馬中良，鄭倫舉，秦建中，李志明

(中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇無錫 214151)

關(guān)德范等通過對全球97個中、新生代含油氣盆地的石油地質(zhì)演化史分析發(fā)現(xiàn)，這些盆地的演化主要經(jīng)歷了持續(xù)沉降發(fā)展階段、整體上升發(fā)展階段和全面萎縮發(fā)展階段[1-2]。這3個發(fā)展階段與成烴、成藏過程有著密切的關(guān)聯(lián)。把成盆的全過程作為事物發(fā)展的主線，把盆地持續(xù)沉降階段的發(fā)育過程理解為是各種沉積物的物質(zhì)積累，能量轉(zhuǎn)化和能量積累的過程，也就是實現(xiàn)成烴過程。把盆地整體上升階段的發(fā)育過程理解為是已積累的能量釋放的過程，也就是實現(xiàn)成藏的過程。把盆地全面萎縮階段的發(fā)育過程理解為是能量調(diào)整和物質(zhì)補償平衡的過程，也就是完成成烴和成藏的過程。這種綜合分析含油氣盆地不同發(fā)展階段能量積累、能量釋放、能量平衡的過程，為研究地層壓力(能量)形成演化及其控藏作用提供了一種新的思路[3]。

地層壓力作為一種能量(動力)貫穿著油氣地質(zhì)的全過程。石油和天然氣是一種極易流動的物質(zhì)，只有存在壓力差的情況下，石油和天然氣才能在壓力差的驅(qū)動下從高壓區(qū)流向低壓區(qū)[2]。由于泥質(zhì)沉積物(烴源巖)和砂質(zhì)沉積物(儲集巖)物理化學場的差異，盆地持續(xù)沉降階段、整體上升階段、萎縮階段在生烴增壓、砂巖剝蝕回彈、粘土礦物轉(zhuǎn)化、欠壓實和水熱增容等一系列作用下均可造成源儲壓力差，為油氣成藏提供動力。不同作用產(chǎn)生的源儲壓力差的成因機制已有許多探討[4-7]，但不同演化階段源儲壓差對成烴成藏的影響程度如何，多大的壓差可以促使有效排烴，不斷地排烴對生烴(烴源轉(zhuǎn)化)有何影響，這些問題還不明確。本文通過同一個樣品，采用自制的地層孔隙熱壓生排烴模擬儀進行烴源巖生排烴一體化模擬實驗，對以上問題進行了初步探索。

1 源—儲壓差生排烴實驗裝置、樣品及流程

1.1 實驗裝置

地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗儀屬于可控生排烴體系，主要有高溫高壓反應(yīng)系統(tǒng)、雙向液壓系統(tǒng)、自動排烴產(chǎn)物收集與流體補充系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集與自動控制系統(tǒng)和外圍輔助設(shè)備組成，詳細結(jié)構(gòu)見參考文獻[8]。該裝置能夠在盡可能保留樣品的原始孔隙、在一個有限的生烴空間里、同時考慮到與地質(zhì)條件相近的地層流體壓力、上覆靜巖壓力條件下進行烴源巖的加溫加壓密閉或可控生、排烴模擬實驗。

1.2 實驗樣品

樣品是取自東濮凹陷胡88井沙三段低成熟度的灰褐色頁巖，Ro=0.52%，TOC=2.31%，熱解最高峰溫Tmax=428 ℃，氫指數(shù)IH=422 mg/g，S2=9.74 mg/g。實驗參數(shù)見表1，本次實驗主要考察源儲壓差對排油的影響，故最高模擬溫度只做到375 ℃，相當于Ro=1.51%。

1.3 實驗流程

1.3.1 制樣裝樣

考慮到烴源巖的非均質(zhì)性，將樣品粉碎到60 目，并充分混勻，分成若干份，每個模擬溫度點取其中一小份壓制成圓柱型小巖心。裝樣時先裝入60 g的烴源巖，再在其上方裝入20 g的砂巖(氯仿抽提除去可溶有機質(zhì))，用約5 MPa靜巖壓力(相當于200～300 m埋深)壓制成圓柱體樣品。

表1 盆地沉降、抬升過程源—儲壓差生排烴模擬實驗參數(shù)Table 1 Simulation parameters of hydrocarbon generation and expulsion caused by pressure difference between source rock and reservoir during basin subsiding and uplifting

注：Ro是直接測試實驗殘渣所得值。

1.3.2 加溫加壓模擬

(1)試漏：將裝有巖心樣的樣品室安裝在反應(yīng)釜中，施壓密封后，充入5～10 MPa的惰性氣體，放置試漏，待不漏后，放出氣體，用真空泵抽真空后再充氣，反復3～5次，最后抽成真空。

(2)注水：用高壓泵充入60～80 MPa的高壓水，讓壓制的巖心樣孔隙空間中被水完全充滿(壓制的巖心樣在吸水過程中，會導致流體壓力不斷下降，當體系流體壓力不再下降時表示樣品孔隙已經(jīng)被水充滿)。為了確保整個生、排烴系統(tǒng)被高壓液態(tài)水所充滿，升溫之前流體壓力為2～3 MPa。

(3)施壓(靜巖壓力)升溫：啟動雙向液壓機對巖心樣施加靜巖壓力至設(shè)定值；啟動溫度控制器和恒溫爐按1 ℃/min的升溫速率升至設(shè)定的溫度，達到設(shè)定溫度后恒溫48 h。

(4)排烴模擬過程：對于持續(xù)沉降生排烴源儲無壓差模擬實驗，一直保持生烴反應(yīng)體系與排烴裝置處于連接狀態(tài)，維持2個系統(tǒng)的流體壓力相等；對于壓差生排烴模擬實驗，則每當生烴體系超過排烴體系一定壓力之后就打開排烴閥門排烴，然后再迅速關(guān)閉，在整個生烴過程中不斷重復該過程(圖1)。

1.3.3 氣體的收集與定量

生、排烴實驗結(jié)束之后，連接產(chǎn)物收集定量裝置與排烴裝置，通過液氮冷卻的液體收集管分離油水與氣體，油水混合物被冷凍在收集管中，氣體進入計量管收集并計量其體積，分別收集排烴裝置與生烴系統(tǒng)的氣體，用氣相色譜儀分析其組成之后計算各氣體物質(zhì)的產(chǎn)量。

圖1 地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗過程解剖Fig.1 Process of formation porosity thermocompression simulation experiment for hydrocarbon generation and discharge

1.3.4 排出油的收集與定量

排出油1是指在實驗進程中當生烴系統(tǒng)壓力與外部排烴裝置存在一定差值時(ΔP=3,6,12 MPa)，開啟閥門后在排烴裝置中收集的油。排出油2是高壓釜內(nèi)壁與樣品室之間的空隙和連接管道內(nèi)空間的油，也就是相當于排烴通道內(nèi)的油。排出油3是從烴源巖直接排到上部砂巖中的油。

排出油1、排出油2與排出油3收集過程如圖1所示。實驗結(jié)束后首先收集排烴裝置中已在壓差作用下排出的油水(排1)和氣體，待生烴系統(tǒng)降溫到150 ℃時打開排烴閥門通過冰水冷卻的氣液分離與收集裝置獲得排出油2中的氣攜凝析油、氣體和水，等待整個反應(yīng)系統(tǒng)降至室溫之后，打開高壓釜，用氯仿沖洗高壓釜內(nèi)壁、樣品室外表面與內(nèi)部連接管道得到排出油2中輕質(zhì)油。取出樣品室中的砂巖，用氯仿抽提得到排出油3。

1.3.5 殘留油、固體殘樣的收集與定量

模擬后的烴源巖殘樣稱重后，用氯仿抽提瀝青“A”，即為殘留油。殘留油與排出油之和稱為總油，總油與烴氣之和為總烴。

2 實驗結(jié)果

2.1 源儲壓差對烴源巖排烴的影響

2.1.1 排出油參數(shù)的地質(zhì)意義

排出油1是在實驗進程中當生烴系統(tǒng)壓力與外部排烴系統(tǒng)存在一定差值時，排烴裝置中收集的油，類似于地質(zhì)條件下由烴源巖排出后，經(jīng)一定距離運移至有效儲集層的油量；排出油2是生烴系統(tǒng)降溫到150 ℃時通過冰水冷卻的收集裝置獲得的氣攜凝析油和用有機溶劑沖洗高壓釜內(nèi)壁與管道得到的輕質(zhì)油，類似于地質(zhì)條件下已排出烴源巖但仍滯留在烴源表面及附近微裂縫系統(tǒng)內(nèi)的油；排出油3是指在生排烴系統(tǒng)中放置在烴源巖上方砂巖中的含油量，類似于地質(zhì)條件下烴源巖排出油直接聚集于相鄰儲集巖中的油或與烴源巖互層的儲集巖中的油。

排油系數(shù)是指該演化階段排出油占總生成油的比例。

2.1.2 排出油1的變化特征

在0壓差條件下(即類似盆地沉降過程中)，排出油1的產(chǎn)率隨溫壓條件的增高變化很小(圖2a)，即使當烴源巖達到生烴高峰期階段，其排出油1的產(chǎn)率依舊無顯著增高，排油系數(shù)在1.0%左右(圖2b)。而隨著生烴區(qū)與儲集區(qū)之間壓力差的增大，排出油1的產(chǎn)率明顯增高(圖2a)，尤其在烴源巖的生烴高峰階段、壓差在6和12 MPa情況下，排油效率是其6～8倍。這意味著在盆地持續(xù)沉降過程中，烴源巖即使已進入了生烴高峰期也難以有效運聚到相對遠離烴源巖的儲集層中聚集成藏；而在盆地整體上升階段，由于主要儲集層發(fā)育區(qū)發(fā)生砂巖的回彈作用，導致卸載減壓成為相對低壓區(qū)，使烴源巖與儲集巖區(qū)的相對壓力差增大，從而有利于烴源巖排出油向低壓區(qū)的儲集巖運移聚集。

另外，由圖3可知，從相同演化階段不同源—儲壓差下的排出油1的排油系數(shù)可以看出，隨著源—儲壓差的增大，排油效率逐漸提高。排油效率的增長具有階段性：(1)緩慢增長階段(ΔP=0～3 MPa時)，隨著源—儲壓差的增大，排油效率緩慢增加，且演化程度越高，增長速率越大；(2)快速增長階段(ΔP=3～6 MPa時)，隨著源—儲壓差的增大，排油效率快速增加，且演化程度越高，增長速率越大；(3)穩(wěn)定增長階段(ΔP>6 MPa時)，隨著源—儲壓差的增大，排油效率增加幅度有限。也即是說烴源巖區(qū)與儲集巖區(qū)壓力差在3～6 MPa時，可能是烴源巖排出油有效運聚到儲集層區(qū)的臨界壓差值。當壓差增大至一定程度后，壓差的增大對排油產(chǎn)率的影響逐漸降低。但由于模擬時間所限，無法延長排油時間，導致排出油1的排油量僅占總生油量的一小部分，排油系數(shù)低于8%，地質(zhì)歷史時期是一個非常漫長的過程，其排油效率將遠高于此值。

圖2 不同壓差下排出油1產(chǎn)率與排油系數(shù)Fig.2 Oil 1 production rate and expulsion coefficient changing with simulation temperature under different source rock-reservoir pressures

圖3 不同源—儲壓差條件下排出油1排油系數(shù)對比Fig.3 Oil 1 expulsion coefficient changing with source rock-reservoir pressure differences under different simulation temperatures

2.1.3 排出油2的變化特征

排出油2的產(chǎn)率隨模擬溫壓的增高而增大，同時在相同溫壓條件下，其隨壓差的增大而增高，尤其在烴源巖生烴高峰階段更加明顯(圖4)。說明隨烴源巖中含油量與內(nèi)壓越高，排出油2的產(chǎn)率就越大，并且壓差的存在進一步促進了排出油2產(chǎn)率增高。在生烴高峰期，排出油2的產(chǎn)率較大，有機碳的排出油產(chǎn)率可達100～250 kg/t，排出油量占總生油量的20%～40%。另外，0壓差條件下有機碳的排油產(chǎn)率也可達100 kg/t左右，該排出油的排烴機制應(yīng)主要與烴源巖生烴增壓破裂排烴有關(guān)；而排出油2產(chǎn)率較高也應(yīng)與模擬壓差排烴時間短有關(guān)，導致大部分破裂排出的油無法高效地運聚到儲集層區(qū)，而只能滯留在烴源巖表面及附近的有關(guān)優(yōu)勢通道如微裂縫系統(tǒng)中。

2.1.4 排出油3的變化特征

排出油3的產(chǎn)率也隨模擬溫壓的增高而增大(圖5)，同時在相同溫壓條件下，隨壓差的增大而增大，尤其在生油高峰階段。反映在一個生油系統(tǒng)中，烴源巖中夾有儲集砂巖的情況下，在盆地持續(xù)沉降過程(ΔP=0 MPa)中當烴源巖進入生烴高峰期，烴源巖生烴增壓破裂排烴排出油也可較有效的進入砂巖層，其運移機制可能與濃度擴散機制以及烴源巖與相鄰砂巖層之間局部的壓力差有關(guān)。而在盆地整體上升階段，在主要儲層與烴源巖壓差作用下，可使烴源巖排出油更有效的運移到相鄰的砂巖層中，部分將進一步運移至更遠的儲集層內(nèi)成藏，可見源儲壓差有利于源內(nèi)巖性圈閉的成藏。

圖4 不同壓差下排出油2排油產(chǎn)率Fig.4 Oil 2 production rate changing with simulation temperature under different source rock-reservoir pressures

圖5 不同壓差下排出油3排油產(chǎn)率Fig.5 Oil 3 production rate changing with simulation temperature under different source rock-reservoir pressures

2.2 源儲壓差對烴源巖生烴的影響

2.2.1 總油產(chǎn)率的變化特征

圖6為東濮凹陷胡88井模擬樣品在模擬盆地持續(xù)沉降與整體上升階段(不同壓差條件)情況下的生油產(chǎn)率特征。可見，在相同的模擬條件下(相同的模擬溫度、靜巖壓力和流體壓力條件下)，烴源巖的生油產(chǎn)率幾乎一致，源儲壓差對生油產(chǎn)率的影響較小。

2.2.2 烴氣產(chǎn)率的變化特征

不同源—儲壓差下烴氣變化具有階段性(圖7)。在成熟階段早期250～320 ℃(Ro=0.60%～0.85%)，烴氣量差別不大；在成熟階段晚期和高成熟階段早期320～375 ℃(Ro=0.85%～1.51%)，烴氣量快速增長。基本上源—儲壓差越大，烴氣產(chǎn)率越高。這可能是因為由于每隔一段時間的排烴，烴氣及時排出，不會造成生成的大量烴氣憋壓在生烴系統(tǒng)狹小的空間內(nèi)，為接下來烴氣的生成提供了空間。但ΔP=3 MPa時烴氣的產(chǎn)率與總體變化不符，大于ΔP=6 MPa和ΔP=12 MPa時的烴氣產(chǎn)率，若按上述從生烴空間角度解釋看似矛盾，怎么壓差小的反而烴氣產(chǎn)率大？這可能是因為ΔP=3 MPa的排烴次數(shù)約為88～184次，而ΔP=6 MPa的排烴次數(shù)為38～87次、ΔP=12 MPa的排烴次數(shù)為32～35次(表2)；ΔP=3 MPa時雖然每次排烴氣量少，排烴后提供的烴氣儲存空間小，但排烴次數(shù)多。也就是說，排烴次數(shù)可以彌補每次排烴量較小的不足，排烴次數(shù)和排烴動力(源—儲壓差)具有互補性，在源巖能提供大量烴類的情況下，排烴次數(shù)越多，排烴動力越大，排烴效率越高，排烴量越大。

圖6 不同模擬條件下烴源巖總油產(chǎn)率曲線Fig.6 Total oil production rate of source rock under different simulation conditions

圖7 不同源—儲壓差下烴氣產(chǎn)率變化特征Fig.7 Comparison of gas production rate under different source rock-reservoir pressures

表2 不同源—儲壓差下排烴次數(shù)與烴氣產(chǎn)率Table 2 Hydrocarbon expulsion times and gas production rates under different source rock-reservoir pressures

3 討論

3.1 持續(xù)沉降生烴增壓排烴

生烴增壓的形成主要是因為烴源巖中相對密度較大的干酪根轉(zhuǎn)化為密度較小的石油和天然氣而使孔隙體積膨脹。在地溫場的影響下，當有機質(zhì)迅速生成進入高成熟階段，隨著砂泥巖系統(tǒng)因“非均衡壓實”封閉作用的加強，上覆負荷的持續(xù)增加，并伴隨生烴增壓加劇，勢必在砂泥巖之間造成較大的壓力差。此壓差達到足以突破砂/泥巖界面的相對封堵時產(chǎn)生裂縫，在源—儲壓差下油氣向儲集層運移[3]，實驗過程中排出油2和排出油3即反映了此種情況。隨著系統(tǒng)內(nèi)烴源巖和砂巖之間壓力平衡，流體流動逐漸緩慢到停滯。因此這一時期的特點表現(xiàn)為烴源巖壓力急劇增大—產(chǎn)生裂縫—高壓流體向附近處于正常壓力的砂巖充注—隨著砂泥巖壓力趨于準平衡—成藏作用由強緩慢變?nèi)?，完成一次成藏，為增壓排烴成藏過程。

3.2 抬升剝蝕卸載減壓排烴

隨著盆地由持續(xù)沉降轉(zhuǎn)為整體上升，在卸載減壓應(yīng)力場背景的誘發(fā)作用下，由于砂泥巖彈塑性的差異，處于高壓狀態(tài)的烴源巖多表現(xiàn)為塑性特點，在沒有出現(xiàn)明顯的壓力差時，泥巖很難發(fā)生破裂而引起流體的運移；而處于高壓狀態(tài)的砂巖，不僅保持了盆地沉降末期的壓能，同時顆粒之間也積累了較大的彈性能量，隨著卸載減壓，砂巖內(nèi)彈性能量的釋放過程，對烴源巖形成一股巨大的抽吸力，成為油氣運移的主要動力[3,9-11]。 含油氣盆地的地層剝蝕是一個普遍現(xiàn)象，大多數(shù)含油氣盆地都經(jīng)歷了1～3次地層剝蝕[10,12]。抬升剝蝕造成的源—儲壓差促進了烴類的有效排出。實驗顯示壓差越大，排烴效率越高；且存在源—儲壓差有效排烴門限值：3～6 MPa，只有達到該門限值，即抬升剝蝕300～600 m的厚度時烴類才能有效大量排出。前人通過地質(zhì)統(tǒng)計與實例剖析也證實了有效壓差門限的存在[12-13]。

3.3 壓差排烴與烴源轉(zhuǎn)化

壓力對成烴演化的影響可根據(jù)有機質(zhì)成烴動力學原理解釋[14-15]。干酪根降解生烴是一個體積增大的過程，隨著反應(yīng)的進行，壓力將增大，不利于繼續(xù)降解，總的烴產(chǎn)量會下降；另一方面，生烴反應(yīng)造成的超壓會阻止排烴，使封閉反應(yīng)體系中生成物的濃度增大，也不利于成烴反應(yīng)；氣態(tài)烴生成將導致比液態(tài)烴更為明顯的體積膨脹，所以壓力增加，氣態(tài)烴產(chǎn)量下降。此外，烴類被滯留在源巖中不僅使源巖長期保持較高的孔隙流體壓力，而且使有機質(zhì)熱演化的產(chǎn)物具有較高的分壓，抑制反應(yīng)的繼續(xù)進行[15]。而當源儲壓差達到足夠突破相對封堵時，烴源巖中生成的油氣向儲集層不斷運移，烴氣及時排出，有利于生烴反應(yīng)的繼續(xù)進行?？梢姡@種幕式間歇式排烴方式更有利于成烴反應(yīng)的進行，促進了烴源轉(zhuǎn)化。

4 結(jié)論

盆地持續(xù)沉降階段，在生烴增壓等作用下烴類可以在與烴源巖相距較近的砂巖中聚集，有利于源內(nèi)巖性圈閉的成藏，但難于遠距離運聚成藏。

盆地剝蝕抬升階段，源—儲壓差促進了烴類的有效排出，有利于長距離運聚成藏。壓差越大，排油效率越高。且存在源—儲壓差有效排烴門限值：3～6 MPa，只有達到該門限值，即抬升剝蝕300～600 m的厚度時烴類才能有效大量排出。

源—儲壓差有利于烴類的排出和烴源轉(zhuǎn)化。排烴次數(shù)和排烴動力(源—儲壓差)具有互補性，在源巖能提供大量烴類的情況下，排烴次數(shù)越多，排烴動力越大，烴類產(chǎn)率越高。

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