粟 莉，楊鵬程，張 昆，許 夢，白玉洪

（1.中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發(fā)研究院，上海 200120；2.中石化海洋石油工程有限公司上海特殊作業(yè)分公司，上海 200137）

含油氣盆地油氣分布規(guī)律及控制因素研究是石油地質(zhì)學(xué)研究的重要理論問題，涉及到成藏要素的各個方面以及有機(jī)組合。劉震等（2006）對二連盆地巖性油氣富集因素進(jìn)行了研究，認(rèn)為豐富的油源、優(yōu)質(zhì)的砂巖體圈閉和存在匯流通道是油氣富集的物質(zhì)基礎(chǔ)[1]；蔣有錄等（2011）對渤海灣盆地的油氣富集主控因素進(jìn)行了研究，認(rèn)為富生烴洼陷、儲蓋配置、油源斷裂及輸導(dǎo)體系往往是陸相斷陷盆地油氣富集的主要控制因素[2]；平貴東等（2013）對海拉爾盆地烏爾遜-貝爾凹陷油氣富集規(guī)律及主控因素進(jìn)行了分析，認(rèn)為長期活動的斷層和區(qū)域性蓋層共同控制油氣富集層位，優(yōu)質(zhì)烴源巖和優(yōu)質(zhì)儲層共同控制油氣分布范圍，反向斷層、隆起帶和扇體前緣控制油氣聚集的部位[3]?？梢?，不同盆地的油氣成藏條件不同，油氣富集的控制因素也必然有所差異，并且在長期實踐中，同一盆地不同構(gòu)造部位，油氣差異富集控制因素也不同。

W 構(gòu)造位于北部灣盆地北部坳陷的潿西南低凸起西斜坡，該構(gòu)造鉆井揭示油氣具有差異富集的特點，平面上既有潿a 井“千噸井”，又有潿b 井失利井；縱向上以潿三段W3Ⅱ和W3Ⅲ砂層組油氣最富集，其它層系油氣富集程度低。而差異富集的主控因素尚不明確，這極大制約了下一步的油氣勘探。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

潿西探區(qū)位于北部灣盆地北部坳陷西部，涉及的三級構(gòu)造單元主要有潿西南凹陷、海中凹陷以及潿西南低凸起（圖1(a)）。W 構(gòu)造位于潿西南低凸起西斜坡，緊鄰潿西南凹陷D 洼，是南部的3 號斷層和北部的Fb 斷層夾持的鼻狀構(gòu)造，中間被Fc 斷層、Fd 斷層切割，分成了東、西、南、北四個斷塊（圖1(b)）。

新生代以來北部坳陷主要經(jīng)歷了古近紀(jì)的裂陷期和新近紀(jì)的拗陷期兩個階段，分別沉積了陸相環(huán)境的古近系和海相環(huán)境的新近系地層，古近系自下而上依次為古新統(tǒng)長流組、始新統(tǒng)流沙港組和漸新統(tǒng)潿洲組。其中流沙港組一段、二段是主要的優(yōu)質(zhì)烴源巖層系[5]，為湖相沉積環(huán)境，發(fā)育大套泥頁巖；古近系地層發(fā)育兩套儲蓋組合，第一套以流三段濱淺湖三角洲相砂巖為儲層，以流一段、流二段泥巖為蓋層；第二套以潿洲組潿三段、潿四段三角洲河道砂體為儲層，以潿一段、潿二段泥巖為蓋層（圖1(c)）。

W 構(gòu)造目前有四口鉆井，分別是西塊的潿a 井、北塊的潿b 井、南塊的潿c 井以及東塊的潿d 井（圖1(b)）。從油氣分布來看（圖2），潿b 井為失利井，全井未見油氣顯示，其余三口井雖有油氣發(fā)現(xiàn)，但油氣富集層位有很大的差異。整體來看，油層主要分布在潿洲組，集中在W3Ⅱ砂層組、W3Ⅲ砂層組，但潿c 井在流沙港組也發(fā)現(xiàn)了薄油層。油氣顯示來看，從低部位的潿a 井向高部位的潿c 井、潿d 井油氣顯示層數(shù)及厚度均有所減少，油氣分布層系上移。流沙港組見到油層及顯示層則表明了油氣既有向上部潿洲組的運(yùn)移，也有向下部流沙港組的排烴。本次研究從油氣成藏關(guān)鍵要素對比入手，在明確油氣來源與成藏期次的前提下，重點研究了輸導(dǎo)體系和保存條件對差異富集的控制作用。

圖2 砂體連井及各井油氣層分布Fig.2 Sand body connecting well diagram and distribution of oil and gas layers in each well

2 油氣來源與成藏期次

2.1 油氣性質(zhì)與來源

W 構(gòu)造原油根據(jù)物理性質(zhì)差異主要可以分為兩類：輕質(zhì)油和中質(zhì)油。整體來看，低部位的潿a 井W3Ⅱa+b 油層、W3Ⅱc 油層以及潿c 井下部W3Ⅲb+c 油層、L2 油層均為輕質(zhì)油；中質(zhì)油則主要是潿c 井上部W3Ⅱc 油層以及高部位潿d 井的W3Ⅰb 油層、W4Ⅱ油層。潿c 井中質(zhì)油的典型特點為原油密度大于等于0.9 g/cm3，黏度較大，可達(dá)21.92 mPa·s，氣油比較低，僅39 m3/m3，輕組分的飽和烴含量較低，僅43%；重組分的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高，分別為24.27%和5.4%，含蠟量4.35%，凝固點7 ℃。

雖然原油物性存在很大的差異性，但反映原油成因的生物標(biāo)志物特征卻基本相同（圖3）。原油飽和烴色譜姥植比Pr/Ph＜3，指示偏還原的沉積環(huán)境；伽馬蠟烷Gam 含量很低，Gam/C30H（伽馬蠟烷/C30藿烷）＜0.05，指示了淡水的沉積環(huán)境；規(guī)則甾烷分布形式上以C27ααα20R（C27規(guī)則甾烷）為主，也有較高的C29ααα20R（C29規(guī)則甾烷），表明原油主要生源為藻類等低等生物，也有高等植物的貢獻(xiàn)。甾烷成熟度C29ααα20S/20S+20R 大于0.4，表明原油已成熟，因此，W 構(gòu)造原油應(yīng)該同源，均以偏還原淡水沉積環(huán)境的藻類生源為主。

圖3 原油和烴源巖生物標(biāo)志化合物參數(shù)Fig.3 Parameters of biomarker compounds of crude oil and source rocks

原油生源特征與探區(qū)流沙港組優(yōu)質(zhì)烴源巖的生源特征一致[6]，表明原油主要來自于流沙港組烴源巖。利用反映有機(jī)質(zhì)沉積環(huán)境、母質(zhì)來源的生物標(biāo)志物進(jìn)行了多參數(shù)油源對比（圖3），同樣證實了原油主要來自于流沙港組烴源巖。此外，原油成熟度較高，高于井區(qū)烴源巖的成熟度，因此推測原油主要是生烴凹陷的成熟原油運(yùn)移而來。

2.2 運(yùn)移方向

前人研究認(rèn)為：潿西南低凸起自始新世末期就開始抬升，抬升強(qiáng)度先由強(qiáng)減弱，再到漸新世末地層抬升剝蝕強(qiáng)烈[7]，潿西南低凸起及周緣的地層剝蝕區(qū)主要受漸新世末期的褶皺控制[8]。因此，潿西南低凸起作為繼承性的古隆起是油氣運(yùn)移的優(yōu)勢方向，潿西南凹陷和海中凹陷可雙向供烴。

從原油性質(zhì)來看，以原油密度、黏度、氣油比和含蠟量作為四邊形的四個端點，若運(yùn)移過程以氧化作用為主，則會出現(xiàn)密度、黏度增大，氣油比降低，含蠟量降低的特點，四邊形縱向變長；反之，若運(yùn)移過程以層析作用為主，原油性質(zhì)則出現(xiàn)相反的變化規(guī)律，即四邊形橫向變長。比較潿a 井、潿c 井、潿d 井的原油性質(zhì)，顯然，潿c井的W3Ⅱc 原油以及潿d 井原油表現(xiàn)出一定的氧化作用的特征，而潿a 井原油則體現(xiàn)出層析作用的特點（圖4）。

原油芳烴二苯并噻吩類化合物4-/1-MDBT（甲基二苯并噻吩異構(gòu)體）,2,4-/1,4- DMDBT（二甲基二苯并噻吩異構(gòu)體）值兼具表征有機(jī)質(zhì)成熟度以及油氣運(yùn)移的屬性[9]，沿油氣運(yùn)移方向比值降低（王鐵冠，2005）。從圖4中這一指標(biāo)看，盡管推測油氣主要來自于潿西南D 洼，潿c 井油氣成藏的運(yùn)移距離比潿a 井更遠(yuǎn)。

圖4 過潿a 井、潿c 井、潿d 井油藏剖面圖（平面位置見圖1（b）A-A '）Fig.4 Reservoir cross section of Well Wei a,Well Wei c and Well Wei d ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) A-A ')

2.3 成藏期次

潿a 井流二段烴源巖94%為暗色泥巖，厚度413 m，有機(jī)碳含量平均2%左右，氯仿“A”含量平均0.17 %，干酪根類型為II1-II2型，評價為優(yōu)質(zhì)烴源巖，與潿西南D 洼流二段優(yōu)質(zhì)烴源巖有機(jī)質(zhì)特征相似、形成條件相同[6]，推測油氣來源以潿西南D 洼為主，海中凹陷為輔。

基于這樣的實測資料及前人研究成果，在D洼虛擬一口鉆井A（圖1(a)）模擬主力烴源巖的生排烴特征，結(jié)合鉆井實測流體包裹體特征綜合確定了W 構(gòu)造的油氣成藏期次，結(jié)果顯示油氣成藏期較晚，為中中新世至現(xiàn)今。

烴源巖的主力生排烴時期能夠定性分析油氣成藏時期，因為油氣成藏時期總是晚于油氣開始生成及排出時期。D 洼流二段烴源巖排烴模擬結(jié)果顯示主力排烴期為中中新世之后（圖5），對應(yīng)的構(gòu)造運(yùn)動為東沙運(yùn)動（圖1(c)），并且東沙運(yùn)動的主應(yīng)力方向與主控斷層Fc、Fd 斷層小角度相交，有利于斷層垂向的開啟和油氣運(yùn)移。

圖5 D 洼流二段虛擬井排烴速率模擬Fig.5 Simulation of hydrocarbon expulsion rate of virtual well of Liushagang Formation II in the Sub-Sag D

潿c 井潿三段包裹體特征顯示潿c 井基本無烴類包裹體，油氣只賦存在孔隙和膠結(jié)物中，GOI 較低，表明油氣充注時間較晚；鹽水包裹體主要為次生包裹體，發(fā)育在切穿石英顆粒的裂隙和石英的次生加大邊中，包裹體測溫集中在90.5～99.6 ℃，高于儲層現(xiàn)今的地層溫度（74 ℃），推測有異常熱事件的影響，或者指示其為新近熱流體活動的結(jié)果。流體活動期距今時間短，尚未與周圍地層的背景環(huán)境溫度相融合、協(xié)調(diào)，指示了晚期成藏的特征。

3 輸導(dǎo)體系

輸導(dǎo)體系是連接油源與油氣藏的重要橋梁，是油氣富集的首要條件。W 構(gòu)造的輸導(dǎo)體系主要由油源斷裂以及砂巖輸導(dǎo)層組成。

3.1 油源斷裂

W 構(gòu)造主要斷裂包括控圈的3 號斷裂、Fb 斷裂、Fc 斷裂以及Fd 斷裂，根據(jù)斷層與成熟烴源巖的分布、斷層面傾向以及斷層斷穿層位等綜合分析，認(rèn)為Fd 斷裂北端及伴生斷裂是W 構(gòu)造的主要油源斷裂。

海中凹陷目前缺少流二段烴源巖的實測資料，因此3 號斷裂暫不作為油源斷裂參與分析。而Fb斷裂、Fc 斷裂以及Fd 斷裂與潿西南凹陷D 洼流二段烴源巖相通，斷裂經(jīng)歷了先張后壓的發(fā)展過程，并影響了W 構(gòu)造的潿a、潿b、潿c、潿d 井的成藏差異。

潿a 井所在斷塊四邊正斷層皆系油源斷裂，東側(cè)受油源斷裂Fd 控制，處下降盤位置；南側(cè)受油源斷裂Fc 控制，處上升盤位置（圖1(b)）。其西側(cè)斷裂處于下降盤，南側(cè)斷裂處于上升盤。這些斷裂均是近45°角的正斷層，因此對斷層兩側(cè)的油氣疏導(dǎo)能力必然存在差異。差異之一，下降盤有潿洲組砂體錯斷后直接與深部流二段烴源巖對接的機(jī)會；差異之二，斷面傾向之上的地層屬于流體勢高壓向低壓，有利于疏導(dǎo)。斷面傾向之下的斷裂屬于流體勢低壓向高壓，不利于疏導(dǎo)。綜上所述，潿a 井東西兩側(cè)斷裂疏導(dǎo)有利，因此，成藏條件滿足。

潿b 井所在斷塊三邊均為油源斷裂，東側(cè)受油源斷裂Fb 控制，處上升盤位置；而南側(cè)油源斷裂亦處于上升盤位置，其西側(cè)斷裂為Fd，也處于上升盤（圖1(b)）。因此，油氣疏導(dǎo)極為不利，成藏條件不滿足。況且，潿b 井所在斷塊在地層上傾方向上與不整合面直接接觸，對成藏也極為不利（圖6）。

潿c 井所在斷塊三邊為斷裂包圍，東側(cè)受油源斷裂Fd 控制，處下降盤位置；北側(cè)受油源斷裂Fc 控制，處下降盤位置（圖1(b)）。其南側(cè)與3號斷裂接觸，處于上升盤位置（圖6）。綜上所述，潿c 井北西兩側(cè)斷裂疏導(dǎo)有利，因此，成藏條件滿足。

圖6 過主要斷裂剖面（平面位置見圖1（b）B-B '、C-C '）Fig.6 Cross section of main fault ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) B-B ',C-C ' )

潿d 井所在斷塊斷裂較多，其北側(cè)受油源斷裂Fc 控制，處下降盤位置；西側(cè)受油源斷裂Fd控制，處上升盤位置（圖1(b)）。其南側(cè)與3 號斷裂接觸，處于上升盤位置（圖6）。綜上所述，潿d 井南側(cè)油源斷裂疏導(dǎo)有利，因此，成藏條件滿足。

3.2 砂巖輸導(dǎo)層

鉆井揭示了W 構(gòu)造主要砂巖輸導(dǎo)層是潿三段、潿四段的三角洲平原-前緣的砂體。從砂巖發(fā)育程度來看，潿三段的W3Ⅱ砂層組、W3Ⅲ砂層組、W3Ⅳ砂層組以及W4Ⅱ砂層組砂巖發(fā)育程度好，其中W3Ⅱ砂層砂地比44.2%～73.9%，砂巖總厚度115.4～138 m，砂巖單層最大厚度10.8～86.7 m；W3Ⅲ砂層組砂地比49.7%～73.1%，砂巖總厚度79.2～93.3 m，砂巖單層最大厚度7.1～41.3 m，具有砂地比高、砂巖總厚度大、砂巖單層厚度大的特點（圖2），為W 構(gòu)造優(yōu)勢輸導(dǎo)層。

物性方面，W 構(gòu)造潿三段和潿四段物性整體較好，其中又以W3Ⅱ 和W3Ⅲ 砂組的物性最佳（圖7）。W3Ⅱ 砂組砂巖單井孔隙度平均值為17.1%～23.2%，單井滲透率平均值為67.4～169.0×10-3μm2；W3Ⅲ 砂組砂巖單井孔隙度平均值為18.2%～23.3%，單井滲透率平均值為(36.8～203.1)×10-3μm2。而W3Ⅱ 和W3Ⅲ 砂組也是W 構(gòu)造油氣富集的主要層位，因此W3Ⅱ和W3Ⅲ 砂組是區(qū)域蓋層之下的優(yōu)勢砂巖輸導(dǎo)層，是油氣運(yùn)移的主要層位。

圖7 潿a 井-潿c 井-潿d 井-潿b 井儲層物性剖面Fig.7 Reservoir physical property section of Well Wei a- Well Wei c- Well Wei d- Well Wei b

宋國奇（2012）[10]結(jié)合砂巖物性和傾角提出了定量評價砂巖輸導(dǎo)能力的參數(shù)，公式如下：S=θ/h，其中S為輸導(dǎo)能力參數(shù)，kg/m；θ為砂體傾角，°；h為臨界油柱高度，m。該公式中θ代表了浮力沿傾角方向的作用力，體現(xiàn)了油氣充注的動力；h為臨界油柱高度，指油氣在浮力驅(qū)動下要克服砂巖毛細(xì)管力需要聚集的單位面積最小油柱高度，最終取決于砂巖的物性，代表了運(yùn)移的毛管阻力。因此，傾角θ越大，臨界油柱高度h越小，S越大，輸導(dǎo)能力越強(qiáng)。對W 構(gòu)造不同斷塊不同砂層組的輸導(dǎo)能力參數(shù)進(jìn)行了計算，同時參考了砂巖厚度、砂巖分布范圍參數(shù)（圖8），結(jié)果顯示W(wǎng)3Ⅱ砂層組、W3Ⅲ砂層組是W 構(gòu)造區(qū)域蓋層下的優(yōu)勢砂巖輸導(dǎo)層，W4 I 砂層組、W4 II砂層組是次一級優(yōu)勢疏導(dǎo)層。

圖8 砂巖輸導(dǎo)能力-砂巖厚度/長度交會圖Fig.8 Crossplot of sandstone transport capacity-sandstone thickness / length

4 保存條件

4.1 區(qū)域蓋層

潿一段、潿二段的厚層泥巖是W 構(gòu)造的區(qū)域蓋層，南海運(yùn)動（圖1(c)）導(dǎo)致蓋層厚度往東部高部位減薄，北塊高部位有區(qū)域蓋層剝蝕的情況，導(dǎo)致了潿三段、潿四段的砂體與不整合之上的下洋組海相砂礫巖接觸引起油氣散失，而這也是北塊潿b 井失利的主要原因（圖9(b)）。另外，區(qū)域蓋層對油氣的控制還表現(xiàn)在油氣緊鄰區(qū)域蓋層分布，W3Ⅱ砂層組、W3Ⅲ砂層組距區(qū)域蓋層距離近，油氣縱向上保存條件好。通過鄰井井深1 715 m 的取心資料對泥巖蓋層進(jìn)行定量評價，泥巖蓋層突破壓力為5.55 MPa、中值半徑為6.94 nm、孔隙度一般小于7%、擴(kuò)散系數(shù)為5.388 6×10-6cm2·s-1，封蓋質(zhì)量可達(dá)到II 類，屬于良好的區(qū)域蓋層。鉆井揭示，潿西南凹陷D 洼潿二段厚度大、泥質(zhì)含量較高且泥巖單層厚度大，其中潿a 井區(qū)域蓋層厚度455 m，垂深1 512.8～1 967.8 m，單層最大厚度33 m，泥巖單層厚度和連續(xù)厚度均較大，封蓋性最好；c 井、d 井區(qū)域蓋層厚度均小于200 m，泥地比大于50%，單層最大10～20 m，封蓋性較好；說明越靠近D 洼內(nèi)部，區(qū)域蓋層封蓋性越好（圖9(a)）。

圖9 潿洲組區(qū)域蓋層厚度及過潿b 井巖性示意圖Fig.9 Regional caprock thickness of Weizhou Formation and lithology diagram of Well Wei b

4.2 斷層封堵性

在油氣運(yùn)移聚集過程中，斷層既可成為油氣運(yùn)移的通道，又可成為油氣聚集的遮擋物，對油氣聚集分布有重要的控制作用。斷層封閉能力主要取決于斷裂帶物質(zhì)及其兩側(cè)巖性的排替壓力，斷層封閉性的影響因素較多，主要有對接封閉、斷層巖封閉以及膠結(jié)封閉[11]（呂延防，2010）。RiehardG.Gibson (1994)定量研究了頁巖涂抹系數(shù)SSF 與斷層封閉性的關(guān)系，并建立了SSF 與烴柱高度的關(guān)系[12]。目前，針對斷層封閉性的研究方法已經(jīng)逐漸由定性向定量方向發(fā)展，目前主要有砂泥巖對接概率法、泥巖涂抹因子法、斷面正壓力法以及組合評價等。

針對W 構(gòu)造潿三段、潿四段砂巖發(fā)育程度高、兩盤砂巖對接概率大的情況，本次主要從直接蓋層發(fā)育情況及泥巖涂抹因子數(shù)據(jù)兩方面對斷層封堵性進(jìn)行研究。一方面對單井的直接泥巖蓋層厚度及泥巖百分含量進(jìn)行統(tǒng)計，結(jié)果表明，直接蓋層發(fā)育程度高，對應(yīng)的含油氣概率大（圖10(a)）；同時對油柱高度進(jìn)行統(tǒng)計，與泥巖發(fā)育程度進(jìn)行擬合，擬合結(jié)果顯示二者具有良好的線性關(guān)系，泥巖發(fā)育程度高，對應(yīng)的含油高度越大（圖10(b)）。另一方面計算主要過井剖面的泥巖涂抹因子SGR，結(jié)果同樣顯示SGR 越大，對應(yīng)的含油概率越大（圖10(c)）。

圖10 斷層封堵性定量表示圖Fig.10 Quantitative representation of fault sealing

根據(jù)擬合公式定量計算潿a 井未揭示油氣砂層組的含油高度（圖10(d)），結(jié)合泥巖涂抹因子SGR 計算潿a 井沿井軌跡含油高度，計算結(jié)果同樣證實了泥巖直接蓋層對斷層封堵的重要作用。鉆井揭示潿a 井W3Ⅲ砂層組、W3Ⅳ砂層組、W4Ⅱ砂層組沒有油氣顯示，但是井上傾方向靠近斷層部位有預(yù)測油層，只是充滿度低，油層分布范圍局限。這是由于這三套砂層組直接泥巖蓋層厚度相對較小，導(dǎo)致泥巖涂抹能力差，斷層排替壓力差小，縱向上封堵的油柱高度低，W 構(gòu)造油氣縱向上差異富集與直接泥巖蓋層密切相關(guān)（圖11）。

圖11 潿a 井沿井軌跡含油高度預(yù)測（平面位置見圖1（b）E-E '）Fig.11 Prediction of oil-bearing height along wellbore trajectory of Well Wei a ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) E-E ' )

5 油氣成藏過程

中中新世末期，D 洼流二段烴源巖成熟并大量排烴，一部分油氣沿油源斷裂及伴生斷裂以優(yōu)先上傾方向地層的方式輸導(dǎo)進(jìn)入潿三段、潿四段儲層，然后沿著砂體向斜坡高部位運(yùn)移，其中W3Ⅱ、W3Ⅲ砂層組是區(qū)域蓋層下的優(yōu)勢砂巖輸導(dǎo)層；另一部分油氣以斷層錯斷烴儲對接的排烴方式進(jìn)入流三段儲層，并沿著流三段向高部位輸導(dǎo)，形成了立體輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)。在油氣沿高效輸導(dǎo)層運(yùn)移過程中受到斷層遮擋不同程度地聚集成藏，其中W3Ⅱ、W3Ⅲ砂層組直接蓋層更為發(fā)育，泥巖涂抹能力強(qiáng)，斷層封閉的油柱高度更大，油氣更為富集。同時，不同斷塊之間由于區(qū)域蓋層發(fā)育程度的差異及輸導(dǎo)層與油源斷裂關(guān)系的差異導(dǎo)致油氣在平面上差異富集，油氣主要富集在區(qū)域蓋層更發(fā)育、源儲關(guān)系更好的西塊和南塊。高部位潿c 井W3Ⅱc 油層、潿d 井W3Ⅰb 油層在成藏后遭受了輕微生物降解作用，原油物性稍微變大。綜上所述，在油氣輸導(dǎo)及保存條件雙重因素影響下，W 構(gòu)造最終形成了平面和縱向的油氣差異富集特征（圖12）。

圖12 立體成藏模式圖（平面位置見圖1（b）F-F '，G-G '）Fig.12 Stereoscopic hydrocarbon accumulation model ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) F-F ',G-G ' )

6 結(jié)論

（1）W 構(gòu)造油源主要來自于D 洼流二段源巖，W 構(gòu)造油藏為晚期成藏，成藏期為中中新世至現(xiàn)今。

（2）W3Ⅱ砂層組、W3Ⅲ砂層組是區(qū)域蓋層下的優(yōu)勢砂巖輸導(dǎo)層，是油氣運(yùn)聚的主要通道，受油源斷裂發(fā)育與區(qū)域蓋層分布的影響，潿b 井失利，這是油氣平面上差異富集的主要原因。

（3）直接泥巖蓋層的發(fā)育程度決定了斷層不同位置泥巖涂抹能力，進(jìn)而決定了油氣縱向上含油高度的差異，這是油氣垂向上差異富集的主要控制因素。