6 柴达木盆地红沟子构造沟7井区烃源岩评价周莉副本.docx
- 文档编号:27624772
- 上传时间:2023-07-03
- 格式:DOCX
- 页数:9
- 大小:42.26KB
6 柴达木盆地红沟子构造沟7井区烃源岩评价周莉副本.docx
《6 柴达木盆地红沟子构造沟7井区烃源岩评价周莉副本.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《6 柴达木盆地红沟子构造沟7井区烃源岩评价周莉副本.docx(9页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
6柴达木盆地红沟子构造沟7井区烃源岩评价周莉副本
柴达木盆地红沟子构造沟7井区烃源岩评价
周莉1杨竞2]张鹏2丁晓麟1
(1中国石油青海油田公司勘探开发研究院,甘肃敦煌7362022.承德石油高等专科学校化学工程系,河北承德067000)
摘要:
通过对柴达木盆地红沟子构造沟7井所钻遇地层的有机地球化学分析数据的分析,以及对该井区有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度等指标的研究与评价,认为沟7井区烃源岩纵向上主要分布于新近系下油砂山组及上干柴沟组和古近系下干柴沟组上段,其中下干柴沟组上段烃源岩有机质丰度较高。
整体上有机质类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型,有机质成熟门限为2400m。
沟7井区烃源岩生烃潜力较大,下干柴沟组上段、上干柴沟组和下油砂山组均为成熟烃源岩,生烃条件较好。
关键词:
烃源岩;评价;有机质丰度;有机质类型;有机质成熟度;红沟子构造;柴达木盆地
1研究区概况
柴达木盆地西部古近纪―新近纪地层厚度大,分布范围广泛,盆地内发育有多套烃源岩,有多套生储盖组合类型,目前在该区已发现了15个油田和1个气田,说明该区油气资源丰富[1]。
沟7井位于柴达木盆地西部坳陷亚区红沟子构造沟深1号断鼻高部位,设计井深为4200m,自下而上钻遇的地层有下干柴沟组(E32)、上干柴沟组(N1)、下油砂山组(N21)、上油砂山组(N22)和狮子沟组(N23)。
钻探中全井有多层油气显示,但未获得工业油气流。
为此,笔者利用岩心、岩屑和各类有机地化分析资料,对沟7井区烃源岩的有机质丰度、有机质类型、成熟度及其演化特征进行综合评价,以期为该构造的下一步勘探提供地质依据。
2烃源岩中有机质丰度和类型
2.1有机质丰度
通常采用有机质丰度来代表岩石中所含有机质的相对含量,衡量和评价岩石的生烃潜力[1]。
目前常用的有机质丰度指标主要包括有机碳含量(TOC)、生烃潜量(S1+S2)、氯仿沥青“A”含量(EOM)和总烃含量(HC)等。
下干柴沟组上段有机碳含量平均值为0.88%;氯仿沥青“A”含量平均值为0.187%;总烃含量平均值为1321.66mg/kg;生烃潜量平均值为2.12mg/g;氢指数平均值为220.3mg/g。
该段烃源有机质丰度在沟7井区为最高。
上干柴沟组有机碳含量平均值为0.68%;氯仿沥青“A”含量平均值为0.10%;总烃含量平均值为692.18mg/kg;生烃潜量平均值为1.74mg/g;氢指数平均值为233.91mg/g。
该段有机质丰度最大值和最小值差别较大,表明沉积环境和沉积物源较为复杂。
下油砂山组有机碳含量平均值为0.38%;氯仿沥青“A”含量平均值为0.0802%;总烃含量平均值为488.8mg/kg;生烃潜量平均值为0.55mg/g;氢指数平均值为125.05mg/g。
该段有机碳指标已达到中等烃源岩级别,并且反映出烃源岩的岩石类型单一,均质性强。
上油砂山组有机碳含量为0.21%~0.86%,平均值为0.36%;氯仿沥青“A”含量平均值为0.04%,总烃含量平均值为205.9mg/kg;生烃潜量平均值为0.38mg/g;氢指数平均值为91.72mg/g。
说明该烃源岩段已具备一定产烃能力。
狮子沟组仅发育有100m厚的暗色泥质岩类和砂质泥岩,且有机质丰度相对较低,有机碳含量小于0.37%,平均为0.29%;氯仿沥青“A”含量平均小于0.04%;母质类型多为Ⅲ型有机质,成烃潜力小,故未作评价。
综合分析可知,沟7井区有机质丰度随深度的增加而逐渐变大,其中下干柴沟组上段的增加幅度最大。
下干柴沟组上段和上干柴沟组评价为好烃源岩层。
下油砂山组评价为差—中烃源岩层。
上油砂山组评价为差烃源岩层。
2.2有机质类型
有机质类型是决定烃源岩产烃量和烃类产物组成的重要因素之一[2-9],因此,准确区别有机质类型是生油岩研究的又一关键问题。
干酪根元素组成沟7井区烃源岩干酪根元素组成中,H/C和O/C值的分布范围较窄,主要烃源层下干柴沟组上段、上干柴沟组和下油砂山组的H/C值为1.16~1.22,属于Ⅱ2型干酪根,而O/C值为0.15~0.20,以Ⅱ2和Ⅱ1型为主。
干酪根显微组分干酪根显微组分鉴定结果表明,沟7井主力烃源岩腐泥组为58.04%,在腐泥组中主要为无定形腐泥体,其生源构成与藻类和浮游生物有关,疑源类也较常见。
壳质组含量仅为3.09%,其中孢子体、角质体和木栓质体较为常见。
镜质组为20.13%,惰性组为13.7%。
沟7井区烃源岩干酪根显微组分含量呈现出如下特点:
无定形体与藻质体的含量大于镜质体与惰质体的含量,镜质体与惰质体的含量又大于孢粉体与其他富氢组分(树脂体、角质体和木栓体)的含量。
充分说明沟7井区烃源岩的构成主要来自藻类、浮游生物和底栖生物及高等植物富氢组分的混合体。
全岩显微组分鉴定全岩显微组分鉴定结果表明,碎屑类脂体在大部分样品中较发育,形态类脂组藻类体少见;镜质组、惰质组一般少见,尤其惰质组在多数样品中不发育;多数样品的矿物沥青基质为中等强度荧光;少数样品为不发荧光或弱荧光强度的矿物沥青基质。
因此认为样品有机质类型较好,主要为Ⅱ1与Ⅱ2型。
岩石热解参数从该区岩石热解氢指数(HI)与最高热解峰温关系(Tmax)可以看出(图1),下干柴沟组上段和上干柴沟组以Ⅱ1-Ⅱ2型有机质为主,下油砂山组是以Ⅱ2型为主,上油砂山组以Ⅲ型有机质为主。
100
200
300
400
500
600
370
390
410
430
450
470
490
Tmax(℃)
Ⅱ1
Ⅱ2
Ⅲ
N22
N21
N1
E32
图1 沟7井岩石热解氢指数与最高热解峰温的关系
3烃源岩的可溶组分特征
烃源岩的可溶组分能够提供关于烃源岩沉积环境、生源母质和成熟度的大量地化信息[2]。
为此,对沟7井区的族组成、饱和烃及芳烃组分特征进行了剖析。
3.1族组成特征
沟7井区烃源岩饱和烃含量为40%~60%;芳烃含量为15%左右;非烃和沥青质含量为20%~40%。
纵向上随着埋深的增加,饱和烃含量增加,非烃和沥青质含量逐渐减少,表明该井烃源岩已达到低成熟以上级别,并随着埋深、成熟度的增加有机质含量也不断增加。
3.2饱和烃组成特征
饱和烃主要由正构烷烃、异构烷烃和环烷烃等系列化合物组成,研究其组成特征对进一步认识烃源岩的生源构成、沉积环境和成熟演化具有重要作用。
3.2.1生源构成
沟7井区饱和烃色谱具有2种特征:
①C21以前的低碳数正构烷烃远远低于nC21以后的高碳数正构烷烃,明显具有Ⅱ2型有机质的分布特征,表明其生源母质主要来源于高等植物的衍生物及少量低等水生动植物。
②明显的奇碳优势和很强的植烷优势,且多为前高双峰型,前主峰主要为nC17,后主峰为nC22,属于Ⅱ1型有机质的分布特征,表明其生烃母质主要来自富含脂肪酸的浮游生物和藻类及植物色素。
在现代浮游生物中,以C27胆甾醇为主,而在高等植物中,则以C29甾醇占优势[5]。
沟7井区烃源岩中,多数样品以C27甾烷含量稍高于C29甾烷(表1),以Ⅱ1和Ⅱ2型为主,说明其生源构成主要为浮游生物、藻类和高等植物。
表1 烃源岩生物标志化合物数据(数据我重新
层位
C27甾烷/
C29甾烷
C29甾烷
甾烷含量,%
Tm/Ts
伽马蜡烷/C31藿烷
C35藿烷/C34藿烷
样品数
20S/(20S+20R)
ββ/(αα+ββ)
C27
C28
C29
N23
1.1
0.12
0.14
39.4
24.0
36.6
1.8
1.15
1.0
3
N22
0.9
0.10
0.15
34.4
26.8
38.8
5.0
1.96
1.0
6
N21
1.2
0.21
0.16
37.4
30.1
32.6
4.6
2.09
1.2
8
N1
1.3
0.28
0.21
39.6
27.9
32.4
3.3
1.67
1.1
5
E32
1.2
0.34
0.30
43.2
19.4
37.4
2.9
1.60
1.3
6
3.2.2沉积环境
沟7井区烃源岩中正烷烃主要有单峰型(主峰多为nC25)和双峰型(前主峰多为nC17、后主峰多为nC22)2种分布形式。
该区正构烷烃分布的另一个特点是nC17―nC33之间多具有明显的奇碳优势,奇偶优势指数(OEP)平均值为0.88~2.15,碳优势指数(CPI)平均值为1.01~2.00,且呈现出由浅至深逐渐减小的特征。
上干柴沟组上段和下干柴沟组多数样品的OEP值小于1,表明其烃源岩已达到低熟阶段,且与咸水环境关系密切。
沟7井区烃源岩中异戊二烯类烷烃具有较强的植烷优势,Pr/Ph值普遍远小于1,一般为0.39~0.47(表2),说明该区烃源岩多形成于还原环境。
表2 沟7井烃源岩饱和烃色谱数据
层位
Pr/Ph
Pr/C17
Ph/C18
OEP
CPI
样品数
N22
0.43
0.64
2.01
2.15
2.00
5
N21
0.45
0.62
1.50
1.48
1.48
6
N1
0.47
0.60
1.19
0.93
1.12
8
E32
0.39
0.84
2.26
0.88
1.01
7
伽马蜡烷含量是表征古水体盐度的良好标志,可以判断古水体盐度和沉积环境的还原性[5]。
沟7井区烃源岩中伽马蜡烷含量较高,其中伽马蜡烷/C31藿烷值一般为1.05~2.09,充分反映了其生源环境为咸水-半咸水的还原环境。
4有机质成熟演化特征
根据干酪根热降解成烃理论,有机质成熟度决定生油岩的烃转化率,它是评价烃源岩生烃潜能至关重要的参数之一[2]。
沟7井区烃源岩镜质体反射率和可溶有机质参数值随埋藏深度的加大而演化。
4.1镜质体反射率
镜质体反射率是目前定量表征烃源岩成熟度及划分油气形成和演化阶段最重要的指标。
沟7井区烃源岩镜质体反射率从浅至深由0.41%逐渐变大到1.1%。
纵向上呈现出随埋藏加深成熟度逐渐增高的特征。
其中,下干柴沟组烃源岩镜质体反射率平均值为0.80%,为未成熟烃源层,为成熟烃源层;上干柴沟组烃源岩镜质体反射率平均值为0.58%,为成熟烃源层;下油砂山组烃源岩镜质体反射率平均值为0.46%,为低成熟烃源层;上油砂山组烃源岩镜质体反射率平均值为0.44%,为未成熟烃源层。
4.2成熟门限深度
当埋藏深度小于2400m时,烃源岩的镜质体反射率小于0.5%,最高热解峰温值大多小于430℃;当埋藏深度大于2400m时,镜质体反射率大于0.5%,最高热解峰温大于430℃,氯仿沥青”A”、生烃潜量以及总烃含量等在2400m附近开始出现突变拐点,标志着烃源岩大量生烃的开始(图2)。
依据上述成熟度指标综合确定沟7井区烃源岩成熟门限深度为2400m。
图2 沟7井烃源岩成烃演化综合剖面
5生烃模式
随着沉积环境、生烃母质和成烃深度与温度的不同,沟7井烃源岩有不同的生烃模式。
镜质体反射率小于等于0.5%,埋深小于2400m的烃源岩主要是可溶有机质自然生烃演化形成油气,烃源岩平均有机质转化率为8.78%,氯仿沥青“A”与总烃含量的比值为4.14%,为一般烃源岩。
镜质体反射率大于等于0.5%,埋深大于2400m的烃源岩是沟7井区油气生成的主要烃源岩,对应的平均有机质转化率为24.41%,氯仿沥青“A”与总烃含量的比值为16.58%,远远超过了正常烃源岩标准[2],表明烃转化率极高。
其成烃母质主要是藻类、微生物、细菌和少量高等植物的衍生物,为以干酪根热降解为主的成熟油气生成带[6]。
6结论
通过建立沟7井烃源岩地球化学剖面,探讨了该井烃源岩的有机地球化学特征,以有机碳含量、氯仿沥青“A”含量、总烃含量和生烃潜量作为主要评价指标,认为沟7井区烃源岩整体评价为中等—好烃源岩,其中下干柴沟组上段和下干柴沟组为好烃源岩层。
以干酪根显微组分作为有机质类型的主要评价指标,参考干酪根元素和饱和烃色—质谱参数,认为下干柴沟组上段和上干柴沟组以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主,下油砂山组以Ⅱ2型有机质为主,上油砂山组以Ⅲ型有机质为主。
根据镜质组反射率和热解参数作为成熟度评价主要指标,结合饱和烃色—质谱C29甾烷值和饱和烃奇偶优势指数以及最高热解峰温值等参数,评价沟7井区有机质成熟门限深度为2400m。
参考文献
[1]黄杏珍,邵宏舜,顾树松,等.柴达木盆地的油气形成与寻找油气田方向[J].兰州:
甘肃科学技术出版社,1993.
[2]许君玉,田世澄,韩文功,等.阳信洼陷烃源岩地球化学特征[J].油气地质与采收率,2007,14
(2):
47-50.
[3]郭小文,何生.珠江口盆地番禺低隆起—白云凹陷恩平组烃源岩特征[J].油气地质与采收率,2006,13
(1):
31-33,46.
[4]刘旋.济阳坳陷奥陶系烃源岩生物标志物地球化学特征[J].油气地质与采收率,2006,13(3):
12-15.
[5]PeterEK,MoldowanMJ.生物标志化合物指南[M].姜乃煌,张水昌,宋孚庆,等.译.北京:
石油工业出版社,1995:
79-156.
[6]焦贵浩,秦建中,王静,等.柴达木盆地北缘侏罗系烃源岩有机岩石学特征[J].石油实验地质,2005,27(3):
250-255.
[7]段毅,王智平,张辉,等.柴达木盆地原油烃类地球化学特征[J].石油实验地质,2004,26(4):
359-364.
[8]林腊梅,金强.柴达木盆地北缘和西部主力烃源岩的生烃史[J].石油与天然气地质,2004,25(6):
677-681.
[9]王力,金强.柴达木盆地西部第三系烃源灶及其对油气聚集的控制作用[J].石油与天然气地质,2005,26(4):
467-472.
TheevaluationofsourcerockfromGou7wellofHonggouzistructuralinQadambasin,China
ZhouLiYangjingZhangPengdingxiaolin,
(QinghaiOilFieldBranchCompany,ChinaNationalPetroleumCorp,ChengdePetroleumCollege,ResearchInstituteofExplorationandDevelopment.)
Abstract:
Basedonquantityofgeochemistrydataanalysisedinlaboratory,thehydrocarbonsourcerockofGou7wellonHonggouzistructureinTaidambasinwasevaluatedfully.ThehydrocarbonsourcerockmainlylocatedintheN21、N1、E32layer,whichshowedthatorganiccontentwaspreferable,whileE32layerwasthebestinthemainhydrocarbonsourcelayer.Generally,theorganictypeinthiswellwashumic-sapropeltypekerogen,andthedepthofdoorlimitoforganicmaturitywas2400m,andtheunderneathwasthestageofmaturationevolutionaryphase.Therefore,thehydrocarbonsourcerockfromGou7welldistricthadgreatpotentiality,andthehydrocarbonsourcerockbelowthelowersegmentofN21wasmatureandapttogeneratehydrocarbon.
Keywords:
Qadambasin,Honggouzistructure,hydrocarbonsourcerock,
organicabundance,organictype,organicmaturity
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 柴达木盆地红沟子构造沟7井区烃源岩评价周莉 副本 柴达木盆地 沟子 构造 井区烃源岩 评价