石油天然气地质与勘探岩石热解地球化学录井

石油天然气地质与勘探岩石热解地球化学录井简介岩石热解地化录井是70年代末发展起来的生油岩评价方法。法国石油研究院在继承前人研究成果的基础上研制出了岩石评价仪ROCK-EVAL,并提出了一套用此仪器的分析数据评价生油岩的图版和规范。目前世界各石油公司和科研机构已广泛应用此仪器来快速评价生油岩的成熟度、有机质类型和产油潜量，以此来指导下一步的勘探工作。我国最早于1978年开始引进岩石评价仪ROCK-EVAL以来，主要在各油田研究院使用。北京石油勘探开发研究院的邬立言等人利用该仪器，分析几十万块岩样，积累了大量资料，使岩石热解评价生油岩的方法得以发展和成熟。首次提出用人工模拟恢复成熟生油岩的原始有机质类型、原始产油潜量，计算生油量和初次运移量的方法，丰富了生油岩评价内容。该项研究已达到世界领先水平，并出版了《生油岩热解快速定量评价》专著（1986年）。简介我国为了把岩石热解方法推广到钻井现场，以便及时地密集分析随钻岩样、发现油气显示。河南油田勘探开发研究院和山东鲁南化工仪器厂共同设计研制了ＤＨ－９１０型地化录井仪，地化录井仪于１９８８年７月通过部级技术鉴定，同年８月首先在胜利油田的纯７－斜２７井，营更３０井对样机进行现场试验，获得成功。１９９０年－１９９２年胜利录井公司负责实施石油天然气总公司的地化录井新技术推广项目。１９９３年该推广项目顺利通过部级鉴定并获得油田新技术推广一等奖。简介北京石油勘探开发科学研究院的邬立言等人还研发了针对储集岩评价的“储油岩油气组分的定量分析方法”专利技术，获中国发明专利金奖，并出版了《油气储集岩热解快速定性定量评价》专著（2000年）。至此，岩石热解地化录井技术在我国的发展，从应用范围讲已经超过了起源地——法国的技术水平。由大庆油田勘探开发研究院和辽宁海城市石油化工仪器厂共同开发YQ系列油气显示评价仪除具备法国及国内同类仪器的一般分析功能外，还针对储集层评价需要，开发研制了和中国发明专利金奖的储油岩油气组分的定量分析方法（五峰分析），将分析过程细化得到5个温度段的烃类含量值。因此可以说，我国的岩石热解地化录井技术目前已经处于国际领先地位。目录一、录井仪器结构及分析原理二、储层含油气评价三、烃源岩评价一、录井仪器及结构分析原理仪器组成分析原理分析参数及意义气路系统热解装置氢焰离子化检测器（FID）微电流放大器数据处理系统温度程序控制系统仪器组成框图现场可快速进行随钻生油岩、储油岩定量评价。数据处理系统原理自动化程度高、操作简便岩样用量少分析速度快特点：用途：取分析样品（生油岩和储油岩），置入特制裂解炉中对样品进行程序升温，使岩石样品中的烃类和干酪根（生油母质）在不同温度范围内挥发和裂解，通过载气的吹洗使其与岩石样品实现物理分离，由载气携带直接进入氢焰离子化检测器（FID）进行定量检测，检测结果经气电转换将烃类浓度的变化转变成相应的电信号的变化，经放大进入计算机进行运算处理，得到烃类各组分含量S0、S1、S2、S4和裂解烃峰顶温度Tmax。一个分析大致需要12－13min。一、分析原理仪器的分析流程数据处理方法面积积分定量法根据分析样品的出峰面积大小确定物质的含量，而出峰的面积采用定基线、定时间窗口的方法进行积分，在相同操作条件下，用已知参数的标准物质响应值标定未知参数分析样品的含烃量，即外标法。空白分析—校正基线；标样分析—建立样品烃类含量的标定标准；样品分析—分析样品中的烃类含量。储集层岩石热解录井分析参数的含义（三）录井参数及意义S0—小于等于90℃时检测到的单位质量储层岩石中烃类含量,mg/g;气体峰S1—90—300℃时检测到的单位质量储层岩石中烃类含量,mg/g;S2—300—600℃时检测到的单位质量储层岩石中烃类含量,mg/g;S11—90—200℃时检测到的单位质量储层岩石中烃类含量,mg/g;汽油峰储集层岩石热解录井分析参数的含义（三）录井参数及意义S21—200—350℃时检测到的单位质量储层岩石中烃类含量,mg/g;煤油、柴油峰S22—350—450℃时检测到的单位质量储层岩石中烃类含量,mg/g;蜡、重油峰S23—450—600℃时检测到的单位质量储层岩石中烃类含量,mg/g;胶质、沥青质峰S4—恒温600℃经6分钟氧化检测到的单位质量储层岩石中热解后残余有机碳含量,%；Tmax—热解S2峰的最高点相对应的温度，℃。储集层岩石热解录井计算参数及含义（三）录井参数及意义Pg—含油气总量,mg/gGPI—气产率指数“三峰”地化录井仪：即Pg＝S0+S1+S2，“五峰”而言：St＝S0+S11+S21+S22+S23。储集层岩石热解录井计算参数及含义（三）录井参数及意义PS—原油轻重组分指数P1—凝析原油指数储集层岩石热解录井计算参数及含义（三）录井参数及意义P2—轻质原油指数P3—中质原油指数储集层岩石热解录井计算参数及含义（三）录井参数及意义OPI—油产率指数TPI—油气总产率指数储集层岩石热解录井计算参数及含义（三）录井参数及意义P4—重质原油指数烃源岩岩石热解录井分析参数的含义（三）录井参数及意义S0—小于等于90℃时,单位质量岩石中有机质热解烃类含量,mg/g;S1—90～300℃时,单位质量岩石中有机质热解烃类含量,mg/g;S2—300～600℃时,单位质量岩石中有机质热解烃类含量,mg/g;S4—恒温600℃经6分钟氧化，检测到的单位质量岩石热解后残余有机质碳含量,%;Tmax—热解S2峰的最高点相对的温度，℃烃源岩热解地化计算参数的含义（三）录井参数及意义Pg—示生油岩中潜在的生油气量,mg/gTOC­—单位质量岩石中有机碳占岩石质量的百分数，%烃源岩热解地化计算参数的含义（三）录井参数及意义PC—能生成油气的有机碳，%HI—氢指数，单位总有机碳热解所产生的热解烃量，mg烃/gTOC式中0.083为转换常数烃源岩热解地化计算参数的含义（三）录井参数及意义HC—烃指数，mg烃/gTOCD—降解潜率，有效碳占总有机碳的百分比，%二、储层评价岩石热解地球化学录井储层评价原理岩石热解地球化学录井参数的校正油气水层评价储层中原油性质判别方法储层储量预测储层产能估算识别真假油气显示（一）评价原理岩石中含有的油气经高温热、裂解，在不同温度区间产生低分子烃类物质，被岩石热解地球化学录井仪器接收、检测、得到原油轻、重组份含量和裂解烃峰顶温度。仪器检测到的岩石中轻、重组份含量经校正、恢复后，可得到地下始状态下岩石的含油量。结合储层的物性参数、有效厚度以及原油有关参数，能够计算出储层的含油饱和度，进而应用多参数储层评价模型判断储层含油特征，评价储层的原始含油级别以及储层储量和产能的预测，并应用原油轻、重（组分）比参数定性评价储层中的原油性质。（二）分析参数的校正地面地下地下原始状态下的储层流体中溶解有大量的气体地下储层的压力、温度岩石样品破碎至上返到地面有一定量的烃类损失（二）分析参数的校正岩心样品烃类损失校正钻井液对岩心的冲刷使烃类含量减少岩心从井底被提升至地面的过程中，溶解在原油中的气体随着压力的不断降低而逸出，并排驱部分原油岩心中的原油体积发生收缩岩心样品的烃类损失校正系数式中k—岩心样品中的烃类损失校正系数C—岩心样品中的烃类损失校正常数Bo—原油的体积系数。（二）分析参数的校正岩屑样品烃类损失校正岩屑返出后的清洗岩屑孔隙结构被不同程度破坏钻井液的冲刷钻井液侵入岩屑样品的烃类损失校正系数式中k1—岩屑样品中的烃类损失校正系数C1—岩屑样品中的烃类损失校正常数（二）分析参数的校正井壁取心样品烃类损失校正井壁受钻井液浸泡时间的影响钻井液冲洗带和钻井液侵入带的影响原油中溶解气的逸失、原油体积变化井壁取心样品的烃类损失校正系数式中k2—井壁取心样品的烃类损失校正系数C2—井壁取心样品中的烃类损失校正常数评价原理及分析方法在烃类无损失的前提下，地化录井所分析的不同温度区间的烃类之和Pg基本上可代表储层中的烃类含量，以此为前提结合原油性质可对储层进行含油气丰度的判断。判断参数原油性质高中低Pg轻－中质油〉61-6<1重、稠油〉4015-405-15谱图形态轻－中质油汽油峰或煤油柴油峰高而宽，其它峰平而缓介于两者之间各峰峰形平而缓重、稠油蜡重油峰高而宽，其它峰平而缓3111.00-3155.60m地化分析样品41块，判断原油性质为中质油，计算Pg＝3.34－4.88mg/g，依据原油性质结合Pg分析含油气丰度中等；谱图形态：汽油峰和煤油、柴油峰明显凸起，蜡、重油峰相对较低和几乎为基值的胶质沥青质峰，结合其他物性资料解释油层。后对井段3111.80-3200.00m试油：8mm油嘴日产油165吨，气3031方，不含水。密度：0.8848g/cm3，粘度22.70mp.s。应用效果1958.50-1985.30m分析样品91块，计算地化轻重指数比：1.1，判断原油性质接近重稠油；计算Pg＝3.94mg/g,根据原油性质结合上述图版判断含油气丰度较低；其主要峰形特征为可溶烃峰（S1）值和热解烃峰（S2）值较低，S2的峰形低扩，说明重质的成分C33以后均匀分布，分析为残余油，后对1958.09－2006.69m试油：12mm油嘴，油花，水104方，为含油水层，原油密度：0.9514g/cm3。应用效果(四)储层中原油性质的判别原油的成份极其复杂，为饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质等的混合物一般胶质和沥青质含量越高，油质越重；反之则油质越轻原油性质不同表现在热解参数上的差异即S0、S1、S2（S0、S11、S21、S22、S23）之间相对含量的不同利用地化轻重比指数结合谱图形态判断原油密度）原油性质五峰谱图形态S1+S21/S22+S23凝析油5～10轻质油3～5中质油1～3重、稠油<1应用效果——利用图版判别原油性质表中列出的井的原油密度与试油密度分析值吻合率较高，误差范围小于10%应用效果——利用图版判别原油性质车571井3949.6m储层原油分析谱图通过对3947.70-3950.00m的18块岩心样品所分析的热解参数换算S1+S21/S22+S23=1.68-1.74，谱图形态为汽油峰、煤油柴油峰峰形高而大，蜡、重油峰、胶质沥青质峰峰形为扁平状，分析原油性质为轻质油；经试油证实，本段密度：0.8280，粘度3.2，为轻质油层。应用效果车571井3949.6m储层原油分析谱图对1643.00～1653.20m的灰色富含稠油灰岩的评价参数计算轻重指数比：0.83；谱图形态：汽油峰低，蜡重油峰高，煤油柴油峰偏向蜡重油峰，判别原油性质为重、稠油。对1645.77-1650m试油：日产油0.32吨，水32.20方。原油密度：0.985g/cm3，为重质油特征。应用效果资料应用________________原油性质的判别适用条件岩心样品：岩心样品一般烃类损失较少。稠油样品：稠油样品由于粘度较大，录井过程中烃类损失较少。地化录井参数对原油性质的分析是基于样品烃类损失较少的前提下进行的：(五)储层储量预测利用容积法计算石油地质储量的公式(六)储层产能估算地球化学录井通过热解分析岩石样品，可以得到16个地化参数，具有信息量丰富、获取资料直接可靠、可定量评价储集层及流体性质的优势，如储集层孔隙度、含油级别、含油饱和度、原油的性质等，这些因素均直接影响到油层的产能，因而利用地球化学录井分析参数估算油层产能是完全可能的。(六)储层产能估算影响油气产能的因素（1）油层的物理基础，即油层厚度和含油气饱和度（2）能量的供给，主要指地层压力、液体流动压差（它们与油层的赋存状态有关，但同时也受人为选择试油压差的影响）（3）能量的消耗和原油的流动性，如原油的粘度、油层的渗透率等。1、产能估算的基本原理计算储层产能公式是由达西定律推导而来，具有可靠的理论依据，对于单相流体如纯油层，由达西定律可得出油层的产能公式如下：1、产能估算的基本原理从岩石热解资料可得到储集层含油气量St和原油性质系数PS,与达西定律的关系：2、产能估算方法①地质类比法位于同一构造带上的油气层，其原油性质、储集层物性和油层赋存状态有相似的特征，相近深度的油层具有统一的油水界面，其产能影响因素相近，相近深度油层地层压力与流体压力的压差相近，据此，可将产能公式（2）简化为：2、产能估算方法步骤地质类比法2、产能估算方法实例如××井与模型库第j井位于同一构造带，且距离最近，则选取第j个模型（基参数分别是qj、Stj、Hj、Psj），计算对应层位或深度的储层的综合产能系数Rj。地质类比法2、产能估算方法②统计分析法地质类比法未考虑地层压力对产能的影响。若考虑地层压力的影响，即使同一地区，不同探井的油气层，其综合产能指数r不同。大量的资料统计对比表明，同一地区探井的油气层，其综合产能指数r在一较小范围内波动，数值相近；不同地区探井的油气层，其综合产能指数r相差较大，无法类比。本文对胜利油田试油资料较丰富的地区进行统计,计算出部分地区的综合产油指数(见表5)。2、产能估算方法通过上表可查得相应地区的综合产能指数r，代入产能公式(2)，即可求得该井产能(见表6)。统计分析法2、产能估算方法统计分析法2、产能估算方法③经验公式法储层产量估算公式由达西定律近似导出。----------胜利油田----------河南油田产能，t地化因子（pg×Φ×Κ×H)三、流体产能评价地化因子小于300时，产能小于5t。解释层地化KPg—测井孔隙度交汇图对9口井114层的地化、定量荧光解释数据进行了统计，根据地化KPg—孔隙度图板可知干层多分布于Φ<7%；KPg<8mg/g的范围内,油层、油水同层的Φ≥7%；KPg≥8mg/g。该图版干层孔隙度的下限值与前面试油统计资料获得的孔隙度下限7%一致，反映了所确定的物性下限的可靠性。从图中可以看出，当Φ<7%、KPg<8mg/g时多为荧光、油迹显示级别,当Φ≥7%、KPg≥8mg/g时多为油斑、油浸显示级别，也就是说储层物性的好坏控制了含油级别.显示级别地化KPg—测井孔隙度交汇图根据地化KPg—含油饱和度图版可知干层下限含油饱和度小于30%；KPg小于8,油层、油水同层含油饱和度范围在10%～40%之间，热解总烃含量８～20mg/g之间，油干层界限的划分以热解总烃含量为主。地化KPg—地化含油饱和度交汇图（七）识别真假油气显示混磺化沥青时的热解谱图（七）识别真假油气显示②热解分析基本参数判断法钻井液中混入成品油或磺化沥青时，由于这类物质馏分比较固定，热解时只引起对应参数的参数发生异常。混柴油时的热解谱图③热解分析派生参数判断法（i）利用S1/S2与Tmax值进行判别由于原油性质不同，S1/S2和Tmax值均有明显的区别。凝析油S1/S2值高，而Tmax低，轻质油和中质油S1/S2较高，而Tmax为中等值；重质油和稠油S1/S2低，而Tmax较高。下表列出了不同原油性质原油轻重比参数S1/S2和Tmax值范围。③热解分析派生参数判断法（ii）利用P1、P2、P3、P4参数判别对柴油、机油、黄油、丝扣油进行热解分析，从分析结果看出，柴油热解峰主要以S1及S21峰为主，机油热解以S21和S22峰为主，而黄油及丝扣油热解以S22及S23峰为主。成品油热解分析结果与原油分析结果有很大差异，根据这一特性可以利用表8标准进行判别。③热解分析派生参数判断法判别标准根据热解分析基本参数S0+S11+S21/St值和（S22+S23）/St值，在油类污染判别图版上，根据两个比值交汇于不同区间，便可查出为何种油品污染（图8）。④利用图版法判别油类污染判别图版（1）在夏斜506井中的应用夏斜506井共分析45颗井壁取心样品。从热解分析结果看，可以判断样品中混入了成品油（系柴油～煤油之类污染物）：从下面原始谱图中可以比较直观看出，热解参数仅S21较大，谱图基本上呈现单峰形态，其余分析参数较小，基本上无异常显示，据此可以判断这些井壁取心样品全受到不同程度的成品油污染，污染程度与样品的岩石物性好坏有关，有的污染较为严重，有的污染较轻，据此可以判别真假显示。2、应用实例夏斜506井井壁取心样品分析图谱夏斜506井井壁取心样品分析图谱（2）在永8—平1井的应用永8—平1的构造位置位于济阳坳陷东营凹陷坨—胜—永断裂带永8—斜5断块，该井为一口水平井，钻探目的是高效开发永8—斜5断块沙二段油层，水平位移258.12m。在钻井过程中，先后两次混入原油，第一次混油井段为1641～1715m,混油比例6%；第二次混油井段为1715～2291m，混油比例12%。地球化学录井井段1551～2270m,储集层岩性全为含砾砂岩，分析结果见表9。2、应用实例实例实例实例（3）在桩斜314的井应用本井是一口大斜度、大位移的定向评价井。为了保证钻井工程的顺利进行，减少工程事故，采用了混原油钻井液。该井混原油比例为10%。深度1624m的岩石样品，未清洗时热解分析值2.84mg/g，清洗后热解分析值0.68mg/g；深度为1849m的岩石样品，未清洗时，热解分析值为2.78mg/g，清洗之后热解分析值为0.39mg/g，由此可以判断为假油气显示，推算出该段污染基值为2.73mg/g。判断结果见表10。2、应用实例地化录井资料存在的问题地化录井检测的钻穿储层后残留在岩屑或岩心上的“油信息”。由于物性较好的轻质油类极易散发和岩屑录井取样条件的影响，地化录井技术能够检测到的烃类往往含量较低，不利于解释评价。4668－4703m，测井解释为III类层；岩屑录井均为油斑白云岩；地化录井因受取样条件的影响没有发现油气显示。但气测全烃升幅，0.14％↑2.42％，对比系数均为28，组份齐全，显示出较高的含油气丰度和较好的油气可动性；定量荧光强度最高近210，评价含油气丰度高。对于地化录井录井而言，仅对稠油层或钻井取心储层的原油性质和含油气丰度的评价，具有较好的表征优势。油气显示特征之地化录井：分析值受样品类型影响大井号井段试油结论数据类型Pg轻重比指数S1S21S22低值高值平均值低值高值平均值低值高值平均值低值高值平均值低值高值平均值车664301.03-4462.64油层心、屑0.2130.353.250.482.021.0301.470.210.158.961.360.047.360.98岩心0.2130.357.620.482.020.9601.470.50.18.962.640.047.361.89岩屑0.231.570.630.511.971.0700.030.010.130.680.290.070.50.21车6604231-4253油层心、屑0.575.632.590.393.041.550.010.370.170.212.681.380.171.310.58岩心2.815.633.821.083.041.970.170.370.271.682.682.10.461.310.81岩屑0.571.060.740.391.710.920.010.040.020.20.50.310.140.330.234184-4205.4酸化后油层心、屑0.027.671.730.273.451.0101.250.180.053.880.830.031.350.394299.45-4765中途测试低产油层心、屑0.050.890.410.172.270.5300.020.010.010.250.10.010.390.13岩心0.050.640.290.172.270.6400.020.010.020.150.060.010.130.06岩屑0.080.890.590.180.550.3700.010.010.010.250.170.020.390.24车6613333.59-3407.56中途测试低产油层岩屑0.8924.437.190.342.080.80.042.680.720.1913.83.690.456.22.08车6623755.6-3759.6压裂后低产油层心、屑3.1715.486.111.793.232.250.411.540.731.5410.33.60.752.891.33岩心5.4115.488.891.793.232.540.411.540.873.0810.35.611.242.891.85岩屑3.173.493.331.832.081.950.590.610.61.541.651.590.750.880.823877-3896.3干层岩屑0.362.591.290.11.040.430.020.060.040.130.240.190.11.90.68车6634063.5-4119.7压裂后低产油层岩屑0.451.250.690.041.310.530000.020.560.210.230.530.37车6644279.5-4313干层岩屑0.442.891.090.933.962.210.040.290.10.251.450.580.060.630.22车734527.3-4555.1酸化后低产油层岩屑0.310.670.530.260.50.380.010.050.020.050.180.120.130.290.22三、烃源岩评价烃源岩的评价原理烃源岩热解参数的恢复与校正烃源岩的类型、丰度、成熟度评价烃源岩生油量和排烃量的计算评价内容烃源岩生成油气的数量和质量，主要取决于烃源岩的有机质类型、有机质丰度和成熟度。岩石热解地球化学录井对烃源岩的全面评价就是围绕着烃源岩的成熟度、有机质丰度和有机质类型三方面进行的。烃源岩的热演化程度随烃源岩的埋藏深度和地温梯度的增加而增高。在热演化作用下，不同类型烃源岩中的生油母质—干酪根生成了不同数量和质量的烃类。干酪根生油气是按照化学动力学规律进行的，油气转化率取决于温度和时间。从自然界中沉积盆地的生油门限温度来看，烃源岩的年龄越老其生油门限温度越低，而烃源岩的年龄越轻其生油门限温度越高。1、烃源岩的评价原理烃源岩地化分析表明，以井深4460m左右为界，其上有机质成熟度评价为成熟，其下评价为过成熟，表明井深4460m左右存在一热演化差异界面。车66井地化烃源岩分析指标资料应用___________用地化参数进行烃源岩评价、为多口井地层划分提供参考井深岩性Tmax℃成熟度油气转化系数4300泥岩446成熟38.594318泥岩447成熟43.94340泥岩441成熟04380泥岩446成熟04358泥岩441成熟04400泥岩453成熟58.294420泥岩454成熟60.934450泥岩422成熟04460泥岩437成熟04464泥岩454过成熟59.244475泥岩454过成熟56.754482泥岩454过成熟56.894496泥岩456过成熟61.074506泥岩455过成熟60.624531泥岩456过成熟56.794552泥岩454过成熟59.80车660井随钻分析烃源岩地化指标:①4326m以上Tmax值不均匀，小于450℃居多，而自4332m则大于454℃占多数；②沙四段烃源岩总烃含量S1、S2及Pg变小。岩石热解参数在地层划分中的应用车662井、车663井依据该依据，随钻分析沙三－沙四段地层分界线分别在4258m、3800m、4222m左右，完井结合测井曲线及邻井地层对比分析，该段地层界线分别在4244.6m、3806m、4221m。岩石热解地球化学录井评价烃源岩的原理是建立在干酪根热降解生油气的基础上，即在实验室中热模拟自然界生油气的全过程。烃源岩中的干酪根随上覆沉积物的增加，温度逐渐上升，在漫长的地质历史时期内生成油气，这一过程今天已无法再现。由于温度和时间这两个有机质热演化的决定因素可以相互转换，在实验室中用提高生油岩温度的方法来补偿时间因素的作用，模拟干酪根生油气过程。1、烃源岩的评价原理即用高于实际生油气所需要的温度加热烃源岩，促使其在自然界条件下需要几百万年至上亿年的油气生成过程在短暂的时间内完成。把温度和时间两个有机质热演化的决定因素转化成一个温度因素。1、烃源岩的评价原理2、烃源岩热解参数的恢复与校正岩石热解地球化学录井是根据高温热解定量检测出的生油岩产生的油气量的多少定量评价烃源岩。进入生油门限后，烃源岩即趋于成熟并开始生成油气，随着埋深的增加，地温升高，烃源岩的成熟度越来越高，生成的油气也越来越多，而剩余的产油潜量和残余有效碳含量越来越少。因此，对于成熟烃源岩，尤其是高成熟烃源岩热解分析只能得到比原始产油潜量少得多的残余产油潜量，要客观地评价成熟烃源岩，必须恢复其原始产油潜量。（1）成熟烃源岩原始产油潜量的恢复（1）其它参数的恢复和计算（1）其它参数的恢复和计算3、烃源岩的类型、丰度、成熟度评价烃源岩的类型可以通过计算降解潜率D、氢指数HI来评价。烃源岩有机质类型划分表有机质类型D％HImg/gStmg/g腐泥型Ⅰ＞70＞700＞20腐植腐泥型Ⅱ170～30700～35020～6腐泥腐植型Ⅱ230～10350～1506～2腐植型Ⅲ＜10＜150＜23、烃源岩的类型、丰度、成熟度评价烃源岩有机质丰度分级评价表烃源岩有机质成熟度判别表烃源岩级别Stmg/gTOC%PC％好烃源岩＞6＞1.0＞0.5较好烃源岩6～21.0～0.60.5～0.17差烃源岩2～0.50.6～0.40.17～0.04非烃源岩＜0.5＜0.4＜0.04烃源岩有机质成熟度判别指标演化阶段未成熟低成熟成熟高成熟过成熟Tmax℃＜435435～440440～450450～580＞5804、烃源岩生油量的计算4、烃源岩排烃量的计算上述生油量和排烃量的计算是对某层而言，某井的总生油量和排烃量为各层生油量和排烃量之和。