復雜斷塊油田內(nèi)部低次級斷層封閉性定量研究

曹 龍，秦潤森，周立業(yè)，崔龍濤，吳穹螈

中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 濱海新區(qū)300452

引言

渤中28/34 構(gòu)造群位于渤海灣盆地中東部的黃河口凹陷中央部位，受郯廬斷裂右旋張扭活動影響，斷層活動強烈，形成眾多斷塊及斷背斜圈閉，在排烴期捕獲油氣并聚集成藏（圖1）[1-4]。該構(gòu)造群內(nèi)較大規(guī)模的圈閉已被鉆探并獲得工業(yè)油流。伴隨著油田開發(fā)不斷深入，油田內(nèi)部以及邊部規(guī)模較小的圈閉成為下步重要的儲量接替區(qū)。對該構(gòu)造區(qū)內(nèi)已鉆探的圈閉統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，并非所有靠近斷層的圈閉都聚集成藏，已成藏圈閉的油氣充滿度為5%～85%，烴柱高度分布在5～120 m。結(jié)合成藏認識，斷層封閉能力是影響該地區(qū)油氣充滿度的主控因素[5-8]。目前，主流定量研究斷層封閉能力的方法主要是Yielding 提出的斷層泥巖比率法[9-11]，在該地區(qū)應用Yielding 的方法發(fā)現(xiàn)，預測的油藏高度與實鉆吻合率不足60%。通過進一步分析發(fā)現(xiàn)，早期勘探階段對于較大規(guī)模的控圈斷層，Yielding 的烴柱高度計算公式中一些評價參數(shù)取值采用經(jīng)驗法[11-12]，這種取值方法對油田內(nèi)部規(guī)模小、低次級的斷層效果并不好。另一方面，未考慮斷層泥巖比率ISGR參數(shù)的封閉下限也會對不封閉斷層造成誤判[13]。因此，本文提出在開發(fā)較成熟的油田，利用豐富的井與壓力資料，建立符合油田內(nèi)部低次級斷層的評價方法，提高了斷層封閉能力預測精度，對類似油田具有借鑒意義。

圖1 黃河口凹陷構(gòu)造格局及研究區(qū)位置Fig.1 Tectonic framework of Huanghekou Sag and location of the study area

1 地質(zhì)背景

K 油田處于郯廬走滑斷裂西支構(gòu)造帶，屬渤中28/34 構(gòu)造群，由于方向不同的幾組斷裂相互切割，形成了許多斷塊構(gòu)造圈閉。區(qū)內(nèi)已開發(fā)的含油層位為東營組東二下段J 砂層與沙河街組。其中，沙河街組油藏埋深在3 100～3 500 m，根據(jù)開發(fā)原則將沙河街組由上至下劃分為4 個油組（I、II、III、IV），各油組厚度在24.0～116.9 m。沙河街組在該區(qū)主要為扇三角洲分流河道沉積，砂體連片沉積，橫向?qū)Ρ刃詮?，具有典型的“泥包砂”儲層結(jié)構(gòu)特征，砂地比較高[14]。從油區(qū)已發(fā)現(xiàn)的油藏來看，其分布主要受巖性和構(gòu)造雙重因素控制，形成了許多斷塊構(gòu)造油藏，這類油藏主要是斷層在地層上傾方向形成遮擋，下部生成于烴源層的油氣沿斷層向上運移，至圈閉高部位聚集成藏。一般具有以下特征：（1）儲層連片發(fā)育，連通性強，有大致統(tǒng)一的油水界面，界面位置取決于斷層側(cè)向封閉能力；（2）邊水和底水發(fā)育；（3）純油區(qū)靠近斷層，位于該處油井產(chǎn)能較高；（4）分布在凹陷的翹傾部位。

2 斷層發(fā)育特征

受郯廬走滑斷裂影響，K 油田斷層走向總體趨勢變化不大，主要存在3 組斷層方向，以WENEE向為主，與郯廬斷裂主應力方向一致，少部分斷層走向為NE 和NW 向；斷層傾向以NNW—NNE 向為主，少數(shù)為SSE—SSW 向。斷層延伸長度變化較大，表現(xiàn)出多期活動的性質(zhì)，同時具備成熟斷層的發(fā)育特征。根據(jù)斷層發(fā)育規(guī)模以及對油田開發(fā)的影響將該地區(qū)斷層劃分為圈閉邊界斷層系統(tǒng)以及圈閉內(nèi)部斷層系統(tǒng)。以沙河街組II 油組斷層為例，圈閉邊界斷層延伸長度超過5 km，最大斷距超過50 m，其分布規(guī)模可大致厘定圈閉的閉合范圍、溢出點等，斷層在活動期開啟或封閉控制了大規(guī)模油氣運聚活動與區(qū)域性油氣分布，一般為整裝型油田的邊界。圈閉內(nèi)部斷層（低次級斷層）規(guī)模較小，延伸長度小于5 km，斷距分布在5～50 m，將區(qū)域性圈閉斷分成多個斷塊，使油田內(nèi)部斷塊與流體系統(tǒng)復雜化。其斷裂尺度、發(fā)育密度以及與砂體的錯斷關(guān)系決定了斷層封閉能力，對其進行封閉性研究有助于預測圈閉內(nèi)多套流體系統(tǒng)的成藏潛力、儲層連通性以及注采井組間的受效效率等[15-17（]圖2）。

圖2 K 油田沙河街組II 油組油藏分布及斷裂系統(tǒng)圖Fig.2 Reservoir distribution and fault system of Shahejie II Formation in K Oilfield

3 基于ISGR 參數(shù)的斷層定量評價方法

斷層在錯斷過程中，上下盤巖性發(fā)生應力與碎裂作用，由圍巖形成一系列致密的斷層巖混合體充填在斷裂帶中，斷層巖是否具有足夠的遮擋能力是斷層封閉的關(guān)鍵。砂泥巖地層中，斷層巖中泥質(zhì)成分多少決定了斷層封閉性[18-21]。據(jù)此，多位學者提出了不同參數(shù)表征斷層泥巖涂抹作用與斷層巖的泥質(zhì)體積分數(shù)，其中，Yielding 提出的斷層泥巖比率ISGR被認為是預測斷裂帶中填充及涂抹效果最好的參數(shù)，它綜合考慮了斷層作用過程中圍巖巖性、斷距等因素對斷層巖形成的貢獻[10，22-23]。在毛細管壓力理論的支撐下，斷層封閉能力的研究也由定性走向定量。與蓋層封閉機理類似，由于斷裂帶中斷層巖與上下盤的巖性之間存在較大的排替壓力差，斷層的側(cè)向封閉以毛細管封閉類型為主[24-25]。正常壓力系統(tǒng)下，只要分別獲取斷層巖和與其接觸的圍巖毛細管壓力就可以得到排替壓力差。實際研究過程中很難獲取斷裂帶的壓力數(shù)據(jù)，但對于有壓力資料的已鉆井斷塊，可通過分析同一斷塊控制的斷層兩盤油藏流體壓力差間接獲取。Δp為過斷層壓力差，即同一深度測得的斷層兩盤油藏壓力差（圖3），根據(jù)物理學原理，斷面某一點的Δp與其控制的斷塊內(nèi)烴柱高度H有如下關(guān)系

式中：

H斷面某點支撐的烴柱高度，m；

Δp—過斷層壓力差，MPa；

ρw油藏中水的密度，g/cm3；

ρo油藏中油的密度，g/cm3；

圖3 過斷層壓力差示意圖Fig.3 Schematic diagram of cross fault pressure difference

斷層封閉能力的定量計算，實質(zhì)就是求取斷面某點支撐的烴柱高度。對于未鉆探圈閉來說，斷塊內(nèi)部壓力數(shù)據(jù)也需要求取，由于參數(shù)ISGR決定了斷層封閉能力的強弱，Yielding 對同一深度的Δp與對應斷層面的ISGR參數(shù)進行計算并擬合發(fā)現(xiàn)，二者之間存在指數(shù)關(guān)系，兩個參數(shù)的散點圖中外包絡線以外為斷層封閉失效區(qū)域，Δp與對應斷層面的ISGR關(guān)系表達為式（2），與式（1）聯(lián)立后，就可以計算出斷面各點的Δp與所能支撐的烴柱高度H[11]。

在勘探評價區(qū)塊，評價目標一般為較大規(guī)模圈閉邊界的斷裂系統(tǒng)，由于缺少鉆井及壓力資料，參數(shù)c、d是通過經(jīng)驗法取常數(shù)或者標定，c值根據(jù)埋深不同取0.25～0.50，d為變量，通過調(diào)整ISGR參數(shù)臨界值與對應d值進行標定[11，26]。由于不同區(qū)域的沉積作用與巖性組合所形成的斷層巖以及成藏條件具有差異性，規(guī)模較小的次級斷層的評價參數(shù)的取值對研究結(jié)果敏感性更強，上述參數(shù)取值法計算的烴柱高度與實際存在一定誤差。此外，若不考慮ISGR參數(shù)在不同區(qū)域的封閉下限，也會對斷層的封閉能力造成誤判。

如圖4 所示，在斷層上下盤儲層對置區(qū)，由于泥巖涂抹不均勻，斷面ISGR最低值區(qū)域即為斷層封閉的薄弱區(qū)，其決定了斷層封閉的最大烴柱高度Hmax，預測流體界面位置為D1點，但當斷面上某一深度ISGR值未達到該區(qū)域封閉下限時，該點為滲漏點，即D2深度為實際流體界面位置，這就造成了對不封閉斷層的高估。因此，對于已開發(fā)油田，充分利用豐富的開發(fā)資料，可得到更為可靠的研究結(jié)果。

圖4 斷層封閉的相對性及封閉烴柱高度預測模式Fig.4 The relativity of fault sealing and the prediction model of sealing hydrocarbon height

具體步驟為：（1）利用區(qū)塊內(nèi)典型油藏單元油水信息建立斷層上下盤壓力差模型，計算對應深度的ISGR參數(shù)；（2）將每條斷面控制的砂巖并置區(qū)域Δp與斷面ISGR作散點圖，擬合兩個參數(shù)的特征指數(shù)函數(shù)式，并根據(jù)包絡線確定ISGR參數(shù)在該地區(qū)的封閉下限；（3）根據(jù)封閉下限與斷面封閉參數(shù)分布確定斷層封閉薄弱點以及有效封閉區(qū)域，計算斷層封閉最大烴柱高度Hmax；（4）結(jié)合斷面封閉薄弱點、最大烴柱高度分布以及圈閉閉合高度等預測斷塊的流體界面。

4 已開發(fā)油田應用實例

4.1 深度壓力模型的建立

K 油田2 井區(qū)沙河街組油藏自1990 年投產(chǎn)以來，經(jīng)過近30 a 開發(fā)，斷塊內(nèi)部油水分布與流體界面認識清楚，壓力資料豐富，因此，將2 井區(qū)作為油藏解剖對象，建立區(qū)塊內(nèi)部的深度-壓力計算模型。其原理在于斷層兩側(cè)的不同圈閉流體界面不同，說明同一斷層控制的兩個斷塊所受流體壓力存在差異，分別對斷層上下盤斷塊同期沉積的砂巖中油、水相的壓力進行計算，從而間接獲取Δp值。

由圖2 可以看出，2 井區(qū)北塊、中塊斷塊均受控于F1、F2斷層，開發(fā)層位為II、III 油組。北塊構(gòu)造低部位的P9 井揭示了該斷塊在沙河街組油水界面為-3 472 m，中塊構(gòu)造低部位的注水井P6 井揭示該區(qū)塊的油水界面為-3 380 m（圖5），F(xiàn)1斷層東塊由于構(gòu)造平緩，未形成油藏。由于上述3 個斷塊的油水界面存在較大的差異，據(jù)此建立F1斷層與F2斷層兩盤的深度壓力剖面，剖面深度范圍從圈閉內(nèi)斷層所控制的構(gòu)造高點到油水界面。

圖5 2 井區(qū)line 1 測線油藏剖面Fig.5 The reservoir profile of line 1 in Area 2

如圖6 所示，F(xiàn)2斷層控制的2 井區(qū)北塊、中塊在不同深度范圍內(nèi)，存在不同流體相接觸，在A 深度兩個斷塊儲層均為油相接觸，根據(jù)物理學原理，過斷層壓力差用式（4）表示，即F2斷層上盤流體壓力與F2斷層下盤流體壓力進行差值，在B 深度2井區(qū)北塊為油相，中塊為水相，儲層為油水兩相接觸，過斷層壓力差用式（5）表示。同理，F(xiàn)1斷層兩盤為油、水兩相接觸，過斷層壓力差用式（5）表示，可以看出，斷層封閉的壓差與深度、開發(fā)層位的油、水相密度相關(guān)，據(jù)此計算斷層面自斷層所控制的構(gòu)造高點至油水界面深度范圍的過斷層壓差，同時進一步計算對應深度范圍的ISGR，這是建立ISGR參數(shù)與對應深度的Δp擬合關(guān)系的數(shù)據(jù)基礎。通過計算，在2 井區(qū)北塊控圈范圍內(nèi)，F(xiàn)2斷層上盤ISGR參數(shù)分布在14.3%～69.4%，F(xiàn)1斷層下盤ISGR參數(shù)均大于47.0%，根據(jù)參數(shù)分布可知該圈閉的控藏斷層為F2。

圖6 2 井區(qū)斷塊深度壓力模型Fig.6 Depth pressure model of fault block in Area 2

應用相同原理，進一步計算了2 井區(qū)4 條斷層所控制的8 個斷塊的封閉參數(shù)，最終擬合得出該地區(qū)ISGR與Δp的定量關(guān)系式如式（6）所示，該關(guān)系式與研究區(qū)成藏條件更加匹配，作為在研究區(qū)進行斷層封閉能力定量評價的依據(jù)。

圖7 為斷層封閉能力定量表征擬合關(guān)系圖，圖上的ISGR?Δp外包絡線，其地質(zhì)意義在于該斷層的ISGR所能封閉的最小Δp，圖上反映K 油田沙河街組斷層封閉的最小ISGR值為20.0%，即該地區(qū)在沙河街組斷層巖具備滲透能力的下限，若斷層面某點ISGR低于該值說明斷層在該點存在開啟的可能性，這與油田測井解釋的儲層泥質(zhì)含量下限值18.0%基本吻合。

圖7 斷層封閉能力定量表征擬合關(guān)系Fig.7 Quantitative and fitting relationship of fault sealing ability

4.2 斷層封閉性定量評價結(jié)果

K 油田南部的4 井區(qū)開發(fā)程度較低，根據(jù)已鉆井分析，4 井區(qū)主要含油層系為沙河街組I 油組、II油組上段，II 油組下段受限于斷層封閉能力，發(fā)育大型邊底水（圖8）。4 井區(qū)中塊受控于F3斷層，兩口生產(chǎn)井利用底水能量開采，生產(chǎn)狀況好于預期，具備進一步評價的潛力（圖2），應用建立的評價模型計算了F3斷層斷面ISGR參數(shù)分布以及所能支撐的油柱高度，F(xiàn)3斷層在II 油組上段支撐的最大油柱高度為71 m，斷層滲漏點位于S1點，對應的油水界面為-3 306 m，這與斷塊內(nèi)的P2 井在II 油組上段揭示的油水界面一致。F3斷層在II 油組下段支撐的最大油柱高度為11 m，滲漏點位于S2點，對應的油水界面達到-3 288 m（圖9a，圖9b）。

圖8 4 井區(qū)line 2 測線油藏剖面Fig.8 The reservoir profile of line 2 in Area 4

圖9 4 井區(qū)斷層封閉性定量評價結(jié)果Fig.9 Quantitative evaluation results of fault sealing in Area 4

對F3斷層的上、下盤在II 油組進行投影，將斷層封閉薄弱點S1、S2刻畫在F3斷面的Allan 圖上發(fā)現(xiàn)，F(xiàn)3斷層上盤的II 油組上段與下盤的II 油組上段、下段發(fā)生對接，斷層封堵薄弱點S1、S2位于該對接面上，S1、S2點溝通了4 井區(qū)南塊I 油組、中塊II 油組上、下段，這3 個油水單元互為連通狀態(tài)，應該具有統(tǒng)一的油水界面（圖9c）。進一步分析發(fā)現(xiàn)，位于4 井區(qū)中塊的探井4-3 井在II 油組下段鉆遇多套2～3 m 的薄互層儲層，錄井顯示熒光面積5.0%～10.0%，由于電阻率未達到油層解釋下限，測井解釋為油水同層。但根據(jù)對該斷塊斷層封堵性分析，該層可能是由于儲層物性較差導致電阻率低，原油水同層可能為油層（圖8），同時，該斷塊內(nèi)4-P3 井從2014 年生產(chǎn)至今已累產(chǎn)油9.88×104m3，目前仍維持在50 m3/d 的產(chǎn)能，含水率56.2%，含水情況遠遠低于預期，通過壓力資料計算的動態(tài)儲量為該斷塊內(nèi)地質(zhì)儲量規(guī)模的1.5～2.0 倍，動態(tài)認識認為II 油組下段存在油水界面下推的可能，說明該區(qū)域斷層側(cè)向開啟的可能性極大，下步將在該層段增加開發(fā)評價井并試油，旨在進一步增加該區(qū)塊的動用儲量，提高油田的開發(fā)程度。

5 結(jié)論

（1）在探明程度較高的區(qū)塊進行斷層封閉能力定量研究時，利用豐富的井與壓力等資料，建立與區(qū)域地質(zhì)特征與成藏條件更加匹配的定量評價關(guān)系式，并考慮斷層在該區(qū)域的封閉下限，提高了斷層封閉能力定量預測精度。

（2）建立了K 油田內(nèi)部低次級斷層的定量評價模型，該區(qū)域斷層封閉的最小ISGR下限值為20.0%。進一步對4 井區(qū)進行研究發(fā)現(xiàn)F3斷層具有封閉薄弱點，南塊I 油組、中塊II 油組上、下段為同一油水系統(tǒng)，并得到油藏動態(tài)認識的支持，具備進一步實施開發(fā)評價井的潛力。

（3）盡管靜態(tài)的評價模型可以預測斷層能夠封閉的油氣規(guī)模，但影響斷層封閉能力的因素眾多，在已開發(fā)油田進行研究時，應充分結(jié)合油藏動態(tài)資料，可以取得更為可靠的結(jié)果。