渤海海域天然气成藏主控因素与成藏模式

【摘要】：对比研究渤海海域及周边陆地油区主要气田特征,发现渤海海域天然气成藏的主控因素有两点:存在相对富气凹陷,气源岩为偏腐殖型或高成熟腐泥型;富气凹陷的古近系发育高压异常厚层泥岩封盖层。渤海海域主要有5种天然气成藏模式:①封盖层下A型,即新生、新储、新盖型;②封盖层下B型,即新生、古储、古盖型;③封盖层内型,指在高压异常泥岩内部形成的气藏;④封盖层上A型,指天然气沿输导层与断裂垂向运移进入浅层,聚集在局部盖层发育区,形成的小规模天然气藏;⑤封盖层上B型,即由浅层稠油油田原油生物降解形成的较"干"的天然气聚集于油田之上的地层而形成的气藏。其中,封盖层下型形成的气藏充满系数(程度)最高,储量规模最大。就地区而言辽中凹陷北洼和渤中凹陷为相对富气凹陷,天然气勘探潜力较大,可成为天然气藏再勘探的重点区域 【作者单位】： 中国地质大学能源学院(北京) 中国地质大学能源学院(北京) 中国海洋石油有限公司天津分公司 中国海洋石油有限公司天津分公司 中国海洋石油有限公司天津分公司
【关键词】： 富油凹陷 富气凹陷 异常压力 主控因素 成藏模式 封盖层模式
【基金】：国家“十五”重大科技攻关项目(2003BA613A05)
【分类号】：P618.13
【正文快照】： 0引言近20年来我国天然气勘探成果突出,不仅发现了一批新的大中型气田,而且进一步加深了对中国天然气地质特征的认识。特别是前人结合中国地质条件以及大中型气田的分布特征,总结了中国大中型气田形成与分布的影响因素[1-6],这些理论成果在生产中很好地发挥了指导作用,并在实

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