牛成民,王冰潔,王飛龍,陳容濤,張明升

(中海石油(中國(guó))有限公司 天津分公司，天津 300452)

渤海遼西凹陷北部地區(qū)經(jīng)過(guò)近40年的勘探，除在20世紀(jì)80年代早期發(fā)現(xiàn)錦州20-2氣田和錦州9-3油田之外，在近20個(gè)圈閉鉆探40余口探井，雖有不同程度的油氣發(fā)現(xiàn)，但并無(wú)重大突破，油氣勘探處于長(zhǎng)期停滯的局面，勘探陷入困境，這主要是由于凸起區(qū)和中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶埋藏淺、規(guī)模大、類型簡(jiǎn)單的背斜型圈閉基本都已經(jīng)被鉆探。面對(duì)這一問(wèn)題，渤海油田主動(dòng)將油氣勘探目標(biāo)轉(zhuǎn)向構(gòu)造更復(fù)雜、埋深更大的洼陷區(qū)，由此在復(fù)雜斷裂帶深度超過(guò)3 km的地層中發(fā)現(xiàn)了錦州20-2北油田，其主力含油層系為古近系沙河街組第二段(簡(jiǎn)稱“沙二段”)砂巖儲(chǔ)層，首次在該區(qū)深層獲得商業(yè)性產(chǎn)能，突破了遼東灣拗陷深層勘探的門(mén)檻，同時(shí)也證明了遼東灣拗陷深層復(fù)雜地質(zhì)條件下巨大的勘探潛力。

隨著勘探工作的不斷深化，涉及到遼西凹陷北部地區(qū)石油地質(zhì)條件的評(píng)價(jià)，開(kāi)展過(guò)多方面的研究，具體內(nèi)容包括宏觀規(guī)模的烴源巖評(píng)價(jià)[1-2]、沉積坡折分析[3]、沉積體系刻畫(huà)[4-5]、油氣成藏期次分析[6-7]、構(gòu)造活動(dòng)對(duì)油氣成藏的影響[8-9]和油氣分布規(guī)律[10-12]等；但針對(duì)該區(qū)深層油氣成藏條件與形成機(jī)制的研究，尚未見(jiàn)文獻(xiàn)報(bào)道。筆者以遼西凹陷北部地區(qū)錦州20-2北油田深層沙二段大型油氣藏的發(fā)現(xiàn)為基礎(chǔ)，結(jié)合前人的基礎(chǔ)研究工作，利用三維地震資料和鉆井資料，從烴源巖、儲(chǔ)層、圈閉、油氣運(yùn)移和保存條件等方面對(duì)該油田的成藏條件進(jìn)行系統(tǒng)的分析，利用包裹體資料對(duì)該油田的形成機(jī)制進(jìn)行研究，研究成果對(duì)進(jìn)一步評(píng)價(jià)遼東灣拗陷深層油氣勘探前景具有重大意義。

1 油田概況

渤海海域東北部的遼東灣拗陷是下遼河裂谷盆地向渤海海域的自然延伸，整體呈北東-南西向展布，經(jīng)歷了古近紀(jì)裂陷和新近紀(jì)-第四紀(jì)后裂陷2個(gè)階段[13-14]。根據(jù)對(duì)該區(qū)構(gòu)造單元的劃分結(jié)果，遼東灣拗陷新生代盆地結(jié)構(gòu)具有 “三凹夾兩凸”的構(gòu)造格局，自西向東包括：遼西凹陷、遼中凹陷和遼東凹陷3個(gè)負(fù)向構(gòu)造單元以及分隔凹陷的遼西凸起和遼東凸起2個(gè)正向構(gòu)造單元(圖1-A)。錦州20-2北油田位于遼西凸起的北傾末端，遼西北洼的東南側(cè)。該油田構(gòu)造是由于遼西三號(hào)邊界大斷層在尾部收斂形成的一個(gè)馬尾狀構(gòu)造，油田內(nèi)部被多條由遼西三號(hào)斷層派生形成的一系列調(diào)節(jié)正斷層所分割，形成多個(gè)斷塊構(gòu)造(圖1-B)，是一個(gè)典型的斷塊油氣田(圖2)。區(qū)內(nèi)古近系自下而上分別為孔店組(Ek)、沙河街組(Es)和東營(yíng)組(Ed)，主要為多期扇三角洲、辮狀河三角洲和湖相泥巖的旋回沉積；新近系發(fā)育館陶組(Ng)和明化鎮(zhèn)組(Nm)，主要為辮狀河與曲流河陸源粗碎屑的砂礫巖和砂泥巖互層沉積[15]。

2 成藏條件

2.1 烴源巖條件

錦州20-2北油田緊鄰遼西凹陷北部與遼中凹陷北部，均發(fā)育東三段、沙一段、沙三段和沙四段共4套烴源巖，具有雙洼多源供烴的優(yōu)勢(shì)。烴源巖地球化學(xué)分析結(jié)果表明：遼西凹陷北部沙四段有效烴源巖有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)(wTOC)為0.5%～1.8%，遼中凹陷北部沙四段有效烴源巖wTOC為1%～2.4%，有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型，其中遼中凹陷北部烴源巖有機(jī)質(zhì)類型明顯優(yōu)于遼西凹陷北部；遼西凹陷北部沙三段有效烴源巖wTOC為0.5%～2.3%，遼中凹陷北部沙三段有效烴源巖wTOC為2%～2.9%，有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型；遼西凹陷北部沙一段有效烴源巖wTOC為1%～2.5%，遼中凹陷北部沙一段有效烴源巖wTOC為2%～3.4%，烴源巖有機(jī)質(zhì)類型多為Ⅱ1型，其中遼中凹陷北部烴源巖還含有相當(dāng)數(shù)量的Ⅰ型有機(jī)質(zhì)，表明生油潛力較高；遼西凹陷北部東三段有效烴源巖wTOC為1%～1.7%，遼中凹陷北部東三段有效烴源巖wTOC基本在2%以上，遼中凹陷北部烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型，遼西凹陷北部主體發(fā)育Ⅱ2型有機(jī)質(zhì)，局部邊緣處發(fā)育Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)(圖3)。遼中凹陷北部和遼西凹陷北部沙一段及以下層位均已達(dá)到生油高峰階段，如遼中凹陷北部中心處沙四段已進(jìn)入高溫生氣階段，生烴潛力巨大；遼西凹陷北部最深處烴源層位成熟度可達(dá)到0.9%，進(jìn)入高生油階段。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置和構(gòu)造特征Fig.1 Tectonic location and structural characteristics of the study area

圖2 錦州20-2北油田油藏剖面Fig.2 Reservoir profile of the JZ20-2N Oilfield(剖面位置見(jiàn)圖1-B)

2.2 儲(chǔ)層條件

區(qū)域沉積古環(huán)境的研究成果表明，錦州20-2北油田古近紀(jì)于深水湖泊與三角洲交互環(huán)境中形成了一套以扇三角洲和辮狀河三角洲相為主的沉積體系，其物源來(lái)自于西南部的遼西凸起。根據(jù)巖心觀察和測(cè)井資料分析，該油田沙二段儲(chǔ)層主要以辮狀河三角洲沉積為主，巖性主要為中細(xì)砂巖和中粗砂巖，局部含礫。區(qū)域蓋層為東營(yíng)組和沙一段的深湖-半深湖相巨厚泥巖(圖4)。

根據(jù)對(duì)沙二段單井巖心觀察、測(cè)井相劃分及測(cè)試資料分析，錦州20-2北油田主要儲(chǔ)層沉積微相包括水下分流河道(圖5-A)和河口壩(圖5-B)2種類型。其中水下分流河道微相巖性以中細(xì)砂巖、含礫中粗砂巖為主，具正粒序特征，砂巖較厚，由于河道疊加形成的單砂層厚度可以超過(guò)10 m，自然電位和自然伽馬曲線以箱形為主，部分頂部過(guò)渡為鐘形。儲(chǔ)層實(shí)測(cè)孔隙度(q)為10.8%～21.3%，平均為15.6%；滲透率(K)為(0.015～2 212.45)×10-3μm2，平均為132.1×10-3μm2：以中孔-中滲儲(chǔ)層為主。河口壩微相巖性為細(xì)砂巖、中粗砂巖，整體上向上由粉砂巖漸變?yōu)橹屑?xì)砂巖，具有反粒序特征，自然電位和自然伽馬曲線為漏斗形。儲(chǔ)層實(shí)測(cè)孔隙度為9.7%～20.3%，平均為16.1%；滲透率為(0.01～219.0)×10-3μm2，平均為43.6×10-3μm2：均以中低孔-中低滲儲(chǔ)層為主(圖6)。水下分流河道間巖性主要為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖，夾少量薄層的泥質(zhì)粉砂巖，自然電位和自然伽馬曲線為低幅齒形，實(shí)測(cè)孔滲值相對(duì)減小，孔隙度為3.9%～12.3%，滲透率為(0.001～2.75)×10-3μm2，可以作為局部蓋層或差儲(chǔ)層。

圖3 遼西北洼、遼中北洼有機(jī)質(zhì)豐度分布及有機(jī)質(zhì)類型圖Fig.3 Abundance and types of organic matters in northern Liaoxi and Liaozhong Depression(A)遼西凹陷北部有機(jī)質(zhì)豐度分布圖;(B)遼中凹陷北部有機(jī)質(zhì)豐度分布圖;(C)遼西凹陷北部有機(jī)質(zhì)類型;(D)遼中凹陷北部有機(jī)質(zhì)類型

圖4 錦州20-2北油田儲(chǔ)蓋組合特征Fig.4 Characteristics of reservoir and cap-rock assemblage of the JZ20-2N Oilfield

圖5 錦州20-2北油田沙二段取心段巖性觀察、測(cè)井相和物性分析綜合圖Fig.5 Diagrams showing comprehensive analysis of lithological observation,logging facies and physical property of the core section from the Member 2 of Shahejie Formation in JZ20-2N Oilfield

圖6 不同沉積微相儲(chǔ)層孔滲關(guān)系圖Fig.6 Diagram showing porosity-permeability relation of different sedimentary microfacies reservoirs

根據(jù)鉆井揭示的砂巖厚度，結(jié)合對(duì)源匯體系的認(rèn)識(shí)[16]，編制了研究區(qū)沙二段砂巖厚度等值線圖。從上述分析可以看出，水下分流河道和河口壩沉積的累計(jì)厚度均超過(guò)30 m，依此利用砂巖厚度等值線圖，確定了優(yōu)勢(shì)相帶和斷塊圈閉的疊合范圍(圖7)。整體上來(lái)看，優(yōu)勢(shì)相帶主要分布在油田南側(cè)，位于遼西三號(hào)斷層和F3斷層之間，因此，圈閉主體位置和優(yōu)勢(shì)相帶平面上具有較好的疊置關(guān)系。

圖7 沙二段砂巖厚度等值線和圈閉疊合圖Fig.7 Contour of sandstone thickness and trap overlap map of the Member 2 of Shahejie Formation

2.3 圈閉條件

錦州20-2北油田是由位于東側(cè)的遼西三號(hào)斷層及其派生的調(diào)節(jié)斷層夾持而形成的典型斷塊油氣田，斷塊高點(diǎn)的位置位于斷層上升盤(pán)靠近斷層一側(cè)，在剖面上表現(xiàn)為明顯的受正斷層控制形成的多個(gè)斷階帶(圖2)，油田內(nèi)部不同斷塊的圈閉面積在6～13 km2的范圍內(nèi)。遼西三號(hào)斷層在錦州20-2北油田段為邊界大斷層末梢位置，走向北東東，掉向北西，為控凹深大斷裂，控制了油田范圍內(nèi)構(gòu)造圈閉的形成與演化，斷層最大斷距達(dá)到360 m，最大延伸長(zhǎng)度>15.8 km，該斷層發(fā)育在明化鎮(zhèn)組至基巖地層，長(zhǎng)期發(fā)育，其下降盤(pán)形成了錦州20-2北油田構(gòu)造圈閉的主體。依附于遼西三號(hào)斷層，形成了多條呈北東-南西向的派生調(diào)節(jié)斷層，使圈閉復(fù)雜化，形成多個(gè)斷塊。派生調(diào)節(jié)斷層的斷距為100～200 m，延伸長(zhǎng)度可以達(dá)到10 km，主要發(fā)育于沙河街組和東三段，消亡于東二段沉積期以來(lái)。受斷層活動(dòng)性的影響，遼西三號(hào)斷層控制形成圈閉的閉合幅度超過(guò)了800 m，其他派生斷層控制圈閉的閉合幅度在200 m左右，均有利于油氣聚集。

遼西凹陷在古近系充填過(guò)程中由于地幔熱隆起(伸展動(dòng)力)發(fā)生了明顯的西升東降的掀斜作用，同時(shí)在此基礎(chǔ)上又受到郯廬斷裂擠壓(走滑動(dòng)力)動(dòng)力的影響[17]，這種雙動(dòng)力學(xué)的過(guò)程在遼東灣拗陷表現(xiàn)得非常明顯，使得遼東灣的多條北東-南西向的大型控凹斷層具有明顯的走滑性質(zhì)[18]，遼西3號(hào)邊界大斷層同樣具有伸展-走滑疊加性質(zhì)，這一復(fù)合作用控制了沿?cái)鄬拥亩喾N類型的構(gòu)造圈閉的形成。錦州20-2北油田構(gòu)造圈閉即為發(fā)育在遼西3號(hào)斷層彎曲部位的一個(gè)典型的斷層伴生構(gòu)造，遼西3號(hào)斷層在錦州20-2北油田構(gòu)造圈閉段呈現(xiàn)出彎曲的特征，受走滑和伸展應(yīng)力作用發(fā)生了應(yīng)力場(chǎng)突變，并促使構(gòu)造變形來(lái)調(diào)節(jié)區(qū)域應(yīng)變，因此限定了錦州20-2北油田構(gòu)造圈閉發(fā)育的空間位置，形成了一系列伴生正斷層，這些斷層控制了圈閉高點(diǎn)發(fā)育的位置均位于斷層一側(cè)，形成斷塊圈閉。

2.4 運(yùn)移條件

由于走滑作用在新生代表現(xiàn)為右旋的性質(zhì)[19-21]，使得錦州20-2北油田構(gòu)造圈閉具有明顯“增壓型”構(gòu)造的特征[22]。在擠壓應(yīng)力作用下，斷層兩側(cè)的地層并未表現(xiàn)出伸展作用同向斷階的特征，而是在斷層兩側(cè)的地層傾向具有相反的特征(圖2)。對(duì)同一斷塊而言，地層又表現(xiàn)出波狀起伏的特征，因此這種擠壓作用油田斷塊圈閉在地史時(shí)期長(zhǎng)期處于構(gòu)造高部位，形成油氣運(yùn)移的低勢(shì)區(qū)，在宏觀上控制油氣的運(yùn)移聚集成藏。在局部構(gòu)造擠壓應(yīng)力的作用下，伴生遼西三號(hào)斷層形成的多條派生斷層，在地史時(shí)期成為垂向輸導(dǎo)的有利通道，使烴類在復(fù)雜的斷塊圈閉群中進(jìn)行有效的分配?？碧綄?shí)踐證實(shí)錦州20-2北油田在每個(gè)斷塊上均有原油發(fā)現(xiàn)(圖1-B)，具有多個(gè)斷塊含油的特點(diǎn)；而從油-源對(duì)比的結(jié)果來(lái)看，沙二段原油也具有沙一段、沙三段、沙四段混源的特征，進(jìn)一步證明了油氣垂向運(yùn)移通道的重要性。

2.5 保存條件

錦州20-2北油田多個(gè)斷塊含油特征與其控圈斷層良好的保存條件密切相關(guān)，其根本原因在于該油田的多個(gè)斷塊構(gòu)造均處于擠壓應(yīng)力狀態(tài)。在伸展應(yīng)力作用下，控圈斷層處于明顯的開(kāi)啟狀態(tài)，難以阻止流體運(yùn)移，不利于油氣的聚集，容易導(dǎo)致烴類發(fā)生散失作用。而對(duì)于具有擠壓應(yīng)力狀態(tài)的構(gòu)造而言，一方面，斷層面的閉合程度隨著擠壓作用的增加而不斷增大，導(dǎo)致保存條件不斷得到改善；另一方面，隨著斷面閉合程度的增加，地層會(huì)出現(xiàn)旋鈕現(xiàn)象，斷層泥也更為發(fā)育，在斷層的擠壓部位就具備了抑制流體運(yùn)移的重要條件。上文關(guān)于錦州20-2北油田剖面特征的描述充分說(shuō)明了該構(gòu)造經(jīng)歷過(guò)強(qiáng)烈的擠壓作用，這種作用甚至可以抵消其他不利于油氣保存條件的影響，成為控制油氣成藏的重要作用之一。如從地震剖面上來(lái)看，該油田F3斷層兩側(cè)甚至出現(xiàn)“0”斷距的現(xiàn)象，斷層兩側(cè)“砂-砂對(duì)接”明顯，但油水界面的高度之差>30 m，相同層位油藏的地層流體壓力明顯分布在43.1～44.2 MPa和43.6～46.3 MPa兩個(gè)區(qū)間(圖8)，表現(xiàn)為兩個(gè)流體壓力系統(tǒng)，充分說(shuō)明斷層分隔作用明顯，擠壓應(yīng)力對(duì)油氣的保存具有決定性作用。

圖8 地層壓力隨深度變化關(guān)系圖Fig.8 Diagram showing the variation of formation pressure with depth

3 油氣成藏過(guò)程

3.1 流體包裹體鏡下特征

儲(chǔ)層孔隙、裂隙或者成巖礦物等在結(jié)晶生長(zhǎng)的同時(shí)捕獲地層流體，從而形成流體包裹體，根據(jù)其產(chǎn)狀、發(fā)育位置、熒光顏色、均一溫度等特征，可以推測(cè)油氣充注的時(shí)間以及期次[23-24]。錦州20-2北油田流體包裹體在顯微鏡下顯示，沙二段儲(chǔ)層中發(fā)育大量的烴類包裹體，形狀多樣，包括橢球形和長(zhǎng)條形等不規(guī)則形態(tài)，大小主要為2～10 μm，主要分布于石英顆粒內(nèi)裂縫及膠結(jié)物中，在單偏光下烴類包裹體多呈現(xiàn)淺褐色、無(wú)色，在激發(fā)熒光下烴類包裹體呈現(xiàn)黃色、藍(lán)白色熒光或者無(wú)熒光。

根據(jù)流體包裹體類型和熒光顏色，沙二段儲(chǔ)層主要發(fā)育3種烴類包裹體：第一類是發(fā)黃色熒光的液態(tài)烴包裹體，單偏光下呈現(xiàn)淺褐色(圖9-A)；第二類是發(fā)藍(lán)白色熒光的液態(tài)烴包裹體，單偏光下呈現(xiàn)淺褐色(圖9-B)；第三類是不發(fā)熒光的氣態(tài)烴包裹體，單偏光為無(wú)色透明(圖9-C)。液態(tài)烴包裹體熒光顏色較強(qiáng)，表明該區(qū)原油的品性質(zhì)較好，油氣成熟度較高。

3.2 流體包裹體均一溫度

流體包裹體的均一溫度可以代表捕獲包裹體時(shí)的儲(chǔ)層溫度，烴類包裹體中有機(jī)質(zhì)存在不穩(wěn)定性以及成分的差異性，導(dǎo)致其均一溫度具有較大變化；而與烴類包裹體同期共生的鹽水包裹體均一溫度具有較好的穩(wěn)定性，因此根據(jù)烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度，結(jié)合單井埋藏史即可推測(cè)油氣充注的時(shí)間和期次[25-26]。錦州20-2北油田沙二段儲(chǔ)層樣品中與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度均在100～140℃，主要分布在100～115℃和120～140℃兩個(gè)主溫度區(qū)間，雙峰形態(tài)明顯(圖10)，表明錦州20-2北油田發(fā)生過(guò)至少2期油氣充注。其中，早期儲(chǔ)層捕獲包裹體時(shí)的溫度峰值在100～105℃，晚期儲(chǔ)層捕獲包裹體時(shí)的溫度峰值在120～125℃；從烴類包裹體豐度的統(tǒng)計(jì)結(jié)果來(lái)看，晚期烴類包裹體的體積分?jǐn)?shù)可以達(dá)到10%～20%，而早期烴類包裹體的體積分?jǐn)?shù)不超過(guò)5%，說(shuō)明晚期烴類包裹體豐度明顯高于早期，表明錦州20-2北油田沙二段儲(chǔ)層晚期油氣充注能力要明顯強(qiáng)于早期。

3.3 埋藏史與成藏期次分析

根據(jù)錦州20-2北油田流體包裹體均一溫度分布，結(jié)合單井埋藏史特征，確定了該區(qū)油氣藏形成的期次和時(shí)間。劃分的儲(chǔ)層與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度有100～105℃和120～125℃兩個(gè)主峰溫度，對(duì)應(yīng)包裹體形成的時(shí)期分別為13～7.5 Ma B.P.和1.5 Ma B.P.至今，表明該區(qū)存在2期成藏，早期油氣成藏時(shí)間為館陶組至明下段沉積時(shí)期(13～7.5 Ma B.P.)，晚期成藏時(shí)間為平原組沉積時(shí)期(1.5 Ma B.P.至今)，且以晚期油氣充注為主(圖11)。

圖9 錦州20-2北油田沙二段有機(jī)包裹體顯微照片F(xiàn)ig.9 Microphotographs showing organic inclusion in the Member 2 of Shahejie Formation,JZ20-2N Oilfield(A)石英顆粒內(nèi)裂紋及膠結(jié)物中見(jiàn)黃色熒光油包裹體，JZ20-2N-1井,深度 3 228 m，(A1)單偏光，(A2)激發(fā)熒光;(B)石英顆粒膠結(jié)物中發(fā)藍(lán)白色熒光的油包裹體，JZ20-2N-3井，深度 3 236 m，(B1)單偏光，(B2)激發(fā)熒光;(C)石英內(nèi)裂縫中不發(fā)熒光的純氣烴包裹體,JZ20-2N-3井,深度 3 189 m,(C1)單偏光，(C2)激發(fā)熒光

圖10 錦州20-2北油田沙二段流體包裹體均一溫度分布直方圖Fig.10 Histogram showing fluid inclusion homogenization temperature of the Member 2 of Shahejie Formation,JZ20-2N Oilfield

3.4 油氣動(dòng)態(tài)成藏過(guò)程分析

成藏期的分析表明該油田存在2期油氣充注。館陶組沉積時(shí)期(23.3～12 Ma B.P.)烴源巖剛成熟，生成的原油通過(guò)斷層、砂體、不整合面在沙二段、沙三段儲(chǔ)層中聚集。這一時(shí)期原油成熟度一般，且油氣充注能力相對(duì)較弱，因此液態(tài)烴包裹體呈現(xiàn)黃色熒光，包裹體豐度較低。平原組沉積時(shí)期(2.6 Ma B.P.至今)，沙四段、沙三段、沙一段烴源巖都已經(jīng)達(dá)到高成熟階段，凹陷中心處已進(jìn)入高溫生氣階段，烴源巖生成的原油成熟度較高，同時(shí)開(kāi)始生氣，因此液態(tài)烴包裹體呈現(xiàn)藍(lán)白色熒光，同時(shí)可以找到不發(fā)熒光的純氣態(tài)烴類包裹體。此外，這一時(shí)期與渤海海域的新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的時(shí)間相匹配[27-29]，由于新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)先存斷裂的活化作用，導(dǎo)致油氣運(yùn)移活躍，油氣充注能力強(qiáng)，油氣自遼西北洼和遼中北洼的沙四段、沙三段和沙一段烴源巖通過(guò)斷層、砂體及不整合面運(yùn)移至錦州20-2北油田沙二段聚集成藏(圖12)。該期包裹體豐度很高。

4 結(jié) 論

a.遼西北洼和遼中北洼均發(fā)育沙四段、沙三段、沙一段、東三段4套烴源巖，有機(jī)質(zhì)豐度和類型整體較好，沙一段以下層位烴源巖均已進(jìn)入生油高峰階段，洼陷中心沙四段烴源巖已進(jìn)入高溫生氣階段，錦州20-2北油田緊鄰遼西北洼和遼中北洼，具有雙洼多源供烴優(yōu)勢(shì)。

b.錦州20-2北油田沙二段砂巖儲(chǔ)層以辮狀河三角洲沉積為主，其沉積微相主要為水下分流河道和河口壩，整體上為發(fā)育中等孔滲的儲(chǔ)層，孔隙度為9.7%～21.3%，滲透率為(0.01～2 212.45)×10-3μm2，水下分流河道微相的孔滲性略微優(yōu)于河口壩微相。

圖11 錦州20-2北油田沙二段包裹體均一溫度地史模擬投影結(jié)果Fig.11 Geothermal history simulation by homogenization temperature of fluid inclusions for the JZ20-2N Oilfield

圖12 錦州20-2北油田油氣成藏模式Fig.12 The hydrocarbon accumulation model for the JZ20-2N Oilfield

c.錦州20-2北油田構(gòu)造受遼西三號(hào)斷層控制，構(gòu)造主體位于其下降盤(pán)，并受其派生斷層的影響使得構(gòu)造進(jìn)一步復(fù)雜化，形成一個(gè)典型的斷塊型圈閉群，斷層控制著圈閉高點(diǎn)發(fā)育的位置；同時(shí)該構(gòu)造的擠壓應(yīng)力作用對(duì)油氣的運(yùn)移和保存條件具有重要意義。

d.錦州20-2北油田流體包裹體主要分布于石英顆粒內(nèi)裂縫及膠結(jié)物中，分為發(fā)黃色熒光的液烴包裹體、發(fā)藍(lán)白色熒光的液烴包裹體和不發(fā)熒光的氣態(tài)包裹體3種類型；包裹體均一溫度顯示存在2個(gè)峰值溫度區(qū)間，分別對(duì)應(yīng)于館陶組至明下段、平原組2個(gè)油氣充注時(shí)期，其中平原組為主力油氣充注時(shí)期。