Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 12: 2240 - 2252

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.003

Characteristics of hydrocarbon generation and expulsion in different types of lacustrine source rocks based on thermo-compression simulation experiments

  • Houpeng CHANG , 1, 2 ,
  • Jianyong XU 3 ,
  • Yaohui XU 1, 2 ,
  • Yan LIU 1, 2 ,
  • Wei LI 3 ,
  • Mingyu ZHONG 1, 2 ,
  • Yang LI , 1, 2 ,
  • Yuchang WANG 1, 2
Expand
  • 1. Hubei Key Laboratory of Petroleum Geochemistry and Environment，College of Resources and Environment，Yangtze University，Wuhan 430100，China
  • 2. Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration Technology of Ministry of Education （Yangtze University），Wuhan 430100，China
  • 3. CNOOC Research Institute，Beijing 100010，China

Received date: 2024-05-04

  Revised date: 2024-06-07

  Online published: 2024-07-22

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42272175)

Fold

Abstract

In order to compare and analyze the hydrocarbon generation and expulsion characteristics of different types and organic matter abundances of source rocks， three source rock samples with different organic matter types and significant TOC differences were selected. Multiple segmented thermo-compression hydrocarbon generation and expulsion simulation experiments were conducted to summarize the changes in product composition and expulsion efficiency at each evolution stage. The results show that the hydrocarbon generation and expulsion patterns of different types of source rocks in this article are relatively similar， which can be divided into oil generation stage and gas generation stage （with R O≈1.25% as the boundary）. During the oil generation stage， the cumulative oil production rate gradually increases， and the residual oil rate curve shows a trend of increasing and then decreasing. At this stage， hydrocarbon gas yield is very low， and the hydrocarbon expulsion efficiency gradually increases. Most of the oil has been discharged during the gas generation stage， and the cumulative oil production rate gradually stabilizes. The residual oil rate is very low， and the hydrocarbon gas production rate rapidly increases. At this stage， efficiency of hydrocarbon expulsion is very high， reaching over 90%. The total oil yield， discharged oil yield， residual oil rate， hydrocarbon gas yield， and expulsion efficiency of Type I source rocks are all higher than those of Type II source rocks； The main oil generation window of Type I source rocks （0.65%<R O<1.25%） is wider than that of Type II source rocks （0.65%<R O<0.95%）. The peak stages of oil discharge yield are all 0.86%<R O<1.07%， and as the degree of thermal evolution of the source rock increases， the stage hydrocarbon gas yield of Type I source rock gradually increases， while the stage hydrocarbon gas yield of Type II source rock no longer increases after R O>1.24%. The difference in sedimentary environment and source input is an important reason for the differences in hydrocarbon generation and expulsion characteristics of different types of source rocks. High quality source rocks have higher hydrocarbon yields than medium quality source rocks， and their main oil generation period is earlier. However， low abundance source rocks have higher oil expulsion rates and lower residual oil rates in the early stages of hydrocarbon generation， resulting in higher hydrocarbon expulsion efficiency and higher TOC conversion rate. This suggests that higher TOC may increase the stagnant oil of source rocks， which is not conducive to hydrocarbon expulsion.

Key words： Lacustrine source rocks; Organic matter abundance; Characteristics of hydrocarbon generation and expulsion; Efficiency of hydrocarbon expulsion; Simulation experiment of multi-channel segmented thermo-compression for hydrocarbon generation and expulsion

Cite this article

Houpeng CHANG , Jianyong XU , Yaohui XU , Yan LIU , Wei LI , Mingyu ZHONG , Yang LI , Yuchang WANG . Characteristics of hydrocarbon generation and expulsion in different types of lacustrine source rocks based on thermo-compression simulation experiments[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(12) : 2240 -2252 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.003

0 引言

烃源岩的生排烃一般是指烃源岩所产生油气的初次运移，即油气在生油层中向邻近储集层或输导层的运移，为运移的第一阶段［1］。烃源岩生排烃过程一直是油气地球化学研究的热点问题，也是预测含油气盆地油气资源不可缺少的重要环节［2-3］。烃源岩的生排烃除了受各种外在地质因素（微裂缝、断层等）的影响［4-7］，还受到自身有机质丰度、有机质类型、成熟度与热历史等多种因素限制［8-10］。烃源岩排烃效率是指烃源岩排出烃类的程度［11］，既可以用于评价油气资源，同时也是预测含油气盆地的重要参数［12-13］。
目前，热模拟实验的分类可以有多种方案。根据反应体系的开放程度，生排烃模拟实验方法可分为封闭体系、开放体系和半开放体系3类［14-16］；模拟实验的方式主要有单温阶累计生排油气模拟和多温阶连续生排油气模拟2种；实验边界条件主要有模拟的温度、压力体系、时间、样品形态及无机反应介质等５类。生排烃模拟实验在明确油气生、排、滞过程及其主控因素，建立不同类型沉积有机质的油气演化模式，评价沉积盆地的油气资源潜力和进行油气源对比与示踪等方面起到了重要的作用［15］。
根据当前研究结果，母源物质、有机质丰度、有机质类型、成熟度及岩性等因素都不同程度影响着烃源岩的排烃效率［17-20］，但不同学者的研究结果差距较大，目前尚未形成不同类型湖相烃源岩排烃效率影响因素的共识。目前的生排烃模拟实验大多关注某区域内烃源岩样品的生排烃特征，对于不同类型烃源岩的生排烃特征与排烃效率对比研究相对较少。因此，本文选取湖相Ⅰ型、Ⅱ1型和Ⅱ2型烃源岩样品，通过多路分段式热压生排烃模拟仪器进行模拟实验，对比不同类型烃源岩的生排烃特征和排烃效率，探究造成其生排烃特征差异性的原因，建立不同类型湖相烃源岩生排烃模式，为油气资源勘探提供一定的理论依据。

1 样品与实验

1.1　实验样品

通过对样品进行热解、有机碳、镜质体反射率、微量元素和色质测定，分析其基本地球化学特征，在此基础上挑选了3块成熟度较低且有机质类型和丰度不同的烃源岩样品进行生排烃模拟实验，所挑选的烃源岩样品基本信息见表1。
表1 烃源岩样品基本信息

Table 1 Basic information of source rock samples

样品编号 岩性 层位 TOC/% S 1/（mg/g） S 2/（mg/g） T max/℃ I H/（mg/g） R O/% 有机质类型
JZ-1 岩心 沙一段 3.63 0.71 19.96 439 750 0.49 Ⅰ型
HZ-1 岩心 文昌组 11.30 2.71 38.09 435 337 0.65 Ⅱ1型
JZ-2 岩心 东三段 0.86 0.35 1.54 435 179 0.48 Ⅱ2型
综合来看，JZ-1样品来源于辽东湾凹陷沙一段，属Ⅰ型优质烃源岩；HZ-1样品来源于珠江口盆地惠州凹陷文昌组，属Ⅱ1型优质烃源岩；JZ-2样品来源于辽东湾凹陷东三段，属Ⅱ2型中等烃源岩。

1.2　实验方法

烃源岩生排烃模拟实验的实验体系有开放式、封闭式和半开放式等３种类型［21-24］。其中封闭体系在模拟有机质生气特征时具有优势，更加适合于腐殖型烃源岩的热模拟实验［23］，开放体系虽然操作简单，分析效率较高，但模拟过程中并不能考虑地层压力以及水介质等对样品的影响［24］，半开放式实验体系在实验过程中可以控制温度、上覆静岩压力、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，因此半开放式实验体系与地质条件下油气的形成、排出、滞留过程更加接近，是最为接近实际地质体中烃源岩热演化的热模拟体系［24-26］。此外，在以往的半开放体系生排烃模拟实验中，当模拟温度和流体压力较高时，排出油产率会出现一定程度的下降，这是由于生成的排出油在高压釜中未能及时排出，裂解生气所致，其排油是不同成熟度阶段排油的混合，可能导致烃源岩油产率被低估而烃气产率被高估，通常不能准确表征各成熟阶段排油的情况。因此，本实验采用笔者单位自研的多路分段式高温高压生排烃模拟仪器，该仪器可以将若干个釜进行并联，在相同的温压环境下开始加热和增压，在加热时各釜上连接阀打开，各釜相通；待温度升到指定温度，保持待取样釜连接阀打开，其他釜体连接阀关闭，通过排烃阀将待取样釜体和管线中流体产物取出后，关闭该釜连接阀，同时该釜退出实验体系；打开余下各釜连接阀，等温度升到下一温度点，再次重复上述操作，将第二个反应釜退出实验体系；依此类推，直至最后一个反应釜完成产物的取出。如此，则在各个温度点获得烃类产物是上一温度点起始，至该温度点结束的这一温度区间内的产物。以控压阀控制阀体的开合，超出设置压力则自动排烃，实现幕式排烃控制。因此，本实验将不设置恒温过程，具体升温过程为，开始加热后30 min升温至300 ℃，随后按20 ℃/h的速率升温，直至升至实验设置的最高温度点，停止升温。实验后通过叠加换算可得到各个温度点的累计排出油产率与烃气产率。因此，相较于传统半开放式生排烃模拟实验，多路分段式热压生排烃模拟实验不仅节约时间，同时在一定程度上降低了排出油裂解生气对实验结果的影响。多路分段式热压生排烃模拟实验流程见图1。
图1 多路分段式温压共控生排烃模拟实验流程示意

注：图1中T 1、T 2、T 3为生排烃模拟实验中的温度点

Fig.1 Schematic diagram of multi-channel segmented thermo-pressure co-controlled hydrocarbon generation and expulsion simulation experiment flow

实验前，将样品粉碎至10~20目，取40 g左右样品装入样品室，用约80~100 MPa压力压制成人工岩心柱。人工岩心柱装入样品仓封装好后放入反应釜，真空泵抽真空，泵压入去离子水至30 MPa，以30 min压力不明显下降检验系统是否封闭良好。本文实验温度与压力设置如表2所示。
表2 实验温压设置

Table 2 Experimental temperature and pressure setting

项目 实验温度与压力设置
温度/℃ 340 380 420 440 460 500 550
排烃压力/MPa 10 16 22 25 28 34 40
每个样品均设置7个温度点（分别为340 ℃、380 ℃、420 ℃、440 ℃、460 ℃、500 ℃及550 ℃），每个温度点对应排烃压力分别为10 MPa、16 MPa、22 MPa、25 MPa、28 MPa、34 MPa及40 MPa。随后，按照预设温度进行程序升温。随着温度逐渐升高，反应釜中的烃源岩样品开始生烃，每到一个温度点，关闭该温度点加热装置，保持待取样釜连接阀打开，同时关闭其他各釜连接阀，打开收集阀，将该温度点对应釜体与共用管线中的产物排放至气液分离器，气液分离器放置在冰水混合浴中进行气液分离，排水集气法收集定量气体产物。用约50~80 mL的二氯甲烷+甲醇混合溶剂（V∶V为93∶7）冲洗管线，冲洗物进入气液分离器中。收集结束，关闭反应釜连接阀，打开余下各反应釜的连接阀，进行下一温阶的实验。
收集气体在10 min内通过包含TCD和FID检测器的气相色谱仪进行气体组分检测。气液分离器中液体经除水、过滤除杂后获得混合溶剂的排出油1，定量取少量混合物进行全烃色谱分析烃类组成，其余排出油经溶剂挥发后进行恒重法定量。釜壁和管线残余油为排出油2，计入排出油中。釜体中残样取出后进行索氏抽提，定量得到残余油量。排出油+残余油为总生油量。剩余温度点则继续升温，在每个温度点依次取气，收取并定量排出油，直至升到最高的温度点。实验结束后，对残样进行TOC、R O测定，得到每个温度点样品的有机质丰度，成熟度数据。

1.3　等效R O测定

由于JZ-1与JZ-2样品镜质体较少，难以测定其准确成熟度，因此本文统一用煤样品以20 ℃/h的升温速率进行热模拟实验，实验条件与本文实验样品保持一致，对残余煤样进行R O测定，用煤样R O标定实验样品。
由图2可以看出，生排烃模拟实验后的煤样实测R O随温度升高逐渐增大，相应的模拟温度可有效表征对应的成熟度。
图2 煤样实测R O标定

Fig.2 R O calibration diagram of coal sample measurement

2 生排烃模式

JZ-1、HZ-1、JZ-2这3块烃源岩样品生排烃模拟实验结果如表3所示，分析每块烃源岩样品的生排烃模式，为后续对比研究提供支撑。
表3 生排烃模拟实验结果

Table 3 Results of hydrocarbon generation and expulsion simulation experiment

样品编号 温度/℃ R O /%

累计排出油产率

/（mg/gTOC）

残油率

/（mg/gTOC）

总油产率

/（mg/gTOC）

烃气产率

/（mg/gTOC）

 排烃效率/%
JZ-1 340 0.65 56.74 79.57 136.30 2.29 42.59
380 0.86 93.06 109.00 202.06 3.99 47.10
420 1.11 206.62 92.90 299.53 13.77 70.35
440 1.25 262.12 63.36 325.48 28.59 82.10
460 1.40 283.35 24.39 307.74 66.46 93.48
500 1.72 309.99 0.00 309.99 150.89 99.73
550 2.18 309.99 0.00 309.99 283.59 99.73
HZ-1 340 0.65 5.00 64.03 69.03 0.29 7.63
380 0.86 30.00 98.97 128.97 2.58 24.77
420 1.11 65.00 63.44 128.44 12.00 54.83
440 1.25 75.00 20.00 95.00 24.00 83.19
460 1.40 77.00 1.75 78.75 50.00 98.64
500 1.72 78.00 0.82 78.82 60.00 99.41
550 2.18 78.00 0.09 77.09 85.00 99.94
JZ-2 340 0.65 16.15 20.19 36.39 2.79 45.08
380 0.86 43.45 26.99 70.44 5.40 60.95
420 1.11 54.74 26.18 80.92 7.40 67.00
440 1.25 63.11 10.38 100.08 10.90 88.77
460 1.40 71.86 7.37 79.23 14.53 92.01
500 1.72 72.81 0.13 72.94 19.79 98.65
550 2.18 72.81 0.06 72.86 31.01 99.08

注：本文R O数据为热模拟实验条件下煤样标定的R O，由于实验温度明显高于地质实际温度, 会导致干酪根大分子的芳构化反应速率加快, 芳构化程度更高, 造成镜质体表面更平, 因此反射率值会偏大，故与地质条件下实际R O存在差异[27]

3块烃源岩样品的生排烃模式如图3所示（图中排烃效率为绝对排烃效率），由图可知：
图3 实验样品生排烃模式

注：①②③为生烃阶段编号

Fig.3 Hydrocarbon generation and expulsion model of experimental sample

（1）JZ-1样品具有三段式生烃特征：①缓慢生油阶段（温度<380 ℃），几乎不生气，随着温度的升高，总油产率逐渐增加，多数油残留于烃源岩中［图3（a）］，排烃效率较低［图3（b）］；②快速生油阶段（380 ℃<温度<440 ℃），烃气产量开始升高，但总量较低，残留油率开始下降，此阶段多数油仍残留于烃源岩中［图3（a）］，排烃效率在40%左右［图3（b）］。③主生气阶段（温度>440 ℃），残留油迅速下降，干酪根与残留油裂解导致烃气产量迅速增大，随着模拟温度升高，总油产率开始下降，累积排出油产率趋于稳定［图3（a）］，排烃效率迅速增大，最高达90%以上［图3（b）］。
（2）HZ-1样品生烃同样具有三段式特征：①快速生油阶段（温度<380 ℃），几乎不生气，随温度升高，总油产率快速增加，但大部分残留于烃源岩中［图3（c）］，排烃效率很低［图3（d）］；②快速排油阶段（380 ℃<温度<440 ℃），滞留油迅速减少，排出油产率增加［图3（c）］，排烃效率迅速增加，生油高峰排烃效率为54%［图3（d）］；③主生气阶段（温度>440 ℃），干酪根与残留油裂解导致生气，随着模拟温度升高，累积排出油产率趋于稳定［图3（c）］，排烃效率增大，最高可达90%以上［图3（d）］。
（3）JZ-2样品生烃具有两段式特征：①生油阶段（温度<440 ℃），烃气产率很少，随着温度的升高，总油产率快速增加，大部分油从烃源岩内部排出，残留油占比较小［图3（e）］，排烃效率为62%［图3（f）］；②生气阶段（温度>440 ℃），残留油在此阶段迅速减少，干酪根与残留油裂解导致生气，随着模拟温度升高，累积排出油产率趋于稳定［图3（e）］，排烃效率迅速增大，最高达90%以上［图3（f）］。总体上来看，相较于JZ-1与HZ-1样品，该样品生烃潜力较低。

3 Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩生排烃过程差异性机制

3.1　Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩生排烃特征

将JZ-1（Ⅰ型烃源岩）和HZ-1（Ⅱ型烃源岩）样品的生排烃特征进行对比，可以看出，2个样品在演化过程中存在一定差异：2个样品的累计排出油产率曲线相似，都是先逐渐升高后趋于平稳，但Ⅰ型烃源岩在生烃早期就具备较高排出油产率，Ⅱ型烃源岩在生烃早期累计排出油产率较低，且在整个模拟过程中Ⅱ型烃源岩累计排出油产率都低于Ⅰ型烃源岩，Ⅰ型烃源岩最大累计排出油产率为Ⅱ型烃源岩的3.9倍［图4（a）］；2个样品的残留油率曲线相似，都呈先增后降的趋势，但Ⅰ型烃源岩的残留油率高于Ⅱ型烃源岩。最大残留油率为Ⅱ型烃源岩的1.1倍［图4（b）］；Ⅰ型烃源岩和Ⅱ型烃源岩的总油产率曲线都呈先增后降的趋势，Ⅰ型烃源岩的总油产率在R O值约为1.24%时达到高峰，Ⅱ型烃源岩的生油高峰点较早，在R O值约为0.86%时就已达到总油产率高峰，生油期较短，Ⅰ型烃源岩高峰总油产率为Ⅱ型烃源岩的2.5倍［图4（c）］；在成熟阶段，2种烃源岩烃气产率都较低，进入高熟阶段后，Ⅰ型烃源岩烃气产率迅速升高，Ⅱ型烃源岩烃气产率缓慢升高，且在整个生排烃过程中烃气产率都较低，Ⅰ型烃源岩最大烃气产率为Ⅱ型烃源岩的3.3倍［图4（d）］。在此基础上，进一步对比2类烃源岩的阶段排出油产率和烃气产率（图5）。
图4 Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩生排烃特征对比

Fig.4 Comparison of hydrocarbon generation and expulsion characteristics between type I and type II source rocks

图5 Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩生排烃阶段产物特征对比

Fig.5 Comparison of product characteristics between type I and type II source rocks in hydrocarbon generation and expulsion stage

由图5可知，0.86%<R O<1.07%为2种烃源岩样品的主要排油阶段，在此阶段内，Ⅰ型烃源岩排出油产率为Ⅱ型烃源岩的3.2倍，且在每个演化阶段内，Ⅰ型烃源岩的排出油产率均高于Ⅱ型烃源岩，2样品都在R O>1.72%后不再排油［图5（a）］。随着演化的进行，Ⅰ型烃源岩烃气产率在每个阶段都会增加，最终在1.72%<R O<2.18%达到高峰，而Ⅱ型烃源岩在1.24%<R O<1.4%时已达到烃气产率高峰，后续演化阶段内烃气产率不再升高，且Ⅰ型烃源岩在高峰时的烃气产率远高于Ⅱ型烃源岩，为Ⅱ型烃源岩的5.3倍［图5（b）］。

3.2　Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩排烃效率

基于生排烃模拟实验的排烃效率计算通常采用该温度点的排出烃与总烃（排出+滞留）的比值［27］，这种方法在高温阶段计算的排烃效率通常会超过90%。可重点参考其在主要生油期阶段的排烃效率计算结果。
Ⅰ型和Ⅱ型优质烃源岩的排烃效率对比如图6所示。可以看出，随着烃源岩不断进行热演化，排烃效率由快速增大渐变为缓慢增大，最终趋于稳定，但Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩的排烃效率在不同演化阶段略有差异：在0.65%<R O<1.25%时，Ⅰ型烃源岩的排烃效率大于Ⅱ型烃源岩，在1.25%<R O<1.72%时，Ⅱ型烃源岩排烃效率略高于Ⅰ型烃源岩，在R O>1.72%之后，Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩的排烃效率趋于稳定，且均保持在90%以上。
图6 Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩排烃效率对比

Fig.6 Comparison of hydrocarbon expulsion efficiency between type I and type II source rocks

3.3　Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩产物族组分特征

可以看出，Ⅰ型烃源岩排出油中饱和烃、芳烃占比较大［图7（a）］，滞留油中非烃和沥青质占比较大［图7（b）］。随着烃源岩进行热演化，排出油和滞留油中总烃占比整体呈增大趋势。排出油中饱和烃含量远高于芳烃含量，滞留油中差异较小。Ⅱ型烃源岩排出油中饱和烃和芳烃占比较大［图7（c）］，滞留油中非烃和沥青质占比较大［图7（d）］。随着烃源岩进行热演化，排出油和滞留油中总烃占比整体呈减小趋势，排出油中饱和烃含量低于芳烃含量，滞留油中差异更大。
图7 Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩族组分特征对比

Fig.7 Comparison of composition characteristics of typeⅠand typeⅡsource rock families

3.4　Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩生排烃特征差异性成因

通过对比Ⅰ型和Ⅱ型烃源岩生排烃特征，发现Ⅰ型和Ⅱ型烃源岩生排烃特征具有明显差异，Ⅰ型烃源岩累计排出油产率、残留油率、总油产率和烃气产率均大于Ⅱ型烃源岩，阶段排油与生气也大于Ⅱ型烃源岩，且在主生油期内Ⅰ型烃源岩排烃效率优于Ⅱ型烃源岩。为探究造成2类烃源岩生排烃特征差异性的原因，对2类烃源岩样品进行了生物标志物分析和显微组分观察（表4）。
表4 Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩生物标志化合物特征参数

Table 4 Characteristic parameters of biomarker compounds in type I and type II source rocks

生物标志物特征 JZ-1 HZ-1
Pr/Ph 0.67 4.39
伽马蜡烷/C30藿烷 0.53 0.19
奥利烷/（奥利烷+C30藿烷） 0.09 0.38
C27—C28—C29规则甾烷构型 “L”型 反“L”型
对比发现，Ⅰ型烃源岩Pr/Ph值为0.67，Ⅱ型烃源岩Pr/Ph值为4.39，反映Ⅰ型烃源岩主要形成于还原水体环境，Ⅱ型烃源岩主要形成于氧化水体环境。伽马蜡烷是稳定水体分层的标志，而水体分层通常是由于纵向上存在盐度梯度所致，因此伽马蜡烷也被认为是反映水体盐度的生物标志物［28］，通常以伽马蜡烷（Ga）/C30藿烷（C30H）值指示沉积环境， Ga/C30H<0.3指示淡水沉积环境，0.3<Ga/C30H<0.5指示半咸水沉积环境，Ga/C30H>0.5指示咸水沉积环境［29］，可得本文中Ⅰ型烃源岩沉积于咸水环境，Ⅱ型烃源岩沉积于淡水环境。Ⅰ型烃源岩奥利烷/（奥利烷+C30藿烷）值为0.09，Ⅱ型烃源岩奥利烷/（奥利烷+C30藿烷）值为0.38，前人研究表明，奥利烷/（奥利烷+C30藿烷）大于0.2即认为有机质中具有陆源高等植物的输入［30］，故Ⅱ型烃源岩存在陆源高等植物输入，Ⅰ型烃源岩则较少或没有。Ⅰ型烃源岩C27—C28—C29规则甾烷分布呈现“L”型（C27>C29），Ⅱ型烃源岩样品C27—C28—C29规则甾烷分布呈现反“L”型（C27<C29），进一步表明Ⅱ型烃源岩生源输入以高等植物为主，Ⅰ型烃源岩生源输入以水生藻类为主（图8）。在此基础上观察2类烃源岩样品的显微组分特征。
图8 Ⅰ型与Ⅱ型烃源岩生物标志物特征

注：Pr为姥鲛烷；Pr为植烷；Ol为奥利烷；C30H为C30藿烷；Ga为伽马蜡烷

Fig.8 Characteristics of biomarkers in typeⅠand typeⅡsource rocks

可以看出，2种烃源岩显微组分特征差异较大，Ⅰ型烃源岩有机组分以藻类体为主［图9（a）］，见大量层状藻类体和少量壳质组分（孢粉体），在蓝光激发下发黄—桔黄色荧光，镜质组及惰质组分含量较少，颗粒较小，零散分布，偶见沥青体及动物碎屑。Ⅱ型烃源岩有机组分以镜质体为主［图9（d）］，沥青体充填在孔隙及裂隙中，蓝光激发下发黄—橙色荧光［图9（c）］。
图9 Ⅰ型和Ⅱ型烃源岩显微组分特征

（a）JZ-1，Ⅰ型荧光；（b）JZ-1，Ⅰ型反射光；（c） HZ-1，Ⅱ型荧光；（d） HZ-1，Ⅱ型反射光

Fig.9 Maceral characteristics of type I and type II source rocks

两类烃源岩样品显微组分分布特征如图10所示，可以看出，Ⅰ型烃源岩生烃母质以腐泥组占绝对优势，见少量壳质组、镜质组和惰质组，次生有机质和动物有机碎屑占比极少；Ⅱ型烃源岩生烃母质以镜质组和惰质组为主，含少量壳质组和次生有机质，几乎不含腐泥组与动物有机碎屑。
图10 Ⅰ型和Ⅱ型烃源岩显微组分分布

Fig.10 Maceral distribution of type I and type II source rocks

综上所述，沉积环境与生源输入的不同是造成本文中2种类型烃源岩生排烃特征差异性的重要原因，显微组分以腐泥组为主的烃源岩生烃潜力强，此外，咸水条件下的缺氧还原环境在一定程度上抑制了微生物生长，减弱了生物降解作用，使烃类得以更好的保存。

4 有机质丰度对烃源岩生排烃特征的影响

4.1　不同丰度烃源岩生排烃特征

将JZ-2（中等烃源岩）与HZ-1（优质烃源岩）样品进行对比，发现2种烃源岩样品的生排烃演化轨迹类似，其累计排出油产率先快速升高后缓慢升高最终稳定，在成熟阶段后期达到累计排油最高峰，优质烃源岩累计排出油产率高于中等烃源岩，为中等烃源岩的1.1倍［图11（a）］；在成熟阶段，优质烃源岩残留油率远高于中等烃源岩，最大残留油率为中等烃源岩的3.7倍［图11（b）］；优质烃源岩比中等烃源岩更早进入生烃高峰，在R O=1.0%左右达到生油高峰，中等烃源岩在R O=1.25%左右达到生油高峰，但中等烃源岩的生油期（0.65%~1.25%）比优质烃源岩（0.65%~0.98%）久，生油高峰时，优质烃源岩总油产率为中等烃源岩的1.3倍［图11（c）］；烃气产率在成熟阶段变化较小，进入高熟阶段后开始迅速升高，优质烃源岩烃气产率明显高于中等烃源岩。最大烃气产率为中等烃源岩的2.7倍［图11（d）］。
图11 不同有机质丰度烃源岩生排烃特征对比

Fig.11 Comparison of hydrocarbon generation and expulsion characteristics of source rocks with different organic matter abundance

由图12可以看出，中等烃源岩主要排油阶段更早（0.65%<R O<0.86%），在此阶段内排出油产率也更高。两样品在进入高熟阶段后，排油量均迅速减少，在R O>1.72%后不再排油［图12（a）］。随着演化的进行，中等烃源岩烃气产率在每个阶段都会增加，最终在1.72%<R O<2.18%达到高峰，而优质烃源岩在1.24%<R O<1.4%时已达到产气高峰，后续演化阶段内烃气产率不再升高，但优质烃源岩烃气产率高于中等烃源岩，最高烃气产率为中等烃源岩的2.3倍［图12（b）］。
图12 不同有机质丰度烃源岩阶段产物特征对比

Fig.12 Comparison of product characteristics in different stages of source rocks with different organic matter abundances

4.2　不同丰度烃源岩排烃效率

优质烃源岩与中等烃源岩的排烃效率如图13所示，可以看出，优质烃源岩和中等烃源岩样品的排烃效率曲线变化轨迹相似，都在演化成熟阶段快速升高，进入高熟阶段升高速率开始减缓，最终排烃效率都趋于一定值，且都大于90%。不同的是，中等烃源岩样品在生烃早期就具有较高的排烃效率，在R O=0.65%时排烃效率为45.08%，同一演化阶段优质烃源岩样品排烃效率仅为7.63%，且在整个生烃早期阶段，中等烃源岩样品的排烃效率都高于优质烃源岩样品，直到R O>1.30%后，优质烃源岩样品的排烃效率才略高于中等烃源岩样品，在R O>1.72%之后，2个样品排烃效率都趋于平稳，且保持在90%以上，这与前人研究结果一致［11］。
图13 不同有机质丰度烃源岩排烃效率对比

Fig.13 Comparison of hydrocarbon expulsion efficiency of source rocks with different organic matter abundance

4.3　不同丰度烃源岩生排烃特征差异性成因

有机质丰度对烃源岩生排烃影响较大，优质烃源岩油气产率均高于中等烃源岩，生油高峰也早于中等烃源岩。说明高有机质丰度可以提前烃源岩的生油期，有利于提高烃源岩总油产率。但是，优质烃源岩滞油率远高于中等烃源岩，且主排油期晚于中等烃源岩，说明较高的TOC可能并不一定利于烃类排出，为验证此猜想，将不同丰度烃源岩样品的TOC演化过程与转化率进行对比。
由图14可知，2块烃源岩样品TOC演化过程都在R O<1.4%前差异明显，TOC快速降低，R O>1.4%后，降低趋势放缓。以每个阶段TOC消耗量/原样TOC得到样品在该阶段的TOC转化率，对比两块烃源岩样品的TOC转化率，发现中等烃源岩几乎在每个演化阶段TOC转化率都大于优质烃源岩，在R O=1.4%时优质烃源岩与中等烃源岩TOC转化率分别为43%和57%，最终优质烃源岩最大TOC转化率仅为45%，而中等烃源岩最大TOC转化率高达60%，由此推断较高的TOC可能不利于有机碳转化为烃类，进而影响了烃类排出。
图14 不同有机质丰度烃源岩TOC演化与转化率对比

Fig.14 Comparison of TOC evolution and conversion of source rocks with different organic matter abundances

5 结论

（1） 本文3种类型烃源岩的生排烃模式较为相似，累计排出油产率均表现为随着热演化先迅速上升后趋于平稳，在R O=1.25%左右达到生油高峰，残留油率在R O<1.4%时呈先升高后降低的趋势，R O>1.4%后大部分油已经排出，残留油率很低，烃气产率开始迅速升高。此外，排烃效率随着热演化先快速升高后趋于平稳，最终均保持在90%以上。
--引用第三方内容--

（2） 本文中Ⅰ型烃源岩油气产率均大于Ⅱ型烃源岩，生油期较长，在主生油期内排烃效率也优于Ⅱ型优质烃源岩；2块烃源岩样品排油率最高的阶段均为0.86%<R O<1.07%，Ⅰ型烃源岩的烃气产率在每个演化阶段都会增加，而Ⅱ型烃源岩生气率在R O>1.24%后不再增加。沉积环境与生源输入的不同是造成2种类型烃源岩生排烃特征差异的重要原因。

（3）优质烃源岩油气产率均高于中等烃源岩，且更早达到生油高峰，说明有机质丰度对淡水烃源岩生排烃影响较大，优质烃源岩的生烃潜力远高于中等烃源岩，但中等烃源岩具有更高的TOC转化率，说明较高的TOC可能会增加烃源岩的滞油性，反而不利于烃类排出。

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