東濮凹陷天然氣富集規(guī)律

談玉明，徐田武，張?jiān)偏I(xiàn)，蘇頌成

（1.中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001；2.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450018）

東濮凹陷天然氣富集規(guī)律

談玉明1，徐田武2，張?jiān)偏I(xiàn)2，蘇頌成2

（1.中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001；2.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450018）

通過實(shí)驗(yàn)?zāi)M，氣體組分及同位素特征分析，對東濮凹陷不同類型天然氣藏進(jìn)行了聚類分析,并對成因進(jìn)行判識。明確了古近系和石炭—二疊系2套烴源巖，在高熱演化條件下可依次形成原油裂解氣、湖相泥巖干酪根晚期裂解氣及煤成氣，3種主要生氣方式造就了東濮凹陷深層富氣。成因判識及氣藏動態(tài)過程分析表明，東濮凹陷凝析氣藏及煤成氣藏具有“近源聚集、接力成藏、W型分布”的成藏特征。結(jié)合典型氣藏解剖，指出深層凝析氣及煤成氣的富集主要受高熱演化烴源巖的分布控制，其中，凝析氣藏的有利勘探區(qū)域受深度（小于4 350 m）、坡度（同沉積斷層）、有機(jī)質(zhì)豐度（TOC＞0.8%）（“三度”）控制，二次生烴區(qū)域斜坡構(gòu)造部位及深層儲層“甜點(diǎn)”發(fā)育區(qū)是古近系深層凝析氣藏勘探重點(diǎn)領(lǐng)域。煤成氣的有利勘探區(qū)域主要集中在上古生界煤系源巖Ro＞2.0%、生氣強(qiáng)度大于20×108m3/km2的區(qū)域，中央隆起帶及斜坡中下部位為有利勘探區(qū)。

凝析氣；煤成氣；高熱演化；成藏模式；東濮凹陷

渤海灣盆地整體屬于一個“富油貧氣”的盆地，而東濮凹陷在渤海灣盆地中屬于相對“既富油又富氣”的一個凹陷［1-2］。東濮凹陷面積僅占我國東部地區(qū)盆地總面積的1.34%，目前已探明的天然氣地質(zhì)儲量1 388×108m3，探明天然氣儲量占東部地區(qū)儲量的30%左右，是個天然氣資源異常豐富的地區(qū)，其中文23氣田是中國東部一個典型的煤成氣田［2-4］。東濮凹陷發(fā)育古近系湖相暗色泥巖及上古生界煤系烴源巖，2套烴源巖具有埋藏深度大、熱演化程度高的特征，現(xiàn)均已大量生氣，其中近89%的天然氣富集在3 500 m以下。東濮凹陷斷裂復(fù)雜，不同期次斷裂切割層位及走向均存在較大差異，由此造成不同成因的天然氣在平面上和縱向上分布錯綜復(fù)雜。雖然前人在東濮凹陷復(fù)雜斷塊群方面形成了一系列的理論模式［5］，但在深層天然氣勘探方面缺乏有效的系統(tǒng)理論指導(dǎo)。因此，深入研究東濮凹陷的天然氣成藏機(jī)理及富集規(guī)律，不但對東濮凹陷的天然氣勘探有重要的指導(dǎo)意義，而且也將對渤海灣及其他相似盆地深層天然氣的勘探具有借鑒意義。

1 東濮凹陷烴源巖特征及生氣方式

1.1 烴源巖特征

1.1.1 古近系烴源巖

古近系烴源巖主要分布在濮城-前梨園、柳屯-海通集和葛崗集等洼陷，埋深大于4 000 m，其中北部含鹽區(qū)干酪根以Ⅰ—Ⅱ型為主，約占75%；南部無鹽區(qū)干酪根以Ⅱ—Ⅲ型為主，約占95%。東濮凹陷有機(jī)質(zhì)豐度相對渤海灣盆地整體偏低，其中TOC＞1.0%的比例僅占20%，0.4%～1.0%占33%，小于0.4%占47%，具有中淺層生油、深層生氣的特征。古近系沙三段烴源巖Ro＞1.3%的區(qū)域約占整個凹陷面積的60%，表明東濮凹陷古近系湖相烴源巖具備大量生氣的物質(zhì)基礎(chǔ)。

1.1.2 上古生界煤系烴源巖

東濮凹陷上古生界煤系烴源巖包括煤層、煤系暗色泥巖、碳質(zhì)泥巖，有機(jī)質(zhì)豐度高，類型以Ⅲ型為主，Ro分布范圍在0.8%～4.0%，具較高—過成熟特征。東濮凹陷煤巖平均厚度在22 m左右，TOC平均58.0%，暗色泥巖平均厚度為120 m左右，TOC平均2.8%。煤系資源量為 1 509×108m3，Ro＞2.0%的貧煤區(qū)域約占整個凹陷面積的41%，肥煤—瘦煤區(qū)域約占59%。

1.2 天然氣生氣方式

東濮凹陷發(fā)育上古生界石炭—二疊系以及古近系2套烴源巖，形成了2種成因的天然氣——油型氣和煤成氣。在高熱演化條件下，油型氣可來源于原油裂解氣和干酪根晚期裂解氣，煤成氣主要來源于煤系地層裂解氣。因此，東濮凹陷天然氣成因可歸結(jié)為兩大類（油型氣、煤成氣）3種類型的生氣方式，即原油裂解氣、干酪根晚期裂解氣以及煤成氣。

1.2.1 原油裂解

20世紀(jì)七八十年代，地球化學(xué)家認(rèn)為溫度達(dá)到149℃時液態(tài)烴會全部裂解成氣［6-7］。但后來的研究者則認(rèn)為，原油穩(wěn)定性較強(qiáng)，在高溫條件（160～200℃）下才可能發(fā)生裂解并轉(zhuǎn)化為天然氣［8-12］。最近，國內(nèi)學(xué)者研究表明，地層水為原油裂解成氣提供了氫和氧，并且水中 Mg2+參與可起到催化作用［12］。

原油在儲層中發(fā)生裂解，生成原油裂解氣和固體瀝青。如新12井在4 229 m巖心取樣及鏡下觀察發(fā)現(xiàn)儲層固體瀝青，說明原油發(fā)生了裂解，該地層溫度為152℃。又如橋60井，在4 662.76 m巖心取樣及鏡下觀察發(fā)現(xiàn)儲層固體瀝青，該地層溫度為163℃。通過對東濮凹陷衛(wèi)360-27井、文95-105井原油熱模擬實(shí)驗(yàn)，原油裂解成氣的溫度約在150℃，對應(yīng)的Ro在1.1%～1.3%，模擬實(shí)驗(yàn)與客觀地質(zhì)情況基本相符。

根據(jù)東濮凹陷各區(qū)帶溫度隨深度的變化關(guān)系，推測原油裂解的地層溫度（150℃左右）轉(zhuǎn)化的大致深度分別對應(yīng)文東地區(qū)約3 800 m，橋口地區(qū)約3 700 m，海通集洼陷約4 300 m，濮衛(wèi)洼陷約4 750 m，西南洼陷約5 000 m。實(shí)鉆結(jié)果表明，文東地區(qū)3 800 m，橋口地區(qū)3 700 m揭示為氣藏出現(xiàn)的深度；而濮衛(wèi)洼陷帶濮深20井深度4 400 m及西南洼濮深8井4 566 m深度揭示的仍是油藏，說明上述2個地區(qū)還未達(dá)到原油裂解成氣的地質(zhì)溫度，推測結(jié)果與實(shí)鉆情況基本一致。

1.2.2 高熱演化條件下湖相烴源巖干酪根晚期裂解

對東濮凹陷文211泥巖實(shí)驗(yàn)?zāi)M表明，烴源巖Ro在0.6%～1.2%以生油為主，Ro＞1.3%以生氣為主 （見圖1）。東濮凹陷古近系烴源巖熱演化程度高，洼陷帶絕大部分區(qū)域Ro在1.3%～2.0%，干酪根裂解可持續(xù)生氣，由此導(dǎo)致大量凝析氣藏、氣藏在此區(qū)域內(nèi)富集。

圖1 東濮凹陷上烴源巖生烴熱模擬實(shí)驗(yàn)

1.2.3 高熱演化條件下煤成氣

通過對東濮凹陷龍古1井的煤及開35井中的煤系暗色泥巖實(shí)驗(yàn)?zāi)M，結(jié)果表明：Ro＜2.0%，即肥煤—瘦煤演化階段，煤巖和暗色泥巖烴類產(chǎn)率較小，分別為67.25 m3/t和51.91 m3/t，分別占煤巖和暗色泥巖最終產(chǎn)烴率的31%和36%；而在Ro＞2.0%的貧煤—無煙煤演化階段，煤巖和暗色泥巖的累計生烴量分別為149.5 m3/t和91.84 m3/t，分別占煤巖和暗色泥巖最終產(chǎn)烴率的69%和64%，表明東濮凹陷石炭—二疊系烴源巖，無論是煤還是暗色泥巖，其烴類氣體的生成主要發(fā)生于Ro＞2.0%，即貧煤—無煙煤階段，而Ro＜2.0%的生氣量則相對較?。ㄒ妶D2）。

圖2 東濮凹陷煤系烴源巖熱模擬生氣實(shí)驗(yàn)

在上述分析的基礎(chǔ)上，對東濮凹陷不同類型烴源巖生油氣方式及地質(zhì)特征進(jìn)行了界定（見表1）。

表1 東濮凹陷不同成烴階段邊界條件

1.3 各類天然氣成因判識

1.3.1 油型氣和煤成氣

針對東濮凹陷實(shí)際，結(jié)合部分專家、學(xué)者判別公式和圖版［13-15］，利用聚類分析、判別分析等方法，建立了東濮凹陷天然氣類型的判別方法（見圖3）。

選取69口井的天然氣樣品地化測試數(shù)據(jù)，采用甲烷體積分?jǐn)?shù)（X1=φ（CH4））、甲烷同位素（X2=δ13C1）、乙烷同位素（X3=δ13C2）、天然氣組分比值（X4=LN（V（CH4）/V（C2H4））、X5=LN（V（CH4）/（V（C2H6）+V（C3H8）））和 X6=δ13C1×（C2+C3））/C1）6 個指標(biāo)進(jìn)行聚類分析。 在聚類分析的基礎(chǔ)上，建立與歸屬類型有關(guān)的地化變量間的定量關(guān)系，即東濮凹陷天然氣類型判別函數(shù)：

式中：Y1，Y2，Y3分別表示煤成氣、混合氣、油型氣類別。

判別方法：將要判別的相應(yīng)數(shù)值分別代入以上3個判別函數(shù)，得到 Y1，Y2，Y3三個值，哪個數(shù)值最大，該點(diǎn)就屬于相應(yīng)的那一類。判別符合率分析：本次聚類，判別分析樣品69個，65個樣品聚類與判別一致，判別符合率94.2%，符合程度較高。

圖3 東濮凹陷天然氣判別函數(shù)分類散布圖

1.3.2 干酪根裂解氣與原油裂解氣

綜合前人對渤海灣盆地其他地區(qū)的干酪根裂解氣與原油裂解氣判識結(jié)果，借助本次東濮凹陷北部地區(qū)具有源藏關(guān)系的烴源巖與原油樣品的熱壓模擬實(shí)驗(yàn)和天然氣樣品的分析測試數(shù)據(jù)，利用正演和反演的手段，建立了東濮凹陷油型氣類型細(xì)分 （干酪根裂解氣與原油裂解氣）的判識圖版。首先通過熱壓模擬實(shí)驗(yàn)，從天然氣組分的角度建立了正演判識圖版（見圖4。圖中：“*”代表渤海灣盆地其他地區(qū)，其中黑色為原油裂解氣，紅色為源巖裂解氣；“×”代表東濮凹陷北部熱壓模擬數(shù)據(jù)，其中黑色為原油裂解氣，紅色為源巖裂解氣），干酪根裂解氣普遍具有“高 V（CH4）/V（C2H4）、低 V（C2H6）/V（C3H8）”的組分特征，原油裂解氣則恰恰相反，具有“低 V（CH4）/V（C2H4）、高 V（C2H6）/V（C3H8）”的組分特征。在取樣分析的基礎(chǔ)上，利用正演判識圖版進(jìn)行驗(yàn)證發(fā)現(xiàn)：白28、白58、白11及文72-490等井為原油裂解氣，白9、白55、橋69-2及橋76井為干酪根裂解氣。在已知油型氣亞類的基礎(chǔ)上，通過逆推反演的思路研究發(fā)現(xiàn)，上述天然氣樣品的碳同位素特征也具有明顯差異，可據(jù)此建立干酪根裂解氣與原油裂解氣的反演判識圖版，其中以（δ13C2-δ13C3）與 δ13C1的相關(guān)關(guān)系判識結(jié)果最好。從反演判識圖版（見圖5）中可以看出，干酪根裂解氣普遍具有“甲烷碳同位素”與“乙烷與丙烷碳同位素差值”兩指標(biāo)均相對較高的特征，而原油裂解氣普遍具有“甲烷碳同位素”與“乙烷與丙烷碳同位素差值”兩指標(biāo)均相對較低的特征，可清晰劃分不同成因類型的油型氣。判識結(jié)果表明，前梨園洼陷周邊及橋白地區(qū)是油型氣分布的有利地區(qū)。

圖4 東濮凹陷干酪根裂解氣與原油裂解氣正演圖版

圖5 東濮凹陷干酪根裂解氣與原油裂解氣反演圖版

2 東濮凹陷天然氣成藏特征

2.1 凝析氣成藏特征

東濮凹陷北段受蘭聊斷層“多米諾式”控制，具有多隆多洼的特征，洼陷帶相對埋藏淺，衛(wèi)西次洼、濮城次洼古近系烴源巖埋藏深度不超過4 000 m，Ro在1.0%左右，只有濮衛(wèi)洼陷埋藏深度相對大，部分區(qū)域超過4 000 m，Ro＞1.3%，有利于凝析氣藏的形成。實(shí)鉆結(jié)果表明，衛(wèi)西次洼無凝析氣藏發(fā)育，只在濮城洼陷深層濮67塊發(fā)現(xiàn)零星凝析氣藏（見圖6a）。

東濮凹陷中段受蘭聊斷層“鏟式樣式”控制，形成高隆深洼的特征，洼陷帶埋藏深，沙三段最深可達(dá)到7 000 m，熱演化程度高，絕大部分區(qū)域Ro超過1.3%。通過同位素等資料分析，此段內(nèi)存在2類天然氣，分別為斜坡中段的原油裂解氣及近洼的干酪根裂解氣。原油裂解氣主要分布在斜坡的中部位置，其形成機(jī)制為：Ed構(gòu)造時期形成的油藏，Nm后期—現(xiàn)今發(fā)生過補(bǔ)償作用，造成油藏溫度增高，溫度超過150℃后，油藏內(nèi)的原油變得不穩(wěn)定部分發(fā)生裂解成氣，部分圈閉內(nèi)氣體比例多余液態(tài)油的比例，在一定的溫壓情況下發(fā)生反凝析作用，造成油溶于氣的現(xiàn)象，形成了原油裂解氣型的凝析氣藏，其中文203-58塊為典型代表。斜坡帶的下部，Nm后—現(xiàn)今過補(bǔ)償作用更強(qiáng)，溫度更高，液態(tài)原油存在的比例越來越少，原油裂解氣存在的比例也越來越小。實(shí)驗(yàn)?zāi)M表明，此階段干酪根仍可具有生烴能力，主要以生氣為主，此階段主要斷裂均停止活動，造成了一些高氣油比的凝析氣藏具有近源成藏環(huán)洼分布的特征，平面上該類氣藏主要分布在Ro＞1.3%的區(qū)域，以濮深21井為典型代表。油氣包裹體資料分析表明，上述2類氣藏形成時間均相對較晚，主要為Nm—現(xiàn)今（見圖 6b）。

東濮凹陷南段受蘭聊斷層“坡坪樣式”控制，形成低隆寬洼的特征，東側(cè)葛崗集洼陷及西側(cè)西南洼，埋藏深度介于北部及中部洼陷深度之間，熱演化程度具有東洼高、西洼低的特征，平面上具有葛崗集北洼熱演化程度高、葛崗集南洼及固陽洼陷熱演化程度低的特征。烴源巖熱演化程度的差異性，造成葛崗集北洼凝析氣藏發(fā)育，南部凝析氣藏零星發(fā)育的特點(diǎn)。天然氣同位素等資料表明，葛崗集北洼發(fā)育原油裂解氣及干酪根晚期裂解氣，原油裂解氣主要分布在斜坡的中段橋76等井區(qū)，干酪根裂解成氣主要分布在橋60等井區(qū)，其成藏特征和東濮凹陷中段區(qū)域內(nèi)的成藏具有相似性 （見圖 6c）。

2.2 煤成氣成藏特征

綜合煤成氣分布特征，生、儲、蓋、圈等靜態(tài)成藏要素以及運(yùn)聚輸導(dǎo)體系、時間、期次等的分析認(rèn)為，東濮凹陷上古生界煤成氣有“源內(nèi)”和“源外”2種成藏類型。其一是上古生界生成的煤成氣經(jīng)斷層垂向輸導(dǎo)至古近系儲層中而聚集成藏，即自生上儲“源外”成藏模式，具有早期充注的特點(diǎn)，如文23氣田、戶部寨以及馬廠等沙四段氣藏，成藏期大致在Es1—Ed時期，源外煤成氣藏均依靠大斷裂輸導(dǎo)，氣藏一般分布在依附大斷裂周邊的伴生斷層內(nèi)或者大斷裂的上升盤內(nèi)的圈閉；其二是上古生界煤成氣順層側(cè)向運(yùn)移至本層系的儲層中聚集成藏，即自生自儲“源內(nèi)”成藏模式，具有晚期充注的特點(diǎn)，其一般分布在熱演化程度高的煤系源巖內(nèi)，其成藏期較晚，如胡古2煤成氣藏。

3 東濮凹陷天然氣藏富集規(guī)律

3.1 凝析氣藏富集規(guī)律

凝析氣藏存在2種成因，分別為原油裂解成氣凝析氣藏和干酪根裂解氣成因氣藏，其中原油裂解氣藏分布在斜坡帶的中段位置，干酪根裂解氣分布在近洼帶，2類氣藏具有沿著洼陷帶依次呈環(huán)狀分布的特征，平面上呈雙環(huán)分布特征。通過成藏過程及模式分析，可知原油裂解氣成因凝析氣藏一般分布在斜坡帶的中段的構(gòu)造圈閉內(nèi)，具有先成藏后致密的特征；而干酪根裂解成氣成因凝析氣藏在大規(guī)模油氣成藏Ed時期儲層已經(jīng)致密，具有先致密后成藏的特征。由此分析，2類成因凝析氣藏及過程均存在較大差異。

圖6 東濮凹陷凝析氣藏分布模式

通過對東濮凹陷近洼凝析氣藏成功井與失利井的分析，當(dāng)凝析氣藏埋藏深度大于4 350 m，一般為低效井，獲得工業(yè)油氣流的概率很小。其主要由于東濮凹陷主要為砂泥巖薄互層，90%的儲層厚度在0～3 m，易遭受壓實(shí)，且儲層成巖演化處于中后成巖期，膠結(jié)作用強(qiáng)，平均孔隙度小于8%，可見古近系儲層受深度的影響作用較大。在深度小于4 350 m的區(qū)域內(nèi)，在一些同沉積斷層的下降盤或者具有構(gòu)造背景的圈閉內(nèi)，獲得高產(chǎn)油氣流的概率大，例如濮138-7，138-8等井，均位于同沉積斷層的下降盤，砂體厚度大，在沙三中3、中4都獲得厚層濁積砂體，并獲得高產(chǎn)油流，可見厚砂體的分布與同沉積斷層具有一定的相關(guān)性。

烴源巖的品質(zhì)對凝析氣藏的富集分布存在較大關(guān)系。成藏期研究表明，凝析氣藏主要為晚期近源成藏，可見烴源巖生烴能力的強(qiáng)弱與凝析氣藏的富集具有相關(guān)性。統(tǒng)計表明，獲得工業(yè)油氣流的凝析氣藏一般分布在烴源巖TOC＞0.8%的區(qū)域。

對大量近洼凝析氣藏的解剖表明，凝析氣藏受深度、坡度、有機(jī)質(zhì)豐度三者耦合控藏，勘探“深度”控效益（小于4 350 m），沉積“坡度”控砂體（同沉積斷層）、有機(jī)質(zhì)“豐度”控富集（TOC＞0.8%）。

3.2 煤成氣富集規(guī)律

東濮凹陷及鄰區(qū)早古生代以來的古地?zé)釄鲅莼軜?gòu)造運(yùn)動史的控制，石炭—二疊系烴源巖主要經(jīng)歷了3個明顯的熱演化階段和生烴過程：海西—印支期深成變質(zhì)作用階段（一次生烴期）。至印支期末Ro分布在0.61%～0.85%，屬成熟早期印支期生烴作用，由于生烴早（240～220 Ma），生烴后經(jīng)歷了印支、喜山等構(gòu)造運(yùn)動改造，保存條件差，形成原生油藏的可能性較小。因此對目前的油氣資源勘探?jīng)]有現(xiàn)實(shí)意義。燕山運(yùn)動期區(qū)域巖漿熱變質(zhì)作用階段（相對平靜期）。區(qū)域意義上，有機(jī)質(zhì)基本上沒有成熟，少許增加主要是由于長時間巖漿熱變質(zhì)作用的結(jié)果。因此，可以近似認(rèn)為，對于大部分地區(qū)C—P生烴在該期基本上停止。喜山期深成變質(zhì)作用階段（二次生烴期）。古近紀(jì)以來，東濮凹陷進(jìn)入了斷陷-裂陷發(fā)展時期，煤系烴源巖再次被深埋，超過了印支期末的一次埋藏深度，全區(qū)范圍內(nèi)廣泛生烴。通過烴源巖實(shí)驗(yàn)?zāi)M分析可知，當(dāng)煤系烴源巖熱演化程度Ro＞2.0%時具有快速生氣的特征，可見煤系烴源巖具有熱演化程度高才能大量生烴的特征，這和湖相烴源巖存在較大差異，主要是由于煤系源巖主要為Ⅲ型干酪根，活化能較高有關(guān)。

通過對東濮凹陷煤成氣井的分析，平面上成功煤成氣藏主要位于Ro＞2.0%，生氣強(qiáng)度大于20×108m3/km2。源外成藏主要分布層位廣，具有較好鹽巖蓋層的煤成氣藏，一般分布在鹽下構(gòu)造圈閉內(nèi)，例如文23、戶部寨氣藏。蓋層條件相對差的，氣藏一般分布在構(gòu)造的高部位，主要分布在Es2下，如白廟氣藏及西南洼方3等煤成氣藏。源內(nèi)煤成氣藏主要分布在Ro＞2.0%、生氣強(qiáng)度大于20×108m3/km2的C—P的層系內(nèi)，主要分布在石千峰組及上下石盒子組的厚砂體內(nèi)，具有近源成藏的特征，例如胡古2煤成氣藏。

4 結(jié)論

1）東濮凹陷深層天然氣存在3種成因，分別為原油裂解氣、干酪根裂解氣及煤成氣，2套烴源巖是東濮凹陷深層天然氣富集的物質(zhì)基礎(chǔ)。

2）東濮凹陷深層天然氣具有“近源聚集、接力成藏、W型分布”成藏特征。煤成氣主要分布在W型大斷裂的下部及其周邊伴生的次級圈閉內(nèi)；凝析氣藏主要分布在W型斷裂的上部。

3）東濮凹陷古近系深層凝析氣藏勘探重點(diǎn)領(lǐng)域?yàn)槎紊鸁N區(qū)域，其富集程度主要受深度、坡度、有機(jī)質(zhì)豐度（“三度”）控制，即勘探“深度”控效益（＜4 350 m），沉積“坡度”控砂體（同沉積斷層），有機(jī)質(zhì)“豐度”控富集（TOC＞0.8%）。煤成氣主要分布在源巖熱演化程度Ro>2.0%、生氣強(qiáng)度大于20×108m3/km2的區(qū)域，以文留、白廟、橋口、濮城等地區(qū)深層為重點(diǎn)。

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（編輯 趙旭亞）

Gas accumulation regularity of Dongpu Depression

TAN Yuming1,XU Tianwu2,ZHANG Yunxian2,SU Songcheng2
(1.Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;2.Research Institute of Exploration and Development,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Zhengzhou 450018,China)

Through simulation experiment,analyzing gas components and isotope characteristics,clustering analysis and origin identification,research of different types of natural gas reservoirs in Dongpu Depression shows that two sets of hydrocarbon source rocks in the Paleogene and the Carboniferous-Permian in turn formed crude oil cracking gas,lacustrine mudstone late kerogen pyrolysis gas and coal-formed gas under conditions of high thermal evolution.Three main gas productions make the Dongpu Sag gas rich in deep.Based on identification and dynamic analysis of gas reservoir,the condensate gas reservoir and coal-formed gas reservoir have characteristics of near source accumulation,relay accumulation and type W distribution.Studying a typical gas reservoir,deep condensate gas and coal-formed gas enrichment is mainly affected by distribution source rocks of high thermal evolution,the favorable exploration areas of condensate gas reservoir by depth(＜4 350 m),slope(synsedimentary fault)and organic matter abundance(TOC＞0.8%)("Three factors").The key areas of Paleogene deep condensate gas reservoir exploration are structural slopes of secondary hydrocarbon regional and deep reservoir"dessert"development area.Favorable exploration areas of coal gas are mainly concentrated in the upper Paleozoic coal source rock with thermal evolution degree of Ro＞2.0%and gas-generating intensity greater than 20×108m3/km2.So the centralupliftand middle and lower parts ofthe slope would be the favorable targets for naturalgas exploration.

condensate gas;coalgas;thermalevolution;reservoir forming model;Dongpu Depression

TE122.2

A

國家科技重大專項(xiàng)課題“東濮凹陷油氣富集規(guī)律與増儲領(lǐng)域”（2016ZX05006-004）

10.6056/dkyqt201704002

2017-01-01；改回日期：2017-05-10。

談玉明，男，1963年生，教授級高級工程師，博士，現(xiàn)從事油氣田勘探開發(fā)研究工作。

談玉明，徐田武，張?jiān)偏I(xiàn)，等.東濮凹陷天然氣富集規(guī)律［J］.斷塊油氣田，2017，24（4）：442-447.

TAN Yuming，XU Tianwu，ZHANG Yunxian，et al.Gas accumulation regularity of Dongpu Depression［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：442-447.