烃源岩生排烃模拟实验技术现状、应用与发展方向

何 川，郑伦举，王 强，马中良，马健飞

(1.中国石化 油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126； 2.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； 3.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)

地质条件下烃源岩生成、排出与滞留油气是一个漫长而又复杂的地质与物理—化学过程，如何在实验室内再现这一过程是石油地质实验重要的研究内容之一。19世纪中叶以来，随着近现代石油天然气勘探开发的兴起，人们对油气成因的研究越发深入，同时也引发了一系列有关油气来源的争论[1-4]。众多学者为了探索油气成因，进行了大量实际地质现象的观察、归纳和总结，同时借助于各种先进的分析测试手段对烃源岩自然剖面样品和油气中的有机物质进行了分子级的定性定量分析检测，以获得所持观点的证据。亦有部分学者在实验室内通过人工条件下的沉积有机质热解实验得到与石油天然气组成接近的有机物质，从而为油气成因假说提供佐证。国内外油气地球化学研究者对不同性质、成熟度和丰度的烃源岩及原油进行了大量生排烃模拟实验研究[5-9]，其结果已被广泛应用于石油与天然气勘探的多个专业领域，在不同类型有机质的油气形成演化模式的建立、沉积盆地油气资源潜力的评价以及油气源对比与示踪等方面取得了较为显著的成果。然而，随着非常规油气与深层—超深层油气勘探开发的快速推进，传统的生烃理论难以合理解释常规和非常规统一的含油气系统的形成以及超高温高压地质条件下油气的生成与保存机制，因此有必要将源—储—藏作为一个统一整体从地质—时间—空间尺度的全过程动态分析的角度重新审视成烃成藏机理，这势必需要进一步提升烃源岩生排烃模拟实验技术，为现代油气地质理论研究与勘探开发技术创新提供必要的实验手段与方法。

1 生排烃模拟装置与实验技术研究现状

1.1 生排烃模拟实验装置

依据烃源岩热解反应体系的开放程度，生排烃模拟实验装置可分为开放体系、封闭体系和限制体系3类[10]，国内外常见的用于开展油气形成、排出以及滞留的热压模拟实验装置所能设置的实验条件如表1所示。

表1 不同生排烃模拟实验装置实验条件对比

1.1.1 开放体系热解生排烃模拟实验技术

开放体系热解生烃模拟实验技术是指被粉碎的、未经压实的烃源岩或有机质(如干酪根)样品在常压且没有水作为流体介质的条件下，通过快速升温，在无大小限制的体系中进行快速热降解来获取相关生烃评价参数的模拟实验方法。样品在高温加热的条件下生成的油、气等挥发物由氦气或其他载气驱扫进入检测器进行定量[11]。开放体系热解生烃模拟实验所用的仪器设备已经被广泛应用，如Rock-Eval岩石热解仪(图1a)、差热分析仪(DTA)、热重仪(TG或TGA)、岩石热解—气相色谱仪(Py-GC)、岩石热解—气相色谱质谱仪(Py-GC-MS)等，该系列仪器主要有以下特点：(1)最高加热温度可达800～900 ℃，可以较为完全地释放烃源岩中沉积有机质的生烃潜力；(2)自动化程度高，结果重现性好，产物收集与检测完整，可在线开展多种油气地球化学参数测定(如有机碳、无机碳、生成的烃类物质组分)；结合动力学计算软件，还可以获得总生烃及各个烃类组分生成的动力学参数；(3)样品用量少，分析速度快，可用于快速评价烃源岩的生烃潜力与特征。但此类实验目前只考虑了温度对沉积有机质转为烃类的影响，未考虑如压力、流体介质、孔隙空间等其他控制因素。与地下油气生成的实际边界条件相比，开放体系的热解生排烃模拟实验条件尚存较大的差异，其获取的S1，S2，Tmax等热解参数主要用于表征在上述实验室条件下沉积有机质热解生烃潜力，难以刻画与描述烃源岩生成、排出、滞留油气的过程，亦无法指示不同演化阶段的油气产率及其相互转化关系、排出与滞留油气效率等。

图1 不同体系生排烃热压模拟实验装置结构示意Fig.1 Structures of thermal simulation experimental devices of different systems

1.1.2 密闭体系生排烃模拟实验技术

密闭体系生排烃模拟实验技术是指被粉碎的未经压实的烃源岩或有机质，在一定的流体压力下，在含水蒸汽、水蒸汽—液态水或超临界水的条件下，在相对较大的生烃反应空间中先密闭热裂解反应生成油气，再打开容器排出油气的烃源岩热解模拟实验方法。密闭体系生排烃模拟实验所用仪器依据反应容器的特性主要可以分为玻璃管、不同密封方式的金属高压釜(图1b)[12-14]、黄金管—高压釜、微体积密封容器(MSSV)以及金刚石压腔(DAC)等热压生烃模拟实验装置。封闭体系生排烃模拟实验技术从20世纪80年代起在石油地质实验领域得到了广泛应用[15-18]，其具有以下特点：(1)可开展有限加水模拟实验(玻璃管、MSSV不可加水)。与烃源岩在地下的孔隙空间相比，密闭体系高压釜的反应空间相对较大，受密封能力的限制和出于安全考虑，一般只加入有限体积的水。在高温低压条件下，水以水蒸气、气—液平衡或超临界相态存在，其生烃过程依据加水量、生烃量与容器体积的相对大小，处于一种介于加水与不加水的热解状态。(2)可开展流体压力模拟实验。封闭体系流体压力的大小取决于不同仪器装置中反应容器的材质、密封方式以及加入的水量、模拟温度、生成的挥发性产物量和加入样品后剩余的空间体积大小，最高压力一般不超过水的超临界压力。封闭体系的温度、压力、流体介质与空间的关系符合气体状态方程。黄金管—高压釜模拟装置是通过高压釜内水的压力，利用黄金良好的延展性传递给金管内样品，所施加的压力难以确定是围压、上覆静岩压力还是流体压力，样品实际承受的压力大小亦不确定，其传压介质实质上还是气态物质，不是液态水。(3)可开展原油裂解生气模拟实验。密闭体系热解生排烃模拟实验过程中从样品中排出的油气主要由热作用释放挥发以及取样时由气体产物携带出来的油气，与地质条件下油气初次运移的动力、相态以及通道等物理化学特征相差甚远，其结果难以有效刻画油气的排出、滞留过程与排烃效率。

1.1.3 限制体系热压生排烃模拟实验技术

限制体系热压生排烃模拟实验技术是一种对烃源岩样品施加上覆静岩压力进行压实，同步控制调节反应体系内部的油气水流体压力与排出方式的热解生排滞油气模拟实验方法。所得油气产物在一定的温压条件下离开反应区进入计量装置，收集各种产物后在线或离线定量测定产物的质量，检测产物的有机地球化学参数。对反应容器中的样品进行加热较易实现，但在压实的同时对反应容器中的流体进行高压密封较难做到，需要特殊结构的密封方式。依据仪器的密封能力、气液产物排出的方式以及与产物收集装置的连接关系，限制体系模拟实验装置又可以分为无流体压力的压实模拟(压实开放体系，边生边排)、低流体压力压实模拟(压实条件下体系流体压力不超过30 MPa)与高流体压力(最高可达120 MPa)压实热解模拟3种类型。中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所自主研发的烃源岩地层孔隙热压生排烃模拟实验装置即属于此类仪器，该热解模拟装置可以控制温度、上覆静岩压力(压实程度)、流体压力、反应空间和产物的排出方式(连续排烃、一次排烃、幕式间歇式排烃等)，可以将油气的生成与排出、滞留过程进行联动控制，从而实现了油气的生成、排出与滞留一体化模拟。与地质条件下油气的形成、排出、滞留过程相比，利用这种装置开展的烃源岩热解生排烃模

拟更加接近地质条件下的生排烃过程[19](图1c)。

1.2 生排烃模拟实验条件

油气的生成演化与排出、滞留过程是沉积有机质在地质作用下复杂的物理—化学反应过程，在实验室内模拟此过程必然受到各种实验边界条件的制约。在沉积有机质的人工热压演化过程中，样品的形态、温度、压力、时间、介质、压实程度、空间和反应体系的开放程度等条件对模拟实验结果均会产生较大的影响[20]。在制定模拟实验方案时，需根据研究的目的、样品特性以及采用的仪器设备技术参数等的差异，选择合适的模拟实验条件。在解释模拟实验的结果时，需要综合考虑地质条件与实验条件的区别，不可一概而论。

1.2.1 模拟实验温度

模拟实验温度分为恒温和程序升温两种，其设置范围一般为150～600 ℃，温度间隔在10～50 ℃之间。初始温度的高低取决于烃源岩样品的起始成熟度，起始成熟度越大，初始温度越高。对特殊有机质类型的(如高硫干酪根、现代生物质和泥炭等)烃源岩的模拟实验，起始温度应低于250 ℃。相反，原油裂解的模拟实验温度较高，其模拟的起始温度建议选择在350 ℃左右。终点温度的高低取决于研究目的和研究区的热演化程度，以我国东部断陷盆地古近系主力烃源岩为例，其总体处于生油窗内，开展该地区的烃源岩模拟实验，其最高终点温度一般不应高于400 ℃，而用于研究我国南方海相高过成熟地区烃源岩演化特征的模拟实验，应适当提高终点模拟实验温度，建议不低于600 ℃，或降低升温速率使演化程度达到过成熟阶段。由于不同研究者所用模拟实验仪器设备的温度控制部分存在较大的差异，也就是仪器显示的温度与实际加热样品的受热温度存在一定的差异，具体温度设置应结合所用模拟仪器的加热体系特征确定。

1.2.2 模拟实验时间

自然界中较短的时间对生油过程影响较小，但在实验室高温条件下，特别是封闭体系下，模拟实验时间长短会对实验结果产生明显影响[21-22]。模拟实验时间的长短与研究的目的以及实验装置的装样量、传热效率等有关。目前大型生排烃模拟实验，如高压釜与压实限制体系模拟实验通常按照1 ℃/min的升温速率加热，恒温24～96 h；各种小型热解生排烃模拟实验装置，如岩石热解仪、MSSV以及黄金管模拟仪，升温速度较快，加热时间较短。如进行生烃动力学研究，需要至少设置三组不同的升温速率。

1.2.3 模拟实验压力体系

在地质埋藏条件下的烃源岩层系，其压力体系包括上覆岩层的静岩压力和体系空间内的流体压力[23-25]。在模拟实验条件设置时，应明确向样品施加何种压力，施压与传压介质的性质如何。高压釜和玻璃管、金刚石压腔、MSSV封闭体系模拟实验装置均不能施加上覆静岩压力，其压力是指反应体系的流体压力，压力值高低取决于模拟实验温度、加水量、可挥发产物的产量等，压力值无法预先设置和准确控制。不锈钢高压釜所能承受的流体压力高低取决于釜体容积大小及其密封方式，体积较小采用压紧螺母密封的高压容器可以承受100 MPa的流体压力，而压机密封的微型高压容器(如金刚石压腔)可承受的流体压力更高。国内外广泛用于生排烃模拟实验的高压釜是以法兰盘密封的不锈钢高压容器，一般只能承受低于30 MPa的流体压力。黄金管密封体系模拟装置所提供的压力是通过与高压泵连接的微型不锈钢高压釜中的高压水对充满氩气和挥发组分的装样黄金管施加机械压力，黄金管在该压力作用下产生塑性变形，从而对样品施加一定的压力。由于模拟实验生成的挥发性产物在金管内也能形成大小不定的流体压力，因此通过金管形变施加在样品上的压力难以确定是静岩压力还是流体压力，其大小并不等同于高压釜内水的流体压力。各种压实—限制体系生排油气模拟实验装置既可对样品施加静岩压力，也能保持反应体系存在一定的流体压力，即可模拟施加在烃源岩样品上的有效应力。上覆静岩压力的大小依据所研究区烃源岩的埋深设置，如烃源岩埋深3 km，岩石密度为2.5 mg/cm3，上覆静岩压力可设置为75 MPa左右。在压实条件下，所能设置的流体压力大小与实验装置的密封性能有关，现有用于生排油气模拟的压实—限制体系模拟装置可以设置的流体压力通常在常压至120 MPa之间。

1.2.4 模拟实验样品的形态与质量

这是一个容易被大多数研究者忽略的问题。采用不同颗粒大小或形貌(块状、柱状)的烃源岩样品进行生排烃模拟实验，样品的形态与质量对实验结果均会产生重要影响。秦建中等[26]采用高压釜封闭体系模拟实验方法对比研究了1～2.5 mm的小颗粒样品与5～10 mm大颗粒样品的总产气率、烃气产率、总油和总烃产率，结果表明二者存在明显差异。块状或小直径圆柱体烃源岩样品有利于全岩有机显微组分分析、镜质体反射率以及孔隙度、氩离子抛光—扫描电镜等物性与有机岩石学项目的测定，也有利于油气排出与滞留机理和岩石物性特征研究。模拟实验需要的样品质量主要取决于烃源岩中有机碳含量、模拟实验方法与方式、温度点的数量以及后继项目分析需求等。有机碳含量高的样品，其实验用样品质量可相对减少；单温阶累计生排烃模拟实验方式需要的样品质量较大，多温阶连续生排烃模拟实验方式所需样品质量较少；高压釜生排烃模拟实验方法要求样品质量较大，黄金管与玻璃管生排烃模拟实验方法样品要求质量较小(表1)；设置的模拟温度点越多，所用样品的质量越大。

1.2.5 模拟实验中的无机反应介质

20世纪80年代以前烃源岩热压生排烃模拟实验主要在无水条件下进行，1979年LEWAN等[27]首次采用加水热模拟实验方法，生排烃模拟实验时开始考虑实际地质过程中水介质和黏土矿物、金属氧化物、碳酸盐、硫酸盐矿物等矿物质对油气生成过程中的氧化、脱水、加氢及聚合等热裂解有机化学反应的影响[28-29]。对于加水热压生排烃模拟实验，加入的水在高温高压下的相态(水蒸汽、液态水—水蒸气平衡态、高温高压液态水以及超临界水等)以及水中溶解无机盐类的性质与量(矿化度)对油气形成演化过程会产生明显影响，因此需要特别关注水的性质与相态对实验结果的影响。依据纯水相图，水的临界温度为374.2 ℃，临界压力为22.1 MPa，由于在地质条件油气生成的温度压力下，地层水均为液态，因此模拟实验时也应尽可能保持水在模拟实验过程中全部以液态的形式存在。

在干酪根或原油中加入不同的无机盐、金属氧化物以及岩石矿物进行的催化生烃模拟实验，在探讨有机质—无机质的相互作用对生烃过程的影响方面也取得了不少认识。然而，由于这种机械混合方式与烃源岩的沉积—成岩过程差异巨大，特别是有机质与无机质之间的赋存形态与结合方式差异较大，且在烃源岩中也不存在单一的矿物或无机盐类，而是多种岩石矿物的混合体，与沉积有机质共存接触的无机矿物与烃源岩的岩性也存在不一致性，如富有机质泥灰岩，基质矿物主要是方解石，而与有机质结合的矿物主要是黏土，因此，依据有机质人工混合无机物配制的“烃源岩”，其催化生烃模拟实验结果，在用于解释地下油气形成演化机理方面时应保持谨慎的态度。

2 生排烃模拟实验方式

目前，广泛应用的生排烃模拟实验方式主要有单温阶累计模拟法和多温阶连续模拟法两种。具体方法的选择与研究目的和研究区的埋藏生烃史等密切相关。

2.1 单温阶累计生排油气模拟实验

单温阶累计生排油气模拟实验是每个温度点都取原始样品进行成熟度更高的生排烃模拟实验，模拟生成的流体产物部分或完全不脱离反应体系。因此每个温度点模拟生成的油气，其地球化学特征是该温度点之前所有温度点生成的油气地球化学特征的综合。在该温度点的生、排、滞留油气量为样品持续埋藏至该温度点对应成熟度生成油气的累计总量，其中也包含了部分先期生成、滞留的油气再发生热解反应生成的产物(图2)。用于建立生排油气模式、排出与滞留效率、油气地球化学参数演变特征等方面研究的生排油气模拟实验一般采用这种方式，此外，原油裂解生气、较高成熟度烃源岩生成天然气以及二次生烃、纯有机质的热解反应等模拟实验也建议采用单温阶累计生排油气模拟实验方式。

图2 单温阶累计生排油气模拟实验流程示意Fig.2 Simulation experiment process of accumulative oiland gas generation and expulsion at single temperature step

2.2 多温阶连续生排油气模拟实验

多温阶连续生排烃模拟实验是将一定成熟度的原始样品加热达到一定的温度后，保持设定温度不变，持续一段时间后降低温度以收集在该温度点产生的油气样品。收集结束后取出烃源岩样品，使用有机溶剂抽提该温度点模拟残余样品，确保将该温度点产生的可溶有机质完全分离。随后，使用被抽提过的样品，对下一个更高温的温度点进行生排烃模拟实验。生烃结束后再重复上述过程，并以此类推，直至完成最后一个温度点的模拟实验。图3指示了其升温与取样的过程。通常多温阶连续生排烃模拟实验法在探讨不同演化阶段剩余干酪根与滞留油的生烃机理方法中应用比较广泛，多见于低成熟烃源岩样品的模拟。多温阶连续生排油气模拟实验法可对不同温度点生成与排出的油气进行定量计算，将各个温度阶段的油气量相加可以获得累计油、气总量，可用于评价烃源岩的最大生油气潜力以及滞留油的生烃能力，能够精细刻画沉积有机质向油气转化的过程。

图3 多温阶连续生排烃模拟实验流程示意Fig.3 Simulation experiment process of continuous oiland gas generation and expulsion in multi temperature steps

除了上述两种恒温恒压生排烃模拟实验方式之外，也可以按照一定的升温与加压速率开展烃源岩生烃动力学实验。

3 生排烃模拟实验技术应用

生排烃模拟实验能够解决众多石油地质问题，并已在油气的勘探开发中得到广泛应用。目前该方法在油气形成、盆地资源潜力评价、油气运移等多个方面发挥了重要作用[30]。生排烃模拟实验的应用大体可概括如下：(1)认识不同母质类型油气形成的机理，建立油气生、排、滞演化模式；(2)研究各种地质与实验因素(温度场、压力场、时间、空间以及各种无机矿物、地层水等)对油气形成过程的影响；(3)用于烃源岩生烃能力、油气初次运移与滞留效率研究；(4)研究油气与其母质在成岩演化过程中的组成、生物标志物、碳氢稳定同位素等地球化学参数的演变特征与关联性分析[31-33]。

3.1 建立不同类型有机质的油气形成模式

通过对地层剖面的研究，可以明确原油随埋深和地层温度等的变化情况。天然气等气态产物不易在地层中保存，因此较难研究。生排烃模拟实验可以完整取得烃源岩样品生成的油气，并可对其不同演化阶段的生、排、滞油气进行定量计算，建立不同类型有机质的油气演化模式，明确烃源岩产物在成岩演化过程中的变化规律，预测沉积盆地中不同层位油气的分布，从而指导新区与新层系的油气勘探。

3.2 油气生、排、滞机理及其主控因素研究

在生排烃模拟实验中，可人为改变一个或几个因素来研究各因素对油气生成、排出与滞留的影响。在各种影响因素中，温度与时间对于生排烃模拟结果的影响较大[20-22]。水在实验中的加入使生排烃模拟结果更符合地下烃源岩的真实情况[26-28]，但温度与压力会改变水的相态，从而对生排烃模拟实验的结果会产生较大影响。烃源岩中矿物的催化作用也对热演化过程有较大影响[34]。在模拟实验中可以通过控制单一变量的影响因素研究其对生排烃过程的影响程度，但在进行地质应用研究时应考虑地下油气生成过程的实际情况，综合多重因素做出判断。

3.3 为沉积盆地油气资源潜力评价提供关键参数

沉积盆地油气资源潜力的大小与烃源岩的生排烃能力息息相关。氯仿沥青“A”法被广泛应用于烃源岩生烃量的计算与资源量评价，但沥青“A”属于滞留在烃源岩中的重质油，对形成常规油藏并没有做出贡献，实际上只有那些排出烃源岩，且汇聚在储层中的油，才可能是有效的油气资源，因此烃源岩的排油能力与初次运移效率才是常规油气资源潜力评价的关键参数。现有的排油系数并非通过实验测试获得，仅为经验估算值，致使生油气量的计算结果存在较大的误差，资源量评价受人为因素的影响较大。现有的压实—限制体系生排油气模拟实验不仅可分别获得烃源岩生成的油和气，还能提供不同演化阶段的排出与滞留油气量，为常规与非常规油气资源量的评价提供了切实可信的基础资料。目前油气资源量评价的模拟计算方法主要有产率法、降解率法和化学动力学法，其都是以烃源岩的生排烃模拟实验为基础的。

3.4 油源对比示踪研究

现今大多数用于油源对比示踪及烃源岩有效性评价的油气地球化学参数由于受成岩演化作用过程与排出、滞留效率等地质因素的影响，均会发生规律性的演变。长期以来，尽管油气地球化学家们对其演变规律通过长期的实践进行了卓有成效的归纳总结，并有效地用于油气源示踪与烃源岩评价，然而由于烃源岩层系的高度非均质性，油气来源的多样性，生、排、滞过程的复杂性以及油气运移、聚集甚至开发过程中地质色层效应等，这些油气地球化学参数依然存在明显的多解性，并不能很好地对多期构造作用形成的油气藏以及常规—非常规一体化的油气藏来源进行“定时、定源与定量”的溯源与有效性评价。实验室人工条件下烃源岩生排烃模拟实验由于原始生烃母质的确定性以及热压演化过程的可控性，在油源对比示踪的地球化学参数演变特征与关联性研究方面具有独特的优势。我国部分高校和科研院所已在装置与技术的研发上进行了初步探索[35]，在排出与滞留油气化学组分的变化、同位素变化以及生标参数等的改变方面也已开展了广泛研究，取得了颇受启发的成果[36]，为复杂的油源对比示踪以及烃源岩有效性动态评价提供了有力的证据支持。

4 生排烃模拟实验的局限性及发展趋势

4.1 生排烃模拟实验的局限性

自然界中的油气是随烃源岩的沉积成岩，在有限的孔隙空间中，有液态地层水和矿物介质共同参与，在相对低温(60～200 ℃)、较高地层流体压力(30～120 MPa)和静岩压力(60～200 MPa)等因素直接或间接作用下，在地质时间尺度内经过生物化学作用，沉积有机质通过热压降解—缩聚反应形成的。在此，我们需要强调的是在实验室条件下再现这样一个复杂地质作用下的演化过程是十分困难的。尽管国内外学者在生排烃模拟实验方面已经积累了丰富的经验，其基本原理主要是通过较高的温度对较长的地质历史时间进行补偿。首先实验室不可能再现漫长的地质时间，现行的生排烃模拟实验运行时间大都在几天至几十天，与以百万年计算的地质历史时期差异甚大；其次，实验室模拟所用温度要比实际演化中的地质温度高得多，高温不仅加快了沉积有机质向油气转化的速度，同时也改变了沉积有机质热降解反应的方向，发生了诸多与地下油气形成过程不一样的化学反应；再则，有机质生排烃过程中涉及的反应过程非常复杂，并非只有温度、压力、介质等是其主要影响因素，沉积有机质的赋存状态、成岩过程中的胶结作用、孔隙及其连通性等地质因素是难以在实验室里模拟的。因此，在利用生排烃模拟实验结果解释各种油气形成演化、排出与滞留过程的地质现象时，需要紧密结合含油气盆地演化史、烃源岩层系的埋藏史、热演化史等实际地质过程，把人工演化结果与类似的自然演化系列进行比对分析，以判断模拟实验的有效性，避免先入为主的主观臆断；在对有机质成烃演化和油气产率的评估上，应对模拟实验结果与地质实际之间的关系进行进一步研究，从而揭示科学合理的油气生、排、滞演化规律，为高效勘探开发提供理论与技术支撑。

4.2 生排烃模拟实验技术的发展趋势

含油气系统是对油气地质进行综合评价的一种思路和方法，它强调了油气成藏的静态地质要素与动态成藏过程的有机结合[37-38]。近年来，随着非常规页岩油气与深层—超深层独立油藏勘探开发的成功[39-40]，基于常规和非常规统一的含油气系统，应将烃源岩的生、排、滞油气过程、储集层孔隙发育、次生改造作用与不同类型油气藏形成作为一个统一整体，研究成烃与成藏之间的内在关联性。为了适应新的勘探开发研究需要，现代烃源岩生排油气模拟实验的主要目的已不完全是为了认识油气的成因，研究某种单因素(如温度、时间、压力、无机矿物)对油气生成过程的影响程度，也不仅仅是用于评价烃源岩自身的生油气潜力，而应更加注重油气的排出与滞留效率研究以及源储间复杂的物质(油气、水、矿物质)相互作用和能量交换对常规、非常规油气成藏与赋存富集过程的影响。

基于上述油气地质勘探开发认识，未来生排烃模拟实验技术应该注重以下几个方面的研究：

(1)模拟实验边界条件综合化。选择热模拟实验热解反应条件时应充分考虑沉积盆地的演化条件(埋藏史、热史等)，因此除了应注重沉积有机质性质(干酪根类型)和数量(有机碳含量)等内因之外，还应强调温度、时间、压实(静岩压力)、流体压力、地层水介质、矿物组成、孔隙大小与结构等外因的共同控制作用对油气生成过程的影响，应特别强调有机质、地层水和矿物质相互作用、烃源流体相态与可动性、油气生成增压和有机质次生演化对常规—非常规储集性能的影响，从而为全面了解与认识各类油气藏的形成演化机制提供更加科学有效的实验证据。

(2)开发源—储—藏协同成烃成藏模拟实验技术。页岩油气、致密油气等非常规油气资源量的估算中，富有机质烃源岩层系的源内滞留、近源富集油气的评价和估算是关键问题，需要确定烃源岩的排出与滞留油气效率。因此除了进行烃源岩中油气生成过程的实验室模拟之外，还应综合考虑油气的生成、排出以及运移的地质条件，开展油气生、排与运聚成藏一体化模拟实验，加强源—储—藏协同演化作用下油气地化参数的演变规律(探索动态示踪指标)研究，为海相深层烃源岩生排滞留油气机制与常规—非常规一体化有效性动态评价研究提供有力的技术支撑。

(3)多因素共控作用下油气形成动力学模拟研究。为了将实验室模拟结果更好地定量外推到地质条件下油气的形成演化过程，需要开展温度、压力、流体介质、反应空间和时间等条件共控作用下的生排烃动力学实验，以获得更加接近实际的生烃动力学参数。