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本文以现代成藏动力学理论与先进的测试分析技术为依托,采用宏观与微观、模拟实验与地质综合分析相结合。利用大量的资料对烃源岩进行了精细剖析,分析其空间分布、地球化学特征以及生烃潜力。开展储层流体包裹体岩相学、显微测温特征研究,在此基础上,利用状态方程与盆地模拟法相结合,恢复储层与烃源岩层的古压力及压力演化史,确定了天然气主充注成藏期的压力状态。探讨了异常压力、扩散作用和膨胀力作用对成藏动力的贡献,并对其进行了量化,探究了与天然气成藏的关系。本文解释了1167口井的上古生界烃源岩,煤层厚度分布在0.4~27m,具有西部、南部薄,东部厚的分布特征。有机碳含量在40.37%~91.32%,以Ⅲ型干酪根为主,同时也存在一部分Ⅱ型和混合型干酪根。有机质热演化程度主体在1.2%~2.0%,处于成熟-高成熟阶段,东北部较低。生烃强度东部、南部高,西部、北部相对较低,主体在(10~26)×10~8m~3/km~2之间,S212-S14-S31-Z59一线以西为气水复杂区,生烃强度普遍小于14×10~8m~3/km~2,成熟度普遍小于1.8%。油气主充注期捕获的包裹体主要发育在愈合裂隙和第二期加大边中,烃类包裹体丰度较大,均一温度集中分布在120~150℃,距今140~105Ma,对应地质年代为早白垩世。现今地层表现为负压,储层古压力在49.2~67Mpa,烃源岩古压力介于61.44~88.85Mpa,均存在古超压。盒8段地层压力的演化大致经历了持续增压-微弱降压-二次急剧增压-二次降压四个阶段。生烃增压造成的古超压是天然气从烃源岩通过运移通道进入储层成藏的主要动力,在18.42~39.49MPa,在扩散作用下,盒8段充注强度在(2.47~3.95)×10~8 m~3/km~2。温度的降低造成了地层压力的降低,降低量在18.4~36.73MPa,孔隙扩容反弹造成压力降低量仅在0.86~2.38Mpa,烃源岩膨胀力在2.71~16.33MPa。异常压力在油气藏分布与气水之间的关系密切,烃源岩生烃强度在一定程度上确定了气水复杂区与纯产气区的平面分布,生烃增压造成的古超压决定了油气藏的充注程度。