劉雯，邱楠生 ，徐秋晨 ，常健

1 中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2 中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249

0 引言

烴源巖生烴是高密度的干酪根轉(zhuǎn)化成低密度的油和氣的過程，由于密度差導(dǎo)致孔隙流體發(fā)生膨脹，在封閉條件較好的情況下便形成超壓。生烴增壓是油氣運移的主要動力[1-2]，對其機(jī)制的研究逐漸向定量化方向發(fā)展。目前認(rèn)為干酪根生氣以及原油裂解生氣作用是可以使含油氣盆地形成大規(guī)模超壓的主要原因[3-5]。對于干酪根生氣增壓作用，前人建立的定量計算模型沒有針對氫指數(shù)對生烴的影響、烴源巖的封閉能力、原油裂解成氣和烴源巖排烴后模型的變化進(jìn)行討論[6]。郭小文等在考慮了上述因素后，建立了適用于腐殖型干酪根烴源巖排烴前后生烴增壓的定量模型[7]。而干酪根生油作為超壓主要成因機(jī)制還存在一些爭議[8-10],有的學(xué)者認(rèn)為超壓可以在低滲透性烴源巖中保持相對比較長的時期，甚至超過毛細(xì)管力；但也有的學(xué)者根據(jù)模型計算干酪根生油導(dǎo)致孔隙流體增加的體積為15%，不能產(chǎn)生超壓[10]。國內(nèi)學(xué)者在前人研究的基礎(chǔ)上考慮了生油過程中孔隙水和油的滲漏、氫指數(shù)對生油的影響、生油作用產(chǎn)生的超壓對孔隙水和干酪根的壓實作用等因素，建立了生油增壓的定量模型[11-14]。

下寒武統(tǒng)筇竹寺組為川中高磨地區(qū)下寒武統(tǒng)龍王廟組的主力烴源巖。受多期構(gòu)造運動控制，筇竹寺組經(jīng)歷了多個連續(xù)成熟階段，現(xiàn)今處于過成熟階段[15-16]。從生物發(fā)展演化的歷史可知，寒武系甚至更早的烴源巖原始母質(zhì)的生源構(gòu)成主要是各種海相環(huán)境下的菌藻類和一些低等的水生生物，其原始的母質(zhì)類型主要以腐泥型為主[17]。因此，高磨地區(qū)深層烴源巖需要一個適用于腐泥型干酪根先生油、原油裂解生氣、干酪根再裂解生氣壓力演化的定量模型。本文生油增壓模型以腐泥型干酪根生油模型和生氣模型[7,11]為基礎(chǔ)，考慮巖石的整體壓縮系數(shù)，進(jìn)行校正。原油裂解生氣增壓計算采用Barker提出的基本方案[5]，考慮硫化氫和水生成的具體條件，對模型進(jìn)行修正。

1 生烴增壓模型建立

圖1 川中地區(qū)寒武系筇竹寺組烴源巖生烴演化模式圖Fig. 1 The pattern of hydrocarbon generation of the Cambrian Qiongzhusi Formation in the central of Sichuan Basin

深埋的腐泥型干酪根烴源巖生烴是個連續(xù)的過程。烴源巖的熱演化開始以生油為主，期間干酪根熱降解生成的濕氣在深層高溫高壓條件下會溶于原油中，產(chǎn)生的數(shù)量和體積對壓力增加的影響都作為干酪根生油階段一起考慮。隨著埋藏深度的增加，保留在烴源巖孔隙內(nèi)的油逐漸裂解成天然氣，當(dāng)溫度持續(xù)升高達(dá)到一定值時，過成熟的干酪根繼續(xù)裂解生干氣。本文建立的生烴增壓模型遵循的基本假設(shè)有：①不考慮生烴作用影響，地層為正常壓實；②干酪根減少的質(zhì)量等于石油生成的質(zhì)量；③烴源巖孔隙中油水共存，具有統(tǒng)一壓力系統(tǒng)；④不考慮水熱膨脹。圖1為建立烴源巖連續(xù)生烴增壓模型示意圖，烴源巖先后經(jīng)歷了干酪根生油增壓、原油裂解生氣增壓和干酪根裂解生氣增壓的過程。假設(shè)初始狀態(tài)孔隙孔隙壓力為靜水壓力(Ph)，烴源巖初始孔隙充滿地層水。

1.1 干酪根生油增壓定量模型

Guo等采用與正常壓實狀態(tài)下沒有烴類生成時的壓力狀態(tài)相比較的方法，建立了生油增壓模型[11]。其基本原理是生成的原油體積等于干酪根減少的體積和水及干酪根壓縮的體積。而本次研究所采用的模型是在此基礎(chǔ)上，考慮干酪根作為巖石骨架的一部分，采用生成原油的體積等于干酪根減少的體積和水及巖石整體壓縮的體積。

其中，V1為干酪根生油階段一次壓力平衡后油的體積；Vw0和Vm0分別為孔隙水和巖石骨架的原始體積(Vw0+ Vm0=1)；Cw和Cm分別為孔隙水和巖石骨架的壓縮系數(shù)；ΔP為孔隙流體壓力和靜水壓力的差值(P1=Ph+ΔP)；I為氫指數(shù)；F為干酪根的轉(zhuǎn)化率；Mk和ρk分別為烴源巖干酪根的原始質(zhì)量和密度。

如果考慮烴源巖對液態(tài)油的封閉能力，定義α為石油殘留系數(shù)，即存在于烴源巖孔隙中的石油質(zhì)量與原始生成石油質(zhì)量之比。其大小受烴源巖滲透率影響，滲透率越低，α值越大。則存在于烴源巖孔隙中石油的體積為：

其中，Ph為靜水壓力；Co為石油壓縮系數(shù)；Mo為生成石油的質(zhì)量(等于消耗的干酪根的質(zhì)量)；ρo為石油密度。將公式(1)和(2)整理得到烴源巖生烴壓力模型：

其中，D=ρk/ρo。

1.2 原油裂解生氣增壓模型

原油裂解生氣的過程是氫原子重排的過程，會形成一個富氫物質(zhì)和一個貧氫物質(zhì)[5]。在這一理論下，Barker認(rèn)為當(dāng)原油全部裂解生成甲烷和含碳?xì)堅鼤r，1體積的油可以裂解成706.25體積的氣體(標(biāo)準(zhǔn)狀況下)；當(dāng)有2%的氫保留在碳?xì)堅鼤r，1體積的油可以裂解成668.75體積的氣體(標(biāo)準(zhǔn)狀況下)；當(dāng)有5%的氫保留在碳?xì)堄辔镏袝r且生成體積比為9：1的甲烷和乙烷時，1體積的油則可以裂解成537.5倍的氣體。本次研究建立的原油裂解生氣模型的初始狀態(tài)是烴源巖生油結(jié)束的狀態(tài)，即原油的初始狀態(tài)是高溫高壓的地下流體。若使用標(biāo)準(zhǔn)狀況下計算得到的油氣轉(zhuǎn)化率，則原油的實際體積需要用體積系數(shù)校正到標(biāo)準(zhǔn)狀況下。原油的體積系數(shù)是地層油體積與地面脫氣油體積之比，隨著壓力增大而升高，達(dá)到20 MPa后趨于常數(shù)，約為1.57[18]。

在開放體系中，孔隙流體壓力保持靜水壓力，裂解所生成的氣體調(diào)整為相應(yīng)的體積。而在封閉體系中，空間恒定，則氣體的壓力會遠(yuǎn)高于相同深度的靜水壓力。要想得到封閉體系中氣體的壓力，首先要得到在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下氣體的體積。

假設(shè)孔隙中充滿了油和水，根據(jù)Barker的計算結(jié)果[5]，計算一定體積的油可以裂解得到氣體在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的體積：

其中，Vg為裂解得到的氣體在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的體積；a為油在孔隙中所占的比例(%)；V1為孔隙體積(V1=Vw1+Vo1)；k為原油的裂解率；F為在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下1體積的油裂解生成氣體的體積倍數(shù)。

在地質(zhì)條件下，原油裂解生成的氣體會有一定比例溶解在孔隙水中，換算成標(biāo)準(zhǔn)狀況下氣體的體積為：

其中：Vgw為溶解在孔隙水中原油裂解氣在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的體積；Sgw為氣體在水中的溶解度；T0=273.15K和P0=0.1MPa分別為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的溫度和壓力；T為地層溫度(K)。

則在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下原油裂解得到氣體的體積為：

而實際地層中可容納氣體的空間油減少的體積以及油和水被壓縮的體積，再減去碳?xì)堄嗨俭w積和水受熱膨脹的體積。由于水的壓縮和膨脹作用較為復(fù)雜，且對整體壓力的影響較小，本次研究中不考慮水體積的變化。因此，實際地層中可容納氣體的體積為：

其中，Vr為原油裂解后剩余的碳?xì)堅籆o為油的壓縮系數(shù)。

因此，根據(jù)狀態(tài)方程計算得到：

其中，Z為靜巖壓力下的壓縮系數(shù)。

整理公式(9)得到：

其中：

通過求解方程得到壓力P的表達(dá)式為：

1.3 干酪根生氣增壓定量模型

干酪根生氣模型建立與生油模型相似，初始壓力的狀態(tài)不同。生油模型中，孔隙流體為水，壓力處于靜水壓力；而生氣模型中，烴源巖經(jīng)歷了干酪根生油增壓和油裂解生氣增壓兩個過程，初始孔隙流體為水和氣，壓力的初始狀態(tài)為P2。則干酪根生氣時，壓力的狀態(tài)為：

其中：D’=ρk/ρg；Vw2、Vg2和Vm2分別為原油裂解生氣后孔隙水、氣體和巖石骨架的體積(Vw2+Vg2+Vm2=1)；Cg為天然氣的壓縮系數(shù)；F’為干酪根生氣的轉(zhuǎn)化率；Mk和ρk分別為烴源巖剩余干酪根的質(zhì)量和密度。

2 筇竹寺組烴源巖熱演化

四川盆地位于中國西南上揚子克拉通的西北部，為揚子克拉通最穩(wěn)定的區(qū)域。川中古隆起是四川盆地中部樂山—龍女寺鼻狀構(gòu)造的一部分, 位于龍泉山深大斷裂以東、華鎣山深大斷裂以西。在川中古隆起構(gòu)造低部位高石梯—磨溪地區(qū)發(fā)現(xiàn)寒武系特大型氣田，主力產(chǎn)層龍王廟組為孔洞型白云巖，寒武系筇竹寺組頁巖是主要烴源巖[15,17]。筇竹寺組主要為黑色、灰黑色泥頁巖、炭質(zhì)泥巖，TOC為0.07%～7.56%，平均1.56%；干酪根碳同位素值分布在-36.8‰～-29.9‰之間，平均-32.8‰，具有典型腐泥型干酪根的特征。巖心觀察發(fā)現(xiàn)，在龍王廟組白云巖和筇竹寺組的裂縫中發(fā)育不規(guī)則侵染狀或粒狀的固態(tài)瀝青，通常為膠瀝青和碳瀝青，成熟度高[15]。

以磨溪9井為例，根據(jù)前人對川中地區(qū)熱史的恢復(fù)結(jié)果[19-20]，采用BasinMod 1D軟件的瞬時熱流模型和EASY%RO模型，以現(xiàn)今狀態(tài)為約束，模擬筇竹寺組的溫度演化和成熟度。溫度演化結(jié)果顯示(圖2)，高磨地區(qū)筇竹寺組經(jīng)歷了兩次升溫和降溫過程，晚二疊世以來的第二次快速升溫過程，直到晚白堊世初期，筇竹寺組底部的最高溫度達(dá)到240℃。成熟度模擬結(jié)果顯示(圖2)，高石梯—磨溪地區(qū)筇竹寺組烴源巖現(xiàn)今處于過成熟階段。早三疊世初期烴源巖開始生烴；早侏羅世初至中侏羅世末，處于生油高峰階段(RO=0.8%～1.3%)；晚侏羅世的燕山運動之后，處于高成熟期(RO=1.3%～2.0%)；白堊紀(jì)初期，筇竹寺組泥頁巖進(jìn)入過成熟的干氣生成階段。因此，筇竹寺組的烴源巖生烴演化是個連續(xù)的過程，應(yīng)逐步采用腐泥型干酪根生油模型、原油裂解生氣模型、腐泥型干酪根生氣模型模擬各階段的壓力演化。

根據(jù)高磨地區(qū)的實際情況，設(shè)置烴源巖的有機(jī)碳含量為4.36%，氫指數(shù)為15 mg/g。烴源巖孔隙度的計算采用倒數(shù)壓實模型，取生油初始孔隙度為20%，腐泥型干酪根的轉(zhuǎn)化率采用LLNL干酪根生烴動力學(xué)模型。筇竹寺組生烴史模擬結(jié)果顯示(圖2)，三疊紀(jì)初烴源巖RO達(dá)到0.5%，進(jìn)入生烴門限；侏羅紀(jì)初期，距今約200 Ma筇竹寺組底部烴源巖RO達(dá)到0.7%，進(jìn)入主生油期，生烴轉(zhuǎn)化率為6%，對應(yīng)深度為3825 m，溫度為116℃；中侏羅世初期，距今約176 Ma，烴源巖RO達(dá)到1.0%生油達(dá)到高峰期，生烴轉(zhuǎn)化率為82%，對應(yīng)埋深為4330 m，溫度為142℃；到中侏羅世末期，生油結(jié)束，烴源巖RO達(dá)到1.3%，生烴轉(zhuǎn)化率為100%，埋深為5290 m，溫度為168℃。從晚侏羅世初期到早白堊世初，筇竹寺組地層溫度為168℃～210℃，保留在筇竹寺內(nèi)的原油發(fā)生裂解生氣作用，裂解率與溫度的關(guān)系參考Waples的實驗結(jié)果[21]。早白堊世初到晚白堊世初，埋深達(dá)到最大，筇竹寺組的RO大于2.6%，地層溫度為210℃～240℃，達(dá)到干酪根裂解生氣的臨界條件。但目前對儲層中氣體成因的判別未發(fā)現(xiàn)干酪根裂解成因氣，因此認(rèn)為烴源巖中干酪根直接裂解生氣的量較少，對壓力的影響較小。

3 筇竹寺組壓力演化

從晚二疊世到中侏羅世末期，磨溪9井筇竹寺組處于生油階段，采用腐泥型干酪根生油增壓模型定量計算壓力演化。其中地層水密度為1.03 g/cm3，巖石密度2.6 g/cm3，原油密度為0.85 g/cm3。地層水壓縮系數(shù)為4.4×10-4MPa-1，原油壓縮系數(shù)為22×10-4MPa-1，巖石壓縮系數(shù)為14×10-4MPa-1。殘留系數(shù)為0.9。烴源巖干酪根的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為實測TOC、巖石密度和轉(zhuǎn)換因子的乘積[22]，對于由埋深引起的溫度與壓力的增加導(dǎo)致干酪根的熱降解及生烴，腐泥型干酪根到TOC的轉(zhuǎn)換因子為1.2。根據(jù)磨溪9井的生烴史，分別取不同時間對應(yīng)筇竹寺組的溫度、埋深、轉(zhuǎn)化率和RO，根據(jù)生油增壓模型(公式3、4)計算由于生油作用產(chǎn)生的累積增壓量。壓力演化結(jié)果顯示(表1)，從250 Ma(1625 m)開始，烴源巖達(dá)到生烴門限，生油增壓開始累積；從200 Ma(3825 m)到176 Ma(4330 m)，生油增壓快速累積，干酪根轉(zhuǎn)化率達(dá)到82%，超壓累積達(dá)到59.36 MPa；到165 Ma(5223 m)生油結(jié)束時，筇竹寺組烴源巖的地層壓力為119.42 MPa，由生油作用形成的累積超壓達(dá)66.70 MPa，壓力系數(shù)達(dá)2.27。根據(jù)公式(1)和初始孔隙度計算可得，筇竹寺組生油結(jié)束后，含油飽和度為0.44，這也是原油裂解生氣的起始狀態(tài)。

圖2 磨溪9井埋藏史及筇竹寺組烴源巖熱演化Fig. 2 The burial history and the source rocks thermalevolution in Qiongzhusi Formation of Well MX9

表1 筇竹寺組烴源巖生油增壓計算結(jié)果Table 1 The overpressure results caused by oil generation in Qiongzhusi Formation

筇竹寺組干酪根生油結(jié)束后，從晚侏羅世初期到早白堊世初期，隨著地層繼續(xù)快速埋深，溫度持續(xù)增大，保留在烴源巖內(nèi)的原油繼續(xù)發(fā)生裂解生氣作用。根據(jù)建立的原油裂解模型(公式11)模擬裂解生氣階段筇竹寺組壓力的變化。其中初始原油飽和度為0.44，油氣體積轉(zhuǎn)化率為537.5，甲烷在水中的溶解度體積百分?jǐn)?shù)為0.03%，殘余碳體積為17.5%，校正系數(shù)1.5，其余參數(shù)與腐泥型干酪根生油增壓模型相一致。計算結(jié)果顯示(表2)，原油裂解的起始階段壓力迅速增大，少量原油裂解產(chǎn)生的壓力就可接近烴源巖靜巖壓力。du Rouchet認(rèn)為當(dāng)超壓體系中孔隙流體壓力達(dá)到上覆地層靜巖壓力的70%～90%時，將形成垂直微裂縫[22-23]。當(dāng)筇竹寺組的原油裂解率約為9%時，地層壓力達(dá)到破裂壓力，烴源巖開啟微裂縫，氣體散失；直到地層壓力再次小于破裂壓力時，烴源巖閉合。原油繼續(xù)裂解，當(dāng)壓力再次達(dá)到破裂壓力時，重復(fù)排烴過程，直到140 Ma裂解結(jié)束，達(dá)到壓力平衡，地層壓力略低于破裂壓力。需要說明的是，本次模擬所采用的烴源巖參數(shù)均為現(xiàn)今參數(shù)。由于川中地區(qū)的龍王廟組經(jīng)歷過深埋作用，全區(qū)的烴源巖演化都是過成熟狀態(tài)，難以得到烴源巖低熟狀態(tài)下的參數(shù)。但模擬結(jié)果顯示，即使采用過成熟的烴源巖參數(shù)得到的累積壓力已經(jīng)逼近甚至突破蓋層的破裂壓力，若采用原始烴源巖參數(shù)效果類似，可能達(dá)到破裂壓力的時間會更早。

綜上所述，四川盆地高磨地區(qū)筇竹寺組晚二疊世時，達(dá)到生烴門限，開始生油，地層溫度約為90 ℃；早侏羅世初，地層溫度約為120 ℃，開始大量生烴，超壓開始快速累積；中侏羅世初期，地層溫度達(dá)到140 ℃，干酪根生油轉(zhuǎn)化率達(dá)80%，生油階段累積超壓約60 MPa，壓力系數(shù)達(dá)2.36；中侏羅世末期，地層溫度約168 ℃，原油開始裂解生氣，當(dāng)油裂解氣的轉(zhuǎn)化率約為8%時，壓力系數(shù)大于2.5，地層壓力大于破裂壓力，烴源巖開啟微裂縫，氣體散失；到早白堊世初期，地層溫度達(dá)到210 ℃，原油完全裂解，烴源巖在原油裂解生氣過程中發(fā)生幕式排烴，最終地層壓力保持平衡，壓力系數(shù)約為2.2 (圖3)。

表2 筇竹寺組原油裂解生氣增壓量計算結(jié)果Table 2 The overpressure results caused by oil craking in Qiongzhusi Formation

圖3 磨溪9井筇竹寺組生烴過程累積超壓及壓力系數(shù)演化Fig. 3 The evolution of excess pressure and pressure coefficient during the process of hydrocarbon generation in Qiongzhusi Formation of Well MX9

4 討論

壓力和溫度的耦合關(guān)系決定溫度參數(shù)是生烴增壓模型中的重要條件，不僅影響著生油階段干酪根的轉(zhuǎn)化率，也影響著原油裂解的速率。除熱史背景外，生油增壓模型中，烴源巖有機(jī)碳含量、氫指數(shù)和殘留系數(shù)對生油增壓強(qiáng)度都有影響，以氫指數(shù)的影響最小，有機(jī)碳含量次之，殘留系數(shù)影響最大[11,25-26]。石油殘留系數(shù)決定烴源巖孔隙中的殘留油飽和度，不僅對生油階段的壓力有很大影響，也是原油裂解生氣增壓模型的重要參數(shù)。對于磨溪9井，有機(jī)碳含量為4.36%，氫指數(shù)為15 mg/g，當(dāng)殘留系數(shù)大于0.5時，才會形成明顯超壓。當(dāng)殘留系數(shù)每增加0.05時，相同深度增加壓力7 MPa～8 MPa，壓力系數(shù)增大0.3～0.4，說明烴源巖封閉條件對生油增壓具有非常重要的影響(圖4)。烴源巖的封閉條件越好，生油作用所產(chǎn)生的超壓程度越大。

對于原油裂解氣模型，模型中油氣的油氣轉(zhuǎn)化率、初始含油飽和度和裂解速率是最重要的參數(shù)，分別與原油的組分和烴源巖的封閉性有關(guān)。當(dāng)其他參數(shù)一定時，原油中硫的含量越高，壓力增大的幅度越小(圖5)。若原油中含有一定量的硫和氧，也會消耗一部分氫，形成硫化氫和水(原油中的氮則一般形成氮氣)。特別是在鐵含量較低的碳酸鹽巖中，原油中的硫難以形成黃鐵礦而以硫化氫作為原油裂解的產(chǎn)物。當(dāng)甲烷和硫化氫的比例達(dá)到2:1時，原油中20%的氫會用來形成硫化氫和氫硫酸，則1體積的原油裂解只能得到431.25倍的氣體。對高磨地區(qū)龍王廟組天然氣和瀝青族組分分析顯示，硫的摩爾含量較低，考慮到原油運移過程中元素的變化，硫的含量在0～7.5%。本文中原油裂解速率與溫度的關(guān)系式參照Waples發(fā)表的成果，但近年來很多學(xué)者研究表明，超壓的形成會抑制原油裂解的進(jìn)度，特別是原油裂解的啟動溫度[25-26]。

圖4 磨溪9井筇竹寺組不同殘留系數(shù)(α)下生油階段地層壓力和壓力系數(shù)隨深度變化關(guān)系Fig. 4 The pore pressure and pressure coefficient caused by oil generation at different retention coefficient vary with depth of Qiongzhusi Formation in Well MX9

圖5 磨溪9井筇竹寺組不同組分原油裂解生氣地層壓力和壓力系數(shù)隨深度變化關(guān)系Fig. 5 The pore pressure and pressure coefficient caused by oil cracking at different retention coefficient vary with depth of Qiongzhusi Formation in Well MX9

5 結(jié)論

(1)川中高磨地區(qū)下寒武統(tǒng)筇竹寺組烴源巖經(jīng)歷了晚二疊世末到中侏羅世末的生油階段、中侏羅世末到早白堊世初的原油裂解生油階段和后期干酪根生氣階段?？紤]到巖石的整體壓縮系數(shù)和原油組分特征，建立了適用于腐泥型干酪根連續(xù)生烴的增壓模型。

(2)由生油增壓模型計算，川中地區(qū)筇竹寺組晚二疊世末到三疊紀(jì)末生油初期階段，超壓開始累積，緩慢增大；早侏羅世初，進(jìn)入生油窗階段，超壓快速累積，到中侏羅世初期超壓達(dá)到最大，壓力系數(shù)約為2.4；到中侏羅世末期，生油作用結(jié)束，超壓程度略有降低，壓力系數(shù)約為2.27。由原油裂解生氣增壓模型計算，中侏羅世末期到早白堊世初期筇竹寺組內(nèi)保

留原油進(jìn)入裂解生氣階段。當(dāng)油裂解氣的轉(zhuǎn)化率約為9%時，壓力系數(shù)大于2.5，地層壓力大于破裂壓力，烴源巖開啟微裂縫，氣體散失；到早白堊世初期，原油完全裂解。烴源巖在原油裂解生氣過程中發(fā)生幕式排烴，最終地層壓力保持平衡，壓力系數(shù)約為2.2。

(3)除有機(jī)質(zhì)類型、有機(jī)質(zhì)豐度和熱史背景外，烴源巖的封閉條件是影響生烴增壓作用的重要因素。封閉性越好，烴源巖生油階段產(chǎn)生的超壓越大，烴源巖內(nèi)的含油飽和度越高。而烴源巖生油階段殘留的含油飽和度是原油裂解生氣階段的初始狀態(tài)。對于原油裂解生氣模型，油氣轉(zhuǎn)化率和原油裂解速率是最重要的參數(shù)。油氣轉(zhuǎn)化率受原油組分影響，含硫量越高，油氣轉(zhuǎn)化率越低，壓力增大程度越低。而超壓對原油裂解的起始階段有抑制作用，裂解開始的溫度更高，裂解速率則會降低。