張洪安，張 爽，張云獻，姚素平

(1.中國石化 中原油田分公司， 河南 濮陽 457001； 2.南京大學 地球科學與工程學院 南京 210046)

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渤海灣盆地東濮凹陷古生界煤成烴特征模擬實驗研究

張洪安1，張 爽2，張云獻1，姚素平2

(1.中國石化 中原油田分公司， 河南 濮陽 457001； 2.南京大學 地球科學與工程學院 南京 210046)

通過渤海灣盆地東濮凹陷石炭—二疊系煤系地層實際地質(zhì)條件下煤的半開放體系加水熱模擬實驗研究，刻畫了該區(qū)煤巖不同溫壓介質(zhì)條件下生排烴特征及潛力。研究表明：(1)東濮凹陷石炭—二疊系煤具有極高的生烴潛力，最高產(chǎn)烴量達254 mg/g，其中氣態(tài)烴總產(chǎn)率220 mL/g，液態(tài)烴最高產(chǎn)率為145.8 mg/g；(2)煤成油的演化呈峰形尖銳的單峰特征，生油高峰在325 ℃(Ro=1.08%)，生成的液態(tài)烴類近40%排出煤體；(3)煤成氣的演化呈多階段性逐漸增大的特征，其中325～450 ℃和500～550 ℃2個區(qū)間氣態(tài)烴類快速增加，前者主要緣于液態(tài)烴的大量裂解，后者是煤芳香結(jié)構(gòu)進一步稠合生烴演化產(chǎn)生；(4)東濮凹陷石炭—二疊系煤既生油又生氣，其煤成油潛力與吐哈盆地侏羅系煤相當，煤成氣潛力與鄂爾多斯石炭—二疊系煤相當。

熱模擬；生排烴模式；生烴潛力；煤巖；古生界；東濮凹陷；渤海灣盆地

東濮凹陷位于渤海灣盆地西南端，是在中、古生界基底上發(fā)育起來的新生代斷陷湖盆，蘊藏著豐富的石油天然氣資源。自1970年代發(fā)現(xiàn)文留煤成氣田以來，近年來在西斜坡胡古2、西南洼方3井也發(fā)現(xiàn)了煤成氣，使得東濮凹陷沉寂多年的煤成氣又重新成為勘探的熱點[1-6]。東濮凹陷石炭—二疊系煤系源巖歷經(jīng)海西—印支期、燕山期、喜馬拉雅期等多期復(fù)雜的構(gòu)造運動，導(dǎo)致了烴源巖生烴演化的不連續(xù)性和分階段性[7-8]，區(qū)內(nèi)煤系烴源巖成熟度分布差異大，進而造成煤系源巖的生排烴特征及潛力差異也大，這對于煤系成藏研究是至關(guān)重要的。

應(yīng)用生烴熱模擬實驗技術(shù)，再現(xiàn)烴源巖生排烴過程及成烴潛力是目前廣泛應(yīng)用的重要技術(shù)手段。大多數(shù)熱模擬實驗考慮了溫度和水的影響，但同時壓力也是影響有機質(zhì)熱演化的重要條件[9-13]。本文通過選取渤海灣盆地石炭—二疊系低成熟的煤樣品,根據(jù)東濮凹陷埋藏和熱演化史等實際地質(zhì)條件,開展不同溫度、壓力和介質(zhì)條件下煤生、排烴熱模擬實驗,探討東濮凹陷煤系源巖油氣生成演化規(guī)律,為評價東濮凹陷石炭—二疊系煤成烴潛力提供依據(jù)。

1 樣品和實驗

1.1 樣品

由于東濮凹陷內(nèi)石炭—二疊系煤層成熟度普遍較高，實驗采用了具有相同沉積背景的魯西南地區(qū)兗州煤田山西組煤樣。該煤樣鏡質(zhì)體反射率為0.60%，符合熱模擬實驗要求。

對煤樣進行鏡下顯微組分鑒定，統(tǒng)計分析結(jié)果(表1)表明，東濮凹陷與魯西南山西組煤樣顯微組成均以鏡質(zhì)組為主，二者的惰質(zhì)組與殼質(zhì)組含量也較為接近；東濮地區(qū)山西組煤樣基質(zhì)鏡質(zhì)體含量(平均42.83%)與魯西南煤樣接近(45%)；殼質(zhì)組以小孢子體、角質(zhì)體和樹脂體為主，含量在10%～15%，兩種煤樣的顯微組成特征基本接近一致。地化分析表明，模擬煤樣有機碳含量(TOC)為82.09%，氫指數(shù)IH為226 mg/g，生烴潛量(S1+S2)為189.11 mg/g；東濮凹陷毛4井位于東部斷裂帶上，其山西組煤(S1+S2)為175.31 mg/g，二者生烴潛量也相當。

1.2 實驗方法

采用烴源巖有限空間溫壓共控生排烴模擬實驗方法，實驗裝置主要由高溫高壓生烴系統(tǒng)、排烴系統(tǒng)、產(chǎn)物分離收集系統(tǒng)3個部分組成。本實驗裝置采用塊狀樣品，靜巖壓力與流體壓力聯(lián)用，且分別可控，能夠較好地模擬地質(zhì)流體充注下的地層孔隙空間。排烴過程采用幕式排烴方案，排烴壓差設(shè)置為6 MPa，能夠較科學地還原地質(zhì)條件下烴源巖邊生、邊排、邊儲的動態(tài)過程。

具體熱模擬實驗過程如下：將樣品破碎成1～2 cm粒徑顆粒，混合均勻；在烘箱中50 ℃恒溫24 h烘干，稱取80～100 g樣品加入樣品艙中；以20 ℃/h的升溫速率將高壓釜升溫至預(yù)設(shè)溫度點，同時通過液壓泵和高壓水分別使靜巖壓力與流體壓力加壓至相應(yīng)預(yù)設(shè)壓力。實驗方案見表2，共設(shè)9個溫度點，每個溫度點恒溫48 h。

當熱模擬生烴過程結(jié)束后，立即利用真空泵和溶劑抽提等方法對排烴容器及排烴容器一側(cè)管道內(nèi)的排出烴進行收取，并通過氣液分離裝置分離出氣態(tài)和液態(tài)產(chǎn)物。其中氣相產(chǎn)物記為氣1，代表煤生排烴過程中運移至儲層的氣態(tài)排出烴；液相產(chǎn)物蒸餾、過濾、干燥處理后記為排油1，代表生排烴過程中運移排出的排出油。待高壓釜冷卻至一定溫度后，利用真空泵收集高壓釜及高壓釜一側(cè)管道內(nèi)的生成烴并進行氣液分離，其中氣相產(chǎn)物記為氣2，代表煤生排烴過程中賦存在烴源巖中的氣體部分；液相產(chǎn)物蒸餾、過濾、干燥處理后記為排油2，代表煤生排烴過程中的近源排出油。最后，取出樣品艙內(nèi)的固相產(chǎn)物，稱重后利用氯仿瀝青“A”進行抽提，將抽提產(chǎn)物記為殘留油。

表1 煤巖顯微組分含量

表2 地層熱壓模擬實驗方案

2 實驗結(jié)果

2.1 煤熱模擬過程中固體損失量變化特征

圖1是熱模擬過程中氯仿抽提后的固體殘留物相對于初始裝樣量的重量損失比率和生成物(氣相、排出油、殘留油)的轉(zhuǎn)化率隨溫度的變化曲線。熱模擬樣品的損失量明顯地具有多階段性變化的特點：300 ℃之前，固相損失量緩慢增加，250 ℃時固體開始損失，其損失量約3%，300 ℃時損失量增加到7.74%；300～350 ℃是煤熱模擬損失量增速最快的區(qū)間，也是液態(tài)烴類主要生成的溫度區(qū)間，即生油高峰階段，該階段從300 ℃時固體損失率的7.74%迅速增加到17.87%，相當于溫度每增高10 ℃，煤樣的損失量就增加了4.1%；350～500 ℃區(qū)間重量損失增速變緩，增速僅為每10 ℃損失0.43%；500～550 ℃區(qū)間重量損失速度再次加快，從26.9%增加到32.2%，增速達每10 ℃損失1%以上；550～600 ℃區(qū)間平穩(wěn)變化，重量損失變化不大；到600 ℃時，熱模擬固體樣品的重量損失達33.6%，即相當于33.6%的固體殘樣轉(zhuǎn)化為油氣產(chǎn)物了。

圖1中的煤樣生烴轉(zhuǎn)化率是熱模擬過程中收集的氣體、油和氯仿瀝青“A”的總質(zhì)量和樣品重量的比值。從圖1中可以看出，煤樣生烴轉(zhuǎn)化率的演化曲線和煤樣損失率曲線基本一致。在350 ℃之前，固體損失率和煤生烴轉(zhuǎn)化率差值為1%～4%；在350 ℃之后，兩者差值迅速擴大至10%左右，并大致保持這一差值至模擬溫度的終點600 ℃。

圖1 煤熱模擬過程中固體損失量和生烴轉(zhuǎn)化率的變化Fig.1 Mass loss of solid phase and hydrocarbon generation rate during thermal simulation of coal

煤熱模擬固體的重量損失是由于煤熱模擬過程中不斷有產(chǎn)物生成而散失的。從生成的產(chǎn)物及固體結(jié)構(gòu)變化特點來看，生油高峰前煤樣固體損失主要是煤熱解生烴的結(jié)果，煤熱解產(chǎn)物和固體損失率的差值可能是由于煤中吸附水的揮發(fā)造成的，這部分水相當于煤的工業(yè)水分。350～500 ℃區(qū)間煤樣固體損失率增速變緩，可能是由于生油高峰后氯仿瀝青“A”大量裂解造成的，氯仿瀝青“A”在325 ℃生油高峰時其含量高達0.09%，而到350 ℃時氯仿瀝青“A”含量只有不足0.05%。氯仿瀝青“A”的快速降低可能有兩部分轉(zhuǎn)化：一部分裂解成輕烴和氣，造成氣體或輕烴產(chǎn)率大量增加，另一部分瀝青質(zhì)稠合到固體格架中，彌補了煤樣生烴作用造成的固體損失量，使得煤樣的固體損失速率變緩。350 ℃之后的固體損失量主要是由于煤裂解生氣作用造成的，其中350～500 ℃區(qū)間的重量損失是煤中鏡質(zhì)組生氣和先期生成的液態(tài)烴類裂解的綜合結(jié)果，而500～550 ℃區(qū)間重量損失則可能是煤中芳環(huán)進一步縮聚產(chǎn)生的CH4氣體造成的。350 ℃之后固體損失率與煤轉(zhuǎn)化生烴率之間的差異(約10%)則主要是由煤中化合物水損失形成的，這部分水包括煤中的灰分(礦物)的結(jié)晶水，如黏土礦物轉(zhuǎn)化造成的水分散失。

2.2 熱模擬產(chǎn)物演化特征

2.2.1 氣、液態(tài)烴的產(chǎn)率

煤巖熱模擬實驗產(chǎn)率特征見表3和圖2。從實驗結(jié)果中可以看出，煤具有極強的生烴潛力，其中隨溫度的升高液態(tài)烴的產(chǎn)出總體上呈現(xiàn)低—高—低的變化特征，氣體和總烴的產(chǎn)出表現(xiàn)為逐漸升高的特征。液態(tài)烴在325℃時達到極大值，為145.79 mg/g，鏡質(zhì)體反射率為1.08%，氣體最終產(chǎn)率達200 mg/g左右，總烴生成量在600 ℃可達260 mg/g。

表3 煤熱模擬實驗產(chǎn)物

圖2 煤熱模擬產(chǎn)物的變化特征Fig.2 Evolution characteristics of thermal simulation products

從圖2中可以看出：煤的液態(tài)烴生成演化總體上呈現(xiàn)單峰的特征，在250 ℃時(Ro=0.67%)已經(jīng)開始有較多的液態(tài)烴類生成；300 ℃(Ro=0.87%)以后開始大量生油；325 ℃(Ro=1.08%)左右達到生油高峰，此后，生油量快速減少；400～600 ℃區(qū)間生油量基本平穩(wěn)，保持在50～65 mg/g之間，400 ℃以后的液態(tài)烴類是在升溫過程中排出的烴類物質(zhì)。

氣體的生成演化總體上呈現(xiàn)不斷增大的趨勢。生油高峰(325 ℃)之前，氣體的產(chǎn)率很低，生油高峰之后，氣體的產(chǎn)率快速增加，從生油高峰期伴生氣體量不足20 mg/g(實驗測量的是氣體的體積，質(zhì)量實驗數(shù)據(jù)是按生成的氣體分子的平均分子量換算的),到450 ℃時生成的氣體量達到140 mg/g以上，增加了7倍以上。這段時期的氣體增加既有干酪根裂解生成的氣體，也有前期液態(tài)烴類裂解生成的氣體。450～500 ℃區(qū)間氣體產(chǎn)率緩慢增加，500 ℃以后再次快速增大，可能是芳烴進一步稠合形成的。

煤總烴生成量的變化特征是液態(tài)烴和氣體產(chǎn)率的綜合特征，生油高峰之前(325 ℃)總烴生成量與液態(tài)烴的演化特征相似，生油高峰之后，總烴的變化與氣體演化特征趨于一致。這與生油高峰之前主要以生油為主、生油高峰之后主要以生氣為主的演化特征是一致的。

2.2.2 氣體組分演化特征

從圖3中可以看出，325 ℃以前，總氣量小，無明顯排出的氣體，350 ℃氣體開始排出，450 ℃以前，以吸附氣和高壓釜中的游離氣為主，450 ℃時壓差排出氣體僅占不到總氣體的5%，450 ℃以后，氣體開始大量排出，但仍以吸附氣和高壓釜中的游離氣為主，但排出氣與煤中的吸附氣及游離氣的比例逐漸提高；450 ℃時排出氣僅為6.46 mL/g，吸附氣和高壓釜中的游離氣之和達到116.29 mL/g，排出氣/(吸附氣+游離氣)為1∶18；500 ℃時排出氣量為27.08 mL/g，吸附氣和高壓釜中的游離氣量沒有增加，為115.14 mL/g，排出氣/(吸附氣+游離氣)為1∶4.25，排出氣比例大幅增大；550 ℃時排出氣量44.76 mL/g，吸附氣和高壓釜中的游離氣量168.31 mL/g，排出氣/(吸附氣+游離氣)為1∶3.76；600 ℃時排出氣量49.91 mL/g，吸附氣和高壓釜中的游離氣量172.14 mL/g，排出氣/(吸附氣+游離氣)為1∶3.45，排吸比逐漸穩(wěn)定。

圖3 煤熱模擬實驗中排出氣和吸附氣產(chǎn)率分布Fig.3 Yields of expelled gas and absorbed gas

氣體成分分析表明(圖4)，煤樣品生成的氣體主要為CH4和CO2，兩者總量占整個生成氣的80%左右，并均隨溫度增高而增大。生油高峰(325 ℃)之前，生成的氣體以CO2為主，CO2占總氣量的60%以上；350 ℃時產(chǎn)出的氣體雖然仍以CO2為主，但CO2產(chǎn)率相對含量明顯下降，已不足50%，而CH4含量和重烴氣體含量明顯升高，CH4含量仍低于CO2含量，但CH4和C2+烴類氣體總量已超過CO2含量；此后烴類氣體含量急劇上升，CO2含量則

圖4 煤熱模擬產(chǎn)物CO2、CH4和C2+氣體組成相對變化特征Fig.4 Contents of CO2, CH4 and C2+ gases in coal thermal simulation products

明顯下降。400 ℃時CH4生成量快速上升，占生成的氣體量的51.7%，而CO2產(chǎn)率相對明顯下降，從350 ℃時占氣體總量的46.4%下降到400 ℃時的22.3%，占比下降一半以上。至600 ℃時，CH4含量高達85%，CO2含量僅占總氣體的13.5%?？傮w上CO2和CH4相對含量隨模擬溫度的增高呈互為消長的關(guān)系，重烴氣體(C2+)在350 ℃達到極值，占總氣體含量近20%，此后逐漸下降，至600 ℃時已全部轉(zhuǎn)化為CH4氣體。

2.2.3 液態(tài)烴類演化特征

從排出油的演化特征來看(圖5)，250 ℃時煤樣開始熱解生油，但主要以氯仿瀝青“A”的形式賦存于煤中，幾乎沒有油的排出；300 ℃時煤的油產(chǎn)率達到45.5 mg/g，但排出油僅為2.11 mg/g，排出油/殘留油比不足0.05；至生油高峰325 ℃時，煤樣的熱解油開始大量排出，排出油/殘留油比達到0.63，排出油與總油的比值達到0.38，即相當于生成油量的近40%排出煤樣，且主要為排出油1。生油高峰之后，排出油總量上升，350 ℃時排出油總量為74.64 mg/g，與生油高峰相比，排出油上升了18.57 mg/g，相當于上升了33%，而該階段氯仿瀝青“A”則快速下降，由89.68 mg/g下降到45.28 mg/g,下降程度達到45%。排出油的快速上升是由于氯仿瀝青“A”在該階段裂解造成的。該階段是氯仿瀝青“A”大量裂解成輕烴的階段，裂解的殘物稠合到固體格架中，導(dǎo)致固體損失率的減小(變緩)，這與固體損失率曲線的變化特征是吻合的,裂解的產(chǎn)物成排出油排出煤體，導(dǎo)致排油效率大大提高。350 ℃之后排出油總量大于殘留油的總量，400 ℃時排出油占總生成油量的比值達到78%，450 ℃時達到94%，這可能是由于氯仿瀝青“A”的裂解形成小分子液態(tài)烴類，使其更易于排出。500 ℃以后其總油和排出油1的曲線吻合，說明高溫下殘存于煤樣中的氯仿瀝青“A”幾乎裂解殆盡；總排出油在500～600 ℃時略有升高，這可能是高溫下模擬實驗升溫過程中排出的油加上仍存在極少量的殘留油的裂解所致。

圖5 煤熱模擬過程中的油產(chǎn)率隨溫度變化曲線Fig.5 Oil yields vs. temperature during coal thermal simulation process

排出油1和排出油2的變化反映了壓差排出的油和殘留在反應(yīng)釜內(nèi)的油，總體上排出油以排出油1為主，排出油1是排出油2產(chǎn)率的2～18倍。其中在生油高峰和600 ℃溫度點時，排出油1/排出油2的比值分別達16.5和16.8，在350 ℃達到最高值18，其他溫度點該比值基本保持在2～4之間，變化不大。實際上，生油高峰之后，即350～500 ℃之間，各溫度點利用壓差排出的熱解油排油1基本上維持在36 mg/g左右，沒有什么變化；500 ℃之后排油1略有增加，而排油2則下降，說明500 ℃利用壓差的排油效率更高。

綜上所述，煤巖的模擬實驗表明山西組煤不僅有較高的生氣潛力，也具有相當高的液態(tài)烴類的生成潛力。

3 煤生排烴機理及潛力討論

3.1 煤生排烴模式及控制因素

由圖6可知，總體上煤成烴作用始于250 ℃左右，即Ro=0.65%左右，300 ℃以后進入大量生烴階段，主要是煤成油階段，至Ro=1.0%左右達到生油高峰，隨后烴類已進入裂解產(chǎn)烴期，總油產(chǎn)率下降，烴類氣體增加。煤生成烴類氣體產(chǎn)率的演化有2個快速增加過程，325～450 ℃區(qū)間的快速增加主要是煤的熱解生烴和生油高峰后液態(tài)烴的的裂解，500～550 ℃區(qū)間的快速增加則可能是煤芳香結(jié)構(gòu)進一步稠合造成的。早期生成的氣組分以CO2為主，350 ℃以后生成的氣組分以CH4為主。煤的總生烴量隨演化程度的增加逐漸增加，當Ro在1.1%以下時，總生烴量急劇增加，煤的生烴量從20 kg/t增加到150 kg/t；當Ro=1.1%～2.1%時，煤的總生烴量也有所增加，但相對前一階段明顯減慢；當Ro=2.1%～3.0%時，總生烴量再次快速增加到230 kg/t；Ro>3.0%時總生烴量增加不明顯，反而有減少的趨勢。

圖6 渤海灣盆地東濮凹陷上古生界煤生排烴演化模式 ①殘留油；②排油2；③排油1；④C2～C5；⑤CH4Fig.6 Hydrocarbon generation and expulsion characteristics of the Upper Paleozoic coals in the Dongpu Sag, Bohai Bay Basin

本次建立的生排烴模式在過成熟階段仍有液態(tài)烴類的排出，這部分液態(tài)烴類是實驗升溫過程中排出的，相當于地質(zhì)條件下深埋過程中前期已排出的液態(tài)烴類，這部分液態(tài)烴類并不參與后期源巖中液態(tài)烴的裂解過程。這和目前以Tissot為代表所建立的干酪根晚期熱降解成烴理論及其他熱模擬實驗建立的成烴模式略有差異，主要區(qū)別是高溫下液態(tài)烴類的演化部分。Tissot生烴模式認為，沉積巖中的有機質(zhì)埋藏之后經(jīng)歷了2個階段：有機質(zhì)在Ro=0.5%～0.6%時開始生烴,在Ro=1.0%時達到生烴高峰,C15+開始發(fā)生熱裂解；在Ro>1.3 %時所有C15+已經(jīng)消失，Ro=2.0%時僅剩下甲烷，Ro=4.0%時開始巖石的變質(zhì)作用?，F(xiàn)今多數(shù)石油地球化學家認為有機質(zhì)的變質(zhì)反應(yīng)是一級反應(yīng),溫度和地質(zhì)時間是油氣生成的主要控制因素。在開放體系的巖石熱解實驗基礎(chǔ)上,依據(jù)埋藏溫度和阿侖尼烏斯方程來推斷地質(zhì)時間。密閉系統(tǒng)的模擬實驗建立的生烴演化模式表明，煤巖熱解生烴過程中氣態(tài)烴產(chǎn)率與液態(tài)烴產(chǎn)率呈負相關(guān)，相同溫度下封閉體系的氣態(tài)烴產(chǎn)率高于開放體系，而液態(tài)烴產(chǎn)率低于開放體系，表明封閉體系下不同溫度生成的氣態(tài)烴包括干酪根熱降解氣，以及液態(tài)烴二次裂解形成的氣態(tài)烴，高溫下的液態(tài)烴類已全部轉(zhuǎn)化為氣態(tài)烴類，所以封閉體系的模擬實驗條件下不僅液態(tài)烴類產(chǎn)率低，而且在高溫下已沒有液態(tài)烴類。

實際上以Tissot等為代表的通過烴源巖自然地質(zhì)演化剖面建立起來的成烴演化模式和封閉體系熱模擬建立起來的成烴演化模式，只能反映殘留(余)油量(氯仿瀝青“A”)隨埋深(溫度)的定量關(guān)系[14]，忽略了已經(jīng)初次運移出去的那部分油氣量。本次模擬實驗建立的基于幕式排烴的成烴演化模式，在450 ℃以后液態(tài)烴類的產(chǎn)率仍達50～60 mg/g，這部分烴類實際上是后期高溫下加壓加溫過程中排出的液態(tài)烴類，相當于地質(zhì)條件下烴源巖成熟過程中已經(jīng)生成并排出的液態(tài)烴類，這部分烴類并不參與后期高溫深埋過程中烴源巖中殘留的油的裂解過程。

3.2 東濮凹陷石炭—二疊系煤生烴潛力

從本次模擬實驗結(jié)果可以看出，上古生界煤不僅具有較高的生氣潛力，還具有明顯的液態(tài)烴的生成潛力。煤生油高峰時的產(chǎn)油率高達近150 mg/g。秦建中[15]通過熱壓模擬實驗獲得的Ⅱ1型、Ⅱ2型湖相烴源巖的液態(tài)烴最高產(chǎn)率分別為296.3 mg/g和108.7 mg/g，Ⅲ型有機質(zhì)的生油潛力只有28.2 mg/g，表明東濮凹陷上古生界煤的生油潛力在Ⅱ1-Ⅱ2之間，遠高于通常腐殖煤的產(chǎn)油率。烴氣的最終產(chǎn)率(CH4)為187 mL/g，如果將最終的排出油計入烴氣的產(chǎn)率，那么烴氣的最終產(chǎn)率將達到250 mL/g左右，也高于一般Ⅲ型干酪根的泥巖和腐殖煤的產(chǎn)氣率。蔣曉蓉等[16]對東濮凹陷MG1井在2 617.4 m太原組的煤通過加水加壓密閉熱模擬，該煤樣TOC為79.5%，熱解Tmax為437 ℃，母質(zhì)類型為Ⅲ型；實驗結(jié)果揭示太原組煤的生氣能力在450 ℃時CH4產(chǎn)率為67.8 mL/g，700 ℃時最大生氣能力達191.28 mL/g，實驗結(jié)果和本次模擬的產(chǎn)烴率相近，也表明了東濮凹陷上古生界煤具有較高的生氣潛力。

王春江等[17]通過干熱密閉熱模擬技術(shù)獲得吐哈盆地3個侏羅系煤樣的熱解油產(chǎn)率分別為10.8，21.1，38.8 mg/g；郭貴安等[18]、蘇傳國等[19]通過溫壓釜加水熱模擬實驗獲得吐哈盆地侏羅系煤和暗色泥巖生油的最大產(chǎn)率分別為29.1～88.2 mg/g和32.8～101.3 mg/g。程克明[20]通過對吐哈盆地侏羅系西山窯組煤和碳質(zhì)泥巖進行的熱壓模擬實驗，獲得了煤的最高液態(tài)烴和氣態(tài)烴產(chǎn)率分別為56.7 mg/g和145 mL/g，碳質(zhì)泥巖熱解獲得的最高液態(tài)烴和氣態(tài)烴產(chǎn)率分別為58.3 mg/g和286 mL/g；液態(tài)烴的生烴高峰在Ro=1.09%，與本次模擬生油高峰值Ro=1.01%相近。吐哈盆地侏羅系油被認為是煤成油，對比結(jié)果來看，東濮凹陷上古生界煤的生油和生氣潛力相當或優(yōu)于吐哈盆地侏羅系煤。

鄂爾多斯盆地氣田的主要氣源來自于石炭—二疊系煤系。向龍[21]通過加水密閉系統(tǒng)熱模擬對鄂爾多斯盆地上古生界6個煤樣進行了熱模擬產(chǎn)氣實驗，結(jié)果其最終產(chǎn)氣率約200～250 mg/g。劉大錳等[22]通過干熱模擬實驗獲得的氣產(chǎn)率也和本次實驗結(jié)果相近。

東濮凹陷上古生界具有優(yōu)越的煤成烴物質(zhì)基礎(chǔ)，以富含殼質(zhì)組(一般大于10%)和富氫的基質(zhì)鏡質(zhì)體(一般40%～-50%)為特色，這種富氫的有機質(zhì)在熱演化過程中通過解聚作用形成的瀝青組分富含長鏈脂肪族結(jié)構(gòu)，一方面，這類類脂組分在后續(xù)熱演化過程中熱裂解生成大量C6+液態(tài)烴，對于煤成油的生成占據(jù)主要貢獻[23-24]；另一方面，該類液態(tài)小分子相物質(zhì)的可移動性提高了煤成烴過程中氫的轉(zhuǎn)移效率，減少了固相干酪根部分的交聯(lián)、聚合反應(yīng)，從而提高了煤成油的生成[24-25]。吐哈盆地中下侏羅統(tǒng)煤鏡質(zhì)組含量一般為60%～80%，惰質(zhì)組和殼質(zhì)組含量一般分別在10%～25%和5%～15%[20]，其主要生烴顯微組成特征是煤巖中相對富含木栓質(zhì)體、角質(zhì)體和樹脂體及富氫的基質(zhì)鏡質(zhì)體，這種顯微組分構(gòu)成特征和東濮凹陷上古生界煤十分相似。東濮凹陷上古生界煤系實驗結(jié)果也揭示了煤不僅具有煤成氣的生成潛力，也具有相當?shù)拿撼捎蜕蓾摿Α?/p>

東濮凹陷上古生界煤厚度較大、分布廣、有機質(zhì)含量高，煤巖有機質(zhì)的液態(tài)烴產(chǎn)率雖然明顯低于典型腐泥型有機質(zhì)產(chǎn)油率，但是由于煤有機碳含量高，單位體積中煤的生油潛力卻高于腐泥型烴源巖。根據(jù)模擬實驗結(jié)果，煤巖中噸煤的液態(tài)烴產(chǎn)量可達145.77 kg，這種1 m3的煤巖產(chǎn)烴量，相當于2～3 m3以上有機碳含量為5%、液態(tài)烴產(chǎn)率為400～600 mg/g的腐泥型烴源巖的生油量。東濮凹陷煤層總厚平均在20～25 m，按模擬實驗產(chǎn)油率換算，相當于40～70 m厚的腐泥型烴源巖的油氣產(chǎn)率。

因此，從有機質(zhì)總量來看，東濮凹陷上古生界煤層的生烴潛力不容忽視。煤層能否成為有效烴源巖與許多因素有關(guān)，其中生烴能力和排烴條件是主要因素。本次根據(jù)低成熟煤樣的熱壓模擬實驗結(jié)果，表明煤可能是東濮凹陷的重要烴源巖之一。由于煤相的變化較大，雖然煤總厚度較大，但有利的有機相的時空分布仍需要進一步深入研究，并對東濮凹陷煤系源巖的生烴潛力進行系統(tǒng)評價。

4 結(jié)論

(1)煤熱模擬實驗揭示了東濮凹陷山西組煤系源巖具有極高的生烴潛力，煤熱演化過程中的產(chǎn)烴率和固相損失量十分吻合。其固體損失量最終在30%以上，熱模擬樣品的損失量以350 ℃為界明顯地分為2個階段：早期固相損失速率大，占整個煤樣損失量的2/3以上；晚期損失速率小，損失量增加緩慢。早期損失量的快速增大，是由于煤熱解生油和煤中水分揮發(fā)的結(jié)果，后期損失量的增加主要是由于煤生烴作用和煤中礦物質(zhì)分解疊加造成的。

(2)煤生烴演化規(guī)律表現(xiàn)為低熟階段烴類產(chǎn)率變化小，烴類生成始于熱模擬溫度250 ℃左右，即Ro=0.65%左右，300 ℃以后進入大量生烴階段，主要是煤成油階段，至Ro=1.0%左右達到生油高峰，隨后烴類已進入裂解產(chǎn)烴期、總油產(chǎn)率下降、烴類氣體增加的過程。產(chǎn)氣量隨模擬溫度的增大不斷增高，氣產(chǎn)率最終大于200 mL/g，氣體產(chǎn)率的演化有2個快速增加過程，325～450 ℃區(qū)間烴類氣體的快速增加主要是液態(tài)烴的裂解，500～550 ℃區(qū)間的快速增加則可能是煤芳香結(jié)構(gòu)進一步稠合造成的。早期生成的氣組分以CO2為主，350 ℃以后生成的氣組分以CH4為主。

(3)煤熱解油的演化具有單峰特征，且峰形尖窄，生油主要發(fā)生在300～350 ℃之間，生油高峰在325 ℃左右，油的生成總量相當可觀，其生油極值達到145.77 mg/g。從排出油的演化特征來看， 250 ℃時煤樣開始熱解生油，但主要以氯仿瀝青“A”的形式賦存于煤中，幾乎沒有油的排出；300 ℃時，煤的油產(chǎn)率達到45.5 mg/g，但排出油僅為2.11 mg/g，排油效率低；至生油高峰325 ℃，煤樣的熱解油開始大量排出，生成的液態(tài)烴類近40%排出煤體。生油高峰之后，由于先期生成的液態(tài)烴類的大量裂解，液態(tài)烴類產(chǎn)率逐漸下降，但排油效率逐漸提高，排出的液態(tài)烴類主要是先期生成的液態(tài)烴類或其裂解的輕烴類，干酪根再裂解的液態(tài)烴類含量極少。

(4)東濮凹陷煤層總厚在幾m到20多m，大多在20～25 m之間。由于有機碳含量高，按模擬實驗產(chǎn)油率換算，相當于40～70 m以上的腐泥型烴源巖的油氣產(chǎn)率。綜合對比結(jié)果表明，東濮凹陷上古生界煤系的生氣潛力與鄂爾多斯上古生界煤成氣相當，并具有一定的煤成油潛力，其煤成油潛力與吐哈盆地侏羅系煤相當。

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(編輯 徐文明)

Simulation of hydrocarbon generation of the Paleozoic coals in the Dongpu Sag, Bohai Bay Basin

Zhang Hongan1, Zhang Shuang2, Zhang Yunxian1, Yao Suping2

(1.SINOPECZhongyuanOilField,Puyang,Henan457001,China; 2.SchoolofEarthSciencesandEngineering,NanjingUniversity,Nanjing,Jiangsu210046,China)

The hydrocarbon generation and expulsion characteristics under different temperatures and pressures and the hydrocarbon potential of coals were studied based on the thermal simulation with water in a half-open system of coals using the geological conditions of the Carboniferous-Permian coals in the Dongpu Sag, Bohai Bay Basin. The results indicate that: (1) The Carboniferous-Permian coals in the Dongpu Sag show a very high hydrocarbon generation potential. The yield of hydrocarbon generated can reach 254 mg/g, among which the gaseous products account for 220 mL/g, and the liquid part about 145.8 mg/g. (2) The yield of thermal cracking oil from coal shows a single peak, which appears at 325 ℃ (Ro=1.08%). Almost 40% of the liquid hydrocarbon was expelled from coal. (3) The hydrocarbon generation of coal followed an increasing tendency in several stages. The intervals 325-400 ℃ and 500-550 ℃ are the stages when gaseous hydrocarbon shows a rapid increase. The former increase should be a result of thermal cracking of liquid hydrocarbon, while the latter maybe caused by the condensation of aromatic hydrocarbon. (4) The Carboniferous-Permian coals in the Dongpu Sag yielded both oil and gas, with an oil generation potential appro-ximately equal to that of the Jurassic coals in the Turpan-Harmi Basin, and a gas generation potential matching the Carboniferous-Permian coals in the Ordos Basin.

thermal simulation; hydrocarbon generation and expulsion model; hydrocarbon generation potential; coal; Paleozoic; Dongpu Sag; Bohai Bay Basin

1001-6112(2017)04-0527-08

10.11781/sysydz201704527

2017-05-15；

2017-06-20。

張洪安(1965—)，男，博士，高級工程師，從事油氣勘探研究工作。E-mail: zxy717617@souhu.com。

“十三五”國家科技重大專項“東濮凹陷油氣富集規(guī)律與增儲領(lǐng)域”(2016ZX05006-004)資助。

TE122.115

A