车镇凹陷大1断层对区域油气成藏控制作用的三维数值模拟

戴黎明, 李三忠, 3, 刘 泽, 胡梦颖, 刘连启, 杨彦峰

(1.中国海洋大学 海洋地球科学学院, 山东 青岛 266100; 2.海底科学与探测技术教育部重点实验室,山东 青岛 266100; 3.青岛海洋科学与技术国家实验室 海洋地质过程与环境功能实验室, 山东 青岛266061; 4.中国石化 胜利油田分公司 河口采油厂, 山东 东营 257200)



车镇凹陷大1断层对区域油气成藏控制作用的三维数值模拟

戴黎明1, 2, 李三忠1, 2, 3, 刘 泽1, 2, 胡梦颖1, 2, 刘连启4, 杨彦峰4

(1.中国海洋大学 海洋地球科学学院, 山东 青岛 266100; 2.海底科学与探测技术教育部重点实验室,山东 青岛 266100; 3.青岛海洋科学与技术国家实验室 海洋地质过程与环境功能实验室, 山东 青岛266061; 4.中国石化 胜利油田分公司 河口采油厂, 山东 东营 257200)

摘 要:采用有限元方法模拟了大王庄地区的应力场分布状态。根据模拟结果, 对比已知油气藏的分布位置, 定量分析了大1断层对区域压应力分布的控制性作用, 并以此为基础探讨了区域油气运聚成藏过程的主要影响因素。模型的构建主要基于车镇凹陷大王庄地区精细三维数据体, 包括三个主要地层界面及近真实的大1断层产状。据此, 得出以下研究结果: (1)通过调整边界条件发现, 模型在NE-SW向的伸展作用下压性应力场低值区的分布与已知油藏的分布具有较好的对应关系, 均围绕大1断层呈斜对称式分布; (2)认为这种油藏斜对称式分布特征应与大1断层在区域构造应力背景下对油气的沟通、疏导作用密切相关。

关键词:车镇凹陷; 大1断层; 构造应力场; 油气成藏过程; 有限元数值模拟

项目资助: 国家自然科学基金项目(41402172, 41190072, 41072152)和山东省自然科学基金青年基金项目(ZR2012DQ012)联合资助。

0　引 言

大王北洼陷位于车镇凹陷中部, 地处华北克拉通的破坏中心(Li et al., 2012a, 2012b), 因此区内断层广泛发育。其中, 北东向的大1断层不仅控制了大王北洼陷的构造演化进程以及沉积、沉降中心的迁移(Su et al., 2010), 而且还控制了区域油气藏的分布, 这说明大1断层的动力学过程很可能为大王庄鼻状构造带油气的运移及成藏提供了基本的动力源。但对于是如何提供的以及断层与油藏分布的关系, 目前还不清楚。由此可见, 研究大1断层与已知油气藏分布间的内在联系, 对于解释大王庄地区油源的分布特征以及预测渤海湾盆地中其他凹陷油气的前景区都具有非常重要的应用价值。

在沉积盆地中, 油气的成藏与盆地的构造特征和油气运移的驱动力密切相关。其中, 断裂及其组合是沉积盆地中重要的控油构造(戴黎明等, 2013),其不但控制了烃源岩的形成过程, 而且还沟通了盆地中生油层和储层两个相对独立的体系域, 为油气的运移、保存提供了有效通道(Hooper, 1991; Handle, 1997)。对于油气运移的驱动力, 一般认为浮力、水动力、异常压力等都能够驱使油气发生运移(Hunt, 1990; 华保钦, 1993; Barry et al., 1998), 但无论是哪一种因素, 都离不开盆地宏观的构造背景, 即, 构造应力对油气运移的影响。这是因为油气的初次运移主要取决于石油分子结构和毛管压力的性质, 当差应力达到阈值后可以导致烃源岩排烃，形成油气的初次运移。与此同时, 盆地中构造应力的横向不均匀性能导致不断排出包含烃类的孔隙流体沿断裂及裂隙自高压、高流体势区流向低压低流体势区,从而实现油气的二次运移(Rouchet, 1981)。由此可见,构造应力作用于油气从生成到赋存的整个过程, 而断裂在这个过程中起到了重要的疏导或封堵作用(Hooper, 1991; 罗晓容, 2003; 罗群等, 2005; 付广等, 2008)。

为了研究油气的运移过程, 前人使用了多种方法, 包括流体示踪法(陈践发等, 2000; 吴楠等, 2007)、物理实验法(康永尚等, 2003; 张发强等, 2004;周波等, 2005; 吕延防等, 2005)以及数值模拟方法(许忠淮和吴少武, 1997), 等等。其中, 数值模拟法能够较为直观地反映出构造应力与盆内断裂间的相互作用对油气二次运移的影响(Dai et al., 2014, 2015), 其有效性也能够得到相关研究成果的证实(谭成轩等, 1997; 王红才等, 2002; 马寅生等, 2002;赵义来和刘亮明, 2011)。本文基于研究区三维地震数据体及钻井资料构建包括大1及周边断层在内的精细三维有限元模型, 探讨在构造应力背景下断裂对油气藏分布控制的一种成藏模式。

1　区域地质背景

车镇凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷北部的一个次级凹陷(图1), 其北、西、南三面分别被埕宁隆起和义和庄凸起所围限, 东端与沾化凹陷相邻, 整体呈NE走向。由于它位于济阳坳陷的内部, 因此, 其形成和演化过程与济阳坳陷乃至整个华北克拉通早期的构造格局和后期破坏密切相关(张林等, 2012)。同时, 中国东部著名的深大断裂——郯庐断裂不同时期的运动学特征对凹陷的形成也起着至关重要的控制作用。印支运动以后, 太平洋板块朝NW方向运动, 鲁西地块在NW-SE向挤压作用下, 发生向西南方向的挤出逃逸并上升隆起, 从而导致刚性地块破裂, 形成一些单断箕状断陷构造, 凹陷内沉积最老的地层是下侏罗统坊子组(周立宏等, 2003; 刘建忠等, 2004; 李三忠等, 2004)。晚侏罗世–白垩纪, 受郯庐断裂左行走滑影响, 济阳坳陷前期形成的NW向逆冲断层发生构造负反转, 形成一系列半地堑。进入新生代构造演化阶段, 早期郯庐断裂仍然为左行走滑(李理等, 2008a), 挤出构造依然明显。而在42～35 Ma之后, 由于印度板块与欧亚板块碰撞的远程效应(Liu et al., 2004)和太平洋板块由NNW向俯冲转为NWW向(表现在夏威夷岛链的拐弯), 郯庐断裂由左旋变为右旋(漆家福等, 2010), 此时, 济阳坳陷及其内部的次级凹陷区形成了一个受NNE、NE向断层和基底滑脱面(李理等, 2008b)联合控制的半地堑式复合盆地, 叠置于中生代盆地之上 如车镇凹陷。

图1　车镇凹陷构造和大地构造位置图Fig.1 Tectonic and structural map of the Chezhen Depression

从盆地结构特征来看, 车镇凹陷自北向南可划分为北部陡坡带、中部洼陷带和南部缓坡带3个次级构造单元。中部洼陷带自东向西又可划为三个次级洼陷, 分别为郭局子、大王北和车西洼陷。其中,大王北洼陷位于车镇凹陷中部, 西接车西洼陷, 南以大1断层为界, 东以大90断层为界, 与郭局子洼陷相接, 北为埕子口凸起, 总体呈近EW向展布, 是车镇凹陷中一个重要的生、储油洼陷。大王北洼陷主要经历了两个发展阶段。第一阶段为盆地断陷期(65～24 Ma), 在该阶段由于鲁西地块的不断隆起和济阳凹陷的快速沉降(李理等, 2008b)导致区域形成了以河流相、深湖–半深湖相以及滨湖相为主的巨厚沉积。其中, Es3段主要由深湖–半深湖相的油页岩及暗色泥岩组成(王秉海和钱凯, 1992; 张永辉等, 2010;魏海泉等, 2012), 为主要的烃源岩层。而Es4、Es2段则主要由河流相和滨湖相的砂岩和灰岩组成, 为主要的含油气层。岩层的厚度变化明显受控于大1断层的活动。主要表现在, 在不同的演化阶段, 洼陷沉积、沉降中心伴随大1断层不同段落间活动性差异而不断发生迁移(刘丽萍, 2010), 并由此形成了一系列较好的构造圈闭, 如, 大65断裂鼻状构造、大王北断裂鼻状构造和大35单斜构造等。第二阶段为盆地坳陷期(24～2 Ma), 大规模的断陷活动基本结束,济阳凹陷处于整体的拗陷阶段, 并沉积了一套中新世–上新世河流相碎屑岩和泥岩, 为很好的盖层。同时, 该时期也是大王庄洼陷主要的排烃期和油气运聚期(李理等, 2008b)。

2　模型设计和参数选择

图2　大王庄洼陷的三维结构模型(图中紫色线对应图5中的五条剖面位置)Fig.2 3D model of the Dawangzhuang Sag

本文模型(图2)研究区范围, 北起大王北洼陷,南至义和庄凸起, 西接车西洼陷, 东至郭局子洼陷,主要包括三套地层, 分别为Ed底至Es2底、Es2底至Es3底、Es3底至模型底部。

其中, 为了能够更加真实地模拟应力场在地层中的分布特征, 利用已有地震剖面拟合出了各套地层的空间形态(图2)。据统计, 研究区内大小断层约一百多条。在不影响计算精度的情况下, 为了简化起见, 本文选取了三条主要断层加入到模型当中,分别为NE向的大1断层、大19断层以及NW向的大104断层。由于大1断层对研究区内的油气分布具有重要的控制作用, 因此, 为了能够准确描述其形态变化对应力场的影响, 在这里同样利用地震剖面拟合出大1断层的空间形态并加入模型中(图3)。从图3可以看到, 大1断层是一条上陡下缓, 断面略有起伏的东西向正断层, 而由西向东断面倾角则逐渐变小。通过库仑摩擦模型来描述上述3条断层的

接触行为, 对于断层两盘间的抗剪切应力τ可表达为(Wang et al., 2008; He and Chery, 2008; Zhu and Zhang, 2010, 2013; 戴黎明等, 2010, 2011, 2013):

其中p表示断层接触面间的垂向应力, µ表示断层接触面间的摩擦系数。为了防止模拟过程中断层两盘的穿透量过大而影响计算结果, 本文的有限元接触算法主要采用了惩罚函数(朱守彪等, 2010), 其表达式为:

其中n表示接触面法线方向, fn表示接触力, kn表示惩罚函数, hn表示穿透距离。由于此模型为准静态模型, 因此忽略了地震等其他可能因素对断层及其周边地区位移场造成的影响。

图3　大王庄洼陷中大1断层的空间形态Fig.3 Spatial model of the Da 1 fault in the Dawangzhuang Sag

同时, 需要强调的是, 由于大1断层贯穿了整个模型, 因此模型在伸展拉伸过程中有可能造成断层两盘块体的分离, 从而对模拟结果造成影响。为了防止这种现象的发生, 本文模型将大1断层断面设置为允许滑动的不分离接触, 并设置了阻止接触面分离的接触张开刚度。

在模拟过程中, 不同的材料参数、单元属性的选择对最终结果的影响十分巨大。因此如何选择模型材料参数十分重要。在本文的模型中, 材料和单元的选择主要基于以下三个条件。首先, 由于模拟的时间尺度较短、地层厚度较薄, 且考虑到盆地在长时间的演化过程中, 已经充分压实, 因此忽略了材料的非线性行为(如塑性、粘弹性等材料行为)、温度变化以及重力对应力、应变场的影响。其次, 研究区各套地层均以泥岩、砂岩为主, 并伴随地层厚度的变化两种沉积岩所占比例有所不同, 因此模型中材料参数的选择主要基于前人对地层样品测试分析的结果(表1), 具有一定的可信度(于来刚, 2007;胡才志等, 2010)。最后, 单元的选择。对模型中沉积岩而言, 本文主要采用solid185单元; 而对沉积中断层接触面的选择, 则分别选取ANSYS接触单元中的contact170和target173。模型中总的有限单元数约15万个, 其中断层及其周缘区占总数的2/3, 每千米约含200至300个单元, 这种分辨率完全满足计算精度要求, 并接近于实际地质情况。

表1　各主要地层力学参数Table 1 Mechanical parameters of major stratum in the model

边界条件的选择。根据前人的研究成果(刘丽萍, 2010; Li et al., 2012a), 大1断层的形成主要经历了燕山、喜山两期运动。其中, 燕山期是大1断层形成的雏形阶段, 在该期运动早期整个大王庄洼陷处于左旋剪切应力场的作用下, 而在晚期则变为受近NEE向扭动伸展应力场作用, 因此大1断层及其周缘地区在燕山期可能表现为近NW向或NE向的拉张(图4b); 喜山期是大1断层的最终形成阶段, 在该期运动早期(65～40 Ma)大1断层表现为左行张扭性特征, 说明研究区很可能处于NW-SE向的伸展环境之中(图4b) (刘丽萍, 2010)。而在该期运动中后期(40 Ma～至今), 研究区周缘NE向基底大型走滑断层多为右行走滑特征(李理等, 2008a; Li et al., 2012a;索艳慧等, 2012), 如, 郯庐断裂、聊城-羊二庄断裂等, 那么在该种应力环境下可导致近EW走向的大1断层处于右行张扭环境之中(如图4a); 除此之外,还有一种观点认为渤海湾盆地在新生代是受到了区域性近SN向的拉张作用而形成(周建生和杨长春, 2007), 那么在该种应力环境下, 大1断层同样处于南北向的拉张作用之中(图4c)。由此可知, 模型所研究区域无论处于那一期构造运动过程或成因模式,都无法准确地确认其拉张方向。因此本文对模型进行了三种拉张条件下的有限元模拟(图4)。并以此探讨在这三种边界条件作用下, 大1断层、大19断层以及大104断层如何调整研究区内的应力场分布,从而确定一种可能的油气运移模式。

图4　模型的三种边界条件Fig.4 Three kinds of boundary conditions of the model

3　模拟结果

区域应力状态由空间中任意三个相互垂直的主应力组成, 而三个主应力的大小及方向决定了区域上的构造变形特征, 如, 差应力的大小及性质决定了区域断裂的几何学和运动学特征, 压应力的大小及方向决定了褶皱的展布形态等。由此可见, 在不同应力及其组合环境下, 不同类型的构造对区域的变形特征起到重要的控制作用, 但单就对盆地中具有流体性质的油气资源而言, 压应力的大小决定了油气运移的基本方向, 即, 由高势(高压区)区向低势区(低压区)沿主要断裂发生运移(于来刚, 2007)。由于本文主要探讨在构造应力作用下沉积盆地中先存断裂对油气运移的控制作用, 因此下文中所使用的应力场统一用第三主应力(压应力)表示, 而其他两种方向的主应力及其组合关系, 并不做论述。

图5　三种边界条件下大王庄洼陷5条剖面压应力的分布特征Fig.5 Compressive stress distribution of the three models with difference boundary conditions in the five profiles

3.1过大1断层压应力分布的剖面特征

图5a表示在第一种边界条件下过研究区五条剖面压应力的分布特征。从图中可以看到, 区内压应力围绕大1断层总体展现出对称式分布特征。在断层上盘, 靠近大王庄洼陷一侧, 压应力值表现为东高西低。而在断层下盘, 靠近义和庄凸起一侧, 压应力总体表现出西高东低的分布特征, 但局部地区又受到了NE和NW向两组次级断层的影响。其中, 在义和庄凸起的西部, NE向大19断层上盘的低压应力导致了高压区紧邻大1断层分布。与之相对, 在义和庄凸起的东部, NW向断层上盘的高压应力同样导致了低压区紧邻大1断层分布。而纵观五条剖面, 大1断层的中部可认为是东、西两种压应力环境的转换带, 这是因为断层两盘的压应力值基本相等。从图中还可以看到, 伴随深度的变化不同剖面压应力值的分布有所变化, 而这种改变可能与地层的起伏、材料参数的改变以及大1断层倾角的变化有关。

图5b表示在第二种边界条件下过研究区五条剖面压应力的分布特征。从图中可以看到, 在该种条件下压应力值的分布恰好与第一种边界条件相反。在大1断层下盘表现为西高东低, 而在其上盘则呈现出西低东高的分布特征。同样, NE向大19断层的上盘表现为高压应力, 而NW向断层的上盘则表现为低压应力。图5c表示在第三种边界条件下过研究区五条剖面压应力的分布特征。与前两种边界条件不同, 此种拉张环境下压应力高值区普遍发育于模型中断层上盘, 而下盘的应力值却明显偏低。

图6　三种模型Ed、Es2和Es3地层界面的主压应力分布特征Fig.6 Compressive stress distribution of the Ed、Es2and Es3stratum interface of the three models, respectively

3.2边界拉张方向对区域压应力分布的影响

从以上五条剖面的模拟结果来看, 不同模型间压应力的分布特征明显不同。而造成这种现象的原因, 应与模型边界拉张方向的不同密切相关。

在第一种边界条件下, 区域处于NE-SW向的拉伸环境, 那么该拉伸方向可分解为SN向的伸展以及EW向的剪切。在SN向伸展位移的作用下, 大1断层上盘的大王庄洼陷沿断面具有向下滑移的趋势,这在本文的模型中体现在三个地层界面中大1断层发育处出现了明显的断距(图6a), 从而造成了模型地层界面的不连续。而在EW向剪切位移的作用下, 大1断层的上、下两盘沿近EW走向的断面能够发生相对滑移, 表现出右旋走滑特征。根据走滑断层的运动学性质, 在断层滑移过程中物质的堆积能够形成高压应力, 而物质的逃逸则形成低压应力或张应力, 这就解释了为什么大王庄洼陷各主要地层界面的压应力值会沿大1断层表现为东高西低, 而义和庄凸起则展现出西高东低的分布特征。同时, 这种伸展环境对区域次级断裂也具有重要的影响。其中, NE向大19断层由于与区域伸展方向近平行, 因此活动性不强, 只是在断层上盘形成了低压应力。而NW向的次级断裂由于与区域伸展方向近垂直,从而导致断层上盘下降形成较高的压应力, 进而影响了义和庄凸起东部低压应力区的分布(图5a)。

在第二种边界条件下, 区域处于NW-SE向的拉伸环境, 同样该拉伸方向可分解为SN向的伸展以及EW向的剪切。其中, SN向的伸展导致了模型中大1断层断距的形成(图6b), 而EW向的剪切则导致了断层两盘的左旋滑移, 进而在大1断层上盘大王庄洼陷形成了西高东低的压应力分布, 以及在大1断层下盘义和庄凸起形成西低东高的压应力分布特征, 这与第一种边界条件正好相反。在第三种边界条件下, 区域处于SN向伸展的环境之中。在该环境下, 模型中无论是近EW走向的大1断层,还是近NE走向的大19断层以及NW向断层, 其断层上盘都具有沿断面下滑的趋势, 这表现在三个地层界面中断层发育处都具有明显的断距(图6c), 这一特征进而导致了断层上盘靠近断层处高压应力的形成。

3.3压应力分布与已知油层层位的对比

通过前文论述可知, 不同拉张方向区域压应力分布特征明显不同, 但哪一种条件更加符合区域实际情况呢？本文将通过压应力分布与已知油气藏的对比加以讨论。

图7　模型1中大王庄洼陷Ed地层界面压力分布特征与已知油藏的对比Fig.7 Compressive stress distribution of the Ed stratum interface of the first model compared with the position of oil reservoirs in the Dawangzhuang Sag

在第一种边界条件下, Ed地层底面大1断层上盘(大王庄洼陷)西部的压应力与周缘区域相比明显偏低, 那么在这种应力环境下, 周缘油气资源很可能会沿大1断层向该区域不断运聚, 这将有利于油气的最终成藏。对比研究区Es2段已知油气的分布图可见, 这一低压应力区与大王庄洼陷的大王北油田具有较好的对应关系(图7)。与之相对, 大1断层下盘义和庄凸起东部的低压应力区则可对应于义和庄斜坡带上的大王庄油田(如图7所示)。在Es3地层顶面(图6), 虽然压应力分布与Ed地层底面相似, 但由于Es3段为主要的烃源岩层, 因此, 包含烃类的孔隙流体压力很可能大于区域的构造应力, 从而导致油气沿大1断层向张应力较大的区域不断运移, 这将不利于油气在该层位的成藏。在Es4地层顶面, 低压应力区的分布特征与Ed地层顶面相比, 分布范围明显减小, 但这与Es4段已知油藏的分布具有较好的对应关系。通过对比还可发现, 在第二种和第三种边界条件下, 不同地层界面的低压应力分布特征与已知油藏的分布均没有较好的对应关系。

由此可见, 第一种边界条件可能更加符合大王庄地区构造应力分布的真实情况。

4　讨论与结论

关于构造应力场与盆地中油气运聚关系的数值模拟分析, 前人已做了大量的工作(谭成轩等, 1997;王红才等, 2002)。在这些工作中, 他们都强调了在特定的边界条件下断裂的空间形态、组合样式以及地层横向不均匀性对区域构造应力以及油气运聚的影响(戴黎明等, 2013)。在本文的模拟结果中, 车镇凹陷大王庄地区在NE-SW向的伸展环境之下, 低压应力分布与已知油气藏的分布具有较好的对应关系,且围绕大1断层呈对称式分布(图7), 这无疑再次说明了断裂对区域构造应力以及油气藏分布的控制作用。但依然存在一个重要问题, 即, 大1断层是如何影响区域油气藏成藏的动力学过程？而这一过程对于解释大王庄地区油藏的分布特征以及预测渤海湾盆地中其他凹陷油气分布前景都具有非常重要的应用价值。根据前文的模拟结果, 本文提出了大王庄地区油气资源围绕大1断层对称式成藏的一种可能动力学模型, 如图8所示。

图8　大王庄洼陷油气成藏过程模式图Fig.8 Oil and gas accumulation process model of the Dawangzhuang Sag

根据区域勘探开发结果(张本琪等, 2004; 王蛟等, 2005; 刘丽萍, 2010), 大王庄洼陷沙三段为一套厚层的油页岩, 而沙二和沙四段则主要由砂岩和灰岩组成。虽然这种地层组合既为油气的成藏提供了物质来源, 又提供了存储空间, 但如果两者间缺乏有效的沟通通道, 同样不利于油气的成藏。例如, 黄骅坳陷中的歧口主洼, 虽然该洼陷具有生油层和储层, 但由于缺乏沟通, 至今无较好的油气藏显示。而在车镇凹陷大王庄洼陷中, 通过地震剖面(张家震等, 2005; 侯方辉等, 2005)以及前文的模拟结果发现, 大1断层不但有效沟通了沙河街组各套地层, 为油气的运移提供了通道, 同时还为油气的成藏提供了有利的动力学背景。这主要体现在以下的油气成藏的动力学过程: 大1断层是大王庄洼陷的主要控洼断层, 活动性较强, 且表现为正断的性质。因此, 当其切过沙三生油层时, 在异常孔隙压力的作用下能够导致孔隙流体(包括烃类)沿微小裂隙不断汇入具有张裂性质的大1断层断面空隙之中, 从而完成初次运移; 当进入大1断层断面中流体量过大时, 在压力驱动下, 流体会沿断面或向上、或向下不断扩散。由于大1断层存储空间的有限, 这些流体最终会向周缘高孔隙度的储层运聚。此时, 在NE-SW向的伸展环境之中, 大1断层上盘西部的大王庄洼陷处于低压应力, 而下盘的义和庄凸起却处于高压应力(图6a)。两者相比, 断层通道内的流体势必会运移至大王庄洼陷沙二和沙四段中, 形成大王北油田,完成二次运移。同理, 在大1断层流体通道内东部的流体同样会运移至义和庄凸起的沙二和沙四段中,形成大王庄油田。最终, 在区域上形成围绕大1断层对称式成藏的分布特征。通过对大王北洼陷精细的油源对比发现, 大王北油田的原油类型主要来自于沙三段(任拥军等, 2010), 这无疑证明了本文模型的有效性。

致谢： 中国石化胜利油田分公司河口采油厂为本研究提供了可靠的地震数据, 在此表示衷心感谢。同时感谢两位审稿专家为本文的最终完成提供了宝贵的修改建议。

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3D Numerical Modeling of Oil and Gas Accumulation Process Controlled by Da 1 Fault, Chezhen Depression

DAI Liming1, 2, LI Sanzhong1, 2, 3, LIU Ze1, 2, HU Mengying1, 2, LIU Lianqi4and YANG Yanfeng4
(1. College of Marine Geosciences, Ocean University of China, Qingdao 266100, Shandong, China; 2. Key Laboratory of Submarine Geosciences and Prospecting Techniques, Ministry of Education, Qingdao 266100, Shandong, China; 3. Laboratory for Marine Geology, Qingdao National Laboratory for Marine Science and Technology, Qingdao 266061, Shandong, China; 4. Hekou Oil Production Plant of Shengli Oilfield Company, SINOPEC, Dongying 257200, Shandong, China)

Abstract:The stress state of the Dawangzhuang sag is modeled using finite element numerical analysis. Comparing with the position of oil deposit, we quantitatively analyze the distribution characteristics of the compressive stress controlled by the Da 1 fault, and then the main factor influencing the oil and gas accumulation process in the Dawangzhuang sag is discussed based on the simulation results. Construction of the model is mainly based on 3D seismic data in the Dawangzhuang area of Chezhen Depression, including three sequence boundaries and spatial occurrence of the Da 1 fault. The faults in the model are introduced as Coulomb-type frictional zones that refer to contact analysis of finite element modeling (FEM). The results are as followings: (1) by adjusting the boundary condition of model, we found out that under the environment of NE-SW extension, the distribution of low compressive stress is somewhat consistent with that of oil deposits, which are skew-symmetrical distribution around the Da 1 fault; (2) We suggest that the oil distribution is closely related to the communication between source and reservoir bed controlled by the Da 1 fault in the regional tectonic stress background.

Keywords:Chezhen Depression; Da 1 fault; tectonic stress field; oil and gas accumulation; FEM

中图分类号:P542; TE121.2

文献标志码:A

文章编号:1001-1552(2016)01-0047-011

收稿日期:2013-06-03; 改回日期: 2013-07-16

第一作者简介:戴黎明(1980–), 男, 副教授, 主要从事构造地质学及其数值模拟研究。Email: dlming.geo@gmail.com