0 引言
油气勘探与开发实践表明，在油气成藏过程中，成藏期地层倾角与油气资源聚集量有着密切关系。尽管国内外学者很早就开始对这一问题进行研究［1-4］，但总体上对这一关系的认识仍相对较弱，表现在对主成藏期地层倾角与成藏油气资源量之间关系分歧较大，甚至呈相反观点。一些学者［5-7］认为，在地层物性状态一定的条件下，地层倾角越大，油气运移动力沿斜坡分量就越大，二次运移距离越远，油气分布的范围就越广；也存在一些与之相反的观点：地层倾角越小，油气运移动力沿斜坡分量就越弱，越利于油气的聚集与保存［8-9］。物理模拟也表明［10］，地层倾角越大越有利于油气运移，地层倾角越小越有利于圈闭封闭油气。当地层倾角较小时，油气运移不仅有横向运移，而且存在垂向运移，而当地层倾角较大时，只有垂向油气运移［11］。还有第3种观点［12］：有学者对国内已投入商业开发的44个天然气有效区带和49个石油有效区带的油气资源量，与其主成藏期平均地层倾角二者间关系统计发现，随着地层倾角（θ）增大，油气聚集资源量也增大，并出现高峰极大值，随着地层倾角继续增大，油气资源量逐渐降低，整体呈一“开口向下抛物线”统计特征（图1）。其中，天然气高峰值的地层倾角约为0.7°，石油高峰值的地层倾角约为1.1°，地层倾角过大或过小，都不利于区带的油气聚集，存在一个成藏期地层倾角“窗口”。
主成藏期地层倾角与油气聚集资源量间到底存在什么关系？目前国内外尚未见有公开发表对这一问题进行系统研究的成果。本文试图在文献［13］提出的“油气运移最小能耗率原理”基础上，从理论上证明成藏期地层倾角窗口存在，并以鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏为例，揭示成藏期地层倾角窗口对油气资源量聚集的控制机制。
1 油气运移最小能耗率原理与成藏期地层倾角窗口
依据油气运移有效驱动力式（1） 和Darcy方程，则油气运移速度为：
文献［13］在油气运移有效驱动力公式（1） 和油气运移速度公式（2） 基础上，采用成藏动力学与非平衡态热力学相结合方法，提出油气运移最小能耗率原理及适用条件。油气运移最小能耗率原理认为，在弱油气运移有效驱动力作用下，盆地油气运聚系统将处于近平衡态区，也称为线性非平衡态区。处于近平衡态区油气运聚系统，将趋于与这一弱油气运移有效驱动力相适应的具有一定油气（藏）分布非均质结构定态。油气运聚系统能耗率将趋于最小值，并遵从最小能耗率原理。而在强油气运移有效驱动力作用下，油气运聚系统将处于非平衡态区，也称为非线性非平衡态。处于非平衡态区的油气运聚系统能耗率却不一定取最小值，而是偏离最小值，油气运移最小能耗率原理将不再成立。
严格意义上讲，油气运移最小能耗率原理仅适用于在较弱油气运移有效驱动力作用下，处于近平衡态区的油气运聚系统。但对于大尺度油气聚集系统或不需要很高研究精度的情况下，也仍可用油气运移最小能耗率原理，在强油气运移有效驱动力作用下，处于非平衡态区油气运聚系统进行近似分析。
在油气运移有效驱动力作用下，油气运聚系统能耗率将趋于最小值，并遵从最小能耗率原理，油气运聚系统能耗率可表示为［13］：
其中：
从油气运移有效驱动功率［式（4）］可看出，油气运移有效驱动功率大小取决于5个因素，即净浮力梯度（ρ owg）、剩余压力梯度（P r）、排驱压力梯度（P g）、地层倾角（sinθ）和流度（k/μ 0）。由于油气运移有效驱动功率（W）与sinθ的平方有关，显然地层倾角（θ）是一个最敏感、贡献最大参数。因为一般地层倾角（θ）较小，sinθ值就更小，而sinθ的平方值则极小，所以地层倾角（θ）轻微变化将引起油气运移有效驱动功率（W）极大变化，这也是油气运聚系统成藏期地层倾角窗口存在的根本原因。对于一个确定的油气运聚系统而言，其他4个参数变化相对较小，可视为不变的情况下，则油气运移有效驱动功率（W）与地层倾角sinθ呈抛物线函数关系：
其中：
由于这一抛物线a值大于0［式5（a）］，开口向上，所以（主）成藏期地层倾角具有极小值：
根据油气运移有效驱动功率［式（4）］，当其他4个参数确定情况下，油气运聚系统的油气运移有效驱动功率（W），与主成藏期地层倾角sinθ呈一开口向上的抛物线函数关系，存在极小值，即对应的地层倾角θ min，称为成藏期地层倾角窗口。公式［6（b）］称之为成藏期地层倾角窗口公式。至此，从理论上严格证明了油气运聚系统成藏期地层倾角窗口存在。
2 应用实例
2.1 地质背景
早白垩世末以来，鄂尔多斯盆地抬升地层遭受不同程度剥蚀，从盆地西北部剥蚀厚度不超过300 m，逐渐向东南部剥蚀厚度增大，达到2 000 m以上［24］，上古生界致密高压古气藏温度降低、孔隙度反弹（当上覆地层遭受剥蚀、垂向应力减小时，岩石骨架就会像弹性固体那样发生反弹，引起岩石孔隙体积的扩容，从而导致流体压力的降低［25］）和天然气散失，使古气藏压力降低逐渐调整演变为现今的低压致密气藏［26-28］。气藏压力系数变化特征明显［18］：东部米脂区压力系数分布在0.99~1.15区间，中部榆林地区压力系数分布在0.95~1.0区间，西部苏里格地区压力系数分布在0.82~0.92区间。山西组地层压力与石盒子组类似，地层压力也由西北向东南方向逐渐升高，压力系数在0.7~1.0区间。
2.2 高压致密古气藏如何调整定型为现今低压致密气藏？
前人［18］研究成果表明，石炭系—二叠系普遍发育裂缝。盆地东部上古生界16口井岩心共发现282条裂缝，其中未充填或半充填裂缝占比为58%，以有效裂缝为主，裂缝层段解释为气层或含气层占比可达80%以上。平行层面缝与低角度缝发育于具有层面结构的泥岩、泥质砂岩以及岩性界面附近，垂直缝或高角度缝发育于相对致密砂岩（图4），裂缝以NWW—EW走向为主。苏里格气田东区岩心分析表明［26］，水平渗透率介于（0.001 5~1.32）×10-3 μm2之间，平均为0.11×10-3 μm2；垂直渗透率在（0.001 2~0.28）×10-3 μm2区间，平均为0.033×10-3 μm2，而水平渗透率与垂直渗透率之比达到3.3倍以上。苏里格气田水平井压恢试井也表明［27］，储层水平渗透率要远大于垂直渗透率，水平渗透率与垂直渗透率之比介于3.91~47.38倍之间，平均值达到19.46倍以上（表1）。苏里格气田盒8段810块岩心样品分析也表明［23］，孔隙度大于13%岩样占比为21.5%，渗透率大于1×10-3 μm2岩样占比为28.3%（图5）。储层非均质性严重，发育高孔渗或优势运移通道，往往与储层孔隙结构发育“大孔道”所占比例有关，而盒8段微米级以上“大孔道”占比达到22.6%的统计结果也验证了这一点（图6）［16］。有研究成果［28，31］表明，70%以上的油气藏位于油气优势运移通道方向上。
表1 苏里格气田某区块水平井压恢试井解释结果数据[27]Table 1 Data table of interpretation results of horizontal well pressure buildup test in a block of Sulige Gas Field[27] |
| 井号 | 水平井长度/m | 水平井实际产气长度 /m | 表皮系数 | 水平渗透率 /（10-3 μm2） | 垂直渗透率 /（10-3 μm2） | 水平渗透率 /垂直渗透率 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| A | 1 310 | 366 | -3.7 | 1.495 0 | 0.125 0 | 11.96 |
| B | 1 000 | 361 | -1.06 | 0.064 0 | 0.001 6 | 40.00 |
| C | 420 | 125 | -3.37 | 0.043 0 | 0.011 0 | 3.91 |
| D | 1 301 | 178 | -6.54 | 0.030 0 | 0.004 0 | 7.50 |
| E | 1 078 | 702 | -2.84 | 0.440 0 | 0.073 0 | 6.03 |
| F | 949 | 408 | -5.01 | 0.616 0 | 0.013 0 | 47.38 |
| 平均 | 1 010 | 357 | -3.75 | 0.448 0 | 0.037 9 | 19.46 |
可见，上古生界不同类型裂缝或微裂缝、具有高水平渗透率（远大于垂直渗透率）复合砂体和“关键少数”的高孔渗或优势运移通道，这三者组成复杂交织网状输导体系的能耗率最小，为致密气藏大面积高效运聚提供了有效通道或储集空间。
苏里格气田苏25区块北部已开发密井网区的163口井揭示，盒8段储层物性差，排驱压力高，平均排驱压力梯度为0.015 MPa/100 m，单位体积流体所受阻力较大。同时形成于晚侏罗世至早白垩世的致密高压古气藏，构造总体上呈北高南低平缓格局，要比现今东高西低平缓构造倾角更小（图2）［18，32-33］。由于高压致密古气藏地层压力高，压力系数可达到1.65［18］，但其剩余压力梯度受平缓地层倾角影响使其侧向分量大为减弱，所以依据油气运移有效驱动力公式（1） ，以浮力、剩余压力和排驱压力三者之和为油气运移有效驱动力的高压致密古气藏，仍属于弱油气运移有效驱动力，油气运聚系统仍处于与这一弱油气运移有效驱动力相适应的近平衡态。由此可见，无论高压致密古气藏还是现今低压致密气藏都属于弱油气运移有效驱动力，二者都满足油气运移最小能耗率原理［式（3） ］适应条件。
本文利用Clapeyron方程［36］和修正Lee模型［37］，取现今苏里格气田盒8段平均地层压力29.2 MPa，地层温度375.1 K，早白垩世末最大埋深（4 500 m）时，古气藏地层温度为438 K，地层压力为72.7 MPa［18］，可求得现今气藏和古气藏的天然气密度与黏度值，其他参数取苏里格气田实际参数。可根据油气运移有效驱动功率公式（4），计算获得如图7所示的上古生界气藏的成藏期地层倾角窗口、剩余压力梯度和油气运移有效驱动功率三者关系图（为显示直观明了纵坐标设置为对数坐标）。在其他3个参数不变情况下，剩余压力梯度越大，则油气运移有效驱动功率越大，成藏期地层倾角窗口值越低。相反，剩余压力梯度越小，则油气运移有效驱动功率越小，成藏期地层倾角窗口值越高。高压致密古气藏成藏期地层倾角窗口值在0.2°~0.3°区间，现今低压致密气藏成藏期地层倾角窗口值在0.35°~0.45°区间，与现今低压气藏分布完全吻合。由于古气藏构造总体上呈北高南低平缓格局，要比现今东高西低平缓构造倾角更平缓，古气藏应该分布于成藏期地层倾角窗口（0.2°~0.3°）区域。例如，如图2所示现今的上古生界低压气藏分布南部边界大致位于定边、吴起、高桥、延安一带，而在这一边界带西南部区域也是生烃强度高值区（图3），在这一更平缓西南部区域也可能是古气藏原始分布区，因为处于古气藏成藏期地层倾角窗口区。
可见，上古生界高压致密古气藏经历近100 Ma抬升降压过程，最终演变为现今低压致密气藏过程；也是盆地构造由北高南低平缓格局演变为现今东高西低平缓构造格局过程，也是由高剩余压力梯度（0.637 MPa/100 m）缓慢减弱趋于0的过程；也是一个与净浮力梯度、剩余压力梯度、排驱压力梯度三者之和为其油气运移有效驱动力相适应近平衡态油气运聚系统，缓慢减小为与净浮力梯度与排驱压力梯度二者之和为其油气运移有效驱动力相适应新近平衡态油气运聚系统过程；也是由较小成藏期地层倾角窗口（0.2°~0.3°）缓慢增大为0.35°~0.45°过程（图7），也是气藏分布区可能缓慢向北、向东部偏移调整的过程。
总之，处于与油气运移有效驱动力相适应的近平衡态油气运聚系统，也具有与之相适应的油气（藏）分布非均质结构。如果这一油气运移有效驱动力发生变化，则原来处于近平衡态的油气运聚系统也要发生变化，以达到与这一变化的油气运移有效驱动力相适应的新近平衡态状态，而原来的油气（藏）分布非均质结构，也要相应地发生调整变化。油气运移最小能耗率原理或成藏期地层倾角窗口，则是支配油气运聚系统变化调整的那只“看不见的手”。
需要说明一点，源于油气运移最小能耗率原理［式（3） ］的成藏期地层倾角窗口［式6（b）］，是油气运移动力和油气运移阻力二者的复杂非线性函数。显然，油气运移最小能耗率原理与成藏期地层倾角窗口是等同的。成藏期地层倾角窗口，对油气运聚系统成藏预测研究提供了一定方便，只需研究是否处于成藏期地层倾角窗口，就可在一定程度上整体把握该研究区是否具有成藏潜力。
3 结论
（1）油气运移最小能耗率原理，严格意义上，仅适用于在较弱油气运移有效驱动力下，处于近平衡态区的油气运聚系统。但对于大尺度油气聚集系统或不需要很高研究精度的情况下，也仍可对强油气运移有效驱动力下处于非平衡态区油气运聚系统进行近似分析。
（2）基于油气运移最小能耗率原理，从理论上严格证明了油气运聚系统成藏期地层倾角窗口的存在。处于成藏期地层倾角窗口，油气运移有效驱动功率最弱，油气运聚系统能耗率最小，油气运聚效率最高，赋存发育油气资源量最大。
（3）成藏期地层倾角窗口提出，也揭开侯连华等（2021）对国内已投入商业开发的44个天然气有效区带和49个石油有效区带的油气资源量，与其主成藏期平均地层倾角二者间呈一“开口向下抛物线”统计特征之谜。
（4）鄂尔多斯上古生界高压致密古气藏由净浮力梯度、剩余压力梯度和排驱压力梯度三者之和为其油气运移有效驱动力，缓慢减小为由净浮力梯度与排驱压力梯度二者之和为其油气运移有效驱动力现今低压致密气藏。与之相对应，高压致密古气藏由较小成藏期地层倾角窗口（0.2°~0.3°），缓慢变为现今低压致密气藏相对较大成藏期地层倾角窗口（0.35°~0.45°）。
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