斷陷盆地順向斷坡油氣優(yōu)勢運移通道及聚油模式
——以渤海灣盆地沾化凹陷孤北斜坡為例

吳安彬， 羅 群， 崔 倩， 張 晨， 姜振學(xué)

( 1. 中國石油大學(xué)(北京) 非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249； 2. 中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249 )

0 引言

順向斷坡是指斷層傾向、斜坡傾向和地層傾向近于一致的斜坡帶，常發(fā)育于斷陷盆地的緩坡帶，是含油氣盆地勘探的重要目標(biāo)[1-3]。渤海灣盆地是我國東部典型的斷陷盆地之一，其中的沾化凹陷孤北斜坡帶順向斷坡發(fā)育，具有典型的坡折帶背景，且鄰近生油洼陷，具有豐富的油氣資源[4-5]。順向斷坡有利于砂體的發(fā)育，砂體可作為油氣運移的輸導(dǎo)層和油氣聚集的空間，斷坡帶巖性油氣藏發(fā)育[1-7]，但越來越多的勘探揭示順向斷坡帶除發(fā)育巖性油氣藏外，其油氣空間分布與構(gòu)造關(guān)系密切，表明構(gòu)造也是此類油氣成藏的重要控制因素之一。這是“重輸導(dǎo)層而輕構(gòu)造”，但順向斷坡構(gòu)造的油氣成藏效應(yīng)不明確[4-9]。

渤海灣盆地沾化凹陷孤北斜坡長期位于油氣運移的有利指向上，成藏條件優(yōu)越，但構(gòu)造單元勘探成效差，缺乏對順向斷坡構(gòu)造控藏因素的研究，阻礙成藏主控因素和聚油模式的認(rèn)識，影響研究區(qū)的油氣勘探。以渤海灣盆地沾化凹陷孤北斜坡為例，筆者采用構(gòu)造地質(zhì)學(xué)、巖相學(xué)和地球化學(xué)結(jié)合的方法，探討順向斷坡的運移通道與采油模式，為緩坡帶油氣藏勘探提供指導(dǎo)。

1 地質(zhì)背景

渤海灣盆地位于中國東部，面積約為2×105km2，石油資源量為224.5×108t，天然氣資源量為1.09×1012m3，是中國重要的含油氣盆地之一[6]。孤北斜坡帶是一個整體傾向西北的緩斜坡構(gòu)造單元，面積約為200 km2，位于渤海灣盆地沾化凹陷東北部(見圖1(a-b))，隸屬于孤西斷裂帶，南以孤北斷層與孤島凸起相隔，向東、北過渡至孤北西次洼，西以孤西斷層與渤南洼陷相連，并與埕東陡坡斷階帶構(gòu)成北斷南超的箕狀斷陷結(jié)構(gòu)(見圖1(c))，孤北洼陷和渤南洼陷是主要的供油單元[5-8]。

構(gòu)造上，研究區(qū)經(jīng)歷印支期的擠壓逆斷、燕山期的拉張斷陷、燕山—喜山早期的擠壓拉張三個階段的演化，其中，燕山期，斷層活動形成北西向的斷塊型潛山構(gòu)造帶，即孤西斷裂帶[7-10]。研究區(qū)基底主要為中生界地層，古近系和新近系地層發(fā)育齊全，包括沙河街組、東營組、館陶組等(見圖1(d))[1]，沙河街組為主要勘探目的層。孤北斜坡帶由南向北延展伸入孤北洼陷，整體上沿供油洼陷生長，成藏條件優(yōu)越，發(fā)育一組近北東向呈雁行式排列的順向(盆傾)同沉積斷層，如孤北21、孤北107、義94斷層等[5-8]，它們將孤北斜坡分割成“一帶一洼三臺階”的構(gòu)造格局(見圖1(e-f))。孤北斜坡為研究順向斷坡的有利對象。

圖1 渤海灣盆地沾化凹陷孤北斜坡區(qū)域構(gòu)造地質(zhì)格架Fig.1 Regional structural geological map of the Gubei Slope in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

2 油氣分布與成藏條件

2.1 油源

孤北斜坡帶緊鄰富烴的孤北和渤南生油洼陷，主要發(fā)育沙河街組一段(沙一段)、沙河街組三段(沙三段)和沙河街組四段(沙四段)烴源巖，其中，沙一段、沙三段烴源巖為研究區(qū)主力烴源層[8]。沙一段、沙三段烴源巖主要為灰色、深灰色泥巖和灰黑色油頁巖。其中，沙一段為湖相沉積，上部為灰色、深灰色泥巖，下部以油頁巖、泥巖為主，烴源巖厚度為100～500 m(平均厚度約為300 m)，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.0%～6.0%，氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過0.5%，干酪根類型為Ⅰ型或Ⅱ1型，有機(jī)質(zhì)豐度高，生烴潛力大，但成熟度較低，處于低成熟階段[11-12]。沙三段烴源巖為暗色泥巖，平均厚度約為300 m，有機(jī)質(zhì)豐度為2.51%，氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%，干酪根類型以Ⅰ型和Ⅱ1型為主，生油母質(zhì)為藻類，屬于腐泥型，為優(yōu)質(zhì)烴源巖[5]。沙三段烴源巖是研究區(qū)原油的主要貢獻(xiàn)者，由于其有機(jī)質(zhì)類型好，熱演化程度高，已處于生油高峰期，為研究區(qū)油氣成藏提供物質(zhì)基礎(chǔ)。

2.2 生排烴史

研究區(qū)主要烴源巖層位為沙一段和沙三段，其中，沙一段烴源巖在上新世明化鎮(zhèn)組(Nm)沉積早期進(jìn)入生烴門限，之后，持續(xù)演化，主要成熟期在下第三系之后[4,13]。沙三段烴源巖在中新世館陶組(Ng)中后期進(jìn)入生油門限，主要排烴期為上新世明化鎮(zhèn)組(Nm)中后期，明化鎮(zhèn)組(Nm)末期直到第四紀(jì)進(jìn)入高排烴成藏階段，目前，烴源巖處于高成熟階段[14-16]。

2.3 構(gòu)造演化史

研究區(qū)構(gòu)造上主要經(jīng)歷印支期、燕山期和燕山—喜山期三個階段的演化，三期構(gòu)造的繼承與疊加作用使其發(fā)育一組近北東向同沉積斷層，如孤北21、孤北107斷層等。該斷裂系統(tǒng)主要分布在古近系及新近系地層中，切穿館陶組、東營組地層，在東營運動及新構(gòu)造運動時期形成，從古近系到新近系孤北斷層活性逐漸減弱，古落差從50～300 m降低到20～200 m，相應(yīng)的活動速率從15～50 m/Ma降低到2～26 m/Ma(見圖2)[5-9]。研究區(qū)油氣源主要來自孤北—勃南洼陷烴源巖，目的層系為沙一段和沙三段，其生排烴期從東營組沉積末期持續(xù)至今，經(jīng)歷兩次大規(guī)模運移：館陶組沉積初期至明化鎮(zhèn)組沉積期，沙三段原油運移；館陶組沉積末期至第四紀(jì)，沙一段低熟油運移。研究區(qū)斷裂系統(tǒng)的演化與生油洼陷油氣生排烴期的時—空耦合配置好，為該地區(qū)油氣成藏提供時空基礎(chǔ)。

圖2 孤北斷層活動性與烴源巖生排烴期關(guān)系

Fig.2 Relationship between activity of the Gubei Fault and hydrocarbon generation and expulsion period of the source rock

2.4 油氣藏分布

油氣藏的空間分布主要受控于烴源巖與運聚體系，由于烴源巖的沉積中心是一定的，油氣藏分布的差異通常受輸導(dǎo)體系制約?？偨Y(jié)研究區(qū)油氣藏的分布特征，可以獲得豐富的成藏信息。

孤北地區(qū)主要發(fā)育13個油氣藏(見表1)。垂向上，油氣藏主要分布于古近系沙河街組；平面上，油氣藏“分塊”明顯，主要沿孤北斜坡區(qū)孤北21、孤北107、孤北341等斷裂分布[4-5,8]。其中，第一臺階斷層下盤主要發(fā)育構(gòu)造油氣藏，油氣主要分布于沙一段和沙二段；第二、三臺階主要發(fā)育巖性油氣藏、地層油藏，且主要分布于沙二段和沙三段(見圖1(f))，受坡折帶差異成藏作用的控制，由洼陷向凸起，油藏類型逐漸由巖性油氣藏向構(gòu)造油氣藏過渡，含油層系逐級變淺[17-19]。

表1 孤北斜坡油氣藏基本特征

研究區(qū)13個油氣藏位于孤北斜坡的斷裂系統(tǒng)，反映斷裂對油藏的控制作用。在地質(zhì)上，沿北東向斷裂在南東方向分帶明顯；在地形上，北東向“溝”“梁”相間，且油藏主要沿斷裂與“梁”結(jié)合部位分布，構(gòu)造控藏特征顯著(見圖3(a))。

圖3 孤北斜坡沙河街組油氣藏分布特征Fig.3 The distribution pattern of hydrocarbon reservoirs in Shahejie Formation of the Gubei Slope

研究區(qū)烴源巖發(fā)育，且油氣勘探取得突破，表明滿足油源條件；同時，構(gòu)造演化與烴源巖的有機(jī)質(zhì)演化史耦合關(guān)系良好，表明滿足時空匹配條件。

3 油氣輸導(dǎo)體系

油氣輸導(dǎo)是油氣(常規(guī))成藏的重要制約因素之一，是源—儲連通的橋梁。理論上，油氣的輸導(dǎo)通道主要包括三大類，即斷層、不整合構(gòu)造和砂體輸導(dǎo)層。其中，斷層既可垂向輸導(dǎo)，亦可側(cè)向調(diào)整，不整合構(gòu)造與砂體輸導(dǎo)層主要是側(cè)向輸導(dǎo)[13]。油氣的聚集成藏是一個復(fù)雜的物理化學(xué)過程，需要成藏各要素間具有良好的時—空—物耦合關(guān)系，對于某一成藏，可能是三種輸導(dǎo)體系的任何一種排列組合形式的呈現(xiàn)[14]。輸導(dǎo)體系差異主要取決于研究區(qū)的綜合地質(zhì)條件，但多數(shù)成藏以某一種輸導(dǎo)體系占主導(dǎo)，輔以其他次要的輸導(dǎo)類型，形成一種綜合的運聚系統(tǒng)[13-16]。

3.1 垂向輸導(dǎo)

斷層是油氣垂向輸導(dǎo)的主要通道，易受類型、形態(tài)和產(chǎn)狀等因素的影響，斷裂的油氣輸導(dǎo)常表現(xiàn)為非均一性，對斷裂進(jìn)行輸導(dǎo)效應(yīng)劃分尤為重要[20-21]。根據(jù)流體力學(xué)可將斷裂分為匯聚型、平面型和發(fā)散型3種(見表2)[20-23]。研究區(qū)孤北斜坡主要發(fā)育匯聚型和發(fā)散型斷裂[24-25]。根據(jù)流體包裹體地球化學(xué)示蹤油氣運移，分析其運移通道。

表2 緩坡背景下匯聚型斷層判識

選取位于匯聚型斷裂帶上的孤北21、孤北22井，以及發(fā)散型斷裂帶上的孤北341井沙三段樣品進(jìn)行地球化學(xué)分析，取樣剖面見圖3(b)、樣品信息見表3。

表3 孤北斜坡沙三段流體包裹體測試信息

兩類斷裂中的流體包裹體差異顯著，其中，匯聚型斷裂帶樣品發(fā)育兩期烴類包裹體，孤北21井第一期為干瀝青包裹體，形態(tài)為次生他形，呈串珠狀定向分布，均一溫度為65～100 ℃；第二期為褐色瀝青包裹體，形態(tài)為次生他形，沿石英裂隙分布，均一溫度為110～127 ℃(見圖4(a)、圖5(a))。孤北22井第一期為油氣包裹體，賦存于石英次生加大邊或長石顆粒(見圖4(c))，分布不規(guī)則，均一溫度為60～98 ℃(見圖5(a))；第二期為氣液兩項烴類包裹體，賦存于方解石或石英次生加大邊(見圖4(d))，均一溫度為103～145 ℃(見圖5(a))；位于發(fā)散型斷裂帶的孤北341井只發(fā)育一期含烴鹽水包裹體，賦存于石英次生加大邊，均一溫度為70～103 ℃，包裹體數(shù)量少(見圖4(b)、圖5(b))。結(jié)合研究區(qū)地層熱演化史可知，兩期包裹體均一溫度對應(yīng)兩期油氣充注，第一期大致為Ed末期，第二期為Ng末期，匯聚型斷裂帶油氣包裹體期次更多、均一化溫度分布范圍更廣。

統(tǒng)計90塊薄片中包裹體的數(shù)量，孤北21和孤北22井的烴類包裹體平均為5.0個/塊(45塊)，孤北341井的平均為0.5個/塊(45塊)，兩者相差10倍。因此，無論從流體包裹體的數(shù)量，還是均一化溫度都揭示匯聚型斷裂更有利于油氣的運聚，與研究區(qū)油氣藏的分布特征一致，即匯聚型斷裂控制的油氣藏數(shù)量更多，包括義135、孤北22、孤北21、義132、孤北210、孤北35和孤北361斷裂，占比為70%；發(fā)散型斷裂包括孤北341、義134和義94斷裂，占比為30%(見圖3(a))。

圖4 渤海灣盆地孤北斜坡斷裂帶流體包裹體Fig.4 Fluid inclusions in the Gubei Slope fault zone of the Bohai Bay Basin

圖5 渤海灣盆地孤北斜坡帶包裹體均一溫度分布Fig.5 Homogeneous temperature distribution of inclusions in the Gubei Slope of the Bohai Bay Basin

斷裂是研究區(qū)油氣垂向輸導(dǎo)的主要通道，匯聚型斷裂控運優(yōu)勢明顯，是油氣垂向輸導(dǎo)的優(yōu)勢運移通道。

3.2 側(cè)向輸導(dǎo)

斷裂是研究區(qū)油氣成藏的垂向運移通道，如果油氣的垂向輸導(dǎo)是“點”，那么側(cè)向輸導(dǎo)是由“點”到“面”的拓展，是油氣空間分布的另一制約因素。油氣側(cè)向輸導(dǎo)的通道主要包括走滑斷裂(橫斷裂)、不整合構(gòu)造和砂體輸導(dǎo)層，研究區(qū)不發(fā)育走滑斷層，不整合構(gòu)造與砂體是主要的側(cè)向運移通道[13,22]。對研究區(qū)實際構(gòu)造條件，砂體發(fā)育，不整合構(gòu)造對油氣成藏的影響相對較弱且難以刻畫，主要分析砂體輸導(dǎo)層對油氣側(cè)向聚集的影響。在地形上，研究區(qū)表現(xiàn)為“溝”“梁”相間的特征，地形往往是地質(zhì)的外現(xiàn)，本質(zhì)上“梁”指鼻狀構(gòu)造脊，也可視為低凸的背斜；在側(cè)向運移上，本質(zhì)是砂體的側(cè)向輸導(dǎo)，而“溝”是指鼻狀構(gòu)造之間構(gòu)造位置相對低的部位[26-27]。

與垂向油氣示蹤不同，主要選擇碳氧同位素組成并結(jié)合巖相學(xué)特征示蹤烴類流體的側(cè)向運移路徑[28]。截取A1A和B1B兩條油藏剖面，選取剖面上的義94、義134、義132和孤北22井沙三段樣品(見圖3(a、c))進(jìn)行巖相學(xué)和碳氧同位素地球化學(xué)分析。沿“梁”發(fā)育的方解石礦物碳氧同位素為：δ13CPDB=-8.75‰～-2.85‰，δ18OPDB=-14.69‰～-10.35‰；沿“溝”方向發(fā)育的方解石礦物碳、氧同位素為：δ13CPDB=-7.62‰～-6.18‰，δ18OPDB=-8.60‰～-3.23‰。經(jīng)典同位素分析表明，有機(jī)質(zhì)脫羧作用形成的碳同位素虧損δ13C，由于有機(jī)質(zhì)脫羧過程中溫度較高，易發(fā)生同位素置換效應(yīng)，導(dǎo)致氧同位素虧損，大氣CO2的δ13C平均約為-7‰，成巖溫度低[28-29]。沿“梁”方向成巖流體與有機(jī)流體有關(guān)，沿“溝”方向成巖流體來源為無機(jī)流體；同時，沿“梁”方向的方解石礦物有機(jī)流體溶蝕現(xiàn)象明顯，沿“溝”方向不具溶蝕現(xiàn)象(見圖6)；根據(jù)油氣差異聚集原理，利用原油成熟度的變化特征判斷油氣運移方向，對沙一段至沙四段，同一油源采用C29甾烷20S/20(S+R)成熟度指標(biāo)示蹤油氣的運移過程，沿“梁”方向C29甾烷20S/20(S+R)指數(shù)呈減小趨勢，沿“溝”方向指數(shù)基本不變，反映油氣沿“梁”方向比沿“溝”方向運移距離遠(yuǎn)，更具備運聚優(yōu)勢[6]。因此，研究區(qū)油氣沿“溝”“梁”運移時，沿“梁”方向油氣的運移更具優(yōu)勢。

圖6 孤北斜坡沿“溝”“梁”方向烴類流體溶蝕現(xiàn)象Fig.6 Hydrocarbon fluid corrosion in "gully" and "ridge" direction in the Gubei Slope

分別沿“溝”“梁”方向截取A1A和B1B兩條油藏剖面(見圖7-8)進(jìn)行油氣成藏對比，沿“梁”方向發(fā)育的油藏比沿“溝”的豐富，具有良好的油氣分布，聚油效率比沿“溝”方向的高，沿“梁”方向構(gòu)造處于聚油型，沿“溝”方向構(gòu)造處于油氣輸導(dǎo)發(fā)散型，不利于匯集運移，導(dǎo)致沿“溝”“梁”聚集油氣的差異特征。

總體上，沿“梁”方向比沿“溝”方向具有更強的聚油能力，“鼻梁”(構(gòu)造脊)往往是相對低勢區(qū)和流體勢差最大的方向，有利于匯聚沿斜坡向上運移的油氣，從而形成斜坡背景下沿“鼻梁”的優(yōu)勢運移通道，位于“鼻梁”的圈閉最可能聚集沿橫向運移的油氣；孤北斜坡帶13個油氣藏中，除孤北22井位于“溝”外，其他12個油氣藏位于“鼻梁”(見圖3(a))，驗證 “鼻梁”是油氣橫向運移的優(yōu)勢通道。

研究區(qū)順向斷坡主要發(fā)育兩類優(yōu)勢運移通道，即垂向輸導(dǎo)的匯聚型斷層和側(cè)向輸導(dǎo)的斜坡“鼻梁”，孤北斜坡帶的13個隱蔽油氣藏是兩類優(yōu)勢運移通道綜合作用的結(jié)果。

4 順向斷坡聚油模式

研究區(qū)孤北斜坡帶緊鄰孤北、孤南洼陷烴源巖，油氣資源豐富，表現(xiàn)為典型的“近源成藏”特征[5-7]，斜坡帶輸導(dǎo)體系發(fā)育，匯聚型斷裂和斜坡“鼻梁”構(gòu)成油氣垂向和橫向輸導(dǎo)的優(yōu)勢通道。孤北斜坡不同類型的油氣藏發(fā)育，除良好的油源基礎(chǔ)外，優(yōu)勢運移通道配置是油氣運聚成藏的關(guān)鍵。

4.1 “斷砂”配置

研究區(qū)油源與斷裂具有良好的時—空—物耦合關(guān)系，輸導(dǎo)體系的配置是油氣成藏與空間分布的關(guān)鍵制約因素。研究區(qū)主要的優(yōu)勢運移通道為垂向匯聚型斷裂和側(cè)向砂體，因此輸導(dǎo)體系的配置取決于斷裂和砂體配置。

圖7 孤北斜坡區(qū)過Y151-Y94-Y134-Y132井的沿“梁”剖面Fig.7 The along "ridge" section of well Y151-Y94-Y134-Y132 in the Gubei Slope

圖8 孤北斜坡區(qū)過GB22-GB155-GB167井沿“溝”剖面Fig.8 The along "gully" section of well GB22-GB155-GB167 in the Gubei Slope

孤北斜坡帶主要以扇三角洲—濁積扇沉積為主，斷層控制研究區(qū)物源砂體的分布，來自孤島凸起的物源有利于在斷層凹凸轉(zhuǎn)換帶聚集，形成大型扇體沉積，如渤3井的三角洲沉積。孤北斜坡帶的沉積環(huán)境經(jīng)歷水進(jìn)體系域、低水位—高水位體系域的變化，導(dǎo)致斷裂系統(tǒng)的可容納空間增大，形成低位前積楔、扇三角洲、水下濁積扇等沉積扇體。平面上，砂體連續(xù)發(fā)育，良好的連通性砂體對油氣橫向運移具有牽引作用；垂向上，孤北斜坡帶上部主要為滑塌濁積扇，溝谷內(nèi)砂體發(fā)育，下降盤近岸水下扇、扇三角洲發(fā)育；斜坡帶中部為過渡緩坡帶，物源沿緩坡帶運移而形成濁積扇，如孤北361扇體；當(dāng)流體攜帶沉積物繼續(xù)向下運移，濁流在緩坡帶下部沉積，形成深水?dāng)嚯A帶濁積扇，如孤北19、孤北39和孤北105扇體；在孤北斷層根部，主要發(fā)育扇三角洲、近岸水下扇，扇體內(nèi)部及溝谷內(nèi)砂體發(fā)育[5-6,30-34]。研究區(qū)砂體分布受斷層—古地貌和沉積旋回的影響，斷層下降盤扇體、砂體普遍發(fā)育，斷層的控砂作用明顯，如孤北107、孤北341斷層的異常扇體和孤北21斷層的扇形沉積等。

斷裂和砂體配置直接影響油氣的成藏規(guī)律。一方面，位于油氣優(yōu)勢運移通道上的砂體易于成藏，研究區(qū)位于匯聚型斷裂和構(gòu)造“鼻梁”(構(gòu)造脊)方向的砂體成藏效果好，位于油氣發(fā)散型斷裂和“溝”等運移方向的砂體不利于成藏。另一方面，順向斷坡帶斷裂系統(tǒng)的控砂作用明顯，斷層斷距與砂體厚度的關(guān)系影響油氣成藏，研究區(qū)切穿砂體的斷層斷距與砂體厚度比不大于1時，成藏效果差，如樁391、孤北31等斷層；當(dāng)切穿砂體的斷層斷距與砂體厚度比大于2時，成藏效果好，如孤北19、義94等斷層(見圖9)?！皫r性與構(gòu)造”的空間配置關(guān)系決定物源的運移，砂體通過斷裂系統(tǒng)溝通深層烴源巖與儲集層，為斜坡區(qū)油氣藏的形成提供運移通道和儲集空間。

圖9 孤北斜坡帶斷層斷距與砂體厚度分布Fig.9 Distribution of fault distance and sand thickness in the Gubei Slope Zone

4.2 聚油模式

孤北斜坡區(qū)順向斷坡聚油模式表現(xiàn)為斷裂和砂體配置。在油源—構(gòu)造良好配置的基礎(chǔ)上，垂向輸導(dǎo)的斷裂和側(cè)向輸導(dǎo)的砂體，作為優(yōu)勢運移通道耦合控制油氣的運聚和成藏，進(jìn)而控制油氣藏的空間分布。平面上，油氣主要沿構(gòu)造“鼻梁”運移，匯聚型斷裂與“鼻梁”交匯處最可能聚油成藏，如孤北210、孤北361等斷裂；發(fā)散型斷裂與“溝”交匯處圈閉聚油成藏的效率低，不利于成藏。斷陷盆地斜坡區(qū)順向斷坡圈閉的聚油模式見圖10和表4。

圖10 順向斷坡圈閉有效性判別模式Fig.10 The discrininant model of trap effectireness in the consequent fault slope

表4 順向斷坡圈閉聚油模式

5 結(jié)論

(1)渤海灣盆地沾化凹陷孤北斜坡順向斷坡砂體發(fā)育，是油氣運聚成藏的重要輸導(dǎo)層和儲集體。除砂體外，構(gòu)造對油氣藏的控藏作用明顯，是研究區(qū)油氣成藏的關(guān)鍵因素。

(2)順向斷坡油氣的運移包括垂向運移和橫向運移，斷層是油氣垂向輸導(dǎo)的優(yōu)勢通道，尤其是匯聚型斷裂溝通烴源巖與儲集層；連通型砂體(“鼻梁”構(gòu)造)是油氣側(cè)向輸導(dǎo)的優(yōu)勢通道，側(cè)向運移沿斷層向上的油氣在“鼻梁”的圈閉中聚集成藏。匯聚型斷裂與連通型砂體兩種優(yōu)勢運移通道的有利匹配，是決定研究區(qū)油氣運聚成藏的關(guān)鍵。

(3)孤北斜坡區(qū)順向斷坡聚油模式受控于斷裂和砂體的配置，垂向上，油氣藏分布于沙河街組，平面上，油氣主要沿匯聚型斷裂與“鼻梁”分布，而發(fā)散型斷裂與“溝”交匯處不利于成藏。