油浸对烃源岩地化指标的影响分析<br/>——以王云12井油浸泥岩为例

油浸对烃源岩地化指标的影响分析
——以王云12井油浸泥岩为例

2015-07-02姚永梅

石油地质与工程 2015年3期

关键词：洗油油浸总烃

姚永梅,刘明

(中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北武汉 430223)

油浸对烃源岩地化指标的影响分析
——以王云12井油浸泥岩为例

姚永梅,刘明

(中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北武汉 430223)

对江汉盆地潜江凹陷王场地区油浸泥岩样品洗油处理前、后分别进行了岩石热解、总有机碳及氯仿沥青“A”、总烃含量、饱和烃等地球化学指标分析测试，分析了油浸对测试结果的影响，认为潜江组盐韵律层中的油浸对有机地化样品的有机碳分析结果影响不大，但对生烃潜量、氯仿沥青“A”含量和烃含量影响较大，以有机碳的丰度作为评价基础指标更加符合实际；王云12井Eq4井段2 307.04～2 324.04 m的烃源岩主要为差-非烃源岩，本地生油较少，烃源岩中的油浸主要为洼陷内的成熟油运移的结果，这对认识潜江组盐间页岩油勘探潜力具有指导作用。

江汉盆地；潜江凹陷；油浸泥岩；烃源岩;岩石热解；总有机碳；地化指标

1 前言

潜江凹陷位于江汉盆地中部，是盆地内最重要的生烃凹陷。潜江组沉积时期，由于古气候干、湿频繁交替，古盐湖水体呈咸、淡周期性频繁变化，整个潜江组地层表现出多韵律的层序结构，具有纵向上陆源碎屑机械沉积和化学蒸发沉积同时或交替进行的显著特点，形成盐韵律和砂泥岩段频繁交互的沉积特征[1]。两个盐韵律间发育多种岩石类型，通常认为盐间层既是烃源层，又是储集层[2]。在烃源岩区砂岩储层欠发育，大量油气滞留在泥页岩系统中，形成了非常丰富的盐间页岩油资源[3]。

由于受上下盐层阻隔，盐间层生成的油气大都滞留在其中，造成了在盐韵律层的下部存在不同程度的“油浸”现象。按常规方法分析的盐间烃源岩样品，所测得的热解生烃潜量值、氯仿沥青“A”等数据都异常高，使用这一结果进行烃源岩评价及油气资源量计算的结果偏高。但实际情况是，多数盐韵律的试油结果并不理想。所以，对盐间油浸泥岩的正确认识已成为认识潜江组盐间页岩油勘探潜力的关键问题。针对这一实际，通过对王云12井Eq4盐间烃源岩有机地化样品的分析方法和分析结果进行了系统的对比和研究，取得了新的认识和成果。

2 样品分析方法

2.1 样品的选取

本次研究的样品是王云12井Eq4井段2 307.04～2 324.04 m取心岩样，岩性主要为油浸云质泥岩、钙芒硝质泥岩或花斑状泥质钙芒硝岩等共计17块。

2.2 样品的处理和分析方法

样品表面经处理后，去除表面的腊封、笔迹、污物等杂质，均匀分成两份。

一份原样直接细碎至粒径0.18 mm，再进行有机碳、热解、氯仿沥青“A”、族组分、饱和烃色谱、饱和烃色质分析。

另一份原样，先粗碎至粒径3～5 mm，然后进行洗油，洗油后的样品再细碎至粒径0.18 mm，之后再进行有机碳，热解、氯仿沥青“A”、族组分、饱和烃色谱、饱和烃色质分析。

3 结果及讨论

3.1 岩石热解分析比对

以王云12井2 317.24 m的灰褐色油浸云质泥岩热解谱图(图1)为例，可以明显发现，样品洗油前S1(游离烃)为2.94%，明显高于2.22%的S2(热解烃)，洗油后S1下降约7倍，仅为0.42%，而S2下降很少。通常情况下，从热解分析谱图可较直观地表现出是否存在油浸，如果热解谱图中S1明显大于S2，可大致判断有油浸现象。在王云12井Eq4的全部样品中，其未经洗过油的样品，热解S1均大于S2，说明样品普遍发生了油浸。

图1 样品洗油前后烃源岩热解谱图对比

而从每个样品的洗油前后的分析结果对比图(图2)上可以看出，洗油前各个样品的生烃潜量均较高，而在洗油后，各样品的生烃潜量明显降低，降低程度最高可达80%以上。可见，由于油浸污染，样品生烃潜量结果明显偏高，从而可使对烃源岩级别的判断失真。

图2 样品洗油前后岩石热解生烃潜量对比

3.2 总有机碳及氯仿沥青“A”分析比对

从表1的测试结果可以看出，经洗油后的样品与常规方法分析的每块样品总有机碳(TOC)结果变化并不太大。大部分样品有不同程度的降低，有些样品略有上升，但升幅并不大。分析有机碳结果有所降低的主要原因，可能是由于样品含油量的不同，在酸处理过程中，可溶有机质部分损失量的不同所导致。但总体来看，洗油前后的有机碳分析结果还是较为一致的，按有机碳评价指标，在烃源岩级别上差异并不大。以本井来看，本轮次取心样品均为非-差烃源岩。

表1 王云12井Eq4盐间烃源岩洗油前后有机质丰度对比

从表1中还可以看出，洗油前氯仿沥青“A”含量高，均在0.1%以上，最高达0.5834%,平均值为0.3209%，按此级别，判断出烃源岩均为好-最好烃源岩。但洗油后，样品的氯仿沥青“A”下降幅度较大，多位于0.1%以下，平均值仅为0.0785%，综合判断为差-好烃源岩，多为中等烃源岩。这是由于通过洗油，将样品中游离的油清洗了出来，这些油并不是烃源岩本身生成的油，不能代表烃源岩的生烃能力。从以上分析，可以看出洗油前后对有机碳影响小而对氯仿沥青“A”则较大。

3.3 总烃含量分析对比

从烃源岩总烃含量分析结果(图3)对比分析来看，洗油前后对分析结果影响也较大，洗油前表现为总烃含量较高，最高可达4 900×10-6，为好-最好烃源岩；而洗油后，总烃含量明显降低，大多数为差-中等级别的烃源岩。这是因为样品经洗油后，氯仿优先洗出了油中的饱和烃和芳烃部分，而作为非烃、沥青质等极性较强组分则不易被洗脱，进一步粉碎后，这些组份才能抽提出来，致使洗油后的样品非烃、沥青质较高而总烃相对很低，可见洗油前后对总烃含量结果影响也很大。

图3 洗油前后样品总烃含量分析结果对比

由以上烃源岩丰度评价4项基础项目的分析结果对比可见，洗油前后除了有机碳结果相差不明显外，生烃潜量S1+S2、氯仿沥青“A”和总烃含量均相差较大，影响了对烃源岩级别的判断与研究，说明对油浸样品，如果不进行洗油分析，则应主要采用有机碳的分析数据进行评价。样品经洗油后，其结果更为真实，通过对洗油后王云12井Eq4 2 307.04～2 324.04 m井段盐间烃源岩评价结果分析(图4)，本段主要为差-非烃源岩。

图4 王云12井Eq4烃源岩丰度评价分布直方图

3.4 饱和烃分析对比

由于洗油前后对烃源岩中不溶有机质干酪根的镜下鉴定结果影响不大，主要表现在对可溶有机质等参数的影响，本文重点讨论王云12井的油浸在饱和烃参数和生物标志化合物的变化。

通过对洗油前后饱和烃的分析可以看出，色谱图特征整体较为一致，类异戊二烯烷烃的分布上都具有很强的植烷优势，正构部分的分布有较弱的奇碳优势，综合特征上分析，洗油前后的饱和烃色谱特征基本无变化。

从洗油前后的质量色谱图上可以看出(图5)，两类方法所分析的王云12井烃源岩都具有C29>C27> C28的分布特征，即以C29ααα20R占优势。萜烷组成略有不同，洗油前伽马蜡烷含量较高，而洗油后伽马蜡烷含量较低，但从沉积环境的评价分析，均属于咸水湖相沉积环境。

图5 王云12井样品洗油前后甾烷萜烷对比

从各个生物标志化合物参数对比结果来看(表2)，各个参数相差不大，表现在母质输入特征、成熟度特征及沉积环境特征均相近。但从C29甾烷20S/(20S+20R)、αββ/(ααα+αββ)两项成熟度指标分析，在洗油前后参数变化不大，原油均为成熟原油，且其它地化特征也十分相同。结合本区烃源岩R0值仅为0.50%左右的实际，本区烃源岩为未成熟烃源岩，不可能生成这些成熟度较高原油。这些烃源岩中所浸入的油均为外来油，是沉积中心或较深部位运移而来的成熟油，由于本区生成的未成熟油较为有限，所以在洗油前后的生物标志化合物均表现为浸入的成熟油特征。