于英華，陳達(dá)，袁紅旗，張亞雄，曹文瑞

1)東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江大慶，163318；2)中國(guó)石油化工股份有限公司石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京，100083

內(nèi)容提要: 為了研究渤海灣盆地冀中坳陷大柳泉地區(qū)F8斷裂附近油氣分布規(guī)律，在F8斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣通道及分布特征研究的基礎(chǔ)上，通過(guò)F8斷裂活動(dòng)期伴生裂縫通道及停止活動(dòng)后凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力評(píng)價(jià)，結(jié)合F8斷裂附近油氣分布規(guī)律，對(duì)F8斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力對(duì)成藏貢獻(xiàn)進(jìn)行了研究，結(jié)果表明：F8斷裂第二條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力明顯強(qiáng)于第一條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力，第二條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力從沙四上亞段(即古近系沙河街組四段上亞段，余類推)至沙三中亞段增強(qiáng)，從沙三中亞段至沙三上亞段減弱，而第一條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力從沙四上亞段至沙三中亞段增強(qiáng)較慢，從沙三中亞段至沙三上亞段輸導(dǎo)油氣能力增強(qiáng)較快。F8斷裂第1、2條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力明顯較第3、4條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力要強(qiáng)，第1條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力從沙三下亞段至沙三中亞段明顯減弱，但從沙三中亞段至沙三上亞段變化不大，第2條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力從沙四上亞段至沙三中亞段增強(qiáng)，從沙三中亞段至沙二段減弱，從沙二段至館陶組快速增強(qiáng)；第3條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力由沙四上亞段至沙三下亞段變化不大，從沙三下亞段至沙三上亞段快速增大，從沙三上亞段至沙二段變化不大，從沙二段至館陶組快速減小。第4條凸面脊通道疏導(dǎo)油氣能力從沙三下亞段至沙三上亞段快速增加，從沙三上亞段至沙二段快速減小，從沙二段至館陶組減小緩慢。F8斷裂活動(dòng)期伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力對(duì)成藏的貢獻(xiàn)無(wú)論是在平面上還是在剖面上均大于停止活動(dòng)后凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力對(duì)成藏的貢獻(xiàn)。

大柳泉地區(qū)是位于渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷西南部的一個(gè)大型鼻狀構(gòu)造帶，走向?yàn)楸睎|走向，南北長(zhǎng)約28 km，東西寬約37 km，面積約為500 km2。該區(qū)從下至上發(fā)育的地層有古近系、新近系及第四系，古近系地層有孔店組、沙河街組、東營(yíng)組，新近系有館陶組和明化鎮(zhèn)組。F8斷裂位于大柳泉地區(qū)東北部舊州斷裂內(nèi)，舊州斷裂帶主要由F1至F1212條斷裂構(gòu)成，均是在NWW—NEE方向拉張應(yīng)力作用下伴隨著大柳泉背斜構(gòu)造形成而形成的正斷裂(圖1)，其斷裂特征如表1所示。目前在F8斷裂附近的沙三、四段(即古近系沙河街組三段、四段，余類推)地層中已找到了大量油氣(圖2)。油源對(duì)比結(jié)果表明，其油氣主要來(lái)自下伏沙四段源巖，屬于下生上儲(chǔ)式生儲(chǔ)蓋組合。然而，F(xiàn)8斷裂附近不同層位油氣富集程度不同，油氣主要富集在沙三中亞段，其次是沙三下亞段和沙三上亞段，最少是沙四上亞段。平面上油氣分布特征也不相同，油氣主要分布在其中西部，少量分布在東部。這一油氣富集及分布特征除了受到F8斷裂附近圈閉和砂體是否發(fā)育的影響外，很大程度上是受到了F8斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力對(duì)油氣成藏貢獻(xiàn)大小不同的影響所致。因此，能否正確地認(rèn)識(shí)F8斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力對(duì)油氣成藏的貢獻(xiàn)，對(duì)于正確認(rèn)識(shí)其附近油氣分布規(guī)律及指導(dǎo)油氣勘探均具有重要意義。關(guān)于斷裂輸導(dǎo)油氣能力前人曾做過(guò)一定研究和探討，歸納起來(lái)主要表現(xiàn)在以下兩個(gè)方面：第一個(gè)方面是根據(jù)斷裂在油氣成藏期古活動(dòng)速率的相對(duì)大小，研究斷裂活動(dòng)時(shí)期斷裂輸導(dǎo)油氣通道(Ligtenberg, 2005；姜麗娜等，2009；莊新兵等，2012；付紅軍等，2014；蔣有錄等，2015；于英華等，2019),認(rèn)為斷裂古活動(dòng)速率相對(duì)較大部位，伴生裂縫相對(duì)發(fā)育，應(yīng)是斷裂活動(dòng)時(shí)期輸導(dǎo)油氣通道。再者是根據(jù)斷裂古活動(dòng)速率相對(duì)大小及其他斷裂發(fā)育特征，對(duì)斷裂活動(dòng)時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力進(jìn)行評(píng)價(jià)研究，并討論斷裂活動(dòng)時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力對(duì)油氣成藏的貢獻(xiàn)(Caine et al., 1996；鄧津輝等，2008；付廣等，2016；Navas-Lopez et al., 2019；蔣有錄等，2020)。第二個(gè)方面是根據(jù)斷裂斷層面產(chǎn)狀特征，利用斷層面油氣勢(shì)能場(chǎng)分布特征，研究斷裂停止活動(dòng)后輸導(dǎo)通道(Yielding et al., 1997；楊德相等，2017；付廣等，2017；袁紅旗等，2019；蔣有錄等，2020)，認(rèn)為斷裂凸面脊應(yīng)是斷裂停止活動(dòng)后輸導(dǎo)油氣通道，再者是根據(jù)斷裂凸面脊發(fā)育特征，結(jié)合其他斷裂發(fā)育特征，對(duì)斷裂停止活動(dòng)后輸導(dǎo)油氣能力進(jìn)行評(píng)價(jià)，并探討斷裂停止活動(dòng)后凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力對(duì)油氣成藏貢獻(xiàn)(Yielding et al., 1997；蔣有錄等，2011；王輝等，2011；孫永河等，2013；付廣等，2017)。以上這些研究成果對(duì)正確認(rèn)識(shí)含油氣盆地下生上儲(chǔ)式斷裂附近油氣分布規(guī)律及指導(dǎo)油氣勘探起到了非常重要的作用。然而，上述研究對(duì)斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力評(píng)價(jià)均是分開(kāi)進(jìn)行的，而且沒(méi)有研究斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣活動(dòng)對(duì)油氣成藏的貢獻(xiàn)，難以準(zhǔn)確地反映地下斷裂附近油氣分布規(guī)律，給斷裂附近油氣勘探帶來(lái)了一定的風(fēng)險(xiǎn)。因此，開(kāi)展F8斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力對(duì)油氣成藏貢獻(xiàn)研究，對(duì)于正確認(rèn)識(shí)其附近油氣分布規(guī)律及指導(dǎo)油氣勘探均具有重要意義。

圖1 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F8斷裂發(fā)育及沙三、四段油氣分布關(guān)系圖Fig. 1 Fault F8 development and hydrocarbon distribution relationship of Es3 and Es4 ’s in Daliuquan area, Langgu Sag, Jizhong Depression, Bohai Bay Basin

圖2 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)過(guò)F8斷裂油藏剖面圖Fig. 2 Profile of oil reservoir passing through fault F8 in Daliuquan area, Langgu Sag, Jizhong Depression, Bohai Bay Basin

表1 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)主要油源斷裂幾何學(xué)特征

1 F8斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)通道及其分布特征

大柳泉地區(qū)油氣成藏期主要為沙二段—東營(yíng)組沉積時(shí)期，其次是館陶組—明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期(鄒華耀等，2001；宋榮彩，2008；刁帆等，2014；胡欣蕾等，2018；劉峻橋等，2019)。斷裂活動(dòng)時(shí)期為沙二段，可作為斷裂活動(dòng)時(shí)期研究其輸導(dǎo)油氣能力，而明化鎮(zhèn)組沉積末期斷裂已停止活動(dòng)，可作為斷裂停止活動(dòng)后時(shí)期研究其輸導(dǎo)油氣能力。

1.1 F8斷裂伴生裂縫通道及其分布特征

斷裂活動(dòng)時(shí)期輸導(dǎo)油氣通道主要為伴生裂縫，但由于受到目前研究手段的限制難以直接確定出斷裂伴生裂縫發(fā)育部位，只能借助于間接方法進(jìn)行預(yù)測(cè)。具體方法是利用三維地震資料統(tǒng)計(jì)F8斷裂在不同層位內(nèi)的斷距，利用最大斷距相減法(Dutton et al., 2009)恢復(fù)油氣成藏期—沙二段沉積時(shí)期F8斷裂在不同層位內(nèi)的古斷距，再除以斷裂活動(dòng)時(shí)期，便可以得到不同層位內(nèi)F8斷裂古活動(dòng)速率(圖2)，由圖2中可以看出，F(xiàn)8斷裂古活動(dòng)速率相對(duì)較大部位主要分布在其中東部，其次是中西部，東西端部古活動(dòng)速率最小。然后根據(jù)大柳泉地區(qū)已知井點(diǎn)處斷裂古活動(dòng)速率與其附近油氣分布關(guān)系(周心懷等，2009)，取含油氣處最小的斷裂古活動(dòng)速率，作為伴生裂縫發(fā)育所需的最小古活動(dòng)速率，約為10 m/Ma。最后將F8斷裂古活動(dòng)速率大于伴生裂縫發(fā)育所需的最小古活動(dòng)速率的部位圈在一起，即為F8斷裂伴生裂縫通道發(fā)育部位(圖3)。由圖3中可以看出，F(xiàn)8斷裂有伴生裂縫發(fā)育部位，一處主要分布在其中部較大部位，另一處僅分布在西部邊部。將F8斷裂在不同層位內(nèi)伴生裂縫發(fā)育部位連接起來(lái)，便可以得到F8斷裂伴生裂縫通道分布(圖4)，由圖4中可以看出，F(xiàn)8斷裂主要發(fā)育2條伴生裂縫通道，其中第1條伴生裂縫通道相對(duì)發(fā)育，寬度大；而第2條伴生裂縫通道相對(duì)不發(fā)育，寬度相對(duì)較窄。

圖3 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F8斷裂伴生裂縫發(fā)育部位厘定圖Fig. 3 Calibration of development position of associated fracture for Fault F8 in Daliuquan area, Langgu Sag, Jizhong Depression, Bohai Bay Basin

圖4 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F8斷裂2條伴生裂縫通道分布圖Fig. 4 Distribution of two associated fracture channels for Fault F8 in Daliuquan area, Langgu Sag, Jizhong Depression, Bohai Bay Basin

1.2 F8斷裂凸面脊通道及其分布特征

利用三維地震資料追索F8斷裂斷層面空間分布，由不同層位現(xiàn)今埋深,利用地層古埋深恢復(fù)方法(龐雄奇等，1991)恢復(fù)其在停止活動(dòng)后—明化鎮(zhèn)組沉積末期的古埋深，由式(1)計(jì)算其古油氣勢(shì)能值(KJ)，由其古油氣勢(shì)能等值線法線匯聚線，便可以得到F8斷裂凸面脊通道分布(圖5)。由圖5中可以看出，F(xiàn)8斷裂發(fā)育4條凸面脊通道。第2和第3條凸面脊通道分布在其中部，第1條凸面脊通道分布在其中西部，第4條凸面脊通道分布在東北邊部，第1、2條凸面脊通道寬度相對(duì)較大，而第3、4條凸面脊通道寬度相對(duì)較小。

圖5 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F8斷裂凸面脊通道分布圖Fig. 5 Distribution of convex ridge channel for Fault F8 in Daliuquan area, Langgu Sag, Jizhong Depression, Bohai Bay Basin

Φ=gz+p/ρ

(1)

式中：Φ— 斷層面古油氣勢(shì)能值，kJ；z— 斷層面古埋深，m；p— 斷層面流體壓力(MPa)，可利用ρwZ求取，ρw地層水密度，g/cm3；ρ— 油氣密度，g/cm3；g— 重力加速度，m/s2。

2 F8斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力及其分布特征

由于斷裂活動(dòng)時(shí)期與停止活動(dòng)后輸導(dǎo)通道不同，影響其輸導(dǎo)能力的因素也就不同，其輸導(dǎo)油氣能力及其分布特征也就不同。

2.1 F8斷裂伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力及其分布特征

斷裂伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力主要受到其寬度、傾角、斷裂古活動(dòng)速率和被其錯(cuò)斷地層泥質(zhì)含量多少(脆塑性)的影響。伴生裂縫通道寬度、傾角和斷裂古活動(dòng)速率越大，被其錯(cuò)斷地層泥質(zhì)含量越小，伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力越強(qiáng)，反之越弱?？蓳?jù)此關(guān)系用式(2)綜合反映斷裂伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力，由式(2)中可以看出T1值與α、l、θ成正比，與Rm成反比，T1值越大，斷裂伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力越強(qiáng)；反之伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力則越弱。

T1=a·l·(1-Rm)·sinθ

(2)

式中：T1— 斷裂伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力評(píng)價(jià)參數(shù)；a— 伴生裂縫通道平均古活動(dòng)速率，m/Ma；l— 伴生裂縫通道寬度，m；Rm— 被錯(cuò)斷地層泥質(zhì)含量；θ— 斷裂傾角。

式(2)中的α、l、θ和Rm可以利用鉆井和地震資料確定(表2)。將其帶入式(2)中便可對(duì)F8斷裂2條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力進(jìn)行評(píng)價(jià)(表2，圖6)，由圖6中可以看出，F(xiàn)8斷裂2條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力相差較大，第1條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力相對(duì)較弱，輸導(dǎo)能力評(píng)價(jià)參數(shù)最大只有60(圖6a)，而第2條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力相對(duì)較強(qiáng)，輸導(dǎo)能力評(píng)價(jià)參數(shù)最大可達(dá)到近1000(圖6b)，F(xiàn)8斷裂2條伴生裂縫通道在不同層位內(nèi)輸導(dǎo)油氣能力具有不同的變化特征，第2條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力從沙四上亞段至沙三中亞段增強(qiáng)，但從沙三中亞段至沙三上亞段輸導(dǎo)油氣能力減弱，主要是由于a和D值大小變化所致(圖6a)。而第1條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力由沙四上亞段至沙三中亞段增強(qiáng)較慢，從沙三中亞段至沙三上亞段輸導(dǎo)油氣能力增強(qiáng)較快，主要是由a值大小變化所致(圖6b)。

圖6 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F8斷裂在不同層位伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力變化特征Fig. 6 Characteristics of hydrocarbon transport capacity for Fault F8 associated fracturesin different layers in Daliuquan area, Langgu Sag, Jizhong Depression, Bohai Bay Basin

表2 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F8斷裂在不同層位伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力評(píng)價(jià)參數(shù)特征

2.2 F8斷裂凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力評(píng)價(jià)

斷裂凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力主要受凸面脊寬度、高度、斷裂傾角和斷裂填充物泥質(zhì)含量的影響，凸面脊寬度、高度、斷裂傾角越大，斷裂填充物泥質(zhì)含量越小，斷裂凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力越強(qiáng)；反之則越弱?？蓳?jù)此關(guān)系用式(3)綜合反映斷裂凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力，由式(3)中可以看出，T2與b、h、θ成正比，而與Rf成反比，T2值越大，表明斷裂凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力越強(qiáng)；反之?dāng)嗔淹姑婕雇ǖ垒攲?dǎo)油氣能力則越弱。

T2=b·h·(1-Rf)· sinθ

(3)

式中：T2— 斷裂凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力評(píng)價(jià)參數(shù)；b— 凸面脊通道寬度，m；h— 凸面脊通道高度，m；Rf— 斷裂填充物泥質(zhì)含量；θ— 斷裂傾角。

式(3)中的b、h、θ可利用鉆井和地震資料確定(表3)，Rf可利用鉆井和地震資料統(tǒng)計(jì)斷裂斷距和被其錯(cuò)斷地層巖層厚度及泥質(zhì)含量，由式(4)計(jì)算獲得(表3)。

表3 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F8斷裂在不同層位凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力評(píng)價(jià)參數(shù)特征

(4)

式中：Rf— 斷裂填充物泥質(zhì)含量；Ri— 層位i的地層泥質(zhì)含量；Hi— 層位i的地層厚度，m；n— 被斷裂錯(cuò)開(kāi)地層層數(shù)；L— 斷裂垂直斷距，m。

將上述參數(shù)代入式(4)中便可對(duì)F8斷裂4條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力進(jìn)行評(píng)價(jià)(表3，圖7)，由圖7中可以看出，F(xiàn)8斷裂第1條和第2條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力相對(duì)較強(qiáng)，輸導(dǎo)油氣能力評(píng)價(jià)參數(shù)可達(dá)到100以上，而第3、4條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力相對(duì)較弱，輸導(dǎo)油氣能力評(píng)價(jià)參數(shù)最大只有90。第1條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力從沙三下亞段至沙三中亞段快速減小，從沙三中亞段至館陶組變化不大，主要是H和L2值大小變化所致(圖7a)；第2條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力從沙四上亞段至沙三中亞段逐漸增強(qiáng)，從沙三中亞段至沙二段逐漸減弱，從沙二段至館陶組快速增強(qiáng)，主要是H值大小變化所致(圖7b)；第3條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力從沙四上亞段至沙三下亞段變化不大，從沙三下亞段至沙三上亞段逐漸增強(qiáng)，沙三上亞段至沙二段變化不大，從沙二段至館陶組逐漸減弱，主要是H值大小變化所致(圖7c)；第4條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力從沙三下亞段至沙三上亞段逐漸增強(qiáng)，從沙三上亞段至沙二段快速減小，從沙二段至館陶組緩慢減小，主要是H和SGR值大小變化所致(圖7d)。

圖7 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F8斷裂在不同層位凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力變化特征Fig. 7 Variation characteristics of hydrocarbon transport capacity for Fault F8 convex ridges in different layers in Daliuquan area, Langgu Sag, Jizhong Depression, Bohai Bay Basin

3 F8斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力對(duì)油氣成藏的貢獻(xiàn)

由圖8中可以看出，F(xiàn)8伴生裂縫通道輸分布與油氣平面分布關(guān)系明顯較凸面脊通道分布與油氣平面分布關(guān)系密切，主要表現(xiàn)在西部，伴生裂縫通道處有油氣聚集成藏，而無(wú)凸面脊通道處也有油氣聚集成藏，伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力對(duì)平面上成藏貢獻(xiàn)也要大于凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力對(duì)平面上成藏的貢獻(xiàn)，主要表現(xiàn)在其中西部和東北部，伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力強(qiáng)，油氣聚集范圍相對(duì)較大，對(duì)油氣聚集成藏貢獻(xiàn)相對(duì)較大，而凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力相對(duì)弱，所形成的油氣聚集范圍相對(duì)較小，對(duì)油氣成藏貢獻(xiàn)相對(duì)較小。這主要是由于斷裂伴生裂縫較斷裂凸面脊填充物孔隙有更高的孔滲性，更加有利于輸導(dǎo)油氣進(jìn)行聚集成藏所致。

圖8 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F8斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力與油氣平面分布關(guān)系圖Fig. 8 the relationship between plane distribution of hydrocarbon and the hydrocarbon transport capacity in different period for Fault F8 in Daliuquan area, Langgu Sag, Jizhong Depression, Bohai Bay Basin

由圖9中可以看出，F(xiàn)8斷裂伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力與剖面油氣分布關(guān)系也較凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力與剖面油氣分布關(guān)系密切。主要表現(xiàn)在從沙四上亞段至沙三中亞段F8斷裂第2條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力增強(qiáng)，輸導(dǎo)油氣量增多，有利于油氣聚集成藏，造成目前已找到的油氣從沙四上亞段至沙三中亞段逐漸增加，從沙三中亞段至沙三上亞段伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力減弱，輸導(dǎo)油氣量減少，不利于油氣聚集成藏，造成目前已找到的油氣從沙三中亞段至沙三上亞段逐漸減少，伴生裂縫輸導(dǎo)油氣能力與油氣剖面分布有著較好對(duì)應(yīng)關(guān)系。而凸面脊通道只有第2條輸導(dǎo)油氣能力與剖面油氣分布有一定關(guān)系，但其余3條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力與剖面油氣分布均無(wú)關(guān)系，甚至關(guān)系相反。這也表明，伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力對(duì)于剖面上成藏的貢獻(xiàn)大于凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力對(duì)剖面上油氣成藏的貢獻(xiàn)，是因?yàn)榘樯芽p通道疏導(dǎo)油氣能力較凸面脊填充物孔隙輸導(dǎo)油氣能力強(qiáng)的緣故。

圖9 渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地區(qū)F8斷裂不同時(shí)期輸導(dǎo)油氣能力與油氣剖面分布關(guān)系圖Fig. 9 the relationship between profile distribution of hydrocarbon and the hydrocarbon transport capacity in different period for Fault F8 in Daliuquan area, Langgu Sag, Jizhong Depression, Bohai Bay Basin

4 結(jié)論

(1)F8斷裂發(fā)育2條伴生裂縫通道，第1條分布在其西部邊部，第2條分布在其中部，F(xiàn)8斷裂發(fā)育4條凸面脊通道，第2、3條凸面脊通道分布在其中部，第1條凸面脊通道分布在中西部，第4條凸面脊通道分布在東北邊部。

(2)F8斷裂第2條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力明顯強(qiáng)于第1條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力，第2條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力從沙四上亞段(即古近系砂河街組四段上亞段，余類推)至沙三中亞段增強(qiáng)，從沙三中亞段至沙三上亞段輸導(dǎo)油氣能力減弱，第1條伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力從沙四上亞段至沙三中亞段增強(qiáng)較慢，從沙三中亞段至沙三上亞段輸導(dǎo)油氣能力增強(qiáng)較快。

(3)F8斷裂第1條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力從沙三下亞段至沙三中亞段快速減小，從沙三中亞段至館陶組變化不大；第2條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力從沙四上亞段至沙三中亞段逐漸增強(qiáng)，從沙三中亞段至沙二段逐漸減弱，從沙二段至館陶組快速增強(qiáng)；第3條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力從沙四上亞段至沙三下亞段變化不大，從沙三下亞段至沙三上亞段逐漸增強(qiáng)，沙三上亞段至沙二段變化不大，從沙二段至館陶組逐漸減弱；第4條凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力從沙三下亞段至沙三上亞段逐漸增強(qiáng)，從沙三上亞段至沙二段快速減小，從沙二段至館陶組緩慢減小。

(4)F8斷裂伴生裂縫通道輸導(dǎo)油氣能力對(duì)成藏的貢獻(xiàn)無(wú)論是平面上還是剖面上均大于凸面脊通道輸導(dǎo)油氣能力對(duì)成藏的貢獻(xiàn)。