氦气资源形成地质条件、成因机理与富集规律

借鉴含油气系统思路及方法,基于典型富氦气田解剖,并利用地球化学成藏方法技术,研究天然气中氦气资源形成的地质条件、成因机理与富集规律。结果表明:①氦气“生-运-聚”机理与天然气有显著差异性,氦气主要为基底富U、Th元素缓慢α衰变或深部壳幔氦释放,沿岩石圈复合输导体系运移至天然气成藏系统,依附适宜载体气聚集成藏。②氦运移输导主要受“岩石圈断裂、基底断裂、沉积层断裂、有效输导层”复合输导体系控制,基于地下流体中“氦-气-水”相平衡及相-势耦合综合分析,提出氦气运聚过程中具有“水溶相、气溶相、游离相”3种主要赋存状态,存在氦气“集流、渗流、扩散”3种运移方式。③富氦气藏形成和氦气富集通常受控于“优质氦源、高效输导、适宜载体”3大主控要素,具有“脱溶汇聚、浮力驱动、压差驱替”3种聚集成藏动力类型,已发现富氦气藏具有相对“近氦源、邻断裂、低势区、高部位”的分布规律和成藏模式。④氦气富集区勘探和评价需要依托天然气兼探/并探,在评价落实氦气“源-运-聚”要素与天然气“生-储-盖”条件耦合匹配性、局部相对低势高部位有利圈闭载体气区的基础上,综合评价优选“通源连圈、低势高位、气氦适配”的有利氦气富集区。

塔里木盆地肖尔布拉克组上段烃源岩分布预测及油气勘探意义

通常认为塔里木盆地下古生界海相烃源岩以下寒武统玉尔吐斯组泥质岩为主、中下奥陶统泥质岩为辅,下寒武统肖尔布拉克组上段(肖上段)以白云岩储层为主。塔中和塔北地区均钻遇了肖上段泥灰岩,最近钻探的京能柯探1和轮探3井肖上段泥灰岩样品TOC含量多数>0.3%,少量>2%。盆地内不同地区五口井肖上段发育泥灰(云)岩烃源岩,与苏盖特布拉克露头肖上段暗色泥灰岩地化指标(TOC含量是0.41%、R o是1.14%)一致,表明肖上段泥灰岩具备生烃能力。本文基于露头、地震和钻测井资料,利用地震沉积学理论技术、属性与正演相结合,建立了肖上段台内多期叠置“礁滩源”沉积模式。发现烃源岩分布在礁前至坡脚变缓处,连片分布广、叠合厚度大,是规模有效烃源岩,可为邻近储层供烃。经测算,古城三维区肖上段泥灰岩烃源岩总生烃量超亿吨。研究认识拓展了塔里木盆地下古生界海相烃源岩类型、层系和分布范围,提升了寒武系盐下油气资源潜力,坚定了勘探重点从台缘带向台内战略转移的信心,为塔里木盆地古城地区乃至全盆地油气勘探带来新启示。

氦气地质理论认识、资源勘查评价与全产业链一体化评价关键技术

鉴于我国氦气产业链理论技术需求,针对国内外尚无系统的氦气地质理论认识,缺乏针对性的氦气资源评价方法、参数取值标准,缺乏氦气含量综合准确检测、有利富集区优选方法,无成本指标优化体系及全产业链一体化评价方法等卡点和难点,本文运用地质、地球化学、重磁电震、投资经济等多学科方法及实验技术,集中力量攻克氦气成藏机理、资源评价及资产评价的关键技术瓶颈。研发形成1项地质理论认识和3项关键技术:基于典型富氦气藏解剖、地下流体中“氦-气-水”相平衡及相-势耦合分析,研究提出氦气“水溶相、气容相、游离相”3种主要赋存状态、“集流、渗流、扩散”3种运移机理、“近氦源、邻断裂、低压区、高部位”4项分布富集控制因素,初步建立了基于“优质氦源、高效输导、适宜载体”的氦气“生-运-聚”地质理论认识。针对国内氦气含量检测技术参差不齐、部分准确度差、与国外数据差别大、无针对性的氦气资源评价方法等系列难题,以氦气源及氦气含量为核心,研发氦气含量综合准确检测技术,构建4类10种氦气资源评价方法,解决了氦气资源分级分类评价的技术瓶颈。针对基底氦源分布、岩性识别、通源断裂刻画及含氦储层评价难题,创建了归一化重磁下延方案,研发了基于深度学习的多尺度断裂智能识别技术和不同氦气含量下的气藏声学性质模拟方法,为氦源岩分布预测、通源断裂刻画、含氦储层测井解释评价及预测奠定了基础。通过建立多元控氦的富氦区带与目标优选技术,解决了富氦区带与目标优选难题。针对国内贫氦实际情况,以提氦装置投资和操作成本最小化为目标,采用响应面法建立优化目标与各主要工艺参数的非线性回归模型,建立了氦气全产业链一体化评价技术,初步解决了天然气低成本提氦工艺流程优化的技术需求。研究成果为我国长期、安全、规模利用氦气资源资产提供了有效支撑。

塔里木盆地麦盖提斜坡西段成藏演化与有利勘探区域:以巴什托普油田为例

塔里木盆地麦盖提斜坡寒武系盐上、盐下是目前研究和勘探的热点区域。本文从二维地震资料解释入手,进行断裂详细刻画,对断裂性质及其作用进行分析,结合构造、沉积、埋藏热演化史研究,以巴什托普油田为例,进行成藏演化研究,借以有机地球化学实验分析数据佐证,探讨油气成藏过程。研究表明,麦盖提斜坡西段加里东期油气运聚主要发生在寒武系盐下,自北向南运移聚集;海西期油气经过巴什托普油田南北两侧的北西向走滑断裂垂直向上运移,然后经过不整合界面和砂岩层向巴什托普背斜运聚,形成古油藏;喜山期油气除了自西向东调整外,还有少量侧向油气充注,形成了现今的巴什托普残余油藏。因此,巴什托普油田南北两侧的走滑断裂带和巴什托普滑脱断裂之下的圈闭是麦盖提斜坡西段寒武系盐上和盐下有利勘探区域和目标。

煤系氦气富集机理与资源潜力-以鄂尔多斯盆地东缘为例

【背景】氦气因其化学性质稳定、导热性能好等优势,被广泛应用于国防、军工、航空、航天等高科技领域,具有不可替代的作用。目前我国氦气主要源于进口,对外依存度高,氦气资源安全问题突出。前人对氦气的研究主要集中在常规天然气,对煤系氦气的关注较少。【目的和方法】为了明确煤系中氦气资源分布及资源潜力,对鄂尔多斯盆地东缘(鄂东缘)煤系气进行取样分析,系统研究氦气分布规律及其控制因素。并结合沁水盆地煤层气中氦气测试结果,对比这两大盆地煤系中氦气富集机理,深入研究煤系中氦气资源潜力。【结果和结论】结果表明:鄂东缘韩城和大宁–吉县深部煤层气中氦气含量高于中浅部煤层气,其中,韩城深部和中浅部煤层中氦气平均体积分数分别为0.0428%和0.0130%,大宁–吉县深部和中浅部煤层中氦气平均体积分数分别为0.0307%和0.0121%;煤系致密气和深部煤层气中氦气含量相当,其中,韩城和大宁–吉县致密气中氦气平均体积分数分别为0.0467%和0.0355%,但都属于贫氦煤层气;三交北区块煤系气中氦气含量较高,平均0.0930%,近一半的井可以达到富氦煤系气标准。鄂东缘煤系中原位自生氦气极少,主要来源于深部基底岩石、铝土岩和紫金山岩体,氦源岩的分布决定了煤系中氦气的分布。鄂东缘断裂系统是深部氦源和紫金山岩体中氦气的有利运移通道,断裂系统的发育强度和位置是氦气运移、聚集的关键,有效的盖层和封闭的水体环境是氦气保存的必要条件。沁水盆地原位自生氦气较少,成藏后期剧烈构造抬升是煤层氦气散失近90%的主要原因。深部煤层气和煤系致密气中氦气浓度相对较低,但是资源量巨大,应加大煤系氦气资源勘查力度。同时,应加强对贫氦–含氦煤系天然气的提氦技术攻关,有效利用煤系天然气中的低浓度氦气,以保障国家的氦气资源安全。

鄂尔多斯盆地东缘煤系富氦资源的发现及其资源潜力与勘探开发对策

中国氦气利用对外依存度高,资源安全问题突出,寻找氦气资源、明确氦气富集机理、寻找勘探开发对策是目前面临的紧迫任务。鄂尔多斯盆地煤系气资源十分丰富,目前的勘探开发成效显著。为查明鄂尔多斯盆地煤系氦气资源潜力及分布,在对鄂尔多斯盆地东缘(简称鄂东缘)煤系气系统取样检测的基础上,对鄂尔多斯盆地煤系氦气资源分布展开了研究。结果表明:鄂东缘三交北地区煤系气整体可以达到富氦天然气的标准,按2020年底的探明储量折算氦气探明储量约4000×10^(4) m^(3),因此,鄂尔多斯盆地煤系地层中或存在氦气富集区。大宁—吉县地区按2021年提交的深层煤层气探明地质储量1121.62×10^(8) m^(3)测算,折算深层煤层氦气探明储量约3400×10^(4) m^(3),因此,鄂尔多斯盆地具备建设煤系氦气战略储备基地的基础,建议加快三交北区块煤系氦气的分离开发,避免氦气资源的浪费。氦同位素比值揭示鄂东缘煤系氦气以壳源成因为主,三交北地区煤系地层具备良好的氦气富集条件,是煤系氦气资源勘查的重点地区,在开展煤系氦气资源普查的同时,应加强对煤系氦气资源勘查技术与富集规律研究,为有效利用煤系氦气提供技术支撑,以保障国家的氦气资源安全。

塔里木盆地哈拉哈塘油田原油聚集过程与密度多变成因

哈拉哈塘油田是塔里木盆地重要的油气产区之一,原油成藏期次复杂、部分单井原油密度多变.通过原油物性特征及分布规律、碳同位素值、饱和烃色谱特征、包裹体均一温度、原油成熟度等研究表明：原油来源于下古生界海相烃源岩,具有北东构造高部位密度高、降解程度强、成熟度低,南部构造低部位原油密度低、降解程度低、成熟度高的特征.哈拉哈塘油田经历了3期成藏过程,分别为加里东晚期、海西晚期和喜马拉雅期.加里东晚期原油成熟度较低（4-/1-MDBT＜3.0）,遭受强烈降解,在志留系以残余沥青为主,在奥陶系为重质油,一间房组烃类伴生盐水包裹体均一温度为55～85℃,主要分布在哈拉哈塘地区西侧的艾丁地区.海西晚期原油成熟度中等（4.0＜4-/1-MDBT＜5.5）,以中质油为主,一间房组烃类伴生盐水包裹体均一温度为85～115℃,在哈拉哈塘油田东北地区与加里东晚期原油混合,同时也是哈得逊油田和东河塘油田东河砂岩油藏的主要油源.喜马拉雅期原油成熟度较高（4-/1-MDBT＞6.0）、密度低,一间房组烃类伴生盐水包裹体均一温度为115～135℃,主要分布在哈拉哈塘地区南部.导致单井原油密度多变的原因主要有3种：①多期充注与降解.不同期次原油成熟度和密度差异明显,且降解程度不同,混合不均匀导致原油密度多变.此类型单井较为常见,多分布在大型断裂附近.②“轻质油洗作用”.轻质油与重质油混合导致原油胶体失稳,产生组分分异,沥青质沉淀,据此提出了“轻质油洗作用”概念以解释此现象.沉淀物中沥青质主要来源于早期重质油,而混染的饱和烃和芳烃组分主要来源于晚期轻质油.此类井主要分布于轻质油和重质油混合带.③原油乳化.原油与地层水混合形成油包水,为假稠油.在中质油井和重质油井区多有发现.

新疆煤层气勘探开发现状及展望

在分析国内外煤层气发展现状的基础上,对新疆煤层气资源分布、赋存特征进行了研究,认为新疆煤虽然变质程度低,但煤层气资源量丰富,部分矿区盖层条件和水文地质条件较好,而且向外输送煤层气方便。但是,由于新疆煤层气勘探程度低,投入少,勘探、开发方法和技术储备不足,因此需要加大煤层气勘探开发力度,加强煤层气战略选区评价,对高瓦斯煤矿开采必须先采气后采煤,同时要加大政府投入和扶持力度。

微生物氧化作用对有机烷烃气碳同位素的影响

微生物对烷烃气的氧化作用可分为有氧氧化作用和厌氧氧化作用两种类型,均可导致烷烃气组分碳同位素值变重。微生物对烷烃气组分的氧化具有优选性,一般而言丙烷优先于乙烷、正构烷烃优先于异构烷烃被氧化,并得到热力学及厌氧环境中微生物培养实验两方面的证实。微生物氧化作用的优选性导致碳同位素系列发生部分倒转,但烷烃气组分含量并不一定发生倒转。但在某些氧化环境中,也存在乙烷优先于丙烷氧化的现象,这说明微生物在有氧环境中降解烷烃气的机理不同于厌氧环境,或者是微生物种类的不同导致烷烃气组分发生氧化的优先次序发生了变化。

极低饱和度和近饱和状态下海水中方解石和文石溶解动力学研究

利用free-drift开放反应系统,在恒压力(101.325 kPa)和恒温度(25.0±0.2)℃环境条件下,研究人工海水中二氧化碳分压(pCO2)的变化对方解石和文石的溶解速率及反应级数的影响。研究结果表明:如果溶解实验中pCO2未达到完全平衡,计算得出的反应级数偏小,且反应液pCO2不平衡是造成不同反应阶段反应级数不同的主要原因。pCO2平衡时,文石和方解石反应级数n都介于8.0～9.5之间,其中方解石在pCO2为2 600×10-6和320×10-6条件下溶解反应级数分别为8.1和9.0;文石在pCO2为2 300×10-6和320×10-6条件下的溶解反应级数分别为9.5和9.0。当反应液pCO2平衡、Ω小于0.75时,文石的溶解速率大于方解石;当反应液pCO2平衡、Ω大于0.8时,文石的溶解速率小于方解石。

自动电位滴定仪高效高精度测定海水碱度值

为研究海洋碳循环和海洋碳酸盐系统,需要测定样品的碳酸盐碱度。利用电位滴定仪(万通^(?)798MPT Titrino)配合软件tiamol.1检测了海水总碱度。根据碳酸盐解离常数计算出了海水碳酸盐碱度,相时标准偏差低于0.1%(±2μmol/kg),单个样品用量约25 mL,检测时间约9 min。实验结果表明,用自动电位滴定仪测定海水总碱度速度快,精度高,方法可行。

近平衡状态海水中方解石溶解-沉淀速率及动力学研究

本文利用free-drift开放反应系统,在恒压力(1atm)、恒温度(25.0±0.2℃)环境下,研究海水中近溶解、沉淀平衡状态时二氧化碳分压(pCO2)的变化对方解石溶解、沉淀速率及其动力学方程的影响。研究结果表明:溶解速率相对于碳酸盐碱度(Ac)或饱和度(Ω)变化的敏感度要高于沉淀速率;Ac或Ω相同时,pCO2越高,溶解速率越高,而沉淀速率越低;方解石的溶解过程可分为pCO2欠平衡、平衡两个阶段,当Ω>0.8时反应液pCO2平衡,方解石的溶解反应级数介于8～9之间;沉淀反应级数介于2.4～2.6之间,且反应液pCO2的改变对沉淀反应级数的影响不明显。

近平衡状态海水中方解石和文石沉淀速率及动力学研究

利用"freedrift"开放反应系统,研究人工海水中近沉淀平衡状态时二氧化碳分压(p(CO2))的变化对方解石、文石沉淀速率及其动力学方程的影响。反应在恒定的温度(25.0℃±0.2℃)、p(CO2)环境下进行,通过实验得到了不同p(CO2)环境下,方解石和文石的沉淀速率及动力学方程。研究发现:(1)晶体类型和碳酸盐碱度相同时,p(CO2)越低沉淀速率越大;饱和度(Ω)和p(CO2)相同时,方解石沉淀速率低于文石,且p(CO2)越高,沉淀速率越低。(2)对于方解石,当p(CO2)介于3 050×10-6和3 200×10-6之间,1.5<Ω<3.1时,反应级数n=2.4;当p(CO2)≈130×10-6,1.2<Ω<3.0时,n=2.6;对于文石,当p(CO2)≈2 300×10-6,1.1<Ω<2.0时,n=3.2;当p(CO2)≈320×10-6,1.1<Ω<1.9时,n=2.0。本研究结果加深了对不同沉积环境下方解石和文石沉淀机制的理解。此外,不同方解石饱和度(Ωc)条件下方解石和文石沉淀速率的研究为探讨为何现代浅海碳酸盐沉积物以文石为主、而海底沉积物中的自生碳酸钙矿物主要为方解石的现象提供了一种较好的解释方案。

海水中文石溶解、沉淀速率及动力学研究

利用free-drift开放反应系统,在恒压力(1×105Pa)、恒温度(25.0℃±0.2℃)环境下,研究人工海水中近溶解、沉淀平衡状态时二氧化碳分压(pCO2)的变化对文石溶解、沉淀速率及其动力学方程的影响。每组实验中通入混合气体的pCO2分别为2300×10-6和320×10-6两种,并保持通入气体的pCO2恒定,通过实验得到了这两种pCO2环境下,文石的溶解和沉淀速率及动力学方程。研究结果表明:(1)文石在近溶解、沉淀平衡附近,溶解速率相对于Ac(碳酸盐碱度值)或?(饱和度)的变化速率要大于沉淀速率相对于Ac或?的变化速率;(2)Ac相同时,pCO2越高,溶解速率越高,沉淀速率越低;?相同时,亦是如此;(3)溶解实验中,在?>0.8的区间内,反应液和混合气体之间pCO2平衡,反应级数n介于9～10之间;沉淀实验中,文石的反应级数介于2.0～3.2之间。

我国天然气利用现状及发展展望

天然气由烷烃气和非烷烃气组成。烷烃气可用于城市燃气、车用燃料、工业燃料、发电、燃气空调、燃料电池、化工原料等方面。此外，液化天然气的冷量也有多种用途。非烷烃气包括二氧化碳（CO2）、硫化氮（H2S）、氦气（He）等。CO2可以用于化学工业、石油工业、制冷、食品行业、焊接及冶金行业，以及农业生产、消防、医药等方面。H2S可用来生产硫磺、硫酸，进一步生产磷肥等。He作为一种稀有的战略物资，在国防军工和高科技产业等方面具有广泛的应用。作者针对我国天然气资源相对紧张的特点，对其如何合理、经济利用还提出了具体的意见和建议。

中国海相超深层油气地质条件、成藏演化及有利勘探方向

通过对中国海相超深层油气区域构造背景、石油地质条件分析及典型地区(古)油气藏解剖,研究海相超深层油气成藏演化过程及富集主控因素。中国海相超深层油气主要分布在四川、塔里木和鄂尔多斯3大克拉通盆地,界定其埋藏深度大于6000 m,赋存层系为前寒武系及下古生界为主的古老海相层系。中国海相超深层烃源岩发育受全球超大陆聚、散旋回为背景的克拉通裂陷及克拉通坳陷控制,在四川盆地发育层系最多、塔里木盆地其次、鄂尔多斯盆发育规模有待进一步证实;储集层以碳酸盐岩为主,储集性能受早期高能滩体、后期叠加溶蚀及断裂作用共同控制;区域盖层包括膏盐岩、泥页岩与致密碳酸盐岩3大类。中国海相超深层普遍经历了两期油藏、古油藏裂解成气(或部分裂解)、裂解气(或高过成熟油气)晚期定型等演化阶段,油气富集受静态和动态地质要素耦合控制,主力生烃中心、高能相带叠加岩溶规模储集层、巨厚膏盐岩或泥页岩盖层、稳定保持圈闭条件是超深层油气富集关键因素。海相超深层具有克拉通内裂陷周缘、克拉通内坳陷周缘和克拉通边缘3个有利勘探方向。

四川盆地须家河组煤系烷烃气碳同位素特征及气源对比意义

四川盆地上三叠统须家河组煤系是套陆相含煤地层。须家河组一、三、五段以暗色泥岩和煤为主,是气源岩。泥岩干酪根以Ⅱ型和Ⅲ型为主,有机碳含量平均为1.96%,在川中处于成熟阶段,在川西处于高成熟阶段。由于源岩以腐殖型为主,故以形成气为主,气中仅有少量轻质油或凝析油。须家河组二、四、六段以砂岩为主,故有3套生储盖组合,形成许多自生自储煤成气田。在四川盆地须家河组发现的天然气储量仅次于下三叠统飞仙关组,并有该盆地第二大气田(广安气田)。须家河组煤成气碳同位素特征:一是绝大部分具有正碳同位素系列,即δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4;二是δ13C2值是全盆地9个产气层系中最重的,为-20.7‰～-28.3‰;三是川中地区有一批轻的δ13C1值,最轻为-43.0‰。在川东和川南须家河组变薄的地区还发现少量油型气藏,这些气藏碳同位素特征是δ13C2值轻,一般轻于-30‰,最轻为-36.3‰,易与煤成气区分。

塔北哈拉哈塘地区奥陶系一间房组碳酸盐岩岩心裂缝类型及期次

塔里木盆地北部哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩是重要的岩溶型储层,储集空间主要是溶蚀孔洞和多期构造作用形成的裂缝。以6口典型钻井为代表,在岩心尺度上研究了哈拉哈塘地区奥陶系一间房组裂缝发育特征、成因类型和发育期次,总结了裂缝对储层的影响。哈拉哈塘地区一间房组岩心裂缝主要可分为近直立缝、斜交缝、水平缝、网状缝和不定向缝5种类型,其中近直立缝和斜交缝为构造缝,水平缝和不定向缝为成岩缝,网状缝为叠合成因缝。这些裂缝主要发育于中加里东期、晚加里东期、早海西期和中晚海西期4个构造作用期。其中,中加里东期发育的不定向缝全部被亮晶方解石全充填,其他时期发育的裂缝大多为未完全充填的有效缝。裂缝的发育不但增加了碳酸盐岩有效储集空间,连通了孤立孔洞,而且裂缝作为流体运移通道,还影响了储层的后期改造作用。各类裂缝构成的网状裂缝系统有效地提高了哈拉哈塘地区一间房组储层段储渗性能。

塔里木盆地深层走滑断层分段特征及对油气富集的控制:以塔北地区哈拉哈塘油田奥陶系走滑断层为例

塔里木盆地奥陶系走滑断层是发育在克拉通内部稳定区的小滑移距走滑断层,对于深部储层形成与油气富集具有重要的控制作用。基于哈拉哈塘油田4 140km2三维地震资料,在高精度相干切片提取与地震精细解释基础上,对研究区奥陶系走滑断层进行了分段研究并讨论了分段性对于储层发育与油气富集的控制作用。结果表明:(1)哈拉哈塘油田奥陶系走滑断层整体格局为由北东、北西向断层组成的纯剪机制下形成的共轭走滑断层,单条走滑断层的构造特征符合Riedel剪切模型,主干断层周围主要发育R剪切分支断层。(2)根据走滑断层不同部位构造样式、应力状态的差异,建立了小滑移距走滑断层分段发育模式。走滑断层端部为应力发散区,多表现为马尾状构造,可分为伸展型和挤压型马尾状构造。走滑断层内部由线性段、斜列叠覆段、分支断层段、辫状构造段组合而成。线性段呈线性延伸,剖面上为孤立的高陡直立断层。斜列叠覆段分为拉张型叠覆段和挤压型叠覆段,其类型受控于次级断层旋向与阶步的关系。分支断层段多为斜交压扭样式,羽状断层发育较少。辫状构造段内部断垒与断堑交错发育,划分为张扭段、压扭段。(3)不同段具有不同的储层发育特征。马尾状构造段、斜列叠覆段、辫状构造段储层最为发育,分支断层段储层较为发育,线性段储层相对不发育。(4)综合储层发育位置、油源断裂与分支断层配置关系、局部构造高3方面因素,建立了6类与走滑断层相关的油气富集模式。R剪切分支断层与主干断层夹持部位、压扭段内部、马尾状分支断层高部位是北部潜山-顺层岩溶区最为发育的3种油藏富集模式;压扭段内部、张扭段是南部断控岩溶区油气更富集的部位。论文成果认识对于完善克拉通盆地稳定区小滑移距走滑断层分段发育规律具有重要的理论意义,对于受控于走滑断层的岩溶缝洞型油气藏的勘探开发具有一定的生产指导意义。

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10-6cm2/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。