第二章 2.6 烃源岩特征

一、烃源岩概念二、烃源岩地质特征三、烃源岩地球化学特征四、油源对比第六节烃源岩特征与油源对比要分析一个盆地油气生成情况，就必须对能够提供油气来源的烃源岩进行识别和评价，研究烃源岩的类型及空间展布、所含有机质的丰度和类型、有机质成熟度，计算生油气量。生油岩（烃原岩，油气母岩）：能够生成石油和天然气的岩石称生油岩生油层：由生油岩组成的地层生油层系：在一定地质时期内，具有相同岩性—岩相特征的若干生油层与其间非生油层的组合。有效烃源岩:已经生成并排出足以形成商业性油气聚集烃类的岩石含油岩系：包含有储集岩并含有油气的烃源岩系。一、烃源岩概念二、烃源岩地质特征暗色、细粒、富含有机质和微体生物化石，常见分散状原生黄铁矿或菱镁矿，偶尔可见原生油苗。粘土岩类：泥岩、页岩、油页岩、粉砂质泥岩；碳酸盐岩类：生物灰岩、泥灰岩、礁灰岩、隐晶灰岩岩性：泥岩、页岩、粘土等。颜色：灰黑-黑色，即暗色。化石：富含生物化石。环境：安静乏氧的水体，层理：水平，块状。沉积相：深-半深水湖相，浅海相，三角洲。（一）粘土岩类烃源岩济阳坳陷三套烃源岩纯372沙四上河130沙三下河149沙三中中间静水纹层上部扰动纹层莓状黄铁矿烃源岩具有非均质性岩性：灰岩、生物灰岩、泥灰岩。颜色：灰、褐灰、深灰色。结构：隐晶-粉晶质，灰泥为主。化石：富含。层理：厚层块状，水平。环境：低能。特点：富含有机质。岩相：浅海。实例：四川，P，T（南方RCO3岩问题）（二）碳酸盐岩类烃源岩三、烃源岩的地球化学特征（有机质丰度、类型、成熟度）（一）有机质的丰度常用指标有机碳、氯仿沥青“A”、总烃含量烃源岩中有机质的丰富程度。1、有机碳（Toc)岩石中与有机质有关的碳。剩余有机碳含量：用单位重量的岩石中Corg的重量百分数来表示。泥岩中有机碳含量在1.16~1.60%之间,平均1.22%；碳酸盐岩中的有机碳只要大于0.08%，就被视为生油岩。生油母质的5-10%生成烃类，而只有烃类的3-10%运移出来，即岩石中只有有机质的1%被运移走，绝大部分被残留，所以，剩余有机C的含量可反应有机质的多少，有机质总量/有机碳=常数，剩余有机碳含量：用单位重量的岩石中Corg的重量百分数。从有机碳计算有机质丰度的转换系数(K)有机碳≠有机质剩余有机质含量=转换系数×剩余有机碳含量Toc必须达到一定数值，才可能成为烃源岩；但含量太高，可能无潜力碳多，不利于生油Tissot（1978年）：泥岩Toc=2.16%，碳酸盐岩Toc=0.67%泥岩Toc>0.5%碳酸盐岩Toc>0.3-0.5%我国东部中新生代陆相含油气盆地：泥页岩烃源岩Toc=1-2%碳酸盐岩Toc=0.1-1.0%—较低Toc生油下限为：根据有机碳含量划分泥质岩和碳酸盐岩生油岩级别（陈建平等，1996）1.00～2.004.0～＞8.0极好0.50～1.002.0～4.0非常好0.25～0.501.0～2.0好0.12～0.250.5～1.0中等＜0.12＜0.5差碳酸盐岩（%）泥质岩（%）岩石类型生油岩级别2、氯仿沥青“A”泥质烃源岩评价氯仿沥青“A”(ppm)好1000—4000较好500—1000下限>250—300岩石中的“A”含量，与有机质丰度、类型、成熟度都有关。受成熟度影响比较大，相互对比时应考虑大体为同一演化阶段。氯仿沥青“A”经分离可以得到：饱和烃、芳烃、非烃、沥青质。岩样未经酸处理，直接用氯仿抽提的产物。我国陆相淡水-半咸水沉积中，主力烃源岩的氯仿沥青“A”含量均在0.1%以上，平均值为0.1%~0.3%。从氯仿沥青“A”中分离出来的饱和烃+芳烃，。3、总烃：泥质烃源岩评价好较好下限总烃ppm500—1000100—500>100目前用于评价烃源岩成熟度的常规地球化学方法：干酪根的组成特征、可溶抽提物的化学组成、岩石热解法、TTI法等（二）有机质的成熟度烃源岩有机质的热演化程度。1、根据干酪根演化特征（1）镜质体反射率(Ro)镜质体：以芳香环为核，带有不同的烷基支链。在热演化过程中，烷基支链热解析出，芳环稠合，芳香片间距逐渐缩小，致使反射率增大、透射率减小、颜色变暗，且该趋势不可逆转。镜质体反射率不仅受古地温的变化控制，而且还受时间的影响，要达到相同的反射率，温度越高时所需的时间越短，反之所需的时间越长。所以，镜质体反射率是一项研究烃源岩经历的时间-古地温史、衡量有机质热成熟度的良好指标。镜质体反射率Ro煤演化阶段泥炭褐煤烟煤无烟煤Ro＜0.5%0.5%-1.0%1.5%-2.5%＞2.5%深部高温生气阶段热裂解生凝析气阶段热催化生油气阶段生物化学生气阶段成烃演化阶段＞2.01.5-2.00.5－1.5<0.5Ro（%）过熟高熟成熟未熟有机质演化程度A、随有机质成熟度↑，Ro↑，Ro不可逆。B、随温度↑，Ro指数↑；随时间↑，Ro线性↑。C、Ro可用于确定油气产出状态。D、地质剖面中，随埋深增大，Ro逐渐↑。印度尼西亚一口井的反射率剖面，它表明中生界下沉速率比第三系慢，中生界地温梯度明显高于第三系。并由此可以计算中生界的剥蚀厚度，估计地表附近的镜质体反射率为0.2%，则中生界的缺失厚度超过1800米。（2）Kerogen颜色及H/C、O/C原子比三种干酪根产烃开始时的元素组成表干酪根 H/CO/C H/CO/C H/CO/CⅠ产油1.450.05产湿气0.70.05产干气0.50.05Ⅱ1.250.080.70.050.50.05Ⅲ0.80.180.60.080.50.06随有机质成熟度↑，Kerogen颜色加深，H/C↓、O/C原子比↓，向富C方向收缩。有机质演化图唐纳盆地干酪根颜色的阿伦纽斯图TAI孢粉颜色温度（℃）有机质变质程度演化产物1级浅黄色30未变质干气2级桔（橙）黄色50轻微变质干气、重油3级棕黄色150中等变质油、湿气4级灰黑色175强变质湿气、凝析气5级黑色>200深度变质干气（3）孢粉颜色和热变质指数（TAI）（TAI：ThermalalterationIndex）TAI<2.5：未成熟；2.5—3.7：成熟—高熟；>3.7：过熟①正烷烃分布曲线（4）正烷烃分布特征和奇偶优势由于有机质成熟转化是一个加氢裂解的过程，随着热演化作用的加强，有机质成熟度↑，生成烃类的分子量↓，正烷烃的低碳数组分含量↑。正烷烃分布曲线：由锯齿形→光滑，主峰碳碳数降低不同类型的石油的正烷烃分布曲线图②正烷烃奇偶优势即在正烷烃中奇数碳原子正烷烃与偶数碳原子正烷烃的相对丰度。奇偶优势比（OEP）碳优势指数（CPI）两种表示方法：用正烷烃色谱图主峰碳数及其前后各二个组分共五个组分，按下式计算：式中：i+2——主峰C数；Ci+2——主峰C数时的峰面积；Ci——i碳数时的峰面积；（—1）i+1——是为了保证分子为奇数，分母为偶数。即奇/偶。奇偶优势比（OEP）以C29H60为中心，将C24H50—C34H70的百分含量带入下式计算：碳优势指数（CPI）随有机质成熟度↑，OEP↓、CPI↓→1近、现代沉积、未成熟烃源岩：正烷烃奇碳优势明显：OEP>1.2；CPI>5.5-2.4随沉积物年龄和深度增加，脂肪酸偶碳优势和正烷烃奇碳优势减弱成熟烃源岩：OEP<1.2、CPI<1.2值得注意的是，OEP、CPI在碳酸盐岩烃源岩和盐湖相烃源岩中，应用效果不佳。如在盐湖沉积中，正烷烃具有偶碳优势。正烷烃奇偶优势特征P1：较低温度(<300℃)下样品释放的游离烃；P2：较高温度（300~500℃）下干酪根热解生成的烃类；P3：干酪根中含氧基团热解生成的CO2峰面积S1、S2、S3：表示相应产物的含量，单位为mg/g。Tmax：最大生烃速度时的温度。评价烃源岩有机质丰度、类型、成熟度（5）利用热解法研究有机质的成熟度烃源岩的热演化程度越高，残余干酪根的可降解碳就越少，P2峰减小，且P2峰最高点对应的热解温度（Tmax）也越大。不同类型的有机质会影响Tmax，所以利用该参数划分成熟度阶段时，不同类型的有机质使用不同的。用热解法鉴定生油岩的成熟度1971苏——洛帕京提出，1980美——魏泊斯完善提出。（1）作用：告诉人们一个盆地何处何时烃类已经形成，液态烃将会裂解为气态的深度，即确定油气生成时间。生油量计算和油保存深度。(6)利用时间—温度指数（timetemperatureindex）（TTI）研究有机质的成熟度（2）原理：根据时-温为石油生成和演化过程中的一对互补重要因素。假设：成熟度TTI随时间呈线性关系，随温度呈指数关系增加。规定：温度因子（γ）——反应成熟度对温度的指数关系，即温度增加10℃成熟度速率增加一倍，增加因子γ——表示成熟度增加速率。γ=rn=2nn—任意10℃间隔，在Ti-Ti+1内，n=(Ti-100)/10取100-110℃为基准间隔，令n=0(100-110℃)其它间隔的指数为：温度间隔（℃）指数n80-90-290-100-1100-1100110-1201120-1302温度间隔内的地层厚度可能大致相等，但相等厚度地层的沉积时间则可能区别较大，因沉积速度不同所致。时间因子∆t—每个温度间隔内的沉积时间（Ma），任意温度间隔内的成熟度为成熟度上式表示成熟度与时间因子成直线关系，与温度因子成指数关系。总成熟度nmax、nmin——沉积物经受最高温度和最低温度间隔的指数值n。不同温度间隔的温度因子温度区间i℃指数值n温度因子γ………………………50-60-5r-5=2-5=0.0312560-70-4r-4=2-4=0.062570-80-3r-3=2-3=0.12580-90-2r-2=2-2=0.2590-100-1r-1=2-1=0.5100-1100r0=20=1110-1201r1=21=2120-1302r2=22=4130-1403r3=23=8140-1504r4=24=16………………………①在时间—深度图上，根据地温分布，取10℃间隔，作温度等值线。(3)TTI的计算②在有温度等值线的时间—深度图上，迭合目的层埋藏史图。③从上图中读出各温度区间i内目的层所停留的时间∆ti，利用公式计算∆TTIi和TTI，并列表。………………………………………45/5125/1285r-7=2-7=1/12830-4025/51210/25610r-8=2-8=1/25620-305/5125/5125r-9=2-9=1/51210-20TTI∆TTIi∆T（Ma）温度因子γ=rn温度区间i℃∆TTIi、TTI计算表TTI与Ro、TAI及有机质演化成烃、保存阶段的对应关系TTI值的解释：④在图上划出生油窗（开始大量生油——生油结束）TTI=15～160 TTI法在油气勘探中的应用1）预测圈闭中烃类的性质（油？气？）2）确定烃源岩有机质成熟度；3）确定生油窗平面上：生油范围、有利生油气区；剖面上：生油深度；从而确定圈闭的含油气性。珠江口盆地惠陆--东沙含油气系统生烃史图镜质体反射率Ro孢粉颜色和热变质指数（TAI）干酪根颜色及H/O、O/C原子比正烷烃分布特征及奇偶优势岩石热解法时间—温度指数……评价烃源岩有机质成熟度的主要指标：地质特征岩相深湖半深湖浅—半深滨浅湖河—滨岩性灰黑色泥岩黑灰色泥岩黑褐色泥岩灰绿色泥岩红色泥岩  地质特征TOC1.5—2.01.0—1.50.6—1.00.4—0.6<0.4“A”（%）>0.150.1—0.150.05—0.10.01—0.05<0.01总烃（PPM）>1000500—1000200—500100—200<100总烃/TOC（%）>64—62—41—2<1R0（%）1.2—0.61.2—0.61.2—0.61.2—0.6<0.5OEP1.0—1.11.1—1.31.1—1.3>1.3>2干酪根类型ⅠⅡ1Ⅱ2Ⅲ#评价评价极好好较好差非烃源岩我国陆相烃源岩评价标准