摘要：为研究济阳坳陷南部东营凹陷不同演化阶段的成烃特征，选取古近系沙河街组四段(Es4)烃源岩，进行开放、封闭两种体系程序升温条件下的生排烃热模拟实验，对比了组分的产率及相互转化关系。模拟样品来自该区南部斜坡带的官107井Es4上段，其有机碳含量位于该套烃源岩频率分布统计的主峰，具有广泛的代表性。实验结果表明：①干酪根直接降解以生成重质油和气态烃为主，轻质油大多来源于重质油的二次裂解；②烃源岩在形成轻质油时即可以大规模排出，现有的动力学条件下难以造成油的裂解生气；③烃源岩形成大分子重质油是生烃开始的标志，而进一步降解形成轻质油则是烃源岩排烃开始的标志。实验结果从成烃机制上解释了东营凹陷凝析油和天然气主要来源。
关键词：开放体系；封闭体系；物理模拟；油气产率；裂解；成烃条件；东营凹陷；古近纪
在济阳坳陷南部的东营凹陷发现了数量可观的深层天然气和凝析油气，油气源对比结果表明它们主要源自古近系沙四段(Es4)烃源岩中干酪根的降解[1～4]，其形成机制有待于进一步研究。生烃模拟实验是进行有关研究的主要手段，不同的实验条件可以获取不同的生烃率。目前所采用的实验方法已多见报道[5～6]。地下烃源岩的演化是一个“随生随排”的半开放的系统，其开放程度是影响生烃演化的一个重要因素。前人已就这一问题进行了探讨，在确定气产率时采用了开放和封闭体系折中的原则[7]。笔者采用与东营凹陷深层成烃有关的Es4烃源岩，通过开放体系和封闭体系的对比模拟实验，探讨生烃过程中各种组分的转化关系，研究烃源岩不同演化阶段成烃特征，以期为有效地进行烃源岩评价提供理论依据。
1 实验样品与方法
模拟样品来自东营凹陷南部斜坡带的官107井Es4上段，其深度为1972.7m；岩性为深灰色钙质页岩；有机碳含量为2.35%；氯仿沥青“A”含量为0.1257%；Ro为0.41%；干酪根类型为腐泥型；S1+S2含量为12.15mg/g。有机碳含量位于该套烃源岩频率分布统计的主峰[8]，具有广泛的代表性。
为保持有机质的原始赋存状态，样品未粉碎直接进行模拟，块状直径一般为1～3cm，一次实验可放置多块。开放体系中每份样品(40～50g不等)由室温自然升温至250℃，再按50℃/h的速率分别升温至300℃，350℃，400℃、450℃、500℃，550℃、600℃共7个终点温度，实验中未施加任何压力。在加热的同时用恒速恒流泵以2mL/min的速率注入蒸馏水，及时带出排出的油和气体产物。达到终点后停止实验，冷却后取出固体样品残渣。封闭体系中样品在高压釜中按其地下所处的方向放置，周围充填石英砂以便承受上覆压力并接受排出油。每份样品(80g)由室温自然升至250℃，同样按50℃/h的速率分别升温，同时对样品施加恒定垂向压力，并且用压力跟踪泵向釜内注入蒸馏水以保持恒定的流体压力，高压釜中的流体可以有限地发生运移，故该类实验相对而言只是准封闭体系。当实验达到终点温度后，降低温度至200℃一次性取出、计量排出的油和气，再进一步冷却取出固体样品残渣。封闭体系的终点温度选择为400℃、450℃、500℃3个实验点，位于主生烃区间，3个实验点分别对应的流体压力为35MPa、40MPa、45MPa，上覆静压力为87.5MPa、100MPa、115.5MPa。
通过模拟实验，可以获取天然气、水样、含油石英砂(封闭体系)及源岩固体残渣。天然气直接进行组分测试。水样用二氯甲烷萃取，高压釜及管线用二氯甲烷清洗，含油石英砂用氯仿抽提，均得到排出重质油。源岩固体残渣用氯仿抽提，抽提后残余再进行热解、有机碳、干酪根处理、Ro及C、H、O元素测试。为使各种条件下的演化互相对应，采用H/C作为成熟度指标与Ro联系起来。例如Baskin引用Van Krevelen图解表明干酪根不同Ro演化区间H/C原子比的变化[9]，利用该图解通过内差计算各温度点的Ro(表1)。
表1结果显示，同一温度条件下对封闭体系计算的Ro值较高，主要与开放体系模拟过程中不断注入水带出热量有关，釜内样品的实际温度低于测量的结果。
2 模拟生烃产率的演化
模拟产物根据分子量和物理性质大致分为3类：①相对大分子的重质油(氯仿沥青“A”+排出重质油)，可以直接获取；②小分子的气体(C1～C5)，也可以直接获取；③常温下易挥发的C6～C14轻质油，实验中不易收集。以检测到的重质油和气体为依据，通过相互补偿的方法可以分析轻质油产率特征。
2.1 重质油
在两种体系的模拟实验中形成了不同数量的重质油，并以不同效率的排出(图1)。开放体系生成的重质油，残留的部分(即氯仿沥青“A”含量)较少，只在Ro=0.6%附近呈略微增高的趋势，其后随演化一直处于下降阶段。在Ro=0.5%之后即开始排油，主生油阶段大部分重质油即已排出，是由于其生成以后缺少压力的抑制作用所致。重质油总量在Ro=1.0%之前增加速度较快，Ro=1.0%时的高演化阶段变化趋于平缓。这种情形与地下差别较大，即地下烃源岩的生排烃不可能处于完全开放的体系中。
封闭体系模拟过程中残留的重质油在Ro=0.8%左右形成一个峰值且产率较高，其后随模拟演化而下降。与开放体系相比，重质油排出量明显较少，压力的抑制显然对排烃有阻滞作用。重质油总量在Ro=1.0%为峰值，残留重质油高峰处(Ro=0.8%)并不是累积生油最多的阶段，该阶段实际上位于残留重质油高峰之后。只是由于后期排烃作用的增强，使得残留重质油的高峰前移。残留烃的上升阶段已开始排烃，但不是排油的主要阶段，主要的排烃期应出现在生油高峰及其之后的阶段。
对比而言，开放体系模拟过程中重质油总量一直呈增长趋势，基本无二次裂解，而封闭体系在高演化阶段发生了二次裂解，生成小分子的产物。具有一定压力抑制的生排烃环境与地下条件是比较吻合的。两种体系的模拟实验中，随着生排烃作用进行，热解潜率
[100×(S1+S2)/Corg]逐渐呈下降趋势。
2.2 烃类气体
烃源岩在降解生油的同时生成烃类气体(图2)。随热演化程度增高，开放体系和封闭体系的烃气产率大致按相近的趋势增长，在达生油高峰之前(Ro＜1.O%)二者差别不大，但其后差别逐渐明显。在相同的成熟阶段封闭体系比开放体系气产率略低，说明压力的存在对气体的生成有一定抑制作用。前人大多认为封闭体系与开放体系相比，由于二次裂解生成的气体较多，这应与实验中实现的条件有关。本次封闭体系的实验中，烃源岩样品位于反应区，其生成的油气从样品排出后由于存在流体压力的调整(恒定压力)及上浮现象会继续运移远离反应区，在高压釜温度相对较低的上下端部储集起来。因此这是一个与地下条件较为接近的生排烃动平衡过程。
2.3 组分生烃率
获取重质油、烃类气体产率后，可进一步获取C6～C14轻质油产率。采用热解生烃产率的差减法如下式
Qlo=Po-Pr-Qo-Qg
式中Qlo为轻质油产率；Po为样品的原始(或总)热解生烃潜率(假定随生烃演化基本保持不变)；Pr为某一温度点模拟(抽提后)残余样品热解生烃潜率；Qo为生成的重质油；Qg为生成的烃类气体。
通过计算，大致可以获取官107井样品模拟过程中轻质油的产率，并与重质油、气态烃对比以分析它们的比例关系(图3)。从理论上讲，如果烃源岩形成的产物能够及时运移出去，则在烃源岩中发生二次裂解的程度较小，如果生成的产物不能及时排出，则可以在烃源岩中较多地发生二次裂解，造成一次裂解与二次裂解的叠加现象。由于两种体系模拟条件下生成的气体量大致相当，则可知二者生成的总油量(重质油+轻质油)也基本相当，封闭体系重质油二次裂解的主要产物为轻质油，其主要的形成阶段在重质油达生烃高峰之后(Ro为1.0%～1.2%)，随演化二次裂解程度增大，轻质油产率增大。又由于烃源岩演化过程中的生排烃动平衡关系，生成大量轻质油后烃源岩即已进入大规模排油期，再次裂解的程度是有限的，即生成气体的比率并不是很高。
3 不同演化阶段的成烃特征
有机质生烃演化具有阶段性，生烃模式的差异很大程度上指有机质不同演化阶段生烃能力的差异，这从根本上取决于烃源岩所处的沉积相条件。东营凹陷古近系主力烃源岩总体来自偏淡水和偏咸水两种沉积环境，而且有机质富集的优质烃源岩为生烃的主要贡献者[5]。淡水环境集中于成熟期干酪根降解生烃，成水环境烃源岩表现出低熟和成熟两个成烃阶段。低熟阶段以大分子可溶有机质及富硫干酪根早期降解为主要特征，成熟阶段同样以干酪根降解生烃为主。成熟阶段可以伴随其产物的二次裂解，该阶段的降解也具有不同的烃转化机制，其区别主要在于大分子可溶有机质(包括重质油)、轻质烃等几类组分之间的相互转化。Ro=1.0%之前以生成大分子的可溶有机质为主，而生成少量的气体及轻质油，当Ro=1.0%之后，干酪根直接降解生成的大分子可溶有机质的能力下降，而以大分子可溶有机质再次裂解生成轻质组分为主。
本次所采用官107井模拟样品的优质烃源岩特征并不明显，更多地表现出干酪根降解成烃的特征，进入生烃期先形成重质油，再进入更高演化阶段后的产物则视情况而定。开放体系模拟中，在Ro=1.0%之后重质油的累积生成量增长缓慢，而气体的生成仍然持续上升；在封闭体系模拟中，生成的重质油不能完全排出，而造成部分裂解，二者的对比结果已表明，烃类气体的生成量并没有明显差异，但封闭体系重质油的产率下降趋势明显，故其进一步降解的产物大多为易挥发的轻质油。如果具备更为充足的热力条件，轻质油可再进一步裂解形成气体，但实际上，轻质组分在模拟高温、高压条件下即可迅速排走，避免再次裂解。因此，地质条件下的烃源岩，在Ro=1.0%之后即以生成轻质油和气体为主，且也进入主要的排烃阶段。根据动力学的计算，油成气所需活化能较高[10～11]。烃源岩形成的油在成气之前即已排出，形成的天然气基本为干酪根直接降解的产物，而油型气的情况较为少见。故东营凹陷深层形成的天然气藏均以干酪根降解气为主。
总之，有机质成烃是系列的演化过程(图4)，大分子非烃类是成油的最直接母源，其成因除传统地认为由干酪根降解形成外，在保存较好的条件下(如咸水环境)可在沉积过程中直接形成，这种情况一般也与低熟油的形成有关，即原生沉积的非烃类有机大分子早期降解可形成低熟油。而干酪根由于所处烃源岩条件的差异可发生不同期的降解，按序列形成各类产物。重质液态烃开始形成时烃源岩真正进入生烃阶段，依次进行其后各级别的降解。该序列是演化的主体过程，但在每一级降解的过程中，都会伴随生成其他级别的产物，不同的生烃阶段所处的降解级别也有差异。
形成油气藏的类型往往与烃源岩的演化有密切的关系。各类油藏由于垂向运移，可以在特定的深度区间上，按其产出的深度范围出现一个相对最低的深度限，该深度也应是烃源岩形成该类油气的下限。根据对整个济阳坳陷的统计，各类油藏出现的底限深度为：重质稠油藏为3000m，个别下延到3500m；常规油层为4000m；挥发性油藏为4500m；高挥发性油至凝析气层为5000m；湿气至干气层接近5500m。该垂向变化特征与总体生烃模式基本是一致的。
4 结论
生烃演化是一个序列的降解过程，实验条件对烃源岩成烃产物的组分特征有明显影响。开放体系产物二次裂解少，相对而言封闭体系的产物则会按照生烃序列出现二次乃至多次裂解。对东营凹陷Es4上烃源岩所进行的开放一封闭两种体系程序升温条件下的生排烃对比模拟结果表明：
1) 干酪根直接降解以生成重质油和烃气为主，而轻质油大多来源于高含非烃沥青质的大分子可溶有机质(包括重质油)的进一步裂解。烃源岩形成大分子重质油是生烃的主要标志。
2) 烃源岩在形成轻质油时即容易排出，如果要形成油裂解气，则需要在较封闭的条件下达到更深的演化程度，但这样的条件在地下很难实现。轻质油的形成是烃源岩排烃的主要标志。
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(本文作者：张守春1，2 张林晔2 王宇蓉2 张蕾2 包友书2 1.中国石油大学(华东)；2.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院)
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