石油天然气地质与勘探.docx
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石油天然气地质与勘探
〔一〕元素组成
不同地区，不同时代的石油元素组成比拟接近，但也存在一定的差异〔表1-1〕。
组成石油的化学元素主要有碳、氢、氧、硫、氮，其中碳和氢两种元素占绝对优势。
〔二〕石油的化合物组成
表1-2石油的化合物组成
烃类
烷烃
饱和烃
环烷烃
芳烃
不饱和烃
非烃类
含硫、氮、氧化合物
〔三〕石油的馏分组成
表1-3石油的馏分组成
馏分名称
沸点
碳原子数
化合物
轻馏分
石油气
<35℃
1～4
烷烃、环烷烃
汽油
35～190℃
5～12
中馏分
煤油
190～260℃
12～14
烷烃、环烷烃为主，含有芳烃和含S、N、O化合物。
柴油
260～320℃
14～18
重瓦斯油
320～360℃
重馏分
润滑油
360～530℃
19～25
高碳数大分子量环烷烃、芳烃和含S、N、O化合物。
〔四〕石油的组分组成
石油分为饱和烃、芳香烃、非烃和沥青质等组分。
二、石油的地球化学分类
烃类成分含量
含硫量
石油类型
S＞50%
AA＜50%
P＞40%，且P＞N
＜1%
石蜡型
P≤40%，且N≤40%
石蜡－环烷型
P＜N，且N＞40%
环烷型
S≤50%
AA≥50%
P＞10%
＞1%
芳香－中间型
P≤10%且N＞25%
＜1%
芳香－环烷型
P≤10%且N≤25%
＞1%
芳香－沥青型
注：
令S＝饱和烃；P＝烷烃〔石蜡烃〕；N＝环烷烃，
如此S＝P＋N；
令AA＝芳烃＋含化合物〔胶质，沥青质〕
海陆相石油在石油分类三角图上的分布如图1-12所示，它们在化学成分上有比拟明显的区别，具体表现如下：
〔1〕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%。
高硫〔含硫量一般大于1%〕低蜡〔含蜡量小于5％〕。
钒、镍含量高，且钒／镍比值大于1。
〔2〕陆相石油以石蜡型为主，局部石蜡－环烷型，饱和烃占石油的60～90%，芳烃占总烃的10～20%。
高蜡〔含蜡量大于5%〕低硫〔含硫量一般小于1%〕。
钒、镍含量较低，且钒／镍比值小于1。
另外，海、陆相石油的碳稳定同位素组成亦有明显的差异。
从C13/C12比值看，一般海相油的比陆相油的高。
三、石油的物理性质
1．颜色
石油的颜色变化围很大，在反射光下，它们的颜色从褐色过渡到红色，一直到淡绿黄色。
在透射光下，大多数石油是黑色的，但也有淡黄色、无色、黄褐、深褐、黑绿色等。
石油的颜色与胶质－沥青质含量有关，含量越高，颜色越深。
2．密度和相对密度
石油的密度是指单位体积石油的质量〔ρo=Go/Vo〕。
假如用单位体积石油的重量表示，即为石油的比重。
开采至地表的石油〔即原油〕的相对密度，在我国和前联是指1atm下，20℃单位体积原油与4℃单位体积纯水的重量比，用d420表示。
一般为～，变化较大。
通常将d420大于的原油称重质油，介于～之间的为中质油，小于的为轻质油。
在美国，通常用API度〔AmericanPetroleumInstitute〕表示原油的相对密度。
而西欧一般用波美度表示原油的相对密度。
API度＝
；波美度＝
；〔60°F＝℃〕
4．粘度〔Viscosity〕
石油受力发生流动时，其局部子间有一种摩擦力阻止分子间的相对运动。
石油的这种特征称作石油的粘滞性。
其大小用粘度〔μ〕来度量。
石油粘度大，即不易流动。
粘度分为动力粘度、运动粘度和相对粘度三种表示方式。
石油动力粘度的大小取决于石油的化学成分和外界的温度、压力条件。
分子小的烷烃、环烷烃含量多，动力粘度就低；而石蜡、胶质、沥青质含量高，粘度就高。
随温度升高，动力粘度如此降低。
运动粘度为动力粘度与相对密度之比，其单位为m2/s。
液体绝对粘度与同温条件下水的绝对粘度之比，称为该液体的相对粘度。
通常用恩氏粘度计直接测之，故又称恩氏粘度。
5．溶解性
石油总体上在水中的溶解度很低，假如以碳数一样的分子进展比拟，各种成分在水中溶解度由大到小的顺序是：
非烃→芳烃→环烷烃→烷烃。
6．荧光性
石油在紫外光的照射下能产生荧光的这种特性，被称作石油的荧光性。
石油的荧光性取决于化合物组成。
石油中的多环芳香烃和非烃引起发光，而饱和烃如此完全不发光。
7．旋光性
当偏振光通过天然石油时，石油能使其振动面旋转一个角度，石油的这种特性称为旋光性。
偏振光振动面的旋转角度称旋光角。
石油具有旋光性的原因是：
石油中的含氮化合物，甾烷和萜烷等生物标志化合物，常具有手征性碳原子，使石油具有旋光性
7．导电性
石油导电性极差，具高电阻率。
8．凝固点与含蜡量
石油失去流动能力的最高温度，称凝固点。
石油具有流动能力的最低温度，称液化点。
第二节天然气
广义上，所谓天然气是指存在于自然界的一切天然生成的气体，即包括不同成分组成、不同成因、不同产出状态的气体。
油气地质上，仅限于地壳上部存在的各种天然气体，其中最主要的研究对象是聚集成油气藏的烃类气体和非烃气体。
一、天然气的化学组分
和油田和气田有关的天然气，主要是气态烃，同时含有数量不等的多种非烃气体。
烃气：
主要为C1－C4的烷烃，即甲烷到丁烷。
CH4≥95%、C2＋＜5%的烃气，称干气，又叫贫气；CH4≤95%、C2＋＞5%的烃气，称湿气，又叫富气。
非烃气：
总量不多，但种类不少，主要有N2、CO2、CO、H2S、H2等气体。
还含有微量的惰性气体，如氦气、氩气、氖气等。
二、天然气的产出状态
地壳中的天然气，依其分布特征可分为分散型和聚集型两大类，依其与石油产出的关系可分为伴生气和非伴生气。
分散型天然气：
属非常规天然气，主要包括溶解气、煤层气、固态气水合物等类型。
聚集型天然气：
为游离气，包括气藏气、气顶气和凝析气三类。
1．气藏气
圈闭中具有一定规模的单独天然气聚集，即纯气藏中的气体，根本上不与石油伴生。
2．气顶气
系指与石油共存于油气藏中、呈游离气顶状态的天然气。
它在成因和分布上均与石油关系密切，重烃气含量高，属于湿气〔富气〕。
3．凝析气
当地下温度、压力超过临界条件后，液态烃逆蒸发而形成的气体，称为凝析气。
采至地面过程中，随着温度、压力下降，这局部气可凝结析离成轻质油，称凝析油〔Condensates〕。
凝析油占到一定比例〔例我国：
>30g/m3〕的气藏，即成为凝析气藏，如我国黄骅坳陷板桥油田的凝析气藏。
第三节油田水
油田水是指油气田围直接与油层连通的地下水，即油层水。
一、油田水的来源
一般认为，油田水的来源主要有4种：
沉积水、渗入水、深成水、转化水。
二、油田水的矿化度
矿化度是指单位体积水中所含溶解状态的固体物质总量。
即单位体积水中各种离子，元素与化合物总含量。
用g/l、mg/l、ppm〔百万分之一〕表示。
油田水以具有高矿化度为特征。
三、油田水的化学组成
1．无机组成
油田水的无机组成主要由Na+〔包括K+〕、Ca2+、Mg2+和Cl—、SO42—、HCO3—〔包括CO32—〕等阳、阴离子构成，另外还含有几十种微量元素。
2．有机组成
油田水中常见的有机组成有烃类、酚和有机酸。
3．气体成分
水中的气体成分呈溶解状态。
油田水中常见的气体有烃气和非烃气两大类，烃类气体以甲烷为主，另外还有乙烷等重烃气体；非烃气种类较多，如二氧化碳、硫化氢等气体。
含重烃气体是油田水的主要特征。
四、油田水的类型
表1-7林的天然水成因分类表〔转引自厚福等，1999〕
水的类型
成因系数〔以毫克当量%表示浓度比〕
Na/Cl
〔Na-Cl〕/SO4
〔Cl-Na〕/Mg
大陆水
硫酸钠型〔Na2SO4型〕
>1
<1
<0
重碳酸钠型〔NaHCO3型〕
>1
>1
<0
海水
氯化镁型〔MgCl2型〕
<1
<0
<1
深层水
氯化钙型〔CaCl2型〕
<1
<0
>1
CaCl2型水形成于地壳深部封闭性良好、水体交替停滞、利于油气藏保存的复原环境，油田水往往是高矿化度的CaCl2型水，但其与油气物质间无成因联系。
高矿化度NaHCO3型水是油气物质存在的复原环境的产物，成因上与油气田有关，为油田水的根本水型之一。
MgCl2型水主要为海水在泻湖中蒸发浓缩所致；大陆淡水溶滤海相沉积岩中所保存的盐分，亦可形成MgCl2型水；或为来自深层的CaCl2型水与上部的NaHCO3型或Na2SO4型低矿化度水掺和产生的。
MgCl2型水环境下一般无或少有油气田。
Na2SO4型水系地表水中分布最广的一类水，通常表示地壳的水文地质封闭性差，不利于油气藏的保存，其分布带一般无油气藏。
第四节油气中的稳定同位素
油气中稳定同位素众多〔表1-8〕，最常见、最重要的稳定同位素为碳〔12C、13C〕、氢〔1H、2H〕。
一、油气中的碳稳定同位素
1．碳稳定同位素的表示方法
样品中碳同位素的组成通常用它们的相对丰度比〔13C/12C〕或δ13C表示，δ13C可由下式计算：
2．油气中的碳稳定同位素的组成和影响因素
〔1〕石油的δ13C一般为-22‰～-33‰，其中海相石油δ13C值高，为-22‰～-27‰；陆相石油δ13C较低，一般-29‰～-33‰。
〔2〕石油的δ13C随时代变老，显示出轻微降低趋势，即年代越老的石油，12C越富集，13C越少〔图1-18〕。
〔3〕石油中不同组分的碳稳定同位素组成有差异。
一般地，由饱和烃→芳烃→非烃，δ13C逐渐增大。
分子量小的δ13C小，分子量大的δ13C大。
〔4〕天然气各组分δ13C变化围很大，CH4为-‰～-100‰；乙烷为-‰～-44‰；丙烷为-18‰～-38‰；丁烷为-23‰～-34‰。
〔5〕一般低温浅层形成的甲烷中富集C12，具有较低的δ13C值〔-50‰～-100‰〕；高温深层地层较老、在较高温度下形成的天然气，具有较高的δ13C值〔-20‰～-50‰〕。
二、油气中的氢稳定同位素
第二章石油和天然气的成因
第一节油气成因概述
二、油气有机成因说
〔一〕油气有机成因说的主要依据
①90%以上的石油产于沉积岩中，而大片岩浆岩、变质岩区无石油产出。
②从前寒武到第四纪的各时代沉积岩中，都找到了石油，但在各时代地层中分布不均匀，且正比于各时代沉积岩中有机物的总量。
③在近代海湖相沉积中发现了有机质向石油、天然气转化的过程。
④各地、各时期，石油既有相似性又有区别。
⑤石油具有旋光性。
⑥石油烃类中，有一些组分结构与生物某些组分的结构具有相似性。
—生物标志化合物
⑦石油主要分布于地温小于150℃的中浅层，说明其是在相对低温的条件下形成的。
现代油气成因学说〔晚期有机成因说〕：
第二节生成油气的原始物质
油气现代有机成因理论指出，油气起源于生物有机质，生物有机质先经水体分解，进入沉积物，形成沉积有机质，然后在适宜的温压等地质条件下向油气转化。
油气仅是这些被保存生物有机质在埋藏演化过程中诸多存在形式的一种。
一、生物有机质与其化学组成
1．脂类是最重要的生油母质。
2．蛋白质
3．碳水化合物
4．木质素和丹宁
二、沉积有机质
沉积有机质是生物遗体与生物的分泌物和排泄物随无机质点一起沉积物之后，被直接保存下来或者进一步演化而形成的有机物。
丰富的生物有机质的供应、适宜的静水环境以与具有中等沉积速度的细碎屑物质的沉积是富有机质沉积形成的必要条件。
三、干酪根
〔一〕干酪根的定义和分布
干酪根〔Kerogen〕是指沉积岩中所有不溶于非氧化性的酸、碱和常用有机溶剂的分散有机质。
与其相对应，岩石中可溶于有机溶剂的局部，称为沥青〔Bitumen〕。
〔二〕干酪根的组成和分类
1．干酪根的组成
〔1〕干酪根的显微组成
〔2〕干酪根的元素组成
化学分析明确，尽管不同地区不同时代岩石中干酪根元素的相对含量不同，但主要是由C、H、O、N、S五种元素组成，其中碳和氢是干酪根的主要组成元素，其次为氧，而氮和硫的含量通常较少。
2．干酪根的分类
〔1〕显微组分分类
腐泥组主要来源于藻类和其它水生生物与细菌。
壳质组源于陆生植物的孢子、花粉、角质层、树脂、蜡和木栓层等；镜质组来源于植物的结构和无结构木质纤维；惰质组来源于炭化的木质纤维局部。
腐泥组和壳质组生烃潜能高。
〔2〕干酪根的元素组成
化学分析明确，尽管不同地区不同时代岩石中干酪根元素的相对含量不同，但主要是由C、H、O、N、S五种元素组成，其中碳和氢是干酪根的主要组成元素，其次为氧，而氮和硫的含量通常较少。
2．干酪根的分类
〔2〕元素组成分类
Ⅰ型干酪根：
原始H/C原子比高，O/C低；链状结构多，富含类脂和蛋白质分解产物。
芳香结构和杂原子键含量低。
主要来源于藻类等水生低等生物和细菌遗体，富C12；显微组分主要是腐泥组。
生油潜能大，最主要生油母质。
Ⅱ型干酪根：
原始H/C原子比，O/C原子比；含大量中等长度直链烷烃和环烷烃，也含多环芳香烃与杂原子官能团。
主要来自海相浮游生物、植物和微生物混合有机质；生油潜能中等。
Ⅲ型干酪根：
原始H/C原子比低，O/C高；芳香结构与含氧官能团多；饱和烃很少，只含有少数的脂族结构，且主要为甲基和短链，常被结合在含氧基团上。
主要来源于陆地高等植物，富C13。
生烃潜力低，主要可形成煤、芳烃、天然气。
〔四〕干酪根的演化
不同类型干酪根的元素含量将随埋藏深度的增加发生有规律的变化。
①根本对应成岩作用阶段，随深度增加，干酪根的O/C比值迅速下降，H/C比值略有降低。
杂原子链破裂→CO2、H2O杂原子化合物。
②相当于深成作用阶段，干酪根H/C比迅速下降。
C－C键破裂→石油、湿气。
③相当于变质作用阶段。
H/C和O/C比都变得很小→天然气〔CH4、CO、CO2、H2O〕→次石墨
四、沥青的组成和演化
沥青是沉积有机质中可以被有机溶剂溶解的局部
氯仿沥青“A〞：
岩样未经稀酸〔HCl〕处理，用氯仿抽提出的产物，称为游离沥青或氯仿沥青“A〞。
第三节有机质演化生烃的影响因素与模式
一、有机质演化生烃的影响因素
1．温度和时间
对于确定类型的沉积有机质向油气演化的反响，地温是决定反响速度的重要因素。
所以可以说温度和时间共同决定着有机质演化的程度，温度与时间可以互为补偿，高温短时间作用与低温长时间作用可能产生近乎同样的效果。
当温度升高到一定数值，有机质开始大量转化为石油，这个温度界限称为有机质成熟温度或门限温度，对应的深度称为门限深度，时间在油气生成过程中的补偿作用。
2．其他条件
〔1〕细菌活动
〔2〕催化作用
〔3〕放射性作用
〔4〕压力的作用
二、有机质向油气转化的阶段与一般模式
沉积有机质随着埋藏深度逐渐加大，经受地温不断升高，将发生有规律的演化。
沉积有机质所处的物理化学条件不同，致使有机质的转化反响与主要产物都有明显的区别，即原始有机质向石油和天然气的转化过程具有明显的阶段性。
油气形成过程可以划分为四个逐步过渡的阶段：
即生物化学生气阶段、热催化生油气阶段、热裂解生凝析气阶段与深部高温生气阶段〔图2-13〕，分别与沉积有机质演化的未成熟阶段、成熟阶段、高成熟阶段和过成熟阶段相对应。
（一）生物化学生气阶段
沉积有机质从形成就开始了生物化学生气阶段。
这个阶段的深度围是从沉积物顶面开始到数百乃至一千多米深处，温度介于10~60℃，与沉积物的成岩作用阶段根本相符，相当于煤化作用的泥炭-褐煤阶段，在浅层以生物化学作用为主，到较深层以化学作用为主。
〔二〕热催化生油气阶段
随着沉积物埋藏深度超过1500~2500m，进入后生作用阶段前期，有机质经受的地温升至60~180℃，相当于长焰煤-焦煤阶段，促使有机质转化的最活跃因素是粘土矿物的热催化作用。
在此阶段干酪根中的大量化学键开始断裂，从而形成大量的烃类分子，成为主要的生油时期，为有机质演化的成熟阶段，在国外常称为“生油窗〞。
〔三〕热裂解生凝析气阶段
当沉积物埋藏深度超过3500~4000m，地温达到180~250℃，如此进入后生作用阶段后期，相当于煤化作用的瘦煤-贫煤阶段，为有机质演化的高成熟阶段。
此时剩余干酪根继续断开杂原子官能团和侧链，生成少量水、二氧化碳、氮和低分子量烃类。
同时由于地温升高，在前期已经生成的液态烃类变得不再稳定，也开始裂解，主要反响是大量C-C键断裂，包括环烷的开环和破裂，导致液态烃急剧减少，C25以上高分子正烷烃含量渐趋于零，只有少量低碳原子数的环烷烃和芳香烃可以稳定存在；相反，低分子正烷烃剧增，主要是甲烷与其气态同系物。
〔四〕深部高温生气阶段
当深度超过6000~7000m，沉积物已进入变生作用阶段，达到有机质转化的末期，相当于半无烟煤-无烟煤的煤化阶段，为有机质演化的过成熟阶段。
温度超过了250℃，以高温高压为特征，干酪根的裂解反响继续进展，由于氢以甲烷的形式脱除，干酪根进一步缩聚，H/C原子比降到很低，生烃潜力逐渐枯竭。
三、油气成因理论的几个相关问题
〔一〕低熟油
现有研究成果明确低熟油是在生物甲烷气生烃顶峰之后，烃源岩中某些特定有机质，在埋藏升温达到干酪根晚期热降解大量生油顶峰以前，经由不同生烃机制的低温生物化学或低温化学反响生成并释放的烃类，包括凝析油、轻质油、正常石油、重油和高凝固点油等。
低熟油生烃阶段相应的源岩镜质体反射率大体上在～0.70%围，相当于干酪根生烃模式的生物化学生气阶段晚期和〔或〕热催化生油气阶段早期。
〔二〕煤成油问题
大量有机岩石学分析明确腐殖煤的主要显微组分是镜质组，可含有相当数量的壳质组，而腐泥组和惰质组含量较低。
目前有机岩石学家和石油地球化学家普遍认为，煤终究生气还是生油与其生成液态烃的能力大小，与煤的类型和显微组分组成密切相关。
富含富氢显微组分〔无定形体、藻质体和壳质组〕的煤，均有生成液态烃的能力；而富含贫氢显微组分〔镜质组和惰质组〕的煤，与
型干酪根相似，以生气为主。
在很大程度上，煤的液态烃生成潜力取决于富氢组分壳质组含量的多少。
煤作为有机质的一种，其随埋藏的演化符合有机质演化的一般规律。
但由于有机组成的特殊性，与腐泥型有机质的生烃演化也存在明显的差异〔图2-10〕。
煤成岩成烃的演化特征表现如下几个方面：
〔1〕煤成油围较宽而复杂，不同显微组分生烃顶峰出现的条件不同〔2〕腐泥型烃源岩只在生烃晚期阶段才生成热降解凝析油，而煤的某些壳质组分，如树脂体形成凝析油可以发生镜质体反射率仅为％的低成熟阶段。
〔3〕煤成气围亦较宽而不存在明显的生气顶峰。
第四节天然气的成因类型与特征
一、天然气的成因类型
从形成天然气的根本物质着眼可将天然气划分为有机成因和无机成因两大类〔表2-3〕。
无机成因气按其来源和气体形成特点划分为两大亚类，幔源气和岩石化学反响气。
二、生物气
生物气指在成岩作用或有机质演化早期阶段，沉积有机质通过微生物的发酵和合成作用形成的以甲烷为主的天然气。
或称之为细菌气、沼气、生物化学气或生物成因气等。
生物化学气的成分主要是甲烷，可高达98%以上，重烃气（C2+）含量极低，一般<2%，枯燥系数（C1/C2+）在数百以上，属于干气。
三、油型气
油型气系指腐泥型沉积有机质进入成熟阶段以后所形成的天然气，它包括伴随生油过程形成的湿气，以与高成熟和过成熟阶段由干酪根和液态烃裂解形成的凝析油伴生气和裂解干气。
包括两个演化途径：
一是干酪根热解直接生成气态烃；另一为干酪根热降解为石油，在地温继续增加的条件下，石油可以裂解为气态烃。
3.油型气的特点
各种油型气是在干酪根不同热演化阶段的产物，其化学成分存在差异。
石油伴生气和凝析油伴生气的共同特点是重烃气含量高，一般超过5%，
四、煤型气
由各种产出状态的腐殖型有机质在热演化过程中形成的天然气，称为煤型气。
3煤型气的特点
煤型气普遍含有一定量的非烃气，但其含量很少达到20%，由于有机母质原因，与煤型气一起形成的凝析油中，常含有较高的苯、甲苯以与甲基环己烷和二甲基环戊烷。
六、不同成因类型天然气的识别
1．无机和有机成因甲烷的判别
有机成因和无机成因两大类型天然气划分、判识的最主要标志是甲烷的碳同位素组成特征。
通常将δ13C１＞-20‰作为无机成因甲烷的标志之一。
甲烷同系物碳同位素间关系也是两大类烷烃气划分的重要依据，通常有机成因气具有δ13C１＜δ13C2＜δ13C3的特征，而无机成因如此具有倒转序列，即δ13C１＞δ13C2＞δ13C3。
3．区分有机和无机成因CO2
有机和无机成因CO2的主要区分标志是碳同位素组成。
我国有机成因CO2的δ13C区间值在-8‰至-39‰，主频率段在-12‰到-17‰；无机成因CO2的δ13C区间值一般在+7‰至-10‰，主频率段在-3‰至-6‰。
第五节烃源岩评价
一、烃源岩的根本概念
烃源岩：
已经生成并排出足以形成商业性油气聚集的烃类的岩石。
在进展研究的初期，尚未确定研究对象是否有大量烃类的生成和排出时，可称之为可能烃源岩。
由烃源岩组成的地层称为烃源岩层。
在一定地质时期，具一样岩性-岩相特征的假如干烃源岩层与其间非烃源岩层的组合，称为烃源岩层系。
二、烃源岩的地质特征
〔一〕烃源岩的岩性特征
烃源岩形成于低能静水环境，呈暗色、细粒、富含有机质和微体生物化石，常见分散状原生黄铁矿或菱镁矿，偶尔可见原生油苗。
主要包括粘土岩和碳酸盐岩两大类。
１．粘土岩类烃源岩
包括主泥岩、页岩、油页岩、粉砂质泥岩。
富含有机质与低价铁化合物，形成于低能乏氧的稳定水体。
２．碳酸盐岩类烃源岩
包括生物灰岩、泥灰岩、隐晶灰岩等。
隐晶-粉晶结构，颗粒少，灰泥为主。
多呈厚层-块状，水平层理或波状层理发育。
含黄铁矿与生物化石，偶见原生油苗，有时锤击可闻到沥青臭味。
〔二〕烃源岩的沉积环境
形成烃源岩最有利的沉积环境是浅海、三角洲和深水-半深水湖泊。
三、烃源岩的地球化学特征
〔一〕有机质的丰度
烃源岩中的有机质是形成油气的物质根底，有机质在岩石中的含量，是决定岩石生烃能力的主要因素。
有机质在岩石中的相对含量称为有机质的丰度，目前常用的丰度指标主要包括有机碳含量（TOC）、、氯仿沥青“A〞、总烃（HC）含量和岩石热解生烃潜量〔S1+S2〕等。
〔二〕有机质的类型
烃源岩中有机质的类型是其质量指标，不同类型的有机质具有不同的生油气潜力，形成不同的产物〔图2-19〕。
烃源岩有机质的类型研究一般分两个方面：
干酪根和可溶有机质的类型研究。
〔三〕有机质成熟度
有机质的成熟度是指烃源岩中有机质的热演化程度。
１．利用干酪根的组成特征和性质研究有机质的成熟度。
〔１〕镜质体反射率（Ro）
〔２〕热变指数〔TAI〕
〔３〕干酪根的元素组成
２．利用烃源岩可溶有机质的组成特征研究成熟度
〔１〕氯仿沥青“A〞的在剖面上组成特征和含量变化
〔２〕正烷烃分布特征和奇偶优势比
３．时间-温度指数〔TTI〕法
根据温度与时间是石油生成过程中的一对互为补偿的重要因素这一原理，Лопатин假设成熟度与时间呈线性变化关系、与温度呈指数变化关系。
第六节油源比照
油源比照是依靠地质和地球化学证据，确定石油和烃源岩间成因联系的工作。
油源比照实际上包括了油（气）与源岩之间以与不同储层中油气之间的比照两个方面。
通过比照研究可以判断油气运移的方向和距离以与油气的次生变化。
从而进一步圈定可靠的油源区，确定勘探目标，有效地指导油气的勘探和开发工作。
一、应用正构烷烃分布特征进展油源比照二、碳同位素组成应用于油源比照三、应用生物标志化合物进展油源比照
第三章储集层和盖层
第一节储集层的岩石物性参数
储集岩必备的两个特性为孔隙性和渗透性。
岩石的孔渗性是反映岩石储存流体和运输流体的能力的重要参数。
一、储集岩〔层〕的孔隙性
岩
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