第25卷第5期石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)Vol 25,No 52003年10月PETROLEUM GEOLOGY EXPerimentOct.2003文章編號(hào):1001-6112(2003)05-0439—06渤海及周緣天然氣資源分析王國(guó)純,張厚和中海石油研究中心勘探研究院,河北高碑店θ74010摘要:渤海灣盆地環(huán)海3大坳陷及海堿夭然氣資源眢具特色,特別是海堿,萁演化、發(fā)育是周邊3大坳陷的延伸與交匯,有獨(dú)特的地質(zhì)特性,再加之郯廬斷裂貫穿整個(gè)海域,對(duì)其油氣成藏有重大影響。天然氣的形成受控于母質(zhì)類型及演化程度1。大港、遼河油有廣闊天然氣勘探前景。勝利油區(qū)的腐泥型優(yōu)質(zhì)源巖在低熟—成熟及其過(guò)渡階段已大量生成石油。海域有眾多富生烴凹陷,烴類可演化到過(guò)成熟階段,加之快速沉積和烴類生成產(chǎn)生的超壓等條件,油氣資源可與周邊3大坳陷媲美關(guān)鍵詞:天然氣資源;干酪根類型;成熟度;高溫;高壓;渤海灣盆地中圖分類號(hào):TE122.1文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼:A渤海海域是渤海灣盆地的重要組成部分,是周628.04×1?m計(jì),1999年千米橋古澘山探明凝析邊3大坳陷(下遼河、黃驊、濟(jì)陽(yáng)坳陷)向海域的延伸氣305.1×10m3,烏馬營(yíng)古潛山探明煤型氣300與交匯,是盆地發(fā)育演化的最新部分3ˉ。海域有10m3。累計(jì)天然氣1298.24×10m3,其中氣層氣盆地其它構(gòu)造單元的共性,更多表現(xiàn)岀自身的特殊占累計(jì)天然氣量旳51.6%,而凝析氣占?xì)鈱託饬康男?特別是郯廬斷裂主體通過(guò)海域,對(duì)海域的烴類生45.5%,煤型氣占19.4%,淺層次生氣層占8.1%成、運(yùn)移等起到重要的作用。有機(jī)質(zhì)類型的差異和大港油區(qū)目前天然氣以氣層氣為主,而凝析氣和煤熱演化的差異更是海域天然氣資源遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于周邊坳型氣又是氣層氣的主體。陷的根本保證。海域勘探程度很低,石油資源可與1.1凝析氣周邊3大坳陷媲美,天然氣資源可能更勝一籌。凝析氣主要源于板橋凹陷,該凹陷沙三段泥巖TOC平均值1.04%,氯仿瀝青“A”為0.21%,在大港油區(qū)天然氣資源4400~4750m處R。值為1.0%~1.3%,母質(zhì)類型為Ⅱ2—Ⅲ干酪根,源巖埋深3200~4500m6大港油區(qū)隸屬黃驊坳陷陸地主體,截止2000198年板深7井在奧陶系灰?guī)r4265~4395m產(chǎn)油年底,累計(jì)探明氣層氣670.20×10m3,溶解氣143.36t/d,其上覆中生界上侏羅統(tǒng)和白堊系80m沙三段厚愈干米,蓋層為欠壓實(shí)層(圖1)。港347板15板深3580281348板809家家圓自四中國(guó)煤化CNMHGl.人頭壓居;.壇;.腴石風(fēng)化邴泥簾;.川氣運(yùn)栘門(mén);.壓頭出Fig. 1 Sketch map of migrating way and cap rocks in Qianmiqiao burial hill gas condensate reservoir收稿日期:2002-05-17;修訂日期:2003-07-08作者簡(jiǎn)介:王數(shù)據(jù),男(漢族,黑龍江齊齊哈爾人,高級(jí)工程師,主要從事石油地質(zhì)綜合研究工作·440·石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)第25卷千米橋潛山成藏條件:a)源于生凝析氣的扳橋“A”分別為0.138%、0.217%,總烴分別為543×凹陷(Ⅱ2-Ⅲ型干酪根,演化程度高,R。為1.3%,10-6、1142×10-6,母質(zhì)類型為Ⅱ1型,2800m演化地層超壓,沙三段壓力系數(shù)1.2~1.67,是油氣遠(yuǎn)程度為R。<0.5%,在2800~4500m層段R。為0距離運(yùn)移驅(qū)動(dòng)力,其具備臨界凝析溫度168℃,臨界5%~1.3%,4500~5300m層段R。為1.3%~2凝析壓力32MPa,沙三段源巖以斷層與奧陶系潛山0%,在5300m處R。>2.0%。以清水凹陷馬深1接觸(圖1)供烴。b)良好的蓋層,除泥巖封蓋,還具井為例,在2800m處C1-C氣態(tài)含量高,液態(tài)烴壓力封蓋。c)儲(chǔ)層發(fā)育,缺少晚古生代地層,風(fēng)化、極少;2800~4400m氣體組分少,烴態(tài)組分增加,淋濾削蝕時(shí)期長(zhǎng),裂隙與粒間溶孔發(fā)育。d)晩期斷為凝析油,450m進(jìn)λ高成熟階段,氣態(tài)含量劇增。裂不發(fā)育,保存條件好在興隆臺(tái)復(fù)式油氣藏,氣層氣為169.51.2煤型氣10°m3,凝析油21×10m3,原油9448×10m3,只有煤型氣主要源于上古生界石炭一二疊系的煤系下部基巖(Ar)為凝析氣藏邊部、上部均為油氣藏,層系。烏馬營(yíng)構(gòu)造位于南皮一滄東凹陷,烏深1井該構(gòu)造由55條斷層切割各類氣藏134個(gè),其中儲(chǔ)揭示石炭二疊系厚1091m,煤巖厚2lm;碳質(zhì)泥量小于1×105m3的氣藏有112個(gè)。又如雙臺(tái)子氣巖厚24m,深灰色泥巖厚140m,煤巖TOC為38.田產(chǎn)氣層氣58.92×10m3,凝析油182×10m2,79%-59.7%,氯仿瀝青“A"平均1.65%總烴平均原油1843×10m3。歡喜嶺氣田探明氣層氣80.516320×10;碳質(zhì)泥巖TOC平均為5.44%,氯仿瀝×10m,疑析油115×10m,原油46788×10m青“A”平均0.176%,總烴平均1008.4×10-6;泥巖從上述3個(gè)含凝析氣的氣田看,凝析氣的量比TOC平均為1.78%,氯仿瀝青“A為0.149%,總烴較少,主要是成熟階段的油伴生氣運(yùn)移產(chǎn)生的氣層696.41×106;R。為1.15%~1.53%。1998年烏深1井于5852m奧陶系上馬家溝組完鉆,酸化后日氣,3個(gè)氣層氣占全坳陷氣層氣的45.8%產(chǎn)氣11×10m3,含水,經(jīng)分析氣源來(lái)自石炭二疊2.2油伴生氣(次生氣藏)煤系地層8?？坠?井于3029m以下揭示二疊系通過(guò)分析遼河坳陷陸地部分以次生氣藏為主石盒子組大套油浸砂巖,測(cè)試日產(chǎn)輕質(zhì)油88天然體,目前發(fā)現(xiàn)最淺的氣藏民6井氣藏埋深為32lm。氣19123m3,經(jīng)分析源巖為上古生界石炭—二疊系遼河坳陷西部凹陷帶特別是清水洼陷是富氣凹陷,煤系地層沙三、沙四段生氣強(qiáng)度最高達(dá)400X10m3/km2,東烏馬營(yíng)潛山成藏條件:a)黃驊坳陷普遍發(fā)育的部凹陷也達(dá)100×10m/km2。前己述及在2800石炭—二疊系煤系地層,厚愈1000m,有機(jī)質(zhì)豐度500m層段R。為0.5%~1.3%,已有大量氣態(tài)烴高,演化程度高,是成藏的有利前提。b)儲(chǔ)層發(fā)育.生成,由于晚期斷裂活動(dòng)油氣縱向上運(yùn)移。如興隆主要是奧陶系頂部的風(fēng)化殼,裂隙及溶洞發(fā)育。c)臺(tái)氣藏,沙四段氣體密度0.658甲烷含量87.15%,經(jīng)分析認(rèn)為澘山氣藏是早期古氣藏改造、遷移、多期沙一下段氣體密度0.5895,甲烷含量94.8%東營(yíng)成藏形成的。]。組氣藏氣密度0.5758,甲烷含量96.69%。同一構(gòu)造氣體運(yùn)移組合變化明顯,密度變小,甲烷含量增2遼河油區(qū)天然氣資源大。歡喜嶺、黃金帶等油氣田均是如此(圖2)遼河油區(qū)隸屬下遼河坳陷陸區(qū),截止2000年3勝利油區(qū)天然氣資源底,累計(jì)探明氣層氣689.92×10°m3,溶解氣1094.09×103m3,累計(jì)天然氣1784.01×105m3截止2000年底,勝利油區(qū)探明氣層氣地質(zhì)儲(chǔ)量層氣占累計(jì)天然氣39%,仍以溶解氣為主。而氣325.43×10°m3,溶解氣1551.54×105m3,累計(jì)探層氣構(gòu)成中凝析氣占?xì)鈱託獾?6.4%(包括一部分明天然氣1876.97×10m3,其中氣層氣占累計(jì)天運(yùn)移氣),其次為淺層次生氣等(油伴生氣運(yùn)移所然氣中國(guó)煤化工油區(qū)是溶解氣占絕對(duì)致),占?xì)鈱託獾?3.6%,二者為二比一或相優(yōu)CNMHG2.1凝析氣3.1溶解氣全坳陷陸地部分凹陷基底埋深均大于5000m濟(jì)陽(yáng)坳陷東營(yíng)凹陷是富油凹陷,主要源巖為沙清水凹陷達(dá)8000m,有機(jī)質(zhì)豐度較高,沙三和沙四三、沙四段湖相泥巖,該凹陷沙四段最厚達(dá)3500m,段TOC車藥襤坍別為1.99%、2.83%,氯仿瀝青沙二、三段最厚達(dá)1000-1500m,牛38并沙第5期王國(guó)純,等:渤海及周緣天然氣資源分析441清2馬54興10910圖2興隆臺(tái)復(fù)式油氣聚集帶剖面圖Fig 2 Sketch map of complex oil-gas accumulation zone in Xinglongtai area段取心以渤海藻和付渤海藻為主,干酪根Ⅰ型占?xì)?,3900~1700m為天然氣溶解石油中,處于欠36%,Ⅱ2型占21%,Ⅲ型占18%,沙四段上部?jī)?yōu)質(zhì)飽和狀態(tài),1700~1200m進(jìn)主脫氣點(diǎn),溶解氣脫氣源巖TOC為2%~5%,最高7%,氯仿瀝青“A”為為次生氣藏(圖3)。0.3%~0.8%,熱解生烴潛力50mg/g,為I型干酪根R。為0.3%~0.85%。沙三段下部TC為2%4渤海海域天然氣資源5%,最高7%,熱解生烴澘力52mg/g,氯仿瀝青“A”為0.3%~0.6%,為Ⅰ+Ⅱ1型干酪根,R。為0渤海海域是周邊3大凹陷的自然延伸與交匯5%~0.8%10。東營(yíng)、沾化等凹陷中存在著大量具是盆地演化、發(fā)育的結(jié)果。特別是渤中凹陷,它的特韻律結(jié)構(gòu)的有機(jī)質(zhì)富集層,富含顆石類、小古囊藻殊性更是有別其它陸區(qū)凹陷。截止2000年底海域?qū)?、渤海藻屬、德弗藻屬、盤(pán)星藻屬、葡萄藻屬,以層鉆探井351口,發(fā)現(xiàn)氣層氣718.65×103m3(探明狀藻、顆石藻為主,TOC平均為4%,最高達(dá)14%71.99×108m3),溶解氣619.64×10°m3(探明藻類生物量巨大,在較低溫度和壓力條件下生成大35.43×103m3),累計(jì)天然氣1338.29×10°m3(探量的可溶有機(jī)質(zhì)。濟(jì)陽(yáng)坳陷近期低熟油探明儲(chǔ)明707.42×10m),其中氣層氣占累計(jì)天然氣量的量己超過(guò)2×103m3,低熟油干酪根鏡鑒腐泥組分無(wú)53.7%凝析氣497.1×10m3,占?xì)鈱託?0.8%海濟(jì)陽(yáng)坳陷屬陸相腐泥型坳陷,Ⅰ型干酪根埋深≮、析氣占很重要的比例。定型占了70%以上,多為I型干酪根12。域凝富氣凹陷奠定了氣源基礎(chǔ)淺(<4500m),地溫梯度3.58℃/100m,熱演化程渤海海城較之周邊地區(qū),具有較高的有機(jī)質(zhì)豐度低(R。<1.2%),所以以生油為主。對(duì)Ⅰ、Ⅱ型干度,沙一、沙三段深湖相泥巖TOC平均1.5%酪根烴類生成模擬表明,Ⅰ型干酪根在洼陷中心部2.0%,S1+S2為3~7mg/g,總烴為(1000~2000位(3900~4000m以下)進(jìn)入生氣區(qū),以上以液態(tài)×10-6。烴和溶解氣為主。Ⅱ型干酪根在相同條件下,在海域比陸地多一套東營(yíng)組源巖,如PLl4-3-1井23100m進(jìn)入生氣區(qū)。Ⅰ、Ⅱ型干酪根的生氣差異,700~3700m井段TOC為2%~5%,S1+S2最大值使?jié)?yáng)坳陷形成了以Ⅱ型干酩根為主的富油而貧天為16mg/g,總烴600×10-6,為極好源巖,厚度大。然氣的洼陷。如在勝坨探明溶解氣196.42103m3,渤南為113.47×106m3,東辛為92.29×103m3,孤島為98.91×103m3。總之氣儲(chǔ)量遠(yuǎn)比油儲(chǔ)量少得多Vr. PL. AnZ3.2油伴生氣(次生氣)中國(guó)煤化工濟(jì)陽(yáng)坳陷的氣層氣91%分布在1500m以上CNMHG如孤島Ng氣層氣探明47.73×10°m2,孤東Ng為圖3濟(jì)陽(yáng)坳陷上第三系天然氣成藏模式圖3.47×10°m3,墾西為42.46×10°m3,陳家莊在Nm1.淺層區(qū)域性蓋層;2.河流相砂體氣藏3.天然氣運(yùn)移方向;4.不整合面為12.81×103m3。次生氣為溶解氣所釋放,在油氣Fig 3 Sketch map of formation of Neogene運(yùn)移過(guò)程矸在3900m埋深為原始?xì)獠?游離gas pools in Jiyang depression442·石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)第25卷沙三段干酪根以Ⅱ1型為主,Ⅱ2型占7%,沙—4355m處為166℃。上述4口井反映以渤中凹陷及段Ⅱ1型為主,Ⅱ2占16%,東營(yíng)組Ⅱ1型為主,Ⅱ2周緣的高地溫情況高溫對(duì)烴類成熟、過(guò)成熟起到促占23%,Ⅲ型占8%,從沙三段向東營(yíng)組Ⅱ2型逐漸進(jìn)作用增多,為生氣創(chuàng)造了條件。東營(yíng)組干酪根類型不該區(qū)超壓現(xiàn)象明顯,JZ20-2氣田2000~4000m樣,產(chǎn)氣差異甚大,如BZ9-2-1井Ⅲ型干酪根地區(qū),壓力系數(shù)為1.5~1.7,J216-4-2井東營(yíng)組(Ed)37.94mm油咀產(chǎn)油56.6m3/d,天然氣32402m/d,433m壓力系數(shù)為1.9;KH9井3393~3471m壓力氣油比573m2/m。而PL4-3-1井為Ⅱ2型干酪根系數(shù)為1.3:JX1-1-1井3192m以下壓力系數(shù)為1.5地區(qū),15.88mm油咀產(chǎn)油124m3/d,天然氣1.55。上述4個(gè)遼東灣構(gòu)造均為異常高壓,這些118m/d,氣油比為57.4m/m3。表明同一地層,不構(gòu)造均為凝析氣藏。超壓本身對(duì)生油生氣不是主要同地區(qū)的不同干酪根類型烴類性質(zhì)不同。的因素,但壓力是相態(tài)的轉(zhuǎn)化條件,地層壓力大于或據(jù)33個(gè)氣樣碳同位素成因類型分析,偏腐殖氣等于露點(diǎn)壓力時(shí)液體逆蒸發(fā)為氣體。PL7-1-1井3占58%,油型氣占42%,說(shuō)明海域天然氣以來(lái)自陸800~3960m,RFT壓力系數(shù)1.48~1.85,CFDl8源有機(jī)質(zhì)占優(yōu)勢(shì)。2E-1井3235m處(Ed)壓力系數(shù)為1.42~1.46;4.2高溫、高壓、高演化是氣源的又一重要條件BZ13-1-2井3800m處東營(yíng)組壓力系數(shù)1.46,海域是盆地最新地層的沉降中心,渤中凹陷Q+N達(dá)5000m厚,東營(yíng)組厚度愈4000m,沙河街組CFD23-1-1井3100m壓力系數(shù)為1.75。上述4個(gè)厚達(dá)2000~3000m,凹陷中心新生界愈10000m構(gòu)造表明渤中凹陷及周緣普遍存在異常高壓。這些超壓是快速沉積和生烴所至,更主要是生厚,使烴源巖可達(dá)高成熟至過(guò)成熟(圖6)海域具有高地溫梯度,如PL7-1-1井為3.7氣所至。臨界壓力是凝析氣生成的保證5.3C/100m,井底4124.5m處井溫達(dá)150C;4.3郯廬斷裂的特殊作用BZ28-1-1井為3.7~4.3C/100m,3203m處井溫郯廬斷裂從南向北貫穿海域,從渤中與渤東凹138.5,CFD2311井為3.45~7.69℃10m,陷之間通過(guò),這條數(shù)干干米長(zhǎng)的著名斷裂對(duì)海3650m井深處井溫為147℃,BZ22-2-1井4191域產(chǎn)生極其重要的作用(圖4、圖5)P143+-PL19-3-1PL19-3-PL19-中國(guó)煤化工CNMHG.圖5海域北北東向分布的郯廬斷裂(地震三維相干切片)4郯廬斷裂地震剖面(位置見(jiàn)圖5)Fig 5 Tanlu fault trending nne direction教據(jù) smic profile of tanlu faultin Bohai Bay(3D thin section第5期王國(guó)純,等:渤海及周緣天然氣資源分析443a)郯廬斷裂是地震活動(dòng)帶,有史以來(lái)記錄了大現(xiàn)的白水頭凝析氣田,以及氣頂氣藏,如QKl7到8.5級(jí)的地震及小于2.0級(jí)地震,震中分布迭加QK8-1、QK18-9、唐家河及高氣油比溶解氣藏的馬如東構(gòu)造等。b)郯廬斷裂帶是高地?zé)峄顒?dòng)帶,晚白堊世一早上述這3個(gè)大型凹陷極富找氣的前景。第三紀(jì)為張性斷裂發(fā)育期地幔呈北東向上隆,地球4.5煤型氣前景內(nèi)部熱能大量向淺層傳遞.在沭陽(yáng)斷陷盆地地溫梯渤海灣盆地上古生界石炭—二疊系普遍分布度為4.2℃/1o0m,廬江測(cè)得熱流值高達(dá)1.8在海域也不例外,黃正吉在QHD30-1-N井天然氣HFUL16分析中認(rèn)為其來(lái)源于石炭一二疊煤系,這一前瞻性c)郯廬斷裂是造成海域晚期斷裂活躍的根本原因15:1,平面上其附近呈羽狀分布,縱向上為“似花的前第三系研究尚未開(kāi)始,但是有極其廣闊的找氣狀”形態(tài),從而致使烴類向淺層泄漏,進(jìn)而產(chǎn)生地震前景剖面上的“氣煙囪”(模糊帶)。4.4具產(chǎn)生凝析氣的凹陷5海域天然氣勘探方向凝析氣藏是地下高溫高壓條件下呈氣相態(tài)(低熟成因除外),經(jīng)采到地面后,當(dāng)溫壓降低時(shí)反凝析5.1淺層氣出液體氣體,由此可見(jiàn)凝析氣藏不同于油藏,也不同淺層氣也是海域的一大特色,由于眾多的富烴于氣藏18凹陷及晚期斷裂致使油氣運(yùn)聚、動(dòng)平衡在淺層脫氣,但這些眾多的“氣煙囪”都是油氣滲漏的表現(xiàn),可尋a)前已述及遼東灣中北洼陷具2套超壓體系(Ed、Es),僅Ed面積有2000km2,厚度達(dá)3500m找到一些中一小型氣藏,但開(kāi)發(fā)上有一定的難度新生界埋深1000122凝析氣田就是洼中的52東營(yíng)組蓋層下的大一中型氣田例油氣的富聚,特別是天然氣的富聚對(duì)蓋層要求b)渤中凹陷是海域極其重要的源巖凹陷.僅Ea較嚴(yán),特別是大型氣田,高壓氣田更要求蓋層條件良分布面積達(dá)8600km2,厚度愈4000m,新生界埋深好東營(yíng)組是海域良好的區(qū)域蓋層。如JZ202氣10000m,已發(fā)現(xiàn)若干凝析氣田及含氣構(gòu)造田,發(fā)現(xiàn)地質(zhì)儲(chǔ)量為201.45×10m3,這樣的氣田在α)歧口凹陷,僅Ed分布面積達(dá)4100km2,厚度海域?qū)?huì)不斷地被發(fā)現(xiàn),這樣就要求作東營(yíng)組近300m,新生界埋深10000m。在凹陷周邊已發(fā)的構(gòu)造圈閉圖,或?qū)ふ掖笮蜕绑w,如BZ6-1構(gòu)造N,*■+民烴源巖儲(chǔ)集層上覆巖層閉形成關(guān)健時(shí)期這移方向油窗頂AH中國(guó)煤化工區(qū)沙河街組烴源巖ECNMHZ東營(yíng)組烴源巖□乙返移方向圖6渤中坳陷含油氣系統(tǒng)圖Fig 6 Sketch map of petroleum system in Bozhong depression石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)第25卷及尋找大型的潛山構(gòu)造。1]朱偉林,王囯純,周毅.渤海油氣資源淺析[J].石油學(xué)報(bào)5.3以前第三系為研究靶區(qū)的煤型氣或凝析氣前瞻性研究應(yīng)加大力度,這是一個(gè)有遠(yuǎn)景的廣5]漆家福等,渤海灣新生代裂陷盆地的伸展模式及其力學(xué)過(guò)程J.石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)闊地區(qū)19。6〗大港油田科技叢書(shū).編委會(huì)編.油氣藏分布[M].北京:石油工業(yè)出版社.19996結(jié)論7]姜平.千米橋潛山構(gòu)造油氣藏成藏分析[J.石油勘探與開(kāi)發(fā),2000,27(3):14-16,a)母質(zhì)類型和演化程度是控制天然氣生成的關(guān)8]王丹麗.烏馬營(yíng)深澘山氣藏成因機(jī)制探討A].渤海灣盆地看上油氣藏勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)研討會(huì)文集[C].2000.10.鍵因素。[9]曾凡剛,程克明.黃驊凹陷孔古4井原油的成因探討[J.地質(zhì)b)大港油區(qū)和遼河油區(qū)有廣闊的天然氣勘探地球化學(xué),1999,26(3):62-66前景,這兩個(gè)區(qū)與海域類似,是以Ⅱ—Ⅲ型陸源有機(jī)10]孔凡仙,等.濟(jì)陽(yáng)坳陷優(yōu)質(zhì)烴源巖層地球化學(xué)待征及成烴澘力質(zhì)為主體;深洼陷演化程度高,具備良好的氣源J.復(fù)式油氣田,1999(3):13-16C)勝利油區(qū)東營(yíng)、沾化等主要的凹陷是I型優(yōu)11]羅佳強(qiáng),等.陸相斷陷湖盆石油資源評(píng)價(jià)技術(shù)[J].復(fù)式油氣質(zhì)源巖發(fā)育區(qū),在低熟、成熟過(guò)程中己大量生成液態(tài)12]洪專華,陳致林、張春榮.濟(jì)陽(yáng)坳陷低熟原油特征及成因匚]烴,只能在貧油的Ⅱ型母質(zhì)的凹陷尋找天然氣或在沉積學(xué)報(bào),1997,15(2):89-—93淺層尋找油氣運(yùn)移過(guò)程中釋放的氣13]穆星,等,濟(jì)陽(yáng)坳陷天然氣的生成、運(yùn)移和聚集[J].復(fù)式油d)海域在地質(zhì)演化過(guò)程中,形成眾多富生烴的氣田,1999(3):29-32凹陷加之著名郯廬斷裂的通過(guò),使之具有一系列的141王國(guó)純郯廬斷裂與勃海海域反轉(zhuǎn)構(gòu)造及花覆構(gòu)造[中國(guó)海上油氣(地質(zhì)),1998,12(5):285-295.特殊性,造就其與周邊3大坳陷的差異性,海域不但15]龔再升,王國(guó)純,渤海構(gòu)造運(yùn)動(dòng)控制晚期油氣成藏[].石油學(xué)有可與周邊相媲美的石油前景,更有其天然氣廣闊報(bào)前景。16]陶士振,劉德良.郯廬斷裂帶及鄰區(qū)地?zé)釄?chǎng)特征,溫泉形成因素及氣體組成[.天然氣工業(yè),2000.20(6):42-47參考文獻(xiàn)17]朱偉林,王國(guó)純,渤海淺層油氣成藏條件分析[J.中國(guó)海上油[1]陳世加,等.干酪恨裂解氣和原油裂解氣的成因判識(shí)方法[氣(地質(zhì)),2000,14(6):367-374石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2002,24(4):364[18]李小地.凝析氣藏的成因類型與成藏模式匚J].地質(zhì)論評(píng)2]張旭升,等.烴源巖執(zhí)模擬實(shí)驗(yàn)的應(yīng)用[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)998,20(3):29219]朱偉林,王國(guó)純.中國(guó)近海前新生代油氣勘探新領(lǐng)域探索[J].[3]龔再升,王國(guó)純,賀清.上第三系是渤中坳餡及其周圍主要的地學(xué)前緣,2000,7(3):215-226勘探領(lǐng)域[J].中國(guó)海上油氣(地質(zhì)),2000,14(3)145-15GAS RESOURCE OF BOHAI BAYAND ITS SURROUNDING AREASWANG GoU-chun ZHANG Houhe(Exploration Institute of CNOOC Research Center, Gaobeidian, Hebei 074010, China)Abstract: Gas resource in offshore part and its surrounding huanghua Liaohe and Jiyang depressions iBohai bay basin showed their own characteristics. The offshore is an important part of the basin with spe-hichTanlu fault helt passing through theffshore part played a very important part in hydrocarbon fo中國(guó)煤化工. Gas generation wascontrolled by kerogen types and their evolution level. OnCNMHGe oil 8. gas provincesshowed favourable gas potential, but Shengli oil province is dominated by oil as a result of tremendous typeI kerogen and low maturity. The offshore is a favourable area for gas generation and preservation due torich source rocks, high maturity and overpressure. Gas resource in offshore is enormous.Key words? ga3 Resource; kerogen type; maturity; high temperature; high pressure; Bohai Bay Basin