茂名油页岩生烃演化特征及热解动力学——以琼东南盆地地质模型为例

刘畅，苏 龙，关宝文，4，郑有伟，4，常 江，郑建京

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.甘肃省油气资源研究重点实验室，甘肃兰州730000；3.中国科学院油气资源研究重点实验室，甘肃兰州730000；4.中国科学院大学，北京100049）

茂名油页岩生烃演化特征及热解动力学
——以琼东南盆地地质模型为例

刘畅1，苏 龙2，3，关宝文2，3，4，郑有伟2，3，4，常 江2，3，郑建京2，3

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.甘肃省油气资源研究重点实验室，甘肃兰州730000；3.中国科学院油气资源研究重点实验室，甘肃兰州730000；4.中国科学院大学，北京100049）

针对海上高地温场条件下天然气的生成和预测研究，选用琼东南盆地的地质模型，以低成熟茂名油页岩（Ⅱ型有机质）与该盆地的煤（Ⅲ型有机质）为样品，采用封闭体系和开放体系全岩热解实验，得出热解油气的产率特征。不同演化阶段各烃类组分的生烃动力学定量模型表明，煤生成不同组分的活化能分布范围比茂名油页岩的宽得多。其中，茂名油页岩热解生成甲烷、乙烷、丙烷和重烃（C4～6）对应的活化能分布范围分别为38～86 kcal/mol，44～92 kcal/mol，43～77 kcal/mol和46～70 kcal/mol；活化能主频分别为52 kcal/mol，54 kcal/mol，63 kcal/mol和48 kcal/mol，所占比例分别为20.44%、38.04%、42.50%和25.05%；指前因子分别为6.47×1011s-1，2.70×1012s-1，1.09×1015s-1和8.39×1015s-1。利用生气动力学方法，结合琼东南盆地的热史数据，通过茂名油页岩和煤的生气预测对比揭示，在地质条件下的生气过程中，与茂名油页岩相比较，煤具有释放氢的慢速率与低生成率的特征以及较长的演化进程。结果认为：类似于琼东南盆地崖城组煤系烃源岩，处于海上高地温场条件下，在高演化阶段仍具有很好的生气潜力。该研究拓宽了我国海域煤型气的勘探领域，具有实践和理论意义。

茂名油页岩；生烃动力学；煤系烃源岩；地质模型；琼东南盆地

0 引言

热模拟实验方法是认识源岩生气过程、生气阶段与生气机理，及评价源岩生气潜力，并获取资源评价参数的重要手段，在地球化学领域得到了相当广泛的应用。天然气的生成，通常包括干酪根直接裂解成气和干酪根先裂解成油，再由油裂解成气2种过程，无论哪种过程均包含大量复杂且不可逆的化学反应；煤型气的生成，主要通过Ⅱ型与Ⅲ型有机质直接热分解形成［1-2］。在地质演化过程中，因温度与时间呈正相关性，故天然气的生成条件主要受温度及非等温化学动力学控制［3］。国内外学者［4-6］通过大量烃类生成的模拟实验研究，已建立了充实的化学动力学数据库及各种动力学模型［7-10］，可进行有效的气源对比和各种评价及预测方法研究［9-13］。地质过程与实验室可控条件下发生的化学反应，具有相同的化学动力学性质［6-7，14-17］，即相同的生气动力学参数（活化能E与指前因子A）。因此，可以运用生气动力学方法，通过化学反应动力学理论来求取动力学参数，搭建实验数据与地质应用之间的桥梁，进而研究地质条件下低温、长时间的慢速反应过程［18］，并得到广泛应用［6-9，14-15］。用以确定生气动力学参数的热模拟实验，从开放程度上分为封闭体系［6-8，17-18］和开放体系［9-10，14-18］，前者适用于Ⅰ型有机质；而在研究Ⅱ型与Ⅲ型有机质时采用后者更合理［9-10］，主要反映有机质的初次裂解，有利于准确了解不同生气阶段的演化特征。那么，Ⅱ型和Ⅲ型有机质在海上高地温场条件下，其生气动力学性质、生气动力学过程与生气潜力评价及其预测如何，这正是本文试图探讨的问题。因此，笔者通过对煤（Ⅲ型有机质）和茂名油页岩（Ⅱ型有机质）开展全岩热解实验，选择高地温场条件下的地质模型，拟得出茂名油页岩的生烃演化特征，并预测煤和茂名油页岩生成天然气的潜力，为进一步认识海上高地温场条件下不同热演化阶段Ⅱ型和Ⅲ型有机质裂解生成煤型气的过程提供地球化学依据。

1 地质模型

经大量的地质资料调研，琼东南盆地的地温场为高地温场，具有“三高”特征［19-20］，即地温梯度高、大地热流值高和成熟度高，并且深水区（水深大于500 m）温度比浅水区更高。该盆地平均地温梯度为4℃/100 m，明显高于世界上各时代沉积盆地的平均地温梯度3℃/100 m，也高于我国含油气盆地的地温梯度（表1）。琼东南盆地浅水区平均大地热流值为66±9.8 mW/m2，而深水区为77.5±14.8 mW/m2，总体表现为西高东低、南高北低的特征［19］，比中国大陆地区平均大地热流值（63±24.2 mW/m2）［30］高10 mW/m2以上，也高于中国近海其他盆地：东海盆地台北坳陷的大地热流值为59.5～81.3 mW/m2，平均为70.4 mW/m2；西湖坳陷的大地热流值为55.3～84.3 mW/m2，平均为71.7 mW/m2［29］；南黄海盆地南部地区大地热流值为60.1～76.8 mW/m2，平均为67.7 mW/m2［30］。

表1 我国含油气盆地地温梯度数据Table1 The geothermal gradient data of the oil and gas basins in China

新构造期（5.3 Ma）以来，琼东南盆地快速沉降沉积，沉降速率大于200 m/Ma［8］，特别是在中央坳陷带可达550 m/Ma［8］［图1（a）］；沉积地层厚度巨大［31］，在中央坳陷带的局部深坳陷超过11 km［图1（b）］，最大沉积厚度达12 km［图1（c）～1（d）］。新构造运动显著影响到盆地西部的晚期巨幅沉降［32］［图1（c）］，煤系地层中主力气源岩—崖城组快速深埋，地温升高，有机质急剧演化，短期内迅速成熟，达到成熟—高成熟阶段［20］［图1（e）］，生排烃产物主要是煤型气［1，31，33-34］。通过上述对比，琼东南盆地的地温场为海上高地温场条件，适合于研究其天然气的生成，因此选择琼东南盆地YC21-1-4井和YC26-1-1井为参数井［10，33］，根据崖南凹陷的埋藏史［图1（e）］，建立了该盆地的地质模型（图1），遵循该盆地的地层埋藏、构造演化和崖城组煤系烃源岩热演化过程对其天然气的生成进行研究。

图1 琼东南盆地地质模型Fig.1 The geological model of Qiongdongnan Basin

2 实验样品和方法

本次实验选择的样品，包括黑褐色茂名油页岩与琼东南盆地YC13-1-6井3 977～3 979 m的煤（表2）。其中，前者的干酪根元素组成H/C值为1.65，O/C值为0.19，镜下鉴定分析证实其有机质类型为Ⅱ型［8，35］，热演化程度低，实测Ro为0.44%；后者的有机质类型为Ⅲ型。为满足实验产物的计量精度标准，实验中采用全岩样品，以使实验条件更接近地层实际情况。

热解实验采用封闭体系加水恒温和开放体系恒速升温实验。前者的样品为茂名油页岩，采用GCF-0.25 L型高压釜，模拟温度为250～500℃，温阶为50℃，恒温72 h；实验流程及方法参照文献［8，17］。后者的样品为茂名生油岩和煤，利用真空管式炉，模拟温度为250～1 100℃，温阶为50℃；载气为纯氦气，实验装置、流程及方法参照文献［8-10］；升温速率分别为8℃/min和20℃/min，以模拟海上高地温场条件；通过计算获取生气动力学参数时，采用Kinetics 2005专用软件，其核心是美国劳伦斯国家实验室动力学模型。

表2 实验样品的地球化学参数分析结果Table2 The analysis results of geochemical parameters derived from the samples

热解实验流程包括样品粉碎、热解、凝析油收集与柱色层分离、气体收集与分析计算等。具体为：把实验后的固体残渣粉碎至147 μm以下，用氯仿索氏抽提72 h，抽提物为氯仿沥青“A”；液态产物凝析油和氯仿沥青“A”经正己烷沉淀沥青质后，用硅胶-氧化铝（3∶1）柱色层进行分离，分别用正己烷、二氯甲烷和甲醇洗脱得到饱和烃、芳烃和非烃。气体进入DANI GC1000气相色谱仪进行组分分析。仪器检测条件为：MS-GJW-Ⅳ柱系统和MS-GJW-Ⅱ柱系统，柱温为29℃（4℃/min）～190℃（70℃/min），柱前压为160 kPa，载气为H2和Ar，TCD温度为200℃，FID温度为250℃，FPD温度为300℃，ECD温度为350℃，进样口温度为130℃，柱流速为30～40 mL/min，进样量为2 mL。

3 化学动力学原理及其模型

大量研究［2-3］已经证明，有机质的生气过程是热力作用下的化学反应，主要为干酪根通过化学键断裂和结构重组，反应的速率和程度及其与时间、温度的关系，同许多热化学反应过程一样，可以用化学动力学原理来解释，并通过化学动力学模型定量描述［2-3，6-7］。在目前提出的各种化学动力学模型中，有限个平行一级反应模型具有比较广泛的实用性，是目前研究应用的重点。因此，笔者选用该模型来研究样品的生气过程。模型将有机质成烃反应视为若干个具有不同或相同指前因子Ai和不同活化能Ei同时发生的平行一级反应［6-7］，可表述为：

对于第i个反应生成Xi的过程，有

式中：X为时间t时总的油气生成量，mL/（g·TOC）；Xi为第i个反应在时间t时的生成量，mL/（（g·TOC）；Xi0为第i个生烃母体可生成Xi的最大潜力，mL/（g· TOC）；ki为反应速率常数；t为时间，h；Ei为活化能，cal/mol；Ai为指前因子，s-1；R为气体常数；T为绝对温度，K。

对于特定的生烃母质，Ei及Ai均为常数，可通过2次重复实验后计算的产率平均值（表3）得出。指前因子与活化能及其对应的烃类生成量，可通过实验数据与理论计算天然气生成潜力并进行数据拟合，使得二者达到最优化。一般在实验中需要通过最少2个不同数量级的升温速率来确定指前因子，因不同指前因子会导致不同生烃高峰温度的变化［7］，故笔者选择2个不同的升温速率进行实验。

表3 开放体系恒速升温热解生成的烃类组分产率Table3 The yields of hydrocarbon compositions derived from anhydrous pyrolysis in the open-system non-isothermal experiment

续表3

4 实验结果与讨论

4.1 生烃演化特征

茂名油页岩封闭体系加水恒温实验后的产物，主要包括气态、液态和固态产物，其演化特征分述如下：液态产物主要包括氯仿沥青“A”和气携凝析油。低于350℃时，氯仿沥青“A”及其族组成的产率呈快速递减趋势，而凝析油及其族组成的产率却呈小幅度递增趋势；在350～400℃时，液态产物及其族组成产率的减小趋势近似；高于400℃时，液态产物及其族组成的产率变化很小，说明此时的液态产物已经全部裂解成气。

气态产物中，主要对生成的甲烷、乙烷、丙烷与重烃（C4～6）进行重点说明。封闭体系有利于揭示源岩的累积生气过程，而开放体系有利于描绘其阶段生气过程［8-9，16-17］。因此，本文对茂名油页岩进行封闭体系含水恒温和开放体系恒速升温全岩热解实验，从而对比分析气态产物的产率特征［图2（c）～（h）］。在封闭体系和开放体系中，生成的甲烷、乙烷、丙烷与重烃的累积产率呈现持续增大趋势，但增加幅度明显不同［图2（c）、2（e）、2（g）］，其中甲烷的增加幅度最大，由于乙烷、丙烷与重烃是甲烷的另一母质，具体表现为其阶段产率在中—高演化阶段呈快速递减趋势［图2（d）、2（f）、2（h）］；封闭体系的气体产率要远远大于开放体系的，显示出温度与时间对茂名油页岩生气的控制作用。

图2 茂名油页岩液体产物和气体产物产率特征Fig.2 Characteristicsoftheyieldsofgasproductsandliquid products derived from pyrolysis of Maoming Oil Shale

固态产物为样品在封闭体系各个温度点实验后的模拟残渣，对应实测的Ro值与温度的关系，经统计可得到下式：

由图3可知，二者呈正相关关系。

图3 Ro值与温度的关系Fig.3 The relationship between temperature and Ro

由上述生烃特征可知，茂名油页岩在中—低演化阶段以生油为主，而在高演化阶段以生气为主，且以甲烷为主的天然气的产量急剧增加，印证干酪根生油（液态产物）和油裂解生气机理；高升温速率热解实验生成的气体产率，明显小于低升温速率的［参见表3，图2（c）～（h）］；对于相同质量的源岩而言，在高演化阶段生成的气体量和天然气的形成过程不容忽视。因此，笔者利用茂名油页岩的热解气体实验数据，运用生气动力学方法来预测天然气的生成。4.2动力学参数计算

计算和求取动力学参数，需要先对实验数据进行归一化处理。实验采用超高温1 100℃，以使全岩热解生气彻底进行。以甲烷的产率为例（参见表3），在不同温度点时的阶段产率CJt与甲烷的累积产率CLt的比值，即甲烷在不同温度点的转化率Ci，计算公式［4］为：

Ci=CJt/CLt（5）

由式（5）可得出甲烷在不同温度点的转化率Ci，结合式（1）～（3），通过专用软件进行处理与计算，即可算出甲烷生成的活化能及指前因子。

4.3 生气动力学定量模型

通过相同的实验和计算方法，得到茂名油页岩和煤的生气动力学定量模型（表4）。以茂名油页岩为例，其生成的甲烷、乙烷、丙烷与重烃对应的活化能分别为38～86 kcal·mol-1，44～92 kcal·mol-1，43～77 kcal·mol-1和46～70 kcal·mol-1，活化能主频分别为52 kcal·mol-1，54 kcal·mol-1，63 kcal·mol-1和48 kcal/mol，其所占的比例分别为20.44%、38.04%，42.5%和25.05%；指前因子分别为6.47×1011s-1，2.70×1012s-1，1.09×1015s-1和8.39×1015s-1。因煤的非均质性，故其生成不同组分的活化能分布范围比茂名油页岩的宽得多。二者的生气动力学定量模型，与已有研究的计算结果相近［6-7，9，15］，其活化能分布呈不对称峰型［8］，与其他学者计算的活化能分布峰型略有差别［14，17-18］，这是由于不同源岩中的有机质发生的化学反应所具有的化学动力学性质不同。按照C1，C2，C3的顺序，各组分活化能主频及其所占的比例依次增高，对应的指前因子呈指数增大，而重烃组分的活化能主频及其所占的比例却逐渐减少，但其指前因子却呈指数增大，由式（1）～（3）可知，这些都会对反应速度常数有较大的贡献。

表4 茂名油页岩和煤的生气动力学定量模型计算结果Table4 The dynamics quantitative model of coal and Maoming Oil Shale

5 天然气的生成预测

图4 最佳优化的结果与实验数据的关系Fig.4 The relationship between the optimized results and the experimental results

对实验数据进行归一化，得到优化后的累积转化率与温度的关系（图4）。各烃类气体的累积转化率和温度的拟合结果与实验数据非常吻合。这表明，通过动力学方法可以将上述实验结果外推到源岩生气的地质实际中，进行地质条件下生成天然气的地球化学模拟和重现［6-7］。因此，只需根据待研究地层源岩的埋藏史与古地温等数据，可算出任一地质时期待研究源岩的累积转化率和相对生成率［18］，从而可将实验数据用于地质条件下天然气的生成预测［9-10］。

5.1 主生气期

不同类型的生烃母质，其生烃、演化过程不尽相同；即使其类型相同，因采用不同的模拟实验系统，其生烃过程也存在差别，不同阶段产气率会有较大变化［16-18］，究其原因，是由不同源岩的动力学性质所决定的。以开放体系天然气的转化率20%～80%［8，18］及其曲线斜率的突变点确定高地温场条件下（20℃/ min）天然气的主生气期Ro为0.96%～2.74%（图5）。

图5 高地温场条件下茂名油页岩热解气的转化率Fig.5 Transformation ratio of gas derived from anhydrous pyrolysis of Maoming Oil Shale under the condition of offshore high geothermal field

5.2 地质升温速率

经对比研究可知，琼东南盆地崖城组气源岩所经历的地质埋藏过程，深水区与浅水区近似［31，33-34］。因此，采用琼东南盆地地质模型（参见图1）来研究崖城组气源岩所经历的地质埋藏及生气过程。崖城组气源岩所经历的地质升温速率Rh［10］为：

式中：Z为源岩的埋藏深度，m；t为时代，Ma，G为地温梯度，℃/100 m。据YC26-1-1井钻井资料，最深达5 577.6 m，实测Ro为2.19%，该盆地平均地温梯度为4℃/100 m，对应的地质温度约为225℃。

5.3 生气预测

5.3.1 不同组分的生成预测

通过式（6）计算，综合考察崖城组气源岩所处的地质条件为：假定地表初始温度为20℃，从下渐新世（32 Ma）开始至上中新世（5.3 Ma），气源岩温度以3.9℃/Ma的升温速率递增至125℃；从上中新世至今，按16℃/Ma的升温速率升温。将上述古地温、实验数据及获得的各烃类组分生气动力学参数，通过生气动力学计算，可得到地质条件下气源岩裂解生成各烃类气体组分的生成率、归一化转化率和地质温度之间的关系［图6（a）～（d）］。各烃类气体的主生气期对应的生成温度主要在125～180℃之间。甲烷、乙烷、丙烷和重烃的初始生成温度分别为110℃，125℃，125℃和140℃，对应的生成率最大值［图6（a）～（d）中的A点］分别为2.5×10-12mL/min，4.5× 10-11mL/min，3.0×10-10mL/min和1.0×10-12mL/min，生成率最大值对应的地质温度分别为180℃，160℃，155℃和170℃。其中，乙烷与丙烷的生成率最先达到最大值，重烃次之，甲烷最后。究其原因，甲烷的母源除干酪根外，还包括乙烷、丙烷与重烃。随地质温度的升高，乙烷、丙烷与重烃的进一步裂解，生成大量以甲烷为主的天然气，使甲烷生成率最大值对应的地质温度较高。

与乙烷和丙烷相比，甲烷的生成率高峰较低且持续时间长。究其原因，甲烷的生气母质既可以是干酪根，也可以是干酪根裂解生成的分散可溶有机质，如乙烷、丙烷与重烃，图5中乙烷、丙烷与重烃的生成率高峰较早可证明。此外，各烃类气体转化率和生成率的预测主要是由对应的活化能主频和较宽的活化能分布决定的。活化能分布和指前因子对各烃类气体的初始及最终生成温度的影响较大［36］。

图6 天然气的生成预测Fig.6 The prediction of natural gas generation derived from coal and Maoming Oil Shale

5.3.2 生气预测对比

对比分析煤和茂名油页岩在琼东南盆地地质模型限定下的生气预测［图6（e）～（f）］，发现最大区别是茂名油页岩的天然气（C1～6）生成率高峰为双峰特征，对应的地质温度为150℃和180℃［图6（e）～（f）中的A和B点］，比煤的生成率高峰205℃［图6（e）～（f）中的C点］要早得多，这是由于茂名油页岩（Ⅱ型有机质）在热演化过程中释放H原子的速率比煤（Ⅲ型有机质）快，但煤的生气高峰与产率要低，而生气延续的成熟过程却比茂名油页岩长得多，特别是在高演化阶段表现得更为突出。归根结底，是煤的活化能分布范围比茂名油页岩的宽得多，且活化能主频也高，这也解释了以往对不同有机质的生气特征存在不同观点的合理性［7，16-18］，即不同源岩具有不同的动力学性质。

据琼东南盆地地震资料、气源分析和探井地球化学资料表明［1，31，33，37-39］，中央坳陷发育的煤系烃源岩主要分布于下渐新统崖城组，分布广，总厚度为0～2 150 m，横向上，地层呈北厚南薄的特征，是主力气源岩之一，有机质类型为Ⅱ—Ⅲ型［1，33，37］。根据上述对比研究结果可知，Ⅲ型有机质（煤）在热演化过程中生成甲烷的速率比Ⅱ型有机质（茂名油页岩）慢，生气高峰低，生气相对分散，反映出煤系地层具有生成甲烷的低速率和较高的生成温度及较长的演化进程。

当崖城组气源岩埋深达到5 500 m时，温度将大于220℃。YA26-1-1井钻探证实Ro值为2.19%，虽然生成乙烷、丙烷和重烃的转化率达到0.8，潜力已很小，但是不能假定Ⅱ型有机质在如此高成熟时不再有裂解成甲烷的潜力，这是因为甲烷的转化率仅为0.6左右［图6（f）］。然而，220℃是甲烷的生成温度超出应用概念的温度，而不是生成甲烷的极限温度。Tissot等［2］的经典模式认为，当Ro大于4.0%时，甲烷也开始受到高温的破坏，岩石开始进入变质作用阶段。胡国艺等［16］的生烃热模拟实验表明，泥质烃源岩在Ro值达3.0%左右时，产气速率减缓；在Ro值为4.0%时，基本不生气。王云鹏等［18］认为，Ro值为4.4%～4.5%时，Ⅱ型干酪根生气结束。Su等［8］的生气极限研究认为，当Ro值为4.38%时，气体的累积产率和阶段产率变化不大，生气过程基本结束。众所周知，烃源岩最终转化成石墨时，甲烷也开始受到高温的破坏，变得不稳定［2-3］。此时，甲烷的转化率也变得很大，将超过0.8并逐渐接近1［10］。前人［8，31，33-34，37-39］的研究结论与本次实验结果的综合分析表明：海上高地温场条件下，琼东南盆地广泛分布的崖城组煤系烃源岩仍具有很好的生气潜力。

综上所述，琼东南盆地崖城组煤系烃源岩目前处于高地温场条件，在中央坳陷的局部深坳陷，如乐东凹陷和陵水凹陷，虽然已达高演化阶段，但因煤系烃源岩（Ⅲ型有机质）生成天然气的过程中，表现出具有生成甲烷的低速率和较高的生成温度的特征及较长的演化进程，故仍具有很好的生气潜力，从而拓宽了我国广阔海域煤型气的勘探领域。

6 结论

（1）针对海上高地温场条件下天然气的生成和预测研究，通过动力学方法，得到低成熟Ⅱ型茂名油页岩和Ⅲ型煤的生气动力学模型。

（2）选择琼东南盆地的地质模型，通过真实的埋藏史与古地温等资料外推到地质条件可知，主生气期对应的生成温度主要在125～180℃，并得到甲烷、乙烷、丙烷和重烃的生成率、转化率以及地质温度之间的关系。

（3）通过生气动力学方法和对比研究，预测天然气的生成：在地质温度小于190℃时，Ⅲ型有机质（煤）在热演化过程中生成甲烷的速率比Ⅱ型有机质（茂名油页岩）的慢，反映出煤具有生成甲烷的低速率和较高的生成温度的特征以及较长的演化进程。因此，类似于琼东南盆地崖城组煤系烃源岩，处于海上高地温场条件下，在高演化阶段仍具有很好的生气潜力。该研究为拓宽我国海域煤型气的勘探领域提供了科学依据。

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（本文编辑：涂晓燕）

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

中国科学院“西部之光”人才培养计划项目“准东地区侏罗系各类烃源岩的生排烃特征及生烃潜力评价”（编号：Y404RC1）、国家科技重大专项“深层烃源岩凝析油的排出与残留特征及定量化模拟研究”（编号：2011ZX05008-002）以及“盆地深层流体性态及低渗砂岩储层形成的流体-岩石相互作用关系”（编号：2011ZX05008-004）联合资助

刘畅（1989-），男，中国石油大学在读硕士研究生，研究方向为沉积岩石学、储层地质学、层序地层学及测井地质学。地址：（102249）北京市昌平区中国石油大学地球科学学院。E-mail：921715317@qq.com

苏龙（1975-），男，博士，副研究员，主要从事沉积盆地油气地质、地球化学与构造地质学等方面的研究工作。地址：（730000）甘肃省兰州市城关区东岗西路382号中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气资源研究中心。E-mail：longsu@lzb.ac.cn。