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(北京)地球科學學院，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，相關學者圍繞斷-砂組合樣式、斷-砂組合輸導能力定量表征、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-砂組合輸導為主的陸相斷陷盆地中，其斷層通源性、活動性、斷面泥質的充填情況及斷層兩盤巖性對接類型決定了斷-砂組合的輸導能力，從而控制了油氣運聚部位與富集規律，目前運用Allan圖解法[6]，Knipe斷層輸導性理論判別模式法[7]，Yielding SGR法[8]來表征斷層輸導能力是較常見的，羅曉容等(2012)則采用連通概率法定量表征斷層及砂體輸導層輸導能力[9]。對油氣成藏的控制作用，則主要圍繞斷-砂組合輸導條件下的成藏條件、成藏過程及成藏模式等方面展開，重點闡述斷-砂組合輸導體系下的油氣運移路徑、聚集部位、富集規律、主控因素及模式總結[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，其空間疊置關系、輸導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概念對埕島東斜坡油氣成藏與富集規律展開研究。

埕島東斜坡在斜坡區、斷階區的探明地質儲量為2384 萬t，目前在洼陷帶亦有巖性油氣藏勘探的突破，表現出多套含油層系、砂體疊置發育、儲蓋組合良好的復式油氣運聚特征。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、地震波阻抗反演技術對東營組儲層分布進行了預測[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]?？梢妵@油源對比、層序地層劃分與儲層預測、成藏期次與主控因素前人開展了大量研究，而對于輸導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，是油氣運移的必經之路，而斜坡區與斷階區發育的各級次斷層、砂體輸導層組成的斷-砂組合輸導體系是控制油氣運聚的關鍵。本文基于地震資料精細解釋，結合鉆井、測井、錄井等地質資料，首先劃分了3 類5 種不同樣式的斷-砂組合，其次運用系列參數定量表征了斷-砂組合的輸導能力。最后討論了斷-砂組合輸導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。

1 地質背景

埕島東斜坡地區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，東北以斜坡區向渤中凹陷過渡，整體呈現“北東走向、東斷西超”的構造格局[16]。區內有利勘探面積約200 km2，該區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]。斜坡區發育明顯的坡折，垂直于坡折方向發育多條侵蝕溝谷，并且伴生不同級別和性質的斷層及不整合面，具有特殊的油氣輸導運移條件；斷階區自南向北依次發育F11、F16、F17 近東西向的3 條二級斷層，形成了“節節下掉”的高、中、低斷階式結構。目前在斜坡區、斷階區及洼陷區發現規模油氣儲量約3000 萬t(圖1)。

經過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現了工業油氣流[18]，據勘探數據顯示，探明含油面積達198.18 km2，探明石油地質儲量達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，目前已經完鉆各類探井、開發井90 口，并建立了5 個開發井組[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 種斷層輸導能力與儲層非均質性控藏模式。本研究依托地震資料精細解釋，結合砂體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系(斷層與砂體傾向異同、砂體的形態)，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，根據砂體形態平直或彎曲，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-砂組合表現為斷層、砂體傾向相同，砂體平直，呈現斷塊狀階梯下掉；順向斷背型斷-砂組合主要體現在砂體彎曲成“背斜狀”，斷層與砂體呈“反屋脊式”，構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，是溝通烴源區與油氣匯聚區的橋梁。順向型斷-砂組合集中分布在斷階區的中斷階區、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，根據砂體形態平直或彎曲，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-砂組合表現為斷層、砂體傾向相反，砂體平直，空間上呈現斷塊狀階梯下掉；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-砂組合輸導體系時，若斷裂側向封堵，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及高斷階區。

2.3 主次復合型斷-砂組合

主次復合型斷-砂組合是指由二級或三級斷層與多條伴生次級斷層復雜化之后，形成的復合負花狀組合(圖2e)。在主次復合型斷-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，隨后側向進入次級斷裂分流，最終富集在“花心”部位。主次復合型斷-砂組合集中分布在勝海10 南斷層、中低斷階區及斜坡區高部位。

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 烴源巖有機質豐度較高、有機質類型為I型，處于成熟階段，屬于好-優質烴源巖，有效排烴門限約為3400 m，是研究區東營組的油氣主要來源，具有“區內供烴，多層富集”的特點[11]。因此在多期構造沉積演化控制下形成的不同樣式斷-砂組合輸導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。受區域性構造與沉積演化作用，本區形成了洼陷帶、斜坡區及斷階區三個分區，洼陷帶以巖性油藏為主，斜坡區和斷階區是斷砂組合輸導為主的油氣匯聚區，通過對斷-砂組合輸導性定量表征，明確了斜坡區與斷階區油氣運聚的控制因素。

3.1 砂巖輸導性控制了油氣橫向運聚范圍

砂巖輸導層是含油氣盆地內油氣二次運移的主要載體，對分析側向運移具有重要的意義。砂巖輸導層的發育演化過程，決定了其輸導性能主要受構造作用、沉積作用和成巖作用控制，明確其輸導性能的主控因素是研究輸導特征的前提。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層相對輸導指數(RTi)來表征砂體輸導性對油氣運聚的影響[24-26]。其計算公式為：

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

本研究在明確主要層位砂體空間展布特征基礎上，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測砂體空間分布的連續性，其判斷依據為：(1)砂體中有油氣聚集或油氣顯示，說明有油氣進入，其橫向上應是連通的，否則無油氣聚集；(2)統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)統計中應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)，砂體輸導層輸導油氣最大比例C2=0.9(以砂巖輸導層所能輸導油氣最大比例為基準)(圖3)。

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

圖4 埕島東斜坡東營組Ed4 砂層輸導層相對輸導指數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/砂巖輸導層相對輸導指數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)，斜坡區油氣主要分布在坡折帶向斜坡區高部位，其RTi指數分布在0.26～0.35，砂巖輸導層起完全輸導作用，向斜坡高部分RTi指數分布在0.08～0.18，輸導能力弱，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高部位。研究發現，在坡折帶以下部分砂地比值較高的區域沒有油氣的富集，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，還與運移動力、砂體物性等因素有關，RTi指數則充分考慮了這些因素，因此在研究區，RTi指數比砂地比值更能表征砂巖輸導層對油氣運聚的影響。針對斜坡區砂巖發育，斷裂發育較少的情況，砂巖輸導性能的評價可作為油氣運聚分析的依據；針對斷階區，油氣在高、中、低斷階區均有分布，砂巖輸導層輸導性較斜坡區低且差異分布，其RTi指數分布在0～0.2，必須要綜合斷層的輸導性來考慮對油氣運聚的影響。

3.2 斷層輸導性控制了油氣運聚規模及縱向分布

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能力[32]；蔣有錄等(2022)在對埕島地區油源斷裂輸導能力與油氣富集關系研究中得出：埕島地區斷裂活動速率高、活動時間長，延伸切穿油源面積大，垂向輸導能力較強[33]。因此本文主要考慮斷層側向輸導性。

斷層側向能否輸導油氣主要受兩方面影響，當將斷面視為一個二維面時，輸導性能主要受兩盤巖性對接關系控制；而當斷層視為三維地質體時，側向輸導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兩方面因素，運用斷層側向輸導性綜合表征方法，以斷階區為研究對象，明確了斷-砂組合輸導性對斷階區油氣運聚的控制作用。

當儲集砂巖層與對盤泥巖層對接時斷層具側向封閉性；當儲集砂巖層與對盤砂巖層對接時，斷層在側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，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，側向封閉性好；反之，斷層兩盤砂泥對接的可能性則小，側向封閉性差[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(圖6a、圖6b)，斷距與斷-砂連通概率(Jss)成負相關(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。統計不同部位油氣顯示與斷-砂連通概率對應關系得出當Jss＜0.36 時，斷層側向不輸導，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向封閉能力。對于斷裂帶泥巖涂抹，國內外學者已進行深入研究，并提出了一系列預測算法，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據，計算斷面的SGR值(圖7)。結果表明斷層側向封閉油氣所需的臨界SGR值隨深度增加而減小，在淺層(坡折帶向斜坡區高部位部分)、中層(勝海8南斷裂附近、斷階區)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，表明研究區的主要斷層在中深層的側向封堵性較好，輸導性較差，在淺層的封堵性較差，輸導性較好。綜合考慮巖性對接和泥巖涂抹封閉定義斷層側向輸導性指數(FLSI)以表征斷層整體的側向輸導性能。如式所示：

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

式中，FLSI為斷層側向輸導指數，無量綱；Jss為斷-砂連通概率，%；SGRLOW為斷層側向封堵下限，無量綱。

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

圖8 埕島東斜坡東營組斷階區斷-砂組合輸導性與油氣運聚關系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勢運移路徑的縱向分段性及橫向連續性

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-砂組合輸導條件控制下的油氣運移過程存在某些優勢路徑，是油氣運移的“高速通道”，因此油氣優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，油氣優勢運移路徑示蹤與分析已經形成了大量有效方法技術，眾多學者使用原油物性指標(密度、含蠟量及含硫量)、生物標志化合物、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來表征油氣優勢運移路徑和充注方向[38]。針對缺少地化分析測試數據的區域，曾濺輝等(2012)提出可以利用鉆井、錄井及試油氣第一手資料，結合油氣顯示級別來綜合判斷油氣優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(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雜，作為一種流體的運動，其平衡同樣要服從力學的基本原理—能量原理，Gussow W C(1954)論述了關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上計算出油或氣的勢場，根據油或氣勢場分析確定油氣聚集的有利位置，同時對油氣優勢運移路徑利用流線進行刻畫[40-41]。本文運用Trinity油氣系統模擬軟件，通過設置油氣充注量Q/bbl，砂巖輸導層砂地比值C，斷層側向封堵油氣柱高度H/m等系列參數對研究區開展了運聚模擬。

基于HMIE指數和Trinity油氣運移數值模擬，來探究斷-砂組合對油氣優勢運移路徑的影響(圖9、10、11)?？偟膩碚f，HMIE指數由深至淺，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油氣運移數值模擬分析表明，研究區存在3 條優勢運移路徑，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，洼陷帶向斷階區區域；Trinity油氣運聚預測顯示，在勝海10 南斷裂帶和中、高斷階區附近，是油氣運移的有利匯聚區，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，砂體物性、砂體連通性以及斷層側向輸導性，共同決定了油氣優勢運移路徑的平面連續性；不同層位斷裂側向輸導性決定了油氣運聚區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域運移，當油氣運移至側向封堵較好斷層附近時聚集成藏，如勝海8 南斷層附近。

斷階區斷-砂組合的通源性及輸導性決定了油氣優勢運移路徑的垂向-側向連續性。在中、低斷階區斷裂通源性較好，側向輸導性差，一部分油氣被反向斷塊型斷-砂組合側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”向高斷階區運移，如F16、F17 是中低斷階區的兩條油源斷裂，由深至淺，其輸導性逐漸變好，在斷裂與烴源巖接觸的根部易側向封堵成藏，在淺層則有利于油氣遠距離側向運移，這也是斷階區高部位的油氣來源。另外，淺層油氣的聚集受斷蓋組合控制，其他斷裂不發育區域則未見油氣分布；深層油氣的聚集在巨厚蓋層背景下，Ed32上部發育有巨厚的區域性泥巖蓋層，蓋層以下區域不僅斷裂更為發育，儲蓋組合條件也更優，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

前文已經對斷-砂組合樣式、分布及輸導性等方面做了充分論述，結合前文斷-砂組合輸導性研究，選取過典型井的剖面，發現不同樣式斷-砂組合及其輸導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，多聚集于斷裂側向封堵處或砂體物性較好的砂體中，當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，當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、構造-巖性類油氣藏；主次復合型斷-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；受控于斷裂側向封堵性及砂體物性，易形成斷塊、巖性-構造類型油氣藏。

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-砂組合輸導特征及油氣優勢運移路徑分析，結合典型油氣藏解剖結果，認為斷-砂組合控藏作用主要體現在3 個方面：(1)斷-砂組合控油氣輸導方式：順向斷塊下盤砂體單向側分流，反向斷塊上盤砂體單向側分流；斷背斜無論順反皆為雙向側分流。(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模由封閉性決定。

4 斷—砂組合輸導條件控制下油氣成藏模式

研究區東營組底部發育優質烴源巖、斷層垂向輸導、多層系砂體側向連通構成了多層系、多樣式的立體斷-砂組合輸導網絡，由此建立了埕島東斜坡東營組斷-砂組合輸導格架下的油氣成藏模式(圖13)。平面上，油氣有3 條主要的優勢運移路徑(圖9、10、11)，分別指向斷階區、斜坡區及勝海10 南斷層附近。剖面上，斷階區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距離側向運移至斷階區高部位富集，同時部分油氣被側向封堵成藏，斷-砂組合輸導性控制了油氣的垂向-側向運移，不同樣式斷-砂組合輸導富集油氣能力存在差異性；斜坡區，主要是砂體分布及輸導性控制了油氣橫向運移的規模和聚集區域，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-砂組合分布和輸導性起主要作用。

受構造與沉積演化的控制，斷階區與斜坡區構造分區明顯，其油氣成藏與富集模式也有較大差異。斷階區內，在低斷階區部位，直接與烴源巖接觸，源儲壓差大，油氣沿油源斷裂垂向輸導，淺層砂體側向運移，多形成巖性-構造、構造類型油氣藏；中斷階區，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向封堵成藏，多形成斷塊、斷鼻及斷背斜類油氣藏；高斷階區，距離烴源巖較遠，油氣主要在浮力的作用下，經垂向-側向分流形成構造類型油氣藏。斜坡區內，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，在砂體尖滅區或遇蓋層遮擋，形成巖性上傾尖滅或巖性-構造類型油氣藏；在坡折帶向斜坡區高部位，距離烴源巖遠，油氣在浮力作用下，沿斷-砂組合垂向-側向運移進入砂體，易形成構造、構造-巖性類油氣藏。

5 結論

(1)埕島東斜坡東營組斷-砂組合樣式可依據斷層與砂體空間疊置組合關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合型3 類5種，集中分布在斷階區、斜坡區及勝海10 南斷層附近，對油氣具有“分區控制、垂向分異”的控制作用。

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

(3)埕島東斜坡東營組具有區內底部供烴、斷層垂向輸導、多層系砂體側向連通的特點，形成了多層系、多樣式的立體斷-砂組合輸導油氣成藏模式。不同樣式斷-砂組合輸導富集油氣能力不一，斷階區，斷-砂組合輸導性控制了油氣的垂向-側向運移，油氣沿斷裂垂向運移至淺層砂體并做遠距離側向運移至斷階區高部位富集，同時部分油氣被側向封堵成藏；斜坡區，砂巖輸導層輸導性起主要作用，砂體分布及輸導性控制了油氣橫向運移的規模和聚集區域，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。