气源岩的地球化学特征

Question

如题所述

Answer 1

研究中对陆良盆地内新近系茨营组泥岩层进行了系统采样，并进行了有机地球化学分析，各项分析结果如表6-5～6-8所列。

表6-5　陆良盆地新近系烃源岩岩石热解分析参数表

表6-6　陆良盆地天然气族组成参数统计表

表6-7　陆良盆地饱和烃参数统计表

1.有机质丰度

（1）有机碳含量

根据陆良盆地8口井的122个泥岩样品有机碳数据，其含量分布频率图（图6-3）显示，平均值为1.04%，众数值为0.74%，绝大多数样品属较好生油岩，一部分样品已达到好生油岩。

表6-8　陆良盆地新近系镜质体反射率数据表

图6-3　陆良盆地新近系烃源岩有机碳含量分布频率图

图6-4　陆良盆地新近系烃源岩氯仿沥青“A”含量分布频率图

（2）氯仿沥青“A”和总烃含量

从71个氯仿沥青“A”数据所编制的频率直方图上可以看出（图6-4），众数值为0.016%，平均值为0.0485%。显然，绝大多数样品已达到生油岩标准，尤其是其中的碳质泥岩，已属好生油岩，其值多数在0.14%～0.26%范围。

陆良盆地23个总烃含量的样品，其值小于100ppm的占55%，大于100ppm的占45%，最大值达563ppm。这说明已有相当一部分样品已达到生油岩或较好生油岩标准。

（3）热解生油潜量

陆良盆地7口井的34个岩石热解样品，得到了一系列参数（表6-9），其中生油潜量是较好的有机质丰度指标。根据表6-4数据可以看出，陆良盆地产油潜量全都大于0.5，已达到一般生油岩标准；有少数样品，其值大于2，已属较好生油岩；陆7井的粉砂质泥岩和陆9井的沥青质泥岩，其值高达13.98和6.95，已属好生油岩范畴。

表6-9　陆良盆地陆参—井岩石热解参数与深度关系表

2.有机质类型

（1）在有机地球化学研究中，通常用降解率（D）和有机质的氢指数（IH）来划分有机质类型。

图6-5为陆良盆地的岩石热解所获得的氢指数与最高热解温度（T_max℃）的关系图，图6-6为降解率（D）与最高热解温度的关系图。

图6-5　陆良盆地IH-T_max关系图

图6-5与图6-6所反映出的结果基本一致。从两图中可以清楚地看出，陆良盆地新近系气源岩中有机质类型大多数都属于Ⅱ₁型，只有少数的为Ⅱ₁和Ⅲ型。

从气源岩干酪根的稳定碳同位素组成（表6-10）可以看出，其分布区间为-27.4‰～-28.5‰，完全位于Redding所划分的Ⅱ型（-27.9‰～-28.6‰）干酪根范围内。

陆良盆地干酪根元素H/C原子比介于0.67～1.09,O/C原子比在0.11～0.20之间，绝大部分样品为Ⅱ₂型，与岩石热解等参数所反映的类型结果完全一致。

（2）煤样组成鉴定

对陆良盆地井下3块煤样和1块碳质泥岩进行了有机质显微组分鉴定，其特征综述于下：

腐殖组：为有机质组分中的主体，其含量介于63.7%～90.2%（去矿物基质），成分以充分分解的腐木质体和细屑体为主，次为木质结构腐木质体和密屑体，少部分为凝胶体。在荧光（蓝光激发）下，除少部分木质结构腐木质体有微弱的棕色荧光外，其余均不发荧光。

壳质组：本组分为次要组分，但含量在不同样品中差异较大，陆7井312.6m样含量较高，达36.0%（去矿基），陆7井337.3m样居次，为21.3%，其他样品含量均小于10%，壳质组的主要成分为碎屑状的壳屑体和混有粘土矿物—沥青基质、树脂体，次为藻类体、萜烯体（荧光质体）、孢粉体、角质体和木栓质体等，叶绿素体极少量。藻类体和萜烯体发绿黄色强光，个别角质体也发强荧光；树脂体一般为黄色—橙黄色荧光，多数荧光性不强，呈黄褐色，较暗淡。沥青基质呈絮状、无定形状，发暗淡浅绿色荧光，一般与碎屑状的壳质组分和孢粉体共生，荧光色不均匀。树脂体未见衍生物出现。

惰质组：含量很少，仅3.1%～0.3%（去矿基质），主要为碎惰体和菌类体。

煤样均为年轻褐煤，相当于欧洲分类的软褐煤类。

（3）族组成和正构烷烃

分析了陆良盆地6口井19个族组成资料（表6-6）和2口井的8个饱和烃色谱（表6-7）。由表可见，陆良盆地族组成饱和烃含量低，饱芳比大多小于3，具混合型有机质的特点；正构烷系列的主峰碳均为C₂₉，碳数范围宽，多为C₁₅～C₃₆，中分子量以上正烷烃含量高，

介于0.08～0.51，（nC₂₁+nC₂₂）/（nC₂₈+nC₂₉）介于0.11～0.57，这说明低等水生生物和藻类物不占优势，显示原始母质富含高等植物，且为Ⅱ₂型有机质特征。

图6-6　陆良盆地D-T_max℃关系图

表6-10　陆良盆地干酪根稳定同位素分析数据表

3.有机质成熟度

（1）镜质组反射率

陆良盆地镜质组反射率数据如表6-8所示。盆地内井深1000m以上地层，其反射率均小于0.4%，陆9井1515m井深，反射率也仅为0.441%。显然陆良盆地主要烃源岩属于未成熟阶段。随着埋深的增加，反射率值应相应加大，但由于褐煤的特殊性，其反射率不仅与埋深有关，还与成煤植物的种属和泥炭沼泽环境相联系，因而有上部煤层反射率大于下部煤系反射率的倒置现象。

（2）岩石热解参数

从陆参1井连续所取热解样品的分析数据（表6-9）可看出，随深度的增加，反映成熟度的热解参数与其样品的深度之间没有表现出明显的变化关系，这表明，有机质成熟度低，埋深还没有成为控制岩石热解产生显著变化的主导因素。

大多数样品的T_max值大于435℃，对于混合型有机质来说已经进入生油门限，这显然与实际情况不符。究其原因，主要是泥岩样品中，含有一部分煤屑和炭质团粒，这些经过搬运—再沉积的有机质对T_max的影响较大，因而其值普遍偏高。这和镜质体反射率测量过程中所遇到的情况是一致的，比如陆9井502m泥岩，主要成分的镜质组值为0.936%，陆3井604m泥岩为0.70%，这些镜质体显然是再沉积的有机质。

（3）正烷烃与族组成

由表6-7可见，陆良盆地新近系烃源岩OEP值在2.29～4.11之间，奇偶优势非常明显。

仅为0.08～0.51，（nC₂₁+nC₂₂）/（nC₂₈+nC₂₉）仅一个样品例外，其余均小于0.35，这显示高碳数正烷烃占明显优势，有机质的热降解作用不强，表明其未成熟特征。

在陆良盆地烃源岩的族组成中（表6-6），沥青质＋胶质含量为33.33%～61.54%，如此高含量的沥青质和胶质，正说明烃源岩的未成熟性质。