斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系及優(yōu)勢輸導(dǎo)通道表征方法與應(yīng)用

于海濤，孫 雨，孫同文，姜文亞，劉海濤，閆百泉

（1.東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江大慶163318；2.廣東石油化工學(xué)院石油工程學(xué)院，廣東茂名525000；3.中國石油大港油田分公司，天津300280；4.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

隨著復(fù)合輸導(dǎo)體系研究的深入，以往單一輸導(dǎo)體系的刻畫或區(qū)域性的有利區(qū)預(yù)測已不能滿足油田實(shí)際勘探生產(chǎn)的需求。砂巖輸導(dǎo)層往往不會(huì)作為單一的輸導(dǎo)通道大面積分布，一般均會(huì)受到輸導(dǎo)斷層的影響；而輸導(dǎo)斷層作為輸導(dǎo)通道時(shí)，也須考慮砂巖輸導(dǎo)層的影響。只有明確砂巖輸導(dǎo)層與輸導(dǎo)斷層之間的配置關(guān)系，輸導(dǎo)體系的研究才會(huì)具備現(xiàn)實(shí)的指導(dǎo)意義。關(guān)于復(fù)合輸導(dǎo)體系的研究，前人取得了一定的進(jìn)展［1-5］，然而在以往的研究中，已注意到由于斷層結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性及砂巖的非均質(zhì)性，各部位的輸導(dǎo)能力是不同的，斷面脊和構(gòu)造脊具有相對較強(qiáng)的輸導(dǎo)能力，但這部分研究尚未應(yīng)用于復(fù)合輸導(dǎo)體系表征。復(fù)合輸導(dǎo)體系關(guān)鍵要素需具備良好的配置關(guān)系，才可協(xié)同構(gòu)建優(yōu)勢輸導(dǎo)通道。為此，筆者提出將輸導(dǎo)斷層、砂巖輸導(dǎo)層、油源斷層斷面脊及構(gòu)造脊四相耦合，實(shí)現(xiàn)斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系及優(yōu)勢輸導(dǎo)通道的表征，以期指導(dǎo)油田勘探生產(chǎn)實(shí)踐。

1 斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系輸導(dǎo)油氣機(jī)理

1.1 斷層輸導(dǎo)體系

在油氣成藏過程中，斷層既可以輸導(dǎo)油氣，也可以為油氣聚集提供遮擋條件。輸導(dǎo)斷層指油氣成藏期活動(dòng)的斷層，在正常生、儲、蓋組合條件下輸導(dǎo)斷層向上輸導(dǎo)油氣，在此過程中伴隨著橫穿斷層面向兩側(cè)儲層中充注油氣。斷層輸導(dǎo)主要表現(xiàn)為沿?cái)鄬用孑攲?dǎo)和橫穿斷層面輸導(dǎo)2種類型［6-7］，前人從控制條件、影響因素等角度入手，進(jìn)行了大量研究［8-10］，取得了豐碩的成果：斷層面輸導(dǎo)型主要受斷層傾角、斷層泥質(zhì)含量、分支斷層、流體充注方式等影響［10-16］；橫穿斷層面輸導(dǎo)型指流體穿過斷層向兩側(cè)儲層分流，受斷層與儲層砂體排替壓力差控制［17］（圖1a）。斷層封閉主要存在對接封閉、泥巖涂抹封閉及膠結(jié)作用封閉3種機(jī)理［18］。斷層側(cè)向輸導(dǎo)油氣取決于斷層充填物的輸導(dǎo)能力，其輸導(dǎo)性能的關(guān)鍵在于排替壓力。斷層巖的排替壓力小于儲層的排替壓力，即斷儲排替壓力差小于0時(shí)，斷層起側(cè)向輸導(dǎo)作用；且斷儲排替壓力差值越小，斷層的輸導(dǎo)能力越強(qiáng)，所能支撐的油氣柱高度越低［19］。

1.2 砂巖輸導(dǎo)體系

砂巖輸導(dǎo)體系輸導(dǎo)油氣時(shí)，以游離相為主，輸導(dǎo)通道主要為砂巖連通孔喉和裂縫［17，20-21］，是在動(dòng)力和阻力共同作用下完成的［22-24］。在靜水條件下，浮力是主要?jiǎng)恿Γ枇κ菐r石最小的喉道半徑和最大的孔隙半徑所產(chǎn)生的毛細(xì)管壓力差。因此，砂巖輸導(dǎo)層會(huì)優(yōu)先沿著最大孔隙和最大喉道輸導(dǎo)油氣。

在物理模擬［25-26］和數(shù)值模擬［27-31］的驗(yàn)證下，前人總結(jié)出油氣進(jìn)入砂巖輸導(dǎo)層后的輸導(dǎo)過程：首先油氣逐漸匯集于底部，在靜水條件下，當(dāng)油氣聚集的體積足夠大時(shí)，開始上浮至輸導(dǎo)層頂部［32-33］。當(dāng)輸導(dǎo)層具備一定向上的傾角，且在蓋層限制作用下，油氣聚集達(dá)到一定的高度（長度），產(chǎn)生的浮力大于毛細(xì)管壓力及其他阻力，將繼續(xù)沿上傾方向運(yùn)移，直至遇到圈閉形成聚集；如果輸導(dǎo)層呈上凸?fàn)顟B(tài)，則油氣在上凸位置聚集，當(dāng)油氣聚集到一定程度（最低界面低于上凸構(gòu)造的邊界），油氣繼續(xù)向輸導(dǎo)層上傾方向運(yùn)移（圖1b）。

從宏觀角度來看，砂體的類型、垂向演化及平面分布的差異性是影響砂巖輸導(dǎo)性能的主控因素。開發(fā)地質(zhì)中常用孔隙度和滲透率來定量評價(jià)儲層物性，孔隙度表征砂巖容納油氣的能力，而滲透率表征含油氣砂巖的運(yùn)移能力，為油氣實(shí)際發(fā)生運(yùn)移之后測得的數(shù)據(jù)，因此，在砂巖輸導(dǎo)性能評價(jià)中，滲透率更適用于評價(jià)砂巖輸導(dǎo)性能。

1.3 斷面脊

在以往的研究中發(fā)現(xiàn)，油源斷層主要通過有利部位（如凸面脊）向上輸導(dǎo)油氣，而非大面積向上輸導(dǎo)［34-36］。斷層內(nèi)部結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性和特殊性，使斷層面往往呈現(xiàn)凹凸不平的形態(tài)，對輸導(dǎo)油氣具有重要影響［26］。斷層是沿著有限通道空間輸導(dǎo)油氣的，重點(diǎn)在阻力最小的路徑上，即最大流體勢降低方向［6］。凸面發(fā)育部分為斷面脊，是沿?cái)鄬哟瓜蜉攲?dǎo)油氣的優(yōu)勢通道，對油氣成藏具有重要作用（圖1c）。

1.4 構(gòu)造脊

油氣進(jìn)入砂巖輸導(dǎo)層后，受浮力作用首先向上運(yùn)移至輸導(dǎo)層頂面，然后向構(gòu)造高部位運(yùn)移，以構(gòu)造脊（正向構(gòu)造同一巖層面上最高點(diǎn)的連線）最為有利（圖1d）。構(gòu)造脊軸線及兩側(cè)是油氣運(yùn)移的主線與匯流區(qū)，也是良好的聚集場所，具有很大的匯聚優(yōu)勢。構(gòu)造脊向凹陷的傾沒端及鄰凹兩側(cè)均鄰近生油中心，烴源巖排出油氣之后，率先進(jìn)入構(gòu)造脊范圍。在油氣從低部位有效烴源巖向構(gòu)造脊運(yùn)移的過程中，構(gòu)造脊向凹陷的傾沒端及鄰凹兩側(cè)的油氣皆向構(gòu)造脊軸線匯聚［37-38］。

圖1 斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系輸導(dǎo)油氣機(jī)理Fig.1 Mechanism of hydrocarbon transport in fault-sandstone composite transport system

2 斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系精細(xì)刻畫方法

2.1 斷層輸導(dǎo)體系刻畫方法

基于斷層三維空間形態(tài)，采取斷層泥比率法，綜合利用錄井和地層壓力等資料，對斷層輸導(dǎo)體系進(jìn)行定量評價(jià)。斷層泥比率（SGR）為斷層上一點(diǎn)的地層厚度與該套地層泥質(zhì)含量乘積的累加之和再除以斷距［39］。

通過計(jì)算斷層面的SGR和斷層可承受最大過斷層面壓差（AFPD），可以建立斷層泥質(zhì)含量與斷層封閉能力的定量關(guān)系。以AFPD作為縱坐標(biāo)，以對應(yīng)深度的一系列斷層面的SGR作為橫坐標(biāo)，將每個(gè)圈閉的SGR-AFPD投點(diǎn)到同一坐標(biāo)系中，即得到表征斷層側(cè)向封閉能力的SGR-AFPD關(guān)系圖，進(jìn)而可以擬合出代表不同SGR斷層最大封閉能力的斷層封閉失敗包絡(luò)線。根據(jù)斷層封閉失敗包絡(luò)線可以確定斷層封閉臨界SGR下限值，得出AFPD隨SGR變化的函數(shù)關(guān)系式：

根據(jù)油水密度差可以推算出SGR與斷層面某點(diǎn)可支撐的最大烴柱高度的關(guān)系式：

利用（2）式即可對其他斷層進(jìn)行封閉能力預(yù)測［39］。

2.2 砂巖輸導(dǎo)體系刻畫方法

基于沉積結(jié)構(gòu)，采取逾滲閾值法，綜合利用動(dòng)、靜態(tài)資料確定各井砂體之間的連通性；然后擬合砂體連通性與砂地比之間的相關(guān)關(guān)系，建立砂體連通性與砂地比之間的數(shù)學(xué)概率模型，從而實(shí)現(xiàn)量化表征地層的連通特征。

根據(jù)研究區(qū)的沉積及構(gòu)造演化特征，識別出區(qū)域性蓋層或隔夾層并進(jìn)行標(biāo)定，確定其平面分布范圍，以此為依據(jù)劃分輸導(dǎo)層。利用動(dòng)、靜態(tài)生產(chǎn)資料，結(jié)合連井砂體對比，確定各井之間的砂體連通性。隨著生產(chǎn)的推進(jìn)，連通各井的產(chǎn)液量隨時(shí)間的變化趨勢應(yīng)近似一致。因此將同一井網(wǎng)內(nèi)產(chǎn)液量（產(chǎn)水量與產(chǎn)油量之和）隨時(shí)間變化趨勢一致的井認(rèn)為是連通的井，以此判斷井間的連通性。文獻(xiàn)［40］認(rèn)為存在一個(gè)砂地比特征門限值，低于該門限值時(shí)砂體之間基本不連通，該砂地比門限值即為逾滲閾值。隨著砂地比的增大，砂體逐漸連通，當(dāng)砂地比高于一定的門限值時(shí)，砂體幾乎完全連通，該砂地比則稱為完全連通系數(shù)。文獻(xiàn)［41］對東營凹陷牛莊洼陷南部斜坡沙河街組各輸導(dǎo)層進(jìn)行了連通性分析，將逾滲閾值與完全連通系數(shù)分別確定為0.2和0.5。文獻(xiàn)［42］對東營凹陷南斜坡東段王家崗油田沙河街組二段進(jìn)行研究，將這2個(gè)參數(shù)分別確定為0.15和0.62。

通過上述方法確定同一井網(wǎng)內(nèi)各井砂體的連通性，統(tǒng)計(jì)各地層單元的砂巖輸導(dǎo)性與砂地比的相關(guān)關(guān)系。將砂地比從0至100%劃分為20個(gè)區(qū)間，間隔為5%，統(tǒng)計(jì)各區(qū)間內(nèi)連通砂體的樣本數(shù)占總樣本數(shù)的百分比，得到20個(gè)區(qū)間點(diǎn)砂地比與砂體連通概率的對應(yīng)關(guān)系，建立砂體連通概率模型：

利用砂體連通概率模型計(jì)算各井的地層連通概率，進(jìn)而可繪制出砂體連通概率平面等值線圖［41］。

文獻(xiàn)［43］提出輸導(dǎo)體系輸導(dǎo)油氣時(shí)會(huì)留下痕跡，而錄井資料記錄了油氣在儲層中的分布及運(yùn)移情況。將飽含油與富含油確定為A類油氣顯示，指示輸導(dǎo)油氣的主要通道；油浸為B類油氣顯示，指示輸導(dǎo)油氣的重要通道；油斑與油跡為C類油氣顯示，指示輸導(dǎo)油氣的通道；熒光為D類油氣顯示，指示輸導(dǎo)油氣的可能通道。因此在地質(zhì)研究基礎(chǔ)上，根據(jù)現(xiàn)今油氣藏分布特征及地質(zhì)錄井顯示級別確定油氣運(yùn)移路徑，依據(jù)此方法可以對根據(jù)砂體連通概率定量刻畫的輸導(dǎo)范圍進(jìn)行驗(yàn)證。

2.3 斷面脊刻畫方法

基于將斷層假想成一個(gè)面的前提下，采取斷層面埋深等值線法，利用地震資料，實(shí)現(xiàn)斷面脊的精細(xì)刻畫。具體做法如下：確定沿?cái)鄬幼呦虻貙釉跀鄬用嫔系穆裆钭兓?guī)律，將埋深等值線整體趨勢向上凸的位置識別為斷層面的“鞍部”，為相對高勢區(qū)，對應(yīng)凹面斷層單元，對油氣起發(fā)散作用；將埋深等值線向下凹的位置識別為斷層面的“脊部”，為相對低勢區(qū)，對油氣起匯聚作用［17］。

2.4 構(gòu)造脊刻畫方法

基于古地貌恢復(fù)結(jié)果，采取地層埋深等值線法，綜合利用研究區(qū)測井、錄井資料，結(jié)合地震剖面，對油氣成藏期發(fā)育的構(gòu)造脊進(jìn)行識別。具體做法如下：恢復(fù)油氣成藏期的古地貌，確定地層埋深的變化規(guī)律，將埋深等值線整體趨勢向上凹的位置識別作為地層的“槽部”，為相對高勢區(qū)，對油氣起發(fā)散作用；將埋深等值線整體趨勢向下凹的位置識別作為地層的“脊部”，為相對低勢區(qū)，對油氣起匯聚作用?；谙鄳?yīng)地層的沉積體系或砂體分布規(guī)律，探究構(gòu)造脊處的砂體發(fā)育特征。

3 斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系四相耦合方法

油氣輸導(dǎo)體系是否起作用，首先要考慮輸導(dǎo)體系與烴源巖的配置關(guān)系，只有輸導(dǎo)體系各要素與烴源巖的配置關(guān)系良好，才可以起到輸導(dǎo)油氣的作用；反之，如果輸導(dǎo)體系未能與烴源巖有效溝通，即使輸導(dǎo)性能再好，也不具有輸導(dǎo)油氣的作用。砂巖輸導(dǎo)層是將同一層系的輸導(dǎo)斷層、斷面脊和構(gòu)造脊串聯(lián)在一起的關(guān)鍵因素，而垂向輸導(dǎo)斷層是將各層輸導(dǎo)體系串聯(lián)在一起的關(guān)鍵因素。

3.1 輸導(dǎo)斷層與砂巖輸導(dǎo)層的耦合

垂向輸導(dǎo)油氣的斷層只有與砂巖輸導(dǎo)層的配置關(guān)系良好，油氣才能進(jìn)入砂巖輸導(dǎo)層繼續(xù)輸導(dǎo)；砂巖輸導(dǎo)層輸導(dǎo)油氣時(shí)，遇到封閉斷層則輸導(dǎo)中止，遇到輸導(dǎo)斷層滲漏點(diǎn)，則繼續(xù)向構(gòu)造高部位輸導(dǎo)。此外，條帶砂體與斷層之間的夾角對輸導(dǎo)油氣也具有一定的影響，主要存在近平行和近垂直2種組合模式，其他組合模式均以不同角度介于二者之間。文獻(xiàn)［44］按照地層傾向、砂體走向及斷層走向、傾向的不同，總結(jié)出6種組合模式，文獻(xiàn)［45］在此基礎(chǔ)上深化了油氣在其中的運(yùn)移特征，發(fā)現(xiàn)不同組合模式下油氣沿砂巖輸導(dǎo)層的運(yùn)移特征存在差異。

3.2 砂巖輸導(dǎo)層與構(gòu)造脊的耦合

構(gòu)造脊發(fā)育處本身并不是沉積物卸載的主要場所，沉積物若在構(gòu)造脊位置處匯集至一定規(guī)模，一般都會(huì)受到局部溝槽等微構(gòu)造控制。因此，只有當(dāng)構(gòu)造脊與砂巖輸導(dǎo)層配置關(guān)系良好時(shí)，才能成為輸導(dǎo)油氣的優(yōu)勢通道。

3.3 構(gòu)造脊與斷層的耦合

構(gòu)造脊軸線及近軸兩側(cè)的構(gòu)造彎曲度最大，受到的張應(yīng)力最大，導(dǎo)致斷層發(fā)育，有利于形成斷層（或斷層-巖性）圈閉帶，該圈閉帶可以最早且最多地獲取油氣而成為有利富油帶［37-38］。當(dāng)斷層走向與構(gòu)造脊方向一致，且斷層可以作為輸導(dǎo)油氣的遮擋條件時(shí)，輸導(dǎo)效率更高［17，46］。

3.4 油源斷層斷面脊與砂巖輸導(dǎo)層的耦合

只有當(dāng)油源斷層斷面脊與砂巖輸導(dǎo)層的配置關(guān)系良好時(shí)，油源斷層輸導(dǎo)的油氣才可以進(jìn)入砂巖輸導(dǎo)層進(jìn)行側(cè)向輸導(dǎo)；反之，如果油源斷層斷面脊不能與砂巖輸導(dǎo)層有效配置，油源斷層輸導(dǎo)的油氣僅可以在斷層中繼續(xù)輸導(dǎo)或在合適的位置聚集成藏。

4 實(shí)例應(yīng)用及驗(yàn)證

選取渤海灣盆地歧口凹陷歧南斜坡區(qū)為例，應(yīng)用斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系四相耦合方法對研究區(qū)斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系進(jìn)行精細(xì)刻畫，并根據(jù)表征結(jié)果與各井油氣顯示情況之間的關(guān)系，分析該方法用于定量評價(jià)斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系的可行性。

4.1 研究區(qū)概況

歧南斜坡區(qū)位于歧口凹陷南大港斷層以南，呈NE向展布，勘探面積約為1 000 km2。鉆井揭示研究區(qū)地層自下而上發(fā)育古生界，中生界（中下三疊統(tǒng)、中下侏羅統(tǒng)和部分白堊系）和新生界古近系（沙三段、沙二段、沙一段和東營組）、新近系（館陶組和明化鎮(zhèn)組）及第四系（平原組）。其中，中生界、沙三段、沙二段、沙一段和新近系為主要勘探目的層。受持續(xù)不斷的區(qū)域張扭性構(gòu)造應(yīng)力場控制，研究區(qū)斷層相對發(fā)育，多為正斷層，規(guī)模不一，走向以NE或近EW向?yàn)橹?，呈平行排列，斷層之間表現(xiàn)為側(cè)接轉(zhuǎn)換的特點(diǎn)。歧南斜坡區(qū)發(fā)育若干條大型斷層，不僅可以作為油源斷層，也可以在輸導(dǎo)油氣過程中起到垂向調(diào)節(jié)或遮擋作用。

歧口凹陷具有水體開闊、有機(jī)質(zhì)充沛、沉積沉降速率大等特點(diǎn)。2次最大水進(jìn)期發(fā)育的沙三段和沙一段暗色泥巖是研究區(qū)最重要的烴源巖。儲集砂體類型以辮狀河三角洲平原分流河道、辮狀河三角洲前緣水下分流河道及河口壩砂體為主，物性較好。油氣藏分布受生油凹陷控制，類型多樣，以拱升背斜油氣藏、逆牽引背斜油氣藏、擠壓背斜油氣藏和斷塊油氣藏等構(gòu)造油氣藏為主，還發(fā)育粒屑灰?guī)r油氣藏和地層巖性油氣藏［47-50］。

歧南斜坡區(qū)可識別出2套主要的蓋層。其中一套為東二段蓋層，厚度約為100～200 m，以泥質(zhì)巖沉積為主，為區(qū)域性蓋層，厚度相對較大，幾乎全區(qū)分布；另一套為沙河街組頂部的泥巖蓋層，厚度相對較小，分布范圍局限。歧南斜坡區(qū)主要受來自埕寧隆起和孔店-羊三木凸起物源體系的影響，在埕寧隆起物源體系的影響下主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積體系，沉積物從高斜坡搬運(yùn)至低斜坡，自埕寧隆起至歧南次凹方向依次發(fā)育辮狀河三角洲平原、辮狀河三角洲前緣和水下扇沉積，砂體分布范圍較廣；歧南斜坡區(qū)距離物源區(qū)較近，水體能量相對較強(qiáng)，砂巖厚度及砂地比相應(yīng)較大。在孔店-羊三木凸起物源體系的影響下，主要發(fā)育局部的扇三角洲前緣及碎屑巖灘壩沉積，砂巖厚度及砂地比相對較小。

4.2 單一輸導(dǎo)體系評價(jià)

歧南斜坡區(qū)已鉆探油藏?zé)N柱高度的統(tǒng)計(jì)結(jié)果（表1）表明，80%以上的油藏?zé)N柱高度大于40 m，因此將斷層封堵烴柱高度為40 m所對應(yīng)的SGR值（為25%）作為斷層強(qiáng)封閉的臨界值，即當(dāng)SGR值大于25%時(shí)，斷層為強(qiáng)封閉；SGR值為20%～25%時(shí)，斷層為弱封閉；SGR值小于20%時(shí)，斷層為滲漏狀態(tài)。依據(jù)斷層封堵烴柱高度與SGR的定量關(guān)系以及斷層封閉能力劃分標(biāo)準(zhǔn)，確定研究區(qū)主力含油層位的斷層輸導(dǎo)能力及平面分布。

表1 歧南斜坡區(qū)斷-圈控制要素及油藏?zé)N柱高度統(tǒng)計(jì)結(jié)果Table1 Statistics of fault-trap elements and hydrocarbon column height of Qinan Slope

分析結(jié)果表明，歧南斜坡區(qū)僅有南大港斷層、張北斷層和趙北斷層等規(guī)模相對較大的斷層為油氣成藏期活動(dòng)的斷層，可以起到垂向輸導(dǎo)油氣的作用（圖2）。

圖2 歧南斜坡區(qū)斷層輸導(dǎo)體系及斷面脊評價(jià)Fig.2 Evaluation map of fault transport system and fault plane ridge in Qinan Slope

歧南斜坡區(qū)以東二段區(qū)域蓋層為界限，可以劃分為上輸導(dǎo)層和下輸導(dǎo)層。采用連通概率法對研究區(qū)砂巖輸導(dǎo)層進(jìn)行定量評價(jià)，繪制砂體連通概率平面等值線圖［19-31］，統(tǒng)計(jì)各地層單元的砂體連通性與砂地比的相關(guān)關(guān)系，確定歧南斜坡區(qū)逾滲閾值和完全連通系數(shù)分別為0.15和0.8；即當(dāng)砂地比小于0.15時(shí)，砂體基本不連通；當(dāng)砂地比大于0.8時(shí)，砂體完全連通。建立砂體連通概率模型，計(jì)算研究區(qū)各井不同地層的連通概率，繪制砂體連通概率平面等值線圖，從而實(shí)現(xiàn)定量評價(jià)研究區(qū)砂巖輸導(dǎo)體系的輸導(dǎo)性能，刻畫油氣在砂巖輸導(dǎo)體系中的有效運(yùn)移路徑［19-31］（圖 3）。

在明化鎮(zhèn)組沉積末期之后，研究區(qū)斷層活動(dòng)微弱，其斷距及斷層面本身形態(tài)的變化較小，即油氣關(guān)鍵成藏期（明化鎮(zhèn)組沉積末期）斷層面形貌與現(xiàn)今斷層面形貌基本一致，可以根據(jù)現(xiàn)今的斷層面特征來刻畫油氣關(guān)鍵成藏期的斷層面特征。南大港斷層在沙一段沉積時(shí)期可識別出a，b，c，d和e共5處斷面脊發(fā)育部位（圖2），為斷層輸導(dǎo)油氣的優(yōu)勢通道；其他規(guī)模相對較小的斷層在油氣成藏期不活動(dòng)，不能起到垂向調(diào)節(jié)油氣的作用。

圖3 歧南斜坡區(qū)砂巖輸導(dǎo)體系評價(jià)Fig.3 Evaluation of sandstone transport system in Qinan Slope

基于歧南斜坡區(qū)古地貌恢復(fù)結(jié)果，識別出4處近EW向的構(gòu)造脊和2處近NS向的構(gòu)造脊（圖4）。

圖4 歧南斜坡區(qū)構(gòu)造脊評價(jià)Fig.4 Evaluation of tectonic ridge system in Qinan Slope

4.3 斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系四相耦合

研究區(qū)斷層走向多呈NEE向或近EW向，而砂體呈NS向展布。砂體展布與斷層走向近于垂直，屬于砂體走向平行于地層、傾向垂直于（順向）斷層走向型組合模式，有利于發(fā)生油氣的先側(cè)向后垂向輸導(dǎo)。

基于油氣田開發(fā)地質(zhì)學(xué)研究思路，當(dāng)砂體連通概率大于0時(shí)，根據(jù)滲透率分布特征對砂巖輸導(dǎo)體系內(nèi)部的輸導(dǎo)性能進(jìn)行級次劃分。圖5所示為歧南斜坡區(qū)斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系的輸導(dǎo)路徑，即輸導(dǎo)斷層、油源斷層斷面脊、砂巖輸導(dǎo)層、構(gòu)造脊或高滲透砂巖發(fā)育帶四相耦合，共同組成復(fù)合輸導(dǎo)體系的優(yōu)勢通道。油源對比結(jié)果表明，研究區(qū)沙一段及其上部地層的油氣主要來自于沙一段下亞段烴源巖。綜合分析油氣成藏期、油源對比結(jié)果及斷層分布特征認(rèn)為，油源斷層為沙一段烴源巖生成的油氣向上輸導(dǎo)的主要通道。研究區(qū)主要發(fā)育2種類型的復(fù)合輸導(dǎo)體系，一種為南大港斷層（油源斷層）斷面脊-砂巖輸導(dǎo)層-輸導(dǎo)斷層-構(gòu)造脊，另一種為砂巖輸導(dǎo)層-構(gòu)造脊-斷層。其中，南大港斷層（油源斷層）斷面脊-砂巖輸導(dǎo)層-輸導(dǎo)斷層-構(gòu)造脊表現(xiàn)為受沙一段有效烴源巖分布范圍及砂巖輸導(dǎo)體系分布特征的控制，南大港等斷層僅有局部部位可作為沙一段烴源巖生成油氣的垂向運(yùn)移通道，圖2中a和b處斷面脊位于有效烴源巖范圍之外，e處斷面脊未能與砂巖輸導(dǎo)體系有效結(jié)合，僅有c和d處斷面脊位于有效烴源巖范圍之內(nèi)，且與砂巖輸導(dǎo)體系配置關(guān)系良好，可作為油氣在油源斷層中運(yùn)移的優(yōu)勢通道。首先由南大港斷層的c和d處斷面脊向上輸導(dǎo)油氣，進(jìn)入砂巖輸導(dǎo)層后，匯集至砂巖輸導(dǎo)層頂部；然后自斜坡低部位向高部位輸導(dǎo)，遇斷層封閉段運(yùn)移中斷，部分油氣聚集成藏，另一部分沿?cái)鄬用鎮(zhèn)认蛏㈤_，在斷層滲漏段繼續(xù)向斜坡高部位輸導(dǎo)，遇高滲透砂體或構(gòu)造脊處向扣村方向發(fā)生側(cè)向分流，在有效圈閉內(nèi)聚集成藏。例如在圖4構(gòu)造脊C發(fā)育位置，構(gòu)造脊與砂巖輸導(dǎo)體系的配置關(guān)系良好，側(cè)向輸導(dǎo)距離較長；在構(gòu)造脊E和F發(fā)育位置，油氣未經(jīng)長距離輸導(dǎo)即聚集成藏；在構(gòu)造脊A，B和D處雖未發(fā)現(xiàn)成規(guī)模的油氣藏，但鉆井發(fā)現(xiàn)大量高級別的油氣顯示。砂巖輸導(dǎo)層-構(gòu)造脊-斷層表現(xiàn)為：局部砂巖輸導(dǎo)層直接接觸有效烴源巖，經(jīng)砂巖輸導(dǎo)體系側(cè)向輸導(dǎo)至構(gòu)造脊位置，斷層走向與構(gòu)造脊方向一致且作為遮擋條件時(shí)，輸導(dǎo)效率較高［44］。依據(jù)沙一段下亞段研究區(qū)各井油氣顯示情況對斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系的刻畫結(jié)果進(jìn)行驗(yàn)證，吻合程度較高，表明表征結(jié)果是可信的。

4 結(jié)論

圖5 歧南斜坡區(qū)油氣在斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系中的運(yùn)移路徑Fig.5 Migration pathways of hydrocarbon in fault-sand composite transport system in Qinan Slope

油氣在斷層輸導(dǎo)體系中的運(yùn)移為不均一的過程，與砂巖輸導(dǎo)體系配置良好的斷面脊是油氣運(yùn)移的優(yōu)勢路徑。油氣在砂巖輸導(dǎo)體系中的運(yùn)移也不是均一的，與砂巖輸導(dǎo)體系配置良好的構(gòu)造脊是油氣運(yùn)移的有利指向。斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系是歧口凹陷歧南斜坡區(qū)最重要的輸導(dǎo)類型，斷-砂復(fù)合輸導(dǎo)體系四相耦合表征方法從油氣運(yùn)移角度對油氣藏的分布進(jìn)行預(yù)測。研究區(qū)沙一段上部的油氣主要來自斷層的垂向調(diào)節(jié)及垂向調(diào)節(jié)之后的側(cè)向輸導(dǎo)，而不是由砂巖輸導(dǎo)層直接接觸烴源巖發(fā)生的側(cè)向輸導(dǎo)，因此研究區(qū)沙一段上部地層的油氣分布在很大程度上受其下部地層輸導(dǎo)體系分布范圍及油氣成藏期垂向輸導(dǎo)斷層分布的影響。通過有效刻畫油氣輸導(dǎo)體系的分布，對研究區(qū)下步油氣勘探具有指導(dǎo)意義。

符號解釋

SGR——斷層泥比率，%；AFPD——斷層可承受最大過斷層面壓差，MPa；d——變量參數(shù)，其值為0～200；c——與深度相關(guān)的參數(shù)，當(dāng)埋深小于3 000 m時(shí)，取值為0.5；埋深為3 000～3 500 m時(shí)，取值為0.25；埋深超過3 500 m時(shí)，取值為0；H——斷層面某點(diǎn)可支撐的最大烴柱高度，m；ρw——地下水密度，g/cm3；ρo——儲層中烴類的密度，g/cm3；g——重力加速度，m/s2；P——砂體連通概率；h——砂地比；c0——逾滲閾值；b——連通指數(shù)，為完全連通系數(shù)與逾滲閾值的差值。