连续型油气形成与特征
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发布时间：2022-05-29 21:38
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时间：2024-06-04 08:38
非常规油气主要包括致密砂岩油气、碳酸盐岩缝洞型油气、火山岩孔缝型油气、变质岩孔缝型油气、煤层气、页岩油气、深盆油气、浅层微生物气、天然气水合物等。根据连续型油气藏的内涵和本质特征，连续型油气藏的外延与非常规油气藏不完全一致，包括了大部分非常规油气藏，也包括了目前尚处于认识盲区的新类型、新领域，但不是所有的非常规油气都是连续型油气藏，如油砂等就不属此列。连续型油气藏强调“无形”或“*”圈闭、大范围弥散式分布，包括部分受控于成岩作用、水动力作用或分布于火山岩裂缝和风化壳内幕的油气聚集等。
一、基本特征
连续型油气藏的本质特征是发育于非常规储集层体系之中，圈闭界限模糊不明，范围很大;无统一油气水界面和压力系统。属于明显无圈闭界限、非常规圈闭、非闭合圈闭，或“无形”或“*”圈闭(图2-1)。
图2-1 不同类型连续油气藏分布模式图
1.持续生烃的广覆式烃源
优质烃源岩大面积展布，源储一体或源储紧密接触，源内或近源大面积排烃聚集。例如鄂尔多斯盆地苏里格地区上古生界、川中须家河组等烃源岩有机质丰度高、中—高成熟度，煤系可持续生气，为致密砂岩大气区的形成奠定了物质基础(戴金星等，2007，2008;邹才能等，2009a，2009b，2009c)。大型坳陷湖盆发育阶段，受区域构造及基底稳定性影响而发生区域性沉降，沉降幅度具相似性，致使烃源岩在相同或相近的地质年代大面积进入成熟阶段，形成广覆式烃源层。与烃源层系有充分接触的储集砂体具有近水楼台的成藏优势，大面积成藏成为可能。
多数非常规油气富集区，发育有煤系烃源岩层，煤系烃源岩具有全天候持续生烃的特征(图2-2)，即生烃过程连续，持续充注，如鄂尔多斯上古生界海陆交互相煤系烃源岩、四川盆地须家河组煤系烃源岩均具有连续生烃的特征。不仅煤系连续生烃，非煤系烃源岩也具有生烃过程连续的特点，如海相或湖相泥岩，在成熟阶段生油，在高成熟至过成熟阶段油裂解成气。王云鹏等(2008)排烃模拟实验研究结果表明，海相泥岩残留烃在Ro为1.0%时达到高峰，然后逐渐降低，而煤中残留烃在Ro为1.0%时达到高峰后基本保持稳定。煤吸附能力比海相泥岩强，其残留烃量也比海相泥岩大。成熟作用对于煤及海相泥岩残留烃都有很大的影响。高过成熟阶段海相地层中烃类构成以油藏或输导层中原油裂解气为主，源岩中的残余液态烃也有一定的贡献，而煤在排烃结束以后煤中分散液态烃对裂解气的贡献更大。煤中残留烃主要是前期形成的烃类因排烃效率不高而聚集起来，而海相残留烃基本上随着残余生烃潜力的下降而降低，说明海相残留烃受生烃作用的影响，也受排烃效率的影响。总之，烃源岩在不同生烃阶段有不同类型、不同流体相态的烃类生成，呈现出持续生烃的特征。
图2-2 煤演化过程中生气潜力和累积产率
持续生烃的广覆式烃源为非常规油气的形成提供了物质基础。持续生烃，弥补了油气的散失，有利于非常规油气富集区的形成。海相与煤系源岩是我国的主要气源岩类型，前期研究表明，天然气可以来自于干酪根本身，也可以来自于液态烃的二次裂解。但液态烃的赋存环境却受排烃的影响，当排烃效率低时，液态烃主要赋存于源岩内部，当排烃效率高时，液态烃主要分散分布于源岩以外的运移通道与古油藏中。这些分散的液态烃在热营力的进一步作用下，可发生二次裂解成气，在排烃效率不高或聚集效率不高的情况下，分散液态烃可能是过成熟海相天然气形成的主要来源。因此，分散及残留烃及其再裂解生气的潜力，对高成熟阶段天然气的形成和富集非常重要。通常陆相坳陷盆地和海相交互相煤系地层，有利于形成持续生气的广覆式气源层系，海相克拉通盆地有利于发育持续生烃，即早期生油、晚期生气的广覆式烃源岩系。
2.纳米级孔喉储层系统
连续型油气藏致密储层大范围展布，孔隙度一般小于10%，渗透率为10-9～1×10-3μm2，仅在断裂带发育处伴有微裂缝，储层物性变好。如鄂尔多斯盆地石炭-二叠系发育大型浅水三角洲复合砂体，储层致密，苏里格地区盒8段(24282个数据)平均孔隙度为7.34%，平均渗透率为0.63×10-3μm2;山1段(8141个数据)平均孔隙度为7.04%，平均渗透率为0.38×10-3μm2;山2段(5389个数据)平均孔隙度为5.66%，平均渗透率为1.42×10-3μm2。据四川盆地须家河组40000余个分析数据统计，平均孔隙度为5.22%，渗透率为0.253×10-3μm2。页岩油气储层为典型的致密储层，孔隙度一般为4%～6%，渗透率小于0.0001×10-3μm2。处于断裂带或裂缝发育带的页岩储集层渗透率则大大增加，孔隙度大于10%，渗透率在1×10-3μm2左右，总体储层物性差。
邹才能等(2010b)首次在四川盆地寒武系—志留系页岩气储层里发现了纳米级孔喉，孔隙直径5～750nm，平均100～200nm，呈圆形、椭圆形、网状、线状等(图2-3)。连续型油气中的纳米级孔喉的广泛存在，是油气连续型聚集和分布的理论基础。
图2-3 四川盆地威201井页岩气纳米级孔隙
应用场发射扫描电镜与Nano-CT等技术，在非常规储层中发现了纳米级微观孔喉，其与传统储层孔喉特征具有较大差异(表2-4)，标志着油气储层纳米级微观研究取得重大进展;该技术将有效表征油气储层内部微孔的变化规律、孔径大小、形状及孔隙率等，为全面分析微观油气运聚提供理论支持。
表2-4 油气储层常规孔喉与纳米级孔喉特征对比
图2-4 鄂尔多斯盆地二叠系盒8段沉积相与上古生界气藏分布
纳米级孔径在10～900nm之间，而烃类分子、沥青质、环状构造、链烷烃和甲烷的形成演化呈现一种连续谱的特征，自身大小自沥青质的100(0.01μm)变化到甲烷的3.8(0.00038μm)，皆属小纳米级孔喉。纳米级微孔的发现，将真正开启微观储层特征与烃类演化时空匹配关系的研究，可以研究致密储层中油气的驱替和流体活动机制，对油气资源评价与区块优选具有重要的意义。
同时，随着技术方法的进步，油气储层微观孔喉研究将不断细化。油气储层孔喉研究将向着物理微观(埃()及小于埃的尺度)、纳观(几分之一纳米到几十个纳米的尺度)和细观(亚微米到丝米之间的尺度)的超微观方向发展。
3.连续型油气聚集
连续型油气聚集过程中，区域水动力影响较小，以扩散作用和非达西渗流为主，浮力作用受限，油气水分异差，但“甜点”区油气运移主要受浮力控制。成藏动力为烃源岩排烃压力为主，受生烃增压、欠压实和构造应力等控制，成藏阻力为毛细管压力，两者耦合控制油气边界或范围，多表现为油、气、水层共存，呈连续相，分布较复杂，无明显油气水界线，含油气饱和度差异较大。
连续型油气成藏运移距离一般较短，水柱压力与浮力在油气运聚中的作用局限，主要为初次运移或短距离二次运移，尤其是煤层气、页岩油气，“生—储—藏—盖”四位一体，基本上生烃后就地存储;致密砂岩油气存在一定程度的二次运移，但渗滤扩散作用是油气运移的主要方式，导致油气水分异差，如四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地上古生界大面积含气(图2-4)，但气水共存。大庆、长庆、四川等油气田的开发实践证实，致密油气藏中流体渗流以非达西渗流为主，存在启动压力，需附加驱替力才可使流体开始流动，佐证了致密储层成藏特征。
连续型油气分布的特征是大范围弥散式含油气，存在“甜点”和富集区，油气藏下部或下倾部位无水，与源区直接接触，油气水分布复杂，无统一气油水界限和压力系统，储量规模大，存在高产富集区块。如煤层气在裂缝或割理带，尤其在地层压力降低时，发生脱水、脱气作用，释放出大量天然气，决定着天然气的富集高产。碳酸盐岩连通的缝洞体、致密砂岩中溶蚀相带或裂缝带是油气富集区。因此，连续型油气藏也存在“甜点”控制下的常规油气藏和有利区，是连续油气藏优先开发的重点，可“先富后贫”，但最终是整体开采。连续型油气藏分布在盆地斜坡或向斜区，突破了传统二级构造带控制油气分布的概念，有效勘探范围可扩展至全盆地，油气具有大面积分布、丰度不均一特征。如致密砂岩中毛细管力封闭具有达西流和非达西流双重渗流机制，广泛存在非达西渗流现象，类似针筒式或活塞推移式的运移特征，其成藏过程显示出“整体性推进、地毯式运聚”的动力机制，毛细管力控制下形成的致密油气区中，油气水关系复杂，勘探中在高部位可能遇水，而低部位可能含油气，需充分认识油气水分布的复杂性。
4.水平井压裂等开采工艺
常规技术难以开采非常规油气资源，需针对性技术提高产能，如人工改造增产、大量钻井、多分支井或水平井等。单井产量总体较低，但后期能够稳产，开发中分散气可持续充注，提供气源，开采寿命长，显示出开采过程中动态“连续性”特征，但需重复压裂。资源评价和有利区预测与常规油气不同，需发展针对连续型油气藏的核心勘探和开发技术，如资源与储量评价预测方法、叠前地震储层预测与流体检测等特殊勘探开发技术。如美国的Barnett页岩气藏，具有单井产量低(0.1×104～1×104m3/d)、生产周期长(30～50a)特点，需要通过水平井、分段压裂等技术才能实现经济有效开发。
二、形成、分布及演化特征
连续型油气藏具有非圈闭油气聚集、成藏过程持续、成藏空间连续、开采过程持续等特征。
1.非圈闭油气聚集
目前发现的主要连续型油气藏在盆地构造背景、储集体性质、生储盖配置、环境物理化学条件和油气运移充注等方面均表现出非典型单一圈闭油气聚集特殊性:①形成于盆地中心及斜坡部位，处于特殊热力场、压力场和流体场环境，如深层油气的成藏环境是高温高压。②储集体大范围呈层状连片分布，孔渗性差，导致渗流机理复杂、储量丰度低、开采难度较大，如页岩在传统意义上被认为不具备储集层的特性，低孔低渗难开发，而页岩油气吸附在页岩中有机物表面，富集于裂缝发育带，总体储量丰度低，但整体规模和潜力大。③生储盖配置具特殊性，或源储一体(煤层气、页岩油气)，或源储直接接触(致密砂岩油气等)。如美国皮申斯盆地鲁里森致密气田，致密砂岩或夹持在煤层烃源岩内，或与煤层直接接触，成藏条件优越。国内的四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气，呈“三明治”结构，具有低渗透、变形双重特征。④环境、生物、物理、化学条件特殊，包括温压条件和生物物理化学作用等。如浅层砂岩生物气来源于微生物，其要求的生气环境比较苛刻(Collett，2002;DaiJianchunetal.，2008);天然气水合物主要分布于海底或者永冻层，无论是成藏环境还是物质组成均属特殊。
2.成藏过程持续
成藏过程持续，可理解为油气运聚过程的动态平衡过程，即成藏过程相对连续。煤系烃源岩是“全天候”气源岩，生气时限长，Ro值为0.6%～6.0%，是典型的生烃过程连续的烃源岩。连续生烃为持续成藏提供了物质基础和前提。页岩油气、煤层气、来自煤系的致密砂岩气等具有明显的“连续性”成藏过程。其他几类连续气如浅层砂岩生物气、天然气水合物也具备成藏过程连续的特征。浅层砂岩生物气成藏是一个持续供应与散失动态平衡的过程，只要条件适合，资源充足，微生物产气过程将会持续不断。天然气水合物形成也具有连续性特征，目前实验室内已经建立了气水合物形成模型，只要具备基本条件以及充足的甲烷和水来源，天然气水合物将会源源不断地形成。
3.成藏空间连续
成藏空间分布连续是连续型油气藏最根本的特征和标志。源储一体或储集体大范围连续分布、圈闭无形或*决定了油气区大面积连续分布，地层普遍含油气，油气藏边界不显著或难以确定，易形成大油气区(层)。如致密砂岩油气是典型连续型油气藏，致密砂岩气表现出在空间上的连续性特征，即气藏大面积连续分布，砂岩地层普遍含气，含气饱和度不均，缺乏明显气水界面与边底水，油气藏边界不明确。页岩气连续性特征更明显，页岩气产自其自身，又储集于自身，页岩气存储于页岩岩石颗粒之间的孔隙或裂缝中，或者吸附在页岩中有机物的表面，没有明确的圈闭界限与气水界面。煤层气是以吸附状态赋存于煤层中，煤层气藏圈闭边界更难界定。源储直接接触的盆地中心及斜坡区油气藏，空间分布具有“连续性”，如鄂尔多斯盆地三叠系油藏平面上连续分布(图2-5)。
图2-5 鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密油平面分布
4.开采过程持续
连续型油气藏尤其是连续型气藏，开采过程中，通常持续产气，压裂后的3～5年为1个生产周期，产能逐渐下降，再次压裂后会恢复到原来产能，压裂次数和产能循环可重复多次(图2-6)。连续型气藏在开发过程中低丰度的游离气、吸附气、自由气不断聚集，使得气可以持续被采出，显示出开采过程中的连续性。以页岩气为例，据对美国页岩气井的统计，页岩气藏生产周期比较长，页岩气藏投入生产时，裂缝及其附近基质孔隙中的游离气首先被采出，随着地层压力降低，岩石表面吸附气开始解吸，通过扩散进入裂缝系统，裂缝中的页岩气则以渗流方式进入井底，采至地面。当裂缝及附近游离气和吸附气逐渐减少后，可通过再次压裂，形成新的裂缝系统，产能增大，进入新的生产周期，经过多次压裂延长生产寿命，一般页岩气井开采寿命可达30～50年。美国联邦地质调查局的最新数据(Bowker，2007)显示，Barnett页岩气田气井开采寿命可达80～100年。致密砂岩气等也具有开采过程连续的特征(Hill et al.，2007;Shanley et al.，2004)。
图2-6 美国Barnett页岩多次重复压裂产量随时间的变化
①1ft = 0. 3048m
三、连续型油气藏主要类型与特征
不同类型的连续型油气藏特征、成藏机理和分布规律有共同之处，同时也存在差别。
1.致密砂岩气
连续型致密砂岩气需具备大范围、层状供气充足、供气速率高的源岩及大面积发育致密连片砂岩储集体两个有利条件。
以鄂尔多斯盆地石炭-二叠系、四川盆地三叠系须家河组为例，大型浅水三角洲形成大面积分布砂体，大面积烃源岩蒸发式层状排烃，大规模致密砂体连续分布，宏观上呈下生上储(图2-7)或生储盖呈“三明治”结构，形成了缓坡背景下大面积分布的连续型大气区(层)(赵文智等，2010;邹才能等，2009a，2009b，2009c)。
致密气藏储层物性差，孔隙度小于10%，渗透率10-9～1×10-3μm2;总体运移距离短，砂泥间互、源藏邻接;无明显圈闭和直接盖层，处于中晚成岩封闭系统内，但上覆区域性盖层好，构造活动性弱，保存条件好;分布于盆地中部及斜坡部位，气水界限与分布复杂。
天然气聚集服从“活塞式”运移原理，“层状”气运移聚集表现为气层与源岩大面积接触。短距离二次运移为主，天然气运聚中浮力作用受限。通过气藏解剖与模拟实验显示，四川盆地须家河组不同类型致密砂岩气藏启动压力等成藏机理存在差别(图2-8)。
鄂尔多斯盆地苏里格连片砂体与煤系烃源岩直接接触，天然气成藏是持续充注，从三叠纪到新近纪，一直存在天然气生排烃和充注成藏，表现为成藏过程连续。
有利储集成岩相、断裂和局部构造是连续型气藏富集主要的控制因素，如四川盆地须家河组有利成岩相是中粗砂岩溶蚀相，不同区块在北北东、东西向等方向均有断裂发育，在总体西高东低的斜坡背景上发育如广安等局部构造，形成千亿立方米级富集区带。
图2-7 鄂尔多斯盆地苏里格大气区上古生界连续型致密砂岩气分布示意图
图2-8 四川须家河组气藏低孔渗砂岩非达西渗流特征
2.致密砂岩油
致密油成为北美页岩气之后又一战略性突破领域，巴肯致密油开采借鉴页岩气技术，通过欠平衡水平井、大型压裂等技术获得成功，开辟了致密油新领域。中国广泛发育致密砂岩油藏。
大型坳陷畅流浅水三角洲、湖盆中心砂质碎屑流可形成大规模储集体，呈层状分布的烃源岩与大面积分布的砂体错叠连片，为致密砂岩油藏形成提供了条件。如松辽盆地中深层油层、鄂尔多斯盆地三叠系大面积分布的大油区(层)。
过去认为湖盆中心只发育浊积岩，不会形成大规模砂体，湖盆中心勘探未被重视。Shanmugam修改了前人对深水重力流的分类，增加了砂质和泥质碎屑流类型，并发现深海发育砂质碎屑流，能够形成大面积分布砂体，有效指导了深海油气勘探(Shanmugam et al.，1996)。2009年，邹才能等借鉴国外砂质碎屑流研究，提出我国湖盆中心也发育砂质碎屑流，如鄂尔多斯盆地白豹地区长6油层组，发育大套深水砂质碎屑流，其典型岩性为较纯净的块状砂岩与含泥砾细砂岩、块状砂岩，代表浊积流的正粒序浊积岩并不发育，块状砂岩是主要含油储集岩类，侧向具一定连续性，垂向累计厚度较大。
通过露头、岩心和测井分析，建立了以鄂尔多斯盆地长6组为代表的拗陷湖盆中心深水砂质碎屑流成因沉积模式，指出三角洲前缘坡折带下部是砂质碎屑流分布的主要场所。如白豹地区长6组存在环三角洲前缘末端呈带状展布的砂质碎屑流砂体，分布较广，厚度较大，物性较好，有利勘探面积在4000km2以上。湖盆中心可在斜坡中下部或坡折带底部发育大规模砂质碎屑流，而呈扇状展布的浊流分布规模很小。松辽、渤海湾盆地等广大湖盆中心也发现了大型砂质碎屑流沉积，砂体连续分布，易于形成连续型油藏。这一新认识拓展了湖盆中心找油的新领域。
四川盆地侏罗系各组段均有油气显示，“打高产井难，打干井也难，打水井更难”，类似国外致密油藏勘探初期的“口口有油，井井不流”阶段。传统观点认为四川盆地侏罗系具有“超低孔渗、构造平缓、油气分散、聚集度低”特征，属裂缝性油藏，原油产量自然递减。四川侏罗系灰岩与砂岩储层可能具有致密油形成的基本条件，石油分布不受构造、岩性和埋深控制，构造高部位和低部位都有油分布，砂岩、灰岩和页岩均可出油。四川盆地侏罗系与北美EagleFord致密灰岩油、Bakken致密砂岩油藏具有类似的成藏条件和油藏特征。
3.页岩气
随着全球能源需求的快速增长与勘探开发技术的进步，页岩气得到了有效开发利用，发展很快，已经占据相当的产量份额，显示出良好的发展前景。
页岩气是指产自页岩地层中的天然气，页岩既是生成天然气的源岩，也是储层和盖层。因此，高有机质含量的黑色泥页岩、高炭泥页岩是形成页岩气藏的最基本条件。影响页岩气藏形成的因素很多，其中有3个因素最为关键:一是有机质丰度，有机质丰度越高，含气量越大，一般要求TOC大于2%;二是有机质成熟度，热成因气页岩的Ro一般大于1.1%;三是页岩的岩石性质能控制产能大小，一般要求脆性矿物(石英、长石等)含量达到30%～40%以上，裂缝发育，有利于吸附气产出。
页岩气具有以下基本特点:一是页岩气形成于成熟有机质热演化阶段，天然气赋存方式既有游离气，也有吸附气;二是页岩气分布于平缓斜坡区、坳陷区和盆地边缘，含气范围广，气层厚度大，可预测性强;三是单井产量不高，稳定产量一般小于1×104m3，但稳产时间长，可以持续生产30～50年以上，一般不产水。
页岩气在国内、外均有发现，如美国沃斯堡盆地Barnett页岩气有机碳含量为4.5%，Ro值为1.0%～1.3%，裂缝发育，储量丰度为3.28×108～4.37×108m3/km2，经济效益较好。中国页岩气主要发现于四川盆地(表2-5)，如川西南地区九老洞组页岩气，有机碳含量为0.44%～2.70%，Ro值为1.83%～3.23%，储量丰度为0.87×108～5.79×108m3/km2，埋藏相对偏深，约3200～5000m，资源潜力大，具连续型分布特征。
表2-5 我国四川盆地与美国典型盆地页岩含气丰度对比
4.页岩油
页岩油指泥页岩中以微隙、裂缝为主要储集空间形成的油藏，是自生自储式的特殊裂缝孔隙型连续油藏。目前国内、外发现的绝大多数泥质岩裂缝孔隙型油藏，分布于以暗色泥岩及页岩为主的生油岩中，常富含有机质、钙质或硅质矿物，其有机碳丰度一般为1.0%～20%，有机质类型多样，Ro多为0.5%～1.3%。泥岩裂缝孔隙型油藏与页岩气很类似，通过裂缝网状系统连续分布，为典型的连续型油藏。泥页岩裂缝孔隙型油藏形成于特殊的地质环境和成藏条件:①优质烃源岩;②发育基质孔与裂缝储集;③厚层泥页岩中的网状裂缝系统封闭性好。
5.煤层气
煤层气是煤层中自生自储式非常规天然气，煤层气源储一体，圈闭界限不明确。主要由甲烷(含量超过95%)和极少量较重的烃类以及氮气、二氧化碳组成。煤岩不仅持续生烃，而且运移、聚集、成藏、分布以及开采过程均表现出“连续性”特征，为典型的连续型气。
煤层气的储集层含有被称为割理的正交断层，其方向与煤层垂直，为流体渗流提供了主要渠道。控制煤层气含量的主要因素包括煤层厚度、煤组成成分、吸附气含量及气体组成成分。煤组成成分指煤中有机成分的数量和类型，它对可吸附气的数量影响较大。煤层中气体含量变化较大，是煤的成分、热成熟度、埋藏和上升历史、运移热量增加或生物气增加等的函数。煤层气以吸附在煤层颗粒基质表面为主，有的在煤层割理、裂缝中含微量游离气、水溶气。煤层气热值在33494.4J/m3(8000cal/m3)以上(Kvenvolden，1988;何国貌等，2004;Eaton，2006;邹才能等，2008)。
煤层气赋存具有明显的分带性。煤层气并非在原地、同期、一次形成，而是在含煤层系中经煤化作用不断生烃，又受上覆沉积、断裂构造和水动力作用不断改造，进而形成了具有内在联系的几个带。依据煤层气δ13C1值、非烃含量、甲烷含量和开采特点，由盆地边缘向盆地腹部一般可划分为氧化散失带、生物降解带、饱和吸附带和低解吸带4个带(表2-6)。其中饱和吸附带盖层条件好，处于承压水封闭环境，含气量大，吸附饱和度高，煤层埋深适中，物性较好，气井单井产量高，是煤层气勘探的主要目标区。
表2-6 中高煤阶区煤层气成因分带特征
在煤层气勘探中，对于中高阶煤，需找区域热变质、割理发育、承压水封闭的饱和吸附带;对于低阶煤，需找厚煤层、深盆浅层、封盖条件好的高渗区。
以上主要讨论了碎屑岩连续型油气，对于碳酸盐岩和火山岩油气有一部分亦属连续型油气藏，其前提条件是油气储集于大面积孔洞缝连通构成的连续性网络空间。碳酸盐岩孔、洞、缝同样无明显圈闭界限，难以进行圈闭描述，储集空间具有连续或准连续特点。断裂、裂缝和次生溶蚀淋滤作用形成的孔、洞、缝连续型或准连续型储集空间，对碳酸盐岩网络状油气藏的形成和分布具有关键性的控制作用，如塔里木盆地轮南、塔河油田和鄂尔多斯盆地中部碳酸盐岩气田。部分火山岩缝洞、变质岩裂缝形成的网络状油气藏，也具有连续型油气藏的特征。裂缝发育程度是火山岩、变质岩连续型油气藏形成的重要条件，如准噶尔盆地西北缘石炭系大面积风化壳连续油藏。
四、典型连续型油气对比
页岩气、页岩油、致密油、致密气和煤层气等非常规油气有很大的相同点，也有明显差异。其相同点主要有:①均为非常规致密储层;②无明显圈闭界限，无统一油气水界限，大面积连续分布;③以非达西渗流为主;④需针对性强的水平井、多级压裂等储层改造技术开采。
不同非常规油气的特殊性存在差别。如页岩气特殊性在于(表2-7):①储层致密，纳米级孔隙，渗透率低;②源储一体，生气有机质孔是重要的储集空间;③生气后，无运移或页岩层内极短运移;④致密气、致密油及煤层气等可共生，形成连续型含气层系，合层开采可大幅度提高单井产量及开发效益。
表2-7 不同类型非常规油气的主要区别
