地层岩性油气藏形成和分布受多种因素制约

在裂谷盆地中，地层岩性油气藏形成分布必然首先要受盆地中宏观石油地质条件的影响，地层、构造和沉积等基本条件是地层岩性油气藏形成和演化以及破坏的最根本的制约因素。只有在具体的地层、构造和沉积背景上，才能形成地层岩性油气藏，也才能讨论地层岩性油气藏的形成机理和具体的微观控制因素。

（一）构造带类型的影响

裂谷盆地各凹陷可划分为陡坡、缓坡和洼陷等三大构造带。构造带类型与岩性油气藏的形成和分布有密切的联系。不同构造带上岩性油气藏的发育特征存在明显的差别，同一类构造带在不同断陷里的含油气性也不完全相同。

1每一种构造带都可能发育岩性油气藏

在箕状裂谷盆地中，陡坡带、缓坡带和深洼带三种构造带上都不同程度地发现了岩性油气藏。

陡坡带构造圈闭一般比较发育，但是同样可以形成大型岩性油气藏。二连盆地巴音都兰凹陷陡坡带在阿四段探明了大型扇三角洲砂岩体油藏；冀中坳陷饶阳凹陷陡坡带在沙河街组找到了大型辫状河三角洲沙岩体油藏；东营凹陷在北部陡坡带发现了沙四段和沙三段砂砾岩扇体岩性油藏；冀中坳陷廊固凹陷在沙三段发现万庄近岸水下扇油藏等。应该肯定，裂谷盆地陡坡构造带虽然可能比较复杂，但都是形成岩性油气藏的重要构造带。

缓坡带以地层超覆为基本特征，但是在缓坡带上已经发现了大量的岩性油气藏。二连盆地乌里雅斯太凹陷在腾一段发现了大型的湖底扇砂岩体油藏；东营凹陷南部缓坡带在王家岗地区发现了王70、王96和王92等砂岩体油藏；沾化凹陷在渤海洼陷南部斜坡带沙河街组内发现了义129和义127等岩性油气藏；下辽河坳陷在西部缓坡带发现了曙二区东和齐3-17-5大型浊积砂体上倾尖灭油藏；在黄骅坳陷板桥凹陷斜坡带的沙一段—沙二段中发现了大张坨和滨北砂岩体油藏。

深洼带是相对最深的区带，也是重要的岩性油气藏发育带。在东营凹陷的牛庄洼陷中心部位的沙三中下段，发现了亿吨级的牛庄浊积扇砂岩体油藏；在二连盆地赛汉塔拉凹陷深洼槽带找到了赛66大型岩性油藏，而在吉尔嘎郎图凹陷的深洼槽带内探明了宝饶内带大型岩性油藏；在泌阳凹陷深湖带核三段发现了双河大型岩性油藏；在黄骅坳陷歧北凹陷深洼带沙一段发现了港深32浊积砂岩体油藏。

另外，在发育中央背斜带的裂谷盆地中，该构造带也是构造—岩性油气藏和岩性油气藏发育的有利区带，而且在东营凹陷中央背斜带和惠民凹陷中央背斜带上均有较多发现。

2不同类型凹陷的相同构造带发育岩性油气藏的程度有所不同

虽然陡坡带、缓坡带和深洼带均可以形成岩性油气藏，而且都可达到大型规模，但是在不同凹陷中的相同构造带上，其岩性油气藏的形成却明显不同。

同样是陡坡带，犁状断层陡坡带与构造反转陡坡带的岩性油气藏发育情况就完全不一样。犁状断层陡坡带上虽然也可以形成岩性油气藏，但规模和数量均比较小。如冀中坳陷廊固凹陷西北部的陡坡带，大兴断层作为凹陷的边界断层，呈上陡下缓的“犁状”特征，在该断层的下降盘，于沙河街组地层中形成大量的近岸水下扇砂砾岩体，其中在大兴断层东北地区20世纪80年代发现的万庄油田是一个中小型的水下扇砂砾岩油藏，规模不是很大。又如在巴音都兰凹陷北洼槽，东部陡坡带为一简单犁式断层，该断层的下降盘至今尚未发现岩性油气藏。但是，同样是在巴音都兰凹陷的南洼槽，东部陡坡带为一构造反转式断阶，发育了大型的宝力格岩性油藏。另外在东营凹陷的北缘，由于属于构造反转式断阶带，同样探明了多个砂砾岩体油气藏。

缓坡带的含油气性也存在差别。简单的继承性稳定缓坡带就不如坡折带发育的缓坡带更有利于形成岩性油气藏。坡折带比较发育的缓坡带岩性油气藏相对比较富集，如二连盆地乌里雅斯太凹陷东部缓坡带，形成了大型的湖底扇岩性油藏，而在苏北盆地高邮凹陷东部稳定型继承性缓坡带上，目前尚未发现重要的岩性油气藏。另一方面，后期构造翘倾明显的缓坡带不如后期抬升幅度适中的缓坡带更容易发育岩性油气藏。如正常坡度的东营南部斜坡、济阳坳陷渤南洼陷南部斜坡、南襄盆地泌阳凹陷北部斜坡和冀中坳陷饶阳凹陷蠡县斜坡，都发现了重要的岩性油气藏，而在后期急剧构造反转，缓坡倾角较大的冀中坳陷廊固凹陷南部缓坡（牛坨镇方向）、巴音都兰凹陷南洼槽西部缓坡带目前也没有在岩性油气藏勘探方向取得突破。显然，不同类型的缓坡带形成油气藏的能力是存在差异的。

深洼带形成岩性油气藏的能力也与其类型有关。继承性深洼陷带似乎含油气性都比较好，如在赛汉塔拉凹陷中南部简单深洼槽中央发育了赛66湖底扇砂岩油藏；在吉尔嘎郎图凹陷深洼区发育宝饶内带大型岩性油藏。而在凹陷中央发育中央构造带的深洼构造带，岩性油气藏的分布变得比较复杂，中央构造带内岩性油气藏基本上不发育，岩性油气藏可能转移到中央构造带旁边的次洼槽内。如东营凹陷中部发育北东向的中央隆起带，在这个构造带的主体部位，是以构造油气藏为主基本上不发育岩性油气藏，而在这个中央构造带的南侧牛庄次洼，则形成了沙三段牛庄岩性油藏。另外在冀中坳陷廊固凹陷的中央部位，发育柳泉—曹家务断裂背斜中央构造带，该带内主要分布断背斜、断鼻、断块和构造岩性油气藏，虽然也发育岩性和地层圈闭，但岩性油气藏却很少，规模也不大，倒是在该中央构造带的东侧洼陷中，于沙三段中发现了独立的中岔口岩性油藏。看来，有中央构造带的深洼带，其岩性油气藏主要分布在中央构造带旁边的次洼之内，并且可以形成大型的岩性油气藏。

总之，不同类型的陡坡带、缓坡带和深洼带，其形成岩性油气藏的能力不完全相同。

3同一凹陷中不同构造带的岩性油气藏发育程度不均衡

在同一个凹陷中，陡坡带、缓坡带和深洼带岩性油气藏的富集程度存在明显的不均衡性，即不可能在一个凹陷内这三个带中都发育大量的（或大型的）岩性油气藏，也很少见到一个洼陷内在三个不同带上都不发育岩性油气藏的例子，比较常见的现象是某个带上富集岩性油气藏，而其他带上岩性油气藏相对不发育，或者是在某个带上发现了大型岩性油气藏，而同时在其他带上只能找到中小型的岩性油气藏。例如东营凹陷在中央带旁边深次洼中找到了大型牛庄岩性和梁家楼构造—岩性油藏，而在邻近的南部斜坡带未发现大型岩性油藏，只是在王家岗地区发现若干小型岩性油藏。又如在巴音都兰凹陷南洼东部的陡坡带发现了大型的宝力格岩性油藏，但目前在其西部缓坡和深洼带还未取得岩性勘探的突破。再如乌里雅斯太凹陷在南洼东部缓坡带探明了大型木日格岩性油藏，但同时在其西部陡坡带却没有发现岩性油藏。看来，一个凹陷的岩性油气藏的资源总量似乎是守恒的，某一个带富集后，其他一、两个带就不会富集。因此表现出同一凹陷内不同构造带上岩性油气藏分布的显著不均衡特征。

（二）沉积体系域类型的控制

在海相沉积层序中，低水位体系域是隐蔽油藏形成和分布的主要体系域，但陆相湖盆具有受构造运动影响明显、湖平面升降频繁、多旋回、多沉积层序的特点，其不同体系域的含油性受凹陷的类型、构造沉积发育史等多种因素控制，在不同类型凹陷中各体系域的含油性有所不同。

1二连盆地

在二连盆地发现的多个岩性油藏都发育在高水位体系域。在高水位体系域通常形成扇三角洲、湖底扇等沉积体系，砂体发育，具有良好的储集能力。在纵向的演化上，高水位体系域内的储集砂体下部紧邻水进体系域形成的凝缩段，油气供给条件优越，因此易于形成岩性油藏。如巴音都兰凹陷的巴19井阿四段扇三角洲自生自储型构造—岩性油藏发育在阿尔善层的高水位体系域（图6-59a）。乌里雅斯太凹陷中坡折带控制了沉积体系的展布，其中尤以腾一下段高水位体系域成藏条件最为有利，岩性油藏主要分布在该高水位体系域中。

2车镇凹陷

在窄小断陷中，如济阳坳陷车镇凹陷，高水位体系域湖底扇特别发育。由于断陷深而窄，低水位体系域和湖侵体系域分布范围相对比较小，但高水位体系域沉积范围扩大，沉积厚度也比较大。虽然在低水位体系域和湖侵体系域中也发育来自西部陡坡带的的湖底扇，但是规模比较小，且与断层有关，只能形成构造—岩性油藏。但是在高水位体系域中，却可以发育大量的分别来自东西两个方向的浊积扇体，能够形成重要的湖底扇岩性油气藏。

3饶阳凹陷

饶阳凹陷为一宽阔大湖盆，其低位和湖侵体系域都能发育岩性油气藏。在冀中坳陷饶阳凹陷东部留西地区，沙三段为完整的三级层序，自下而上依次发育了低水位、湖侵和高水位3个体系域。在中低部位发育辫状河三角洲前缘相河口坝砂体。这些砂体属于低水位体系域，因夹于沙三段生油层系中，有利于形成岩性油气藏。这些低水位砂岩体形态多样，有叠瓦状前积状，也有丘状—透镜状，也有充填状，构成留西大型岩性油藏主体（图6-59b）。同时，在其上的湖侵体系域中，也发育了第Ⅰ砂组岩性油藏，主要分布在二台阶南部，范围相对较小。

4东营凹陷

东营凹陷表现为宽阔大湖盆，其高水位体系域发育大型岩性油藏。在济阳坳陷东营凹陷层序湖侵体系域中（相当于沙三下段），岩性圈闭不发育，主要形成暗色烃源岩。在层序的高水位（湖退）体系域中发育由东向西的大型斜交前积体，由于坡度比较大，这些三角洲前缘向深湖盆一侧在洪水期就会形成浊流，并在前积体的前方发育滑塌浊积扇，形成湖底扇岩性油气藏，即牛庄大型岩性油气藏（图6-59c）。

（三）烃源岩的控制

烃源岩的类型、丰度和演化程度都应该对形成岩性油气藏有直接的影响。类型的不同可能决定是岩性油藏还是岩性气藏；丰度的差别则影响到岩性油气藏的数量、规模和充满度；演化程度控制能否形成岩性油气藏，也决定形成何种流体的油气藏。

但是从目前研究的结果来看，似乎有效烃源岩的分布特点对岩性圈闭成藏的关系要更清晰一些。有效烃源岩与岩性油气藏的位置关系可以分为四种情况，其一是源岩内岩性油气藏；其二是源外侧岩性油气藏；其三是源上岩性油气藏；其四是源下岩性油气藏。

源内岩性油气藏主要是湖底扇、近岸水下扇和（扇）三角洲前缘深水砂岩体岩性油气藏，如牛庄、木日格和宝力格岩性油藏。

图6-59 体系域与岩性油气藏的关系图

源外侧岩性油气藏主要是湖岸上超的滩坝砂岩体、（扇）三角洲分流河道砂岩体油气藏，前者如巴音都兰凹陷南洼巴6井滩坝砂岩油藏，后者如东营凹陷王家岗沙三上—沙二段三角洲分流河道岩性油藏和东营凹陷西部馆陶组尚店—林樊家河道砂岩油藏。

源上岩性油气藏一般指油气垂向穿层运移进入浅层的岩性圈闭。比较典型的例子是断陷期沉积层序形成的油气垂向进入上方坳陷期的沉积层序内，如沾化凹陷明化镇组孤岛河道砂岩体油气藏和辽东湾辽中凹陷北部J221-1东营组二段岩性油气藏，以及渤中凹陷边缘凸起上明化镇组下段和馆陶组河流相砂岩体—构造复合油藏，如秦皇岛32-6、渤中25-1和蓬莱19-3油田。

源下岩性油气藏自然是上生下储的生储盖组合。但由于陆相断陷盆地沉积充填的多旋回特点，往往存在多套烃源岩。目前发现的所谓源下岩性油气藏可能多具有混源特点，在油气向下充注的同时也存在下部另一套烃源岩向上的充注。

（四）盆地温—压系统的控制

温—压系统是盆地级的流体动力场耦合特征。现已发现的复式温—压系统有两种类型，一是超压型复式温—压系统，二是低压型复式温—压系统（刘震等，2005），由于这两种温—压系统的动力趋势明显不同，因此影响到这两种温—压系统内的岩性油气藏的差别。

在超压型复式温—压系统内，高压型温—压系统里的岩性油气藏主要分布在深洼带及其附近，一般以深水沉积砂砾岩体油藏为主，如湖底扇、近岸水下扇和（扇）三角洲前缘砂岩油藏。牛庄、双河和营11岩性油藏都属于这一种温—压系统。同时上覆静压型温—压系统的岩性油气藏特别发育，如沾化凹陷的浅层孤岛岩性大气田和渤中蓬莱19-3岩性大油田。

低压型复式温—压系统内低压型温—压系统里的岩性油气藏也是主要分布在深洼带及其附近，一般以湖底扇、扇三角洲（或辫状河三角洲）砂岩油藏为主，如木日格、宝力格、宝饶内带和临南等油田的低压岩性油藏。但是在其上的静压型温—压系统中，岩性油气藏极不发育，如二连盆地四大岩性油藏突破的低压型复式温—压系统内浅层的静压型温—压系统中，巴音都兰、乌里雅斯太、赛汉塔拉和吉尔嘎郎图凹陷在浅部的腾二段和赛汉塔拉组中基本未发现岩性油气藏；又如济阳凹陷的的典型异常低压凹陷—惠民凹陷，在它的浅层静压型温—压系统中，相应层位是东营组—馆陶组—明化镇组，在这三个层段中也没有发现象样的岩性油气藏，岩性油气藏主要分布在沙二—沙四段深层的低压型温温压系统内。

油气运移通道是沟通油源和圈闭之间的桥梁，若没有运移通道，则油气不能成藏。然而，具有运移通道可以形成油气藏，但并不一定油气能够富集，油气能否富集的重要条件是存在汇流通道。油气的运移通道主要包括具有一定孔渗条件的岩体，具有渗透能力的断层或裂隙体系以及不整合面。烃源岩生成的油气在各种驱动力的作用下，总是沿着运移阻力最小、运移效率最高、优先选择通过的油气优势运移通道。而汇流通道是油气优势运移通道的进一步汇聚，是多个油气优势运移通道集合的产物，此时油气是以汇聚流的形式沿其运移。

在生烃中心及附近处于高势区，油气运移路径形成密集的网络；在逐渐远离生烃中心的地方流体势场逐渐降低，运移路径逐渐汇集，由细变粗、由多到少，形成油气优势运移通道；随着更加远离生烃中心时，流体势进一步降低，油气优势运移通道进一步汇聚，从而形成油气汇流通道，油气也是沿着最大流体势降低方向运移汇聚（图6-81）。汇流通道具有极强的输导油气能力，较一般的优势运移通道具有更高的运移效率。处在优势通道上的地层岩性圈闭容易聚集油气形成地层岩性圈闭油气藏，而只有与汇流通道沟通的地层岩性圈闭才是油气富集的场所，从而形成大、中型地层岩性油气藏。生油洼槽生成的充足油气通过汇流通道运移，在有利储集相带中优质的砂岩体圈闭聚集成藏，并大量富集。

图6-81 汇流通道示意图

裂谷盆地中油气运聚成藏的汇流通道可以分为单一型汇流通道和复合型汇流通道两大类。单一型汇流通道有连通砂体、断层、不整合；复合型汇流通道主要是砂体、断层和不整合之间的两两组合，甚至是全部组合。

（一）二连盆地

二连盆地主力凹陷中油气富集的汇流通道主要为单一型汇流通道，分别是指状砂体侧向汇流通道和断层垂向汇流通道。

1指状砂体侧向汇流

巴音都兰凹陷油气能够在巴19井区和巴10井区富集，形成千万吨级的大型岩性油藏，就是存在指状砂体侧向汇流通道（图6-82）。巴音都兰凹陷整体上断层规模小、延伸距离短，厚层指状砂体成为该凹陷油气运移的汇流通道，控制着油气的运移与富集。在鼻状构造背景下，阿尔善组烃源岩生成的油气分别向南、向北以阿四段砂层内的高孔渗带作顺层侧向汇流运移，在构造高部位的低能量区域富集。

图6-82 巴音都兰凹陷指状砂体侧向汇流通道示意图

图6-83 吉尔嘎郎图凹陷断层垂向汇流通道示意图

2断层垂向汇流

吉尔嘎郎图凹陷中洼槽宝饶内带存在典型的断层垂向汇流通道（图6-83）。生油洼槽的主力烃源岩是腾一下段和阿尔善组，主要储集层是烃源岩上部的腾一段砂砾岩体，说明油气是沿着断层向上运移至储集层中。宝饶内带发育的二级断层沟通了阿尔善组和腾一下段两套烃源岩，使得下部充足的油气沿着断层垂向汇流运移，在腾一段内储集砂体中聚集，并形成了岩性油藏油气大量富集。

（二）冀中坳陷

1指状砂体侧向汇流

厚层指状砂体是油气侧向运移的主要通道，洼槽内成熟烃源岩生成的油气沿深入洼槽的指状砂体向地势区运聚。

饶阳凹陷杨武寨构造带沙三下段沉积时期以辫状河三角洲沉积为主，受构造运动控制辫状河三角洲前缘砂体沿向湖方向上倾尖灭，烃源岩与储集层呈指状或互层状接触关系，指状砂体既是油气的汇流通道，同时也是油气成藏富集的主要场所，形成了自生自储式岩性油气藏。

2断层垂向汇流

冀中坳陷近古系主要发育沙三段和沙一下段两套烃源岩层，自沙四段至明化镇均有油层发育，油源断裂在其中起到了重要的作用。例如饶阳凹陷主洼槽区发育继承性生长断层，沟通了烃源岩层与不同深度的储集层，油气沿断层垂向运移，在断层附近聚集成藏，形成沿断层根部分布的下生上储式岩性油藏，或构造岩性油藏（图6-84）。

图6-84

3断层—砂体复合型汇流通道

冀中地区断裂活动强烈，古近系广泛发育的各种沉积砂体大都被断层切割，砂体和断层共同构成台阶状汇流通道，油气可远距离、穿层位运聚。这种模式在冀中地区斜坡带较为常见。

文安斜坡为喜马拉雅运动后逐渐形成的西倾斜坡。斜坡上断裂发育，以北东东、北东向为主。如长丰镇、梁召镇、王仙庄、信安镇—苏桥等断层，断层活动造成两盘不同岩性地层对置。洼槽区生成的油气进入相临储集砂体侧向运移至断层，在断层处可发生横穿断层面和沿断层面的运移，最终在高部位圈闭发育处聚集成藏（图6-85）。

（三）其他裂谷盆地

裂谷盆地油气的汇流通道即包括指状砂体、断层、不整合3种单一型汇流通道，也有砂体—断层—不整合、断层—不整合、砂体—断层、砂体—不整合4种复合型汇流通道（图6-86）。

图6-85 霸州凹陷岔河集—文安斜坡油气运移聚集模式图

图6-86 裂谷盆地汇流通道模式图

（据罗佳强等，2005）

1指状砂体单一型汇流通道

油气通过指状砂体单一型汇流通道所形成的油气富集区主要分布于生油洼陷中或生油洼陷附近鼻状构造上，该区域断层不发育，储集砂体直接被烃源岩包围或与烃源岩指状交叉接触。通常形成自生自储型的岩性油气藏（图6-86a）。

大芦湖油田位于东营凹陷博兴洼陷的西北部，主力含油层位为古近系沙河街组三段，该段探明含油面积440km2，石油地质储量占总探明石油地质储量的926%。博兴洼陷沙四上亚段、沙三段的暗色泥岩和油页岩为该区主要烃源岩；以西邻的青城低凸起为物源区形成的樊家辫状河三角洲前缘砂体是该区主要储集层，烃源岩与储集层呈指状或互层状接触关系；该区断层不发育，岩性圈闭为主要的圈闭类型；指状砂体既是油气的汇流通道，同时也是油气成藏富集的主要场所，形成了自生自储式岩性油气藏。

2断层单一型汇流通道

断层单一型汇流通道主要为控盆断层或凹陷内主要断层，这类断层输导油气能力强，直接将烃源岩与储集砂体沟通，使得油气能够沿着断层汇流通道迅速进入砂岩体圈闭，并且成藏富集（图6-86b）。

图6-87为东营凹陷牛庄洼陷周围区域沙三中段断层—砂岩厚度等值线—油藏叠合图。牛庄洼陷沙三中段是烃源岩发育的层段，同时也发育有大量的浊积岩砂体。洼陷中的断层造成厚层的烃源岩与砂体彼此连通，起到汇流作用，使得大量油气可以向砂体中充注，结果在牛庄洼陷沙三段形成规模可观的岩性油气藏。

3不整合单一型汇流通道

具有不整合单一型汇流通道的地层岩性油气藏主要分布于远离生油洼陷的构造高部位，在油气运移的路径上断层和砂体都不发育，油气主要沿着输导能力强的不整合进行运聚，通常形成古生新储型油气藏（图6-86c）。

图6-87 东营凹陷牛庄洼陷周围区域沙三中段断层、砂岩厚度等值线与油藏叠合图

太平油田位于济阳坳陷义和庄凸起东部，新近系馆陶组下段和古近系东营组为主力含油层位。其中，馆陶组探明含油面积112km2，石油地质储量占太平油田总探明储量的684%。馆陶组岩性油气藏与前第三系不整合面直接接触，油区断层不发育。北邻的车镇凹陷沙河街组暗色泥岩、油页岩和油泥岩为主要烃源；馆陶组下段物性好的河流相砂岩为主要储集层；岩性圈闭或岩性—构造圈闭为主要的圈闭类型；起伏不平、向南抬升的不整合面是沟通烃源岩和岩性圈闭，控制馆陶组下段油气藏形成的汇流通道。

4砂体—断层—不整合复合型汇流通道

在油源充足但又远离油源区的构造高部位，砂体—断层—不整合复合型汇流通道是油气远距离运移、成藏、富集的关键，构造高部位的地层岩性圈闭通过此类油气汇流通道，聚集了大量来自生油中心的油气，油气富集程度高（图6-86d）。如珠江口盆地的流花11-1油田和济阳坳陷的林樊家油田。

流花11-1油田位于珠江口盆地的东沙隆起中段高部位，远离生油凹陷。该油田探明含油面积363km2，是当时中国海上发现的最大油田和最大的生物礁滩型油田。流花11-1油田的主力烃源岩为其周围惠州、西江、恩平和白云凹陷的文昌组湖相地层；圈闭为大型生物礁体，礁灰岩具有高孔高渗的特点；横向分布稳定、高孔高渗的珠海组砂岩与断层、不整合面共同形成了油气的汇流通道，使得相距达60km远的各凹陷文昌组湖相烃源岩生成的油气能经过长距离运移，大规模聚集在东沙隆起的大型生物礁体圈闭内，形成了亿吨级的大油田。由此可见，连接文昌组湖相烃源岩与生物礁体的断层、砂体和不整合面复合型汇流通道是形成该大型油气藏的关键。

5断层—不整合复合型汇流通道

具有断层—不整合复合型汇流通道的地层岩性油气藏主要分布于邻近生油洼陷的构造高部位，汇流通道中的断层通常具有高角度、长期或多期活动的特征，油气可沿断层纵向运移，沿不整合油气可做较长距离的运移（图6-86e）。如济阳坳陷的孤岛油田。

孤岛油田位于济阳坳陷孤岛低凸起上，主要地层为新近系馆陶组和明化镇组现已探明含油面积916km2，其中馆陶组探明含油面积818km2，石油地质储量占孤岛油田探明石油地质储量的964%，该区新近系本身没有烃源岩，低凸起南北两侧的孤南洼陷和渤南洼陷中的古近系沙河街组油页岩和暗色泥岩为其主要烃源岩；馆陶组为辫状河和曲流河沉积，砂岩储集物性好，为该区主要含油层系；该区有大量的构造—岩性圈闭与构造圈闭共存；低凸起上的不整合面和其南北两侧的高角度、长期或多期活动的孤南、孤北断层为汇流通道，将孤南、渤南洼陷烃源岩生成的油气输送到低凸起上的构造—岩性圈闭中形成油气藏，形成了油气富集。

6砂体—断层复合型汇流通道

油气通过砂体—断层复合型汇流通道形成的地层岩性油气藏主要分布于生油洼陷中或紧邻生油洼陷，砂体与断层共同构成阶梯状汇流通道，主要形成自生自储型或下生上储型地层岩性油气藏，是裂谷盆地中分布最广、数量最多的地层岩性油气藏（图6-86f）。

梁家楼油田位于济阳坳陷东营凹陷南部缓坡带的西段，现已探明含油面积375km2，油源对比显示，油田北部利津洼陷沙四上段、沙三下、中段的油页岩和暗色泥岩为梁家楼油田主要烃源；主力含油层位为沙三上段，其次为沙二段和沙四段，储集层为梁家楼水下扇砂体；从北到南发育的圈闭类型依次为岩性圈闭、岩性—断块圈闭；梁家楼水下扇砂体和数条呈近东西走向、北倾展布的断层直接与利津洼陷的烃源岩相接触，扇体中具高孔高渗的骨架砂体与断层共同构成了梁家楼油田的阶梯状主运移通道从而形成了梁家楼地区的岩性—断块油气藏。

7砂体—不整合复合型汇流通道

生油洼陷周围的凸起或低凸起上的构造高部位所发育得岩性油气藏或构造—岩性油气藏多依靠砂体—不整合复合型汇流通道使油气富集，这些油气富集程度高的区域内断层很不发育（图6-86g）。

陈家庄油田位于济阳坳陷沾化凹陷南部缓坡带，油田分布区断层不发育，现已探明含油面积206km2，其中，新近系馆陶组下段探明含油面积203km2，石油地质储量占总探明石油地质储量的97%。其北邻近的渤南洼陷古近系沙河街组油页岩和暗色泥岩为其主要烃源岩；馆陶组河流相砂岩物性好，为本区最主要的含油层系；主要圈闭类型有岩性圈闭和构造—岩性圈闭；陈家庄凸起北部北倾的前第三系顶、沙河街组顶和东营组顶3大不整合面和馆陶组下段下部物性好的河流相砂岩为汇流通道，它们将渤南洼陷的油气横向远距离输送到陈家庄油田。

实际的岩性油藏勘探实践表明有砂体不一定可以形成岩性油藏，存在岩性油藏也不一定能够形成油气富集。成功的岩性油气勘探不仅是要钻探到岩性油藏，更是要发现岩性油藏富集区带。因此，在岩性油藏研究过程中，就必须先找砂体，再探油藏，最终找富集区带，应该分三个层次进行研究和评价。“多元控砂—四元成藏—主元富集”特征就是对裂谷盆地地层岩性油气藏所取得的勘探成果分层次地研究和提升，首先分析砂体形成的“多元控砂”特征，其次归纳岩性油藏的“四元成藏”特征，最后总结岩性油藏的“主元富集”特征，明确了对于地层岩性油气藏研究中的砂体形成、地层岩性油气藏形成、地层岩性油气藏富集三个关键层次具有决定性的控制因素。取得“多元控砂—四元成藏—主元富集”特征这一客观认识，将有助于油气勘探工作者明了从砂体到油藏再到富集这一岩性油藏研究过程中的主要矛盾，从复杂的地质条件中抓住三个方面的的主控因素，从而更有针对性地进行岩性油藏勘探决策。

“多元控砂—四元成藏—主元富集”观点明确指出了裂谷盆地地层岩性油气藏在形成、分布及富集方面的典型特征和控制因素，是对地层岩性油气藏形成、分布和富集规律的总结；同时，也是对传统的“源控论”的有益补充。“源控论”认为油气藏受盆地生油洼陷的控制，油气藏（实为构造油气藏）呈现“环洼聚油”的总体特征。然而，砂体形成、地层岩性油气藏及富集的“多元控砂—四元成藏—主元富集”特征强调了在裂谷盆地中没有砂体就没有地层岩性油气藏，地层岩性油气藏的形成和富集是以能够储集油气的砂体为基础的，而这些砂体的形成是受多种构造和沉积因素所控制的。“多元控砂—四元成藏—主元富集”特征同时也是对“复式油气聚集带理论”内涵的拓展。“复式油气聚集带理论”认为构造油气藏为主的油气主要分布在盆地中主要的背斜、断裂和断背斜等构造带上，地层岩性油气藏也可以成带分布，但相对并不突出。“多元控砂—四元成藏—主元富集”特征明确指出，裂谷盆地地层岩性油气藏不仅是以储集砂体的形成和分布为基础，而且不同主控因素分别制约了岩性油藏在盆地（或凹陷）的各类构造带上的形成及富集，包括少数正向构造带、斜坡带以及负向构造单元。因此，“多元控砂—四元成藏—主元富集”特征不仅对于推动岩性油藏地质理论的发展具有积极作用，而且对于岩性油气勘探具有现实的理论意义和普遍意义。

地质构造及新构造运动是岩溶发育的必要条件，也是岩溶发育的内在控制因素之一。断层、裂隙、接触带等构造，为地下水的初始径流和溶蚀作用提供了必需的通道，新构造运动为地下水的运动和溶蚀作用提供了动力条件，其特征控制了岩溶发育的分带和成层性，以及岩溶水系统的边界特征，引起了岩溶发育的均匀性、含水层富水性的差异，由此也决定了岩溶水的富集特征。

2131 新构造运动特征

西南岩溶石山地区，新构造运动对岩溶发育的影响表现为强烈的断裂活动及差异上升、沉降所造成的岩体破裂、岩体结构的改变、巨大的地势起伏与地貌变化。断块隆升形成了岩溶断块山地，区域抬升造就了岩溶高原，断裂急剧活动形成了岩溶高原峡谷，断裂的拉分形成了岩溶断陷盆地，间歇性的差异上升则产生了多层岩溶台地和溶洞，大面积的沉降区发展成了宽阔的平原。同时，新构造运动中的断裂活动加剧了碳酸盐岩的破裂程度，不断扩充新的径流通道，促进了岩溶的发展和分异。断块差异上升导致地形高差加大，为地下水循环提供了动力，使得“三水”转换连续不断，溶蚀作用得以持续进行。因此，新构造运动是岩溶发育的内在动力条件，其特征决定了一定区域的岩溶及其水文地质面貌。

隆起上升区大都形成岩溶石山及台地。地表碳酸盐岩裸露，次级地貌峰丛、峰林、洼地、漏斗和落水洞发育，呈峰丛洼地、峰丛谷地等地貌形态组合。为适应强烈的地壳上升和侵蚀基准面的下降，垂向溶蚀强烈，持续向深部发展，形成规模巨大的溶洞管道系统，埋藏深度大，岩溶发育极不均匀。这样的地区多属于岩溶水的补给、径流区，以溶洞管道流为主，岩溶水力坡度大，水流速度快，动态变化剧烈。岩溶水深埋，含水层富水性极不均匀。

下降区常沿断裂带形成一系列的岩溶断陷盆地、深切河谷，多为岩溶水的汇集、排泄区。岩溶断陷盆地区，岩溶含水层组从山区至盆底由裸露转变为覆盖或埋藏型。裸露岩溶山区为岩溶水的主要补给径流区，岩溶发育极不均一，导储水空间以溶洞管道为主，岩溶水流快急，储存调节能力弱，水位流量季节变化剧烈，岩溶水部分以悬挂泉及下降泉、暗河出口的形式，在弱透水层(带)顶面和沟谷中排泄，大部分在山边土石分界线附近排泄，剩余部分继续向深部径流。覆盖或埋藏岩溶区岩溶发育较均一，储水空间以管隙为主，岩溶发育深度大，一般直至碳酸盐岩底板仍有发育。通常是岩溶水的储集区，但在部分处于区域深层径流过程中的盆地，同时也是岩溶水的径流区。这类地区岩溶水资源丰富，动态稳定。山间河谷区岩溶水汇集，水动力强，侵蚀溶蚀作用强烈，岩溶发育，岭坡地带岩溶发育极不均一，导储水空间主要为溶洞管道，岩溶水以溶洞管道流为主，岩溶水流顺坡向快速径流，动态变幅大，在坡上一些缓台地、弱透水层、阻水断层或岩溶弱发育带顶面上有部分悬挂泉流和暗河出露。在谷底常形成沿河带状分布的泉、暗河集中排泄点及富水块段，岩溶发育较均一，岩溶水资源丰富，动态较稳定。

2132 岩溶水富集的构造特征

地质构造控制着岩溶发育的特征，最直接地表现为构造破裂对岩溶发育的控制作用。水对碳酸盐岩的溶蚀一般自裂隙开始，岩溶本身往往就是裂隙溶蚀扩展的结果，裂隙越多，岩溶水入渗条件越好，岩溶越发育。因此，一般在断层、断层交汇部位、背斜轴部、背斜和向斜的转折端、特别是倾伏背斜和向斜的倾伏端和仰起端、碳酸盐岩与非可溶岩断层接触带等构造应力集中的部位，岩体破碎，裂隙发育，岩溶发育较强烈，形成地下水径流和储存的良好空间，为岩溶水的富集创造了条件[5]。

地质构造控制了岩溶含水层与相对隔水层(带)在空间上的组合形式和特征，对岩溶水系统的边界、水文地质结构类型和特性往往起着决定性的作用，从而也决定了其水文地质及岩溶水富集的特征。对于一个透水的岩层(带)，即使有充分的地下水补给条件，也还需要在其周围和下面有相对隔水层(带)与之相互组合，把重力水封托住，使之不致完全流失，才能形成含水层。因此，要掌握岩溶水富集规律，找到可供开发的水源地，还必须研究透水层和隔水层(带)所组成的各种地质构造。储水构造就是透水层与隔水层(带)相互结合而构成的能够富集和储存地下水的地质构造形式。对于储水构造已经有许多研究成果[6]，在此，作者仅将常见的几种储水构造和岩溶水富集特征归纳如下，以提供岩溶找水的地质构造标志。

21321 水平储水构造

指岩溶含水层产状水平或近于水平，以地形分水岭为汇水边界，河谷为其排泄边界，隔水层或岩溶弱发育带顶面为隔水底板的储水构造。

在岩溶石山区，当水平隔水底板高于当地排泄基准时，就形成了滞水型岩溶水系统，赋存岩溶上层滞水。由于水平碳酸盐岩层构造变形小，破裂程度低，岩溶发育不均匀，以孤立的溶洞管道、溶隙带为主，加之含水层沿排泄边界暴露于谷坡上，岩溶水排泄通畅，这种水平储水构造的岩溶水储存量有限，动态变幅很大，允许开采量主要为径流量，开采方式主要是截引泉或暗河水流。一般可在低洼地带的含水层与下伏隔水层接触面上找到富含水段。因其多处在干旱缺水的岩溶山区，开发利用价值大，是解决岩溶山区农村生活和生产用水困难的重要水源。在岩溶盆地、宽谷底部平坝区等平坦开阔的区域，水平隔水底板通常低于当地排泄基准，水平碳酸盐岩层处于半淹没或淹没状态，岩溶发育程度高，也较为均匀，岩溶水水位面平缓，主要为水平扩散流，它的储水条件较之岩溶石山区要优越得多，侧向常常存在阻水边界，岩溶含水层往往储水丰富。

21322 单斜储水构造

由均匀状岩溶含水层组或间互状岩溶含水层组构成的单斜构造，当岩溶含水层的倾伏端具备阻水条件时，在适宜的补给条件下即形成单斜储水构造。

单斜储水构造在均匀状岩溶含水层组条件下，形成潜水含水层；在间互状岩溶含水层组条件下，则形成潜水-承压含水层。前者岩溶一般顺层面发育强烈，且不均匀，地表发育落水洞、盲谷，地下发育岩溶溶洞、管道，以溶洞管道为主要储水空间；后者由于层间裂隙发育细而密集，在此基础上发育的岩溶裂隙较为均匀。岩溶水系统具明显的功能分带性，掀起端为岩溶水补给区，获得补给后，顺岩层层面径流，在倾伏端岩溶含水层与其他隔水层的接触带溢出或涌出，以暗河出口、泉、散流带的形式排泄或继续作深远程径流。单斜储水构造排泄区附近即为岩溶水富集带，溢出泉、上升泉发育普遍，流量大且稳定，常成为重要的水源地。

21323 褶皱储水构造

由间互状岩溶含水层组构成的褶皱构造，不透水的非可溶岩层构成隔水边界，透水的碳酸盐岩层成为含水介质，在适宜的补给条件下，褶皱构造中储集岩溶水，形成褶皱储水构造。其中包括向斜储水构造和背斜储水构造。

从空间形态和地质结构来看，向斜储水构造通常都有利于岩溶水的聚集，是典型的汇水构造。向斜储水构造由翼部圈闭的非可溶岩层组成隔水边界，岩溶水从地形较高的岩溶透水层裸露区接受补给，向地形较低的核部或翼部汇集，溢流排泄，构成良好的岩溶水富集条件。一般在盆地边缘形成暗河、泉等天然出露的水源地。由于存在圈闭较好的隔水边界，在向斜储水构造背景上发育的暗河，最有利于通过暗河通道筑坝和灌浆防渗，建设地下水库。而向斜轴部和转折端等张应力集中带，因裂隙发育而溶蚀强烈，常常形成富水块段。

背斜储水构造由圈闭的非可溶岩层及地下分水岭组成岩溶水系统边界。岩溶水的补给、径流、排泄特征与向斜储水构造相似。往往沿核部张应力集中带发育断层和裂隙带，平行轴向溶洞管道发育，地表形成谷地、串珠状洼地和落水洞，常形成岩溶水集中径流带。一般背斜轴部和倾伏端，张裂隙发育，岩石破碎，岩溶发育强烈而不均匀，常常形成富水块段。

21324 断层储水构造

断层储水构造是由构造岩带及其影响带中的裂隙构成含水介质，以两侧较完整的岩石构成相对隔水边界，在适宜的补给条件下形成的带状储水构造。断层并非都含水，有些断层因为其构造岩带被完全胶结，不但不含水，反而起隔水作用。有些断层虽然是含水的，但其各个部位的富水性很不均一，有的部位含水丰富，有的部位贫水，甚至不含水。断层的富水性是很复杂的。而断层储水构造仅指那些具备了储水条件的断层构造。

形成于碳酸盐岩中的断层，其构造岩带及其影响带裂隙发育，岩石破碎，岩溶作用强烈，常沿走向发育溶洞、管道，地表相应的形成谷地、串珠状洼地和落水洞，只要地形条件适宜，往往成为集水廊道，汇集广大范围内岩溶含水层中的地下水，形成岩溶水富集带。

21325 接触带储水构造

主要是侵入岩与可溶的碳酸盐岩地层接触而形成储水条件的储水构造。由于侵入岩不可溶蚀，完整性好，构成了隔水底板；侵入岩体与周围碳酸盐岩的接触带裂隙特别发育，加之地下水易于聚集在这一界面上，并常伴有地热高异常的影响，溶蚀作用强烈，岩溶储水空间很发育，因而形成了侵入岩体悬托式的储水构造。常沿接触带形成带状的岩溶富含水段。在侵入岩顶面呈盆、槽状的地段，常常富集了丰富的岩溶水。

21326 表层带储水构造

表层带储水构造是以表层岩溶带为含水介质，以其下弱岩溶化的碳酸盐岩层或其他非可溶岩层为隔水底板而构成的储水构造。

“表层岩溶带”(epikarst zone)一词，最先由法国地学家Mangin A于20世纪70年代使用于岩溶水文学方面，目的是为了区分出岩溶水动力带的包气带中上部相对含水比较丰富的部分，使岩溶水垂向分带更加完善。20世纪80年代Williams PA在分析新几内亚等地的岩溶漏斗和洼地的成因时，又提出了“浅表层”(subcutaneous layer)的概念，以说明表层岩溶的集中溶蚀过程。实际上，“浅表层”的含义与“表层岩溶带”相似，但更强调岩溶区植被和表层土壤的存在及岩溶动力意义。在我国，袁道先首先使用岩溶表层带的术语，并自20世纪80年代后期以来，带领国土资源部岩溶动力学开放实验室的研究人员，以桂林试验场为基地，对表层岩溶带的结构、动力条件、岩溶特征、水文地质特征以及对岩溶水的调蓄进行了系统研究，并以此为基础，创立了岩溶动力学[7]。概括成一般概念，“表层岩溶带”是由强烈的溶蚀作用在碳酸盐岩表层形成的密集而不规则的岩溶微空隙形态构成的岩溶化带。一般厚度为2～30m，在地形相对平缓的地段，如：碳酸盐岩浅埋的岩溶盆地边缘、谷地和夷平面、溶蚀台面，峰丛山区的垭口、洼地、峰顶均是表层岩溶带发育较好的部位。

表层岩溶带发育密集的溶沟、溶槽、溶隙、溶孔等岩溶空隙，成为岩溶水的赋存空间，构成含水层。当其底部存在弱岩溶化的碳酸盐岩或其他非可溶岩隔水层，并且岩层倾角较小、地形低洼或较为平缓时，就形成了表层带储水构造。表层岩溶水主要来自大气降水的渗入补给，受地形限制，汇水面积一般较小，岩溶水主要顺斜坡径流，往往在地形转折的地段呈分散的渗流或小泉点的形式排泄。通常在宽缓的洼地、槽谷、盆地边缘等汇水和蓄水条件较好的地段表层含水层的富水性较强。若加上断层的影响，以及下伏存在分布较广、产状平缓的不纯碳酸盐岩或非可溶岩隔水层，则可形成流量较大的表层泉或表层带富水块段。

通过上述分析研究，作者结合自身的实际经验，归纳总结了地貌、含水层组、地质构造等岩溶水富集的控制因素及其富水特征，提炼出了相应的找水标志。但在岩溶水的勘查和开发实践中，我们必须认识到，岩溶水的富集并不是仅仅由某一因素单独决定的，而是各种因素共同作用的结果，仅只有在特定的条件下，其中的某一、二个因素可能成为相对主导的因素，这一点即使是在以上的分述内容中也可以感受到。因此，只有进行系统的水文地质测绘，对控制岩溶水富集的各种因素进行深入的分析和综合研究，才能准确地找到可供开发利用的岩溶水源地。

一、火山岩储层油气来源与成因

火山岩储层中的油气既有有机成因，也有无机成因，绝大部分属于有机成因。中国陆相沉积盆地火山岩储层中的油气绝大部分来自于沉积岩中的有机质，但也有无机成因烃类气的发现。如松辽盆地深层天然气以有机成因气占主导地位，但也有无机成因气，个别地区无机CO2含量大于60%。

1有机成因

关于火山活动对有机物形成与演化的影响，主要表现为3方面的作用:①火山喷发过程中火山灰的大面积分布可能造成生物的大量灭绝，导致有机质的保存;②火山作用前后伴随大量热液、气液物质喷出，热液中常含有Ni、Co、Cu、Mn、Zn、Ti、V等过渡金属和N、P等物质，这些热液和气液中的物质在有机物的生长繁殖、有机质成熟、有机质转化等方面起到积极作用;③火山活动、火成作用以及热液作用等均可促进有机质成熟，使其形成生烃物质，为火山岩提供油气。

据研究，现代陆上地表环境下火山岩发育区内湖泊中包含富烃沉积物，Kirkham认为美国华盛顿州的Rattlesnake气田天然气可能来自于玄武岩内部的湖相沉积物，天然气中包含了可观的氮气。

2无机成因

某些火山活动、火成作用也可为火山岩提供无机成因的天然气，该类气藏的规模还可能相当可观。无机成因生成烃类主要有3种观点:①直接源自地幔，烃类可能通过CO或CO2和H2的费托反应合成，或者是在地球形成过程中聚集的宇宙物质(星云微粒和烃类等)保存在地幔中形成;②由晚期至岩浆期后温度低于600℃时封闭体系中各种形态的原始含CO2流体重新形成;③岩浆期后矿物-流体反应(如蛇纹岩化)产生烃类。

3成因判别

根据烃类(通常用CH4)的δ13C值，可区分生物源和非生物源，生物来源的烃类贫13C(δ13C低于-30)，无机成因烃类富13C(δ13C在-27左右)。

二、火山岩油气成藏模式

火山岩油气藏存在多种成藏模式，这里以松辽盆地和新疆北部石炭系火山岩油气藏为例说明。

1松辽盆地深层天然气成藏模式

断陷盆地以形成箕状断陷为主要特征。通常箕状断陷主要由3部分组成，即陡坡带、断(洼)槽带和缓坡带，当断陷比较开阔时，有时发育有中央构造带(凹中隆)。不同的构造带具有不同的成藏模式。

(1)陡坡带成藏模式

陡坡带是断陷活动的起始带，是控陷主断层的发育部位。陡坡带背靠凸起，面向断陷，一般具有坡度陡、物源近、相带窄、变化快和构造活动强烈等特点。徐家围子断陷西侧断阶式陡坡带，在断层的上升盘凸起上发育了基岩风化壳变质岩潜山气藏，如昌401气藏。在古隆起斜坡上形成多个近物源快速堆积的冲积扇体及辫状河三角洲沉积体系。由断裂和基岩顶、营城组顶面风化壳提供良好的运移通道，形成以侧向运移为主的地层超覆气藏(如芳深5气藏等)及岩性上倾尖灭气藏等(图7-12)。在断层下降盘发育火山岩体背斜岩性复合气藏(如芳深6井营城组气藏等)以及与深大断裂活动有关的无机成因CO2气藏(如芳深9等井营一段酸性火山岩CO2气藏等)。

图7-12 徐家围子中生代火山岩气藏剖面图

(2)断槽带成藏模式

断槽带位于断陷的中央部位，夹持于陡坡带和缓坡带之间，是断陷盆地长期发育的沉降中心、沉积中心和生烃中心;同时又是各类砂体和火山岩的前缘带分布区，是岩性油气藏发育的有利区(图7-12)。据徐家围子断陷不完全统计，已发现了95个火山岩气藏，其中，40个断鼻、断背斜岩性复合气藏，主要发育于控陷断裂附近;30个火山岩地层岩性复合气藏，主要分布在古隆起或斜坡带上;25个火山岩岩性气藏，主要发育于断陷中心。由此可见，断槽带主要以岩性气藏为主。

(3)缓坡带成藏模式

缓坡带构造比较简单，一般发育有鼻状构造，是油气运移的指向，若上倾方向有遮挡，就可形成油气藏(图7-12)。在箕状断陷拉伸的过程中，当基岩块体的沉降幅度大于翘倾的幅度时，缓坡上的地层发生超覆;当基岩块体的沉降幅度小于翘倾的幅度时，缓坡上的地层发生退覆或剥蚀。缓坡上还发育了多期不整合面，为地层超覆和地层不整合油气藏形成创造了条件。缓坡上还可形成岩性上倾尖灭，有利于岩性油气藏的形成。缓坡上也发育有反向正断层，这种断层与控陷断层基本上同时发生，沿断裂带往往有火山喷发，易于形成火山岩体圈闭;在基岩中还可以形成潜山构造。

(4)中央构造带成藏模式

受构造活动控制，在断陷中部可形成中央构造带，构造带两侧发育有生烃断槽，可以形成单向或多向供烃，油气供给相对充足。因此，中央构造带是断陷盆地油气聚集最有利的构造带。

徐家围子断陷在形成过程中，以推进式的伸展方式，产生张剪性徐中断裂，使基岩块体发生翘倾，从而形成了北北西向的徐中中央构造带(图7-12)。中央构造带的东侧发育安达断槽和徐东断槽，西侧发育徐西断槽和徐南断槽，断槽内以沙河子组暗色泥岩和煤为主的烃源岩十分发育。这些烃源岩具有质量好、生烃速率高、聚集程度高、生气强度大的特点，天然气资源丰富。徐中断裂带，特别是与北东向断裂的交叉处，控制了火山口和火山岩储层的分布，构造活动产生的构造裂缝连通了孔隙，改善了储层物性。断裂和岩性综合控制有利区是天然气聚集区。

2新疆北部石炭系火山岩油气成藏模式

中国东、西部火山岩成藏条件存在很大差别。新疆北部石炭系存在源内火山岩层序型、源上火山锥准层状、侧源火山岩不整合梳状3种成藏模式。

图7-13 三塘湖盆地石炭系源内火山岩层序型成藏模式

(1)源内火山岩层序型成藏机制与模式

火山岩风化体储层在水体频繁震荡区发育，暴露于水面之上的风化淋滤时间较短的火山岩风化体与之后发育的烃源岩间互分布，火山岩风化体受层序界面控制，烃源岩生成的油气直接或通过断裂运聚在附近的火山岩风化体地层圈闭中成藏，该类成藏模式形成的地层型油气藏规模受控于风化体大小和厚度，有效烃源岩覆盖区的风化体均可能成藏。如三塘湖盆地马朗凹陷石炭系(图7-13)，地震剖面上清楚可见火山岩与烃源岩互层发育，当烃源岩成熟后生成的油气沿断裂纵向运聚于风化体内形成由多个风化体组成的纵向叠加、平面连片的火山岩地层油藏。上石炭统卡拉岗组内部存在5个受层序控制的火山岩风化体成藏组合，均可发育地层油藏，之下的哈尔加乌组烃源岩生成的油气沿断裂纵向运聚于风化体内，断裂发育处储层更发育，油气主要集中分布于断裂附近的火山岩风化体内;哈尔加乌组火山岩与烃源岩互层，烃源岩生成的油气沿断裂或直接运集于火山岩风化体内聚集成藏(图7-13)。该区已探明石油地质储量5000×104t，三级石油地质储量近2×108t，是中国已发现受层序控制的最大的火山岩风化体层状地层油藏。

图7-14 准噶尔盆地陆东地区石炭系源下火山锥准层状成藏模式

(2)源上火山锥准层状成藏机制与模式

火山岩与烃源岩近水平间互分布，地层沉积后受构造运动控制发生倾斜，沿古地貌顶面发生风化淋滤和剥蚀，形成沿顶面火山岩风化体储层和沉积岩(凝灰岩)非储层间互，后期下沉接受上覆沉积泥岩覆盖形成以火山岩风化体为单元的地层圈闭，当埋藏到一定深度烃源岩成熟后，烃源岩生成的油气通过断裂或直接运移聚集于风化体地层圈闭中成藏。这种成藏模式要求在不整合面形成后再次埋藏，其下烃源岩仍具有生烃能力，油气藏规模受控于火山岩风化体地层圈闭规模和油气聚集量，风化体厚度控制着火山岩风化体地层圈闭的纵向规模，火山岩风化体平面规模控制地层圈闭大小，根据风化体、正向构造和有效烃源岩条件耦合确定该类成藏模式有利区。如准噶尔盆地陆东上石炭统巴山组，火山岩风化体与烃源岩间互分布(图7-14)，气藏沿石炭系顶面火山岩风化体分布，侧向受非渗透岩性遮挡，上面受土壤层和上覆新地层泥岩遮挡，各气藏之间不连通，气藏厚度受风化体厚度控制，一般在100～350m之间。由于生烃凹陷主要位于倾斜地层的下倾方向，沿油气来源方向在上倾部位的有效火山岩风化体地层圈闭均有可能形成这类油气藏，受近源成藏控制，高部位有效圈闭不一定充满，或不成藏，如距烃源岩较远的滴西24井气藏高度为78m;距烃源岩和断裂匹配越近的圈闭中油气充满度越高，如距烃源岩和断裂较近的滴西18井气藏高度为258m，最有利的火山岩风化体油气藏主要分布于古构造的斜坡部位。该区已探明天然气地质储量超过千亿方，是中国发现的最大的火山岩风化体准层状地层气藏。

(3)侧源火山岩不整合梳状成藏机制与模式

火山岩受逆冲推覆作用抬升接受长期风化淋滤，沿不整合顶面和断裂发育处形成梳型有利储层，受后期沉积地层覆盖形成大型火山岩风化体地层圈闭，位于火山岩风化体地层圈闭侧翼低部位的烃源岩生成的油气，通过断裂纵向运移，不整合面横向运移，并逐级向高部位运移聚集于火山岩风化体地层圈闭中成藏。该成藏模式形成的地层油气藏在纵向上位置比烃源岩高。如准噶尔盆地西北缘克-百断裂带上盘石炭系火山岩风化体大型地层油藏，该区受前陆盆地造山运动控制使其抬升，推覆带前缘被推覆高度大，经历风化淋滤时间长，在断裂控制下形成的风化体厚度大;盆地边缘上覆地层剥蚀后，火山岩经历的风化淋滤时间较短，断裂规模较小，形成的火山岩风化体厚度较小，在断裂控制下沿不整合面和断裂发育区形成梳状不整合风化体，下盘二叠系烃源岩生成的油气沿断裂和不整合面逐级向高部位运移聚集成藏，形成大型梳状地层油藏。该区已累计探明石油地质储量超过2×108t，发现三级石油地质储量超过5×108t，是中国目前发现的最大的火山岩风化体梳状地层油藏(图7-15)。

图7-15 准噶尔盆地西北缘上盘石炭系侧源火山岩风化体梳状成藏模式

三、火山岩油气成藏分布与富集规律

拉张型断陷盆地原生型火山岩油气藏与挤压型盆地火山岩风化壳油气藏，分布的富集规律不同，下文以松辽盆地深层原生型火山岩气藏和北疆石炭系火山岩风化壳油气藏为例进行阐述。

1松辽盆地中生代天然气分布规律

(1)持续沉降型断陷控制了天然气区域分布

松辽盆地深层断陷，按构造演化特征可分为持续沉降型、晚期反转型和后期抬升型断陷，其中以持续沉降型断陷天然气最丰富。这类断陷构造活动相对比较和缓，沉降较深，沉积环境较稳定，湖相地层发育，烃源层厚度大，有机质丰度高，埋藏深。概括起来，具有“一好三高”的特点，即烃源岩的质量好、生气速率高、聚集程度高、近源产量高。这类断陷天然气探明储量占现阶段天然气探明储量的95%以上。

断陷盆地油气运移距离一般较近，本区沙河子烃源岩天然气运移距离一般不超过10km。在统计的69口井中，距源岩距离小于10km的井有52口，其中仅有4口井为干层，主要原因是储层较致密而失利;距源岩距离10～20km的井有14口，其中有6口井见气显示，4口井为水层，4口井为干层;而距源岩距离大于20km的井有3口，无气显示，其中1口井为水层，2口井为干层。又如长岭断陷的长深3井，距气源区的距离为20km以上，因此失利。而长深103井距气源近，获日产天然气115×104m3。由此可见，距富烃断槽近，一般距生烃中心距离小于10km，有利于天然气富集高产。

(2)生烃断槽控制了断陷内天然气分布

由于断陷盆地边界断裂的走向、延伸长度和断距发生变化以及变换带发育，一个断陷往往被分割为若干个断槽(洼槽)。松辽盆地内36个大小不等的断陷，共发育了74个断槽。断槽面积最大为1443km2，最小为131km2，大于500km2的断槽有32个。并不是每个断槽都具备良好的生烃条件。因此更准确地讲，不是断陷控制了天然气的分布，而是断陷内生烃断槽控制了天然气的分布。每一个断槽是一个独立的沉积湖盆，也是一个独立的成藏单元。因此，落实主力生烃断槽是选准勘探方向的关键。中小型断陷只要存在生烃断槽，同样具有良好的勘探前景。

天然气围绕生烃断槽呈环状分布，由于陆相断陷地质条件特殊，岩性、岩相变化限制了油气的运移，断裂发育阻滞了油气运移，油气丰度高低也影响了油气运移，因此，油气只是短距离运移，围绕生烃断槽附近聚集，呈环状分布。如长岭断陷围绕长岭断槽找到了长岭1号气田、东岭气田、双坨子油气田、伏龙泉气田、大老爷府气藏、长深8气藏等6个气田(藏)，呈现围绕生烃断槽呈环状分布的特征。由此可见，生烃断槽控制了天然气的分布。

(3)近邻生烃断槽的断裂构造带是断陷内天然气藏的富集区带

基底大断裂控制了火山岩储层的分布，也控制了火山岩体圈闭的形成，圈闭主要沿断裂带分布。中生代火山岩特别发育，形成独具风格的火山岩体圈闭，如火山岩体背斜(昌德气田、升平气田等)、断鼻(兴城气田等)、火山岩岩性(汪家屯气藏等)、火山岩裂缝性(汪家屯气藏等)等圈闭。

由于断裂断距的变化或走向的变化，沿断层的下降盘往往发育有鼻状构造(兴城气田等);在断层的上升盘发育有地层超覆(徐家围子断陷昌德气田芳深5、6、7登娄库组底部砂砾岩地层超覆气藏圈闭等)、地层不整合和潜山圈闭(徐家围子断陷昌德气田昌102、昌401变质岩潜山气藏圈闭和兴城气田、肇州西、汪家屯花岗岩潜山气藏圈闭等)，以及被覆背斜;由于反转活动还可以在断层下降盘形成反转构造等。

基底大断裂有利于油气运移和储集性能的改善。断裂是油气运移的重要通道;同时断裂带附近裂缝发育，沟通了火山岩储层内的孔隙，扩大了有效储集空间;裂缝又是地下水的渗流通道，促使次生溶蚀孔缝发育，改善了储集性能。

可见，断裂-构造带控制了断陷内天然气聚集，是天然气的富集区带，如徐家围子断陷天然气藏沿徐西、徐中和宋站基底大断裂分布;长岭1号气田也分布于基底大断裂附近。

(4)优质火山岩储层控制了天然气富集

火山岩岩性、岩相控制了优质储层的发育，从而控制了天然气富集。酸性火山岩储层发育，物性好，因此，溢流相中的流纹岩、流纹质晶屑熔结凝灰岩物性好，是有利储层，具有较好的储集能力。火山岩相对优质储层发育和天然气富集起到明显的控制作用，一般爆发相中凝灰岩储层物性最好，如徐深1井3440～3450m段的流纹质熔结凝灰岩段，孔隙度平均达72%，最高可达15%;渗透率平均可达024×10-3μm2，最高可达081×10-3μm2，该段压后自喷日产气195698m3。溢流相的原地溶蚀角砾岩和上部亚相的流纹岩含气较饱满，含气饱和度为70%～80%，溢流相的中部亚相和爆发相的熔结凝灰岩物性差，束缚水饱和程度高，含气性差，含气饱和度为30%～50%。近火山口的火山岩储层物性好，含气饱满，远离火山口的火山岩储层物性差，含气饱和度低。勘探实践表明，徐家围子断陷的徐深1井、徐深3井、升深2-1井等工业气流井大都分布在火山口或近火山口附近，而远离火山口的徐深16井则未获油气。

裂缝促进了优质储层的发育，从而控制了天然气富集。裂缝既是渗流通道又是储集空间，同时也是地下水渗流通道，对溶蚀缝、孔的发育起到了十分重要的作用。裂缝的发育与岩性和构造活动有着密切的关系，流纹岩裂缝最发育，裂缝线密度为570条/m，其次是流纹质熔结凝灰岩，裂缝线密度为527条/m。构造作用强烈的地区，如断裂带附近裂缝发育。如长岭断陷长深1号气田北部发育了10条断层，由于火山岩储层断裂、裂缝发育，使得原生孔隙和次生孔隙相互沟通，产生的次生孔隙沿断裂、裂缝呈串珠状分布，致使储集物性变好。形成的气藏具有统一的气水界面，为块状底水气藏。气水界面海拔深度为-3643m，最大气柱高度260m，从而形成了高产大气田。

(5)NE—NNE向基底深大断裂控制了CO2气藏分布

松辽盆地CO2气藏比较普遍，主要分布在徐家围子断陷、长岭断陷、德惠断陷，纵向上主要分布在泉头组三、四段和营城组两套层系中，登娄库组中气藏分布比较零星(汪家屯地区)。CO2含量不等，从大于60%到小于20%。碳同位素值分布在两个区间:-12～-14和-4～-8，以后者为主，指示主要为幔源或壳源成因。

CO2气主要来源于幔源和壳源岩浆，断裂是CO2气的主要运移通道。基底深大断裂，尤其是超壳断裂和岩石圈断裂是壳幔物质与能量交换和地幔流体上涌的主要通道。随着地幔物质的侵入，造成了幔壳物质的熔融和不同性质岩浆的形成。岩浆的脱气作用是CO2气形成的主要方式。这些以幔源物质和岩浆房为源的CO2气，沿剪切带发生分散运移，运移范围更广。同时，韧性剪切带间接沟通了深大断裂以及基底断裂，使深部来源的CO2气聚集在盆地的不同构造部位。当基底大断裂在拆离带与深部CO2气源相沟通时，CO2气在圈闭中聚集成藏。CO2气藏主要沿NE—NNE向断裂分布。CO2气藏主要沿NNE向展布的孙吴-双辽、伊兰-依通和嫩江3条深大断裂带分布，尤其是孙吴-双辽深大断裂与NW向的滨州基底断裂的交汇处，如达深3气藏。

长期发育的NE—NNE向大断裂附近的CO2气藏富集高产。断裂长期活动造就了CO2气多期充注，多期成藏，使气体更富集。因此，长期发育的大断裂附近的无机成因的CO2气藏富集高产。如长岭断陷长深1井营城组底部已检测到的CO2气藏就有两期充注:第一期为82Ma;第二期为28Ma。

2新疆北部石炭系火山岩风化壳油气分布富集规律

(1)残留生烃凹陷控制油气的平面分布

从已发现的新疆北部石炭系火山岩油气藏来看，油气藏具有近源成藏特点。

火山岩储层分布规律与碎屑岩不同。新疆北部石炭系单个火山岩体规模较小，平面上分布变化大，非均质性强，连通性差(长期风化、大面积叠置分布的大型风化壳除外)，油气在其中的横向运移距离受到限制，横向运移距离一般较短，因此一般近源成藏，油气藏主要围绕有效烃源岩中心附近分布。断裂是油气纵向输导体系，可在纵向上形成多套含油气层系。新疆北部上石炭统火山岩形成于碰撞造山后的松弛垮塌环境，火山岩沿断裂带及其附近分布，因此在烃源岩分布范围内发育的断裂带是火山岩油气藏分布的最有利地区。目前，围绕三塘湖盆地的马朗凹陷发现了牛东油田，围绕准噶尔地区滴水泉凹陷发现了克拉美丽气田，围绕准噶尔地区五彩湾凹陷发现了五彩湾气田，这些油气田均属于自生自储风化壳地层型，都是围绕上石炭统有效烃源岩中心分布。

(2)风化壳规模控制油气富集的程度和规模

新疆北部石炭系火山岩优质储层分布控制油气的富集高产，火山岩风化壳中溶蚀和崩解带控制风化壳型油气富集高产。

优质储层主要发育于溶蚀带和崩解带中，在长期风化淋滤区域形成的火山岩风化壳厚度可达450m以上(断裂带附近风化壳厚度更厚)，一般土壤层厚度为10～30m，水解带厚度为20～30m，二者厚度之和在30～60m之间，这个层段储层不好，油气产量不高，或基本不含油气。这就是为什么在风化壳地层中勘探时，不是针对风化壳地层的井在风化壳内钻探20～50m完钻没有发现油气层的原因。

如准噶尔地区西北缘上盘石炭系前期没有作为目的层勘探，大部分井在石炭系只留50m以内口袋井，致使好多油层没有被发现。认识到有利储层对油气高产的控制因素以后，加强针对勘探，在石炭系发现了大量油气。如白4井620m进入石炭系，在620～710m范围内基本为差油层、干层或非储层，710～790m为好储层，获得高产工业油流，45mm油嘴试油，产油2023t/d，产气80m3/d，再向下产能较低，储层物性变差，油层变差。

火山岩风化壳优质储层平面上受控于岩相、岩性、风化时间、断裂和古地貌等因素，在古地貌高部位和斜坡带处，火山岩风化强度较大，能够形成有利储层，古地貌低部位火山岩一般风化程度低，不利于形成有利储层。有利储层的形成同时受控于断裂发育程度，断裂附近能够形成裂缝和微裂缝，增加储层渗流能力，同时在风化过程中表生环境下的地表水沿断裂向下渗流，也能够增加火山岩储层的次生溶蚀孔隙，裂缝、微裂缝及次生溶蚀孔隙控制着有利储层分布，在油气藏中这些区域的油气井产量一般较高，即能够富集高产。如牛东油田探明面积范围内各井产能差别很大，马17井、nd4-13井、nd4-131井等高产井分布于断裂带附近和有利岩相发育带内，nd89-9井、nd89-10井、nd89-11井、nd89-121井、nd89-131井等较高产井分布于断裂带附近，而低产和干井产能受影响因素较多。

(3)风化壳地层型有效圈闭控制油气成藏

圈闭条件是石炭系火山岩油气成藏的关键。风化壳地层型油气藏的保存条件主要包括石炭系上覆盖层的岩性、断裂的封堵与开启性;石炭系内部有效储盖组合是火山岩内幕岩性油气藏保存的关键。

有效圈闭与主成藏期的有利配合是成藏关键。通过盆地模拟和烃源岩热演化，确定了新疆北部石炭系烃源岩主要生烃时期为晚二叠世至晚白垩世，如由五彩湾凹陷的烃源岩热演化可以看出二叠世末烃源岩达到成熟，到白垩系末烃源岩Ro达到20%(图7-16)。但不同盆地及盆地内不同区域的烃源岩演化序列不同，生烃期及主生烃期时间存在差别。如三塘湖盆地塘参3井的烃源岩Ro演化得到的生油期距今250～60Ma，主力生油期距今150～60Ma(图7-17);吐哈地区鄯科1井烃源岩Ro演化得到的生气期距今为265～110Ma，主力生气期为距今195～110Ma(图7-17)。因此，在白垩世之前形成的有效圈闭都具备油气聚集成藏的可能性，在评价新疆北部石炭系有利勘探区带时，不但要研究石炭系自生的储盖组合条件，同时要研究白垩系沉积前的储盖组合条件及白垩系之后的保存条件。

上覆有效盖层控制了风化壳地层型圈闭的有效性。石炭系上覆盖层是风化壳地层型油气藏保存的关键。已发现的风化壳地层型油气藏，包括牛东油田、克拉美丽气田、准噶尔西北缘克-百断裂带上盘石炭系油藏等，均具备良好的上覆直接盖层条件。石炭系上覆直接盖层为泥岩、凝灰岩等分布区最有利于风化壳地层型油气藏的形成，已发现的油气藏均在有效上覆盖层分布区。

生储盖组合控制油气赋存层位。新疆北部石炭系发育多个生储盖组合。如准噶尔地区至少发育6套生储盖组合，三塘湖盆地至少发育5套生储盖组合，吐哈地区至少发育4套生储盖组合，这些储盖组合主要分布在上石炭统，下石炭统勘探和研究程度很低，对其生储盖组合认识不足。

图7-16 五彩湾凹陷烃源岩热演化图

图7-17 三塘湖盆地、吐哈地区烃源岩Ro演化图

(4)正向构造背景控制油气运聚指向

构造高部位是油气运聚的指向区。新疆北部石炭系火山岩油气成藏同样受正向构造背景控制，但由于成藏条件的差异，火山岩油气成藏和构造的关系与碎屑岩成藏在运移距离、分布位置等方面又有不同。烃源岩生成的油气沿断裂纵向运移，到达石炭系顶面风化壳后沿风化壳横向运移，但基本为近源成藏，围绕有效烃源岩中心周缘相对高部位是风化壳地层型油气成藏的主要区域，从已发现的油气藏来看基本上都分布于古构造和现今构造耦合较好的高部位，斜坡带和背斜构造是最有利区。如准噶尔地区西北缘、克拉美丽气田等均具有该特点。

断裂控制了油气大规模聚集。新疆北部石炭系经历了多次构造运动，发育多期次断裂。围绕断裂带附近可发育有利储层，断裂带及其周围火山岩发育，断裂在改善火山岩次生溶蚀孔隙的同时，还形成了许多裂缝和微裂缝。在烃源岩区断裂能够纵向上沟通烃源岩和上部储层，在油气运聚过程中起到纵向输导作用。因此，近源断裂带为油气聚集的有利区，油气围绕断裂带附近富集高产，如牛东油田高产和相对高产井基本上分布于断裂带附近就是很好的印证(图7-18)。

图7-18 马朗凹陷牛东油田油藏剖面图

四、中国火山岩油气藏的分布

火山岩本身不能生烃，但能发育优质储层。因此，火山岩油气藏主要分布在有利生储盖配置区。

从火山岩储层与烃源岩的纵、横向配置关系分析，主要发育近源与远源两种类型。近源型组合是指在纵向上火山岩与烃源岩基本同层，在平面上火山岩储层主要分布在生烃范围之内;远源型组合是指在纵向上火山岩与烃源岩不同层，在平面上火山岩储层主要分布在生烃范围之外。

目前已发现的大型火山岩油气藏均与烃源岩近距离接触，纵向上构成自生自储或下生上储含油气组合，一般以自生自储组合近源运聚成藏最为有利(图7-19)。

松辽盆地深层下白垩统火山岩气藏属典型的自生自储型组合。火山岩储集层主要发育在营城组，烃源岩发育于营城组之下的沙河子组以及营城组内部，区域盖层是登娄库组和泉头组泥岩。纵向上，火山岩储集层与烃源岩距离很近，使得油气可以近距离运聚成藏。加之后期发育晚白垩世大型坳陷湖盆，且改造作用不强，因此深层火山岩油气成藏地质要素基本保持了原位性，条件比较理想。

渤海湾盆地发育火山岩的层系较多，而具有工业价值的火山岩油气藏主要发育在古近系沙河街组。沙河街组是渤海湾盆地的主力生烃层系，其中间歇发育的火山岩被生油岩所夹持，构成典型的自生自储型含油气组合。辽河东部凹陷欧利坨子沙三段粗面岩油藏以及南堡沙三段火山岩气藏，均属此种类型。

准噶尔盆地陆东地区和三塘湖盆地牛东地区石炭系火山岩油气藏的生储盖组合特征相似，总体为自生自储型组合，但受构造变动影响，生储盖组合既有原位性也有一定的异位性，勘探难度更大。火山岩储集层主要位于石炭系顶部不整合面附近，受风化淋滤改造比较明显。烃源岩包括下石炭统和上石炭统两套泥岩，盖层为二叠系和三叠系泥岩。石炭系可以构成独立的含油气系统。

东部断陷，以近源组合为主，火山岩与烃源岩互层，主要分布在生烃凹陷内或附近。因此，在高部位形成以爆发相为主的构造岩性油气藏，在斜坡部位形成以喷溢相为主的岩性油气藏。如渤海湾盆地古近系和松辽盆地深层，火山岩均发育在生烃层内。

图7-19 中国主要含油气盆地火山岩生储盖组合纵向分布

中西部发育近源与远源两种成藏组合类型，主要分布在大型不整合之下的火山岩风化壳内，形成地层油气藏，如准噶尔、三塘湖盆地石炭-二叠系火山岩，四川、塔里木盆地二叠系火山岩。

前面几章分别从烃源岩分布、储层等方面阐述了准噶尔盆地中部侏罗系油气成藏的主要地质要素及其特征。以下从各个主要成藏要素与作用的配置关系综合分析该区油气成藏模式。

731 成藏要素与作用的配置关系

如图718所示，中部侏罗系油气成藏的重要地质要素与作用的配置关系主要包括：

1)煤系储层致密化的时间与煤系烃源岩大量生排油的高峰期之间的先后顺序。根据煤系储层致密化机理及其中部区块各井的具体情况表明，该区煤系储层致密化的时间早于煤系烃源岩的生排油高峰期，不利于煤系储层油气聚集成藏。

2)该区煤系烃源岩大量生气期早于生排油高峰期。由于该区没有发现生成低熟原油的烃源岩，因此原油的生排高峰期应该在Ro为07%～135%之间。而煤系烃源岩在Ro﹥05%以后就可以生成大量的天然气。

3)在煤系储层致密化的同时，由于煤系烃源岩生成大量天然气的缘故，煤系储层发育生烃形成超压，超压导致致密储层对于原油的充注不利。

4)由于煤系烃源岩储层致密化作用，以及持续的生烃(包括生油与生气)作用，煤系烃源岩与储层的超压将不断增大，最终导致水力破裂，形成油气运移的通道。水力破裂缝的形成时间晚于超压的发育时间，而且与烃源岩的生烃潜力和成熟度有关。由于中4区块烃源岩的生烃潜力与成熟度﹥中2区块，因此，中4区块侏罗系烃源岩层系水力破裂缝普遍发育，而中2区块则少见。

图718 准噶尔盆地中部侏罗系油气成藏要素与作用的配置关系图

732 油气成藏模式及其主控因素

综合前文的阐述和分析，认为准噶尔盆地中部侏罗系油气成藏模式分为以下两种类型：浅埋藏早成岩期充注成藏模式和深埋藏晚成岩期充注成藏模式。另外，中部侏罗系还发育深盆气系统。

7321 浅埋藏早成岩期充注成藏模式

这类成藏模式的特征是油气充注时，储层处于早成岩期，储层物性好，油气的充注强度高，GOI指数一般﹥5%。主要分布在中1区块、中3区块、彩南油田、阜东斜坡带等。

成藏主控因素：异地原油、运移通道和高孔渗的储层。

1)其油气来源为二叠系或者是异地的侏罗系烃源岩。中1区块和中3区块二叠系烃源岩的油气沿着断裂和不整合与砂体运移至侏罗系地层；彩南油田和阜东斜坡带其油气来源于阜康凹陷的侏罗系煤系烃源岩。

2)油气充注储层时，储层处于早成岩期。油气充注时，储层埋藏浅，处于早成岩期，孔隙度较高，连通性好，为油气的运移提供通道，油气沿着孔渗性较好的砂岩运移至较远的圈闭成藏。中3区块二叠系源岩的烃类沿着断裂运移至侏罗系地层，由于储层处于早成岩B期和晚成岩A1亚期，孔隙度和渗透率较高，为烃类流体提供运移通道和储集空间，油气充注强度较高，GOI指数一般﹥5%(图719)；彩南油田油气充注时，三工河组砂体孔渗性较好，阜康凹陷侏罗系源岩的油气沿着砂体运移至彩南地区成藏(图720)。

图719 中3区块油气成藏模式图

1—油气藏；2—油气运移；3—烃源岩

图720 准噶尔盆地中2、4区块和彩南油田侏罗系油气藏模式平面图

1—头屯河顶界构造等值线；2—三工河组砂体分布；3—彩南油田；4—油气主充注方向；5—侏罗系油气显示井；6—构造单元边界

7322 深埋藏晚成岩期充注成藏模式

这类成藏模式的特征是油气充注时储层处于晚成岩期，储层经历较为强烈的成岩作用，储层致密，油源的充注强度低，GOI指数一般﹤5%。具体分为以下2种：

(1)源外传递型超压油气藏

源外传递型超压油气藏主要发育于中4区块煤系烃源岩超压系统之上的层系，如董1井和董3井头屯河组油气藏(图721)。

成藏的主控因素：下伏侏罗系烃源岩、致密储层和超压。油源来自于下部中下侏罗统烃源岩，因为源岩大量生烃时，储层已经致密，烃类不能在附近的储层中聚集，随着源岩生成烃类的增加，超压开始发育，当超压达到一定强度时，产生水力破裂，油气沿着水力破裂缝以幕式排放的形式向上运移，这些超压流体在上覆地层圈闭中聚集成藏，形成传递性超压油气藏(图721)。

(2)源内超压油气藏

源内超压油气藏在中2，4区块都有可能形成，主要形成的层位是烃源岩层系，主要包括八道湾组，其次是三工河组与西山窑组，如成1井八道湾组低产油流油气藏就属于此类(图721)。

图721 准噶尔盆地中2，4区块油气成藏模式图

1—烃源岩；2—油气运移方向；3—油气藏

成藏主控因素包括源岩、储层及超压。油气藏与烃源岩层系紧邻，储层发生了致密化，发育超压；储层与烃源岩呈互层关系，原油只经过了初次运移就进入致密储层聚集成藏。由于储层致密，其GOI指数一般﹤5%，通常形成低产油流。

7323 深盆气系统

深盆气是一种非常规天然气藏，它是烃源岩大量生排的游离相态的天然气进入致密的储层后，由于毛细管的封闭作用，天然气无法在浮力作用下自由向上运移，因而只能在临近烃源岩的储层内富集，当储层内富集的天然气产生的生烃膨胀力超过了束缚天然气运移的毛细管力、上覆静水压力及自身重力之和后，天然气整体向上排替水并不断扩大自身的分布范围，直至烃源岩不再供气或运移较远的天然气不再受毛细管力束缚为止。这种成藏的动力与常规气藏不同，常规气藏的运移动力是浮力，通过气、水势能的互换，将天然气向上运移，以“气水置换”的方式运移；而深盆气是天然气进入致密储层以后，由于储层致密，储层孔隙半径足够狭小，阻断了地层水穿越天然气所在孔隙段的流动，运移过程中天然气顶、底界的地层水之间无法通过自由流动来实现势能交换，则气水排驱或天然气的运移过程服从“活塞式”原理，表现为天然气从底部对地层水的整体推移作用，边、底水无以存在，浮力作用无法产生，出现天然气位于地层水之下的气水倒置分布关系，当气柱的高度规模足够大时，形成典型意义上的深盆气藏。

准噶尔盆地中部发育以Ⅱ2和Ⅲ型干酪根为主的暗色泥岩及煤层，这些源岩成熟后生成大量天然气，由于侏罗系储层在天然气大量生成时已经致密，游离相天然气充注致密储层，深盆气系统发育。准噶尔盆地中部侏罗系深盆气系统与超压的系统是一致的(详见第5章)，超压系统即为深盆气系统，超压系统的顶界即为深盆气系统的顶界如图53所示。深盆气系统跨越多套地层、多个地质时代。平面展布如图722所示，深盆气系统顶界穿越头屯河组(J2t)、西山窑组(J2x)、三工河组(J1s)、八道湾组(J1b)、白碱滩组(T3b)，从南向北地层由新变老。

深盆气系统形成的主控因素为源岩、致密的储层及储层与源岩的匹配关系。准噶尔盆地中部侏罗系发育煤层和以Ⅱ，Ⅲ型干酪根的，有机质丰度高烃源岩，这些为深盆气系统的发育提供了物质基础；中部侏罗系储层致密，孔隙度﹤12%，渗透率﹤1×10-3μm2，为深盆气系统发育提供了条件；致密储层与源岩互层为深盆气系统发育提供了便利条件。

图722 准噶尔盆地中部深盆气系统的平面展布图

统计表明，世界上大油气田的盖层535%是泥、页岩，465%是膏盐岩层。由于膏盐层良好的封盖条件，目前发现的大多数大型、巨型油气田均不同程度的发育厚层膏盐盖层。如西内部盆地阿纳达科坳陷气聚集区潘汉德-胡果顿气聚集带及其大气田，下二叠统狼营组气田埋深只有427～1160 m，但上二叠统硬石膏和含膏致密白云岩为盖层，虽厚度只有37 m，封盖性能很好。北非三叠盆地上三叠统发育潟湖相的盐岩和硬石膏沉积，此膏盐组厚度可达500 m以上，构成了良好区域盖层，是哈西鲁麦勒特大气田（天然气可采储量1529×1012 m3 ，凝析油4×108 t）和世界特大油田之一哈西麦萨乌德油田（石油地质储量3425×108 t）的可靠盖层。东西伯利亚盆地库尤姆宾-尤罗布钦巨型油田的形成与寒武系单层厚达200 m盐层发育而具有良好盖层有密切关系。在世界上油气最为富集的中东地区，油气富集与泥页岩及膏盐优质盖层的广泛发育是息息相关的，重要的盖层有三叠系苏代尔组页岩、上侏罗统希瑟组硬石膏层及阿拉伯组内部硬石膏夹层、中白垩统奈赫尔欧迈尔页岩、晚白垩统菲盖组页岩；在扎格罗斯山前褶皱带，有苏代尔页岩和第三系下法尔斯组蒸发岩系。我国塔里木盆地库车坳陷大气田的发现与第三系厚层优质蒸发岩系的发育密切相关。在墨西哥湾沿岸盆地中生界最有效的盖层是蒸发岩，常有机地封盖碳酸盐岩储层，如上侏罗统的斯马科佛鲕状灰岩产层油气藏被巴克纳组蒸发岩封盖，南佛罗里达州下白垩统油气藏Sunniland组灰岩储层被上、下硬石膏层封闭，同时中生界致密碳酸盐岩和页岩或炭质页岩也可作为良好盖层；新生界海相页岩既是烃源岩也是优质盖层。总之，海相含油气盆地中，广泛分布且厚度较大的蒸发岩系和泥页岩是海相地层中油气富集的重要因素。

图2-46 波斯湾盆地主要含油气组合（带）分布

据目前资料，油气分布与相应的构造体系关系密切。

561 新华夏构造体系对油气的控制

四川盆地油气显示极为普遍。从目前发现的多个气田来看，油气具有多产层及裂缝性特点，在下二叠统阳新组、下三叠统嘉陵江组、中三叠统雷口坡组、上三叠统须家河组、中石炭统、上震旦统灯影组及中侏罗统自流井群等11个层位共获得40个油气产层。无论海相碳酸盐岩或陆相碎屑岩产层，储油岩物性均差。油气产出及其优劣与构造裂缝密切相关，所有油、气田均为孔洞储集、裂缝富集，属构造裂缝型油气田。

构造裂缝的发育状况与不同构造体系(特别是新华夏构造体系)的不同级次的构造有关。

七跃山以东的新华夏构造体系第三隆起褶皱带，构造活动强烈，断裂及构造裂缝极为发育，自晚三叠世(特别是白垩纪)以来多次间歇上升，岩溶及古岩溶发育。

七跃山以西的盆地内部，构造裂缝发育规律较为复杂。在形变较强的川东新华夏构造体系构造发育区，断裂及构造裂缝发育，找油找气工作着眼于构造保存条件。在构造平缓的川中地区，则主要是油气富集的构造条件，应着眼于寻找构造裂缝发育地带。

川南二叠系、三叠系气区是盆地天然气的主要产区。多年勘探、生产实践为研究构造体系控油(气)作用提供了丰富资料。川南气区的气田主要受EW向构造(如纳溪、长垣坝等)、SN向构造(如合江、庙高寺、阳高寺南高点等)及新华夏构造体系构造(如阳高寺、桐子园等)控制。

阳高寺、纳溪等气田地面构造裂缝调查认为，不同构造体系的构造具有不同的构造裂缝组合特点。

阳高寺背斜为新华夏构造体系与SN向构造体系复合的产物，由3个高点组成。主高点(花园高点)及北高点(谭云观高点)走向NNE，属新华夏构造体系构造。齐家树至阳18井一带以南的南高点(或称南倾没端)走向SN，属SN向构造体系。

在主高点及北高点，轴部主要发育NEE走向及NNW走向共轭扭裂缝，次为NNE走向的压扭性裂缝及NWW走向的横张裂缝，后者常追踪共轭扭裂缝而发育。东、西两翼及阳高山断层附近，NNE走向的压扭性裂缝为主干组系，其规模较大、延伸远、穿层能力强，具有大量标志东盘向北扭动的水平擦痕。此外，还见有与之垂直的NWW走向的张裂缝及斜交的NNW走向及NEE走向的共轭扭裂缝。其中以前者为常见，兼具张性。低序次的NNE走向的纵张裂缝主要发育于断层上盘及岩层面曲率较大部位，如构造肩部、陡带等。

在南高点，纵、横张裂缝少见，轴部主要以NW向及NE 向两组扭裂缝为主干，裂面平直光滑，穿层能力强。东、西两翼分别以NE向及NW向扭性裂缝为主。

属于EW向构造体系的纳溪背斜，据四川省石油管理局地质勘探开发研究院(年)研究，主要发育4组构造裂缝：I组，走向260°～280°，主要分布于构造两翼陡缓变化带，走向与构造长轴平行，平面上呈侧列式，延伸较远，缝壁垂直层面，上宽下窄，成楔形张开或被方解石、黏土质充填，应为低序次纵张裂缝；II组，走向350°～10°，主要分布于构造两翼及高点偏缓翼部位，规模小，断续延伸，缝壁粗糙不平，为横张裂缝；III组(走向300°～320°)及IV组(走向30°～50°)为共轭扭裂，主要分布于构造顶部、端部及构造长轴斜交，缝面平直，延伸远，缝壁紧闭或有方解石充填，有时见水平擦痕。

上述典型构造地面裂缝调查资料表明，属于扭动性质的新华夏构造体系构造，发育有纵张、横张及扭张等3组张性构造裂缝，它们互相切割、穿插构成良好的渗透通道。属于直压构造的EW向构造体系及SN向构造体系的构造，仅有纵张及横张两组张性裂缝，尤其横张发育较差，故渗透连通范围较差。

造成不同构造体系具有不同构造裂缝组合的主要原因是不同的应力作用方式。直压构造应力作用下，横向应力为零，横向上仅有由于泊松效应而产生的横向应变，因而横张断裂及横张裂缝发育不佳。在直压构造应力场作用下，两组共轭扭裂将向压扭性质转化，而无张扭裂缝形成。直扭构造应力场属于剪切应力场，各个方向均有应力分布。直扭构造的横向应变不仅与泊松效应，而且还与横向应力有关。因而其横张断裂及横张裂缝均较发育。随着这组张裂缝，从而形成连通性较好的裂缝组合。

四川省石油管理局大量气田钻井、试采资料，将相邻井间，特别是同一井场不同井间(一般井底位置相距几十米至200m)的连通方向作为张性裂缝或张扭性裂缝发育的方向看待，结合其他资料综合分析，证实地下产层构造裂缝组合规律与地表基本吻合。如纳溪气田3井、纳19井、纳2井、纳6井、纳浅3井分属3个井场。同井场的两口井在相同深度、相同层位具有相似的显示情况，认为它们之间是连通的，其连通分别与近SN方向的横张裂缝及近EW方向的纵张裂缝有关。

属于新华夏构造体系构造控制的气田，具有大致统一的原始地层压力，气田内大面积连通，采气过程有压力补给，因而储、产量均高。如阳高寺气田阳新气藏北高点(阳33井)与主高点(阳7井、阳9 井)连通，为同一裂缝系统(图550)，桐子园、卧龙河、老翁场等气田也具类似特点。

图550 不同类型气田井间连通情况示意图

A—新华夏构造体系与EW向构造横跨复合；B—EW向构造(纳溪气田)；C—新华夏构造体系(阳高寺气田北高点)与SN向构造(阳高寺气田南高点)复合

属于EW向构造体系及SN向构造体系控制的气田，无统一的原始地层压力，井间连通性差，形成多裂缝系统，因而储、产量均低，如阳高寺气田南高点嘉一气藏阳4井、阳18井、阳25井各自成系统。纳溪气田嘉一气藏有4个裂缝系统，局部井间连通为纵张(纳43井-纳6井-纳33井及纳21井)及横张(纳17井-纳19井)方向(图551)。

属于新华夏构造体系与EW向构造体系横跨复合的气田，其主要连通及储、产部位是新华夏系方向。如广福坪气田，NNE方向的福1井、福4井、福2井、福3井互相连通，产量高。位于EW方向的福6井、福7井、福8井则各自成系统，产量低。

新华夏构造体系构造的主导控制作用具有普遍意义。川西北中坝高产气田受早期新华夏构造体系构造控制，占川中油区原油产量的二分之一以上、构造不甚明显的桂花油田的高产部位位于南江-威远晚期新华夏构造体系构造带上。在该区NNE向一线，尚有安岳-通贤及磨溪两个工业油流地区，川中大井坝地区及川7井一带须家河组获良好的油气显示。上述情况表明，南江-威远晚期新华夏构造体系构造带在构造平缓的川中地区可能造成有利油气移聚的构造裂缝发育带。该构造带及附近的圈闭构造，如东岳庙背斜、公山背斜等可能具有较好的油气远景。特别是公山背斜，其与八角场油气田遥遥相望。两者的关系和南充背斜与金华镇背斜的关系极为相似——构造轴线在靠近该构造带时，形成相反方向转弯，反映了晚期新华夏构造体系构造在新华夏构造体系构造集中发育地川东地区，除需在“低背斜”继续勘探外，最近大池干井背斜发现工业气流，为“高背斜”勘探开阔了眼界。“高背斜”具有圈闭面积大、隆起幅度高等优点，突破高背斜，才能大幅度增加油气的储量与产量。从构造体系及其复合关系来看，属于晚期新华夏构造体系的华蓥山、铜罗峡、方斗山背斜等是改造早期新华夏构造体系构造而形成，构造较为复杂。就油的保存条件而论，属于早期新华夏构造体系的“高背斜”，如大池干井、南门场、黄泥堂等构造较优。

图551 纳叙气下二叠统顶界构造形迹略图

1—EW向构造；2—SN向鼻状构造；3—压扭性断层；4—构造圈闭线；5—向斜；6—气井；7—微气或干井

562 纬向构造体系控油

现已探明的大部分油气田和含油气构造主要分布于EW向构造带上，或纬向构造体系与其他体系相复合的部位上。在纵向上油田主要分布于陆相地层中(以侏罗系自流井群为主)，而气田则大部分分布于海相地层中(以二叠系、三叠系为主)。

5621 川中地区

川中地区经钻探已证实为油田的有：广安、南充、龙女寺、合川大石桥、一立场、桂花园、蓬莱镇等EW向或近EW向构造，及卷入巴中-仪陇莲花状构造中的营山构造。已证实为气田的有威远、八角场构造等。此外，尚有渔渡河、大成及苍山等含油构造。

上述油气田及含油构造都是长期处于隆起或凸起部位。因而继承性好的、长期处于隆起部位的EW向构造对寻找油田有着十分现实的意义。而一些上下符合不好的构造或所谓“表皮构造”经钻探证实无油，或仅有油显示，对寻找油气田的意义不大。

5622 川南地区

川南地区为四川主要产气区，经钻探已证实为气田的构造有中兴场、纳溪、白节滩、旺隆场、太和场、五通场、打鼓场、沈公山、长垣坝、付家庙、老翁场和高木顶以及自流井一带的自贡(自流井构造)、工农场(黄家场构造)、圣灯山、观音场等。与其他构造体系相复合的气田构造有杨高寺、荔枝滩、广福坪、桐子园、南井、庙高寺、宋家场、牟家场等气田构造和莲花寺含气构造等。

上述气田分带性清楚，尤以长垣坝背斜群EW向展布的极明显，呈串珠状排列。由该带往北，由于其他构造体系的干扰、改造，尽管地表分带性表现得并不明显，但愈向地下(二叠系、三叠系)愈清楚，可明显地划分出几个EW向的构造带，并与SN-NNE向的构造带呈横跨复合接触。这种横跨复合较明显的构造有广福坪构造带、桐子园构造、纳溪构造、宋家场构造、莲花寺构造等。且深部两组构造线交会处常出现地震高点或航磁正异常。前者如永安场、九奎山北、杨高寺南、龙马溪、尧坝等地震高点；后者如白节滩以西的两个磁力高和高木顶构造东西两侧的马岭镇、宝元场两个磁力高点。从已统计出的天然气储量来分析(不论二叠系或三叠系气藏)真正的EW向背斜构造带储量最高(如长垣坝构造带)，而与SN-NNE向构造横跨复合较好的储量次之(如纳溪背斜带、中兴场背斜带)，复合较差的更次之，呈自南而北依次递减之势。

应提出的是位于第III带上的杨高寺气田，地表为近SN向展布的两个高点，而地下(二叠系、三叠系)除存在上述两个高点外，在其南部又出现了一个与EW向构造复合的高点。经钻探证实天然气主要富集在这一高点上，而中高点次之，北高点微乎其微。位于第IV带上的庙高寺气田构造，地下也出现多个高点，其重要气藏亦是在与EW向复合的南高点上。宋家场气田地表形迹是NE向的反“S”型展布，而地下二叠系顶的构造基本呈EW向。几个高产井都分布于EW向复合部位上。再以最北边的九奎山气田与最南边高木顶气田为例，高木顶气田地表、地腹形迹都呈EW向展布，钻井结果表明，地下水动力条件相当活跃，这对油气保存相当不利。然而这里却有初产量很高、递减很快的气井。而九奎山气田构造地表、地腹形迹都呈NNE向展布，且圈闭条件很好，地下水也不活跃，说明保存条件很好。但该构造上，单井产量很低。上述事例无疑说明了EW向构造带对油气确实起着一定的控制作用。

地表形迹明显的海潮构造和川主庙构造，在地下二叠系、三叠系中高点均消失。钻探未见好的油气显示。正如川中那样，“表层”构造对油气的聚集不利。

在沐川、犍为-自贡-隆昌一带，自流井气田、工农场气田、圣灯山气田、地下二叠系的形迹均是EW向的。甚至地表呈明显NE向展布的邓井关构造，地下二叠系的构造轴线亦近EW向，由此往西依次为孔滩鼻状构造、观音场构造、麻柳场构造、大窝顶构造，总体呈EW向雁行斜列，而邓井关、孔滩、观音场3个构造已证实为工业性气田构造。

不难看出，盆地内EW向构造带形成时间较早，延续时间长，对油气的聚集、保存无疑起着一定的控制作用。

563 多体系复合控制川南高产气田分布

一定的复合构造体系，控制了一定的复合型构造和气田。气田类型不同和所处边界条件的差异，直接影响裂缝系统的发育及其油气连通渠道好坏。这些因素对川南油气的勘探有着密切的关系。对气田的勘探，还必须重视以下两个方面。

5631 构造体系复合

两体系复合，控制了高点部位的形成，油气连通渠道以及扭动型优于纯挤压型气田。例如，纳叙气田为纳叙棋盘褶皱带中经向、纬向水平压力作用形成的复合气田构造。早期，由经向压力作用形成EW向展布的主体构造。晚期，又经受一次纬向方向相对的水平压力，导致主体的EW向构造两翼出现SN向的鼻状构造。鼻状构造与EW向构造交会部位，正好是EW向、与SN向构造体系复合的高点位置，其中与阳高寺SN向鼻状相接相对应的部位形成主高点(图551)，东、西两个次级高点亦分别对应有SN向鼻状构造。模拟试验能清晰地出现这类构造形迹。

此类气田，由于受到水平压力，形成褶皱顶部张裂缝发育性差，纵向裂缝分布状态、密度、延伸长度、裂缝宽度等方面具有不均一性特征。钻探过程中油气连通渠道有限，常沿发育不均一的纵张或横张裂缝方向形成局部性规模的裂缝连通。对这类气田的勘探，除采纳占复合构造高点外，适当沿轴部叉开布井并侧重于寻找褶皱幅度相对显著，受相邻构造体系干扰明显和具一定扭应力部位，有助于促使早期形成的扭裂缝力学性质改变和易于促进扩大裂缝连通渠道。例如有的气田勘探出现好的苗头，与这些气田部分受到相邻的NE向扭构造的干扰分不开。

永宜气田(图552)，属永宜扭褶带内的新华夏构造体系构造，轴向NNE25°方位，南端呈SN向与甲类气田主高点北凸起的鼻状构造正鞍相接。

图552 永宜气田下二叠统顶界构造形迹略图

(据黄福林等，修改)

1—NNE向构造；2—SN向构造；3—EW向构造；4—向斜轴；5—压扭断层；6—气井；7—微气或干井

平面上3个次级圈闭高点组成；高点轴线彼此斜列，显示新华夏构造体系逆时针扭动，实际上属两大复合体系(纳叙棋盘褶带、永宜扭褶带)影响背景上形成的一个以新华夏构造体系为主体和SN向体系复合的气田构造。试验表明，这类水平扭应力与水平压应力条件下形成的气田构造，裂缝不仅发育，组系亦全，于气田构造顶部，纵张裂缝密集成带，发育于主高点、北高点及其斜鞍地带，以高点部位纵张裂缝发育宽度最大，达1～2km，平面呈锯齿状，构成各类裂缝系统和空隙空间的油气主要连通渠道及储集场所。钻探、试验、采样证实，除了南高点由于承受单向压应力而形成，裂缝连通渠道有限，各气井间互不连通外，位于气田的主高点及北高点的各气井基本上相互连通，构成一个完整的统一的裂缝连通系统。特别在这类复合构造的北端钻获2口二叠系阳新统高产气井，说明气田构造北端存在一组NEE-EW向断裂体系的干扰和边界条件的改变，对裂缝的发育和扩大裂缝连通渠道起到极为重要的作用。同时，在模拟试验的底模上，亦明显地反映出这类体系复合构造形迹特点。

5632 多个构造体系复合

多体系复合是控制气田构造轴呈“弧凸”转折的主要因素，也是控制高产气井分布和形成油气连通渠道最佳的构造基础。

所谓“多体系复合”即是多构造体系复合所反映的应力条件下形成气田的基础条件。从地壳稳定与活动观点看待油气保存条件，体现出在高中(强褶皱)找低(相对适中)和在低(平缓褶皱)中找高(相对活动性显著部位)的特点。

所谓构造“弧凸”，指轴线在平面展布的弯曲。它和其他材料力学的弯曲机理一样，“凸侧”是形成油、气连通和聚集的最好条件。永宜扭褶带的气田和重庆弧褶带内的气田就是这类多构造体系复合的典型气田。

永宜气田位于纳叙棋盘褶皱带内的纳溪纬向构造带和莲花寺经向构造带往西和往北消失部位，并与NE向构造复合，控制了永宜气田的高点位置及高点轴线呈弧凸转折，反映出多构造体系复合的高点部位应力的集中和复杂性，有利于张裂缝发育和改善早期扭裂缝的力学性质；促进裂缝在地腹的有效连通作用，形成一个连通渠道和储集场所最佳的裂缝系统。勘探实践证明，油气富集以气田构造顶部为佳(图553)。

图553 永宜气田高产井分布与构造控制关系略图

1—EW向构造体系；2—NE向构造体系；3—SN向构造体系；4—二叠系顶界构造轴线；5—二叠系顶界构造形态；6—高产气井；7—工业气井；8—气-水同产井；9—水井；10—待试井；11—鼻状构造和张应力方向；12—张裂缝发育带

各气井相互连通，具有统一的气-水界面。原始地层压力一致，形成一个动态平衡气藏。气藏储量大，单位采气量高。气田顶部规模不大的断裂系统，在复合应力场条件下仍起到一定的连通作用，以沿断裂走向的气井压力变化明显，连通现象显著。同时高产气井的分布，明显地控制在高点轴部轴线的凸侧张应力活跃部位。模拟试验反映了多构造体系复合形迹及弧凸形成张裂缝发育带的特征。

重庆弧褶带气田为重庆弧褶带北段相对褶皱适中的一个多构造体系复合构造，主体为新华夏构造体系与经向构造体系的复合构造。是近年来钻获石炭-二叠系重点气田之一。由于存在NE向构造体系的干扰，导致气田平面呈枢纽的弧凸展布。北端正向复合形成气田主高点，南端正向与负向复合部位形成气田南端另一个复合的圈闭高点(图554)。

图554 重庆气田构造体系复合与控制气井分布关系图

(据油气田勘探图册)

1—二叠纪阳新统气井；2—石炭系气井；3—气-水同产井；4—水井；5—待式并；6—NNE向与纬向构造体系复合之背斜；7—NNE向与经向构造体系复合之向斜；8—NE向构造体系之背斜；9—NE向构造体系之向斜；10—阳新统顶面等高线

石油沟气田位于四川盆地东南部重庆市以南，气田构造为轴向南北方向的不对称长轴背斜，西翼陡，倾角达40°～50°；东翼缓，倾角为15°～30°。南北长约40km，东西宽8～9km。石油沟气藏的主要储气层是三叠系嘉陵江组石灰岩和白云岩，其上部以硬石膏层作为盖层。据岩心分析资料，储集层平均孔隙度仅2%，渗透率小于1×10-3μm2。但是，试井结果，平均值高达3000×10-3μm2以上。很明显，这种良好的渗透性是由于次生的构造裂缝造成的。气藏的高产井沿构造长轴的裂缝带分布。

裂缝性背斜气藏按储集层的岩石类型可分为碳酸盐岩和其他沉积岩两大类。以碳酸盐岩中的裂缝性背斜气藏最为重要。

碳酸盐岩中的裂缝性背斜气藏分布较广泛，但以构造变动较强烈，而且其中存在良好封闭条件的背斜最为重要。我国川东南气区的石油沟-东溪气田，就属于这种类型(图555)。

该气田位于川东南华蓥山褶皱东支背斜带上。褶皱强度中-强。主要产气层为嘉陵江组，其中以嘉三段为主要产气层。其上含有多层膏盐层构造良好的储盖层。位于江津县内，是一个近SN向“S”型构造，油气主要分布于“S”型构造转弯处高部位区。

图555 石油沟-东溪气田的构造及剖面示意图

(据四川石油管理局)

相田寺气田位于华蓥山东侧，是1977年新投产的气田。该气田是近SN向反“S”型构造，在翼部发育轴向逆断层，断层切开石炭系，背斜有南、北两个高点，该气田的储层为中石炭统上部( )的角砾白云岩为主夹藻白云岩、粒屑灰岩、粒晶灰岩及白云岩，储层孔隙有多种类型，溶蚀孔发育，渗透性较好，属裂缝-孔隙型储集层，南、北两个高点不连通，气主要分布在高点上(图556)。

图556 相田寺气田反“S”型构造控油示意图