深埋地层压力对原油稳定性的化学动力学机制研究

针对深部-超深部地层中压力对原油热稳定性的影响机制不明问题，研究人员通过封闭金管热模拟实验（50-100 MPa），结合化学动力学分析，发现围压对烃类裂解影响微弱，而流体压力呈现先促进后抑制的双重效应。该研究为深层油气保存深度预测提供了动力学依据，成果发表于《Organic Geochemistry》。

　　

在地球深部勘探领域，一个令人费解的现象持续引发争论：为何在8000米以下的超深地层中仍能发现液态石油？传统理论认为，当温度超过150-175°C时，原油会快速裂解成天然气（Dahl et al., 1999）。然而塔里木盆地的最新勘探数据显示，在相当于174-195°C的地层深处（Pepper and Dodd, 1995），液态烃类依然稳定存在。这种"深度悖论"暗示着除温度外，地层压力可能扮演着关键角色。

为破解这一科学难题，中国研究人员开展了一项创新性研究。他们采用封闭金管热模拟系统（gold-tube pyrolysis），首次在无水条件下系统考察了50-100 MPa压力区间内原油裂解的动力学过程。实验样本取自塔里木盆地HD23井原油（热成熟度0.74% Ro），通过精确控制升温速率（2°C/h和20°C/h）和程序升温（对应EasyRo 1.0%-2.1%），结合变压力条件（流体压力0->100 MPa），定量解析了压力对烃类产物分布的影响规律。

关键技术方法
研究采用无水封闭金管热模拟系统，设置两种实验模式：(1)恒围压实验（50/100 MPa）考察温度效应；(2)变流体压力实验（0->50/100 MPa）模拟地质条件。通过气相色谱分析甲烷（C₁
）、轻烃（C₂
-C₅
）、中馏分（C₆
-C₁₂
）和重烃（C₁₃₊
）产率，结合化学动力学模型计算活化能（E_a
）和频率因子（A）。

研究结果

1. 温度主导裂解过程
   数据显示温度是控制裂解的核心因素。当热成熟度达3.9% EasyRo时，气态烃产率可达620 mg/g油，而液态烃（C₆₊
   ）仅存约100 mg/g油。51%和62.5%转化率对应的温度差异仅1-5°C，印证温度敏感性强于压力。

2. 压力的双重效应
   流体压力呈现非线性影响：低压阶段（<50 MPa）促进C₂
   -C₅
   生成（增加15%），高压阶段（>50 MPa）则抑制裂解。围压影响微弱，50 MPa与100 MPa下烃类产率差异不足5%。

3. 动力学参数揭示机制
   活化能分布显示，压力主要改变反应路径而非能垒高度。流体压力使C₁₃₊
   裂解所需温度提高3-8°C，这种"压力缓冲效应"可解释超深层液态烃的异常保存。

结论与意义
该研究首次通过化学动力学视角阐明：在深-超深地层中，流体压力通过调节反应路径而非改变能垒来影响原油稳定性。这种"低压促进-高压抑制"的辩证关系，为建立新的深层油气保存模型提供了理论支撑。成果不仅修正了传统"温度单控论"的认知局限，更对塔里木盆地等超深领域（>8000米）的资源评价具有直接指导价值。

（注：全文数据及结论均源自原文，专业术语如EasyRo为等效镜质体反射率，C₁
-C₅
代表甲烷至戊烷烃类）