王浩然，宿碧霖，付 廣

1.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318；

2.中國(guó)石油大慶油田公司第四采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江大慶163318

0 引言

油氣輸導(dǎo)體系中，主要包括斷裂、砂巖輸導(dǎo)層和不整合面等3 個(gè)要素，其中砂巖輸導(dǎo)層和不整合面通常只對(duì)油氣側(cè)向運(yùn)移起到輸導(dǎo)作用，而斷裂則主要對(duì)油氣垂向運(yùn)移起輸導(dǎo)作用.油源斷裂通常指連接有效源巖層與儲(chǔ)集層，并且在油氣成藏期活動(dòng)開啟的斷裂.油源斷裂作為垂向輸導(dǎo)油氣的重要斷裂類型，在其垂向輸導(dǎo)油氣過程中，油氣也并非沿整個(gè)斷面進(jìn)行垂向運(yùn)移，而是集中于油源斷裂斷面的少數(shù)部位進(jìn)行垂向運(yùn)移，其運(yùn)移過程呈現(xiàn)強(qiáng)烈的非均一性，存在油源斷裂輸導(dǎo)油氣的優(yōu)勢(shì)路徑.油源斷裂是油氣成藏過程中的重要橋梁和紐帶，前人曾圍繞油源斷裂不同時(shí)期和不同部位的輸導(dǎo)油氣能力開展過研究，認(rèn)為油源斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力差異主要取決于斷裂活動(dòng)性的不同［1-3］，而油源斷裂不同部位輸導(dǎo)油氣能力差異主要取決于斷裂內(nèi)部結(jié)構(gòu)的不同［4-6］.對(duì)油源斷裂不同部位輸導(dǎo)油氣能力差異性的研究，即油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑研究，前人主要根據(jù)斷面形態(tài)以及斷面流體勢(shì)能展布識(shí)別油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑［7-9］，并沒有考慮不同時(shí)期斷裂活動(dòng)性與斷裂內(nèi)部巖性對(duì)油源斷裂輸導(dǎo)油氣能力的影響，導(dǎo)致油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑識(shí)別不全面，油氣勘探有利目標(biāo)預(yù)測(cè)不準(zhǔn)確.

因此，通過綜合油源斷裂活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑、斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑和油源斷裂內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑，可以全面合理地識(shí)別油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑，進(jìn)而對(duì)油氣勘探起到更加精確的預(yù)測(cè)作用.

1 油源斷裂厘定及輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑控制因素

在對(duì)油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑展開研究之前，首先需要厘定出油源斷裂.根據(jù)油源斷裂的定義，首先需要明確研究區(qū)內(nèi)主要的有效源巖層位、儲(chǔ)集層位以及油氣成藏期，然后在地震剖面上根據(jù)斷裂穿層性特征分析斷裂是否斷穿主要的有效源巖層位和儲(chǔ)集層位，并且在油氣成藏期呈現(xiàn)活動(dòng)開啟的特征（主要以油氣成藏期沉積地層頂?shù)捉缑嫣帞嗔褦嗑嘀挡煌瑸橐罁?jù)），當(dāng)滿足以上條件時(shí)可以將其厘定為油源斷裂.

在厘定出油源斷裂之后，要分析其輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑的控制因素，需要對(duì)油源斷裂的內(nèi)部結(jié)構(gòu)以及輸導(dǎo)油氣時(shí)期進(jìn)行分析.前人研究表明［10-11］，油源斷裂內(nèi)部主要發(fā)育二元結(jié)構(gòu)，中間層為斷層核，斷層核兩側(cè)為破碎帶.斷層核通常由斷層兩盤地層巖石強(qiáng)烈錯(cuò)動(dòng)相互切割產(chǎn)生的碎裂巖組成，而斷層核兩側(cè)的破碎帶通常是斷層兩盤地層巖石在相互錯(cuò)動(dòng)的剪切應(yīng)力作用下產(chǎn)生的裂縫密集帶.油源斷裂內(nèi)部的二元結(jié)構(gòu)規(guī)模變化不一，也可能存在結(jié)構(gòu)缺失的現(xiàn)象.油源斷裂內(nèi)部的二元結(jié)構(gòu)均可作為輸導(dǎo)油氣通道，并且與油源斷裂輸導(dǎo)油氣時(shí)期密切相關(guān).

油源斷裂輸導(dǎo)油氣時(shí)期往往呈現(xiàn)為活動(dòng)期與靜止期交替進(jìn)行的幕式規(guī)律，這與油源斷裂的形成演化特征密不可分.油源斷裂在生長(zhǎng)延伸過程中，并非一直活動(dòng)，而是存在相對(duì)活動(dòng)強(qiáng)烈時(shí)期和相對(duì)活動(dòng)微弱時(shí)期.在活動(dòng)期油源斷裂兩盤錯(cuò)動(dòng)較強(qiáng)，破碎帶較為開啟，其孔隙度和滲透率均較高，是油氣運(yùn)移的主要通道；在靜止期油源斷裂兩盤錯(cuò)動(dòng)較弱，破碎帶在地層埋深壓實(shí)作用下趨于封閉，而斷層核在碎裂巖的支撐作用下保留一定的孔隙度和滲透率，是油氣運(yùn)移的主要通道.

油源斷裂活動(dòng)期與靜止期的油氣運(yùn)移通道不同，其輸導(dǎo)油氣能力的影響因素也同樣不一.通常研究油源斷裂輸導(dǎo)油氣能力主要分為油氣運(yùn)移動(dòng)力、油氣運(yùn)移阻力和油氣供給條件等3 個(gè)方面，其中活動(dòng)期油源斷裂輸導(dǎo)油氣能力主要與油氣運(yùn)移動(dòng)力和油氣供給條件有關(guān)，而靜止期油源斷裂輸導(dǎo)油氣能力主要與油氣運(yùn)移阻力和油氣供給條件有關(guān).

其中油氣運(yùn)移動(dòng)力主要取決于油源斷裂活動(dòng)性，活動(dòng)強(qiáng)度大的部位油氣運(yùn)移動(dòng)力相對(duì)較強(qiáng)，活動(dòng)強(qiáng)度小的部位油氣運(yùn)移動(dòng)力相對(duì)較弱.油氣運(yùn)移阻力主要取決于油源斷裂內(nèi)部巖性，泥質(zhì)含量低的部位油氣運(yùn)移阻力相對(duì)較小，泥質(zhì)含量高的部位油氣運(yùn)移阻力相對(duì)較大.油氣供給條件主要取決于油源斷裂斷面油氣勢(shì)能，斷面油氣勢(shì)能匯聚的部位油氣供給條件相對(duì)較好，斷面油氣勢(shì)能發(fā)散的部位油氣供給條件相對(duì)較差.

綜合而言，油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑的控制因素主要包括油源斷裂活動(dòng)性、油源斷裂內(nèi)部巖性和油源斷裂斷面油氣勢(shì)能.

2 油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑預(yù)測(cè)方法

通過分析油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑的控制因素，結(jié)合相關(guān)控制因素分別開展油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑的預(yù)測(cè)方法研究.

2.1 油源斷裂活動(dòng)性

油源斷裂活動(dòng)性對(duì)油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑的控制作用主要體現(xiàn)在油源斷裂在油氣成藏期的活動(dòng)強(qiáng)度影響油氣運(yùn)移動(dòng)力強(qiáng)弱.而要確定油源斷裂在油氣成藏期的活動(dòng)強(qiáng)度，首先需要根據(jù)研究區(qū)內(nèi)地質(zhì)歷史時(shí)期的油氣生排烴量確定出主要油氣成藏期；然后利用三維地震資料選取垂直于油源斷裂的不同測(cè)線地震剖面，從中分別讀取油源斷裂在油氣成藏期沉積地層頂?shù)捉缑嫣幍臄嗑嘀?；通過將底界面斷距值與頂界面斷距值相減得到油源斷裂在油氣成藏期的斷距變化值，再根據(jù)地質(zhì)年代表確定出油氣成藏期持續(xù)時(shí)間；通過將油源斷裂在油氣成藏期的斷距變化值除以油氣成藏期持續(xù)時(shí)間，即可得到油源斷裂在油氣成藏期的平均活動(dòng)速率，從而反映油源斷裂在油氣成藏期的活動(dòng)強(qiáng)度（圖1）.

圖1 油源斷裂活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑預(yù)測(cè)方法示意圖Fig.1 Sketch of advantageous pathway prediction by activity of oil-source fault

根據(jù)油源斷裂在油氣成藏期的活動(dòng)強(qiáng)度可以區(qū)分油源斷裂處于活動(dòng)速率相對(duì)較大的活動(dòng)期，還是活動(dòng)速率相對(duì)較小的靜止期.根據(jù)前人研究［12-14］，油源斷裂活動(dòng)速率中通常存在10～25 m/Ma 的臨界值范圍，根據(jù)這一范圍可以將油源斷裂所處的油氣作用階段分為封閉型、輸導(dǎo)-封閉型和輸導(dǎo)型（圖1）.當(dāng)油源斷裂活動(dòng)速率值小于10 m/Ma 時(shí)，油源斷裂活動(dòng)性較弱而無法提供有效的油氣運(yùn)移動(dòng)力，但有利于斷裂穩(wěn)定從而保持油氣封閉，屬于封閉型油氣作用階段；當(dāng)油源斷裂活動(dòng)速率值大于25 m/Ma 時(shí)，油源斷裂活動(dòng)性較強(qiáng)并產(chǎn)生“地震泵”效應(yīng)，可以提供充足的油氣運(yùn)移動(dòng)力，但斷裂失穩(wěn)無法有效封閉油氣，屬于輸導(dǎo)型油氣作用階段；當(dāng)油源斷裂活動(dòng)速率值處于10～25 m/Ma 范圍內(nèi)時(shí)，油源斷裂既能保證油氣運(yùn)移動(dòng)力，又能有效封閉油氣，屬于輸導(dǎo)-封閉型油氣作用階段.同理，根據(jù)油源斷裂不同部位在油氣成藏期的平均活動(dòng)速率值，結(jié)合輸導(dǎo)-封閉型油氣作用階段油源斷裂活動(dòng)速率范圍，選取位于該范圍內(nèi)的油源斷裂區(qū)段即為油源斷裂活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑.

2.2 油源斷裂內(nèi)部巖性

油源斷裂內(nèi)部巖性對(duì)油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑的控制作用主要表現(xiàn)為，油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量的高低影響油氣運(yùn)移阻力的大小.而要確定油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量，首先需要根據(jù)斷裂形態(tài)展布識(shí)別油源斷裂邊界，可以通過三維地震資料對(duì)不同測(cè)線不同層位上的斷裂兩盤分別取點(diǎn)記錄三維坐標(biāo)；再匯總所有坐標(biāo)點(diǎn)分別合成油源斷裂兩盤埋深面，通過將斷裂附近已鉆井位疊合于其上，便可以測(cè)算出不同井位處斷裂兩盤埋深值，從而確定斷裂邊界，進(jìn)而分析油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量（圖2）.

圖2 油源斷裂內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑預(yù)測(cè)方法示意圖Fig.2 Sketch of advantageous pathway prediction by internal lithology of oil-source fault1—斷層核（fault core）；2—破碎帶（fracture zone）；3—斷層內(nèi)部泥質(zhì)充填（mud filling inside fault）；4—已鉆井位（drilled well）；5—有效斷層泥比率（ESGR，effective shale gouge ratio）；6—內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑（advantageous pathway of internal lithology）；7—油氣運(yùn)移方向（hydrocarbon migration direction）

由于實(shí)際鉆井過程中通?？紤]安全因素而避開斷裂，所以油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量往往無法直接通過測(cè)井、錄井或巖心來獲取，而需要利用油源斷裂斷穿層位中的地層泥質(zhì)含量來間接求取.通過總結(jié)前人研究［15-16］發(fā)現(xiàn)，通常計(jì)算地層泥質(zhì)含量的主要方法有自然伽馬測(cè)井法、自然電位測(cè)井法、電阻率測(cè)井法、補(bǔ)償中子-密度法.考慮到不同研究區(qū)勘探程度不同，測(cè)井資料缺失等情況，可以選擇其中應(yīng)用最為廣泛、計(jì)算最為可靠的自然伽馬測(cè)井法（式1、2）和自然電位測(cè)井法（式3、4）相結(jié)合的方法進(jìn)行地層泥質(zhì)含量的計(jì)算.

式中：Vsh-GR為利用自然伽馬測(cè)井法計(jì)算出的地層泥質(zhì)含量；IGR為自然伽馬均一化測(cè)井值（無量綱）；GRmin為純砂巖的自然伽馬測(cè)井值（API）；GRmax為純泥巖的自然伽馬測(cè)井值（API）；GR 為目的層段的自然伽馬測(cè)井值（API）；G 為Hilchie 指數(shù)，針對(duì)不同年代地層取不同經(jīng)驗(yàn)值（通常古近系、新近系地層取3.7，老地層取2.0）［15-16］.

式中：Vsh-SP為利用自然電位測(cè)井法計(jì)算出的地層泥質(zhì)含量；ΔSP為自然電位均一化測(cè)井值（無量綱）；SP為目的層段的自然電位測(cè)井值（mV）；SBL為目的層段的自然電位最大測(cè)井值（mV）；SSP為純砂巖與純泥巖基線之間的自然電位異常幅度差值（mV）.

在計(jì)算出油源斷裂斷穿層位中的地層泥質(zhì)含量之后，可以采用有效斷層泥比率（effective shale gouge ratio，ESGR）的方法［17-19］對(duì)油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量進(jìn)行求取.該方法是根據(jù)斷層巖主要來源于斷層兩盤地層巖石切磨融合而成的原理，通過單井分析油源斷裂斷距、斷裂兩盤地層厚度及地層泥質(zhì)含量，計(jì)算單井所對(duì)應(yīng)的油源斷裂不同部位的內(nèi)部泥質(zhì)含量（圖2）.

式中：ESGR 為有效斷層泥比率，即油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量；Vshi為層位i 的地層泥質(zhì)含量；Ti為層位i 的地層厚度（m）；D 為油源斷裂垂直斷距（m）.

油源斷裂斷層核和破碎帶作為輸導(dǎo)油氣通道，油氣在其中運(yùn)移時(shí)所受到阻力主要來源于毛細(xì)管壓力，而毛細(xì)管壓力主要受油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量的影響：泥質(zhì)含量越高，孔滲性越差，毛細(xì)管壓力越大，油氣運(yùn)移阻力越大；泥質(zhì)含量越低則油氣運(yùn)移阻力越小.根據(jù)前人研究，當(dāng)斷裂帶內(nèi)泥質(zhì)含量大于0.3 時(shí)，斷裂主要起到封閉油氣作用，并且隨泥質(zhì)含量越高其封閉性越好［17-19］.因此可以設(shè)定油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量的輸導(dǎo)-封閉門限值為0.3.當(dāng)油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量小于這一門限值時(shí)，油源斷裂內(nèi)部連通，有利于油氣在該范圍內(nèi)運(yùn)移（圖2）；而當(dāng)泥質(zhì)含量大于這一值時(shí)則無法有效輸導(dǎo)油氣.

通過計(jì)算油源斷裂不同部位內(nèi)部泥質(zhì)含量，并匯總獲取整個(gè)斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量的分布情況，根據(jù)油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量的輸導(dǎo)-封閉門限值劃定輸導(dǎo)區(qū)和封閉區(qū)范圍.其中油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量低于輸導(dǎo)-封閉門限值的油源斷裂輸導(dǎo)區(qū)范圍即為油源斷裂內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑.

2.3 油源斷裂斷面油氣勢(shì)能

油源斷裂斷面油氣勢(shì)能對(duì)油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑的控制作用主要體現(xiàn)在油源斷裂斷面油氣勢(shì)能場(chǎng)類型影響油氣供給條件的好壞.而要確定油源斷裂斷面油氣勢(shì)能場(chǎng)類型，首先需要計(jì)算油源斷裂斷面不同部位油氣勢(shì)能值進(jìn)而才能分析其分布特征.

首先，利用三維地震資料選取垂直于油源斷裂的不同測(cè)線地震剖面，從中分別讀取斷裂上盤與主要地震反射界面相交點(diǎn)處的平面坐標(biāo)和地震雙程反射時(shí)間，并通過時(shí)深轉(zhuǎn)換公式換算后得到其對(duì)應(yīng)埋深值，從而確定現(xiàn)今油源斷裂斷面埋深形態(tài).然而，油源斷裂輸導(dǎo)油氣主要在油氣成藏期，因此還需要根據(jù)地層骨架厚度不變?cè)磉\(yùn)用地層回剝技術(shù)［20-21］將油源斷裂斷面埋深恢復(fù)至主要油氣成藏期，然后再利用式（6）對(duì)油氣成藏期油源斷裂斷面油氣勢(shì)能進(jìn)行計(jì)算（不同埋深處油氣密度值和油氣成藏期油源斷裂斷面流體壓力可分別利用式7、8 求得）.

式中：Φ 為油氣成藏期油源斷裂斷面油氣勢(shì)能（kJ）；Z為油氣成藏期油源斷裂斷面埋深（m）；P 為油氣成藏期油源斷裂斷面流體壓力（MPa）；ρo為不同埋深處油氣密度（g/cm3）；ρw為地層水密度（g/cm3）；g 為重力加速度，取9.8 m/s2.

通過以上方法確定出油氣成藏期油源斷裂斷面油氣勢(shì)能分布情況之后，便可以進(jìn)一步確定油源斷裂斷面油氣勢(shì)能場(chǎng)類型.根據(jù)油氣運(yùn)移所遵循的流體勢(shì)定律，油氣均是由高勢(shì)區(qū)向低勢(shì)區(qū)運(yùn)移匯聚，其運(yùn)移方向往往是沿著流體勢(shì)分布等值線的法線方向.因此，根據(jù)流體勢(shì)分布等值線法線方向的分布組合特征，可以將油源斷裂斷面油氣勢(shì)能場(chǎng)分為3 種類型（圖3）：凸型脊勢(shì)能場(chǎng)、凹型槽勢(shì)能場(chǎng)和平型板勢(shì)能場(chǎng).其中凸型脊勢(shì)能場(chǎng)有利于油氣匯聚輸導(dǎo)，凹型槽勢(shì)能場(chǎng)則容易導(dǎo)致油氣分流散失，平板型勢(shì)能場(chǎng)對(duì)油氣無明顯控制作用.由于凸型脊勢(shì)能場(chǎng)中油氣匯聚之后通常沿凸型脊軸線運(yùn)移，因此凸型脊勢(shì)能場(chǎng)中的凸型脊軸線為油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)通道.

圖3 油源斷裂斷面油氣勢(shì)能場(chǎng)分類示意圖Fig.3 Classification sketch of hydrocarbon potential field on oil-source fault plane1—流體勢(shì)法線方向（normal direction of fluid potential）；2—凸型脊軸線（convex ridge axis）

通過計(jì)算油氣成藏期油源斷裂斷面不同部位的油氣勢(shì)能值，匯總編制油源斷裂斷面油氣勢(shì)能分布等值線圖.根據(jù)油氣勢(shì)能分布等值線法線方向的分布組合特征，從中識(shí)別出油源斷裂斷面凸型脊油氣勢(shì)能場(chǎng)，并確定出其中油氣匯聚運(yùn)移的凸型脊軸線，即為油源斷裂斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑.

3 應(yīng)用實(shí)例

本研究選取渤海灣盆地冀中拗陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F3 斷裂為例，該斷裂屬于舊州大斷裂的分支斷裂之一，對(duì)大柳泉地區(qū)油氣成藏及分布具有明顯的控制作用.研究區(qū)自下而上依次發(fā)育的地層有古近系孔店組（E1-2k）、沙河街組（E2-3s）、東營(yíng)組（E3d），新近系館陶組（N1g）、明化鎮(zhèn)組（N2m）以及第四系平原組（Qp）.其中有效烴源巖層主要發(fā)育在沙河街組四段（E2s4），主要的油氣儲(chǔ)集層為沙河街組三段中亞段（E2s3中），并且在沙三段上亞段發(fā)育一套巨厚的蓋層（E2s3上），為典型的“下生上儲(chǔ)”式油氣成藏模式.F3 斷裂位于大柳泉地區(qū)中部（圖4），自下而上斷穿了沙河街組至館陶組沉積地層，溝通了有效烴源巖層與主要油氣儲(chǔ)集層，并且在兩個(gè)油氣成藏期（沙二段—館陶組沉積時(shí)期和館陶組—明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期）均呈現(xiàn)活動(dòng)開啟的特征.因此可以將F3 斷裂厘定為油源斷裂.

圖4 廊固凹陷大柳泉地區(qū)F3 油源斷裂發(fā)育分布平剖面圖Fig.4 Distribution of F3 fault on plane and section in Daliuquan area of Langgu Sag1—凹陷邊界（sag boundary）；2—研究區(qū)范圍（study area）；3—井位（well position）；4—斷裂（fault）；5— F3 油源斷裂（F3 oil-source fault）；6—連井剖面（well connection section）；7—鉆井剖面（drilling section）

根據(jù)油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑主要受油氣運(yùn)移動(dòng)力、油氣運(yùn)移阻力和油氣供給條件等3 方面控制，分別對(duì)F3 油源斷裂活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑、內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑和斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑展開研究.

3.1 F3 油源斷裂活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑預(yù)測(cè)

F3 油源斷裂活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑主要控制油氣運(yùn)移動(dòng)力的強(qiáng)弱.根據(jù)研究區(qū)的兩個(gè)油氣成藏期分別計(jì)算沙二段—館陶組沉積時(shí)期和館陶組—明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期F3 斷裂的平均活動(dòng)速率.通過在三維地震資料中選取橫切F3 斷裂的不同測(cè)線剖面，從中分別讀取沙二段底界面和館陶組底界面與F3 斷裂上下盤的交點(diǎn)埋深值，分別計(jì)算出F3 斷裂在沙二段底界面和館陶組底界面的斷距值，然后通過將二者差值除以沙二段—館陶組沉積時(shí)間即可求得F3 斷裂在沙二段—館陶組油氣成藏期的平均活動(dòng)速率；同理，可求得F3 斷裂在館陶組—明化鎮(zhèn)組油氣成藏期的平均活動(dòng)速率.通過匯總F3 斷裂不同部位在兩個(gè)油氣成藏期的平均活動(dòng)速率值（圖5），可以發(fā)現(xiàn)F3 斷裂在館陶組—明化鎮(zhèn)組油氣成藏期平均活動(dòng)速率很小，顯示斷裂處于靜止期；而F3 斷裂在沙二段—館陶組油氣成藏期的平均活動(dòng)速率較大，顯示斷裂處于活動(dòng)期.再根據(jù)前人分析所得出的油源斷裂輸導(dǎo)-封閉型油氣作用階段的活動(dòng)速率范圍值為10～25 m/Ma，確定F3 斷裂位于該范圍內(nèi)的區(qū)段，即包括主測(cè)線1424—1520、1640—1848 和2264—2328 之間的3 處F3 斷裂部位，既能保證油氣運(yùn)移動(dòng)力，又能有效封閉油氣，為油源斷裂活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑，即F3 油源斷裂發(fā)育3 個(gè)活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑（圖5）.

圖5 F3 油源斷裂活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑預(yù)測(cè)及其分布圖Fig.5 Prediction for the distribution of advantageous pathways by activity of F3 fault1—沙二段-館陶組沉積時(shí)期（sedimentary period of E3s2-N1g）；2—館陶組-明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期（sedimentary period of N1g-N2m）；3—輸導(dǎo)-封閉油氣活動(dòng)速率臨界值（conduction-sealing critical value of activity rate for hydrocarbon）；4—封閉油氣有利區(qū)段（favorable section for hydrocarbon sealing）；5—輸導(dǎo)-封閉油氣有利區(qū)段（favorable section for hydrocarbon conduction-sealing）；6—輸導(dǎo)油氣有利區(qū)段（favorable section for hydrocarbon conduction）

3.2 F3 油源斷裂內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑預(yù)測(cè)

F3 油源斷裂內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑主要控制油氣運(yùn)移阻力的大小.通過三維地震資料中選取的不同測(cè)線剖面，分別匯總其中F3 斷裂的上下盤與主要地震反射界面相交點(diǎn)的三維坐標(biāo)，進(jìn)而整合出F3 斷裂的發(fā)育形態(tài)及埋深邊界，再將F3 斷裂附近已鉆井位投影于其上，即可確定不同井位處F3 斷裂內(nèi)部巖性邊界.通過綜合利用自然伽馬測(cè)井法（式1）和自然電位測(cè)井法（式3），計(jì)算出F3 斷裂斷穿層位中的地層泥質(zhì)含量，再利用有效斷層泥比率法（式5）計(jì)算出F3 斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量，最終即可確定F3 油源斷裂不同部位的內(nèi)部泥質(zhì)含量分布情況（圖6）.根據(jù)前人研究設(shè)定油源斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量的輸導(dǎo)-封閉門限值為0.3，從而劃分F3 斷裂內(nèi)部巖性的輸導(dǎo)油氣范圍和封閉油氣范圍.其中F3 斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量大于0.3 的范圍內(nèi)油氣運(yùn)移阻力較大，為封閉油氣區(qū)；而斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量小于0.3 的范圍內(nèi)油氣運(yùn)移阻力較小，為輸導(dǎo)油氣區(qū).因此存在2 個(gè)內(nèi)部泥質(zhì)含量小于0.3 的輸導(dǎo)油氣區(qū)，即F3 油源斷裂發(fā)育2 個(gè)內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑（圖6）.

圖6 F3 油源斷裂內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑預(yù)測(cè)及其分布圖Fig.6 Prediction for the distribution of advantageous pathways by internal lithology of F3 fault1—工業(yè)油層（commercial oil reservoir）；2—低產(chǎn)油層（low productivity oil reservoir）；3—油水同層（oil-water layer）；4—含氣水層（gas-bearing water layer）；5—水層（water layer）；6—無油氣層（hydrocarbon-free layer）；7—泥質(zhì)含量等值線（isoline of shale gouge ratio）；8—斷裂邊界（fault boundary）；9—內(nèi)部巖性 優(yōu)勢(shì)路徑（advantageous pathway of internal lithology）

3.3 F3 油源斷裂斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑預(yù)測(cè)

F3 油源斷裂斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑主要控制油氣供給條件的好壞.通過利用三維地震資料讀取F3油源斷裂上盤頂面與主要地震反射界面相交點(diǎn)的三維坐標(biāo)，進(jìn)而匯總之后合成現(xiàn)今F3 斷裂斷面埋深形態(tài)，再利用地層回剝技術(shù)［20-21］將斷面埋深恢復(fù)至主要油氣成藏期——沙二段—館陶組沉積時(shí)期，最后利用式（6）計(jì)算油氣成藏期F3 油源斷裂斷面油氣勢(shì)能.結(jié)合油氣成藏期F3 斷裂斷面油氣勢(shì)能分布情況，可以從中確定出6 個(gè)凸型脊勢(shì)能場(chǎng)，并在凸型脊勢(shì)能場(chǎng)中最終識(shí)別出6 個(gè)凸型脊軸線，油氣供給條件好，有利于油氣匯聚輸導(dǎo)，即F3 油源斷裂發(fā)育6 個(gè)斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑（圖7）.

圖7 F3 油源斷裂斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑預(yù)測(cè)及其分布圖Fig.7 Prediction for the distribution of advantageous pathways by hydrocarbon potential field on F3 fault plane1—斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑（advantageous pathway of hydrocarbon potential field on fault plane）；2—斷面油氣勢(shì)能等值線（isoline of hydrocarbon potential field on fault plane）

通過將F3 油源斷裂的3 種輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑相疊合（圖8），并結(jié)合F3 斷裂附近已鉆井油氣顯示情況，可以看出，F(xiàn)3 斷裂的3 個(gè)活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑分別發(fā)育在北部、中部和南部，斷裂的2 個(gè)內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑分別發(fā)育在北部和南部，而F3 斷裂的6 個(gè)斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑發(fā)育較為分散.F3 油源斷裂的3 種輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑重合部位已鉆井的油氣顯示情況最好，試油結(jié)果均顯示為工業(yè)油層或低產(chǎn)油層；而F3 斷裂的3種輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑均不發(fā)育的部位已鉆井的油氣顯示情況最差，試油結(jié)果均顯示為水層或無油氣層.

圖8 F3 油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑匯總及油氣分布圖Fig.8 Combination of advantageous pathways of F3 oil-source fault and distribution of hydrocarbon1—工業(yè)油層（commercial oil reservoir）；2—低產(chǎn)油層（low productivity oil reservoir）；3—油水同層（oil-water layer）；4—含氣水層（gas-bearing water layer）；5—水層（water layer）；6—無油氣層（hydrocarbon-free layer）；7—斷裂邊界（fault boundary）；8—內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑（advantageous pathway of internal lithology）；9—活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑（advantageous pathway of activity）；10—斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑（advantageous pathway of hydrocarbon potential field on fault plane）

3.4 F3 油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑綜合評(píng)價(jià)參數(shù)

為了更進(jìn)一步分析F3 油源斷裂附近油氣分布與3 種輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑的相互關(guān)系，定量劃分油氣成藏有利范圍，對(duì)F3 斷裂附近已鉆井進(jìn)行加權(quán)賦值從而計(jì)算F3 斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑綜合評(píng)價(jià)參數(shù).將F3 斷裂附近位于活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑之上的已鉆井賦值1，反之則賦值0；位于內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑之上的已鉆井賦值1，反之則賦值0；根據(jù)已鉆井距斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑距離，距離最遠(yuǎn)的已鉆井賦值0，距離最近的已鉆井賦值1，其余井同理進(jìn)行反向均一化賦值.最后將三方面的賦值相加得到不同井位處的F3 油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑綜合參數(shù)，將其由大到小排序（圖9），再結(jié)合其對(duì)應(yīng)的試油結(jié)果以及統(tǒng)計(jì)所得的試油初始日產(chǎn)能，可以發(fā)現(xiàn)：F3 斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑綜合評(píng)價(jià)參數(shù)越高，鉆井含油氣性越好，試油產(chǎn)能也普遍較高；反之綜合評(píng)價(jià)參數(shù)越低，鉆井含油氣性越差，試油產(chǎn)能也基本為0.最終結(jié)合鉆井含油氣性可以將F3 油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑綜合評(píng)價(jià)參數(shù)的臨界值厘定為1.65，即F3 斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑綜合評(píng)價(jià)參數(shù)大于1.65 的范圍為油氣成藏有利范圍.該綜合評(píng)價(jià)參數(shù)的臨界值1.65 僅適用于本研究區(qū)，但上述方法對(duì)其他地區(qū)其他油源斷裂同樣適用.

圖9 F3 油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑綜合評(píng)價(jià)參數(shù)與試油初始日產(chǎn)能關(guān)系圖Fig.9 Relationship between comprehensive evaluation parameter of advantageous pathways of F3 fault and initial daily capacity of well testing1—工業(yè)油層（commercial oil reservoir）；2—低產(chǎn)油層（low productivity oil reservoir）；3—油水同層（oil-water layer）；4—含氣水層（gas-bearing water layer）；5—水層（water layer）；6—無油氣層（hydrocarbon-free layer）；7—試油初始日產(chǎn)能（initial daily production capacity of well testing）

除此之外，不同研究區(qū)還需結(jié)合相應(yīng)具體情況進(jìn)行具體分析，但油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑預(yù)測(cè)及油氣成藏有利范圍劃分可為油氣勘探提供指導(dǎo)，也可對(duì)開發(fā)井部署提供科學(xué)參考.

4 結(jié)論

1）油源斷裂為連接有效源巖層與儲(chǔ)集層且在油氣成藏期活動(dòng)開啟的斷裂，通常發(fā)育4 種類型.油源斷裂內(nèi)部發(fā)育斷層核和破碎帶的二元結(jié)構(gòu)，且存在活動(dòng)期與靜止期交替的幕式輸導(dǎo)規(guī)律.油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑的控制因素主要包括油源斷裂活動(dòng)性、油源斷裂內(nèi)部巖性和油源斷裂斷面油氣勢(shì)能.

2）油源斷裂活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑為油氣成藏期斷裂活動(dòng)速率值處于10～25 m/Ma 范圍內(nèi)的油源斷裂區(qū)段，油源斷裂內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑為斷裂內(nèi)部泥質(zhì)含量低于0.3 的油源斷裂范圍，油源斷裂斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑為油氣成藏期斷面油氣凸型脊勢(shì)能場(chǎng)中的軸線部位.

3）渤海灣盆地冀中拗陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F3油源斷裂共發(fā)育3 個(gè)活動(dòng)性優(yōu)勢(shì)路徑、2 個(gè)內(nèi)部巖性優(yōu)勢(shì)路徑和6 個(gè)斷面油氣勢(shì)能優(yōu)勢(shì)路徑，F(xiàn)3 斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑綜合評(píng)價(jià)參數(shù)大于1.65 的范圍為F3斷裂附近油氣成藏有利范圍，與研究區(qū)目前已探明油氣分布相吻合.表明該方法用于油源斷裂輸導(dǎo)油氣優(yōu)勢(shì)路徑預(yù)測(cè)是可行的，有助于尋找油氣勘探有利目標(biāo).