中国大中型气田有利勘探区带

目前、中国（除台湾省外）共发现储量大于或等于１０００亿ｍ＾３以上的大、中型气田３３个，为全国气层气探明总储量的７２％。本文着重探讨了中国大、中型气田的主要控制因素：即发育于生气中心及其周缘；成气区内古隆起（构造）。     

中国大中型气田盖层特征

在对我国主要大中型气田盖层的岩性、厚度等宏观参数统计分析与排替压力、扩散系数等微观参数的实验分析基础上,对我国大中型气田盖层分布进行定性和定量研究,认为我国大中型气田盖层分布具有以泥岩为主、盖层厚度大(大部分分布在50~350 m之间)、排替压力较高(主要分布在10~30 MPa之间)、大中型气田扩散系数普遍较低(主要小于10^-6 cm²/s)和岩性大中型气田相对其他类型大中型气田在盖层厚度和排替压力等方面要求相对较低等特征。     

中国裂谷盆地高效大中型气田形成的封盖条件

通过我国裂谷盆地大中型气田盖层封盖特征分析,定义和求取了气藏盖层封盖能力综合评价参数和气藏天然气聚集效率.通过我国裂谷盆地中16个大中型气田天然气聚集效率与其盖层封盖能力综合评价参数之间关系研究得到,二者具有正比关系,即盖层封盖能力综合评价参数越大,天然气聚集效率越高;反之则越低.裂谷盆地高效大中型气田形成所需要的盖层封盖能力综合评价参数的下限值约为0.2×10-4Pa2*s.     

中国中西部前陆盆地油气分布与勘探方向

中国中西部前陆盆地具有多旋回复合特征：①以中生代（部分包括晚古生代晚期）前陆盆地为主体，发育陆相沉积层序；②普遍缺乏典型前陆盆地的被动大陆边缘层序“基础”，“基础”主要为晚古生代或更早形成的褶皱基底或前陆盆地；③普遍叠置新生代再生前陆盆地。受中生代前陆盆地早期阶段坳陷或断陷发育及温暖潮湿气候控制，主要烃源岩是三叠系－株罗系（部分包括石炭－二叠系）烃源岩。这些烃源岩厚度大，有机质丰度高，以Ⅲ型干格酪根为主，受第三纪再生前陆盆地叠置的控制，具生高峰期晚、成藏期晚的特征。叠置沉积物厚的地区普遍进入高－过成熟阶段，以聚集天然气为主；叠置沉积物较薄的地区以聚油为主。前陆盆地的油气分布明显受盆地结构控制，不同构造单元的成藏组合类型不同：前陆褶皱－冲断带油气以近源垂向运移为主，往往形成与冲断层有关的油气藏；前陆斜坡带油气以侧向运移为主，形成地层、岩性和与断块有关的油气藏。中西部前陆盆地油气富受盆地原型及其叠加、改造的控制。发育早、演化长、继承型或叠合型前陆盆地含油气前景最好，残余型前陆盆地次之。通过对中西部前陆盆地油源条件、冲断带演化、构造样式、油源断层、封盖层特征、晚期断裂活动强度等分析，提出库车、准噶尔南缘、塔里木西南缘、祁连山北缘、柴西南缘、川西、柴北缘等是进一步勘探的有利领域。     

中国高效大中型气田形成的封盖保存条件

在分析中国不同类型盆地46个大中型气田封盖及保存特征的基础上,利用气藏盖层封盖能力综合评价参数对盖层封盖能力进行了研究,结果表明,前陆盆地大中型气田天然气封盖能力最好,其次是裂谷盆地,克拉通盆地最差。根据天然气聚集时期的早晚对中国不同类型盆地大中型气田天然气保存特征进行研究,裂谷盆地高效大中型气田天然气聚集时期一般应为N及其以后,天然气保存条件较好;前陆盆地和克拉通盆地一般应为E—N及其以后,天然气保存条件相对较差。前陆盆地大中型气田天然气聚集效率最高,其次是裂谷盆地,克拉通盆地最低。根据大中型气田天然气聚集效率与其封盖保存条件之间的关系,克拉通盆地高效大中型气田形成所需要的盖层封盖能力综合评价参数的下限值约为3.1×109m/s,裂谷盆地约为7.0×109m/s,前陆盆地约为9.7×108m/s。图2表2参19     

中国大中型气田天然气的运聚特征

中国重点盆地大中型气田天然气的运聚具有多种途径和方式,归纳起来具有如下特点:区域构造运动是造成天然气运移的决定性控制因素;流体势决定天然气运移的方向和聚集的场所。在断陷盆地中,天然气以垂向和阶梯状运移为主;在克拉通、前陆斜坡和大型坳陷盆地中,天然气以侧向运移为主,垂向运移也起重要作用。断裂和不整合面是天然气运移的主要通道;异常压力是高压盆地天然气运移的主要动力,地热对热盆天然气的运移具有一定的影响;盆地的上倾方向和古隆起是天然气运移的指向区。     

我国不同类型盆地形成大中型气田的输导条件

通过对我国不同类型盆地大中型气田天然气输导通道特征分析认为,断裂是我国大中型气田天然气运移的主要输导通道。通过定义和求取气藏天然气输导能力综合评价参数,对我国3种类型盆地以断裂为主要输导通道的46个大中型气田的输导能力进行研究认为,克拉通盆地大中型气田天然气输导能力最强,其次是前陆盆地,最小为裂谷盆地。通过定义和求取气藏天然气聚集效率参数,对我国46个大中型气田进行了研究认为,前陆盆地大中型气田天然气聚集效率最高,其次是裂谷盆地,最低是克拉通盆地。通过对我国46个大中型气田天然气聚集效率与其天然气输导能力综合评价参数之间关系研究认为,前陆盆地大中型气田天然气聚集效率受输导能力影响程度最大,其次是裂谷盆地,最小是克拉通盆地。前陆盆地形成高效大中型气田所需的天然气输导能力综合评价参数的下限值约1.6×10^-14m/s;裂谷盆地约2.0×10^-14m/s;克拉通盆地约5.2×10^-14m/s.     

渤海湾盆地第三系层序地层特征与大中型气田分布

以地层层序特征研究为出发点 ,通过基准面旋回与生储盖组合关系的研究 ,结合已知大中型气田在层序中的位置分析 ,指出了渤海湾盆地第三系层序发育特征对大中型气田分布的控制作用及有利的成藏层系 ,从而使层序地层分析直接服务于油气勘探实践。     

中国大中型气田有利勘探区带

目前,中国(除台湾省外)共发现储量大于或等于1000亿m~3以上的大、中型气田33个,为全国气层气探明总储量的72％。本文着重探讨了中国大、中型气田的主要控制因素:即发育于生气中心及其周缘;成气区内古隆起(构造);潜伏低、中阶煤系或其上、下与之关联的圈闭;大、中型气田成藏期晚;大面积孔隙性储层和良好的区域性盖层。根据这些控制因素对塔里木、准噶尔、吐哈、柴达木、鄂尔多斯、四川、莺歌海、琼东南和东海盆地进行了综合评价,并指出了寻找大中、型气田的有利区带。     

中国各类陆相盆地斜坡区大中型岩性型油气田形成特征

我国陆相含油气盆地斜坡区大中型岩性型油气田主要发育于4类盆地之中:a)陕甘宁中生界稳定克拉通盆地具有中等油气资源丰度,盆地东北部的大型河流-三角洲砂体成为大型汇烃系统,将西南部生烃中心的油气源源不断地导向盆地东北部,在燕山Ⅳ幕东部强烈隆升改造作用下,呈南北向展布的盆地东北部三角洲砂体向东尖灭,形成大中型岩性油气田;b)松辽盆地为晚白垩世大型热衰减坳陷盆地,具有高—特高油气资源丰度,东部斜坡区发生反转掀斜改造,使纵向叠置、呈径向展布的大中型三角洲砂体与区域性断层及深部隆起复合形成大中型岩性-断层型油气田;c)准噶尔、川西、塔里木等中新生代大型前陆盆地,主力凹陷常发育大中型汇烃单元,且具有中等油气资源丰度,其斜坡区发育呈径向展布的一系列中小型裙边状扇体,配合斜坡区的大型古隆起背景、地层超覆尖灭和断层,形成大中型岩性型油气田;d)我国东部中新生界张性断陷盆地构造分割性极强,以发育小型汇烃单元为主,在具有高—特高油气资源丰度的凹陷,其斜坡区坡折带纵向叠置的大型扇三角洲及水下冲积扇体,与断层、火山岩体、泥底辟等叠合形成大中型岩性型油气藏.      

中国大中型气田主要地球化学和地质特征

对中国已发现的探明储量大于100×10⁸m³大中型气田的主要地球化学和地质特征进行了分析和总结;中国大中型气田的天然气可分为煤成气、油型气和生物气三种类型,各类天然气具有各自的组分和碳同位素特征,其中乙烷等重烃气的碳同位素是区分煤成气和油型气的有效指标。中国大中型气田的主要地质特征为:①强烃源充注,生气强度均大于20×10⁸m³/km²;②中、低孔渗储集层,孔隙率<15%的约占70%,渗透率为(0.1～500)×10^-3μm²的占88%;③以构造圈闭型为主,又可细分为早期或同期构造圈闭型和后期构造圈闭型;④生烃高峰期和成藏期较晚,除下古生界源岩形成的气田生烃高峰期和成藏期稍早外,其它气田均在第三纪和第四纪形成。     

中国陆相含油气盆地斜坡区大中型岩性型油气田形成条件

近10多年来,陆续在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔陆相盆地的斜坡区发现了一批大中型岩性型油气田,其形成的必要条件如下:(1)发育多套优质烃源岩,具特高-中等油气资源丰度(10×10⁴～60×10⁴t/km²);(2)发育一定规模的汇烃单元,保证足够数量的油气充分地向同一个构造-地层岩性带运移,在大型盆地的宽缓斜坡带,构造分割性较小,砂体能够大面积稳定分布;(3)多套(扇)三角洲前缘相砂体提供了巨大的储集空间,且其与优质湖相烃源岩构成不等厚-略等厚互层,形成面接触、体接触,组成高效排液组合,提高了区块油气资源丰度;(4)在区域性断层、深部隆起或地层超覆尖灭带的产状陡变区,岩性型油气藏纵向叠合好;(5)反转性掀斜改造常使砂体前缘由下倾尖灭转为上翘尖灭,抬斜性掀斜改造则使砂体获得整体性侧向封堵,发育大中型岩性-构造复合型圈闭;(6)(扇)三角洲砂体走向与地层走向垂直或大角度斜交,既保证油气输导系统的通畅性,又使得在砂体上翘方向形成大量岩性圈闭;(7)圈闭形成期与油气大规模运移期的适时配置,有利于形成大中型岩性型油气田。     

我国早期大中型天然气田攻关研究回顾

大中型气田勘探方向及目标评价研究是科研与生产密切结合的攻关项目,该项研究历时10年,取得了显著效果。文章系统地回顾了我国早期大中型天然气田重点课题攻关研究的决策过程,总结了天然气研究的特点、经验与体会,展示了天然气研究的显著成果。     

四川盆地大中型天然气田分布特征与勘探方向

四川盆地是中国最早开展天然气勘探开发和综合利用的地区。经过50多年的工业性勘探开发,发现了27个大中型气田,建成了中国第一个超100×10⁸m³ 产能的天然气生产基地。勘探及研究表明,四川盆地大中型气田主要集中分布在二叠系和三叠系,以孔隙型、裂缝-孔隙型气藏为主,并已形成了几个大型气田群。认识创新、思路创新和技术进步是四川盆地勘探发展的关键。通过总结四川盆地大中型气田的分布特征,进一步探讨了盆地勘探发展的方向,指出川东及川西的深层超深层、川东及川中陆相中浅层、山前带、嘉陵江组鲕滩和大型区域不整合等是下步勘探的重点领域。     

中国气藏（田）的若干特征

中国天然气藏以烃类气藏为主，还有少量二氧化碳气藏和极少量硫化氢气藏气藏中的天然气成因类型繁多，以油型气型和煤成气型为主，还有生物气型，混合气型，硫化氢气型和无机成因型。     

龙岗气田有望成为中国最大天然气田

近日，中石油在四川嘉陵江畔发现了有望成为国内最大天然气田的龙岗气田。龙岗气田预计储量达7000×10^8m^3．中国目前已有3个比较大的天然气盆地，分别是四川盆地、鄂尔多斯盆地和塔里木盆地。其中四川盆地的天然气地质资源量达3．6×10^12m^3可采资源量为2．28×10^12m^3．内蒙古苏里格气田是目前中国最大的气田，已探明储量5336×10^8m^3,普光气田排名第二，已探明储量3560×10^8m^3．     

中国中西部大型盆地差异演化与碎屑岩油气响应

以碎屑岩油气成藏体系为核心,将中西部大型盆地（四川、鄂尔多斯、准噶尔和塔里木）置于统一时空体系,分析晚古生代以来原型及其更迭对成藏体系形成、分布的控制与油气响应,明确勘探方向。研究认为,构造体制转换期的原型沉降结构差异约束了主力烃源岩及源内、内源近源成藏体系的形成与分布,原型更迭产生的构造形变决定了内源远源、外源与混源成藏体系的时空展布。不同成藏体系的油气行为受中、新生代陆内体制原型的叠加改造控制,表现为：①转换期前渊叠加产生的差异性构造沉降控制了内源近源成藏体系大面积岩性油气藏的形成和近隆起/斜坡相对富集;②燕山晚期以来的掀斜隆升改造致使早期近源油气藏发生调整与贫化;③燕山期以来的断裂改造控制了近源成藏体系油气局部富集高产与内源远源、外源成藏体系油气藏的形成。中部盆地碎屑岩油气勘探主攻方向为燕山期隆起斜坡区内源近源、源内成藏体系,西部盆地优先选择活动隆起压扭性断裂发育区的内源远源、外源成藏体系。     

中国陆相含油气盆地的形成与演化

本文从中国各个地质时斯地壳的地壳运动和沉积古地理出发，综合分析了中国陆相含油气盆地的形成与演化特点提出了二叠纪湖盆发育于新疆北部，晚三叠世湖盆主要发育于鄂尔多斯地区，侏罗纪中国中、西部大面积沉降，发育众多的大型湖盆，水域面积大，烃源岩发育。中、西部湖盆较东部发育是寻找大油气田的有利地地区。     

中国大中型气田分布的地质特征及主控因素

研究大中型气田形成的地质条件和主控因素，对于天然气工业的发展有重要意义。中国目前只有西藏及福建、浙江、湖南等少数省、自治区没有工业性气田，除志留系、泥盆系外，从前震旦系到第四系都有天然气田（藏），但是只在西部、中部、东部及近海4个含气区的11个盆地有储量大于100亿m^3的大中型气田（统计不包括南海南部海域及台湾省），主力气层分布也有明显地域性，与富气凹陷及烃源岩时代、盆地发展历史密切相关。结合中国地质条件及盆地（地区）具体的地质条件，总结了中国形成大中型气田的10条主控因素。由于天然气易于运移散失、难以保存，中国又是新近纪以来构造运动比较活跃的地区，因此，充足的气源、生气强度较高的富气凹陷以及大区域良好的封闭保存条件，是所有盆地形成大中型气田的必备要素，也是诸多地质因素中最为重要的因素，研究晚期、超晚期天然气成藏、定型，对中国天然气成藏及评价天然气前景有重要意义。图5表3参25