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东海南部与鄂尔多斯中南部中生代油气成藏地质条件比较性研究

肖国林 杨长清 孙晶 杨传胜 杨艳秋

肖国林,杨长清,孙晶,等. 东海南部与鄂尔多斯中南部中生代油气成藏地质条件比较性研究[J]. 海洋地质前沿,2021,37(5):77-80 doi:  10.16028/j.1009-2722.2021.079
引用本文: 肖国林,杨长清,孙晶,等. 东海南部与鄂尔多斯中南部中生代油气成藏地质条件比较性研究[J]. 海洋地质前沿,2021,37(5):77-80 doi:  10.16028/j.1009-2722.2021.079

东海南部与鄂尔多斯中南部中生代油气成藏地质条件比较性研究

doi: 10.16028/j.1009-2722.2021.079
基金项目: 中国地质调查局地质调查项目(DD20190211)
详细信息
    作者简介:

    肖国林(1962—),男,博士,研究员,主要从事海洋油气地质和资源评价方面的研究工作. E-mail:XGL253@163.com

    通讯作者:

    杨长清(1965—),男,博士,研究员,主要从事石油地质研究与盆地分析方面的研究工作. E-mail:yangcq65@126.com

  • 图  1  鄂尔多斯中南部延长组(左)与东海南部侏罗系(右)生烃强度对比

    Figure  1.  Comparison of hydrocarbon generation intensity between Yanchang Formation (left) in south-central Ordos Basin and Jurassic System (right) in southern East China Sea

    图  2  东海南部盆地模拟烃类运移聚集NW—SE向剖面

    Figure  2.  NW—SE direction profiles of the simulation petroleum migration and accumulation in southern East China Sea

    表  1  东海南部与鄂尔多斯中南部中生代成藏地质条件对比

    Table  1.   Comparison of geological conditions of Mesozoic Hydrocarbon accumulation between in the southern East China Sea and the south-central Ordos Basin

    对比项目鄂尔多斯中生代坳陷盆地东海南部中生代坳陷-断陷盆地
    烃源条件 烃源层系分布及生烃强度 长7段深湖-半深湖相面积10×104 km2,其中长73亚段的“优质”生油岩近5×104 km2,与长71+2亚段的“中等—好”生油岩共同构成盆地内主力生油岩;长9段的“中等—好”生油岩面积约1.5×104 km2;长4+5段“中等”生油岩面积约0.7×104 km2。长7、长9和长4+5段泥岩的生烃潜力分别占75%、20%和5%;延长组生油岩累计生烃强度(104 t/km2)为50~500,湖盆中心高于500,最高550;整体平均值为200 T3—J2“中等—好”烃源岩面积约 5×10 4 km2;K12—K21“中等”烃源岩面积近8×104 km2。T3—J2层和K12—K21层暗色泥岩分别为位居第1和第2的生烃岩,生烃潜力分别占60%和40%;生烃强度(104 t/km2)T3—J2层为50~500,东部>500,最高600;K12—K21层为50~300,东部>300,最高400。2层累计平均值为178
    有机质 丰度 长73亚段TOC(%)=6~16,最高42.01,均值为14.04,S1+S2(mg/g)=10~60,最高159.76,均值为44.81;长71+2亚段TOC=0.40~5.96,均值为2.19,S1+S2=0.16~18.54,均值为5.61;长9段TOC=0.53~6.08,均值为2.18,S1+S2=0.42~16.63,均值为5.24;长4+5段TOC=0.51~1.95,均值为1.37,S1+S2=1.33~3.26,均值为2.30 海域T3—J2泥岩TOC(%)=1.4 ~1.6 ,均值为1.22,S1+S2(mg/g)=1.60~2.78,总烃含量为500×10−6;陆区T3浅湖相-深湖相深灰色泥岩、灰黑色炭质泥岩TOC(%)=0.28~14.96,绝大多数介于1.0~2.0之间,均值为2.36,S1+S2(mg/g)=0.02~2.07
    类型 Ⅰ~Ⅱ1为主,少量Ⅱ2型,属倾油型 T3—J2层泥岩:Ⅱ2—Ⅲ型,局部Ⅱ1型,油气并存型;煤层:Ⅲ型为主,部分Ⅱ型,倾气型
    成熟度 Ro为0.65%~1.16%,均值为±0.96%,处于成熟—生油高峰期 海域2 500 m以下Ro=0.65~1.2%,处于成熟—生油高峰期
    储集条件 储集岩分布及物性特征 T3期开阔平缓的湖盆东北部,以长8、长6和长2+3段的三角洲相砂岩为主,呈大面积连续分布;长6段中细砂岩孔隙度Φ(%)=5.9~14,均值为9.3,渗透率K(10−3 μm2)=0.05~1.8,均值为0.507;长2段细砂岩Φ=7.9~16.5,均值为12.5,K=0.04~1.68,均值为0.608。坡度较大的湖盆西部和南部,长8水下扇、扇三角洲相砂岩Φ=5.4~16.6,均值为8.7,K=0.05~1.56,均值为0.241;湖盆内部长71浅水三角洲分流河道砂岩及长72细粒重力流和浊积砂体等粉细砂岩等Φ=4.0~10.6,均值为7.8,K=0.01~1.35,均值为0.145。延安组延10和延9段向下切入延长组的河流相砂岩等物性较好,属常规储层 T3—J2层受海侵影响的滨岸砂体、近岸冲积扇砂体、滨海(湖)砂体、入海(湖)分流河道、河口坝砂体等,分布较局限,FZ13构造砂岩Φ(%)=5.8~8.97,均值为7.36,FZ10构造砂岩Φ=5.78~9.96,均值为8.17,均属于低孔渗致密层;K12—K21层滨浅海(湖)及三角洲分流河道砂岩,埋深<2 300 m时Φ=18.5~26.5,渗透率K(10−3 μm2)=1.3~128,为中—高孔、中渗储层;埋深2 300~3 100 m时Φ≈10%,埋深>3 100 m时,Φ≤10%,较为致密
    成藏组合配置 围绕盆地内长7、长9和长4+5段3套生油层发育多套生储盖组合。包括“下生上储”“上生下储”和“三明治式自生自储”3类 J1+2层是主力生烃层,K12—K21层是次要生烃层。J、K内部“自生自储”,J与K层之间“下生上储”或J、K与基底之间“上生下储”3类
    油-源
    对比
    长2段石油源于长4+5段泥岩,长6、长72和长71石油均来自长7段泥岩,长8段石油来自长7和长9段泥岩,长9段石油主要来自长9段,其次为长7、长8段油源,长10段石油主要来自长9段;侏罗系石油均源于延长组 J1+2层钻获的油侵砂岩,其原油均来自侏罗系暗色泥岩
    生、排
    烃史
    延长组生油岩于早—中侏罗世开始小规模生烃,但无排烃,晚侏罗世至早白垩世在构造热事件异常高地温影响下经历快速大量生、排烃和运聚过程,晚白垩世之后基本停止生烃,之前生成的油气因后期构造稳定而得以完好保存 T3—J2和K12—K21层烃源岩均有2期生、排烃高峰。T3—J2层烃源岩生、排烃始于早白垩世,晚白垩世达到高峰;K12—K21层烃源岩生、排烃始于晚白垩世末期,古新世末期达到高峰
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  • [1] 李雅雯, 王兴志, 展燕, 杨西燕, 黄荟文, 杜垚, 霍飞.  埋藏条件下碳酸盐岩储层溶蚀作用实验模拟——以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系碳为例 . 海洋地质前沿, doi: 10.16028/j.1009-2722.2019.047
    [2] 宿雯, 杨海风, 揣媛媛, 张宏国, 胡志伟.  渤海南部缓坡带新近系油气运移模式 . 海洋地质前沿, doi: 10.16028/j.1009-2722.2020.144
    [3] 郭帅, 杨海长, 曾清波, 纪沫, 赵钊, 孙瑞, 李飞跃.  白云凹陷恩平组南部物源研究及其油气地质意义 . 海洋地质前沿, doi: 10.16028/j.1009-2722.2019.191
    [4] 王鹏伟, 李华, 陈诚, 刘映君.  深水重力流沉积类型与储集性能研究——以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系拉什仲组为例 . 海洋地质前沿, doi: 10.16028/j.1009-2722.2019.113
    [5] 刘芬, 朱筱敏, 梁建设, 陈桂华, 刘铁树.  鄂尔多斯盆地延长组深水重力流岩相发育特征及其储集性 . 海洋地质前沿, doi: 10.16028/j.1009-2722.2019.071
    [6] 刘世豪, 林小云, 刘建.  济源凹陷中生界流体包裹体特征与油气成藏期次 . 海洋地质前沿, doi: 10.16028/j.1009-2722.2019.151
    [7] 丛尧, 刘展, 陆凯, 孟祥君, 张雪峰.  东海陆架盆地南部中生界的残留厚度 . 海洋地质前沿, doi: 10.16028/j.1009-2722.2017.05005
    [8] 江东辉, 唐建, 王丹萍, 徐立明, 李刚, 杨长清.  东海陆架盆地南部及邻近陆域中生代地层格架对比 . 海洋地质前沿, doi: 10.16028/j.1009-2722.2017.04003
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出版历程
  • 收稿日期:  2021-04-06
  • 网络出版日期:  2021-04-16

东海南部与鄂尔多斯中南部中生代油气成藏地质条件比较性研究

doi: 10.16028/j.1009-2722.2021.079
    基金项目:  中国地质调查局地质调查项目(DD20190211)
    作者简介:

    肖国林(1962—),男,博士,研究员,主要从事海洋油气地质和资源评价方面的研究工作. E-mail:XGL253@163.com

    通讯作者: 杨长清(1965—),男,博士,研究员,主要从事石油地质研究与盆地分析方面的研究工作. E-mail:yangcq65@126.com

English Abstract

肖国林,杨长清,孙晶,等. 东海南部与鄂尔多斯中南部中生代油气成藏地质条件比较性研究[J]. 海洋地质前沿,2021,37(5):77-80 doi:  10.16028/j.1009-2722.2021.079
引用本文: 肖国林,杨长清,孙晶,等. 东海南部与鄂尔多斯中南部中生代油气成藏地质条件比较性研究[J]. 海洋地质前沿,2021,37(5):77-80 doi:  10.16028/j.1009-2722.2021.079
    • 全国油气资源最新评价结果表明,我国中生界油气资源非常丰富,陆区的东部、中部和西部油区中生界的石油资源量分别占比41.3%、97.1%和26.31%。中生界将是未来中国东部油气勘探的重要领域。中国近海的黄海、东海和南海北部盆地广泛发育中生界,并普遍发育侏罗系、白垩系2套有效烃源岩。如南海北部的LF35-1-1井钻遇厚逾500 m的半深海相灰黑色侏罗系、台湾西南部的CFC-1井钻遇567 m深海相侏罗系,南、北黄海均钻遇厚逾2 000 m(未钻穿)的侏罗系。东海南部钻井揭示厚逾890 m(未钻穿)的侏罗系,并于FZ10和FZ13构造钻获以侏罗系为源岩的油浸砂岩,北黄海盆地东部以侏罗系为唯一源岩的白垩系致密油藏试获油流等重要勘探突破。这表明随着勘探的不断深入,海域中生界必将获得更多的油气发现,成为重要的油气资源战略接替区。结合地质调查项目对东海中生界油气勘查评价工作,本文类比我国陆上中生界勘探成就斐然的鄂尔多斯盆地中生界油气勘探成果,对比分析东海南部中生界油气成藏地质条件和资源勘探前景,以期为该区中生界油气勘探提供借鉴。

    • 鄂尔多斯盆地是华北克拉通的一部分,基底由太古界及元古界变质岩组成;下古生界以浅海台地碳酸盐岩为主,上古生界由海陆交互含煤层系组成,面积约25×104 km2。盆地中南部在晚三叠世整体下坳沉降,形成面积约10×104 km2的大型坳陷湖盆,发育了厚逾千米的河湖相−三角洲相碎屑沉积。长9、长7和长4+5段沉积期的3期湖侵造就了长9、长7和长4+5段3套烃源层,湖盆抬升的长8、长6和长2+3段沉积期发育相互叠加的多套建设性三角洲相各类砂岩储层。上述3套烃源层与各类砂岩储层组成了多套生储盖组合。J1−2为构造稳定期,J3−K1时期因受盆地西缘的构造应力推挤而整体快速下坳,发育了巨厚的白垩系;K12时开始整体抬升,K2层普遍遭受剥蚀,中生代盆地演化结束。

    • 地处中国东部大陆边缘的东海南部,中生代经历了活动陆缘挤压拗陷(T3—J2)和伸展断陷(K12—K21)2个演化阶段。T3—J2期构造活动较弱,基本无断裂活动,台北转折带尚未形成,闽江凹陷带至基隆凹陷带连为一体表现为一东倾大型坳陷斜坡,海水自东南部侵入,形成了西北部海陆交互相、向SE发育滨岸−浅海−半深海相沉积系列,并呈NE向展布于基隆凹陷带、台北转折带和闽江斜坡带西部直至雁荡低凸起带东侧。K12时因太平洋板块俯冲和大陆边缘伸展引发NE向拉张断陷,闽江斜坡带西部发生NNE向断裂并伴生NW向及EW向断裂,首先形成的瓯江断陷带自NW向SE发育冲积扇、三角洲、滨浅湖沉积;K21时断陷扩张,同时海水自东部侵入,沉积范围扩至全区,台北转折带开始成型,东西部沉积发生分异并伴随大量火山沉积物,西部为受海侵影响的湖相、半封闭海湾相,东部则为浅海相。2次海侵造就了东海南部中生界2套较好的烃源岩和储盖组合,研究区内分布面积约8×104 km2

    • 长7段暗色泥岩分布最广,面积达10×104 km2,厚60~100 m,最厚160 m,其中湖盆最盛期的长73亚段有机质丰度高—极高且成熟的“优质”生油岩,为盆地内生烃能力最强的生油岩;长71+2亚段深灰色泥岩为成熟的“中等—好”生油岩;长73亚段的“优质”生油岩与长71+2亚段的“中等—好”生油岩共同构成盆地内主力生油岩;长9段“中等—好”的成熟生油岩呈分隔状分布,面积约1.5×104 km2;局限于湖盆中心的长4+5段“中等”的成熟生油岩面积约0.7×104 km2。长7、长9和长4+5段生油岩的生烃潜力分别为75%、20%和5%。

      上三叠统延长组生油岩整体处于成熟大量生油阶段,生油能力很强。盆地模拟的生烃强度(104 t/km2)一般为50~500,湖盆中央强生烃区>500,最高达550,生烃强度整体平均值为200(图1左、表1)。

      图  1  鄂尔多斯中南部延长组(左)与东海南部侏罗系(右)生烃强度对比

      Figure 1.  Comparison of hydrocarbon generation intensity between Yanchang Formation (left) in south-central Ordos Basin and Jurassic System (right) in southern East China Sea

      表 1  东海南部与鄂尔多斯中南部中生代成藏地质条件对比

      Table 1.  Comparison of geological conditions of Mesozoic Hydrocarbon accumulation between in the southern East China Sea and the south-central Ordos Basin

      对比项目鄂尔多斯中生代坳陷盆地东海南部中生代坳陷-断陷盆地
      烃源条件 烃源层系分布及生烃强度 长7段深湖-半深湖相面积10×104 km2,其中长73亚段的“优质”生油岩近5×104 km2,与长71+2亚段的“中等—好”生油岩共同构成盆地内主力生油岩;长9段的“中等—好”生油岩面积约1.5×104 km2;长4+5段“中等”生油岩面积约0.7×104 km2。长7、长9和长4+5段泥岩的生烃潜力分别占75%、20%和5%;延长组生油岩累计生烃强度(104 t/km2)为50~500,湖盆中心高于500,最高550;整体平均值为200 T3—J2“中等—好”烃源岩面积约 5×10 4 km2;K12—K21“中等”烃源岩面积近8×104 km2。T3—J2层和K12—K21层暗色泥岩分别为位居第1和第2的生烃岩,生烃潜力分别占60%和40%;生烃强度(104 t/km2)T3—J2层为50~500,东部>500,最高600;K12—K21层为50~300,东部>300,最高400。2层累计平均值为178
      有机质 丰度 长73亚段TOC(%)=6~16,最高42.01,均值为14.04,S1+S2(mg/g)=10~60,最高159.76,均值为44.81;长71+2亚段TOC=0.40~5.96,均值为2.19,S1+S2=0.16~18.54,均值为5.61;长9段TOC=0.53~6.08,均值为2.18,S1+S2=0.42~16.63,均值为5.24;长4+5段TOC=0.51~1.95,均值为1.37,S1+S2=1.33~3.26,均值为2.30 海域T3—J2泥岩TOC(%)=1.4 ~1.6 ,均值为1.22,S1+S2(mg/g)=1.60~2.78,总烃含量为500×10−6;陆区T3浅湖相-深湖相深灰色泥岩、灰黑色炭质泥岩TOC(%)=0.28~14.96,绝大多数介于1.0~2.0之间,均值为2.36,S1+S2(mg/g)=0.02~2.07
      类型 Ⅰ~Ⅱ1为主,少量Ⅱ2型,属倾油型 T3—J2层泥岩:Ⅱ2—Ⅲ型,局部Ⅱ1型,油气并存型;煤层:Ⅲ型为主,部分Ⅱ型,倾气型
      成熟度 Ro为0.65%~1.16%,均值为±0.96%,处于成熟—生油高峰期 海域2 500 m以下Ro=0.65~1.2%,处于成熟—生油高峰期
      储集条件 储集岩分布及物性特征 T3期开阔平缓的湖盆东北部,以长8、长6和长2+3段的三角洲相砂岩为主,呈大面积连续分布;长6段中细砂岩孔隙度Φ(%)=5.9~14,均值为9.3,渗透率K(10−3 μm2)=0.05~1.8,均值为0.507;长2段细砂岩Φ=7.9~16.5,均值为12.5,K=0.04~1.68,均值为0.608。坡度较大的湖盆西部和南部,长8水下扇、扇三角洲相砂岩Φ=5.4~16.6,均值为8.7,K=0.05~1.56,均值为0.241;湖盆内部长71浅水三角洲分流河道砂岩及长72细粒重力流和浊积砂体等粉细砂岩等Φ=4.0~10.6,均值为7.8,K=0.01~1.35,均值为0.145。延安组延10和延9段向下切入延长组的河流相砂岩等物性较好,属常规储层 T3—J2层受海侵影响的滨岸砂体、近岸冲积扇砂体、滨海(湖)砂体、入海(湖)分流河道、河口坝砂体等,分布较局限,FZ13构造砂岩Φ(%)=5.8~8.97,均值为7.36,FZ10构造砂岩Φ=5.78~9.96,均值为8.17,均属于低孔渗致密层;K12—K21层滨浅海(湖)及三角洲分流河道砂岩,埋深<2 300 m时Φ=18.5~26.5,渗透率K(10−3 μm2)=1.3~128,为中—高孔、中渗储层;埋深2 300~3 100 m时Φ≈10%,埋深>3 100 m时,Φ≤10%,较为致密
      成藏组合配置 围绕盆地内长7、长9和长4+5段3套生油层发育多套生储盖组合。包括“下生上储”“上生下储”和“三明治式自生自储”3类 J1+2层是主力生烃层,K12—K21层是次要生烃层。J、K内部“自生自储”,J与K层之间“下生上储”或J、K与基底之间“上生下储”3类
      油-源
      对比
      长2段石油源于长4+5段泥岩,长6、长72和长71石油均来自长7段泥岩,长8段石油来自长7和长9段泥岩,长9段石油主要来自长9段,其次为长7、长8段油源,长10段石油主要来自长9段;侏罗系石油均源于延长组 J1+2层钻获的油侵砂岩,其原油均来自侏罗系暗色泥岩
      生、排
      烃史
      延长组生油岩于早—中侏罗世开始小规模生烃,但无排烃,晚侏罗世至早白垩世在构造热事件异常高地温影响下经历快速大量生、排烃和运聚过程,晚白垩世之后基本停止生烃,之前生成的油气因后期构造稳定而得以完好保存 T3—J2和K12—K21层烃源岩均有2期生、排烃高峰。T3—J2层烃源岩生、排烃始于早白垩世,晚白垩世达到高峰;K12—K21层烃源岩生、排烃始于晚白垩世末期,古新世末期达到高峰

      东海南部中生代坳陷内T3—J2半深海相、封闭海(湾)相、海陆过渡相暗色泥岩、炭质泥岩为“中等—好”烃源岩,累厚20~500 m,最厚600 m,面积5×104 km2;K1—K21海相及海陆过渡相暗色泥岩属“中等”烃源岩,累厚10~300 m,最厚350 m,面积8×104 km2。T3—J2层和K12—K21层暗色泥岩的生烃潜力分别为60%和40%;生烃强度T3—J2层为50~500104 t/km2,东部区>500,最高600(图1右、表1);K12−K21层为50~300,东部区>300,最高400,两层累计整体平均值为178(表1)。

    • 鄂尔多斯盆地上三叠统延长组储集层主要发育在湖盆抬升收缩水退期的长8段、长6段和长2段。总体上,延长组长6段及其以上层段三角洲相砂岩、侏罗系底部延10和延9段河谷及两侧的河流边滩、心滩、分流河道砂岩等,储层物性相对较好,属常规储层,而长7段及其以下的砂岩比较致密,多属致密储层(表1)。

      长6段三角洲前缘水下分流河道及河口坝中—细砂岩是湖盆东北部最重要的储层与石油富集层;长2段三角洲平原分流河道细砂岩是延长组物性最好的储层(表1),探明地质储量超5亿t的安塞油田,其主力油层就是长6段和长2段的三角洲相砂岩储层;湖盆西部和南部的长8水下扇、扇三角洲、浅水三角洲分流河道砂岩等亦是重要的储层,近年来长8段勘探取得重要新进展,已获探明石油地质储量3亿t。此外,湖侵期发育的长9段、长7段、长4+5段亦发育了众多的储集砂岩体,如长71亚段浅水三角洲分流河道砂体、长72亚段湖盆内部的细粒重力流及浊积砂岩、粉砂岩等,不仅与生油岩直接接触,甚至几乎完全浸入生油中心,具备形成大面积连续分布岩性油藏的良好先天条件。

      东海南部T3−J2层发育受海侵影响的滨岸砂体、近岸冲积扇砂体、滨海(湖)砂体、入海(湖)分流河道、河口坝砂体等,分布较局限,均属于低孔渗致密层;K12−K21层滨浅海及三角洲分流河道砂岩,埋深<2 300 m时,物性较好,为中—高孔、中渗储层;埋深2 300~3 100 m时物性迅速变差,但仍属常规储层范畴;埋深>3 100 m时,砂岩较为致密(表1)。

    • 鄂尔多斯盆地目前已发现延10、延9、长2、长3、长4+5、长6、长7、长8、长9和长10等10个中生界含油层。油源对比表明,三叠系延长组湖相泥岩是中生界油藏石油的唯一贡献者。以主力生油岩长7段的油源为主体、配合其他2套生油岩的油源,长8、长6及长2+3段三角洲发育期形成的3套砂岩储层,形成了3类生储盖成(油)藏组合(图2)。

      图  2  东海南部盆地模拟烃类运移聚集NW—SE向剖面

      Figure 2.  NW—SE direction profiles of the simulation petroleum migration and accumulation in southern East China Sea

      下生上储上盖组合:位于主力生油岩长7段之上,共有3套。①“长7段(生)-长6段(储)-长4+5段(盖)”组合,得益于下伏长7段烃源的支持,长6段石油富集程度特别高;②“长4+5段(生)-长2+3段(储)-长1段(盖)”组合,长2+3段油层石油主要源自长4+5段烃源岩的供给;③是“延长组-侏罗系”跨层段组合,其中油藏的石油均源自延长组油源层,延10和延9段向下切入延长组的各类河流相砂岩成为油气向上输导层和储层。

      上生下储上盖组合:位于主力生油岩长7段之下,分别以长7和长9段泥岩为生油层,长8、长10段砂岩为储层,并被紧邻上覆的泥岩封盖。长7和长9段生成的石油通过剩余压差分别向下充注进入长8和长10段砂岩,长9段泥岩生成的石油依靠浮力向上充注进入长8段砂岩;长8段油藏具有长7与长9段油源岩共同贡献的特征。

      自生自储自盖组合:位于主力生油岩所在的长7段内部,油源为长73亚段“优质”生油岩,71+2亚段湖盆西南陡坡一侧的水下扇、细粒重力流和浊积砂体和湖盆东北缓坡一侧的入湖三角洲分流河道砂体,周围被“优质”生油岩紧紧包裹,来自不同方向的石油,经短距离运移后就近进入71+2亚段的各类砂岩储层,储油砂体沿上倾方向侧变为致密层(岩性圈闭)而封闭成藏。

      东海南部中生界成藏组合包括T3—J2层、K12—K21层内部“自生自储自盖式”、“下生上储上盖式”和“新生古储新盖式”3种。尤其是T3—J2层上部海侵全盛期发育的灰黑色泥岩(与鄂尔多斯盆地长73亚段类似),生烃能力最强,既可向上覆的K12—K21层供烃,又可因剩余压差驱使向本层段下伏的砂岩层供烃形成多个储盖组合(图2)。

    • (1)鄂尔多斯盆地T3时期的3次湖侵造就了延长组的长9、长7和长4+5段3套生烃岩,湖侵鼎盛期的长7段灰黑色泥岩为主力生烃岩;东海南部T3—J2期和K12—K21的2次海侵造就了2套暗色泥岩生烃岩,T3—J2海侵期的半深海相、封闭海(湾)相暗色泥岩等为主力烃源岩。

      (2)据盆地模拟计算,东海南部T3—J2层平均生烃强度约为鄂尔多斯盆地延长组的90%,但东海南部多一套K12—K21层暗色泥岩,据地震相推测其T3—J2层半深海相沉积层发育生烃能力更强的“好—优质”烃源岩,K12—K21层海湾相沉积的生烃能力也更强。综合考量认为,东海南部中生界的总体生烃能力和平均资源丰度与鄂尔多斯盆地的中生界大致相当。

      (3)对东海中生界油气勘探的启示。鄂尔多斯盆地的石油勘探始于1907年,1950年开始大规模勘探燃起了“星星之火”;20世纪70—80年代中期马岭、华池等侏罗系油藏的发现则点燃了中生代油气勘探的“火炬”;80年代中期—90年代末成功突破安塞、靖安等延长组长2、长3、长4+5和长6段三角洲大型油藏后,油气勘探的“燎原之势”逐渐形成;2000年以来主攻长7、长8、长9和长10段等致密层并获得重大突破,油气发现“如火如荼”;目前鄂尔多斯盆地已发现18个亿t级大油田和40个中小油田,累计探明石油地质储量69.15亿 t,石油资源探明率43.66%,剩余可采储量和年产量居全国之首的辉煌背后,是70多年来新中国几代石油人“攻坚啃硬,开拓进取”的奋斗史。东海中生界油气资源潜力巨大,但地质情况同样复杂,近10多年的试验性勘探成效是“星星之火”,东海中生界油气勘探尚须“坚定信心”,持续推进并做好长期攻坚克难的准备。

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