斷陷盆地連續(xù)型油氣藏分布范圍的確定方法
——以渤南地區(qū)沙四段為例

劉雅利

（中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學研究院，山東東營257015）

·油氣地質(zhì)·

斷陷盆地連續(xù)型油氣藏分布范圍的確定方法
——以渤南地區(qū)沙四段為例

劉雅利

（中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學研究院，山東東營257015）

連續(xù)型油氣藏是一種重要的油氣藏類型，確定該類油氣藏的分布范圍，對勘探部署具有重要的意義。在中外連續(xù)型油氣藏特征分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合渤南地區(qū)的實際地質(zhì)條件，明確了沙四段油氣連續(xù)聚集的特征，并通過連續(xù)型油氣藏形成機理分析，提出該類油氣藏分布范圍的確定方法。結(jié)果表明：廣泛分布的優(yōu)質(zhì)烴源巖、高生烴壓力、連續(xù)分布的致密儲層，是連續(xù)型油氣藏的主要特征；渤南地區(qū)沙四段具備連續(xù)型油氣藏的形成條件，盆地中心—斜坡油氣藏為連續(xù)型油氣藏。連續(xù)型油氣藏的形成是“源巖排烴卸壓、儲層壓力重建”的過程，生烴壓力—毛管阻力關(guān)系決定了油氣可注入儲層的物性下限；連續(xù)油柱兩端壓力差、油柱浮力與油柱頂端毛管力的關(guān)系，決定了油氣分布的儲層物性上限。根據(jù)這一認識提出連續(xù)型油氣藏物性上、下限的計算方法，計算渤南地區(qū)沙四段連續(xù)油氣分布的孔隙度為2%～11%。計算結(jié)果的準確性受壓力、孔隙度、阻力等可定量化程度的影響，會存在一定誤差，隨著各影響因素定量化模型的細化，計算結(jié)果將會更接近實際地質(zhì)情況。

連續(xù)型油藏成藏機理分布范圍確定方法渤南地區(qū)

隨著全球常規(guī)油氣資源儲備的減少及勘探開發(fā)技術(shù)的進步，以美國頁巖氣為代表的非常規(guī)油氣勘探取得了長足發(fā)展［1-3］。但是，非常規(guī)油氣藏一詞沒有實際的地質(zhì)意義，具有很強的主觀性。為了解決這一問題，賦予頁巖、致密砂巖等非常規(guī)油氣藏更多的地質(zhì)意義，Schmoker［4-5］提出了連續(xù)型油氣藏的概念，泛指聚集于致密砂巖、泥頁巖、煤層等非常規(guī)儲層中，缺乏明顯油氣水界面，大面積分布的油氣聚集。鄒才能等［6-7］根據(jù)圈閉特征與油氣聚集狀態(tài)，把油氣藏分為常規(guī)圈閉型和連續(xù)型兩大類，并將連續(xù)型油氣藏定義為“低孔滲儲集體系中油氣運聚條件相似、含流體飽和度不均的非圈閉油氣藏”。連續(xù)型油氣藏明確了非常規(guī)油氣藏的地質(zhì)特征，突破了油氣圈閉聚集的局限，也將勘探重點從尋找有利圈閉，轉(zhuǎn)向?qū)ふ覂犹瘘c。

連續(xù)型油氣藏雖然已將儲集空間下延至納米級孔隙［8-9］，但具體到某一盆地，總存在一個與最大充注動力相對應(yīng)的有效儲層物性下限。不僅如此，當儲層致密程度降低、油氣運移阻力減小到一定程度時，油氣便開始進行“自由”的二次運移，或在常規(guī)圈閉中聚集以形成常規(guī)油氣藏，或向地表逸散，從而使連續(xù)聚集的狀態(tài)被打破。由此可見，任何含油氣盆地的連續(xù)型致密儲層，特別是源外儲層，總存在一個適合油氣聚集的物性范圍。該物性范圍的確定，是明確連續(xù)型油氣分布區(qū)帶，優(yōu)選有利勘探目標的基礎(chǔ)。筆者在對中外連續(xù)型油氣藏特征分析的基礎(chǔ)上，以油氣充注與二次運移的動力—阻力平衡為依據(jù)，提出了適用于致密砂巖連續(xù)型油氣藏分布范圍的確定方法，并對渤南地區(qū)連續(xù)油分布范圍進行了計算，研究結(jié)果對連續(xù)型油氣聚集的定量研究及油氣勘探具有重要理論和實際意義。

1　連續(xù)型油氣藏特征

連續(xù)型油氣藏不僅具有連續(xù)分布的特點，還具有近源（源內(nèi)）聚集、儲層致密、源巖優(yōu)質(zhì)以及地層壓力異常等特征。

油氣近源（源內(nèi)）、構(gòu)造低部位聚集由Schmoker［4］定義可知，連續(xù)型油氣主要儲集在煤層、頁巖、致密砂巖等非常規(guī)儲層中。煤層、頁巖自身亦為烴源巖，該類油氣聚集為源儲共生、滯留成藏，如濟陽坳陷東營、沾化等凹陷沙三段頁巖油氣。致密砂巖、致密碳酸鹽巖儲層也多緊鄰烴源巖，前者主要為發(fā)育在深湖—半深湖區(qū)的重力流砂體，常緊鄰烴源巖或與之互層，如鄂爾多斯盆地延長組長6、長7砂組，油氣主要儲存在與油頁巖共生、疊合連片的濁積巖、碎屑流砂體中［10-11］；后者多與油頁巖互層，如美國Williston盆地Bakken組油氣儲層［12］。鄒才能等［13-14］曾對連續(xù)型油氣藏聚集的構(gòu)造部位做過總結(jié)，認為這類油氣主要聚集在盆地負向構(gòu)造單元，如前陸盆地坳陷中心—斜坡、克拉通向斜部位等。

連續(xù)分布的致密儲層受沉積與成巖作用控制，發(fā)育于盆地中心部位的非常規(guī)儲集體，具有大面積連續(xù)分布、低孔、低滲透的特點。儲層連續(xù)分布是形成連續(xù)型油氣藏的基礎(chǔ)，源儲共生或互層的煤層、泥頁巖、碳酸鹽巖往往形成于穩(wěn)定的海（湖）盆環(huán)境，具有大面積連續(xù)發(fā)育的特點；深湖—半深湖發(fā)育的重力流砂體，也往往疊合連片，形成連續(xù)儲集體，如鄂爾多斯盆地長6、長7砂組，砂體延展可達150 km［11］。低孔、低滲透是連續(xù)型油氣儲層的重要特征，也是該類油氣藏形成的重要原因。根據(jù)中外致密油氣（tightoil）的定義，儲層空氣滲透率小于1×10-3μm2，覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1×10-3μm2，孔隙度在10%以下，孔喉直徑小于1μm［14］。

大面積優(yōu)質(zhì)烴源巖廣覆式優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育是連續(xù)型油氣藏形成的前提［6-7］，中外已發(fā)現(xiàn)的連續(xù)型油氣藏均與大面積優(yōu)質(zhì)烴源巖緊鄰或共生。以鄂爾多斯盆地延長組為例［15-16］，長4—長9砂組發(fā)育多套烴源巖，有機質(zhì)類型以Ⅰ和Ⅱ1型為主，其中長7砂組烴源巖平均有機碳含量（TOC）大于13%，鏡質(zhì)組反射率（Ro）為0.9%～1.1%，產(chǎn)烴率可達400 kg/t，排烴效率為55%～90%。Williston盆地Bakken組頂、底部各有一套黑色泥頁巖，總有機碳含量為10%～14%，有機質(zhì)成熟度（Ro）為1.0%左右，具有很強的生烴能力［12］。

異常高的地層壓力根據(jù)“相—勢”控藏理論，油氣向差物性儲層中充注需要強的動力條件［17］。對于儲層致密的連續(xù)型油氣藏來說，存在強超壓充注動力是其形成的關(guān)鍵。根據(jù)文獻報道，北美連續(xù)型油氣藏地層壓力系數(shù)一般大于1.2［12］。渤南地區(qū)沙三段泥頁巖儲層也普遍為異常高壓，盆地中心壓力系數(shù)一般在1.4以上，最高可達1.8。值得提及的是，鄂爾多斯盆地連續(xù)型油氣藏目前為異常低壓，主要是晚期構(gòu)造抬升、地溫降低，使地層壓力降低造成的［18］。

除上述特征之外，連續(xù)型油氣藏與常規(guī)非連續(xù)型油氣藏在油水關(guān)系、原油物性、含油飽和度等方面也存在明顯差別［13］。前者沒有明顯的油氣水界限，常油水倒置接觸，原油以輕質(zhì)油為主（原油密度大于40°API或小于0.825 g/cm3），且含油飽和度較高，一般在70%左右［14］；后者具有正常的油氣水關(guān)系和明顯的油水邊界，原油密度一般大于0.85 g/ cm3，在盆地邊緣可超過1.0 g/cm3，含油飽和度一般為60%。由于連續(xù)型油氣聚集及儲層的特殊性，使得其儲量計算方法、開采工藝技術(shù)也不同于常規(guī)非連續(xù)型油氣藏［13］。

2　渤南地區(qū)沙四段成藏條件及油氣聚集特征

渤南地區(qū)位于濟陽坳陷沾化凹陷中西部，是沾化凹陷的一個三級負向構(gòu)造單元，接受了巨厚的中—新生代沉積，具有與區(qū)域背景一致的斷—坳沉積過程［19-20］。油藏解剖及成藏條件分析發(fā)現(xiàn)，渤南地區(qū)沙四段具備形成連續(xù)型油氣藏的條件，盆地中心—斜坡的油氣具有連續(xù)聚集特征。

2.1具備連續(xù)型油氣藏形成條件

多套優(yōu)質(zhì)烴源巖根據(jù)鉆井揭示及前人研究成果［21］，渤南地區(qū)普遍發(fā)育沙四段、沙三段、沙一段3套優(yōu)質(zhì)烴源巖，除沙一段烴源巖成熟度較低外，沙四段、沙三段烴源巖均已進入大量生油階段。沙三段烴源巖主要發(fā)育在下亞段，為暗色泥巖和油泥巖沉積，厚度可達數(shù)百米；有機質(zhì)類型以Ⅰ和Ⅱ1型為主，有機碳含量為1.01%～9.32%，Ro值為0.5%～1.13%，生烴潛量可達65mg/g。該套烴源巖直接覆蓋在沙四段之上，在斷裂發(fā)育部位可直接和沙四段對接，能夠為沙四段提供油氣。沙四段烴源巖主要發(fā)育在上亞段，巖性為泥巖、含膏泥巖，有機質(zhì)類型為Ⅰ和Ⅱ1型，有機碳含量可達5%以上，Ro值為0.54%～1.56%，生烴潛量可達30mg/g。

多類型致密儲層根據(jù)宋國奇等的研究成果［22］，沙四段沉積時期研究區(qū)經(jīng)歷了一次大的構(gòu)造轉(zhuǎn)型，發(fā)育了多類型儲集體。沙四段下亞段盆地中心位置主要為淺水三角洲（緩坡）、扇三角洲（陡坡）沉積，形成了連續(xù)分布的（扇）三角洲前緣砂體，儲層孔隙度多在8%以下，滲透率小于1×10-3μm2，為致密連續(xù)儲層（圖1a）。沙四段上亞段發(fā)育扇三角洲、近岸水下扇、灘壩、生物礁等多類型儲集體，以3砂組為例，湖盆中心近岸水下扇、砂巖灘壩等儲集體物性均較差，孔隙度小于10%（圖1b）。由沙四段上亞段不同儲集體物性概率分布可知，碎屑巖儲集體特別是北部陡坡深洼帶發(fā)育的近岸水下扇體，孔隙度主要分布在10%以下，滲透率主要為0～1.0× 10-3μm2（圖2）。儲層發(fā)育特征決定了湖盆中心—斜坡部位只能形成非常規(guī)致密連續(xù)型油藏。

圖1　渤南地區(qū)沙四段沉積體系與孔隙度疊合Fig.1　The distribution ofsedimentary system and porosity of the fourthmemberof Shahejie Formation in Bonan area

圖2　渤南地區(qū)沙四段上亞段砂巖儲層物性概率分布Fig.2　Histogramsshowing the distribution of the physical propertiesof the sandstone reservoir in the upper fourthmemberof Shahejie Formation in Bonan area

高異常地層壓力渤南地區(qū)沙四段壓力場的分布特征［23］顯示：縱向上，沙四段總體為一個異常壓力系統(tǒng)，異常壓力高值帶（剩余壓力、壓力系數(shù)大）與膏泥巖發(fā)育段一致；平面上，地層壓力、壓力系數(shù)、剩余壓力等值線與構(gòu)造等值線相似，存在2個壓力高值區(qū)，分別對應(yīng)四扣、渤南次洼，最大剩余壓力可達26MPa，壓力系數(shù)達1.8。根據(jù)該區(qū)異常壓力成因研究成果［22］，沙四段生烴增壓對異常壓力的貢獻比例約為50%。由此可知，生烴作用產(chǎn)生的剩余壓力最高可達13MPa，能夠為油氣向致密儲層中充注提供強動力。

2.2油氣連續(xù)聚集特征

2010年以來，勝利油田在渤南地區(qū)靠近湖盆中心位置，部署并鉆探了多口以沙四段為目的層的探井，為研究該區(qū)油氣聚集特征提供了第一手資料。由過羅33—埕7井南北向油藏剖面（圖3）可以看出，在埋深超過2 500m的中部洼陷及北部陡坡帶，油氣從深洼帶渤深5井天然氣聚集（3 000～4 000 m），向南、北方向分別連續(xù)過渡為以灘壩砂巖、近岸水下扇砂礫巖為主要儲層的巖性油藏。從鉆探的情況來看，該深度段油藏主要受儲層物性控制，無明顯邊底水，試油表現(xiàn)為非油即干，具有致密連續(xù)型油藏特征。而在2 500m以上（主要分布在南部緩坡帶盆地邊緣），油氣孤立聚集，邊底水明顯，為常規(guī)油氣聚集，如羅21、羅33井油藏。由地層壓力分布情況可知，羅351—義104井連續(xù)型油藏分布區(qū)壓力系數(shù)都在1.2以上，深洼部位的渤深5井壓力系數(shù)最大可達1.6以上；而羅351井以南處于緩坡帶的井，壓力系數(shù)均在1.1以下，為常壓區(qū)。

圖3　過羅33—埕7井沙四段上亞段南北向油藏剖面Fig.3　A north-south reservoirprofileacrossWell Luo33-Cheng7 of theupper fourthmemberof Shahejie Formation in Bonan area

3　連續(xù)型油藏形成機理與分布范圍

受最大充注動力限制，實際含油氣盆地中總存在一個油氣所能充注的物性下限。同樣，連續(xù)油氣聚集還存在一個物性上限，當儲層孔、滲超過該上限時，內(nèi)部油氣所受阻力將不足以阻滯油氣二次運移，油氣連續(xù)聚集狀態(tài)會被打破。連續(xù)型油氣藏分布范圍的確定，就是根據(jù)油氣充注成藏與二次運移的動力—阻力構(gòu)成，求取油氣充注的物性下限和油氣滯留的物性上限。

3.1形成機理

在連續(xù)型油氣藏的概念提出之前，中外專家就曾對致密連續(xù)型油氣藏形成機理進行過探討，并形成了擴散運移、膨脹力運移等多個觀點［24］。鄒才能等［13］曾對非常規(guī)致密連續(xù)型油氣藏—常規(guī)孤立油藏形成的動力構(gòu)成及變化進行過系統(tǒng)分析，認為連續(xù)型油氣藏的形成是油氣在生烴壓力作用下向臨近致密儲層進行初次運移的結(jié)果。結(jié)合渤南地區(qū)地層壓力的演化過程，將連續(xù)型油藏形成總結(jié)為一系列“源巖排烴卸壓、儲層壓力重建”過程。

根據(jù)已有的認識，當生烴壓力積累到足以克服緊鄰致密儲層的毛細管阻力時，油氣便向儲集孔隙中充注。同時，流體交換過程伴隨著壓力的傳導，烴源巖壓力降低、儲層壓力增加，即壓力場重建。該過程可用圖4表示：烴源巖埋藏到一定深度開始生烴增壓，地層壓力隨著有機質(zhì)演化程度與生烴量的增加而增大，當壓力積累到一定程度時，油氣便突破儲層毛細管力向緊鄰儲層充注（圖4a，圖4b）。隨著油氣的注入，烴源巖異常壓力向儲層內(nèi)傳遞，使源—儲壓力均勻化（圖4c）。隨著油氣排泄與壓力傳遞，當烴源巖新增壓力不足以補充壓力損失量時，油氣充注停止，壓力傳導作用也逐漸消失（圖4d）。待烴源巖壓力再次積累到一定程度時，發(fā)生下一次油氣充注與壓力場重建。

圖4　連續(xù)型油氣藏形成與壓力場重建過程示意Fig.4　The processofpressure field reconstruction and continuoushydrocarbon reservoir formation

3.2分布范圍確定

在油氣充注及二次運移動力—阻力分析的基礎(chǔ)上，利用渤南地區(qū)已有的壓力場分布、儲層物性演化成果，可以求取連續(xù)型油藏分布的物性范圍，以緊鄰烴源巖的致密砂巖油藏為例說明。

3.2.1原油充注儲層的物性下限

油氣向致密儲層中充注的動力為生烴貢獻的剩余壓力，簡稱生烴壓力。原油能夠充注的儲層物性下限，即成藏過程中最大生烴壓力驅(qū)動下油氣所能進入的儲層孔隙，此時生烴壓力與儲層中值壓力相等，即

式中：ps為生烴壓力，MPa；p50為儲層中值壓力，MPa。

對于碎屑巖儲層來說，中值壓力與儲層物性存在函數(shù)關(guān)系。為了能夠直接求取各生烴壓力所對應(yīng)的儲層孔隙度，利用壓汞數(shù)據(jù)，建立了沙四段中值壓力與孔隙度的函數(shù)關(guān)系為

式中：?為孔隙度。

根據(jù)前期的研究［25］，研究區(qū)沙四段的現(xiàn)今地層壓力是第2次增壓所達的最大值，可用其計算油氣所能充注儲層的物性下限。以義104井為例，沙四段為異常高壓系統(tǒng)，壓力隨深度先升高再降低，壓力最大值在沙四段中深部位，按生烴壓力為現(xiàn)今剩余壓力的50%計算，由現(xiàn)今地層壓力可以得到生烴壓力（圖5a）。由式（1）和式（2）可計算任意壓力點油氣能夠充注的最小儲層孔隙度（圖5b）。當實際儲層孔隙度大于該孔隙度時，油氣便能向其中充注成藏，如該井3 869～3 888m實際孔隙度為7.4%，大于孔隙度下限值6.5%，油氣得以成藏（油層1層19 m，試油日產(chǎn)油量為2.12 t/d）。

圖5　義104井生烴壓力及其所能充注的孔隙度下限Fig.5　The pressure caused by hydrocarbon generation and the lower limitofporosity forhydrocarbon charging inWell Yi104

利用這一方法計算了研究區(qū)多口井的孔隙度下限值，并繪制了孔隙度下限平面分布圖。從圖6可以看出，不同構(gòu)造位置油氣所能充注的最小孔隙度相差很大，在生烴壓力最大的渤南次洼（渤深4井區(qū)），孔隙度大于2%即可充注成藏；而在生烴壓力小于2MPa的區(qū)域，即便孔隙度下限大于10%的致密儲層也不能成藏。

圖6　渤南地區(qū)沙四段連續(xù)型油藏孔隙度下限分布Fig.6　Distribution of the lower limitvalue ofporosity for continuoushydrocarbon reservoirsof the fourth memberof Shahejie Formation in Bonan area

3.2.2原油滯留儲層的物性上限

連續(xù)型油藏分布的物性上限，即能夠使連續(xù)油氣得以聚集的儲層最大孔隙度，由連續(xù)油氣在儲層中發(fā)生二次運移的動力—阻力決定。油氣在進入致密儲層后，所受動力主要來源于地層壓力和浮力，前者為連續(xù)油柱兩端的地層壓力差，由儲層壓力場（壓力梯度）、油柱水平長度決定；后者由油柱高度與地層傾角決定。所受阻力主要是毛細管壓力，決定于油柱頂端儲層的孔喉大小。

當致密儲層的阻力大于油氣運移動力時，連續(xù)油柱將在油氣的持續(xù)充注下繼續(xù)增加，相應(yīng)的油柱兩端壓力差以及油柱所受浮力也逐漸增大。當連續(xù)油柱增加到一定長度，油柱兩端的壓力差與浮力之和大于頂端的毛細管阻力時，再充注的油氣將突破上端的毛細管阻力，脫離連續(xù)油柱向上部物性較好的儲層中運移形成常規(guī)油氣。此時有

式中：Δp為連續(xù)油柱兩端的地層壓力差，MPa；pb為浮力，MPa。

根據(jù)儲層物性上限計算模型（圖7），假設(shè)油氣的初始供給點深度為D，連續(xù)油藏的水平長度為L，地層傾角為α，儲層壓力梯度為Gp，油柱頂端儲層上限孔隙度為?，油水密度差為Δρ，則由式（2）和式（3）可得

式中：L為連續(xù)油藏的水平長度，m；Gp為儲層壓力梯度，MPa/m；Δρ為油水密度差，kg/m3；g為重力加速度，m/s2，一般取值為9.8；α為地層傾角，（°）。

圖7　連續(xù)型油藏儲層物性上限計算模型Fig.7　A calculationmodel forupper limitof reservoir physicalproperty

由研究區(qū)沙四段儲層孔隙度—深度關(guān)系可知，在致密油藏分布段儲層孔隙度與深度為指數(shù)關(guān)系，回歸得該深度段孔隙度與深度函數(shù)關(guān)系為

式中：D為油氣的初始供給點深度，m。

由式（5）和式（2），可將中值壓力轉(zhuǎn)化為深度的函數(shù)，即

則式（4）可轉(zhuǎn)化為

以渤南次洼壓力體系為例，其Gp為1.8×10-3MPa/m，地層傾角為12.23°，Δρ為0.17×103kg/m3，D取壓力峰值深度5 050m。將這些參數(shù)代入式（7），可求得L為5 164m，對應(yīng)孔隙度為11.14%。該結(jié)果與渤南地區(qū)致密連續(xù)型油氣藏的分布一致，說明計算結(jié)果具有較高可信度。

由計算過程可知，儲層物性上限取決于：①壓力梯度。不同壓力體系或同一壓力體系不同方向壓力梯度不同，相同長度油柱兩端的壓力差不同；②地層傾角。地層傾角不同，相同長度油柱高度不同，浮力不同；③儲集體孔隙度與深度關(guān)系、孔隙度與毛細管阻力的關(guān)系。由于不同儲集體孔隙演化特征不同，不同構(gòu)造部位地層壓力及壓力梯度不同，所以連續(xù)油藏分布的最大范圍及其對應(yīng)的儲層物性也存在差別。

4　結(jié)論

連續(xù)型油氣藏是油氣在煤層、泥頁巖、致密砂巖等非常規(guī)儲集體中的聚集，具有緊鄰烴源巖或源內(nèi)聚集、儲層致密連續(xù)、高地層壓力等特征。渤南地區(qū)發(fā)育多套優(yōu)質(zhì)烴源巖、沙四段沉積多類型致密儲層，以及高異常生烴壓力，為連續(xù)型油氣藏的形成提供了良好條件，已發(fā)現(xiàn)的油氣具有非常規(guī)連續(xù)聚集與常規(guī)圈閉聚集2種模式。

連續(xù)型油氣藏形成過程是“源巖排烴卸壓、儲層壓力重建”的過程，生烴壓力—毛管阻力關(guān)系決定了油氣充注儲層的物性下限；油柱地層壓力差+浮力—油柱頂端毛細管阻力關(guān)系，決定了油氣分布的儲層物性上限。由此計算渤南地區(qū)沙四段連續(xù)油氣分布的孔隙度為2%～11%。

需要說明的是，本文只是連續(xù)型油氣藏定量研究的嘗試，受多個地質(zhì)因素可定量化程度的限制，文中計算結(jié)果與實際情況會存在誤差，例如儲層物性演化函數(shù)的準確性，會在很大程度上影響物性上限計算結(jié)果。隨著各地質(zhì)因素定量化程度的不斷提高，連續(xù)型油氣藏的定量研究精度也將不斷提高。

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編輯經(jīng)雅麗

Amethod of determ ining distribution of continuoushydrocarbon reservoir in faulted basin-a caseof the fourthmember of Shahejie Formation in Bonan area

Liu Yali
（Geoscience Research Institute，ShengliOilfield Company，SINOPEC，Dongying City，Shandong Province，257015，China）

Continuoushydrocarbon reservoir isan important type ofhydrocarbon accumulation.Determining its distribution borders is significant for oil petroleum exploration.Based on analysis of continuous reservoirs found in domestic and overseas，the characteristics ofhydrocarbon enrichment in the fourthmember of Shahejie Formation were determined according to actual geologic conditions in Bonan area.Themethod for determining the type of hydrocarbon reservoir was provided through analyzing the formationmechanism of the continuous hydrocarbon reservoir.The study results show thatwidely distributed source rock with high-quality，high formation pressure for hydrocarbon generation and continuous tight reservoir are themain characteristics of continuous reservoirs.The fourthmember in Bonan area in the centre basin-slope has the geological conditions for continuous hydrocarbon reservoirs formation.The hydrocarbon accumulation could be seen as “pressure in source rock decreasing while hydrocarbon expelling and pressure in reservoir reconstructing while hydrocarbon charging”.Theminimum valuesof physical propertiesof reservoirswhen hydrocarbon charging could be calculated by the relationship between the hydrocarbon generation pressure and capillary resistance，and themaximum values could be calculated by the pressure difference of continuousoil column and the relationship between thebuoyancy ofoil column and the capillary resistance at the top of the oil column.Amethod for calculating theminimum andmaximum value of the prop-ertywas put forward according to the recognition.The porosity of the hydrocarbon reservoirs is 2%-11%calculated by this method and errorswould bemade since its accuracymay be affected by the quantification extentof pressure，porosity and resistance.The calculated resultswill bemore closed to the actual geological condition when the quantitativemodel of the influencing factors is improved.

continuoushydrocarbon reservoir；reservoiringmechanism；distribution range；calculationmethod；Bonan area

TE111.2

A

1009-9603（2015）02-0001-08

2015-01-14。

劉雅利（1970—），男，吉林榆樹人，高級工程師，從事石油地質(zhì)研究。聯(lián)系電話：（0546）8717981，E-mail：liuyali036.slyt@sinopec. com。

國家科技重大專項“渤海灣盆地精細勘探關(guān)鍵技術(shù)”（2011ZX05006-003），中國石化科技攻關(guān)重點項目“渤南孤北沙四段多儲集類型油藏富集規(guī)律”（P11078）。