A. 儲油氣層的檢測方法是什麼
1.常規分析1）薄片及鑄體薄片鑒定
表2—16 岩屑含油等級指數（以冀東油田為例）
（4）油田水及乾酪根中有機酸測定。
油田水及乾酪根中的有機酸在埋藏成岩次生孔隙形成中有重要的作用。這些低碳酸（C1—C6）的單、雙官能團羧酸（包括甲、乙、丙、丁、戊酸及甲二酸、乙二酸、丙二酸、丁二酸、戊二酸）能有效地絡合礦物中的鋁，形成易溶於水的有機鹽，從而大大提高了鋁硅酸鹽及碳酸鹽礦物的溶解度，導致孔隙度增加。因而有機酸高濃度帶也就是次生孔隙發育帶。
Surdam R.C.（1982）對次生孔隙形成曾作了系統的實驗研究。研究結果表明，導致碳酸鹽礦物，特別是硅酸鹽礦物溶解的是孔隙水中的羧酸。
Carothers和Kharaba（1978）曾查明，在80～140℃的溫度范圍內，油田水中所含羧酸可達100～1000μg/g。
目前，測定有機酸的方法有離子色譜法、氣相色譜法、液相色譜法、毛細管電泳法等多種。
B. s1化學成分
[s1] C 光纖的主要成分是二氧化硅；合金可以有金屬和非金屬形成，如碳素鋼；石油分餾產物不含烯烴。 [s1] 3．
C. 泥頁岩油的基本特徵
(1)泥頁岩油的含義
泥頁岩油是指儲存於富有機質、納米級孔徑為主泥頁岩地層中的石油。泥頁岩既是石油的烴源岩，又是石油的儲集岩。泥頁岩油以吸附態和游離態形式存在，一般油質較輕，黏度較低。主要儲集於納米級孔喉和裂縫系統中，多沿片狀層理面或與其平行的微裂縫分布。富有機質泥頁岩一般在盆地中心大面積連續聚集，整體普遍含油，資源規模大頁岩油「核心區」評價的關鍵包括儲集空間分布、儲集層脆性指數、泥頁岩油黏度、地層能量和富有機質頁岩規模等。頁岩氣的成功開采為頁岩油開采提供了技術參考，水平井體壓裂、重復壓裂等「人造滲透率」改造技術，是實現泥頁岩油有效開發的關鍵技術。泥頁岩油資源中，凝析油或輕質油可能是實現工業開採的主要類型。凝析油和輕質油分子直徑為0.5～0.9nm，理論上講，其在地下高溫高壓下頁岩納米級孔喉中更易十流動和開采。
(2)泥頁岩油分布區基本特徵
泥頁岩油在聚集機理、儲集空間、流體特徵，分布特徵等方面與源儲分離的常規石油和近源聚集的緻密岩油具有明顯差異(表4.18)，但與泥頁岩氣則有更多相似之處。有利頁岩油分布區主要有以下特徵。
圖4.19 鄂爾多斯盆地三疊系長7段泥頁岩油富集有利區分布
D. 地化錄井
地化錄井又稱之為熱解色譜錄井。地化錄井是近十幾年來迅速發展起來的錄井技術。它是將室內岩石熱解色譜分析方法，應用於鑽井現場。根據岩心、岩屑樣品分析結果，對生、儲油岩層進行快速、定量的評價。勝利油田丁蓮花等人為適應我國油氣田勘探開發的需要，根據鑽井現場實際情況，設計製造DH-910地化錄井儀，目前已在全國十幾個油田推廣使用，並取得明顯的經濟效益。
1. 地化錄井儀分析原理
地化錄井儀的分析原理是在特殊裂解爐中對岩石樣品進行程序升溫，使樣品中的烴類和乾酪根在不同溫度下揮發和裂解，通過載氣 （氫氣） 的吹洗使其與樣品分離，並由載氣攜帶直接送入氫焰離子化檢測器，將其含量大小轉換為相應電信號，經微機處理，記錄各組分含量和岩石中裂解烴峰頂溫度 （Tmax），評價生、儲油岩層。
根據烴類和乾酪根揮發或裂解的溫度差異，採取溫度區間積分法，分別測定氣態烴、液態烴及裂解烴的含量。表5-2是根據國內外經驗，劃分的溫度區間和測定時間。
表5-2 烴類測定時間和溫度
2. 地化錄井參數及其影響因素
地化錄井參數在生油岩和儲油岩中所代表的地化意義是不同的，以下僅介紹儲油岩的地化參數。
（1） 儲油岩的地化參數
GPI表示儲層中氣的產率指數：
油氣田開發地質學
OPI表示儲層中油的產率指數：
油氣田開發地質學
TPT表示儲層中油氣的總產率指數：
油氣田開發地質學
上式中：S0——單位岩石中所儲藏的氣態烴量；S1——單位岩石中所儲藏的液態烴量；S2——單位岩石中所含重烴、膠質、瀝青質等裂解烴量。
（2） 地化錄井的影響因素
地化錄井受諸多因素的影響，這些影響因素可能導致地化錄井分析結果不能正確反映地下真實情況，並給解釋評價帶來困難，因此研究這些影響因素，並尋找加以和校正方法是至關重要的。
地化錄井參數的局限性：S0受取樣、制樣條件，岩樣放置時間，溫度變化的影響。當地下的油氣層被鑽開後，再經過鑽井液沖刷，岩屑返至地面由於壓力及溫度變化，保存在岩石中的氣態烴很快散失，因此S0值只能在濕樣分析中得到，干樣分析一般為零。對於純氣層岩屑，氣態烴散失快，而油中溶解氣得以部分保存。地化錄井參數S1同S0一樣，它也是受許多因素的影響，S1只是殘餘量，不能代表岩層中原始的液態烴總量，只能在消除了各種影響因素之後，才能定量判別儲層中液態烴含量。S2表示在300～600℃溫度范圍熱裂解產生的烴，因此一般所受影響因素較少。
由於陸相碎屑岩儲層非均質性嚴重，因此挑選有代表性樣品是地化錄井樣品分析的關鍵。同一層中樣品應多次分析，取分析結果的平均值，其代表性較好。
岩樣必須清洗干凈，減少鑽井液葯品的污染。實驗證明岩樣晾曬時間越長，其輕烴組分損失越多。因此在樣品處理過程中，盡量縮短樣品暴露在空氣中的時間，絕不能放在陽光下曝曬，更不能烘烤。
鑽井液混油對地化錄井樣品分析結果的影響是不同的，一般對岩心地化分析數據無影響，對岩屑有較小的污染，但對井壁取心分析結果影響很大。而且混油鑽井液對含油級別高的砂岩、緻密砂岩污染程度小，對含油級別低的砂岩、疏鬆砂岩污染程度大。而泡油井，對地化錄井樣品分析結果的影響與鑽井液混油類似。
地化錄井樣品來源於岩心、井壁取心及岩屑，這3種樣品地化分析數據S1，S2差別很大。北京石油勘探開發研究院對冀東地區的儲油岩做了大量的分析化驗工作，認為同一層儲層樣品，錄取方式不同，地化分析數據相差很大。
勝利油田丁蓮花等人在實踐工作中，摸索出不同錄井方式樣品分析數據的恢復系數。從表5-3中看出，恢復系數大小與儲層含油級別、岩性有很大關系，一般含油級別越高，膠結越疏鬆，恢復系數大，反之則越小。
表5-3 不同錄取方式樣品的烴類恢復系數K
註：本表K值是對濕樣而言，未考慮放置時間的影響；K1為S1的恢復系數，K2為S2的恢復系數。
3. 儲層地化錄井資料解釋
用儲層地化錄井資料可劃分油、氣、水層，確定儲層含油級別和原油性質，並可進行儲量、產能的粗略估算，以下將分別加以介紹。
（1） 儲層含油級別的判別
目前在現場確定含油級別的方法，對輕質油因芳烴、膠質、瀝青質含量少，正構烷烴又不發熒光，輕質油易揮發，往往使含油級別判別過低，甚至會漏掉油氣顯示層。由於地化錄井儀靈敏度高，樣品分析及時，輕烴丟失少，分析數據真實地反映樣品的含油量，劃分含油級別較為符合地下實際情況。
根據勝利油田地化錄井經驗，應用原始地化分析數據判別儲層含油級別見表5-4。這一方法用於現場能快速簡便地得出儲層含油情況的定量認識。但由於該方法未考慮烴類損失以及儲層孔隙度大小與含油量的關系，因而評價結果具有一定的局限性。表5-4僅適用於成岩較好具有中等孔隙度 （15％<φ<25％） 的儲層含油級別的判別。
表5-4 儲層含油級別判別數據表
（2） 儲層原油性質的判別
原油的密度是原油重要物性之一，利用地化分析數據能判別原油的密度。原油的密度取決於它的化學組成，原油中輕質成分含量高，則原油密度小；若膠質、瀝青質等重質成分含量高，則原油密度大。表5-5為原油密度與地化參數的關系。
表5-5 原油密度與地化參數關系
（3） 儲量、產能的粗略估算
容積法是計算油、氣儲量的最基本的方法。用地化錄井分析數據來計算儲量公式是由容積法計算儲量公式演變而來，其具體公式如下：
N＝Ao·h·dr·k·Pg/10
式中：N——單層地質儲量，104t；Ao——單層含油麵積，m2；h——單層有效厚度，m；dr——儲層的岩石密度，g/cm3；k——烴類損失系數；g——儲層熱解的含油量，kg/t。
上述公式是單層的地質儲量計算公式。在剖面中有多個含油層，計算總儲量時將單層計算的儲量相加即可得到一個區塊的總地質儲量。
河南油田根據地化錄井資料估算產能的經驗方程為：
油氣田開發地質學
式中：q——儲層產能，t/d；φ——儲層有效孔隙度，％；h——油層有效厚度，m；kpg——單位重量岩石中含油氣量，kg/t；OPI——儲層的油產率指數；c2——原油粘度校正系數。
c2隨OPI值的減小而變小，變化范圍較大 （1.2～0.1）。
儲層的產能受許多因素控制，因而儲層產能估算公式必須建立在大量統計數據基礎之上，有待於在實踐中進一步探索並逐步加以完善。
E. 有的期刊是期數是Z1期，S1期，是啥意思呀
Z1是代表合刊。
S1一般都是代表增刊。僅1期增刊用S0，多於1期用S1，S2，……
有的期刊是月刊，一年正常是只能出12期，但是投稿的人有很多，有時候雜志社會出一兩期的增刊，雖然增刊也屬於正規期刊，但是很多單位都不認可增刊的。
(5)石油勘探含油性s1是什麼意思擴展閱讀
「文章編號」由每一學報的國際標准刊號、出版年、期次號及文章篇首頁頁碼和頁數等5段共20位數字組成，其結構為：XXXX－XXXX（YYYY）NN－PPPP－CC。其中，XXXX－XXXX為文章所在期刊的國際標准刊號，YYYY為文章所在期刊的出版年，NN為文章所在期刊的期次，PPPP為文章首頁所在期刊頁碼，CC為文章頁數，「-」為連字元。
期次為兩位數字。當實際期次為一位數字時需在前面加「0」補齊，如第1期為「01」。
文章首頁所在頁碼為4位數字；實際頁碼不足4位者應在前面補「0」，如第139頁為「0139」。文章頁數為兩位數字；實際頁數不足兩位數者，應在前面補「0」，如9頁為09，轉頁不計。
文章編號由各期刊編輯部給定。中文文章編號的標識為「文章編號：」或「[文章編號]」，如：為發表在《圖書情報知識》1997年第2期第13～17頁(共5頁)上題為《關於社會經濟信息化的思考》(作者：嚴怡民)一文的文章編號。
F. 古近系烴源岩
1.烴源岩的分布特徵
周口坳陷古近系生油建造主要在核桃園組，次為玉皇頂組。鑽探資料揭示，核桃園組烴源岩的生油氣條件以舞陽凹陷和襄城凹陷較好，譚庄凹陷次之。這3個凹陷在NNE、NE向構造和NWW向構造的疊加控制下，從漸新世進入穩定沉降階段，至晚始新世沉積了以鹽湖相為主的核桃園組。核桃園組的暗色泥岩最厚達3500m，分布范圍達1000km2，是周口坳陷古近系最主要的烴源岩。依據地震地質資料，推測巨陵、鹿邑、新橋等凹陷的核桃園組，也具有一定的生油氣潛力。
舞陽凹陷烴源岩主要分布在核二段－核一段的鹽湖相層段中。有效烴源岩分布在舞5井－舞10井－田1井－舞7井－舞4井連線范圍內，面積約500km2；中心位於舞參2井－舞3井之間，厚100～500m。襄城凹陷核桃園組暗色泥岩的層位是核二段中上部和核一段中下部，主要分布在凹陷的東南部；烴源中心在襄參1井－襄8井一帶及其附近，最大厚度500m 左右，受邊界襄郟斷裂和商水斷裂夾持，呈NWW向展布。譚庄凹陷內核桃園組厚逾2000m，其中暗色泥岩厚約400m，主要發育在核二段，以深灰色泥岩為主，分布於譚參1井附近的譚庄至大連湖一帶。
2.烴源岩的有機地球化學特徵
（1）有機質豐度
從有機質豐度（表6-24）看，舞陽凹陷最好，TOC為1%左右，氯仿「A」大多數大於1000×10-6,HC為500×10-6左右，生油潛量（S1+S2）約4mg/g，所有指標都指示為好的烴源岩。其中，核一段最好，核二段中等，核三段較差。襄城凹陷TOC約0.5%，氯仿「A」為550×10-6左右，HC為270×10-6左右，S1+S2約為1mg/g，為一般—較好烴源岩。譚庄凹陷有機質豐度較低，為較差烴源岩。
舞陽、襄城凹陷在核二段和核一段沉積時期，沉積物來源、水動力和水介質條件等變化頻繁，造成暗色泥質岩類型復雜，非均質性強，導致有機質豐度變化范圍大，不均衡性顯著。例如，舞陽凹陷核一段有機碳含量最小值為0.21%，最大值為8.02%，氯仿瀝青「A」含量最小值為0.0194%，最大值為1.6043%，烴含量、生油潛量等指標的分布特徵亦如此。
表6-24 周口坳陷古近系核桃園組有機質豐度統計
圖6-23 舞陽、襄城凹陷核桃園組未熟油、烴源岩C27、C28、C29ααα甾烷組成
3）舞陽凹陷舞3井、舞5井核二段未熟油與緊鄰的未熟泥岩、白雲質泥岩萜烷、甾烷分布特徵極其相似，有著明顯的親緣關系。它們的伽馬蠟烷豐度均很高，伽馬蠟烷/αβC30藿烷大於1，甾烷都以生物構型aαα－20R峰占優勢，碳數分布都為C2720R>C2820R<C2920R，且C2720R豐度最高。襄城凹陷襄9井核二段未熟油與相近層段的未熟烴源岩萜烷、甾烷分布特徵也很相似。
4）舞陽凹陷核一段、核二段鹽湖相未熟油與其未熟烴源岩中的有機質都相對富集13C，且普遍比較重，其分布范圍為：原油為－25.3‰～－26.7‰，氯仿瀝青「A」為－25.07‰～－26.6‰，乾酪根為－23.96‰～－25.7‰，三者很接近。但總體上看，具有δ13C油＜δ13C「A」＜δ13C乾的遞變規律，表明它們之間有著密切的親緣關系，明顯具有自生自儲的特徵。
綜上所述，周口坳陷古近系成熟的有效烴源岩不甚發育，核一段和核二段為低熟烴源岩，主要分布在舞陽凹陷。在舞陽凹陷中，雖然烴源岩有機質豐度相對較高，達到了有效烴源岩的標准，但受本身所處低大地熱流場、上覆地層薄、埋深較淺的影響，烴源岩熱演化程度比較低，Ro值大多小於0.5%，因而影響了生烴及排烴效率。襄城凹陷有效烴源岩規模較小，而譚庄凹陷因有機質豐度過低而不具有效生烴能力。但是，如果舞陽、襄城凹陷核一段與核二段有效烴源岩生成的原油能夠順利排出，有可能近距離運聚形成中小型的低熟油氣田（何會強，2000）。
G. 石油天然氣關鍵參數研究與獲取
評價參數直接影響評價方法的有效性，不同類型的參數作用不同。有效烴源岩有機碳下限、產烴率圖版、運聚系數是成因法的關鍵參數；最小油氣田規模對統計法計算結果有較大影響；油氣資源豐度是應用類比法的依據，由已知區帶的油氣資源豐度評價未知區帶的資源豐度；可采系數是將地質資源量轉化成可采資源量的關鍵參數。
（一）刻度區解剖
1.刻度區的定義
刻度區解剖是本次資源評價的特色之一，也是油氣資源評價的重要組成部分。刻度區解剖的目的是通過對地質條件和資源潛力認識較清楚的地區的分析，總結地質條件與資源潛力的關系，建立兩者之間的參數紐帶，進而為資源潛力的類比分析提供參照依據。
刻度區是為取准資源評價關鍵參數，以保證資源評價的客觀性而選擇的滿足「勘探程度高、資源探明率高、地質認識程度高」三高要求的三維地質單元。刻度區可以是一個盆地（凹陷）、一個油氣運聚單元、一個區帶、一個成藏組合、一個層系或一個二級構造帶等。為了正確和客觀認識地質條件和資源潛力，刻度區的選取在考慮「三高」條件的基礎上，應盡量考慮不同地質類型的綜合，這樣可以更充分體現油氣資源豐度與地質因素之間的關系。
2.刻度區解剖內容與方法
刻度區解剖主要圍繞油氣成藏條件、資源量及參數三個核心展開，剖析三者之間的關聯規律和定量關系。
（1）成藏特徵和成藏主控因素分析。成藏特徵和成藏主控因素分析實質上是對選擇的刻度區進行成藏特徵總結，精細刻畫出成藏的定性、定量的主控因素與參數，便於評價區確定類比對象。在一個含油氣盆地、含油氣系統、坳陷、凹陷的成藏規律刻畫中，其成藏特徵差異大，故一般最好選擇以含油氣系統（或坳陷）及其間的運聚單元作為對象，更便於有效的類比應用。油氣運聚單元是盆地（凹陷）中具有相似油氣聚集特徵的獨立的和完整的石油地質系統，是以盆地（凹陷）的油氣聚集帶為核心，並包含為該油氣聚集帶提供油氣源的有效烴源岩。油氣運聚單元是有效烴源岩、油氣運移通道、有效儲集層、有效蓋層、有效的圈閉等要素在時間和空間上的有機組合。一個油氣運聚單元可以有多個有效烴源岩體和烴源岩區為其供烴，但同一個油氣運聚單元的油氣聚集特徵是相似的。一個油氣運聚單元可以只包含一個油氣成藏組合，也可以包含在縱向上疊置的多個油氣成藏組合。因此刻度區地質條件的評價與定量刻畫就是按照運聚單元→成藏組合→油氣藏的層次路線綜合分析烴源條件、儲層條件、圈閉條件、保存條件以及配套條件等油氣成藏條件。盆地模擬是地質評價流程中的一個重要組成部分，其作用主要體現在三個方面：其一是通過盆地模擬反映流體勢特徵，進而確定油氣運聚單元的邊界；其二是提供烴源參數，如生烴強度、生烴量、有效烴源岩面積等；其三是通過關鍵時刻的獲取來反映油氣成藏的動態作用過程。
（2）油氣資源量確定。刻度區資源量計算與一般意義上的資源量計算稍有不同，正是由於刻度區的「三高」背景，特別是選定的刻度區探明程度越高越好，計算出的資源量更准確有利於求准各類評價參數。在本次刻度區解剖研究中，主要採用了統計法來計算刻度區的資源量，統計法中包括油藏規模序列法、油藏發現序列法、年發現率法、探井發現率法、進尺發現率法以及老油田儲量增長法，不同方法估算出的資源量採用特爾菲加權綜合。盆地模擬在計算生烴量方面技術已經比較成熟，因此刻度區（運聚單元）的生烴量仍由盆地模擬方法計算。
（3）油氣資源參數研究。通過刻度區解剖，建立了參數評價體系和預測模型，獲得了地質條件定量描述參數、資源量計算參數和經濟評價參數，如運聚系數、資源豐度等關鍵參數。從刻度區獲得的資源量與生油量之比可計算出運聚系數，刻度區的資源量與面積之比可獲得單位面積的資源豐度，還可得到其他參數等。由於盆地內坳陷（凹陷）內各單元成藏條件差異，求得的參數是不同的，故細分若干運聚單元，求取不同單元的參數，這樣用於類比區會更符合實際。
3.刻度區研究成果與應用
通過刻度區解剖研究，系統地獲得運聚系數、油氣資源豐度等多項關鍵參數，為油氣資源評價提供各類評價單元類比參數選取的標准，保證評價結果科學合理。如中國石油解剖的遼河坳陷大民屯凹陷級刻度區，通過對其烴源條件、儲層條件、圈閉條件、保存條件以及配套條件五方面精細研究，獲得了22項量化的成藏條件的系統參數。根據大民屯凹陷內劃分的六個運聚單元，分別計算各單元的生油量和資源量，直接獲得六個單元的運聚系數。同時計算出各運聚單元單位面積的資源量，獲得不同成藏條件下的資源豐度參數（表4-5）。
表4-5 大民屯凹陷刻度區解剖參數匯總表
在中國石油128個刻度區的基礎上，各單位根據評價需要，又解剖了一定數量的刻度區。其中，中國石油利用已有刻度區128個，新解剖刻度區4個，共應用132個；中石化新解剖42個；中海油新解剖4個；延長油礦新解剖3個。各項目共應用了181刻度區，這些刻度區涵蓋了我國主要含油氣盆地中的大部分不同類型的坳陷、凹陷、運聚單元和區帶，基本滿足了不同評價區的需要。各種類型刻度區統計見表4-6。
表4-6 各種類型刻度區統計表
（二）有效烴源岩有機碳下限
有效烴源岩有機碳下限是指烴源岩中有機碳含量的最小值，小於該值的烴源岩生成的烴量不能形成有規模的油氣聚集。有效烴源岩有機碳下限是確定烴源岩體積的主要參數，直接影響生烴量的計算結果。
在大量烴源岩樣品分析化驗和有關地質資料研究基礎上，明確了不同岩類有效烴源岩有機碳下限標准。陸相泥岩有效烴源岩有機碳下限為0.8%，海相泥岩為0.5%，碳酸鹽岩為0.2%～0.5%，煤系源岩為1.5%。例如，陸相泥岩TO C與S1+S2關系表明，S1+S2在TO C為0.8%時出現拐點，有效烴源岩有機碳下限定為0.8%；碳酸鹽岩氣源岩殘余吸附氣量與有機碳關系表明，殘余吸附氣量在有機碳為0.2%處出現拐點，有效烴源岩有機碳下限定為0.2%（圖4-1、圖4-2）。
圖4-1 陸相泥岩TOC與S1+S2關系圖
圖4-2 碳酸鹽岩氣源岩殘余吸附氣量與有機碳關系圖
對於勘探實踐中已經發現油氣藏，但烴源岩有機碳含量未達統一下限的盆地，根據實際情況可進行適當調整。如柴達木盆地柴西地區，在分析了大量烴源岩有機碳和S1+S2指標資料後，明確該區有機碳含量下限為0.4%時，即達到有效烴源岩標准，並被發現億噸級尕斯庫勒大油田的勘探實踐所證實。在渤海灣盆地評價過程中，建立起相對統一的有效烴源岩豐度取值下限標准：碳酸鹽岩氣源岩豐度下限取0.2%，碳酸鹽岩油源岩豐度下限取0.5%，湖相泥岩豐度下限取1.0%。
有效烴源岩有機碳下限的基本統一，保證了生烴量計算標準的相對一致和全國范圍內的可比。
（三）產烴率圖版
烴源岩產烴率圖版是用盆地模擬方法計算烴源岩生烴量和資源量的關鍵參數。產烴率圖版一般採用烴源岩熱模擬實驗方法獲得。
1.液態烴產率圖版
利用密閉容器加水熱模擬實驗方法，對中國陸相盆地不同類型烴源岩進行了熱模擬實驗。模擬實驗所用樣品取自松遼、渤海灣等10個盆地，包括侏羅系、白堊系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大類烴源岩。其中湖相泥岩烴源岩的有機質類型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烴源岩的有機質類型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烴源岩的有機質包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根據模擬實驗結果，編制了不同類型烴源岩的液態烴產率圖版（圖4-3、圖4-4、圖4-5）。
圖4-3 湖相泥岩烴源岩液態烴產率圖版
圖4-4 煤系泥岩烴源岩液態烴產率圖版
圖4-5 煤烴源岩液態烴產率圖版
2.產氣率圖版
由於生物氣生氣機制與乾酪根成氣和原油熱裂解氣的生氣機制不同，因此，其產氣率與乾酪根和原油裂解氣產氣率求取方式不同。
（1）生物氣產氣率。對生物氣源岩樣品在25℃～75℃的條件下進行細菌培養產生生物氣，由此得到不同溫階下各類有機質的生物氣產率。在模擬實驗結果的基礎上，結合前人的研究結果，分別建立了淡水環境、濱海環境和鹽湖環境中不同類型有機質的生物氣產氣率圖版及演化模式。
（2）乾酪根和原油裂解氣產氣率。對於不同類型氣源岩油產氣率，國內外學者及一、二輪資源評價中已做過大量的工作。較多的實驗是應用熱壓模擬方法對各種類型烴源岩進行產油及產氣率實驗，這種方法所計算的產氣率包括了原油全部裂解成氣的產率，亦即常說的封閉體系下源岩的產氣率，所得到的天然氣產率是氣源岩的最大產氣率。另一種求取氣源岩產氣率的方法是在開放體系下對源岩進行熱模擬實驗，各階段生成的天然氣和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中進一步裂解為天然氣。這兩種情況都是地質中的極端情況。但是實際的地質條件大多是半開放體系，在這種情況下，源岩生成的油既不能全部排出烴源岩，也不能完全滯留於源岩中。不同地質條件下亦即開放程度不同情況下源岩產氣率如何計算？具體方法為：求得封閉和開放體系下相同類型源岩的產氣率，將上述兩種體系下的產氣率圖版（中值曲線）輸入盆地模擬軟體中，得出烴源岩層在不同滲透條件下產氣率圖版。
（四）運聚系數
運聚系數是油氣聚集量占生烴量的比例，是成因法計算資源量的一個關鍵參數，直接影響資源量計算結果。運聚系數的確定方法包括運聚系數模型建立法和運聚單元成藏條件分析法。
1.運聚系數模型建立法
通過刻度區解剖，確定影響運聚系數的主要地質因素及其與運聚系數的相關關系。刻度區解剖研究表明，烴源岩的年齡、成熟度、上覆地層區域不整合的個數和運聚單元的圈閉面積系數等地質因素與石油運聚系數之間存在相關關系。依此建立地質因素與石油運聚系數之間關系的統計模型，包括雙因素模型和多因素模型。雙因素模型（相關系數為0.922）的地質因素選用烴源岩年齡和圈閉面積系數：
lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4
多因素模型（相關系數為0.934）的地質因素選用烴源岩年齡、烴源岩的成熟度、區域不整合個數和圈閉面積系數：
lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4
式中：y——運聚單元的石油運聚系數，%;
x1——烴源岩年齡，Ma;
x2——烴源岩成熟度（Ro）,%;
x3——不整合面個數；
x4——圈閉面積系數，%。
2.運聚單元成藏條件分析法
依據刻度區提供的大量運聚系數，依盆地類型和影響運聚系數的主要地質因素，分類建立運聚系數取值標准與應用條件。在評價中，根據刻度區解剖結果，確定了油氣運聚系數分級取值標准（表4-7）。在評價中得到了推廣應用，取得了良好的效果。
表4-7 石油運聚系數分級評價表
（五）最小油氣田規模
最小油氣田規模是指在現有工藝技術和經濟條件下開采地下資源，當預測達到盈虧平衡點時的油氣田可采儲量。最小油氣田規模對統計法計算的資源量結果有較大影響。為此，中國石油天然氣集團公司等三大石油公司和延長油礦管理局對最小油田規模進行了專門研究。
通過對不同油價、不同開發方式和未來可能技術條件下最小油氣田規模研究，確定了不同地區的最小油氣田規模的取值。在地理環境相對較好的東部地區，其勘探開發成本較低，最小油氣田規模一般在10×104～30×104t，在地理環境相對較差的西部地區，其勘探開發成本高，最小油氣田規模一般在50×104t以上，對於海域來說，油氣勘探開發成本更高，最小油氣田規模更大，一般在150×104～500×104t。
（六）資源豐度
油氣資源豐度是指每平方公里內的油氣資源量，是類比法計算資源量的關鍵參數。通過統計分析，建立了資源豐度模型和取值標准。
1.資源豐度模型
通過刻度區解剖，建立刻度區內評價單元油氣資源豐度和相關地質要素之間的統計預測模型：
新一輪全國油氣資源評價
式中：y——運聚單元的石油資源豐度，104t/km2;
x1——烴源岩生烴強度，104t/km2;
x2——儲集層厚度/沉積岩厚度，小數；
x3——圈閉面積系數，%;
x4——不整合面個數。
2.資源豐度取值標准
通過統計不同含油氣單元資源豐度的分布特點，結合地質成藏條件，總結出各類刻度區資源豐度的取值標准。
（1）不同層系資源豐度：古近系凹陷由於成藏條件優越，成藏時間晚，石油地質資源豐度一般大於20×104t/km2；中生代凹陷成藏時間相對較長，石油地質資源豐度相對較低，一般約為10×104t/km2；古生代凹陷由於生、儲層時代老，多期成藏多期改造、破壞，預計其資源豐度更低。
（2）不同類型運聚單元資源豐度：中新生代斷陷或坳陷盆地長垣型、潛山型和斷陷型中央背斜構造型，石油地質資源豐度高，一般大於40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地邊緣構造型和古近系緩坡構造型石油資源豐度次之，一般為10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代壓陷盆地的構造型石油資源豐度相對較低，一般小於10×104t/km2。
（3）不同區塊或區帶級資源豐度：區塊或區帶級石油資源豐度差異更大，從小於1×104t/km2到大於200×104t/km2。其中潛山型、岩性—構造型、披覆背斜區塊資源豐度較高，一般大於50×104t/km2，最大可大於200×104t/km2。構造—岩性型、斷裂構造型資源豐度一般為30×104～50×104t/km2。地層—岩性型、斷鼻型以及裂縫型區塊、資源豐度較低，一般小於30×104t/km2。
通過刻度區解剖標定多種成藏因素下評價單元的資源豐度，不但為廣泛應用類比法計算資源量提供了可靠的參數，同時也擺脫了過去以盆地總資源量為基礎，利用地質評價系數類比將資源量分配到各評價單元的做法，使類比法預測的油氣資源量在空間位置上更准確，提高了油氣資源空間分布的預測水平。
（七）可采系數
國外主要採用建立在類比基礎上的統計法計算油氣可采資源量，而我國第一輪、第二輪全國油氣資源評價沒有計算油氣可采資源量。本輪評價開展的油氣資源可采系數研究，通過可采系數將地質資源量轉化為可采資源量，這在國內外油氣資源評價中尚屬首次。可采系數是指地質資源中可采出的量佔地質資源量的比例，是從地質資源量計算可采資源量的關鍵參數。
可采系數研究與應用是常規油氣資源評價的重要組成部分，主要目的是通過重點解剖、統計和類比分析方法，對我國油氣資源可采系數進行研究，為科學合理地計算油氣可采資源量提供依據，進而對重點盆地和全國油氣可采資源潛力進行評價。
1.評價單元類型劃分
為使可采系數研究成果與評價單元劃分體系有機結合，遵循分類科學性、概括性和實用性三個基本原則，以油氣資源類型、盆地類型、圈閉類型、儲層岩性、儲層物性等地質因素為依據，對評價單元進行了分析和分類，將國內石油評價單元分為中生代坳陷高滲、古近紀與新近紀斷陷盆地復雜斷塊高滲等24種類型，天然氣評價單元分為克拉通盆地古隆起、前陸盆地沖斷帶等16種類型（表4-8、表4-9）。
表4-8 不同類型評價單元石油可采系數取值標准
表4-9 不同類型評價單元天然氣可采系數取值標准
2.刻度油氣藏資料庫的建立
已發現油氣資源賦存在油氣藏中，建立刻度油氣藏資料庫是統計已發現油氣資源採收率、分析影響採收率主控因素、預測油氣資源可采系數的基礎。刻度油氣藏是油氣資源可采系數研究中作為類比標準的，地質認識清楚、開發程度高、已實施二次採油或三次採油技術的油氣藏。
刻度油氣藏選擇原則：①典型性——能代表國內外主要的油氣藏類型，保證類比法應用基礎的廣泛性；②針對性和實用性——針對油氣資源評價，有效地指導相應類型評價單元油氣資源可采系數的確定；③開發程度高——油氣藏開發程度高，地質參數和開發參數基本齊全；④三次採油技術應用具有代表性——盡量選擇已實施三次採油技術的油藏，保證技術可采系數的可靠性。
對國內43個油藏、30個氣藏，國外59個油藏、22個氣藏進行了剖析：收集整理每個油氣藏的主要地質和開發參數；每個油氣藏的地質條件主要包括儲層特徵、圈閉條件、流體性質等，開發條件主要包括開采方式、開采速度、增產措施等；研究不同因素對採收率的影響程度，進而確定該油氣藏採收率的主控因素；針對開采方式的不同，油藏的採收率可分為一次、二次或三次採收率；氣藏主要是一次採收率。通過對每個油氣藏的地質條件、開發條件和採收率進行分析，建立起國內外刻度油氣藏資料庫。
3.可采系數主控因素分析
對影響可采系數的地質條件、開發條件和經濟條件進行了分析，建立起可采系數主控因素的評價模型。
（1）在大量統計和重點解剖的基礎上，對油氣地質條件中的因素逐一進行分析，並提煉出15項油氣採收率的主控因素，即盆地類型、儲層時代、圈閉類型、沉積相類型、儲層岩性、儲層厚度、儲集空間類型、孔隙度、滲透率、埋深、含油飽和度、原油粘度、原油密度、變異系數、原始氣油比。
（2）在諸多開發條件中，提高採收率技術是極為重要的因素，不同提高採收率技術適用條件不同，其提高採收率的潛力也差距很大。通過綜合分析，主要技術對不同類型油藏的提高採收率潛力為：最小5%，中間值10%，最大值15%。
（3）利用石油公司提高採收率模擬研究成果，建立了大型背斜油藏、復雜背斜油藏、斷塊油藏、岩性油藏、復雜儲層油藏等在稅後內部收益率為12%、油田開發到含水95%時聚合物驅和化學復合驅採油時的油價與油田採收率之間的關系，若這五類油藏要達到相同的採收率，條件好的如大型背斜油藏、復雜背斜油藏所需的油價低於條件差的如岩性油藏、復雜儲層油藏。
4.可采系數取值標準的建立
在研究中，解剖了國內43個油藏、30個氣藏，國外59個油藏、22個氣藏，統計分析了大量油氣田採收率數據，給出了不同類型評價單元油氣技術可采系數和經濟可采系數取值范圍，建立了不同類型評價單元油氣可采系數取值標准（表4-8、表4-9）。
（1）不同類型評價單元石油可采系數相差較大，以技術可采系數為例：中生代坳陷高滲和古近紀與新近紀斷陷盆地復雜斷塊高滲評價單元可采系數最大，其中間值大於40%；中生代坳陷中滲、古近紀與新近紀斷陷盆地復雜斷塊中滲、中生代斷陷、中新生代前陸、古生界潛山、古生界碎屑岩、古近紀殘留型斷陷、陸緣裂谷斷陷古近紀與新近紀海相輕質油、陸緣弧後古近紀與新近紀海陸交互相輕質油等評價單元可采系數為30%～40%；中生代坳陷低滲、古近紀與新近紀斷陷盆地復雜斷塊低滲、古生界縫洞、南方古近紀與新近紀中小盆地、低滲碎屑岩、重（稠）油中高滲、變質岩、礫岩、陸內裂谷斷陷新近紀重質油、陸內裂谷斷陷古近紀復雜斷塊等評價單元可采系數為20%～30%；低滲碳酸鹽岩、重（稠）油低滲、火山岩等評價單元可采系數為15%～20%。
（2）不同類型評價單元天然氣可采系數相差也較大：克拉通碳酸鹽縫洞、礁灘和前陸沖斷帶等評價單元可采系數最大，其平均值大於70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陸前淵、南方中小盆地、陸緣斷陷、火山岩、變質岩和海域古近紀與新近紀砂岩等評價單元可采系數為60%～70%；前陸斜坡、生物氣、中生代坳陷、古近紀與新近紀斷陷盆地復雜斷塊、殘留斷陷、礫岩等評價單元可采系數為50%～60%；緻密砂岩等評價單元可采系數最小，其平均值小於50%。
5.可采系數計算方法的建立
可采系數計算方法包括可采系數標准表法和刻度區類比法兩種方法。
（1）標准表取值法。利用可采系數標准表求取不同評價單元可采系數的步驟如下：在不同類型評價單元可采系數取值標准表中找到已知評價單元的所屬類型；明確評價單元與可采系數相關因素（宏觀、微觀）的定性、定量資料；對照可采系數的類比評分標准表和類比評分計算方法，對評價單元進行類比打分；根據類比評價結果求取可采系數。
（2）刻度區類比法。以建立的國內外刻度油氣藏資料庫為基礎，利用刻度區類比法來求取不同評價單元的可采系數。具體步驟如下：根據評價單元分類標准，將具體評價單元歸類，並分析整理該評價單元的油氣地質條件和開發條件；根據評價單元的類型及其地質條件和開發條件，從國內外刻度油氣藏資料庫選擇適合的類比對象；對照可采系數的類比評分標准表和類比評分計算方法，對該評價單元及其類比對象進行打分並計算它們的得分差值；根據得分差值求取該評價單元的可采系數。
通過油氣可采系數標准和計算方法在全國129個盆地中的推廣應用，既檢驗了可采系數取值標准和所用基礎數據的可靠性、可行性和適用性，保證了油氣可采資源量計算的客觀性，又獲得了全國油氣可采資源量。
H. 油氣成藏動力學研究系統
廣義的油氣成藏動力學研究，泛指一切有關油氣生、排、運、聚的機理性研究。文中所說的「油氣成藏動力學研究系統」，是指在某一特定地質單元內，在相應的烴源體和流體輸導體系發育的格架下，通過對溫度、壓力（勢）、應力、含烴流體等各種物理、化學場的綜合定量研究，在古構造發育背景上，歷史再現油氣生、排、運、聚乃至成藏全過程的多學科綜合研究體系，這實際上是含油氣系統意義上的一種定量動力學研究體系。
油氣成藏動力學研究系統由模型研究與模擬研究兩部分組成，在理論上集成了石油地質學的動力學研究成果，整個研究過程是在烴源體和流體輸導體系的三維格架上進行的。這個研究系統有強大的計算機工作平台支持，模型研究與模擬研究結果的迭代反饋降低了地質解釋中的多解性，是新一代石油地質勘探研究工作系統。該系統在珠江口盆地應用，顯示了研究系統的具體應用效果。
「油氣成藏動力學研究」是「九五」期間，國家自然科學基金委員會和中國海油聯合資助的重點項目《南海北部大陸邊緣盆地的活動熱流體和油氣成藏動力學及其地質背景》的一項主要研究內容。目前，這一項目已在基礎理論上獲得了許多創新成果，並已基本形成了油氣成藏動力學研究的概念體系和可用於油氣勘探實際的、具有一定技術優勢的工作方法。
海上油氣勘探成本較高，這就迫使我們不得不對許多尚具探索性的研究領域給予關注，如油氣運移和聚集問題等。
油氣運移與聚集研究是石油地質學研究的重要課題，它涉及石油地質學整體研究體系。因此，要形成可操作的油氣運聚研究方法，就必須從整個研究體系出發，以動力學為核心。以下分油氣成藏動力學研究的技術背景、油氣成藏動力學研究系統的基本框架、油氣成藏動力學模擬系統和應用實例等4部分對油氣成藏動力學研究系統作一概要介紹。
一、油氣成藏動力學研究的技術背景
20世紀60～70年代，石油生成的化學動力學研究卓有成效，並取得了具有重要意義的研究成果。
20世紀80～90年代，地下流體動力場（尤其是壓力場）研究成為石油地質學研究的熱點。層序地層學和地震岩性預測技術的發展，給構築盆地烴源體和流體輸導體系格架提供了可能。計算機軟、硬體的快速發展，將實現大數據量的盆地模擬運算提高到油氣運移與聚集的模擬階段。含油氣系統理論的興起，將石油地質學研究提高到系統論的高度，並已經出現把含油氣系統視為動態石油生成和聚集的物理、化學系統的概念，以及試圖用化學動力學控制的生烴子系統和受物理動力學控制的運移/捕集子系統，來構築含油氣系統的動力學思路。G.Demaison所闡述的含油氣系統概念，基本上是以動力學為基礎、體現石油地質學發展趨勢（即集成動力學研究成果）而形成的完整概念體系，它是把油氣自生成至成藏過程，作為一個完整的動力學過程進行研究。
近年來，「含油氣系統」一詞已成為油氣勘探研究中的熱門術語，甚至可以說已經形成了一股「含油氣系統」熱。其實，含油氣系統是石油地質學與系統科學相結合的產物，由於不同學者看問題的角度和視野不同，因而對含油氣系統的描述各有側重（表5-9）。例如L.B.Magoon和W.G.Dow著眼於大區域范圍內預測油氣資源存在的可能性，他們所擬定的含油氣系統的規模，相當於含油氣區或超大型含油氣盆地，相應的描述方法是較為粗略的結構圖解法；A.Perrodon則以提供盆地內遠景區圈定依據為目的，提出的含油氣系統規模大致與盆地相當，選擇的描述方法也是粗線條的模型類比法；G.Demaison和B.J.Huizinga擬定的含油氣系統級別最低，僅與凹陷相當，所選擇的研究方法是最精細的成因分析法。如果以區帶或勘探目標為目的，那麼G.Demaison和B.J.Huizinga關於含油氣系統的研究方法是最值得借鑒的。
表5-9不同學者對含油氣系統表述的比較
圖5-12油氣成藏動力學系統平台結構框圖
四、油氣成藏動力學研究實例
（一）珠一坳陷油氣多源、多期匯聚主通道運聚模型
在烴源體和油氣輸導體系模型的基礎上，通過壓力場、地下水動力場的分析，並詳細進行了原油和烴源岩有機地球化學研究，明確了兩種不同類型烴源岩及其所生成原油的物理性質與生物標記化合物特徵，經兩類端元油配比實驗得到混合油判別參數，C30-4－甲基甾烷/C29甾烷、三環萜烷/藿烷和C30αα/（αα＋ββ）比值與運移距離成良好的線性關系，為運移距離的判斷提供了可靠依據。從而科學地描述了珠一坳陷油氣多源、多期匯聚的主通道運聚模型。
圖5-13惠州凹陷－東沙隆起油氣運移路徑圖
1—油藏；2—油氣運移方向；3—地下水運動方向
珠江口盆地珠一坳陷的惠州凹陷、陸豐凹陷和相鄰的東沙隆起，在裂陷早期（早—中始新世）凹陷中沉積了一套湖相烴源岩。裂陷晚期（晚始新世—早漸新世）的河流相砂岩和破裂不整合面之上的漸新世中期濱海相砂岩，共同構成了油氣的輸導層。早中新世晚期及其以後被廣泛的陸架泥岩覆蓋，形成區域性蓋層。區域蓋層之下的三角洲砂岩和碳酸鹽岩是主要儲層。這一簡單的生油層/輸導層/儲層/蓋層關系為油氣運移研究提供了便利條件（圖5-13）。
惠州凹陷和東沙隆起各井存在3種類型原油：I類原油以惠州33-1-1井、西江30-2-1井為代表，高含C30-4－甲基甾烷，與文昌組烴源岩近似；Ⅲ類原油以惠州9-2-1井為代表，富含雙杜松烷，是典型的恩平組高等植物烴源產物；絕大部分井都同時含有C30-4－甲基甾烷和雙杜松烷，是文昌組與恩平組原油的混合產物，我們稱之為Ⅱ類原油。
研究區WT/C30H、C30/C29甾烷和C19/C23三環萜烷比值的平面分布說明：東沙隆起上主要分布I類原油，在惠州坳陷內部及其邊緣主要分布Ⅱ類原油，證明文昌組生烴量大，油氣運移范圍較廣，後期恩平組生成的原油運移范圍僅限於凹陷內部及其邊緣（圖5-14）。
圖5-14惠州凹陷－東沙隆起接壤部位兩期油氣運移主通道
1—T5層構造等值線（m）；2—油田；3—鑽井位置及編號；4—早期文昌組I類原油運移路徑；5—與早期文昌組原油運移路徑疊加的晚期恩平組原油運移路徑
（二）珠三坳陷多含油氣系統油氣成藏動力學研究
珠三坳陷是珠江口裂谷盆地的一部分，早第三紀為裂陷期，晚第三紀為熱沉降期，破裂不整合發育於早第三紀末（23.3Ma）。古新世至漸新世早期（神狐組、文昌組、恩平組沉積時）為裂谷湖泊充填期，是主要烴源岩發育期。漸新世晚期（珠海組沉積時）海水入侵，沉積了海灣相砂泥岩，形成上下兩套儲蓋組合，是坳陷內的主要儲集層段。中新世珠江組下部為退積的海灣相沉積，是本區凸起部位主要儲層。珠江組沉積晚期又一次海侵，成為開闊淺海，以泥質沉積為主，是本區區域性蓋層。中中新世（韓江組沉積時）及其以後（粵海組、萬山組）一直為開闊海沉積。
珠三坳陷的文昌A、B凹陷是主要生烴凹陷（占總生烴量的97.5%），兩個凹陷生烴史有顯著差別。文昌A凹陷文昌組生油高峰在恩平期（占總生烴量的40%），晚第三紀進入裂解氣形成階段。恩平組生烴高峰在珠江期，生氣高峰在韓江－粵海期（圖5-15）。文昌B凹陷恩平組基本未進入生烴門限，生烴量很小。文昌－神狐組是主要生油層，由於凹陷較陡，沒有明顯生烴高峰。自恩平期開始生烴，各期生烴量都在3%～5%之間，至第四紀已小於1%。
圖5-15珠二坳陷圈閉形成與生烴高峰期配置關系圖
源岩與油氣有機地球化學研究結果表明，文昌A凹陷油氣主要來自恩平組含煤地層，文昌B凹陷油氣主要來自文昌組湖相泥岩，瓊海低凸起為文昌A、B兩個含油氣系統的疊合部位，同時接受了兩個凹陷的油源（圖5-16）。
通過系統油氣成藏動力學研究，明確了神狐隆起是油氣聚集有利方向。認為珠江組石油未風險聚集量為6.3×108t，天然氣未風險聚集量為57×1012m3。珠海組未風險油聚集量為0.85×108t，未風險天然氣聚集量為505×1012m3。文昌凹陷南側的神狐隆起是油氣運聚主要方向，韓江期以後珠江組總運移量大於10×108m3（油當量），珠海組總運移量大於12×108m3 （油當量）；珠江組未風險石油聚集量5.4×108t，珠海組未風險天然氣聚集量354×1012m3。
最終模擬結果石油主要聚集量在神狐隆起上的珠江組中，天然氣主要聚集量在文昌A凹陷南側的珠海組中（圖5-17、圖5-18）。這一模擬結果與模型研究結果相符，為珠三坳陷提供了具有巨大勘探潛力的新領域。