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    油氣優(yōu)勢運移方向分析
    ——以渤海東部新近系為例

    2018-01-12 03:23:32張宏國
    海洋石油 2017年4期
    關(guān)鍵詞:渤海運移斷裂帶

    曾 萱,張宏國

    (中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津 300459)

    渤海東部海域面積約9 000 km2,探井約90余口,在渤海油田范圍內(nèi)屬于勘探程度較低的區(qū)域之一。研究區(qū)斷裂體系以NNE、NE向為主,主干斷裂在深層以線性連續(xù)展布為主,在淺層表現(xiàn)為次級斷裂成雁列式或平行式展布,斷裂性質(zhì)以走滑、伸展及走滑—伸展疊加為主[1-2]。除蓬萊9-1花崗巖潛山油田之外,渤海東部已發(fā)現(xiàn)的油氣藏大多分布在新近系,儲量占比超過了70%,展現(xiàn)了良好的成藏潛力。由于新近系與古近系烴源巖不直接接觸,斷層控制了油氣垂向上的優(yōu)勢運移方向[3-4],因此斷裂的精細(xì)研究具有重要的成藏意義。

    斷裂控藏的研究由來已久,主要是針對油氣沿斷裂的垂向運移作用的重要性。斷裂的活動性、斷裂活動時期與主要生排烴期的匹配、斷裂活動強度與區(qū)域蓋層的配置等是渤海中東部地區(qū)斷裂控藏早期研究的主要內(nèi)容[5-7]。隨著研究的深入,斷裂的輸導(dǎo)性和封堵性的“兩面性”特征逐漸引起地質(zhì)學(xué)家的重視,斷裂帶是由不同變形和物性特征的結(jié)構(gòu)單元組成的復(fù)雜三維地質(zhì)體[8-9]。渤海東部處于勘探早期,缺少對運移斷裂的精細(xì)刻畫,油氣宏觀優(yōu)勢運移路徑等方面還認(rèn)識不清,有利成藏區(qū)帶中高豐度斷塊的預(yù)測更是無從談起。本次研究首先從運移斷裂的識別入手,在明確斷裂帶內(nèi)部結(jié)構(gòu)差異控制封堵性的基礎(chǔ)之上,通過多因素的模糊評價分析明確油氣有利的聚集區(qū)帶,并開展斷層面與地層配置的精細(xì)研究來確定油氣高豐度斷塊。

    1 渤海東部地質(zhì)概況

    渤海東部主要是指渤海灣渤中坳陷東部,由渤東凹陷、渤東低凸起、廟西凸起、廟西凹陷等不同構(gòu)造單元組成。研究區(qū)發(fā)育郯城—廬江斷裂帶與張家口—蓬萊斷裂帶等兩大斷裂體系,其中郯廬斷裂帶及其分支走滑南北向貫穿研究區(qū),形成的斷裂體系以NE向、NNE向走向為主的構(gòu)造格局[10](圖1a)。渤東凹陷已經(jīng)證實的烴源巖主要包括古近系的東營組、沙河街組,其中沙河街組為主力烴源巖層系[11]。現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)的油氣藏主要分布在潛山與新近系,其中新近系儲蓋組合良好(圖1b),館陶組和明下段均有規(guī)模性發(fā)現(xiàn),展現(xiàn)出良好勘探前景。由于研究區(qū)長期處于中外合作期,勘探程度較低,缺少油氣優(yōu)勢聚集區(qū)帶與高豐度斷塊的分析,影響了新近系勘探的進(jìn)程。

    圖1 渤海東部地質(zhì)略圖

    2 渤海東部運移斷裂的識別

    渤海東部新近系成藏存在近源與遠(yuǎn)源兩種成藏模式,近源成藏模式為“烴源巖—斷層—圈閉”,遠(yuǎn)源成藏模式為“輸導(dǎo)脊—斷層—圈閉”。在兩種模式中,斷層的運移條件研究成藏的關(guān)鍵,而主力運移斷裂的厘清對于明確油氣優(yōu)勢運移方向至關(guān)重要。本次主要從斷裂規(guī)模、斷裂活動期與烴源巖接觸程度、斷層活動性及斷裂內(nèi)部結(jié)構(gòu)等方面開展分析。

    2.1 斷裂體系的分析

    影響渤海東部構(gòu)造演化的主要區(qū)域性大斷裂是NNE向的郯城—廬江斷裂帶和NWW向的張家口—蓬萊斷裂帶,兩條區(qū)域性斷裂帶形成了共軛剪切力,共同影響著研究區(qū)的構(gòu)造演化[12]。郯城—廬江斷裂帶是控制研究區(qū)斷裂發(fā)育的關(guān)鍵,形成了以平行主走滑方向(NNE向)為主的主干斷裂帶,以及NE走向的走滑派生斷裂帶,NWW向的張家口—蓬萊斷裂帶只在蓬萊3構(gòu)造區(qū)有所顯現(xiàn)(圖1a)。

    其中,NNE向斷裂體系包括中央走滑斷裂、渤東1號、渤東2號、斷階1號、斷階2號斷裂等;NE向斷裂體系包括長興島斷裂、渤東3號、廟西1號、廟西2號等斷裂;NWW向斷裂體系包括蓬萊3走滑斷裂。

    根據(jù)分割構(gòu)造單元或控制構(gòu)造帶形成,橫向、垂向延伸距離以及活動性強度,將主力油源斷層分為三級。其中一級斷裂5條,發(fā)育規(guī)模大,分別是中央走滑斷裂、渤東1號斷裂、渤東2號斷裂、長興島斷裂、渤東3號斷裂;二級斷裂3條,規(guī)模較大,分別是蓬萊3走滑斷裂、廟西1號斷裂、廟西2號斷裂;三級斷裂2條,規(guī)模較小,分別是斷階1號斷裂和斷階2號斷裂。

    2.2 主力運移斷裂的識別

    在晚期成藏的大背景下,斷裂晚期活動性與主力烴源巖生、排烴期的匹配是新近系成藏的關(guān)鍵,另外斷裂內(nèi)部結(jié)構(gòu)的不同,擔(dān)當(dāng)油氣運移路徑的誘導(dǎo)裂縫與滑動裂縫發(fā)育存在差異,油氣垂向運移量也有所不同。晚期活動性越強,與烴源巖生、排烴時期耦合越好,油氣垂向運移動力越足,一元型結(jié)構(gòu)有利于橫向和垂向運移,而二元、三元型的斷裂結(jié)構(gòu)相對有利于油氣垂向運移[13]。例如,渤東3號斷層(F3)為長期活動斷層,新近系深度段對應(yīng)二元斷裂結(jié)構(gòu),與古近系烴源巖接觸面積大,晚期活動性較強,為主力運移斷層(圖2)?;谏鲜龇矫鎸Σ澈|部地區(qū)的運移斷裂進(jìn)行了綜合評價,結(jié)果表明:渤東1號斷裂、渤東3號斷裂、廟西1號斷裂、長興島斷裂為好的運移斷裂,渤東2號斷裂、廟西2號斷裂、中央走滑斷裂、斷階 2號斷裂為中等運移斷裂,斷階1號斷裂、蓬萊3走滑斷裂為差運移斷裂(表1)。

    圖2 渤海東部構(gòu)造構(gòu)架剖面圖(地震剖面位置見圖1)

    3 有利成藏區(qū)帶分析

    3.1 斷裂垂向封閉機(jī)理

    斷裂的垂向輸導(dǎo)性與封堵性是相輔相成的,對于油氣的輸導(dǎo)作用與封堵作用最終取決于斷裂帶內(nèi)部與目的層系內(nèi)排替壓力大小的差異[14],但是斷裂結(jié)構(gòu)單元的差異是導(dǎo)致斷裂側(cè)封或運移的關(guān)鍵。斷裂主要包括誘導(dǎo)裂縫帶(induced fracture zone,IFZ)、滑動破碎帶(slip fractured zone, SFZ)、斷層巖(fault core, FC)等三種結(jié)構(gòu)單元。以LD16-X-1井為例,其鉆遇斷點深度約為2 050 m(圖3a),結(jié)合該井測井曲線特征將鉆遇斷裂內(nèi)部結(jié)構(gòu)劃分為上下兩盤的誘導(dǎo)裂縫帶和中間的滑動破碎帶,其中誘導(dǎo)裂縫帶在測井曲線上特征表現(xiàn)為聲波時差曲線產(chǎn)生周波跳躍或聲波時差的增大,密度測井值整體偏小,且曲線呈現(xiàn)為窄尖峰狀,電阻率測井曲線一般顯示為視電阻率低值,補償中子測井值偏大等特征;滑動破碎帶在測井曲線上的特征表現(xiàn)為聲波時差值偏小,且穩(wěn)定,聲波時差值偏小,且穩(wěn)定,密度測井值偏大等特征(圖3b)。

    表1 主力運移斷裂的識別表

    圖3 LD16-X-1井鉆遇斷層處的測井響應(yīng)

    不同的斷裂帶結(jié)構(gòu)形成不同的斷裂帶物性,從而對油氣運移與封堵的影響也不同。由于研究區(qū)鉆遇斷裂帶的鉆井很少,難以直接對斷裂帶內(nèi)部結(jié)構(gòu)進(jìn)行判識。同為渤海灣盆地的濟(jì)陽坳陷斷裂帶結(jié)構(gòu)研究表明,斷裂的活動強度、斷點在目的層系埋深、巖性匹配等地質(zhì)條件均影響斷裂帶內(nèi)部結(jié)構(gòu)。據(jù)此,研究區(qū)斷裂帶分為一元、二元、三元型四種結(jié)構(gòu)模式。

    3.1.1 一元型結(jié)構(gòu)模式

    誘導(dǎo)裂縫帶一元型:斷裂發(fā)育初期,發(fā)育在脆性地層中,地層受力較小,滑動破碎帶不發(fā)育,使得斷裂帶內(nèi)部僅發(fā)育大量連通性較好的微裂隙,這為油氣垂向運移提供了通道(圖4a)。

    滑動破碎帶一元型:斷裂一般發(fā)育在塑性地層中,當(dāng)形成主破裂面之后,斷裂順著這個面產(chǎn)生滑距,形成主滑動面。這種情況使得整個斷裂帶呈垂向和側(cè)向封堵狀態(tài)(圖4b)。

    3.1.2 二元型結(jié)構(gòu)模式

    該模式一般是斷裂兩盤巖性存在著差異性,主動盤通常發(fā)育誘導(dǎo)裂縫帶,斷裂中心為滑動破碎帶。由于滑動破碎帶(面)的差滲透性和誘導(dǎo)裂縫帶的高滲透性,整個斷裂帶對油氣呈現(xiàn)對垂向輸導(dǎo)、側(cè)向封堵的狀態(tài)(圖4c)。

    圖4 一元、二元型斷裂結(jié)構(gòu)模式與油氣運聚關(guān)系

    3.1.3 三元型結(jié)構(gòu)模式

    該模式一般出現(xiàn)在斷裂發(fā)育的成熟期,內(nèi)部結(jié)構(gòu)完整。但是由于各結(jié)構(gòu)組分的孔、滲差異明顯,以及滑動破碎帶是否閉合(或被泥質(zhì)充填、礦物膠結(jié)),使得整個斷裂帶對油氣存在輸導(dǎo)、封堵的差異。斷裂帶三元型結(jié)構(gòu)發(fā)育且滑動破碎帶未閉合的情況下,滑動破碎帶拉開的優(yōu)勢裂隙、斷裂空腔在整個斷裂帶中孔、滲性最好,是油氣運移的優(yōu)勢通道(圖5a)。當(dāng)滑動破碎帶被泥質(zhì)充填或后期礦物膠結(jié)時,滑動破碎帶的優(yōu)勢空間被封堵,滑動破碎帶對油氣起封堵作用,而誘導(dǎo)裂縫帶對油氣主要起垂向輸導(dǎo)作用(圖5b),當(dāng)誘導(dǎo)裂縫被充填膠結(jié),則整個斷裂帶對油氣起封堵作用(圖5c)。

    圖5 三元型斷裂結(jié)構(gòu)模式與油氣運聚關(guān)系

    3.2 斷裂封堵性模糊綜合評價

    渤海東部主要斷裂一般埋深在1 000~3 000 m之間,斷距介于100~300 m左右,大多數(shù)屬于二元或三元型斷裂結(jié)構(gòu)。研究表明,斷裂內(nèi)部結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性與影響斷裂側(cè)封性的因素種類呈正相關(guān)的關(guān)系(《渤東構(gòu)造演化、成因機(jī)制及油氣成藏主控因素》,內(nèi)部資料)。單一因素評價研究區(qū)斷裂的封閉性是不全面的,而是與斷裂兩側(cè)巖性配置、泥巖涂抹、斷面壓力等多種因素相關(guān)[15]。此次采用模糊數(shù)學(xué)的方法,將各種影響因素綜合起來考慮,以便對研究區(qū)的斷裂封堵性做出較客觀評價。

    此次斷裂封堵性模糊綜合評價中主要考慮了巖性配置、斷裂泥比率、斷裂性質(zhì)、斷面正壓力大小和斷裂兩側(cè)巖層產(chǎn)狀配置關(guān)系等5種因素(U1~U5)。使用離散隸屬函數(shù)來確定各因素的隸屬度并建立了單因素評價矩陣,各單因素隸屬度主要依據(jù)對已發(fā)現(xiàn)油藏的單因素值的概率統(tǒng)計值確定(表2)。

    表2 渤東凹陷主要斷裂封閉性單因素隸屬度評價表

    研究表明各種因素對斷裂封閉性的奉獻(xiàn)值由大到小依次為斷面正壓力→斷面巖性配置、泥巖涂抹→斷面力學(xué)性質(zhì)→產(chǎn)狀配置。根據(jù)前人研究成果并結(jié)合本區(qū)實際情況,本次采用了專家調(diào)查法確定了上述5個評價因素的權(quán)重系數(shù)。計算模型則選取使用了加權(quán)平均法,因為各因素對斷裂封堵性均影響較大,該模型平均了每種因素的權(quán)重。評價標(biāo)準(zhǔn)為:>0.7時,封堵性好;0.6~0.7,封堵較好;0.5~0.6,封堵中等;0.4~0.5,封堵較差;<0.4,封堵性差。根據(jù)以上方法對主要斷裂在新近紀(jì)封堵性模糊評價(圖6),結(jié)果表明多數(shù)斷層具有一定封堵性,其中渤東凹陷北側(cè)的蓬萊3走滑斷裂帶封堵性較好,阻礙了油氣的運移;渤東3號斷裂、廟西1號斷裂顯示出封堵性較差,油氣從渤東凹陷或者廟西凹陷北洼運至廟西北凸起成藏。

    研究區(qū)新近系形成了大量的斷塊及斷鼻型圈閉,其中規(guī)模較大的斷裂斷至烴源巖層系或者斷至潛山不整合面,為油氣垂向運移提供了通道。結(jié)合斷層運移與封閉性分析,劃分油氣有利的匯聚區(qū)帶(圖6)。從平面上看,封閉性較差的斷層在新近系運移能力較強,其中渤東低凸起北段(渤東1號斷裂圍區(qū))、長興島斷裂下降盤、渤東凹陷及其東部緩坡帶和廟西北凸起是新近系油氣有利匯聚區(qū)帶,其中渤東低凸起PL7-X-1井、廟西北凸起PL9-X-1井油氣顯示活躍;蓬萊3走滑斷裂區(qū)及斷階1號、2號斷裂區(qū)油氣運聚相對較差,新近系含油豐度可能相對較低,PL3-X-1井僅有薄層油層成藏。

    圖6 渤東凹陷新近系有利區(qū)帶預(yù)測

    4 油氣高豐度斷塊的分析

    通過對主要運移斷層側(cè)封與輸導(dǎo)性的分析,確定了研究區(qū)的主要有利成藏區(qū)帶。那么在此基礎(chǔ)之上,油氣高豐度斷塊的分析與預(yù)測也具備了條件,主要通過對斷面形式、斷面形態(tài)與輸導(dǎo)層配置、斷面形態(tài)與目的層系地層配置等三方面進(jìn)行研究。斷面形態(tài)與輸導(dǎo)層配置集中體現(xiàn)在斷面的幾何形態(tài)上(斷面脊)[16],而且與斷面和地層產(chǎn)狀的對接配置關(guān)系有很大聯(lián)系。在此基礎(chǔ)上,斷面形態(tài)與目的層系地層配置分為順向與反向兩類,順向配置有利于油氣沿斷裂向目的層系地層運聚。

    4.1 斷面形態(tài)與輸導(dǎo)層產(chǎn)狀的配置關(guān)系

    4.1.1 平直斷面與斜向地層配置

    斷面形態(tài)無明顯變化時,如果斷面的走向與輸導(dǎo)層的走向不一致,存在一定的角度,就會出現(xiàn)一端上傾的情況,即存在著斷面“構(gòu)造脊”,就是尋找油氣優(yōu)勢運移通道的標(biāo)志之一。在順斷裂走向的方向上,油氣容易沿著構(gòu)造脊向斜上方的構(gòu)造高部位運移(圖7a)。

    4.1.2 彎曲斷面與水平地層配置

    當(dāng)斷面彎曲、油氣輸導(dǎo)層呈現(xiàn)水平狀態(tài)時,斷面和輸導(dǎo)層的交匯區(qū)帶與等深線平行,斷裂的凸面就是“斷面脊”,油氣沿著這個凸面主要進(jìn)行垂向運移(圖7b)。

    4.1.3 彎曲斷面與同向地層配置

    實際鉆探中常見的是斷面和輸導(dǎo)層的地層都呈現(xiàn)傾斜。當(dāng)橫向輸導(dǎo)層的地層傾角小于斷面傾角的狀態(tài)時,兩者交匯帶在斷面等深線上會顯示出一個“波浪”的形態(tài),每一個“波浪”的上凸區(qū)帶就是一個構(gòu)造脊,形成優(yōu)勢運移方向并向低勢區(qū)運聚。構(gòu)造脊的形成也造成上盤的油氣有利匯聚區(qū)為斷面內(nèi)凹處,而斷裂的凸面處則成為下盤的油氣有利匯聚區(qū)(圖7c,7d)。

    4.2 斷層-地層配置對運移方向的驗證

    油氣從深凹區(qū)向淺層運移時,運移路徑存在由發(fā)散向匯聚的特點,不同斷面形態(tài)及其與地層產(chǎn)狀的配置形成的優(yōu)勢運移方向存在差異。斷面的形態(tài)形成油氣垂向運移的優(yōu)勢匯聚點,斷面形態(tài)與地層產(chǎn)狀配置則控制了油氣橫向運移的優(yōu)勢運移路徑。根據(jù)斷層面與輸導(dǎo)層配置關(guān)系的分析,斷層下降盤的凸面就形成油氣優(yōu)勢垂向運移方向(圖7c),即明確了斷層平面上的油氣充注點;進(jìn)而通過地層與斷層的配置關(guān)系,即地層等值線垂直方向為優(yōu)勢的橫向運移方向,遇到圈閉便聚集成藏(圖8)。通過對渤東凹陷東南斜坡的蓬萊某油田分析,已發(fā)現(xiàn)的油藏與運移路徑基本一致,也證實了斷層—地層配置對油氣運移方向的控制作用。

    圖7 斷面形態(tài)與地層產(chǎn)狀配置關(guān)系示意圖

    圖8 斷層—地層配置對油氣運移方向的控制

    5 結(jié)論

    (1)斷裂活動期與烴源巖生排烴期匹配程度及斷裂結(jié)構(gòu)分析,認(rèn)為渤東1號斷裂、渤東3號斷裂、廟西1號斷裂、長興島斷裂為好的運移斷裂,渤東2號斷裂、廟西2號斷裂、中央走滑斷裂、斷階 2號斷裂為中等運移斷裂,斷階1號斷裂、蓬萊3走滑斷裂為較差運移斷裂。

    (2)不同類型斷裂帶結(jié)構(gòu)導(dǎo)致斷層側(cè)封能力的差異,主要運移斷裂在新近系屬于二元、三元型結(jié)構(gòu),采用多因素控制的側(cè)封模糊評價法進(jìn)行斷層側(cè)封的分析,渤東1號、3號等斷層控制下渤東低凸起、長興島斷裂下降盤、渤東凹陷及其東部緩坡帶和廟西北凸起的新近系油氣富集。

    (3)在有利成藏區(qū)塊確定的基礎(chǔ)上,研究表明不同斷面形態(tài)與輸導(dǎo)層、目的層系地層的產(chǎn)狀的配置決定了油氣優(yōu)勢運移方向。其中斷面形態(tài),以及斷面形態(tài)與輸導(dǎo)層配置控制油氣垂向運移的優(yōu)勢方向,與斷層凸面接觸的順向地層有利于油氣想目的層系的橫向運聚。

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