第五章 油气成因理论与烃源岩

第五章油气成因理论与烃源岩一、有机成因的证据1、世界99%的石油产自沉积岩2、石油在地壳中的出现，与地史上生物的发育和兴衰密切相关3、在油田剖面上，含有层位总与富含有机质的层位有依存关系4、石油中找到了许多鱼异戊间二烯类、萜类和甾醇类有关的化合物5、石油的元素组成包括痕量元素组成，与有机质或有机矿产相近似6、石油具有旋光性7、各种生物物质通过降解可得到或多或少的烃类产物。

二、干酪根1、沉积岩中不溶于碱、非氧化性酸和非极性有机溶剂的分散有机质2、根据H/C和O/C原子比可分为三种：藻质型、腐泥型、腐殖型三、油气生成的理化条件温度、时间、细菌、催化剂、放射性、压力门限温度：烃源岩达到门限温度时（50-200），干酪根才开始成熟，与门限温度对应的深度（1500-5000）叫门限深度。

四、成烃演化与模式镜质体反射率（Ro）与有机质的成烃作用和成熟度有良好的对应关系。

1、未成熟阶段——成岩作用阶段①划分界限：此阶段从沉积有机质被埋藏开始至门限深度为止，Ro<0.55②物质基础：脂肪、碳水化合物、蛋白质和木质素等生物聚合物③化学作用过程：有机和无机过程。

生物水解、降解④烃类产物：挥发物、少量未熟——低熟石油。

⑤特点：正构烷烃具有明显的奇碳数优势⑥终结物：干酪根2、成熟阶段——深成作用阶段（为干酪根生成油气的主要阶段）①划分界限：该阶段从有机质演化的门限值开始至生成油气和湿气结束为止，Ro为0.5%~2%②物质基础：干酪根③化学作用过程：当达到门限深度和温度时，在热力作用下，粘土催化作用，干酪根初期热降解生成石油，后期热裂解生成轻质油和湿气。

④烃类物质：湿气、凝析气、成熟石油⑤特点：该阶段按干酪根的成熟度和成烃产物划分为为油带和轻质油、湿气带，其特点分别为：油带：石油以中-低分子量的烃类为主，正烷烃奇碳数优势逐渐变为成熟油冲淡直至消失，环烷烃和芳香烃的碳数和环数减少，曲线有双峰变为单峰⑥终结物：干酪根残渣3、过成熟阶段——准变质作用阶段①划分界限该阶段埋深大，温度高，Ro>2%②物质基础：干酪根残渣和已生成的湿气、凝析气、轻质油③化学作用过程：高温热裂解④烃类产物：干气（甲烷）⑤特点：趋于向甲烷分子的化学热稳定；干酪根缩聚为富碳残余物。

⑥终结物：次石墨*需要说明的是：1、有机质成烃演化是一个连续的过程，对于任意烃源岩而言，可能只是演化到某一阶段的某个过程而已；2、以上仅仅是成烃演化的一般模式，对于不同的坳陷盆地其演化过程可能有其特殊性，必须具体问题具体分析；3、对于低熟油气，煤层和天然气水合物的成因也有其特殊性。

第二节天然气的成因类型与判别天然气有机成因气生物成因气热解气油型气煤型气无机成因气①生物成因气是有机质在还原条件下由微生物降解、发酵和合成作用形成的以甲烷为主的天然气。

碳酸盐还原带是生成甲烷的主要的生化带有利于生物气形成的因素可大致归纳为：有丰富的有机质；严格的缺氧、缺硫酸盐岩环境；pH值以接近中性为宜；温度在35-42℃为最佳；生物成因气化学组成，除个别含氮气较多的天然气外，甲烷含量一般大于98%，有的甚至在99%以上，重烃含量低，一般少于0.2%，为典型的干气。

②油型气指成油有机质在热力作用下以及石油热裂解形成的各种天然气。

主要包括石油伴生气、凝析油伴生气和热裂解干气，成油有机质的热演化成烃过程用Ro来表示其阶段和主要产物。

③煤型气煤型气是指腐殖煤及复制型煤系有机质在变质作用阶段形成的天然气。

其含义与腐泥型有机质在成油演化过程中形成的天然气称为油型气相对应。

又称煤系气、煤成气。

煤型气的化学组成中重烃气含量有时可达10%以上，甲烷气一般占70%~95%，非烃气中普遍含氮气和汞蒸气，也常含二氧化碳，但贫硫化氢。

④无机成因气通常是认为是地幔排气作用形成，地幔排气过程依其特点可分为两种基本类型：即高温低压热排气过程和低温高压冷排气过程。

前者地幔气水和二氧化碳为主；后者则以甲烷和氢气为主。

化学组成一般以甲烷占优势，C+2含量很少，一般<1%。

常可见少量到微量烯烃，且氢、氮、二氧化碳、一氧化碳及氦气含量较高。

2、烃源岩的评价有机质数量、有机质类型和有机质成熟度1）有机质数量：包括有机质的丰度和烃源岩的体积，主要指标为有机碳、氯仿沥青A和总烃的百分含量。

2）有机质的类型，常从不溶有机质（干酪根）和可溶有机质（沥青）的性质和组成加以区分。

干酪根：元素分析、光学分析、红外光谱分析以及岩石热解分析元素分析：根据H/C，O/C原子比，可分为藻质型，腐泥型，腐殖型光学分析法：孢粉分析按干酪根在透射光下的微观结构，分为藻质、絮质、草质、本质和煤质煤岩分析将干酪根的显微组分分为壳质组、镜质组、和惰质组岩石热解分析:是岩石热解分析仪直接从岩样中测出所含的吸附烃，干酪根热解烃和二氧化碳与水等含氧挥发物以及相应的温度，温度可逐步加热到550摄氏度。

由于氢指数和氧指数与干酪根元素组成成分析能进行很多的对比。

可溶沥青分析：常用的参数：（1）烃源岩氯仿抽提物中组分组成特征如饱和烃/芳香烃（2）饱和烃气相色谱特征包括主峰碳位置和峰型等（3）色谱——质谱分析可鉴定甾类和萜类等生物标志化合物的种类和数量，这对母质的来源也有重要意义。

3）有机质的成熟度是表征其成烃有效性和产物性质的重要参数，有效地方法有：镜质反射率（R0）法，孢粉和干酪根的颜色法、岩石热解法、可溶有机质的化学法镜质体反射率法：是温度和有效加热时间的函数具有不可逆性。

是确定煤化阶段的最佳参数之一。

镜质体反射率的主要类型有最大、最小和随机3种。

在煤岩显微组分中，镜质组最丰富，反射率居中，而壳质组反射率最低，惰质组最高第三节油气地球化学对比广义上包括油-油对比，油-岩对比，气-气对比，油-气-岩对比和天然气成因分类，其中油-岩和气-岩对比是核心问题。

一、1）参数选取的原则油气对比的基础是：1、性质相同的两种油气应源于同一母岩；2、母岩排出的石油应该与母岩中残留的石油相同；3、母岩排出的天然气的成因类型应该与母岩的性质一致。

2）对比参数石油对比参数：常用的有微量元素系列和V/Ni比值；生物标志化合物如异戊间二烯烷烃的系列分布，萜类和甾类化合物的分布型式和特征；正构和异构烷烃、环烷烃、芳香烃等系列化合物的分布型式和比值；各种石油组分的碳氢稳定同位素。

天然气的对比参数：烃气富集系数，即烃气/非烃气，甲烷系数，干燥系数，重烃系数和湿度。

二、油源对比：C+15正构烷烃，类异戊二烯烷烃，甾类和萜类化合物，芳香族化合物，碳同位素和族组分等几大类。

气源对比：轻重气态烃的含量和比值，同位素，非烃含量，凝析油的地球化学指标第六章石油与天然气运移第一节初次运移油气的初次运移：是指油气在烃源岩中的运移以及向晕载层或储集层中的运移。

一、初次运移的介质条件（一）烃源岩的物理性质1、烃岩源的压实压实作用：随着上覆沉积负荷的不断增加，下伏先期沉积物逐渐被压实的现象为压实作用。

2、烃源岩的孔隙和比表面组成岩石的颗粒越细则比表面越大，相同埋深情况下泥岩的比表面比砂岩大；比表面大意味着岩石与孔隙流体的接触面增大，给流体运移带来困难3、烃源岩的润湿性与毛细管压力润湿性是吸附能力的一种作用，指液体在表面分子力作用下在固体表面流散的现象。

毛细管压力是在两种不混溶流体的弯曲界面上，由于两边流体所承受的压力不同，在凹面承受较大的流体压力，毛细管中的这种压力差称为毛细管压力，毛细管压力总是指向非润湿相。

（二）运移的理化条件1、温度条件石油生成的温度范围为60—150，通常，石油初次运移开始的温度和深度一般大于石油大量生成的温度和深度。

2、压力条件压力主要是指孔隙流体压力，是指作用在岩石或地层孔隙中的流体上的压力，即地层压力。

二、初次运移的动力主要有压力、构造应力、分子扩散力和浮力（1）压力包括正常压实作用产生的剩余压力、欠压实产生的异常压力、渗透作用产生的渗透压力和烃源岩与运载层接触面产生的毛细管压力（2）构造应力通常是指导致地壳发生构造运动的地应力，或者是由于构造运动而产生的地应力。

构造应力之所以是初次运移的动力，是因为烃源岩孔隙度和流体压力的变化，不仅可以由上覆岩石负荷应力所产生，也可以由水平的构造应力所引起，大多是两种应力叠加的结果。

（3）分子扩散力。

由于浓度差而产生的分子扩散。

在初次运移中的作用主要有以下两个方面。

1）虽然扩散作用在烃类物质运移方面的效率比较低，但只要有浓度差存在，扩散作用就无时不刻在发生2）扩散流与渗流在地下孔隙空间中可以相互转换，各显其能地进行初次运移。

（4）浮力三、阻力（1）分子间的吸着力（2）毛细管阻力（3）油气的浮力四、初次运移的相态及演变初次运移的相态是指：油气在地下发生运时的物理相态。

石油主要有水溶相、连续油相，气溶相和扩散相。

天然气主要有：水溶相、油溶相、连续油相和气溶相五、初次运移的通道包括烃源岩中较大孔隙、构造裂缝和断层，微裂隙、缝合线以及有机质或干酪根网络。

六、初次运移的基本模式1、正常压实模式在未熟-——底熟阶段，烃源岩层埋深不大，生成油气的数量少，烃源岩孔隙水较多，渗透率相对较高，部分油气可以溶解在水中呈水溶状态，部分可呈分散的游离油气滴，在压实作用下，随压实水流，同过烃源岩孔隙运移到储集层中。

2、异常压力模式在成熟——过成熟阶段，烃源岩层已被压实，孔隙水较少，渗透率较低，烃源岩排液不畅，有机质大量生成油气，孔隙水不足以完全溶解所有油气，大量油气呈游离状态。

3、扩散作用由于扩散作用是一种分子运移行为，因此与体积流相比，效率较低。

七、初次运移的其他问题（1）初次运移的时间1、根据压实阶段确定：初次运移发生在晚期压实阶段2、根据微裂隙形成时间确定：初次运移的时间就是微裂隙形成的时间。

3、根据有机质包裹体确定：有机包裹体是运移期有油气的原始样品。

测定有机包裹体的形成的温度，就可确定油气运移的时间及深度。

（2）初次运移的方向取决于油气初次运移的驱使因素和通道特征。

烃源岩内的孔隙压力差是最重要的驱使因素。

但实际运移方向常与生、储组合形式有关。

（3）初次运移的距离烃源岩排烃有效厚度+-30m，有砂岩夹层将大大增加排烃厚度。

（4）初次运移的效率排烃效率：烃源岩排出烃的质量与生成烃的质量百分比第二节二次运移油气二次运移是指油气自源岩中排出并进入相邻运载层以后沿储集层、断层、裂隙、不整合面等通道的运移。

广义的二次运移：油气脱离母岩后发生的一切运移。

运移的条件：1、油气饱和度达到一定2、油柱必须大于临界油柱高度。

一、二次运移的主要动力：重力、浮力、水动力1、浮力在自由水中或自由水面之上任一高度的油气所受到的浮力，实际上等于该高度的静水压力与静油压力之差。

当岩层倾斜时，浮力分解成垂直于层面和平行于层面的两个分力。

2、水动力水动力是推动地层孔隙水流动的动力。