东濮凹陷与东营凹陷浅层油气成藏条件对比.docx

1500~2600第34卷 第2期 1500~2600 2013年4月 新 疆 石 油 地 质 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY Vol.34,No.2 Apr.2013 东濮凹陷与东营凹陷浅层油气成藏条件对比 冯阵东,程秀申 |,刘海磊“,王霞田,张效恭?,吕兰芳! (1.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳457061;2.中国石油新疆油田分公司 a.开发公司， b.勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000) 摘 要：对比了东濮凹陷与东营凹陷的石油地质条件，总结出造成两凹陷在油气资源量和空间分布差异的原因。东 濮凹陷浅层成藏条件不及东营凹陷优越，有小规模成藏的可能，而且成藏控制因素极为复杂，浅层油气成藏条件差的 主要原因有：烃源岩的丰度和品质较差，生成的烃类中天然气所占比例大，不易保存；大量生烃和圈闭定型于东营组 沉积期末，油气大量散失；新近纪因生烃量小、断层活动弱，缺乏油气向浅层运移的动力和通道，不利于浅层成藏。 关键词：东濮凹陷；东营凹陷；生烃潜力；油气运移；成藏条件 文章编号：1001-3873(2013)02-0183-03 中图分类号：TE112.41 文献标识码：A 东濮凹陷位于渤海湾盆地鲁西隆起西侧，南、北 分别以封丘断层和马陵断层为界，西邻内黄隆起，是 一个中、新生代断陷湖盆。新生代构造演化经历了古 近纪裂陷阶段和新近纪拗陷阶段，盆地自古近系沙河 街组沙一段沉积时期开始萎缩，其上部的渐新统东营 组与中新统馆陶组、上新统明化镇组共同组成了凹陷 的浅层。将东濮凹陷与勘探程度较高的东营凹陷进 行对比，有助于深入了解东濮凹陷浅层油气成藏的规 律，为盆地勘探提供借鉴。 1 烃源岩生烃能力对比 东濮凹陷与东营凹陷相比，勘探面积相近(分别 为5300km2 和5850km2), 生油岩层位(沙四上亚段、 沙三段、沙一段)和厚度相当(分别为400~1200m 和 400~1300m), 总生烃量接近，烃源岩的丰度和品质 差别较大是造成两者总资源量差异的主要原因 (表1)。东营凹陷烃源岩较好，干酪根以 I 型为主， 少量Ⅱ;型，生成的烃类以石油为主[。东濮凹陷对应 层系的生烃条件相对较差，且南北分异明显：北部的 观城次洼、濮城一前梨园洼陷、柳屯—海通集洼陷烃 源岩品质略好，干酪根类型以 I 型为主，部分Ⅱ2型， 整体上仍不如东营凹陷；南部有机质丰度较低，有机 质类型以Ⅱ、Ⅱ2、Ⅲ型为主，部分I 型，生成的烃类既 有油也有气，由于天然气易于排出，难以保存，其排烃 量虽大，但聚集量较小2.3。东营凹陷与东濮凹陷在生 烃量相当的情况下，油气资源量差别较大：东营凹陷 以油为主，资源量为38.4×10 °t;东濮凹陷油气均有， 总资源量为16.045×10 °t,其中天然气3675×103m3. 表1 东濮凹陷与东营凹陷生烃条件对比 凹陷 名称 层位 厚度 (m) 泥岩厚度 (m) 油页岩厚度 (m) 有机碳含量 (%) 生烃潜力 (mg/g) 生烃强度 (10t/km2) 有机质类型 东营 凹 陷 Es: E s Est 100~250 100~500 150~600 50~200 50~400 100~500 50~200 20~120 20~120 0.5~2.0 0.5~2.0 1.5~2.0 4~20、少量36~56 4~20、少量36~56 4~32 100~150010~250 100~1500 50~800 I型、Ⅱ型 Ⅱ?型、Ⅲ型 I型、少量Ⅱ型 I型、少量Ⅱ;型 Es Es 50~350 100~450 50~300 10~40 1.0~4.0 1.0~5.0 4~20、少量64~72 100~1800 I型、少量Ⅱ;型 东濮 凹陷 Es Es? Esy 200~600 200~400 200~500 500~1000 北1~1.65,南0.6~0.8 北2.2~9.4,南0.8~2.2 北0.6~1.5,南0.3~0.5北0.4~6.6,南0.2~0.6 北0.8~1.2,南0.4~0.6 北1.5~3,南0.4~0.6 30~130 20~300 60~700 由北向南变差 由I型、Ⅱ型；到I型、Ⅱ型， Ⅱ,型到I型、Ⅱ;型、Ⅱ2型、Ⅲ型 2 油气生成时间对比积期末。东营组沉积末期(34×10?~24x10°a),主 2 油气生成时间对比 凹陷的沙四上段和部分沙三段生油岩已经开始生烃 东营凹陷的油气大量生成与运聚有3期，分别在 且向周围运移，东营组沉积期(24×10?~13.8×10?a),受 东营组、馆陶组和明化镇组沉积期末，由于东营组沉 喜马拉雅运动Ⅱ幕的影响，盆地发生隆升、剥蚀，油气 积期末烃源岩成熟范围有限、馆陶组沉积期末