0 引言
含油气系统是客观评价地下油气资源、勘探发现油气藏的重要方法论[1]，其概念演进经历了3个阶段。1994年之前是含油气系统理论发展的雏形期，不同学者提出了原油系统（Oil System）、生烃机器（Hydrocarbon Machines）等概念[2-8]，把烃源岩、油气运移和油气藏分布联系起来。1994年Magoon和Dow系统总结前人成果，提出了含油气系统（Petroleum system）的概念和相应的一系列方法论[9]。1994年以来含油气系统理论不断发展完善，产生了复合含油气系统[10]、总油气系统（Total Petroleum System）[11-12]、油气成藏体系[13]、烃源岩层系含油气系统（SRPS）[14]等概念。2014年贾承造提出全油气系统（Whole Petroleum System）的概念[15-18]，将致密油气、页岩油气等非常规资源纳入全油气系统的研究范畴，创立了全油气系统理论，形成了基于全油气系统理论的盆地模拟技术[19-20]和资源评价[21]方法，并被广泛应用于中国各含油气盆地油气资源评价和勘探实践[22-27]，推动了常规和非常规油气勘探发现。
古近系是渤海湾盆地济阳坳陷主要的生烃层系和油气产层，目前已进入常规油气—非常规油气（简称常非）并重的勘探阶段[28]。常规油气领域的勘探程度高，已探明常规石油储量约53×108 t，常规油气资源探明率达51.8%；在非常规油气领域尚处于起步阶段，仅探明了致密油储量约2.4×108 t，页岩油储量约1.4×108 t，非常规油气资源探明率仅3.1%。因此明确常规油气、致密油气和页岩油气空间展布规律、查清剩余油气资源分布，对常规油气勘探挖潜、非常规油气规模发现具有重要意义。但受断陷盆地强分隔、多旋回和断裂发育的地质特点控制，济阳坳陷各次级凹陷、洼陷的含油气系统相互独立[29]，而且在同一油气系统内发育了多套性质不同的烃源岩、多期次的断裂系统，烃类垂向运移形成多源油气的串通、混合，表现出多运聚方式、多期成藏、一藏多源的特征[30]，常规油气、致密油气和页岩油气分布规律复杂，亟需借助全油气系统常非一体、源储耦合、有序聚集的新视角[31]，建立统一的、涵盖常规油气、非常规油气的全油气系统静态成藏模式，用于指导陆相断陷盆地常非一体勘探。
本文基于胜利油田大量基础研究和实验分析资料，以全油气系统理论为指导，系统剖析渤海湾盆地济阳坳陷古近系沉积体系分布、烃源岩分布及生排烃特征、储层物性变化规律和断裂系统控藏作用，总结断陷盆地全油气系统地质特征与成藏模式，梳理不同模式下常规、非常规油气分布特征，并以东营凹陷为解剖对象，结合已发现常规油气、致密油气和页岩油气分布，建立断陷盆地全油气系统静态成藏模式，以期指导济阳坳陷古近系油气勘探。
1 区域地质概况与油气勘探历程
1.1 区域地质概况
济阳坳陷是渤海湾盆地一级构造单元（见图1a），勘探面积约2.6×104 km2，是在华北板块古生代基底上发育而成的中、新生代断陷—坳陷叠合盆地。济阳坳陷自下而上依次发育下古生界寒武系—奥陶系海相碳酸盐岩、上古生界石炭系—二叠系海陆过渡相含煤碎屑岩、中生界侏罗系—白垩系陆相碎屑岩和火成岩、新生界古近系—新近系陆相碎屑岩以及第四系沙土和黏土。早期的北西向断裂体系和晚期的北东东向断裂体系将济阳坳陷切割成凹凸相间的构造格局，发育东营凹陷、沾化凹陷、惠民凹陷和车镇凹陷4个凹陷，陈家庄凸起、义和庄凸起和滨县凸起等多个凸起（见图1b）。济阳坳陷油气资源丰富，累产原油超过12×108 t，大部分已发现油气藏来自古近系烃源岩[32]。
济阳坳陷古近纪经历了断陷初始期、断陷鼎盛期和断陷萎缩期3个构造演化阶段（见图1c）。在断陷初始期，受太平洋板块北北西向俯冲、郯庐断裂带左行走滑影响，济阳坳陷产生北东—南西向拉张应力场，受北西向断裂控制形成了凹凸相间的构造格局，该构造旋回沉积充填了始新统孔店组，发育一个完整的从湖进到湖退的沉积旋回，整体具有“红—黑—红”三分结构，在孔店组三段和一段发育陆上—浅水河流相、浅湖相紫红色砂泥岩，在孔店组二段（简称孔二段）沉积期水体加深，在坳陷局部地区发育了具生烃能力的暗色泥岩。在断陷鼎盛期，受太平洋板块俯冲方向由北北西向转为北西西向高速俯冲、欧亚板块和印度板块的全面碰撞带来的远端陆内形变影响，济阳坳陷南北向强烈拉张断陷，在该构造旋回内也发育了一个完整的湖进—湖退旋回，沉积充填了渐新统沙河街组四段、三段、二段下亚段，发育沙河街组四段下亚段（简称沙四段下亚段）、沙河街组四段上亚段（简称沙四段上亚段）和沙河街组三段下亚段（简称沙三段下亚段）3套烃源岩，其中沙四段上亚段和沙三段下亚段烃源岩是济阳坳陷的主力烃源岩，也是页岩油勘探开发的主力层系。断陷萎缩期，也发育一个湖进—湖退的完整旋回，沉积了沙河街组二段上亚段、沙河街组一段（简称沙一段）和东营组，其中沙一段发育广泛分布的暗色泥岩、油页岩，具备一定的生烃能力和页岩油勘探潜力（见图1c）。
1.2 济阳坳陷油气勘探历程
按照油气勘探理论、指导思想和勘探对象的不同，济阳坳陷的油气勘探历程可以划分为5个阶段[32]。
1961—1982年构造油藏勘探阶段：以源控论和背斜找油论为指导[33]，重点关注了含油气系统的烃源岩和圈闭两个端元。在该阶段发现了胜坨油田和孤岛油田等亿吨级整装油气田，探明石油地质储量约13×108 t。
2021年以来，济阳坳陷油气勘探进入常非并重的勘探阶段，在全油气系统理论指导下，强调源储一体、常非一体，重点关注常规和非常规油气成藏过程的叠加、复合和相互转换，达到油气成藏全要素、相互作用全过程、资源分布全序列的全方位评价。该阶段发现新兴等页岩油油田，樊页平1区块探明储量1.4×108 t。
回顾济阳坳陷油气勘探历程可以发现，从早期的构造油藏勘探阶段重点关注含油气系统的烃源岩和圈闭两端元评价，到隐蔽油气藏勘探阶段、复杂隐蔽油气藏精细勘探阶段重点关注从烃源岩到圈闭的全过程研究，再到常非并重的勘探阶段，关注常规、非常规油气藏有序分布、常非一体勘探，可以看出济阳坳陷油气勘探历程既是勘探理论、技术不断创新发展的过程，也是从含油气系统到全油气系统认识不断深化的过程。
2 济阳坳陷古近系全油气系统特征
2.1 沉积体系
济阳坳陷古近系具有强烈的分隔性，坳陷内凹凸构造格局明显，受凸起分割，各凹陷构造演化和沉积充填具有相对独立性，凹陷内又受正向构造及断裂带分割，形成了多个分隔性强的洼陷。受此影响，济阳坳陷古近系各凹陷、洼陷发育相对独立的沉积体系，沉积物的岩性、成分、结构和分布受构造旋回、古气候、古水动力和古地貌共同控制，具有边界清楚、有序分布的特征。构造旋回和古气候控制了古湖泊性质，从而决定了沉积物性质的变化。在断陷初始期，济阳坳陷构造沉降速率为16~50 m/Ma，沉积速率与沉降速率大致相当，气候干旱、炎热，湖盆水体浅、盐度高，发育了盐湖，从湖盆边缘到中心依次发育冲积扇—河流—盐湖沉积体系，其中从物源区到湖盆边缘发育洪积扇、扇三角洲、辫状河三角洲相砂砾岩和砂岩，湖盆沉积中心发育与石膏、盐岩等化学成因沉积物互层的含膏泥岩、含盐泥岩。到断陷鼎盛期，构造沉降速率增大，最高可达150 m/Ma，构造沉降速率大于沉积速率，湖盆变为欠补偿湖盆，此时气候湿润，湖泊水体深、盐度下降，发育了半咸水—淡水湖泊，从物源区到湖盆边缘发育近岸水下扇相砂砾岩、三角洲相和滨浅湖亚相滩坝微相砂岩，湖盆沉积中心发育半深湖—深湖亚相富碳酸盐页岩和混合页岩，以及湖底扇、深水浊积扇和滑塌浊积扇等重力流扇体。断陷萎缩期，控盆边界断层活动减弱，构造沉降速度为7~60 m/Ma，构造沉降速率小于沉积速率，湖盆进入过补偿状态，逐渐萎缩，气候也向干燥、寒冷转变，盆内广泛发育洪积扇、河流、三角洲相砂岩，湖盆沉积中心发育混合页岩。
在同一地质历史时期，古水动力和古地貌控制了沉积体系的分异。济阳坳陷最典型的构造样式为非对称式箕状断陷，按照构造形态可以分为陡坡带、缓坡带和洼陷带，在不同的构造带上具有不同的湖盆底形和古水深，从而决定了古水动力，也就决定了沉积体系的分布。在陡坡带发育扇三角洲、近岸水下扇相砂砾岩和粗粒碎屑岩，以及半深湖—深湖亚相混合页岩；洼陷带发育大型轴向三角洲相砂岩、半深湖—深湖亚相富碳酸盐页岩，以及深水浊积扇、滑塌浊积扇相砂砾岩和砂岩；缓坡带发育洪积扇、扇三角洲相砂砾岩和砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相砂岩、三角洲和辫状河三角洲相砂岩，半深湖亚相富碳酸盐页岩。不同沉积体系的边界清晰、岩相变化快、沉积分异性强。
以东营凹陷沙四段上亚段沉积晚期为例，北部陡坡带发育延伸距离为2~9 km的扇三角洲相、近岸水下扇相砂砾岩、含砾砂岩，向湖盆方向粒度逐渐变细，在扇缘亚相向半深湖—深湖亚相过渡区域主要发育富长英页岩、富黏土页岩夹砂岩，向湖盆沉积中心方向依次发育半深湖—深湖亚相层状碳酸盐质混合页岩、纹层状富碳酸盐页岩，到洼陷带主要发育纹层状富碳酸盐页岩和混合页岩，南部的缓坡带发育延伸距离为8~12 km的三角洲相砂体（见图2）。
沉积体系的有序分布决定了烃源岩和储集体在空间上有序分布，是断陷盆地常规、非常规油气藏有序分布的重要原因之一。
2.2 烃源岩特征
受断陷盆地强分隔性的影响，济阳坳陷古近系不同洼陷发育烃源岩的层位和厚度有明显差异，自下而上烃源岩发育中心由南向北迁移。孔二段暗色泥岩主要分布在坳陷南部东营凹陷的SK1井区和LC2井区（见图3a），暗色泥岩的总有机碳含量为0.1%~1.4%，氢指数最大可达322.0 mg/g，平均值为20.5 mg/g，为差—中等烃源岩；沙四段下亚段暗色泥岩主要分布在东营凹陷的FS1、Fa2以及沾化凹陷的BS5、ZS1井区（见图3b），泥页岩总有机碳含量为0.5%~4.3%，氢指数最大可达279.3 mg/g，平均值为88.9 mg/g，为中等—优质烃源岩；沙四段上亚段暗色泥岩在各凹陷广泛分布，在Ji1、Y15、T5、Fa2等井区暗色泥岩累厚超过300 m（见图3c），泥页岩的总有机碳含量为1.0%~9.4%，氢指数最大可达934.4 mg/g，平均值为426.8 mg/g，为优质烃源岩；沙三段下亚段暗色泥岩分布范围比沙四段上亚段更广，在坳陷北部的CHG25井区和G1井区累计厚度超过500 m（见图3d），泥页岩的总有机碳含量为1.0%~13.0%，氢指数最大可达1 041.8 mg/g，平均值为428.9 mg/g，为优质烃源岩；沙一段暗色泥岩分布广泛，在济阳坳陷北部CHG25井—D52井—BS8井—ZG10井区累计厚度超过300 m（见图3e），泥页岩的总有机碳含量为0.3%~13.4%，氢指数最大可达1 525.0 mg/g，平均值为876.4 mg/g，为优质烃源岩，但沙一段暗色泥岩整体埋深浅、热演化程度低。总的来看，沙三段下亚段（见图3d）和沙四段上亚段（见图3c）暗色泥页岩分布广、富含有机质、埋深适中，镜质体反射率（Ro）值为0.5%~2.0%，生烃强度为（20~700）×104 t/km2，是济阳坳陷主力烃源岩。多期次发育的烃源岩为页岩油气原位聚集及油气运聚成藏提供了充足的物质来源。
断陷盆地强烈的分隔性造成不同洼陷、不同层系烃源岩的地球化学特征和热演化过程有较大差异，导致不同洼陷、不同层系烃源岩的生烃门限深度、排烃门限深度[42]和供烃底限深度[21]不同。以东营凹陷沙四段上亚段和临南洼陷沙三段下亚段烃源岩为例，前者发育于咸水环境，烃源岩中有机质主要来自沟鞭藻、颗石藻和蓝藻纹层，生烃活化能低，具有早生早排的特征[43-44]，烃源岩在Ro值为0.45%时即开始排烃，排烃门限深度约为2 600 m[45]，在Ro值为0.6%、埋深为3 000~3 200 m时大量排烃[46]，此时泥页岩生成的烃类充满页岩中的孔隙，形成具有工业价值的页岩油，对应页岩油富集门限深度；当埋深超过6 400 m时烃源岩的Ro值超过3.5%，对应全油气系统的供烃底限，对应页岩气的最大埋深。临南洼陷沙三段下亚段烃源岩发育于半咸水环境，有机质由浮游动植物和少量陆源高等植物碎屑组成，烃源岩在Ro值为0.5%、埋深为2 800 m时才开始生烃，在Ro值为0.6%、埋深为3 000 m时为排烃门限[47]，比东营凹陷沙四段上亚段烃源岩的排烃门限深了400 m。烃源岩生烃门限、排烃门限和供烃底陷深度不同在一定程度上影响了常规和非常规油气的分布。
2.3 储层物性特征
济阳坳陷古近系储层岩性主要为砂砾岩和砂岩，两类碎屑岩储层物性的变化控制了各类油气藏成藏动力学的门限。济阳坳陷地温梯度高，古近纪时古近系的地温梯度约38.3 ℃/km，现今古近系地温梯度约29~35 ℃/km[48]，相比于低地温梯度盆地，高地温梯度导致碎屑岩储层孔隙度和渗透率随埋深增加快速递减。975口井56 000组岩心实测孔隙度和渗透率，以及1 327组高压压汞数据统计结果表明，当埋深超过3 500 m时，砂岩和砂砾岩储层孔隙度的平均值低于10%，渗透率的平均值低于1×10−3 μm2，孔喉半径均值的平均值低于1 μm，对应浮力成藏下限，即常规油气藏埋深下限[49]。庞雄奇等[49]提出储层孔隙度（3±1）%、渗透率约等于0.01×10−3 μm2，孔喉半径等于0.25 μm时为油气成藏底限，是油气富集动力随埋深增大而趋于消失时对应的临界深度，通常是致密油气的最大埋深。但由于济阳坳陷古近系深层发育酸碱交替的成岩水介质环境，纵向上发育多个次生孔隙发育带[50]，部分砂砾岩和砂岩储层在埋深5 500 m时孔隙度仍高于3%、渗透率超过0.01×10−3 μm2、孔喉半径均值为0.25~1.00 μm，尚未达到油气成藏底限。目前济阳坳陷5 500 m以深的勘探程度较低，储层物性分析样品少，基于现有数据无法确定油气成藏底限。
济阳坳陷古近系页岩油气的储层主要为富碳酸盐页岩和混合页岩。Liu等[51]基于大量实验分析数据，研究了济阳坳陷富碳酸盐页岩成岩和孔隙演化规律，研究发现：济阳坳陷页岩物性同样受酸碱交替的成岩环境控制，在早成岩期和中成岩阶段早期（Ro值小于0.6%），页岩处于碱性成岩环境，受机械压实作用和早期碳酸盐矿物、黄铁矿胶结影响，孔隙度快速降低，当埋深超过1 500 m时，页岩孔隙度小于10%；当埋深达到2 700 m时，页岩孔隙度为2%~6%，页岩的孔喉半径均值小于1 μm。中成岩阶段中晚期（Ro值为0.6%~1.0%），受生烃作用、溶蚀作用、碳酸盐矿物重结晶和黏土矿物转化等增孔作用的影响，页岩孔隙度增大，在埋深为3 000 m时，页岩孔隙度增大至10%，埋深为3 500 m时，页岩孔隙度增大至15%。中成岩阶段晚期，当埋深超过3 500 m时，页岩孔隙度又开始缓慢下降，深埋至4 000 m时，页岩孔隙度为3%~8%。总的来看，济阳坳陷古近系埋深超过2 700 m的页岩孔喉半径均值都小于1 μm，证实泥页岩储层在埋深约2 700 m时就进入局限动力场，烃类在泥页岩储层成藏不受浮力控制。
2.4 断裂控藏
发育复杂的断裂是断陷盆地典型特征。济阳坳陷古近系主要发育近东西向、北东向、北西向和南北向等多期断裂，断裂间相互截切，空间组合样式复杂（见图1b）。这些断层既是油气圈闭遮挡要素，又是油气运移通道。相比于断裂系统欠发育的盆地，断陷盆地油气垂向运移更普遍，油气可以沿断层在远离油源的上覆地层和洼陷边缘规模富集成藏，断裂系统的发育程度和活动时间控制了油气运移和全油气系统的范围。
断陷盆地中广泛发育的同沉积断层使得断陷盆地全油气系统具有突变性。长期活动的同沉积断层上、下两盘沉积物的岩性和成岩演化存在较大差异，使得断层两盘的烃源岩发育情况、地层压力、成藏动力等成藏要素发生突变，导致了断层两盘油气藏类型的突变。
断裂系统还控制了全油气系统资源分配。在断层发育的地区，断层直接沟通了生烃灶和中浅层高渗透储层，烃源岩生成的油气通过断层向中浅层运移形成大量常规油气藏，导致致密油气藏欠发育；在断层不发育的地区，烃源岩生成的油气大多进入邻源的致密储层中，形成大量的致密油气藏；远离大中型断层的地区，有利于页岩油气原位聚集。
3 东营凹陷全油气系统成藏模式
古气候和构造旋回控制了沉积体系的有序分布，多期次发育的烃源岩为油气富集成藏提供了充足的物质基础，储层物性变化控制了油气成藏动力门限，不同期次的断裂组合控制了油气运移、成藏，使得断陷盆地全油气系统具有关联性、分隔性和突变性，上述要素共同组合形成了断陷盆地断控复合全油气系统。东营凹陷是济阳坳陷勘探程度最高、油气最富集的次级构造单元，本文以东营凹陷为例，来剖析典型断陷盆地全油气系统成藏模式中常规、非常规油气分布特征。
断控复合全油气系统成藏模式是断陷盆地最典型的油气成藏模式。断层沟通了多期次有效烃源岩和多层系发育的各类储集体，油气在浮力和烃源岩层系超压作用下，沿着断层、输导砂体和不整合面组成的运移体系垂向、横向运移，使得油气在自由动力场的多层系、多类型圈闭中有序聚集、复合成藏，形成常规油气藏。受断陷盆地有序分布的沉积体系控制，这些常规油气藏在空间中横向毗邻、有序分布，自洼陷中心向边缘，依次发育岩性、构造-岩性、构造和地层圈闭油气藏，构成了断控复合全油气系统中的常规油气子系统。邻近有效生烃灶的致密碎屑岩和碳酸盐岩储层，以及生烃灶内的泥页岩储层均处于局限动力场，主要发育致密油和页岩油，构成了断控复合全油气系统中的非常规油气子系统。在非常规油气子系统内，油气连续、准连续分布，但富集程度具有非均质性，其中致密油的富集程度受油气充注动力和储层物性协同控制，页岩油气的富集程度受泥页岩的生烃强度、储集性和自封闭性等因素控制（见图4）。
在断陷盆地中，往往发育沿层横向分布和跨层纵向分布的大型地质体，在断控复合全油气系统成藏模式指导下，以东营凹陷沙四段上亚段滨浅湖滩坝砂体和北部陡坡带砂砾岩体为例，进一步剖析了两类大型地质体中常规和非常规油气藏的分布规律。
3.1 横向大型地质体常规—非常规油气藏分布模式
以东营凹陷沙四段上亚段滨浅湖滩坝砂体为例（见图5a）。这套滨浅湖亚相滩坝微相砂体在东营凹陷南部缓坡带大面积分布，砂体紧邻同层和上覆沙四段上亚段页岩，成藏条件优越。以盆倾的同沉积主断裂为界，在断裂上升盘，滩坝砂岩储层埋深小于3 100 m，孔隙度大于10%，渗透率超过1×10−3 μm2，孔喉半径平均值大于1 μm（见图5b），处于自由动力场，浮力是油气成藏的主动力，油气在构造、岩性-构造圈闭的高部位成藏，油水分异明显，油气藏有明确的边底水，如在构造高部位钻探的J6井试油初期产油量为12.2 t/d，不产水，构造低部位钻探的To17井出水不出油。在同沉积主断裂的下降盘，滩坝砂岩储层埋深超过3 100 m，孔隙度低于10%，渗透率为（0.1~1.0）×10−3 μm2，孔喉半径均值为0.25~1.00 μm（见图5b），处于局限动力场，发育以致密油、页岩油为主的非常规油气子系统。其中致密储层含油饱和度受控于储层物性和成藏动力，当储层物性差、油气充注动力不足时，含油饱和度低，储层中存有少量可动水，常规方式试油出少量水，压裂后油水同出、以产水为主；当储层物性较好、油气充注动力充足时，致密油藏含油饱和度高，不存在可动水，这类油藏常规试油不产水，压裂后油水同出，但以产油为主，如Fa1井在3 309 m~3 318 m压裂前抽汲产油量为1.31 t/d，不产水，压裂后4 mm油嘴产油量为7.71 t/d，不产水。在凹陷北部陡坡带，滩坝砂岩相变为泥页岩，当埋深超过页岩油富集门限（约3 000 m），泥页岩中滞留烃富集形成页岩油（见图5a）。
对于发育横向大型地质体的层系而言，由凹陷缓坡到陡坡、由浅至深表现为常规油藏—致密油藏—页岩油沿层有序分布的特点，盆倾同沉积断裂两侧烃源岩演化和生烃强度、储层物性、成藏动力和压力系统突变，控制了常规—非常规油气分布。在盆倾断裂下降盘，发育大面积分布的有效烃源岩，受生烃增压影响，地层压力系数超过1.3~2.0，油气成藏动力充足，但由于砂体远离物源，粒度逐渐变细、埋深增大导致物性变差，因此主要发育超压的致密油和页岩油。在盆倾断裂上升盘，储层埋藏浅、物性好，油气成藏动力以浮力为主，发育常压的常规油气藏。
3.2 纵向大型地质体常规—非常规油气藏分布模式
在箕状断陷陡坡带沉积有横向分布窄，但纵向厚度逾数千米的重力流成因砂砾岩扇体，这类纵向分布的大型地质体局部与烃源岩直接对接形成近源油气藏，其余部分油气沿着地质体内部高渗透层或断层垂向运移，在地质体内的不同类型圈闭中成藏。纵向大型地质体还包括以古近系烃源岩为源的中、古生界潜山油气藏。大型地质体的物性变化控制了常规、非常规油气藏的分布。
本文以东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体为例来揭示纵向分布的大型地质体中油气藏的分布模式（见图6a）。纵向上砂砾岩埋深跨度大，储层物性随埋深增大逐渐降低。当埋深小于2 600 m时砂砾岩储层孔隙度大于20%，渗透率超过10×10−3 μm2，孔喉半径均值大于4 μm（见图6b），处于自由动力场，油气成藏动力为浮力，油藏类型主要为构造油藏、地层油藏等常规油气藏，存在边底水，如Y16井在1 994~2 018 m，储层孔隙度平均值24.7%，渗透率平均值920×10−3 μm2，试油产油量为140 t/d，不产水。埋深为2 600~3 500 m时，受沉积相带和差异成岩影响，在局部形成扇根封堵、扇中储集的成岩圈闭，但油气成藏依然受浮力控制，发育受构造控制的成岩圈闭油藏，烃类在圈闭高点富集，油藏发育边底水。当埋深超过3 500 m时，砂砾岩体储层整体致密化，储层孔隙度小于10 %，渗透率低于1×10−3 μm2，孔喉半径均值均低于1 μm（见图6b），进入局限动力场，油藏类型主要为致密岩性油藏，如Y22-22井3 552~3 600 m的致密岩性油藏，储层孔隙度平均值7.0%，渗透率中值1.0×10−3 μm2，压裂后日产油24.5 t，日产水9.5 m3，试采期间累产油11 344 t，累产水4 493 m3。当埋深超过4 200 m时，油气相态发生变化，在4 200~4 500 m主要发育凝析气藏，超过4 500 m发育湿气藏。在砂砾岩扇体向洼陷中心一侧发育富有机质泥页岩，当埋深超过页岩油富集门限时形成页岩油（见图6a）。
4 全油气系统研究对济阳坳陷油气勘探的推动作用
以全油气系统理论为指导，从烃源出发，系统梳理济阳坳陷多套烃源岩内外的油气成藏规律，全面、系统、整体评估各类常规和非常规油气资源潜力，有助于新领域、新圈闭、新层系、新类型资源的发现。“十四五”以来，在断陷盆地常规—非常规油气分布规律认识基础上，重新划分资源评价单元，应用成因法、体积法等方法评价了济阳坳陷不同类型资源的潜力，其中常规油资源量较“十三五”资源评价增加了16.5×108 t，页岩油增加了60×108 t，致密油增加了20×108 t，进一步坚定了近源和源内勘探的信心。2020年以来，胜利油田加大页岩油勘探开发力度，发现新丰、新兴和新河3个页岩油油田，上报中国首块页岩油探明储量1.4×108 t，控制和预测储量约19×108 t，引领中国陆相断陷盆地页岩油高质量发展。
基于全油气系统源储耦合、有序分布的认识，采用“顺藤摸瓜”的勘探思路，在油气运移优势路径上寻找待发现的含油气圈闭，指导了高勘探程度区勘探。近期在济阳坳陷成熟层系，进一步挖掘各类圈闭的油气成藏和资源潜力，加强构造转换带、地层突变带、沉积体系结合部评价，新发现圈闭资源量6×108 t，2021—2023年新增探明储量1.3×108 t，实现东部老区稳定增储。
以全油气系统理论为指导，对外围小洼陷开展常非一体勘探。从盆地调查阶段开始，同步开展常规、非常规地质评价，在区域勘探阶段，以常规油气勘探为主体，积极评价非常规油气，在圈闭评价阶段，常非兼顾。2023年，以常非一体的勘探思路，在长期勘探未获突破的禹城洼陷部署了YX6CHF井，压裂后峰值产油量为12.5 t/d，突破了外围小洼陷油流关，激发了在胜利油田东部探区勘探面积近8 000 km2的外围小洼陷油气勘探的坚定信心。
5 结论
以渤海湾盆地济阳坳陷古近系为代表的陆相断陷湖盆一般具有强分隔性，发育多期构造和沉积旋回，纵向上发育多套烃源岩，平面上各沉积体系有序分布，沉积相带分异清晰，加之极其发育的断裂系统，在空间上沟通了多个生烃灶和多种类型圈闭，使得油气混源、多期成藏，在空间上形成了复杂的相互交叉、叠合和并列的断控复合全油气系统。
济阳坳陷的断陷湖盆全油气系统既有整体性、连续性、关联性，又有分隔性和突变性，一个全油气系统可以划分常规油气子系统和非常规油气子系统，纵横向上常规油、致密油、页岩油有序分布，其中常规油气处于自由动力场，为浮力控藏，油水分异明显，致密油和页岩油处于局限动力场，连续、准连续分布，富集程度具有非均质性。