油气分段成熟度法

2.2.3　油气分段成熟度法

对于未熟-低熟油与成熟油相混，不但生物标志化合物的指纹序列会发生变化，而且成熟度也会有所差异。王培荣等（2002）提出研究混源油的综合研究判识指导思想：“轻、中、重烃三段成熟度相对一致”。“轻”——是指原油中C₅～C₉分子量较轻的组分，这部分烃类化合物目前反映成熟度的参数有：正庚烷值、异庚烷值等；“中”——是指原油中C₁₀～C₁₉具中等分子量的组分，用该段化合物反映原油成熟度的常用参数有：甲基菲指数（MPI）、二苯并噻吩参数（DBT）、二甲基萘参数（DNR）等；“重”——是指原油中C₂₀以上较重的组分，这部分烃类主要用C₂₉甾烷和五环三萜烷来计算原油成熟度。一般来说原油中轻烃组分、中分子量烃组分和重分子量烃组分所反映的原油成熟度应该相近。当它们出现明显差异时，不能随意对分析结果取舍，这可能就是混源油引起的结果。此时，应对原油、源岩的地质、地球化学等多方面分析，以求得矛盾的统一（王培荣，2002）。作者通过莺歌海、江汉等混源油的实例判识说明了这点。

实例一：乐东20-1-2井原油

乐东20-1-2井位于莺歌海盆地的泥底辟构造带上，该井所产的原油油质较轻，密度为0.823 6 g/cm³，非烃+沥青质仅占1.01%。原油“轻”、“中”两段组分的成熟度参数反映其成熟度可能在R_o＝0.9%左右，但C₂₉甾烷S/(R+S)、C₂₉甾烷ββ/(αα+ββ)值仅为0.25和0.31，且发现存在藿-17(21)-烯、新藿-13(18)-烯等萜烯化合物（图2-2），说明其“重”组分中含有的甾、萜类化合物显然是未熟的。作者经过多因素综合研究后，推测该原油的主体是成油高峰期的产物，在成藏过程中因泥底辟活动而出现的油、气再分配导致发生“蒸发分馏”作用，且在向上朝压力较低的构造区运移，通过上部未熟烃源岩时受到“污染”或少量未熟-低熟原油混入。由于成熟油中甾、萜类生物标志物浓度比未熟-低熟原油中所含的浓度可能低几个数量级，因此，混源油中甾、萜化合物的面貌和成熟度参数却正是反映了这一小部分具高浓度甾、萜化合物的未熟-低熟油。而“轻”组分的成熟度参数值才反映了混源油中的主体成熟度。所以，仅根据生标参数值和存在藿烯类化合物而判定该原油是未成熟轻质油的认识是片面的。

实例二：洪3-2井原油

洪3-2井位于江汉盆地沔阳凹陷，油样取自881.2～883.2 m，Ex1。其饱和烃色谱图如图2-3所示。由图可见该原油的主体是小于C₂₁的正构烷烃（∑C_21-/∑C₂₂₊为3.13），甾、萜烷生物标志物已被正构烷烃稀释至无法辨认，其含量可能不到原油饱和烃馏分的1%。油质较轻，密度0.823 3 g/cm³，非烃＋沥青质含量为8.5%。轻烃分析测得正庚烷值和异庚烷值分别为31.9和5.9，折算得该原油“轻”段成熟度R_m＝0.90%，属于成熟高峰期的产物，然而C₂₉甾烷S/(R+S)值仅为0.29，说明“重”段尚处于未熟阶段。原油“轻”和“重”组分的成熟度出现明显差异，表明该原油可能为混源油。作者用取自同一口井比原油深度约深200m的烃源岩进一步分析来证实上述推断。

该样品为灰黑色页岩，R_o＝0.45%，T_max＝431℃，TOC＝3.04%，属于典型的未熟烃源岩。图2-4为该岩样抽提物饱和烃GC/MS分析的RIC图，对比图2-3和图2-4，显然两者无直接生源关系。但洪3-2井所处的叉河构造有断层向下断至白垩系渔洋组，因此有深处油、气向上运移的通道，附近洪3井在1 531～1 581.2 m白垩系储层发现少量原油，其饱和烃色谱图见图2-3右上角小图，对比图2-3两者色谱图很相近，这证实了洪3-2井为混源油，其主体是从深部运移上来的成熟原油，经过该井未熟烃源岩区时，混入少量未熟-低熟油。

图2-2　乐东20-1-2井原油饱和烃质量色谱图（据王培荣等，2002）

图2-3　洪3井（K，1 531～1 581.2 m）原油（右上角小图）与洪3-2井（Ex1，881.2～883.2 m）原油饱和烃色谱图特征对比图（据王培荣等，2002）

图2-4　洪3-2（Ex1，1084.5m）未熟烃源岩抽提物饱和烃质量色谱图（据王培荣等，2002）