活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件及其研究方法

付 廣 展銘望

東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院

活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件及其研究方法

付 廣 展銘望

東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院

付廣等.活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件及其研究方法. 天然氣工業(yè)，2016, 36(10): 28-34.

關(guān)于斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件前人曾做過大量的研究和探討，但相關(guān)研究均未考慮斷裂帶內(nèi)部結(jié)構(gòu)特征對(duì)斷裂側(cè)向封閉性的影響，致使活動(dòng)期斷裂的側(cè)向封閉性少有被提及。為此，在斷裂帶填充物成分和結(jié)構(gòu)特征分析的基礎(chǔ)上，依據(jù)靜止期斷層巖側(cè)向封閉機(jī)理，對(duì)活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件及其研究方法進(jìn)行了探討，指出活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件應(yīng)是斷裂為反向且斷移地層以泥巖為主，才會(huì)形成斷裂帶填充物排替壓力大于或等于油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石的排替壓力，斷裂側(cè)向封閉。進(jìn)而通過比較斷裂帶填充物排替壓力與油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石排替壓力的相對(duì)大小，建立了一套活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉性的研究方法，并將其應(yīng)用于渤海灣盆地南堡凹陷南堡1號(hào)構(gòu)造F1、F2、F3這3條斷裂的側(cè)向封閉研究中。結(jié)論認(rèn)為：①在天然氣成藏期（新近系明化鎮(zhèn)組沉積晚期）F1、F2、F3這3條反向活動(dòng)斷裂斷裂帶的填充物以泥質(zhì)成分為主，且其排替壓力分別大于古近系東營(yíng)組一段（F1、F3）、新近系館陶組（F2）儲(chǔ)層巖石的排替壓力，在側(cè)向上對(duì)天然氣均是封閉的，有利于天然氣的聚集與保存；②分析結(jié)果與目前Np101井、Np1-2井、Np1井分別在東一段和館陶組和鉆獲工業(yè)氣流相吻合，表明將該方法用于活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉性研究是可行的。

活動(dòng)期 斷裂 側(cè)向封閉性 地質(zhì)條件 研究方法 斷裂帶填充物 儲(chǔ)集層 排替壓力 渤海灣盆地 南堡凹陷

油氣勘探實(shí)踐表明，含油氣盆地或凹陷內(nèi)常常發(fā)育大量的斷裂。這些斷裂對(duì)油氣成藏與分布起著重要的作用，其不僅是油氣運(yùn)移的輸導(dǎo)通道，而且還為油氣聚集提供了側(cè)向遮擋條件，使油氣在斷裂附近聚集分布[1-6]。然而，作為油氣聚集的側(cè)向遮擋物，斷裂的封閉性不僅表現(xiàn)在其靜止期，有時(shí)也會(huì)表現(xiàn)在其活動(dòng)期，那么活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件與靜止期是否一致，研究方法與靜止期又是否相同，上述等等問題是凹陷斷裂發(fā)育區(qū)油氣勘探的關(guān)鍵問題之一。關(guān)于斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件及其研究方法前人曾做過大量研究和探討，認(rèn)為靜止期斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件應(yīng)是斷層巖排替壓力大于或等于油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石的排替壓力，只要確定出斷層巖排替壓力和油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石排替壓力，便可以定量研究其側(cè)向封閉性［7-13］。但這些研究主要是以斷層巖成分入手對(duì)其側(cè)向封閉性進(jìn)行研究，而沒有考慮斷裂帶內(nèi)部結(jié)構(gòu)特征對(duì)斷裂側(cè)向封閉性的影響，認(rèn)為活動(dòng)期斷裂側(cè)向也是不封閉的，致使活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉性很少被提及，也就缺少針對(duì)活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉性的研究方法。

實(shí)際上，活動(dòng)期并非所有斷裂和同一條斷裂的所有部位在側(cè)向上均開啟，由于受斷裂帶填充物成分和結(jié)構(gòu)的影響，其側(cè)向封閉油氣能力雖沒有壓實(shí)成巖后的斷層巖封閉能力那么強(qiáng)，但也有一定封閉能力，可封閉一定數(shù)量的油氣，影響著油氣聚集分布規(guī)律[14-18]。能否正確認(rèn)識(shí)這一問題是凹陷斷裂發(fā)育區(qū)油氣勘探的關(guān)鍵。因此，開展對(duì)活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件及其研究方法的研究，對(duì)于正確認(rèn)識(shí)凹陷斷裂發(fā)育區(qū)油氣分布規(guī)律和指導(dǎo)油氣勘探均具有重要的意義。

1 活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件

斷裂活動(dòng)期間，伴生裂縫和誘導(dǎo)裂縫形成開啟，斷裂垂向開啟，是油氣垂向運(yùn)移的輸導(dǎo)通道，垂向不封閉這已經(jīng)是不爭(zhēng)的事實(shí)。那么活動(dòng)斷裂在側(cè)向上對(duì)油氣運(yùn)移是否起封閉作用，主要取決于斷裂帶填充物的成分，只有泥質(zhì)成分的斷裂帶填充物作為油氣側(cè)向運(yùn)移的遮擋物，其排替壓力才會(huì)大于或等于油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石的排替壓力，斷裂側(cè)向封閉，否則，斷裂側(cè)向不封閉（圖1）。而泥質(zhì)成分的斷裂帶填充物作為油氣側(cè)向運(yùn)移遮擋物的條件應(yīng)是斷裂為反向，且斷移地層以泥巖為主，因?yàn)閿嘁频貙右阅鄮r為主，破碎后進(jìn)入斷裂帶中的填充物才會(huì)以泥質(zhì)成分為主，否則以砂質(zhì)成分為主。只有反向斷裂下盤誘導(dǎo)裂縫帶不發(fā)育[19]，才會(huì)使泥質(zhì)成分?jǐn)嗔褞畛湮镏苯幼鳛檎趽跷铮纬蓚?cè)向封閉；否則以誘導(dǎo)裂縫帶作為遮擋物，斷裂無法形成側(cè)向封閉。

圖1 活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉條件示意圖

2 活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉性的研究方法

由上可知，只要確定出斷裂帶填充物排替壓力和油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石排替壓力，便可以根據(jù)二者的相對(duì)大小研究活動(dòng)期斷裂的側(cè)向封閉性。

2.1 斷裂帶填充物排替壓力確定

由于活動(dòng)期斷裂帶處于開啟狀態(tài)，所以其填充物并未開始?jí)簩?shí)成巖，相當(dāng)于沉積物，其對(duì)油氣側(cè)向運(yùn)移的封閉能力明顯較壓實(shí)成巖的斷層巖對(duì)油氣側(cè)向運(yùn)移的封閉能力要弱，因?yàn)槠渑盘鎵毫Υ笮〕讼駭鄬訋r排替壓力一樣應(yīng)主要受到其泥質(zhì)含量的影響外，雖然可在上覆沉積載荷重量的作用下壓緊，但未成巖，致使其排替壓力明顯要小于斷層巖的排替壓力[20-22]。按照本文參考文獻(xiàn)[23]中斷層巖排替壓力與其壓實(shí)成巖埋深和泥質(zhì)含量之間的正比關(guān)系，可以得到斷裂帶填充物排替壓力與其泥質(zhì)含量和埋深的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式（式1）。式中pdf表示斷裂帶填充物排替壓力，MPa；c、d表示與地區(qū)有關(guān)的常數(shù)； Rf表示斷裂帶填充物泥質(zhì)含量；Zf表示斷裂帶填充物埋深，m。

由式1可以看出，斷裂帶填充物埋深可以由鉆井和地震剖面直接讀取得到，斷裂帶填充物泥質(zhì)含量可根據(jù)斷裂斷距和被錯(cuò)斷巖層厚度、泥質(zhì)含量由式（2）[24]計(jì)算求得。式中n表示被斷裂錯(cuò)斷巖層層數(shù)；Hi表示被斷裂錯(cuò)斷第i層巖層厚度，m；Ri表示被斷裂錯(cuò)斷第i層巖石泥質(zhì)含量；L表示斷裂斷距，m。

只要確定出斷裂帶填充物排替壓力與其埋深和泥質(zhì)含量之間的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系（式1），便可以得到斷裂帶填充物排替壓力。由于受鉆井和取心的限制，無法用實(shí)際斷裂帶填充物直接測(cè)試其排替壓力，只能用物理模擬實(shí)驗(yàn)方法來間接得到式1的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式。

筆者將黏土和粉砂按照100∶0、80∶20、60∶40、40∶60、20∶80和0∶100比例分別進(jìn)行混合，模擬不同泥質(zhì)含量的斷裂帶填充物，將其倒入攪拌器中混合攪拌后，用霧化器對(duì)其進(jìn)行潤(rùn)濕，然后將黏土和粉砂混合物倒入模板中，用手動(dòng)壓力泵分別加1 MPa、5 MPa、10 MPa、15 MPa的壓力，以分別模擬100 m、500 m、1 000 m和1 500 m埋深條件下的斷裂帶填充物。最后取出經(jīng)壓緊得到的直徑2.5 cm的20塊樣品，放入恒溫箱中控制溫度40 ℃，待樣品烘干，便得到了不同泥質(zhì)含量和埋深斷裂帶填充物排替壓力測(cè)試樣品。將這些樣品進(jìn)行抽真空和飽和煤油處理，數(shù)天后取出，放入本文參考文獻(xiàn)[25]中的排替壓力測(cè)試裝置中，在常溫條件下對(duì)模擬得到的20塊斷裂帶填充物樣品進(jìn)行了排替壓力測(cè)試，其結(jié)果如表1所示。由圖2中可以看出，斷裂帶填充物排替壓力與其埋深、泥質(zhì)含量之間均為正比關(guān)系（式3），即隨著埋深和泥質(zhì)含量增大，排替壓力增大；反之則減小。這符合實(shí)際斷裂帶填充物與其埋深、泥質(zhì)含量之間的關(guān)系，故可認(rèn)為該實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)是可信的，其關(guān)系如式3所示。根據(jù)活動(dòng)期斷裂埋深和斷裂帶

填充物泥質(zhì)含量（假設(shè)不同地質(zhì)時(shí)期斷裂帶填充物泥質(zhì)含量不變），由式3便可計(jì)算得到斷裂活動(dòng)期斷裂帶填充物排替壓力值。

表1 物理模擬實(shí)驗(yàn)得到斷裂帶填充物實(shí)測(cè)排替壓力與其泥質(zhì)含量和深度之間關(guān)系表

圖2 物理模擬實(shí)驗(yàn)得到的斷裂帶填充物排替壓力與其埋深和泥質(zhì)含量關(guān)系圖

2.2 斷裂活動(dòng)油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層排替壓力確定

油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石排替壓力可以通過地層古厚度恢復(fù)方法[26]恢復(fù)斷裂活動(dòng)期油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層古埋深，在假設(shè)其內(nèi)泥質(zhì)含量不變的條件下，由本文參考文獻(xiàn)[27]中泥質(zhì)含量預(yù)測(cè)方法，利用自然伽馬測(cè)井資料預(yù)測(cè)油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石泥質(zhì)含量，將二者帶入研究區(qū)儲(chǔ)層巖石排替壓力與其壓實(shí)成巖埋深和泥質(zhì)含量之間經(jīng)驗(yàn)關(guān)系中，便可求得斷裂活動(dòng)期間油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石排替壓力。

2.3 活動(dòng)期斷裂的側(cè)向封閉性

如果斷裂帶填充物的排替壓力大于或等于油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石的排替壓力，活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉；反之則不封閉。

3 實(shí)例應(yīng)用

選取渤海灣盆地南堡凹陷南堡1號(hào)構(gòu)造F1、F2、F3這3條斷裂，利用上述方法分別研究3條斷裂在天然氣成藏期——新近系明化鎮(zhèn)組沉積晚期活動(dòng)對(duì)古近系東營(yíng)組一段（F1、F3）、新近系館陶組（F2）天然氣的側(cè)向封閉性，將分析結(jié)果與目前已發(fā)現(xiàn)的天然氣分布進(jìn)行比對(duì)，以驗(yàn)證該方法用于活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉性研究的可行性。

南堡1號(hào)構(gòu)造位于南部凹陷西南斜坡帶上，構(gòu)造形態(tài)總體上為一個(gè)發(fā)育在古潛山背景上被斷裂復(fù)雜化的披覆構(gòu)造，構(gòu)造走向北東向，被北東向及近南北向斷裂切割復(fù)雜化（圖3）。該構(gòu)造從下至上發(fā)育的地層有古近系的沙河街組、東營(yíng)組，新近系的館陶組、明化鎮(zhèn)組和第四系。東一段和館陶組是南堡1號(hào)構(gòu)造天然氣主要的產(chǎn)氣層位，目前已有多口井獲得了工業(yè)氣流（圖3）。

圖3 南堡1號(hào)構(gòu)造氣藏剖面示意圖

氣源對(duì)比結(jié)果表明，該區(qū)天然氣主要來自在下

伏沙三段或沙一段烴源巖，蓋層則為館三段火山巖和明下段泥巖。天然氣藏類型主要是反向斷裂遮擋氣藏，而遮擋天然氣的F1、F2、F3這3條斷裂在天然氣成藏期——明化鎮(zhèn)組沉積晚期[8]均為活動(dòng)斷裂，是其下伏沙三段或沙一段烴源巖生成的天然氣向上覆東一段和館陶組運(yùn)移的輸導(dǎo)斷裂，沙三段或沙一段烴源巖生成的天然氣在沿這3條輸導(dǎo)斷裂向東一段和館陶組運(yùn)移的過程中，由于受到館三段火山巖和明下段泥巖蓋層的阻擋，天然氣向東一段和館陶組儲(chǔ)層側(cè)向分流運(yùn)移。3條斷裂在活動(dòng)期能否封閉側(cè)向分流運(yùn)移的天然氣，對(duì)于南堡1號(hào)構(gòu)造東一段和館陶組天然氣能否成藏至關(guān)重要。

通過圖3中Np101井、Np1井和Np1-2井分別統(tǒng)計(jì)F1、F2、F3在儲(chǔ)層?xùn)|一段、館陶組和東一段的目前埋深（分別為2 449、2 153和2 446 m），減去3條斷裂在天然氣成藏期（明化鎮(zhèn)組沉積晚期）的埋深（分別為587、596和619 m），可以得到F1、F2、F3這3斷裂在明化鎮(zhèn)組沉積晚期的古埋深分別為1 862、1 557和1 827 m。根據(jù)F1、F2、F3在東一段、館陶組和東一段儲(chǔ)層內(nèi)斷距和被錯(cuò)斷地層厚度、泥質(zhì)含量，由式2對(duì)其在東一段、館陶組和東一段斷裂帶填充物泥質(zhì)含量分別進(jìn)行了計(jì)算，其結(jié)果分別為63%、61%、60%，表明斷移地層以泥巖為主，可成為斷裂側(cè)向封閉的遮擋物。再將F1、F2、F3在明化鎮(zhèn)組沉積晚期的古埋深和泥質(zhì)含量帶入式3中，便可以計(jì)算得到F1、F2、F3于明化鎮(zhèn)組沉積晚期在東一段、館陶組和東一段斷裂帶填充物的排替壓力分別為0.97 MPa、0.65 MPa和0.84 MPa。

由Np101井、Np1井和Np1-2井分別統(tǒng)計(jì)東一段、館陶組和東一段儲(chǔ)層現(xiàn)今壓實(shí)成巖埋深（因其上無明顯的地層抬升剝蝕，可用現(xiàn)今埋深代替，分別為2 449 m、2 153 m和2 446 m），減去其在明化鎮(zhèn)組沉積晚期至今的壓實(shí)成巖埋深（分別為587 m、596 m和619 m），可以得到其在明化鎮(zhèn)沉積晚期古壓實(shí)成巖埋深分別為1 862 m、1 557 m和1 827 m。東一段、館陶組和東一段儲(chǔ)層的泥質(zhì)含量可在假設(shè)各地質(zhì)時(shí)期不變的條件下，根據(jù)本文參考文獻(xiàn)[27]中的泥質(zhì)含量預(yù)測(cè)方法，利用這3口井的自然伽馬測(cè)井資料計(jì)算求得，其結(jié)果分別為37%、35%和36%，再由儲(chǔ)層巖石樣品實(shí)測(cè)排替壓力測(cè)試數(shù)據(jù)，整理得到儲(chǔ)層巖石排替壓力與其壓實(shí)成巖埋深和泥質(zhì)含量之間的關(guān)系（圖4、式4），由此計(jì)算得到在天然氣成藏期東一段、館陶組和東一段儲(chǔ)層巖石的古排替壓力分別為0.16 MPa、0.15 MPa和0.18 MPa。

圖4 南堡凹陷儲(chǔ)層巖石排替壓力與其壓實(shí)成巖埋深和泥質(zhì)含量之間關(guān)系圖

式中pds表示儲(chǔ)層巖石排替壓力，MPa； Rs表示儲(chǔ)層巖石泥質(zhì)含量；Zs表示儲(chǔ)層巖石埋深，m。

由此看出，F(xiàn)1、F2、F3這3條活動(dòng)斷裂在東一段、館陶組和東一段斷裂帶填充物排替壓力均大于儲(chǔ)層巖石古排替壓力，表明3條活動(dòng)斷裂在明化鎮(zhèn)組沉積晚期分別在側(cè)向上可對(duì)東一段、館陶組和東一段儲(chǔ)層中天然氣封閉，有利于天然氣的聚集成藏。目前鉆于南堡1號(hào)構(gòu)造的Np101井（東一段）、Np1井（館陶組）和Np1-2井（東一段）均獲得了工業(yè)氣流，可進(jìn)一步證實(shí)這一結(jié)論。

4 結(jié)論

1）活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉的地質(zhì)條件是斷裂為反向，且斷移地層以泥巖為主，才能使其排替壓力大于或等于其油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石的排替壓力，形成側(cè)向封閉。

2）通過比較斷裂活動(dòng)期填充物排替壓力與油氣運(yùn)移盤儲(chǔ)層巖石排替壓力的相對(duì)大小，建立了一套活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉性的研究方法,并將其應(yīng)用于南堡凹陷南堡1號(hào)構(gòu)造在天然氣成藏期—明化鎮(zhèn)組沉積晚期F1、F2、F3三條活動(dòng)斷裂對(duì)側(cè)向分流運(yùn)移天然氣的封閉性研究中，結(jié)果表明：F1、F2、F3這3條活動(dòng)斷裂帶填充物以泥質(zhì)含量為主，且其在明化鎮(zhèn)組沉積晚期排替壓力均大于東一段、館陶組和東一段儲(chǔ)層巖石的排替壓力，側(cè)向上均是封閉的，與目前Np101井、Np1-2井、Np1井分別在東一段和館陶組鉆獲工業(yè)氣流相吻合，表明該方法用于研究活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉性是可行的。

3）該方法尚有許多不足之處，如利用物理模擬實(shí)驗(yàn)方法來建立斷裂帶填充物排替壓力與其埋深和泥質(zhì)含量之間的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系，由于受實(shí)驗(yàn)條件的限制，物理模擬實(shí)驗(yàn)所獲得的這一關(guān)系式未必能代表地下

斷裂帶填充物排替壓力與其埋深和泥質(zhì)含量之間的關(guān)系，用其計(jì)算得到的斷裂帶填充物排替壓力與實(shí)際斷裂帶填充物的排替壓力必然會(huì)有一定誤差，可能給活動(dòng)期斷裂側(cè)向封閉性評(píng)價(jià)帶來風(fēng)險(xiǎn)。由此可以看出，該方法還不完善，還有待今后不斷完善和提高。

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（修改回稿日期 2016-05-06 編 輯 羅冬梅）

Geological conditions for lateral sealing of active faults and relevant research methods

Fu Guang, Zhan Mingwang
(College of Geosciences, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.28-34, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Many researchers worked a lot on geologic conditions for lateral sealing of faults, but none of their studies took the effect of internal structures of fault zones on the lateral sealing capacity of faults. Therefore, the lateral sealing of active faults has rarely been discussed. In this paper, based on the analysis of the composition and structure characteristics of fault fillings, the geological conditions for lateral sealing of active faults and relevant research method were discussed in reference to the lateral sealing mechanisms of inactive fault rocks. It is shown that, in order to satisfy geologically the lateral sealing of active faults, the faults should be antithetic and the faulted strata should be mainly composed of mudstone, so that the displacement pressure of fault fillings is higher than or equal to that of reservoir rocks in oil and gas migration block. Then, a research method for the lateral sealing of active faults was established by comparing the displacement pressure of fillings in the fault with that of reservoir rocks in oil and gas migration block. This method was applied to three antithetic faults (F1, F2 and F3) in No.1 structure of the Nanpu Sag, Bohai Bay Basin. As revealed, the fillings of these three active faults were mostly argillaceous at the stage of natural gas accumulation (the late stage of Neogene Minghuazhen Fm sedimentation), and their displacement pressures were higher than that of reservoir rocks in the first member of Paleogene Dongying Fm (F1 and F3) and the Neogene Guantao Fm (F2). Accordingly, they are laterally sealed for natural gas, which is conducive to the accumulation and preservation of natural gas. Industrial gas flow has been produced from the first member of Paleogene Dongying Fm in Well Np101, the Guantao Fm in Well Np1-2 and the first member of Paleogene Dongying Fm in Well Np1, which is in agreement with the analysis result. It is verified that this method is feasible for investigating the lateral sealing of active faults.

Active fault; Lateral sealing; Geological conditions; Research method; Fault filling; Reservoir; Displacement pressure; Bohai Bay Basin; Nanpu Sag

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.004

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“斷層巖水壓張裂漏油主控因素及張性破裂壓力預(yù)測(cè)”（編號(hào)：41372154）。

付廣，1962年生，教授，博士生導(dǎo)師；2006年畢業(yè)于原大慶石油學(xué)院并獲博士學(xué)位；主要從事油氣藏形成與保存方面的研究工作。地址：（163318）黑龍江省大慶市東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院。ORCID: 0000-0003-3760-9162。E-mail: fuguang2008@126.com