一种判定烃源岩有机质类型的方法

技术领域

本发明涉及一种烃源岩有机质类型的判定方法。特别是涉及一种判定烃源岩有机质类型的方法。

背景技术

有机岩石学中，显微镜下可识别的有机组分称为“有机显微组分”。根据生物有机组成的及其所经历的地质、地球化学作用类型的差异，以显微镜下的光学特征为鉴定依据，可将沉积有机质中的显微组分分为若干种。通过镜下观察确定各组分含量是判别烃源岩有机质类型(或称“干酪根类型”)的经典方法，作为烃源岩评价的重要一环，在国内外油气勘探领域被广泛应用至今。烃源岩有机质类型是含油气盆地资源量计算的重要依据，正确判识烃源岩有机质类型关系到盆地内油气储量计算是否准确，对油气资源评价工作有重要影响。

然而在实验过程中，由于分析样品中矿物沥青的存在，会干扰镜下全岩显微组分鉴定，矿物沥青基质不属于典型的有机质范畴,因此不能作为一种显微组分直接参与评价,但是矿物沥青基质中存在大量的亚显微级无定型有机质，这部分无定型有机质含量甚至超过形态富氢组分含量，从而直接影响烃源岩有机质类型的划分。所得类型结果会与通过烃源岩元素分析、热解分析得到的有机质类型存在差异，不够准确。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是，提供一种对样品有机质类型的判识更加准确，可以满足烃源岩评价需求的判定烃源岩有机质类型的方法。

本发明所采用的技术方案是：一种判定烃源岩有机质类型的方法，包括如下步骤：

1)制备烃源岩的全岩光片样品，包括样品的预处理和准备、镶嵌和磨抛；

2)对样品进行镜下显微组分的分类、鉴定和统计；

3)将全岩光片用氯仿冷浸泡12小时；

4)对浸泡后的全岩光片重复步骤2)；

5)计算矿物沥青基质中无定形有机质的百分含量；

6)将矿物沥青基质中的无定型有机质的百分含量计入腐泥组，根据腐泥组、壳质组、镜质组和惰性组相对百分含量，计算类型指数TI值；

7)根据TI值，划分烃源岩有机质类型。

本发明的一种判定烃源岩有机质类型的方法，能够消除矿物沥青在烃源岩显微组分镜下观察和计算类型指数(TI)时引起的误差，以及对烃源岩有机质类型划分造成的干扰，从而使基于镜下显微组分的分类、鉴定和统计工作，以及相应的烃源岩有机质类型划分更为准确客观，结果可与干酪根元素划分和岩石热解分析结果相互验证，根据本发明中的烃源岩显微组分统计方法，将无定型有机质划归腐泥组，烃源岩中的倾油组分通常有所增加，对其类型评估也会较传统方法更好，烃源岩质量从而提高，本发明具有很强的可操作性，也能满足烃源岩评价需求，有利于寻找更多潜在的富烃凹陷，以及含油气盆地资源量计算，为油气勘探开发工作提供可靠指导。

附图说明

图1是渤海油田某构造烃源岩显微组分组成划分(含矿物沥青基质划归腐泥组)三角图；

图2是渤海油田某构造烃源岩显微组分组成划分(不含矿物沥青基质)三角图；

图3是渤海油田某构造烃源岩显微组分组成划分(矿物沥青基质中无定形有机质归腐泥组)三角图；

图4a是根据烃源岩最大热解温度(Tmax)-氢指数(HI)判断东二上段(E

图4b是根据烃源岩最大热解温度(Tmax)-氢指数(HI)判断东二上段(E

图4c是根据烃源岩最大热解温度(Tmax)-氢指数(HI)判断东三段(E

图4d是根据烃源岩最大热解温度(Tmax)-氢指数(HI)判断沙一段(E

图5是本发明一种判定烃源岩有机质类型的方法的流程图。

具体实施方式

下面结合实施例和附图对本发明的一种判定烃源岩有机质类型的方法做出详细说明。

矿物沥青基质不是传统的有机显微组分，是有机岩石学研究中新发现的一类特殊显微组分，实际上是微小有机质与无机矿物的复合体。因此，将矿物沥青基质全部划归腐泥组或者将其从腐泥组中全部剔除都是不合适的，只有将其中赋存的有机质分离并单独进行统计，才能利用全岩显微组分组成准确的评价烃源岩有机质类型。

本发明的一种判定烃源岩有机质类型的方法，通过改进实验方法，增加一次前处理环节，将样品用氯仿浸泡，待矿物沥青中的有机质全部溶解后再做全岩显微组分组成分析，可获得矿物沥青基质的减小值，将其作为无定型有机质归入腐泥组后，重新统计各组分百分含量，并判识有机质类型。新增的处理步骤简便快捷，与传统实验方法相比，对样品有机质类型的判识更加准确，可以满足烃源岩评价需求，具有很强的可操作性。

如图5所示，本发明的一种判定烃源岩有机质类型的方法，包括如下步骤：

1)制备烃源岩的全岩光片样品，包括样品的预处理和准备、镶嵌和磨抛；包括：

(1.1)取待分析样品不少于10g，用铜研钵粉碎岩石样品粒径为0.5～1mm，取至少5g以备反射光片制备；制备所需的样品应尽可能保持干燥和无油性污染。

(1.2)取准备好的样品与有机玻璃粉以3:2的体积比混合后放入镶嵌机中，注意样品混合物尽可能均匀布满套筒活塞的底面，再缓缓加入15ml的有机玻璃粉，最后置入标签；

(1.3)设置热镶嵌机的工作条件为：透明材质镶嵌、加热温度120℃、加热时间15min，加压为310bar，冷却7min，开启工作按钮，待镶嵌机完成镶嵌并鸣示提醒后取出光片；

(1.4)将镶嵌好的光片置于普锐斯的自动磨抛机的卡具中磨抛，放置时注意将光片含样品的一面朝下，使用普锐斯的自动磨抛机需开机后在触摸屏上设置各磨抛工序的程序和条件：

a)P600水砂纸预磨光片为平面，转速调整为100r/min，预磨时长1min,保持喷水模式开启；

b)P1200水砂纸粗磨光片，转速调整为150r/min，粗磨时长3min，保持喷水模式开启；

c)P3600水砂纸细磨光片，转速调整为200r/min，细磨时长3min，保持喷水模式开启；

d)用3μ的抛光液粗抛光3min，转速调整为200r/min并保持喷水模式关闭；

e)用1μ的抛光液精抛光3min，转速调整为100r/min并保持喷水模式关闭；

f)用超声波清洗器清洗磨抛后的光片；(注：上述磨抛工序不可颠倒，每一道工序完成后需用自来水冲洗；上述磨抛条件并不固定，需根据样品类型适度调整工作条件)。

g)干物镜下观察，光片的抛光面无污斑、无针状擦痕、无布纹、组分界限清晰，无划道和磨点，检查合格后将光片放置于干燥器内静置12h，样品制备完毕。

2)对样品进行镜下显微组分的分类、鉴定和统计；

其中：鉴定过程参照石油天然气行业标准SY/T 6414-2014《全岩光片显微组分鉴定及统计方法》的内容执行；显微组分的观测依据显微镜油浸反射光下的特征以及荧光特征进行；显微组分分类和命名以煤的显微组分以及依据中国陆相或海相烃源岩有机质分类方法为基础；描述烃源岩中的显微组分特征是，荧光激发光源波长选用410nm～530nm，反射白光均指油浸反射光。对样品进行镜下显微组分的分类、鉴定和统计的具体包括：

(2.1)将压平后的光片置于载物台上，滴上浸油，显微镜聚焦，校正物镜中心；

(2.2)调节孔径光圈视域和光圈大小，使视域光线均匀，成像清晰；

(2.3)观察时用油浸反射光和反射荧光交替观察进行鉴定和识别，观察对象包括：腐泥组、壳质组、镜质组、惰质组、次生有机组、动物有机碎屑组、矿物沥青基质，统计过程采用点计法或目估法进行体积分数，并根据统计的结果填写原始记录；其中，

所述的点计法用于有机质丰度较高的煤以及碳质泥岩样品，先确定载物台移动的步距设定为0.4mm～0.6mm；保证有600个以上有效测点均匀布满全片；固定好载物台，从试样的一端开始，鉴别位于目镜十字线交点下的有效物质属于何种显微组分或矿物，记入相应的计数键或统计软件中，随后按设定步长沿固定的方向逐步移动，若十字线交点落在胶结物(如环氧树脂等)、显微组分中的细胞腔、空洞、裂隙以及无法辨认的微小颗粒时，作为无效点，不予统计；当十字线交点落在不同组分的边界上时，从右上象限开始，按顺时针的顺序选取无边界线存在的象限中所出现的物质为鉴定对象；各种显微组分和矿物的百分含量，以显微组分或矿物的统计点数占总有效点数的百分数表示，数值保留到小数点后一位；每统计完一行，以预定的行距使光片沿固定方向，即垂直于先前步进的方向移动一步，继续另一行的统计，直至整个光片统计结束；所述的目估法适用于常见的湖湘烃源岩，有机质含量在显微组分百分含量小于2％的样品，目估法要求先统观全片，对显微组分进行反射白光和反射荧光观察鉴定，需观察不少于50个视域，评估出各种显微组分点面积的百分比。

3)将全岩光片用氯仿冷浸泡12小时，待大部分矿物沥青基质中的无定型有机质溶解于氯仿；

4)对浸泡后的全岩光片重复步骤2)；

5)计算矿物沥青基质中无定形有机质的百分含量；包括：

(5.1)将步骤2)与步骤4)得到的全岩显微组分分类、鉴定和统计结果中的矿物沥青基质百分含量做差，即：

无定型有机质百分含量＝氯仿浸泡前矿物沥青基质百分含量-氯仿浸泡后矿物沥青基质百分含量

(5.2)求出浸泡前矿物沥青基质中无定形有机质的百分含量，即：

矿物沥青基质中无定形有机质的百分含量＝无定型有机质百分含量/氯仿浸泡前矿物沥青基质百分含量

即得到矿物沥青基质中无定形有机质的百分含量。

6)将矿物沥青基质中的无定型有机质的百分含量计入腐泥组，根据腐泥组、壳质组、镜质组和惰性组相对百分含量，计算类型指数TI值；是采用如下公式计算类型指数TI值：

TI＝100×a+50×b－75×c－100×d

其中，a表示腐泥组，b表示壳质组，c表示镜质组，d表示惰性组。

7)根据TI值，划分烃源岩有机质类型。其中划分烃源岩有机质类型如下：

TI：＜10标准腐植型III

TI：10～＜20含腐泥腐植型III

TI：20～＜50腐植腐泥型II

TI：50～＜80含腐植腐泥型I

TI：＞＝80腐植腐泥型I

下面以渤海油田某构造A井、B井总计23个烃源岩样品全岩显微组分组成分析结果为例(见表2)，如果依照传统鉴定方法，将样品中的矿物沥青基质全部划归腐泥组，或将矿物沥青基质从腐泥组中全部剔除，得到四种有机显微组分相对百分含量，并计算类型指数TI，结果见表3，将矿物沥青基质划归腐泥组后，有机显微组分中的“腐泥组+壳质组”占比很高，由图1可知，该构造烃源岩有机质类型为腐泥型(即I型干酪根)，这与烃源岩干酪根元素组成分析、烃源岩热解分析(图4a、图4b、图4c、图4d)结果相比，评价结果明显偏好。如果将矿物沥青基质从腐泥组中剔除，则有机显微组分中“镜质组”占绝对优势，由图2可知，样品有机质类型为腐植型(即III型干酪根)，类型偏差，与其它分析结果(图4a、图4b、图4c、图4d)仍然不符。

针对这一问题，采用本发明的一种判定烃源岩有机质类型的方法，具体步骤如下：

(1)首先，对上述渤海油田某构造A、B两口井14块矿物沥青基质含量较高的烃源岩样品，参照石油天然气行业标准SY/T 6414-2014《全岩光片显微组分鉴定及统计方法》的内容执行，进行镜下显微组分的分类、鉴定和统计。分类和鉴定对象见表1。统计过程可采用点计法或目估法进行体积分数，并根据统计的结果填写原始记录，结果见表2。

表1全岩显微组分分类表

表2庙西北洼烃源岩样品全岩显微组分分析结果

注：无机、有机、镜、惰、壳、腐、矿物分别表示无机矿物、总的有机显微组分(包含矿物沥青基质)、镜质组、惰性组、壳质组、腐泥组(包含矿物沥青基质)、矿物沥青基质的相对百分含量(％)

(2)将全岩光片用氯仿浸泡12小时，此时样品矿物沥青机制中的无定型有机质大部分已溶于氯仿；

(3)重复步骤(1)，参照石油天然气行业标准SY/T 6414-2014《全岩光片显微组分鉴定及统计方法》的内容执行，进行第二次镜下显微组分的分类、鉴定和统计(统计矿物沥青基质和无定型有机质的含量)。分类和鉴定对象见表1。统计过程可采用点计法和目估法进行体积分数，并根据统计的结果填写原始记录，结果见表3。

表3庙西北洼烃源岩样品有机显微组分组成

注：镜、惰、壳、腐分别表示镜质组、惰性组、壳质组、腐泥组的相对百分含量(％)；TI：类型指数。

(4)由于无定形有机质对应于烃源岩矿物沥青基质中所含有的有机质，用氯仿浸泡之后无定形有机质80％以上被溶解，剩余的主要是无机矿物。因此，只要比较样品在氯仿浸泡前后两次全岩显微组分组成分析中矿物沥青基质含量变化即可求得无定形有机质的含量，如表3所示：

c(无定型有机质百分含量)＝a(氯仿浸泡前矿物沥青基质百分含量)-b(氯仿浸泡后矿物沥青机制百分含量)

氯仿浸泡前矿物沥青基质含量在0.8％～16.2％(表4中a列)，浸泡后减小至0.6％～13.6％(表4中b列)，二者的差值即为无定形有机质的含量，其占全岩体积的0.2～2.6％(表4中c列)，进一步，可求出原始矿物沥青基质(浸泡前)中有机质的含量：

d(矿物沥青基质中无定形有机质百分含量)＝c(无定型有机质百分含量)/a(氯仿浸泡前矿物沥青基质百分含量)

计算结果，原始矿物沥青基质中有机质的含量为15.9％～27.1％(表3d列)，平均值为19.2％；

表4氯仿浸泡前后显微组分组成分析

注：a、b-分别为浸泡前后矿物沥青基质占全岩百分含量(％)；c-无定形体占全岩百分含量(％)；d-矿物沥青基质中无定形有机质含量(％)；e～h分别为镜质组、惰性组、壳质组、腐泥组相对百分含量(％)

(5)将矿物沥青基质的无定形有机质计入腐泥组后，统计镜质组、惰性组、壳质组和腐泥组相对百分含量(表4e～h列)，并计算TI(类型指数)值：

TI＝100xh(腐泥组)+50xg(壳质组)-75xe(镜质组)-100xf(惰性组)

计算结果见表3TI列，A井、B井东二上亚段烃源岩TI值分布于＜0与0～40区间内，东二下亚段～沙一段岩样TI值主要分布于40～80，少数样品TI值介于0～40，见表4。

(6)根据改进后的试验方法重新统计样品中各有机显微组分，并计算TI(类型指数)值后由表4、图5可知，A井、B井东二上亚段烃源岩有机质类型为Ⅱ

表5全岩显微组分分类表