不同類(lèi)型優(yōu)質(zhì)烴源巖生排油氣模式

秦建中，申寶劍，騰格爾，鄭倫舉，陶國(guó)亮，付小東，張玲瓏

(1.中國(guó)石油化工股份有限公司 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 無(wú)錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無(wú)錫 214126;2.中國(guó)石化油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 無(wú)錫 214126)

不同類(lèi)型優(yōu)質(zhì)烴源巖生排油氣模式

秦建中1,2，申寶劍1,2，騰格爾1,2，鄭倫舉1,2，陶國(guó)亮1,2，付小東1,2，張玲瓏1,2

(1.中國(guó)石油化工股份有限公司 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 無(wú)錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無(wú)錫 214126;2.中國(guó)石化油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 無(wú)錫 214126)

利用地層孔隙異常壓力熱模擬實(shí)驗(yàn)分別對(duì)硅質(zhì)型、鈣質(zhì)型與粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖進(jìn)行分析，生排油氣模擬結(jié)果表明：(1)成熟早中期硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖排油量與排油效率最高，早期主要以重質(zhì)油排出為主，排油效率高達(dá)50%左右；鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖次之，排烴效率一般在30%左右；粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖排油效率一般只有4%～11%。(2)在成熟中晚期，硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖排油效率最高，但是鈣質(zhì)型烴源巖增加迅速達(dá)65%，粘土型烴源巖增加不明顯。(3)成熟晚期—高成熟階段，硅質(zhì)型和鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖排油效率變化不明顯，而粘土型烴源巖排油效率則從20%迅速增加到90%。硅質(zhì)型、鈣質(zhì)型和粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖生排油氣模式之間最大的差異是它們?cè)诔墒煸缰衅谂庞托屎团庞土坎煌?/p>

優(yōu)質(zhì)烴源巖；排油效率；生排油氣模式；動(dòng)態(tài)演化

優(yōu)質(zhì)烴源巖(ω(TOC)≥2%)是含油氣系統(tǒng)和油氣成藏的物質(zhì)基礎(chǔ)，對(duì)陸相與海相油氣藏的形成具有控制作用[1-3]。目前眾多學(xué)者對(duì)烴源巖研究主要集中在烴源巖形成的沉積環(huán)境及其控制因素[4-8]、定量評(píng)價(jià)[9-14]、有機(jī)質(zhì)賦存方式[15-17]、生烴模擬實(shí)驗(yàn)[18-27]以及生烴動(dòng)力學(xué)[28-30]等方面的研究。有效烴源巖或優(yōu)質(zhì)烴源巖生排烴效率是關(guān)系到油氣勘探能否成功的關(guān)鍵因素之一[31]，但對(duì)不同類(lèi)型優(yōu)質(zhì)烴源巖生排烴特征研究較為薄弱，因此深入研究?jī)?yōu)質(zhì)烴源巖排烴特征對(duì)油氣勘探具有重要的指導(dǎo)意義。本文在常規(guī)地化研究基礎(chǔ)上，綜合利用電鏡掃描+能譜分析、X-衍射和有機(jī)巖石學(xué)等新技術(shù)，將優(yōu)質(zhì)烴源巖按成巖顆粒或生屑成分分為3種類(lèi)型：硅質(zhì)型、鈣質(zhì)型和粘土型[17]。通過(guò)對(duì)3種類(lèi)型優(yōu)質(zhì)烴源巖樣品的地層孔隙熱壓生排油氣模擬實(shí)驗(yàn)建立了它們的生排油氣動(dòng)態(tài)模式，并總結(jié)了不同類(lèi)型優(yōu)質(zhì)烴源巖的動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)方法，以期為油氣資源評(píng)價(jià)更接近地下實(shí)際地質(zhì)條件提供新的技術(shù)評(píng)價(jià)參數(shù)。

表1 海相烴源巖不同類(lèi)型熱壓模擬實(shí)驗(yàn)樣品有機(jī)地球化學(xué)基本數(shù)據(jù)

1 樣品采集及實(shí)驗(yàn)方法

1.1樣品采集

本次地層孔隙熱壓生排油氣模擬實(shí)驗(yàn)樣品是在90塊常規(guī)熱壓生排油氣模擬實(shí)驗(yàn)之后進(jìn)行選取的。主要有：(1)四川廣元上寺上二疊統(tǒng)大隆組低熟黑色含鈣泥頁(yè)巖；(2)云南祿勸烏尖村中泥盆統(tǒng)未成熟—低成熟泥灰?guī)r、灰?guī)r、鈣質(zhì)泥巖；(3)吉林樺甸古近系浮游藻油頁(yè)巖和底棲藻油頁(yè)巖等。采樣位置及主要地球化學(xué)基礎(chǔ)分析數(shù)據(jù)見(jiàn)表1，其中，廣元地區(qū)優(yōu)質(zhì)烴源巖主要用來(lái)對(duì)常規(guī)模擬和地層孔隙模擬進(jìn)行比對(duì)。優(yōu)質(zhì)烴源巖樣品制備：硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖樣品是云南祿勸灰?guī)r中制備的Ⅱ型干酪根+硅質(zhì)石英顆粒(小于100目)與蒙脫石為主泥巖的互薄層壓制而成硅質(zhì)頁(yè)巖；鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖模擬實(shí)驗(yàn)樣品以云南祿勸中泥盆統(tǒng)Ⅱ型富有機(jī)質(zhì)灰?guī)r及泥灰?guī)r壓制成的互薄層鈣質(zhì)頁(yè)巖；粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖模擬實(shí)驗(yàn)樣品為吉林樺甸古近系Ⅱ型富底棲藻油頁(yè)巖樣品。

1.2實(shí)驗(yàn)方法與條件

模擬實(shí)驗(yàn)主要使用無(wú)錫石油地質(zhì)研究所自行研制的地層孔隙熱壓生排油氣模擬實(shí)驗(yàn)儀，該套儀器裝置綜合考慮了地質(zhì)樣品(頁(yè)巖)所經(jīng)歷的溫度、時(shí)間、上覆靜巖壓力、地層孔隙流體壓力、圍壓、生油氣空間、孔隙流體性質(zhì)和礦物顆粒成分等各種地質(zhì)條件下的影響因素[32-33]。其特點(diǎn)是：(1)對(duì)頁(yè)巖或泥巖樣品，原樣直接鉆取或分層連續(xù)壓制成直徑3.8 cm、柱高5～10 cm巖心柱體；(2)靜巖壓力與地層流體壓力分別施壓，按實(shí)際地質(zhì)超壓設(shè)計(jì)地層流體壓力(充滿(mǎn)高壓液態(tài)水)，地層流體壓力/靜巖壓力一般變化在0.6～0.9之間；(3)升溫速率1 ℃/min，達(dá)到設(shè)計(jì)生油氣溫度后恒溫72 h；(4)排油氣為待整個(gè)反應(yīng)體系溫度降到150 ℃時(shí)，打開(kāi)截止閥釋放高壓反應(yīng)釜中油氣水產(chǎn)物。運(yùn)用南方廣元地區(qū)烴源巖樣品分析表明：地層孔隙熱壓生排油氣模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果更接近地下客觀實(shí)際條件。主要體現(xiàn)在以下2點(diǎn):(1)地層孔隙熱壓生排油氣模擬實(shí)驗(yàn)儀器裝置所考慮的壓力系統(tǒng)、樣品、溫度條件和時(shí)間因素等更接近地下原始客觀實(shí)際條件，尤其是孔隙異常壓力系統(tǒng)的模擬對(duì)烴源巖有機(jī)質(zhì)演化程度(圖1A)或油氣生成的影響可以通過(guò)其化學(xué)平衡過(guò)程而實(shí)現(xiàn)。(2)地層孔隙熱壓生排油氣模擬實(shí)驗(yàn)流體體系可能具有近臨界特性，使得模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果相對(duì)常規(guī)熱壓生排油氣模擬實(shí)驗(yàn)的產(chǎn)油率增加明顯(圖1B)，H2(圖1C)、CO2、烯烴等氣體含量明顯減少，因此，地層孔隙熱壓模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果更接近地下烴源巖油氣生成和排出的客觀實(shí)際條件。

圖1 地層孔隙與常規(guī)模擬實(shí)驗(yàn)的比較

2 模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果與生排油氣模式

2.1硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖

硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2、圖2。

硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟早中期(VRo約為0.45%～0.9%)排油效率(排出油/總油)平均可達(dá)50%左右，排出重質(zhì)油量變化在80～130 kg/t之間，而且在成熟早期(VRo約為0.55%)排油效率出現(xiàn)次高峰值，排重質(zhì)油量也相對(duì)較高，主要原因可能為：(1)顆?；蚓w多接近橢圓球體，毛細(xì)管及運(yùn)移阻力減小，又多呈脆性，在成熟早期，原生超微孔及超微裂縫相對(duì)發(fā)育，有利重質(zhì)原油的排出，一般硅質(zhì)生屑頁(yè)巖排出的原油API<10°；(2)對(duì)可溶有機(jī)質(zhì)吸附性相對(duì)較低，最低吸附烴量低于粘土巖及碳酸鹽巖。成熟中期(VRo約為0.82%)排油效率反而從早期的59.35%降到45.66%，排出重質(zhì)油量隨成熟度的增加變化不明顯(圖2,表2)，主要原因是：(1)地層孔隙異常流壓熱模擬實(shí)驗(yàn)的改進(jìn)更接近烴源巖地下客觀實(shí)際條件；(2)硅質(zhì)烴源巖在成熟早期原生孔隙相對(duì)較大，隨壓實(shí)作用或成熟度的增加，泥巖孔隙度或有限空間逐漸減少，盡管可溶有機(jī)質(zhì)(原油)密度有所降低，但是尚未到達(dá)熱裂解溫度，因此，出現(xiàn)了次高峰之后隨成熟度的增加排油效率逐漸降低的趨勢(shì)。

硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟中晚期(VRo約為0.9%～1.3%)排油效率迅速增加，多變化在62.7%～81.5%，對(duì)應(yīng)的排油量變化在243～408 kg/t，到成熟晚期(VRo約為1.02%)排油效率和排油量達(dá)到高峰值(圖2,表2)。究其原因，一是可溶有機(jī)質(zhì)或原油開(kāi)始產(chǎn)生熱裂解，油明顯變輕，更容易隨氣排出烴源巖；二是流體異常壓力容易產(chǎn)生間歇性微裂縫，使得油氣容易隨氣排出。

硅質(zhì)型烴源巖在成熟晚期—高成熟階段油裂解烴氣過(guò)程中伴生的殘?zhí)紴r青量增加明顯(圖2,表2)。首先排出油和殘留油到成熟晚期(VRo>1.05%)，一方面“油”中有機(jī)大分子向小分子轉(zhuǎn)化，油從正常原油→輕質(zhì)油氣→凝析油氣→濕氣→干氣(甲烷)逐漸變輕；另一方面，“油”中芳環(huán)聚合、脫氫等向更大分子團(tuán)(殘?zhí)紴r青)轉(zhuǎn)化逐漸變重。在高成熟—過(guò)成熟階段，硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖由原油裂解產(chǎn)生烴氣的碳和殘?zhí)紴r青的碳約各占50%；以排出油裂解烴氣和殘?zhí)紴r青占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)(約80%以上)，殘留在烴源巖中的殘?zhí)紴r青只是少部分(小于20%)。

圖2 硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖(Ⅱ型干酪根)生排油氣模式

模擬溫度/℃校正后VRo/%殘留油/(kg·t-1)排出油/(kg·t-1)總油/(kg·t-1)烴氣/(kg·t-1)總烴/(kg·t-1)排出油與總油之比/%固體瀝青/(kg·t-1)原樣0.4587.2987.2987.292500.4881.2180.63161.840.09161.9349.823000.5575.19109.77184.960.85185.8159.353250.7082.8090.45173.251.94175.1952.213500.82153.74129.20282.948.25291.1945.663750.94144.92243.31388.2313.50401.7362.674001.0292.50408.06500.5689.01589.5781.5204251.1880.18244.66324.84145.69470.5375.32124.044501.5240.97134.58175.55240.18415.7376.66183.845002.009.6062.8572.45324.11396.5686.75214.755503.122.8021.4324.23342.85367.0888.44235.05

注：紅色字體為校正后數(shù)據(jù)或?qū)Ρ韧茰y(cè)數(shù)據(jù)。

表3 鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖原樣仿真地層異常流壓熱模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

注：紅色字體為校正后數(shù)據(jù)或?qū)Ρ韧茰y(cè)數(shù)據(jù)。

圖3 鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖(Ⅱ型干酪根)生排油氣模式

2.2鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖

鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3，生排油氣模式見(jiàn)圖3。

從圖3可知，鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟早中期(VRo約為0.45%～0.9%)排油效率一般變化在15%～36%，對(duì)應(yīng)的排重質(zhì)油量變化在16～54 kg/t之間，而且在成熟早期(VRo約為0.6%)排油效率出現(xiàn)次高峰，排重質(zhì)油量也相對(duì)較高。但是，到成熟中期(VRo約為0.82%)排油效率反而從早期的35.76%降到17.04%，排重質(zhì)油量隨成熟度的增加變化不明顯(圖3,表3)。

鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟早中期排烴效率也較高，一般在30%左右，而且早期也出現(xiàn)次高峰，可能因?yàn)椋?1)顆?；蚓w多接近球體或近方體或平行六面體，也多呈脆性，在成熟早期，原生超微孔及超微裂縫相對(duì)發(fā)育，有利重質(zhì)原油的排出，也可形成排油效率次級(jí)高峰，一般鈣質(zhì)生屑頁(yè)巖排出的原油API<15°；(2)對(duì)可溶有機(jī)質(zhì)吸附性相對(duì)較低，最低吸附烴量一般在0.35 mg/g左右(多變化在0.20～0.85 mg/g之間)，而粘土巖最低吸附烴量一般在1.5 mg/g左右(多變化在0.90～2.62 mg/g之間)。

鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖到成熟中期排烴效率相對(duì)早期反而有所降低，主要原因是：(1)地層孔隙異常流壓熱模擬實(shí)驗(yàn)的改進(jìn)更接近烴源巖地下客觀實(shí)際條件等；(2)鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟早期原生孔隙也相對(duì)較大，隨成熟度的增加，孔隙度或有限空間逐漸減少，尚未到達(dá)巖石脆性微裂縫發(fā)育和原油熱裂解階段，因此，出現(xiàn)了次高峰之后隨成熟度的增加排油效率逐漸降低的趨勢(shì)；(3)碳酸鹽含量高的烴源巖干酪根中常常帶有較多的含硫、含氮或含氧等雜原子，由于其裂解斷下來(lái)能量相對(duì)較低，很容易在較低溫度下生排烴，形成未熟—低熟油。

鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟中晚期(VRo約為0.95%～1.3%)排油效率也迅速增加，可以從19%～65%，對(duì)應(yīng)的排油量從70～300 kg/t，到成熟晚期(VRo約為1.11%)排油量達(dá)到高峰(圖3,表3)。主要是熱裂解使油質(zhì)明顯變輕及脆性微裂縫使得油氣更容易排出。

鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟—高成熟階段總生排油帶相對(duì)較寬；在過(guò)成熟階段，灰?guī)r總烴氣產(chǎn)率相對(duì)最高，甚至接近生油高峰時(shí)的最高總油產(chǎn)率，固體瀝青產(chǎn)率可能相對(duì)較低，主要原因可能是：(1)碳酸鹽烴源巖自然生烴過(guò)程和熱模擬實(shí)驗(yàn)均證實(shí)碳酸鹽巖對(duì)干酪根生烴確實(shí)有催化作用，其機(jī)理可能是α-碳原子形成自由基的催化反應(yīng)機(jī)理；(2)碳酸鹽巖對(duì)可溶有機(jī)質(zhì)熱裂解的催化作用相對(duì)弱；(3)碳酸鹽巖與有機(jī)質(zhì)可能形成有機(jī)鹽，延緩可溶有機(jī)質(zhì)的熱裂解過(guò)程，形成更多的烴類(lèi)氣體、氫氣及CO2氣。

表4 粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖原樣地層孔隙異常流壓熱模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

注：紅色字體為校正后數(shù)據(jù)或?qū)Ρ韧茰y(cè)數(shù)據(jù)。

圖4 粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖(Ⅱ型干酪根，底棲藻為主)生排油氣模式

2.3粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖

粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4，其生排油氣模式見(jiàn)圖4。

粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟早中期(VRo約為0.45%～0.8%)排油效率很低，一般只有4%～11%，對(duì)應(yīng)的排油量一般也只有1～12 kg/t，遠(yuǎn)低于硅質(zhì)型和鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖。主要原因可能是：(1)粘土顆粒多呈不規(guī)則片狀，尤其是蒙皂石及伊蒙混層對(duì)可溶有機(jī)質(zhì)的吸附作用很強(qiáng)，最低吸附烴量一般在1.5 mg/g左右，最高可達(dá)2.6 mg/g以上，毛細(xì)管及運(yùn)移阻力遠(yuǎn)大于硅質(zhì)型和鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖；(2)粘土巖在未成熟—成熟早中期多由蒙皂石及伊蒙混層組成，呈韌性，超微裂縫難以形成，不利于早期重質(zhì)油的排出，即使排出也是少量輕質(zhì)油。

粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖到成熟中期(VRo約為0.8%～1.05%)排油效率相對(duì)早期逐漸有所提高，為13%～17%，對(duì)應(yīng)的排油量為24～72 kg/t，但是總體遠(yuǎn)低于同演化階段硅質(zhì)型和鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖的排油效率和排油量。主要原因是：(1)油相對(duì)逐漸變輕，總生油量快速增加；(2)粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟中期尚未到達(dá)巖石脆性微裂縫發(fā)育和原油熱裂解階段。

粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟晚期—高成熟階段(VRo約為1.1%～2.0%)排油效率從20%迅速增加到90%以上，排油量在成熟晚期達(dá)到高峰值(約為138.82 kg/t)；高成熟階段排凝析油或輕質(zhì)油量逐漸降低到65 kg/t。此階段總體排油量要低于硅質(zhì)型和鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖，但是總生油量、總生烴量和生排烴氣量基本相當(dāng)或略低一些(表2～4)。可能的原因是：(1)可溶有機(jī)質(zhì)或原油開(kāi)始產(chǎn)生熱裂解，油質(zhì)明顯變輕，烴源巖及儲(chǔ)集巖中的可溶有機(jī)質(zhì)及油烴氣量均迅速增加，更容易隨氣排出烴源巖；(2)流體異常壓力和粘土已向伊利石等脆性轉(zhuǎn)化，容易產(chǎn)生間歇性微裂縫，使得油氣容易隨氣排出。

粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖在高成熟—過(guò)成熟階段由原油裂解產(chǎn)生烴氣的碳和殘?zhí)紴r青的碳比例以烴源巖中殘留油裂解的烴氣和殘?zhí)紴r青占優(yōu)勢(shì)(約80%以上)，排出烴源巖并運(yùn)移成藏后殘留在儲(chǔ)集巖中的殘?zhí)紴r青只可能占少部分(小于20%)。

3 模式差異性與動(dòng)態(tài)演化

硅質(zhì)型、鈣質(zhì)型和粘土型等優(yōu)質(zhì)烴源巖(Ⅱ型干酪根)在各成熟階段及演化過(guò)程中其排油效率、生排油氣模式具有明顯的差異(表5,圖5)。

表5 不同優(yōu)質(zhì)烴源巖(Ⅱ型干酪根)生排油氣動(dòng)態(tài)演化數(shù)據(jù)

注：硅質(zhì)型和鈣質(zhì)型頁(yè)巖各成熟階段VRo值范圍相同。

圖5 不同優(yōu)質(zhì)烴源巖(Ⅱ型干酪根)排油效率(A)、排油量(B)和生排烴氣量(C)的對(duì)比

3.1成熟早中期

硅質(zhì)型、鈣質(zhì)型和粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖生排油氣模式之間最大的差異是它們?cè)诔墒煸缰衅谂庞托屎团庞土康拿黠@不同(表5)：(1)排油效率以硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖最高，可達(dá)50%左右，鈣質(zhì)型次之，可在30%左右；粘土型最低，一般小于10%。(2)排油量也是以硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖最高，次高峰可達(dá)130 kg/t；鈣質(zhì)型次之，高值可接近35 kg/t，粘土型最低，高值也只有12 kg/t，最低接近1 kg/t，幾乎不排油。(3)硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖排油效率和排油量在VRo約為0.6%的成熟早期均出現(xiàn)較明顯的次高峰；而鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖排油效率在VRo約為0.55%出現(xiàn)較明顯的次高峰，排油量次高峰不明顯；粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖排油效率和排油量均未出現(xiàn)次高峰(圖5A,B)。它們主要與巖石對(duì)可溶有機(jī)質(zhì)的吸附性和韌性或脆性等有關(guān)。

3.2成熟中晚期

硅質(zhì)型、鈣質(zhì)型和粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖生排油氣模式中，盡管排油效率均迅速增加，排油量也均達(dá)到高峰值，但是其排油效率和排油量仍存在明顯的差異(表5)：(1)排油效率提高幅度(圖5A,表2～4)以鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖最大，可以從18%迅速提高到65%；粘土型次之，可從14%提高到50%；硅質(zhì)型相對(duì)最小，僅變化在62%～82%之間(因其成熟中期排油效率就較高)。(2)最高排油量仍是以硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖最高，高峰值可達(dá)453.52 kg/t；鈣質(zhì)型次之，高峰值為248.13 kg/t；粘土型最低，高峰值只有102.36 kg/t。(3)排油高峰、總油高峰、殘留油高峰稍有不同和錯(cuò)位(表2～4,圖3～5B)，硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖殘留油高峰最提前(VRo約為0.82%)，排油高峰及總油高峰也相對(duì)提前(VRo約為1.02%)；鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖總油高峰最遲后(VRo約為1.11%)，排油高峰及殘留油高峰居中(VRo約為1.11%及0.95%)；粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖排油高峰及殘留油高峰最遲后(VRo約為1.18%及1.02%)，總油高峰居中(VRo約為1.02%)。它們主要與油或可溶有機(jī)質(zhì)熱裂解變輕、氣/油比增大、巖石脆性及微裂縫發(fā)育程度和巖石對(duì)可溶有機(jī)質(zhì)的吸附性等有關(guān)。

3.3高成熟階段

硅質(zhì)型、鈣質(zhì)型和粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖生排油氣模式中，盡管排凝析油(氣)或輕質(zhì)油(氣)效率均很高，排凝析油或輕質(zhì)油量均隨成熟度增加逐漸降低，生排烴氣均隨成熟度增加逐漸增加、氣逐漸變干，殘?zhí)紴r青逐漸增加等，但是其排凝析油效率、排凝析油量、生排烴氣量及殘?zhí)紴r青量等仍存在一些差異(表5)：(1)排輕質(zhì)油或凝析油效率提高幅度以粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖最大，可以從50%提高到90%以上；硅質(zhì)型及鈣質(zhì)型較小，前者從73%提高到90%，后者從65%提高到近80%。(2)排輕質(zhì)油或凝析油量以鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖相對(duì)較高，從250 kg/t減少到92 kg/t；硅質(zhì)型次之，從200 kg/t減少至63 kg/t；粘土型最低，從120 kg/t減少至65 kg/t。(3)高成熟階段最高生排烴氣量及殘?zhí)紴r青量以硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖相對(duì)最高，鈣質(zhì)型最高生排烴氣量也較高，但是殘?zhí)紴r青量相對(duì)最低，粘土型最高生排烴氣量相對(duì)最低，殘?zhí)紴r青量居中。(4)在成熟—高成熟階段總生排油帶以鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖相對(duì)較寬。它們主要與油或可溶有機(jī)質(zhì)熱裂解變凝析氣、濕氣及向干氣過(guò)渡、巖性催化裂解作用的不同、巖石脆性及微裂縫發(fā)育程度和巖石對(duì)烴類(lèi)的吸附性等有關(guān)。

3.4過(guò)成熟階段

硅質(zhì)型、鈣質(zhì)型和粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖生排油氣模式中，盡管生排凝析油氣量均很低，并隨成熟度增加逐漸接近于零，但排凝析氣效率均很高，幾乎均為干氣，但是其生排烴氣總量及殘?zhí)紴r青量等仍存在一些差異(表5)：(1)生排烴氣總量以鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖最大，最高可達(dá)372.2 kg/t；硅質(zhì)型次之，最高為342.9 kg/t；粘土型最小，為257.1 kg/t。(2)關(guān)于不同類(lèi)型優(yōu)質(zhì)烴源巖在過(guò)成熟階段中早期的生排烴氣量和生排烴氣下限可能也以鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖生排烴氣量最大，生排烴氣下限VRo>4.3%或更大，粘土型次之，硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖生排烴氣量可能最小(未得到實(shí)測(cè)數(shù)據(jù))。(3)殘?zhí)紴r青量以硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖相對(duì)較大，粘土型次之，鈣質(zhì)型相對(duì)較小(估算推測(cè)數(shù)據(jù))。它們主要與碳酸鹽中的有機(jī)酸鹽生氣、巖性催化裂解作用的不同及巖石對(duì)烴類(lèi)的吸附性等有關(guān)。

實(shí)際上，海相硅質(zhì)型(或硅質(zhì)生屑薄層及頁(yè)理)優(yōu)質(zhì)烴源巖、海相鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖(鈣質(zhì)有機(jī)質(zhì)薄層及頁(yè)理、灰?guī)r及泥灰?guī)r等)、粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖(粘土含量大于10%的泥頁(yè)巖或含鈣泥頁(yè)巖等)等均具有各自的生排油氣模式(表5)。它們對(duì)海相大型重質(zhì)油田、油田、輕質(zhì)油或凝析油氣田及氣田的形成具有明顯的控制作用。例如，海相硅質(zhì)型或鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源層的發(fā)育對(duì)大中型(尤其是特大型)重質(zhì)油田(低成熟階段)、油田(成熟階段)的勘探具有控制作用，但是，粘土型優(yōu)質(zhì)烴源層的發(fā)育只能對(duì)大中型(尤其是特大型)油田(成熟中晚期)的勘探具有控制作用。

4 結(jié)論

1)硅質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟早中期排油效率可達(dá)50%，對(duì)應(yīng)的排重質(zhì)油量變化在80～130 kg/t之間，而且在VRo約為0.55%時(shí)排油效率出現(xiàn)次高峰值；在成熟中晚期排油效率增加到80%以上，排油量達(dá)到高峰值。

2)鈣質(zhì)型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟早中期排烴效率一般在30%，也出現(xiàn)次高峰，排重質(zhì)油量在15～55 kg/t之間；在成熟中晚期排油效率從19%增至65%，排油高峰約為VRo=1.11%；過(guò)成熟階段烴氣產(chǎn)率高可能與有機(jī)酸鹽有關(guān)。

3)粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟早中期排油效率一般只有4%～11%，排油量?jī)H1～12 kg/t，成熟晚期—高成熟階段排油效率從20%猛增至90%以上。

4)硅質(zhì)型、鈣質(zhì)型和粘土型優(yōu)質(zhì)烴源巖生排油氣模式之間最大的差異是它們?cè)诔墒煸缰衅谂庞托屎团庞土康拿黠@不同，可能主要與它們對(duì)可溶有機(jī)質(zhì)的吸附性差異、巖石脆韌性及微裂縫發(fā)育程度不同等有關(guān)。

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(編輯葉德燎)

Hydrocarbongenerationandexpulsionpatternofdifferenttypesofexcellentsourcerocks

Qin Jianzhong1,2, Shen Baojian1,2, Tenger1,2, Zheng Lunju1,2, Tao Guoliang1,2, Fu Xiaodong1,2, Zhang Linglong1,2

(1.WuxiInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China; 2.SINOPECKeyLaboratoryforPetroleumAccumulationMechanisms,Wuxi,Jiangsu214126,China)

Semi-closed pyrolysis experiments were conducted in order to evaluate what controls the hydrocarbon generation and expulsion efficiency for three types of excellent source rocks (siliceous, calcareous and clay ones). Each type of source rock has different relative hydrocarbon expulsion efficiencies in the stage of early-middle oil window, where siliceous source rock has the highest oil expulsion efficiency and oil expulsion quantity, reaching to 50%, and the expelled products are dominated by heavy oil. This is followed by calcareous source rock, about 30%. The oil expulsion efficiency of clay source rock is the lowest, about 4%-11%. During the middle-late maturation stage, siliceous source rock tends to achieve the highest expulsion efficiency first, followed by calcareous source rock (65%) and then clay source rock. During the late and high-mature stage, the oil expulsion efficiencies of siliceous and calcareous source rocks do not change obviously, while the oil expulsion efficiency of clay source rock increases rapidly from 20% to 90%. The models of hydrocarbon generation and expulsion of three types of excellent source rocks are different in the stage of early-middle oil window.

excellent source rock; oil expulsion efficiency; hydrocarbon generation and expulsion model; dynamic evaluation

1001-6112(2013)02-0179-08

10.11781/sysydz20130212

TE122.1+15

A

2012-11-09；

2013-01-25。

秦建中(1957—)，男，博士，教授級(jí)高級(jí)工程師，從事石油地質(zhì)勘探與油氣地球化學(xué)研究。E-mail：qjz.syky@sinopec.com。

國(guó)家重大專(zhuān)項(xiàng)“海相碳酸鹽巖層系烴源演化與評(píng)價(jià)技術(shù)(二期)”(2011ZX05005-001-002)資助。