石油2-5烃源岩评价

石油天然气地质与勘探任课人：逄雯山东胜利职业学院油气成因概述生成油气的原始物质有机质演化生烃的影响因素与模式天然气的成因类型及特征烃源岩评价油源对比第二章石油和天然气的成因

《石油天然气地质与勘探》一、烃源岩概念二、烃源岩地质特征三、烃源岩地球化学特征四、生油量计算第五节烃源岩特征要分析一个盆地油气生成情况，就必须对能够提供油气来源的烃源岩进行识别和评价，研究烃源岩的类型及空间展布、所含有机质的丰度和类型、有机质成熟度，计算生油气量。Tissot:已经生油的、可以成为生油的，或者已具备了生油能力的岩石Hunt：曾经产出并排出足以形成工业性油气聚集之烃类的细粒沉积{生油（气）岩、油气源岩、烃源岩}张厚福:能够生成石油和天然气的岩石称为生油气岩（生油气母岩、烃源岩）王启军：具备了生油气的条件，已经生成并能排出具有工业价值的石油及天然气的岩石称为油（气）源岩一、烃源岩概念烃源岩：Sourcerock；Hydrocarbonsourcerock广义上，泛指所有具有潜在生烃能力的岩石。已经生成并排出足以形成商业性油气聚集的烃类的岩石一、烃源岩概念已经生成并排出足以形成商业性油气聚集烃类的岩石（有效烃源岩）由烃源岩组成的地层称为烃源岩层,又叫生油层。烃源岩系：在相同的地质背景和一定的地史阶段内，所形成的具有相近岩性岩相特征的若干烃源岩与非烃源岩的组合。含油岩系：包含有储集岩并含有油气的烃源岩系。一、烃源岩概念烃源岩是沉积盆地形成油气聚集的必要条件，因此烃源岩层研究既对探讨油气成因具有理论意义，同时也是指导油气勘探实践的主要根据之一。烃源岩层评价的主要目的就是根据大量地质和地球化学分析结果，在一个沉积盆地（或凹陷）中，从剖面上确定烃源岩层，在空间上划出有利的生烃区，做出生烃量的定量评价，分析盆地的含油气远景，为油气勘探提供科学依据。一、烃源岩概念二、烃源岩地质特征岩性特征是确定生油岩最简便、最直观的标志。

暗色、细粒、富含有机质和微体生物化石，常见分散状原生黄铁矿或菱镁矿，偶尔可见原生油苗。

粘土岩类——泥岩、页岩、油页岩、粉砂质泥岩；碳酸盐岩类——生物灰岩、泥灰岩、礁灰岩、隐晶灰岩（一）烃源岩的岩性特征

暗色泥岩和页岩，富含有机质及低价铁化合物，形成于低能乏氧的稳定水体。

我国主要陆相盆地如松辽、渤海湾、准噶尔、柴达木等含油气盆地，主要烃源岩层多为灰黑、深灰、灰及灰绿色泥岩、页岩。1、粘土岩类烃源岩（一）烃源岩的岩性特征济阳坳陷三套烃源岩纯372沙四上河130沙三下河149沙三中中间静水纹层上部扰动纹层莓状黄铁矿烃源岩具有非均质性

暗色、富含有机质的普通灰岩、生物灰岩和泥灰岩，形成于低能环境；隐晶-粉晶结构，多呈厚层-块状，水平层理或波状层理发育。含黄铁矿及生物化石，偶见原生油苗，有时锤击可闻到沥青味。

2、碳酸盐岩类烃源岩（一）烃源岩的岩性特征沉积环境或岩相：一般利于生物大量繁殖、保存，且利于生油岩发育的环境最有利。这样的环境只有三角洲、深水—半深水湖泊相及浅海相，沼泽相则主要为成煤环境。生油层的厚度及分布：分布面积越大，厚度越大，有机质的总量越大，则生烃量越大。但单层厚度很大的块状泥岩因往往欠压实，产生超压，会抑制生烃能力，不利于排烃。粘土岩层厚30～40m，砂层单层厚10～15m，二者显略等厚互层的地区，生储岩接触面积大，最利于石油的生成与聚集。（二）烃源岩的沉积环境三、烃源岩的地球化学特征——有机质丰度、类型、成熟度（一）有机质的丰度

★常用指标有机碳(TOC,%)、氯仿沥青“A”、总烃含量(HC)、岩石热解生烃潜量（S1+S2,mg/g）——烃源岩中有机质的数量，即有机质的丰富程度。三、烃源岩的地球化学特征（一）有机质的丰度对于地史中成熟的曾经排出过工业价值油气的烃源岩，这些常用指标仅反映烃源岩生、排烃后残留的有机质丰度，而不代表烃源岩生烃门限前未发生明显生、排烃时的原始有机质丰度。沉积岩中的碳以碳酸盐岩和有机碳两种形式存在。有机碳约占沉积岩总碳的18%。在组成生物体的主要元素中，碳含量最高、最稳定。因此，有机碳的含量是最主要的丰度指标。1、有机碳（Toc）Organiccarbon有机碳含量—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。

在组成生物体的主要元素中，碳含量最高、最稳定，能近似反映有机质数量。实测Toc：剩余有机碳或残余有机碳。有机碳≠有机质

剩余有机质含量=转换系数×剩余有机碳含量从有机碳计算有机质丰度的转换系数(K)

1、有机碳（Toc）Organiccarbon有机碳≠有机质

剩余有机质含量=转换系数×剩余有机碳含量

Toc必须达到一定数值，才可能成为烃源岩；但含量太高，可能无潜力碳多，不利于生油Tissot（1978年）：泥岩Toc=2.16%，碳酸盐岩Toc=0.67%我国东部中新生代陆相含油气盆地：泥页岩烃源岩Toc=1-2%碳酸盐岩Toc=0.1-1.0%—较低泥岩Toc>0.5%碳酸盐岩Toc>0.3-0.5%Toc生油下限为：1、有机碳（Toc）Organiccarbon烃源岩中生成的油气在具有工业性的排出之前需满足岩石的吸附量以及其他消耗量即排烃下限.(高于背景值的那部分油气才能够部分的具有工业意义的被排出烃源岩)。这里讨论的有效（工业性）烃源岩的有机碳下限值代表的是残余有机碳含量，它不是确切的数值，因为不同类型的有机质和不同成熟度的烃源岩的有机碳下限值是有所变化的。而较严格的讲，同类烃源岩的原始有机碳下限值应该有大体相当的水平。近代粘土岩和碳酸盐岩沉积物中，有机质和烃的含量差不多；成岩后，碳酸盐岩中的有机质含量偏低。沉积物烃类ppm有机质（重量%）粘土岩近代501.5古代3002.0碳酸盐岩近代401.7古代3400.2近代和古代沉积物中烃类的有机质分布情况表（亨特，1961）

Hunt(1961)测定791个页岩和397个碳酸盐岩样品的平均值分别为1.2%和0.17%。古代页岩和碳酸盐岩的有机质总含量(据H.M.Gehmen,1962)据对世界60多个沉积盆地寒武系至第三系1066个页岩和346个碳酸盐岩样品测定，页岩平均值为1.14%，碳酸盐岩为0.24%。a.原始有机质不同，分布不均；b.成岩作用不同，后者成岩快、有机碳损失多；c.吸附作用：泥中粘土矿物吸附强，有机碳多。

泥质岩Toc>碳酸盐岩Toc的原因：根据有机碳含量划分泥质岩和碳酸盐岩生油岩级别（陈建平等，1996）

岩石类型生油岩级别泥质岩（%）碳酸盐岩（%）差＜0.5＜0.12中等0.5～1.00.12～0.25好1.0～2.00.25～0.50非常好2.0～4.00.50～1.00极好4.0～＞8.01.00～2.00我国中新生代主要含油气盆地生油岩有机碳含量频率图（据尚慧芸等，1982）

2、氯仿沥青“A”

泥质烃源岩评价氯仿沥青“A”好烃源岩1000—4000ppm较好烃源岩500—1000ppm烃源岩下限>250—300ppm

——岩石中的“A”含量，与有机质丰度、类型、成熟度都有关。受成熟度影响比较大，相互对比时应考虑大体为同一演化阶段。“A”经分离可以得到：饱和烃、芳烃、非烃、沥青质。

——岩样未经酸处理，直接用氯仿抽提的产物。

反映烃源岩中有机质类型，常用的参数有：饱和烃/芳烃；饱和烃气相色谱特征，包括主峰碳位置和峰型等，如正烷烃主峰碳在C25～C33的后峰型，反映原始有机质主要为陆源高等植物输入；主峰碳在C15～C19的前锋型，反映母质主要来源于低等水生生物；双峰型反映母质具有低等水生生物和高等植物的混合来源；姥鲛烷/植烷比值可反映有机质的形成环境，但这些方法基本不适用具有较高成熟度的母岩；色-质谱分析可鉴定甾类和萜类等生物标志化合物的种类和数量，这对判断母质的来源也有重要意义。如C27甾烷主要来自浮游生物，而C29甾烷主要来自陆生高等植物，等等。2、氯仿沥青“A”

反映烃源岩中有机质类型，常用的参数有：烃源岩氯仿抽提物中组分组成特征，如饱和烃/芳烃比值；饱和烃气相色谱特征，包括主峰碳位置和峰型等，如正烷烃主峰碳在C25～C33的后峰型，反映原始有机质主要为陆源高等植物输入；主峰碳在C15～C19的前锋型，反映母质主要来源于低等水生生物；双峰型反映母质具有低等水生生物和高等植物的混合来源；姥鲛烷/植烷比值可反映有机质的形成环境，但这些方法基本不适用具有较高成熟度的母岩；色-质谱分析可鉴定甾类和萜类等生物标志化合物的种类和数量，这对判断母质的来源也有重要意义。如C27甾烷主要来自浮游生物，而C29甾烷主要来自陆生高等植物，等等。2、氯仿沥青“A”

不同类型的石油的正烷烃分布曲线图

我国陆相淡水-半咸水沉积中，主力烃源岩的氯仿沥青“A”含量均在0.1%以上，平均值为0.1%~0.3%。含量分布图中众数值在0.1%左右，高者可达1%，非烃烃源岩中含量低于0.01%。饱和烃+芳烃，是从氯仿沥青“A”中分离出来的。

3、总烃：泥质烃源岩评价好烃源岩较好烃源岩烃源岩下限总烃%0.05-0.10.01-0.05>0.01

烃源岩的有机碳含量并非愈高，生烃愈大，这是因为生烃潜力还取决于有机质的类型和成熟度。而氯仿沥青“A”和总烃含量也明显受这两者的影响。因此，评价烃源岩还需研究有机质的类型及其热演化。烃源岩中有机质的类型是其质量指标，不同类型的有机质具有不同的生油气潜力，形成不同的产物，准确地区别有机质的类型是烃源岩研究的又一关键问题。烃源岩有机质的类型研究一般分两个方面：干酪根和可溶有机质的类型研究。（二）有机质的类型三、烃源岩的地球化学特征1、干酪根的显微组成

以透射光为基础的干酪根显微组分分类

2、干酪根的分类（1）根据原始生物和成矿方向的不同，有机质分：有机质类型原始生物主要成矿方向腐泥型有机质富含类脂的孢子和水生浮游生物石油、油页岩、腐泥煤腐殖型有机质富含木质素、纤维素的陆生高等植物甲烷气、腐殖煤（2）根据各显微组分相对含量对干酪根分类2、干酪根的分类（3）根据元素组成特征（H/C、O/C原子比）对干酪根分类：Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型2、干酪根的分类I型（也称腐泥型）：H/C介于1.25-1.75，O/C介于0.026-0.12II型：H/C介于0.65-1.25，O/C介于0.04-0.13III型（也称腐殖型）：H/C介于0.46-0.93，O/C介于0.05-0.302、干酪根的分类烃源岩中含有尚未排出的残余烃类和未生成烃类的有机质(主要是干酪根)，因此将粉碎的烃源岩样品在特定加热炉中的惰性气体环境中，进行程序升温，在不同温度段内，会释放出不同的物质，记录这些物质的数量，从而得到岩样热解的谱图。热解分析周期和图谱（Espitalie等，1974）（4）、热解法评价有机质类型应用氢指数和氧指数对生油岩有机质类型的分类目前用于评价烃源岩成熟度的常规地球化学方法：

干酪根的组成特征、可溶抽提物的化学组成、岩石热解法、温度指数（TTI）法等（三）有机质的成熟度——烃源岩有机质的热演化程度。

——在沉积有机质所经历的埋藏时间内，由于增温作用所引起的各种变化，它是地温和有效加热时间相互补偿作用的结果，是表征其成烃有效性和产物性质的重要参数。

1、利用干酪根组成特征和性质研究有机质成熟度（1）镜质体反射率(Ro)

镜质体：以芳香环为核，带有不同的烷基支链。

镜质体反射率是指光线垂直入射时，镜质组磨片表面的反射光强度与入射光强度之比，用百分数来表示，光学研究表明，镜质体主要由镜质组碎片和非晶质有机物组成，它是由植物的根、茎、叶在复水的还原条件下，经凝胶化作用形成的，热演化过程中镜质组中链烷烃解析出，芳环稠合，芳香片间距缩小，致使反射率增大，颜色变暗，而且具有不可逆性。热变质作用越强，镜质组反射率越大。

1、利用干酪根组成特征和性质研究有机质成熟度（1）镜质体反射率(Ro)

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，要达到相同的反射率，温度越高时所需的时间越短，反之所需的时间越长。所以，镜质体反射率是一项研究烃源岩经历的时间-古地温史、衡量有机质热成熟度的良好指标。★镜质体反射率Ro煤演化阶段泥炭褐煤烟煤无烟煤Ro＜0.5%0.5%-1.0%1.5%-2.5%＞2.5%有机质演化程度未熟成熟高熟过熟Ro（%）<0.50.5－1.31.3-2.0＞2.0成烃演化阶段生物化学生气阶段热催化生油气阶段热裂解生凝析气阶段深部高温生气阶段根据镜质组反射率确定的油和气带的近似界限不同类型干酪根具有不同化学结构，达到各演化阶段所需的地温条件不同，因而在应用镜质体反射率判断有机质的成熟度时，对不同类型的干酪根应有所区别。A、随有机质成熟度↑，Ro↑，Ro不可逆。B、随温度↑，Ro指数↑；随时间↑，Ro线性↑。C、Ro可用于确定油气产出状态。D、地质剖面中，随埋深增大，Ro逐渐↑。应用镜质体反射率研究成熟度的主要局限性在于，镜质体组分与类脂组组分相比对生油的贡献不大，而一些倾向于生油的源岩缺乏或含很少镜质体，而且大量的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变化变得迟缓（K.E.Peters和J.M.Moldowan，1993）。（2）Kerogen颜色及H/C、O/C原子比三种干酪根产烃开始时的元素组成表

干酪根

H/CO/C

H/CO/C

H/CO/CⅠ产油1.450.05产湿气0.70.05产干气0.50.05Ⅱ1.250.080.70.050.50.05Ⅲ0.80.180.60.080.50.06随有机质成熟度↑，Kerogen颜色加深，H/C↓、O/C原子比↓。向富C方向收缩。有机质演化图唐纳盆地干酪根颜色的阿伦纽斯图未成熟阶段为浅黄至黄色；成熟阶段为褐黄至棕色；过成熟阶段为深棕色至黑色唐纳盆地干酪根热演化同H.V.比较图未成熟甲烷湿气和凝析气石油深变质甲烷TAI孢粉颜色温度（℃）有机质变质程度演化产物1级浅黄色30未变质干气2级桔（橙）黄色50轻微变质干气、重油3级棕黄色150中等变质油、湿气4级灰黑色175强变质湿气、凝析气5级黑色>200深度变质干气（3）孢粉颜色和热变质指数（TAI）

（TAI：ThermalalterationIndex）TAI<2.5：未成熟；

2.5—3.7：成熟—高熟；

>3.7：过熟Chevron的TAI与镜质体反射率间的近似关系

Chevron石油公司的TAI标度范围值从0（淡黄）到4（黑），并且与镜质体反射率有对应关系。最易测定并且最重要的颜色变化是在2.4和3.1之间，对应于生油开始至生油高峰，在TAI低于2.4或高于3.1时，这种方法是无效的。

（1）氯仿沥青“A”

的组成特征和含量变化影响“A”的组成的因素：有机质类型，热演化程度2、利用烃源岩可溶有机质的组成特征研究成熟度“A”的含量变化：低→高→低，热催化生油气阶段达最高值“A”的族组分组成变化：低成熟阶段——胶质、沥青质含量较高高成熟阶段——总烃含量较高，尤其是饱和烃含量丰富演化剖面上：沥青转化率和烃转化率沥青转化率：“A”/有机碳；烃转化率：总烃/有机碳——随烃源岩的埋藏演化发生有规律的变化。据之可以准确地划分有机质的演化阶段。

结论：浅层：沥青转化率（A）和烃转化率（B）增长慢。

超过一定深度（生烃门限深度）：A、B快速增加直到达最大值，对应生烃高峰期；烃类含量亦快速增加。

深度继续增加，A、B逐渐减小到非常低。有机质达更高的演化阶段，高温裂解使液态烃和其它石油组分逐渐消失。A、正烷烃分布曲线：（2）正烷烃分布特征和奇偶优势由于有机质成熟转化是一个加氢裂解的过程，随着热演化作用的加强，有机质成熟度↑，生成烃类的分子量↓，正烷烃的低碳数组分含量↑。

——正烷烃分布曲线：

显示主峰碳碳数小、曲线平滑、尖峰特征明显，代表成熟度高（2）正烷烃分布特征和奇偶优势不同类型的石油的正烷烃分布曲线图B、正烷烃奇偶优势：

即在正烷烃中奇数碳原子正烷烃与偶数碳原子正烷烃的相对丰度。奇偶优势比（OEP）碳优势指数（CPI）两种表示方法：用正烷烃色谱图主峰碳数及其前后各二个组分共五个组分，按下式计算：式中：i+2——主峰C数；Ci+2——主峰C数时的峰面积；Ci——i碳数时的峰面积；（—1）i+1——是为了保证分子为奇数，分母为偶数。即奇/偶。

奇偶优势比（OEP）石油全烃气相色谱图轻烃nc17以C29H60为中心，将C24H50—C34H70的百分含量带入下式计算：

碳优势指数（CPI）

随有机质成熟度↑，OEP↓、CPI↓→1

近、现代沉积、未成熟烃源岩：正烷烃奇碳优势明显：OEP>1.2；CPI>5.5-2.4

随沉积物年龄和深度增加，脂肪酸偶碳优势和正烷烃奇碳优势减弱

成熟烃源岩：OEP<1.2、CPI<1.2值得注意的是，OEP、CPI在碳酸盐岩烃源岩和盐湖相烃源岩中，应用效果不佳。如在盐湖沉积中，正烷烃具有偶碳优势。

正烷烃奇偶优势特征：镜质体反射率Ro孢粉颜色和热变质指数（TAI）干酪根颜色及H/O、O/C原子比正烷烃分布特征及奇偶优势岩石热解法时间—温度指数……★评价烃源岩有机质成熟度的主要指标：地质特征岩相深湖半深湖浅—半深滨浅湖河—滨岩性灰黑色泥岩黑灰色泥岩黑褐色泥岩灰绿色泥岩红色泥岩

地质特征TOC1.5—2.01.0—1.50.6—1.00.4—0.6<0.4“A”（%）>0.150.1—

0.150.05—0.10.01—

0.05<0.01总烃（PPM）>1000500—1000200—500100—

200<100总烃/TOC（%）>64—