富油凹陷油气分布规律与勘探潜力分析:以东濮凹陷为例

Analysis of oil and gas distribution and exploration potential in oil-rich depression: Taking Dongpu Depression as an example

摘要

渤海湾盆地各大油田均进行了长期的精细勘探,但最新资源评价仍表明富油气凹陷剩余资源潜力大,剩余资源丰度高,仍将是勘探开发坚持的长期阵地。如何深化富油气凹陷的油气富集规律,将对下一步油气勘探具有重要的指导意义。本文从烃源岩角度入手,明晰东濮凹陷古近系湖相泥岩和上古生界煤系源岩成烃特征,然后结合典型油气藏解剖和油气藏评价单元,建立源藏对应关系,结合其他成藏要素,建立油气成藏模式并明晰剩余油气富集规律。研究表明:东濮凹陷古近系富油气凹陷具有近源聚集、连续成藏和断超控富的特征,油气主要来自TOC含量大于1.0%的优质烃源岩,富油气区之所以富集油气主要是由于富油气区具有多套优质源岩、多含油气系统和多期油气成藏的“三多”特征。东濮凹陷上古生界煤成气主要分布在煤系源岩热演化程度R_o大于1.3%的区域,存在源内和源外两种成藏模式。上述成果认识,不仅将为常规油气藏的勘探提供技术支撑,也将为薄层致密油、页岩油的勘探提供技术支撑。

关键词

东濮凹陷 / 富油凹陷 / 煤成气 / 成藏模式 / 富集规律

Key words

Dongpu Depression / oil-rich depression / coalbed methane / accumulation model / enrichment patterns

0 引言

东濮凹陷位于渤海湾盆地的西南端,已经历40余年的勘探,现已探明石油地质储量6.01亿t,天然气地质储量1 388亿m³。3次资评认为,东濮凹陷石油地质资源量为12.37亿t,天然气为3 675亿m³,目前石油探明率为49%,天然气探明率为38%。最新一轮资源评价认为东濮凹陷原油总资源量为17.8亿t,其中常规原油为10.52亿t,致密油/页岩油资源量为7.28亿t,剩余的原油资源量仍主要富集在北部富油洼陷,其中北部富油洼陷剩余原油资源量为9.26亿t,南部低丰度洼陷剩余原油资源量仅为0.75亿t,北部富油洼陷与南部低丰度洼陷相比,剩余资源丰度比值为14∶1。这表明,虽然富油气区勘探程度高,但富油气洼陷仍是东濮凹陷下一步勘探的长期阵地。对于一个已经勘探开发超过40余年的富油气区,明晰富油气区之所以“富”的根本内因,探讨富油气区的油气富集规律,将对下一步富油气区的持续勘探具有重要意义。本次研究从油气来源研究入手,探讨富油气区的油气来龙去脉并建立油气成藏模式,不但对常规油气藏的勘探具有重要的指导作用,也将对未来的页岩油气勘探具有一定的借鉴意义。

1 东濮凹陷区域概况

东濮凹陷是渤海湾盆地最南端的一个负向三级构造单元,属于临清坳陷的一部分,其北窄南宽,面积约为5 300 km^2[1]。东濮凹陷现今的构造呈现出“东西分带、南北分块”的格局,钻遇的地层自下而上主要有古近系沙河街组和东营组、新近系馆陶组和明化镇组及第四系平原组,在古近纪沙河街组沉积期,东濮凹陷主要沉积了一套以砂泥岩和膏盐为主的地层^[2],纵向上发育4套岩盐层,从下往上依次为文23盐(沙四上亚段—沙三下亚段)、卫城下盐(沙三中下亚段)、文9盐(沙三中亚段—沙三上亚段,也称卫城上盐)和沙一盐(图2),岩盐在平面上主要分布在凹陷北部中央和斜坡部位,且随着沉积中心不断迁移^[2⇓-4]。勘探实践证实,东濮凹陷为渤海湾盆地油气并举的富油气凹陷,而近93.7%的石油和近80% 的天然气分布于北部盐岩发育区^[5] (图1)。东濮凹陷北部盐岩发育区与南部淡水区,探明储量丰度差异大,北部平均每平方千米的探明储量是28.9万t,南部平均每平方千米的探明储量为1.6万t,探明储量丰度比为18∶1。

2 东濮凹陷富油气地区古近系原油来源及成藏特征

东濮凹陷富油气洼陷勘探程度高,油气藏类型以构造油气藏为主,现已发现的油气藏主要为构造油气藏,占比93%,主体埋藏深度小于3 500 m,而岩性油气藏仅占7%,多集中在生烃层系。不同地区的剩余油气资源与已探明油气资源大致具有正相关关系,即一个洼陷原油的探明储量多,其剩余的储量也多;反之亦成立(图2)。因此从机理上探讨富油气区的油气成藏机理,将对下一步的油气勘探开发具有重要的指导作用。

2.1 北部富油气区多套层系含油的根本内因

咸水区发育多套纹层状泥页岩是造就北部富油气区多套层系含油的根本内因。

前人对富油气区的源岩研究普遍偏少,认为富油气区不缺乏源岩,对富油气区的勘探主要集中在圈闭的刻画和储层的研究上。随着勘探的持续进展,富油气区的构造圈闭越来越少,另外,伴随着近年来页岩油和致密油突飞猛进的发展,勘探家们普遍意识到从源外勘探向源内勘探是老油田富油气区再次“焕发青春”的必由之路。

本次研究从富油气凹陷的原油地化特征入手,通过横跨富油气区4条剖面的连续采样,共采样原油样品300余块次,为了避免原油采样的局限性,本次样品采集涵盖不同构造部位和层系,涵盖富油气凹陷的95%的油气藏。

通过对上述300块次的原油样品进行分析,发现东濮凹陷富油气区的原油样品均表现出相似的生物标志化合物特征,具有Pr/Ph<0.7、γ-蜡烷/C₃₀藿烷>0.5的特征,这表明富油气区的原油主要来源于强还原、高盐度的咸化水体环境。为了对比研究,同时也对东濮凹陷低丰度地区的原油进行了采样并地化分析,发现其原油生标特征与富油气地区的原油差异较大,具有Pr/Ph>0.9、γ-蜡烷/C₃₀藿烷< 0.5的特征,表明东濮凹陷低丰度地区的原油主要来源于弱还原、相对低盐度的水体环境。

国内外大量学者的研究,也证实咸化环境易发育高效烃源岩^{[6⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓-14]}。在原油分析的基础上,对东濮凹陷古近系不同地区的烃源岩进行采样分析,发现TOC含量大于1.0%的纹层状烃源岩生标特征与常规原油的生标具有高度的相似性。通过大数据分析,发现TOC含量大于1.0%的烃源岩样品中,62%的样品为纹层状页岩,块状泥岩仅占21%,碳酸质泥岩占比为16%。同时对不同岩性的烃源岩地化测试,发现Pr/Ph<0.7、γ-蜡烷/C₃₀藿烷>0.5的烃源岩样品主要为灰黑色页岩和褐色页岩,少量为灰黑色泥岩;同时发现了大量灰黑色泥岩和浅灰色—灰色泥岩的生物标志化合物,虽然Pr/Ph<0.7,但是γ-蜡烷/C₃₀藿烷<0.5,这显然与原油的生标参数γ-蜡烷/C₃₀藿烷>0.5不符,由此表明TOC含量小于1.0%的烃源岩不是主力供烃者(图3)。对各类源岩的生标参数与TOC含量进行拟合分析,发现γ-蜡烷/C₃₀藿烷>0.5烃源岩样品,其丰度主要为TOC含量>1.0%,这进一步验证了TOC含量大于1.0%的纹层状泥页岩是东濮凹陷富油洼陷的主要原油来源。已有研究也表明,咸化环境中易发育纹层状泥页岩,具有“双层”结构,下层主要是有机质和黏土,而上层主要由黄铁矿和方解石颗粒组成^[15],油气主要沿着上述两层结构中的层理缝进行输导运移,正是这些高丰度的纹层状泥页岩大量发育造就了东濮凹陷北部富油气区发育的根本内因。同时,厚度占源岩层系近80%的泥岩和浅灰色—灰色泥岩生标特征与原油亲缘性差,表明其不是原油的主要来源。

通过对东濮凹陷濮卫地区进行解剖,发现TOC含量大于1.0%的纹层状页岩对油气成藏贡献大,对油气成藏的贡献可达77.4%,而占地层厚度较大的暗色块状泥岩对成藏贡献小,仅为20%左右。热模拟实验也表明,在相同的地质条件下,对两块TOC含量分别为5%和0.5%的烃源岩样品进行比较,两者丰度虽相差10倍,但是两者岩石排烃率分别为28.8和0.60 mg/g,两者相差48倍,由此可见,高效烃源岩虽然厚度小但对油气成藏贡献大,亦可佐证富油气洼陷厚度不大,但丰度较高的纹层状页岩(TOC含量>1.0%)对原油成藏贡献大。

通过上述油源对比研究,发现富油气区的有效烃源岩也并非铺天盖地,主要为占比地层厚度不大的纹层状高丰度页岩。通过对大量烃源岩有机碳实测数据进行统计分析,发现东濮凹陷北部富油气区主要涵盖了6套TOC含量>1.0%的纹层状页岩,分布在沙三上10(9#)、沙三中4(0#)、沙三 中8(3#)、沙三下2-3(7-5#)、沙三下6(3#)和沙三下8(0#)砂层组,单层厚度相对较大;而东濮凹陷南部淡水区纹层状泥页岩发育比较零星,主要分布在沙三中4、沙三下8等砂层组,且厚度比较小。通过对比分析,可见东濮凹陷北部咸水区6套高丰度源岩在纵向上叠置分布,是造就东濮凹陷北部富油气区多套层系均含有大量油气的根本内因。

2.2 富油气区持续不断挖掘且不断获得突破的主要原因

富油气区持续不断挖掘且不断获得突破的另一主要原因是具有复杂的油气运聚单元。

1975年濮参1井获得了突破,该井钻至井深2 607.06 m时,井口开始溢出棕黄色原油,紧接着泥浆、流砂携带大量原油从井口喷发而出。油柱喷高5~20 m。该井的突破表征东濮凹陷具有丰富的油气资源,在随后近50年的开采中,经过多代石油人的努力,截至目前,在北部不到1 600 km²的富油气区内,每年仍有较多石油资源被发现,甚至个别区域有越勘探油气资源越丰富的态势。通过大量对比研究发现,在多套优质源岩供烃的情况下,多油气运聚系统是引起富油气区油气持续不断挖掘仍未挖尽的主要内因。

2.2.1 富油气洼陷具有多类原油,呈现多隆多洼的含油气系统特征

(1)原油单体烃碳同位素分布特征。

虽然东濮凹陷富油气区的原油主要来自Pr/Ph<0.7、γ-蜡烷/C₃₀藿烷>0.5的纹层状的泥页岩,但是通过原油单体烃碳同位素的测试分析发现,富油气区的原油在母质来源和成熟度方面存在差异。原油单体烃碳同位素分析表明,东濮凹陷原油存在5种碳同位素分布形态(图4),分别是:两段式,主要为富油气区的文明寨—卫城原油;斜直线式,为富油气区的濮城原油;缓斜直线式,分布于富油气区的文留地区;平行直线式,分布于富油气区的马寨、柳屯地区;重碳陡斜直线型,分布于贫油气区的三春集油田。其中前4种主要分布在东濮凹陷北部咸化环境下的富油气洼陷,第5种分布在东濮凹陷南部淡水环境下的贫油气区。单体烃碳同位素值由北部富油气洼陷向南部贫油气洼陷呈现出逐渐变重的趋势,反映东濮凹陷由北向南原油源岩中陆生生物的贡献比例逐渐增大,干酪根类型逐渐变差的态势。东濮凹陷富油气区原油单体烃碳同位素分析结果与柴达木典型盐湖相原油有较大差异,呈现出多姿多彩的形态,这也进一步表明东濮凹陷富油气区原油具有性质差异大的特征。

(2) 原油地化特征参数差异特征。

综合东濮凹陷原油饱和烃、芳烃和同位素特征,对东濮凹陷富油气区的原油成因进行划分,结果表明,东濮凹陷富油洼陷原油共分为9小类原油(图5)。9小类原油分别为文明寨—卫城、户部寨型、古云集型、马寨型、濮—卫过渡带沙三中型、濮城型、文留浅层型(Es2、Es3s)、文留中深层型(Es3z、Es3x)、文留南侧浅层型(Es1)和胡庆型。其中文留地区原油涵盖上述的文留浅层型(Es2、Es3s)、文留中深层型(Es3z、Es3x)和文留南侧浅层型(Es1)这3种类型。层位由浅至深,分别是沙一段的低熟油,其具有显著异常高的伽马蜡烷和原油密度、噻吩硫含量,甾烷异构化程度极低,为上述文留南侧浅层型(Es1)类原油;第二类为沙三上、沙二下和部分沙一下原油,分布范围广,具有伽马蜡烷含量和原油密度中等,4-甲基甾烷含量相对极低,甾烷异构化程度不高的特征,为上述文留浅层型(Es2、Es3s)类原油;第三类为以沙三中、下为主的成熟和高成熟原油,主要分布在文东地区,为上述文留中深层型(Es3z、Es3x)类原油,主要分布在徐楼断层和文东断层之间,具有4-甲基甾烷、伽马蜡烷含量、甾烷异构化程度较高和原油密度较低的特征。

通过北部富油气区原油和烃源岩差异匹配性分析,发现东濮凹陷富油气区的原油存在多种类型,并且每种类型的原油主要受本地烃源岩的控制,具有短距离运移、就近成藏的特点。根据东濮凹陷富油气区原油类型的差异,在北部1 600 km²的富油气区内,结合构造沉积沉降中心的变化特征,依据有效烃源岩灶分布、成藏期古构造脊、流体差异性等要素,将东濮凹陷富油气区划分为5个含油气系统(图6),分别为文留含油气系统、濮卫含油气系统、马寨含油气系统、柳屯含油气系统和海通集含油气系统。多含油气系统、多套源岩供烃和多层系富油,这些地质要素是导致东濮凹陷富油气区持续不断挖掘仍有较大发现的根本内因。

2.2.2 各富油气系统内油气均具有“近源聚集、连续成藏、断超控富”的油气富集规律

(1) 富油气系统具有“近源聚集”的特点。

烃源灶指某一地史时期或成藏期源岩大量排运油气的范围,在实际工作时常用某一时期的生排油气强度中心及其分布范围定量表征。一次大量生排烃期往往对应于一次大的成藏期。有效源灶及其生排油气量的大小决定了周边油气成藏的规模、分布范围、资源潜力和圈闭的含油气性^[16-17]。通过大量的统计发现,东濮凹陷现已发现的油气藏与主力生烃灶的距离均较近,平面上与生烃灶中心的距离小于10 km,70%的油气藏沿生烃中心环状分布,平面上多集中在生烃中心1.5~6 km范围之内(图7),纵向上运移距离也较短,埋藏最浅的油藏离主力烃源灶中心的垂直距离多在1~3 km之内。

(2) 富油气系统内原油具有“连续成藏”的特点。

对上述5个含油气系统进行解剖,发现每个系统内油气成藏大致具有连续性,从构造高部位向低部位,油气性质逐渐变化,原油的密度、黏度逐渐减小,气油比逐渐增加,原油的成熟度逐渐增加,包裹体的荧光颜色逐渐由褐黄色向蓝白色转变,构造顶部烃类伴生的盐水包裹体均一温度主峰区间在90~100 ℃,翼部的烃类伴生的盐水包裹体均一温度主峰区间有两个,分别为90~100 ℃和110~120 ℃,近洼带烃类伴生的盐水包裹体均一温度主峰区间只有一个,主峰在130~140 ℃,烃类伴生的盐水包裹体均一温度从构造顶部向翼部逐渐增大,表明每个含油气系统内的油气成藏具有连续成藏的特征。埋藏最深的文留含油气系统,从构造高部位向低部位,依次为黑油、挥发油、凝析气藏、低含凝析油和干气,油气藏序列较为完整(图8)。东营运动期,油气向文留构造高部位运聚分异,在圈闭顶部形成黑油油气藏;馆陶—明化镇沉积期,文留构造断裂封闭性增强,油气就近运聚,洼陷低部位主要形成挥发性油气藏;明化镇末期至今,文留构造低部位部分油藏原油裂解成气,深部干酪根高演化成气,形成气藏。上述文留含油气系统内的油气成藏动态变化过程,表明东濮凹陷各含油气系统内的油气成藏具有连续成藏的特征(图8)。

(3)富油气凹陷具有“断超控富”的特点。

通过对各含油气系统的原油和烃源岩采样进行油源对比,对比参数C₃₁藿烷22S/(S+R),甾烷+藿烷(μg/g),C₂₉甾烷ααα/20(S+R),C₂₉甾烷αββ/(ααα+αββ)均显示,埋藏小于3 000 m的原油主要来自埋藏深度大于3 000 m的烃源岩,而与埋藏小于3 000 m的源岩差异较大,小于3 000 m的源岩主要以未熟为主^[14]。由此表明,构造顶部的油气主要是通过断层输导而来,输导上来的油气通过砂体和次级断层进行再次分配,再次成藏,油气成藏以常压为主。构造顶部的油气在区域盖层下,油气的富集受构造背景和断裂的样式控制。而埋藏深度大于3 000 m的油藏,主要围绕富含油气系统斜坡带的优质烃源岩层系周边近距离聚集,主要以构造—岩性油气藏为主,由于埋藏深度大,储层物性普遍偏差,油气成熟度普遍偏高,气油比大,由此翼部和近洼带油气藏普遍发育超压,超压的发育与油气藏具有紧密的关系(图9)。近年来,在临近优质烃源岩的超压发育区,发现了大量的油气,例如,在文东斜坡带部署的文318井,在沙三中4优质烃源岩发育层段,发现了薄层致密油—页岩油,压裂获得最高日产油17.34 m³、气842 m³的工业油气流,有力佐证了上述认识。

3 富油气系统内天然气来源及富集规律

东濮凹陷富含油气系统既富油又富气,油型气分为两种,一种是构造背景内的原油伴生气,另外一种是斜坡部分的凝析气藏。上述两种气藏,前人已经进行了大量的论述,本次不做重点分析。本次主要分析富含油系统内的煤成气,通过气源判识分析发现东濮凹陷煤成气发育,与煤成气相关的天然气探明储量为202亿m³,现已采出130亿m³煤成气。勘探实践表明,东濮凹陷煤成气藏具有点多面广的特征。在东濮凹陷中央隆起带(户部寨、文23)、西部斜坡带(胡古2)、西南洼(方2、方3和何301)和南部白庙、马厂等地区,均发现了大量煤成气藏,由此表明,富含油气系统内,与上古生界煤系源岩相关的煤成气仍具有较大的勘探空间。

3.1 中高热演化阶段,煤成气具有快速生烃的特征

通过东濮凹陷煤系源岩有机岩石学特征研究,发现东濮凹陷煤系源岩有机质构成复杂,主要由类脂组分壳质组、富烃基质镜质体、藻类体、结构镜质体、均匀镜质体和惰质组6种成分构成。虽然含有多种组分,但以镜质组和惰质组为主,缺乏腐泥组和壳质组。

通过东濮凹陷上古生界不同层系的煤层、暗色泥岩和碳质泥岩分析,发现具有相似的规律。东濮凹陷太原组的煤岩、暗色泥岩和碳质泥岩均缺乏生油的腐泥组,具有一定生油能力,壳质组含量少,在上述岩性中仅占3%、0.5%和0%,主要以生气的镜质组和惰质组(丝质组)为主,两者在上述岩性中占比分别为87%、98.7%和94%(图10),这就决定了上古生界太原组煤系源岩具有以生气为主、生油为辅的特征。通过对山西组的分析,也发现了上述相似的规律,山西组的煤岩、暗色泥岩和碳质泥岩也均缺乏生油的腐泥组,具有一定生油能力的壳质组含量太少,在上述岩性中仅占3%、0%和0%,主要以生气的镜质组和惰质组(丝质组)为主,两者在上述岩性中占比分别为88%、99%和100%(图10),这也说明上古生界山西组煤系源岩也具有以生气为主、生油为辅的特征。

通过对东濮凹陷上古生界太原组和山西组烃源岩的显微组分分析可知,上古生界烃源岩以生气为主,这也与典型的煤成气藏发现相吻合,例如文23气藏和胡古2气藏均以产气为主,仅零星含少量轻质凝析油。通过对全国各地煤系源岩的调研分析,生烃特征分析表明,煤系源岩具有中高热演化阶段产气的特征,东濮凹陷煤系源岩也具有相似的特征(图11^[18])。模拟实验表明东濮凹陷煤成气藏应主要分布在上古生界烃源岩中高热演化区域。

3.2 东濮凹陷煤成气主要分布在R_o大于1.3%的区域

通过东濮凹陷气源判识,发现煤成气具有甲烷、乙烷碳同位素重和干燥系数大的特征,平面上主要分布在富油气区洼陷的周边区域。通过甲烷同位素与煤成气成熟度之间的转换关系,按照戴金星院士提出的煤成气碳同位素与烃源岩成熟度之间的关系δ¹³C₁=14.12lgR_o-34.39推算^[19],东濮凹陷煤成气主要来源于上古生界烃源岩热演化程度R_o大于1.5%的区域,目前发现最低的煤成气成熟度为开33井,其供烃气源R_o为1.58%,但绝大部分上古生界供烃气源的成熟度R_o接近或者超过2.0%,主体分布在2%~3%区间,按照东濮凹陷上古生界煤系源岩与埋藏史之间的关系,东濮凹陷煤成气主力供烃气源深度介于5 200~7 000 m。

按照沈平等煤成气与成熟度计算公式δ¹³C₁=40.49lgR_o-34推算^[20],发现东濮凹陷最低的煤成气成熟度为开33井,其供烃气源R_o为1.15%,绝大部分上古生界主力供烃气源的成熟度R_o介于1.3~1.5%,按照东濮凹陷上古生界煤系源岩与埋藏史之间的关系,其主力供烃气源深度介于4 500~5 000 m。按照徐永昌等煤成气与成熟度计算公式δ¹³C₁=49.56lgR_o-34.48推算^[21],发现东濮凹陷最低的煤成气成熟度亦为开33井,其供烃气源R_o为1.14%,但绝大部分上古生界供烃气源的成熟度R_o介于1.2%~1.4%,按照东濮凹陷上古生界煤系源岩与埋藏史之间的关系,其主力源岩深度介于4 400~4 900 m。

通过对东濮凹陷煤成气成功井和失利井与煤系源岩热演化程度进行匹配性分析,发现煤成气成功井主要位于高热演化程度区(R_o大于1.3%),生气强度大于20亿m³/km²,失利井主要位于低热演化程度区(R_o小于1.3%),生气强度小于20亿m³/km²(图12)。

通过勘探实践证明东濮凹陷煤成气成藏具有两种模式,分别为源内成藏和源外成藏(图13)。源内成藏主要指煤成气分布在上古生界层系内,一般分布在石千峰和上、下石盒子组主力砂体中,胡古2就是一个典型例证,该井在石千峰组4 572.6~4 605.6 m井段,上石盒子组4 748.4~4 767.1 m井段压裂作业后分别试获工业气流;源外成藏一般分布在大断裂周边的圈闭中,在古近系保存相对较好的区域,例如文23气藏就是一个典型实证,煤成气主要分布在盐岩之下的沙四上地层中,圈闭与文东大断裂相伴生,上古生界烃源岩一般埋藏深度均大于4 000 m,介于4 000~8 000 m,具有热演化程度高、生气强度大的特点,断裂的输导作用,导致成藏具有明显的下生上储的特征。通过对临清凹陷的煤系源岩热模拟实验也验证了煤系源岩需要在中高热演化区域内才能大量生气的特点,煤系源岩转化率为15%时(二次生烃开始),对应的R_o=1.1%,对应的深度为4 500 m;煤系源岩转化率为50%时(生烃高峰),对应的R_o=1.6%,对应的深度为6 000 m;煤系源岩转化率为80%时(生烃高峰结束),对应的R_o=2.7%,对应的深度为7 500 m。

东濮凹陷上古生界烃源岩显微组分分析、地质综合判识和热模拟实验均表明东濮凹陷上古生界烃源岩以生气为主,且主要在上古生界煤系源岩埋藏深度较大的区域才能大量生气,R_o大于1.3%的中高热演化区将是上古生界煤系源岩勘探的有利区域。按照R_o大于1.3%进行推算,东濮凹陷上古生界高效生烃灶主要位于4 500~7 500 m深度区间,围绕上述高效生烃灶进行勘探将是下一步煤成气的主要突破窗口。

4 结论

(1)通过对东濮凹陷富油气区的资源评价认为,不同地区的剩余油气资源与已探明油气资源大致具有正相关关系,即一个洼陷原油的探明储量多,其剩余的储量也多;反之亦成立,这表明富油气区仍将是东部老油田的重点勘探增储领域和方向。

(2)东濮凹陷古近系富油气洼陷内的原油主要来自咸化环境中TOC含量大于1.0%的纹层状泥页岩,平面上断层分割等作用造就了多个含油气系统,每个含油气系统内的油气大致具有“近源聚集、连续成藏、断超控富”的特征。富油气区富集油气主要是由于富油气区具有多套优质源岩、多含油气系统、多期油气成藏的“三多”特征。各富油气系统内的临近优质烃源岩超压发育区也将是未来页岩油气的勘探重点领域。

(3)东濮凹陷系富油气洼陷内发育与上古生界煤系源岩紧密相关的煤成气,煤成气主要分布在热演化程度R_o大于1.3%的区域,存在源内和源外两种成藏模式。

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基金资助

新型油气勘探开发国家重大专项“渤海湾盆地含油气系统成藏机理与剩余资源分布"(2024ZD14001-001)

中国石化科技部项目“华北地区战略选区研究”(P22064)

“东濮凹陷薄互层页岩油地质评价与关键技术”(P23227)