葛云錦 賀永紅 許璟 馬芳俠 杜克鋒 李紅進(jìn)

收稿日期：2023-10-31

基金項(xiàng)目：陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程計(jì)劃項(xiàng)目（2012KTZB03-03）

第一作者及通信作者：葛云錦（1981-），男，教授級(jí)高工，博士，研究方向?yàn)榉浅Ｒ?guī)石油勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)。E-mail：121853731@qq.com。

文章編號(hào)：1673-5005（2024）02-0037-08??? doi：10.3969/j.issn.1673-5005.2024.02.004

摘要：通過(guò)低成熟度泥巖生排烴模擬試驗(yàn)，結(jié)合高壓壓汞、液氮吸附、核磁共振等測(cè)試手段，對(duì)鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)7泥巖的生油、儲(chǔ)油、排油及熱演化特征進(jìn)行研究，對(duì)生成原油及其可動(dòng)性進(jìn)行分析，建立全過(guò)程演化模式。結(jié)果表明：長(zhǎng)7泥巖最大的生油量出現(xiàn)在成熟度Ro=1.0%附近，生油量約為120 mg/g TOC，而后隨著成熟度增高，生液態(tài)烴量逐漸降低，氣態(tài)烴量逐漸增加，累積生烴量持續(xù)增大；排出頁(yè)巖油量隨成熟度增加呈現(xiàn)先升高后降低的趨勢(shì)，在Ro為1.15%時(shí)液態(tài)烴排出量最大，約為64.55 mg/g TOC，之后隨后成熟度繼續(xù)增大，液態(tài)烴排出率迅速降低；隨熱演化程度升高，泥巖微孔體積持續(xù)增大，中孔體積先增大后減少，大孔體積先減小后增大，宏孔持續(xù)增大；可動(dòng)流體飽和度先增大后減小再增大，不同成熟度泥巖可動(dòng)流體平均為23.17%；長(zhǎng)7泥巖生儲(chǔ)排烴演化過(guò)程可劃分為低成熟階段、成熟—自飽和階段、成熟—排油階段、成熟—高成熟階段4個(gè)階段。

關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地； 頁(yè)巖油； 生排烴； 可動(dòng)流體； 演化模式

中圖分類號(hào)：TE 121.1??? 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：葛云錦，賀永紅，許璟，等.鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7泥巖生-儲(chǔ)-排油特征及演化模式［J］.中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2024，48（2）：37-44.

GE Yunjin， HE Yonghong， XU Jing， et al. Source-reservoir-oil characteristics and evolution model of Chang 7 shale in Ordos Basin ［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2024，48（2）：37-44.

Source-reservoir-oil characteristics and evolution model

of Chang 7 shale in Ordos Basin

GE Yunjin， HE Yonghong， XU Jing， MA Fangxia， DU Kefeng， LI Hongjin

（Reseach Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum （Group） Company Limited， Xian 710065， China）

Abstract： Based on hydrocarbon generation simulation experiments， this study investigates oil generation， storage， and discharge， as well as the thermal evolution characteristics of the Chang 7 mudstone in the Ordos Basin. Through the integration of high-pressure mercury injection， liquid nitrogen adsorption， nuclear magnetic resonance， and other testing methods， the generated crude oil and its mobility was discussed， culminating in the establishment of a comprehensive evolution model for the oil . The findings indicate that the peak oil generation of Chang 7 mud shale occurs near a maturity level of Ro=1.0%， corresponding to approximately 120 mg/g TOC. Subsequently， as maturity increases， the quantity of liquid hydrocarbons gradually decrease while gaseous hydrocarbons show a gradual increase.The cumulative hydrocarbon generation continues to rise. The discharge of liquid hydrocarbons reaches its maximum （about 64.55 mg/g TOC） at a Ro of 1.15%. As maturity further increases， the discharge rate of liquid hydrocarbons decreases rapidly. With the increase of thermal evolution degree， the micropore volume of Chang 7 mud shale continues to increase， while the mesopore volume initially increases and then decreases. The macropore volume exhibits an initial decrease followed by an increase. The movable fluid saturation experiences an initial increase， followed by a decrease， and then another increase with increasing thermal maturity. On average， the movable fluid content in mudstone with varying maturity levels is 23.17%. Based on the data pertaining to hydrocarbon generation， expulsion， retention， pore evolution， and movable fluid， the evolution process of Chang 7 mudstone can be divided into four stages： low maturity， mature self-saturation， mature drainage， and mature-high maturity.

Keywords： Ordos Basin; shale oil; hydrocarbon generation and expulsion; movable fluid; evolution model

近年來(lái)，頁(yè)巖油已逐漸成為全球重要的資源與戰(zhàn)略接替［1-4］，借鑒北美地區(qū)成功勘探開(kāi)發(fā)頁(yè)巖油的經(jīng)驗(yàn)，中國(guó)陸相頁(yè)巖油的勘探開(kāi)發(fā)取得長(zhǎng)足的進(jìn)展［5-7］，松遼盆地、鄂爾多斯盆地等實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖油的勘探開(kāi)發(fā)，其中鄂爾多斯盆地慶城油田提交頁(yè)巖油探明地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá) 10.52×108? t，延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段也成為中國(guó)陸相頁(yè)巖的研究熱點(diǎn)［8-9］。前人對(duì)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7開(kāi)展沉積環(huán)境、生烴特征、孔隙演化、勘探潛力［10-11］等研究。針對(duì)長(zhǎng)7泥頁(yè)巖的生烴特征，有學(xué)者用黑色頁(yè)巖和暗色泥巖分別在開(kāi)放體系下進(jìn)行生烴模擬試驗(yàn)，得到兩種巖性的動(dòng)力學(xué)參數(shù)［12-15］。有學(xué)者開(kāi)展天然長(zhǎng)7頁(yè)巖的模擬試驗(yàn)，計(jì)算頁(yè)巖活化能的分布［16-17］，認(rèn)為頁(yè)巖活化能分布范圍較泥巖集中。但前期研究主要關(guān)注高有機(jī)碳含量（TOC）的黑色頁(yè)巖，對(duì)TOC相對(duì)較低的暗色泥巖的生排烴過(guò)程及其孔隙演化、流體可動(dòng)性的研究鮮有報(bào)道。鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7暗色泥巖大范圍分布，也是重要的烴源巖，且暗色泥巖中的砂巖夾層水平井獲得較高的頁(yè)巖油產(chǎn)量，表明泥巖滯留烴可能對(duì)頁(yè)巖油具有一定貢獻(xiàn)，值得深入研究。因此筆者選取成熟度較低的長(zhǎng)7泥巖塊狀樣品開(kāi)展生烴模擬試驗(yàn)，對(duì)生油窗范圍內(nèi)泥巖的生排烴特征進(jìn)行定性-定量研究，獲取孔隙演化、可動(dòng)流體等關(guān)鍵參數(shù)，建立演化模式，為鄂爾多斯盆地頁(yè)巖油甜點(diǎn)預(yù)測(cè)、資源評(píng)價(jià)提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

1? 研究樣品與試驗(yàn)

選取位于埋深較淺的、延長(zhǎng)探區(qū)東部C171井的長(zhǎng)7泥巖樣品進(jìn)行生排烴模擬試驗(yàn)，取芯深度為863.00 m，樣品的w（TOC）為2%， 鏡質(zhì)體反射率（Ro）為0.67%，有機(jī)質(zhì)組分以腐泥組為主，屬Ⅰ—Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)。樣品石英和長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)約59%，黏土礦物體積分?jǐn)?shù)約35%，碳酸鹽礦物體積分?jǐn)?shù)低于10%。

生排烴模擬試驗(yàn)儀器系統(tǒng)主要由加壓系統(tǒng)、高壓樣品室、加熱系統(tǒng)、排烴控制系統(tǒng)、產(chǎn)物收集系統(tǒng)、自動(dòng)控制系統(tǒng)及外圍輔助系統(tǒng)等組成，高壓樣品室容積可容納180 g的泥巖樣品。試驗(yàn)步驟：①將樣品裝入高壓樣品室；②室溫下對(duì)試驗(yàn)系統(tǒng)加氦氣（壓力大于5 MPa），平衡后檢測(cè)壓力變化情況，要求系統(tǒng)無(wú)漏；③試驗(yàn)條件設(shè)定，開(kāi)啟加壓加溫系統(tǒng)，每個(gè)樣品使用 20 ℃/min加熱至目標(biāo)溫度后，恒溫72 h；④試驗(yàn)完成后，收集氣體和排出液體產(chǎn)物。氣液分離罐內(nèi)及排烴管路和釜體內(nèi)壁的液態(tài)烴用二氯甲烷溶解保存，得到排出油；固體殘余物經(jīng)二氯甲烷索式抽提后稱量，為滯留油；收集到的氣體為氣態(tài)烴和CO2等混合物。根據(jù)研究區(qū)烴源巖沉積埋藏史，計(jì)算模擬試驗(yàn)溫度、覆壓條件，設(shè)定6個(gè)溫度點(diǎn)（ 300、320、340、370、420、450 ℃） ，不同溫度點(diǎn)計(jì)算對(duì)應(yīng)埋深設(shè)定上覆壓力，模擬地下條件泥巖生排烴過(guò)程。因最后450 ℃溫度點(diǎn)產(chǎn)物Ro無(wú)法準(zhǔn)確測(cè)出，僅討論前5個(gè)溫度點(diǎn)的試驗(yàn)結(jié)果。

2? 試驗(yàn)結(jié)果

2.1? 生、儲(chǔ)、排烴特征

2.1.1? 排出烴類特征

結(jié)果顯示，長(zhǎng)7泥巖的在模擬溫度370 ℃時(shí)（Ro為1.15%）液態(tài)烴排出率最大，約為64.55 mg/g TOC，在熱模擬溫度達(dá)到420 ℃時(shí)（Ro為1.78%）達(dá)到最大氣烴排出率，約為119.19 mg/g TOC。隨后成熟度繼續(xù)增大，液烴排出率迅速降低。反映液烴排出率隨成熟度的增大具有先增加后減小的趨勢(shì)，與Tissot提出的石油生成模擬式吻合（圖1（a））。

組分分析顯示，隨著溫度增高，排出原油的飽和烴含量總體呈現(xiàn)先增大后減小，再增大的趨勢(shì)， Ro在0.9%～1.15%生成的原油，飽和烴含量相對(duì)穩(wěn)定，都約在50%，表明鄂爾多斯盆地?zé)N源巖品質(zhì)好，生成的油質(zhì)均較輕，利于采出。芳烴含量則隨著成熟度的增高持續(xù)增大，從Ro為0.86%的8.89%，增加到Ro為1.79%時(shí)的28.73%，其原因是隨著成熟度增高，烴源巖生成液態(tài)烴逐漸變少，而此時(shí)C6—C14化合物大量裂解為C1—C5氣態(tài)烴，伴隨苯及其同系物的生成，導(dǎo)致芳烴含量逐漸增大。隨試驗(yàn)溫度的升高，非烴與瀝青質(zhì)含量總體呈逐漸降低的趨勢(shì)，表明隨烴源巖成熟度增高，生成原油中輕質(zhì)含量較多。Ro為0.86%時(shí)生成的原油中瀝青質(zhì)與非烴含量高，表明烴源巖成熟早期生成的原油密度大，極性組分較高（圖1（b））。

2.1.2? 滯留烴類特征

氯仿瀝青能比較準(zhǔn)確的代表巖樣中溶于氯仿的瀝青物質(zhì)含量，包括游離烴、吸附烴和溶解烴，可近似代表巖石中滯留的烴類物質(zhì)的量。取試驗(yàn)結(jié)束后不同溫度點(diǎn)的渣樣，進(jìn)行氯仿瀝青提取，以探討不同成熟度烴源巖樣品中滯留烴類質(zhì)量和組分。

從不同溫度點(diǎn)氯仿瀝青“A”的量可以看出，溫度為340 ℃時(shí)（

Ro為1.0%）滯留液態(tài)烴數(shù)量最大，約為108.5 mg/g TOC，在溫度為320 ℃時(shí)（Ro為0.94%）時(shí)，約為102 mg/g TOC，表明Ro為0.9%～1.0%時(shí)，泥巖中的可溶烴大量生成，為生油高峰期，但此時(shí)排出原油數(shù)量較低，說(shuō)明烴源巖生成的原油剛剛達(dá)到自身飽和階段，尚未開(kāi)始大量排烴。在溫度為370 ℃時(shí)（Ro為1.15%）時(shí)，排出烴達(dá)到最大值，氯仿瀝青“A”快速降低，約為32.0 mg/g TOC，表明生成烴類大量排出，滯留量降低；而后隨著溫度升高，排出烴和滯留烴都逐漸降低（圖2（a））。

組分分析顯示，隨著成熟度增加，滯留原油的飽和烴含量逐漸減少，Ro在0.9%～1.0%生成的原油飽和烴含量相對(duì)穩(wěn)定，都大于60%，表明原油品質(zhì)較好，有利于采出。隨著成熟度的提高，滯留烴中芳香烴含量增大，從Ro為0.86%的13.12%，增加到Ro為1.79%時(shí)的約40%，說(shuō)明隨著成熟度增高，液態(tài)烴在高溫下發(fā)生裂解，伴隨苯及其同系物的生成。非烴與瀝青質(zhì)含量也隨著成熟度增加而小幅增加，表明隨成熟度增大，產(chǎn)生的非烴和瀝青質(zhì)較多，逐漸過(guò)渡到生氣為主（圖2（b））。

用排出油、滯留油的和近似代表泥頁(yè)巖總生油量。結(jié)果顯示，長(zhǎng)7泥巖最大生油量出現(xiàn)在成熟度為Ro約為1.0%，總生油量約為120 mg/g TOC；而后隨著溫度升高，生油量逐漸降低，氣態(tài)烴量逐漸增加，累積生烴量仍然處于上升趨勢(shì)。

2.2? 試驗(yàn)渣樣分析

2.2.1? 渣樣熱解分析

巖石熱解試驗(yàn)結(jié)果顯示，模擬試驗(yàn)渣樣的生烴能力與原始樣品相比有不同程度的減弱，溫度越高，渣樣產(chǎn)油潛量和氫指數(shù)越低，氫指數(shù)從最高約為147 mg/g降低到約為10 mg/g。以 Ro為1.1%為轉(zhuǎn)折點(diǎn)，產(chǎn)油潛量和產(chǎn)率指數(shù)表現(xiàn)為快速降低和緩慢降低2個(gè)階段。即長(zhǎng)7泥巖的絕大多數(shù)氫元素?fù)p失發(fā)生在Ro為1.1%之前，即生油高峰之前。此外，隨熱成熟度的升高，渣樣的有效碳總體變小，其降低的幅度與氫指數(shù)、產(chǎn)烴潛量變化規(guī)律相似。產(chǎn)率指數(shù)不斷增大，表明有機(jī)質(zhì)生成油氣增多。

從試驗(yàn)渣樣中提取干酪根進(jìn)行總碳同位素（δ13C）分析，結(jié)果顯示，各成熟度試驗(yàn)渣樣的δ13C變化范圍非常小，在-28.38‰ ～ -30.51‰變化，總體上隨模擬溫度的增加而變重。初始樣品δ13C最輕為-30.51‰，在溫度為340 ℃之前隨溫度升高緩慢變重，從340 ℃（Ro為1.0%）向370 ℃（Ro為1.15%）變化時(shí)，增重速度較快，由-30.40‰變化到-28.91‰，此后渣樣δ13C值隨溫度增加緩慢增加，與前人試驗(yàn)結(jié)果基本吻合［17］。δ13C迅速變重對(duì)應(yīng)著泥巖快速排烴階段，證明Ro為1.15%時(shí)是大量排烴時(shí)期。

2.2.2? 渣樣孔隙變化

前人研究指出，油頁(yè)巖在熱模擬過(guò)程中，隨著加熱溫度的上升，油頁(yè)巖孔隙由以微孔為主逐漸變?yōu)橐源罂诪橹鳎?8］。通過(guò)原樣及每個(gè)溫度點(diǎn)的試驗(yàn)渣樣的高壓壓汞和氮?dú)馕铰?lián)合孔隙測(cè)試，得出不同溫度下泥巖不同尺度的孔隙體積全孔徑變化率曲線（圖3）。結(jié)果可以看出，長(zhǎng)7泥巖的孔隙體積主要由0.5～2 nm的微孔、10～300 nm的中—大孔和5～50 μm的宏孔組成。低成熟度（生油之前）長(zhǎng)7泥巖孔隙體積主要在10～100 nm，微孔極少；

3? 試驗(yàn)結(jié)果討論

3.1? 泥巖孔隙演化

Modica等［19］提出泥頁(yè)巖孔隙演化主要受控于干酪根熱演化，而與基質(zhì)礦物孔隙演化關(guān)系不大；崔景偉等［20］認(rèn)為頁(yè)巖孔隙演化受生烴、機(jī)械壓實(shí)和化學(xué)壓實(shí)作用共同作用；吳松濤等［10］認(rèn)為有機(jī)質(zhì)熱演化和黏土礦物轉(zhuǎn)化與泥頁(yè)巖孔隙演化同期發(fā)生，主要在生油窗后期—生氣窗早期。因此有機(jī)質(zhì)主要生烴期可能是泥頁(yè)巖孔隙演化的關(guān)鍵時(shí)期［21］。

渣樣的高壓壓汞和氮?dú)馕皆囼?yàn)結(jié)果顯示，隨熱演化程度升高，泥巖不同孔徑對(duì)應(yīng)的孔體積變化情況不同。微孔（孔徑小于2 nm）的孔體積持續(xù)增大，說(shuō)明有機(jī)質(zhì)生烴造成有機(jī)質(zhì)孔隙持續(xù)增加，與前人觀點(diǎn)吻合［22］。中孔（孔徑在2～50 nm）的孔體積先增大后減少，大孔（孔徑在50～1000 nm）的孔體積先減小后增大，宏孔（孔徑大于1000 nm）的孔體積一直增大。中孔（孔徑在2～50 nm）和大孔（孔徑在50～1000 nm）的孔體積隨孔徑變化率最大，表明此范圍內(nèi)的孔隙數(shù)量較多，對(duì)孔體積貢獻(xiàn)最大，微孔貢獻(xiàn)最小。

隨著熱演化程度的增加，泥巖樣品孔隙體積呈現(xiàn)先變小后增加的過(guò)程。早期當(dāng)0.67%1.5%時(shí)，隨著氣態(tài)烴產(chǎn)率急劇升高，孔隙體積進(jìn)一步增大，尤其是宏孔明顯增加（圖4）。說(shuō)明干酪根持續(xù)生烴會(huì)使得泥頁(yè)巖孔隙體積增加，尤其是大孔隙增加明顯，對(duì)頁(yè)巖油氣的儲(chǔ)存、采出都具有一定促進(jìn)作用。

3.2? 泥巖可動(dòng)流體

泥頁(yè)巖內(nèi)部流體可動(dòng)性對(duì)頁(yè)巖油勘探開(kāi)發(fā)意義重大，但分析難度較大，核磁共振技術(shù)具備無(wú)損探測(cè)和高分辨率等優(yōu)點(diǎn)，能夠較準(zhǔn)確地評(píng)價(jià)泥頁(yè)巖孔隙分布和可動(dòng)流體參數(shù)［23-24］。對(duì)5個(gè)不同熱演化階段的泥巖平行樣品進(jìn)行全鹽水飽和、離心條件下的核磁共振試驗(yàn)，分析孔隙流體運(yùn)移情況。按6000、8000、10000、12000 r/min的轉(zhuǎn)速進(jìn)行核磁共振離心試驗(yàn)操作，分別對(duì)應(yīng)約1.42、2.52、3.94和5.68 MPa的離心壓力，每次持續(xù)2 h，對(duì)離心處理樣品進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)核磁共振測(cè)量，用于確定T2。試驗(yàn)顯示，即使在12000 r/min轉(zhuǎn)速下，離心也不能將孔隙流體全部去除，微孔或中孔中仍存在一些不可還原流體，這種流體可能與頁(yè)巖中的不可采流體和毛細(xì)管束縛流體有關(guān)。因此離心分離法只能計(jì)算可動(dòng)流體飽和度，不能區(qū)分不可采流體和毛細(xì)管束縛流體。

不同成熟度泥巖樣品的T2譜在100%鹽水飽和條件下具有2種類型（圖5）。第一種呈單峰分布，對(duì)應(yīng)成熟度較低的樣品（Ro約為0.6%～0.8%），單峰時(shí)間分布于0.01～30 ms，說(shuō)明泥巖樣品以小孔隙為主，大孔隙不發(fā)育。第二種T2譜呈雙峰分布，對(duì)應(yīng)樣品Ro約在1%，分別為0.01～1.75 ms和3～100 ms的峰，說(shuō)明泥巖已發(fā)育部分大孔隙，孔體積明顯增大。離心試驗(yàn)后，隨著離心力的增加，左峰值左移到一個(gè)更小的時(shí)間位置，說(shuō)明流體逐漸從大孔隙遷移出去。以最大離心轉(zhuǎn)速12000 r/min對(duì)應(yīng)的離心壓力5.68 MPa計(jì)算可動(dòng)流體飽和度，結(jié)果顯示不同成熟度泥巖樣品可動(dòng)流體分布在16.53%～31.75%，平均為23.17%，比砂巖儲(chǔ)層可動(dòng)流體飽和度偏低。

3.3? 長(zhǎng)7泥巖生儲(chǔ)排模式

根據(jù)模擬試驗(yàn)中泥巖生排烴、孔隙演化、可動(dòng)流體的數(shù)據(jù)，長(zhǎng)7泥巖演化過(guò)程可劃分為4個(gè)階段，即低成熟階段、成熟—自飽和階段、成熟—排油階段、成熟—高成熟階段（圖6）。

（1）低成熟階段（Ro<0.8%）。熱模擬溫度低于300 ℃，熱解產(chǎn)物以油為主，排出油量約為4 mg/g TOC，滯留油量約為74 mg/g TOC，恢復(fù)的總生油量約為78 mg/g TOC；這一階段生成的油量比較少，且基本滯留在烴源巖中，排出量較少。此時(shí)氣態(tài)烴相對(duì)較少，累積產(chǎn)氣率為2.4 mg/g TOC，氣/油比較小，為86.9 m3/t。此時(shí)總孔隙體積較小，可動(dòng)流體飽和度較低，約在19%，說(shuō)明低成熟度的泥巖孔隙度低、小孔隙占主要地位，且孔隙連通性差，原油的可動(dòng)性較差。

（2）成熟—自飽和階段（0.8%

（3）成熟—排油階段（1.0%

（4）成熟—高成熟階段（Ro>1.3%）。熱模擬溫度大于400 ℃，氣態(tài)烴產(chǎn)率急劇升高，液態(tài)烴產(chǎn)率快速降低，表明滯留油已大部分裂解，烴類氣體的干燥系數(shù)也直線上升，以干氣為主，本階段以后主要生成頁(yè)巖氣。干酪根持續(xù)生烴，頁(yè)巖孔隙體積增大，部分大孔互相溝通形成微裂縫，此階段的可動(dòng)流體也相應(yīng)增大，表明泥巖滲透率持續(xù)變好。

3.4? 關(guān)鍵時(shí)期

隨著成熟度的升高，泥巖排出油呈現(xiàn)先升高后降低的趨勢(shì)。長(zhǎng) 7泥巖最大的生油量出現(xiàn)在成熟度為Ro為1.0%附近，生油量約為120 mg/g TOC；但此時(shí)未達(dá)到最大排烴效率；此時(shí)泥巖內(nèi)部孔隙體積也比較大，表明滯留烴含量也達(dá)到高峰。在Ro為1.15%時(shí)，液態(tài)烴排出率最大，為64.55 mg/g TOC；之后液態(tài)烴排出率迅速降低。說(shuō)明Ro為1.0%為一個(gè)關(guān)鍵時(shí)期，此時(shí)烴源巖內(nèi)滯留烴較大，可為純頁(yè)巖型和紋層型頁(yè)巖油提供一定的物質(zhì)基礎(chǔ)。Ro為1.15%對(duì)應(yīng)另一個(gè)關(guān)鍵時(shí)期，此時(shí)頁(yè)巖油排出效率最大，對(duì)砂巖夾層型頁(yè)巖油成藏比較有利。

4? 結(jié)? 論

（1）長(zhǎng)7泥巖最大的生油量出現(xiàn)在Ro=1.0%附近，總生油量約為120 mg/g TOC；而后隨著溫度升高，生液態(tài)烴量逐漸降低，生氣態(tài)烴逐漸增多。在Ro約為1.15%時(shí)液態(tài)烴排出率最高，約為70%，之后迅速降低。兩個(gè)成熟度對(duì)應(yīng)不同類型頁(yè)巖油勘探的關(guān)鍵時(shí)期。

（2）隨熱演化程度升高，泥巖孔隙體積有先減少后增大的趨勢(shì)，與生排烴過(guò)程具有一致性。隨熱演化程度升高，微孔持續(xù)增多，以有機(jī)質(zhì)內(nèi)孔為主，但總孔體積所占比例較小，中孔—大孔體積增大較多，也是總孔體積的主要組成部分。核磁共振顯示，可動(dòng)流體隨熱演化增高呈現(xiàn)先增大后減小、再增大的過(guò)程。

（3）泥巖生排烴、孔隙、可動(dòng)流體3者之間相互作用，相互影響。據(jù)此將長(zhǎng)7泥巖生油窗—生氣窗前期的生排烴劃分為低成熟階段、成熟—自飽和階段、成熟—排油階段、成熟—高成熟階段4個(gè)階段。

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（編輯? 李? 娟）