柴北缘侏罗系烃源岩甲基菲指数与镜质体反射率的关系

柴北缘侏罗系烃源岩甲基菲指数与镜质体反射率的关系

0甲基菲比值与表面活性剂的相互作用柴达木盆地北缘的油气主要来自中侏罗世泉岩和下侏罗统储液，但不同油田的原油成熟度存在显著差异。低产油分布在高成熟的凝析油中。原油成熟的确定对评估油源和跟踪原油形成过程非常重要。目前确定烃源岩中有机质的成熟度相对较容易且方法较多,而确定原油成熟度则主要利用甾萜类和芳烃等分子成熟度参数。但许多常用的分子成熟度参数均有其自身的局限性,大多只适用于生油高峰前的演化阶段,不能准确衡量来源于生油窗晚期或高成熟阶段烃源岩生成原油的成熟度。甲基菲指数作为成熟度参数具有较广的适用范围。据包建平等的研究,甲基菲比值与镜质体反射率及埋深之间的相关性优于甲基菲指数,应用甲基菲比值研究原油(尤其是高熟的轻质油和凝析油)成熟度更为有效。本次研究通过烃源岩热模拟实验,分析甲基菲的组成特征,建立柴北缘侏罗系烃源岩甲基菲比值或指数与镜质体反射率Ro间的关系,在此基础上确定原油的成熟度。1烃源岩样色质谱分析考虑到柴北缘原油大多来源于中、下侏罗统Ⅱ型有机质的湖相烃源岩,故分别选择深86井3505m和鱼25井294m的2个未成熟—低成熟阶段烃源岩样品,前者代表柴北缘下侏罗统上部有机质类型偏腐殖型的湖相烃源岩,后者代表柴北缘中侏罗统有机质类型偏腐泥型的湖相烃源岩(见表1)。实验方法:选择250℃、275℃、300℃、325℃、350℃、375℃、400℃和450℃共8个温度点,采取程序升温的形式,在设定温度点恒温72h对烃源岩样品进行模拟加热,模拟实验温度区间对应的Ro值介于0.6%～2.28%。对烃源岩在热模拟过程中生成的液态烃进行定量色谱质谱分析。色谱质谱分析:色谱和质谱仪器分别为HP6890色谱仪和5973MSD台式质谱仪。色谱柱为HP-5ms石英弹性毛细柱(30m×0.25mm×0.25μm)。升温程序:50℃恒温1min,从50℃至100℃的升温速率为20℃/min,100℃至310℃的升温速率为3℃/min,310℃恒温20min。进样器温度300℃,进样方式为脉冲不分流,脉冲压力6.90kPa。色谱柱采用恒流模式,流量1.0mL/min。质谱离子源类型为电子轰击(EI),离子源温度为230℃,离子源电离能为70eV。2结果与讨论2.1有机质类型对mpi与ro的关系Radke等通过在西加拿大的研究,提出了甲基菲指数MPI,并建立了镜质体反射率与甲基菲指数间的回归方程。他们认为,在正常有机质演化阶段,甲基位置的重排占据主导地位,即甲基由热不稳定的C-1和C-9位转移到热稳定的C-2和C-3位,MPI由小变大;而在高成熟阶段脱甲基作用成为主要因素,因而无取代基的菲含量增加,并导致MPI由大变小。后来陆续有研究者在不同盆地针对不同沉积相带不同有机质类型研究了MPI与有机质成熟度间的关系,发现这一参数不但受有机质成熟度的影响,而且还受沉积环境和有机质类型的影响[9,10,11,12,13,14,15,16,17,18],这就大大地限制了这一参数的地质应用。笔者在研究过程中也发现实际情况颇为复杂,如:无取代基菲的含量在具有相近成熟度的不同样品中差异悬殊;即使是在未成熟的样品中无取代基菲的含量也很高;而在有些烃源岩中,随着埋深增加,无取代基菲的含量并没有发生相应的变化。本次实验揭示,随模拟实验温度的升高,3-甲基菲(3-MP)和2-甲基菲(2-MP)的相对含量增加(相对于9-甲基菲(9-MP)和1-甲基菲(1-MP)),同时无取代基菲(P)在菲系列化合物中的相对含量也迅速增加(见图1、图2)。这一现象证实在有机质热演化过程中,不但甲基的位置发生了转移,即由热不稳定的异构体向热稳定的异构体转化,导致3-甲基菲和2-甲基菲的丰度逐渐增加,而9-甲基菲和1-甲基菲的丰度则逐渐下降;同时还发生了明显的脱甲基作用,即甲基菲发生脱甲基作用转变成无取代基的菲。本次模拟实验分析了2种有机质类型不同的烃源岩样品甲基菲指数MPI(MPI=1.5×(3-MP+2-MP)/(P+9-MP+1-MP))与Ro(Ro值介于0.50%～1.80%)之间的关系。总体上MPI与Ro间的关系呈现出2段式变化,即在早期阶段,MPI与Ro是正相关的,而在晚期阶段MPI与Ro负相关;而且对于有机质类型存在差异的不同烃源岩而言,正相关与负相关转折点所对应的镜质体反射率值也存在差异(见图3)。这一现象说明MPI除受有机质成熟度影响外,也受有机质类型影响,进一步证实用甲基菲指数MPI判断有机质成熟度不太合适。通过数学回归,可分别得到有机质类型不同的2类烃源岩中甲基菲指数MPI与折算镜质体反射率Rc间的关系式。①有机质类型偏腐殖型烃源岩:Rc=1.5018MPI+0.0988；R2=0.9797(Ro≤1.0%)Rc=−1.2383MPI+1.8274；R2=0.9494(Ro≥1.0%)Rc=1.5018ΜΡΙ+0.0988；R2=0.9797(Ro≤1.0%)Rc=-1.2383ΜΡΙ+1.8274；R2=0.9494(Ro≥1.0%)②有机质类型偏腐泥型烃源岩:Rc=1.5157MPI+0.1142；R2=0.9529(Ro≤1.2%)Rc=−1.8903MPI+2.4639；R2=0.9958(Ro≥1.2%)Rc=1.5157ΜΡΙ+0.1142；R2=0.9529(Ro≤1.2%)Rc=-1.8903ΜΡΙ+2.4639；R2=0.9958(Ro≥1.2%)根据上述关系式,可以利用MPI计算原油的成熟度。但由于在有机质热演化的不同阶段,甲基菲指数MPI与镜质体反射率间呈现出不同的关系式,故据此关系式同一MPI值将推算出2个大小不同的Rc值,判断原油成熟度易出现偏差。而通过模拟实验发现,无论烃源岩有机质类型偏腐泥型还是偏腐殖型,甲基菲比值MPR(MPR=(3-MP+2-MP)/(9-MP+1-MP))与镜质体反射率之间均具有很好的线性正相关关系,Ro介于0.50%～1.80%时MPR呈现单调增加的趋势,相关系数高达0.90以上(见图4),而且在高成熟阶段两者间的关系也是正相关的。利用这一相关关系计算原油生成时烃源岩中有机质的成熟度不但有理论依据,而且切实可行。通过数学回归,分别得到柴北缘地区有机质类型不同的2类侏罗系烃源岩中甲基菲比值MPR与折算镜质体反射率Rc间的关系式。①有机质类型偏腐泥型的烃源岩:Rc=0.5946ln(MPR)+0.9728R2=0.9289(Ro＜1.8%)Rc=0.5946ln(ΜΡR)+0.9728R2=0.9289(Ro＜1.8%)②有机质类型偏腐殖型的烃源岩:Rc=0.5561ln(MPR)+0.9148R2=0.9257(Ro＜1.8%)Rc=0.5561ln(ΜΡR)+0.9148R2=0.9257(Ro＜1.8%)2.2不同构造上烃源岩埋深对油气的支持以上研究是在对柴北缘地区2种主要类型烃源岩进行热模拟实验的基础上进行的,所得公式也是建立在对柴北缘烃源岩的清晰认识和对大量实验数据的细致分析之上的,笔者认为用MPR与Ro间关系式判断柴北缘原油成熟度,依据是充分的。为了能客观体现不同构造单元上原油的成熟度,克服不同有机相带烃源岩所生原油混合的影响,采用取2类烃源岩关系式计算结果平均值的方法确定原油成熟度,计算结果见图5。通过计算,冷湖构造带由三号构造到四号构造再到五号构造原油成熟度逐渐升高;南八仙构造深部储集层中原油的成熟度高于浅部储集层中原油;马北构造不同井不同层位原油的成熟度较为接近。从近年油气成藏研究成果来看,冷湖构造带由三号构造到四号构造再到五号构造原油成熟度增大的现象与其烃源岩埋深逐渐增大的趋势一致,反映出尽管其原油来源相似,但不同构造烃源岩埋深不同,热演化程度存在差异;南八仙构造存在油气多期充注,次生成藏作用较强;马北地区油气来源则相对单一。由此可见,利用以上通过模拟实验建立的柴北缘侏罗系烃源岩镜质体反射率与甲基菲比值间的关系计算得到的柴北缘各油田原油成熟度,与地质背景吻合较好,可信度高,进一步证实,相对于甲基菲指数,甲基菲比值能够更好地反映有机质的热演化。3甲基菲比