气田换算石油价格_气田换算石油价格是多少

1.致密油储量评估方法

2.油气田测井解释实例

3.盖层全孔隙结构测定方法

4.海相碳酸盐岩评价标准及下限的讨论

5.各类能源折算标准煤的参考系数 能源名称 平均低位发热量 折标准煤系数 原煤 20934千焦／公斤 0．7143公斤

各类能源折算标准煤的参考系数</B> 标准煤亦称煤当量，具有统一的热值标准。我国规定每千克标准煤的热值为7000千卡。将不同品种、不同含量的能源按各自不同的热值换算成每千克热值为7000千卡的标准煤。 能源的种类很多，所含的热量也各不相同，为了便于相互对比和在总量上进行研究，我国把每公斤含热7000大卡（29306千焦）的定为标准煤,也称标煤。另外，我国还经常将各种能源折合成标准煤的吨数来表示，如1吨秸秆的能量相当于0.5吨标准煤，1立方米沼气的能量相当于0.7公斤标准煤。　注：联合国规定标准煤热值为7000卡/g。卡与焦耳之间的换算标准为两种：20摄氏度卡和15摄氏度卡。20摄氏度卡=4.1816焦耳，15摄氏度卡=4.1868焦耳。照此换算标准煤发热量也有29271.2千焦/千克和29307.6千焦/千克两种。由于15摄氏度卡在1956年伦敦第五届国标政企大会上确定，又叫国际蒸汽卡，所以按常理推断标准煤的发热量为29307.6千焦/千克为标准，不过目前电力行业普遍使用29271.2千焦/千克为标准。</FONT></SPAN> 能源折标准煤系数＝某种能源实际热值（千卡/千克）/7000（千卡/千克） 在各种能源折算标准煤之前，首先直测算各种能源的实际平均热值，再折算标准煤。平均热值也称平均发热量．是指不同种类或品种的能源实测发热量的加权平均值。计算公式为：　平均热值(千卡／千克)＝[∑（某种能源实测低位发热量）×该能源数量]/能源总量（吨） 各类能源折算标准煤的参考系数 能源名称 平均低位发热量 折标准煤系数　原煤 20934千焦／公斤 0．7143公斤标煤／公斤　洗精煤 26377千焦／公斤 0．9000公斤标煤／公斤　其他洗煤 8374 千焦／公斤 0．2850公斤标煤／公斤　焦炭 28470千焦／公斤 0．9714公斤标煤／公斤　原油 41868千焦／公斤 1．4286公斤标煤／公斤　燃料油 41868千焦／公斤 1．4286公斤标煤／公斤　汽油 43124千焦／公斤 1．4714公斤标煤／公斤　煤油 43124千焦／公斤 1．4714公斤标煤／公斤　柴油 42705千焦／公斤 1．4571公斤标煤／公斤　液化石油气 47472千焦／公斤 1．7143公斤标煤／公斤　炼厂干气 46055千焦/ 公斤 1．5714公斤标煤／公斤　天然气 35588千焦/立方米 12．143吨/万立方米　焦炉煤气 16746千焦/立方米 5．714-6.143吨/万立方米　其他煤气 3．5701吨/万立方米 . 热力单位“千卡”与标准煤“吨”的折算 能源折算系数中“蒸汽”和“热水”的计算单位为“千卡”，但“基本情况表”中(能源消耗量中)“蒸汽”计算单位为“蒸吨”，在其它能源消耗量(折标煤)其中的“热水”计算单位为“吨”，因此需要进一步折算，才能适合“基本情况表”的填报要求，按国家标准每吨7000千卡折1千克标准煤计算。　电力的热值 一般有两种计算方法：一种是按理论热值计算，另一种是按火力发电煤耗计算。每种方法各有各的用途。理论热值是按每度电本身的热功当量860大卡即0.1229千克标准煤计算的。按火力发电煤耗计算，每年各不相同，为便于对比，以国家统计局每度电折0.404千克标准煤，作为今后电力折算标准煤系数。 热力 0.03412吨／百万千焦　电力 1.229吨/万千瓦时 能源名称

平均低位发热量

折标准煤系数

原煤 20934千焦／公斤 0．7143公斤标煤／公斤

洗精煤 26377千焦／公斤 0．9000公斤标煤／公斤

其他洗煤 8374 千焦／公斤 0．2850公斤标煤／公斤

焦炭 28470千焦／公斤 0．9714公斤标煤／公斤

原油 41868千焦／公斤 1．4286公斤标煤／公斤

燃料油 41868千焦／公斤 1．4286公斤标煤／公斤

汽油 43124千焦／公斤 1．4714公斤标煤／公斤

煤油 43124千焦／公斤 1．4714公斤标煤／公斤

柴油 42705千焦／公斤 1．4571公斤标煤／公斤

液化石油气 47472千焦／公斤 1．7143公斤标煤／公斤

炼厂干气 46055千焦/ 公斤 1．5714公斤标煤／公斤

天然气 35588千焦/立方米 12．143吨/万立方米

焦炉煤气 16746千焦/立方米 5．714吨/万立方米

其他煤气 3．5701吨/万立方米

热力 0.03412吨／百万千焦

电力 3．27吨/万千瓦时

1、热力　其计算方法是根据锅炉出口蒸汽和热水的温度压力在焓熵图(表)内查得每千克的热焓减去给水(或回水)热焓，乘上锅炉实际产出的蒸汽或热水数量(流量表读出)计算。如果有些企业没有配齐蒸汽或热水的流量表，如没有焓熵图(表)，则可参下列方法估算：

(1)报告期内锅炉的给水量减排污等损失量，作为蒸汽或热水的产量。

(2)热水在闭路循环供应的情况下，每千克热焓按20千卡计算，如在开路供应时，则每千克热焓按70千卡计算(均系考虑出口温度90℃，回水温度20℃)。

(3)饱和蒸汽，压力1-2.5千克／平方厘米，温度127℃以上的热焓按620千卡，压力3-7千克／平方厘米，温度135℃-165℃的热焓按630千卡。压力8千克／平方厘米，温度170℃以上每千克蒸汽按640千卡计算。

(4)过热蒸汽，压力150千克／平方厘米，每千克热焓：200℃以下按650千卡计算，220℃-260℃按680千卡计算，280℃-320℃按700千卡，350℃-500℃按700千卡计算。按4.1868焦耳折算成焦耳。

2.热力单位“千卡”与标准煤“吨”的折算　能源折算系数中“蒸汽”和“热水”的计算单位为“千卡”，但“基本情况表”中(能源消耗量中)“蒸汽”计算单位为“蒸吨”，在其它能源消耗量(折标煤)其中的“热水”计算单位为“吨”，因此需要进一步折算，才能适合“基本情况表”的填报要求，按国家标准每吨7000千卡折1千克标准煤计算：

3.电力的热值　一般有两种计算方法：一种是按理论热值计算，另一种是按火力发电煤耗计算。每种方法各有各的用途。理论热值是按每度电本身的热功当量860大卡即0.1229千克标准煤计算的。按火力发电煤耗计算，每年各不相同，为便于对比，以国家统计局每万度电折0.404千克标准煤，作为今后电力折算标准煤系数。

致密油储量评估方法

封盖层是石油、天然气得以保存的重要条件之一。油气在生成、运移、聚集成藏过程中，油气封盖层起着十分重要的作用，从某种意义上讲，油气封盖层的优劣决定着油气藏的形成、规模及油气在圈闭中的充满程度。

一、影响盖层封盖能力的主要因素

（一）沉积条件对封盖能力的控制

1.封盖层的岩石类型与封闭性

能够构成油气封盖层的岩石类型众多，理论上讲，只要是致密的岩石都能构成油气封盖层，然而，在实际勘探过程中，构成油气封盖层的岩石类型主要是蒸发岩（膏岩、盐岩）和泥岩类。不同的岩石类型其封闭性的获得过程是不同的。

化学岩类（膏岩、盐岩等）一般埋深1000m之内，温度在40～60℃结晶后，就具有良好的封闭性。塔北地区蒸发岩全区均有不同程度的发育分布，主要分布在地史上干旱炎热时期的沉积中。如吉迪克组（N1j）夹于泥岩间的薄层石膏；库车坳陷苏维依组（N1s）和库姆格列木群（K2—Ekm）的硬石膏、岩盐；下石炭统的厚层膏岩和盐岩等。按塔北地区古地温梯度2.5℃/100m，古地表温度C1-N1平均取16℃计算，一般在埋深1000m左右，地层温度达到40℃以上，膏岩、盐岩结晶，就具有好的封闭性，油气难以穿越。另一方面，膏岩、盐岩具有很好的塑性，不易破裂，并能够充填孔隙裂缝，提高相邻其它类型岩层的封盖能力。

泥岩类获得封闭性的过程比较复杂，随着成岩作用的变化存在着由差—好—差的转变过程，一般认为在1500～4500m为封闭性的最佳存在深度范围。但塔北地区地温梯度偏低，成岩作用有其特点，在200m以内，为早成岩期，沉积物尚未固结，孔隙水与上部沉积水体相通，不具封闭性；在1000～1300m左右，进入中成岩期，随着埋深增加，压实作用增强，泥岩孔隙水脱出，沉积物逐步固结成岩，可塑性大，有机质演化至Ro大于0.4%时，具有封闭性，并逐渐变好；在3000～3400m附近，进入中成岩期成熟阶段A亚段，泥岩层间水迅速脱出，分散蒙脱石基本消失，以伊/蒙混层矿物为主，混层比为65:35，泥岩可塑性大到中等，Ro大于0.5%，封闭性最好；当埋深在3600～4000m左右，进入中成岩期成熟阶段B亚段，泥岩第二次脱水，蒙脱石大量向混层矿物转化，不仅有伊/蒙混层矿物，还有绿/蒙混层矿物，泥岩塑性下降，Ro大于1.0%，封闭性由好向中等转化；当埋深大于5400m，进入中成岩期的超成熟阶段，泥岩紧密压实，粘土矿物已基本脱去层间结构水，且大部分已排出孔隙，塑性很小，脆性增加，易产生裂隙，伊/蒙混层矿物含量降低，绿/蒙混层矿物含量增加，Ro大于1.3%，随着埋深增加，封闭性由中等向差转化（图4-1）。泥岩类是构成塔北地区油气封盖层的主要岩石类型，分布广泛，不同的时期具有不同的封盖性能（表4-1）。

图4-1　塔北地区泥岩封闭性演化模式图（参考郝石生等）　Fig.4-1　The evolutional model of the sealing property for argillaceous rocks in Northern Tarim

构成油气封盖层的不同类型的岩石的封闭性，可以通过岩石样品的微孔隙结构测定，根据微孔隙结构特征曲线及各种参数进行定性或定量的分类、评价。

塔北地区尚有致密碳酸盐岩类、部分泥质粉砂岩、致密泥砾岩等微孔隙结构分析显示也有较好的封闭性，在适当的条件下也能构成局部性的油气封盖层。

表4-1　塔北地区不同时期泥岩封闭性表　Table 4-1　The sealing property of argillaceous rocks with different ages,Northern Tarjm

2.封盖层的分布与封盖能力

构成封盖层的各类岩石，应具有一定的分布（横向、纵向）及连续性等基本条件。

横向分布，即分布范围，决定封盖层的规模，分布广泛，则形成区域性、地区性盖层的可能性大；分布范围小，则难以形成封盖层或仅能形成局部封盖层。

纵向分布，即岩层厚度与封盖层的封盖能力有密切的关系。理论上讲十几厘米厚的盖层能够封闭高达百米的烃柱，然而其要在一个大油气田（藏）上保持连续完整且不破裂的可能性是极小的，因而构成良好封盖层的机会也极少。相反，构成油气封盖层的岩层厚度越大，越易保持其连续完整，构成良好封盖层的机会则越多。因此，一定的岩层厚度是构成良好油气封盖层必不可少的条件。据统计，世界上大油气田的封盖层厚数十米至数百米。另一方面，对于油气的扩散来讲，封盖层的厚度尤为重要。

构成油气封盖层的岩层的连续性是一个十分重要的条件。连续性越好，封盖层的封盖能力越好。连续性主要与沉积环境有关，河流—三角洲等沉积序列，在短距离内相变频繁，所形成的封盖层连续性差，一般只能构成局部的封盖层；湖泊及海相沉积的泥岩类连续性好，能够构成地区性或区域性的封盖层。

封盖能力是构成封盖层岩层的分布、连续性及该岩层岩石的封闭性等因素的综合反映。一般情况，封闭性好、横向及纵向分布广泛，且连续性好的封盖层，封盖能力好；反之则差。

（二）构造运动对盖层封盖能力的影响

构造运动对封盖层的影响主要是破坏性的。封盖层的剥蚀、断裂及裂缝的产生，既可以改变封盖层岩石的封闭性，又可以改变封盖层的分布（横向、纵向）及连续性，从而破坏封盖能力。

塔北地区由于多期构造运动影响，形成了多个剥蚀界面，其中对油气封盖层影响最大的是 共3个不整合界面。 界面是加里东晚期的剥蚀界面，在沙雅隆起此界面下中、上奥陶统多被剥蚀殆尽，下古生界内幕储盖组合遭到破坏； 是海西早期运动形成的区域性剥蚀界面，隆起区北部志留—泥盆系被大规模剥蚀，沿沙西凸起、波斯坦、兰尕、达里亚一线形成一条弧形地层尖灭线，使海西早期油气的封盖能力基本丧失，但在隆起南缘至坳陷区志留—泥盆系保存尚好，仍具封盖能力； 界面是海西晚期运动形成的，石炭—二叠系及其以下地层遭到大规模剥蚀，仅在石炭系残留厚度大的地区，具一定封盖条件，在膏盐分布区则具有极好的封盖能力。3个不整合界面改造、破坏了早期油气的封盖条件，尤其是在隆起区。

塔北地区断裂发育，不同规模、不同性质的断裂对油气封盖层的破坏及油气运移、聚集、保存所起的作用是不同的。规模巨大、活动期长的断裂带（轮台—沙雅逆冲断裂等）控制了生储盖层的发育及展布，控制成岩演化作用，控制油气区域运移方向、聚集部位；中小型的断裂带常常控制油气圈闭构造的形态及规模。塔北地区隆起区断裂发育，油气分布多与断裂活动有关，断裂往往沟通了多个储盖组合，使油气储集于上部组合或在纵向上分异成藏，形成多产层的特点，分散了油气资源，坳陷区断裂不很发育，盖层保存完好，油气串层困难，更有利于深部储盖组合聚集油气，油气资源也相对集中，这可能是塔北地区油气保存的一个重要特点，值得注意。

二、盖层分类

（一）宏观分类

根据沉积发育特征，可以对油气封盖层进行宏观分类（表4-2）。

表4-2　塔北地区盖层宏观分类表　Table 4-2　Macroscopic classifjcation of caprocks in Northern Tarim

（二）微观分类

反映岩石微孔隙结构特征的参数很多，此处选用突破压力（PA）、中值半径（rm）及半径大于6.3nm的孔隙含量作为主要指标，根据塔北地区岩石样品的分析结果，提出塔北地区微孔隙结构的分级标准（表4-3）。

根据油气封盖层的突破压力（PA）与储集层的排驱压力（Pd），利用史密斯方程计算盖层所能封盖的最大油（气）柱高度：

H=（PA-Pd）/α×△ρ

式中　H——油（气）——水界面上可以封盖的最大油气柱高度；

PA——盖层的突破压力；

Pd——储集层的排驱压力；

△ρ——地层条件下的油（气）水密度差；

α——单位换算系数。

表4-3　塔北地区盖层微观分类表　Table 4-3　Microscopic classification of caprocks in Northern Tarim

从式中可以看出，突破压力（PA）与排驱压力（Pd）的差值越大，封盖层所能封盖的油（气）柱高度越大，盖层的封盖能力相对越好；反之则差。由此还可推断对于差（排驱压力高）的储集层，需要封闭性好（突破压力高）的盖层才能起封盖作用；对于好（排驱压力低）的储集层，封闭性较差（突破压力低）的盖层也能起良好的封盖作用。

对于勘探程度较高，且已发现油气藏的地区，可根据突破压力（PA）与剩余压力（△Pt）相对关系确定油气封盖层的效率。当盖层的突破压力（PA）大于或等于油气藏剩余压力（△Pt）时，盖层对油气的封盖有效，称为有效封盖层；反之则为低效封盖层，部分油气可通过此封盖层逸散。

三、盖层分层评价

塔北地区自古生代至中新生代，能够构成油气封盖层的层段众多，不同地区、不同时代、不同的岩石类型所构成的油气封盖层的封盖能力是不同的。

（一）奥陶系

奥陶系主要是海相沉积的碳酸盐岩和泥岩类，由于现今埋藏深，一般大于5000m，钻井揭示表明能够构成油气封盖层的主要是泥岩类及致密碳酸盐岩，岩石样品微孔隙结构分析突破压力大于11MPa，中值半径小于3.2nm，半径大于6.5nm的孔隙含量小于30%；根据盖层微孔隙结构分类，奥陶系泥岩类的封闭性大多属于Ⅱ、Ⅲ类，以Ⅱ类为主。

奥陶系为海相沉积分布广，连续性好，泥岩类具有一定的厚度，除中、上奥陶统剥蚀区封盖能力差外，据埋藏史恢复、成岩作用及有机质演化等的研究，海西早期已具有中等的封闭性，构成中—好的油气封盖层；海西晚期，满加尔坳陷大部分埋藏深度大，泥岩封闭性逐渐降低，封盖能力有所降低；喜马拉雅晚期，埋藏深度的进一步增大，满加尔坳陷、阿瓦提断陷泥岩封闭性进一步降低，脆性增加，易破裂，封盖能力较差；其它地区封盖能力仍为较好—好。

（二）志留—泥盆系

志留—泥盆系地层在塔北地区覆盖区能够构成油气封盖层的主要是泥岩类，沙西凸起顶部、雅克拉断凸、阿克库勒凸起大部分被剥蚀。沙11井下志留统柯坪塔格组（S1k），泥岩类累计厚度150余米，占组段的93%以上，单层厚度一般10～40m；沙32井钻遇志留系地层厚525.2m，泥岩占69%，单层厚2.5～9.0m；沙11井钻遇中、下泥盆统依木干他乌组（D1-2y）130.5m，泥岩类占60%以上。据岩石样品微孔隙结构分析，突破压力一般在10～14MPa之间，中值半径3.0～5.0nm，孔隙半径大于6.5nm约占20%～40%，大多属于Ⅱ、Ⅲ类，志留系以Ⅲ类为主，泥盆系以Ⅱ类为主。

志留—泥盆系分布广，泥岩类具有一定的厚度，据成岩作用及埋藏史恢复分析，海西期已具有良好的封闭性，构成中—好的油气封盖层；喜马拉雅期，在隆起区埋深较浅部位，岩石微孔隙结构仍显示其具有中—好的封闭性，能够构成封盖能力中—好的局部封盖层，但在坳陷部位，由于埋深大（一般大于5400m），岩石封闭性降低，所构成的封盖层封盖能力也相应降低。

（三）下石炭统

塔北地区下石炭统广泛分布，阿克库勒凸起钻井揭示下石炭统下部的巴楚组（C1b）为蒸发潮坪相沉积，据地震资料解释，主要分布于兰尕地区，分布面积大于800km2。沙10井钻遇该套地层，厚度314m（未穿），其中、上部以碳酸盐岩、膏岩、盐岩为主夹泥岩薄层，膏盐岩层累计厚度约189.5m，单层最厚达28m；下部以泥岩类为主夹砂岩，泥岩类累计厚度90.5m，常含膏质。下石炭统上部的卡拉沙依组（C1k1），钻井揭示该套地层最厚达493.5m，其中泥岩类厚数十米至300余米，由北向南逐渐增厚，单层厚达1.0～90.0m。

下石炭统分布广，厚度大，连续性好。据岩石封闭性演化分析，下石炭统的膏岩、盐岩在海西晚期已结晶成岩，具备好的封闭性；泥岩类具有利的埋藏史，泥岩不易产生裂缝，且膏盐岩可愈合裂缝，在印支晚期—燕山期进入中成岩期（Ro＞0.4%），具有封闭性；喜马拉雅期进入成熟阶段（Ro＞0.6%），泥岩封闭性亦好，除阿瓦提断陷部分地区封盖能力降低外，大部分地区为封盖能力好的地区性油气盖层。据岩石样品微孔隙结构分析，突破压力大多在10～14MPa之间，个别高达16MPa，中值半径2.5～5.0nm，半径＞6.5nm的孔隙含量＜45%，以Ⅱ、Ⅲ类为主。

（四）三叠系

库车坳陷主要有4套，自下而上为俄霍布拉克群（T1eh），泥岩横向变化大，分布不稳定，几米至几十米，最大单层厚为22.0m；克拉玛依组（T2-3k），泥岩厚64.6～275.7m，单层厚1.0～19.65m，西部为湖相，向东转变为河流、三角洲相，横向不稳定；黄山街组（T3h），泥岩厚62.2～118.Om，单层厚1.0～37.0m，湖相沉积，分布稳定；塔里奇克组（T3t），泥岩类厚279.9～332.0m，中下部单层厚90.94～239.0m，湖相沉积为主，分布稳定，连续性好。

其它地区三叠系分布广泛，以河流—三角洲—湖泊相沉积为主，自下而上，由多个由粗—细的沉积旋回组成，每个旋回上部泥岩类集中，沉积环境基本相同，岩性相似，多为深灰、灰黑色泥岩夹炭质泥岩及煤线。

据封闭性演化分析，三叠系泥岩类在燕山晚期进入中成岩期（Ro＞0.4%），开始具有封闭性；喜马拉雅期进入中成岩期成熟阶段（Ro＞0.6%），封闭性最好；据岩石样品微孔隙结构分析，突破压力一般在10～12MPa之间，少数超过12MPa，中值半径2.5～5.0nm，半径大于6.5nm的孔隙含量小于48%，大多属于Ⅱ、Ⅲ类，Ⅲ类多于Ⅱ类。

三叠系分布广泛，库车坳陷三叠系上部以湖相沉积为主，厚度大，连续性好，能够构成较好—好的地区性封盖层。其它地区则以湖相沉积为主，厚度大，连续性好，封闭性能好，除局部地区泥岩厚度薄，封盖能力稍差外，绝大部分地区为封盖能力中—好的地区性油气封盖层。

（五）侏罗系

塔北地区侏罗系分布局限，主要分布在塔北地区东部及库车坳陷。库车坳陷侏罗系下统为河流相沉积分布范围小，阳霞组（J1y），泥岩类厚92.0～135.9m，单层厚1.0～16.24m；中统克孜勒努尔组（J2qz），泥岩类厚63.0～131.0m，单层厚1.0～28.0m；七克台组（J2qk）为湖相沉积，泥岩厚70.1～192.2m，单层厚1.0～38.2m，横向连续性较好。上统齐古组为湖相沉积，泥岩发育，厚189.08～388.03m，最大单层厚度达388.03m，横向分布稳定。塔北东部地区主要是下侏罗统沉积，为河漫滩—沼泽相和湖相沉积，泥岩类累计厚度草湖—满加尔地区较厚（大于50m），其它地区多小于20m，一般占地层厚的35%以下，雅克拉地区为35%～60%，单层厚1.0～6.0m，局部最厚达36m。

据封闭性演化分析，侏罗系泥岩类在中新世进入中成岩期（Ro＞0.4%），开始具有封闭性；上新统以后进入中成岩期成熟阶段，具有中—好的封闭性。岩石样品微孔隙结构分析，突破压力一般在10～12MPa之间，中值半径为3.0～5.0nm，半径大于6.5nm的孔隙含量变化大，以Ⅲ、Ⅳ类为主。

库车坳陷中、上统为湖相沉积，厚度大且稳定，连续性好，能够构成较好—好的地区性封盖层。其它地区泥岩类厚度较小，封闭性中—好，草湖—满北构成中—好的局部油气封盖层，雅克拉断凸、哈拉哈塘凹陷局部、阿克库勒凸起局部构成封盖能力中等的局部油气封盖层，其它地区为封盖能力较差—差的局部油气封盖层。

（六）下白垩统中上段

下白垩统卡普沙良群（K1kp）基本覆盖塔北全区，主要为河流—浅湖相沉积，沉积厚度一般在200～450m之间，“底块砂岩”之上的中、上段泥岩类发育，以泥岩为主夹少量粉砂岩及砂岩等，部分泥岩含石膏，泥岩类累计厚度150～300m（雅克拉断凸为250～300m、沙西凸起一般在200m左右、阿克库勒凸起为150～200m），单层厚度一般为1～16m，连续厚度一般为10～56m，最大达60m（连续厚度是指无大于0.5m以上的非盖层岩类夹层，以下类同）。

据封闭性演化分析，下白垩统泥岩类在中新世进入中成岩期，具有封闭性；上新世后进入成熟阶段，具有中—好的封闭性。岩石样品微孔隙结构分析，微孔隙结构参数变化较大，突破压力一般为10～12MPa左右，中值半径一般为2.0～5.0nm，半径大于6.5nm的孔隙含量小于45%，多数属于Ⅱ、Ⅲ类。

下白垩统分布广泛，大部分地区泥岩厚度大，连续性较好，除阿克库勒凸起东北部及草湖凹陷西北部封盖能力较差外，其它地区为封盖能力中—好的地区性油气封盖层和好的局部油气封盖层。

（七）中新统吉迪克组

中新统吉迪克组（N1j）覆盖塔北全区，主要是一套湖相沉积，以泥岩类为主的砂泥岩互层，夹薄层石膏，泥岩类普遍含石膏，沉积厚度一般400～700m（库车坳陷厚达1400余米），其中泥岩类累计厚度200～600m，占组段的50%以上。沙雅隆起北部砂泥岩比小于0.2～0.5，沙雅隆起南部砂泥比小于0.5～1.0，只有沙8井附近局部区域，砂泥比大于1.0。泥岩类单层厚度多为5～15m，连续厚度一般10～60m，最大达110m。

据封闭性演化分析，中新统吉迪克组泥岩类在上新世以后进入中成岩期，开始具备封闭能力。现今吉迪克组埋深大多在2500～4500m之间，封闭性好。岩石样品微孔隙结构分析，突破压力大于10MPa，中值半径小于1.9～6.2nm，半径大于6.5nm的孔隙含量小于50%，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类均有。

另外，吉迪克组沉积厚度大，其上覆盖的康村组（N1k）和库车组（N2k）厚度巨大，沉积速率大，快速堆积，可能造成吉迪克组的欠压实，形成异常液体压力封盖。

中新统吉迪克组泥岩分布广泛，厚度大，连续性好，具有中—好的封闭性，构成塔北全区封盖能力中—好的区域性油气封盖层。

（八）其它

除以上所述各层段外，中新统苏维依组（N1s）、库姆格列木组（K2—E）均有一定的封闭性，但分布局限，在一定的条件下能够构成封盖能力较好的局部封盖层。

四、盖层性质与油气保存的关系

塔北地区油气的生成、运移、聚集经历了漫长的地质历史，具有多期成藏的特点，其中以海西期与喜马拉雅期两个成藏期最为重要，通常把海西晚期及其以前的油气聚集称为早期成藏，海西期以后的油气聚集称为晚期成藏。

（一）早期成藏油气的封盖条件

塔北地区下古生界有中—上奥陶统的泥质岩、泥灰岩及志留—泥盆系的泥质岩类两大套盖层。从封闭性演化的角度，中—上奥陶统泥质岩类的最佳封闭性出现在志留系沉积之后；志留系泥质岩类的最佳封闭性出现于泥盆系覆盖之后；泥盆系泥质岩类在早海西运动前本身未经深埋，不可能对早海西期的油气聚集构成有效封盖，石炭系有膏、盐沉积的参与，在海西晚期末可能具一定的封闭性。由此可见，早期油气的有效封盖层，在海西早期有中—上奥陶统、志留系泥质岩层；在海西晚期除中—上奥陶统及志留系泥质岩层外，还有泥盆系泥质岩层及石炭系膏盐层和泥质岩层。由于志留系临滨砂岩的规模与储集性能远优于下奥陶统的碳酸盐岩不均一储集层，因此，形成早期油气资源的最佳储盖组合应为志留—泥盆系，其次是石炭系。

海西期，塔北地区处在北高南低的区域格局下，隆起区多次暴露，地层剥蚀，改造和破坏了隆起北部早期油气资源的封盖条件；志留—泥盆系储盖组合，在海西早期运动前，除沙雅隆起北缘未沉积外，广大地区均有沉积，隆起南部厚800～1000m，至坳陷斜坡带厚度更大，早海西运动后，由于抬升，遭受强烈剥蚀，隆起北部志留—泥盆系剥蚀殆尽，海西早期聚集的该组合油气全部被破坏，并殃及到隆起南部的一些地区，如哈1井（见沥青砂岩）。因此，在沙雅隆起北部特别是东部隆起区，已不存在海西早期聚集的油气，这样该期油气的有利保存区主要是满加尔坳陷的北部斜坡。海西早期运动后，塔北地区整体沉降，石炭系自凹陷向隆起超覆，角度不整合于不同时代的地层之上，泥盆系泥质岩开始具有效封盖能力，在此期间形成的油气如有圈闭条件可在下奥陶统、中—上奥陶统、志留系、志留—泥盆系等储盖组合内聚集成藏。海西晚期末，下古生界封闭能力变差，石炭系成为有效盖层，它不仅封盖了海西晚期形成的油气，还对下古生代已成藏油气的再分配起封盖作用，成为区域封盖层。

（二）晚期成藏油气的封盖条件

海西期后塔北地区经历了印支—燕山—喜马拉雅多期的构造运动，塔北地区圈闭构造全部形成，储集空间巨大，能否聚集油气成藏，有利的储盖配置关系及有效的封盖层十分重要。

海西期后，由于中、新生界地层的覆盖，塔北地区古生界埋深多大于5400m，封闭性降低，但下石炭统除膏、盐岩分布区保持极好的封盖能力外，泥质岩的封闭性变好，至燕山晚期封闭性最好，构成封盖能力很好的油气封盖层。

中生界以来，塔北地区发育了多层油气封盖层，形成了一系列有利的储盖组合，为晚期油气提供了最佳的成藏封盖条件。自下而上三叠系、侏罗系、下白垩统中、上段及中新统吉迪克组等。三叠系由多个粗—细的沉积旋回构成，旋回上部泥岩集中，每一旋回几乎都能构成一个储盖组合，主要有上、中、下统内部组合及与下伏古生界储层构成储盖组合。库车坳陷侏罗系中、上统湖相沉积泥岩类封盖层封盖能力好，构成中—较好的储盖组合。下白垩统卡普沙良群中、上段封盖能力除阿克库勒凸起东北部及草湖西北部地区较差外，其它地区中等—好，与“底块砂岩”及“上部砂岩”构成中—好的地区性储盖组合；吉迪克组含膏泥质岩，沉积厚度大，分布较稳定，为塔北地区的区域性盖层，目前塔北地区已发现的油气均在该封盖层之下。

油气田测井解释实例

从图3-1可以看到，致密油的储层孔渗性极差。如果按常规石油储量评价方法开展评价容易造成动用程度偏低、采收率偏低等一系列问题，需要结合致密油特点制定一套相应的储量评价方法。

国际石油公司所说的储量一般是指在美国证券交易委员会向公众披露并作为上市资产的储量，主要是指证实储量，且是证实剩余经济可采储量。目前，国外致密油气等非常规资源评价方法，以建立在成熟的勘探开发数据基础上发展起来的类比法和统计法为主。类比法以美国地质调查局的FORSPAN法为代表，统计法包括容积法、单井储量估算法、动态法、概率法等。应用到致密油储量计算时主要采用资源丰度类比法和容积法，对于产量已经下降的生产井，可以通过单井储量估算法确定其技术可采储量。

1.类比法（USGS常用方法）

类比法是一种比较简单的采收率预测方法，是通过与地质条件相似且已获得油气采收率的地区进行比较，从而得出所研究地区油气采收率的一种方法。该方法最早由咨询公司评价员John Grace开发出来。1995年，美国地质调查局的Schmoker接管该方法后对其进行了扩展和改进，并在2000～2002年开展了大量应用。最近几年，Charpentier等继承和发展了该方法，尤其是在数据库、参数分布、图表输出标准等方面发展显著。现该方法已达到较为完善的程度。

图3-1 油气储层岩性及孔渗尺度分布

（据CSUR，2012）

美国地质调查局将目标评价层次划分为大区（Region）、地质省（Geologic Province）、总含油气系统（TPS）、评价单元（AU）和最小评价单元（Cell）。大区为组织单元；地质省是指具有共同地质属性的空间实体；总含油气系统是指具有共同的生、储、盖、运、圈、保等地质特征的可绘图的实体；评价单元是总含油气系统的一部分，由许多Cell组成。在早期的评价网格中，Cell是指一个矩形网格，在目前的评价网格中，Cell是指由一口井所控制的排泄区。

评价过程中，重点输入参数有评价单元总面积（U）、未测试单元总面积占评价单元总面积的百分比（R）、未测试单元面积中具有增加储量潜力的百分比（S）、每个有潜力的未测试Cell的面积（Vi）、每个Cell的总可采储量（Xi）、未测试单元平均产油气比率、天然气评价单元液/气的比率。这些重点输入参数用于直接计算储量。在参数的处理过程中，已有的钻井资料主要用于储层参数（厚度、含水饱和度、孔隙度、渗透率等）的分布研究、权重系数的确定、最终储量和采收率的估算。在缺乏足够的钻井和生产数据的地区，评价参数主要通过类比获得。

类比法适用于已开发地区剩余资源潜力的预测。通过模拟每一个Cell 的参数分布，用相应的参数分布计算Cell的储量，并汇总为整个评价单元的剩余资源总量，其结果用概率形式表示。评价过程主要有4步。

第一步：确定有潜力的未测试单元比例（T），即

T =R×S （3-1）

第二步：计算有潜力的未测试单元面积（W），即

W =T×U （3-2）

第三步：确定有潜力的未测试Cell的个数（N），可通过下式计算：

国外致密油储量评估技术进展

第四步：计算评价单元总储量（Y），即

国外致密油储量评估技术进展

式（3-1）至式（3-4）中的符号说明见上文“重点输入参数”部分，求解方法均采用随机模拟法。

该方法在油气开发前和生产早期是非常有用的，它是容积法的一种补充。类比法不仅要求开发区与类比区的地质条件相似，而且要求开发区与类比区的井网布置方式、开发的技术与工艺以及气井服务年限一致。类比法主要利用与已开发油气田（或相似储层）的相关关系计算储量，计算时需要绘制出已开发区关于生产特征和储量相关关系的典型曲线，求得计算区可类比的储量参数，再配合其他方法进行计算。此方法确定采收率的过程比较简单，结果主要取决于地质资料的可靠性，以及研究者对研究区和类比区地质条件的认识程度，研究者的技术水平和经验，适合在研究程度较高的地区采用。

2.容积法

容积法是用于获得原始油气储量估算值的最常用方法，也是油田开发初期计算地质储量最为常用的方法。它不依赖油井的生产动态趋势，是油气勘探开发初期探明其地质储量的最好方法，其计算精度取决于对油气藏地质条件、储层特征的控制程度和认识程度，以及所获取参数的精度和数量。容积法预测致密油储量是利用地质模型完成的，地质模型描述了油气藏的几何形态，首先通过直接观察或通过对油气藏的厚度、孔隙度、含水饱和度以及储层在平面上展布的评估来确定模型所需要的参数。将这些参数输入到地质模型中，从而确定油气藏的体积。根据这些参数，结合油气藏压力、温度条件下的流体性质，就可以评估出油气藏中油气的体积。其计算公式为

N =7758AhφSoi /Boi （3-5）

式中：N为原油地质储量，STB；A为含油面积，acres；h为有效厚度，ft；φ为有效孔隙度，小数；Soi为原始含油饱和度，量纲为一；Boi为地层原油体积系数。

当油藏中含有溶解气时，则可以利用油气藏体积与溶解气油比的乘积换算出溶解气的体积，其计算公式为

Gd =N·GOR （3-6）

式中：GOR为溶解气油比，SCF/STB；Gd为溶解气地质储量，SCF。

3.单井储量估算法

单井储量估算法是单井评估最终可采储量的简称，即技术可采储量，指已经生产多年以上的开发井，根据产能递减规律，运用趋势预测方法，评估该井最终可采储量。递减规律包括双曲递减、指数递减、调和递减、SEPD递减、Duong递减等。

4.物质平衡法

难以用容积法计算地质储量时，应采用动态法计算，根据产量、压力数据的可靠程度，划分探明地质储量和控制地质储量。其中，物质平衡法可以计算动态过程中的致密油储量，弥补了容积法的不足。采用物质平衡法的压降图（视地层压力与累计产量关系图）直线外推，废弃视地层压力为零时的累计产量即为致密油地质储量。使用该方法计算储量，要求储层动态参数齐全，生产时间越长，动态参数越多，计算结果的精度越高。

5.概率法

根据构造、储层、油（气）水界面、断层、地层与岩性边界、油（气）藏类型等，确定含油（气）面积的变化范围。根据地质条件、下限标准、测井解释等，分别确定有效厚度和单储系数的变化范围。根据储量计算参数的变化范围，求得储量累计概率曲线，按规定概率值估算各类地质储量。

SEC根据油气田所处的勘探、开发阶段，采用相应的方法进行储量评估（表3-2 ）。结合致密油特征，本次研究对勘探开发程度低、资料相对匮乏的区块采用容积法计算地质储量；对勘探开发程度高、资料情况好的区块采用产量递减法计算技术可采储量。

表3-2 国内外不同开发阶段可选用的储量评价方法

“√”表示可选用。

盖层全孔隙结构测定方法

8.4.1 研究区概况

潍北凹陷属于沂沭断裂体系内，受郯庐断裂走滑的影响形成的拉分－断陷盆地，面积880km2。该凹陷形成于中生代末期至古近系早期，以古近系始新统地层沉积为主。本区主要的生烃层系为孔二段，主要的勘探开发含油气层系为孔店组地层。目前，发现的油气主要位于灶户鼻状构造带、南部缓坡带的东部和瓦城断阶带的东部。工区内现有探井120口，其中有40多口井获工业油流，10多口井获工业气流，已探明含油面积19.9km2。

8.4.1.1 储层参数计算

(1)关键井的选取

关键井研究是正确揭示和描述储层地质特征的基础，系统地分析关键井的测井、岩心、岩屑、测试等资料，研究测井信息间的定性、定量关系及测井与地质资料的相关性，建立测井信息与地质参数之间的转换关系，为精细评价储层及准确地确定地质参数的计算方法提供可靠的依据。

(2)孔隙度

从本地区完钻井情况看，孔隙度测井曲线以单声波测井资料为主，故采用Wellie公式计算孔隙度。计算公式为:

地球物理测井教程

式中:Δt为储层声波时差值，μs/m;Δtma为岩石骨架的声波时差值，根据岩心分析资料，确定的砂岩骨架数值为180μs/m，灰质砂岩及含砾砂岩数值为166μs/m;Δtf为流体声波时差值，数值为620μs/m;Cp为压实校正系数。压实校正系数Cp用经验公式计算:Cp=1.68－0.0002×H，H为目的层深度(m)。

研究区某井测井计算的孔隙度与岩心测量孔隙度的对比如图8.4.1。

(3)渗透率

储层的渗透率受多种因素影响，如岩石的孔隙、孔隙结构、颗粒大小、胶结程度等。针对不同因素的影响，制作了渗透率与地质参数的相关图版，探索地质参数间的相关性。

图8.4.1 测井计算孔隙度与岩心分析对比

图8.4.2显示了渗透率与孔隙度关系图表明，碳酸盐岩含量以及粒度中值的关系。从图8.4.2(a)可以看出孔隙度与渗透率之间有良好的相关性，随着孔隙度增大、渗透率数值增大。图8.4.2(b)显示了渗透率与碳酸盐岩含量关系，从图中可以看出随碳酸盐岩含量增加，渗透率具有减小的趋势。图8.4.2(c)渗透率与粒度中值关系，从图中可知，随颗粒粒径变粗，渗透率有增大的趋势。

图8.4.2 渗透率与孔隙度、碳酸盐岩、粒度中值的关系

综合分析认为渗透率与孔隙度的关系最为密切，碳酸盐岩含量、粒度中值对渗透率参数的影响有限，故采用了Timur公式计算渗透率。计算公式为:

地球物理测井教程

式中:φ为计算的孔隙度;S2wb为束缚水饱和度。

(4)含油饱和度的计算

依据该区储集层的岩性、物性等特点，结合该区测井系列多为声波－感应组合测井的实际。本次计算含油饱和度公式，采用阿尔奇公式。其参数a、b、m、n采用本区的实验分析结果:a=0.69，m=2.16，b=1，n=2。

地层水电阻率根据试水资料确定。研究区试水资料:孔一段，600m以上地层500～8430mg/L，600m以下地层1100～30499mg/L;孔二段，1000m以上地层为21000～31600mg/L，1000m以下地层为2961～78670mg/L。

结合纯水层测井计算的结果，采用的地层水电阻率如下:

孔一段:600m以上地层，Rw=0.35～0.43Ω·m;600m以下地层;Rw=0.25～0.35Ω·m;

孔二段:1000m以上地层，Rw=0.15～0.25Ω·m;1000m以下地层，Rw=0.15～0.13Ω·m。

此外，也可以利用声波－感应测井组合来确定地层水电阻率。具体方法是:选择沉积厚度较大、岩性较纯的水层，利用声波时差及感应电导率数值求取地层水电阻率。

8.4.1.2 油水层测井评价方法

通过对目标井的测井、地质、测试资料深入研究，分析储层的岩性、物性、含油性与电性之间的关系，探索油气水层的测井评价方法。

(1)多井对比法

1)纵向对比。孔店组地层砂体变化比较大，但有利的是单井均有明显水层，故采用纵向油水比值法即电阻率指数(含油气岩石电阻率与完全含水时电阻率的比值)进行评价。油层的电阻率指数一般为2.5～3，油水同层的指数一般为2～2.5。

2)横向对比法。根据多口井的测井信息，采用井间对比方法评价储层的岩性、物性、电性及含油气特征，研究油水层的分布特征及规律。

如昌A气2井，解释序号为11、12层，井段分别为794.1～795.4m、796.8～797.8m，2层，厚度为2.3m。原解释油层，其测井响应特征为:三孔隙度重叠有明显的差异，中子与声波时差孔隙度差值为－5%，视地层电阻率数值为9～10Ω·m，深浅电阻率侵入特性为减阻侵入，含气特征明显。经与邻井昌A井相当储层进行对比(井段为800.8～813.4m)，测井响应特征基本一致，昌A井经试油，射开800.8～813.4m，自喷日产气6.081×104m3。因此，根据测井响应特征及多井对比，将昌A气2井的11、12号层复查解释为气层，多井分析表明，该井更改解释结论的依据是充分的(见图8.4.3)。

(2)孔隙度曲线重叠法

将三孔隙度曲线的骨架点刻度在同一图格位置上，如果三孔隙度曲线有差异，即φD>φN<φS，且地层视电阻率数值高，自然电位幅度值较水层变小，微电极有正差异，则为气层的显示特征;若三孔隙度曲线重叠在一起，即φD≈φN≈φS，或者差异很小;地层视电阻率数值高，自然电位异常幅度较水层小，微电极正差异，则说明该层为物性好的油层。同样条件，电阻率数值低、自然电位幅度大为水层。

如昌B斜气2井(图8.4.4)，950～970m井段，解释结论序号为30、31;其中30号层三孔隙度曲线重叠具有明显的差异，测井响应特征反映储层含气;而31号层，井段962～963.5m，三孔隙度重叠没有差异，测井响应特征反映该层含油，因此30号层解释为气层，31号层解释为油层。

(3)利用交会图技术确定油气水层

图8.4.3 昌A井－昌A气2井横向对比曲线图

储层的电性特征受到岩性、物性及含油气的共同影响和控制，在电阻率相同的情况下，储层物性好，其含油气饱和度就高。在多种因素影响的情况下，仅凭电阻率数值的高低，来划分油、气、水层显然是不合理的。因此，以测井信息为基础，根据孔店组的试油资料，制作了电阻率－孔隙度－含水饱和度(如图8.4.5)、孔隙度差值与电阻率等不同交会图，来确定油水层的电性、物性界限，建立较为合理的储层评价解释标准，以此为基础，对油气水层进行了重新评价。

8.4.1.3 储层测井响应特征

(1)气层测井响应特征

对于气层，主要是孔隙度曲线所表现出的特征明显，声波时差数值较油层、水层的数值明显增大(一般大于115μs/ft)，或出现“周波跳跃”现象;密度测井值明显降低(一般小于2.25g/cm3)。补偿中子孔隙度测井数值明显减小(一般小于28%)或出现挖掘效应，三孔隙度曲线重叠(中子－密度、中子－声波)具有明显的幅度差，中子与声波时差孔隙度的差值一般小于－8%。电阻率数值一般与油层电阻率数值相近或略有增高(一般大于4Ω·m)。

图8.4.4 三孔隙曲线重叠判断气、油、水层典型图

如昌B斜气2井(见图8.4.6)，孔一段的820.4～824.8m井段，1层，厚度为4.4m，测井响应特征为:自然电位负异常，幅度小于水层;视地层电阻率数值为18Ω·m;声波时差数值为139μs/ft，数值较油层与水层明显增大，补偿中子孔隙度为11.5%，密度测井值为2.32g/cm3，中子与密度的测井数值明显减小，中子－密度、中子－声波曲线重叠出现较大的幅度差，测井信息表明该层含气特征明显，为典型气层。

图8.4.5 电阻率－孔隙度－含水饱和度关系

(2)油层测井响应特征

1)油层。自然电位负异常，自然伽马为低值显示，明显特征是三孔隙度曲线重叠无差异或差异小，中子－声波孔隙度无差值或差值(φN－φS)小，声波时差数值为105～115μs/ft之间，补偿中子孔隙度为30%左右，电阻率数值为高值(一般大于4.5Ω·m)，侵入特征为明显低侵显示。

图8.4.7为昌C井孔二段的测井成果图。其49号层和50号层，井壁取心描述岩性为荧光泥质粉砂岩，电性特征为:自然电位负异常，异常幅度小，微电极正差异低值，其电阻率数值为8～12Ω·m，声波时差数值为250～280μs/m，计算孔隙度为17%～20%，含油饱和度50%～60%。两层电性突出，物性好，岩性纯，解释为油层。

2)油水同层。其测井响应特征为:自然电位负异常，异常幅度介于邻近的油气层与水层之间;自然伽马数值为低值;微电极正差异，感应电导率数值高于油层、低于邻近水层，电阻率增大系数为2～2.5，4m电阻率数值低于相同岩性的油层电阻率。测井响应特征表明储层含油性变差，层内含水。

图8.4.7为昌C井孔二段的测井成果图。其51号层，2578～2582.4m井段，井壁取心描述岩性为油浸粉砂岩。其电性特征为:三孔隙度基本重合，自然电位负异常，异常幅度明显大于邻近油层，微电极正差异，其电阻率数值为7Ω·m，与油层相比电阻率数值明显降低，声波时差数值为80μs/ft，计算孔隙度16%，含油饱和度40%，解释为油水同层。

8.4.1.4 储层解释分析

图8.4.8为昌D井孔二段的测井成果图。其32号层，井壁取心描述岩性为粉砂岩，岩屑录井为油迹粉砂岩;原解释井段为1264.5～1268.8m，1层，厚度为4.3m，油层有效厚度为1.2m。感应电导率数值为215mS/m，换算电阻率为4.7Ω·m，4m电阻率数值为5.0Ω·m。地层水电阻率为0.17Ω·m，其中1264.5～1266.1m，厚度为1.6m，声波时差数值为300μs/m，计算孔隙度为20%，含油饱和度为25%，解释为干层;1266.9～1268.4m，厚度1.5m，声波时差数值为330μs/m，计算孔隙度为29%，含油饱和度为50%，解释为油层(含水)，油层有效厚度为1.1m。1993年3月3日～1993年3月10日射开32号层，井段1264.5～1268.8m，厚度4.3m，日产油1.29t，日水0，累计出油3.52t，累计出水49.1m3。

图8.4.6 昌B斜气2井典型气层测井处理成果

图8.4.7 昌C井油层测井处理成果图

图8.4.8 昌D井测井数字处理成果图

海相碳酸盐岩评价标准及下限的讨论

方法提要

本方法规定了双气路色谱法和压汞法联合测定岩石全孔隙结构的方法。双气路色谱法测定孔隙半径范围0.75～6.3nm，压汞法测定孔隙半径范围6.3～75000nm。本方法适用于各种块状岩样孔隙结构的测定。

双气路色谱法。根据多孔物质孔壁对气体的多层吸附和毛细管凝聚原理，岩样在液氮温度下的氮氦混合气环境中吸附氮气，半径越小的孔越先被氮气凝聚液充满，当吸附平衡撤掉液氮后，试样管由低温升至室温，岩样中吸附凝聚的氮气受热解吸，半径越大的孔越先被解吸。随着载气通过试样管经热导检测器的测量室，根据电桥产生的不平衡信号，可算出岩样的孔径分布、毛细管压力曲线和比表面积。

压汞法。根据毛细管作用原理，利用汞对岩石的非润湿性，在不同的外力作用下，克服岩石孔隙的毛细管压力，把汞压入岩石内各对应的孔隙中，并测得与其对应的压入汞量，通过计算绘出岩石孔隙半径分布图和岩石毛细管压力曲线。

仪器和设备

比表面积与孔径测定仪测定孔隙半径范围0.75～15nm，装置见图72.22。

孔隙结构仪最高工作压力120MPa，装置见图72.23。

烘箱室温～200℃。

分析天平感量1mg。

岩样钻切机。

液氮罐容量10kg。

碎样钵。

标准筛2～3mm。

试剂和材料

氦气钢瓶装，纯度不低于99.99%。

氮气钢瓶装，纯度不低于99.99%。

液氮纯度99.9%。

汞。

358号轻质油。

无水乙醇。

试样准备

1)双气路色谱法。含油岩样应先抽提洗油。将试样粉碎过筛，取粒径2～3mm间的颗粒样，置恒温箱内，在105℃条件下至少烘8h后，取出置存于干燥器内待测。

2)压汞法。含油岩样应先抽提除油。一般岩样可用$25mm取样钻钻取，疏松泥质岩样则用手工制备，但不得用锤子敲击取样，以免产生人为微裂缝。试样尺寸为$25mm，长15～30mm的圆柱体或相当于该尺寸的块状样，表面应尽量平整，以减小表面效应，提高测量精度。

将制备的岩样置恒温箱内，在105℃条件下至少烘8h，取出后应置存于干燥器内，待岩样冷却后称量，并作记录。称量后的试样置干燥器中待分析。

送余样测孔隙度和视比重。

汞使用前应先清除杂质，然后将汞倒入储汞瓶。

测定步骤

1)双气路色谱法(孔隙半径r≤6.3nm的测定)，吸附等温线脱附分支的测定程序。

见图72.22，先打开气路，后开仪器电源，让仪器稳定1h。在计算机上设置有关参数，把载气流速调至50mL/min，测量电流为75mA。把干净的试样空管装接在六通阀气路位置，先测试样管空白值。卸下试样空管，把干样装入试样管，以装满试样管“肚子”为宜，称量。装样后的样管二端各插入细玻璃棒后，装接在六通阀气路位置，把六通阀切换在吸附位置，套上加热杯，在100℃条件下通气加热30min后取下加热杯。待试样管冷却后，二个六通阀均切换至吸附位置，试样管套上液氮杯，N2吸附5～6min后，推进He阀，让混合气先脱附6min，并记下RN2和RHe流速。待混合气脱附平衡后，点击程序中的脱附按钮，把标定管六通阀切换至脱附位置，待标定管出峰完成，再点击程序中的脱附按钮，把试样管六通阀切换至脱附位置，然后取下液氮杯，套上冷却水杯，待试样管出峰完成后点击完成按钮，存储测量数据。重复上述步骤，共测五个点，其相对压力分别为0.828、0.722、0.538、0.340、0.111(具体由 计算可得，即调节RN2和Rt的相对流量)。测定结束，先断电，后关闭气路。

图72.22 比表面与孔径测定仪装置图

2)压汞法(孔隙半径r≥6.3nm的测定)见图72.23。

图72.23 孔隙结构仪流程图

仪器的空白值测定。开仪器电路，稳定1h后，调节压力变送器和电容放大器;将不锈钢制成的实心样放进岩心室;启动真空泵，开岩心室真空阀，对岩心室抽真空;当岩心室真空度达到6.67×10-6MPa后，开汞瓶真空阀;3min后先开灌汞阀，再开截止阀5和4;当岩心室上端探针指示灯亮，灌汞阀自动关闭;按程序先后关闭截止阀5、6和1，再停止真空泵和关闭真空系统电磁阀;调节好电容测量起始值，然后由计算机控制加压泵;从0MPa逐渐加压到119MPa，记录加压点和各压力点对应的电容变化值，共测21个点;加压结束，加压泵自动退压至0MPa，打开截止阀1;首先关闭截止阀4，然后开截止阀6和5，开进气阀和卸汞阀，把岩心室中的汞放完后，关闭卸汞阀和进气阀，并清理擦净岩心室;重复上述步骤，仪器空白值至少测二次，二次测量的重复性相对误差要小于5%。

然后进行试样的测定。把已称量并经预热(100℃)的岩样装入岩心室。测定步骤与测定空白值的操作程序相同;测定结束，打开吸汞阀、截止阀5、卸汞阀，把管路中的汞放入储汞瓶中，然后关闭卸汞阀，装好岩心室，对其抽真空片刻，最后关闭电源。

3)试样比表面积测定(见图72.22)。先通气路，后开电源，让仪器稳定1h;用一支冷阱管把图中的2—3连接，1—4间装接已装入标准样的试样管;把已烘干的试样装进试样管，试样量按比表面积的大小估算，且以不超过试样管“肚子”的1/3为宜，称量，然后在试样管二端塞上少许玻璃棉;把试样管装接在六通阀的气路位置，套上加热杯，在100～120℃的条件下加热30min，此时六通阀应处于吸附位置;在计算机上设置有关参数，并把标准试样的质量和比表面积值输入计算机内，同时调节氮气流速为20mL/min，氦气流速为80mL/min，测量电流为100mA。加热完毕后取下加热杯，待试样管冷却后，把两六通阀均切换至脱附位置;在标准试样管和被测试样管外部，分别套上盛满液氮的杜瓦杯，其浸入高度应相等，在液氮温度下吸附12～15min(具体视被测试样的比表面积大小，比表面积大吸附时间长，反之则相对短一些)。待吸附平衡后，先点击计算机脱附按钮。按照先脱附标准试样后脱附被测试样的顺序分别进行脱附(切记取下液氮杯必须立即套上冷水杯)，试样的吸附与脱附全靠液氮杯的上下。全部脱附结束，计算机自动计算出被测试样的比表面积值，直接打印出相应的数据和图谱;测定结束，先关电源后关气源。

计算

1)双气路色谱法。吸附量的计算:

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:Vd为吸附量，mL;As为定量管中N2的峰面积，μV·s;Vs为定量管中N2的已知量，mL;Ad为试样的脱附峰面积，μV·s。

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式中:A'd为仪器测量峰面积，μV·s;Ae为气路等效死空间(即空白值)，μV·s;

孔隙半径的计算:

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式中:rK为凯尔文半径，等于-0.414/lgX;t为吸附厚度，等于 ，X为相对压力;RN2为混合气中氮气流速，mL/min;pa为大气压，MPa;ps为液氮饱和蒸汽压，MPa;Rt为混合气流速，mL/min。

2)压汞法有关计算。毛细管压力和孔隙半径的计算:

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式中:pHg为汞条件下的毛细管压力，MPa;r为pHg对应的孔隙半径，nm。

汞饱和度的计算:

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式中:SHg为某压力点压入岩样的累计汞饱和度，%;A为某压力点压入岩样的累计汞体积，mL;K为某压力点仪器累计空白值，mL;V为岩样的孔隙总体积，mL。

3)在气水条件下，岩石毛细管压力曲线的绘制。孔隙半径r≥6.3nm，根据压汞法测定结果绘制;孔隙半径r<6.3nm，根据双气路色谱法测定结果绘制。

由下式计算r<6.3nm的孔隙体积:

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式中:V样为岩样的孔隙总体积，mL;V汞为压入岩样孔隙中的汞体积，mL;V双为双气路色谱法测定所占的岩样孔隙体积，mL。

根据下式把汞毛细管压力pHg换算成气水条件下的毛细管压力pgw:

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根据下式计算孔隙半径r<6.3nm的各对应点的孔隙含量，即饱和度S(%)。

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式中:V双为由双气路色谱法测定所占的孔隙体积，mL;Vd为总吸附量，mL;ΔVdi为对应点的吸附量，mL;V样为岩样的孔隙总体积，mL。

根据下式计算孔隙半径r<6.3nm的各对应点的毛管压力:

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式中:r=rK+t，nm;pgw为气水条件下毛管压力，MPa。

曲线绘制时，以pgw的自然对数等间距压力点为纵坐标，以S(%)为横坐标。

4)岩石比表面积B的计算:

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式中:B为待测试样的比表面积，m2/g;Vd为待测试样的吸附量，mL/g;B标为标准试样的比表面积，m2/g;Vd标为标准试样的吸附量，mL/g。

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本章编写人: 曹寅 (中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所) 。

各类能源折算标准煤的参考系数 能源名称 平均低位发热量 折标准煤系数 原煤 20934千焦／公斤 0．7143公斤

烃源岩有机质的丰度、类型和成熟度是影响烃源岩生烃特征的决定性因素。我国碳酸盐岩有机质类型总体稳定，主要为Ⅰ—Ⅱ型，成熟度普遍较高，碳酸盐岩烃源岩评价的关键是如何评价其有机质丰度。目前，随着地球化学分析仪器精度的提高和分析手段的增多，准确测定碳酸盐岩的有机质含量已不存在问题，因此，海相碳酸盐岩烃源岩评价的焦点是建立是一个科学合理的有机质丰度评价标准。

1.碳酸盐岩评价标准下限研究现状

碳酸盐岩烃源岩评价标准是一个颇有争议的问题，不同学者的观点相去甚远（表4-1-1），主要体现为国外研究者提出的丰度下限值为0.12%～0.50%，而国内大多在0.05%～0.2%之间，究其原因是由于研究对象、地区、源岩时代、成熟度及对下限值的认识不同所致。国外海相碳酸盐岩大都为中、新生代沉积，成熟度处于生油阶段，有机质丰度较高；而我国的海相碳酸盐岩主要为寒武纪—奥陶纪、中—新元古代沉积，大都属于高成熟—过成熟阶段，有机质丰度低。

20世纪80年代，国内学者针对我国古生代陆表海碳酸盐岩丰度较低、成熟度较高的特点，提出碳酸盐岩烃源岩的有机质丰度标准相对较低，并为石油勘探部门沿用至今。但多年的勘探实践，使我国一些地球化学工作者开始反思作为有效碳酸盐岩烃源岩的有机质丰度评价标准问题，并提出了各自的评价标准（郝石生等，1996；钟宁宁等，1998；梁狄刚等，2000；夏新宇，2000；秦建中等，2004；薛海涛等，2004），但评价标准下限值仍难以统一，梁狄刚、夏新宇等学者主张碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限应为0.40%～0.50%，即与泥质烃源岩的评价标准基本一致。有的学者则认为碳酸盐岩烃源岩与泥质烃源岩相比更利于生、排烃，因此，应采用较泥质烃源岩更低的评价标准。

秦建中等（2004）通过模拟实验测得碳酸盐岩排烃下限值为TOC＝0.06%～0.12%，以此为基础，参考国内外已有的评价标准，综合讨论了有机质类型、有机相、成熟度等因素的影响，提出了碳酸盐岩烃源岩的评价标准，将未熟—成熟碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限定为0.2%～0.4%，高成熟—过成熟碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限为0.1%～0.25%。并指出碳酸盐岩和泥岩烃源岩的评价标准应按生烃潜力相等或相近统一划分，但碳酸盐岩有机质丰度下限值应低于泥岩，原因是：①碳酸盐岩的有机质类型多属于偏腐泥型；②碳酸盐岩对于干酪根的催化生烃效率比泥岩高；③碳酸盐岩沉积体系趋向于形成生-储-盖三位一体的联合系统，油气运移距离近；④碳酸盐岩常常伴有石膏等良好盖层；⑤我国碳酸盐岩多处于高成熟—过成熟阶段，以生气为主，因此也应包括气源岩。钟宁宁（1999）对碳酸盐岩烃源岩尤其是渤海湾盆地碳酸盐岩烃源岩进行了研究，归纳出渤海湾盆地碳酸盐岩油源岩和气源岩的分级评价标准。碳酸盐岩沉积区（Ⅱ型有机质，成熟碳酸盐岩）油源岩有机质丰度下限值为0.18%；渤海湾盆地有机质类型为II型的成熟气源岩所对应的理论下限值约为0.13%。

由此可见，尽管国内外学者进行了大量的研究工作，碳酸盐岩烃源岩评价要取得统一的标准仍是一个十分困难的事情。烃源岩评价标准作为衡量烃源岩优劣的尺度，应当从评价目的出发，结合具体的研究对象，经过理论计算、科学实验和实例的归纳总结才能制定出科学合理的评价标准。

2.碳酸盐烃源岩下限值的分类

对烃源岩的评价应根据评价目的采用不同的评价标准，从石油天然气成藏的角度重新审视碳酸盐烃源岩的评价标准，应当包括3个级别的烃源岩下限标准：最低烃源岩下限、有效烃源岩下限和可能形成大规模油气田的烃源岩下限。最低烃源岩下限标准是基于生烃岩能否成为烃源岩的评价目的，是指可以完全否定其烃源岩作用的标准，因此，以生烃岩残留烃达到饱和而尚未排出时的有机质丰度为评价下限。有效烃源岩下限标准是基于烃源岩能否为油气成藏提供有效烃源的评价目的，该下限的界定则考虑烃源岩的生烃量是否足以形成有工业价值的油气藏，因此，最重要的考虑因素是烃源岩的排烃能力。可能形成大规模油气田的烃源岩评价标准是基于寻找大型油气田的评价目的，此下限值的确定是在收集世界大型油气区烃源岩有机质丰度、烃源岩厚度、排烃强度等资料的基础上，经过归纳总结得出的，这一标准也是针对油气资源战略选区的需要而提出的。

3.最低烃源岩下限

无论何种生烃机理，只有当生烃量满足了岩石吸附、孔喉充填、流体溶解等多种残留需要，多余的烃类才能排出。因此，最低烃源岩下限接近于生烃量可满足吸附烃、残留烃及包裹烃达到饱和时的有机质丰度。吸附烃和残留烃可用残留油和残留气来表示。在已知有机质的生烃产率的条件下，根据这些残留烃类的量可以直接推算出有机质的最低丰度。

（1）油源岩下限值

1）饱和吸附烃量的计算。在碳酸盐岩中可溶有机质由3个部分组成：一是岩石破碎后直接用溶剂抽提所得，即通常所说的氯仿沥青“A”；二是从破坏碳酸盐矿物结晶格架的盐酸溶液中萃取出来的，称之为氯仿沥青“B”；三是抽提后岩样的盐酸不溶残余物再次用氯仿抽提所得，即氯仿沥青“C”（周中毅等，1983；傅家谟等，；郝石生，1993；程克明，1996；赵政璋，2000），以上三种沥青的总量即可视为饱和吸附烃含量。张水昌等（2002）研究表明：有机质丰度高的烃源岩排烃强度大，并随着成熟度的增高不断加强；有机质丰度低的烃源岩排烃强度弱，或者只有在更高成熟阶段才会排烃。如富有机质烃源岩，当干酪根的12%～25%转化成烃时，烃类便开始并源源不断地排出和运移；而在贫有机质烃源岩中，只有当干酪根的50%～100%转化成烃时才开始排烃，甚至干酪根达到较高的演化阶段，液态烃产率减少直到停止时，残留液态烃仍未达到饱和。因此，岩石中可溶抽提物总量与有机质丰度、有机质成熟度具有一定的关系，在研究低丰度有机质饱和吸附烃含量时，应挑选有机质丰度适宜的样品，在进行临界饱和烃计算时，取凝析油带临界烃饱和含量为宜。

由华北地区下古生界岩石样品中可溶有机质与有机质成熟度关系图（图4-1-1）可见，氯仿沥青“A”对成熟度相当敏感，随成熟度的增加而迅速减少。因此，临界饱和烃的量也与成熟度有密切关系，并非一个定值。一般认为Ro在0.5%～1.3%时为烃源岩的生油窗。在Ro为1.3%时，氯仿沥青总量一般小于450×10-6，由此大致估计在生油窗范围内，生烃量达到最高峰时，吸附烃饱和量约为425×10-6，此值与程克明（1996）对南华北地区碳酸盐岩样品分析的结果相近，可作为最低烃源岩下限值计算的饱和吸附烃参数。

图4-1-1 低丰度有机质成熟度与有机质饱和吸附烃量的关系

2）碳酸盐岩生成液态烃产率。对不同类型、不同岩性的干酪根进行封闭体系生烃动力学模拟实验研究，并通过EASY Ro% 动力学方法计算出不同生烃速率条件下各温度点对应的成熟度（图4-1-2），转换成有机质成熟度后，生烃曲线基本吻合。实验结果可以看出，随成熟度、有机质类型、样品个体的差异以及实验方法的不同，生烃热演化结果也具有一定的差异。其中，Ⅰ型干酪根最高可生成液态烃量为325.77mg/g；Ⅱ型干酪根最高可生成液态烃量为235.84mg/g；Ⅲ型干酪根最高可生成液态烃量为56.04mg/g。

图4-1-2 不同类型干酪根高温高压封闭体系的液态烃产率

3）油源岩有机质丰度下限值的计算。根据公式（4-1-1），用不同类型有机质的最大吸附量值除以干酪根的最大液态烃产率，可计算出Ⅱ型干酪根最低油源岩下限为0.18%，Ⅰ型干酪根最低油源岩下限为0.13%。

最大吸附量值=TOC最低下限×最大液态烃产率　（4-1-1）

（2）气源岩下限值

1）岩石中气态烃吸附量的计算。碳酸盐岩自身残留的天然气可以看作由四部分组成：矿物和有机质表面的吸附气、矿物晶格中的包裹气、孔隙中的游离气和水溶气。

据夏新宇（2000）分析，碳酸盐岩的吸附气可以忽略；包裹气参考前人对鄂尔多斯盆地奥陶系33个样品的研究结果，取209.1ml/kg（标准状态）；溶解气含量远小于游离气，可以不考虑；游离气可通过岩石孔隙度、地层温度、压力、含气饱和度进行计算，取80ml/kg（标准状态）。因此，碳酸盐岩中有机质生气量达到289.1ml/kg（标准状态）时才能排出。

2）碳酸盐岩气态烃产率及最低气源岩下限的计算。耿新华等（2005）对海相碳酸盐岩（三塘湖盆地Ⅱ型干酪根）进行了气态烃的生烃动力学模拟，结果表明：升温速率为20℃/小时，温度约为515℃时，成熟度相当于地质条件下Ro为2.0%左右。生成的气态烃量约为232ml/g，采用此值进行气源岩最低下限值计算，结果为0.125%。钟宁宁所提出的0.13%可能考虑了溶解气和吸附气，因此，气源岩最低下限值可定为0.13%。

4.有效烃源岩下限

有效烃源岩表示该烃源岩层有一定的排烃能力，排烃强度能够满足独立成藏的要求。因此，对于寻找工业油气藏而言，有效烃源岩下限的确定更具现实意义。确定有效烃源岩的有机碳下限，应当从勘探实践出发，并通过理论计算、模拟实验加以佐证。

不仅能够生烃，而且具有一定的排烃能力是有效烃源岩区别于一般烃源岩的重要标志，通过对不同有机质丰度的碳酸盐岩样品进行高温高压热模拟实验，确定有效烃源岩下限。在高温、高压条件下，当烃源岩热演化进入大量生烃阶段，如果烃源岩生成烃的量足以产生排烃作用，则其排烃通道为热模拟条件下产生的微裂缝。因此，在生烃高峰期能够形成有烃类排出的微裂缝所需的最低有机质丰度即可认定为有效烃源岩下限。

（1）有效油源岩下限的确定

1）实验样品与方法。实验样品（表4-1-2）除C12选自辽南地区外，其他均为冀中坳陷下古生界样品，由样品Tmax值可以看出，所选样品大多处于低成熟演化阶段，适于进行热模拟实验。

表4-1-2 模拟实验所用样品基本数据

模拟设备采用等温高压无水封闭体系，高压釜内样品被石英砂包围，由千斤顶提供的压力稳定在80Mpa，并通过石英砂传递到原岩样品。实验体系与卢家烂等（1994）排烃实验体系不同的是，生成的烃类不能排出体系之外，但可以进入周围的石英砂中。据前人研究，380℃时生、排烃量达到最大值，因此实验设置380℃、430℃和480℃三个等温点，每个温度点用一个原始样品进行加热48h，原岩及加热后的样品均磨制反射光片进行荧光、反射光观察。

2）实验结果。有机质丰度最低的样品C12（TOC=0.12%），原岩基本无荧光，热模拟后的样品同样基本无荧光，平行压力方向的切面有少量沥青体的出现（图版4-1-1），荧光强度较弱，未达到可以排烃的强度。而另一块垂直压力方向的切面则无荧光显示。由此可见，低丰度有机质也可生烃并有可能沿裂隙运移聚集形成沥青，这也许是某些地层出现“晶洞沥青”或沥青条带的原因，但一般这种沥青对于排烃并无现实意义。

样品A55（TOC=0.29%）的Tmax值最高，显示其成熟度较高。未加热的原岩样品荧光强度最大（图版4-1-2），表明其可能处于生烃高峰。热模拟后样品的荧光随模拟温度的升高而有所减弱，且荧光呈现出矿物的形态（图版4-1-3，图版4-1-4），说明发荧光的是矿物中包裹的有机质。

样品G29（TOC=0.37%）原岩荧光相对较高，且分布均匀（图版4-1-5）。但在加热以后，荧光强度明显减弱，由黄绿色变为褐色，此外，还有不均匀沿裂隙分布的沥青体。由于原岩中未观察到这些沥青体，因此，沥青体为大量烃类聚集的结果，应当是发生大量排烃的痕迹（图版4-1-6）。而在430℃温度点时，沥青体已经很少，大多为矿物中包裹的有机质发荧光。矿物中的有机质由于矿物的保护而保留下来，但边缘荧光已经明显较弱（图版4-1-7）。

样品G16（TOC=0.49%）成熟度相对较低、有机质丰度较高，其荧光变化却是另一种现象。原岩具有较强烈的黄绿色荧光（图版4-1-8），而380℃等温模拟实验后，样品有些区域荧光更为强烈，显示有大量烃类生成，且偶尔有沥青条带出现（图版4-1-9，图版4-1-10）。430℃等温模拟实验后，荧光明显变弱，且在弱荧光区域，显示以碳酸盐岩矿物形态出现的荧光（图版4-1-11，图版4-1-12）。

G45（TOC=0.58%）具有最高的有机质丰度和较低的成熟度，原岩样品显示强烈的黄绿色荧光（图版4-1-13），并显示有沥青体的出现。380℃等温模拟实验后，部分区域仅显示呈矿物形态的褐色弱荧光（图版4-1-14），而有些区域则显示出大量沥青体所具有的黄绿色荧光（图版4-1-15）。430℃时，总体荧光略有减弱，但沥青体所具有的荧光却几乎没有变化（图版4-1-16）。同时大量沥青体出现在与压力平行的切面上（图版4-1-17），而与压力垂直的面上则基本无沥青体的出现，或沥青体仅以条带状出现（图版4-1-18）。

上述实验表明，碳酸盐岩烃源岩有机质丰度为0.37%时，已经发生大量排烃，因此，有效油源岩下限值可定为0.35%。

3）勘探实例。前人研究表明，渤海湾盆地以下古生界烃源岩为母源的油气田较少，仅在黄骅坳陷孔西潜山发现了源自下古生界碳酸盐岩烃源岩的油藏。黄骅坳陷下古生界烃源岩有机质丰度普遍偏低，但也存在有机质丰度达0.3%～0.5%的烃源岩，如徐13井峰峰组灰岩有机质丰度为0.37%，峰峰组上段最高可达0.66%，下段最高仅0.23%；而上马家沟组二段、三段最高有机碳含量为0.38%；上马家沟组一段的泥灰岩有机质丰度达0.87%，这些有机质丰度较高的碳酸盐岩烃源岩都可能是有效油源岩。

根据模拟实验结果和勘探实例，参考前人的研究成果，针对我国渤海湾盆地海相碳酸盐岩成熟度较高的特点，有效油源岩有机质丰度下限值确定为0.35%。

（2）有效气源岩下限的确定

1）有效排烃通道形成的动力学研究。钟宁宁等（2001）研究了岩石内压和动力学参数之间的关系，并根据数学模型讨论了岩石临界破裂压力和地温之间的关系。将岩石内压与对应地温关系和临界破裂压力与地温关系叠合（图4-1-3），可以看出，不同碳酸盐岩样品产生有效排烃通道的条件是有差异的。分析认为，产生有效排烃通道的条件与岩石的烃产率有关，特别与有机质丰度有关。丰度高的碳酸盐岩样品（样品STH-2，TOC为2.73%）在大量生烃开始时就产生足够的生烃增压，使岩石产生微裂缝而形成有效的排烃通道。丰度降低，岩石产生微裂缝需要更高的温度，如样品JC-3，TOC为0.64%，岩石产生微裂缝的地温约为136℃；样品JC-4，TOC为0.46%，岩石产生微裂缝的地温约为149℃，样品TZ-1，TOC为0.25%，即使地温超过160℃岩石仍未产生微裂缝。

根据不同有机质丰度碳酸盐岩岩石内压的变化曲线（图4-1-4）可以看出，有机质类型一致时，岩石内压的变化曲线体现的是有机质丰度的影响。通过分析不同有机质丰度岩石内压曲线的变化规律，可以得到不同有机质丰度的岩石产生微裂缝形成有效排烃通道的临界条件。从4个样品的换算结果进行分析，碳酸盐岩样品产生微裂缝形成有效排烃通道的TOC临界值为0.3%左右，由于讨论的是最低下限标准，且TOC最低的实验样品TZ-1的成熟度较高（Ro为0.89%），因此，有效气源岩下限值确定为0.25%。

2）形成小型油气田的最低烃源岩下限实例。假设生成的气态烃能够在岩石中形成裂缝并排出烃类，且不考虑二次运移、耗散等作用的影响，去除饱和吸附的气态烃量，考虑华北前古近系碳酸盐岩地层的成熟度较高的特点，运用气态烃生烃动力学数据（耿新华等，2005）对排烃所对应的有机质丰度进行计算。如有机质丰度为0.25%的碳酸盐岩，去除烃源岩吸附的0.13%，按0.12%计算，生气量可达小型气田的中值（表4-1-3，表4-1-4），考虑气态烃在成藏过程中具有相当的耗散，有效气源岩下限值定为0.25%较合理。

图4-1-3 岩石内压值-地层温度关系与理论破裂线叠合图

（据钟宁宁等，2001）

图4-1-4 不同有机质丰度的碳酸盐岩岩石内压的变化曲线

（据钟宁宁等，2001）

5.形成大规模油气田的烃源岩下限

大量的资料证明，形成大规模油气藏的烃源岩必须具有雄厚的物质基础，必须有高丰度的烃源岩。因此，从油气战略选区的需要出发，有必要确定一个适用于油气资源战略选区的烃源岩下限标准，即有机碳低于这个下限值就不可能形成大规模油气藏。

表4-1-3 中国主要含气盆地生气强度评价标准

（据戴金星，1990）

表4-1-4 形成不同级别气田所需烃源岩有机碳含量

对全球海相含油气盆地的统计分析表明，形成大中型油气田的碳酸盐烃源岩的有机质丰度均较高（表4-1-5）。法国石油研究院（1987）统计的18个盆地碳酸盐岩烃源岩的有机质含量平均值（0.67%），大大高于一般碳酸盐岩。美国、澳大利亚、加拿大、沙特阿拉伯等4个重要碳酸盐岩大油气田的碳酸盐岩有机碳含量为1.4%～4%，世界19个重要碳酸盐岩大油气田平均为3.1%（张水昌等，2002）。

表4-1-5 世界元古宇—古生界大中型油气田海相烃源岩TOC含量

续表

注：CFD=Carbonate Fields Database(Carbonate International).

由世界碳酸盐岩大型油气田（122个）烃源岩样品总有机碳（TOC）含量直方图（图4-1-5）可以看出：①TOC变化范围由0.28%～12.0%；②TOC总平均值为3.29%；③TOC为1.25%时，碳酸盐岩大油气田数目最多（10个），其次为TOC=2.1%和TOC=8%时（各8个）；④碳酸盐岩大油气田出现频率最高的烃源岩TOC范围为1%～1.5%，占总数的13.93%；碳酸盐岩大油气田分布频率集中分布在烃源岩TOC=0.5%～3%之间占总数的59.02%，而烃源岩的TOC变化在0.5%～5.5%之间的碳酸盐岩大油气田占总数的81.97%；⑤仅有2个碳酸盐岩大油气田烃源岩TOC低于0.5%。有的学者认为样品选取在构造高部位并不恰当，因为构造高部位烃源岩TOC一般明显偏低。

但碳酸盐岩大油气田常见烃源岩的岩性仍然以页岩为主，占42.7%，碳酸盐岩占13.1%；泥灰岩占15%；页岩和泥灰岩占到19.9%；碳酸盐岩和泥灰岩占到1%；碳酸盐岩和页岩占到4.9%；其他为3.4%。碳酸盐岩大油气田各种常见烃源岩的TOC范围和平均值可以看出，以碳酸盐岩和泥灰岩为主的烃源岩的TOC平均值明显低于其他岩性烃源岩，而碳酸盐烃源岩TOC具有最低值。由此似乎可以推断碳酸盐岩烃源岩下限标准应当低于其他岩性烃源岩。基于上述分析，形成大规模油气田的碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限定为1.0%。

图4-1-5 世界122个碳酸盐岩大油气田烃源岩有机碳含量频率分布图

（据Carbonate Fields Database（Carbonate International））

6.碳酸盐岩烃源岩各级下限标准

在充分消化国内外研究成果的基础上，通过模拟实验、科学计算和实例的归纳总结，制定了海相碳酸盐岩烃源岩的各级下限标准（表4-1-6）。

表4-1-6 碳酸盐岩烃源岩各级下限值划分标准

各类能源折算标准煤的参考系数

能源名称 平均低位发热量 折标准煤系数

原煤 20934千焦／公斤 0．7143公斤标煤／公斤

洗精煤 26377千焦／公斤 0．9000公斤标煤／公斤

其他洗煤 8374 千焦／公斤 0．2850公斤标煤／公斤

焦炭 28470千焦／公斤 0．9714公斤标煤／公斤

原油 41868千焦／公斤 1．4286公斤标煤／公斤

燃料油 41868千焦／公斤 1．4286公斤标煤／公斤

汽油 43124千焦／公斤 1．4714公斤标煤／公斤

煤油 43124千焦／公斤 1．4714公斤标煤／公斤

柴油 42705千焦／公斤 1．4571公斤标煤／公斤

液化石油气 47472千焦／公斤 1．7143公斤标煤／公斤

炼厂干气 46055千焦/ 公斤 1．5714公斤标煤／公斤

天然气 35588千焦/立方米 12．143吨/万立方米

焦炉煤气 16746千焦/立方米 5．714吨/万立方米

其他煤气 3．5701吨/万立方米

热力 0.03412吨／百万千焦

电力 3．27吨/万千瓦时