張 姣 付 廣 宋戴雷

(東北石油大學(xué)，黑龍江大慶 163318)

1 引言

在含油氣盆地“下生上儲(chǔ)”式的生儲(chǔ)蓋組合中，油氣成藏過程通常應(yīng)為下伏源巖生成的油氣在地層剩余壓差或浮力的作用下，沿輸導(dǎo)斷裂向上覆地層輸導(dǎo)運(yùn)移，再向兩側(cè)砂體發(fā)生側(cè)向分流輸導(dǎo)運(yùn)移，并在輸導(dǎo)斷裂附近的圈閉中聚集成藏[1，2]。然而油氣勘探實(shí)踐表明，并非與輸導(dǎo)斷裂配置的砂體中均有油氣分布，只有部分砂體中才有油氣聚集。造成這一現(xiàn)象的原因有兩種：一種是斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣，無油氣向兩側(cè)砂體中側(cè)向分流運(yùn)移；另一種是斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣，但其附近無構(gòu)造圈閉。對(duì)陸相含油氣盆地來說，后者通常是不存在的，因?yàn)殛懴嗟貙酉嘧兛?，砂體橫向分布連續(xù)性差，油氣難以長距離側(cè)向運(yùn)移，即使構(gòu)造圈閉不發(fā)育，也會(huì)存在巖性或地層圈閉，只要有斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣，在其附近就會(huì)有油氣聚集。由此看出，與輸導(dǎo)斷裂配置的砂體能否形成油氣聚集的關(guān)鍵取決于斷—砂配置輸導(dǎo)油氣的情況。若斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣，則油氣在砂體中聚集成藏，反之則無油氣在砂體中聚集成藏。斷—砂配置是否側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣受多種地質(zhì)因素的影響，既有輸導(dǎo)油氣運(yùn)移動(dòng)力的影響，又有輸導(dǎo)油氣運(yùn)移阻力的影響。能否建立一套綜合判別斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣的方法，是“下生上儲(chǔ)”式生儲(chǔ)蓋組合油氣勘探的關(guān)鍵。前人主要利用斷裂和砂體的孔滲性相對(duì)好壞判斷油氣沿?cái)嗔汛瓜蜻\(yùn)移還是沿砂體側(cè)向分流運(yùn)移[3-11]：如果斷裂的孔滲性好于砂體，則油氣沿?cái)嗔汛瓜蜻\(yùn)移；反之，則油氣沿砂體側(cè)向運(yùn)移。利用上述方法可以較準(zhǔn)確地確定油氣是沿?cái)嗔汛瓜蜻\(yùn)移還是沿砂體側(cè)向分流運(yùn)移。但該方法的缺點(diǎn)是受鉆井及取心的限制，難以確定斷裂的孔滲性，這無疑限制了方法的推廣、應(yīng)用。

前人根據(jù)斷層巖石和砂體排替壓力之間的相對(duì)大小，判斷沿?cái)嗔堰\(yùn)移的油氣是否向兩側(cè)砂體側(cè)向分流運(yùn)移，并取得了非常好的應(yīng)用效果[12-19]。這種方法僅適用于判斷斷裂停止時(shí)期的砂體側(cè)向分流運(yùn)移情況，而不適用于斷裂活動(dòng)時(shí)期，且考慮的要素也不全面。因此，開展斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣的綜合判別方法研究，對(duì)于正確認(rèn)識(shí)“下生上儲(chǔ)”式生儲(chǔ)蓋組合的油氣成藏規(guī)律具有實(shí)際意義。

2 斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣所需條件

斷—砂配置之所以能垂向輸導(dǎo)油氣是因?yàn)樵谳攲?dǎo)油氣過程中的動(dòng)力大于所遇到的阻力，否則斷—砂配置不能垂向輸導(dǎo)油氣[20]。同理，斷—砂配置之所以能側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣，其輸導(dǎo)油氣動(dòng)力也應(yīng)大于所遇到的阻力，否則不能側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣。由此看出，斷—砂配置是否輸導(dǎo)油氣，主要受其垂向輸導(dǎo)油氣能力和側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力相對(duì)強(qiáng)弱的影響，而出現(xiàn)斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣(圖1a)和斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣(圖1b)兩種情況。

圖1 斷—砂配置輸導(dǎo)油氣所需條件示意圖

3 斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣的判別方法

由上可知，要判別斷—砂配置是否輸導(dǎo)油氣，就必須首先確定斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣能力和側(cè)向分流運(yùn)移油氣能力的相對(duì)大小。

3.1 斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣能力的研究方法

斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣實(shí)際上就是斷裂輸導(dǎo)油氣，斷裂輸導(dǎo)油氣能力的強(qiáng)弱主要受輸導(dǎo)油氣動(dòng)力與所遇阻力的相對(duì)大小的影響，輸導(dǎo)油氣動(dòng)力越大，所遇阻力越小，越有利于斷裂輸導(dǎo)油氣。

斷裂輸導(dǎo)油氣的動(dòng)力主要來自地層的剩余壓差和油氣本身的浮力[21]。然而，由于受目前資料和研究手段的限制，難以確定斷裂活動(dòng)過程中的地層剩余壓差和油氣柱高度，故準(zhǔn)確確定斷裂輸導(dǎo)油氣動(dòng)力的難度較大。因此，在研究斷裂輸導(dǎo)油氣動(dòng)力時(shí)，可認(rèn)為同一地區(qū)不同斷裂內(nèi)作用于油氣的地層剩余壓差近于相同，只是因斷裂傾角不同造成的地層剩余壓差和浮力的分力不同。所以可用斷裂傾角正弦值反映不同斷裂輸導(dǎo)油氣動(dòng)力的相對(duì)大小，其值越大，表明斷裂輸導(dǎo)油氣的動(dòng)力相對(duì)越大，反之，則相對(duì)越小。

斷裂輸導(dǎo)油氣所遇阻力主要由斷裂伴生裂縫及誘導(dǎo)裂縫開啟程度和斷裂填充物泥質(zhì)含量所反映，斷裂開啟程度越高，泥質(zhì)含量越低，斷裂輸導(dǎo)油氣所遇到的阻力相對(duì)較小，反之，則相對(duì)較大。斷裂伴生裂縫及誘導(dǎo)裂縫開啟程度受斷面壓力和區(qū)域主應(yīng)力方向與斷裂走向夾角的影響，斷面壓力越小，區(qū)域主應(yīng)力方向與斷裂走向夾角越小，斷裂伴生裂縫及誘導(dǎo)裂縫開啟程度越高，反之則越低。圖2展示了斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣能力與影響因素之間的關(guān)系，由圖可以定義斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣能力綜合評(píng)價(jià)指數(shù)

(1)

式中：Z為斷面任一點(diǎn)處的埋深，可由構(gòu)造圖或鉆探深度確定；θ為斷面傾角，可由構(gòu)造圖或地震剖面求得； SGR為斷裂填充物泥質(zhì)含量[22，23]；γ為區(qū)域主應(yīng)力方向與斷裂走向夾角，可將區(qū)域主應(yīng)壓力方向投影至構(gòu)造圖上直接量??；ρr為沉積巖平均密度；ρw為地層水密度。

由于Z值比cosγ、tanθ、SGR的值大4個(gè)數(shù)量級(jí)，對(duì)Td的影響太大，淹沒了后三者對(duì)Td的影響。為了與斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力綜合評(píng)價(jià)參數(shù)對(duì)比，故對(duì)其數(shù)值進(jìn)行了標(biāo)準(zhǔn)化處理(在式(1)中乘以104)。

由式(1)可見，Td與地層壓力(ρr-ρw)Z、SGR呈反比，與cosγ、tanθ呈正比，可以綜合反映斷裂輸導(dǎo)油氣能力，其值越大，斷裂輸導(dǎo)油氣能力越強(qiáng)，反之則越弱。

圖2 斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣能力與影響因素之間的關(guān)系

3.2 斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力研究方法

斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力受輸導(dǎo)油氣動(dòng)力與所遇阻力的相對(duì)大小的影響，斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣動(dòng)力越大，所遇阻力越小，越有利于側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣。斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣的動(dòng)力應(yīng)是所在地層剩余壓差與浮力的合力分力。與上同理，由于在目前條件下無法求取斷裂活動(dòng)期地層剩余壓差和油氣柱高度，也只能用砂體傾角的正弦值的相對(duì)大小反映斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣動(dòng)力的相對(duì)強(qiáng)弱，其值越大，輸導(dǎo)油氣的動(dòng)力越大，反之則越小。斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣所遇阻力主要由砂體泥質(zhì)含量和斷裂與砂體接觸長度所反映，泥質(zhì)含量越小，斷裂與砂體接觸長度越大，輸導(dǎo)油氣所遇阻力越小，反之則越大。圖3為斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力與影響因素之間的關(guān)系，由圖可以定義斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力綜合評(píng)價(jià)指數(shù)

(2)

式中：H為砂體厚度，通過統(tǒng)計(jì)鉆井或地震反演結(jié)果得到；α為砂體傾角，可由地層傾角測(cè)井資料求得；Vsh為砂體中的泥質(zhì)含量，可由自然伽馬測(cè)井資料求取[24]。

由式(2)可以看出，Tc與斷裂和砂體接觸長度(Hcosα)、砂巖含量(1-Vsh)呈正比，其值越大，表明斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力越強(qiáng)，反之則越弱。

圖3 斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力與影響因素之間的關(guān)系

3.3 斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣的綜合判別方法

首先統(tǒng)計(jì)研究區(qū)已知斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣能力綜合評(píng)價(jià)指數(shù)Td和側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力綜合評(píng)價(jià)指數(shù)Tc； 然后統(tǒng)計(jì)砂體中油氣鉆探揭示的油氣柱高度，做Tc/Td與油氣柱高度之間的關(guān)系圖，確定砂體含油所需的最小Tc/Td值，將其作為斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣運(yùn)移所需的最小Tc/Td值； 再計(jì)算未知斷—砂配置的Tc/Td值，比較其與最小Tc/Td值的相對(duì)大小，便可以判別斷—砂配置是否側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣，即：如果斷—砂配置Tc/Td值大于其側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣運(yùn)移所需的最小Tc/Td值，即斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力就強(qiáng)于垂向輸導(dǎo)油氣能力，則斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣； 反之，則斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣。

4 實(shí)例應(yīng)用

本文以渤海灣盆地南堡凹陷7條油源斷裂為例，利用上述方法綜合判別東營組斷—砂配置是否側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣，并分析綜合判別結(jié)果與目前東營組油氣分布之間的關(guān)系，驗(yàn)證該方法在綜合判別斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣的可行性。

南堡凹陷是位于渤海灣盆地黃驊坳陷北部的 “北斷南超”型箕狀斷陷，該凹陷從下至上發(fā)育古近系孔店組、沙河街組、東營組，新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組及第四系。截止目前為止，南堡凹陷已在東營組發(fā)現(xiàn)了柳贊、高尚堡、老爺廟、南堡1號(hào)、南堡2號(hào)、南堡3號(hào)、南堡4號(hào)和南堡5號(hào)等油氣田(圖4)。油氣源對(duì)比結(jié)果表明，油氣主要來自下伏沙三段或沙一段～東三段源巖，屬于典型的“下生上儲(chǔ)”式生儲(chǔ)蓋組合。由于下伏沙三段或沙一段～東三段源巖與上覆東營組間被多套泥巖層分隔，沙三段或沙一段～東三段源巖生成的油氣只能通過Ⅴ型和Ⅵ型油源斷裂[14](圖5)向上覆東營組運(yùn)移。

選取其中7條油源斷裂(F5-2、F13-2、F13-3、F1-3、F4-10、F4-9和F4-48)，利用上述方法綜合判別其與東營組砂體配置是否側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣。由南堡凹陷東營組7條油源斷裂與油氣藏分布關(guān)系圖(圖4)可以看出，油源斷裂均分布在東營組油氣田內(nèi)或附近，對(duì)油氣田的形成具有控制作用。利用油氣田附近的探井(NP1-5、NP2-49、NP1-7、NP1等)，通過統(tǒng)計(jì)東營組已知67個(gè)斷—砂配置中砂體埋深、傾角、泥質(zhì)含量[24]和斷面傾角、斷層面任意一點(diǎn)處埋深、走向與區(qū)域主壓應(yīng)力方向之間夾角、斷層巖泥質(zhì)含量[23]，由式(1)和式(2)得到東營組67個(gè)斷—砂配置的Td和Tc值(表1)?？梢?，南堡凹陷東營組斷—砂配置的Td值為0.65×102～4.28×102，平均值為1.652×102，斷—砂配置的Tc值為0.67×102～26.38×102，平均值為5.583×102。由此得到Tc/Td值為0.25～27.00，平均值為4.579。通過統(tǒng)計(jì)斷—砂配置的油氣柱高度值Ho(表1)，發(fā)現(xiàn)67個(gè)斷—砂配置的Tc/Td值與Ho值具正相關(guān)關(guān)系(圖6)，即Tc/Td值越大，砂體內(nèi)Ho值越大，反之亦然。由南堡凹陷東營組斷—砂配置Tc/Td值與Ho值關(guān)系圖(圖6)可見，斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣所需的Tc/Td最小值為1，即： 當(dāng)Tc/Td值大于1時(shí)，斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力較垂向輸導(dǎo)油氣能力強(qiáng)，則斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣，有利于油氣在砂體中聚集成藏，油氣鉆探砂體為油層或油水同層；相反，如果Tc/Td值小于1時(shí)，斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣能力較側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力強(qiáng)，則斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣，不利于油氣在砂體中聚集成藏，油氣鉆探砂體為水層。

為了驗(yàn)證上述斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣綜合判別方法的可行性，選取NP1-5等井為后驗(yàn)井，綜合判別東營組11個(gè)未知斷—砂配置的油氣輸導(dǎo)情況(圖7、表2)。由NP1-5井東營組斷—砂配置輸導(dǎo)油氣能力評(píng)價(jià)指數(shù)(表2)可見： 1～6號(hào)和8號(hào)斷—砂配置的Tc/Td值均大于1，即斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣，有利于油氣在砂體中聚集成藏，油氣鉆探為油層或油水同層； 7號(hào)和9～11號(hào)斷—砂配置的Tc/Td值均小于1，即斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣，不利于油氣在砂體中聚集成藏，油氣鉆探為干層。該結(jié)果表明，利用文中方法判別南堡凹陷東營組斷—砂配置油氣輸導(dǎo)情況是可行的。

圖4 南堡凹陷東營組7條油源斷裂與油氣藏分布關(guān)系圖

圖5 南堡凹陷典型剖面斷裂系統(tǒng)劃分示意圖

砂體序號(hào)Z/mH/mα/(°)θ/(°)γ/(°)Vsh%SGR%TcTdTc/TdHo/m含油氣性12700.29.610.968.745.011.3579.928.361.048.077.81油層22713.413.310.968.745.016.8580.9510.860.9811.1013.20油層32731.617.010.968.745.020.0882.3213.340.9014.7915.20油層42762.78.310.968.745.025.9778.906.031.065.676.20油層52774.89.910.968.745.016.3765.338.131.744.678.60油層62814.62.710.968.745.021.3659.832.091.991.052.60油層72828.31.910.968.745.026.5645.891.372.670.510.00干層82845.07.510.968.745.023.0856.225.672.142.643.20油水同層92860.82.410.968.745.025.7544.621.752.700.650.00干層102885.02.310.968.745.024.6846.711.702.570.660.00干層112915.42.710.968.745.029.4445.441.872.610.720.00干層122992.64.09.550.045.057.5651.021.861.061.750.00水層133022.03.99.550.045.059.6832.631.721.441.190.00干層143091.12.69.550.045.051.7450.721.381.031.330.00水層153103.53.79.550.045.058.6148.591.681.071.560.00水層163120.43.79.550.045.060.3250.561.611.031.570.00水層173223.911.79.550.045.061.3956.974.950.865.722.73油水同層183258.04.09.550.045.025.5158.163.270.833.924.00油層193275.83.19.550.045.024.3160.682.570.783.313.00油層203289.85.39.550.045.028.2660.684.170.775.385.20油層213307.34.79.550.045.028.3662.843.690.735.074.50油層223317.814.19.550.045.018.6462.8412.570.7317.3314.10油層233348.08.29.550.045.018.4764.967.330.6810.808.20油層243374.54.09.550.045.016.9766.173.640.655.604.00油層253456.72.19.550.045.024.9842.301.731.081.600.00干層263489.01.19.550.045.024.7944.080.911.040.870.00干層272526.34.617.074.845.055.6845.921.954.280.460.00干層282548.04.917.074.845.013.6462.114.052.971.365.40油層292562.84.117.074.845.053.5045.671.824.230.430.00干層302592.36.417.074.845.014.6854.545.223.501.496.00油水同層312605.26.117.074.845.019.9059.354.673.121.504.60油水同層322623.03.817.074.845.015.0972.653.092.081.483.80油層332637.06.517.074.845.015.7068.115.242.422.178.20油層342649.58.017.074.845.014.7467.916.522.422.708.60油層352666.63.417.074.845.011.7764.352.872.671.074.20油層362684.04.617.074.845.013.2272.163.822.071.845.00油層372379.87.129.566.445.08.4870.255.661.553.647.20油層382390.024.029.566.445.08.1768.6519.181.6311.7624.60油層392415.08.529.566.445.06.8555.086.892.312.984.20油水同層402476.016.129.566.445.09.7971.1012.641.458.7115.60油層412495.013.329.566.445.08.8567.3210.551.636.4812.80油層422521.04.429.566.445.010.6474.453.421.262.723.60油層432512.02.029.566.445.016.0739.221.463.010.490.00干層442540.013.029.566.445.010.6478.7210.111.049.7012.00油層452559.014.029.566.445.010.6475.3710.891.209.1012.40油層462602.08.529.566.445.010.6467.736.611.544.298.60油層472624.016.529.566.445.010.6457.0512.832.046.319.60油水同層

續(xù)表1

圖6 南堡凹陷東營組斷—砂配置Tc/ Td值與Ho關(guān)系圖

砂地比斷—砂配置含油氣性Ho/mTc/Td斷—砂配置輸導(dǎo)油氣方向>20%1油層7.818.06側(cè)向2油層13.2011.10側(cè)向3油層15.2014.79側(cè)向4油層6.205.67側(cè)向5油層8.604.67側(cè)向6油層2.601.04側(cè)向7干層0.000.51垂向8油水同層3.202.64側(cè)向9干層0.000.64垂向10干層0.000.66垂向11干層0.000.71垂向

圖7 南堡1-5井東營組砂體位置及其油氣顯示分布圖

5 結(jié)束語

文中研究了斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣的綜合判別方法，得到以下認(rèn)識(shí)：

(1)在“下生上儲(chǔ)”式生儲(chǔ)蓋組合中，如果斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣能力強(qiáng)于垂向輸導(dǎo)油氣能力，則斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣，反之，則垂向輸導(dǎo)油氣。

(2)南堡凹陷東營組67個(gè)已知斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣所需的最小Tc/Td值為1。若Tc/Td大于1，則斷—砂配置側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣；反之，則斷—砂配置垂向輸導(dǎo)油氣。

需要指出，文中方法畢竟屬于初步嘗試，還存在諸多問題。如僅僅利用斷裂和砂體的傾角正弦值反映斷—砂配置垂向輸導(dǎo)運(yùn)移動(dòng)力和側(cè)向分流輸導(dǎo)油氣動(dòng)力的相對(duì)強(qiáng)弱是否可行，如何考慮地層剩余壓差的影響？斷裂伴生裂縫及誘導(dǎo)裂縫開啟程度除了受斷面壓力和區(qū)域主壓應(yīng)力大小的影響外，還受后期成巖膠結(jié)作用的影響，如何考慮后期成巖膠結(jié)作用的影響？這些問題均是目前認(rèn)識(shí)水平和研究手段暫時(shí)無法解決的，它們均會(huì)不同程度地影響文中方法的可行性，應(yīng)在今后不斷完善。