引用本文
徐雯婧, 邹磊落, 刘国全, 崔宇, 陈家旭, 王冠. 歧口凹陷深凹区东营组三段烃源岩的地球化学特征及生烃潜力预测[J]. 录井工程, 2026,37(2): 132-140.
XU Wenjing, ZOU Leiluo, LIU Guoquan, CUI Yu, CHEN Jiaxu, WANG Guan. Geochemical characteristics and hydrocarbon generation potential prediction for the source rocks from the third Member of the Dongying Formation in the deep subsag area of Qikou Sag[J]. Mud Logging Engineering, 2026,37(2): 132-140.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2026.02.017  
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歧口凹陷深凹区东营组三段烃源岩的地球化学特征及生烃潜力预测
徐雯婧, 邹磊落, 刘国全, 崔宇, 陈家旭, 王冠
中国石油大港油田公司勘探开发研究院

作者简介：徐雯婧 工程师,1999年生,2023年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业,硕士学位,现在中国石油大港油田公司勘探开发研究院从事地质勘探综合研究工作。通信地址：300280 天津市滨海新区幸福路1278号大港油田勘探开发研究院。E-mail：812599219@qq.com

收稿日期: 2026-01-19
基金: 国家科技重大专项“渤海湾超级盆地油气富集规律与新领域勘探关键技术”（编号：2024ZD1400100）
摘要

歧口凹陷深凹区勘探程度低,对东三段烃源岩生烃潜力研究薄弱、油气资源潜力认识不足成为制约其油气勘探的重要因素。为此,综合应用歧口凹陷深凹区H 1井及周缘T 20X1等多口井的总有机碳含量（ TOC）、干酪根显微组分、镜质体反射率（ Ro）、生物标志物等分析化验数据,通过对歧口凹陷深凹区东三段烃源岩地球化学特征与其生烃潜力进行研究,刻画了有利烃源岩的三维空间展布并明确了研究区烃源岩生烃潜力。结果表明：歧口凹陷深凹区东三段烃源岩 TOC平均为3.51%, Ro平均为1.26%,有机质类型以Ⅱ1-Ⅱ2型为主,总体表现为好-优质级别,处于成熟演化阶段;沉积环境整体为弱氧化-弱还原、低盐度环境,且以混合生源及浮游植物输入为主。歧口凹陷东三段优质烃源岩主要分布于东三中和东三下亚段,烃源岩呈广覆式分布,厚值区主要集中在深凹区。深凹区东三段烃源岩厚度达280~320 m,有效烃源岩面积135 km2,计算资源量约为1.46×108 t。因此,歧口凹陷深凹区东三段烃源岩生烃潜力很大,且有利于发育自生自储型油气藏,应进一步加大勘探开发力度,寻找优势产区。

关键词: 歧口凹陷; 深凹区; 烃源岩; 地球化学特征; 生烃潜力; 东营组
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Geochemical characteristics and hydrocarbon generation potential prediction for the source rocks from the third Member of the Dongying Formation in the deep subsag area of Qikou Sag
XU Wenjing, ZOU Leiluo, LIU Guoquan, CUI Yu, CHEN Jiaxu, WANG Guan
Exploration and Development Research Institute,PetroChina Dagang Oilfield Company,Tianjin 300280,China
Abstract

The exploration level in the deep subsag area of Qikou Sag is low. The study on the hydrocarbon generation potential of the source rocks from the third Member of Dongying Formation and the understanding of the oil and gas resource potential are weak,which have become important factors restricting the oil and gas exploration in this area. Therefore,by comprehensively applying analysis assay data of total organic carbon content（ TOC）,kerogen macerals,vitrinite reflectance（ Ro） and biomarkers,from well H 1,and the multiple peripheral wells such as T 20X1 in the deep subsag area of Qikou Sag,and the study on the geochemical behavior and hydrocarbon generation potential of the source rocks from the third Member of Dongying Formation in the deep subsag area of Qikou Sag,the three-dimensional spatial distribution of favorable source rocks was described and the hydrocarbon generation potential of the source rocks in the study area was clarified. The results indicate that the source rocks from the third Member of Dongying Formation in the deep subsag area of Qikou Sag have an average TOC of 3.51% and an average Ro of 1.26. The organic matter types are mainly Ⅱ1-Ⅱ2,and the overall performance of the source rocks is good-high quality level,and they are in the mature evolutionary stage. The sedimentary environment is generally weak oxidation-weak reduction,with low salinity environment,and is dominated by mixed sources and inputs from phytoplankton. The high quality source rocks from the third Member of Dongying Formation in Qikou Sag are mainly distributed in the middle and lower submembers of the third Member of Dongying Formation. The source rock are distributed in a widespread covering pattern. The zones of thick source rocks are mainly concentrated in the deep subsag area. The thickness of source rocks form the third Member of Dongying Formation in the deep subsag area is 280-320 m,with an effective source rock area of 135 km2 and a calculated resource of about 1.46×108 t. Therefore,the source rocks from the third Member of Dongying Formation in the deep subsag area of Qikou Sag have great potential for hydrocarbon generation and are conducive to the development of self-generating and self-preserving hydrocarbon reservoirs. Further exploration and development efforts should be increased to find the advantageous production areas.

Keyword: Qikou Sag; deep subsag area; source rock; geochemical behavior; hydrocarbon generation potential; Dongying Formation
0 引言

传统认为, 歧口凹陷烃源岩主要集中在沙一中亚段和沙三段, 东营组沉积时期处于断陷湖盆活动衰减期, 湖盆收缩, 水体变浅, 烃源岩发育有限; 且东营组埋藏较浅, 演化程度低, 以低熟油为主, 生油潜力较小。因此, 未将东营组作为重要的烃源岩发育层位, 认为其烃源岩不具备较大的研究意义。

随着地质认识和勘探技术的不断提升, 歧口凹陷勘探工作向勘探程度低的深凹区迈进。歧口凹陷深凹区（简称歧口深凹区）的重点风险探井H 1井在东营组三段（简称东三段）钻遇4套深灰色泥页岩, 地球化学指标良好, 发育面积广, 累计厚度大, 且经油源对比证实东营组油气来源于该层烃源岩[1]。由此, 打开了歧口凹陷油气勘探新局面, 为歧口凹陷增加了一套新的烃源岩层位, 并展现出较好的勘探潜力。

明确歧口深凹东三段生烃特征及发育模式对于推动该区常规-非常规油气勘探具有重要意义。目前, 渤海湾盆地其他凹陷, 例如渤中凹陷、南堡凹陷, 已对东营组烃源岩的地球化学特征、沉积环境、发育模式等有一定的研究认识[2, 3], 但歧口深凹区东三段烃源岩的生烃潜力研究薄弱、油气资源潜力认识不足成为制约歧口深凹区油气勘探的重要因素。为此本研究基于H 1井及周缘多井的烃源岩录井及分析化验数据, 对研究区东三段烃源岩进行地球化学特征分析评价, 并在此基础上开展烃源岩生烃潜力评价：分析纵向发育特征以确定成熟门限深度; 进行横向分布特征分析, 明确有效烃源岩厚度、总有机碳含量（TOC）分布等平面特征; 计算歧口深凹区资源量, 最终明确歧口深凹区东三段烃源岩勘探潜力以及有利区带, 为指导研究区下步油气勘探工作提供重要依据。

1 地质背景

歧口凹陷位于黄骅坳陷中北部, 是黄骅坳陷内的富油气凹陷之一, 大港探区内总面积约5 280 km2, 为黄骅坳陷新生代以来长期继承性发育的大型生油凹陷[4]。区域构造上主要由歧口主凹和北塘次凹、板桥次凹、歧南次凹及歧北次凹组成, 其内部结构具有构造上东西分带、沉积上南北分区的特征, 初步形成了环绕主凹、多沉降中心共存的宏观格局[5]。其中歧口凹陷主凹（即歧口深凹区）是本研究的目标区域（图1a）。歧口凹陷是一个长期继承性发育的断陷, 主要经历了古近纪裂陷阶段和新近纪-第四纪坳陷阶段的沉积充填[6]（图1b）。

图1 歧口深凹区基本地质特征

沉积受盆外北部燕山、西北部沧县隆起、南部埕宁隆起物源区和凹陷内部低隆起物源区控制, 其中古近纪以内陆湖泊沉积为主, 沉积厚度为4 000~6 000 m, 发育地层自下而上为孔店组、沙河街组和东营组; 新近纪以来主要为河流沉积, 沉积厚度约4 000 m, 地层自下而上依次为馆陶组、明化镇组和第四系[7]。

东营组沉积稳定, 厚度为100~1 200 m, 发育“ 下泥上砂” 水退式沉积旋回, 主要是重力流、湖相沉积。根据层序地层学, 东营组可分为东三段、东二段及东一段3个三级层序。东三段为一套灰色、绿灰色泥岩与浅灰、灰白色砂岩互层段, 东二段以泥质岩为主, 东一段为一套以砂质沉积为主的反旋回沉积[8]。东三段沉积时期湖盆水域再次扩大、湖水加深、水质淡化, 形成了歧口凹陷的最后一套烃源岩[9]。歧口深凹区H 1井东三段发育4套暗色泥岩与中细砂岩互层沉积, 整体处于半深湖-深湖还原环境。受水动力变化控制, 发育向上变粗的逆粒序与向上变细的正粒序岩性组合序列, 具有正反粒序成对出现的典型沉积特征。

2 东三段烃源岩地球化学特征

H 1井东三段地球化学分析资料包括录井及实验室分析化验数据两部分。录井数据采用随钻过程中的全井段泥岩样品进行岩石热解分析[10], 样品每隔2 m取1次。另外, 对烃源岩的岩心和岩屑进行取样, 在实验室中对数块样品开展系统的有机地球化学分析, 分析项目包括烃源岩氯仿沥青“ A” 含量测试[11]、干酪根显微组分镜鉴[12]、干酪根镜质体反射率（Ro）检测[13]、生物标志物色谱-质谱分析[14]等。

2.1 有机质丰度

有机质丰度是衡量烃源岩生油能力的重要指标, 其含义是有机质在单位重量烃源岩中的相对百分含量。本文采用的烃源岩有机质丰度评价标准为中国石油与天然气行业标准SY/T 5735-2019《烃源岩地球化学评价方法》[15], 根据H 1井东三段烃源岩的TOC、氯仿沥青“ A” 和生烃潜量（S1+S2）数据判断有机质丰度。其中, TOC指烃源岩中残余有机碳的含量, 包括岩石中的可溶有机质和不溶干酪根中的碳含量, 是定性、定量评价的基础指标之一; 氯仿沥青“ A” 是指岩石中的可溶有机质, 由饱和烃、芳烃、非烃和沥青质组成; S1+S2指烃源岩中有机质在热解时产生的总烃量, 即可溶烃S1与热解烃S2之和。H 1井东三段烃源岩TOC范围为0.94%~5.46%, 平均为3.51%; 氯仿沥青“ A” 含量为0.529 7 mg/g; S1+S2范围为1.36~16.94 mg/g, 平均为9.26 mg/g, 烃源岩总体表现为好-优质级别（图2）。表1展示了东三段4套烃源岩各段的有机质丰度数据, 可以看出C1-C4段烃源岩均为好-优质级别, 有机质丰度表现为C3优于C4优于C2优于C1。

图2 H 1井东三段烃源岩有机质丰度指标分布

表1 H 1井东三段4套烃源岩有机质丰度特征数据
2.2 有机质类型

有机质类型是评价烃源岩生烃潜力的重要参数之一。由于烃源岩有机质的来源与组成十分复杂, 需通过多种地球化学指标的综合分析才能正确认识和评价有机质类型。本研究中烃源岩有机质类型评价使用显微组分类型指数法及有机质类型图板法两类方法。其中显微组分类型指数（TI）的计算公式[15]如下所示：

TI=（100S+50E-75V-100I）/100 （1）

式中：S为腐泥组含量, %; E为壳质组含量, %; V为镜质组含量, %; I为惰质组含量, %。

显微组分类型指数法的评价标准同样采用行业标准SY/T 5735-2019《烃源岩地球化学评价方法》[15], 根据干酪根镜检化验结果, 使用公式（1）计算得到干酪根类型（表2）。

表2 H 1井东三下亚段（C4层段）烃源岩干酪根类型

评价有机质类型图板较多, 目前广为使用的是Tmax-HI图板[16]。其中, 氢指数（HI）为S2与TOC的比值, Tmax为烃源岩热解时的最高峰的温度。根据干酪根热解分析结果, 可划分得到干酪根类型（图3）。综合使用上述两种方法判断H 1井东三段烃源岩类型, 结果表明其类型以混合型（Ⅱ 1-Ⅱ 2型）为主。

图3 H 1井东三段烃源岩Tmax-HI图板划分示意图

2.3 有机质成熟度

烃源岩有机质成熟度是衡量烃源岩实际生烃潜力的重要指标之一, 也是评价一个地区或某一烃源岩系生烃量及资源前景的重要依据。表征烃源岩成熟度已有多种指标, 如光学、化学和生物标志物等多方面参数, 其中镜质体反射率（Ro）、热解最高峰温度（Tmax）分别是常用的光学和化学成熟度指标。应用镜质体反射率和热解最高峰温度基本上可以将有机质热演化过程划分为未成熟、低成熟、成熟和过成熟4个阶段。本研究中烃源岩有机质成熟度评价同样依据行业标准SY/T 5735-2019《烃源岩地球化学评价方法》[15], 根据H 1井东三段烃源岩的Ro、Tmax两个指标进行判断, 测试结果显示：Ro范围在1.14%~1.38%之间, 平均为1.26%; Tmax范围在437.80~455.70 ℃之间, 平均为444.06 ℃, 烃源岩有机质处于成熟阶段。

2.4 烃源岩发育环境

在从生物体转化到油气这一漫长的地质演化历程中, 有机质的化学组成、结构、性质会发生显著变化。其中, 一些有机化合物具有较强的稳定性, 在成岩和深成热解作用过程中没有或很少发生变化, 因而具有特殊的标志性意义, 被称为生物标志化合物, 其记载了原始生物母质的特殊分子结构信息[17]。本节研究中, 通过分析生物标志化合物特征来反映烃源岩的有机质来源与沉积环境。

2.4.1 正构烷烃

正构烷烃的分布特征与有机质来源关系密切。当有机质来源以菌类、藻类等低等水生生物为主时, 正构烷烃的主峰碳在C15-C20之间, 表现出前峰型特征; 当有机质来源以陆源高等植物为主时, 正构烷烃的主峰碳在C20-C29之间, 表现出后峰型特征; 多源有机质表现为双峰型特征[18]。除了有机质来源之外, 有机质成熟度也会影响正构烷烃的分布。随着热演化程度增加, 高碳数烷烃碳链断裂, 形成低碳数烷烃。

H 1井东三段C1-C4段4套烃源岩的正构烷烃碳数分布如图4所示。烷烃奇偶优势不明显, CPI（碳优势指数）在1.01~1.22之间, 平均为1.12; OEP（奇偶优势比）在1.07~1.25之间, 平均为1.12, 表明有机质热演化程度较高。 ∑C21-/∑C22+值介于0.57~0.97之间, 平均为0.72; （C21+C22）/（C28+C29）值介于0.97~2.34之间, 平均为1.59。正构烷烃的碳数范围为C11-C38, 其主峰碳以C20-C29为主。其中, C1、C4段以“ 双峰型” 为主, C2、C3段以“ 单峰型” 为主, 表明有机质来源构成较复杂, 既有陆源高等植物, 又有菌藻类低等水生生物。

图4 H 1井东三段烃源岩正构烷烃碳数分布曲线

2.4.2 类异戊二烯烷烃

植醇在成岩过程中经氧化或还原作用可分别转化为姥鲛烷（Pr）或植烷（Ph）, 因此, 姥鲛烷和植烷的比值（Pr/Ph）常用来判别沉积环境[19]。通常Pr/Ph< 1指示还原环境, Pr/Ph> 3则反映氧化环境[20]。H 1井东三段烃源岩Pr/Ph范围在1.04~2.03之间, 平均为1.58, 表现为弱氧化-弱还原环境。此外, Pr/nC17和Ph/nC18值可以反映有机质来源和沉积环境。H 1井东三段烃源岩Pr/nC17和Ph/nC18值较小, 图5展示了二者的分布关系, 可以看出样品基本分布在半氧化-半还原的混源有机质区域, 只有C1段部分样品接近以陆源有机质为主的氧化环境区域。该认识与2.2节有机质类型以混合型（Ⅱ 1-Ⅱ 2型）为主的混源特征是一致的。

图5 H 1井东三段烃源岩Pr/nC17与Ph/nC18分布关系

2.4.3 甾烷类和萜烷类化合物

甾烷是一类来源于真核生物的分子标志物, 主要包括低分子量甾烷（孕甾烷、升孕甾烷）、C27-C29规则甾烷和重排甾烷等。C21、C22孕甾烷一般在高盐度还原环境的烃源岩中比较丰富[21]。H 1井东三段4套烃源岩中, 孕甾烷、升孕甾烷相对规则甾烷含量均很低, 孕甾烷/规则甾烷平均值为0.04, 表明低盐度的沉积环境。C27-C29规则甾烷丰度可作为有机质母源输入的信息。C27甾烷和C29甾烷数量的多少, 通常被认为是藻类生源和陆源植物生源输入贡献的大小[22]。图‍6a为一块样品的甾烷（m/z 217）谱图, 根据所有检测结果得到了如图6b所示的由α α α C27-C29规则甾烷三角图。结果显示H 1井东三段烃源岩主要落在指示混合来源（Ⅳ 区）以及浮游植物为主（Ⅵ 区）的范围内, 其中C1-C4段烃源岩C27甾烷相对含量平均分别为41.56%、42.48%、45.32%、39.37%, C29甾烷相对含量平均分别为35.96%、32.54%、29.84%、37.17%。4段烃源岩均表现为C27甾烷相对含量高于C29甾烷, 其中C1和C4段的C29甾烷相对含量略高, C27甾烷略低。

图6 H 1井东三段烃源岩甾烷（m/z 217）谱图及由α α α C27-C29甾烷三角图

H 1井东三段烃源岩在m/z 191谱图中普遍检测出长链三环萜烷、四环萜烷、C27-C35藿烷及伽马蜡烷等化合物。伽马蜡烷常作为高盐度还原环境的一类生物标志化合物, 本区烃源岩中伽马蜡烷值在0.015~0.031之间, 含量较低, 证实其淡水发育环境, 另外奥利烷一般认为是高等植物有机质输入的标志物, 该烃源岩中未检测出奥利烷。

综上所述, 歧口深凹区东三段烃源岩的沉积环境整体为弱氧化-弱还原、低盐度环境, 且以混合生源以及浮游植物输入为主。

3 东三段烃源岩生烃潜力

歧口深凹区处于勘探初期, 钻井取心资料较少。因此, 东三段烃源岩生烃潜力评价H 1井东三段烃源岩地球化学特征分析为基础, 结合歧口深凹区T 20X1井等周缘多口井的单井特征, 分析其烃源岩纵向与横向分布, 建立烃源岩演化剖面, 进而预测有利烃源岩的三维空间展布。

3.1 纵向分布与成熟门限深度

有效烃源岩定义为已生成并排出具有工业价值油气流的岩石[23]。有机岩石学研究表明：有机质中不同显微组分具有分期生烃的特点, 树脂、木栓质等生油早于藻类、孢子等有机组分[24]。另外, 烃源岩排烃需经过自身孔隙吸附饱和、地层水溶解烃、油溶解气后才会排出孔隙。

由于不同地区、不同沉积时期及不同母质类型的有效烃源岩生排烃条件上差异较大, 需要根据歧口深凹区烃源岩的表现来建立该地区的有效烃源岩判别标准。Wu等[25]研究中确定有效烃源岩的方法广为使用, 该方法为观察S1随TOC的变化趋势, 当S1相对于TOC开始下降时, 下降点就是油气发生排烃的TOC下限。据此建立H 1井东三段烃源岩TOC与S1/TOC对应关系（图7）, 结果显示, S1/TOC在TOC为2%时下降, 再结合烃源岩有机质成熟度划分标准, 明确成熟烃源岩范围, 最终确定有效烃源岩标准为TOC> 2%, Ro> 0.7%。

图7 H 1井东三段烃源岩TOC与S1/TOC关系

根据所建立的歧口深凹区有效烃源岩标准, 分析各井东营组烃源岩特征。从图8可以看出, 该区块由西向东, TOC、S1升高, 有效烃源岩厚度增加, 烃源岩的品质逐渐变好。东三中亚段和东三下亚段烃源岩指标更优, H 1井区厚度最大, 有效烃源岩厚度为110 m, 其中东三下亚段有利泥岩段S1平均值2~5 mg/g、TOC平均值0.8%~5.2%。

图8 东三段连井剖面图

3.2 横向分布特征

根据已获取的多井烃源岩特征纵向分布, 结合歧口深凹区无井地带的地震资料和沉积相展布特征, 研究有效烃源岩的平面展布。根据所建立的无井区域TOC预测模型, 对歧口深凹区烃源岩TOC进行预测, 并根据泥岩有机质丰度划分标准（TOC> 0.5%）, 计算烃源岩厚度。根据歧口深凹区烃源岩实测TOC、地震解释TOC以及烃源岩厚度计算结果, 分别绘制了烃源岩厚度等厚图、TOC等值线图, 如图9所示。由图9a可以看出烃源岩厚值区主要集中在歧口深凹区, 东三段烃源岩呈广覆式分布, 烃源岩厚度达280~320 m; 图9b显示歧口凹陷东三段烃源岩发育歧北次凹和歧口深凹区两个高值区, 并且歧口深凹区烃源岩品质优于歧北次凹, TOC最高可达5.0%。

图9 歧口深凹区东三段烃源岩等厚图与TOC等值线图

3.3 生烃潜力评价

根据歧口深凹区有机质类型、成熟度、总有机碳含量、建立的生排烃模式和烃源岩厚度分布, 计算歧口深凹区烃源岩生油量、排油量和生气量, 歧口深凹区东三段含油气评价如图10所示。资源丰度指单位面积内蕴藏的油气资源总量, 单位为104 t/km2, 通常由体积法计算获得。东三段烃源岩Ro=0.5%（3 500 m）开始排烃, Ro=0.7%（4 000 m）进入大量生排烃阶段, 歧口深凹区埋深普遍达4 000 m, 烃源岩达到成熟演化阶段, 有效烃源岩总面积135 km2（TOC> 2%, Ro> 0.7%）。首先计算得到歧口深凹区东三段烃源岩的生烃量, 即烃源岩在埋藏和加热过程中, 其内部有机质通过热降解作用所生成的油气总量; 再按照油气运移聚集的主控因素确定了其运聚系数, 运聚系数为生成的油气总量中, 能够成功运移出来并在圈闭中聚集成藏的油气量占总生烃量的比例; 生烃量与运聚系数两者相乘得到资源量结果, 最终确定歧口深凹区东三段资源量约为1.46× 108 t。

图10 歧口深凹区东三段资源丰度分布图

4 勘探潜力与有利区带

歧口凹陷东三段烃源岩生烃中心主要在歧口深凹区, 整体呈广覆式分布。根据歧口深凹区H 1井及周缘钻井揭示的东三段烃源岩地球化学特征分析, 该区烃源岩品质好, 有机质丰度高, 达到了好-优质烃源岩级别; 烃源岩的有机质类型主要为混合型, 反映了有机质来源既有陆源高等植物, 又有菌藻类低等水生生物; 有机质在歧口深凹区已进入成熟演化阶段（埋深> 4 000 m）, 处于成熟阶段。同时, 歧口深凹区烃源岩在平面上广泛分布, 烃源岩厚度达280~320 m, 有效烃源岩面积135 km2, 资源量约为1.46× 108 t, 具有厚度大、分布广、资源量高等特点, 生烃潜力很大。此外, 歧口深凹区源-沟-坡配置控制水下扇砂体展布, 形成东三段泥砂间互组合, 具备发育自生自储型油气藏的有利条件, H 1井油源对比结果也证实东三段油气来源于本层烃源岩。

综上所述, 歧口深凹区东三段烃源岩是一套优质烃源岩, 具有良好的油气勘探开发潜力, 应进一步加强勘探开发, 寻找优势产区。其中, 生烃潜力更优的东三中亚段和东三下亚段应为下一步勘探的主力层位, 且有利于发育自生自储型油气藏, 是未来增储建产的重要接替区。

5 结论

本研究结合歧口深凹区H 1井及周缘多井的分析化验数据, 对歧口深凹区东三段烃源岩地球化学特征与其生烃潜力进行研究, 分析了研究区烃源岩有机质丰度、类型、成熟度、沉积环境等特征, 有效预测了有利烃源岩的三维空间展布, 并明确了研究区烃源岩生烃潜力。主要结论如下：

（1）歧口深凹区东营组优质烃源岩主要分布在东三段, 有机质丰度高, TOC平均为3.51%; S1+S2平均为9.26 mg/g; 氯仿沥青“ A” 平均为0.529 7%, 总体表现为好-优质级别。有机质类型以混合型（Ⅱ 1-Ⅱ 2型）为主。有机质处于成熟阶段, Ro值平均为1.26%; Tmax值平均为444.06 ℃。有机质来源构成较复杂, 既有陆源高等植物, 又有菌藻类低等水生生物。沉积环境整体为弱氧化-弱还原、低盐度环境, 且有机质输入以混合生源以及浮游植物为主。

（2）歧口深凹区东三段有效烃源岩标准为TOC> 2%, Ro> 0.7%, 该区东三段成熟门限深度为4 000 m（Ro为0.7%）。烃源岩厚值区主要集中在歧口深凹区, 呈广覆式分布, 烃源岩厚度达280~320 m。其中, 东三中亚段和东三下亚段生烃条件相对更为优越, H 1井区有效烃源岩厚度最大, 可达110 m。在此基础上, 建立了歧口深凹区生排烃模式, 并确定了有效烃源岩面积135 km2, 计算资源量约为1.46× 108 t。

（3）歧口深凹区东三段泥砂间互组合, 有利于形成自生自储型油气藏, 具有良好的油气勘探开发潜力。生烃潜力更优的东三中亚段和东三下亚段应为下一步勘探的主力层位, 是未来增储建产的重要接替区, 应进一步加强勘探开发, 寻找优势产区。

编辑 王丙寅

参考文献
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