西西伯利亚盆地北极油气区侏罗系—白垩系储集层气-水系统平衡模拟

NOVIKOV Dmitry Anatolievich

（1. 俄罗斯科学院西伯利亚分校Trofimuk石油地质和地球物理研究所，新西伯利亚 630900，俄罗斯；2. 俄罗斯新西伯利亚国立大学，新西伯利亚 630900，俄罗斯）

0 引言

油气藏形成和破坏过程中气-水系统的化学反应和热力学平衡问题是目前石油地球科学研究的前沿问题。油气与地下水之间的相平衡反映了油气生成运移的地球化学过程，而这一过程又控制着油气与地下水的来源和演化。此外，气-水系统的高流动性也得到了实验的证实。许多学者从不同方面对沉积盆地深层条件下的气-水相互作用进行了研究，在四川盆地[1-3]、鄂尔多斯盆地[4-6]、东地中海盆地[7]和珠江口盆地[8]的气-水相互作用方面取得了丰富的研究成果。气-水系统的另一个研究方向是天然气水合物的状态及其发展变化[9-13]。基于地球物理、地质和地球化学数据的盆地模拟已不能满足当前西西伯利亚盆地的油气勘探需求[14-17]。在这方面，气-水相平衡与油气生成和保存的区域条件以及它们与地层水的交换，成为一个局部油气规模潜力预测的新课题[18-21]。由于气体具有较高的流动性，因此气体是最可靠的示踪剂之一，可指示油气运移方向[22-24]。现场数据和模拟结果表明，目前西西伯利亚盆地深处地层水的渗流速度非常缓慢，并正在消失。相应地，扩散成为物质传递的主要方式[25]。北极地区的油气藏状态可以通过参考丰富的地下水化学和产层地下水循环数据，对气-水相平衡进行模拟[26]。现有的气-水相平衡计算算法主要适用于淡水，不适用于含盐水的油气盆地。西西伯利亚北部北极地区侏罗系—白垩系中广泛存在盐水和弱盐水，NaCl含量高达63.3 g/L。同时，地层中还普遍存在异常高压，地层温度为35～150 ℃。本文通过气-水相态平衡模拟，首次评估西西伯利亚北极地区侏罗系—白垩系含油气系统的现今状态，这项研究有望为不同同位素地球化学类型地下水（从盐水到强盐水）沉积盆地中的油气勘探提供理论技术支持。

1 研究区及方法

气-水系统由涉及不同过程和相互作用的多个要素组成。由于常规方法不适用于气-水系统地层水的含气饱和度、气体散逸度及其他参数的计算，因此，本文使用Bukaty[27]在Trofimuk A A石油地质和地球物理研究所（新西伯利亚）设计的HG-32（Hydrogo）软件进行研究。该软件考虑了气-水系统的几乎所有变量（密度、总盐度、含气饱和度、水溶性气体成分、温度、压力条件等），既可用于根据水和溶解气的成分确定平衡自由气相的成分和参数，也可用于根据自由气体和地层水成分确定溶解气的成分和其他参数。此外，该方法还适用于压力、温度和溶剂组成发生变化时的气体逃逸和输入模拟。上述气水平衡模拟方法适用于水溶性气、游离气和伴生气的正演模拟和反演计算。由于天然气在水中的临界溶解度反映了油气藏中流体类型及其天然气饱和度数据，因此，水的天然气饱和度数据可用该临界溶解度来代替。此外，该方法还可以对油气与地层水的相互作用进行模拟。在197个北极油田白垩系和侏罗系储集层中（见图1），本文综合了3 800多个检测点的数据，以及5 600多个地下水、2 500多个溶解气和1 900多个游离气样本的分析数据，并对1 200多个油气藏进行了模拟。

图1 西西伯利亚盆地北部北极油气区位置

2 研究区地层水特征

20世纪60年代以来，学者们对西伯利亚北部北极油气区的水文地质和水化学特征进行了大量研究[28-32]。西西伯利亚自流盆地的中新生界包括古近系—第四系、上白垩统、阿普第阶—阿尔布阶—赛诺曼阶（Aptian-Albian-Cenomanian）（储集层为 PK1—22、HM1和 TP1—19）、新科米阶（Neocomian）（AP6—11、BP1—21和 SD0—14层）、上侏罗统（Yu1层）、中下侏罗统（Yu2—23层）、三叠系以及未分化的古生界含水层系统[25,33]。所有中生界含水层主要由渗透性的砂岩和粉砂岩组成，并被泥岩封闭。连续的土伦阶（Turonian）—渐新统隔水层将含水层与地表水隔离开来，但在由渗透性较强的地层组成的盆地边缘，隔水层的封堵能力较弱[34-38]。

在2.8～6.0 km深度范围，侏罗系和较浅层（直到新科米阶）的储集层压力受地层超压（压力系数最高可达2.26）的影响，含油气砂岩、粉砂岩孔隙度为0.70%～42.55%（主要为10%～20%），从阿普第阶—阿尔布阶—赛诺曼阶含水层到古生界基底，孔隙度呈下降趋势。

北极地区储集层中的地下水通常具中等盐度，在含水层中主要含有Cl-、Na+、HCO3-等离子。区域上，盆地边缘地下水总矿化度为 2～5 g/L，中部达到63.3 g/L[30,39-40]；层位上以上侏罗统含水层离子含量最高（见表1）。每种地层水类型都有其特定的成盐模式，主要成分（Cl-、Na+、Mg2+、Ca2+和 K+）和次要成分（Br-、I-、B+、NH4+和Sr-等）含量与盐度成比例。当盐度达到或超过15 g/L时，HCO3-离子含量下降；SO42-离子在软泥形成过程中被还原为 H2S，因此其平均含量为20～60 mg/L。

表1 西西伯利亚北部地区含水层地层水化学特征

侏罗系—白垩系含水层中的地下水总含气饱和度（Sg，每升地层水的含气量）变化很大，在一个单层中，差异可达两倍或更多。但总体趋势随着深度增加总含气饱和度逐渐增大，阿普第阶至赛诺曼阶为0.3～3.0 L/L，中侏罗统下部增大至0.9～5.7 L/L[14,16,33]。侏罗系—白垩系含水层富含甲烷，阿普第阶—阿尔布阶—赛诺曼阶含水层的甲烷含量为95.5%，中侏罗统含水层的甲烷含量为83.3%，深层含水层中的甲烷含量较低，而其同系物含量则从阿普第阶—阿尔布阶—赛诺曼阶含水层系统中的 1.3%增加到中侏罗统下部地层中的 11.7%。同样，二氧化碳含量也随深度增大而增加；同时，在阿普第阶—阿尔布阶—赛诺曼阶和中侏罗统，气体含量为：氮气 15.00%，二氧化碳 4.00%，氢气 6.00%，氦气0.14%和氩气0.19%。

正如之前所发现的[36]，西西伯利亚北部和其他北极盆地的地下水处于化学蚀变的初始阶段，沉积物中不含盐成分。除活跃水交换区的地下水类型为HCO3-Ca型外，该区域的Ca2+/Cl-值不超过0.20。

3 研究区地层水系统的饱和系数特征

对北极地区、Gubkin、Zapolarny、Medvezhy和其他一些油气田的阿普弟阶—阿尔布阶—赛诺曼阶含水层系统中的气体饱和系数（Cs）进行了估算。例如，有丰富天然气资源的赛诺曼阶储集层 PK1内含水层的天然气饱和系数主要为 0.80～1.00，地层水类型为Cl-Na型，总盐度为20 g/L，Sg为1.5～2.5 L/L，溶解气中含有约98.5%的甲烷、0.5%～1.5%的N2和少量其他气体。Sg和Cs值从Yamal Kara盆地向西西伯利亚盆地边缘显著降低（分别为0.1～0.5和0.05～0.20），同时气相主要成分由甲烷-氮气转变为氮气-甲烷。

在较深的含水层中，情况有所不同；在Medvezhy、Urengoi、Vynga Pur等油田中部，Cs通常接近临界值（0.8～1.0）；但在其他地区则要低得多。例如，Udmurt油田PK15层地层水中的Cs值变化范围为0.08～0.10，盐度较低（3.3～6.3 g/L），溶解气中含有96.3%～97.2%的CH4，以及2.6%～3.4%的N2，Sg值为0.3～1.5 L/L。Kharampur油田的 PK13—PK16层中Cs值为 0.34～1.00，而 Cl-Na组分水域的Sg值为 1.0～2.2 L/L至 1.5～3.0 L/L，总矿化度为10.7～10.9 g/L（PK13和PK15层）至15.0～17.8 g/L（PK14和PK16层），溶解气中CH4含量为97.4%～97.9%（PK13层）至84.3%～90.0%（PK16层），N2的含量小于 2%。随深度增加，CH4及其同系物含量增加（PK16层的体积百分比为 1.5～5.0）。PK13层的Cs值为 0.34～0.37，PK15层中最低，为 0.33～0.34，在 PK16层中最高，为 0.68～1.00。因此，339井（深度为1 798～1 808 m）的天然气日产量为451 400～584 600 m3（具体取决于气嘴大小）。Aptian至Cenomaina含水层的Cs值在Ozerny油田和Pelatka油田分别为 0.71～0.73和 0.53～0.70，Nerstinsky油田（亚马尔半岛）为0.19。

对许多油田（Barsukov、East Tarko Sale、Gubkin、Deryabin、Etypur、West Tarko Sale、Komsomolsky、Ust`-Kharampur）新Comian含水层系统的Cs值进行了估算，其含水层系统形成于晚侏罗世赛诺曼期沉积旋回的海侵—海退过渡阶段期间，当时韵律夹层砂和黏土沉积于浅海陆架以下。该层序由大量横向连续的砂岩和黏土组成，特别有利于形成油气储集层。以下以其中一些地区的Cs模式为例进行分析。

东Tarko Sale油田的地下水为Cl-Na-Ca和Cl-Na型，盐度为5～20 g/L，Sg值为0.6～3.9 L/L（平均为2.4 L/L），水溶气以甲烷为主（84.4%），还有少量 N2气（小于12%，平均2%）和其他气体。

Cs模式在下白垩统 Sortym组下部尤其明显（见图2），其中含气层和凝析油层中的天然气饱和系数从 0.8～1.0逐渐降低到油藏中的 0.4～0.8。即Cs在BP12层中最高（0.95～1.00），在 BP14层中稍低（0.80～0.86），在 BP15层中降至0.74～0.83，并且在纯油藏的较深位置显著降低，如在 BP16层中为 0.56～0.75，在BP17层中为最低（0.32～0.42）。

图2 东Tarko Sale凝析油气田下白垩统储集层中地层水气体饱和系数分布

在BP11、BP12层以上，饱和系数同样显示出普遍下降的趋势，但其变化特征更为复杂，从某些地层的低Cs变化到其他地层的临界值（1.0）。例如，BP10层中平均Cs值为 0.46，在 BP9层中为 0.73（0.23～1.00），在 BP6层中为0.33，在BP5层中为0.99，在BP4层中为0.78。另一方面，Cs通常与流体类型相关，在凝析气藏中较高（0.8～1.0），而在油藏中较低（小于0.8）（见图2）。

西Tarko Sale油田的下白垩统水为Cl-Na型，总矿化度为 4.3～28.5 g/L，Sg为 1.0～5.5 L/L（平均为3.1 L/L），水溶气中主要为甲烷，占比为78.1%，氮气占比小于10%。与东Tarko Sale油田不同，该油田大部分地层水达到了气体临界饱和度（1.0）。

BP4层（Cs值为0.5）和BP8层（Cs值为0.37）的地层水天然气饱和系数相对较低，但富凝析气藏的深层水的天然气饱和系数较高，其日产量为 92 700～214 300 m3天然气和38.6～88.7 m3凝析油。Cs值从0.59增大到1.00，并在 BP7层中达到1.0。BP8层以下层位的地层水在整个 BP9层中的Cs值同样高达 1.0，BP11层Cs值为 0.58～1.00，BP12层Cs值为 0.68～1.00，BP16层Cs值为0.92，Achimov段Cs值为 0.29～1.00（平均为0.79）。西Tarko Sale油田的饱含气地层厚度较大，有利于其在油气系统当前演化阶段快速脱气。

Gubkin油田下白垩统储集层的水为Cl-Na型，盐度为 4.4～29.5 g/L，溶解气中甲烷含量为 61.0%～92.3%，N2含量为1.4%～18.2%，Sg值变化范围为0.4～3.5 L/L。Cs模式几乎与西Tarko Sale油田相同，在一个厚度超过500 m的区域达到1.0，该区域包含BP6—BP16层，但 BP9层中的Cs值非常低，仅 0.17。在 BP4层中，Cs值相对较低（0.47），与西Tarko油田（0.5）相似。

Etypur油田下白垩统储集层总矿化度为 4.0～23.9 g/L，Sg值为0.3～5.2 L/L，溶解气中甲烷含量为64.9%～96.1%，氮气含量为 0.6%～23.6%，地层水为Cl-Na型，甲烷同系物含量和Sg值随深度增加而增加。BP3到 BP12层为饱含气层，其中夹杂低饱和气层 BP6（Cs值为 0.12～0.46）和 BP10层（Cs值为 0.56）。某些地层的饱和系数变化范围较大，如 BP7层中Cs值为0.32～1.00（平均 0.69），BP11层Cs值为 0.36～1.00，BP12层Cs值为0.22～1.00，但较深地层的饱和系数较稳定，BP14层Cs值为0.8，BP17层Cs值为0.53～0.54。

Ust′-Khrampur油田的地层水为Cl-Na型，盐度为4.6～22.0 g/L，溶解气中甲烷含量为69.0%～94.4%，氮气含量为2.5%～11.4%，Sg值为0.5～5.0 L/L，甲烷同系物含量和Sg值随深度的增加而显著增加。与Etypur油田一样，BP8、BP9和 BP11层中地层水Cs值最高。BP8—BP11层为高Cs值区，BP11以下地层中的Cs值从 0.74～0.84（BP12层）降至 0.46（BP17层）。

因此，下白垩统含水层中的含气饱和度具有复杂的非均质性，尽管总体趋势与阿普第阶—阿尔布阶—赛曼诺阶相似，Cs值向盆地边缘递减，Cs值与流体类型相关，凝析气藏的Cs值较高（0.8～1.0），而液体烃的Cs值较低。

另外笔者还对Gubkin、Deryabin、Komsomolsky、Malygin、Kharampur等油田侏罗系含水系统的气体饱和系数进行了研究。Kharampur油田的上侏罗统含水层Cs值相对较低（见图3），而在下部 Tyumen组底部含水层中Cs值较高。Cs值随深度增加而增加：在上侏罗统 Yu1层中，Cs值分别为 0.42～0.56（Yu11—2层）和0.31～0.55（Yu13—4层）；Yu12的Cs值范围和平均值分别为0.45～0.75和0.63；Yu13层Cs值范围和平均值为0.60～0.75和 0.55；Yu14层Cs值范围为 0.60～0.85。中下侏罗统Yu2含水层具有横向非均质含气饱和度模式，北哈兰普尔隆起的Cs值较低，哈兰普尔隆起的Cs值高达1.0（见图3）。由图3可见，Cs值从2 850～2 910 m深度段的0.37～0.42增加到3 000～3 050 m深度段的1.0。Cs等值线通常反映渗透性地层的地质结构，并显示出与深度的强相关性（相关系数为0.84），以及与总水矿化度的显著相关性（相关系数为0.56）。当地层水总盐度大于38 g/L时，Cs值与盐度的相关性最高，如盐度为24 g/L时Cs值为0.37，当盐度为42 g/L时Cs值为1.00。

图3 Kharampur凝析油气田侏罗系储集层水的含气饱和系数分布

Kharamper凝析气田的侏罗系储集层包括两个含气饱和度带，较浅含水层的含气饱和度较低，较深含水层的含气饱和度较高（见图3）。上部区域主要对应于Vasyugan组Yu1层，但北Kharampur局部隆起区除外，该区域也包括Yu2层，该区域的气-水系统不平衡，地层水还可溶解一定数量气体。下部区域为含气饱和水，对应于 Tyumen组，由 Yu2层和 Yu3层组成，北Kharamper隆起除外。在地质演化过程中，该带内的溶解气可脱溶转化为游离相。

计算得出的Cs值可能与实际数据不一致，即在上含气饱和带 Yu1层中存在带气顶的油藏，这无法用与深度相关的温度、盐度或压力变化来解释，因为温度、盐度或压力变化远不如Cs变化范围重要（见图3）。需要注意的是，天然气聚集最初是在溶解相的作用下形成的，溶解相随后与游离气相平衡。目前缺乏平衡意味着在气藏形成后环境发生变化，水变得不饱和，即不再能够将气体释放为游离相。这可以从Cs与盐度的相关性来理解。储集层中的地层水通常会被老渗透水稀释，该现象与该地区的水化学和水文地质特征一致[15]。地层水的总盐度与 Cl-/Br-值无关，只有当盐水被 Cl-和 Br-离子含量较低的淡水稀释时，才可能出现这种情况，并且不会对 Cl-/Br-值造成影响。另一方面，Kharamper油田南部的储集层压力低于北部，即水流从北向南，油田北部地层水的盐度和Sg值较低。

因此，Yu1储集层中的水达到临界含气饱和度，最初可能有助于自由气体的积累，直到不饱和的老渗透水渗入系统并破坏气-水平衡。由于地层水与天然气藏的接触有限，系统中的非平衡条件得以维持，而渗透水无法到达的深部地层一直保持较高的天然气饱和度。这一假设可用于估算地下水对油气藏的破坏程度。

Yenisei-Khatanga盆地相邻区域（Deryabin、Semenovka、Middle Yar、Turka和 Ushakovka区域）的计算Cs值在 Yu2层最高，为 0.57～1.00，但在 Yu4层（Ushakovka区域）和Yu17层（Semenovka区域）的较深区域则较低，分别为0.57～0.74。Cs值最高达1.0，也是亚马尔半岛Yu2—3层的典型特征。

综上所述，北极地区储集层地下水含气饱和度变化非常复杂，且有一定非均质性。侏罗系—白垩系含水层的Cs值从最小小于 0.2，到最高至 1.0不等（见图4a），几乎所有Sg值大于1.8 L/L的水都达到临界饱和度，即该油气系统具备油气形成的有利条件（见图4b）。

图4 深度（a）、含气饱和度（b）与饱和系数的相关关系图

4 气-水系统的相平衡

通过热力学计算可深入了解油气与周围地层水之间的相互作用。利用北极、扎波拉尼、梅索亚哈、克鲁森斯特恩、马利金、塔西、哈兰普尔和其他油田的数据，对阿普第阶—阿尔布阶—赛诺曼阶含水系统进行模拟，并在不同的储集层中显示出不同的含气饱和度。

PK1层是一个天然气极为丰富的含气层（如Urengoi、Medvezhy、Yamburg油田），笔者对其气藏与周围地层水之间的天然气运移路径进行了分析。由于PK1储集层中的天然气大多干燥且不含甲烷同系物，因此很难从重烃分析来确定天然气扩散模式。Komsomolsky和 Kruzenshtern油田的平衡相研究采用CH4，Nerstinsky油田的平衡相研究采用C2H6。

Malygin 油田（HM1、TP1、TP3、TP6、TP8层）、Kruzenshtern 油田（TP9、TP10、TP13层）、Nurma油田（TP3层）、Tasiy 油田（TP42、TP5、TP11、TP13层）等油田的油气水系统中的CH4、Ar和CO2正在向周围水体发生扩散，同时重烃、He和 N2从水体向油气藏的反向输入。烃类气体成分目前正在向较重的成分转变，而非烃类气体的浓度正在变化。因此，石油的生成、运移和聚集可能一直持续到现在，而天然气的形成和聚集已经停止。

笔者对Nadym-Taz盆地中部Kharampur气田PK13、PK141、PK15、PK16层的气水交换作用进行了研究，结果表明，其气水相互作用的方式与 Yamal油田几乎相同；但PK13和PK15层除外，在PK13和PK15层中，油气藏还释放了其他烃类气体，如 C2H6、C3H8和 C4H10等；在 Udmurt油田的 PK15层中，气顶的烃类和非烃成分都扩散到了周围水体中。

在凝析气田中，其气水交换模式尤其令人关注。由于来自 Gubkin油田下白垩统储集层 AP9—10、BP4—5、BP91和 BP92、BP15和 BP16—21层中的 C2H6、C3H8和C4H10，以及 AP9—10、BP92和 BP16—21层中 C5H12、C6H14，连同周围水体甲烷同系物的输入，烃类的气相成分变得更重。气田内的气体交换路径为：在除BP7和BP9层以外的几乎所有地层中，从水到油气藏的He和N2输入与H2、CH4、CO2和Ar扩散到水中的速度平衡，扩散过程几乎涉及BP3、BP7、BP8和BP9层整个气藏。Tarko Sale凝析油气田的大部分地层水饱和天然气，Cs值高达1.0（见图2），这与事实所揭示的 C2H6、C3H8、C4H10、He和 Ar扩散到几乎所有储集层中的情况一致，除了BP10、BP14（东 Tarko Sale 凝析油气田）、BP2—3、BP3—4、BP6和BP7（西Tarko Sale凝析油气田）层，CH4、CO2及H2、Ar、C5H12和C6H14从几乎所有油气藏中扩散。

Etypur油田的油气藏释放 H2、CH4、C2H6、C3H8、C5H12、C6H14、CO2和 Ar，并接收 iC5H12、nC5H12（BP5、BP6、BP7、BP8等层）、He 和 N2（BP5 层除外）。

Ust’-Kharampur油田的几乎所有气藏都会将 H2、CH4、C6H14、CO2以及少量的C5H12释放到周围水体中，并接收 C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10、He、Ar和 N2，同时接收 BP100、BP11、BP142和 BP15层中的 iC5H12和nC5H12。

亚马尔半岛油田（Malygin、Kharat、Kruzenshtern、Upper Tiutei等油田）油藏释放出H2、CH4和CO2，同时反向输入 He、N2以及大量甲烷同系物和少量 Ar，气体散逸度（表明气体在地层水中扩散速度大小参数）随深度增加而增加。在大多数油气藏中，气体成分向较重的化合物演化。

Yenisei-Khatanga盆地 Deryabin（SD4）、Ozerny（SD6）、Pelyatka（SD3）和 Suzun（SD13）油田下白垩统中的气水交换模式与 Nadym-Taz河间带和 Yamal半岛中的气水交换模式非常相似：油气藏将CH4和CO2释放到水中，并获得He、N2和甲烷同系物。

Kharampur、Gubkin和 Komsomolsky大型油气藏中，侏罗系含水系统的气-水热力学动态平衡，同样的还有亚马尔半岛北部的 Malygin凝析气田，Yenisei-Khatanga盆地的 South Solenoye凝析气田等，其中Kharampur气田的气水相互作用可作为一个典型范例。

Kharamper凝析油气田Vasyugan组的气-水体交换模式与上述油田不同，Yu11层中气体包含从水中输入的H2、CH4、He和N2，并向水中释放其他气体，尤其是重烃组分。因此，Kharamper凝析气田的烃类目前正在从油变为气-油类型。与此不同的是，Yu12层的气水系统处于平衡状态，并经历了CH4、C2H6、C3H8、C5H12和CO2向地层水中的输出，以及地层水中H2、C4H10、He和N2的输入。Yu14层气藏向地层水中输出CH4、轻烃和CO2，同时获得重烃、惰性气体和N2输入，气体成分向较重的成分变化，非烃气体的浓度也在发生改变。因此，石油的生成、运移和聚集显然仍在继续，而天然气的生成和聚集已停止，地层水中的气体组分亦受到扩散和溶解作用的影响。

Komsomolsky、Gubkin、South Solenoye油田的气水平衡表现与 Kharamper油田类似，其中 Malygin油田 Yu2—3层的气水交换作用非常显著，除了 nC5H12、CH4和 CO2外，该层在最深处（3 612～3 620 m 和3 636～3 644 m）储集天然气和凝析油，通过向水中释放氮气和向油气藏输入重烃（C2H6、C3H8、C4H10和iC5H12）来实现气水双向交换。

因此，西西西伯利亚盆地北部北极地区储集层中油气藏与周围边缘水域之间的交换模式表明，气-水系统极不稳定（见图5、图6），几乎所有的油气藏都会向地层水中释放CH4、CO2和Ar，同时接收He、N2，以及甲烷同系物的输入，许多油气藏的气体成分正在向较重的成分转变。

图5 地下水和油气藏中CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10和CO2不同深度下散逸度图

图6 地下水和油气藏中iC5H12、nC5H12、C6H14、He、Ar和N2不同深度下散逸度图

5 结论

对西西伯利亚北部北极地区油气田地层水气体饱和系数、总饱和度进行气-水平衡模拟分析，结果表明：当Sg值大于1.8 L/L时，所有地层水均达到临界Cs值（1.0），这为油气成藏创造了可能，而欠饱和水可溶解现有的油气藏中的天然气；地层水气体饱和系数与储集层流体类型有关，凝析油气田Cs值主要为0.8～1.0，在油藏中较低。复杂的气水交换模式表明研究区侏罗系—白垩系储集层中天然气成因具有多样性。