吳遠(yuǎn)東，張中寧，吉利明，孫麗娜，賀 聰

(1.甘肅省油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/中國科學(xué)院油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，甘肅 蘭州 730000；2.中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100069)

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高壓生烴模擬實(shí)驗(yàn)及其成油滯后特征

吳遠(yuǎn)東1，2，張中寧1，吉利明1，孫麗娜1，2，賀 聰1，2

(1.甘肅省油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/中國科學(xué)院油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，甘肅 蘭州 730000；2.中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100069)

為探究壓力對泥質(zhì)烴源巖熱演化和生烴特征的影響，利用高溫高壓模擬儀對遼河盆地東部凹陷桃10井的泥質(zhì)烴源巖進(jìn)行了研究，在半開放體系條件下開展了恒壓和增壓系列生烴熱模擬實(shí)驗(yàn)。發(fā)現(xiàn)2個(gè)系列實(shí)驗(yàn)熱解油產(chǎn)率峰值出現(xiàn)在500～520 ℃，與遼河盆地同層位烴源巖常規(guī)模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果相比滯后至少150 ℃，表明半開放體系生烴模擬實(shí)驗(yàn)中的生油高峰可能滯后于常規(guī)封閉體系模擬結(jié)果，利用常規(guī)封閉體系模擬實(shí)驗(yàn)進(jìn)行烴源巖評(píng)價(jià)可能低估了泥質(zhì)烴源巖的生烴潛力，尤其是在評(píng)價(jià)深層泥質(zhì)烴源巖時(shí)可能存在較大偏差。研究認(rèn)為，在半開放體系中流體壓力的升高和頻繁排烴作用是導(dǎo)致成油滯后現(xiàn)象的原因。該研究為重新認(rèn)識(shí)泥質(zhì)烴源巖自然演化提供了依據(jù)，在泥質(zhì)烴源巖的生烴潛力評(píng)價(jià)方面取得了新的認(rèn)識(shí)，為評(píng)價(jià)盆地或凹陷深層泥質(zhì)烴源巖的生烴潛力提供了理論指導(dǎo)。

半開放體系；高壓生烴模擬；炭質(zhì)泥巖；成油滯后；鏡質(zhì)體反射率；遼河盆地

0 引 言

目前，國內(nèi)外已有許多學(xué)者用不同的實(shí)驗(yàn)儀器，在不同溫度、時(shí)間、壓力范圍條件下，對各類型烴源巖進(jìn)行加壓生烴模擬實(shí)驗(yàn)。楊天宇[1]對原油、干酪根、褐煤進(jìn)行了高壓熱模擬實(shí)驗(yàn)；王傳遠(yuǎn)[2]在密閉體系中，進(jìn)行1～3 GPa褐煤加水模擬實(shí)驗(yàn)；Carr[3]在水壓為0～50 MPa條件下對Kimmeridge黏土組烴源巖進(jìn)行高壓釜模擬實(shí)驗(yàn)；Mi[4]對煤巖進(jìn)行10～100 MPa高壓黃金管實(shí)驗(yàn)，得出壓力升高會(huì)促進(jìn)烴源巖生烴以及高壓遲滯了烴源巖生烴和成熟度演化的結(jié)論。從前人的研究成果中可以發(fā)現(xiàn)，其進(jìn)行的加壓熱模擬實(shí)驗(yàn)僅考慮單一性質(zhì)壓力，未能同時(shí)涉及靜巖壓力和流體壓力，其結(jié)果和認(rèn)識(shí)難以描述有機(jī)質(zhì)自然演化和生烴過程，對有機(jī)質(zhì)生烴機(jī)理的解釋還不夠完整。

利用近年來發(fā)展起來的高壓模擬設(shè)備，對Ⅲ型有機(jī)質(zhì)泥質(zhì)烴源巖進(jìn)行半開放系統(tǒng)高壓生烴模擬研究。借助儀器的液壓系統(tǒng)和高壓水泵可分別模擬烴源巖受到的靜巖壓力和流體壓力，實(shí)驗(yàn)邊界條件與烴源巖自然演化條件較為接近，可以較為真實(shí)地模擬沉積有機(jī)質(zhì)的演化和生烴過程，探討流體壓力在富Ⅲ型有機(jī)質(zhì)的泥質(zhì)烴源巖成烴過程中的作用，對認(rèn)識(shí)泥質(zhì)烴源巖因流體壓裂引起的“幕式排烴”[5]現(xiàn)象具有重要的地質(zhì)意義。

1 樣品與實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)樣品采自遼河盆地桃10井古近系沙河街組沙3段，巖性為炭質(zhì)泥巖，取心段埋深為3 404～3 412 m，地球化學(xué)參數(shù)詳見表1。

表1 實(shí)驗(yàn)樣品地球化學(xué)參數(shù)

生烴模擬實(shí)驗(yàn)裝置為WYMN-3型溫-壓生烴模擬儀，儀器結(jié)構(gòu)原理圖見文獻(xiàn)[6]。該儀器溫度上限為550 ℃，壓力范圍為：靜巖壓力為0～280 MPa，流體壓力為0～150 MPa，最大樣品量為150 g。進(jìn)行了恒壓和增壓系列模擬實(shí)驗(yàn)，每個(gè)系列實(shí)驗(yàn)選取實(shí)驗(yàn)溫度為350、400、450、500、520 ℃，每個(gè)實(shí)驗(yàn)點(diǎn)對應(yīng)的模擬溫度、模擬深度、實(shí)驗(yàn)時(shí)間、靜巖壓力和流體壓力參數(shù)值見表2。

實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，收集殘?jiān)?、熱解油和氣態(tài)產(chǎn)物，利用DANI GC 1000氣相色譜儀測定氣態(tài)產(chǎn)物組分含量，運(yùn)用MSP400顯微熒光光譜儀測定固體殘?jiān)溺R質(zhì)體反射率。

表2 模擬實(shí)驗(yàn)各實(shí)驗(yàn)點(diǎn)溫度和壓力參數(shù)

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

冷阱中收集的熱解油、管道及釜體中洗出的熱解油三者的總和為熱解油的產(chǎn)量，模擬后的殘?jiān)?jīng)抽提得到瀝青產(chǎn)量，采用排水(飽和鹽水)法收集模擬實(shí)驗(yàn)產(chǎn)生的氣體，并測量氣體體積，計(jì)算氣體產(chǎn)量。色譜分析顯示，模擬氣態(tài)烴由CH4、C2H6、C2H4、C2H2、C3H8、i-C4、n-C4、i-C5、n-C5、C6、C7、C8、C9和C10組成，非烴氣體組分主要有CO2、N2、H2、CO等。結(jié)合樣品質(zhì)量和有機(jī)碳含量計(jì)算熱解油、瀝青、氣態(tài)烴的產(chǎn)率，結(jié)果見表3。

2.1 瀝青

由表3可知，恒壓實(shí)驗(yàn)中，瀝青產(chǎn)率變化范圍為0.12～6.17 mg/g。隨實(shí)驗(yàn)溫度升高，瀝青產(chǎn)率持續(xù)下降，溫度為350～450 ℃時(shí)，瀝青產(chǎn)率下降更快，從6.17 mg/g降至0.20 mg/g；增壓實(shí)驗(yàn)中，瀝青產(chǎn)率的變化范圍為12.56～0.13 mg/g，隨實(shí)驗(yàn)溫度和壓力升高，瀝青產(chǎn)率呈持續(xù)下降趨勢，產(chǎn)率的峰值出現(xiàn)在350 ℃。溫度為350～450 ℃時(shí)，瀝青產(chǎn)率下降更為迅速，由12.56 mg/g降至0.36 mg/g。

2.2 熱解油

恒壓實(shí)驗(yàn)中，熱解油產(chǎn)率的變化范圍為2.35～12.07 mg/g(表3)，隨實(shí)驗(yàn)溫度升高，熱解油產(chǎn)率持續(xù)上升，產(chǎn)率的峰值出現(xiàn)在520 ℃。溫度為400～450 ℃時(shí)，熱解油產(chǎn)率上升更為迅速，由4.19 mg/g升至20.63 mg/g；增壓實(shí)驗(yàn)中，熱解油產(chǎn)率的變化范圍為3.07～26.32 mg/g(表3)，隨實(shí)驗(yàn)溫度和壓力升高，熱解油產(chǎn)率呈上升—下降的趨勢，產(chǎn)率的峰值出現(xiàn)在500 ℃，為26.32 mg/g。520 ℃熱解油的產(chǎn)率略微下降，為24.87 mg/g。

2.3 氣態(tài)烴

恒壓實(shí)驗(yàn)中，氣態(tài)烴的產(chǎn)率隨實(shí)驗(yàn)溫度升高持續(xù)上升，其變化范圍為0.28～4.14 mL/g(表3)。溫度為450～500 ℃時(shí)，氣態(tài)烴產(chǎn)率上升迅速，由1.62 mL/g升至3.27 mL/g；增壓實(shí)驗(yàn)中，氣態(tài)烴的產(chǎn)率隨實(shí)驗(yàn)溫度和壓力升高持續(xù)上升，變化范圍為0.02～2.59 mL/g(表3)，產(chǎn)率的峰值出現(xiàn)在520 ℃。溫度為450～500 ℃時(shí)，氣態(tài)烴產(chǎn)率上升更為迅速，由0.65 mL/g升至2.55 mL/g。

3 討 論

2個(gè)系列模擬實(shí)驗(yàn)中，瀝青產(chǎn)率高峰均出現(xiàn)在350 ℃(圖1a)，熱解油產(chǎn)率峰值出現(xiàn)在500～520 ℃(圖1b)，而氣態(tài)烴產(chǎn)率峰值均出現(xiàn)在520 ℃(圖1c)。遼河盆地同層位烴源巖常規(guī)壓力生烴實(shí)驗(yàn)在300～350 ℃時(shí)獲得熱解油產(chǎn)率峰值[8-10]。相比之下，該實(shí)驗(yàn)熱解油產(chǎn)率峰值明顯滯后150 ℃。這是由于實(shí)驗(yàn)儀器為半開放體系，實(shí)驗(yàn)結(jié)果與常規(guī)封閉體系實(shí)驗(yàn)結(jié)果存在差異。表明在泥質(zhì)烴源巖自然演化的“幕式排烴”過程中，烴源巖生油高峰滯后于常規(guī)封閉體系模擬實(shí)驗(yàn)，運(yùn)用常規(guī)封閉體系模擬實(shí)驗(yàn)進(jìn)行烴源巖的評(píng)價(jià)低估了源巖的生烴潛力和生烴高峰，尤其是在評(píng)價(jià)深層烴源巖時(shí)存在嚴(yán)重偏差。

圖1 恒壓和增壓實(shí)驗(yàn)中瀝青、熱解油、氣態(tài)烴產(chǎn)率及Ro變化

盡管熱解油的產(chǎn)率峰值明顯滯后150 ℃，但瀝青和氣態(tài)烴產(chǎn)率的峰值卻與常規(guī)封閉體系模擬實(shí)驗(yàn)的認(rèn)識(shí)一致[11]。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明了該次模擬實(shí)驗(yàn)的正確性與可行性，但同時(shí)出現(xiàn)的熱解油產(chǎn)率峰值滯后現(xiàn)象可能有多方面原因。

(1) 實(shí)驗(yàn)中出現(xiàn)的排烴次數(shù)這一參數(shù)，在其他體系實(shí)驗(yàn)中不存在，也不是源巖生烴演化過程中的物理化學(xué)參數(shù)，大量的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，對于同一樣品和排烴閾值，排烴次數(shù)能間接反映溫度和流體壓力對有機(jī)質(zhì)生烴過程的影響強(qiáng)度。此外，在生烴過程中，達(dá)到實(shí)驗(yàn)設(shè)置的排烴條件，熱解油會(huì)排出到冷阱中“保存”起來，未經(jīng)歷后續(xù)高溫高壓作用而裂解，因此，熱模擬溫度越高，排烴次數(shù)越多，被排出和保存在冷阱中的熱解油越多，頻繁排烴可能是成油滯后的原因之一。

(2) 成烴滯后現(xiàn)象與實(shí)驗(yàn)中的流體壓力有關(guān)。通過對比恒壓和增壓實(shí)驗(yàn)中瀝青、熱解油、氣態(tài)烴產(chǎn)率以及Ro值發(fā)現(xiàn)，增壓實(shí)驗(yàn)中瀝青和熱解油的產(chǎn)率以及Ro值均高于恒壓實(shí)驗(yàn)(圖1a、b、d)。結(jié)合Le Beyond[12]對Ⅲ型有機(jī)質(zhì)演化動(dòng)力學(xué)研究結(jié)果認(rèn)為，流體壓力升高促進(jìn)了干酪根生成瀝青，提升了熱解油的反應(yīng)速率，從而導(dǎo)致增壓實(shí)驗(yàn)中干酪根生成瀝青和熱解油的反應(yīng)速率高于恒壓實(shí)驗(yàn)。此外，增壓實(shí)驗(yàn)中氣態(tài)烴產(chǎn)率明顯低于恒壓實(shí)驗(yàn)(圖1c)，這可能是由于其相態(tài)為氣態(tài)，流體壓力升高可能增大了氣態(tài)烴分子對抗壓力的能量，導(dǎo)致其頻率因子升高[3]，引起速率常數(shù)降低，頻率因子與速率常數(shù)的關(guān)系見文獻(xiàn)[13]。

因此，流體壓力升高不利于氣態(tài)烴的形成，導(dǎo)致熱解油產(chǎn)率峰值滯后。該實(shí)驗(yàn)結(jié)果可為重新認(rèn)識(shí)泥質(zhì)烴源巖自然演化提供實(shí)驗(yàn)依據(jù)，對泥質(zhì)烴源巖的評(píng)價(jià)取得新的認(rèn)識(shí)。流體壓力對半開放體系中泥質(zhì)烴源巖生烴過程的影響也有進(jìn)一步的研究，但該實(shí)驗(yàn)沒考慮源巖的礦物組成、黏土礦物的催化作用以及實(shí)際生烴溫度范圍等客觀存在的地質(zhì)因素[14-22]，導(dǎo)致該實(shí)驗(yàn)仍存在一些不足。

4 結(jié) 論

(1) 實(shí)驗(yàn)熱解油產(chǎn)率峰值與常規(guī)封閉體系熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果相比滯后至少150 ℃，顯示半開放體系實(shí)驗(yàn)與常規(guī)封閉體系熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果有較大差異，指示在半開放體系中泥質(zhì)烴源巖生油高峰可能滯后于常規(guī)封閉體系模擬實(shí)驗(yàn)的認(rèn)識(shí)，運(yùn)用常規(guī)封閉體系模擬實(shí)驗(yàn)進(jìn)行烴源巖評(píng)價(jià)可能低估了泥質(zhì)烴源巖的生烴潛力。

(2) 研究認(rèn)為，半開放體系中頻繁地排烴、高流體壓力是引起泥質(zhì)烴源巖成油滯后現(xiàn)象的2個(gè)主要原因。

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編輯 王 昱

20151102；改回日期：20160309

國家科技重大專項(xiàng)“深層烴源巖凝析油的排出與殘留特征及定量化模擬研究”(2011ZX05008-002-23)

吳遠(yuǎn)東(1989-)，男，2012年畢業(yè)于南華大學(xué)資源勘查專業(yè)，現(xiàn)為中國科學(xué)院大學(xué)石油天然氣地球化學(xué)專業(yè)在讀博士研究生，主要從事石油天然氣地球化學(xué)研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.031

TE122.1

A

1006-6535(2016)03-0129-04