确定生油(气) 层
1.生油气层的确定一个沉积盆地的多套地层中并不是每个地层都是生油气层。必须根据前面已详细论述的有机质丰度、类型、热演化特征三个地球化学要素综合评价，确定哪些地层达到烃源岩标准。在多套生油气层中根据有机地球化学丰度、类型指标的高低，并结合成熟度特征，根据确定的烃源岩分布面积和厚度，最终确定一个盆地的主要生油气层和次要生油气层。
2.生油气层的定量评价一个沉积盆地发现了生油气层后，究竟有多大的油气资源潜力是勘探决策中最关心的问题。因此生油气层的定量评价具有非常重要的意义。由于目前我们所研究和关心的生油气层已发生了油气生成和运移过程，我们只能间接地估算它的生、排烃量，所以生油气层的定量评价又是比较困难和复杂的问题。这些年随着实验技术、尤其是热压模拟实验技术的发展，使生油气层生、排烃的计算更加准确和接近地质历史时期的生油气过程，成为生油气层定量评价的重要方法。目前生油气层的定量评价方法很多，这里我们着重介绍比较重要，而又较通用的热压模拟—体积法，氯仿沥青“A”数字化积分法计算总油气生成量。要说明的是这两种方法都是比较精确的计算方法，它要求有较多的钻井数据资料，适宜在有一定勘探程度的盆地中使用。对于在盆地勘探初期，往往采用盆地类比法和盆地体积法（面积、厚度）来估算，都属于专家经验估算方法，这里就不介绍了。
1）热压模拟—体积法计算油气生成总量（1）热压模拟实验。
实验前预先将样品粉碎至120目以下，在低温条件下（50℃左右）烘干。然后称取一定量的样品（几十至几百克），装入温压釜内密封，用真空泵抽空数小时，将空气全部排出，把釜置于管式炉中加热。自动控温，恒温若干小时后（一般72小时）切断电源，自然冷却至300℃左右。将温压釜与收集计量装置连接收集计量所产油和气。
（2）实验结果。
利用热模拟实验装置，我们可以对一个盆地未成熟代表性烃源岩（根据地质年代、岩性及有机质丰度、类型）从低成熟、成熟、高成熟到过成熟阶段进行热模实验，并获得不同热演化阶段的气、液态烃产率。由于在地质历史过程中油气生成的时间和温度互为补偿关系，因此可以再现一个盆地的油气生成过程。表1—16为鄂尔多斯盆地环14井灰岩的热模拟实验结果，根据热模拟结果，我们可以建立某类烃源岩的气、液态烃产率图版（图1—10），并进而建立成烃模式。
表1—16 鄂尔多斯盆地环14井灰岩不同演化阶段气、液态烃产率表（据程克明，1995）
图1—10 鄂尔多斯盆地环14井灰岩气态烃（a）、液态烃（b）产率图版（据程克明，1995）
该方法计算原理仍以常规体积法为基础，其优点在于将一个盆地按其不同热演化阶段和不同母质类型分别计算其烃源岩体积，并将该盆地代表性烃源岩进行热模拟实验，得出该盆地不同母质类型烃源岩在不同热演化阶段的液态烃、气态烃产率。这种方法避免了陆相地层非均质性与代表取值之间的矛盾。因此使计算生烃量准确度大大提高，更加符合盆地实际。
①液态烃生成量的计算公式：
Q总液=S·H·K液·ρ·CORG·R式中Q总液——液态烃总生成量，108t；S——有效烃源岩分布面积，km2；H——有效烃源岩平均厚度，km；K液——液态烃产率（查热压模拟液态烃产率图版获得，单位kg/t）；p——烃源岩密度，一般取23×108t/km3；CoRG——欲测烃源岩之残余有机碳，t；R——残余有机碳之恢复系数。一般按不同岩石母质类型查干酪根恢复图版获得。
②气态烃生成量的计算公式：
Q总气=S·H·K气·ρ·CORG·R式中Q总气——气态烃总生成量，108m3；K气——气态烃产率（查热压模拟气态烃产率图版获得，m3/t）其余参数同液态烃计算公式。
③烃源岩地质体各演化阶段的划分。
在一个连续沉积的盆地中，沉积岩分散有机质的受热历史与其埋藏深度密切相关，在沉积条件基本一致以及同一地热场背景下，分散有机质中的镜质组反射率与源岩埋深呈线性关系，根据不同埋藏深度烃源岩实测镜质组反射率值与相应埋藏深度进行回归计算，可以得出埋深D与镜质组反射率Ro的线性回归方程D=aRo+b（a、b为变数）。根据线性回归方程，可得出各演化阶段的埋藏深度。为计算方便和有利于地质检验，一般将演化阶段划分为低成熟（Ro=0.5%～0.8%）、成熟阶段（Ro=0.8%～1.3%）、凝析油—湿气阶段（Ro=1.3%～2.0%）和干气（Ro>2.0%）四个阶段。
④各演化阶段烃源岩体积的测算。
对于任一含油气盆地，当其已获得一个系统剖面烃源岩实测的镜质组反射率值与埋藏深度关系，并由此而划分出该盆地相应演化阶段的现今埋藏深度之后，该盆地相应层段的今构造图或沉积岩等深图的各演化阶段的相应深度分布即为各演化阶段沉积岩体的面积分布，如南堡凹陷生油门限3200m，根据这一参数在该凹陷今构造图（或等深度图）上查出3200m的等高线（或等深线）分布范围，此即成熟生油岩的分布范围，依此类推确定液态窗高峰、进入湿气—凝析油和进入干气阶段的等高线或等深线的深度分布范围，便获得相应演化阶段沉积岩体的分布范围。然后将烃源岩等厚图与今构造图或沉积等深图叠合，将已在今构造图上或等深图上所确定的各演化阶段分布范围投绘于烃源岩等厚图上，从而便可获得各演化阶段烃源岩的分布面积。烃源岩各演化阶段面积范围的平均厚度即为该演化阶段烃源岩的实际厚度。于是各演化阶段生油岩体积便可测出。
⑤母质类型的划分和各演化阶段计算参数的选择。
烃源岩的生烃速率及产烃潜力不仅与烃源岩所处热演化程度有关，而且与母质类型关系更为密切，腐泥型母质和腐殖型母质生烃潜力可产生数量级之差。因此，在获得一个盆地不同演化阶段烃源岩体积之后，还必须把各演化阶段地质体中各类母质所占有百分比例求出，这样不同母质类型烃源岩选择对应类型烃源岩的相应阶段产烃率进行计算就更为合理。
关于母质类型划分，一般采用三类四分的原则，即腐泥型（Ⅰ型）、腐殖—腐泥型（Ⅱ1型）、腐泥—腐殖型（Ⅱ2型）和腐殖型（Ⅲ型）。如前述所用手段一般采用干酪根元素的H/C原子比和O/C原子比、Rock—Eval所获的IH和Io、干酪根镜检等多种方法。从快速、经济且能得到较有代表意义的选择，无疑Rock—Eval的资料是能较好满足上述要求的手段。
关于不同演化阶段产率计算，代表值的选择，首先必须确定欲测盆地的岩类和母质类型（泥岩、灰岩、煤或其他岩种。Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型），在这些因素确定之后，针对所需计算的岩类和母质类型选择相应岩类及相应母质的产烃率图版（图1—11）热压模拟获得，在这个图版上分别测算出四个演化阶段（低成熟、成熟、湿气—凝析油和干气）的气、液态烃产率代表值。产率代表值的选择：低成熟代表值，由于其R。值范围由0.5%～0.8%，从动态分析观点出发，既不能选择Ro=0.8%的产烃率值，更不能选择Ro=0.5%时的产烃率值，一般选用R。=0.65%时的烃产率作为代表值。余此类推。
⑥残余有机碳的恢复。
关于残余有机碳的恢复，从物质平衡的观点出发，结合烃源岩有机物质演化特点，把未进入生烃门限之前烃源岩中的有机碳称为原始有机碳，进入生烃门限之后，烃源岩经历了不同的演化阶段，干酪根发生了不同程度热降解，并进行了不同程度的烃类排驱。因此，现今烃源岩中的残余有机碳与已降解碳之和才相当于原始有机碳。
图1—11 东濮凹陷沙河街组各类生油岩原始降解潜率图（据程克明，1995）
根据上述原理，采用Eock—Eval对各类母质的未成熟源岩进行人工模拟试验。以任一母质类型的烃源岩为例，将其在未成熟时所含有机碳视为原始有机碳。然后将其在不同模拟温度下所获得的已生成烃（S1）和干酪根热解烃（S2）之和乘以碳分数（0.083），即获得该模拟温度下该试样的有效碳[Cp=（S1+S2）0.083]，由此可以计算出该试样在该模拟温度下的烃降解率。所谓烃降解率是指该试样在该模拟温度下已生烃碳与残余有机碳之比值。对于一个盆地而言，我们可以选取不同类型的代表性烃源岩进行热模拟并制成各类生油岩的原始降解潜率图版（图1—12）。
图1—12 泌阳凹陷生油岩残余有机碳恢复系数图版A—1653号生油岩，最终降解率70%；B—最终降解率60%；C—1654号生油岩，最终降解率53.1%；D—1660号生油岩，最终降解率41%；E—1658号生油岩，最终降解率30%；F—2898号生油岩，最终降解率22%；G—1655号生油岩，最终降解率6.1%残余有机碳恢复系数取值范围：Ⅰ型1～3.4；Ⅱ1型1～1.8；Ⅱ2型1～1.2；Ⅲ型<1.2（据范成龙资料并作部分修改，程克明，1995）
在获得各类烃源岩不同模拟温度下的烃降解率和原始有机碳之后，根据物质平衡原理，原始有机碳与各模拟温度下烃降解率之（从原始降解潜率图版查）积即为该温度下该试样的已降解碳，而原始有机碳与已降解碳之比值即为残余有机碳的恢复系数（R）。对一个盆地我们可根据热模拟制成残余有机碳恢复系数图版（图1—13）。而残余有机碳恢复系数的取值范围，当确定了被恢复试样的热演化程度Tmax和母质类型之后，便可在如图1—13的图版上查得。
图1—13 东濮凹陷沙河街组各类生油岩热解烃率图版
（程克明，1995）
2）数字化积分法计算油气生成量（1）原理。
以各生油层系所取得的残余氯仿沥青“A”为基础，编出欲测地区和层位的氯仿沥青“A”等值图（勘探程度较低的地区亦可采用代表性样品氯仿沥青“A”的平均值），与此同时，结合测区，综合有机地球化学所确定的生油门限深度，编出有效生油岩等厚图（如前所述），将上述两种图件经数字化后用跟踪扫描法打点输入计算机，再由计算机根据各点的烃源岩厚度和残余氯仿沥青“A”含量，按照给定的公式（见后面）计算出各点的生烃强度，再由计算机绘出生烃强度等值线图（即生油量分布图）。
计算机既可计算和绘制出某一地质时间单元（或某一层段）和某一凹陷或区块的生烃强度分布（单位面积生油量）和总生油量，同时还可进行多层系的叠加，由此计算出一个盆地某一地质时期的总生烃量，从而为进一步的资源预测提供重要依据。该方法不足之处是无法计算出液态烃和气态烃的生成量，但它却有如下明显的优点：
①数字化积分法计算生油量首先是用等值线的办法把基本参数进行优化，从而避免了陆相地层非均质性与代表性取值的矛盾；②数字化输入图形（氯仿沥青“A”等值图及有效生油岩等厚图），按小区块计算各点生油量，区块越多，计算精度越高，最后是将各个小区块计算值积分，显然体积法无法与之比拟；③数字化积分法可将最终结果以生油量等值图形式输出，该图的最大作用是可以确定含油气盆地（或地区）的生油中心，为综合评价和指导勘探提供依据；④数字化积分法既可提供被测地区生油量的精确计算结果，又能提供不同概率的计算值，这为资源预测提供了较科学的依据；⑤数字化积分法可适用于不同勘探程度的盆地，也适用于不同的参数计算，能获得较好的结果。
（2）计算公式。
对于欲测区平面上某一点生烃强度的计算实质是以某一点的烃源岩厚度和源岩氯仿沥青“A”残余含量作变量来研究该测量点的生烃量，但根据残余氯仿沥青“A”所计算出的生烃量仅为残余生烃量，若能测算出该区各时间单元内油气的排出量（或排出系数），则可按下述公式计算出总生烃强度或总生烃量：
式中Q总——总生油量，108t；M——运移系数（由各盆地各生油层系用岩石热解法直接求得，单位：%，详见后）；S——生油岩面积，km2；H——生油岩厚度，km；A——氯仿沥青“A”平均含量，%；ρ——生油岩密度（一般用2.3×109t/km2）。
（3）运移系数确定。
油气生成量计算中所用运移系数是指生油层中已生成的油气向储层的排出率，即初次运移率。
初次运移率的测算方法是近几年在生油层定量评价研究中提出的一种方法。其原理是利用Rock—Eval实测不同温度下各种类型的不成熟生油岩的产烃率，以累计最大产烃率（即该生油岩在未排烃状态下的最大生油潜力）为原始产烃潜率，把现今不同演化阶段生油岩的热解烃率作为残留潜率。将各类未成熟生油岩在不同模拟温度下（或Tmax）的累积热解烃率作成图版（图1—13），由此可以通过图版求得已进行不同程度排烃的烃源岩的原始生油潜量。
对任何一个不同热演化程度的生油岩，只需要获得它的残余热解烃量（S2），并由同类未成熟生油岩热解烃率图版中，根据该类岩石的热演化程度（Tmax），便可查得其热解烃率（K），从而可以求得该生油岩的原始生烃潜量。
原始生烃潜量（S0）与不同热演化阶段残余生烃潜量（S1+S2）之差即为油气的初次运移量。初次运移量与总生油潜量之比，即为油气运移率（M）。表1—17列出了我国部分主要含油气盆地油气初次运移系数。
表1—17 中国中、新生代主要油气盆地初次运移系数表（程克明，1995）
续表
岩心、岩屑及井壁取心的含油级别、钻时变化、钻井中油气显示程度是反映地下油气层的直接标志。表5-8中归纳了我国东部油区油、气、淡水及盐水层在各种地质录井资料上的反映。
测井曲线不仅能给出渗透层的确切深度，而且能判断渗透层中流体性质，也还可以定量计算出评价油气层的各种地质参数 （如孔隙度、含油气饱和度等） 以及估计生产能力的各种快速直观显示 （如可动烃量、相对渗透率等）。再结合单层试油结果，可以作为确定产油气层参数的下限及选择试油层位的重要依据。
表5-9 中列出油、气、水层的地球物理定性特征和快速直观显示。
表5-8 油、气、淡水、盐水层地质录井特征
续表
表5-9 油、气、水层测井曲线的定性及快速直观特征
注：Sw.地层含水饱和度；Sw.束缚水饱和度；Sxo.侵入带含水饱和度；Rxo.侵入带电阻率；Rt.地层真电阻率；SP.自然电位。
人工综合判断油、气、水层与初步判断油、气、水层的基本方法一样，都是采用比较分析的方法。既然要比较，都只能在一定范围内比较，即在一个地层水电阻率基本相同的井段内，对岩性相同的地层进行储层物性 （孔隙度和渗透率）、含油性 （录井显示，定量计算，直观显示的含油饱和度以及Sw与Swi的关系）、电性 （测井曲线的形态特征，可动油气和可动水显示，识别油、气、水层的图形显示等） 的比较。比较的主要标准是该井段岩性和物性基本相同的纯水层，找出有把握的油气层以后，配合相互比较，本着先易后难的原则，逐层作出解释结沦。
在分析过程中，要注意抓住主要矛盾：在油气富集的有利井段 （在油水或气水过渡带之上），要抓住渗透性变差的趋势区分油气层、低产油气层及干层；在油水 （气水） 过渡带渗透性好的地层中，要抓住含油性变差的趋势区分油气层、油水 （气水） 同层及水层，注意划分渗透性差的干层；在确认的油气层中，注意根据孔隙度测井的显示，区分油层与气层，注意对气层降低孔隙性和渗透性标准；对特殊岩性储层，要注意特殊岩性对物性、含油性、曲线形态及计算参数的影响，应更多注意非测井来源的资料和本地解释经验。
在分析过程中，还要注意各种测井方法的特点，它的主要作用和次要作用，它应用的有利条件和不利因素，注意各条曲线的对应性；注意将测井数字处理成果及直观显示成果与测井曲线的定性解释结合起来；在搞清岩性的前提下，注意这些资料反映的岩性、物性、含油性、可动油气及可动水的变化，注意测井数字处理成果可能出现的假象 （如含油性好而可动油没有，煤层出现高孔隙度和高含油气饱和度等）；注意第一性资料的来源及其代表性，注意与邻井对比要把所有测井来源的资料与非测井来源的资料综合起来，去粗取精，去伪存真，做出尽可能准确和统一的解释。但测井解释既是一门技术，也像一种艺术。作为技术，它有成套的定性和定量评价方法和标准；作为 “艺术”，它的这些标准又比较模糊，常常又不太统一，可以因地、因井甚至因层而异，特别是做出解释结论是一种实践基础上的再创造，需要充分发挥地质与测井分析家的经验、思维及判断力。所以，一个成熟的地质与测井分析家是在长期实践中产生的，我们这里只能用一些简单的例子说明一些基本的方法和所要考虑的问题。
1.原油同位素与生油层的确定
图14－13 苏浙皖地区原油、沥青碳同位素分布图(据陈安定，2005)
目前国内外对原油中碳同位素研究较多，原油及其族组分碳同位素在油气勘探中应用较早，也较为广泛。陈安定等(2005)通过研究苏北盆地LT1井、D7井、Z43井和L1井等古生界原油的地球化学特征，判断它们来自古新统阜宁组源岩。如图14－13所示，苏北地区，包括句容等地的中、上古生界来源油与苏北下古近系—泰州组来源油从碳同位素上有明显区别:前者全油δ13C大于－29‰，后者一般主要分布在－30.5‰～－29‰之间。浙西、皖南下古生界自生自储固体沥青多数小于－30.5‰，三者大致在3个不同区间。LT1井五通组原油，ZA3井寒武系油，D3、D7井震旦系油，XU9井寒武系油等碳同位素分布区间与新生界油基本一致，与中、上古生界油不一致，与下古生界沥青有部分重叠但仍是可区分的。
图14－14 北海油田不同地层原油与生油层的对比(据Stahl，1977)
原油中包含诸如饱和烃、石蜡、芳香烃、非烃和沥青质等不同结构类型的分子，其在原油中的相对含量变化很大。原油成因不同，同位素类型曲线就不同。未经次生蚀变的同源原油，同位素类型曲线的位置和形态都相似。因此，同位素类型曲线可用来做原油对比和确定生油地层。
例如，英国北海油田，产在侏罗系和古近－新近系地层中，相距100多千米并被断层分隔开的两个油藏，同位素类型曲线非常相似，表明它们是来自同一生油层，有相同的有机物源。但是，根据同位素类型曲线外推的干酪根δ13C值(－27.4‰)，不同于古近－新近系和侏罗系中干酪根的实测δ13C值(－24.8‰)，说明它们都不是生油地层。这就是说，两油藏的原油是从其他生油层迁移而来的(图14－14)。Stahl(1978)还指出，原油中沥青质的δ13C值接近生油层中干酪根的碳同位素组成。同位素类型曲线外推求得的干酪根δ13C值与地层中干酪根的实测值相比:
同位素地球化学
则表明，该地层是原油的生油地层。
根据同位素类型曲线的相似性来划分原油类型和预测生油层，事先应充分了解原油的成熟过程、运移情况及其他次生蚀变作用。对于同位素类型曲线差别很大的油藏来说，沥青质的碳同位素组成无法推测源岩干酪根的δ13C值，说明同位素类型曲线技术只适用于成熟度低的未经次生同位素分馏效应的原油。
2.甲烷碳同位素确定天然气生成母岩
单体化合物甲烷是干酪根热裂解的产物，它的同位素组成与天然气生成母岩的沉积环境和成熟度有着紧密的关系，就此可以确定天然气的生气母岩。在地层中，干酪根热裂解产生的甲烷等气态烃，有一部分会被岩屑吸附。被吸附的甲烷同位素组成与天然气中的甲烷没有多大差别。但是，钻孔岩屑吸附的气体(甲烷)，会因岩屑被带到地表而降低压力，由于压力降低而引起的解吸作用，改变了它原来的同位素组成。有解吸作用的气体，C2+含量高，甲烷富13C。实际测量的甲烷含量少于井下记录的浓度。通过测定:钻孔岩屑中有机质的成熟度、天然气中甲烷的δ13C以及从气囊、岩屑或钻孔泥浆解吸的甲烷的δ13C值，即可用于气源对比，确定生气母岩。
图14－15 加拿大Arctic地区背斜轴部的侏罗系砂岩中天然气生成母岩的确定(据Garey，1979)
具体做法为:收集钻孔不同深度岩屑中的甲烷，用光学显微镜方法测定钻孔不同深度有机质的成熟度，建立样品深度－Ro关系图;测定气藏样品的甲烷的δ13C值，通过δ13C与成熟度Ro的关系图，得到气藏样品甲烷的δ13C对应的Ro;通过先前建立的样品深度－Ro关系图，利用气藏样品甲烷的δ13C对应的Ro值，再求得深度，深度相对应的地层，即为气藏生成的母岩层。例如:在加拿大Arctic地区背斜轴部的侏罗系砂岩中发现有天然气，这些天然气是来自成熟度不太高的侏罗－白垩系三角洲相地层(Ro=0.50%～0.65%)，还是生于三叠系黑色页岩(Ro=1.03%～2.00%)?天然气甲烷测定的碳同位素组成为－37.2，在δ13C甲烷－Ro关系图中，确定的相应成熟度为1.9%，然后再从深度－成熟度图中再确定甲烷的形成深度，从而断定深部三叠系黑色页岩是天然气的生成母岩，侏罗系砂岩中的天然气是后来运移来的(图14－15)。
图14－16 天然气甲烷碳同位素比值与储层深度的关系图(据J.A.Curiale，2002)
J.A.Curiale等(2002)研究了孟加拉国石油系统气态烃和液态烃的化学组成，通过排出物的化学解释推断出该区烃源岩的特征，从而确定生气层。孟加拉天然气δ13C1值的变化范围是－45.4‰～－39.9‰。如图14－16可见，随深度增加，天然气甲烷碳同位素比值也逐渐增大。较浅层气的δ13C1值为－45‰～－43‰，而较深层气的δ13C1值为－41‰～－40‰。尽管传统解释认为是生物成因和热成因气的混合导致的这一变化趋势，近期的一些基础研究已经证实运移亦可导致甲烷同位素的变化(CurialeandBromley，1996;Pernaton et al．，1996)。在孟加拉油气系统中，甲烷δ13C1值随深度的变化稳定存在。且对于任何给定的储层深度，北部森马盆地天然气甲烷的同位素均较南部天然气重，说明它们来自不同的生气层。研究结果表明北部天然气来自渐新统耶拿地层，而南部天然气来自中新统的布班地层。
司马胀曼月： 具有良好的油气源岩是沉积盆地形成油气藏聚集的首要条件.通常我们把能够生成石油和天然气的岩石称为生油(气)岩.由生油(气)岩组成的地层称为生油(气)层. 生油层的地质研究包括生油层的岩性、岩相及厚度研究.常见的生油层主要包含粘土岩类和碳酸盐类.
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新邱区17240266023： 石油地质的问题？
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司马胀曼月： 双侧向测井种通设置屏蔽电极主电极流电流聚焦进层种测井主电极电流聚焦进层深度越深则测量结反映信息包含越深信息反则浅测井探测深度指都垂直井轴向层向深侧向指能反映离井眼相较远电阻率信息浅侧向则更反映离井眼较近电阻率信息
