叠复连续油气藏成因机制_发育模式及分布预测_庞雄奇

第３５卷　第５期２０

１４年９月石油学报

ＡＣＴＡ　ＰＥＴＲＯＬＥＩ　

ＳＩＮＩＣＡＶｏｌ

．３５Ｓｅｐ

ｔ．　

Ｎｏ．５２０１４基金项目：国家重点基础研究发展计划（９７３

）项目（２０１１ＣＢ２０１１００）和国家重点基金项目（Ｕ１２６２２０５）资助。第一作者及通信作者：庞雄奇，男，１９６

１年７月生，１９８２年获江汉石油学院学士学位，１９９１年获中国地质大学（北京）能源系博士学位，现为中国石油大学（北京）教授、博士生导师、国家“９７３

”项目（２０１１ＣＢ２０１１００）首席科学家，主要从事盆地分析、油气资源评价、油气成藏机理方面的教学与研究工作。Ｅｍａｉｌ：ｐａｎｇｘｑ＠ｃｕｐ

．ｅｄｕ．ｃｎ文章编号：０２５３－２６９７（２０１４）０５－７９５－３４　ＤＯＩ：１０．７６２３／ｓｙ

ｘｂ２０１４０５００１叠复连续油气藏成因机制、发育模式及分布预测

庞雄奇１，２

　姜振学１，２　黄捍东１，２　陈冬霞２　姜福杰２

（１．油气资源与探测国家重点实验室　北京　１０２２４９；　２．

中国石油大学　北京　１０２２４９）摘要：不受浮力控制且大面积分布的油气藏自２０世纪８０年代被发现后受到世界各国政府和学者的高度重视，国际ＳＰＥ、ＳＰＥＥ、ＷＰＣ等权威机构将其命名为连续油气藏（ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ－ｔｙ

ｐｅ　ｄｅｐｏｓｉｔ），这类油气藏在美国的产量已占天然气总产量的三分之一并还在稳定增长，展现出广阔的勘探前景。广泛连续油气藏是一种非常规油气藏，它们是如何形成的？为什么内部高压油气层与低压油气层共存、早成油气藏与晚成油气藏共存、富油气区与含水区共存？这些问题长期以来困扰着国内外专家学者。研究表明：叠复连续油气藏发育于含油气盆地浮力成藏下限和油气成藏底限之间的局限流体动力场内，资源潜力大；叠复连续油气藏是局限流体动力场形成演化过程中不同阶段、不同动力机制形成的致密常规油气藏、致密深盆油气藏、致密复合油气藏等在时空上叠加复合而成，纵向上紧邻有效烃源岩层系分布；叠复连续油气藏内油气富集程度差异大，平面上受同一目的层段“近源－优相－低势”复合区控制。基于对３种致密油气藏成因机制与主控因素的揭示，建立了局限流体动力场内多要素组合控制叠复连续油气藏的形成和分布模式并研发了预测方法和评价技术。

关键词：非常规油气；致密油气藏；连续油气藏；叠复连续油气藏；油气分布预测中图分类号：ＴＥ１１２．３　　　　文献标识码：Ａ

Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｍｅｃｈａｎｉｓｍｓ，ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｍｏｄｅｌｓ，ａｎｄ　ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ　ｏｆ　ｓｕｐｅｒｉｍｐ

ｏｓｅｄ，ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ　ｈｙ

ｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓＰａｎｇ　Ｘｉｏｎｇｑｉ　１，

２　Ｊｉａｎｇ　Ｚｈｅｎｘｕｅ１，

２　Ｈｕａｎｇ　Ｈａｎｄｏｎｇ１，

２　Ｃｈｅｎ　Ｄｏｎｇｘｉａ２　Ｊｉａｎｇ　

Ｆｕｊｉｅ２

（１．Ｓｔａｔｅ　Ｋｅｙ　Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ　

ｏｆ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ　ａｎｄ　Ｐｒｏｓｐｅｃｔｉｎｇ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０２２４９，Ｃｈｉｎａ；２．Ｃｈｉｎａ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　

ｏｆ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０２２４９，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｓｉｎｃｅ　ｔｈｅｉｒ　ｄｉｓｃｏｖｅｒｙ　ｉｎ　ｔｈｅ　１９８０　ｓ，ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｔｈａｔ　ａｒｅ　ｗｉｄｅｌｙ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ　ａｎｄ　ｕｎｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄ　ｂｙ　ｂｕｏｙａｎｃｙ　ｈａｖｅｒｅｃｅｉｖｅｄ　ｇｒｅａｔ　ａｔｔｅｎｔｉｏｎ　ｆｒｏｍ　ｇｏｖｅｒｎｍｅｎｔｓ　ａｎｄ　ｓｃｈｏｌａｒｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｗｏｒｌｄ．Ｔｈｅｓｅ　ｈｙ

ｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ａｒｅ　ｎａｍｅｄ　ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ－ｔｙｐｅ　ｄｅｐｏｓ－ｉｔ　ｂｙ　ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ　ａｕｔｈｏｒｉｔｉｅｓ，ｅ．ｇ．，Ｓｏｃｉｅｔｙ　ｏｆ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｓ，Ｓｏｃｉｅｔｙ　ｏｆ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｓ，ａｎｄ　Ｗｏｒｌｄ　Ｐｅｔｒｏｌｅ－ｕｍ　Ｃｏｕｎｃｉｌ．Ｔｈｅｉｒ　ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ　ｈａｓ　ａｃｃｏｕｎｔｅｄ　ｆｏｒ　ｏｎｅ　ｔｈｉｒｄ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｔｏｔａｌ　ｏｕｔｐｕｔ　ｏｆ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｕｎｉｔｅｄ　Ｓｔａｔｅｓ　ａｎｄ　ｉｓ　ｓｔｉｌｌ　ｅｘｐ

ｅｒｉｅｎ－ｃｉｎｇ　ａ　ｓｔｅａｄｙ　ｇｒｏｗｔｈ，ｓｈｏｗｉｎｇ　ｇｒｅａｔ　ｐｒｏｓｐｅｃｔｓ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ．Ｗｉｄｅ　ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ－ｔｙｐｅ　ｄｅｐｏｓｉｔ　ｉｓ　ａ　ｔｙｐｅ　ｏｆ　ｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ａｎｄ　ｔｈｅｒｅ　ｈａｖｅ　ｂｅｅｎ　ｌｏｎｇ－ｔｅｒｍ　ｉｓｓｕｅｓ　ａｂｏｕｔ　ｉｔｓ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｍｅｃｈａｎｉｓｍｓ　ａｓ　ｗｅｌｌ　ａｓ　ｔｈｅ　ｃｏｅｘｉｓｔｅｎｃｅ　ｏｆ　ｈｉｇ

ｈ－ａｎｄ　ｌｏｗ－ｐｒｅｓｓｕｒｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｅａｒｌｙ－ａｎｄ　ｌａｔｅ－ｆｏｒｍｅｄ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｏｒ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ－ｒｉｃｈ　ａｎｄ　ｗａｔｅｒ－ｂｅａｒｉｎｇ　ｚｏｎｅｓ．Ｉｎ　ｔｈｉｓ　ｓｔｕｄｙ，ｔｈｅ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｓｈｏｗ　ｔｈａｔ　ｓｕ－ｐｅｒｉｍｐｏｓｅｄ，ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｗｉｔｈ　ｇｒｅａｔ　ｒｅｓｏｕｒｃｅ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ａｒｅ　ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｌｉｍｉｔｅｄ　ｆｌｕｉｄ　ｄｙｎａｍｉｃ　ｆｉｅｌｄ　ｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅ　ｌｏｗｅｒ　ｂｏｕｎｄａｒｙ　ｏｆ　ｂｕｏｙａｎｃｙ－ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｂｏｔｔｏｍ　ｂｏｕｎｄａｒｙ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｉｎ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ－ｂｅａｒｉｎｇ

ｂａｓｉｎｓ．Ｔｈｅｓｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ａｒｅ　ｓｕｐｅｒｐｏｓｅｄ　ｉｎ　ｔｉｍｅ　ａｎｄ　ｓｐａｃｅ　ｂｙ　ｔｈｒｅｅ　ｔｙｐｅｓ　ｏｆ　ｔｉｇｈｔ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｉ．ｅ．，ｔｉｇｈｔ　ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｔｉｇｈｔｄｅｅｐ　ｂａｓｉｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ａｎｄ　ｔｉｇｈｔ　ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｗｈｉｃｈ　ａｒｅ　ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｌｉｍｉｔｅｄ　ｆｌｕｉｄ　ｄｙｎａｍｉｃ　ｆｉｅｌｄ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ－ｂｅａｒｉｎｇ　

ｂａ－ｓｉｎｓ　ａｔ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ　ｓｔａｇｅｓ　ｗｉｔｈ　ｖａｒｉｏｕｓ　ｄｒｉｖｉｎｇ　ｆｏｒｃｅｓ．Ｖｅｒｔｉｃａｌｌｙ，ｔｈｅ　ｓｕｐｅｒｐｏｓｅｄ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ａｒｅ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ　ｃｌｏｓｅｌｙ　ｔｏ　ｂｅｄ　ｓｅｒｉｅｓ　ｏｆ　ｅｆｆｅｃ－ｔｉｖｅ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ．Ｔｈｅ　ｄｅｇｒｅｅ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｅｎｒｉｃｈｍｅｎｔ　ｉｎ　ｓｕｂｓｔａｎｔｉａｌｌｙ　ｖａｒｉｅｓ　ｉｎ　ｓｕｐｅｒｐｏｓｅｄ，ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ａｎｄ　ｉｓ　ｈｏｒｉｚｏｎ－ｔａｌｌｙ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄ　ｂｙ　ｔｈｅ　ｎｅａｒ　ｓｏｕｒｃｅ－ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ｆａｃｉｅｓ－ｌｏｗ　ｐ

ｏｔｅｎｔｉａｌ　ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ　ｚｏｎｅ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｓａｍｅ　ｔａｒｇｅｔ　ｉｎｔｅｒｖａｌ．Ｂａｓｅｄ　ｏｎ　ｔｈｅ　ａｎａｌｙｓｉｓ　ｏｆｔｈｅ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｍｅｃｈａｎｉｓｍｓ　ａｎｄ　ｍａｊｏｒ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｆａｃｔｏｒｓ　ｏｆ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ　ｔｉｇｈｔ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｍｏｄｅｌｓ　ｏｆ　ｍｕｌｔｉ－ｋｅｙ－ｆａｃ－ｔｏｒ　ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｔｈｅ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｏｆ　ｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｅｄ　ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｌｉｍｉｔｅｄ　ｆｌｕｉｄ　ｄｙ－ｎａｍ

ｉｃ　ｆｉｅｌｄ　ｗｅｒｅ　ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ．Ｋｅｙ　

ｗｏｒｄｓ：ｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｔｉｇｈｔ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ－ｔｙｐｅ　ｄｅｐｏｓｉｔ；ｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｅｄ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ；ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｐ

ｒｅｄｉｃｔｉｏｎ

７９６　石　　油　　学　　报２０１４年　第３５卷　

１　科学问题及研究思路

１．１　科学问题

近３０年来，油气勘探领域最大进展之一是在盆地深坳区或斜坡带发现了一种成片分布、储量规模巨大的致密油气藏，不同学者对其成因研究后给出了不同

的概念术语，诸如深盆油气藏［１－６］、向斜油气藏［７－

１０］、致密砂岩油气藏［１１－１４］、连续油气藏［１５－

１８］、盆地中心油气藏［

１９－

２１］、根缘油气藏［２２］等。由于这类油气藏能够大规模经济开采且资源潜力巨大，因而日益受到各国政府和学者的关注，国际上一些权威机构包括石油工程师学会（ＳＰＥ）、石油评价工程师学会（ＳＰＥＥ）、美国石油地质家协会（ＡＡＰＧ）、世界石油大会（ＷＰＣ）等也于２００

７年联合发布相关术语，将之笼统地称为连续油气藏（ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ－ｔｙｐｅ　ｄｅｐｏｓｉｔ）。连续致密油气藏的最大特征是其致密连续分布且表观上不受浮力控制（图１）。为什么这类油气藏的形成和分布不受浮力控制且能够如此广泛分布？为什么这类油气藏既不能用浮力成藏机制也不能完全用非浮力成藏机制解释？如何预测其形成和分布并有效地开展勘探？这些问题长期以来一直困扰着油气勘探工作者。针对上列问题展开研究，期望为连续油气藏分布预测与定量评价提供新的方法途径

。

图１　含油气盆地中致密连续油气藏分布发育特征［

２３］

Ｆｉｇ．

１　Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｔｉｇｈｔ　ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｐ

ｅｔｒｏｌｉｆｅｒｏｕｓ　ｂａｓｉｎ［２３

］

１．２　研究思路与技术路线从油气运、聚成藏与分布发育的地质门限研究出发，以期揭示连续致密油气藏的形成和分布规律。油气成藏与分布发育门限系指油气藏形成和分布的临界地质条件，主要从３个层面展开：①在含油气盆地内开展油气运、聚门限控藏研究，划分出不同的流体动力

场，预测和评价形成叠复连续油气藏的有利领域［

２４］

；②在有利领域内开展关键要素控藏门限研究，

根据主控因素控藏临界条件的时空组合预测和评价有利成藏

区带［２５］

；③在有利成藏区带内开展油气富集机制与富

集门限研究，根据油气来源—运、聚动力—富集岩体时

空组合规律预测有利富油气甜点目标［

２６］

。通过从大到小、由外而内３个层次的研究，逐步缩小勘探靶区并接近最终目标，实现非常规油气藏高效勘探。

采用２条不同的技术途径研究勘探程度较高盆地内已发现连续油气藏的成因机制和分布模式：①通过剖析已发现连续致密油气藏的地质特征和主控因素，反演其成因机制并总结发育模式；②通过研究含油气盆地的发育历史，搞清油气成藏条件的变化和匹配关系，正演油气成藏过程特征与发育模式。将正演和反演的结果相互比较和印证，总结致密连续油气藏发育模式和分布规律，指导勘探程度较低和地质条件复杂盆地的非常规油气勘探（图２

）

。图２　叠复连续油气藏成因机制与预测方法研究技术路线Ｆｉｇ．

２　Ｔｅｃｈｎｉｃａｌ　ｒｏｕｔｅ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｏｎ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｍｅｃｈａｎｉｓｍａｎｄ　ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ　ｍｅｔｈｏｄｓ　ｏｆ　ｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｅｄ　ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ

２　叠复连续油气藏地质特征

叠复连续油气藏系指广泛分布于含油气盆地、成

片成带连续出现且不受浮力控制的非常规油气藏，通常与烃源岩层系共生，含油气目的层段整体致密；多见于旋回性沉积发育且构造演化较为稳定的含油气盆地。这类油气藏的形成和分布既不能用经典的浮力成藏机制予以阐述，也不能完全用非浮力成藏机制予以阐述，将之称为叠复连续油气藏：①强调它们纵向上由多套含油气目的层段构成、平面上连续成片；②强调它们在地史时期由不同阶段、不同来源、不同动力机制形成的不同类型致密油气藏的叠加复合；③不特别强调“非常规”和“致密”。叠复连续油气藏虽然整体致密，但在形成之后的演化过程中，由于构造变动的调整、储层致密性可能受到破坏，局部出现受浮力控制的改造

　第５期庞雄奇等：叠复连续油气藏成因机制、发育模式及分布预测７９７

型常规油气藏；另外，“非常规”是一个相对于已发现的圈闭类油气藏的概念术语，随着社会对油气资源需求量加大和发现常规油气藏减少，叠复连续油气藏的勘探和开发将变为今后工作的常态。

２．１　储层普遍致密且构造高点与构造低点富油气共存与完全受构造隆起控制的常规油气藏和完全受构造低坳区控制的深盆油气藏不同，叠复连续油气藏既在构造高部位富油气，也在构造低部位富油气。松辽盆地扶扬油层储层普遍致密，宏观背景上，油主要富集于烃源岩发育范围内，在这一范围内，构造高部位和构造低部位的致密储层内都富集了油气［１０，２７］（图３）。鄂尔多斯盆地上古生界山西组１段（简称为山１段）、山西组２段（简称为山２段）、石盒子组８段（简称为盒８段）发育叠复连续致密气藏，从宏观上看，含气目的层与有效源岩层紧密相邻并分布在有效烃源岩层发育范围内，在埋深超过某一临界深度后储层普遍致密，储层孔隙度小于１２％、渗透率低于１　ｍＤ、孔喉半径小于２μｍ。在含油气范围内，叠复连续油气藏既在局部构造高部位富集油气、也在构造低洼区富集油气，高部位和低部位含气层连续且明显不受浮力控制［２８－３０］。四川盆地川西坳陷须家河组致密气藏也都具有这样的特征，在含气范围内的构造高部位和构造低部位都聚集油气，平面上连续分布［３１］

。

　　注：Ｋ２ｑ３＋４为泉头组三段和四段；Ｋ２ｑｎ为青山口组；Ｋ２ｙ为姚家组；Ｋ２ｎ为嫩江组。

图３　松辽盆地叠复连续油藏分布发育特征［２７］

Ｆｉｇ．３　Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ　ｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｅｄ　ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　Ｓｏｎｇｌｉａｏ　Ｂａｓｉｎ［２７］

２．２　含油气面积大且产能复杂多变

叠复连续油气藏在含油气盆地出现时，往往具有

广泛连续、成片成带分布特征，探井内各目的层段的油

气产能因地而异、复杂多变。鄂尔多斯盆地上古生界

的山１段、山２段和盒８段形成了大面积分布的致密

气藏，含气范围都超过１０×１０４ｋｍ２。川西坳陷的须家

河组也广泛发育致密油气藏，新场油气田、什邡油气

田、马井油气田、新都油气田、洛带油气田发育在这一

地区，它们没有明显的含水边界，总体含气面积在数千

平方千米。在同一含油气区同一目的层内的产能变化

也大，有的日产高达几十万立方米，有的只有几千立方

米，有的仅见油气显示，还有的是干层，川西坳陷须家河

组致密气藏高产井、低产井、气流井、干井、水井所占比

率分别为１２．９％、５０．５％、２７．３％、６．５％、１７．４％。研究

表明，连续油气藏油气的富集程度和探井产能受众多因

素影响：川西坳陷须家河组四段（简称为须四段）含气层

厚度变化与构造背景条件有关；目的层段产能变化与埋

深和构造位置有关，也与储层孔隙度和裂缝发育程度有

关，同时还与储层的含油气饱和度有关［３２］。

２．３　纵向上源岩层系内发育多目的层段且高压与低

压油气层共存

叠复连续油气藏纵向上往往存在多套目的层段，

发育于源岩层系内或紧邻源岩层分布，平面分布范围

也受烃源岩层排油气范围的控制。鄂尔多斯盆地石炭

系和二叠系源岩层系内几套主要的目的层段纵向厚度

差别大，连续性差异也很大（图４）。对某一确定的含

油气层段，有的比较薄、分布范围局限，有的厚度较大、

分布范围较广。对于一套烃源岩层系内发育的多套目

的层而言，累积厚度大，平面上叠复连片广泛分布，面

积可达数万平方千米。

７９８　石　　油　　学　　报２０１４年　第３５卷

图４　叠复连续油气藏内多目的层段分布发育特征及与烃源

岩层系的关联性

Ｆｉｇ．

４　Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｅｄｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　ｍｕｌｔｉｐｌｅ　ｔａｒｇｅｔ　ｓｔｒａｔａ　ａｎｄ　ｉｔｓｃｏｒｒｅｌａｔｉｏｎ　ｗｉｔｈ　ｈｙ

ｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　　多目的层段叠加复合形成的连续油气藏显示出的

另一个特征是高压含油气层段和低压含油气层段在同一个含油气区带内出现，甚至同一个含油气层位在不同井点显现出不同的压力特征。鄂尔多斯盆地和四川盆地连续气藏的压力测试结果表明，有的含气目的层为常压、有的显示为低压，还有表现为异常高压，反映了各自成因机制与演化历程的差异性（图５）。压力的高低与油气成藏的动力机制有关，也与油气充注阶段

和充注数量有关。叠复连续油气藏内部压力变化大反映了同一源岩层系控制下不同目的层段油气成藏条件

的差异性和复杂性［

３３］

。２．４　资源储量大但油－气－水分布关系复杂

叠复连续油气藏因分布面积大，

资源储量规模往

图５　叠复连续油气藏压力分布与变化特征

Ｆｉｇ．

５　Ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｖａｒｉａｔｉｏｎ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｅｄ　ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ往也大，但其内部油、气、水分布关系非常复杂，见不到常规油气藏内“气在上、水在下、油居中”的明显分离现象（图１）。这一特征表明，连续油气藏的勘探和开发较常规油气藏和非常规深盆油气藏复杂。例如，鄂尔多斯盆地苏里格庙含气区盒８段在西北方向产水井较多、产出水量较大；随着向东南方向转移，产气井数增多，同时产气量也增大。四川盆地川西坳陷依据测井资料解释出来的须家河组四段（须四段）含气层和含水层的分布情况显示，埋深较浅的上段含水层最多、埋深较大的下段产水层数次之，埋深居中的中段最少，这种情况很难基于某一种成藏机制予以解释［图６（ａ）］。基于测试结果确定的川西坳陷含气层段和含水层段的数量和产量反映的情况相似［图６（ｂ）和图６（ｃ

）］

。图６　四川盆地川西坳陷须家河组叠复连续气藏目的层产气、

水特征与分布

Ｆｉｇ．６　Ｇａｓ　ａｎｄ　ｗａｔｅｒ　ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｔａｒｇ

ｅｔ　ｓｔｒａｔａｏｆ　ｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｅｄ　ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ　ｇａｓ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　Ｘｕｊ

ｉａｈｅＦｏｒｍａｔｉｏｎ，ｗｅｓｔｅｒｎ　Ｓｉｃｈｕａｎ　ｄｅｐ

ｒｅｓｓｉｏｎ，Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ

　第５期庞雄奇等：叠复连续油气藏成因机制、发育模式及分布预测７９９

３　叠复连续油气藏形成的动力学机制叠复连续油气藏复杂的地质特征是其成因机制决定的，揭示其成因机制对预测其形成和分布具有重要意义。研究发现，浮力成藏下限和油气成藏底限在宏观上控制着叠复连续油气藏在含油气盆地的形成和分布，决定着它们的成因特征。

３．１　浮力成藏下限

３．１．１　浮力成藏下限的基本概念

浮力成藏下限是相对于浮力成藏作用而提出的一个新的地质概念［３４］，系指地层介质随着埋深增大、压实作用增强而使孔隙度降低、渗透率减少、孔喉半径变小到某一临界条件之后，浮力对油气运移成藏不再起主导作用的深度下限，通常用与埋藏深度对应的储层孔隙度、孔喉半径、渗透率等地质参数表征。浮力成藏作用阐明了地下油气在浮力作用下自盆地深部向浅部、自盆地中心向边部运移和聚集成藏的规律［３５］。浮力作用形成的常规油气藏的基本特征可概括为３个方面：①高点汇聚、高位封盖、高孔富集、高压成藏；②油气分布面积小、油气储量规模小；③油气来源与油气藏分离（图７）。较之浮力成藏下限更深领域的油气成藏与分布不受浮力控制，致密深盆油气藏就是其中研究较多的一类［３６］，它们最先在盆地深坳区致密储层中形成并在分子体积膨胀力作用下向周边不断扩大分布范围。总结前人的研究结果，致密深盆油气藏的基本地质特征也可概括为３个方面：①低坳汇聚、低位倒置、低孔富集和低压稳定；②油气分布面积大、资源储量规模大；③油气源与油气藏紧密相邻（图８）。浮力成藏下限是同一目的层内常规油气藏和致密深盆油气藏形成和分布的动力学边界。

３．１．２　浮力成藏下限的成因机制

含油气盆地中浅部与深部的油气成因模式和分布规律有很大的不同，不同学者给出的成因解释不同。Ｍａｓｔｅｒｓ认为浮力成藏下限是盆地内地层相对渗透率变化差异造成的［１］；还有学者认为是成岩作用差异［３７］或断层封隔［３８］或力平衡机制等地质条件造成的［３９］。上述机制可以解释一些盆地内局部范围内的油气聚集不受浮力控制现象，但不能解释大范围的油气聚集不受浮力的控制。物理模拟实验［６］结果表明，对于单一的玻璃管而言，当其直径分别小于３．６　ｍｍ、４．５　ｍｍ且注满水时，如果将气和油从玻璃管下部注入，在底部聚集而不受浮力作用向上运移，表明存在气和油的浮力成藏下限；对于大玻璃管之中装填砂粒而言，当砂粒直径分别小于０．１　ｍｍ、０．２　ｍｍ且玻璃管内充满水时，如果自下向上充注气和油，

它们能够在玻璃管柱下部的

图７　浮力作用下油气成藏机制及其基本地质特征

Ｆｉｇ．７　Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｍｅｃｈａｎｉｓｍ　ａｎｄ　ｂａｓｉｃ　ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｕｎｄｅｒ　ｂｕｏｙａｎｃｙ

８００

　石　　油　　学　　报２０１４年　第３５卷

图８　局限流体动力场非浮力成藏基本特征

Ｆｉｇ．８　Ｂａｓｉｃ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｎｏｎ－ｂｕｏｙａｎｃｙ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｉｎｌｉｍｉｔｅｄ　ｆｌｕｉｄ　ｄｙｎａｍｉｃ　ｆｉｅｌｄ

砂粒中聚集而不受浮力作用向上运移，同样表明存在气和油的浮力控制下限［４０，４１］。研究结果还表明，随砂粒粒径变小或玻璃管直径变小所伴随的毛细管力增大是浮力不再对油气运移起主导作用的根本原因。油气在地下向上运移的动力（Ｐｅ）与致密介质条件下遇到的毛细管阻力（Ｐｃ）和上覆水静压力（Ｐｗ）达成的平衡是浮力成藏下限存在的动力机制，概念模型与力平衡机制如图９所示

。

图９　地质条件下浮力成藏下限概念模型与力平衡机制

Ｆｉｇ．９　Ｃｏｎｃｅｐｔｕａｌ　ｍｏｄｅｌ　ｏｆ　ｂｕｏｙａｎｃｙ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄａｎｄ　ｉｔｓ　ｆｏｒｃｅ　ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ　ｍｅｃｈａｎｉｓｍ　ｕｎｄｅｒ　ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ

ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ

３．１．３　浮力成藏下限力平衡作用与定量表征

常温常压条件下的物理模拟实验证实了浮力成藏下限的存在，但其结果与实际地质条件有很大差别：①含油气盆地实际地质条件下见到的浮力成藏下限对应的孔隙度≤１２％、渗透率≤１　ｍＤ、孔喉半径＜２μｍ，而实验条件下的参数值远远大于这一数值，尤其是渗透率可以达到数千毫达西以上；②含油气盆地见到的浮力成藏下限变化大，受多种因素影响，包括储层孔隙结构特征、流体的温度和压力条件等。为了分析这些问题，开展了改变孔喉半径、流体压力、砂粒粒径的物理模拟实验（图１０和图１１）。对于孔径细小且锥形变化的玻璃管开展变压条件下的浮力成藏下限物理模拟实验前，先在玻璃管内装满水，然后自玻璃管下端孔径最小处缓慢注气，直到气－水接触面不再因注入气量增加而改变为止，此时记录下与气－水接触面对应的上覆流体水压力（Ｐｗ）、注气压力（Ｐｅ）、玻璃管毛细管力（Ｐ

ｃ

）［图１０（ａ）］；加大上覆水柱压力，气－水接触面下降，继续向玻璃管内注气，直至找到新的气－水平衡面为止，记下相关压力［图１０（ｂ）］；如此反复进行，直到完成多组实验为止［图１０（ｃ）］。对于孔径大且装填砂粒的玻璃管开展变压条件下的浮力成藏下限物理模拟实验，采用上列同样的实验步骤（图１１）。结果表明，对于单一玻璃管而言，在水静压力、注气压力增大的情况下，浮力成藏下限对应的玻璃管孔喉半径减小，各次实验结果获得的Ｐｅ与Ｐｗ和Ｐｃ之和近似相等，相关系数超过９９％；对于玻璃管柱内的砂粒而言，在水静压力、注油气压力增大的情况下，浮力成藏下限对应的砂粒粒径减小，各次实验结果获得的Ｐｅ与Ｐｗ和Ｐｃ之和近似相等，相关系数超过９９％。由此说明，浮力成藏下限是上覆流体压力（Ｐｗ）、砂粒内部毛细管力

（Ｐ

ｃ

）和油气藏内部流体压力（Ｐ

ｅ

）三者平衡的结果。

含油气盆地深部致密介质中油气不受浮力控制的

　第５期庞雄奇等：

叠复连续油气藏成因机制、发育模式及分布预测８０１

图１０　变压、

变喉道、直径单一玻璃管浮力成藏下限物理模拟实验

Ｆｉｇ．１０　Ｐｈｙｓｉｃａｌ　ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ　ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ　ｏｆ　ｂｕｏｙａｎｃｙ　

ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｔｈｒｅｓｈｏｌｄ　ｗｉｔｈ　ｖａｒｉａｂｌｅ　ｐ

ｒｅｓｓｕｒｅ，ｖａｒｉａｂｌｅ　ｔｈｒｏａｔ　ｄｉａｍｅｔｅｒａｎｄ　ａ　ｓｉｎｇｌｅ　ｇ

ｌａｓｓ　ｔｕｂｅ根本原因是岩石中的毛细管力与上覆水静压力之和大于油气藏内部的压力。当油气藏内部的压力大于二者之和时，浮力就会起主导作用，带动油气向上运移甚至散失。力平衡作用是浮力成藏下限形成的动力学机制，可用式（１）—式（３

）表征：Ｐｅ＝Ｐｗ＋Ｐｃ

（１）　　对于油气藏压力（

Ｐｅ）可表示为：Ｐｅｇ＝

ｚ·ρｇＭｇ

·Ｒ·Ｔ×１．０１×１０

２（２）Ｐｅｏ＝ＲＴＶ－ｂ－ａＶ２＝ρｏＲＴＭｏ－ρｏ

ｂ－ρ２

ｏ·ａＭ２

ｏ（３

）图１１　变压、变砂粒直径浮力作用下限物理模拟实验Ｆｉｇ．１１　Ｐｈｙｓｉｃａｌ　ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ　ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ　ｏｆ　ｂｕｏｙａｎｃｙ　

ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｔｈｒｅｓｈｏｌｄ　ｗｉｔｈ　ｖａｒｉａｂｌｅ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ａｎｄ　ｖａｒｉａｂｌｅ　ｓａｎｄｇｒａｉｎ　ｄｉａｍｅｔｅｒ　ｉｎ　ｇ

ｌａｓｓ　ｔｕｂｅ其中，Ｐｅｇ为气藏内部压力，ＭＰａ；ｚ为气体的偏差系数（即压缩因子），无量纲；Ｒ为通用气体常数，０．００８　

３１４ＭＰａ·ｍ３

／（ｋｍｏｌ·Ｋ）；Ｔ为天然气的绝对温度，Ｋ；

Ｍｇ为天然气摩尔质量，ｋｇ／ｋｍｏｌ；ρｏ、ρｇ为地层条件下原油、天然气的密度，ｋｇ／ｍ３

；Ｐｅｏ为油藏内部压力，ＭＰａ；为地层条件下石油密度，ｋｇ

／ｍ３

；Ｍｏ为石油摩尔质量，ｋｇ

／ｋｍｏｌ；ａ，ｂ为范德华常数。３．１

．４　浮力成藏下限力平衡临界条件影响因素浮力成藏下限力平衡方程中的每一个地质参数的改变都影响浮力成藏下限临界条件的改变。影响因素包括动力作用、流体物化特性、地层介质条件以及盆地

８０２　石　　油　　学　　报２０１４年　第３５卷　宏观构造环境４个方面。

３种动力分别指油气藏内部压力（

Ｐｅ）、上覆水静压力（Ｐｗ）、储层介质内毛细管力（Ｐｃ）

，任何一种动力改变都将影响浮力成藏下限的变化。研究表明，水静压

力随着埋藏深度线性增大，主要与上覆水柱高度和水密

度有关；毛细管力随着埋藏深度增大呈现指数趋势快速

增大（图１２），主要与储层介质的孔喉半径有关。毛细管力随深度的异常快速增大，导致了致密储层内浮力普遍不起主导作用，油气能够大面积富集成藏。流体物化特性主要是指油气－水的界面张力、接触角、密度和温度等对力平衡临界条件产生影响。研究表明，浮力成藏下限对应的介质孔喉半径随油气的密度、温度、界面张力的增大而减小，随接触角增大而增大（图１３

）

。图１２　浮力成藏下限力平衡作用与相对贡献量变化

Ｆｉｇ．１２　Ｆｏｒｃｅ　ｂａｌａｎｃｅ　ｅｆｆｅｃｔ　ｏｆ　ｂｕｏｙａｎｃｙ　

ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄ　ａｎｄ　ｔｈｅｉｒ　ｖａｒｉａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｒｅｌａｔｉｖｅ　ｃｏｎｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｗｉｔｈ　ｄｅｐｔ

ｈ图１３　流体物性变化特征对浮力成藏下限力平衡边界的影响

Ｆｉｇ．１３　Ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ　ｏｆ　ｐｈｙｓｉｃａｌ　ａｎｄ　ｃｈｅｍｉｃａｌ　ｐｒｏｐｅｒｔｙ　ｏｆ　ｆｌｕｉｄ　ｏｎ　ｔｈｅ　ｆｏｒｃｅ　ｂａｌａｎｃｅ　ｂｏｕｎｄａｒｙ　ｏｆ　ｂｕｏｙａｎｃｙ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄ

　第５期庞雄奇等：

叠复连续油气藏成因机制、发育模式及分布预测８０３　

地层介质条件主要是指储层的孔隙度、

渗透率和孔喉半径对力平衡临界条件产生影响，三者之间有很好的对应关系（图１４）。研究表明，含油气盆地浮力成藏下限一般与孔隙度约为１２％、渗透率约为１　ｍＤ、孔喉半径约为２μ

ｍ的地层临界条件对应，非浮力成藏作用主要发生在这一动力学边界以下。油和气的流体特性存在差异，浮力成藏下限也有所不同。在砂岩储层的粒级变化范围内（０．１～０．６　ｍｍ），天然气的浮力成藏下限较液态石油的浅，但差别不大。天然气的浮力成藏下限对应的孔隙度为１１％，

而石油成藏下限变化图１４　储层介质条件对浮力成藏下限力平衡边界的影响Ｆｉｇ．

１４　Ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ　ｏｆ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｍｅｄｉｕｍ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ　ｏｎ　ｔｈｅ　ｆｏｒｃｅｂａｌａｎｃｅ　ｂｏｕｎｄａｒｙ　ｏｆ　ｂｕｏｙａｎｃｙ　

ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄ为１０％。天然气较石油在深部更不容易受浮力作用影响的主要原因是其界面张力较石油的大。３．１

．５　实际地质条件下浮力成藏下限变化规律实际地质条件下的浮力成藏下限是上列各种要素综合作用的结果。研究表明，砂粒粒径越粗，浮力成藏下限越深，对应的孔隙度越小或渗透率越低或孔喉半径越小［图１５（ａ）］；当砂粒的分选变差时，浮力成藏下限力平衡边界对应的埋深变浅，或孔隙度减小、渗透率降低、孔喉半径变窄［图１５（ｂ

）］。不同类型的含油气盆地浮力成藏下限有很大的不同（图１６）。对于沉积地层均匀性较好的含油气盆地，浮力成藏下限显现为一个平整的界面，如美国怀俄明州红色沙漠盆地深盆气的顶界面分布［图１６（ａ）］；对于非均质性较强的含油气盆地则为一个或多个复杂的曲面，如美国圣胡安盆地深盆油气的界面分布［图１６（ｂ）］；在地层整体抬升或油气源不足的情况下，

油气成藏下限的动力学平衡边界与目前见到的油气－水接触界面不完全相同，由于一部分油气因扩散作用等原因散失，往往是后者较之前者的埋深更大，如加拿大阿尔伯达盆地深盆气的气－水接触面分布［图１６（ｃ

）］。在构造变动强烈的盆地，由于地层介质的致密性受到破坏，浮力成藏下限不存在或只在局部地区存在。受到强烈挤压的盆地因地层褶皱作用产生大量断层和裂隙，浮力成藏下限受到破坏，它们或消失或埋深增大；受到不整合面和地下流体作用产生的次生孔隙的影响，浮力成藏下限受到破坏或埋深变大；受到断裂作用产生的大量裂缝的影响，浮力成藏下限受到破坏或埋深变大。在这些情况下，浮力又成为油气运、聚成藏的主导动力，显示出与常规油气藏完全相同的地质特征。通过对不同条件下形成的非常规油气藏地质特征的剖析和研究，发现储层普遍致密和构造稳定是浮力成藏下限普遍存在的基本条件。

３．１

．６　浮力成藏下限力平衡边界存在的可靠性检验检验浮力成藏下限是否存在的基本原理是将力平衡方程应用于实际地质条件下的浮力成藏下限预测，并与钻探结果比较。

图１７（ａ）是依据力平衡方程对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩油气藏的浮力成藏下限预测结果，与孔隙度＜１０％和渗透率＜１　

ｍＤ的地质条件对应。在这一动力学边界之下，紧邻源岩的致密储层内都充满了气；这一边界之上，气只在构造高部位聚集成藏。图１７（ｂ

）是鄂尔多斯盆地苏里格庙地区致密砂岩气藏的孔隙度和渗透率分布特征，处于一个构造斜坡区，天然气只在孔隙度＜１２％、渗透率＜１　ｍＤ的致密砂岩储层内富集，表明埋藏较浅的高孔隙度和高渗透率储

８０４

　石　　油　　学　　报２０１４年　第３５卷　

图１５　地质条件下浮力成藏下限随砂粒粒径与分选变化特征

Ｆｉｇ．１５　Ｖａｒｉａｔｉｏｎ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｂｕｏｙａｎｃｙ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄ　ｗｉｔｈ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅ　ｇｒａｉｎ　ｓｉｚｅ　ａｎｄ　ｓｏｒｔｉｎｇ　ｃｈａｎｇｅ

图１６　构造稳定条件下浮力成藏下限力平衡边界特征［１９］

Ｆｉｇ．１６　Ｆｏｒｃｅ　ｂａｌａｎｃｅ　ｂｏｕｎｄａｒｙ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｂｕｏｙａｎｃｙ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄ　ｕｎｄｅｒ　ｓｔａｂｌｅ　ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ

　第５期庞雄奇等：

叠复连续油气藏成因机制、发育模式及分布预测８０５　

层内不能聚集气，其浮力大于毛细管力，在浮力作用下油气被运移到盆地边缘或浅部散失；埋藏较深的低孔隙度和低渗透率的储层内浮力小于毛细管力等阻力之和，因而大面积聚集了天然气。充分证实了浮力成藏下限的存在及其对非常规油气藏形成和分布的控制作用。

图１８是松辽盆地葡萄花油层浮力成藏下限与实际钻探结果比较，不难看出，液态石油也存在一个浮力成藏下限，力平衡边界与孔隙度约为１０％～１

１％的埋深一致。在这一力平衡边界之上，液态石油成藏具有“高点汇聚、高孔富集、高位封盖和高压成藏”的４高特征；在这一力平衡边界之下，液态石油具有“低坳汇聚、低位倒置、低孔富集、低压稳定”的４低特征。理论预测与实际钻探结果的一致性反映了浮力成藏下限的存

在及其预测模型的实用性和可靠性，既适用于天然气，也适用于液态石油。

国内外已发现的非常规油气藏分布的储层孔隙度和渗透率的统计结果表明（表１），非常规油气藏孔隙度绝大部分都小于１２％、渗透率不到１　ｍＤ、孔喉半径小于２μｍ。由此可以认为，与这些临界条件对应的埋藏深度代表了含油气盆地叠复连续致密砂岩油气藏形成和分布的顶部边界。３．２　油气成藏底限

３．２

．１　油气成藏底限的基本概念与地质模型油气成藏底限系指含油气盆地油气成藏作用结束的最大埋深或与其对应的临界地质条件，可用储层孔隙度或渗透率或孔喉半径综合表征。油气成藏底限不是储层内有油气显示存在的底限，

较之成藏底限更深

图１７　鄂尔多斯盆地上古生界天然气的浮力成藏下限预测结果与钻探结果比较

Ｆｉｇ．１７　Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ｐｒｅｄｉｃｔｅｄ　ｂｕｏｙａｎｃｙ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄ　ａｎｄ　ｄｒｉｌｌｉｎｇ　

ｒｅｓｕｌｔｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｕｐｐｅｒ　Ｐａｌｅｏｚｏｉｃ　ｇａｓ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｉｎ　Ｏｒｄｏｓ　Ｂａｓｉ

ｎ　　注：Ｋ２ｑ３＋４为泉头组三段和四段；Ｋ２ｑｎ为青山口组；Ｋ２ｙ为姚家组；Ｋ２

ｎ为嫩江组。图１８　松辽盆地葡萄花油层石油的浮力成藏下限预测结果与钻探结果比较

Ｆｉｇ．１８　Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ｐｒｅｄｉｃｔｅｄ　ｂｕｏｙａｎｃｙ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄ　ａｎｄ　ｄｒｉｌｌｉｎｇ　

ｒｅｓｕｌｔｓ　ｏｆ　Ｐｕｔａｏｈｕａ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｉｎ　Ｓｏｎｇｌｉａｏ　Ｂａｓｉｎ

８０６　石　　油　　学　　报２０１４年　第３５卷　

的储层内见到的油气可能是在进入成藏底限之前聚集的，油气成藏底限之下因储层孔隙度太低，成藏作用已经结束，油气勘探风险大。在埋深高达６　０００　ｍ的地层内还能发现有工业价值的油气藏，世界有些

盆地埋深超过８　０００　ｍ后还能发现液态石油（图１９），因此研究其成藏底限对于确定有利勘探领域的边界范围和评价油气资源潜力并进行勘探部署都具有现实意义。

表１　世界已发现代表性连续油气藏的孔隙度和渗透率分布特征

Ｔａｂｌｅ　１　Ｐｏｒｏｓｉｔｙ　

ａｎｄ　ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ　ｏｆ　ｔｙｐｉｃａｌ　ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｆｏｕｎｄ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｗｏｒｌｄ油气藏名称

目的层位

油气藏产状特征孔隙度／％渗透率／ｍＤ加拿大阿尔伯塔盆地非常规致密气白垩系、三叠系、

侏罗系、泥盆系大斜坡区连续油气藏３～１３　０．

００５～０．０１５美国绿河盆地非常规致密油气古近系、白垩系

深坳区连续油气藏４．７～１１．７　０

．００１～０．０５０美国红色沙漠盆地非常规致密油气古近系Ｆｏｒ

ｔ地层、白垩系Ｌａｎｃｅ地层盆地中心连续油气藏６～１２　０．１～０．９中国鄂尔多斯盆地非常规致密油气

二叠系石盒子组、山西组大斜坡区叠复连续油气藏２～１２　

０．

０１～１．００中国川西非常规致密油气侏罗系、三叠系须家河组

平稳区叠复连续油气藏３．１～１３．２　０．０００１～２．１０００中国库车坳陷致密气侏罗系、白垩系

较平稳区叠复连续油气藏２．３～１３．７　０

．０００１～２．００００中国松辽盆地非常规致密油气白垩系青山口组、泉头组、登娄库组

深坳区叠复连续油气藏２～１４　

０．

０１～１．４４中国准噶尔盆地非常规致密油

二叠系芦草沟组

深坳区叠复连续油藏

２．７～１３．０　０

．００５～１．０００　　油气勘探过程中遇到的成藏底限可以表现为不同的形式：随着埋深增大和储层有效孔隙度减少，渗透率不断降低，甚至低于０．０１　ｍＤ；与此同时，储层内孔喉半径变小，束缚水饱和度逐步增大并达到１００％。当目的层埋深增大和孔隙度减少后，探井钻遇到干层的概率不断增大，并接近１００％。总之，无论从理论上分析，还是从勘探实践结果剖析，含油气盆地深部都可能存在一个油气成藏的底限，不同盆地因地质条件的差异表现为不同的临界条件。

３．２

．２　油气成藏底限成因机制与主控因素研究表明，随埋深增大而导致油气成藏作用结束的动力学机制有３种：

（１

）储层内部渗透率随压实作用而逐步降低，当其小于０．０１　ｍＤ后就无法使油气正常运移而导致成藏作用结束（图２０）。砂岩储层的孔隙度随埋深逐步增大而减小，虽然断裂和裂缝的产生可以使这一进程减慢，但不能阻挡。当孔隙度减少到约２％时，渗透率也逐步减少到约０．０１　ｍＤ，这时油气在储层内几乎不能正常运移，此时视为油气成藏底限。

（

２）储层随埋深增大，其内、外界面势差消失而导致成藏作用结束（图２１）。统计分析表明，砂岩与周边泥岩之间的毛细管力差是导致油气聚集的基本动力。随埋藏深度增大，它们之间的毛细管力差发生规律性变化，先增大然后逐步减少，

当其势差产生的油气聚集

图１９　中国３个含油气盆地砂岩目的层孔隙度随深度变化特征

Ｆｉｇ．１９　Ｐｏｒｏｓｉｔｙ　

ｖａｒｉａｔｉｏｎ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｗｉｔｈ　ｄｅｐｔｈ　ｏｆ　ｔａｒｇｅｔ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅ　ｓｔｒａｔａ　ｉｎ　３ｐｅｔｒｏｌｉｆｅｒｏｕｓ　ｂａｓｉｎｓ　ｏｆ　Ｃｈｉｎａ

　第５期庞雄奇等：叠复连续油气藏成因机制、发育模式及分布预测８０７

图２０　含油气目的层埋藏过程中孔隙度和渗透率变化与油气成藏底限

Ｆｉｇ．２０　Ｐｏｒｏｓｉｔｙ　ａｎｄ　ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ　ｖａｒｉａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｔａｒｇｅｔ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ－ｂｅａｒｉｎｇ　

ｌａｙｅｒｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｐｒｏｃｅｓｓ　ｏｆ　ｂｕｒｉａｌ　ａｎｄｈｙ

ｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌ

ｄ图２１　含油气目的层内、

外界面势差变化特征与油气成藏底限Ｆｉｇ．

２１　Ｖａｒｉａｔｉｏｎ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｉｎｔｅｒｆａｃｉａｌ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ　ａｎｄ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄ　ｉｎ　ｔｈｅｔａｒｇｅｔ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ－ｂｅａｒｉｎｇ　

ｓｔｒａｔａ动力小于其内部遇到的阻力时，成藏作用结束。中国

东部、中部和西部含油气盆地储层聚集油气的内、外界

面势差完全消失时的孔隙度约为２％～４％，在东部渤海湾盆地济阳坳陷、中部鄂尔多斯盆地、西部塔里木盆地库车坳陷对应的成藏底限埋深分别为６　０００　ｍ、６　５００ｍ和８　５００　ｍ（图１９）。

８０８　石　　油　　学　　报２０１４年　第３５卷　

（３

）储层内部的有效孔隙度消失或束缚水饱和度达到１００％，从而导致油气成藏作用结束（图２２）。通过对砂岩储层孔隙度变化的主控因素研究，可以建立定量模型预测砂岩孔隙度随埋深变化规律；通过对测井资料的分析解释以及开展物理模拟实验等多种方

法［

４２－

４６］，可以计算出砂岩储层内束缚水饱和度大小，将两者结合起来就能确定有效孔隙度为０或束缚水饱和度为１００％对应的埋深，即代表油气成藏底限。松辽盆地扶扬油层砂岩束缚水饱和度为１００％时对应的成藏底限为孔隙度２．４％～４．０％，塔里木盆地库车坳陷含油气砂岩束缚水为１００％时对应的成藏底限为孔隙度约２．４％

。

图２２　含油气目的层内部束缚水饱和度变化特征与油气

成藏底限

Ｆｉｇ．

２２　Ｖａｒｉａｔｉｏｎ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｂｏｕｎｄ　ｗａｔｅｒ　ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ　ｉｎｔａｒｇｅｔ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ－ｂｅａｒｉｎｇ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ａｎｄｈｙ

ｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄ１３．２．３　油气成藏底限定量表征与预测

实际地质条件下采用３种方法预测含油气目的层

成藏底限：第①种方法是研究目的层孔隙度和渗透率随埋深增大变化特征，判别油气成藏底限标准是：孔隙度≤２．４％、孔喉半径＜０．０１μｍ、渗透率≤０．０１　

ｍＤ；第②种方法是研究目的层内、外介质的界面势能（或毛细管力）随埋深增大的变化特征，判别标准是目的层之外的界面势能或毛细管力与目的层内的比率大于１０倍以上；第③种方法是研究目的层内有效孔隙度或束缚水饱和度随埋藏深度增大的变化规律，判别油气成藏底限的标准是：目的层有效孔隙度随埋深增大而减少至０，

或束缚水饱和度随埋深增大而增加至１００％时。随着砂岩粒径的增大，油气成藏底限变深；随着砂岩颗粒分选的变好，油气成藏底限也随之变深（图２３）

。图２３　实际地质条件下松辽盆地砂岩储层成藏底限变化特征

预测结果

Ｆｉｇ．２３　Ｐｒｅｄｉｃｔｅｄ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｃｈａｎｇ

ｅ　ｏｆ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄ　ｉｎ　ｒｅａｌ　ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎ　ｉｎ　Ｓｏｎｇ

ｌｉａｏ　ｂａｓｉｎ３．２．４　油气成藏底限的可靠性检验

确定油气成藏底限的方法原理是：①对某一地区

各探井钻遇目的层段的流体性质进行分析，将其分为干层、水层、油层、气层、油气层５类，可以利用前人的解释结果，也可以基于测井资料等分析得到目的层含油气特征；②整理好各井各目的层含油气特征资料并将各井点的资料放在一个统一的坐标系下作图，可以清楚地反映出各目的层含油气情况随埋深变化规律［图２４（ａ）］；③以一定孔隙度间隔为单元，

统计各单

　第５期庞雄奇等：

叠复连续油气藏成因机制、发育模式及分布预测８０９　

元内含油、气、水层段的厚度并计算它们的比率，得到随孔隙度变小各类流体层段厚度百分比率变化规律［图２４（ｂ）］，依据变化规律确定出１００％见到干层的孔隙度上限。研究表明，１００％干层对应的储层孔隙度上限约２％～３％，

与基于储层完全被束缚水饱和、储层内－外油气聚集界面势差完全消失、储层渗透率降低至无法使油气正常运移３种方法确定的成藏底限相符。这从生产的角度验证了油气成藏底限的存在，也表明了基于上列３种方法确定成藏底限可行与可靠

。

图２４　塔里木盆地塔中地区探井钻遇含油气、

水层分布特征Ｆｉｇ．２４　Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｄｒｉｌｌｅｄ　ｏｉｌ，ｇａｓ　ａｎｄ　ｗａｔｅｒ　ｌａｙｅｒｓ　ｉｎ　Ｔａｚｈｏｎｇ　

ａｒｅａ，Ｔａｒｉｍ　Ｂａｓｉｎ４　叠复连续油气藏成因机制与主控因素

叠复连续油气藏分布发育于浮力成藏下限与油气成藏底限之间的致密储层广泛发育区。在这一地层领域主要发现有致密常规油气藏、致密深盆油气藏、致密复合油气藏（图３和图４），首先重点阐述每一类致密油气藏的地质特征与形成条件，搞清它们的成因机制与主控因素，在此基础上讨论和阐述叠复连续油气藏的形成过程特征与分布发育模式。

４．１　三种致密油气藏的地质特征与成因机制４．１

．１　致密常规油气藏致密常规油气藏是浮力作用形成的常规油气藏深埋之后因储层压实和成岩致密转化而来，概称为致密常规油气藏或压实致密油气藏，成因机制可概括为“先成藏、后致密”，形成于埋深较浅时期的构造隆起部位的高孔隙度和高渗透率储层内。当前，除了储层孔隙度和渗透率较常规油气藏的低之外，其他显示出与常规油气藏完全相同的地质特征（图７），致密常规油气藏根据圈闭类型的不同可分为致密背斜油气藏、致密断块油气藏、致密岩性油气藏和致密地层油气藏４大类及其复合类型。

塔里木盆地库车坳陷迪那油气藏是一个致密常规

油气藏（图２５），目的层渐新统苏维依组砂岩层埋深４　７００～５　

７００　ｍ，孔隙度小于１２％，处于浮力成藏下限之下［图２５（ａ）］，具有储层普遍致密特征；油气藏位于迪那构造高部位，油气－水边界受约５　７００　ｍ构造线控制［图２５（ｂ）］，具有高点汇聚特征；含油气层之上发育了中新统吉迪克组大套膏盐层保护油气，具有高位封盖特征；目前压力不仅高于静水压力而且高于地层流体压力，显现出异常高压特征［图２５（ｃ）］。迪那油气藏的主要目的层苏维依组砂岩层与下部侏罗系源岩层非紧密接触，显现出油气源与油气藏分离特征。构造演化史研究表明，迪那油气藏所在的构造圈闭约在１０Ｍａ之前已开始形成，

其内的储层在埋深过程中经历了不断致密的过程，其孔隙度约在埋深进入４　５００　ｍ时的５　Ｍａ前开始变得致密。在这之前的１０　Ｍａ，研究区源岩层就开始发生大量排油气作用，迪那构造圈闭在进入致密之前的５～１０　Ｍａ发生了油气的大规模聚集成藏作用。这说明，迪那油气藏属于先成藏、后致密，综合各方面证据确认为致密常规油气藏。

总结各类致密常规油气藏分布发育的主控因素可分为２类：①控制常规油气藏形成和分布的主控因素；②控制常规油气藏转化为致密常规油气藏的地质因素。后者主要与沉积盆地地层的埋藏和压实成岩作用

８１０

　石　　油　　学　　报２０１４年　第３５卷

图２５　塔里木盆地库车坳陷迪那油气藏致密常规油气藏地质特征

Ｆｉｇ．２５　Ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ　ｔｉｇｈｔ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ（Ｄｉｇａｎｎａ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ）ｉｎＫｕｑａ　ｄｅｐｒｅｓｓｉｏｎ，Ｔａｒｉｍ　Ｂａｓｉｎ

有关［４７－５０］。控制常规油气藏形成和分布的地质因素通常被概括为生、储、盖、运、圈、保６个方面。从宏观上，可将这些地质因素概括为既能定量表征、又能客观描述、彼此相互独立且对油气藏形成和分布必不可缺的４个功能要素，即提供成藏物质基础的烃源灶（Ｓ）、容纳和滞留油气的储集层（Ｄ）、运移和聚集油气的低势区（Ｐ）、封盖和保护油气的区域盖层（Ｃ），４个功能要素在时空上的组合决定着油气藏的形成和分布。对于汇聚油气的低势区，依据动力机制的不同细分为：形成背斜类油气藏的低位能区（Ｐ１）、形成断块类油气藏的低压能区（Ｐ２）、形成岩性类油气藏的低界面能区（Ｐ３）、形成地层类油气藏的低动能区（Ｐ４）。功能要素控藏机制表现在２个方面：①各要素对油气成藏的必不可缺性，缺少其中任何一个要素都不能形成油气藏；②每一个功能要素都表现出控藏分布的临界条件，包括控藏边界、范围、概率。研究表明，烃源灶（Ｓ）控制下的油气藏主要分布在两倍于排烃半径的烃源灶周边范围内，离源灶中心越远成藏概率越低，对中国７３个大中型油气藏统计后的分布距离是石油小于５０　ｋｍ、天然气小于１００ｋｍ［５１］；地质相（Ｄ）控油气藏分布的临界条件是储层的颗粒粒径介于０．１～０．５　ｍｍ，分布范围是砂岩类（包括粉砂岩、粉细砂岩、细砂岩、粗砂岩）沉积地层分布发育区，颗粒变粗或变细成藏概率逐步降低为０％。低势区（Ｐ）控藏分布的临界条件是圈闭外部势能高于圈闭内部势能２倍以上，势差越大含油气性越好，当聚集油气的势差消失时成藏作用结束。盖层（Ｃ）控油气分布的临界条件是盖层厚度大于断层的断距，控油气分布范围取决于有效盖层的分布范围，控藏概率随盖层的有效厚度减薄而降低［５２，５３］。

４．１．２　致密深盆油气藏

致密深盆油气藏是有效源岩排出的油气进入了与源岩层紧密相邻的致密储层后，因不受浮力控制而就近聚集形成的油气藏，成因机制可概括为“先致密、后成藏”。由于深坳区内埋藏较深的储层最先进入浮力成藏下限，因而致密深盆油气藏最先形成于深坳区并逐步向周边拓展。这类油气藏形成后显示出“四低、两大、一紧邻”的地质特征（图８）。

塔里木盆地库车坳陷依南２油气藏是一个致密深盆油气藏（图２６），形成于构造斜坡区，地层平缓，目的层是侏罗系阳霞组和阿合组，与侏罗系烃源层系互成三明治结构，也与下覆三叠系源岩层紧密接触，有利于广泛连续油气藏形成和分布［图２６（ａ）］。目前埋深４　６００～４　９００　ｍ，处于浮力成藏下限以下的致密地层内，孔隙度介于３％～９％，显示出储层普遍致密特征；埋深较大（４　６００～４　９００　ｍ）的阳霞组和阿合组储层含油气，埋深相对较浅（＜４　６００　ｍ）的储层产水，显示出油气－水倒置特征［图２６（ｂ）］；依南２井产油气，但依南２

　第５期庞雄奇等：叠复连续油气藏成因机制、发育模式及分布预测８１１

图２６　依南２致密深盆气藏源－储演化匹配关系

Ｆｉｇ．２６　Ｍａｔｃｈｉｎｇ　ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ　

ｏｆ　ｓｏｕｒｃｅ－ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｈｉｓｔｏｒｉｃａｌｅｖｏｌｕｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｙｉｎａｎ　２ｔｉｇｈｔ　ｄｅｅｐ　ｂａｓｉｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ井之外地势更高且处于构造高点的依南４井产水，表明具有低坳汇聚油气特征；油气藏目前压力较高但相对于地层孔隙流体水的压力而言仍然较低，具有低压稳定特征［图２６（ｃ）］。除了这些特征之外，依南２井的油气具有腐殖型母质的成因特征，热演化程度与

下覆三叠系源岩相符，原油和油砂的甾、萜烷质谱图

与三叠系依奇克里克组烃源岩的甾、萜烷质谱图具

有很好的对应关系，这说明目前在依南２井发现的

油气主要来自下覆三叠系源岩层。依南２井的含油

气目的层与其之下三叠系源岩具有源－储紧密相邻特

征；构造发育史研究表明，依南２井长期处于构造变

动相对稳定的斜坡区，依南４井处于构造变动较强

的构造高点，之后受到了剥蚀；依南２井储层压实

致密化作用发生在１０　

Ｍａ之后，而源岩的大量排油气作用发生在５　

Ｍａ之后，从源岩演化排烃史和储层成岩致密史匹配关系分析属于先致密、后成藏。

依据上列特征确认依南２井属于一个致密深盆油

气藏。

总结各类致密深盆油气藏（

图８）形成和分布发育的主控因素有４个：储层普遍进入了浮力成藏下限

（Ｌ），构造环境稳定（Ｗ），储层广泛连续分布（Ｄ）

和与储层紧密相邻且持续生、排油气的有效源岩层（Ｓ）

。稳定的构造环境使深盆油气藏形成之后能够得到保

存；广泛连续分布且普遍致密的储层使油气排出源岩

层后就地聚集成藏，另外当油气聚集时，内部的孔隙水

也能够顺利地向外向上排出；持续供油气的源岩层能

够为深盆油气藏的形成和分布提供物质基础。四要素

对形成深盆油气藏必不可缺，统计发现，形成致密深盆

油气藏的目的层孔隙度小于１２％、渗透率低于１　

ｍＤ；构造环境稳定，通常地层倾角小于１０°

；储层叠复连片分布，通常是滨海湖滩、礁滩复合、三角洲前缘与水下

河道共存等沉积环境；源岩与储层紧密相邻，油气排出

源岩后就近地富集成藏。每一个要素都存在控藏临界

条件，四个要素控藏条件的时空组合决定着致密深盆

油气藏的形成和分布。

４．１

．３　致密复合油气藏致密复合油气藏是致密常规油气藏与致密深盆油

气藏叠加复合而成，成因机制上属于“先成藏、后致密、

再成藏”

。这类致密油气藏主要分布在构造斜坡区和构造高部位，具有致密常规油气藏“高点汇聚、高位封

盖”特征，同时也具有致密深盆油气藏“低坳汇聚、低孔

富集”特征。一方面，早期在构造高部位形成的常规油气藏，它们的含油气面积因埋深增大和压实作用增强而向下向外增大，另一方面后期在构造低坳区形成的

致密深盆油气藏随埋深增大和油气不断进入致密储

层，含油气面积不断向上向外扩大。油气来源条件较

好时，致密常规油气藏与致密深盆油气藏的含油气范

围叠加形成复合型致密油气藏。塔里木盆地库车坳陷迪北油气藏是一个致密复合

８１２　石　　油　　学　　报２０１４年　第３５卷　

油气藏。迪北地区既处于致密常规油气藏有利发育区、也处于致密深盆油气藏有利发育区，迪北油气藏是两种不同成藏机制形成的油气藏叠加复合的结果（图２７）。２０１

２年７月在迪北地区钻探的迪西１井在侏罗系发现油气层厚１０６　

ｍ，孔隙度平均５．３％，放喷产气５９．０×１０４　ｍ３

／ｄ、油６９．６　

ｍ３／ｄ。自２０１２年对迪西地区展开钻探，共钻５口探井，４口获工业油气流，

除依南２井外，新钻迪西１井、迪北１０１井、迪北１０２井、迪北１０４井均获工业油气流；上交控制天然气储量５６４

．２×１０８　ｍ３

、凝析油储量２５８

．４３×１０４ｔ

。图２７　塔里木盆地库车坳陷迪北致密复合油气藏基本地质特征

Ｆｉｇ．

２７　Ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ　ｔｉｇｈｔ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｉｎ　Ｄｉｂｅｉ，Ｋｕｑａ　ｄｅｐｒｅｓｓｉｏｎ，Ｔａｒｉｍ　Ｂａｓｉｎ　　迪北致密油气藏所在地区曾经发育一个正向构造

圈闭，开始形成于约１２　Ｍａ前的库车组沉积期，在２Ｍａ前，

构造规模达到最大，高点在依南４井附近。迪西１井和依南２井当时处于这一构造的西南斜坡之上，目前呈现出低幅背斜构造特征。

迪北地区周边发生过２期油气充注，与储层匹配形成了“先成藏、后致密、再成藏”的致密复合油气藏（图２８）。早期成藏发生于１０～５　Ｍａ，此期储层孔隙度大于１２％，油气主要在浮力作用下进入构造圈闭的高部位，形成了常规油气藏；晚期成藏发生在５～０Ｍａ，储层因埋藏压实已变得致密，孔隙度小于１２％，油气主要在非浮力作用下成藏。两种成藏作用叠加复合形成了致密复合油气藏。砂岩颗粒抽提物定量荧光（ＱＧＦ－

Ｅ）资料说明在早成藏期，依深４井、依南４井、依南２井都在含油气范围内；砂岩颗粒定量荧光（ＱＧＦ

）资料说明晚成藏期，依深４井、依南４井、依南２井也都在含油气范围内。各时期形成的不同颜色的包裹体均一化温度测定结果表明，迪北地区的油气充注是一个逐渐加强的过程，越到晚期油气充注强度越大，大量的油气主要是在近５　Ｍａ进入目的层并形成大规模油气聚集。研究区最重要的目的层阿合组和阳霞组处于侏罗系源岩层和三叠系源岩层之间。研究表明，源岩层在演化过程中于１０　Ｍａ前就开始了大量的排烃作用，而储层主要于５　Ｍａ左右开始进入浮力成藏下限（孔隙度＜１２％），源岩大量排烃期与储层致密史的匹配关系说明迪北地区经历了“先成藏、后致密、再成藏”的过程，有利于致密复合油气藏的形成和分布。研究区三叠系和侏罗系的烃源岩层主要含有ＩＩ—ＩＩ

Ｉ类母质，既生成了大量的气，也生成了相当数量的液态烃，因此目前在圈闭中见到油、气共存并以气为主是正常现象。

　第５期庞雄奇等：

叠复连续油气藏成因机制、发育模式及分布预测８１３

图２８　迪北致密油气藏源－储演化历史与匹配关系

Ｆｉｇ．２８　Ｍａｔｃｈｉｎｇ　ｒｅｌａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｓｏｕｒｃｅ－ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｅｖｏｌｕｔｉｏｎ　ｈｉｓｔｏｒｙ　

ｏｆ　Ｄｉｂｅｉ　ｔｉｇｈｔ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　　总结各类致密复合油气藏分布发育的主控因素分

为２类：①与致密常规油气藏的形成和分布有关，包括盖层（Ｃ）、储层（Ｄ）、低势区（Ｐ）、烃源灶（Ｓ）；②与致密深盆油气藏的形成和分布有关，包括普遍致密的储层（Ｌ）、稳定构造环境（Ｗ）、连片分布的储层（Ｄ）

、紧邻储层发育的源岩层（Ｓ）。综合考虑后的主控因素有６项，即Ｓ、Ｄ、Ｃ、Ｗ、Ｐ、Ｌ。致密复合油气藏的成因机制是致密常规油气藏与致密深盆油气藏的叠加和复合。４．２　三种致密油气藏特征差异与演化过程

４．２

．１　不同类型致密油气藏成因特征及判别标志致密常规油气藏、致密深盆油气藏和致密复合油气藏的地质特征、形成条件、成因机制、发育模式与分

布规律之间的差异性如表２所示［

３６］

。致密常规油气藏的基本特征是“先成藏、后致密”，分布发育受浮力控制。判别标准是“四高、两小、一分离”。“四高”系指高点汇聚、高位封盖、高孔富集、高压成藏；“两小”系指油气藏通常含油气分布面积小、储量规模小；“一分离”是指油气藏与烃源岩通常彼此分离，不直接接触。油气藏形成受烃源灶（Ｓ）、区域盖层（Ｃ）、沉积相（Ｄ）和低势区（Ｐ）

四大功能要素控制，分布发育模式可用Ｔ－Ｃ／Ｄ／Ｐ／Ｓ表示。

致密深盆油气藏的基本特征是“先致密、后成藏”

，分布发育不受浮力控制。判别标准是“四低、两大、一紧邻”。“四低”指低坳汇聚、低位倒置、低孔富集、低压稳定；“两大”系指油气藏分布发育面积和油气藏储量规模通常很大；“一紧邻”系指油气藏与烃源岩紧密接触，不能分离。致密深盆油气藏的形成受烃源灶（Ｓ）、地质相（Ｄ）、稳定构造环境（Ｗ）和普遍致密储层（Ｌ）四大功能要素控制，分布发育模式可用Ｔ－

Ｌ／Ｗ／Ｄ／Ｓ表示。

致密复合油气藏的基本特征是“先成藏、后致密、再成藏”，分布发育是早期受浮力控制、中期受压成岩控制、晚期受分子体积膨胀作用控制。判别标准是“四高、四低、两大、一紧邻”。“四高、四低”系指高点富油气与低点富油气共存、高孔隙聚油气与低孔隙聚油气共存；高压油气层与低压油气层共存；高产油气层与低产油气层共存。“两大”系指油气藏分布面积大、资源储量规模大。“一紧邻”是指含油气目的层与烃源岩层紧密相邻。致密复合油气藏的形成受Ｃ、Ｄ、Ｐ、Ｓ、Ｌ、Ｗ等６大因素控制，分布发育模式可用Ｔ－Ｃ／Ｄ／Ｐ／Ｓ＋Ｔ－Ｌ／Ｗ／Ｄ／Ｓ表示。

４．２．２　不同类型致密油气藏形成演化过程与叠加复

合机制

油气藏地质特征与分布发育模式是油气成藏动力

８１４　石　　油　　学　　报２０１４年　第３５卷　

表２　三种致密油气藏地质特征与差异标志

Ｔａｂｌｅ　２　Ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｎｄ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｓ　ｏｆ　３ｔｙｐｅｓ　ｏｆ　ｔｉｇ

ｈｔ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ

ｓ机制决定的，而导致油气成藏动力机制不同的根本要素是储层的孔隙结构，包括孔隙度、孔喉半径和渗透率。储层孔隙度大（＞１２％）、渗透率高（＞１　ｍＤ）、孔喉半径大（＞２μ

ｍ），油气运、聚成藏受浮力控制，图７和图２９（ａ）分别为这类油气藏发育特征与成藏机制物理模拟实验结果；储层孔隙度小（＜１２％）、渗透率低（＜１　ｍＤ）、孔喉半径小（＜２μ

ｍ），油气运、聚成藏不受浮力控制，图８和图２９（ｂ）分别为这类油气藏发育特征与成藏机制物理模拟实验结果。在盆地演化过程中，储层的孔隙度、渗透率和孔喉半径是随着埋深增大而减小的，经历了早期高孔渗储层成藏和晚期低孔渗

储层成藏２个完全不同的阶段。为讨论问题方便，以浮力成藏下限为界，将含油气盆地目的层储层孔隙度较大（＞１２％）、渗透率较大（＞１　ｍＤ）、孔喉半径较大（＞２μ

ｍ）、源岩热演化程度（Ｒｏ）较低（＜１．２％），油气运、聚成藏受浮力作用主导的地层领域称之为自由流体动力场；将含油气盆地处于浮力成藏下限和油气成藏底限之间的致密地层领域称为局限流体动力场，它们的储层孔隙度较小（１２％～２．４％）、渗透率较低（１．０～０．０１　

ｍＤ）、孔喉半径较小（２．０～０．０１μｍ）、源岩热演化程度（Ｒｏ）较高（１．２％～２．５％），油气运、聚成藏不受浮力作用主导；将油气成藏底限之下的超致密地

　第５期庞雄奇等：

叠复连续油气藏成因机制、发育模式及分布预测８１５　

层领域称之为束缚流体动力场。致密常规油气藏、致密深盆油气藏和致密复合油气藏成因机制不同，能够同时出现在局限流体动力场内是含油气盆地在

埋藏过程中流体动力场形成演化过程中不同阶段、不同动力作用形成的不同类型油气藏彼此叠加复合的结果

。

图２９　浮力与非浮力作用下油气成藏特征物理模拟实验结果

Ｆｉｇ．

２９　Ｒｅｓｕｌｔ　ｏｆ　ｃｏｍｐａｒａｔｉｖｅ　ｐｈｙｓｉｃａｌ　ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ　ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｕｎｄｅｒｂｕｏｙａｎｃｙ　ａｎｄ　ｎｏｎ－ｂｕｏｙａｎｃｙ　

ａｃｔｉｏｎ　　当前的局限流体动力场在地史过程中经历了自由

流体动力场和局限流体动力场２个演化阶段（图３０）。在盆地演化的早期阶段，目的层埋深浅，孔隙度高，油气主要在浮力作用下进入构造高部位的圈闭内聚集形成常规油气藏；目的层处于盆地深坳区的部分可能进入了局限流体动力场并开始形成致密深盆油气藏［图３０（ａ

）］。盆地演化的中期阶段，目的层一部分因埋深增大和压实作用增强进入了局限流体动力场，一部分处于自由流体动力场，还有一部分可能进入了束缚流体动力场。进入局限流体动力场的目的层内原已形成的常规油气藏此阶段转变成致密常规油气藏，含油气面积向外向下得到扩展；原已形成的致密深盆油气藏

因大量油气排入目的层而快速向上向外扩大含油气面积；最早在深坳区形成的致密深盆油气可能因埋深过大而进入了束缚流体动力场。此阶段可以在盆地内见到致密常规和致密深盆２种致密油气藏［图３０（ｂ）］。盆地演化的晚期阶段，

目的层埋深进一步加大，在烃源岩排烃量足够大的情况下，后来快速扩大的致密深盆油气将覆盖致密常规油气形成一种全新的致密复合油气藏，此时可在含油气盆地同时见到３种不同类型的致密油气藏［图３０（ｃ

）］。４

．３　叠复连续油气藏成因过程特征与阶段划分每一个叠复连续油气藏内都发育有多个目的层段，每一个目的层段在埋藏过程中都可能经历过自由

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