东濮凹陷油气资源评价研究历程
7.1.1第一次油气资源评价
第一次全国油气资源评价于1983至1986进行。根据全国石油系统油气资源评价会议的要求，中原石油勘探局在科技攻关的基础上，狠抓第一手资料的获取，充分利用三维地震、斯伦贝谢测井、密闭取心等多项先进技术，取得了大量的基础资料。截至1984年底，东濮凹陷已完成重、磁、电法普查，地震测线6余条20595km，探井487口，进尺1550000 m，井195口，取心1005.94 m，样品25000余个。本次对东濮凹陷油气资源和油气地质储量进行了系统预测和计算，提交了21份研究报告和科研简报，完成了18份专题总结报告。
本次资源评价以大量地质和地球化学资料为基础，运用现代生油理论和色谱、色谱-质谱、红外光谱、电镜、热模拟、岩石热解等现代实验技术，简要总结了凹陷沙河街组一段和沙河街组上段的油气生成特征。经过大量实际资料的验证，提出深水盐湖的沉积环境有利于咸水生活环境中水生生物的发育、大量繁殖和保存；钙质和白云质泥岩(页岩)与砂岩的纵向和横向相变关系有利于油气的生成、短距离运移和聚集。初步探讨了沙河街组一段和沙河街组上段-沙河街组油气生成的门限深度、温度和时间。通过烃源岩热模拟实验方法，获得了烃源岩在各热演化阶段的产油率和气态烃产率。同时，收集整理了中国东部30个高勘探程度凹陷的烃源岩、储层、构造、成油组合、沉降曲线、生油气启动温度和深度等20多种资料，并进行计算机处理，建立了数模模型。通过以上工作，分析了东濮凹陷的构造发育、石油地质特征和油气成藏条件。本次资源评价应用一些较新的油气资源定量评价和预测方法，对东濮凹陷的油气资源进行了评价和预测。应用的方法主要有:蒙特卡洛法、经验分布变换法、搜索区域分析法、油田规模分布的最大似然估计法、随机过程法、模糊综合评价法等。这些方法有的是中国科学院地质研究所数学地质组提出的新方法，有的是国外新方法在我国的首次引进和应用。最终计算结果如下:蒙特卡洛法:(8.343 ~ 16.752) × 108t(采样次数为10000)；经验分布变换法:(9.138 ~ 17.532)×108t；搜索区域分析法:8.62×108t；；油田规模分布的最大似然估计法:7.37×108t；；随机过程法:(8.18 ~ 15.67)×108t；模糊综合评价法:8亿吨。综合各种方法，东濮凹陷石油资源量为(11.02 ~ 11.34)×108t，天然气资源量为(1423.57 ~ 1534.82)。本次资源评价证实了东濮凹陷的油气资源潜力，并为七五勘探部署提供了建议:重点关注东濮凹陷非背斜油气藏。
7.1.2第二次油气资源评价
第二次全国油气资源评价于1992至1994进行。截至1992年底，东濮凹陷* *完成二维地震14658.85 km，三维地震2385.5 km2，* * *钻井945口，累计进尺315×104m，667口探井试油，共计2007年。根据石油部1992下达的第二次全国油气资源评价任务，中原石油勘探局勘探开发研究院开展了“东濮凹陷2D盆地模拟”专项研究工作，利用“六五”和“七五”油气勘探和石油地质研究成果，对截至1992年底积累的测井、地质录井和地化分析资料进行了重新分析统计。本次评价地质模型参数的选取区域是基于东濮凹陷10多年勘探开发的大量石油地质研究成果和实际资料，特别是地层结构数据是基于东濮凹陷近年来最新的地层结构研究成果，选取了39条累计长度约700 km的地震剖面。这些测线基本上反映和控制了整个区域的构造格局和构造程序。全区共选择模拟井(探井+人工井)603口。利用300多口井的声波时差和Ro%数据，恢复了东营组的剥蚀量，读取了全区100多口井的近5000个声波时差和深度数据，分段回归了下第三系三大岩性(砂岩、泥岩和膏盐岩)，做出了压实曲线。统计了东濮凹陷近700口探井的砂泥岩资料，编制了8层砂泥岩含量平面图。在热历史模型中，统计了100多口井的井温和Ro%数据，做出了地温梯度平面图和Ro+深度曲线。生烃史参数统计了约700口探井的综合录井资料、有机碳资料、原油密度、干酪根显微化验和元素分析资料，并做了相应的图件。利用东濮凹陷程克明对卫20、濮60和开25井一、二、三类干酪根热模拟实验资料，绘制了产油量和气速Ro%曲线。本着使模拟结果更准确、更有利于实际应用和解决实际问题的思路，烃源岩评价单元由原来的二分法(Es1和Es3)、三分法(—Es4)细分为五个研究单元，即Es1、Es3 1、Es3 2、Es3 3和Es3 4-Sha。
本次模拟计算采用石开发的二维盆地模拟系统(BAS2)。建立了适用于二维盆地模拟技术的地质地球化学数据库。模拟计算了东濮凹陷下第三系的沉积史、热史、生烃史和排烃史，并对这些结果进行了石油地质综合解释。以“四史”为基础，结合该区油气勘探实践，研究了该区油气聚集系数，预测了6个区块的油气资源量，评价了各区块的油气资源潜力。最终计算的资源量为:石油11.6100万t，天然气2359.44亿m3。提出了资源潜力勘探方向:老油田挖潜，老井复查；非构造地层和岩性油藏；新生代潜山油气藏。
本次评价是二维盆地模拟技术在东濮凹陷的首次成功应用。模拟结果与实际凹陷高度吻合，从原理和方法到地质建模和系统编程都证明了该技术的正确性和可行性。同时，本次评价对如何实现油气资源勘探的良性循环提出了以下认识:①老油田周边不同地区、不同地层的勘探程度不同，资源评价结果表明，这些老区仍有相当的资源潜力，是东濮凹陷近期获得储量的重点地区；(2)加强石油地质研究，深化对断块油气藏形成和分布规律的认识，应用和推广高新技术，依靠科技进步发展石油勘探，为钻井提供足够的圈闭，增加后备储量，缓解资源系列分布不合理带来的勘探困难，实现油气资源良性循环；③准确把握勘探投资方向，积极做好勘探接替战场的准备，充分发挥投资效益，加强东濮外围盆地和风险盆地的综合评价和勘探工作，开辟新的勘探领域，做好区块和盆地的接替工作，是实现勘探工作良性循环的重要步骤。
7.1.3第三次油气资源评价
第三次油气资源评价于1999年至2000年进行。中石化集团重组之初，为摸清其勘探区油气资源现状，特别是剩余油气资源，制定上游发展战略，部署了第三次油气资源评价。本次评价中，中原石油勘探局于1999至2000年进行了两项研究课题:“东濮凹陷油气资源评价”和“东濮凹陷已开发地区剩余油气资源评价”。
在为期两年的研究中，围绕东濮凹陷油气资源总体评价，重点研究了深层油气地质条件和勘探潜力，详细梳理了油气资源评价的基础参数。在二次资源评价的基础上，新增二维地震6300 km，三维地震3633 km2，1197口井，2100多个样品。主要开展了有效烃源岩厚度及分布、有机质丰度及分布、不同地区有机质热演化程度、油气生烃率、排烃效率及排烃方法、聚集系数等研究。，编制了94幅基础图和52幅成果图。在上述参数研究的基础上，利用盆地模拟法、地球化学法、分区评价法和圈闭评价法对东濮凹陷的油气资源进行了预测。预测全区石油资源量为12.37×108t，天然气资源量为3675×108m3。
本研究在以下几个方面取得了新的认识和进展:
(1)根据工作需要，开发了一套油气资源评价软件，初步应用效果良好。
(2)重新界定烃源岩并严格统计。结果表明，东濮凹陷黄河以南地区烃源岩厚度仅为65438±0200米，而不是传统资源评价中认为的2400米左右。上述工作解决了陆相盆地烃源岩普遍较厚的矛盾。
(3)根据不溶性和可溶性有机质多项地球化学分析指标的综合分析结果，结合地温场分布的差异，研究不同区域有机质热演化特征，研究结果用Ro与深度的关系表示。在计算油气产量的过程中，通过调用Ro- depth关系来计算有机质的热演化程度。由于它是建立在多种指标综合分析的基础上的，因此比单纯使用Ro与深度数据拟合的关系更能客观准确地反映地下有机质的热演化程度。
(4)根据实际资料的研究结果，提出了计算排烃效率的新方法。通过实际应用，取得了良好的效果。
(5)根据各种地质因素的模糊综合评价结果，研究了东濮凹陷不同地区的油气聚集系数，解决了聚集系数选取中人为因素造成的不确定性。
工作中研究了盆地的构造特征、形成演化史、烃源岩特征和生烃史、有机地球化学特征，明确了主要烃源岩和可能烃源岩。同时，对有效烃源岩的划分标准和聚集系数进行了专题研究。不同地层采用不同的资源评价方法:下第三系采用盆地模拟法，石炭-二叠系采用地球化学法。子评价单元用于模拟盆地演化和资源量，划分和评价含油气层，圈闭评价；根据不同的勘探单元，建立了探明、控制、预测、潜力和估算资源等五级资源序列，建立了东濮凹陷油气资源评价图形库和数据库，明确了剩余资源潜力和勘探方向。
与第二次资源评价相比，石油资源增加0.76×108t，天然气资源增加238×108 m3。剩余油气资源预测采用油田规模序列法。东濮凹陷剩余油资源量为(1.99 ~ 3.15)×108t。综合各种预测方法的结果，剩余探明石油资源量为(1.98 ~ 3.15)×108t，剩余探明天然气资源量为1064×108m3。
在三次资源评价中，应用了各种新技术和新方法。根据东濮凹陷的实际地质条件，建立了有效烃源岩的划分标准，成熟勘探区排烃系数研究取得了较大进展。选择适合东濮凹陷的盆地模拟方法，使模拟过程和结果更符合凹陷的实际情况。在盆地油气资源评价的基础上，分层次进行分层评价和圈闭评价。