付 廣，葛 思

(東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

0 引 言

隨著油氣勘探的深入，在含油氣盆地中，受到斷裂停止活動時期的影響，不同斷裂的填充物壓實成巖程度明顯不同，其側(cè)向封閉油氣能力也明顯不同，造成其對油氣成藏與分布的控制作用也明顯不同。因此，正確認(rèn)識此問題是含油氣盆地斷裂發(fā)育區(qū)油氣勘探的關(guān)鍵。前人關(guān)于斷裂側(cè)向封閉油氣能力評價做過大量研究和探討，歸納起來主要有兩種方法：一種方法是利用斷層巖泥質(zhì)含量的相對大小，利用已知油氣界面油氣藏控藏所標(biāo)定出的斷層巖泥質(zhì)含量與所封閉油氣高度之間的經(jīng)驗關(guān)系，預(yù)測斷裂側(cè)向封閉油氣柱高度，再根據(jù)斷裂側(cè)向封閉油氣柱高度的相對大小可以評價斷裂側(cè)向封閉能力[1-8]；另一種方法是將斷裂視為傾置于圍巖地層中的巖層，像圍巖那樣通過確定其壓實成巖埋深和泥質(zhì)含量，利用圍巖實測排替壓力與其壓實成巖埋深和泥質(zhì)含量之間的經(jīng)驗關(guān)系，求取斷層巖排替壓力，再比較斷層巖排替壓力與油氣所在盤儲層巖石排替壓力，研究斷裂側(cè)向封閉能力[9-13]。以上兩種方法已在油氣藏斷層側(cè)向封閉性評價中取得了非常好的應(yīng)用效果。然而這兩種方法主要是針對填充物已壓實成巖的斷裂側(cè)向封閉能力進(jìn)行研究的，而對填充物未壓實成巖的斷裂側(cè)向封閉能力評價，受到鉆井取芯及實驗室無法測試斷裂填充物排替壓力等因素的影響，致使對未成巖斷裂側(cè)向封閉能力的研究相對較少[14-17]，這不利于含油氣盆地斷裂發(fā)育區(qū)油氣勘探的深入?；诖?，本文開展靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉能力評價方法研究，并運用該方法評價渤海灣盆地南堡凹陷5號構(gòu)造區(qū)f1斷裂，驗證其可行性，以期有助于認(rèn)識含油氣盆地斷裂發(fā)育區(qū)油氣分布規(guī)律和指導(dǎo)油氣勘探。

1 靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉油氣機理及條件

斷裂停止活動后，雖然在上覆沉積載荷質(zhì)量和區(qū)域主壓應(yīng)力的作用下，其填充物逐漸壓緊壓實，但在短時間內(nèi)地下水所攜帶的礦物質(zhì)沉淀膠結(jié)作用還不足以使填充物成巖。故此時斷裂要形成側(cè)向封閉，遮擋油氣運移的不是斷層巖，而應(yīng)是斷裂填充物。靜止期未成巖斷裂要在側(cè)向上能夠封閉油氣，其斷裂填充物排替壓力應(yīng)大于或等于油氣所在盤儲層巖石排替壓力[圖1(a)]；反之，未成巖斷裂側(cè)向不封閉[圖1(b)]。從泥巖蓋層排替壓力大小影響因素[18]可知：要使斷裂填充物排替壓力大于油氣所在盤儲層巖石排替壓力，那么其填充物應(yīng)為泥質(zhì)填充物，而泥質(zhì)填充物的斷裂應(yīng)為錯斷地層以泥巖為主的斷裂；而不封閉的未成巖斷裂填充物應(yīng)以砂質(zhì)填充為主，砂質(zhì)填充物斷裂應(yīng)為錯斷地層以砂巖為主的斷裂。

2 斷裂填充物是否成巖的確定方法

要研究未成巖斷裂側(cè)向封閉能力，就應(yīng)確定斷裂填充物是否成巖。由于受到鉆井和取芯的限制，通常情況下難以獲得斷裂填充物巖樣，也就無法利用實驗結(jié)果直接判斷其是否成巖。為了確定斷裂填充物是否成巖，按照文獻(xiàn)[18]中的假設(shè)條件和研究方法，得到斷層巖開始成巖時間。其表達(dá)式為

Tb=Tse-CZ

(1)

式中：Tb為斷層巖開始成巖時間；Ts為與斷層巖具有相同埋深圍巖的壓實成巖時間，從開始沉積算起；C為圍巖壓實成巖系數(shù)；Z為斷層巖埋深。

如果由式(1)計算得到的斷裂斷層巖開始成巖時間早于斷裂停止活動時間(即斷裂向上延伸處地層所對應(yīng)的時間)，那么斷裂填充物至今未開始成巖；反之，斷裂填充物已成巖。

圖1 未成巖斷裂側(cè)向封閉機理示意圖Fig.1 Schematic Diagrams of Lateral Sealing Mechanism of Undiagenetic Fault

3 靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉能力評價方法

要評價未成巖斷裂側(cè)向封閉能力，就必須確定出斷裂填充物排替壓力和油氣所在盤儲層巖石排替壓力。

3.1 斷裂填充物排替壓力

由于受到鉆井取芯及取樣的限制，無法通過實測方法直接獲得斷裂填充物排替壓力，只能借助于物理模擬實驗結(jié)果。由文獻(xiàn)[7]模擬斷裂填充物排替壓力與其泥質(zhì)含量和所受壓力之間的關(guān)系(表1、圖2)，通過回歸分析法可以得到模擬斷裂填充物排替壓力與其泥質(zhì)含量和所受壓力之間的函數(shù)關(guān)系。其表達(dá)式為

表1 斷裂填充物排替壓力及泥質(zhì)含量Tab.1 Displacement Pressures and Mud Contents ofFault Filler

式中：Pf為斷裂填充物排替壓力；Rf為斷裂填充物泥質(zhì)含量(質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)；Nf為斷裂填充物所受壓力；z為斷裂填充物埋深，可通過鉆井或地震資料來確定；ρw為地層水密度，計算時可取1 g·cm-3；Hi為被斷裂錯斷第i層巖層的厚度；Ri為被斷裂錯斷第i層巖層的泥質(zhì)含量；L為斷裂斷距；n為被斷裂錯斷巖層層數(shù)。

圖2 模擬斷裂填充物排替壓力與泥質(zhì)含量之間的關(guān)系Fig.2 Relationship Between Displacement Pressures and Mud Contents of Simulated Fault Filler

根據(jù)式(3)、(4)分別確定出斷裂填充物所受壓力和泥質(zhì)含量，就可以由式(2)求得斷裂填充物排替壓力。

3.2 油氣所在盤儲層巖石排替壓力

油氣所在盤儲層巖石排替壓力可以通過鉆井取芯在實驗室內(nèi)直接測試得到。如果沒有巖芯，可以按照文獻(xiàn)[19]的方法計算求得。其表達(dá)式為

Ps=cedZsRs

(5)

式中：Ps為油氣所在盤儲層巖石排替壓力；Zs為油氣所在盤儲層埋深；Rs為油氣所在盤儲層巖石泥質(zhì)含量；c、d為與地區(qū)有關(guān)的常數(shù)。

3.3 小 結(jié)

通過比較已確定的斷裂填充物排替壓力和油氣所在盤儲層巖石排替壓力的相對大小，便可以對靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉能力進(jìn)行評價。如果斷裂填充物排替壓力大于或等于油氣所在盤儲層巖石排替壓力，那么未成巖斷裂側(cè)向封閉；反之，未成巖斷裂側(cè)向不封閉。

圖3 南堡凹陷5號構(gòu)造區(qū)f1斷裂平面分布Fig.3 Plane Distribution of f1 Fault in No.5 Tectonic Region of Nanpu Sag

4 實例應(yīng)用

本文選取渤海灣盆地南堡凹陷5號構(gòu)造區(qū)f1斷裂，利用靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉能力評價方法對靜止期未成巖f1斷裂在東營組一段(Ed1)、二段(Ed2)、三段(Ed3)側(cè)向封閉能力進(jìn)行評價，并通過對比評價結(jié)果與目前東營組一段、二段、三段已發(fā)現(xiàn)油氣分布，驗證該方法用于評價靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉能力的可行性。

5號構(gòu)造區(qū)位于南堡凹陷西北部，是南堡凹陷內(nèi)的一個重要含油氣構(gòu)造，構(gòu)造形態(tài)總體上為發(fā)育在潛山背景之上的NEE向披覆背斜構(gòu)造，被近EW向斷裂切割復(fù)雜化[20](圖3)。從圖3可以看出，該構(gòu)造從下至上發(fā)育的地層有古近系孔店組(Ek)、沙河街組(Es)、東營組(Ed)和新近系館陶組(Ng)、明化鎮(zhèn)組(Nm)及第四系(Q)。截止到目前，該構(gòu)造已在沙河街組和東營組見到了大量油氣顯示，尤其是東營組一段、二段、三段內(nèi)油氣顯示相對較多(圖4)。油氣源對比結(jié)果表明，南堡凹陷5號構(gòu)造區(qū)東營組一段、二段、三段油氣主要來自下伏沙三段(Es3)或沙一段(Es1)源巖。f1斷裂是南堡凹陷5號構(gòu)造區(qū)核部內(nèi)發(fā)育的一條NEE向斷裂，從沙一段一直斷至近地表，是一條油源斷裂，連接了沙三段或沙一段源巖和東營組儲層，且在油氣成藏期(明化鎮(zhèn)中晚期)活動。f1斷裂規(guī)模下大上小，最大斷距在70～145 m范圍內(nèi)，傾角變化較大，為49°～72°。f1斷裂由于停止活動時間相對較晚，其停止活動后能否在東營組一段、二段、三段內(nèi)形成側(cè)向封閉能力，對正確認(rèn)識南堡凹陷5號構(gòu)造區(qū)東營組一段、二段、三段內(nèi)油氣分布規(guī)律至關(guān)重要。從圖4可以看出，f1斷裂向上延伸至地表，說明f1斷裂至今一直未停止活動，停止活動時間應(yīng)為0 Ma，換句話說，f1斷裂填充物至今尚未壓實成巖，處于未成巖階段。

圖4 南堡凹陷5號構(gòu)造區(qū)f1斷裂與油氣分布關(guān)系Fig.4 Relationship of f1 Fault and Oil-gas Distribution in No.5 Tectonic Region of Nanpu Sag

首先，根據(jù)f1斷裂在東營組一段、二段、三段內(nèi)斷距、被其錯斷地層厚度及泥質(zhì)含量，由式(4)計算其填充物泥質(zhì)含量分別為36%、32%和29%；然后，根據(jù)f1斷裂在東營組一段、二段、三段內(nèi)埋深(分別為2 740、3 206、3 467 m)，由式(3)計算其填充物所受壓力；再將其填充物泥巖含量和所受壓力代入式(2)中，便可計算得到f1斷裂在東營組一段、二段、三段填充物排替壓力分別為0.70、0.73、0.74 MPa。

利用自然伽馬測井資料，可計算得到儲層巖石泥質(zhì)含量(Rs)。其表達(dá)式為

式中：γGR為目的層自然伽馬；γGR,max為泥巖層自然伽馬；γGR,min為砂巖層自然伽馬；IGR為自然伽馬相對值；GCUR為與地層有關(guān)的經(jīng)驗系數(shù)，新地層為3.7，老地層為2.0。

(8)

根據(jù)東營組一段、二段、三段儲層自然伽馬測井資料，由式(6)便可以計算得到其儲層巖石泥質(zhì)含量分別為15%、17%和10%。因東營組一段、二段、三段之上地層無明顯抬升剝蝕，其壓實成巖埋深可用現(xiàn)今埋深替代(分別為2 724、3 206、3 476 m)，將二者代入南堡凹陷儲層巖石實測排替壓力與其壓實成巖埋深和泥質(zhì)含量之間的關(guān)系式[式(8)]中，可計算得到東營組一段、二段、三段儲層巖石排替壓力分別為0.19、0.15、0.10 MPa(表2)。

表2 儲層巖石排替壓力及泥質(zhì)含量Tab.2 Displacement Pressures and Mud Contents ofReservoir Rocks

通過已確定的f1斷裂在東營組一段、二段、三段填充物排替壓力與東營組一段、二段、三段儲層巖石排替壓力的相對大小比較可以看出，f1斷裂在東營組一段、二段、三段填充物排替壓力均大于東營組一段、二段、三段儲層巖石排替壓力，說明斷裂側(cè)向均封閉。

南堡凹陷5號構(gòu)造區(qū)已在f1斷裂附近的東營組一段和三段內(nèi)發(fā)現(xiàn)油氣(東營組二段未見油氣是因其無圈閉)。下伏沙三段或沙一段源巖生成的油氣在明化鎮(zhèn)中晚期沿f1斷裂向上覆東營組運移，受到東三段、東二段泥巖蓋層和館三段(Ng3)火山巖蓋層阻擋[21]，油氣便向東營組砂體中發(fā)生側(cè)向運移，進(jìn)入到南堡凹陷5號構(gòu)造區(qū)中聚集。f1斷裂靜止后，雖然f1斷裂在東營組一段、二段、三段填充物至今未成巖，但其填充物排替壓力大于東營組一段、二段、三段儲層巖石排替壓力，可以對東營組一段、二段、三段油氣形成側(cè)向封閉，有利于油氣聚集與保存。

5 結(jié) 語

(1)通過對比斷裂斷層巖開始壓實成巖時間與斷裂停止活動時間，判別其斷裂填充物是否壓實成巖。如果斷裂斷層開始壓實成巖時間早于其停止活動時間，那么斷裂填充物未壓實成巖；反之，則壓實成巖。

(2)通過確定斷裂填充物排替壓力和油氣所在盤儲層巖石排替壓力，比較二者相對大小，建立了一套靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉能力評價方法，并將其應(yīng)用于渤海灣盆地南堡凹陷5號構(gòu)造區(qū)f1斷裂在東營組一段、二段、三段側(cè)向封閉能力評價中。

(3)f1斷裂在東營組一段、二段、三段填充物排替壓力(分別為0.70、0.73、0.74 MPa)均大于東營組一段、二段、三段儲層巖石排替壓力(分別為0.19、0.15、0.10 MPa)，斷裂側(cè)向均封閉，有利于油氣聚集與保存，與目前南堡凹陷5號構(gòu)造區(qū)東營組一段、二段、三段已發(fā)現(xiàn)油氣分布相吻合(東營組二段未見油氣是因其無圈閉)，表明該方法用于靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉能力評價是可行的。

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