生烃潜力

摘要： 上古生界含油气系统是渤海湾盆地重要的勘探领域,迄今为止发现了多个与石炭—二叠系煤系烃源岩相关的原生油气藏,展示了该领域良好的勘探前景。由于东部渤海湾盆地及南华北地区古生界遭受了强烈的造山运动改造,油气成藏条件异常复杂,该领域持续增储上产面临与生烃成藏、资源潜力相关的一系列关键地质问题与技术难题。立足渤海湾盆地北部,以煤系烃源岩精细地质评价、多层系油气充注成藏过程及残留盆地原生油气藏勘探评价技术研发为重点,重新认识渤海湾盆地北部上古生界油气藏地质特征,评价勘探潜力。研究表明,石炭—二叠系煤系烃源岩既生气又生油,尤其是太原组更利于煤中富氢组分形成和保存;生烃动力学模拟实验证实太原组煤系烃源岩更早进入生油门限和生气门限,具有更好的生油和生气潜力;生烃范围比原有认识扩大,黄骅坳陷大港探区石炭—二叠系总生气量达56.17万亿m^(3),生油总量20.63亿t,提升了潜山内幕油气藏勘探潜力。基于油气藏解剖与油气充注物理模拟实验相结合的方法,构建了潜山多元内幕油气差异富集模式,提出靠近输导通道附近的优势厚层储集体、断层转折部位、低角度逆冲断裂输导体是潜山内幕油气藏优势运聚区,有效支撑油气勘探部署。

摘要： 基于二连盆地伊和乌苏凹陷某探井全井段泥岩样品的热解分析资料和4个岩心样品的系统地球化学测试分析资料,对烃源岩的地球化学特征进行研究,对伊和乌苏凹陷烃源岩生烃潜力进行分析。结果表明研究区烃源岩主要发育于下白垩统巴彦花群,存在3套潜在烃源岩,即赛汉塔拉组(K_(1)bs)泥岩、腾格尔组二段(K_(1)bt^(2))泥岩和腾格尔组一段(K_(1)bt^(1))泥岩;K_(1)bs泥岩TOC平均为0.39%,烃源岩为差—中等、Ⅲ型、未成熟烃源岩;K_(1)bt^(2)泥岩TOC平均为0.64%,最高热解峰温(T_(max))平均为430°C,主要为中等有机质丰度、Ⅱ_(2)—Ⅲ型、未成熟—低成熟烃源岩;K_(1)bt^(1)泥岩TOC平均为0.53%,T_(max)平均为432°C,为中等有机质丰度、Ⅱ_(2)—Ⅲ型、低成熟烃源岩,但该段底部的烃源岩达到成熟热演化阶段;烃源岩在生源输入方面均具以高等植物为主,形成于还原性、微咸水沉积古环境;研究区有效烃源岩的TOC下限为0.85%,凹陷的生油门限深度为1500 m,预测在南北2个次凹的深凹带均有面积较广、厚度较大的K_(1)bt^(2)和K_(1)bt^(1)有效生烃烃源岩分布;从烃源岩生烃潜力和油气成藏物质基础来看,伊和乌苏凹陷北次凹的油源条件明显好于南次凹。

摘要： 鄂尔多斯盆地伊陕斜坡发现多个长9烃源岩邻近的下组合含油有利区,为推进该区下组合石油勘探,亟需深化长9烃源岩特征及生烃潜力研究。利用测井、录井和岩心资料,分析研究区长9烃源岩分布特征。应用岩石热解、总有机碳、干酪根显微组分分析及饱和烃色谱-质谱生物标志化合物分析等方法,研究长9烃源岩地球化学特征与生烃潜力。结果表明,长9_(1)烃源岩在吴起、靖边、志丹、安塞等地区均有分布,厚度最大超20 m。长9_(2)烃源岩主要发育在甘泉—洛川地区,厚度最大超12 m。长9烃源岩有机质丰度较高,有机质来源于低等水生生物和陆源高等植物。有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ_(1)型为主,处于成熟阶段,烃源岩生烃转化率高、生烃能力较强的区域主要为志丹—安塞地区。长9烃源岩多数为较好—好烃源岩,少数为优质烃源岩,具备较强的生烃能力和排烃能力,为伊陕斜坡延长组下组合石油聚集成藏提供了物质基础。

摘要： 古气候波动会影响古沉积环境,从而造成沉积物组分的变化,并最终导致沉积岩生烃潜力的变化。陆相断陷湖盆是我国陆相含油气盆地的重要类型,近年来还成为重要的致密油藏勘探区,但关于气候波动对地层生烃潜力影响方面的研究还较为匮乏。东濮凹陷是在中-古生界基底上发育起来的一个新生代断陷咸化湖盆,在构造稳定期其沉积记录主要受短期气候波动影响。本文以东濮凹陷古近系文古4井为例,综合运用矿物学、微体古生物学和有机地球化学方法来揭示古气候波动与生烃潜力之间的成因联系。结果显示,古近系沙河街组(沙三上8~10段)形成于整体较为干热的气候背景中,期间发生多次短周期的相对干旱-潮湿波动,古气候波动不仅体现在孢粉化石和岩石的矿物组成上,而且影响了有机碳的含量,使其随着气候的相对干旱-潮湿波动发生减少-增加的变化。本次研究结果提示构造稳定期内短周期的气候波动是影响陆相断陷湖盆生烃潜力的重要因素,相对潮湿的气候更有利于有机质的富集。

摘要： 羌塘盆地上三叠统黑色泥岩是重要的烃源岩之一,其品质及生烃潜力存在明显差异。以羌塘盆地东部冬曲剖面巴贡组浊积岩中黑色泥岩为研究对象,分析有机地球化学和元素地球化学特征,研究黑色泥岩生烃潜力及形成环境。结果表明:研究区冬曲剖面巴贡组黑色泥岩为差—中等烃源岩。有机质来源于低等浮游生物和高等植物的混合,为Ⅱ_(2)-Ⅲ型干酪根。黑色泥岩有机质经历成熟—高成熟演化,形成于半咸水—咸水环境,具有氧化的水体条件,不利于有机质保存。巴贡组黑色泥岩生烃潜力较差,明显差于邻区雀莫错、鄂尔托陇巴剖面和QZ-7井巴贡组泥岩的,以生气为主。研究区西北缘半岛湖—多格错仁地区具有很好的生烃潜力,是未来油气勘探的有利目标区。

摘要： 二连盆地已发现56个凹陷和21个凸起,每个凹陷按腾一段地层沉积中心的分割性可划分为2~3个洼槽。为开展洼槽地质分类及其与生烃潜力的相关性研究,通过对10个含油凹陷23个洼槽的地质和地球化学资料统计分析,发现各洼槽的古生界基底顶面(T_(g))最大埋深、洼槽面积、阿尔善组及腾一段沉积期间的古水体盐度分别对阿尔善组和腾一段两套烃源岩的最大总厚度及成熟度、面积、有机质丰度及类型存在控制作用。据此提出按照基底埋深、深洼带面积和阿尔善组及腾一段的古水体盐度特征将洼槽划分为高熟型、成熟型和低熟型3大类14小类。结合洼槽生烃潜力评价,认为富生烃洼槽总体属于高熟大中型洼槽和成熟大中型咸水洼槽,咸水洼槽具有更优越的源储条件,更有利于致密油勘探。由于高熟咸水洼槽在马尼特坳陷和乌兰察布坳陷更发育,在勘探选区上应优先考虑这两个坳陷内的洼槽。

摘要： 木里地区的侏罗纪烃源岩出露面积大,厚度也大,具有很高的研究价值。以木里矿区下—中侏罗统窑街组为研究对象,开展烃源岩发育特征和生烃潜力分析。研究发现:(1)木里地区侏罗系烃源岩主要发育在窑街组泥岩和页岩中,在木里地区窑街组主要位于聚乎更和弧山一带。下部为河湖相夹泥炭沼泽相,岩性为灰白—灰色粗粒砂岩、粉砂岩与厚煤层互层夹泥岩、炭质页岩及煤线。(2)通过实验室内分析数据显示研究区侏罗系可作为烃源岩的泥岩及页岩中有机碳含量大于0.4;干酪根类型为Ⅰ型和Ⅱ_(1)型;热演化温度显示,侏罗系烃源岩基本处于低成熟时期。研究结果表明,研究区侏罗系中可作为烃源岩的泥岩、页岩具有一定的生烃潜力,对后期的天然气水合物研究和开发有一定指导作用。

摘要： 松辽盆地青山口组一段发育厚层富有机质页岩,是松辽盆地页岩油勘探开发的重要目标层段。综合岩心与薄片观察、岩石学矿物学以及有机地球化学等手段,系统地研究了目标区页岩岩相特征及其生烃潜力与沉积环境的差异。结果表明,研究区共发育4种主要岩相类型,分别为粉砂质泥岩岩相、纹层状泥岩岩相、块状泥岩岩相和黑色页岩岩相。粉砂质泥岩岩相主要形成于浅湖-滨浅湖等浅水区,水体较浅,水动力强,不利于有机质的保存,因而有机质丰度较低;纹层状泥岩岩相主要形成于滨浅湖-半深湖过渡区间,纹层状构造发育,含较多碎屑矿物,有机质来源以水生浮游生物和陆源高等植物混合为特征,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ_(1)型为主,生烃潜力较强;块状泥岩岩相主要形成于水体进一步加深的深湖-半深湖环境中,整体呈现厚层块状构造,岩石颗粒致密,有机质来源、类型及生烃潜力与纹层状泥岩相似;黑色页岩岩相主要形成于相对缺氧的深湖-半深湖环境中,黏土矿物含量高,有机质来源以湖泊低等水生生物为主,有机质丰度高(TOC为2.41%~7.34%,平均值为5.03%),有机质类型以Ⅰ型为主,生烃潜力强,具有极高的页岩油气资源潜力。

摘要： 为了研究淮北地区含煤岩系生烃潜力,厘清其烃源岩生气条件,采用有机地球化学分析方法,在研究区采送炭质泥岩、煤和灰岩等样品共126件进行化验测试,分析其有机质丰度、类型及成熟度等特征。结果表明:1)太原组一般厚度为140 m,煤层厚度为2~4 m,暗色泥岩厚度约为60 m;山西组一般厚度为100 m,暗色泥岩占总厚度的1/3;下石盒子组一般厚度为98 m,暗色泥岩和煤层约占总厚度的1/3,均主要分布于蒋河向斜、闸河向斜及南坪向斜等区域;2)煤和暗色泥岩有机碳含量分别为69.16%和3.97%,煤和暗色泥岩是主要的生气母岩;3)干酪根元素分析的H/C值基本小于1,碳同位素δ^(13)C值为-22.80‰~-24.74‰,岩石热解分析的氢指数小于50 mg/g,族组分分析的饱/芳值一般小于1,饱和烃气相色谱的主峰碳多在C_(25),含煤岩系有机质类型较好,主要为Ⅲ型;4)淮北地区镜煤反射率大多在1.1以上,热解峰值温度为488~550°C,有机质已进入成熟阶段;5)综合盖层及储气构造,淮北地区童亭背斜和宿南背斜区域是生烃潜力有利区。

摘要： 对鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界本溪组和山西组的煤系泥岩、炭质泥岩及煤岩样品进行了有机碳含量测定、岩石热解分析、干酪根显微组分鉴定及镜质体反射率等多项有机地球化学测试,并评价了其生烃潜力。研究结果表明:(1)甘泉地区上古生界发育多套烃源岩,岩性主要为煤和暗色泥岩。(2)山西组有机质丰度高,是较好的烃源岩,本溪组有机质丰度则相对较低,品质相对较差;本溪组烃源岩以腐殖型Ⅲ类为主,山西组烃源岩则多为腐殖型Ⅲ类,其次为腐泥-腐殖型Ⅱ2类。(3)本溪组和山西组烃源岩成熟度整体处于高成熟—过成熟阶段。(4)上古生界烃源岩在甘泉地区广泛分布,本溪组烃源岩累计厚度为10~20 m,山西组烃源岩累计厚度为50~80 m,整体均为较优质烃源岩,具有较高的生烃潜力。

摘要： 2014年,在大兴安岭中南部地区发现贺斯格乌拉、哈拉盖图等5个具备良好油气前景的中新生界凹陷,其中,贺斯格乌拉凹陷地层发育较全,周缘已证实存在侏罗系、白垩系和上古生界等烃源岩层系,油气前景相对更好.通过采集贺斯格乌拉盆地贺地１井、贺地2井的钻井岩心等烃源岩样品,从有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等方面评价了贺斯格乌拉盆地白垩系烃源岩生烃潜力,贺地1井与贺地2井生烃潜量(S1+S2）都很高,贺地1井生烃潜量分布在1.34mg/g～243.62mg/g,平均值为35.64mg/g,贺地2井生烃潜量分布在0.07mg/g～140.16mg/g,平均值为27.85mg/g,贺地1井的生烃潜量要好于贺地2井.贺地1井与贺地2井烃源岩TOC与S1+S2之间存在明显的正相关关系,以Ⅱ1型有机质为主.

摘要： 拐参1井位于银额盆地拐子湖凹陷中洼西部斜坡带上,是中原油田在该探区部署的第一口参数井,全井自上而下揭示了新生界、白垩系上统乌兰苏海组、下统银根组、苏红图组二段、苏红图组一段、巴音戈壁组二段、巴音戈壁组一段和部分前中生界地层,其中烃源岩主要发育在苏红图组二段、巴音戈壁组一段和二段,岩性主要为深灰色泥岩、深灰色灰质泥岩、灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、黑色页岩、黑色泥岩,苏二段暗色泥岩累计厚度120m,巴二段132.8m,巴一段173.3m.拐参1井完钻后对巴二段底部进行压裂试油,2mm油嘴放喷,日产油21.74m3、天然气2369m3.拐参1井的钻探成功揭开了银额盆地油气勘探的新篇章,对银额盆地地质研究有着深远的意义,针对拐参1井烃源岩进行深入的地球化学特征研究,对烃源岩生烃潜力进行详细解剖,已成为银额盆地烃源岩研究亟待解决的一项工作.

摘要： 本文通过分析该盆地中东部奥陶系大量钻井的岩心和岩屑样品,同时利用测井资料进行岩性分析与解释,揭示了奥陶系盐下海相烃源岩发育特征、生烃潜力、盐下天然气来源.研究结果表明:①奥陶系马五6-10地层在研究区均有分布,其中马五6段厚度变化最明显,在研究区中部厚度最大,向周围减薄;其它层段厚度变化相对较小.②鄂尔多斯盆地马家沟组岩性以白云岩为主,包括泥质白云岩、灰质白云岩、含膏白云岩,其次为灰岩、膏岩、泥岩.

摘要： 本次研究以泌阳凹陷核桃园组为例，在大量观察基础上，根据颜色、结构和显微特征将研究区50块页岩划分为黑色纹层状页岩(A类)和灰色页岩(B类，包括灰色页岩、暗色泥岩及少量粉砂质泥岩)两大类，并进行了系统的地球化学测试分析，包括TOC、热解、显微组分、GC和GC-MS分析等，探讨了不同类型页岩的生烃潜力、有机质来源、保存条件及含油性特征，以期揭示湖相页岩油富集机制。

摘要： 玛湖凹陷为准噶尔盆地西北缘—富烃凹陷,其中风城组烃源岩为玛湖凹陷的主力烃源岩,目前玛湖凹陷周缘所发现的众多油田均与此套烃源岩密切相关.以往风城组仅在凹陷边缘有钻揭,在研究中将风城组仅作为一套泥岩进行分析,对风城组烃源岩的认识非常局限.随着勘探由断裂带向凹陷区不断深入,发现风城组岩性非常复杂,在平面及横向上岩性变化差异很大，玛湖凹陷风城组烃源岩主要为一套含云质的混合沉积，除泥岩外，分布有白云岩类、凝灰岩和混积岩，其中白云岩类与泥质岩具有较强的生烃能力，为主力烃源岩。风城组烃源岩整体有机质丰度较高，但明显受沉积环境及岩相的控制，在垂向上生烃能力风二段烃源岩最强，风一段虽具有较高成熟度，但母质类型变差，生烃能力相对较低。风城组烃源岩作为玛湖凹陷一套主力烃源岩，有机质丰度、类型均存在着较强的非均质性，烃源岩的差异及非均质性决定了玛湖凹陷现今发现油气性质的多样复杂。

摘要： 歧口西南缘位于大港探区歧口凹陷西南部,夹持于滨海断层与羊二庄断层之间,为一大型宽缓的斜坡构造,勘探面积约1600km2.沙一下亚段埋藏深度1700m-3200m,沉积时期气候温暖潮湿,物源供应不足,水体清、浅,湖相碳酸盐岩与油页岩间互沉积,形成一套近源充注以粒屑灰岩和白云岩为储层的构造-岩性油藏和致密油藏.西南缘沙一下亚段烃源岩主要以深灰一灰黑色油页岩为主，纹层十分发育，厚度变化大0.02～5mm，一般小于3mm，从只有在显微镜下才能观察到的微米级纹层到肉眼清晰可辨毫米级纹层。纹层物质分别为富有机质纹层、富粘土及黄铁矿纹层，两者纵向上相互叠置形成二元纹层。油页岩由于富含有机质，在测井曲线上表现为“三高一低”的特征，即高自然伽马、高电阻率、高声波时差和低密度，TOC% 2%-6%。油页岩的分布基本覆盖了西南缘的广大地区，厚度一般10-20m左右，局部地区为25-30m，是西南缘乃至整个歧口凹陷一套重要的烃源岩。

摘要： 在烃源岩评价中,有机质丰度是衡量烃源岩生烃潜力的一项重要指标.通常,在其他条件相近的前提下,岩石中有机质含量(丰度）越高,其生烃潜力越强.目前,最常用的衡量岩石中有机质丰度的指标是总有机碳含量(TOC）.该指标的获取一般是通过对代表性的烃源岩样品(岩心、岩屑等）进行岩石热解定量分析,该方法可较准确地测量岩石的总有机碳含量.

摘要： 喀什凹陷处于塔里木盆地塔西南坳陷的北端,面积约为2.65x104km2,因夹持于南天山和西昆仑山之间,地下构造挤压强烈,形成了独特的对冲地质结构,使得凹陷内油气勘探研究程度偏低.目前,普遍认为喀什凹陷发育石炭系、二叠系和侏罗系三套有利烃源岩层系,其中中侏罗统杨叶组具有沉积厚度大、分布广泛的特征,是该区最为重要的一套烃源岩层系,具有良好勘探前景.

摘要： 四川盆地下二叠统的勘探始于20世纪50年代,早期的勘探发现主要集中在蜀南地区.近年来,由于对下二叠统白云岩储层的深化勘探,在四川盆地西北部和川中地区都获得了重要发现.目前,对于下二叠统气藏的气源有众多看法,除来源于志留系和寒武系源岩外,还有一部分来源为下二叠统的泥灰岩.

摘要： 四川盆地下二叠统的勘探始于20世纪50年代,早期的勘探发现主要集中在蜀南地区.近年来,由于对下二叠统白云岩储层的深化勘探,在四川盆地西北部和川中地区都获得了重要发现.目前,对于下二叠统气藏的气源有众多看法,除来源于志留系和寒武系源岩外,还有一部分来源为下二叠统的泥灰岩.

摘要： 本发明公开了一种古生界烃源岩生烃期次的判识方法，包括确定地层缺失情况、统计地层厚度与剥蚀厚度和绘制埋藏史图。本发明的有益效果是：能够快速有效的确定我国东部古生界烃源岩生烃期次，明确该套烃源岩生烃时间，为研究区烃源岩评价与油气勘探工作提供重要的支撑，具有巨大的经济效益。

摘要： 本申请公开了一种生烃产气模拟器和生烃产气模拟实验装置。其中，模拟器包括：壳体；模拟腔体，设于壳体内，模拟腔体用于放置岩芯，模拟腔体两端具有开口；端盖，可拆卸连接于模拟腔体两端的开口，端盖上设有流体入口或流体出口；流体加热管，设于模拟腔体内，流体加热管构造为中空结构，流体加热管的一端与流体入口连接，流体加热管的另一端与岩芯连接。本申请的模拟器，能够在实现流体的快速升温，满足高温流体和储层工况需求的同时，节省额外的外部流体加热设备，不仅有利于模拟器和模拟实验装置的小型化，而且有助于降低装置成本。

摘要： 本发明提供了一种烃源岩生烃潜力预测方法。所述方法包括如下步骤：S11，选取已知生烃潜力的烃源岩样品，获取烃源岩中的标准常量元素含量与烃源岩的常规测井响应参数；S12，建立生烃潜力与各个常量元素含量及测井参数的关系式，筛选与生烃潜力有关的常量元素与测井参数；并确定常量元素与测井参数在生烃潜力预测中的权重系数W；S13，对待预测烃源岩进行实验分析，获取S12所确定的常量元素含量，及相应烃源岩的测井参数；S14，建立可以反映烃源岩生烃潜力的常量元素因子得分系数矩阵与测井参数因子得分系数矩阵，并计算各自综合得分F；S15，根据S12所获得权重系数W，计算反映待预测及已知烃源岩生烃潜力综合得分Q；S16，计算出待预测烃源岩生烃潜力。

摘要： 本发明公开了一种基于生烃潜力法原理计算页岩排烃效率的方法，其步骤如下：首先取多个页岩样品进行热解实验，测得每个样品的S1、S2和Tmax；S1指页岩样品加热温度不超过300°C时挥发出来的烃；S2指加热温度在300°C‑600°C之间热解生成的烃量；Tmax指加热温度在300°C‑600°C之间时，干酪根最大热解烃量时对应的温度；将Tmax<435°C的样品定义为未成熟样品，统计分析所有未成熟样品的S1+S2值，选取最大S1+S2值，将其定义为S0；测定最大S1+S2值对应的页岩样品的总有机碳TOC0；然后测定某个页岩样品的TOC；将该页岩样品的S1、S2和TOC值代入公式即可计算出该页岩样品的排烃效率P。本发明的方法可以有效缩小由于取样带来的人为误差，获得的结果将更加真实可信。

摘要： 一种优质烃源岩生烃潜力关键参数评价方法，属于油气资源评价技术领域。含有以下关键步骤，1)、依托于烃源岩地球化学数据，确定优质烃源岩的未熟低熟油排烃门限、正常生烃门限和正常排烃门限；2)、建立烃源岩生烃量和生烃率评价模型；3)、建立烃源岩排烃量和排烃率评价模型，评价出目标层位烃源岩排烃量和排烃率关键参数；4)、建立优质烃源岩有机质碳恢复系数评价模型，评价目标层位烃源岩有机碳恢复系数；5)评价出研究区目标层位优质烃源岩生烃潜力平面图，分析与致密油生烃贡献关系。客观准确地评价出优质烃源岩的未熟‑低熟阶段生烃潜力关键参数，补充了以往被人们弱化的优质烃源岩未熟‑低熟阶段生烃的空白。

摘要： 本发明属于油气地球化学技术领域，涉及一种评价烃源岩生烃潜力的方法。该方法包括以下步骤：S1.选取烃源岩，获取所述烃源岩的总有机碳量；S2.分离所述烃源岩中的多个有机显微组分，获取所述烃源岩中的每一个有机显微组分；S3.对所述每一个有机显微组分进行岩石热解实验，获取所述每一个有机显微组分的生烃潜量；S4.计算所述每一个有机显微组分在所述多个有机显微组分中的比例；S5.计算所述每一个有机显微组分的生烃潜量与其在所述多个有机显微组分中的比例的乘积之和，与所述烃源岩的总有机碳量的乘积，即为所述烃源岩的生烃潜量。该方法操作简单，快速，适合大批样品进行筛选。

摘要： 本发明公开了一种基于生烃潜力法原理计算页岩排烃效率的方法，其步骤如下：首先取多个页岩样品进行热解实验，测得每个样品的S1、S2和Tmax；S1指页岩样品加热温度不超过300°C时挥发出来的烃；S2指加热温度在300°C‑600°C之间热解生成的烃量；Tmax指加热温度在300°C‑600°C之间时，干酪根最大热解烃量时对应的温度；将Tmax1+S2值，选取最大S1+S2值，将其定义为S0；测定最大S1+S2值对应的页岩样品的总有机碳TOC0；然后测定某个页岩样品的TOC；将该页岩样品的S1、S2和TOC值代入公式即可计算出该页岩样品的排烃效率P。本发明的方法可以有效缩小由于取样带来的人为误差，获得的结果将更加真实可信。

摘要： 本发明提供了一种烃源岩生烃潜力预测方法。所述方法包括如下步骤：S11，选取已知生烃潜力的烃源岩样品，获取烃源岩中的标准常量元素含量与烃源岩的常规测井响应参数；S12，建立生烃潜力与各个常量元素含量及测井参数的关系式，筛选与生烃潜力有关的常量元素与测井参数；并确定常量元素与测井参数在生烃潜力预测中的权重系数W；S13，对待预测烃源岩进行实验分析，获取S12所确定的常量元素含量，及相应烃源岩的测井参数；S14，建立可以反映烃源岩生烃潜力的常量元素因子得分系数矩阵与测井参数因子得分系数矩阵，并计算各自综合得分F；S15，根据S12所获得权重系数W，计算反映待预测及已知烃源岩生烃潜力综合得分Q；S16，计算出待预测烃源岩生烃潜力。

摘要： 一种优质烃源岩生烃潜力关键参数评价方法，属于油气资源评价技术领域。含有以下关键步骤，1)、依托于烃源岩地球化学数据，确定优质烃源岩的未熟低熟油排烃门限、正常生烃门限和正常排烃门限；2)、建立烃源岩生烃量和生烃率评价模型；3)、建立烃源岩排烃量和排烃率评价模型，评价出目标层位烃源岩排烃量和排烃率关键参数；4)、建立优质烃源岩有机质碳恢复系数评价模型，评价目标层位烃源岩有机碳恢复系数；5)评价出研究区目标层位优质烃源岩生烃潜力平面图，分析与致密油生烃贡献关系。客观准确地评价出优质烃源岩的未熟-低熟阶段生烃潜力关键参数，补充了以往被人们弱化的优质烃源岩未熟-低熟阶段生烃的空白。

摘要： 本发明提供一种叠合盆地多期非连续性生烃潜力评价方法，该叠合盆地多期非连续性生烃潜力评价方法包括：步骤1，建立地层格架，评价烃源岩上覆地层展布情况；步骤2，分析盆地构造演化史，划分构造演化单元；步骤3，计算烃源岩上覆被剥蚀地层的剥蚀量，逐层恢复原型盆地；步骤4，利用以上分析结果，结合盆地模拟技术，确定烃源岩埋藏史、地热史、生烃史，确定二次生烃模式；步骤5，计算构造单元不同时期生烃量，评价现今生烃能力，确定有利二次生烃中心。该叠合盆地多期非连续性生烃潜力评价方法技术思路清楚、应用简单，为多期非连续性生烃的烃源岩生烃潜力提供了切实可行的技术方法。