鄂尔多斯盆地泾河油田走滑断裂带油气成藏特征及控藏机制

Hydrocarbon Accumulation Characteristics and Controlling Mechanism of Strike-Slip Faults in Jinghe Oilfield, Ordos Basin

摘要

近年来，泾河油田围绕走滑断裂带断缝体油藏勘探取得重要突破，揭示了新的油气勘探领域.深入理解走滑断裂带油气成藏特征及控藏机制则是厘定断缝体型油藏富集规律的重要前提.利用流体包裹体技术结合方解石超低浓度U-Pb定年对储层成岩作用和油气充注过程进行了系统研究，探讨了走滑断裂带油气分布特征及控制因素.结果表明：研究区储层主要发育两期早期方解石胶结（185±27 Ma和159±52 Ma）以及相对较晚的橙黄色、蓝绿色和蓝色荧光三期油连续充注（140.1~96.8 Ma），具有“先致密、后成藏”的特征.走向上，走滑断裂带原油物性具有“东低西高”、产量具有“东高西低”、油气成藏时间均具有“东早西晚”的分段特点；垂向上，走滑断裂带流体活动也存在明显差异，长6、长7段储层碳酸盐胶结作用较弱，以蓝绿色和蓝色荧光晚期油充注为主；而长8段碳酸岩盐胶结作用较强，表现为三期油充注、多期油成藏的特征.总体上，走滑断裂控制了研究区油气整体由东向西高效侧向运移，但由于走向上构造应力的变化局部控制了油气沿走滑断裂带分段差异富集（单井产量高低）.长6-长7储层原始物性差以及长7段大套泥页岩的发育，限制了走滑断裂垂向流体输导能力，导致流体主要在长8段优势聚集，分层差异富集.研究结果可为进一步明确研究区的断缝体油藏的分布规律及成藏模式提供重要支撑.

关键词

鄂尔多斯盆地 / 走滑断裂 / 断缝体 / 流体包裹体 / 油气成藏 / 石油地质

Key words

Ordos basin / strike-slip fracture / fault-fracture reservoir / fluid inclusion / hydrocarbon accumulation / petroleum geology

0 前言

走滑断裂是大陆和大洋地壳中一种常见的构造变形模式，可分为与板块运动或洋壳拉伸等构造运动相关的大型走滑断裂，以及克拉通盆地内部中-小尺度的板内走滑断裂（Kim and Sanderson，2006；刘雨晴和邓尚，2022）.走滑断裂内部结构具有明显的非均质性，具有侧向分带、走向分段的特点.侧向上，走滑断裂分为断核、损伤带、围岩三元结构，损伤带裂缝密度大、岩石孔隙度和渗透率高，是油气运移和聚集的有利区域（Faulkner et al.，2010；Choi et al.，2016）.走向上，根据构造应力的差异分为拉分段、纯走滑段、压隆段，其中拉分段油气聚集程度明显高于压隆段和纯走滑段（云露和曹自成，2014；漆立新，2016；杨海军等，2020）.同时走滑断裂往往深断基底，能够有效的沟通深部油源，成为油气运移的有利通道（焦方正，2017；马庆佑等，2020；邬光辉等，2021）.随着塔里木盆地“断溶体”油气藏的发现，国内掀起了沿走滑断裂找油气的热潮，鄂尔多斯盆地南缘“断缝体”油藏受到了更多关注（许君玉和许新，2016；何发岐等，2020）.鄂尔多斯盆地致密砂岩成岩强度高、孔渗低、孔喉结构复杂、储集性能差，其油气充注过程-成藏模式、富集规律与常规储集层具有较大差别（任大忠等，2016；Fu et al.，2020；李程善等，2021）.前人对鄂尔多斯盆地致密砂岩基质孔隙型油藏成藏过程和富集模式进行了大量的研究（刘明洁等，2014；付金华等，2017），提出了多种成岩-成藏耦合关系：“先致密、后成藏，边致密、边成藏，先成藏、后致密”（陈贺贺等，2018；赵岳等，2018；康昱等，2021）.随着 “断缝体”圈闭概念的提出，开始认识到“断缝体”油藏也是一种重要的油藏类型（何发岐等，2020）.“断缝体”型储集体裂缝密度高，裂缝能够有效的沟通油源、改善油藏储集条件，有利于油气富集（何发岐等，2023）.鄂尔多斯盆地南部泾河油田发育7条主干走滑断裂，以往的勘探开发主要运用地震和测井雕刻走滑断裂内部结构、预测裂缝型储集体分布及刻画“断缝体”圈闭（何发岐等，2020，2023），对“断缝体”油藏成藏模式、富集规律及控制因素研究较少，影响了研究区下一步油气勘探开发进展.因此明确“断缝体”型油藏成藏过程、油气富集模式及走滑断裂控藏机制对研究区油气勘探极其重要.

本文以永正、榆林子、宫河及永和4条走滑断裂带为例，利用方解石胶结物超低浓度U-Pb定年及流体包裹体技术确定了泾河油田储层成岩-成藏耦合关系、理解了走滑断裂侧向油气运聚机理、明确了走滑断裂垂向流体差异聚集规律.研究结果对泾河油田“断缝体”型油藏油气成藏机理及油气勘探有利区带优选具有重要意义.

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地处于华北克拉通的西南部，是在华北地台基础上发展演化形成的一个整体沉降、坳陷迁移的大型多旋回克拉通盆地（黄薇等，2013）.盆地构造形态总体为东部宽缓、西部陡窄（邹才能等，2012）.鄂尔多斯盆地分为6个次级地质构造单元，分别为渭北隆起、伊盟隆起、晋西挠摺带、天环坳陷、陕北斜坡和西缘逆冲构造带（图1）.泾河油田位于天环坳陷南段，地处陕北斜坡、西侧冲断构造带与渭北隆起的构造转折区，构造活动较盆地内部强烈，总体为西北低、东南高的平缓单斜（何发岐等，2021）.中三叠世到晚三叠世华北板块与扬子板块的碰撞造山运动，导致鄂尔多斯盆地西南缘抬升变形，形成众多褶皱及断裂（张园园等，2020）.泾河油田发育7条主干走滑断裂：自北向南分别是和盛、太昌、早胜、永正、榆林子、宫河及永和断裂带（图1）.走滑断裂经历了3个演化阶段：早古生代的张扭-右行走滑阶段、晚古生代的走滑转换阶段、中新生代的左行走滑阶段.榆林子断裂带东段的泾河17井区及早胜与榆林子断裂带之间的泾河2井区是研究区的主力产油区.延长组地层按沉积旋回自上而下可分为长1-长10亚段.长7段发育了大规模的深湖-半深湖相厚层泥页岩（郭正权等，2008），岩性主要为暗色泥岩、油页岩，厚度大于100 m，干酪根类型主要为Ⅰ型和Ⅱ₁型（杨亚南等，2017），其中长7₃为最好的烃源岩层，TOC含量平均为13.99%（侯娟等，2021）.长6和长8段沉积期湖盆规模相对较大，沉积砂体较厚，是油气储集的有利层段（郭艳琴等，2018）.长8段为三角洲前缘水下分流河道沉积，岩性为浅灰色长石岩屑砂岩和灰色岩屑长石砂岩，储层厚度在75~90 m （尹泽等，2019）.研究区砂岩储层颗粒压实作用强烈、碳酸盐胶结作用明显，储层物性较差，平均孔隙度为7.49%，平均渗透率为0.23 mD，为典型的致密砂岩储层.

2 研究方法及技术

为了确定泾河油田延长组方解石胶结物形成时间及油气成藏时期，采集了泾河油田25口井135块砂岩样品进行方解石胶结物U-Pb定年及流体包裹体测试.将砂岩样品制成厚度100 μm的双面抛光薄片，使用配备了Maya2000Pro显微荧光光谱分析仪的NIKON显微镜进行流体包裹体显微荧光观察及荧光光谱分析.利用CITL MK5-2型阴极发光仪对砂岩样品进行阴极发光分析，工作时稳定电压13 kV，稳定电流300 μA，实验室温度为25 ℃.流体包裹体显微测温使用英国Linkam公司生产的THMS600型冷热台以及配套显微镜，测温范围为-196~600 ℃，测量精度为±0.1 ℃.方解石胶结物U-Pb定年在澳大利亚昆士兰大学放射性同位素实验室完成，测试采用准分子激光剥蚀系统与四级杆等离子体质谱仪联用仪器（Q-ICP-MS）.将砂岩样品制成靶后，采用准分子激光器剥蚀方解石胶结物，激光束斑的直径为200 μm、频率为15 Hz、能量密度为1.0 J/cm².数据处理利用澳大利亚墨尔本大学研发的Iolitev3.4软件，方解石U-Pb年龄谐和图的绘制利用美国伯利克地质年代学中心的Isoplot v.3.76软件（Coogan et al.，2016；Roberts and Walker，2016；徐豪等，2021）.

3 储层成岩作用

泾河油田10口井45块钻井岩心样品薄片鉴定结果表明：长6段砂岩以岩屑长石砂岩为主，石英、长石、岩屑的平均体积分数分别为53.6%、28.2%、18.2%；长7段砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，石英、长石、岩屑的平均体积分数分别为52.8%、23.4%、23.8%；长8段砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，少量样品为岩屑砂岩，石英、长石、岩屑的平均体积分数分别为40.6%、34.7%、25.7%.储层砂岩孔隙度在0.43%~18.46%，平均为7.49%；渗透率在0.03~20.76 mD，平均为0.23 mD，油浸砂岩孔隙度和渗透率明显高于油斑和油迹砂岩（图2），储层碳酸盐胶结作用强，主要是早期基底式方解石胶结和晚期孔隙型方解石胶结，碳酸盐胶结物的发育会破坏储层孔隙结构，降低储层孔隙度和渗透率，阻碍油气的充注，降低砂岩储层的含油性（图3）.

研究区砂岩储层经历了4个成岩阶段：早成岩阶段A期、早成岩阶段B期、中成岩阶段A期和中成岩阶段B期：（1）早成岩阶段A：储层砂岩遭受强烈的压实作用，岩心样品的镜下薄片观察可见刚性骨架颗粒半定向-定向排列，颗粒呈线-凹凸接触（图4a），早期方解石胶结物部分或全部充填原生粒间孔，阴极发光为橘红色（图4b）；（2）早成岩阶段B：压实作用进一步增强，岩屑及长石等矿物发生溶蚀，晚期方解石胶结物充填于残余粒间孔、岩屑和长石溶孔，阴极发光为亮黄色（图4c）；（3）中成岩阶段A：随着埋藏深度的增加，高岭石和晚期方解石胶结作用增强，储层砂岩孔隙度大幅下降，砂岩储层进入致密化阶段；（4）中成岩阶段B： 地层埋藏深度达到最大，烃源岩生成的烃类持续进入储层中，长石、岩屑等矿物溶蚀对有机酸的消耗及K⁺、Na⁺等碱性离子的释放，使地层孔隙流体pH值逐渐升高并趋于碱性环境，溶蚀作用不断减弱直至停止（尹相东等，2021）.

4 流体包裹体分析

4.1　包裹体岩相学特征

泾河油田25口井135块岩石薄片显微观察表明：油包裹体主要是沿石英颗粒次生裂纹分布，只有少量油包裹体分布在方解石胶结物及长石解理缝内.其中永正断裂带在石英颗粒次生裂纹内检测到少量橙黄色荧光油包裹体（图 4d）及大量蓝绿色荧光油包裹体（图 4e），蓝绿色荧光油包裹体主峰波长（λ _max）为490~500 nm，光谱参数QF-535介于0.9~1.4.榆林子断裂带发育两种产状油包裹体，分别沿石英颗粒次生裂纹和长石解理缝分布，长石解理缝内见大量蓝色荧光油包裹体（图 4f），主峰波长（λ _max）为450~455 nm，光谱参数QF-535在0.5~0.9之间.宫河断裂带在石英颗粒次生裂纹中检测到少量橙黄色荧光油包裹体（图 4g）及大量蓝色荧光油包裹体（图 4h），油包裹体呈串珠状分布，主要为椭圆状和拉长带状，包裹体气液比小于5%，大小在2~5 μm之间（图4i）.永和断裂带油包裹体产状最为丰富，石英颗粒次生裂纹、长石溶孔和方解石胶结物内均发育油包裹体.方解石胶结物（图 4j）及长石溶孔（图 4l）中可见大量发橙色荧光油包裹体，主峰波长（λ _max）为575~585 nm，QF-535在1.7~2.4之间，油包裹体呈团状分布，包裹体形态各异，主要为椭圆状和拉长带状，大小在5~10 μm之间；石英颗粒次生裂纹内发育蓝绿色荧光油包裹体（图4m），主峰波长（λ _max）为495~500 nm，光谱参数QF-535在0.5~0.9之间.

4.2　显微测温测盐分析

永正断裂带石英颗粒次生裂纹中检测到3种荧光颜色油包裹体，橙黄色、蓝绿色和蓝色荧光油包裹体同期盐水均一温度分别为85.6~90.0 ℃、95.4~112.7 ℃、115.3~124.6 ℃（图5a）.榆林子断裂带东段在石英颗粒次生裂纹中检测到橙黄色、蓝绿色和蓝色3种荧光颜色油包裹体，同期盐水均一温度分别为89.6~98.7 ℃、102.6~112.3 ℃、116.8~132.6 ℃（图5b）.榆林子断裂带中段在石英颗粒次生裂纹内检测到3种颜色油包裹体，橙黄色、蓝绿色和蓝色荧光油包裹体同期盐水均一温度分别为89.4~95.1 ℃、102.7~109.6 ℃、117.2~124.1 ℃（图5c）.榆林子断裂带西段在石英颗粒次生裂纹中检测到橙黄色、蓝绿色和蓝色3种荧光颜色油包裹体，同期盐水包裹体均一温度分别为77.8~82.3 ℃、102.6~112.3 ℃、114.1~120.2 ℃（图5d）.宫河断裂带在石英颗粒次生裂纹中检测到3种荧光颜色油包裹体，橙黄色、蓝绿色和蓝色荧光油包裹体同期盐水均一温度分别为85.4~95.6 ℃、100.4~111.4 ℃、117.8~126.7 ℃（图5e）.永和断裂带在石英颗粒次生裂纹中检测到3种荧光颜色油包裹体，橙黄色、蓝绿色和蓝色荧光油包裹体同期盐水均一温度分别为70.6~86.3 ℃、93.6~112.4 ℃、110.4~126.4 ℃（图5f）.

5 储层致密化与油气充注关系

研究区储层致密化主要受控于压实作用和胶结作用，胶结作用包括碳酸盐矿物胶结和黏土矿物胶结，其中碳酸盐胶结物是研究区最普遍的胶结物，主要是早期基底式方解石胶结（图6a）和晚期孔隙型方解石胶结（图6c）.早成岩阶段的压实和早期方解石胶结作用使储层原始孔隙度大大降低，储层孔隙度由最初的44.28%下降到17.58%（康昱等，2021）.中成岩阶段的晚期方解石胶结是造成储层致密化的主要因素，在晚期方解石胶结物的作用下储层孔隙度由17.58%下降到7.92%，此时储层孔隙度低于10%，储层进入致密化阶段（图7）.利用超低浓度U-Pb定年技术确定了不同期次方解石胶结物形成时间，早期发橘红色阴极光方解石胶结物形成于185±27 Ma，晚期发亮黄色阴极光方解石胶结物形成于159±52 Ma（图6）.

通过油包裹体同期盐水包裹体均一温度-埋藏史投点确定了研究区经历了三期油充注，橙黄色荧光油充注时期为早白垩早期（140.1~126.5 Ma）、蓝绿色荧光油充注时期为早白垩中期（122.1~114.5 Ma）、蓝色荧光油充注为早白垩晚期（107.3~96.8 Ma）.蓝绿色荧光油在研究区广泛分布，来源于烃源岩生烃高峰时期，具有充注强度大、持续时间长的特点，是研究区油藏油的主要来源.赵岳等（2018）认为鄂尔多斯盆地西南部延长组地层油气充注高峰为125~100 Ma，储层具有“边致密、边成藏”的特征；马立元等（2020）认为鄂尔多斯盆地红河油田发生了3期油气充注：143~127 Ma、124~118 Ma、116~110 Ma，储层具有“先成藏、后致密”的特征.研究区储层致密化发生于185~159 Ma，油气开始充注于140.1 Ma，油充注峰值时间为116.8 Ma，通过对比储层致密化形成时间与油充注时间的关系，确定了研究区砂岩储层具有“先致密、后成藏”的特点.

6 不同期次油成藏贡献度评价

同一石油系统中油包裹体密度可以通过已知密度的原油荧光参数来约束获取（Blanchet et al.，2003；Ping et al.，2019）.本次研究中油包裹体密度是通过采集34个鄂尔多斯盆地泾河油田延长组油藏原油的微束荧光光谱建立荧光参数QF-535（主峰波长535~750 nm与主峰波长430~535 nm积分面积之比）与原油API ^o函数关系而获取的（式1）：

A P I ° = \frac{\mathrm{141.5}}{\mathrm{0.044}\mathrm{1}{(\mathrm{Q}\mathrm{F}-\mathrm{535})}^{\mathrm{2}}+\mathrm{0.009}(\mathrm{Q}\mathrm{F}-\mathrm{535})+\mathrm{0.743}\mathrm{1}} - \mathrm{131.5}.(1)

根据公式（1）计算了各采样井不同幕次油包裹体API ^o，图8是不同断裂带各幕次油包裹体API ^o频率分布直方图.

利用泾河油田原油及油包裹体API ^o计算了每一幕油对现今油藏的贡献度（平宏伟等，2012；Ping et al.，2017）.不同幕次的油气对现今油藏的贡献度具有明显差异，其中永正和榆林子断裂带主要以第二幕蓝绿色荧光油贡献为主，贡献度大于70%，第一幕橙黄色荧光油贡献度相对较小.榆林子断裂带从东到西第一幕油贡献度逐渐增加，在榆林子西段达到最大，可达80.8%.宫河断裂带以第二幕油贡献为主，约为67.5%，永和断裂带主要以第一幕低成熟的橙黄色油贡献为主，约为61.3%，第二幕油贡献度相对较小.永正和榆林子断裂带靠近研究区东北部烃源岩，烃源岩生成的油气首先到达这两条断裂带，并在这两条断裂带的有利区域聚集成藏.随着烃源岩持续生烃作用，生油高峰时生成的蓝绿色荧光油持续充注永正和榆林子断裂带东段的储层中，使这两条断裂带以第二幕油贡献为主.只有少量的蓝色荧光油沿着断裂带继续向西运移，导致榆林子西段主要以早期橙黄色荧光油贡献为主.永和断裂带靠近研究区烃源岩，但烃源岩成熟度偏低，生成的低成熟度油与沿其他断裂带运移过来的油相混合，使早期油贡献度增加.

7 走滑断裂控藏机制

7.1　走滑断裂控制油气侧向运移路径

在烃源岩持续供烃过程中，靠近烃源岩的储层矿物颗粒捕获的油包裹体密度低于远离烃源岩的储层捕获到的油包裹体密度，因此可以利用油包裹体的密度分布特征重构油气充注路径.永正断裂带及榆林子断裂带东段油包裹体平均密度在0.80~0.81 g/cm³；榆林子断裂带中段及西段油包裹体平均密度大于0.85 g/cm³；宫河断裂带油包裹体平均密度约为0.84 g/cm³；永和断裂带油包裹体平均密度在0.83~0.87 g/cm³（图9）.沿走滑断裂带油包裹体密度具有“北低南高，东低西高”的特点，原油密度也表现为“东低西高”的特征，推测研究区油气沿两个方向充注：（1）研究区东北部的庆城-正宁一带的烃源岩生成的油气首先到达永正及榆林子断裂带东段，油气沿着断裂带向西运移；（2）烃源岩持续生成的油气也会沿着走滑断裂向南运移到宫河及永和断裂带.

榆林子和永正断裂带第一期油开始充注时间为140.1~126.2 Ma，宫河和永和断裂带第一期油充注时间相对较晚，介于126.4~120.1 Ma.榆林子断裂带第一期油充注时间具有分段特点，断裂带东段油充注时间最早，在140.1~126.9 Ma之间；断裂带中段及西段油充注时间相对较晚，在127.2~120.8 Ma之间，油气充注时期具有“东早西晚”的特点（图10）.榆林子及宫河断裂带第二期油充注时间为124.8~112.8 Ma，充注时间跨度较小，永正和永和断裂带第二期油充注时间跨度较大，在127.5~108.2 Ma之间，油气为幕式充注.榆林子和永正断裂带距离东北部烃源岩更近，生成的油气首先到达这两条断裂带.烃源岩持续生烃过程中，生成的油气沿着榆林子断裂带继续向西、向南运移，在榆林子断裂带西段和研究区东南边的宫河和永和断裂带聚集成藏，导致榆林子断裂带东段及永正断裂带油气充注时期明显早于榆林子断裂带西段及研究区东南边的宫河和永和断裂带.

7.2　走滑断裂走向分段控制油气差异富集

走滑断裂在平面上具有分段的特点，在不同构造应力区间走滑断裂具有不同的结构和内部构型（邬光辉等，2021）.根据构造应力的差异，将榆林子断裂带分为东西两段，东段是泾河17井区（走滑拉分带）；西段是泾河2井区（构造压扭带）.榆林子断裂带东段根据拉分强度的大小分为线性构造、辫状构造和马尾构造3个小带（图11）.单井油气产量与断裂带结构具有明显的相关性，走滑拉分段单井产量大于构造压隆段，从线性构造带到马尾构造带，单井油气产量逐渐降低.构造压隆段原油密度大于走滑拉分段，原油密度大于0.86 g/cm³，油藏主要以低成熟度、高密度的重质油成藏为主.走滑拉分带以晚期蓝绿色荧光油贡献为主，贡献度大于70%，从线性构造带到马尾构造带，晚期蓝绿色荧光油贡献度逐渐降低.在构造运动下，走滑拉分段和构造压隆段会形成大量的构造裂缝（邬光辉等，2021），但拉分段的裂缝密度大于压隆段（邓尚等，2018）.因此走滑拉分段主要以高裂缝密度的裂缝型储层为主，蓝绿色荧光油密度低、流动性强，往往沿着裂缝优先进入储层并聚集成藏，而且走滑拉分段容易产生拉分空腔，有利于油气聚集（何发岐等，2021）.构造压扭段主要是低裂缝密度的裂缝-基质型和基质型储层，橙黄色油密度大、流动性差，往往只能赋存于基质孔隙中，同时构造压扭作用会使地层上隆，油气极易发生生物降解作用，导致压扭段主要以高密度的重质油成藏为主.走滑断裂带走向上的构造应力的变化控制了油气沿走滑断裂分段差异富集，使原油物性呈“东低西高”，单井产量呈“东高西低”的特征.

7.3　走滑断裂垂向多因素控藏

长6和长7段储层碳酸岩盐胶结物含量低于2%，长8段碳酸岩盐胶结物含量普遍大于5%.永正断裂带碳酸岩盐胶结物含量普遍高于榆林子和永和断裂带（图12a）.永正和永和断裂带长6和长7段油包裹体均一温度明显高于长8段，长6和长7段油包裹体均一温度均大于80 ^oC，长8段油包裹体均一温度普遍小于60 ^oC（图12b）.长6和长7段以第二期和第三期油充注为主，QF-535在0.4~1.4之间，长8段三期油均有充注.榆林子断裂带不同层段油包裹体均一温度变化不大，不同层段均有三期油充注（图12c）.

长8段砂岩沉积时湖盆规模大、沉积条件好，形成的砂岩颗粒粗、分选和磨圆好、原始孔隙度和渗透率高（邓秀芹等，2009），长6和长7段砂岩颗粒细、原始孔隙度和渗透率低（郭正权等，2008）.富碳酸盐流体向上运移的过程中，极易进入高孔度和高渗透率的长8储层，并沿粒间孔隙沉淀下来；当富碳酸盐流体向上运移到长7储层时，由于储层原始孔隙度和渗透率极低，阻碍了流体的向上运移，导致碳酸盐胶结物只能沿着长7和长8储层边界沉淀（Fu et al.，2020）.碳酸盐胶结物形成于159~182 Ma，油气开始充注于140 Ma左右，此时储层已处于致密化阶段，油气难以向上运移.在走滑断裂的作用下，储层砂岩会形成大量的微裂缝，成为油气运移的重要通道（何发岐等，2020）.长7段烃源岩生烃初期生成的第一期油成熟低、密度高，即使在微裂缝的作用下也很难向上运移，只能在原始孔渗条件好的区域聚集成藏；生烃高峰生成的第二和三期油成熟度高、密度低、流动性强，更容易沿着裂缝向上运移成藏.在构造作用下，随着地层压力下降，少量的高成熟度、低密度油也会沿着裂缝向上运移成藏（Ping et al.，2020），因此长6和长7段储层在走滑断裂构造泄压的作用下也能形成晚期高成熟度、低密度油藏.而且长7段主要是泥页岩，在走滑断裂的作用下极易产生泥岩涂抹层（Smith et al.，1980），泥岩涂抹层孔隙度和渗透率极低，相对于橙黄色荧光油，流动性好的蓝绿色荧光油更易向上运移，导致长6和长7段主要以低密度的轻质油成藏为主，且油包裹体丰度明显低于长8段.流体沿走滑断裂具有垂向上分层差异富集的特点，长6和长7段碳酸盐岩胶结作用明显弱于长8段，而且长8段油气充注期次丰富，具有三期油充注、多期油成藏的特点.因此储层原始物性、长7段泥页岩的厚度及构造裂缝强度多因素共同控制了流体垂向差异聚集.

总的来说，泾河油田走滑断裂带整体控制了油气自东向西运移，构造应力的差异性控制了油气分段富集，压扭段油气聚集程度低于拉分段，且以高密度的重质油成藏为主.走滑断裂的分期活动制约了流体垂向运移，根据储层成岩-成藏特征大致分为3个阶段（图13）.阶段Ⅰ：断裂活动弱，只能形成一些层内裂缝，长7泥页岩压溶产生的富碳酸盐流体及深部流体沿裂缝优先进入原始物性好的长8储层，形成大量基底式胶结的方解石胶结物；阶段Ⅱ：断裂活动弱-强，发育少量穿层裂缝，第二期亮黄色方解石胶结物沿裂缝充填孔隙，此时研究区东北部庆城-正宁一带烃源岩开始生烃，生成的橙黄色荧光油沿走滑断裂从东向西运移到研究区，再沿垂向上的裂缝充注储层；阶段Ⅲ：断裂活动强，发育大量穿层裂缝，垂向上沟通了长7泥页岩层和长6、长8储层，庆城-正宁一带烃源岩生成的蓝绿色和蓝色荧光油沿穿层裂缝充注长6-长8储层.

8 结论

（1）研究区储层发育两期方解石胶结物，橘红色和亮黄色阴极光方解石胶结物分别形成于185±27 Ma、159±52 Ma.同时存在三期油充注，荧光颜色分别为橙黄色、蓝绿色、蓝色，不同期次油充注时间分别为140.1~126.5 Ma、122.1~114.5 Ma、107.3~96.8 Ma，储层具有“先致密、后成藏”的特征.

（2）走滑断裂控制了研究区油气整体由东向西侧向高效运移，走滑断裂带不同位置均有三期油充注，但走向上构造应力的变化局部控制了油气沿走滑断裂带分段差异富集，沿走滑断裂原油物性具有“东低西高”、单井产量具有“东高西低”、油气成藏时间具有“东早西晚”的分段特点.

（3）走滑断裂垂向上对流体的运移能力受控于长6-长7段储层原始物性、长7段泥页岩的厚度及构造裂缝的强度.流体沿走滑断裂具有垂向分层差异富集的特点，长6和长7段碳酸盐岩胶结作用明显弱于长8段，油充注期次以晚期为主，而长8段油气充注期次更为丰富，普遍具有三期油充注、多期油成藏的特点.

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基金资助

国家自然科学基金面上项目(42072176)

中国石油化工股份有限公司科技项目(P21026)