廊固凹陷大柳泉地區(qū)斷層側向啟閉性評價及成藏模式

胡欣蕾 呂延防 曹蘭柱 楊德相 孫永河

(①東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶 163318； ②中國石油華北油田勘探開發(fā)研究院，河北任丘 062552)

1 引言

中國絕大多數(shù)盆地的油氣勘探都避不開斷層因素，它的存在不僅增加了油氣成藏模式的復雜性，還增加了油氣鉆探的風險。因此，在斷層發(fā)育區(qū)評價斷層啟閉性對油氣分布規(guī)律及成藏模式的分析至關重要。斷層既可以是油氣聚集的遮擋物，也可以是油氣運移的輸導通道[1]，具體的作用取決于斷層自身的啟閉性。若斷層起封閉作用，由其組成的相關圈閉可為油氣聚集成藏提供良好的儲集空間；若斷層開啟起輸導作用，則從源巖初次運移至此的油氣可穿過斷層繼續(xù)向上調整，直至遇到合適圈閉聚集成藏[2-5]。對于斷層相關圈閉而言，斷層側向啟閉性決定圈閉的有效性及油氣的分布規(guī)律[6]。前人關于斷層側向啟閉性的研究方法可分為兩類：一是根據(jù)斷層巖與儲層巖石排替壓力的相對大小評價斷層啟閉性，這需要實測排替壓力數(shù)據(jù)建立評價方程，不利于快速評價；二是利用斷層巖泥質含量評價斷層啟閉性，主要包括CSP(泥巖涂抹潛力)、SSF(泥巖涂抹因子)及SGR(斷層泥比率)法[7-9]。其中，CSP和SSF法分別適用于剪切和擠壓特定的構造環(huán)境，沒有考慮砂巖層中泥質成分對啟閉性的貢獻； SGR法綜合了砂、泥巖層厚度、泥質含量及斷層斷距，考慮的地質因素更加全面，計算結果與野外實測斷層巖泥質含量吻合程度較高[10]，是目前國內(nèi)外學者評價斷層側向啟閉性最主要的方法。

廊固凹陷受構造作用強烈改造，發(fā)育北東和近東西走向的兩組斷層[11]，厘清相互交錯的斷層系統(tǒng)的側向啟閉性是研究油氣富集規(guī)律的重點與難點。前人對廊固凹陷大柳泉地區(qū)的研究大多集中在源巖發(fā)育特征[12,13]、儲層物性演化規(guī)律[14,15]、斷層成因機制[16,17]等方面。有關斷層側向啟閉性及油氣成藏模式的研究較少，僅見針對舊州斷層的分析[18]，對于成藏模式的分析大多沒有考慮斷層啟閉性的控制作用[19]。因此，本文基于地震、測井及開發(fā)動態(tài)數(shù)據(jù)，利用斷層巖SGR下限值法評價廊固凹陷大柳泉地區(qū)沙三下亞段內(nèi)斷層的側向啟閉性，并結合源巖、輸導及儲層條件等因素，分析大柳泉地區(qū)油氣成藏模式，以期降低大柳泉地區(qū)斷層相關圈閉鉆探風險，完善油氣成藏規(guī)律方面的認識。

2 區(qū)域地質背景

廊固凹陷位于渤海灣盆地冀中坳陷西北部，面積約為2600km2。北與大廠凹陷相接，南靠牛駝鎮(zhèn)凸起，東鄰武清凹陷，西接大興凸起(圖1a)。在東北和西南兩側分別被河西務斷層和大興斷層夾持[12]。古近系呈一北東走向的箕狀斷陷[20]。廊固凹陷是冀中坳陷主要的富油區(qū)之一，其受右旋剪切伸展應力場及局部伸展應力場的共同作用[11]，主要發(fā)育北東和近東西向兩組斷層，差異運動控制著凹陷的發(fā)展和沉積地層的發(fā)育。古近系地層逐層超覆在寒武系—奧陶系碳酸鹽巖和石炭系—二疊系煤系地層之上[21]，形成北斷南超、西斷東超的構造格局[22]。

大柳泉地區(qū)位于廊固凹陷中西部，古近系及新近系自下而上發(fā)育的地層主要有孔店組(Ek)、沙河街組(Es)、東營組(Ed)、館陶組(Ng)和明化鎮(zhèn)組(Nm)，形成了六套上粗下細的正旋回層[11]，沙三段和沙四段既是主力烴源巖又是主要的含油氣層系[12,13]。該區(qū)發(fā)育被斷層復雜化的中央隆起構造帶，以舊州斷層為界自西向東可劃分為兩個構造區(qū)[19]。西部的固安—舊州鼻狀構造主要發(fā)育北東向斷層，與局部發(fā)育的北西向斷層交錯，在平面上呈網(wǎng)格狀分布，剖面上呈斷階及斷壘狀組合模式；東部的柳泉—曹家務塌陷背斜發(fā)育舊州斷層和由其派生的琥珀營、王居、曹家務等一系列斷層，平面上呈羽狀或“入”字形相交，剖面上形成“Y”或反“Y”字形斷層組合，在擠壓應力作用下形成多個局部斷背斜構造(圖1b)。復雜的斷層構造為油氣成藏提供了必要的遮擋及圈閉條件，如果配以充足的烴源巖供給、良好的儲蓋組合，就可以形成油氣藏。

圖1 廊固凹陷構造位置及典型地震剖面(a)構造單元劃分圖； (b)典型地震剖面AA′(位置見圖a)

3 油氣成藏條件分析

為明確大柳泉地區(qū)油氣成藏模式，需要分析源巖、輸導斷層、沉積砂體及油氣藏遮擋條件等。

3.1 源巖條件

大柳泉地區(qū)發(fā)育沙三下及沙四上亞段兩套成熟的烴源巖，烴源巖的品質不同，對成藏的貢獻也不同。其中，沙三下亞段源巖分布面積廣，主要集中在凹陷西南及北部的柳泉—曹家務—琥珀營一帶(圖2a)，TOC平均值超過1.2%，氯仿瀝青“A”平均值超過0.1%，有機質類型為Ⅱ1型，對成藏貢獻較大；沙四上亞段源巖有機質豐度稍低，TOC平均值為0.8%，氯仿瀝青“A”為0.05%～0.1%，有機質類型以Ⅱ2～Ⅲ型為主，對成藏貢獻次之[23]。油—巖對比分析[24]確定舊州斷層西部及琥珀營地區(qū)油氣主要來自沙三下亞段源巖，中岔口地區(qū)油氣主要來自沙四上亞段源巖，其他地區(qū)油氣多來自兩套源巖的混源。因此，大柳泉地區(qū)充足的油源供給可為油氣成藏提供良好的物質基礎。

3.2 斷—砂輸導條件

在下生上儲式組合中，由于目標儲層與源巖之間被多套泥巖層相隔，源巖生成的油氣無法通過地層孔隙直接向上覆儲層中運移，只能沿輸導斷層或斷—砂輸導體系向上調整。通過對大柳泉地區(qū)斷層幾何學與運動學特征的研究，依據(jù)斷層性質和活動期次，確定出輸導斷層在研究區(qū)廣泛分布(圖2a)。除此之外，油氣在沿輸導斷層向上運移的過程中，還會受到上覆區(qū)域性蓋層的影響，發(fā)生向兩側砂體的側向分流；儲層中砂地比值越高，砂體連通性越好，越有利于油氣的側向分流。大柳泉地區(qū)發(fā)育的近岸水下扇、三角洲前緣砂體及濁積體[15]都可以發(fā)生油氣分流運移。通過統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，油層主要分布在地層砂地比大于18%的部位(圖2b)。同時，由圖2a可知，研究區(qū)西北部地層砂地比普遍偏高，展布規(guī)律與油氣富集規(guī)律相吻合。因此，大柳泉地區(qū)有效的斷—砂配置提供了良好的油氣輸導條件。

圖2 大柳泉地區(qū)沙三下亞段成藏要素示意圖(a)源巖、輸導斷層與儲層砂地比疊合圖； (b)儲層砂地比下限值確定圖

3.3 遮擋條件

大柳泉地區(qū)構造作用強烈，發(fā)育大量北東和近東西向相互交錯的斷層，在多套層系內(nèi)形成多個斷層相關圈閉，有利于油氣聚集成藏?？紤]到圈閉發(fā)育特征，有效的遮擋條件除斷層外，還有構造高部位的背斜圈閉及館陶組與沙二段地層間發(fā)育的不整合面(可形成地層不整合、地層—斷層復合圈閉)。因此，良好的遮擋條件也可為油氣聚集成藏提供保障。

4 沙三下亞段斷層側向啟閉性評價

并不是所有斷層對油氣成藏均有作用，斷層相關圈閉能否有效捕獲油氣，主要取決于斷層的側向啟閉性[6]。若斷層處于側向封閉狀態(tài)，油氣受斷層遮擋可在相關圈閉內(nèi)聚集成藏；若斷層處于側向開啟狀態(tài)，則不能形成有效遮擋，油氣將穿過斷裂帶發(fā)生側向運移，直至遇到合適圈閉聚集成藏。因此，判斷斷層的側向啟閉性是研究油氣運聚成藏規(guī)律和成藏模式的關鍵。

4.1 影響因素

前人曾開展斷層啟閉性的研究，考慮的地質因素不盡相同，但歸納起來斷層啟閉性主要受斷層巖壓實成巖程度及SGR的影響。一方面，斷層巖壓實成巖程度越高，巖石越致密，孔滲性越差，斷層越易形成側向封閉能力[25]；其大小可用斷層巖的壓實成巖埋深表示，且二者具有一定正相關性。斷層最后一次停止活動時間越早，上覆沉積載荷對斷層巖的作用時間越長、作用力越大，斷層巖的壓實成巖埋深越大。另一方面，斷層巖泥質含量越高，斷裂帶內(nèi)孔隙空間越小，油氣穿過斷層發(fā)生側向運移的概率也越小，斷層側向封閉能力越強[8,26,27]。

地震資料揭示，大柳泉地區(qū)主要含油層系——沙三段地層埋藏深度及地層厚度變化較小[16]，故同一亞段內(nèi)斷層所受上覆巖層的壓實成巖壓力大致相同。同時，根據(jù)斷層生長指數(shù)剖面，確定大柳泉地區(qū)發(fā)育斷層多經(jīng)歷三期活動，且主要斷層多在館陶組沉積早期停止活動，故斷層壓實成巖時間也大致相同。因此，同一亞段內(nèi)發(fā)育的、相同活動期次的斷層，其壓實成巖程度對斷層側向啟閉性作用效果基本一致，進而將整個沙三段地層自下而上分為3個亞段分別建立斷層啟閉性的評價標準，以表征斷層巖壓實成巖程度對啟閉性的控制作用。

對于某一亞段內(nèi)、壓實成巖程度及其對斷層側向啟閉性作用與效果相近的斷層巖而言，啟閉性主要取決于泥質含量的大小，只有當斷層巖SGR值大于等于該層位斷層側向封閉油氣下限時，斷層才是封閉的。Yielding[28]通過實驗確定，只有當斷層巖SGR值在15%～20%時，泥巖涂抹才趨于連續(xù)；而當SGR值大于30%時，所有斷層才會封閉。同樣，在澳大利亞吉普斯蘭盆地標志滲漏物均出現(xiàn)在SGR小于30%的區(qū)域[29]，只是受沉積地層屬性差異的影響，不同地區(qū)、不同層位斷層側向封閉的SGR下限值不同。

4.2 評價方法

根據(jù)上述已確定的影響因素及其對斷層啟閉性的控制作用，針對大柳泉地區(qū)沙三段不同亞段地層(壓實成巖程度相近)分別建立定量評價斷層側向啟閉性的SGR下限值法，既考慮了斷裂帶內(nèi)細粒物質對斷層啟閉性的影響，也沒有忽略斷層巖壓實成巖埋深變化的控制作用，具體步驟如下：

(1)斷層巖SGR值的確定

根據(jù)地震資料解釋成果提取目標斷層及層位數(shù)據(jù)，以此為基礎進行構造地質建模，確定斷面上各點的垂直斷距；同時利用SP、GR等測井曲線數(shù)據(jù)確定目標斷層周圍地層沉積特征(砂、泥巖層厚度及其泥質含量)的變化規(guī)律。利用已確定參數(shù)，應用SGR算法[9]，可以得到目標斷層在三維空間內(nèi)任意一點的斷層巖SGR屬性值

(1)

式中： SGR為斷點處斷層巖泥質含量；n為垂直斷距范圍內(nèi)滑過斷點的砂、泥巖層總數(shù)；i為滑過斷點的第i層巖層； ΔZi為滑過斷點的第i層巖層的厚度；Vshi為滑過斷點的第i層巖層的泥質含量；D為斷層的垂直斷距。

(2)控制試油層段斷面區(qū)域的確定

斷面范圍一般較大，只是在一定范圍內(nèi)斷面區(qū)域的封閉性控制含油氣性。因此，依據(jù)斷層及地層傾角屬性，將目標井上油層頂、底深度確定為控制油層段斷面區(qū)域的頂、底界限； 以目標井為中心，分別向斷層兩端延伸(長度為供油半徑)后確定的范圍為控制斷面區(qū)域的寬度界限[30,31]。結合斷面構造形態(tài)，從而確定控制油層段的斷面區(qū)域。

(3)斷層側向封閉SGR下限值的確定

針對某一套沉積穩(wěn)定的地層，優(yōu)選探明儲量范圍內(nèi)受相同活動期次斷層(中期走滑伸展，在館陶組沉積早期停止活動)控制的試油井，讀取每口井所在試油層段對應斷面區(qū)域內(nèi)的最小SGR值，根據(jù)各井試油層段與斷面最小SGR值間的相互關系，確定斷層側向封閉的SGR下限值。

(4)斷層側向啟閉性的確定

比較目標斷層實際SGR值與該層位斷層側向封閉下限值間的相對大小，判斷斷層的側向啟閉性。若斷層巖SGR值大于等于下限值，斷層側向封閉； 反之，斷層側向開啟。

4.3 沙三下亞段斷層側向啟閉性定量評價

基于上述對大柳泉地區(qū)源巖、斷—砂配置等成藏條件的分析，為了剔除其他失利因素對油氣聚集規(guī)律的影響，在源巖供烴充足、斷—砂匹配可為油氣提供垂、側向運移路徑的地區(qū)內(nèi)，篩選出試油層段性質不同(油層、氣層及水層)的11口井共計16套試油層位作為研究基礎資料。它們均受館陶組沉積早期停止活動的斷層影響，故壓實成巖程度相近，因而可以利用斷層巖SGR的相對大小評價斷層側向啟閉性。綜合斷層及地層傾角屬性、井位供油半徑與斷面構造形態(tài)，確定不同試油層段對應的斷面區(qū)域，并讀取各區(qū)域內(nèi)的最小斷層巖SGR值。依據(jù)典型井試油層段與對應斷面區(qū)域最小SGR值的關系，繪制斷層側向封閉下限評價模型。由圖3所示，沙三下亞段斷層側向封閉的SGR下限值為29%。即當實際斷層巖SGR值大于等于29%時，斷層具有側向封閉油氣的能力；反之油氣可穿過斷層發(fā)生側向運移。依據(jù)上述建立的標準，對大柳泉地區(qū)沙三下亞段內(nèi)主要斷層的側向啟閉性進行確定(圖4)，結果發(fā)現(xiàn)，斷層啟閉性的分布具有分區(qū)性規(guī)律，位于研究區(qū)中部及北部的斷層多表現(xiàn)為封閉斷層，零星夾雜少量開啟斷層；而在南部則主要表現(xiàn)為開啟斷層。并且，同一條斷層受砂泥配置關系影響所呈現(xiàn)出的斷層封閉或開啟狀態(tài)不同。以研究區(qū)中部發(fā)育的大型油源斷層——舊州斷層為例，其封閉屬性具有明顯的分段性，在斷層北段及中南段為封閉斷層，而在斷層中段及南段則為開啟斷層(圖4)。

圖3 大柳泉地區(qū)沙三下亞段斷層側向封閉下限值確定圖

圖4 大柳泉地區(qū)沙三下亞段斷層側向啟閉性示意圖

通過上述分析，斷層啟閉性與油氣分布規(guī)律具有較好的吻合關系。其中，曹5井位于大柳泉地區(qū)中部舊州斷層與曹家務斷層的交叉部位，根據(jù)實際資料模擬，確定控制該井試油層段的斷面區(qū)域的SGR值為41%～45%(圖5)，遠大于29%的斷層側向封閉下限值，這說明斷層巖中細粒物質達到較高含量時[8,26,27]，可側向遮擋油氣并在斷層相關圈閉中聚集成藏，其與曹5井在沙三下亞段(3108.0～3119.8m)鉆遇低產(chǎn)油層相吻合。同樣，對于位于大柳泉地區(qū)中岔口南部的安14井，通過構造地質建模確定其上傾方向斷層在沙三下亞段斷層巖SGR值變化較大，為3%～97%；且根據(jù)目的井試油深度投影及供油半徑圈定的斷面區(qū)域，確定其內(nèi)斷層巖SGR值為6%～44%。如圖5所示在構造高部位存在小于斷層側向封閉SGR下限值的滲漏區(qū)域，表明斷層側向開啟，由該斷層形成的相關圈閉表現(xiàn)為無效圈閉，不能遮擋油氣成藏，這與安14井在沙三下亞段(1295.6～1297.8m、1380.0～1385.0m)鉆遇水層相吻合。

在埋藏較淺的沙三中、上亞段中，由于上覆巖層作用在斷面上的正應力較小，斷層形成側向封閉所需的斷層巖SGR下限值較沙三下亞段有所增大。根據(jù)上述定量評價方法求得斷層封閉所需的SGR下限值約為30%。證明了壓實成巖程度也是影響斷層側向啟閉性的重要因素。斷層埋深越大，壓實成巖作用越明顯，斷層側向封閉的SGR下限值越小。

圖5 大柳泉地區(qū)典型井含油氣性與斷層側向啟閉性關系圖

5 斷層側向啟閉性應用效果驗證

為了分析斷層側向啟閉性評價結果的準確性，可以從典型斷層兩側地層泥地比、地層壓力系數(shù)及油/氣水界面關系等角度開展應用效果驗證。

5.1 斷層側向啟閉性與地層泥地比關系

斷層一旦形成或再次活動后，上、下兩盤塊體間必定形成斷層裂縫[32]，該裂縫同時被斷層活動過程中從圍巖上刮削下來的巖石碎屑所充填，并伴隨大量地層水的注入。在巖壓的作用下，斷裂充填物中的地層水不斷被排出，并緩慢壓實形成斷層巖[26]。因此，斷層巖SGR值的大小在一定程度上受斷層兩盤圍巖地層物性的影響。而圍巖地層的物性可用其泥地比來反映，泥地比越高，表明圍巖中泥巖層所占比重越大，滑動削截掉入斷裂帶中的泥質碎屑就越多，斷層巖SGR值越大，斷層越容易形成側向封閉。

通過統(tǒng)計大柳泉地區(qū)沙三下亞段典型井在斷距范圍內(nèi)的地層泥地比，并將其與斷層側向啟閉性評價結果相疊合(圖6a)，可以發(fā)現(xiàn)地層泥地比相對較低的井位多分布在側向開啟斷層附近，而泥地比相對較高的井位則分布在側向封閉斷層附近，進一步驗證了大柳泉地區(qū)沙三下亞段斷層側向啟閉性評價結果的準確性。并且，存在一個泥地比界限值0.68(圖6b)，當?shù)貙幽嗟乇戎荡笥诘扔谠摻缦拗禃r，井位多受側向封閉斷層控制，鉆井含油氣性較好；反之則受側向開啟斷層控制，鉆井含油氣性較差。以研究區(qū)西北部的固17井為例，沙三下亞段存在三套試油層段(圖6c)，其中，1號層段為厚泥薄砂的配置類型，泥地比為0.78，大于斷層側向封閉的泥地比界限值，因而斷層在相應斷面區(qū)域內(nèi)側向封閉，試油結論為油層；而2、3號層段為砂、泥薄互層的配置類型，砂地比分別為0.63和0.66，均小于泥地比界限值，因而斷層在相應斷面區(qū)域內(nèi)側向開啟，試油結論均為水層。

5.2 斷層側向啟閉性與地層壓力系數(shù)關系

受斷層封閉或開啟狀態(tài)的影響，在同一地區(qū)不同圈閉內(nèi)地層壓力及壓力系數(shù)關系不同[33]。對于側向封閉斷層，其兩側的油、氣、水層受斷層分隔互不連通，屬于相互獨立的壓力系統(tǒng)，故斷層兩側地層壓力及壓力系數(shù)不同；而對于側向開啟斷層，由于其對油氣遮擋無貢獻作用，僅可作為流體運移的輸導通道，故斷層兩側的流體相互連通，具有相同的地層壓力和壓力系數(shù)。

圖6 大柳泉地區(qū)斷層側向啟閉性與地層泥地比關系圖(a)斷層側向啟閉性與井位泥地比關系； (b)斷層側向封閉的典型井泥地比確定圖； (c)典型井泥地比與油氣關系

聯(lián)合測井聲波時差、地震數(shù)據(jù)可以對沙三下亞段地層壓力數(shù)據(jù)進行估算[34]，結合靜巖壓力確定典型井的壓力系數(shù)。其中，曹5井及曹6井分別位于舊州斷層(F1)兩盤，通過對斷層斷距及圍巖地層屬性模擬，確定F1斷層在沙三下亞段斷層巖SGR值為36%～47%，為側向封閉斷層(圖7)。依據(jù)國內(nèi)常用的地層壓力分類方案[35]，曹5井在整個沙三下亞段的壓力系數(shù)均為1.2～1.5，表現(xiàn)為高壓地層；而曹6井則表現(xiàn)為常壓—高壓地層。兩口井的壓力系數(shù)數(shù)值及變化趨勢具有明顯的差異，驗證了F1斷層在沙三下亞段是側向封閉的。

同樣，固17井與固古1井分別位于F2斷層兩盤，通過模擬確定該斷層在沙三下亞段斷層巖SGR值為16%～33%(圖7)，為側向開啟斷層。固17井與固古1井在沙三下亞段均表現(xiàn)為常壓—高壓地層。對比兩口井地層壓力系數(shù)的變化規(guī)律，可以發(fā)現(xiàn)，在固17井AA′區(qū)間與固古1井BB′區(qū)間具有較好的相似性(圖7)，表明二者處于同一壓力系統(tǒng)，驗證了F2斷層在沙三下亞段是側向開啟的。固17井與固古1井試油結論均為低產(chǎn)油層，油層受北部F3封閉斷層的控制。

圖7 大柳泉地區(qū)斷層側向啟閉性與兩側地層壓力系數(shù)關系圖

5.3 斷層側向啟閉性與油/氣水界面關系

與地層壓力及壓力系數(shù)相似，不同封閉屬性斷層兩側的油水或氣水界面特征不同[36]。對于側向封閉斷層，由于斷層的遮擋作用，其兩側油/氣層與水層相互獨立且互不連通，油/氣水界面受構造幅度及儲層物性影響具有明顯差異；而對于側向開啟斷層，低部位一側油氣可穿過斷裂帶向另一側運移，故兩側油/氣層與水層相互連通，具有統(tǒng)一的油/氣水界面。

通過統(tǒng)計大柳泉地區(qū)沙三下亞段斷層側向封閉屬性、試油結論與儲量范圍等數(shù)據(jù)，可以驗證斷層側向啟閉性評價結果的準確性。泉51井、曹7井、安46井位于研究區(qū)中南部，過上述3口井的剖面CC′穿過多條斷層(圖8)，通過斷面屬性模擬確定典型井上傾方向斷層在沙三下亞段的斷層巖SGR值均大于29%，表現(xiàn)為側向封閉斷層。其中，泉51井油水界面海拔為-2667.6m，向東南方向延伸受斷層活動影響，沙三下亞段地層不斷被抬升，曹7井與安46井油水界面海拔分別為-2626.5m與-1374.0m，不同斷塊間相互獨立，具有不同的油水界面，進一步驗證了斷層是側向封閉的。同樣，位于舊州斷層西部的固131井與固13井均表現(xiàn)為工業(yè)氣層，通過模擬確定固131井北側F4斷層為一側向封閉斷層，而南側F5斷層為一側向開啟斷層(圖8)。依據(jù)儲量綜合圖及典型地震剖面DD′可知，固131井與固13井所在圈閉均具有明顯的上氣下水的分布規(guī)律，且所在圈閉具有相同的氣水界面(海拔-1872.0m)，也驗證了F5斷層是側向開啟的，其兩側圈閉可統(tǒng)一視為受F4斷層遮擋的斷層相關圈閉，表明利用SGR下限值法評價斷層側向啟閉性是可行的。

圖8 大柳泉地區(qū)斷層側向啟閉性與兩側油/氣水界面關系圖

6 成藏模式分析

通過上述對大柳泉地區(qū)源巖、輸導斷層、沉積砂體、斷層側向啟閉性等分析，可將研究區(qū)的成藏模式歸納為：沙三下及沙四上亞段源巖生成油氣首先沿輸導斷層發(fā)生垂向運移，受上覆蓋層遮擋后，向地層砂地比大于18%的儲層中發(fā)生側向分流運移，油氣沿斷—砂輸導體系不斷向高部位調整，直至遇到側向封閉斷層、背斜圈閉或不整合面方可形成相應油氣藏(圖9)。

圖9 大柳泉地區(qū)油氣成藏條件示意圖

7 結論

(1)斷層巖泥質含量及其壓實成巖程度共同控制斷層的側向啟閉性。在同一層位內(nèi)，由于廊固凹陷大柳泉地區(qū)地層埋深及厚度變化不大，壓實成巖程度對某一亞段內(nèi)相同活動期次斷層作用基本一致，可建立斷層側向封閉的SGR下限值法評價斷層側向啟閉性，當斷層巖SGR值大于等于29%時，斷層側向封閉可遮擋油氣聚集成藏；反之斷層側向開啟。在不同層位內(nèi)，斷層埋深越大，壓實成巖程度作用效果越明顯，斷層越容易形成封閉，當各層位地層物性相近時，埋深越大斷層側向封閉的SGR下限值越小。

(2)大柳泉地區(qū)地層泥地比、壓力系數(shù)及油/氣水界面關系與斷層側向啟閉性評價結果相吻合。①地層泥地比越大，斷層巖中泥質成分含量越高，斷層越易形成側向封閉，當目標井地層泥地比大于等于0.68時，其受封閉斷層控制概率較大，鉆井含油氣性較好；②地層壓力系數(shù)與油/氣水界面關系在側向封閉斷層兩側差異較大，在側向開啟斷層兩側具有相似性。

(3)大柳泉地區(qū)油氣成藏模式為：沙三下及沙四上亞段源巖生成油氣沿輸導斷層發(fā)生垂向運移，受上覆蓋層遮擋后，向砂地比大于18%的目的儲層中側向分流，油氣沿斷—砂輸導體系不斷向上調整，直至遇到側向封閉斷層、構造高部位背斜或地層不整合面后聚集成藏。