摘要
关键词
引言
1 沿断裂运移油气向两侧砂体发生侧向分流运移机制及条件
2 沿断裂运移油气向两侧砂体发生侧向分流运移的判别方法
图1（Fig.1）
2.1 断裂填充物排替压力的确定
图2（Fig.2）
2.2 砂体排替压力的确定
2.3 沿断裂运移油气向两侧砂体发生侧向分流运移的判识方法
3 实例应用
图3（Fig.3）
图4（Fig.4）
表1（Table 1）
表2（Table 2）
表2（Table 2）
4 讨论
5 结论
参考文献

引用本文

Fu Guang,Zhang Bowei,Li Na,et al.Discussion on judging method of oil-gas migration along fault or along sandbodies on both sides with lateral division migration[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(2):211-219.[付广，张博为，历娜，等.沿断裂运移油气向两侧砂体发生侧向分流的判识方法[J].天然气地球科学，2016,27(2):211-219.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.02.0211

付广，张博为，历娜，王浩然

（东北石油大学，黑龙江大庆163318）

作者简介：付广（1962-），男，辽宁新宾人，教授，主要从事油气藏形成与保存研究.E-mail：fuguang2008@126.com.

基金项目：国家自然科学基金项目“油源断裂转换带优势输导运移油气条件研究”（编号：41372153）资助.

摘要

为了研究含油气盆地下生上储式生储盖组合中油气分布规律，在沿断裂运移油气向两侧砂体发生侧向分流运移机制及条件研究的基础上，通过比较断裂填充物和两侧砂体排替压力的相对大小，探讨了一套沿断裂运移油气是否向两侧砂体发生侧向分流运移的判识方法，并将其应用于南堡凹陷5个典型区块沿7条输导断裂运移油气是否在东营组向62个砂层发生侧向分流运移的判别中。结果表明:东营组62个砂层中有43个砂层的排替压力小于断裂填充物的排替压力，油气向砂层发生侧向分流运移；有19个砂层的排替压力大于断裂填充物的排替压力，油气仍沿断裂向上运移，这与目前油气钻探所揭示的油气分布结果相吻合。表明该方法用于判别沿断裂向上运移油气是否向两侧砂体发生侧向分流运移是可行的。

关键词：断裂油气砂体分流运移判识方法南堡凹陷东营组

中图分类号:TE122.2⁺2 文献标志码:A 文章编号:1672-1926(2016)02-0211-09

Discussion on judging method of oil-gas migration along fault oralong sandbodies on both sides with lateral division migration

Fu Guang，Zhang Bo-wei，Li Na，Wang Hao-ran

（Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China）

Abstract

To study oil-gas distribution law of the lower generation and upper accumulation source rock-reservoir-caprock pattern in oil-gas-bearing basin,based on the study of condition and mechanism of oil-gas migration along fault or along sandbodies on both sides with lateral division migration,by comparing the relative size of the displacement pressure in fault filler and sandbodies on both sides,this study discussed a set of judging method of oil-gas migration along fault or along sandbodies on both sides with lateral division migration,and applied it to the discrimination of whether oil-gas migrates along 7 faults or along 62 sand layers on both sides with lateral diversion migration in Dongying Formation of 5 Nanpu Depression typical blocks.The result indicated that,in 62 sand layers of Dongying Formation,the displacement pressure of 43 sand layers was less than that of fault filler,oil-gas migrated into sand layers with lateral diversion migration;the displacement pressure of 19 sand layers was larger than that of fault filler,so oil-gas migrated upward along fault,which was coincident with current result of oil-gas drilling revealing the distribution of oil-gas.It indicates that the method is feasible to be applied in discrimination of whether oil-gas migrated upward along faults or along sandbodies on both sides with lateral division migration.

Key words： Fault; Oil-gas; Sandbodies; Division migration; Discrimination method; Nanpu Sag; Dongying Formation;

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引言

在含油气盆地下生上储式的生储盖组合中，油气成藏过程及模式通常应为下伏源岩生成的油气在地层压差或浮力的作用下，沿断裂向上运移，再向两侧砂体中发生侧向分流运移，最后在断裂附近发育的圈闭中聚集成藏^[1-4]。然而，油气勘探的实践表明，并非断裂附近两侧的砂体均有油气聚集分布，而只有部分砂体中才有油气聚集分布。这无疑表明，断裂附近两侧无油气聚集分布的砂体，一种可能是没有油气从断裂向其发生侧向分流运移造成的；另一种可能是有油气从断裂向其发生侧向分流运移，但其附近无圈闭发育造成的。但后者对陆相含油气盆地来说，由于地层相变快，砂体横向分布连续性差，油气难以进行长距离的侧向运移，即使没有构造圈闭发育，也会有岩性或地层圈闭发育，通常这种情况造成砂体中无油聚集是不可能的。换句话说，只要有油气从断裂向两侧砂体中发生侧向分流运移，在其附近就会有油气聚集分布。由此可以看出，断裂附近砂体能否形成油气聚集关键取决于沿断裂运移油气能否发生侧向分流运移。而沿断裂运移油气是否发生向其两侧砂体中的侧向分流运移，受到各种地质因素的影响，既有油气沿断裂和砂体运移动力和阻力相对大小的影响，又有断裂和砂体本身输导通道特征差异的影响。能否正确认识这一问题，是下生上储式生储盖组合油气勘探的关键。尽管前人^[5-9]曾对沿断裂运移油气是否向其两侧砂体发生侧向分流运移做过研究和探讨，但主要是利用断裂和砂体的孔渗性相对好坏研究沿断裂运移油气能否向其两侧砂体中发生侧向分流运移，如果断裂的孔渗性好于砂体的孔渗性，油气沿断裂进行垂向运移；反之油气则沿砂体进行侧向运移。这种方法可以较准确地确定沿断裂油气是否向断裂两侧砂体发生侧向分流运移，但这种方法的缺点是砂体的孔渗性好确定，但断裂的孔渗性却难以确定，这无疑使这种方法的广泛应用受到了限制。文献[10-17]中又从区域性盖层、断—砂配置类型、地层砂地比、砂层厚度、砂体与断层的倾角等方面对渤海湾盆地南堡凹陷沿断裂运移油气向其两侧砂体侧向分流运移的条件及其与油气分布之间的关系进行过讨论，所取得的研究成果对认识该凹陷油气分布规律起到了重要作用，但该方法只是定性研究，还不能定量给出沿断裂运移油气到底是向断裂两侧哪些砂体中发生侧向分流运移。以上研究的这些局限性无疑影响了下生上储式生储盖组合油气勘探的深入。因此，开展沿断裂运移油气是否向两侧砂体发生侧向分流运移的判别方法的探讨，对于正确认识含油气盆地下生上储式生储盖组合油气成藏规律和指导油气勘探均具重要意义。

1 沿断裂运移油气向两侧砂体发生侧向分流运移机制及条件

油气之所以能沿断裂发生垂向运移从机理上讲是因为其运移动力大于沿断裂运移时遇到的阻力(断裂填充物的排替压力)；否则油气不能沿断裂发生向上运移^[18]。同理，沿断裂向上运移油气要发生向两侧砂体的侧向分流运移，其动力也应大于向两侧砂体侧向分流所遇到的阻力(砂体的排替压力)；否则沿断裂向上运移油气不能向两侧砂体发生侧向分流运移。然而，油气在沿断裂向上运移的过程中，是否发生向两侧砂体的侧向分流运移，在油气运移动力一定的情况下，主要取决于断裂填充物和砂体排替压力的相对大小，如图1所示。如果断裂填充物排替压力大于砂体排替压力，那么油气应选择阻力小的两侧砂体进行侧向分流运移；相反，如果断裂填充物排替压力小于砂体排替压力，那么油气应选择阻力小的断裂向上运移。由此看出，断裂填充物排替压力大于砂体排替压力是沿断裂运移油气向两侧砂体主要发生分流运移的根本条件。

2 沿断裂运移油气向两侧砂体发生侧向分流运移的判别方法

由上可知，要判断沿断裂运移油气是否向两侧砂体发生侧向分流运移，就必须首先确定出断裂填充物和砂体的排替压力。

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图1 沿断裂运移油气向两侧砂体发生侧向分流运移机理示意
Fig.1 The sketch for migration mechanism of oil-gas migrating along fault then diversing into sandbodies on both sides

2.1 断裂填充物排替压力的确定

如果将已压实成岩的断裂填充物(断层岩)视为倾置于围岩地层中的岩层，那么其排替压力应同围岩一样，也应受到其压实成岩埋深和泥质含量的影响，二者之间的函数关系应符合式(1)中的函数关系，这是已被人们所认识的^[19-21]。然而由于油气沿断裂运移时断裂呈开启状态，所以来自断层两盘砂泥岩地层岩石破碎物质的断裂填充物并未压实成岩，相当于沉积物，其对油气运移的阻止作用应明显较断层岩要弱，其排替压力大小应主要受其内泥质含量的大小的影响，而无压实成岩埋深的影响。断裂填充物泥质含量越高，其排替压力越大；反之则越小。

P_{d} = {ae}^{bZR}

(1)

式中:P_d为沉积岩排替压力，MPa；Z为沉积岩压实成岩埋深，m；R为沉积岩泥质含量，小数；a、b为与地区有关的常数。由文献[22]模拟实验数据（图2）可知，具有不同泥质含量的沉积物在不同压力(相当于不同埋深)条件下实测排替压力与其泥质含量之间均具有正比的指数函数关系，如式（2）至式（5）所示。由此可以得到断裂填充物排替压力与其泥质含量之间应具有式（6）中的关系。

P_{d} = 0.040 1 e^{1.812 9 R}, Z ＜ 500 m

(2)

P_{d} = 0.052 9 e^{2.057 8 R}, 500 m \leq Z ＜ 1 000 m

(3)

P_{d} = 0.076 1 e^{2.480 3 R}, 1 000 m \leq Z ＜ 1 500 m

(4)

P_{d} = 0.097 3 e^{3.024 8 R}, Z \geq 1 500 m

(5)

式中:P_d为沉积物排替压力，MPa；R为沉积物中泥质含量，小数；Z为沉积物埋深，m 。

P_{dn} = {ce}^{{dR}_{n}}

(6)

式中:P_dn为断裂带填充物排替压力，MPa；R_n为断裂填充物中泥质含量，小数；c,d为与地区有关的常数。由于受钻井、取心等因素的影响，至今在实验室内难以测试得到断层岩的排替压力，更无法获得未压实成岩断裂填充物的排替压力。因此，只能利用实测围岩排替压力在消除压实成岩埋深影响后的沉积物排替压力与其泥质含量之间的关系来代替式（1）中断裂带填充物与其泥质含量之间关系，再利用断裂填充物泥质含量[可利用断裂断距和被其错断的地层厚度、泥质含量大小，由式(7)计算求得]来计算断层填充物的排替压力。

R_{n} = \frac{\sum_{i = 1}^{n} H_{i} R_{i}}{L}

(7)

式中:H_i为被断裂错断第i个岩层厚度，m；R_i为被断裂错断第i个岩层泥质含量，小数； n为被断裂错断岩层个数； L为断裂断距，m；R_n符号意义同上。

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图2 不同压力下沉积物排替压力与其泥质含量之间关系
Fig.2 The relation between sediment displacement pressure and shale content under the different pressure

2.2 砂体排替压力的确定

砂体排替压力可以利用其压实成岩埋深(如果上覆地层无明显地层抬升剥蚀，可用现今埋深代替)和泥质含量[可用其自然伽马资料，由式(8)计算求得]，代入沉积岩排替压力与其压实成岩埋深、泥质含量之间关系式[式(1)]中，便可以获取砂体排替压力。

R_{c} = \frac{2^{GCUR \cdot I_{GR}} - 1}{2^{GCUR} - 1}

(8)

其中:I_GR=

\frac{GR - {GR}_{\min}}{{GR}_{\max} - {GR}_{\min}}

式中:GR为目的层自然伽马测井值； GR_min为砂岩层自然伽马测井值； GR_max为泥岩层自然伽马测井值； I_GR为自然伽马相对值； GCUR为与地层年代有关的经验系数，新地层为3.7，老地层为2.0。

2.3 沿断裂运移油气向两侧砂体发生侧向分流运移的判识方法

由上述确定出的断裂带填充物排替压力值和两侧砂体排替压力值，根据其相对大小便可以对沿断裂运移油气是否向两侧砂体发生侧向分流运移进行判识，如果断裂带填充物排替压力大于两侧砂体排替压力，那么油气将向两侧砂体发生侧向分流运移；否则，油气将沿断裂向上运移。

3 实例应用

本文选取渤海湾盆地南堡凹陷5个典型区块东营组7条输导断裂，利用上述方法判识沿该7条输导断裂向上运移油气是否发生向两侧62个砂层的侧向分流运移，并通过研究结果与油气分布之间关系的分析，阐明该方法用于判别沿断裂运移油气是否向两侧砂体发生侧向分流运移的可行性。南堡凹陷从下至上发育有古近系孔店组、沙河街组、东营组，新近系馆陶组和明化镇组及第四系，东营组是南堡凹陷油气分布与勘探的主要层位，目前已找到了大量油气，如南堡1号、南堡2号、南堡3号、南堡4号、南堡5号、高尚堡、老爷庙和柳赞等油田（图3）。油气源对比结果表明^[22]，东营组油气主要来自下伏沙三段或沙一段—东三段源岩，由于东营组与沙三段或沙一段—东三段源岩之间被多套泥岩层相隔，沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气不能通过地层孔隙直接向上覆东营组运移，只有通过断裂才能使沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气运移至上覆东营组。三维地震资料解释结果表明，南堡凹陷东营组发育不同类型的断裂，但并不是所有断裂均可成为沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气向上覆东营组运移的输导断裂，只有连接沙三段或沙一段—东三段源岩和东营组，且在沙三段或沙一段—东三段源岩大量排烃期——东营组沉积末期或明化镇组沉积中晚期^[23]活动的断裂才能成为沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气向上覆东营组运移的输导断裂。由图4中可以看出，南堡凹陷能够成为沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气向上覆东营组运移的输导断裂主要为Ⅴ型和Ⅵ型断裂，由图3中可以看出，南堡凹陷东营组输导断裂发育，主要分布在南堡1号、南堡2号、南堡3号、南堡4号、南堡5号、高尚堡、老爷庙和柳赞等构造，凹陷中输导断裂相对不发育。

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图3 南堡凹陷东营组输导断裂与油藏分布关系
Fig.3 The relation between transporting faults of Dongying Formation and oil-gas reservoir of Nanpu Sag

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图4 南堡凹陷典型剖面断裂系统划分
Fig.4 Division diagram of fault types in typical section of Nanpu Sag

为了研究南堡凹陷沿输导断裂向上运移的沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气是否在东营组发生向两侧砂体的侧向分流运移，选取5个典型区块的7条输导断裂（图3），对沿其向上运移油气是否向东营组16口井62个砂层发生侧向分流运移进行判。首先根据南堡凹陷56块实测沉积岩排替压力与其埋深、泥质含量数据(表1)，建立其沉积岩排替压力与其埋深、泥质含量之间的函数关系，如式(9)所示。

P_{ds} = 0.457 4 e^{0.117 6 ZR}

(9)

式中:P_ds为沉积岩排替压力，MPa；Z为沉积岩埋深，m；R为沉积岩泥质含量，小数。利用表1中南堡凹陷深度相近的28块样品实测沉积岩排替压力值均减去其在排替压力与埋深和泥质含量乘积关系曲线中基线对应的排替压力值(认为此排替压力是由其埋深影响造成的)所得的排替压力差值，认为是由其泥质含量影响造成的，再利用其与泥质含量之间关系，建立南堡凹陷沉积物排替压力与泥质含量影响的关系式[式(10)]，用以代替断裂填充物排替压力与其泥质含量之间关系式。

P_{d} = 0.098 5 e^{0.049 9 R}

(10)

式中:P_dc为沉积物排替压力，MPa；R_c为沉积物泥质含量，小数。其次，利用7条输导断裂在东营组内断距、被错断东营组断层厚度、泥质含量，由式（6）对7条输导断裂在东营组内断裂填充物泥质含量进行了计算，其结果如表2所示，然后将其代入式（10）中便可以计算得到7条输导断裂在东营组62个砂层内断裂填充物的排替压力（表2），由表2中可以看出，7条输导断裂在东营组62个砂层内断裂填充物的排替压力应为0.50~5.99MPa。再次，利用东营组62个砂层埋深和泥质含量[利用自然伽马资料，由式(4)计算求得，结果如表2所示]，由式(9)便可以获取东营组62个砂层排替压力，其结果如表2所示.由表2可以看出，东营组62个砂层排替压力为0.56~4.69MPa。最后，根据上述计算得到7条输导断裂在东营组62个砂层内断裂填充物排替压力和砂层排替压力的大小，对沿7条输导断裂向上运移油气是否能在东营组62个砂层发生侧向运移进行了判别，其结果如表2所示. 由表2中可以看出，在东营组62个砂层中有43个砂层的排替压力小于断裂填充物的排替压力，沿输导断裂向上运移油气可以向其发生侧向分流运移，并在输导断裂附近聚集成藏，油气钻探时这些砂层皆为油层或同层。而有19个砂层的排替压力大于断裂填充物的排替压力，沿输导断裂向上运移油气不能向这19个砂层发生侧向分流运移，仍沿断裂向上运移，无油气在输导断裂附近聚集成藏，油气钻探时19个砂层皆为水层。

表1 南堡凹陷泥质岩样品排替压力与其埋深、泥质含量数据
Table 1 Data of displacement pressure,depth and clay content of mudstone samples in Nanpu Sag

井号	深度/m	排替压力/MPa	泥质含量/%	井号	深度/m	排替压力/MPa	泥质含量/%
NP208	2 103.93	0.10	23.34	M28×1浅	2 813.30	0.48	19.95
M8×1	2 358.70	0.04	54.98	NP4-51浅	2 449.79	3.18	54.60
G3101	2 917.51	0.48	7.22	NP5-10	3 320.00	2.82	32.40
M22	2 066.01	0.38	13.38	NP5-6	3 447.90	0.63	33.32
B7	3 597.58	4.12	38.70	NP509	3 221.86	0.19	5.14
LP1	3 054.64	0.44	5.18	NP5-4	3 339.90	0.03	0.76
L12	3 557.05	0.38	16.94	NP4-51深	3 745.48	0.59	29.77
NP1-37	3 045.50	0.62	8.79	M28×1深	3 268.60	1.34	248.48
L21-5	3 110.31	0.41	25.80	NP5-6	3 445.05	0.83	61.43
NP1-22	2 696.38	0.18	25.20	LP1深	3 055.50	0.56	27.04
NP401×33	3 304.40	0.17	31.75	NP1	4 244.60	0.59	29.06
B10	3 383.87	1.57	47.71	M38×1	3 318.70	0.64	34.58
M108×1	3 345.30	3.11	46.16	M10	2 678.70	0.49	20.75
M7	1 891.00	0.44	22.83	M11	2 362.90	0.72	44.17
G3104	3 637.13	0.30	23.51	B32×1	1 946.45	0.11	2.66
L21-2	1 730.10	0.02	7.81	L15	2 633.49	0.24	7.22
PG1	3 272.14	2.03	56.53	G4	2 663.90	4.46	32.70
G3106	3 899.50	2.06	36.52	LPN1	2 647.40	0.26	7.84
G49	2 448.60	0.89	5.64	G3102	3 424.50	0.57	27.70
G3105	3 589.36	0.82	60.08	G62	4 054.60	1.31	229.28
B6×1	3 093.50	0.85	64.71	NP1-4	3 386.72	4.57	52.19
B6	3 196.30	0.78	52.72	M1	3 432.04	7.65	65.83
M30	2 355.01	0.80	55.90	M5	2 768.36	3.77	51.21
M24	2 303.00	0.13	3.19	B5	4 219.40	4.25	35.89
M15	2 807.90	0.33	10.93	B3	2 776.61	1.66	63.80
G23	3 119.20	0.52	23.42	B22×1	4 061.80	3.29	58.04
NP206	2 540.68	0.80	56.41	B13	2 707.31	0.87	68.42
NP2-52	3 363.50	0.53	24.37	M17-1	2 723.85	0.77	51.49

表2 南堡凹陷沿7条输导断裂运移油气是否向东营组62个砂层发生侧向运移判别计算参数
Table 2 Recognition parameters of whether oil-gas migrating along 7 transport faults migrated laterally into 64 sand layers of Dongying Formation in Nanpu Sag

井号	断层号	砂体序号	层位	砂层埋深 /m	砂层泥质含量/%	断裂填充物泥质含量/%	断裂填充物排替压力/MPa	砂层排替压力/MPa	含油气性
NP1-5	F1-3	1	Ed₁Ⅱ	2 700.2	11.35	79.92	5.313 811	0.655 875	油层
NP1-5	F1-3	2	Ed₁Ⅱ	2 713.4	16.85	80.95	5.594 065	0.783 08	油层
NP1-5	F1-3	3	Ed₁Ⅱ	2 731.6	20.08	82.32	5.989 867	0.871 835	油层
NP1-5	F1-3	4	Ed₁Ⅱ	2 762.7	25.97	78.9	5.050 116	1.063 485	油层
NP1-5	F1-3	5	Ed₁Ⅱ	2 774.8	16.37	65.33	2.565 795	0.780 347	油层
NP1-5	F1-3	6	Ed₁Ⅱ	2 814.6	21.36	59.83	1.949 978	0.927 57	油层
NP1-5	F1-3	7	Ed₁Ⅲ	2 828.3	26.56	45.89	0.972 595	1.106 509	干层
NP1-5	F1-3	8	Ed₁Ⅲ	2 845	23.08	56.22	1.628 532	0.990 045	同层
NP1-5	F1-3	9	Ed₁Ⅲ	2 860.8	25.75	44.62	0.912 871	1.087 749	干层
NP1-5	F1-3	10	Ed₁Ⅲ	2 885	24.68	46.71	1.013 217	1.056 684	干层
NP1-5	F1-3	11	Ed₁Ⅲ	2 915.4	29.44	45.44	0.950 999	1.255 026	干层
NP2-29	F4-10	12	Ed_２	2 992.6	57.56	51.02	1.256 336	3.467 766	水层
NP2-29	F4-10	13	Ed_２	3 022	59.68	32.63	0.501 846	3.814 287	干层
NP2-29	F4-10	14	Ed_２	3 091.1	51.74	50.72	1.237 668	3.000 027	水层
NP2-29	F4-10	15	Ed_２	3 103.5	58.61	48.59	1.112 87	3.884 14	水层
NP2-29	F4-10	16	Ed_２	3 120.4	60.32	50.56	1.227 826	4.184 135	水层
NP2-29	F4-10	17	Ed_２	3 223.9	61.39	56.97	1.690 635	4.689 313	水层
NP2-29	F4-10	18	Ed_２	3 258	25.51	58.16	1.794 067	1.215 548	油层
NP2-29	F4-10	19	Ed_２	3 275.8	24.31	60.68	2.034 466	1.166 849	油层
NP2-29	F4-10	20	Ed_２	3 289.8	28.26	60.68	2.034 466	1.364 963	油层
NP2-29	F4-10	21	Ed_２	3 307.3	28.36	62.84	2.266 003	1.378 275	油层
NP2-29	F4-10	22	Ed_２	3 317.8	18.64	62.84	2.266 003	0.946 567	油层
NP2-29	F4-10	23	Ed_２	3 348	18.47	64.96	2.518 857	0.946 497	油层
NP2-29	F4-10	24	Ed_２	3 374.5	16.97	66.17	2.675 628	0.896 948	油层
NP2-29	F4-10	25	Ed_２	3 456.7	24.98	42.3	0.813 078	1.262 709	干层
NP2-29	F4-10	26	Ed_２	3 489	24.79	44.08	0.888 601	1.264 849	干层
NP1-7	F4-48	27	Ed₁Ⅰ	2 526.3	55.68	45.92	0.974 052	2.391 728	干层
NP1-7	F4-48	28	Ed₁Ⅰ	2 548	13.64	62.11	2.184 944	0.688 334	油层
NP1-7	F4-48	29	Ed₁Ⅰ	2 562.8	53.5	45.67	0.961 976	2.293 81	干层
NP1-7	F4-48	30	Ed₁Ⅱ	2 592.3	14.68	54.54	1.497 575	0.715 574	同层
NP1-7	F4-48	31	Ed₁Ⅱ	2 605.2	19.9	59.35	1.903 827	0.841 543	同层
NP1-7	F4-48	32	Ed₁Ⅱ	2 623	15.09	72.65	3.697 054	0.728 532	油层
NP1-7	F4-48	33	Ed₁Ⅱ	2 637	15.7	68.11	2.947 597	0.744 292	油层
NP1-7	F4-48	34	Ed₁Ⅱ	2 649.5	14.74	67.91	2.918 326	0.724 027	油层
NP1-7	F4-48	35	Ed₁Ⅱ	2 666.6	11.77	64.35	2.443 341	0.661 597	油层
NP1-7	F4-48	36	Ed₁Ⅱ	2 684	13.22	72.16	3.607 753	0.694 25	油层
NP1	F13-2	37	Ed₁Ⅰ②	2 379.8	8.48	70.25	3.279 78	0.579 916	油层
NP1	F13-2	38	Ed₁Ⅰ②	2 390	8.17	68.65	3.028 103	0.575 47	油层
NP1	F13-2	39	Ed₁Ⅰ②	2 415	6.85	55.08	1.538 477	0.555 629	同层
NP1	F13-2	40	Ed₁Ⅱ①	2 476	9.79	71.1	3.421 884	0.608 271	油层

表2 南堡凹陷沿7条输导断裂运移油气是否向东营组62个砂层发生侧向运移判别计算参数(续)
Table 2 Recognition parameters of whether oil-gas migrating along 7 transport faults migrated laterally into 64 sand layers of Dongying Formation in Nanpu Sag(continued)

井号	断层号	砂体序号	层位	砂层埋深 /m	砂层泥质含量/%	断裂填充物泥质含量/%	断裂填充物排替压力/MPa	砂层排替压力/MPa	含油气性
NP1	F13-2	41	Ed₁Ⅱ①	2 495	8.85	67.32	2.833 66	0.593 02	油层
NP1	F13-2	42	Ed₁Ⅱ①	2 521	10.64	74.45	4.044 493	0.627 035	油层
NP1	F13-2	43	Ed₁Ⅱ①	2 512	16.07	39.22	0.697 243	0.735 304	干层
NP1	F13-2	44	Ed₁Ⅱ②	2 540	10.64	78.72	5.004 959	0.628 527	油层
NP1	F13-2	45	Ed₁Ⅱ②	2 559	10.64	75.37	4.234 496	0.630 023	油层
NP1	F13-2	46	Ed_２	2 602	10.64	67.73	2.892 231	0.633 422	油层
NP1	F13-2	47	Ed_２	2 624	10.64	57.05	1.697 398	0.635 168	同层
NP1	F13-2	48	Ed₃Ⅱ	2 734	25.89	71.86	3.554 148	1.051 496	油层
NP1	F13-2	49	Ed₃Ⅱ	2 751	30.17	75.19	4.196 632	1.213 921	油层
NP1	F13-2	50	Ed₃Ⅱ	2 771	18.04	68.26	2.969 743	0.823 388	油层
NP1	F13-2	51	Ed₃Ⅱ	2 780	14.77	65.53	2.591 53	0.741 319	油层
NP1	F13-2	52	Ed₃Ⅱ	2 789	31.49	50.33	1.213 815	1.284 837	水层
NP1	F13-2	53	Ed₃Ⅱ	2 792	23.03	39.22	0.697 243	0.974 304	干层
NP1-3	F13-3	54	NgⅣ①	2 319	18.56	72.73	3.711 842	0.758 783	油层
NP1-3	F13-3	55	NgⅣ①	2 344	8.89	68.16	2.954 96	0.584 417	油层
NP1-3	F13-3	56	NgⅣ①	2 360	20.43	55.67	1.584 445	0.806 387	同层
NP1-3	F13-3	57	Ed₁Ⅱ②	2 630	16.7	65.4	2.574 773	0.766 68	油层
NP1-3	F13-3	58	Ed₁Ⅱ②	2 678	22.68	70.75	3.362 64	0.934 326	油层
NP1-3	F13-3	59	Ed₁Ⅱ②	2 702	41.56	40.09	0.728 179	1.713 253	干层
NP1-3	F13-3	60	Ed₁Ⅱ②	2 710	21.12	41.98	0.800 197	0.896 631	干层
NP2-53	F4-9	61	Ed_２	3 035	44.65	68.99	3.079 916	2.251 131	油层
NP5-96	F5-2	64	Ed₃	2 781	58.12	71.71	3.527 644	3.060 542	油层

4 讨论

上述判识方法毕竟属于初步尝试，还存在着许多不足，如利用沉积岩相近埋深，且消除埋深影响后的排替压力与其泥质含量之间关系代替断裂填充物排替压力与其泥质含量之间关系来求取断裂填充物排替压力是否可行，虽然模拟实验证实了该关系的存在，但能否准确地反映断裂填充物的实际封闭能力，还需要实验结果的验证。再如当断裂填充物排替压力小于砂体排替压力，但油气运移动力仍大于砂体排替压力时，油气仍可以向砂体中发生侧向分流运移，只是量相对较少而已，此情况下也可能在输导断裂附近会形成一定的油气聚集，如何与上述断裂填充物排替压力大于砂体排替压力情况下形成的油气聚集进行区分，目前尚无有效方法，这也会影响该方法的判别准确性。由此看来，该方法还不完善，还需在今后的应用中不断完善和提高。

5 结论

(1)沿断裂向上运移油气是否发生向两侧砂体的侧向分流运移，主要取决于断裂填充物和砂体排替压力的相对大小，如果断裂填充物排替压力大于砂体排替压力，那么油气便发生向两侧砂体的侧向分流运移；否则，油气仍沿断裂向上运移。 (2)利用断裂填充物和砂体排替压力的相对大小，探讨了一套沿断裂向上运移油气是否向两侧砂体发生侧向分流运移的判别方法，并将其应用于南堡凹陷5个典型区块沿7条输导断裂向上运移油气是否向东营组62个砂体发生侧向分流运移的判别中，其结果是其中43个砂层的排替压力小于断裂填充物的排替压力，油气向砂体发生侧向分流运移，有19个砂层的排替压力大于断裂填充物的排替压力，油气仍沿断裂向上运移，这与油气钻探所揭示的油气分布结果相符合，表明该方法用于判别沿断裂运移油气是否发生向两侧砂体分流运移是可行的。

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