Effects of Oil Cracking on Homogenization Temperature and Trapping Pressure of Oil Inclusion and Its Geological Significance
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摘要: 通过原油裂解动力学和石油包裹体热动力学模拟方法系统阐述了地质条件下原油裂解过程对油包裹体均一温度及捕获压力的影响.结果表明：初始裂解阶段(TR＜13%，T＜160 ℃)，油包裹体均一温度随原油裂解呈增大趋势，捕获压力呈减小趋势；随着裂解程度增大(TR＜24%，T＜190 ℃)，油包裹体均一温度随原油裂解呈减小趋势，捕获压力呈增大趋势，但此阶段油包裹体均一温度仍高于初始捕获时均一温度，捕获压力仍小于初始捕获压力；此后，随着原油裂解程度不断增大，油包裹体均一温度持续减小甚至到负值，捕获压力则持续增大甚至超过静岩压力.封闭条件下低程度的原油裂解(T＜160 ℃，TR＜13%)只会形成常压或者低压；而较高程度的原油裂解(TR＞40%)才会形成超压，甚至超过上覆静岩压力(TR＞70%).深部原油裂解气勘探中要特别注意地层温度位于160~190 ℃范围内的常压到低压油气藏，而地层温度高于190 ℃原油裂解气勘探应以找超压-超高压油气藏为主.Abstract: This paper systematically elaborates the effects of oil cracking on homogenization temperature and trapping pressure of oil inclusion using crude oil crack kinetic and petroleum inclusion thermodynamics modeling. The results demonstrate that homogenization temperature shows a trend of increase and the trapping pressure shows a trend of decrease at the initial stage of oil cracking (TR < 13%, T < 160 ℃); with the progressing of oil cracking (TR < 24%, T < 190 ℃), homogenization temperature shows a trend of decrease and the trapping pressure shows a trend of increase, however, the homogenization temperature still exceeds the initial homogenization temperature and the trapping pressure is still below the initial trapping pressure at this stage of oil cracking. After that, the homogenization temperature continues to decrease or even turns negative values in some severe oil cracking processes; at the same time, trapping pressure continues to increase or exceed litho static pressure. In addition, oil cracking only results in normal pressure or under pressure during the initial stage of oil cracking (TR < 13%, T < 160 ℃), while oil cracking will lead to overpressure (TR > 40%) or even exceeding litho static pressure (TR > 70%) during the high level of oil cracking. Therefore, deeply buried reservoirs with pressure systems from under pressure to normal pressure should be paid more attention especially when formation temperature ranges from 160 ℃ to 190 ℃, and oil cracking gas exploration should be focused on the reservoirs with overpressure or ultrahigh pressure when formation temperature is over 190 ℃.
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Key words:
- fluid /
- inclusion /
- homogenization temperature /
- trapping pressure /
- overpressure /
- oil cracking /
- thermodynamics /
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综合利用油包裹体均一温度(Thoil)、室温下(20 ℃)其气泡充填度(Fv)以及与其共生的盐水包裹体均一温度(Thaqu)等参数对油气充注压力、温度和组分史(PTx)进行热动力学模拟分析已经成为一种追踪古油气运移与聚集动态过程的有效方法(Aplin et al., 1999; Thiéry et al., 2002; Munz et al., 2004; Bourdet et al., 2010; Ping et al., 2011; 平宏伟等, 2012).油气充注PTx史重构是否准确不仅依赖于石油包裹体热动力学模拟方法本身，如组分模型及模拟参数选择等(Ping et al., 2011; 平宏伟等, 2013)，还取决于热动力学模拟输入参数(如Thoil、Fv和Thaqu等)能否准确反映其捕获时条件，即包裹体必须是均一相态捕获的、捕获后包裹体体积以及组分均未发生变化(Roedder, 1984).
Okubo(2005)首先讨论了原油裂解对油包裹体均一温度的影响，认为当油包裹体捕获后经历地层温度超过120 ℃左右，包裹体油就会发生裂解；随着埋深或温度增加，包裹体油裂解程度也增加，Thoil逐渐减小，而和与其共生的同期盐水包裹体均一温度(Thaqu)差值逐渐增大.赵艳军和陈红汉(2008)与Chen et al.(2009)也对中国多个含油气盆地大量油包裹体均一温度和与其共生的同期盐水包裹体均一温度差值的绝对值(ΔTh=Thaqu-Thoil)统计分析发现了与Okubo(2005)类似的变化关系.然而，油包裹体均一温度受其捕获温度、捕获压力及油包裹体组分等多因素共同控制(平宏伟和陈红汉, 2011).随着原油裂解进行，包裹体内油组分、体积和内部压力都将发生变化，包裹体内压变化将不再遵循捕获时的等容线，从而对油包裹体均一温度进行修正，其修正过程则取决于包裹体内温度、压力及组分的共同变化.油包裹体均一温度改变无疑会对石油包裹体热动力学模拟古压力结果产生影响.若原油裂解导致油包裹体均一温度增大，那么石油包裹体热动力学模拟的捕获压力将偏小，反之捕获压力将偏大.
总之，弄清原油裂解对油包裹体均一温度及内压的影响对运用流体包裹体约束深层油气成藏过程具有重要意义.然而，实验手段并不能很好地解释原油裂解过程对油包裹体均一温度的影响，原因在于原油裂解实验温度(一般大于300 ℃)远远高于地下原油裂解温度(一般120~250 ℃).因此.本文将运用原油裂解动力学模拟和石油包裹体热动力学模拟相结合的方法，系统讨论包裹体油裂解过程对油包裹体均一温度以及捕获压力的影响，从而为深层油气充注史重塑提供可供参考的的理论基础.
1. 研究方法与流程
1.1 原油裂解动力学模拟
原油裂解过程是在热力及时间条件下原油组分按照自身的稳定性发生破坏、重新组合的过程.总体上，随着原油裂解程度加大原油轻组分增加、重组分减小，最终完全裂解成甲烷和焦沥青.原油裂解动力学模拟方法可以定量评价原油在地史演化过程中裂解程度，其理论基础就是将原油裂解过程用n个等效平行的动力学反应来描述.近些年来随着有机地球化学分析技术的不断增强，多组分原油裂解动力学模型得到了广泛应用(Ungerer et al., 1988; Tsuzuki et al., 1999; Behar et al., 2008).
本文不仅根据原油裂解动力学定量预测包裹体油裂解过程中的组分变化，还要计算油包裹体内压(P)和体积(V)变化，因此要求原油裂解模型中组分划分得越细越好.本文的原油裂解组分模型为：CO2(非烃气体)、C1(烃气)、C2(烃气)、C3-5(烃气)、C6-13 SAT(轻饱和烃)、C6-13ARO(轻芳香烃)、C14+ SAT(重饱和烃)、C14+ARO C(重稠环芳香烃)、C14+ARO U(重不稳定芳香烃)、C16+NSO(非烃组分)、Precoke(焦沥青前身)和Coke(焦沥青)等12个组分类别.其中，假定二氧化碳、甲烷和焦沥青不发生裂解，那么以上12个组分裂解过程可以用9个平行的一级动力学反应来描述，化学反应速率常数(Kij)遵循Arrhenius方程：
$$ K_{i j}=A_{i j} \exp ^{\left(\frac{-E_{i j}}{R T}\right)}, $$ (1) 式中：Aij、Eij、R和T分别代表频率因子(指前因子)、活化能、气体常数和反应温度.
一旦原油裂解动力学模型得到限定，即可根据各组分反应的动力学参数，如活化能(E)、频率因子(F)及化学计量系数等，并结合初始原油组分和热演化史，就可以计算不同热演化条件下原油裂解过程中的组分变化.通常原油裂解动力学参数是根据一系列的原油裂解实验来确定的，通过将实验过程中原油组分含量与假定的裂解模型计算的组分含量进行拟合，从而对动力学参数(活化能、频率因子和化学计量系数)进行优化，最终获得与实验结果较一致的动力学参数.但由于目前还没有原油裂解实验同时获取上述原油裂解12个模型组分中9个化学反应的动力学参数，因此本文所需的裂解模型及动力学参数均引自文献，其中C2烃类裂解参数据Kuo and Eric Michael(1994)，其他烃类组分裂解参数据Vandenbroucke et al.(1999).
1.2 石油包裹体热动力学模拟
正如前述，包裹体油裂解过程对其均一温度的影响难以用实验来直接验证，而油包裹体均一温度又与其P-T条件密切相关.而石油包裹体热动力学模拟方法可以计算油包裹体内组分、压力及地层温度共同变化条件下其均一温度的变化.油包裹体均一温度的物理意义可从图 1得到阐述.图 1中直线AB代表给定组分的原油从A点的温度和压力条件捕获经过等容变化达到泡点B点；B点对应的温度代表A点捕获的油包裹体的均一温度.理论上，只要知道油组分及油包裹体捕获时的温度和压力，那么油包裹体的均一温度就是唯一确定的(平宏伟和陈红汉, 2011).
图 1 典型的石油流体P-T相注：气/液不混溶线由泡点线和露点线组成，临界点位于泡点线和露点线的交点.油包裹体P-T路径通过等容线来表示，其中3个比较重要的点是油包裹体捕获点(Pt, Tt)、均一化点(Ph, Th))和室温下测定的气泡充填度P-T位置点(Pv, Tv)Fig. 1. Typical P-T phase diagram of a petroleum fluid根据图 1，油包裹体均一温度的计算是否准确必须要满足3个条件：(1)准确获取油包裹体的组分；(2)精确计算已知油组分的P-T相图；(3)根据油包裹体捕获温度和压力准确求取等容线.原油裂解过程中组分变化可根据上述原油裂解动力学模拟来获取，利用Peng-Robinson流体热动力学状态方程计算P-T相图(Peng and Robinson, 1976).原油裂解过程产生不溶于液态烃类的固体焦沥青(Coke)及焦沥青前身(Precoke)会导致包裹体内液相体积和内压发生变化，因此在获取油包裹体等容线时首先要确定原油裂解后包裹体内压的变化.包裹体内压确定过程如下：
假设油包裹体捕获时摩尔体积为V，捕获压力为Pi，摩尔数为m；原油裂解过程中时间为t时包裹体内压为P，包裹体内液态原油和固体沥青(焦沥青和焦沥青前身)体积分别为Vot和Vct，原油摩尔数为mt，摩尔体积为Vmt，焦沥青质量为Mt，焦沥青密度为ρt.同时假设整个原油裂解过程中包裹体体积始终未发生变化，则有：
$$ m V=V_{\mathrm{ot}}+V_{\mathrm{ct}}, $$ (2) $$ V_{\text {ot }}=m_{\mathrm{t}} V_{\mathrm{mt}}, $$ (3) $$ V_{\mathrm{ct}}=M_{\mathrm{t}} / \rho_{\mathrm{t}}, $$ (4) 式(2)~式(4)中m、mt、Mt和ρt受原油裂解动力学控制且均为已知量；Vmt受原油组分、包裹体内温度和压力共同控制.由于P为待求量，可采用迭代计算方法获取原油裂解过程中包裹体内压变化.先赋一初值Pi，计算此时包裹体内液相摩尔体积Vmt，如果不满足式(2)则改变P值，直到满足式(2)时为止，则此时的P即包裹体油裂解后内压.
一旦油包裹体组分和内压确定了就可以计算油包裹体P-T相图、均一温度、等容线以及气泡充填度(Fv)等参数(图 1).获取原油裂解过程中油包裹体均一温度变化后就可以根据裂解后原油组分、原油裂解后油包裹体均一温度以及初始捕获温度重构油包裹体捕获压力(图 1)，从而分析原油裂解过程对油包裹体捕获压力计算精度的影响.
1.3 假设条件及计算流程
由于原油裂解过程非常复杂，未知变量众多，为了简化起见，利用石油包裹体热动力学模拟方法计算原油裂解过程油包裹体均一温度需要满足一定的前提条件：(1)原油裂解过程中包裹体体积未发生变化；(2)原油裂解过程中固体沥青的密度为定值；(3)原油裂解过程不受包裹体内压力影响；(4)液态原油与固体沥青相互溶解度忽略不计；(5)固体沥青不影响液态原油的PVT相行为.
在上述限定的前提条件下即可计算原油裂解过程中油包裹体均一温度.整个计算过程主要分为3步：(1)将油包裹体最初捕获组分组合成原油裂解模型组分，组合过程遵循质量守恒原则，最终获得原油裂解模型组分中各组分重量和摩尔百分含量；(2)结合油包裹体捕获后的地层热演化史，利用原油裂解动力学模拟方法模拟油包裹体各组分随时间和温度的变化，从而获取各阶段各组分的重量百分含量和摩尔百分含量.(3)根据获得的油包裹体各组分摩尔含量计算原油裂解各阶段油包裹体内压，进而利用石油包裹体热动力学模拟方法获取原油裂解过程中油包裹体均一温度、气泡和沥青充填度以及捕获压力等.
由于原油裂解是发生在地史时期，因此原油裂解的初始组分可以通过流体包裹体测试结果限定.本文中原油裂解初始组分选择东营凹陷北带民丰洼陷深层丰8井和丰深1井早期捕获的黄色荧光低成熟油包裹体(包裹体A)和蓝白色荧光高成熟油包裹体(包裹体B)(表 1)(平宏伟等，2012).为了研究不同程度热演化史对原油裂解过程的影响，本文中热史分别选择东营凹陷北带深层丰深1井4 500 m和丰深2井5 755 m 2个深度热演化史来约束原油裂解过程(图 2)，热史模拟结果是利用IES软件获取，模拟结果经过今地温和镜质体反射率共同校正.表 2为将表 1中单个组分组合成原油裂解组分模型中12个组分类别，其中C6-13、C14+组分中饱和烃、芳烃和NSO含量是根据东营凹陷北带原油中平均饱和烃/芳香烃质量比(2.50)、饱和烃/NSO质量比(2.32)计算得来.表 3为用于状态方程计算油包裹体P-T相图及等容线的各组分临界参数(Hantschel and Kauerauf, 2009).最后，考虑到捕获压力对包裹体内压的影响，设定了常压到超压3个压力系数条件下油包裹体的捕获压力.捕获压力、捕获温度、捕获深度和捕获时间等参数见表 4.
表 1 用于原油裂解过程模拟的初始油包裹体组分数据Table Supplementary Table The initial composition contents of oil inclusions used for oil cracking process modeling组分 分子量
(g/mol)油包裹体A 油包裹体B 摩尔分数
(mol%)质量分数
(wt%)摩尔分数
(mol%)质量分数
(wt%)C1 16.00 34.732 3 5.247 47.900 2 9.638 1 C2 30.07 6.502 4 1.846 7.943 4 3.003 8 C3 44.10 6.128 2 2.552 6.031 8 3.345 2 iC4 58.12 1.370 2 0.752 1.232 2 0.900 6 nC4 58.12 3.069 0 1.684 2.760 0 2.017 3 iC5 72.15 2.079 7 1.417 1.724 7 1.564 9 nC5 72.15 3.338 5 2.274 2.768 5 2.512 0 C6 84.00 3.609 1 2.862 2.612 5 2.759 7 C7 96.00 3.889 8 3.526 2.815 7 3.399 3 C8 107.00 3.579 2 3.616 2.543 3 3.422 2 C9 121.00 3.308 1 3.779 2.313 1 3.519 8 C10 134.00 3.066 4 3.879 2.114 0 3.562 4 C11 147.00 2.026 2 2.812 1.379 3 2.549 7 C12 161.00 1.864 1 2.834 1.268 9 2.569 2 C13 175.00 1.714 9 2.834 1.167 4 2.569 2 C14+ 311.95 19.721 9 58.087 13.425 1 52.666 7 
图 2 东营凹陷地层温度和埋藏深度随时间演化史注：现今埋深为4 500 m(丰深1井)和5 755 m(丰深2井)Fig. 2. The evolutionary history of formation temperature with burial depth in Dongying depression表 2 表 1中油包裹体组分组合后各组分含量Table Supplementary Table Composition contents of grouped compositions of oil inclusion in Table 1组分 油包裹体A 油包裹体B 摩尔分数
(mol%)分子量
(g/mol)质量分数
(wt.%)摩尔分数
(mol%)分子量
(g/mol)质量分数
(wt.%)CO2 0 44.000 0 0 0 44.000 0 0 C1 34.732 3 16.000 0 5.246 8 47.900 2 16.000 0 9.638 1 C2 6.502 4 30.070 0 1.846 1 7.943 4 30.070 0 3.003 8 C3-5 15.985 6 57.500 0 8.678 5 14.517 2 56.637 2 10.339 9 C6-13 SAT 16.344 8 121.000 0 18.672 8 11.430 9 121.000 0 17.394 0 C6-13 ARO 6.713 0 117.845 3 7.469 1 4.783 3 115.664 3 6.957 6 C14+ SAT 11.230 6 299.180 0 31.723 4 7.644 9 299.180 0 28.763 3 C14+ ARO C 0 - 0 0 - 0 C14+ ARO U 4.492 3 299.180 0 12.689 4 3.058 0 299.180 0 11.505 3 C14+ NSO 3.999 0 362.157 9 13.673 9 2.722 2 362.157 9 12.398 0 Precoke 0 - 0 0 - 0 Coke 0 - 0 0 - 0 表 3 油包裹体P-T计算需要的各组分临界参数Table Supplementary Table Critical parameters of compositions in Table 2 for oil inclusion P-T calculation组分 临界温度Tc(K) 临界压力Pc(MPa) 偏心因子ω CO2 304.19 7.382 0.227 6 C1 190.56 4.599 0.011 5 C2 305.32 4.872 0.099 5 C3-5 430.72 3.599 0.200 8 C6-13 SAT 587.96 2.518 0.400 3 C6-13 ARO 618.13 3.703 0.307 7 C14+ SAT 813.82 1.442 0.779 7 C14+ ARO 813.82 1.442 0.779 7 C14+ NSO 810.40 1.009 1.019 0 表 4 假设的不同埋深地层分别捕获油包裹体A和油包裹体B两种油包裹体的初始捕获温度及压力Table Supplementary Table Assumed initial trapping temperature and pressure of oil inclusion A and B trapped at different depths今埋藏深度
D(m)捕获温度
Tt(℃)捕获时间
t(Ma)捕获深度
H(m)捕获压力系数Pc
(1.00)捕获压力系数Pc
(1.25)捕获压力系数Pc
(1.50)Pt1(MPa) Pt2(MPa) Pt3(MPa) 4 500 m 120.0 40.0 2 600.0 26.78 33.48 40.17 5 755 m 117.7 43.7 2 867.0 29.53 36.91 - 注：捕获时间和捕获深度是据今埋藏深度和图 2中热演化史确定；Pt1、Pt2、Pt3为捕获压力. 2. 结果和讨论
2.1 原油裂解过程油包裹体组分变化
原油裂解过程中组分变化是受热力学控制的，主要体现在单个组分的热稳定程度，热稳定性越高的组分越不容易裂解，反之则先裂解.一般来说不同类别组分热稳定性随着其碳数的增大而减少，甲烷热稳定最高，NSO组分热稳定最差；原油热稳定性还与原油类型有关，黑油的稳定性要低于挥发油，挥发油稳定性要低于凝析油，油气中甲烷气的热稳定性最高；此外，不同热演化史对原油裂解过程中组分变化具有较大影响，原油所经历的热演化程度越高原油裂解程度就越大，组分变化就越明显.由图 3可知，不同热史条件下(图 2)、不同原油组分(表 2)中C14+ NSO组分最不稳定、最先裂解.初始裂解阶段(图 3c和图 3d中裂解时间小于5 Ma)随着C14+ NSO组分开始裂解，其他组分都相应的增加，表明C14+NSO组分裂解产物主要为饱和烃、芳香烃、焦沥青以及气态烃类(Behar et al., 1992; Horsfield et al., 1992).随后C14+ ARO组分开始裂解，由于C14+ SAT组分稳定性要高于C14+ ARO组分，因此在低热应力(＜180 ℃)条件下C14+组分中主要以C14+ SAT组分为主，缺少C14+ NSO、C14+ ARO组分，同时饱和烃与芳香烃比值逐渐增大.这种组分变化趋势与前人研究结果一致(McNeil and BeMent, 1996; Vandenbroucke et al., 1999; Behar et al., 2008).
图 3 原油裂解过程油包裹体组分随时间变化注：a和b代表今埋深为4 500 m深度热演化史条件下油包裹体组分演变；c和d代表今埋深为5 755 m深度热演化史下油包裹体组分演变；a和c原油裂解初始组分为油包裹体A；b和d原油裂解初始组分为油包裹体BFig. 3. The composition variations of oil inclusion with the time during cracking随着热应力的持续增加，C14+ SAT、C6-13 SAT、C6-13 ARO乃至C3-5烃类都发生了裂解.另外，固体焦沥青在较低热应力条件下就开始形成(图 3)并且持续增加，这与原油裂解实验结果一致(Hill et al., 2003).可见，当地层温度＜180 ℃左右，原油中主要以C14+以上组分裂解为主，如C14+ NSO组分逐渐减小直至消失，同时形成一定量的不溶于有机组分的焦沥青；当地层温度较高时(180~210 ℃)，原油中不仅C14+以上组分甚至C3-5组分也开始发生裂解，形成大量的固体焦沥青和C1-5气态烃，液态烃类主要以C6-13 ARO组分为主.对比图 3a~图 3d可知，相同热演化史不同类型原油裂解过程中重组分含量高的原油裂解要快些，原油裂解引起的组分变化程度比较轻组分含量多的原油来得高些.
2.2 原油裂解对油包裹体均一温度变化的主要控制因素
前人研究结果表明：一旦油包裹体组分确定，油包裹体均一温度主要取决于油包裹体的捕获温度和压力(平宏伟和陈红汉, 2011).然而，对于油包裹体内的原油裂解过程，不仅原油裂解过程中油包裹体组分发生变化，而且产生的不溶于液态烃类的焦沥青导致包裹体内原油占据的体积也发生了变化.液态烃类占据体积大小主要取决于产生的固体焦沥青体积的大小，而固体焦沥青体积大小除了取决于其生成的绝对量外，还与焦沥青密度有关.一般而言，焦沥青的密度随着热演化程度增大而增大，一般介于1.0~1.2 g/cm3之间(Jacob, 1989; 张子枢, 1988).由于还没有焦沥青密度随热演化程度变化的详细数据，因此，本文分别考虑焦沥青密度为1.0 g/cm3、1.1 g/cm3和1.2 g/cm3 3种情况来讨论原油裂解过程对包裹体均一温度的影响.同时，考虑到初始捕获压力对油包裹体均一温度也有影响，因此本文分别设定捕获压力系数为1.00、1.25和1.50这3种情况下原油裂解过程对油包裹体均一温度的影响.
图 4为油包裹体A(表 2)分别在不同捕获压力(捕获温度均为120 ℃)、不同焦沥青密度条件下油包裹体均一温度变化图(捕获条件见表 4).由图 5可看出，在图 2现今地层埋深4500m热演化过程中(最大地层温度小于180 ℃)，油包裹体初始捕获压力及焦沥青密度对原油裂解过程中油包裹体均一温度的影响，随着原油裂解过程的进行，油包裹体均一温度不是减小(Okubo, 2005)，相反，而是持续增大，最大均一温度变化接近40 ℃(图 4i).油包裹体初始捕获压力越高，原油裂解过程对油包裹体均一温度影响越大.如图 4a、图 4d和图 4g中焦沥青密度不变情况下，初始捕获压力系数由1.0增大为1.5时整个原油裂解过程中油包裹体均一温度变化由20 ℃左右增大到30 ℃左右；焦沥青密度越大，原油裂解过程对油包裹体均一温度影响也越大.如图 5a、图 5b和图 5c中初始捕获压力不变情况下，焦沥青密度由1.0增大为1.2时整个原油裂解过程中油包裹体均一温度变化由20 ℃左右增大到30 ℃左右.
图 5为油质较轻的包裹体B捕获后原油裂解过程对其均一温度影响图.由图 5可见，不同捕获压力及焦沥青密度条件下原油裂解过程中油包裹体均一温度变化范围为10~20 ℃(图 6a，图 6i)，只相当于同样捕获条件下油包裹体A裂解过程中均一温度变化范围的一半(图 4).可见，初始捕获的原油组分对原油裂解过程油包裹体均一温度变化也有较大影响，油包裹体组分越轻、成熟度越高则原油裂解过程对其均一温度影响比组分较重的、成熟度较低的油包裹体来得小些.
Fig. 6. Variation of oil inclusion A (Table 2) homogenization temperature, interior pressure, bubble filling degree and volume percent of solid coke with increasing of formation temperature under different trapping pressures原油裂解会导致油包裹体均一温度增大的主要原因在于低程度原油裂解组分主要为C14+ NSO和C14+ ARO(图 3a)，气态烃类生成量较少，伴随不断形成的固体焦沥青一方面消耗了液态烃类的质量，另一方面减小了液态烃所占据的体积.然而，由于焦沥青的密度要远高于液态烃类的密度，液态烃类质量减少的速度要高于液态烃类所占体积的减小速度，因此随着原油裂解进行，液态原油密度减少，即图 4和图 5中油包裹体等容线向右偏移，从而导致油包裹体均一温度变大.此外，在低程度原油裂解过程中，虽然原油组分变化对其P-T相图几乎没有影响(图 4和图 5中泡点线几乎重合)，但对等容线变化具有较大影响，从而影响其均一温度变化.由此可见，Okubo(2005)认为Shin-Kumoide SK-1D井4 040~4 810 m范围内检测到的油包裹体均一温度随着深度增加持续减少(73~33 ℃)的趋势很可能不是由原油裂解引起，而是反映了油包裹体捕获时的古压力特征(平宏伟和陈红汉，2011).由于Shin-Kumoide SK-1D井4 040~4 810 m对应温度范围为135~165 ℃，根据本文研究在此温度范围内原油裂解过程会导致油包裹体均一温度逐渐增大.
2.3 原油裂解对油包裹体内压及捕获压力影响
为了进一步分析和对比原油裂解过程对油包裹体各个参数的影响，除了油包裹体均一温度(Thoil)、包裹体内压(Pi)和捕获压力(Pt)等参数外，我们还定义了油包裹体捕获温度与油包裹体均一温度差值(Tt-Thoil)，油包裹体裂解后气泡充填度(Fv-油包裹体)以及原油裂解过程中焦沥青固体充填度(Fv-焦沥青).其中，Fv-油包裹体为室温下(20 ℃)液态烃类中气泡体积占气、液态烃类总体积百分比，Fv-焦沥青为焦沥青体积占整个包裹体体积百分比.此外，为了简单起见，我们设定焦沥青的密度为其密度范围中值(1.1 g/cm3)，计算不同的初始捕获条件(表 4)以及不同类型油包裹体(表 2)在不同热演化史条件(图 2)油包裹体各个参数的变化，计算结果如图 6~图 9所示.油包裹体A和油包裹体B(表 2)分别在给定地层温度(表 4)捕获的包裹体，其均一温度大小取决于捕获压力，捕获压力越高其均一温度越小(如图 6a、图 6d和图 6g).因此，油包裹体均一温度在某种程度上可以指示捕获时地层是否发育超压(Burruss, 2003; Pironon and Bourdet, 2008).在低程度原油裂解过程中(最大地层温度小于190 ℃)(图 8和图 9)，随着原油裂解进行，不管油包裹体组分如何(包裹体A和包裹体B)，包裹体均一温度总体上均呈增大趋势，对应Tt-Thoil、Pi以及Pt均呈减小趋势，所不同的是成熟度高的油包裹体较成熟度低的油包裹体受原油裂解影响幅度要小一些(图 6和图 7).对于相同成熟油包裹体，不同捕获压力条件，原油裂解过程对捕获压力影响有很大差别.初始捕获压力越高则原油裂解过程对捕获压力影响越大，例如，图 6b中初始捕获压力系数为1.0，则原油裂解过程中重构的捕获压力最大误差有10 MPa，而图 6h初始捕获压力系数为1.5，其重构的捕获压力最大误差将近20 MPa，捕获压力绝对误差达50%.可见，在低程度裂解阶段，原油裂解过程会导致重构的油包裹体捕获压力明显偏小.原油裂解除了对油包裹体均一温度及捕获压力影响外还对油包裹体气泡充填度(Fv-油包裹体)有较大影响.同样在低程度原油裂解阶段，随着原油裂解进行，其Fv也是总体呈增大趋势；同时，固体焦沥青充填度(Fv-焦沥青)也呈逐渐增大趋势.从图 6和图 7中可以看出，当地层温度大于140 ℃时原油裂解对油包裹体的均一温度、内压、Fv-油包裹体、Fv-焦沥青乃至捕获压力重构影响才开始变得明显.以东营凹陷为例，这个温度对应3 400 m深度(平均地温梯度为3.5 ℃/100 m)，那么对于深度大于3 400 m地层油包裹体进行显微测温分析时就要考虑原油裂解的影响了.
Fig. 7. Variation of oil inclusion B (Table 2) homogenization temperature, interior pressure, bubble filling degree and volume percent of solid coke with increasing of formation temperature under different trapping pressures
Fig. 8. Variation of oil inclusion A (Table 2) homogenization temperature, interior pressure, bubble filling degree and volume percent of solid coke with increasing of formation temperature under different trapping pressure
Fig. 9. Variation of oil inclusion B (Table 2) homogenization temperature, interior pressure, bubble filling degree and volume percent of solid coke with increasing of formation temperature under different trapping pressure图 8和图 9证明在低程度原油裂解过程中随着原油裂解进行油包裹体均一温度变大，重构的捕获压力减小.然而，油包裹体捕获后经历较高程度裂解过程(最高地层温度小于205 ℃)中其均一温度、内压、捕获压力以及气泡充填度等参数都呈三种变化趋势：(1)油包裹体捕获后直到地层温度达到160 ℃左右，油包裹体均一温度呈增大趋势，对应Tt-Thoil呈减小趋势，重构的油包裹体捕获压力则相应减小，包裹体内压虽然呈增大趋势，但其对应的压力系数却呈减小趋势；(2)当油包裹体经历地层温度大于160 ℃以后直到190 ℃左右，油包裹体均一温度开始缓慢地减小，对应Tt-Thoil逐渐增大，捕获压力又开始逐渐增大到接近初始捕获压力；(3)在地层温度为190~205 ℃范围内，油包裹体均一温度开始急剧减小，包裹体内压快速增加到接近或者超过了静岩压力，而此时重构的捕获压力也远远超过了初始捕获压力，同时伴随着固体焦沥青充填度的持续增加，油包裹体气泡充填度则急剧减小到0.由此可见，油包裹体只有发生较高程度的原油裂解过程(地层温度大于190 ℃左右)其均一温度才会急剧减小，主要原因为超过190 ℃原油开始快速裂解，轻组分大量增加，包裹体内压急剧增大，从而对油包裹体均一温度进行较大修正.此外，如果考虑超压对原油裂解过程的抑制作用(Al Darouich et al., 2006)，那么油包裹体均一温度急剧减小的门限温度可能还要更高.
2.4 油包裹体原油裂解程度识别及其地质意义
因此，将不同油包裹体组分、不同热演化史、不同捕获压力条件下原油裂解过程转化率变化与油包裹体均一温度变化作交会图(图 10)发现，油包裹体均一温度变化的拐点主要受原油裂解程度控制，原油转化率小于13%时(160 ℃)，原油裂解导致油包裹体均一温度增大，当原油转化率大于13%后，原油裂解导致油包裹体均一温度减小(图 10).但由于早期原油裂解对油包裹体均一温度增大的影响，在转化率介于13%~24%范围内(160~190 ℃)时，虽然油包裹体均一温度在减小，但总体其均一温度依然大于捕获时油包裹体均一温度.当原油裂解转化率大于24%时，油包裹体均一温度也可能大于其初始捕获时均一温度，这主要取决于其捕获时条件(捕获压力和组分)(图 10).另外，由于原油裂解过程中不断产生固体焦沥青，其占包裹体体积比(Fv-焦沥青)随着原油裂解进行持续增加，Fv-焦沥青大小主要与油包裹体初始捕获组分及热演化史有关，而与其初始捕获时的压力条件关系不大(图 11).也就是说，油包裹体组分和热演化史确定前提下，油包裹体内Fv-焦沥青与TR呈单调正相关关系，因此，通过油包裹体Fv-焦沥青可以指示油包裹体内原油裂解程度.反过来，再利用图 10中TR与△Th关系可以推测原油裂解过程对油包裹体均一温度进行多大的修正.此外，气侵也可以形成固体沥青，这种沥青也可以与油藏中烃类流体一起被成岩矿物捕获成流体包裹体.气侵型含沥青油包裹体在同一个流体包裹体群组(FIA)中沥青含量变化较大，从无沥青油包裹体到富沥青油包裹体可能均有分布，而原油裂解形成的含沥青油包裹体沥青含量在同一个流体包裹体群组(FIA)比较一致.
图 10 原油裂解转化率(TR)与油包裹体均一温度变化(△Th)关系注：图例中D代表油包裹体捕获后经历了今埋深为D的热演化史，C1代表油包裹体捕获时甲烷摩尔含量，Pc代表捕获时压力系数Fig. 10. Relationship between transformation rate (TR)of oil cracking andhomogenization temperature variation of oil inclusion(△Th)
图 11 原油裂解转化率(TR)与固体焦沥青体积比(Fv-焦沥青)关系注：图例中D代表油包裹体捕获后经历了今埋深为D的热演化史，C1代表油包裹体捕获时甲烷摩尔含量，Pc代表捕获时压力系数；TR为初始C6+液态烃类组分质量减去裂解过程中C6+液态烃类组分质量的差值占初始C6+液态烃类组分质量的百分含量Fig. 11. Relationship between transformation rate(TR) of oil cracking and volume percent of solid coke (Fv-coke)弄清原油裂解对油包裹体均一温度的影响对深层油气勘探具有重要的地质意义.首先，明确了油包裹体在高温条件下的适用范围.当地层温度超过140 ℃以后，应用油包裹体来重构油气充注压力时要小心，例如，油包裹体经历最高地层温度在小于190 ℃范围，重构的古压力很可能偏小，而油包裹体经历最高地层温度大于190 ℃范围，重构的古压力很可能偏大，古压力变化与油包裹体均一温度变化成反比；其次，油包裹体内黑色固体沥青是判识油包裹体是否发生原油裂解的有效标志.一个流体包裹体群组(FIA)中油包裹体内原油裂解形成的固体沥青应该具有一致的体积比.固体沥青体积比越大表明油包裹体内原油裂解程度越高，而一旦发现大量固体沥青与单一液相共存的单个包裹体(不发荧光或者荧光很弱)则表明油包裹体经历了严重的原油裂解过程，油气勘探应转向以寻找古油藏二次裂解所形成的原油裂解气为主；最后，从原油裂解过程中包裹体内压变化可以得出，封闭条件下低程度裂解阶段不会形成超压反而可能形成正常压力或者低压(小于静水压力)，而只有在较高程度原油裂解阶段才会形成强超压.因此，在深部油气勘探中特别是地层温度位于160~190 ℃范围时，原油裂解气勘探应该注意常压到低压油气藏，而在高于190 ℃地层油气勘探以找超压-超高压油气藏为主.
3. 结论
(1) 最初捕获的油包裹体组分、初始捕获温度和压力、包裹体捕获后经历的热史以及原油裂解产物固体焦沥青密度等多种因素控制原油裂解对油包裹体捕获后均一温度变化的影响.
(2) 随着原油裂解进行，油包裹体均一温度先增大后减小.此拐点出现在160 ℃附近，此时包裹体油C6+以上组分转化率为13%左右，即转化率低于13%时，原油裂解导致油包裹体均一温度增大，超过13%时，油包裹体均一温度开始减小.当原油裂解转化率低于24%时，油包裹体均一温度虽然正在减小，但其减小幅度依然小于其早期增大的幅度，因此此时油包裹体均一温度相对于其初始捕获温度依然是增大的.利用油包裹体均一温度重构的古压力则主要随油包裹体均一温度变化而变化，油包裹体均一温度增大恢复的古压力就变小，反之则变大.总体上说，在原油裂解转化率小于24%(＜190 ℃)范围内，油包裹体均一温度大于其初始捕获时均一温度而捕获压力则小于其初始捕获压力.
(3) 利用油包裹体内焦沥青占整个包裹体体积比可以确定油包裹体内原油裂解程度，再结合油包裹体组分可以定量判别原油裂解对油包裹体均一温度的影响程度，从而为原油裂解条件下油包裹体捕获压力重构的精度提供校正依据.
(4) 根据油包裹体原油裂解过程内压变化认为，在封闭条件下低程度的原油裂解(例如，当地层温度小于160 ℃，转化率小于13%)不会导致储层形成超压，相反会导致压力系数减小形成低压到常压；而较高程度的原油裂解(转化率大于40%)才会导致地层压力急剧增大，甚至超过上覆静岩压力(转化率大于70%).
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图 1 典型的石油流体P-T相
注：气/液不混溶线由泡点线和露点线组成，临界点位于泡点线和露点线的交点.油包裹体P-T路径通过等容线来表示，其中3个比较重要的点是油包裹体捕获点(Pt, Tt)、均一化点(Ph, Th))和室温下测定的气泡充填度P-T位置点(Pv, Tv)
Fig. 1. Typical P-T phase diagram of a petroleum fluid
图 2 东营凹陷地层温度和埋藏深度随时间演化史
注：现今埋深为4 500 m(丰深1井)和5 755 m(丰深2井)
Fig. 2. The evolutionary history of formation temperature with burial depth in Dongying depression
图 3 原油裂解过程油包裹体组分随时间变化
注：a和b代表今埋深为4 500 m深度热演化史条件下油包裹体组分演变；c和d代表今埋深为5 755 m深度热演化史下油包裹体组分演变；a和c原油裂解初始组分为油包裹体A；b和d原油裂解初始组分为油包裹体B
Fig. 3. The composition variations of oil inclusion with the time during cracking
图 6 不同捕获压力条件下油包裹体A(表 2)均一温度、内压、气泡充填度以及固体焦沥青体积比随地层温度变化(油包裹体捕获后加热历史为今埋深4 500 m热演化史，捕获温度、深度及时间等见表 4)
Fig. 6. Variation of oil inclusion A (Table 2) homogenization temperature, interior pressure, bubble filling degree and volume percent of solid coke with increasing of formation temperature under different trapping pressures
图 7 不同捕获压力条件下油包裹体B(表 2)均一温度、内压、气泡充填度以及固体焦沥青体积比随地层温度变化(油包裹体捕获后加热历史为今埋深4 500 m热演化史，捕获温度、深度及时间等见表 4)
Fig. 7. Variation of oil inclusion B (Table 2) homogenization temperature, interior pressure, bubble filling degree and volume percent of solid coke with increasing of formation temperature under different trapping pressures
图 8 不同捕获压力条件下油包裹体A(表 2)均一温度、内压、气泡充填度以及固体焦沥青体积比随地层温度变化(油包裹体捕获后加热历史为今埋深5 755 m热演化史，捕获温度、深度及时间等见表 4)
Fig. 8. Variation of oil inclusion A (Table 2) homogenization temperature, interior pressure, bubble filling degree and volume percent of solid coke with increasing of formation temperature under different trapping pressure
图 9 不同捕获压力条件下油包裹体B(表 2)均一温度、内压、气泡充填度以及固体焦沥青体积比随地层温度变化(油包裹体捕获后加热历史为今埋深5 755 m热演化史，捕获温度、深度及时间等见表 4)
Fig. 9. Variation of oil inclusion B (Table 2) homogenization temperature, interior pressure, bubble filling degree and volume percent of solid coke with increasing of formation temperature under different trapping pressure
图 10 原油裂解转化率(TR)与油包裹体均一温度变化(△Th)关系
注：图例中D代表油包裹体捕获后经历了今埋深为D的热演化史，C1代表油包裹体捕获时甲烷摩尔含量，Pc代表捕获时压力系数
Fig. 10. Relationship between transformation rate (TR)of oil cracking andhomogenization temperature variation of oil inclusion(△Th)
图 11 原油裂解转化率(TR)与固体焦沥青体积比(Fv-焦沥青)关系
注：图例中D代表油包裹体捕获后经历了今埋深为D的热演化史，C1代表油包裹体捕获时甲烷摩尔含量，Pc代表捕获时压力系数；TR为初始C6+液态烃类组分质量减去裂解过程中C6+液态烃类组分质量的差值占初始C6+液态烃类组分质量的百分含量
Fig. 11. Relationship between transformation rate(TR) of oil cracking and volume percent of solid coke (Fv-coke)
表 1 用于原油裂解过程模拟的初始油包裹体组分数据
Table 1. The initial composition contents of oil inclusions used for oil cracking process modeling
组分 分子量
(g/mol)油包裹体A 油包裹体B 摩尔分数
(mol%)质量分数
(wt%)摩尔分数
(mol%)质量分数
(wt%)C1 16.00 34.732 3 5.247 47.900 2 9.638 1 C2 30.07 6.502 4 1.846 7.943 4 3.003 8 C3 44.10 6.128 2 2.552 6.031 8 3.345 2 iC4 58.12 1.370 2 0.752 1.232 2 0.900 6 nC4 58.12 3.069 0 1.684 2.760 0 2.017 3 iC5 72.15 2.079 7 1.417 1.724 7 1.564 9 nC5 72.15 3.338 5 2.274 2.768 5 2.512 0 C6 84.00 3.609 1 2.862 2.612 5 2.759 7 C7 96.00 3.889 8 3.526 2.815 7 3.399 3 C8 107.00 3.579 2 3.616 2.543 3 3.422 2 C9 121.00 3.308 1 3.779 2.313 1 3.519 8 C10 134.00 3.066 4 3.879 2.114 0 3.562 4 C11 147.00 2.026 2 2.812 1.379 3 2.549 7 C12 161.00 1.864 1 2.834 1.268 9 2.569 2 C13 175.00 1.714 9 2.834 1.167 4 2.569 2 C14+ 311.95 19.721 9 58.087 13.425 1 52.666 7 
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表 2 表 1中油包裹体组分组合后各组分含量
Table 2. Composition contents of grouped compositions of oil inclusion in Table 1
组分 油包裹体A 油包裹体B 摩尔分数
(mol%)分子量
(g/mol)质量分数
(wt.%)摩尔分数
(mol%)分子量
(g/mol)质量分数
(wt.%)CO2 0 44.000 0 0 0 44.000 0 0 C1 34.732 3 16.000 0 5.246 8 47.900 2 16.000 0 9.638 1 C2 6.502 4 30.070 0 1.846 1 7.943 4 30.070 0 3.003 8 C3-5 15.985 6 57.500 0 8.678 5 14.517 2 56.637 2 10.339 9 C6-13 SAT 16.344 8 121.000 0 18.672 8 11.430 9 121.000 0 17.394 0 C6-13 ARO 6.713 0 117.845 3 7.469 1 4.783 3 115.664 3 6.957 6 C14+ SAT 11.230 6 299.180 0 31.723 4 7.644 9 299.180 0 28.763 3 C14+ ARO C 0 - 0 0 - 0 C14+ ARO U 4.492 3 299.180 0 12.689 4 3.058 0 299.180 0 11.505 3 C14+ NSO 3.999 0 362.157 9 13.673 9 2.722 2 362.157 9 12.398 0 Precoke 0 - 0 0 - 0 Coke 0 - 0 0 - 0
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表 3 油包裹体P-T计算需要的各组分临界参数
Table 3. Critical parameters of compositions in Table 2 for oil inclusion P-T calculation
组分 临界温度Tc(K) 临界压力Pc(MPa) 偏心因子ω CO2 304.19 7.382 0.227 6 C1 190.56 4.599 0.011 5 C2 305.32 4.872 0.099 5 C3-5 430.72 3.599 0.200 8 C6-13 SAT 587.96 2.518 0.400 3 C6-13 ARO 618.13 3.703 0.307 7 C14+ SAT 813.82 1.442 0.779 7 C14+ ARO 813.82 1.442 0.779 7 C14+ NSO 810.40 1.009 1.019 0
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表 4 假设的不同埋深地层分别捕获油包裹体A和油包裹体B两种油包裹体的初始捕获温度及压力
Table 4. Assumed initial trapping temperature and pressure of oil inclusion A and B trapped at different depths
今埋藏深度
D(m)捕获温度
Tt(℃)捕获时间
t(Ma)捕获深度
H(m)捕获压力系数Pc
(1.00)捕获压力系数Pc
(1.25)捕获压力系数Pc
(1.50)Pt1(MPa) Pt2(MPa) Pt3(MPa) 4 500 m 120.0 40.0 2 600.0 26.78 33.48 40.17 5 755 m 117.7 43.7 2 867.0 29.53 36.91 - 注：捕获时间和捕获深度是据今埋藏深度和图 2中热演化史确定；Pt1、Pt2、Pt3为捕获压力.
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