一、实验目的
1.掌握生油岩/储油岩热解分析的实验原理；
2.掌握油气显示评价仪（OG-2000V）的使用方法；
3.能够应用岩石热解仪分析的结果对生油岩或储油岩进行定性分析。
二、实验原理
在一定的条件下，烃源岩中有机物一部分生成烃类，这些烃类一部分运移到具有孔隙性的储层中，另一部分残留在烃源岩中，而未生成烃类的高聚合物干酪根也存在于烃源岩中。储层中石油主要由各种烃类、胶质和沥青质构成，生油岩主要由烃类和生油母质干酪根组成。不同烃类组分，不同分子量和分子结构的胶质、沥青质、干酪根均具不同的沸点，当温度达到某有机组分的沸点时，该种有机物质便蒸发裂解并从岩石中解析。
油气显示评价仪的分析原理：当程序升温时，岩石中的烃类、胶质、沥青质、干酪根在不同的温度点挥发、裂解，并从岩石中脱析，经载气携带使其与岩石样品进行定性的分离，并由载气携带直接进入氢火焰离子化检测器（FID）检测，经微机进行运算处理，记录各组份的含量和S2峰顶温度（Tmax），予以评价烃源岩，储集岩的优劣。
标准分析周期（适用于生、储油岩样品的热解三峰分析）：本次实验采用的分析周期
S0：90℃恒温2min；S1：快速加热至300℃恒温3min； S2：以50℃/min的速率升至600℃后，恒温1min。
S4（残碳分析周期）：
氧化阶段：氧化炉600℃恒温7min，热阱低温吸附CO、CO2；
分析阶段：热阱快速加热至380℃恒温，CO2转换为CH4进入检测器，共用3min。
适用于储油岩样品的热解五峰分析周期（了解）：
**阶段：将样品加热至90℃的载气吹洗岩样2min，检测天然气馏分S0峰。
**阶段：岩样被送入初始温度为200℃的热解炉中恒温1min，检测汽油馏分S1峰。
第三阶段：热解炉从200℃以50℃/min程序升温速率升温至350℃，恒温1min，检测S21峰。
第四阶段：热解炉从350℃以50℃/min程序升温速率升温至450℃并恒温1min，检测S22峰。
第五阶段：热解炉从450℃以50℃/min程序升温速率升温至600℃并恒温1min，检测S23峰。
第六阶段：样品在氧化炉中600℃氧化，热阱在常温吸附，CO、CO2转换分析。
热解色谱资料可提供下述地化参数：
S0(mg/g)－岩石中轻烃（C1－C7）含量；
S1(mg/g)－岩石中残留烃含量（若测S0时，不包括C1－C7烃）；
S2(mg/g)－岩石中裂解烃含量；
S3(mg/g)－岩石热解生成的CO2量，代表岩石样品在600℃下不能裂解的残余有机碳，代表部分胶质和沥青质。
三、实验步骤
1.打开气源总阀或气体发生器开关，观察其压力分别不低于N20.3MPa、H20.3MPa、Air0.4MPa。
2.打开电源开关，仪器显示“欢迎使用-OG-2000V 油气显示评价仪”，表明仪器上电正常。
3.设置分析周期和热解、残碳的灵敏度。
4.按“准备”键，仪器各点加热进入准备状态。
5.在仪器准备过程中，打开微机，进入地化分析程序。用鼠标点击“井初始化”，键入井号等参数；再点击“仪器调试”，在“周期设置”中选择周期；再点击“样品分析”，填取S2、S4和Tmax的标定误差范围，等待热解指示灯“准备Ⅰ”点亮。
6.指示灯“准备Ⅰ”点亮后，按“热解”键进行空白分析，清洗坩埚2~3次。
7.空白分析合格后，程序自动进入标样分析。程序自动比较相邻两次的标样误差，合格后自动进入样品分析。
8.在分析过程中要观察某种参数的工作状态，按“显示”键即可。
9.在分析过程中，可按“准备”键中断该次分析，一起进入准备状态。
10.若发现分析错误，可按“准备”键中断该次分析，仪器进入准备状态。
四、数据记录及处理
对每一个实验样品，记录样品的编号、井号、井深、岩石名称，实验结束后，记录S0、S1、S2、S4，并进行数据处理，按照
1.储油岩评价参数：含油气总*ST；气产率指数GPI；油产率指数OPI；总产率指数TPI；原油轻重组分指数PS；原油重质油指数IS；凝析油指数PI；轻质原油质数P2；中质原油指数P3；重质原油指数P4；
2.生油岩评价参数：产烃潜量PG；有效碳PC；产率指数PI；总有机碳TOC；降解潜率D；氢指数HI；氧指数OI；烃指数HCI；类型指数TI。
本次实验，对于生油岩按照下面的公式计算：
总有机碳：TOC(%)=0.083(S0+S1+S2+S4) 氢指数：IH(mgHC/gTOC)=(S2/TOC)×100
有效碳：CP(%)=(S0+S1+S2)×0.083 气产率指数GPI=S0/(S0+S1+S2)
油产率指数OPI=S1/(S0+S1+S2) 油气总产率指数TPI=(S0+S1)/(S0+S1+S2)
氧指数IO(mgCO2/gTOC)=S3/TOC×100
五、讨论
1. 样品放置时间对热解参数的影响；
2. 本次实验，仪器未能样品的S3，请从实验的角度和油气地化两个方面解释其含义。