不同模擬實驗條件下烴源巖生油氣能力對比及意義

張彩明，鄭倫舉，許　錦

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫　214126；2.中國石化 油氣成藏重點實驗室， 江蘇 無錫　214126)

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不同模擬實驗條件下烴源巖生油氣能力對比及意義

張彩明1,2，鄭倫舉1,2，許錦1,2

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫214126；2.中國石化 油氣成藏重點實驗室， 江蘇 無錫214126)

通過對比研究地層孔隙熱壓生、排烴模擬實驗與高壓釜生烴模擬實驗中油氣產(chǎn)率及其演化過程與產(chǎn)物地化參數(shù)特征，結(jié)果表明由于模擬實驗設(shè)置的邊界條件不同，同樣熱解溫度條件下地層孔隙模擬實驗已生成的油氣產(chǎn)率是高壓釜模擬實驗的兩倍多，但地層孔隙模擬實驗殘余固態(tài)產(chǎn)物的巖石熱解自由烴、生烴潛力、氫指數(shù)仍然大于高壓釜模擬實驗的。分析認為，高壓釜模擬實驗所設(shè)置的熱解實驗條件加速了干酪根的過度裂解，生成了更多的“焦炭”、二氧化碳和氫氣，偏離了烴源巖的自然演化過程；而在地層孔隙模擬實驗的實驗條件，有效阻止了干酪根的過度裂解，使干酪根向油氣的轉(zhuǎn)化率較高，所得油氣產(chǎn)率較高壓釜大。實驗數(shù)據(jù)表明，地層孔隙模擬的已生成的油氣產(chǎn)率不僅大于原始樣品的氫指數(shù)，且生油后殘余固態(tài)產(chǎn)物仍具有較高的氫指數(shù)。因此，烴源巖的氫指數(shù)和模擬實驗的油氣產(chǎn)率均不能正確評價烴源巖的真正生油氣潛量，提出采用油氣指數(shù)來評價烴源巖的最大生油氣潛量。

地層孔隙模擬；高壓釜模擬；邊界條件；巖石熱解；油氣指數(shù)

烴源巖熱解生烴模擬實驗作為認識不同母質(zhì)類型油氣形成機理、評價烴源巖生烴潛力并獲取油氣資源評價參數(shù)、研究各種因素對油氣形成影響程度的重要手段之一，已經(jīng)在油氣地質(zhì)勘探領(lǐng)域得到了廣泛的應(yīng)用[1]。至今，國內(nèi)外眾多學者根據(jù)不同的研究目的開發(fā)了多種實驗設(shè)備、用不同的實驗條件對不同類型烴源巖/有機質(zhì)進行了熱解生烴模擬實驗[2]，并對實驗結(jié)果進行了討論[3]。20世紀80年代發(fā)展起來的玻璃管[4]或金屬高壓釜[5]、密閉黃金管—高壓釜模擬實驗[6-8]等方法均屬于密閉體系熱解生烴法，是烴源巖中有機質(zhì)在較低的流體壓力、沒有上覆靜巖壓力、含水蒸氣或水蒸氣—液態(tài)水共存以及相對較大的生烴空間條件下進行的熱解反應(yīng)。鄭倫舉等[9]利用自制的地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗儀，設(shè)置與地質(zhì)過程中烴源巖生排油氣更為接近的實驗邊界條件(如靜巖壓力、流體壓力、有機質(zhì)賦存狀態(tài)、生烴空間等)，模擬地質(zhì)體中沉積有機質(zhì)所經(jīng)歷的物理化學演變、油氣生成與初次排烴過程[10]，從而引起了對生排烴機理的再次討論[11-12]。但是，在實際烴源巖評價中最常用的生烴潛力評價方法依然是采用Rock-Eval巖石熱解法。巖石熱解分析的原理是通過對不同溫度階段所產(chǎn)生的揮發(fā)性烴類、CO2和CO等物質(zhì)在線收集、定量檢測和計算，再利用自由烴(S1)、生烴潛力(S2)、氫指數(shù)(IH)等一系列的實驗參數(shù)，用于描述干酪根裂解生烴的過程和相對生烴潛力大小[6]。由于該熱解實驗方法操作簡單，成本低，并能夠快速提供有關(guān)烴源巖的生烴潛量、成熟度及油氣豐度等油氣地化參數(shù)信息[14-16]，因而成為油氣勘探中有關(guān)烴源巖評價的標準分析手段。本文分別采用高壓釜模擬和地層孔隙模擬方法對泥盆系泥灰?guī)r樣品進行了熱解生烴模擬實驗，獲得了不同演化階段的油氣產(chǎn)率，結(jié)合不同溫度點殘余固體巖石的Rock-Eval熱解分析結(jié)果，對比分析了其在生烴潛量等方面的區(qū)別以及實驗邊界條件對評價生油氣能力的影響，在此基礎(chǔ)上提出了一種用于評價烴源巖生烴能力的參數(shù)。

1　樣品及實驗條件

1.1樣品

選擇的實驗樣品采自云南祿勸茂山尖山村剖面，為泥盆系泥灰?guī)r(編號LQ-2)，屬于尚未發(fā)生排烴的未成熟烴源巖樣品，具體地球化學基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表1。為了確保樣品的均一性與代表性，將樣品粉碎到180～350 μm，充分混勻，分成若干份，每份約100 g，每次熱解生烴模擬實驗時取其中一份。地層孔隙熱解生烴模擬實驗(以下簡稱“地層孔隙模擬”或“DK”)需對已粉碎樣品再壓制成直徑為3.5 cm的圓柱體樣品；高壓釜熱解生烴模擬實驗(以下簡稱“高壓釜模擬”或“CG”)則在高壓釜中直接裝入100 g粉碎后的樣品。

1.2儀器及實驗條件

本次研究使用中國石化無錫石油地質(zhì)研究所自行研制的地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗儀和高壓釜熱壓生烴模擬實驗儀。具體的實驗流程、樣品收集及產(chǎn)物的定量方法見參考文獻[13]，2種熱解生烴模擬實驗方法所設(shè)置的邊界條件見表2。巖石熱解分析采用法國石油研究院Rock-Eval 6型熱解儀。

2　實驗結(jié)果與分析

2.1兩種模擬方式下油氣產(chǎn)率對比

從表3，圖1可知，高壓釜模擬在350 ℃能獲得最大生油量(即總油產(chǎn)率)約為173.53mg/g，在450 ℃基本達到生氣高峰，最大生氣量約為249.95 mg/g，最大油氣產(chǎn)率約為257 mg/g。而地層孔隙模擬實驗條件下在350 ℃達到最大生油量，約為392.56 mg/g，約相當于高壓釜模擬下的2.26倍；隨后生油量下降，生氣量不斷增大，最大生氣量約為408.56 mg/g，約相當于高壓釜模擬下的1.63倍；油氣產(chǎn)率(Oil and Gas Yield ,OGY)的最大值約為489 mg/g，約相當于高壓釜模擬的1.9倍。殘留油和排出油的產(chǎn)率也出現(xiàn)相似的特征。同時，地層孔隙模擬的CO2和H2產(chǎn)率卻遠低于高壓釜模擬的產(chǎn)率。

表1　實驗樣品的基本地球化學參數(shù)

表2　高壓釜模擬和地層孔隙模擬實驗的邊界條件

表3　高壓釜模擬和地層孔隙模擬實驗油氣產(chǎn)率對比

圖1　不同熱解生烴模擬條件下LQ-2泥灰?guī)r油氣產(chǎn)率對比

2.22種模擬方式下固態(tài)產(chǎn)物巖石熱解特征對比

高壓釜模擬和地層孔隙模擬實驗后殘余固態(tài)產(chǎn)物的巖石熱解特征見表4。

2.2.1殘余有機碳變化特征

殘余有機碳是沉積有機質(zhì)在沉積成巖過程中，經(jīng)歷了各種化學作用后，保存下來的殘余有機質(zhì)中的碳含量，只有未熟—低熟或者未能有效排油烴源巖的有機碳含量可以近似地反映原始生油氣母質(zhì)的豐度[17]。沉積巖中的有機質(zhì)總量與有機碳數(shù)量之間存在一定的比例關(guān)系。由圖2，表4所示，隨著模擬溫度升高，高壓釜模擬和地層孔隙模擬后殘生烴潛力與原始有機碳的比值表示，即矯正氫指數(shù)值為S2/3.33%。油氣指數(shù)(OGI)=油氣產(chǎn)率(OGY)+矯正氫指數(shù)。

圖2　2種模擬方式下殘余固態(tài)產(chǎn)物有機碳對比

模擬方式模擬溫度自由烴S1/(mg·g-1)生烴潛力S2/(mg·g-1)殘余有機碳w(TOC)/%氫指數(shù)/(mg·g-1)矯正氫指數(shù)/(mg·g-1)油氣產(chǎn)率/(mg·g-1)油氣指數(shù)/(mg·g-1)原始樣品高壓釜模擬地層孔隙模擬1.1113.903.334034034032500.2113.353.140740171.214723000.5210.522.95347316136.854533500.562.422.479173202.172754000.390.712.372821225.262474500.240.172.5265249.992555000.170.062.5422257.582595500.090.022.4411257.182582500.9615.323.18455460113.105733001.4913.973.13415420359.237793501.442.692.310681450.105314000.510.871.983926472.994994500.420.432.171813487.835015000.220.182.0285488.65494

注：矯正氫指數(shù)：樣品的生油氣能力一部分是氣、排出油和殘留油可以收集，另外一部分就是剩余的生油氣潛力，因此此處用

余固體產(chǎn)物的TOC均是先降低至某個值后，再略有增加(圖2)。TOC快速下降的階段對應(yīng)著生油量特別是排出油量快速增加的階段(250～350 ℃)(圖1)。在這一階段，高壓釜模擬實驗的殘余TOC與未成熟原始烴源巖樣品的3.33%相比下降了0.86%，而地層孔隙模擬的殘余TOC則下降了1.03%。與之相對應(yīng)的是地層孔隙模擬排油量是高壓釜模擬的2.5倍。實驗表明，在有機質(zhì)演化過程中，有機碳的降低主要是源于有機質(zhì)的生烴和排烴，地層孔隙模擬TOC下降更大也暗示了該條件下有更多的有機質(zhì)轉(zhuǎn)化成了油氣。TOC略有增加階段對應(yīng)大量生氣階段(400～500 ℃)，這一階段，生油量急劇減少，而生氣量則迅速增大，2種條件下TOC分別增大了0.15%和0.19%。高溫下除了干酪根生烴，還可能發(fā)生了殘留油向烴氣的轉(zhuǎn)化(表3)，同時也生成了焦炭化不溶瀝青[12,18-19]。也有人指出與高溫下無機物較有機質(zhì)的損耗量大有關(guān)[20-21]。

2.2.2自由烴變化特征

S1是指巖石熱解在300 ℃下氫火焰離子化檢測器檢測到的單位質(zhì)量生油巖中的可揮發(fā)性自由液態(tài)烴量。本次實驗原始烴源巖樣品S1為1.11 mg/g，高壓釜模擬和地層孔隙模擬后殘余固體產(chǎn)物的S1隨模擬溫度的變化曲線如圖3。(1)地層孔隙模擬和高壓釜模擬各溫度點S1總體上均呈現(xiàn)先升再降的變化趨勢，S1最大值對應(yīng)著主要生油期，特別是殘留油生成高峰(圖1)。(2)地層孔隙模擬中在主生油期內(nèi)其S1均大于原始樣品的S1。結(jié)合2種模擬實驗的生油產(chǎn)率(表3，圖1)，可見地層孔隙模擬實驗在生油氣早期，盡管生成了較多的油氣，但多殘留在烴源巖中，其排油效率低于高壓釜模擬。

圖3　2種模擬方式下固態(tài)產(chǎn)物自由烴

2.2.3生烴潛力和氫指數(shù)變化特征

S2是在300～600 ℃下單位質(zhì)量烴源巖中熱解生成的烴含量， 氫指數(shù)為單位質(zhì)量有機碳熱解生烴量(IH=S2/w(TOC)× 100)，二者均可用來表示干酪根中潛在的可以轉(zhuǎn)化為油氣的量，是評價烴源巖生烴潛力的重要參數(shù)。原始樣品S2(13.9 mg/g)和氫指數(shù)(403 mg/g)反映了該未成熟烴源巖模擬實驗前的原始生烴潛力。圖4是經(jīng)過不同溫度的高壓釜模擬和地層孔隙模擬后殘余固體樣品的S2和氫指數(shù)變化曲線，反映了經(jīng)過人工演化生排油氣之后烴源巖的剩余生烴潛力，二者均隨模擬溫度的升高而降低。S2和氫指數(shù)在生油高峰之后隨著油氣的排出急劇降低，這與恢復(fù)后的自然演化剖面生烴潛力指數(shù)軌跡相似[17,22]。

圖4　2種模擬方式下殘余固體產(chǎn)物S2和氫指數(shù)的對比

2.3最大生油氣能力評價：油氣指數(shù)(OGI)

在地層孔隙模擬條件下，250～300 ℃時，油氣產(chǎn)率增大，但殘余固態(tài)產(chǎn)物氫指數(shù)均已經(jīng)超過了原始樣品的氫指數(shù)；350 ℃后的油氣產(chǎn)率(450.10～488.65 mg/g)就超過了原始樣品的氫指數(shù)(403 mg/g)。以上數(shù)據(jù)說明樣品的實際生油氣能力遠遠超過表征原始樣品生烴潛力的氫指數(shù) (圖4，表4)，董全輝[23]曾報道過在200～350 ℃溫度范圍是有機質(zhì)與高壓水易于反應(yīng)的區(qū)間，在這一區(qū)間出現(xiàn)模擬實驗生烴潛力增大的現(xiàn)象[22]。顯然，熱解參數(shù)氫指數(shù)或S2遠遠低估了烴源巖真正的生油氣能力[12]。

油氣產(chǎn)率表示烴源巖在模擬實驗條件下單位有機碳已生成的油氣量，與巖石熱解氫指數(shù)的單位相同，均是指巖石中每克有機碳熱解生成的油氣量。采用模擬實驗中每個溫度點的油氣產(chǎn)率與該溫度點殘余固態(tài)產(chǎn)物的矯正氫指數(shù)來表示烴源巖可能的最大生油氣潛量，并命名為油氣指數(shù)(Oil and Gas Index，OGI)。樣品LQ-2的OGI，最小值(497 mg/g)為原始樣品氫指數(shù)的1.23倍，而其最大值(774 mg/g)則將近原始樣品氫指數(shù)的1.92倍。因此，OGI的最大值體現(xiàn)的才是LQ-2烴源巖的最大生油氣能力。每個溫度點的OGI也不盡相同，這與模擬實驗設(shè)置的溫度等條件相關(guān)，下文將進行討論。

3　討論

從地層孔隙模擬和高壓釜模擬的實驗條件設(shè)置來看，兩者的主要區(qū)別在于前者施加了靜巖壓力，且水是以高壓液態(tài)水的形式與有機質(zhì)體接觸，后者水以高溫水蒸氣存在。前人[1, 12,22-29]等曾報道過水對干酪根生烴的重要影響，可以促進生烴和排烴、利于平行節(jié)理的方向出現(xiàn)張性斷裂等[30]。另外，水的酸堿性、鹽度等影響有機質(zhì)裂解、水解反應(yīng)[25]。雖然其作用機理還存在較大爭議，但不可忽視的是，高溫高壓下水存在許多獨特性質(zhì)，包括良好的傳質(zhì)性與流動性，離子積常數(shù)的增大帶來的對有機反應(yīng)的酸堿催化性、溶解度增大等[31-34]。因此，高壓液態(tài)水和高溫水蒸氣在模擬油氣生成過程中反應(yīng)機理和作用可能不同[12-13]。

在地層孔隙模擬和高壓釜模擬2種實驗條件下，殘余固態(tài)產(chǎn)物的熱解參數(shù)S1、S2、氫指數(shù)及模擬實驗的油氣產(chǎn)率隨模擬溫度升高所表現(xiàn)出來的演化規(guī)律差異，暗示了2種模擬實驗條件下油氣的生成過程存在較大的差別。地層孔隙模擬條件下，有機碳下降較大，生成的CO2和H2氣體較少，干酪根中碳氫元素較多地轉(zhuǎn)化成油氣或能形成油氣的中間產(chǎn)物(有效碳)，因此模擬后的殘余固態(tài)產(chǎn)物也具有較高的氫指數(shù)。推測是高壓液態(tài)水“保護”了干酪根，使其在接近地質(zhì)條件下進行反應(yīng)，避免了高溫過度裂解。高壓釜模擬的“大空間水—水蒸氣熱解”方式，一方面加快了干酪根的熱解生油氣反應(yīng)速率，另一方面高溫卻使干酪根過早與過度地“焦化”了[13]，生成了較多的CO2和H2氣體，因而導(dǎo)致其干酪根向油氣的轉(zhuǎn)化效率較低，無效碳的比例較高。地層孔隙模擬實驗在任何溫度點的OGI均高于高壓釜模擬的，正是由于地層孔隙模擬設(shè)置了與地下相似的邊界條件，從而發(fā)生了與地下干酪根熱演化相似的物理化學反應(yīng)。從表面上看，是地層孔隙模擬提高了干酪根的生油氣效率，本質(zhì)上是其他模擬實驗條件與地下實際條件差異較大，因而低估了烴源巖自身的生油氣能力。

另外，2種模擬方式下的高溫階段，樣品的OGI均明顯下降(圖5)。推測可能是過高的溫度加速了C-C鍵斷裂，生成了更多的“焦炭”、CO2和H2(表3)，破壞了干酪根的生油/氣能力[15-16,18]。因此，在模擬實驗中使用過高的溫度以補償漫長的地質(zhì)時間可能會導(dǎo)致生油氣過程嚴重偏離烴源巖的自然演化過程。

圖5　2種模擬方式下原始烴源巖樣品油氣指數(shù)對比

4　結(jié)論

烴源巖地層孔隙模擬和高壓釜模擬實驗的油氣產(chǎn)率及固態(tài)產(chǎn)物的巖石熱解分析結(jié)果表明，模擬實驗邊界條件影響油氣生成過程及油氣產(chǎn)率。

(1)烴源巖在地層孔隙模擬實驗條件下的生油/氣產(chǎn)率是高壓釜模擬的2倍以上，其殘余固體產(chǎn)物的熱解參數(shù)S1、S2、氫指數(shù)及OGI也遠大于高壓釜模擬固態(tài)樣品，這與地層孔隙模擬所設(shè)置的實驗條件更接近地下自然演化條件密切相關(guān)。

(2)單純用Rock-Eval熱解參數(shù)的生烴潛力或模擬實驗所得的油氣產(chǎn)率評價烴源巖的生油氣能力，可能導(dǎo)致其結(jié)果嚴重偏低。推薦采用油氣指數(shù)的最大值用于評價烴源巖的生油氣潛力，可以更好地反映烴源巖在自然演化過程中的生油氣潛量。

模擬實驗是通過人工條件對低熟烴源巖進行加熱來推測地質(zhì)過程中的油氣生成過程與結(jié)果，由于與地質(zhì)條件并不一致，對模擬實驗結(jié)果的解釋和使用還是仁者見仁，智者見智。因此，如何設(shè)置更接近地質(zhì)的實驗條件及如何使用這些參數(shù)評價烴源巖是我們亟需解決的問題。

致謝：特別感謝審稿老師提出的寶貴意見。

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(編輯黃娟)

Hydrocarbon generation potential under different experimental conditions and its petroleum geology significance

Zhang Caiming1,2, Zheng Lunju1,2, Xu Jin1,2

(1.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China; 2.SINOPECKeyLaboratoryofPetroleumAccumulationMechanisms,Wuxi,Jiangsu214126,China)

Hydrocarbon generation rate and process and the geochemical characteristics of experimental products were compared between formation porosity thermocompression simulation and conventional autoclave simulation of hydrocarbon generation and expulsion. Different experimental conditions of the two methods resulted in various discrepancies of pyrolysis analysis data. At the same temperature, the oil and gas production rate of formation porosity thermocompression simulation is twice of that of the conventional autoclave simulation. Free hydrocarbon (S1), hydrocarbon generation potential (S2) and hydrogen index (IH) of solid products of the thermocompression experiment are higher than those of the autoclave experiment. In a conventional autoclave experiment, high temperature not only accelerates C-C bond cleavage to form hydrocarbon, but also generates bitumen, CO2and H2, which deviates from the natural evolution of source rocks. The experimental conditions (higher fluid pressure, smaller hydrocarbon generation room filled with liquid water) in the formation porosity experiment are more similar to the conditions of real geological evolution. Experimental data show that gas and oil yield is much larger than hydrocarbon potential in the thermocompression experiment, and the solid products after the experiment still have a high hydrogen index. As a result, hydrogen index and hydrocarbon yield in laboratory experiments fail to estimate the real hydrocarbon potential of source rocks. Accordingly, an Oil and Gas Index (OGI) is proposed to estimate the maximum hydrocarbon potential of source rocks.

formation porosity thermocompression experiment; conventional autoclave experiment; boundary condition; Rock-Eval pyrolysis; Oil and Gas Index

1001-6112(2016)05-0665-07doi：10.11781/sysydz201605665

2015-03-09；

2016-07-02。

張彩明(1979—)，男，高級工程師，從事油氣地球化學研究。E-mail:zhangcm.syky@sinopec.com。

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃(973計劃)項目(2014CB239102)和中國石化青年科技創(chuàng)新基金(P14132)資助。

TE122.1

A