本文關(guān)鍵詞：東濮凹陷古近系沙河街組烴源巖生烴底限及其差異探討　出處：《天然氣工業(yè)》2017年02期 　論文類型：期刊論文

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【摘要】：隨著油氣勘探不斷向地層深部拓展,弄清烴源巖層生烴底限對于確定含油氣盆地有效勘探領(lǐng)域范圍和評價(jià)油氣資源潛力都具有十分重要的意義。為此,以渤海灣盆地東濮凹陷古近系沙河街組烴源巖為研究對象,根據(jù)烴源巖層生排烴機(jī)理,采用有機(jī)元素變化分析法、生烴潛力法、殘留烴量法和排烴量法4類7種方法對該區(qū)烴源巖的生烴底限進(jìn)行了研究。結(jié)果表明:1用不同方法確定的沙河街組烴源巖生烴底限相差不大,全區(qū)生烴底限對應(yīng)的鏡質(zhì)體反射率值(Ro)介于3.23%~3.97%,平均為3.71%,全區(qū)生烴底限對應(yīng)的深度H值介于5 244~5 525m,平均為5 433 m;2凹陷北部生烴底限Ro介于3.61%~3.97%,平均為3.81%,其生烴底限H值介于5 415~5 545m,平均為5 488 m;3凹陷南部生烴底限Ro介于3.20%~3.74%,平均為3.48%,其生烴底限H值介于5 265~5 375m,平均為5 278 m。結(jié)論認(rèn)為:該區(qū)南、北地區(qū)生烴底限存在差異,北部地區(qū)生烴底限對應(yīng)的熱演化程度(Ro)值和深度值明顯高于南部地區(qū),這與凹陷北部沙河街組發(fā)育巨厚膏鹽層有關(guān),主要體現(xiàn)為南、北地區(qū)在有機(jī)質(zhì)類型、地層溫度和壓力等方面存在著差異性。
[Abstract]:The hydrocarbon source rocks in the south and north of the Bohai Bay Basin are 3.61 % ~ 3.97 % , average 3.71 % and 3.81 % , respectively . The average value of hydrocarbon accumulation is 3.61 % ~ 3.97 % , the average value is 3.81 % . The average value of hydrocarbon generation is 3.61 % ~ 3.97 % , the average value is 3.81 % . The hydrocarbon bearing bottom limit Ro is 3.61 % ~ 3.97 % , the average is 3.81 % . The hydrocarbon bearing bottom limit Ro is 3.61 % ~ 3.97 % , the average is 3.81 % . The hydrocarbon bearing bottom limit Ro is 3.61 % ~ 3.97 % , the average is 3.81 % .

【作者單位】： 油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室;中國石油大學(xué)盆地與油藏研究中心;中國石化中原油田分公司;
【基金】：中國石化中原油田分公司科技項(xiàng)目“東濮凹陷油氣成藏機(jī)理與有利成藏區(qū)帶預(yù)測”(編號:P15022)
【分類號】：P618.13
【正文快照】： 我國東部含油氣盆地中淺層油氣藏已經(jīng)進(jìn)入高度勘探開發(fā)階段,深層油氣勘探已經(jīng)成為未來油氣勘探的主要領(lǐng)域之一[1]。由于深層油氣成藏受到儲層物性、烴源巖熱演化程度高以及深部高溫高壓的制約,研究深部儲層條件和油氣源條件顯得極其重要[1]。Tissot傳統(tǒng)烴源巖演化理論認(rèn)為,當(dāng)

【參考文獻(xiàn)】

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【共引文獻(xiàn)】

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【二級參考文獻(xiàn)】

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本文編號：1380080