引用本文

Tian Yu，Zhang Xingyang，Zhu Guowei,et al.Controlling effects of paleogeomorphology on intraplatform shoal reservoirs distribution and gas reservoirs characteristics:Taking intraplatform shoal gasfields of the Amu Darya Basin as examples[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(2):320-329.[田雨，张兴阳，朱国维，等.古地貌对台内滩储层分布及气藏特征的控制作用——以阿姆河盆地台内滩气田为例[J].天然气地球科学，2016,27(2):320-329.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.02.0320

古地貌对台内滩储层分布及气藏特征的控制作用

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——以阿姆河盆地台内滩气田为例  

田雨1,2，张兴阳2，朱国维1，张良杰2，吴蕾3，郭同翠2，张宏伟2，尉晓玮2（1.中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院，北京100083;2.中国石油勘探开发研究院，北京100083;3.中国石油（土库曼斯坦）阿姆河天然气公司，土库曼斯坦阿什哈巴德744036）

作者简介：田雨（1985-），男，吉林辽源人，博士研究生，主要从事沉积、层序与储层研究.E-mail：jilintianyu06@163.com.

基金项目：国家科技重大专项“中亚地区含气盆地成藏规律与勘探技术”（编号：2011ZX05029-003）;中国石油天然气集团公司科学研究与技术开发项目“阿姆河右岸盐下天然气分布规律与区带评价”（编号：2013D-0904）联合资助.

摘要  
近年来，在特提斯构造域油气富集带中的四川盆地、塔里木盆地及阿姆河盆地的台内滩油气田勘探取得了重要进展，展示了良好的勘探前景。以阿姆河盆地阿姆河右岸地区中上侏罗统盐下碳酸盐岩台内滩气田为例，通过地震层拉平技术、残余地层厚度法和补偿厚度印模法等对古地貌特征进行了研究及恢复，并重点分析了沉积古地貌对台内滩储集体分布及气藏特征的控制作用。结果表明:研究区发育2个大的基底古隆起，隐伏基底隆起形成的台内沉积古地貌差异对台内滩储层的发育具有明显的控制作用，在基底古隆起发育的古地貌高部位台内滩单层厚度大，垂向上多期叠置，横向连片，储层物性条件好，形成大规模的叠合台内滩储集体;在古地貌低洼部位台内滩单层厚度薄，总厚度小，储层物性条件相对较差，形成的台内滩储层规模有限。同时，隐伏隆起形成的台内沉积古地貌差异对台内滩气藏气水系统、产能特征及气田规模也有重要的影响，沉积古地貌高部位台内滩储层垂向连通性较好，内部隔夹层相对不发育，气水系统相对简单，单井产量高;沉积古地貌低洼部位台内滩储层纵向连通性差，内部发育多套隔夹层，气水系统复杂，单井产量较低。继承性隆起上的地貌高地易形成大型叠合台内滩气田。

关键词： 阿姆河盆地       古地貌       台内滩       储层分布       气藏特征       控制作用      

中图分类号:TE122.3      文献标志码:A      文章编号:1672-1926(2016)02-0320-10

Controlling effects of paleogeomorphology on intraplatform shoalreservoirs distribution and gas reservoirs characteristics: Taking intraplatform shoal gasfields of the Amu Darya Basin as examples

Tian Yu1，2 ，Zhang Xing-yang2，Zhu Guo-wei1，Zhang Liang-jie2，Wu Lei3，Guo Tong-cui2，Zhang Hong-wei2，Yu Xiao-wei2 

（1.College of Geoscience and Surveying Engineering,China University of Mining and Technology,Beijing 100083,China;2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,CNPC,Beijing 100083,China;3.Amu Darya Gas Company,CNPC （Turkmenistan）,Ashkhabad 744036,Turkmenistan）

Abstract  
In recent years,major progress has been made in intraplatform shoals exploration of Sichuan Basin,Tarim Basin and Amu Darya Basin in Tethyan tectonic domain and shows a good exploration prospect.Based on the case study of sub-salt intraplatform shoal gas fields of the Middle-Upper Jurassic Callovian-Oxfordian in the Right Bank Area of Amu Darya Basin,the characteristics of paleogeomorphology are studied and reconstructed through the methods of layer flattening,residual thickness and compensation thickness,especially the controlling effects of sedimentary paleogeomorphology on intraplatform shoal reservoirs and gas reservoirs characteristics are emphatically analyzed.It illustrated that two large-scale basement paleo uplifts developed in the study area,and the development of intraplatform shoal reservoirs is obviously controlled by the sedimentary paleogeomorphic differences formed by the hidden basement paleo uplift,while the monolayer thickness of intraplatform shoal is large.Multistage superposed vertically and continuous distributed laterally,and the physical properties of intraplatform shoals reservoirs are better in the high land of basement paleo uplift,where can form large-scale superposed intraplatform shoal reservoirs.In contrast,both the monolayer and total thickness are small,and the physical properties of the intraplatform shoal reservoirs are relatively poor in the depressed areas.The scale of intraplatform shoal reservoirs is limited.Meanwhile,paleogeomorpic differences have important influences on gas-water system,productivity and scale of intraplatform shoal gas fields.The vertical connectivity of intraplatform shoal reservoirs is good and the interlayers do not develop in the areas with high sedimentary geomorphology background.The gas-water system is relatively simple and single borehole production is high,while the connectivity of reservoirs is poor and the development degree of interlayers is good in the depressed areas,with complex gas-water systems and low single well production.The high lands of large inherited paleo uplift tend to form large-scale superposed intraplatform shoal gas fields.

Key words： Amu Darya Basin;       Paleogeomorphology;       Intraplatform shoal;       Reservoirs distribution;       Gas reservoir characteristics;       Controlling effect;      

引言

近年来，在特提斯构造域油气富集带中的四川盆地、塔里木盆地及阿姆河盆地，台内滩油气田勘探取得了重要进展。四川盆地川中高石1井于2011年在震旦系—寒武系颗粒滩白云岩储层获日产百万立方米高产气流，发现了震旦系、寒武系特大型台内滩气田，储量规模超万亿立方米[1];塔里木盆地塔中地区奥陶系鹰山组台内滩叠加后期岩溶作用，形成优质孔洞型、缝洞型储层，油气资源丰富，仅塔中北斜坡鹰山组台内滩探明石油地质储量就高达3.81×108t(油当量)[2];阿姆河盆地右岸地区中上侏罗统近年来发现证实了多个盐下台内滩气田，发育优质孔洞型储层，天然气资源丰富，目前年产气量超过50×108m3，成为中国—中亚天然气管线的重要气源[3]。 上述油气田的发现，展示了特提斯构造域油气富集带中台内滩良好的勘探前景。 目前国内外关于台内滩的研究主要集中在岩相类型及组合特征[4-9]、滩体发育特征及分布规律[10-13]、储集空间类型、物性特征及成岩作用[14-19]、地震响应特征及储层预测[20,21]、成藏组合特征[22,23]等方面。古地貌是控制一个盆地沉积相发育与分布的一个主要因素，同时在一定程度上控制着后期油气藏的储盖组合，因此开展古地貌恢复工作及探讨古地貌与沉积相、油气藏之间的关系对于油气勘探具有重要的指导意义[24]。国外学者通过露头建模分析了古地貌对台内滩分布及储层质量的控制作用[14-25]，针对四川盆地、塔里木盆地及阿姆河盆地新发现的台内滩油气田，从古地貌角度综合分析台内滩形成分布、发育规模及气藏特征的研究目前还鲜有报道。 本文以阿姆河盆地右岸地区中上侏罗统盐下碳酸盐岩为例，在基底古隆起及其次级地貌单元恢复的基础上，结合海平面变化特征，重点分析隐伏基底隆起形成的沉积古地貌差异对台内滩空间分布规律、储层发育质量与储集体规模的控制作用，以及对气藏气水系统、产能特征及规模性气田形成的重要影响，希望能够为台内滩油气田的高效勘探开发提供指导。

1 地质背景

阿姆河盆地是在古生界变质结晶基底和海西期褶皱基底之上发育起来的中新生代大型沉积盆地，经历了二叠纪—三叠纪裂陷期、侏罗纪—古近纪裂后热沉降期和新近纪—第四纪抬升改造期等3个阶段。基底由古生界火山岩和变质岩组成，其上为二叠系—三叠系陆源碎屑岩构成的过渡层。中新生代沉积地层以上侏罗统基末利阶盐膏岩为界，分为盐上白垩系及盐下侏罗系2套成藏组合。 阿姆河右岸地区主要发育盐下侏罗系成藏组合，其以中下侏罗统巴柔—巴通阶海陆交互相含煤碎屑岩为主力烃源岩，中上侏罗统卡洛夫—牛津阶海相碳酸盐岩为主要储集层，上侏罗统基末利—提塘阶巨厚的盐膏岩为盖层,厚度可达1 400m以上（图1）。中上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩厚度为250~400m，西北部自下而上分为8个岩性段，卡洛夫阶的XVI、XVa2、Z、XVa1与牛津阶的XVhp、XVm、XVp、XVac分别构成一个三级层序，均发育海侵体系域、早期高位域及晚期高位域[3]。

图1     阿姆河右岸地区西北部卡洛夫—牛津阶沉积相与地层综合柱状图
Fig.1     Sedimentary facies and stratigraphic column of Callovian-Oxfordian in the northwestern Amu Darya Right Bank area

阿姆河右岸地区侏罗系经历了早中侏罗世碎屑岩陆棚、中晚侏罗世碳酸盐岩陆棚至晚侏罗世蒸发盆地的古地理演化过程。中晚侏罗世卡洛夫—牛津期发育一个大型碳酸盐岩台地沉积体系，以台地边缘堤礁为界，总体划分为台内及台缘斜坡—陆棚内盆地2个相区。研究区位于碳酸盐岩台内相区，主要发育开阔台地相及局限台地相，其上发育的台内滩是阿姆河右岸地区西北部最为重要的储集体（图1）。

2 古地貌特征及恢复

通过对地震剖面层拉平(以卡洛夫阶底面T16为拉平基准面)以及现今地震剖面研究发现区内存在2个大的基底古隆起，分别为查尔朱隆起和坚基兹库尔隆起（图2）。古隆起顶部盐下地层(T14层以下)总厚度、二叠系—三叠系(T20—T18)厚度明显小 于隆起两侧地层，其中Gad地区盐下地层总厚度最小、二叠系—三叠系厚度为0(沉积0)，表明查尔朱基底古隆起的地貌更高。这种地层厚度差异在中下 侏罗统(T18—T16)和中上侏罗统卡洛夫—牛津阶(T16—T14)变小，特别在坚基兹库尔隆起之上差异更小，表明坚基兹库尔隆起处侏罗世的填平补齐作用更强。在填平补齐作用下基底古隆起逐渐向隐伏隆起演化，虽然大型的隆起地貌特征变得越来越不 明显，但基底古隆起造成的沉积地貌差异一直延续

图2     古隆起地震反射特征(剖面位置见图1中A—A’)
Fig.2     Seismic reflection characteristics of paleo uplifts

到卡洛夫期，形成基底古隆起上卡洛夫期前的次级隆起、洼地与斜坡等地貌单元。而这些地貌单元之上数米至十数米的水深差异就足以造成碳酸盐岩台地内部明显的沉积分异，导致地貌高部位沉积厚层的颗粒滩，低洼部位以相对致密的滩间海沉积为主。 研究区在二叠纪—三叠纪强烈的拉张环境下，形成了北西高南东低的构造格局。早中侏罗世断裂活动明显减弱，仅在局部地区发育小型正断层，二叠纪—三叠纪的构造格局特征在该时期得到了继承。二叠系—侏罗系基本上为连续的补偿沉积，内部没有明显的沉积间断，因此研究区具备利用残余地层厚度法和补偿厚度印模法进行古地貌研究的条件。本文在卡洛夫阶底面(T16)上下各选出一个近等时的地层界面如二叠系底面(T20)和牛津阶顶面(T14)作为古地貌研究基准面，在此基础之上，分别采用残余地层厚度法和补偿厚度印模法对研究区卡洛夫阶底部古地貌进行了恢复。 根据残余厚度法原理，前卡洛夫期碎屑岩的厚度小代表相对古地貌高，厚度大代表相对古地貌低。依据这一镜像关系，可以反映不同古地貌单元的平面展布特征。研究区基底(T20)至中上侏罗统卡洛夫阶底面(T16)残余厚度（图3）表明，厚度呈北西至南东增大的趋势，西北部为一个明显的厚度低值区，厚度在400m以下(最小值在80m以下);东南部为另一个厚度相对低值区，厚度在800m以下(最小值在500m以下)。与厚度低值区对应，西北部为查 尔朱隆起，东南部为坚基兹库尔隆起，大致呈北西至南东向的条带状展布。2个隆起上均发育次级隆起。由于研究区中晚侏罗世碳酸盐台地最终演化为近平顶型台地，根据补偿厚度印模法原理，中上侏罗统卡洛夫—牛津阶(T16—T14)的厚度较薄处可指示卡洛夫期碳酸盐岩沉积前为古地貌高，反之为古地貌低。卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩印模厚度图揭示的查尔朱隆起与坚基兹库尔隆起的特征与残余厚度法分析的结果类似，而且更为明显地揭示了Ilj、Gad和Sam等局部隆起区（图4）。

图3     阿姆河右岸地区西北部T20—T16厚度与基底古隆起分布(暖色代表地层厚度大，冷色代表地层厚度小)
Fig.3     Strata thickness of T20-T16 and basement paleo uplifts distribution in the northwestern Amu Darya Right Bank area

3 古地貌对台内滩储集体展布的控制作用

3.1 古地貌对台内滩的控制作用

隐伏基底隆起形成的台内沉积古地貌差异对台内滩的平面展布有重要控制作用。卡洛夫—牛津阶联井沉积相分析表明，研究区总体经历了开阔台地、局限台地至蒸发台地的演变过程（图5）。隐伏隆起形成的沉积古地貌差异对沉积相展布有重要的控制作用，Gad-X井所处的查尔朱隆起区优势相为局限台地，Sam-X井所处的坚基兹库尔隆起区优势相为开阔台地相，反映了二者沉积地貌的差异性。从钻井揭示的台内滩发育程度来看，两大基底古隆起区高部位台内滩更发育。查尔朱隆起高部位的Gad-X井台内滩总厚度为150m，坚基兹库尔隆起高部位的Sam-X井台内滩厚度为180m，二者之间洼地内NFar-X井及WKish-X井台内滩厚度分别为50m和60m。在研究区中晚侏罗世绝对海平面上升、相对海平面下降的背景下，碳酸盐岩沉积的主体时期古地貌高部位水体浅、能量强、适合浅水生物生长，易发育台内滩，滩体总厚度大，平面展布范围广，如Gad和Sam等地区。地貌洼地内部水体较深，长期处于浪基面以下的低能环境，沉积物以细粒的泥晶灰岩、泥质灰岩为主，台内滩发育程度较差，单层厚度薄，总厚度小，横向展布范围局限，如NFar和WKish等地区（图1,图5）。

图4     阿姆河右岸地区西北部T16—T14厚度与次级地貌单元分布(暖色代表地层厚度大，冷色代表地层厚度小)
Fig.4     Strata thickness of T16-T14 and secondary geomorphic units distribution in the northwestern Amu Darya Right Bank area

图5     阿姆河右岸地区西北部卡洛夫—牛津阶联井层序沉积相对比(剖面位置见图1)
Fig.5     Sequence stratigraphy and sedimentary facies correlation of Callovian-Oxfordian in the northwestern Amu Darya Right Bank area

隐伏基底隆起形成的台内沉积古地貌差异与海平面变化结合，对高能台内滩的发育层位有重要的控制作用。由于两大基底古隆起形成的沉积地貌不同，高能台内滩的发育位置也存在差异。查尔朱隆起Gad地区为研究区沉积地貌最高的部位，在相对海平面下降的背景下，在卡洛夫期XVa2—XVa1沉积期长期处于浪基面附近的高能环境，发育了厚层的高能生屑滩。坚基兹库尔隆起形成的沉积古地貌总体较查尔朱隆起低，其上的Sam局部隆起在牛津期XVm沉积期才发育浪基面附近的高能环境，形成了厚层高能生屑滩，成为该气田最主要的产层。由于古地貌较Gad地区低，开阔海背景浪基面附近高能环境持续时间久，高能滩厚度较Gad地区更大。 隐伏基底隆起形成的台内沉积古地貌差异与海平面变化结合，对台内滩的类型及其组合也有重要的控制作用。基底古隆起上地貌高地纵向上形成薄层低能生屑滩—厚层高能生屑滩—薄层低能生屑滩—薄层鲕粒滩的纵向滩体组合;古地貌低洼区形成薄层低能生屑滩—相对厚层低能生屑滩—薄层鲕粒滩组合（图5）。

3.2 古地貌对内滩储层的控制作用

研究区卡洛夫—牛津阶储层较发育，以台地内部颗粒滩灰岩为主，包括泥晶颗粒灰岩[图6(a)]和亮晶颗粒灰岩[图6(b)—图6(e)]。颗粒类型多样，主要为生物碎屑[图6(a)—图6(c)，图6(g)—图6(h)]、内碎屑[图6(a)，图6(c)—图6(d)]、鲕粒[图6(f)]，次为球粒、藻粒和核形石等，生物碎屑主要为有孔虫、 腹足、腕足、棘屑、双壳及介壳等。颗粒灰岩主要储集空间为剩余原生粒间孔[图6(a),图6(c)—图6(e)]和次生的粒间、粒内溶孔[图6(a)—图6(d),图(g)—图6(h)]，局部地区发育铸模孔[图6(b),图6(f)]和小的溶蚀孔洞[图6(h)]等。研究区经历了同生期暴露的淡水溶蚀和成岩中晚期的埋藏溶蚀作用[3]，储层类型主要为孔隙及孔洞型台内滩储层。

图6     阿姆河右岸西北部地区卡洛夫—牛津阶常见的储层岩性与孔隙类型[(a)—(e)据Sam-X井]
Fig.6     Common rock and pore types of Callovian-Oxfordian reservoirs in the northwestern Amu Darya Right Bank area

(a)泥晶生屑砂屑灰岩，发生硬石膏化，发育粒间、粒内溶孔及剩余原生粒间孔，XVac层，铸体薄片;(b)亮晶生屑灰岩，方解石具有世代胶结结构，发育粒间、粒内溶孔及未被完全充填的铸模孔，XVm层，铸体薄片;(c)亮晶生屑砂屑灰岩，剩余原生粒间孔和粒间、粒内溶孔非常发育，XVm层，铸体薄片;(d)亮晶砂屑灰岩，发育剩余原生粒间孔和粒间、粒内溶孔，XVp层，铸体薄片;(e)亮晶鲕粒灰岩，鲕粒发生硬石膏化，发育剩余原生粒间孔，XVac层，铸体薄片;(f)生屑灰岩，以铸模孔为主，EIlj-Y井XVac层，岩心照片;(g)生屑灰岩，粒间溶孔发育，EIlj-X井XVm层，岩心照片;(h)生屑灰岩，溶蚀孔洞发育，Gad-X井XVm层，岩心照片 隐伏基底隆起形成的台内沉积古地貌差异对台内滩储层的规模及类型具有重要控制作用。基底古隆起发育的地貌高地高位期台内滩储层厚度大，垂向上多期叠置，平面展布范围广，形成规模性的叠合台内滩储集体（图5,图7）。另外储层发育主体时期沉积环境水体能量相对较强，导致储层原生孔隙较 发育。由于地貌较高，高位体系域晚期易于暴露遭受淡水淋滤作用，使台内滩储层原生孔隙被最大程度保存下来的同时为后期的溶蚀性流体提供了优势运移通道，在后期埋藏溶蚀作用下使储层得以进一步改造，形成优质的孔洞型高能台内滩储层，如Gad和Sam地区。其中Sam-X井SQ2层序早期高位域中上部发育的叠合高能生屑滩储层厚度在80m以上，物性条件较好，孔隙度和渗透率分别可达25%和1 000×10-3μm2。 地貌洼地台内滩储层单层厚度小(多小于3m)，总厚度小，台内滩储层规模有限（图5,7）。由于所处环境水体能量相对较低，致使储层原生孔隙发育程度相对较差。另外地貌低部位水体相对较深，在高位域晚期没有发生明显的暴露，因此储层受到后期溶蚀作用改造较弱，物性条件相对较差，如NFar地区储层孔隙度和渗透率多在6%和1×10-3μm2以下，储层类型为孔隙型台内滩储层.

3.3 台内滩发育模式

在古地貌对台内滩发育特征及展布规律控制作用的研究基础上，对台内滩的发育模式进行了总结（图8）。在基底古隆起发育的古地貌高部位滩体单层厚度大，垂向上多期叠置，横向展布范围广，形成大规模的叠合台内滩;在古地貌低洼部位滩体单层厚度薄，总厚度小，台内滩规模有限。另外沉积古地貌高部位台内滩储层垂向连通性较好，内部石膏隔夹层相对不发育;沉积古地貌低洼部位台内滩储层纵向连通性差，内部发育多套石膏隔夹层。

图7     Sam地区卡洛夫—牛津阶随机模拟反演剖面(位置见图1中B—B’)
Fig.7     Stochastic simulation and inversion profile of Callovian-Oxfordian in Sam 3D area

图8     阿姆河右岸地区西北部洛夫—牛津阶台内滩发育模式
Fig.8     Intra platform shoal development pattern of Callovian-Oxfordian in the northwestern Amu Darya Right Bank area

4 古地貌对气藏的控制作用

在研究区卡洛夫—牛津期碳酸盐岩内部，主要发育牛津期早期海侵形成的低能泥质灰岩与灰质泥岩，以及牛津末期蒸发台地相石膏等2类隔夹层。隐伏基底隆起形成的台内沉积古地貌差异对隔夹层的厚度及质量有重要的影响。古地貌高部位蒸发盐坪相石膏层较薄、呈透镜状分布、横向连续性差，总体封隔质量差;古地貌低部位蒸发潟湖相石膏层相对厚、横向连续，封隔质量好。这种沉积古地貌差异形成的隔夹层封隔质量的差异性，对台内滩气藏气水系统具有重要影响。 如查尔朱隆起上的Gad-X井处于地貌高地上，仅在XVac层顶部发育一层5m厚的石膏。XVac和XVm分层测试结果显示2套气层具有相似的流体组分和地层压力，如H2S含量都为0.5%左右，地层压力为23.5MPa，分析认为以上2层气藏具有统一的气水系统。另外由于Gad地区处于研究区沉积古地貌最高部位，气层发育层位可向下延伸至XVa1层，为泥质灰岩与灰质泥岩直接覆盖，与上部气层分隔，测试结果显示该层流体性质和地层压力与上部2层存在一定差异，如H2S含量仅为0.2%，地层压力为22.5MPa，认为该套气层具有独立的气水系统。坚基兹库尔隆起高部位的Sam-X井XVac层发育2层石膏，位于台内滩气层之上，滩体内部无石膏发育，纵向连通性好。测试资料显示XVac、XVm、XVp、XVm+XVp各层具有相似的流体组分和统一的地层压力，如地层压力均为23MPa左右，各井测试气水界面大致相同，因此认为Sam气田具有统一的气水系统。地貌低洼部位如NFar-X井和WKish-X井分别沉积了21m/5层及34m/4层的石膏，封隔性较好，同时测试资料也证实了被石膏层分隔的各测试层之间地层压力和流体性质间的明显差异，表明发育多套气水系统（图9）。 基底古隆起之上的地貌高地发育大规模的叠合台内滩储集体，储层原始物性条件较好，单井产量高，如Gad地区和Sam地区单井测试日产气可达 100×104m3以上。而低洼地区台内滩储层规模较小，物性条件相对较差，单井产量较低，如NFar-X井和WKish-X井测试产气量每天仅为十几万立方米。 总体上，隐伏隆起形成的台内沉积古地貌差异对台内滩气藏特征具有明显的控制作用。基底古隆起发育的地貌高地上气水系统相对单一，单井产量高;低洼区气水系统复杂，单井产量低。

图9     阿姆河右岸地区西北部洛夫—牛津阶台内滩气藏模式
Fig.9     Intra platform shoal gas reservoir pattern of Callovian-Oxfordianin the northwestern Amu Darya Right Bank area

5 结论

(1)通过对阿姆河右岸地区西北部古地貌进行恢复，明确了不同级别地貌单元平面展布特征，研究区内发育查尔朱和坚基兹库尔2个大型基底古隆起，古隆起上分布次级隆起、洼地和斜坡等次级地貌单元。 (2)隐伏基底隆起形成的沉积古地貌差异对台内滩储层的发育具有明显的控制作用。基底古隆起发育的地貌高部位台内滩单层厚度大，垂向多期叠置，横向展布范围广，储层物性条件好，形成大规模的叠合台内滩储集体;地貌洼地台内滩单层厚度薄，总厚度小，滩体规模较小，物性条件相对较差，台内滩储层规模有限。 (3)隐伏隆起形成的台内沉积古地貌差异对台内滩气藏气水系统、产能特征及气田规模也有重要的影响。基底古隆起发育的地貌高部位台内滩储层垂向连通性较好，内部隔夹层相对不发育，气水系统相对简单，单井产量高;地貌洼地台内滩储层纵向连通性差，内部发育多套隔夹层，气水系统复杂，单井产量较低。继承性隆起上的地貌高地易形成大型叠合台内滩气田。

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