石油地质学中期复习资料.doc

绪论
石油地质学是探索油气生成理论、油气运聚条件、油气藏形成和分布规律的新兴学科，是矿床学的分支学科。
第一章 油气水的成分与性质

第1节 原油的成分与性质
石油：自然界中存在于地下的以气态、液态、固态烃类化合物为主，并含有少量杂质的复杂
混合物。
一、原油的化学成分
（一）、原油的元素组成（自学）
主要元素：C、H、O、S、N
微量元素Ｖ（钒）／Ｎｉ（镍）比值：海相原油含钒高，Ｖ／Ｎｉ比高，陆相原油含镍高，Ｖ／Ｎｉ低（但盐湖相除外）。
腐泥质含钒高，绿色植物的腐殖质含镍高。
（二）、石油的烃类组成
１.烷烃（脂肪族烃、石蜡烃、直链烃）：CnH2n+2,SPT标准温压条件，293ＯＫ，0.101MPa）条件下，C1-C4为气态，C5-C15为液态，C15以上为固态。烷烃属于饱和烃。
２.环烷烃：属于饱和烃，有单环（CnH2n），双环（CnH2n-2），三环（CnH2n-4）及多环。石油中多为五员环和六员环。
３.芳香烃：具有苯环的化合物。有单环，多环（两个或两个以上独立苯环）和稠环（两个或两个以上苯环共用相连的C原子）
(三) 、石油的非烃组成:主要是O、S、N的化合物
1.含硫化合物：大于2%的称高硫石油
2%——0.5%的称含硫石油
小于0.5%的称低硫石油
高含硫原油多产至碳酸盐地层和膏盐地层
2.含氮化合物：最具研究意义的是金属卟啉化合物（钒卟啉和镍卟啉），它们存在于动物的血红素和植物的叶绿素中。被认为是石油有机成因的证据之一。
意义：海相生油岩和原油以钒卟啉为主，陆相生油岩和石油以镍卟啉为主。
3.含氧化合物：主要是石油酸（环烷酸、脂肪酸、酚等）及醛、酮等。
（四）、石油的馏份
石油的馏分就是利用组成石油的化合物各自具有不同沸点的特性，通过对原油加热蒸馏，将石油分割成不同沸点范围的若干部分，每一部分就是一个馏分
（五）、 石油的组分
它是利用有机溶剂和吸附剂对组成石油的
化合物具有选择性溶解和吸附的性能，选用不
同有机溶剂和吸附剂，将原油分成若干部分，
每一部分就是一个组分。

二、原油的分类
该分类主要是依据原油中各烃类的含量比例关系，以烷烃（石蜡烃） ，环烷烃，芳烃+S、N、O化合物三个参数作为三个端元，采用三角图解来划分原油类型。注意该方案中所用参数是原油中沸点＞210℃馏分的分析数据。

注：S─饱和烃；AA─芳香烃+非烃+沥青质； P─石蜡烃； N─环烷烃。
一般小于1.0
芳香─环烷型原油
N≥25
芳香─沥青型原油
N<25
P≤10
>0.5
芳香─中间型原油
P>10
S≤50
AA≥50
环烷型原油
N>P且N>40
石蜡─环烷型原油
P≤N且P≤40
<0.5
石蜡型原油
P>N且P>40
S>50
AA<50
含硫量
%
原油类型
组分含量
%

三、海相与陆相原油的基本区别
主要有如下几个方面：石油类型、含蜡量、含硫量、钒、镍含量与比值和碳稳定同位素的分布
1.原油类型
海相石油：以芳香-中间型和石蜡-环烷型为主，饱和烃占石油的25-70%，芳烃占总烃的
25-60%。
陆相石油：以石蜡型为主，部分为石蜡-环烷型饱和烃占石油60-90%，芳烃占总烃的10-20%。
2.含蜡量。含蜡量高是陆相石油的基本特征之一，高蜡石油都产于陆相环境中，海相石油含蜡量均小于5%，一般仅0.5-3。
3.含硫量。海相石油一般为高硫石油，而陆相石油一般为低硫石油。含硫量主要与蒸发盐或碳酸盐母岩的沉积环境（主要是盐度）有关。
4.钒镍比值。海相石油中钒、镍含量高，且V/Ni＞1；而陆相石油中钒、镍含量较低，且V/Ni＜1。此外，钒、镍主要存在于卟啉类化合物中，海相石油富含钒卟啉，而陆相石油富含镍卟啉。
5.碳同位素。第三系海相石油δ13C值一般大于-27‰，而陆相石油的δ13C值一般小于-29‰。不同时代海、陆相石油δ13C值可有一定幅度的变化，但两者的差别仍是基本的。
第2节 原油的物理性质
1.颜色：在透射光下石油的颜色可以呈淡黄、褐黄、深褐、淡红、棕色、黑绿色及黑色等色。原油颜色的深浅主要取决于胶质、沥青质的含量。其含量愈高，则颜色愈深。
2.相对密度：指原油与4℃纯水单位体积的重量比（2930K，0.101MPa）
以40C温度下的水的密度为基准，原油可以进一步分类：
密度大于1t／m3为超重原油；
密度1—0．92t／m3为重质原油；
密度0．87—0．92t／m3为中质原油；
密度小于0．87t／m3为轻质原油。
3.粘度：反映流体流动时分子之间相对运动所引起内摩擦力的大小。
石油粘度大小主要取决于其化学组成，小分子的烷烃、环烷烃含量高，粘度就低；而石蜡、胶质、沥青质含量高，粘度就高。石油粘度随温度升高、溶解气量增加而降低。因此，地下石油的粘度常低于地表。在地下1,500-1,700m处，石油的粘度通常仅为地表的一半。
4.溶解性。当压力不变时，烃在水中的溶解度随温度升高而变大。芳香烃更明显。但随含盐度和压力的增大而变小。当水中饱和CO2和烃气时，石油的溶解度将明显增加。
5.原油的凝固与液化。石油的凝固点与粘度和重质石蜡的含量有关，尤其与后者关系密切。
6.蒸发与挥发:指在常温常压下液体表面汽化的现象。
石油中只有不饱和烃及衍生物具有荧光性。芳烃呈天蓝色，胶质为黄色，沥青质为褐色。
7.荧光性：石油在紫外光照射下可产生发荧光的特性
8.旋光性：大多数石油都具有旋光性，即原油通过偏振光能使偏振光的振动面旋转一定角度的性能。旋光性可以作为石油有机成因的重要证据之一。
9.导电性。原油及其产品具有极高的电阻率。
10.热值。
相对密度在0.7-0.8kg/l的原油为44.5-47MJ/kg；
相对密度为0.8-0.9kg/l的原油为43-44.5MJ/kg；
相对密度为0.9-0.95kg/l的原油为42-43MJ/kg。
第3节 油田水的成分与性质
油田水：广义上是指油气田区域内的地下水，包括油（气）层水和非油（气）层水。
狭义上是指油气田范围内直接与油（气）层连通的地下水，即油（气）层水。
一、油田水的化学成分
1.主要的离子：Na＋ 、 K＋ 、Cａ2+、Mg2+、H＋、Fe2+、Cl－、SO42-、CO32-、HCO3-
2.有机组分：环烷酸、酚、苯、有机碳等。但大多数有机组分以有机盐的形式存在而易溶于
水，是水化学找油的标志。
3.水中的气体组分：主要是甲烷和ＣＯ２。
二、油田水的存在形式
1）吸附水：呈薄膜状被岩石颗粒表面所吸附，在一般温、压条件下不能自由运动。
2）毛细管水：存在于毛细管孔隙-裂缝中，只有当作用于水的力超过毛细管力时才能运动。
3）自由水：存在于超毛细管孔隙-裂缝中，在重力作用下能自由运动。
根据水与油、气的相对位置关系
底水：是指含油（气）外边界范围以内与油（气）
相接触，且位于油气之下承托着油气的油（气）层水。
边水：是指含油（气）外边界以外的油（气）层水，
实际上是底水的自然外延。
三、油田水的来源：沉积水、渗入水、深成水、成岩水
四、油田水的分类
大陆水含盐度低（一般小于500mg/l），其化学组成具有HCO3-＞SO42-＞Cl-，Ca2+＞Na+＜Mg2+的相互关系，且Na+＞Cl-，Na+/Cl-(当量比)＞1。
海水的含盐度较高(一般约为35,000mg/l)，其化学组成具有Cl-＞SO42-＞HCO3-，Na+＞Mg2+＜Ca2+，且Cl-＞Na+，Na+/Cl-（当量比）＜1的特点。
大陆淡水中以重碳酸钙占优势，并含有硫酸钠；而海水中不存在硫酸钠 。
苏林四个基本类型

油田水的水化学类型以氯化钙型为主，重碳酸钠型(NaHCO3)次之，硫酸钠型和氯化镁型较为罕见。
Na2SO4水型：属于地表或近地表的水型。若在油气剖面上出现，表明地表水与地下水交替频繁，是封闭差的表现，对油气的保存不利。
NaHCO3水型：是典型的地表水水型，但油田水中亦见此水型（如大庆油田有此水型）。
但其特征是有H2S存在，对油气的保存有利。
MgCl2水型：是海水环境的典型代表。此水型说明油田水是古海水，显然对保存有利。
CaCl2水型：代表水交替完全停止的封闭环境水型，对油气保存有利。四川的许多Ｚ、Ｃ、Ｐ、Ｔ气藏为此水型
五、水与油气运移、聚集及破坏
1.与油气运移，水的浮力、水动力
2.水对油气的破坏作用于，水的冲洗作用、水中细菌的破坏作用
第4节 碳、氢、氧、硫、氮同位素
一、 稳定同位素基础知识
1.同位素概念：所谓同位素，是指元素周期表中具有相同原子序数而原子量不同的元素。
稳定同位素：是指原子核不会自发地改变的同位素
δ值的定义为：

二、油气中的稳定同位素
1）海相原油的δ13C值要高些，大致在-27 ‰到-22 ‰ ；陆相原油的δ13C值偏低，一般为-29 ‰到-33 ‰ 。2）油源对比：同源，碳同位素相同。3）.阐明油气成熟情况：随着有机质演化程度加深，干酪根的Ｃ13相对富集（Ｃ12-Ｃ12键比Ｃ12-Ｃ13、Ｃ13-Ｃ13键更易断裂），δ13Ｃ增大4）判断油气运移：沿运移方向，Ｃ13递减（因石油中的轻质组分相对增加）5）天然气：扩散运移，Ｃ13减少；载体运移，Ｃ13富集；溶解运移；Ｃ13富集
若δ13CCO2＞-10‰，绝大多数是属无机成因的CO2；
若δ13CCO2≥-8‰则都是无机成因的CO2。
2.H同位素
3. 硫同位素
4. 氧同位素
5. 氮同位素
第二章 现代油气成因理论
第1节 油气成因理论发展
“石油地质构造的基本要素：生、储、盖”；1941年潘钟祥提出陆相生油理论
有机成因论的基本思想：认为油气是在地质历史上由分散在沉积岩中的动物、植物有机体转化而成。石油总是与生物化石相伴生
现象： 与煤的分布及其相似
绝大部分产自沉积盆地
有机质在一定条件下转化成石油。
地化证据：现代沉积物的观察，有机物能转化成油气。
石油中具有有机质的“指纹”，如蜡质、卟、啉、甾烷等的存在。
碳同位素特征与有机物类似，与无机物的碳有很大差别。
第2节 油气生成物质基础
一、影响有机质多寡的因素：温度、环境、矿物质等。
形成石油的潜在母源物质的基础分子有四类：
(1)脂类：主要是脂肪、油和蜡质。如硬脂酸（Ｃ17Ｈ35COOCH）、硬脂酸钠（Ｃ17Ｈ35COONa）。脂类常含N、S具有最大的生油能力。
(2)蛋白质：动物组织和植物细胞组成的巨型分子。
(3)碳水化合物：主要是纤维素（C6H10O5）n。
(4)木质素：仅存在于高等植物中，具有比纤维素更强的抗腐能力，还有丰富的芳环结构。
二、有机质如何聚集
沉积岩或沉积物中有机质含量的多少与许多因素有关
其一是生物物质的产量。
其二是原始有机质的保存条件
其三是沉积物的堆积速度
其四是沉积物的粒度
三、生油母质——干酪根
1.干酪根的定义：指沉积岩中不溶于非氧化型酸、碱和非极性有机溶剂的分散有机质。是油气与有机质的中间产物。 
沉积有机物干酪根。
2.干酪根的成分和结构
C的平均含量为74.6%,H的平均含量为6.3%，氧的平均含量为11.1％，还含有N、S等；其组分含有活有机体的全部组分，如萜类、甾族、卟啉、氨基酸、醣、羧酸、酮、醇、烯烃、醚桥等。
分子式：（C12H12ONO0.16S0.43）x。
结构式：三维网状系统的复杂结构，由多个核被桥键和各种官能团连结而成
三、有机质类型
腐泥型的原始物质是富含脂类的水生浮游生物，成矿方向是藻煤和油页岩；
腐殖型的原始物质是富含木质素、纤维素的陆生高等植物，成矿方向是腐殖煤。
（一）、化学分类  按H/C和O/C原子比用图解法将干酪根划分为三个类型：
Ⅰ型 干酪根（腐泥型）：H/C高，一般为 1.5～1.7，而O/C低，一般小于 0.1，生烃潜力为 0.4～0.7。 以链状结构较多为特征。富含脂类化合物，只含少量多环芳香烃和含氧官能团，主要来源于水生低等浮游生物，生烃潜力大。
Ⅱ型干酪根（过渡型）：H/C 较高，约 1.3～1.5，O/C 较低，约 0.1～0.2，生烃潜力为 0.3～0.5。属混合型或过渡型干酪根。其生烃潜力视其接近Ⅰ型或是接近Ⅲ型而异.
Ⅲ型干酪根（腐殖型）：H/C 低，通常小于 1.0，而 O/C 高，可达0.2～0.3，生烃潜力为 0.1～0.2。以芳香结构多为特征。主要来源于富含木质素和碳水化合物的陆生高等植物，多为异地有机质。生油潜力小，但可生成天然气。
干酪根的组成不仅关系到生烃潜力的大小，而且涉及到生成石油的类型。
一般说来，陆源有机质丰富的干酪根主要生成石蜡基石油，陆相和近岸碎屑沉积体系中的石油常具有高蜡特征，就与丰富的陆源有机质有关。而海洋湖泊原地有机质丰富的干酪根主要生成环烷基石油。碳酸盐岩多含无定形干酪根，有利于生成环烷烃。由于无定形干酪根的生烃潜力高，所以碳酸盐岩可以在有机碳含量比泥质岩低得多的情况下生成相对高得多的烃类。
第3节 油气生成地质环境
油气生成的地质环境：决定生油母质多寡、类型、成油环境等。
一、地质环境
（一）、沉积古地理环境
有足够数量和适当质量的有机质产生。
能够沉积到水底。
能够保存不被破坏。
（二）、地质构造背景
一方面地壳必须有一个持续下沉的大地构造环境；同时长期持续下沉的大地构造背景，又需要得到沉积物的相应补偿。
另一方面，需要相当的时间和厚度来累积足够数量的有机质。并产生足够的温度，必须有一个长期持续稳定下沉的大地构造背景。
（三）、物化条件
促使有机质转化成烃的因素主要有细菌、温度、时间和催化剂
第4节 有机质演化与成烃模式
一、有机质向油气转化的阶段及一般模式
（一）、生物化学生气阶段
温度 RO 埋深 生烃营力 TTI
<600C（0—60） <0.5% <1500m 细菌作用和热能 <3
产物 苯酚、氨基酸、单醣、脂肪酸等腐泥质和腐植质干酪根
胶质、沥青质、液态烃（未熟——低熟石油）
干气藏（甲烷大于95%；δ13C特低，一般为－55‰~－85‰）
矿藏 低~未成熟油田，总特点是轻质油或重质油。
本阶段有机质将要受到细菌作用、水解作用和酶催化作用。
保存在沉积物中的有机质，随着埋藏深度的加大，沉积物固结成岩，在缺氧环境下经历了复杂的分解和缩合作用，完成了从生物有机质到干酪根的转化阶段（图）。此阶段为有机质的早期转化阶段，与有机质改造和转化有关的生物化学作用主要有两种：一是细菌对有机质的分解作用，二是酵素的催化作用。
（二）、热催化生油阶段
生油门限温度：干酪根开始生成大量液态烃所需要的最低温度。
成熟点：干酪根开始生成大量液态烃所对应的埋藏深度。
生油窗：生成大量原油 所对应的深度范围。
温度 埋深 RO 营力 TTI
600C~ 1500m~ 0.5%~ 热能、粘土矿物 3~
1800C 4000m 1.35% 180
主要产物：低、中分子液态烃和湿气及CO2、水、N和S的化合物等挥发性物质。
机理：C—C键及杂原子N、O、S键断裂。
产物特征：正烷烃C原子数和分子量变小。
奇数碳优势消失。
环烷烃和芳香烃的原子熟减少，多环和方核化合物明显下降。
矿藏：形成常规的油藏。
（三）、热裂解生凝析气阶段
温度 埋深 RO 营力 TTI
1800C~ 4000m~ 1.35%~ 热能 180~
2500C 7000m 2.0% 900
产物：低分子液态烃、凝析气及CO2、H2O等。
机理：C—C键继续断裂、环烷烃开环、干酪根的杂原子键及侧键断开。
产物特征：（C2-C4/C1-C4）比值大增，但此阶段结束，湿气指数骤减。
矿藏：轻质油藏、凝析油气藏形成。
（四）、深部高温生气阶段
温度 埋深 RO 营力 TTI
>2500C >7000m >2.0% 热能 >900
产物：甲烷、碳沥青、石墨
产物特征： （C2-C4/C1-C4）湿气指数骤减。
矿场： 干气藏（CH4 >95%）
60-150℃最有利于石油烃的生成。
二、现代油气成因理论进展
（一）、低熟油成烃机理
1.树脂体
2.木栓质
3.陆源物质的细菌改造作用早期生烃机理：
4.高等植物蜡质早期生烃机理：
5.藻类类脂物早期成烃:
6.富硫大分子有机质早期成烃：
（二）、腐殖煤成烃理论
第5节 天然气的成因与类型
一、天然气成因
（一）天然气成因概述
天然气是以烃气为主体的各种来源气体的混合物。
（二）有机成因天然气
1. 生气有机质
一般说来，腐泥型（Ⅰ型）干酪根主要来源于水生低等浮游生物的残体，富含烷族结构，是主要的成油有机质；而腐植型（Ⅲ型）干酪根富含芳环结构，是成气主为的有机质。
2.有机质成烃演化与生气模型
在未成熟的成岩阶段早期，有机质演化生气明显以细菌降解作用占优势，称之为生物成因气期；
有机质成熟的深成作用阶段早中期，埋藏进入生油门限温度，在温度为主的作用下，有机质演化以生油为主，生气为辅，通常称为主生油期。
进入过成熟的准变质作用阶段，在更高温度的作用下，有机质演化产气以甲烷为主，先期生成的石油都要裂解为气烃甚至于全部甲烷化。
二、天然气成因类型
将由成油有机质（Ⅰ、Ⅱ型干酪根）形成与石油相伴生成的天然气称为油型气
将Ⅲ型干酪根和成煤有机质在成煤变质过程中形成的天然气称为煤型气。
（一）微生物成因气
生物成因气是有机质在还原环境下由微生物降解、发酵和合成作用形成的以甲烷为主的天然气。
1. 甲烷形成的生物化学过程
2. 微生物成因气的形成机制与影响因素
对于微生物合成甲烷过程中影响甲烷气产率的因素已作过大量实验，有利于生物气形成的因素可大致归纳为：①有丰富的有机质；②严格的缺氧、缺硫酸盐环境；③pH值以接近中性为宜；④温度在35-42℃为最佳。
（二）油型气
油型气系指成油有机质（腐泥型或Ⅰ+ⅡA型干酪根）在进入成熟阶段后，以热力作用为主的整个成油过程及其后成气阶段，包括液态烃（石油）热裂解过程中形成的所有天然气。
1. 形成机理
成油有机质在其热解成烃过程中，干酪根自身的结构也要发生相应的变化。即伴随成烃过程，一方面释放或生成低碳数的液态烃和气态烃；另一方面干酪根内部的芳环不断缩合（或聚合）成较大的分子，H/C比值不断下降，直至最后丧失成烃（气）能力。
2.原油裂解气的产率：每吨原油能产生700m3天然气，其中甲烷为600m3，氢气为100m3。
3.油型气化学组成
在化学组成上的基本特点是重烃含量高，一般大于5%；而且iC4/nC4常小于1。过成熟干气则以甲烷为主，很少重烃（＜2%）。
（三）煤型气
1.成煤有机质起源和演化阶段
（1）成煤有机质起源

（2）有机质成煤演化

煤成气阶段
第一阶段：从泥炭--年青褐煤阶段。Ro＜0.4%；地温一般≤75℃，少数可达100℃左右；相应埋深＜1.5km，少数可＞2km。此阶段早期腐植型有机质处于泥炭化阶段，以脱水和脱羧基为主，产气多为CO2，CH4产率甚低；晚期CH4含量明显增加。气产物以CO2占显著优势，烃气不足本阶段总产气量的10%。
第二阶段：从年老褐煤--长焰煤阶段。Ro为0.4-0.6%；地温一般可达70-90℃以上；埋深一般＞1.5-2km。产气组成上仍以CO2为主，但随埋深加大，地温增加，CO2逐渐减少，烃气含量逐渐增加，将成为仅次于CO2的主要产物。烃气中除甲烷外，重烃（C2+）由少逐步增多。早期（年老褐煤期）为成岩气，晚期（长焰煤期）为热成因气。本阶段产气量居各阶段之首。
第三阶段：从气煤到瘦煤阶段。Ro为0.6-1.7%；地温约为90-190℃；埋深的下限可达6km。该阶段生成的天然气以烃气为主，其量已明显超过CO2。这是煤型湿气（含煤型油）的主要形成阶段。
第四阶段：从瘦煤到无烟煤阶段。Ro＞1.7%；地温约为190-250℃（或更高些）；该阶段是煤型干气的主要形成阶段，烃气产率较高，且以甲烷占绝对优势。
煤气发生率（Rg）：是指成煤先体（植物残体或泥炭）在成煤过程中每形成单位重量（吨）的某煤阶煤时所累计生成的天然气（不包括非烃气）的总体积（m3）。又称为总煤气发生率。
视煤气发生率（Ra）：是指褐煤后（即以褐煤为起点）到形成某一煤阶的单位重量（吨）煤时所生成的天然气的总体积（m3）。视煤气发生率（Ra）可视为煤型气产率。
3. 化学组成
一般煤型气普遍含N2，通常在7-16%；也常含有CO2，一般为5%左右。它们都是煤化作用中同甲烷一起产生的。
（四）无机成因气
（1）化学组成上常可见少量到微量烯烃（乙烯或丙烯），且氢、氮、二氧化碳、一氧化碳及氦气含量较高。
（2）烃气中δ13C1值变化范围大，从-2--41‰都有，但以-15--35‰区间最为普遍。一般以δ13C1值＞-20‰作为无机成因气的较可靠证据。
（3）惰性气体的同位素组成。
第三章 油气藏形成
第1节 烃源岩研究与油源对比
一、生油层研究
烃源岩（油源岩、气源岩、生油气母岩）：指地史中生成过油气，并排出了足以形成矿藏所需油气数量的岩石。
（一）、生油层的地质研究内容
1.岩性
粘土岩类：泥岩、页岩、粉砂质泥（页）岩等
碳酸盐岩类：隐晶、细晶的石灰岩和泥灰岩等
2.岩相
浅海相的碳酸盐岩——蒸发岩旋回组合
深水相的石灰岩——礁——白云岩——石膏组合
三角洲相
深湖相的水进旋回中期（早期为山麓河流相——浅湖——半深水湖、深水湖相——沼泽相）
3.厚度
单层厚度，30——40米为最好（有利于排油的角度考虑）
（二）、烃源岩的地球化学特征研究内容
1.烃源岩的地球化学相：指烃源岩沉积和成岩过程中所处的地球化学环境。
1）沉积时的水介质条件：常研究 PH值和矿化度。我国生油层中的粘土矿物以蒙脱石为主。
矿化度（用Cl-表示）
正常盐度的海相Cl-含量为0.2%-0.3%
咸化泻湖相Cl-含量为0.6%-1.0%
淡水湖相Cl-含量为0.0？%
我国陆相生油岩的Cl-含量多为0.01%—0.03%（淡水—半咸）
2）地球化学相的划分：主要用以下指标
（1）Fe2+/Fe3+的比值
>1，为还原相； <1，为氧化相
（2）S2-的含量
<0.1%为氧化—半氧化相； 0.1%—0.5%为弱还原相
0.5%—1.0%为还原相；1.0%—3.0%为强还原相；>3.0%为H2S相
(二)、烃源岩中的有机质的丰度指标，是衡量有机质数量多寡的指标。应用广泛的是：
１.剩余有碳（Ｃ）：指岩样经５％的盐酸加热处理除去碳酸盐岩后的有机质残渣。

２.氯仿沥青“Ａ”：
氯仿沥青“Ａ”族组分 ：烷烃、环烷烃、芳香烃、非烃、沥青质
氯仿沥青“Ａ”的含量越高，说明生油岩越好。但大多数生油岩的“Ａ”在０.１％（重量比）上下。（“Ａ”指标应用的问题：岩石的吸附性越强，含量越高；运移出去的越少，含量越高）。
3.总烃含量：指氯仿沥青“Ａ”中的烷烃和芳烃的总和，用ppm表示。
萃取物与总烃分级标准
（三）、有机质类型——生油油母质的质量标准
1.用H/C—O/C比划分(前面已讲）
2.氯仿沥青“A”的饱/芳比值
>3为Ⅰ型——饱和烃的正、异构烃来源于脂肪、
0.8—3为Ⅱ型——色素等，而芳烃来源于木质素。
0.5—0.8为Ⅲ型
3.用热解参数划分
>5为Ⅰ型 ；2.5—5为Ⅱ型；<2.5为Ⅲ型
S2——干酪根在高温下（500OC左右生烃量）
S3——干酪根含氧部分在裂解时生成的CO2量
4.干酪根镜鉴
（三）、有机质成熟度指标：判断有机质向油气转化的程度或阶段。
1.光学方法测定的成熟度指标
1）镜质反射率：是研究煤变质程度和煤阶的指标。用显微镜鉴定有机质的镜质体（富氧的显微组分）的反射率。
RO <０.5％为不成熟（不成熟油及生物化学气）
０.5％—1.35％，为成熟（热催化生油阶段）
1.35％—2.0％，为过成熟（热裂解生凝析油气阶段）
>2.0％，为变质阶段（高温甲烷到破坏阶段）
2）热变质指数:亦叫热蚀变指数、孢粉颜色。是斯塔普林将镜下观察到的有机质残体的颜色用来确定有机质的演化程度
2.热解方法与成熟度
3.干酪根元素与红外光谱研究成熟度
4.环烷烃与成熟度
随着有机质成熟度的增加，C15+饱和烃中的环烷烃从以三环、四环为主，变成以单环、双环为主。
5.异戊二稀化合物与成熟度
随有机质成熟度的增加，干酪根热降解形成的新生烃类，使直接或稍经变化而来自生物的分子受到稀释，象植烷（Ph）、姥鲛烷(Pr)、甾烷和藿烷等，与其相邻的正烷烃比较，其相对含量都随深度增加而减少。因此Pr/nC17，C31藿烷/nC31等参数的变化，都反映生油岩的成熟度。同时，甾烷和藿烷的立体异构化也能比较有效地反映生油岩有机质的成熟度。
6.粘土矿物与成熟度
二、油气地球化学对比
(一)、常规对比参数
1.微量元素V、Ni
3.生物标记
4.碳同位素
5.低分子烃组合关系
(二)、对比参数选择
(三）、油气地球化学对比结果解释
第2节 储集层
一、储集层概述
储集层的基本特征是具孔隙性和渗透性，其孔隙渗透性的好坏、分布规律是控制地下油气分布状况、油气储量及产量的主要因素。
(一)、储集层的孔隙性
    绝对孔隙度：岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样总体积的比值。是衡量岩石孔隙的发育程度。
    按岩石孔隙大小，有超毛细管孔隙、毛细管孔隙和微毛细管孔隙三类。
    1.超毛细管孔隙：直径>0.5mm，相应裂缝宽度>0.25mm，液体在重力作用下自由流动。
    2.毛细管孔隙：直径0.5～0.0002mm，裂缝宽度0.25～0.0001mm，由于毛细管力的作用，液体不能自由流动。
    3. 微毛细管孔隙：直径<0.0002mm，裂缝宽度<0.0001mm，液体在非常高的剩余流体压力梯度下流动。
    有效孔隙度：指彼此连通的，且在一般压力条件下，可以允许液体在其中流动的超毛细管孔隙和毛细管孔隙体积之和与岩石总体积的比值。
(二）、渗透性
 渗透性：指在一定的压差下，岩石允许流体通过其连通孔隙的性质。
 绝对渗透率：单相液体充满岩石孔隙，液体不与岩石发生任何物理化学反应，测得的渗透率称为绝对渗透率。
有效渗透率：储集层中有多相流体共存时，岩石对每一单相流体的渗透率称该相流体的有效渗透率。油气水分别用Ko、Kg、Kw表示。
 相对渗透率：对每一相流体局部饱和时的有效渗透率与全部饱和时的绝对渗透率之比值。
孔隙度与渗透率之间的关系
碎屑岩储集层：渗透率与总孔隙度之间没有明显的关系，与有效孔隙度有很好的正相关关系。渗透率的变化幅度要比孔隙度的变化幅度大很多。
碳酸盐岩储集层：孔隙度与渗透率无明显的关系。
(三)、储集层的孔隙结构
1.概念
    孔隙结构：指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布以及相互关系。
    孔隙：是孔隙系统中的膨大部分。决定了孔隙度大小。
    喉道：是孔隙系统中的细小部分。决定了储集层储集能力和渗透特征。
2.研究方法   ①孔隙铸体薄片； ②扫描电镜:放大倍数增大； ③压汞曲线法
（四）、流体饱和度
 流体饱和度：油、气、水在储集岩孔隙中的含量分别占总孔隙体积的百分数称为油、气、水的饱和度
二、碎屑岩储集层
碎屑岩储集层的岩类包括：砾岩，含砾砂岩，中、粗砂岩，细砂岩及粉砂岩，其中物性最好的是中-细砂岩和粗粉砂岩。
（一）、碎屑岩储集层的孔隙类型
(二)、影响碎屑岩储集层（砂岩）储集性的因素
 1.沉积作用对砂岩储层原生孔隙发育的影响
 (1)矿物成分对原生孔隙的影响
 (2)岩石结构对原生孔隙的影响: 包括大小、分选、磨圆、排列方式。
(3)杂基含量对原生孔隙的影响
2.成岩后生作用对砂岩储层物性的影响
压实作用：包括早期的机械压实和晚期的化学压溶作用。压实作用结果使原生孔隙度降低。
 胶结作用：胶结物的含量、成份、类型对储集性有影响。
 溶解作用：粗粒、孔隙水多或含有有机酸的砂岩，能溶解孔喉中的碳酸盐、硫酸盐、硅酸盐，改善储层物性。
 交代作用和重结晶作用：物性的改变要视被交代物和重结晶结果而定。
(三)、碎屑岩储集层的形成环境及分布
三、碳酸盐岩储集层
碳酸盐岩储集层的类型很多，岩性以粒屑灰岩、生物骨架灰岩和白云岩为主。
（一）碳酸盐岩储集层的孔隙类型
1.原生孔隙
1）粒间孔隙：多存在于粒屑灰岩，特征与砂岩的相似，不同之处是，易受成岩后生作用的改变，常具有较高的孔隙度。
2）粒内孔隙：是颗粒内部的孔隙，沉积前颗粒在生长过程中形成的，有两种：
3）生物骨架孔隙      4）生物钻空孔隙       5）鸟眼孔隙
2.次生孔隙
 1)晶间孔隙    2)角砾孔隙   3)溶蚀孔隙     4)裂缝 
依成因可分为：
    ①构造裂缝：边缘平直，延伸远，成组出现，具有明显的方向性、穿层。
    ②非构造裂缝：包括：成岩裂缝：压实、失水收缩、重结晶而形成。不穿层，平行层面，裂缝面弯曲，形状不规则，延伸短。
    风化裂缝：地表水淋滤和地下水渗滤溶蚀改造形成。大小不均，形态奇特，边缘具明显的氧化晕圈。
    压溶裂缝：压溶作用，选择性溶解而形成的头盖骨接缝似的缝合线。
(二)、碳酸盐岩储集层的类型
 根据碳酸盐岩储集层储集空间的类型来划分，可将储集层类型分为：
1. 孔隙型储集层（包括孔隙-裂缝性）
岩性：主要为颗粒石灰岩：鲕粒、碎屑、生物碎屑、粒晶灰岩及白云岩等。
储集空间：原生和次生的粒间、粒内、晶间孔隙发育；裂缝次之。
2. 溶蚀型储集层
       储集空间：以溶蚀孔隙、洞，连成一个洞穴系统。
       分布：不整合面及大断裂带附近。特别是古风化壳、古岩溶
3. 裂缝型储集层
       岩性：主要为白云岩、白云岩化灰岩。
       储集空间：裂缝为主，尤其纵横交错构成的裂缝网。其特征是：岩性测定其物性极低，与油气实际产能不适应
4. 复合型储集层
储集空间：孔、洞、缝同时或出现两种。有利于形成储量大、产量高的大型油气田。
(三)、影响碳酸盐岩储集层的因素
1.孔隙型储集层发育的影响因素
  影响其发育的因素取决于原来岩石的沉积特征（沉积环境），即类似于碎屑岩储集层，其孔隙度、渗透率大小与粒度、分选、磨圆、杂基含量以及造礁生物发育程度。
2.溶蚀型储集层发育的影响因素
1） 碳酸盐岩溶解度:其它条件相同时，成分越纯正，易溶，溶解度从大到小是石灰岩>白云岩>泥灰岩；从结构构造来看，粗晶、厚层石灰岩比细晶、薄层灰岩易溶。
 2）地下水的溶蚀能力：取决于地下水的PH值、CO2含量、SO42-含量、温度、压力。
分布：主要分布在厚层、质纯、粗结构的碳酸盐岩层段，特别是白云岩。
 3）垂直渗流带：水流特点以向下淋滤作用为主，流速快，溶蚀作用不太充分；溶孔以垂直孔缝为主，储集层分带性不明显，有时有地表渗入的沉积物所充填。
3.裂缝型储集层发育的影响因素
1）岩性控制因素：成份较纯，脆性大，裂缝发育，泥质含量高，裂缝不发育。结构构造上，质纯粒粗、结晶粗的裂缝发育，薄层裂缝密度较大，但规模较小，易产生层间缝和层间脱空；厚层裂缝密度小，但规模较大，以立缝和高角度斜缝为主。
2）构造的控制作用：在构造强烈部位构造裂缝发育。长期持续上升的区域，局部构造高点、长轴、倾没端、断层及断裂带附近裂缝育
3）地下水的控制作用：地下水活跃的地区，构造裂缝溶解，扩大裂缝的作用。
  分布：在质纯、脆性大，构造强烈的部位，以及地下水活跃的地区。
(四)、碳酸盐岩与碎屑岩储层的区别
1.碳酸盐岩储集层储集空间的大小、形状变化很大，其原始孔隙度很大而最终孔隙度却较低。因易产生次生变化所决定。
2.碳酸盐岩储集层储集空间的分布与岩石结构特征之间的关系变化很大。以粒间孔等原生孔隙为主的碳酸盐岩储层其空间分布受岩石结构控制，而以次生孔隙为主的碳酸盐岩储层其储集空间分布与岩石结构特征无关系或关系不密切。
3.碳酸盐岩储集层储集空间多样，且后生作用复杂。构成孔、洞、缝复合的孔隙空间系统。
4.碳酸盐岩储集层孔隙度与渗透率无明显关系。孔隙大小主要影响孔隙容积。
    总之，碳酸盐岩储层的主要特点：储集空间发育具不均一性或突变性，也称各向异性。
（五）、其它类型储集层
 火山岩储集层：包括火山喷发岩和火山碎屑岩。主要储集空间为构造裂缝或受溶解的构造裂缝，因此，在构造裂
 结晶岩储集层：包括各种变质岩，储集空间主要为风化孔、缝及构造缝。多发育在不整合带、盆地边缘斜坡及盆
 泥质岩储集层：储集空间主要为构造裂缝或泥岩中含有易溶成分石膏、盐岩等，经地下水溶蚀形成溶孔、溶洞等。
第3节 盖层
一、盖层的概念及类型
 盖层是指位于储集层上方，能够阻止储集层中的烃类流体向上逸散的岩层。
1.区域盖层：是指稳定覆盖在油气田上方的区域性非渗透岩层。
2.圈闭盖层：是指直接位于圈闭储集层上面的非渗透岩层。它对圈闭中的油气起着直接的封盖作用。
3.隔层：是指存在于圈闭内，对油气有封隔作用的非渗透岩层。它影响着油气藏中的油气以及压力的分布规律。
常见盖层的岩石类型有泥岩、页岩、石膏和硬石膏、盐岩、含膏或含盐的软泥岩与泥岩、泥灰岩和泥质灰岩、泥质细粉砂岩以及致密灰岩等。在特殊情况下致密砂岩和粉砂岩也可作为盖层。
二、盖层的封闭机理
排驱压力:非润湿相驱替润湿相所需的最低压力。对于大多数岩石，水是润湿相，原油属于非润湿性。
1.毛细管压力封闭
盖层的毛细管压力封闭（或物性封闭）：是通过盖层的毛细管压力（或排驱压力）来封闭的。
超压封闭
2.烃浓度封闭
当烃源岩处于储层上方时，生烃过程中，烃的浓度比储层中高，从而阻止储层中的烃散失。
三、盖层的评价
  1.孔隙大小：根据盖层孔径的大小，把盖层分为三个等级：
①岩石孔径小于5×10-6cm时，可作油层或气层的盖层；
②岩石孔径在5×10-6-2×10-4cm之间时，只能作油层的盖层，不能作为气层的盖层
③岩石孔径大于2×10-4cm时，油气均可逸散，一般不能作为盖层。
2.