塔里木盆地順北地區(qū)奧陶系超深層原油裂解動(dòng)力學(xué)及地質(zhì)意義

李慧莉，馬安來，蔡勛育，林會(huì)喜，李建交，劉金鐘，朱秀香，吳 鮮

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 102206；2.中國石油化工集團(tuán)有限公司 油田事業(yè)部，北京 100728；3.中國科學(xué)院 廣州地球化學(xué)研究所，廣州 510640；4.中國石化 西北油田分公司，烏魯木齊 830011)

近年來中國深層和超深層海相碳酸鹽巖不斷取得油氣突破，已成為國內(nèi)能源接替的現(xiàn)實(shí)領(lǐng)域[1-4]。塔里木盆地深層、超深層勘探對(duì)象主要為寒武系—奧陶系碳酸鹽巖，油氣成藏的地質(zhì)環(huán)境和過程較為復(fù)雜，已發(fā)現(xiàn)的油氣藏類型多樣，油氣分布受多種因素影響。目前，在塔里木盆地順托果勒地區(qū)(順北—順托—順南)發(fā)現(xiàn)的順北油氣田，主要勘探開發(fā)目的層為中下奧陶統(tǒng)一間房組(O2yj)—鷹山組(O1-2y)碳酸鹽巖，油氣藏埋深大于7 000 m，地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)17×108t[5]。順北地區(qū)中下奧陶統(tǒng)油氣主要沿走滑斷裂帶分布，表明多期發(fā)育的走滑斷裂具有重要的控儲(chǔ)控藏作用；奧陶系油氣藏具有東氣西油的分布特征，油氣相態(tài)差異分布主要與烴源巖生烴史、差異充注和油氣藏次生改造作用有關(guān)[5-17]。

隨著順北地區(qū)油氣勘探持續(xù)向深層拓展，油藏賦存深度下限不斷突破傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)，如順北5-5H井，在埋深超過8 000 m的超深層獲得了輕質(zhì)油藏(原油密度0.80 g/cm3，氣油比185 m3/m3)。塔里木盆地超深層輕質(zhì)油藏和揮發(fā)性油藏的發(fā)現(xiàn)，為超深層油氣勘探帶來了新的啟示，研究超深層油藏賦存的溫度上限和(或)深度下限，對(duì)于超深層油氣勘探具有重要的指導(dǎo)意義。

前人利用黃金管原油熱裂解模擬實(shí)驗(yàn)方法，對(duì)塔里木盆地不同地區(qū)和層位的原油開展了原油裂解動(dòng)力學(xué)實(shí)驗(yàn)研究，樣品包括塔河油田奧陶系重質(zhì)原油、高蠟原油和三疊系正常原油，哈德遜油田石炭系低蠟輕質(zhì)原油和正常原油，輪南油田三疊系的低蠟輕質(zhì)原油以及牙哈油田新近系的高蠟輕質(zhì)原油[18-24]。前期研究揭示了不同類型原油裂解過程的普遍相似性，這對(duì)認(rèn)識(shí)已發(fā)現(xiàn)油氣田(藏)的相態(tài)賦存特征有重要作用；但不同地區(qū)和層位的原油熱穩(wěn)定性和化學(xué)動(dòng)力學(xué)參數(shù)存在一定差異[18-24]。本文利用順北地區(qū)順北7井超深層奧陶系原油樣品，開展兩種高壓條件下原油熱裂解黃金管模擬實(shí)驗(yàn)，并應(yīng)用Kinetics軟件計(jì)算原油裂解生氣的動(dòng)力學(xué)參數(shù)，探討順北地區(qū)油藏賦存的溫度上限和(或)深度下限。

1 樣品與實(shí)驗(yàn)

1.1 樣品

原油樣品采自順北地區(qū)順北7井奧陶系一間房組—鷹山組(O2yj+O1-2y)，垂深7 568.41～7 863.66 m。該原油成熟度相對(duì)較低，密度為0.854 8 g/cm3，運(yùn)動(dòng)黏度為15.63 mPa·s，凝固點(diǎn)為-8 ℃，含硫量為0.128%；油氣藏氣油比為73.85 m3/m3, 油氣藏溫度、壓力分別為148.1 ℃和78.61 MPa；原油芳烴成熟度MPI1、F1折算的等效鏡質(zhì)體反射率Rc約為0.77%～0.80%[14]。順北7井油藏為超深層、高溫高壓的輕質(zhì)油藏。該原油全油色譜具有nC6為主峰的特征(圖1)；Pr/Ph比值為2.25，高于順北1號(hào)帶和5號(hào)帶原油的Pr/Ph值[25-26]；全油碳同位素值為-31‰，略重于順北1號(hào)帶和5號(hào)帶原油；甾烷和萜烷特征與順北1號(hào)帶和5號(hào)帶具有相似性[14,25-26]。

圖1 塔里木盆地順北地區(qū)順北7井原油全油色譜、飽和烴色譜—質(zhì)譜質(zhì)量色譜圖Fig.1 Whole oil gas chromatogram, mass chromatograms of saturated fractionof oil from well SB 7 in North Shuntuoguole area, Tarim Basin

1.2 原油熱裂解模擬實(shí)驗(yàn)

黃金管原油裂解熱模擬實(shí)驗(yàn)是原油裂解化學(xué)動(dòng)力學(xué)研究所采取的常用方法[15-23,27]。本文黃金管熱模擬實(shí)驗(yàn)在中國科學(xué)院廣州地球化學(xué)研究所完成。原油熱裂解實(shí)驗(yàn)溫度為300～600 ℃，分別設(shè)置2 ℃/h和20 ℃/h兩種升溫速率，并根據(jù)塔河主體區(qū)和順北地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖油藏壓力的實(shí)際情況，選擇50 MPa和90 MPa兩種壓力，開展兩種升溫速率和兩個(gè)壓力條件下的四組實(shí)驗(yàn)。

2 原油熱裂解模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 氣態(tài)烴產(chǎn)率特征

圖2展示了樣品在兩種壓力條件(50，90 MPa)、兩種不同升溫速率(2，20 ℃/h)下生成C1—C5、C1和C2—C5氣態(tài)烴體積產(chǎn)率(圖2a、c、e)和質(zhì)量產(chǎn)率(圖2b、d、f)與熱解溫度的關(guān)系。總體而言，兩種壓力和兩種升溫速率條件下，原油熱裂解具有一致的演化趨勢(shì)，但進(jìn)程存在一定差異。

(1)兩種壓力條件和兩種升溫速率條件下，模擬實(shí)驗(yàn)終點(diǎn)溫度原油裂解生氣量總體差異不大(圖2a，b)。50 MPa、2 ℃/h升溫速率條件下，模擬終點(diǎn)溫度600 ℃時(shí)，單位質(zhì)量原油生氣體積量(質(zhì)量)為620.71 mL/g(450.62 mg/g)；50 MPa、20 ℃/h升溫速率條件下，模擬終點(diǎn)溫度598.1 ℃，單位質(zhì)量原油生氣體積量(質(zhì)量)為595.90 mL/g(464.49 mg/g)。90 MPa、2 ℃/h升溫速率條件下, 模擬終點(diǎn)溫度600 ℃，單位質(zhì)量原油生氣體積量(質(zhì)量)為 605.36 mL/g(433.60 mg/g)；90 MPa、20 ℃/h升溫速率條件下，模擬終點(diǎn)溫度598.5 ℃，單位質(zhì)量原油生氣體積量(質(zhì)量)為593.74 mL/g(459.86 mg/g)。在相同升溫速率下，50 MP壓力時(shí)的生氣量略大于90 MPa的。在50 MPa條件下，兩種升溫速率模擬終點(diǎn)溫度的生氣量(質(zhì)量)差為24.81mL/g

圖2 塔里木盆地順北地區(qū)順北7井原油熱裂解模擬實(shí)驗(yàn)氣體體積產(chǎn)率(a,c,e)、氣體質(zhì)量產(chǎn)率(b,d,f)與熱裂解溫度的關(guān)系Fig.2 Gas volume (a, c, e) and mass yields (b, d, f) with pyrolysis temperaturesof oil samples from well SB 7 in North Shuntuoguole area, Tarim Basin

(13.87 mg/g)；在90 MPa條件下，兩種升溫速率模擬終點(diǎn)溫度的生氣量(質(zhì)量)差為11.62 mL/g(26.26 mg/g)。由此可見，不同壓力的兩種升溫速率條件下，熱裂解終點(diǎn)溫度生氣量存在一定的差異，反映熱模擬實(shí)驗(yàn)并未達(dá)到原油裂解終點(diǎn)。

(2)兩種壓力和兩種升溫速率條件下，原油熱裂解進(jìn)程基本一致。兩種壓力和兩種升溫速率條件下，原油裂解總生氣體積量(C1—C5)隨著熱模擬溫度的升高，先緩慢上升，后快速上升，繼而又緩慢上升，直至趨于恒定(圖2a)；而總生氣質(zhì)量則隨著熱模擬溫度的升高，先緩慢上升，后快速上升，繼而有所下降(圖2b)。原油裂解甲烷(CH4)生成的體積量和質(zhì)量，均隨著熱模擬溫度的升高先緩慢上升，后快速上升，繼而緩慢上升，且上升速率不斷減小(圖2c，d)。重?zé)N氣(C2—C5)生成的體積量和質(zhì)量，隨著熱模擬溫度的升高先緩慢上升，后快速上升，達(dá)到峰值后不斷下降，直至趨于零值(圖2e，f)。由總生氣量變化特征可以看出，原油裂解過程主要集中在某一溫度范圍內(nèi)，在該“溫度窗”內(nèi)，油相快速向氣相轉(zhuǎn)化。由甲烷和重?zé)N氣生成量變化特征可以看出，在原油裂解過程中，重?zé)N氣能夠作為裂解產(chǎn)物出現(xiàn)，且在原油裂解早期，重?zé)N氣生成量與甲烷生成量相當(dāng)，而在原油裂解后期，重?zé)N氣可進(jìn)一步轉(zhuǎn)化成為甲烷?？偵鷼赓|(zhì)量熱裂解后期有所下降，可能與重?zé)N氣轉(zhuǎn)化所導(dǎo)致的質(zhì)量損失或?qū)嶒?yàn)誤差有關(guān)。

(3)升溫速率對(duì)原油熱裂解進(jìn)程有一定的影響，而壓力變化對(duì)原油裂解過程影響甚微。同樣壓力條件下，總生氣量和甲烷生氣量的變化特征均反映，較低升溫速率下原油快速裂解的“溫度窗”低于較高升溫速率下的；而在同樣升溫速率、不同壓力條件下，總生氣量和甲烷生氣量的體積產(chǎn)率變化基本同步，并無差別(圖2a，b)。重?zé)N氣的生成量也有類似的特征，較低升溫速率條件下重?zé)N氣生成量最大值所對(duì)應(yīng)的溫度較低(圖2e，f)。上述這些特征反映了熱模擬條件下原油裂解的溫度—時(shí)間效應(yīng)，即較快的升溫速率，需要更長的時(shí)間達(dá)到相同的熱裂解程度。

本次實(shí)驗(yàn)與前人對(duì)塔里木盆地的研究結(jié)果[18-26]對(duì)比發(fā)現(xiàn)，不同地區(qū)、不同層系、不同類型的原油裂解進(jìn)程具有普遍的相似性。在原油裂解早期，均有一定量的重?zé)N氣生成，而隨著熱裂解進(jìn)程推進(jìn)，裂解終產(chǎn)物為甲烷[18-20, 22-23]。此外升溫速率均對(duì)熱裂解進(jìn)程有顯著影響，表現(xiàn)為快速升溫使熱裂解進(jìn)程向高溫方向的推移[18-20, 22-23]。對(duì)比不同地區(qū)和層系原油的熱裂解模擬實(shí)驗(yàn)還可以看到，不同類型的原油最終裂解生氣量存在一定差異。如在50 MPa、2 ℃/h的升溫速率條件下，塔河油田T740井奧陶系稠油[18-19]、牙哈新近系高蠟輕質(zhì)原油、哈德遜石炭系正常原油[20]、輪南三疊系低蠟正常原油[23]單位質(zhì)量原油裂解產(chǎn)氣量分別為442.64，738.87，598.98，635 mL/g，而順北7井輕質(zhì)原油單位質(zhì)量原油裂解產(chǎn)氣量為620 mL/g。對(duì)比已有的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，重質(zhì)油具有較低的裂解產(chǎn)氣量，輕質(zhì)油具有較高的裂解產(chǎn)氣量，正常油介于兩者之間。這是由于輕質(zhì)油、正常油和重質(zhì)油的族組成不同、具有不同的氫碳原子比，最終導(dǎo)致了原油裂解產(chǎn)氣量的差異。從本次實(shí)驗(yàn)結(jié)果看，在50 MPa和90 MPa條件下，原油熱裂解過程和裂解生氣量并不存在顯著差異，表明高壓條件可能并不顯著抑制原油裂解的進(jìn)程。

2.2 熱動(dòng)力學(xué)參數(shù)計(jì)算與原油熱穩(wěn)定性討論

SCHENK等[28]和WAPLES[29]提出利用氣體生成量來描述原油裂解的進(jìn)程。將總生氣量作為原油裂解過程的直接產(chǎn)物，用一系列活化能不同的平行一級(jí)熱動(dòng)力學(xué)反應(yīng)來描述原油裂解過程。利用黃金管原油裂解熱實(shí)驗(yàn)結(jié)果，運(yùn)用Kinetics軟件可以模擬計(jì)算原油裂解的熱動(dòng)力學(xué)參數(shù)(活化能分布及指前因子)，并在此基礎(chǔ)上，預(yù)測(cè)不同地質(zhì)條件下原油熱裂解的過程，探討油相賦存的溫度上限[18-20, 22-23]。

(1)利用順北7井原油裂解熱模擬實(shí)驗(yàn)中總生氣量(質(zhì)量)的計(jì)量結(jié)果，運(yùn)用Kinetics軟件對(duì)兩種壓力條件下原油裂解的活化能進(jìn)行了計(jì)算，結(jié)果如圖3所示。在頻率因子為1.78×1014s-1的前提下，50 MPa壓力下，順北7井原油樣品總氣體質(zhì)量產(chǎn)率的活化能為60～64 kcal/mol，活化能主頻為61 kcal/mol，占活化能總數(shù)的55%，60 kcal/mol活化能占活化能總數(shù)的29%；90 MPa壓力下，原油裂解總氣體質(zhì)量產(chǎn)率的活化能分布為61～66 kcal/mol，主頻仍為61 kcal/mol，61 kcal/mol活化能占活化能總數(shù)的97%。模擬計(jì)算的活化能分布結(jié)果顯示，兩種壓力條件下，活化能分布范圍窄，主頻一致；表明原油發(fā)生裂解生氣是一個(gè)集中連續(xù)的過程，其中快速裂解的“溫度窗”窄，且較為一致。

圖3 塔里木盆地順北地區(qū)順北7井原油在兩種壓力條件下裂解C1—C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率及活化能分布Fig.3 Activation energy distribution and gas mass yields of C1-C5of oil from well SB7 in North Shuntuoguole area, Tarim Basin at 50 and 90 MPa

根據(jù)馬安來等[18]的實(shí)驗(yàn)及計(jì)算結(jié)果，塔河油田T740井奧陶系稠油、T915井三疊系正常原油、T901井奧陶系高蠟原油的質(zhì)量產(chǎn)率活化能分別為56～62，59～61，60～62 kcal/mol；本文計(jì)算的順北7井原油裂解生氣活化能分布與馬安來等[18-19]的計(jì)算結(jié)果較為一致。李賢慶等[20]研究認(rèn)為，牙哈陸相原油、哈德遜海相原油的裂解生氣體積產(chǎn)率活化能主頻分別為69 kcal/mol和66 kcal/mol。上述原油裂解生氣視活化能分布的差異，除與所采用的計(jì)量單位有關(guān)外，還與原油的性質(zhì)有關(guān)。SCHENK等[28]認(rèn)為，海相原油裂解活化能為68 kcal/mol，而湖相和河流三角洲相原油裂解活化能為73.1 kcal/mol?；罨苤黝l越高，反映原油裂解所對(duì)應(yīng)的溫度越高；而活化能分布越集中，說明原油裂解“溫度窗”越窄。結(jié)合前人研究結(jié)果，塔里木盆地的海相原油具有略低的活化能主頻，超深層原油具有相對(duì)較窄的裂解“溫度窗”。

(2) 根據(jù)上述兩種壓力條件下原油裂解總生氣質(zhì)量產(chǎn)率得到的視活化能分布，進(jìn)一步運(yùn)用Kinetics軟件，設(shè)定四種升溫速率(0.2，0.5，2，5 ℃/Ma)進(jìn)行模擬計(jì)算，并對(duì)其裂解生氣過程進(jìn)行對(duì)比分析。

圖4為四種不同升溫速率、兩種壓力條件下裂解生氣轉(zhuǎn)化率的變化特征。從圖4可以看到，升溫速率對(duì)熱裂解生氣進(jìn)程有顯著的影響，當(dāng)升溫速率分別為0.2，0.5，2，5 ℃/Ma時(shí)，原油快速裂解的溫度窗分別約為160～190，170～200，180～210，185～215 ℃。而在同一升溫速率下，壓力的影響則較小。在90 MPa條件下裂解生氣轉(zhuǎn)化過程較50 MPa條件下“溫度窗”更窄；在裂解早期，達(dá)到相同轉(zhuǎn)化率需要稍高的溫度，而裂解后期，達(dá)到相同轉(zhuǎn)化率的溫度則稍低。這種差異的本質(zhì)原因是90MPa條件下，原油裂解的視活化能分布更為集中。

圖4 塔里木盆地順北地區(qū)順北7井原油在兩種壓力條件、不同升溫速率下原油裂解生氣轉(zhuǎn)化率與溫度的關(guān)系Fig.4 Mass conversion rates of oil from well SB 7in North Shuntuoguole area, Tarim Basin with geologicaltemperature at different pressures and heating rates

依據(jù)模擬計(jì)算的結(jié)果，在順北地區(qū)實(shí)際地質(zhì)情況下，一方面原油具有較高的熱穩(wěn)定性；另一方面原油裂解“溫度窗”窄，一旦進(jìn)入裂解溫度窗，油氣相態(tài)將快速轉(zhuǎn)化。在順北5號(hào)斷裂帶南段，鉆井揭示目的層埋深7 500～8 000 m，油氣相態(tài)變化大，井間氣油比差異顯著[6-7, 13-17]。這可能與該區(qū)地溫梯度較高(約2.1 ℃/hm)、沿走滑斷裂分布的更深部油藏已進(jìn)入原油裂解快速轉(zhuǎn)化的“溫度窗”之內(nèi)(預(yù)測(cè)寒武系頂部溫度超過200 ℃)及油氣相態(tài)發(fā)生較大變化有關(guān)。順北5號(hào)斷裂帶南段油氣相態(tài)的分布除受烴源巖差異供烴影響外，還可能與喜馬拉雅期以來深部的“古油藏”裂解和斷裂差異輸導(dǎo)有關(guān)。

(3) 地質(zhì)條件下，可以根據(jù)油氣藏氣油比(GOR)劃分油氣藏相態(tài)。CLAYPOOL等[30]提出了利用油氣藏氣油比劃分油氣藏破壞比例的計(jì)算公式：C=GOR/(GOR+3 000)。式中GOR為氣油比，單位為scf/bbl；C為原油轉(zhuǎn)化率，即被破壞的原油比例；分母中的3 000單位為scf/bbl，相當(dāng)于534 m3/m3。MCCAIN等[31]認(rèn)為獨(dú)立油相存在時(shí)，原油破壞比例為51%，此時(shí)對(duì)應(yīng)的GOR為570 m3/m3；而HUNT等[32]認(rèn)為獨(dú)立油相存在時(shí)，原油最大破壞比例為62.5%，此時(shí)對(duì)應(yīng)的GOR為891 m3/m3。WAPLES[29]使用頻率因子為1.78×1014s-1、高斯分布活化能E=59 kcal/mol和σ=1.5 kcal/mol計(jì)算了原油作為獨(dú)立油相存在的地質(zhì)溫度，認(rèn)為雖然原油轉(zhuǎn)化率存在11.5%差別，但對(duì)應(yīng)獨(dú)立油相原油保存的地質(zhì)溫度僅相差3～4 ℃。

根據(jù)順北7井原油裂解動(dòng)力學(xué)參數(shù)，計(jì)算了順北7井原油在多種升溫速率下保持油相對(duì)應(yīng)的溫度上限(表1)。其中，50 MPa壓力下，不同升溫速率下獨(dú)立油相保存的地質(zhì)溫度為179～209 ℃；90 MPa壓力下，不同升溫速率下獨(dú)立油相保存的地質(zhì)溫度為180～210 ℃。從不同壓力條件下獨(dú)立油相保持的溫度上限對(duì)比看，壓力對(duì)油相保持溫度上限影響較小，而升溫速率對(duì)其有較大影響?？焖偕郎貤l件下，原油具有更高的熱穩(wěn)定性。依據(jù)模擬計(jì)算結(jié)果(表1)，在升溫速率大于3 ℃/Ma的情況下，保持獨(dú)立油相的溫度上限可能超過200 ℃。CLAYPOOL等[30]認(rèn)為僅有極少的原油保存溫度可以在180 ℃以上，但對(duì)于第三系的含油氣系統(tǒng)，加熱速率在8 ℃/Ma，甚至達(dá)30 ℃/Ma，油相保存上限溫度可以更高。此外，原油性質(zhì)差異所決定的裂解活化能分布差異也造成油相保持溫度上限的差異。圖5是50 MPa壓力條件下，本次模擬計(jì)算與前人[18-19,29]模擬計(jì)算結(jié)果的對(duì)比。從圖5可以看到，在同樣的升溫速率條件下，由于原油性質(zhì)的差異，油相保持的溫度上限存在一定的差異。50 MPa 、0.5 ℃/Ma升溫速率下，達(dá)到原油裂解轉(zhuǎn)化率62.5%的油相溫度保持上限，順北原油計(jì)算結(jié)果(188 ℃)與WAPLES[29]模擬計(jì)算結(jié)果(173 ℃)相差約15 ℃，而與馬安來等[18-19]在T740原油裂解模擬計(jì)算的結(jié)果(184 ℃)相差約4 ℃。

表1 塔里木盆地海相原油兩種壓力、不同升溫速率獨(dú)立油相保存的地質(zhì)溫度

圖5 50 MPa壓力條件下塔里木盆地不同類型海相原油升溫速率與獨(dú)立油相保存地質(zhì)溫度上限的關(guān)系Fig.5 Temperature at which liquid oil as a separate phasefor a possible geological heating rates under 50 MPafor different types of marine oil of Tarim Basin

順北一區(qū)實(shí)鉆揭示的輕質(zhì)油藏和揮發(fā)性油藏，原油密度為0.79～0.85 g/cm3，氣油比小于400 m3/m3，油藏溫度為150～165 ℃，壓力為80～90 MPa。已有油氣成藏研究表明，順北一區(qū)的主要成藏期在海西晚期之后[6, 33-35]，結(jié)合地層埋藏史和溫度史計(jì)算[6]。油藏海西晚期之后的升溫速率大于0.2 ℃/Ma。根據(jù)模擬計(jì)算結(jié)果，順北一區(qū)油相保存的溫度上限大于180 ℃；依據(jù)順北一區(qū)中下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖層系地溫梯度1.7～1.9 ℃/hm推算，在9 000 m深度仍可保持油相。

3 結(jié)論

(1)不同溫壓條件下原油熱裂解生氣的過程具有相似性，甲烷的生成貫穿原油裂解全過程，可以作為一次裂解直接產(chǎn)物，也可作為重?zé)N氣二次裂解的產(chǎn)物，但裂解最終產(chǎn)物為甲烷。對(duì)同一性質(zhì)原油而言，在不同溫壓條件下終點(diǎn)模擬溫度原油裂解總生氣量基本不變。

(2)升溫速率對(duì)原油裂解進(jìn)程影響顯著，較高的升溫速率下，原油裂解進(jìn)程向高溫推移，并且具有較高的油相保持溫度上限。壓力大于50 MPa的高壓條件下，壓力對(duì)原油裂解的影響較??；同一升溫速率條件下，裂解早期壓力對(duì)原油熱裂解稍有“抑制”作用，而在裂解晚期，則稍有“促進(jìn)”作用。

(3)原油發(fā)生裂解轉(zhuǎn)化的視活化能分布集中，裂解過程發(fā)生在一個(gè)相對(duì)較窄的“溫度窗”之內(nèi)，在此溫度范圍內(nèi)，油相快速向氣相轉(zhuǎn)化。不同的壓力條件，原油裂解的視活化能分布差異不大。順北地區(qū)原油具有較高的熱穩(wěn)定性，順北一區(qū)油相保持溫度上限大于180 ℃，深度下限可達(dá)9 000 m。