歧口凹陷埕北断阶带油气输导体系及其控藏作用

Hydrocarbon Migration Pathways and Its Control on Accumulation in Chengbei Fault Zone of Qikou Sag, Bohai Bay Basin, East China

摘要

受构造与沉积作用影响，埕北断阶带形成断层-砂体-不整合复杂输导网络体系，影响油气运移和聚集. 基于地震、录井、测井资料，刻画研究区输导格架样式及展布特征，依据油气分布及原油物化性质明确优势输导体系及控藏作用. 结果表明，在沙一段顶部-东营组、明化镇组两套区域性泥岩盖层分割下，垂向上形成沙三段-沙二段-沙一下亚段、馆陶组-明化镇组输导层，与断层匹配组成上、下二元输导格架，chh24、h4井区是油气突破东营组盖层向上部输导层跨越的泄露点. 平面上存在4大输导格架带：歧南次凹-友谊-刘官庄沙三段、沙一段、馆陶组；中低断阶中部沙二段、沙一段、馆陶组；歧南-中断阶沙三段、沙二段、沙一段；张东东井区沙三段、沙二段、馆陶组输导格架带. 油气富集特征及物化性质证实，输导格架带内局部构造高点控制油气优势运移指向，示踪的4条优势输导体系形成油气规模充注通道，二元输导格架控制油气“阶状”富集模式. 中低断阶中部沙二段与沙三段、高斜坡馆陶组与明化镇组阶梯式油气勘探存在较大潜力，相关认识有助于相似区域油气深入挖潜.

关键词

歧口凹陷 / 埕北断阶带 / 输导格架 / 优势输导体系 / 控藏作用 / 石油地质

Key words

Qikou Sag / Chengbei Fault Zone / carrier framework / preferntial migration pathway / accumulation control / petroleum geology

0 引言

输导体系连接源岩与圈闭，是油气由源岩排出后向圈闭运移的直接载体. 输导体系的评价对判识圈闭能否聚油及富油程度存在重要指导意义（Bekele et al.， 1999；邹华耀等，2005；Hao et al.， 2007；蒋有录等，2011；赵贤正等，2011；张自力等，2020）. 当前理论研究和生产实践证实，输导体系主要由断层、砂体、不整合及裂缝组成（张照录等，2000； 钱赓等，2016；Xu et al.， 2019）. 目前，许多学者已对东部成熟探区输导体系类型划分、有效性识别及其对油气分布规律、优势汇聚方向、成藏过程的控制作用等方面进行了大量研究（解习农等，2004；郝雪峰，2007；张成等，2013；高长海等，2015；郭凯等，2015；何明欣，2017；陈余陇卓等，2019；Xue et al.， 2021）.

近年来，埕北断阶带勘探发现赵东、关家堡、张东东、张东多个含油构造，以及羊二庄、友谊、刘官庄等油田， 被证实储量达亿吨级（王桂芝等，2006；袁淑琴等，2016）. 随着勘探的深入，前人针对埕北断阶带输导体系开展了众多研究与有益的讨论，提出通过建立断层参数模型定量评价断层启闭性，从几何连通性角度进行输导层量化表征，通过断层产状、砂体厚度、不整合地质背景开展输导体系定性研究，基于断层-不整合非均质特征描述剖面的输导体系结构（张立宽等，2007；高长海等，2012；罗晓容等，2012；付广等，2018；张新征，2018）. 然而，有关输导要素匹配形成的格架样式及区域展布特征、优势输导体系及其控藏模式还不够深入. 本文基于地震、测井、录井资料，精细刻画埕北断阶带砂体、断层、不整合输导要素特征及输导体系格架样式，结合原油分布特征及物化性质示踪优势输导体系，探讨输导体系对断阶带多层系油气差异成藏的控制作用，为断陷盆地成藏理论研究及深入挖潜提供一定指导.

1 石油地质背景

埕北断阶带位于歧口凹陷南部，北起歧东断层与歧口主凹相接，南至埕宁隆起，西临张北断层与歧南次凹毗邻，东接5 m水深线，勘探面积约1 200 km². 自北向南依次发育近似平行的歧东、张东-h4井、赵北、羊二庄与羊二庄南断层，研究区被分割为低断阶、中断阶、高断阶、高斜坡顺向构造带，由此形成向南节节抬升的断阶式斜坡（图1）.

研究区自下而上沉积地层包括古生界、中生界、古近系沙河街组与东营组、新近系馆陶组与明化镇组、第四系平原组（图1）. 古近系与新近系地层形成于断阶背景之上，与古生界、中生界基底不整合接触. 古近系发育扇三角洲、辫状河三角洲、湖相沉积；新近系形成辫状河、曲流河等河流相沉积. 其中，古近系沙河街组Es（自下向上为沙三段Es ₃、沙二段Es ₂、沙一段Es ₁）、东营组Ed，与新近系馆陶组Ng、明化镇组Nm发育多套以砂岩为主的储集层.

研究区油源主要来自北侧歧口主凹和西侧歧南次凹，沙三段、沙一段暗色泥岩为主力源岩，累计厚度达1 500~2 500 m，以Ⅰ型和Ⅱ型干酪根为主，TOC 介于1%~3%，R _o介于0.5%~2.5%（刘伟兴等，2002；赵万优等，2008；袁淑琴等，2016）. 沙三段源岩分布于歧口主凹、歧南次凹、低断阶与中断阶西部，在东营组沉积末期开始进入生烃阶段，明化镇组沉积末期达到生排烃高峰；沙一段源岩主要分布于歧口主凹、歧南次凹、低断阶，烃源岩生排烃高峰发生在明化镇组沉积初期. 总体上，明化镇组沉积时期源岩排烃量占总排烃量比值达72%（曲江秀等，2009；杨文杰等，2010）.

勘探证实，研究区油气聚集层系较多，包括沙三段、沙二段、沙一段、东营组、馆陶组、明化镇组. 按照油气分布范围和聚集规模差异，沙三段、沙二段、沙一下亚段、馆陶组为主力产层（图1）. 各层系油气具有差异分布特征，沙三段、沙二段油气主要分布在中、低断阶，沙一段、馆陶组油气主要分布于中断阶、高斜坡. 油气藏发育与油源相对位置多样，油气不仅分布于沙三段、沙一段有效源岩范围内，在其上的东营组、馆陶组、明化镇组、其间的沙二段等近源区、以及南部高斜坡沙一段、馆陶组、明化镇组以及高断阶沙三段跨越主干断层两次以上运移的远源区均有油气发现.

2 三维输导要素特征

2.1　断层输导

受喜山早期近似南北向拉张与喜山晚期右旋扭张作用，研究区发育歧东断层、张东-h4井断层、赵北断层、羊二庄断层、羊二庄南断层5条主干断层，北东或东西走向，近似平行分布. 根据是否与沙三段或沙一段成熟烃源岩相接，将断层区分为油源断层和调节断层. 歧东断层、张东-h4井断层、羊二庄断层属于油源断层，控制油气规模充注通道；赵北断层、羊二庄南断层为调节断层，与油源断层相接或连通深层的油气储集体，影响油气分配运移.

大部分断层自下向上断裂规模减小. 沙三段断距相对较大，一般断距为35~2 505 m，延伸长度9~25 km；新近系断距相对较小，一般为22~312 m，延伸长度为5~17 km. 羊二庄南断层除外，古近系平均断距为37 m，新近系93.9 m，晚期活动强烈. 断层断面倾角较陡，主要为44°~60°，下部断面缓、上部断面较陡. 剖面上，这些断层具有铲状、座椅状，彼此以同向断阶、Y字型或反Y字型组合为主（表1）.

断层输导性影响因素众多，除了断层活动性以外，断层倾角、断层泥质含量、断层岩的成岩作用、断面正压应力、流体溶蚀作用等均会对断层输导性存在影响. 因断层活动期比间歇期具有更强的输导能力（吕延防等，2013），因此本文主要针对断层活动期输导性进行评价. 活动期断层的输导性取决于断层活动时期是否与主成藏期相匹配（吴元燕等，2000；赵万优等，2008；杨文杰等，2010）. 前人依据烃源岩生排烃演化及包裹体资料分析，确定研究区主要成藏时期在东营组沉积末期与明化镇组沉积时期（曲江秀等，2009）. 断层生长指数分析结果揭示断层活动期次. 生长指数特征显示，各主干断层自下而上活动性降低. 歧东断层沙河街组沉积时期至今生长指数均大于1，为1.5~8.2之间，表明断层持续活动，强烈活动期集中于沙三段、沙一段、东营组、明化镇组沉积时期；张东-h4井断层在沙三段、沙一段、馆陶组沉积时期平均生长指数最大，分别4.5、2.8、2.2，主要存在这3期强烈活动期. 赵北断层沙三段、沙一段、东营组沉积时期平均生长指数达8.1、5.2、4.3，该时期断层活动强烈，然而新近纪时期平均生长指数接近1，断层晚期活动减弱或停滞. 同理，羊二庄断层主要在沙三段、馆陶组沉积时期活动；羊二庄南断层沙三段初期活动强烈，沉积后期活动减弱，至新近系馆陶组沉积末期再次活动. 结合主成藏期与断层活动性分析，歧东断层、张东-h4井断层、羊二庄断层、羊二庄南断层均存在新近纪活动期，与规模成藏期匹配较好，具有良好油气输导性；赵北断层在东营组沉积末期以来活动性较弱，局部仅分布活动段，油气输导性整体较差.

同一断层，生长指数沿走向存在差异，断层活动强度不同. 前人证实，平面上活动性较强的断层形成伴生裂缝较多，断层输导可能性较大，上凸状断面的断层往往形成油气优势汇聚区（付广等，2018；于海涛等，2019a）. 根据生长指数特征及凸断层段分布，确定断层优势输导部分. 东营组沉积末期为第一个成藏期，此时断层输导段分布于：歧东断层ch35、ch39井区域，张东-h4井断层zhc1、chh24~h4井区域，赵北断层zu39、zuh2x1井区域；明化镇组沉积时期为第二个规模成藏期，此时断层输导段分布于：张东-h4井断层chh24~h4井附近、羊二庄断层D-1~C4井区域、羊二庄南断层zuq1、zuh1x1~zuh4x1井区域（图2）. 两期主力成藏期均具有输导性的断层部分为：歧东断层ch35、ch39井位置与张东-h4井断层东部chh24~h4井区域.

2.2　砂体输导

砂体的油气输导性受控于砂体连通性. 砂体连通性又与砂岩在地层中所占的比例密切相关（罗晓容等，2012；雷裕红等，2013）. 砂地比越高，砂体叠置程度越大，彼此对接可能性越高，连通性越好（雷裕红等，2013；于海涛等，2019b）. 最早，King（1990）等人基于逾渗理论，分析过叠置砂岩体间几何连通性，指出同一地层砂体连通性存在一个砂地比逾渗阈值和饱和值. 低于逾渗阈值，砂体之间基本不连通；随着砂地比增加，砂体相互叠置连通性增加，当砂地比增大至一定饱和值时，砂体之间几乎完全连通（雷裕红等，2013；于海涛等，2019a， 2019b）. 结合前人成果及研究区砂体特征，确定砂地比逾渗阈值为15%和完全连通系数80%（于海涛等，2019a， 2019b）. 以此为参数，建立砂体连通概率模型如下（式1）：

P = \left\{\begin{array}{l}\mathrm{0}\\ \mathrm{1}-{\mathrm{e}}^{\left[-{\left(h-c_{\mathrm{0}}\right)}^{\mathrm{2}}/b^{\mathrm{2}}\right]}\end{array}\right. \begin{array}{l}\left(h\le c_{\mathrm{0}}\right)\\ \left(h>c_{\mathrm{0}}\right)\end{array},（1）

其中：P为砂体连通概率，无量纲；h为砂地比，无量纲；C ₀ 为逾渗阈值；b＝（C-C ₀ ）/β，为连通指数，C为完全连通系数.

依据主力产层沙三段、沙二段、沙一下亚段、馆陶组地层砂地比，应用连通概率模型表征砂体连通性. 以连通概率0.4、0.8为界限划分砂体为低连通、部分连通、规模连通3种类型（雷裕红等，2013；于海涛等，2019b），相对应砂地比分别为34.75%、50%. 低连通砂体所在地层的砂地比低于34.75%，连通概率值低于0.4，砂体连通性较差；规模连通砂体所在地层的砂地比高于50%，砂体连通概率值大于0.8，砂体叠置明显，对接可能性较大；部分连通砂体连通概率值介于0.4~0.8之间，砂体间部分连通.

砂体连通概率等值线图反映了砂体输导通道非均质分布特征（图3）. （1）沙三段（Es ₃）砂体连通性明显受物源控制，概率值大于0.8的规模连通砂体主要分布于埕宁隆起附近，以高断阶、中断阶西部较发育，形成歧南次凹向友谊-刘官庄地区呈西北-南东延伸的侧向输导通道，而低断阶砂体连通性较差，因临近北侧歧口主凹源岩区，故低断阶砂体侧向输导性较局限； （2）沙二段（Es ₂）砂体非均质性较强，砂体连通概率主体大于0.6，部分连通、规模连通砂体集中分布于低断阶、中断阶，概率值大于0.8的规模连通砂体分布于低断阶中部、中断阶东部至羊二庄断层西侧，形成了张东东-埕海主力油区的主要侧向输导通道层； （3）沙一下亚段（Es ₁x）砂体具有低连通特征，大部分连通概率值小于0.4. 在高断阶、高斜坡局部地区，砂体连通概率增至0.6~0.8之间，输导性砂体显示东、西两支. 东部高连通性砂体分布于chh16-zuh12-zuh4x1井区，储层平均孔隙度18.8%，平均渗透率53 mD，为中孔中渗输导层，为埕海等主力油区提供主要的砂体输导层. 西部高连通砂体以zuq1-zu1601-zu51区域为主，形成了连接歧南次凹与高断阶、高斜坡的砂体输导层，平均孔隙度11%，平均渗透率7.3 mD. 东部砂体连通概率值更大，输导性更好； （4）馆陶组（Ng）砂体连通性整体较好，大部分砂体连通概率值大于0.8，具有规模连通特征，主要因为多期河道砂体在物源区叠置程度较高. 东部新近系连通砂体层以chh16-chh14-h4井区为主，西部连通砂体位于zuq1-zuq45-49-ch1601井区，为远离油源的油气运移聚集提供主要侧向输导通道.

2.3　不整合输导

研究区历经多次抬升与剥蚀，不整合面发育较多，主要分布于沙河街组底部、沙三段顶部、馆陶组底部，共3个区域不整合. 其中，馆陶组底部不整合最发育，研究区广泛分布. 近年勘探证实，该套不整合油气输导意义最明显. 以馆陶组（Ng）底部不整合面为例，刻画研究区不整合输导通道. 地层分布特征反映，沙三段、沙二段、沙一段、东营组均与上覆馆陶组存在不整合接触关系. 沙二段终止于赵北断层附近，东营组终止于羊二庄南断层附近，两套地层在高断阶、高斜坡相继尖灭，致使沙一段与馆陶组逐渐收敛，甚至直接接触. 各地层尖灭线均位于高断阶、高斜坡附近，形成了馆陶组底部不整合非均质性较强的输导层.

依据不整合面结构及上下岩性配置关系表征馆陶组底部不整合输导性能. 该不整合上下地层结构具有明显差异，垂向上具有分带性，划分为下部半风化淋滤带和上部不整合面顶积层两层结构. 研究区下部半风化淋滤带以泥岩为主，局部chh1井、chh21井和zu7井等钻遇馆陶组底部不整合半风化岩石为砂岩，该套岩石厚度变化大，分布范围较局限. 上部不整合面顶积层以砂岩、砾岩为主，是一套地层暴露剥蚀之后水进沉积体，总体上顶积层颗粒较粗，分选和磨园较差，分布连续，孔渗性好，为畅通型的残积层. 不整合面上下岩性特征与其两层结构匹配. 叠置不整合面之上、不整合面之下岩性，结果显示：不整合面上下岩性呈现种类多样、配置复杂的特征. 岩性配置关系主要有上砂下泥型、上砾下泥型、上砂下砂型、上泥下泥型（图4）. 叠合馆陶组油气分布，显示高斜坡上砂下泥、上砾下泥型不整合含油气性最好，表明研究区上砂下泥、上砾下泥型是高断阶、高斜坡重要的不整合侧向输导通道（图5）.

3 输导体系格架样式

利用高分辨率层序地层原理，依据录井、测井资料在第三系地层中划分了沙一段顶部-东营组、明化镇组泥岩段两套区域性泥岩盖层，将输导砂体（不整合砂砾岩）分割成上部输导层与下部输导层，与断层输导段匹配形成上下二元输导格架（图6）. 在盖层分隔下，沙三段-沙二段-沙一下亚段输导层以及歧东断层、张东断层zhc1、h4井区形成下部输导体系，输导中低断阶古近系油气运聚；馆陶组-明化镇组上部输导层（含馆陶组底部砂砾岩不整合），与羊二庄油源断层、以及赵北调节断层、羊二庄南调节断层的输导段匹配形成上部输导体系，在高断阶、高斜坡、赵东油区新近系地层中形成复合输导空间.

在二元输导格架中，沙一段顶部-东营组泥岩盖层分布稳定，以低断阶、中断阶最发育，泥质含量最高，沿高斜坡方向逐渐减薄；明化镇组泥岩盖层全区分布，泥质含量稳定，以高断阶、高斜坡盖层封堵油气意义最明显. 前人依据断层-盖层、油气匹配关系，确定东二段泥岩盖层断接厚度封堵下限值70~80 m（付晓飞等，2021）. 研究区低断阶东二段泥岩盖层实际厚度90~100 m，大于封堵下限值，具备较好封堵油气能力；而研究区东部chh24、h4井区盖层厚度为40~50 m，低于封堵下限值，区域盖层封堵能力不足. 油气由chh24、h4井区从沙一段顶部-东营组泥岩盖层泄露，沿断层垂向输导至高斜坡新近系成藏. 上、下两层输导体系构成二元输导格架，以盖层厚度封堵条件为连接点，形成中低断阶油气以下部输导层为主、高斜坡以上部输导层为主的接力输导通道.

平面上，不同地层的高连通概率砂体差异分布，与断层、不整合砂砾岩彼此相互叠置形成非均质明显的二元输导格架. 依据上、下输导层及断层输导情况，划分四大阶梯式输导格架带（图7）：（1）歧南次凹-友谊-刘官庄沙三段、沙一段、馆陶组输导格架带；（2）中低断阶中部沙二段、沙一段、馆陶组输导格架带；（3）歧南-中断阶沙三段、沙二段、沙一段输导格架带；（4）张东东井区沙三段、沙二段、馆陶组输导格架带. 这四大输导格架带与油气分布位置匹配较好（图1、图7）. 其中，第4输导格架带输导性最好，该区域沙三段、沙二段砂体连通概率均达0.75~0.85，加之油源断层h4井断层、羊二庄断层输导区域相互配置，与高斜坡馆陶组底部上砂下泥岩性相连接，形成埕北断阶带东部主要输导通道（图8）. 第1、2输导格架带输导连通性次之，其中第1输导格架带沙三段砂体连通概率值大于0.8，为规模连通砂体通道，随着沙二段地层尖灭及断层发育，与该区沙一段部分连通砂体、高斜坡馆陶组底部上砾下泥岩性配置相连，形成该区输导通道；第2输导格架带内，沙二段规模连通砂体、沙一段部分连通砂体相互匹配，在张东断层zhc1井输导段、赵北断层输导段匹配下，形成中低断阶中部区域主要输导通道；第3输导格架带主要为沙三段规模连通砂体、沙二段与沙一段部分连通砂体，组成歧南次凹向中断阶zhc1井局部构造高点的输导通道，连通性不及其他格架带.

4 输导体系对油气成藏控制作用

四大输导格架带指明了研究区三维输导通道分布位置，具体油气优势输导体系还需依据油气分布及物化性质进一步探讨（吕延防等，2013）. 结果表明，研究区输导体系主要存在三方面控藏作用：局部构造高点与输导体系叠合，控制油气优势运移方向；断层-砂体-不整合优势输导体系控制油气规模充注通道；二元输导格架样式控制油气阶状富集模式.

4.1　局部构造高点与输导体系叠合控制优势运移方向

油气藏分布及油气显示是不同输导条件的运聚产物. 油气越富集、油气显示级别越高，指示油气优势运聚区域（Hao et al.， 2007；付晓飞等，2021）. 埕北断阶带油气主要分布于低断阶带中部、中断阶张东和张东东地区、赵东油田，高斜坡关家堡、埕海含油构造、以及西南部友谊-刘官庄地区（图1），油气规模富集区主要位于输导格架带内. 录井数据饱含油、富含油、油浸、油斑等油气显示井主要分布于高连通概率砂体范围内，荧光显示井大部分位于输导体系边缘（图3），表明油气分布特征与4大输导格架带匹配较好，也进一步证实输导体系刻画的准确性.

油气富集差异性显示，局部构造高点与输导体系叠合控制油气优势运移方向. 基于构造与输导体系特征的成藏模拟结果也证实这一认识（图9）. 油气从歧口主凹途径歧东断层或从低断阶两侧深凹向中部构造脊优势汇聚，通过张东断层输导区域，向中断阶沙三段、沙二段、沙一段局部高点聚集. 低断阶chh35、qd3-1与中断阶zh27x1高产井的发现，表明中低断阶构造高点优势输导方向的存在. 第3输导格架带与中断阶西侧斜坡背景的叠合区域，形成以zhc1井局部高点的优势输导方向. 第1、4输导格架带在凹陷-中断阶-高斜坡背景下，朝着临近埕宁隆起的斜坡高点，形成了东、西两支单斜高点优势汇聚方向（图1、图9）. 赵东-埕海、友谊-刘官庄两大油气富集区的发现，表明单斜高点对油气优势运移方向具有重要控制作用. 高斜坡的构造槽与构造脊相间分布，构造脊或逆牵引构造高点上发现的chh14、chh16、赵东地区油气富集，进一步证实构造脊优势方向.

4.2　优势输导体系控制油气规模充注通道

除油气分布外，原油含氮化合物组成及物理性质变化特征也是反映油气运移特征的重要指标（王铁冠等，2000；蒋有录等，2011）. 采集19口井原油样品，分析其含氮化和物组成. 埕北断阶带原油中咔唑类的地质色层分馏效应，取决于油气运移距离远近（赵万优等，2008；吕延防等，2013；袁淑琴等，2016）. 前人研究认为，油气运移距离越远，含氮化合物的地质色层效应越明显（王铁冠等，2000；袁淑琴等，2016）. 研究区含氮化合物绝对丰度和苯并咔唑参数的分馏效应不明显，但常规的1，8-/1，4-DMC（二甲基咔唑）、1，8-/1，7-DMC比值存在较明显变化，最小值为0.21，最大值为3.23，一定程度上可示踪运移路径. 原油随着运移距离的增加，屏蔽型烷基咔唑异构体相对富集，1，8-/1，4-DMC（二甲基咔唑）、1，8-/1，7-DMC（二甲基咔唑）比值增加（王铁冠等，2000）.

示踪结果表明，研究区存在4条优势输导体系，均分布于输导格架带内（图10），形成油气主要充注通道. 位于第1、3输导格架带的优势输导体系，以歧南次凹为油源，含氮化合物1，8-/1，4-DMC（二甲基咔唑）、1，8-/1，7-DMC（二甲基咔唑）分别从qn2井0.85、0.67增加至zu1701井的 1.45、1.41，从zh25x1井0.40、0.72增加至zhc1井2.85、2.06. 位于第2输导格架带内的优势输导体系，以歧口主凹为油源，低断阶中部构造脊chh35井含氮化合物比值分别为0.82、0.98向中断阶zhh503井增加至1.21、1.25，从zhh16井比值0.69、0.88增加至赵北断层下降盘zhh11-20井1.39，1.21. 在第4输导格架带中，高斜坡zuh8ES-H1井原油含氮化合物1，8-/1，4-DMC（二甲基咔唑）、1，8-/1，7-DMC（二甲基咔唑）比值（分别为2.32、1.52）高于低断阶平均值（分别为0.99、1.09），且原油从低断阶向高斜坡密度与粘度递增、含蜡量递减分布特征，指明该输导格架带约束油气优势充注范围（图10），控制油气从歧口主凹油源至东部聚集区规模充注通道.

4.3　二元输导格架控制油气阶状富集模式

研究区断层输导区域、多层系连通砂体、不整合面底砾岩相互配置，形成多层系立体输导网络. 以沙一段顶部-东营组、明化镇组泥岩段两套区域性泥岩盖层为分割，总体上构成下部古近系-上部新近系二元输导格架样式，输导多层系油气在不同构造带差异成藏、阶状富集.

低断阶古近系沙三段、沙二段是油气主要运聚层位，输导格架主要由断层、古近系砂体为主. 受沙一段顶部-东营组盖层作用，油气被封闭在东营组之下的地层中，向着构造脊优势方向运移，最终于沙二段、沙三段局部构造高点成藏，东营组之上的新近系几乎无油气显示. 在断层、砂体输导作用下，形成岩性、构造-岩性等油气藏类型；主力产层沙三段为源内成藏、其上的沙二段在断层垂向输导作用下近源成藏，总体为源内-近源-断层-砂体输导控藏特征.

中断阶包括受张东及海4井断层控制的张东、张东东构造带，沙三段、沙一段有效源岩生成的油气，沿着沙三段、沙二段、沙一段运移，在zhh5、zh27x1等位置聚集. 直到chh24、h4井区，沙一段顶部-东营组盖层减薄，油气进入上部新近系输导层. 一方面沿着第4输导格架带，在赵东地区新近系逆牵引背斜中聚集成藏，另一方面沿着第2输导格架带最终进入赵北断层下降盘明化镇组、馆陶组成藏. 中断阶多层系油气聚集明显，主要形成构造、岩性-构造等油气藏类型，表现为源内-近源-断层-砂体输导控藏.

高断阶与高斜坡，位于成熟门限外，远离生油中心. h4井断层附近输导格架的分割盖层减薄，油气突破盖层进入馆陶组成藏. 高断阶主要为断层、砂体输导油气，形成构造、岩性-构造、地层-构造油气藏，具有远源-断层-不整合-砂体输导控藏特征；高斜坡以不整合输导油气最明显，相应形成岩性-地层、构造-地层油气藏类型，具有远源-断层-砂体-不整合输导控藏特征.

受输导格架影响，低断阶油气以沙二段和沙三段富集为主、高斜坡以馆陶组和明化镇组为主，多层系油气呈“阶状”富集模式. 因此，研究区以中低断阶沙二段与沙三段、高斜坡馆陶组与明化镇组阶梯式勘探具有较大潜力，相关认识有助于相似区域油气深入挖潜.

5 结论

埕北断阶带多层系连通砂体、断层输导段、不整合之上砂砾岩相互配置，形成非均质明显的输导体系. 垂向上，以沙一段顶部-东营组、明化镇组两套区域盖层为分割，形成沙三段-沙二段-沙一下亚段、馆陶组-明化镇组二元输导格架样式；平面上，多层系连通砂体差异叠置，与断层、不整合构成4大立体输导格架带.

研究区输导体系对油气成藏存在三方面控制作用：局部构造高点与输导体系叠合，控制油气优势运移方向；断层-砂体-不整合优势输导体系控制油气规模充注通道；二元输导格架样式控制油气阶状富集模式.

受输导格架影响，不同断阶带油气差异成藏. 中、低断阶以沙三段、沙二段、沙一段油气聚集为主，断层-砂体输导控藏；高断阶主要形成沙一段、新近系油气聚集，断层-不整合-砂体输导控藏；高斜坡新近系油气远源聚集，不整合面输导明显，表现为断层-砂体-不整合输导控藏特征. 油气受输导体系约束，从低断阶至高斜坡逐渐向新地层运聚，表明埕北断阶带阶梯式勘探存在较大发现潜力.

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基金资助

中国石油集团公司“十四五”前瞻性基础性项目(2021DJ1802)

中石油勘探与生产分公司项目(kt2021-06-02)