下生上储式与上生下储式油源断裂油气输导差异性

沙子萱，于 丹，付 广

(1.东北石油大学，黑龙江 大庆 163318；2.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163712)

0 引 言

输导通道是不同生储盖组合下油气成藏的必要条件，无论是下生上储式还是上生下储式，油气运移的输导通道均主要是油源断裂，由于二者成藏机制不同，造成其油源断裂油气输导特征存在明显的差异性，该差异性是认识2类油气分布规律甚至指导油气勘探的关键[1-2]。关于下生上储式的油源断裂输导油气特征，学者做过大量研究，主要表现在3个方面：①利用地震资料拆分断裂断穿层位，结合油气成藏期，研究油源断裂类型并与烃源岩排烃区配合，研究油源断裂输导油气的平面分布范围，认为烃源岩排烃区内的油源断裂分布范围，即为油源断裂输导油气平面分布范围[1-3]；②根据油源断裂与区域性盖层配置垂向是否封闭，研究油源断裂输导油气纵向分布范围，认为封闭型区域性盖层分布部位控制着油源断裂油气纵向分布范围[4-6]；③通过油源断裂与被其错断砂体配置研究，研究油源断裂输导油气向砂体侧向分层运移砂体层位，认为能储集油气的砂体应是油源断裂侧向分层运移油气的砂体[7-8]。目前对上生下储式油源断裂输导油气问题的研究相对较薄弱，主要表现在2个方面：①根据烃源岩排烃区、超压分布区和油源断裂分布区叠合，研究其油源断裂输导油气平面范围[9-10]，认为只有三者叠合的重复区，才是油源断裂输导油气平面范围；②根据烃源岩超压相对大小和油源断裂延伸长度，研究油源断裂输导油气的纵向范围[9-10]，认为油源断裂输导油气存在最大深度，其值受到烃源岩古超压值和油源断裂延伸长度的范围控制，烃源岩古超压越大，油源断裂向下延伸长度越大，油源断裂输导油气最大深度越大，反之则越小。此外，也缺乏对油源断裂输导油气向砂体侧向分层运移层位方面的研究，对油源断裂向上和向下输导油气差异特征研究尚未见到报道，这无疑不利于上生下储式组合样式油气分布规律的认识和油气勘探的深入。因此，考虑不同生储盖组合样式，下生上储式和上生下储式油源断裂及其输导油气特征及分布规律的对比研究，有利于指导针对不同类型油气的目标性勘探。

1 油气运聚成藏模式及输导油气通道

不同组合样式的油气运移条件不同，其成藏模式也明显不同。下生上储式油气运聚成藏模式是下伏烃源岩生成的油气在剩余地层孔隙流体压力差和浮力的作用下，油气经油源断裂向上覆地层中运移，因受上覆区域性盖层遮挡，油气向断裂两侧砂体中发生侧向分层运移，并在油源断裂附近聚集成藏，如图1(a)所示。上生下储式油气运聚成藏模式是烃源岩生成的油气在超压作用下，油源断裂向下伏地层输导油气过程中，因受到地层孔隙流体压力差以及断裂输导油气运移遇到的阻力和油气本身浮力的共同阻挡[11-13]，油源断裂向下输导油气向其两侧砂体中发生侧向分层运移，并在油源断裂附近聚集成藏，如图1(b)所示。总之，无论是下生上储式还是上生下储式，油气运聚成藏的输导通道均主要是油源断裂。

图1 下生上储式和上生下储式油气运聚成藏模式Fig.1 The hydrocarbon migration and accumulation models of lower-source and upper-reservoir model and upper-source and lower-reservoir model

2 输导油气特征的差异性

不同组合样式油源断裂输导油气特征的差异性主要表现在油气平面分布、输导油气终止处及最大距离、侧向分层运移层位3个方面，通过油源断裂输导油气的实例加以分析。

2.1 输导油气平面分布的差异性

由于不同组合样式油源断裂输导油气方向不同，造成油气平面分布范围存在差异性。下生上储式油源断裂应是沟通下伏烃源岩和上覆目的层，且在油气成藏时期活动的断裂；而上生下储式油源断裂目的层在烃源岩层之下，所以除了像下生上储式油源断裂一样，要满足上述条件且在油气成藏期活动外，还必须要求上覆烃源岩为断裂向下输导油气提供动力——超压，超压应大到一定值，可使断裂向下伏目的层中输导油气。否则，即使烃源岩排烃，断裂也不能向下伏地层中输导油气。由此不难看出，对同一烃源岩而言，下生上储式油源断裂运移较上生下储式油源断裂发育，主要表现在平面分布范围上，对于同一烃源岩的下生上储式油源断裂分布范围应明显大于上生下储式油源断裂的分布范围，前者为烃源岩排烃分布区的油源断裂分布区，后者则为烃源岩超压大于断裂向下输导油气所需的最小超压值范围区。油源断裂分布区，即下生上储式油源断裂输导油气平面分布范围，大于上生下储式断裂输导油气平面分布范围的区域。如松辽盆地北部中央坳陷区三肇凹陷，是松辽盆地下部含油气系统和中部含油气系统油气勘探的重点地区，其内发育的地层是白垩系，青山口组一段发育的暗色泥岩，不仅是中部含油气组合萨、葡、高油层(分别位于嫩江组二、三段—一段、姚家组一段和青山口组二、三段)油气的烃源岩，也是下部含油气组合扶杨油层(分别位于泉头组四段和三段)油气的烃源岩，青山口组一段烃源岩与萨、葡、高油层之间属于下生上储式组合样式，而与扶杨油层之间为上生下储式组合样式。以此作为实例，比较上生下储式和下生下储式油源断裂输导油气平面分布的差异性，以便为油气勘探提供参考依据。

由烃源岩排烃门限确定方法[14-15]可以得到三肇凹陷青一段烃源岩排烃分布区，根据文献[15]得出，除凹陷东南边部地区外，整个三肇凹陷青一段烃源岩皆为排烃区。由三维地震资料拆分得到三肇凹陷青一段烃源岩内断裂类型，将连接青一段烃源岩和上覆萨、葡、高油层，且在油气成藏期(明水组沉积末期)活动的断裂，作为松辽盆地中部含油气系统(下生上储式)的油源断裂(图2)，此类油源断裂全凹陷分布，主要呈南北向展布，少量呈北西向和北东向展布，凹陷中心油源断裂相对发育，东西两侧油源断裂相对较少。

图2 三肇凹陷青一段烃源岩生成油气向上覆萨、葡、高油层运移油源断裂分布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

由文献[16]可知，整个三肇凹陷青一段烃源岩皆存在超压，古超压的高值区主要分布凹陷中部地区，向四周古超压值逐渐减小，最大值可达到12 MPa以上，在凹陷南部局部地区减至5 MPa以下。三肇凹陷油源断裂输导青山口组一段烃源岩生成油气可向下运移的超压在整个凹陷大面积分布[17]。将连接青山口组一段烃源岩和下伏扶杨油层，且在油气成藏期(明水组沉积末期)活动的断裂，作为向下运移的油源断裂，将超压分布区与可能油源断裂分布区叠合，便可知松辽盆地下部含油气组合(上生下储式)油源断裂分布区[15]。油气向下运移的油源断裂分布区略小于向上运移的油源断裂分布区，主要表现在东南边部局部地区。

2.2 输导油气终止处及最大距离的差异性

由于不同组合样式下油源断裂输导油气动力及阻力不同，输导油气终止处及最大距离存在明显的差异性。下生上储式油源断裂向上输导油气动力是剩余地层孔隙流体压力差和浮力，动力相对较强，被错断的厚度相对较小的泥岩盖层形成的阻力，难以阻止油源断裂向上输导油气，只有遇到区域性盖层时，由于其厚度相对较大，造成油源断裂在区域性盖层内分段生长且不连接，形成垂向封闭，阻止了油源断裂向上输导油气，故封闭型区域性盖层应为油源断裂向上输导油气的终止处，其底面距烃源岩顶面之间的断距应为油源断裂向上输导油气的最大距离。如海拉尔盆地贝尔凹陷的东北地区，是其油气富集的主要地区之一。该地区由下至上发育的地层主要为白垩系，少量为新生界，下白垩统地层主要为南屯组、大磨拐河组和伊敏组，上白垩统仅为青元岗组[18]。烃源岩为南屯组一段，储层主要为南屯组和大磨拐河组，属于下生上储式组合样式。以此作为实例，阐述下生上储式油源断裂输导油气终止处和最大距离特征。油气钻探揭示，东北地区顶部大磨拐河组盖层发育、厚度大，虽被油源断裂破坏，但断接厚度大，至今盖层之上尚未见到油气显示(图3)。表明垂向封闭的大磨拐河组盖层应为油源断裂输导油气终止处，大磨拐河组泥岩盖层底面距下伏南一段烃源岩顶面间的距离，应为油源断裂输导油气的最大距离。

图3 贝尔凹陷东北地区大磨拐河组区域性盖层断接厚度与上下油气分布关系Fig.3 The relationship between regional caprock fault thickness and upper and lower hydrocarbon distribution of Damoguaihe Formation,Northeast Beier Sag

上生下储式油源断裂输导油气动力是烃源岩超压，其阻力是地层孔隙流体压力差、油源断裂输导油气遇到的阻力和油气本身浮力，相对较大，且随着油源断裂向下输导油气距离增大阻力也在增大，当烃源岩超压与阻力相等时，油源断裂输导油气作用终止，此处应为油源断裂向下输导油气终止处，此处距烃源岩底面之间距离应为油源断裂向下输导油气最大距离。

文中以松辽盆地三肇凹陷作为实例，阐述上生下储式油源断裂输导油气终止处和最大距离特征。三肇凹陷青山口组一段烃源岩生成油气在超压作用下向下运移时，其输导油气最大终止处主要受青山口组一段古超压控制，由青山口组一段烃源岩古超压值和向下输导生成油气运移所需的最小古超压值，代入断裂向下输导油气最大深度的计算公式(式1)中[15-17]，可以得到向下输导油气的最大深度，此深度处即为输导油气终止处，如图4所示，其距上覆青山口组一段烃源岩底界的距离，应为油源断裂向下输导油气最大距离。因此，三肇凹陷油源断裂向下输导青山口组一段烃源岩生成油气进入扶杨油层中的最大距离为500 m以上，主要分布在凹陷北部、中部地区，由此向四周逐渐减小，在其东南局部地区减小至零。

图4 三肇凹陷油源断裂输导油气向下扶杨油层运移最大深度Fig.4 The maximum migration depth of hydrocarbon transport from oil source fault in Sanzhao Sag down to Fuyang Formation

(1)

式中：Hmax为断裂向下输导油气的最大距离，m；Δpc为烃源岩古超压值，MPa；Δpcmin为断裂向下输导油气所需的最小烃源岩古超压值，MPa；ρw为地层水密度，g/cm3；ρo为原油密度，g/cm3。

2.3 侧向分层运移油气砂体层位的差异性

下生上储式和上生下储式油源断裂输导油气向砂体侧向分层运移的油气机制是相同的，均为油源断裂输导油气所遇阻力小于砂体输导油气所遇阻力，但造成的原因不同，使得二者油源断裂侧向分层运移油气砂体层位存在明显的差异性。

下生上储式油源断裂向上输导油气因遇到封闭型区域性盖层阻挡，使油源断裂向上输导油气遇到的阻力大于砂体输导油气遇到的阻力，造成油气向砂体中发生侧向分层运移，油气主要是选择所遇阻力相对较小的砂体发生侧向分层运移，通常是高砂地比地层的砂体，因为高砂地比地层被油源断裂错断后，落入到断裂带填充物中的砂质成分相对较多，孔渗性相对较好，侧向封闭性相对较差，油源断裂输导油气易向其侧向分层运移，高砂地比地层应是油源断裂向砂体侧向分层运移油气层位；而低砂地比地层被油源断裂错断后，落入断裂填充物的砂质成分相对较低，孔渗性较对较差，侧向封闭性相对较好，油源断裂输导油气不易向其侧向分层运移，不是油源断裂向砂体侧向分层运移层位。

如渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷留楚地区，是饶阳凹陷油气勘探的重点地区，地层系统主要包括古近系的孔店组、沙河街组和东营组，新近系的馆陶组和明化镇组[19]，烃源岩主要为沙河街组一段，储层主要为东营组二、三段，生储盖组合为下生上储式组合样式，以此作为实例，阐述下生上储式油源断裂侧向分层运移油气砂体层位特征。留楚地区油气在沿油源断裂向上运移时，由于受到东营组一、二段区域性盖层阻挡，油气便向断裂附近砂体中侧向分层运移。东营组二、三段地层砂地比值相对较高，大于油气侧向分层运移所需的最小地层砂地比值，油源断裂输导油气向其发生侧向分层运移和聚集。目前油气钻探数据显示，东营组二、三段高砂地比地层均获得了工业油气流，油气性较好(图5)，充分说明了高砂地比地层砂体是油源断裂向上输导油气侧向分层运移层位。

图5 留楚地区不同构造油气垂向分布Fig.5 The vertical hydrocarbon distribution in different structures in Liuchu Area

由于上生下储式油源断裂向下输导油气遇到的阻力大，且随着向下输导油气距离增加，其所遇到阻力也在增大，因此，只要遇到砂体，不管其是否为高砂地比地层的砂体，因砂体输导油气运移所遇到的阻力小于经油源断裂向下输导油气所遇到的阻力，油气向下更易侧向分层不再向下运移。由此不难看出，在油源断裂向下输导油气终止处之上所有砂体均是其侧向运移油气层位。

以松辽盆地三肇凹陷扶杨油层作为实例，阐述上生下储式油源断裂侧向分层运移油气层位特征。根据烃源岩层之下各油层组的工业油气流井数量来反映油源断裂输导油气的分布层位及特征。统计松辽盆地三肇凹陷青一段烃源岩之下的扶Ⅰ、扶Ⅱ、扶Ⅲ和杨Ⅰ油层组(自上而下)中工业油气流井数可知，各油层组的砂体中油气均有分布，且自上至下油气分布数量逐渐减小，表明上生下储式油源断裂向下输导油气终止处之上所有砂体均是油源断裂向下输导油气层位。

3 结 论

(1)输导油气平面分布范围存在差异性，下生上储式油源断裂在烃源岩排烃区内方可向上输导油气；而上生下储式油源断裂只能与烃源岩超压值大于断裂向下输导油气所需的最小超压值的区域内，方可向下输导油气。

(2)输导油气终止处和最大距离存在差异性，下生上储式油源断裂向上输导油气终止处为封闭型区域性盖层处，封闭型区域性盖层底面距烃源岩顶面之间距离为油源断裂向上输导油气最大距离；而上生下储式油源断裂向下输导油气终止处为其输导动力和阻力相等处，该处距烃源岩底面之间的距离为油源断裂向下输导油气的最大距离。

(3)侧向分层运移油气砂体层位存差异性，下生上储式油源断裂向上输导油气侧向分层运移的层位，是封闭型区域性盖层之下的高砂地比地层；而上生下储式油源断裂向下输导油气侧向分层砂体层位，是其输导油气终止处之上的所有砂体。