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摘 要：依据与石油的关系，对西部凹陷研究表明，西部凹陷天然气可分为浅层游离气成藏模式、中部气顶气（溶解气）成藏式和深部高成熟天然气成藏模式。
关键词：西部凹陷 分布特征 成藏模式 源岩 输导体系 分异作用
辽河盆地西部凹陷以古近系沙河街组沙四段、沙三段湖相暗色泥页岩为最主要的烃源岩。源岩厚度大、分布面积广、有机质丰度高，有机质类型以混合型占绝对优势，具有油气兼生的特点[1,2]，为西部凹陷油气成藏提供了充足的物质基础。
一、气藏分布特征
依据与石油的关系，可将西部凹陷气藏分为与石油共生的溶解气藏、气顶气藏、凝析气藏和单独存在的纯气藏四个主要类型。各类型气藏分布特征如下：
1.剖面分布特征
纯气藏分布的深度在1000~2600m之间，主要介于1000~2000m深度之间；气顶气藏和溶解气藏与油藏共生，是西部凹陷最主要的气藏类型，气藏储量大，分布范围广，深度在1300~3000m之间，在2500m左右是溶解气和气顶气最为富集的深度段，与西部凹陷成熟生烃门限深度基本一致；凝析气藏主要在1600~3200m深度之间均有发育，主要介于2500~3200m之间。对西部凹陷主力产气层系统计结果显示，纯气藏主要分布在Es32及其以上地层中，整体分布层位较浅，之下地层中未见纯气藏。
2.平面分布特征
西部凹陷内天然气藏在平面上具有“广泛存在、集中成藏”的分布特征。
“广泛存在”是指凡是有石油产出区块都不同程度的天然气产出，其中以溶解气和气顶气为最主要的气藏类型。石油储量大的兴隆台等区块也是天然气主要的富集区。“集中成藏”是指西部凹陷内天然气藏具有围绕生烃洼陷成环带状分布的特征。西部凹陷主要的天然气富集区兴隆台、双台子、双南、洼16等区块均紧邻凹陷最主要的生烃洼陷—清水洼陷。
二、形成原因分析
1.源岩生烃特征决定西部凹陷内气藏与油藏共 育于沙三段中下部和沙四段，具有厚度大、分布面积广、有机质丰度高等特点。尤其是沙三段中下部暗色泥页岩，满凹分布，生气强度可达400×108m3/km2，是凹陷内最主要的烃源岩。在烃产物类型上，源岩具有油气兼生的特征，主要生气期也是主要生油期，天然气类型为与石油伴生而成的油型气。在生烃时间上，西部凹陷存在两期生气期，第一个生气期为东营组后期，烃产物以油气兼生为特征；第二个生气期为明化镇组至今，其中第一个生气期为凹陷最主要的生气期。
2.良好的输导体系决定了天然气运移广泛存在
西部凹陷一般以北东向和近东西向正断层为不同构造单元的边界断裂，断裂主要发育于沙三、沙四源岩层，延伸距离大，在空间上沟通了源岩和储层。断层在此期构造运动中成为油气主要的垂向运移通道。西部凹陷内不同层段油气显示与砂地比叠合显示，油气藏主要发育在砂地比大于20%或平均孔隙度大于10%的地区，由此表明了厚砂层或者高孔渗砂层具有良好的输导性。
3.运移过程中的分异作用决定了不同类型天然气藏分布特征的差异性
西部凹陷天然运移对气藏的分布有以下几方面影响：
3.1剖面上形成了从上至下发育纯气藏至溶解气（气顶气）再至凝析气藏的递变序列
在源岩生气过程中，所生成的天然气先满足深部原油的溶解作用，原油过饱和的天然气溢出形成凝析氣藏。深部地层温度、压力高，利于凝析气藏的形成，越向浅部地层，温度和压力越低，越不利于凝析气藏的形成；天然气在沿断层发生垂向运移后，进入较浅埋深的砂体储层中，发生以侧向运移为主的二次运移，在运移过程中随着地层温度压力的进一步降低，形成与原油共生的溶解气藏和气顶气藏；随着天然气运移过程的继续，天然气进入1500m以浅的地区。由于该地层距主力烃源岩层系较远，石油难以运移到此深度范围，缺乏发生溶解作用的介质，故游离态纯气藏增多。
3.2天然气运移过程中分异作用导致了不同层系、不同地区天然气物理化学性质的差异
在运移过程中运移距离的不同导致了天然气物性化学组分的明显分异，即色层效应的出现。西部凹陷不同层天然气干燥系数(C1/C1-5)统计结果显示，总体上来看，深部天然气的干燥系数相对较低，越向上部地层天然气干燥系数越高。
三、天然气成藏模式
1.浅层游离气成藏模式
该成藏模式的典型特征是天然气主要来源于下部油藏中已经出溶的天然气，或者沿大断裂从深部地层直接向上逸散出以气相运移的天然气。天然气运移方式可以是由与气藏沟通的断裂渗虑运移而来，也可以是以扩散方式运移而来。气体以游离相态进入浅层的圈闭并聚集成藏，形成纯气藏。
该成藏模式主要出现于中浅部地层中，具烃源岩较远，一般需要良好的盖层和优越的储盖配置作为封闭条件。典型区块为兴隆台油田浅层气藏。
2.中浅-中深层气顶（溶解）气成藏模式
该成藏模式的典型特征是天然气与石油共存。原油中溶解的天然气处于饱和状态，气藏为溶解气藏；随着天然气的不断注入，或随着油气运移过程中温压的变化，天然气从原油中溢出，在油层上部逐渐聚集形成气顶气藏。该成藏模式中天然气运移相态由溶解相变成了溶解相和游离相两种方式。在地层温度、压力不断降低的条件下，天然气在原油中的溶解度降低，从而溶解在原油中的天然气才能达到过饱和最终溢出呈气相。
3.深层高成熟天然气近距离成藏模式
该天然气成藏模式的典型特征是气藏临近成熟烃源岩，属于近距离运移、就近聚集成藏模式。当烃源岩演化达到了大量生气阶段，排出的产物主要是各种气态组分，可以伴生少量轻质油，油主要以逆蒸发的形式溶解于天然气中，与天然气同时运移，进入圈闭聚集形成气藏。当气藏中含有一定量轻质油或凝析油时即形成凝析气藏。需要特别指出的是：不同的天然气成藏模式出现于不同的深度和区域，但实际上各种成藏模式在凹陷的分布并没有明确的界限，而是不同的地质条件下，可能出现不同的成藏模式，甚至在同一区域、同一层位可能出现不同的成藏模式，尤其在地质条件发生变化的部位更可能出现几种模式同时存在的情况。
四、结论
1.西部凹陷气藏可分为与石油共生的溶解气藏、气顶气藏、凝析气藏和单独存在的纯气藏四个主要类型。在剖面上，从浅至深，纯气藏、溶解气和气顶气、凝析气依次发育；平面上天然气具有“广泛分布，集中成藏”的特征。
2.形成不同类型天然气藏分布特征的主要原因为源岩生烃特征、输导体系的空间格架和油气运移过程中的分异作用。
3.总结了不同类型天然气成藏模式，指出浅层游离气成藏关键在于良好盖层的存在；中部气顶气溶解气成藏关键在于良好输导体系；深部高成熟天然气成藏关键因素为良好的储层。
参考文献
[1]单俊峰、陈振岩、回雪峰，辽河坳陷西部凹陷坡洼过渡带岩性油气藏形成条件，石油勘探与开发[J]，2005，32（6）：42-45.
[2]张占文、陈振岩、郭克圆等，辽河盆地天然气地质[M]，北京：地质出版社，2002.
[3]单俊峰，陈振岩，张卓，等.辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡古潜山油气成藏条件研究.特种油气藏，2004，11（4）：39-42.
关键词：西部凹陷 分布特征 成藏模式 源岩 输导体系 分异作用
辽河盆地西部凹陷以古近系沙河街组沙四段、沙三段湖相暗色泥页岩为最主要的烃源岩。源岩厚度大、分布面积广、有机质丰度高，有机质类型以混合型占绝对优势，具有油气兼生的特点[1,2]，为西部凹陷油气成藏提供了充足的物质基础。
一、气藏分布特征
依据与石油的关系，可将西部凹陷气藏分为与石油共生的溶解气藏、气顶气藏、凝析气藏和单独存在的纯气藏四个主要类型。各类型气藏分布特征如下：
1.剖面分布特征
纯气藏分布的深度在1000~2600m之间，主要介于1000~2000m深度之间；气顶气藏和溶解气藏与油藏共生，是西部凹陷最主要的气藏类型，气藏储量大，分布范围广，深度在1300~3000m之间，在2500m左右是溶解气和气顶气最为富集的深度段，与西部凹陷成熟生烃门限深度基本一致；凝析气藏主要在1600~3200m深度之间均有发育，主要介于2500~3200m之间。对西部凹陷主力产气层系统计结果显示，纯气藏主要分布在Es32及其以上地层中，整体分布层位较浅，之下地层中未见纯气藏。
2.平面分布特征
西部凹陷内天然气藏在平面上具有“广泛存在、集中成藏”的分布特征。
“广泛存在”是指凡是有石油产出区块都不同程度的天然气产出，其中以溶解气和气顶气为最主要的气藏类型。石油储量大的兴隆台等区块也是天然气主要的富集区。“集中成藏”是指西部凹陷内天然气藏具有围绕生烃洼陷成环带状分布的特征。西部凹陷主要的天然气富集区兴隆台、双台子、双南、洼16等区块均紧邻凹陷最主要的生烃洼陷—清水洼陷。
二、形成原因分析
1.源岩生烃特征决定西部凹陷内气藏与油藏共 育于沙三段中下部和沙四段，具有厚度大、分布面积广、有机质丰度高等特点。尤其是沙三段中下部暗色泥页岩，满凹分布，生气强度可达400×108m3/km2，是凹陷内最主要的烃源岩。在烃产物类型上，源岩具有油气兼生的特征，主要生气期也是主要生油期，天然气类型为与石油伴生而成的油型气。在生烃时间上，西部凹陷存在两期生气期，第一个生气期为东营组后期，烃产物以油气兼生为特征；第二个生气期为明化镇组至今，其中第一个生气期为凹陷最主要的生气期。
2.良好的输导体系决定了天然气运移广泛存在
西部凹陷一般以北东向和近东西向正断层为不同构造单元的边界断裂，断裂主要发育于沙三、沙四源岩层，延伸距离大，在空间上沟通了源岩和储层。断层在此期构造运动中成为油气主要的垂向运移通道。西部凹陷内不同层段油气显示与砂地比叠合显示，油气藏主要发育在砂地比大于20%或平均孔隙度大于10%的地区，由此表明了厚砂层或者高孔渗砂层具有良好的输导性。
3.运移过程中的分异作用决定了不同类型天然气藏分布特征的差异性
西部凹陷天然运移对气藏的分布有以下几方面影响：
3.1剖面上形成了从上至下发育纯气藏至溶解气（气顶气）再至凝析气藏的递变序列
在源岩生气过程中，所生成的天然气先满足深部原油的溶解作用，原油过饱和的天然气溢出形成凝析氣藏。深部地层温度、压力高，利于凝析气藏的形成，越向浅部地层，温度和压力越低，越不利于凝析气藏的形成；天然气在沿断层发生垂向运移后，进入较浅埋深的砂体储层中，发生以侧向运移为主的二次运移，在运移过程中随着地层温度压力的进一步降低，形成与原油共生的溶解气藏和气顶气藏；随着天然气运移过程的继续，天然气进入1500m以浅的地区。由于该地层距主力烃源岩层系较远，石油难以运移到此深度范围，缺乏发生溶解作用的介质，故游离态纯气藏增多。
3.2天然气运移过程中分异作用导致了不同层系、不同地区天然气物理化学性质的差异
在运移过程中运移距离的不同导致了天然气物性化学组分的明显分异，即色层效应的出现。西部凹陷不同层天然气干燥系数(C1/C1-5)统计结果显示，总体上来看，深部天然气的干燥系数相对较低，越向上部地层天然气干燥系数越高。
三、天然气成藏模式
1.浅层游离气成藏模式
该成藏模式的典型特征是天然气主要来源于下部油藏中已经出溶的天然气，或者沿大断裂从深部地层直接向上逸散出以气相运移的天然气。天然气运移方式可以是由与气藏沟通的断裂渗虑运移而来，也可以是以扩散方式运移而来。气体以游离相态进入浅层的圈闭并聚集成藏，形成纯气藏。
该成藏模式主要出现于中浅部地层中，具烃源岩较远，一般需要良好的盖层和优越的储盖配置作为封闭条件。典型区块为兴隆台油田浅层气藏。
2.中浅-中深层气顶（溶解）气成藏模式
该成藏模式的典型特征是天然气与石油共存。原油中溶解的天然气处于饱和状态，气藏为溶解气藏；随着天然气的不断注入，或随着油气运移过程中温压的变化，天然气从原油中溢出，在油层上部逐渐聚集形成气顶气藏。该成藏模式中天然气运移相态由溶解相变成了溶解相和游离相两种方式。在地层温度、压力不断降低的条件下，天然气在原油中的溶解度降低，从而溶解在原油中的天然气才能达到过饱和最终溢出呈气相。
3.深层高成熟天然气近距离成藏模式
该天然气成藏模式的典型特征是气藏临近成熟烃源岩，属于近距离运移、就近聚集成藏模式。当烃源岩演化达到了大量生气阶段，排出的产物主要是各种气态组分，可以伴生少量轻质油，油主要以逆蒸发的形式溶解于天然气中，与天然气同时运移，进入圈闭聚集形成气藏。当气藏中含有一定量轻质油或凝析油时即形成凝析气藏。需要特别指出的是：不同的天然气成藏模式出现于不同的深度和区域，但实际上各种成藏模式在凹陷的分布并没有明确的界限，而是不同的地质条件下，可能出现不同的成藏模式，甚至在同一区域、同一层位可能出现不同的成藏模式，尤其在地质条件发生变化的部位更可能出现几种模式同时存在的情况。
四、结论
1.西部凹陷气藏可分为与石油共生的溶解气藏、气顶气藏、凝析气藏和单独存在的纯气藏四个主要类型。在剖面上，从浅至深，纯气藏、溶解气和气顶气、凝析气依次发育；平面上天然气具有“广泛分布，集中成藏”的特征。
2.形成不同类型天然气藏分布特征的主要原因为源岩生烃特征、输导体系的空间格架和油气运移过程中的分异作用。
3.总结了不同类型天然气成藏模式，指出浅层游离气成藏关键在于良好盖层的存在；中部气顶气溶解气成藏关键在于良好输导体系；深部高成熟天然气成藏关键因素为良好的储层。
参考文献
[1]单俊峰、陈振岩、回雪峰，辽河坳陷西部凹陷坡洼过渡带岩性油气藏形成条件，石油勘探与开发[J]，2005，32（6）：42-45.
[2]张占文、陈振岩、郭克圆等，辽河盆地天然气地质[M]，北京：地质出版社，2002.
[3]单俊峰，陈振岩，张卓，等.辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡古潜山油气成藏条件研究.特种油气藏，2004，11（4）：39-42.