渤海灣盆地東營凹陷鹽家地區深層砂礫巖油氣藏相態演化及成藏過程

王永詩，鞏建強，陳冬霞，邱貽博，茆書巍，雷文智，楊懷宇，王翹楚

［1. 中國石化 勝利油田分公司，山東 東營 257000；2. 中國石化 勝利油田分公司 勘探開發研究院，山東 東營 257015；3. 中國石油大學（北京） 地球科學學院， 北京 102249］

隨著油氣資源勘探程度的不斷提高，勘探開發理論的創新和探測技術的進步，深層油氣資源越來越多地得到廣泛關注，已經成為全球油氣勘探的重點領域和目標［1-2］。但深層油氣具有埋藏深、溫度高、壓力大、構造演化復雜及產能不穩定等特征，使得深層高效勘探和開發面臨諸多挑戰和難題［3-4］。深部油氣藏與中-淺層油氣藏相比較，往往經歷了更為復雜的成藏與熱演化過程，并且伴隨著多期和多相態類型的油氣充注，進而影響油氣成藏過程、儲量計算以及油氣藏開發［5-6］。前人在深層油氣相態研究領域進行了一定的探索，朱光有等發現塔里木盆地下臺盆區塔中和塔北隆起的海相碳酸巖地層中存在多種相態的油氣藏，并基于油氣地球化學方法，揭示了油氣相態多樣性的成因機制［7］。陳承聲等通過盆地模擬和油氣相態模擬相結合，定量分析了塔里木盆地下寒武統玉爾吐斯組深層油氣相態物性演化特征［8］。深層油氣相態的形成機制和演化過程研究已成為成藏機制研究的熱點和關鍵點。近年來，濟陽坳陷東營凹陷深部砂礫巖地層已有大量凝析氣藏發現，引起了石油工作者的極大關注，展現了深層巨大的勘探潛力。

研究區渤海灣盆地東營凹陷北部陡坡帶鹽家地區古近系沙河街組四段（沙四段）深層發育多相態類型的油氣藏，從深至淺表現為干氣藏、凝析氣藏和輕質油藏的垂向有序分布特征［9］。東營凹陷沙四段烴源巖經歷了復雜的熱演化過程，存在多期生烴和多期油氣充注的成藏特征。目前，在此地質背景下，深層油氣相態垂向分異的形成機制及平面分布認識不足，嚴重制約了深層油氣成藏過程及富集機制的研究。研究區發育的近岸水下扇與半深湖相泥巖橫向對接，具有源-儲對接和近源充注的優越條件，這樣能減小油氣運移過程中烴類組分變化的影響，有利于油氣相態成因及成藏過程的分析。

本次研究著重開展盆地模擬、pVT相態模擬和烴類流體包裹體分析等，探討東營凹陷北帶鹽家地區深層油氣相態演化史，揭示不同相態油氣成藏過程和機制，建立鹽家地區基于生烴-儲層-壓力演化耦合下的深層砂礫巖油氣成藏模式。研究成果將有助于深層砂礫巖油氣相態的分布預測，為陸相斷陷湖盆深層油氣勘探提供指導。

1 區域地質概況

東營凹陷位于渤海灣盆地東南部，是中國東部重要的含油氣凹陷之一，具有“北斷南超”的構造樣式（圖1a）。東營凹陷北臨陳家莊凸起，西靠濱縣凸起和青城凸起，東臨青坨子凸起，南接魯西隆起和廣饒凸起，為典型的斷陷湖盆（圖1b）［10-12］。東營凹陷北部陡坡帶位于青坨子凸起、陳家莊凸起和濱縣凸起南側盆地內緣的狹長型斷裂帶，呈東西向展布，是砂礫巖主要發育區域。其中，鹽家地區位于東營凹陷北部陡坡帶東段，北以陳家莊凸起為界，南鄰民豐生油洼陷，西靠勝北斷層，東接永安鎮構造斷裂帶，勘探面積約300 km2。其作為東營凹陷北部陡坡帶的一部分，基底斷層產狀上陡下緩，沿邊界斷裂發育多條與邊界斷裂走向一致的伴生斷裂，平面延伸3～7 km，斷距在20～100 m，繼承性較好（圖1b）。

圖1 東營凹陷區域位置及構造單元劃分Fig.1 Regional location and tectonic units of the Dongying Sag

鹽家地區沙四段為典型的鹽湖沉積，發育灰黑色泥巖、砂巖和礫巖，并且灰白色膏鹽巖和灰色泥巖條帶互層［13］。北部陡坡帶沙四段泥巖形成于還原沉積水體中，有機質類型以Ⅰ型和Ⅱ1型為主，泥頁巖總有機碳含量（TOC）大于2 %，為該地區的優質烴源巖。勘探實踐表明，北部陡坡帶沙四段沉積期廣泛發育砂礫巖儲層，源-儲匹配關系極好，是油氣增儲上產的重要陣地［14］。近年來，隨著豐深1—斜1、豐深斜101 和豐深斜11 等井深層油氣藏的發現，鹽家地區沙四下亞段展現出良好的勘探潛力（圖1c）。

2 深層油氣分布及相態特征

2.1 油氣藏類型分布特征

東營凹陷北部陡坡帶砂礫巖扇體從凸起到洼陷呈現出有規律的組合、疊置和展布，由于蓋層條件、斷裂作用和巖性變化等對圈閉的形成均有一定影響，加之不同成因類型的扇體與周圍生油巖及扇體間的接觸方式各異，從而形成不同類型的油氣藏［15］。東營北帶鹽家地區深層沙四段油藏具有沿北部陡坡帶東西向平行分布的特征，從民豐洼陷中心到北部陡坡帶依次發育了干氣藏、凝析氣藏和輕質油藏（圖2）。從油氣藏平面的展布規律來看，民豐洼陷中泥頁巖的埋藏深度與砂礫巖體油氣藏存在明顯的對應關系，泥頁巖埋藏深，臨近的砂礫巖儲層中多為高成熟演化階段的烴類產物，反之為成熟階段生成的油氣。具體來看，由于鹽家地區西側的鹽斜229 井區遠離洼陷中心，供烴泥頁巖處于成熟階段，使該地區深層主要發育油藏。同樣地，鹽家地區東側永920 和永938 井區的特征與鹽斜229井區相似，以油藏為主；處于洼陷邊緣的豐深斜12 和豐深斜11 井，則以揮發性油藏（輕質油）為主，表現為氣態與液態共存的特征；豐深斜101 井區更靠近洼陷中心，深層砂礫巖體緊鄰深部高成熟的泥頁巖，因而以凝析氣藏為主；深洼區豐深3井和豐深2井等深層沙四段儲層則發育凝析氣藏和干氣（圖1，圖2）。

圖2 東營凹陷鹽家地區深層油氣藏油氣相態分布特征及分類（剖面位置見圖1c）Fig.2 Distribution and classification of hydrocarbon phases in deep hydrocarbon reservoirs in the Yanjia area， Dongying Sag（see Fig. 1c for the profile location）

2.2 油氣物性特征及相態分析

前人研究表明，供烴的烴源巖成熟度不同，會使得不同類型油氣藏中原油和天然氣性質存在差異［16-17］。鹽家地區西側的鹽斜229 井區原油密度（20 ℃）介于0.82 ～ 0.87 t/m3，平均密度為0.85 t/m3，黏度介于3.32 ～ 30.30 mPa·s，均值為12.46 mPa·s，總體表現為低黏度的常規油藏。另外，其天然氣平均相對密度為0.83，平均干燥系數為0.73，為典型的濕氣，具有油藏伴生氣的特征。而中部和東側的豐深斜11和豐深斜12等油氣藏中的原油密度（20 ℃）為0.81 ～ 0.84 t/m3，原油黏度介于1.09 ～ 4.79 mPa·s。該地區原油密度和黏度略低于鹽斜229井區，為典型的輕質油，原油品質略優于鹽斜229井區深層原油，其原油物性之間的細微區別可能是由于該區域相對更靠近生烴中心，所處的熱演化階段或油氣二次運移距離存在差異導致的。深層的豐深1和豐深斜101 等凝析氣藏中原油密度低，平均值為0.78 t/m3，天然氣平均相對密度0.69，天然氣干燥系數低，位于0.75 ～ 0.85，該類型油氣藏最主要的特征是具有較高的氣/油比，最低氣/油比大于1 000 m3/m3。臨近生烴中心發育的氣藏具有干燥系數高，相對密度低的特征，其干燥系數多大于0.95，為典型的干氣藏。鹽家地區北部陡坡帶深層油氣呈現出多種相態垂向有序分布的特征，包括輕質油、凝析氣和干氣等多類型油氣藏［9］。同時，結合勘探實際，對豐深1井、豐深斜101井和豐深斜12井等開展氣體輕組分分析，結合烴組分油氣藏類型分析三角圖，初步明確鹽家地區不同井的油氣藏類型（圖3）。

圖3 東營凹陷鹽家地區深層沙四下亞段砂礫巖油氣藏類型劃分Fig.3 Classification of deep coarse-grained clastic reservoirs in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the Yanjia area， Dongying Sag

總體上，從深層不同類型油氣藏的垂向分布規律來看，地層埋深在4 200 m 以淺的油氣藏以產油為主，少量產氣，并且結合p-T相圖和地層溫度、壓力可以判識其屬于常規輕質油藏。測井解釋多在埋深約4 200 ～ 4 400 m 左右識別出凝析氣層，并且該深度油樣的pVT測試結果也表明該油氣藏為凝析氣藏。而地層埋深在4 700 m 以深的油氣藏只產出干氣，不產油，表現為非氣即干的特征，同時p-T相圖指示該埋深下的油氣為純氣相，為常規干氣藏（圖2）。

3 生烴-溫壓主控下的油氣相態演化

基于干酪根熱降解生油理論，隨著熱演化程度的增加，烴源巖在各熱演化階段可產出不同類型的烴類［18-19］。研究表明，在低-中成熟階段［鏡質體反射率（Ro） = 0.5 % ～ 1.3 %］，主要產物為液態石油，以中-低分子量烴類為主。當達到高成熟階段時（Ro=1.3 % ～ 2.0 %），干酪根和重烴熱裂解，液態烴類減少，輕烴量迅速增加，在較高地層溫度和壓力的作用下，形成凝析氣和濕氣。隨著埋藏深度的進一步增加，在高地溫作用下（Ro＞ 2.0 %），殘留的輕質液態烴進一步裂解為甲烷氣，形成過成熟階段的干氣（圖4）。從鹽家地區深層泥頁巖的成熟度指標（Ro）、油氣類型分布和油氣密度在埋深上的變化規律，可見沙四段深層烴源巖熱演化經歷多個階段，從早期生油到生濕氣階段，再到生凝析氣階段，最終到生干氣階段。不同深度的生烴產物與油氣藏類型之間具有良好的對應關系，隨著埋深增大，熱演化程度增強，油氣密度變小，油品變輕，說明演化過程中有天然氣的生成（圖4）。如豐深斜11 和豐深斜12 井分別在垂深4 120 m 和4 200 m附近發現了油氣藏，其臨近的烴源巖埋深約4 160 m，烴源巖成熟度Ro≈1.1 %時，為輕質油藏；而豐深1和豐深斜101井油氣藏垂深分別在4 300 m和4 100 m，臨近的烴源巖分別發育在埋深約4 280 m 和4 100 m，其源巖成熟度分別為Ro≈1.4 %和Ro=1.3 %時，為凝析氣藏，盡管豐深斜101井凝析氣藏埋藏相對較淺，因其臨近高演化的烴源巖，形成凝析氣藏；豐深斜11井等油氣藏埋藏較深，因其臨近較高演化的烴源巖，形成揮發性油藏。包友書等和Chen等均通過高溫高壓生烴模擬實驗揭示了東營凹陷沙四段烴源巖不同演化階段生成烴類相態特征與埋深、實測Ro的對應關系，反映了烴源巖熱演化對油氣相態的影響［20-21］。因此，深層油氣藏不同相態的形成與臨近的供烴泥頁巖熱演化過程密切相關。

圖4 東營凹陷鹽家地區深層烴源巖熱演化、油氣類型和油氣密度關系Fig.4 Relationships between the thermal evolution of deep source rocks， hydrocarbon types， and the hydrocarbon density in the Yanjia area， Dongying Sag

3.1 生烴、溫度和壓力耦合演化過程

研究表明，深層砂礫巖體中油氣相態受到烴源巖生烴溫度、壓力的影響［9］。因此，本次研究通過PetroMod 盆地模擬軟件對鹽家地區深層沙四下亞段烴源巖生烴演化和溫壓演化進行重建（圖5a），并對模擬的地層溫度和Ro進行了校正（圖5b），來進一步指出溫壓對烴源巖成熟度演化的影響。

圖5 東營凹陷鹽家地區豐深1井埋藏史和模擬數據、深層烴源巖生排烴史以及地層溫度和壓力史Fig.5 The burial history of strata， simulated formation temperature， the hydrocarbon generation and expulsion history of deep source rocks， and formation temperature and pressure evolution in well Fengshen 1 in the Yanjia area， Dongying Sag

鹽家地區沙四段深層主力烴源巖生烴史的模擬結果顯示深層烴源巖發育3期生烴高峰，第一期為39.4 ～33.0 Ma，第二期為26.4 ～ 21.5 Ma，第三期為2.0 ～0 Ma（圖5c）。其中前兩期均以生油為主，第三期以生氣為主。從沙三段沉積時期（42.0 Ma）深層烴源巖開始進入“生油窗”，開始大量生成液態石油。隨后，大約在17.0 Ma 左右東營組沉積時期，由于地層抬升，地層遭受剝蝕，地層溫度降低，使得生烴減弱。地層抬升結束后，地層繼續深埋，地層溫度不斷增高，在4.0 Ma 后進入過成熟生氣階段，殘余的液態烴和烴源巖中的干酪根裂解，大量生成原油裂解氣和干酪根裂解氣。這表明鹽家地區深層烴源巖具有早期生油、晚期生氣的特征。

古地層壓力和古地層溫度主要受東營凹陷構造演化過程影響。埋藏初期，隨著地層快速沉積，地層溫度和壓力不斷上升，在約39.0 Ma 的第一期生烴高峰，地層溫度到達150 ℃，泥巖和儲層中地層壓力為50.0 MPa和30.0 MPa，源、儲壓差可達20.0 MPa。隨著地層進一步深埋，在第二期生烴高峰（約24.0 Ma），地層溫度進一步增大到165 ℃，泥巖地層壓力達到60.0 MPa，源、儲壓差為22.0 MPa。東營組沉積時期，由于地層抬升剝蝕，導致地層溫度和壓力降低。明化鎮組沉積時期，地層再次沉降深埋，地層溫度逐漸升高，烴源巖再次進入生烴門限，在第三期生烴高峰（約2.0 Ma）生成天然氣，泥巖地層壓力在生氣增壓的作用下達到70.0 MPa，同時在流體壓力傳導的作用下，儲層中壓力約為45.0 MPa，源、儲壓差達到最大25.0 MPa（圖5c）。由此可見，東營凹陷構造演化控制著地層溫度和壓力的變化，進一步控制深層烴源巖的生烴過程，最終影響油氣成藏過程?？傮w上，鹽家地區深層具有烴源巖多期生烴和高源、儲壓差的特點，烴源巖生烴和地層古溫度、壓力演化的恢復和三者之間耦合關系共同控制源巖排烴及油氣的運聚。

3.2 深層油氣相態演化過程

鹽家地區深層砂礫巖油氣具近源充注特征，油氣在從烴源巖生成到排出并運移到儲層過程中的溫壓變化一般不會導致油氣初始相態的轉變，而是由烴源巖的熱演化階段控制著生成油氣的相態類型。因此，儲層中捕獲的流體包裹體可用于分析充注時期油氣的相態類型，可通過烴類包裹體的熒光顏色判識烴類充注時的成熟度［22-23］。通過對不同相態烴類包裹體的均一溫度和熒光顏色進行匹配（圖6），并結合建立的埋藏史確定了各相態烴類包裹體形成的時間和成熟度階段。在沙三段沉積中期—東營組沉積初期（39 ～ 31 Ma），烴源巖初次生烴，砂礫巖儲層中充注了早期成熟階段生成的淡黃色、綠色液態烴（圖6f，圖7a，圖7b）。隨后，東營組沉積中期—館陶組沉積初期（26 ～ 17 Ma），地層埋深增大，地層溫度升高，砂礫巖儲層中充注了成熟-高成熟階段生成的綠色、藍白色液態烴（圖6f，圖7c—f）。在經過地層抬升剝蝕后，于館陶組沉積早期地層再次沉降深埋，明化鎮組沉積時期（7 ～ 5 Ma）烴源巖再次達到生烴門限，在更高的地溫條件下，砂礫巖儲層中充注了高成熟階段生成的藍色富氣相凝析油（圖6f，圖7g，圖7h）。至今，深層烴源巖進入高-過成熟度階段，干酪根和殘余的液態烴類不斷熱裂解生成天然氣，并且在砂礫巖儲層的包裹體中觀察到具有高均一溫度的氣相包裹體。綜合來看，研究區深層烴源巖經歷了兩期深埋，從早期生油，到生濕氣-凝析氣，再到晚期生干氣，多熱演化階段導致了多種相態的烴類流體的注入。

圖6 東營凹陷鹽家地區深層不同相態烴類包裹體均一溫度分布、埋藏史及不同相態烴類充注期次Fig.6 Inclusion homogenization temperature distribution of deep hydrocarbons with different phases， the burial history combined with the charging stages in the Yanjia area， Dongying Sag

圖7 東營凹陷鹽家地區豐深1井深層不同相態烴類包裹體鏡下照片（埋深4 323 ～ 4 495 m）Fig.7 Microscopic images of fluid inclusions of hydrocarbons with different phases in the deep layers of well Fengshen 1 in the Yanjia area， Dongying Sag （at a burial depth from 4 323 to 4 495 m）

通過烴類流體包裹體的分析，明確了在地質歷史時期，油氣從烴源巖生成到充注的初始相態演化過程。即烴源巖早期成熟階段初次生烴充注低熟油，隨后至東營組沉積時期，烴源巖達到成熟-高成熟階段生成輕質油，地層在館陶組沉積期開始再次發生沉降深埋后，明化鎮組沉積時期烴源巖進入高成熟階段生成凝析油。至今，烴源巖熱演化程度達到生干氣階段。

進一步研究表明，深層上部油藏在地質歷史期中并未發生相態轉變，主要受到熱演化控制［24］。而深層凝析氣藏的相態演化過程較為復雜，在沙二段沉積時期（約38 Ma），烴源巖進入“生油窗”初次生烴，由成熟烴源巖生成、排出、運移至儲層中的液態烴在古地層壓力和溫度的控制下石油仍然保持液相（圖8a，d）。明化鎮組沉積時期，地層溫度達到原油熱裂解條件，油藏中的大-中分子液態烴裂解生氣，同時烴源巖中的干酪根也裂解生成天然氣，使得油藏中烴類組分不斷變輕，氣液比不斷增高，導致p-T相圖發生左移，在地層溫度和壓力約束下，油藏逐漸形成油、氣兩相，向凝析氣相轉變（圖8b，d）。現今，由于地層溫度的進一步升高，油氣藏中液態烴不斷裂解形成的氣態烴的比重增大，烴類組分的改變使得臨界條件轉變，最終在地層壓力和溫度的控制下形成凝析氣藏（圖8c，d）。另外，深層干氣藏經歷從油相到氣相的轉變，在東營組沉積時期之前儲層中聚集了液態石油，從明化鎮組沉積時期至今，由于地層深埋，熱演化程度增高，油藏中的液態烴不斷遭受熱裂解轉化為氣態烴，同時高-過成熟烴源巖生成干氣，形成現今的深層干氣藏。

圖8 東營凹陷鹽家地區深層砂礫巖油氣相態演化過程Fig.8 Evolutionary process of hydrocarbon phases in deep coarse-grained clastic reservoirs in the Yanjia area， Dongying Sag

4 “生-儲-壓”聯合演化下多相態油氣成藏機制與模式

東營凹陷鹽家地區深層砂礫巖體中發育油藏、凝析氣藏和干氣藏，不同類型油氣藏的相態演化和成藏過程不同，受到流體改造和溫壓條件的控制。因此，針對不同的油氣藏類型，開展生烴-儲層-壓力聯合作用下控藏綜合分析，建立了深層砂礫巖“多期生油氣，扇中疊置輸導-扇根封堵，多相態有序分布”的油氣成藏模式。

4.1 早期油藏充注及模式

研究表明，油氣充注初期（約39 Ma）成熟烴源巖生烴產生的超壓為液態石油和有機酸的充注提供動力，扇中早期鈣質膠結逐漸被溶蝕，孔隙中充注的油氣抵抗增強的壓實作用［25-27］。扇中的油氣在浮力的作用下向上運移，溫度和壓力降低，烴類仍保持油相，同時受扇根封堵作用，形成垂向分布的油藏（圖9a，b）。在東營組沉積地層抬升期（約17 Ma），地層抬升導致地層溫度和壓力降低，烴源巖生烴減弱，僅有少量液態石油充注，砂礫巖體扇中儲層中鈣質膠結繼續溶蝕，少量硅質膠結發育，次生孔隙大量發育［28］。此時的烴類組分基本不變，溫壓降低的條件下，油藏仍然保持單一油相。

圖9 東營凹陷鹽家地區深層砂礫巖油藏成藏過程及模式（剖面位置見圖1c）Fig.9 Accumulation process and mode of deep coarse-grained clastic reservoirs in the Yanjia area， Dongying Sag（see Fig.1c for the profile location）

隨著地層再次深埋，地層溫度和壓力增高，烴源巖再次達到成熟階段二次生烴。在高源、儲壓差的作用下，成熟烴源巖持續向砂礫巖中充注液態石油。隨后，以浮力和超壓為動力，石油和有機酸在扇中儲層中運移，有機酸溶蝕早期鈣質膠結，不斷改善儲層質量，同時石油在扇中優質儲集層中受扇根封堵富集成藏，并一直延續至今（5 ～ 0 Ma）。

4.2 深層凝析氣成藏過程及模式

鹽家地區深層烴源巖經歷多階段熱演化過程使得深部天然氣的成因較為復雜。對研究區部分井天然氣組分和同位素數據進行分析［29-30］，在ln （C1/C2）-ln （C2/C3）和ln （C2/C3）-（δ13C2-δ13C3）交會圖上顯示為原油裂解氣和干酪根裂解氣的混合（圖10）。表明沙四段深層凝析氣藏的形成過程，主要受到熱演化和外部天然氣充注的影響。

圖10 東營凹陷深層天然氣類型判識圖版Fig.10 Identification of deep natural gas types in the Dongying Sag

在原油裂解期（約5 Ma），由于地層持續深埋，地層溫度和壓力不斷升高，使得沙四段古油藏中的原油發生裂解，所形成的瀝青充填原生孔隙，但由于該時期熱演化程度有限（Ro=1.3 %），原油裂解程度較低。原油裂解生氣引起的增壓作用在儲層中形成少量微裂縫，同時，側向高成熟烴源巖在源、儲壓差作用下向砂礫巖儲層充注天然氣（凝析氣）。在原油裂解生氣和天然氣充注作用下，油氣藏中氣/油比不斷增加，油氣處于兩相共存階段（圖11a）。隨著地層深埋至現今，沙四段早期古油藏中的原油持續裂解，側向高-過成熟烴源巖開始生成并向儲層中充注干氣，油藏中氣態烴組分逐漸增多。最終，在“多源供氣、氣侵改造”的條件下，改變了原始烴類組分和相態臨界條件，使得古油藏形成了高氣/油比的凝析氣藏（圖11b）。

圖11 東營凹陷鹽家地區深層砂礫巖凝析氣藏成藏過程及模式（剖面位置見圖1c）Fig.11 Accumulation process and mode of condensate gas in deep coarse-grained clastic reservoirs in the Yanjia area， Dongying Sag（see Fig.1c for the profile location）

4.3 深層干氣藏成藏過程及模式

深部干氣藏的成因主要是地層持續深埋，溫度和壓力不斷升高，促使沙四段深部古油藏中的原油大量裂解和側向過成熟烴源巖裂解，生成的大量氣體充注成藏。由于深部處于高熱演化階段，使得原油裂解程度較高（Ro＞1.6 %），可形成大量裂解氣。同時，增壓作用導致儲層中形成大量微裂縫，微小的輸導通道利于過成熟烴源巖在超壓作用下向儲層充注干酪根裂解氣，逐漸在深部形成干氣藏（圖12）。

圖12 東營凹陷鹽家地區深層砂礫巖干氣藏成藏過程及模式（剖面位置見圖1c）Fig.12 Accumulation process and mode of dry gas in deep coarse-grained clastic reservoirs in the Yanjia area， Dongying Sag

5 結論

1） 鹽家地區深層沙四段油氣藏呈沿北部陡坡帶連片分布特征，平面上從民豐洼陷中心到北部陡坡帶依次發育了干氣藏、凝析氣藏和油藏。在垂向上深層油氣多種相態垂向有序分布，從淺至深依次發育輕質油、凝析氣和干氣等多類型油氣藏，具有明顯的油氣有序分布特征。

2） 鹽家地區深層砂礫巖體中油氣相態主要受到烴源巖生烴和溫度、壓力的影響。通過不同熱演化階段的烴源巖產物相態和溫度-壓力史，揭示了深層不同油氣藏的油氣相態演化過程。深層油藏和氣藏中油氣相態主要受到熱演化的影響和控制，而熱演化、熱裂解作用和外部天然氣充注控制和影響了凝析氣藏中油氣的相態演化過程。

3） 基于鹽家地區深層砂礫巖體不同類型油氣藏的油氣相態、儲層特征和溫壓演化，建立了鹽家地區水下扇“多期生油氣，扇中疊置輸導-扇根封堵，多相態有序分布”的深層油氣成藏模式，進一步揭示了區域深層油氣分布成因序列及控制因素，進而指導油氣的高效勘探。