CN104730595A - 一种深层古油藏充注方向和途径示踪方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种深层古油藏充注方向和途径示踪方法，含有以下步骤：确定储层沥青和天然气为原油裂解歧化反应成因，两者有成因联系；判别古油藏原位裂解成因；古油藏充注方向和途径示踪。本发明根据储层沥青和古油藏的成因联系，利用储层沥青进行古油藏充注方向和途径示踪，适用于已发生完全裂解形成天然气的深层高-过成熟古油藏；能够实现从古油藏到天然气藏的过程研究；依据储层沥青R_o-天然气R_o和储层R_o三者之间的关系确定储层沥青和天然气之间的关系，并可判别天然气是否为古油藏原位裂解成因；深化和完善深层高-过成熟天然气藏成藏机理研究，研究结果更加可靠，可很好的为深层天然气勘探服务。

Description

一种深层古油藏充注方向和途径示踪方法

技术领域

本发明属于油气勘探开发技术领域，具体地说，涉及以一种深层古油藏充注方向和途径示踪方法。

背景技术

早期形成的古油藏在深埋热演化过程中亦可裂解成气(Burnham，1989；戴金星等，1992；Pepper，et al，1995；Schenk，1997；Waples，2000；Hill et al，2003)，其本质是原油在一定的温度下发生裂解歧化反应并生成气态烃和残渣(固体沥青)的过程(赵孟军等，2000；赵文智等，2004，2006)。该认识一方面使油气形成过程变得更加复杂，另一方面增强了裂解气的勘探潜力，尤其对于我国南方四川盆地的深层油气藏而言，更具有重要的勘探意义。

我国四川盆地地下古生界-震旦系海相地区地质历史时期的古油藏众多，但由于经历了漫长的热演化，这些古油藏均已经进入高-过成熟演化阶段(R_o>1.6％)并裂解成天然气，形成现今的众多天然气藏。油藏充注途径示踪是油气成藏研究的一项重要内容，通过油藏充注途径示踪研究，可以确定一个沉积盆地的烃源灶方位及古油气运移方向，从而有效地指导油气勘探实践。

四川盆地乐山-龙女寺古隆起震旦系-下寒武统是国内外典型的高-过成熟原油裂解型天然气田形成区(邹才能等，2014)。2013年该区磨溪下寒武统龙王庙发现安岳海相特大型气田(杜金虎等，2014)，这对推进我国天然气工业的快速发展，保障国家能源安全具有十分重要的意义。相关的古油藏充注途径示踪研究对探索和揭示大型古隆起海相油气田形成与富集规律具有重要理论价值，对进一步的油气勘探具有重要的实践意义(王铁冠，2014)。由于高-过成熟天然气(裂解气)形成的本质是原油在一定的温度下发生裂解并生成气态烃和残渣(固体沥青)的过程。因此，储层沥青可为深层古油藏充注方向和途径示踪提供很多信息。

以乐山-龙女寺古隆起地区这种高-过成熟天然气藏为例，目前的油气地质研究主要偏重于地层、构造与油气成藏的基础地质研究(侯方浩等，1999；徐世琦等，2002；姚建军等，2003；孙玮等，2009，2010，2011；刘树根等，2007，2009，2011，2012；姜华等，2014；徐春春等，2014)。已有针对乐山-龙女寺古隆起一带的沥青研究，主要是针对沥青的镜下特征、沥青含量、充满度、生烃潜力及沥青形成的可能期次方面，针对储层沥青开展生物标志物地球化学研究限于讨论储层沥青的热力学成因和沉积环境等(崔会英等，2008；黄文明等， 2011；刘丹等，2014)。相关研究认为该区震旦系灯影组和下寒武统龙王庙组普遍含有沥青，几乎井井见沥青，而且很多沥青含量很高，这些储层沥青是原油裂解成气后发生歧化反应所形成的焦沥青(黄籍中等，1989；张林等，2005；崔会英等，2008；黄文明等，2011；田兴旺等，2013；刘丹等，2014)，但无论沥青含量，还是沥青充满度，均受储层孔隙性的影响，不能指示油气充注的方向与途径(王铁冠，2014)。

由于深层高-过成熟区古油藏已完全裂解，因此目前国内外均未见有针对古油藏的充注方向与途径示踪研究，这使得对该区油气来源以及充注路径缺乏深入的理解。即使有相关认识也是基于地质特征判断的，缺乏直接的地球化学证据；或是依据现今的天然气藏的信息做出的判断，而从古油藏到天然气藏，经历了很复杂的地质演化，构造演化可能会使油气成藏方向调整，因此现今的天然气藏充注方向和途径并不代表古油藏的充注方向和途径。

发明内容

本发明针对上述问题，提出了一种深层古油藏充注方向和途径示踪方法，该方法基于储层沥青，根据储层沥青和古油藏的成因联系，利用储层沥青进行古油藏充注方向和途径示踪，对研究深层高-过成熟裂解型古油藏和现今天然气藏成藏机理和有效预测深层油气资源有重要的意义。

本发明的技术方案是：一种深层古油藏充注方向和途径示踪方法，含有以下步骤：

(一)确定储层沥青和天然气为原油裂解歧化反应成因，两者有成因联系。

(二)判别古油藏原位裂解成因，其判别步骤为：

1、利用光学显微镜测定沥青反射率R_b，根据沥青反射率R_b与镜质体反射率R_o之间的判别关系，判别储层沥青的成熟度；利用天然气测定的甲烷碳同位素值，根据甲烷碳同位素δ¹³C₁与镜质体反射率R_o之间的判别关系，判别天然气的成熟度；

2、对重点井目的层位取样，进行镜质体反射率R_o测定，形成镜质体反射率R_o剖面，根据镜质体反射率R_o计算目标储层对应的镜质体反射率R_o，依据沥青镜质体反射率R_o-天然气镜质体反射率R_o和储层镜质体反射率R_o三者之间的关系，判别天然气是古油藏原位裂解成气形成还是古油藏运移后异位裂解形成。

(三)古油藏充注方向和途径示踪：采用色谱-色质仪对储层沥青进行色谱-色质分析，根据储层沥青的色谱-色质分析，提取古油藏的烃类非烃组分，根据油藏地球化学作用原理，以三芳甾烷参数C₂₀/(C₂₀+C₂₈)作为原油运移/油藏充注的分子生物标志物参数，根据参数C₂₀/(C₂₀+C₂₈)的相对大小作为示踪古油藏的原油充注方向与途径依据，追踪烃源灶方向。

进一步的，所述步骤(一)中，储层沥青和天然气存在成因联系的步骤为：

1、根据天然气组分特征、甲烷碳同位素值和甲烷同系物碳同位素分馏序列特征及He和Ar同位素参数确定天然气是否为有机成因气；

2、确定天然气为有机成因气后，利用天然气组分、干燥系数C₁/C_1-5和轻烃参数确定天然气成因为腐泥油型气还是腐殖煤型气；

3、确定天然气为腐泥油型气后，根据天然气组分中δ¹³C₂-δ¹³C₃与ln(C₂/C₃)的关系图和实测样品点的信息确定天然气是否为原油裂解气；

4、确定天然气为原油裂解气后，根据沥青的镜下特征、在储层中的分布特征和沥青反射率R_b确定储层沥青与原油裂解型天然气是否存在成因关系，根据沥青反射率R_b与镜质体反射率R_o之间的判别关系，将沥青反射率R_b转化为常用的镜质体反射率R_o，沥青反射率R_b转化的镜质体反射率R_o大于2.0，则确定储层沥青与原油裂解型天然气存在成因联系。

作为优选，所述的步骤(二)中，判别古油藏原位裂解成因的步骤1中，还可以根据生物标志物的检测计算芳烃成熟度参数判别沥青成熟度。

作为优选，所述的步骤(二)中，判别古油藏原位裂解成因的步骤1中，还可以根据计算天然气轻烃参数判别天然气的成熟度。

进一步的，所述的步骤(二)中，判别古油藏原位裂解成因的步骤1中，沥青反射率R_b与镜质体反射率R_o之间的判别关系为：R_o＝0.618R_b+0.4或者R_o＝0.6569R_b+0.3364。

进一步的，所述的步骤(二)中，判别古油藏原位裂解成因的步骤1中，甲烷碳同位素δ¹³C₁与镜质体反射率R_o之间的判别关系为：δ¹³C₁(‰)＝14.8lgR_o-41.0或者δ¹³C₁(‰)≈15.80lgR_o-42.20。

作为优选，所述的步骤(二)中，判别古油藏原位裂解成因的步骤2中，取样时，根据完井综合录找长度大于10m、稳定发育的泥岩或碳酸盐岩，在100m间隔内至少取一个样。

进一步的，根据示踪的古油藏充注方向和途径，调整古油藏-气藏的充注方向、确定成藏时间，建立成藏模式，预测勘探目标，其具体步骤为：

1、根据实测的天然气物性和地球化学参数确定气藏的充注方向，对古油藏充注方向和途径与天然气藏的充注方向和途径进行对比，获得油藏到气藏的充注方向调整情况；

2、对重点储层岩心进行油气包裹体观察、测温，将油气包裹体的期次划分与成岩作用相结合，利用矿物之间的组构关系确定矿物的生成序次，并通过观察油气包裹体与主矿物的相互关系，作为划分流体包裹体形成期次的依据；其中，矿物之间的组构关系是指矿物的组成、结构、排列构造。

3、综合油包裹体均一温度和气包裹体均一温度分别确定古油藏成藏温度和气藏成藏温度，根据埋藏史-热史恢复结果，将成藏温度转化成成藏时间；

4、综合古油藏的原位裂解判别、古油藏到气藏调整情况和成藏时间，建立油气成藏模式，预测勘探目标。

本发明的有益效果是：

(1)现有技术关于油藏充注方向和途径示踪是根据油藏地球化学原理，建立在对油藏的地质-地球化学分析基础上，但对于深层高-过成熟古油藏已发生完全裂解形成天然气，现有技术已无法适用。本发明根据储层沥青和古油藏的成因联系，利用储层沥青进行古油藏充注方向和途径示踪，适用于已发生完全裂解形成天然气的深层高-过成熟古油藏。

(2)现有技术关于深层天然气藏的成藏模式是建立在地质特征的推测上，缺乏地球化学实证，尤其是针对古油藏成藏这个环节，因而缺乏从古油藏到天然气藏的过程研究。本发明能够实现从古油藏到天然气藏的过程研究，弥补了现有技术存在的这一缺陷。

(3)现有的技术运用含硫芳烃分子参数4-MDBT/1-MDBT(4-甲基二苯并噻吩/1-甲基二苯并噻吩)以及含氮化合物如1,8/2,7二甲基咔唑作为示踪参数，但这些常规参数不具有强烈的抗生物降解能力，因此生物降解作用的影响会影响其示踪油气运移路径效果，本发明中的三芳甾烷参数C₂₀/(C₂₀+C₂₈)更适合经历了漫长演化的高温古油藏充注方向和途径示踪，结果更可靠，效果更佳。

(4)现有技术缺乏针对天然气藏和古油藏成因联系的判别，对两者的研究多是孤立的。本发明依据储层沥青R_o-天然气R_o和储层R_o三者之间的关系，可确定储层沥青和天然气之间的关系，并可判别天然气是否为古油藏原位裂解成因。

(5)现有技术针对深层天然气成因和成藏机理研究，没有系统的方案，由于天然气和储层沥青皆有多种地质作用成因，因此这给判识结果带来不确定性。本发明设计了系统的研究方案，可深化和完善深层高-过成熟天然气藏成藏机理研究，研究结果更加可靠，可很好的为深层天然气勘探服务。

(6)本发明示踪方法操作可行，成本低，以储层沥青为基础，较天然气而言，储层沥青样品提取方便，可进行区域性的取样，样品的储存和地球化学检测都相对容易、方便。

附图说明

附图1为本发明具体实施例天然气和储层沥青成因联系判别示意图。

附图2为本发明具体实施例古油藏充注方向和途径示踪流程示意图。

附图3为本发明具体实施例热演化模拟实验获得的三芳甾烷成熟度参数C₂₀/(C₂₀+C₂₈)与实验温度和镜质体反射率R_o相关性图。

附图4为本发明具体实施例储层沥青实验分析流程图。

附图5为本发明具体实施例根据储层沥青的三芳甾烷成熟度参数C₂₀/(C₂₀+C₂₈)示踪古油藏充注方向示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明作进一步说明。

一种深层古油藏充注方向和途径示踪方法，含有以下步骤：

(一)确定储层沥青和天然气为原油裂解歧化反应成因，两者有成因联系，如图1所示，其确定储层沥青和天然气存在成因联系的步骤为：

1、有机成因气甲烷、乙烷等有机组份含量高，通常在90％以上，非烃类气体含量低；有机成因δ¹³C₁轻，并且具有δ¹³C₁＜δ¹³C₂＜δ¹³C₃＜δ¹³C₄的正常分馏序列；利用He³/He⁴-He成因判识图版和⁴⁰Ar/³⁶Ar参数识别是壳源还是幔源，如安岳气田实测天然气样品的³He/⁴He(R)和大气的³He/⁴He(Ra)比值，即R/Ra均＜0.1，表明其中的氦是以壳源成因为主的，⁴⁰Ar/³⁶Ar值较高，表明其主要为来源于地壳物质中的放射性成因。通过上述方法根据天然气组分特征、甲烷碳同位素值和甲烷同系物碳同位素分馏序列特征及He和Ar同位素参数确定天然气是否为有机成因气。

2、确定天然气为有机成因气后，利用天然气组分、干燥系数C₁/C_1-5和轻烃参数确定天然气成因为腐泥油型气还是腐殖煤型气。其中，煤型气的干燥系数一般大于0.95，并且煤型气中普遍含有一定量的N₂和CO₂，可根据煤型气的干燥系数来鉴别天然气是油型气还是煤型气；由天然气轻烃中C₇正庚烷、甲基环己烷和各种结构的二甲基环戊烷组成编制成三角图，可通过该三角图来鉴别天然气是油型气还是煤型气。

3、由于热演化状态的不同，会造成天然气的成因不同。如在成熟和高成熟演化阶段，即镜质体反射率R_o为0.6％-2.0％时，有机质经热催化作用降解而形成腐泥干酪根裂解气；已生成的液态烃(原油)和部分重烃气经过高温裂解作用形成高干燥系数的原油裂解气。原油裂解气的判别目前多采用δ¹³C₂-δ¹³C₃与ln(C₂/C₃)的关系图来识别，确定天然气为腐泥油型气后，根据天然气组分中δ¹³C₂-δ¹³C₃与ln(C₂/C₃)的关系图和实测样品点的信息确定天然气是否为原油裂解气。

4、储层沥青的成因有很多种，譬如生物降解成因、原油裂解成因、气侵(脱溶)沥青等。由于每种成因形成的沥青特征不一样，因此，确定天然气为原油裂解气后，根据沥青的镜下特征、在储层中的分布特征和沥青反射率R_b确定储层沥青与原油裂解型天然气是否存在成因关系。储层里请根据沥青的镜下特征、在储层中的分布特征和沥青反射率R_b确定为原油裂解 成因沥青，原油裂解成因沥青具有高成熟特征。测得的沥青反射率R_b可定量评估沥青成熟度，根据沥青反射率R_b与镜质体反射率R_o之间的判别关系，将沥青反射率R_b转化为常用的镜质体反射率R_o，从转化结果看，沥青反射率R_b转化的镜质体反射率R_o大于2.0，显示为高-过成熟度，表明沥青是热蚀作用成因，是由古油藏中的原油发生裂解反应后形成，则确定储层沥青与原油裂解型天然气存在成因联系，即所研究的沥青为古油藏原油裂解所致，因此可以通过对储层沥青的地质-地球化学特征分析来确定古油藏的充注方向和途径示踪，从而为古油藏成藏过程及后期调整提供直接的判别依据。

(二)判别古油藏原位裂解成因，如图2所示，其判别步骤为：

1、利用光学显微镜测定沥青反射率R_b，根据沥青反射率R_b与镜质体反射率R_o之间的判别关系，判别储层沥青的成熟度，该成熟度可以作为反映原油裂解时的古原油成熟度的依据，其中，所述沥青反射率R_b与镜质体反射率R_o之间的判别关系为：R_o＝0.618R_b+0.4或者R_o＝0.6569R_b+0.3364；利用天然气测定的甲烷碳同位素值，根据甲烷碳同位素δ¹³C₁与镜质体反射率R_o之间的判别关系，判别天然气的成熟度，所述甲烷碳同位素δ¹³C₁与镜质体反射率R_o之间的判别关系为：δ¹³C₁(‰)＝14.8lgR_o-41.0或者δ¹³C₁(‰)≈15.80lgR_o-42.20。除此之外，还可以根据生物标志物的检测计算芳烃成熟度参数判别沥青成熟度，还可以根据计算天然气轻烃参数判别天然气的成熟度。

2、对重点井目的层位取样，进行镜质体反射率R_o测定，形成镜质体反射率R_o剖面，取样时，根据完井综合录找长度大于10m、稳定发育的泥岩或碳酸盐岩，在100m间隔内至少取一个样；根据镜质体反射率R_o计算目标储层对应的镜质体反射率R_o，依据沥青镜质体反射率R_o-天然气镜质体反射率R_o和储层镜质体反射率R_o三者之间的关系，判别天然气是古油藏原位裂解成气形成还是古油藏运移后异位裂解形成。

(三)古油藏充注方向和途径示踪：如图2所示，首先对储层沥青进行选样，选择合适的示踪参数，再根据色谱-色质测试结果计算出示踪参数，根据示踪参数值大小的分布，对古油藏充注方向和途径进行示踪。

由于储层沥青经历了漫长的地质演化作用，古油藏在地壳抬升过程中会经历生物降解作用影响，因此用于示踪的参数必须具有对温度尤其是高温有很好的敏感性，而又具有强烈的抗生物降解功能。

为筛选抗降解的适合高温下的成熟度参数，本实施例进行了高温下的热模拟实验。实验采用高压釜封闭体系加水热模拟方法。实验过程中，将每份样品放在相同的实验条件下，以相同的升温速率升温到油气生成温阶内的不同温度点(可按50℃间隔)。实验结束后，一方面对排出原油地球化学特征进行检测，另一方面对每份样品的残余物进行R_o和生标定量测定。 通过实验，可以发现三芳甾烷成熟度参数C₂₀/(C₂₀+C₂₈)和实验温度有着良好的对应增长关系。这里，C₂₀为C₂₀pregnane(孕甾烷)；C₂₈为C₂₈stigmastane(20R+20S)(豆甾烷)。

本实施例中热模拟实验检测三芳甾烷参数C₂₀/(C₂₀+C₂₈)成熟度属性和与镜质体反射率R_o的定量关系如表1所示。

表1

这表明C₂₀/(C₂₀+C₂₈)能作为高温下的成熟度参数，根据油藏地球化学作用原理，可以作为高温油藏充注的分子生物标志物示踪参数(图3a)。本案例提供的R_o和生标参数TA(Ⅰ)/TA(Ⅰ+Ⅱ)的定量关系为(图3b)：

C₂₀/(C₂₀+C₂₈)＝-0.0301R_o ²+0.1594R_o-0.0844(R²＝0.9896)

从化学原理上分析，长链的三芳甾烷同系物会比短链的三芳甾烷同系物优先进行热裂解，因此三芳甾烷参数TA(Ⅰ)/TA(Ⅰ+Ⅱ)是很好的成熟度示踪参数(其中，TA表示三芳甾烷，Ⅰ表示短链的三芳甾烷，Ⅱ表示长链的三芳甾烷)。并且三芳甾烷化合物具有很强的抗生物降解能力，在发生最严重的生物降解时，这些化合物仍能保持未被改造的状态，因而原油在经历其他的饱和烃都被改造或被全部消耗性的生物降解作用下，这些三芳甾烷化合物对于成熟度评价显得极其有用。这里短链三芳甾烷用C₂₀孕甾烷表示，长链用C₂₈豆甾烷表示。

因此本例中选用比值参数C₂₀/(C₂₀+C₂₈)更作为示踪参数，实践结果显示其非常有效。

确定了示踪参数后，如图4所示，采用色谱-色质仪对储层沥青进行色谱-色质分析，根据储层沥青的色谱-色质分析，提取古油藏的烃类非烃组分，计算C₂₀/(C₂₀+C₂₈)大小，根据C₂₀/(C₂₀+C₂₈)相对大小和油藏地球化学作用原理，示踪古油藏的原油充注方向与途径，追踪烃源灶方向。

图5所示为根据储层沥青的三芳甾烷成熟度参数C₂₀/(C₂₀+C₂₈)示踪古油藏充注方向，其中，C₂₀为C₂₀pregnane(孕甾烷)；C₂₈为C₂₈stigmastane(20R+20S)(豆甾烷)。

本实施例中，根据示踪的古油藏充注方向和途径，调整古油藏-气藏的充注方向、确定成藏时间，建立成藏模式，预测勘探目标，其具体步骤为：

1、根据实测的天然气物性和地球化学参数确定气藏的充注方向，对古油藏充注方向和途径与天然气藏的充注方向和途径进行对比，获得油藏到气藏的充注方向调整情况。

2、对重点储层岩心进行油气包裹体观察、测温，将流体包裹体的期次划分与成岩作用相结合，利用矿物之间的组构关系确定矿物的生成序次，并通过观察油气包裹体与主矿物的相互关系，作为划分流体包裹体形成期次的依据；其中，所述的矿物之间的组构关系是指矿物的组成、结构、排列构造。

3、综合油包裹体均一温度和气包裹体均一温度分别确定古油藏成藏温度和气藏成藏温度，根据埋藏史-热史恢复结果，将成藏温度转化成成藏时间。

4、综合古油藏的原位裂解判别、古油藏到气藏调整情况和成藏时间，建立油气成藏模式，预测勘探目标。

上述实施例用来解释本发明，而不是对本发明进行限制，在本发明的精神和权利要求的保护范围内，对本发明做出的任何修改和改变，都落入本发明的保护范围。

Claims (8)

1.一种深层古油藏充注方向和途径示踪方法，其特征在于：含有以下步骤：

(一)确定储层沥青和天然气为原油裂解歧化反应成因，两者有成因联系；

(二)判别古油藏原位裂解成因，其判别步骤为：

1）、利用光学显微镜测定沥青反射率R_b，根据沥青反射率R_b与镜质体反射率R_o之间的判别关系，判别储层沥青的成熟度；利用天然气测定的甲烷碳同位素值，根据甲烷碳同位素δ¹³C₁与镜质体反射率R_o之间的判别关系，判别天然气的成熟度；

2）、对重点井目的层位取样，进行镜质体反射率R_o测定，形成镜质体反射率R_o剖面，根据镜质体反射率R_o计算目标储层对应的镜质体反射率R_o，依据沥青镜质体反射率R_o-天然气镜质体反射率R_o和储层镜质体反射率R_o三者之间的关系，判别天然气是古油藏原位裂解成气形成还是古油藏运移后异位裂解形成；

(三)古油藏充注方向和途径示踪：采用色谱-色质仪对储层沥青进行色谱-色质分析，根据储层沥青的色谱-色质分析，提取古油藏的烃类非烃组分，根据油藏地球化学作用原理，以三芳甾烷参数C₂₀/(C₂₀+C₂₈)作为原油运移/油藏充注的分子生物标志物参数，根据参数C₂₀/(C₂₀+C₂₈)的相对大小作为示踪古油藏的原油充注方向与途径依据，追踪烃源灶方向。

2.根据权利要求1所述的深层古油藏充注方向和途径示踪方法，其特征在于：所述步骤(一)中，确定储层沥青和天然气存在成因联系的步骤为：

1）、根据天然气组分特征、甲烷碳同位素值和甲烷同系物碳同位素分馏序列特征及He和Ar同位素参数确定天然气是否为有机成因气；

2）、确定天然气为有机成因气后，利用天然气组分、干燥系数C₁/C_1-5和轻烃参数确定天然气成因为腐泥油型气还是腐殖煤型气；

3）、确定天然气为腐泥油型气后，根据天然气组分中δ¹³C₂-δ¹³C₃与ln(C₂/C₃)的关系图和实测样品点的信息确定天然气是否为原油裂解气；

4）、确定天然气为原油裂解气后，根据沥青的镜下特征、在储层中的分布特征和沥青反射率R_b确定储层沥青与原油裂解型天然气是否存在成因关系，根据沥青反射率R_b与镜质体反射率R_o之间的判别关系，将沥青反射率R_b转化为常用的镜质体反射率R_o，沥青反射率R_b转化的镜质体反射率R_o大于2.0，则确定储层沥青与原油裂解型天然气存在成因联系。

3.根据权利要求1所述的深层古油藏充注方向和途径示踪方法，其特征在于：所述的步骤(二)中，判别古油藏原位裂解成因的步骤1中，还可以根据生物标志物的检测计算芳烃成熟度参数判别沥青成熟度。

4.根据权利要求1所述的深层古油藏充注方向和途径示踪方法，其特征在于：所述的步骤(二)中，判别古油藏原位裂解成因的步骤1中，还可以根据计算天然气轻烃参数判别天然气的成熟度。

5.根据权利要求1所述的深层古油藏充注方向和途径示踪方法，其特征在于：所述的步骤(二)中，判别古油藏原位裂解成因的步骤1中，沥青反射率R_b与镜质体反射率R_o之间的判别关系为：R_o＝0.618R_b+0.4或者R_o＝0.6569R_b+0.3364。

6.根据权利要求1所述的深层古油藏充注方向和途径示踪方法，其特征在于：所述的步骤(二)中，判别古油藏原位裂解成因的步骤1中，甲烷碳同位素δ¹³C₁与镜质体反射率R_o之间的判别关系为：δ¹³C₁(‰)＝14.8lgR_o-41.0或者δ¹³C₁(‰)≈15.80lgR_o-42.20。

7.根据权利要求1所述的深层古油藏充注方向和途径示踪方法，其特征在于：所述的步骤(二)中，判别古油藏原位裂解成因的步骤2中，取样时，根据完井综合录找长度大于10m、稳定发育的泥岩或碳酸盐岩，在100m间隔内至少取一个样。

8.根据权利要求1所述的深层古油藏充注方向和途径示踪方法，其特征在于：根据示踪的古油藏充注方向和途径，调整古油藏-气藏的充注方向、确定成藏时间，建立成藏模式，预测勘探目标，其具体步骤为：

1）、根据实测的天然气物性和地球化学参数确定气藏的充注方向，对古油藏充注方向和途径与天然气藏的充注方向和途径进行对比，获得油藏到气藏的充注方向调整情况；

2）、对重点储层岩心进行油气包裹体观察、测温，将流体包裹体的期次划分与成岩作用相结合，利用矿物之间的组构关系确定矿物的生成序次，并通过观察油气包裹体与主矿物的相互关系，作为划分流体包裹体形成期次的依据；

3）、综合油包裹体均一温度和气包裹体均一温度分别确定古油藏成藏温度和气藏成藏温度，根据埋藏史-热史恢复结果，将成藏温度转化成成藏时间；

4）、综合古油藏的原位裂解判别、古油藏到气藏调整情况和成藏时间，建立油气成藏模式，预测勘探目标。