生油层研究与油源对比
第二章 油气生成
油气生成的物质基础
沉积 有机质
干酪根
概念
保存
来源
成份
分类
分类
概念
成份
生物体及其分泌物和排泄物可直接或间接进入沉积物中，或经过生物降解作用和沉积埋藏作用保存在沉积物或沉积岩中，或经过缩聚作用，演化生成新的有机化合物及其衍生物，这些有机质通常被称为沉积有机质。
沉积有机质的概念
（1）在海洋或湖盆沉积环境中浮游生物 （2）但在一些浅水地区的水底植物。 （3）在上述两种情况下，对死亡植物进行再改造的细菌，可被认为是沉积有机质的主要补充来源。
沉积有机质的保存条件
沉积岩中常温常压下不溶于有机溶剂的固体有机质称干酪根（Kerogen）。与此对应，岩石中可溶于有机溶剂的部分称为沥青。 干酪根在热解或加氢分解时产生烃类物质。 干酪根是沉积有机质的主体，约占总有机质的80~90%， 80~95%的石油烃是由干酪根转化而成。
干酪根的概念
干酪根分离法
第二章 石油与天然气成因及生油层
石油与天然气的成因理论 油气生成的物质基础 油气生成的地质环境与物化条件 有机质的演化与生烃模式 天然气的成因类型及其特征 生油岩研究与油源对比
生油层研究与油源对比
二常用对比指标
1 正烷烃分布曲线
2 微量元素
常用钒和 镍 ;V/Ni<1 为 陆 相 环 境 ， V/Ni>1为海相环境，而 且，V/Ni随年代越老， 比值越小，可能由于V 较Ni不稳定;
3 生物标志化合物
1521个碳原子的类异戊二烯型烷烃的分布特征作为对比标志
油气
木质 镜质组
煤质 情质组
结构镜质体 无结构镜质体
丝质体 微粒体 巩膜体
腐植型（Ⅲ） 腐植型（Ⅲ）
10－070 03－02
残余型（Ⅳ） 煤质型（Ⅳ）
060－050 03－025
＜2
＜2
＜150 150－50
＜04 ＜025
陆生
＜10
陆生强氧化 或再循环
以气和腐植煤为主 无油、少量气
其它干酪根分类中国陆相
生油层研究：地质研究和地球化学研究
一 生油层的地质研究
——岩性 岩相、厚度及分布范围
生油岩的岩石类型： 泥质岩类：泥岩 页岩、粘土岩等；
碳酸盐岩类：泥灰岩、生物灰岩以及富含 有机质的灰岩等;
泥页岩和泥灰岩是石油原始物质大量 赋存的场所。
特征：粒度细——小于0 05mm;颜色 暗——黑 深灰、灰绿、灰褐色等，富 含有机质，偶见原生油苗，常见分散黄 铁矿等;
16
C2i1
CPIi12 [
1
1
]
2
16
16
C2i1
C2i2
i12
i12
随着有机质成 熟度的增加;CPI值 和 OEP值愈接近1， 并趋于稳定;
4 有机质的转化指标
采用氯仿沥青/有机碳 总烃/有机碳、 总烃/氯仿沥青、饱和烃/芳烃、总烃/非 烃等比值可以进一步了解有机质的转化率;
方正断陷方15井烃源岩评价及油源对比
方正断陷方15井烃源岩评价及油源对比佚名【摘要】对方正断陷方15井宝泉岭组、新安村乌云组钻遇的暗色泥岩进行有机质丰度、类型、成熟度的评价,结果表明:方15井泥岩为中等～好烃源岩,有机质类型为II2型和Ⅲ型,宝泉岭组泥岩处于未熟～低熟阶段,新安村乌云组泥岩为低熟～成熟。
油源对比结果显示,方15井新安村乌云组原油与宝泉岭组泥岩特征差异较大,与新安村乌云组烃源岩则具有较强的亲缘关系,判断方15井原油来自于新安村乌云组成熟的烃源岩。
【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2012(000)014【总页数】2页(P127-128)【关键词】烃源岩;有机质丰度;油源对比;方正断陷;甾烷【正文语种】中文【中图分类】P618方15井位于依-舒地堑方正断陷大林子次凹,主要目的层为下第三系宝泉岭组和新安村乌云组。
该井在录井过程中见到了多层含油显示,为了评价该井烃源岩,选取了百余块泥岩样品进行有机碳、热解、氯仿沥青"A"、镜质体反射率等分析测定,并对该井原油进行色谱-质谱分析。
有机质是油气生成的物质基础,因而生油层中的有机碳含量是评价生油层最基本的指标。
烃源岩中滞留的可溶有机质一般与该岩石中的有机质丰度成正比,因此氯仿沥青"A"也作为判断岩石中有机质数量的地球化学参数[1]。
方15井宝泉岭组样品岩性主要为灰色-黑灰色泥岩[2],TOC平均值为2.11%,氯仿沥青"A"平均为0.036%,生烃潜量(S1+S2)为2.75mg/g岩石,有机质丰度较高,根据陆相烃源岩有机质丰度评价标准[3],评价为中等烃源岩;新安村+乌云组样品岩性主要为黑灰色～黑色泥岩,TOC平均值为3.43%,氯仿沥青"A"平均为0.086%,生烃潜量平均为7.19mg/g岩石,评价为好烃源岩。
有机质类型是评价烃源岩生烃潜力的重要参数之一,通常可利用干酪根H/C与O/C 关系、干酪根显微组分组成、红外光谱特征、碳同位素δ13C值以及烃源岩热解参数等多种方法划分有机质的类型,本文即才用了热解参数Tmax与氢指数关系这一判别方法。
烃源岩特征与油源对比
取100-110℃为基准间隔，令n=0 (100110℃)其它间隔的指数为：
温度间隔（℃） 指数n
80-90
-2
90-100
-1
100-110
0
110-120
1
120-130
2
温度间隔内的地层厚度可能大致相等，但 相等厚度地层的沉积时间则可能区别较大，因 沉积速度不同所致。
时间因子 ∆t—每个温度间隔内的沉积时间 （Ma），任意温度间隔内的成熟度为
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
烃源岩中有机质的丰富程度。
常用指标 有机碳、 氯仿沥青“A”、总烃含量
1、有机碳（Toc)
岩石中与有机质有关的碳。 剩余有机碳含量：用单位重量的岩石中 Corg的重量百分数来表示。 泥岩中有机碳含量在1.16~1.60 %之间,平均 1.22 % ； 碳酸盐岩中的有机碳只要大于0.08%，就 被视为生油岩。
（2）Kerogen颜色及H/C、O/C原子比 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。
三种干酪根产烃开始时的元素组成表
干酪根
Ⅰ
产
Ⅱ
油
Ⅲ
H/C O/C
1.45 0.05 产
1.25
0.08
湿 气
0.8 0.18
H/C O/C
0.7 0.05 产
P1：较低温度(<300℃)下样品释放的 游离烃；
P2：较高温度（300~500℃）下干酪 根热解生成的烃类；
P3：干酪根中含氧基团热解生成的 CO2
峰面积S1、S2、S3：表示相应产物的含 量，单位为mg/g。
第二章 2.7 油源对比
8 6 4 2 0 1 6 11 16 21 26 31 36 41
大王北地区同源原油的正构烷烃碳数分布曲线图
大北25-23 大北14-18 大北10-4 大371 大65-51 大65
由于正构烷烃 对细菌降解和热力 作用最为敏感，并 在一定程度上受运 移影响，所以正构 烷烃指标一般只对 低—中等成熟度， 生物降解不明显的 原油才有较好的效 果。
பைடு நூலகம்
冷湖4、5号原 油的延长值与 潜伏地区岩样 的偏离度小于 0.5‰,而与冷 湖J25样品偏差 较大，说明原 油不是来自J25 生油层，而是 来自与潜伏地 区相同的生油 岩
三个原油的稳定碳同位素类型曲线形态和变化 趋势一致，表明它们具有相关性，即同源。
3、生物标志化合物
生物标志化合物（Biomarker）是沉积物 中的有机质以及原油、油页岩和煤中那些来 源于活的生物体，在有机质演化过程中具有 一定稳定性，没有或很少发生变化，基本保 存了原始生化组分的碳骨架，记载了原始生 物母质特殊分子结构信息的有机化合物，也 称为分子化石。
在石油和沥青中存在着异戊二烯烷烃 系列，其中尤以iC15~iC20在色谱图上最为 明显。尽管它们远不及饱和烃含量高，但 是由于结构比较稳定，能够比正构烷烃更 好地抵抗微生物的降解，所以是一类重要 的对比参数。其中老鲛烷和殖烷丰富且稳 定，几乎在每个原油与生油岩抽提物中都 出现，运移作用又不改变其相对含量。
2、碳同位素：δ13C
13C取决于原始有机质性质、生成环境和演 化程度。不同成因的石油同位素组成差异较大 原油的饱和烃、芳烃、非烃和沥青质的13C 值依次增加。若油、岩有亲源关系，这些组分的 13C值延长线，应落在生油岩干酪根的13C值上及 其附近
δ13C干>δ13C沥≥δ13C油，
石油地质名词解释4
⽯油地质名词解释41.301 ⽣油门限深度 Threshold depth of oil generation⽣油岩开始⼤量⽣成⽯油时被埋藏的深度。
简称“门限深度”或“深度门限值”。
同义词：成油门限温度 Threshold depth of oil generation有机质成熟温度 Mature depth of organic matter成熟门限深度 Mature threshold depth注：对于同⼀⽣油岩(层)来说，⽣油门限温度和⽣油门限深度是相对应的，可以相互换算。
1.302 液态窗 Liquid window液态⽯油烃类能够⼤量形成并保存的温度或深度区间。
同义词：⽣油窗 Generative window1.303 古地温 Ancient geotherm在地质历史上的地⾯和地层中的温度。
1.304 地温梯度 Geothermal gradient在地表外热层及常温层以下，地温随深度增加⽽增⾼的变化率(/⽶)。
通常以/10⽶表⽰。
同义词：地热增温率。
Geothermal degree1.305 温度深度曲线 Temperature-depth curve指在研究有机质的热演化时⽤于表⽰其温度与埋藏深度之间相互关系的曲线图。
1.306 镜质体反射率 Vitrinite reflectance从煤⽥地质学引⼊的⼀个术语，意指有机质在热演化过程中，由于其结构发⽣缩聚也产⽣与煤岩镜质体相似的性质，亦对⼊射光具有反射的能⼒。
仍以Ro％表⽰。
1.307 煤阶 Coal rank指根据可燃基挥发分(Vt)、煤中碳的含量(Ct)和镜质体反射(Ro)等主要指标将煤划分成不同的等级。
是研究煤化作⽤和有机质成熟作⽤的重要参数。
1.308 泥煤 Peat coal⾼等植物残体在沼泽中经过以⽣物化学作⽤为主⽽形成的⼀种松软有机堆积物。
同义词：泥炭 Slurry coal草炭 Grass coal1.309 褐煤 Brown coal，Lignite泥炭经成岩作⽤形成的⼀种腐植煤，是⼀种煤化程度最低的煤。
油源对比方法简介
油源对比方法简介油源对比方法简介000在过去进行油源对比时，由于仪器方面的限制，只能依靠油气的总体物理化学性质，如密度、粘度、凝固点等，这些参数获得较为简单，但它们容易受到外界次生因素的影响，以至于造成油源对比的错误。
近年来随着石油地球化学理论的深入发展以及分析试验技术的不断改进，不仅能较科学的解释油气的形成和变化规律，而且也提供了一些新的地球化学对比指标，是油源对比有了新的突破。
造成原油组成差异的原因十分复杂，那么在进行油油对比或油气族组群划分时，必须充分考虑多种地质与地球化学因素。
可以从原油的各种烃类和非烃中选择对比参数，原油中甾烷系列与萜烷系列化合物生物标志物的组成特征可以反映原油的有机质母源输入条件、沉积环境和热演化程度等，影响原油中三萜烷系列化合物的分布特征的关键因素为生源条件，并且生物标志物在原油中的分布是相对稳定的，轻度到中等程度的生物降解作用对其没有明显的影响，运移效应对大部分生物标志物参数也没有明显的影响。
因此，生物标志物参数是划分对比原油族群的最理想的参数，可以根据其指纹特征的差异对原油进行族群划分对比。
根据地质背景和对比对象的不同，可以分别采用轻烃、重烃、饱和烃、芳烃、正构烷烃和异构烷烃，以及非烃和同位素的组成等参数来进行油源对比。
下面简要的介绍一下目前广泛应用的一些对比参数，这些参数有些适于油油对比，有些适于油源对比。
（1）轻烃组成对于凝析油或轻油（>50API）缺少C15+以上的烃类物质，那么利用生物标志物进行油源对比就比较苦难，那么利用轻烃对比参数可以很好的解决凝析油与烃源岩以及凝析油与稠油之间的对比。
由于这些轻烃化合物在样品采集，保存和测量时容易蒸发，使用这些参数进行油源对比时，必须给予充分注意，Nora等（2003）研究了这些轻烃化合物的不同蒸发率，为精确的应用这些轻烃参数提供了有效地方法。
①轻烃对比星图进行原油对比选择轻烃对比参数时必须满足以下两点，第一，该类化合物具有较强的抗蚀变能力；第二来自相同的烃源岩的原油之间（同一族群不同组群原油之间），该类化合物具有一定的稳定性。
《油层对比》课件
第一节 油层对比
砂岩与页岩 石灰岩与页岩
砾岩与页岩
依据岩石(性)组合对比主要地层单元
第一节 油层对比
第三章 地层对比与沉积微相
一、 油层对比单元 二、 油层对比的依据 三、 油层对比的方法
（2）三级沉积旋回 同一岩相段内几种不同类型的单层或者四级旋 回组成的旋回性沉积。它与砂层组大体相当。上下 泥岩隔层分布稳定。
第一节 油层对比
（3）二级沉积旋回 由不同岩相段组成的旋回性沉积，它包含若干三
级沉积旋回，相当于油层组。油层分布状况与油层特 征基本相近，是一套可以组合成一个开发层系的油层 组合。其顶底应有相当厚度的泥岩将它与相邻油层组 完全分隔。 （4）一级沉积旋回
地壳下降 地壳上升
发生水进 发生水退
正旋回（下粗上细） 完整旋回 反旋回（上粗下细）
测井曲线只能响应岩石在粒度上的旋回性
沉积旋回：美国亚利 桑那大峡谷剖面
细 粗
第一节 油层对比
地壳的升降运动是不均衡的，表现在升降的规模 （时间、幅度、范围）有大有小，而且在总体上升 或下降的背景上还有小规模的升降运动。因此，地 层剖面上的旋回就表现出级次来，即在较大的旋回 内套有较小的旋回。
● 旋回对比可用于盆地范围内地层对比； 绝大多数沉积旋回：为地壳周期性升降运动引起， 影响范围广；
● 旋回界限：多以水进开始部分的粗粒沉积或间断面为界 ● 沉积旋回类型：正旋回、反旋回、复合旋回(中间粗上下细) ● 旋回对比所选用曲线：
碎屑岩地区：一般利用SP曲线和R曲线； 碳酸盐岩地区：一般利用自然伽马GR曲线。
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(一) 生油层的地质研究
——岩性、岩相、厚度及分布范围
生油岩的岩石类型： 泥质岩类：泥岩、页岩、粘土岩等；
碳酸盐岩类： 泥灰岩、生物灰岩以及富含 有机质的灰岩等。
泥页岩和泥灰岩 是石油原始物质大量 赋存的场所。
特征： 粒度细 ——小于 0.05mm，颜 色暗——黑、深灰、灰绿、灰褐色等， 富含有机质，偶见原生油苗，常见分散 黄铁矿等。
(二) 生油岩的有机地球化学研究
—— 有机质丰度、类型、成熟度、排烃效率
1. 有机质的丰度
——有机碳、氯仿沥青“ A”和总烃的百分含量及 岩石热解参数。
(1) 有机碳（ TOC):系指岩石中 残留 的
有机碳，即岩石中有机碳链化合物的总称，以 单位质量岩石中有机碳的质量百分数表示。
组成有机质的元素中 C最多、最稳定，可反映有 机质数量。
1000
Ⅰ
800
前磨头沙三段 前磨头沙四段
g /
600
Ⅱ1
g
H,m I
400
Ⅱ2
200
Ⅲ
0
0
100
200
300
400
I O, mg / g
前磨头地区源岩氢指数与氧指数
煤岩学分 类
元素 分析
岩石热解 分析
红外光谱 分析
烃源岩中的干酪根分类(据陈荣书，1989，补充)
孢粉学分类 显微组分
显微组分细分
油气
木质 镜质组
煤质 情质组
结构镜质体 无结构镜质体
丝质体 微粒体 巩膜体
腐植型（Ⅲ） 腐植型（Ⅲ）
1.0－0.70 0.3－0.2
残余型（Ⅳ） 煤质型（Ⅳ）
0.60－0.50 0.3－0.25
＜2
＜2
＜150 150－50
＜0.4 ＜0.25
陆生
＜10
陆生强氧化 或再循环
以气和腐植煤为主 无油、少量气
生油层研究与油源对比
一.生油层研究 二.油源对比
一.生油层研究
烃源岩：指富含有机质能生成并提供工 业数量油气的岩石。
生油岩：只提供工业数量的石油的岩石。 生气母岩或气源岩：只提供工业数量的天 然气的岩石。
生油层： 由生油岩组成的地层。 生油层系：在一定的地质时内 ,具有 相同岩性-岩相特征的若干 生油层与 非生油层的组合。
无定形
孢粉 角质体 树脂体 木栓体
藻质型（Ⅰ）
腐泥型（Ⅱ）
腐 泥 型（Ⅰ）
1.70-1.50
1.50－1.30
＜0.1
＜0.2－0.1
＞6
6－4
＞50 ＞800 ＜40 ＞3.0 ＞1.20
10－50 800－500 60－40
＞3.0 1.20－0.45
海生、湖生
陆生
以油、油页岩、藻煤和残植 煤为主
Ⅰ2
孙虎孔二段
1.5
前磨头沙三段
Ⅱ
H/C 1.0
Ⅲ1
Ⅲ2
0.5
0.0
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
O/C
孙虎—前磨头地区源岩的H/C—O/C关系图
b. 热解法
由J.Espitalie等发展 了一种研究生油岩特征的热 解方法，即生油岩分析仪，
可以直接从岩样测出其中所 含的吸附烃（S1）、干酪根 热解烃（S2）和二氧化碳 （S3）与水等含氧挥发物， 以及相应的温度。
实测Toc是生油岩中油气生成后，残留下来的碳 含量，又称残余（剩余）有机碳。
有机碳≠有机质。 一般：剩余有机质＝有机系数×剩余有机碳 有机系数为 1.22或1.33
(2) 氯仿沥青“A”
氯仿沥青“ A”是指岩石中可抽提的有机质含量。 与有机质丰度、类型、成熟度有关。
(３) 总烃（HC）含量
总烃为沥青“A”中的饱和烃+芳香烃含量。
生油 层类别 项目
岩相
好生油 层
中等生油 层
深湖一半深湖相 半深湖一浅湖相
差生油 层 浅湖一 滨湖相
非生油 层 河流相
干酪根 类型
腐泥型
中间型
腐殖型
腐殖型
H／C 有机碳含量 (％) 氯仿 沥青“ A”（％ ) 总烃 含量 (ppm) 总烃／有机碳 (％)
1.7～ 1.3 3.5～ 1.0
> 0.12 >500
沙三段
有机碳 中差
非 非
好
地区 孙虎 前磨头
层位
沙三段 沙四段 沙三段
氯仿沥青 A 差 差
中差
孙虎地区有机质丰度评价表
地区 孙虎 前磨头
层位
沙三段 沙四段 孔二段 沙三段
有机碳 氯仿沥青A
中差 非 非 好
差 差 差中 中差
总烃
差 差非 差中
差
烃潜量
差 非 非 中
级别
差 非差
差 中差
吐哈盆地煤系泥岩有机质丰度评价标准表(据陈建平等，1993)
有机质的类型常从不溶有机质(干酪 根)和可溶有机质(沥青)的性质和组成 来加以区分。干酪根类型的确定是有机 质类型研究的主体，常用的研究方法有 元素分析、光学分析、红外光谱分析以 及岩石热解分析等。另外可溶沥青的研 究也普遍受到重视。
(1) Kerogen分类
a.元素分类
2.0
孙虎沙三段
Ⅰ1
孙虎沙四段
岩性特征是确定生油岩最简便、最 直观的标志。
沉积环境或岩相： 一般在利于生物大量繁殖、
保存，且利于生油岩发育的环境最有利。这样的
环境只有深水和半深水湖相及浅海相，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。
生油岩级别
好
中
差
非
Cห้องสมุดไป่ตู้(％)
> 3．0
3．0～1．5
1．5～0．75
< 0．75
A (％)
> 0．06 0．06～0．03 0．03～0．015 < 0．015
HC (ppm)
> 300
300～120
120～50
< 50
S1+S2 (mg ／g) > 6．0
6．0～2．0
2．0～0．5
< 0．5
2.有机质的类型
>6
1.3—1.0 1.0 ～ 0.6 0.12 ～ 0.06 500 ～ 250
6—3
1.0～0.5 0.6～0.4 0.06 ～0.01 250～100
3～1
1.0 ～0.5 < 0.4 < 0.01 <100 <1
中国 陆相生油层评价标准（胡见义、黄第藩， 1991）
地区 层位
孙虎
前磨 头
沙三段 沙四段 孔二段
Tissot 分类 中国分类 原始H/C 原子比 原始O/C 原子比 生烃潜力S1+S2 （kg/t 岩石） 降解率（% ） IH（mg/g有机碳） IO（mg/g有机碳） 2930(cm－1)/1600(cm－1) 1460(cm－1)/1600(cm－1) 有机质来源
化石燃料
藻质
絮质
草质
壳质组
藻质体