烃源岩及其生烃理论
1烃源岩及生烃机理进展总结
煤层气
盖层
常规伴生气 油
致密气藏
富气页岩
页岩气
常规油气藏
四、咸化湖相有机质的生烃
1、盐湖环境有利于有机质保存 2、咸化环境对有机质成熟度的抑制 3、咸化环境有机质的转化率高
盐湖环境形成优质烃源岩
“大咸盆套小盐湖”
据金强，2000
柴达木盆地西部下干柴沟组、上干柴沟组(E3和N1)优质生油岩 (TOC>1%,干酪根类型为Ⅰ型或Ⅱ1型)恰好发育在石膏、芒硝和岩盐最 发育的构造部位和层位
沙四上、沙三中、沙三下和沙一段为有效烃源岩分布 层段。
沙
沙四
沙
上
三
下
三
中
沙
三
沙 一 段
上
B.碳酸盐层系中，泥灰岩、泥质灰岩、灰岩中的泥质条带，缝 合线中有机碳丰度相对较高
②平面上，同一层烃源岩有机碳含量随沉积环境和岩性变 化而变化
满东1
英南2
二、有效烃源岩
• 有效性包含：
生烃数量的有效(达到足以排烃） 空间位置的有效 生烃时间的有效
烃源岩中分散液态烃滞留数量大
烃源岩分成熟度区间的源内液态烃滞留量统计图 （模拟实验研究和数据统计S1下限值为0.1 mg·g－1）
50% 有机质成熟度 Ro/%
0 0.4
0.6
排油率 % 20 40 60 80 100
山西灰岩 TOC=0.68%
0.8
1.0 1.2
唐山油页岩 TOC=7.55%
1.4
液态烃热裂解 气贡献量>70%
Kerogen
Kerogen热降解成气 可溶有机质热裂解成气
III 型
Ro<1.3%
Ro>1.3%
二连盆地东北部下白垩统烃源岩有机相与生烃特征
二连盆地东北部下白垩统烃源岩有机相与生烃特征程志强;王飞宇;江涛;任利兵;吴子强;谢红【摘要】巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷位于二连盆地东北端,相距仅30 km,但两凹陷烃源岩有机相类型存在较大差异:巴音都兰凹陷烃源岩主体为C相,初始氢指数为400～800 mg/g,平均为600 mg/g,烃源岩有机显微组分主要为腐泥组,形成于水体分层的微咸水-淡水还原环境;乌里雅斯太凹陷烃源岩为D/E相,初始氢指数为200～400 mg/g,平均为333 mg/g,烃源岩形成于淡水偏氧化沉积环境,有机显微组分主体为腐泥组、壳质组和镜质组混合型.烃源岩有机相决定生油特征,两凹陷烃源岩在生烃特征方面具有显著差异:主要表现为巴音都兰凹陷原油具有较高含硫量与总胶质量,原油API为15°～30°;而乌里雅斯太凹陷南洼原油API为35°～45°,原油油质较轻.烃源岩有机相差别也造成生烃门限差异:乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩主体成熟度比巴音都兰凹陷烃源岩成熟度高;巴音都兰凹陷生烃门限深度为1 500～1 600 m,而乌里雅斯太凹陷南洼生烃门限深度为1 900～2 000 m,比二连盆地其他富油凹陷的生烃门限更深.D/E相烃源岩与典型C相烃源岩(以层状藻和结构藻为主)具有不同的生烃特征,D/E相烃源岩生排烃温度更高,同时排出原油以轻质油为主.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2018(039)004【总页数】9页(P384-392)【关键词】二连盆地;下白垩统;烃源岩;有机相;生烃特征;湖相烃源岩【作者】程志强;王飞宇;江涛;任利兵;吴子强;谢红【作者单位】中国石油大学地球科学学院,北京102249;中国石油大学地球科学学院,北京102249;中国石油华北油田分公司勘探开发研究院,河北任丘062552;中国石油大学地球科学学院,北京102249;中国石油大学地球科学学院,北京102249;中国石油渤海钻探工程公司第二录井公司,河北任丘062552【正文语种】中文【中图分类】TE112.11有机质的母质类型决定其生烃量的大小和所生烃类性质，既使烃源岩有机碳含量和成熟度相近，生烃母质不同的烃源岩其生烃量和烃类性质也会有显著差异。
烃源岩及其生烃理论
a.高的古生产力 b.缺氧环境
2.4 判别标志
（1）地质特征 a.岩性：细粒的泥岩、页岩等 b.颜色：黑色、黑灰色、灰色和浅灰色以及灰绿色 c.沉积环境：弱还原-还原，水体比较平静的半深湖、深
湖相。 （2）地化特征
a.TOC值高于目的层其它烃源岩层位 b.有机质类型：较好，多为I型、II1型II2型，少数为III型
1.2 基本概念
（1）排烃门限： 是指烃源岩在埋深演化过程中当其生烃量饱和了
自身吸附、孔隙水溶解、油溶解(气)和毛细管封堵等 多种形式的存留需要，并开始以游离相大量排运油气 的临界地质条件(C%、Ro%、KTI等) 。
1.2 基本概念
（2）概念模型
Qp—累积生烃量； Qrm—残留烃临界饱和量； Qr—实际残烃量； Qe—源岩排烃总量 Qrb、Qrw、Qrog—源岩吸附、水溶、 油溶气残留烃临界饱和量； Qrw、Qed、Qes—源岩水溶相、扩散 相、游离相排烃量； Q’rm、Q’ed、Q’e—源岩进入排烃门 限前水溶相、扩散相、累积排烃量；
a.生物生产率 b.氧化还原条件 c.地球内部深部流体 d.沉积速率 e.沉积环境
3.3 有机质富集机理
（3）关键： a.古生产力是有机质富集的主导因素和前提条件，
直接影响沉积物中的有机质含量； b.在埋藏有机质阶段，其主控因素为沉积环境中的
氧含量和沉积速率等。
（4）据排烃过程特征综合判别 Qp-Qem<Qrm，未进排烃门限 Qp-Qem=Qrm，处于门限点上 Qp-Qem>Qrm，已进排烃门限
1.4 影响因素
(1)区域地质条件 a.地层热史 b.地层埋藏史 c.天然气在油、水中的溶解度
(2)生烃条件 a.有机质类型 ①类型好，丰度大的源岩排油门限早 ②类型差、丰度大的源岩排气态烃门限早于液态烃 ③Ⅱ类有机质排油气特征间于Ⅰ、Ⅲ类之间 b.有机质丰度 ①有机质类型好的源岩排烃门限浅，门限随有机质丰度的增加变化幅度小 ②有机质类型差的源岩排烃门限深，随有机质丰度含量增加变化幅度大
潮水盆地侏罗纪烃源岩生排烃史
潮水盆地侏罗纪烃源岩生排烃史正文：潮水盆地侏罗纪烃源岩生排烃史的研究，对于了解我国油气资源的形成与分布具有重要意义。
侏罗纪时期，潮水盆地处于一个活跃的沉积盆地，具备良好的生烃条件。
本文将从生烃和排烃两个方面，详细探讨侏罗纪烃源岩的生排烃过程及其特征，为今后的油气勘探提供理论依据。
一、潮水盆地侏罗纪烃源岩的生排烃背景潮水盆地侏罗纪时期，受构造运动的影响，盆地内部沉积了丰富的烃源岩。
这一时期的烃源岩具有较高的有机质含量，为生烃提供了良好的物质基础。
同时，侏罗纪的气候条件有利于有机质的生成和保存，使得烃源岩的生烃潜力巨大。
二、侏罗纪烃源岩的生烃过程及其特征在侏罗纪时期，潮水盆地烃源岩的生烃过程可分为两个阶段：生烃初期和生烃后期。
生烃初期，有机质在沉积过程中不断积累，生烃作用逐渐增强。
生烃后期，随着温度和压力的升高，有机质逐渐向烃类转化，生烃速率加快。
侏罗纪烃源岩的生烃过程具有以下特点：1.生烃速率快：受地壳运动和温度的影响，侏罗纪烃源岩的生烃速率较快，有利于烃类的生成。
2.生烃潜力大：侏罗纪时期潮水盆地沉积环境良好，有机质丰富，生烃潜力巨大。
3.生烃类型多样：侏罗纪烃源岩生烃过程中，生成油气、煤层气等多种类型烃气。
三、侏罗纪烃源岩的排烃过程及其特征侏罗纪烃源岩在生烃过程中，随着烃类的生成和聚集，排烃作用逐渐显现。
排烃过程可划分为两个阶段：排烃初期和排烃后期。
排烃初期，烃类在压力作用下逐渐向地表运移，形成油气藏。
排烃后期，随着烃类的进一步运移，油气藏逐渐饱和，排烃作用减弱。
侏罗纪烃源岩的排烃过程具有以下特点：1.排烃速率较快：受地壳运动和压力影响，侏罗纪烃源岩的排烃速率较快。
2.排烃方向多样：侏罗纪烃源岩的排烃过程中，烃类可以向地表、断层、岩溶洞等方向运移。
3.排烃效果受沉积环境控制：侏罗纪时期潮水盆地沉积环境优越，有利于烃类的聚集和排烃。
四、侏罗纪烃源岩生排烃的意义及其对油气勘探的指导作用侏罗纪烃源岩生排烃史的研究，对于了解潮水盆地油气资源的形成与分布具有重要意义。
二连盆地石炭系_二叠系烃源岩有机地球化学特征及生烃潜力_李海华
李海华图1二连地区露头剖面石炭系—二叠系烃源岩残余有机碳（TOC残）频数分布图从总体上看，碳酸盐岩烃源岩的残余有机碳含泥岩烃源岩的残余有机碳含量较高。
从碳酸盐岩烃源岩残余有机碳含量相对较高的层位是下二叠统和中二叠统，其次是下石炭统和泥岩烃源岩残余有机碳含量相对较高的在0.02%～0.30%之间，平均值为0.08%叠统泥岩烃源岩样品中的残余有机碳含量在1.30%之间，平均值为1.01%；中二叠统泥岩烃源岩的残余有机碳含量在0.55%～1.26%之间0.91%，而下二叠统泥岩烃源岩的残余有机碳含量在从平面上看,位于二连盆地北缘露头的碳酸盐岩烃源岩的残余有机碳含量相对较低,而南部露头区的残余有机碳含量相对较高；位于二连盆地南缘露头的泥岩烃源岩的残余有机碳含量相对较低,而2.2原始有机碳含量恢复二连盆地海相烃源岩由于热演化程度高以及地表长期风化作用的影响，残余有机碳含量难以反映图2二连地区露头剖面石炭系—二叠系烃源岩不同时代残余有机碳（TOC残）含量对比图图3二连地区露头剖面石炭系—二叠系烃源岩Pr/n C17与Ph/n C18关系图图4二连地区露头剖面石炭系—二叠系烃源岩三种5α甾烷三角组成图综合以上分析并充分考虑高演化对烃源岩类型降级的影响因素，认为二连地区石炭系—二叠系烃源岩的有机质类型主要为Ⅱ型，甚至有可能存在少Ⅰ型干酪根，说明有机质先体为混源型有机质。
表1二连地区石炭系—二叠系野外样品正构烷烃及类异戊二烯烷烃参数OEP剖面层位ααα-20RC 28/C 29ααα-20RC 27样品值平均值样品值平均值索仑北P 3l 0.870.971.41 1.79林西官地P 3l 0.97 1.88林西官地P 3l 1.07 2.07石灰窖P 2xj 0.980.99 1.73 1.79大石寨P 2w 0.92 1.56大石寨P 2w 1.07 2.07哲斯敖包P 1z 0.820.97 1.40 1.83科尔沁右翼前旗P 1q 1.12 2.26敖汉旗牛古吐乡C 2jd 1.05 1.07 2.04 2.06敖汉旗牛古吐乡C 2jd 1.12 2.15敖汉旗家道沟C 2jd 1.18 2.38敖汉旗家道沟C 2jd 1.07 2.06表2二连地区石炭系图5烃源岩可溶有机质的正构烷烃分布图。
一种烃源岩有机质生烃转化率的评价方法
一种烃源岩有机质生烃转化率的评价方法烃源岩是油气成藏的重要控制因素，其有机质的生烃转化率对油气勘探及开发具有重要意义。
有机质的生烃转化率是指有机质在地质条件下的生烃能力，是衡量有机质生烃活性的重要指标，也是烃源岩有机质分子和溶剂的交互作用过程的重要参数。
因此，研究烃源岩有机质的生烃转化率，对研究权质油气成藏具有重要意义。
二、评价方法1.实验室模拟试验法为了研究有机质的生烃转化率，通常运用实验室模拟试验法来模拟地质条件下烃源岩有机质的生烃过程，得到有机质的生烃转化率。
实验室模拟实验以获取烃源岩有机质的生烃转化率作为地质条件下有机质的生烃能力的重要参数。
在实验室中，可以控制一定的温度、压力及溶剂活性等条件，通过模拟实验的方式模拟烃源岩有机质的生烃过程。
实验室模拟实验的优势在于灵活性高，操作简便，数据可靠，但它的缺点也很明显，即无法准确反映现实地质条件下的情况。
2.现场抽样实测法现场抽样实测法是对烃源岩在现场实测有机质的生烃转化率，是一种具有较高准确性的评价方法。
现场抽样实测法可以根据地表、穿层情况，以及成藏深度等条件，抽取涉及到的多伦层烃源岩，进行实验室模拟，获取有机质的生烃转化率。
这种方法可以准确反映烃源岩有机质的生烃能力，但由于现场抽样实测困难，以及必要的实验室模拟，对实验材料量要求较高，因此其应用范围也有限，不能满足大范围工程应用的要求。
3.数据拟合法数据拟合法是以实验室模拟试验结果为基础，借助数学模型进行数据拟合，以对外推烃源岩有机质的生烃转化率的有效方法。
根据实验结果，通过使用多项式拟合，利用回归分析的方法，构建多项式模型，使拟合曲线与实验曲线尽量接近，在满足实际需求的情况下尽可能地减少误差，从而可以获得烃源岩有机质模拟生烃转化率。
数据拟合法具有操作相对简单、参数计算准确等优势，是目前测定烃源岩有机质生烃转化率较为常用和有效的评价方法之一。
三、结论有机质的生烃转化率是指有机质在地质条件下的生烃能力，是衡量烃源岩有机质活性的重要指标，也是烃源岩有机质分子和溶剂的交互作用过程的重要参数。
045第四章 油气成因和烃源岩(第五节烃源岩)
也能反映有机质的丰度。
我国陆相生油层评价标准
项
生 目
油
好 层层
生
油
岩相
深湖-半
深湖相
干酪根类型
腐泥型
中等生 油层
半深湖浅湖相
中间型
差生油 层
浅湖-滨 海相
腐植型
非生油 层 河流相
萜烷多见于高等植物。
有机质成熟度
有机质成熟度是指在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。
评价有机质成熟度常用且有效的方法包括：镜质体反射率（R0）法、孢 粉和干酪根的颜色法、岩石热解法和可溶有机质的化学法。
还要应用多种成熟度标尺和TTI等预测方法来估算烃源岩中有机质的成熟 度。
＜100 ＜1
有机质的类型
有机质的类型常从不溶有机质（干酪根） 和可溶有机质（沥青）进行分析。
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、红外线光谱分析以及岩石热解 分析等。
元素分析
元素分析：是从化学性质和本质上来把握其类型的。 从全球来看，石油主要产生于腐泥型或腐植形过渡的有机质；腐植型主
碳， IO）与干酪根元素组成分析能很好 对比。可利用这两个指数绘制范氏图确 定烃源岩中有机质的类型。
烃源岩中的干酪根分类
煤岩 学分 类
孢粉学分类 显微组分 显微组分细分
元素 分析
岩石 热解 分析
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
降解率（%）
藻质
絮质
草质
木质
地质条件下湖相烃源岩生排烃效率与模式
地质条件下湖相烃源岩生排烃效率与模式一、本文概述本文旨在探讨地质条件下湖相烃源岩的生排烃效率与模式。
我们将从湖相烃源岩的基本概念出发，深入理解其在地质环境中的形成和演化过程。
随后，我们将详细分析生排烃效率的影响因素，包括有机质类型、热成熟度、沉积环境、构造活动等。
在此基础上，我们将探讨不同地质条件下湖相烃源岩生排烃的模式，以及这些模式对油气资源勘探和开发的指导意义。
我们将关注烃源岩的生烃潜力和排烃效率，这是决定油气资源丰度和分布的关键因素。
通过深入研究这些地质过程，我们可以更准确地预测油气资源的分布和潜力，为油气勘探和开发提供重要的理论依据。
本文还将讨论湖相烃源岩生排烃过程中的环境问题，包括烃类气体的排放对气候变化的影响，以及烃类污染对水生生态系统的潜在影响。
这将有助于我们更全面地理解烃源岩生排烃过程，为油气工业的环境保护和可持续发展提供指导。
本文将全面深入地研究地质条件下湖相烃源岩的生排烃效率与模式，以期在油气资源勘探和开发、环境保护和可持续发展等方面提供重要的科学支持和实践指导。
二、湖相烃源岩的地质特征湖相烃源岩是指形成于湖泊环境中的沉积岩，其地质特征对于烃源岩的生排烃效率与模式具有重要影响。
湖相烃源岩的地质特征主要包括沉积环境、岩性岩相、有机质丰度、有机质类型和成熟度等方面。
沉积环境是影响湖相烃源岩发育的关键因素。
湖泊环境通常包括淡水湖、咸水湖和盐湖等类型，不同类型的湖泊环境对烃源岩的形成和发育具有不同的影响。
例如，淡水湖通常发育泥炭沼泽和沼泽化湖泊沉积，有利于有机质的积累和保存；而咸水湖和盐湖则可能发育碳酸盐岩和蒸发岩沉积，对有机质的保存和转化具有一定的影响。
岩性岩相是湖相烃源岩的重要特征之一。
湖相烃源岩的岩性主要包括泥岩、页岩、碳酸盐岩等，而岩相则包括纹层状、条带状、团块状等。
这些岩性岩相特征对烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度等方面具有重要影响。
例如，泥岩和页岩通常具有较高的有机质丰度和较好的生烃潜力，而碳酸盐岩则可能因其较高的孔隙度和渗透率而有利于油气的运移和聚集。
烃源岩二次生烃
超压对生烃的抑制
研究现状
随着超压盆地油气勘探的深入, 一方面, 在越来越多的沉积盆地中 证明了超压对有机质热演化的抑制作用一些前辈甚至提出了将镜质 体反射率与压力或超压直接联系起来的预测模型; 另一方面, 在很 多盆地中证明超压至少对镜质体反射率未产生可识别的影响, 如我 国琼东南盆地、美国绿河盆地和澳大利亚西北陆架区。很显然, 尽 管超压可以抑制有机质热演化和生烃作用的观点被越来越多的前辈 所接受,但超压环境有机质热演化的机理尚不十分清楚,并且目前还 缺乏能够系统解释不同观测结果的超压环境有机质热演化和生烃作 用的理论。
超压抑制作用层次
超压抑制了有机质热演化和生烃作用的各个方面 超压仅对产物浓度变化速率高、体积膨胀效应强的热演 化反应产生抑制作用 超压仅抑制了具有强体积膨胀效应的液态烃裂解, 对各 种干酪根组分的热降解和生烃作用未产生可识别的影响 超压对干酪根的热降解和生烃作用、烃类结构和构型的 变化及烃类的热裂解等有机质热演化的各个方面均未产 生可识别的影响
第二阶段：热降解-中间产物积聚阶段
该阶段活化能快速增大，对应的热模拟温度在300-400°C之间。比较所有样品在该阶段达到的最大 活化能发现起始成熟度R。在“0.7%”左右，随后，随成熟度升高反而降低。也就是说，对于起始成 熟度低于成熟中期阶段的样品，该阶段二次生烃表现为以原始“母质”热降解，中间产物积聚为主 ，是化学结构降解难度增高或可热降解分子吸收能量活化的过程；对于起始成熟度进入成熟中期的 原始样品，中间产物解聚、释放占相当大的比重，在起始成熟度R°超过“1.3%” 之后，沉积有机 质热降解基本结束，以中间产物继续解聚为主。在先期中间产物释放的同时，后续中间产物也在不 断形成、释放和积聚。
超压抑制作用多参数识别
烃源岩有机质成烃阶段的划分
烃源岩有机质成烃阶段的划分一、理论知识回顾油气现代有机成因理论指出，油气是由经沉积埋藏作用保存在沉积物中的生物有机质，经过一定的生物化学、物理化学变化而形成的。
富含有机物质的细粒沉积物，随着埋深加大，温度不断升高，有机质逐渐向油气转化。
由于不同深度范围内促使有机质转化的条件不同，致使其转化的反应过程和主要产物具有明显的区别，并使有机质向石油转化过程具有明显的阶段性。
烃源岩中有机质的丰富程度和向油气的转化程度可以通过某些反映有机质丰度和成熟度的参数变现出来。
1．常用的有机质丰度指标目前常用的有机质丰度指标主要包括有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃含量（HC）和岩石热解生烃潜量（S1+S2）等，这些指标数值越大，意味着有机质越丰富，通常这比较有利于油气的生成。
对于泥质烃源岩来说，评价其有机质丰度的标准可参考表Ⅱ-2-1。
应注意的是，岩石中TOC若太高（>3%），会造成无潜力碳太多，并非好烃源岩。
但TOC 太低，显然也不行。
岩石中的“A”含量，与有机质丰度、类型、成熟度都有关，其中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。
表Ⅱ-2-1 泥质烃源岩有机质丰度的评价标准2．常用的有机质成熟度指标用于评价烃源岩有机质成熟度的常见指标有镜质体反射率（Ro）、热变指数（TAI）、沥青转化率或烃转化率、CPI值（碳优势指数）、OEP值（奇偶优势比）、时间-温度指数（TTI）等。
镜质体反射率是一项确定有机质成熟度划分油气形成阶段十分有效的指标。
但因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低温条件不同，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（图Ⅱ-2-1）。
热变指数（TAI）分五个级别：①级—未变化，有机残渣呈黄色；②级—轻微热变质，呈桔色；③级—中等热变质，呈棕色或褐色；④级—强变质，呈黑素；⑤级—强烈热变质，除有机残渣呈黑色外，另有岩石变质现象。
《油气成藏机理》第三章 生烃动力学与生烃模拟
第三章生烃动力学与生烃模拟（Hydrocarbon Generation Kinetics and Modeling）生烃动力学与生烃模拟研究目的：解决干酪根生烃历史。
模拟烃源岩经历成熟门限、生油阶段、生气阶段的历史，为油气成藏动态分析奠定基础生烃动力学与生烃模拟提纲¾一、干酪根生烃动力学反应机理、反应动力学模型与参数、反应模式二、干酪根生烃模拟实验三、烃源岩生烃史模拟(1)TTI(2)EasyRo(3) 叠合型盆地高过成熟烃源岩生烃史模拟四、烃源岩生烃量计算五、超压盆地生烃作用动力学反应机理研究现状：干酪根热解生烃动力学的研究始于60年代，是吸收和移植20年代煤和油页岩的热解动力学的研究成果，先后提出了总包反应动力学模型、串联反应动力学模型、平行反应动力学模型、以沥青为中间产物的连串反应动力学模型。
70年代中后期，法国（IFP，Institute of French Petroleum）Tissot首次提出了干酪根热解平行反应动力学模型。
80年代早中期开始，美国加利福尼亚大学劳伦斯实验室（LLNL，Lawrence Livermore National Laboratory）大力发展和应用平行反应动力学模型来解决干酪根的油气生成量计算和预测。
我国也在80年代早期开始引进研究干酪根热解生烃动力学。
杨文宽，1982，一级反应方程的近似解及其在油气定量预测中的应用，石油与天然气地质，第3卷，第2期，99-112。
反应机理沉积有机质（干酪根，Kerogen）的（晚期）生烃动力学（化学反应动力学—机理）研究：¾反应条件—浓度（C）、温度(T )、时间(t)、介质（催化作用）、压力(P )¾符合化学动力学定律一级反应，即反应速率只同反应物质浓度的一次方成正比¾油气生成反应的动力学模型及参数（E 、A）适用于阿仑尼斯方程（Arrhenius Equation）k A k ==lnThe generation of gases from typesⅠand Ⅱorganic matters with temperature赵文智，王兆云，何海清，等. 中国海相碳酸盐岩烃源岩成气机理[J].中国科学，D辑，2005，35（7）：638~648.程克明，王兆云. 碳酸盐岩生烃机制及评价研究中的几个问题[J].石油勘探与开发，1996，23（5）：1~5.王兆云，程克明. 碳酸盐岩生烃机制及三段式生烃模式研究[J].中国科学，D 辑，1997，27（3）：250~254.煤中不同显微组分生油模式（据程克明，1995）生烃动力学与生烃模拟提纲一、干酪根生烃动力学反应机理、反应模型与动力学参数、反应模式¾二、干酪根生烃模拟实验三、烃源岩生烃史模拟(1)TTI(2)EasyRo四、烃源岩生烃量计算五、烃源岩生烃若干问题(1) 超压盆地生烃作用动力学(2) 碳酸盐岩层系生烃史模拟(3) 叠合型盆地高成熟烃源岩生烃史模拟烃源岩生成油气的热模拟试验¾干酪根生烃的自然过程是漫长的低温演化过程，主要影响因素有温度、时间、压力（可能）和催化作用。
第二章 2.6 烃源岩特征
第六节 烃源岩特征与油源对比
一、烃源岩概念
二、烃源岩地质特征
三、烃源岩地球化学特征
nmax nmin n nmax nmin n n n
不同温度间隔的温度因子
温度间隔 ℃ 20~30 30~40 40~50 50~60 60~70 70~80 80~90 90~100 指数值 n -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 温度因子 γ r-8 r-7 r-6 r-5 r-4 r-3 r-2 r-1 温度间隔 ℃ 指数值 n 0 1 2 3 4 5 …… 温度因子 r 1 r r2 r3 r4 r5 ……
含量均在0.1%以上，平均值为0.1%~0.3%。
3、总烃：
从氯仿沥青“A”中分离出来的饱和烃+芳烃， 。
泥质烃源岩评价 总烃ppm 好 500—1000 较好 100—500 下限 >100
（二）有机质的成熟度 烃源岩有机质的热演化程度。 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、 TTI法等
（陈建平等，1996）
岩石类型 生油岩级别
差 中 等 好 非常好 极 好
泥质岩 （%）
＜0.5 0.5～1.0 1.0～2.0 2.0～4.0 4.0～＞8.0
碳酸盐岩 （%）
＜ 0.12 0.12～0.25 0.25～0.50 0.50～1.00 1.00～2.00
2、氯仿沥青“A”
岩样未经酸处理，直接用氯仿抽提的产物。
湖相烃源岩生烃动力学及排油效率——以松辽盆地青山口组为例
湖相烃源岩生烃动力学及排油效率——以松辽盆地青山口组为例刘洋;何坤;李贤庆;徐红卫;张吉振;扈松林;王刚;樊志伟【摘要】为准确评价湖相烃源岩的排油量及致密油资源潜力,结合湖相Ⅰ型有机质的黄金管热模拟实验和青山口组烃源岩的有机地球化学分析,对松辽盆地湖相烃源岩生烃特征、动力学参数和排油效率进行了研究.热模拟实验的产物定量结果表明,松辽盆地青山口组湖相烃源岩具有可观的生油潜力,最大生油量约为600mg/g· TOC,主要的生油阶段在EasyRo=0.5％～ 1.2％.动力学计算结果表明,该烃源岩生油的平均活化能为218.5 kJ/mol,重质组分生成活化能要低于轻质组分.结合青山口组烃源岩的生油动力学参数和英X58井热史的地质推演,证实该井湖相烃源岩的当前生油转化率为40％～ 60％,生油量为240 ～360 mg/g· TOC;通过残留烃的定量,计算得到该烃源岩的排油量为150～200mg/g· TOC,相对排油效率约为60％.生油量及排油效率结果表明,松辽盆地致密油资源潜力大.【期刊名称】《现代地质》【年(卷),期】2016(030)003【总页数】8页(P627-634)【关键词】湖相烃源岩;黄金管热模拟;生烃动力学;排油效率;松辽盆地【作者】刘洋;何坤;李贤庆;徐红卫;张吉振;扈松林;王刚;樊志伟【作者单位】中国矿业大学(北京)煤炭资源与安全开采国家重点实验室,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油油气地球化学重点实验室,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油油气地球化学重点实验室,北京100083;中国矿业大学(北京)煤炭资源与安全开采国家重点实验室,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国矿业大学(北京)煤炭资源与安全开采国家重点实验室,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国矿业大学(北京)煤炭资源与安全开采国家重点实验室,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国矿业大学(北京)煤炭资源与安全开采国家重点实验室,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油油气地球化学重点实验室,北京100083;中国矿业大学(北京)煤炭资源与安全开采国家重点实验室,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国矿业大学(北京)煤炭资源与安全开采国家重点实验室,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE122.1作为重要的非常规油气，致密油在我国含油气盆地具有较为广泛的分布，如松辽盆地白垩系、四川盆地侏罗系和准噶尔盆地二叠系[1-2]。
1烃源岩及生烃机理进展13
卢双舫利用物质平衡原理计算的源岩排烃（油）量与有机质丰度 ＴＯＣ 关系曲 线的拐点来确定优质烃源岩的下限 。ＴＯＣ高于该值的源岩即为优质烃源岩． 即优质烃源岩可定义为 源岩中有机质的丰度高到其开始大量排烃点以上的源岩
从图中可以看到 IIIＩ 型和II2 型有机质的排油 量很低,实际上是不可能 成为优质油源岩的
3520
3530
3540
3550
深度 (m)
宏观非均质性：厚度变化
岩性
双深3
4173.67
取芯段
4150
4160
4170
4180
4190
4200
4210
深度 (m)
沾化凹陷烃源岩层组合特点
沙
沙四
沙
上
三
下
三
中
沙
三
沙 一 段
上
微观非均质性：纹层变化
牛122井 8-64-46 黑色泥岩 水平纹层
牛122井2590.2
0.4～0.5
秦建中等（2004）为消除成熟度对评价标准的影响，又分 为未熟—成熟烃源岩，高成熟—过成熟烃源岩两种评价标 准。通过对碳酸盐岩有机质丰度、有机质类型、沉积相、 有机相的研究，提出了碳酸盐岩评价标准。
碳酸盐岩烃源岩的划分标准
演化阶段
未成熟-成熟 高成熟-过成熟
TOC（%）
氯仿沥青“A” （%）
氧芴含量较高：弱氧化和弱还原环境 芴含量较高：正常还原环境 硫芴含量较高：强还原环境
一般来说，煤系泥岩和湖相泥岩含丰富的 芴和硫芴, 而氧芴含量低, 表明它们均形成 于较还原的沉积环境。
风306井二叠系风城组源岩 伽马蜡烷
二叠系风城组烃源岩典型特征： Pr/Ph<0.8 伽马蜡烷含量高 规则甾烷呈厂型，C28、C29含量高 β胡萝卜烷含量高
烃源岩二次生烃及超压对生烃的影响-谢明贤(矿普研11-3)
解聚、裂解 （主要）
Eh-EL1越小，跨越第二阶段的“能垒” 就越小，二次生烃迟滞性越弱，反之则 迟滞性越强。
二次生烃热解模拟反应活化能Eh与EL1差值、E10与起始成熟度关系
二、二次生烃反应动力学机制
（二）二次生烃死亡线确定
系列样品二次生烃热解模拟Rot、(Eh-EL2)与起始成熟度关系 Rot—第三阶段起始位置对应的镜质组反射率 (Eh-EL2)—第三阶段始末活化能差值
三、塔里木盆地奥陶系烃源岩二次生烃研究
不同起始成熟度烃源岩总烃
产率都是先增加后趋于稳定， 且总烃产率随起始成熟度增大 而规律性减小。
三、塔里木盆地奥陶系烃源岩二次生烃研究
（三）多阶段生烃过程对烃源岩生烃潜力的影响
1.生油高峰的烃源岩其生气潜力最不容易受到多次生烃过程影响
三、塔里木盆地奥陶系烃源岩二次生烃研究
超压盆地中有机酸的释放空间和有机酸对砂岩成岩作用的影响范围大
大超过常压盆地。因此在超压盆地中,低有效应力引起的压实作用减弱, 流体流动性减弱引起的胶结作用减缓,再加上有机酸对矿物的溶解作用, 三者共同作用使深部超压储层具有较高的孔隙度,从而为深层油气聚集提 供了较好的储集条件 ； 超压引起的地层天然水力破裂和流体穿层运移,超压环境深部油气藏的形成
一、二次生烃简介
（四）烃源岩二次生烃特征
1.二次生烃高峰具有迟滞性
2.二次生烃量与初始成熟度和二次生烃演化程度(终止成熟 度)密切相关。
3.二次生烃过程具有阶段性
热降解、裂解
热裂解
二、二次生烃反应动力学机制
（一）二次生烃迟滞性反应动力学
热降解、中 间产物积聚
二次生烃高峰
和保存需要有效的储层--盖层能量配置。
谢谢大家！
烃源岩有限空间生排烃基础研究新进展
ｃ ｒ ｉ ｄ ｏ ｔ ｈｅ ｈｙｄ ｏｃ ｒ ｎ ｇ ｎ ｒ ｔｏ ｎ ｘ ｌ ｉ ｎ ｓｍ ｕ ａ ｉ ｎ ｅ ｐ ｒｍ ｅ ｔ ｌ ｎ ｔ ｕ ｅ ｆ ｔ ｐ ａ ｒｅ ｕｔｗｉｈ ｔ ｒ ａ ｂｏ ｅ ｅ ａ ｉ ｎ ａ ｄ ｅ ｐｕ ｓ ｏ ｉ ｌ ｔｏ ｘ ｅ ｉ ｎ ａ ｉ ｓ ｒ ｍ ｎｔ ｏ ｙ ｅ
烃 源 岩 有 限 空 间 生 排 烃 基 础 研 究 新 进 展
关德 范 ， 旭 辉 李 志 明。 郑伦 举 马 中 良 徐 ， ， ，
（ ． 国 石 油 化 工 股 份 有 限公 司 石 油 勘 探 开 发研 究 院 ， 京 １ ０ ８ ； １中 北 ０ ０ ３
２ 中 国 石 油 化 工 股 份 有 限公 司 石 油 勘 探 开 发研 究 院 无 锡 石 油 地 质 研 究 所 ， 苏 无 锡 ． 江
２４５） １１１
摘要： 利用 ＤＫ Ⅱ型 地层 孔 隙 热 压 生排 烃模 拟 实 验 仪 开 展 烃 源 岩 有 限空 间 生 烃 与 压 差 排 烃 模 拟 实 验研 究 ， 果 表 明 盆 地 持 续 沉 结 降过 程 中烃 源岩 成 烃 过 程 明显 显 示 ３个 阶 段 ， 中成 熟 度 小 于 ｏ ７ ％之 前 ， 源岩 处 于缓 慢 生 油 阶 段 ，． ０ ～ ｏ９ 则 处 于 快 其 ．０ 烃 ｏ ７ ．０ 速 生油 阶段 ， ｏ ９ 时 已基 本 达 到 生 油 最 高 峰 ， 于 ０ ９ 之 后 ， 烃 源岩 内部 流 体 压 力 的作 用 ， 大 地 抑 制 了烃 源 岩 中 于 酪 至 ．０ 大 ．０ 受 极 根 向烃 的转 化 ； 在 该阶 段 ， 源 岩 破 裂 作 用 排 出 油 可 滞 留 在 烃 源 岩 表 面 及 与之 有 连 通 的微 裂 缝 中 ， 分 排 出 油 可 进 人 与烃 源 岩 且 烃 部 层 互 层 的砂 岩 层 内 。烃 源 岩 成 熟 度 高 于 ｏ ７ 之 后 ， ．０ 当盆 地 整 体 抬 升 阶 段 烃 源 岩 区与 储 集 岩 区压 力 系 统 差 达 到 一个 临界 压 力 差 值 （ ４ ａ 时 ， 能使 烃 源岩 生 成 的油 较 有 效 地 发 生 远 距 离 运 聚 并 成 藏 。 约 ～５ＭＰ ） 才 关 键词 ： 源 岩 ； 烃 ； 烃 ； 限空 间 ； 差 烃 生 排 有 压
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3.2 有机质沉积过程
a.初级生产力 b.次级生产力 c.沉积环境含氧量
a.沉积速率 b.氧化还原条件
生物物质
沉积有机 质
埋藏有机 质
有机质形成阶段
烃源岩形成阶段
3.3 有机质富集机理
（1）总的来说，岩石中有机质富集程度受到沉积环 境中物理、化学和生物3方面因素的影响 （2）具体而言，受到以下几个因素的影响：
2.2 基本概念
（1）生油岩： 已生油的、或已具备了生油能力的岩石。
（2）有效烃源岩： 不仅能生烃，而且还能排烃，并对油气成藏有
贡献。 （3）优质烃源岩：
有机质丰度高，类型好，对油气成藏有较大贡献 的烃源岩。
2.3 形成条件
（1）有利环境：半咸水、咸水和盐水湖泊 a.湖水分层现象 b.表层水适于浮游生物生存 c.深水部位形成封闭缺氧环境，适于有机质的保存 d.表层水生物高产率区与底层水缺氧区的叠合部位
（4）据排烃过程特征综合判别 Qp-Qem<Qrm，未进排烃门限 Qp-Qem=Qrm，处于门限点上 Qp-Q来自m>Qrm，已进排烃门限
1.4 影响因素
(1)区域地质条件 a.地层热史 b.地层埋藏史 c.天然气在油、水中的溶解度
(2)生烃条件 a.有机质类型 ①类型好，丰度大的源岩排油门限早 ②类型差、丰度大的源岩排气态烃门限早于液态烃 ③Ⅱ类有机质排油气特征间于Ⅰ、Ⅲ类之间 b.有机质丰度 ①有机质类型好的源岩排烃门限浅，门限随有机质丰度的增加变化幅度小 ②有机质类型差的源岩排烃门限深，随有机质丰度含量增加变化幅度大
2.1 研究意义
（1）大油田与优质烃源岩的存在密切相关 （2）优质烃源岩是富油凹陷生烃的物质基础 （3）其规模及分布范围控制着油气田的大小及分布 （4）优质烃源岩的确定，为科学评价含油气盆地油气 资源潜力，揭示油气生成、运移、聚集及富集规律，选 择有利的勘探方向及勘探目标，提高勘探效益，都具有 十分重要的意义。
1.5 研究方法
图1.2 排烃门限研究方法(庞雄奇，1995)
（1）地质追踪法
（2）模拟实验法
（3）盆地模拟法
影响因素多，结果粗略 存在单一性和局限性
费时且费用昂贵
不能考虑未熟烃和低熟烃的排运
同时也不能直观地反映排烃门限
2.优质烃源岩
2.1 研究意义 2.2 基本概念 2.3 形成条件 2.4 判别标志
图1.1 烃源岩排烃门限概念模型(庞雄奇，1995)
1.3 判别标准
图1.1 烃源岩排烃门限概念模型(庞雄奇，1995)
（1）据生烃量大小 Qp<Qrm，未进排烃门限 Qp>Qrm，已进排烃门限
（2）据残留烃量大小 Qr<Qrm，未进排烃门限 Qr=Qrm，已进排烃门限
（3）据排烃相态变化特征 Qes=0，未进排烃门限 Qes>0，已进排烃门限
a.生物生产率 b.氧化还原条件 c.地球内部深部流体 d.沉积速率 e.沉积环境
3.3 有机质富集机理
（3）关键： a.古生产力是有机质富集的主导因素和前提条件，
直接影响沉积物中的有机质含量； b.在埋藏有机质阶段，其主控因素为沉积环境中的
氧含量和沉积速率等。
1.2 基本概念
（1）排烃门限： 是指烃源岩在埋深演化过程中当其生烃量饱和了
自身吸附、孔隙水溶解、油溶解(气)和毛细管封堵等 多种形式的存留需要，并开始以游离相大量排运油气 的临界地质条件(C%、Ro%、KTI等) 。
1.2 基本概念
（2）概念模型
Qp—累积生烃量； Qrm—残留烃临界饱和量； Qr—实际残烃量； Qe—源岩排烃总量 Qrb、Qrw、Qrog—源岩吸附、水溶、 油溶气残留烃临界饱和量； Qrw、Qed、Qes—源岩水溶相、扩散 相、游离相排烃量； Q’rm、Q’ed、Q’e—源岩进入排烃门 限前水溶相、扩散相、累积排烃量；
汇报内容
1.排烃门限 2.优质烃源岩 3.烃源岩分布与有机质富集机理
1.排烃门限
1.1 产生背景 1.2 基本概念 1.3 判别标准 1.4 影响因素 1.5 研究方法
1.1 产生背景
（1）传统烃源岩评价标准存在一些问题，如： a.最小有机碳含量下限标准不适用于所有的烃源岩 b.生烃门限不宜作为成熟生油岩或有效生油岩的判别标准 c.“石油液态窗”分布范围随地质条件的不同而改变 d.生油气模式相同的源岩排油气地质模式可以不同 （2）排烃门限揭示了源岩排烃临界地质条件存在的客观性，可 以建立起科学的“有效源岩”的概念，很好地解决“未熟-低熟 油”资源评价等问题。
2.4 判别标志
（3）生排烃贡献 相对排烃量大于自身相对厚度 公式：
（4）油气源对比 如果资料足够精细，可以直接识别出生排烃特征突出、
对油气成藏贡献大的优质烃源岩层段。
3. 烃源岩分布与有机质富集机理
3.1 存在观点 3.2 有机质沉积过程 3.3 有机质富集机理
3.1 存在观点
（1）陈践发等(2006)认为，古生产力和氧化还原环境是有 机质富集程度最重要的影响因素。 （2）谢树成等(2007)指出，关于沉积有机质富集机理存在 生产力模式和保存模式两种模式的争议。 a.生产力模式：有机质富集的主控因素是形成有机质的生物生 产力(Demaison and Moore，1980；Pederson and Calvert， 1990；Hucet a1．2000) b.保存模式：主控因素是沉积或底层水的缺氧条件(Demaison and Moore，1980；Tyson and Pearson，1991)。
是优质烃源岩的发育区 （2）根本条件：
a.高的古生产力 b.缺氧环境
2.4 判别标志
（1）地质特征 a.岩性：细粒的泥岩、页岩等 b.颜色：黑色、黑灰色、灰色和浅灰色以及灰绿色 c.沉积环境：弱还原-还原，水体比较平静的半深湖、深
湖相。 （2）地化特征
a.TOC值高于目的层其它烃源岩层位 b.有机质类型：较好，多为I型、II1型II2型，少数为III型