1) oil-prone source rock
易生油岩
2) Source rocks
生油岩系
1.
These data surveyed from the depth more than 3500 meters provide credible basic information to assess the deeper source rocks in particular to assess the strata temperature of the Paleogene from the Kongdian formation to the Shahejie formation.
依据济阳坳陷千余口测温井的地温梯度数据和地层岩性描述、分层数据以及钻井资料,计算了该区各生油岩系底界面的温度。
3) oil source rock
生油岩
1.
Evaluation of oil source rock on logging data: A case study in well Wang 46.;
利用测井资料进行生油岩评价——以王46井生油岩评价为例
2.
Introduced are log responses,organic matter features of oil source rock and its qualitative and quantitative evaluation methods.
介绍了生油岩的测井响应特征、有机质特点及生油岩定性、定量评价方法。
3.
The hydrocarbon groups,alkane hydrocarbons and biological markers in the crude oils and the oil source rocks have closed relationships,which has shown that Zifus.
在原油和生油岩中烃类族组分、烷烃和生物标志物之间均有较好的亲缘关系,表明资福寺洼陷具有较好的生油条件和生油潜力。
4) source rock
生油岩
1.
Sedimentary facies and source rocks of the Sinian-Cambrian-Ordovician strata in the Kuruktag-Konqi region, Xinjiang;
新疆库鲁克塔格孔雀河地区震旦—寒武—奥陶系沉积相及生油岩特征
2.
Three source rock formations had developed in fault evolution period in Luxi depression.
通过对已知油藏的分析认为:成熟烃源岩的分布范围、生储配置关系、有利沉积相带和构造样式控制不同类型油藏的形成和分布;凹陷的陡坡带以构造油藏为主,斜坡带以构造-岩性及储层上倾尖灭油藏为主,深陷带主要为透镜状岩性油藏;九佛堂组上段储层发育、储集物性相对较好,夹持和嵌入主要生油岩层中,油气最为富集。
3.
There are mainly two sets of source rocks in the Bozhong Depression of the Bohaiwan Basin: Es 3 source rock and Ed 2 source rock.
结果表明 ,该凹陷中心Es3 生油岩主生油期出现在 2 0～ 14Ma,主生气期出现在 15～ 10Ma ;Ed2 生油岩主生油阶段出现在 10～ 5Ma,目前仍处在主生气阶段。
5) source rocks
生油岩
1.
The main source rocks in the Sanshui Basin are developed in the Honggang Member of the Buxin Formation of Eocene.
根据元素Al、Fe、Mg、Ca、K、Na、P、V、Ni、Co、Cr、Cu、Zn、Sr、Ba、Cd、Li、Mn、Pb、Ti的含量及其比值Al/Ti、Fe/Mn、Sr/Ba、Mg/Ca、Sr/Ca、Na/Ca、V/Cr、Ni/Co、Ni/V的变化 ,对三水盆地古近系始新统心组红岗段生油岩的沉积条件进行了系统分析。
2.
The Mesozoic source rocks at the northern Tarim basin belong to argillaceous rocks of continental facies, which are mainly developed in the Permian System and Jurassic System.
塔里木盆地北部地区中生界生油岩为陆相泥质生油岩，主要发育在三叠系、侏罗系。
3.
With the help of gas chromatography/mass spectrometry, the authers identified a novel homologue with m/z 252+14n (n=0—3) in aromatic fraction of marine source rocks from Mesozoic to Paleozoic.
借助GC/MS法,笔者在海相中、古生界生油岩的芳烃馏分中检测到一个分子量为m/z 252+14n(n=0～3)的系列化合物。
6) source rocks and reservoir rocks
生储油岩
补充资料：生油岩标志
判别岩石是否具有生油岩的特征。生油岩是指能够生成并提供具有工业价值石油的岩石。生油岩的 3个必要条件是：①有足够数量的干酪根；②适于生油的干酪根类型；③干酪根生成石油所必需的成熟度。为此，人们根据已有的研究成果提出了一些定性的或定量的界限作为生油岩标志。
一般采用岩石中的有机碳含量来指示岩石中的干酪根丰度。有机碳含量是指岩石中除去各种无机碳以外的碳元素含量,可用实验加以测定。由于测得的有机碳是岩石经历了长期地质演化而残存的有机碳，而且干酪根也并非由单一的碳元素组成，所以这种残余的有机碳含量并不等于岩石中的干酪根含量。但许多研究结果表明,岩石的残余有机碳的含量能近似地反映岩石中的干酪根含量。根据石油勘探多年实践,中国国家地质总局中心实验室将陆相泥质岩生油岩的有机碳含量下限值定为 0.5％。而对于海相碳酸盐岩石，该有机碳含量最小值可能低至0.3％，甚至0.1％。
判别干酪根类型的方法主要是：①按未成熟的干酪根的元素组成分类。氢碳原子比大于1.5,而氧碳原子比小于0.1者，属于Ⅰ型干酪根，其生油潜力可高达 80％。Ⅰ型干酪根主要是由选择性富集的藻类和受微生物强烈改造的分散有机质所组成。氢碳原子比为1.5～1.0，氧碳原子比为0.1～0.2者，属于Ⅱ型干酪根，其生油潜力可达60％。Ⅱ型干酪根主要是由各种浮游生物及孢子花粉等混合物所组成。氢碳原子比小于1.0,氧碳原子比大于0.2者，属Ⅲ型干酪根,其生油潜力仅为30％。Ⅲ型干酪根主要是由高等植物组成。②参照孢粉学研究方法，可将经过酸解和浮选分离出的干酪根置于显微镜透射光下,划分出无定形絮质、藻质、草质、木质和镜质5种组分。絮质、藻质和草质为腐泥型干酪根，木质和镜质为腐殖型干酪根，中国分为腐泥组壳质组、镜质组、惰质组4类，并按这 4类多少划分Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型干酪根。③按干酪根的组分(反射光)分类。类脂体含量大于80％者，属于Ⅰ型于酪根；类脂体的含量为80～20％者，属于Ⅱ型干酪根；类脂体含量小于20％者，属于Ⅲ型干酪根。实践表明，各种干酪根分类参数或分类标志都有其局限性，最好采用多种方法综合判别干酪根的类型。
常用干酪根本身或干酪根的生成物判别干酪根成熟度。利用干酪根本身研究其成熟度时，除用干酪根元素组成及红外光谱特征随埋深的变化判别其成熟度外，还常用干酪根的镜质体反射率 (R0)判别成熟度。当R0小于0.5％时，干酪根处于未成熟阶段，其主要产物是H2O及CO2，只有极少量烃类；当R0为0.5～2.0％时，干酪根处于成熟阶段，干酪根大量生成油气；当 R0大于2.0％时，干酪根处于过成熟阶段，干酪根只能生成干气。镜煤反射率是目前鉴定生油岩成熟度中应用最广的光学技术，但由于镜煤在Ⅰ型干酪根中少见，因而在应用上受到局限。当利用干酪根生成物研究其成熟度时，常用石油或生油岩抽提物中不同碳原子正烷烃的相对分布特征判别，计有正烷烃成熟指标(NPMI)、碳优势指标 (CPI)和奇偶优势(OEP)3种指标。中国一般采用OEP值，其含义是,在正烷烃色谱图上，主峰及其前后的各两个组分中的奇碳数正烷烃含量与偶碳数正烷烃含量的比值。当 OEP值大于1.2时，干酪根处于未成熟阶段；当OEP值小于 1.2时，干酪根处于成熟阶段。此外，还可直接根据干酪根和孢粉的颜色变化，估测它们的成熟度,黄色指示未成熟,橘黄和褐色指示成熟，而黑色指示到了变质作用阶段。近年来，许多学者还采用生油岩中生物标记化合物判别干酪根成熟度。除了上述之外，还可测定干酪根的荧光性研究干酪根成熟度，但只能定性地研究它们的演化程度。
参考书目
西北大学地质系石油地质教研室编：《石油地质学》，地质出版社，北京，1979。
一般采用岩石中的有机碳含量来指示岩石中的干酪根丰度。有机碳含量是指岩石中除去各种无机碳以外的碳元素含量,可用实验加以测定。由于测得的有机碳是岩石经历了长期地质演化而残存的有机碳，而且干酪根也并非由单一的碳元素组成，所以这种残余的有机碳含量并不等于岩石中的干酪根含量。但许多研究结果表明,岩石的残余有机碳的含量能近似地反映岩石中的干酪根含量。根据石油勘探多年实践,中国国家地质总局中心实验室将陆相泥质岩生油岩的有机碳含量下限值定为 0.5％。而对于海相碳酸盐岩石，该有机碳含量最小值可能低至0.3％，甚至0.1％。
判别干酪根类型的方法主要是：①按未成熟的干酪根的元素组成分类。氢碳原子比大于1.5,而氧碳原子比小于0.1者，属于Ⅰ型干酪根，其生油潜力可高达 80％。Ⅰ型干酪根主要是由选择性富集的藻类和受微生物强烈改造的分散有机质所组成。氢碳原子比为1.5～1.0，氧碳原子比为0.1～0.2者，属于Ⅱ型干酪根，其生油潜力可达60％。Ⅱ型干酪根主要是由各种浮游生物及孢子花粉等混合物所组成。氢碳原子比小于1.0,氧碳原子比大于0.2者，属Ⅲ型干酪根,其生油潜力仅为30％。Ⅲ型干酪根主要是由高等植物组成。②参照孢粉学研究方法，可将经过酸解和浮选分离出的干酪根置于显微镜透射光下,划分出无定形絮质、藻质、草质、木质和镜质5种组分。絮质、藻质和草质为腐泥型干酪根，木质和镜质为腐殖型干酪根，中国分为腐泥组壳质组、镜质组、惰质组4类，并按这 4类多少划分Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型干酪根。③按干酪根的组分(反射光)分类。类脂体含量大于80％者，属于Ⅰ型于酪根；类脂体的含量为80～20％者，属于Ⅱ型干酪根；类脂体含量小于20％者，属于Ⅲ型干酪根。实践表明，各种干酪根分类参数或分类标志都有其局限性，最好采用多种方法综合判别干酪根的类型。
常用干酪根本身或干酪根的生成物判别干酪根成熟度。利用干酪根本身研究其成熟度时，除用干酪根元素组成及红外光谱特征随埋深的变化判别其成熟度外，还常用干酪根的镜质体反射率 (R0)判别成熟度。当R0小于0.5％时，干酪根处于未成熟阶段，其主要产物是H2O及CO2，只有极少量烃类；当R0为0.5～2.0％时，干酪根处于成熟阶段，干酪根大量生成油气；当 R0大于2.0％时，干酪根处于过成熟阶段，干酪根只能生成干气。镜煤反射率是目前鉴定生油岩成熟度中应用最广的光学技术，但由于镜煤在Ⅰ型干酪根中少见，因而在应用上受到局限。当利用干酪根生成物研究其成熟度时，常用石油或生油岩抽提物中不同碳原子正烷烃的相对分布特征判别，计有正烷烃成熟指标(NPMI)、碳优势指标 (CPI)和奇偶优势(OEP)3种指标。中国一般采用OEP值，其含义是,在正烷烃色谱图上，主峰及其前后的各两个组分中的奇碳数正烷烃含量与偶碳数正烷烃含量的比值。当 OEP值大于1.2时，干酪根处于未成熟阶段；当OEP值小于 1.2时，干酪根处于成熟阶段。此外，还可直接根据干酪根和孢粉的颜色变化，估测它们的成熟度,黄色指示未成熟,橘黄和褐色指示成熟，而黑色指示到了变质作用阶段。近年来，许多学者还采用生油岩中生物标记化合物判别干酪根成熟度。除了上述之外，还可测定干酪根的荧光性研究干酪根成熟度，但只能定性地研究它们的演化程度。
参考书目
西北大学地质系石油地质教研室编：《石油地质学》，地质出版社，北京，1979。
说明：补充资料仅用于学习参考，请勿用于其它任何用途。
参考词条