論優質源儲耦合關系的控藏作用：對比松南致密油與松北致密氣成藏條件

蔡來星，盧雙舫，肖國林，王 蛟，吳志強，郭興偉，侯方輝

1.青島海洋地質研究所，山東 青島 266071 2.青島海洋科學與技術國家實驗室/海洋礦產資源評價與探測技術功能實驗室，山東 青島 266237 3.中國石油大學(華東)非常規油氣與新能源研究院，山東 青島 266580

0 前言

北美威利斯頓盆地Bakken地層和德克薩斯州南部Eagle Ford地層等19個盆地相繼探獲致密油[1-3]以及尤因塔等23個盆地中900多個致密氣田的陸續發現[1,4]，表明致密油氣已成為全球非常規油氣勘探的戰略性突破領域。對于中國而言，致密油可采資源量為43.7×108t，位居全球第三[5]，但由于致密儲層中常見的納米級孔喉系統存在強大的毛管阻力，導致油氣在源儲壓差作用下多以擴散形式就近發生短距離運移，而不存在明顯或固定界限的成藏圈閉[6-8]；所以，優質烴源巖和優質儲集層疊置形成的“甜點區”成為致密油氣勘探的核心[9-10]。致密油藏與致密氣藏在賦存特征、運聚機理、成藏模式等方面存在共通性，且多數學者已普遍認識到兩者的形成均受控于源、儲、運等多種地質要素[6、9-11]，并針對源儲巖性組合、油氣排運期和儲層致密期的匹配關系等方面做了單因素分析[12-14]；部分學者雖已提出“相-勢耦合”[15]“動力圈閉”[16]等概念，但卻忽視了針對源儲時空耦合關系展開研究并進一步分析其控藏作用。本文針對這一薄弱環節，以致密油氣資源豐富的松遼盆地為靶區，通過TOC、物性、恒速壓汞、常規壓汞、含烴流體包裹體等資料，對比松南中央坳陷區泉四段致密油和松北肇州區塊沙河子組致密氣的成藏條件，系統總結優質源儲的耦合特征并探討其控藏作用，以期為致密油氣藏勘探提供新思路。

1 地質背景

以嫩江、松花江一系為界，松遼盆地(圖1a)被劃分為南、北2個探區，其中，肇州區塊(圖1b)位于松遼盆地北部徐家圍子斷陷內，松南中央坳陷區(圖1c)位于松遼盆地南部。

松南中央坳陷區面積約1.72×104km2，南起長嶺、西接海坨、東到扶余，可分為紅崗階地、長嶺凹陷、扶新隆起帶、華字井階地和東南隆起帶共5個次級構造單元[17](圖1c)。晚白堊世，泉四段發育一套大型淺水三角洲水下分流河道沉積[18-19]；演變至青山口組一段沉積時期，長嶺凹陷內廣泛發育一套灰黑色泥巖、油頁巖以及泥巖與(泥質)粉砂巖互層的巖性組合，厚度為25～110 m并穩定展布[17]?！吧仙聝?、源儲緊鄰”的巖性組合關系，使得上覆青一段源巖排出的烴類物質在異常高壓推動下運移至泉四段(自下至上分別為IV—I砂組)致密儲層成藏[20]。致密油主要分布在長嶺凹陷和斜坡帶的紅崗階地、華字井階地內，預測其地質儲量約10×108t且已發現了多個致密油藏[17](圖1b)。

a.松遼盆地地理位置及構造分區圖；b.松北肇州致密氣探區地理位置及構造分區圖；c.松南中央坳陷致密油探區地理位置及構造分區圖。圖1 研究區地理位置及構造分區圖[17-18]Fig.1 Geographic location and division map of tectonic elements in the study area

肇州區塊面積約1 369 km2，西接徐西斷裂，東臨尚平—朝陽溝隆起，整體呈西斷東超、西陡東緩的結構，可劃分為徐西陡坡帶、徐西凹陷南部、徐南凹陷、徐東凹陷南部、徐東緩坡帶5個次級構造單元(圖1b)。早白堊世沙河子組(由下至上分為SQ1—SQ4四段)沉積時期，沉積中心接收來自東、西部斜坡的陸源碎屑物質，形成陡坡扇三角洲和緩坡辮狀河三角洲砂體，湖盆中心發育厚約200 m的大套暗色泥巖層[21]，預測其致密氣資源量達2 395×108m3并在ZHS12井、CS6井等區塊發現工業氣流[18]。

顯然，2個研究區具有相似的巖石組合類型，其源儲配置關系均呈緊密接觸。不同的是，松南致密油為廣覆式“上生下儲”結構，青一段源巖既是生油層也是蓋層[17]；而松北肇州區塊沙河子組湖相泥巖與三角洲相砂礫巖交互發育，表現為“三明治”式的源儲疊置結構[18、21]。

2 成藏條件對比

2.1 優質源巖發育特征

2.1.1 烴源巖地化特征

依據陸相烴源巖地球化學評價標準(SY/T 5735—1995)[22]：在松南青一段1 038個實測w(TOC)中，約94.89%的樣品具有生烴能力，其中更是有74.37%的樣品達到“好—最好源巖”級別(圖2a)；w(氯仿瀝青“A”)統計結果顯示，青一段主要發育最好級別的源巖，其占總數的50.50%，其次為好源巖(圖2b)；圖2c表明，青一段泥巖的生烴潛力w(S1+S2)主要分布在“中等—好源巖”級別，占總數的68.79%；研究區源巖有機質類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型且多數都達到成熟階段，在工區52個Ⅰ型干酪根樣品中，有40個樣品的鏡質體反射率Ro≥0.70%，在59個II型干酪根樣品中，約81.36%的樣品進入生烴門限[23](圖2d)。對于松北肇州區塊沙河子組，實測w(TOC)中約84.37%的樣品達到中等以上源巖級別，其中“最好源巖”分布頻率最高(圖2a)，與w(氯仿瀝青“A”)統計結果一致(圖2b)；由w(S1+S2)分布特征可以看出，研究區以“好—最好源巖”為主(圖2c)，部分非烴源巖主要為河道間灰色泥巖；沙河子組源巖的有機質類型以Ⅲ型為主，Ro值統計結果顯示約99.07%的樣品都已進入高成熟—過成熟階段。

對比一系列地化參數發現，2個研究區的烴源巖均具有豐度高、類型好、生烴潛力大的特征，且多數處于成熟—高成熟階段，均可為油氣藏的形成提供充足的物質基礎。但無論從有機質豐度還是成熟度角度來看，松北肇州區塊沙河子組源巖都較松南青一段源巖略好，尤其是“最好源巖”的分布頻率較高。

2.1.2 優質烴源巖空間展布特征

致密油氣藏多為源儲接觸型油氣聚集，因此，優質烴源巖的發育成為必不可少的地質條件[24]。據調研[17，25-26]，2.0%可視為松南青一段和松北沙河子組優質烴源巖所對應的w(TOC)下限。在松南致密油區，青一段下部w(TOC)平均值明顯較上段高，是優質源巖集中發育層段；在長嶺凹陷和東部華字井階地位置，青一下段優質源巖的累計厚度可達50 m且橫向接連成片，尤以讓59井和孤56井區發育，而青一上段的優質源巖累計厚度僅為10 m左右并呈零散分布[17]。在平面上，優質烴源巖厚度由湖盆邊緣向沉積中心漸增，厚度大于40 m的優質源巖主要發育在長嶺凹陷、大安、海坨子一帶和靠近東部華字井階地的兩井地區，其中：主要生烴中心位于凹陷中部以及長嶺凹陷與西部斜坡接替位置，生烴強度高達300×104～320×104t/km2；次要生烴中心分布位于乾安、大安等處，生烴強度也達到150×104～200×104t/km2(圖3a)；同時，排烴強度大于50×104t/km2的區域完全涵蓋了泉四段致密油藏富集范圍。

N為樣品數。圖2 研究區烴源巖地化特征頻率分布直方圖Fig.2 Frequency distribution histogram on geochemical characteristics of source rocks in the study area

受深水、還原環境和高生產力等因素控制[27]，松北肇州區塊沙河子組優質烴源巖主要發育在湖盆范圍明顯擴張的SQ3和SQ2段沉積時期，w(TOC)的平均值分別為1.56%和1.32%。其中：SQ3為最有利層段，累計優質源巖最厚近30 m；SQ2次之，累計優質源巖最厚約18 m；而SQ1和SQ4段受沉積環境所限，泥地比較低[20]且w(TOC)平均值約為0.9%，優質源巖累計厚度僅9.5 m左右。在平面上，w(TOC)高值區與湖盆沉積中心相吻合，主要集中在徐南凹陷的ZHS13和ZHS15井區，生氣強度最高可達100×108m3/km2(圖3b)；而處于湖盆斜坡帶的扇三角洲和辮狀河三角洲沉積區，河道間泥巖的生氣強度多在10×108m3/km2以下。

2.2 優質儲層發育特征

2.2.1 儲層物性特征

松南泉四段儲層主要發育中、細砂巖和粉砂巖，巖石類型以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，儲集空間類型及其特征可概括為“主見原生粒間孔、次見粒內溶擴孔、可見顆粒微裂縫、少見膠結物溶孔、偶見黏土晶間孔”。研究區內5 396個實測物性數據統計結果表明，孔隙度(φ)分布頻率呈單峰型，集中分布在4%～12%的樣品占78.31%(圖4a)；滲透率k≤1.0×10-3μm2的樣品高達89.51%，其中，k≤0.2×10-3μm2的樣品占67.85%(圖4b)。

松北肇州區塊沙河子組主要發育砂巖和砂礫巖2類儲層，巖石類型與松南泉四段相同，儲集空間可見原生孔隙、次生溶孔和少量微裂縫；但由于坡陡、近源等特征使得其成分成熟度和結構成熟度較松南泉四段砂巖更低。實測物性統計結果(圖4)顯示：孔隙度集中分布在0.0%～4.0%且近90.00%的樣品滲透率不足1.00×10-3μm2，屬于典型的致密儲層；同時，也有少部分樣品具有相對高孔、高滲的特征，但其總體物性較松南泉四段砂巖更致密。

a.松南青一段；b.松北沙河子組。圖3 研究區生烴強度等值線圖Fig.3 Contour map of hydrocarbon-generating intensity in the study area

圖4 研究區儲層物性特征頻率分布直方圖Fig.4 Frequency distribution histogram on physical property characteristics of reservoir in the study area

2.2.2 孔喉結構約束下的優質儲層物性下限

有學者[28]指出，致密儲層中的孔隙半徑相差不大，其物性高低主要體現在孔喉結構的非均質性上，即喉道半徑越大、大喉道分布頻率越高，樣品滲透率越強。對比常規壓汞數據發現：松南泉四段致密砂巖樣品的孔喉半徑集中分布在0.016 00～1.000 00 μm范圍內(圖5a)，而松北肇州區塊沙河子組儲層的孔喉半徑則小于0.160 00 μm且較為分散(圖5b)，這便是造成其物性差的根本原因；同時，2個研究區的分析結果均表明，在致密儲層中，對滲透率起主要貢獻的孔喉主要為半徑較大的部分，雖然其分布頻率多小于半數，但在孔喉半徑峰值處，滲透率貢獻值卻可迅速增至70%左右(圖5)。所以，致密儲層的品質主要是由較大半徑的孔喉所控制，其大小及分布頻率是區分不同級別儲層的根本所在。

與常規壓汞相比，恒速壓汞可以很好地將孔隙和喉道區別開來，進而定量分析孔隙、喉道和孔喉比參數的大小[29]。以松南查45井樣品為例，1、2、3號巖心的孔隙度分別為4.79%、4.18%、4.14%，滲透率分別為0.043×10-3、0.035×10-3、0.030×10-3μm2，雖然其物性差別不大，但1號樣品處日產油1.35 t，而3號樣品卻不含油。究其原因，雖然3塊樣品的孔隙半徑發育特征近乎一致，孔隙半徑峰值分布范圍均為120～150 μm，甚至不含油的3號樣品孔隙結構還要優于1、2號樣品(圖6a)；但飽含油的1號樣品最大喉道半徑峰值具有“高而寬”的特征，其分布范圍為0.35～0.55 μm，頻率之和近于95%，中含油的2號樣品，最大喉道半徑峰值表現為“低而窄”的特征，范圍為0.32～0.45 μm，不含油的3號樣品同樣具有一個“低而窄”的峰值，且喉道半徑明顯低于1、2號樣品，范圍為0.25～0.30 μm(圖6b)。該組數據揭示，喉道半徑大小及發育特征才是制約儲層品質的本質因素，喉道半徑越大，儲層品質越好，含油飽和度越高；反之，則含油性變差甚至不具備儲集能力。進而，通過對比區內油層和干層樣品的最大喉道半徑可以看出，在半徑小于0.30 μm的喉道內，充注壓力不足以克服毛管阻力使油氣在孔喉內運移(圖6b)。

基于優劣儲層孔喉結構的差異性，利用大量常規壓汞數據，統計孔喉半徑分布區間與相應的進汞量貢獻率，可清晰地將松南泉四段致密砂巖劃分為優質儲層、有效儲層和無效儲層3類(圖7a)。其中：優質儲層的孔喉半徑峰值分布在0.100 00～0.630 00 μm，其進汞量所占比例為15.00%～25.00%，相應的滲透率下限為0.10×10-3μm2；有效儲層發育一個進汞量比例為17.00%～28.00%的主峰，所對應的孔喉半徑區間為0.010 00～0.100 00 μm，滲透率下限為0.05×10-3μm2(圖7b)。圖7c顯示，肇州沙河子組致密儲層的孔喉半徑更為窄小且分散，最大進汞量的比例僅為10.00%左右(限于資料豐度，借鑒徐家圍子斷陷沙河子組部分數據)。但對于天然氣而言，其流體黏度和運移阻力遠低于石油，即便在較低的啟動壓力梯度下，這些半徑更為細小的喉道也可作為有效的運移路徑存在。其中，優質儲層的孔喉半徑峰值分布在0.016 00～0.250 00 μm范圍內，所對應的滲透率下限可厘定為0.05×10-3μm2(圖7d)，這同樣與前人的研究成果一致[30]。

2.2.3 優質儲層空間展布特征

在松南致密油區，泉四段優質儲層呈“遍布全區、集中發育”的特征。平面上：最有利區為長嶺凹陷和華字井階地與扶新隆起交界的兩井地區、紅崗階地斜坡帶以及華字井階地孤店西南部，整體接連成片；次有利區位于乾安北部并呈河道狀延伸；而乾安以南的優質儲層多為零星分布的河口壩砂體，不僅厚度減薄且展布范圍明顯變小?？v向上：三砂組物性最高，優質儲層在全區內均有發育并以東、西兩側的斜坡帶最為集中；四砂組物性最差，僅在扶新隆起和華字井階地零散分布(圖8a)。比較而言，肇州沙河子組儲層不僅整體更為致密，且優質儲層所占比例也明顯低于松南泉四段。研究區內僅發育2個小范圍的高滲區塊，分別為靠近西部陡坡帶的XS12-ZHS12扇三角洲前緣和徐東凹陷的XS44-XS904辮狀河三角洲前緣；另外，在徐西凹陷西北處和工區東南角各存在一個條帶狀優質砂體；在剖面上，底部SQ1和頂部SQ4時期湖盆大范圍萎縮，大套砂礫巖體靠近湖盆邊緣快速堆積，使得砂體物性極差；SQ3時期，湖盆急劇擴張，連片發育的三角洲前緣砂體遭受頻繁沖洗，為優質儲層集中發育層段(圖8b)。

a.松南泉四段樣品；b. 松北沙河子組樣品圖5 研究區孔喉半徑-滲透率貢獻關系圖Fig.5 Relationship diagram between pore throat radius and contributions of permeability in the study area

括號內數字為巖心號。圖6 松南泉四段致密儲層孔隙半徑/喉道半徑頻率分布特征Fig.6 Frequency distribution histogram on pore radius and throat radius in tight reservoir of Q4 Formation in southern Songliao basin

a、b.松南泉四段；c、d.松北沙河子組。圖7 研究區致密儲層分類方案Fig.7 Classification scheme of tight reservoir in the study area

2.3 異常高壓發育特征

油氣向致密儲層中充注的主要動力是生烴超壓，其強度是決定含烴飽和度大小和能否成藏的關鍵因素[16]。據計算，即便烴源巖僅含10%的干酪根，當其消耗一半時就可產生10 MPa的超壓，這遠高于油氣在致密儲層中運移所需的排驅壓力[16，31]。分析松南青一段古超壓發育特征發現，高于10 MPa的超壓范圍完全覆蓋了泉四段致密油區。其中：異常高壓中心主要發育在凹陷中、北部和大安西部，超壓值高達20～25 MPa；紅崗階地的古超壓主要發育在靠近沉積中心的斜坡帶位置，超壓值基本處于15～18 MPa范圍內；而東部扶新隆起和華字井階地的超壓則相對不發育，多小于15 MPa[17]。同樣，在欠壓實和生烴增壓雙重機制下，肇州區塊沙河子組的異常高壓分布范圍為10～16 MPa，3個高值區均處于凹陷中心，整體呈“南高北低”的展布特征；至湖盆斜坡的砂體發育區，古超壓值多小于12 MPa，但也完全滿足了天然氣運移的動力需求[20、32]?？梢?，2個研究區內的超壓高值區和源巖生、排烴中心基本吻合，古超壓值均由沉積中心向湖盆邊緣遞減。在油源和氣泵的雙重保障下，烴類物質優先充注至近源砂體，超壓邊界控制了致密油氣富集范圍。無論砂體是否具備優勢運移通道，油氣充注距離均隨超壓的增大而變遠，不同的是當存在油源斷層時，油氣下排深度隨古超壓增大呈線性增長趨勢，最深可達140 m；而在遠斷層砂體中，兩者正相關關系明顯減弱[17]。

3 優質源儲耦合關系及其控藏作用

3.1 時間匹配關系控制油氣成藏類型及機理

松南青一段烴源巖排烴特征分析結果顯示：暗色泥巖在埋深達到1 000 m時，其生烴量已滿足自身殘留需求并逐漸排出，但此時排烴量極低；1 000～1 600 m深度區間為烴源巖少量排烴階段，巖石累計排烴量雖緩慢增加但最大不超過20 mg/g；當埋深達到1 600 m后源巖累計排烴量迅速增長且在2 000 m時達到60 mg/g，此時距今約80 Ma左右；在2 000 m以下，單位質量泥巖的最大排烴量基本維持在60～70 mg/g，為大量排烴階段。同時，松南泉四段儲層中含油包裹體的均一溫度普遍在100 ℃以下，其中：長嶺凹陷的包裹體均一溫度主要分布在80～100 ℃；華字井階地的包裹體均一溫度主峰為70～90 ℃；而分布在70～80 ℃之間的樣品占扶新隆起包裹體的絕大多數(圖9a)。由此看來，雖然均一溫度分布范圍較廣但仍呈單峰形態，結合區內埋藏史和熱史恢復，認為在距今85 Ma時青一段源巖生成的石油開始充注至泉四段儲層并于距今約80 Ma時達到最大運移規模(圖9b)。然而通過剖析滲透率隨埋深的演化關系發現，泉四段儲層在埋深達到1 100 m時就已進入致密階段，距今約87 Ma*盧雙舫，黃文彪，蔡來星，等. 松南扶余油層致密油成藏規律研究. 松原：吉林油田勘探開發研究院，2014.，因此，可確定松南致密油為“先致密后成藏”型油藏。

a.松南泉四段；b.松北沙河子組。圖8 研究區優質儲層平面分布圖Fig.8 Plane distribution map of high-quality reservoir in the study area

肇州沙河子組儲層中主要發育氣烴包裹體，多沿石英次生加大邊的微裂隙成帶狀分布，熒光顯示為深灰色，均一溫度分布在90～150 ℃，形態同樣呈單峰型且峰值集中在130～140 ℃(圖9c)，對應的源巖生氣時間為距今105～107 Ma。但沙河子組儲層在埋深為2 400 m時就已有近95%樣品的滲透率低于1.00×10-3μm2，表明此時早已進入致密階段，因此，推測其開始致密的時間約為距今110 Ma甚至更早*盧雙舫，肖佃師. 徐家圍子斷陷沙河子組致密砂礫巖儲層微觀結構表征. 大慶：大慶油田勘探開發研究院，2015.(圖9d)，這就決定了研究區氣藏類型同樣為“先致密后成藏”型。

a.松南泉四段含烴流體包裹體均一溫度分布特征； b.松南C21井埋藏史、熱史演化特征；c.松北沙河子組含烴流體包裹體均一溫度分布特征；d.松北ZHS14井埋藏史、熱史演化特征。圖9 研究區油氣充注期與儲層致密期耦合關系圖Fig.9 Relationship diagram between hydrocarbon accumulation period and reservoir compaction period in the study area

顯然，致密儲層形成時間早于源巖排烴期才是決定油氣滲流機理的基礎要素。唯有當油氣在超微納米級別的孔喉中運移時，浮力才不足以克服毛細管力、巖壁摩擦力以及流體間剪切應力等阻力之和并以低速非達西滲流為主，此時存在啟動壓力梯度。當充注壓力(異常高壓)大于啟動壓力時，油氣才會緩慢、優先充注至致密砂巖中阻力較小的大孔喉中成藏；而隨著大量排烴階段的到來，充注動力將持續增大直至突破臨界壓力梯度，油氣開始在儲層中做短距離運移并進一步充注較小半徑的孔喉，顯示擬線性滲透的特征[33]；然而，對于半徑小于充注下限的剩余孔喉而言，無論增加充注壓力還是延長充注時間，都無法繼續驅替儲層中的水并增加其含油飽和度[34]，這也是致密油氣藏通常含油飽和度較低且油水分異較差的原因。所以，形成致密油氣藏的首要條件就是源儲之間應具備“先致密后成藏”的時間耦合關系[16]，這決定了其在成藏機理上有別于常規低滲油氣藏。

3.2 空間疊合部位控制“甜點”展布特征

在源儲空間疊置關系方面，2個研究區有著明顯不同。松南致密油區發育典型的源下廣覆組合樣式，大面積穩定分布的青一段源巖生成的油氣在自身異常高壓推動下，短距離垂向運移至下伏的泉四段致密砂巖儲層中成藏；而在松北肇州沙河子組，致密儲層分布在東西兩側的三角洲前緣相帶中，砂體呈指狀尖滅于湖相烴源巖之中形成“三明治式”源側披覆組合，油源斷裂是主要的運移通道。但相同的是，兩種源儲組合樣式下的地質“甜點”均發育在緊鄰優質烴源巖的優質儲層中，兩者缺一不可。如在松南泉四段致密儲層中，雖然兩井、大安、孤店、紅崗等地均發育連片的優質儲層且已發現了多個致密油田，但從平面上看，近源的兩井、大安油田日產油量平均為2.61 t，遠高于孤店油區的0.88 t；同時，由于紅崗優質儲層遠離生、排烴中心而缺乏油氣聚集(圖3、圖8)。由縱向角度分析，泉四段砂體含油飽和度則由上至下逐漸降低，其中：與青一段源巖直接接觸的一砂組儲層含油飽和度最高達73.2%，平均為32.8%；二、三砂組儲層的平均含油飽和度分別為30.8%和27.9%；底部四砂組距上覆源巖最遠，平均含油飽和度也最低，約23.3%。同樣的特征在松北肇州區塊也有所體現，位于優質源儲疊合部位的ZHS12井SQ3段日產氣量達18 301 m3/d，遠高于生烴邊緣CS6井的341 m3/d；而ZHS14、ZHS15井雖近距離接觸生烴中心，但砂體太過致密，天然氣難以富集成藏(圖3、圖8)。

優質烴源巖不僅生烴時間較早，且生烴潛力是普通烴源巖的6.09～7.38倍[35]，排烴量也高于有效烴源巖1倍左右[17]，是油氣成藏過程中的主力烴源巖。同時，生烴中心也是強超壓發育位置，所以，致密油氣“甜點”往往發育在近源、高滲的優質儲層中。而從力學平衡角度來講，致密儲層中的油氣運聚受充注動力和運移阻力的雙重控制，動參數只有源儲壓差和孔喉半徑，在一定的壓力梯度下，油氣總是優先充注孔喉半徑大、滲透性好的砂體并形成“甜點”；而異常高壓越大，油氣充注距離就越遠，砂體含烴飽和度也越高。

4 結論

1)對比2個研究工區發現，優質源巖強生、排烴中心與超壓高值區基本吻合，兩者共同控制致密油氣富集范圍。

2)基于孔喉結構差異性，孔喉結構約束下的松南泉四段優質儲層滲透率下限為0.10×10-3μm2，松北沙河子組優質儲層的滲透率下限為0.05×10-3μm2。

3)時間上，形成致密油氣藏的前提條件是源儲之間應具備“先致密后成藏”的匹配關系；空間上，2個研究區的“甜點區”均發育在近源、強壓、高滲的優質源儲疊合部位，其展布特征受控于優質源儲的空間耦合關系。

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