大约5

17、0-100个点的平均值。频率 0.5 1.0 1.5 2.0 Ro（%）样品数=60平均值=1.0标准差=0.05（2）镜质体反射率的应用 镜质体反射率在实际应用中也存在一些问题，如有的干酪根样品中缺乏镜质体，有的样品中存在多种成因的镜质体等，常给实际测定带来困难。 前一个问题的解决主要是发展其它成熟度参数，这将在随后介绍; 后一个问题则需要在实际测定中加以详细区分不同的镜质体。干酪根中的镜质体常包括三种成因类型：正常型、富氢型和再循环型。 有证据表明大量油型显微组分或沥青的存在，常常会使镜质体反射率随成熟度的正常演化变得迟缓。 在同一口井中若能随深度获得大量得镜质体反射率值，那么其作为成熟度

18、指标得可信度就会增大，一般间隔90米左右取一个样。 镜质体反射率测定值应该有其它地球化学证据支持，包括生物标志化合物参数。 与大多数生物标志物热成熟度参数相比，镜质体反射率在达到相当于开始生油的成熟度之前，其灵敏度较低。 在生油范围及以后镜质体反射率比生物标志物有效。 镜质体反射率除主要用于研究成熟度外，也可用来研究其它相关的地质问题。不整合面上、下镜质体反射率的变化,可能用来说明盆地的沉积史、构造史。 印度尼西亚一口井的反射率剖面，它表明中生界下沉速率比第三系慢，中生界地温梯度明显高于第三系。并由此可以计算中生界的剥蚀厚度，估计地表附近的镜质体反射率为0.2%，则中生界的缺失厚度超过1800

19、米。 岩浆岩体的侵入也会引起镜质体反射率突变性的增加如图。Dow(1977)认为岩浆岩体对围岩镜质体反射率的影响范围约是侵入体直径的2倍，实际的影响距离取决于侵入体边界温度和围岩的热传导率。该图还表明地表附近的RO为0.48%，而不是正常的0.2%，这说明最大埋深之后，上覆地层约有2000米已被剥蚀。 其它的地质解释模式(如图)：(A)可能表示显微组分鉴定错误；(B)为沉积速度的增加；(C)为地层倒转剖面；(D)为逆掩断层剖面等。 2沥青和无定形体(微粒体)反射率 在含量极少或根本不含镜质体的海相碳酸盐烃源岩中，可利用原生固体沥青的反射率(Rb)作为成熟度指标。随成熟度增加，沥青反射率有规律的

20、增加。 Jacob（1985）根据镜质组反射率与沥青反射率大量数据对比研究，提出下列相关关系：Ro=0.618Rb+0.4 沥青质、无定形体(微粒体)反射率与烃源岩成熟度的关系 肖贤明等(1991)认为，无定形体及其热转变产物微粒体反射率可作为可靠的成熟度指标。他们详细研究了我国烃源岩中三种典型的荧光无定形体反射率在热模拟过程中的演变规律及其与油气生成的关系，结合天然剖面，建立起了其作为成熟度指标的标准。这两种成熟度参数的最大应用价值是在很大程度上补充了镜质体反射率的不足，解决了很少或根本不含镜质体的优质烃源岩成熟度的确定问题。3海相镜质组反射率（Rmv） 海相镜质组是碳酸盐岩中“自生”的镜质

21、组分。其反射率与煤中的镜质组反射率有极好的相关关系，是海相碳酸盐岩最理想的成熟度指标之一。钟宁宁等（1995）通过华北地区石炭系灰岩自然演化系列样品和石炭-二叠系煤的比较研究，建立了海相镜质组反射率与煤镜质组反射率的换算关系式：Rmv0.805Ro-0.103 （0.50%Ro1.60%）Rmv2.884Ro-3.630 （1.60%Ro2.00%）Rmv1.082Ro-0.025 （2.00%Ro5.00%） 一般请况下，在RO2.0%以前，煤镜质组反射率明显高于海相镜质组，其差值可在0.10.4之间，当RO2.0%时，海相镜质组反射率演化开始超前正常的陆源镜质组4动物有机碎屑反射率 在海相

22、地层，尤其是下古生界海相地层中存在多种门类的动物有机碎屑，研究表明许多动物有机碎屑都有类似镜质组的光学特征。 对笔石、几丁虫、虫鄂等海相动物有机碎屑的反射光性研究，它们的反射率演化特征可以与镜质组对比，所以这些动物有机碎屑的反射率可以用于早古生代海相地层的有机质成熟度评价。Bertrand（1991）根据加拿大东部泥盆系样品建立的反射率换算关系式如下：lgRc1.081lgRTlgRs-0.19+1.29lgRTlgRG-0.04+1.10lgRT式中Rc、Rs、RG分别为几丁虫、虫鄂和笔石的反射率；RT结构镜质组反射率。 5热解成熟度参数 产率指数(S1/（S1+S2）)和热解最高峰温(Tm

23、ax)。 在不同类型干酪根的Tmax和镜质体反射率的相关图，可以看出型和型干酪根的Tmax随成熟度变化而发生明显变化，而型干酪根的变化范围很小。所以，对于型和型干酪根来说，Tmax是良好的成熟度参数。不同类型的有机质划分标准见表。不同类型有机质不同成熟阶段的Tmax值 6.热变指数（TAI） 在显微镜下通过透射光观察到，热会引起孢粉颜色发生变化（从黄、蓝到黑），用数据标定（从1到4）（和标准比）TAI 1.6 1.8 2.0 2.2 2.4 2.6 RO 0.22 0.26 0.30 0.35 0.43 0.6 TAI 2.8 3.0 3.2 3.4 3.6 3.8 4.0 RO 0.8 1.

24、0 1.2 1.4 1.7 2.7 4.07.其他（1）范氏图干酪根类型范氏图（Tissot和 Welte，1984）（2）沥青转化率氯仿沥青“A”/有机碳杜阿拉盆地洛格巴巴岩系可溶有机质随深度的变化 生烃门限：5%生油高峰：15%25%生油结束：小于10%东营凹陷烃源岩可溶烃/有机碳 东营凹陷烃源岩热解 随深度变化图 转化率随深度变化图 烃源岩最高热解峰温与深度关系图烃源岩镜质体反射率与深度关系图 成熟高成熟过成熟成熟高成熟过成熟东营凹陷烃源岩甾萜烷异构化成熟度参数随深度的变化图 东营凹陷烃源岩CPI和OEP指数随深度变化图 二、烃源岩测井识别与评价方法主要内容（一） 烃源岩有机质丰度测井评

25、价方法（二）松辽盆地南部青一段烃源岩研究 正常情况下，有机碳含量越高的岩层(泥页岩)在测井曲线上的异常就越大。因此，测定异常值就能反算出有机碳含量。 测井曲线对烃源岩的响应主要有：（1）由于烃源岩层一般富含放射性元素，因此，在自然伽马曲线和能谱测井曲线上表现为高异常；1、烃源岩的测井识别与评价方法测井响应特征（一）有机质丰度的测井评价方法（2）烃源岩层密度低于其它岩层，在密度曲线上表现为低密度异常，在声波时差曲线上表现为高声波时差异常；1、烃源岩的测井识别与评价方法测井响应特征（一）有机质丰度的测井评价方法 （3）成熟烃源岩层在电阻率曲线上表现为高异常，原因是其孔隙流体中有液态烃，不易导电，利

26、用这一响应还可以识别烃源岩成熟与否。1、烃源岩的测井识别与评价方法测井响应特征（一）有机质丰度的测井评价方法 对于一般陆相盆地来说，烃源岩主要为钙质泥岩、页岩、暗色泥岩等，一般情况下，泥岩的声波时差随其埋藏深度的增加而减小 (地层压实程度增加 )。但当地层中含有机质或油气时，由于干酪根(或油气)的声波时差大于岩石骨架声波时差，因此，就会造成地层声波时差增加。 由于声波时差受矿物成分、碳酸盐和粘土含量以及颗粒间压实程度的影响，所以不能单独用声波时差测井来估算烃源岩的有机质含量。(1) 声波测井曲线 由于泥岩层的导电性较好(岩石骨架及孔隙内地层水均导电)，所以在地层剖面上此类地层一般表现为低阻(含

27、钙质地层除外)。但富含有机质的泥岩层，由于导电性较差的干酪根和油气的出现，其电阻率总是比不含有机质的同样岩性的地层电阻率高。因此可以利用电阻率作为成熟烃源岩的有机质丰度指标。但一些特殊的岩性层段或泥浆侵入等也可能导致电阻率的增大。因此，也不能单独使用普通电阻率测井来估算烃源岩的有机质含量。(2) 电阻率测井曲线 密度测井测量的是地层的体积密度，包括骨架密度和流体密度。地层含流体越多，孔隙性就越好。由于烃源岩(含有机质)的密度小于不含有机质的泥岩密度，同时地层密度的变化对应于有机质丰度的变化，因此密度与有机质含量存在一定的函数关系。但当重矿物富集时，密度测井就不可能是有机质的可靠指标。 可见，上

28、述任何单一测井方法评价都可能造成误解，而且估测精度也会受到影响。因此可以利用上述测井曲线的综合响应特征，建立烃源岩地球化学参数与三者之间的函数关系。(3) 密度测井曲线 碳质泥岩和暗色泥岩常表现为“五高一低”特征：高中子、高声波时差、高电阻率（高于围岩泥岩）、高自然伽马、高铀含量、低密度。 有机碳含量高的层段其自然伽马和铀曲线值相对较高，根据以上测井响应特征，可以识别出烃源岩。 2、烃源岩的测井识别与评价方法多测井组合法（一）有机质丰度测井评价方法 logR技术是埃克森（Exxon）和埃索（Esso）公司研究 提出的，它能比较准确地计算出不同成熟度条件下烃源岩的有机质含量值。声波电阻率组合比密

29、度（或中子）电阻率组合有更高的精确性。3 logR方法 原理简介 1990年Passey等提出了一项可以用于碳酸盐岩和碎屑岩烃源岩的测井评价方法，能够计算出不同成熟度条件下的有机碳含量值。该方法模型是将声波测井曲线和电阻率曲线进行重叠，声波时差采用算术坐标，电阻率曲线采用算术对数坐标。当两条曲线在一定深度内“一致”时为基线。大大小小0 在正常情况下，非烃源层处的声波时差曲线与电阻率曲线是重叠的，这个重叠段就是基线位置。如果以上两条曲线不重叠，则左右平移其中的一条曲线，使两条曲线尽可能重叠为止。基线的确定3 logR方法 原理简介 logR= lg（RT/RT基线） 0.02（ t -t基线）

30、RT1= lg（RT/RT基线） DT2=0.02（ t -t基线）其中：RT为岩石的实测电阻率（m） t为实测的声波时差（s/m） RT基线为相对于t基线的电阻率 声波时差(单位为s/ft；若单位为s/m时，则需除以3.28，因为1m等于3.28 ft)。 3 logR方法 原理简介 基线确定后，则两条曲线间的间距在对数电阻率坐标上的读数，即lgR也就确定了。根据声波、电阻率叠加计算lgR的方程为： 注：生过烃的烃源岩RT1远大于未生过烃的，DT2小于未生过烃的烃源岩。根据RT1和DT2识别烃源岩是否烃源岩层非烃源岩烃源岩电阻率差值RT1等于或接近于零大于或等于零声波时差差值DT2小于零lo

31、gR叠合图上各种特征的解释示意图4 logR方法 定性识别烃源岩大大小小0 logR幅度差与TOC是线性关系并且是成熟度的函数。对于样品较多的层位，拟合出其间的关系式: TOC =AlogR+TOC A-为拟合公式的系数； TOC- 相当于非生油层的有机碳背景值。5 logR方法 计算TOC logR方法 计算TOC具体操作方法（1）在研究区探井地化分析的基础上，选取目的层测TOC数目多的井，并且要有电阻（R2.5）测井和声波时差（AC）测井（没有R2.5测井数据可用别的测井数据代替）建立数据表格：测井表TOC表logR方法 计算TOC具体操作方法（2）读取基线值，代入测井表中计算RT1和DT

32、2，及logR值R2.5基线值为4AC基线值为214计算logR建立线性关系logR方法 计算TOC具体操作方法（3）把建立的线性关系公式带入到测井表中，计算出JS-TOC。logR方法 计算TOC具体操作方法（4） 核查JS-TOC数据是否合理。合理后按照logR叠合图上各种特征的解释示意图，判断是否是烃源岩。按自己的需求求取对应的TOC的平均数及烃源岩厚度。logR方法 注意问题（1）井数据选择尽量选取信息全的井，如有各种测井数据、录井数据等；（2）基线的选择是最重要的，如果把JS-TOC导到岩性柱状图中看和岩性录井及测井曲线差异很大的话，基线数据就需要重新选择；根据RT1和DT2的叠合关

33、系图，结合其他的测井曲线，判断基线数值是应变大还是变小；logR方法 注意问题（3）通过一个层段的TOC数据，最后计算出的JS-TOC，只适合于该层段的烃源岩预测，离该层段上下深度越远，模拟的效果就越差；（4）该方法是在岩性已经确认为泥岩的情况下，对其判断是否是烃源岩。可能有的砂岩段也有JS-TOC，可视为砂岩JS-TOC无效；（5）用标准井去模拟周围的井，如果标准井的数据高，那模拟周围的井数据也会偏高，这样对于模拟盆地边缘或者平面上岩性非均质变化的地区要特别注意标准井的选择。（二）松辽盆地南部青一段烃源岩研究（二）松辽盆地南部青一段烃源岩研究 松辽盆地南部青一段暗色泥岩发育，作为烃源岩，其有

34、效性差异较大，并控制着油气的分布。因此，在一定程度上，有效烃源岩的评价能更好的为油气勘探提供科学依据。 松辽盆地南部青一段烃源岩实测地球化学数据较少，不能满足有效烃源岩评价。而测井信息可以间接地反映出地层的岩性及其烃源岩性质。1 概述（二）松辽盆地南部青一段烃源岩研究标准井：10口共处理井数： 200口检验井：44口松南烃源岩单井评价建立了单井烃源岩预测数据库青一段(K2qn1) 东西向8条剖面 南北向6条剖面青二段(K2qn2) ： 东西向8条剖面 南北向6条剖面青三段(K2qn3) ： 东西向8条剖面 南北向6条剖面烃源岩TOC变化连井剖面单井烃源岩评价方法：logR法关键技术：井库岩性代

35、码解析VBA程序岩屑深度校正VBA程序烃源岩分TOC区段加载C程序SP、GR和录井岩性联合控制泥岩段岩心和岩屑联合标定TOC其它井实测TOC检测标准井井旁的井利用实测岩心TOC进行检验，检验效果良好方可应用到其他的井旁井检验井孤33井青一、二段t基线251.16us/m ,RT基线5.75m , 深度：13101340米岩性：杂色泥岩青山口组拟合公式：TOC= 0.6107logR + 1.5359 拟合度：0.8012孤33井嫩二、三段t基线305.43us/m ,RT基线3.12m , 深度：11041140米岩性：杂色泥岩嫩二段拟合公式：TOC= -1.0389logR + 2.6512 拟合度：0.9116青一段烃源岩TOC变化连井剖面青二段烃源岩TOC变化连井剖面青山口组青一、二段TOC分段的烃源岩厚度分布嫩江组组嫩一、二段TOC分段的烃源岩厚度分布三、烃