呂雪瑩 蔣有錄 劉景東 徐田武

1. 中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院 2. 中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院

致密砂巖氣藏幾乎賦存于世界各地的含油氣盆地中，最早可追溯到1927年美國的圣胡安盆地，而我國自1971年發(fā)現(xiàn)川西中壩氣田后，才逐步開始系統(tǒng)研究致密砂巖氣藏[1]。國內(nèi)外學(xué)者提出了多個(gè)術(shù)語來描述這種賦存于低滲透致密砂巖層中的天然氣，如深盆氣藏[2]、盆地中心氣藏[3]以及連續(xù)氣藏[4-5]。目前統(tǒng)稱為致密砂巖氣藏，系指賦存于孔隙度小于10%、覆壓基質(zhì)滲透率小于0.1 mD（或空氣滲透率小于1.0 mD）的致密砂巖中的天然氣資源[6-7]。作為一種儲(chǔ)集在低滲—特低滲致密砂巖中的天然氣，致密砂巖氣已成為我國乃至全球非常規(guī)天然氣勘探的重點(diǎn)之一[8-9]。

目前我國規(guī)?？碧介_發(fā)的致密氣藏集中分布在氣源巖偏腐殖型的中西部克拉通盆地[10-13]，而我國東部富油的斷陷盆地中的致密砂巖氣尚未有系統(tǒng)研究。東濮凹陷作為渤海灣盆地中天然氣富集的典型富油凹陷，其天然氣成因類型多樣[14-15]，研究其致密氣的成藏條件及過程，對(duì)渤海灣盆地的深層天然氣勘探具有重要指導(dǎo)意義。隨著東濮凹陷油氣勘探開發(fā)不斷深入，東濮凹陷北部地區(qū)的勘探對(duì)象逐漸由淺層向深層、由常規(guī)油氣藏向致密油氣等非常規(guī)油氣藏轉(zhuǎn)變[16]。多位學(xué)者從不同方面展開了大量研究，但多集中在其儲(chǔ)集層的成巖作用、致密特征[16-18]、氣層識(shí)別方法[19]、裂縫發(fā)育特征[20]等方面，尚未對(duì)其成藏過程展開系統(tǒng)的研究，油氣充注機(jī)理、儲(chǔ)層成巖演化與油氣充注間的關(guān)系尚不明確。因此，本文選取緊鄰東濮凹陷主力生烴洼陷（前梨園洼陷）的杜寨氣田作為典型解剖區(qū)，綜合應(yīng)用地質(zhì)、地球化學(xué)、測(cè)錄井等資料，對(duì)其古近系始新統(tǒng)沙河街組三段中—下亞段致密砂巖氣的成藏地質(zhì)背景展開了系統(tǒng)研究，并根據(jù)儲(chǔ)集成巖演化、充注動(dòng)/阻力演化及烴源巖熱演化等多個(gè)成藏要素對(duì)其成藏階段進(jìn)行劃分，進(jìn)而總結(jié)成藏過程，以期為該區(qū)深層天然氣藏的進(jìn)一步勘探提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

東濮凹陷地處渤海灣盆地西南緣，整體呈NNE走向，北窄南寬，是一個(gè)沉積在古—中生界基底之上，“早期單斷、晚期雙斷”的箕狀斷陷盆地。自東向西可劃分出東部洼陷帶、中央隆起帶、西部洼陷帶以及西部斜坡帶等4個(gè)構(gòu)造帶[21-24]。杜寨氣田位于東濮凹陷前梨園—葛集洼陷軸部向中央隆起帶過渡的斜坡部位，區(qū)內(nèi)斷裂不發(fā)育，構(gòu)造相對(duì)簡單（圖1），主要發(fā)育巖性圈閉氣藏和巖性—斷層圈閉氣藏[17]。

與渤海灣盆地內(nèi)的其他凹陷相似，東濮凹陷經(jīng)歷了兩次大的構(gòu)造旋回，即始新統(tǒng)沙河街組（E2s）—漸新統(tǒng)東營組（E3d）沉積期的裂隙階段和館陶組沉積至今的坳陷階段[21]。東濮凹陷地層發(fā)育完整，目前凹陷已鉆遇地層自下而上依次為古近系孔店組（E1k）、沙河街組、東營組，新近系館陶組（Ng）、明化鎮(zhèn)組（Nm）和第四系平原組（Qp），其中沙河街組又可劃分為四段，包括沙一段（E2s1）、沙二段（E2s2）、沙三段（E2s3）和沙四段（E2s4）。沙三段沉積于盆地強(qiáng)裂陷演化階段，主要發(fā)育較深湖相和鹽湖相沉積，以深灰色泥巖、油頁巖和粉砂巖為主，厚度可達(dá)3 500 m以上，是東濮凹陷儲(chǔ)集層和烴源巖均較為發(fā)育的層系[21]，該段又可細(xì)分為上、中、下3個(gè)亞段，簡稱沙三上（E2s3U）、沙三中（E2s3M）、沙三下亞段（E2s3L）。東濮凹陷古近系天然氣主要分布在沙河街組，特別是沙三中、下亞段[14,22]，該套地層埋藏深度多大于4 200 m，主要發(fā)育暗色泥巖和粉砂巖薄夾層，既是深層致密砂巖氣的主要供烴層系，又是主要的儲(chǔ)集層系，發(fā)育典型的深層自生自儲(chǔ)型致密砂巖氣藏。天然氣組分中甲烷含量一般大于90%，δ13C1小于－40‰，為油型氣。

2 致密砂巖氣成藏條件

在沉積、埋藏、成巖等多種地質(zhì)作用的綜合影響下，致密砂巖儲(chǔ)層孔滲性較差且孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜[9]，因此，相對(duì)常規(guī)天然氣，其成藏條件要求更為苛刻，必須具備優(yōu)質(zhì)烴源巖、存在“甜點(diǎn)區(qū)”、成藏原動(dòng)力和良好的圈閉封堵條件等有利條件[25-26]。

2.1 烴源巖條件

盆地內(nèi)廣泛發(fā)育的有機(jī)質(zhì)豐度及成熟度均較高、生氣強(qiáng)度大且持續(xù)性供氣的烴源巖，為東濮凹陷油型致密砂巖氣藏的形成提供了豐富的氣源條件。

東濮凹陷北部地區(qū)發(fā)育大面積三角洲相沉積。沙三中—下亞段烴源巖主要發(fā)育在半深湖—深湖環(huán)境中，展布范圍廣、厚度大。其中沙三中亞段主要發(fā)育白色膏鹽層、深灰色泥巖與粉砂巖互層，沙三下亞段則以深灰色泥巖、油頁巖夾粉砂巖為主，厚度介于365～668 m，是深層天然氣最有利的供烴層系。

該套烴源巖干酪根顯微組成以腐泥組為主，干酪根類型以有利于生油的腐殖—腐泥型為主[14]；有機(jī)質(zhì)豐度較高，平均總有機(jī)碳含量（TOC）為1.07%，氯仿瀝青“A”含量為1.50%，生烴潛量（S1+S2）為4.20 mg/g，總烴含量為793.95 mg/kg，屬中等—好烴源巖；烴源巖熱演化程度較高，Ro介于0.58%～2.82%，最高熱解峰溫度（Tmax）介于409～602 ℃，表明該套烴源巖現(xiàn)今處于成熟—過成熟階段。

圖1 東濮凹陷杜寨氣田構(gòu)造位置圖

由前梨園洼陷古近系烴源巖熱演化史[24,27]可知，沙三中—下亞段烴源巖于沙一段沉積初期進(jìn)入生油窗，Ro介于0.7%～1.3%；東營組沉積初期，Ro介于1.3%～2.0%，進(jìn)入生凝析氣階段，開始并持續(xù)大量生氣；明化鎮(zhèn)組沉積期—現(xiàn)今，前梨園洼陷地層過補(bǔ)償厚度大，Ro明顯大于2.0%，二次生烴較為明顯，進(jìn)入生干氣階段，至現(xiàn)今轉(zhuǎn)化率達(dá)100%（圖2）。東營沉積末期是沙三中、下亞段的主要生烴期，排烴效率近70%，明化鎮(zhèn)沉積期—現(xiàn)今出現(xiàn)二次生烴但強(qiáng)度較弱（圖2），排烴效率大于80%[28]。

2.2 儲(chǔ)集體條件

圖2 杜寨氣田沙三中—下亞段烴源巖生烴量及生烴轉(zhuǎn)化率隨時(shí)間演化圖

沙三中—下亞段屬于三角洲相沉積，可劃分為前三角洲、三角洲平原及三角洲前緣等三個(gè)亞相。目前探明的致密砂巖氣主要分布在三角洲前緣亞相、前三角洲亞相—半深湖相的砂體中，儲(chǔ)集層砂體類型多、單層厚度較大。沙三中—下亞段三角洲前緣亞相砂體自東向西插入到湖相烴源巖中，并尖滅于湖相烴源巖之中，或與烴源巖互層（圖3），形成了良好的源儲(chǔ)配置關(guān)系。儲(chǔ)集體與大面積分布的優(yōu)質(zhì)烴源巖呈頻繁交互式分布，優(yōu)質(zhì)烴源巖生成的天然氣可直接供給致密砂巖氣儲(chǔ)集層，也可作為良好的蓋層。

圖3 杜寨氣田沙三中亞段沉積相圖

沙三中—下亞段致密砂巖儲(chǔ)集層主要由長石砂巖、巖屑長石砂巖組成，儲(chǔ)層較為致密，儲(chǔ)層孔隙度介于2%～20%，平均為9.32%，其中孔隙度小于14%的樣品占總數(shù)的80.41%（圖4-a）；滲透率主要介于0.01～0.50 mD，大于1 mD的樣品僅占總樣品數(shù)的29.17%（圖4-b），反映其低孔、低滲的特征。孔隙度與滲透率間有很好的相關(guān)性（圖4-c），說明該套砂巖儲(chǔ)層孔隙連通性較好。

沙三中—下亞段砂巖儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間類型主要為粒間孔隙（包括原生粒間孔與殘余粒間孔）、次生溶蝕孔隙、微裂縫等多種類型的孔隙[16]，喉道形態(tài)多為片狀、彎片狀，壓汞曲線形態(tài)主要表現(xiàn)為負(fù)—細(xì)歪度，平均喉道半徑0.37 μm，平均排替壓力3.11 MPa，平均毛細(xì)管中值壓力（pc50）高達(dá)17.93 MPa。

總的來說，杜寨氣田沙三中—下亞段以低孔、低滲—特低孔、特低滲砂巖儲(chǔ)集層為主，沉積相帶與砂體控制了致密砂巖氣的空間分布，多樣的孔隙類型和廣泛發(fā)育的細(xì)孔喉為致密砂巖氣提供了運(yùn)移通道和充足的儲(chǔ)集空間。

2.3 成藏動(dòng)力

圖4 杜寨氣田沙三中—下亞段致密砂巖儲(chǔ)層孔隙度、滲透率分布圖

由于杜寨氣田沙三中—下亞段致密砂巖氣藏處于洼陷斜坡帶、埋藏較深，致密砂巖氣儲(chǔ)層物性相對(duì)較差、毛細(xì)管阻力較大，需要足夠的超壓才能促使天然氣向致密儲(chǔ)層充注、聚集成藏。實(shí)測(cè)地層壓力資料及測(cè)井資料恢復(fù)地層壓力結(jié)果表明，杜寨氣田沙三中—下亞段發(fā)育異常高壓，壓力系數(shù)介于1.20～1.64，沙三下亞段底部壓力系數(shù)多超過1.50，超壓幅度隨深度增加表現(xiàn)出線性增大的趨勢(shì)，說明研究區(qū)壓力梯度不變，其異常壓力系統(tǒng)內(nèi)部均一性好，流體溝通傳導(dǎo)條件好。因此，欠壓實(shí)作用、生烴作用引起的異常高壓，為天然氣充注提供了充足的動(dòng)力條件。

此外，不同巖性超壓幅度存在明顯差異。以濮深12井為例，不同巖性之間地層剩余壓力（即地層孔隙壓力超過靜水壓力的部分）存在明顯幅度差，泥巖段地層剩余壓力最高，泥質(zhì)粉砂巖次之，砂巖層剩余壓力最低，在泥巖與其上下砂巖層間存在較高剩余壓力差，反映了源儲(chǔ)壓力差的存在可以驅(qū)使天然氣從源巖向相鄰的砂體運(yùn)移，二者間差值最高可達(dá)5.84 MPa（圖 5）。

圖5 濮深12井不同巖性剩余壓力隨深度變化散點(diǎn)圖

2.4 封蓋保存條件

在滿足氣源條件、儲(chǔ)集條件的基礎(chǔ)上，圈閉和封堵條件則是構(gòu)成天然氣聚集的重要條件。沙三中亞段上部發(fā)育大段泥巖或泥膏巖，厚度介于250～300 m，可作為區(qū)域性蓋層，沙三中亞段下部發(fā)育的厚層泥巖，厚度介于4～15 m，分布穩(wěn)定，也可構(gòu)成對(duì)油氣的封蓋能力。本區(qū)發(fā)育的唯一一條斷層——杜寨斷層是一條發(fā)育早結(jié)束早的“老”斷層，其側(cè)向封堵條件非常好。

3 致密砂巖氣充注機(jī)理

油氣成藏過程中的作用力主要包括浮力、重力、毛細(xì)管力和地層壓力等[29]，天然氣生成后，受生烴增壓、浮力、擴(kuò)散等動(dòng)力驅(qū)動(dòng)，克服毛細(xì)管力、黏滯力等阻力從烴源巖向儲(chǔ)集層充注，只有當(dāng)成藏動(dòng)力大于阻力時(shí)，天然氣方可聚集成藏。在超壓盆地中，油氣成藏動(dòng)力可分解為剩余壓力差和靜浮力[29]，在二者共同作用下，油氣發(fā)生運(yùn)移充注成藏。

3.1 浮力作用

浮力是否對(duì)油氣充注起積極作用，主要取決于油氣充注過程中能否形成連續(xù)油氣柱。當(dāng)只有浮力存在而無其他動(dòng)力條件時(shí)，浮力與毛細(xì)管阻力平衡時(shí)所得到的孔喉半徑為天然氣受浮力作用所能充注進(jìn)入的最小孔喉半徑。根據(jù)毛細(xì)管力和浮力的計(jì)算公式（式1和式2），可得到孔喉半徑的計(jì)算公式（式3）。

式中pc表示毛細(xì)管力，MPa；σ表示氣—水界面張力，N/m；θ表示潤濕角，取0°；r表示孔喉半徑，μm；F浮表示浮力，MPa；H表示連續(xù)氣柱高度，m；ρw、ρg分別表示地層水和天然氣的密度，分別取1.08 g/m3、0.774 g/m3；g表示重力加速度，取9.8 m/s2。

氣柱高度可從杜寨氣田致密砂巖氣藏連井剖面讀取，單層氣層高度的最大值取18.1 m。根據(jù)Schowalter[30]提供的計(jì)算諾謨圖，可得氣—水界面張力隨溫度和壓力的變化，由東濮凹陷實(shí)測(cè)溫壓資料可知，埋深2 000 m時(shí)地層溫度為79 ℃、地層壓力為20 MPa，其對(duì)應(yīng)的氣—水界面張力為0.04 N/m。計(jì)算所得最小孔喉半徑為1.47 μm，對(duì)應(yīng)孔隙度為15.87%。即僅在浮力作用下，天然氣僅可充注進(jìn)入孔隙度大于15.87%的儲(chǔ)集層。

杜寨氣田沙三中—下亞段儲(chǔ)集層埋藏較深，物性較差，孔隙度多小于14%，僅在浮力作用下天然氣很難發(fā)生有效充注。

3.2 異常高壓

基于現(xiàn)今實(shí)測(cè)地層壓力特征，采用德國IES公司研發(fā)的PetroMod 10盆地模擬系統(tǒng)，將流體包裹體分析計(jì)算的古壓力作為限定條件，恢復(fù)地質(zhì)歷史時(shí)期充注動(dòng)力的演化過程。多位學(xué)者研究認(rèn)為，當(dāng)儲(chǔ)集層的孔隙含油（氣）飽和度大于50%時(shí)，表明已構(gòu)成了具有一定豐度的油氣聚集[31]，且壓汞實(shí)驗(yàn)中進(jìn)汞50%時(shí)對(duì)應(yīng)的壓力值能客觀反映油氣初次運(yùn)移的阻力大小[32]，故將飽和度中值壓力作為致密砂巖氣成藏的阻力值。再根據(jù)孔隙度與飽和度中值壓力之間的相關(guān)關(guān)系（式4），即可恢復(fù)地質(zhì)歷史時(shí)期充注阻力的演化過程，地層超壓與成藏阻力間的差值則為油氣成藏動(dòng)力（式5）。

式中φ表示孔隙度；p50表示飽和度中值壓力，MPa；Δp表示充注動(dòng)力，MPa；p表示成藏動(dòng)力，MPa。

當(dāng)成藏動(dòng)力充足時(shí)，天然氣便可聚集成藏；反之，則無法形成致密砂巖氣藏。由圖6可知，在距今44～33 Ma期間，隨地層沉降，充注動(dòng)力和充注阻力均隨時(shí)間緩慢增加，且兩條曲線幾乎重合，充注動(dòng)力約等于充注阻力，無法有效驅(qū)動(dòng)天然氣發(fā)生充注；距今33～27 Ma期間，充注動(dòng)力增加幅度遠(yuǎn)大于充注阻力，二者間差值高達(dá)12 MPa，天然氣成藏動(dòng)力充足，可向儲(chǔ)層充注運(yùn)移；距今27～17 Ma期間，因構(gòu)造抬升，充注動(dòng)力、阻力均減小，但兩條曲線近乎平行，在距今17 Ma時(shí)均降至最低點(diǎn)，此段時(shí)間內(nèi)成藏動(dòng)力充足，可高達(dá)13 MPa；此后充注動(dòng)力隨時(shí)間一直緩慢增加，而充注阻力的增大幅度則大于充注動(dòng)力，二者間差值逐漸減小，且充注阻力于距今7 Ma左右增大至最大值，約為17 MPa，但仍小于充注動(dòng)力；距今7 Ma至今充注動(dòng)力仍緩慢增大，但充注阻力則變化不大，甚至有降低趨勢(shì)，二者間差值又逐漸增大。從圖6反映出，自距今33 Ma開始，天然氣充注動(dòng)力一直大于充注阻力，特別是在兩期天然氣充注發(fā)生時(shí)，成藏動(dòng)力（即充注動(dòng)力與充注阻力的差值）可達(dá)12 MPa，為天然氣充注成藏提供了充足的動(dòng)力條件。

圖6 濮深4井沙三中—下亞段致密砂巖氣充注動(dòng)力、阻力演化圖

4 成藏過程

東濮凹陷杜寨氣田沙三中—下亞段發(fā)育大面積致密砂巖儲(chǔ)集層，在持續(xù)大量生排氣的背景下，儲(chǔ)集層的致密化時(shí)間與天然氣充注時(shí)間之間的匹配關(guān)系決定著天然氣的聚集方式和分布格局。

鏡下觀察結(jié)果表明，杜寨氣田沙三中—下亞段致密砂巖儲(chǔ)層發(fā)育的成因作用主要有壓實(shí)作用、壓溶作用、膠結(jié)作用、交代作用及溶蝕作用等，張園園等[17]利用鑄體薄片、陰極發(fā)光、掃描電鏡等測(cè)試方法綜合確定了沙三中—下亞段成巖演化序列，并采用反演孔隙度的方法恢復(fù)了其孔隙度演化史（圖7）；并利用包裹體測(cè)試與熒光顯微觀察相結(jié)合，確定了杜寨氣田沙三中—下亞段天然氣存在兩期成藏，分別發(fā)生于東營組沉積末期（距今31～27 Ma）和明化鎮(zhèn)組沉積末期至今（距今7 Ma～現(xiàn)今）。

根據(jù)儲(chǔ)層成巖演化序列與油氣成藏期次間的耦合關(guān)系可知，兩期油氣充注發(fā)生時(shí)，儲(chǔ)層均已致密化，即儲(chǔ)層致密化早于油氣成藏，屬“先致密、后成藏”型致密砂巖氣藏。結(jié)合烴源巖生排烴特征、儲(chǔ)集層成巖演化及成藏動(dòng)力演化、天然氣充注期次等，可將沙三中—下亞段致密砂巖氣的成藏過程劃分為4個(gè)演化階段（圖7）。

4.1 致密砂巖氣藏孕育階段

致密砂巖氣藏孕育階段為沙三段沉積期至東營組沉積早期（距今44～31 Ma）。受區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，該階段主要發(fā)生地層快速沉降。沙三中—下亞段儲(chǔ)層主要處于早成巖A期至早成巖B期，以壓實(shí)作用、早期方解石膠結(jié)作用為主，受埋藏及時(shí)間效應(yīng)影響[33]，孔隙度迅速下降，儲(chǔ)集層物性逐漸變差并開始致密化，為致密砂巖氣近源聚集準(zhǔn)備場(chǎng)所。此外，該階段微生物降解可生成一定量的有機(jī)酸[34]，對(duì)儲(chǔ)集層中的早期碳酸鹽膠結(jié)物進(jìn)行溶蝕，但其溶蝕增孔的貢獻(xiàn)不足以抵抗壓實(shí)、膠結(jié)作用的減孔作用。

該階段沙三中—下亞段烴源巖處于未成熟—低成熟階段，沙一段沉積初期（距今34 Ma）進(jìn)入生油窗，但尚未大量生、排氣。該階段生成的低成熟石油部分被自生吸附，部分沿砂體發(fā)生運(yùn)移并在斷層遮擋下聚集成藏（圖8-a）。

該階段儲(chǔ)層孔滲性較好，地層水可順利排出，異常高壓并不發(fā)育，壓力系數(shù)為1.01～1.09，屬于常壓系統(tǒng)。此階段天然氣充注動(dòng)力明顯小于充注阻力且單靠浮力作用無法有效充注，成藏動(dòng)力不足。

圖7 杜寨氣田沙三中—下亞段致密砂巖氣成藏條件綜合圖

4.2 致密砂巖氣藏發(fā)展階段

致密砂巖氣藏發(fā)展階段為東營組沉積早期至末期（距今31～27 Ma）。該階段地層繼續(xù)沉降，沙三中—下亞段儲(chǔ)層處于中成巖A1—A2期，以壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用為主，碳酸鹽礦物發(fā)生早期膠結(jié)，石英發(fā)生沉淀并以石英加大邊的方式存在。受成巖作用影響，儲(chǔ)集層物性繼續(xù)變差，儲(chǔ)層已完全致密化。

該階段沙三中—下亞段烴源巖已進(jìn)入了成熟—高成熟階段，干酪根熱降解生成大量油氣，且以生油為主，但在洼陷較深部位進(jìn)入生凝析氣階段，開始規(guī)模生氣、排氣。該階段也是有機(jī)酸大量生成的高峰階段[34]，對(duì)長石等礦物進(jìn)行溶蝕，因此該階段致密化程度并不高。

因烴源巖強(qiáng)烈的生排烴作用及地層快速沉降，地層發(fā)育異常超壓，壓力系數(shù)為1.10～1.25，屬弱超壓系統(tǒng)。充注動(dòng)力明顯大于充注阻力，二者間差值可達(dá)6 MPa，天然氣成藏動(dòng)力充足。天然氣充注時(shí)（距今31 Ma）儲(chǔ)集層已經(jīng)致密化，為早期“先致密、后成藏”。

該階段儲(chǔ)層致密化程度相對(duì)較低，大量生成的石油和凝析氣在超壓和浮力共同作用下，可以沿砂體發(fā)生側(cè)向運(yùn)移，進(jìn)而沿?cái)鄬影l(fā)生垂向運(yùn)移并在斷層兩側(cè)砂體中發(fā)生聚集，油氣運(yùn)移聚集規(guī)模較大（圖8-b）。

4.3 致密砂巖氣藏調(diào)整階段

圖8 杜寨氣田沙三中—下亞段致密砂巖氣成藏過程示意圖

致密砂巖氣藏調(diào)整階段為東營組沉積末期至明化鎮(zhèn)組沉積初期（距今27～7 Ma）。受東營構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，地層開始大規(guī)模抬升，受大氣淡水淋濾，溶蝕作用發(fā)育。沙三中—下亞段儲(chǔ)集層主要處于中成巖A2期，以長石等礦物的溶蝕作用為主，孔隙度逐漸增大（超過10%），儲(chǔ)層不再致密化。因前期油氣大量充注占據(jù)了一定的儲(chǔ)集空間，對(duì)成巖演化有一定的阻礙作用，孔隙度增大幅度較小。

因東營運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致構(gòu)造抬升，地層溫度和壓力降低，使得生烴作用停止，但早期聚集在烴源巖內(nèi)的天然氣可通過擴(kuò)散作用排出。該階段壓力系數(shù)介于1.2～1.3，浮力、超壓均可作為充注動(dòng)力，油氣成藏動(dòng)力充足。但因地層剝蝕、斷層活動(dòng)性增強(qiáng)，蓋層封閉能力減弱，天然氣無法有效聚集成藏。

該時(shí)期儲(chǔ)層發(fā)生溶蝕增孔后又致密減孔，但整體物性相對(duì)較好，天然氣可沿砂體向構(gòu)造高部位發(fā)生一定程度的側(cè)向運(yùn)移，且該時(shí)期受構(gòu)造抬升影響，斷層活動(dòng)性較強(qiáng)，早期聚集的油氣發(fā)生一定程度的調(diào)整或散失（圖8-c）。

4.4 致密砂巖氣藏定型階段

致密砂巖氣藏定型階段為明化鎮(zhèn)組沉積中期至今（距今7 Ma～現(xiàn)今）。經(jīng)歷東營運(yùn)動(dòng)后，地層抬升后繼續(xù)沉降，且埋深明顯大于東營組沉積末期。沙三中—下亞段儲(chǔ)層主要處于中成巖A2期和中成巖B期，在明化鎮(zhèn)組沉積初期大量碳酸鹽礦物及硅質(zhì)沉淀，孔隙度降低至6%左右，儲(chǔ)層再次致密化，且致密化程度明顯強(qiáng)于東營組沉積期，之后儲(chǔ)層物性變化不大。

隨埋深增加，地層溫度、壓力再次增大，沙三中—下亞段烴源巖進(jìn)入二次生烴（Ro＞1.3%），但生、排氣規(guī)模明顯小于早期。且二次生烴釋放出大量有機(jī)酸對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行溶蝕，可改善儲(chǔ)層質(zhì)量，但貢獻(xiàn)較小。

受地層快速埋藏及烴源巖二次生烴的影響，異常壓力再次發(fā)育，壓力系數(shù)大于1.3，屬超壓系統(tǒng)，且超壓幅度明顯大于早期成藏時(shí)期。天然氣成藏動(dòng)力充足，可達(dá)6.3 MPa，且因異常壓力發(fā)育，泥巖層封閉能力較強(qiáng)，天然氣可有效聚集成藏。該時(shí)期儲(chǔ)層致密化程度要遠(yuǎn)高于東營組沉積末期，儲(chǔ)集層孔喉細(xì)小、充注阻力較大，生成的天然氣受物性封閉，以近源聚集為主（圖8-d）。

第二期天然氣充注時(shí)儲(chǔ)集層再次致密化，屬晚期“先致密、后成藏”的致密砂巖氣藏定型階段。經(jīng)歷了這幾個(gè)成藏演化過程后，杜寨氣田致密氣藏形成了現(xiàn)今的氣藏面貌。

5 結(jié)論

1）杜寨氣田深層致密砂巖氣主要為油型氣，其成藏具備以下有利條件：①沙三段烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度及熱演化程度較高，具有良好的生氣物質(zhì)基礎(chǔ)和成熟度條件；②類型多樣、累計(jì)厚度較大且分布范圍廣的儲(chǔ)集層，可提供有利的儲(chǔ)集空間，且與烴源巖互層形成良好的源儲(chǔ)配置條件；③欠壓實(shí)作用、生烴作用等引起的異常超壓可提供充足的成藏動(dòng)力；④分布穩(wěn)定的大段泥巖或泥膏巖能夠有效封閉油氣。

2）杜寨氣田沙三中—下亞段儲(chǔ)集層致密，整體具有低孔、低滲特征，在浮力作用下天然氣僅能充注孔喉半徑大于1.47 μm、孔隙度大于15.87%的儲(chǔ)層，研究區(qū)致密儲(chǔ)層中很難發(fā)生有效充注，欠壓實(shí)作用、生烴作用等引起的異常高壓是深層致密砂巖氣充注的主要?jiǎng)恿Α?/p>

3）杜寨氣田沙三中—下亞段經(jīng)歷了兩期致密化過程和兩期油氣充注，深層致密砂巖氣整體具有“先致密后成藏”的特征，其成藏過程可劃分為4個(gè)演化階段：①東營組沉積期前的致密砂巖氣藏孕育階段；②東營組沉積初期至末期為致密砂巖氣藏發(fā)展階段；③東營組沉積末期至明化鎮(zhèn)組沉積初期為致密砂巖氣藏調(diào)整階段；④明化鎮(zhèn)組沉積中期至今為致密砂巖氣藏定型階段。