烴源巖生排烴模擬實驗技術現(xiàn)狀、應用與發(fā)展方向

何 川，鄭倫舉，王 強，馬中良，馬健飛

(1.中國石化 油氣成藏重點實驗室，江蘇 無錫 214126； 2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214126； 3.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室，江蘇 無錫 214126)

地質條件下烴源巖生成、排出與滯留油氣是一個漫長而又復雜的地質與物理—化學過程，如何在實驗室內再現(xiàn)這一過程是石油地質實驗重要的研究內容之一。19世紀中葉以來，隨著近現(xiàn)代石油天然氣勘探開發(fā)的興起，人們對油氣成因的研究越發(fā)深入，同時也引發(fā)了一系列有關油氣來源的爭論[1-4]。眾多學者為了探索油氣成因，進行了大量實際地質現(xiàn)象的觀察、歸納和總結，同時借助于各種先進的分析測試手段對烴源巖自然剖面樣品和油氣中的有機物質進行了分子級的定性定量分析檢測，以獲得所持觀點的證據(jù)。亦有部分學者在實驗室內通過人工條件下的沉積有機質熱解實驗得到與石油天然氣組成接近的有機物質，從而為油氣成因假說提供佐證。國內外油氣地球化學研究者對不同性質、成熟度和豐度的烴源巖及原油進行了大量生排烴模擬實驗研究[5-9]，其結果已被廣泛應用于石油與天然氣勘探的多個專業(yè)領域，在不同類型有機質的油氣形成演化模式的建立、沉積盆地油氣資源潛力的評價以及油氣源對比與示蹤等方面取得了較為顯著的成果。然而，隨著非常規(guī)油氣與深層—超深層油氣勘探開發(fā)的快速推進，傳統(tǒng)的生烴理論難以合理解釋常規(guī)和非常規(guī)統(tǒng)一的含油氣系統(tǒng)的形成以及超高溫高壓地質條件下油氣的生成與保存機制，因此有必要將源—儲—藏作為一個統(tǒng)一整體從地質—時間—空間尺度的全過程動態(tài)分析的角度重新審視成烴成藏機理，這勢必需要進一步提升烴源巖生排烴模擬實驗技術，為現(xiàn)代油氣地質理論研究與勘探開發(fā)技術創(chuàng)新提供必要的實驗手段與方法。

1 生排烴模擬裝置與實驗技術研究現(xiàn)狀

1.1 生排烴模擬實驗裝置

依據(jù)烴源巖熱解反應體系的開放程度，生排烴模擬實驗裝置可分為開放體系、封閉體系和限制體系3類[10]，國內外常見的用于開展油氣形成、排出以及滯留的熱壓模擬實驗裝置所能設置的實驗條件如表1所示。

表1 不同生排烴模擬實驗裝置實驗條件對比

1.1.1 開放體系熱解生排烴模擬實驗技術

開放體系熱解生烴模擬實驗技術是指被粉碎的、未經壓實的烴源巖或有機質(如干酪根)樣品在常壓且沒有水作為流體介質的條件下，通過快速升溫，在無大小限制的體系中進行快速熱降解來獲取相關生烴評價參數(shù)的模擬實驗方法。樣品在高溫加熱的條件下生成的油、氣等揮發(fā)物由氦氣或其他載氣驅掃進入檢測器進行定量[11]。開放體系熱解生烴模擬實驗所用的儀器設備已經被廣泛應用，如Rock-Eval巖石熱解儀(圖1a)、差熱分析儀(DTA)、熱重儀(TG或TGA)、巖石熱解—氣相色譜儀(Py-GC)、巖石熱解—氣相色譜質譜儀(Py-GC-MS)等，該系列儀器主要有以下特點：(1)最高加熱溫度可達800～900 ℃，可以較為完全地釋放烴源巖中沉積有機質的生烴潛力；(2)自動化程度高，結果重現(xiàn)性好，產物收集與檢測完整，可在線開展多種油氣地球化學參數(shù)測定(如有機碳、無機碳、生成的烴類物質組分)；結合動力學計算軟件，還可以獲得總生烴及各個烴類組分生成的動力學參數(shù)；(3)樣品用量少，分析速度快，可用于快速評價烴源巖的生烴潛力與特征。但此類實驗目前只考慮了溫度對沉積有機質轉為烴類的影響，未考慮如壓力、流體介質、孔隙空間等其他控制因素。與地下油氣生成的實際邊界條件相比，開放體系的熱解生排烴模擬實驗條件尚存較大的差異，其獲取的S1，S2，Tmax等熱解參數(shù)主要用于表征在上述實驗室條件下沉積有機質熱解生烴潛力，難以刻畫與描述烴源巖生成、排出、滯留油氣的過程，亦無法指示不同演化階段的油氣產率及其相互轉化關系、排出與滯留油氣效率等。

圖1 不同體系生排烴熱壓模擬實驗裝置結構示意Fig.1 Structures of thermal simulation experimental devices of different systems

1.1.2 密閉體系生排烴模擬實驗技術

密閉體系生排烴模擬實驗技術是指被粉碎的未經壓實的烴源巖或有機質，在一定的流體壓力下，在含水蒸汽、水蒸汽—液態(tài)水或超臨界水的條件下，在相對較大的生烴反應空間中先密閉熱裂解反應生成油氣，再打開容器排出油氣的烴源巖熱解模擬實驗方法。密閉體系生排烴模擬實驗所用儀器依據(jù)反應容器的特性主要可以分為玻璃管、不同密封方式的金屬高壓釜(圖1b)[12-14]、黃金管—高壓釜、微體積密封容器(MSSV)以及金剛石壓腔(DAC)等熱壓生烴模擬實驗裝置。封閉體系生排烴模擬實驗技術從20世紀80年代起在石油地質實驗領域得到了廣泛應用[15-18]，其具有以下特點：(1)可開展有限加水模擬實驗(玻璃管、MSSV不可加水)。與烴源巖在地下的孔隙空間相比，密閉體系高壓釜的反應空間相對較大，受密封能力的限制和出于安全考慮，一般只加入有限體積的水。在高溫低壓條件下，水以水蒸氣、氣—液平衡或超臨界相態(tài)存在，其生烴過程依據(jù)加水量、生烴量與容器體積的相對大小，處于一種介于加水與不加水的熱解狀態(tài)。(2)可開展流體壓力模擬實驗。封閉體系流體壓力的大小取決于不同儀器裝置中反應容器的材質、密封方式以及加入的水量、模擬溫度、生成的揮發(fā)性產物量和加入樣品后剩余的空間體積大小，最高壓力一般不超過水的超臨界壓力。封閉體系的溫度、壓力、流體介質與空間的關系符合氣體狀態(tài)方程。黃金管—高壓釜模擬裝置是通過高壓釜內水的壓力，利用黃金良好的延展性傳遞給金管內樣品，所施加的壓力難以確定是圍壓、上覆靜巖壓力還是流體壓力，樣品實際承受的壓力大小亦不確定，其傳壓介質實質上還是氣態(tài)物質，不是液態(tài)水。(3)可開展原油裂解生氣模擬實驗。密閉體系熱解生排烴模擬實驗過程中從樣品中排出的油氣主要由熱作用釋放揮發(fā)以及取樣時由氣體產物攜帶出來的油氣，與地質條件下油氣初次運移的動力、相態(tài)以及通道等物理化學特征相差甚遠，其結果難以有效刻畫油氣的排出、滯留過程與排烴效率。

1.1.3 限制體系熱壓生排烴模擬實驗技術

限制體系熱壓生排烴模擬實驗技術是一種對烴源巖樣品施加上覆靜巖壓力進行壓實，同步控制調節(jié)反應體系內部的油氣水流體壓力與排出方式的熱解生排滯油氣模擬實驗方法。所得油氣產物在一定的溫壓條件下離開反應區(qū)進入計量裝置，收集各種產物后在線或離線定量測定產物的質量，檢測產物的有機地球化學參數(shù)。對反應容器中的樣品進行加熱較易實現(xiàn)，但在壓實的同時對反應容器中的流體進行高壓密封較難做到，需要特殊結構的密封方式。依據(jù)儀器的密封能力、氣液產物排出的方式以及與產物收集裝置的連接關系，限制體系模擬實驗裝置又可以分為無流體壓力的壓實模擬(壓實開放體系，邊生邊排)、低流體壓力壓實模擬(壓實條件下體系流體壓力不超過30 MPa)與高流體壓力(最高可達120 MPa)壓實熱解模擬3種類型。中國石化石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質研究所自主研發(fā)的烴源巖地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗裝置即屬于此類儀器，該熱解模擬裝置可以控制溫度、上覆靜巖壓力(壓實程度)、流體壓力、反應空間和產物的排出方式(連續(xù)排烴、一次排烴、幕式間歇式排烴等)，可以將油氣的生成與排出、滯留過程進行聯(lián)動控制，從而實現(xiàn)了油氣的生成、排出與滯留一體化模擬。與地質條件下油氣的形成、排出、滯留過程相比，利用這種裝置開展的烴源巖熱解生排烴模

擬更加接近地質條件下的生排烴過程[19](圖1c)。

1.2 生排烴模擬實驗條件

油氣的生成演化與排出、滯留過程是沉積有機質在地質作用下復雜的物理—化學反應過程，在實驗室內模擬此過程必然受到各種實驗邊界條件的制約。在沉積有機質的人工熱壓演化過程中，樣品的形態(tài)、溫度、壓力、時間、介質、壓實程度、空間和反應體系的開放程度等條件對模擬實驗結果均會產生較大的影響[20]。在制定模擬實驗方案時，需根據(jù)研究的目的、樣品特性以及采用的儀器設備技術參數(shù)等的差異，選擇合適的模擬實驗條件。在解釋模擬實驗的結果時，需要綜合考慮地質條件與實驗條件的區(qū)別，不可一概而論。

1.2.1 模擬實驗溫度

模擬實驗溫度分為恒溫和程序升溫兩種，其設置范圍一般為150～600 ℃，溫度間隔在10～50 ℃之間。初始溫度的高低取決于烴源巖樣品的起始成熟度，起始成熟度越大，初始溫度越高。對特殊有機質類型的(如高硫干酪根、現(xiàn)代生物質和泥炭等)烴源巖的模擬實驗，起始溫度應低于250 ℃。相反，原油裂解的模擬實驗溫度較高，其模擬的起始溫度建議選擇在350 ℃左右。終點溫度的高低取決于研究目的和研究區(qū)的熱演化程度，以我國東部斷陷盆地古近系主力烴源巖為例，其總體處于生油窗內，開展該地區(qū)的烴源巖模擬實驗，其最高終點溫度一般不應高于400 ℃，而用于研究我國南方海相高過成熟地區(qū)烴源巖演化特征的模擬實驗，應適當提高終點模擬實驗溫度，建議不低于600 ℃，或降低升溫速率使演化程度達到過成熟階段。由于不同研究者所用模擬實驗儀器設備的溫度控制部分存在較大的差異，也就是儀器顯示的溫度與實際加熱樣品的受熱溫度存在一定的差異，具體溫度設置應結合所用模擬儀器的加熱體系特征確定。

1.2.2 模擬實驗時間

自然界中較短的時間對生油過程影響較小，但在實驗室高溫條件下，特別是封閉體系下，模擬實驗時間長短會對實驗結果產生明顯影響[21-22]。模擬實驗時間的長短與研究的目的以及實驗裝置的裝樣量、傳熱效率等有關。目前大型生排烴模擬實驗，如高壓釜與壓實限制體系模擬實驗通常按照1 ℃/min的升溫速率加熱，恒溫24～96 h；各種小型熱解生排烴模擬實驗裝置，如巖石熱解儀、MSSV以及黃金管模擬儀，升溫速度較快，加熱時間較短。如進行生烴動力學研究，需要至少設置三組不同的升溫速率。

1.2.3 模擬實驗壓力體系

在地質埋藏條件下的烴源巖層系，其壓力體系包括上覆巖層的靜巖壓力和體系空間內的流體壓力[23-25]。在模擬實驗條件設置時，應明確向樣品施加何種壓力，施壓與傳壓介質的性質如何。高壓釜和玻璃管、金剛石壓腔、MSSV封閉體系模擬實驗裝置均不能施加上覆靜巖壓力，其壓力是指反應體系的流體壓力，壓力值高低取決于模擬實驗溫度、加水量、可揮發(fā)產物的產量等，壓力值無法預先設置和準確控制。不銹鋼高壓釜所能承受的流體壓力高低取決于釜體容積大小及其密封方式，體積較小采用壓緊螺母密封的高壓容器可以承受100 MPa的流體壓力，而壓機密封的微型高壓容器(如金剛石壓腔)可承受的流體壓力更高。國內外廣泛用于生排烴模擬實驗的高壓釜是以法蘭盤密封的不銹鋼高壓容器，一般只能承受低于30 MPa的流體壓力。黃金管密封體系模擬裝置所提供的壓力是通過與高壓泵連接的微型不銹鋼高壓釜中的高壓水對充滿氬氣和揮發(fā)組分的裝樣黃金管施加機械壓力，黃金管在該壓力作用下產生塑性變形，從而對樣品施加一定的壓力。由于模擬實驗生成的揮發(fā)性產物在金管內也能形成大小不定的流體壓力，因此通過金管形變施加在樣品上的壓力難以確定是靜巖壓力還是流體壓力，其大小并不等同于高壓釜內水的流體壓力。各種壓實—限制體系生排油氣模擬實驗裝置既可對樣品施加靜巖壓力，也能保持反應體系存在一定的流體壓力，即可模擬施加在烴源巖樣品上的有效應力。上覆靜巖壓力的大小依據(jù)所研究區(qū)烴源巖的埋深設置，如烴源巖埋深3 km，巖石密度為2.5 mg/cm3，上覆靜巖壓力可設置為75 MPa左右。在壓實條件下，所能設置的流體壓力大小與實驗裝置的密封性能有關，現(xiàn)有用于生排油氣模擬的壓實—限制體系模擬裝置可以設置的流體壓力通常在常壓至120 MPa之間。

1.2.4 模擬實驗樣品的形態(tài)與質量

這是一個容易被大多數(shù)研究者忽略的問題。采用不同顆粒大小或形貌(塊狀、柱狀)的烴源巖樣品進行生排烴模擬實驗，樣品的形態(tài)與質量對實驗結果均會產生重要影響。秦建中等[26]采用高壓釜封閉體系模擬實驗方法對比研究了1～2.5 mm的小顆粒樣品與5～10 mm大顆粒樣品的總產氣率、烴氣產率、總油和總烴產率，結果表明二者存在明顯差異。塊狀或小直徑圓柱體烴源巖樣品有利于全巖有機顯微組分分析、鏡質體反射率以及孔隙度、氬離子拋光—掃描電鏡等物性與有機巖石學項目的測定，也有利于油氣排出與滯留機理和巖石物性特征研究。模擬實驗需要的樣品質量主要取決于烴源巖中有機碳含量、模擬實驗方法與方式、溫度點的數(shù)量以及后繼項目分析需求等。有機碳含量高的樣品，其實驗用樣品質量可相對減少；單溫階累計生排烴模擬實驗方式需要的樣品質量較大，多溫階連續(xù)生排烴模擬實驗方式所需樣品質量較少；高壓釜生排烴模擬實驗方法要求樣品質量較大，黃金管與玻璃管生排烴模擬實驗方法樣品要求質量較小(表1)；設置的模擬溫度點越多，所用樣品的質量越大。

1.2.5 模擬實驗中的無機反應介質

20世紀80年代以前烴源巖熱壓生排烴模擬實驗主要在無水條件下進行，1979年LEWAN等[27]首次采用加水熱模擬實驗方法，生排烴模擬實驗時開始考慮實際地質過程中水介質和黏土礦物、金屬氧化物、碳酸鹽、硫酸鹽礦物等礦物質對油氣生成過程中的氧化、脫水、加氫及聚合等熱裂解有機化學反應的影響[28-29]。對于加水熱壓生排烴模擬實驗，加入的水在高溫高壓下的相態(tài)(水蒸汽、液態(tài)水—水蒸氣平衡態(tài)、高溫高壓液態(tài)水以及超臨界水等)以及水中溶解無機鹽類的性質與量(礦化度)對油氣形成演化過程會產生明顯影響，因此需要特別關注水的性質與相態(tài)對實驗結果的影響。依據(jù)純水相圖，水的臨界溫度為374.2 ℃，臨界壓力為22.1 MPa，由于在地質條件油氣生成的溫度壓力下，地層水均為液態(tài)，因此模擬實驗時也應盡可能保持水在模擬實驗過程中全部以液態(tài)的形式存在。

在干酪根或原油中加入不同的無機鹽、金屬氧化物以及巖石礦物進行的催化生烴模擬實驗，在探討有機質—無機質的相互作用對生烴過程的影響方面也取得了不少認識。然而，由于這種機械混合方式與烴源巖的沉積—成巖過程差異巨大，特別是有機質與無機質之間的賦存形態(tài)與結合方式差異較大，且在烴源巖中也不存在單一的礦物或無機鹽類，而是多種巖石礦物的混合體，與沉積有機質共存接觸的無機礦物與烴源巖的巖性也存在不一致性，如富有機質泥灰?guī)r，基質礦物主要是方解石，而與有機質結合的礦物主要是黏土，因此，依據(jù)有機質人工混合無機物配制的“烴源巖”，其催化生烴模擬實驗結果，在用于解釋地下油氣形成演化機理方面時應保持謹慎的態(tài)度。

2 生排烴模擬實驗方式

目前，廣泛應用的生排烴模擬實驗方式主要有單溫階累計模擬法和多溫階連續(xù)模擬法兩種。具體方法的選擇與研究目的和研究區(qū)的埋藏生烴史等密切相關。

2.1 單溫階累計生排油氣模擬實驗

單溫階累計生排油氣模擬實驗是每個溫度點都取原始樣品進行成熟度更高的生排烴模擬實驗，模擬生成的流體產物部分或完全不脫離反應體系。因此每個溫度點模擬生成的油氣，其地球化學特征是該溫度點之前所有溫度點生成的油氣地球化學特征的綜合。在該溫度點的生、排、滯留油氣量為樣品持續(xù)埋藏至該溫度點對應成熟度生成油氣的累計總量，其中也包含了部分先期生成、滯留的油氣再發(fā)生熱解反應生成的產物(圖2)。用于建立生排油氣模式、排出與滯留效率、油氣地球化學參數(shù)演變特征等方面研究的生排油氣模擬實驗一般采用這種方式，此外，原油裂解生氣、較高成熟度烴源巖生成天然氣以及二次生烴、純有機質的熱解反應等模擬實驗也建議采用單溫階累計生排油氣模擬實驗方式。

圖2 單溫階累計生排油氣模擬實驗流程示意Fig.2 Simulation experiment process of accumulative oiland gas generation and expulsion at single temperature step

2.2 多溫階連續(xù)生排油氣模擬實驗

多溫階連續(xù)生排烴模擬實驗是將一定成熟度的原始樣品加熱達到一定的溫度后，保持設定溫度不變，持續(xù)一段時間后降低溫度以收集在該溫度點產生的油氣樣品。收集結束后取出烴源巖樣品，使用有機溶劑抽提該溫度點模擬殘余樣品，確保將該溫度點產生的可溶有機質完全分離。隨后，使用被抽提過的樣品，對下一個更高溫的溫度點進行生排烴模擬實驗。生烴結束后再重復上述過程，并以此類推，直至完成最后一個溫度點的模擬實驗。圖3指示了其升溫與取樣的過程。通常多溫階連續(xù)生排烴模擬實驗法在探討不同演化階段剩余干酪根與滯留油的生烴機理方法中應用比較廣泛，多見于低成熟烴源巖樣品的模擬。多溫階連續(xù)生排油氣模擬實驗法可對不同溫度點生成與排出的油氣進行定量計算，將各個溫度階段的油氣量相加可以獲得累計油、氣總量，可用于評價烴源巖的最大生油氣潛力以及滯留油的生烴能力，能夠精細刻畫沉積有機質向油氣轉化的過程。

圖3 多溫階連續(xù)生排烴模擬實驗流程示意Fig.3 Simulation experiment process of continuous oiland gas generation and expulsion in multi temperature steps

除了上述兩種恒溫恒壓生排烴模擬實驗方式之外，也可以按照一定的升溫與加壓速率開展烴源巖生烴動力學實驗。

3 生排烴模擬實驗技術應用

生排烴模擬實驗能夠解決眾多石油地質問題，并已在油氣的勘探開發(fā)中得到廣泛應用。目前該方法在油氣形成、盆地資源潛力評價、油氣運移等多個方面發(fā)揮了重要作用[30]。生排烴模擬實驗的應用大體可概括如下：(1)認識不同母質類型油氣形成的機理，建立油氣生、排、滯演化模式；(2)研究各種地質與實驗因素(溫度場、壓力場、時間、空間以及各種無機礦物、地層水等)對油氣形成過程的影響；(3)用于烴源巖生烴能力、油氣初次運移與滯留效率研究；(4)研究油氣與其母質在成巖演化過程中的組成、生物標志物、碳氫穩(wěn)定同位素等地球化學參數(shù)的演變特征與關聯(lián)性分析[31-33]。

3.1 建立不同類型有機質的油氣形成模式

通過對地層剖面的研究，可以明確原油隨埋深和地層溫度等的變化情況。天然氣等氣態(tài)產物不易在地層中保存，因此較難研究。生排烴模擬實驗可以完整取得烴源巖樣品生成的油氣，并可對其不同演化階段的生、排、滯油氣進行定量計算，建立不同類型有機質的油氣演化模式，明確烴源巖產物在成巖演化過程中的變化規(guī)律，預測沉積盆地中不同層位油氣的分布，從而指導新區(qū)與新層系的油氣勘探。

3.2 油氣生、排、滯機理及其主控因素研究

在生排烴模擬實驗中，可人為改變一個或幾個因素來研究各因素對油氣生成、排出與滯留的影響。在各種影響因素中，溫度與時間對于生排烴模擬結果的影響較大[20-22]。水在實驗中的加入使生排烴模擬結果更符合地下烴源巖的真實情況[26-28]，但溫度與壓力會改變水的相態(tài)，從而對生排烴模擬實驗的結果會產生較大影響。烴源巖中礦物的催化作用也對熱演化過程有較大影響[34]。在模擬實驗中可以通過控制單一變量的影響因素研究其對生排烴過程的影響程度，但在進行地質應用研究時應考慮地下油氣生成過程的實際情況，綜合多重因素做出判斷。

3.3 為沉積盆地油氣資源潛力評價提供關鍵參數(shù)

沉積盆地油氣資源潛力的大小與烴源巖的生排烴能力息息相關。氯仿瀝青“A”法被廣泛應用于烴源巖生烴量的計算與資源量評價，但瀝青“A”屬于滯留在烴源巖中的重質油，對形成常規(guī)油藏并沒有做出貢獻，實際上只有那些排出烴源巖，且匯聚在儲層中的油，才可能是有效的油氣資源，因此烴源巖的排油能力與初次運移效率才是常規(guī)油氣資源潛力評價的關鍵參數(shù)?，F(xiàn)有的排油系數(shù)并非通過實驗測試獲得，僅為經驗估算值，致使生油氣量的計算結果存在較大的誤差，資源量評價受人為因素的影響較大?，F(xiàn)有的壓實—限制體系生排油氣模擬實驗不僅可分別獲得烴源巖生成的油和氣，還能提供不同演化階段的排出與滯留油氣量，為常規(guī)與非常規(guī)油氣資源量的評價提供了切實可信的基礎資料。目前油氣資源量評價的模擬計算方法主要有產率法、降解率法和化學動力學法，其都是以烴源巖的生排烴模擬實驗為基礎的。

3.4 油源對比示蹤研究

現(xiàn)今大多數(shù)用于油源對比示蹤及烴源巖有效性評價的油氣地球化學參數(shù)由于受成巖演化作用過程與排出、滯留效率等地質因素的影響，均會發(fā)生規(guī)律性的演變。長期以來，盡管油氣地球化學家們對其演變規(guī)律通過長期的實踐進行了卓有成效的歸納總結，并有效地用于油氣源示蹤與烴源巖評價，然而由于烴源巖層系的高度非均質性，油氣來源的多樣性，生、排、滯過程的復雜性以及油氣運移、聚集甚至開發(fā)過程中地質色層效應等，這些油氣地球化學參數(shù)依然存在明顯的多解性，并不能很好地對多期構造作用形成的油氣藏以及常規(guī)—非常規(guī)一體化的油氣藏來源進行“定時、定源與定量”的溯源與有效性評價。實驗室人工條件下烴源巖生排烴模擬實驗由于原始生烴母質的確定性以及熱壓演化過程的可控性，在油源對比示蹤的地球化學參數(shù)演變特征與關聯(lián)性研究方面具有獨特的優(yōu)勢。我國部分高校和科研院所已在裝置與技術的研發(fā)上進行了初步探索[35]，在排出與滯留油氣化學組分的變化、同位素變化以及生標參數(shù)等的改變方面也已開展了廣泛研究，取得了頗受啟發(fā)的成果[36]，為復雜的油源對比示蹤以及烴源巖有效性動態(tài)評價提供了有力的證據(jù)支持。

4 生排烴模擬實驗的局限性及發(fā)展趨勢

4.1 生排烴模擬實驗的局限性

自然界中的油氣是隨烴源巖的沉積成巖，在有限的孔隙空間中，有液態(tài)地層水和礦物介質共同參與，在相對低溫(60～200 ℃)、較高地層流體壓力(30～120 MPa)和靜巖壓力(60～200 MPa)等因素直接或間接作用下，在地質時間尺度內經過生物化學作用，沉積有機質通過熱壓降解—縮聚反應形成的。在此，我們需要強調的是在實驗室條件下再現(xiàn)這樣一個復雜地質作用下的演化過程是十分困難的。盡管國內外學者在生排烴模擬實驗方面已經積累了豐富的經驗，其基本原理主要是通過較高的溫度對較長的地質歷史時間進行補償。首先實驗室不可能再現(xiàn)漫長的地質時間，現(xiàn)行的生排烴模擬實驗運行時間大都在幾天至幾十天，與以百萬年計算的地質歷史時期差異甚大；其次，實驗室模擬所用溫度要比實際演化中的地質溫度高得多，高溫不僅加快了沉積有機質向油氣轉化的速度，同時也改變了沉積有機質熱降解反應的方向，發(fā)生了諸多與地下油氣形成過程不一樣的化學反應；再則，有機質生排烴過程中涉及的反應過程非常復雜，并非只有溫度、壓力、介質等是其主要影響因素，沉積有機質的賦存狀態(tài)、成巖過程中的膠結作用、孔隙及其連通性等地質因素是難以在實驗室里模擬的。因此，在利用生排烴模擬實驗結果解釋各種油氣形成演化、排出與滯留過程的地質現(xiàn)象時，需要緊密結合含油氣盆地演化史、烴源巖層系的埋藏史、熱演化史等實際地質過程，把人工演化結果與類似的自然演化系列進行比對分析，以判斷模擬實驗的有效性，避免先入為主的主觀臆斷；在對有機質成烴演化和油氣產率的評估上，應對模擬實驗結果與地質實際之間的關系進行進一步研究，從而揭示科學合理的油氣生、排、滯演化規(guī)律，為高效勘探開發(fā)提供理論與技術支撐。

4.2 生排烴模擬實驗技術的發(fā)展趨勢

含油氣系統(tǒng)是對油氣地質進行綜合評價的一種思路和方法，它強調了油氣成藏的靜態(tài)地質要素與動態(tài)成藏過程的有機結合[37-38]。近年來，隨著非常規(guī)頁巖油氣與深層—超深層獨立油藏勘探開發(fā)的成功[39-40]，基于常規(guī)和非常規(guī)統(tǒng)一的含油氣系統(tǒng)，應將烴源巖的生、排、滯油氣過程、儲集層孔隙發(fā)育、次生改造作用與不同類型油氣藏形成作為一個統(tǒng)一整體，研究成烴與成藏之間的內在關聯(lián)性。為了適應新的勘探開發(fā)研究需要，現(xiàn)代烴源巖生排油氣模擬實驗的主要目的已不完全是為了認識油氣的成因，研究某種單因素(如溫度、時間、壓力、無機礦物)對油氣生成過程的影響程度，也不僅僅是用于評價烴源巖自身的生油氣潛力，而應更加注重油氣的排出與滯留效率研究以及源儲間復雜的物質(油氣、水、礦物質)相互作用和能量交換對常規(guī)、非常規(guī)油氣成藏與賦存富集過程的影響。

基于上述油氣地質勘探開發(fā)認識，未來生排烴模擬實驗技術應該注重以下幾個方面的研究：

(1)模擬實驗邊界條件綜合化。選擇熱模擬實驗熱解反應條件時應充分考慮沉積盆地的演化條件(埋藏史、熱史等)，因此除了應注重沉積有機質性質(干酪根類型)和數(shù)量(有機碳含量)等內因之外，還應強調溫度、時間、壓實(靜巖壓力)、流體壓力、地層水介質、礦物組成、孔隙大小與結構等外因的共同控制作用對油氣生成過程的影響，應特別強調有機質、地層水和礦物質相互作用、烴源流體相態(tài)與可動性、油氣生成增壓和有機質次生演化對常規(guī)—非常規(guī)儲集性能的影響，從而為全面了解與認識各類油氣藏的形成演化機制提供更加科學有效的實驗證據(jù)。

(2)開發(fā)源—儲—藏協(xié)同成烴成藏模擬實驗技術。頁巖油氣、致密油氣等非常規(guī)油氣資源量的估算中，富有機質烴源巖層系的源內滯留、近源富集油氣的評價和估算是關鍵問題，需要確定烴源巖的排出與滯留油氣效率。因此除了進行烴源巖中油氣生成過程的實驗室模擬之外，還應綜合考慮油氣的生成、排出以及運移的地質條件，開展油氣生、排與運聚成藏一體化模擬實驗，加強源—儲—藏協(xié)同演化作用下油氣地化參數(shù)的演變規(guī)律(探索動態(tài)示蹤指標)研究，為海相深層烴源巖生排滯留油氣機制與常規(guī)—非常規(guī)一體化有效性動態(tài)評價研究提供有力的技術支撐。

(3)多因素共控作用下油氣形成動力學模擬研究。為了將實驗室模擬結果更好地定量外推到地質條件下油氣的形成演化過程，需要開展溫度、壓力、流體介質、反應空間和時間等條件共控作用下的生排烴動力學實驗，以獲得更加接近實際的生烴動力學參數(shù)。