渤海湾盆地黄河口凹陷新近系油气富集模式与成藏主控因素定量评价

杨海风，徐长贵，牛成民，钱 赓，李正宇，高雁飞，黄 振

[中海石油(中国)有限公司 天津分公司,天津 300459]

自20世纪90年代以来，在渤海海域和周边地区发现了诸如蓬莱19-3、秦皇岛32-6等多个新近系明化镇组、馆陶组大型油田[1]，其中，渤海海域在新近系已发现的油气储量占到整个渤海油田总储量的65%，揭示了渤海湾盆地新近系油气勘探的巨大潜力[2,3]。渤海湾盆地新近系主要发育河流相沉积体系，不具备生烃条件，运移条件是控制油气成藏和富集的关键这一认识已成为业界研究共识[1-11]。前人亦重点对新近系的油气成藏输导体系开展了深入而富有成效的研究。如邓运华和张善文等人基于渤海海域和济阳坳陷新近系大量勘探实例的深入剖析，分别建立了“中转站”[4]和“网毯式”[5]成藏理论，有效指导了新近系油气勘探[7-11]。邓运华等基于渤海油区新近系20多年油气勘探的探索与实践，系统提出了浅层油气运聚理论，并有效指导了大量油气田发现[11]。但这些理论的提出主要是从定性的角度对渤海湾盆地新近系油气运移与成藏的模式进行的研究，如提出“大断裂-砂体‘中转站’模式运移能力强、小断层及走滑断裂运移油气能力弱”，指明有利勘探的部位，但并未明确究竟多大规模的运移断层可在新近系形成油气的富集；提出“地层—断层组合关系控制油气富集部位”，明确了“在新近系储-盖组合中，大断层下降盘石油富集，上升盘不富”，但普遍的钻井结果显示即使均位于大断层下降盘相邻的砂体，油气的富集程度也有很大差别，有的为油气层，有的则为水层，反映了新近系油气成藏和富集的复杂性；指出了“圈闭汇油面积大小决定油田规模”，但仅从宏观的角度进行了阐述，未明确针对具体的油藏而言需要多大的汇油面积才能形成油气的富集。近年来，随着渤海油田勘探程度的日益增加，油气勘探工作已进入精细勘探阶段，尤其是在国际低油价的背景下，如何提高勘探工作的商业成功率是油公司亟待解决的问题，而传统的定性分析研究已渐难以满足实际生产需求。诸多学者也针对新近系油气富集的控制作用开展了大量定量研究工作，并建立了相应的定量评价模型[12-17]。如蒋有录等提出“生排烃期断层活动差异系数(FDC)对新近系油气富集进行定量表征”[16]；吕延防等重点研究了断层侧向封闭性定量评价方法，并建立了“考虑时间因素的断层封闭性定量评价与地质模型”[17]。但前期研究均侧重于对断层输导能力的定量评价，由于地下油气成藏为从源到储的综合效应，过于强调单一要素的影响将难以准确表征地下实际情况，尤其是对于油气成藏条件和成藏模式存在较大差别的区带而言，这些评价方法的适用性难具普遍性。鉴于此，本文即以渤海湾盆地黄河口凹陷为研究靶区，综合考量不同构造带内主要成藏条件的差别，对新近系油气成藏及富集的控制因素进行定量研究，以期对今后新近系的精细勘探起到有益的指导作用，并对浅层油气运聚理论进一步补充和完善。

1 地质概况

黄河口凹陷地理位置上位于渤海南部海域，整体呈东西走向，凹陷总面积约3 300 km2，基底最大埋深约7 000 m。大地构造位置上，黄河口凹陷处于渤海海域渤中坳陷南部、济阳坳陷的东北部，北依渤南低凸起、南接垦东凸起、莱北低凸起，东西分别以走滑断层为界分别与庙西凹陷和沾化凹陷相邻(图1)[6]。

从构造演化过程来看，黄河口凹陷大体经历古近系裂陷阶段和新近系-第四系拗陷阶段，并控制形成了古近系以扇三角洲、辫状河三角洲、曲流河三角洲和滨浅湖-半深湖主的湖泊相沉积体系，以及新近系河流相和浅水三角洲相沉积体系。其中，裂陷阶段又可分为大致相当于孔店组-沙四段、沙三段、沙一、二段和东营组沉积时期等4个不同特征的裂陷伸展幕，控制着古近系优质烃源岩的发育，且勘探证实沙河街组烃源岩是黄河口凹陷主力烃源岩[18]。拗陷阶段可以细分为相当于馆陶组-明下段、明上段、第四系等3个热拗陷幕。受多期构造运动的共同控制，黄河口凹陷主要发育了NNE向展布的走滑型断裂和近EW向(或NWW向)的伸展型、走滑-伸展叠加型断裂两大断裂体系，并将黄河口凹陷分隔为西洼、中洼、东洼、东部断隆带、中央隆起带、西支走滑带、东支走滑带等七个主要的构造单元。近40年的勘探实践已充分表明黄河口凹陷为渤海海域重要的富烃凹陷，黄河口凹陷已累计发现油气储量超过10×108m3油当量。其中新近系是极为重要的勘探目的层系,相继在新近系发现BZ34、BZ29-4、BZ28-2S、BZ25-1/1S和BZ36-1等一批大中型油田。

图1 黄河口凹陷构造纲要及新近系油气田分布(据文献[6]修改)Fig.1 The structure outline of the Huanghekou Sag,and the distribution of oil and gas fields of the Neogene (modified from reference[6])

2 新近系油气成藏有利条件

2.1 浅水三角洲沉积体系

渤海海域作为渤海湾盆地演化的最终归宿，在新近纪馆陶组沉积晚期至明化镇组下段沉积中晚期，黄河口凹陷成为渤海湾盆地的汇水中心，出现滨浅湖相沉积环境，发育了分流砂坝型和分流河道型两种类型的浅水三角洲沉积体系(图2a)[19,20]。浅水湖泊背景下形成的稳定分布的湖相泥岩与水下分流砂坝砂体或水下分流河道砂体形成良好储盖组合与优越的储集条件[21]。岩心和壁心分析结果表明，明化镇组和馆陶组储层均为高孔隙度、高渗透率储层。其中，各油田主力油层的明化镇组储层平均孔隙度范围为27.3%～32.7%，平均渗透率为582.6×10-3～2 482.5×10-3μm2；馆陶组储层孔隙度为12.7%～35.1%，平均孔隙度为22.1%，渗透率变化范围较大，为10×10-3～5 530.8×10-3μm2，平均值为1 270.6×10-3μm2。此外，相对于曲流河道砂体，浅水三角洲砂呈明显的扇状-坨状展布特征，面积大、连通性好，为油气的富集提供了储集空间[20]。

2.2 正向构造带

受地幔底辟作用和周缘板块运动方向与速度变化的影响，黄河口凹陷新生代受到了岩石圈的伸展裂陷和郯庐断裂的走滑两种不同应力的共同影响，且伸展作用贯穿了其整个演化历史，而走滑作用具有幕式特征[22-24]。自距今42 Ma以来即先后经历了始新世末期、渐新世末期以及上新世末期等多期与郯庐断裂带右旋走滑作用密切相关的构造抬升事件[23]，进而在研究区内形成了东支走滑带、中支走滑带(中央隆起带)和西支走滑带三大具有典型构造反转特征的正向构造带(图2b)。此外，东部断隆带是具有基底潜山背景的洼中隆起带，为黄河口凹陷内长期夹持于黄河口东洼与中洼之间的又一重要的正向构造带。这些凹中正向构造带的发育与定型控制着整个黄河口凹陷新近系大规模断块型圈闭群的形成与分布。如在东支走滑带目前已在馆陶组顶部落实大批连片分布的断块型圈闭，圈闭面积0.6～10.1 km2，圈闭总面积合计达94.9 km2；东部断隆带亦在馆陶组顶部新发现落实了较大规模的断块型圈闭群，圈闭面积为0.3～6.7 km2，圈闭总面积合计达88.5 km2。显然，四大凹中正向构造带的发育不仅为油气的规模性运移提供了良好的低势背景，其内部大规模断块型圈闭群的发育更为油气的规模性聚集奠定了基础。

图2 黄河口凹陷构造结构特征与油气分布Fig.2 Structural characteristics and hydrocarbon distribution of Huanghekou Saga.新近系综合柱状图；b.沙河街组三段沉积末期古地貌；c.东西向油气藏剖面

2.3 油源断裂发育期与烃源岩主生排烃期

上新世明化镇组沉积时期(12～2 Ma)，研究区受太平洋板块俯冲加速的影响，郯庐断裂带右旋走滑作用明显增强，走滑反转带及其相邻区域内发育大量断至深部古近系烃源岩的E-W向和NEE向正断层，并使得早期形成的断层发生活化[23]。而生烃研究及基于流体包裹体的证据均表明，明上段沉积时期(约5 Ma至现今)是黄河口凹陷研究区沙河街组烃源岩的主要生排烃期[21]。显然，此期深大油源断裂的发育不仅形成和改造了大量断块型圈闭，而且其活动时间与主生排烃期形成了“黄金搭档”，为新近系油气藏的快速高效形成提供了可能。

3 新近系油气富集特征与差异控藏因素

3.1 油气富集特征

勘探实践证实，黄河口凹陷三大走滑反转带以及北部断隆带新近系均为重要的油气富集带(图1和图2c)。如在西支走滑带已发现BZ25-1/1S油田中新近系储量超过了1×108m3，中央隆起带发现的BZ28-34油田群新近系油气当量近2×108m3，近年来在东部断隆带和东支走滑带新近系新发现的储量也分别超过1×108m3和3 000×104m3。目前黄河口凹陷新近系已发现油气储量近8×108m3，其中超过90%的储量分布在新近系明化镇组下段。油藏解剖研究显示，黄河口凹陷构造型圈闭背景的发育控制着油气成藏的丰度，但油气成藏的边界均主要受控于砂体的尖灭，且具有一砂一藏的特征，为典型的构造-岩性油气藏[20](图2c)。

由于新近系本身不具备生烃条件，在其内部聚集成藏的油气均应为源自深部的古近系烃源岩或为先期已形成的油气藏再调整的油气，且运移距离至少在1 000 m以上，甚至可超过3 000 m，作为油气主要垂向运移路径的断层自然是影响新近系油气成藏的关键因素之一[4]；同时，断层的活动强度、分布密度及组合样式影响新近系油气成藏规模。在古近系，断层活动越强，分布密度越广，油气自古近系烃源岩或仓储层向新近系运移效率越高，如渤中29-4油田，多组顺向断层沟通古近系沙三段烃源岩与新近系明下段砂体，为其提供了千万方资源规模(图3)；在浅层，断层与新近系砂体耦合，其主要起到资源再分配调节作用，其活动强度、分布组合直接影响新近系油藏富集程度与规模，如中央构造脊上发育的新近系亿方级渤中34-1油田，浅层大量发育的“Y字型”不仅提高了断-砂匹配关系，而且提升了油气分配效率，扩大了浅层砂体成藏规模。

3.2 走滑反转带与断隆带差异成藏模式与控藏因素

由于不同构造带的油气成藏条件具有较大差别，制约油气运移断层输导油气或分配油气能力的因素也不尽相同。如东支走滑带、中央隆起带和西支走滑带这三大走滑反转构造带在始新世-渐新世裂陷作用发生时期仍处于相对低的构造部位，进而在古近系东二下-东三段发育了大套区域稳定分布的湖相泥岩，泥岩厚度180～415 m，平均厚度为260 m，形成了一套重要的区域盖层，也是阻碍油气自沙河街组主力烃源岩向新近系运移的重要因素(图3)。

相比而言，东部断隆带为在古潜山背景下继承性发育的构造带，在古近纪即为水下高地，东营组沉积厚度较薄(40～200 m)；由于北部紧邻渤南低凸起物源区，该时期主要发育相对富砂的近源辫状河三角洲沉积体系，整体砂岩百分含量为55.3%～58.6%，泥岩总厚度一般为20～100 m，且横向分布稳定性差、单层泥岩厚度多小于10 m，相对缺乏优质区域盖层(图4)。

此外，东支走滑带构造带、中央隆起带和西支走滑带在古近纪沙河街组沉积时期表现为伸展断陷沉积为主的特点，发育了优质烃源岩，并且现今烃源岩整体埋深普遍超过3 000 m，具有良好的生排烃能力[18-21]；新近纪受多期走滑增压反转作用影响，在新近系形成了大规模断块型圈闭群[24]。即三大走滑反转带新近系圈闭与古近系有效烃源岩具有“圈-源”垂向同位展布的特点(图3)。但东部断隆带虽然在古近纪始新世受NS向拉张应力的控制发育系列近EW伸展断裂[23]，并受后期走滑-伸展复杂应力作用的影响，亦在新近系发育了大规模的断块型圈闭群，但沙河街组沉积厚度较薄、埋藏较浅(最厚约350 m、埋深不足2 500 m)，且主要发育近源富砂的辫状河三角洲沉积，不具备为新近系圈闭供烃的条件，该构造带的油气需来自其邻近的中洼与东洼内的沙河街组烃源岩。即东部断隆带新近系圈闭与古近系烃源灶具有“圈-源”垂向异位展布的特点。

图3 黄河口凹陷中央隆起带油气藏剖面Fig.3 Reservoir profile of the central uplift zone of Huanghekou Sag

图4 黄河口凹陷东部断隆带油气藏剖面Fig.4 Reservoir profile of the eastern fault-uplift belt of Huanghekou Sag

成藏条件的显著差别，决定了黄河口凹陷两类新近系油气富集带应具有不同的油气成藏模式。主要依据供烃条件和油气运移方式的不同，可将黄河口新近系油气富集带的成藏模式归纳为垂向贯通式和侧向汇聚垂向再分配式两类(图5)。

三大走滑反转构造带新近系圈闭与古近系烃源灶垂向同位分布的特点决定了走滑断裂带内派生的张性深大断裂是油气从源到储的主要输导路径，即油气的运移方式以沿断层垂向运移为主，油气运移至新近系圈闭后，便有机会进入与油源断层相接触的岩性砂体内聚集成藏，为典型的垂向贯通式油气成藏模式。受断裂垂向快速输导作用的影响，该类油气藏往往会伴生有明显的蒸发分馏作用，如中央隆起带具有明显的蒸发分馏作用，如BZ28-2S、BZ34-1、BZ29-4 等以浅层油气为主的油田均可见到此类现象[21]。但由于古近系东二下-东三段区域泥岩盖层的发育，将会对油气自深部向浅层的运移起到明显的阻碍作用。显然三大走滑反转构造带新近系油气的运移受到断层的输导能力与区域盖层的封堵能力的共同控制。

图5 黄河口凹陷油气综合成藏模式Fig.5 The comprehensive pattern of the hydrocarbon accumulation in the Huanghekou Sag

与三大走滑反转构造带相比，东部断隆带东营组缺乏优质区域盖层，其新近系油气供给能力的强弱更受控于断裂的垂向输导能力。但东部断隆带新近系“圈-源”垂向异位展布的特点决定了仅依靠垂向展布的断裂无法形成有效的输导体系。油气运聚的过程：邻近生烃洼陷生成的油气需先沿断隆带进行侧向运移，深入烃源岩层内部、横向连片展布的砂体为油气自构造低部位向高部位侧向运聚的输导层。在此过程中油气被断至断隆带古近系的断裂截流再分配，进行垂向二次分配至新近系，最终进入与输导断层接触良好的砂体内聚集成藏。 如位于东部断隆带低部位邻近生烃中心的BZ36-2A井在古近系沙河街组和东三段发现厚度较大的油层(油层厚50.3 m、差油层厚43.2 m)，当且运移至较高部位的BZ36-4A井时，由于盖层相对不发育，在古近系虽见到良好的油气显示，但未形成规模性的油气聚集，仅钻遇3.2 m厚的油层、58.3 m厚的油水同层和含油水层，其中一部分沿断层向浅层进行运移至新近系馆陶组和明化镇组(发现油层12.8 m，含油水层和油水同层68.4 m)，一部分则沿横向展布的砂体继续向高部位进行运移，如处于断隆带高部位的BZ36-1AS井在古近系沙河街组仅发现9.9 m的含油水层，多数油气则通过垂向断层的调整分配运移至浅层新近系聚集成藏(该井在新近系馆陶组和明下段共计发现油气层89.7 m，油水同层和含油水层91.7 m)。

总结黄河口凹陷新近系油气藏富集模式与主控因素(表1)，走滑反转带新近系圈闭与古近系有效烃源岩具有“圈-源”垂向同位展布的特点，油源断层成为沟通古近系烃源岩与新近系圈闭的输导通道，鉴于东营组发育厚层湖相泥岩区域盖层，因此断层的活动强度与区域盖层厚度成为制约走滑反转带新近系油气成藏规模的主控因素；断隆带新近系圈闭与古近系烃源灶具有“圈-源”垂向异位展布的特点，在古近系地层油气优先沿输导脊富集于仓储层，然后在切仓断层作用下向新近系圈闭进行二次运移，因此古近系仓储层输导脊的发育与切仓断层的位置直接影响油气运移的规模。另外，当油气运移至新近系地层，根据断层与新近系砂体耦合程度，油气进行资源再分配再调节，断层的活动强度、分布及组合样式也是影响新近系油藏富集程度与规模的重要因素。

表1 渤海湾盆地黄河口凹陷新近系油气藏富集模式-主控因素特征Table 1 The hydrocarbon accumulation patterns and controls in the Neogene of the Huanghekou Sag

4 新近系油气运移能力定量表征

黄河口凹陷走滑反转带与断隆带成藏条件的显著差别，决定了油气自古近系烃源岩向新近系圈闭富集的两种模式：垂向贯通与侧向汇聚垂向再分配。垂向贯通式油气富集模式的主控因素为断层的活动强度与区域盖层厚度；侧向汇聚垂向再分配油气富集模式的主控因素为古近系仓储层输导脊的发育与切仓断层的位置；另外，新近系断层的活动强度、分布及组合样式也是影响新近系油藏富集程度与规模的重要因素。因此，针对两类富集模式及其主控因素、新近系断—砂耦合关系，分别开展表征新近系油气运移能力的定量研究方法。

4.1 “断-盖”联合控制走滑反转带新近系油气垂向运移能力

区域盖层的发育对于古近系油气的成藏与保存起到重要的作用，但同时也是阻碍油气自主力烃源岩沙河街组向新近系运移的主要因素，且厚度越大、阻碍运移的能力应越强[25]。反之，油源断裂作为油气垂向运移的主要通道，其活动性的相对强弱决定了其垂向输导的能力，一般断层活动性越强，其垂向运移能力亦越强。据前人研究，盖层被断层错开以后，起封闭作用的盖层厚度就不再是原盖层厚度，而是断层两盘盖层与盖层的对接厚度，称为盖层有效断接厚度[13]。

H′=(H-h)cosθ

式中：H′为有效断接厚度，m；H为盖层厚度，m；h为断层断距，m；θ为断层倾角，(°)。

本文对走滑反转构造带20余口井东营组区域盖层及其与切穿该套盖层的断层之间的有效断接厚度进行了统计。从盖层有效断接厚度与油气层分布的对应关系来看(图6)，走滑反转构造带内东营组区域泥岩盖层与油源断层的有效断接厚度H′>10 m时，油气难以大规模地运移至浅层新近系，当区域泥岩盖层与油源断层的有效断接厚度H′<10 m时，油气则具备向浅层新近系较大规模垂向运移的能力。

图6 黄河口凹陷走滑反转带区域盖层断接厚度与油气成藏层位的关系Fig.6 The relationship between the thickness of regional seal in juxtaposition with faults and the horizons of hydrocarbon enrichment in the inverted strike-slip structural belt of Huanghekou Sag

4.2 “脊-断”联合控制凹中断隆带新近系供烃能力

东部断隆带紧邻北部渤南低凸起物源区，在古近系发育了相对富砂的沉积体系。其中沙河街组二段为辫状河三角洲沉积的大套厚层砂砾岩，处于主体区的BZ36-1AS、BZ36-2A、BZ36-4A井区表现为多期扇体叠置，砂岩百分含量55.2%～98.9%，平均为81.4%，处于断隆带与深洼相接部位的BZ36-2B、BZ36-2BW井揭示的砂岩百分含量亦在20.0%左右，孔隙度为16.8%～25.5%，平均20.9%；东三段辫状河三角洲沉积水下分流河道砂体非常发育，多期河道砂体交互叠置，复合河道砂体厚度达24.9m～81.8 m，砂岩百分含量51%～67%，平均59%，储层孔隙度主要分布范围12%～31.0%，平均值21.1%。稳定分布的优质沉积砂体不仅是良好的储集层，更是上覆新近系油气成藏重要的仓储层[9,10]。由于油气在三维地质体内的运移程总是遵循最大动力学法则，在仓储层内也只有平面上相对低流体势的部位才可能是油气优势运聚带，可称之为“输导脊”，且地层倾角越大，油气汇聚的能力越强[27]。显然，对于古近系圈闭而言，只有圈闭处于输导脊上时，成藏的概率才会更大，并且当油源充足时，流体势最低的圈闭油气丰度最大。

对于新近系起再分配油气作用的运移断层而言，也只有那些断至仓储层输导脊部位的断层才可能是有效运移断层。如BZ36-1AS井所在构造运移断层即切至北部断隆带输导脊的最高部位，该井即在新近系明下段和馆陶组获得良好的油气发现，而BZ36-4A井区所在构造的圈闭、储层条件均与之相当，但其运移断层近断至输导脊的较低部位，在新近系发现的油层明显较少，而更低部位的BZ36-2A井，新近系断层并未断至输导脊部位，该井在新近系发现的储层全为水层(图6)。

为表征断隆带内新近系断裂的再分配油气的能力，本文引入有效供油面积(Sc)定量模型(图7a)。即根据断层切穿输导脊的断距以及与输导脊切割的长度，并充分考虑输导脊的砂岩百分含量以及输导脊的地层倾角，其公式为：

Sc=ΔHLфtgθ

(2)

式中：Sc为有效供油面积，km2；L为输导脊与运移断层接触长度，km；ΔH为断层断距，km；ф为输导脊砂岩百分含量，%；θ为输导脊顶面地层倾角，(°)。

通过对东部断隆带已钻井区古近系有效供烃面积与新近系油气藏的储量丰度进行对比分析，结果显示有效供油面积对新近系的原油储量丰度有着明显的控制作用，当Sc<3×10-3km2时，新近系难以成藏，当Sc≥12×10-3km2新近系形成高丰度油田的概率较大，新近系已钻井发现的储量丰度多大于150×104t/km2(图7b)。

4.3 “断-砂”共控新近系构造-岩性圈闭的油气成藏规模

无论是走滑反转带，还是凹中断隆带，新近系圈闭在具备油气垂向运移能力的条件下，油源断层与砂体有效接触是砂体成藏的基本前提。两者接触程度越大应越有利于砂体的规模性成藏，并且油气在砂体中运移能力同样应受控于本砂层的含泥量的控制。当砂体中泥质含量较高时，也难以成藏，这也是常钻遇干层的主要原因。为了综合评价上述多种因素对砂体成藏的影响，付广等提出并建立了断-砂配置侧向分流输导油气能力评价指数(T)[15]。该评价指数模型建立的重要基础之一，是从一维线状的角度提出了断-砂接触长度的概念。但地下砂体与油源断层的接触状态实际是呈二维的面状，并且一个成藏砂体往往与多条运移断层相接触，构成三维的断-砂接触状态，每一条运移断层与成藏砂体的有效接触面积都会对油气的富集有着重要影响(图8)。为更客观地表征成藏砂岩的油气富集能力，本文提出总有效接触合面积(TS)的概念，TS代表着与成藏砂体相接触所有效接触面积之和[公式(3)～(5)]，该值越大意味着由油源断裂向成藏砂体输导油气的能力越强。

图7 黄河口凹陷断隆带新近系“脊-断”控藏模式及定量预测模型Fig.7 The hydrocarbon accumulation pattern jointly controlled by “ridge-fault”,and the quantitative prediction model of the Neogene in the faulted uplift structural belt in the Huanghekou Saga.输导脊油气运聚系数计算模型；b.输导脊的运聚系数与圈闭油气资源量相关关系

图8 渤海湾盆地黄河口凹陷“断层-砂体”耦合接触定量模型Fig.8 The quantitative model for determining the “fault-sand body” contacting area in the Huanghekou Sag

(3)

Si=LiHi

(4)

(5)

式中：Hi为第i条油源断层与砂体接触厚度，m；h为井钻遇砂层厚度，m；β为砂体倾角，(°)；αi为第i条断层倾角，°；Li为第条油源断层与砂体接触长度，m；Si为第i条断层与砂体的有效接触面积，m2；vsh为储层泥质含量，无量纲；TS为总有效接触面积，m2。

利用本方法对渤海新近系主要油田的已钻井钻揭砂体的断-砂总有效接触面积进行了系统计算。将其与已成藏砂体的油气充满度作相关分析，发现当TS<1×104m2时，与运移断层相接触的砂体的充满度明显偏低，多低于15%，且多以油水同层和水层为主；当TS>2×104m2时，油气充满度明显呈随总有效接触面积增大而增大的趋势(图9)。其中，亦有相反特征的实例，如两砂体与已证实有效油源断层的总有效接触面积分别高达7.45×104m和9.12×104m ，但钻探结果显示为水层。另一成藏砂体的总有效接触面积高达9.85×104m2，油气充满度高度仅不足25%。分析其主要原因，则主要在于砂体厚度大、平面展布面积大，但高部位断层断距较小，未有效断开砂体，不能形成有效岩性圈闭所致。

图9 渤海湾盆地黄河口凹陷新近系构造-岩性油藏“断-砂”有效接触面积与油气充满度相关关系Fig.9 The effective “fault-sand” contacting area vs.the hydrocarbon fill factor for the Neogene structural-lithologic reservoirs in the Huanghekou Sea

5 结论

1) 黄河口凹陷新近系具有优越的油气成藏条件，油气藏主要分布控于走滑反转带和凹中断隆带两类凹中正向构造单元内。其中，走滑反转带内新近系油气成藏模式为垂向贯通式，凹中断隆带内新近系油气成藏模式为侧向汇聚垂向再分配式。

2) 走滑反转带和断隆带新近系油气运移的主控因素差别较大。其中，走滑反转带内断层的活动强度和古近系区域盖层共同控制油气垂向运移能力，可以用区域泥岩盖层与油源断层的有效断接厚度(H′)进行定量表征，当H′<10m时，油气则具备向浅层新近系较大规模垂向运移的能力；断隆带新近系油气的运移受到油气运移仓储层内的输导脊和断至仓储层的断层共同控制，当通仓断层与输导脊相匹配、且有效供油面积Sc≥12×10-3km2新近系形成高丰度油田的概率较大，新近系已钻井发现的储量丰度多大于150×104t/km2。

3) 在具备油气垂向供给条件的前提下，新近系油气成藏规模受到“断-砂”接触程度的控制。有效油源断裂与砂体的总有效接触面积TS越大应越有利于砂体的规模性成藏。当TS<1×104m2时，与运移断层相接触的砂体的充满度明显偏低，多低于15%，且多以油水同层和水层为主；当TS>2×104m2时，砂体规模性成藏的概率较大，油气充满度明显呈随总有效接触面积增大而增大的趋势。