银川盆地页岩气形成条件分析--毕业论文.docx

西安石油大学大学毕业设（论文）银川盆地页岩气形成条件分析摘要：银川盆地南起青铜峡，北至石嘴山，西依贺兰山， 东靠鄂尔多斯盆地西缘，南北长165km，东西宽4260km，总面积7790km2，银川盆地在地质构造上被称为“银川地堑”。银川盆地整体呈北北东走向，基底呈南北高、中部低的船形，盆地中心位于平罗、贺兰、银川、永宁一带，最深部位大体位于平罗-银川一线以西及永宁、灵武之间的断陷处，在纵剖面上由平罗往北和由永宁向南又呈断阶状抬升。整个盆地为一东缓西陡的“向斜盆地”。为研究银川盆地页岩气形成条件，通过查阅相关文献以及对平凉组岩矿特征，含气页岩分布，页岩气有机地球化学的研究，对其地化特征做出初步评价：银川盆地3 口参数井仅银参1井曾采样进行生油分析。2036.53358.9 m 井段累积暗色泥质岩厚度为515.9m。其中，清水营组暗色泥岩层厚度为290.4 m，有利生油层段为3204328l m， 泥岩单层厚度约为5m， 最大单层厚度达20.5 m，并含有黄铁矿颗粒；有机碳含量TOC为0.47%0.5%，氯仿沥青“A”含量为0.0797%，有机质丰度一般；干酪根组分中类脂组分含量为64.71%72.24 %，生油岩属型；镜质组反射率Ro为0.69%，全烃色谱资料计算OEP为1.18，说明该段有机质已经进入成熟阶段。灵武坳陷、银川北凹陷、常信凹陷和平罗凹陷都处在有利的生烃范围。初步推测，清水营组成熟生油岩面积大于200km2。但是对古近系的清水营组中、下部的沉积环境、岩性以及生烃能力的认识还不清楚。目前，要解决这些问题则需要利用现有的资料寻找隐含着的地质信息，进行合理的推测，页岩气的勘探前景也未知。关键词：银川盆地；页岩气；鄂尔多斯盆地；向斜盆地；地化特征Conditions For Occurrence Of Shale Gas In Yinchuan BasinAbstract: South of Yinchuan Basin since Qingtongxia,north to Shizuishan,Helan Mountain in the west,East on the western margin of the Ordos Basin,165km long from north to south,east-west width of 4260km. With a total area of 7790km2 and Yinchuan Basin in geological structure is said to Yinchuan graben. Yinchuan basin is a NNE strike,the basement was North South high and low in the middle of the boat shaped,basin,located in the center of the Pingluo,Helan,Yinchuan,Yongning area,the deepest gross area is located in between the Pingluo - Yinchuan line west and Yongning,Lingwu fault depression at,in longitudinal section by Pingluo to the north and You Yongning South and was broken order form uplift. The whole basin is a steep slope in the west synclinal basin. For the study of Yinchuan basin shale gas formation conditions,by consulting relevant literature and distribution of Pingliang Formation Characteristics of rocks and minerals,including shale gas,shale gas of organic geochemistry research,make a preliminary evaluation of its characteristics: Yinchuan basin 3 parameter wells only silver reference 1 well was sampled for source analysis. 2036.5 3358.9 m wells cumulative dark mudstone thickness is 515.9m. The Qingshuiying group of dark mudstone layer thickness is 290.4 m,Lisheng reservoirs of 3204 to 328l m,mudstone thickness approximately is 5m,the maximum monolayer thickness reached 20.5 m,and contain pyrite particles;organic carbon TOC content was 0.47% to 0.5%,that of chloroform bitumena content is 0.0797%,abundance of organic matter in general;kerogen fractions in liptinite fraction was 64.71% 72.24%,the source rock is type II;mirror vitrinite reflectance (RO) was 0.69%,total hydrocarbon chromatography data calculation OEP for 1.18 that the organic matter has entered a mature stage. Lingwu depression,north of Yinchuan sag，Changxin sag in hydrocarbon generation sag,peace favorable range. It is presumed that the Qingshuiying mature source rock area of more than 200km2. However,it is not clear that the sedimentary environment,lithology and hydrocarbon generating ability of the water group in the ancient near. At present， to solve these problems,it is needed to use the existing information to find the hidden geological information,to make reasonable speculation. Shale gas exploration prospects are also unknown.Key words: Yinchuan basin; shale gas; Erdos syncline basin; basin geochemical characteristic41目录第一章 绪论11.1 课题背景及目的11.2 国内外研究现状11.2.1 世界页岩气勘探开发现状11.2.2 国内页岩气勘探及研究现状31.2.3 鄂尔多斯盆地页岩气勘探开发现状31.3 课题研究方法41.4 论文构成及研究内容4第二章 地质背景52.1 地层发育特征62.2 地层沉积特征62.3 页岩沉积背景72.4 岩性及沉积相特征72.5 页岩气开发现状与对策9第三章 暗色泥页岩地化特征评价方式103.1 有机质丰度103.2有机质类型123.3有机质的成熟度15第四章 银川盆地地化特征分析234.1平凉组岩矿特征234.2含气页岩分布234.2.1平面分布234.2.2埋藏深度234.3含气页岩有机地球化学24第五章 银川盆地页岩气综合预测28参考文献30致谢32第一章 绪论页岩气指储集于富有机质泥页岩中的天然气，主要吸附于有机质和黏土矿物表面或以游离态存在于孔隙和微裂缝中，当成藏条件满足时可形成具有可观经济价值的开采资源。当前全球页岩气资源量为4.56*1014立方米，主要分布于北美、中国、拉美、中东等地区。在我国，页岩不仅在海相地层中广泛分布，许多湖相地层也很发育+海相地层页岩气主要形成于中生界和古生界，空间上主要分布在南方区块（包括四川盆地等）、华北区块（包括鄂尔多斯盆地、渤海湾等盆地）和西北区块（包括塔里木、准噶尔等盆地）。而湖相页岩气主要形成于新生界和中生界，空间上主要分布在东北（松辽盆地）、华北（包括鄂尔多斯盆地和渤海湾等盆地）和西北（包括吐哈盆地、准噶尔等盆地）等区域。 我国西北地区，中生代含煤、油地层（侏罗系及三叠系等）和大型盆地边缘埋深较浅的古生界泥页岩层中，有机碳的丰度普遍较高，成熟度处于未熟-高成熟阶段；其间可能蕴含着巨大的天然气资源量。尤其是鄂尔多斯盆地泥页岩中有机质丰度较好：泥岩大范围分布且具稳定的厚度，泥岩有机碳含量在 4%以上，有机质成熟度超过 1.6%，这为页岩气的形成提供了较好的物质基础，部分盖层较好且下伏岩石孔隙和裂缝发育的地区容易形成具工业开采价值的页岩气藏，是页岩气勘探开发的潜力靶区。1.1 课题背景及目的本次课题主要研究分析的是银川盆地页岩气形成条件。对于页岩气勘探开发活动而言，详细的了解研究区的页岩气形成条件十分重要。通过对形成条件研究，总结该区页岩气成藏主控因素，确定勘探远景区和页岩气聚集区，对页岩气高效开发具有一定的指导意义。1.2 国内外研究现状1.2.1 世界页岩气勘探开发现状成功开采页岩气使美国跃居全球第一产气大国。2000-2010年间，美国页岩气干气产量由110亿立方米提高至1378亿立方米；全美页岩气井由2000年的2.8万口增加至2008年的超过4万口；美国的天然气消费中页岩气的比例也从2000年的1%跃升到目前的30%。页岩气开发极大改善了美国天然气供应格局和能源安全状况，其占美国天然气产量的比重从1996年的1.6%猛增至2010年的约23%，并使美国在2009年超过俄罗斯成为世界第一大天然气生产国和资源国。随着技术的进步及探明储量的持续增加，未来页岩气开采将进入爆发式增长期，带动美国天然气生产进入“黄金时代”。根据IEA的测算，到2035年，美国页岩气产量预计将增至3885亿立方米，占天然气总产量的比重将提高到49%。而国际能源署的测算则更为乐观，其认为至2035年美国非常规天然气的产量有望图1 宁夏页岩气潜力区分布简图达到6700亿立方米，占美国天然气总产量的比重将达到2/3。总体来看，未来美国页岩气产量的快速上升将有效抵补其他种类天然气逐步下降的开采量，并满足天然气需求的持续增加，不断降低美国天然气进口需求，预计美国将在2021年成为天然气净出口国。加拿大是继美国之后第二个实现页岩气商业化开采的国家，2009年的产量已达到72亿立方米。目前全球已有三十多个国家展开页岩气的勘探开发工作，但是北美以外国家的页岩气开发总体上仍处于初级阶段。未来十年，页岩气的产量仍将大致仅限于北美地区，此后，各个大陆将普遍建立页岩气和非常规油气生产基地，而且会逐步成为全球碳氢化合物生产不可或缺的一部分。欧洲页岩气技术可采资源量相对较低，但分布广泛，主要集中在波兰、法国、挪威、乌克兰和瑞典等国。波兰的页岩气可采资源量为欧洲之最，预计未来10-15年波兰每年可提供200亿-300亿立方米天然气。此外，德国、英国、西班牙等国也已开始开展页岩气研究和试探性开发，部分企业已着手商业性勘探开发。但在法国，由于担心页岩气的开采会对水资源管理带来较大负面影响，已暂时停止相关开采活动。总体来看，由于欧洲缺少大型石油服务行业，人口稠密，政治限制多，且存在更严格的环保要求，因此欧洲距离实现页岩气大规模商业开发仍为时尚远。在亚太地区，中国和澳大利亚的页岩气储量都很丰富，上述两国以及印度、印尼都已相继开始对页岩气资源展开调查与勘探。目前中国页岩气开发刚刚起步，总体处于以资源评估与勘探为主的探索和准备阶段。2011年7月，中国国土资源部举行了首轮页岩气探矿权招标。中国相关部门和石油公司也已着手与美国有关机构在页岩气开发、技术合作研究等方面展开多种形式的合作。目前中国正在积极推进天然气定价机制改革并加快修建天然气管道等基础设施，为日后页岩气的大规模开采做好准备。拉丁美洲的页岩气资源主要集中在阿根廷、墨西哥和巴西等国。目前道达尔、埃克森美孚等能源公司已经开始与阿根廷国内的石油公司合作，参与其国内矿区页岩气的开采。墨西哥的页岩气可采资源量位列世界第四，2011年10月墨西哥北部与美交界处发现大规模页岩气田，预计该气田能满足墨西哥90多年的天然气需求。1.2.2 国内页岩气勘探及研究现状页岩气在中国并不新鲜，自1667年第一次在四川盆地的邛1井发现天然气以来，就不断有页岩气的发现，尤其是自20世纪60年代以来，已在松辽、渤海湾、四川、鄂尔多斯、柴达木等几乎所有陆上盆地含油气盆地中，发现了页岩气或泥页岩裂缝气藏（戴金星等，1996）。1966年在四川盆地威远构造钻探的威5井，在27952798m井深寒武系筇竹寺组页岩中获日产气2.46104m3，成为中国早期发现的典型的页岩产气井。2000年以来，中国政府及相关企业就已高度重视页岩气的勘探开发，密切关注北美页岩气的发展动态。近年来，更是将页岩气的勘探开发提上重要日程。1.2.3 鄂尔多斯盆地页岩气勘探开发现状鄂尔多斯盆地是中国内陆的第二大沉积盆地，面积约25104km2，属于稳定的克拉通盆地。盆地内地层平缓、接触整合、构造稳定，且无断层对气藏起破坏作用，有利于天然气的生成与聚集。勘探实践表明，鄂尔多斯盆地天然气资源丰富，自20世纪50年代以来已先后在多个地区和层系发现了天然气。 鄂尔多斯盆地自下而上主要发育有2套富有机质泥页岩层系：上古生界石炭系-过渡相至陆相沉积的煤系源岩，以及中生界三叠系延长组的湖相暗色泥页岩层。其中，三叠系延长组富含有机质的泥页岩分布广泛，厚度大、有机质丰度高、深度和演化程度适中、生烃能力强、并且在钻井过程中，气测显示活跃、裂缝发育， 页岩气勘探开发潜力巨大，已受到广泛关注。但是， 随着美国页岩气勘探开发改变了世界能源的格局，我国对页岩气的勘探研究已经在全面起步，全国各个盆地也都在加大勘探开发力度，所以在鄂尔多斯盆地，除了三叠系之外，上古生界石炭二叠系也应作为页岩气勘探研究的主力层系之一。实践证明，上古生界是天然气勘探的主力层系。特别是90年代中期以来，上古生界天然气的勘探不断取得重大发现，相继发现了榆林、乌审旗、苏里格和镇川堡等一批大中型气藏（田）。并且在盆地内发现了多种非常规天然气资源，包括煤层气、致密砂岩气、水溶气等，近年来，盆地内天然气勘探又不断取得新的突破，含气范围进一步扩大，预示着良好的天然气勘探开发前景，因此，在上古生界进行页岩气勘探研究有着重要的现实意义。1.3 课题研究方法 （1）以研究区内现有的沉积、构造、成藏组合资料及前人的研究报告为基础，广泛搜集邻区的相关资料，结合相关区块地层、沉积相、储层特征与成藏主控因素，对上述研究内容开展深入系统的研究。 （2）以地化特征研究为主题，以沉积岩石学、构造地质学、天然气地质学、地球物理学科的理论与方法为指导，对研究区进行页岩气储层孔隙分布特征研究。 （3）在上述综合分析的基础上，归纳总结研究区域页岩气形成条件。1.4 论文构成及研究内容 （1）调研银川盆地页岩气地化特征； （2）综述银川盆地页岩气储层底化特征，包括有机质丰度、有机质成熟度、有机质类型等； （3）分析总结银川盆地页岩气形成条件。第二章 地质背景银川盆地南起青铜峡，北至石嘴山，西依贺兰山， 东靠鄂尔多斯盆地西缘，南北长165km，东西宽4260km，总面积7790km2，银川盆地在地质构造上被称为“银川地堑”。银川盆地整体呈北北东走向，基底呈南北高、中部低的船形，盆地中心位于平罗、贺兰、银川、永宁一带，最深部位大体位于平罗-银川一线以西及永宁、灵武之间的断陷处，在纵剖面上由平罗往北和由永宁向南又呈断阶状抬升。整个盆地为一东缓西陡的“向斜盆地”。 银川盆地总体走向北北东向，为一夹持在贺兰山与鄂尔多斯盆地西缘断褶带之间的断陷盆地，是在贺兰构造带的基础上演化形成的地堑式盆地，盆地基底地层由古生界和前古生界组成，盆地内新生界沉积厚度巨大，可分为北北东向的“银北凹陷”和北北西向的“灵武凹陷”，略显向西凸出的弧形，横剖面上表现为中部断落较深，向两侧以断阶状或斜坡状抬升，呈西陡东缓的向斜构造形态。据盆地基底结构和埋藏深度，结合重力异常图及地震构造图等，可将银川盆地划分为三个一级构造单元，即银川坳陷、永宁隆起、灵武坳陷。银川坳陷被银川断裂和芦花台断裂分割，自西向东划分为西部斜坡带、中央凹陷带、东部断阶带个次级构造单元，形成“二坡夹一凹”的构造格局（图2-1）。图21银川盆地构造位置2.1 地层发育特征盆地内新生界厚度变化受基底构造的控制，最大厚度可达7000m。基底凹陷中心与沉降中心相吻合，新生代有灵武坳陷、银川北凹陷、平罗凹陷三个较深的沉降中心，银川北沉降中心是古近-新近纪沉降最深部位，总体上盆地内古近-新近纪沉降中心靠盆地西侧，且北部厚于南部。第四系厚度达2000m，盆地内沉降中心从古近-新近纪到第四纪，由南向北迁移。新生界在盆地南北两端较薄，南端吴忠南第四系厚147m，北端的石嘴山石炭系和二叠系甚至出露地表。盆地内一系列倾向相同的北北东向正断层，断层面向盆地中心陡倾，致使盆地呈“阶梯”状断陷，使地层逐级由两侧向中心错落，形成阶梯状地层结构。银川盆地新生界不整合于前古近系之上，自下而上划分为渐新统清水营组（E3q）、中新统红柳沟组（N1h）、上新统干河沟组（N2g）和第四系（Q）。整体表现为湖水由深变浅、沉积物粒度由细变粗的沉积规律（图6-49、6-50）。主要地层为渐新统清水营组（E3q）、中新统红柳沟组（N1h）和上新统干河沟组（N2g）。清水营组在银参1井处厚度为648m（未钻穿），岩性为绿灰、灰、棕红色泥岩夹棕红、浅灰色砂岩（中、上部砂岩较多）。其中，泥岩占绝对优势，含量约为80%，暗色泥岩较多；砂岩及其他岩性约为20%。泥岩中含有细且呈分散状的有机质及黄铁矿微粒，代表了弱还原的浅湖-半深湖环境。红柳沟组在银参1井处厚度为1600m，岩性为灰白、浅黄色细砂岩、含砾砂岩与棕红色泥岩不等厚互层，中下部夹有泥灰岩和薄层石膏。红柳沟组泥岩含量约为50%，砂岩及其他岩性约为50%。该时期湖泊逐渐变浅，砂岩含量增多，整体属滨湖-浅湖相沉积。干河沟组沉积时期，盆地内湖泊进一步变浅，砂砾岩明显增多，岩性为浅棕色、灰色、褐黄色含砾砂岩，砂岩夹棕黄、紫红色泥岩，局部含炭屑碎块和黄铁矿、赤铁矿、石膏颗粒等。泥岩含量约为38%，砂岩及其他岩性约占62%。该组整体呈现下细上粗的粒度特征，下部为浅湖相沉积，上部为滨浅湖相沉积， 盆地边部存在河流相沉积。2.2 地层沉积特征银川盆地基底地层由古生界和前古生界组成，在永宁一带可能还有中生界侏罗系、白垩系分布；盆地基底呈南北高、中部低的船形，被银川断裂和芦花台断裂分割，形成 “二坡夹一凹”的构造格局。盆地中心位于平罗、贺兰、银川、永宁一带，最深部位大体位于平罗 - 姚伏 - 银川一线以西及永宁、灵武之间的断陷处，在纵剖面上由平罗往北和由永宁向南又呈断阶状抬升。整个盆地为一东缓西陡的“向斜盆地”。基底起伏决定了第四系的沉积轮廓，在平罗 - 姚伏、银川地区、永宁 - 吴忠中间第四系厚度超过1600m，向平原边缘沉积厚度迅速减薄。中部凹陷区是盆地内基底沉降最深、最快、新生界沉积最厚的区域，且具有众多次级凸起与凹陷构造。银川盆地地表第四系分布广泛。据钻孔资料银川盆地新生界沉积厚度约7000余米，沉降速度为0.1-0.17毫米/年，其中第四系最大沉积厚度达1600m以上（图3），沉积物以冲积、冲湖积、洪积为主，另外还有冲洪积物、风积物、湖沼沉积物。洪积物在贺兰山东麓最发育，前缘有一条明显的粘性土细粒带。冲积物、冲湖积物在青铜峡峡口为卵砾石相， 向下游渐渐过渡为中细砂和粉细砂夹粘性土，越往下游粘性土层数增多，厚度增加。2.3 页岩沉积背景 鄂尔多斯盆地是典型的叠合盆地，太古宙和元古宙结晶基底的构造形态控制着沉积盖层及区域构造形态，自下而上沉积了中上元古界、古生界和中新生界地层。盆地经历了中晚元古代坳拉谷、早古生代浅海台地、晚古生代近海平原、中生代内陆湖盆和新生代周边断陷等5个演化阶段。早古生代陆表海盆地沉积了寒武纪-中奥陶世碳酸盐岩，中奥陶世后陆表海消失。中石炭世盆地西缘的贺兰裂谷部位沉降最大，晚石炭世到二叠纪广泛沉积了煤系地层。早三叠世末鄂尔多斯地块东升西降，盆地雏形出现，至三叠世末，盆地定型，沉积了三叠纪、侏罗纪陆相含煤岩系。从古生代海相、海陆交互相到中生代的陆相，形成了盆地最主要的3套黑色页岩，即奥陶系平凉页岩、石炭-二叠系含煤煤系页岩、三叠系延长组长7段页岩。2.4 岩性及沉积相特征银川盆地及其周边出露地层自老而新有太古界、元古界、古生界的寒武系、奥陶系、泥盆系、石炭系、二叠系，中生界的三叠系、侏罗系、白垩系及新生界的古近系、新近系、第四系。盆地基底地层由古生界和前古生界组成，在永宁一带可能还有中生界侏罗系、白垩系分布。盆地内新生界厚度变化受基底构造的控制，最大厚度可达7000m。基底凹陷中心与沉降中心相吻合，新生代有灵武坳陷、银川北凹陷、平罗凹陷三个较深的沉降中心，银川北沉降中心是古近-新近纪沉降最深部位，总体上盆地内古近-新近纪沉降中心靠盆地西侧，且北部厚于南部。第四系厚度达2000m，盆地内沉降中心从古近-新近纪到第四纪，由南向北迁移。新生界在盆地南北两端较薄，南端吴忠南第四系厚147m，北端的石嘴山石炭系和二叠系甚至出露地表。盆地内一系列倾向相同的北北东向正断层，断层面向盆地中心陡倾，致使盆地呈“阶梯”状断陷，使地层逐级由两侧向中心错落，形成阶梯状地层结构。表2-1 银川盆地地层划分表表2-2 银川盆地第四系地层划分银川盆地新生界不整合于前古近系之上，自下而上划分为渐新统清水营组（E3q）、中新统红柳沟组（N1h）、上新统干河沟组（N2g）和第四系（Q）。整体表现为湖水由深变浅、沉积物粒度由细变粗的沉积规律。主要地层为渐新统清水营组（E3q）、中新统红柳沟组（N1h）和上新统干河沟组（N2g）。清水营组在银参1井处厚度为648m（未钻穿），岩性为绿灰、灰、棕红色泥岩夹棕红、浅灰色砂岩（中、上部砂岩较多）。其中，泥岩占绝对优势，含量约为80%，暗色泥岩较多；砂岩及其他岩性约为20%。泥岩中含有细且呈分散状的有机质及黄铁矿微粒，代表了弱还原的浅湖-半深湖环境。红柳沟组在银参1井处厚度为1600m，岩性为灰白、浅黄色细砂岩、含砾砂岩与棕红色泥岩不等厚互层，中下部夹有泥灰岩和薄层石膏。红柳沟组泥岩含量约为50%，砂岩及其他岩性约为50%。该时期湖泊逐渐变浅，砂岩含量增多，整体属滨湖-浅湖相沉积。干河沟组沉积时期，盆地内湖泊进一步变浅，砂砾岩明显增多，岩性为浅棕色、灰色、褐黄色含砾砂岩，砂岩夹棕黄、紫红色泥岩，局部含炭屑碎块和黄铁矿、赤铁矿、石膏颗粒等。泥岩含量约为38%，砂岩及其他岩性约占62%。该组整体呈现下细上粗的粒度特征，下部为浅湖相沉积，上部为滨浅湖相沉积，盆地边部存在河流相沉积。2.5 页岩气开发现状与对策银川盆地在页岩气勘探开发方面还未大规模地开展工作，但从2010年开始，宁夏地矿局已着手进行了有关页岩气资源调查与评价方面的工作，并多次开展了油页岩、页岩气、煤层气等新能源的调查立项。因此，开展具有宁夏地质特点的页岩气资源潜力研究分析，对于促进页岩气的勘探与开发和宁夏经济发展具有非常重要的现实意义。第三章 暗色泥页岩地化特征评价方式3.1 有机质丰度有机质丰度是指单位质量严实中有机质的数量。在其他条件相近的前提下，岩石中有机质的含量（丰度）越高，其生烃能力越高。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。3.1.1有机质丰度指标总有机碳（TOC，%）有机碳是只严实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。通常用占严实质量的百分比来表示。从原理上讲，严实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、经济的公仔。考虑到C元素一般占有机质的绝大部分，且含量相对稳定，故常用有机碳打好了来反映有机质的分度。将有机碳的量转换为有机质的量，需要补偿其他有机元素的量，常用的方法是乘以校正系数K，即有机质=K*有机碳。不难理解，K值是随有机质类型和演化程度而变化的量。Tissot等给出了经验的K值（表3-1）。表3-1 由有机碳含量计算有机质含量的转换系数演化阶段干酪根类型煤成岩作用1.251.341.481.57深成作用1.201.191.181.12从分析原理来看，有机碳既包括占岩石有机质大部分的干酪根中的碳，也包括可溶有机质中的碳，但不包括已经从烃源岩中所排出的油气中的碳和虽然残留于岩石中，但相对分子质量较小，因而挥发性较强的轻质油和天然气中的有机碳。因此，所测得的有机碳只能是残余有机碳。氯仿沥青“A”（%）和总烃（HC）氯仿沥青“A”是指用氯仿从沉积岩（物）中溶解（抽提）出来的有机质。他反映的是沉积岩中可溶有机质的含量，通常用占严实质量的百分比表示。严格的讲，他作为生烃（取决于有机质丰度、类型和成熟度）和排烃作用的综合结果，只能反映烃源岩中残余可溶有机质的丰度不能反映总有机质的丰度。氯仿沥青“A”中饱和芳香烃只和称为总烃。通常用占岩石质量的百万分作单位。显然，他反映的是烃源岩中烃类的丰度而不是总有机质的丰度。单在其他条件相近的前提下，这两想指标的值越高，所指示的有机质丰度越高。因此，它们也常常被用作烃源岩评价时的丰度指标。不过，显而易见，这两项指标均无法反映烃源岩的生气能力。同时，在高-过成熟阶段，犹豫液态产物裂解为气态产物，它也难以指示高-过成熟烃源岩的声优能力。还有必要指出的是，由于氯仿抽提及饱和烃、芳香烃分离士的恒重过程，C14-的烃类基本损失殆尽，两项指标实际上也未能反映烃源岩中的全部残油和残烃量。生烃势对岩石用Rock Eval热解仪分析得到的S1被称为残留烃，相当于岩石中已有由有机质生成但尚未排除的残留烃（或称之为游离烃或热解烃），内涵上与氯仿沥青“A”和总烃有重叠，但比较富含轻质组分而贫重质组分。分析得S2位裂解烃，本质上是岩石中能够生烃但尚未生烃的有机质，对应着不溶有机质中的可产烃部分。所以（S1+S2）被称为生烃势。在其他条件相近的前提下，两部分只和（S1+S2）也随岩石中有机质含量的升高而增大。因此，也称为目前常用的评价烃源岩有机质丰度的指标，也称为生烃是，单位mg/g。显然它也会随着有机质生烃潜力的消耗和排烃过程而逐步降低。除了上述常用的有机质丰度指标外，还可以利用全岩薄片在显微镜下统计的有机质数量（面积%）反映有机质的丰度。早起也有人利用氨基酸的含量来反映有机质的丰度。3.1.2有机质丰度评价有机质丰度评价是烃源岩评价的重要组成部分 。 岩石中有机质的含量达到多少才能成为，烃源岩，是有机质丰度评价的主要内容 。国内许多学者的相关研究(图3-1)表明(尚慧芸，l981) ，暗色泥质生油岩的有机碳含量下限值约为 0.4% ，较好的生油岩为1.0%。图3-1 我国新、中生代主要含油气盆地烃源岩有机碳含量频率图黄第藩对我国主要陆相含油气盆地的有机质丰度进行了总结，结果表明，在陆相淡水一半咸水沉积中，主力油源层的有机碳含量均在l.0%以上，平均值在l.2%2.3%之间变化，可高达2.6%以上；氯仿沥青“A”的含量均在0.1%以上，平均值在0.1%0.3%之间变化，烃含量均在410*10-6以上，平均值大多变化在(5501800)*10-6之间。 总的来看，我国陆相主力油源岩是一套灰黑、灰色泥岩、页岩，所含碳酸盐岩极少。陆相生油岩的有机质丰度，特别是烃含量不低，构成了陆相石油生成的良好的物质基础。 根据我国勘探实践，黄第藩提出了适用于我国陆相含油气盆地的，烃源岩评价标准(黄第藩等，1984)。（图3-2）是在黄第藩标准基础上修订后由中国石油天然气总公司，1995 年发布的行业标准，适用淡水一半成水湖相沉积的生油岩，海相泥岩也可参照此标准评价。对一般盐湖相沉积，因其有机碳含量较低，而烃含量不低，评价标准稍有不同。表3-2 陆相烃源岩有机质丰度评价指标指标湖盆水体类型非生油岩生油岩类型差中等好最好TOC（%）淡水-半咸水0.6-1.01.0-2.02.0咸水-超咸水0.4-0.60.6-0.80.8氯仿沥青“A”（%）0.050-0.1000.100-0.2000.200.HC(10-6)200-500500-10001000（S1+S2）（mg/g）6-20203.2有机质类型（1）依据岩石(或干酪根)的 Rock-Eval 热解特征划分有机质的类型元素分析必需制备干酪根，显微组分分析大多都需要制备干酪根，这一过程繁杂费时，利用 Rock Eval，烃源岩评价仪所得到的热解三分资料可快速经济地直接利用少量岩石(这项分析也可以对干酪根进行)获得许多参数，其中不少包含有烃源岩中有机质类型的信息。如在物理意义上，氢指数(fh)、氧指数(fo)分别与 H/C、0/C原子比相近。因此对成熟度较低的烃源岩而言，IH能较好地反映有机质生烃能力的高低，母质类型指数也可反映有机质氢、氧的相对富集程度，因而可成为良好的判识有机质类型的指标。 事实上，这些参数已成为目前油田生产实践中最常用的判识有机质类型的指标之一。（图7）为氢指数一氧指数关系图，它是按三类四型方案划分有机质类型的图解。（2）依据红外光谱(官能团)特征划分有机质的类型有机质的红外谱带可以分为脂族基团、芳香基团和含氧基团三大类。 显然，对相近成熟度的有机质样品来说，脂族基团含量越高，而芳香基团、含氧基团含量越低，则类型越好。因此，依据这些基团(谱带)的相对强度，可以选择许多比值来表征有机质的类型。中国石油天然气总公司1995年颁布的行业标准中就有由红外参数判识有机质类型的方案（图3-2、表3-3）。图3-2 由氢指数、氧指数划分有机质类型图 表3-3 红外光谱陆相烃源岩有机质类型划分表吸光度比12122920cm-1/1600cm-1-4.31.64.30.51.61.000.401.000.150.400.15（3）依据干酷根的稳定碳同位素组成(13C)判识干酪根的类型 现已知道，不同来源、不同环境中发育的生物具有不同的稳定碳同位素组成。总体上讲，相同条件下，水生生物较陆生生物富集轻碳同位素，类脂化合物较其他组分富集轻碳同位素。因此，较轻的干酪根碳同位素组成一般反映较高的水生生物贡献和较多的类脂化合物含量，即对应着较好的有机质类型。 干酪根作为生物有机质的演化产物，应该继承原始有机质的特征。因此，由干略根的碳同位素组成应该可以反映其有机质的来源及有机质的类型。（表3-4）列出了代表性的由干酷根碳同位素组成鉴别干酪根类型的方案。表3-4 陆相干酪根的13C（）与其类型的关系三分法（王大锐，2000）黄第藩（1991）SY/T 5735-1995典型腐泥质-28.030.2标注腐泥型1-28.231.0-22.5（4）依据干酪根的热失重特征判识干酪根的类型 干酪根在受热过程中会发生裂解，产生挥发性的产物，因此残余干酪根的重量会随着受热温度的升高而逐渐减少。热失重，即是指受热前干酪根的重量减去受热后干酪根的重量。不同类型的干酪根由于产烃潜力不同，因而失重量也会不同。 显然，对成熟度相近的样品，干酪根的类型越好(产烃潜力越大)，相同条件下的失重量越大，即各类干酪根的热失重量顺序为: I型II型型。这3类干酪根的最大失重量分别可达到干酪根原始重量的180%、50%和30%左右 。（5）依据可溶沥青的特征识别有机质类型 氯仿沥青“A”的族组成及正构烷烃组成氯仿沥青“ A”是各种烃类和非烃类的混合物，通常可将其进一步分离成饱和烃、芳香烃 、非烃和沥青质4个族组分。不同类型干酪根所生成的氯仿沥青“A”的族组成存在一定的差异，一般来说，类型越好的干酪根，所生成的氯仿抽提物中饱和烃含量越高；同时，由于藻类等水生生物的正构烷烃一般以较低碳数(小于 C2。，主峰碳数一般在 C15、C17 )不具奇偶优势的组分为主，而高等植物生源的饱和烃中以高碳数具奇碳优势的正构烷烃为主。因此，在有利的条件下，可以由此问接判识有机质的类型(表3-4)。需要说明的是，氯仿沥青的族组成不仅受母质类型影响，还受母质的成熟度及运移、次生改造过程的影响，因此表中只适用于低演化程度、未经明显蚀变的样品，当热演化程度较高时，由于大分子烃类的热裂解，会导致上述特征消失 。氯仿沥青“A”及原油的碳同位素氯仿沥青“A”作为干酪根的演化产物，应该在一定程度上继承了先质的特征，但由于成烃反应中的碳同位素分馏作用(12C优先富集于反应产物中)，氯仿沥青“A”的碳同位素组成略轻。由于在石油从生油层向储层运移过程中的碳同位素分馏作用和组分分馏作用，储层中聚集的石油的碳同位素组成也往往较氯仿沥青“A”中的略轻。 通常存在如下关系:13C干酪根一13C氯仿沥青“A”=01.513C氯仿沥青“ A”-13C石油=0l.5一般情况下，氯仿沥青的族组分之间存在以下关系:13C沥青质13C非烃 l3C芳香烃l3C饱和烃如果泥岩受到运移来氯仿沥青类的浸染，则13C干酪根与13C氯仿沥青“A”远背离上述关系，使得13C氯仿沥青“ A”所代表的母质类型信息失去意义。表3-5 依据可溶有机质特征划分有机质类型表单体烃同位素组成：单体烃同位素是指原油或沥青中单一妊类化合物碳同位素。 由 GC-C-MS(气相色谱一氧化燃烧炉一同位素质谱)或称在线同位素分析仪完成。 该技术使液态石油烃的稳定碳同位素研究与天然气中 C1-C4、CO2的碳同位素分析一样，进人了分子级水平。单体烃同位素分析仪，于20世纪80年代初实现商品化，我国90年代初引入。经过20余年的发展，单体烃同位素研究已经取得了长足进步，可以测定正构组分、异构组分及生物标志化合物。但总的来看，还属于新兴技术，对单体烃的地球化学意义认识还不够深入，许多理论问题尚未明晰 。3.3有机质的成熟度油气虽然是由有机质生成的，但有机质并不等于油气。从有机质到油气需要经过一系列的变化。 衡量这种变化程度(有机质向油气转化程度)的参数为成熟度指标，这方面的研究即为有机质的成熟度评价。 从原理上讲，无论是成烃母质，还是其产物，只要在成熟演化过程中体现出规律性的变化，反映这种变化的参数即可成为成熟度指标 。 因此，反映生烃母质干酪根演变特征的元素组成的变化、官能团构成的变化、自由基含量的变化、颜色及荧光性的变化、热失重的变化、碳同位素组成的变化、镜质组反射率的变化以及反映热解产物演化的可溶有机质的含量及组成、烃类的含量及组成均可成为成熟度指标。 生物标志化合物异构化参数、奇偶优势参数等等也可以成为成熟度指标 。（1）镜质组反射率(Ro)作为成熟度指标 镜质组反射率(Ro)作为成熟度指标，虽然镜质体并非是十分有利的成烃母质，Ro的增大与烃类的生成并没有必然内在的联系，但由于镜质组反射率随热演化程度的升高而稳定增大，并具有相对广泛、稳定的可比性，使 R。成为目別应用最为广泛、最为权威的成熟度指标。（表3-6）列出了我国石油行业l995年颁布的 R。与有机质演化阶段(成熟度)的关系。但这一指标在应用中也存在不少局限。首先，镜质体源于高等植物的碎片，图3-6 陆相烃源岩有机质成烃演化阶段划分及判断指标所以泥盆纪以前的沉积岩中因缺乏镜质体，使这一指标难以应用。第二，通常使用的Ro值是在显微镜下测量的若干值的平均值，对于以水生生物为主的倾油性的干酪根，由于缺少高等植物输入会使干酪根中的镜质体很少或缺乏(如碳酸盐岩)，这种情况下，反射率值可能不可靠。第三，一般认为Ro只与时间、温度有关，这是它能成为公认的成熟度指标的基础之一。 但已有证据表明，大量的油型显微组分或沥青的存在(对镜质体的浸染)或烃源岩内存在超压都会使镜质组反射率的测值偏低或者正常演化变得迟缓。这些有时会使得Ro作为权威成熟度指标的有效性受到挑战。（2）碳酸盐岩有机质成熟作用标志与成熟度评价对缺少镜质体的地层，尤其是下古生界海相碳酸盐岩，很难用经过实践证明是可信的源于高等植物碎屑的镜质组反射率来作为成熟度指标。可以说，这些地层的成熟度评价是困扰石油地质界和油气地球化学界的难题。正因为如此，各国学者对这一间题进行了长期的研究和探索。目前主要是利用海相岩石中各种有机显微组分的光性参数和干酪根的化学结构参数与镜质组反射率之间的相关关系，来获取等效镜质组反射率。任何成熟度评价参数，如不能建立起可与目前国际上唯一公认的、最广泛应用的成熟度指标一镜质组反射率进行直接或间接的对比关系，则不能被认为是可靠的成熟度指标 。 沥青反射率(Rb)影响沥青反射率的主要地质因素是沥青的成因及其热演化特征。由于沥青的来源不同， 它可以发育成不同的光学结构。只有在烃源岩原地形成的或干酪根热转化初期形成的固体沥青，才可以用作成熟度研究。 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式:Ro=0.618Rb+0.4丰国秀用四川盆地样品分别通过热模拟实验和自然演化系列建立了两个相关关系式: Ro=0.3l95+0.6790Rb (根据热模拟) Ro=0.336 +0.6569Rb (根据自然演化)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、秦勇通过华北地区石炭系灰岩自然演化系列样品和石炭系一二叠系煤的比较研究，建立了海相镜质组反射率与煤镜质组反射率的換算关系式: Rmv=0.805Ro一0.103 (0.50% Ro1.60%)Rmv=2.884Ro一3.63 (1.60% Ro2.00%)Rmv=1_082Ro+0.025 . 2.00% 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。海相镜质组在开阔台地相的碳酸盐岩中比较容易获得，但在强还原相的海相地层中不容易找到。在海相地层，尤其是下古生界海相地层中存在多种的动物有机碎屑，许多动物有机碎屑都有类似镜质组的光性特征。有关动物有机碎屑光纤参数作成熟度指标一直受到国内外学者的重视。对笔石、几丁虫、虫鄂等海相动物有机碎屑的反射性研究，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:lgRC= 1. 08lgRT lgRS= -0. 19 +1.29lgRT lgRG= -0. 04+1.10lgRT式中 Rc、Rs、RG一几丁虫、虫鄂和笔石的反射率，%； RT一结构镜质组反射率，%。牙形刺的荧光性牙形刺的色变指数CAI早已成为大家所熟悉的早古生代海相地层的成熟度指标。但CAI 依赖于人的肉眼比色，颜色等级的划分受诸多因素的影响，故仅为半定量指标，在实际应用中有许多不便之处 。研究发现，牙形刺荧光性演化与镜质组反射率的增长有良好的相关性。但牙形刺荧光性也受牙形刺的种类和测量部位的影响。钟宁宁、秦勇和金奎励等分别利用华北石炭系灰岩与煤层共生，而石灰岩中富含牙形刺的地质条件，建立了牙形刺荧光强度与镜质组反射率的关系: Ro=3.2982 -0