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三、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指在有机质所经历的埋藏时间内， 指在有机质所经历的埋藏时间内，由于增温作用所引起的各种变化

评价有机质成熟度的方法： 评价有机质成熟度的方法： 镜质体反射率( ) 镜质体反射率(Ro)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 另外，还可应用多种成熟度标尺和 另外，还可应用多种成熟度标尺和TTI等预测方法来估算 等预测方法来估算

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1.镜质体反射率法 .镜质体反射率是温度和有效加热时间的函数且具不可逆性，是确 镜质体反射率是温度和有效加热时间的函数且具不可逆性， 定煤化作用阶段的最佳参数之一 镜质体反射率( : 镜质体反射率(Ro): Ra和Ro 光线垂直入射时， 光线垂直入射时，反射光强度与入射光强度的百分比 Rmax、Rmin和Re 油气地质研究中常用R 油浸随机镜质体反射率， 油气地质研究中常用 eo油浸随机镜质体反射率，Ro表示

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Dow(1977):lgRo与埋深呈线性关系 ( )干酪根的类型不同其各成熟阶段Ro 干酪根的类型不同其各成熟阶段 值也有一定差别

缺点 腐泥型干酪根中缺乏镜质组 还需注意富氢镜质组、 还需注意富氢镜质组、再沉积 的镇煤和构造运动以及火成岩 的影响 表征成熟度方法， 用Ro表征成熟度方法，主要限 表征成熟度方法 于晚古生代以来碎屑岩系。 于晚古生代以来碎屑岩系。

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2. 孢粉和干酪根颜色法

未成熟阶段为浅黄至黄色 成熟阶段为揭黄至棕色 过成熟阶段为深棕至黑色

Staplin(1969)和Correia(1971):热变指数(TAI) ( ) ( ) 热变指数( ) Barnard(1977):色变指数(CAI) ( ) 色变指数( )

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3·岩石热解法 岩石热解法 热解转化率 S1/(S1 +S2) 热解峰温Tmax(℃) 热解峰温

采用岩石热解法确定的界限，也 采用岩石热解法确定的界限， 会因干酪根的类型不同而异， 会因干酪根的类型不同而异，需 配合氢指数( 和氧指数( 配合氢指数 ( IH ) 和氧指数 ( Io ) 以及其他方法给出的类型参数

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4. 可溶有机质的化学法(1)演化曲线

氯仿沥青“ 氯仿沥青“A” 总烃含量 “A”/有机碳 / 总烃/ 总烃/有机碳 等转化率 绘制随深度的演化曲线 这些曲线可反映有机质的成熟度随深度的变化

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(2)C2-C8轻烃

轻烃不是生物合成的， C2-C8轻烃不是生物合成的，而是干酪根热降解的产物

轻烃数量和组成能很好地判断生油岩中有机质的成熟度

庚烷值=正庚烷/(80.7 100.9℃之间C 的链烷烃和环烷烃的馏分) 100% 庚烷值=正庚烷/(80.7—100.9℃之间C7-C8的链烷烃和环烷烃的馏分)×100% /(80.7 100.9

℃之间 异庚烷值= 甲基己烷) 二甲基戊烷， 异庚烷值=(2-甲基己烷 + 3-甲基己烷)/二甲基戊烷，也与温度有正相关性

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(3) C15+烃类

Bray和Evens(1965) Bray和Evens(1965) 正烷烃主要来源于高等植物的蜡， 在近代沉积物中， 在近代沉积物中，C15+正烷烃主要来源于高等植物的蜡，具有明显 的奇数碳优势。 的奇数碳优势。 在古代成熟生油岩和石油中，干酪根热降解的烷烃不具此优势， 在古代成熟生油岩和石油中 ， 干酪根热降解的烷烃不具此优势 ， 因而奇碳优势逐渐消失 生油高峰期，已不再有奇碳优势。 生油高峰期，已不再有奇碳优势。

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(4)环烷烃 随埋深增加， 随埋深增加，环烷烃的环数从三一四环为主 变为单一双环

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(5)生物标志化合物 随埋深和温度的增加， 随埋深和温度的增加，干酪根热降解的新生烃类使来自生物的 烃类受到稀释，与其相邻的正烷烃比较， 烃类受到稀释，与其相邻的正烷烃比较，其含量都随成熟度的 增加而减少，如姥鲛烷/正十七烷、植烷/ 增加而减少，如姥鲛烷/正十七烷、植烷/正十八烷 甾烷和藿烷的立体异构化， 甾烷和藿烷的立体异构化，能十分有效地反映成熟度甾烷指标 20S 20R 随埋深增加从0 上升到1 (5α—20S—C29)/(5α—20R—C29)随埋深增加从0.3上升到1.0,且稳定 20 C 20 C 重排甾烷/ 重排甾烷/( 5α(C27+C28十C29)从 0.1左右增加到 1.0且趋于稳定 18α H)三降新藿烷/17α H)三降藿烷(Tm/Ts)从 18α(H)三降新藿烷/17α(H)三降藿烷(Tm/Ts)从>2.0降到 1.0且趋于稳定 三降新藿烷 三降藿烷(Tm/Ts) αβ+βα—C 藿烷) (βα—C30藿烷)/(αβ+βα C30藿烷)随埋深从 0.2左右增加到约 0.7 βα C 藿烷)

藿烷指标

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确定烃源岩有机质成熟度的方法应综合使用，而且还需考虑 确定烃源岩有机质成熟度的方法应综合使用， 有机质类型的影响

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第2节 石油和天然气的初次运移 在生油层中生成的石油和天然气，自生油层向储集层中的运 在生油层中生成的石油和天然气， 称为初次运移。 移，称为初次运移。

油气运移聚集过程

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一、油气初次运移的物理状态和主要运载体 在初次运移中， 在初次运移中，液态烃类的大部分是以游离的原有相态运移 的，只有少量可能是以溶解于水中的方式运移怀俄明州法 姆尔原油

阿拉斯 加原油 里迪河 原油 尤尼恩文 奈原油 易斯安那 州阿姆瑟 湖原油

初次运移中， 初次运移中，液态烃 类主要是以原有的相 态与水一起运移

原油在水中的溶解度随温度的变化 ，1978 Magara, Magara

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天然气运移 天然气初次运移时， 天然气初次运移时，绝大部分以溶解于水中的状态运移

天

然气在水中的溶解度是随压力的增加而增加的

压力为28.12公斤 公斤/ 天然气在水中的溶解度为0 71米 压力为28.12公斤/厘米2时，天然气在水中的溶解度为0.71米3 /米3; 28 当压力为140. 421 421. 公斤/ 当压力为 140.6—421. 8公斤/ 厘米2时 ，天然气在水中的溶解度增加到 140 3.92米3/米3 92米

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生油岩中大量原生水的运动，对油气初次运移起着极重要的""运载体” 生油岩中大量原生水的运动，对油气初次运移起着极重要的""运载体”作用 ""运载体

关于烃类初次运移的物理状态的其它观点 关于烃类初次运移的物理状态的其它观点 胶束溶液( Solution) 胶束溶液(Miceller Solution) 普林斯顿大学Hedberg(1979) 普林斯顿大学Hedberg(1979)曾提出过甲烷气的作用 Hedberg

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二、油气初次运移的主要动力 促使油气初次运移的最重要因索是沉积物中的原生水。 促使油气初次运移的最重要因索是沉积物中的原生水。而这 些原生水能促使油气运移是由于以下的主要原因： 些原生水能促使油气运移是由于以下的主要原因：

1.压实作用 2.水热增压作用 . 3.渗透压力的作用 . 4.粘土脱水作用 5.毛细管力的作用 6.甲烷及其他烃类气体的作用

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1.压实作用增加的剩余压力 水的密度

新沉积层的密度

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2.水热增压作用 . 当泥岩埋藏比较深，地层温度增加，流体发生膨胀， 当泥岩埋藏比较深，地层温度增加，流体发生膨胀，这种 膨胀使泥岩层内压力增加， 膨胀使泥岩层内压力增加，促进流体运动 在大多数沉积盆地中，地下温度随埋藏深度的增加而增高， 在大多数沉积盆地中，地下温度随埋藏深度的增加而增高， 引起流体的这种膨胀， 引起流体的这种膨胀，发生热液流体的运动

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7708米 米

11600磅/英寸2 磅

水的体积膨胀了10% 水的体积膨胀了 %

水的压力一温度一密度(比容) 水的压力一温度一密度(比容)的 关系曲线

Baker,1978 ,

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3.渗透压力的作用 . 由于地层中水含盐量的变化，引起渗透压力的不同。 由于地层中水含盐量的变化，引起渗透压力的不同。在渗透压力的 作用下，渗透流体发生运动，促使油气的初次运移。 作用下，渗透流体发生运动，促使油气的初次运移。 在很多沉积盆地中，地层水的含盐量随深度和压实作用的增加而增 在很多沉积盆地中， 加；这些水的含盐量常常超过海水的含盐量(35000ppm)。 这些水的含盐量常常超过海水的含盐量( ) 岩中水的含盐量与孔隙度成反比关系，即含盐量增加， 页(泥)岩中水的含盐量与孔隙度成反比关系，即含盐量增加，则 孔隙度减小；因此，含盐量从

每层页( 孔隙度减小；因此，含盐量从每层页(泥)岩的中间部分向边部增 含盐量与渗透压力之间也是成反比关系， 高。含盐量与渗透压力之间也是成反比关系，即：含盐量高则渗透 压力低；反之，含盐量低则渗透压力高。因此，渗透流体运动的方 压力低；反之，含盐量低则渗透压力高。因此， 向，是从含盐量低的部分流向含盐量高的部分。 是从含盐量低的部分流向含盐量高的部分。

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4.粘土脱水作用在地层的一定深度范围内，粘土岩中的蒙脱石向伊利石转化， 在地层的一定深度范围内，粘土岩中的蒙脱石向伊利石转化， 在转化过程中释放结合水，并进入粒间孔隙成为自由水。 在转化过程中释放结合水，并进入粒间孔隙成为自由水。结合 水变成自由水其体积要膨胀，从而增加了泥岩孔隙流体压力， 水变成自由水其体积要膨胀，从而增加了泥岩孔隙流体压力， 促进流体运动，成为烃类初次运移的动力。 促进流体运动，成为烃类初次运移的动力。同时由于自由水排 出又可使压实突变。 出又可使压实突变。

压实突变阶段

张敦样， 张敦样，1979

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