海相富有机质泥灰岩生烃-排烃-滞留机制：半封闭水热模拟实验揭示的动态演化模型与勘探意义

针对海相碳酸盐岩烃源岩排烃机制及定量评价难题，研究人员通过半封闭水热模拟实验系统（semi-closed hydrous pyrolysis）揭示了富有机质泥灰岩生烃-排烃-滞留（HER）动态演化规律。研究发现生油窗内滞留烃占比高达82.64%（VRo =1.03%），传统研究高估了排烃效率（HER），碳同位素分馏（δ13 C<1‰）可作为油源对比指标，提出0.76%-1.6%为页岩油有利成熟区间，为非常规油气勘探提供理论支撑。

　　

在能源需求持续增长与常规油气资源日益枯竭的背景下，海相碳酸盐岩作为兼具烃源岩与储层特性的特殊地质体，已成为非常规油气勘探的重要靶区。然而，传统研究对这类岩石的生烃-排烃-滞留（Hydrocarbon Expulsion-Retention, HER）动态过程缺乏系统认知，导致资源评估与勘探实践存在显著偏差。尤其当页岩油革命席卷全球时，一个核心科学问题浮出水面：为何海相富有机质泥灰岩能同时作为"生油工厂"和"储油仓库"？其内部烃类运移的"红绿灯"机制究竟如何运作？

为破解这一难题，中国某研究机构团队选择云南禄劝中泥盆统海相富有机质泥灰岩为研究对象（TOC=3.52%，I型干酪根），创新性采用半封闭水热模拟系统（semi-closed hydrous pyrolysis），通过温度-压力-流体多参数耦合控制，首次实现了近地质条件下烃类生成-运移-滞留全过程的动态追踪。实验设计模拟了从低熟（VR_o
=0.56%）到过成熟（VR_o
=2.0%）的完整热演化序列，结合同位素地球化学（δ¹³
C）与物质平衡计算，构建了四阶段演化模型。

关键技术方法包括：1）半封闭水热模拟系统（模拟地层压力20MPa、流体压力8MPa）；2）氯仿沥青"A"抽提技术定量滞留烃；3）气相色谱-同位素质谱联用（GC-IRMS）分析碳同位素组成；4）镜质体反射率（VR_o
）标定成熟度。

【有机质质量平衡分布】
通过物质平衡计算发现，生油窗阶段（VR_o
=0.76%-1.3%）滞留油量始终高于排出油量，峰值时滞留比例达82.64%。这一发现直接颠覆了传统烃源岩评价中"高效排烃"的认知，揭示泥灰岩微纳米级孔隙网络对烃类的强捕获效应。

【排出油与滞留油化学同位素组成】
δ¹³
C分析显示排出油比滞留油轻1‰以内，证实轻组分优先运移规律。残留干酪根与氯仿沥青"A"的碳同位素分馏<1‰，建立了高成熟阶段油源对比新指标。

【烃类排出比率】
提出排油效率（OER）新算法：OER=排出油/(排出油+滞留油)。数据表明传统研究将海相烃源岩HER高估20%-40%，实际页岩系统HER普遍<50%，这一修正直接影响资源量计算精度。

【结论与讨论】
研究建立了海相泥灰岩四阶段演化模型：1）初始生烃（VR_o
<0.76%）；2）滞留主导（0.76%-1.03%）；3）排烃加速（1.03%-1.6%）；4）裂解生气（>1.6%）。创新性提出"滞留烃优势窗"概念，指出0.76%-1.6%成熟度区间为页岩油勘探黄金带。该成果发表于《Journal of Analytical and Applied Pyrolysis》，不仅为深层-超深层油气勘探提供理论依据，更启示需重新评估全球碳酸盐岩油气系统资源潜力。

值得注意的是，团队发现泥灰岩的HER显著低于页岩，这与碳酸盐矿物表面亲和力强、有机质-无机质协同保烃效应有关。未来研究需结合数字岩心技术，进一步揭示多尺度孔隙中烃类滞留的微观机制。这项研究犹如为非常规油气勘探装上了"地质导航"，使人们重新审视那些曾被判定为"已排尽"的古老烃源岩——它们可能正静静蕴藏着下一个能源惊喜。