生排油模拟实验主要依据干酪根热降解成烃原理和有机质热演化的时间—温度补偿原理。根据化学反应速率的时间—温度补偿原理，在实验室内利用未熟或低熟有机质，在高温高压条件下通过短时间热解生烃模拟再现地质过程的低温长时间有机质热演化过程^[1]。国内学者对页岩采用不同热模拟体系开展了较多的生排油模拟实验。如刘显阳等^[2]采用半封闭体系对鄂尔多斯盆地页岩开展了生排油实验，认为页岩生排油高峰在0.78%＜R_o＜1.35%。前人对不同有机质类型的页岩样品进行过大量生排油热模拟实验，认为相同热演化程度下腐泥型有机质的排油效率高于腐植型^[3-5]，海相烃源岩相对泥页岩生排油高峰更早，排油效率更大^[6]，砂泥互层式的烃源岩排油效率较泥页岩高^[7-8]。但总体上来说，目前还缺乏在不同源储关系条件下页岩的生排油模拟来探讨页岩油运聚机理。吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部，其二叠系芦草沟组为中国典型陆相页岩油层系(图 1)，纵向上表现为泥质类源岩与云质类、粉细砂岩类频繁互层，呈现源储一体的组合特征。前人对芦草沟组页岩生烃机理进行过相关研究，芦草沟组烃源岩具有早期生烃的特点，在低成熟阶段(0.5%＜EasyR_o＜0.8%)即开始大量生烃，生烃转化率高^[9]。也有学者利用Rock-Eval-Ⅱ型热解仪对碳酸盐质页岩、页岩和粉砂质泥岩进行分析，认为页岩生烃量和排油效率均最高，粉砂质泥岩生烃量和排油率均为最低^[10-11]。但前人对芦草沟生烃研究未考虑到源储组合不同对烃源岩生排油的影响。本文基于前人对芦草沟组源储组合划分类型^[12-13]，利用半封闭热模拟体系，开展不同源储结构芦草沟组页岩生排油实验研究，以期为页岩油富集规律及“甜点”精细评价提供参考。

图  1  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷位置及二叠系芦草沟组构造等值线

Figure  1.  Location of the Jimsar Sag in the Junggar Basin and tectonic isolines of the Lucaogou Formation in Permian

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1.   实验样品及方法

1.1   样品

前人的研究显示，吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩类型主要为Ⅰ型和Ⅱ₁型^[14-15]。本文实验选取的烃源岩样品总有机碳(TOC)含量为5.70%，最高热解温度(T_max)为444 ℃，干酪根生烃潜力(S₁+S₂)为34.47 mg/g，氢指数(I_H)为589.55 mg/g，属于Ⅰ型优质烃源岩。矿物成分以菱铁矿和白云石为主，占比分别为34.1%和15.9%，石英含量为17.0%，黏土矿物含量为11.5%，方解石含量为9.0%，斜长石含量为5.6%。

芦草沟组纵向上表现为泥质类烃源岩与白云质岩类、粉(细)砂岩类储层频繁互层，单层厚度多为厘米级，呈现源、储一体的特征^[16-18]。前人对芦草沟组页岩源储结构已经取得了一些认识，郭旭光等^[12]基于取心岩性分析，认为吉木萨尔芦草沟组源储组合可以分为3类：相对厚层储层夹薄层烃源岩(源储比小于1)，相对厚层烃源岩夹薄层储层(源储比大于1)、近等厚的源储组合(源储比约为1)。

基于此，本次实验选取碎屑岩+烃源岩、碳酸盐岩+烃源岩组合，并按照储夹源型、源储互层型和源夹储型进行生排油模拟实验(图 2)。按岩石重量计算，储夹源型储层∶烃源岩为6∶4，源夹储型储层∶烃源岩为4∶6，源储互层型储层∶烃源岩为4∶6。其中，碎屑岩类储集岩样品主要来自J37井芦草沟组，岩性主要为泥质粉砂岩，石英含量最高，为31.1%，黏土矿物含量为23.8%，斜长石含量为19.4%，方解石含量分别为9.9%。将碎屑岩类储集岩粉碎至60目，为了防止储集岩中原始赋存的有机质对实验结果的影响，进行了三氯甲烷抽提，然后充分混合，作为本次生排油实验碎屑岩类储集岩样品。碎屑岩类储集岩与烃源岩粉碎样品按图 2比例放入反应釜，用一定的机械压力压制成直径为38 mm的圆柱体岩心样品。

图  2  生排油模拟实验中不同源储结构组合模式示意^[19]

Figure  2.  Schematic diagram of combination model of source-reservoir structures in hydrocarbon generation and expulsion simulation experiment

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碳酸盐类储集岩样品取自J174井和J30井芦草沟组，碳酸盐类储集岩为碳酸盐岩。矿物含量中白云石含量最高，为42.0%，其次是石英和斜长石，含量分别为11.6%和12.9%，黏土矿物含量为10.9%，与碎屑岩类储集岩处理方式相同。

1.2   生排油模拟实验

实验装置为中国石油大学(北京)的半开放体系生烃排烃模拟实验装置。该装置生排油实验反应釜直径为38 mm。实验中，以中心有孔的钢制垫片(5 mm)对样品的顶部和底部进行封闭，而烃源岩和储集岩之间用软质垫片进行分割，避免烃源岩和储集岩的随机混合，软质垫片孔渗性好，不影响烃源岩的正常排油(图 2)。

前人的研究显示，有机质类型好、丰度高的页岩在320~380 ℃时为快速生油阶段^[10]，单云等^[20]采用黄金管模拟准噶尔盆地芦草沟组泥页岩时，发现芦草沟组生油高峰在370 ℃左右。因此，本次实验选取了370 ℃作为目标温度，实验加热程序是从20 ℃，以60 ℃/h快速升温到370 ℃，然后恒温72 h，实测R_o为1.2%，用于模拟生烃高峰期烃源岩的生烃特征，前人的研究认为烃源岩区向储集层区有效排油的临界压力差值在3~6 MPa^[18]，本文选择排油阈值为±3 MPa，模拟在生油过程中生烃增压排油，让样品在反应釜内的流体压力始终维持在设定压力值的±3 MPa范围内。根据吉木萨尔凹陷芦草沟组埋深，参照LEWAN等^[21]的加水封闭模拟实验，设置密封压力115.8 MPa，静岩压力110.0 MPa，地层流体压力50.0 MPa。

实验用水采用配制好的NaHCO₃型水，矿化度为11 368 mL/g，与吉木萨尔凹陷芦草沟组实际地层水参数保持一致，参照文献[22]，采用高压泵向反应釜中注水，压力为60~80 MPa，保证压制的岩心样孔隙空间中充满水，为确保整个生、排油过程中生烃空间被高压液态水所充满，升温之前流体压力为2~3 MPa。

1.3   模拟产物的收集与定量

实验结束后，采用二氯甲烷冲洗样品室内固体残渣表面、釜体内壁以及排油管线，得到的洗出油与气液分离装置内的液态油合计为排出油量(X₁)，储集岩固体残渣粉碎后的二氯甲烷抽提物作为储集岩接收油量(X₂)，烃源岩固体残渣粉碎后的二氯甲烷抽提物作为滞留油(X₃)，排出油、储集岩接收油和烃源岩滞留油之和为烃源岩生油总量(X)。

通过生排油模拟实验研究不同源储结构的排油效率和排油特征。总排油效率(E)为排出油、储集岩接收油总和除以生油总量。生油产率为烃源岩生油总量除以烃源岩质量，储集岩接收单位油量为储集岩接收油除以储集岩质量，烃源岩内部滞留的单位油量为烃源岩滞留油量除以烃源岩质量。

2.   结果与讨论

2.1   碎屑岩+烃源岩生排油模拟

不同源储组合页岩生、排油量及滞留油量特征见图 3—图 6。碎屑岩+烃源岩为储夹源型组合模式时，烃源岩生油总量为1 299.5 mg，总生油产率为32.5 mg/g(图 3)。其中，通过生烃增压排出油量为100.7 mg，排出进入上部储集岩的油量为320.4 mg，进入下部储集岩的油量为41.1 mg，大部分滞留于烃源岩内部，滞留油量为837.3 mg，根据生油量计算烃源岩的总排油效率为35.6%。上部储集岩接收的油量高于下部，说明烃源岩生成的油优先向上运移，上部储层岩接收的单位油量为10.7 mg/g，下部储集岩接收的单位油量为1.4 mg/g，烃源岩内部滞留的单位油量为20.9 mg/g(图 4)。

图  3  生排油模拟实验中不同源储结构页岩生油总量及生油产率特征

Figure  3.  Characteristics of total hydrocarbon generation and hydrocarbon generation rate of shale with different source-reservoir structures in hydrocarbon generation and expulsion simulation experiment

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图  4  生排油模拟实验中储夹源型页岩排出油量、储集岩接收油量和烃源岩滞留油量

Figure  4.  Expelled hydrocarbon, received hydrocarbon in reservoir and retained hydrocarbon in source rocks of thick reservoir interbedded with thin source rock in hydrocarbon generation and expulsion simulation experiment

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图  5  生排油模拟实验中源夹储型页岩排出油量、储集岩接收油量和烃源岩滞留油量

Figure  5.  Expelled hydrocarbon, received hydrocarbon in reservoir and retained hydrocarbon in source rocks of thick source rock interbedded with thin reservoir in hydrocarbon generation and expulsion simulation experiment

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图  6  生排油模拟实验中源储互层型页岩排出油量、储集岩接收油量和烃源岩滞留油量

Figure  6.  Expelled hydrocarbon, received hydrocarbon in reservoir and retained hydrocarbon in source rocks of thin source rock interbedded with thin reservoir in hydrocarbon generation and expulsion simulation experiment

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碎屑岩+烃源岩为源夹储型组合模式时，烃源岩生油总量为1 697.2 mg，总生油产率为28.3 mg/g(图 3)。其中，通过生烃增压排出油量为194.4 mg，排出进入中部储集岩的油量为239.2 mg，滞留于上部烃源岩的油量为516.5 mg，滞留于下部烃源岩的油量为747.1 mg，根据生烃量计算烃源岩的总排油效率为25.6%。中部储集岩接收的油量少，而下部烃源岩滞留的油量较多，中部储集岩接收的单位油量为6.0 mg/g，上部烃源岩内部滞留的单位油量为17.2 mg/g，下部烃源岩内部滞留的单位油量为24.9 mg/g(图 5)。

碎屑岩+烃源岩为源储互层型组合模式时，烃源岩生油总量为1 189.9 mg，总生油产率为19.8 mg/g (图 3)。其中，通过生烃增压排出油量为110.6 mg，排出进入上部储集岩的油量为141.6 mg，进入下部储集岩的油量为112.8 mg，滞留于上部烃源岩的油量为323.8 mg，滞留于中部烃源岩的油量为252.0 mg，滞留于下部烃源岩的油量为249.1 mg，根据生烃量计算烃源岩的总排油效率为30.7%。上部储集岩接收的油量高于下部储集岩，烃源岩滞留量和储集岩接收油量均出现从下向上逐渐增大的趋势，说明烃源岩生成的油优先向上运移，一部分进入了中部的储集岩，另一部分经过上部烃源岩排出或滞留于上部烃源岩。上部储集岩接收的单位油量为7.1 mg/g，下部储集岩接收的单位油量为5.6 mg/g，上部、中部和下部烃源岩内部滞留的单位油量分别为16.2、12.6、12.5 mg/g(图 6)。

2.2   碳酸盐岩+烃源岩生排油模拟

2.2.1   储夹源型组合模式

烃源岩生油总量为1 000.0 mg，总生油产率为25.0 mg/g(图 3)。其中，通过生烃增压排出油量为30.5 mg，排出进入上部储集岩的油量为168.5 mg，进入下部储集岩的油量为75.1 mg，大部分滞留于烃源岩内部，滞留油量为725.9 mg，根据生油量计算烃源岩的总排油效率为27.4%。上部储集岩接收的油量高于下部，说明烃源岩生成的油优先向上运移，上部储层岩接收的单位油量为5.6 mg/g，下部储集岩接收的单位油量为2.5 mg/g，烃源岩内部滞留的单位油量为18.2 mg/g(图 4)。

2.2.2   源夹储型组合模式

烃源岩生油总量为1 195.6 mg，总生油产率为19.9 mg/g(图 3)。其中，通过生烃增压排出油量为97.6 mg，排出进入中部储集岩的油量为49.7 mg，滞留于上部烃源岩的油量为559.6 mg，滞留于下部烃源岩的油量为488.7 mg，根据生烃量计算烃源岩的总排油效率为12.3%。碳酸盐型储集岩接收的油量较少，大部分烃类都滞留在烃源岩内部，中部储集岩接收的单位油量为1.2 mg/g，上部和下部烃源岩内部滞留的单位油量分别为18.6、16.3 mg/g(图 5)。

2.2.3   源储互层型组合

烃源岩生油总量为1 387.6 mg，总生油产率为23.1 mg/g(图 3)。其中，通过生烃增压排出油量为115.6 mg，排出进入上部储集岩的油量为164.6 mg，进入下部储集岩的油量为101.0 mg，滞留于上部烃源岩的油量为286.1 mg，滞留于中部烃源岩的油量为292.2 mg，滞留于下部烃源岩的油量为428.1 mg，根据生烃量计算烃源岩的总排油效率为27.5%。上部储集岩接收的单位油量为8.2 mg/g，下部储集岩接收的单位油量为5.0 mg/g，上部、中部和下部烃源岩内部滞留的单位油量分别为14.3、14.6、21.4 mg/g(图 6)。

2.3   不同源储组合模式生排油组成特征

对碎屑岩+烃源岩不同源储结构组合生排油模拟产物族组成分析(图 7)。

图  7  生排油模拟实验中不同源储结构页岩生排油模拟产物族组成特征

Figure  7.  Family composition characteristics of product simulated by experiment of hydrocarbon generation and expulsion from shale with different source-reservoir structures in hydrocarbon generation and expulsion simulation experiment

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2.3.1   储夹源型组合模式

上部碎屑岩储层抽提物中芳烃含量最高，为30.0%，然后是非烃，为27.0%，饱和烃含量为24.0%，沥青质含量最少，为19.0%，饱和烃/芳烃为0.8，非烃/沥青质为1.4；中部烃源岩抽提物中非烃含量最高，为39.0%，其次是饱和烃，为24.0%，然后是沥青质和芳烃，分别为20.0%和16.0%，饱和烃/芳烃为1.5，非烃/沥青质为2.0；下部碎屑岩储层抽提物中沥青质占比最高，为49.0%，其次是非烃，为27.0%，饱和烃是14.0%，芳烃含量最低，为10.0%，饱和烃/芳烃为1.4，非烃/沥青质为0.5。原油中饱和烃组分极性弱，芳烃组分因其自身的芳香结构而具有极性，胶质和沥青质除富含芳香结构外，还含有O，N，S等杂原子，所以具有更强的极性，族组成的极性顺序为饱和烃＜芳烃＜胶质＜沥青质。饱和烃/芳烃、非烃/沥青质可以较好反映油气的初次运移现象。从烃源岩中央到边缘的方向上，饱和烃/芳烃和非烃/沥青质递减，说明饱和烃较芳烃更容易运移，非烃较沥青质更容易运移。另外，通过族组成对比可以看出，上部储层的油中极性组分高于下部储层。分析认为是由于生成的油气在向上运移过程中发生了地质色层效应，导致大部分极性组分被吸附在上部碎屑岩中，而下部储层的油族组成中饱和烃含量低，饱和烃/芳烃比值与烃源岩接近，说明未发生明显的色层效应，烃源岩向下排油的效率不如向上排油，说明对于储夹源型页岩，更多的油气经过上部储集岩排出。

2.3.2   源夹储型组合模式

上部烃源岩抽提物中沥青质含量为31.0%，非烃含量为30.0%，饱和烃含量为20.0%，芳烃含量为19.0%，饱和烃/芳烃为1.1，非烃/沥青质为1.0；中部碎屑岩储层抽提物中沥青质含量最高，为71.0%，其次是非烃组分，为12.0%，饱和烃含量为9.0%，芳烃含量为7.0%，饱和烃/芳烃为1.4，非烃/沥青质为0.2；下部烃源岩抽提物中沥青质含量高达78.0%，其次是非烃含量，为11.0%，饱和烃含量为6.0%，芳烃含量为4.0%，饱和烃/芳烃为1.5，非烃/沥青质为0.1；排出油中沥青质含量为31.0%，非烃含量为29.9%，饱和烃含量为20.3%，芳烃含量为18.7%，饱和烃/芳烃为1.1，非烃/沥青质为1.0。排出油与上部烃源岩族组成较为一致，说明排出油主要来自于上部烃源岩，中部碎屑岩储层族组成与下部烃源岩一致，说明中部储层油来自于下部烃源岩，但非烃/沥青质略高于下部烃源岩，可能有少部分油来自上部烃源岩贡献。

2.3.3   源储互层型组合模式

排出油中非烃含量最高，为41.1%，其次是沥青质组分，为29.9%，随后是饱和烃和芳烃，含量分别为22.8%和6.2%。饱和烃/芳烃为3.7，非烃/沥青质为1.4；上部烃源岩抽提物中非烃含量最高，为38.6%，饱和烃含量为27.4%，芳烃含量为10.2%，沥青质含量为23.8%，饱和烃/芳烃为2.9，非烃/沥青质为1.6；上部碎屑岩储层抽提物中饱和烃含量最高，为32.0%，其次是非烃和沥青质，含量分别为28.5%和24.4%，芳烃含量最少，为15.1%，饱和烃/芳烃为2.1，非烃/沥青质为1.2；中部烃源岩抽提物中饱和烃含量为33.0%，芳烃含量为15.0%，非烃和沥青质含量分别为30.0%和21.0%，饱和烃/芳烃为2.2，非烃/沥青质为1.4；下部烃源岩抽提物中饱和烃含量为26.0%，芳烃含量为14.0%，非烃和沥青质含量分别为29.0%和30.0%，饱和烃/芳烃为1.9，非烃/沥青质为1.0。排出油与上部烃源岩抽提物族组成更为接近，饱和烃含量高于其他烃源岩，说明排出油主要来自于上部烃源岩。从上部烃源岩到下部烃源岩，抽提物族组分变化差异并不大，且从上部烃源岩到上部碎屑岩储层，从中部烃源岩到上部碎屑岩储层，饱和烃/芳烃和非烃/沥青质均表现为略有递减趋势，说明在源储互层型结构中储层接收的运移烃主要来自邻近的烃源岩，中部碎屑岩储层接收的运移烃主要来自中部烃源岩，其次是上部和下部烃源岩，源储距离越远，排油越不明显。

2.4   源储组合模式对页岩生排油的控制作用

半开放半封闭的热压生排烃模拟实验排油效率与实际地质条件下的烃源岩排油效率有很大差异，但可以一定程度上反映地质条件下烃源岩的生排烃过程^[2]。从不同源储结构页岩的生排油实验来看，页岩的排出油量与源储结构有关，不论是碎屑岩储层还是碳酸盐岩储层，储夹源型组合模式更有利于排油，源储互层型略低，源夹储型排油效率最低。在碎屑岩+烃源岩组合下，储夹源型、源储互层型和源夹储型排油效率分别为35.6%、30.7%、25.6%，在碳酸盐岩+烃源岩组合下，储夹源型、源储互层型和源夹储型排油效率分别为27.4%、27.5%、12.3%(图 8)，说明芦草沟组页岩油含油性受源储组合类型的控制。在相同源储组合模式下，储层岩性不同对排油效率有较大的影响，在相同源储组合模式下，碎屑岩储层更有利于排油，排油效率高，如储夹源型组合模式下，碎屑岩+烃源岩排油效率为35.6%，而碳酸盐岩+烃源岩排油效率为27.8%(图 8)。芦草沟组储层为粉细砂、泥、云质混积岩沉积，储层岩性主要为云质(泥质)粉细砂岩、云屑砂岩、砂屑云岩、微晶云岩。甜点体不同优势岩性平均含油饱和度差异不大，在70%左右，但生产表明岩屑长石粉细砂岩含油性较好，局部含油饱和度可达90%，开发效果好，这与实验结果一致。

图  8  生排油模拟实验中不同源储结构页岩排油效率特征

Figure  8.  Hydrocarbon expulsion efficiency of shale with different source-reservoir structures in hydrocarbon generation and expulsion simulation experiment

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从排出油、储层中接收油及烃源岩中滞留油的族组成特征来看，储集岩中的接收油主要来自邻源供油，源储距离越远，供烃关系越不明显，如储夹源型组合模式下，排出油量+上部储集岩接收油量为421.1 mg，而下部储集岩接收油量仅为41.1 mg(图 4a)，源储互层模式下，上部储层接收油主要来自中部烃源岩供烃，与下部烃源岩滞留油组成有一定的差异(图 7c)。

总的来看，对于储夹源型页岩来说，主要为邻源供烃的特点，储层的含油性受烃源岩品质、储层物性和厚度的共同影响，烃源岩品质越好，生烃能力越强，储层含油性越好，储层物性越好，厚度越大，越有利页岩油富集，但厚度越大，岩性变化，可能会造成含油性表现出较强非均质性，且距离源储界面越远，储层的含油饱和度可能更低。对于源夹储型页岩来说，以自生自储为主，烃源岩的滞留油含量较高，难以排出(图 5b)，且储层岩性不同对其生排油效率影响较大。对于源储互层型页岩来说，以邻源供烃为主，自生自储为辅，源储距离整体较源夹储型和储夹源型小，因此，从烃源岩到储集岩，抽提物族组分变化差异并不大，储层岩性不同对其生排油效率影响相对较弱，含油性非均质性弱。源储互层型和储夹源型是芦草沟组页岩油勘探的较为有利的配置组合。

3.   结论

(1) 对准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩进行烃源岩生排油模拟实验显示，页岩的生排油产率与源储结构关系密切。实验条件下，储夹源型组合模式更有利于排油，排油效率为27.4%~35.6%；源储互层型略低，排油效率为27.5%~25.6%；源夹储型排油效率最低，排油效率为12.3%~25.6%。

(2) 在相同源储组合模式下，储层岩性不同对排油效率有较大的影响，在相同源储组合模式下，碎屑岩储层更有利于排油，排油效率高。

(3) 排出油、储层中接收油及烃源岩中滞留油的族组成特征对比显示，储集岩中的接收油主要来自邻源供烃，源储距离越远，供烃关系越不明显，储夹源型页岩主要为邻源供烃的特点，源夹储型页岩以自生自储为主，烃源岩的滞留油含量较高，源储互层型页岩以邻源供烃为主，自生自储为辅，源储距离整体较源夹储型和储夹源型小。整体上，源储互层型和储夹源型是芦草沟组页岩油勘探的较为有利的配置组合。