渤海湾盆地济阳坳陷东部深层砂砾岩多类型油气藏成藏机理及模式
摘要：
渤海湾盆地济阳坳陷东部深层砂砾岩油气展现出良好的勘探前景，深层油气藏类型多样且成藏地质条件与中、浅层差异显著，其差异化地质特征的形成机理制约着深层油气勘探开发的进程。采用镜下薄片观察、储层流体包裹体分析和盆地模拟等方法，分析了深层储层孔隙类型及地层压力存在差异的原因，进而建立了济阳坳陷深层砂砾岩多类型油气成藏模式。结果表明：①储层成岩演化揭示了深层储层不同孔隙类型的形成机制，深层砂砾岩储层中原生粒间孔隙的保存为早期油气充注和超压流体共同作用的结果，烃源岩生烃充注酸性 流体引发的溶蚀反应是次生溶蚀孔隙形成的关键，储层中超压环境有助于微裂缝发育，形成孔-缝型储集空间。②深层流体超压演化受到生烃作用和沉积过程的控制，超压环境的形成取决于保存条件，构造-岩性油气藏中压力的分布受断-砂输导体系调配。在深层常压-弱超压储层中，源-储剩余压力差为稳定和充足的成藏动力；而在超压储层中，源-储剩余压力差随着时间推移逐渐减弱。在断层发育区和垂向连通性强的砂体中浮力是油气二次运移、调整的主要动力。③基于生烃-储层-压力对济阳坳陷东部深层砂砾岩油气成藏的耦合控制作用，建立了多期叠置近岸水下扇油气相态垂向分异型、近岸水下扇泥岩顶部及侧向联合封堵型、近岸水下扇-浊积扇近源成藏型 3种油气成藏模式。济阳坳陷深层多类型砂砾岩油气藏成藏机理和模式的揭示为后续深入勘探奠定了坚实的基础。
一
前言
二
区域地质概况
济阳坳陷位于渤海湾盆地东南部（图 1a），发育东营、车镇、沾化和惠民4个生烃凹陷（图 1b）。济阳坳陷在古近纪受到 NE-SW向的拉伸作用逐步形成断陷，随后在新近纪转变为区域性的坳陷。在整体构造背景下，4个主要凹陷均具有北断南超、北陡南缓的构造特征，使得凹陷的北部陡坡带发育近物源的冲积扇，形成多套和多期砂砾岩扇体沉积。
济阳坳陷新生代从老至新依次沉积了孔店组、沙河街组、东营组、馆陶组、明化镇组和平原组。沙河街组从下至上可划分为沙河街组四段（沙四段，Es4）、三段（沙三段，Es3）、二段（沙二段，Es2）和一段（沙一段，Es1）。其中，沙三段可进一步细分为沙三上亚段（Es3s）、沙三中亚段（Es3z）和沙三下亚段（Es3x），沙四段可细分为沙四上亚段（Es4s）和沙四下亚段（Es4x）。坳陷内油气主要来源于湖相泥岩（图 2），在沙四段沉积时期为盐湖沉积环境，发育灰黑色泥页岩、砂岩和砾岩，以及膏盐岩夹层。沙三段沉积时期气候转向湿润，坳陷为半咸水湖泊环境，发育半深湖-深湖相深灰色泥岩、灰色灰岩和白云岩，并广泛发育近岸水下扇沉积。
图 2 渤海湾盆地济阳坳陷地层综合柱状图
济阳坳陷中、浅层勘探程度高，大部分探明储量集中在埋深3500m以浅的储层中，沙四段深层油气的勘探程度仍相对较低，认识较为薄弱。近几年，在东营、车镇和沾化生烃凹陷北部陡坡带深层砂砾岩（埋深>3500m）中均发现了大量油气资源。随着地质认识的深入，发现济阳坳陷深层砂砾岩体发育有利的储集层，且与沙三段和沙四段优质泥岩具有良好的配置关系，使得深层砂砾岩体成为后续勘探的重点（图1b）。
图 1 渤海湾盆地（a）及济阳坳陷地质构造（b）
三
深层砂砾岩体油气藏类型及特征
济阳坳陷东部深层砂砾岩主要分布于东营凹陷、车镇凹陷和沾化凹陷。不同的沉积构造背景使得深部形成不同特征的圈闭，同时砂砾岩油气藏的储层孔隙类型、压力环境和油气相态存在差异（图 3，图 4）。基于圈闭类型和封堵条件，深层砂砾岩油气藏类型主要包括扇根侧向物性封堵的岩性油气藏、泥岩包裹砂岩透镜体形成的岩性油气藏和构造（断层）-岩性复合油气藏 3类（图 3）。其中，扇根封堵的岩性油气藏主要发育在东营凹陷盐家地区和车镇凹陷北带铲式基底断层上叠覆的近岸水下扇砂体中。但这两个地区油气藏的油气封堵机制存在差异，东营凹陷深层水下扇的扇根砾岩与扇中含砾砂岩之间存在明显的物性差异，在毛细管压力差的作用下形成扇根封堵；车镇凹陷深层水下扇体间互于湖相岩泥中，实际钻探发现车57井钻遇的180m厚扇体中砂岩层段仅占38%，多为“泥夹砂”的岩性组合，说明层内泥岩夹层对油气具有垂向封隔作用，并非仅依靠扇根的侧向物性封堵。两者储集空间类型存在不同，东营凹陷盐家地区孔隙类型主要为粒间溶孔和粒内溶孔（图 4a）；车镇凹陷北带深层砂砾岩储层以原生粒间孔隙为主，溶蚀作用弱，钙质胶结作用强，镜下可见粒间孔隙被沥青充填（图 4g，h）。砂岩透镜体岩性油气藏分布在东营凹陷胜北断层下降盘的孤立浊积砂体中；构造（断层）-岩性复合油气藏在东营凹陷胜坨地区靠断层一侧和沾化凹陷渤南北带陡坡带发育。镜下观察的结果表明，砂岩透镜体岩性油气藏和构造（断层）-岩性复合油气藏的孔隙类型均以次生溶蚀孔隙为主（图 4c—g）。
图 3 渤海湾盆地济阳坳陷深层各类型砂砾岩油气藏特征
图 4 渤海湾盆地济阳坳陷东部深层砂砾岩储层镜下特征照片
深层砂砾岩体油气为近源充注，不同凹陷和地区深层油气富集层段和流体相态各异。东营凹陷盐家地区深层沙四段油气表现出相态垂向分异的特征，自下而上为干气藏、凝析气藏和轻质油藏。车镇北带深层沙三段属于扇根封堵的岩性圈闭，油气流体为单一油相，平均密度为0.86g/cm³，属于常规油藏。东营凹陷胜坨地区深层沙四段砂岩透镜体和构造（断层）-岩性圈闭中均聚集轻质油，密度介于 0.74～0. 83g/cm³，并发育原油伴生气。断裂发育的沾化凹陷深层沙三段和沙四段近岸水下扇储层中均主要发育轻质油藏，原油密度小于 0. 87g/cm³。
不同地区深层砂砾岩油气藏之间地层压力差异显著。东营凹陷盐家地区的扇根物性封堵岩性油气藏主要发育常压，部分为弱超压，压力系数为0.94~1.20。胜地地区深层砂岩透镜体岩性油气藏和构-岩性复合油气藏均为超压环境，最大压力系数可达 1.98。由于泥岩夹层的垂向封堵，车镇凹陷深层岩性油气藏相较于盐家地区具有更优的流体保存条件，进而表现为弱超压-超压，压力系数介于1.21～1.44。沾化凹陷北部陡坡带构造-岩性油气藏发育常压一超压，压力系数为 0.97～1.77。
四
深层砂砾岩有利储层孔隙形成机制
本研究利用 PetroMod盆地模拟软件重建了深层烃源岩生烃演化过程，烃源岩参数、实测镜质体反射率（Ro）和地层温度数据取自油田资料，古水深和大地热流值等边界条件数据来源于前人研究成果。以车镇凹陷和东营凹陷深部砂砾岩储层为例，基于镜下薄片观察，结合成岩作用特征，分析生烃作用及孔隙流体压力影响下的深层砂砾岩体储层成岩演化过程，并探讨次生溶蚀孔隙型储层和原生孔隙型储层的形成机制。
1.储层成岩演化中孔隙变化
原生孔隙为主的深层砂砾岩储层在早成岩阶段遭受了强烈的压实作用，孔隙度急剧减小，早期的钙质胶结进一步破坏了原生孔隙。随后，在中成岩 A1期早期，邻近的烃源岩层发生大量生烃，排烃充注的原油使得储层的孔隙流体压力逐渐增大，以抵抗上覆岩层的压实作用，同时抑制胶结作用的进程。随着烃源岩进入第二生烃高峰，深层砂砾岩储层中聚集了大量超压液态烃，这极大地阻碍了机械压实对孔隙空间的破坏，使得深层砂砾岩的原生孔隙得以保存（图 5a）。
在早成岩阶段，次生孔隙为主的深层砂砾岩储层中常发育钙质胶结。早期的钙质胶结虽然破坏了早埋藏阶段的原生孔隙，但也为溶蚀作用提供了反应矿物，同时可抵抗一部分机械压实作用。随着供烃源岩的初次排烃，充足的原油和有机酸充注储层使得孔隙间早期形成的钙质胶结和长石发生溶蚀，形成了大量的粒间溶蚀孔隙和粒内溶蚀孔隙，改善了储层物性。另外，储层孔隙流体维持常压环境有利于酸性流体与矿物之间的反应以及反应产物的排出，可提升溶蚀反应程度。在中成岩 A2期晚期，地层温度达到原油裂解生气阶段，生气增压导致储层产生微裂缝，最终在深层砂砾岩储层中形成次生孔-微裂缝型储层（图 5b）。
2.原生粒间孔隙保存机制
镜下观察发现车镇凹陷深层沙三段含油砂砾岩储层原生粒间孔隙占优，而较难以观察到矿物之间或内部发育次生溶蚀孔隙（图 4g. h）。其中，原生孔隙中充填油质沥青，矿物颗粒之间呈点接触，无胶结物充填（图 4h）。然而，沥青未发育区的颗粒间表现为线-凹凸接触，指示了强烈的压实作用，并伴有大量方解石胶结（图 4g）。储层成岩演化特征揭示了早期油气充注的原油侵占了储集空间，流体承担部分压力，致使压实作用受阻，封闭成岩环境中的超压阻碍地层水与矿物间的水-岩相互作用，并抑制了胶结作用的发生（图5a）。
超压对储层孔隙具有保护作用，能减缓上覆地层压实作用的影响。前文揭示了车镇凹陷深层砂砾岩油气藏为超压系统，压力系数可达1.4，说明储层中超压流体可分担岩石骨架所受到的垂向应力，使得深部原生孔隙得以保存（图 3c，图 5a）。并且，储层中的异常高压会引发矿物颗粒破裂形成微裂缝，进而改善储层渗透性（图 4i）。由此可见，早期原油充注和地层流体的异常高压是深层砂砾岩原生孔隙保存和发育的关键控制因素。
3. 次生溶蚀孔隙发育机制
东营凹陷深层砂砾岩储层的镜下薄片中观察到沥青质常发育在原生粒间孔隙中，溶蚀作用常发生在矿物内部、边缘以及胶结物中，形成的次生孔隙中未见沥青沉淀，说明溶蚀反应滞后于第一次油气充注高峰期，生烃过程产生的有机酸和 CO₂使地层水从早期碱性转换为酸性需要一定的地质时间（图4a）。烃源岩生烃作用带来的酸性流体引发的溶蚀作用是次生孔隙发育的重要控制因素。另外，在镜下可见微裂缝沿着矿物颗粒边缘和内部发育，并常与沉淀沥青伴生，指示了原油裂解生气产生的异常超压可使矿物颗粒破裂并阻碍颗粒间的相互挤压，形成次生孔-微裂缝储集空间（图4b，图5b）。
深层次生孔隙广泛发育的另一个重要控制因素为烃源岩早期欠压实作用形成的超压。济阳坳陷深层泥岩中发育快速沉积时不均衡压实导致的超压，早于烃源岩生烃门限形成的超压能抑制有机质热降解反应，使得生油范围往深部拓展，酸性流体引发的溶解作用时间长，易形成大量次生溶蚀孔隙。
四
地层流体超压及成藏动力
生烃增压和不均衡压实是导致地层中形成超压的主要原因 ，往 往深层烃源岩层系广泛发育异常高压。济阳坳陷东部东营凹陷、车镇凹陷和沾化凹陷均为典型超压含油气构造，深层超压成因为生烃增压和早期快速埋藏引起的欠压实作用。本研究结合地质成因和 PetroMod盆地模拟重建了深层压力演化过程，涉及常压-弱超压和超压两类储层，下文的东营凹陷盐家和胜坨地区为例，盐家地区为典型的常压-弱超压油气藏，胜坨地区为超压油气藏。
前文所述，盐家地区深层沙四段砂砾岩储层中以常压 -弱 超压为主 ，邻 近的泥岩中发育异常高压（图 3a）。重建的压力演化结果显示，在沙四段—沙三中亚段沉积时期，地层快速沉积引发的发生欠压实作用使得泥岩中积累了约12MPa的剩余压力。上覆封堵性强的膏岩盐层使得欠压实作用导致的超压得以进一步增加并保存。同一时期，泥岩进入成熟生烃阶段，产生了约 8MPa的剩余压力。在第一主生烃期，油气的充注使得储层中形成了 6 MPa左右的超压。随后，地层抬升剥蚀导致泥岩和储层中均发生了4MPa左右的压降。从馆陶组沉积时期至今，烃源岩二次生烃和裂解生气产生了15MPa左右的剩余压力，至今保存了约32MPa的超压（图 6a）。储层中早期充注的原油发生裂解生气，流体体积膨胀可使孔隙压力骤增。超压环境下诱发的微裂缝会引起流体压力的释放，导致了一定程度的压降（图 6a）。鉴于砂砾岩中油气为侧向近源充注，油气藏中异常压力的形成主要依靠油气充注过程中流体压力的传递，生烃产生的超压流体能否在圈闭中继续保持取决于保存条件。东营凹陷盐家地区深层砂砾岩的垂向连通性强，易使储层中的超压向浅部散失并被平衡，导致现今油气藏多以常压为主（图 3a）。部分层段中原油裂解形成的沥青可封堵储层，保存一定量的剩余压力，形成弱超压环境（图 4a）。模拟的压力演化曲线指示了部分致密储层段中保留了约 10 MPa的剩余压力，压力系数约为 1. 20（图 6a）。
对于超压储层广泛发育的胜坨地区（图 3b），沙四上亚段泥岩早期的剩余压力演化历程与盐家地区相似，高沉积速率导致的欠压实作用积累了约为 16MPa的剩余压力，泥岩的生烃作用产生了11MPa左右的剩余压力。油气充注过程的压力传递使储层中聚集了10MPa左右的剩余压力。主要区别在于胜坨地区沙四上亚段在垂向上缺乏膏岩盐岩的遮挡，东营组沉积时期的规模性抬升剥蚀事件使得地层骨架的回弹程度大于盐家地区，孔隙空间的增大导致欠压实形成的剩余压力无法保存，剩余压力降低了约16MPa。在抬升剥蚀结束时，由于储层周围存在泥岩封堵且致密，流体保存条件好，使其内部剩余压力基本保持不变。随着泥岩的进一步埋藏，热演化程度加深，生烃增压产生了15MPa 左 右的剩余压力 ，现 今泥岩层系中保存了26MPa左右的剩余压力（图 6b）。第二次生烃充注使得储层中的剩余压力增加 12MPa左右，现今保持了22MPa左右的剩余压力（图 6b）。从剩余压力演化的过程来看，超压储层的形成与保存条件密切相关。车镇凹陷深层砂砾岩扇体在垂向上被泥岩隔层分隔，使得内部的流体压力不易向邻近储层传递，形成现今的超压油藏，压力系数介于1.21～1.44（图 3c）。东营凹陷胜坨地区深层沙四段的浊积砂岩被生烃泥岩包裹，使充注的超压流体封闭在砂岩透镜体中，形成超压油藏，压力系数可达 1.90（图3b）。胜坨地区的构造（断层）-岩性油气藏中压力系数约为1.70，低于同层段的砂岩透镜体岩性油气藏，说明断-砂复合输导体系易导致流体压力释放（图3b）。对于断裂更为发育的沾化凹陷渤南北带，邻近供烃源岩的油藏压力系数可1.70左右，与胜坨地区相当，随着与源岩距离的增大和原油沿断-砂输导体系的运移，油藏流体压力逐渐平衡、散失递减至常压（图 3d）。因此，在断裂发育的砂砾岩沉积区，断层和砂体的复合输导作用影响着油藏中流体压力的变化。
古压力演化不仅可揭示现今流体压力的形成过程，还可通过对比泥岩与邻近储层间的剩余压力反映源-储剩余压力差主导下的成藏动力演化差异。在常压-弱超压储层发育区，烃源岩与储层的剩余压力演化过程基本一致，二者之间往往保持着较为稳定的压力差，这保证了烃源岩生成的油气能有效地借助于该动力运移、充注至储层中［39］（图 6a）。并且，储层中的孔隙流体压力在晚期会进一步释放，使得源-储之间的剩余压力差进一步增大（图 6a）。进入常压环境下的烃类流体主要受到浮力的影响，在储层或者输导通道中运移和调整。烃源岩与储层之间的剩余压力差演化过程在超压储层中截然不同，通常在早期能形成较大的压力差，但随着储层中超压的逐步积累，烃源岩中压力的调整，源-储剩余压力差会逐渐减小。尽管如此，现今仍存在4～5MPa的源-储剩余压力差，同样为油气的近源充注提供了动力（图 6b）。另外，处于超压条件的地层中易形成微裂缝，为油气渗流提供了有效的通道（图 4d）。
基于深层压力演化的认识，结合烃源岩与砂砾岩储层的空间配置关系和断层发育特征，认为与泥页岩呈指状接触的近岸水下扇体，或被生烃泥岩包围浊积砂体，供烃源岩持续生烃形成的超压为油气成藏的主要动力（图7a，b）。常压的扇根物性封堵岩性油气藏和构造（断层）-岩性复合油气藏，其油气先在超压驱动下充注砂砾岩扇体，随后依靠浮力作用沿着断层或砂体运移、调整并聚集（图 7c—e）。
图 7 渤海湾盆地济阳坳陷深层不同类型砂砾岩体油气藏成藏动力体系
五
多类型油气藏成藏模式
深层油气成藏是多种地质要素复合作用的结果。基于烃源岩生烃史、地层压力以及储层成岩作用之间的耦合关系，明确关键成藏期各要素对油气成藏的影响，揭示并总结了济阳坳陷东部深层砂砾岩多类型油气藏在生烃-储层-压力耦合控制下的成藏模式。利用与烃类共生的盐水包裹体均一温度并结合模拟的埋藏史和热史，厘定了济阳坳陷东部深层砂砾岩油气藏关键成藏期。东营凹陷沙四段、车镇凹陷沙三段和沾化凹陷沙四段深层砂砾岩油气藏经历了两期成藏，第一期约在东营组沉积中期（24～18 Ma），第二期为明化镇沉积末期（3～0 Ma）（图 8a—c）；沾化凹陷深层沙三段为明化镇时期至今（3～0 Ma）的第一期充注成藏（图8d）。
1、多期叠置近岸水下扇油气相态垂向分异成藏模式
该类型成藏模式发育在东营凹陷盐家深层多期叠置、垂向连通的砂砾岩扇体中，油气相态在垂向上分异，从上至下依次为干气藏、凝析气藏和油藏，不同类型的油气藏成藏过程不同，受到热演化、充注运移方式和次生改造等因素的影响 。在第一成藏期（24～18Ma），沙四段深层主力烃源岩达到成熟阶段，生烃产生的异常超压为油气和有机酸侧向充注提供了充足的动力，酸性流体溶蚀早期钙质胶结物和长石形成大量次生孔隙，并且充注的油气和超压可抵抗压实作用对储层的破坏。浮力驱动早期原油沿叠置的扇体向上运移 ，逐 渐在砂砾岩体中形成油润湿相的输导通道（图 9）。随着地层抬升剥蚀后的再次埋深，烃源岩再次进入生烃门限，约在明化镇中期（3～0 Ma）发生了第二期油气充注，源-储剩余压力差仍为油气初次运移的主要动力。由于地层埋深的增大，沙四下亚段烃源岩进入高-过成熟阶段，并持续向砂砾岩储层充注凝析油和天然气，沙四上亚段源岩仍处于成熟生油阶段。同时，地层温度达到原油裂解的条件，早期形成的古油藏发生裂解，气/液比不断增加。垂向上差异的热演化过程使得沙四下亚段深部形成干气藏、沙四上亚段形成轻质油藏。原油裂解生气过程中孔隙流体体积膨胀形成的异常压力易产生微裂缝，增加了深部天然气沿垂向输导通道向上运移的效率，使得大量天然气充注沙四下亚段上部的古油藏，加之原油裂解生气，逐渐改变烃类流体组分，最终形成深层凝析气藏（图 9）。
图 8 渤海湾盆地济阳坳陷东部不同凹陷和地区深层砂砾岩埋藏史、热演化史及油气充注时期
图 9 渤海湾盆地东营凹陷盐家地区深层砂砾岩油气成藏模式
2、近岸水下扇泥岩顶部及侧向联合封堵成藏模式
在第一成藏期（约24Ma），车镇凹陷北带深层沙三段烃源岩进入“生油窗”，生烃增压提供了充注动力，大量液态石油侧向充注到近岸水下扇储层中。砂砾岩圈闭中良好的封闭条件使得油藏中流体超压积累，进而抵抗压实作用和抑制胶结作用，促使大量的原生孔隙得以保存。油气在剩余压力差的作用下沿扇中运移并在岩性圈闭中聚集成藏（图10）。沙三段烃源岩在明化镇沉积时期（约3Ma）再次进入生烃高峰并大量生油，由于早期砂体中流体压力的积累，源-储剩余压力差升高，原油继续充注早期油藏，使得富集程度进一步提高（图10）。
图 10 渤海湾盆地车镇凹陷北部陡坡带深层砂砾岩油气成藏模式
3、近岸水下扇-浊积扇近源成藏模式
(1）东营凹陷胜坨北带深层油气藏
在第一期生烃高峰（约 21 Ma），沙四上亚段烃源岩生油增压并充注液态石油和有机酸，使得储层经历溶蚀改造，传递的超压和原油在浊积砂岩圈闭中聚集和保存。同时，沙四下亚段烃源岩生成的原油通过浮力和超压沿断层-砂体运移至构造（断层）-岩性圈闭中聚集（图11）。
在3Ma左右，烃源岩进入高成熟生湿气阶段，同样在源-储剩余压力差的作用下近源充注油气，砂体中超压继续积累。对于构造（断层）-岩性油气藏，断层的泄压作用小幅度降低了地层流体压力。由于地层温度的限制，导致原油裂解程度低，生气量有限，使得现今东营凹陷胜坨深层油气藏中流体仍为单一油相（图11）。
图 11 渤海湾盆地东营凹陷胜坨地区深层砂砾岩油气成藏模式
(2）沾化凹陷渤南北带砂砾岩体
该地区的砂砾岩体展布受到阶梯状断层控制，为近岸水下扇砂体-断阶组合形式，断层垂向断穿并沟通多层段砂体和泥岩，油气来源丰富。在21Ma左右，沙四段烃源岩大量生油并充注邻近砂砾岩储层，超压和酸性流体促进了优质储层的发育。原油在源-储剩余压力差和浮力的共同作用下沿断-砂输导体系运移，受到扇根侧向封堵后聚集（图12）。相比较于沙四段，沙三段烃源岩在晚期（约3Ma）才达到生油高峰，沙四段和沙三段源岩生成的一部分原油在断层侧向封堵的作用下聚集成藏，另一部分通过断-砂输导通道运移，与早期原油混合后聚集成藏（图12）。
图 12 渤海湾盆地沾化凹陷北部陡坡带深层砂砾岩油气成藏模式
六
结论
1） 深层储层成岩演化研究揭示了原生孔隙储层和次生孔隙储层的发育机制。早期油气充注和超压流体抵抗压实和抑制胶结作用促使了深层砂砾岩储层中原生粒间孔隙的保存。生烃过程产生的酸性流体和易溶矿物是次生溶蚀孔隙形成的关键。超压环境产生的微裂缝有利于改善储层渗流能力，形成孔-缝型储集空间。
2） 深层流体超压演化受到生烃作用和沉积过程的控制，不同的地质条件导致深层发育复杂流体压力，其形成机制与保存条件关系密切，并且断-砂输导体系调配压力的分布。源-储剩余压力差在常压-弱超压储层中提供稳定、充足的成藏动力，而在超压储层中该动力随着时间逐步减小。浮力在常压或弱超压区驱动油气的二次运移。
3） 基于烃源岩生烃史、地层压力以及储层成岩作用之间的耦合关系，结合成藏条件差异性的分析结果，建立了济阳坳陷东部深层砂砾岩油气在生烃-储层-压力耦合控制下的 3种成藏模式，多期叠置近岸水下扇油气相态垂向分异型、近岸水下扇泥岩顶部及侧向联合封堵型、近岸水下扇-浊积扇近源成藏型。
本文作者：雷文智，陈冬霞，王永诗 ，巩建强，邱贻博，王翘楚，成 铭，蔡晨阳。文章来源于《石油与天然气地质》
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