董甜甜

中石油遼河油田勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010

遼河坳陷西部凹陷天然氣藏分布特征與成藏模式

董甜甜

中石油遼河油田勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010

遼河盆地西部凹陷油氣資源豐富，是典型的油氣共生盆地，天然氣藏與油藏在分布上有著密切的聯(lián)系。區(qū)域地質(zhì)分析及油氣共生關(guān)系表明，研究區(qū)天然氣藏剖面上具有“廣泛發(fā)育，類型互補(bǔ)”的特征，由淺及深依次發(fā)育純氣藏、溶解氣藏、氣頂氣藏和凝析氣藏；而平面上具有“廣泛分布，集中成藏”的特征，即油藏區(qū)均不同程度的發(fā)育有天然氣藏，以溶解氣和氣頂氣為主，且氣藏具有圍繞生烴洼陷成環(huán)帶狀分布的特征。源巖生烴特征、輸導(dǎo)體系的空間格架和油氣運(yùn)移過(guò)程中的分異作用是形成不同類型天然氣藏的主要因素。淺層游離氣成藏關(guān)鍵在于良好的蓋層；中部氣頂氣-溶解氣成藏關(guān)鍵在于良好的輸導(dǎo)體系；深部高成熟天然氣成藏關(guān)鍵在于良好的儲(chǔ)層。

西部凹陷；天然氣藏；烴源巖；疏導(dǎo)體系；儲(chǔ)層

成藏模式研究對(duì)油氣勘探具有重要意義。早在20世紀(jì)70年代，就有很多學(xué)者提出了許多簡(jiǎn)單的運(yùn)聚模式[1-19]，為油氣成藏模式的發(fā)展奠定了良好的基礎(chǔ)。1981年，Welte和Yukler針對(duì)計(jì)算機(jī)模擬第一次提出了基于地質(zhì)、地球物理、地球化學(xué)、水動(dòng)力學(xué)和熱力學(xué)數(shù)據(jù)的盆地三維動(dòng)力學(xué)建模的油氣成藏模式的完整概念[20]。隨后，Meissner于1985年也提出了區(qū)域烴類生成、運(yùn)移和聚集模式的概念[21]。此后，油氣成藏模式研究在中國(guó)各大盆地廣泛開展，如渤海灣盆地[22-24]油氣成藏模式分析的要素包括油氣藏形成的基礎(chǔ)條件、動(dòng)力介質(zhì)、形成機(jī)制和演化歷程等。成藏模式應(yīng)是基于全部要素的復(fù)合分析，但各類成藏模式的建立方法和適用范圍應(yīng)與不同的勘探程度和研究程度相適應(yīng)[25]。

一、研究區(qū)概況

西部凹陷位于渤海灣盆地遼河坳陷西南部，西起西部凸起，東至中央隆起，北起牛心坨地區(qū)，南至鴛鴦溝洼陷，總體呈北東向展布，陸地面積約2 560m2，是我國(guó)典型的陸相斷陷凹陷。沉積地層自下而上分別為：前新生界基底、古近系房身泡組、沙河街組、東營(yíng)組、新近系館陶明組、明化鎮(zhèn)組、第四系平原組。整個(gè)凹陷具有東陡西緩、北高南低、北窄南寬、東斷西超的構(gòu)造特征，自北向南可進(jìn)一步劃分為牛心坨、陳家、盤山、清水和鴛鴦溝5個(gè)次級(jí)洼陷及夾雜期間的7個(gè)構(gòu)造帶，呈現(xiàn)出隆凹相間的復(fù)雜構(gòu)造格局（圖1）。

西部凹陷發(fā)育有多套深湖-半深湖相暗色泥頁(yè)巖，其中古近系沙河街組沙四段、沙三段泥頁(yè)巖厚度大、分布廣、有機(jī)質(zhì)含量高且處于成熟生油氣階段，是凹陷中最主要的烴源巖。在有機(jī)質(zhì)類型上，沙三、沙四段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型以混合型為主，有機(jī)質(zhì)類型豐富，具有很強(qiáng)油氣生成能力[26-27]。烴源巖集中發(fā)育且油氣兼生的特征決定了西部凹陷天然氣藏與油藏在分布上有著密切的聯(lián)系，但同時(shí)油氣運(yùn)移能力的差異也導(dǎo)致西部凹陷天然氣藏和油藏在成藏規(guī)律上有著顯著的區(qū)別。

隨著認(rèn)識(shí)的不斷深入，西部凹陷經(jīng)歷了由古近系砂巖油氣藏到基巖潛山油氣藏，由構(gòu)造油氣藏到隱蔽油氣藏，由淺層到深層，由陸地到灘海，由油藏到氣藏等多期、多層次、多目標(biāo)勘探的過(guò)程。相比石油，天然氣具有更廣泛的生烴條件、更強(qiáng)的運(yùn)移能力和更多樣的賦存相態(tài)，因而天然氣分布規(guī)律的刻畫和成藏模式的分析難度更大。天然氣藏特殊的成因類型、成藏條件已逐漸成為了近期研究的熱點(diǎn)[28]。

圖1 遼河盆地西部凹陷構(gòu)造格局圖

二、氣藏分布特征

通過(guò)氣藏與油藏的伴生關(guān)系分析，遼河坳陷西部凹陷的天然氣藏可分為與石油共生的溶解氣藏、氣頂氣藏、凝析氣藏和單獨(dú)存在的純氣藏四種基本類型。

（一）剖面分布特征

總體上看，西部凹陷天然氣藏在剖面上分布存在著“廣泛發(fā)育，類型互補(bǔ)”的特征?！皬V泛發(fā)育”是指凹陷內(nèi)天然氣藏從1 000m至3 000m均有發(fā)育，埋深范圍覆蓋凹陷內(nèi)所有已證實(shí)的油氣產(chǎn)層。“類型互補(bǔ)”是指不同類型的氣藏有其自身的主要埋深范圍和聚集層系：總體上純氣藏分布的深度在1 000m～2 600m之間，主要介于1 000m～2 000m深度之間，主要發(fā)育層系為Es32及其以上地層；氣頂氣藏和溶解氣藏與油藏共生，是西部凹陷最主要的氣藏類型，氣藏儲(chǔ)量大，分布范圍廣，深度在1 300m～3 000m之間，發(fā)育層系最廣，且具有油藏越發(fā)育的層系溶解氣和氣頂氣藏也越發(fā)育的特征（圖2、圖3）；凝析氣藏?cái)?shù)量較少，主要埋深在1 600m～3 200m深度，以2 500m～3 200m之間相對(duì)集中，層系以沙三段及更老地層為主。

（二）平面分布特征

西部凹陷天然氣藏在平面上具有“廣泛存在、集中成藏”的分布特征（圖4）?！皬V泛存在”是指凡是有油藏的區(qū)塊都不同程度的有天然氣產(chǎn)出，其中以溶解氣和氣頂氣為最主要的氣藏類型，其中石油儲(chǔ)量較大的興隆臺(tái)等區(qū)塊就是天然氣的主要富集區(qū)?！凹谐刹亍笔侵柑烊粴獠鼐哂袊@生烴洼陷成環(huán)帶狀分布的特征，西部凹陷主要的天然氣富集區(qū)為興隆臺(tái)、雙臺(tái)子、雙南、洼16等區(qū)塊，均緊鄰最主要的生烴洼陷—清水洼陷[29]，純氣藏、溶解氣藏、氣頂氣藏、凝析氣藏[30]均有發(fā)育。

圖2 西部凹陷主要不同性質(zhì)氣藏深度頻率分布圖

圖3 不同層位不同類型油氣藏分布圖

三、天然氣藏形成地質(zhì)要素

（一）烴源巖特征

遼河坳陷西部凹陷烴源巖有機(jī)質(zhì)類型為混合型，主要分布于沙三段中下部和沙四段，具有厚度大、分布面積廣、有機(jī)質(zhì)豐度高等特點(diǎn)。其中沙三段中下部的暗色泥頁(yè)巖，遍布整個(gè)凹陷，最大生氣強(qiáng)度可達(dá)400×108m3/km2，是凹陷內(nèi)最主要的烴源巖。在烴產(chǎn)物類型上，烴源巖具有油氣兼生的特征，主要生氣期也是主要生油期，天然氣類型為與石油伴生而成的油型氣。在生烴時(shí)間上，西部凹陷存在兩期生氣期，第一個(gè)生氣期為東營(yíng)組后期，烴產(chǎn)物以油氣兼生為特征；第二個(gè)生氣期為明化鎮(zhèn)組至今，其中第一個(gè)生氣期為凹陷最主要的生氣期。

烴源巖地球化學(xué)及生烴特征決定了西部凹陷是一個(gè)油氣同源、油氣共生的地區(qū)。由于天然氣是伴隨著石油的產(chǎn)生而大量生成的，因此凹陷內(nèi)天然氣應(yīng)首先滿足同一層系中石油溶解作用的需求，這就決定了天然氣賦存相態(tài)也以與原油共生的游離態(tài)氣頂氣和溶解氣為主。

（二）輸導(dǎo)體系

天然氣較之石油，更容易發(fā)生運(yùn)移[31]，西部凹陷斷裂體系與滲透砂體良好的空間配置關(guān)系決定了凹陷中天然氣運(yùn)移廣泛存在。西部凹陷一般以北東向和近東西向正斷層為不同構(gòu)造單元的邊界斷裂，斷裂主要發(fā)育于沙三、沙四源巖層，延伸距離大，在空間上溝通了源巖和儲(chǔ)層。此外，北東向斷裂在受多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)中均較為活躍，尤其是東營(yíng)組沉積末期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，在時(shí)間上與源巖主生烴期形成了良好的配置關(guān)系。斷層在此期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)中成為油氣主要的垂向運(yùn)移通道。

圖4 西部凹陷油氣藏分布位置圖

西部凹陷內(nèi)不同層段油氣顯示與砂地比疊合顯示，油氣藏主要發(fā)育在砂地比大于20%或平均孔隙度大于10%的地區(qū)，由此表明了厚砂層或者高孔滲砂層具有良好的輸導(dǎo)性。特別需要指出的是，西部凹陷內(nèi)天然氣儲(chǔ)量（溶解氣和氣頂氣）最為豐富的沙一、沙二段地層中，油氣藏分布與砂巖厚度關(guān)系并不如沙三段明顯。究其原因，沙二段儲(chǔ)層垂向上離烴源巖層較遠(yuǎn)，油氣由下部源巖進(jìn)入儲(chǔ)層主要依靠斷層垂向輸導(dǎo)，在斷層輸導(dǎo)性差的區(qū)域，油氣難以運(yùn)移，導(dǎo)致淺層沒(méi)有斷層溝通的砂巖層沒(méi)有油氣注入，不能成為油氣輸導(dǎo)層。故砂巖（尤其是東營(yíng)組和沙一二段砂巖）對(duì)油氣的輸導(dǎo)能力還取決于其與斷層的組合關(guān)系。生的溶解氣藏和氣頂氣藏。隨著天然氣運(yùn)移過(guò)程的繼續(xù)，天然氣進(jìn)入1 500m以淺的地區(qū)。由于該地層距主力烴源巖層系較遠(yuǎn)，石油難以運(yùn)移到此深度范圍，缺乏發(fā)生溶解作用的介質(zhì)，故游離態(tài)純氣藏增多。

天然氣運(yùn)移過(guò)程中的分異作用導(dǎo)致了不同層系、不同地區(qū)天然氣物理化學(xué)性質(zhì)的差異。在運(yùn)移過(guò)程中運(yùn)移距離的不同導(dǎo)致了天然氣物性化學(xué)組分的明顯分異，即色層效應(yīng)的出現(xiàn)。西部凹陷不同層天然氣干燥系數(shù)(C1/C1-5)統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，總體上來(lái)看，深部天然氣的干燥系數(shù)相對(duì)較低，越向上部地層天然氣干燥系數(shù)越高。即在天然氣向上運(yùn)移的過(guò)程中分子量較大的組分被地層吸附，組分發(fā)生了明顯的變化（圖5）。平面上，西部凹陷內(nèi)濕氣主要集中于距生烴洼陷較近的區(qū)域，而在凹陷邊部由于天然氣運(yùn)移距離較遠(yuǎn)，則主要為干氣聚集（圖6）。

（三）運(yùn)移分異作用

西部凹陷天然氣藏在剖面上形成了從上至下發(fā)育純氣藏至溶解氣再至凝析氣藏的遞變序列。在源巖生氣過(guò)程中，所生成的天然氣先滿足深部原油的溶解作用，原油過(guò)飽和的天然氣溢出形成凝析氣藏。深部地層溫度、壓力高，利于凝析氣藏的形成，越向淺部地層，溫度和壓力越低，越不利于凝析氣藏的形成。天然氣在沿?cái)鄬影l(fā)生垂向運(yùn)移后，進(jìn)入較淺埋深的砂體儲(chǔ)層中，發(fā)生以側(cè)向運(yùn)移為主的二次運(yùn)移，在運(yùn)移過(guò)程中隨著地層溫度壓力的進(jìn)一步降低，形成與原油共

圖5 西部凹陷不同層系天然氣干燥與深度關(guān)系圖

四、天然氣成藏模式

依據(jù)不同類型天然氣分布特征及成藏過(guò)程，可將西部凹陷天然氣藏劃分為以下三種成藏模式：淺層游離氣成藏模式、氣頂氣和溶解氣成藏模式和深部高成熟天然氣近距離成藏模式。

（一）淺層游離氣成藏模式

該成藏模式的典型特征是天然氣主要來(lái)源于下部油藏已經(jīng)出溶的天然氣，或者沿大斷裂從深部地層直接向上逸散出來(lái)后以氣相運(yùn)移上來(lái)的天然氣。天然氣運(yùn)移方式可以是由與氣藏溝通的斷裂滲濾運(yùn)移而來(lái)，也可以是以擴(kuò)散方式運(yùn)移而來(lái)。氣體以游離相態(tài)進(jìn)入淺層的圈閉并聚集成藏，形成純氣藏（圖7）。

該成藏模式主要出現(xiàn)于中淺部地層中，距烴源巖較遠(yuǎn)，典型區(qū)塊為興隆臺(tái)油田淺層氣藏。此類型氣藏一般與斷層伴生，斷層成為天然氣很好的通道。淺層地層由于受到的壓實(shí)程度小，而且相關(guān)的斷層也可能造成天然氣的泄漏，因此，良好的蓋層作為封閉條件是此類型氣藏發(fā)育的一個(gè)主要控制因素。

（二）氣頂氣和溶解氣成藏模式

該成藏模式的典型特征是天然氣與石油共存。原油中溶解的天然氣處于飽和狀態(tài)，氣藏為溶解氣藏，隨著天然氣的不斷注入，或隨著油氣運(yùn)移過(guò)程中溫壓的變化，天然氣從原油中溢出，在油層上部逐漸聚集形成氣頂氣藏。該成藏模式中天然氣運(yùn)移相態(tài)由溶解相變成了溶解相和游離相兩種方式（圖8）。

該成藏模式的關(guān)鍵是高效輸導(dǎo)體系的存在。高效輸導(dǎo)體系的存在能保證天然氣不斷注入，使油藏達(dá)到過(guò)飽和；或使油氣持續(xù)向低勢(shì)區(qū)運(yùn)移，在地層溫度、壓力不斷降低的條件下，天然氣在原油中的溶解度降低，從而溶解在原油中的天然氣才能達(dá)到過(guò)飽和最終溢出呈氣相。該成藏模式主要出現(xiàn)于中淺部地層中，深部也可能出現(xiàn)，如錦州油田、高升油田、歡喜嶺油田均存在這種模式的天然氣聚集作用。

圖7 淺層游離態(tài)天然氣成藏模式

圖8 原油溶解氣成藏模式

（三）深層高成熟天然氣近距離成藏模式

該天然氣成藏模式的典型特征是氣藏臨近成熟烴源巖，屬于近距離運(yùn)移、就近聚集成藏模式。當(dāng)烴源巖演化達(dá)到了大量生氣階段，排出的產(chǎn)物主要是各種氣態(tài)組分，可以伴生少量輕質(zhì)油[32]，油主要以逆蒸發(fā)的形式溶解于天然氣中，與天然氣同時(shí)運(yùn)移，進(jìn)入圈閉聚集形成氣藏。當(dāng)氣藏中含有一定量的輕質(zhì)油或凝析油時(shí)即形成凝析氣藏。

該成藏模式發(fā)生于近源區(qū)，源巖及保存條件優(yōu)越，成藏的關(guān)鍵在于良好儲(chǔ)層的存在。一般而言，埋深大的地區(qū)，儲(chǔ)集層物性不是很好，但對(duì)于天然氣來(lái)說(shuō)，物性稍差的儲(chǔ)集層也可以聚集一定量的天然氣。如果儲(chǔ)集層中有次生的溶蝕孔隙或微裂縫發(fā)育，則可以改善儲(chǔ)集層儲(chǔ)集條件，有利于天然氣聚集成藏。氣藏類型可以是巖性氣藏，也可以是地層型或構(gòu)造型氣藏（圖9）。興隆臺(tái)油氣田興古2井～興古7井天然氣藏符合該模式[33]。

圖9 深層高成熟近距離天然氣成藏模式

但需要特別指出的是：雖然不同的天然氣成藏模式出現(xiàn)于不同的深度和區(qū)域，但實(shí)際上各種成藏模式在凹陷的分布并沒(méi)有明確的界限，而是不同的地質(zhì)條件下，可能出現(xiàn)不同的成藏模式，甚至在同一區(qū)域、同一層位可能出現(xiàn)不同的成藏模式，尤其在地質(zhì)條件發(fā)生變化的部位更可能出現(xiàn)幾種模式同時(shí)存在的情況。

五、結(jié)論

1．遼河坳陷西部凹陷發(fā)育的天然氣藏類型主要有四種：與石油共生的溶解氣藏、氣頂氣藏、凝析氣藏和單獨(dú)存在的純氣藏。

2．研究區(qū)天然氣藏在剖面上具有“廣泛發(fā)育，類型互補(bǔ)”的特征，平面上具有“廣泛分布，集中成藏”的特征。

3．研究區(qū)不同類型天然氣成藏的主控因素為源巖生烴特征、輸導(dǎo)體系的空間格架和油氣運(yùn)移過(guò)程中的分異作用。

4．研究區(qū)天然氣藏發(fā)育三種成藏模式：淺層游離氣藏的成藏關(guān)鍵在于良好蓋層的存在；中部氣頂氣-溶解氣藏成藏的關(guān)鍵在于良好輸導(dǎo)體系的發(fā)育；深部高成熟天然氣藏成藏的關(guān)鍵在于良好的儲(chǔ)層。

[1] GUSSOW W G. Differential entrapmentofoil and gas： a fundamental principle[J]. AAPG Bulletin, 1954, 38(5)： 816-853.

[2] DICKEY P A. Possible primary migration of oil from source rock in oil phase[J]. AAPG Bulletin, 1975, 59(2)： 337-345.

[3] ZHU G Y, ZHANG S C, SU J, et al. Alteration and multi-stage accumulation of oil and gas in the Ordovician of the Tabei Uplift, Tarim Basin, NW China： Implications for genetic origin of the diverse hydrocarbons [J]. Marine and Petroleum Geology, 2013, 46(2)： 234-250.

[4] PRICE L C. Aqueous solubility of petroleum as applied to its origin and primary migration[J]. AAPG Bulletin, 1976, 60 (2)： 213 -244.

[5] ZHU G Y, ZHANG S C, SU J, et al. Secondary accumulation of hydrocarbons in Carboniferous reservoirs in the northern Tarim Basin, China[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2013, 102： 10-26.

[6] NEGLIA S. Migration of fluids in sedimentary basins [J].AAPG Bulletin, 1979, 63(4)： 537-597.

[7] HAO F, ZOU H Y, GONG Z S, et al. Petroleum migration and accumulation in the Bozhong sub-basin, Bohai Bay basin, China： Significance of preferential petroleum migration pathways (PPMP) for the formation of large oilfields in lacustrine fault basins[J]. Marine and Petroleum Geology, 2007, 24(1)： 1-13.

[8] PRICE L C. Utilization and documentation of vertical migration in deep basins[J]. Journal of Petroleum Geology, 1980, 3(2)： 353-387.

[9] BARY E E, FOSTER W R. A process for primary migration of petroleum[J]. AAPG Bulletin, 1980, 64(1)： 107-114.

[10] LEYTHAEUSER D, SCHAEFER R G, YUKLER A. Role of diffusion in primary migration of hydrocarbons[J]. AAPG Bulletin, 1982, 66(3)： 408-429.

[1 1] ASCHENBRENNER B C, ACHAUER C W. Minimum conditions for migration of oil in water-wet carbonate rocks[J]. AAPG Bulletin, 1960, 44(2)： 235-243.

[12] BERG R R. Capillary pressure in stratigraphic traps[J]. AAPG Bulletin, 1975, 59(6)： 939-956.

[13] ENGLAND W A, MACKENZIE A S, MANN D M, et al. The movement and entrapment of petroleum fluids in the subsurface [J]. Journal of the Geological Society, 1987, 144(2)： 327-347.

[14] DEWERS T, ORTOLEVA P. The role of geochemical selforganization in the migration and trapping of hydrocarbons[J]. Applied Geochemistry, 1988, 3(2)： 287-316.

[1 5] ALLAN U S. Model for hydrocarbon migration and entrapment within faulted structures [J]. AAPG Bulletin, 1989, 73(5)：803-811.

[16] HUNT J M. Generation and migration of petroleum from abnormally pressured fluid compartments[J]. AAPG Bulletin, 1990, 74(1)： 1-12.

[1 7] HAO F, ZOU H Y, LI X G, et al. Migration and occurrence of high wax oils in the Damintun Depression, Northeast, China：Implication for primary controls of petroleum migration pathways in heterogeneous carrier beds[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2009, 67： 105-115.

[1 8] CHAPMAN R E. Effects of oil and gas accumulation on water movement[J]. AAPG Bulletin, 1982, 66(3)： 368-372.

[19] POWLEY D. Pressures and hydrogeology in petroleum basins[J]. Earth-Sciences Reviews, 1990, 29(3)： 215-226.

[20] WELTE D H, YUKLER M A. Petroleum origin and accumulation in basin evolution： a quantitative model[J]. AAPG Bulletin, 1981, 65(8)： 1387-1396.

[21] MEISSNER F F. Regional hydrocarbon generation,migration, and accumulation pattern of Cretaceous strata, Powder River Basin[J]. AAPG Bulletin, 1985, 69(5)： 856-857.

[22] 杜學(xué)斌, 解習(xí)農(nóng), 任建業(yè), 等. 濟(jì)陽(yáng)坳陷中生界古潛山油藏輸導(dǎo)體系及成藏模式[J]. 地質(zhì)科技情報(bào), 2005, 24(2)： 22-26.

[23] 楊曉敏, 廖林, 姜曉. 山東省孤南洼陷低熟油特征及成藏模式[J]. 地質(zhì)科技情報(bào), 2004, 23(1)： 69-71.

[24] 李博一, 劉洛夫, 衛(wèi)倩倩, 等. 準(zhǔn)噶爾盆地白家海凸起二疊系、三疊系油氣來(lái)源及成藏模式[J]. 地質(zhì)科技情報(bào), 2014, 33(5)：141-148.

[25] 傅學(xué)斌. 小型箕狀斷陷盆地構(gòu)造-沉積模式與油氣成藏——以蘇北管鎮(zhèn)次凹為例[J]. 地質(zhì)科技情報(bào), 2009, 28(2)： 77-80 .

[26] 吳沖龍, 林忠民, 毛小平, 王連進(jìn). “油氣成藏模式”的概念、研究現(xiàn)狀和發(fā)展趨勢(shì)[J]. 石油與天然氣地質(zhì), 2009, 30(6)：673-682.

[27] 單俊峰、陳振巖、回雪峰, 遼河坳陷西部凹陷坡洼過(guò)渡帶巖性油氣藏形成條件[J]. 石油勘探與開發(fā), 2005, 32(6)： 42-45.

[28] 張占文, 陳振巖, 郭克圓, 等. 遼河盆地天然氣地質(zhì)[M]. 北京：地質(zhì)出版社, 2002.

[29] 馮有良, 魯衛(wèi)華, 門相勇. 遼河西部凹陷古近系層序地層與地層巖性油氣藏預(yù)測(cè)[J]. 沉積學(xué)報(bào), 2009, 27(1)： 58-63.

[30] 單俊峰, 陳振巖, 張卓, 等. 遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡古潛山油氣成藏條件研究[J]. 特種油氣藏, 2004, 11(4)： 39-42.

[31] 李明誠(chéng). 石油與天然氣運(yùn)移(第三版)[M]. 北京： 石油工業(yè)出版社, 2004.

[32] 朱芳冰. 遼河探區(qū)西部凹陷源巖特征及低熟油分布規(guī)律研究[J]. 地球科學(xué), 2002, 27(1)： 25-29.

[33] 王凱. 遼河西部凹陷西南部沙一、二段沉積體系與層序地層特征[J]. 特種油氣藏, 2002, 9(5)： 22-25.

（責(zé)任編輯：劉格云）

Distribution and Hydrocarbon Accumulation Mode of Natural Gas in the West Depression, Liaohe Basin

DONG Tian-tian

Research Institute of Liaohe Oil Field Company, CNPC, Panjin, Liaoning 124010

West Depression of the Liaohe Basin possesses abundant oil and gas resources, it is a typical symbiotic basin of oil and gas, and the distribution of natural gas and oil has a close connection. Regional geological analysis and oil/gas symbiotic relationship research show that natural gas has the features of wide distribution and types complementary, pure gas reservoir, dissolved gas reservoir, gas cap gas reservoir and condensate gas reservoir developed from the shallow to deep depth, and characterized by wide distribution and concentration accumulation. Gas reservoir developed in varying degrees in the reservoir area, and mainly dissolved gas and gas cap gas, and the gas reservoir developed round the hydrocarbon depression, distributed in annuluses. The hydrocarbon generation characteristics of the source rocks, space structure of the translocation system and the differentiation during the oil and gas migration are the main factors for forming different types of natural gas reservoirs. The key element for the free gas accumulation in the shallow depth is the excellent seal rock, and the key to gas cap gas-dissolved gas accumulation in the middle depth is the good translocation system, as well as the excellent reservoir is the key element for the high maturity natural gas accumulation in the deep buried depth.

west depression; natural gas reservoir; source rock; translocation system; reservoir

TE122

A

1007-6875(2017)03-0006-07

日期：2017-04-17

10.13937/j.cnki.hbdzdxxb.2017.03.002

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（Nos.41572114, 41302110）。

董甜甜（1981—），男，湖北隨州人，工程師，現(xiàn)主要從事油田地質(zhì)開發(fā)工作。