东北石油大学课程设计
东北石油大学课程设计任务书
课程
题目
专业地球化学姓名学号
主要内容、基本要求、主要参考资料等
课程设计分两个部分，分两阶段完成。
第一阶段通过对渤海湾盆地辽河坳陷大民屯凹陷地质资料的综合分析，对大民屯凹陷油进行综合地质研究，具体要求如下：
1、全面阅读所给的资料，掌握研究区的区域地质概况。
2、根据烃源岩和生油凹陷的有关资料，从烃源岩分布，有机质丰度、类型和成熟度综合研究大民屯凹陷的生烃潜力。
3、根据自生伊利石测年资料和流体包裹体均一温度确定大民屯凹陷的油气运移期和成藏期。
4、根据研究区构造发育历史，分析圈闭形成的时期。结合生、排烃期和成藏期等情况，分析圈闭的有效性。
主要参考文献
[1] 张厚福，方朝亮，蒋有录，等.石油地质学，第三版.北京：石油工业出版社，1999:1-200.
[2] 孟元林.《应用石油地质学》—石油地质课程设计，2006，大庆石油学院，2006.
[4] 朱晓敏.沉积岩石学[M].第四版.北京：石油工业出版社.2008.
[3] 黄飞，辛茂安.中华人民共和国天然气行业标准并陆相烃源岩地球化学评价方法
第二阶段通过海拉尔盆地贝尔湖坳陷乌尔逊凹陷地质地化资料的分析，对乌尔逊凹陷北部原油进行油油对比和油源对比，具体要求如下：
1、收集海拉尔盆地乌尔逊凹陷地质类相关文章，了解海拉尔盆地乌尔逊凹陷基本地质情况。
2、根据所给原油地化资料，通过作图分析对原油进行油油对比，分析原油是否同源。
3、根据原油和烃源岩的地化资料，通过组图分析进行油源对比，分析原油来自那套烃源岩。
主要参考文献
[2] 柳广弟.石油地质学[M].第四版.北京：石油工业出版社.2009.
[3] 贾芳芳.海拉尔盆地乌尔逊凹陷油源对比与成藏过程分析[D].大庆，大庆石油学院，2010.
中文摘要
第一部分
石油地质综合研究以现代勘探方法，技术和石油天然气地质理论为基础，探索油气在地下的形成，聚集和分散规律，预测油气资源潜力和油气分布。石油地质综合研究对盆地分析、含油气系统评价、成藏系统评价、区带评价和圈闭评价综合分析。
通过对渤海湾盆地辽河坳陷大民屯凹陷地质地化分析，对大明屯凹陷地质概括进行了解，并对该区构造、沉积发展史进行初步概括和总结。通过对大民屯凹陷烃源岩评价对烃源岩的优劣进行评价，经由计算得出烃源岩储量。依靠同位素测年法确定大民屯凹陷的油气运移期和成藏期。并对圈闭发展史和有效性进行分析。
大明屯凹陷是一个储量很大，有机质丰度较高、类型一般、成熟度不错，已经开始运移成藏的含油气凹陷。通过以上分析得到以下几点认识：
①大民屯凹陷形成于古新纪时间较晚，基底地层复杂，沉积地层稳定。
②大明屯凹陷沙四、沙三段烃源岩分布广泛、有机质丰度高、类型较好、，成熟度适中。
③大明屯凹陷区域沉降，少有断层，圈闭有效。
关键词：烃源岩评价储量预测同位素地质年代学圈闭有效性大明屯凹陷渤海湾盆地
第二部分
油源对比包括油、气与源岩之间以及不同油层中油、气之间的对比。其目的在于追踪油气层中油气的来源。通过对比研究可以搞清含油气盆地中石油、天然气与烃源岩之间的成因联系，确定油气运移的方向、通道、距离和油气次生变化，从而进一步圈定可靠的油、气源区，达到帮助确定新勘探目标、指导油气勘探的目的。
通过查找海拉尔盆地贝尔湖坳陷乌尔逊凹陷地质资料，对乌尔逊凹陷地质情况初步了解，并进行地质概述。通过对乌尔逊凹陷北部原油地化资料分析，从原油物性、气相色谱图和碳同位素出发，找出原油是否同源。通过对乌尔逊北部原油和泥岩的气相色谱图和质谱图分析作图，找出原油的来源。
通过以上分析得出以下几点认识：
①乌北大磨拐河组和南屯组原油同源。
②乌北原油主要来自南屯组，其中南一段的贡献最大。
关键词：烃源岩评价油油对比油源对比乌尔逊凹陷海拉尔盆地
目录
第一部分
前言 (1)
一、区域地质概况 (2)
（一）地层特征 (2)
（二）构造、沉积特征 (2)
二、烃源岩评价与生烃潜力研究 (4)
（一）烃源岩的展布 (4)
（二）烃源岩地化特征 (7)
（三）综合评价 (15)
（四）资源量计算 (16)
三、油气运移与成藏研究 (18)
（一）油气运移期和成藏期确定 (18)
（二）圈闭有效性研究 (20)
四、结论或认识 (27)
第二部分
前言 (28)
一、区域地质概况 (29)
（一）地层特征 (29)
（二）构造特征 (30)
二、烃源岩评价 (32)
（一）源岩的发育与分布情况 (32)
（二）烃源岩定性分析 (32)
（三）烃源岩综合评价结果 (32)
三、油油对比 (34)
（一）原油物性 (34)
（二）原油族组分 (35)
（三）原油气相色谱分析 (35)
（四）原油同位素 (37)
四、油源对比 (39)
（一）气相色谱分析 (39)
（二）质谱图 (40)
（三）同位素 (42)
五、结论或认识 (43)
致谢 (44)
主要参考文献 (45)
第一部分
前言
石油地质综合研究是以现代勘探方法，技术和石油天然气地质理论为基础，探索油气在地下的形成，聚集和分散规律，预测油气资源潜力和油气分布的一种综合性研究工作。石油地质综合研究对油气藏形成的四个基本条件——充足的油气来源、有利的生储盖组合、有限的圈闭和良好的保存条件进行分析和研究，从而得到圈闭的石油地质综合特点。
渤海湾盆地是华北地台上发育起来的中新生代断陷盆地，目前已经找到100多个油气田，建成了胜利、辽河、华北、大港、中原等油气田区。其中辽河油气田区个具有多油品性质、多油气藏类型、多套含油层系、地质情况十分复杂的大型复式油气区。因此对大民屯的研究有利于初步了解渤海湾的构造与油气藏特点。由于学校地处大庆油田所以对大庆油田构造和油气藏研究较多，通过对大民凹陷的研究，也有利于圈闭和油气藏学习和研究的多样性。
通过对渤海湾盆地辽河凹陷大民屯凹陷的石油地质综合分析，对学习过的石油地质学和油气地球化学进行综合性的概括和总结。加深地质学和地球化学的学习深度，增强学科知识的应用。运用地质学知识，分析所给大民屯凹陷地质资料，对该区进行地质概括，构造单元划分和构造沉积史的综合地质分析。结合油气地球化学中学习的烃源岩定性、定量评价对大民屯凹陷沙三段和沙四段烃源岩从有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度以及烃源岩规模三方面分析烃源岩的展布、规模、和质量。运用同位素地球化学、地球化学和石油地质学中所学习的同位素定年法，对油气运移运移期和成藏期进行确定。根据研究区构造发育历史，分析圈闭形成的时期。结合生、排烃期和成藏期等情况，分析圈闭的有效性。以上工作，运用地质成图系统软件对大民屯凹陷进行成图分析，学习和锻炼地质软件的使用，为以后走向工作岗位奠定基础。在烃源岩定性和定量分析时，运用Excel和成图系统对数据极性分析，极大增强了专业知识的实用价值。再对大民屯凹陷进行石油地质综合评价时，纵观全区，考虑全局，极大的锻炼石油地质学思维和方法。
以上工作阅读和参考大民屯凹陷及其邻近地区的地质、烃源岩评价、同位素地质测年以及埋藏史文献12篇。通读《石油地质课程设计》、《石油地质学》、《沉积岩与沉积相》、《油气地球化学》等书目。运用双狐地质成图系统成图1张，office软件编写表格5张，绘制图件14张，并在此基础上总结了大民屯的地质概括，烃源岩展布、丰度、类型、成熟度和储量，大明屯的埋藏史，圈闭有效性，油气运移和排烃期。完成1.3万字论文一篇。
第1章大民屯
1 区域地质概况
大民屯凹陷位于渤海湾盆地辽河坳陷东北角(图1.1)，呈南窄北宽的不对称三角状，三边为断层所限制，长约62Km，是辽河坳陷四个陆相凹陷之一。凹陷是以太古代鞍山群和中上古界长城系结晶基底发育于中生代末期至古近纪，后期衰退的新生代陆相富油凹陷。凹陷油气丰度高，是我国东部著名的“小而肥”含油气凹陷。
1.1地层特征
大民屯凹陷从下至上，发育太古界、元古界交错分布、平行排列的高、中、低潜山基底，缺失古生界地层，其上发育中生界地层，古近系房身泡组、沙河街组、东营组，新近系馆陶、明化镇组及第四系。主要为巨厚新生界地层，古近系分布面积约为800Km2，局部发育中生界。
1.2构造、沉积特征
1.2.1 构造单元划分
根据基底结构特点、沉积特征、构造类型及其发展演化规律，大民屯凹陷可划分为西部斜坡带、中央深陷带和东侧陡坡带3个亚一级构造单元。其中中央深陷带可以划分为前进构造带、静安堡构造带、荣胜堡洼陷和安福屯构造等四个二级构造单元。东部陡坡带可以划分为法哈牛构造带和三台子洼陷两个二级构造单元。（图1.1）
1.2.2 构造、沉积发育史
大民屯凹陷构造发展与演化划分为前新生代盆地基底构造发展期、沙四期、沙三期和沙一期至第四纪等四个发展阶段。
1、前新生代盆地基底构造带
太古代时期，深变质和混合岩化作用形成了鞍山群的变粒岩、片麻岩、斜长角闪岩及混合岩。剧烈的吕梁运动使辽河地区的地台基底呈现为东西向古隆起形态。中、新元古代时期，本区发生一次持续时间很长的海侵。蓟县运动至加里东运动时期，大民屯地区整体处于抬升状态，长期遭受剥蚀，在古隆地区趋势中、上元古界和古生界。
在中生代时期，受印支─燕山运动影响，地壳运动发生急剧变化，由区域性平缓升隆运
动为主转为以褶皱、断裂及火山喷溢为主的拉张运动。三叠纪晚期，大民屯地区发生褶皱变形，并抬升隆起，遭受强烈剥蚀，仅凹陷的西部及北部地区残留了元古界长城系大红峪组和高于庄组。至侏罗世晚期由于太平洋板块以北北西方向朝中国东部大陆边缘俯冲，在本区形成一系列北东向的大断裂，将早期东西向太古界隆起初步改造成以北东向凹凸相间排列、东西向带状分布的构造格局，形成了大民屯凹陷基岩的雏形。
新生代古新世房身泡组沉积时期，由于地幔上拱，在地幔隆起带顶部受北西向拉张力作用，形成了一组以北东向为主的断裂系统，大民屯凹陷东西边界主断层开始发育，控制了基底形态以及潜山雏形，派生出的近东西向断裂，将基岩分割成多个断块区，最终形成现今潜山构造格局[2]。
2、沙四期
沙四期初，受NE向和近EW向基底断裂活动的影响，形成了NE向延伸的规模较小的半地堑式箕状盆地，此时为凹陷的雏形发育期。初期开始水进，中后期达到最大程度，以湖泊环境为主，湖域面积占优势。物源主要来自西南侧，东北部为次要物源，属于扇三角洲—湖泊沉积体系。
3、沙三期
沙三期凹陷进入盆地深陷期。沙三早中期，受东西向水平拉张作用，由于边界断层和基底断层的再次继承性发展，形成了大民屯凹陷垒堑式构造格局，并接受了沙三段浅湖—半深湖—深湖环境的碎屑岩沉积。沙三晚期，凹陷受近东西向构造应力挤压、上升，遭受剥蚀。
E2s34开始水退，陆地、湖泊环境兼有，以湖泊环境稍占优势，物源方向以北东向为主，属河流—三角洲—湖泊体系，扇三角洲次之。E2s33期进一步水退，湖域缩小，物源主要来自北侧和北东侧，以河流—三角洲—湖泊体系为主，沉积相类型主要为泛滥平原三角洲。E2s33期大民屯凹陷进一步水退，以北部长轴物源为主，属河流—三角洲—湖泊体系，南部或西南部为次要物源，属冲积扇—三角洲—湖泊体系，沉积相类型以泛滥平原为主。E2s31湖域消失，陆地占绝对优势，沉积相以泛滥平原为主。
4、沙一至第四纪
沙二期本区为剥蚀区。沙一期开始，在近SN向水平拉张应力作用下，凹陷整体沉降，接受沙一至第四系的巨厚沉积。E3s1和E3d早期短暂水进，未形成湖域，中后期水退，以泛滥平原相为主。
总体上看，从沙四期至沙一再到第四纪期，大民屯凹陷经历了盆地初险阶段→垒堑式断陷阶段→盆地整体沉降阶段等三个显著的构造发展演化阶段，表现为由断裂控制裂陷作用转变为区域拉张沉积作用的盆地演化过程[3]。
2 烃源岩评价与生烃潜力研究
充足的油源、有利的生储盖组合和有效的圈闭是大油气田形成的三大必要条件。无论是经典的石油地质学，还是现代的源控论、含油气系统理论、成藏动力学，均把油气的生成和烃源岩评价作为一项重要的研究内容。尤其是在盆地勘探的早期阶段，生烃凹陷的确定和生烃潜力的评价显得尤为重要。烃源岩是指已经生成、或有可能生成油气、或具有生成油气潜力的细粒岩石。对烃源岩定性和定量的评价是烃源岩评价的重要部分。油气是由有机质生成的，因此岩石中有机质的多少、有机质生烃能力的高低及有机质向油气转化的程度决定烃源岩生烃量大小的因素，也就是说，烃源岩的生烃量与有机质丰度、类型、成熟度有关。从地质方面讲，烃源岩的体积也是决定其生烃量的重要因素，烃源岩体积受控于其发育厚度和分布面积。
2.1烃源岩的展布
大民屯凹陷发育沙四段上部（E2s42）暗色泥岩（图2.1）、沙四段下部（E2S41）油页岩（图2.2）和沙三段第四亚段（E2S34）(图2.3)暗色泥岩三套烃源岩。其中图2.3为用所给数据所绘制。
沙四期为凹陷的雏形发育期，沙四期初开始水进，中后期达到最大程度，以湖泊环境为主，湖泊相占绝对优势。因此沙四段早期湖泊为发育期，规模较小，为滨湖、浅湖相，水体搅动强，不利于有机质保存，导致沙四段下部暗色泥岩厚度较薄，最大约为250Km，多发育砂砾岩和砂岩。中后期湖泊规模扩大，水体加深，湖泊中心部位出现深湖—半深湖相，水体的搅动程度逐渐减弱，沉积物逐渐变细，环境的还原性逐步增强，有机质的保存条件逐渐变好，因而沙四段上部暗色泥岩厚度较厚，平均厚度约为400Km，最大大于600Km，多发育泥岩和粉砂岩。从空间上，暗色泥岩多发育在扇三角洲前缘、深湖、半深湖地区。河流带着大量物源，进入湖泊，在三角洲平原为浅水、高能、氧化环境，因此有机质沉积贫乏。而在向湖的扇三角洲前缘，水深已达浪基准面以下，为静水、低能、还原环境，加上相对快速的沉积，非常有利于有机质的保存。而在深湖半深湖地区上部水体具适宜的温度、阳光、丰富的养分使其生物初产率高，而下部水体则为静水、低能还原环境，同时沉积速率适中，可使有机质得到较为迅速的埋藏。
沙三期凹陷进入盆地深陷期。沙三期早中期受东西向水平拉张作用，由于边界断层和基底断层的再次继承性发展，形成了大民屯凹陷垒堑式构造格局。E2s34开始水退，陆地、湖泊环境兼有，以湖泊环境占优势。因此，沙三四暗色泥岩厚度相对沙四期上部变薄，平均厚度
大约300Km，最大值约为500Km，多为泥岩和不同粒级的碎屑岩。沉积相为三角洲—扇三角洲相，从空间上暗色泥岩多发育在扇三角洲前缘，滨浅湖及前三角洲地区。
纵观三套烃源岩，暗色泥岩多沉积在西南地区，东北地区相对贫瘠。这应该与印支期、燕山期受到应力作用发生褶皱变形，并抬升隆升，遭受剥蚀，形成东北地区高，西南地区低的基底有关。
（二）烃源岩地化特征
评价烃源岩发育程度的地质标准主要有暗色泥岩厚度、分布和沉积相等。而有机质丰度、类型、热演化程度则是有机地化评价烃源岩的三个主要方面。
1. 有机质丰度
有机质丰度一般指单位重量岩石中所含有机质的数量,在其他条件相近的前提下，岩石中的有机质丰度越高，其生烃能力越高。有机质丰度是油气生成的物质基础,决定着一个沉积盆地的生烃量和含油气远景。衡量有机质丰度的指标主要有总有机碳（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃（HC）和生烃势（S1+S2）。
有机碳（TOC）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的碳和虽然仍残留于岩石中，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。油气成因理论认为，烃源岩中只有很少一部分有机质转化成为油气并排替出去，大部分仍残留在烃源岩中，同时由于碳是有机质中含量大、稳定程度高的元素，所以用剩余有机碳来近似地反映烃源岩内的有机质含量[4]。S1+S2
生烃势中S1为已由有机质生成但尚未排出的残留烃，S2为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。氯仿沥青“A”是指用氯仿从沉积岩中溶解出来的有机质。它反映的是沉积岩中可溶有机质含量，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”中的饱和烃和芳香烃之和成为总烃（HC），它反映的是烃源岩中烃类的丰度而不是总有机质的丰度。
(1) 各套烃源岩有机质分度总体特征
根据有机质丰度总有机碳TOC、氯仿沥青“A”、总烃和生烃势S1+S2的“最小值—最大值平均值（样品数）”，参考石油天然气行业陆相烃源岩评价规范中有机质丰度的评价标准，评价每一套烃源岩得出表2.1。描述
注：
根据石油与天然气行业陆相烃源岩评价规范，可以看出，S42有机质丰度最好，S41有机质丰度好，S34有机质丰度中等。
(2) 不同丰度级别所占的比例
根据给定的数据，做出ES34烃源岩生烃势S1+S2和同有机碳TOC%的直方图（图2.4，图2.5）。
图2.4 ES34烃源岩TOC%直方图
图2.5 ES34烃源岩S1+S2直方图
由所给数据做出图2.4、图2.5。图2.4中TOC百分含量小于0.4%的非生油岩占25.2%，0.4%~0.6%的差生油岩占29.1%，0.6%~1. %0的中等生油岩占77.7%，1.0%~2.0%的好生油岩占35.9%，大于2.0%的最好生油岩占28.2%。图2.5中S1+S2含量小于2mgg的差生油岩占50.8%，2~6mgg的中等生油岩占40.7%，6~20mgg的好生油岩占8.5%，大于20mgg的最好烃源岩占0%。综合两个图，可以看出ES34烃源岩有机质丰度为好—中等。
(3) 有机质丰度的平面变化规律
由图2.6可以看出大民屯凹陷S34地区，东北地区有机碳含量较低，低于1.5，干酪根类型较差，为Ⅲ型干酪根。西南地区有机碳含量高，高于2.0，干酪根类型较好，多为ⅡB型干酪根。从沉积体系平面图中可以看出，东北地区为三角洲平原亚相和三角洲前缘水下分支河道微相，沉积物以砂、粉砂为主，泥质较少。有机质丰度低，而且不利于有机质保存。西南地区为滨浅湖相和三角洲前缘河口坝微相，沉积物以泥质为主，有机质丰度高，有利于有机
质保存。
2. 有机质类型
有机质类型是衡量有机质产烃能力的参数，同时也决定了产物是以油为主，还是以气为主。有机质类型既可以由不溶有机质——干酪根的组成特征来反映，也可以由其产物——可溶有机质及其烃类的特征来反映。Ⅰ型干酪根有利于生油，Ⅲ型干酪根有利于产气，Ⅱ型干酪根介于二者之间。
(1) 有机显微组分
干酪根不同显微组分对成烃贡献大小不同，可以通过测定各组分相对百分含量，用干酪根类型指数Ti来划分有机质类型。根据大民屯凹陷不同层位烃源岩有机质显微组成特征（表2.2），计算出干酪根类型指数Ti，参照石油天然气行业陆相烃源岩有机质类型划分标准，判断干酪根类型。
100
100 75
50
100）
（
惰质体
）
（
镜质体
壳质体
类脂体-
?
+
-
?
+
?
+
?
=
i
T
从表2.2可以看出，大多数干酪根为Ⅲ型和Ⅱ型，其中Ⅲ型居多。S34段烃源岩Ⅲ型干酪表2.2 大民屯凹陷不同岩层烃源岩有机质显微组分特征
根最多，S33烃源岩干酪根多为Ⅲ型，S41烃源岩也多为Ⅲ型。S42烃源岩较好，Ⅲ型干酪根相对较多，Ⅱ1型次之，同时含有一部分Ⅰ型和极少的Ⅱ2型干酪根。
(2) 元素组成
根据HC和OC原子比数据，在图板上可以划分干酪根类型（图2.7）。
从图上可以看出大多数干酪根多集中在ⅡA和ⅡB型，Ro值多集中在0.5~0.7%之间。大多数干酪根HC原子比在1.0~1.5之间，OC原子比在0.1~0.2之间，具有价高的HC原子比和较低的OC原子比。
(3) 岩石热解
热解分析是模拟烃源岩中有机质的热演化生烃作用，以高温热解定量检测出烃源岩生成
的烃量，根据生烃量评价烃源岩。利用热解分析所得到的最大裂解峰值Tmax（℃）可以划分有机质的成熟阶段，一般将Tmax<435℃定为未成熟阶段，435℃—440℃为低成熟阶段，440℃—450℃为成熟阶段，450℃—480℃为高成熟阶段。
此外，还可以根据氢指数和Tmax的图版确定干酪根类型。根据给定的HI 和Tmax 数
据，画出烃源岩热解分析氢指数与最大热解温度相关图（图2.8）。根据相关图，划分干酪根类型，判断烃源岩的有机质类型。
从图2.8可以看出，大多数烃源岩为Ⅲ型和Ⅱ2型干酪根，Ro值在0.5~0.7%之间，大多数Tmax在430~450℃之间，为低熟—成熟阶段。并且TOC大多数小于400mgg，残余有机碳较少，丰度较差。
(3) 烃源岩的族组分
根据给定的烃源岩的族组成特征数据，依照石油天然气行业陆相烃源岩有机质类型划分标准，划分烃源岩的有机质类型。得到表2.3。
从表2.3可以看出，S33段烃源岩多Ⅲ型干酪根，非烃和沥青质较多。S34段烃源岩也多为Ⅲ型干酪根，非烃和沥青质占得较多，但相对减少。S41段干酪根多为Ⅱ2型干酪根饱和烃和芳香烃相对较多。S42段烃源岩多为Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根，饱和烃占的分量比较大。
3. 有机质热演化特征
有机生油说的研究表明,随埋深和地温的增加,烃源岩中的有机质发生一系列的变化,当达到一定成熟度时才开始大量生油。有机质成熟度和成烃热演化特征的研究是含油气盆地评价中一项十分重要的研究内容。
(1) 有机质的纵向演化特征
根据给定的大民屯有机质热演化数据，分别画出RO，“A”TOC，Tmax，以及SI （C29SR+S）热演化特征剖面图（图2.9）。
由图2.9可以看出，在大约2500m处，“A”TOC曲线出现拐点，干酪根开始大量热降解或热催化将降解生烃，此深度所对应的Ro值大约在0.5~0.7%，Tmax大约在450℃，SI大约在0.2~0.3。由此可见2500m为该区的门限深度，过了门限深度，有机质开始进入热解作用的成熟阶段。门限深度以上为生物化学生气的未成熟阶段。2500m门限深度较深，可能与该区年龄较轻、地质演化历史较短而使地温梯度较低有关。
(2) 有机质的横向演化特征
如图2.10所示，大民屯凹陷S34烃源岩Ro值在小于0.5%时，是生物化学作用生气的低成熟阶段，在Ro值为0.5~0.7%时，是热降解作用生油气的成熟阶段，Ro值大于1.3%时，是热裂解作用生湿气的高成熟阶段。
结合前面的大民屯凹陷S34有机碳等值线、干酪根类型及沉积体系分布图（图2.6），不难找出原因。Ro值较高的西南地区的有机碳含量也比较高，干酪根多为ⅡB型，该区多为有
利于有机质沉积的浅湖相。而Ro值较低的东北地区的有机碳含量比较低，干酪根多为Ⅲ型，沉积相方面为不利于有机质保存的三角洲平原相。
（三）综合评价
把大民屯凹陷E2S34泥岩等厚线、TOC％等值线和Ro％等值线图叠合一起得到综合地质图（图2.11），根据三个图划出有效烃源岩发育区。有效烃源岩是指已经生成并排除商业性油气的烃源岩。有效烃源岩必须具备下列条件：TOC>0.4％（0.5％）, Ro>0.5％，泥岩厚度>0.0m。
从综合地质图可以看出，有效烃源岩集中在前进构造带、荣胜堡洼陷、静安堡构造带和三台子洼陷处。大民屯凹陷E2S34较厚的泥岩多集中在前进构造带上，该区面积104.5Km2，泥岩厚度大于400m，Ro值大于0.7% ，TOC所占比例大于2.0%。可以看出该区烃源岩厚度、面积较大，烃源岩规模较好。由图2.6可以看出，该区干酪根多为ⅡB型干酪根，类型较好，又因为TOC所占比例较高，有机质丰度很高，且Ro值所指示的有机质成熟度处于成熟—高成熟阶段。因此，该区烃源岩较好，生烃潜力很高，开采价值巨大。在临近的荣胜堡洼陷处，该区面积102.5Km2,泥岩厚度200~500m，荣胜堡洼陷区Ro值大于0.7%，为ⅡB型干酪根，TOC所占比例为1.0~2.0%。该区虽然烃源岩规模不错，但有机质含量相对较低，所以开采价值一般。面积最大的静安堡构造带，面积为193Km2，该区泥岩100~300m，Ro值大于0.5%，
为Ⅲ型干酪根，TOC所占比例为1.0~2.0%。从这些数据可以看出，该区虽然烃源岩规模较大，但烃源岩较差，但有生油潜力，具有开采价值。而三台子洼陷面积较小，为96Km2，并且泥岩较薄，烃源岩丰度较差，在0.5%到1.0%之间，烃源岩的类型也差，为Ⅲ型干酪根，成熟度较低，Ro值在0.5%左右。所以该区没有开采价值。
（四）资源量计算
计算资源量的方法有很多，可以运用有机碳恢复系数法结合产烃率—Ro图板，来计算资源量：
式中：、分别为烃源岩生烃（油、气）强度；
、为有效烃源岩分布面积与平均厚度；
、分别为产烃（油、气）率，；
d为密度，2.3tm3；
C为残余有机碳含量即TOC，%；
为有机碳恢复系数,C f=C o C t。
这里需要注意的是，在求有效烃源岩分布面积时，需要求出不同干酪根类型的烃源岩面积，然后分别计算不同干酪根类型的烃源岩的生烃强度，这样才能计算出某一层烃源岩总的生烃强度。
把有效烃源岩图进行分大块，每块面积25Km2,每个大块分成25个小块。再根据图2.6在图上标出不同干酪根的范围得到图2.11。由图2.11上的信息可以得出：Ro值为0.7%的ⅡB型干酪根的烃源岩，当TOC为2.0%时，面积为27Km2,厚度平均为500m;当TOC为1.0%时，面积为1Km2，厚度为400m。
Ro值为0.7%的Ⅲ型干酪根的烃源岩，当TOC为2.0%时，面积为16Km2,厚度平均为200m;当TOC为1.0%时，面积为75Km2，厚度平均为200m;当TOC为0.5%时，面积为9Km2,厚度平均为400m。
Ro值为0.5%的Ⅲ型干酪根的烃源岩，当TOC为2.0%时，面积为3Km2，厚度平均为200m;当TOC为1.0%时，面积为70Km2,厚度平均为100m。当TOC为0.5%时，面积为12Km2,厚度平均为100m。
根据以上所得数据，通过查图，可以计算：
E OIL=5.1×1010t
E GAS=6.5×109t
三、油气运移与成藏研究
（一）油气运移期和成藏期确定
准确认识油气藏形成和分布规律，是油气勘探地质评价的目标，而油气运移期和成藏期的确定是其中的一个核心问题，也是研究难点。长期以来，石油地质学家主要从构造圈闭形成时期和生、排烃期来定性地确定油气的成藏期。这种传统的方法只能大致确定油气运移成
藏的最早时期，但不能建立油气运移成藏的绝对时间格架。流体定年技术则可确定油气运移成藏的绝对时间。
所谓流体定年实际上是指流体活动的产物(成岩矿物和流体包裹体)形成时间的测定。目前应用的流体定年技术可分为两类：直接定年法和间接定年法。直接定年法是根据自生矿物的放射性同位素分布，直接计算成岩矿物的形成年龄。目前K-Ar、40Ar-39Ar、铷-锶(Rb-Sr)及钐-钕(Sm-Nd)同位素定年技术均已用来确定不同成岩矿物的形成年龄，但应用最广的是自生伊利石K-Ar定年技术。间接定年法是根据成岩矿物或流体包裹体的形成温度，结合埋藏史、地温梯度计算矿物或包裹体的形成时间。
1．伊利石K-Ar定年
（1）基本原理
利用储层自生矿物（主要是伊利石）同位素定年技术，分析烃类流体进入储层的时间，是20世纪80年代中后期逐渐发展起来的新技术。近四十年的研究，尤其是20世纪80年代以来有关沉积盆地的研究资料表明，伊利石化的过程是一个由反应动力学控制的水岩反应，除温度之外，还受时间和水岩比的制约。当系统流体含量很低时（如多数油气侵入情况下，岩石孔隙被油气充满），伊利石化的过程停止。因此，通过伊利石年龄分析，获得伊利石年龄，就可以确定油气的侵入储层的时间。
储层成岩过程，特别是自生矿物的形成在很大程度上是流动的孔隙水引起的，自生伊利石的形成总是与流动的富钾水介质条件有关。成岩矿物同位素定年技术仅提供了成岩矿物的形成时间，储层中自生伊利石形成于一定的成岩阶段或者多个成岩时期，即自生伊利石形成经历了较长的地质时期，一般来说，早期形成的伊利石粒径较大，晚期形成的粒径较小，多呈丝发状。这使得伊利石地质年龄与样品的粒级大致存在正比例关系。对于解释油气藏形成期比较有意义的是最小粒级伊利石同位素年龄，它反映的是最晚形成伊利石的地质时间。伊利石同位素年龄给出的是油气藏形成期的最老地质年龄。对于多期成藏过程，储层伊利石年龄限定了早期成藏事件的最老地质年龄。
KAr法测定地质年龄就是基于40K经K层捕获转变为稳定同位素40Ar的衰变定律。测年公式为：
式中：λ－40K的总衰变常数，λ=5.543×10-10a；
λe－40K衰变成40Ar的衰变常数，λe=0.581×10-10a；
40KK=1.167×10-4。
（2）自生伊利石KAr同位素定年结果
表3.1 大民屯凹陷自生伊利石K-Ar法同位素测年表
注：IS：伊蒙间层； I：碎屑伊利石 K：高岭石; C：绿泥石；（％S）： IS伊蒙间层中蒙脱石含量；放40Ar：射性成因40Ar
2．流体包裹体均一温度定年
（1）基本原理
油气运移和成藏是发生在地史时期的地质过程，这些过程已无法在自然界重现。然而，伴随油气运移和成藏过程而形成的流体包裹体记录了当时的温度、压力、盐度和流体成分等。所谓流体包裹体是指在埋藏过程中被一系列的成岩矿物所封存的大量沉积成因的流体，例如，富含有机质的沉积物在深埋过程中，随着埋深和温度的增加，发生热降解，生成甲烷、乙烷等一系列易挥发的烃类有机物。这些油气在运移途中可能被正在生长的矿物捕获，而形成有机包裹体。以上各种流体包裹体记录了沉积成岩流体的成分、温度、压力等信息，同时也记录了盆地油气生成和演化的信息。包裹体在室内加热过程中达到单一相态的温度为流体包裹体均一温度，通过压力校正，与有机包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度反映了流体包裹体捕获时的温度。所以，通过流体包裹体的分析就可以了解成藏过程中的地质环境和物理化学条件，探讨油气藏形成的机理，确定油气运移的时期。
如果知道了有机包裹体被捕获时的古埋深，就可以在埋藏史恢复的基础上，在埋藏史图
上确定其对应的成藏年代。流体包裹体捕获时的古埋深，可用下式计算：
H＝（T－T0）Grad×100+H0
式中：H—成藏时所对应的古埋深，m；
T—与有机包裹体伴生的盐水均一温度，℃；
T0—古恒温带温度，℃，大民屯为10℃；
Grad—古地温梯度，℃100m；
H0—恒温带深度，一般为30m。
（2）流体包裹体均一温度定年结果
结果如图3.1~3.6和表3.2所示。
根据图3.5的沈225井埋藏史图，可以看出沈225井所在的三台子洼陷，处于总体沉降的阶段。沙一期以前三台子洼陷处于快速沉降阶段，沙一期时洼陷遭受构造运动，抬升剥蚀，而后快速沉降，在东营期洼陷继续沉降并达到最大埋深。直至今日，期间经历中新世的小幅抬升剥蚀，总体处于沉降阶段。
结合图3.1~图3.6的埋藏史图，沈119井处于前进构造带上，安114和沈225井处于三台子洼陷上，静25井处于静安堡构造带上，新沈60井处于荣胜堡洼陷上，哈12井处于法哈牛构造带上。新沈60井所在的荣胜堡洼陷经历一直沉降阶段，沙一期以前荣胜堡洼陷沉降速率较快，而后整个渐新世沉降速率变慢。直至今日，沉降速率继续变慢。
静25井所在的静安堡构造带的埋藏史和荣胜堡洼陷相似，不同之处在于在中新世静安堡构造带处于小幅抬升阶段。
在沙一期的构造抬升期期间，三台子洼陷快速抬升，而静安堡构造带和荣胜堡构造带仅仅沉降速率下降。可见三台子洼陷在沙一期构造抬升区上，而静安堡构造带和荣胜堡洼陷处在抬升区边缘。在中新世的构造抬升期期间，三台子洼陷抬升最大，静安堡构造带次之，荣胜堡洼陷仅沉降速率降低。可见三台子洼陷和静安堡构造带处在抬升区，三台子洼陷靠近中心，荣胜堡洼陷处在边缘。
从利用流体包裹体测年并利用埋藏史图，得到表3.2的结果可以看到，不同地区的沙三四段的有机质油气运移和成藏的时间有所差别，静安堡构造带有机质成藏较早，而荣胜堡洼陷有机质成藏较晚。处在前进构造带的沙四二段的有机质和处在哈法牛构造带的啥三四的有机质成藏也相对较晚。处在三台子洼陷的埋藏较深的沙四段有机质比埋藏较浅的沙三四段有机质晚成藏。尽管如此，多数有机质都在沙一期到东营期运移成藏。
（二）圈闭有效性研究