断层古侧向封闭能力恢复方法及其应用

刘哲 ，吕延防 ，付广 ，孙同文 ，郑晓凤，王超 ，王岐

(1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆，163318；2. 油气藏形成机理与资源评价黑龙江省重点实验室，黑龙江 大庆，163318；3. 中国石油冀东油田公司 勘探开发研究院，河北 唐山，063004)

断层侧向封闭性是断层圈闭油气勘探过程中难以回避的难题，也是热点问题，它是影响油气钻探效果的重要因素之一。国内外许多地质学家围绕断层侧向封闭性从各个方面进行了研究，尤其是其评价方法已经由以往定性发展到现今的半定量和定量化，如：基于岩性对接封闭理论模型的 Allan图[1]和 Knipe图[2]等图解法；基于断层岩封闭理论模型的泥岩涂抹潜力(clay smear potential，CSP)[3]、泥岩涂抹因子(FSS)[4]、泥岩断层泥比率(RSG)[5]断层封闭系数[6]、断储排替压力差法[7]等，以及非线性映射[8]、概率模拟法[9]、连通概率法[10]、模糊综合评判法[11]等数学方法在断层侧向封闭分析中的应用。但是，断裂的再次活动对于先期所形成的断层侧向封闭能力会产生双重作用，既可以使断层侧向封闭能力增强，也可以使断层侧向封闭能力减弱[12]，因此，真正决定断层断圈封闭油气能力的并不完全是断层现今封闭性，更重要的是油气成藏期时的侧向封闭性[13]。目前，断层侧向封闭性的评价方法主要是针对断层现今的侧向封闭能力，因此，建立一套断层古侧向封闭能力的评价方法，对于准确评价断层圈闭封闭油气能力降低断层圈闭油气钻探风险以及丰富和完善断裂控藏理论均具有实践和理论意义。

1 断层现今封闭能力评价

大量野外露头观察证实：断层两盘并不是简单的1个面接触，而是以断裂带的形式相接触，断层侧向能否封闭不是取决于两盘岩性对接情况，而是取决于断裂带与围岩之间的物性差异。对于确定的围岩，断层侧向封闭性则主要取决于断裂带泥质体积分数，断裂带泥质体积分数越大，其排替压力越大，断裂带侧向封闭能力就越强；反之则越弱[14]。目前，国内外学者大都采用断层侧向封闭属性值即RSG来反映断裂带内泥岩体积分数[5](见图1)。断层面某点RSG为断层在断移过程中，滑过该点各个岩性层中泥岩体积分数与断距的比值。RSG不仅考虑了泥岩层对断裂带泥质体积分数的贡献，同时也考虑了砂岩层对断裂带内泥质体积分数的贡献，且与野外实际测得的断裂带泥质体积分数有很高的相关性[15]，故用其研究断层侧向封闭性可以较准确地反映地下实际情况。利用RSG法评价断层现今侧向封闭能力方法和步骤如下。

1.1 断层面RSG的计算

利用断层和地层的地震解释成果建立断层圈闭控圈断裂三维构造模型，计算断面每点的垂直断距，同时利用录井、测井资料计算断移地层泥质体积分数，按照图1中所示RSG算法计算断面每点的RSG。

图1 RSG算法模式图Fig.1 RSG algorithm diagram

1.2 评价函数关系式的建立

通过对已知断层型油藏精细解剖，确定油藏的油水界面，同时计算出断层侧向所封闭的油柱高度。将上述得到的断层面RSG、断层侧向所封闭的油柱高度以及地下流体物性数据代入断裂带RSG与其所能封闭的最大油柱高度之间的理论关系式(式(1))[16-17]，便可得出式(1)中的参数d和c，即建立了研究区断层侧向封闭能力定量评价函数式：

式中：H为侧向所能封闭的最大烃柱高度(m)，反映了断层面某点的侧向封闭能力；RSG为泥岩断层泥比率(%，见图1)；d为与地层沉积特征有关的常量，范围为 0～∞；c为与断层埋深有关的地质常量，当断层埋深小于3 km时为0.50，当断层埋深介于3.0～3.5 km时为0.25，当断层埋深超过3.5 km时为0；ρw为圈闭中水的密度(t/m3)；ρo为圈闭中烃类密度(t/m3)；g为重力加速度(9.8 m/s2)。

1.3 断层侧向封闭能力定量评价

将按上述计算得到的断面各点RSG、地下流体物性参数代入式(1)，便可计算到断层侧向所能封闭的油柱高度；同时将其转换成相应的油水界面，并在平面构造图上圈定出圈闭的有效范围。圈闭有效范围之内断层对油气侧向上是封闭的，而圈闭有效范围之外对油气侧向上是不封闭的。

2 断层古封闭能力恢复

断层古封闭能力恢复就是研究断层演化进程中的某一时刻断层的侧向封闭能力，而断层现今侧向封闭能力也可以看作是断层演化进程中的一个状态，因此，可以参照断层现今侧向封闭能力评价方法，恢复断层古侧向封闭能力。由上可知：决定断层侧向封闭能力的最根本因素是断裂带RSG，只要能恢复出断层演化过程中某一时刻(通常为油气成藏期)断裂带的古RSG，便可利用式(1)对其古侧向封闭能力进行恢复和评价。具体方法和步骤如下。

2.1 断层古断距计算

基于断层不同生长机制，断层古断距恢复主要有垂直断距相减法和最大断距相减法2种方法。

2.1.1 垂直断距相减法

垂直断距相减法是基于断层“固定长度生长模式”的一种方法，即断层在形成初期断层长度迅速变长，而后随着外部应力增大时仅是断层的断距增大，而断层长度不发生变化(图 2(a)和(c)[18])。这种方法的原理是用现今断层断面某点断距DN-L减去相同测线位置处现今断层在T沉积地层中发育的断距DT-L，便可得到T沉积时期断层断面相应位置的古断距DP-L(见图2(a)和2(c))：

式中：DP-L为T沉积时期断层在某一沉积地层中L测线位置的古断距(m)；DN-L为现今时期断层在某一沉积地层中L测线位置的断距(m)；DT-L为现今时期断层在T沉积地层中L测线位置的断距(m)。

该方法具有很大的局限性，仅适用于断层生长过程中沿着走向受到约束的情况。

2.1.2 最大断距相减法

最大断距相减法是基于断层累积长度随着断距增大而增加模式的一种方法(图 2(b)和(d))，是在垂直断距相减法基础上发展而来的。这种方法的原理是用现今断层断面某点断距DN减去现今断层在T沉积地层中发育的最大断距DTmax，便可得到T沉积时期断层断面对应某点的古断距DP(图2(b)和2(d))：

式中：DP为T沉积时期断层面某一点的古断距(m)；DN为现今时期断层面在某一点的断距(m)；DTmax为现今时期断层在T沉积地层中发育的最大断距(m)。

国内外研究者通过统计大量野外断层数据表明断层在生长过程中断层的断距与长度呈幂指数关系：

图2 不同断层古断距恢复方法对比图(据文献[18]修改)Fig.2 Comparison diagram of different ancient fault displacement recovering methods (modified by Ref.[18])

式中：D为断层的最大断距，m；L为断层的最大长度，m；n为某一指数，1≤n≤2。对于构造成因的断裂n值取1[19]，即断层生长过程中断距与长度呈线性关系增长。

最大断距相减法是最能真实反演断裂生长历史的分析方法。

2.2 断层古RSG计算

在恢复断层古断距的基础上，利用钻井及测井资料就可以由图 1中的RSG算法计算出断层面各点古RSG。

这里需要注意的是：正如计算现今断面各点RSG一样，在计算断层面各点古RSG时，不需要考虑沉积地层的去压实问题。因为在考虑去压实问题之后，断层发育的沉积地层会变厚，而断层的断距也会相应地变大。无论考虑去压实问题与否，滑过断面某点处泥质总量是不受影响的，即RSG是不受影响的。

2.3 断层古封闭能力定量评价

将计算得到的断面各点古RSG、地下流体物性数据代入式(1)，便可计算出断层侧向所能封闭的古油柱高度，同时可以转换成相应的古油水界面，并在古构造图上圈定出圈闭的古有效范围。同样，圈闭古有效范围之内对油气侧向是封闭的，而圈闭有效范围之外对油气侧向是不封闭的。

这里需要注意的是：为了对古断层圈闭有效性进行准确评价，需要恢复断层圈闭的古构造形态，但是，为了对断层圈闭现今油气钻探风险性进行快速分析，可以将断层圈闭现今构造形态近似视为古构造形态，即在现今构造图上圈定出古圈闭有效范围。

3 实例应用

南堡凹陷位于渤海湾盆地群黄骅坳陷北部的1个中、新生代盆地，面积约1 900 km2，自下而上依次沉积了沙河街组(Es)、东营组(Ed)、馆陶组(Ng)、明化镇组(Nm)以及平原组(Qp)。南堡3号构造位于南堡凹陷东南部，是已发现的8个富油气区之一，见图3；构造上位于林雀次凹和曹妃甸次凹两大主力生烃洼陷之间，同时具有良好的生储盖条件[20]，是油气运聚成藏的有利指向区。但由于研究区经历了多期构造建造和改造形成了复杂断裂系统[21]，断层圈闭十分发育，断层侧向封闭能力决定了断层圈闭的有效性。油气钻探结果表明：NP3-2井在东一段(Ed1)钻遇工业油层，而紧邻该断层圈闭南部的 NP3-3井的油气显示并不乐观，这无疑给南堡3号构造下一步滚动勘探目标决策带来困难。因此，开展南堡3号构造断层圈闭油气钻探风险性进行评价，尤其是开展断层侧向封闭能力综合评价具有重要意义。

南堡凹陷油气成藏关键时刻为明化镇组沉积末期(Nms)，通过对南堡3-2断层圈闭控圈断裂F1构造发育特征进行精细解剖，结果如表1所示。南堡3-2断层圈闭控圈断裂F1并未断至明化镇组上段，表明F1断裂在成藏期之后一直处于静止状态，即油气成藏期至今 F1断层侧向封闭能力并未发生改变，因此，在具备充足油源条件及圈闭保存条件下，可以认为现今通过油气钻探所证实的南堡3-2断层圈闭的油柱高度达到了 F1断层侧向封闭能力的上限，即可以利用南堡3-2断层圈闭油藏数据。按如上方法建立南堡3号构造断层侧向封闭能力进行定量评价函数式。通过对南堡3-2断层圈闭精细油藏解剖得到。该断层圈闭内的NP3-2井在东一段揭示了油藏的油水界面为-3.407 km，断层F1控圈范围为-3.00～-3.52 km(见表2)。按照上述的断层现今侧向封闭能力评价方法，计算南堡3-2断层圈闭控圈断裂断面RSG，同时结合该断层圈闭的油藏数据(表 2)建立南堡凹陷 3号构造东一段断层侧向封闭能力定量评价函数式：

式中：H为断层面某点的侧向封闭能力，即侧向所能封闭的最大烃柱高度(m)。

南堡3-3圈闭受F2，F3和F4共3条断裂夹持形成断层圈闭，通过对3条断裂的构造发育特征进行精细解剖，结果如表1所示。从表1可见： F2，F3和F4这3条断裂均断至明化镇组上段，在明化镇组上段至第四系平原组沉积时期断层生长指数分别为1.23，1.27和1.15，表明这3条断裂在成藏期后均发生过再次活动，即这3条断裂的侧向封闭能力可能发生了变化，因此，有必要研究这3条断层的成藏关键时刻的古侧向封闭能力，以反映南堡3-3断层圈闭的真实的圈闭有效性。

表1 南堡3-2和南堡3-3断层圈闭控圈断裂构造发育特征Table 1 Faults structural characteristics of NP3-2 and NP3-3

表2 南堡3号构造断层侧向封闭能力评价函数d分析选取表Table 2 Analysis and selection table of geologic parameter d

图3 南堡3-3断层圈闭控圈断层F2不同时期封闭能力Fig.3 F2 of NP3-3 fault trap lateral sealing ability in different periods

按照上述断层侧向封闭能力评价方法，利用已建立的断层侧向封闭能力定量评价函数式(式(5))对南堡3-3断层圈闭3条控圈断裂的现今侧向封闭能力进行定量评价(表 3)，同时按照上述断层古侧向封闭能力恢复方法，对南堡3-3断层圈闭3条控圈断裂的成藏关键时刻古侧向封闭能力进行了定量评价(表 3)。从表3可以看出：南堡3-3断层圈闭3条控圈断裂成藏关键时刻断层侧向封闭能力均明显弱于现今断层侧向封闭能力，尤其是F2断裂，其在成藏关键时刻侧向能封闭的油柱高度仅为45 m，而现今侧向能封闭的油柱高度为252 m(见图3和表3)。南堡3-3断层圈闭控圈断裂侧向封闭能力综合评价结果见表3。可在构造图上勾绘出圈闭的现今有效范围以及成藏关键时刻古有效范围，见图4。从图4和表3可以看出：F2断层成藏关键时刻侧向封闭能力较弱，直接导致南堡3-3断层圈闭成藏关键时刻古有效范围较小，即圈闭在油气大量运聚成藏期仅能捕获运移至圈闭中很少的一部分油气，圈闭成藏关键时刻古有效范围才是圈闭的真实有效范围。从NP3-3井所钻遇的构造部位来看，其并未钻遇到该断层圈闭的古有效范围之内(图4)，这是造成南堡3-3断层圈闭东一段油气钻探失利的根本原因。

表3 南堡3-3断圈断层侧向封闭能力综合评价结果Table 3 Composite analysis results of faults lateral sealing ability in NP3-3 fault trap

图4 南堡凹陷3号构造位置及Ed1断层圈闭有效性性评价Fig.4 Location of Nanpu 3 structure and appraisal of fault trap efficiency in Ed1

4 结论

(1) 在RSG算法定量评价断层现今封闭侧向封闭性理论模型的基础上，利用最大断距相减法恢复断层古断距，并计算断层古RSG，以此建立一套断层古侧向封闭能力恢复方法。

(2) 南堡3-3圈闭现今油水界面为-3.425 km，古油水界面为-3.225 km，即断层古侧向封闭能力弱是造成该圈闭油气钻探失利的主要原因。

(3) 与断层现今侧向封闭能力一样，断层古侧向封闭能力同样影响着断层圈闭的有效性，是油气勘探决策中需要考虑的重要地质因素。

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