摘要
为了研究含油气盆地源断层处浅层油气富集特征，本文在源断层向浅层供油气模式及其能力影响因素研究的基础上，通过源断层本身运移油气能力、源岩供油气能力和源断层运移油气穿过泥岩盖层能力，二者结合构建了一套源断层向浅层供油气能力的综合评价方法，综合评价海拉尔盆地贝尔凹陷霍多莫尔地区 H1断层向大二段供油气能力；其次求取断裂的活动速率，将古活动速率较大的部位判定为油源断裂疏导部位，预测霍多莫尔地区油源断裂不同部位伴生裂缝的发育程度，判断油源断裂在南一段源内的疏导部位。最后通过整合源断层运移油气能力、源岩供油气能力及泥岩盖层穿透能力，构建了定量评价模型。结果表明：（1）H1断层向大二段供油气能力高值区集中于测点2~5，其次为测点1、6、7，与油气显示分布高度吻合，证实方法可行性。（2）基于断裂活动速率（>6 m/Ma）判定油源断裂输导优势区，南一段内主要分布于 F1断裂测点 3~19、F2断裂测点 21~23及 F3断裂测点 24~25。（3）油源断裂向大二段输导时间为南一段排烃期、断裂活动期及盖层封闭期的重合时段，F1断裂测点8~14、17输导时间较长，F1断裂测点18~19及F2断裂测点21~23输导时间较短。
Abstract
In order to study the shallow oil and gas enrichment characteristics of follow-source type faults in petroliferous basins, based on the study of the oil and gas supply mode and its influencing factors of follow-source type faults to shallow layers, a comprehensive evaluation method of oil and gas supply capacity of follow-source type faults to shallow layers is constructed by combining the oil and gas migration capacity of follow-source type faults themselves, the oil and gas supply capacity of source rocks and the oil and gas migration capacity of follow-source type faults through mudstone caprocks, and the oil and gas supply capacity of H1 fault to the second section of Damoguaihe Formation in Huoduomoer area, Beier Sag, Hailaer Basin is comprehensively evaluated. Secondly, the activity rate of the fault is calculated, and the part with a large ancient activity rate is determined as the dredging part of the oil follow-source type faults. The development degree of the associated fractures in different parts of the oil follow-source type faults in the Huoduomoer area is predicted, and the dredging part of the oil follow-source type faults in the first section of the Nantun Formation is judged. Finally, a quantitative evaluation model is constructed by integrating the oil and gas migration ability of follow-source type faults, the oil and gas supply ability of source rocks and the penetration ability of mudstone caprocks. The results show that: (1) The high value area of oil and gas supply capacity of H1 fault to the second section of Damoguaihe Formation is concentrated in the measuring point 2-5, followed by the measuring point 1, 6 and 7, which is highly consistent with the distribution of oil and gas shows, confirming the feasibility of the method. (2) Based on the fracture activity rate (>6 m/Ma), the dominant area of oil source fracture transport is determined. The first section of Nantun Formation is mainly distributed in F1 fracture measuring point 3-19, F2 fracture measuring point 21-23 and F3 fracture measuring point 24-25. (3) The transporting time of the oil follow-source type faults to the second section of Damoguaihe Formation is the coincidence period of the hydrocarbon expulsion period, the fault activity period and the caprock sealing period. The transporting time of F1 fault measuring point 8-14, 17 is longer, and the transporting time of F1 fault measuring point 18-19 and F2 fault measuring point 21-23 is shorter.
0 引言
源断层（连接深部烃源岩与浅层储层并在油气运聚期活动的断裂）是控制浅层油气富集的关键因素。尽管其输导部位普遍有利于油气分布，但富集程度差异显著，主要取决于供油气能力的强弱，而非仅受圈闭容积或储层质量影响。只有在供油气能力较强的区段，才能形成大规模油气藏；反之则勘探效果有限。杨克明等（1996）通过油气显示丰度统计的方法，发现塔里木盆地在整个地质时期以挤压构造变形为主导，认为储层中油气显示部位主要受断裂控制，并结合流体压力分析以及地化指标发现断裂导致“抽吸”作用，且下伏生油层位和其上各层位油气藏地化指标具有一致性，证明了断裂可以作为向上输导油气的通道，但文中所研究的地化参数仍较少。Losh（1998）在研究生长断层的过程中，提出了断层不仅可以垂向输导油气，还可以侧向运移油气的理论。雷茂盛等（1999）对松辽盆地进行研究时，结合油气藏实例的综合研究揭示了控制断裂纵向导流与断裂活动性这一要素有关，且断裂输导油气主要存在涌流和渗流两种运移方式，并结合实例证实了油气沿着断裂运移过程中，在泥岩地层中的运移机制为涌流，砂岩地层的油气运移方式为直线渗流。 Hindle（1997）考虑到由于断层面几何形状、产状的不同，油气运移路径也并不一致，经过分析确定了平面产状对油气运移路径的影响较小，凹面产状油气呈发散状运移；相反，凸面的产状可以使油气呈汇聚状运移从而作为其油气输导的优势运移通道，据此确定了断层面凸面产状部位为油气输导部位。由此不难看出，能否准确地综合评价源断层向浅层供油气能力，是合理揭示源断层处浅层油气富集特征和精确指导其油气勘探部署的关键。
关于源断层向浅层供油气能力综合评价前人主要是从两个方面进行研究：（1）根据源断层本身运移油气特征，如倾角、断距、长度、穿过泥岩盖层断余厚度和伴生裂缝开启程度等，对源断层向浅层供油气能力进行评价（杨海风等，2020；刘华等， 2021；王德英等，2021），认为源断层倾角越陡，断距越大，长度越长，穿过泥岩盖层断余厚度越小和伴生裂缝开启程度越高，其向浅层供油气能力越强； 反之则越弱。（2）根据源断层本身运移油气特征和源岩供油气特征，综合评价源断层向浅层供油气能力（刘念等，2023；曹正林等，2024；刘景东等， 2024）。认为源断层本身运移油气能力越强，源岩供油气能力越强，源断层向浅层供油气能力越强； 反之则越弱。上述研究成果对合理揭示源断层处浅层油气富集特征及精准指导其油气勘探部署起到了重要作用（罗彤彤等，2024）。然而，上述评价方法在源断层本身运移特征研究时考虑的因素还不全面，只考虑了源断层运移油气输导通道的发育特征及穿过泥岩盖层的能力特征（胡欣蕾等，2019； 孙同文等，2019），而没有考虑源断层运移油气时间长短的影响。还不能准确地反映源断层向浅层供油气能力，这无疑表明上述源断层向浅层供油气能力综合评价方法还不完善，不能满足浅层油气勘探的需要。因此，开展源断层向浅层供油气能力综合评价方法研究，对于含油气盆地源断层处浅层油气富集特征合理解释和油气勘探的精准部署均具有重要意义（何拥军等，2024）。
1 区域地质概况
海拉尔盆地断裂系统的空间分布与构造格局呈现出显著的规律性与复杂性，其以北北东向、北东东向为主干断裂，辅以近东西向及北西向次级断裂，共同构成“东西分带、南北分块”的构造格局 （Nan，2022）。其中，北北东向断裂为一级控盆断裂，控制主要凹陷展布，北东东向断裂多具走滑性质，将盆地分割为次级单元，平面上断裂常呈帚状、羽状排列，剖面上表现为“Y”字形、花状等组合形态，这种空间分布与组合受区域构造应力场和基底结构双重控制，进一步形成凸凹相间的构造地貌，对盆地沉积、岩浆活动及资源赋存具有关键控制作用（Qu et al.，2006）。
其中贝尔凹陷地处中国内蒙古自治区呼伦贝尔市境内，发育于大兴安岭古生代碰撞造山带之上，整体呈北东向展布。其东西两侧分别毗邻新巴尔虎右旗与新巴尔虎左旗，东部以巴彦山隆起为邻，北部与乌尔逊凹陷隔巴彦塔拉大断层相望，凹陷向南延伸，跨越国境线深入蒙古国境内，西侧则与嵯岗隆起接壤，总面积约3010 km2（图1）。
图1霍多莫尔地区构造位置图
1.1 构造及其演化特征
1.1.1 构造及其分布特征
贝尔凹陷位于贝尔湖凹陷西南方，其内部断裂构造活动强烈，贝尔凹陷是由北东向断层带控制的箕状断层及北东向犁式正断层控制的箕状断陷共同构成的断陷，总的看来贝尔凹陷呈北东向。贝尔凹陷内部包括贝东隆起带、贝西斜坡带、贝东次凹和贝西次凹等构造，并包括苏德尔特构造带、霍多莫尔构造带等。贝尔凹陷构造呈“隆坳”相间的格局，在贝尔凹陷东部为控陷断层，西部为缓倾斜坡，断层活动对沉积具有控制作用。
1.1.2 构造演化特征
贝尔凹陷主要为多期变形叠加形成的 NE 向断层及NEE（霍多莫尔断层带）向断层带构成的断陷，并少量发育有SN向及NW向断层组合。地质学家根据贝尔凹陷的总体演化过程将其划分为断陷、断拗和拗陷3大阶段，并划分为6个构造演化阶段：（1）初始断陷阶段、（2）强烈断陷阶段、（3）挤压反转阶段、（4） 张扭坳陷阶段、（5）压扭反转阶段、（6）均匀坳陷阶段。
1.2 地层及其沉积特征
海拉尔盆地基底为前古生界及古生界，位于额尔古纳褶皱系以东，内蒙—大兴安岭褶皱系以西，断裂发育较多，地质条件复杂，在长期研究实践过程中，地质学家们从未停止对贝尔凹陷西侧霍多莫尔地区地质特征的探讨与分析，通过层序地层学分析，将霍多莫尔地区由 3 大区域不整合面（T5、T22、 T04），4 个局部不整合面（T1、T2、T23、T3）划分成 7 个三级层序。并认为在霍多莫尔地区地层自下而上发育有上侏罗统布达特群基底（J3b）、下白垩统塔木兰沟组铜钵庙组（K1t）、南屯组（K1n）、下白垩统扎赉诺尔群大磨拐河组（K1d）与伊敏组（K1y），上白垩统贝尔湖群青元岗组（K2q）。
霍多莫尔地区每个组段的地层及岩性都有所不同。本文主要研究南屯组一段和大磨拐河组二段，其地层及岩性特征具体如下：
（1）南屯组一段地层特征
该地层厚度一般介于 150~220 m，最大沉积厚度可达700 m，主要发育一套灰黑色、灰色粉砂质泥岩与较粗凝灰质碎屑沉积互层，K1n1 中部发育大量泥岩。东部霍多莫尔构造至贝42井方向断层活跃，控制了贝西北地区沉积展布。K1n1 为扇三角洲前缘-浊积扇-深湖沉积体系。
（2）大磨拐河组二段地层特征
该地层厚度一般介于 140~560 m，是灰色砂岩、粉砂岩夹有黑色泥岩，泥岩与细砂岩交界面常有火焰构造及冲刷面。K1d2 沉积范围增大，但滨浅湖大范围覆盖，该时期霍多莫尔隆起主体沉淹。K1d2 顶面为平行不整合的T2反射界面，呈现中频强振幅连续反射的地震剖面特征。
1.3 生储盖组合特征
贝尔凹陷经过多阶段演化，发育了多个层序，形成了多套生储盖组合，包括以南一段烃源岩为生油层，大二段为储层的下生上储式组合、以南一段本身作为生油层及储层的自生自储式组合，以及南一段烃源岩做生油层和盖层，下伏布达特群做储层的上生下储式组合。
2 源断层向浅层供油气模式及其能力影响因素
通常情况下，含油气盆地浅层由于地层埋藏相对较浅，源岩处于未成熟状态，不能为油气聚集提供油气，其聚集油气主要来自下伏成熟源岩。而下伏成熟源岩生成排出的油气要供给浅层进行聚集成藏，首先，必须有源断层作为输导通道，使下伏源岩生成排出油气向浅层运移。其次，源断层输导油气还须穿过源岩与浅层之间发育泥岩盖层才能到达浅层，最后在浅层断层型圈闭中聚集成藏（图2）。
图2源断层向浅层供油气模式图
由上述分析可以看出，源断层向浅层供油气能力的强弱主要受源断层本身运移油气能力、源岩供油气能力和源断层运移油气穿过泥岩盖层能力的共同影响，源断层本身运移油气能力越强，源岩供油气能力越强，源断层运移油气穿过泥岩盖层能力越强，源断层向浅层供油气能力越强；反之则越弱。源断层本身运移油气能力主要受到其伴生裂缝发育程度、倾角、开启程度和运移油气时间的影响，伴生裂缝越发育，倾角越陡，开启程度越高，运移油气时间越长，源断层本身运移油气能力越强；反之则越弱。伴生裂缝是否发育受源断层断距大小的影响，断距越大，伴生裂缝越发育；反之则不发育。伴生裂缝开启程度受到上覆沉积载荷重量产生的正压力大小的影响，其值越小，伴生裂缝开启程度越高；反之则越低。源断层运移油气时间受到其活动时间、源岩排油气时间和泥岩盖层渗漏时间的共同影响，断层活动时间越长，源岩排油气时间越长，泥岩盖层渗漏时间越长，源断层运移时间越长，反之则越短。源岩供油气能力除了要求源断层与成熟源岩相连外，主要受到源岩剩余地层孔隙流体压力大小的影响，源岩剩余地层孔隙流体压力越大，供油气能力越强；反之则越弱。源断层运移油气穿过泥岩盖层能力主要受到泥岩盖层被断层错断后断余厚度相对大小的影响，泥岩盖层断余厚度越小，源断层运移油气穿过泥岩盖层能力越强；反之则越弱。
3 源断层向浅层供油气能力综合评价方法
源断层向浅层供油气能力主要受到源断层本身运移油气能力、源岩供油气能力和源断层运移油气穿过泥岩盖层能力的共同影响，其中源断层本身运移油气能力又受到源断层伴生裂缝发育、倾角、开启程度和运移油气时期的影响，源岩供油气能力主要受到其剩余孔隙流体压力大小的影响，源断层运移油气穿过泥岩盖层能力主要受到泥岩盖层断余厚度的相对大小的影响。根据这些影响因素与源断层向浅层供油气能力之间的正反比关系，可用式（1）表示源断层向浅层供油气能力，可以看出T值越大，源断层向浅层供油气能力越强；反之则越弱。
(1)
式（1）中：T为源断层向浅层供油气能力综合评价指数（Ma）；θ为油气运聚期断层倾角（°）；ΔP为油气运聚期源岩古剩余地层孔隙流体压力（MPa）；L为油气运聚期源断层古断距（m）；Lmin为研究区断层运移油气要求最小断距（m）；Nf 为油气运聚期断层带上覆沉积载荷重量产生的古正压力（MPa）；Hf 为油气运聚期泥岩盖层古断余厚度（m）；Tf 为源断层运移油气时间（Ma）。
只要确定出油气运移期源断层古倾角、古断距、上覆沉积载荷重量产生的古正压力、泥岩盖层古断余厚度和源断层运移油气要求最小断距，由式 （1）便可以计算出油气运聚期源断层向浅层供油气能力 T，由 T 相对大小便可以综合评价出源断层向浅层供油气能力。
源断层倾角可由三维地震剖面界定，再由付广等（2013）、宋明水等（2016）提出的方法，便可以恢复油气运聚期源断层在目的层内古倾角。由三维地震资料界定源断层在目的层内断距，依据王超等 （2017）提出方法恢复油气运聚期源断层在目的层内古断距。利用三维地震资料界定源断层在目的层内埋深，依据蔡长娥等（2015）提出方法恢复其油气运聚期源断层在目的层内古埋深，由式（2）求取油气运聚期源断层在目的层内断层带上覆沉积载荷重量产生的古正压力。
(2)
式（2）中：Nf 为油气运聚期断层带上覆沉积载荷重量产生的古正压力（MPa）；θ为油气运聚期断层古倾角（°）；z为油气运聚期断层带古埋深（m）；ρr为沉积岩平均密度（g/cm3）。
利用三维地震资料界定源断层在目的层内断距，依据王超等（2017）、付广等（2022）提出的方法恢复计算油气运聚期源断层在目的层内古断距，利用已知井点统计源断层在目的层内古断距与油气显示之间的关系，依据文献（李红海等，2024）中方法确定断层在目的层内运移油气要求的最小断距。利用钻井及测试资料，利用式（3）恢复计算油气运移期源岩古剩余地层孔隙流体压力。
(3)
式（3）中：ΔP 为地层剩余孔隙流体压（MPa）；k 为地层压力系数；z 为地层埋深（m）；ρw 为地层水平均密度（g/cm3）。
要确定Tf，就必须确定源断层运移时间、源岩排油气时间和泥岩盖层内源断层渗漏时间。利用三维地震资料界定源断层在不同地层中上、下两盘地层厚度，由下盘地层厚度除以上盘地层厚度计算源断层在不同地层中生长指数，由生长指数大于 1 界定源断层活动时间，即源断层运移时间。利用钻井、测井和分析测试资料，界定源岩厚度、埋深和有机质丰度、类型、演化程度，依据李威等（2017）中方法恢复计算不同地层时期源岩排油气量，由源岩排油气量与时间关系，便可以界定源岩排油气时间。利用三维地震资料界定泥岩盖层厚度及其内源断层断距，依据王超等（2017）、付广等（2022）提出的方法恢复计算不同地质时期泥岩盖层古厚度及其内源断层古断距，用前者减去后者计算不同地质时期泥岩盖层古断余厚度，据此可做出泥岩盖层断余厚度随时间变化关系，再由研究区源断层在泥岩盖层内上下连通要求的最大断余厚度，可以确定出泥岩盖层内源断层渗漏开始时间，再结合源断层停止活动时间（可按上述方法确定），便可以界定泥岩盖层内源断层渗漏时间。将上述已界定出的源断层运聚时间、源岩排油气时间和泥岩盖层内源断层渗漏时间便可以确定出 Tf，最后将上述所有参数代入式（1）中，便可以得到源断层向浅层供油气能力综合评价指数，据此相对大小，便可以综合评价源断层向浅层供油气能力。
4 供油气时能力空匹配
4.1 油源断裂在南一段源内输导部位及其分布特征
4.1.1 南一段烃源岩供油气部位及其特征
要研究霍多莫尔地区南一段烃源岩排烃分布区，就要研究烃源岩发育特征、烃源岩地化特征、有机质成熟度等烃源岩特征。只有烃源岩发育特征好、烃源岩有机质丰富较高、有机质成熟度达到生烃界限的烃源岩方可作为油气供给区。
（1）烃源岩发育特征
根据地震资料对霍多莫尔地区南一段的烃源岩厚度进行分析并绘制平面图（图3），由霍多莫尔地区南一段烃源岩厚度图可知，南一段总体上由东北部向西南部厚度逐渐增厚，研究区厚度介于 30~230 m，大部分地区泥岩厚度在 150 m 以上，且普遍大于50 m，全区皆发育暗色泥岩。
（2）烃源岩地化特征
有机质类型可以决定南一段烃源岩有机质性质。通过有机地化实验结果显示，霍多莫尔地区烃源岩有机质类型较好，主要以Ⅱ2-Ⅱ1型为主。
对霍多莫尔地区南一段烃源岩有机质丰度 TOC 进行统计并绘制霍多莫尔地区南一段烃源岩 TOC分布图，如图4所示，从霍多莫尔地区TOC指数来看，南一段烃源岩全区在 1％以上，西部和北部 TOC 指数较小，中部以及西南部较大。大部分地区 TOC 指数超过 2％，最大值在 2.5％以上。由此可见，霍多莫尔地区南一段全区烃源岩质量较好，大部分地区为优质烃源岩。
图3霍多莫尔地区南一段烃源岩厚度分布图
在研究过程中，根据地温梯度原理，由于不同埋深下烃源岩岩层的成熟度也不相同，因此将有机质成熟度与烃源岩埋深一起考虑，通过有机质成熟度反映烃源岩实际生烃能力，对研究霍多莫尔地区南一段烃源岩油气分布特征及对油气勘探的研究具有重要意义。
（3）烃源岩排烃区及其分布特征
在地质学中将能够生排烃、能为油气藏做出贡献且富含大量有机质的烃源岩称为有效烃源岩。霍多莫尔地区南一段烃源岩进入生油门限后开始大量生油，故可将该时期作为有效烃源岩。将霍多莫尔地区生油门限（即埋深约 1400 m 以上的烃源岩）圈在一起，便可获得研究区南一段烃源岩排烃分布区 （图5）。由烃源岩排烃分布图可以看出，霍多莫尔地区源内分布区主要分布在研究区西部和东北部地区，研究区大部分区域在烃源岩源内分布区范围内。
4.1.2 南一段烃源岩供油气时间及其分布特征
（1）烃源岩供油气时间研究方法
关于烃源岩排烃量计算的研究，前人主要运用基于物质守恒的物质平衡法、以热模拟实验为基础的模拟实验法及以排烃门限理论为基础的排烃门限法，由于前两种方法存在定量化不够、所受影响因素复杂等原因导致误差大、可信度低，故使用生烃潜力法对烃源岩排烃量进行评价。该方法可以体现整体变化趋势，方法简单、误差较小。根据源岩排烃地球化学参数特征，由该方法计算得到烃源岩在不同地质时期的排烃量，绘制排烃量与各地质时期关系模式图，从烃源岩开始排烃时间到烃源岩排烃量减小为零的地质时期为烃源岩排烃时间，取烃源岩在演化过程中单位时间内排烃量达到最多点的时间作为烃源岩排烃高峰期（图6）。
图4霍多莫尔地区南一段烃源岩TOC分布图
图5霍多莫尔地区南一段烃源岩排烃分布图
（2）南一段烃源岩供油气时间及其分布特征
如图7所示，取烃源岩排烃量开始大于 0 的地质时期作为烃源岩开始排烃期，取烃源岩排烃量减小到 0 的地质时期为烃源岩终止排烃时间，烃源岩排烃时间即为烃源岩开始排烃时间至终止排烃时间。由图7可以看出，霍多莫尔地区南一段烃源岩自伊敏组二、三段初期开始排烃，而后排烃量加大，在伊敏组二段后排烃量逐渐增加缓慢，至今尚未达到排烃高峰。
4.1.3 油源断裂输导部位研究方法
经过大量研究发现，在油源断裂输导油气的过程中，只有通过优势通道可输导油气而不是整条断裂都能够将油气从烃源岩输导到目的层位。油源断裂输导油气优势路径应该为较围岩具有更高的渗透性的伴生裂缝，所以运移油气部位应为其伴生裂缝发育的部位。但是，伴生裂缝在油源断裂内的发育程度也大不相同，如图8所示，油气输导部位发育越好，伴生裂缝越发育，油气输导能力越强。综上所述，判断油源断裂在南一段源内输导部位的关键在于能否准确预测霍多莫尔地区油源断裂不同部位伴生裂缝的发育程度。
图6烃源岩排烃量随时间变化关系图
图7霍多莫尔地区南一段烃源岩排烃量随时间变化关系图
图8油源断裂输导油气空间分布部位厘定示意图
以下为求取断裂活动速率的具体步骤：
首先利用 3D 地震资料获取霍多莫尔地区的目的层位及油源断裂在各测点处的断距，采用最大断距相减法，其原理为基于断裂分段生长原理，断裂分段后将每一部分深部层位的断距与浅部层位相减，所获得的最大断距即为该断裂古断距，利用此方法恢复在油气成藏期的古断距，除以断裂活动时期，以此就可算出在油气成藏期霍多莫尔地区油源断裂不同部位的古活动速率，最后统计该地区的已钻井试油情况，将有油气显示处断裂的最小活动速率作为油源断裂伴生裂缝发育要求的最小活动速率，所得结果与最小活动速率作比较，将古活动速率相对较大部位判定为油源断裂输导部位。
油源断裂古活动速率应为成藏期古落差与沉积时期的比值，根据断层类型不同通常将油源断裂活动速率分为两种不同方法计算。盆地边界的正断层上盘接受沉积，而下盘由于受到剥蚀作用被剥蚀，古断距为断裂上盘沉积厚度与下盘剥蚀厚度二者叠加之和。而另一种地层类型——盆内同沉积断层的古断距应为断层两盘下降幅度差，可用上下两盘沉积厚度的差值表示，如式（4）~（5）所示。
(4)
(5)
式（4）~（5）中：Ds为同沉积断层的古断距（上盘沉积厚度-下盘沉积厚度）（m）；Db为边界断层的古断距（上盘沉积厚度+下盘剥蚀厚度）（m）；T为沉积时期（Ma）。
由图8可知，南一段源内输导部位及分布特征：贝尔凹陷整体构造活动强烈，本文研究的断层为同沉积断层，根据上述研究方法，由式（4）计算霍多莫尔地区油气成藏期（伊敏组末期—青元岗组时期） 活动速率。首先在霍多莫尔地区油源断裂处选取 32个测点（图10），在油源断裂各测点处读取油气成藏期油源断裂上下盘的反射时间，利用时深转换公式（图9）计算出在油气成藏期的古断距，除以霍多莫尔地区油气成藏时期（约 16 Ma）（申家年等， 2005），由上述方法获得霍多莫尔地区油源断裂不同部位在油气成藏期活动速率，并绘制霍多莫尔地区油源断裂活动速率分布图（图10、图11）。
图9霍多莫尔地区时深转换关系图
在上述方法的基础上，对霍多莫尔地区油源断裂在油气成藏期（伊敏组沉积末期—青元岗组沉积时期）的古活动速率进行计算，并统计霍多莫尔地区油源断裂附近已知井点在该时期的古活动速率与油气显示情况（图12），获得霍多莫尔地区油源断裂伴生裂缝发育要求的最小活动速率约为 6 m/Ma，如图11所示。刻画霍多莫尔地区油源断裂各测点处活动速率，根据上述已确定出的霍多莫尔地区油源断裂伴生裂缝发育要求的最小活动速率，将霍多莫尔地区油源断裂活动速率大于 6 m/Ma 的部分圈出，作为油源断裂输导空间分布部位，如图13所示，霍多莫尔地区油源断裂在南一段源内输导部位主要分布在 F1断裂测点 3~19 处、F2断裂 21~23 处及 F3 断裂测点24、25处。
图10霍多莫尔地区南一段油源断裂测点分布图
图11霍多莫尔地区南一段油源断裂输导空间分布部位分布图
a—F1断裂；b—F2断裂；c—F3断裂；d—F4断裂
图12霍多莫尔地区油源断裂伴生裂缝发育要求的最小活动速率厘定图
图13霍多莫尔地区南一段油源断裂输导空间分布部位图
4.2 油源断裂在大二段源内输导部位及其分布特征
为了证实源断层向浅层供油气能力综合评价方法的可行性，本文选取海拉尔盆地贝尔凹陷霍多莫尔地区H1断层为例，用其综合评价其向大磨拐河组二段供油气能力，并通过评价结果与目前H1断层处大二段油气分布之间关系进行验证。
霍多莫尔地区位于贝尔凹陷的东北地区，该区在布达特群基底上发育有下白垩统铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组和伊敏组，再上是上白垩统青元岗组及少量新生代地层。H1断层形成在霍多莫尔地区中部，走向北东向，长度约19.7 km，剖面上H1断层向东南方向倾斜，倾角为 16°~39°，从下部基岩一直向上延至伊敏组二、三段，具有长期活动特征（图14）。目前H1断层处在大二段见到了大量油气显示，油气主要与下伏南一段暗色泥岩具有亲缘关系，南一段源岩和大二段储层之间夹有大一段厚层泥岩盖层。由图9中可以看出，H1断层连通了下部南一段源岩和上部大二段储层，且在油气运聚期-伊敏组沉积末期活动，应是大二段的源断层。由图14中可以看出，H1断层处大二段目前已发现油气显示主要分布在其中部，这除受到其油气成藏条件如圈闭发育部位和砂岩储层质量好坏等影响外，主要是受到了H1断层向大二段供油气能力的影响，只有位于H1断层向大二段供油气能力相对较强部位，才有利于油气在大二段内聚集成藏，油气钻探才能获得油气显示；否则无油气显示。因此，能否正确地综合评价H1断层向大二段供油气能力，应对合理解释H1断层处大二段油气富集特征及精准指导其下一步勘探部署均至关重要。
图14研究区H1断层图（a）和大二段油气显示之间关系图（b）
利用三维地震资料界定不同部位 H1断层在大二段内断距，王超等（2017）运用方法恢复计算了伊敏组沉积末期不同部位H1断层在大二段内古断距，统计贝尔凹陷源断层古断距与油气显示之间关系，可以确定出贝尔凹陷源断层运移油气要求的最小断距（图15），付广等（2022）使用的方法可以得到H1 断层在大二段内运移油气部位。由于 H1断层分布在南一段源岩区内，南一段源岩均可向其供给油气，综合上述二者可以得到H1断层在大二段内运移油气部位，如图14所示，H 1断层在大二段运移油气部位主要分布在其中部，少量分布在其东部。
利用三维地震资料界定不同测点处 H1断层在大二段内倾角，付广等（2013）、宋明水等（2016）都根据相同方法恢复伊敏组沉积末期不同测点处 H1 断层在大二段内古倾角（表1）。利用三维地震资料界定不同测点处 H1断层在大二段内断距，王超等 （2017）根据方法恢复伊敏组沉积末期 H1断层在大二段内古断距（表1）。利用地震及测试资料，界定不同测点处 H1 断层在南一段内埋深，李江海等 （2024）利用式（3）恢复计算伊敏组沉积末期不同测点处大二段源岩内古剩余地层孔隙流体压力（表1）。利用地震资料界定不同测点处 H1断层在大二段内埋深和倾角，付广等（2013）、蔡长娥等（2015） 和宋明水等（2016）以上学者均恢复伊敏组沉积末期不同测点处H1断层在大二段内古埋深和古倾角，由式（2）计算伊敏组沉积末期不同测点处H1断层在大二段内断裂带上覆沉积载荷重量产生的古正压力（表1）。
利用三维地震资料界定不同测点处大一段泥岩盖层厚度和其内 H1 断层断距，根据王超等 （2017）、付广等（2022）提出的方法恢复计算伊敏组沉积末期不同测点处大一段泥岩盖层古厚度及其内H1断层古断距，用前者减去后者计算伊敏组沉积末期不同测点处泥岩盖层古断余厚度（表1）。
图15贝尔凹陷断层运移油气要求的最小断距厘定图
表1H1断层向大二段供油气能力评价参数及综合评价结果
图16H1断层向大二段运移油气部位厘定图
a—F1断层疏导部位；b—南一段源岩供油气部位；c—大一段泥岩盖层渗漏部位；d—H1断层向大三段储层输导油气部位
利用三维地震资料界定不同测点处 H1断层在不同地层中生长指数，据此界定不同测点处H1断层运移时间。利用钻井、测井及分析测试资料，依据文献（李威等，2017）中方法得到南一段源岩排油气量随时间变化关系，界定南一段源岩排油气时间。利用不同测点处大一段泥岩盖层断余厚度与时间变化关系，界定大一段泥岩盖层渗漏开始时间，再结合H1断层停止活动时间，可以得到不同测点处大一段泥岩盖层内 H1断层渗漏时间，如表1所示由 H1 断层运聚时间、南一段源岩排油气时间和大一段泥岩盖层渗滤时间可求得 H1断层运聚油气时间。将表1中各计算参数代入式（1）中，便可以得到H1断层向大二段供油气能力综合评价指数，如表1和图16所示，H1断层向大二段供油气能力综合评价指数高值区主要分布在测点 2~5处，其次是测点 1、6处，再次是测点7处，最小为测点8~10处。
由图8中可以看出，目前 H1断层处大二段见到的油气显示主要分布在测点 1~7处，与 H1断层向大二段供油气能力之间对应关系较好，如图17所示，即 H1断层向大二段供油气能力越强，油气越多；反之则越少，这是因为只有位于H1断层向大二段供油气能力相对较强的测点 1~7 处，才有利于下伏南一段源岩供给油气沿 H1断层向大二段运移和聚集成藏，油气钻探见到油气显示的缘故。
图17H1断层向大二段供油气能力评价指数分布图
4.2.1 油源断裂输导油气时间及其分布特征
将上文所获得的油源断裂输导油气时间与油气排烃时间叠合，如图18所示，在南屯组、大磨拐河组以及伊敏组一段地质时期，即使在某些测点处油源断裂处于活动时间，但由于霍多莫尔地区南一段烃源岩尚未开始排烃，故无油气可以通过油源断裂向上输导，在大二段也就无油气聚集。整体来看，F1断裂源断关系拟合程度更好，油源断裂输导油气时间更长。当伊敏组一段沉积末期开始排烃后在F1断裂测点 8~14、17 处的伊敏组二、三段时间及青元岗组地质时期及 F1断裂测点 18、19处及 F2断裂测点 21~23处的伊敏组二、三段地质时期南一段烃源岩生成的油气可以沿油源断裂向上输导，有利于南一段烃源岩形成的油气向上运移至储层聚集成藏（图19）。
图18霍多莫尔地区各测点处油源断裂输导油气时间分布图
图19霍多莫尔地区各测点处油源断裂输导油气时间综合分布图
图20霍多莫尔地区各测点处大一段区域性泥岩盖层渗漏时间分布图
4.2.2 大一段区域性泥岩盖层渗漏时间及其分布特征
根据压实回剥法恢复获得的霍多莫尔地区大一段区域性泥岩盖层在各地质时期古厚度、最大断距相减法恢复的断裂古断距，二者相减计算霍多莫尔地区大一段区域性泥岩盖层油源断裂附近各测点古断接厚度，从而获得霍多莫尔地区大一段区域性泥岩盖层开始渗漏时间，并取其后油源断裂停止活动时间作为盖层终止渗漏时间，结果如图20~图21所示。总体来说霍多莫尔地区 F1断裂处区域性泥岩盖层渗漏时间较长，F2断裂处区域性泥岩盖层渗漏时间较短。霍多莫尔地区大一段区域性泥岩盖层在 F1断裂测点 8~14、17 处盖层渗漏时间较长，主要从伊敏组二、三段沉积早期或中期至青元岗组沉积末期；在 F1 断裂测点 18、19 处及 F2 断裂测点 21~23 处区域性泥岩盖层渗漏时间较短，主要从伊敏组沉积早期或中期至末期。
图21霍多莫尔地区各测点处大一段区域性泥岩盖层渗漏时间综合分布图
图22霍多莫尔地区各测点处油源断裂向大二段输导油气时间分布图
4.2.3 油源断裂向大二段输导油气时间分布及其特征
将前文已确定出的霍多莫尔地区南一段烃源岩供油气时间、油源断裂输导时间及区域性泥岩盖层渗漏时间三者叠合，取三者重合时间即为油源断裂向大二段输导油气时间分布，并做霍多莫尔地区油源断裂向大二段输导油气时间分布图，如图22~图23所示，总体来说霍多莫尔地区F1断裂输导油气时间较长，F2断裂输导油气时间较短。在 F1断裂测点8~14、17处油源断裂向大二段输导油气时间相对较长，主要从伊敏组二、三段沉积早期或中期至青元岗组沉积末期；在 F1断裂测点 18、19 处及 F2断裂测点21~23处油源断裂向大二段输导油气时间相对较短，主要从伊敏组沉积早期或中期至末期。
图23霍多莫尔地区各测点处油源断裂向大二段输导油气时间综合分布图
5 结论
本文为了研究含油气盆地源断层处浅层油气富集特征，对霍多莫尔地区的南一段以及大二段地层组进行了分析实验，用不同的研究方法分别得出了以下结论：
（1）源断层向浅层供油气能力受到其本身运移油气能力、源岩供给油气能力和源断层运移油气穿过泥岩盖层能力的共同影响，源断层本身运移油气能力越强，源岩供给油气能力越强，源断层运移油气穿过泥岩盖层能力越强，源断层向浅层供油气能力越强；反之则越弱。
（2）利用源断层本身运移油气能力、源岩供给油气能力和源断层运移油气穿过泥岩盖层能力构建了一套源断层向浅层供油气能力综合评价方法，通过实例应用，证实了源断层向浅层供油气能力综合评价方法是可行的。并且得出结论：海拉尔盆地贝尔凹陷霍多莫尔地区 H1断层向大二段供油气能力综合评价指数高值区集中于测点 2~5，其次为测点 1、6、7，最弱为测点 8~10。测点 1~7 供油气能力较强，与大二段油气显示分布一致，验证了评价方法的可行性。
（3）经过活动速率的计算，得出霍多莫尔地区油源断裂在南一段源内输导部位主要分布在 F1 断裂测点 3~19 处、F2断裂 21~23 处及 F3断裂测点 24、 25处。
（4）霍多莫尔地区油源断裂向大二段输导油气时间由南一段供油时间、断裂活动期及盖层封闭性共同控制。测点8~14、17处油源断裂向大二段输导油气时间相对较长，主要从伊敏组二、三段沉积早期或中期至青元岗组沉积末期；在测点 F1断裂 18、 19处及F2断裂测点21~23处油源断裂向大二段输导油气时间相对较短，主要从伊敏组沉积早期或中期至末期。
（5）上述方法主要适用于砂泥岩含油气盆地张性源断层向浅层供油气能力的综合评价。