第11章 烃源岩评价
烃源岩评价标准
• （2）根据干酪根的显微组分百分含量，计算类型 指数“T”值法
• T=(A· (+100)+B· (+50)+C· (-75)+D· (-100))/100
• 其中，A为腐泥组百分含量，B为壳质组百分含量， C为镜质组百分含量，D为惰质组百分含量 • I型 T>=80~100 • II型 T=80~0，其中，II1型 T=80~40，II2型 T=40~0 • III型 T<=0~-100
Tmax=465~500℃
湿气带
Ro>2.0%
Tmax>500℃
干气带
1、 有机碳 泥质烃源有机质丰度标准
评价
非lt;0.4
0.4~0.6
0.6~1.0
1.0~2.0
>2.0
碳酸盐烃源岩有机质丰度标准（成油门限处）
评价 非 差 0.1~0.3 较好 0.3~0.7 好 0.7~1.7 最好 >1.7
<15%
15~30%
30~45%
>45%
I1710/I1460
<15%
10~15%
10~15%
>10%
三角形图：I1460—I1600—I1700；I2920—I1600—I1700
Clements(1979)划分烃源岩有机质类型S2/S3标准
烃源岩类型
S2/S3
I类
>5
II类
5-2.5
III类
<2.5
• （3）干酪根红外光谱法
I I1460/I1600 I2920/I1600 >0.8 >2.5 II 0.6~0.8 1.5~2.5 III <0.6 <1.5
烃源岩综合评价报告
CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM 烃源岩综合评价报告班级姓名学号指导教师2015年10月25日前言通过对某坳陷背斜及西部斜坡进行钻探取样，得到的各探井S3顶面深度、泥岩厚度及各项地化指标数据（见表1-1）分析，所得各项结果如下：1、根据各探井数据及取样地化特征得到该坳陷S3暗色泥岩厚度、有机碳含量及镜质体反射率得到等值线分布平面图，再综合分析得到烃源岩综合评价图。
2、根据总烃/有机碳、“A”/有机碳、饱和烃、镜质体反射率、OEP及地温与深度关系，得到该坳陷S3烃源岩演化剖面图，据此将烃源岩演化分为未成熟阶段、成熟阶段和高成熟阶段。
由各项结果可知，该地区有利烃源岩分布多集中在背斜的翼部且深度较深的坳陷部位，分布面积较广，有很好的油气勘探前景。
一、烃源岩的演化特征(一)烃源岩生油门限根据绘图烃源岩演化剖面图可以看出，总烃/有机碳、“A”/有机碳和饱和烃随深度有相同的变化趋势（见附图1），在深度1400—1900m有较大值，氯仿沥青“A”在1200m处开始大量增加，代表此时的烃源岩开始大量生油。
三者都在1600m处达到最大值。
据各井位镜质体反射率和地温数据拟合镜质体反射率—深度曲线和地温—深度曲线，从曲线上得出Ro=0.5时生油门限为54ºC，对应的深度为1200m，意味着埋深达到1200m时该烃源岩达到成熟开始生烃。
而从OEP曲线也可以看出，生油门限以上，其随深度加深而骤降，生油门限以下下降较缓慢。
在生油门限处OEP约为1.7，当烃源岩达到成熟阶段其值几乎都集中在1.2以下且幅度变化范围小，即奇数碳占优势，代表岩石中有机质向石油转化程度高，这也验证了前面所判断，此时烃源岩已经达到成熟。
(二)烃源岩演化阶段参照镜质体反射率曲线根据有机质成熟度将烃源岩演化分为三个阶段：未成熟阶段：深度<1200m，温度<54ºC，Ro<0.5；成熟阶段：深度1200m—2140m，温度54ºC--85ºC，0.5<Ro<1.2；高成熟阶段：深度>2140m，温度>85 ºC，Ro>1.2。
烃源岩评价答辩
285.7142857 571.4285714 857.1428571
……
52
3
333.3333333 666.6666667
1000
250 6857.143
8000
40.5 12 2.8
……
2.75
363.6363636 727.2727273 1090.909091
2.5
400
800
1200
……
2150
2200
2250
2300
2350
2400 石深75井
Ro% 0 0.5 1 1.5 2
2793
2993
3193
3393
3593
3793
3993 石深85井
Ro(%)
0
0.5
1
1.5
3400
3600
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
5200
5400
冷科1井
柴北缘下侏罗统烃源岩演化单井剖面
6
一般不当作生油岩
5 4
3
2
1
0
C1 3
C2 9
C1 4
C3 0 C3 1
C1 5
C3 2
C1 6
C3 3
C1 7
C3 4
C3 5
C1 8
C1 9
C2 0
C2 1
C2 2
C2 3
C2 4
C2 5
C2 6
C2 7
C2 8
C2 9
CPI=1.122<1.2,
演化较成熟，可列为生油岩
面积
陆相烃源岩地球化学评价方法
陆相烃源岩地球化学评价方法
陆相烃源岩地球化学评价方法主要包括以下几个方面：
1. 干酪根类型和成熟度评价：通过对干酪根化合物的热解实验和岩石地层学分析，确定干酪根类型和成熟度，进而预测其烃类生烃潜力。
2. 有机质含量评价：评价方法包括显微镜、电子显微镜、同位素和化学分析等方法，以确定岩石中有机质的含量和组成。
3. 烃类组成评价：通过色谱-质谱联用技术，确定岩石中烃类组成及其特征，包括碳数分布、烷基和环基组成等。
4. 有机地球化学参数评价：通过有机质含量、有机碳含量、含氮量、含硫量、同位素等参数，评价烃源岩的生烃和成藏潜力，预测油气形成的可能性。
综合以上评价指标，可以为油气勘探提供地质地球化学支持，指导勘探区块选取及井位规划。
烃源岩有效性评价(报告)
训练一、烃源岩有效性评价目的：1、利用测井资料预测有机碳含量,认识烃源岩的非均质性；了解优质烃源岩空间分布特点；2、根据上覆地层和烃源岩现今成熟度，重塑烃源岩的生烃历史，认识有效烃源岩的时效性；3、学会使用相关软件（Excell、卡奔、Coredraw）要求：1、提交有机碳测井预测结果数据表和纵向（柱状）分布图，累计优质烃源岩（TOC>2%）厚度。
2、建立该井区的“Ro-H”关系，并据此编制该井烃源岩层顶底界面的成熟度（Ro）演化历史曲线，确定油气开始大量形成的时期（分别以Ro=0.5%和1.2%为门限。
）3、提交文字报告（包括步骤过程的描述和结论）具体步骤：一、ΔlogR法预测TOC1. 选择基线自然电位测井曲线不变，改变声波时差测井曲线左右值使得两条曲线达到最大程度的重合。
然后读出Rmax=100Ω·m，Rmin=1Ω·m，△tmax=650US/M，△tmin=200US/M（分别为选择好基线后测井曲线表头的左右值）图1 砂三段基线重合图2. 计算△logR根据测井所得的声波时差与深侧向值带入下面公式计算（其中R max=100Ω·m，R min=1Ω·m，△t max=650US/M，△t min=200US/M）ΔlogR=logR+log(R max/R min)/(Δt max-Δt min)·(Δt-Δt max)-logR min 根据excel的公式计算得出沙三上层的△logR数值。
然后从沙三段所有计算出的△logR值中筛选出给定深度点的△logR值（运用excel高级筛选功能进行筛选）。
3. 计算拟合系数由于TOC与ΔlogR具有线性关系，故根据实验室测定的TOC与对应点计算的ΔlogR数据进行线性拟合,求得拟合系数。
运用excel 根据给定深度点的△logR值与测定的TOC数据作图，然后对图像进行线性拟合。
拟合出来的图如下图所示：图2 ΔlogR与TOC拟合图拟合公式为TOC =0.516×ΔlogR+2.3554. 根据推导出的拟合公式计算沙三段所有烃源岩TOC将沙三段所有计算△logR代入公式3中拟合公式，运用excel表格计算TOC。
烃源岩的定性评价
烃源岩地化特征评价烃源岩地化特征评价摘要：烃源岩对应的英文为Source rock，从本意上讲，它应该既包括能生油的油源岩，也包括能生气的气源岩，但过去多将它译为生油岩。
其中的重要原因可能在于国内早期的油气勘探主要瞄准着对油的勘探。
因此，油气地球化学所关注和研究的对象主要是油而不是气。
这可能是早期的有关专著和教材也多冠以“石油”而不是“油气”的原因所在。
相应地，生油岩这一术语在地化文献中得到了相当广泛的沿用。
随着我国对天然气重视程度的逐步、大幅提高，有关天然气的勘探和地球化学研究也越来越多，很多时候，需要区分油、气源岩。
因此，本文中以烃源岩替代早期的生油岩来涵盖油源岩和气源岩。
关键词：机质的丰度；有机质的类型；有机质的成熟度。
前言烃源岩是控制油气藏形成与分布的关键性因素之一。
确定有效烃源岩是含油气系统的基础。
烃源岩评价涉及许多方面，虽然在不同勘探阶段以及不同的沉积盆地，评价重点也有所不同，但是总体上主要包括两大方面：(l)烃源岩的地球化学特征评价，如有机质的丰度、有机质的类型、有机质的成熟度；（2）烃源岩的生烃能力评价，如生烃强度、生烃量、排烃强度等。
本人主要介绍烃源岩的地球化学特征评价方面：1.有机质的丰度有机质丰度是指单位质量岩石中有机质的数量。
在其它条件相近的前提下，岩石中有机质的含量（丰度）越高，其生烃能力越高。
目前，衡量岩石中有机质的丰度所用的指标主要有总有机碳（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃和生烃势（或生烃潜量Pg,Pg=S1＋S2）。
1.1有机质丰度指标1.1.1总有机碳（TOC，％）有机碳是指岩石中存在于有机质中的碳。
它不包括碳酸盐岩、石墨中的无机碳。
通常用占岩石重量的％来表示。
从原理上讲，岩石中有机质的量还应该包括H、O、N、S等所有存在于有机质中的元素的总量。
但要实测各种有机元素的含量之后求和，并不是一件轻松、经济的工作。
考虑到C元素一般占有机质的绝大部分，且含量相对稳定，故常用有机碳的含量来反映有机质的丰度。
烃源岩评价
A数达到好烃源岩的标准（TOC>1%），但有机 质类型较差，以Ⅲ型为主，少量Ⅱ2型，单从这两口井有限的地化资料来看生烃潜 力有限，但从钻探的Sedigi-1、Kumia-1及Kanem-1井在盆地东北部发现了Sedigi油田、 Kumia油田和Kanem油田分析，Lake Chad盆地应该具备较强的生排烃能力。
Agadem区块存在下第三系（Sokor组）和上白垩统（Donga组和Yogou组）两 套烃源岩，其中上白垩统的Donga组烃源岩以灰黑色泥岩及碳质泥岩为主，主要 为陆表海沉积，是晚白垩世大规模海侵后的沉积产物，因此具有沉积厚度大、分 布广的特点，但有效生烃层段主要位于上部泥岩段，Donga组TOC含量一般在1% 到1.5%之间，在区块中部已进入生气阶段，Yogou组烃源岩以灰黑色泥岩及页岩 为主，全区均有分布，TOC含量一般在2%到4%，在大部分地区已经成熟，是该区 的主力烃源岩。下第三系Sokor组泥岩以湖相有机质为主， TOC含量都很高，一 般都大于2％，有的甚至大于6％，Sokor组烃源岩仅在Dinga地堑中成熟。
关于烃源岩石油地球化学评价方法的探讨
关于烃源岩石油地球化学评价方法的探讨烃源岩是包含有油源岩、气源岩以及油气源岩的一种岩石种类，又被称为生油岩，这是一种能够产生或者已经产生可移动烃类的岩石。
基于此，本文针对烃源岩的基本要素进行分析，并且从不同的分析评价方法入手了解烃源岩的具体本质，为提升对于烃源岩石油地球化学评价方法的了解提供有效的参考。
标签：烃源岩；石油；石油地球化学评价在不同的环境下油气生成的机理也会产生差别，主要受到的是沉积相、埋藏史、构造特征等影响。
有关于油气的开采技术不断进步，为油气的勘探以及开发开辟了新的远景区，资源远景区能够帮助石油的开采相关工作获得更好的发展方向。
1 烃源岩基本要素烃源岩作为一种与尤其生成密切相关的岩石，在物理、生化以及地质等综合过程当中都受到了影响，最终形成的细粒沉积岩当中富含碳、氢等有机质。
受到环境的影响，有机质的含量也并不完全相同，生物生产率、沉积矿物以及水体沉积层的氧化都会成为其含量的重要影响要素。
一些高质量的烃源岩，无论是碳酸盐岩还是夜宴都是在厌氧环境下形成的，呈现出层状的特征，并且TOC呈中高水平，其中蕴含的有机质氢碳比大部分会超过1.2。
随着地壳的变动和沉积作用的积累，埋深不断增加，压力以及温度都发生了巨大的变化，这种情况下，有机质热变，会产生干酪根，由于起源存在差别，主要可以分为四类，如图1所示。
目前在石油勘探等操作的基础之上，就勘探公司钻到的深度来说石油生成过程一般还没有完成，因此从地下采集出来的样本的那个中，岩石样本还有一部分的生油能力，故而可以在实验室当中也可以观测到一定的反应。
2 烃源岩分析方法2.1 基本分析方法在烃源岩石油地球化学评价当中使用的方法有很多，通常来说，烃源岩内存在的石油化合物如果存在的温度低于干酪根裂解的温度，就会释放出来，通过温度变化，可以开展释放活动当中化合物的观测。
在地球化学师的工作当中可以由此来确定生成石油相对于烃源岩的总体生油潜力比例数值。
在目前，地学家开展烃源岩的生油能力评估，所涉及到的试验方法主要是针对露头岩样、地层岩屑等开展的，从中得到的数值能够成为判断烃源岩有机质的含量以及成熟度的重要指标。