渤海海域天然气成藏主控因素与成藏模式

被引：45

作者：

薛永安 ^{[1
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刘廷海 ^{[1
]}

王应斌 ^{[2
]}

张国良 ^{[2
]}

韦忠花 ^{[2
]}

机构：

[1] 中国地质大学能源学院(北京)

[2] 中国海洋石油有限公司天津分公司

来源：

石油勘探与开发 | 2007年 / 05期

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;

D O I：

暂无

中图分类号：

P618.13 [石油、天然气];

学科分类号：

070403 [天体物理学];

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

引用

页码：521 / 528+533 +533

页数：9

共 9 条

[1]

南堡凹陷高柳地区古近系坡折带类型及隐蔽圈闭分布特征附视频 [J].