鄂尔多斯盆地张家滩页岩液态烃特征及对页岩气量估算的影响

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组张家滩页岩为一套湖相富有机质页岩,已在其中发现了工业性页岩气。张家滩页岩的有机质成熟度相对较低（R_o为0.7%～1.3%）,页岩中滞留有大量液态烃,其对页岩气的赋存状态和原地气量的估算具有重要影响。利用荧光显微镜、扫描电镜和能谱分析技术,结合索式抽提、热解和甲烷等温吸附测试等手段分析了张家滩页岩中液态烃的赋存状态及含量,研究了液态烃对页岩气赋存状态、含气量的影响。结果表明,张家滩页岩中液态烃含量高,氯仿沥青“A”含量介于0.2%～1.2%,平均0.72%;热解S₁含量主要变化在1.00～7.00 mg/g,平均3.87 mg/g。显微观察与测试结果表明,液态烃主要以游离态赋存于页岩的孔隙、裂缝中,或吸附于有机质及黏土矿物表面。进一步研究发现,液态烃的存在会导致页岩的甲烷吸附能力明显降低,降低程度达35%～57%,平均约45%。在地层温度、压力条件下,张家滩页岩的液态烃中会溶解大量的天然气,溶解气量变化在0.21～1.21 mL/g,平均0.65 mL/g,约占总含气量的20%。如果考虑损失的轻烃部分,溶解气含气量还会更高,平均约0.91 mL/g,约占总含气量的28%。此外,张家滩页岩中的液态烃还影响到了各种赋存状态页岩气的含气量。在评价类似延长组张家滩页岩这类较低成熟度的页岩气资源量时,除了需要对液态烃含量进行轻烃校正和重烃补偿外,还需要考虑液态烃中的溶解气含量、液态烃所占据的孔隙空间大小、液态烃对吸附气量及游离气量的影响,这样获得的页岩气资源评价结果才更为客观、可靠。     

不同比例砂岩/油页岩热模拟实验滞留油量及其地质意义——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段为例

陆相页岩中的滞留油是页岩油的重要类型之一。针对我国中—新生代陆相沉积盆地泥页岩具有较强的非均质性,为研究高有机质含量油页岩中无机矿物所占比例对页岩中滞留油含量的影响,设计了不同比例灰质泥砂岩/油页岩的半开放体系热模拟生烃对比实验。同时为探讨不同沉积环境页岩的滞留油含量,设计了陆相淡水湖相油页岩与咸水湖相云质泥岩和海相页岩的半开放体系热模拟生烃对比实验。结果表明：油页岩中灰质泥砂岩比例增加,能使生油率升高,滞留油含量大幅升高。滞留油及总生烃量显著升高的主要原因可能是：①长石、方解石、白云石等矿物含量升高,以及生烃过程中白云石、石膏等矿物溶蚀、有机质缩聚所造成的孔隙空间扩大;②有机质含量降低和孔隙空间扩大造成热模拟系统生烃压力降低。陆相淡水湖相油页岩滞留油含量远高于咸水湖相云质泥岩和海相页岩,与陆相淡水湖相油页岩砂质和灰质矿物含量低、不利于排烃有关。在油页岩具有巨大的生烃潜力条件下,陆相页岩层系的非均质性可能是页岩油富集的有利因素。     

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油地质特征与分级评价

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油资源丰富,但勘探程度较低,对页岩油资源的潜力评价和资源禀赋差异缺少系统研究,制约着勘探部署和有利区优选。以玛页1井为例,综合钻井、测井、岩心和岩石矿物组成、有机地球化学特征、储集物性、含油性等地质资料,系统分析了风城组页岩油地质特征,探讨了页岩油甜点评价标准。结果表明,风城组页岩主要由长英质和碳酸盐矿物组成,黄铁矿发育,黏土矿物较少。风城组页岩主要发育Ⅱ₂型干酪根,总有机碳（TOC）含量分布在0.08%~2.33%,多处于成熟阶段。页岩储集空间类型主要为狭缝状孔隙,孔隙分选性较好;总体上,宏孔较发育,孔隙体积分布在0.001~0.008 cm³/g,平均为0.003 cm³/g。风城组页岩内部烃类聚集,游离烃含量为0.52~13.31 mg/g,吸附烃含量为0.16~5.17 mg/g。明确了页岩岩相、微观孔隙特征、页岩油赋存形式是风城组页岩含油性的主控因素,在此基础上建立了风城组页岩油甜点的划分标准,在玛页1井风城组优选出8个最有利的页岩油勘探层段,有利储集岩相以长英质页岩为主。     

泥页岩不同介质中可溶有机质组成差异性及对页岩油富集的意义

泥页岩中的有机质组成复杂,其差异性对于认识油气的生排烃和页岩油气的形成与富集机理具有重要意义。选择南襄盆地泌阳凹陷始新统核桃园组湖相泥页岩为研究对象,系统对比了其中不同介质（包括无机矿物和有机干酪根）中可溶有机质的组成与差异,并与页岩油和砂岩油相对比,分析差异性,讨论其地质地球化学意义。结果表明,泥页岩不同介质中可溶有机质的饱和烃组成差异性较小,难以区分,反映了页岩油气的源内生排烃过程,饱和烃自身各种化合物之间的极性差异不大;而芳烃组成差异明显,其中,有机介质中可溶有机质的芳烃组成与页岩油/砂岩油相当,而无机介质中可溶有机质的芳烃组成与页岩油/砂岩油差异较大,反映了油气生排烃的过程。据此,泥页岩在初次运移的排烃过程中,生成的烃类物质首先充满无机矿物基质孔隙,并满足矿物颗粒表面吸附后,进入烃源层内微裂缝和/或砂岩夹层而富集,这类油气资源即目前所谓的页岩油。      

页岩孔缝结构及海相与陆相储层特征差异研究

为了深入分析海、陆相页岩微观孔隙的特征差异和含气潜力,采用FEI Quanta 200F场发射环境扫描电镜对页岩岩样进行了高真空扫描,建立了微观储层孔隙结构体系。以扫描电镜观测的微观孔隙孔径大小、形态及连通性结果为基础,参考前人对页岩吸附气、游离气研究成果及吸附气、游离气特征差异,对不同孔隙的储气能力和对页岩气的渗滤扩散的控制作用进行了研究,将陆相页岩和海相页岩的微观孔隙进行对比分析,总结海、陆相页岩微观孔隙的特征差异和含气潜力。研究结果表明,页岩气6类储层孔隙中,有机质纳米孔、黏土矿物粒间孔富集海、陆相页岩吸附气,古生物化石孔、岩石骨架矿物孔、黄铁矿晶间溶蚀孔、微裂缝富集游离气,改造后的岩石骨架矿物孔和微裂缝在页岩气的渗滤扩散方面起到主要作用。海相页岩中有机质和有机质纳米孔的含量远高于陆相页岩,而纳米孔富集吸附气;海相包含较多石英、长石及碳酸盐岩矿物,使海相页岩脆性矿物的含量高于陆相页岩,更易压裂,以上两个因素导致海相页岩的开发潜力大于陆相。     

鄂尔多斯盆地延长组7段页岩全组分定量生烃模拟及原油可动性评价

页岩油和致密油是中国目前油气勘探的热点,页岩生烃模拟实验可为此类油气资源勘探提供重要数据。以鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）页岩为例,利用金管-高压釜模拟生烃装置,系统研究了Ⅱ型有机质在与"生油窗"对应的成熟度范围（Easy R_o 0.7%~1.6%）内生烃产物中的气体烃（C_1-5）、轻烃（C_6-14）、重烃（C₁₄₊）、各族组分,以及生烃残渣的地球化学特征。发现长7段页岩在生油期可同时生成2.35~103.91 mL/g的气体烃和10.83~88.24 mg/g的轻烃。重烃的生成高峰对应的Easy R_o约为1.0%,与其中的饱和烃、芳烃和非烃的高峰产率对应的成熟度非常接近。重烃中沥青质的产率在Easy R_o约1.35%后开始下降,说明沥青质在此后才开始大量裂解与固化。而对原油物性影响很大的轻重比[（气体烃+轻烃）/重烃]及气油比[气体烃/（轻烃+重烃）]随成熟度增加而不断增大,其增速分别在Easy R_o为1.05%~1.15%之后明显变快。在生油过程中,长7段页岩残渣HI值和H元素的大量减少、干酪根固体碳同位素的变重均发生在Easy R_o约1.00%之前。干酪根碳同位素的变化相对较小,在鄂尔多斯盆地可以作为母源指标。通过对生烃产物中6种常见生物标志物成熟度参数的对比,证实多环芳烃成熟度参数中的甲基菲指数（MPI）和甲基菲比值（F1）在整个生油窗内都与成熟度有很好的线性相关性,可用于鄂尔多斯盆地母源为长7段页岩的原油成熟度判识。生烃产物的各地球化学特征变化节点、以及成熟度指标可用于鄂尔多斯盆地长7段页岩油或相关致密油资源的可采性评价。     

页岩的含油饱和度：在封闭层评价中的应用

为了确定页岩孔隙体系的含油饱和度，本设计了一套程序，需要使用岩心样的地化和岩石性质测量数据（溶剂抽提产率、孔隙率、密度和干酪根吸附能力）。这种研究方法已考虑到有许多页岩都含有原地有机质（干酪根），而从这些页岩中抽提的游离烃既可来自干酪根－矿物基质的吸附烃组分，也可能是粒间孔隙体系内的残余烃。对得克萨斯州部伊格尔福德组的研究表明，该组页岩的矿物最有可能保留水湿状态，同时在最强的生油阶段，其粒间孔隙体系的残余油饱和度（So)达到了最高水平（算出的So=15%-70%)。对于这些饱和度值已按埋藏深度和有机质丰度作了分析，以便经受正常成熟作用的页岩建立普遍适用的变化趋势。孔隙油饱和度和源岩评价仪S1／TOC比值的关系已经确定，因此有关概念就可以应用于仅有源岩评价仪数据时的情形。S1／TOC值＞120mgHC/gC的样品可能含有某些非原地烃，而该值＞200mgHC/gC的样品则几乎肯定有非原地烃。这些比值可用于评价不同细粒岩相的残余油含量和封闭性能。对印尼塔朗阿卡尔组的实例研究表明，具有高吸入压力（由压汞毛细压力分析得出）的封闭层岩石其烃含量很低，处于原地生烃可以预期的范围内。但具有最低吸入压力的页岩都有很高的烃含量，表明其孔隙体系中进入了来自下伏油藏的油。在此类岩样中，封闭层很可能已与它能支撑的最大油柱高达到了平衡。对于有关封闭层能力的现有压汞毛细压力（MICP）测量技术，本的方法是一种补充，是快速检测封闭层失效或性能很差的储层“废弃带”的一种手段。     

鄂尔多斯盆地长73亚段页岩油可动烃资源量评价方法

鄂尔多斯盆地长7₃亚段发育一套富有机质泥页岩夹薄层粉—细砂岩的细粒沉积,具有整体生烃、普遍含油的特征。明确不同类型细粒沉积的含烃量、赋存状态、烃类组分等,对于该类型页岩油资源潜力分析和甜点优选具有重要意义。基于CY1井长7₃亚段岩心系统测试分析,运用多粒级多极性分步抽提方法,对黑色页岩、暗色泥岩、粉砂岩、细砂岩等4种细粒沉积岩石类型开展可动烃研究,评估了盆地长7₃亚段页岩油的可动烃资源量。结果表明,多粒级多极性分步抽提分析不同类型细粒沉积在不同粉碎条件下（1 cm³、0.5 cm³、150目）的含烃量及其组分,单位抽提量大小顺序为细砂岩>黑色页岩>粉砂岩>暗色泥岩,步骤1、步骤2抽提可溶有机质以轻质—中质组分为主,属于可动烃;步骤3和步骤4抽提可溶有机质为不可动烃。实验结果表明长7₃亚段黑色页岩、暗色泥岩、粉砂岩和细砂岩的可动烃量分别为3.35 mg/g、1.45 mg/g、3.28 mg/g和4.48 mg/g。对城80井区220 km²长7₃亚段页岩油可动烃资源量进行评价,初步评价结果为（0.37~0.51）×10⁸ t。鄂尔多斯盆地长7₃亚段页岩油有利分布面积约为1.5×10⁴ km²。通过类比分析,评价其可动烃资源量为（25~35）×10⁸ t,该类型页岩油有望成为盆地石油勘探新的接替领域。     

松辽盆地古龙页岩油赋存状态演化定量研究

页岩油赋存状态对评价页岩油的可动性具有重要意义,针对不同演化阶段古龙页岩油赋存状态不清楚的问题,选取不同成熟度的页岩样品,综合应用岩石热解、氯仿抽提、热解气相色谱等地球化学分析技术,研究了古龙页岩干酪根生烃演化规律,结合页岩油组成特征分析,探讨了岩石和干酪根中游离态与吸附态页岩油的分布及演化规律.结果表明:当Ro=0....     

海相碳酸盐岩排烃下限值研究

在灼烧过的方解石和蒙脱石及灰岩和泥岩中分别加入同一种有机质配制成不同有机碳含量的样品进行热解和加水热压模拟实验,结果表明,海相碳酸盐岩的烃吸附量一般在0.35mg/g左右,变化在0.2~0.85mg/g之间;泥页岩烃吸附量一般在1.25mg/g左右,变化在0.46~2.62mg/g之间。高成熟—过成熟海相碳酸盐岩排烃下限TOC值为0.08%左右,成熟海相富烃碳酸盐岩排烃下限TOC值为0.3%左右,排烃下限TOC值与烃源岩吸附烃含量、干酪根类型及有机质成熟度有关。      

扬子地区古生界泥页岩吸附性及控制机理

扬子地区古生界地层为富气泥页岩层系,是我国页岩气勘探开发的主战场。吸附态是页岩气最主要的赋存方式之一,该区泥页岩吸附性及控制机理的研究较为重要。采集了扬子地区古生界泥页岩样品,对其进行TOC测试、Rock-Eval、XRD及含水量分析、等温吸附实验、超高压等温吸附实验。结果表明,不同地区、不同时代泥页岩吸附性能产生差异的原因是有机碳含量、矿物成分及组成等主要因素综合作用的结果。实验过程中TOC含量与泥页岩甲烷吸附量并未呈现前人提出的正相关关系,这与泥页岩样品数量有限、且处于高-过成熟阶段的影响因素较多有关。古生界干酪根甲烷吸附曲线显示出时代越老的干酪根甲烷吸附能力越强的特征。去除有机质丰度和成熟度的影响,Ⅲ型干酪根的吸附量要高于Ⅱ型干酪根。在有机质丰度及类型相同的情况下,高成熟干酪根比低成熟干酪根具有更高的甲烷吸附量。可溶有机质具有较强的溶解吸附特征,能够增强原岩对甲烷的吸附能力。黏土矿物含量与经TOC含量归一化后的甲烷吸附量的相关关系并不明显,这主要与样品中普遍含水有关,同时样品的成熟度、孔隙度、渗透率等对其最大甲烷吸附量可能也会有影响。高压范围内的甲烷吸附特征与低压相比具有一定的延续性,影响因素较多,需要更深入的研究工作来揭示各单一因素对页岩高压吸附特性的影响。      

民和盆地油页岩加热过程储集物性研究

为明确加热排烃对油页岩储集物性的影响,选择民和盆地未成熟油页岩为研究对象,经低温干馏,利用裂缝三维扫描、高压压汞、低温氮气吸附、X射线衍射等分析手段,对不同加温阶段的油页岩样品进行储集物性分析,进而揭示油页岩加热过程中储集物性的演化规律。结果表明,在低温加热阶段（185~350 ℃）,油页岩少量排烃,油水产率和半焦产率变化较小;中温加热阶段（350~475 ℃）,油页岩大量排烃,油水产率和半焦产率大幅度上升;高温加热阶段（475~520 ℃）,油页岩残余排烃,油水产率和半焦产率基本不发生变化。在油页岩的加热过程中,随加热温度上升,裂缝数量逐渐增多,微小裂缝逐渐加宽并延伸,进而相互沟通连接形成大裂缝,且裂缝主要发育在层理面,垂直层理面方向并未产生明显裂缝;油页岩比表面积逐渐增大,孔隙由微孔向大孔转变,并且随着油页岩大量排烃,部分大孔互相连接沟通形成微裂缝;油页岩半焦的吸附量随着相对压力和温度的升高而升高,黏土含量减小,伊蒙混层中的蒙脱石构造坍塌,逐渐向伊利石转化,矿物颗粒减小,导致泥岩中产生微裂缝,从而使泥岩的孔隙度和渗透率增加。     

鄂尔多斯中部长7段中等热演化程度页岩气地球化学特征

针对鄂尔多斯盆地中部地区长₇段页岩热演化偏低以及页岩气赋存特征复杂的问题,利用基本地球化学方法以及气体解析实验开展对比性研究,揭示页岩气的地球化学特征,探索页岩气的赋存过程。研究结果表明:页岩的有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ₁型,热演化程度为中等,有机碳含量平均为4.52%,游离烃含量为4.09 mg/g,热解烃含量为8.70 mg/g;研究区页岩气属于油型气,其地质成因为热解成因;页岩气的赋存相态为游离气、溶解气和吸附气共存,且吸附气含量和溶解气含量之和大于游离气含量;页岩对不同气体的吸附性能具有较大差异,对氮气的吸附性最弱;烃类气体中,小分子气体的初次运移能力强于大分子气体。由于热演化程度偏低,一方面使得页岩内部油气水共存,整体含气性不高,另一方面使得油气在地质运动过程中得以大量保存。在针对长₇段的开发过程中,进行页岩油气的共同开发最具有现实意义和经济价值。研究结果对长₇段下步勘探开发具有一定的指导意义。     

渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷L69井古近系沙三下亚段取心段页岩油勘探有利层段

为探讨渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷L69井沙河街组三段下亚段（沙三下亚段）取心段页岩油勘探有利层段,对L69井沙三下亚段取心段典型岩相样品和获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段取心段典型岩相样品,开展了常规热解和多温阶热释法分析,对比研究其含油性与不同赋存形式油含量特征,结合其他影响页岩油产量的因素综合评价页岩油勘探有利层段。结果表明：L69井埋深3 040.35~3 072.10 m富有机质纹层状泥质灰岩段,其游离油总量尤其是轻烃校正后游离油S_1-1含量显著低于获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量,并且油饱和指数（OSI）均值仅为67 mg/g,不具有页岩油勘探潜力;埋深3 116.90~3 126.70 m含有机质纹层状泥质灰岩段,虽其油饱和指数（OSI）均在100 mg/g以上,平均达204 mg/g（样品数n=8）,但游离油总量和轻烃校正后游离油S_1-1含量显著低于获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量,页岩油勘探潜力较低;埋深2 994.10~3 010.90 m富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段,其游离油总量尤其是轻烃校正后游离油S_1-1含量和油饱和指数（OSI）,与获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量基本相近或相等,并且该层段微裂缝发育、具异常压力、脆性矿物含量高和存在成熟运移油的贡献,为页岩油勘探的有利层段。     

冀北坳陷中元古界洪水庄组页岩油勘探前景探讨

为评价冀北坳陷中元古界洪水庄组页岩油勘探前景,对钻井岩心和露头剖面典型样品开展热解、基质孔隙度与渗透率、压汞+氮吸附、氩离子抛光+扫描电镜、X衍射全岩矿物等分析,综合前人分析与研究成果,剖析了洪水庄组页岩油形成条件,估算了页岩油资源潜力并探讨勘探前景。冀北坳陷洪水庄组中部潟湖相黑色泥页岩厚度主要介于35～55 m,有机质类型以Ⅱ₁、Ⅱ₂型为主,为一套富有机质的好—极好烃源岩,等效镜质体反射率处于0.80%～1.25%;基质孔隙度主要介于1.0%～8.0%,基质渗透率介于(2～100)×10^-6μm²,孔隙以孔径大于50 nm的无机孔缝为主;恢复后热解游离烃S₁主要介于1.60～6.50 mg/g,残余气态烃介于0.13～0.24 m³/t,具有较好的含油气性;脆性矿物含量平均介于61.9%～72.3%,具备良好的可压裂改造性。冀北坳陷洪水庄组富有机质页岩型页岩油地质资源量约为12×10⁸ t,可采资源量为0.72×10⁸     

页岩油微观赋存特征及其主控因素——以鄂尔多斯盆地延安地区延长组7段3亚段陆相页岩为例

以鄂尔多斯盆地延安地区延长组7段3亚段陆相页岩为研究对象,综合利用轻烃（C₆H₁₄和C₇H₁₆）吸附、N₂和CO₂吸附、岩石热解、有机地球化学、X射线衍射（XRD）等实验手段以及Dent吸附热力学模型与Horvarth-Kawazoe （HK）、Barrett-Joyner-Halenda （BJH）孔隙结构理论解释模型,系统开展了页岩油的微观赋存特征及其主控因素研究,建立了页岩油吸附能力预测的数学模型和赋存状态演化模型。研究结果表明：基于液态烃蒸气等温吸附实验和孔隙结构理论解释模型,可揭示一定范围孔隙中（孔径小于125 nm）页岩油的微观赋存特征。页岩中的吸附油是具有一定厚度的吸附油膜,其平均厚度随孔径增加呈Langmuir型吸附曲线增长。页岩油主要赋存于孔径小于25 nm的介孔中。当孔径小于3 nm时,孔隙内以赋存吸附油为主;当孔径大于3 nm时,孔隙内主要为游离油。页岩中的游离油量与孔缝空间、含油饱和度呈正相关关系。吸附油量与脆性矿物含量、宏孔结构参数无相关性,与总有机碳（TOC）含量、黏土矿物含量、微孔和介孔的比表面积与孔体积、轻烃类型以及压力呈正相关关系,与埋深和成熟度呈先增加后降低的变化关系,且有机质是页岩中吸附油的主控因素。镜质体反射率为0.75%是页岩油赋存状态和可动性转变的成熟度界限,而镜质体反射率为0.85%~0.90%则是页岩"含油性高、可动性好"的最佳成熟度窗口下限。在延安地区,1 000~1 200 m以深是延长组7段3亚段陆相页岩油勘探开发的有利层段。     

岩石密闭热释方法评价页岩含油性特征——以四川盆地侏罗系大安寨段为例

为解决页岩含油性评价受限于游离烃蒸发损失的难题,并考虑页岩含油性评价目的和井场快速分析的需求,在结合井场低温密闭粉碎技术、改进传统岩石热解方法的基础上,建立了一种岩石密闭热释方法定量评价岩石中游离烃含量的方法。对四川盆地侏罗系自流井组大安寨段页岩进行方法对比分析表明,岩石热解方法获得S₀值为0.001～0.046 mg/g,S₁值为0.165～4.648 mg/g,而密闭热释方法获得S₀值为0.026～0.984 mg/g,S₁值为0.113～5.989 mg/g;密闭热释方法获得的S₁值与岩石热解方法获得的S₁值基本相等,而S₀值提高了1～2个数量级。通过改进升温程序,井场密闭热释方法分别获得不加热条件下、90℃以前、90～300℃时单位质量岩石中的烃含量,这不仅获得了更加丰富的含油性数据,而且缩短了检测周期,满足了井场快速分析的需求。结合泥浆气测、页岩地化参数、储层流体性质等参数,评价了研究井大安寨段页岩含油量“甜点”,为页岩油含...     

渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析气田天然气来源探讨

渤海海域渤中19-6大型凝析气田的发现为渤中凹陷寻找大气田带来了希望和信心,深入研究其天然气的来源和成因对今后渤海天然气勘探具有重要指导意义。通过对开放和密闭体系热模拟实验结果分析,综合地球化学和数值模拟研究表明,渤海优质腐泥型湖相烃源岩[ω(TOC)=3.93%,I_H=727 mg/g(每克有机碳中干酪根热解烃量,下同)]干酪根热解累积生气的比例仅为10%,以排油为主;偏腐殖型湖相烃源岩热解生气比例也不大,I_H=100 mg/g时干酪根热解累积生气比例仅为30%,但由于干酪根的吸附作用,其中的残留烃在烃源岩中裂解成气,最后以排气为主。渤中19-6天然气为沙三段Ⅱ₁、Ⅱ₂和Ⅲ型混合烃源岩成熟到高成熟阶段的产物,是干酪根热解气与残留烃裂解气的混合物,且其供烃区为渤中凹陷西南的局部区域,供烃区古近系沙河街组沙三段烃源岩早期以排油为主,晚期(15 Ma以后)以排气为主,晚期排气量占总排气量的82%。下一步在渤中凹陷寻找大气田要选择供烃区烃源岩排烃气油比大、以排气为主的目标进行钻探。