A. 储油气层的检测方法是什么
1.常规分析1）薄片及铸体薄片鉴定
表2—16 岩屑含油等级指数（以冀东油田为例）
（4）油田水及干酪根中有机酸测定。
油田水及干酪根中的有机酸在埋藏成岩次生孔隙形成中有重要的作用。这些低碳酸（C1—C6）的单、双官能团羧酸（包括甲、乙、丙、丁、戊酸及甲二酸、乙二酸、丙二酸、丁二酸、戊二酸）能有效地络合矿物中的铝，形成易溶于水的有机盐，从而大大提高了铝硅酸盐及碳酸盐矿物的溶解度，导致孔隙度增加。因而有机酸高浓度带也就是次生孔隙发育带。
Surdam R.C.（1982）对次生孔隙形成曾作了系统的实验研究。研究结果表明，导致碳酸盐矿物，特别是硅酸盐矿物溶解的是孔隙水中的羧酸。
Carothers和Kharaba（1978）曾查明，在80～140℃的温度范围内，油田水中所含羧酸可达100～1000μg/g。
目前，测定有机酸的方法有离子色谱法、气相色谱法、液相色谱法、毛细管电泳法等多种。
B. s1化学成分
[s1] C 光纤的主要成分是二氧化硅；合金可以有金属和非金属形成，如碳素钢；石油分馏产物不含烯烃。 [s1] 3．
C. 泥页岩油的基本特征
(1)泥页岩油的含义
泥页岩油是指储存于富有机质、纳米级孔径为主泥页岩地层中的石油。泥页岩既是石油的烃源岩，又是石油的储集岩。泥页岩油以吸附态和游离态形式存在，一般油质较轻，黏度较低。主要储集于纳米级孔喉和裂缝系统中，多沿片状层理面或与其平行的微裂缝分布。富有机质泥页岩一般在盆地中心大面积连续聚集，整体普遍含油，资源规模大页岩油“核心区”评价的关键包括储集空间分布、储集层脆性指数、泥页岩油黏度、地层能量和富有机质页岩规模等。页岩气的成功开采为页岩油开采提供了技术参考，水平井体压裂、重复压裂等“人造渗透率”改造技术，是实现泥页岩油有效开发的关键技术。泥页岩油资源中，凝析油或轻质油可能是实现工业开采的主要类型。凝析油和轻质油分子直径为0.5～0.9nm，理论上讲，其在地下高温高压下页岩纳米级孔喉中更易十流动和开采。
(2)泥页岩油分布区基本特征
泥页岩油在聚集机理、储集空间、流体特征，分布特征等方面与源储分离的常规石油和近源聚集的致密岩油具有明显差异(表4.18)，但与泥页岩气则有更多相似之处。有利页岩油分布区主要有以下特征。
图4.19 鄂尔多斯盆地三叠系长7段泥页岩油富集有利区分布
D. 地化录井
地化录井又称之为热解色谱录井。地化录井是近十几年来迅速发展起来的录井技术。它是将室内岩石热解色谱分析方法，应用于钻井现场。根据岩心、岩屑样品分析结果，对生、储油岩层进行快速、定量的评价。胜利油田丁莲花等人为适应我国油气田勘探开发的需要，根据钻井现场实际情况，设计制造DH-910地化录井仪，目前已在全国十几个油田推广使用，并取得明显的经济效益。
1. 地化录井仪分析原理
地化录井仪的分析原理是在特殊裂解炉中对岩石样品进行程序升温，使样品中的烃类和干酪根在不同温度下挥发和裂解，通过载气 （氢气） 的吹洗使其与样品分离，并由载气携带直接送入氢焰离子化检测器，将其含量大小转换为相应电信号，经微机处理，记录各组分含量和岩石中裂解烃峰顶温度 （Tmax），评价生、储油岩层。
根据烃类和干酪根挥发或裂解的温度差异，采取温度区间积分法，分别测定气态烃、液态烃及裂解烃的含量。表5-2是根据国内外经验，划分的温度区间和测定时间。
表5-2 烃类测定时间和温度
2. 地化录井参数及其影响因素
地化录井参数在生油岩和储油岩中所代表的地化意义是不同的，以下仅介绍储油岩的地化参数。
（1） 储油岩的地化参数
GPI表示储层中气的产率指数：
油气田开发地质学
OPI表示储层中油的产率指数：
油气田开发地质学
TPT表示储层中油气的总产率指数：
油气田开发地质学
上式中：S0——单位岩石中所储藏的气态烃量；S1——单位岩石中所储藏的液态烃量；S2——单位岩石中所含重烃、胶质、沥青质等裂解烃量。
（2） 地化录井的影响因素
地化录井受诸多因素的影响，这些影响因素可能导致地化录井分析结果不能正确反映地下真实情况，并给解释评价带来困难，因此研究这些影响因素，并寻找加以和校正方法是至关重要的。
地化录井参数的局限性：S0受取样、制样条件，岩样放置时间，温度变化的影响。当地下的油气层被钻开后，再经过钻井液冲刷，岩屑返至地面由于压力及温度变化，保存在岩石中的气态烃很快散失，因此S0值只能在湿样分析中得到，干样分析一般为零。对于纯气层岩屑，气态烃散失快，而油中溶解气得以部分保存。地化录井参数S1同S0一样，它也是受许多因素的影响，S1只是残余量，不能代表岩层中原始的液态烃总量，只能在消除了各种影响因素之后，才能定量判别储层中液态烃含量。S2表示在300～600℃温度范围热裂解产生的烃，因此一般所受影响因素较少。
由于陆相碎屑岩储层非均质性严重，因此挑选有代表性样品是地化录井样品分析的关键。同一层中样品应多次分析，取分析结果的平均值，其代表性较好。
岩样必须清洗干净，减少钻井液药品的污染。实验证明岩样晾晒时间越长，其轻烃组分损失越多。因此在样品处理过程中，尽量缩短样品暴露在空气中的时间，绝不能放在阳光下曝晒，更不能烘烤。
钻井液混油对地化录井样品分析结果的影响是不同的，一般对岩心地化分析数据无影响，对岩屑有较小的污染，但对井壁取心分析结果影响很大。而且混油钻井液对含油级别高的砂岩、致密砂岩污染程度小，对含油级别低的砂岩、疏松砂岩污染程度大。而泡油井，对地化录井样品分析结果的影响与钻井液混油类似。
地化录井样品来源于岩心、井壁取心及岩屑，这3种样品地化分析数据S1，S2差别很大。北京石油勘探开发研究院对冀东地区的储油岩做了大量的分析化验工作，认为同一层储层样品，录取方式不同，地化分析数据相差很大。
胜利油田丁莲花等人在实践工作中，摸索出不同录井方式样品分析数据的恢复系数。从表5-3中看出，恢复系数大小与储层含油级别、岩性有很大关系，一般含油级别越高，胶结越疏松，恢复系数大，反之则越小。
表5-3 不同录取方式样品的烃类恢复系数K
注：本表K值是对湿样而言，未考虑放置时间的影响；K1为S1的恢复系数，K2为S2的恢复系数。
3. 储层地化录井资料解释
用储层地化录井资料可划分油、气、水层，确定储层含油级别和原油性质，并可进行储量、产能的粗略估算，以下将分别加以介绍。
（1） 储层含油级别的判别
目前在现场确定含油级别的方法，对轻质油因芳烃、胶质、沥青质含量少，正构烷烃又不发荧光，轻质油易挥发，往往使含油级别判别过低，甚至会漏掉油气显示层。由于地化录井仪灵敏度高，样品分析及时，轻烃丢失少，分析数据真实地反映样品的含油量，划分含油级别较为符合地下实际情况。
根据胜利油田地化录井经验，应用原始地化分析数据判别储层含油级别见表5-4。这一方法用于现场能快速简便地得出储层含油情况的定量认识。但由于该方法未考虑烃类损失以及储层孔隙度大小与含油量的关系，因而评价结果具有一定的局限性。表5-4仅适用于成岩较好具有中等孔隙度 （15％<φ<25％） 的储层含油级别的判别。
表5-4 储层含油级别判别数据表
（2） 储层原油性质的判别
原油的密度是原油重要物性之一，利用地化分析数据能判别原油的密度。原油的密度取决于它的化学组成，原油中轻质成分含量高，则原油密度小；若胶质、沥青质等重质成分含量高，则原油密度大。表5-5为原油密度与地化参数的关系。
表5-5 原油密度与地化参数关系
（3） 储量、产能的粗略估算
容积法是计算油、气储量的最基本的方法。用地化录井分析数据来计算储量公式是由容积法计算储量公式演变而来，其具体公式如下：
N＝Ao·h·dr·k·Pg/10
式中：N——单层地质储量，104t；Ao——单层含油面积，m2；h——单层有效厚度，m；dr——储层的岩石密度，g/cm3；k——烃类损失系数；g——储层热解的含油量，kg/t。
上述公式是单层的地质储量计算公式。在剖面中有多个含油层，计算总储量时将单层计算的储量相加即可得到一个区块的总地质储量。
河南油田根据地化录井资料估算产能的经验方程为：
油气田开发地质学
式中：q——储层产能，t/d；φ——储层有效孔隙度，％；h——油层有效厚度，m；kpg——单位重量岩石中含油气量，kg/t；OPI——储层的油产率指数；c2——原油粘度校正系数。
c2随OPI值的减小而变小，变化范围较大 （1.2～0.1）。
储层的产能受许多因素控制，因而储层产能估算公式必须建立在大量统计数据基础之上，有待于在实践中进一步探索并逐步加以完善。
E. 有的期刊是期数是Z1期，S1期，是啥意思呀
Z1是代表合刊。
S1一般都是代表增刊。仅1期增刊用S0，多于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，有时候杂志社会出一两期的增刊，虽然增刊也属于正规期刊，但是很多单位都不认可增刊的。
(5)石油勘探含油性s1是什么意思扩展阅读
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期次为两位数字。当实际期次为一位数字时需在前面加“0”补齐，如第1期为“01”。
文章首页所在页码为4位数字；实际页码不足4位者应在前面补“0”，如第139页为“0139”。文章页数为两位数字；实际页数不足两位数者，应在前面补“0”，如9页为09，转页不计。
文章编号由各期刊编辑部给定。中文文章编号的标识为“文章编号：”或“[文章编号]”，如：为发表在《图书情报知识》1997年第2期第13～17页(共5页)上题为《关于社会经济信息化的思考》(作者：严怡民)一文的文章编号。
F. 古近系烃源岩
1.烃源岩的分布特征
周口坳陷古近系生油建造主要在核桃园组，次为玉皇顶组。钻探资料揭示，核桃园组烃源岩的生油气条件以舞阳凹陷和襄城凹陷较好，谭庄凹陷次之。这3个凹陷在NNE、NE向构造和NWW向构造的叠加控制下，从渐新世进入稳定沉降阶段，至晚始新世沉积了以盐湖相为主的核桃园组。核桃园组的暗色泥岩最厚达3500m，分布范围达1000km2，是周口坳陷古近系最主要的烃源岩。依据地震地质资料，推测巨陵、鹿邑、新桥等凹陷的核桃园组，也具有一定的生油气潜力。
舞阳凹陷烃源岩主要分布在核二段－核一段的盐湖相层段中。有效烃源岩分布在舞5井－舞10井－田1井－舞7井－舞4井连线范围内，面积约500km2；中心位于舞参2井－舞3井之间，厚100～500m。襄城凹陷核桃园组暗色泥岩的层位是核二段中上部和核一段中下部，主要分布在凹陷的东南部；烃源中心在襄参1井－襄8井一带及其附近，最大厚度500m 左右，受边界襄郏断裂和商水断裂夹持，呈NWW向展布。谭庄凹陷内核桃园组厚逾2000m，其中暗色泥岩厚约400m，主要发育在核二段，以深灰色泥岩为主，分布于谭参1井附近的谭庄至大连湖一带。
2.烃源岩的有机地球化学特征
（1）有机质丰度
从有机质丰度（表6-24）看，舞阳凹陷最好，TOC为1%左右，氯仿“A”大多数大于1000×10-6,HC为500×10-6左右，生油潜量（S1+S2）约4mg/g，所有指标都指示为好的烃源岩。其中，核一段最好，核二段中等，核三段较差。襄城凹陷TOC约0.5%，氯仿“A”为550×10-6左右，HC为270×10-6左右，S1+S2约为1mg/g，为一般—较好烃源岩。谭庄凹陷有机质丰度较低，为较差烃源岩。
舞阳、襄城凹陷在核二段和核一段沉积时期，沉积物来源、水动力和水介质条件等变化频繁，造成暗色泥质岩类型复杂，非均质性强，导致有机质丰度变化范围大，不均衡性显着。例如，舞阳凹陷核一段有机碳含量最小值为0.21%，最大值为8.02%，氯仿沥青“A”含量最小值为0.0194%，最大值为1.6043%，烃含量、生油潜量等指标的分布特征亦如此。
表6-24 周口坳陷古近系核桃园组有机质丰度统计
图6-23 舞阳、襄城凹陷核桃园组未熟油、烃源岩C27、C28、C29ααα甾烷组成
3）舞阳凹陷舞3井、舞5井核二段未熟油与紧邻的未熟泥岩、白云质泥岩萜烷、甾烷分布特征极其相似，有着明显的亲缘关系。它们的伽马蜡烷丰度均很高，伽马蜡烷/αβC30藿烷大于1，甾烷都以生物构型aαα－20R峰占优势，碳数分布都为C2720R>C2820R<C2920R，且C2720R丰度最高。襄城凹陷襄9井核二段未熟油与相近层段的未熟烃源岩萜烷、甾烷分布特征也很相似。
4）舞阳凹陷核一段、核二段盐湖相未熟油与其未熟烃源岩中的有机质都相对富集13C，且普遍比较重，其分布范围为：原油为－25.3‰～－26.7‰，氯仿沥青“A”为－25.07‰～－26.6‰，干酪根为－23.96‰～－25.7‰，三者很接近。但总体上看，具有δ13C油＜δ13C“A”＜δ13C干的递变规律，表明它们之间有着密切的亲缘关系，明显具有自生自储的特征。
综上所述，周口坳陷古近系成熟的有效烃源岩不甚发育，核一段和核二段为低熟烃源岩，主要分布在舞阳凹陷。在舞阳凹陷中，虽然烃源岩有机质丰度相对较高，达到了有效烃源岩的标准，但受本身所处低大地热流场、上覆地层薄、埋深较浅的影响，烃源岩热演化程度比较低，Ro值大多小于0.5%，因而影响了生烃及排烃效率。襄城凹陷有效烃源岩规模较小，而谭庄凹陷因有机质丰度过低而不具有效生烃能力。但是，如果舞阳、襄城凹陷核一段与核二段有效烃源岩生成的原油能够顺利排出，有可能近距离运聚形成中小型的低熟油气田（何会强，2000）。
G. 石油天然气关键参数研究与获取
评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气资源丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气资源丰度评价未知区带的资源丰度；可采系数是将地质资源量转化成可采资源量的关键参数。
（一）刻度区解剖
1.刻度区的定义
刻度区解剖是本次资源评价的特色之一，也是油气资源评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和资源潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与资源潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为资源潜力的类比分析提供参照依据。
刻度区是为取准资源评价关键参数，以保证资源评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、资源探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和资源潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气资源丰度与地质因素之间的关系。
2.刻度区解剖内容与方法
刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、资源量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。
（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。
（2）油气资源量确定。刻度区资源量计算与一般意义上的资源量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的资源量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要采用了统计法来计算刻度区的资源量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的资源量采用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。
（3）油气资源参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、资源量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、资源丰度等关键参数。从刻度区获得的资源量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的资源量与面积之比可获得单位面积的资源丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。
3.刻度区研究成果与应用
通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气资源丰度等多项关键参数，为油气资源评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和资源量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的资源量，获得不同成藏条件下的资源丰度参数（表4-5）。
表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表
在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。
表4-6 各种类型刻度区统计表
（二）有效烃源岩有机碳下限
有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。
在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S1+S2关系表明，S1+S2在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。
图4-1 陆相泥岩TOC与S1+S2关系图
图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图
对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S1+S2指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。
有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。
（三）产烃率图版
烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和资源量的关键参数。产烃率图版一般采用烃源岩热模拟实验方法获得。
1.液态烃产率图版
利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。
图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版
图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版
图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版
2.产气率图版
由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。
（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。
（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮资源评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。
（四）运聚系数
运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算资源量的一个关键参数，直接影响资源量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。
1.运聚系数模型建立法
通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：
lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4
多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：
lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4
式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;
x1——烃源岩年龄，Ma;
x2——烃源岩成熟度（Ro）,%;
x3——不整合面个数；
x4——圈闭面积系数，%。
2.运聚单元成藏条件分析法
依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。
表4-7 石油运聚系数分级评价表
（五）最小油气田规模
最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开采地下资源，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可采储量。最小油气田规模对统计法计算的资源量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。
通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×104～30×104t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×104t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×104～500×104t。
（六）资源丰度
油气资源丰度是指每平方公里内的油气资源量，是类比法计算资源量的关键参数。通过统计分析，建立了资源丰度模型和取值标准。
1.资源丰度模型
通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气资源丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：
新一轮全国油气资源评价
式中：y——运聚单元的石油资源丰度，104t/km2;
x1——烃源岩生烃强度，104t/km2;
x2——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；
x3——圈闭面积系数，%;
x4——不整合面个数。
2.资源丰度取值标准
通过统计不同含油气单元资源丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区资源丰度的取值标准。
（1）不同层系资源丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质资源丰度一般大于20×104t/km2；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质资源丰度相对较低，一般约为10×104t/km2；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其资源丰度更低。
（2）不同类型运聚单元资源丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质资源丰度高，一般大于40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油资源丰度次之，一般为10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油资源丰度相对较低，一般小于10×104t/km2。
（3）不同区块或区带级资源丰度：区块或区带级石油资源丰度差异更大，从小于1×104t/km2到大于200×104t/km2。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块资源丰度较高，一般大于50×104t/km2，最大可大于200×104t/km2。构造—岩性型、断裂构造型资源丰度一般为30×104～50×104t/km2。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、资源丰度较低，一般小于30×104t/km2。
通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的资源丰度，不但为广泛应用类比法计算资源量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总资源量为基础，利用地质评价系数类比将资源量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气资源量在空间位置上更准确，提高了油气资源空间分布的预测水平。
（七）可采系数
国外主要采用建立在类比基础上的统计法计算油气可采资源量，而我国第一轮、第二轮全国油气资源评价没有计算油气可采资源量。本轮评价开展的油气资源可采系数研究，通过可采系数将地质资源量转化为可采资源量，这在国内外油气资源评价中尚属首次。可采系数是指地质资源中可采出的量占地质资源量的比例，是从地质资源量计算可采资源量的关键参数。
可采系数研究与应用是常规油气资源评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类比分析方法，对我国油气资源可采系数进行研究，为科学合理地计算油气可采资源量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可采资源潜力进行评价。
1.评价单元类型划分
为使可采系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气资源类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。
表4-8 不同类型评价单元石油可采系数取值标准
表4-9 不同类型评价单元天然气可采系数取值标准
2.刻度油气藏数据库的建立
已发现油气资源赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气资源采收率、分析影响采收率主控因素、预测油气资源可采系数的基础。刻度油气藏是油气资源可采系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次采油或三次采油技术的油气藏。
刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气资源评价，有效地指导相应类型评价单元油气资源可采系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次采油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次采油技术的油藏，保证技术可采系数的可靠性。
对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开采方式、开采速度、增产措施等；研究不同因素对采收率的影响程度，进而确定该油气藏采收率的主控因素；针对开采方式的不同，油藏的采收率可分为一次、二次或三次采收率；气藏主要是一次采收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和采收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。
3.可采系数主控因素分析
对影响可采系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可采系数主控因素的评价模型。
（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气采收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。
（2）在诸多开发条件中，提高采收率技术是极为重要的因素，不同提高采收率技术适用条件不同，其提高采收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高采收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。
（3）利用石油公司提高采收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱采油时的油价与油田采收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的采收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。
4.可采系数取值标准的建立
在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田采收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可采系数和经济可采系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可采系数取值标准（表4-8、表4-9）。
（1）不同类型评价单元石油可采系数相差较大，以技术可采系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可采系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可采系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可采系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可采系数为15%～20%。
（2）不同类型评价单元天然气可采系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可采系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可采系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可采系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可采系数最小，其平均值小于50%。
5.可采系数计算方法的建立
可采系数计算方法包括可采系数标准表法和刻度区类比法两种方法。
（1）标准表取值法。利用可采系数标准表求取不同评价单元可采系数的步骤如下：在不同类型评价单元可采系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可采系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可采系数。
（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可采系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可采系数。
通过油气可采系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可采系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可采资源量计算的客观性，又获得了全国油气可采资源量。
H. 油气成藏动力学研究系统
广义的油气成藏动力学研究，泛指一切有关油气生、排、运、聚的机理性研究。文中所说的“油气成藏动力学研究系统”，是指在某一特定地质单元内，在相应的烃源体和流体输导体系发育的格架下，通过对温度、压力（势）、应力、含烃流体等各种物理、化学场的综合定量研究，在古构造发育背景上，历史再现油气生、排、运、聚乃至成藏全过程的多学科综合研究体系，这实际上是含油气系统意义上的一种定量动力学研究体系。
油气成藏动力学研究系统由模型研究与模拟研究两部分组成，在理论上集成了石油地质学的动力学研究成果，整个研究过程是在烃源体和流体输导体系的三维格架上进行的。这个研究系统有强大的计算机工作平台支持，模型研究与模拟研究结果的迭代反馈降低了地质解释中的多解性，是新一代石油地质勘探研究工作系统。该系统在珠江口盆地应用，显示了研究系统的具体应用效果。
“油气成藏动力学研究”是“九五”期间，国家自然科学基金委员会和中国海油联合资助的重点项目《南海北部大陆边缘盆地的活动热流体和油气成藏动力学及其地质背景》的一项主要研究内容。目前，这一项目已在基础理论上获得了许多创新成果，并已基本形成了油气成藏动力学研究的概念体系和可用于油气勘探实际的、具有一定技术优势的工作方法。
海上油气勘探成本较高，这就迫使我们不得不对许多尚具探索性的研究领域给予关注，如油气运移和聚集问题等。
油气运移与聚集研究是石油地质学研究的重要课题，它涉及石油地质学整体研究体系。因此，要形成可操作的油气运聚研究方法，就必须从整个研究体系出发，以动力学为核心。以下分油气成藏动力学研究的技术背景、油气成藏动力学研究系统的基本框架、油气成藏动力学模拟系统和应用实例等4部分对油气成藏动力学研究系统作一概要介绍。
一、油气成藏动力学研究的技术背景
20世纪60～70年代，石油生成的化学动力学研究卓有成效，并取得了具有重要意义的研究成果。
20世纪80～90年代，地下流体动力场（尤其是压力场）研究成为石油地质学研究的热点。层序地层学和地震岩性预测技术的发展，给构筑盆地烃源体和流体输导体系格架提供了可能。计算机软、硬件的快速发展，将实现大数据量的盆地模拟运算提高到油气运移与聚集的模拟阶段。含油气系统理论的兴起，将石油地质学研究提高到系统论的高度，并已经出现把含油气系统视为动态石油生成和聚集的物理、化学系统的概念，以及试图用化学动力学控制的生烃子系统和受物理动力学控制的运移/捕集子系统，来构筑含油气系统的动力学思路。G.Demaison所阐述的含油气系统概念，基本上是以动力学为基础、体现石油地质学发展趋势（即集成动力学研究成果）而形成的完整概念体系，它是把油气自生成至成藏过程，作为一个完整的动力学过程进行研究。
近年来，“含油气系统”一词已成为油气勘探研究中的热门术语，甚至可以说已经形成了一股“含油气系统”热。其实，含油气系统是石油地质学与系统科学相结合的产物，由于不同学者看问题的角度和视野不同，因而对含油气系统的描述各有侧重（表5-9）。例如L.B.Magoon和W.G.Dow着眼于大区域范围内预测油气资源存在的可能性，他们所拟定的含油气系统的规模，相当于含油气区或超大型含油气盆地，相应的描述方法是较为粗略的结构图解法；A.Perrodon则以提供盆地内远景区圈定依据为目的，提出的含油气系统规模大致与盆地相当，选择的描述方法也是粗线条的模型类比法；G.Demaison和B.J.Huizinga拟定的含油气系统级别最低，仅与凹陷相当，所选择的研究方法是最精细的成因分析法。如果以区带或勘探目标为目的，那么G.Demaison和B.J.Huizinga关于含油气系统的研究方法是最值得借鉴的。
表5-9不同学者对含油气系统表述的比较
图5-12油气成藏动力学系统平台结构框图
四、油气成藏动力学研究实例
（一）珠一坳陷油气多源、多期汇聚主通道运聚模型
在烃源体和油气输导体系模型的基础上，通过压力场、地下水动力场的分析，并详细进行了原油和烃源岩有机地球化学研究，明确了两种不同类型烃源岩及其所生成原油的物理性质与生物标记化合物特征，经两类端元油配比实验得到混合油判别参数，C30-4－甲基甾烷/C29甾烷、三环萜烷/藿烷和C30αα/（αα＋ββ）比值与运移距离成良好的线性关系，为运移距离的判断提供了可靠依据。从而科学地描述了珠一坳陷油气多源、多期汇聚的主通道运聚模型。
图5-13惠州凹陷－东沙隆起油气运移路径图
1—油藏；2—油气运移方向；3—地下水运动方向
珠江口盆地珠一坳陷的惠州凹陷、陆丰凹陷和相邻的东沙隆起，在裂陷早期（早—中始新世）凹陷中沉积了一套湖相烃源岩。裂陷晚期（晚始新世—早渐新世）的河流相砂岩和破裂不整合面之上的渐新世中期滨海相砂岩，共同构成了油气的输导层。早中新世晚期及其以后被广泛的陆架泥岩覆盖，形成区域性盖层。区域盖层之下的三角洲砂岩和碳酸盐岩是主要储层。这一简单的生油层/输导层/储层/盖层关系为油气运移研究提供了便利条件（图5-13）。
惠州凹陷和东沙隆起各井存在3种类型原油：I类原油以惠州33-1-1井、西江30-2-1井为代表，高含C30-4－甲基甾烷，与文昌组烃源岩近似；Ⅲ类原油以惠州9-2-1井为代表，富含双杜松烷，是典型的恩平组高等植物烃源产物；绝大部分井都同时含有C30-4－甲基甾烷和双杜松烷，是文昌组与恩平组原油的混合产物，我们称之为Ⅱ类原油。
研究区WT/C30H、C30/C29甾烷和C19/C23三环萜烷比值的平面分布说明：东沙隆起上主要分布I类原油，在惠州坳陷内部及其边缘主要分布Ⅱ类原油，证明文昌组生烃量大，油气运移范围较广，后期恩平组生成的原油运移范围仅限于凹陷内部及其边缘（图5-14）。
图5-14惠州凹陷－东沙隆起接壤部位两期油气运移主通道
1—T5层构造等值线（m）；2—油田；3—钻井位置及编号；4—早期文昌组I类原油运移路径；5—与早期文昌组原油运移路径叠加的晚期恩平组原油运移路径
（二）珠三坳陷多含油气系统油气成藏动力学研究
珠三坳陷是珠江口裂谷盆地的一部分，早第三纪为裂陷期，晚第三纪为热沉降期，破裂不整合发育于早第三纪末（23.3Ma）。古新世至渐新世早期（神狐组、文昌组、恩平组沉积时）为裂谷湖泊充填期，是主要烃源岩发育期。渐新世晚期（珠海组沉积时）海水入侵，沉积了海湾相砂泥岩，形成上下两套储盖组合，是坳陷内的主要储集层段。中新世珠江组下部为退积的海湾相沉积，是本区凸起部位主要储层。珠江组沉积晚期又一次海侵，成为开阔浅海，以泥质沉积为主，是本区区域性盖层。中中新世（韩江组沉积时）及其以后（粤海组、万山组）一直为开阔海沉积。
珠三坳陷的文昌A、B凹陷是主要生烃凹陷（占总生烃量的97.5%），两个凹陷生烃史有显着差别。文昌A凹陷文昌组生油高峰在恩平期（占总生烃量的40%），晚第三纪进入裂解气形成阶段。恩平组生烃高峰在珠江期，生气高峰在韩江－粤海期（图5-15）。文昌B凹陷恩平组基本未进入生烃门限，生烃量很小。文昌－神狐组是主要生油层，由于凹陷较陡，没有明显生烃高峰。自恩平期开始生烃，各期生烃量都在3%～5%之间，至第四纪已小于1%。
图5-15珠二坳陷圈闭形成与生烃高峰期配置关系图
源岩与油气有机地球化学研究结果表明，文昌A凹陷油气主要来自恩平组含煤地层，文昌B凹陷油气主要来自文昌组湖相泥岩，琼海低凸起为文昌A、B两个含油气系统的叠合部位，同时接受了两个凹陷的油源（图5-16）。
通过系统油气成藏动力学研究，明确了神狐隆起是油气聚集有利方向。认为珠江组石油未风险聚集量为6.3×108t，天然气未风险聚集量为57×1012m3。珠海组未风险油聚集量为0.85×108t，未风险天然气聚集量为505×1012m3。文昌凹陷南侧的神狐隆起是油气运聚主要方向，韩江期以后珠江组总运移量大于10×108m3（油当量），珠海组总运移量大于12×108m3 （油当量）；珠江组未风险石油聚集量5.4×108t，珠海组未风险天然气聚集量354×1012m3。
最终模拟结果石油主要聚集量在神狐隆起上的珠江组中，天然气主要聚集量在文昌A凹陷南侧的珠海组中（图5-17、图5-18）。这一模拟结果与模型研究结果相符，为珠三坳陷提供了具有巨大勘探潜力的新领域。