第3章 烃源岩地球化学特征
落在II1～III型之内，部分Es1的样品落在I型之中，Es1段和Es1段大多集中在II2~III范围之内，Es1下段部分大多数落在I型区域以及II1区域当中，Es2段多位于II2~III型范围之内。
可以判断，Es1下段基本为I型，Es1中以及Es1上大多为II2型，Es2段基本上为II2型及III型 。
由于Es3样品有机质演化程度高，因而类型无法判断。
总结类型，板桥凹陷烃源岩中沙三段有机质类型分为II1型、II2型、III型，且以II2型类别含量最多，I型含量最少。沙一段有机质类型可以分为I型、II1型、II2型、III型，其中III型最多，也是I型含量最少，二者有机质类型均是总体偏差。
800Ⅰ600HI(mgHC/g TOC)下上中
Ⅱ１400Ⅱ２200Es1sEs1zEs1xEs2Es3Ⅲ000.51Ro(%)1.52
图3-7 板桥凹陷沙河街组烃源岩热解有机质类型划分图
3.1.3 有机质的成熟演化史
讨论烃源岩有机质的成熟演化史即讨论烃源岩的热演化程度和生烃史。根据干酪根的热降解生烃理论，石油和天然气的形成是干酪根随着埋深增加引起的温度增高的热降解产物。尽管世界上也发现了一些非干酪根热降解成因的未成熟油以及干酪根在较低演化阶段生成的低熟油，但油气勘探的实践表明，世界上大多数石油是在源岩成熟区找到的。源岩有机质的热演化程度是油气生成的关键。对于油气勘探来说，现今进入生油门限或在地质历史中进入过生油门限的烃源岩才是对油气储量有贡献的潜在烃源岩。由于油气的形成经历了漫长的地质历程，研究地质过程中烃源岩有机质成熟度的变化，进而
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第3章 烃源岩地球化学特征
恢复烃源岩的生烃史无疑会对一个含油气盆地的油气勘探具有重要的指导意义。本文将采用镜质体反射率、可溶有机质的演化特征以及生物标志化合物等指标来综合研究各次凹的有机质热演化程度，并运用盆地模拟 (Basin Modeling)的方法重建地层埋藏史、热史、有机质的热演化成熟生烃史。
镜质体反射率最早是用来衡量煤阶的通用参数，自上个世纪五十年代Teichmuller将这一成果推广到分散有机质的成熟度研究以来，由于在烃源岩热演化过程中镜质体反射率的变化具有连续性、不可逆性以及镜质组组分分布广泛等特点，已在烃源岩成熟度研究中得到了广泛应用，被认为是一项评价烃源岩热演化程度的重要指标，并可用来较为准确地划分有机质的热演化阶段。
可以看出(图3-8)，沙河街组烃源岩大多在1600m—5200m左右，而当R0达到0.5%时，此时的深度小于3000m左右，有机质开始进入生油门限；当深度进一步达到4400m左右时，R0达到1.0%，有机质进入了高成熟阶段；当R0达到1.3%左右，深度则为4800m左右，有机质进入了过成熟阶段。
图3-10 镜质体反射率
岩石热解最高温度(Tmax)作为另一个表征参数，容易受到有机质的影响，其特点在于，当受到不同类型的干酪根影响时，I型影响最小，II型以及III型影响最大，所以
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第3章 烃源岩地球化学特征
依据之前的判断，我们可以利用此参数做更加准确的推断，可用现有的Tmax与深度变化的相关数据进行作图(图3-11)，判别标准详见表3-3：
表3-3 不同类型的有机质成熟度阶段的Tmax值(邬立言,1986) 成熟度指标 Ro(%) I Tmax(℃) II III 未成熟 < 0.5 < 437 < 435 < 432 主要生油带 0.5-1.3 437-460 435-455 432-460 凝析油带 1.0-1.5 450-460 447-460 445-470 湿气带 1.3-2 460-490 455-490 460-505 干气带 > 2 > 490 > 490 > 505
图3-11 板桥凹陷沙河街组烃源岩最高热解温度与深度变化关系图
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第3章 烃源岩地球化学特征
图3-11中，沙河街组的烃源岩最高热解温度总体上随着深度增加而增大，按照II型的划分方式为标准的话，在2850m左右，Tmax达到了435℃，其后也就进入了主要生油带，一直到5100m左右，Tmax基本很少超过455℃。这里不同于镜质体反射率得到的结果，是因为一部分样品有机质丰度不算高，因而Tmax在测定时可能存在误差。
图3-12中a、b分别是研究区烃源岩产率指数随深度变化以及烃指数随深度变化的包络线图。二者的共同点在于，在2500m-3000m之间，烃源岩产率以及烃指数都变小，直到3000m之后再次增加，说明了这一过程当中存在一档生烃门限，自此开始了正常的生烃过程；当深度3800m或4000m左右时，有机质进入了成熟阶段的高峰期，二类值均为最大值；之后，烃指数骤减，说明液态烃含量降低，烃源岩已经到达了高成熟阶段，这一骤减过程开始于4500m左右；5000m左右，烃指数可能达到了最低值，这表明烃源岩可能进入了过成熟生气阶段。
图3-12 板桥凹陷烃源岩产率指数和烃指数与深度关系图
图3-13所表示的是研究区沙河街组烃源岩OEP和CPI随深度的变化曲线，从图中可以看出，从3000m左右，OEP和CPI迅速减小，此时开始大量生油。
研究区显示样品中这两个参数都大于1，显示源岩形成环境中基本没有强还原环境，但也有少部分样品小于1，表面烃源岩形成时存在局部的氧化环境。
利用生物标志物演化特征也同样可以判别有机质的演化阶段，可以利用C29甾烷的四个异构体比值20S/(20S+20R)、ββ/(αα+ββ)和一升藿烷与二升藿烷的两个异构体比值
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22S/(22S+22R)。
C29甾烷的两个异构体参数是很好的成熟度表征参数，做研究区烃源岩样品两个异构化参数相关图(图3-14)，从图中可以看到，沙三段原油的C29甾烷20S/(20S+20R)和ββ/(αα+ββ)分别大于0.35、0.25。依据有机成因理论，原油主要是在主生油期生成的，因此推测本区主要烃源岩生烃门限对应的C29甾烷异构化参数20S/(20S+20R)大于0.35，ββ/(αα+ββ)应大于0.25。
图3-15即为C29甾烷20S/(20S+20R)以及ββ/(αα+ββ)随深度的变化图，图中可以看出，两个异构化成熟度参数值随深度的增加而增大，对沙一段而言，当深度在2800m以下时，这两个参数基本上均超过了0.2。所以0.2可以作为沙一段的生油门限值。沙三段在深度为3100m以下左右时，C29甾烷20S/(20S+20R)值为0.35左右，ββ/(αα+ββ)达到了0.3。所以0.3可以默认为沙三段的生油门限值。3500m左右时，C29甾烷20S/(20S+20R)以及ββ/(αα+ββ)的值均超过了0.35和0.25，此时的烃源岩已进入了大量生烃阶段。之后的4000m左右，参数基本不变，说明了烃源岩已进入了生烃高峰阶段。
图3-16为C31一升藿烷22S/(22S+22R)随深度的变化曲线，在2600m以上，比值大多数是小于0.50，到3100m以下达到了平衡，其值为0.54左右，因而2600m-3100m为生油门限范围。沙一段在2800m以下进入生油门限，而沙三段生油门限深度基本上要大于3100m。因而结果大致上是与镜质体反射率结果类似的。
图3-13 板桥凹陷沙河街组烃源岩OEP、CPI与深度关系图
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