反向和順向斷裂側向封閉油氣的差異性研究

付 廣，郎 岳，胡欣蕾

（東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶163318）

反向和順向斷裂側向封閉油氣的差異性研究

付 廣，郎 岳，胡欣蕾

（東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶163318）

為了研究含油氣盆地中斷裂對油氣成藏與分布的控制作用，在斷裂側向封閉油氣機理及影響因素研究的基礎上，采用反向和順向斷裂特征對比的方法，對反向和順向斷裂側向封閉油氣的差異性進行了研究。結果表明，反向和順向斷裂側向封閉油氣的差異性主要有3個方面：①反向和順向斷裂與儲層對接的斷裂帶部位不同，反向斷裂與儲層對接的是滑動破碎帶，而順向斷裂與儲層對接的是誘導裂縫帶；②反向和順向斷裂側向封閉油氣的遮擋物不同，反向斷裂封閉油氣的遮擋物為泥巖，而順向斷裂封閉油氣的遮擋物為斷層巖；③反向和順向斷裂側向封閉油氣的能力不同，理論分析和實例均表明反向斷裂側向封閉油氣的能力較順向斷裂強。

反向斷裂；順向斷裂；斷裂帶；遮擋物；側向封閉；差異性

0 引言

隨著油氣勘探的持續(xù)進行，人們對斷裂在油氣運聚與成藏中所起作用的認識越來越深入。斷裂不僅是油氣運移的輸導通道，而且是油氣聚集的遮擋物，常使油氣聚集并分布于斷裂附近。然而，由于斷裂與地層之間產狀配置關系不同，油氣在不同類型斷裂附近的聚集與分布均存在差異。油氣勘探的大量實例［1-6］表明，反向斷裂附近油氣聚集數量明顯較順向斷裂附近多，尤其是在含油氣盆地的斜坡區(qū)，這種油氣分布現(xiàn)象更加明顯。為什么反向斷裂附近油氣較順向斷裂附近更富集？能否正確認識此現(xiàn)象，是目前含油氣盆地油氣勘探的關鍵。盡管前人對此現(xiàn)象曾做過大量嘗試性研究和探討，但這些研究主要是從斷層兩盤巖性對接［7-10］和斷層帶內部結構［11-13］等2個方面分別進行的闡述。這2種觀點雖然均能較合理地解釋反向斷裂附近油氣較順向斷裂附近更富集的原因，但反向和順向斷裂側向封閉油氣在機理上有何不同和在能力上到底有多大差異，上述2種研究均未給出確定答案，僅是從某一側面進行的研究，這無疑不利于含油氣盆地斷裂控藏作用研究的深入。因此，筆者在總結前人研究成果的基礎上，開展反向和順向斷裂側向封閉油氣的差異性研究，對正確認識含油氣盆地油氣成藏規(guī)律和豐富斷裂控藏理論均具有一定的意義。

1 與儲層對接的斷裂帶部位的差異性

圖1 斷裂帶內部結構分帶示意圖①滑動破碎帶寬度；②誘導裂縫帶寬度；③斷裂帶寬度Fig.1 Schematic diagram of internal structure of fault zone

由于斷層與地層之間產狀配置關系不同，以及油氣運移盤儲層巖性各異，均造成反向和順向斷裂對油氣側向封閉作用具有差異性。野外觀察結果表明，不管是反向斷裂，還是順向斷裂，斷層兩盤之間均發(fā)育斷裂帶。通常情況下，斷裂帶可由滑動破碎帶和誘導裂縫帶兩部分組成，其中滑動破碎帶位于斷裂帶的中心部位，由一系列復雜的、成組的、交叉排列的斷裂滑動面和相應的斷層體構成（圖1），其內斷層巖和伴生裂縫發(fā)育［14］。誘導裂縫帶分布于滑動破碎帶兩側的有限區(qū)域內，發(fā)育低級別和多次序裂縫，它們縱橫交錯分布［14］。實際上，斷裂內部結構十分復雜，圖1僅僅是一個簡化的斷裂帶內部結構。通常情況下任何一條斷裂其滑動破碎帶均較發(fā)育，但不同斷裂其滑動破碎帶的發(fā)育程度不相同，主要受斷裂活動強度和被錯斷地層壓實成巖作用大小的影響。斷裂活動強度越大，被錯斷地層壓實成巖作用程度越高，滑動破碎帶越發(fā)育；反之，則不太發(fā)育［15］。斷裂兩側的誘導裂縫帶是否發(fā)育則取決于被斷裂錯斷兩盤地層巖石的脆塑性特征和斷裂兩盤相對活動特征。如果斷裂兩盤地層以砂巖為主，脆性強，誘導裂縫發(fā)育；相反，如果斷裂兩盤地層以泥巖為主，塑性強，誘導裂縫不發(fā)育［15］。在斷裂活動過程中，斷裂兩盤的活動特征也不盡相同。通常情況下，斷裂上盤為斷裂活動的主動盤，誘導裂縫帶相對發(fā)育，而下盤為被動盤，誘導裂縫帶相對不發(fā)育。從秦皇島雞冠山長龍山組野外斷層的觀測研究［16］結果（圖2）可以看出，斷層上盤裂縫密度明顯大于下盤，這充分證實斷層上盤誘導裂縫帶較下盤發(fā)育。正是這一差異，使油氣運移盤儲層與反向斷裂對接的部位是下盤滑動破碎帶，斷層側向封閉性相對較好［17］，有利于油氣的聚集與分布，而順向斷裂油氣運移盤儲層與斷裂對接的部位則是上盤誘導裂縫帶，斷層側向封閉性相對較差，不利于油氣的聚集與分布（圖3）。從圖3可以看出，從對接的斷裂帶部位來看，反向斷裂較順向斷裂更有利于油氣側向聚集與分布。

2 油氣側向封閉遮擋物的差異性

斷裂在側向上能否形成封閉主要取決于斷層巖排替壓力與油氣運移盤儲層巖石排替壓力的相對大小。斷層巖排替壓力大于或等于油氣運移盤儲層巖石排替壓力，斷層側向封閉；反之，斷層側向不封閉（圖4）。

圖4 斷層側向封閉機理示意圖Fig.4 Schematic diagram of fault lateral sealing mechanism

油氣之所以會在斷裂附近聚集與分布，是因為斷裂對油氣的聚集起到了側向封閉作用。然而，由于斷裂與地層之間產狀配置關系不同，其對油氣側向封閉起作用的遮擋物也不同。從圖5（a）可以看出，反向斷裂下盤砂體通常與上盤對接的是泥巖層，可形成對接型封閉［17］。雖然此種情況下斷層兩盤之間也發(fā)育斷層巖，但由于泥巖層在斷裂活動過程中的拖拽作用或泥質填充作用［18］，使上、下兩盤泥巖層在斷裂帶處未完全斷開，仍連續(xù)分布或斷開卻以泥質填充為主。與反向斷裂下盤砂體直接對接的是斷層巖，其成分主要來自斷層兩盤巖石，既有砂質成分又有泥質成分，泥質含量明顯較泥巖層低［參見圖2（a）］。正是由于這一原因，斷層巖側向封閉油氣的能力明顯弱于泥巖層［19］，如海拉爾盆地貝爾凹陷呼和諾仁構造帶的B29號斷層，它是呼和諾仁斷鼻構造上的一條同生正斷層，呈NE向展布，斷層面西傾，與下盤南屯組儲層呈反向遮擋關系（圖6），使上盤大磨拐河組大一和大二段厚度較大的泥巖蓋層與下盤南屯組儲層對接。B29號斷裂在南屯組①～⑤號儲層內斷層巖的排替壓力是利用埋深和泥質含量計算得到的［20］，其值為0.114～0.233 MPa，而與之相同深度的大一和大二段泥巖蓋層的排替壓力是根據斷層巖埋深、傾角和活動時期等計算得到的，其值為0.74～0.83 MPa，前者明顯小于后者。目前，油氣鉆探所揭示的①～③及⑥號儲層的油柱高度分別為40 m，40 m，36 m和28 m，而斷層巖所能封閉的油柱高度分別為38.2 m，39.3 m，37.1 m和34.5 m，均略小于泥巖蓋層所能封閉的油柱高度。對接盤大一和大二段泥巖蓋層所能封閉的油柱高度分別為466.7 m，473.3 m，473.3 m和455.3 m，遠大于實際油柱高度。這表明真正對南屯組油氣起封閉作用的是對接盤大一和大二段泥巖蓋層，而不是斷層巖。這個實例說明反向斷裂側向封閉油氣的遮擋物是上盤泥巖層，而不是斷層巖。斷層巖雖然有一定的側向封閉油氣的能力，但僅能起到假蓋層的作用［19］。

圖5 不同傾向斷裂側向封閉油氣類型示意圖Fig.5 Schematic diagram of lateral sealing oil-gas types in different inclination faults

圖6 貝爾凹陷呼和—7號構造油藏剖面及斷層側向封閉性評價圖Fig.6 Section of oil reservoirs and evaluation of lateral sealing of fault of Huhe 7 structure in Bei’er Depression

從圖5（b）可以看出，順向斷裂上盤砂體通常情況下不能與下盤上升的泥巖層形成對接，不能形成對接型封閉。順向斷裂對側向運移的油氣形成封閉主要靠的是斷層巖。只有斷層巖排替壓力大于油氣運移盤儲層巖石排替壓力時，順向斷裂側向才能封閉油氣，否則油氣將沿斷層巖發(fā)生垂向運移并散失或穿越斷層巖向下盤砂體發(fā)生側向運移并散失，順向斷裂側向不具備封閉油氣的能力。如上述貝爾凹陷呼和諾仁構造帶B29號斷裂下盤南屯組與斷裂對接的①～⑨號儲層巖石的排替壓力為0.115～0.132 MPa，小于相同埋藏深度斷層巖的排替壓力（0.114～0.233 MPa）。如果B29號斷裂下盤南屯組儲層對接的不是大一和大二段泥巖蓋層而是相同埋深的儲層，那么對接處的儲層不能對下盤南屯組儲層形成側向封閉。由此可知，順向斷裂側向封閉油氣的遮擋物為斷層巖。

3 側向封閉油氣能力的差異性

反向和順向斷裂側向封閉油氣的遮擋物明顯不同，這就造成二者封閉油氣的能力明顯不同。

3.1 理論上的差異性

反向斷裂主要依靠上盤泥巖封閉其下盤側向運移來的油氣，而順向斷裂則主要依靠斷層巖封閉上盤側向運移來的油氣。由于相同埋深條件下泥巖和斷層巖封閉油氣的能力不同，所以造成反向和順向斷裂側向封閉油氣的能力存在差異。

無論是泥巖還是斷層巖，其封閉油氣能力的強弱主要取決于其排替壓力的大小。排替壓力越大，封閉油氣的能力越強；反之則越弱［21］。

巖石排替壓力主要受其壓實成巖埋深（若上覆不存在地層剝蝕即可用現(xiàn)今埋深表示）和成分（可用泥質含量表示）的影響。泥質含量越高，埋藏深度越大，沉積巖石的排替壓力越大；反之則越?。?1］。其經驗關系式為

式中：Pd為沉積巖石排替壓力，MPa；Z為沉積巖石埋深，m；Vsh為沉積巖石的泥質質量分數，小數；a和b分別為與地區(qū)有關的常數，無量綱。

對于泥巖排替壓力，由于其泥質含量相對較高，排替壓力相對較大，可利用自然伽馬測井資料，由文獻［22］中“地層巖石泥質含量”的方法計算其泥質含量。將其與埋深代入式（1）便可計算得到泥巖的排替壓力

式中：Pdm為泥巖排替壓力，MPa；Zm為泥巖埋深，m；Vshm為泥巖中的泥質質量分數，小數。

對于與泥巖相同埋深條件的斷層巖的排替壓力，可將斷裂視為后期活動形成的一個沿斷層面傾置于沉積地層之間由斷層巖構成的地層，也可按照上述的計算方法來計算斷層巖的排替壓力，即按照文獻［23］中“斷層巖壓實成巖埋深和泥質含量的計算方法”可以計算出斷層巖的壓實成巖埋深和泥質含量

式（3）～（4）中：Zf為斷層巖壓實成巖埋深，m；Z斷為斷層巖目前埋深，m；θ為斷層傾角，（°）；T斷為斷層巖壓實成巖作用時間，Ma；T泥為與斷層巖具有相同埋深的泥巖的壓實成巖作用時間，Ma；ρr為沉積巖平均密度，g/cm3；ρw為地層水密度，g/cm3；SGR為斷層巖泥質質量分數，小數；hi為被斷裂錯斷第i層巖層厚度，m；Vshi為被斷裂錯斷第i層泥質質量分數，小數；n為被斷裂錯斷巖層數，無量綱；L為垂直斷距，m。

由式（3）和式（4）便可以計算出斷層巖的排替壓力

式中：Pdf為斷層巖排替壓力，MPa。

由于斷裂停止活動時，斷層巖開始壓實成巖作用，其時間遠遠晚于與其具有相同埋深泥巖的壓實成巖作用時間，即T斷遠遠小于T泥，而cosθ又小于1，所以可得斷層巖的壓實成巖埋深Zf應小于相同埋深條件下泥巖的壓實成巖埋深Zm；又由于通常情況下，斷層巖中的泥質成分來自斷層兩盤巖石，斷層兩盤巖石既有泥巖，又有砂巖，因此使得斷層巖泥質含量通常小于其兩盤純泥巖的泥質含量。綜上所述，在相同埋深條件下，Pdm應大于Pdf，即泥巖側向封閉油氣能力應強于斷層巖。這從理論上說明了反向斷裂側向封閉油氣的能力應強于順向斷裂。

3.2 實例上的差異性

為了驗證上述理論分析的正確性，筆者選取渤海灣盆地歧口凹陷板橋反向斷裂，利用上述方法求取與板橋斷裂下盤沙一段上亞段砂體對接的泥巖排替壓力和與其具有相同埋深的斷層巖排替壓力，并用其分別代表反向斷裂和順向斷裂側向封閉油氣的能力。通過比較二者的相對大小，定量闡述二者側向封閉油氣的能力的差異性。

圖7 歧口凹陷板橋斷裂構造帶示意圖Fig.7 Schematic diagram of Banqiao tectonic belt of Qikou Depression

圖8 歧口凹陷板橋斷裂與沙一段泥巖對接封閉示意圖為沙一段上亞段；為沙一段中亞段Fig.8 Schematic diagram of butt-type sealing of Banqiao fault and mudstone of the first member of Shahejie Formation in Qikou Depression

板橋斷裂位于歧口凹陷板橋斷裂帶中部（圖7），與主要目的層（古近系沙河街組）傾向為反向關系（圖8），油氣主要富集于斷裂下盤，呈2個區(qū)域分布。板橋斷裂明顯破壞了沙一段中亞段區(qū)域性蓋層，但并未將其完全錯開，使下盤沙一段上亞段的頂部儲層與上盤沙一段中亞段泥巖蓋層對接，形成對接型側向封閉。下盤沙一段上亞段的底部儲層與上盤沙一段上亞段的頂部儲層對接，形成斷層巖側向封閉（參見圖6）。

按照上述泥巖和斷層巖排替壓力的求取方法，由文獻［24］中參數的確定方法，對板橋斷裂在不同測線處（參見圖7）上盤沙一段中亞段泥巖蓋層的排替壓力和相同埋深的斷層巖排替壓力進行了計算，結果如表1所列。從表1可以看出，在相同埋深條件下，泥巖的排替壓力遠遠大于斷層巖，前者是后者的25.5～43.5倍。此實例分析結果充分說明反向斷裂側向封閉油氣的能力明顯強于順向斷裂。

表1 板橋斷裂在不同測線處斷層巖與相同埋深沙一段中部泥巖排替壓力對比Table1 Comparison of the displacement pressure of fault-rock and central mudstone of the first member of Shahejie Formation at the same depth in different measuring lines in Banqiao fault

4 結論

（1）反向和順向斷裂與儲層對接的斷裂帶部位存在差異：反向斷裂與儲層對接的是滑動破碎帶，而順向斷裂與儲層對接的是誘導裂縫帶。

（2）反向和順向斷裂側向封閉油氣的遮擋物存在差異：反向斷裂側向封閉油氣的遮擋物為對接盤泥巖，順向斷裂側向封閉油氣的遮擋物為斷層巖。

（3）反向和順向斷裂側向封閉油氣的能力存在差異：反向斷裂側向封閉油氣的能力明顯較順向斷裂強。

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（本文編輯：李在光）

圖版Ⅱ

（本文編輯：于惠宇）

Research on differences of lateral sealing between transoid fault and cisoid fault

FU Guang，LANG Yue，HU Xinlei
（College of Earth Sciences，Northeast Petroleum University，Daqing 163318，Heilongjiang，China）

In order to study the controlling of faults to oil-gas accumulation and distribution in oil-gas-bearing basin，based on the study of lateral sealing mechanism of fault and its influencing factors，the differences of lateral sealing between transoid fault and cisoid fault were studied by analyzing the sealing characteristics between transoid and cisoid fault.The result shows that the differences of lateral sealing between transoid fault and cisoid fault are mainly showed in the following three aspects:①the place of fault zone connected transoid fault and cisoid fault with reservoir is different，the sliding crush zone of transoid fault connects with reservoir，while the induced fracture zone of cisoid fault connects with reservoir;②the lateral sealing objects of transoid and cisoid fault is different，the lateral sealing object of transoid fault is mudstone of the other block，while lateral sealing object of cisoid fault is fault-rock;③the lateral oil-gas sealing capacity of transoid fault is different from that of cisoid fault,and theoretical and actual example research all show that the lateral oil-gas sealing capacity of transoid fault is stronger than that of cisoid fault.

transoid faults；cisoid faults；fault zone；lateral sealingobjects；lateral sealing；differences

TE121

A

1673-8926（2014）06-0028-06

2014-02-15；

2014-06-13

國家自然科學基金項目“油源斷裂轉換帶優(yōu)勢輸導運移油氣條件研究”（編號：41372153）資助

付廣（1962-），男，博士，教授，主要從事油氣藏形成與保存方面的教學與科研工作。地址：（163318）黑龍江省大慶市高新技術開發(fā)區(qū)發(fā)展路199號東北石油大學地球科學學院。電話：（0459）6504024。E-mail：fuguang2008@126.com。