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(dòng)時(shí)期的影響，不同斷裂的填充物壓實(shí)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(duì)油氣成藏與分布的控制作用也明顯不同。因此，正確認(rèn)識(shí)此問(wèn)題是含油氣盆地?cái)嗔寻l(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(píng)價(jià)做過(guò)大量研究和探討，歸納起來(lái)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(duì)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(yàn)關(guān)系，預(yù)測(cè)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(duì)大小可以評(píng)價(jià)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(guò)確定其壓實(shí)成巖埋深和泥質(zhì)含量，利用圍巖實(shí)測(cè)排替壓力與其壓實(shí)成巖埋深和泥質(zhì)含量之間的經(jīng)驗(yàn)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(pán)儲(chǔ)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?cái)鄬觽?cè)向封閉性評(píng)價(jià)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(duì)填充物已壓實(shí)成巖的斷裂側(cè)向封閉能力進(jìn)行研究的，而對(duì)填充物未壓實(shí)成巖的斷裂側(cè)向封閉能力評(píng)價(jià)，受到鉆井取芯及實(shí)驗(yàn)室無(wú)法測(cè)試斷裂填充物排替壓力等因素的影響，致使對(duì)未成巖斷裂側(cè)向封閉能力的研究相對(duì)較少[14-17]，這不利于含油氣盆地?cái)嗔寻l(fā)育區(qū)油氣勘探的深入?；诖?，本文開(kāi)展靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉能力評(píng)價(jià)方法研究，并運(yùn)用該方法評(píng)價(jià)渤海灣盆地南堡凹陷5號(hào)構(gòu)造區(qū)f1斷裂，驗(yàn)證其可行性，以期有助于認(rèn)識(shí)含油氣盆地?cái)嗔寻l(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(jī)理及條件

斷裂停止活動(dòng)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(shí)，但在短時(shí)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(shí)斷裂要形成側(cè)向封閉，遮擋油氣運(yùn)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(pán)儲(chǔ)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(pán)儲(chǔ)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(cuò)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(cuò)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(wú)法利用實(shí)驗(yàn)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(kāi)始成巖時(shí)間。其表達(dá)式為

Tb=Tse-CZ

(1)

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

如果由式(1)計(jì)算得到的斷裂斷層巖開(kāi)始成巖時(shí)間早于斷裂停止活動(dòng)時(shí)間(即斷裂向上延伸處地層所對(duì)應(yīng)的時(shí)間)，那么斷裂填充物至今未開(kāi)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(jī)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(píng)價(jià)方法

要評(píng)價(jià)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(pán)儲(chǔ)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(wú)法通過(guò)實(shí)測(cè)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(shí)驗(yàn)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(guò)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(guò)鉆井或地震資料來(lái)確定；ρw為地層水密度，計(jì)算時(shí)可取1 g·cm-3；Hi為被斷裂錯(cuò)斷第i層巖層的厚度；Ri為被斷裂錯(cuò)斷第i層巖層的泥質(zhì)含量；L為斷裂斷距；n為被斷裂錯(cuò)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(pán)儲(chǔ)層巖石排替壓力

油氣所在盤(pán)儲(chǔ)層巖石排替壓力可以通過(guò)鉆井取芯在實(shí)驗(yàn)室內(nèi)直接測(cè)試得到。如果沒(méi)有巖芯，可以按照文獻(xiàn)[19]的方法計(jì)算求得。其表達(dá)式為

Ps=cedZsRs

(5)

式中：Ps為油氣所在盤(pán)儲(chǔ)層巖石排替壓力；Zs為油氣所在盤(pán)儲(chǔ)層埋深；Rs為油氣所在盤(pán)儲(chǔ)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(guò)比較已確定的斷裂填充物排替壓力和油氣所在盤(pán)儲(chǔ)層巖石排替壓力的相對(duì)大小，便可以對(duì)靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉能力進(jìn)行評(píng)價(jià)。如果斷裂填充物排替壓力大于或等于油氣所在盤(pán)儲(chǔ)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(hào)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(shí)例應(yīng)用

本文選取渤海灣盆地南堡凹陷5號(hào)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(píng)價(jià)方法對(duì)靜止期未成巖f1斷裂在東營(yíng)組一段(Ed1)、二段(Ed2)、三段(Ed3)側(cè)向封閉能力進(jìn)行評(píng)價(jià)，并通過(guò)對(duì)比評(píng)價(jià)結(jié)果與目前東營(yíng)組一段、二段、三段已發(fā)現(xiàn)油氣分布，驗(yàn)證該方法用于評(píng)價(jià)靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉能力的可行性。

5號(hào)構(gòu)造區(qū)位于南堡凹陷西北部，是南堡凹陷內(nèi)的一個(gè)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(yíng)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(yíng)組見(jiàn)到了大量油氣顯示，尤其是東營(yíng)組一段、二段、三段內(nèi)油氣顯示相對(duì)較多(圖4)。油氣源對(duì)比結(jié)果表明，南堡凹陷5號(hào)構(gòu)造區(qū)東營(yíng)組一段、二段、三段油氣主要來(lái)自下伏沙三段(Es3)或沙一段(Es1)源巖。f1斷裂是南堡凹陷5號(hào)構(gòu)造區(qū)核部?jī)?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(yíng)組儲(chǔ)層，且在油氣成藏期(明化鎮(zhèn)中晚期)活動(dòng)。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(dòng)時(shí)間相對(duì)較晚，其停止活動(dòng)后能否在東營(yíng)組一段、二段、三段內(nèi)形成側(cè)向封閉能力，對(duì)正確認(rèn)識(shí)南堡凹陷5號(hào)構(gòu)造區(qū)東營(yíng)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(shuō)明f1斷裂至今一直未停止活動(dòng)，停止活動(dòng)時(shí)間應(yīng)為0 Ma，換句話(huà)說(shuō)，f1斷裂填充物至今尚未壓實(shí)成巖，處于未成巖階段。

圖4 南堡凹陷5號(hào)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(yíng)組一段、二段、三段內(nèi)斷距、被其錯(cuò)斷地層厚度及泥質(zhì)含量，由式(4)計(jì)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(yíng)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(jì)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(jì)算得到f1斷裂在東營(yíng)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(cè)井資料，可計(jì)算得到儲(chǔ)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(duì)值；GCUR為與地層有關(guān)的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)，新地層為3.7，老地層為2.0。

(8)

根據(jù)東營(yíng)組一段、二段、三段儲(chǔ)層自然伽馬測(cè)井資料，由式(6)便可以計(jì)算得到其儲(chǔ)層巖石泥質(zhì)含量分別為15%、17%和10%。因東營(yíng)組一段、二段、三段之上地層無(wú)明顯抬升剝蝕，其壓實(shí)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(chǔ)層巖石實(shí)測(cè)排替壓力與其壓實(shí)成巖埋深和泥質(zhì)含量之間的關(guān)系式[式(8)]中，可計(jì)算得到東營(yíng)組一段、二段、三段儲(chǔ)層巖石排替壓力分別為0.19、0.15、0.10 MPa(表2)。

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

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

南堡凹陷5號(hào)構(gòu)造區(qū)已在f1斷裂附近的東營(yíng)組一段和三段內(nèi)發(fā)現(xiàn)油氣(東營(yíng)組二段未見(jiàn)油氣是因其無(wú)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(yíng)組運(yùn)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(yíng)組砂體中發(fā)生側(cè)向運(yùn)移，進(jìn)入到南堡凹陷5號(hào)構(gòu)造區(qū)中聚集。f1斷裂靜止后，雖然f1斷裂在東營(yíng)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(yíng)組一段、二段、三段儲(chǔ)層巖石排替壓力，可以對(duì)東營(yíng)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(yǔ)

(1)通過(guò)對(duì)比斷裂斷層巖開(kāi)始?jí)簩?shí)成巖時(shí)間與斷裂停止活動(dòng)時(shí)間，判別其斷裂填充物是否壓實(shí)成巖。如果斷裂斷層開(kāi)始?jí)簩?shí)成巖時(shí)間早于其停止活動(dòng)時(shí)間，那么斷裂填充物未壓實(shí)成巖；反之，則壓實(shí)成巖。

(2)通過(guò)確定斷裂填充物排替壓力和油氣所在盤(pán)儲(chǔ)層巖石排替壓力，比較二者相對(duì)大小，建立了一套靜止期未成巖斷裂側(cè)向封閉能力評(píng)價(jià)方法，并將其應(yīng)用于渤海灣盆地南堡凹陷5號(hào)構(gòu)造區(qū)f1斷裂在東營(yíng)組一段、二段、三段側(cè)向封閉能力評(píng)價(jià)中。

(3)f1斷裂在東營(yíng)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(yíng)組一段、二段、三段儲(chǔ)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(hào)構(gòu)造區(qū)東營(yíng)組一段、二段、三段已發(fā)現(xiàn)油氣分布相吻合(東營(yíng)組二段未見(jiàn)油氣是因其無(wú)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(píng)價(jià)是可行的。

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