含油气盆地气油比的控制因素和勘探意义——以渤中凹陷为例

摘要

渤中凹陷烃源灶具有机质类型好(主体为Ⅱ型和Ⅰ型)和有机成熟度高(主体处于过成熟阶段)的特点，已有的资源评价的基本认识是这一地区生气量要大于生油量，生成烃类的气油比约为1500(m3/t)，许多勘探家和学者认为这一地区应富含天然气.本文提出Ⅰ型和Ⅱ型源岩生气评价的新思路，论证了深埋的Ⅰ型和Ⅱ型源岩灶并非是高效的气源灶，其生气量远低于Ⅲ型源岩灶.沉积盆地气油比的主要控制因素是源岩氢指数，Ⅰ型和Ⅱ型源岩至生油窗底界排油效率可高达80％～90％，由于生成的油绝大部分已排离源岩，在进一步成熟过程仅生成少量天然气，生成的天然气可能溶于油藏之中.因此，即使渤中凹陷目前东营组和沙河街组源岩处于高-过成熟阶段，环渤中凹陷发现的仍主要是液态烃.已有的油气产率图版主要基于封闭体系模拟实验，没有考虑石油的排出，对于Ⅰ型和Ⅱ型源岩生气量评价明显过高，它不适用天然气资源评价.对于目前处于高-过成熟的Ⅰ型和Ⅱ型源岩，要以开放体系高排油效率的思想，按生烃动力学和质量平衡的方法分析生排烃量在地质历史中演化.对于主体为Ⅰ型和Ⅱ型源岩灶的油气系统或沉积盆地，只要其生成的石油没有经历高温裂解，即使源岩灶处于高过成熟阶段，我们仍应以找油为主，源岩处于凝析油-湿气阶段甚至处于干气阶段，并不意味着区域勘探方向应以找天然气为主，资源量构成上天然气为主导，这一新理念对中国油气勘探宏观决策和资源评价具重要意义.