渤海灣盆地埕島東斜坡斷—砂組合樣式及其對油氣富集的控制作用

張在振 ，曾濺輝，廖文毫，張本華，王志偉，武群虎，崔虎旺，喬俊程

1 中國石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249

2 中國石化勝利油田分公司 海洋采油廠，東營 257237

3 中石化勝利油田分公司，東營 257000

0 引言

斷-砂組合在陸相斷陷盆地的油氣成藏過程中起著重要作用，它是聯(lián)系烴源巖和圈閉的橋梁，直接影響著油氣運聚，控制了油氣的差異富集和分布格局[1-2]。為了探究斷-砂組合對油氣運聚的控制作用，相關(guān)學(xué)者圍繞斷-砂組合樣式、斷-砂組合輸導(dǎo)能力定量表征、斷-砂組合對油氣成藏的控制等方面展開了系列研究[3-5]。前人研究表明，以斷-砂組合輸導(dǎo)為主的陸相斷陷盆地中，其斷層通源性、活動性、斷面泥質(zhì)的充填情況及斷層兩盤巖性對接類型決定了斷-砂組合的輸導(dǎo)能力，從而控制了油氣運聚部位與富集規(guī)律，目前運用Allan圖解法[6]，Knipe斷層輸導(dǎo)性理論判別模式法[7]，Yielding SGR法[8]來表征斷層輸導(dǎo)能力是較常見的，羅曉容等(2012)則采用連通概率法定量表征斷層及砂體輸導(dǎo)層輸導(dǎo)能力[9]。對油氣成藏的控制作用，則主要圍繞斷-砂組合輸導(dǎo)條件下的成藏條件、成藏過程及成藏模式等方面展開，重點闡述斷-砂組合輸導(dǎo)體系下的油氣運移路徑、聚集部位、富集規(guī)律、主控因素及模式總結(jié)[10]。但在油氣成藏過程中，斷層與砂體并不是兩個單一的要素，其空間疊置關(guān)系、輸導(dǎo)性能的組合決定了油氣的運聚過程，將斷層與砂體作為一個整體，對斷-砂組合輸導(dǎo)條件控制下油氣差異聚集過程的研究仍較為薄弱，本文正是基于斷-砂組合這一整體輸導(dǎo)概念對埕島東斜坡油氣成藏與富集規(guī)律展開研究。

埕島東斜坡在斜坡區(qū)、斷階區(qū)的探明地質(zhì)儲量為2384 萬t，目前在洼陷帶亦有巖性油氣藏勘探的突破，表現(xiàn)出多套含油層系、砂體疊置發(fā)育、儲蓋組合良好的復(fù)式油氣運聚特征。前人對埕島東斜坡展開了系列研究，如宋明水(2020)開展深部烴源巖樣品分析厘清了油氣來源，重新界定了東營組生烴門限[11]；謝宗奎(2010)、趙夢潔(2018)運用層序地層學(xué)、地震波阻抗反演技術(shù)對東營組儲層分布進行了預(yù)測[12-13]；劉中云等(2004)以流體包裹體均一溫度法確定了成藏期次與時間[14]；謝宗奎(2021)研究了埕島東斜坡斷層對油氣分布的控制作用[15]。可見圍繞油源對比、層序地層劃分與儲層預(yù)測、成藏期次與主控因素前人開展了大量研究，而對于輸導(dǎo)體系控油氣運聚成藏作用的研究則尚不足。

埕島東斜坡連接了埕北低凸起與渤中凹陷，是油氣運移的必經(jīng)之路，而斜坡區(qū)與斷階區(qū)發(fā)育的各級次斷層、砂體輸導(dǎo)層組成的斷-砂組合輸導(dǎo)體系是控制油氣運聚的關(guān)鍵。本文基于地震資料精細(xì)解釋，結(jié)合鉆井、測井、錄井等地質(zhì)資料，首先劃分了3 類5 種不同樣式的斷-砂組合，其次運用系列參數(shù)定量表征了斷-砂組合的輸導(dǎo)能力。最后討論了斷-砂組合輸導(dǎo)體系控制下的油氣運聚作用，以期對埕島東斜坡下步油氣勘探提供指導(dǎo)。

1 地質(zhì)背景

埕島東斜坡地區(qū)位于濟陽坳陷與渤中坳陷交匯處的埕北低凸起的東南段，南以埕北斷層與埕北凹陷相接，東南埕北30 斷層與樁東凹陷毗鄰，東北以斜坡區(qū)向渤中凹陷過渡，整體呈現(xiàn)“北東走向、東斷西超”的構(gòu)造格局[16]。區(qū)內(nèi)有利勘探面積約200 km2，該區(qū)北部為沙南及渤中兩大生油坳陷，具備“距離烴源近、多期生烴”的特點[17]。斜坡區(qū)發(fā)育明顯的坡折，垂直于坡折方向發(fā)育多條侵蝕溝谷，并且伴生不同級別和性質(zhì)的斷層及不整合面，具有特殊的油氣輸導(dǎo)運移條件；斷階區(qū)自南向北依次發(fā)育F11、F16、F17 近東西向的3 條二級斷層，形成了“節(jié)節(jié)下掉”的高、中、低斷階式結(jié)構(gòu)。目前在斜坡區(qū)、斷階區(qū)及洼陷區(qū)發(fā)現(xiàn)規(guī)模油氣儲量約3000 萬t(圖1)。

經(jīng)過40 余年的勘探研究，埕島油田在太古界、下古生界、上古生界、中生界、古近系沙河街組及東營組等8 個含油氣層系中均發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油氣流[18]，據(jù)勘探數(shù)據(jù)顯示，探明含油面積達(dá)198.18 km2，探明石油地質(zhì)儲量達(dá)4.6×108t。其中東營組是重要的含油層系，也是本文主要研究層位，目前已經(jīng)完鉆各類探井、開發(fā)井90 口，并建立了5 個開發(fā)井組[19]。東營組探明儲量為2.0×107t，控制儲量為3.3×107t。近期洼陷帶完鉆的埕北89 井鉆探效果良好，表明埕島東斜坡東營組仍具有較大的增儲潛力。

2 斷—砂組合樣式分布及輸導(dǎo)特征

空間組合上，薛永安等[20]、孫建軍[21]、付廣等[22]考慮斷層與砂體的空間接觸關(guān)系，將斷-砂組合樣式分為反向(下傾上抬型)、反屋脊式(下傾下傾型)、順向(上抬下傾型)、屋脊式(上抬上抬型)；性質(zhì)組合上，郭凱等[23]提出了強斷層反韻律、弱斷層反韻律、強斷層正韻律3 種斷層輸導(dǎo)能力與儲層非均質(zhì)性控藏模式。本研究依托地震資料精細(xì)解釋，結(jié)合砂體RMS屬性分析，考慮砂體與斷層在空間上實際的相互疊置組合關(guān)系(斷層與砂體傾向異同、砂體的形態(tài))，將埕島東斜坡斷-砂組合樣式劃分為順向型、反向型及主次復(fù)合型3 大類5 小種(圖2)。

2.1 順向型斷-砂組合

順向型斷-砂組合是指斷層與砂體傾向相同，主要由二級或三級斷層與砂體順向形成的階梯狀組合，根據(jù)砂體形態(tài)平直或彎曲，可進一步劃分為順向斷塊型斷-砂組合、順向斷背型斷-砂組合兩種(圖2a、2b)。其中順向斷塊型斷-砂組合表現(xiàn)為斷層、砂體傾向相同，砂體平直，呈現(xiàn)斷塊狀階梯下掉；順向斷背型斷-砂組合主要體現(xiàn)在砂體彎曲成“背斜狀”，斷層與砂體呈“反屋脊式”，構(gòu)成斷背型階梯下掉的樣式。順向型斷-砂組合有利于油氣從深層到淺層進行階梯式運移，是溝通烴源區(qū)與油氣匯聚區(qū)的橋梁。順向型斷-砂組合集中分布在斷階區(qū)的中斷階區(qū)、勝海10 南斷層附近。

2.2 反向型斷-砂組合

反向型斷-砂組合是指斷層與砂體傾向相反，主要由二級或三級斷層與砂體反向形成的階梯狀組合，根據(jù)砂體形態(tài)平直或彎曲，可進一步劃分為反向斷塊型斷-砂組合、反向斷背型斷-砂組合兩種(圖2c、2d)。其中，反向斷塊型斷-砂組合表現(xiàn)為斷層、砂體傾向相反，砂體平直，空間上呈現(xiàn)斷塊狀階梯下掉；反向斷背斜型斷-砂組合由于砂體彎曲，斷層與砂體呈“反屋脊式”，空間上呈現(xiàn)斷背斜狀階梯下掉。與順向斷-砂不同，油氣進入反向斷-砂組合輸導(dǎo)體系時，若斷裂側(cè)向封堵，油氣易在斷裂下降盤富集成藏。反向型斷-砂組合集中分布在低斷階區(qū)及高斷階區(qū)。

2.3 主次復(fù)合型斷-砂組合

主次復(fù)合型斷-砂組合是指由二級或三級斷層與多條伴生次級斷層復(fù)雜化之后，形成的復(fù)合負(fù)花狀組合(圖2e)。在主次復(fù)合型斷-砂組合中斷層與砂體傾向各有異同，砂體平直或彎曲，斷層與砂體在空間上疊置組合形成“負(fù)花狀、Y狀”樣式，此類斷-砂組合對油氣富集意義極大，油氣首先沿主干斷裂垂向運移，隨后側(cè)向進入次級斷裂分流，最終富集在“花心”部位。主次復(fù)合型斷-砂組合集中分布在勝海10 南斷層、中低斷階區(qū)及斜坡區(qū)高部位。

3 斷—砂組合對油氣運聚的控制作用

埕北低凸起處于四面環(huán)凹的背景下，有多個供烴來源向凸起多套層系運移成藏，但具體到斜坡帶東營組，位處渤中凹陷盆緣，屬渤中凹陷沉積體系，地層向西南部埕北低凸起層層超覆，東營組沉積厚度大，其東營組底部烴源巖屬于渤中烴源巖體系，也是該區(qū)主力烴源巖層系。宋明水等(2020)對洼陷帶深部烴源巖研究表明，Ed5+6 烴源巖有機質(zhì)豐度較高、有機質(zhì)類型為I型，處于成熟階段，屬于好-優(yōu)質(zhì)烴源巖，有效排烴門限約為3400 m，是研究區(qū)東營組的油氣主要來源，具有“區(qū)內(nèi)供烴，多層富集”的特點[11]。因此在多期構(gòu)造沉積演化控制下形成的不同樣式斷-砂組合輸導(dǎo)體系是控制油氣分布格局的重要因素，不同樣式斷-砂組合在油氣運聚范圍、油氣優(yōu)勢運移路徑、油氣分布與富集等方面起到了決定性作用。受區(qū)域性構(gòu)造與沉積演化作用，本區(qū)形成了洼陷帶、斜坡區(qū)及斷階區(qū)三個分區(qū)，洼陷帶以巖性油藏為主，斜坡區(qū)和斷階區(qū)是斷砂組合輸導(dǎo)為主的油氣匯聚區(qū)，通過對斷-砂組合輸導(dǎo)性定量表征，明確了斜坡區(qū)與斷階區(qū)油氣運聚的控制因素。

3.1 砂巖輸導(dǎo)性控制了油氣橫向運聚范圍

砂巖輸導(dǎo)層是含油氣盆地內(nèi)油氣二次運移的主要載體，對分析側(cè)向運移具有重要的意義。砂巖輸導(dǎo)層的發(fā)育演化過程，決定了其輸導(dǎo)性能主要受構(gòu)造作用、沉積作用和成巖作用控制，明確其輸導(dǎo)性能的主控因素是研究輸導(dǎo)特征的前提。劉亞洲、王福偉等(2021)提取出砂地比、砂體傾角、輸導(dǎo)層總等效滲透率這3個主要影響因子，并提出運用砂巖輸導(dǎo)層相對輸導(dǎo)指數(shù)(RTi)來表征砂體輸導(dǎo)性對油氣運聚的影響[24-26]。其計算公式為：

式中，RTi為砂巖輸導(dǎo)層相對輸導(dǎo)指數(shù)，無量綱；Vs為砂地比，無量綱；C1為砂體連通臨界值，無量綱；C2輸導(dǎo)通道系數(shù)，無量綱；Ksh為厚度加權(quán)滲透率，μm2；Kt為總等效滲透率，μm2；Ktmin為砂巖輸導(dǎo)層不同部位的最小總等效滲透率值，μm2；Ktmax為砂巖輸導(dǎo)層不同部位的最大總等效滲透率值，μm2；θ為砂巖輸導(dǎo)層的傾角，單位度，用以表征浮力對油氣運聚的影響；θmin為砂巖輸導(dǎo)層傾角的最小值，單位度；θmax為砂巖輸導(dǎo)層傾角的最大值，單位度。當(dāng)Vs的值小于砂體連通臨界值(C1)時，由于砂體側(cè)向不連通，因此此時的相對輸導(dǎo)系數(shù)定義為0，當(dāng)Vs的值大于砂體連通臨界值(C1)時，相對輸導(dǎo)系數(shù)為0 到1，其數(shù)值越大，代表輸導(dǎo)性能越強。

本研究在明確主要層位砂體空間展布特征基礎(chǔ)上，主要利用鉆井、測井及錄井解釋資料得到地層砂地比值來預(yù)測砂體空間分布的連續(xù)性，其判斷依據(jù)為：(1)砂體中有油氣聚集或油氣顯示，說明有油氣進入，其橫向上應(yīng)是連通的，否則無油氣聚集；(2)統(tǒng)計已知鉆井所揭示的油氣層的砂地比值，取其最小值作為連通砂體；(3)統(tǒng)計中應(yīng)排除由于斷層連通而造成的砂巖透鏡體的油氣聚集，防止砂地比臨界值偏低。最終確定砂體連通下限值C1=0.17(取油層中最低砂地比值為下限值)，砂體輸導(dǎo)層輸導(dǎo)油氣最大比例C2=0.9(以砂巖輸導(dǎo)層所能輸導(dǎo)油氣最大比例為基準(zhǔn))(圖3)。

斜坡區(qū)較斷階區(qū)斷裂發(fā)育程度低，油氣的運聚很大程度受砂巖輸導(dǎo)層分布、物性、連通性等因素影響，運用RTi指數(shù)對研究區(qū)砂巖輸導(dǎo)層輸導(dǎo)能力進行定量表征，探究砂巖輸導(dǎo)性對斜坡區(qū)油氣運聚的影響。結(jié)果表明：坡折帶及斜坡區(qū)高部位在深層、中層、淺層油氣分布差異較大，油氣主要在坡折帶向斜坡區(qū)高部位部分富集；一般的，當(dāng)RTi> 0.15 時，斜坡區(qū)油氣的聚集程度與砂巖輸導(dǎo)體的輸導(dǎo)性成正相關(guān)，且當(dāng)RTi> 0.3時，認(rèn)為砂體完全連通，砂體完全輸導(dǎo)(圖4)。

圖4 埕島東斜坡東營組Ed4 砂層輸導(dǎo)層相對輸導(dǎo)指數(shù)RTi 評價圖Fig. 4 RTi evaluation map of sand transport index of Dongying Formation Ed4 in East Slope of Chengdao

圖5 埕島東斜坡東營組砂地比Vs/砂巖輸導(dǎo)層相對輸導(dǎo)指數(shù)RTi評價剖面Fig. 5 Sand-ground ratio Vs/RTi evaluation profile of sandstone transport layer relative transport index of Dongying Formation in East Slope of Chengdao

以主力勘探層Ed4 為例(圖4、5)，斜坡區(qū)油氣主要分布在坡折帶向斜坡區(qū)高部位，其RTi指數(shù)分布在0.26～0.35，砂巖輸導(dǎo)層起完全輸導(dǎo)作用，向斜坡高部分RTi指數(shù)分布在0.08～0.18，輸導(dǎo)能力弱，故油氣沿坡折帶向上運移一段距離后便不再進入或很少進入斜坡區(qū)高部位。研究發(fā)現(xiàn)，在坡折帶以下部分砂地比值較高的區(qū)域沒有油氣的富集，反而在坡折帶以上一些砂地比值較低的部位卻有油氣分布，然而砂地比值大的部位，其RTi指數(shù)相對砂地比值小的部位小，這是因為油氣運聚不僅與砂體連通性有關(guān)，還與運移動力、砂體物性等因素有關(guān)，RTi指數(shù)則充分考慮了這些因素，因此在研究區(qū)，RTi指數(shù)比砂地比值更能表征砂巖輸導(dǎo)層對油氣運聚的影響。針對斜坡區(qū)砂巖發(fā)育，斷裂發(fā)育較少的情況，砂巖輸導(dǎo)性能的評價可作為油氣運聚分析的依據(jù)；針對斷階區(qū)，油氣在高、中、低斷階區(qū)均有分布，砂巖輸導(dǎo)層輸導(dǎo)性較斜坡區(qū)低且差異分布，其RTi指數(shù)分布在0～0.2，必須要綜合斷層的輸導(dǎo)性來考慮對油氣運聚的影響。

3.2 斷層輸導(dǎo)性控制了油氣運聚規(guī)模及縱向分布

斷層在油氣運移過程中既可以起通道作用也可以起封堵作用，這由斷層的啟閉性決定，即斷層是開啟還是封閉的[27-30]。斷層活動期開啟能夠作為油氣垂向運移通道，活動間歇期斷層逐漸封閉，而油氣垂向運移能否發(fā)生取決于斷層封閉性強弱[31]。鄒華耀等(2010)在渤海灣盆地斷裂垂向輸導(dǎo)性的研究中指出活動速率大于10 m/Ma的斷層普遍具備垂向輸導(dǎo)能力[32]；蔣有錄等(2022)在對埕島地區(qū)油源斷裂輸導(dǎo)能力與油氣富集關(guān)系研究中得出：埕島地區(qū)斷裂活動速率高、活動時間長，延伸切穿油源面積大，垂向輸導(dǎo)能力較強[33]。因此本文主要考慮斷層側(cè)向輸導(dǎo)性。

斷層側(cè)向能否輸導(dǎo)油氣主要受兩方面影響，當(dāng)將斷面視為一個二維面時，輸導(dǎo)性能主要受兩盤巖性對接關(guān)系控制；而當(dāng)斷層視為三維地質(zhì)體時，側(cè)向輸導(dǎo)性能還受斷層巖控制[34]。本文運用斷層兩盤鉆井、測井、錄井及地震資料，綜合考慮斷層兩盤巖性對接和斷層面泥巖涂抹系數(shù)兩方面因素，運用斷層側(cè)向輸導(dǎo)性綜合表征方法，以斷階區(qū)為研究對象，明確了斷-砂組合輸導(dǎo)性對斷階區(qū)油氣運聚的控制作用。

當(dāng)儲集砂巖層與對盤泥巖層對接時斷層具側(cè)向封閉性；當(dāng)儲集砂巖層與對盤砂巖層對接時，斷層在側(cè)向上可能不具封閉性。斷層兩盤砂泥巖能否對接，受斷層斷距和斷移地層巖性的影響。在斷層錯斷的一定范圍內(nèi)，如果斷層斷距大于砂巖厚度，砂巖層本身被完全錯斷，砂-泥對接的可能性大；反之可能性小。如果斷移地層巖性以泥巖為主或泥地比值較高，那么斷層兩盤砂泥對接的可能性就大，側(cè)向封閉性好；反之，斷層兩盤砂泥對接的可能性則小，側(cè)向封閉性差[35]。

因此本研究基于巖性對接主要控制因素，定義斷-砂連通概率(Jss)估算斷層不同位置的砂-砂對接概率(圖6)，以實現(xiàn)巖性對接特征的量化表征。斷-砂連通概率(Jss)定義為斷層錯斷下兩盤砂-砂對接百分比，值為目的層段與對盤砂-砂對接厚度占總砂體厚度的比值，上下盤砂地比與砂體連通概率(Jss)成正相關(guān)(圖6a、圖6b)，斷距與斷-砂連通概率(Jss)成負(fù)相關(guān)(圖6c)，可以看出斷-砂連通概率主要受目的盤砂地比、對盤砂地比和斷距3 個因素控制(圖6)。利用多元回歸建立了斷-砂連通概率預(yù)測模型，公式如下：

圖6 埕島東斜坡東營組斷-砂連通概率(Jss)評價圖版Fig. 6 Evaluation chart of fault-sand connectivity probability (Jss) of Dongying Formation in East Slope of Chengdao

式中V1和V2為目的盤和對盤砂地比，無量綱；Hf為斷距，m。統(tǒng)計不同部位油氣顯示與斷-砂連通概率對應(yīng)關(guān)系得出當(dāng)Jss＜0.36 時，斷層側(cè)向不輸導(dǎo)，油氣易封堵成藏。

泥巖涂抹封閉(SGR)：在陸相斷陷盆地中，針對以砂泥互層為特征的碎屑巖沉積體系，通常利用泥巖涂抹因子表征斷層巖側(cè)向封閉能力。對于斷裂帶泥巖涂抹，國內(nèi)外學(xué)者已進行深入研究，并提出了一系列預(yù)測算法，影響比較大的有Bouvier(1989)的泥巖涂抹勢(Clay smear potential)[36]、 Lindsay等(1993)提出的泥巖涂抹因子(Shale smear factor)[37]和Yielding等(1997)提出的斷層泥比率(Shale gouge ratio)[8]。一般來說，SSF主要適用于壓入型的涂抹，CSP適用于斷面剪切型的涂抹，而SGR適合非均質(zhì)的厚層碎屑巖層序，適用于埕島東東斜坡東營組砂泥頻繁互層的非均質(zhì)儲集體系，故本研究采用斷層泥比率(SGR)對主要斷層的泥巖涂抹開展定量研究。計算公式如下：

式中，∑H0為研究層段中泥巖層總厚度，m；L為斷層的垂直斷距，m。

選取過斷層典型井，依托鉆、測、錄井資料及試油氣數(shù)據(jù)，計算斷面的SGR值(圖7)。結(jié)果表明斷層側(cè)向封閉油氣所需的臨界SGR值隨深度增加而減小，在淺層(坡折帶向斜坡區(qū)高部位部分)、中層(勝海8南斷裂附近、斷階區(qū))及深層(坡折帶向洼陷帶部分)其值分別為0.50、0.40、0.30，中深層的SGR值大多大于0.40 和0.30，表明研究區(qū)的主要斷層在中深層的側(cè)向封堵性較好，輸導(dǎo)性較差，在淺層的封堵性較差，輸導(dǎo)性較好。綜合考慮巖性對接和泥巖涂抹封閉定義斷層側(cè)向輸導(dǎo)性指數(shù)(FLSI)以表征斷層整體的側(cè)向輸導(dǎo)性能。如式所示：

圖7 埕島東斜坡東營組SGR評價斷層側(cè)向封堵性圖版Fig. 7 SGR evaluation of lateral sealing of Dongying Formation in East Slope of Chengdao

式中，F(xiàn)LSI為斷層側(cè)向輸導(dǎo)指數(shù)，無量綱；Jss為斷-砂連通概率，%；SGRLOW為斷層側(cè)向封堵下限，無量綱。

運用FLSI指數(shù)，選取斷階區(qū)典型剖面，對斷裂側(cè)向輸導(dǎo)性進行了評價(圖8)，明確了斷-砂組合輸導(dǎo)性對油氣運移規(guī)模與層位的影響。結(jié)果表明，當(dāng)FLSI≤0.2 時，斷層側(cè)向輸導(dǎo)性強，油氣易大規(guī)模側(cè)向運移，主要對油氣起輸導(dǎo)作用，側(cè)向封堵性弱；0.2＜FLSI＜0.45 時，斷層側(cè)向輸導(dǎo)性中等，油氣側(cè)向弱運移，對油氣封堵與否取決于油氣柱高度能否突破毛細(xì)管力束縛；FLSI≥0.45 時，斷層側(cè)向輸導(dǎo)性弱，油氣側(cè)向難運移，斷裂側(cè)向封堵油氣成藏。斷-砂組合輸導(dǎo)性越強，越有利于油氣大規(guī)模垂向-側(cè)向運移，整體上淺層的斷-砂組合輸導(dǎo)性優(yōu)于中深層，中深層斷裂易側(cè)向封堵成藏，因此淺層斷-砂組合良好的輸導(dǎo)性為油氣大規(guī)模側(cè)向運移提供了條件，如高斷階區(qū)Cbx393 井區(qū)的油氣藏距離烴源距離遠(yuǎn)，溝通烴源巖效果差，是來自低斷階區(qū)油氣在淺層輸導(dǎo)性強的斷-砂組合中大規(guī)模遠(yuǎn)距離運移的結(jié)果。

圖8 埕島東斜坡東營組斷階區(qū)斷-砂組合輸導(dǎo)性與油氣運聚關(guān)系Fig. 8 The relationship between the transport capacity of fault-sand configuration and hydrocarbon migration and accumulation in the fault-step area of Dongying Formation in East Slope of Chengdao

3.3 斷-砂組合控制了油氣優(yōu)勢運移路徑的縱向分段性及橫向連續(xù)性

油氣運移路徑是溝通烴源巖與圈閉的橋梁，在陸相斷陷盆地中，斷-砂組合輸導(dǎo)條件控制下的油氣運移過程存在某些優(yōu)勢路徑，是油氣運移的“高速通道”，因此油氣優(yōu)勢運移路徑的刻畫對于油氣成藏過程分析具有重要意義。目前，油氣優(yōu)勢運移路徑示蹤與分析已經(jīng)形成了大量有效方法技術(shù)，眾多學(xué)者使用原油物性指標(biāo)(密度、含蠟量及含硫量)、生物標(biāo)志化合物、碳同位素、含氮化合物及流體勢分析法、成熟度梯度變化等參數(shù)來表征油氣優(yōu)勢運移路徑和充注方向[38]。針對缺少地化分析測試數(shù)據(jù)的區(qū)域，曾濺輝等(2012)提出可以利用鉆井、錄井及試油氣第一手資料，結(jié)合油氣顯示級別來綜合判斷油氣優(yōu)勢運移路徑和充注方向，即基于含油氣性分析的有效運移通道指數(shù)(HMIE)示蹤[39]，計算公式為：HMIE=(含油厚度+油浸厚度+油斑（油跡)厚度+0.5×熒光厚度）/砂體厚度。另外油氣運移和聚集不管多么復(fù)雜，作為一種流體的運動，其平衡同樣要服從力學(xué)的基本原理—能量原理，Gussow W C(1954)論述了關(guān)于流體勢的理論分析和實驗驗證，在確定地下水背景勢場的基礎(chǔ)上計算出油或氣的勢場，根據(jù)油或氣勢場分析確定油氣聚集的有利位置，同時對油氣優(yōu)勢運移路徑利用流線進行刻畫[40-41]。本文運用Trinity油氣系統(tǒng)模擬軟件，通過設(shè)置油氣充注量Q/bbl，砂巖輸導(dǎo)層砂地比值C，斷層側(cè)向封堵油氣柱高度H/m等系列參數(shù)對研究區(qū)開展了運聚模擬。

基于HMIE指數(shù)和Trinity油氣運移數(shù)值模擬，來探究斷-砂組合對油氣優(yōu)勢運移路徑的影響(圖9、10、11)?？偟膩碚f，HMIE指數(shù)由深至淺，油氣顯示厚度占砂體比例逐漸減小，顯示出不同區(qū)帶不同層位油氣的差異富集；基于含油氣性與Trinity油氣運移數(shù)值模擬分析表明，研究區(qū)存在3 條優(yōu)勢運移路徑，即洼陷帶向勝海10 南斷裂附近，洼陷帶向勝海8 南斷裂附近，洼陷帶向斷階區(qū)區(qū)域；Trinity油氣運聚預(yù)測顯示，在勝海10 南斷裂帶和中、高斷階區(qū)附近，是油氣運移的有利匯聚區(qū)，符合目前HMIE表征的油氣運聚范圍。

圖9 埕島東斜坡東營組Ed1+2 斷-砂組合控油氣運移路徑疊合圖Fig. 9 Composite diagram of hydrocarbon migration path controlled by fault-sand configuration on Ed1+2 member of Dongying Formation in East Slope of Chengdao

圖11 埕島東斜坡東營組Ed4 斷-砂組合控油氣運移路徑疊合圖Fig. 11 Composite diagram of hydrocarbon migration path controlled by fault-sand configuration on Ed4 member of Dongying Formation in East Slope of Chengdao

斜坡區(qū)，砂體物性、砂體連通性以及斷層側(cè)向輸導(dǎo)性，共同決定了油氣優(yōu)勢運移路徑的平面連續(xù)性；不同層位斷裂側(cè)向輸導(dǎo)性決定了油氣運聚區(qū)的平面分布及縱向富集。油氣沿著順向斷塊或斷背型斷-砂組合向物性及連通性較好區(qū)域運移，當(dāng)油氣運移至側(cè)向封堵較好斷層附近時聚集成藏，如勝海8 南斷層附近。

斷階區(qū)斷-砂組合的通源性及輸導(dǎo)性決定了油氣優(yōu)勢運移路徑的垂向-側(cè)向連續(xù)性。在中、低斷階區(qū)斷裂通源性較好，側(cè)向輸導(dǎo)性差，一部分油氣被反向斷塊型斷-砂組合側(cè)向封堵聚集或在反向斷背型斷-砂組合高點富集，另一部分則沿順向斷塊型斷-砂組合呈“階梯式”向高斷階區(qū)運移，如F16、F17 是中低斷階區(qū)的兩條油源斷裂，由深至淺，其輸導(dǎo)性逐漸變好，在斷裂與烴源巖接觸的根部易側(cè)向封堵成藏，在淺層則有利于油氣遠(yuǎn)距離側(cè)向運移，這也是斷階區(qū)高部位的油氣來源。另外，淺層油氣的聚集受斷蓋組合控制，其他斷裂不發(fā)育區(qū)域則未見油氣分布；深層油氣的聚集在巨厚蓋層背景下，Ed32上部發(fā)育有巨厚的區(qū)域性泥巖蓋層，蓋層以下區(qū)域不僅斷裂更為發(fā)育，儲蓋組合條件也更優(yōu)，因此中深層油氣分布多于淺層。

3.4 斷-砂組合的多樣性控制了油氣富集的平面及縱向差異性

前文已經(jīng)對斷-砂組合樣式、分布及輸導(dǎo)性等方面做了充分論述，結(jié)合前文斷-砂組合輸導(dǎo)性研究，選取過典型井的剖面，發(fā)現(xiàn)不同樣式斷-砂組合及其輸導(dǎo)性對油氣富集的控制作用有較大差異(圖12)。其中，順向型斷-砂組合中，油氣首先沿斷裂垂向運移，并沿砂體上傾方向分流，具有“階梯式”運移的特征，多聚集于斷裂側(cè)向封堵處或砂體物性較好的砂體中，當(dāng)受控于背斜低勢點時，則即使砂體物性較差，也有聚集成藏的可能，易形成構(gòu)造-巖性類、斷塊及斷鼻類油氣藏；反向型斷-砂組合中，油氣首先沿斷裂垂向運移，沿砂體上傾方向分離，下降盤是有利富集區(qū)，當(dāng)上升盤存在背斜低勢點時，則可雙向分流進入上升盤成藏易形成斷鼻、構(gòu)造-巖性類油氣藏；主次復(fù)合型斷-砂組合中，油氣首先沿主要斷裂垂向運移，并沿次級斷裂分流，油氣多富集在“Y”字型中央；受控于斷裂側(cè)向封堵性及砂體物性，易形成斷塊、巖性-構(gòu)造類型油氣藏。

圖12 埕島東斜坡東營組不同樣式斷-砂組合控油氣分布與富集模式Fig. 12 Hydrocarbon distribution and enrichment model controlled by different fault-sand configuration of Dongying Formation in East Slope of Chengdao

基于斷-砂組合輸導(dǎo)特征及油氣優(yōu)勢運移路徑分析，結(jié)合典型油氣藏解剖結(jié)果，認(rèn)為斷-砂組合控藏作用主要體現(xiàn)在3 個方面：(1)斷-砂組合控油氣輸導(dǎo)方式：順向斷塊下盤砂體單向側(cè)分流，反向斷塊上盤砂體單向側(cè)分流；斷背斜無論順反皆為雙向側(cè)分流。(2)斷-砂組合控油氣聚集位置：順向斷-砂上盤聚集，反向斷-砂下盤聚集；存在斷背斜時，油氣優(yōu)先在背斜處聚集，后而在斷層處被封堵。(3)斷-砂組合控油氣聚集規(guī)模：通常反向斷-砂比順向斷-砂更富集油氣，而斷背斜比斷塊更富集油氣，斷塊型油氣藏聚集規(guī)模由封閉性決定。

4 斷—砂組合輸導(dǎo)條件控制下油氣成藏模式

研究區(qū)東營組底部發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖、斷層垂向輸導(dǎo)、多層系砂體側(cè)向連通構(gòu)成了多層系、多樣式的立體斷-砂組合輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)，由此建立了埕島東斜坡東營組斷-砂組合輸導(dǎo)格架下的油氣成藏模式(圖13)。平面上，油氣有3 條主要的優(yōu)勢運移路徑(圖9、10、11)，分別指向斷階區(qū)、斜坡區(qū)及勝海10 南斷層附近。剖面上，斷階區(qū)油源斷裂根部與烴源巖大面積接觸，油氣沿斷裂垂向運移至淺層砂體并做遠(yuǎn)距離側(cè)向運移至斷階區(qū)高部位富集，同時部分油氣被側(cè)向封堵成藏，斷-砂組合輸導(dǎo)性控制了油氣的垂向-側(cè)向運移，不同樣式斷-砂組合輸導(dǎo)富集油氣能力存在差異性；斜坡區(qū)，主要是砂體分布及輸導(dǎo)性控制了油氣橫向運移的規(guī)模和聚集區(qū)域，油氣越過坡折帶向斜坡高部位勝海8 南斷層和勝海10 南斷層附近富集，斷-砂組合分布和輸導(dǎo)性起主要作用。

受構(gòu)造與沉積演化的控制，斷階區(qū)與斜坡區(qū)構(gòu)造分區(qū)明顯，其油氣成藏與富集模式也有較大差異。斷階區(qū)內(nèi)，在低斷階區(qū)部位，直接與烴源巖接觸，源儲壓差大，油氣沿油源斷裂垂向輸導(dǎo)，淺層砂體側(cè)向運移，多形成巖性-構(gòu)造、構(gòu)造類型油氣藏；中斷階區(qū)，距烴源巖距離近，源儲壓差較大，同時在浮力的作用下，油氣沿順向型或反向型斷-砂組合階梯式運移或在斷背斜高點或斷層側(cè)向封堵成藏，多形成斷塊、斷鼻及斷背斜類油氣藏；高斷階區(qū)，距離烴源巖較遠(yuǎn)，油氣主要在浮力的作用下，經(jīng)垂向-側(cè)向分流形成構(gòu)造類型油氣藏。斜坡區(qū)內(nèi)，在坡折帶以下向洼陷帶部分，砂體與烴源巖直接接觸，源儲壓差大，油氣易側(cè)向運移進入砂體形成透鏡體類巖性油氣藏；在坡折帶附近，距烴源巖較近，在源儲壓差及浮力作用下，油氣沿坡折帶向上運移，在砂體尖滅區(qū)或遇蓋層遮擋，形成巖性上傾尖滅或巖性-構(gòu)造類型油氣藏；在坡折帶向斜坡區(qū)高部位，距離烴源巖遠(yuǎn)，油氣在浮力作用下，沿斷-砂組合垂向-側(cè)向運移進入砂體，易形成構(gòu)造、構(gòu)造-巖性類油氣藏。

5 結(jié)論

(1)埕島東斜坡東營組斷-砂組合樣式可依據(jù)斷層與砂體空間疊置組合關(guān)系劃分為順向斷塊型、順向斷背型、反向斷塊型、反向斷背型及主次復(fù)合型3 類5種，集中分布在斷階區(qū)、斜坡區(qū)及勝海10 南斷層附近，對油氣具有“分區(qū)控制、垂向分異”的控制作用。

(2)斷-砂組合輸導(dǎo)性控制了油氣分布及規(guī)模，斷-砂組合樣式、通源性及輸導(dǎo)性決定了油氣優(yōu)勢運移路徑。整體上淺層斷-砂組合輸導(dǎo)性優(yōu)于中深層，油氣在淺層易于大規(guī)模側(cè)向運移，在中深層易在斷裂附近被遮擋成藏。斜坡區(qū)砂巖輸導(dǎo)性主控藏，當(dāng)RTi> 0.15 時，油氣聚集程度與砂巖輸導(dǎo)體輸導(dǎo)性成正相關(guān)，且當(dāng)RTi> 0.3 時，認(rèn)為砂體完全連通、完全輸導(dǎo)；斷階區(qū)斷層側(cè)向輸導(dǎo)性主控藏，當(dāng)FLSI≤0.2時，斷層側(cè)向輸導(dǎo)性強，油氣易大規(guī)模側(cè)向運移；0.2＜FLSI＜0.45 時，斷層側(cè)向輸導(dǎo)性中等，側(cè)向弱運移；FLSI≥0.45 時，斷層側(cè)向輸導(dǎo)性弱，側(cè)向難運移?；贖MIE指數(shù)與Trinity油氣運移數(shù)值模擬，落實研究區(qū)存在3 條優(yōu)勢運移路徑，勝海10 南斷裂帶和中、高斷階區(qū)附近是油氣的有利匯聚區(qū)。

(3)埕島東斜坡東營組具有區(qū)內(nèi)底部供烴、斷層垂向輸導(dǎo)、多層系砂體側(cè)向連通的特點，形成了多層系、多樣式的立體斷-砂組合輸導(dǎo)油氣成藏模式。不同樣式斷-砂組合輸導(dǎo)富集油氣能力不一，斷階區(qū)，斷-砂組合輸導(dǎo)性控制了油氣的垂向-側(cè)向運移，油氣沿斷裂垂向運移至淺層砂體并做遠(yuǎn)距離側(cè)向運移至斷階區(qū)高部位富集，同時部分油氣被側(cè)向封堵成藏；斜坡區(qū)，砂巖輸導(dǎo)層輸導(dǎo)性起主要作用，砂體分布及輸導(dǎo)性控制了油氣橫向運移的規(guī)模和聚集區(qū)域，油氣越過坡折帶向斜坡高部位多富集在勝海8 南斷層和勝海10南斷層附近。