02生烃机理进展及烃源岩有效性评价2014
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(3)超压抑制了烃类的热裂解,而对干酪根的热降解未产生 明显影响;
(4)超压对有机质热演化的各个方面均未产生可识别的影 响.
•反应的体积膨胀效应越强, 产物浓度变化速率或变化幅度越高, 超压的抑制效应 也就越明显; 反之, 反应的体积膨胀效应越弱, 产物浓度变化速率或变化幅度越 小, 超压的抑制作用也就越弱甚至不产生抑制作用。
Ⅱ-Ⅲ型自然演化系列
40
20
00
0.5
1
1.5
2
2.5
3
Ro/%
干酪根脂碳率与成熟度关系
一液、态有石机油质裂接解力成成气气的机重理要与地模位式
原油裂解气量是等量干酪根的2-00..468倍
1.1
700
2℃/h实验数据 20℃/h实验数据 系列3 系列4
2倍
1.3 500
1.52 2.45 400
Ro/%
甲烷总产率（ml/g)
0 0.0
累积产气量/m3/t.TOC 100 200 300 400 500
0.5
1.0
1.5
干
2.0 酪
根
2.5
降 解
气
3.0
开放体系 封闭体系
Ro=1.6%
油 裂 解 气
3.5
1000
海相原油 海相干酪根
干酪根在80℃开 始大量裂解成气
100
10
原油在160℃开始 大量裂解成气
及
分
散
液
态
烃
裂
解
成
寒武系烃源岩中见大量分
气
散状沥青，裂解程度高
盆地的实例
Ro=1.0% Ro=2.0% Ro=3.0%
液态石油裂解成气与干酪根成气时期的不同
原油裂解成气时期晚于干酪根
干酪根大量降解成气发生在Ro＜1.6％的成熟－高成熟早期阶段，而原油 则发生在Ro＞1.6％的高－过成熟阶段 原油裂解生气时机晚于干酪根，二者在成气时机和贡献上构成接力过程
100
常压 100℃/h
20MPa 100℃/h
常压 30℃/h
80
20MPa 30℃/h
60
40
20
0
200
300
400
500
600
700
实验温度(℃)
100
常压 100℃/h
20MPa 100℃/h
80
常压 30℃/h
20MPa 30℃/h
60
40
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0
200
300
400
500
600
700
实验温度(℃)
张有生认为起始成熟度R。处于成熟早期—中期0.5%-0.9% 阶段样品，
在充分热解反应的条件下，二次累积生烃量明显大于未成熟样品的一次 连续生烃量，且随起始成熟度增高，二者差值越来越大；对于起始成熟 度R。介于成熟中期—晚期0.9%-1.3% 的样品，二次累积生烃量相应减 少，但仍普遍大于未成熟样品一次连续生烃量，随初始成熟度增高，二 者之差越来越小，到“生油死线”附近（R。约为1.3%）二者趋近；起 始成熟度过“生油死线”以后，累积二次生烃量快速减少，转而低于未 成熟样品一次连续演化生烃量。
山西灰岩 TOC=0.68%
0.8
1.0 1.2
唐山油页岩 TOC=7.55%
1.4
1.6
华北下马岭灰岩 TOC=0.62%
1.8 2.0
泌阳第三系泥灰岩 TOC=4.75%
广东茂名油页岩 TOC=10.08%
2.2
不同质量烃源岩排油率图版
一液、态有石机油质裂接解力成成气气的机重理要与地模位式
已聚集油藏内部的原油裂解气
III 型
Ro<1.3%
Ro>1.3%
Kerogen 热降 解气贡献量 >70%
可溶有机质热裂解 气贡献量>60%
有机质“接力”生气模式
Ro(%) T(oC)
生物气
0.2-0.3 20-60 0.6 50-80
低熟气
有机质成气接力过程
Kerogen 热降解气
1.3-1.6 120-150 2.0
• 两层含义:
– 一是干酪根热降解成气在先,液态烃和源岩中可溶有机质热裂解成 气在后,二者在成气时机和先后贡献方面构成接力过程;
– 二是干酪根热降解形成的液态烃只有一部分可排出烃源岩,形成油 藏,相当多的部分则呈分散状仍滞留在烃源岩内,在高—过成熟阶段 会发生热裂解,使烃源岩仍具有良好的生气潜力。
1、天然气接力形成过程
• 高温( 实测温度高于200oc ) 超压地层仍发育较丰富的异戊间二烯烷烃,在根据传统模式 已进入准变质作用阶段的高温地层中仍存在较丰富的异戊间二烯烷烃, 这进一步揭示了 超压对有机质热演化的抑制作用, 证明在强超压条件下, 即使是热稳定性较低的异戊间 二烯烷烃也能在通常认为的液态石油死亡线之下稳定存在
回顾
煤成烃
煤是由多种类型有机质（不同显微组分）构成。
生烃模式是其各组分的 叠合结果，煤的类型不 同，形成液态油和油气 总量就不同
生油能力取决于其脂质 组和基质镜质体的含量
煤具有早期生油特点
1、有机质“接力成气”机理
• 有机质“接力成气”机理是指成气过程中生气母质的转换 和生气时机与贡献的接替。 --赵文智（2005）
歧北深层
实验室热裂解模拟实验
100% 80% 60%
常压 100℃/h 20MPa 100℃/h 常压 30℃/h 20MPa 30℃/h
原油转化率
40%
20%
0%
200
300
400
500
600
700
实验温度(℃)
高压比常压转化率滞后（同样的转换率所需温度要求更高
甲烷转化率/%
C2-5 转化率 /%
3、超压对生烃过程的作用
• 不同学者曾提出三种相互矛盾的观点:
– Tissot B P等认为压力对有机质热演化和生烃作用无 明显影响；
– Braun R L等认为压力的增大促进有机质热演化特别是 烃类的热裂解；
– McTavish R A等认为压力的增大抑制有机质热演化和 生烃作用
超压对生烃过程的抑制作用
沥青充填溶蚀孔隙
C29 Sterane
50
40
30
Shi28
Guan17 20
10
0 0
Tong1
Dan20
10
20
30
40
50
60
70
Diam ondoids
残余油中金刚 烷含量增高
高反射率热解沥青
川东地区古油藏晚期裂解成气过程
一液、态有石机油质裂接解力成成气气的机重理要与地模位式
塔
东
地
区
古
油
藏
2.8
300
350
原油
200
产率（ml/g) 产气量/m3/t.TOC
干酪根
100
0
0
300
400
500
600
700
0
热解温度
模拟试验
封闭体系
4倍
开放体系
油裂解气
干酪根降解气
0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 Ro/%
原油和I 、Ⅱ型干酪根生气动力学实验
干酪根成气：发生在源岩中
C5H5(kerogen) CH4(gas) + C4H(pyrobitumen)
1
0
50
100
150
200
250
古地温（℃）
有机质“接力”生气模式
成熟度增加
Kerogen
Kerogen热降解成气
I +
Ro<1.6
IIwenku.baidu.com型
Kerogen 热降 解气贡献量
>70%
液态烃热裂解成气
Ro>1.6%
液态烃热裂解 气贡献量>70%
Kerogen
Kerogen热降解成气 可溶有机质热裂解成气
生油门限
干酪根类型划分
1. 5 1. 0
Ⅰ 型 演化 轨 迹 Ⅱ 型 演化轨 迹
回顾
H/C原 子 比
Ⅲ 型 演化 轨 迹 0. 5
Ⅰ型 Ⅱ型 Ⅲ型
0
0. 1
0. 2
0. 3
0. 4
O/C原 子 比
范·克雷维伦（D.W.Van Krevelen）图解
不同有机质生烃性质和数量的差异
回顾
生液态烃的数量和 油气的总量I和II 型均高于III型
二次生烃的迟滞性
国内学者在研究二次生烃时发现普遍存在迟滞现象，也称为迟滞效应。
– 曾凡刚等通过实验对比研究发现， 低成熟的唐山赵各庄石灰岩随温度增 加， Tmax持续增加；而高成熟的济阳坳陷孤古2 井石灰岩则在较大加热 温度范围内Tmax基本保持不变，即表现出一定的迟滞效应。
– 王铁冠等在研究渤海湾盆地黄骅坳陷奥陶系海相碳酸盐岩时发现， 其油 气生成大致发生于Ro值1.0％～1.6％范围内，油气生成高峰的Ro值为1.3 ％左右， 属异常高成熟生烃模式，具有明显的迟滞效应。
– 关德师等通过不同成熟度、不同母质类型样品的热解和高压釜模拟实验 研究后认为， 二次生烃不遵循Tissot经典的连续演化模式，具有显著的 迟滞效应，当二次生烃起始成熟度Ro等于0.9％时迟滞性最小。
– 目前的迟滞效应大多为定性研究,如何进行定量评价有待进一步探索。
（1）二次生烃特征与起始成熟度密切相关，起始成熟度不同，二次生烃的发展过程、 生烃量、烃类组成、迟滞性都不相同 （2）二次生烃历程均存在一个生烃高峰，且与一次连续生烃相比始终存在不同程度 的滞后特征
Ro 2.0% Ro 2.0% Ro 2.46%
Ro 2.46%
液态烃含量较丰富
5010 m的实测地温为240℃,计算的Ro值为2.46%,根据传统 模式已进入裂解甲烷阶段,但泥岩中仍含有较丰富的液态 烃,正构烷烃碳数可达C30以上；
表明超压不仅抑制了干酪根的热降解和生烃作用,而且抑 制了烃类的高温裂解,使在高温地层中保存较丰富的长链 烷烃.
液态烃+可溶有 机质热裂解气
接力成气的意义
增大了天然气资源赋存深度与范围
从“源外”到“源内”成藏 从高部位到低部位 从局部到大面积 从浅到超深层
常规油气与页岩气 平面分布示意图
沉积盆地
常规气藏
砂岩
煤层气
盖层
常规伴生气 油
致密气藏
富气页岩
页岩气
常规油气藏
2、二次生烃
烃源岩在受热温度降低导致一次生烃历程被终 止之后，当受热温度再次增高并达到有机质再 次活化所需要的临界热动力学条件时，烃源岩 发生的再次生烃演化。
生烃机理研究进展与烃源岩有效性评价
高先志 中国石油大学（北京）
2013年2月
一、生烃机理研究进展
1、天然气连续接力生成机理 2、二次生烃 3、异常压力对生烃的抑制 4、碳酸盐岩生烃
有机质生烃理论回顾
• 油气生成阶段模式 • 有机质类型与生烃潜力
油气生成阶段模式
回顾
①生物化学生气阶段 ②热催化生油气阶段 ③热裂解生湿气阶段 ④深部高温生气阶段
二次生烃主要分歧
二次生烃的数量
刘洛夫等认为一次生烃量加二次生烃量的和与连续生烃的总量很接近，单从生 烃角度看，二次生烃并不影响对碳酸盐岩的质量评价。 曾凡刚等根据模拟实验结果估算，一次生烃量加二次生烃量小于连续热演化的 产烃量 李慧莉等通过高压釜热压模拟实验后认为，两次不连续累计生烃量始终大于连 续生烃量
原油成气：发生在储层和源岩中 C5H9(oil) 2CH4(gas) + C3H(pyrobitumen)
一液、态有石机油质裂接解力成成气气的机重理要与地模位式
烃源岩中沥青很细小，丰度很 高，属于原生同层原地沥青。 烃源岩中的分散有机质很富集
四川下寒武筇竹寺∈1，下志留 龙马溪S1，和震旦系Z2d3中的黑 色泥质粉砂质页岩段
∈1q原地沥青
关注未排出烃源岩的液态烃的成气潜力
液 态 烃 可 大 量 滞 留 于 烃 源 岩 体 内
烃源岩排烃率
烃源岩中分散液态烃滞留数量大
烃源岩分成熟度区间的源内液态烃滞留量统计图 （模拟实验研究和数据统计S1下限值为0.1 mg·g－1）
50% 有机质成熟度 Ro/%
0 0.4
0.6
排油率 % 20 40 60 80 100
Ro在高温高压实验条件下的变化
（据姜峰等，1998）；
单点演化模拟实验
（据陈善勇等，2003）
郝芳等（2004）提出超压抑制有机质热演化的4个层次:
(1)超压抑制了有机质热演化的各个方面,包括不同 干酪根组分的热降解(生烃作用)和烃类的热演化;
(2)超压仅抑制了烃类的热演化和富氢干酪根组分的热降 解,而对贫氢干酪根组分的热演化不产生重要影响,因 此镜质体反射率未受到抑制;
集聚与分散分布的 液态烃成气
R 0 = 0.6-1.6%
热降解气+集聚与分 散分布的液态烃
R 0 < 0.6%
分散分布的干酪根
一液、态有石机油质裂接解力成成气气的机重理要与地模位式
模拟试验
过成熟阶段，干酪根油气潜力碳很低，生气量有限
脂碳率/ %
80
Ⅰ型泥灰岩
Ⅰ型油页岩
低位沼泥炭,Ⅱ型
60
沼泽泥炭,Ⅲ型
LD30-1-1异常压力与热演化指标
• 美国Arco 石油公司对LD30-1-1 井近280个样品进行分析，结果表明, 在浅部正常压力 系统, 热解温峰Tmax 随深度增大而呈规律性增大,而在中部超压系统和深部强超压系 统, Tmax 梯度明显降低。这与地层压力系统完全对应, 且与Ro 分段高度吻合。
• 天然气形成可以发生在沉积有机质演化的各 个阶段
• 天然气形成的有机质具有多样性，烃源岩中 的残留烃和储层中石油的裂解对气的形成具 有重要贡献
• 天然气形成过程贯穿于烃源岩生烃过程、输 导层输导过程和储层聚集和保存过程中。
有机质接力生气演化模式
有机质成气的可能过程
有机质接力成气过程
R 0 > 1.6-2.0%
(4)超压对有机质热演化的各个方面均未产生可识别的影 响.
•反应的体积膨胀效应越强, 产物浓度变化速率或变化幅度越高, 超压的抑制效应 也就越明显; 反之, 反应的体积膨胀效应越弱, 产物浓度变化速率或变化幅度越 小, 超压的抑制作用也就越弱甚至不产生抑制作用。
Ⅱ-Ⅲ型自然演化系列
40
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00
0.5
1
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Ro/%
干酪根脂碳率与成熟度关系
一液、态有石机油质裂接解力成成气气的机重理要与地模位式
原油裂解气量是等量干酪根的2-00..468倍
1.1
700
2℃/h实验数据 20℃/h实验数据 系列3 系列4
2倍
1.3 500
1.52 2.45 400
Ro/%
甲烷总产率（ml/g)
0 0.0
累积产气量/m3/t.TOC 100 200 300 400 500
0.5
1.0
1.5
干
2.0 酪
根
2.5
降 解
气
3.0
开放体系 封闭体系
Ro=1.6%
油 裂 解 气
3.5
1000
海相原油 海相干酪根
干酪根在80℃开 始大量裂解成气
100
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原油在160℃开始 大量裂解成气
及
分
散
液
态
烃
裂
解
成
寒武系烃源岩中见大量分
气
散状沥青，裂解程度高
盆地的实例
Ro=1.0% Ro=2.0% Ro=3.0%
液态石油裂解成气与干酪根成气时期的不同
原油裂解成气时期晚于干酪根
干酪根大量降解成气发生在Ro＜1.6％的成熟－高成熟早期阶段，而原油 则发生在Ro＞1.6％的高－过成熟阶段 原油裂解生气时机晚于干酪根，二者在成气时机和贡献上构成接力过程
100
常压 100℃/h
20MPa 100℃/h
常压 30℃/h
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实验温度(℃)
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常压 100℃/h
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常压 30℃/h
20MPa 30℃/h
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实验温度(℃)
张有生认为起始成熟度R。处于成熟早期—中期0.5%-0.9% 阶段样品，
在充分热解反应的条件下，二次累积生烃量明显大于未成熟样品的一次 连续生烃量，且随起始成熟度增高，二者差值越来越大；对于起始成熟 度R。介于成熟中期—晚期0.9%-1.3% 的样品，二次累积生烃量相应减 少，但仍普遍大于未成熟样品一次连续生烃量，随初始成熟度增高，二 者之差越来越小，到“生油死线”附近（R。约为1.3%）二者趋近；起 始成熟度过“生油死线”以后，累积二次生烃量快速减少，转而低于未 成熟样品一次连续演化生烃量。
山西灰岩 TOC=0.68%
0.8
1.0 1.2
唐山油页岩 TOC=7.55%
1.4
1.6
华北下马岭灰岩 TOC=0.62%
1.8 2.0
泌阳第三系泥灰岩 TOC=4.75%
广东茂名油页岩 TOC=10.08%
2.2
不同质量烃源岩排油率图版
一液、态有石机油质裂接解力成成气气的机重理要与地模位式
已聚集油藏内部的原油裂解气
III 型
Ro<1.3%
Ro>1.3%
Kerogen 热降 解气贡献量 >70%
可溶有机质热裂解 气贡献量>60%
有机质“接力”生气模式
Ro(%) T(oC)
生物气
0.2-0.3 20-60 0.6 50-80
低熟气
有机质成气接力过程
Kerogen 热降解气
1.3-1.6 120-150 2.0
• 两层含义:
– 一是干酪根热降解成气在先,液态烃和源岩中可溶有机质热裂解成 气在后,二者在成气时机和先后贡献方面构成接力过程;
– 二是干酪根热降解形成的液态烃只有一部分可排出烃源岩,形成油 藏,相当多的部分则呈分散状仍滞留在烃源岩内,在高—过成熟阶段 会发生热裂解,使烃源岩仍具有良好的生气潜力。
1、天然气接力形成过程
• 高温( 实测温度高于200oc ) 超压地层仍发育较丰富的异戊间二烯烷烃,在根据传统模式 已进入准变质作用阶段的高温地层中仍存在较丰富的异戊间二烯烷烃, 这进一步揭示了 超压对有机质热演化的抑制作用, 证明在强超压条件下, 即使是热稳定性较低的异戊间 二烯烷烃也能在通常认为的液态石油死亡线之下稳定存在
回顾
煤成烃
煤是由多种类型有机质（不同显微组分）构成。
生烃模式是其各组分的 叠合结果，煤的类型不 同，形成液态油和油气 总量就不同
生油能力取决于其脂质 组和基质镜质体的含量
煤具有早期生油特点
1、有机质“接力成气”机理
• 有机质“接力成气”机理是指成气过程中生气母质的转换 和生气时机与贡献的接替。 --赵文智（2005）
歧北深层
实验室热裂解模拟实验
100% 80% 60%
常压 100℃/h 20MPa 100℃/h 常压 30℃/h 20MPa 30℃/h
原油转化率
40%
20%
0%
200
300
400
500
600
700
实验温度(℃)
高压比常压转化率滞后（同样的转换率所需温度要求更高
甲烷转化率/%
C2-5 转化率 /%
3、超压对生烃过程的作用
• 不同学者曾提出三种相互矛盾的观点:
– Tissot B P等认为压力对有机质热演化和生烃作用无 明显影响；
– Braun R L等认为压力的增大促进有机质热演化特别是 烃类的热裂解；
– McTavish R A等认为压力的增大抑制有机质热演化和 生烃作用
超压对生烃过程的抑制作用
沥青充填溶蚀孔隙
C29 Sterane
50
40
30
Shi28
Guan17 20
10
0 0
Tong1
Dan20
10
20
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40
50
60
70
Diam ondoids
残余油中金刚 烷含量增高
高反射率热解沥青
川东地区古油藏晚期裂解成气过程
一液、态有石机油质裂接解力成成气气的机重理要与地模位式
塔
东
地
区
古
油
藏
2.8
300
350
原油
200
产率（ml/g) 产气量/m3/t.TOC
干酪根
100
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热解温度
模拟试验
封闭体系
4倍
开放体系
油裂解气
干酪根降解气
0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 Ro/%
原油和I 、Ⅱ型干酪根生气动力学实验
干酪根成气：发生在源岩中
C5H5(kerogen) CH4(gas) + C4H(pyrobitumen)
1
0
50
100
150
200
250
古地温（℃）
有机质“接力”生气模式
成熟度增加
Kerogen
Kerogen热降解成气
I +
Ro<1.6
IIwenku.baidu.com型
Kerogen 热降 解气贡献量
>70%
液态烃热裂解成气
Ro>1.6%
液态烃热裂解 气贡献量>70%
Kerogen
Kerogen热降解成气 可溶有机质热裂解成气
生油门限
干酪根类型划分
1. 5 1. 0
Ⅰ 型 演化 轨 迹 Ⅱ 型 演化轨 迹
回顾
H/C原 子 比
Ⅲ 型 演化 轨 迹 0. 5
Ⅰ型 Ⅱ型 Ⅲ型
0
0. 1
0. 2
0. 3
0. 4
O/C原 子 比
范·克雷维伦（D.W.Van Krevelen）图解
不同有机质生烃性质和数量的差异
回顾
生液态烃的数量和 油气的总量I和II 型均高于III型
二次生烃的迟滞性
国内学者在研究二次生烃时发现普遍存在迟滞现象，也称为迟滞效应。
– 曾凡刚等通过实验对比研究发现， 低成熟的唐山赵各庄石灰岩随温度增 加， Tmax持续增加；而高成熟的济阳坳陷孤古2 井石灰岩则在较大加热 温度范围内Tmax基本保持不变，即表现出一定的迟滞效应。
– 王铁冠等在研究渤海湾盆地黄骅坳陷奥陶系海相碳酸盐岩时发现， 其油 气生成大致发生于Ro值1.0％～1.6％范围内，油气生成高峰的Ro值为1.3 ％左右， 属异常高成熟生烃模式，具有明显的迟滞效应。
– 关德师等通过不同成熟度、不同母质类型样品的热解和高压釜模拟实验 研究后认为， 二次生烃不遵循Tissot经典的连续演化模式，具有显著的 迟滞效应，当二次生烃起始成熟度Ro等于0.9％时迟滞性最小。
– 目前的迟滞效应大多为定性研究,如何进行定量评价有待进一步探索。
（1）二次生烃特征与起始成熟度密切相关，起始成熟度不同，二次生烃的发展过程、 生烃量、烃类组成、迟滞性都不相同 （2）二次生烃历程均存在一个生烃高峰，且与一次连续生烃相比始终存在不同程度 的滞后特征
Ro 2.0% Ro 2.0% Ro 2.46%
Ro 2.46%
液态烃含量较丰富
5010 m的实测地温为240℃,计算的Ro值为2.46%,根据传统 模式已进入裂解甲烷阶段,但泥岩中仍含有较丰富的液态 烃,正构烷烃碳数可达C30以上；
表明超压不仅抑制了干酪根的热降解和生烃作用,而且抑 制了烃类的高温裂解,使在高温地层中保存较丰富的长链 烷烃.
液态烃+可溶有 机质热裂解气
接力成气的意义
增大了天然气资源赋存深度与范围
从“源外”到“源内”成藏 从高部位到低部位 从局部到大面积 从浅到超深层
常规油气与页岩气 平面分布示意图
沉积盆地
常规气藏
砂岩
煤层气
盖层
常规伴生气 油
致密气藏
富气页岩
页岩气
常规油气藏
2、二次生烃
烃源岩在受热温度降低导致一次生烃历程被终 止之后，当受热温度再次增高并达到有机质再 次活化所需要的临界热动力学条件时，烃源岩 发生的再次生烃演化。
生烃机理研究进展与烃源岩有效性评价
高先志 中国石油大学（北京）
2013年2月
一、生烃机理研究进展
1、天然气连续接力生成机理 2、二次生烃 3、异常压力对生烃的抑制 4、碳酸盐岩生烃
有机质生烃理论回顾
• 油气生成阶段模式 • 有机质类型与生烃潜力
油气生成阶段模式
回顾
①生物化学生气阶段 ②热催化生油气阶段 ③热裂解生湿气阶段 ④深部高温生气阶段
二次生烃主要分歧
二次生烃的数量
刘洛夫等认为一次生烃量加二次生烃量的和与连续生烃的总量很接近，单从生 烃角度看，二次生烃并不影响对碳酸盐岩的质量评价。 曾凡刚等根据模拟实验结果估算，一次生烃量加二次生烃量小于连续热演化的 产烃量 李慧莉等通过高压釜热压模拟实验后认为，两次不连续累计生烃量始终大于连 续生烃量
原油成气：发生在储层和源岩中 C5H9(oil) 2CH4(gas) + C3H(pyrobitumen)
一液、态有石机油质裂接解力成成气气的机重理要与地模位式
烃源岩中沥青很细小，丰度很 高，属于原生同层原地沥青。 烃源岩中的分散有机质很富集
四川下寒武筇竹寺∈1，下志留 龙马溪S1，和震旦系Z2d3中的黑 色泥质粉砂质页岩段
∈1q原地沥青
关注未排出烃源岩的液态烃的成气潜力
液 态 烃 可 大 量 滞 留 于 烃 源 岩 体 内
烃源岩排烃率
烃源岩中分散液态烃滞留数量大
烃源岩分成熟度区间的源内液态烃滞留量统计图 （模拟实验研究和数据统计S1下限值为0.1 mg·g－1）
50% 有机质成熟度 Ro/%
0 0.4
0.6
排油率 % 20 40 60 80 100
Ro在高温高压实验条件下的变化
（据姜峰等，1998）；
单点演化模拟实验
（据陈善勇等，2003）
郝芳等（2004）提出超压抑制有机质热演化的4个层次:
(1)超压抑制了有机质热演化的各个方面,包括不同 干酪根组分的热降解(生烃作用)和烃类的热演化;
(2)超压仅抑制了烃类的热演化和富氢干酪根组分的热降 解,而对贫氢干酪根组分的热演化不产生重要影响,因 此镜质体反射率未受到抑制;
集聚与分散分布的 液态烃成气
R 0 = 0.6-1.6%
热降解气+集聚与分 散分布的液态烃
R 0 < 0.6%
分散分布的干酪根
一液、态有石机油质裂接解力成成气气的机重理要与地模位式
模拟试验
过成熟阶段，干酪根油气潜力碳很低，生气量有限
脂碳率/ %
80
Ⅰ型泥灰岩
Ⅰ型油页岩
低位沼泥炭,Ⅱ型
60
沼泽泥炭,Ⅲ型
LD30-1-1异常压力与热演化指标
• 美国Arco 石油公司对LD30-1-1 井近280个样品进行分析，结果表明, 在浅部正常压力 系统, 热解温峰Tmax 随深度增大而呈规律性增大,而在中部超压系统和深部强超压系 统, Tmax 梯度明显降低。这与地层压力系统完全对应, 且与Ro 分段高度吻合。
• 天然气形成可以发生在沉积有机质演化的各 个阶段
• 天然气形成的有机质具有多样性，烃源岩中 的残留烃和储层中石油的裂解对气的形成具 有重要贡献
• 天然气形成过程贯穿于烃源岩生烃过程、输 导层输导过程和储层聚集和保存过程中。
有机质接力生气演化模式
有机质成气的可能过程
有机质接力成气过程
R 0 > 1.6-2.0%