陳潔，鹿坤，馮英，苑克紅，王德波，崔紅，張文潔

（1.中國(guó)石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學(xué)研究院，河南 濮陽(yáng) 457001；2.中國(guó)石化中原石油勘探局對(duì)外經(jīng)濟(jì)貿(mào)易總公司，河南 濮陽(yáng) 457001）

東濮凹陷不同環(huán)境烴源巖評(píng)價(jià)及生排烴特征研究

陳潔1，鹿坤1，馮英1，苑克紅1，王德波1，崔紅2，張文潔2

（1.中國(guó)石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學(xué)研究院，河南 濮陽(yáng) 457001；2.中國(guó)石化中原石油勘探局對(duì)外經(jīng)濟(jì)貿(mào)易總公司，河南 濮陽(yáng) 457001）

東濮凹陷不同環(huán)境烴源巖生烴潛力差別巨大，文中對(duì)不同環(huán)境烴源巖有機(jī)地球化學(xué)特征和生排烴特征進(jìn)行了研究。研究結(jié)果表明：東濮北部咸水環(huán)境烴源巖為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖，北部半咸水環(huán)境烴源巖為中等—好烴源巖，南部淡水—微咸水環(huán)境烴源巖最差，為差—中等烴源巖。不同環(huán)境烴源巖均有2次生烴和2次排烴，第一期生烴為鏡質(zhì)體反射率Ro小于0.7%，該期主要是可溶有機(jī)質(zhì)直接轉(zhuǎn)化成未熟或者低熟油，第二期為Ro大于0.7%，主要以干酪根熱降解生成成熟油為主。東濮凹陷不同環(huán)境烴源巖評(píng)價(jià)及生排烴特征的研究，對(duì)東濮凹陷下一步勘探具有指導(dǎo)意義。

沉積環(huán)境；烴源巖評(píng)價(jià)；生排烴特征；東濮凹陷

1 區(qū)域概況

東濮凹陷是一個(gè)典型的含鹽盆地，整個(gè)盆地呈北北東向展布，南寬北窄。其東側(cè)隔蘭聊大斷裂與魯西隆起為鄰，西側(cè)以六塔-石家集斷層為界與內(nèi)黃隆起相接，南至蘭考凸起，北到馬陵斷層，面積約5 300 km2（見(jiàn)圖 1）［1-2］。

東濮凹陷北部鹽巖發(fā)育，主要分布在沙三段。其中，沙三中鹽巖厚度最大，分布最廣。東濮凹陷不同地區(qū)烴源巖的沉積環(huán)境不同，其中，北部含鹽區(qū)為典型的咸水環(huán)境，北部無(wú)鹽區(qū)為半咸水環(huán)境，而南部地區(qū)則為淡水—微咸水環(huán)境（見(jiàn)圖1）。不同沉積環(huán)境烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度及生排烴特征差別較大，通過(guò)對(duì)不同沉積環(huán)境烴源巖評(píng)價(jià)及生排烴特征研究，可以為資源評(píng)價(jià)及生烴潛力預(yù)測(cè)提供依據(jù)。

圖1 東濮凹陷構(gòu)造單元及沉積環(huán)境劃分

2 烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)

有機(jī)質(zhì)豐度是評(píng)價(jià)烴源巖生烴能力的重要參數(shù)之一。通過(guò)對(duì)東濮凹陷沙三段不同沉積環(huán)境烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度統(tǒng)計(jì)來(lái)看（見(jiàn)表1），東濮凹陷北部咸水環(huán)境烴源巖有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)（TOC）平均值為1.54%，氯仿瀝青“A”平均值為0.182 0%，生烴潛量平均值為6.44 mg/g，為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖；北部半咸水環(huán)境烴源巖TOC平均值為0.71%，氯仿瀝青“A”平均值為0.127 3%，生烴潛量平均值為1.82 mg/g，為中等—好烴源巖；南部的淡水—微咸水環(huán)境烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度最差（TOC平均值為0.34%，氯仿瀝青“A”平均值為0.024 4%，生烴潛量平均值為0.36 mg/g），為差—中等烴源巖。從不同環(huán)境烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度統(tǒng)計(jì)來(lái)看，沉積環(huán)境對(duì)有機(jī)質(zhì)豐度具有明顯的控制作用，即古鹽度越高，有機(jī)質(zhì)豐度越高。

表1 東濮凹陷沙三段不同環(huán)境烴源巖評(píng)價(jià)

3 烴源巖有機(jī)質(zhì)類型評(píng)價(jià)

不同的有機(jī)質(zhì)類型具有不同的元素組成和化學(xué)結(jié)構(gòu)，有機(jī)質(zhì)類型決定了源巖的生烴演化及其產(chǎn)物特征［3］。

從東濮凹陷沙三段烴源巖氫碳、氧碳元素組成范氏圖（見(jiàn)圖2）上可以看出，烴源巖有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ1和Ⅱ2型為主，兼有部分Ⅰ型和Ⅲ型。

圖2 東濮凹陷沙三段烴源巖干酪根類型元素分類

其中，北部咸水環(huán)境烴源巖有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ1和Ⅱ2型為主，分別占30%和40%；北部半咸水環(huán)境烴源巖有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ2型為主，占50%；南部的淡水—微咸水環(huán)境烴源巖有機(jī)質(zhì)類型略差，以Ⅱ2和Ⅲ型為主，分別占50%和40%。從不同環(huán)境烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型統(tǒng)計(jì)來(lái)看，古鹽度對(duì)有機(jī)質(zhì)類型也具有控制作用，即古鹽度越高，有機(jī)質(zhì)類型越好。

4 有機(jī)質(zhì)熱演化特征

在一個(gè)連續(xù)的沉積盆地中，沉積巖的埋藏深度與巖石中鏡質(zhì)體反射率具對(duì)數(shù)關(guān)系，應(yīng)用鏡質(zhì)體反射率可將有機(jī)質(zhì)熱演化過(guò)程劃分為未成熟（Ro＜0.5%）、低成熟(Ro為0.5%～0.7%)、成熟(Ro為0.7%～1.3%)、高成熟（Ro為1.3%～2.0%）和過(guò)成熟（Ro＞2.0%）5個(gè)階段［4］。

從東濮凹陷不同沉積環(huán)境烴源巖Ro與深度關(guān)系圖（見(jiàn)圖3）上可以看出，東濮凹陷最重要的生油層位沙三段都已進(jìn)入成熟階段。其中，1）北部咸水環(huán)境烴源巖Ro達(dá)0.5%時(shí)，埋藏深度已達(dá)2 450 m，生油巖埋深進(jìn)入3 150 m后即開始成熟，3 800 m已進(jìn)入生油高峰，4 250 m進(jìn)入濕氣-凝析油階段，進(jìn)入過(guò)成熟及干氣階段的深度已達(dá)4 900 m。2）北部半咸水環(huán)境烴源巖Ro達(dá)0.5%時(shí)，埋藏深度為2 300 m；當(dāng)Ro為0.7%時(shí)，其埋藏深度為2 900 m；當(dāng)Ro為1%時(shí)，其埋藏深度為3 590 m，當(dāng)Ro為1.3%時(shí)，其埋藏深度為4 000 m；當(dāng)Ro為2.0%時(shí)，其埋藏深度巳達(dá)4 700 m。3）南部淡水—微咸水環(huán)境生油巖埋藏深度進(jìn)入3 150 m后即開始成熟，3 850 m已進(jìn)入生油高峰，4 350 m進(jìn)入濕氣-凝析油階段，進(jìn)入過(guò)成熟及干氣階段的深度已達(dá)5 200 m。

圖3 東濮凹陷不同環(huán)境烴源巖演化剖面

5 不同環(huán)境烴源巖的生排烴特征

生排烴特征的研究方法很多［5-9］。其中，生油高峰的確定主要通過(guò)有機(jī)質(zhì)的轉(zhuǎn)化率來(lái)研究，有機(jī)質(zhì)的轉(zhuǎn)化指標(biāo)通常用氯仿瀝青“A”/有機(jī)碳來(lái)研究［10］。龐雄奇提出運(yùn)用生烴潛力法來(lái)研究排烴門限，用生烴潛力指數(shù)（（S1+S2）/TOC）來(lái)表征源巖的生烴潛力。源巖的生烴潛力指數(shù)在演化過(guò)程中開始減小時(shí)，表明有烴類開始排出，而開始減小時(shí)所處的埋深正代表了源巖的排烴門限［11］。

通過(guò)東濮凹陷不同環(huán)境烴源巖演化剖面（見(jiàn)圖3）可以看出，不同沉積環(huán)境烴源巖均有2次生烴和2次排烴。其中，第一期生烴為Ro小于0.7%，該期主要是可溶有機(jī)質(zhì)直接轉(zhuǎn)化成未熟或者低熟油，是一種典型的低溫生烴。隨著可直接轉(zhuǎn)化成烴的有機(jī)質(zhì)耗盡，氯仿瀝青“A”/TOC逐漸減小，到第二期為Ro大于0.7%，主要以干酪根熱降解生成成熟油為主。

從排烴門限和生油高峰關(guān)系來(lái)看，第一次生烴生油高峰和排烴門限幾乎同時(shí)出現(xiàn)，說(shuō)明生油量比較少，要達(dá)到生油高峰時(shí)才能排烴。而第二次生烴排烴門限比生油高峰早，說(shuō)明生油量大，還未達(dá)生油高峰即已開始排烴。

6 結(jié)論

1）東濮凹陷咸水環(huán)境烴源巖為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖，半咸水環(huán)境烴源巖為中等—好烴源巖，淡水—微咸水環(huán)境烴源巖為差—中等烴源巖。

2）沉積環(huán)境對(duì)烴源巖生烴潛力具有明顯的控制作用，即古鹽度越高，有機(jī)質(zhì)豐度越高，有機(jī)質(zhì)類型越好。

3）不同環(huán)境烴源巖均有2次生烴和2次排烴，第一期生烴為Ro小于0.7%，該期主要是可溶有機(jī)質(zhì)直接轉(zhuǎn)化成未熟或者低熟油；第二期為Ro大于0.7%，主要以干酪根熱降解生成成熟油為主。

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（編輯 劉麗）

Evaluation on hydrocarbon source rocks in different environments and characteristics of hydrocarbon generation and expulsion in Dongpu Depression

Chen Jie1,Lu Kun1,Feng Ying1,Yuan Kehong1,Wang Debo1,Cui Hong2，Zhang Wenjie2
(1.Research Institute of Exploration and Development,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;2.ZPEB International,SINOPEC,Puyang 457001,China)

In different environments,the potential of hydrocarbon source rocks has a significant difference in Dongpu Depression. By studying the organic geochemistry of source rocks and the characteristics of hydrocarbon generation and expulsion in different environments,it is shown that the source rocks in the northern salt water environment are good to excellent,the source rocks in northern brackish environment are medium to good and the source rocks in southern fresh water-brackish water environment are poor to medium．Source rocks in different environments have twice hydrocarbon generations and expulsions．The first phase is Ro＜0.7%,in which the soluble organic matters directly convert into immature or low mature oil.The second phase is Ro＞0.7%,in which the thermal degradation of kerogen mainly generates mature oil．The evaluation on source rocks in different environments and the characteristics study of hydrocarbon generation and expulsion can provide an instructive role for the next step exploration in Dongpu Depression．

sedimentary environment;evaluation on hydrocarbon source rock;characteristics of hydrocarbon generation and expulsion;Dongpu Depression

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“渤海灣盆地南部精細(xì)勘探關(guān)鍵技術(shù)”（2008ZX05000-006）資助

TE122.1

：A

1005-8907（2012）01-0035-04

2011-08-09；改回日期：2011-11-28。

陳潔，女，1965年生，工程師，現(xiàn)從事油田地質(zhì)研究工作。E-mail：zhychj666@126.com。

陳潔，鹿坤，馮英，等.東濮凹陷不同環(huán)境烴源巖評(píng)價(jià)及生排烴特征研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（1）：35-38. Chen Jie，Lu Kun，F(xiàn)eng Ying，etal.Evaluation on hydrocarbon source rocks in different environments and characteristics of hydrocarbon generation and expulsion in Dongpu Depression［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（1）：35-38.