简述有机质的热演化模式及各阶段的特征

有机质的成熟度怎么划分？~

近几十年来国内外采用先进的分析测试手段，对有机质的成烃演化规律进行了深入细致的研究。对有机质的成烃机理和演化

表1—8 有机质类型划分指标汇总表

图1—3 有机质成烃演化模式（黄第藩，1991）
模式（图1—3）有了较为清楚的认识。有机质只有达到一定的热演化阶段才能热降解生烃，同时在不同的热演化阶段有机质的产烃能力和产物是不同的。勘探实践表明，在有机质成熟区找油成功率可达25%～50%，不成熟区仅2.5%～5%，过成熟区则主要形成天然气。很明显一个盆地或凹陷所处的演化阶段，直接关系到其油气勘探的前景。根据研究有机质可以划分为未成熟、低成熟、成熟、高成熟、过成熟等五个热演化阶段。
未成熟阶段：相当于早成岩作用阶段和煤阶中褐煤演化阶段的底界。这个阶段干酪根未发生热力学降解，有机质中烃转化程度极低。总烃含量很低，而胶质、沥青质含量高。其早期的生物甲烷气来自细菌对有机质的降解，是产烃量很低的一个阶段。在特定的母质和环境条件下，生油岩中的可溶有机质低温转化成烃，而形成未成熟石油和未成熟凝析油。
低成熟阶段：相当于晚成岩A1期，与长焰煤阶相当。干酪根开始进入热力学降解生烃阶段，也即常说的进入生油门限。这个阶段的生烃特征是：干酪根虽开始生烃但还未达到大量生烃阶段，生烃量还是极其有限。产生的油也多为重质油，胶质沥青质含量较高。
成熟阶段：相当于晚成岩A2阶段，与长焰煤阶相当。进入这个热演化阶段，干酪根开始大量热降解成烃，是有机质主要生烃期，主要生成正常的石油。
高成熟阶段：相当于晚成岩B阶段，与肥煤、焦煤阶相当。有机质进入这一阶段，干酪根经过大量生油阶段后，产烃能力已显著下降。主要生成凝析油和湿气，同时成熟阶段生成的石油也开始裂解为气态。标志生油液态窗的结果。
过成熟阶段：相当于晚成岩C阶段，与贫煤、无烟煤煤阶相当。任何类型的干酪根演化到这一阶段，都剩下很低的生成气态烃的能力了。由于这一阶段的温度（>200℃）和压力都很高，不仅已生成烃类全部裂解为甲烷，而且从干酪根中生成的烃类也以甲烷形态出现，因此这个阶段主要是形成干气。
综上所述我们可以看出：有机质在不同热演化阶段的产烃能力和产物特征是显著不同的。因此正确确定有机质的成熟度对指导一个地区的勘探具有重要意义。目前用于判别有机质成熟度的指标很多，但最主要的有：干酪根镜质组反射率、生油岩热解（Rock—Eval）最高峰温度Tmax、饱和烃气相色谱正构烷烃奇、偶优势、甾、萜烷生物标记化合物异构化参数、孢粉颜色指数SCI（Spore Colour Index）等。现分述如下。

在阐述烃源岩以及生烃能力的基础上，进而分析烃源岩有机质的热演化阶段，判定油气的成熟期，这是有机成因晚期成油说必须作出回答的问题。
1.烃源岩有机质热演化阶段
西湖凹陷研究层有机质向油气生成方向转化是在地质历史过程中发生的一个连续过程，是在沉积层随着沉积盆地下沉埋藏深度增大的过程中发生的。研究表明:这种转化过程大体可分为生物作用、热催化转化和热裂解三个阶段。第一阶段，有机质经生物化学作用改造形成生油母质———干酪根，并生成生物化学成因的天然气;第二阶段，随着埋藏深度的增加，干酪根在相应温度、压力作用以及催化剂的参与下生成石油烃类，这是生成油气的主要阶段;第三阶段，形成石油烃类的残留干酪根在高温下裂解并产生气态烃，是生成天然气的主要阶段。根据B.A.索柯洛夫的意见，温度在70～250℃之间，导致烃类主要物质生成的热催化作用进行得十分活跃，温度在70～150℃范围内，形成和保存的是液态和气态烃;温度在150～250℃范围内，则引起复杂烃类的破坏和以甲烷为主的气态烃的聚集，因此，将温度150℃作为石油的“死亡线”。但据有机地球化学研究表明，生油岩的成熟度与石油烃遭受破坏时的温度不是绝对的，门限温度与门限深度在不同沉积盆地也不尽一致，这与生油岩的年代、有机质类型有关。生油岩年代愈老，门限温度和门限深度愈低;腐泥型比腐殖型生油岩所需的温度要低。
原地矿部海洋地质综合研究大队等以藿烷构型、岩屑气分析资料，饱和烃奇偶优势，生油势的最高热解峰温和岩石热模拟等资料为依据，将西湖凹陷烃源岩有机质热演化划分原油、湿气和干气生成三个演化阶段，并以镜煤反射率Ro值作为划分有机质热演化阶段的指标。当Ro值达到0.55%时，进入生油门限，液态烃开始大量生成，气态烃很少。当Ro值达到1.3%时，进入生成湿气门限，液态烃产出量很少，而气态烃大量产出，且液态烃开始分解，裂解为气态烃。当Ro值达到2.2%时，进入生成干气门限，此界线是依据热模拟资料中气态烃的产出量外推获得的。
2.西湖凹陷研究层Ro值分布和油气生成的门限深度
根据镜煤反射率为指标划分的西湖凹陷有机质热演化阶段和构建的Ro值与深度相关曲线方程，笔者采集了570个Ro值，以生成油气、湿气、干气门限的3个Ro值绘制了等Ro值深度分布系列图，用以展示凹陷进入生油气门限的分布态势和确定凹陷不同地区生油气门限的深度。由图6-22可知:

图6-22 等Ro值深度分布系列图

从3个等Ro值揭示的深度分布态势的整体上看，构成等Ro值深度等值线分布的几何形态和深度值增降变化趋势十分相似。
等Ro值深度高值区均由凹陷东部朝西部呈NE-SW方向递降变化，等Ro值深度差的变化范围为1000～2000m;随Ro值的增大，深度差值具有拉大之势。
保俶斜坡中南段的平湖构造带均为等Ro值深度高值区，但当Ro值为2.2%时，在浙东长垣南段的苏堤构造带亦形成等Ro值深度高值区;浙东长垣北段的龙井构造带均为等Ro值深度低值区。
生油门限深度变化区间为2100～3000m。浙东长垣的龙井构造带、西冷构造带北段的生油门限深度为2100～2200m;西冷构造带南段的为2300～2400m;苏堤构造带的为2200～2400m;三潭深凹的为2500～2700m;白堤深凹的为2200～2400m;保俶斜坡平湖构造带的为2700～2900m，其北为3000m，为生油门限深度的最高值。
湿气门限深度变化区间为3800～5400m。浙东长垣的龙井构造带门限深度为3800～4200m，西冷构造带为4200～4800m，苏堤构造带的为4900～5000m;三潭深凹的为4200～4800m，柳浪构造带为4200～4600m;白堤深凹的为3900～4800m;保俶斜坡平湖构造带的为5200～5400m。
干气门限深度变化区间为5000～7200m。浙东长垣的龙井构造带门限深度为5000～5400m，西冷构造带为5400～6200m，苏堤构造带的为6600～7000m;三潭深凹的为5600～7000m，柳浪构造带为5600～6000m;白堤深凹的为5200～7000m;保俶斜坡平湖构造带的为6600～7200m。
3.油气生成期
根据上述Ro值和生成油气的门限深度，以西湖凹陷研究层在地史过程中恢复计算的厚度顶板埋深为准，判定凹陷由西至东次级构造带的油气生成期。
(1)平湖组烃源岩:保俶斜坡在晚中新世进入生油门限深度，持续到第四纪为主要生油期，未进入生成湿气门限深度。三潭深凹在中中新世进入生油门限深度，晚中新世为主要生油期。毗邻三潭深凹北部的柳浪构造带在上新世进入生成湿气门限深度，持续到第四纪;南部的秋月一井一带在第四纪进入生成湿气门限深度，而孤山一井一带则未成熟。浙东长垣在早中新世进入生油门限深度，中、晚中新世为主要生油期。长垣的龙井、西冷构造带在上新世进入生成湿气门限深度，第四纪为主要生成期;而苏堤构造带未达到生成湿气门限深度。白堤深凹北部在早中新世进入生油门限深度，中、晚中新世为主要生油期;上新世进入生成湿气门限深度，第四纪为湿气主要生成期;而深凹南部在早中新世进入生油门限深度，持续到第四纪，未达到生成湿气门限深度。
(2)花港组烃源岩:三潭深凹北部的柳浪构造带和南部的秋月一井一带在晚中新世进入生油门限深度，但南部的孤山一井一带在上新世进入生油门限深度。浙东长垣在晚中新世进入生油门限深度，上新世至第四纪为主要生油期;白堤深凹与浙东长垣的生油期相同。其他构造带均未达到油气生成门限深度。
(3)龙井组烃源岩:三潭深凹北部的柳浪构造带在上新世进入生油门限深度。其南部的秋月一井一带在第四纪进入生油门限深度，浙东长垣北部龙井构造带在第四纪进入生油门限深度。其他构造带均未达到油气生成门限深度。

烃源岩加水热压模拟实验和自然演化剖面实测部表明，海相不同类型烃源岩的有机质丰度热演化可分为3段：未成熟-低成熟阶段(Ro小于0．8％)随成熟度的增加有机碳含量及生烃潜量交化不明重；在成熟阶段中晚期(Ro为0．8％-1．3％)有机碳含量和生烃潜量随成熟度增加逐渐降低，其根本原因是油气不断大量生成和排出；在高成熟-过成熟阶段随成熟度的增加有机碳含量变化又不明显。未成熟-低成熟阶段到高成熟阶段，有机质丰度明显降低，需要进行原始有机碳含量的恢复。经不同类型源岩对比，恢复系数与生排烃潜力、干酪根类型、成熟度和有机盾含量等因素有关，而与岩性关系不大。

综述了前寒武纪有机质研究在生物标志化合物、同位素和相关分析技术方面的进展 ,探讨了前寒武纪有机质研究中可溶有机质原生性、污染克服等关键问题 ,最后对前寒武纪有机质研究的发展方向给予展望

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