不同性质原油保存能力评价实验及应用

王 强，宁传祥，马中良，郑伦举，庄新兵，李风勋

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，江苏 无锡 214126；2.中国石油化工集团公司 油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126；3.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126)

对于古油藏而言，在热动力等的作用下[1]，原油不断裂解消耗，液态原油不断减少直至消失。因此，油气勘探存在“油气窗”和“死亡线”[2]。上世纪七八十年代，地球化学家认为149 ℃是古油藏的死亡温度[2-3]。后来有研究发现原油的稳定性较强，在大于160 ℃或埋深超过6 000 m时开始裂解生气[4]。然而，随着勘探的实践，更高油层温度、更大埋深的油藏不断被发现。冀中坳陷牛东1井雾迷山组井底温度高达201 ℃，产出20 ℃密度为0.772 g/cm3的凝析油[5]；塔里木盆地塔北隆起南坡上的FY1井，在7 711 m的奥陶系储层中获得高产纯油流，且原油未发生裂解[6]；塔深1井在埋深8 404～8 406 m处钻遇成熟度并不高的原油[7]。随着越来越多的深层油藏的发现、原油勘探“死亡线”的不断下移均表明对原油保存能力的认识有待进一步深化。

事实上，不同地区经历了不同的地质作用，遭受了不同的热演化历史，现今的地温梯度也存在差异，原油的保存效果也就必定有所差异。塔里木盆地海相油藏普遍具有混源的特征[8-10]，在不同的成藏期(加里东—海西早期、海西晚期、燕山—喜马拉雅期)储层中充注的原油具有重质和轻质之分，这些因素也会直接影响油藏后续热演化的保存能力。不同性质原油在不同演化程度下的保存能力，不同深度油藏的保存能力，某一具体地区液态原油存在的下限深度，这些都制约着当前深层油气的勘探开发。

利用高压釜生烃模拟仪对不同性质原油开展了热模拟实验，结合原油裂解成气理论，提出原油保存指数概念，评价塔里木盆地满西地区原油的保存能力，确定满西地区的原油勘探下限，以期为深层石油勘探提供参考。

1 样品与实验

1.1 样品选取及处理

为了分析不同性质原油的保存能力，本研究选取了轻质、中质和重质原油各一份，分别取自黔东南凯里地区虎庄47井、塔里木盆地TK111井和TK606井。鉴于我国海相深层储层以碳酸盐岩为主，选取塔里木盆地奥陶系灰岩样品作为反应介质。

为了排除灰岩样品中残余有机组分对实验结果的影响，首先将灰岩样品粉碎至100目，然后用氯仿充分抽提，最后在550 ℃高温下处理24 h，处理后的灰岩基本为不含生烃能力的有机组分[14]。称取适量原油溶解于氯仿中，与空白灰岩样品(油质量占比约为2%)充分搅拌混合，通风橱放置一段时间使氯仿挥发后待用。

1.2 热模拟实验

热模拟实验所用仪器为中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所自行设计研制的常规高压釜生烃模拟仪(图1)。该模拟仪主要包含高温高压反应系统、程序升温控制系统和产物分离收集系统。

热模拟实验流程为：将油岩混合样品和10 mL蒸馏水装入反应釜，高压釜密封后，充入4～6 MPa的氮气，放置试漏，待不漏后，放出氮气并用真空泵抽真空再充氮气，反复3～5次，最后抽真空。然后进行加温，达到设定温度后恒温48 h。反应完毕，待釜内温度降到150 ℃时，收集热解生成的气体。热解气首先通过液氮冷却的液体接受管，再通过冰水冷却的螺旋管，最后进入计量管收集并计量其体积，用气相色谱仪对收集的气体按“GB/T 13610”分析模拟气组成，计算烃气产率(表1)。

图1 常规高压釜热模拟装置结构

(模拟温度/℃)/(VRo /%)烃气产率/(kg·t-1)轻质油中质油重质油最小保存指数轻质油中质油重质油最大保存指数轻质油中质油重质油350/1.1936.9060.8022.620.930.860.940.930.880.95400/1.63113.81230.89241.900.770.490.310.790.540.49450/2.23460.43393.03320.670.080.130.080.140.210.32500/3.06480.81435.53330.290.040.030.060.100.130.30550/4.42495.98437.62334.580.010.030.040.080.120.29

2 原油保存指数

反应机理及实际模拟实验[16-17]表明，液态原油在热作用下进一步发生裂解的主要产物有裂解生成的烃气、固体沥青以及未裂解的残余原油。原油裂解可能发生4种类型的反应[18]：(1)重质非烃物质(主要是胶质和沥青质)中O、N、S等杂原子的断裂；(2)C6+饱和烃C—C键的断裂；(3)芳烃等的支链断裂；(4)短链烷基的C—C键断裂。BARKER[18]根据原油裂解生烃气机理，考虑了不同性质原油的组成差异，从物质平衡角度计算得到了不同性质原油的烃气理论转化率(即原油极限裂解情况下烃气产量占初始原油的质量比)。其中，轻质油烃气理论转化率最高，为50%～53.6%，中质油、重质油分别为45%～50%和35%～47%。

不同成熟度下原油的实际烃气转化率与理论转化率相比，就代表着原油的裂解程度，剩下的也就是原油的保存程度。实际烃气转化率越接近极限理论转化率，原油裂解越充分，保存下来的越少。基于此，提出原油保存指数(Index of Oil Preservation，OPI)概念：

(1)

根据式(1)可知，实际烃气产率越接近理论烃气产率时，保存指数越小，表明原油裂解越彻底，残留的液态原油越少，保存能力越差，反之亦然。当然，由于原油组成的复杂性，理论烃气产率是一个范围，当理论烃气产率取最大、最小值时，保存指数也相应为该条件下的最大、最小值。也就是说，因为理论烃气产率是一个范围，所以保存指数也是一个范围。不同性质原油在不同模拟温度(演化程度)下的保存指数见表1。总体上，保存指数随着模拟温度(演化程度)的增加而降低，表明未裂解残余原油逐渐变少。

3 原油保存能力影响因素

3.1 热演化程度

各原油样品初始热演化程度较低，分别进行350,400,450,500,550 ℃5个温度点的原油裂解保存模拟实验。用于原油成熟度判别的地球化学指标在高过成熟阶段已经失效，且成熟度与这些地化参数之间的转换关系至今未达成普遍共识。煤中镜质体含量丰富，反射率测试数值稳定，未成熟煤样在经历与原油裂解模拟实验相同的温、压、水参数后，其镜质体反射率可作为原油的等效镜质体反射率。对未熟煤样进行相同条件的热模拟实验，测定值的反射率值等效为原油的镜质体反射率。5个温度点对应的热演化程度VRo分别为1.19%，1.63%，2.23%，3.06%，4.42%。

图2展示了轻质、中质和重质原油的保存指数随演化程度的变化趋势。总体上，曲线形态类似，不同性质原油的保存指数均随热演化程度升高而降低，表明热演化程度对原油保存能力具有决定性作用，温度及热演化程度越高，越不利于原油保存。

Ro=1.2%和2.0%是干酪根演化生烃的关键节点[2,19]，VRo<1.2%为热催化生油气阶段，VRo=1.2%～2.0%为热裂解生气阶段，VRo>2.0%为高温生气阶段。以VRo=1.2%和2.0%为界，原油保存能力可划分为3个阶段：缓慢裂解阶段(VRo<1.2%)，快速裂解阶段(VRo=1.2%～2.0%)和后期的极限裂解阶段(VRo>2.0%)。

平均来看(图3)，在VRo<1.2%时，保存指数降低量平均为0.230，表明有23.0%的原油发生裂解；在VRo=1.2%～2.0%这一阶段，保存指数平均降低0.324，表明这一阶段有32.4%的原油发生裂解；在VRo>2.0%后，原油保存指数降低0.35，表明原油在快速裂解之后，又发生了35%的裂解。从图2可以看到，不同性质原油保存指数均随热演化程度增加而降低，且随着演化程度的增加，保存指数下降速度随之降低，表明裂解难度的增加。这种演变过程符合可溶有机质(包括原油)热裂解反应的机理，可溶有机质向小分子油气转化的过程实际上是一个既热裂解成相对富氢的烃类气体，同时又聚合成相对富碳的碳质残渣(不溶有机质)的过程[19-20]。在模拟温度(热演化程度)达到裂解门限温度前，裂解缓慢，达到门限温度后，迅速裂解，残余油急剧减少。随着易裂解部分不断裂解，原油裂解难度越来越大。可见，热演化程度是影响原油保存的主要因素，VRo越大，越不利于原油保存。

图2 不同性质原油保存指数随热演化程度(VRo)的变化

图3 不同性质原油不同阶段裂解量

3.2 原油初始性质

PEPPER等[21]认为原油转化率达10%(OPI=0.9)时原油开始进入裂解门限，在转化率达90%(OPI=0.1)时原油已全部裂解，达到液态原油的“死亡门限”。根据图2中的拟合函数，对不同性质原油进入裂解门限及“死亡门限”时的VRo进行反算(图4)。

图4a显示不同性质原油进入裂解门限(OPI=0.9)的热演化程度是不同的，表明不同性质原油早期的保存能力存在差异。对轻质油而言，进入裂解门限所需的VRo为1.137%～1.147%，平均为1.142%。中质油稍低，为0.901%～0.918%，平均为0.910%。重质油最低，VRo在0.832%～0.881%，平均0.857%。这反映出原油性质对早期保存能力的影响，轻质油早期保存能力更强，裂解门限更高。随着热演化程度的增加，转化率达90%(OPI=0.1)时(图4b)，液态原油已全部裂解。此时，轻质油、中质油、重质油的平均VRo分别为3.307%、3.690%和4.043%，呈逐渐升高的特点。表明原油在裂解晚期，保存能力呈现出轻质油较弱，重质油更强的特点。

图4 不同性质原油裂解门限及“死亡线”时的热演化程度

从原油的不同阶段裂解量来看(图3)，在VRo<1.2%时，轻质油裂解量最小，为13.7%，中质油和重质油分别为27.0%和28.3%，依次增加。在VRo=1.2%～2.0%及VRo>2.0%时，裂解量均随油质的变重而降低。同样表现出轻质油早期保存能力强，重质油晚期保存能力更强的特点。

这种现象与原油的物质组成有关。轻质原油中饱和烃含量相对较高，以长链烷烃为主，裂解所需的能量较大，需要较高的温度/热演化程度[22]，从而导致早期保存能力更强的特点。而重质油中相对更加富含非烃和沥青质，非烃和沥青质都具有脂肪族侧链和多芳环香核或环烷芳香核形成的复杂的大分子结构，同时侧链上富含键能较低的O、N、S等杂原子[23]。C-O、C-N、C-S等杂原子键键能一般较小，更易裂解[24]；位于长链烷烃类的C—C键能也明显高于位于芳香环β位的烷基侧链键能[25]。这些杂原子的脱离以及侧链烷基的断裂需要相对烷烃更小的能量，这是导致重质油早期保存能力不如轻质油的原因。在大量裂解结束后，轻质油裂解依然以烷烃C键断裂为主，而重质油中的胶质沥青质逐渐缩聚成了更大分子重质组分和残碳[24]，很难发生裂解，这就导致了重质油晚期保存能力更强的现象。但需要注意的是，重质油晚期裂解之后残余的往往是固体沥青等大分子缩聚物，虽然部分原油得以保存，但可动性差，不易流动。

4 地质应用

塔里木盆地是典型的叠合盆地，具有多期成藏的特点[9-13]，产出原油性质多样，从凝析油到重质油均有产出。满西地区位于塔里木盆地满加尔凹陷满参1井以西[26]，其寒武—奥陶系是深层原油勘探的重点层系。以满西1井埋藏史为例，选取中质油的保存指数，说明保存指数在确定不同深度原油保存效果、厘定原油勘探深度下限中的应用。

根据满西1井埋藏史图(图5)可知现今埋深5 500 m处的VRo为2.70%。在中质油保存能力图版上(图2b)，根据VRo=2.70%，确定最低保存指数(OPImin)为0.19，最高保存指数(OPImax)为0.27，平均为0.23。即，满西地区埋深5 500 m处的中质油现今仍有23%的残留。

以PEPPER提出的转化率90%(OPI=0.1)为液态原有的“死亡线”[14]，在图2b纵坐标OPI=0.1处，向X轴正向作横线，交于保存指数趋势线于两点，确定交点处横坐标分别为3.11%和3.63%，即该地区液态原油的勘探成熟度VRo下限的最低值为3.11%，最高值为3.63%。在图5中，确定VRo=3.11%和3.63%对应的现今埋深分别是6 600 m和8 200 m。可见，当埋深大于8 200 m时，成熟度(Ro)超过3.63%，对应的保存指数必定小于0.1，所以该研究区液态原油存在的下限深度为8 200 m。当深度小于6 600 m时，Ro<3.11%，相应的保存指数肯定大于0.1，是液态原油存在的有效区。埋深介于6 600～8 200 m是液态原油勘探的过渡区，这个区间液态原油可能存在，也可能全部裂解。若考察重质油在该地区的保存情况，重质油“死亡线”对应的VRo及埋深更大，表明勘探深度可以进一步下探，表明了塔里木盆地深层依然具有巨大的勘探潜力。具体保存效果和深度下限要根据实际原油性质、地层埋藏热演化历史等资料综合确定。

图5 塔里木盆地满西1井埋藏史及保存能力评价

值得注意的是，除原油性质、演化程度外，地层水介质、地质条件下的流体、静岩压力等均会对原油保存产生影响，进而影响勘探下限深度的确定。因此，下一步应开展地质条件约束下温度、静岩压力、流体压力、地层流体、储层介质等近似情况下的热模拟实验，以便更好地指导地质勘探。

5 结论

(1)原油保存能力主要受热演化程度控制，热演化程度越高，裂解量越大，保存效果越差。VRo<1.2%，VRo=1.2%～2.0%和VRo>2.0%的缓慢裂解、快速裂解和极限裂解阶段保存指数分别降低0.230，0.324，0.350。

(2)原油初始性质影响原油的保存能力。轻质原油由于其饱和烃含量较高，早期保存能力较强，进入裂解门限后，保存能力迅速下降。重质油由于非烃及沥青质上杂原子的存在，早期裂解较快，后期保存能力更强，但重质油晚期裂解之后残余的往往是固体沥青等大分子缩聚物，油品差。

(3)原油保存热模拟实验结果在一定程度上可用于预测含油气盆地的液态烃勘探下限。塔里木盆地满西地区原油勘探下限深度为8 200 m。但由于热模拟实验考虑的地质条件及原油样品选择等与实际地质情况仍有较大差异，下一步应开展地质条件约束下温度、静岩压力、流体压力、地层流体、储层介质等近似情况下的热模拟实验，以便更好地指导地质勘探。