天然气作为一种优质能源和化工原料的意义正越来越引起人们的重视，随着对天然气生成及运移机理研究的逐步深入，对烃类天然气气源的研究取得了重要的进展。除生物化学成气外，干酪根在地质条件下生油、生气及原油进一步裂解成气也是大家的共识^{[1, 2]}。但在干酪根演化过程中残留在烃源岩中的有机质和从烃源岩中运移出来且未形成聚集油气藏的可溶有机质分散可溶有机质，在高演化阶段转化成为新气源的研究没有引起重视。有学者^{[3, 4]}研究认为分散可溶有机质可以成气，并且可以成为重要气源。

在地质历史中，只要沉积有机质具有合适的生烃条件，就会有油气的生成。生成的原油在地层中除了以油藏(古油藏)这些聚集形式存在外，还有一部分为分散可溶有机质。分散可溶有机质概念的提出，丰富了天然气形成的地质理论，为天然气的勘探开发、资源评价提供了新的思路。学者们^{[5, 6, 7, 8, 9, 10, 11]}陆续开展了分散可溶有机质成气作用的探索性研究工作，探讨了不同地质环境下分散液态烃的成气规律^{[12, 13]}，厘定了分散可溶有机质的有效生气丰度下限^[9]，找出了判别滞留液态烃成气的鉴别标志物^[14]。笔者应用化学动力学方法，对分散可溶有机质的成气量与成气期进行了定量评价。研究表明，与传统方法相比，考虑分散可溶有机质可以使成气中心向构造高部位偏移、成气期推迟。 1 分散可溶有机质成气模式

传统天然气资源评价方法在烃源岩内同时评价了干酪根直接裂解成气量和干酪根成油后油二次裂解成气量(图 1a)。这一方法是建立在干酪根成油后，油没有运移出源岩(或即使离开源岩也没有发生较大的位移)的理解上，即认为干酪根所形成的原油与源岩内的干酪根经历了相同的沉积埋藏史和热史。而实际上，有相当一部分原油从烃源岩中运移出来后，在运移的过程中于输导层存留下来(图 1b)。在不同时期运移到不同位置的可溶有机质随着所在地层的埋深裂解成气，而其所经历的沉积埋藏史和热史会与烃源岩内残留的分散可溶有机质存在较大差异。

a.传统模式；b.应用分散可溶有机质成气机理模式。 图 1 有机质成烃模式对比图 Fig. 1 Contrast diagram of hydrocarbon-generating model for organic matter

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从天然气的有机来源来说，可以分为干酪根直接成气和干酪根间接成气两种来源。对于干酪根直接成气这部分天然气的评价，现有的评价方法已比较完善;但对于间接成因的天然气，即干酪根的非天然气产物再次裂解成气，评价较为困难，主要原因是大部分间接成因气的“母质”是流体，在地质条件下是可运移的，由于“母质”的可流动性，改变了“母质”的温压史，直接影响“母质”裂解成气。所以对于间接成因气的评价存在着较大的困难，而问题的关键是如何预测“母质”的动态分布。

假设源岩生成原油自源岩顶分别上升1、2、3、4、5和6 km并保存下来(图 2a)，以满参1井沉积埋藏史和热史为例，应用化学动力学方法^{[15, 16]}计算得到相应各层位油裂解成气转化率曲线(图 2b)。可以看出，不同情况下油裂解成气史存在明显差异。如：上升4 km时，最大油成气转化率为65%，上升0 m(即传统方法干酪根生成的油都在烃源岩内裂解)时最大油成气转化率为95%以上；上升4 km时，主力生气期为230 Ma－现今，上升0 m时，主力生气期为460~440 Ma。显然，原油从烃源岩中运移出来向上运移至某一层位存留下来是符合地质实际的，即图 2a中所做的假设是有合理性的。从相同源岩同时运移至不同深度的油裂解成气转化率来看，油气向上运移至不同深度能够大大地推后油成气期并影响油成气量。如油气向上运移了5 km后，油成气转化率在50 Ma以来迅速增大到40%~50%，属于晚期成气，对天然气成藏极为有利。

图 2 同一层位生成的油气运移不同高度后油裂解成气模式(a)及其成油史(b) Fig. 2 Model for oil cracking (a) and the history of oil generation (b) from different height steming from the same horizon

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分散可溶有机质(沥青“A”)通常有2种赋存形式：一种是与不溶有机质共存，从沉积初始到有机质演化的终结，均未离开不溶有机质(干酪根)的赋存地质体(烃源岩)，包括原生沥青和演化过程中形成但未脱离母体的可溶有机质^[9]。演化过程中形成但未脱离母体的可溶有机质则是传统油成气的主要来源，可用传统方法进行评价，此部分有机质在“接力生气”模式^[3]中称为源内分散可溶有机质。另一种是随着演化程度的增加，由不溶有机质或原生沥青形成的可溶有机质，经过排烃、运移等过程脱离源岩后，部分聚集成藏以聚集型可溶有机质油藏形式存在，而大部分则分散在运移途中(输导通道中)，或通过各种过程散失^[9]。李明诚^[17]研究表明有90%以上的烃类在运移过程中滞留或者散失。

烃源岩生成的油会发生初次运移进入到输导层中，进而向上或侧向发生二次运移。总会有一部分沿着地层上倾方向侧向运移至浅处，以分散可溶有机质形式赋存，在地质条件下这是一种常见现象。随着埋藏深度的继续加深，这部分油也会裂解成气。生气的层位并不局限在烃源岩层系，平面上的成气范围也可能超出烃源岩的分布范围。上述情况就导致了成气中心向构造高部位偏移的现象。这在传统天然气资源评价研究中并未体现。也就是说人们一直在忽视分散可溶有机质对成气中心的影响。

分散可溶有机质成气研究在天然气资源评价中具有重要的地质意义。但如何评价地层中分散可溶有机质量、其在成气特征上与干酪根成气和油成气有什么区别，以及其在天然气藏中的贡献率等问题一直是制约该研究领域发展的瓶颈。

地下油气总是处于不断供给和散失的过程中，源岩生成的油气不断地向储层充注，储层中的油气不断散失。但大量的油气充注是幕式的，即大量的油气充注主要发生在油气大量生成和大的构造运动时期。图 3给出了油气充注及其裂解的模式，并通过该模型建立了计算源外分散可溶有机质的数学模型：

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图 3 油气不同时期油气净充注及原油裂解模式 Fig. 3 Oil refrigerant charge and the model for oil cracking in different periods

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在建立该数学模型过程中，对地质情况进行了简化：

1)各时期生油量与总生油的比例，同各时期向各层源外充注油量与该层累计充注油量的比例相一致，并没有考虑到油气散失的过程。

2)各时期充注的油的性质稳定一致。 3 塔里木盆地分散可溶有机质成气量评价

塔里木海相地层时代老，演化程度偏高，现今多处于高、过成熟演化阶段，其间经历多期构造运动，埋藏史、生烃史、成藏史复杂。海相烃源岩中的干酪根在高、过成熟演化阶段生气潜力较低，油裂解成气逐渐成为深部优质储集层的主要气源。但在塔里木盆地历次资源评价中，分散可溶有机质成气的贡献并没有体现。本次研究以塔里木盆地下寒武统烃源岩、中寒武统烃源岩、中奥陶统黑土凹组烃源岩、中奥陶统却尔却克－萨尔干组烃源岩及上奥陶统良里塔格组－印干组烃源岩这5套海相地层烃源岩为例进行分散可溶有机质成气研究，烃源岩展布及地化特征见文献^{[18, 19]}。塔里木盆地源岩与储存内S_1残总与深度的关系如图 4所示。

图 4 塔里木盆地源岩与储存内S1残总与深度的关系图 Fig. 4 Relationship between S1残总 and depth of source rocks and reservoir in Tarim basin

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源内分散可溶有机质研究主要依据残留液态烃量来求取各源岩层内实际残留油量。所谓实际残留油量是指烃源岩在目前地质条件下实际残留的油量。它除受岩石残留液态烃能力的影响外，还受自身生烃量大小的制约。在残留液态烃的含量低于岩石的饱和残留烃量之前，源岩层处于“饥饿”状态，即生烃量基本没有满足源岩自身吸附的需要。只有当生烃量大于或等于残余油临界饱和量时才开始大量向外排烃，随深度继续增加残留在源岩内的液态烃类开始大量裂解成气并向源外排出。源内的残留烃量可以通过最大残留烃作为原始残留烃量(图 4a)，然后依据源岩层所经历的时温变化，将油成气过程依据化学动力学原理进行裂解量计算，样品、化学动力学标定及油成气计算原理见文献^[20]。该方法能够得到各时期源内分散可溶有机质裂解成气量以及裂解强度。计算得到的源内分散可溶有机质累计生气量为994 千亿m³，各时期生气量见图 5。

图 5 塔里木盆地分散可溶有机质源内源外得到各时期成气量对比 Fig. 5 Comparison of different period quantities of gas from dissipated soluble organic matter in or out of source rocks in Tarim basin

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通过对油气二次运移的研究，油气在输导层的运移只是发生在局部范围，即油气一般通过优势运移通道进行油气运移。由于油气运移过程中的复杂性，在勘探程度低的地区(如塔里木盆地)要准确地刻画出油气的优势运移路径是比较困难的。但实验及勘探成果表明，油气运移的有效空间是有一定比例的，油气的优势运移路径占输导层的1%~10%^{[17, 21, 22, 23]}。本次研究采用简化模型，依据塔里木盆地运载层系的有效空间系数，估算了塔里木盆地各运载层系的有效运移空间，又统计了6 946块储层样品中残留烃量随深度变化的关系(图 4b-d)。统计数据表明，储集层的最大残留烃量普遍大于源岩层，另外，不同储集层的残留烃最大值的深度表现为下部地层的最大残留烃量大于上覆地层：寒武－奥陶系残留烃量最大值对应的深度大约为4 800 m，而志留系最大残留烃量出现的埋深为4 600~4 700 m，相比之下石炭系最大残留烃的埋深不足4 000 m，三叠系甚至更浅。各储集层的残留烃的高值基本位于一定的深度区间内，即油藏深度范围，油藏附近是残留烃的富集区。通过对储层中残留烃的包络线的勾绘，得到各深度最大残留烃量，以此作为运移通道初始残留烃量，再依据优势运移通道的比例(本次取的比例为有效运移通道空间比例的最大值，10%)确定出不同地区残留烃量。依据该模型，得到现今主要储层的残留烃的分布。

由于凹陷区井资料较少，所统计的分散可溶有机质数据基本来自于塔中和塔北地区的油气井资料，其代表性还存在一定的问题。另外，其他层位对成油也存在一定的贡献，所以最后给出的分散可溶有机质成气量为一范围，即用有效运移通道空间比例范围算出的成气量为分散可溶有机质成气量变化区间。 3.3 分散可溶有机质模式计算海相烃源岩生气量与常规计算的生烃量对比

通过分散可溶有机质成气基本原理及分散可溶有机质的分布，计算了分散可溶有机质的强度和成气的分布。源外分散可溶有机质成气主要呈现出晚期大量生气的特点，其中有两个生气高峰：①主要为石炭纪－二叠纪末期，其分散可溶有机质生气量达到1 309 千亿m³，油成气分布较为集中，主要分布在巴楚隆起带和满加尔凹陷区及其周边地区；②白垩纪末－现今阶段，由于喜山运动造成的两大前陆盆地的形成，巨厚的第三系和第四系沉积使得古生界原油大量裂解，提供充足的天然气成藏物质基础，该阶段分散可溶有机质成气量达到799 千亿m³，其中源外分散可溶有机质成气量达到759 千亿m³。从成藏贡献来看，塔西南前陆盆地喜山期生气量大，对成藏贡献巨大，有利于在该区形成大中型气田。

对比分析传统油成气和分散可溶有机质成气各时期成气量发现，源外的分散可溶有机质成气量较大(有效运移通道空间比例的取值为10%)，为2 864 千亿m³，而源内分散可溶有机质累计成气量为994 千亿m³，见图 5。分散可溶有机质累计生气量为3 857 千亿m³，而未考虑油气运移的传统油成气算法得到的油成气量为5 891 千亿m³，但分散可溶有机质各时期成气量主要的特点是生气期大大推后，晚期成气潜力巨大(图 6)。

图 6 塔里木盆地海相原油不同算法得到各时期成气量对比 Fig. 6 Comparison of different period quantities of oil cracked gas by defferent algorithms in Tarim basin

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从累计源外分散可溶有机质成气来看，其油裂解成气主要发生在满加尔凹陷区和巴楚隆起带，以及塔西南凹陷区。其中:满加尔凹陷区最大生气强度超过20 亿万m³/km²;巴楚隆起带的生气强度达到15 亿万m³/ km²，生气强度也较大，大中型气田成藏几率较大。源内油裂解成气的规律基本与传统油成气的演化规律一致，其最大生气强度达到12 亿万m³/ km²。

从物质平衡的角度来分析，分散可溶有机质成气模式计算的油成气量为3.86 百万亿m³(以有效运移通道空间比例的取值为10%计算)，净油量达到3 028 亿t。而传统油成气模式计算的油成气量为5.89 百万亿m³，净油量为1.74 百万亿t，见图 7。

为便于在图中对比油气量，将1 t油换算为1 255 m3气。 图 7 塔里木盆地海相烃源岩不同算法得到生烃量对比图 Fig. 7 Comparison of different period hydrocarbon generating from marine source rock by defferent algorithms in Tarim basin

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1)传统油成气模式认为油裂解成气的埋藏史、热史与烃源岩一致，而分散可溶有机质成气模式中油裂解成气的埋藏史、热史与烃源岩不同，其生气总量小于传统模式，地层生气区域突破烃源岩分布范围，生气中心向构造高部位偏移，主力生气期随着油向上运移距离的增加而延后，有利于天然气晚期成藏。

2)用所建立的地质模型初步计算了塔里木盆地中下寒武统及中上奥陶统5套海相烃源岩生油及油裂解气量。分散可溶有机质成气模式中,源内分散可溶有机质裂解成气与源外的比例为1∶2.88，油裂解成气总量为3 857 千亿m³，是传统油成气模式的65.53%;但在成气晚期白垩纪－现今这个阶段，油裂解成气量为799 千亿m³，是传统油成气模式的4.23倍。