盆地沉降、抬升过程中源储压差的生排烃效应

马中良，郑伦举，秦建中，李志明

(中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏无锡 214151)

关德范等通过对全球97个中、新生代含油气盆地的石油地质演化史分析发现，这些盆地的演化主要经历了持续沉降发展阶段、整体上升发展阶段和全面萎缩发展阶段[1-2]。这3个发展阶段与成烃、成藏过程有着密切的关联。把成盆的全过程作为事物发展的主线，把盆地持续沉降阶段的发育过程理解为是各种沉积物的物质积累，能量转化和能量积累的过程，也就是实现成烃过程。把盆地整体上升阶段的发育过程理解为是已积累的能量释放的过程，也就是实现成藏的过程。把盆地全面萎缩阶段的发育过程理解为是能量调整和物质补偿平衡的过程，也就是完成成烃和成藏的过程。这种综合分析含油气盆地不同发展阶段能量积累、能量释放、能量平衡的过程，为研究地层压力(能量)形成演化及其控藏作用提供了一种新的思路[3]。

地层压力作为一种能量(动力)贯穿着油气地质的全过程。石油和天然气是一种极易流动的物质，只有存在压力差的情况下，石油和天然气才能在压力差的驱动下从高压区流向低压区[2]。由于泥质沉积物(烃源岩)和砂质沉积物(储集岩)物理化学场的差异，盆地持续沉降阶段、整体上升阶段、萎缩阶段在生烃增压、砂岩剥蚀回弹、粘土矿物转化、欠压实和水热增容等一系列作用下均可造成源储压力差，为油气成藏提供动力。不同作用产生的源储压力差的成因机制已有许多探讨[4-7]，但不同演化阶段源储压差对成烃成藏的影响程度如何，多大的压差可以促使有效排烃，不断地排烃对生烃(烃源转化)有何影响，这些问题还不明确。本文通过同一个样品，采用自制的地层孔隙热压生排烃模拟仪进行烃源岩生排烃一体化模拟实验，对以上问题进行了初步探索。

1 源—储压差生排烃实验装置、样品及流程

1.1 实验装置

地层孔隙热压生排烃模拟实验仪属于可控生排烃体系，主要有高温高压反应系统、双向液压系统、自动排烃产物收集与流体补充系统、数据采集与自动控制系统和外围辅助设备组成，详细结构见参考文献[8]。该装置能够在尽可能保留样品的原始孔隙、在一个有限的生烃空间里、同时考虑到与地质条件相近的地层流体压力、上覆静岩压力条件下进行烃源岩的加温加压密闭或可控生、排烃模拟实验。

1.2 实验样品

样品是取自东濮凹陷胡88井沙三段低成熟度的灰褐色页岩，Ro=0.52%，TOC=2.31%，热解最高峰温Tmax=428 ℃，氢指数IH=422 mg/g，S2=9.74 mg/g。实验参数见表1，本次实验主要考察源储压差对排油的影响，故最高模拟温度只做到375 ℃，相当于Ro=1.51%。

1.3 实验流程

1.3.1 制样装样

考虑到烃源岩的非均质性，将样品粉碎到60 目，并充分混匀，分成若干份，每个模拟温度点取其中一小份压制成圆柱型小岩心。装样时先装入60 g的烃源岩，再在其上方装入20 g的砂岩(氯仿抽提除去可溶有机质)，用约5 MPa静岩压力(相当于200～300 m埋深)压制成圆柱体样品。

表1 盆地沉降、抬升过程源—储压差生排烃模拟实验参数Table 1 Simulation parameters of hydrocarbon generation and expulsion caused by pressure difference between source rock and reservoir during basin subsiding and uplifting

注：Ro是直接测试实验残渣所得值。

1.3.2 加温加压模拟

(1)试漏：将装有岩心样的样品室安装在反应釜中，施压密封后，充入5～10 MPa的惰性气体，放置试漏，待不漏后，放出气体，用真空泵抽真空后再充气，反复3～5次，最后抽成真空。

(2)注水：用高压泵充入60～80 MPa的高压水，让压制的岩心样孔隙空间中被水完全充满(压制的岩心样在吸水过程中，会导致流体压力不断下降，当体系流体压力不再下降时表示样品孔隙已经被水充满)。为了确保整个生、排烃系统被高压液态水所充满，升温之前流体压力为2～3 MPa。

(3)施压(静岩压力)升温：启动双向液压机对岩心样施加静岩压力至设定值；启动温度控制器和恒温炉按1 ℃/min的升温速率升至设定的温度，达到设定温度后恒温48 h。

(4)排烃模拟过程：对于持续沉降生排烃源储无压差模拟实验，一直保持生烃反应体系与排烃装置处于连接状态，维持2个系统的流体压力相等；对于压差生排烃模拟实验，则每当生烃体系超过排烃体系一定压力之后就打开排烃阀门排烃，然后再迅速关闭，在整个生烃过程中不断重复该过程(图1)。

1.3.3 气体的收集与定量

生、排烃实验结束之后，连接产物收集定量装置与排烃装置，通过液氮冷却的液体收集管分离油水与气体，油水混合物被冷冻在收集管中，气体进入计量管收集并计量其体积，分别收集排烃装置与生烃系统的气体，用气相色谱仪分析其组成之后计算各气体物质的产量。

图1 地层孔隙热压生排烃模拟实验过程解剖Fig.1 Process of formation porosity thermocompression simulation experiment for hydrocarbon generation and discharge

1.3.4 排出油的收集与定量

排出油1是指在实验进程中当生烃系统压力与外部排烃装置存在一定差值时(ΔP=3,6,12 MPa)，开启阀门后在排烃装置中收集的油。排出油2是高压釜内壁与样品室之间的空隙和连接管道内空间的油，也就是相当于排烃通道内的油。排出油3是从烃源岩直接排到上部砂岩中的油。

排出油1、排出油2与排出油3收集过程如图1所示。实验结束后首先收集排烃装置中已在压差作用下排出的油水(排1)和气体，待生烃系统降温到150 ℃时打开排烃阀门通过冰水冷却的气液分离与收集装置获得排出油2中的气携凝析油、气体和水，等待整个反应系统降至室温之后，打开高压釜，用氯仿冲洗高压釜内壁、样品室外表面与内部连接管道得到排出油2中轻质油。取出样品室中的砂岩，用氯仿抽提得到排出油3。

1.3.5 残留油、固体残样的收集与定量

模拟后的烃源岩残样称重后，用氯仿抽提沥青“A”，即为残留油。残留油与排出油之和称为总油，总油与烃气之和为总烃。

2 实验结果

2.1 源储压差对烃源岩排烃的影响

2.1.1 排出油参数的地质意义

排出油1是在实验进程中当生烃系统压力与外部排烃系统存在一定差值时，排烃装置中收集的油，类似于地质条件下由烃源岩排出后，经一定距离运移至有效储集层的油量；排出油2是生烃系统降温到150 ℃时通过冰水冷却的收集装置获得的气携凝析油和用有机溶剂冲洗高压釜内壁与管道得到的轻质油，类似于地质条件下已排出烃源岩但仍滞留在烃源表面及附近微裂缝系统内的油；排出油3是指在生排烃系统中放置在烃源岩上方砂岩中的含油量，类似于地质条件下烃源岩排出油直接聚集于相邻储集岩中的油或与烃源岩互层的储集岩中的油。

排油系数是指该演化阶段排出油占总生成油的比例。

2.1.2 排出油1的变化特征

在0压差条件下(即类似盆地沉降过程中)，排出油1的产率随温压条件的增高变化很小(图2a)，即使当烃源岩达到生烃高峰期阶段，其排出油1的产率依旧无显著增高，排油系数在1.0%左右(图2b)。而随着生烃区与储集区之间压力差的增大，排出油1的产率明显增高(图2a)，尤其在烃源岩的生烃高峰阶段、压差在6和12 MPa情况下，排油效率是其6～8倍。这意味着在盆地持续沉降过程中，烃源岩即使已进入了生烃高峰期也难以有效运聚到相对远离烃源岩的储集层中聚集成藏；而在盆地整体上升阶段，由于主要储集层发育区发生砂岩的回弹作用，导致卸载减压成为相对低压区，使烃源岩与储集岩区的相对压力差增大，从而有利于烃源岩排出油向低压区的储集岩运移聚集。

另外，由图3可知，从相同演化阶段不同源—储压差下的排出油1的排油系数可以看出，随着源—储压差的增大，排油效率逐渐提高。排油效率的增长具有阶段性：(1)缓慢增长阶段(ΔP=0～3 MPa时)，随着源—储压差的增大，排油效率缓慢增加，且演化程度越高，增长速率越大；(2)快速增长阶段(ΔP=3～6 MPa时)，随着源—储压差的增大，排油效率快速增加，且演化程度越高，增长速率越大；(3)稳定增长阶段(ΔP>6 MPa时)，随着源—储压差的增大，排油效率增加幅度有限。也即是说烃源岩区与储集岩区压力差在3～6 MPa时，可能是烃源岩排出油有效运聚到储集层区的临界压差值。当压差增大至一定程度后，压差的增大对排油产率的影响逐渐降低。但由于模拟时间所限，无法延长排油时间，导致排出油1的排油量仅占总生油量的一小部分，排油系数低于8%，地质历史时期是一个非常漫长的过程，其排油效率将远高于此值。

图2 不同压差下排出油1产率与排油系数Fig.2 Oil 1 production rate and expulsion coefficient changing with simulation temperature under different source rock-reservoir pressures

图3 不同源—储压差条件下排出油1排油系数对比Fig.3 Oil 1 expulsion coefficient changing with source rock-reservoir pressure differences under different simulation temperatures

2.1.3 排出油2的变化特征

排出油2的产率随模拟温压的增高而增大，同时在相同温压条件下，其随压差的增大而增高，尤其在烃源岩生烃高峰阶段更加明显(图4)。说明随烃源岩中含油量与内压越高，排出油2的产率就越大，并且压差的存在进一步促进了排出油2产率增高。在生烃高峰期，排出油2的产率较大，有机碳的排出油产率可达100～250 kg/t，排出油量占总生油量的20%～40%。另外，0压差条件下有机碳的排油产率也可达100 kg/t左右，该排出油的排烃机制应主要与烃源岩生烃增压破裂排烃有关；而排出油2产率较高也应与模拟压差排烃时间短有关，导致大部分破裂排出的油无法高效地运聚到储集层区，而只能滞留在烃源岩表面及附近的有关优势通道如微裂缝系统中。

2.1.4 排出油3的变化特征

排出油3的产率也随模拟温压的增高而增大(图5)，同时在相同温压条件下，随压差的增大而增大，尤其在生油高峰阶段。反映在一个生油系统中，烃源岩中夹有储集砂岩的情况下，在盆地持续沉降过程(ΔP=0 MPa)中当烃源岩进入生烃高峰期，烃源岩生烃增压破裂排烃排出油也可较有效的进入砂岩层，其运移机制可能与浓度扩散机制以及烃源岩与相邻砂岩层之间局部的压力差有关。而在盆地整体上升阶段，在主要储层与烃源岩压差作用下，可使烃源岩排出油更有效的运移到相邻的砂岩层中，部分将进一步运移至更远的储集层内成藏，可见源储压差有利于源内岩性圈闭的成藏。

图4 不同压差下排出油2排油产率Fig.4 Oil 2 production rate changing with simulation temperature under different source rock-reservoir pressures

图5 不同压差下排出油3排油产率Fig.5 Oil 3 production rate changing with simulation temperature under different source rock-reservoir pressures

2.2 源储压差对烃源岩生烃的影响

2.2.1 总油产率的变化特征

图6为东濮凹陷胡88井模拟样品在模拟盆地持续沉降与整体上升阶段(不同压差条件)情况下的生油产率特征。可见，在相同的模拟条件下(相同的模拟温度、静岩压力和流体压力条件下)，烃源岩的生油产率几乎一致，源储压差对生油产率的影响较小。

2.2.2 烃气产率的变化特征

不同源—储压差下烃气变化具有阶段性(图7)。在成熟阶段早期250～320 ℃(Ro=0.60%～0.85%)，烃气量差别不大；在成熟阶段晚期和高成熟阶段早期320～375 ℃(Ro=0.85%～1.51%)，烃气量快速增长。基本上源—储压差越大，烃气产率越高。这可能是因为由于每隔一段时间的排烃，烃气及时排出，不会造成生成的大量烃气憋压在生烃系统狭小的空间内，为接下来烃气的生成提供了空间。但ΔP=3 MPa时烃气的产率与总体变化不符，大于ΔP=6 MPa和ΔP=12 MPa时的烃气产率，若按上述从生烃空间角度解释看似矛盾，怎么压差小的反而烃气产率大？这可能是因为ΔP=3 MPa的排烃次数约为88～184次，而ΔP=6 MPa的排烃次数为38～87次、ΔP=12 MPa的排烃次数为32～35次(表2)；ΔP=3 MPa时虽然每次排烃气量少，排烃后提供的烃气储存空间小，但排烃次数多。也就是说，排烃次数可以弥补每次排烃量较小的不足，排烃次数和排烃动力(源—储压差)具有互补性，在源岩能提供大量烃类的情况下，排烃次数越多，排烃动力越大，排烃效率越高，排烃量越大。

图6 不同模拟条件下烃源岩总油产率曲线Fig.6 Total oil production rate of source rock under different simulation conditions

图7 不同源—储压差下烃气产率变化特征Fig.7 Comparison of gas production rate under different source rock-reservoir pressures

表2 不同源—储压差下排烃次数与烃气产率Table 2 Hydrocarbon expulsion times and gas production rates under different source rock-reservoir pressures

3 讨论

3.1 持续沉降生烃增压排烃

生烃增压的形成主要是因为烃源岩中相对密度较大的干酪根转化为密度较小的石油和天然气而使孔隙体积膨胀。在地温场的影响下，当有机质迅速生成进入高成熟阶段，随着砂泥岩系统因“非均衡压实”封闭作用的加强，上覆负荷的持续增加，并伴随生烃增压加剧，势必在砂泥岩之间造成较大的压力差。此压差达到足以突破砂/泥岩界面的相对封堵时产生裂缝，在源—储压差下油气向储集层运移[3]，实验过程中排出油2和排出油3即反映了此种情况。随着系统内烃源岩和砂岩之间压力平衡，流体流动逐渐缓慢到停滞。因此这一时期的特点表现为烃源岩压力急剧增大—产生裂缝—高压流体向附近处于正常压力的砂岩充注—随着砂泥岩压力趋于准平衡—成藏作用由强缓慢变弱，完成一次成藏，为增压排烃成藏过程。

3.2 抬升剥蚀卸载减压排烃

随着盆地由持续沉降转为整体上升，在卸载减压应力场背景的诱发作用下，由于砂泥岩弹塑性的差异，处于高压状态的烃源岩多表现为塑性特点，在没有出现明显的压力差时，泥岩很难发生破裂而引起流体的运移；而处于高压状态的砂岩，不仅保持了盆地沉降末期的压能，同时颗粒之间也积累了较大的弹性能量，随着卸载减压，砂岩内弹性能量的释放过程，对烃源岩形成一股巨大的抽吸力，成为油气运移的主要动力[3,9-11]。 含油气盆地的地层剥蚀是一个普遍现象，大多数含油气盆地都经历了1～3次地层剥蚀[10,12]。抬升剥蚀造成的源—储压差促进了烃类的有效排出。实验显示压差越大，排烃效率越高；且存在源—储压差有效排烃门限值：3～6 MPa，只有达到该门限值，即抬升剥蚀300～600 m的厚度时烃类才能有效大量排出。前人通过地质统计与实例剖析也证实了有效压差门限的存在[12-13]。

3.3 压差排烃与烃源转化

压力对成烃演化的影响可根据有机质成烃动力学原理解释[14-15]。干酪根降解生烃是一个体积增大的过程，随着反应的进行，压力将增大，不利于继续降解，总的烃产量会下降；另一方面，生烃反应造成的超压会阻止排烃，使封闭反应体系中生成物的浓度增大，也不利于成烃反应；气态烃生成将导致比液态烃更为明显的体积膨胀，所以压力增加，气态烃产量下降。此外，烃类被滞留在源岩中不仅使源岩长期保持较高的孔隙流体压力，而且使有机质热演化的产物具有较高的分压，抑制反应的继续进行[15]。而当源储压差达到足够突破相对封堵时，烃源岩中生成的油气向储集层不断运移，烃气及时排出，有利于生烃反应的继续进行。可见，这种幕式间歇式排烃方式更有利于成烃反应的进行，促进了烃源转化。

4 结论

盆地持续沉降阶段，在生烃增压等作用下烃类可以在与烃源岩相距较近的砂岩中聚集，有利于源内岩性圈闭的成藏，但难于远距离运聚成藏。

盆地剥蚀抬升阶段，源—储压差促进了烃类的有效排出，有利于长距离运聚成藏。压差越大，排油效率越高。且存在源—储压差有效排烃门限值：3～6 MPa，只有达到该门限值，即抬升剥蚀300～600 m的厚度时烃类才能有效大量排出。

源—储压差有利于烃类的排出和烃源转化。排烃次数和排烃动力(源—储压差)具有互补性，在源岩能提供大量烃类的情况下，排烃次数越多，排烃动力越大，烃类产率越高。

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