威利斯顿盆地和西墨西哥湾盆地致密油成藏差异

李　倩，卢双舫a，李文浩a，许思勇，张　晗，胡　莹

（1.中国石油大学a.非常规油气与新能源研究院；b.地球科学与技术学院，山东青岛266580；2.中国石油集团测井有限公司长庆事业部，陕西高陵710201）

威利斯顿盆地和西墨西哥湾盆地致密油成藏差异

李倩1，卢双舫1a，李文浩1a，许思勇2，张晗1，胡莹1

（1.中国石油大学a.非常规油气与新能源研究院；b.地球科学与技术学院，山东青岛266580；2.中国石油集团测井有限公司长庆事业部，陕西高陵710201）

在分析油气勘探相关资料的基础上，结合薄片鉴定和有机地球化学资料，探讨了威利斯顿盆地巴肯组和西墨西哥湾盆地鹰滩组泥页岩地质、地球化学特征，并剖析了巴肯组和鹰滩组油气成藏差异的原因。巴肯组和鹰滩组岩石组合的不同导致二者油气成藏方式存在差异，巴肯组以源外成藏为主，鹰滩组以源内成藏为主。巴肯组泥页岩生烃产生的超压大于鹰滩组，具有更大的排烃动力，有利于油气从泥页岩中排出，从而导致巴肯组泥页岩中滞留的油气较少，而鹰滩组泥页岩生成的油气大部分滞留在泥页岩内部。巴肯组中段物性优于上段和下段，而且连通孔隙更发育，孔喉更大，为油气主要赋存的层段；而鹰滩组泥页岩和灰岩中孔隙都较发育，这2类储集层都对烃类的储存有重要的贡献。巴肯组致密油藏和鹰滩组致密油藏均为连续型或准连续型油藏，巴肯组致密油藏主要以纵向运移为主，巴肯组中段致密储集层形成了大面积连续分布的致密油区，而鹰滩组致密油藏同时存在纵向运移和侧向运移，形成了纵向上泥页岩油藏和致密灰岩油藏互相叠置，具有源储一体、叠加连片的特点。

威利斯顿盆地；巴肯组；西墨西哥湾盆地；鹰滩组；致密油藏；成藏条件;岩石组合;超高压

常规油气资源的逐渐枯竭和经济发展对能源需求的不断攀升，迫使石油勘探家不得不探索油气勘探的新领域，北美的勘探开发实践揭示，非常规油气在能源结构中的地位越来越重要，其中，致密油是非常规油气资源中最为现实的接替领域[1-3]。

致密油是一种非常规油气资源，主要以吸附或游离状态赋存于烃源岩中，或与烃源岩互层、紧邻致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，是未经过大规模长距离运移的石油聚集，主要包括致密砂（灰）岩油和页岩油2大类[4]，其中致密砂（灰）岩油是泥页岩排出油中的一部分，而页岩油气是残留在泥页岩中未排出的油。因此，无论是页岩油还是致密砂（灰）岩油的富集均与岩石组合特征、烃源岩品质和储集层质量密切相关。其中直接反映油气富集性的参数是热解残留烃含量（S1）和氯仿沥青A含量，文献［5］依据热解残留烃含量和氯仿沥青A含量与有机碳含量（CTOC）的关系，提出了页岩油气资源的三分性（即分散资源、低效资源和富集资源），并推荐在缺少有关资料的地区，可将有机碳含量为1.0%和2.0%作为划分页岩油三级资源的界限，有机碳含量小于1.0%属分散资源，有机碳含量1.0%～2.0%属低效资源，有机碳含量大于2.0%属富集资源。由于致密砂（灰）岩的微米—纳米级孔喉发育，使致密油气藏的形成机制明显不同于常规油气藏，其油气运移-成藏的主要动力是源储压差[6]，而源储压差主要取决于烃源岩的超压。因此，超压的大小，直接决定了原油是否能从泥页岩中排出，并进入紧邻的致密砂（灰）岩中形成致密油藏。

北美的勘探开发实践证实，巴肯组油藏产层主要为巴肯组中段的砂岩、粉砂质白云岩，而鹰滩组油藏产层包括鹰滩组内的泥岩和灰岩薄夹层。由于地质条件复杂，尚不明确造成巴肯组和鹰滩组油气成藏差异的原因。针对上述问题，笔者利用岩石学和地球化学相结合的方法，探讨了巴肯组和鹰滩组的地质特征，并揭示了二者在油气成藏机理上的差异性。

1　地质背景

威利斯顿盆地和西墨西哥湾盆地是美国致密油气最丰富的含油气盆地，也是目前勘探开发最成功的地区。

威利斯顿盆地位于北美板块内部，靠近北美克拉通西部边缘，是一个大型克拉通内沉积盆地，横跨美国北达科他州、蒙大拿州、南达科他州，以及加拿大的萨斯喀彻温省和马尼托巴省，面积约34×104km2.盆地起源于克拉通边缘或大陆架，在科迪勒拉造山运动期发生的变形作用和随后西部大陆边缘地壳连续增加的背景下，转变为克拉通内部盆地，整体上呈较对称的东西向负构造展布。威利斯顿盆地最显著的特征是具有3个明显的背斜构造，包括位于北达科他州西北部南北走向的奈森（Nesson）背斜以及南北走向的比林斯（Billings）背斜、蒙大拿州东部北西—南东走向的雪松河（Cedar Creek）背斜[7]（图1a）。盆地在寒武纪开始发育，至奥陶纪结束，地层发育齐全，密西西比亚纪之前为海相碳酸盐岩沉积，到宾夕法尼亚亚纪之后转变为硅质碎屑沉积。上泥盆统—下石炭统巴肯组以海相碎屑岩沉积为主，陆源碎屑主要来自东北部、东部与东南部，沉积环境为浅海陆架—滨岸相，岩性为黑色泥页岩与粉砂质白云岩、白云质粉砂岩、细砂岩频繁交互叠置，局部夹薄层碳酸盐岩，是威利斯顿盆地内重要的非常规油气层段[8-9]。

图1　威利斯顿盆地巴肯组（a）和西墨西哥湾盆地鹰滩组（b）分布（据文献［14］—文献［16］修改）

西墨西哥湾盆地属于墨西哥湾盆地北部的内陆带，主要包括Maverick盆地、San Marcos凸起和East Texas盆地，面积约25×104km2.西墨西哥湾盆地自裂谷盆地形成以来，大部分时期一直处于稳定沉降和沉积期，至晚白垩世，稳定沉降的格局遭到破坏，形成了位于赛诺曼阶的地层不整合。之后发生广泛海侵，沉积了一套海相的鹰滩组泥页岩[10-13]（图1b）。上白垩统鹰滩组主要为纹层状灰黑色灰岩、泥质灰岩夹灰白色泥质灰岩，页理发育，整体沉积环境为碳酸盐台地相。鹰滩组泥页岩不仅是水平井钻探的主要目的层，也是主要产层。

威利斯顿盆地巴肯组致密油是北美最早实现工业化生产的区带之一，也是目前仅次于西墨西哥湾盆地鹰滩组致密油的北美第二大致密油生产区。据美国能源信息署预测，2014年鹰滩组致密油年产量预计达8 000×104t，巴肯组致密油年产量达6 000×104t.

2　巴肯组和鹰滩组泥页岩含油性评价

泥页岩含油量通常采用热解残留烃含量和氯仿沥青A含量2个指标来表征。其中，热解残留烃主要反映较低碳数烃类的含量，而氯仿沥青A含有高碳数烃类、非烃和沥青质等组分。从开发情况看，由于泥页岩储集层的低渗透性，目前开采的致密油主要以轻质或凝析油为主。因此，本文采用热解残留烃含量作为泥页岩含油性的评价指标[17]，可在一定程度上反映泥页岩的绝对含油量。

图2为巴肯组和鹰滩组含油性与有机碳含量的关系。对于绝对含油量，从图2可以看出，泥页岩含油性随有机碳含量的增加表现出3阶段演化特征：在低有机质丰度阶段，泥页岩含油量随着有机质的增加缓慢增大，之后含油量迅速增加，最后阶段含油量增加速度逐渐减小，直至平稳。根据图2的变化趋势转折点所对应的含油量，可以将泥页岩含油性划分为3个等级：分散资源、低效资源和富集资源。富集资源是近期页岩油勘探、开发最为现实的目标，低效资源和分散资源开发则有待未来技术的进一步发展。在本次研究中威利斯顿盆地巴肯组2个转折点热解残留烃含量分别为2 mg/g和6 mg/g（图2a），西墨西哥湾盆地鹰滩组2个转折点热解残留烃含量分别是1 mg/g和6 mg/g（图2b）。

此外，文献［18］研究认为，地层中单位有机碳的含烃量（S1/CTOC，也称相对含油量）一方面可用来判断烃源岩的成熟度，另一方面可在一定程度上用于评价储集层相对含油量。储集层相对含油量高，相对含油量通常大于1，对于页岩油储集层的判断这一标准同样适用[20]。另外，由于干酪根对烃类具有较强的吸附和溶解作用，影响页岩油的可采性，因此，还应结合相对含油量来评价泥页岩的含油性。

通过对泥页岩绝对含油量与相对含油量的综合分析，可以将泥页岩的含油性划分为5个级别（图2）：Ⅰ区泥页岩的含油性最佳，相对含油量和绝对含油量均为高值区；Ⅱ区次之，相对含油量处于高值区，绝对含油量处于低值区；Ⅲ区绝对含油量处于高值区，相对含油量为低值；Ⅳ区绝对含油量中等，相对含油量处于低值区；Ⅴ区最差，相对含油量和绝对含油量均处于低值区。分散资源不存在相对含油量高的样品点。

根据上述划分的含油性级别可知，巴肯组泥页岩相对含油量几乎均小于1，相对含油量较低，主要集中在Ⅲ区和Ⅳ区，整体上含油量处于低值区；而鹰滩组泥页岩多数样品都分布在Ⅰ区和Ⅱ区，整体上含油量较高。巴肯组和鹰滩组泥页岩含油量的差异，与目前巴肯组致密油开采主要集中在致密砂（灰）岩油相，而鹰滩组致密油主要产自泥页岩内的勘探开发结果匹配。

图2　巴肯组和鹰滩组泥页岩热解残留烃含量与有机碳含量关系

3　巴肯组和鹰滩组地质特征

3.1岩性组合特征

研究表明，页岩岩石学特征是页岩油气成藏的重要控制因素，其中岩性组合的不同显示沉积环境的差异，北美典型页岩油气藏赋存的泥页岩主要为暗色或者黑色细颗粒沉积，呈现层状或薄互层状的特点。威利斯顿盆地巴肯组以海相碎屑岩沉积为主，整体上分为3段：下段为半深海黑色泥页岩，富含有机质，平均厚度4 m，形成于海平面上升阶段的缺氧环境；中段为砂岩和粉砂质白云岩，平均厚度13 m，形成于海退时期海平面快速下降阶段的浅水环境；上段为具有放射性的富含有机质黑色泥页岩，平均厚度2 m，形成环境与下段相似，沉积于海平面上升阶段的缺氧较局限环境。由此可见，巴肯组呈上、下泥页岩夹粉砂质白云岩、砂岩的岩性组合，即“三明治”的组合模式[19-20]（图3a）。从目前巴肯组油藏开发情况来看，巴肯组油藏产层主要集中在中段，即巴肯组上、下段泥页岩生成的油，大部分从泥页岩中经过初次运移到中段聚集成藏，因此巴肯组油气的成藏方式是以源外成藏为主。

图3　威利斯顿盆地巴肯组（a）和西墨西哥湾盆地鹰滩组（b）地层剖面（据文献［22］和［23］修改）

西墨西哥湾盆地鹰滩组为一套富含有机质泥页岩，主要由灰黑色灰岩、泥灰岩、灰质页岩，并夹有灰白色的泥质灰岩组成，岩石页理较发育。鹰滩组大致分为2段，下段泥页岩钙质含量相对较低且富含有机质，厚度为30～45 m，沉积于低能、厌氧的海侵沉积环境，分布范围由Maverick盆地沿北东向延伸至East Texas盆地；上段泥页岩钙质含量相对较高且有机质含量较低，厚度为45～60 m，沉积于相对高能、浅水、高位海退沉积环境，分布范围相对局限，主要分布在Maverick盆地和San Marcos凸起[20-21]（图3b）。由此可见，鹰滩组具有厚层泥页岩夹薄层灰岩的特点，油气主要产自其内部的泥页岩和灰岩薄夹层，并且大部分残留在泥页岩内部聚集成藏，因此鹰滩组油气成藏方式是以源内成藏为主。

3.2烃源岩特征

致密油气与常规油气成藏机制的最大不同在于运聚成藏的普遍动力不再是浮力而是源储压差[6]，而源储压差主要取决于烃源岩的超压，而生烃过程中所产生的超压大小主要与有机质丰度、原始生烃潜力和成熟度密切相关。

巴肯组和鹰滩组泥页岩样品的地球化学参数显示，巴肯组和鹰滩组地层绝大多数泥页岩样品有机碳含量大于2%，生烃潜量大于6 mg/g，有机质类型都以Ⅱ型为主，表明这2套地层具有很高的生烃潜力，且巴肯组的生烃潜力明显高于鹰滩组。从有机质成熟度角度来看，巴肯组泥页岩有机质镜质体反射率为0.6%～1.0%，其有机质热演化程度为成熟阶段，以生油为主；鹰滩组有机质镜质体反射率为0.6%～1.5%，处于成熟—高熟阶段，其中石油主要赋存于区带北部，向南逐渐过渡为干气。生烃强度指的是单位面积泥页岩的生烃量，全面反映了泥页岩厚度、有机质丰度、类型和成烃转化率等信息，是表征泥页岩生烃潜力的综合指标，威利斯顿盆地巴肯组泥页岩生油强度约为300×104t/km2，西墨西哥湾盆地鹰滩组泥页岩生油强度约为200×104t/km2[24].排烃效率表征的是烃源岩排出烃类的程度，研究表明，威利斯顿盆地巴肯组泥页岩的排烃效率约为50.6%，西墨西哥湾盆地鹰滩组泥页岩的排烃效率约为39.5%（表1）。由此可知，巴肯组泥页岩生烃产生的超压大于鹰滩组，具有更大的排烃动力，更有利于油气从泥页岩中排出，从而导致巴肯组泥页岩中滞留的油气较少，而鹰滩组泥页岩生成的油气大部分滞留在泥页岩内部。

3.3储集空间特征

储集物性是油气储集层评价研究中的重要参数，而孔隙度、渗透率是描述储集物性的常规指标。在物性特征方面，巴肯组上、下段的孔隙度分别主要为3.0%～9.0%和2.5%～5.0%；巴肯组中段孔隙度主要为5.0%～10.0%，渗透率主要为0.010～0.100 mD，平均渗透率约为0.040 mD[25].巴肯组储集空间类型多样，发育晶间孔、溶蚀孔、粒间孔、晶内孔、有机孔和微裂缝。巴肯组中段主要发育晶间孔、溶蚀孔、粒间孔和微裂缝，其中晶间孔和溶蚀孔主要在白云石化和后期成岩作用期间形成，为巴肯组中段发育最普遍的孔隙类型，粒间孔主要发育在石英颗粒和碳酸盐晶体之间，孔喉半径较大、连通性好，为较好的储集空间（图4a，图4b）。而巴肯组上、下段以有机孔和微裂缝为主，其中有机孔存在于泥页岩有机质中，在扫描电镜下可以清楚地观察到有机孔呈分散状，相互孤立存在，多为纳米级，对巴肯组储集空间贡献较小，微裂缝主要是由于泥页岩生烃作用引起的超压诱导泥页岩产生的，作为油气运移的通道[26-28]（图4c）。巴肯组的石油主要赋存在大于40 nm的孔喉中，其中巴肯组中段孔喉大于40 nm的孔隙多于上、下段[29]。由此可知，巴肯组中段不仅物性优于上、下段，而且连通孔隙更发育，孔喉更大，为油气的主要赋存层段。

图4　巴肯组和鹰滩组致密油储集空间类型（据文献［26］—文献［28］和文献［31］修改）

鹰滩组埋深为1 200～4 500 m，厚度一般为30～90 m.孔隙度主要为3.0%～10.0%，平均为6.0%，渗透率为0.003～0.405 mD，平均渗透率为0.180 mD[30].鹰滩组发育大量粒间孔、粒内孔、晶间孔和有机孔。文献［31］对鹰滩组泥页岩和其中的薄层灰岩进行了纳米CT扫描分析，构建了鹰滩组泥页岩和灰岩储集层孔喉三维立体图像，清晰展示了所测样品内部结构关系及物质组成，并揭示了孔喉大小、分布及其连通关系的三维分布特征。由图4可知，无论是鹰滩组的泥页岩还是薄层灰岩孔隙丰富、形态及其大小不一，且其空间分布不均匀；从孔隙连通性来看，部分连通性较好（图4f和图4i中蓝色所代表的孔隙），同时存在呈孤立状分布的孔隙，其连通性差（图4f和图4i中红色所代表的孔隙）；鹰滩组泥页岩中含有大量的有机质（图4f和图4i中绿色所代表的物质），而且可以看到有机质与连通孔隙密切相关，而灰岩主要由粒间孔、晶间孔组成，几乎没有有机孔。由此可知，鹰滩组内的泥页岩和灰岩中孔隙较发育，其中灰岩连通性较好，泥岩连通性稍差，但这2类储集层都对烃类的储存有重要的贡献。

3.4含油性和产能特征

巴肯组上、下段泥页岩相对含油量几乎均小于1，表明其相对含油量较低，这与目前巴肯组致密油开采主要集中在巴肯组中段的致密砂（灰）岩油相密切相关。蒙大拿州致密油的生产主要集中于巴肯组中段，日产量从2002年的770 t石油当量跃升到2009年的32 340 t石油当量，累计产量已经达到0.4×108t.北达科他州巴肯组中段的成功井的白云质粉砂岩和砂岩中初始原油产量一般为70～140 t/d，最终可采储量在2×104～21×104t（平均7×104t）。

鹰滩组泥页岩多数样品相对含油量大于1，整体含油量较高，因此，鹰滩组致密油主要产自泥页岩内。鹰滩组泥页岩能产出干气、湿气/凝析油和挥发油，但其产出比例随井的位置不同而不同。储集层温度、压力和流体性质从北向南随埋藏深度的增加而变化。鹰滩组泥页岩在北部压力正常，含水层压力梯度0.97 MPa/hm.向南储集层埋深进入干气窗后，地层显示超压，压力梯度达到1.47～1.76 MPa/hm. Hawkville，Black Hawk和Red Hawk是目前西墨西哥湾盆地致密油气生产最好的油田。到2011年一季度末，鹰滩组泥页岩平均日产气量880×104m3，日产油量2 130 t，日产凝析油3 715 t，累计产气37×108m3，产油75×104t，产凝析油1.1×106t[35].

4　成藏主控因素分析及成藏模式

威利斯顿盆地巴肯组和西墨西哥湾盆地鹰滩组都发育致密油，其中烃源岩条件和储集层物性控制着富油气层段。

4.1优质烃源岩

优质烃源岩的发育是致密油形成的首要因素，特别是高丰度的泥岩、页岩等优质烃源岩。威利斯顿盆地巴肯组绝大多数泥页岩样品有机碳含量大于2%，生烃潜量大于6 mg/g，达到了极好烃源岩标准，为广覆式分布、成熟度适中的混合型优质烃源岩，具备生成大量油气的物质基础，而从相对含油量参数来看，巴肯组泥页岩含油量较低，绝大部分样品的相对含油量小于1，因此，巴肯组泥页岩生烃潜量高，但本身含油量较低。西墨西哥湾盆地鹰滩组泥页岩的生烃潜量较高，也到达了极好烃源岩的标准，但较巴肯组泥页岩低，成熟度较高，处于成熟—高熟阶段，具备生成油气的物质条件，且鹰滩组泥页岩相对含油量较高，多数泥页岩样品相对含油量大于1，因此鹰滩组泥页岩生烃潜量和相对含油量都较高。

根据绝对含油量和相对含油量分析，巴肯组绝大部分泥页岩相对含油量小于1，相对含油量较低；而鹰滩组泥页岩多数样品的相对含油量和绝对含油量都较高，因此鹰滩组泥页岩的含油量高于巴肯组泥页岩。

4.2优质储集层展布

从物性条件来看，巴肯组中段孔隙度主要为5.0%～10.0%，平均渗透率约为0.040 mD，优于巴肯组泥页岩段，而且连通孔隙更发育，孔喉更大，为油气富集的主要空间。巴肯组中段岩性为粉砂质白云岩或者砂岩，平均厚度为13 m，形成于海退时期海平面快速下降阶段的浅水环境，形成大面积展布的海相致密储集层。鹰滩组内的泥页岩和灰岩中孔隙都较发育，其中灰岩连通性较好，泥岩连通性稍差，这2类储集层都为油气存储的有利储集空间。

4.3生储组合有效配置

巴肯组上段和下段泥页岩夹中段优质储集层，形成良好的源储紧邻配置。巴肯组上段和下段的泥页岩内部储集空间不发育，进入生烃门限后，生烃产生的增压导致泥页岩内超压的形成，最终形成微裂缝，充当烃类垂向运移的通道，有利于生成的烃类从泥页岩排出直接向相邻储集层充注。巴肯组泥页岩呈全盆地展布，与广泛分布的储集层匹配良好。在这种源储均大面积连续分布的有利条件下，形成了大面积连续分布的致密油区（图5a）。

图5　巴肯组（a）和鹰滩组（b）致密油藏成藏模式（剖面位置见图1）

鹰滩组泥页岩不仅具有较高的生烃和排烃能力，而且发育矿物粒间孔和大量的有机微孔，生成的烃类一部分在生烃增压产生的超压的驱替下发生垂向运移，在灰岩中聚集成藏，一部分沿着泥页岩纹层发生侧向运移，在泥页岩孔隙中富集，纵向上形成泥页岩油藏和致密灰岩油藏互相叠置，具有源储一体、叠加连片的特点（图5b）。

综上所述，巴肯组致密油藏和鹰滩组致密油藏为连续型油藏或准连续型油藏，油藏大面积连续或准连续分布。巴肯组致密油藏以纵向运移为主，其中巴肯组上段和下段泥页岩作为烃源岩为中段的致密储集层提供油源，而泥页岩内部孔喉半径太小，无法作为有效的储集空间，因而残留的游离烃较少，无法形成工业油藏；鹰滩组致密油藏以纵向运移为主，同时内部存在短距离侧向运移，其中泥页岩可作为烃源岩为泥页岩内部的薄层灰岩提供油源，泥页岩本身也发育存储油气的储集空间，因此鹰滩组内部为一个非常规油气系统，为典型的致密油藏。

5　结论

（1）根据绝对含油量和相对含油量分析，巴肯组绝大部分泥页岩相对含油量小于1，相对含油量较低；而鹰滩组泥页岩多数样品的相对含油量和绝对含油量都较高，因此鹰滩组泥页岩的含油量高于巴肯组泥页岩。

（2）巴肯组泥页岩生烃产生的超压大于鹰滩组，具有更大的排烃动力，有利于油气从泥页岩中排出，从而导致巴肯组泥页岩中滞留的油气较少，而鹰滩组泥页岩生成的油气大部分滞留在泥页岩内部。

（3）巴肯组中段物性优于上段和下段，为油气的主要赋存的层段；而鹰滩组泥页岩和灰岩中孔隙较发育，这2类储集层都对烃类的储存有重要的贡献。

（4）巴肯组致密油藏和鹰滩组致密油藏都为连续型或准连续型油藏，巴肯组致密油藏主要以纵向运移为主，巴肯组中段致密储集层形成了大面积连续分布的致密油区，而鹰滩组致密油藏同时存在纵向运移和侧向运移，形成了纵向上泥页岩油藏和致密灰岩油藏互相叠置，具有源储一体、叠加连片的特点。

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（编辑杨新玲）

Hydrocarbon Accumulation Differences of Tight Oil between Williston Basin and Western Gulf of Mexico Basin

LI Qian1,LU Shuangfang1a,LI Wenhao1a,XU Siyong2,ZHANG Han1,HU Ying1
(1.China University of Petroleum a.Research Institute of Unconventional Hydrocarbon and Renewable Energy;b.School of Geosciences, Qingdao,Shangdong 266580,China;2.Changqing Division,CNPC Logging,Gaoling,Shanxi 710201,China)

Based on the analysis of petroleum exploration data combined with thin⁃section identification and organic geochemical data,the paper studies the geological and geochemical features of shales of Bakken formation in Williston basin and Eagle Ford formation in West⁃ern Gulf of Mexico basin,and analyzes the reason causing hydrocarbon accumulation differences between the two formations.Different rock associations result in the differences of hydrocarbon accumulation patterns between Bakken formation and Eagle Ford formation⁃⁃the for⁃mer is dominated by outer⁃source accumulation and the latter by inner⁃source accumulation.The overpressure caused by hydrocarbon⁃gen⁃eration in shales of Bakken formation is larger than that of Eagle Ford formation,which allows greater hydrocarbon expulsion forces and is helpful for oil and gas expulsion from the shales.Therefore,less oil and gas retain in shales of Bakken formation than that of Eagle Ford for⁃mation(with most oil and gas retaining in shales).The physical properties of middle Bakken formation are better than those of the upper and lower Bakken formations due to more developed connecting pores and larger pore throats,and the middle Bakken formation is the main interval for oil and gas occurrence.Shales and limestones in Eagle Ford formation with well developed pores contribute significantly to hy⁃drocarbon storage.Tight oil reservoirs in both Bakken and Eagle Ford formations are continuous or quasi⁃continuous reservoirs.The tight oil reservoirs in Bakken formation mainly migrate vertically,leading to the formation of continuous large⁃area tight oil regions in the middle Bakken reservoir.Whereas,vertical and lateral migrations occur in Eagle Ford tight reservoirs,resulting in the overlapping of shales and tight limestones vertically,which could act as the source rock and reservoir simultaneously featured by interconnection and superimposition.

Williston basin;Bakken formation;Western Gulf of Mexico basin;Eagle Ford formation;tight oil reservoir;accumulation condition;rock association;overpressure

TE122

A

1001-3873（2016）06-0741-07

10.7657/XJPG20160620

2016-03-24

2016-06-12

国家自然科学基金（41402122）；博士后科学基金（2014M561980）

李倩（1991-），女，山东烟台人，硕士研究生，矿产普查与勘探专业，（Tel）18765922885（E-mail）865442799@qq.com