煤系烴源巖油氣生成、排出與滯留特征

楊 恒，龔文平，鄭倫舉

(1.長(zhǎng)江大學(xué)，武漢 430100；2.中國(guó)石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126)

中國(guó)多數(shù)含油氣盆地都發(fā)現(xiàn)了大中型氣藏，這些氣藏中的天然氣主要以烴類氣體為主，干燥系數(shù)大，非烴含量少。雖然天然氣成因多種多樣，如煤型氣、油型氣、生物氣和無機(jī)氣等，但是天然氣資源以煤系地層為主，特別是已探明的千億立方米的大型氣田，如鄂爾多斯盆地蘇里格、大牛地氣田，四川盆地新場(chǎng)氣田，東海春曉油氣田等，均是與煤系地層烴源巖有關(guān)的油氣田[1-6]。

煤系地層烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度(TOC)較高，一般指包括煤[ω(TOC)>35%]、碳質(zhì)頁巖[5%<ω(TOC)<35%]和灰—黑色泥巖和粉砂質(zhì)泥巖等[0.5%<ω(TOC)<5%]在內(nèi)的一套富有機(jī)質(zhì)細(xì)粒沉積地層[7]。這類烴源巖干酪根類型以Ⅱ型和Ⅲ型為主，是重要的天然氣與輕質(zhì)—凝析油氣藏的源巖。盡管對(duì)其生烴潛力評(píng)價(jià)與生烴演化特征已做過大量研究，但對(duì)于其生成、排出與滯留油氣能力研究并不多[8-10]。實(shí)際上決定煤系地層烴源巖是否能作為煤層氣開采或成為常規(guī)油氣藏形成的有效烴源巖，除了其生烴轉(zhuǎn)化率或產(chǎn)率之外，與其在不同演化階段排出、滯留油氣量的關(guān)系更加密切。本文采用成巖作用下的高溫高壓半開放—半封閉體系模擬實(shí)驗(yàn)技術(shù)，對(duì)比研究了不同類型煤系地層烴源巖生排滯留油氣演化特征，并建立了相應(yīng)的演化模式，探討了煤及煤系烴源巖作為油源巖的有效性、低階煤層氣能否滿足商業(yè)化開采以及與煤系地層常規(guī)—非常規(guī)油氣勘探的有關(guān)問題。

1 實(shí)驗(yàn)樣品與方法

為了更清楚地厘清煤系地層不同類型烴源巖在不同演化階段油氣生成、排出以及滯留量演化特征，本文選取了4件上古生界石炭系—二疊系至新生界古近系典型未熟—低成熟煤及煤夾層中的碳質(zhì)泥巖和泥巖樣品。包括采自內(nèi)蒙古黑岱溝煤礦的褐煤(樣品號(hào)HDG-15，后文簡(jiǎn)稱H煤)及其夾層碳質(zhì)泥巖(樣品號(hào)準(zhǔn)6-泥，后文簡(jiǎn)稱Z碳泥)，干酪根類型均為Ⅲ型；另外兩件樣品為采自山東五圖煤礦古近系褐煤(樣品號(hào)WT-6，后文簡(jiǎn)稱W煤)及其夾層黑色粉砂質(zhì)泥巖(樣品號(hào)ZJT-12，后文簡(jiǎn)稱Z粉泥)，干酪根類型均為Ⅱ2型。所有樣品均處于未熟—低成熟演化階段，適合于開展全演化階段生排油氣模擬實(shí)驗(yàn)，其詳細(xì)地球化學(xué)參數(shù)見表1。

采用文獻(xiàn)[11]所述的儀器設(shè)備，對(duì)典型煤系地層烴源巖進(jìn)行了全巖生排滯留油氣模擬實(shí)驗(yàn)。樣品采用鉆取的小巖心柱，盡可能地保留烴源巖樣品的原始礦物組成及層理結(jié)構(gòu)，可更合理地模擬地下油氣的排出與滯留過程。依據(jù)鄂爾多斯南緣富探1井C-P埋藏史，設(shè)置上覆靜巖壓力與地層流體壓力，并結(jié)合所用儀器模擬實(shí)驗(yàn)溫度、時(shí)間與鏡質(zhì)體反射率之間的匹配關(guān)系，擬定了相應(yīng)的烴源巖生排烴模擬實(shí)驗(yàn)研究方案[12]。詳細(xì)實(shí)驗(yàn)邊界條件見表2，有關(guān)生排烴模擬實(shí)驗(yàn)流程及產(chǎn)物收集方法等參照文獻(xiàn)[13-15]。

2 油氣產(chǎn)物演化特征

2.1 氣體產(chǎn)物演化特征

2.1.1 總氣體與CO2演化特征

烴源巖生排烴模擬實(shí)驗(yàn)獲得的氣體產(chǎn)物主要由烴類氣體和CO2、H2、CO、N2等無機(jī)氣體組成，其中CO2與CO氣體中的碳主要來源于有機(jī)質(zhì)的脫含氧基團(tuán)熱分解[16]。為了利用碳質(zhì)量平衡及其轉(zhuǎn)化率建立成巖演化過程中的生排烴演化模式，需要弄清各種產(chǎn)物的演變特征。由不同類型煤系地層烴源巖在全演化階段總氣體與二氧化碳產(chǎn)率對(duì)比(圖1)可知：樣品的總氣體產(chǎn)率隨成熟度的增加而增大，其中煤巖比碳質(zhì)泥巖及泥巖的總氣體產(chǎn)率相對(duì)要高，主要與沉積有機(jī)質(zhì)性質(zhì)和元素組成及巖性組合特征有關(guān)。CO2產(chǎn)率演化具有如下特征：①所有樣品的累計(jì)CO2產(chǎn)率隨模擬溫度的增大而增加，生油窗內(nèi)是其主要生成階段，說明其成因主要與油的生成有關(guān)，在高—過成熟階段，則增加緩慢，維持相對(duì)穩(wěn)定；②在相同演化階段，煤巖的CO2產(chǎn)率一般比Ⅲ型沉積有機(jī)質(zhì)的碳質(zhì)泥巖或泥巖的CO2產(chǎn)率要大；③煤系地層烴源巖在模擬實(shí)驗(yàn)中，其CO2氣體主要來源于沉積有機(jī)質(zhì)中的有機(jī)碳和有機(jī)氧，主要受原始沉積有機(jī)質(zhì)組成和成熟度的制約。煤在成巖演化過程中生成的大量CO2，在生油階段主要溶解在油相中，從而降低了其黏度和密度，增加其可流動(dòng)性[17]，因而有可能對(duì)煤巖的排油氣能力產(chǎn)生較大的影響，應(yīng)該予以特別關(guān)注。

2.1.2 烴氣演化特征

由烴氣的產(chǎn)率曲線(單位有機(jī)碳生成的烴氣體積)和產(chǎn)量曲線(每噸烴源巖生成的烴氣體積)(圖2)可知，煤系地層烴源巖在成巖作用過程中，烴氣的生成過程大致可以分為3個(gè)階段：①在生油演化階段(相當(dāng)于Ro≤1.20%)，烴氣生成較為緩慢，烴氣產(chǎn)率一般不超過50 m3/t，屬于油伴生氣；②在快速生成烴氣階段(Ro=1.20%～2.50%)，干酪根與滯留油逐漸向烴氣轉(zhuǎn)化，此階段主要是大分子的液態(tài)長(zhǎng)鏈烴縮聚生成分子量相對(duì)較小的短鏈烴，油氣產(chǎn)物逐漸從輕質(zhì)油、凝析油氣、濕氣到干氣轉(zhuǎn)化，油氣相態(tài)發(fā)生了明顯的變化；③在鏡質(zhì)體反射率Ro≥2.50%之后，盡管煤系地層烴源巖還具備一定的生烴氣能力，但趨于穩(wěn)定，主要生成以甲烷為主的干氣。

表1 樣品基本地球化學(xué)參數(shù)Table 1 Basic geochemical parameters of samples

表2 煤系烴源巖生排烴模擬實(shí)驗(yàn)邊界條件Table 2 Boundary conditions of simulation experiment for hydrocarbon generation and expelling of coaly source rocks

圖1 煤系地層烴源巖總氣體與二氧化碳產(chǎn)率演變特征Fig.1 Evolution characteristics of total gas and carbon dioxide production rates of source rocks in coal measures

對(duì)比不同類型的煤系地層烴源巖的烴氣產(chǎn)率(圖2a)，其大小主要受控于干酪根類型，氫指數(shù)越大、有機(jī)質(zhì)類型越好，烴氣產(chǎn)率越大。在相同演化程度下，東部古近系褐煤(W煤)氫指數(shù)最高(259 mg/g)，其最高烴氣產(chǎn)率也最大(263 m3/t)；而鄂爾多斯黑岱溝煤礦C-P褐煤(H煤)氫指數(shù)較低(114 mg/g)，其最高烴氣產(chǎn)率為111.12 m3/t。對(duì)比Ⅲ型碳質(zhì)泥巖(Z碳泥)與Ⅱ2型泥巖(Z粉泥)，也具有相似的演化特征。油氣產(chǎn)率的高低主要受控于原始沉積有機(jī)質(zhì)的類型，這符合所有烴源巖生烴演化規(guī)律。

圖2 煤系地層烴源巖烴氣產(chǎn)率和產(chǎn)量曲線Fig.2 Hydrocarbon gas yields and production curves of source rocks in coaly formations

除了以烴源巖生成油氣產(chǎn)率高低外，還應(yīng)以其生排滯留能力作為衡量其對(duì)于常規(guī)與非常規(guī)油氣藏形成是否有效的標(biāo)準(zhǔn)[18]。具有較高的生烴潛力，只是相對(duì)于單位質(zhì)量有機(jī)質(zhì)而言具有較高生成油氣能力，而其排出及滯留量還與烴源巖孔隙體積、巖石組合特征以及成巖作用強(qiáng)弱等地質(zhì)—物理化學(xué)因素有關(guān)。為了更為合理地判識(shí)煤系地層不同類型烴源巖對(duì)常規(guī)與非常規(guī)油氣成藏的有效性，采用單位質(zhì)量烴源巖所能生成的油氣量，即油氣產(chǎn)量參數(shù)表征其對(duì)油氣藏形成的有效性。圖2b為4件樣品的烴氣產(chǎn)量演變特征曲線，從中可知：①煤系地層烴源巖烴氣產(chǎn)量同時(shí)受沉積有機(jī)質(zhì)類型、豐度、巖性、成巖作用階段、孔隙體積等因素的影響與制約。古近系Ⅱ2型褐煤的烴氣產(chǎn)量高于石炭系—二疊系Ⅲ型褐煤的烴氣產(chǎn)量，煤巖的烴氣產(chǎn)量遠(yuǎn)高于煤系地層中碳質(zhì)泥巖與泥巖的烴氣產(chǎn)量。盡管Ⅲ型碳質(zhì)泥巖烴氣產(chǎn)率低于Ⅱ2泥巖(圖2a)，但由于其有機(jī)碳遠(yuǎn)高于泥巖(表1)，其烴氣產(chǎn)量則大于泥巖。②低階煤巖也具備煤層氣開發(fā)潛力。盡管低階煤層氣在國(guó)外早已進(jìn)行商業(yè)性開發(fā)，我國(guó)低煤階煤層氣資源豐富，但由于理論認(rèn)識(shí)不足、缺少關(guān)鍵技術(shù)支撐等復(fù)雜原因，尚未取得突破[19-25]。低階煤巖是指Ro在0.50%～0.90%范圍內(nèi)形成的褐煤、長(zhǎng)焰煤和氣煤，從圖2b中可以看出，在低變質(zhì)階段煤巖烴氣產(chǎn)量約為1.5～12 m3/t。依據(jù)中華人民共和國(guó)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《煤層氣(煤礦瓦斯)利用導(dǎo)則:GB/T 28754—2012》中儲(chǔ)量計(jì)算邊界，煤層氣含量下限標(biāo)準(zhǔn)為：褐煤—長(zhǎng)焰煤變質(zhì)程度小于0.7%，空氣干燥基含氣量1 m3/t；氣煤—瘦煤變質(zhì)程度在0.7%～1.9%之間，空氣干燥基含氣量4 m3/t；貧煤—無煙煤變質(zhì)程度大于1.9%，空氣干燥基含氣量8 m3/t。對(duì)比模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，在低變質(zhì)煤階，煤巖的烴氣產(chǎn)量遠(yuǎn)超過1 m3/t，即使考慮到煤巖中固體有機(jī)質(zhì)的吸附作用以及已生成的油對(duì)烴氣的溶解作用，長(zhǎng)焰煤和氣煤中游離的烴氣產(chǎn)量可能也高于煤層氣含量下限標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)于厚度合適的低階煤層，可以考慮進(jìn)行煤層氣開發(fā)。

2.2 生排滯留油產(chǎn)物演化特征

煤作為一類有機(jī)質(zhì)高度富集的烴源巖,能作為常規(guī)氣藏的有效氣源巖，已獲得學(xué)術(shù)界普遍認(rèn)可，但在生油窗內(nèi)其是否具有一定的排油能力，并作為有效的油源巖，則一直存在著較大的爭(zhēng)議。有人認(rèn)為煤巖的排油能力十分有限，且明顯低于湖相泥巖[26-27]，而有些學(xué)者則認(rèn)為煤巖可以高效排油[28-29]。出現(xiàn)這種爭(zhēng)議至少有2個(gè)方面的原因：①采用的生烴模擬實(shí)驗(yàn)條件與地質(zhì)條件差異較大，如采用封閉體系模擬實(shí)驗(yàn)，生成的油不能有效排出，導(dǎo)致排油效率嚴(yán)重低估，而采用完全開放體系模擬實(shí)驗(yàn)，只能獲得總的生烴產(chǎn)率。或者是將人工演化的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)簡(jiǎn)單地等同于自然演化的結(jié)果，如未考慮高溫?zé)嵴舭l(fā)效應(yīng)導(dǎo)致模擬實(shí)驗(yàn)排油效率與實(shí)際地質(zhì)情況不符，利用粉碎樣品導(dǎo)致油氣排出通道發(fā)生了實(shí)質(zhì)性改變。②僅僅基于生油產(chǎn)率或者排油效率評(píng)估其是否能作為有效油源巖，而未充分考慮油氣生成、排出與滯留之間的動(dòng)態(tài)轉(zhuǎn)化過程，以及單位質(zhì)量(或體積)煤系地層烴源巖所能生排滯留的絕對(duì)數(shù)量(包含了有機(jī)質(zhì)含量)對(duì)其能否作為油源的影響?；谶@種認(rèn)識(shí)，本次研究盡可能保留烴源巖原始礦物組成結(jié)構(gòu)和有機(jī)質(zhì)賦存狀態(tài)(鉆取小巖心柱)，在與孔隙空間接近的生烴空間中完全充滿高壓液態(tài)水，同時(shí)考慮到與地質(zhì)條件相近的上覆靜巖壓力壓實(shí)以及與地層埋深相當(dāng)?shù)牡貙恿黧w壓力，進(jìn)行可控壓差的生排滯油氣模擬實(shí)驗(yàn)[30]。

2.2.1 排出油產(chǎn)物演化特征

隨著成熟度增大，排出油產(chǎn)率與產(chǎn)量均隨之而增加，其主要排油期大約在Ro=0.80%～1.45%(圖3)。古近系Ⅱ2型煤巖與泥巖的排油產(chǎn)率明顯高于石炭系—二疊系Ⅲ型煤巖與碳質(zhì)泥巖，其中古近系Ⅱ2型泥巖最高，Ⅲ型碳質(zhì)泥巖最低，這表明煤系烴源巖排出油轉(zhuǎn)化率主要受控于干酪根類型，有效排油門限的成熟度較高且延續(xù)至高成熟早期，暗示以排出輕質(zhì)—凝析油為主(圖3a)。然而，由于產(chǎn)率高低只是表征了單位質(zhì)量的有機(jī)碳轉(zhuǎn)化成油氣的量，并不能完全反映其有效排出油氣的能力。由于煤的有機(jī)碳含量遠(yuǎn)高于泥巖，就排出油產(chǎn)量而言，古近系Ⅱ2型煤巖的排油能力最強(qiáng)，且遠(yuǎn)高于Ⅲ型煤巖，Ⅱ2型泥巖排油能力高于Ⅲ型碳質(zhì)泥巖(圖3b)，這預(yù)示著煤系地層烴源巖的排油能力同時(shí)受控于干酪根類型與巖性[31]。

圖3 煤系地層烴源巖排出油產(chǎn)率與產(chǎn)量曲線Fig.3 Oil production rates and curves of source rocks in coaly formation

盡管采用了保留原始礦物組成與層理結(jié)構(gòu)的柱狀樣品，但考慮到在人工演化條件下煤系地層烴源巖在模擬實(shí)驗(yàn)過程中存在一定的高溫?zé)嵴舭l(fā)作用，模擬實(shí)驗(yàn)所獲得的排出油量大小并不能完全代表在實(shí)際地質(zhì)條件下的排出油量大小。結(jié)合現(xiàn)有的勘探實(shí)際[32-34]，本次研究認(rèn)為，具有有效排出油能力的煤系地層烴源巖，可能是干酪根類型為Ⅱ型的煤巖及有機(jī)碳豐度較高的泥巖；而Ⅲ型干酪根煤系烴源巖基本上不具備形成規(guī)模油藏的供油能力。

2.2.2 滯留油產(chǎn)物演化特征

煤系烴源巖滯留油產(chǎn)率和產(chǎn)量均具有隨成熟度增加呈先增加再減少的特征，具有在Ro為1.0%附近達(dá)到最高值、在過成熟階段減少至很低水平的趨勢(shì)(圖4)。對(duì)比滯留油產(chǎn)率與產(chǎn)量曲線(圖4a和圖4b)可見，不同巖性與干酪根類型的煤系地層烴源巖差異較大。古近系Ⅱ2型泥巖滯留油產(chǎn)率最高，其次是煤巖，Ⅲ型干酪根碳質(zhì)泥巖最低。滯留油產(chǎn)量的演變特征(圖4b)表明，其主要受控于巖性，而與干酪根類型關(guān)系不大，兩件煤巖的滯留油產(chǎn)量遠(yuǎn)高于泥巖或碳質(zhì)泥巖，這主要是由于煤對(duì)液態(tài)油具有極強(qiáng)的吸附作用，以及煤巖具有較高的孔隙度。對(duì)比圖3排出油產(chǎn)物演化特征，不難看出，煤系烴源巖在生油窗所生成的液態(tài)油主要滯留在烴源巖中，排出油所占比例不大。

2.3 總油氣產(chǎn)物演化特征

總油氣產(chǎn)率與有機(jī)質(zhì)類型和巖性密切相關(guān)(圖5a)。在巖性相同時(shí)原始樣品的氫指數(shù)越高，干酪根類型越好，其油氣總產(chǎn)率越大；在干酪根類型相同時(shí)，泥巖總油氣產(chǎn)率高于煤巖，干酪根類型的影響程度高于巖性。對(duì)于上述4個(gè)樣品而言，其總油氣產(chǎn)率的大小順序?yàn)棰?型泥巖>Ⅱ2型煤巖>Ⅲ型煤巖>Ⅲ型碳質(zhì)泥巖；而總油氣產(chǎn)量除與干酪根類型、巖性有關(guān)外，還與有機(jī)質(zhì)豐度有關(guān)，煤巖總油氣產(chǎn)量遠(yuǎn)高于泥巖與碳質(zhì)泥巖。對(duì)于煤巖而言，干酪根類型是主控因素；而對(duì)于泥巖而言，有機(jī)質(zhì)豐度的影響程度更大些。

圖4 煤系地層烴源巖滯留油產(chǎn)率與產(chǎn)量曲線Fig.4 Retained oil production rates and curves of source rocks in coaly formations

圖5 煤系地層烴源巖總油氣產(chǎn)率與產(chǎn)量曲線Fig.5 Total oil and gas production rates and curves of source rocks in coaly formations

總之，煤系地層烴源巖是否為有效的油源巖，還是僅可作為氣源巖；是否能作為非常規(guī)油氣資源開發(fā)，還是僅對(duì)常規(guī)油氣藏的形成具有有效性，需要綜合干酪根類型、巖性組合特征、成熟度以及有機(jī)質(zhì)豐度等因素對(duì)其在不同演化階段生成油氣產(chǎn)率的影響，更應(yīng)關(guān)注對(duì)其排出與滯留油氣能力的影響。

3 烴源巖生排滯留烴演化模式

3.1 不同干酪根類型煤巖生排烴演化模式

有機(jī)碳轉(zhuǎn)化率是指生成、排出與滯留油氣中的有機(jī)碳占原始有機(jī)質(zhì)中有機(jī)碳的百分比。在不同演化階段，生排滯油氣的有機(jī)碳轉(zhuǎn)化率相比產(chǎn)率而言，更能反映其對(duì)于形成常規(guī)與非常規(guī)油氣藏的有效性。綜合考慮不同類型煤巖熱壓模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果及其生排滯留油氣產(chǎn)率與產(chǎn)量隨成熟度的演變特征，建立了Ⅱ2型與Ⅲ型煤巖的生排滯留油氣演化模式。Ⅲ型干酪根煤巖總有機(jī)碳中轉(zhuǎn)化成油氣的有機(jī)碳不超過10%；Ⅱ2型煤巖總有機(jī)碳轉(zhuǎn)化率不超過20%，不同煤巖變質(zhì)階段，生排滯留油氣的有機(jī)碳轉(zhuǎn)化率不同(圖6)。煤巖從褐煤至無煙煤的成巖成烴演化階段可以劃分成4個(gè)變質(zhì)階段：①低變質(zhì)階段(Ro在0.50%～0.90%)，相當(dāng)于從褐煤至氣煤，是煤巖中干酪根向油氣轉(zhuǎn)化的主要階段，生成的油氣主要以滯留油為主，烴氣轉(zhuǎn)化率低于2%，幾乎不排烴；②中等變質(zhì)煤化階段(Ro在0.90%～1.50%)，相當(dāng)于從肥煤至焦煤變質(zhì)階段，滯留油開始降低[35]，Ⅱ2型煤巖開始排出油，排出油碳轉(zhuǎn)化率低于3%，不到總有機(jī)碳轉(zhuǎn)化率的30%，也就是說在能轉(zhuǎn)化成油氣的有效碳中，只有低于30%的有效有機(jī)碳以油的形式排出。此演化階段是低分子液態(tài)烴及氣態(tài)烴開始大量生成時(shí)期，Ⅲ型煤一般只排出烴氣，煤層氣含量相對(duì)較低；③高變質(zhì)階段(Ro在1.50%～2.50%)，相當(dāng)于從瘦煤至貧煤變質(zhì)階段，總有機(jī)碳轉(zhuǎn)化率達(dá)到最高值，絕大多數(shù)的滯留油已轉(zhuǎn)化成烴氣，殘余油量已很低，也不再具有排出油能力，隨著烴氣的進(jìn)一步生成，烴氣的排出量與滯留量(煤層氣)均很高；④過變質(zhì)階段(Ro>2.50%)，相當(dāng)于無煙煤階段，主要是殘余干酪根生成烴氣，生成速率明顯減緩，階段排出烴氣量不高(圖6)。

圖6 煤巖生排滯留油氣演化模式Fig.6 Models showing hydrocarbon generation, expelling and retention in coaly source rocks

達(dá)到生油高峰之后，在成熟晚期至高成熟階段，由于烴氣主要是由滯留油生成的，因此用排出油中所含有機(jī)碳除以原始有機(jī)碳含量的百分比值，比用排出油質(zhì)量除以總油質(zhì)量的百分比值來衡量排烴效率要更為合理。

3.2 煤系地層中泥巖與碳質(zhì)泥巖生排烴演化模式

煤系地層中的泥巖及碳質(zhì)泥巖與一般湖相Ⅲ型干酪根的生烴演化過程類似，其油氣的生成可以分成5個(gè)油氣轉(zhuǎn)化階段(圖7)：即未成熟期、成熟期、成熟晚期至高成熟早期、高成熟期以及過成熟期。①未成熟演化階段(Ro≤0.5%)，烴源巖中已含有較高的可溶有機(jī)質(zhì)，滯留油碳轉(zhuǎn)化率已占總油氣有機(jī)碳轉(zhuǎn)化率的20%左右，均以滯留油的形式賦存；②成熟演化階段(0.5%2.0%]已具有一定排出輕質(zhì)油的能力，排出油碳轉(zhuǎn)化率已超過3.0%，而高豐度的Ⅲ型干酪根碳質(zhì)泥巖所生油氣主要滯留在烴源巖中，不具有排油氣能力，不能成為有效的油源巖；③成熟晚期至高成熟早期(1.0%2.0%)，總有機(jī)碳轉(zhuǎn)化只有小幅度增加，該階段主要是濕氣向干氣轉(zhuǎn)化，殘余干酪根和滯留油生氣能力已經(jīng)很弱。

4 結(jié)論

(1)隨成熟度增加，煤系地層烴源巖生成油氣產(chǎn)率的高低主要受控于沉積有機(jī)質(zhì)類型，而排滯油氣產(chǎn)率與產(chǎn)量高低則同時(shí)受控于干酪根類型與巖性。Ⅱ2型干酪根煤巖與較高有機(jī)質(zhì)豐度泥巖在生油高峰之后可排出一定量的輕質(zhì)油；而Ⅲ型干酪根煤巖與碳質(zhì)泥巖基本上不具有排油能力。

(2)相同干酪根類型的煤巖與泥巖具有接近的烴氣產(chǎn)率，但煤巖在低演化階段其烴氣產(chǎn)量即可超過1.5 m3/t，對(duì)于厚度合適的煤層，可以進(jìn)行煤層氣開發(fā)。煤巖最高烴氣產(chǎn)量都超過50 m3/t，而碳質(zhì)泥巖與泥巖的總油氣產(chǎn)量一般低于20 m3/t，在相同厚度與面積情況下，煤系地層中煤巖對(duì)于氣藏形成的有效性可能大于泥巖。

(3)建立了煤系地層中煤巖、泥巖與碳質(zhì)泥巖的生排滯油氣有機(jī)碳轉(zhuǎn)化率演化模式。生油高峰之后烴氣的生成既有滯留油轉(zhuǎn)化生成的烴氣，也有殘余干酪根直接生成的烴氣；不同類型煤巖與泥巖由滯留油和殘余干酪根生成烴氣的比例差異較大。

圖7 煤系泥巖與碳質(zhì)泥巖生排滯演化模式Fig.7 Models showing hydrocarbon generation, expelling and retention in coaly mudstones and carbonaceous mudstones