Exploration status and geological advantages of unconventional oil and gas resources in China Offshore
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表 1 黄海北部盆地D坳陷与鄂尔多斯盆地致密油成藏地质条件对比
Table 1. Comparison of geological conditions of tight oil accumulation between D Depression in the Northern Yellow Sea Basin and Ordos Basin
对比项目 鄂尔多斯盆地 黄海北部盆地D坳陷 气源
条件烃源层系分布 三叠系延长组长7段半深湖—深湖相泥岩，有效面积约10×104 km2，暗色泥岩及炭质泥岩厚30～60 m，最厚130 m，其中优质烃源岩分布范围近5×104 km2 中—上侏罗统半深湖相暗色泥岩、有效面积约0.4×104 km2；暗色泥岩、炭质泥岩及煤层累计厚度为400～700 m，其中上侏罗统上部优质烃源岩厚度为0～140 m，分布范围约400 km2 有机质 丰度 暗色泥岩及炭质泥岩TOC为6%～22%，生烃潜量（S1+S2）均值为43.58 mg/g 上侏罗统暗色泥岩TOC为0.10%～6.08%，生烃潜量（S1+S2）为0.02～105.65 mg/g，均值为6.84 mg/g 类型 Ⅰ、Ⅱ1型为主，少量Ⅱ2型，属倾油型 上侏罗统：Ⅱ1—Ⅱ2型为主，部分Ⅰ型，属倾油型 热演化 Ro为0.85%～1.15%，处于成熟的生油高峰期 Ro为0.53%～2.20%，除个别受火成岩影响外，大部分Ro为0.60%～1.18%，处于低成熟—成熟生油高峰期 储集
条件储集岩分布 长7段和长6段细砂岩—极细砂岩致密且非均质性强，三角洲前缘砂体连续分布 下白垩统细砂岩致密且非均质性强，三角洲—三角洲前缘水下分流河道砂体连续性好，局部为“甜点” 物性特征 长7段砂岩，孔隙度为4%～10%，均值7.2%，渗透率全部<0.3×10−3 μm2，均值0.18×10−3 μm2，储层致密 下白垩统砂岩，孔隙度为2.0%～10.0%，均值6.83%，渗透率为（0.01～0.50）×10−3 μm2，均值0.49×10−3 μm2，储层致密 源-储配置条件 长7—长6沉积期，多套砂-泥岩形成源储互层共生组合。发育“三明治”“下生上储”和“自生自储”3类源-储配置组合 上侏罗统上部优质烃源岩紧邻下白垩统砂岩储层，是对下白垩统油藏的最主要贡献者。发育“下生上储上盖”和“自生自储自盖”2类源-储配置组合 原油密度/(g/cm3) 0.80～0.86 0.875 4 压力系数 0.75～0.85 约1.0 
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表 2 黄海南部盆地中部隆起与鄂尔多斯盆地致密气成藏地质条件对比
Table 2. Comparison of geological conditions of tight gas reservoir-forming between Central Uplift in the Southern Yellow Basin and Ordos Basin
对比项目 鄂尔多斯盆地 黄海南部盆地中部隆起及南部坳陷 气源
条件烃源层系分布 石炭系—二叠系含煤层系，面积18×104 km2，暗色泥岩及炭质泥岩厚30～60 m，煤层单层厚5～10 m，累计厚度10～25 m 二叠系含煤层系，面积约10×104 km2，大隆组—龙潭组和孤峰组—栖霞组暗色泥岩、炭质泥岩及嗅灰岩总厚达300～360 m，煤层单层厚度0.2～3.5 m,累计厚度10～15 m 有机质 丰度 暗色泥岩TOC为1.92%～2.3%，煤岩TOC为70.8%～83.2% 暗色泥岩TOC为0.18%～4.85%，炭质泥岩TOC为7.77%～12.41% 类型 Ⅲ型为主，少量Ⅱ2型，属倾气型 Ⅲ型为主，部分Ⅱ2型，少量Ⅱ1型及Ⅰ型，倾气型为主，部分倾油型 热演化 除盆地北部局部为低成熟外，大多数区域源岩进入成熟—高成熟大量生气阶段 暗色泥岩、炭质泥岩及煤系源岩均已进入成熟，部分过成熟大量生气阶段 储集
条件储集岩类型
及分布下石盒子组及山西组砂岩储层非均质性强，广布于盆内的河流三角洲和冲积扇砂岩储层连续性好 龙潭组前三角洲-三角洲前缘水下分流河道中—细砂岩非均质性储层以及石炭系致密灰岩（局部含裂缝）分布广连续性好 物性特征 下石盒子组及山西组砂岩储层，孔隙度为4%～8%，渗透率为(0.38～5.89)×10−3 μm2，储层致密 龙潭组中细砂岩，孔隙度为0.25%～2.6%，渗透率为（0.004 7～0.10)×10−3 μm2;石炭系灰岩，孔隙度为0.10%～1.6%，80%样本渗透率<0.001×10−3 μm2，裂缝样品渗透率为(0.009 8～0.619)×10−3 μm2 源-储配置条件 砂泥岩频繁互层，源-储紧邻叠置构成“三明治”式源-储一体化组合，配置条件很好 龙潭组中部“好—最好”及下部“优质”烃源岩与本层段致密砂岩频繁互层及与紧邻的石炭系致密灰岩（局部含裂缝）构成“自生自储上盖”“上生下储上盖”2类源-储一体化组合，配置条件好
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表 3 中国近海海域主要盆地致密砂岩储集物性特征
Table 3. Reservoir properties of tight sandstone in major basins offshore China
盆地 层系 孔隙度/% 渗透率/10−3 μm2 主要分布区 渤海海域 沙河街组(深度>3 000 m) 一、二段 3.0～8.0 0.06～5.0 渤中凹陷南部 三段 2.0～12.4 0.01～0.97 东海陆架 花港组下段（深度>3 500 m） 2～13 0～1 西湖凹陷 平湖组（深度>3 500 m） 5～10 <5.0 台西及台西南 白垩系 4.8～19.3 <1.0 北港隆起、中央隆起 始新统二段 8～12 0.02 厦澎凹陷 中新统 1.8～9.0 <1 新竹凹陷 珠江口 珠海组（深度>3 600 m） 5～15 0.556～1.32 文昌A凹陷 琼东南 崖城组、陵水组（深度>3 000 m） <15 <10 南部深水区 莺歌海 黄流组一段 <15 0.08～2.73 DF13-1构造
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图(1)
表(3)
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