热解成因气：?13C：-50‰～-20‰ 高
13以上两种气的混合气：?C：-50‰～-60‰
13131313?C?C?C4，分子量增加，?13C增大。 ?C312天然气成份中：<<<
3．有机质和沉积物
腐泥型有机质：?植物：?1313C值偏低；腐殖型有机质：?13C值偏高。
C值一般在-24‰～-34‰；水生植物：-6‰～-19‰
海泥有机质：-20‰；淡水有机质：-25‰；湖泥有机质：-29.5‰～-34.5‰ 四、氢同位素在油气中的组成 原油：一般在-80‰～-160‰
δD:饱和烃<芳烃<非烃， δD与?δD与?
第二章 油气生成与烃源岩
(Chapter2 hydrocarbon generation and source rock)
第一节 油气生成的原始物质
一、油气生成的原始物质的来源
油气生成的物质主要来源于生物的四大原始生物化学组成，它们是脂类化合物、蛋白质、碳水化合物、纤维素（木质素）。其中脂类化合物的元素组成和分子结构与石油的最接近，是形成石油的主要组成，而纤维素，尤其是木质素的组成与泥炭接近，是成煤的主要组成。
天然有机质与石油平均元素组成 碳水化合物 木质素 蛋白质 类脂 石油
二、油气生成的原始物质的形成
沉积有机质：通过沉积作用进入沉积物中并被埋藏下来的那部分有机质称为沉积有机质。
沉积有机质的形成：生物死亡之后，大部分氧化成简单的分子，只有一小部分由于沉积在乏氧环境中被泥沙埋藏起来而被保存下来，成为沉积有机质（只占0.8%左右）。
三、干酪根（本节重点）
干酪根：沉积岩中所有不溶于非氧化型酸、碱和非极性有机溶剂的分散有机质（亨特，1979年）。 （一）干酪根的形成 1. 微生物降解作用阶段
C% 44 63 53 76 84.5 H% 6 5 7 12 13 S% - 0.1 1 - 1.5 N% - 0.3 17 - 0.5 O% 50 31.6 22 12 0.5 13C值没有明显的相关关系。 C存在不很明显的关系。
天然气：δD：-105‰～-270‰，
132. 腐殖质的形成阶段 3. 干酪根的形成阶段
（二）干酪根的结构及元素组成
干酪根的元素组成中以C为主，其次为H和O，还有N、S等。它们的一般分布范围是C：70～90%，H：3～10%，O：3～19%，N：0.4～4 %，S：0.2～5%（据Tissot，1984）。
分子结构：它是以环状结构为核心，带有各种烷基取代基核其它官能团的大分子，后者又彼此被次聚甲基或杂原子桥键所交联成的三维结构。 （三）干酪根的类型
Tissot（1974）根据干酪根的元素分析采用H/C和O/C原子比绘制相关图，即范氏图（Van Krevelen图），将其分为三大类：
Ⅰ型干酪根：是分散有机质干酪根中经细菌改造的极端类型，或称腐泥型，富含脂肪族结构，富氢
贫氧，H/C高，一般为1.5～1.7，而O/C低，一般小于0.1，是高产石油的干酪根，生烃潜力为0.4～0.7。
Ⅱ型干酪根：是生油岩中常见干酪根。有机质主要来源于小到中的浮游植物及浮游动物，富含脂肪链及饱和环烷烃，也含有多环芳香烃及杂原子官能团。H/C较高，约1.3～1.5，O/C较低，约0.1～0.2，其生烃潜力较高，生烃潜力为0.3～0.5。
Ⅲ型干酪根：是陆生植物组成的干酪根，又称腐殖型。富含多芳香核和含氧基团。H/C低，通常小于
1.0，而O/C高，可达0.2～0.3，这类干酪根生成液态石油的潜能较小，以成气为主，生烃潜力为0.1～0.2。 第二节 沉积有机质的成烃演化
一、油气成因现代模式（本节重点、难点）
根据有机质的性质变化和油气生成沉积有机质的成烃演化可划分为三个阶段：成岩作用阶段、深成作用阶段和准变质作用阶段；相应地又按有机质的成熟程度将有机质成烃演化划分为未成熟阶段、成熟阶段和过成熟阶段，镜质体反射率Ro与有机质的成烃作用和成熟度有良好有的对应关系。
门限温度：随着埋藏深度的增加，当温度升高到一定数值，有机质才开始大量转化为石油，这个温度界限称门限温度。
门限深度：与门限温度相对应的深度称门限深度。
①成岩作用阶段—未成熟阶段：该阶段以低温、低压和微生物生物化学为主要特点，主要形成的烃是生物甲烷气，生成的正烷烃多具明显的奇偶优势。成岩作用阶段后期也可形成一些非生物成因的降解天然气以及未熟油。该阶段Ro小于0.5%。
②深成作用阶段—成熟阶段：为干酪根生成油气的主要阶段。按照干酪根的成熟度和成烃产物划分为两个带。
生油主带：Ro为0.5～1.3%，又叫低—中成熟阶段，干酪根通过热降解作用主要产生成熟的液态石油。该石油以中—低分子量的烃类为主，奇碳优势逐渐消失，环烷烃和芳香烃的碳数和环数减少。
凝析油和湿气带：Ro为1.3～2.0%，又叫高成熟阶段，在较高的温度作用下，剩余的干酪根和已经形成的重烃继续热裂解形成轻烃，在地层温度和压力超过烃类相态转变的临界值时，发生逆蒸发，形成凝析气和更富含气态烃的湿气。
③准变质作用阶段—过成熟阶段：该阶段埋深大、温度高，Ro＞2.0%。已经形成的轻质液态烃在高温下继续裂解形成大量的热力学上的最稳定的甲烷，该阶段也称为热裂解甲烷（干）气阶段。
二、有机质演化的主要控制因素——温度和时间
（一）作用机理 1．温度
?化学动力学定律的一级反应方程：
dc?kcdt
速度常数k与时间是线性相关，k由阿氏方程求得：k 2．时间
tdcCo????Kdtln?ktCoC0C
C?Ae?ERT
1Cok?ln???????????????????(1)tC一级反应方程积分：
阿氏方程取对数：
E1lnk?lnA??????????????????(2)RT
（1）代入（2）式，推导得：
从以上化学定律的原理可以得出以下几点：
lnt?E1??bRT①有机质在反应过程中，温度起决定作用，时间有补偿作用； ②时间的补偿是有限的，温度所产生的热量应超过活化能E。 （二）时间—温度指数（TTI）（实验课讲解）
第三节 油气生成理论的进展（选讲）
一、未熟-低熟油形成机理 1．未熟-低熟油的概念
未熟—低熟油：指所有非干酪根晚期热降解成因的各种低温早熟的非常规油气，包括在生物甲烷气生烃高峰之后，在埋藏升温达到干酪根晚期热降解大量生油之前，经由不同生烃机制的低温生物化学反应生成并释放出来的液态和气态烃。
2．未熟—低熟油的成因 （1）强还原咸化环境藻类成烃
（2）盐湖相沉积有机质在低温条件下转化成烃 （3）含煤岩系特殊的富氢显微组分早期成烃
内因：有机质类型
外因：局部咸化环境、较高的地温梯度 二、煤成烃的形成 1．煤成烃的概念
煤成烃：煤系地层的有机质在不同的演化阶段，其富氢组分所生成的气态和液态烃类。 2．煤成烃的演化特点：沥青化作用 三、凝析气藏的形成机理 1．凝析气藏的概念
凝析气（凝析油）：当地下温度、压力超过临界条件后，由液态烃逆蒸发而形成的气体，称凝析气。开采出来后，由于地表压力、温度较低，按照逆凝结规律而逆凝结为轻质油，称凝析油。
2． 凝析气藏的相态特征 ① 烃类纯物质的相态
临界温度：液体能维持液相的最高温度，称为临界温度。高于临界温度时，不论压力多大，该物质也不能凝结为液体。
临界压力：在临界温度时该物质气体液化所需的最低压力，称为临界压力。高于此压力时，无论温度多少，液体和气体不会共存。
② 多组分烃类相态及凝析气藏的形成 3．凝析气藏的形成条件
① 在烃类物系中气体数量必须胜过液体数量，才能为液相反溶于气相创造条件。
② 地层埋藏较深，地层温度介于烃类物系的临界温度与临界凝结温度之间，地层压力超过该温度时的露点压力，这种物系才可能发生显著的逆蒸发现象。 第四节 油气形成的地质条件
一、油气生成的地质环境（本节重点、难点）
晚期生油理论认为：油气生成必须具备两个条件，一是有足够的有机质并能保存下来；一是要有足够的热量保证有机质转化为油气。
1．大地构造环境
主要有三种情况，欠补偿环境、过补偿环境和补偿环境，只有长期持续下沉伴随适当升降的补偿环境，能保证大量有机质沉积下来，而且造成沉积厚度大，埋藏深度大，地温梯度高，生储频繁相间广泛接触，有助于有机质向油气转化并排烃的优越环境。
2．岩相古地理环境
主要有海相和陆相，海相中浅海大陆架、三角洲区以及海湾、泻湖这些环境，对有机质的保存和转化有利，是有利的生油区域；陆相中半深湖—深湖相区，汇集大量的有机质，沉积快，还原环境，有利于生油；浅湖、沼泽区以高等植物为主，可形成Ⅲ型干酪根，是生气的主要区域。
二、有机质转化成油的影响因素 1．细菌：
2．温度：起决定作用。
3．时间：时间对温度有补偿作用。 4．催化剂：
5．其它：
第五节 天然气的成因类型
天然气按成因可分为四种类型：生物成因气、油型气、煤型气和无机成因。 一、生物成因气
在成岩作用阶段因微生物化学作用而形成，化学组成以甲烷为主，含量高于98%，重烃含量小于0.2%，为典型的干气；δ
二、油型气
有机质在深成作用阶段热力作用下以及石油热裂解形成，化学成分重烃含量大于5%，最高可达40%—50%，过成熟气以甲烷为主，δ
三、煤型气
是煤系地层中的有机质在热演化过程中而生成的。化学组成重烃含量可达10%以上，甲烷一般占70%—95%，含有非烃成分；δ
四、无机成因气
由地壳内部、深海大断裂、深海沉积物形成，化学组成甲烷占优势，非烃含量较高；δC值大于-20‰。 第六节 烃源岩及其地球化学研究
一、烃源岩的定义
烃源岩：指富含有机质能生成并提供工业数量油气的岩石。如果只提供工业数量的天然气，称为气源岩。
由生油岩组成的地层叫生油层。在相同的地质背景下和一定的地史阶段中形成的生油岩与非生油岩的组合称为生油层系。
二、生油岩的岩石类型
岩石类型：泥质岩类的泥岩、页岩等；碳酸盐岩类的泥灰岩、生物灰岩以及富含有机质的灰岩等。 三、生油岩的有机地球化学研究（本节重点） 1．有机质的丰度
常用指标有有机碳、氯仿沥青“A”、总烃，一般这些指标高，丰度高。 2．有机质的类型
常用的指标有化学分析法，采用H/C和O/C原子比绘制相关图，即范氏图（Van Krevelen图）来判断；热解资料的氢指数和氧指数；有机质的显微组分；生物标志化合物来确定。Ⅰ型、Ⅱ型干酪根为主要生油母质，Ⅲ型干酪根为主要生气源岩。
3．有机质的成熟度
可用镜质体反射、孢粉和干酪根颜色、岩石热解资料、正烷烃奇偶优势来确定，颜色越深，Ro大于0.5%，CPI值接近1为成熟源岩。
4．有机质的转化指标
可用总烃/有机碳或氯仿沥青“A”/有机碳。 根据以上资料对烃源岩进行综合评价。 第七节 石油的地球化学对比
一、油源对比的意义 二、常用指标
13
13
C值一般为-55‰～-90‰。
13
C值随成熟度增高而增大，从-55‰～-35‰。
13
C值一般为-41.‰～-24.9‰。