渤東地區(qū)新近系“脊-斷”耦合控藏模式與定量表征

劉朋波, 官大勇, 王 昕, 王廣源, 張宏國, 趙 野

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

渤東地區(qū)新近系“脊-斷”耦合控藏模式與定量表征

劉朋波, 官大勇, 王 昕, 王廣源, 張宏國, 趙 野

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

利用渤東地區(qū)豐富的鉆探資料，開展油氣橫向與垂向運(yùn)移路徑研究，總結(jié)遠(yuǎn)源型凸起區(qū)和斜坡帶的油氣運(yùn)聚規(guī)律。研究表明，潛山不整合面和館陶組底部區(qū)域砂巖是輸導(dǎo)脊的2種通道類型。輸導(dǎo)脊是淺層新近系油氣富集的基礎(chǔ)，它與斷層耦合程度控制淺層油氣運(yùn)移。根據(jù)輸導(dǎo)脊上圈閉與斷層的接觸方式，“脊-斷”耦合關(guān)系分為接觸式和非接觸式，接觸式進(jìn)一步細(xì)分為控圈式和非控圈式。只有接觸式的“脊-斷”耦合關(guān)系才利于淺層油氣運(yùn)移，其中控圈式的接觸關(guān)系淺層運(yùn)移條件最優(yōu)越。綜合考慮輸導(dǎo)脊規(guī)模及其與有效烴源巖的接觸范圍、輸導(dǎo)脊上圈閉面積及其與有效烴源巖之間的壓差等參數(shù)，構(gòu)建的輸導(dǎo)脊油氣運(yùn)聚系數(shù)可以較好地反映輸導(dǎo)脊的運(yùn)聚能力。油氣富集層系受斷層活動強(qiáng)度與區(qū)域蓋層厚度綜合控制，利用斷蓋比參數(shù)可以定量判斷，斷蓋比值0.25和1分別是深層?xùn)|營組、淺層明下段底部區(qū)域蓋層遮擋的臨界值。輸導(dǎo)脊分布的區(qū)域是遠(yuǎn)源油氣勘探的重要區(qū)帶，“脊-斷”耦合好的構(gòu)造是淺層有利勘探目標(biāo)。

渤東地區(qū)；遠(yuǎn)源； 輸導(dǎo)脊；“脊-斷”耦合；區(qū)域蓋層；斷蓋比

渤海海域地質(zhì)結(jié)構(gòu)主要表現(xiàn)為受走滑作用改造的復(fù)雜斷陷盆地，受晚期構(gòu)造活動強(qiáng)烈影響，油氣主要富集于新近系[1-2]。新近系本身不具備生烴能力，油氣主要來自古近系的東營組和沙河街組。新近系能否成藏，關(guān)鍵在于油氣運(yùn)移。斷裂和不整合面是油氣運(yùn)移的重要通道，前人在新近系圍繞斷裂油氣運(yùn)移方面做了大量研究工作，如“網(wǎng)毯式”油氣運(yùn)聚模式[3]，斷裂-砂體的“中轉(zhuǎn)站”油氣運(yùn)移模式[4]，斷層與淺層砂體接觸面積的半定量化評價方法[5]，等等，這些成果和認(rèn)識主要側(cè)重于斷層與砂體的耦合程度對油氣成藏的控制。不整合面與油氣成藏的關(guān)系也越來越受到關(guān)注，在不整合面類型、空間結(jié)構(gòu)、運(yùn)移能力和物理模擬方面均取得了較為豐富的成果[6-8]，而不整合面與斷層耦合作用對淺層油氣成藏方面研究較為薄弱。筆者利用渤東探區(qū)豐富的鉆探資料綜合分析，提出新近系遠(yuǎn)源型 “脊-斷”耦合控藏模式，在新近系成藏體系中引入深層輸導(dǎo)脊的概念，并建立輸導(dǎo)脊油氣聚集能力、油氣富集層系的定量化評價方法。該模式有效指導(dǎo)了渤東探區(qū)新近系的油氣勘探，并對類似地區(qū)的油氣勘探具有借鑒意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

圖1 研究區(qū)位置圖Fig.1 Location of study area

渤東地區(qū)位于渤海海域中東部，其范圍涉及渤南低凸起、廟西凸起、渤東低凸起、渤東凹陷和廟西凹陷，整體呈凹凸相間的構(gòu)造格局(圖1)。古近紀(jì)為湖相斷陷-斷拗發(fā)展階段，是烴源巖形成期，發(fā)育沙三段、沙一段和東三段多套優(yōu)質(zhì)烴源巖，周邊油田和含油構(gòu)造已證實(shí)了這幾套烴源巖的油源貢獻(xiàn)[9]。新近紀(jì)為熱沉降-拗陷發(fā)展階段，發(fā)育河湖交互相沉積，形成較好的儲蓋組合，蓬萊19-3油田、蓬萊9-1油田在新近系館陶組和明下段均有規(guī)模性油藏發(fā)現(xiàn)[10]。受渤海東部郯廬走滑斷裂影響，渤東探區(qū)斷裂發(fā)育，垂向上油氣主要分布于新近系。平面上，油氣主要分布于凸起區(qū)與斜坡區(qū)。近幾年渤東探區(qū)凸起區(qū)與斜坡區(qū)新近系勘探喜憂參半，一些與長期活動斷層配置良好的構(gòu)造圈閉鉆探失利，表明新近系油氣成藏仍然具有一定復(fù)雜性。

2 “脊-斷”耦合控藏模式

2.1 橫向運(yùn)聚體系----輸導(dǎo)脊

宏觀上油氣運(yùn)移遵循最大動力學(xué)法則，橫向輸導(dǎo)層并非處處都是油氣運(yùn)移的路徑，只有平面上流體勢相對低的區(qū)域才是油氣優(yōu)勢運(yùn)聚區(qū)?！拜攲?dǎo)脊”指橫向輸導(dǎo)層的構(gòu)造脊，是平面上構(gòu)造位置相對較高的流體低勢區(qū)，為油氣橫向運(yùn)移的優(yōu)勢路徑。油氣在輸導(dǎo)脊中的運(yùn)移分為3個階段，即烴源巖生成的油氣首先在浮力作用下向輸導(dǎo)層頂面聚集，其次沿輸導(dǎo)層頂面向脊匯聚，最后順著輸導(dǎo)脊長距離橫向運(yùn)移[11-12]。有效烴源巖中分散的油氣經(jīng)歷沿輸導(dǎo)脊的長距離運(yùn)移、聚集才能形成規(guī)模性油氣藏。

渤東地區(qū)橫向輸導(dǎo)通道主要包括潛山不整合面與骨架砂體2種。潛山不整合面通常具有3層結(jié)構(gòu)，即不整合面之上的底礫巖、不整合面之下的風(fēng)化黏土層和半風(fēng)化巖石，其中底礫巖連通孔隙帶和半風(fēng)化巖石裂縫孔洞帶均可以作為高效輸導(dǎo)層[6-7]。渤東探區(qū)潛山主要為火成巖、碳酸鹽巖和變質(zhì)巖，受強(qiáng)烈的構(gòu)造活動改造和長時間風(fēng)化淋濾影響，潛山半風(fēng)化巖石孔、縫發(fā)育(圖2)，孔縫之間相互連通形成高效輸導(dǎo)層。不整合面之上的底礫巖主要分布于凸起周邊斜坡區(qū)，厚度1～12 m，為近源扇三角洲或辮狀河三角洲沉積，橫向變化快，孔隙度為18%～25%，滲透率為(20～300)×10-3μm2，具有較好的運(yùn)移能力。這些底礫巖分布局限，往往由斷層將其與不整合面之下的半風(fēng)化巖石連通組成聯(lián)合輸導(dǎo)體系。

對于骨架砂巖，當(dāng)?shù)貙雍奥?體積分?jǐn)?shù))在20%左右砂體之間開始連通，含砂率在50%以上時砂體之間的孔隙連通性較好[13]。渤海海域館陶組整體處于辮狀河或辮狀河三角洲沉積環(huán)境，為區(qū)域富砂層系[14]。館陶組下部大套厚層砂巖尤為發(fā)育，且平面分布廣泛，在渤東地區(qū)的含砂率普遍在40%以上(圖3)，橫向連通性較好，也是主要的橫向輸導(dǎo)層之一。

圖2 潛山半風(fēng)化巖石孔縫洞薄片顯微照片F(xiàn)ig.2 Thin section photographs showing the pore, fracture and cavity from semi-weathering rock of buried hill(A)BZ28-A井，深度3 022.52 m，生物碎屑體腔孔，奧陶系白云巖，鑄體薄片; (B)PL9-B井，深度1 285 m，粒間孔，中生界花崗巖，鑄體薄片; (C)PL9-C井，深度1 330 m，粒間孔油氣充注明顯，中生界花崗巖，熒光薄片; (D)PL7-A井，深度3 391.3 m, 粒間及粒內(nèi)溶孔發(fā)育，中生界安山巖，鑄體薄片

油氣在輸導(dǎo)脊上橫向運(yùn)移，除了具備連通的儲集空間外，其上覆的穩(wěn)定蓋層遮擋也是必備條件。潛山之上普遍覆蓋厚度為300～600 m的古近系大套厚層泥巖，館陶組中部的富泥段也能為下部富砂段起到遮擋作用，這些泥巖蓋層保障了油氣沿輸導(dǎo)脊的橫向輸導(dǎo)。

油氣在輸導(dǎo)脊上運(yùn)移時，有圈閉才能聚集油氣，否則過路不留。油氣在均質(zhì)暢通式的輸導(dǎo)脊中運(yùn)移時表現(xiàn)為快速高效輸導(dǎo)特征，優(yōu)先在輸導(dǎo)脊構(gòu)造高部位圈閉內(nèi)聚集。真實(shí)地質(zhì)條件復(fù)雜，受斷層或儲層橫向非滲透層遮擋影響，輸導(dǎo)脊往往表現(xiàn)為非均質(zhì)特征，由高滲透層與低滲透層共同組成斷續(xù)式輸導(dǎo)通道，油氣優(yōu)先在輸導(dǎo)脊坡腳區(qū)近油源的圈閉內(nèi)聚集[8]。當(dāng)油源充足時，輸導(dǎo)脊上一系列圈閉均可成藏，構(gòu)造高部位流體勢最低的圈閉油藏幅度和豐度最大。渤南低凸起中段的渤中28-1油田位于潛山不整合面輸導(dǎo)脊的高部位，其低部位發(fā)育渤中22-2、渤中23-3、渤中29-3等多個古潛山圈閉，由于渤中凹陷充足的油氣供給，輸導(dǎo)脊上一系列圈閉均有油氣發(fā)現(xiàn)，但渤中28-1油田油氣儲量規(guī)模和豐度最大。

圖3 渤東地區(qū)館陶組底部砂巖含量(體積分?jǐn)?shù))等值線圖Fig.3 Contour map showing sandstone content at the bottom of Guantao Formation in Bodong area

2.2 垂向運(yùn)移體系----斷層

受郯廬走滑斷裂活動影響，渤東地區(qū)斷裂發(fā)育整體上表現(xiàn)為拉張與走滑的疊加效應(yīng)。新生代斷裂體系按照發(fā)育時間可以分為3種類型：早夭型、新生型和繼承型。早夭型，即古新世至始新世發(fā)育，漸新世前停止發(fā)育；新生型，主要為距今5.3 Ma左右的新構(gòu)造運(yùn)動產(chǎn)物；繼承型，整個新生代持續(xù)發(fā)育。其中：繼承型斷裂多貫穿整個新生界；早夭型斷裂主要發(fā)育于孔店組至沙河街組，最淺部可斷至東營組；新生型斷裂分布地層范圍較廣，新近系、古近系乃至潛山均有分布。早夭型和新生型斷裂在局部位置具有搭接、錯斷關(guān)系。

平面上，斷裂主要呈NNE向或NEE向展布，其中NNE向斷裂為走滑或拉張-走滑性質(zhì)的斷裂，以繼承型和早夭型斷裂為主，主要發(fā)育于盆地的陡坡帶和凹陷帶，剖面上常表現(xiàn)為“花狀”構(gòu)造、多級“Y”字形、“似花狀”構(gòu)造等構(gòu)造樣式；而NEE向斷裂則主要為伸展或走滑-伸展性質(zhì)的斷裂，以新生型斷裂為主，主要發(fā)育于盆地的緩坡帶、凹陷帶和凸起區(qū)，剖面上常表現(xiàn)為翹傾斷塊或“Y”字形等構(gòu)造樣式(圖4)。

斷層是油氣垂向運(yùn)移的主要通道。當(dāng)斷層活動與烴源巖大規(guī)模排烴在時間上匹配，與深層輸導(dǎo)脊在空間耦合配置時，斷層才能起到溝通深層油氣的作用。渤海海域新近系油氣具有晚期成藏的特點(diǎn)[15]，繼承型和新生型斷裂為主要油源斷裂。陡坡帶的繼承型斷裂和凹陷帶的新生型斷裂直接溝通有效烴源，形成“源-斷”式油氣運(yùn)移模式。斜坡帶和凸起區(qū)新生型斷裂斷至館陶組底部砂巖或潛山不整合面輸導(dǎo)脊，形成“脊-斷”式油氣運(yùn)聚模式。

圖4 渤東地區(qū)典型剖面斷裂樣式Fig.4 Typical profile showing fault patterns in Bodong area

2.3 “脊-斷”耦合關(guān)系

遠(yuǎn)源區(qū)淺層新近系油氣運(yùn)聚大體分為3個階段：第一階段為凹陷深處分散的油氣向輸導(dǎo)脊匯聚；第二階段為油氣沿輸導(dǎo)脊橫向運(yùn)移，并在圈閉中聚集；第三階段為斷層溝通輸導(dǎo)脊上的圈閉，將油氣分配到淺層新近系聚集成藏(圖5)。其中輸導(dǎo)脊與斷層的配置關(guān)系直接影響淺層油氣運(yùn)移量。根據(jù)輸導(dǎo)脊上圈閉與斷層的接觸方式，“脊-斷”耦合關(guān)系分為接觸式和非接觸式，其中接觸式進(jìn)一步細(xì)分為控圈式和非控圈式。

圖5 新近系“脊-斷”耦合控藏模式圖Fig.5 Diagram showing reservoir controlling model of “ridge-fault” of the Neogene

a.斷層與輸導(dǎo)脊上圈閉呈控圈式接觸。該組合表現(xiàn)為斷層與輸導(dǎo)脊上圈閉的構(gòu)造高部位接觸(圖5-C)。圈閉高部位油氣匯聚能力最強(qiáng)，也是最易向上溢散的區(qū)域，斷層切至該區(qū)域時油氣垂向運(yùn)移量最大。蓬萊7-6含油構(gòu)造為此類接觸關(guān)系，表現(xiàn)為淺層圈閉低部位的運(yùn)移斷層在深層輸導(dǎo)脊上為最高部位的控圈斷層。PL7-6-A井在淺層油氣顯示300余米，充分展示了這種“脊-斷”配置組合的優(yōu)越性。

b.斷層與輸導(dǎo)脊上圈閉呈非控圈式接觸。該組合表現(xiàn)為斷層與輸導(dǎo)脊上圈閉接觸，所接觸位置并不是圈閉的高部位(圖5-A)，斷層切至該區(qū)域時油氣垂向運(yùn)移量相對較小。渤中23-3含油構(gòu)造為這種組合的代表，特征為淺層圈閉的運(yùn)移斷層雖然切至深層輸導(dǎo)脊上的圈閉，但不控圈，而是使圈閉更加復(fù)雜化，該構(gòu)造鉆井在淺層揭示了134 m的油氣顯示。

c.斷層與輸導(dǎo)脊上圈閉非接觸。該組合表現(xiàn)為斷層切至輸導(dǎo)脊上無圈閉的低洼區(qū)(圖5-B)。輸導(dǎo)脊上無圈閉區(qū)域不利于油氣聚集，基本沒有沿?cái)鄬酉驕\層運(yùn)移的油氣。這種組合構(gòu)造淺層鉆井基本無油氣顯示，如鉆探失利的渤中23-2、蓬萊20-1構(gòu)造等。

2.4 “脊-斷”耦合控藏模式特征

a.遠(yuǎn)源特征?！凹?斷”耦合控藏模式是根據(jù)斜坡區(qū)與凸起區(qū)鉆井總結(jié)出來的規(guī)律。這些區(qū)域深層不發(fā)育有效烴源巖，油氣源自洼陷深處的有效烴源巖，經(jīng)過了一定距離的橫向運(yùn)移，然后再垂向分配在淺層聚集成藏。

b.輸導(dǎo)脊上圈閉對油氣的匯聚?！凹?斷”耦合控藏模式與前人提出的斷裂-砂體“中轉(zhuǎn)站”控藏模式相似[4]，二者均強(qiáng)調(diào)淺層油氣成藏與深層油氣聚集條件密切相關(guān)，突出分散的油氣在深層中轉(zhuǎn)、聚集，有利于淺層的高效運(yùn)移和成藏。“中轉(zhuǎn)站”模式強(qiáng)調(diào)大斷層根部大型儲集體對近源油氣的匯聚作用，而“脊-斷”耦合模式則強(qiáng)調(diào)輸導(dǎo)脊路徑上的圈閉對遠(yuǎn)源油氣的匯聚作用。

c.“脊-斷”差異組合對淺層油氣運(yùn)移量的控制。根據(jù)深層輸導(dǎo)脊上圈閉對油氣聚集作用，斷層與輸導(dǎo)脊上圈閉接觸時，才利于淺層油氣運(yùn)移；斷層與輸導(dǎo)脊上圈閉不接觸時，不利于淺層油氣運(yùn)移。

3 輸導(dǎo)脊油氣聚集能力定量化評價

在骨架砂體連通性方面，前人利用豐富的鉆井資料，在油田開發(fā)區(qū)開展過以砂體含量為核心的定量評價方法[13]。對于潛山半風(fēng)化巖石輸導(dǎo)脊的研究，一般在于理想化模型的建立及定性的描述[6-8]，定量化描述研究方面還有待完善。對于輸導(dǎo)脊的評價，除了輸導(dǎo)效率的評價外，其油氣聚集能力評價也很關(guān)鍵，特別是對于勘探早期的區(qū)帶優(yōu)選。

3.1 評價參數(shù)選取

影響油氣運(yùn)移的因素眾多，主要包括浮力、輸導(dǎo)層的巖相和物性、原油黏度、運(yùn)移通道形態(tài)、毛管阻力等。通過對渤中28-A、蓬萊7-A、蓬萊9-A等多個構(gòu)造潛山不整合面輸導(dǎo)脊特征與油氣規(guī)模的分析，并參考借鑒前人研究成果[16]，認(rèn)為控制輸導(dǎo)脊油氣運(yùn)聚量的參數(shù)主要有壓差、輸導(dǎo)脊的規(guī)模與滲透性、原油黏度、輸導(dǎo)脊上圈閉的面積等。受多種因素綜合影響，輸導(dǎo)脊的滲透性與原油黏度變化范圍極大，基于現(xiàn)有的資料和技術(shù)手段難以預(yù)測。

為了預(yù)測模型的可操作性，本次輸導(dǎo)脊油氣運(yùn)聚系數(shù)構(gòu)建主要考慮壓差、輸導(dǎo)脊的規(guī)模、輸導(dǎo)脊上圈閉的面積等參數(shù)，其模型圖如圖6，表達(dá)式如下

其中:Q為輸導(dǎo)脊油氣運(yùn)聚系數(shù)；l為輸導(dǎo)脊與有效油源區(qū)接觸的弧長(反映輸導(dǎo)脊的規(guī)模)；A為輸導(dǎo)脊上目標(biāo)圈閉的面積；d為輸導(dǎo)脊路徑上油源區(qū)到目標(biāo)圈閉區(qū)的距離；Δp為輸導(dǎo)脊路徑上油源區(qū)到目標(biāo)圈閉區(qū)的壓差。

圖6 輸導(dǎo)脊相關(guān)參數(shù)模型圖Fig.6 Parameters of transporting ridge

因壓差(Δp)可用相對高差(Δh)表示，Δh=dsinθ，θ為輸導(dǎo)脊的傾角。將Δp換成Δh代入上述公式

3.2 模型檢驗(yàn)

在潛山頂面構(gòu)造圖上根據(jù)等值線形態(tài)并結(jié)合三維可視化圖圈定輸導(dǎo)脊的分布范圍，讀取輸導(dǎo)脊上圈閉的面積(A)，同時可計(jì)算出輸導(dǎo)脊的傾角(θ)。盆地模擬結(jié)果可以勾繪有效烴源巖的分布范圍，再結(jié)合輸導(dǎo)脊的分布，計(jì)算輸導(dǎo)脊與有效油源區(qū)接觸的弧長(l)。

依照上述方法分別對蓬萊7-A、蓬萊9-A、蓬萊20-A、渤中23-A等構(gòu)造進(jìn)行了相關(guān)參數(shù)讀取，計(jì)算輸導(dǎo)脊運(yùn)聚系數(shù)。運(yùn)聚系數(shù)與構(gòu)造油氣資源規(guī)模交匯顯示(圖7)，二者具有較好的正相關(guān)性，證明輸導(dǎo)脊運(yùn)聚系數(shù)這個參數(shù)可以較好地反映輸導(dǎo)脊的運(yùn)聚能力，在實(shí)際勘探過程中可以作為輸導(dǎo)脊運(yùn)聚能力的評價指標(biāo)。

圖7 輸導(dǎo)脊運(yùn)聚系數(shù)與對應(yīng)油氣資源的相關(guān)性Fig.7 Correlation between hydrocarbon accumulation coefficients of semi-weathering rock of buried hill and hydrocarbon reserves

4 油氣富集層系半定量化判別方法

從“脊-斷”耦合控藏模式圖(圖5)中可以發(fā)現(xiàn)，油氣可以分布在淺層和深層，究竟在淺層還是在深層富集，與油氣垂向的輸導(dǎo)能力密切相關(guān)。而油氣輸導(dǎo)能力由斷層活動強(qiáng)度與區(qū)域泥巖封閉遮擋綜合控制，斷層活動性越強(qiáng)，區(qū)域蓋層殘余厚度越薄，越有利于油氣在淺層富集；反之則富集在深層。為了定量描述油氣富集層位，用斷距描述斷層活動性，泥巖厚度描述區(qū)域蓋層遮擋封閉能力，構(gòu)建斷蓋比定量表征模型，其表達(dá)式為

RFC=d/δ

其中:RFC為斷蓋比；d為區(qū)域蓋層內(nèi)油源斷層的垂直斷距；δ為區(qū)域蓋層的真實(shí)厚度。斷蓋比的大小表征斷層對區(qū)域蓋層的相對破壞程度,斷蓋比越大，油氣向淺層運(yùn)移越容易。

渤東探區(qū)有東營組、明下段底部2套區(qū)域蓋層泥巖，其中東營組蓋層主要分布在斜坡區(qū)和凹陷區(qū)，明下段底部區(qū)域蓋層全區(qū)分布。受深淺這2套區(qū)域蓋層與斷層活動強(qiáng)度差異影響，不同構(gòu)造區(qū)原油分布層系有所不同。通過對已鉆構(gòu)造深層?xùn)|營組和淺層明下段區(qū)域蓋層的斷蓋比統(tǒng)計(jì)(圖8)，發(fā)現(xiàn)當(dāng)深層?xùn)|營組厚層泥巖的斷蓋比<0.25時，深層區(qū)域蓋層有效遮擋，油氣富集于深層，如渤中28-1油田、蓬萊14-6構(gòu)造等；當(dāng)深層?xùn)|營組斷蓋比>0.25，淺層明下段泥巖的斷蓋比<1時，只有明下段區(qū)域蓋層有效遮擋，原油富集于館陶組，如蓬萊20-2、蓬萊7-6構(gòu)造等；當(dāng)深層?xùn)|營組斷蓋比>0.25，淺層明下段泥巖的斷蓋比>1時，深淺2套區(qū)域蓋層均不能有效遮擋，油氣富集于明下段，如蓬萊13-2、蓬萊25-1等構(gòu)造。圖8中深淺層斷蓋比值差異較大的點(diǎn)主要受斷層不同時期活動強(qiáng)度差異控制，晚期活動強(qiáng)度相對較大時，淺層斷蓋比相對較大，油氣主要富集于明下段；早期斷層活動強(qiáng)度相對較大時，深層斷蓋比相對較大，油氣主要富集于館陶組。

5 結(jié) 論

a.“脊-斷”耦合控藏模式是根據(jù)渤東探區(qū)鉆探資料總結(jié)出來的成藏規(guī)律，它不同于以往將斷裂作為新近系成藏主控因素的認(rèn)識，遠(yuǎn)源的斜坡區(qū)和凸起區(qū)油氣運(yùn)移研究中引入了深層輸導(dǎo)脊的概念，一定程度上豐富和完善了渤海海域晚期成藏理論。深層輸導(dǎo)脊是淺層油氣富集的基礎(chǔ)和前提，其控制油氣富集的區(qū)帶，是遠(yuǎn)源區(qū)油氣勘探選區(qū)選帶的重要指標(biāo)之一?！凹?斷”耦合控制油氣垂向運(yùn)移量，是選擇有利勘探靶區(qū)的重要依據(jù)。

b.綜合考慮輸導(dǎo)脊規(guī)模、輸導(dǎo)脊上圈閉的面積、壓差等因素，構(gòu)建輸導(dǎo)脊油氣運(yùn)聚量的定量評價指標(biāo)，能較好地反映輸導(dǎo)脊分布區(qū)帶的勘探潛力。

c.受深層?xùn)|營組和淺層明下段這2套區(qū)域蓋層與斷層活動強(qiáng)度差異的影響，油氣富集于不同層系。斷蓋比值0.25和1分別是深、淺2套蓋層有效遮擋的臨界值。

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敬 告 作 者

為適應(yīng)我國科技信息化建設(shè)需要，擴(kuò)大作者學(xué)術(shù)交流渠道，本刊已加入《中國學(xué)術(shù)期刊(光盤版)》和《中國知網(wǎng)》(http://www.cnki.net)、萬方數(shù)據(jù)電子出版社的《萬方數(shù)據(jù)----數(shù)字化期刊群》(http://www.wanfangdata.com.cn)、教育部科技發(fā)展中心的《中國科技論文在線》、重慶維普資訊有限公司的《中文科技期刊數(shù)據(jù)庫》、華藝數(shù)位藝術(shù)股份有限公司的《CEPS中文電子期刊》、北京書生網(wǎng)絡(luò)技術(shù)有限公司的《書生數(shù)字期刊》、北京世紀(jì)超星公司的“域出版”平臺、中教數(shù)據(jù)庫等。作者著作權(quán)使用費(fèi)與稿酬由本刊一次性給付。如果作者不同意將文章編入上述數(shù)據(jù)庫，請?jiān)趤砀鍟r聲明，本刊將做適當(dāng)處理。

《成都理工大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)》編輯部

Study on quantitative characterization of “ridge-fault” coupling reservoir-controlling model in the Neogene of Bodong area, Bohai Sea, China

LIU Pengbo, GUAN Dayong, WANG Xin, WANG Guanyuan, ZHANG Hongguo, ZHAO Ye

Bohai Oilfield Research Institute, Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300459, China

Lateral and vertical favorable migration pathways of hydrocarbon were analyzed based on abundant drilling data of Bodong area, and the hydrocarbon migration and accumulation patterns of uplift and ramp area were established in this paper. It reveals that buried-hill unconformity and regional sandstone layer are essential transporting ridge channels, the existence of deep ridge is fundamental for the accumulation of Neogene hydrocarbon, and shallow hydrocarbon migration is greatly controlled by the coupling of these ridges and faults. According to the assemble style between traps and faults, the coupling relationship are divided into contact-type and non-contact type, and the former can be further divided into trap-controlling type and non-trap controlling one. It shows that the contact type is favorable for shallow hydrocarbon migration, while those trap-controlling types are the most optimum ones. An effective predict method of hydrocarbon accumulation coefficient is proposed by consideration of size and contact area between the transporting ridges and effective source rocks, trap area along transporting ridges and differential pressure in accordance with available drilling results. Hydrocarbon accumulation coefficient is controlled by fault activity and regional seal thickness, ratio between fault throw and cap rock thickness can be used as a semi-quantitative evaluation index. Statistics show that 0.25 and 1 is the threshold of regional seal of Dongying Formation and the Lower Member of Neogene Minghuazhen Formation, respectively. It shows that the distribution area of transporting ridges is important in the exploration of hydrocarbon, and the shallow layers with well coupled “ridge-fault” are the most favorable shallow exploration targets.

Bodong area; remote source; transporting ridge; “ridge-fault” coupling; regional seal; ratio of fault throw and cap rock thickness

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.04.10

1671-9727(2017)04-0470-08

2016-10-26。

“十二五”國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05023-001, 2011ZX05023-002, 2011ZX05023-006)。

劉朋波(1981-)，男，博士，高級工程師，從事油氣勘探綜合研究工作, E-mail:liupb@cnooc.com.cn。

TE122.31

A