油源斷裂輸導油氣優勢路徑預測方法及其應用

王浩然，宿碧霖，付 廣

1.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318；

2.中國石油大慶油田公司第四采油廠地質大隊，黑龍江大慶163318

0 引言

油氣輸導體系中，主要包括斷裂、砂巖輸導層和不整合面等3 個要素，其中砂巖輸導層和不整合面通常只對油氣側向運移起到輸導作用，而斷裂則主要對油氣垂向運移起輸導作用.油源斷裂通常指連接有效源巖層與儲集層，并且在油氣成藏期活動開啟的斷裂.油源斷裂作為垂向輸導油氣的重要斷裂類型，在其垂向輸導油氣過程中，油氣也并非沿整個斷面進行垂向運移，而是集中于油源斷裂斷面的少數部位進行垂向運移，其運移過程呈現強烈的非均一性，存在油源斷裂輸導油氣的優勢路徑.油源斷裂是油氣成藏過程中的重要橋梁和紐帶，前人曾圍繞油源斷裂不同時期和不同部位的輸導油氣能力開展過研究，認為油源斷裂不同時期輸導油氣能力差異主要取決于斷裂活動性的不同［1-3］，而油源斷裂不同部位輸導油氣能力差異主要取決于斷裂內部結構的不同［4-6］.對油源斷裂不同部位輸導油氣能力差異性的研究，即油源斷裂輸導油氣優勢路徑研究，前人主要根據斷面形態以及斷面流體勢能展布識別油源斷裂輸導油氣優勢路徑［7-9］，并沒有考慮不同時期斷裂活動性與斷裂內部巖性對油源斷裂輸導油氣能力的影響，導致油源斷裂輸導油氣優勢路徑識別不全面，油氣勘探有利目標預測不準確.

因此，通過綜合油源斷裂活動性優勢路徑、斷面油氣勢能優勢路徑和油源斷裂內部巖性優勢路徑，可以全面合理地識別油源斷裂輸導油氣優勢路徑，進而對油氣勘探起到更加精確的預測作用.

1 油源斷裂厘定及輸導油氣優勢路徑控制因素

在對油源斷裂輸導油氣優勢路徑展開研究之前，首先需要厘定出油源斷裂.根據油源斷裂的定義，首先需要明確研究區內主要的有效源巖層位、儲集層位以及油氣成藏期，然后在地震剖面上根據斷裂穿層性特征分析斷裂是否斷穿主要的有效源巖層位和儲集層位，并且在油氣成藏期呈現活動開啟的特征（主要以油氣成藏期沉積地層頂底界面處斷裂斷距值不同為依據），當滿足以上條件時可以將其厘定為油源斷裂.

在厘定出油源斷裂之后，要分析其輸導油氣優勢路徑的控制因素，需要對油源斷裂的內部結構以及輸導油氣時期進行分析.前人研究表明［10-11］，油源斷裂內部主要發育二元結構，中間層為斷層核，斷層核兩側為破碎帶.斷層核通常由斷層兩盤地層巖石強烈錯動相互切割產生的碎裂巖組成，而斷層核兩側的破碎帶通常是斷層兩盤地層巖石在相互錯動的剪切應力作用下產生的裂縫密集帶.油源斷裂內部的二元結構規模變化不一，也可能存在結構缺失的現象.油源斷裂內部的二元結構均可作為輸導油氣通道，并且與油源斷裂輸導油氣時期密切相關.

油源斷裂輸導油氣時期往往呈現為活動期與靜止期交替進行的幕式規律，這與油源斷裂的形成演化特征密不可分.油源斷裂在生長延伸過程中，并非一直活動，而是存在相對活動強烈時期和相對活動微弱時期.在活動期油源斷裂兩盤錯動較強，破碎帶較為開啟，其孔隙度和滲透率均較高，是油氣運移的主要通道；在靜止期油源斷裂兩盤錯動較弱，破碎帶在地層埋深壓實作用下趨于封閉，而斷層核在碎裂巖的支撐作用下保留一定的孔隙度和滲透率，是油氣運移的主要通道.

油源斷裂活動期與靜止期的油氣運移通道不同，其輸導油氣能力的影響因素也同樣不一.通常研究油源斷裂輸導油氣能力主要分為油氣運移動力、油氣運移阻力和油氣供給條件等3 個方面，其中活動期油源斷裂輸導油氣能力主要與油氣運移動力和油氣供給條件有關，而靜止期油源斷裂輸導油氣能力主要與油氣運移阻力和油氣供給條件有關.

其中油氣運移動力主要取決于油源斷裂活動性，活動強度大的部位油氣運移動力相對較強，活動強度小的部位油氣運移動力相對較弱.油氣運移阻力主要取決于油源斷裂內部巖性，泥質含量低的部位油氣運移阻力相對較小，泥質含量高的部位油氣運移阻力相對較大.油氣供給條件主要取決于油源斷裂斷面油氣勢能，斷面油氣勢能匯聚的部位油氣供給條件相對較好，斷面油氣勢能發散的部位油氣供給條件相對較差.

綜合而言，油源斷裂輸導油氣優勢路徑的控制因素主要包括油源斷裂活動性、油源斷裂內部巖性和油源斷裂斷面油氣勢能.

2 油源斷裂輸導油氣優勢路徑預測方法

通過分析油源斷裂輸導油氣優勢路徑的控制因素，結合相關控制因素分別開展油源斷裂輸導油氣優勢路徑的預測方法研究.

2.1 油源斷裂活動性

油源斷裂活動性對油源斷裂輸導油氣優勢路徑的控制作用主要體現在油源斷裂在油氣成藏期的活動強度影響油氣運移動力強弱.而要確定油源斷裂在油氣成藏期的活動強度，首先需要根據研究區內地質歷史時期的油氣生排烴量確定出主要油氣成藏期；然后利用三維地震資料選取垂直于油源斷裂的不同測線地震剖面，從中分別讀取油源斷裂在油氣成藏期沉積地層頂底界面處的斷距值；通過將底界面斷距值與頂界面斷距值相減得到油源斷裂在油氣成藏期的斷距變化值，再根據地質年代表確定出油氣成藏期持續時間；通過將油源斷裂在油氣成藏期的斷距變化值除以油氣成藏期持續時間，即可得到油源斷裂在油氣成藏期的平均活動速率，從而反映油源斷裂在油氣成藏期的活動強度（圖1）.

圖1 油源斷裂活動性優勢路徑預測方法示意圖Fig.1 Sketch of advantageous pathway prediction by activity of oil-source fault

根據油源斷裂在油氣成藏期的活動強度可以區分油源斷裂處于活動速率相對較大的活動期，還是活動速率相對較小的靜止期.根據前人研究［12-14］，油源斷裂活動速率中通常存在10～25 m/Ma 的臨界值范圍，根據這一范圍可以將油源斷裂所處的油氣作用階段分為封閉型、輸導-封閉型和輸導型（圖1）.當油源斷裂活動速率值小于10 m/Ma 時，油源斷裂活動性較弱而無法提供有效的油氣運移動力，但有利于斷裂穩定從而保持油氣封閉，屬于封閉型油氣作用階段；當油源斷裂活動速率值大于25 m/Ma 時，油源斷裂活動性較強并產生“地震泵”效應，可以提供充足的油氣運移動力，但斷裂失穩無法有效封閉油氣，屬于輸導型油氣作用階段；當油源斷裂活動速率值處于10～25 m/Ma 范圍內時，油源斷裂既能保證油氣運移動力，又能有效封閉油氣，屬于輸導-封閉型油氣作用階段.同理，根據油源斷裂不同部位在油氣成藏期的平均活動速率值，結合輸導-封閉型油氣作用階段油源斷裂活動速率范圍，選取位于該范圍內的油源斷裂區段即為油源斷裂活動性優勢路徑.

2.2 油源斷裂內部巖性

油源斷裂內部巖性對油源斷裂輸導油氣優勢路徑的控制作用主要表現為，油源斷裂內部泥質含量的高低影響油氣運移阻力的大小.而要確定油源斷裂內部泥質含量，首先需要根據斷裂形態展布識別油源斷裂邊界，可以通過三維地震資料對不同測線不同層位上的斷裂兩盤分別取點記錄三維坐標；再匯總所有坐標點分別合成油源斷裂兩盤埋深面，通過將斷裂附近已鉆井位疊合于其上，便可以測算出不同井位處斷裂兩盤埋深值，從而確定斷裂邊界，進而分析油源斷裂內部泥質含量（圖2）.

圖2 油源斷裂內部巖性優勢路徑預測方法示意圖Fig.2 Sketch of advantageous pathway prediction by internal lithology of oil-source fault1—斷層核（fault core）；2—破碎帶（fracture zone）；3—斷層內部泥質充填（mud filling inside fault）；4—已鉆井位（drilled well）；5—有效斷層泥比率（ESGR，effective shale gouge ratio）；6—內部巖性優勢路徑（advantageous pathway of internal lithology）；7—油氣運移方向（hydrocarbon migration direction）

由于實際鉆井過程中通?？紤]安全因素而避開斷裂，所以油源斷裂內部泥質含量往往無法直接通過測井、錄井或巖心來獲取，而需要利用油源斷裂斷穿層位中的地層泥質含量來間接求取.通過總結前人研究［15-16］發現，通常計算地層泥質含量的主要方法有自然伽馬測井法、自然電位測井法、電阻率測井法、補償中子-密度法.考慮到不同研究區勘探程度不同，測井資料缺失等情況，可以選擇其中應用最為廣泛、計算最為可靠的自然伽馬測井法（式1、2）和自然電位測井法（式3、4）相結合的方法進行地層泥質含量的計算.

式中：Vsh-GR為利用自然伽馬測井法計算出的地層泥質含量；IGR為自然伽馬均一化測井值（無量綱）；GRmin為純砂巖的自然伽馬測井值（API）；GRmax為純泥巖的自然伽馬測井值（API）；GR 為目的層段的自然伽馬測井值（API）；G 為Hilchie 指數，針對不同年代地層取不同經驗值（通常古近系、新近系地層取3.7，老地層取2.0）［15-16］.

式中：Vsh-SP為利用自然電位測井法計算出的地層泥質含量；ΔSP為自然電位均一化測井值（無量綱）；SP為目的層段的自然電位測井值（mV）；SBL為目的層段的自然電位最大測井值（mV）；SSP為純砂巖與純泥巖基線之間的自然電位異常幅度差值（mV）.

在計算出油源斷裂斷穿層位中的地層泥質含量之后，可以采用有效斷層泥比率（effective shale gouge ratio，ESGR）的方法［17-19］對油源斷裂內部泥質含量進行求取.該方法是根據斷層巖主要來源于斷層兩盤地層巖石切磨融合而成的原理，通過單井分析油源斷裂斷距、斷裂兩盤地層厚度及地層泥質含量，計算單井所對應的油源斷裂不同部位的內部泥質含量（圖2）.

式中：ESGR 為有效斷層泥比率，即油源斷裂內部泥質含量；Vshi為層位i 的地層泥質含量；Ti為層位i 的地層厚度（m）；D 為油源斷裂垂直斷距（m）.

油源斷裂斷層核和破碎帶作為輸導油氣通道，油氣在其中運移時所受到阻力主要來源于毛細管壓力，而毛細管壓力主要受油源斷裂內部泥質含量的影響：泥質含量越高，孔滲性越差，毛細管壓力越大，油氣運移阻力越大；泥質含量越低則油氣運移阻力越小.根據前人研究，當斷裂帶內泥質含量大于0.3 時，斷裂主要起到封閉油氣作用，并且隨泥質含量越高其封閉性越好［17-19］.因此可以設定油源斷裂內部泥質含量的輸導-封閉門限值為0.3.當油源斷裂內部泥質含量小于這一門限值時，油源斷裂內部連通，有利于油氣在該范圍內運移（圖2）；而當泥質含量大于這一值時則無法有效輸導油氣.

通過計算油源斷裂不同部位內部泥質含量，并匯總獲取整個斷裂內部泥質含量的分布情況，根據油源斷裂內部泥質含量的輸導-封閉門限值劃定輸導區和封閉區范圍.其中油源斷裂內部泥質含量低于輸導-封閉門限值的油源斷裂輸導區范圍即為油源斷裂內部巖性優勢路徑.

2.3 油源斷裂斷面油氣勢能

油源斷裂斷面油氣勢能對油源斷裂輸導油氣優勢路徑的控制作用主要體現在油源斷裂斷面油氣勢能場類型影響油氣供給條件的好壞.而要確定油源斷裂斷面油氣勢能場類型，首先需要計算油源斷裂斷面不同部位油氣勢能值進而才能分析其分布特征.

首先，利用三維地震資料選取垂直于油源斷裂的不同測線地震剖面，從中分別讀取斷裂上盤與主要地震反射界面相交點處的平面坐標和地震雙程反射時間，并通過時深轉換公式換算后得到其對應埋深值，從而確定現今油源斷裂斷面埋深形態.然而，油源斷裂輸導油氣主要在油氣成藏期，因此還需要根據地層骨架厚度不變原理運用地層回剝技術［20-21］將油源斷裂斷面埋深恢復至主要油氣成藏期，然后再利用式（6）對油氣成藏期油源斷裂斷面油氣勢能進行計算（不同埋深處油氣密度值和油氣成藏期油源斷裂斷面流體壓力可分別利用式7、8 求得）.

式中：Φ 為油氣成藏期油源斷裂斷面油氣勢能（kJ）；Z為油氣成藏期油源斷裂斷面埋深（m）；P 為油氣成藏期油源斷裂斷面流體壓力（MPa）；ρo為不同埋深處油氣密度（g/cm3）；ρw為地層水密度（g/cm3）；g 為重力加速度，取9.8 m/s2.

通過以上方法確定出油氣成藏期油源斷裂斷面油氣勢能分布情況之后，便可以進一步確定油源斷裂斷面油氣勢能場類型.根據油氣運移所遵循的流體勢定律，油氣均是由高勢區向低勢區運移匯聚，其運移方向往往是沿著流體勢分布等值線的法線方向.因此，根據流體勢分布等值線法線方向的分布組合特征，可以將油源斷裂斷面油氣勢能場分為3 種類型（圖3）：凸型脊勢能場、凹型槽勢能場和平型板勢能場.其中凸型脊勢能場有利于油氣匯聚輸導，凹型槽勢能場則容易導致油氣分流散失，平板型勢能場對油氣無明顯控制作用.由于凸型脊勢能場中油氣匯聚之后通常沿凸型脊軸線運移，因此凸型脊勢能場中的凸型脊軸線為油氣運移優勢通道.

圖3 油源斷裂斷面油氣勢能場分類示意圖Fig.3 Classification sketch of hydrocarbon potential field on oil-source fault plane1—流體勢法線方向（normal direction of fluid potential）；2—凸型脊軸線（convex ridge axis）

通過計算油氣成藏期油源斷裂斷面不同部位的油氣勢能值，匯總編制油源斷裂斷面油氣勢能分布等值線圖.根據油氣勢能分布等值線法線方向的分布組合特征，從中識別出油源斷裂斷面凸型脊油氣勢能場，并確定出其中油氣匯聚運移的凸型脊軸線，即為油源斷裂斷面油氣勢能優勢路徑.

3 應用實例

本研究選取渤海灣盆地冀中拗陷廊固凹陷大柳泉地區F3 斷裂為例，該斷裂屬于舊州大斷裂的分支斷裂之一，對大柳泉地區油氣成藏及分布具有明顯的控制作用.研究區自下而上依次發育的地層有古近系孔店組（E1-2k）、沙河街組（E2-3s）、東營組（E3d），新近系館陶組（N1g）、明化鎮組（N2m）以及第四系平原組（Qp）.其中有效烴源巖層主要發育在沙河街組四段（E2s4），主要的油氣儲集層為沙河街組三段中亞段（E2s3中），并且在沙三段上亞段發育一套巨厚的蓋層（E2s3上），為典型的“下生上儲”式油氣成藏模式.F3 斷裂位于大柳泉地區中部（圖4），自下而上斷穿了沙河街組至館陶組沉積地層，溝通了有效烴源巖層與主要油氣儲集層，并且在兩個油氣成藏期（沙二段—館陶組沉積時期和館陶組—明化鎮組沉積時期）均呈現活動開啟的特征.因此可以將F3 斷裂厘定為油源斷裂.

圖4 廊固凹陷大柳泉地區F3 油源斷裂發育分布平剖面圖Fig.4 Distribution of F3 fault on plane and section in Daliuquan area of Langgu Sag1—凹陷邊界（sag boundary）；2—研究區范圍（study area）；3—井位（well position）；4—斷裂（fault）；5— F3 油源斷裂（F3 oil-source fault）；6—連井剖面（well connection section）；7—鉆井剖面（drilling section）

根據油源斷裂輸導油氣優勢路徑主要受油氣運移動力、油氣運移阻力和油氣供給條件等3 方面控制，分別對F3 油源斷裂活動性優勢路徑、內部巖性優勢路徑和斷面油氣勢能優勢路徑展開研究.

3.1 F3 油源斷裂活動性優勢路徑預測

F3 油源斷裂活動性優勢路徑主要控制油氣運移動力的強弱.根據研究區的兩個油氣成藏期分別計算沙二段—館陶組沉積時期和館陶組—明化鎮組沉積時期F3 斷裂的平均活動速率.通過在三維地震資料中選取橫切F3 斷裂的不同測線剖面，從中分別讀取沙二段底界面和館陶組底界面與F3 斷裂上下盤的交點埋深值，分別計算出F3 斷裂在沙二段底界面和館陶組底界面的斷距值，然后通過將二者差值除以沙二段—館陶組沉積時間即可求得F3 斷裂在沙二段—館陶組油氣成藏期的平均活動速率；同理，可求得F3 斷裂在館陶組—明化鎮組油氣成藏期的平均活動速率.通過匯總F3 斷裂不同部位在兩個油氣成藏期的平均活動速率值（圖5），可以發現F3 斷裂在館陶組—明化鎮組油氣成藏期平均活動速率很小，顯示斷裂處于靜止期；而F3 斷裂在沙二段—館陶組油氣成藏期的平均活動速率較大，顯示斷裂處于活動期.再根據前人分析所得出的油源斷裂輸導-封閉型油氣作用階段的活動速率范圍值為10～25 m/Ma，確定F3 斷裂位于該范圍內的區段，即包括主測線1424—1520、1640—1848 和2264—2328 之間的3 處F3 斷裂部位，既能保證油氣運移動力，又能有效封閉油氣，為油源斷裂活動性優勢路徑，即F3 油源斷裂發育3 個活動性優勢路徑（圖5）.

圖5 F3 油源斷裂活動性優勢路徑預測及其分布圖Fig.5 Prediction for the distribution of advantageous pathways by activity of F3 fault1—沙二段-館陶組沉積時期（sedimentary period of E3s2-N1g）；2—館陶組-明化鎮組沉積時期（sedimentary period of N1g-N2m）；3—輸導-封閉油氣活動速率臨界值（conduction-sealing critical value of activity rate for hydrocarbon）；4—封閉油氣有利區段（favorable section for hydrocarbon sealing）；5—輸導-封閉油氣有利區段（favorable section for hydrocarbon conduction-sealing）；6—輸導油氣有利區段（favorable section for hydrocarbon conduction）

3.2 F3 油源斷裂內部巖性優勢路徑預測

F3 油源斷裂內部巖性優勢路徑主要控制油氣運移阻力的大小.通過三維地震資料中選取的不同測線剖面，分別匯總其中F3 斷裂的上下盤與主要地震反射界面相交點的三維坐標，進而整合出F3 斷裂的發育形態及埋深邊界，再將F3 斷裂附近已鉆井位投影于其上，即可確定不同井位處F3 斷裂內部巖性邊界.通過綜合利用自然伽馬測井法（式1）和自然電位測井法（式3），計算出F3 斷裂斷穿層位中的地層泥質含量，再利用有效斷層泥比率法（式5）計算出F3 斷裂內部泥質含量，最終即可確定F3 油源斷裂不同部位的內部泥質含量分布情況（圖6）.根據前人研究設定油源斷裂內部泥質含量的輸導-封閉門限值為0.3，從而劃分F3 斷裂內部巖性的輸導油氣范圍和封閉油氣范圍.其中F3 斷裂內部泥質含量大于0.3 的范圍內油氣運移阻力較大，為封閉油氣區；而斷裂內部泥質含量小于0.3 的范圍內油氣運移阻力較小，為輸導油氣區.因此存在2 個內部泥質含量小于0.3 的輸導油氣區，即F3 油源斷裂發育2 個內部巖性優勢路徑（圖6）.

圖6 F3 油源斷裂內部巖性優勢路徑預測及其分布圖Fig.6 Prediction for the distribution of advantageous pathways by internal lithology of F3 fault1—工業油層（commercial oil reservoir）；2—低產油層（low productivity oil reservoir）；3—油水同層（oil-water layer）；4—含氣水層（gas-bearing water layer）；5—水層（water layer）；6—無油氣層（hydrocarbon-free layer）；7—泥質含量等值線（isoline of shale gouge ratio）；8—斷裂邊界（fault boundary）；9—內部巖性 優勢路徑（advantageous pathway of internal lithology）

3.3 F3 油源斷裂斷面油氣勢能優勢路徑預測

F3 油源斷裂斷面油氣勢能優勢路徑主要控制油氣供給條件的好壞.通過利用三維地震資料讀取F3油源斷裂上盤頂面與主要地震反射界面相交點的三維坐標，進而匯總之后合成現今F3 斷裂斷面埋深形態，再利用地層回剝技術［20-21］將斷面埋深恢復至主要油氣成藏期——沙二段—館陶組沉積時期，最后利用式（6）計算油氣成藏期F3 油源斷裂斷面油氣勢能.結合油氣成藏期F3 斷裂斷面油氣勢能分布情況，可以從中確定出6 個凸型脊勢能場，并在凸型脊勢能場中最終識別出6 個凸型脊軸線，油氣供給條件好，有利于油氣匯聚輸導，即F3 油源斷裂發育6 個斷面油氣勢能優勢路徑（圖7）.

圖7 F3 油源斷裂斷面油氣勢能優勢路徑預測及其分布圖Fig.7 Prediction for the distribution of advantageous pathways by hydrocarbon potential field on F3 fault plane1—斷面油氣勢能優勢路徑（advantageous pathway of hydrocarbon potential field on fault plane）；2—斷面油氣勢能等值線（isoline of hydrocarbon potential field on fault plane）

通過將F3 油源斷裂的3 種輸導油氣優勢路徑相疊合（圖8），并結合F3 斷裂附近已鉆井油氣顯示情況，可以看出，F3 斷裂的3 個活動性優勢路徑分別發育在北部、中部和南部，斷裂的2 個內部巖性優勢路徑分別發育在北部和南部，而F3 斷裂的6 個斷面油氣勢能優勢路徑發育較為分散.F3 油源斷裂的3 種輸導油氣優勢路徑重合部位已鉆井的油氣顯示情況最好，試油結果均顯示為工業油層或低產油層；而F3 斷裂的3種輸導油氣優勢路徑均不發育的部位已鉆井的油氣顯示情況最差，試油結果均顯示為水層或無油氣層.

圖8 F3 油源斷裂輸導油氣優勢路徑匯總及油氣分布圖Fig.8 Combination of advantageous pathways of F3 oil-source fault and distribution of hydrocarbon1—工業油層（commercial oil reservoir）；2—低產油層（low productivity oil reservoir）；3—油水同層（oil-water layer）；4—含氣水層（gas-bearing water layer）；5—水層（water layer）；6—無油氣層（hydrocarbon-free layer）；7—斷裂邊界（fault boundary）；8—內部巖性優勢路徑（advantageous pathway of internal lithology）；9—活動性優勢路徑（advantageous pathway of activity）；10—斷面油氣勢能優勢路徑（advantageous pathway of hydrocarbon potential field on fault plane）

3.4 F3 油源斷裂輸導油氣優勢路徑綜合評價參數

為了更進一步分析F3 油源斷裂附近油氣分布與3 種輸導油氣優勢路徑的相互關系，定量劃分油氣成藏有利范圍，對F3 斷裂附近已鉆井進行加權賦值從而計算F3 斷裂輸導油氣優勢路徑綜合評價參數.將F3 斷裂附近位于活動性優勢路徑之上的已鉆井賦值1，反之則賦值0；位于內部巖性優勢路徑之上的已鉆井賦值1，反之則賦值0；根據已鉆井距斷面油氣勢能優勢路徑距離，距離最遠的已鉆井賦值0，距離最近的已鉆井賦值1，其余井同理進行反向均一化賦值.最后將三方面的賦值相加得到不同井位處的F3 油源斷裂輸導油氣優勢路徑綜合參數，將其由大到小排序（圖9），再結合其對應的試油結果以及統計所得的試油初始日產能，可以發現：F3 斷裂輸導油氣優勢路徑綜合評價參數越高，鉆井含油氣性越好，試油產能也普遍較高；反之綜合評價參數越低，鉆井含油氣性越差，試油產能也基本為0.最終結合鉆井含油氣性可以將F3 油源斷裂輸導油氣優勢路徑綜合評價參數的臨界值厘定為1.65，即F3 斷裂輸導油氣優勢路徑綜合評價參數大于1.65 的范圍為油氣成藏有利范圍.該綜合評價參數的臨界值1.65 僅適用于本研究區，但上述方法對其他地區其他油源斷裂同樣適用.

圖9 F3 油源斷裂輸導油氣優勢路徑綜合評價參數與試油初始日產能關系圖Fig.9 Relationship between comprehensive evaluation parameter of advantageous pathways of F3 fault and initial daily capacity of well testing1—工業油層（commercial oil reservoir）；2—低產油層（low productivity oil reservoir）；3—油水同層（oil-water layer）；4—含氣水層（gas-bearing water layer）；5—水層（water layer）；6—無油氣層（hydrocarbon-free layer）；7—試油初始日產能（initial daily production capacity of well testing）

除此之外，不同研究區還需結合相應具體情況進行具體分析，但油源斷裂輸導油氣優勢路徑預測及油氣成藏有利范圍劃分可為油氣勘探提供指導，也可對開發井部署提供科學參考.

4 結論

1）油源斷裂為連接有效源巖層與儲集層且在油氣成藏期活動開啟的斷裂，通常發育4 種類型.油源斷裂內部發育斷層核和破碎帶的二元結構，且存在活動期與靜止期交替的幕式輸導規律.油源斷裂輸導油氣優勢路徑的控制因素主要包括油源斷裂活動性、油源斷裂內部巖性和油源斷裂斷面油氣勢能.

2）油源斷裂活動性優勢路徑為油氣成藏期斷裂活動速率值處于10～25 m/Ma 范圍內的油源斷裂區段，油源斷裂內部巖性優勢路徑為斷裂內部泥質含量低于0.3 的油源斷裂范圍，油源斷裂斷面油氣勢能優勢路徑為油氣成藏期斷面油氣凸型脊勢能場中的軸線部位.

3）渤海灣盆地冀中拗陷廊固凹陷大柳泉地區F3油源斷裂共發育3 個活動性優勢路徑、2 個內部巖性優勢路徑和6 個斷面油氣勢能優勢路徑，F3 斷裂輸導油氣優勢路徑綜合評價參數大于1.65 的范圍為F3斷裂附近油氣成藏有利范圍，與研究區目前已探明油氣分布相吻合.表明該方法用于油源斷裂輸導油氣優勢路徑預測是可行的，有助于尋找油氣勘探有利目標.