烃源岩的排烃是决定能否形成工业油气藏的关键因素。近几年的研究表明,非常规页岩油气表现出了巨大的勘探潜力,而非常规油气的的勘探主要取决于烃源岩中残留烃的含量。因此,如何有效评价烃类的生成和排出对于认识烃源岩中残留烃的组成与演化特征十分关键。从某种程度上讲,烃源岩的排烃同时决定了常规(排出烃)与非常规(残留烃)两类油气藏的形成。传统的热解实验方法常通过Rockeval热解、微管封闭体系(MSSV)和金管封闭体系的热解方法获得烃源岩的生烃动力学参数,但通常地球化学工作者倾向于采用干酪根或者粉末进行热模拟实验研究。干酪根的实验结果可以相对准确的表征有机质的生烃行为和生烃过程,但没有考虑排烃因素,而粉末由于破坏了无机矿物格架,反映的是有机质与矿物均匀混合的状态。因此,它们都不能准确反映实际地质条件下烃源岩的排烃过程。到目前为止,基于全岩的烃源岩残留烃及其演化特征方面的研究甚少。传统的方法习惯将生烃与排烃分开研究,为了更好的认识烃类生成、残留与排出的整个过程,本次研究以海相页岩、湖相泥岩、煤和炭质泥岩四种不同类型的烃源岩为研究对象,进行基于全岩的玻璃管封闭体系热模拟、基于全岩的Rockeval开放体系热解动力学和基于全岩的金管封闭体系热解动力学三种实验方法,探讨在不同热演化阶段不同类型烃源岩的生-留-排烃特征,为有效评价烃源岩页岩油气生成潜力提供了重要的实验依据。初步得到以下结论:(1)基于全岩颗粒的玻璃管封闭体系热模拟实验:根据液态烃和气态烃C1-5的产率划分了油窗、湿气窗和干气窗范围。页岩和煤的油窗范围分别为0.6-1.3%Ro,0.5-1.2%Ro;页岩和煤的湿气窗范围分别为0.9-3.0%Ro,0.8-2.7%Ro;干气窗范围分别为1.3-4.0%Ro,1.2-4.0%Ro。煤的油窗变化范围比页岩宽且缓,但气窗的范围与页岩相似。海相页岩、湖相泥岩、煤和炭质泥岩的残留烃含量在油窗内达到最大值,分别为133.44 mg/g TOC、69.84 mg/g TOC、10.03 mg/g TOC和83.79 mg/g TOC。在油窗、湿气窗和干气窗范围内,海相页岩和湖相泥岩的残留烃族组分主要是饱和烃、芳烃和非烃,沥青质含量相对较少;煤的残留烃族组分主要是沥青质、芳烃和非烃,饱和烃含量极少。以上结果表明,在低成熟阶段,海相页岩、湖相泥岩以及炭质泥岩的残留烃以饱和烃和芳烃为主,表现出了较高的生油潜力。随着热演化程度的增加,海相页岩和湖相泥岩残留烃含量达到最大值之后迅速降低,但残留烃仍然具有裂解生气的潜力。煤的残留烃含量较低,族组分主要是非烃和沥青质,不具备生油的潜力,但随着热解程度的增加,生成大量干气,显示出了较强的甲烷气生成能力。(2)基于全岩的Rockeval开放体系热解动力学实验:在通用地质升温速率下,具有排烃因素的颗粒与代表纯有机质生烃的干酪根热解氢指数、排烃速率、排烃效率及残留烃量都表现出了明显的差异。结果表明,不管是在生烃高峰还是发生二次裂解之后,残留烃的百分含量嫩江组二段>茂名油页岩>延长组长7段>沙河街组沙一段。嫩江组二段残留烃能力最强,但排烃能力最弱,沙河街组沙一段排烃能力最强,但残留烃能力最弱。(3)基于全岩的金管封闭体系热解动力学实验:在统一频率因子A=1E+1013s-1时,不管是海相页岩还是湖相泥岩,轻烃组分C6-13与重烃组分C14+排出烃的活化能分布较集中,这说明烃源岩达到生排烃门限时,生排烃作用瞬时发生。在相同的热演化阶段,不管是平凉组海相页岩还是延长组湖相泥岩轻烃组分C6-13排出烃的主活化能都要高于重烃组分C14+,说明轻烃的排出需要比C14+更高的能量,即轻烃的排出更难发生。平凉组海相页岩与延长组湖相泥岩比较,延长组湖相泥岩轻烃组分C6-13和重烃组分C14+的排出烃的主活化能值都要高于平凉组海相页岩,说明延长组湖相泥岩具有较高的排烃门限和较强的残留烃能力。实验结果与实际地质情况基本一致。(4)选取Rockeval开放体系热解实验获得的延长组湖相泥岩颗粒和干酪根的动力学参数,结合鄂尔多斯盆地渭北隆起旬探1井的埋藏史,模拟实际地质条件下烃源岩的生-留-排烃特征。结果表明,干酪根的生烃速率和生烃量远远大于颗粒。到白垩纪中期,盆地抬升,颗粒的排烃作用停止,排烃效率为22%。