基于三維SGR模型的斷層側(cè)向封閉性定量表征
——以尼日爾M油田為例

雷 誠，袁新濤，楊軒宇，徐慶巖，王 敏，佘姣鳳

[1 中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 2 中國石油 塔里木油田公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000]

斷層是控制含油氣盆地各種地質(zhì)作用及油氣運(yùn)移、儲存的重要因素，在油氣成藏過程中，斷層的作用表現(xiàn)為兩個方面：開啟——為油氣運(yùn)移通道；封閉——為圈閉遮擋條件。對于斷層封堵性的研究，20世紀(jì)70和80年代主要集中于斷層兩盤砂泥對置關(guān)系和泥巖涂抹等間接的定性分析[1-2]，90年代前后斷層封閉性評價由定性進(jìn)入定量階段。呂延防等(1996)提出砂泥對接概率數(shù)值模擬法，對無鉆井區(qū)斷層的封閉性進(jìn)行定量評價[3]；Bouvier等提出泥巖涂抹勢(CSP)[4]、Lindsay 提出泥巖涂抹因子(SSF)[5]、Yielding 提出斷層泥比率(SGR)[6]等算法判斷斷層封閉性；劉澤容等(1998)提出多級模糊評價技術(shù)[7]；呂延防等提出斷儲排替壓力差判斷斷層封閉性[8-10]；此后付廣等人對該算法進(jìn)行改進(jìn)[11-12]。本文在前人研究基礎(chǔ)上，將斷層巖壓實(shí)成巖壓力和壓實(shí)成巖時間與SGR相結(jié)合定量評價斷層封閉性，并結(jié)合已開發(fā)油田實(shí)際油藏數(shù)據(jù)，確立斷層巖SGR與其可封閉烴柱高度之間的定量關(guān)系。這對準(zhǔn)確評價斷層封閉油氣能力，明確儲層油水分布特征，完善斷裂控藏理論具有十分重要的實(shí)際指導(dǎo)意義。

1 研究區(qū)概況

M油田位于尼日爾Termit盆地Dinga斷階帶中部，為受多條正斷層控制的斷鼻構(gòu)造，構(gòu)造走向NW-SE(圖1)。油田東側(cè)的大斷層F1對構(gòu)造起主要控制作用，斷鼻構(gòu)造內(nèi)部發(fā)育一系列近NNW走向的次級斷層(F2—F6)，將油田進(jìn)一步分割為多個油水系統(tǒng)。M油田目的層段位于始新統(tǒng)Sokor1組，埋深1 600～2 000 m，距今約50 Ma(圖2)，地層整體上為砂泥巖互層，巖性主要為灰色、深灰色泥巖和細(xì)砂巖、粉砂巖，Sokor1組自下而上劃分為E5—E1五個砂層組。

圖1 M油田E1砂層組頂面構(gòu)造Fig.1 The top structural map of E1 sandstone layer in M oilfield

2 斷層側(cè)向封閉機(jī)理

斷層側(cè)向封閉性是指斷層對其兩盤巖層中沿斷層面法線方向穿過斷層面運(yùn)移油氣的封閉能力[10]。在砂泥巖地層中，根據(jù)斷層面兩盤巖層接觸類型，可將斷層側(cè)向封閉機(jī)理分為巖性對接封閉機(jī)理和斷層巖高排替壓力封閉機(jī)理。

2.1 巖性對接封閉機(jī)理

當(dāng)斷層兩盤的巖層以“面”接觸(圖 3a)，此時巖性對接封閉為斷層側(cè)向封堵與否的主控因素。斷層一盤儲層若被另一盤非滲透巖層遮擋，即“砂-泥”對接時，斷層能夠封堵儲層中聚集的油氣；若斷層兩盤同為滲透性儲層，即“砂-砂”對接時，斷層的封堵性很差，油氣可穿越斷層進(jìn)行運(yùn)移。但在實(shí)際沉積地層中，斷層兩盤巖層以“面”狀接觸的很少，目前通常使用Allan圖對斷層兩盤的巖性對接關(guān)系進(jìn)行半定量研究。

圖2 M油田地層綜合柱狀圖Fig.2 The composite stratigraphic column of the M oilfield

圖3 斷層側(cè)向封閉機(jī)理模式Fig.3 Modes of lateral sealing mechanism of faulta.斷裂帶不發(fā)育型； b.斷層帶發(fā)育型

2.2 斷層巖高排替壓力封閉機(jī)理

當(dāng)斷層兩盤為“帶”接觸時(圖 3b)，圍巖破碎后被卷入斷裂帶，形成具有特征性結(jié)構(gòu)和礦物成分的巖石，即斷層巖。在砂泥巖地層中，斷層巖的泥質(zhì)含量是決定斷層封堵與否的決定性因素。若斷層巖的泥質(zhì)含量高，斷裂帶的排替壓力大于油氣運(yùn)移盤砂巖層的排替壓力，斷裂帶就能阻止油氣的側(cè)向運(yùn)移，斷層具側(cè)向封閉性。否則，油氣進(jìn)入斷裂帶，或沿斷裂帶發(fā)生垂向運(yùn)移，或穿斷裂帶進(jìn)入對置盤砂巖層發(fā)生側(cè)向運(yùn)移，斷層不能形成側(cè)向封閉[13-14]。Knipe和Yielding等人用泥巖涂抹因子(SSF=斷距/泥巖層厚度)、泥巖涂抹勢(CSP=泥巖層厚度平方/泥巖涂抹距離)、斷層泥比率(SGR=泥巖層厚度/垂直斷距)[4-6]等參數(shù)對斷層泥質(zhì)含量進(jìn)行定量研究(圖4)，其中SGR考慮了多套泥巖涂抹的情況，同時考慮了地層的非均質(zhì)性，計算結(jié)果更接近砂泥巖地層真實(shí)情況，被廣泛應(yīng)用。

3 斷層封閉能力定量評價

M油田主要為砂泥巖薄互層，斷層以張性為主，斷裂帶發(fā)育，斷層的封堵性主要由儲層與斷層巖的排替壓力差異來確定[9,15]，其基礎(chǔ)是準(zhǔn)確刻畫斷層巖的泥質(zhì)含量。

3.1 建立三維SGR模型

利用斷層、地震反演及測井?dāng)?shù)據(jù)建立M油田構(gòu)造模型和巖相模型，再根據(jù)斷層兩盤地層的砂泥巖分布和斷距，建立斷層面的三維SGR模型(圖5，圖6)。

M油田目的層主要為砂泥巖互層，且砂體主要分布在E1和E2砂層組，因此SGR值在斷層面上也呈現(xiàn)條帶狀分布(圖6)。分析M油田三維SGR模型，E1砂層組SGR值主要介于30%～50%，成穩(wěn)定的帶狀分布；E2砂層組的SGR值非均質(zhì)性最強(qiáng)，垂向上E2-3，E2-5小層SGR值最低，介于10%～25%；水平方向由斷層中間至兩側(cè)，SGR值由大變小。同一條斷層，不同位置SGR值分布差異較大，其封閉性也存在差異。

3.2 建立泥質(zhì)含量-埋深-排替壓力圖版

根據(jù)M油田及其相鄰油田6口取心井41塊巖樣的泥質(zhì)含量及壓汞測試的最大排替壓力值，建立M油田巖石泥質(zhì)含量-埋深-排替壓力關(guān)系圖版(圖7)，由圖版可以看出，在特定的泥質(zhì)含量范圍內(nèi)，排替壓力與巖石埋深呈指數(shù)關(guān)系，且同一深度下，巖石泥質(zhì)含量越高，排替壓力越大。

圖4 3種主要計算斷層巖泥質(zhì)含量的方法[15]Fig.4 Three main algorithms to work out the clay content in fault rocks[15]a.泥巖涂抹勢計算示意圖；b.泥巖涂抹因子計算示意圖；c.斷層泥比率計算示意圖

圖5 M油田三維SGR模型Fig.5 3-D SGR model of M field

圖6 M油田F4斷層SGR分布Fig.6 SGR distribution of F4 fault in M oilfield

圖7 M油田不同泥質(zhì)含量巖石排替壓力與埋深關(guān)系Fig.7 The relationship between displacement pressure and burial depth of rocks with various clay content in M oilfield

3.3 計算儲層與斷層巖排替壓力差

3.3.1 儲層排替壓力計算

根據(jù)儲層泥質(zhì)含量(可由測井解釋結(jié)論及三維地質(zhì)模型得到)及儲層埋深，基于巖石泥質(zhì)含量-埋深-排替壓力關(guān)系圖版(圖7)插值可以得到儲層的排替壓力。

3.3.2 斷層巖排替壓力計算

斷層巖的排替壓力取決于其泥質(zhì)含量及成巖程度，而斷層巖的成巖程度又受控于斷點(diǎn)的斷面壓力，斷層傾角及斷層巖壓實(shí)成巖的時間[11]。斷層靜止時，其所受的壓力主要為上覆地層的重力，其它力可忽略不計，斷層所受壓力可分解為垂直于斷面的正應(yīng)力和平行于斷面的剪切力(圖8)。定義巖石的壓實(shí)強(qiáng)度為上覆地層靜巖壓力與該點(diǎn)巖石的成巖壓實(shí)時間的乘積，則斷層巖的排替壓力可等效于具有和其相同泥質(zhì)含量及壓實(shí)強(qiáng)度的沉積地層的排替壓力。

圖8 斷面正壓力示意圖Fig.8 The schematic diagram of fault normal pressure

斷層靜止后(圖9)，整條斷層的成巖壓實(shí)時間相等，則斷層巖A點(diǎn)的壓實(shí)強(qiáng)度(DA)為：

DA=pAtA=ZA(ρr-ρw)gcosθtB

(1)

式中：pA為斷面所承受的正壓力，MPa；ZA為斷層巖埋深，m；θ為斷層傾角，(°)；ρr為上覆地層的平均骨架密度，g/cm3；ρw為地層水密度，g/cm3；tA=tB，為斷層巖壓實(shí)成巖時間，Ma；g為重力加速度(9.81 m/s2)。

等效地層C點(diǎn)的壓實(shí)強(qiáng)度(DC)為：

DC=pCtC=ZC(ρr-ρw)gtC

(2)

式中：pC為與斷面同等正壓力的靜巖壓力，MPa；ZC為同等壓實(shí)強(qiáng)度下斷層巖對應(yīng)的地層埋深，m；tC為同等壓實(shí)強(qiáng)度下斷層巖對應(yīng)的地層成巖壓實(shí)時間，Ma。

若壓實(shí)強(qiáng)度相同，則DA=DC，則

ZA(ρr-ρw)gcosθtB=ZC(ρr-ρw)gtC

(3)

由公式(3)可得

ZAcosθtB=ZCtC

(4)

式中，ZA,θ,tB已知。

根據(jù)前人研究成果(圖2)，通過選取多個樣點(diǎn)，擬合出研究區(qū)儲層埋深Z與其對應(yīng)的成巖壓實(shí)時間t關(guān)系曲線：

Z=-0.336 3t2+58.692t-1.007 3

(5)

由公式(4)和公式(5)，可得到ZC，結(jié)合斷層巖SGR值，由巖石泥質(zhì)含量-埋深-排替壓力關(guān)系圖版(圖7)插值得到斷層巖的排替壓力。

圖9 考慮成巖壓實(shí)時間的排替壓力計算模型Fig.9 A calculation model of displacement pressure with the timing of diagenesis compaction consideredA.斷層巖中的任意點(diǎn)；B.斷層巖頂殲滅點(diǎn)；C.與A點(diǎn)具有同等壓實(shí)強(qiáng)度下地層中的對應(yīng)點(diǎn)；ZA.斷層巖埋深，m；ZC.同等壓實(shí)強(qiáng)度下斷層巖對應(yīng)的地層埋深，m；tB.斷層巖壓實(shí)成巖時間，Ma；tC.同等壓實(shí) 強(qiáng)度下斷層巖對應(yīng)的地層成巖壓實(shí)時間，Ma

4 圈閉最大烴柱高度計算

根據(jù)儲層與斷層巖的排替壓力差，斷層巖能夠封閉的最大烴柱高度可由下式得到[16]：

(6)

式中：H為斷層巖可封閉的最大烴柱高度，m；pd為儲層與斷層巖的排替壓力差，Pa；ρw和ρo分別為地層條件下水和油的密度，g/cm3，M油田分別為1.003 g/cm3和0.83 g/cm3；g為重力加速度。

5 應(yīng)用效果評價

M油田F1，F(xiàn)2，F(xiàn)4三條斷層在古近系最為發(fā)育，F(xiàn)1在新近系上新統(tǒng)停止活動，斷層尖滅點(diǎn)埋深581m，距今時間(tB)為10.56 Ma；F2和F4兩條斷層在新近系中新統(tǒng)停止活動，斷層殲滅點(diǎn)埋深分別為1 140 m和912 m，距今時間(tB)為22.29 Ma和17.27 Ma。

分別選取井區(qū)不同深度儲層計算F1，F(xiàn)2及F4斷層巖與儲層的排替壓力差，再計算各斷層巖能夠封閉的最大烴柱高度，并與實(shí)際油藏進(jìn)行比較，其結(jié)果如表1。

M油田油藏分布在E1,E2和E3砂層組，儲層埋深1 650～2 000 m，巖性主要以細(xì)砂巖、粉-細(xì)砂巖為主，儲層泥質(zhì)含量小于20%，排替壓力小于0.2 MPa。斷層傾角均大于50°，受其影響，斷層巖所承受的斷面正壓力相當(dāng)于正常沉積地層埋深600～1 200 m的靜壓力，斷層巖的排替壓力均小于0.5 MPa。若儲斷排替壓力差為正值(表1中儲層1-5,7,8,11,12,13)，則斷層封閉，封閉程度可根據(jù)封閉的烴柱高度進(jìn)行表征；若儲斷排替壓力差為負(fù)值(表1中儲層10)，則斷層無封閉能力，這與M油田的油藏實(shí)際情況一致。另外，表中計算的可封閉烴柱高度與實(shí)際油柱高度存在一定誤差，一方面由于根據(jù)排替壓力差計算的斷層巖可封閉高度，指的是斷層巖測試點(diǎn)處能夠封閉的烴柱高度，而油藏實(shí)際的烴柱高度是根據(jù)油氣充注量、構(gòu)造溢出點(diǎn)及斷層泄漏點(diǎn)等多種因素共同作用的結(jié)果，因此通過排替壓力差計算的斷層巖可封閉的烴柱高度值應(yīng)大于或等于實(shí)際油藏的烴柱高度；另一方面是地層的沉積壓實(shí)時間目前很難精確的計算，存在誤差，需要下一步做更多的研究去解決。

表1 M油田F1,F2和F4斷層巖與儲層排替壓力計算參數(shù)Table 1 The parameters for calculating displacement pressure of F1,F2 and F4 fault rocks and reservoir in M oilfield

將M油田F1,F2和F4三條斷層的斷層巖SGR值與可封閉烴柱高度作交會圖(圖10)。由圖可以看出，當(dāng)SGR小于11%時，斷層巖沒有封閉能力；當(dāng)SGR大于40%時，斷層巖具有很強(qiáng)的封閉能力，且其能封閉的最大烴柱高度不再隨SGR的值增大而增大；介于兩者之間時，根據(jù)測試點(diǎn)的包絡(luò)線，可得M油田斷層巖SGR值與其可封閉的最大烴柱高度有如下線性關(guān)系：

Hmax=5.57SGR-61.8

(7)

式中：SGR為斷層巖的泥質(zhì)含量，%；Hmax為該SGR值下斷層巖可封閉的最大烴柱高度，m。

6 結(jié)論

1)當(dāng)斷層以斷裂帶形式發(fā)育時，斷層側(cè)向是否封堵關(guān)鍵在于油氣所在盤儲層與斷層巖排替壓力差。若斷層巖埋深越大，承壓時間越長，泥質(zhì)含量越高，其排替壓力越大，斷層的側(cè)向封閉性越好。

圖10 M油田斷層巖SGR與可封閉烴柱高度交匯圖Fig.10 The cross plot of fault rock SGR and hydrocarbon column height in M oilfield

2) 斷層巖SGR值與其側(cè)向封閉性存在定量關(guān)系。對于M油田，SGR小于11%時，斷層沒有封閉能力；SGR大于40%時，斷層封閉；介于兩者之間時，SGR值與其可支撐的最大烴柱高度有很好的線性關(guān)系。