茂名油頁巖生烴演化特征及熱解動力學
——以瓊東南盆地地質模型為例

劉暢，蘇 龍，關寶文，4，鄭有偉，4，常 江，鄭建京

（1.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京102249；2.甘肅省油氣資源研究重點實驗室，甘肅蘭州730000；3.中國科學院油氣資源研究重點實驗室，甘肅蘭州730000；4.中國科學院大學，北京100049）

茂名油頁巖生烴演化特征及熱解動力學
——以瓊東南盆地地質模型為例

劉暢1，蘇 龍2，3，關寶文2，3，4，鄭有偉2，3，4，常 江2，3，鄭建京2，3

（1.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京102249；2.甘肅省油氣資源研究重點實驗室，甘肅蘭州730000；3.中國科學院油氣資源研究重點實驗室，甘肅蘭州730000；4.中國科學院大學，北京100049）

針對海上高地溫場條件下天然氣的生成和預測研究，選用瓊東南盆地的地質模型，以低成熟茂名油頁巖（Ⅱ型有機質）與該盆地的煤（Ⅲ型有機質）為樣品，采用封閉體系和開放體系全巖熱解實驗，得出熱解油氣的產率特征。不同演化階段各烴類組分的生烴動力學定量模型表明，煤生成不同組分的活化能分布范圍比茂名油頁巖的寬得多。其中，茂名油頁巖熱解生成甲烷、乙烷、丙烷和重烴（C4～6）對應的活化能分布范圍分別為38～86 kcal/mol，44～92 kcal/mol，43～77 kcal/mol和46～70 kcal/mol；活化能主頻分別為52 kcal/mol，54 kcal/mol，63 kcal/mol和48 kcal/mol，所占比例分別為20.44%、38.04%、42.50%和25.05%；指前因子分別為6.47×1011s-1，2.70×1012s-1，1.09×1015s-1和8.39×1015s-1。利用生氣動力學方法，結合瓊東南盆地的熱史數據，通過茂名油頁巖和煤的生氣預測對比揭示，在地質條件下的生氣過程中，與茂名油頁巖相比較，煤具有釋放氫的慢速率與低生成率的特征以及較長的演化進程。結果認為：類似于瓊東南盆地崖城組煤系烴源巖，處于海上高地溫場條件下，在高演化階段仍具有很好的生氣潛力。該研究拓寬了我國海域煤型氣的勘探領域，具有實踐和理論意義。

茂名油頁巖；生烴動力學；煤系烴源巖；地質模型；瓊東南盆地

0 引言

熱模擬實驗方法是認識源巖生氣過程、生氣階段與生氣機理，及評價源巖生氣潛力，并獲取資源評價參數的重要手段，在地球化學領域得到了相當廣泛的應用。天然氣的生成，通常包括干酪根直接裂解成氣和干酪根先裂解成油，再由油裂解成氣2種過程，無論哪種過程均包含大量復雜且不可逆的化學反應；煤型氣的生成，主要通過Ⅱ型與Ⅲ型有機質直接熱分解形成［1-2］。在地質演化過程中，因溫度與時間呈正相關性，故天然氣的生成條件主要受溫度及非等溫化學動力學控制［3］。國內外學者［4-6］通過大量烴類生成的模擬實驗研究，已建立了充實的化學動力學數據庫及各種動力學模型［7-10］，可進行有效的氣源對比和各種評價及預測方法研究［9-13］。地質過程與實驗室可控條件下發生的化學反應，具有相同的化學動力學性質［6-7，14-17］，即相同的生氣動力學參數（活化能E與指前因子A）。因此，可以運用生氣動力學方法，通過化學反應動力學理論來求取動力學參數，搭建實驗數據與地質應用之間的橋梁，進而研究地質條件下低溫、長時間的慢速反應過程［18］，并得到廣泛應用［6-9，14-15］。用以確定生氣動力學參數的熱模擬實驗，從開放程度上分為封閉體系［6-8，17-18］和開放體系［9-10，14-18］，前者適用于Ⅰ型有機質；而在研究Ⅱ型與Ⅲ型有機質時采用后者更合理［9-10］，主要反映有機質的初次裂解，有利于準確了解不同生氣階段的演化特征。那么，Ⅱ型和Ⅲ型有機質在海上高地溫場條件下，其生氣動力學性質、生氣動力學過程與生氣潛力評價及其預測如何，這正是本文試圖探討的問題。因此，筆者通過對煤（Ⅲ型有機質）和茂名油頁巖（Ⅱ型有機質）開展全巖熱解實驗，選擇高地溫場條件下的地質模型，擬得出茂名油頁巖的生烴演化特征，并預測煤和茂名油頁巖生成天然氣的潛力，為進一步認識海上高地溫場條件下不同熱演化階段Ⅱ型和Ⅲ型有機質裂解生成煤型氣的過程提供地球化學依據。

1 地質模型

經大量的地質資料調研，瓊東南盆地的地溫場為高地溫場，具有“三高”特征［19-20］，即地溫梯度高、大地熱流值高和成熟度高，并且深水區（水深大于500 m）溫度比淺水區更高。該盆地平均地溫梯度為4℃/100 m，明顯高于世界上各時代沉積盆地的平均地溫梯度3℃/100 m，也高于我國含油氣盆地的地溫梯度（表1）。瓊東南盆地淺水區平均大地熱流值為66±9.8 mW/m2，而深水區為77.5±14.8 mW/m2，總體表現為西高東低、南高北低的特征［19］，比中國大陸地區平均大地熱流值（63±24.2 mW/m2）［30］高10 mW/m2以上，也高于中國近海其他盆地：東海盆地臺北坳陷的大地熱流值為59.5～81.3 mW/m2，平均為70.4 mW/m2；西湖坳陷的大地熱流值為55.3～84.3 mW/m2，平均為71.7 mW/m2［29］；南黃海盆地南部地區大地熱流值為60.1～76.8 mW/m2，平均為67.7 mW/m2［30］。

表1 我國含油氣盆地地溫梯度數據Table1 The geothermal gradient data of the oil and gas basins in China

新構造期（5.3 Ma）以來，瓊東南盆地快速沉降沉積，沉降速率大于200 m/Ma［8］，特別是在中央坳陷帶可達550 m/Ma［8］［圖1（a）］；沉積地層厚度巨大［31］，在中央坳陷帶的局部深坳陷超過11 km［圖1（b）］，最大沉積厚度達12 km［圖1（c）～1（d）］。新構造運動顯著影響到盆地西部的晚期巨幅沉降［32］［圖1（c）］，煤系地層中主力氣源巖—崖城組快速深埋，地溫升高，有機質急劇演化，短期內迅速成熟，達到成熟—高成熟階段［20］［圖1（e）］，生排烴產物主要是煤型氣［1，31，33-34］。通過上述對比，瓊東南盆地的地溫場為海上高地溫場條件，適合于研究其天然氣的生成，因此選擇瓊東南盆地YC21-1-4井和YC26-1-1井為參數井［10，33］，根據崖南凹陷的埋藏史［圖1（e）］，建立了該盆地的地質模型（圖1），遵循該盆地的地層埋藏、構造演化和崖城組煤系烴源巖熱演化過程對其天然氣的生成進行研究。

圖1 瓊東南盆地地質模型Fig.1 The geological model of Qiongdongnan Basin

2 實驗樣品和方法

本次實驗選擇的樣品，包括黑褐色茂名油頁巖與瓊東南盆地YC13-1-6井3 977～3 979 m的煤（表2）。其中，前者的干酪根元素組成H/C值為1.65，O/C值為0.19，鏡下鑒定分析證實其有機質類型為Ⅱ型［8，35］，熱演化程度低，實測Ro為0.44%；后者的有機質類型為Ⅲ型。為滿足實驗產物的計量精度標準，實驗中采用全巖樣品，以使實驗條件更接近地層實際情況。

熱解實驗采用封閉體系加水恒溫和開放體系恒速升溫實驗。前者的樣品為茂名油頁巖，采用GCF-0.25 L型高壓釜，模擬溫度為250～500℃，溫階為50℃，恒溫72 h；實驗流程及方法參照文獻［8，17］。后者的樣品為茂名生油巖和煤，利用真空管式爐，模擬溫度為250～1 100℃，溫階為50℃；載氣為純氦氣，實驗裝置、流程及方法參照文獻［8-10］；升溫速率分別為8℃/min和20℃/min，以模擬海上高地溫場條件；通過計算獲取生氣動力學參數時，采用Kinetics 2005專用軟件，其核心是美國勞倫斯國家實驗室動力學模型。

表2 實驗樣品的地球化學參數分析結果Table2 The analysis results of geochemical parameters derived from the samples

熱解實驗流程包括樣品粉碎、熱解、凝析油收集與柱色層分離、氣體收集與分析計算等。具體為：把實驗后的固體殘渣粉碎至147 μm以下，用氯仿索氏抽提72 h，抽提物為氯仿瀝青“A”；液態產物凝析油和氯仿瀝青“A”經正己烷沉淀瀝青質后，用硅膠-氧化鋁（3∶1）柱色層進行分離，分別用正己烷、二氯甲烷和甲醇洗脫得到飽和烴、芳烴和非烴。氣體進入DANI GC1000氣相色譜儀進行組分分析。儀器檢測條件為：MS-GJW-Ⅳ柱系統和MS-GJW-Ⅱ柱系統，柱溫為29℃（4℃/min）～190℃（70℃/min），柱前壓為160 kPa，載氣為H2和Ar，TCD溫度為200℃，FID溫度為250℃，FPD溫度為300℃，ECD溫度為350℃，進樣口溫度為130℃，柱流速為30～40 mL/min，進樣量為2 mL。

3 化學動力學原理及其模型

大量研究［2-3］已經證明，有機質的生氣過程是熱力作用下的化學反應，主要為干酪根通過化學鍵斷裂和結構重組，反應的速率和程度及其與時間、溫度的關系，同許多熱化學反應過程一樣，可以用化學動力學原理來解釋，并通過化學動力學模型定量描述［2-3，6-7］。在目前提出的各種化學動力學模型中，有限個平行一級反應模型具有比較廣泛的實用性，是目前研究應用的重點。因此，筆者選用該模型來研究樣品的生氣過程。模型將有機質成烴反應視為若干個具有不同或相同指前因子Ai和不同活化能Ei同時發生的平行一級反應［6-7］，可表述為：

對于第i個反應生成Xi的過程，有

式中：X為時間t時總的油氣生成量，mL/（g·TOC）；Xi為第i個反應在時間t時的生成量，mL/（（g·TOC）；Xi0為第i個生烴母體可生成Xi的最大潛力，mL/（g· TOC）；ki為反應速率常數；t為時間，h；Ei為活化能，cal/mol；Ai為指前因子，s-1；R為氣體常數；T為絕對溫度，K。

對于特定的生烴母質，Ei及Ai均為常數，可通過2次重復實驗后計算的產率平均值（表3）得出。指前因子與活化能及其對應的烴類生成量，可通過實驗數據與理論計算天然氣生成潛力并進行數據擬合，使得二者達到最優化。一般在實驗中需要通過最少2個不同數量級的升溫速率來確定指前因子，因不同指前因子會導致不同生烴高峰溫度的變化［7］，故筆者選擇2個不同的升溫速率進行實驗。

表3 開放體系恒速升溫熱解生成的烴類組分產率Table3 The yields of hydrocarbon compositions derived from anhydrous pyrolysis in the open-system non-isothermal experiment

續表3

4 實驗結果與討論

4.1 生烴演化特征

茂名油頁巖封閉體系加水恒溫實驗后的產物，主要包括氣態、液態和固態產物，其演化特征分述如下：液態產物主要包括氯仿瀝青“A”和氣攜凝析油。低于350℃時，氯仿瀝青“A”及其族組成的產率呈快速遞減趨勢，而凝析油及其族組成的產率卻呈小幅度遞增趨勢；在350～400℃時，液態產物及其族組成產率的減小趨勢近似；高于400℃時，液態產物及其族組成的產率變化很小，說明此時的液態產物已經全部裂解成氣。

氣態產物中，主要對生成的甲烷、乙烷、丙烷與重烴（C4～6）進行重點說明。封閉體系有利于揭示源巖的累積生氣過程，而開放體系有利于描繪其階段生氣過程［8-9，16-17］。因此，本文對茂名油頁巖進行封閉體系含水恒溫和開放體系恒速升溫全巖熱解實驗，從而對比分析氣態產物的產率特征［圖2（c）～（h）］。在封閉體系和開放體系中，生成的甲烷、乙烷、丙烷與重烴的累積產率呈現持續增大趨勢，但增加幅度明顯不同［圖2（c）、2（e）、2（g）］，其中甲烷的增加幅度最大，由于乙烷、丙烷與重烴是甲烷的另一母質，具體表現為其階段產率在中—高演化階段呈快速遞減趨勢［圖2（d）、2（f）、2（h）］；封閉體系的氣體產率要遠遠大于開放體系的，顯示出溫度與時間對茂名油頁巖生氣的控制作用。

圖2 茂名油頁巖液體產物和氣體產物產率特征Fig.2 Characteristicsoftheyieldsofgasproductsandliquid products derived from pyrolysis of Maoming Oil Shale

固態產物為樣品在封閉體系各個溫度點實驗后的模擬殘渣，對應實測的Ro值與溫度的關系，經統計可得到下式：

由圖3可知，二者呈正相關關系。

圖3 Ro值與溫度的關系Fig.3 The relationship between temperature and Ro

由上述生烴特征可知，茂名油頁巖在中—低演化階段以生油為主，而在高演化階段以生氣為主，且以甲烷為主的天然氣的產量急劇增加，印證干酪根生油（液態產物）和油裂解生氣機理；高升溫速率熱解實驗生成的氣體產率，明顯小于低升溫速率的［參見表3，圖2（c）～（h）］；對于相同質量的源巖而言，在高演化階段生成的氣體量和天然氣的形成過程不容忽視。因此，筆者利用茂名油頁巖的熱解氣體實驗數據，運用生氣動力學方法來預測天然氣的生成。4.2動力學參數計算

計算和求取動力學參數，需要先對實驗數據進行歸一化處理。實驗采用超高溫1 100℃，以使全巖熱解生氣徹底進行。以甲烷的產率為例（參見表3），在不同溫度點時的階段產率CJt與甲烷的累積產率CLt的比值，即甲烷在不同溫度點的轉化率Ci，計算公式［4］為：

Ci=CJt/CLt（5）

由式（5）可得出甲烷在不同溫度點的轉化率Ci，結合式（1）～（3），通過專用軟件進行處理與計算，即可算出甲烷生成的活化能及指前因子。

4.3 生氣動力學定量模型

通過相同的實驗和計算方法，得到茂名油頁巖和煤的生氣動力學定量模型（表4）。以茂名油頁巖為例，其生成的甲烷、乙烷、丙烷與重烴對應的活化能分別為38～86 kcal·mol-1，44～92 kcal·mol-1，43～77 kcal·mol-1和46～70 kcal·mol-1，活化能主頻分別為52 kcal·mol-1，54 kcal·mol-1，63 kcal·mol-1和48 kcal/mol，其所占的比例分別為20.44%、38.04%，42.5%和25.05%；指前因子分別為6.47×1011s-1，2.70×1012s-1，1.09×1015s-1和8.39×1015s-1。因煤的非均質性，故其生成不同組分的活化能分布范圍比茂名油頁巖的寬得多。二者的生氣動力學定量模型，與已有研究的計算結果相近［6-7，9，15］，其活化能分布呈不對稱峰型［8］，與其他學者計算的活化能分布峰型略有差別［14，17-18］，這是由于不同源巖中的有機質發生的化學反應所具有的化學動力學性質不同。按照C1，C2，C3的順序，各組分活化能主頻及其所占的比例依次增高，對應的指前因子呈指數增大，而重烴組分的活化能主頻及其所占的比例卻逐漸減少，但其指前因子卻呈指數增大，由式（1）～（3）可知，這些都會對反應速度常數有較大的貢獻。

表4 茂名油頁巖和煤的生氣動力學定量模型計算結果Table4 The dynamics quantitative model of coal and Maoming Oil Shale

5 天然氣的生成預測

圖4 最佳優化的結果與實驗數據的關系Fig.4 The relationship between the optimized results and the experimental results

對實驗數據進行歸一化，得到優化后的累積轉化率與溫度的關系（圖4）。各烴類氣體的累積轉化率和溫度的擬合結果與實驗數據非常吻合。這表明，通過動力學方法可以將上述實驗結果外推到源巖生氣的地質實際中，進行地質條件下生成天然氣的地球化學模擬和重現［6-7］。因此，只需根據待研究地層源巖的埋藏史與古地溫等數據，可算出任一地質時期待研究源巖的累積轉化率和相對生成率［18］，從而可將實驗數據用于地質條件下天然氣的生成預測［9-10］。

5.1 主生氣期

不同類型的生烴母質，其生烴、演化過程不盡相同；即使其類型相同，因采用不同的模擬實驗系統，其生烴過程也存在差別，不同階段產氣率會有較大變化［16-18］，究其原因，是由不同源巖的動力學性質所決定的。以開放體系天然氣的轉化率20%～80%［8，18］及其曲線斜率的突變點確定高地溫場條件下（20℃/ min）天然氣的主生氣期Ro為0.96%～2.74%（圖5）。

圖5 高地溫場條件下茂名油頁巖熱解氣的轉化率Fig.5 Transformation ratio of gas derived from anhydrous pyrolysis of Maoming Oil Shale under the condition of offshore high geothermal field

5.2 地質升溫速率

經對比研究可知，瓊東南盆地崖城組氣源巖所經歷的地質埋藏過程，深水區與淺水區近似［31，33-34］。因此，采用瓊東南盆地地質模型（參見圖1）來研究崖城組氣源巖所經歷的地質埋藏及生氣過程。崖城組氣源巖所經歷的地質升溫速率Rh［10］為：

式中：Z為源巖的埋藏深度，m；t為時代，Ma，G為地溫梯度，℃/100 m。據YC26-1-1井鉆井資料，最深達5 577.6 m，實測Ro為2.19%，該盆地平均地溫梯度為4℃/100 m，對應的地質溫度約為225℃。

5.3 生氣預測

5.3.1 不同組分的生成預測

通過式（6）計算，綜合考察崖城組氣源巖所處的地質條件為：假定地表初始溫度為20℃，從下漸新世（32 Ma）開始至上中新世（5.3 Ma），氣源巖溫度以3.9℃/Ma的升溫速率遞增至125℃；從上中新世至今，按16℃/Ma的升溫速率升溫。將上述古地溫、實驗數據及獲得的各烴類組分生氣動力學參數，通過生氣動力學計算，可得到地質條件下氣源巖裂解生成各烴類氣體組分的生成率、歸一化轉化率和地質溫度之間的關系［圖6（a）～（d）］。各烴類氣體的主生氣期對應的生成溫度主要在125～180℃之間。甲烷、乙烷、丙烷和重烴的初始生成溫度分別為110℃，125℃，125℃和140℃，對應的生成率最大值［圖6（a）～（d）中的A點］分別為2.5×10-12mL/min，4.5× 10-11mL/min，3.0×10-10mL/min和1.0×10-12mL/min，生成率最大值對應的地質溫度分別為180℃，160℃，155℃和170℃。其中，乙烷與丙烷的生成率最先達到最大值，重烴次之，甲烷最后。究其原因，甲烷的母源除干酪根外，還包括乙烷、丙烷與重烴。隨地質溫度的升高，乙烷、丙烷與重烴的進一步裂解，生成大量以甲烷為主的天然氣，使甲烷生成率最大值對應的地質溫度較高。

與乙烷和丙烷相比，甲烷的生成率高峰較低且持續時間長。究其原因，甲烷的生氣母質既可以是干酪根，也可以是干酪根裂解生成的分散可溶有機質，如乙烷、丙烷與重烴，圖5中乙烷、丙烷與重烴的生成率高峰較早可證明。此外，各烴類氣體轉化率和生成率的預測主要是由對應的活化能主頻和較寬的活化能分布決定的。活化能分布和指前因子對各烴類氣體的初始及最終生成溫度的影響較大［36］。

圖6 天然氣的生成預測Fig.6 The prediction of natural gas generation derived from coal and Maoming Oil Shale

5.3.2 生氣預測對比

對比分析煤和茂名油頁巖在瓊東南盆地地質模型限定下的生氣預測［圖6（e）～（f）］，發現最大區別是茂名油頁巖的天然氣（C1～6）生成率高峰為雙峰特征，對應的地質溫度為150℃和180℃［圖6（e）～（f）中的A和B點］，比煤的生成率高峰205℃［圖6（e）～（f）中的C點］要早得多，這是由于茂名油頁巖（Ⅱ型有機質）在熱演化過程中釋放H原子的速率比煤（Ⅲ型有機質）快，但煤的生氣高峰與產率要低，而生氣延續的成熟過程卻比茂名油頁巖長得多，特別是在高演化階段表現得更為突出。歸根結底，是煤的活化能分布范圍比茂名油頁巖的寬得多，且活化能主頻也高，這也解釋了以往對不同有機質的生氣特征存在不同觀點的合理性［7，16-18］，即不同源巖具有不同的動力學性質。

據瓊東南盆地地震資料、氣源分析和探井地球化學資料表明［1，31，33，37-39］，中央坳陷發育的煤系烴源巖主要分布于下漸新統崖城組，分布廣，總厚度為0～2 150 m，橫向上，地層呈北厚南薄的特征，是主力氣源巖之一，有機質類型為Ⅱ—Ⅲ型［1，33，37］。根據上述對比研究結果可知，Ⅲ型有機質（煤）在熱演化過程中生成甲烷的速率比Ⅱ型有機質（茂名油頁巖）慢，生氣高峰低，生氣相對分散，反映出煤系地層具有生成甲烷的低速率和較高的生成溫度及較長的演化進程。

當崖城組氣源巖埋深達到5 500 m時，溫度將大于220℃。YA26-1-1井鉆探證實Ro值為2.19%，雖然生成乙烷、丙烷和重烴的轉化率達到0.8，潛力已很小，但是不能假定Ⅱ型有機質在如此高成熟時不再有裂解成甲烷的潛力，這是因為甲烷的轉化率僅為0.6左右［圖6（f）］。然而，220℃是甲烷的生成溫度超出應用概念的溫度，而不是生成甲烷的極限溫度。Tissot等［2］的經典模式認為，當Ro大于4.0%時，甲烷也開始受到高溫的破壞，巖石開始進入變質作用階段。胡國藝等［16］的生烴熱模擬實驗表明，泥質烴源巖在Ro值達3.0%左右時，產氣速率減緩；在Ro值為4.0%時，基本不生氣。王云鵬等［18］認為，Ro值為4.4%～4.5%時，Ⅱ型干酪根生氣結束。Su等［8］的生氣極限研究認為，當Ro值為4.38%時，氣體的累積產率和階段產率變化不大，生氣過程基本結束。眾所周知，烴源巖最終轉化成石墨時，甲烷也開始受到高溫的破壞，變得不穩定［2-3］。此時，甲烷的轉化率也變得很大，將超過0.8并逐漸接近1［10］。前人［8，31，33-34，37-39］的研究結論與本次實驗結果的綜合分析表明：海上高地溫場條件下，瓊東南盆地廣泛分布的崖城組煤系烴源巖仍具有很好的生氣潛力。

綜上所述，瓊東南盆地崖城組煤系烴源巖目前處于高地溫場條件，在中央坳陷的局部深坳陷，如樂東凹陷和陵水凹陷，雖然已達高演化階段，但因煤系烴源巖（Ⅲ型有機質）生成天然氣的過程中，表現出具有生成甲烷的低速率和較高的生成溫度的特征及較長的演化進程，故仍具有很好的生氣潛力，從而拓寬了我國廣闊海域煤型氣的勘探領域。

6 結論

（1）針對海上高地溫場條件下天然氣的生成和預測研究，通過動力學方法，得到低成熟Ⅱ型茂名油頁巖和Ⅲ型煤的生氣動力學模型。

（2）選擇瓊東南盆地的地質模型，通過真實的埋藏史與古地溫等資料外推到地質條件可知，主生氣期對應的生成溫度主要在125～180℃，并得到甲烷、乙烷、丙烷和重烴的生成率、轉化率以及地質溫度之間的關系。

（3）通過生氣動力學方法和對比研究，預測天然氣的生成：在地質溫度小于190℃時，Ⅲ型有機質（煤）在熱演化過程中生成甲烷的速率比Ⅱ型有機質（茂名油頁巖）的慢，反映出煤具有生成甲烷的低速率和較高的生成溫度的特征以及較長的演化進程。因此，類似于瓊東南盆地崖城組煤系烴源巖，處于海上高地溫場條件下，在高演化階段仍具有很好的生氣潛力。該研究為拓寬我國海域煤型氣的勘探領域提供了科學依據。

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（本文編輯：涂曉燕）

Thermolytic dynamics and hydrocarbon generation characteristics of Maoming Oil Shale:Taking the geological model of Qiongdongnan Basin as an example

LIU Chang1，SU Long2，3，GUAN Baowen2，3，4，ZHENG Youwei2，3，4，CHANG Jiang2，3，ZHENG Jianjing2，3
（1.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Gansu Province，Lanzhou 730000，China；3.Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Institute of Geology and Geophysics，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China；4.University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China）

In view of the natural gas generation and prediction problems under the condition of offshore high geothermal field,taking the geological model of Qiongdongnan Basin as an example,natural gas generation process was simulated by heating immature Maoming Oil Shale samples with kerogens ofⅡtype and coal samples from the QiongdongnanBasin with kerogens ofⅢtype.In order to determine the characteristics of the yields of oil and gas generation derived from pyrolysis,we adopted the hydrous pyrolysis experiments in the closed system and non-isothermal anhydrous pyrolysis experiments in the open system.The dynamics quantitative models of hydrocarbon generation of various hydrocarbon compositions in different evolution stages show that the range of activation energy distribution derived from different components of coal is much wider than that of Maoming Oil Shale.Among them,the ranges of activation energy distribution for methane,ethane,propane and heavy hydrocarbon（C4～6）generated by Maoming Oil Shale derived from pyrolysis are from 38 to 86 kcal/mol,44 to 92 kcal/mol,43 to 77 kcal/mol and 46 to 70 kcal/mol respectively. And the dominant frequency of activation energy are 52 kcal/mol,54 kcal/mol,63 kcal/mol and 48 kcal/mol respectively, their percent are 20.44%,38.04%,42.5%and 25.05%respectively,and the pre-exponential factors are 6.47×1011s-1, 2.70×1012s-1,1.09×1015s-1and 8.39×1015s-1respectively.Using the kinetic methods of natural gas generation,combined with the thermal history data from Qiongdongnan Basin,we contrasted the prediction of natural gas generation between Maoming Oil Shale and coal.It indicates that coal of typeⅢreleases hydrogen more slowly than Maoming Oil Shale of typeⅡduring the thermal evolution,suggesting a lower hydrocarbon generative rate but a longer thermal evolutionary phase of hydrocarbon generation.The results reveal that:similar to the hydrocarbon source rocks of coal-measures in Yacheng Formation of Qiongdongnan Basin,Maoming Oil Shale in high thermal evolutionary phase still has fine potential of natural gas generation under the condition of offshore high geothermal field.This study is more theoretical and practical significance to coal-type gas exploration and development in the wider areas of Chinese Sea.

Maoming Oil Shale；hydrocarbon-generation kinetics；source rock of coal measures；geological model；Qiongdongnan Basin

TE122.1

A

1673-8926（2014）06-0089-09

2014-08-05；

2014-09-30

中國科學院“西部之光”人才培養計劃項目“準東地區侏羅系各類烴源巖的生排烴特征及生烴潛力評價”（編號：Y404RC1）、國家科技重大專項“深層烴源巖凝析油的排出與殘留特征及定量化模擬研究”（編號：2011ZX05008-002）以及“盆地深層流體性態及低滲砂巖儲層形成的流體-巖石相互作用關系”（編號：2011ZX05008-004）聯合資助

劉暢（1989-），男，中國石油大學在讀碩士研究生，研究方向為沉積巖石學、儲層地質學、層序地層學及測井地質學。地址：（102249）北京市昌平區中國石油大學地球科學學院。E-mail：921715317@qq.com

蘇龍（1975-），男，博士，副研究員，主要從事沉積盆地油氣地質、地球化學與構造地質學等方面的研究工作。地址：（730000）甘肅省蘭州市城關區東崗西路382號中國科學院地質與地球物理研究所蘭州油氣資源研究中心。E-mail：longsu@lzb.ac.cn。