于京都，鄭 民，張 蔚

中國石油勘探開發(fā)研究院

0 前 言

石油與天然氣不同的資源賦存狀態(tài)，造成其在勘探技術(shù)、開發(fā)方法、集輸手段及利用方式等方面存在明顯差異，因此準(zhǔn)確判識(shí)資源的石油或天然氣屬性，對油氣戰(zhàn)略規(guī)劃及勘探部署具有重要的實(shí)踐意義。根據(jù)經(jīng)典理論，200℃左右是石油可穩(wěn)定賦存的極限溫度——以地表溫度為20°C、平均地溫梯度為3℃/100m計(jì)算，其對應(yīng)的深度極限約為6000m，該深度以下，石油則無法賦存。但深層油氣勘探結(jié)果則證實(shí)了超過200℃的高溫油層的確存在：如中國西部的塔里木盆地，其正常原油完全裂解的溫度門限可達(dá)230℃［1］；在中國東部的渤海灣盆地，牛東1井深度6027 m處的地層溫度達(dá)到201℃，還能發(fā)現(xiàn)原油賦存［2］。

國外的勘探實(shí)踐也證實(shí)了高溫油層的存在：如北美華盛頓油田、巴爾湖油田、帕拉頓油田、別爾油田的油層溫度均超過200℃，波斯灣馬倫油田產(chǎn)層的溫度超過了230℃，俄羅斯濱里海盆地布拉海油藏在埋深7 550 m、地溫295℃的條件下仍有液態(tài)烴聚集［3］。不同烴類的沸點(diǎn)具有明顯差異，部分環(huán)烴及芳烴的耐高溫特征顯著，因此一旦石油中含有這些比較穩(wěn)定的烴類物質(zhì)，則可以顯著提高混合烴類組分的耐熱性。如果簡單以200℃、6 000 m作為區(qū)分石油與天然氣的溫度與深度界限，耐高溫石油的賦存會(huì)造成資源評價(jià)工作中對石油賦存極限深度的認(rèn)識(shí)誤區(qū)，從而影響評價(jià)結(jié)果的準(zhǔn)確性與科學(xué)性。因此，將石油視為復(fù)雜的含烴類混合物，預(yù)測其液相賦存的極限埋深是資源評價(jià)中亟待解決的技術(shù)問題。

1 分析思路與技術(shù)可行性

1.1 相態(tài)預(yù)測分析思路

根據(jù)相態(tài)的定義，相態(tài)特征受溫度、壓力、物質(zhì)成分三者共同控制。而石油的物質(zhì)成分又受包括地層溫度、壓力及地層水、礦物等不同地質(zhì)因素的影響。因此，對石油賦存相態(tài)特征的預(yù)測，如果僅憑借地層溫壓場特點(diǎn)，則無法對相態(tài)特征形成有效判識(shí)。以國內(nèi)400余個(gè)深層油氣藏為例，對地層溫度與壓力的統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明：在一定的地層溫度和壓力范圍內(nèi)，存在大量油、氣藏?cái)?shù)據(jù)點(diǎn)重疊（圖1）。

圖1 中國深層油氣藏地層溫度和壓力交會(huì)圖Fig.1 Crossplot of formation temperature and pressure of deep oil and gas reservoirs in China

另一方面，開展基于枚舉眾多地質(zhì)影響因素、明確限定前提條件的正演式分析難度極大，原因在于：地層水和礦物等催化烴類分子裂解的發(fā)生條件不明，地質(zhì)催化劑種類不清，不同種類催化劑的共同影響程度難以定量；目前對烴類分子的活化能分析普遍為實(shí)驗(yàn)室條件，而地質(zhì)過程漫長而且復(fù)雜，不同地質(zhì)時(shí)期不同溫壓場控制下的原始烴類裂解反應(yīng)速率的變化過程難以準(zhǔn)確重構(gòu)［4］。

因此，對含烴類混合物相態(tài)特征的分析，在當(dāng)前條件下，從溫度、壓力、物質(zhì)成分三要素出發(fā)，開展基于現(xiàn)象的研究相對更合理，其技術(shù)思路可以概括為：①獲取古今不同地質(zhì)時(shí)期溫壓場特征，以及含烴類混合物組分的結(jié)構(gòu)特征；②基于油氣地質(zhì)認(rèn)識(shí)及相態(tài)變化基礎(chǔ)理論，構(gòu)建地質(zhì)約束條件；③根據(jù)物質(zhì)平衡方程，對古今烴類流體分別構(gòu)建基于含烴類混合物的p-T相圖；④提取相態(tài)關(guān)鍵參數(shù)，以定量化分析的形式解決地質(zhì)問題。由此，使分析過程中不涉及地質(zhì)系統(tǒng)內(nèi)催化劑種類組合、催化發(fā)生條件及過程、活化能與反應(yīng)速率參數(shù)求解等難以確定的因素，從而提高分析結(jié)果的可靠性與合理性。

1.2 技術(shù)可行性

對于上述思路，技術(shù)可行性表現(xiàn)在4個(gè)方面：①成熟的地層溫度與壓力測試。利用鉆井時(shí)地層溫度、壓力實(shí)測數(shù)據(jù)，可以構(gòu)建現(xiàn)今儲(chǔ)層的溫壓場。②成熟的流體包裹體檢測。烴類流體包裹體目前是獲取地質(zhì)歷史時(shí)期烴類流體組分的唯一途徑，通過流體包裹體分析，可求出烴類的捕獲溫度和壓力，從而重構(gòu)儲(chǔ)層古溫壓場［5-8］。③成熟的烴類組分分析。利用色譜-質(zhì)譜檢測，可實(shí)現(xiàn)對含烴類混合物組分的定量分析，這對現(xiàn)今石油和流體包裹體中的古代烴類均具有適用性［5-8］。④成熟的多組分烴類混合物相態(tài)模擬技術(shù)。目前國內(nèi)外已廣泛應(yīng)用以PVTsim和PVTPRO為代表的高精度相態(tài)模擬軟件，相比直接套用復(fù)雜的物質(zhì)平衡方程進(jìn)行計(jì)算，液相穩(wěn)定賦存的模擬仿真分析工具的運(yùn)算精度高、速度快，是獲得含烴類混合物p-T相圖及相關(guān)關(guān)鍵參數(shù)的有效技術(shù)途徑［9-12］。

2 理論案例構(gòu)建

盡管所涉及的測試方法均成熟而且可行，但由于對現(xiàn)今石油和古代烴類流體包裹體成分進(jìn)行聯(lián)測屬于非商業(yè)測試，相關(guān)工作開展程度非常低，因此在研究中采用構(gòu)建理論案例的方式進(jìn)行分析，通過不依賴于特定地區(qū)或盆地的應(yīng)用案例，來說明預(yù)測技術(shù)的普遍適用性。

2.1 技術(shù)路線

技術(shù)路線分為3個(gè)步驟。首先，建立包含4個(gè)方面的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)：①多期次流體包裹體烴類捕獲溫度、壓力；②多期次流體包裹體烴類組分特征；③現(xiàn)今地層溫壓場；④現(xiàn)今含烴類混合物的組分特征。接著利用相態(tài)模擬工具，根據(jù)廣泛適用的Peng-Robinson平衡方程進(jìn)行液相穩(wěn)定賦存的相態(tài)數(shù)值模擬，獲得與烴類流體包裹體期次及現(xiàn)今石油相對應(yīng)的含烴類混合物相圖［13-16］。再根據(jù)相態(tài)數(shù)值模擬結(jié)果，分別疊加古今地層溫度、壓力及地質(zhì)約束條件，分析相態(tài)關(guān)鍵參數(shù)在溫壓場控制下的演化趨勢，從而獲得含烴類混合物的液相賦存的極限深度預(yù)測結(jié)果（圖2）。

圖2 含烴類混合物相態(tài)分析技術(shù)路線Fig.2 Methodology applied in phase analysis of hydrocarbon mixtures

2.2 地層溫壓場及流體組分建立

理論案例構(gòu)建的難點(diǎn)是基礎(chǔ)數(shù)據(jù)編制。對于現(xiàn)今地層溫壓場，采用了結(jié)合地質(zhì)認(rèn)識(shí)，先提出參數(shù)值域范圍，之后生成隨機(jī)數(shù)，再進(jìn)行排序組合的方式來實(shí)現(xiàn)；對于流體包裹體烴類的捕獲溫度、壓力測試結(jié)果和古今烴類流體組分測試結(jié)果，則采用油氣地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)方法，根據(jù)隨機(jī)抽取組分進(jìn)行組合，并賦以隨機(jī)值作為物質(zhì)絕對含量，再求其相對百分含量的方式來實(shí)現(xiàn)，從而構(gòu)建具有非特例性的理論分析樣本實(shí)例。

2.2.1構(gòu)建現(xiàn)今地層溫壓場模型

結(jié)合我國各主要含油氣盆地深度、溫度、壓力互為正相關(guān)的耦合特征［17］，對理論案例中分析對象的深度范圍設(shè)定為1 000～5 000 m，這個(gè)范圍為油藏比較普遍的埋深；考慮通常的地溫梯度范圍（1～3）℃/100 m等因素，將地層溫度范圍設(shè)定為40～160℃；考慮靜水壓力梯度等因素，將地層壓力范圍設(shè)定為10～50 MPa。之后分別針對深度、溫度、壓力生成在取值范圍內(nèi)的隨機(jī)數(shù)3組（每組隨機(jī)數(shù)1 000個(gè)），將各組隨機(jī)數(shù)按正序排列后，則可建立一個(gè)耦合深度的地層溫壓場（圖3）。

圖3 理論案例現(xiàn)今地層溫壓場構(gòu)建Fig.3 Construction map of current formation temperature and pressure field of theoretical case

由于最終的預(yù)測對象是深度，所以還需建立由地層溫度、壓力控制下的深度取值預(yù)測模型。在具體的實(shí)現(xiàn)途徑上，又可以分為多元線性回歸、多元非線性回歸及神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)分析等3種技術(shù)手段。其中，多元線性回歸模型相對簡單，但是在線性約束條件下，地層溫度、壓力變化速率為恒定，應(yīng)用范圍明顯受限；多元非線性回歸模型則需要提前構(gòu)建目標(biāo)函數(shù)，擬合精度對經(jīng)驗(yàn)性認(rèn)識(shí)的依賴很大。因此，研究中采用神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)分析技術(shù)，建立基于地層溫度和壓力的地層深度預(yù)測高精度隱式模型 （其累積相對誤差的平均值僅為0.47%）（圖4）。

圖4 理論案例地層深度與神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)深度預(yù)測值交會(huì)圖Fig.4 Crossplot of formation depth and the result acquired from neural network depth forecast model of theoretical case

在地層溫度的具體設(shè)定上，各期次含烴類混合物采用在前述地層溫度范圍內(nèi)的隨機(jī)取值。在地層壓力設(shè)定上，除現(xiàn)今含烴類混合物外，其余各期次含烴類混合物采用在前述地層壓力范圍內(nèi)的隨機(jī)取值；現(xiàn)今含烴類混合物則需要在對其地層溫度進(jìn)行隨機(jī)取值后，再根據(jù)現(xiàn)今地層溫壓耦合關(guān)系對其地層壓力進(jìn)行取值（表1）。

表1 不同期次含烴類混合物（石油）對應(yīng)的地層溫壓條件Table 1 Formation temperature and pressure of the hydrocarbon mixtures(petroleum)in different periods

2.2.2 構(gòu)建含烴類混合物組分分析結(jié)果

在理論案例構(gòu)建時(shí)，由于烴類化合物種類極多，因此構(gòu)建合理的含烴類混合物組分分析結(jié)果難度較大。為了體現(xiàn)不同的多期次石油組分（以烴類多組分混合物為主）的變化特征，在PVTsim20軟件自帶的含烴類混合物數(shù)據(jù)庫中進(jìn)行4次獨(dú)立的隨機(jī)抽取，分別構(gòu)成第1期至第3期包裹體中的含烴類混合物及現(xiàn)今石油的組分特征?？梢钥闯觯嚓P(guān)參數(shù)取值上總體為一隨機(jī)過程，并考慮了現(xiàn)今地層的溫壓耦合關(guān)系（圖5，表1），因此所構(gòu)建的理論案例，實(shí)際反映為相關(guān)地質(zhì)條件組合的某種可能性，具有非特例性，對技術(shù)方法探討具有適用性。

圖5 理論案例不同期次含烴類混合物（石油）組分含量柱狀圖Fig.5 Component histogram of hydrocarbon mixture(petroleum)in different periods of theoretical case

2.3 約束條件設(shè)定與相態(tài)模擬關(guān)鍵參數(shù)提取

2.3.1 建立地質(zhì)溫度約束條件

根據(jù)油氣物質(zhì)的相平衡理論，烴類流體組分在地質(zhì)過程控制下存在分餾式演化。隨著地層溫度變化，烴類流體組分構(gòu)成將產(chǎn)生變化，使其對應(yīng)的臨界凝析溫度也發(fā)生變化。隨著地溫升高，作為流體的烴類混合物在演化過程中的最終產(chǎn)物為以甲烷為主所構(gòu)成的干氣［18-19］。因?yàn)楫?dāng)?shù)貙訙囟却笥谂R界凝析溫度時(shí)，流體相態(tài)始終為氣相，作為熱穩(wěn)定性較好的烴類流體，甲烷的臨界凝析溫度為-82.55℃，因此當(dāng)滿足上述條件時(shí)，甲烷在地下賦存的相態(tài)始終為氣相。

截至目前，勘探活動(dòng)中還沒有發(fā)現(xiàn)地層溫度超過300℃的油藏，因此認(rèn)為石油作為液相有效賦存的極限地層溫度可能不超過300℃。以平均地表溫度為18～26℃、平均地溫梯度為（3.0～3.5）℃/100m計(jì)算，300℃對應(yīng)的深度范圍為7829～9400m，以該深度范圍作為下限，已超過了目前大多數(shù)油層的底深。將上述溫度取值進(jìn)行交會(huì)，可建立依據(jù)臨界凝析溫度和地層溫度所構(gòu)建的二維空間上的地質(zhì)約束條件（-82.55℃，300℃），這表明根據(jù)目前的勘探結(jié)果與經(jīng)驗(yàn)，在地層溫度達(dá)到300℃的約束門限時(shí)，含烴類混合物在物質(zhì)組成上以甲烷為主，并已演化為氣相，達(dá)到了其氣液相態(tài)演化的終點(diǎn)。

2.3.2 多期次含烴類流體相態(tài)模擬

基于含烴類混合物組分特征，以PVTsim20軟件作為分析工具，采用目前在流體物相分析中常用的PR-Peneloux狀態(tài)方程進(jìn)一步求解［20-21］，可獲得該理論案例中由地層溫度與壓力控制的不同期次含烴類流體混合物相態(tài)行為特征曲線（烴類混合物p-T相圖），以及混合物的臨界凝析溫度、臨界點(diǎn)溫度、臨界點(diǎn)壓力等相態(tài)關(guān)鍵參數(shù)（表2）。

表2 理論案例不同期次含烴類混合物（石油）相態(tài)模擬結(jié)果參數(shù)取值表Table 2 Calculated parameters of phase simulation of hydrocarbon mixture(petroleum)in different periods of theoretical case

繼而將含烴類混合物的相態(tài)曲線與對應(yīng)期次的地層溫壓條件進(jìn)行交會(huì)，建立對各期次含烴類混合物的相態(tài)特征判識(shí)結(jié)果：第1期包裹體為液相，第2期為油氣兩相共存，第3期至現(xiàn)今均為液相。各期次流體的地層溫度-壓力交會(huì)點(diǎn)位置與氣液兩相共存界線間存在明顯差異，這揭示了含烴類混合物在歷經(jīng)油氣地質(zhì)演化過程的背景下 （主要表現(xiàn)為地層隆升與沉降），地層溫壓場與相態(tài)特征間呈現(xiàn)復(fù)雜的動(dòng)態(tài)聯(lián)系（圖 6）。

圖6 理論案例不同期次含烴類混合物溫壓條件與相態(tài)特征耦合圖Fig.6 Coupling diagram of temperature and pressure conditions and hydrocarbon mixtures phase in different periods of theoretical case

2.4 液相賦存極限條件判識(shí)及預(yù)測

2.4.1 賦存極限溫度判識(shí)結(jié)果

根據(jù)當(dāng)?shù)貙訙囟炔恍∮诤瑹N類混合物的臨界凝析溫度時(shí)，含烴類混合物必為氣相，且改變壓力無法使混合物液化的相態(tài)規(guī)律，以臨界凝析溫度與地層溫度相等作為含烴類混合物液相賦存的極限條件，即在地質(zhì)演化過程中，當(dāng)?shù)貙訙囟炔恍∮谂R界凝析溫度時(shí)，含烴類混合物無法以液相賦存，其必為氣相。而當(dāng)?shù)貙訙囟刃∮谄渑R界凝析溫度時(shí)，液相賦存則可以存在，表現(xiàn)為在不同壓力下，含烴類混合物存在以液相或氣液兩相共存形式賦存的可能性。由此結(jié)合基于含烴類混合物演化最終產(chǎn)物所建立的地質(zhì)約束溫度條件，建立了針對液相穩(wěn)定賦存的極限地層溫度判識(shí)標(biāo)志。

各期次含烴類混合物對應(yīng)地層溫度與其臨界凝析溫度交會(huì)后的數(shù)據(jù)分布存在雜亂特征，表明其歷經(jīng)的地溫變化存在反復(fù)升降。由于地質(zhì)熱力作用的不可逆性，及含烴類混合物具有明確的最終主體產(chǎn)物演化方向，而且烴類組分在繼續(xù)深埋過程中的演化為典型的黑箱過程，其臨界凝析溫度的變化具有測不準(zhǔn)性，因此為了實(shí)現(xiàn)有效預(yù)測，將現(xiàn)今石油對應(yīng)的臨界凝析溫度與地層溫度交會(huì)點(diǎn)（602.79℃，121℃）同地質(zhì)溫度約束條件點(diǎn)（-82.55℃，300℃）相連，其連線與液相穩(wěn)定賦存的極限條件（地層溫度與臨界凝析溫度相等）存在交點(diǎn)（圖7）。這表明在深埋過程中，隨著地層溫度逐漸升高，含烴類混合物發(fā)生熱解逐漸干氣化，混合物臨界凝析溫度逐漸趨于與甲烷一致，并在某一地質(zhì)時(shí)刻達(dá)到地層溫度與臨界凝析溫度相等的液相穩(wěn)定賦存極限條件。這時(shí)對應(yīng)的地層溫度，即為含烴類混合物液相穩(wěn)定賦存的極限溫度，其取值為220.82°C。分析結(jié)果與目前勘探所發(fā)現(xiàn)的耐高溫石油賦存的地層溫度門限在一定程度上相互印證。

圖7 理論案例含烴類混合物（石油）液相穩(wěn)定賦存極限溫度預(yù)測圖Fig.7 Prediction diagram of the limit temperature of hydrocarbon mixtures(petroleum)as stable liquid phase of theoretical case

2.4.2 利用溫壓場預(yù)測石油賦存極限深度

由于地層溫度、壓力與埋深間互為正相關(guān)，在參數(shù)間存在共線性的背景下，嘗試通過先利用地層溫度預(yù)測壓力，再根據(jù)溫度及獲得的壓力對埋深進(jìn)行預(yù)測的方法，進(jìn)一步提高預(yù)測精度。具體做法分為2步：①根據(jù)獲取的液相穩(wěn)定賦存的極限溫度取值，利用地層溫壓場耦合關(guān)系，建立單參數(shù)神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型，推導(dǎo)地層壓力；②利用地層溫度、壓力與埋深的耦合關(guān)系，通過溫壓雙參數(shù)神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型，求取液相賦存極限深度。結(jié)果表明：當(dāng)?shù)貙訙囟热≈禐楹瑹N類混合物液相穩(wěn)定賦存的極限溫度220.82℃時(shí)，地層壓力取值為50.12 MPa；結(jié)合地層溫度和壓力對埋深建立的神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型，可得到在上述地層溫度和壓力條件下，含烴類混合物以液相賦存的極限埋深預(yù)測結(jié)果為5061.32m。這意味著在該極限深度之下，含烴類混合物以烴氣形式賦存。

3 類型討論

從上述分析過程可以看出，對烴類混合物流體液相賦存的極限埋深預(yù)測，其關(guān)鍵是獲取極限賦存溫度。在考慮地質(zhì)約束溫度條件下，通過對相關(guān)參數(shù)隨機(jī)性取值，進(jìn)一步構(gòu)建了多個(gè)類似案例，并對案例分析結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計(jì)。根據(jù)地層溫度與臨界凝析溫度的交會(huì)情況，及其與液相穩(wěn)定賦存極限地層溫度判識(shí)標(biāo)志間的關(guān)系，可將其分為收斂型、截交型、發(fā)散型、雜亂型等4種類型(圖8），分別表征不同地質(zhì)作用過程所可能具有的油氣內(nèi)涵（表3）。

圖8 理論案例含烴類混合物相態(tài)演化趨勢類型模式圖Fig.8 Pattern diagrams of hydrocarbon mixtures in the phase evolution trend of theoretical cases

收斂型 地層溫度升高速度高于臨界凝析溫度上升速度，含烴類混合物在熱裂解作用下，生成熱穩(wěn)定性程度更高、液相維持能力更強(qiáng)的組分，但由于地層升溫速度更快，因而具有通過蒸發(fā)形成氣相賦存的趨勢。

截交型 臨界凝析溫度隨地層溫度升高而降低,含烴類混合物被熱裂解，形成大量熱穩(wěn)定性程度更高、液相維持能力變差的組分，具有在較高地層溫度下，通過熱裂解形成氣相賦存的趨勢。

表3 理論案例含烴類混合物相態(tài)演化趨勢類型劃分Table 3 Types of hydrocarbon mixtures in the trend of phase evolution of theoretical cases

發(fā)散型 在熱裂解作用下，含烴類混合物大量形成耐高溫液相組分，由于地層溫度升高速度低于臨界凝析溫度上升速度，因此表現(xiàn)為地溫增加過程中的液相維持能力變強(qiáng)。

雜亂型 含烴類混合物所在層系反復(fù)隆升與深埋，地層溫度與臨界凝析溫度呈現(xiàn)一定的波動(dòng)性，各期次含烴類混合物及現(xiàn)今原油難以構(gòu)成有效的趨勢，由于熱力學(xué)過程一般不可逆，因此表現(xiàn)為在地質(zhì)條件控制下的一定的液相維持能力。

可以看出對于收斂型和截交型含烴類混合物，由于各期次所對應(yīng)的地層溫度與臨界凝析溫度的交會(huì)點(diǎn)，與液相穩(wěn)定賦存的極限地層溫度判識(shí)標(biāo)志間存在相交趨勢，因此可以按期次順序確定相態(tài)演化趨勢，在地質(zhì)約束溫度條件下，求取其與含烴類混合物液相穩(wěn)定賦存極限地層溫度判識(shí)標(biāo)志間的交點(diǎn)（極限溫度）。

對發(fā)散型及雜亂型含烴類混合物，由于缺乏相關(guān)交會(huì)數(shù)據(jù)點(diǎn)分布與液相穩(wěn)定賦存的極限地層溫度判識(shí)標(biāo)志間的有效趨勢，因此應(yīng)基于現(xiàn)今含烴類混合物數(shù)據(jù)點(diǎn)位置，利用其與地質(zhì)約束溫度條件間的連線，求取其與極限地層溫度判識(shí)標(biāo)志間的交點(diǎn)，從而獲得液相穩(wěn)定賦存極限溫度。

4 實(shí)際案例

在理論案例構(gòu)建的基礎(chǔ)上，以江蘇句容凹陷為地質(zhì)實(shí)例開展探討［22］。相關(guān)數(shù)據(jù)來源于前人對句容凹陷下二疊統(tǒng)石油及包裹體中含烴類混合物組分的測試結(jié)果［23-25］。其中含烴類混合物共計(jì)2期，分別為容3井1604.78m深處的二疊系儲(chǔ)層中的現(xiàn)今石油及相同深度下方解石充填脈中的包裹體含烴類流體。包裹體捕獲溫度（對應(yīng)古地溫）為123℃，捕獲壓力（對應(yīng)古地層壓力）為30.05MPa，流體組分見圖9。

圖9 句容凹陷容3井下二疊統(tǒng)包裹體含烴類混合物（石油）組分柱狀圖（數(shù)據(jù)來自文獻(xiàn)［25］）Fig.9 Component histogram of the Lower Permian hydrocarbon mixtures(petroleum)of well Rong 3 in Jurong Sag(data is cited from literature ［25］)

由于缺少該凹陷的地層溫壓場與深度耦合情況的實(shí)測資料，因此用靜水壓力梯度（0.98MPa/100m）和全球平均地溫梯度（3℃/100 m）替代，并將地表溫度及壓力分別設(shè)定為20℃及0.101 MPa（1個(gè)標(biāo)準(zhǔn)大氣壓）。在此條件下，地層溫壓場與深度的耦合可表達(dá)為：

式中：Tf為地層溫度，℃；Tg為地表溫度，℃；Gt為全球平均地溫梯度（3℃/100 m）；Df為地層深度，m；pf為地層壓力，MPa； pg為地表壓力，MPa； Gw為靜水壓力梯度，取0.98MPa/100 m。

基于上述現(xiàn)今溫壓場取值模型，得到測試樣品對應(yīng)深度的地層溫度為68.14℃，地層壓力為15.85 MPa，其與包裹體捕獲溫度、捕獲壓力及含烴類混合物組分特征共同構(gòu)成數(shù)據(jù)基礎(chǔ)。采用PR-Peneloux狀態(tài)方程對這2期含烴類混合物進(jìn)行求解及相態(tài)模擬，可得到相關(guān)p-T相圖及包括臨界凝析溫度在內(nèi)的相態(tài)關(guān)鍵參數(shù)（圖10，表4）。

圖10 句容凹陷容3井下二疊統(tǒng)含烴類混合物（石油）p-T相圖Fig.10 p-T phase diagram of the Lower Permian hydrocarbon mixtures(petroleum)of well Rong 3 in Jurong Sag

表4 句容凹陷容3井下二疊統(tǒng)含烴類混合物（石油）相態(tài)模擬結(jié)果參數(shù)取值Table 4 Calculated parameters of phase simulation of the Lower Permian hydrocarbon mixtures(petroleum)of well Rong 3 in Jurong Sag

通過交會(huì)含烴類混合物對應(yīng)地層溫度及臨界凝析溫度可以看出（圖11）：由于在該實(shí)例中僅存在包裹體及現(xiàn)今石油2期流體，前者對應(yīng)地層溫度更高，而后者具有更高的臨界凝析溫度，因此其流體類型偏向于雜亂型。在明確含烴類混合物類型的基礎(chǔ)上，通過與理論案例中相似的分析步驟，得到對含烴類混合物液相穩(wěn)定賦存極限溫度的求解結(jié)果為192.91℃，揭示句容凹陷下二疊統(tǒng)石油可能存在相對的耐高溫性，具有一定的維持以液相穩(wěn)定賦存的能力。繼而利用已建立的埋深與地層溫壓場的耦合關(guān)系，根據(jù)極限溫度取值，對液相穩(wěn)定賦存極限深度的預(yù)測結(jié)果為5 763.58 m，這表明當(dāng)該層系超過上述埋深時(shí)，其中聚集的烴類以氣相賦存。

圖11 句容凹陷容3井下二疊統(tǒng)含烴類混合物（石油）液相穩(wěn)定賦存極限溫度預(yù)測圖Fig.11 Prediction diagram of the limit temperature of hydrocarbon mixtures(petroleum)as stable liquid phase of well Rong 3 in Jurong Sag

5 結(jié) 論

（1）在油氣地質(zhì)動(dòng)態(tài)演化的背景條件下，含烴類混合物的相態(tài)特征受地層溫度、地層壓力與組分構(gòu)成共同決定。通過理論案例構(gòu)建，揭示由于含烴類混合物的組分調(diào)整，以及地層溫壓場與深度的耦合，相態(tài)在油氣地質(zhì)演化過程中呈現(xiàn)動(dòng)態(tài)變化的特征，表現(xiàn)為臨界溫度、臨界凝析溫度等相態(tài)關(guān)鍵參數(shù)在不同地層溫度和壓力下的不同取值。

（2）建立以地層溫度為300℃、臨界凝析溫度為-82.55℃的地質(zhì)溫度約束條件，以及地層溫度與臨界凝析溫度相等為取值條件的液相穩(wěn)定賦存極限地層溫度判識(shí)標(biāo)志，通過對理論案例中不同期次含烴類混合物對應(yīng)地層溫度與臨界凝析溫度交會(huì)點(diǎn)的分析表明：液相穩(wěn)定賦存極限地層溫度為220.82℃，對應(yīng)的埋深為5 061.32 m。

（3）對基于參數(shù)隨機(jī)取值所構(gòu)建的不同理論案例分析結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，對不同期次含烴類混合物地層溫度與臨界凝析溫度交會(huì)點(diǎn)的分布特征，及其與極限地層溫度判識(shí)標(biāo)志間的關(guān)系，可劃分為4種類型：收斂型、截交型、發(fā)散型與雜亂型，它們分別代表地質(zhì)作用過程中不同的油氣演化內(nèi)涵。

（4）對以句容凹陷下二疊統(tǒng)容3井石油為實(shí)例的分析表明：在以靜水壓力梯度（0.98 MPa/100 m）和全球平均地溫梯度（3℃/100 m）為現(xiàn)今地層溫壓場耦合的條件下，其含烴類混合物液相穩(wěn)定賦存極限溫度預(yù)測結(jié)果為192.91℃，對應(yīng)深度為5 763.58 m。

（5）理論案例及實(shí)例分析過程均符合非特例性，分析結(jié)果符合目前耐高溫石油的地層賦存溫度門限分布，表明上述針對含烴類混合物液相穩(wěn)定賦存極限條件的分析思路和方法具有合理性與適用性。