吴安彬， 罗 群， 崔 倩， 张 晨， 姜振学

( 1. 中国石油大学(北京) 非常规油气科学技术研究院，北京 102249； 2. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249 )

0 引言

顺向断坡是指断层倾向、斜坡倾向和地层倾向近于一致的斜坡带，常发育于断陷盆地的缓坡带，是含油气盆地勘探的重要目标[1-3]。渤海湾盆地是我国东部典型的断陷盆地之一，其中的沾化凹陷孤北斜坡带顺向断坡发育，具有典型的坡折带背景，且邻近生油洼陷，具有丰富的油气资源[4-5]。顺向断坡有利于砂体的发育，砂体可作为油气运移的输导层和油气聚集的空间，断坡带岩性油气藏发育[1-7]，但越来越多的勘探揭示顺向断坡带除发育岩性油气藏外，其油气空间分布与构造关系密切，表明构造也是此类油气成藏的重要控制因素之一。这是“重输导层而轻构造”，但顺向断坡构造的油气成藏效应不明确[4-9]。

渤海湾盆地沾化凹陷孤北斜坡长期位于油气运移的有利指向上，成藏条件优越，但构造单元勘探成效差，缺乏对顺向断坡构造控藏因素的研究，阻碍成藏主控因素和聚油模式的认识，影响研究区的油气勘探。以渤海湾盆地沾化凹陷孤北斜坡为例，笔者采用构造地质学、岩相学和地球化学结合的方法，探讨顺向断坡的运移通道与采油模式，为缓坡带油气藏勘探提供指导。

1 地质背景

渤海湾盆地位于中国东部，面积约为2×105km2，石油资源量为224.5×108t，天然气资源量为1.09×1012m3，是中国重要的含油气盆地之一[6]。孤北斜坡带是一个整体倾向西北的缓斜坡构造单元，面积约为200 km2，位于渤海湾盆地沾化凹陷东北部(见图1(a-b))，隶属于孤西断裂带，南以孤北断层与孤岛凸起相隔，向东、北过渡至孤北西次洼，西以孤西断层与渤南洼陷相连，并与埕东陡坡断阶带构成北断南超的箕状断陷结构(见图1(c))，孤北洼陷和渤南洼陷是主要的供油单元[5-8]。

构造上，研究区经历印支期的挤压逆断、燕山期的拉张断陷、燕山—喜山早期的挤压拉张三个阶段的演化，其中，燕山期，断层活动形成北西向的断块型潜山构造带，即孤西断裂带[7-10]。研究区基底主要为中生界地层，古近系和新近系地层发育齐全，包括沙河街组、东营组、馆陶组等(见图1(d))[1]，沙河街组为主要勘探目的层。孤北斜坡带由南向北延展伸入孤北洼陷，整体上沿供油洼陷生长，成藏条件优越，发育一组近北东向呈雁行式排列的顺向(盆倾)同沉积断层，如孤北21、孤北107、义94断层等[5-8]，它们将孤北斜坡分割成“一带一洼三台阶”的构造格局(见图1(e-f))。孤北斜坡为研究顺向断坡的有利对象。

图1 渤海湾盆地沾化凹陷孤北斜坡区域构造地质格架Fig.1 Regional structural geological map of the Gubei Slope in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

2 油气分布与成藏条件

2.1 油源

孤北斜坡带紧邻富烃的孤北和渤南生油洼陷，主要发育沙河街组一段(沙一段)、沙河街组三段(沙三段)和沙河街组四段(沙四段)烃源岩，其中，沙一段、沙三段烃源岩为研究区主力烃源层[8]。沙一段、沙三段烃源岩主要为灰色、深灰色泥岩和灰黑色油页岩。其中，沙一段为湖相沉积，上部为灰色、深灰色泥岩，下部以油页岩、泥岩为主，烃源岩厚度为100～500 m(平均厚度约为300 m)，有机碳质量分数为2.0%～6.0%，氯仿沥青“A”质量分数超过0.5%，干酪根类型为Ⅰ型或Ⅱ1型，有机质丰度高，生烃潜力大，但成熟度较低，处于低成熟阶段[11-12]。沙三段烃源岩为暗色泥岩，平均厚度约为300 m，有机质丰度为2.51%，氯仿沥青“A”质量分数为0.4%，干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，生油母质为藻类，属于腐泥型，为优质烃源岩[5]。沙三段烃源岩是研究区原油的主要贡献者，由于其有机质类型好，热演化程度高，已处于生油高峰期，为研究区油气成藏提供物质基础。

2.2 生排烃史

研究区主要烃源岩层位为沙一段和沙三段，其中，沙一段烃源岩在上新世明化镇组(Nm)沉积早期进入生烃门限，之后，持续演化，主要成熟期在下第三系之后[4,13]。沙三段烃源岩在中新世馆陶组(Ng)中后期进入生油门限，主要排烃期为上新世明化镇组(Nm)中后期，明化镇组(Nm)末期直到第四纪进入高排烃成藏阶段，目前，烃源岩处于高成熟阶段[14-16]。

2.3 构造演化史

研究区构造上主要经历印支期、燕山期和燕山—喜山期三个阶段的演化，三期构造的继承与叠加作用使其发育一组近北东向同沉积断层，如孤北21、孤北107断层等。该断裂系统主要分布在古近系及新近系地层中，切穿馆陶组、东营组地层，在东营运动及新构造运动时期形成，从古近系到新近系孤北断层活性逐渐减弱，古落差从50～300 m降低到20～200 m，相应的活动速率从15～50 m/Ma降低到2～26 m/Ma(见图2)[5-9]。研究区油气源主要来自孤北—勃南洼陷烃源岩，目的层系为沙一段和沙三段，其生排烃期从东营组沉积末期持续至今，经历两次大规模运移：馆陶组沉积初期至明化镇组沉积期，沙三段原油运移；馆陶组沉积末期至第四纪，沙一段低熟油运移。研究区断裂系统的演化与生油洼陷油气生排烃期的时—空耦合配置好，为该地区油气成藏提供时空基础。

图2 孤北断层活动性与烃源岩生排烃期关系

Fig.2 Relationship between activity of the Gubei Fault and hydrocarbon generation and expulsion period of the source rock

2.4 油气藏分布

油气藏的空间分布主要受控于烃源岩与运聚体系，由于烃源岩的沉积中心是一定的，油气藏分布的差异通常受输导体系制约。总结研究区油气藏的分布特征，可以获得丰富的成藏信息。

孤北地区主要发育13个油气藏(见表1)。垂向上，油气藏主要分布于古近系沙河街组；平面上，油气藏“分块”明显，主要沿孤北斜坡区孤北21、孤北107、孤北341等断裂分布[4-5,8]。其中，第一台阶断层下盘主要发育构造油气藏，油气主要分布于沙一段和沙二段；第二、三台阶主要发育岩性油气藏、地层油藏，且主要分布于沙二段和沙三段(见图1(f))，受坡折带差异成藏作用的控制，由洼陷向凸起，油藏类型逐渐由岩性油气藏向构造油气藏过渡，含油层系逐级变浅[17-19]。

表1 孤北斜坡油气藏基本特征

研究区13个油气藏位于孤北斜坡的断裂系统，反映断裂对油藏的控制作用。在地质上，沿北东向断裂在南东方向分带明显；在地形上，北东向“沟”“梁”相间，且油藏主要沿断裂与“梁”结合部位分布，构造控藏特征显著(见图3(a))。

图3 孤北斜坡沙河街组油气藏分布特征Fig.3 The distribution pattern of hydrocarbon reservoirs in Shahejie Formation of the Gubei Slope

研究区烃源岩发育，且油气勘探取得突破，表明满足油源条件；同时，构造演化与烃源岩的有机质演化史耦合关系良好，表明满足时空匹配条件。

3 油气输导体系

油气输导是油气(常规)成藏的重要制约因素之一，是源—储连通的桥梁。理论上，油气的输导通道主要包括三大类，即断层、不整合构造和砂体输导层。其中，断层既可垂向输导，亦可侧向调整，不整合构造与砂体输导层主要是侧向输导[13]。油气的聚集成藏是一个复杂的物理化学过程，需要成藏各要素间具有良好的时—空—物耦合关系，对于某一成藏，可能是三种输导体系的任何一种排列组合形式的呈现[14]。输导体系差异主要取决于研究区的综合地质条件，但多数成藏以某一种输导体系占主导，辅以其他次要的输导类型，形成一种综合的运聚系统[13-16]。

3.1 垂向输导

断层是油气垂向输导的主要通道，易受类型、形态和产状等因素的影响，断裂的油气输导常表现为非均一性，对断裂进行输导效应划分尤为重要[20-21]。根据流体力学可将断裂分为汇聚型、平面型和发散型3种(见表2)[20-23]。研究区孤北斜坡主要发育汇聚型和发散型断裂[24-25]。根据流体包裹体地球化学示踪油气运移，分析其运移通道。

表2 缓坡背景下汇聚型断层判识

选取位于汇聚型断裂带上的孤北21、孤北22井，以及发散型断裂带上的孤北341井沙三段样品进行地球化学分析，取样剖面见图3(b)、样品信息见表3。

表3 孤北斜坡沙三段流体包裹体测试信息

两类断裂中的流体包裹体差异显著，其中，汇聚型断裂带样品发育两期烃类包裹体，孤北21井第一期为干沥青包裹体，形态为次生他形，呈串珠状定向分布，均一温度为65～100 ℃；第二期为褐色沥青包裹体，形态为次生他形，沿石英裂隙分布，均一温度为110～127 ℃(见图4(a)、图5(a))。孤北22井第一期为油气包裹体，赋存于石英次生加大边或长石颗粒(见图4(c))，分布不规则，均一温度为60～98 ℃(见图5(a))；第二期为气液两项烃类包裹体，赋存于方解石或石英次生加大边(见图4(d))，均一温度为103～145 ℃(见图5(a))；位于发散型断裂带的孤北341井只发育一期含烃盐水包裹体，赋存于石英次生加大边，均一温度为70～103 ℃，包裹体数量少(见图4(b)、图5(b))。结合研究区地层热演化史可知，两期包裹体均一温度对应两期油气充注，第一期大致为Ed末期，第二期为Ng末期，汇聚型断裂带油气包裹体期次更多、均一化温度分布范围更广。

统计90块薄片中包裹体的数量，孤北21和孤北22井的烃类包裹体平均为5.0个/块(45块)，孤北341井的平均为0.5个/块(45块)，两者相差10倍。因此，无论从流体包裹体的数量，还是均一化温度都揭示汇聚型断裂更有利于油气的运聚，与研究区油气藏的分布特征一致，即汇聚型断裂控制的油气藏数量更多，包括义135、孤北22、孤北21、义132、孤北210、孤北35和孤北361断裂，占比为70%；发散型断裂包括孤北341、义134和义94断裂，占比为30%(见图3(a))。

图4 渤海湾盆地孤北斜坡断裂带流体包裹体Fig.4 Fluid inclusions in the Gubei Slope fault zone of the Bohai Bay Basin

图5 渤海湾盆地孤北斜坡带包裹体均一温度分布Fig.5 Homogeneous temperature distribution of inclusions in the Gubei Slope of the Bohai Bay Basin

断裂是研究区油气垂向输导的主要通道，汇聚型断裂控运优势明显，是油气垂向输导的优势运移通道。

3.2 侧向输导

断裂是研究区油气成藏的垂向运移通道，如果油气的垂向输导是“点”，那么侧向输导是由“点”到“面”的拓展，是油气空间分布的另一制约因素。油气侧向输导的通道主要包括走滑断裂(横断裂)、不整合构造和砂体输导层，研究区不发育走滑断层，不整合构造与砂体是主要的侧向运移通道[13,22]。对研究区实际构造条件，砂体发育，不整合构造对油气成藏的影响相对较弱且难以刻画，主要分析砂体输导层对油气侧向聚集的影响。在地形上，研究区表现为“沟”“梁”相间的特征，地形往往是地质的外现，本质上“梁”指鼻状构造脊，也可视为低凸的背斜；在侧向运移上，本质是砂体的侧向输导，而“沟”是指鼻状构造之间构造位置相对低的部位[26-27]。

与垂向油气示踪不同，主要选择碳氧同位素组成并结合岩相学特征示踪烃类流体的侧向运移路径[28]。截取A1A和B1B两条油藏剖面，选取剖面上的义94、义134、义132和孤北22井沙三段样品(见图3(a、c))进行岩相学和碳氧同位素地球化学分析。沿“梁”发育的方解石矿物碳氧同位素为：δ13CPDB=-8.75‰～-2.85‰，δ18OPDB=-14.69‰～-10.35‰；沿“沟”方向发育的方解石矿物碳、氧同位素为：δ13CPDB=-7.62‰～-6.18‰，δ18OPDB=-8.60‰～-3.23‰。经典同位素分析表明，有机质脱羧作用形成的碳同位素亏损δ13C，由于有机质脱羧过程中温度较高，易发生同位素置换效应，导致氧同位素亏损，大气CO2的δ13C平均约为-7‰，成岩温度低[28-29]。沿“梁”方向成岩流体与有机流体有关，沿“沟”方向成岩流体来源为无机流体；同时，沿“梁”方向的方解石矿物有机流体溶蚀现象明显，沿“沟”方向不具溶蚀现象(见图6)；根据油气差异聚集原理，利用原油成熟度的变化特征判断油气运移方向，对沙一段至沙四段，同一油源采用C29甾烷20S/20(S+R)成熟度指标示踪油气的运移过程，沿“梁”方向C29甾烷20S/20(S+R)指数呈减小趋势，沿“沟”方向指数基本不变，反映油气沿“梁”方向比沿“沟”方向运移距离远，更具备运聚优势[6]。因此，研究区油气沿“沟”“梁”运移时，沿“梁”方向油气的运移更具优势。

图6 孤北斜坡沿“沟”“梁”方向烃类流体溶蚀现象Fig.6 Hydrocarbon fluid corrosion in "gully" and "ridge" direction in the Gubei Slope

分别沿“沟”“梁”方向截取A1A和B1B两条油藏剖面(见图7-8)进行油气成藏对比，沿“梁”方向发育的油藏比沿“沟”的丰富，具有良好的油气分布，聚油效率比沿“沟”方向的高，沿“梁”方向构造处于聚油型，沿“沟”方向构造处于油气输导发散型，不利于汇集运移，导致沿“沟”“梁”聚集油气的差异特征。

总体上，沿“梁”方向比沿“沟”方向具有更强的聚油能力，“鼻梁”(构造脊)往往是相对低势区和流体势差最大的方向，有利于汇聚沿斜坡向上运移的油气，从而形成斜坡背景下沿“鼻梁”的优势运移通道，位于“鼻梁”的圈闭最可能聚集沿横向运移的油气；孤北斜坡带13个油气藏中，除孤北22井位于“沟”外，其他12个油气藏位于“鼻梁”(见图3(a))，验证 “鼻梁”是油气横向运移的优势通道。

研究区顺向断坡主要发育两类优势运移通道，即垂向输导的汇聚型断层和侧向输导的斜坡“鼻梁”，孤北斜坡带的13个隐蔽油气藏是两类优势运移通道综合作用的结果。

4 顺向断坡聚油模式

研究区孤北斜坡带紧邻孤北、孤南洼陷烃源岩，油气资源丰富，表现为典型的“近源成藏”特征[5-7]，斜坡带输导体系发育，汇聚型断裂和斜坡“鼻梁”构成油气垂向和横向输导的优势通道。孤北斜坡不同类型的油气藏发育，除良好的油源基础外，优势运移通道配置是油气运聚成藏的关键。

4.1 “断砂”配置

研究区油源与断裂具有良好的时—空—物耦合关系，输导体系的配置是油气成藏与空间分布的关键制约因素。研究区主要的优势运移通道为垂向汇聚型断裂和侧向砂体，因此输导体系的配置取决于断裂和砂体配置。

图7 孤北斜坡区过Y151-Y94-Y134-Y132井的沿“梁”剖面Fig.7 The along "ridge" section of well Y151-Y94-Y134-Y132 in the Gubei Slope

图8 孤北斜坡区过GB22-GB155-GB167井沿“沟”剖面Fig.8 The along "gully" section of well GB22-GB155-GB167 in the Gubei Slope

孤北斜坡带主要以扇三角洲—浊积扇沉积为主，断层控制研究区物源砂体的分布，来自孤岛凸起的物源有利于在断层凹凸转换带聚集，形成大型扇体沉积，如渤3井的三角洲沉积。孤北斜坡带的沉积环境经历水进体系域、低水位—高水位体系域的变化，导致断裂系统的可容纳空间增大，形成低位前积楔、扇三角洲、水下浊积扇等沉积扇体。平面上，砂体连续发育，良好的连通性砂体对油气横向运移具有牵引作用；垂向上，孤北斜坡带上部主要为滑塌浊积扇，沟谷内砂体发育，下降盘近岸水下扇、扇三角洲发育；斜坡带中部为过渡缓坡带，物源沿缓坡带运移而形成浊积扇，如孤北361扇体；当流体携带沉积物继续向下运移，浊流在缓坡带下部沉积，形成深水断阶带浊积扇，如孤北19、孤北39和孤北105扇体；在孤北断层根部，主要发育扇三角洲、近岸水下扇，扇体内部及沟谷内砂体发育[5-6,30-34]。研究区砂体分布受断层—古地貌和沉积旋回的影响，断层下降盘扇体、砂体普遍发育，断层的控砂作用明显，如孤北107、孤北341断层的异常扇体和孤北21断层的扇形沉积等。

断裂和砂体配置直接影响油气的成藏规律。一方面，位于油气优势运移通道上的砂体易于成藏，研究区位于汇聚型断裂和构造“鼻梁”(构造脊)方向的砂体成藏效果好，位于油气发散型断裂和“沟”等运移方向的砂体不利于成藏。另一方面，顺向断坡带断裂系统的控砂作用明显，断层断距与砂体厚度的关系影响油气成藏，研究区切穿砂体的断层断距与砂体厚度比不大于1时，成藏效果差，如桩391、孤北31等断层；当切穿砂体的断层断距与砂体厚度比大于2时，成藏效果好，如孤北19、义94等断层(见图9)。“岩性与构造”的空间配置关系决定物源的运移，砂体通过断裂系统沟通深层烃源岩与储集层，为斜坡区油气藏的形成提供运移通道和储集空间。

图9 孤北斜坡带断层断距与砂体厚度分布Fig.9 Distribution of fault distance and sand thickness in the Gubei Slope Zone

4.2 聚油模式

孤北斜坡区顺向断坡聚油模式表现为断裂和砂体配置。在油源—构造良好配置的基础上，垂向输导的断裂和侧向输导的砂体，作为优势运移通道耦合控制油气的运聚和成藏，进而控制油气藏的空间分布。平面上，油气主要沿构造“鼻梁”运移，汇聚型断裂与“鼻梁”交汇处最可能聚油成藏，如孤北210、孤北361等断裂；发散型断裂与“沟”交汇处圈闭聚油成藏的效率低，不利于成藏。断陷盆地斜坡区顺向断坡圈闭的聚油模式见图10和表4。

图10 顺向断坡圈闭有效性判别模式Fig.10 The discrininant model of trap effectireness in the consequent fault slope

表4 顺向断坡圈闭聚油模式

5 结论

(1)渤海湾盆地沾化凹陷孤北斜坡顺向断坡砂体发育，是油气运聚成藏的重要输导层和储集体。除砂体外，构造对油气藏的控藏作用明显，是研究区油气成藏的关键因素。

(2)顺向断坡油气的运移包括垂向运移和横向运移，断层是油气垂向输导的优势通道，尤其是汇聚型断裂沟通烃源岩与储集层；连通型砂体(“鼻梁”构造)是油气侧向输导的优势通道，侧向运移沿断层向上的油气在“鼻梁”的圈闭中聚集成藏。汇聚型断裂与连通型砂体两种优势运移通道的有利匹配，是决定研究区油气运聚成藏的关键。

(3)孤北斜坡区顺向断坡聚油模式受控于断裂和砂体的配置，垂向上，油气藏分布于沙河街组，平面上，油气主要沿汇聚型断裂与“鼻梁”分布，而发散型断裂与“沟”交汇处不利于成藏。