下生上儲式與上生下儲式油源斷裂油氣輸導差異性

沙子萱，于 丹，付 廣

(1.東北石油大學，黑龍江 大慶 163318；2.中國石油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163712)

0 引 言

輸導通道是不同生儲蓋組合下油氣成藏的必要條件，無論是下生上儲式還是上生下儲式，油氣運移的輸導通道均主要是油源斷裂，由于二者成藏機制不同，造成其油源斷裂油氣輸導特征存在明顯的差異性，該差異性是認識2類油氣分布規律甚至指導油氣勘探的關鍵[1-2]。關于下生上儲式的油源斷裂輸導油氣特征，學者做過大量研究，主要表現在3個方面：①利用地震資料拆分斷裂斷穿層位，結合油氣成藏期，研究油源斷裂類型并與烴源巖排烴區配合，研究油源斷裂輸導油氣的平面分布范圍，認為烴源巖排烴區內的油源斷裂分布范圍，即為油源斷裂輸導油氣平面分布范圍[1-3]；②根據油源斷裂與區域性蓋層配置垂向是否封閉，研究油源斷裂輸導油氣縱向分布范圍，認為封閉型區域性蓋層分布部位控制著油源斷裂油氣縱向分布范圍[4-6]；③通過油源斷裂與被其錯斷砂體配置研究，研究油源斷裂輸導油氣向砂體側向分層運移砂體層位，認為能儲集油氣的砂體應是油源斷裂側向分層運移油氣的砂體[7-8]。目前對上生下儲式油源斷裂輸導油氣問題的研究相對較薄弱，主要表現在2個方面：①根據烴源巖排烴區、超壓分布區和油源斷裂分布區疊合，研究其油源斷裂輸導油氣平面范圍[9-10]，認為只有三者疊合的重復區，才是油源斷裂輸導油氣平面范圍；②根據烴源巖超壓相對大小和油源斷裂延伸長度，研究油源斷裂輸導油氣的縱向范圍[9-10]，認為油源斷裂輸導油氣存在最大深度，其值受到烴源巖古超壓值和油源斷裂延伸長度的范圍控制，烴源巖古超壓越大，油源斷裂向下延伸長度越大，油源斷裂輸導油氣最大深度越大，反之則越小。此外，也缺乏對油源斷裂輸導油氣向砂體側向分層運移層位方面的研究，對油源斷裂向上和向下輸導油氣差異特征研究尚未見到報道，這無疑不利于上生下儲式組合樣式油氣分布規律的認識和油氣勘探的深入。因此，考慮不同生儲蓋組合樣式，下生上儲式和上生下儲式油源斷裂及其輸導油氣特征及分布規律的對比研究，有利于指導針對不同類型油氣的目標性勘探。

1 油氣運聚成藏模式及輸導油氣通道

不同組合樣式的油氣運移條件不同，其成藏模式也明顯不同。下生上儲式油氣運聚成藏模式是下伏烴源巖生成的油氣在剩余地層孔隙流體壓力差和浮力的作用下，油氣經油源斷裂向上覆地層中運移，因受上覆區域性蓋層遮擋，油氣向斷裂兩側砂體中發生側向分層運移，并在油源斷裂附近聚集成藏，如圖1(a)所示。上生下儲式油氣運聚成藏模式是烴源巖生成的油氣在超壓作用下，油源斷裂向下伏地層輸導油氣過程中，因受到地層孔隙流體壓力差以及斷裂輸導油氣運移遇到的阻力和油氣本身浮力的共同阻擋[11-13]，油源斷裂向下輸導油氣向其兩側砂體中發生側向分層運移，并在油源斷裂附近聚集成藏，如圖1(b)所示。總之，無論是下生上儲式還是上生下儲式，油氣運聚成藏的輸導通道均主要是油源斷裂。

圖1 下生上儲式和上生下儲式油氣運聚成藏模式Fig.1 The hydrocarbon migration and accumulation models of lower-source and upper-reservoir model and upper-source and lower-reservoir model

2 輸導油氣特征的差異性

不同組合樣式油源斷裂輸導油氣特征的差異性主要表現在油氣平面分布、輸導油氣終止處及最大距離、側向分層運移層位3個方面，通過油源斷裂輸導油氣的實例加以分析。

2.1 輸導油氣平面分布的差異性

由于不同組合樣式油源斷裂輸導油氣方向不同，造成油氣平面分布范圍存在差異性。下生上儲式油源斷裂應是溝通下伏烴源巖和上覆目的層，且在油氣成藏時期活動的斷裂；而上生下儲式油源斷裂目的層在烴源巖層之下，所以除了像下生上儲式油源斷裂一樣，要滿足上述條件且在油氣成藏期活動外，還必須要求上覆烴源巖為斷裂向下輸導油氣提供動力——超壓，超壓應大到一定值，可使斷裂向下伏目的層中輸導油氣。否則，即使烴源巖排烴，斷裂也不能向下伏地層中輸導油氣。由此不難看出，對同一烴源巖而言，下生上儲式油源斷裂運移較上生下儲式油源斷裂發育，主要表現在平面分布范圍上，對于同一烴源巖的下生上儲式油源斷裂分布范圍應明顯大于上生下儲式油源斷裂的分布范圍，前者為烴源巖排烴分布區的油源斷裂分布區，后者則為烴源巖超壓大于斷裂向下輸導油氣所需的最小超壓值范圍區。油源斷裂分布區，即下生上儲式油源斷裂輸導油氣平面分布范圍，大于上生下儲式斷裂輸導油氣平面分布范圍的區域。如松遼盆地北部中央坳陷區三肇凹陷，是松遼盆地下部含油氣系統和中部含油氣系統油氣勘探的重點地區，其內發育的地層是白堊系，青山口組一段發育的暗色泥巖，不僅是中部含油氣組合薩、葡、高油層(分別位于嫩江組二、三段—一段、姚家組一段和青山口組二、三段)油氣的烴源巖，也是下部含油氣組合扶楊油層(分別位于泉頭組四段和三段)油氣的烴源巖，青山口組一段烴源巖與薩、葡、高油層之間屬于下生上儲式組合樣式，而與扶楊油層之間為上生下儲式組合樣式。以此作為實例，比較上生下儲式和下生下儲式油源斷裂輸導油氣平面分布的差異性，以便為油氣勘探提供參考依據。

由烴源巖排烴門限確定方法[14-15]可以得到三肇凹陷青一段烴源巖排烴分布區，根據文獻[15]得出，除凹陷東南邊部地區外，整個三肇凹陷青一段烴源巖皆為排烴區。由三維地震資料拆分得到三肇凹陷青一段烴源巖內斷裂類型，將連接青一段烴源巖和上覆薩、葡、高油層，且在油氣成藏期(明水組沉積末期)活動的斷裂，作為松遼盆地中部含油氣系統(下生上儲式)的油源斷裂(圖2)，此類油源斷裂全凹陷分布，主要呈南北向展布，少量呈北西向和北東向展布，凹陷中心油源斷裂相對發育，東西兩側油源斷裂相對較少。

圖2 三肇凹陷青一段烴源巖生成油氣向上覆薩、葡、高油層運移油源斷裂分布Fig.2 The distribution of oil source faults in the upward transport of oil and gas generated from source rocks in Member 1 of Qingshankou Formation,Sanzhao Sag to Saertu,Putaohua and Gaotaizi reservoirs

由文獻[16]可知，整個三肇凹陷青一段烴源巖皆存在超壓，古超壓的高值區主要分布凹陷中部地區，向四周古超壓值逐漸減小，最大值可達到12 MPa以上，在凹陷南部局部地區減至5 MPa以下。三肇凹陷油源斷裂輸導青山口組一段烴源巖生成油氣可向下運移的超壓在整個凹陷大面積分布[17]。將連接青山口組一段烴源巖和下伏扶楊油層，且在油氣成藏期(明水組沉積末期)活動的斷裂，作為向下運移的油源斷裂，將超壓分布區與可能油源斷裂分布區疊合，便可知松遼盆地下部含油氣組合(上生下儲式)油源斷裂分布區[15]。油氣向下運移的油源斷裂分布區略小于向上運移的油源斷裂分布區，主要表現在東南邊部局部地區。

2.2 輸導油氣終止處及最大距離的差異性

由于不同組合樣式下油源斷裂輸導油氣動力及阻力不同，輸導油氣終止處及最大距離存在明顯的差異性。下生上儲式油源斷裂向上輸導油氣動力是剩余地層孔隙流體壓力差和浮力，動力相對較強，被錯斷的厚度相對較小的泥巖蓋層形成的阻力，難以阻止油源斷裂向上輸導油氣，只有遇到區域性蓋層時，由于其厚度相對較大，造成油源斷裂在區域性蓋層內分段生長且不連接，形成垂向封閉，阻止了油源斷裂向上輸導油氣，故封閉型區域性蓋層應為油源斷裂向上輸導油氣的終止處，其底面距烴源巖頂面之間的斷距應為油源斷裂向上輸導油氣的最大距離。如海拉爾盆地貝爾凹陷的東北地區，是其油氣富集的主要地區之一。該地區由下至上發育的地層主要為白堊系，少量為新生界，下白堊統地層主要為南屯組、大磨拐河組和伊敏組，上白堊統僅為青元崗組[18]。烴源巖為南屯組一段，儲層主要為南屯組和大磨拐河組，屬于下生上儲式組合樣式。以此作為實例，闡述下生上儲式油源斷裂輸導油氣終止處和最大距離特征。油氣鉆探揭示，東北地區頂部大磨拐河組蓋層發育、厚度大，雖被油源斷裂破壞，但斷接厚度大，至今蓋層之上尚未見到油氣顯示(圖3)。表明垂向封閉的大磨拐河組蓋層應為油源斷裂輸導油氣終止處，大磨拐河組泥巖蓋層底面距下伏南一段烴源巖頂面間的距離，應為油源斷裂輸導油氣的最大距離。

圖3 貝爾凹陷東北地區大磨拐河組區域性蓋層斷接厚度與上下油氣分布關系Fig.3 The relationship between regional caprock fault thickness and upper and lower hydrocarbon distribution of Damoguaihe Formation,Northeast Beier Sag

上生下儲式油源斷裂輸導油氣動力是烴源巖超壓，其阻力是地層孔隙流體壓力差、油源斷裂輸導油氣遇到的阻力和油氣本身浮力，相對較大，且隨著油源斷裂向下輸導油氣距離增大阻力也在增大，當烴源巖超壓與阻力相等時，油源斷裂輸導油氣作用終止，此處應為油源斷裂向下輸導油氣終止處，此處距烴源巖底面之間距離應為油源斷裂向下輸導油氣最大距離。

文中以松遼盆地三肇凹陷作為實例，闡述上生下儲式油源斷裂輸導油氣終止處和最大距離特征。三肇凹陷青山口組一段烴源巖生成油氣在超壓作用下向下運移時，其輸導油氣最大終止處主要受青山口組一段古超壓控制，由青山口組一段烴源巖古超壓值和向下輸導生成油氣運移所需的最小古超壓值，代入斷裂向下輸導油氣最大深度的計算公式(式1)中[15-17]，可以得到向下輸導油氣的最大深度，此深度處即為輸導油氣終止處，如圖4所示，其距上覆青山口組一段烴源巖底界的距離，應為油源斷裂向下輸導油氣最大距離。因此，三肇凹陷油源斷裂向下輸導青山口組一段烴源巖生成油氣進入扶楊油層中的最大距離為500 m以上，主要分布在凹陷北部、中部地區，由此向四周逐漸減小，在其東南局部地區減小至零。

圖4 三肇凹陷油源斷裂輸導油氣向下扶楊油層運移最大深度Fig.4 The maximum migration depth of hydrocarbon transport from oil source fault in Sanzhao Sag down to Fuyang Formation

(1)

式中：Hmax為斷裂向下輸導油氣的最大距離，m；Δpc為烴源巖古超壓值，MPa；Δpcmin為斷裂向下輸導油氣所需的最小烴源巖古超壓值，MPa；ρw為地層水密度，g/cm3；ρo為原油密度，g/cm3。

2.3 側向分層運移油氣砂體層位的差異性

下生上儲式和上生下儲式油源斷裂輸導油氣向砂體側向分層運移的油氣機制是相同的，均為油源斷裂輸導油氣所遇阻力小于砂體輸導油氣所遇阻力，但造成的原因不同，使得二者油源斷裂側向分層運移油氣砂體層位存在明顯的差異性。

下生上儲式油源斷裂向上輸導油氣因遇到封閉型區域性蓋層阻擋，使油源斷裂向上輸導油氣遇到的阻力大于砂體輸導油氣遇到的阻力，造成油氣向砂體中發生側向分層運移，油氣主要是選擇所遇阻力相對較小的砂體發生側向分層運移，通常是高砂地比地層的砂體，因為高砂地比地層被油源斷裂錯斷后，落入到斷裂帶填充物中的砂質成分相對較多，孔滲性相對較好，側向封閉性相對較差，油源斷裂輸導油氣易向其側向分層運移，高砂地比地層應是油源斷裂向砂體側向分層運移油氣層位；而低砂地比地層被油源斷裂錯斷后，落入斷裂填充物的砂質成分相對較低，孔滲性較對較差，側向封閉性相對較好，油源斷裂輸導油氣不易向其側向分層運移，不是油源斷裂向砂體側向分層運移層位。

如渤海灣盆地冀中坳陷饒陽凹陷留楚地區，是饒陽凹陷油氣勘探的重點地區，地層系統主要包括古近系的孔店組、沙河街組和東營組，新近系的館陶組和明化鎮組[19]，烴源巖主要為沙河街組一段，儲層主要為東營組二、三段，生儲蓋組合為下生上儲式組合樣式，以此作為實例，闡述下生上儲式油源斷裂側向分層運移油氣砂體層位特征。留楚地區油氣在沿油源斷裂向上運移時，由于受到東營組一、二段區域性蓋層阻擋，油氣便向斷裂附近砂體中側向分層運移。東營組二、三段地層砂地比值相對較高，大于油氣側向分層運移所需的最小地層砂地比值，油源斷裂輸導油氣向其發生側向分層運移和聚集。目前油氣鉆探數據顯示，東營組二、三段高砂地比地層均獲得了工業油氣流，油氣性較好(圖5)，充分說明了高砂地比地層砂體是油源斷裂向上輸導油氣側向分層運移層位。

圖5 留楚地區不同構造油氣垂向分布Fig.5 The vertical hydrocarbon distribution in different structures in Liuchu Area

由于上生下儲式油源斷裂向下輸導油氣遇到的阻力大，且隨著向下輸導油氣距離增加，其所遇到阻力也在增大，因此，只要遇到砂體，不管其是否為高砂地比地層的砂體，因砂體輸導油氣運移所遇到的阻力小于經油源斷裂向下輸導油氣所遇到的阻力，油氣向下更易側向分層不再向下運移。由此不難看出，在油源斷裂向下輸導油氣終止處之上所有砂體均是其側向運移油氣層位。

以松遼盆地三肇凹陷扶楊油層作為實例，闡述上生下儲式油源斷裂側向分層運移油氣層位特征。根據烴源巖層之下各油層組的工業油氣流井數量來反映油源斷裂輸導油氣的分布層位及特征。統計松遼盆地三肇凹陷青一段烴源巖之下的扶Ⅰ、扶Ⅱ、扶Ⅲ和楊Ⅰ油層組(自上而下)中工業油氣流井數可知，各油層組的砂體中油氣均有分布，且自上至下油氣分布數量逐漸減小，表明上生下儲式油源斷裂向下輸導油氣終止處之上所有砂體均是油源斷裂向下輸導油氣層位。

3 結 論

(1)輸導油氣平面分布范圍存在差異性，下生上儲式油源斷裂在烴源巖排烴區內方可向上輸導油氣；而上生下儲式油源斷裂只能與烴源巖超壓值大于斷裂向下輸導油氣所需的最小超壓值的區域內，方可向下輸導油氣。

(2)輸導油氣終止處和最大距離存在差異性，下生上儲式油源斷裂向上輸導油氣終止處為封閉型區域性蓋層處，封閉型區域性蓋層底面距烴源巖頂面之間距離為油源斷裂向上輸導油氣最大距離；而上生下儲式油源斷裂向下輸導油氣終止處為其輸導動力和阻力相等處，該處距烴源巖底面之間的距離為油源斷裂向下輸導油氣的最大距離。

(3)側向分層運移油氣砂體層位存差異性，下生上儲式油源斷裂向上輸導油氣側向分層運移的層位，是封閉型區域性蓋層之下的高砂地比地層；而上生下儲式油源斷裂向下輸導油氣側向分層砂體層位，是其輸導油氣終止處之上的所有砂體。