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有机质成烃演化阶段与模式及特点概述：有机质的成烃演化进程和所得到的烃类产物表现出明显的阶段性。因此,可根据有机质性质的变化和油气生成划分出阶段,即沉积有机质的成烃演化阶段。目前按石油生成将有机质成烃演化与沉积物成岩演化阶段一一对应。镜质体反射率(Ro)与有机质的成烃作用和成熟度有良好的对应关系。（一）未成熟阶段（成岩作用阶段）~生物成因气阶段（1）划分界限：此阶段从沉积有机质被埋藏开始到门限深度为止。R0.5%（2）物质基础：脂肪、碳水化合物、蛋白质和木质素等生物聚合物。（3）化学作用过程：有机和无机过程。生物水解、和降解（4）烃类产物：挥发物、少量未成熟-低熟油（5）特点：正构烷烃具有明显的奇碳数优势（6）终结物：干酪根早期，由于有机质被细菌分解或水解，使原来生物聚合物转化为分子量较低的脂肪酸，氨基酸，糖等生物化学单体。同时产生CO2H2S等简单分子。随埋藏深度加深，细菌停止活动，那些生物化学单体无机转化成（缩聚）成复杂高分子的腐殖酸类（未熟油）进一步演化为干酪根，又与周围矿物络合成稳定的不溶有机质。成岩作用后期，干酪根产生CO2H2O和重杂原子组成。该阶段尤其是成岩作用早期，生成和少量高分子烃（大部分为C15以上的重烃，为生物标志化合物）→生物成因气阶段（厌氧细菌生物化学作用）。（二）成熟阶段（深成作用阶段）~油和湿气阶段深成作用阶段为干酪根生成油气的主要阶段。（1）划分界限：该阶段从有机质演化的门限值开始至生成石油和湿气结束为止。R为0.5%-2.0%（2）物质基础：干酪根。（3）化学作用过程：当达到门限深度和温度时，在热力作用下，粘土催化作用，干酪根初期热降解生成石油，后期热裂解生成轻质油和湿气。（4）烃类产物：湿气、凝析气、成熟石油（5）产物特点:该阶段按干酪根的成熟度和成烃产物划分为油带和轻质油、湿气带。油带：油带Ro为0.5%～1.3%,又叫低—中成熟阶段(低成熟Ro为0.5~0.7%,中成熟Ro为0.7~1.3%),干酪根通过热降解作用主要产生成熟的液态石油,并以中—低分子量的烃类为主,使成岩作用阶段的生物烃被稀释,在正烷烃中,生物烃带来的奇碳优势逐渐被成熟油冲淡直至消失,环烷经和芳香烃的碳数和环数减少,曲线由双峰变为单峰轻质油带、湿气带：又叫高成熟阶段,在较高温度作用下,干酪根和已形成的石油将发生热裂解,特点是液态烃急剧减少,C1—C8的轻烃将迅速增加。另外,由于烷烃及低分子量烃逐渐增多,胶质和沥青质逐渐减少乃至消失,因而引起石油密度降低,颜色变浅,在地下条件适当时,还可形成凝析气。（6）终结物：干酪根残渣。（三）过成熟阶段（准变质作用阶段）~热解干裂气阶段（1）划分界限：该阶段埋深大、温度高，R》2.0%（2）物质基础：干酪根残渣和已生成的湿气、凝析气、轻质油。（3）化学作用过程：高温热裂解（4）烃类产物：干气（甲烷）（5）特点：趋于向CH4分子的化学热解稳定；干酪根缩聚为富碳残余物。（6）终结物：次石墨明确：有机质成烃演化是一个连续过程,对于现今某一烃源岩来说,其演化可能处于该过程的某一阶段而已;各阶段在有机质成烃演化过程中是连续过渡的,相应地化学反应和烃类产物是可以叠置交错的,况且,有机质类型不同,其划分界线和烃类产物也会有所不同。实际上不可能用统一的指标去做出截然的划分;这只是有机质抑或干酪根成烃演化的一般模式。干酪根：成烃理论；干酪根演化；干酪根类型；确定方法（一）分类：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将其主要分为3大类Ⅰ型是分散有机质干酪根中经细菌改造的极端类型,或藻质型,它富含脂肪族结构,富氢和贫氧,原始H/C原子比高，约1.5~1.7;O/C原子比低,一般小于0.1，是高产石油的干酪根；热失重为65%；生烃潜力为0.4~0.7。Ⅱ型是烃源岩中常见的干酪根,又称腐泥型,有机质主要来源于水盆地中浮游生物和细菌。原始H/C原子比较高，约1.3~1.5;O/C原子比较低,约0.1~0.2，其生烃潜力较高；热失重为50~80%；生烃潜力为0.3～0.5。Ⅲ型是由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。原始H/C原子比低,通常小于1.0;O/C原子比高达0.2~.0.3,这类干酪根以成气为主；热失重为30%~50%；生烃潜力为0.1~0.2。残余型或Ⅵ型,具异常低的原始H/C原子比,比值低至0.5~0.6，而O/C原子比却高达0.25~0.3，这类干酪根中有大量的芳香核和含氧基团,显微组分观察表明其有机质主要为惰性组的氧化有机质和丝质碎片,能生成少量的气,此干酪根的热失重30%,生烃潜力0.2。（二）演化：干酪根是在成岩作用过程中适度的地温和压力条件下形成的缩聚物,在埋深不增加的情况下,性质比较稳定。随着盆地的沉降和地温的增加,干酪根将发生重排和有序化,首先其重杂原子基团断裂,然后依次脱去烷基链,形成中到低分子量的烃类以及CO2、H2S和H2O等,其后只形成甲烷。干酪根成烃转化主要是埋深和地温的函数,。干酪根随埋深所经历的热动力平衡和降解作用是连续的,但又可区分为3个阶段。(1)第一阶段（成岩阶段后期）~未成熟阶段干酪根开始大量消耗氧,导致O/C原子比迅速下降,而H/C原子比则轻微减少红外光谱图：氧的减少基本以C=O基团峰迅速下降为特征,而CH3、CH2基团峰则稍有减少。干酪根镜质体反射率：分布在0.4~0.6%之间。例证：该阶段巴黎盆地下托尔统页岩的干酪根相当于成岩阶段后期,相应的最大埋深为800～1200m,对应未成熟阶段,干酪根仅生成少量的烃,而与氧消失有关的CO2、H2O及一些重杂原子则大量生成。(2)第二阶段（深成作用阶段）~成熟阶段干酪根除O/C原子比继续减少至稳定外,以H/C原子比迅速减小为特征,。红外光谱：残余的含氧基团(C=O)谱带继续下降直至消除。与CH3和CH2等脂肪族有关的谱带快速下降,与芳烃有关的CC(1600cm-1)和C—H面外弯曲振动谱带逐渐突出和出现。镜质体反射率：开始缓慢增加,然后比较快速地增加到2%。例证：该阶段撒哈拉志留系埋深约3000m,地温约130℃,干酪根处于深成作用阶段即成熟阶段。前期为成油主带,另有部分重杂原子化合物生成;后期为干酪根热裂解生成轻质油和湿气带。(3)第三阶段Ⅱ型干酪根H/C原子比仅为0.4碳含量可达总量的91~93%。红外光谱：脂肪族谱带继续下降趋于消失,含氧基团谱带已消失,而芳烃吸收谱带继续增强。镜质体反射率2%。例证：此阶段,撒哈拉下志留统干酪根埋深约为4000m,地温较高,处于准变质作用阶段即过成熟阶段,干酪根中的烷基链趋于耗尽,芳环大量重排缩合,只能生成热裂解干气。（三）干酪根类型确定方法1.显微组分分类：（1）统计腐泥组和壳质组之和与镜质组的比例；（2）采用类型指数(T值)来划分，具体方法是将鉴定的各组分相对百分含量代入式子，计算出T值，再依据表中的分类标准划分类型。2.元素组成分类：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。油气聚集：方式；机制；过程（一）油气聚集方式：（1）单一圈闭的油气聚集：背斜圈闭：最简单、最常见。基本特点:储集层顶面呈拱形,由顶向四周下倾;其上方为非渗透性岩层所封闭,下方高势区被水体所封闭;。闭合区：由通过溢出点的构造等高线所圈定。在静水条件下,储集层中运移的油气遇到背斜圈闭时,先在最高部位聚集起来,油气水按重力分异;后来依次由较高部位向较低部位聚集,直到充满整个圈闭为止。这时,该圈闭的聚集作用即完成,若再有油经过时,无法继续在其中聚集,只能通过溢出点溢向上倾方向,。但天然气比油轻,它可以继续进入圈闭,而将其中的石油排出。这一过程一直进行到将原先被石油占据的圈闭容积完全被天然气占据为止。至此,单一背斜圈闭的油气聚集已最后完成。圈闭一旦被天然气充满,石油不可能再进入圈闭,而是沿溢出点向上倾方向溢出。非背斜圈闭：基本特点：除储集层的顶、底板为非渗透性岩层封闭外,在储集层上倾方向还存在不同类型的非渗透性遮挡。闭合区：由储集层上倾方向的非渗透性遮挡线和储集层顶面的构造等高线联合构成。除透镜型岩性圈闭外,其他各类圈闭都存在溢出点。因此,油气在其中的聚集顺序与背斜圈闭一样。（2）系列圈闭的差异聚集：（A）含义：差异聚集的发生受制于水力连通的系列圈闭、二次运移动力和圈闭的封盖强度。在实际地质条件中,圈闭常成带、成群、呈系列分布。不同系列,甚至同一系列的不同圈闭,由于与生烃区的相对位置、圈闭形成条件和历史存在差异,使各个圈闭聚集油气的机会是不相同的。在系列背斜圈闭中自上倾方向的空圈闭,向下倾方向变为纯油藏→油气藏→纯气藏的油气分布特征,是由油气差异聚集造成的。（B）油气差异聚集得以发生的基本条件是:①在区域倾斜的下倾方向存在丰富的油源区;②具有良好的油气通道,使油气在较大的范围内作区域性运移;③在区域倾斜背景上存在相互连通的系列圈闭,而且溢出点向上倾方向递升;④储集层中充满地下水,而且处于相对静止状态。（C）控制油气地下分布和差异聚集的根本因素是圈闭的封盖强度和闭合度之间的组合关系,在此基础上把圈闭划分为3类：Ⅰ类圈闭,其封盖强度大于闭合度,由于具有剩余封盖强度,结果油和气都只能从圈闭底部溢出,不会从顶部盖层漏失,而且优先聚集天然气;Ⅱ类圈闭,其具有相对于闭合度的中等封盖强度,它们的封盖强度足以支撑全油柱,因此气-油界面的位置大体上位于圈闭的中部,结果在动平衡过程中气和油可以分别从顶部漏失和底部溢出;Ⅲ类圈闭,其封盖强度小于闭合高度,具有剩余的闭合空间,结果气和油都只能从顶部盖层漏失。（D）由于各类圈闭油气在侧向溢出和垂向漏失上的不同,从而造成了油气在地下有不同的分布和差异聚集规律。总之,含油气盆地中圈闭的封盖强度、闭合高度与浮力之间的相互作用是决定地下油气聚集的主控因素。在烃源充足供给的情况下:Ⅰ类圈闭会溢出油和气,但无泄漏,最终将含气;Ⅱ类圈闭会溢出油并泄漏气,最终将含油和气;Ⅲ类圈闭会泄漏气和油,但不溢出,最终将以含油为主。另外,对于Ⅱ类、Ⅲ类圈闭来说,气的泄漏不是负面影响,它将提高圈闭的含油性。（二）油气聚集机制油气聚集从动力学上可分为势差或压差作用下的浮力-水动力机制和浓度差或盐度差作用下的渗透力-扩散力机制。1浮力-水动力机制油气在圈闭中聚集的主要动力学机制,包括渗滤和排替两个主要的作用。游离烃和含烃水流在浮力和水动力作用下进入圈闭后,由于亲水的物性封闭盖层一般对水不起封闭作用,水就可以通过盖层继续运移,油气则因盖层的毛细管封闭而过滤下来,聚集在圈闭中并排替出同体积的孔隙水,这些水随含烃水流从盖层排出,随着油气不断地充注和水不断地排出,圈闭中的烃类逐渐富集并最终形成油气藏,这一过程主要是渗滤作用。该机制以盖层水不封闭为前提,如果盖层是优质的膏盐岩或者是渗透率极低具压力封闭的泥质岩,则水就很难从盖层排出。这种机制主要发生在盖层只是一般物性封闭的情况下。泥质盖层中的流体压力一般比相邻砂质储集层中的大,因此圈闭中的水难以通过盖层。进入圈闭的油气首先是在底部聚集,随着烃类的增多逐渐形成具有一定高度的连续烃相。此时,在油水界面上油和水的压力相等,而在油水界面以上任一高度,由于密度差产生的浮力,油气的压力总比相同高度上水的压力大,因此产生了一个向下的流体势梯度,致使油气在圈闭中向上运移的同时把水向下排替,直到束缚水饱和度为止。随着油气不断进入圈闭,油-水或气-水界面不断向下移动,直到圈闭的溢出点高度为止,这一过程主要是排替作用。2渗透力-扩散力机制对含盐层系或致密地层中的油气聚集有重要作用。由盐度差产生的渗透压力所引起的渗透流,是使烃类相对富集的重要机制。高盐度区具有圈闭的功能,使低盐度区的水不断向它汇聚,其中烃类(特别是天然气)由于盐度增加而出溶转变为游离气。如果渗透流是向上或上倾方向,再伴随着压力的降低,那么出溶作用就更加显著并最终导致天然气的富集。盐度差不仅是产生渗透流的动力,而且往往由于地温降低或气候进一步干燥,致使地层水的含盐量达到过饱和而产生沉淀,此时还能成为好的盖层封闭其下的天然气。因此,在含盐层系中或现代盐湖区