0 引言

随着油气勘探的深入，人们对含油气盆地下生上储式生储盖组合中油源断裂(连接源岩和目的储层，且在油气成藏期活动的断裂)在油气成藏中所起作用的认识越来越深入。油源断裂分布控制着油气分布，只要找到油源断裂便找到了油气，能否找到油源断裂已成为该类生储盖组合油气勘探的关键问题。然而，目前油气勘探结果^[1]显示，并非所有油源断裂和同一条油源断裂所有部位均有油气分布，这除了受到储层和圈闭是否发育的影响外，油源断裂本身输导油气的能力可能起到了非常重要的作用。能否正确认识油源断裂输导油气能力应是含油气盆地下生上储式生储盖组合油气勘探的关键。关于油源断裂及其在油气成藏中的作用，前人曾做过大量研究与探讨，主要针对油源断裂类型及分布^[2-4]对油气成藏与分布的控制作用^[5-9]；对油源断裂输导油气的能力^[10-14]也进行过研究，但主要是以整条油源断裂作为研究对象，而且考虑的影响因素也不全面，其结果难以准确地反映油源断裂实际输导油气能力的特征，也就无法解释油气分布特征，这无疑不利于下生上储式生储盖组合油气勘探的深入。因此，开展油源断裂优势通道输导油气能力综合评价方法研究，对于正确认识含油气盆地下生上储式生储盖组合油气分布规律和指导油气勘探均具有重要意义。

在含油气盆地下生上储式生储盖组合中，由于目的储层与下伏源岩之间往往被多套泥岩盖层相隔，下伏源岩生成的油气不能通过地层岩石孔隙直接向上覆目的储层中运移，而只能通过油源断裂才能使下伏源岩生成的油气运移至上覆储层中。油源断裂通常是一些长期继承发育的断裂，虽然它们在不同含油气盆地或凹陷中发育程度可能有所差异，但均控制着油气聚集与分布^[15]。然而，由于受到断层面产状形态的影响，油源断裂并非整体输导油气，而是通过优势通道进行油气输导。虽然断层面从上至下具有油气势能值由高至低的变化趋势，油气在油气势能的作用下沿着断层面由上至下运移；但由于断层面凹凸不平，使其凹面脊处油气势能值明显大于凸面脊处，致使油气在沿断层面由上至下运移的过程中还会发生由凹面脊向凸面脊的汇聚运移，形成了沿凸面脊油气运移的优势通道，如图 1a所示。由图 1b可以看到，尽管油源断裂主要通过凸面脊输导油气，其输导油气能力仍受到以下自身发育特征的影响：①断层凸面脊发育程度，即其高度和宽度的大小。凸面脊高度越大，其与凹面脊形成的油势能差越大，从凹面脊向凸面脊汇聚油气的能力越强，越有利于油气从凹面脊向凸面脊汇聚运移；反之则不利于油气汇聚运移。凸面脊宽度越大，油气汇聚范围越大，所形成的优势通道越不明显，油气运移所要克服的吸附阻力越大，越不利于油气沿凸面脊输导运移；反之则有利于油气沿凸面脊运移。②倾角。油源断裂倾角越陡，油气沿油源断裂优势通道运移的动力越大，越有利于油源断裂优势通道输导油气；反之，则不利于输导油气。③断裂填充物泥质体积分数。断裂填充物泥质体积分数越低，其孔渗性越好，越有利于油源断裂优势通道输导油气能力；反之则不利于输导油气。此外，油源断裂优势通道输导油气能力还要受到源岩品质的影响。被油源断裂沟通的源岩品质越好，为油源断裂优势通道输导所提供的油气量越多，越有利于油源断裂优势通道输导油气；反之则不利于输导油气。

a.平面图；b.剖面图。L.凸面脊宽度；h.凸面脊高度；θ.断裂带倾角。 图 1 油源断裂凸面脊输导油气影响因素示意图 Figure 1 Sketch map of the influence factors of oil and gas in oil source fracture

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由上可知，油源断裂优势通道输导油气能力主要受到油源断裂倾角、断裂填充物泥质体积分数和凸面脊高度、宽度及被沟通源岩品质的影响，与油源断裂倾角、凸面脊高度和源岩品质好坏成正比，而与油源断裂泥质体积分数和凸面脊的宽度成反比。可用式(1)中T值的相对大小来综合反映油源断裂优势通道输导油气能力的强弱：

(1)

式中：T为油源断裂优势通道输导油气能力评价参数；a为源岩品质等级评价系数；θ为油源断裂凸面脊处倾角，(°)；R₅为断裂填充物泥质体积分数；h为凸面脊高度，km；L为凸面脊宽度，km。

由式(1)可以看出，T值越大，表明油源断裂优势通道输导油气能力越强；反之则越弱。式(1)中θ可以通过地震剖面或构造图直接读取得到。R₅值可以利用油源断裂断距和被其错断地层的厚度及泥质体积分数，由文献[16]中断裂带泥质体积分数预测方法预测得到。h和L可以根据地震资料得到的断层面等深图中凸面脊的发育特征直接读取得到。a值可以根据源岩生烃条件优劣进行好、中等和差等级划分，并分别赋值0.75、0.50、0.25来反映源岩品质的相对好坏。

本文以渤海湾盆地冀中坳陷留楚地区东营组三段(以下简称东三段)为例，利用上述方法评价其内油源断裂优势通道输导下伏沙一段源岩生成油气向上覆东三段的运移能力，并通过其评价结果与目前东三段已发现油气分布之间的关系分析，验证该方法用于油源断裂优势通道输导油气能力综合评价的可行性。

留楚地区位于渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷中部，构造上是一个北东走向的不对称背斜构造，背斜核部位于研究区东北部和中北部，背斜东翼陡、西翼缓。该区从下至上发育的地层有古近系的沙河街组、东营组，新近系的馆陶组、明化镇组和第四系，目前发现的油以东三段储层最多。油源对比结果^[16]表明，留楚地区东三段油气主要来自下伏沙一段源岩。由于东三段储层与下伏沙一段源岩之间被多套泥岩层所隔，下伏沙一段源岩生成的油气只能通过油源断裂才能运移至东三段储层中。由三维地震资料解释成果可知，留楚地区东三段中发育中期走滑伸展(Ⅱ)、晚期张扭(Ⅲ)、早期伸展-中期走滑伸展(Ⅳ)、中期走滑伸展-晚期张扭(Ⅴ)和早期伸展-中期走滑伸展-晚期张扭(Ⅵ)5类断裂，早期伸展(Ⅰ)不发育，如图 2所示。但并不是所有这5类断裂均是下伏沙一段源岩生成的油气向上覆东三段储层运移的油源断裂，只有连接沙一段源岩和东三段储层、且在油气成藏期—明化镇沉积末期^[17]活动的断裂才能成为沙一段源岩生成的油气向上覆东三段储层运移的油源断裂。由图 2可知，只有晚期张扭、中期走滑伸展-晚期张扭和早期伸展-中期走滑伸展-晚期张扭3类断裂才是油源断裂。由图 3中可以看出，留楚地区东三段储层中油源断裂全区发育，其中以中期走滑伸展-晚期张扭断裂(Ⅴ)最发育，其次是早期伸展-中期走滑伸展-晚期张扭断裂(Ⅵ)，最少的是晚期张扭断裂(Ⅲ)。这些油源断裂呈北北东向展布，平面上以东北部油源断裂最为发育，其次是留楚南部、中部和北部，留楚东部和西部油源断裂相对不发育。

图 2 留楚地区断裂系统划分模式图 Figure 2 Division map of fault system in Liuchu area

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图 3 留楚地区东三段油源断裂分布图 Figure 3 Distribution map of oil-source fault in E3d3, Liuchu area

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为了节省工作量，且又可说明问题，本文只选取留楚地区东三段储层内规模比较大的、且与油气分布关系密切的10条主要油源断裂来阐述，利用三维地震资料统计其断面埋深和储层压力系数，计算其储层压力，再由式(2)对其断面的油气势能进行计算：

(2)

式中：为断面油气势能值，J/kg；g为重力加速度，9.81m/s²；z为断面埋深，m；p为断面所受到的流体压力，Pa，通常为静水压力，可由ρ_wgz(ρ_w为水密度，kg/m³)来计算；ρ_o为油密度，kg/m³。

图 4是上述10条主要油源断裂中的留楚—皇甫村断裂断面油势能分布图，可以看出，留楚—皇甫村断裂在研究区发育5条凸面脊，即5条优势通道。按同样方法可以得到另外9条油源断裂优势通道的位置及分布，结果如图 5所示，9条油源断裂均发育有优势通道，只是不同油源断裂发育优势通道数不同而已。

图 4 留楚—皇甫村断裂断面优势输导通道 Figure 4 Dominant transporting passage of fault section in Liuchu-Huangpu Village

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图 5 留楚地区东三段储层油源断裂优势通道输导油气能力评价等级与油气分布关系图 Figure 5 The relation diagram of oil-source faults dominant channel transporting oil-gas capacity and oil-gas distribution in E3d3 reservoir, Liuchu area

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通过三维地震资料统计留楚地区东三段储层内10条主要油源断裂34条凹面脊处的断裂倾角、凸面脊高度和宽度(表 1)，计算出10条主要油源断裂在东三段储层内34条凸面脊处的断距和被其错断地层厚度，再利用文献[17]中断裂带泥质体积分数的预测方法预测其泥质体积分数(表 1)。由钻井及地震资料统计得到，留楚地区沙一段源岩发育，最大厚度可达到200 m以上，主要分布在留楚地区北部和南部，向南沙一段源岩厚度逐渐减少。地球化学参数测试结果表明，留楚地区沙一段源岩有机质丰度较高：w(TOC)主要为0.5%~1.0%，其次是0~0.5%，1%~2%较少；w(氯仿沥青“A”)以0~0.05%最多，其次是0.05%~0.10%和0.15%~0.20%，0.10%~0.15%最少；生烃潜量(ω(S1+S2))以0~0.30 mg/g最多，其次是0.30~0.60 mg/g，最少为0.60~0.90 mg/g。有机质类型以Ⅱ1和Ⅱ2为主。有机质演化已进入生烃门限，R_o主要为0.50%~0.75%。按照源岩是否进入生烃门限(z=3 000 m)和w(TOC)>0.80%、0.4%≤w(TOC)≤0.8%、w(TOC) < 0.4%，可以将留楚地区沙一段源岩品质色分为好、中等、差3个等级，如图 5所示。由图 5中可以看出：留楚地区沙一段好品质源岩区主要分布在研究区北部；中等品质源岩区主要分布在留楚地区中部，围绕好品质区分布；差品质源岩区主要分布在研究区南部及东西两侧。

上述10条主要油源断裂与沙一段源岩品质叠合(图 5)便可以得到10条主要油源断裂34条凸面脊处源岩品质评价系数(表 1)。最后利用式(1)对留楚地区东三段10条主要油源断裂的34条优势通道输导油气能力综合评价参数值进行了计算，其结果如表 1所示。由T值相对大小与图 5中油气分布之间的对应关系，即：当T≥0.030时，东三段油气最多；当0.010 <T < 0.030时，东三段油气较少；当T≤0.010时，东三段无油气。故可按照T≥0.030、0.010 < T < 0.030将油源断裂优势通道输导油气能力评价等级划分为强、中等和弱3个等级(图 5)。由图 5可以看出，在留楚地区10条油源断裂34条优势通道中，有8条优势通道输导油气能力综合评价等级为强，有15条优势通道输导油气能力综合评价等级为中等，有11条优势通道输导油气能力综合评价等级为弱。强输导油气能力综合评价区主要分布在留楚地区北部，中等输导油气能力综合评价区主要分布在留楚地区中部，弱输导油气能力综合评价区主要分布在留楚地区的南部及东部边部。总体上，由北至南10条主要油源断裂优势通道输导能力综合评价等级由强至弱，表明由北至南10条主要油源断裂优势通道输导油气能力逐渐减弱，这除了受到油源断裂优势通道本身发育特征(倾角、断裂带泥质体积分数、凸面脊高度和宽度)的影响外，主要是由于沙一段源岩品质由北至南逐渐变差造成的。

由图 5中可以看出，留楚地区东三段储层目前已找到的油主要分布在留楚地区北部8条主要油源断裂优势通道强输导油气能力综合评价区内，即留楚背斜的核部，少量分布在留楚地区中部15条主要油源断裂优势通道中等输导油气能力综合评价区内，即留楚南背斜核部。这是因为只有位于留楚地区23条主要油源断裂优势通道强和中等输导能力综合评价区内，东三段储层才能从下伏沙一段源岩处通过油源断裂优势通道获得大量油，能够克服输导油途中的各种损耗后聚集成藏。相反，在留楚地区11条主要油源断裂优势通道弱输导油能力综合评价区内，东三段储层从下伏沙一段源岩处获得的油较少，不能克服输导油途中的各种损耗，没有油聚集成藏，这可能是留楚南及其东西两侧边部东三段储层至今未找到油的根本原因。

1) 凸面脊是油源断裂的优势通道，其输导油气能力主要受到油源断裂通道本身发育特征和源岩品质的影响。油源断裂优势通道倾角越大，断裂填充物泥质体积分数越低，凸面脊高度越大，宽度越小，源岩品质越好，油源断裂优势通道输导油气能力越强；反之输导油气能力则越弱。

2) 利用油源断裂优势通道本身发育特征和源岩品质构建了油源断裂优势通道输导油气能力综合评价参数，建立了一套油源断裂优势通道输导油气能力的综合评价方法，并将其应用于渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷留楚地区东三段储层10条主要油源断裂34条优势通道输导油气能力综合评价中。结果表明：在留楚地区东三段储层10条主要油源断裂34条优势通道中，强输导油气能力综合评价区主要分布在北部留楚背斜区，中等输导油气能力综合评价区主要分布在中部留楚南背斜区，弱输导油气能力综合评价区主要分布在南部与东部边部地区；与目前留楚地区东三段储层已发现油主要分布在北部留楚背斜核部和少量分布在中部留楚南背斜核部相吻合。这说明该方法用于综合评价油源断裂优势通道输导油气能力是可行的。