曾花森 霍秋立 張曉暢 范慶華王雨生 逯瑞敬 龐 龍

（1.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；2.黑龍江省陸相頁巖油重點實驗室，黑龍江 大慶 163712）

0 引 言

頁巖油賦存狀態(tài)是評價頁巖油可動性、確定頁巖油有利甜點區(qū)的重要依據(jù)。以往的研究表明［1-2］，頁巖油的賦存狀態(tài)主要有游離態(tài)和吸附態(tài)（或互溶態(tài)），針對不同賦存狀態(tài)頁巖油的定量評價，前人開展了許多研究［3-6］，但對游離油與吸附油的定量評價方法各不相同，目前還沒有形成統(tǒng)一的認識。錢門輝等［4］采用不同極性溶劑對頁巖進行逐級抽提，將不同極性溶劑的抽提物分別定義為游離態(tài)、干酪根吸附―互溶態(tài)及礦物表面吸附態(tài)3 類頁巖油；蔣啟貴等［3］、M.F.Romero-Sarmiento 等［6］、M.A.Abrams 等［7］在常規(guī)巖石熱解分析的基礎(chǔ)上，采用個性化的升溫程序開展分步熱解實驗，將不同溫度段的熱解烴定義為游離態(tài)、吸附―互溶態(tài)及吸附態(tài)頁巖油；D.M.Jarvie［2］、M.W.Li 等［5］則把巖石熱解S1定義為游離油，有機溶劑抽提前后巖石熱解S2的差值（ΔS2） 定義為吸附油。針對古龍頁巖，H.S.Zeng 等［8］開展氯仿抽提前后巖石熱解參數(shù)對比，發(fā)現(xiàn)古龍頁巖ΔS2與w（氯仿瀝青“A”）減去熱解S1基本一致，即吸附油量為A-S1（A=10×w（氯仿瀝青“A”）），據(jù)此，霍秋立等［9］基于大量有機碳、氯仿瀝青“A”和巖石熱解數(shù)據(jù)開展古龍頁巖油形成演化機制研究，指出古龍頁巖油的形成存在吸附油向游離油轉(zhuǎn)化的中間過程，導致傳統(tǒng)生油模式底界下移，在Ro＞1.3%以后源內(nèi)滯留烴仍以油為主。

以往對頁巖油賦存狀態(tài)的定量研究大多聚焦于如何區(qū)分游離油和吸附油，盡管已經(jīng)認識到頁巖油的形成過程存在吸附油向游離油轉(zhuǎn)化的機制，但由于并未區(qū)分巖石和干酪根中頁巖油賦存狀態(tài)的變化，對頁巖油形成過程中有機質(zhì)生烴與巖石礦物之間的耦合關(guān)系缺乏研究，制約了對頁巖油形成機制的進一步認識。此外，前人的研究認為干酪根中的原油屬于吸附油，其含量大多采用溶脹實驗來確定［10］，這種方法的不足在于：一是采用的乙醇、甲苯等溶劑并不能代表真實的地下原油；二是干酪根溶脹法的初衷是用于確定排烴門限，因此干酪根溶脹量實際是飽和吸附量［11］。

針對上述問題，本次研究重點開展不同成熟度巖石和干酪根樣品有機溶劑抽提前后熱解參數(shù)的對比分析、不同賦存狀態(tài)頁巖油氣相色譜分析等，探討了不同演化階段頁巖油在巖石和干酪根中賦存狀態(tài)的變化及分子組成特征，建立頁巖油賦存狀態(tài)定量演化模式。研究成果有助于深化古龍頁巖油形成機制的認識，明確有機質(zhì)生烴與巖石礦物之間的耦合關(guān)系，為古龍頁巖油可動性評價及甜點優(yōu)選提供理論技術(shù)支撐。

1 地質(zhì)背景

松遼盆地位于中國東北部，面積約26×104km2，其中北部大慶探區(qū)面積接近12×104km2，是中國最大的陸相沉積盆地，盆地類型為大型克拉通內(nèi)轉(zhuǎn)換盆地［12］，具有下斷上坳的雙層結(jié)構(gòu)［13］。其中，坳陷層主要發(fā)育白堊系沉積層，自下而上依次為泉頭組、青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組和明水組，總厚度3 000～3 500 m，是盆地主要的含油氣層系。青一、二段暗色泥巖為晚白堊世坳陷期大規(guī)模湖侵時期沉積的一套半深湖—深湖相富有機質(zhì)黑色頁巖［14］，厚度30～293 m，平均116 m，是典型的古龍頁巖［15］，有機質(zhì)豐度高，w（TOC）平均2.31%，最高可達13.2%，有機質(zhì)熱演化程度高，中央坳陷區(qū)Ro平均0.89%，最高1.67%。青一、二段古龍頁巖是大慶油田中淺層常規(guī)油氣的主力烴源巖層，也是當前古龍頁巖油主要的勘探層系［16-17］。

青一、二段頁巖形成于溫暖、潮濕的沉積環(huán)境，湖泊藻類等低等水生生物勃發(fā)，有機質(zhì)主要由層狀藻類體和腐泥無定形體組成，總有機質(zhì)中層狀藻類體的質(zhì)量分數(shù)平均為58%，腐泥無定形體的質(zhì)量分數(shù)平均為30%［18］，后者具有超細紋層結(jié)構(gòu)，主要來源于微細藻類細胞的抗分解外壁［19］。前人的研究表明［20-21］，藻類分子結(jié)構(gòu)以脂肪鏈為主，具有長鏈結(jié)構(gòu)，碳數(shù)普遍大于40，最高可達120；以往高溫氣相色譜分析揭示［22］，青山口組頁巖氯仿抽提物烷烴碳數(shù)高達62。青一、二段頁巖富含藻類的這種特征使古龍頁巖有機質(zhì)非常富氫，氫指數(shù)（IH）最高可達800 mg/g 以上，平均750 mg/g；高碳數(shù)分子結(jié)構(gòu)也導致生烴相對滯后，生成的原油含蠟量高，平均質(zhì)量分數(shù)為25.75%，最高為49.10%。

2 樣品與實驗方法

2.1 樣品來源

采集松遼盆地北部青一、二段不同成熟度、高有機質(zhì)豐度的頁巖巖心樣品28 份（18 口井），樣品深度為1 142.58～2 526.52 m，w（TOC）為1.24%～9.00%，鏡質(zhì)體反射率（Ro）為0.58%～1.61%，詳細地球化學參數(shù)見表1。

表1 巖石與干酪根地球化學參數(shù)Table 1 Geochemical parameters of rock and kerogen

2.2 實驗方法

2.2.1 頁巖油賦存狀態(tài)定量分析

D.M.Jarvie［2］建議通過同一樣品有機溶劑抽提前后的熱解參數(shù)（抽提前熱解參數(shù)記為S1和S2，抽提后熱解參數(shù)記為S1x和S2x）來計算頁巖總含油量（St），其表達式為

其中，抽提后樣品的游離油（S1x）被認為是孤立孔隙中的原油，對于原始樣品，這些孤立孔隙在高溫條件下會發(fā)生破裂并釋放出其中的油氣，因此抽提前樣品的S2包含S1x；與之對比，對于抽提后的樣品，由于有機溶劑會破壞上述孤立孔隙的結(jié)構(gòu)，增強其連通性，從而使其中的油氣以熱解S1的形式出現(xiàn)。M.W.Li 等［5，23］認為S1x為已經(jīng)生成的石油，理應(yīng)包含在總油量中，總油量表達式為

如果把吸附油記為Sδ，根據(jù)上述定義，總油量計算公式可改為

其中前兩項之和為游離油量。將公式（2）代入公式（3），可得吸附油量的計算公式

根據(jù)上述頁巖總油、吸附油及游離油定量評價方法，設(shè)計巖石與干酪根中不同賦存狀態(tài)頁巖油定量評價流程。首先將質(zhì)量為450 g 左右的頁巖巖心樣品粉碎到80 目以下并充分混合均勻，按以下流程依次開展實驗：

（1）取出質(zhì)量為10 g 左右的樣品分別作巖石熱解（采用Rock-Eval 6 型巖石熱解儀）和有機碳分析（采用Leco C744 碳分析儀），獲得抽提前巖石熱解S1和S2，巖石有機碳數(shù)據(jù)用于含油量歸一化計算。

（2）取出質(zhì)量為200 g 左右的樣品放入索氏抽提儀，用三氯甲烷抽提，直到熒光級別3 級以下。抽提后的巖石樣品作熱解分析和有機碳分析，獲得抽提后的巖石熱解S1x和S2x。根據(jù)式（2）計算總含油量。抽提后巖石有機碳代表干酪根中的碳含量，乘以烴含量校正系數(shù)后，獲得巖石中的干酪根含量［24］。

（3）取出質(zhì)量為200 g 左右的樣品，用濃度為6 mol/L 的鹽酸和質(zhì)量分數(shù)為40%的氫氟酸反復酸處理去除無機礦物，通過重液浮選制備出干酪根。干酪根樣品進行熱解分析，獲得抽提前干酪根熱解S1和S2；用三氯甲烷對干酪根樣品進行抽提，抽提后的干酪根樣品再次進行熱解分析，獲得抽提后的熱解S1x和S2x，根據(jù)式（3）和式（4）可分別計算出干酪根游離油量和吸附油量。

（4）常規(guī)巖石熱解分析S1存在輕烴損失，需要進行輕烴校正。本次研究基于保壓巖心熱解S1分析數(shù)據(jù)［9］對常規(guī)巖心熱解S1含油量進行輕烴校正。對于干酪根熱解S1的恢復，參考保壓巖心熱解S1的輕烴恢復模型，但考慮到干酪根S1組成中高碳數(shù)烴類平均值比巖石S1組成高25%，因此干酪根輕烴校正系數(shù)僅取相應(yīng)成熟度巖石輕烴校正系數(shù)的80%。

2.2.2 熱解氣相色譜分析（Py-GC）

取質(zhì)量為100 mg 左右的巖樣（粒徑小于0.18 mm）或5 mg 左右的干酪根樣品在300 ℃下恒溫3 min，產(chǎn)生的游離烴通過冷阱收集后進行氣相色譜分析。氣相色譜分析采用島津14-B 型氣相色譜儀，色譜柱為HP-5（60 m×0.25 mm×0.25 μm），其中，60 m 為長度，0.25 mm 為內(nèi)徑，0.25 μm 為膜厚，采用分流進樣，分流比為25∶1，進樣室溫度為315 ℃，載氣為氦氣。升溫程序：色譜柱箱初溫為30 ℃，恒溫3 min 后以3 ℃/min 的速率升溫至315 ℃，恒溫20 min。

3 實驗結(jié)果與討論

3.1 干酪根生烴演化規(guī)律

傳統(tǒng)的巖石熱解參數(shù)定義認為S2來自干酪根裂解烴［25］，近年來的研究表明［2，5-7］，處于生油窗口的頁巖S2除了干酪根裂解烴還含有大量已經(jīng)生成的重烴，如2.2 節(jié)所述，本文將這部分重烴定義為吸附油。如圖1（a）及表1 所示，氯仿抽提后的頁巖S2和IH（氫指數(shù)）明顯低于原始樣品，抽提前后頁巖S2和IH的變化幅度隨Ro的增大而擴大，在Ro=1.2%左右達到最大，此后開始降低。采用抽提后的IH評價干酪根剩余生烴潛力，可以看出，干酪根主要生烴窗口在Ro=0.8%～1.2%，Ro=1.0%左右生烴速率最大，Ro＞1.2%以后剩余生烴潛力平均小于40 mg/g，干酪根裂解生烴基本結(jié)束。

3.2 頁巖總含油量及賦存狀態(tài)演化規(guī)律

如圖1（b）-（d）所示，當Ro≤1.2%時，頁巖總含油量、吸附油及游離油隨Ro升高呈逐漸增加的趨勢，其中吸附油在Ro＞1.0%以后呈快速增加的趨勢，與干酪根大量裂解生烴階段一致，反映了干酪根裂解的主要產(chǎn)物為重質(zhì)的吸附油。當Ro＞1.2%時，總含油量隨Ro變化不大，經(jīng)歷更高演化程度以后（Ro＞1.4%）則出現(xiàn)下降的趨勢；吸附油呈快速降低的趨勢時，游離油則持續(xù)增加，反映這一階段為重質(zhì)吸附油向輕質(zhì)游離油轉(zhuǎn)化的階段。

圖1 抽提前后頁巖IH及不同賦存狀態(tài)頁巖油含量與Ro的關(guān)系Fig.1 Relations of Ro vs.IH of pre-extracted and post-extracted shale and shale oil contents of different occurrence

從相對比例來看（圖1（e）），當Ro≤1.2%時，頁巖油以吸附油為主，游離油占總含油量的質(zhì)量分數(shù)總體小于50%，當Ro＞1.2%以后，頁巖油則以游離油為主，游離油占總含油量的質(zhì)量分數(shù)最高可達79%。

3.3 干酪根含油量及賦存狀態(tài)演化規(guī)律

如圖2（a）—（d）所示，干酪根含油量隨Ro升高呈先增加后降低然后再增加的趨勢，占總油量的比例呈逐漸降低的趨勢（圖2（e）），在高演化階段（Ro＞1.4%）又出現(xiàn)逐漸增大的趨勢。

圖2 干酪根內(nèi)不同賦存狀態(tài)頁巖油含量與Ro的關(guān)系Fig.2 Relations of Ro vs.shale oil contents of different occurrence in kerogen

在Ro＜1.0%階段，干酪根含油量占總油量比例平均大于50%，最高可達86.8%，說明該階段頁巖油主要賦存于干酪根中。其中，干酪根中游離油量隨Ro的升高逐漸增大，占總游離油比例平均大于50%，最大可達77.5%，反映這一階段游離油主要賦存于干酪根中；干酪根中吸附油的變化規(guī)律與游離油相似，隨Ro的升高逐漸增大，占總吸附油的比例平均大于50%，反映該階段吸附油主要賦存于干酪根中。

在Ro=1.0%～1.2%階段，干酪根中游離油量不斷增加，但占總游離油量比例呈快速下降的趨勢，說明該階段游離油主要賦存于干酪根中，但巖石礦物中游離油量比例呈快速增加的趨勢；干酪根中吸附油量隨Ro的升高逐漸降低，占總吸附油的比例小于50%，平均24.6%，說明吸附油主要賦存于巖石礦物中。

在Ro＞1.2%階段，干酪根中游離油量總體隨Ro升高逐漸減小，占總游離油的比例平均不到40%，大多在25%左右，說明該階段游離油主要賦存在巖石礦物中；干酪根中吸附油量隨Ro升高逐漸降低，占總吸附油量的比例平均為21.5%，說明該階段吸附油也主要賦存在巖石礦物中。值得注意的是，在高演化階段（Ro＞1.4%），干酪根中游離油量隨Ro升高有增大的趨勢，原因有2 個方面：（1）高演化階段，干酪根中吸附態(tài)原油裂解形成大量有機質(zhì)孔，為游離油賦存提供了儲集空間［18，26-27］；（2）保壓巖心的二維核磁頁巖油賦存狀態(tài)研究結(jié)果表明，高演化階段輕烴主要賦存在巖石礦物中，因此高演化階段直接采用巖石的輕烴恢復系數(shù)來校正干酪根輕烴損失量可能導致結(jié)果偏大。具體的主導因素還需要進一步的研究。

3.4 總油組分特征及演化規(guī)律

利用34 口井233 份古龍頁巖樣品開展了氯仿瀝青“A”及族組成分析（圖3），結(jié)果表明，總油中的飽和烴含量總體隨著Ro的升高呈逐漸增大的趨勢，只 有 在高 演 化 階 段（Ro＞1.4%） 才 開 始下 降（圖3（a）），一方面是由于這個時間輕烴損失量大，另一方面可能反映高演化階段原油開始發(fā)生裂解。

當Ro＜1.0%時，芳烴、非烴和瀝青質(zhì)含量呈逐漸增加的趨勢，Ro在1.0%左右，芳烴、非烴和瀝青質(zhì)含量達到峰值，在Ro=1.0%～1.2%呈快速下降的趨勢（圖3（b）—（c）），與干酪根吸附油量大幅下降、巖石礦物吸附油量大量增加階段一致，說明極性的芳烴和重質(zhì)的非烴、瀝青質(zhì)的裂解轉(zhuǎn)化有助于干酪根中的油排到緊鄰的巖石礦物中。當Ro＞1.4%以后，與飽和烴的演化趨勢相似，芳烴、非烴與瀝青質(zhì)隨著Ro的升高出現(xiàn)再次下降的趨勢，這種現(xiàn)象可能與高演化階段原油發(fā)生裂解生氣有關(guān)。

如圖3（d）所示，非烴+瀝青質(zhì)與總烴的比值隨著Ro的升高逐漸下降，當Ro＜1.0%時普遍在0.3以上，在Ro=1.0%～1.2%時呈快速下降的趨勢，之后變化趨勢不明顯，反映了早期生成的原油重質(zhì)組分含量較高，這些重質(zhì)組分在大量生烴階段會發(fā)生大量轉(zhuǎn)化形成相對分子質(zhì)量較小的飽和烴和其他輕烴。

圖3 氯仿瀝青“A”族組成參數(shù)與Ro的關(guān)系Fig.3 Relations of Ro vs.chloroform bitumen“A”group composition parameters

3.5 游離油組分特征及演化規(guī)律

巖石與干酪根樣品游離油（S1）熱解氣相色譜分析結(jié)果見圖4，從圖4 中可以看出，巖石游離油分子組成與對應(yīng)干酪根中的游離油分子組成總體特征相似，隨著成熟度的增加，主峰碳總體具有前移的趨勢。應(yīng)該指出的是，受輕烴損失和重烴吸附影響（見后文說明），非保壓巖心樣品熱解氣相色譜分析結(jié)果不能完全反映游離油在地下真實的烴類組成特征。

圖4 巖石與干酪根游離油量（S1）熱解氣相色譜Fig.4 Pyrolysis gas chromatograms of free oil contents(S1)in rock and kerogen

盡管如此，Y.V.Kissin［28］研究發(fā)現(xiàn)未遭受次生改造（如揮發(fā)、生物降解等）的原油的烷烴摩爾分數(shù)與烷烴的碳數(shù)呈半對數(shù)線性關(guān)系，而且線性的斜率越大反映輕烴的比例越大，據(jù)此，如果只考慮受揮發(fā)和吸附影響相對較小的中等碳數(shù)（C16—C21）的烷烴摩爾分數(shù)與碳數(shù)的關(guān)系，如圖5 所示，巖石和干酪根中游離油原始的烴類組成隨Ro的升高輕烴比例應(yīng)該是逐漸增加的，這與不同成熟度保壓巖心游離油組成特征的分析結(jié)果一致［29］。

圖5 巖石與干酪根熱解游離油量（S1）正構(gòu)烷烴分布特征Fig.5 N-alkane distribution of free oil contents(S1)in rock and kerogen

與巖石中游離油相比，干酪根中游離油高碳數(shù)烴類相對較多，原因可能與巖石熱解分析過程中礦物基質(zhì)對重烴的吸附效應(yīng)有關(guān)。以往的研究表明［30-31］，在巖石熱解分析過程中，從干酪根中熱釋出來的高碳數(shù)烴類會優(yōu)先被黏土礦物吸附，因此巖石熱解S1會比實際游離油含量低，這說明上述干酪根中含油量占總含油量的比例可能會比實際值偏高，但總體變化趨勢不受影響。本文尚未開展吸附油分子組成的特征研究，根據(jù)前人的研究成果［32-33］，吸附油分子組成中烷烴的碳數(shù)明顯高于游離油的烷烴碳數(shù)，吸附油主要由重質(zhì)的烴類組成，此外古龍頁巖氯仿瀝青“A”的氣相色譜分析表明總油的烷烴碳數(shù)最高可達nC38，明顯高于熱解S1的烷烴碳數(shù)（一般小于nC33），結(jié)合上述總油組成的演化特征，亦可說明吸附油的構(gòu)成主要是重質(zhì)的烴類。

3.6 不同賦存狀態(tài)頁巖油演化模式

干酪根是生物先質(zhì)在成巖階段經(jīng)過縮聚和聚合作用形成的不溶于堿性溶液和一般有機溶劑的固體有機質(zhì)，是頁巖生烴的物質(zhì)基礎(chǔ)［34］，其與礦物之間的結(jié)合關(guān)系主要有2 種［35-36］：第1 種是與無機礦物共生所形成的有機質(zhì)，如掃描電鏡下與礦物呈互層分布的層狀藻類體；第2 種是被黏土礦物表面吸附或進入黏土礦物層間形成的有機黏土復合體。前人的研究表明［9，25，37-38］，干酪根生烴首先生成重質(zhì)的瀝青及少量天然氣，隨著成熟度的升高，這些重質(zhì)組成或瀝青持續(xù)裂解生成石油。結(jié)合上述不同賦存狀態(tài)頁巖油定量評價結(jié)果及頁巖油組成演化特征，建立了古龍頁巖不同賦存狀態(tài)頁巖油演化模式（圖6）。

圖6 古龍頁巖不同賦存狀態(tài)頁巖油演化模式Fig.6 Evolution patterns of different occurrence oil in Gulong shale

頁巖油賦存狀態(tài)演化可細分為5 個階段：

（1）早期演化階段（Ro＜0.8%），為干酪根吸附油形成階段。干酪根生成的原油以重烴或瀝青為主，主要以吸附態(tài)賦存于干酪根中。

（2）生油窗早期階段（Ro=0.8%～1.0%），為巖石吸附油量上升階段。干酪根中的吸附油達到飽和（青一段有機質(zhì)飽和吸附量為86 mg/g 左右［39］，全球頁巖有機質(zhì)飽和吸附油量平均值為100 mg/g［40］），并開始排到緊鄰的巖石礦物中，導致巖石礦物中的吸附油量呈快速增加的趨勢。

（3）大量生烴階段（Ro=1.0%～1.2%），為巖石吸附油大量形成階段。干酪根吸附油量開始降低，巖石吸附油量達到峰值，游離油量呈明顯上升的趨勢。

（4）生油窗后期（Ro=1.2%～1.4%），游離油大量形成階段。吸附油加速向游離油轉(zhuǎn)化，干酪根內(nèi)游離油量達到峰值并開始下降，巖石礦物中游離油量迅速增加并接近峰值。

（5）高演化階段（Ro＞1.4%），為游離油裂解階段。吸附油持續(xù)向游離油轉(zhuǎn)化，游離油量達到峰值并開始裂解，氣+輕烴比例增加，油質(zhì)變輕。

根據(jù)游離油和吸附油主要形成轉(zhuǎn)化階段，可將頁巖油賦存狀態(tài)演化簡化為3 個階段：（1）當Ro＜1.0%時，為早期形成階段，干酪根裂解生油，頁巖油主要以吸附態(tài)賦存于干酪根內(nèi)；（2）當Ro=1.0～1.2%時，為大量吸附油形成階段，頁巖油主要賦存于巖石礦物中；（3）當Ro＞1.2%時，為大量游離油形成階段，吸附油大量裂解轉(zhuǎn)化，頁巖油主要賦存于巖石礦物中。

4 結(jié) 論

（1） 古龍頁巖干酪根主要生烴窗口在Ro=0.8%～1.2%，在Ro=1.0% 左右達到生烴高峰，在Ro=1.2%左右干酪根裂解生烴基本結(jié)束。

（2）頁巖油形成早期非烴與瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分含量高，當Ro＜1.0%時，非烴和瀝青質(zhì)含量隨Ro的升高呈逐漸增加的趨勢；進入生烴高峰后（Ro=1.0%～1.2%），非烴和瀝青質(zhì)的生成速率小于裂解轉(zhuǎn)化速率，其含量隨Ro的升高呈快速下降的趨勢，在Ro＞1.2%以后變化不明顯；當Ro＞1.4%以后由于裂解生氣，頁巖油各組分的含量呈再次下降的趨勢。

（3）干酪根生烴及產(chǎn)物組分的演化特征決定了古龍頁巖油賦存狀態(tài)的演化具有階段性，總體具有從干酪根向巖石礦物中運移，從吸附態(tài)向游離態(tài)轉(zhuǎn)化并最終裂解生氣的特征，可劃分為3 個階段：早期形成階段（Ro＜1.0%），頁巖油主要以吸附態(tài)賦存于干酪根中，巖石礦物中的吸附油不斷增加；吸附油大量形成階段（Ro=1.0%～1.2%），頁巖油主要以吸附態(tài)賦存于巖石礦物中，干酪根中吸附油開始下降；游離油大量形成階段（Ro＞1.2%），吸附油大量轉(zhuǎn)化為游離油，巖石礦物中的游離油成為頁巖油主要的賦存形式，在高演化階段（Ro＞1.4%），游離油開始裂解轉(zhuǎn)化，氣+輕烴組成比例增大，油質(zhì)變輕。