ICS75-010 SY CCS E 11 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T6414—2025 代替SY/T6414—2014 全岩有机显微组分鉴定方法 Identification for organic macerals in whole rock 2025—09－28 发布 2026—03－28 实施 国家能源局 发布 SY/T6414—2025 目 次 前言 范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 4 仪器与材料 5 样品制备 5.1 岩石颗粒制片 5.2 块状岩石制片 6全岩有机显微组分分类 全岩有机显微组分鉴定 7.1全岩有机显微组分鉴定程序 7.2 全岩有机显微组分特征 3 8 精密度 附录A (规范性) 全岩有机显微组分统计方法 9 附录B (资料性) 全岩有机显微组分图版和图版说明 SY/T6414—2025 前言 本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规 定起草。 本文件代替SY/T6414—2014《全岩光片显微组分鉴定及统计方法》。与SY/T6414—2014相比， 除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下： a）更改标准名称《全岩光片显微组分鉴定及统计方法》为《全岩有机显微组分鉴定方法》； b）增加了透射光描述（见第1章、第4章、第7章）； c）增加了光薄片制备方法（见5.2）； d）更改了全岩有机显微组分分类表（见表1，2014年版的表1）； e）增加了用全岩有机显微组分鉴定类型划分方法（见7.1）； f）更改了全岩有机显微组分特征的描述（见7.2，2014年版的6.2）； g）更改了统计方法（见附录A，2014 年版的第7章）； h）更改了显微组分图版和图版说明（见附录B，2014 年版的附录B)。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由石油工业标准化技术委员会石油地质勘探专业标准化委员会提出并归口。 本文件起草单位：中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院、大庆油田有限责 任公司勘探开发研究院、中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司、中国石油大学（北京)、长 江大学、国家地质实验测试中心、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究 所、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司 勘探开发研究院、四川省地质调查研究院、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司。 本文件主要起草人：黎萍、韩冬梅 、林晶、 王义章、 李阔、 王飞宇、谢小敏、秦婧、芮晓庆、罗 情勇、杨佳佳、谭雅倩、王丽、范俊佳 圭、王海波、黄冬、讠 谢巍 本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为 -1999年首次发布为SY/T6414一1999，2014年第一次修订； 一本次为第二次修订。 SY/T6414—2025 全岩有机显微组分鉴定方法 1范围 本文件规定了全岩光片或光薄片在显微镜反射白光、反射荧光及透射光下有机显微组分鉴定方法。 本文件适用于泥页岩、碳酸盐岩、煤有机显微组分的鉴定及统计。 2 规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文 件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适 用于本文件。 GB/T 16773煤岩分析样品制备方法 SY/T 5913岩石制片方法 3 术语和定义 本文件没有需要界定的术语和定义。 4仪器与材料 主要仪器与材料如下。 a）显微镜：应配备反射明场、反射偏光、反射荧光、透射明场和偏光，宜用100W高压汞灯、 100W卤素灯或LED灯作为光源。 b）滤光片：激发滤光片的波长选用由330 nm ～530 nm的任何一种阻挡滤片组合。 c）宜配备电动载物台。 d）配备计数器或图像处理软件。 e）浸油：无荧光。 f）粘结剂：无荧光。 5样品制备 5.1岩石颗粒制片 5.1.1 将岩石样品粉碎至粒径0.5 mm ～ 1.0 mm的颗粒。取 5g颗粒样品和粘结剂按1：1的体积比 例放人直径20 mm～40mm的圆形模具内，搅拌均匀固化。固化后在上面加粘结剂至12mm左右的 高度，放人标签，静置固化后取出光片。 5.1.2岩石颗粒光片磨制及抛光方法按 GB/T16773执行。 1 SY/T6414—2025 5.2块状岩石制片 5.2.1沿岩石平行层理或垂直层理方向切割成光片或光薄片，有效观察面积应不小于400mm² 5.2.2块状岩石光片磨制及抛光方法应按GB/T16773执行，光薄片厚度、磨制及抛光方法应按SY/T 5913执行。 6全岩有机显微组分分类 全岩有机显微组分按照表1分类。 表1全岩有机显微组分分类表 物 有 显 腐泥组 壳质组 镜质组 惰质组 次生有机组 机 微 s E I A 组 屑 组 B 无 结 层 腐 结 各 动 显 木 结 构 状 泥 孢 角 树 树 壳 镜 丝 粗 菌 情 烃 沥 微 向 物 微 栓 构 参 藻 藻 基 粉 质 脂 皮 镜 屑 质 粒 类 屑 类 青 粒 异 质 组 镜 类 类 质 体 体 体 体 体 质 体 体 体 体 体 体 体 性 屑 分 体 质 体 体 体 体 体 体 符 S1 S2 S3 E1 E2 E3 E4 E5 E6 1 V3 12 I3 14 Al A2 A3 A4 B1 号 7全岩有机显微组分鉴定 7.1全岩有机显微组分鉴定程序 7.1.1显微镜宜用紫光或蓝光激发。先开启高压汞灯，再开启白光光源。检查反射白光、反射荧光和 透射光灯切换装置是否正常。将压平后的光片置于载物台上，滴上浸油，显微镜聚焦，校正物镜中 心。调节孔径光圈和视域光圈，使视域亮度适中，光线均匀，成像清晰。 7.1.2将制备好的全岩光片、光薄片放置在双目偏光显微镜载物台上，用油浸反射白光、荧光、透射 光模式观测全岩有机显微组分特征。 7.1.3根据显微镜下有机显微组分结构、形态特征及油浸反射白光、荧光、透射光模式下光学特征确 定有机显微组分。全岩有机显微组分名称应符合表1的规定。 7.1.4 统计每种有机显微组分数量，计算每种组分含量。统计方法按照附录A的规定执行。 7.1.5可用全岩有机显微组分的百分含量进行加权计算，按公式（1）计算： 100xS+100×E4+50x(E-E4)+10xV0+(-75)x(V-V0)+(-100)x1 TI = .... () S+E+V+I 2 SY/T6414—2025 式中： TI一类型指数，无量纲； S一腐泥组的百分含量，用百分数表示； E4—一树脂体的百分含量，用百分数表示； E一壳质组的百分含量，用百分数表示， V一一镜质组的百分含量，用百分数表示： VO一无结构镜质体中荧光镜质体的百分含量，用百分数表示； F 一情质组的百分含量，用百分数表示。 7.1.6划分有机质类型时，TOC0.4%样品全岩显微组分类型划分标准应符合表2的规定，TOC< 0.4%，仅供参考。 表2全岩有机显微组分类型划分 类型 类型指数 1 ≥80 I1 40 ~< 80 I2 0 ~< 40 0> 7.2全岩有机显微组分特征 7.2.1 结构藻类体 7.2.1.1结构藻类体有群体藻、厚壁单细胞藻两种形态。 7.2.1.2群体藻在纵切面上呈透镜状、扇形、纺锤形。在水平面上呈近圆形，群体的外形清晰，边缘 多呈现出不规则的齿状。 7.2.1.3群体藻在未成熟一成熟阶段，反射荧光下呈绿色、黄色、褐黄色，随成熟度增加荧光强度逐 渐减弱。油浸反射白光下呈暗灰色，内反射呈褐色或红色。透射光下呈黄色、黄褐色、褐色。 7.2.1.4群体藻在成熟一过成熟阶段无荧光。油浸反射白光下呈灰色，多数仅见残余结构。透射光下 呈黑色。参见图 B.1-a、b。 7.2.1.5厚壁单细胞藻具有明显的形态及内部结构，呈蜂窝或海绵状。 7.2.1.6厚壁单细胞藻在未成熟一成熟阶段，反射荧光下皇绿色、黄色、褐黄色，随成熟度增加荧光 强度逐渐减弱。油浸反射白光下呈暗灰色，内反射呈褐色或红色。透射光下呈黄色、黄褐色、褐色。 7.2.1.7厚壁单细胞藻在成熟一过成熟阶段无荧光。油浸反射白光下呈灰色，多数仅见残余结构。透 射光下呈黑色。参见图 B.1-c ～l。 7.2.2层状藻类体 7.2.2.1层状藻类体有线形藻类薄层和薄片状藻类体两种形态。 7.2.2.2线形藻类薄层层厚度小于1μm，平面上呈线状，长度大于10 μm。 7.2.2.3线形藻类薄层在未成熟一成熟阶段，反射荧光下呈浅绿色、绿黄色、黄色、橙色、红褐色, 随成熟度增加荧光强度逐渐减弱。油浸反射白光下呈暗灰色。透射光下呈黄至黄褐色。 7.2.2.4线形藻类薄层在成熟一过成熟阶段无荧光。油浸反射白光下呈灰色，反射面模糊不清晰，部 3