鄂爾多斯盆地紅河油田延長組致密砂巖成藏機制分析

馬立元，邱桂強，胡才志，徐士林，陳純芳，李松

1.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發研究院，北京 100083

2.中國地質調查局國家地質實驗測試中心，北京 100037

0 引言

我國中西部盆地碎屑巖儲層普遍致密，其中蘊藏著豐富的油氣資源，且在國家油氣資源構成中占據重要地位。部分學者已在致密砂巖儲層成巖演化、有機質生烴增壓、源儲壓差形成演變等方面開展了大量工作，并取得了豐富的成果[1￣6]。宋子齊等[1]對特低滲透砂巖沿成巖過程進行孔隙演化推演，確定不同成巖作用導致的孔隙度損益率。郭秋麟等[2]在鄂爾多斯盆地長7致密油成藏研究中提出了“膨脹流”的概念，認為石油在生烴增壓產生的膨脹力驅動下，緩慢擠入致密儲層內，形成連續的致密油聚集。龐正煉等[3]認為只有生烴增壓才能克服川中侏羅系致密砂巖油的成藏阻力。馬中良等[4]開展了不同源儲壓差下的生排烴模擬實驗，認為在盆地抬升剝蝕階段，源儲壓差的存在會促進烴類的有效排出，且排烴效率與源儲壓差呈正比。目前，致密低滲油氣的成藏機理和富集規律仍然存在一些理論認識問題亟待解決。其中，儲層致密化與油氣成藏的時間關系和運移聚集的動力學機制是諸多要論的關鍵節點，尤其在地層壓力較小的沉積盆地，致密低滲砂巖的成藏動力學機制分析更顯重要。本文選取中西部碎屑巖盆地中具有代表性的紅河油田上三疊統延長組長8油層組致密砂巖油藏，系統分析了儲層致密化歷史、油氣成藏期次和動力學演化機制，揭示了盆地地質過程中的成巖—成藏動態關系，提出了低幅超壓背景下的致密砂巖成藏新機制，闡釋了強非均質性儲層的油氣差異成藏富集過程。

1 基本石油地質特征

紅河油田位于甘肅省東南部鎮原、崇信和涇川等三縣交界處，構造位置處在鄂爾多斯盆地天環坳陷南部。該區構造相對簡單，整體呈現為一東高西低的西傾單斜，局部發育小型低幅度鼻狀隆起（圖1）。鉆井揭示鎮原—涇川地區中生界自下而上主要發育上三疊統、中下侏羅統和下白堊統。其中，上三疊統延長組和中侏羅統延安組為研究區主要的目的層段。主要產油層為延長組長6、長8油層組，其次為長7、長9油層組，在延安組和長10油層組也發現零星分布的產油層。

圖1 研究區構造位置（a）與長8段底面構造（b）圖Fig.1 Structural location map of the study area (a) and bottom structural map of Chang 8 member (b)

紅河油田中生界主力烴源層為形成于深湖—半深湖相還原環境的長7段底部的張家灘頁巖，油氣儲集層是致密低滲的延長組水下分流河道砂體。烴源巖和儲集層緊鄰交錯疊置，在空間上構成了成藏條件優越的近源成藏體系[7￣8]。

延長組油藏為典型的巖性油藏，構造對油藏分布的控制作用不明顯。儲層含油性受沉積相、巖性側向尖滅和砂體內部物性等因素控制[9]。延長組油藏的產層均為油水同層或含油水層，幾乎沒有不含水油層。

2 儲層致密化與石油成藏的時間關系

儲層致密化與石油成藏的時間先后決定了成藏機制和油氣的運聚過程，依托其中的關鍵事件或節點（如儲層物性、油氣成藏的多期次演變和調整），可研究儲層致密化與石油成藏的時間關系。

2.1 儲層致密化歷史

基于大量薄片觀察和分類統計，系統分析了紅河油田延長組長8油層組儲層致密化的主要因素及其相關的成巖事件。根據成巖自生礦物共生組合關系，結合包裹體顯微巖相學分析和均一溫度測定，厘定研究區長8油層組儲集巖的成巖演化序列。在此基礎上，采用鏡下回剝反推法統計成巖產物，通過面—體轉換、覆壓孔隙度校正和壓實模擬計算，定量分析關鍵成巖事件對砂巖孔隙度演變的影響，進而形成研究區長8油層組儲層孔隙度演變曲線。

2.1.1 主要成巖事件序列和對砂巖孔隙度的影響分析

紅河油田延長組砂巖儲層致密低滲，是各種成巖事件綜合作用的結果。據分析，機械壓實作用和碳酸鹽膠結作用是導致紅河油田延長組長8油層組儲層致密化的主要因素，硅質膠結、自生黏土礦物形成及部分層段的瀝青化可在一定范圍內增加砂巖致密的程度，而綠泥石薄膜的形成、高嶺石析出和油氣充注等可在一定程度上抑制成巖作用的進行。長石、方解石、巖屑等的溶蝕作用和砂巖的破裂作用可大幅抵消各類破壞性成巖作用對砂巖物性降低的影響[10]。

機械壓實作用是紅河油田延長組長8油層組儲層致密低滲的主因之一。隨著地層沉降深埋和上覆巖層增厚，壓實作用增強，致使碎屑顆粒定向排列，部分軟巖屑塑性變形，從而使得孔隙空間迅速減小。碎屑顆粒間呈線、凹凸或縫合線接觸（圖2a）。紅河油田延長組砂巖儲層經歷了三期較大規模的壓實作用，分別發生于晚三疊世至早侏羅世的同沉積階段、晚侏羅世大幅沉降階段和早白堊世早中期的快速沉降階段。其中，前兩期壓實作用對砂巖儲層孔隙度的減小影響最大，使得砂巖原始孔隙度減小了約12%~15%，第三期壓實作用導致砂巖孔隙度減小了5%~8%。

膠結作用是紅河油田延長組儲層致密化的關鍵因素，其中最主要的膠結物類型為碳酸鹽（方解石和鐵方解石），其次為硅質（石英次生加大）。研究區長8油層組儲層共發生了5期碳酸鹽膠結作用，分 別 發 生 在212~208 Ma、175~160 Ma、135~125 Ma、112~100 Ma、88~82 Ma。其中，發生在112~100 Ma的碳酸鹽膠結作用規模最大，導致儲層孔隙度降低了5%~10%，部分成為致密儲層（圖2b）。硅質膠結主要是以次生加大邊的形式發育在石英顆粒邊緣（圖2c）。研究區長8油層組共有5期硅質膠結：215~202 Ma、175~172 Ma、145~128 Ma、118~112 Ma、95~86 Ma。相對于碳酸鹽膠結，硅質膠結對儲層孔隙度的變化影響較小，僅發生在成巖中—晚期的石英次生加大規模較大，致使儲層孔隙度減小了2%左右。

在紅河油田長8油層組砂巖中，鏡下常見生長在巖石顆粒表面的綠泥石薄膜（圖2d）。同沉積階段產生的綠泥石薄膜對原生孔隙的保存具有積極貢獻，其可在一定程度上抵御機械壓實作用，同時，將巖石顆粒與孔隙流體隔離，從而抑制硅質和鈣質膠結作用的進行[11￣14]。研究區長8油層組儲層中，早期綠泥石膜的存在對儲層孔隙保護的貢獻度約為1.5%~2.0%。油氣充注到砂巖儲層中可適度抑制或減緩儲層成巖作用的進行，這一認識已被諸多學者認可[14￣17]。紅河油田延長組儲層中常見早期重質油的充填（圖2e）。這種早期油氣充注對砂巖孔隙度保持的貢獻約為5%~6%。

研究區長8油層組砂巖中，成巖演化早期階段發育的溶蝕作用較強，對儲層物性演變產生了重要影響。在眾多易溶顆粒中，長石的溶蝕現象較為常見，溶蝕作用通常發生在顆粒邊緣和解理面（圖2f）。方解石顆粒的溶蝕是由于后期孔隙流體的化學性質改變而產生，部分溶蝕孔被其他次生礦物充填而形成方解石殘余環邊（圖2g）。紅河油田延長組長8油層組儲層發生過4期規模較大的溶蝕作用，分別處于192~188 Ma、163~158 Ma、135~128 Ma、105~96 Ma。據統計，長8油層組儲層中的各類溶蝕作用對儲層孔隙度的增加比率約為4%~6%。

破裂作用在紅河油田延長組砂巖成巖過程中普遍存在，通常表現為剛性顆粒受壓破裂產生微裂縫，部分縫段存在溶蝕現象（圖2h）。裂縫的發育明顯地擴大和改善了儲層的儲集空間與滲透性能，提高了油氣藏產能。研究區長8油層組中大致存在4期破裂作用，其發生時間基本與構造抬升期相對應，地質年齡分別處于182~170 Ma、152~135 Ma、95~70 Ma、35~12 Ma，其中發生在152~135 Ma的破裂作用規模最大，導致大量微裂縫產生，有效地改善了儲層的物性，構成石油運移的優勢通道。

圖2 長8油層組儲層主要成巖作用特征顯微照片（a）顆粒間呈線或凹凸接觸，黑云母變形，HH74井，2 349.16 m，×20（+）；（b）微晶方解石基底式膠結粒間孔，HH37井，1 995.02 m，×15（+）；（c）多期石英次生加大邊繼承性生長，HH74井，2 354.3 m，×20（+）；（d）綠泥石在碎屑顆粒外呈包膜式生長，SHU2井，2 152.89 m，SEM；（e）孔隙壁面殘留褐黑色瀝青，HH42井，1 712.43 m，×20（-）；（f）長石被溶蝕形成鑄膜孔，HH42井，1 716.62 m，×40（-）；（g）早期方解石的溶蝕殘余，HH24井，1 824.3 m，×100（Y）；（h）切穿巖石顆粒的微裂縫，HH56井，2 018.06 m，×20（-）Fig.2 Micrographs showing the main diagenesis characteristics of the Chang 8 reservoir

根據前述關鍵成巖作用發生的時間和期次，結合成巖礦物共生組合關系，確定了紅河油田延長組長8油層組砂巖儲層的成巖演化序列：早期機械壓實→早期綠泥石膜形成→早期碳酸鹽膠結→早期硅質膠結→長石溶蝕→破裂作用→低熟油充注→長石、方解石溶蝕→破裂作用→濁沸石溶蝕→長石溶蝕→石油充注→石英次生加大→碳酸鹽膠結→石油充注→石英次生加大→晚期碳酸鹽膠結→破裂作用（圖3）。

2.1.2 儲層孔隙度演變分析

紅河油田延長組自沉積以來，在機械壓實的成巖背景下，多期次的膠結、溶蝕和破裂作用等交替發生，形成了致密低滲的儲層物性特征。受沉積環境和水動力變化等因素的影響，紅河油田延長組長8油層組砂巖的巖性變化快、物性差異大、巖石學特征復雜，其不同類型砂巖的成巖演化過程存在較大差異，且呈一定的階段性。自晚三疊世以來至中侏羅世中晚期（約160 Ma），隨著盆地沉降，延長組沉積物被深埋而遭受快速壓實，部分雜基含量較高的沉積物孔隙度迅速減小而成為致密砂巖，一部分砂體邊部和薄層砂巖被碳酸鹽膠結而孔隙度急劇下降，最終成為致密低滲透層。中侏羅世晚期至晚白堊世中期（約160~80 Ma），長8油層組砂巖在機械壓實的成巖背景下經歷了多期碳酸鹽膠結作用和溶蝕、破裂作用的改造，最終演變為致密儲層。

受石油充注、邊緣致密和通道隔擋等影響，長8油層組砂巖存在多種成巖演化過程。通常情況下，厚砂體邊部的顆粒粒度較小，泥質含量較高，在壓實作用下孔隙度減小較快而更容易致密，另外，碳酸鹽膠結作用通常首先沿著砂體的邊部進行，繼而由外向內推進[10]。但在有石油充注的砂體中，由于有機酸對易溶顆粒及膠結物的溶蝕和烴類對水巖作用的抑制，致使砂巖物性相對較好。此階段，一般砂巖的孔隙度已低于儲層低孔的上限（Φ=15%），而高于超低孔的下限（Φ=7%）（根據《石油天然氣儲量計算規范》DZ/T0217—2005，中孔與低孔的孔隙度界線為15%，而特低孔與超低孔的孔隙度界線為7%），故將此階段稱之為“致密化窗口期”。研究區長8油層組一般砂巖的致密化窗口期在123~83 Ma。發生于112~100 Ma和88~82 Ma的兩期碳酸鹽膠結是導致儲層致密的主要原因。晚白堊世晚期以來，研究區差異抬升，構造活動頻繁，部分巖石破裂而產生裂縫，同時，溶蝕和膠結作用交替進行。此階段的儲層成巖演化總體表現為砂體內部膠結作用的持續推進和溶蝕孔、破裂縫的產生及對部分裂縫的充填，儲層物性得以小幅度調整，但砂巖物性整體屬于致密—低滲的范疇（圖3）。

圖3 長8油層組儲層成巖序列與孔隙度演變圖Fig.3 Diagenetic sequence and porosity evolution map of the Chang 8 reservoir

2.2 油氣成藏期次

油氣成藏年代學分析是成藏富集規律研究中的關鍵點，但也存在較大的難度。目前，地質年齡的界定方法較多，但均不同程度地存在缺點和局限性，因此，確定地質事件發生的時間，需要將多種方法結合進行綜合分析，才能得出相對可靠的地質年齡[18]。基于研究區中生代以來的地層剝蝕厚度計算和溫壓場演變分析，恢復了重點鉆井的埋藏史和烴源巖熱演化史。通過儲層油氣包裹體顯微巖相學分析和均一溫度測定，厘定并統計包裹體被捕獲的地質年齡。結合儲層自生伊利石K-Ar同位素測年數據和烴源巖生排烴數值模擬結果，綜合分析紅河油田延長組長8油層組石油成藏的時間和期次。

在對研究區重點鉆井延長組長8油層組716個儲層包裹體顯微巖相學分析的基礎上，從中篩選324個基本可反映油氣成藏期形成的含油包裹體（GOI>5%），測定與其伴生的鹽水包裹體的均一溫度，借助鉆井埋藏史確定包裹體形成的地質年齡并作相應統計（圖4）。整體來看，紅河油田延長組長8油層組油藏基本為一期石油充注的產物，充注時間較長，可從153 Ma持續到106 Ma，其中可劃分兩個接近連續的成藏階段：153~149 Ma和143~106 Ma。第二階段又包含三次較大規模的成藏，地質時間分別在143~127 Ma、124~118 Ma、116~110 Ma。

圖4 長8油層組儲層含油包裹體年齡分布圖Fig.4 Age distribution of oil￣bearing inclusions in the Chang 8 reservoir

學者普遍認為，砂巖儲層中的自生伊利石僅在流動的富鉀水介質中形成，烴類的介入會改變地下流體的化學性質，致使伊利石停止生長[19￣21]。因此，利用含油砂巖儲層自生伊利石K-Ar同位素測年可確定烴類充注的最早時間。此次共采集了5件研究區長8油層組自生伊利石發育的含油砂巖樣品，并進行自生伊利石分離及其K-Ar同位素測年，時間大致在116 Ma、103 Ma和82 Ma，記錄了三期油氣充注事件。

研究區烴源巖生排烴過程的模擬結果顯示（圖5），長7段張家灘頁巖自中侏羅世即已開始生成少量低熟油，到晚侏羅世中期（約145 Ma）烴源巖開始排油，但排油量很有限。早白堊世，盆地急劇沉降，烴源巖深埋致使有機質迅速成熟，自早白堊世早期（約125 Ma）始，長7烴源巖生烴量和排烴量陡增。晚白堊世以來，受盆地抬升的影響，烴源巖有機質生烴近乎停止，排烴也隨即停止。從模擬結果來看，長7烴源巖的排烴期可從150 Ma一直持續到95 Ma，其中，125~95 Ma為烴源巖排烴高峰期。

圖5 HH109井長7段烴源巖熱演化史模擬Fig.5 Thermal evolution history of source rock in the Chang 7 member of well HH109

綜上所述，結合研究區地層埋藏史，可以確定研究區延長組長8油層組存在基本連續的一期成藏，其中包含三個成藏階段，分別對應晚侏羅世早期、晚侏羅世晚期至早白堊世末期、晚白堊世至中新世。其中，第一成藏階段是發生于晚侏羅世早期（153~149 Ma）的低熟油成藏，成藏規模較小，范圍很局限。晚侏羅世晚期至早白堊世是盆地快速沉降期，延長組成藏作用持續進行，此期是研究區長8油層組第二個油氣成藏階段，也是最主要的成藏階段，可劃分出四次較大規模的成藏，分別發生在143~127 Ma、124~118 Ma、115~110 Ma、104~95 Ma，其 中，124~110 Ma（K1中期）是石油成藏的主要時期。晚白堊世以來，構造活動頻繁，地層快速抬升，原先油氣藏調整而形成次生油氣藏，構成研究區第三個油氣成藏階段。

2.3 致密化與成藏的時間序列

基于前述延長組長8油層組儲層致密化歷史和油氣成藏期次的分析，明確了儲層致密化與油氣成藏的時間關系（圖6）。前已述及，研究區長8油層組砂巖儲層的致密化窗口期在早白堊世早期至晚白堊世中期（123~83 Ma），其中發生于112~100 Ma和88~82 Ma的兩期碳酸鹽—硅質膠結是導致儲層致密的關鍵成巖事件。研究區長8油層組的石油成藏窗口期在晚侏羅世晚期至晚白堊世早期（143~95 Ma），其中主成藏期在早白堊世中期（124~110 Ma）。整體而言，研究區延長組長8油層組砂巖儲層致密化與石油成藏協同發生，儲層致密化窗口晚于石油成藏窗口，關鍵致密化事件的發生晚于主成藏期（圖6）。

圖6 長8油層組儲層致密化與成藏的時間關系Fig.6 Time relationship between densification and formation of the Chang 8 reservoir

砂巖儲層致密化與石油成藏的時間關系是由巖石成分、烴源巖品質、地層埋藏過程及源儲配置關系共同決定。紅河油田延長組儲層屬于水下分流河道砂體，巖性主要為巖屑長石砂巖，少量為長石砂巖。砂巖中長石、巖屑等不穩定組分含量較高，成分成熟度低，砂巖的溶蝕改造易于發生。研究區主力烴源巖為長7段底部的張家灘頁巖，其中有機碳含量高，生烴母質類型好，為I型或II1型，具有生排烴早的熱演化特點。同時，自晚侏羅世至早白堊世末期，盆地大幅沉降，地層深埋，促使烴源巖有機質迅速成熟，也加劇了生排烴過程的進行。另外，長7段主力烴源巖與長8段河道砂體緊鄰，源儲就近配置，易于近源成藏。

3 低幅超壓下的石油成藏機制

前人研究普遍認為，致密低滲儲層中油氣運聚的主要動力是超壓，浮力和構造力在致密砂巖油氣成藏過程中的作用甚微[22￣25]。前期研究結果表明，紅河油田上三疊統延長組現今處于正常地層壓力或微弱負壓狀態，但在主成藏期（早白堊世中晚期），長7段泥巖由于欠壓實而存在較小幅度的超壓，剩余壓力約在3~4 MPa之間，壓力系數為1.1~1.3[26]。因此，這種低幅超壓構成了延長組致密低滲儲層的成藏動力學背景。

在鎮原—涇川地區，長7段上部是有機碳含量較低的泥巖，下部是主力烴源巖張家灘頁巖，長8段砂巖的成藏需要長7段烴源巖向下排烴。張家灘頁巖與長8段有效儲層之間存在一套5~40 m厚的泥質砂巖和砂質泥巖，構成了油氣運移的隔層。前期研究結果顯示，主成藏期存在較小的源儲壓差，分布在0.8~1.35 MPa[26]。這種較小的源儲壓差很難滿足突破隔擋層向下運聚成藏的動力要求。因此，單一的壓差驅動機制不能完全解釋低動力背景下的成藏問題，應該還存在其他的機制。

筆者注意到，在顯微鏡下，研究區長8段砂巖儲層中原油早期充注的現象較為常見，后期又有不同期次（熒光）的烴類充注（圖7）。圖7a、b為HH37井長8段（2 003.41 m）砂巖孔隙內瀝青及不同熒光石油的充注現象，其中黑色碳質瀝青（紅色箭頭處）充填于粒間孔內，在單偏光（圖7a）和紫外光（圖7b）下均呈不透明的黑色。在粒間孔內同時充填黃綠色和藍白色熒光的石油（綠色箭頭處），代表了不同期次的石油充注。

在單井上，多數油層的不同部位均檢測到早期石油充注的情況，預示在研究區內這是一種普遍的機制。已有研究表明，早期充注的低成熟度原油中含有大量有機極性分子，可改變長石、石英、方解石等礦物顆粒表面的潤濕性而具有親油傾向[10]。筆者通過自吸實驗分析了研究區部分砂巖儲層樣品的潤濕性，結果表明，紅河油田延長組長8油層組巖石潤濕指數介于-0.18~0.61，以弱親油—親水為主。對相關樣品的測井解釋含油飽和度統計表明，巖石含油飽和度與潤濕指數呈明顯的負相關關系，表現為含油飽和度越高，巖石潤濕指數越小，巖石潤濕性越趨向于親油（圖8）。同時，對自吸實驗樣品的高壓壓汞測試結果統計顯示，巖石排驅壓力與潤濕指數呈正相關關系（圖8），表明巖石的親油性越強，其排驅壓力越小，油氣在其中越易發生運移。烴類充注造成儲層排替壓力大幅下降，從而減小了石油運移的阻力，即便在較小的源儲壓差下石油也能運移成藏[10]。因此，普遍存在的早期石油充注是低動力背景下致密砂巖中石油運移成藏的重要機制。

圖8 長8油層組儲層含油飽和度、排驅壓力與潤濕指數關系圖Fig.8 Relationship between oil saturation, displacement pres￣sure, and wettability index of the Chang 8 reservoir

在致密砂巖油氣成藏中，除了源儲壓差驅動和早期原油充注外，裂縫的發育也是低動力背景下石油運移的重要因素。在研究區長8段巖心和顯微鏡下均可觀察到重質油沿著微裂縫分布的現象（圖7c，d）。筆者對部分鉆井巖心中觀察到的裂縫產狀進行統計，并采用渝滲模型計算其滲透率，結果顯示裂縫的滲透率在（0.046 8~85.88）×10-3μm2之間，平均滲透率可達9.85×10-3μm2（表1）。可見，裂縫具有很好的滲透性能，在石油運移中起著優勢通道的作用。

表1 鎮原—涇川地區延長組中的裂縫滲透率計算值Table 1 Calculation value of fracture permeability in the Yanchang Formation of the Zhenyuan?Jingchuan area

從前面的論述中可知，在低動力背景下，源儲壓差驅動、早期原油充注、裂縫優勢路徑等多種機制共同作用，控制了致密低滲砂巖中石油的運移成藏過程。

4 石油差異成藏富集模式與動阻力耦合機制

沉積作用導致的砂體復雜疊置關系和巖石組構有序變化，決定了埋藏過程中砂巖的有序、差異致密，儲層呈“結構型”非均質。受其約束，油氣成藏也表現出一定的差異性（圖9）。在紅河油田延長組長8段成巖—成藏系統中，對于原生孔隙保持較好或溶蝕、破碎等形成的高滲帶而言，早期如有重質油選擇性充注則成為含油層，后期的繼承性充注呈現浸染式擴展的特點。而在邊緣致密和通道隔擋的情況下，盡管原油無法進入，但由于保持了相對較高的孔滲而成為水層，后期如果改善溝通后有原油充注也可成為油層。這兩種情況形成的油藏在晚期的構造抬升活動中得以調整，表現為壓力散失和含油飽和度的變化（圖9）。

圖9 長8油層組石油成藏過程綜合解釋圖Fig.9 Comprehensive interpretation chart of the petroleum accumulation process for the Chang 8 reservoir

與上述差異成藏過程相對應，不同類型砂巖的成藏動阻力耦合機制也呈現不同的演變特點（圖10）。富含軟巖屑砂巖或河道邊部泥質含量較高的砂巖在成巖演化的早期就已致密，其排替壓力遠大于源儲壓差，油氣不能充注其中。在正常條件下，研究區長8油層組致密砂巖的排替壓力較大，在地質歷史中，源儲壓差始終小于致密砂巖的排替壓力，不能滿足油氣充注成藏的動力需求。而在原生孔隙保持較好的高滲帶，晚侏羅世發生的早期原油充注波及的部位，其排替壓力大幅下降，在后期的演化過程中，排替壓力雖有小幅增大，但仍維持了較小的值。對于次生孔隙發育帶而言，在溶蝕、破裂等作用下砂巖物性得以改善，其排替壓力有所下降，在后期的演化過程中排替壓力呈較小幅度的增大。上述原生孔隙保持較好的高滲帶和次生孔隙發育帶這兩種類型的砂巖儲層，在主成藏期（早白堊世中晚期）的源儲壓差均大于排替壓力，即成藏動力大于阻力，具備油氣運移的動力學條件，油氣運聚就有可能發生（圖10）。

圖10 HH103井長8油層組儲層排替壓力與源儲壓差耦合關系演變圖Fig.10 Evolution of the coupling relationship between displacement pressure and source￣reservoir pressure difference in the Chang 8 reservoir of well HH 103

5 結論

（1） 紅河油田延長組自沉積以來，在機械壓實的成巖背景下，多期次的膠結、溶蝕和破裂作用等交替發生，形成了致密低滲的儲層物性特征。研究區長8油層組一般砂巖的致密化窗口期在123~83 Ma，發生于112~100 Ma和88~82 Ma的兩期碳酸鹽膠結是導致儲層致密的主要因素。

（2） 紅河油田延長組長8油層組存在基本連續的一期成藏，其中包含三個成藏階段，分別對應J3早期、J3晚期-K1末期、K2-N1，其中，K1中期（124~110 Ma）為石油成藏的主要時期。整體而言，研究區長8油層組砂巖儲層致密化與石油成藏協同發生，儲層致密化窗口晚于石油成藏窗口，關鍵致密化事件的發生晚于主成藏期。

（3） 紅河油田延長組石油成藏是在低動力背景下早期充注、優勢通道、壓差驅動等多種機制共同作用的結果，表現出早期選擇性充注、后期繼承性充注和浸染式擴展的特點。不同類型砂巖的成藏動、阻力耦合關系演變決定了強非均質性儲層的差異成藏富集。