江汉盆地潜江凹陷盐间云质页岩热压生排烃模拟实验研究

潘银华，黎茂稳，孙永革，李志明，李璐赟，廖玉宏

(1.浙江大学 地球科学系，杭州 310027；2.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126； 3.页岩油气富集机理和有效开发国家重点实验室，江苏 无锡 214126；4.中国科学院 广州地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室，广州 510640；5.中国地质大学 资源学院，武汉 430074)

随着常规石油资源的不断消耗，非常规油气资源愈来愈受到重视，并逐渐成为当今油气勘探领域的热点。从地质特征上看，页岩油主要以自生自储、原位或近源成藏为主，赋存于富有机质泥页岩层段及其夹层内，在成熟富有机质泥页岩区大面积连续分布、局部富集。页岩油主要形成于有机质演化的生油窗内(即液态烃生成阶段)。江汉盆地潜江凹陷发育多个含盐韵律层，为盐岩层与盐间层频繁交互沉积，其中盐间地层属于较好的生油层，其生成的油气由于上下盐岩的有效封堵，从而形成自生自储的盐间泥质白云岩油藏[1-4]。根据以往的油气勘探认识，盐间页岩油主要发育在物源供给不充分时期的云质页岩中，具有层多、分布广的特点；其烃源条件具有有机质丰度高、母质类型好、产油率高和生烃潜力大等特点[5-7]。其中，潜江组潜三段页岩含有较高含量的脆性矿物，有利于在外界压力下产生微裂缝，是潜江组盐间页岩最有利的勘探层段[6,8]。但由于盐间页岩储集空间复杂多变，以及页岩油流体在页岩中的流动规律认识不清等诸多问题，目前对盐间页岩油资源的勘探开发程度仍有限。因此，研究盐间页岩油形成演化及赋存机理对于盐间页岩油资源评价和勘探开发显得尤为重要。

人工熟化烃源岩方法常用于研究自然系统中不同条件(如温度、时间、压力、水的存在和源岩矿物组成等)对烃源岩生排烃及其生成油气的组成的影响，还可用于确定沉积盆地的生烃史及生烃强度等[9]。但不同的热模拟条件下(如开放系统或封闭系统，加水或无水，恒温或非恒温等)所观测到的实验结果均有明显的差异。例如，开放体系和封闭体系热模拟条件下生烃量虽然接近，但两者在生烃产物组成上却有很大区别，开放体系下的液态烃产物含有更多的极性组分，而封闭体系下的液态烃产物更接近于油藏原油[10-11]。此外，热模拟实验中水的存在能够为油气的生成提供氢源且能促进排烃过程[12]。

地层孔隙热压生排烃模拟实验是研究烃源岩热演化机理、油气资源评价和油气源对比等的重要手段之一[13-14]。以往的模拟实验技术主要强调温度、压力和时间，而忽视了地层流体压力、生烃空间和高温高压地层水等因素对烃源岩生排烃过程的影响。例如，常规高压釜模拟通常是在比样品孔隙空间大得多的反应空间以及高温高压条件下进行的。而地层孔隙热压生排烃模拟属于可控生排烃体系，可根据实验需要来设定多种实验条件，如实验温度和时间、施加的静岩压力、地层流体压力、排烃方式及排烃压力等[14]。相比以往的模拟实验技术，它可同时考虑烃源岩样品的原始孔隙、生烃空间以及与地质条件相近的地层流体压力和上覆静岩压力等多种因素，来模拟烃源岩的生排烃过程。由于盐间云质页岩层系属于相对封闭的页岩油系统，地层孔隙热压生排烃模拟实验可以更有效地模拟地质条件下盐间云质页岩的生排烃过程。然而，有关盐间云质页岩的地层孔隙热压生排烃模拟实验研究工作目前尚未见有报道。为此，本研究对潜江凹陷潜三段的一个未熟的云质页岩烃源岩样品开展地层孔隙热压生排烃模拟实验，研究了云质页岩在成熟阶段(主要是生油窗)的生排烃行为以及排出烃组成随热成熟度的变化。本研究旨为深入了解潜江凹陷盐间云质页岩层系中页岩油形成演化、评价盐间页岩油资源提供理论支持。

1 样品与实验

1.1 样品

样品采自江汉盆地潜江凹陷潜江组潜三段地层，为其中一个含盐韵律层的盐间层岩心样品，岩性为云质页岩，基本地球化学特征见表1。其中，该烃源岩原始样品的总有机碳含量为2.97%，有机质类型为Ⅱ1型；实测的镜质体反射率(Ro)约为0.4%(可测点少)。结合岩石热解Tmax和产率指数(IP)，显示该样品处于未熟阶段。王芙蓉等[8]对潜江组盐间页岩油的有机质特征研究结果显示，潜三段烃源岩样品的TOC主体分布在1.0%～4.0%，平均为2.53%；有机质以腐泥型和腐殖腐泥型为主，且总体处于低熟—中等成熟阶段。因此，本研究所选取的烃源岩样品在研究区烃源特征上具有代表性。

1.2 热压生排烃模拟实验

模拟实验仪器为中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所研制的地层孔隙热压生排烃模拟实验仪。实验具体流程包括制样装样、加温加压模拟以及产物收集和定量等[13-14]。考虑到烃源岩的非均质性，同时尽可能保持烃源岩样品的有机质赋存方式、孔隙结构与组成特征等，将样品捣碎至20目左右，充分混合均匀，每组模拟温压点取一小份烃源岩样品(约100 g)。在装卸样品台上用约5 MPa的上覆静岩压力(相当于200～300 m埋深)压制成直径为35 mm的小圆柱体岩心(孔隙度约20%左右)。

表1 江汉盆地潜江凹陷云质页岩热压生排烃模拟实验的原始样品的基本地球化学特征

注：Ip=S1/(S1+S2)。

将岩心样品置入反应釜后，进行试漏和注水，按照设定的静岩压力进行压实，并以升温速率1 ℃/min升至设定的温度，达到设定温度后恒温48 h。本研究共设定了10组温压条件下生排烃模拟实验，实验条件如表2所示。生烃产物收集包括生成气、排出油、残留油和固样残渣。当反应釜温度降到150 ℃时，打开排烃阀门收集生排烃系统中的油气水混合物，将分离的气体产物作为生成气；烃源岩排到高压釜内壁与样品室之间的空隙和连接管道内空间的油以及油气水混合物分离后的油一同合并为排出油；模拟实验后赋存在模拟实验残渣中的油，使用氯仿索氏抽提后获得的抽提物为残留油。其中，排出油和残留油之和即生成油，生成油和烃气之和即总烃。

1.3 生烃产物分析

将生成气体使用计量管定量后，使用气相色谱仪分析气体组成和含量。排出油进行沉淀沥青质后，在氧化铝—硅胶层析柱上使用正己烷、二氯甲烷∶正己烷(3∶1，v/v)、二氯甲烷∶甲醇(2∶1，v/v)依次洗脱饱和烃、芳烃和胶质组分。模拟实验后的固体残渣取部分做岩石热解分析，分析仪器为Rock-Eval 6型岩石热解仪[15]；残渣的镜质体反射率使用Easy%Ro法进行计算。

表3展示了不同模拟温度点固体残渣的全岩热解参数。随温度的增加，有机碳含量(TOC)、石油潜力(S2)和氢指数(IH)逐渐降低，而氧指数(IO)和Tmax逐渐增加，代表了烃源岩逐渐生烃的过程。通过Easy%Ro法计算的残渣镜质体反射率范围为0.50%～1.37%，涵盖了整个生油窗阶段。

2 结果与讨论

2.1 不同热压模拟实验生烃产率的变化

不同热压模拟实验条件下的生烃产物，包括残留油、排出油和烃气的含量对原始样品总有机碳含量(2.97%)分别进行归一化后获得的产率如表4所示。图1也展示了生烃产率随EasyRo的变化趋势。随着模拟温度的增加，EasyRo在0.50%～1.37%之间，且在1.0%～1.3%之间达到生油高峰，总生油产率由61.61 mg/g逐渐增加至258.57 mg/g(图1a)。在模拟温度为260～330 ℃(EasyRo=0.50%～0.85%)时，残留油产率逐渐增加至最大值(134.07 mg/g)，而排出油和烃气产率缓慢增加(表4，图1b)，说明干酪根不断发生热降解并以生成沥青为主；在模拟温度大于330 ℃(EasyRo> 0.85%)，残留油产率逐渐下降，而排出油和烃气产率持续增加，尤以排出油产率增加最为显著，说明生油阶段主要与残留油发生热降解有关；在模拟温度在360 ℃左右时，排出油产率达到其最大值(226.18 mg/g)。残留油产率和排出油产率的变化趋势与SPIGOLON等[9]的加水热解模拟实验结果基本一致。在模拟温度为380 ℃时，排出油产率稍有下降，烃气产率由360 ℃时的39.51 mg/g迅速增加至77.72 mg/g。烃气产率的快速增加部分与生成的油发生热裂解有关，同时也有来自干酪根裂解气的贡献，这说明烃源岩有机质演化阶段已由生油阶段逐渐过渡到生湿气阶段。

表2 江汉盆地潜江凹陷盐间云质页岩的热压生排烃模拟实验条件

注:热压生排烃模拟实验条件中，埋深、流体压力和上覆地层压力均根据研究区埋藏演化史而设定。岩石密度取每100 m埋深增约0.006 6 g/cm3；上覆地层压力根据公式P=ρ·g·h计算获得，其中h为埋深，ρ为对应埋深的上覆地层岩石密度，g为重力加速度；地层流体压力取1.5倍的静水压力值。

表3 江汉盆地潜江凹陷云质页岩不同热压生排烃模拟实验固样残渣的全岩热解参数

注:S2转化率(%) = [(S2原始-S2残余)/S2原始] × 100，其中，S2原始取260 ℃时的S2值，即4.87 mg/g。

表4 江汉盆地潜江凹陷云质页岩不同热压模拟实验生烃产物产率及转化率

注:总生烃量= (残留油+排出油+烃气)；总生油量= (残留油+排出油)；总排烃量= (排出油+烃气)；转化率(%)= (各温度点的总排烃量/最大总排烃量)×100，其中，最大总排烃量为298.75 mg/g。

在生沥青阶段，排出油和烃气均缓慢增加(图1b)，这可能是伴随干酪根裂解形成沥青(即残留油)的同时，沥青也裂解形成了小部分具相态分异的原油和烃气并排出烃源岩体系。烃源岩在生烃的同时也不断地排烃，但生成烃首先要满足有机质本身和矿物颗粒表面的吸附后才会开始大量排烃[16]。当残留油达到最大产率时，有机质和矿物颗粒表面的吸附烃不再增加，排烃作用增强，因此排出油产率快速增长。在排出油产率达到最大值时(取360 ℃温度点的产率)，残留油产率为32.39 mg/g，占残留油最大产率(134.07 mg/g)的24.2%，这部分残留油被认为在更高有机质演化阶段仍对形成液态烃(凝析油)和原生气有贡献[9]；而在排出油最大产率点上，烃气产率仅占总排烃量的14.9%，但在380 ℃时烃气产率已占总排烃量的26.0%，说明在生湿气阶段烃气产率的迅速增加除了与干酪根的裂解有关外，还与生成的油发生热裂解有关。此外，排出油最大产率点与生油高峰十分接近，说明烃源岩生排烃过程是边生边排的过程。研究表明有机质生油过程为“干酪根→沥青→原油”分两步的转化过程[17-18]。LEWAN[19]也认为残留油和排出油两者之间存在“前驱体—产物”关系。本研究中热压模拟实验生烃产率的定量结果同样也反映了这样的过程。然而，根据物质平衡计算，排出油最大产率明显要高于残留油最大产率(图1b)，这可能说明了干酪根向沥青转化与沥青向原油转化这两个过程是同时进行的，且这两个过程的转化程度在不同成熟阶段存在差异。此外，由于本研究采用氯仿索氏抽提来获取残留油，具有挥发性的C15-烃类的亏损也有可能是造成排出油最大产率高于残留油最大产率的原因之一。

图1 江汉盆地潜江凹陷云质页岩 不同热压模拟实验生烃产物产率随EasyRo的变化

由热压模拟实验获得的成烃演化趋势与TISSOT和WELTE[20]提出的干酪根热降解生烃演化模式基本吻合。TISSOT模式[20]认为有机质成熟阶段(即热催化生油气阶段)和高成熟阶段(即热裂解生湿气阶段)所对应的Ro分别为0.7%～1.3%和1.3%～2.0%，而生油高峰所对应的Ro在1.0%左右。本研究中云质页岩烃源岩的生油高峰对应EasyRo值在1.0%～1.3%，而进入生湿气阶段对应的EasyRo> 1.3%。蒲秀刚等[2]对潜江凹陷潜江组盐间段的成烃演化特征研究也表明，该地区在Ro≈1.02%时达到生油高峰。因此，本研究的热压生排烃模拟实验在一定程度上能够反映研究区地质条件下烃源岩的生排烃过程。

2.2 EasyRo和转化率的关系

转化率(TR)常用来表示有机质演化生烃过程，用于表示干酪根向油气转化的程度，通过转化率可以计算出生烃量等。计算转化率的方法除了根据反应物的分解过程外，还可根据生成物的形成过程来计算。例如，常用的方法是采用岩石热解参数S2来比较原始生烃潜力和残余生烃潜力之间的关系[20]，即S2转化率(%)= [(S2原始-S2残余)/S2原始] × 100。考虑到原始烃源岩样品和模拟样品在地质条件和模拟实验条件之间或多或少存在差异，本研究以第一个模拟温度点(260 ℃)的S2作为起始点，以便更合理地进行对比分析。表3中列出了不同热压模拟实验的S2转化率。随模拟温度增加，S2转化率由0逐渐增加至94.3%，显示了干酪根逐渐转化为油气(残余油、排出油和烃气)的过程。

SPIGOLON等[9]的研究仅考虑了生烃产物中的总排烃量(即排出油与烃气之和)，用总排烃量来计算转化率[转化率(%)= 各温度点的总排烃量/最大总排烃量 × 100]，以考察排出烃的地球化学性质随成熟度增加至排出烃最大产率时的变化。本研究采用该方法计算了不同热压模拟实验的转化率(表4)，随模拟温度的增加，转化率由3.5%逐渐增加至100%。这一变化趋势和由S2计算的转化率的变化趋势虽然相似，但所描述的对象有差异，由总排烃量计算的转化率侧重于描述烃源岩在生油窗内排出烃的变化情况。本研究也基于该方法对排出油和烃气组成随热成熟度的变化做了讨论。

由图2所示，由总排烃量计算的转化率与EasyRo之间服从较严格的玻尔兹曼分布(拟合系数R2= 0.998)。玻尔兹曼分布函数常用于描述由电场或温度梯度等外场而引起的系统变化。随成熟度增加，不同热压模拟实验条件下的转化率呈“S”型增长趋势，表现为排出烃(排出油和烃气)产率依次经历了缓慢增加—快速增加—缓慢增加3个变化阶段(图2)。值得注意的是，拟合S型曲线的线性拐点所对应的EasyRo=0.85%，转化率为25%。该拐点的EasyRo值恰好对应于残留油最大产率时的EasyRo值，反映了在生沥青阶段残留油产率达最大值以后，排出烃产率开始快速增加，即排烃快速进行。SPIGOLON等[9]的封闭体系加水热模拟实验同样显示，转化率为20%～25%时残留油产率达到最大值。由总排烃量计算的转化率与EasyRo的关系可以有效地描述生油窗内烃源岩的排烃行为，可作为热成熟度的有效标尺。另外，通过该方法可根据盆地埋藏演化史估算的Ro值来推算总排烃量的转化率，这能够为石油资源评价提供非常有益的信息。

图2 江汉盆地潜江凹陷云质页岩 不同热压模拟实验条件下转化率与EasyRo的关系

2.3 排出烃组成随热成熟度的变化

2.3.1 排出油组成的变化

排烃量是评价烃源岩有效生烃条件的重要指标之一，而计算排烃量是油气资源评价的一个重要环节。烃源岩在生油窗阶段生成的但滞留于烃源岩层系的液态烃是页岩油资源的主体部分。因此，本研究着重讨论了热模拟实验中排出烃组成随热成熟度的变化情况。图3展示了不同热压模拟实验排出油族组成的分布情况，可以看出，随热成熟度的增加，非烃(胶质 +沥青质)的相对含量逐渐减少，而C15+饱和烃和芳烃组分则逐渐增加，其中C15+饱和烃组分增加更明显，反映了排出油组成逐渐富烃的过程。胶质和沥青质组分中的大分子—极性化合物在成熟阶段通过去杂原子化和热裂解等反应过程形成相对小分子烃类[17]，同时改善了烃类流体的流动性，因而更利于排烃。这一结果论证了图1中残留油和排出油产率曲线的变化趋势，即残留油(即沥青)中大分子化合物热裂解形成更多的小分子流动相，也促进了烃源岩的排烃。

图4展示了排出油族组成含量随转化率的变化情况。转化率在0～25%之间时，排出油的沥青质组分的相对含量稍有下降，而饱和烃和芳烃组分的相对含量有轻微的增加趋势。但当转化率在25%～100%时，排出油沥青质组分的相对含量迅速下降，由37.04%逐渐下降至8.02%；饱和烃和芳烃组分的相对含量均明显地增加，其中饱和烃组分由18.35%增至39.12%，芳烃组分由11.07%增至23.83%；而胶质组分含量没有明显的变化。这可能说明了本研究中沥青是排出油中烃类化合物逐渐富集的主要物质来源。这与以往的许多研究工作的认识是基本相符的[9,18,21-22]。

图3 江汉盆地潜江凹陷云质页岩 不同热压模拟实验排出油族组成相对含量三角图

图4 江汉盆地潜江凹陷云质页岩 不同热压模拟实验排出油族组成含量随转化率的变化

2.3.2 烃气组成的变化

烃气的分子参数，如C1/C2、C1/(C2+ C3)和C1/(C2+C3+C4+C5)等，常用于评价甲烷和重烃气比例随转化率增加的变化趋势[23-24]。当转化率在0～25%之间时，C1/(C2+C3+C4+C5)、C1/(C2+C3)和C1/C2具有较高的摩尔比(图5)，说明该阶段主要以甲烷气为主。HUNT[25]认为在低成熟阶段(Ro< 0.5%)，干酪根热成因气以干气为主。随着转化率逐渐增至25%，这些参数迅速下降至最低值，并且在转化率大于25%之后没有明显变化。烃气产率在生油阶段尤其是生湿气阶段显著增加(图1，表4)，而C1/(C2+C3+C4+C5)、C1/(C2+C3)和C1/C2摩尔比参数并没有明显变化，这说明烃气产物在转化率大于25%时以重烃气为主。

图5 江汉盆地潜江凹陷云质页岩 不同热压模拟实验烃气的分子参数随转化率的变化

图6也展示了烃气分子参数ln(C1/C2)与ln(C2/C3)的关系。随成熟度的增加，ln(C1/C2)值逐渐减小，反映了干酪根初次裂解气逐渐富集重烃气；而ln(C2/C3)值变化很小，其值在0～0.25之间。大量的研究表明，无论是在封闭体系还是开放体系热解条件下，C2和C3烃气的比值在整个生油窗阶段基本恒定，但在高—过成熟阶段该比值会受到烃类二次裂解的影响[26-28]。因此，根据ln(C1/C2)与ln(C2/C3)的关系图(图6)还可判定，本研究中的烃源岩样品主要处于生油窗阶段。

3 结论

(1)对潜江组盐间云质页岩的热压生排烃模结果表明，热压生排烃模拟实验在一定程度上能够反映地质条件下烃源岩的生排烃过程。随热成熟度增加，云质页岩烃源岩在EasyRo=1.0%～1.3%时达生油高峰；在EasyRo>1.3%以后进入生湿气阶段。残留油产率和排出油产率分别在EasyRo值为0.85%和1.13%左右时达到其最大值，且排出油最大产率高于残留油最大产率，它们之间存在明显的“前驱体—产物”关系，说明有机质生油过程为“干酪根→沥青→原油”两步同时进行的转化过程。

图6 江汉盆地潜江凹陷云质页岩 热模拟样品烃气分子参数ln(C1/C2)和ln(C2/C3)关系

(2)根据总排烃量计算的转化率可作为烃源岩在生油窗内的热成熟度标尺，它与由Easy%Ro方法获得的镜质体反射率服从较严格的玻尔兹曼分布，可用于描述烃源岩在生油窗内的排烃行为，即排出烃产率依次经历了缓慢增加—快速增加—缓慢增加3个变化阶段。

(3)在生油窗内排出烃组成随着转化率的增加而发生明显的变化。在转化率小于25%时，排出油族组成变化较小，烃气以甲烷气为主；但在转化率大于25%以后，排出油沥青质组分的相对含量迅速下降，而饱和烃和芳烃组分均明显增加,胶质组分在整个阶段均无明显变化，烃气以富集重烃气为特征。在主生油阶段,沥青热裂解形成的更多小分子烃类同时也改善了烃类流体的流动性，使得排烃作用得到增强。

致谢：由衷感谢中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所郑伦举、李广友、赵中熙和张彩明等在热模拟实验和分析中给予的帮助。