Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 2: 354 - 366

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.08.005

Kinetics of hydrocarbon generation of different types of organic matter in the KL-A structure of the Bohai Bay Basin

  • Xiaodong WANG ,
  • Bo WANG ,
  • Jilei YANG ,
  • Peng HAO ,
  • Yan CHENG ,
  • Kuo LI
Expand
  • CNOOC Ener⁃Tech Drilling & Production Company，Tianjin 300452，China

Received date: 2024-06-12

  Revised date: 2024-08-02

  Online published: 2024-08-19

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The Research Platform Construction Project of CNOOC(CNOOC-KJ PT GCJS 2020-01)

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Abstract

The formation of oil and gas is a result of the prolonged evolution of kerogen under the influence of various factors， making it challenging to represent through simple chemical reactions. Previous studies have found significant differences in the hydrocarbon generation activation energies of different types of organic matter， but the specific distribution patterns and controlling factors remain unclear. In particular， the impact of organic matter types on the hydrocarbon generation process of source rocks and their formation mechanisms has yet to be fully elucidated， which limits the potential for resource evaluation. This paper presents four sets of open-system thermal simulation experiments with different heating rates on lacustrine mudstone source rocks of various types from the Paleogene Dongying and Shahejie formations in the KL-A structure of the Laizhouwan Sag， Bohai Bay Basin. By fitting kinetic hydrocarbon generation curves， we calculate kinetic parameters and analyze the main influencing factors of activation energy. The study shows that： （1） The high degree of fit between the chemical kinetics model and experimental data demonstrates the reliability and applicability of the discrete distribution model for calculation and inversion in the hydrocarbon generation process from organic matter. （2） There is a correlation between the content of different micro-components in organic matter and the average activation energy， with various micro-components mutually constraining and jointly controlling the average activation energy of organic matter. （3） Different types of organic matter， due to variations in their micro-component composition， lead to significant differences in hydrocarbon generation threshold， activation energy ranges， and hydrocarbon generation rates. （4） The combination of hydrocarbon generation thermal simulation experiments and kinetic methods reveals the complex mechanisms of hydrocarbon generation from organic matter， providing significant application value for the evaluation and exploration of source rocks.

Key words： Hydrocarbon generation kinetics; Paleogene; Source rock; maceral; Activation energy; Thermal simulation

Cite this article

Xiaodong WANG , Bo WANG , Jilei YANG , Peng HAO , Yan CHENG , Kuo LI . Kinetics of hydrocarbon generation of different types of organic matter in the KL-A structure of the Bohai Bay Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(2) : 354 -366 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.08.005

0 引言

根据干酪根热解生烃理论［1］，油气是由通过不同化学键和基团组成的结构复杂的大分子聚合物——干酪根，在温度、压力、催化剂等多种条件共同作用下，不同化学键发生断裂作用的产物，即有机质在地质历史时期由大分子干酪根转化为小分子油气的过程。根据时间—温度补偿原理［2］，在实验室内利用快速升温热解实验可以模拟和重现烃源岩在地质条件下低温慢速的生烃演化过程。随着沉积有机质埋藏深度的逐渐增加，当达到生油门限后，干酪根开始大量生烃。干酪根类型既控制着烃源岩的生烃演化特征，又影响着油气的生成速率和生烃量［3］，生烃热模拟实验对于预测油气资源分布和指示勘探开发方向具有重要意义［4-7］。因此，很多学者针对不同的热模拟实验、不同类型的泥页岩展开了大量的生烃动力学特征研究。郭成波等［8］对干酪根热解生烃的分子模拟进行了综合研究，解释了温度、压力、岩石矿物等对于干酪根热解生烃的影响；孙佳楠等［9］利用黄金管和高压釜封闭体系进行热解实验和溶胀实验，分析了东营凹陷沙四上段烃源岩的生油潜力与原油滞留特性，重建了该区烃源岩的原油生成与排放历程；李剑等［10］通过开放体系、半开放体系和封闭体系的模拟实验，详尽地分析了不同成熟阶段的热解生烃过程，同时针对未熟阶段生气模式建立了烃源岩生烃演化模型；沈忠民等［11-12］研究认为平均活化能与镜质组、壳质组、腐泥组具有一定的相关性；汤达祯等［13］通过对不同煤岩组分研究，认为树皮煤活化能最低、角质煤和孢子煤次之、烛煤活化能最高；卢双舫等［14］研究显示树脂体、木栓质体等具有较低的生烃活化能；孙旭光等［15］通过对树皮体、镜质体和丝质体的活化能的计算，认为在同一演化条件下，树皮体生烃能力大而镜质体和丝质体生烃能力小，并且镜质组的生烃活化能高于壳质组；王民等［16］通过对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型烃源岩的研究发现，Ⅰ型有机质以单峰型活化能分布形态为主，而Ⅱ型、Ⅲ型有机质的优势活化能占比相对较低、分布范围较宽。不同学者通过模拟实验和生烃过程分析，深入探讨了有机质生烃反应机理和动力学特征的研究，认为不同类型的煤岩和烃源岩具有不同的活化能特征，但是，由于有机质生烃过程的多样性和复杂性，即使源自相同的生源母质，在不同地区和地质历史时期的盆地沉积演化中，其活化能的分布特征也会表现出显著的差异。截至目前尚未见到公开的渤海湾盆地湖相泥质烃源岩生烃动力学特征方面的文献报道。本文研究以莱州湾凹陷KL-A构造古近系烃源岩为例，采用开放体系热解实验对低熟烃源岩进行程序升温，通过Kinetics05动力学软件对热解实验测得的烃产率进行拟合获得动力学参数。开放体系热模拟实验虽然没有封闭体系模拟实验及半封闭体系的热压模拟实验符合地质条件，但是开放体系热模拟实验具有分析操作简单、样品量少、经济快速等特点，能反映干酪根初次裂解生烃过程［17-19］。因此，本文通过开放体系热模拟实验深入探讨干酪根不同显微组分组合特征对活化能参数的影响，为渤海湾盆地莱州湾凹陷烃源岩评价和油气资源潜力评估提供理论依据。

1 区域概况

莱州湾凹陷位于华北板块东部渤海湾盆地南部（图1），勘探程度较低，油气成藏特征复杂。凹陷南部与潍北凸起接壤，其北部紧邻莱北低凸起，整体表现为北断南超的构造样式［20-21］。莱州湾凹陷属于典型的陆相湖盆，经历了2期主要的构造运动，形成了沙四段、沙三段、沙一段和东三段4套潜在烃源岩。从目前勘探情况来看，莱州湾凹陷具有深、浅两套储—盖组合，浅层为明下段和馆陶组，深层从太古界到东营组均有分布［22-23］。
图1 渤海湾盆地莱州湾凹陷区域位置（根据文献［20］修改）

Fig.1 Regional location of Laizhouwan Sag in Bohai Bay Basin（modified from Ref.［20］）

自2008 年以来，伴随中海油在莱州湾凹陷勘探力度加大，相继在北部陡坡带和东部走滑带发现了垦利 10-1亿吨级油田以及垦利 6-4、垦利 12-2 等多个含油气构造，测试均获高产油气流，目前凹陷内已发现石油地质储量约为2.5×108 t［24］，显示出良好的勘探前景。
渤海湾盆地的烃源岩研究旨在深入了解该区域油气资源的形成、分布和勘探潜力。该研究对促进油气田的有效开发具有重要意义，并为油气资源评价提供科学依据。

2 研究样品及实验方法

2.1　样品选取

本文研究共选取8块具有代表性的烃源岩样品，其中以腐泥组分为主的Ⅰ型样品3块，壳质组分为主的Ⅱ型样品4块，以镜质组分为主的Ⅲ型样品1块。表1、图2为各样品的详细信息及地球化学基本参数。镜质体反射率（R O）范围为0.40%~0.61%、有机碳（TOC）含量范围为0.60%~5.39%、热解烃（S 2）范围为0.53~38.43 mg/g、氢指数（I H）范围为88~713 mg/g TOC。
表1 渤海湾盆地KL-A构造烃源岩样品基本信息及地球化学参数汇总

Table 1 Summary of basic information and geochemical parameters of hydrocarbon source rock samples from KL-A structure, Bohai Bay Basin

样品

编号

 层位 岩性

R O

/%

TOC

/%

T max

/℃

 S 1/（mg/g） S 2/（mg/g） I O/（mg/gTOC） I H/（mg/gTOC） H/C O/C 显微组分含量/% 类型指数TI 综合评价有机质类型
腐泥组 壳质组 镜质组 惰质组
KL-1 东三段 泥岩 0.40 0.60 431 0.13 0.53 160 88 0.77 0.26 3 41 46 10 -21 Ⅲ
KL-2 东三段 泥岩 0.46 0.66 434 0.21 1.05 227 159 0.93 0.22 5 76 13 6 27 Ⅱ2
KL-3 沙三段 泥岩 0.57 5.39 439 3.10 38.43 28 713 1.41 0.11 92 7 1 0 95 Ⅰ
KL-4 沙三段 泥岩 0.48 1.33 434 1.24 4.96 159 373 1.29 0.15 48 45 5 2 65 Ⅱ1
KL-5 沙三段 泥岩 0.54 2.37 437 1.73 10.03 95 423 1.16 0.15 65 23 8 4 67 Ⅱ1
KL-6 沙三段 泥岩 0.50 1.90 436 1.90 6.69 128 352 1.25 0.18 26 66 6 2 53 Ⅱ1
KL-7 沙三段 泥岩 0.61 4.43 441 1.36 26.47 36 598 1.43 0.09 81 11 7 1 81 Ⅰ
KL-8 沙三段 泥岩 0.60 3.50 440 1.77 19.12 57 546 1.47 0.06 84 11 5 0 86 Ⅰ
图2 渤海湾盆地KL-A构造古近系主力烃源岩热解T max—I H（a）及干酪根元素H/C—O/C原子比（b）关系

Fig.2 The relationship between T max - I H(a) and H/ C-O /C atomic ratios of kerogen elements during pyrolysis(b) of main source rocks of KL-A structure in Bohai Bay Basin

2.2　实验方法

岩石热解分析使用Rock-Eval 6型热解仪，以25 ℃/min进行恒速升温获得游离烃（S 1）、热解烃（S 2）、热解峰温（T max）、氢指数（I H）等热解参数。有机碳分析采用CS230型碳硫分析仪，使用3%稀盐酸去除无机碳，在70 ℃烘箱内烘干后，将盛有样品的坩埚放入碳硫分析仪进行完全燃烧测定烃源岩的总有机碳百分含量。采用非氧化性的盐酸、氢氟酸按照一定比例对抽提后的烃源岩进行去矿物处理、富集后获得高纯度的干酪根样品，同时对干酪根进行了氯仿抽提去除了游离烃的干扰。镜质体反射率测定是将干酪根样品制成固定片抛光后使用Geo-Image显微光度计系统在波长546±5 nm（绿光）处，测量抛光面的平均镜质体反射率值。干酪根显微组分鉴定使用生物显微镜在400倍放大下使用透射光和荧光对不同显微组分进行定量统计并计算类型指数，判断干酪根类型。干酪根元素分析采用Vario EL cube型元素分析仪测定干酪根的碳、氢、氧百分含量。
活化能分析采用Rock-Eval 6型热解仪，首先在200 ℃恒温3 min去除游离烃的干扰，然后在5 ℃/min、15 ℃/min、25 ℃/min、35 ℃/min等4种不同升温速率条件下从200 ℃升温至650 ℃。本文热解活化能分析实验使用分离后的干酪根样品，排除黏土等矿物催化及可溶有机质对活化能的影响。
根据化学反应基本原理，在干酪根热裂解的过程中，分子内的化学键随着温度升高向活化能增大的方向依次发生断裂。因此，可以使用活化能分布来表示有机质转化程度。根据前人［25-27］研究表明，有机质转化成油气的热降解过程符合平行一级反应动力学方程，根据阿伦尼乌斯方程计算某一温度下反应速率对应的活化能及频率因子等动力学参数，方程如下：
d c / d t   =   k c , t   =   T / v  
k = A e x p ( - E a / R T )
式中：c代表产物的浓度或相对量，mg/g；t为反应时间，s；k为速率常数，s-1；v为升温速率，K/s；A为反应的指前因子，s-1；E a为反应的活化能，J/mol；T为绝对温度，K；R为气体摩尔常数，其值约为8.314 472 J/（mol·K）。
根据干酪根裂解生烃转化率与热解温度的关系，应用GeoIsoChem Corporation开发的Kinetics05动力学软件对热解数据进行计算和处理（方法参见刘金钟等［28］），获得指前因子、活化能等动力学参数。由图3可以看出Kinetics05动力学软件模拟结果与实验结果拟合度在0.999 9以上，证明采用同一指前因子（A=2.5×1012 s-1）的离散型动力学模型符合本次实验条件，可以把模型计算结果外推到地质条件中。
图3 开放体系下烃源岩样品热解过程的生烃动力学拟合结果

Fig.3 Kinetic fitting results of hydrocarbon generation for source rock samples under an open system during pyrolysis

3 活化能分布特征

由于有机质组分不同，有机质活化能分布特征呈现出不同的分布特征，反映出有机质生烃动力学过程的差异。许锦等［29］从干酪根中富集单一显微组分进行活化能分析，表明不同显微组分的结构差异导致活化能分布差别较大。本文对所选的不同类型干酪根样品的活化能分布进行了系统分析（图4），进一步揭示不同类型有机质生烃的动力学特征和生烃机制。
图4 渤海湾盆地KL-A构造烃源岩样品活化能分布

Fig.4 Activation energy distribution of source rock samples from KL-A structure in Bohai Bay Basin

3.1　Ⅰ型干酪根活化能分布特征

样品KL-3为Ⅰ型有机质，腐泥组占92%，成烃生物组分单一，氢指数为713 mg/gTOC，具有非常好的生烃潜力。主频活化能为209 kJ/mol，所占比例高（占比82.9%） ，并且在低活化能区间的占比少。生烃潜力在10%~90%对应的活化能范围为184~218 kJ/mol，活化能分布集中，此类样品一旦达到生烃所需的条件即可快速大量生烃且生烃潜力大。样品KL-7、KL-8也具有相似特征。

3.2　Ⅱ型干酪根活化能分布特征

样品KL-2为Ⅱ2型有机质，壳质组占76%，氢指数为159 mg/gTOC，生烃潜力较差。主频活化能为197 kJ/mol，占比为16.1%；具有184 kJ/mol、193 kJ/mol、251 kJ/mol等3个次频活化能；活化能分布范围较宽，生烃潜力在10%~90%时活化能分布在151~234 kJ/mol之间。
样品KL-6为Ⅱ1型有机质，壳质组占66%，有机质组成以壳质组为主，腐泥组为辅，氢指数为352 mg/gTOC，生烃潜力一般。主频活化能为193 kJ/mol，占氢指数的32.9%；次频活化能为197 kJ/mol，占氢指数的11.3%。活化能分布范围较宽，生烃潜能力在10%~90%时活化能分布在147~201 kJ/mol之间。样品KL-4、KL-5也具有相似特征。

3.3　Ⅲ型干酪根活化能分布特征

样品KL-1为Ⅲ型有机质，镜质组占46%，有机质组成以镜质组和壳质组为主，氢指数为88 mg/gTOC，生烃潜力差。活化能分布范围宽，具有2期生烃特征，主频活化能分别为188 kJ/mol和247 kJ/mol，分别占对应氢指数的5.1%和9.1%，其他活化能对应的占比均匀，生烃潜力在10 mg/gTOC以下，生烃潜力极低。

3.4　不同类型干酪根活化能分布特征

由表2、图5可以看出渤海湾盆地KL-A构造不同类型烃源岩样品主频活化能E m与平均活化能E 均具有正相关性，平均活化能随着主频活化能的增高而增高，主频活化能与样品的生烃能力有一定程度的相关性。Ⅱ型与Ⅰ型有机质相比具有更低平均活化能的原因可能是因为Ⅱ型有机质具有更多低活化能（活化能小于180 kJ/mol）的生烃物质。Ⅰ型有机质ΔE 90%－10%值最小、活化能分布范围窄，Ⅱ型有机质ΔE 90%－10%值中等、活化能分布范围较窄，而Ⅲ型有机质活化能分布范围宽。反映不同类型的有机质由于生烃母质组成上的差异导致生烃活化能分布具有明显差异。
表2 渤海湾盆地KL-A构造不同烃源岩样品活化能参数的比较

Table 2 Comparison of activation energy parameters for different source rock samples from the KL-A structure in the Bohai Bay Basin

样品

编号

干酪根

类型

 E min E max ΔE max-min E 均 E m P m E 10% E 90%/ ΔE 90%-10%/ A/
/（kJ/mol） /（kJ/mol） /（kJ/mol） /（kJ/mol） /（kJ/mol） /（mg/gTOC） /（kJ/mol） （kJ/mol） （kJ/mol） （s-1）
KL-1 Ⅲ 147 280 133 219.7 222 8.0 167 272 105 2.50×1012
KL-2 Ⅱ2 130 276 146 191.5 197 25.6 163 260 97 2.50×1012
KL-3 Ⅰ 176 280 104 210.1 209 626.2 184 218 34 2.50×1012
KL-4 Ⅱ1 117 239 122 175.4 184 80.6 134 205 71 2.50×1012
KL-5 Ⅱ1 126 251 125 191.9 197 176.6 155 209 54 2.50×1012
KL-6 Ⅱ1 126 247 121 184.7 193 115.8 142 205 63 2.50×1012
KL-7 Ⅰ 130 255 125 200.4 201 447.4 176 209 33 2.50×1012
KL-8 Ⅰ 126 251 125 194.9 197 410.9 176 205 29 2.50×1012

E min为最小活化能；E max为最大活化能；ΔE max-min为最大活化能和最小活化能之差；E 均为平均活化能；E m为主频活化能；P m为主频活化能对应的生烃潜力；E 10%为生烃潜力达到10%时对应活化能；E 90%为生烃潜力达到90%时对应活化能；ΔE 90%-10%为生烃潜力达到90%时对应活化能与生烃潜力达到10%时对应活化能之差；A为频率因子

图5 渤海湾盆地KL-A构造烃源岩样品E 均与E m关系

Fig.5 Comparative chart of activation energy parameters for source rock samples from KL-A structure in the Bohai Bay Basin

上述实验分析表明，不同类型有机质的活化能分布特征具有各自的特点。富含镜质组和壳质组的KL-1样品平均活化能高、活化能分布范围宽、主频活化能占比低，具有生烃晚、生烃差等特点；富含壳质组分的KL-2等Ⅱ型样品组分相似，活化能分布范围相对较窄，主频活化能占比较高，同时含有一定量的次频活化能，具有多期生烃特点；富含腐泥组分的KL-3等Ⅰ型样品活化能分布范围窄、主频占比高，快速生烃且生烃能力强。综上所述，组分单一且结构简单的干酪根活化能分布较窄，而各组分含量均匀的干酪根往往表现出“一个主频+多个次频”的活化能分布组合，呈现多期生烃特征。

4 平均活化能影响因素

不同类型有机质表现出差异显著的生烃活化能特征。平均活化能定义为各生烃活化能与对应百分比的几何平均值，常用平均活化能表征有机质生烃动力学特征［30-31］。有机母质类型和热演化程度是控制干酪根生烃演化及生烃量多少的重要因素，本文通过研究平均活化能与有机母质类型的关系，确定平均活化能的影响因素。

4.1　平均活化能与样品成熟度的关系

有机质的成熟度是衡量其热演化程度的关键指标，其高低直接决定了生烃潜力，是油气勘探必须考量的重要因素之一。本文研究选取的为未熟—低熟的烃源岩样品的样本量小、成熟度分布范围相对较窄，图6没有对同一类型的干酪根不同成熟度进行分析，无法剔除不同类型样品对平均活化能的影响，所有本文未分析成熟度对活化能的影响，后续将增加相关实验。
图6 渤海湾盆地KL-A构造烃源岩平均活化能与镜质体反射率的关系

Fig.6 Correlation between average activation energy of hydrocarbon source rocks and vitrinite reflectance in KL-A structure， Bohai Bay Basin

4.2　平均活化能与氢指数的关系

氢指数结合T max（最大热解峰温度）使用能够有效判断有机质的类型。氢指数高表示有机质具有好的生烃潜力，而T max则反映了有机质的热成熟度。通过这2个参数的结合，可以推断出有机质主要生成油还是气，以及其成熟阶段。研究表明，样品的平均活化能与氢指数具有一定的相关性，在高氢指数时，随着氢指数的增加而增加（图7）；而在低氢指数时具有相反的规律，在样品类型由Ⅱ2向Ⅱ1型过渡阶段存在反转现象。
图7 渤海湾盆地KL-A构造烃源岩平均活化能与最大热解峰温度和氢指数的关系

Fig.7 Relationship between average activation energy of source rocks in KL-A structure, Bohai Bay Basin, and maximum pyrolysis peak temperature and hydrogen index

4.3　平均活化能与干酪根显微组分的关系

一般认为［32-34］，Ⅰ型干酪根主要来自于浮游藻类，以腐泥组为主，有机组成结构简单，链状结构多，芳香结构和杂原子键少，富氢贫氧，生油能力强，热演化过程主要表现为脂肪烃C—C键的断裂，弱键相对较少，具有比Ⅱ型干酪根更高的生烃门限温度，活化能分布范围更集中；Ⅱ型干酪根主要以高等植物的富氢组分和低等水生生物混合为主，其组成结构复杂，具有较强的非均质性，以壳质组和腐泥组为主，含较多芳香烃及杂原子官能团，生油能力低于Ⅰ型干酪根，活化能分布范围宽，但含有比Ⅰ型干酪根键能更低的弱键，其生烃门限温度相对较低；Ⅲ型干酪根其主要来自于高等植物或腐殖质，以镜质组和惰质组为主，含有大量芳香结构及含氧官能团，只含有少数脂肪族结构，活化能分布范围宽，平均活化能高，生烃门限温度更高，生油能力低，具有一定的生气能力。
有机质中腐泥组的低活化能化合物在沉积过程中由于易受热作用和微生物降解的影响而损失，导致有机质相对富集活化能更高的类脂化合物使其活化能分布于较高能带范围。本文研究认为KL-1、KL-2、KL-4、KL-6等样品腐泥组含量在50%以下时平均活化能与腐泥组含量呈负相关，而KL-3、KL-5、KL-7、KL-8等样品腐泥组含量占比在50%以上时，平均活化能与腐泥组含量呈正相关［图8（a）］。引起该现象的原因可能是在高腐泥组含量时，壳质组、镜质组、惰质组等高等植物含量降低，活化能受到腐泥组的控制，在腐泥组含量升高的过程中平均活化能出现了反转，该现象与氢指数变化规律一致。同时通过图8（d）平均活化能与类型指数间的关系与腐泥组变化趋势接近，类型指数TI在70以上时有机质类型越好其平均活化能越高、类型指数TI在70以下时机质类型越好其平均活化能越低，证明混合来源的偏腐泥型有机质相对腐泥型有机质的平均活化能更低，生烃更早，但是生烃能力相对腐泥型有机质稍低。这和蒋启贵等［35-36］通过模拟研究的腐泥组分含量与平均活化能变化规律相印证。
图8 渤海湾盆地KL-A构造烃源岩平均活化能与不同显微组分含量及类型指数的关系

Fig.8 Relationship between average activation energy of hydrocarbon source rocks in KL-A structure, Bohai Bay Basin, and varying contents of microscopic components

壳质组作为有机岩石学中的富烃组分，包括树脂体、孢粉体、角质体、木栓质体、菌孢体、底栖藻无定形体和腐殖无定形体等显微组分，具有较好的生烃能力［37-38］。本文研究认为平均活化能与壳质组含量呈负相关，平均活化能随着壳质组含量的增加而降低，如图8（b）所示。卢双舫等［39］研究认为不同的组分具有明显不同的平均活化能特征，其中树脂体和木栓质体的活化能明显较低，而孢子体、镜质体和角质体较高。由此可见，壳质组分的各亚组分的平均活化能有所差异，显示了壳质组各组分生烃能力各异。
镜质组主要是高等植物的木质素、纤维素在温度和压力作用下发生复杂的化学变化而形成的，主要由芳香结构组成，是煤岩中最重要的显微成分。孙旭光等［40］研究发现丝质体与镜质体平均活化能差异明显，二者平均活化能差别较大。由图8（c）平均活化能与样品镜质组含量的关系可以看出，平均活化能随镜质组含量增加而趋向于高活化能带。

4.4　平均活化能与干酪根H/C、O/C原子比值的关系

干酪根有机元素组成是烃源岩评价常用的地球化学参数，是干酪根中碳、氢、氧等主要元素平均组成的综合响应。刘德汉［41］通过实验分析表明，煤成烃的控制因素主要取决于煤岩组成和煤的富氢程度，即煤的H/C原子比高，壳质体、壳屑体、微类脂体、藻类体、沥青质体的含量高，以及荧光基质镜质体的含量高的煤，则生烃总量高、生油性能好。由图9平均活化能与样品H/C、O/C值的关系表明，对于同一种类型的有机质平均活化能随干酪根H/C值的增大而降低、随干酪根O/C值的增大而升高，不同类型的有机质其变化趋势具有一致性。
图9 渤海湾盆地KL-A构造烃源岩平均活化能与H/C、O/C原子比值的关系

Fig.9 Relationship between average activation energy of hydrocarbon source rocks in KL-A structure, Bohai Bay Basin, and atomic ratios of H/C and O/C

5 地质应用

由于地质升温速率远低于实验条件下的升温速率，通常以℃/Ma作为单位。为了将实验室获得的烃源岩生烃动力学参数转化为地质升温速率下的参数，根据时间—温度补偿原理，将实验室条件下得到的热模拟结果反推到地质尺度，从而建立生烃率与地质温度和地质时间之间的关系。为了方便对比不同样品的地质应用结果，笔者假设一个固定的升温速率，以排除其他地质上的不确定因素的影响。一般来说，沉积盆地的平均升温速率约为3~5 ℃/Ma。在本文研究中，笔者选用了3.3 ℃/Ma的升温速率进行地质外推。
图10给出了不同类型干酪根在开放体系下获得的动力学参数地质外推有机质生烃转化率图，假设生烃转化率10%为生烃门限、生烃转化率90%为主生烃期结束。从图10中可以看出4种不同类型干酪根动力学参数外推结果差异很大：KL-2、KL-4等Ⅱ型干酪根最先开始有效生烃，在38 ℃左右生烃转化率达到10%、而KL-1开始有效生烃温度次之、KL-3开始有效生烃温度最高、在140 ℃左右生烃转化率达到10%；但是KL-3和KL-2、KL-4等样品达到生烃转化率90%的主生烃期结束温度基本相同，在173~186 ℃之间，并且KL-3最先结束主生烃期，KL-1最后达到主生烃期结束。由此可知，Ⅰ型干酪根虽然有机质类型好、生源比较单一、有机质丰度和生烃潜力高，但是其开始生烃所需的温度更高，生烃窗窄，到达生烃门限后就开始快速生烃；Ⅱ型干酪根以混合型有机质为主，生烃门限温度低、生烃窗较宽；Ⅲ型干酪根以壳质组和镜质组为主，生烃温度跨度大、生烃窗最宽。实际上从活化能分布也可以得出相同结论，Ⅰ型干酪根活化能分布窄、Ⅱ型干酪根活化能分布中等，而Ⅲ型干酪根活化能分布宽等特点（图4），因此计算的不同类型有机质生烃转化率差异明显。
图10 开放体系下不同类型干酪根动力学参数地质外推生烃转化率（升温速率3.3 ℃/Ma）

Fig.10 Hydrocarbon conversion rate of different types of kerogen kinetic parameters under an open system （heating rate 3.3 ℃/Ma）

图11给出了不同类型干酪根在开放体系下的动力学参数应用到莱州湾凹陷中央构造带的结果，其中埋藏史、热史见图12。一般以生烃转化率10%作为生烃门限，20%作为排烃门限，根据开放体系获得动力学参数应用结果表明：东三段2块样品的生烃转化率差异明显［图11（a）］，KL-1生烃门限对应时间为5.1 Ma、现今还未达到排烃门限，对应的生烃潜力（S 1+S 2）值为0.66 mg/g，生烃潜力很低，对该地区的油气成藏基本没有贡献；KL-2生烃门限对应时间为19.3 Ma、排烃时间为7.7 Ma左右，现今生烃转化率为37%，说明该地区东三段受限于热演化阶段，至今未达到生烃高峰；沙三中段6块样品的生烃转化率差异明显，其中Ⅰ型干酪根样品（KL-3、KL-7、KL-8）均未达到生烃门限，生烃转化率小于10%；而Ⅱ1型干酪根样品具有不同的生烃特征，KL-4最早到达生烃和排烃门限（生烃门限时间为35.7 Ma、排烃门限时间为27.3 Ma）、KL-6次之（生烃门限时间为34.6 Ma、排烃门限时间为14.6 Ma）、KL-5最晚达到生烃门限（生烃门限时间）且未达到排烃门限。同时结合成藏史该地区古近系成藏时间在距今8.6 Ma，新近系成藏时间在距今2 Ma，而该时期的东三段和沙三段烃源岩均未达到大量生烃的阶段，未能为成藏提供足够的油气，与前人［43］研究的该构造油气主要来源于沙四段相符。由此可以看出：①沙三段有机质未达到生烃门限或刚达到排烃门限，供烃能力有限，对莱州湾凹陷中央构造带的油气成藏贡献很小；②由开放体系下获得的动力学参数进行地质外推得到的有机质生烃转化特征可以为油气资源评价及油气来源提供更加精准的科学依据。
图11 不同类型干酪根动力学参数在莱州湾凹陷中央构造带的应用

（a）东三段;（b）沙三中段

Fig.11 Application of kinetic parameters of different type of kerogen in the central structural belt of Laizhou Bay Depression

图12 莱州湾凹陷中央构造带埋藏史（来自于文献［42］）

Fig.12 The burial history map of the central structural belt in Laizhou Bay Depression（according to Ref.［42］）

6 结论

通过对渤海湾盆地KL-A构造古近系烃源岩样品进行开放体系热模拟实验，并分别计算了样品的生烃转化率及生烃动力学参数，系统分析了不同显微组分组成特征干酪根的热解生烃演化特征。通过系统分析研究不同类型有机质对烃源岩生烃动力学特征的影响，取得以下成果：
（1）化学动力学模型计算结果与实验结果的高度拟合表明，本文所采用的动力学模型可以有效地描述有机质生烃过程、准确预测烃源岩在地质条件下的演化过程。进一步验证了选用动力学模型的可靠性和适用性。
（2）有机质中的不同显微组分与平均活化能之间的关系并非简单的线性关系，而是受多种因素综合影响，反映出干酪根生烃过程的复杂性和多样性。为解释不同类型烃源岩的生烃机理提供了理论依据。
（3）将开放体系生烃动力学分析与热模拟实验相结合，计算地质条件下的有机质生烃转化特征，为渤海湾盆地油气勘探提供更精确的烃源岩评价。在莱州湾凹陷中央构造带的应用研究结果表明，沙三段烃源岩对该区域的油气成藏贡献十分有限，不能作为主力烃源岩。这种现象的原因可能涉及多种因素，例如沙三段烃源岩的沉积环境、热演化史以及其与其他地质层系的相互作用等。此外，这一发现证明烃源岩生烃动力学分析的重要性，为评估不同烃源岩的生烃成藏贡献、优化勘探策略、提高油气资源勘探成功率提供实验支持。

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