研究区塌浊积砂体处于异常高压封存箱中，属于封闭－半封闭型成藏动力系统。该系统对油气成藏的决定作用主要体现在它的动力学特征，涉及成藏的动力和阻力、油气的初次运移和成藏过程中油水交替机理等方面。
（一）成藏动力与成藏阻力分析
被烃源岩包裹的浊积砂体，油气经过初次运移进入岩性圈闭后，无需进行大规模的二次运移，只需要经过油气水重力分异作用即可在高部位成藏。但是砂体最终能否成藏是由成藏动力和成藏阻力共同决定的，只有驱动油气的动力大于储集岩体顶、底及边缘部位的突破压力及储集岩体内部流体压力等油气运移的阻力，砂体才可能成藏。
1.成藏动力分析
烃源岩排烃是各种动力作用的结果，对于异常高压封存箱中的油气来说，异常压力、砂泥岩间毛细管力差以及源岩中烃浓度差产生的有机网络扩散作用力是驱动油气向砂体运移的主要动力。
（1）异常压力：研究区目的层段的浊积扇大部分发育在东营凹陷的异常高压封存箱内，所以异常压力是该区浊积扇成藏的主要动力之一。前人研究表明，泥岩的孔径主要是由烃类可以通过的大微孔（d>50nm）和中微孔（2nm 据李明诚讲课资料，2004。
研究区2500m以下存在异常高压，砂岩透镜体油藏分布的深度（2500～3200m）与异常高压带具有明显的一致性，也间接地说明烃源岩中的流体异常高压就是该类砂体成藏的主要动力。但是成藏过程中成藏动力的大小不仅仅取决于烃源岩中流体压力（Pt）绝对值的大小，而是取决于烃源岩与储层之间的压力差，即剩余压力（ΔP）的大小。这是因为被烃源岩包裹的透镜状砂体内部也具有一定的流体压力，压力的大小为砂体所在深度的静水柱压力（P。），在成藏过程中它与烃源岩中流体异常高压排驱油气进入砂体具有相反的作用方向。只有封存箱中的流体异常高压超过储层的内部压力，油气进入储层才成为可能。
浊积扇油藏研究：以广利周缘地区为例
式中：P。——砂体内部的流体压力，M Pa;
Rw——静水压力梯度，MPa/m;
H——砂体所在的深度，m；
△P— —剩余压力，M Pa;
Pt——烃源岩中流体异常压力，M Pa。
（2）毛细管力差：毛细管力对油气的运移一般都表现为阻力，但在烃源岩和储集层的界面处则对油气的运移起动力作用。
砂岩和烃源岩中的孔喉管径是由大小不一而多变、不规则的锥体管所组成的，单个毛细管如图6-11所示。
图6-11 锥形毛细管的毛管压力
这样，一段锥体毛细管力可表示为
浊积扇油藏研究：以广利周缘地区为例
式中：Pc——毛细管力，Pa；
σ——液体表面张力，N/m；
θ——管内液－固接触角；
β——管壁粗细变化斜面与毛细管中心线的夹角；
r——毛细管半径，μm。P。值在毛细管粗端为负值，细端为正值，说明毛细管细端的毛细管力大于粗端。
在埋藏压实作用过程中，随埋深的增加，岩石颗粒之间的孔喉半径减小。但在相同埋深条件下，砂岩和泥岩的压实程度存在差异。泥岩压实程度较砂岩压实程度大，这样砂泥岩孔喉半径就存在差异。在烃源岩和储层的界面处，烃源岩的孔喉半径小，储集层的孔喉半径大，导致孔喉间毛管压力差异的形成，其合力的方向指向砂岩透镜体储层。毛细管力差是油气运移的基本动力之一，在异常高压带内它仍然是构成透镜体成藏动力的重要组成部分。
（3）烃浓度梯度差产生的扩散力：源岩内部因油气不断生成而形成的烃浓度梯度差也是油气向砂体中运移的基本动力之一，即著名的“有机网络扩散排烃学说”。虽然扩散作用在物质运移方面的效率较低，但只要有浓度差的存在，扩散作用就无时无刻不在发生，即使在异常高压下也能毫无障碍地进行，因此，在漫长的地质时期，它对油气的初次运移作用是显而易见的。扩散是由物理量梯度引起的使该物理量平均化的物质迁移现象。由浓度梯度引起的扩散称为分子扩散。物质由高浓度一侧向低浓度一侧转移，直至两侧浓度平衡为止。可用费克第一定律计算扩散量，即：
浊积扇油藏研究：以广利周缘地区为例
式中：dQ——单位时间内物质通过横截面积dS的扩散量；
D——扩散系数；
dS——横截面积。
烃源岩生成的烃量只有满足了自身吸附、孔隙水溶解、油溶解（气）和毛细管封堵等多种形式的源岩残留需要，才可以大量排运油气，才可以产生烃浓度梯度差。烃源岩初次排烃时，油气运移的方向主要为垂向和侧向朝盆地边缘运移，即由高势能区向低势能区运移。包裹于异常高压泥岩之中的浊积砂体是相对低势能区，也是油气运移的指向区。东营凹陷油气于古近纪末期开始充注，大规模的油气充注发生于新近纪，烃源岩的排烃门限＞2500m，研究区目的层段在2500～3200m 范围内，源岩进入排烃高峰期，烃浓度梯度差产生的扩散力最大，该段浊积砂体岩性油藏分布频率也最高，两者具有较好的对应关系。因此，烃浓度梯度差产生的扩散力是该区异常高压内浊积砂体成藏不可忽视的动力。
2.成藏阻力分析
目前岩性油气藏成藏机理方面的研究对成藏动力的探讨较多，评价也有了较为成熟的方法，比如等效泥岩压实法进行压力的预测就是研究岩性油气藏成藏动力机理较为成熟的方法，但对成藏阻力的考虑却明显不够，成藏阻力是油气能否成藏不可忽略的因素。包裹于烃源岩中的透镜状砂体是依靠其自身孔隙和微裂缝给油气的进入提供通道的，因此砂体内部的流体压力以及砂岩中的孔隙毛细管力对油气的进入具有相反的作用，构成了该类砂体成藏的阻力。
（1）砂体内部的流体压力：油气进入透镜状砂体之前，砂体一般是饱含地层水的，因此，其内部也具有一定的流体压力，压力的大小为砂体所在深度的静水柱压力，在成藏过程中它和异常高压排驱油气进入砂体具有相反的作用方向。
Pn＝RwH
式中：Pn——砂体内部的流体压力，M Pa;
Rw——静水压力梯度，M Pa/m;
H——砂体所在的深度，m。
（2）砂岩中的毛细管力：砂体中的毛细管力对油气的进入是起阻挡作用的，在砂体内部流体压力一定时，砂体中毛细管力的阻挡作用就成为油气能否进入砂体的关键，这种阻力的大小主要与砂体的物性有关，受压实和胶结成岩作用的影响较大。由于成藏阻力的大小和孔隙的半径成反比，在埋压实作用过程中，随埋深的增加，岩石颗粒之间的孔隙和孔喉半径都要减小，胶结物不仅使砂岩孔隙半径减小，有时还堵塞孔喉使其失去渗透性。同样的成岩作用条件下，岩性较细的砂体以及碳酸盐胶结物含量高的砂体毛细管压力大，成藏阻力大。
（二）油气初次运移机理分析
目前，关于油气二次运移以及与之相关的构造和岩性油气藏形成机理的研究已基本上形成了符合实际的理论，由此也指导了大批构造及岩性油气藏的成功勘探。但是对油气初次运移及相关的岩性油气藏的形成机理尚存在认识上的差距，对于这类隐蔽油气藏的勘探自然也带有探索性质，比如包裹于烃源岩中的透镜状浊积砂体岩性油气藏等。实际上，在成藏过程中油气的初次运移是十分重要的，油气的初次运移机制可归纳为五种：水溶扩散、水溶泄流、水溶对流、单相渗流、混相涌流机制。水溶扩散是一种最普通的运移机制，只要有油气生成就会存在浓度差，因而就有水溶扩散。但是扩散的速度是极其缓慢的，方向性不强，在特定的条件下可导致油气富集，而在大多数情况下是导致油气散失的。水溶泄流对生物气之类的浅层气才有意义。而水溶对流与压力无直接关系，不要求存在压力差，但水溶对流在封闭系统中最容易形成，封闭系统本身意味着与周围不是一个压力系统，或多或少具有异常压力，因此水溶对流与压差又有一定的关系，在压差低于封盖岩石的封堵能力时，水溶对流起主导作用。单相渗流的运移机制是指油气的浓度超过它们在地层水中的溶解度而以单独的游离相进行运移。单相渗流在二次运移中不难达到，但在初次运移中是并不常见的，往往在单相渗流条件具备前，油气已经通过水溶对流或混相涌流的机制运移出去。混相涌流的运移条件是存在封闭系统和超压，压差大于封盖岩石破裂强度时，油气水一起脉冲式涌出产生混相涌流。当然，各种运移机制的启动都要求一定条件，在特定的地质条件下，某一种特定的运移机制起主导作用。自从流体异常压力封存箱理论诞生，混相涌流的运移机制是被大多数学者所接受的油气初次运移机制。
人们对油气混相涌流的理解一般是指封存箱内的油气向封存箱外运移，即超压系统中的压力增加到接近箱缘封隔层岩石破裂极限压力时，将导致封隔层发生局部破裂，混相流体沿裂隙通道穿过系统的顶板或边板涌出并进入邻近储层，流体释放的突发性可比作脉动脱水作用；随着压力下降，油、气、水三相分离。当压力系数下降到1.2～1.3时，裂缝重新闭合或被方解石脉充填，系统内的压力将重新上升，直至下一次破裂并产生混相涌流，储层成藏，如此周而复始，构成了异常高压带内的流体自箱内向箱外幕式压裂、幕式排烃的动态过程。但是对超压系统中油气是如何向箱内砂体的运移则缺乏足够的研究。研究区沙三段异常流体压力封存箱与东营凹陷构成一个完整的系统，其内的流体处于滞流和超压状态，浊积扇砂体形成的岩性油气藏就分布在异常高压带内的烃源岩中，实际上幕式混相涌流初次运移机制也是这类油气藏形成的主要形式。表现在以下几个方面：
（1）混相涌流的前提是存在封闭系统和超压。东营凹陷异常流体压力封存箱正好具备这个条件。
研究区处在东营凹陷封存箱中烃源岩的埋深均已超过生油门限（2200m），烃源岩中的有机质处于成熟到过成熟阶段，由有机质大量排烃以及差异压实和粘土矿物转化而引起异常高压导致烃源岩产生各种裂缝、微裂缝网络，它们和烃源岩内的孔隙连接，形成微裂缝－孔隙输导体系。在异常高压驱动下，油、气、水通过烃源岩中的微裂缝－孔隙系统以很高的势能向相对低势能区的砂体发生涌流排烃，当排出部分流体后孔隙中的压力下降，微裂缝闭合，烃源岩体进入了压力积累阶段而处于“稳定期”，待压力恢复升高和微裂缝重新开启后，又发生新的涌流排烃，所以，高压带内烃源岩中的油气是以混相涌流的方式向砂体进行幕式排放的（李阳等，2000）。在精细的岩心观察中我们常发现泥岩具有水平或垂直的矿脉发育，并且埋藏越深越发育；在扫描电镜下也可见泥岩中发育微裂缝。
（2）研究区沙三中亚段、沙三下亚段巨厚的泥岩中广泛分布着一些致密的灰质泥岩、白云岩层及多层的砂质岩隔层，这些非均质性因素的存在，决定了它的主要烃源岩体是由无数个彼此物性均有差异的岩性体（即排烃单元）构成，相当于许多彼此相对分隔的次级压力封存单元或系统。各次级压力封存单元在埋藏压实过程中，产生异常高压大于岩石自身抗压强度与相邻岩性体不同，因而各自异常高压达到岩石抗静压强度的条件和时间也不同。封存箱内烃源岩的这种无数个岩性体（排烃单元）的分隔性、压力变化不均一性和达到岩石破裂条件的不等时性，决定了排烃过程的不均衡性。当某个排烃单元泥岩内流体压力达到岩石抗静压强度发生涌流排烃作用时，尽管压力条件相近，但周围的排烃单元尚未达到这一条件。这样，当某个排烃单元发生涌流排烃后，微裂缝重新闭合，该单元的岩性体进入压力积累阶段而处于“稳定期”，其周围的许多排烃单元中可能就会有达到岩石抗静压强度发生涌流排烃作用。烃源岩内无数个排烃单元发生的涌流排烃作用此伏彼起，从宏观上看，烃源岩的排烃作用是缓慢持续进行的，从微观上分析却是一个脉冲式（幕式）排烃过程。
（3）从运移条件看，水溶扩散、水溶泄流、单相渗流等油气初次运移机理是不能形成被烃源岩包裹的浊积砂体岩性油气藏的。但是研究区内的异常高压封存箱内广布的浊积砂体岩性油气藏，从另外一个方面反映了混相涌流对形成该类岩性油气藏的重要作用。
（三）砂体中油水交替机理
油气的初次运移是由高势区向低势区运移，包裹于烃源岩中的透镜状浊积砂体是相对低势区，也是油气运移的方向。但是，砂岩透镜体中的孔隙最初是被地层水所充满的，烃源岩中油气在向圈闭运移后，势必会增加圈闭中流体的体积，体积的增加又将导致圈闭内压力增高，压力的增高对油气初次运移产生阻力。这样可能会出现这样的情况，即当烃源岩的排烃压力与油藏内压力达到平衡时，油气成藏将趋于停滞，这是问题的一个方面。从另一方面来考虑，油气进入圈闭后，圈闭中总的可容空间并未发生变化，在储层中水体积没有减少的情况下，圈闭可容纳的油气十分有限。这样，就不会形成充满度很高的岩性油气藏。然而事实并非如此，本区许多自生自储型岩性油气藏具有很高的充满度，如莱60砂体的充满度已接近80%。于是人们不禁要问：在充满度这样高的岩性油藏中，原来储层中的水到哪里去了？从物质平衡的观点来看，油气进入储层后，如果水不能排出，就不可能有充满度很高的岩性油藏。反过来，高充满度的岩性油气藏说明油气成藏过程中，即使不是全部的储层水，至少也是大部分的储层水被“替换”出。
一般地，浊积砂岩透镜体不同部位岩性存在差异，粗粒度一般位于浊积扇砂体主体部位，细粒度位于浊积扇砂体边缘。强烈的机械压实作用和胶结作用可以使砂体边缘的细粒岩孔喉半径变得非常细小，甚至有些孔隙喉道由于胶结物的充填而被堵塞。在异常高压及毛细管力等的作用下，油气首先从砂体中较大孔隙进入浊积砂岩透镜体中，因油气的进入占据了砂岩透镜体中的孔隙空间，砂体中的流体压力将急剧增大。对于润湿相的孔隙水来说，水会在颗粒表面形成液环，在砂体内急剧增加的流体压力驱使下，水可从砂体中较小的孔隙被排替到周围泥岩中，而非润湿相油气则不能以薄膜的形式附在孔隙的表面，只能被挤到孔隙的中部，难以被排出而留在砂体中（图6-12）。随着源岩中的油气向透镜砂岩体的“间歇性”充注，上述过程继续进行，油气不断进入砂岩透镜体中，砂岩透镜体中的孔隙水不断被排替出，直到砂岩透镜体被油气饱和为止，也就完成了油气与水的交替过程。
如果浊积扇砂体被断层切割或砂体中存在微裂缝，由于断层的“单向阀”原理，油气更容易沿断层和微裂缝进入砂体，储层中的超压自由水也很容易沿断裂溢出，密闭系统中最终留下更多的石油（图6-13）。
图6-12 非润湿相油难以通过颗粒喉道示意图
图6-13 异常高压带内浊积砂体中油水交替模式
实线箭头代表油气运移方向和相对量的大小，虚线代表砂体中水的运移方向
陈章明等（2000）对封闭于源岩内的透镜状砂体模拟实验表明，油气进入砂体后有水的排出现象，随着时间的推移油水交替现象更加明显，该模拟实验证实了上述油水交替机理推论是正确的。
这种油水交替机理对该类砂体含油差异性可以作出很好的解释：受强烈成岩作用的影响，浊积扇砂体边缘细相带成为低孔、低渗带，甚至成为圈闭层。由于岩石强亲水性而使该带具有很高的束缚水含量，从而严重地阻碍了含油饱和度的增加，常使这种砂岩体向边缘尖灭地带的含油性变差，甚至使上倾尖灭带达不到工业油层的含油饱和度值，成为砂岩体的干层区。如果砂体薄，分布范围小，整个砂体粒度细，经过短期的压实和胶结成岩期变化就会变得非常致密，这类砂体毛管压力大，成藏阻力大，油气很难进入砂体，因而这类砂体对油气成藏不利，也多为干层或水层。受断层影响的砂体，由于油水交替简单、成藏条件更为有利，所以，含油饱和度高。勘探实践也证明，厚层砂体的含油性比薄层砂体明显要好，研究区内受断层影响的透镜状浊积砂体几乎都含油。因此，这种油水交替机理不仅被实验证实，而且和实际情况也非常吻合。
通过对浊积砂体成藏的动力和阻力、油气的初次运移以及成藏过程中油水交替机理等方面分析、研究，再结合流体封存箱理论，我们可以得出，超压系统控制了系统内的油气成藏，其成藏动力学特征可概括为以下几个方面：
（1）研究区油气藏的油源主要来自本区目的层段及相邻洼陷内生油岩的供给，运移动力为压实作用所产生的地层压力差、砂泥岩间的毛细管力差、烃浓度梯度差产生的扩散力。
（2）油气运移的相态以混（溶）相为主。
（3）运移通道主要为砂岩储集体本身、微裂缝和断层。
（4）由于该类油气藏四周始终被生油岩包围，因此受构造影响小，易于保存。洼陷带内部浊积砂体直接夹在巨厚的生油岩之中，而生油岩大多处于异常高压流体封存箱之中，成藏能力强。
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