南堡凹陷中淺層蓋-斷組合控油模式及有利含油層位預測

呂延防，許辰璐，付 廣，劉乃瑜，崔守凱，龐 磊

(1.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2.中國石油 新疆油田分公司 百口泉采油廠，新疆 克拉瑪依 834000； 3.中國石油 青海油田分公司 采油二廠，青海 茫崖 816499； 4.中國石油 大慶油田分公司 第二采油廠，黑龍江 大慶 163414)

南堡凹陷中淺層蓋-斷組合控油模式及有利含油層位預測

呂延防1，許辰璐1，付 廣1，劉乃瑜2，崔守凱3，龐 磊4

(1.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2.中國石油 新疆油田分公司 百口泉采油廠，新疆 克拉瑪依 834000； 3.中國石油 青海油田分公司 采油二廠，青海 茫崖 816499； 4.中國石油 大慶油田分公司 第二采油廠，黑龍江 大慶 163414)

對南堡凹陷中淺層油氣的垂向分布起控制作用的蓋層有3套，分別是明化鎮(zhèn)組下段泥巖、館陶組三段火山巖和東營組二段泥巖。由于受到斷層的切割，蓋層封閉油氣的能力受到了不同程度的破壞。通過對各蓋層封閉油氣的斷接厚度臨界值進行研究，結合斷層垂向斷穿層位、平面分布以及活動歷史等特點，配合油氣縱向和平面分布規(guī)律的分析，發(fā)現(xiàn)上述3套蓋層與斷層組合的空間匹配控油模式有3種：①下全封模式，油氣有利于在東營組二段蓋層之下聚集成藏；②下開中封模式，油氣有利于在館陶組三段蓋層之下聚集成藏；③中下有限封蓋模式，從下至明化鎮(zhèn)組底部皆可能有油氣聚集成藏。利用所提出的3種封蓋模式，在研究了南堡1-5區(qū)塊蓋層與斷層等特征的基礎上，對該區(qū)的油氣有利聚集層位進行了預測，指出f1-3斷裂和f2-12斷裂控制區(qū)域?qū)儆谙麻_中封模式，有利油氣聚集層位為館陶組四段、東營組一段及二段以下的各套地層；f4-48斷裂控制區(qū)域?qū)儆谙氯饽Ｊ?，有利油氣聚集層位在東營組二段蓋層之下；f13-1斷裂控制區(qū)域?qū)儆谥邢掠邢薹馍w模式，明化鎮(zhèn)組下段蓋層之下的所有儲層均可能有油氣的聚集。提出的模式有效地指導了研究區(qū)有利含油層位預測。

蓋層斷接厚度；控油模式；油源斷裂；蓋層；南堡凹陷

南堡凹陷位于渤海灣盆地北部，為黃驊坳陷中具有“斷-坳”二元結構的一個負向構造單元，自下而上主要發(fā)育有古近系的沙河街組(Es)和東營組(Ed)、新近系的館陶組(Ng)和明化鎮(zhèn)組(Nm)以及第四系(Q)(圖1)。南堡凹陷中淺層(東營組一段～明化鎮(zhèn)組)目前已找到了大量油氣，除了陸上的老爺廟、高尚堡、柳贊構造油田以及唐海油田外，還有分布在灘海地區(qū)的南堡1、南堡2、南堡3、南堡4、南堡5號構造油田(圖2)。油源對比結果表明，南堡凹陷中淺層油氣主要來自下伏沙三段和沙一段—東三段兩套烴源巖[1-6]。從目前鉆井資料及試油結論來看，

南堡凹陷儲集層較為發(fā)育，從下部的沙河街組到上部的明化鎮(zhèn)組皆有分布，但以東營組上部、館陶組以及明化鎮(zhèn)組底部的中淺層更為發(fā)育。鉆井及地震資料解釋結果表明，影響南堡凹陷中淺層油氣分布的主要蓋層有中淺層內(nèi)發(fā)育的明下段泥巖蓋層和館三段火山巖蓋層，還有發(fā)育于中淺層之下的東二段上部泥巖蓋層[6-8]。由圖1可以看出，南堡凹陷油氣縱向分布廣泛，其中，東一段油氣分布最多，其次是明下段、館二段和館一段，東二段蓋層之下的油氣分布則相對較少，這種縱向上的差異除了與源儲空間匹配關系、儲層物性以及斷裂后期破壞等因素有關外，主要是因為受到了三套蓋層空間匹配阻烴作用的影響。關于蓋層分布或斷裂對油氣成藏與分布控制作用的研究，前人曾做過大量研究工作，但主要是針對某一套蓋層對油氣成藏與分布的控制作用進行的研究[7-11]，或者是針對蓋層被斷裂改造破壞后對油氣成藏與分布的控制作用的研究[12-17]，而對兩套以上被斷裂破壞后蓋層空間匹配對油氣成藏與分布控制作用的研究很少。因此，開展南堡凹陷中淺層蓋層-斷層組合空間匹配關系對油氣成藏與分布的控制作用研究，對預測南堡凹陷中淺層油氣富集的有利層位和指導勘探均具有重要意義。

圖1 南堡凹陷生儲蓋組合及各油田油氣縱向分布Fig.1 Source-reservoir-caprock associations in Nanpu sag and vertical distributions of oil/gas layers in each oilfield

圖2 南堡凹陷油田分布及明化鎮(zhèn)組底界油源斷裂與油氣分布關系Fig.2 Distribution of oilfields and the relation between source rock-rooted faults andoil-gas distribution at the bottom Nm in Nanpu sag

1 蓋層發(fā)育特征

東營組二段泥巖蓋層在南堡凹陷全區(qū)發(fā)育很廣，分布較為穩(wěn)定，僅在柳北地區(qū)出現(xiàn)缺失。兩個厚度高值區(qū)主要分布在5號構造以及2號構造、2號構造東和3號構造北部。其最大厚度超過300 m。厚度由高值區(qū)向四周逐漸減小，在5號構造西部減小至0，如圖3所示。

館陶組三段火山巖蓋層主要發(fā)育于南堡凹陷的西南部，蓋層厚度高值區(qū)分布在南堡1號構造、2號構造以及5號構造西側，最大厚度可達500 m，厚度由高值區(qū)向四周逐漸減小，在其他構造部位發(fā)育較薄，如圖4所示。

明化鎮(zhèn)組下段泥巖蓋層在整個南堡凹陷都有較為穩(wěn)定的分布，在老爺廟油田南部及5號構造附近出現(xiàn)厚度高值區(qū)，最大厚度可達600 m，蓋層厚度由高值區(qū)向南部逐漸減小，在南堡凹陷邊緣地區(qū)厚度減小至200 m以下，如圖5所示。

2 中淺層斷層發(fā)育特征

南堡坳陷構造演化歷經(jīng)斷陷(沙三段-沙二段沉積時期)、斷-坳轉(zhuǎn)化(沙一段-東營組沉積時期)和坳陷(館陶組-第四系沉積時期)3個階段，南堡凹陷中淺層主要表現(xiàn)為坳陷層的性質(zhì)。由圖2可見，南堡凹陷中淺層斷層極其發(fā)育，在平面上，斷層走向以北東東向為主，多數(shù)斷層的延伸長度在1～4 km范圍內(nèi)，最大延伸長度可達10 km以上，呈密集帶狀分布。在剖面上，南堡凹陷中淺層發(fā)育的斷層主要為平直式正斷層，也發(fā)育鏟式正斷層，前者一般發(fā)育時期相對較短，規(guī)模比較小，而后者是在伸展背景下旋轉(zhuǎn)形成，是凹陷內(nèi)最常見的重要斷層形態(tài)。斷層的斷距在東二段及東一段內(nèi)一般為0～200 m，在館陶組底—明化鎮(zhèn)組底的斷距一般為0～100 m，可以看出斷裂的規(guī)模由下至上逐漸減小，反映出應力的衰減以及晚期構造變形強度的減弱。南堡凹陷中淺層斷層組合主要有3種樣式。第一種組合樣式為“Y”或反“Y”字形組合，其在平面上的組合樣式為分叉式組合，這種組合樣式在全區(qū)廣泛發(fā)育；第二種組合樣式是“V”字形組合，在平面上以平行式或羽狀組合為主，平行式組合在整個凹陷內(nèi)部廣泛發(fā)育，羽狀組合主要發(fā)育于1號構造和4號構造，這些羽狀斷層本身又成雁列狀排列；第三種組合樣式為同向或反向斷階，其在平面上表現(xiàn)為平行式組合特征，主要發(fā)育在1號構造1-5區(qū)的東部。中淺層斷裂組合樣式反映了走滑(張扭)的變形特征，中淺層斷裂與貫穿斷陷層和斷坳層的斷裂在剖面上可構成“花狀”及“似花狀”組合，局部穿插發(fā)育“Y”或反“Y”字形組合，反映出南堡凹陷整體先伸展后走滑(張扭)的變形疊加特征。南堡凹陷斷裂的強活動時期分別為沙二段-沙三段沉積時期、東一段沉積時期以及明上段-第四系沉積時期，沙三段沉積時期斷裂主要發(fā)生伸展變形，沙一至東二段沉積時期斷裂主要發(fā)生伸展-走滑變形，館陶組及明下段沉積時期斷裂主要為張扭變形。依據(jù)斷裂變形時期及變形機制疊加關系，將南堡凹陷斷裂分為6套斷裂系統(tǒng)：即早期伸展斷裂(Ⅰ型)、中期走滑伸展斷裂(Ⅱ型)、晚期張扭斷裂(Ⅲ型)、早期伸展-中期走滑伸展斷裂(Ⅳ型)、中期走滑伸展-晚期張扭斷裂(Ⅴ型)、早期伸展-中期走滑伸展-晚期張扭斷裂(Ⅵ型)(圖6)。

圖4 南堡凹陷館陶組三段火山巖蓋層厚度Fig.4 Thickness of volcanic caprock of Ng3 in Nanpu sag

圖5 南堡凹陷明下段泥巖蓋層厚度Fig.5 Thickness of mudstone caprock of the lower member of Nm in Nanpu sag

南堡凹陷中發(fā)育的斷層在控制油氣垂向運移過程中的作用主要有兩個：一是破壞蓋層，二是形成油氣運移通道。由于南堡凹陷中淺層與下伏沙三段及沙一—東三段兩套源巖之間相隔多套地層，其中包含多套泥巖層，所以源巖生成的油氣難以靠浮壓穿過地層的孔隙[18]或者小型的水力裂縫[19-20]向上運移進入中淺層內(nèi)聚集，只有靠斷裂活動開啟時才能發(fā)生垂向輸導運移[21]。然而并非所有南堡凹陷中淺層內(nèi)發(fā)育的斷裂都能垂向輸導油氣，能否垂向輸導油氣，主要取決于斷裂在地層中的延展性和斷裂活動時期這兩大因素，只有在成藏關鍵時刻活動并連接烴源巖層與儲層的油源斷裂，才能成為可以輸導油氣的斷裂[22]。對南堡凹陷而言，Ⅴ型和Ⅵ型斷裂為南堡凹陷內(nèi)長期活動的斷裂，在東營組和明化鎮(zhèn)組沉積末期2個成藏期均明顯活動[23-24]，同時這兩套斷裂溝通下伏沙三段及沙一—東三段兩套源巖和上覆儲層并斷穿東二段泥巖蓋層和館三段火山巖蓋層，所以Ⅴ型和Ⅵ型斷裂為南堡凹陷的油源斷裂(圖6)。油源斷裂為來自源巖層的油氣提供了向上運移的通道，當油源斷裂破壞了蓋層的垂向封閉能力時，來自源巖的油氣便可沿油源斷裂穿過蓋層向上部地層運聚成藏。由圖2和圖6可以看出，南堡凹陷中淺層中油源斷裂非常發(fā)育，主要分布在南堡1至5號以及老爺廟、高尚堡、柳贊構造帶內(nèi)，中淺層中的油氣均圍繞著油源斷裂分布。

3 蓋層斷接厚度及封油臨界值的確定

大量研究表明，蓋層對油氣聚集與分布的控制作用主要反映在其空間分布連續(xù)性上[25]。蓋層空間分布連續(xù)性越好，越有利于油氣大規(guī)模聚集與分布；反之則不利于油氣聚集與分布[26]。而蓋層空間分布的連續(xù)性除了受到其原始沉積厚度大小的影響外[27]，更重要的是受到后期斷裂破壞作用的影響[28]。蓋層一旦被斷裂破壞，聚集在蓋層之下的油氣就有可能沿著斷裂穿越蓋層向上部地層發(fā)生垂向運移，這種斷裂對蓋層的破壞作用可以引起油氣藏的徹底破壞。然而并非所有斷裂都會破壞蓋層封閉油氣的能力，斷裂對蓋層的破壞程度分為以下3種情況：當斷裂消失在蓋層之中時，蓋層還保持著一定的完整性，對蓋層的垂向封閉能力影響不大，油氣可以在蓋層之下聚集；當斷裂的斷距大于蓋層厚度時就會將蓋層完全錯開，蓋層的垂向封閉能力被完全的破壞，其下的油氣很難繼續(xù)保存；當斷裂斷穿蓋層，但蓋層未被完全錯開時，蓋層封閉油氣的能力就取決于斷距的大小與蓋層厚度，蓋層越厚，斷距越小，蓋層被破壞的程度就越小，相反，蓋層厚度越小，斷距越大，蓋層的封閉能力就越有可能被斷裂破壞。能否準確地確定斷裂對蓋層空間分布連續(xù)的破壞程度，同時搞清被斷層破壞的蓋層在什么情況下仍能保持有一定的封油氣能力，對于研究油氣縱向分布層位具有重要意義。

當下伏沙三段及沙一段—東三段源巖生成的油氣沿油源斷裂向上部中淺層運移的過程中，必然會受到上覆蓋層的阻擋作用，油氣能否通過上述3套蓋層繼續(xù)向上運移，主要受上述3套蓋層斷接厚度(完整的蓋層被斷裂破壞之后，斷層兩盤內(nèi)蓋層對接部分的厚度)大小的控制[19]。如果蓋層被斷裂完全錯開或者蓋層斷接厚度小于某一值，油氣將穿過蓋層向上運移。相反，如果蓋層斷接厚度大于某一值，油氣則不能穿過蓋層向上運移。南堡凹陷明下段蓋層沉積時期較晚，且該段蓋層厚度大(一般厚度在100 m以上，而且在主要油氣分布區(qū)域厚度均在200 m以上)，蓋層內(nèi)斷裂斷距小(斷裂在明下段泥巖蓋層內(nèi)的斷距一般為20～60 m)，所以明下段蓋層的斷接厚度較大，加之地層埋藏淺，泥巖塑性強，因此，此蓋層一般不受斷層破壞，對油氣的富集十分有利，通過各油田井數(shù)據(jù)分析可知，未見有油氣穿越明下段泥巖蓋層(圖1)，故不作為蓋層斷接厚度研究的重點層位。而東二段泥巖蓋層以及館三段火山巖蓋層受斷裂切割作用明顯，其上下油氣層位分布情況復雜(圖1)，是本文研究的重點層段。

通過統(tǒng)計40口探、評價井蓋層厚度與斷裂斷距大小比較可以得到：當東二段泥巖蓋層的斷接厚度大于90～95 m時，油氣無法穿過東二段泥巖蓋層向上運移，只能分布在東二段泥巖蓋層之下，如圖7所示；當東二段泥巖蓋層斷接厚度小于90～95 m時，油氣能夠穿過東二段泥巖蓋層向上運移，隨著蓋層斷接厚度的繼續(xù)減小，蓋層垂向封閉能力減弱，斷層輸導能力增強，被封蓋在東二段之下的油氣也隨之減少，直至全部穿東二段蓋層進入上部儲層。由此看出，東二段泥巖蓋層封閉油氣斷接厚度的臨界值為90～95 m。

同樣，統(tǒng)計了44口井在館三段火山巖蓋層內(nèi)的斷接厚度(圖8)，發(fā)現(xiàn)：當館三段火山巖蓋層的斷接厚度大于130～150 m時，從下部運移上來的油氣無法穿越館三段火山巖蓋層繼續(xù)向上運移，只能分布在館三段火山巖蓋層之下；而當館三段火山巖蓋層的斷接厚度小于130～150 m時，油氣可以穿過館三段火山巖蓋層繼續(xù)向上部地層運移。由此厘定出館三段火山巖蓋層斷接厚度的臨界值為130～150 m。

圖7 南堡凹陷東營組二段泥巖蓋層斷接厚度與油氣縱向分布關系Fig.7 Relation between juxtaposition thickness of the faulted Ed2 mudstone caprock and vertical distribution of oil/gas layers in Nanpu sag

通過對比可以發(fā)現(xiàn)，火山巖蓋層的斷接厚度臨界值大于泥巖蓋層的臨界值，這是由于巖性影響所致，由于泥巖的塑性程度比火山巖高，隨著斷層斷距的增加，斷裂內(nèi)部會形成以泥質(zhì)成分為主的斷層充填物，在斷面壓力的作用下，該充填物逐漸排出其孔隙水形成泥質(zhì)斷層巖，很容易使斷層在短期內(nèi)重新恢復封閉[29]；而火山巖的脆性程度遠比泥巖高，隨著破壞火山巖層斷層斷距的不斷增加，在斷裂帶內(nèi)會形成粒度很大的火山碎屑充填[30]，該類充填物一方面在同樣斷面壓力作用下形成斷層巖所用時間比泥質(zhì)充填物要長，另一方面由于碎屑顆粒大而使斷層巖的封閉能力比泥質(zhì)斷層巖差，所以在所封油柱高度相似的情況下，火山巖蓋層的斷接厚度要大于泥巖蓋層的斷接厚度。

4 蓋層-斷層組合空間匹配控油模式

通過上述已厘定出的東二段泥巖和館三段火山巖兩套蓋層能夠封油氣的斷接厚度臨界值，結合其上下油氣分布關系，可以總結得到南堡凹陷中淺層蓋層-斷層組合空間匹配控油模式主要有3種：①下全封模式，該模式為東二段泥巖蓋層的斷接厚度大于該蓋層能夠封蓋油氣的斷接厚度臨界值(90～95 m)，其下部沙三段或者沙一—東三段兩套烴源巖生成的油氣就無法穿過東二段泥巖蓋層向上部運移，油氣只能在東二段之下聚集與分布，如圖9a所選取的南堡5號構造典型油藏剖面所示；②下開中封模式，該模式為東二段泥巖蓋層的斷接厚度小于其能夠封蓋油氣的斷接厚度臨界值(90～95 m)，而館三段火山巖蓋層的斷接厚度大于其能夠封蓋油氣的斷接厚度臨界值(130～150 m)，沙三段或沙一段—東三段兩套烴源巖生成的油氣可以穿過東二段泥巖蓋層，但無法穿過館三段火山巖蓋層，油氣將在兩套蓋層之間的東一段和館四段儲層中聚集與分布，也可以在東二段泥巖蓋層之下也可以聚集與分布，如圖9b所選取的南堡1號構造典型油藏剖面所示；③中下有限封蓋模式，該模式東二段和館三段兩套蓋層的斷接厚度均小于能夠封蓋油氣的斷接厚度臨界值，沙三段或沙一段—東三段兩套烴源巖生成的油氣便可以穿過兩套蓋層，在東二段之下地層、東一段地層和館陶組以及明下段地層中均可以聚集與分布，如圖9c所選取的南堡1號構造典型油藏剖面所示。

圖8 南堡凹陷館陶組三段火山巖蓋層斷接厚度與油氣縱向分布關系Fig.8 Relation between juxtaposition thickness of the faulted Ng3 mudstone caprock and vertical distribution of oil/gas layers in Nanpu sag

5 典型區(qū)塊有利含油層位預測

南堡1-5區(qū)塊位于南堡1號構造南側(圖2)，勘探面積約為50 km2，是南堡凹陷中淺層目前油氣勘探的重點區(qū)塊。本文選取其作為典型區(qū)塊，利用上述蓋層-斷層組合空間匹配控油模式預測其有利的含油氣層位。由圖10及圖11可以看出，勘探區(qū)域內(nèi)主要發(fā)育f1-3，f4-48，f2-12以及f13-1四條油源斷裂，它們均不同程度地破壞了東二段和館三段兩套蓋層。通過鉆井統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，在油源斷裂f1-3控制區(qū)域內(nèi)，東二段泥巖蓋層的斷接厚度小于(90～95 m)(圖10)，同時館三段火山巖蓋層的斷接厚度大于(130～150 m)(圖11)，屬于下開中封模式，按照上述蓋層-斷層組合空間匹配控油模式，預測f1-3斷裂控制區(qū)域內(nèi)的有利含油層位應為東一段、館四段以及東二段之下地層；在油源斷裂f4-48控制區(qū)域內(nèi)，東二段蓋層斷接厚度大于(90～95 m)(圖10)，屬于下全封模式，預測f4-48斷裂控制范圍內(nèi)油氣富集的有利層位應為東二段蓋層之下；在油源斷裂f2-12控制區(qū)域內(nèi)，東二段泥巖蓋層的斷接厚度小于(90～95 m)(圖10)，而館三段火山巖蓋層的斷接厚度大于(130～150 m)(圖11)，也屬于下開中封模式，預測f2-12斷裂控制區(qū)域內(nèi)的有利含油層位應為東一段、館四段以及東二段之下各套地層；在油源斷裂f13-1控制區(qū)域內(nèi)，東二段泥巖及館三段火山巖蓋層的斷接厚度均小于其對應的臨界值(圖10，圖11)，屬于中下有限封蓋模式，從明下段、館陶組、東一段至東二段之下各套地層均為油氣聚集與分布的有利層位。

圖9 蓋層-斷層組合空間匹配控油模式典型剖面Fig.9 Typical reservoir sections of oil-controlling models of caprock-fault combination

圖10 南堡1-5區(qū)東營組二段蓋層斷接厚度與油源斷裂分布Fig.10 Juxtaposition thickness of the faulted Ed2 caprock and distribution of source rock-rooted faults in Nanpu 1-5 block

圖11 南堡1-5區(qū)館陶組三段蓋層斷接厚度與油源斷裂分布Fig.11 Juxtaposition thickness of the faulted Ng3 caprock and distribution of source rock-rooted faults in Nanpu 1-5 block

6 結論

1) 研究區(qū)有3套蓋層，自下而上分別為東二段泥巖蓋層、館三段火山巖蓋層以及明下段泥巖蓋層。南堡凹陷東二段和館三段是控制中淺層油氣縱向分布的2套重要蓋層，由于受到斷裂的破壞致使蓋層的有效封蓋厚度減薄，其封閉油氣的最小斷接厚度臨界值分別為90～95 m和130～150 m。明下段蓋層由于其埋藏淺，其塑性相對比東二段高，斷接厚度均大于東二段的臨界斷接厚度，推測斷層對該蓋層的封閉能力無破壞作用。

2) 南堡凹陷中淺層3套蓋層-斷層組合空間匹配控油模式有3種，分別是：下全封模式，油氣的有利聚集層位位于東二段泥巖蓋層之下；下開中封模式，油氣聚集有利層位為東一段、館四段以及東二段泥巖蓋層之下的各套地層；中下有限封蓋模式，油氣聚集有利層位為東二段之下地層、東一段地層和館陶組以及明下段地層。

3) 油源斷裂f1-3及f2-12控制區(qū)域?qū)儆谙麻_中封模式，預測其有利含油層位應為館四段、東一段及東二段泥巖蓋層之下地層；油源斷裂f4-48控制區(qū)域?qū)儆谙氯饽Ｊ?，預測油氣聚集的有利層位應為東二段泥巖蓋層之下的各套地層；油源斷裂f13-1控制區(qū)域?qū)儆谥邢掠邢薹馍w模式，油氣可能聚集在明下段蓋層之下的所有儲層。

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(編輯 董 立)

Oil-controllingmodelsofcaprock-faultcombinationandpredictionoffavorablehorizonsforhydrocarbonaccumulationinmiddle-shallowsequencesofNanpusag

Lü Yanfang1,Xu Chenlu1,Fu Guang1,Liu Naiyu2,Cui Shoukai3,Pang Lei4

(1.CollegeofEarthSciences,NortheastPetroleumUniversity,Daqing,Heilongjiang163318,China；2.BaikouquanOilProductionPlant,PetroChinaXinjiangOilfieldCompany,Karamay,Xinjiang834000,China；3.No.2OilProductionPlant,PetroChinaQinghaiOilfieldCompany,Mangya,Qinghai816499,China;4.No.2OilProductionPlant,PetroChinaDaqingOilfieldCompany,Daqing,Heilongjiang163414,China)

There are 3 caprocks that control the vertical distribution of oil and gas in the middle-shallow sequences of Nanpu sag,namely the mudstone caprock of the Lower Minghuazhen Formation(Nm),the volcanic caprock of the third member of Guantao Formation(Ng3)and the mudstone caprock of the second member of Dongying Formation(Ed2).The sealing abilities of the caprocks were destroyed in different degrees due to faulting.Based on analysis of the thresholds of juxtaposition thickness of faults in these caprocks and in combination the vertical positions of fault cutting cross the caprocks,areal fault distribution and faulting history,we built 3 oil-controlling models of caprock-fault combinations.①Full sealing at the bottom.This model is favorable for oil accumulation under the mudstone caprock of the 2nd members of Dongying Formation;②Open at the bottom but sealing in the middle.This model is favorable for oil accumulation under the volcanic caprock of Ng3;③Limited sealing at the bottom and middle.This model is favorable for oil accumulation all the reservoirs under the mudstone caprock of Ed2in Nanpu sag.According to these 3 models and the characteristics of caprock and faults in Nanpu 1-5 block,we predicted the horizons favorable for oil accumulation in the study area.Area under the control of fault f1-3 and f2-12 is the second model,and favorable horizons for oil accumulation are the 4th member of Guantao Formation,the 1st member and the reservoirs below the 2nd member of Dongying Formation.Area under control of fault f4-48 is the first model,and the favorable horizons for oil accumulation are reservoirs below the caprock of the second member of Dongying Formation.Area under control of fault f13-1 is the third model,and all reservoirs under the caprock of the Lower Minghuazhen Formation are favorable for oil accumulation.These models have effectively guided the prediction of potential exploration targets.

juxtaposition thickness of faulted caprock,oil-controlling model,source rock-rooted fault,caprock,Nanpu sag

2013-09-17;

：2013-10-21。

呂延防(1957—)，男，教授、博士生導師,油氣成藏和油氣資源評價。E-mail:571128lyf@nepu.edu.cn。

許辰璐(1988—)，男，碩士研究生，礦物學、巖石學、礦床學。E-mail:shmiltw@163.com。

國家大型油氣田及煤層氣開發(fā)科技重大專項(2011ZX05007-002)；中國石油科技創(chuàng)新基金項目(2012D-5006-0110)。

0253-9985(2014)01-0086-12

10.11743/ogg20140111

TE122.2

：A