吳遠東，張中寧，吉利明，孫麗娜，賀 聰

(1.甘肅省油氣資源研究重點實驗室/中國科學院油氣資源研究重點實驗室，甘肅 蘭州 730000；2.中國科學院大學，北京 100069)

?

高壓生烴模擬實驗及其成油滯后特征

吳遠東1，2，張中寧1，吉利明1，孫麗娜1，2，賀 聰1，2

(1.甘肅省油氣資源研究重點實驗室/中國科學院油氣資源研究重點實驗室，甘肅 蘭州 730000；2.中國科學院大學，北京 100069)

為探究壓力對泥質烴源巖熱演化和生烴特征的影響，利用高溫高壓模擬儀對遼河盆地東部凹陷桃10井的泥質烴源巖進行了研究，在半開放體系條件下開展了恒壓和增壓系列生烴熱模擬實驗。發(fā)現2個系列實驗熱解油產率峰值出現在500～520 ℃，與遼河盆地同層位烴源巖常規(guī)模擬實驗結果相比滯后至少150 ℃，表明半開放體系生烴模擬實驗中的生油高峰可能滯后于常規(guī)封閉體系模擬結果，利用常規(guī)封閉體系模擬實驗進行烴源巖評價可能低估了泥質烴源巖的生烴潛力，尤其是在評價深層泥質烴源巖時可能存在較大偏差。研究認為，在半開放體系中流體壓力的升高和頻繁排烴作用是導致成油滯后現象的原因。該研究為重新認識泥質烴源巖自然演化提供了依據，在泥質烴源巖的生烴潛力評價方面取得了新的認識，為評價盆地或凹陷深層泥質烴源巖的生烴潛力提供了理論指導。

半開放體系；高壓生烴模擬；炭質泥巖；成油滯后；鏡質體反射率；遼河盆地

0 引 言

目前，國內外已有許多學者用不同的實驗儀器，在不同溫度、時間、壓力范圍條件下，對各類型烴源巖進行加壓生烴模擬實驗。楊天宇[1]對原油、干酪根、褐煤進行了高壓熱模擬實驗；王傳遠[2]在密閉體系中，進行1～3 GPa褐煤加水模擬實驗；Carr[3]在水壓為0～50 MPa條件下對Kimmeridge黏土組烴源巖進行高壓釜模擬實驗；Mi[4]對煤巖進行10～100 MPa高壓黃金管實驗，得出壓力升高會促進烴源巖生烴以及高壓遲滯了烴源巖生烴和成熟度演化的結論。從前人的研究成果中可以發(fā)現，其進行的加壓熱模擬實驗僅考慮單一性質壓力，未能同時涉及靜巖壓力和流體壓力，其結果和認識難以描述有機質自然演化和生烴過程，對有機質生烴機理的解釋還不夠完整。

利用近年來發(fā)展起來的高壓模擬設備，對Ⅲ型有機質泥質烴源巖進行半開放系統(tǒng)高壓生烴模擬研究。借助儀器的液壓系統(tǒng)和高壓水泵可分別模擬烴源巖受到的靜巖壓力和流體壓力，實驗邊界條件與烴源巖自然演化條件較為接近，可以較為真實地模擬沉積有機質的演化和生烴過程，探討流體壓力在富Ⅲ型有機質的泥質烴源巖成烴過程中的作用，對認識泥質烴源巖因流體壓裂引起的“幕式排烴”[5]現象具有重要的地質意義。

1 樣品與實驗

實驗樣品采自遼河盆地桃10井古近系沙河街組沙3段，巖性為炭質泥巖，取心段埋深為3 404～3 412 m，地球化學參數詳見表1。

表1 實驗樣品地球化學參數

生烴模擬實驗裝置為WYMN-3型溫-壓生烴模擬儀，儀器結構原理圖見文獻[6]。該儀器溫度上限為550 ℃，壓力范圍為：靜巖壓力為0～280 MPa，流體壓力為0～150 MPa，最大樣品量為150 g。進行了恒壓和增壓系列模擬實驗，每個系列實驗選取實驗溫度為350、400、450、500、520 ℃，每個實驗點對應的模擬溫度、模擬深度、實驗時間、靜巖壓力和流體壓力參數值見表2。

實驗結束后，收集殘渣、熱解油和氣態(tài)產物，利用DANI GC 1000氣相色譜儀測定氣態(tài)產物組分含量，運用MSP400顯微熒光光譜儀測定固體殘渣的鏡質體反射率。

表2 模擬實驗各實驗點溫度和壓力參數

2 實驗結果

冷阱中收集的熱解油、管道及釜體中洗出的熱解油三者的總和為熱解油的產量，模擬后的殘渣經抽提得到瀝青產量，采用排水(飽和鹽水)法收集模擬實驗產生的氣體，并測量氣體體積，計算氣體產量。色譜分析顯示，模擬氣態(tài)烴由CH4、C2H6、C2H4、C2H2、C3H8、i-C4、n-C4、i-C5、n-C5、C6、C7、C8、C9和C10組成，非烴氣體組分主要有CO2、N2、H2、CO等。結合樣品質量和有機碳含量計算熱解油、瀝青、氣態(tài)烴的產率，結果見表3。

2.1 瀝青

由表3可知，恒壓實驗中，瀝青產率變化范圍為0.12～6.17 mg/g。隨實驗溫度升高，瀝青產率持續(xù)下降，溫度為350～450 ℃時，瀝青產率下降更快，從6.17 mg/g降至0.20 mg/g；增壓實驗中，瀝青產率的變化范圍為12.56～0.13 mg/g，隨實驗溫度和壓力升高，瀝青產率呈持續(xù)下降趨勢，產率的峰值出現在350 ℃。溫度為350～450 ℃時，瀝青產率下降更為迅速，由12.56 mg/g降至0.36 mg/g。

2.2 熱解油

恒壓實驗中，熱解油產率的變化范圍為2.35～12.07 mg/g(表3)，隨實驗溫度升高，熱解油產率持續(xù)上升，產率的峰值出現在520 ℃。溫度為400～450 ℃時，熱解油產率上升更為迅速，由4.19 mg/g升至20.63 mg/g；增壓實驗中，熱解油產率的變化范圍為3.07～26.32 mg/g(表3)，隨實驗溫度和壓力升高，熱解油產率呈上升—下降的趨勢，產率的峰值出現在500 ℃，為26.32 mg/g。520 ℃熱解油的產率略微下降，為24.87 mg/g。

2.3 氣態(tài)烴

恒壓實驗中，氣態(tài)烴的產率隨實驗溫度升高持續(xù)上升，其變化范圍為0.28～4.14 mL/g(表3)。溫度為450～500 ℃時，氣態(tài)烴產率上升迅速，由1.62 mL/g升至3.27 mL/g；增壓實驗中，氣態(tài)烴的產率隨實驗溫度和壓力升高持續(xù)上升，變化范圍為0.02～2.59 mL/g(表3)，產率的峰值出現在520 ℃。溫度為450～500 ℃時，氣態(tài)烴產率上升更為迅速，由0.65 mL/g升至2.55 mL/g。

3 討 論

2個系列模擬實驗中，瀝青產率高峰均出現在350 ℃(圖1a)，熱解油產率峰值出現在500～520 ℃(圖1b)，而氣態(tài)烴產率峰值均出現在520 ℃(圖1c)。遼河盆地同層位烴源巖常規(guī)壓力生烴實驗在300～350 ℃時獲得熱解油產率峰值[8-10]。相比之下，該實驗熱解油產率峰值明顯滯后150 ℃。這是由于實驗儀器為半開放體系，實驗結果與常規(guī)封閉體系實驗結果存在差異。表明在泥質烴源巖自然演化的“幕式排烴”過程中，烴源巖生油高峰滯后于常規(guī)封閉體系模擬實驗，運用常規(guī)封閉體系模擬實驗進行烴源巖的評價低估了源巖的生烴潛力和生烴高峰，尤其是在評價深層烴源巖時存在嚴重偏差。

圖1 恒壓和增壓實驗中瀝青、熱解油、氣態(tài)烴產率及Ro變化

盡管熱解油的產率峰值明顯滯后150 ℃，但瀝青和氣態(tài)烴產率的峰值卻與常規(guī)封閉體系模擬實驗的認識一致[11]。實驗結果表明了該次模擬實驗的正確性與可行性，但同時出現的熱解油產率峰值滯后現象可能有多方面原因。

(1) 實驗中出現的排烴次數這一參數，在其他體系實驗中不存在，也不是源巖生烴演化過程中的物理化學參數，大量的實驗數據表明，對于同一樣品和排烴閾值，排烴次數能間接反映溫度和流體壓力對有機質生烴過程的影響強度。此外，在生烴過程中，達到實驗設置的排烴條件，熱解油會排出到冷阱中“保存”起來，未經歷后續(xù)高溫高壓作用而裂解，因此，熱模擬溫度越高，排烴次數越多，被排出和保存在冷阱中的熱解油越多，頻繁排烴可能是成油滯后的原因之一。

(2) 成烴滯后現象與實驗中的流體壓力有關。通過對比恒壓和增壓實驗中瀝青、熱解油、氣態(tài)烴產率以及Ro值發(fā)現，增壓實驗中瀝青和熱解油的產率以及Ro值均高于恒壓實驗(圖1a、b、d)。結合Le Beyond[12]對Ⅲ型有機質演化動力學研究結果認為，流體壓力升高促進了干酪根生成瀝青，提升了熱解油的反應速率，從而導致增壓實驗中干酪根生成瀝青和熱解油的反應速率高于恒壓實驗。此外，增壓實驗中氣態(tài)烴產率明顯低于恒壓實驗(圖1c)，這可能是由于其相態(tài)為氣態(tài)，流體壓力升高可能增大了氣態(tài)烴分子對抗壓力的能量，導致其頻率因子升高[3]，引起速率常數降低，頻率因子與速率常數的關系見文獻[13]。

因此，流體壓力升高不利于氣態(tài)烴的形成，導致熱解油產率峰值滯后。該實驗結果可為重新認識泥質烴源巖自然演化提供實驗依據，對泥質烴源巖的評價取得新的認識。流體壓力對半開放體系中泥質烴源巖生烴過程的影響也有進一步的研究，但該實驗沒考慮源巖的礦物組成、黏土礦物的催化作用以及實際生烴溫度范圍等客觀存在的地質因素[14-22]，導致該實驗仍存在一些不足。

4 結 論

(1) 實驗熱解油產率峰值與常規(guī)封閉體系熱模擬實驗結果相比滯后至少150 ℃，顯示半開放體系實驗與常規(guī)封閉體系熱模擬實驗結果有較大差異，指示在半開放體系中泥質烴源巖生油高峰可能滯后于常規(guī)封閉體系模擬實驗的認識，運用常規(guī)封閉體系模擬實驗進行烴源巖評價可能低估了泥質烴源巖的生烴潛力。

(2) 研究認為，半開放體系中頻繁地排烴、高流體壓力是引起泥質烴源巖成油滯后現象的2個主要原因。

[1] 楊天宇，王涵云.巖石中有機質高溫高壓模擬實驗[J].石油與天然氣地質，1987，8(4) ： 380-390.

[2] 王傳遠，杜建國，等.巖石圈深部溫壓條件下芳烴的演化特征[J].中國科學：D輯 地球科學，2007，37(5)：644-648.

[3] CARR A D，SNAPE C E，MEREDITH W，et al.The effect of water pressure on hydrocarbon generation reactions：some inferences from laboratory experiments[J].Petroleum Geoscience，2009，15(1)：17-26 .

[4] MI J，ZHANG S，HE K.Experimental investigations about the effect of pressure on gas generation from coal[J].Organic Geochemistry，2014，74(1)：116-122.

[5] 解習農，劉曉峰，胡祥云，等.超壓盆地中泥巖的流體壓裂與幕式排烴作用[J].地質科技情報，1998，19(2)：60-64.

[6] SUN L，TUO J，ZHANG M F，et al.Formation and development of the pore structure in Chang 7 member oil-shale from Ordos Basin during organic matter evolution induced by hydrous pyrolysis[J].Fuel，2015，158(1)：549-557.

[7] 郭巍，于文祥，劉招君，等.松遼盆地南部埋藏史[J].吉林大學學報(地球科學版)，2009，39(3)：353-360.

[8] 何光玉，陳榮書，張家驊，等.遼河盆地桃園—榮興屯地區(qū)煤和炭質泥巖成烴模擬[J].長春地質學院報，1997，23(4)： 34-37.

[9] 耿安松，傅家謨，盛國英，等.遼河油田大民屯凹陷下第三系生油巖排烴研究[J].石油與天然氣地質，1991，12(2)：117-124.

[10] 趙必強.遼河油田大民屯凹陷沙三段生油巖熱模擬成烴實驗研究(摘要)[J].地質地球化學，1991，19(5)：109-111.

[11] LEWAN M D.Experiments on the role of water in petroleum formation[J].Geochimica et Cosmochirnica Acta，1997，61(17)：3691-3723.

[12] LE Bayon R，BREY G P，ERNST W G，et al.Experimental kinetic study of organic matter maturation： time and pressure effects on vitrinite reflectance at 400 ℃[J].Organic Geochemistry，2011，42(4)：340-355.[13] 張祖德.無機化學[M].合肥：中國科學技術大學出版社，2010：121-220.

[14] 張海玥，侯讀杰.油氣成藏理論的研究進展及思考[J].特種油氣藏，2014，21(2)：1-7，151.

[15] 李美俊，孟元林，顧雪琴.深層烴源巖成烴理論研究進展[J].特種油氣藏，2002，9(4)：1-5，14.

[16] 王治朝，米敬奎，等.生烴模擬實驗方法現狀與存在問題[J].天然氣地球科學，2009，20(4)：592-597.

[17] 范瑞峰，董春梅，吳鵬，等.渤南油田四區(qū)沙三段儲層特征及其控制因素[J].油氣地質與采收率，2015，22(4)：64-68.

[18] 邵紅梅，馮子輝，等.塔東古城地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖中鈉長石的發(fā)現及其地質意義[J].東北石油大學學報，2015，39(2)：19-25.

[19] 張順. 松遼盆地北部地層學與沉積學研究進展[J].大慶石油地質與開發(fā)，2015，34(3)：1-8.

[20] 張魯川，盧雙舫，等.基于井震聯(lián)合反演方法的泥頁巖有機碳質量分數預測及應用[J].東北石油大學學報，2015，39(2)：34-41.

[21] 楊貴麗，鄭榮才，趙約翰，等.濟陽坳陷墾東地區(qū)油氣運聚規(guī)律再認識[J].油氣地質與采收率，2015，22(3)：10-15.

[22] 單亦先，勞海港.基于物理實驗模擬研究地層組成對斷層結構的影響[J].油氣地質與采收率，2015，22(2)：24-27.

編輯 王 昱

20151102；改回日期：20160309

國家科技重大專項“深層烴源巖凝析油的排出與殘留特征及定量化模擬研究”(2011ZX05008-002-23)

吳遠東(1989-)，男，2012年畢業(yè)于南華大學資源勘查專業(yè)，現為中國科學院大學石油天然氣地球化學專業(yè)在讀博士研究生，主要從事石油天然氣地球化學研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.031

TE122.1

A

1006-6535(2016)03-0129-04