濟陽坳陷青東凹陷古近系沙河街組烴源巖地球化學特征及生烴潛力綜合評價

張明星， 郭耿生， 張琳璞

( 中國石化勝利油田分公司 石油開發(fā)中心有限公司，山東 東營 257061 )

濟陽坳陷青東凹陷古近系沙河街組烴源巖地球化學特征及生烴潛力綜合評價

張明星， 郭耿生， 張琳璞

( 中國石化勝利油田分公司 石油開發(fā)中心有限公司，山東 東營 257061 )

采用有機地球化學方法和盆地模擬技術(shù)，結(jié)合濟陽坳陷青東凹陷古近系沙河街組構(gòu)造、沉積等方面的研究成果，分析研究區(qū)古近系烴源巖的生烴潛力、演化特征等。結(jié)果表明：研究區(qū)主要存在沙三下亞段和沙四上亞段兩套烴源巖，烴源巖具有“北厚南薄”的發(fā)育特征，在凹陷中—北部深洼帶最為發(fā)育，往南厚度變??；烴源巖有機質(zhì)豐度較高，有機質(zhì)類型較好(Ⅰ—Ⅱ1)，具有良好的生烴物質(zhì)基礎(chǔ)；烴源巖處于低熟—成熟階段，成熟烴源巖的分布范圍有限，主要局限于北部洼陷和中部洼陷的深洼區(qū)，但研究區(qū)沙四段烴源巖具有形成低熟油的基本條件，為研究區(qū)油氣聚集創(chuàng)造一定的物質(zhì)基礎(chǔ)。

烴源巖； 地球化學特征； 生烴潛力； 低熟油； 古近系； 青東凹陷； 濟陽坳陷

0 引言

濟陽坳陷青東凹陷油氣勘探始于20世紀70年代，勘探時間較短，勘探程度較低[1-3]。2003年以來，青東地區(qū)獲得很好的油氣工業(yè)發(fā)現(xiàn)，揭示良好的油氣勘探前景。目前已經(jīng)明確研究區(qū)的構(gòu)造面貌和地層展布特征，在烴源巖發(fā)育特征、油氣來源、成藏過程等方面也取得認識[4-8]。研究區(qū)原油主要來源于沙四上亞段和沙三段烴源巖，其中沙四上亞段在全區(qū)分布穩(wěn)定，為主要烴源巖層位。烴源巖在北部洼陷帶比南部更為發(fā)育，深洼帶沙四上亞段烴源巖的生烴強度大于斜坡帶的，成熟度較高的烴源巖主要分布于深洼區(qū)，這些部位可能分布以沙四段上亞段為油源的大規(guī)模的油藏，而沙三段烴源巖供烴強度減弱且范圍更局限[5,8]。兩套烴源巖成熟度偏低，成熟烴源巖的分布范圍不清楚。雖然也有研究認為青東凹陷沙四上亞段儲層中可能存在低熟油[8]，但其來源及烴源巖是否具備形成低熟油的基本條件不明確。烴源巖分布特征是控制研究區(qū)油氣成藏的主要因素[9]。

作為主力烴源巖的沙三下亞段和沙四上亞段泥巖的分布特征、有機質(zhì)豐度、熱演化程度等影響生烴潛力的重要因素認識不充分；研究區(qū)烴源巖成熟度偏低，處于低熟—成熟階段[5]，成熟烴源巖的分布范圍有限。筆者采用有機地球化學分析方法和盆地模擬技術(shù)，結(jié)合研究區(qū)構(gòu)造、沉積等方面的研究成果，分析研究區(qū)古近系沙三下亞段和沙四上亞段烴源巖的生烴潛力、演化特征及其有效性，為深化研究區(qū)的油氣勘探提供理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

青東凹陷位于濟陽坳陷東部郯廬斷裂帶的西側(cè)，是一個受到區(qū)域拉張應力和走滑斷裂活動控制的新生代陸相斷陷盆地，具有“東斷西超、南北雙斷”的結(jié)構(gòu)特點，西北以墾東、青坨子凸起為界，東南緊鄰濰北凸起，西南與東營凹陷青南洼陷相通(見圖1)[7]。在太古界結(jié)晶基地上發(fā)育古生界、中生界、新生界及第四系等4套沉積巖系，新生界主力烴源巖分布于沙河街組四段和三段。凹陷沉積類型多樣，發(fā)育三角洲、灘壩、低位扇及水下扇等沉積類型，縱向和橫向變化較快*中國石化勝利油田分公司.青東凹陷石油地質(zhì)條件研究與有利區(qū)帶優(yōu)選[R].2012.。油氣層主要分布在沙三下亞段和沙四上亞段儲層中，凹陷中央、邊緣部位分布油氣藏，主要類型有構(gòu)造、地層、巖性和復合油氣藏等。

圖1 渤海灣盆地濟陽坳陷青東凹陷構(gòu)造位置Fig.1 Structural position of Qingdong sag in Jiyangdepression of Bohai bay basin

2 暗色泥巖分布特征

青東凹陷主要烴源巖為古近系沙四上亞段和沙三下亞段暗色泥巖。鉆井資料表明，青東凹陷沙三下亞段及沙四上亞段暗色泥巖十分發(fā)育，如靠近凹陷中部的青東12井暗色泥巖約占地層厚度的80%。烴源巖發(fā)育較厚部位位于沉積或沉降中心，受物源方向控制。總體上，烴源巖主要分布于北次洼、中次洼和南次洼3個沉積中心(見圖2)。

在沙四上亞段沉積時期，青東凹陷以濱淺湖和半深湖相沉積為主，沙三下亞段在沙四段湖相沉積的基礎(chǔ)上繼續(xù)下沉，形成廣闊、穩(wěn)定的深湖—半深湖相[10]①。根據(jù)錄井測井和地震資料，沙四上亞段暗色泥巖在全區(qū)分布廣泛，最大厚度超過700 m，中心位于凹陷中北部深洼帶的北次洼北斷層附近，中次洼、南次洼烴源巖厚度變小，青東12井附近最大沉積厚度達到600 m，南部淺洼帶最大厚度超過400 m(見圖2(a))；沙三下亞段暗色泥巖厚度在凹陷北部深洼帶較大，最大厚度達到800 m，位于北次洼北斷層附近；南部淺洼帶沙三下亞段暗色泥巖厚度與沙四上亞段的接近，其中青東12井附近最大沉積厚度為600 m左右，南次洼最大厚度為400 m左右(見圖2(b))。

圖2 青東凹陷沙河街組暗色泥巖厚度Fig.2 The thickness of dark mudstone of Shahejie formation in Qingdong sag

3 烴源巖生烴潛力

3.1 有機質(zhì)豐度

研究區(qū)沙四上亞段和沙三下亞段暗色泥巖有機質(zhì)豐度分布特征見表1。根據(jù)陸相烴源巖有機質(zhì)豐度評價標準[11-12]，研究區(qū)沙四上亞段和沙三下亞段烴源巖有機質(zhì)豐度較高，大部分達到好烴源巖的標準，其中沙四上亞段暗色泥巖中有機碳質(zhì)量分數(shù)為0.23%～5.84%，平均為1.50%；生烴潛量(S1+S2)為0.10～50.88 mg/g，平均為5.39 mg/g；氯仿瀝青“A”質(zhì)量分數(shù)為0.01%～1.62%，平均為0.20%。沙三下亞段暗色泥巖中有機碳質(zhì)量分數(shù)為0.26%～5.88%，平均為1.88%，生烴潛量(S1+S2)為0.20～26.15 mg/g，平均為6.89 mg/g；氯仿瀝青“A”質(zhì)量分數(shù)為0.01%～0.48%，平均為0.11%。

根據(jù)烴源巖樣品實測數(shù)據(jù)，青東凹陷沙三下亞段和沙四上亞段烴源巖有機碳質(zhì)量分數(shù)分布較高的部位，主要位于凹陷的北部深洼帶和南部淺洼帶(見圖3)。根據(jù)有機碳質(zhì)量分數(shù)和生烴潛量平面分布特征，沙四上亞段暗色泥巖有機碳質(zhì)量分數(shù)和生烴潛量較高(w(TOC)>2.0%，(S1+S2)>5 mg/g)的部位，主要位于凹陷北部深洼帶和中部洼陷帶(見圖3(a))；沙三下亞段暗色泥巖的有機碳質(zhì)量分數(shù)和生烴潛力在北部深洼帶和中部洼陷帶較高，但比沙四上亞段的低，且高值范圍沒有沙四上亞段的大(見圖3(b))。

3.2 有機質(zhì)類型

研究區(qū)烴源巖有機顯微組分除惰質(zhì)組外，還檢測出鏡質(zhì)組、殼質(zhì)組和腐泥組，以腐泥組和殼質(zhì)組為主，其中礦物瀝青基質(zhì)體積分數(shù)較高。有機顯微組分非均質(zhì)性較強，沙三下亞段暗色泥巖有機顯微組分中腐泥組體積分數(shù)為0～85.9%，平均為28.7%，主要為藻類體和礦物瀝青基質(zhì)，藻類體結(jié)構(gòu)呈蜂窩狀，有少量紋層藻，以藻質(zhì)、混質(zhì)組分為主，體積分數(shù)為3.0%～30.0%，平均為12.7%。殼質(zhì)組體積分數(shù)為7.1%～56.8%，平均為34.7%，以孢子體、殼屑體為主，孢子體多以條帶狀出現(xiàn)，殼屑體結(jié)構(gòu)呈分散狀。腐泥組和殼質(zhì)組總體積分數(shù)為57.0%～97.0%，平均為87.0%。鏡質(zhì)組體積分數(shù)為2.8%～43.2%，平均為12.5%，以塊狀、碎屑狀灰色均質(zhì)鏡質(zhì)體為主，有少量基質(zhì)鏡質(zhì)體。無機礦物體積分數(shù)為28.0%～88.4%，平均為59.4%。

圖3 青東凹陷沙河街組主要烴源巖層系有機碳質(zhì)量分數(shù)平面分布特征Fig.3 Distribution of total organic matters in major source rocks of Shahejie formation in Qingdong sag

沙四上亞段暗色泥巖腐泥組體積分數(shù)為0～96.6%，平均為54.6%，包括藻類體和礦物瀝青基質(zhì)，藻類體結(jié)構(gòu)呈蜂窩狀，有少量紋層藻；礦物瀝青基質(zhì)體積分數(shù)為0～22.0%，平均為7.8%。殼質(zhì)組體積分數(shù)為0～68.4%，平均為31.0%，多為孢子體和殼屑體，孢子體為條帶狀，殼屑體為分散狀。腐泥組和殼質(zhì)組總體積分數(shù)為0～100%，平均為86.0%。鏡質(zhì)組體積分數(shù)為0～52.4%，平均為6.6%，以碎屑狀鏡質(zhì)體為主。無機礦物體積分數(shù)為48.3%～100%，平均為81.0%。

沙三下亞段和沙四上亞段烴源巖顯微組分中腐泥組和殼質(zhì)組體積分數(shù)相對較高，其中礦物瀝青質(zhì)體積分數(shù)很高；鏡質(zhì)組體積分數(shù)相對較低，不含惰質(zhì)組。其中殼質(zhì)組和腐泥組等富氫組分為有利生烴組分，其分布特征對未熟—低熟油氣的生成具有明顯的影響[13]。腐泥組中藻類體、礦物瀝青基質(zhì)為常見組分，在全巖中體積分數(shù)分別為1.0%～8.0%和2.0%～30.0%；殼質(zhì)組中孢子體和殼屑體為主要成分，在全巖中體積分數(shù)分別為3.0%～28.0%和3.0%～10.0%。這些有機顯微組分為研究區(qū)低熟烴源巖中最重要的生烴組分。

根據(jù)有機質(zhì)顯微組分、巖石熱解類型參數(shù)劃分標準[14]及Tmax-HI有機質(zhì)類型圖，研究區(qū)沙河街組烴源巖有機質(zhì)類型主要為Ⅰ和Ⅱ1型，部分為Ⅱ2型和Ⅲ型，有機質(zhì)來源具有多樣性和混合性特征(見圖4)。

研究區(qū)沙三下亞段烴源巖可溶有機質(zhì)族組分中飽和烴質(zhì)量分數(shù)為9.19%～46.34%，平均為33.08%；芳烴質(zhì)量分數(shù)為18.77%～22.53%，平均為18.35%；非烴和瀝青質(zhì)質(zhì)量分數(shù)為29.30%～71.85%，平均為41.60%。沙四上亞段烴源巖可溶有機質(zhì)族組分中飽和烴質(zhì)量分數(shù)為9.19%～36.61%，平均為29.73%；芳烴質(zhì)量分數(shù)為9.47%～24.49%，平均為16.58%；非烴和瀝青質(zhì)質(zhì)量分數(shù)為29.59%～61.48%，平均為51.94%。表明沙三下亞段和沙四上亞段烴源巖有機質(zhì)類型以腐泥型和混合型為主，主體為Ⅰ～Ⅱ1型，也有Ⅱ2型和Ⅲ型。

圖4 青東凹陷沙河街組不同層系烴源巖有機質(zhì)類型分布特征Fig.4 Diagrams showing the different organic matter types in Shahejie formation from Qingdong sag

4 有機質(zhì)成熟度及低熟油形成條件

4.1 烴源巖鏡質(zhì)體反射率(Ro)分布特征

在青東凹陷(除中部深洼區(qū)外)烴源巖樣品中，沙三下亞段暗色泥巖實測的Ro最大為0.52%，最小為0.32%，平均為0.44%；沙四上亞段暗色泥巖實測的Ro最大為0.51%，最小為0.32%，平均為0.46%，均處于未熟—低熟階段。位于深洼帶的烴源巖Ro最大為0.60%*中國石化勝利油田分公司.青東地區(qū)勘探評價與目標研究[R].2010.，說明深洼帶烴源巖的演化程度最高?？傮w上，烴源巖的成熟度偏低。

4.1.1 飽和烴CPI、OEP及脫羥基維生素E演化特征

鏡質(zhì)體反射率能較客觀地反映晚古生代以來大多數(shù)烴源巖的成熟度，但抑制作用往往導致根據(jù)實測值無法準確判斷烴源巖有機質(zhì)演化程度，在東營凹陷已得到證實[15-16]。鑒于青東凹陷與東營凹陷發(fā)育特征的相似，推斷青東凹陷烴源巖鏡質(zhì)體反射率也應受到不同程度的抑制。因此，為能更準確地反映青東凹陷沙河街組烴源巖的演化過程，參照東營凹陷研究結(jié)果對研究區(qū)烴源巖鏡質(zhì)體反射率進行校正。烴源巖中正構(gòu)烷烴奇偶優(yōu)勢主要受成熟度的控制，在低熟烴源巖中正構(gòu)烷烴一般具有明顯的偶奇或奇偶優(yōu)勢，但進入生烴門限后，反映奇偶優(yōu)勢的參數(shù)CPI和OEP值接近于1。通常兩個參數(shù)值分布在0.8～1.2之間時，可以認為奇偶優(yōu)勢消失。根據(jù)青東凹陷烴源巖中正構(gòu)烷烴CPI、OEP與深度關(guān)系，在埋深小于2 255 m時，CPI和OEP值大于1.2；在埋深大于2 255 m時，CPI和OEP值小于1.2，且接近于1，表明2 255 m為烴源巖的成熟門限(見圖5(a))。

脫羥基維生素E是一種含氧化合物，有α、β、γ和δ 四種異構(gòu)體，其中β和γ是一對同分異構(gòu)體，其熱穩(wěn)定性依次降低。根據(jù)濟陽坳陷烴源巖的研究成果[17-18]，以脫羥基維生素E的β/γ=1為界，能夠很好地區(qū)分烴源巖的成熟度。青東凹陷主力烴源巖的β/γ(DHVE)值在埋深小于2 255 m時，小于1；在埋深大于2 255 m時，大于1；在埋深大于3 600 m時，脫羥基維生素E各種異構(gòu)體全部消失，說明烴源巖的成熟分界線為2 255 m(見圖5(b))。

圖5 青東凹陷烴源巖OEP、CPI及脫羥基維生素E參數(shù)隨埋深變化Fig.5 Changing characteristics of OEP, CPI and DHVE parameter values with depth in Qingdong Sag

4.1.2 烴源巖熱解參數(shù)與Ro關(guān)系

研究區(qū)烴源巖中S1/TOC隨深度增加呈現(xiàn)明顯的變化趨勢(見圖6(a))，從埋深1 200 m左右逐漸增加，到埋深1 600 m迅速增加，到埋深1 800 m左右出現(xiàn)第一個高峰，在埋深2 000 m左右第一個高峰窗結(jié)束，表明埋深1 600～2 000 m代表低熟油的生成階段。從埋深2 255 m左右開始，該值再次迅速增加到最高，之后又逐漸減小，代表正常的生烴過程。根據(jù)烴源巖的低熟油和正常生油門限深度，低熟生油門限對應Ro約為0.32%，正常生油門限對應Ro約為0.50%，與渤海灣盆地其他地區(qū)的研究結(jié)果吻合[19-22]。東營凹陷烴源巖Ro受到不同程度的抑制，其中Ⅰ型干酪根抑制程度為0.20%～0.35%，Ⅱ1型干酪根的為0.15%～0.30%，Ⅱ2型干酪根的為0.10%～0.18%，Ⅲ型干酪根的Ro一般不發(fā)生或僅發(fā)生0～0.05%的抑制作用[22]。研究區(qū)烴源巖有機質(zhì)類型以Ⅰ～Ⅱ1為主，參照東營凹陷Ro偏差校正結(jié)果(見圖6(b))，在埋深2 255 m時對應的Ro為0.70%左右，與正常生烴門限相吻合。研究區(qū)沙四上亞段烴源巖Ro為0.51%～0.86 %，沙三下亞段烴源巖Ro為0.42%～0.67%，具有低熟—成熟的演化特征。

4.1.3 烴源巖成熟度平面分布特征

根據(jù)Ro校正結(jié)果[23]，參考盆地模擬結(jié)果，沙三下亞段烴源巖在研究區(qū)北次洼已開始進入成熟階段，深洼帶成熟度相對較高，Ro最高超過0.90%，中次洼少部分進入成熟階段，南次洼處于未熟—低熟階段(Ro<0.70%)；沙四上亞段烴源巖在研究區(qū)北次洼深洼帶成熟度最高超過1.20%，中次洼成熟度有所降低，部分進入成熟階段，南次洼除極少部分進入成熟階段外，基本處于未熟—低熟階段(見圖7)?？傮w上，沙四上亞段低熟和成熟烴源巖的分布范圍比沙三下亞段的更廣泛。

圖6 青東凹陷沙河街組烴源巖有機質(zhì)生烴演化與鏡質(zhì)體反射率隨埋深變化關(guān)系Fig.6 Distribution of S1/TOC and Ro along with depth of source rocks of Qingdong sag

圖7 青東凹陷主力烴源巖成熟度(Ro)分布特征Fig.7 Distribution of maturity of major source rocks in Qingdogn sag

4.2 低熟烴源巖地球化學特征及生成條件

在青東凹陷沙四上亞段儲層中發(fā)現(xiàn)成熟度明顯偏低的原油，油源對比表明，原油主要來自沙四上亞段低熟烴源巖，研究區(qū)沙四上亞段烴源巖可能具備生成低熟油的地質(zhì)和地球化學條件。

4.2.1 存在形成低熟油的生烴物質(zhì)

殼質(zhì)組和腐泥組等富氫顯微組分是烴源巖早期生烴的重要物質(zhì)基礎(chǔ)[24-27]。研究區(qū)沙四上亞段烴源巖顯微組分中殼質(zhì)組和腐泥組的總體積分數(shù)超過50%，多數(shù)樣品超過80%，其中腐泥組主要包括藻類體和礦物瀝青質(zhì)基質(zhì)，殼質(zhì)組主要由孢子體和殼屑體組成。礦物瀝青質(zhì)基質(zhì)是生成低熟油的重要物質(zhì)[28]，孢子體、殼屑體和藻類體等顯微組分對低熟油的形成也具有重要貢獻。研究區(qū)沙四上亞段烴源巖中廣泛分布溝鞭藻類、疑源類及綠藻類等顯微組分，這些有機組分成為生成低熟油的生源物質(zhì)。主要由孢子體、殼屑體、藻類體，以及礦物瀝青基質(zhì)組成的顯微組分成為研究區(qū)低熟烴源巖生烴母質(zhì)。

細菌也是低熟油的重要生烴母質(zhì)，細菌活動降解顯微組分并產(chǎn)生豐富的礦物瀝青基質(zhì)，促進低熟油的形成[29-30]。研究區(qū)存在細菌活動，如在青東121井烴源巖顯微組分中存在黃鐵礦，是有機質(zhì)在成巖作用早期細菌或真菌的生物化學作用的結(jié)果[31]。此外，研究區(qū)原油中正構(gòu)烷烴單體烴碳同位素曲線呈明顯的鋸齒狀，也是由細菌活動造成的[31-32]。

4.2.2 具備形成低熟油的沉積環(huán)境

低熟油的生成與烴源巖形成時的強還原環(huán)境密切相關(guān)。研究區(qū)沙四上亞段烴源巖發(fā)育于半干旱氣候條件，主要形成于咸化度高、還原性強的沉積環(huán)境。青東凹陷南部及斜坡帶發(fā)育膏鹽巖，且主要分布在沙四段泥頁巖中，膏鹽巖的存在有利于有機質(zhì)的早期轉(zhuǎn)化[32-33]。研究區(qū)低熟油中硫的質(zhì)量分數(shù)為0.5%～1.0%，大部分烴源巖中有機硫的質(zhì)量分數(shù)超過1.0%，說明研究區(qū)低熟油的形成與膏鹽巖存在一定關(guān)系。此外，碳酸鹽礦物能夠通過降低生烴活化能而在低溫條件下生烴[34-35]。研究區(qū)原油中植烷相對含量較高，且廣泛檢測出伽馬蠟烷、含硫化合物和脫羥基維生素E等，這些特征與碳酸鹽沉積有關(guān)。表明研究區(qū)沙四段烴源巖形成環(huán)境有利于形成碳酸鹽礦物，并且碳酸鹽礦物對烴源巖中低熟油的形成具有一定的催化作用。

4.2.3 存在烴源巖早期生烴演化階段

在研究區(qū)沙四段烴源巖演化剖面上，以埋深2 255 m為界，存在兩個生油高峰，分別對應低熟油和成熟油的生烴范圍，其中第一個生油高峰地層埋深為1 500～1 800 m，有機質(zhì)生烴轉(zhuǎn)化率接近30%；第二個生油高峰地層埋深為2 600～2 800 m，有機質(zhì)生烴轉(zhuǎn)化率為25%左右(見圖8)[31]。在兩個生烴高峰范圍內(nèi)烴源巖中，飽和烴的質(zhì)量分數(shù)隨深度的增加而增加，芳烴的質(zhì)量分數(shù)變化不大，而非烴和瀝青質(zhì)的質(zhì)量分數(shù)在埋深2 255 m左右存在比較明顯的拐點。表明以2 255 m為界，烴源巖由可溶有機質(zhì)大分子降解生烴轉(zhuǎn)變?yōu)楦衫腋鸁N，反映存在低熟和成熟油兩個階段。

圖8 青東凹陷沙四上亞段烴源巖生油演化模式Fig.8 Oil generation model of the source rocks(Es4s) in Qingdong sag

5 結(jié)論

(1)濟陽坳陷青東凹陷沙河街組主力烴源巖為古近系沙三下亞段和沙四上亞段暗色泥巖，其中沙四上亞段暗色泥巖在全區(qū)分布廣泛，沉積中心位于凹陷北部深洼帶，中次洼、南次洼烴源巖厚度變??；沙三段下亞段暗色泥巖厚度在凹陷北部深洼帶較大，南部淺洼帶暗色泥巖厚度相對較小。

(2)青東凹陷沙四上亞段和沙三下亞段兩套烴源巖有機質(zhì)豐度較高，達到好—很好的豐度標準；烴源巖有機質(zhì)類型較好且具有多樣性及混合性，以Ⅰ—Ⅱ1型為主，部分為Ⅱ2—Ⅲ型，具備良好的生烴物質(zhì)基礎(chǔ)。

(3)青東凹陷沙河街組烴源巖成熟度偏低，大部分處于未熟—低熟階段，成熟烴源巖的分布范圍有限，主要局限于北部洼陷和中部洼陷的深洼區(qū)，中北部洼陷以南基本處于未熟—低熟階段。沙四上亞段烴源巖具備形成低熟油的有利條件，為研究區(qū)提供低熟油油源。

[1] 漆家福,鄧榮敬,周心懷,等.渤海海域新生代盆地中的郯廬斷裂帶構(gòu)造[J].中國科學(D輯:地球科學),2008,38(增刊):19-29. Qi Jiafu, Deng Rongjing, Zhou Xinhuai, et al. The Tanlu fault zone of Bohai sea in Cenozoic basin [J]. Science in China(Series D: Earth Sciences), 2008,38(Supp.):19-29.

[2] 楊貴麗.濟陽坳陷青東凹陷構(gòu)造格局及構(gòu)造演化[J].油氣地質(zhì)與采收率,2011,18(1):7-11. Yang Guili. Structural framework and evolution of Qingdong sag, Bohai bay basin [J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2011,18(1):7-11.

[3] 周心懷,余一欣,湯良杰,等.渤海海域新生代盆地結(jié)構(gòu)與構(gòu)造單元劃分[J].中國海上油氣,2010,22(5):285-289. Zhou Xinhuai, Yu Yixin, Tang Liangjie, et al. Cenozoic offshore basin architecture and division of structural elements in Bohai sea [J]. China Offshore Oil and Gas, 2010,22(5):285-289.

[4] 季漢成,王勇,翁慶萍.青東凹陷古近系沙河街組碎屑巖儲層特征及評價[C]//第五屆油氣成藏機理與油氣資源評價國際學術(shù)研討會論文集,2009. Ji Hancheng, Wang Yong, Weng Qingping. The clastic rock reservoir characteristics and evaluation of Palaeogene Shahejie formation in Qingdong sag [C]//Proceedings of the Fifth International Symposium on oil and gas reservoir forming mechanism and oil and gas resource evaluation, 2009.

[5] 時丕同,方旭慶,陳濤.青東凹陷石油地質(zhì)特征和勘探方向分析[J].西南石油大學學報:自然科學版,2009,31(5):43-48. Shi Pitong, Fang Xuqing, Chen Tao. Petroleum geologic characteristic and prospecting target in Qingdong sag [J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2009,31(5):43-48.

[6] 俞家聲,王普偉,林玉祥.青東凹陷油氣資源潛力[J].油氣地質(zhì)與采收率,2001,8(1):5-8. Yu Jiasheng, Wang Puwei, Lin Yuxiang. Oil and gas resource potential of source rocks in Qingdong depression [J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2001,8(1):5-8.

[7] 詹潤,朱光.濟陽坳陷青東凹陷基底斷裂復活規(guī)律和方式[J].地質(zhì)論評,2012,58(5):816-828. Zhan Run, Zhu Guang. Reactivity features and pattern of basement faults in the Qingdong sag, Jiyang depression [J].Geological Review, 2012,58(5):816-828.

[8] 馬立馳.濟陽坳陷青東凹陷油藏特征及分布規(guī)律[J].石油實驗地質(zhì),2014,36(1):39-45. Ma Lichi. Characteristics and distribution of reservoirs in Qingdong sag, Jiyang depression [J]. Petroleum Geology & Experiment, 2014,36(1):39-45.

[9] 王亮,杜曉峰,張海霞.渤海南部海域青東凹陷油氣成藏主控因素分析[J].石油地質(zhì)與工程,2009,23(5):18-24. Wang Liang, Du Xiaofeng, Zhang Haixia. Main controlling factors of hydrocarbon accumulation in Qingdong sag, southern Bohai sea [J]. Petroleum Geology and Engineering, 2009,23(5):18-24.

[10] 陳順霞.青東凹陷沙河街組沉積特征及有利砂體預測[D].青島:中國石油大學,2007. Chen Shunxia. Study on sedimentary characteristics and favorable sandbody prediction of Shahejie formation of paleogene in Qingdong depression [D]. Qingdao: China University of Petroleum, 2007.

[11] 胡見義,黃第藩,徐樹寶,等.中國陸相石油地質(zhì)理論基礎(chǔ)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1991. Hu Jianyi, Huang Difan, Xu Shubao, et al. The base of nonmarine petroleum geology in China [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1991.

[12] 王鐵冠,鐘寧寧,熊波,等.烴源巖生烴潛力的有機巖石學評價方法[J].石油學報,1994,15(4):9-16. Wang Tieguan, ZhongNingning, Xiong Bo, et al. Organic petrologic methodology for evaluation of hydrocarbon generation potential in source rocks [J]. Acta Petrolei Sinica, 1994,15(4):9-16.

[13] 王鐵冠,鐘寧寧,侯讀杰,等.低熟油氣形成機理與分布[M].北京:石油工業(yè)出版社,1995:20-40. Wang Tieguan, Zhong Ningning, Hou Dujie, et al. Genetic mechanism and distribution of Immature oil and gas [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1995:20-40.

[14] 鄔立言,顧信章.熱解技術(shù)在我國生油巖研究中的應用[J].石油學報,1986,7(2):13-19. Wu Liyan, Gu Xinzhang. The application of pyrolysis technique in source rock research [J]. Acta Petrolei Sinica, 1986,7(2):13-19.

[15] 謝明舉,邱楠生.東營凹陷鏡質(zhì)體反射率異常的無機作用探討[J].西安石油大學學報:自然科學版,2005,20(5):12-16. Xie Mingjyu, Qiu Nansheng. Inorganic geochemical explanation of abnormal vitrinite reflectance [J]. Journal of Xi'an Shiyou University: Natural Science Edition, 2005,20(5):12-16.

[16] 張林曄,劉慶,張春榮.東營凹陷成烴與成藏關(guān)系研究[M].北京:地質(zhì)出版社,2005:129-188. Zhang Linye, Liu Qing, Zhang Chunrong. Study on the genetic relationships between hydrocarbon occurrence and pools formation in Dongying depression [M]. Beijing: Geological Publishing House, 2005:129-188.

[17] 張林曄,張春榮.低熟油生成機理及成油體系——以濟陽坳陷牛莊洼陷南部斜坡為例[M]. 北京:地質(zhì)出版社,1999:107-109. Zhang Linye, Zhang Chunrong. Genesis mechanism and oil forming system: Taking Niuzhuang south slope of Jiyang depression as an example [M]. Beijing: Geological Publishing House, 1999:107-109.

[18] 黃第藩,張大江,王培榮,等.中國未成熟石油成因機制和成藏條件[M].北京:石油工業(yè)出版社,2003:477-480. Huang Difan, Zhang Dajiang, Wang Peirong, et al. Genetic mechanism and accumulation condition of immature oil in China [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2003:477-480.

[19] 何海清,王兆云,程玉群.渤海灣盆地深層石油地質(zhì)條件分析[J].沉積學報,1999,17(2):273-279. He Haiqing, Wang Zhaoyun, Cheng Yuqun. Petroleum geology condition analysis to the deep zone of Bohai gulf basin [J]. Acta Sedimentologica Sinica, 1999,17(2):273-279.

[20] 鄭紅菊,董月霞,王旭東,等.渤海灣盆地南堡富油氣凹陷烴源巖的形成及其特征[J].天然氣地球科學,2007,18(1):78-83. Zheng Hongjyu, Dong Yuexia, Wang Xudong, et al. The generation and characteristics of source rocks in Nanpu oil-rich depression, Bohai bay basin [J]. Natural Gas Geoscience, 2007,18(1):78-83.

[21] 徐祖新,姜文亞,張義杰,等.渤海灣盆地滄東凹陷孔二段優(yōu)質(zhì)烴源巖成烴環(huán)境[J].東北石油大學學報,2015,39(4):71-78. Xu Zuxin, Jiang Wenya, Zhang Yijie, et al. The depositional environment of Ek2organic-rich source rocks of Cangdong sag in Bohai bay basin [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2015,39(4):71-78.

[22] 李志明,秦建中,徐旭輝,等.鏡質(zhì)體反射率抑制與烴源巖質(zhì)量關(guān)系——以渤海灣盆地東營凹陷烴源巖為例[J].石油實驗地質(zhì),2008,30(3):276-280. Li Zhiming, Qin Jianzhong, Xu Xuhui, et al. The relationship between vitrinite reflectance suppression and source Rock quality: A case study on source rocks from the Dongying sag, Bohai bay basin [J]. Petroleum Geology & Experiment, 2008,30(3):276-280.

[23] 程燕君,吳智平,李偉,等.渤海灣盆地青東凹陷古近系烴源巖熱演化史研究[J].高校地質(zhì)學報,2013,19(3):141-147. Cheng Yanjun, Wu Zhiping, Li Wei, et al. Thermal history of Paleogene source rocks in the Qingdong sag, Bohai bay basin [J]. Geological Journal of China Universities, 2013,19(3):141-147.

[24] Martin R L, Winters J C, Williams J A. Distriution of N-paraffins in crude oils and their implication to origin of petroleum [J]. Nature, 1963,199(488):1190-1193.

[25] 黃第藩,李晉超.陸相沉積中的未熟石油及其意義[J].石油學報,1987,8(1):1-9. Huang Difan, Li Jinchao. Immature petroleum in continental deposits and its significance [J]. Acta Petrolei Sinica, 1987,8(1):1-9.

[26] 黃第藩.成烴理論的發(fā)展——(Ⅰ)未熟油及有機質(zhì)成烴演化模式[J].地球科學進展,1996,11(4):327-335. Huang Difan. Advance in hydrocarbon generation theory-(Ⅰ) immature oils and generation hydrocarbon and evolutionary model [J]. Advance in Earth Science, 1996,11(4):327-335.

[27] 馬存飛,董春梅,任麗華,等.王146地區(qū)沙四上亞段特稠油特征及成因模式[J].特種油氣藏,2015,22(1):22-25. Ma Cunfei, Dong Chunmei, Ren Lihua, et al. Characteristics and genetic mechanism of the extra heavy oil in the fourth member of Shahejie Formation of Wang-146 District [J]. Special Oil and Gas Reservoirs, 2015,22(1):22-25.

[28] 李賢慶,馬安來,熊波,等.未熟—低熟烴源巖的有機巖石學特征[J].地質(zhì)地球化學,2002,30(4):20-25. Li Xianqing, Ma Anlai, Xiong Bo, et al. Organic petrological characteristics of immature source rocks [J]. Geology-Geochemistry, 2002,30(4):20-25.

[29] 曾凡剛,妥進才,李源,等.百色盆地低熟油的地球化學特征及成因機制[J].沉積學報,1998,16(1):92-97. Zeng Fangang, Tuo Jincai, Li Yuan, et al. Geochemical characteristics and genetic mechanism of immatureoils from Baise basin [J]. Acta Sedimentologica Sinica, 1998,16(1):92-97.

[30] 陳建平,王興謀,高長海,等.東營凹陷林樊家地區(qū)稠油特征及成因機制[J].特種油氣藏,2016,23(5):8-11. Chen Jianping, Wang Xingmou, Gao Changhai, et al. Characteristics and genetic mechanism of the heavy oil in Linfanjia area of Dongying sag [J]. Special Oil and Gas Reservoirs, 2016,23(5):8-11.

[31] 葛海霞,張枝煥,閔偉,等.濟陽坳陷青東凹陷低熟油生烴機理研究[J].現(xiàn)代地質(zhì),2016,30(5):1-10. Ge Haixia, Zhang Zhihuan, Min Wei, et al. Study on the genetic mechanism of immature oil from Qindong sag, Jiyang depression [J]. Geoscience, 2016,30(5):1-10.

[32] Freeman K H, Hayes J M, Trendel J M, et al. Evidence from carbon isotope measurement for diverse origins of sedimentary hydrocarbon [J]. Nature, 1990,343(6255):254-256.

[33] Sonnenfeld P. Evaporites as source rocks of oil and gas [J]. Journal of Petroleum Geology, 1985,8(3):243-257.

[34] 韓冬梅.東營凹陷膏鹽層對地溫及成烴演化的影響[J].西部探礦工程,2011,23(9):84-89. Han Dongmei. Impactof gypsum layer on geotemperature and hydrocarbon-generation evolution in Dongying depression [J]. West-China Exploration Engineering, 2011,23(9):84-89.

[35] 張在龍,王廣利,勞永新,等.未熟烴源巖中礦物低溫催化脂肪酸脫羧生烴動力學模擬實驗研究[J].地球化學,2000,29(4):322-326. Zhang Zailong, Wang Guangli, Lao Yongxin, et al. Kinetics simulation experiment on hydrocarbon generation from fatty acid decarboxylation catalyzed by minerals in the immature source rocks at low temperature [J]. Geochimica, 2000,29(4):322-326.

[36] 張在龍,勞永新,王培建.鹽水對未熟生油巖中脂肪酸催化脫羧生烴的影響[J].石油大學學報:自然科學版,2000,24(6):57-59. Zhang Zailong, Lao Yongxin, Wang Peijian. Effect of salty water and pH value on mineral catalyzed fatty acid decarboxylation in immature source rocks at simulated geology condition [J]. Journal of University of Petroleum: Edition of Natural Science, 2000,24(6):57-59.

2017-02-09；編輯：劉麗麗

張明星(1972-)，男，碩士，高級工程師，主要從事石油地質(zhì)方面的研究。

張琳璞,E-mail: zhanglinpu.slyt@sinopec.com

TE122.1+1

A

2095-4107(2017)03-0034-10

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.03.004