油气柱高度反映了地下油气聚集在纵向上的展布，决定了该圈闭、甚至是该含油气构造或区带等更大尺度范围内油气富集的程度。油气柱越高，其所具有的勘探开发价值就越高，尤其是目前油气勘探工作逐步转向深层—超深层。超高油气柱（本文定义为大于200 m）的发现能够有效地降本增效，实现深层油气勘探开发的高效推进。目前全球范围内诸多含油气盆地中都发现了超高油气柱，包括波斯湾盆地、西西伯利亚盆地等^[1-3]，主要产层的岩性包括碳酸盐岩和碎屑岩等，油气柱高度最高可达1 600 m^[4-7]。在我国四川和塔里木等盆地深层也有超高油气柱的发现，如普光区块、克拉2区块^[8-12]，这些区块均成为增储上产的有利区。目前诸多学者对于超高油气柱的预测与评价工作已经获得了一定成果，如林璐等^[13]、唐令^[14]通过毛管压力折算法、储盖层孔隙结构参数计算法、SGR法、试井分析法、压力折算法及流温测试折算法等，实现了对油气柱高度的估算；连建文等^[15]、柳东^[16]探讨了流体运移原始动力、输导层倾角、圈-源距离、重力以及毛细管压力等对油气柱高度的影响。

总体来看，目前对于含油气盆地超高油气柱的研究局限于超高油气柱的识别和油气柱高度的影响因素，而对超高油气柱形成所需要的地质条件、地质过程以及机制等仍缺乏系统的认识，难以对超高油气柱的勘探开发提供有效支撑。针对这一问题，立足于调研全球10个大型含油气盆地中共18个发现了超高油气柱的油气田，从油气生、运、聚过程分析入手，总结大型油气田超高油气柱的形成机制及其控制因素，以期为完善深层超高油气柱形成的理论认识、提高深层油气勘探成效提供帮助。

在世界范围内发现了超高油气柱的大型油气田中，国外典型地区包括波斯湾、滨里海及西西伯利亚盆地等，我国主要分布在四川、渤海湾及塔里木等盆地（图 1）。不同盆地的油气地质特征差异较大，因此对于超高油气柱的控制作用也不尽相同。从油气供给条件、有效储集空间、封盖与遮挡条件、有利输导通道等方面，对比了波斯湾盆地、滨里海盆地、西西伯利亚盆地以及四川盆地等数个典型地区。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 世界范围内发育超高油气柱的油气田分布 Fig. 1 Distribution of oil and gas fields with ultra-high petroleum columns developed worldwide

波斯湾盆地位于阿拉伯板块，面积达到305×10⁴ km²，已发现石油储量高达1 393.47×10⁸ t，天然气储量为90.5×10¹² m³，是全球富含油气的盆地之一（图 2）。波斯湾盆地主力含油气层系为侏罗系和白垩系^[17-19]，目前已发现多个具有超高油气柱的大型油气田，油气柱高度为260~842 m。波斯湾盆地油气资源丰富，具有多套生-储-盖组合^[20-22]：①古生界生-储-盖组合。志留系Gahkum组页岩作为烃源岩层；下二叠统Faraghan组碎屑岩、上二叠统Khuff组碳酸盐岩和下三叠统Kangan组砂岩作为储集层，储层厚度大（520~850 m）且物性好（孔隙度为20%~30%、渗透率为10~1 100 mD），为超高油气柱的形成提供了必要的储集空间；下三叠统Sudair组页岩和三叠系蒸发岩系作为盖层^[23]。②侏罗系生-储-盖组合。Tuwaiq组和Diyab组生油岩作为烃源岩层；Arab组碳酸盐岩作为储集层，储层厚度大（430~450 m）且物性好（平均孔隙度为9%、平均渗透率为0.3 mD）；上侏罗统Hith组硬石膏岩及Arab组内的硬石膏岩夹层作为盖层^[24]。③白垩系生-储- 盖组合。下白垩统Khazhdumi组生油岩作为烃源岩层，平均有机质丰度为5%；中白垩统Sarvak组作为储层，储层物性好（孔隙度为10.2%~12.6%、平均渗透率为1 200 mD）且厚度大（365~900 m）；由于上覆没有有效的盖层，通常与其上的Asmari组石灰岩相连通，白垩系之上发育的泥页岩和蒸发岩作为区域性盖层^[25]。波斯湾盆地构造发育，多形成逆冲断层，且下部盐层发生隆升，有利于该油气田的良好保存。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 波斯湾盆地构造纲要图（a）及岩性地层综合柱状图（b）（据文献[26]修改） Fig. 2 Tectonic outline(a)and stratigraphic column(b)of Persian Gulf Basin

滨里海盆地位于里海北部，面积达到58.487× 10⁴ km²，已发现油气储量为97.26×10⁸ t，油气资源十分丰富（图 3）。滨里海盆地含油气层系以泥盆系及石炭系为主^[27-28]，目前已在该盆地发现多个具有超高油气柱的大型油气田，油气柱高度为1 500~ 1 600 m。滨里海盆地生-储-盖组合较为复杂：①滨里海盆地主要发育4套烃源岩层系，使得整个盆地具有充足的油气来源。这4套烃源岩层系分别为中泥盆统艾菲尔阶—吉维特阶、上泥盆统法门阶—下石炭统杜内阶、下石炭统维宪阶以及上石炭统莫斯科阶—下二叠统阿丁斯克阶，其岩性主要为海相、滨岸潟湖相页岩及泥质碳酸盐岩。烃源岩有机质丰度高，基本符合优质生油标准，为盆地形成超高油气柱奠定了良好的物质基础。②盆地主要发育6套储层，分别是上泥盆统碳酸盐岩储层、下石炭统碎屑岩储层、下二叠统碳酸盐岩储层、上石炭统碎屑岩储层、下二叠统碎屑岩储层及上石炭统底部碳酸盐岩储层^[29-31]。储层平均厚度为300 m，盆地上石炭统碳酸盐岩储层岩性以白云岩和石灰岩为主。整体上储集层物性良好（孔隙度为10.0%~ 24.5%，渗透率为10~150 mD）。③盆地主要的优质区域性盖层为下二叠统空谷阶厚层盐岩，厚度为1~6 km，封盖油气的能力较强^[31-33]。滨里海盆地构造较为发育，储层内部裂缝较为发育，且存在大型隆起，有利于形成类型丰富的储集空间，从而有利于油气的保存。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 滨里海盆地构造单元划分（a）及岩性地层综合柱状图（b）（据文献[34]修改） Fig. 3 Tectonic unit division(a)and stratigraphic column(b)of Pre-Caspian Basin

西西伯利亚盆地位于亚洲的西北部，面积达到220×10⁴ km²，油气储量大，已发现的石油储量为200×10⁴ t，天然气储量为40×10¹² m³。盆地主要含油气层系以侏罗系和白垩系为主，在此盆地形成了乌连戈伊等大型气田，油气柱高度为1 400 m（图 4）。西西伯利亚盆地油气成藏条件较为复杂，对于天然气藏可以将其划分为2套生-储-盖组合：①上侏罗统顶部与下白垩统底部页岩作为烃源岩层（TOC为3%~7%，R_o为1.1%~1.5%）；下白垩统中部砂岩作为储集层，物性较好（孔隙度为20%~30%，渗透率为400~1 750 mD），储层厚度为1 400~1 900 m；尼欧克姆顶部页岩形成了良好的盖层^{[3, 6, 35]}。②白垩系波库尔组煤系作为烃源岩层（R_o为0.4%~ 0.7%）；塞诺曼阶砂岩作为储集层，平均厚度为800 m；土伦阶页岩分布广，形成了良好的区域性盖层^[36-38]。西西伯利亚盆地同生构造和局部构造发育，广泛发育区域性盖层，使生成的油气得以较好地保存，且储层多层重叠，这些条件对于超高油气柱的形成具有重要意义。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 西西伯利亚盆地构造简图（a）及岩性地层综合柱状图（b）（据文献[36]修改） Fig. 4 Tectonic sketch(a)and stratigraphic column(b)of Western Siberian Basin

四川盆地位于中国西南部，面积达26×10⁴ km²，天然气储量高达1.9×10¹² m³，是我国富含油气的盆地之一（图 5）。四川盆地主要含油气层系为二叠系和三叠系，目前在盆地内普光大型气田等存在超高油气柱，气柱高度达200~400 m。四川盆地构造复杂，具有多套生-储-盖组合^[10]：①川东北地区具有4套烃源岩层，分别是下寒武统、下志留统、下二叠统以及上二叠统烃源岩，以炭质泥岩和钙质泥岩为主，TOC小于0.4%，R_o平均为3.5%^{[12, 39]}。热演化程度较高，以生气为主。②飞仙关组作为主要储层，岩性以碳酸盐岩为主，储层厚度为200~500 m，非均质性强（平均孔隙度为8.17%~12.00%，渗透率为0.3~3.0 mD），孔隙结构较好。③上三叠统须家河组及上覆的泥质岩为主要的区域性盖层，此外还有中三叠统雷口坡组及其以下嘉陵江组和飞仙关组顶部发育的膏盐岩类盖层^[40]，这2套区域性盖层具有厚度大、层位稳定、连续性好等特点。四川盆地断裂构造发育，向下断裂至寒武系，并与多套烃源岩相连通，形成了良好的疏导体系，同时也对油气藏起到保护作用，有利于四川盆地超高油气柱的形成。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 四川盆地构造简图（a）及岩性地层综合柱状图（b）（据文献[12]修改） Ⅰ. 川西坳陷；Ⅱ. 川南低陡构造区；Ⅲ. 川东高陡构造区；Ⅳ. 米仓山—大巴山前缘冲断带；Ⅴ. 川中低缓构造区。 Fig. 5 Tectonic sketch(a)and stratigraphic column(b)of Sichuan Basin

综上所述，这些含油气盆地均具有充足的油气源供给、良好的生-储-盖组合以及良好的运移条件，为盆地内超高油气柱的形成提供了良好的地质条件。

油气在二次运移过程中，当储集层与盖层之间的毛细管压差（阻力）、浮力以及水动力三者达到平衡时的油气柱高度就是盖层所能封闭的最大油气柱高度^[41]。宛如“木桶效应”一样，油气柱高度取决于盖层封闭能力以及圈闭的闭合高度两者之间的最小值。当盖层的封闭能力强时，圈闭的闭合高度就是圈闭封闭油气柱的最大高度；当盖层的封闭能力差，临界油气柱高度小于圈闭的闭合高度时，盖层的临界油气柱高度即为圈闭封闭的油气柱最大高度^[15]。油气柱的形成首先需要充足的油气从优质的烃源岩中产出，并且在有利的条件下进行二次运移到圈闭中进行充注（主要有超压驱动下进行幕式充注和常压浮力驱动下的置换式充注这2种方式），而后在圈闭之中聚集成藏，在此过程中需要保证有良好的储集层提供充足的容纳空间，以及需要有效的盖层保存油气柱^[14]。

充足的油气源为含油气盆地中超高油气柱的形成奠定了良好的物质基础。通过对比国内外具有超高油气柱的含油气盆地，可知各盆地具备形成超高油气柱的首要条件均是具备良好的生成油气的条件（表 1）。例如波斯湾盆地、滨里海盆地、乌拉尔盆地以及西西伯利亚盆地烃源岩层厚度均较大，TOC（3%~7%）较高^[42]。其中，波斯湾盆地内多套烃源岩广泛发育，并且发育了多套相互叠置的主力烃源岩层，为油气的生成和聚集成藏提供了坚实的物质来源^{[26, 43]}；四川盆地、塔里木盆地以及渤海湾盆地同样发育多套烃源岩层，且烃源岩厚度大，个别厚度达到400~1 200 m，TOC为1%~5%。四川盆地发育多套烃源岩，下寒武统主力烃源岩厚度较大（10~ 300 m），TOC大部分大于1.0%，部分大于3%，母质类型为Ⅰ型，演化程度较高，R_o平均为3.5%^{[10, 39]}，为油气聚集成藏和超高油气柱的形成提供了源源不断的油气供给。

表 1(Table 1)

表 1 全球含油气盆地超高油气柱地质参数对比 Table 1 Comparison of geological parameters of ultra-high petroleum columns in petroliferous basins worldwide 国家 盆地 油气田 油气藏类型 储层岩性 盖层岩性 深度/m 地层温度/℃ 原始地层压力/MPa 孔隙度/% 渗透率/mD 油柱高度/m 气柱高度/m 巴林 波斯湾盆地 阿瓦利油气田 构造 碳酸盐岩 泥岩、页岩 2 600~3 400 20.00~35.00 10.00~1 100.00 260~270 阿联酋 波斯湾盆地 Sajaa气田 构造 灰岩 页岩、钙质页岩 3 400~4 300 0.10 1.00~8.00 842 伊朗 波斯湾盆地 南帕斯油气田 构造 碳酸盐岩 白云岩、页岩 2 670~3 149 104.40 37.00 9.50 0.30 479 卡塔尔 波斯湾盆地 北方气田 构造 白云石化灰岩、细晶白云岩 白云岩、页岩 2 700~2 900 104.40 10.20~12.60 1 200.00 200 伊拉克 波斯湾盆地 鲁迈拉油田 构造 碳酸盐岩 泥灰岩 2 200~2 500 20.00~25.00 1.0010.00~ 300.0 哈萨克斯坦 滨里海盆地 田吉兹油气田 岩性 生物礁灰岩 页岩、蒸发岩 3 900~5 600 121.00 83.62 10.00~24.50 151.00 1 500.0 哈萨克斯坦 滨里海盆地 卡拉恰加纳克油气田 岩性 生物礁灰岩、白云岩 蒸发岩 3 600~5 300 6.00~24.60 0.10~130.00 1 600 俄罗斯 滨里海盆地 阿斯特拉罕油气田 构造 碳酸盐岩、泥岩与碎屑岩组合 盐岩 3 852~6 028 105.00~110.00 63.00 9.00 2.03 283 伊朗 扎格罗斯盆地 Taq油田 构造 碳酸盐岩 灰岩 1 000~1 800 12.40 3 760.00 500.0 俄罗斯 西西伯利亚盆地 乌连戈伊气田 构造 砂岩 泥岩、页岩 2 100~3 500 80.00 20.00~30.00 400.00~1 700.00 1 400 俄罗斯 伏尔加—乌拉尔盆地 奥伦堡气田 构造 碳酸岩盐 盐岩 1 700~2 400 20.33 11.30 0.10~30.60 275~525 法国 阿奎坦盆地 拉克气田（Lacq） 构造 碳酸盐岩、碎屑岩 泥岩、页岩 3 530~4 080 140.00 66.15 5.00~6.00 0.10 ~5.00 350~550 中国 四川盆地 普光气田 构造-岩性 白云岩、灰岩 膏岩、白云岩 5 141~5 500 50.00 10.00 0.30~3.00 200~400 中国 鄂尔多斯盆地 苏里格气田 构造 砂岩、碎屑岩 泥岩 3 200~3 600 95.00 58.59 5.00~12.00 0.50~2.00 200~400 中国 渤海湾盆地 蓬莱9-1油气田 构造 花岗岩（风化壳）、砂砾岩 粉砂质泥岩 1 300~1 500 100.00~110.00 6.10~28.70 56.00~600.00 235.5 中国 渤海湾盆地 胜坨油田 构造 砂岩 生物碎屑灰岩等 2 900~3 150 120.00 46.44 29.00 2 000.00 242.0 中国 塔里木盆地 克拉2气田 构造 白云岩、砂砾岩 膏盐岩 3 600~4 100 100.58 74.41 8.00~20.00 0.10~1 000.00 341 中国 塔里木盆地 顺北油田 构造-岩性 碳酸盐岩 泥岩 7 256~7 986 150.00 81.75 0.01~16.54 0.19 625.5

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巨厚储层纵向叠置对油气柱的影响，一方面在于巨厚储层为超高油气柱的形成提供了足够的容纳空间，另一方面在于储层纵向上的叠置有利于油气纵向上的运移。例如，滨里海盆地就具备纵向发育的巨厚储层条件，储层厚度多数大于500 m。其中，卡拉恰加纳克油气田储层主要为礁滩复合体，是重要的碳酸盐岩储层之一^[44]。礁滩储集体主要在海水能量较高的地区沉积，其发育特征、叠置形式与海平面升降及海水动荡程度存在密切联系，其形成主要包括4个时期，即灰泥丘生长期、生物礁生长期、粒屑滩发育期以及粒屑滩衰亡期^[45-47]。随着相对海平面的升降，礁滩体在纵向上会形成一个完整的旋回，自下而上由灰泥丘、生物礁、粒屑滩和云坪构成，多个旋回礁滩体叠置可形成巨厚层的礁滩复合体，在纵向上连续性较好，这些礁滩复合体经过后期溶蚀及淋滤作用可形成次生孔隙叠置发育带，具备较好的储集物性，进而可作为有利的勘探目标^[48]。此外，渤海湾盆地巨厚的碎屑岩储层在纵向上的叠置也为超高油气柱的形成奠定了基础，该盆地储集层厚度多大于200 m，属于辫状河三角洲前缘沉积，储层单层厚度大，多期砂体纵向叠置，储层非均质性较强^[49-50]，储集层在纵向上的叠置为烃源岩产出的油气提供了足够的容纳空间，又有利于油气纵向上的运移，是形成超高油气柱的主要控制因素。

盖层直接影响了油气的保存，只有良好的区域性盖层才能使超高油气柱在形成后得以保存。影响盖层封闭性的因素是多方面的，如盖层的岩性及埋深、盖层的厚度及横向分布连续性、盖层的孔隙度、渗透率以及微孔隙结构等^[13-14]。膏岩等蒸发岩为主的盖层质量最佳、突破压力最大，尤其是对于超高气柱的封存能力更强。封闭性好的广覆式发育的盖层为超高油气柱的形成提供了良好的保存条件。例如：滨里海盆地连续发育封盖能力强的膏岩盖层，其中在田吉兹油气田主要以二叠系孔谷阶盐岩作为区域性盖层，该套盐岩厚度大，几乎覆盖整个盆地，具有良好的封盖效果。鄂尔多斯盆地中也发育广覆式盖层，以上石盒子组发育的一套分布稳定的河漫湖相泥质岩区域盖层为主。具有超高油气柱含油气盆地的盖层条件均较好，这些含油气盆地中的盖层岩性以广泛分布的厚层泥岩、页岩为主，部分为大面积分布的厚层蒸发岩如膏岩。广覆式发育的盖层阻止了下部油气向上继续运移，与下伏的优质储层在纵向上形成了一套优质的储-盖组合。

超高油气柱的形成离不开输导体系，多数的油气藏并不仅有单一的输导体，更多的是由多种类型输导体共同构成的输导体系，或者以某种输导体为主、其他类型的输导体为辅的运移方式。这些输导体相互叠置、连通和交叉，形成不同的运移级次^[51-52]。例如：滨里海盆地中，盐岩在上覆岩层差异压实作用下容易发生塑性流动变形，形成众多的盐丘，导致横向上厚度变化大，局部甚至缺失，盐丘之间连接薄弱的地带与盆地内发育的断层形成纵向网式输导体系，为烃源岩生成的油气纵向运移至储集层成藏提供了通道^[53]。塔里木盆地发育了多种类型的油气输导体系，包括不整合、断层以及裂缝等，在纵向上形成网式输导体系。其中，断层输导体是油气垂向运移的高效通道，控制着塔里木盆地油气的纵向分布范围和规模；不整合输导体是油气长距离侧向运移的通道，控制了油气的平面分布范围^[54]。在这些含油气盆地之中，均发育有复杂的纵向网式输导体系，有效地沟通了烃源岩与地层中的圈闭，为超高油气柱的形成提供了有利条件。

有利的运移条件使油气能够更加顺利地充注在圈闭之中。通过对比具有超高油气柱含油气盆地的地质条件得出，其所形成的圈闭绝大多数为构造型圈闭，少数为构造-岩性圈闭（表 1），运移条件较为复杂。从输导动力来看，运移条件中主要考虑储层物性与剩余压力：①储层物性直观反映的是储层的孔隙度与渗透率两大参数，10个含油气盆地的孔隙度（0.01%~35.00%）与渗透率（0.19~2 000.00 mD）均较大（图 6），有利于油气的纵向运移，孔渗越小，则油气所受的毛细管力越大，越不利于油气在垂向上的运移。例如：波斯湾盆地中储集层孔隙度为0.01%~35.00%，渗透率为0.3~1 200.0 mD，平均孔隙度和渗透率均较高，且跨度较大，储层非均质性较强。一般而言，储层空间自下而上其孔隙度与渗透率呈现逐渐降低的趋势，当油气运移至储-盖界面时，由于上覆的盖层具有良好的遮挡作用，使得油气不能继续往上运移。②大部分盆地地层具备高压条件，无论油气以什么样的状态，通过什么样的通道进行运移都需要在烃源岩与外界之间存在过剩压力梯度，从而形成相当的推动力才能发生油气运移^[55]。例如：渤海湾胜坨油田地层压力系数为1.57，压力梯度较小，油气从烃源岩中产出后向圈闭中运移，受到地层高压的影响，持续向圈闭之中充注油气，最终形成超高油气柱。油气田地层压力系数与超高油气柱的高度呈正相关（图 7），表明地层压力系数也是影响超高油气柱的一个重要因素。此外，含油气盆地的油气源与圈闭距离较近，在油气运移过程中损失量较小，在圈闭中聚集的油气就更多，更有利于含油气盆地中超高油气柱的形成。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 全球含油气盆地储层孔隙度及渗透率分布 Fig. 6 Distribution of porosity and permeability of reservoirs in petroliferous basins worldwide

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 油气田油气柱高度与地层压力系数关系 Fig. 7 Relationship between petroleum column height and formation pressure coefficient in oil and gas fields

烃源岩与储集层的匹配关系决定了油气藏形成的规模，良好的源储匹配关系，有利于超高油气柱的形成。例如：滨里海盆地田吉兹油田其主要烃源岩为泥盆系—二叠系发育的滨岸海相页岩和碳酸盐岩以及亚丁斯克组泥灰岩。这些烃源岩有机质丰度较高，类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主，并且已进入有机质大量生烃的成熟阶段，为油气的大量生成提供了良好的物质条件。其储层为上泥盆统—中下石炭统浅海碳酸盐台地的生物滩和礁块灰岩，物性较好（孔隙度为4%~8%，渗透率为10~100 mD），并且存在多期成藏的特点。优质的烃源岩层系与良好的储集层在空间上的匹配，使得该盆地形成了许多超高油气柱。在我国鄂尔多斯盆地中同样具有良好的源储匹配关系。其中，苏里格气田属于上古生界含气系统，其油气主要来源于本溪—山西组“广覆型”煤系烃源岩，TOC较高（2.20%~3.33%），有机质以Ⅲ型为主，具备形成大中型气田的烃源岩条件；其主力储层为下石盒子组和山西组上部的砂体，砂体厚度大且多期叠置，为中粗粒、含砾粗粒石英砂岩，储层物性较好（孔隙度为12%~15%，渗透率为0.5~2.0 mD），储集空间以各种类型次生溶孔为主。苏里格气田气藏具备晚期成藏特点，为“下生上储源顶”成藏组合模式^[56]。由此可见，良好的源储匹配关系，为超高油气柱的形成创造了条件。

塔里木盆地是我国海相油气最为富集、深层油气勘探开发成效最为显著的含油气盆地之一，在盆地不同构造部位先后发现了多个超高油气柱。克拉2等气田的气柱高度为341~625 m，从成藏地质条件来看，这些气田具有：①充足的油气供给。克拉2气田存在多套烃源岩，烃源岩层主要为沼泽相的煤系和湖相的泥质岩类，主要分布在三叠系—侏罗系，纵向上侏罗系丰度高于三叠系。侏罗系烃源岩主要包括恰克马克组、克孜勒努尔组以及阳霞组，其烃源岩厚度大，有机质丰度与成熟度均高，属于优质烃源岩。三叠系克拉玛依组厚度较大，有机质丰度较低，处于非烃源岩的范围，产油气能力较弱。与克拉玛依组相比，黄山街组和塔里奇克组有机碳含量、生烃潜量均相对较高，为中—好烃源岩，为超高油气柱的形成提供了物质来源。②纵向叠置发育的巨厚储层。储层以中生界白垩系巴什基奇克组为主，主要为褐色中—细粒长石岩屑砂岩以及岩屑砂岩，储层厚度大（500~1 000 m），物性较好（孔隙度为15%~20%，渗透率为0.1~1 000.0 mD），储层内高压，断裂等构造发育，有效地沟通了烃源岩层与圈闭，有利于油气的纵向运移。此外，盆地内发育多台槽结构，可形成多种生-储组合，包括台缘生-储组合、槽缘生-储组合以及台内生-储组合等，在空间上展现出良好的源储匹配关系，展示了广阔的勘探前景^[57-58]。③广覆式发育的优质盖层。以古近系—新近系广泛发育的膏岩与泥岩作为主要盖层，具有极低的孔隙度和渗透率，能够有效封盖圈闭中的油气。盖层的岩层厚度最厚可达376.5 m，盖层单层厚度最大可达47.2 m^[59]。膏盐岩具有较高的突破压力和低渗透率，且与膏质岩和膏质泥岩互层分布，使这种大面积分布的膏盐岩盖层能为聚集的油气提供良好的封存条件，为盆地提供了优质的区域性盖层。

富满油田是塔里木盆地的新发现之一，在阿-满过渡带的超深层奥陶系碳酸盐岩层系断控岩溶储集体中获得了重大突破，油气柱高度可达550 m。富满油田超高油气柱的形成离不开其优越的成藏条件（图 8）：①富满油田恰好位于满加尔和阿瓦提两大源灶之间的低梁上，临近生烃中心，下寒武统玉尔吐斯组沉积时期，塔里木台盆区继承了震旦纪晚期的裂陷沉积背景，沉积了一套陆棚斜坡到盆地相的烃源岩，分布广、厚度大、品质好，因此源灶供烃充分。②奥陶系一间房组和鹰山组沉积形成了厚层的滩相砂屑-砂砾屑灰岩及生物礁灰岩，尤其是礁灰岩叠置发育，具有厚度大、物性好的特点，这些灰岩叠加了广泛的不整合岩溶作用和断裂改造，形成了大型缝洞型优质储层。其上覆吐木休克组和上奥陶统桑塔木组巨厚的深灰色泥岩夹灰色泥质灰岩是该区一套优质的区域性盖层，共同形成了一套有利的储-盖组合；③富满油田发育的深大断裂和区域不整合面构成了有效的输导格架。深大断裂对油气的富集成藏起主要控制作用，是油气垂向运聚的重要通道，控制了油气的纵向分布范围和规模；不整合面横向渗透性好，控制了油气的平面分布范围；在构造及后期埋藏溶蚀作用控制下形成的各种串珠状溶蚀孔洞、扩溶缝，形成了纵向延伸远、可容积空间大的大型优质储集体，成为油气输导和聚集的有利空间，进一步形成“垂向通源、侧向分配、缝洞聚集”成藏体系。此外，油气成藏期与断控岩溶储集体的形成期匹配程度高，油气沿深大断裂的持续充注，形成了纵向上油柱高度大的断控缝洞型油气藏。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 塔里木盆地深层超高油柱形成模式 Fig. 8 Formation model of ultra-high petroleum columns in deep strata of Tarim Basin

（1）全球10余个发育有超高油气柱的含油气盆地实例表明，全球约78% 的超高油气柱发现于碳酸盐岩层系当中，超高油气柱的形成一般需要6方面的有利条件，包括：充足的油气源、纵向叠置发育的巨厚储层、广覆式发育的盖层、纵向网式输导体系、有利的运移条件以及良好的源储匹配关系。

（2）超高油气柱形成的关键在于3个方面因素的协同控制：储层厚度和流体渗流条件决定了可容纳油气空间的规模；油气源供给能力决定了油气充满度与油气柱高度；盖层封堵能力直接影响可封存的油气柱高度且决定了超高油气柱的有效保存。

（3）塔里木盆地富满油田是近期发现的典型超高油气柱实例，下寒武统烃源岩充足的油气供给、中上奥陶统巨厚的礁灰岩储层和致密泥岩盖层，以及深大断裂等有利的运移条件，是该地区能够形成超高油气柱的主要原因。

（4）超高油气柱形成的有利地质条件的研究，有利于指导油气勘探开发有利区优选。准确把握超高油气柱的形成机制与分布的主控因素，对指导未开发储量区块有效动用及勘探目标选择具有重要意义，未来相关研究需聚焦于油气源、储盖组合以及运移条件这3个方面，并且逐渐实现定量研究。