0 引言
近年来少数学者揭示致密地层抬升环境天然气体积膨胀引发了一系列地质效应，并认为由此在部分盆地的抬升阶段引发了运聚事件[3⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓-13]：①烃源岩晚期快速大幅度抬升可以形成较大规模排烃效应，典型的如阿尔及利亚Illizi盆地，下志留统烃源岩在二叠纪以来从埋深3.3 km抬升至埋深2.0 km的过程中排出了约9.12×1012 m3天然气[5]。②埋藏期形成致密砂岩气储集层，抬升过程中天然气膨胀驱动进一步运移引发重要调整富集效应。研究表明[13]，对于一个被泥岩封闭的常压砂岩气而言，当埋深从3 000 m抬升至1 500 m时，在天然气体积膨胀的作用下其孔隙流体压力仅降低约1 MPa，常压气因而转变为超压气，且压力系数高达2.0。如此之大的体积膨胀效应必将对经历大幅抬升的致密气储集层的形成机制、压力场、气水分布及天然气富集规律等产生重要影响[3,9⇓⇓⇓⇓⇓⇓ -16]。③页岩、致密砂岩系统抬升过程中的应力状态转换引发埋藏期先存孔、缝网络开启和新裂缝生成，可有效改善储集层质量和运移输导体系，促进天然气进一步运移及富集。在Appalachian盆地前陆边缘浅层，构造抬升足以使先存北东走向构造节理进一步延伸扩展，形成现今广泛分布的东—北东走向节理，并导致Marcellus页岩中天然气在抬升阶段大量再运移[9]。虽然目前这3个地质效应及其导致的运聚事件仅在少数盆地被发现，但其分布应该是十分广泛的，其对致密砂岩气在抬升阶段富集的影响更是不可忽视。
晚期构造大幅抬升是中国中西部主要致密砂岩气盆地形成演化的重要特征。晚白垩世以来鄂尔多斯盆地自西向东经历了200~2 000 m不等的差异抬升剥蚀。该盆地内的苏里格气田天然气总资源量约6.0×1012 m3，已探明地质储量4.77×1012 m3，是中国目前发现的最大天然气田[17-18]。然而自2000年苏里格气田发现以来，虽然有关天然气储集层形成机制和富集规律的研究取得了重要进展，但主要集中在对埋藏期运聚事件的探讨[15,17⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓ -25]，晚白垩世以来地层大幅抬升对储集层形成机制、气水分布的影响一直未见深入分析。因此，为给气田下步勘探开发部署提供地质依据，也为同类地质背景地区致密气聚集研究提供借鉴，本文以中二叠统下石盒子组8段（简称盒8段）为例，在理论计算基础上，应用大量地球化学和生产动态等资料针对这一问题展开系统研究。
1 地质背景
苏里格气田位于中国中部的鄂尔多斯盆地，横跨伊陕斜坡、天环坳陷和伊盟隆起3个一级构造单元，勘探面积约5.5×104 km2[17-18]（见图1 ）。气田主体所在的伊陕斜坡构造平缓且稳定，断层、褶皱不发育，整体上表现为一东高西低、北高南低的西倾单斜，倾角不到1°，坡降为3~10 m/km[17]。古生界自下而上发育奥陶系上统马家沟组（O1m）、石炭系上统本溪组（C2b）、二叠系下统太原组（P1t）、山西组（P1s）、中统下石盒子组（P2x）、上石盒子组（P2sh）和上统石千峰组（P3q）。苏里格气田主力气层为山西组1段和下石盒子组盒8段大型缓坡型三角洲沉积，岩性主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩[17]。气层物性差，非均质性强，孔隙度为5.0%~21.8%，中值为9.7%，渗透率为（0.1~561.0）×10-3 μm2，中值为0.38×10-3 μm2[22]，为典型的低渗透—致密砂岩气层。气源对比表明，天然气来源于全盆地广泛分布的本溪组、太原组和山西组沼泽相煤和煤系暗色泥岩，其中煤层厚度为0.4~27.0 m，平均值为8.8 m，暗色泥岩厚度为0.8~99.4 m，平均值为34.97 m，有机质丰度高，类型以Ⅲ型为主，生烃能力强且持续时间长[15,20⇓ -22,24]。区域盖层为下石盒子组盒7段至石千峰组厚层泥质岩。
2 晚期构造抬升引发的天然气膨胀效应
2.1 天然气膨胀及膨胀力定义
2.2 抬升阶段主要地质过程和天然气膨胀力计算模型
$\frac{{{V}_{\text{r}3}}}{{{V}_{\text{r}1}}}=\frac{{{Z}_{\text{r}3}}{{T}_{\text{r}2}}{{p}_{\text{r}1}}}{{{Z}_{\text{r}1}}{{T}_{\text{r}1}}{{p}_{\text{r}4}}}$
上式中，pr4等于pr1减去温度降低引起的压力降低量、孔隙反弹引起的降低压力量和天然气在膨胀力驱动下运移所需克服的储集层毛管压力。由此，（1）式可改写为：
$\frac{{{V}_{\text{r}3}}}{{{V}_{\text{r}1}}}=\frac{{{Z}_{\text{r}3}}{{T}_{\text{r}2}}{{p}_{\text{r}1}}}{{{Z}_{\text{r}1}}{{T}_{\text{r}1}}{{p}_{\text{r}2}}-{{Z}_{\text{r}1}}{{T}_{\text{r}1}}\left( \Delta {{p}_{\text{r}}}+{{p}_{\text{rc}}} \right)}$
上式中，pr2为温度降低引起压力降低之后的储集层孔隙流体压力，可根据实际气体状态方程求得；prc为储集层毛管压力，可根据储集层毛管压力实测数据求取；Δpr为因孔隙回弹导致的储集层孔隙流体压力减小量，可根据Tiab and Donaldson方法[32]计算：
$\Delta {{p}_{\text{r}}}=\frac{\Delta \sigma \left( {{C}_{\text{rb}}}-{{C}_{\text{rr}}} \right)}{\phi {{C}_{\text{g}}}+\left[ {{C}_{\text{g}}}-\left( 1+\phi \right){{C}_{\text{rr}}} \right]}$
上式中，Crb和Crr分别为储集层孔隙压缩系数和骨架压缩系数，可根据文献[33]介绍方法求取；Δσ为围压（上覆地层压力）变化值，可根据实际地层抬升剥蚀厚度结合地层密度求取。
地层抬升引发的天然气膨胀力可根据下式计算：
pe=p0-pw-pt-pj
pe=pr2-Δpr-pj
上式中，pj为抬升后的静水压力，可根据实际埋深求取。
烃源岩抬升过程中温度、压力变化及天然气膨胀量计算方法与储集层相同，图2 中标“s”的符号即代表烃源岩的对应参数，在此不再赘述。
2.3 天然气体积膨胀量和膨胀力计算结果
本文在苏里格气田富气区（试气以产气为主，仅局部产少量水）、气水区（试气以气水同产为主）选取30余口探井计算了烃源岩和储集层天然气体积膨胀量和膨胀力。计算结果表明，晚白垩世以来，地层抬升引发储集层中天然气体积膨胀增量为4%~15%，其中富气区主要为6%~15%，平均值为10.31%，气水区主要为2%~9%，平均值为5.2%；天然气膨胀力主要为5~17 MPa，其中富气区主要为8~17 MPa，平均值为12 MPa，气水区主要为5~11 MPa，平均值为8.5 MPa（见图3 ）。构造抬升导致烃源岩中天然气体积膨胀增量主要为2%~16%，其中富气区主要为7%~15%，平均值为11.35%，气水区天然气体积膨胀增量普遍小于10%；天然气膨胀力主要为9~23 MPa，其中富气区主要为14~23 MPa，平均值为17.5 MPa，气水区主要为9~17 MPa，平均值为13.2 MPa（见图3 ）。需要指出的是，上述方法计算的体积膨胀量和膨胀力均为抵消了温度降低、孔隙回弹等效应之后的净增加量，即天然气实际体积膨胀量和膨胀力均大于上述计算值。
由此可知，晚白垩世以来构造抬升过程在储集层和烃源岩中均引发了较为强烈的天然气体积膨胀效应。较强的体积膨胀效应势必会对埋藏期形成的储集层产生重要影响。以富气区储集层为例，天然气体积平均膨胀量为10.31%，这意味着在不考虑散失的情况下，抬升过程造成气田天然气体积增加了10.31%。更为重要的是，抬升过程引发的天然气膨胀力会在埋藏期形成天然气聚集的基础上，驱动天然气进一步运移排驱储集层中的地层水，导致含气饱和度增加，可能使气水同层转变为气层，开发时也由气水同产转变为纯产气，这一气层性质和产出类型的转变对于气田开发的实际意义可能更胜于储量增加效应。
3 天然气体积膨胀引发的聚集效应讨论
3.1 烃源岩中天然气膨胀引起的二次排烃与充注聚集效应
当烃源岩抬升过程引发的天然气体积膨胀力大于其自身及围岩突破压力时，天然气在膨胀力的驱动下会再次排出并进一步运移。综合分析表明，本阶段烃源岩排出的天然气存在较大部分运移进入储集层聚集。为与埋藏期聚集相区分，本文将烃源岩在抬升环境中的排气及其对储集层的再次充注分别称为二次排烃和二次充注聚集效应，主要特征如下。
3.1.1 源储天然气膨胀压力差大于运移阻力
前述2.3节计算结果还表明，抬升环境烃源岩中天然气的体积膨胀力大于储集层，尤其是富气区源储天然气膨胀压力差普遍大于5 MPa，最大可达14 MPa（见图4 ）。结合埋藏期运聚动力条件和储集层压裂开采过程提供的岩石先存缝网开启及破裂压力资料[17,20,22]，可以推断抬升环境具备依靠膨胀力驱动天然气突破运移阻力而聚集的条件。源储天然气膨胀压力差与储集层含气饱和度、试气水气产量比对比结果也显示，随着源储天然气膨胀压力差的增加，富气区含气饱和度具有明显增加的趋势，试气基本不产水，个别产水井水气比低于1 m3/104 m3；较富气区而言，随着源储天然气膨胀压力差增加，气水区含气饱和度增加的趋势略差，但水气比呈现降低趋势（见图4 ）。
3.1.2 储集层中发育低均一温度、高甲烷含量包裹体
储集层烃类流体包裹体组分及其共生盐水包裹体温度压力特征记录了油气充注时的流体组成和储集层温度压力状态。本文对苏里格气田22口井盒8段64个样品进行了详细的流体包裹体研究，包括岩相学观察、流体组分激光拉曼分析，以及均一温度、冰点温度测定及盐度计算。结果表明，苏里格气田东部晚期抬升较大地区4口井存在一定数量的高甲烷含量流体包裹体，其共生的盐水包裹体均一温度较低，主要为80~100 ℃。如T36井2 471.7 m深度段，储集层石英颗粒微裂隙中烃类包裹体激光拉曼分析显示其为纯甲烷包裹体，但与其共生的盐水包裹体的均一温度为86 ℃（见图5 ）。
天然气组分受生烃过程及其之后的次生改造过程（运移分馏、混合作用等）共同影响[34-35]。就生烃过程而言，苏里格气田烃源岩为石炭系—二叠系煤系烃源岩，高甲烷含量天然气甚至纯甲烷气体的产生主要发生在浅埋藏生物气阶段和深埋藏高成熟阶段。苏里格气田发育的高甲烷含量、低均一温度包裹体似乎符合浅埋藏生物气特征，但仔细分析其实不然。受细菌生存温度的限制，生物气的形成温度小于80 ℃，考虑到盒8段储集层位于烃源岩之上，埋藏深度更低，若高甲烷含量、低均一温度包裹体记录的是生物气充注聚集过程，其储集层温度应更低，而储集层流体包裹体均一温度高于80 ℃。另外，苏里格气田，乃至整个鄂尔多斯盆地古生界天然气储集层目前均未发现生物气来源的证据，因此若将其作为生物气聚集的证据与储集层实际气源也不符。就次生改造过程而言，运移分馏是高甲烷含量天然气形成的重要过程之一，但天然气运移过程中，通常随着运移距离的增加，甲烷含量增加而稳定碳同位素组成变轻，研究区甲烷稳定碳同位素组成却变重（详见后文）。由此可知，包裹体中高甲烷含量气体由运移分馏导致的可能性亦较小。
所以，流体包裹体中高甲烷含量天然气极可能主要来源于烃源岩高成熟阶段生成的天然气。但这部分以甲烷为主的高成熟天然气并未在其生成的深埋高温阶段就排出运移进入储集层聚集，而是在晚期烃源岩抬升过程中才排出，并在膨胀力的驱动下运移进入储集层聚集。此时储集层由于构造抬升而埋深变浅，地层温度降低，从而导致形成的烃类包裹体共生盐水包裹体均一温度较低。另外，由于储集层在抬升前已经致密且充注天然气，地层水较少、活跃度较低，而地层中大量包裹体的形成通常需要相对活跃的流体环境，因此在抬升之后的浅埋藏阶段，包裹体难以像深埋藏阶段那样大量形成，所以此类包裹体较少。因此，尽管仅在4口井盒8段发现低均一温度、高甲烷含量包裹体，但此类包裹体在苏里格气田东部抬升较大地区的发现，足以证明抬升阶段烃源岩二次排烃及充注聚集过程的存在。
3.1.3 抬升阶段二次排烃进一步充注提高甲烷含量及干燥系数
对烃类流体包裹体气体组成与储集层现今气体组成的进一步对比分析还表明，苏里格气田中部、东部富气区盒8段天然气现今干燥系数大于烃类流体包裹体干燥系数，而西部气水区天然气现今干燥系数小于烃类流体包裹体干燥系数（见图6 ）。
综合分析认为，苏里格气田西部与中东部晚白垩世以来抬升引发的天然气二次充注与调整聚集差异可能是导致两者天然气现今干燥系数与烃类流体包裹体干燥系数高低关系不同的主要原因。正如前文所述，流体包裹体气体组成代表了天然气大量充注聚集时的气体组成，除了少数低温高甲烷含量包裹体外，主要记录的是埋藏阶段的运聚特征。储集层现今天然气组成是经历了埋藏阶段大量充注聚集和抬升阶段调整聚集之后的结果，因此埋藏阶段和抬升阶段的聚集过程均会导致天然气组成的差异。苏里格气田西部气水区由于晚期构造抬升幅度有限，抬升过程引发的天然气体积膨胀较小，天然气二次充注量小于散失量，抬升过程中甲烷优先散失，因而储集层现今干燥系数小于烃类流体包裹体干燥系数。反之，对于苏里格气田中东部而言，晚期构造抬升幅度大，天然气体积膨胀量大，二次充注量大于散失量，且二次充注的天然气主要是以甲烷为主的高成熟度天然气，因而储集层现今干燥系数大于烃类流体包裹体干燥系数。
3.1.4 甲烷含量随剥蚀厚度和海拔的增加而增大，碳同位素组成亦变重
除了流体包裹体之外，现今储集层天然气组分、稳定碳同位素组成等地球化学参数同样记录了储集层在晚白垩世以来抬升阶段的二次充注与调整改造过程。图7 、图8 给出了苏里格气田甲烷含量、甲烷和乙烷碳同位素组成与晚白垩世以来剥蚀厚度和储集层现今海拔的相关关系。
天然气形成过程中的烃源岩热演化程度（成熟度）增加和形成之后的运移距离增加引起的运移分馏效应均会导致天然气甲烷含量增加，干燥系数变大，两者的主要差异在于，前者导致稳定碳同位素组成变重，而后者导致稳定碳同位素组成变轻[34-35]。气水区甲烷含量与剥蚀厚度关系不明显，但随着海拔的降低甲烷含量有降低的趋势，甲烷、乙烷碳同位素组成随剥蚀厚度和海拔的增加均变轻（见图7 、图8 ），显然不符合运移分馏的规律，而与成熟度变化规律相似。现今海拔越低、剥蚀量越大的地区可能代表了抬升前古埋深越浅，烃源岩成熟度越低的地区，因此其甲烷含量相对较低，乙烷等重烃含量高，甲烷、乙烷碳同位素组成相应也越轻。富气区的情况则更为复杂，主要表现为，一方面现今储集层的主要成分甲烷含量随剥蚀厚度、储集层现今海拔增加而增加，但稳定碳同位素组成变重（见图7 、图8 ），同样不符合运移分馏规律，同时又与通常认为天然气组分和稳定碳同位素组成受烃源岩成熟度控制而多表现为埋深越大成熟度越高、甲烷含量越高、稳定碳同位素组成更重的典型特征相悖。另一方面，乙烷稳定碳同位素组成随剥蚀厚度和储集层现今海拔增加而变轻（见图7 、图8 ），这与甲烷稳定碳同位素组成变化规律刚好相反。
综合分析认为，苏里格气田富气区甲烷含量及其稳定碳同位素组成与剥蚀厚度、储集层现今海拔的变化规律表明，除了埋藏阶段的聚集外，抬升阶段仍然存在较大量以甲烷为主的高成熟度天然气充注。晚期抬升越高、剥蚀厚度越大，烃源岩膨胀力越大，抬升阶段排出更多的高成熟度天然气并运移充注进入储集层，因而表现为甲烷含量增加但稳定碳同位素组成变重。乙烷碳同位素组成变轻则可能与高成熟度天然气组分中乙烷等重烃含量少有关，因此抬升期的充注对其影响较小而主要反映的是埋藏期的聚集特征。这与富气区烃源岩镜质体反射率（Ro）普遍大于1.5%的地质背景也吻合较好。
由此可知，气水区储集层地球化学参数与剥蚀厚度、储集层现今海拔的变化规律反映储集层中天然气的运移充注主要发生在埋藏阶段，抬升阶段高成熟度天然气的充注对其影响较小，而富气区在抬升阶段仍然存在较大量以甲烷为主的高成熟度天然气充注。
3.2 储集层中天然气膨胀引起的天然气调整和二次聚集效应
对于埋藏期形成的储集层而言，多以四周被更致密的泥岩或者砂岩封堵的透镜状岩性气藏存在，整个苏里格气田为一由无数彼此相邻的中小型岩性气藏组成的准连续型储集层[17-18,22,24 -25]。在此背景下，由于盖层及遮挡泥岩突破压力大于储集层排驱压力，根据微观尺度油气运移满足最小阻力原则，晚白垩世以来地层抬升引发的天然气膨胀力首先驱动天然气向邻近毛管压力较小的孔隙中运移，并进一步排出地层水，降低储集层含水量，从而导致埋藏期形成储集层在抬升期发生内部调整。当储集层的内部调整仍无法消耗抬升引发的膨胀力时，剩余的膨胀力一方面将驱动天然气向盖层及遮挡物中运移而散失，另一方面如果剩余的膨胀力足够大甚至超过盖层破裂压力时，盖层将发生破裂，从而导致储集层遭受破坏。总体上，在烃源岩二次排出天然气充注及储集层内部天然气膨胀作用下，苏里格气田晚白垩世以来抬升引发的天然气膨胀导致储集层含气饱和度、含气面积、气柱高度增加等调整和再次聚集，主要证据及表现如下。
3.2.1 晚期抬升幅度与储集层含气饱和度正相关，与水气比和产水量负相关
剥蚀厚度和现今海拔是反映晚白垩世以来抬升剥蚀程度的重要参数，其与储集层含气饱和度、产出类型的相关性可以反映盆地晚期抬升对储集层的影响。
首先，大范围、更多钻井的系统统计分析表明，苏里格气田气水分布和产出不受现今构造控制。笔者对苏里格气田大量探井以及部分开发井试气/试采结果与现今构造进行了详细统计分析（见图11 ），结果表明，随着现今海拔的增加，产气量具有先增大后减小的趋势，在海拔约-2 000 m附近试气产量最高。产水量在苏东区随着现今海拔的增加反而存在略有增加的趋势，其它区块无明显相关性。水气比与现今海拔相关性不明显。由此可知，苏里格气田气水分布和产出基本不受现今构造控制。
其次，构造引起气水分异的地质条件不充分，分异结果亦不存在。构造引起气水分异的动力为浮力，导致构造高部位相对富气而低部位则主要为地层水，气水分异较为彻底时形成边底水和清晰的气水界面。构造引起气水分异这一过程发生的重要条件是储集层物性、连通性均较好，气水层处于同一连通的压力系统，否则浮力很难发生作用。对苏里格气田西部气水区储集层特征和气、水层连通性及压力系统的详细分析表明，储集层致密且非均质性强，气、水层压力系统复杂，多处于不同的压力系统，反映浮力作用的条件不充分[21-22,24 -25,36 -37]。另外，作为浮力作用的重要结果——边底水和清晰的气水界面，在苏里格气田亦不存在[17-18,21 -22,24 -25,36 -37]。
3.2.2 天然气膨胀驱动的调整和再聚集过程引发压力场调整，现今压力系数与储集层含气性正相关
对于苏里格气田及鄂尔多斯盆地上古生界天然气储集层低压形成的原因，前人研究认为构造抬升引起的温度降低是最主要因素，天然气散失、孔隙反弹和后期“东抬西降”压力封存等因素也存在不同程度的贡献[22,25]。除了鄂尔多斯盆地上古生界外，北美San Juan、Raton、Denver盆地白垩系、Appalachian盆地下志留统、约旦东部Risha地区奥陶系以及阿尔及利亚Ahnet盆地寒武系和奥陶系等致密砂岩气储集层皆为低压[38]。近年来的研究表明，除了地层抬升引发剥蚀卸载导致的温度降低外，天然气体积膨胀导致的天然气再次运移、内部调整和散失是沉积盆地低压形成的主要原因[3,6,10⇓ -12,39⇓ -41]，鄂尔多斯盆地上古生界天然气储集层亦是如此[16]。
本文应用大量钻井、测井和压力资料对苏里格气田现今低压主控因素的详细分析表明，现今地层压力和压力系数与含气饱和度、试气日产水量和水气比相关性最好，具体表现为随压力系数的增加，含气饱和度增加，水气比降低，试气日产水量降低，且富气区相对气水区规律更明显（见图12 ）。由此可知，苏里格气田现今压力系数与抬升调整之后的储集层现今含气性密切相关。另一方面，若晚白垩世以来的抬升和剥蚀卸载导致的天然气散失和温度降低等是苏里格气田低压形成的主要原因，那么按此推论，抬升剥蚀幅度越大的地区天然气散失量、温度降低都应是最大，相应的甲烷含量应降低，稳定碳同位素组成也应变重，但在苏里格气田无论是在富气区还是气水区皆不存在这种现象。因此，苏里格气田现今压力场特征和储集层含气性一样，都是埋藏期形成储集层经抬升期天然气膨胀力驱动进一步调整的结果。最终表现为东部抬升剥蚀较大的地区以纯产气为主，而西部抬升剥蚀较小的地区以气水同产为主，甚至纯产水，储集层压力系数亦存在自西向东逐渐增加的特征，但又不符合经典的构造控藏模式。
3.3 天然气聚集模式
抬升阶段天然气体积膨胀驱动天然气调整与二次充注聚集模式。抬升引发的天然气膨胀力是天然气运移的主要动力，在膨胀力驱动下，一方面埋藏阶段已聚集在储集层中的天然气再次运移调整至未被天然气充注或者未充满的孔隙中，最终导致储集层含气面积、气柱高度以及含气饱和度增加；另一方面，烃源岩由于多被较其突破压力更小的致密砂岩等覆盖，天然气以排出烃源岩为主，并运移进入储集层，从而对储集层形成二次充注聚集，进一步增加储集层含气量（见图2 、图13 ）。抬升阶段无论是埋藏期形成天然气储集层的内部调整，还是烃源岩中的二次排烃过程，均会导致地层剩余压力的降低（见图2 ）。
就地层抬升引发天然气体积膨胀导致的致密砂岩气调整聚集方式而言，首先取决于抬升之前的储集层充满度。对于抬升前未充满或充满度较低的天然气储集层，抬升引发的天然气体积膨胀首先会进一步充注储集层中毛管压力较小的大孔隙，排驱地层水，直至充满整个储集层，从而表现为气柱升高和含气面积增加（见图13 ）。若整个储集层充满后，天然气膨胀力仍然较大，此时会进一步驱动天然气进入毛管压力相对较大的小孔隙中，进而提高含气饱和度。对于抬升前充满度较高或者全充满的天然气储集层而言，地层抬升引发的天然气体积膨胀则会增加含气饱和度，提高储集层含气连续性（见图13 ）。其次，地层抬升引发天然气体积膨胀导致的致密砂岩气调整聚集方式还取决于抬升高度及其决定的膨胀力大小。通常情况下，较小的抬升高度引发的天然气膨胀力有限，难以引起含气饱和度或者气柱高度/含气面积的明显变化，如Green River盆地北部的Pinedale致密砂岩气田[3]。但是即使是小幅度的含气饱和度改变仍然会对致密砂岩气的经济开采产生重要意义。Shanley等研究表明，致密砂岩气存在气相渗透率门槛，只有突破这个门槛，储集层才存在经济产能[42]。由于较小的含气饱和度增加会显著提高气相有效渗透率，因此即使深部天然气聚集小幅抬升引发天然气膨胀并不会导致含气饱和度大量增加，但其会提高气相有效渗透率，从而改变区域上经济天然气聚集的分布[3,42]。
对于苏里格气田而言，综合分析表明西部气水区晚期地层抬升引发天然气膨胀驱动的二次充注和天然气调整以气柱高度/含气面积增加为主，而在中东部富气区则以含气饱和度增加为主。西部气水区存在大量的产水量较大井，甚至有少量井纯产水，表明储集层中可能存在较多的自由水，现今天然气充满度可能仍较低。气水区气层、气水同层孔隙度普遍大于5%，渗透率大于0.1×10-3 μm2，而富气区气层及含气层孔隙度可普遍低至2%，渗透率低至0.01×10-3 μm2。限于目前所掌握资料和研究程度，二次充注和调整聚集的贡献较难定量评价，可作为后续研究的内容。
值得注意的是，根据目前国内外的研究结果，抬升过程中天然气膨胀作用是广泛存在的，但若要形成类似于Illizi盆地、苏里格气田这种有效的二次充注和调整聚集效应则需要相对严格的地质条件[3⇓-5,9⇓⇓⇓ -13,16]：致密地层中，赋存油气的地质体相对更加封闭，抬升过程中天然气膨胀力更易于积聚形成一定规模，加之埋藏阶段天然气充满度及气驱水程度较低，故更容易驱动天然气运移而进一步聚集富集。相对致密地层而言，在常规储集层等物性好的地层中，天然气膨胀力易于释放而难于积聚，因此较难进一步提高含气饱和度，主要表现为增加埋藏阶段未充满型储集层的含气面积及气柱高度，对于充满型储集层（充注至溢出点）则可能无明显调整聚集效应。
源储互层和源储邻近型组合相对源储大跨度分离型组合抬升环境更容易形成二次充注及调整聚集效应。与埋藏阶段相似，源储互层和源储邻近型组合在抬升阶段也表现为广覆式、弥漫式运移及充注聚集，无需优势运移输导体系，且运移距离短因而具有较高的聚集效率，如苏里格气田、阿尔及利亚Illizi盆地等。对于源储大跨度分离型组合而言，优势运移输导体系的分布、长距离运移的动力以及运移过程中的天然气散失等都将显著降低抬升环境天然气二次充注及调整聚集效应。
苏里格气田晚期地层抬升引发的天然气膨胀驱动的调整和再次聚集效应的提出有助于深化鄂尔多斯盆地内部已发现致密砂岩气田“富气”甜点形成机制认识，同时也将为在该盆地边缘大幅抬升区，特别是成熟度较低、埋藏阶段较难形成规模聚集区的地区寻找规模储量提供重要支撑，亦可为类似盆地的效益勘探提供理论依据。
4 结论
晚白垩世以来苏里格气田抬升和剥蚀卸载在烃源岩和储集层中均引发了较为强烈的天然气膨胀效应，其中纵向上烃源岩中的膨胀效应大于储集层，平面上富气区大于气水区。天然气的膨胀作用/膨胀力是抬升期天然气调整和二次充注的重要动力。
烃源岩中天然气体积膨胀则导致了天然气再次排出并充注进入储集层，形成二次聚集效应，主要证据包括：源储天然气膨胀压力差可突破二次充注聚集的阻力；储集层中发育低温高甲烷含量包裹体；抬升阶段二次排烃进一步充注储集层提高甲烷含量及干燥系数；甲烷含量随剥蚀厚度和海拔的增加而增大，碳同位素组成变重，尤其是富气区更加明显等。
储集层中天然气膨胀导致内部含气饱和度、含气面积及气柱高度发生调整，主要证据包括：随着剥蚀厚度和海拔增加，含气饱和度增大，水气比和产水量降低，且富气区更加明显；现今储集层的压力系数随埋深加大有规律减小，低压、常压均为调整聚集的结果。
提出了苏里格气田埋藏和抬升两阶段聚集模式，认为埋藏阶段天然气主要为生烃超压驱动流体运移和充注聚集，抬升阶段则为天然气体积膨胀造成超压驱动储集层内部发生调整和形成二次充注，从而使埋藏期形成储集层的含气饱和度、气柱高度或含气面积进一步增加。总体上，富气区抬升阶段的调整及二次充注效应大于气水区。限于目前的资料和研究程度，抬升阶段的二次充注和调整聚集的贡献较难定量评价，应作为后续研究的内容之一。
符号注释：
Cg——天然气压缩系数，MPa-1；Crb——储集层孔隙压缩系数，MPa-1；Crr——储集层骨架压缩系数，MPa-1；nr1——储集层抬升前天然气物质的量，mol；ns1——烃源岩抬升前天然气物质的量，mol；nr2——储集层抬升储集层调整后天然气物质的量，mol；ns2——烃源岩抬升天然气膨胀及排出后天然气物质的量，mol；pr1——储集层抬升前孔隙流体压力，MPa；ps1——烃源岩抬升前孔隙流体压力，MPa；pr2——储集层抬升经历温度降低后孔隙流体压力，MPa；ps2——烃源岩抬升经历温度降低后孔隙流体压力，MPa；pr3——储集层抬升经历孔隙反弹后孔隙流体压力，MPa；ps3——烃源岩抬升经历孔隙反弹后孔隙流体压力，MPa；pr4——储集层抬升经历储集层调整后孔隙流体压力，MPa；ps4——烃源岩抬升经历天然气膨胀及排出后孔隙流体压力，MPa；prc——储集层毛管压力，MPa；prh——储集层抬升后的静水压力，MPa；Δpr——储集层孔隙回弹引起的孔隙流体压力降低量，MPa；pe——天然气膨胀力，MPa；p0——早白垩世末古压力，MPa；pw——温度降低引起的孔隙流体压力降低量，MPa；pt——孔隙回弹引起的孔隙流体压力降低量，MPa；pj——抬升后的静水压力，MPa；Tr1——储集层抬升前绝对温度，K；Ts1——烃源岩抬升前绝对温度，K；Tr2——储集层抬升后绝对温度，K；Ts2——烃源岩抬升后绝对温度，K；Vr1——储集层抬升前天然气体积，m3；Vs1——烃源岩抬升前天然气体积，m3；Vr2——储集层抬升经历孔隙反弹后天然气体积，m3；Vs2——烃源岩抬升经历孔隙反弹后天然气体积，m3；Vr3——储集层抬升经历储集层调整后天然气体积，m3；Vs3——烃源岩抬升经历天然气膨胀及排出后天然气体积，m3；Zr1——储集层抬升前的天然气偏差因子，无因次；Zr3——储集层抬升后的天然气偏差因子，无因次；ϕ——储集层孔隙度，%；Δσ——围压（上覆地层压力）变化量，MPa；δ13C1——甲烷稳定碳同位素组成，‰；δ13C2——乙烷稳定碳同位素组成，‰。