坳陷层断裂输导能力研究——以长岭地区为例

陈云锋，于永利，陈 亮，朱建峰

（1. 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院西部分院，山东东营 257015；2. 中国石油化工股份有限公司东北油气分公司勘探开发研究院，吉林长春 130000）



坳陷层断裂输导能力研究
——以长岭地区为例

陈云锋1，于永利1，陈 亮1，朱建峰2

（1. 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院西部分院，山东东营 257015；2. 中国石油化工股份有限公司东北油气分公司勘探开发研究院，吉林长春 130000）

摘 要：长岭凹陷坳陷层的油藏类型以断层—岩性复合藏为主，断裂的有效输导是成藏的关键因素之一。根据勘探程度的不同，可采用不同方法定性或定量研究断裂的输导能力。在勘探程度低的地区，可采用静态断层几何要素分析与动态断层活动性分析相结合的方法定性研究断层是否具有输导能力；在勘探程度高的地区，可开展启闭系数计算，定量分析断裂输导能力。综合上述方法，长岭凹陷断裂输导能力的研究取得了良好的效果，为断裂输导体系评价以及圈闭风险分析提供了依据。

关键词：长岭凹陷；坳陷层；断裂（断层）几何要素；输导能力；启闭系数

长岭凹陷发育断陷层和坳陷层两大勘探层系（表1）。近几年在坳陷层发现了多个油藏。坳陷层成藏模式（图1）主要是油源通过断裂输导，在上覆或下伏储层中富集成藏［1-3］。坳陷层发育青山口组一段和嫩江组一、二段两套烃源岩，并形成了多套成藏组合［4］。坳陷层的油藏类型以断层-岩性复合藏为主，其次为岩性藏，另外还发育少数断鼻藏和构造藏［5-7］。这些油藏都直接或间接与断裂输导相关。坳陷层不同构造带（表2）在勘探程度上存在差异。针对不同的勘探程度，开展定性或定量研究断裂的输导能力，可以为坳陷层的勘探目标提供依据。

表1 长岭地区构造层划分

图1 坳陷层成藏模式图

表2 坳陷层构造单元划分

1 断裂几何学特征

断裂的几何特征是研究断裂输导的基础内容之一，包括空间分布、走向、倾向、断距、延伸长度、样式、组合样式等。

1.1 断层基本样式

坳陷层的断裂主要分布于数个断裂带上（图2）。这些断裂带上的断层分布密集，断层间隔300 ～ 500 m，总体呈雁列式排列，反映了其形成过程受到走滑作用的影响［8］。

图2 坳陷层构造单元划分图

纵向上，坳陷层断裂大部分分布于青山口组和嫩江组。剖面上，断层基本样式为板式，组合类型有“y”、反“y”及负花状等。

1.2 断层几何要素

对三维地震工区的部分断层进行断层几何要素的统计，显示坳陷层断层延伸长度多为0.5 ～ 4 km，优势走向150 ～ 170°，优势倾角40 ～ 60°，大部分断层垂直断距在20 ～ 100 m之间。

1.3 与油气输导的关系

断层倾角、倾向与断层的输导能力具有相关性［9-10］。但在某一地区，断层几何要素中并不是所有参数都对油气输导起作用。通过统计与油气探井紧邻的几条关键断层的几何要素，发现断距与油藏富集密切相关（图3）。各目的层断层输导油气的断距临界值存在差异。当姚家组底面（T1）

1断距大于65 m（图3a），嫩江组底面（T1）断距大于50 m（图3b）时，与断层相关的圈闭开始富集油气。分析不同探井测试产量与倾角、倾向的关系，图3c、3d表明研究区的断层倾角、倾向（走向）参数不能有效区分干井和油井，其相关性差，不能用于判断断层的输导能力。

2 断层生长指数特征

断层活动性分析是定性研究断层在不同时期、不同层段对油气输导作用的重要内容之一，并且对于油气勘探早期阶段的部署工作及圈闭的优选具有指导性作用。

2.1 断层活动性计算

目前通常采用断层生长指数、断层落差、断层活动速率三类参数来计算断层的活动性［11］。研究区地层发育完整，仅姚家组与青山口组之间存在沉积间断，断裂生长指数法在本区适用。对长岭凹陷三维地震工区内的部分断裂生长指数进行了计算，结果显示（图4），坳陷层断裂在青山口至明水期均有不同程度的活动，其中姚家期和嫩江期活动强度相对较大。

2.2 断层活动性与成藏期的关系

断层活动的差异性使得不同断裂与生排烃期的配置关系也有所不同（图4），进而影响断层的输导能力。长岭凹陷青一、二段烃源岩在四方台初期进入生烃门限，于明水末期进入中等成熟阶段，现今处于低熟至中等成熟阶段，嫩一段烃源岩在明水末期进入生烃门限，现今处于未熟至低熟阶段［12］。

在生排烃期活动的断裂具有良好的输导能力［13］。因此，四方台期及之后活动的断裂对青山口组成藏有利。而明水期及之后活动的断裂对姚家组和嫩江组成藏有利。据此，可定性断裂是否具有输导能力。

图3 长岭凹陷不同井区断层参数与测试产量关系散点图

图4 长岭凹陷坳陷层断裂活动与成藏要素匹配图

3 断层输导能力定量计算

在勘探程度高的地区，利用定性的方法评价断层的输导能力已经不能满足精细勘探要求，因而需要定量研究断层的输导能力。断层输导能力强弱与断层的启闭性相关。影响断层封闭性的因素很多［8］，断层的启（封）闭机理可概括为物理作用封闭和化学作用封闭［9，14］，物理封闭作用包括岩性配置封闭、泥岩涂抹封闭、破裂作用封闭等；化学作用封闭主要是成岩作用封闭和胶结封闭［15］。研究区地层泥岩发育，地层水矿化度低，埋深浅，以物理封闭作用为主。理论上，计算断层输导能力的各项参数使用越多，越能准确定量表征。但实际上很多参数对断层输导能力的量化贡献率很低，甚至可以忽略。断层输导能力的定量评价方法有多种［8］，选用不同的参数，可形成不同的计算模型。但在某些地方应用效果很好的参数，在另一些地区却不见效［15-17］。因而，需综合考虑研究区的实际地质条件，选取有效参数量化断层输导能力。

3.1 断层启闭系数计算

3.1.1 计算方法

张立宽等提出的断层连通概率法［16-17］使用断层启闭系数来表征断层面的启闭（输导）能力，该方法各项参数在研究区易获取。断层启闭系数为一个无量纲数，公式如下：

式中：C为启闭系数，无量纲；P为泥岩流体压力，MPa；δ为断面正应力，MPa；SGR为断裂带泥岩涂抹因子。

该计算方法采用了目前研究认为对启闭性具有重要控制作用的其中三个输导要素，启闭性表述相对丰富。

3.1.2 泥岩流体压力

坳陷层为持续性沉降的沉积层，P可以通过压实曲线用平衡深度法获得，当观测点的孔隙流体为原油时（油层及油水同层），取原油密度。当观测点的孔隙流体为地层水时（水层、干层及含油水层），取值1.01 g/cm3。

3.1.3 断面正应力

在计算时，根据腰英台地区DB11井资料，建立最大水平、最小水平主应力与深度的关系式：

式中：σH为最大水平主应力；σh为最小水平主应力；H表示观测点井深，m。

垂向主应力可根据以下公式估算：

式中：σv为垂向主应力，ρb为地表至观测点的地层平均密度，g/cm3；g =9.8 m/s2。

长岭凹陷中东部地区最大水平主应力方向为近东西向［18］。研究区腰南5井及北2井实测最大水平主应力方向为95 ～ 115°，取平均值105°。

3.2 计算结果

目前，长岭凹陷不同的构造带勘探程度相差较大。本次选取的计算点（断点）位于凹陷中东部，并涉及主要含油层段嫩四段、姚家组和青山口组。最终计算结果见表3。

分析计算结果，P值总体随深度增加而增加。在欠压实地层段压力异常，可指示流体异常。坳陷层含油层段P值趋于同深度的低值。而从工业油流层段的SGR值分布来看，随深度增大，获得工业油流层段的SGR值呈减小趋势。SGR值总体也随深度增加而增加，呈线性关系。由于断层走向、倾角、地层平均密度及主应力方向等参数的数值变化范围小，可简化δ的计算：

3.3 效果分析

计算结果显示，C的值域范围在0.36 ～ 3.68之间。获工业油流的油层及油水同层段C值大都小于0.9，仅DB6井区油层段的断点“S13” C值达1.92（表3）。该数值大于多数水层、干层及含油水层的C值，该值异常。进一步落实DB6井区的油藏特征，发现该井处于断鼻构造高部位的一个完整微幅背斜上（图5）。在该微幅背斜圈闭外的SN303井仅为油气显示，说明断鼻圈闭中的油气已通过断层向上输导，断点的启闭性质应为开启状态，即C=1.92指示断点开启，符合规律。统计各层系的C值，认为嫩四段C＜0.7，姚家组C＜0.5，青山口组C＜0.9时，断面封闭性好。当C值大于上述数值时，断面开始具备输导能力，并且值越大输导能力越强。

图5 DB6井区青二段底面构造图

C值的计算需要大量数据，对于很多勘探程度偏低的地区不适用。但可以简化C值计算，以提高初次判断的效率。研究区的C与SGR之间呈指数关系，可用乘幂式表达：

利用公式（6），实际是视P与δ的比值为常数。由于C并不由SGR单一因素决定，所以使用公式（6）计算C存在一定误差。在资料具备的情况下，仍需引入P与δ的计算，以便准确评价圈闭风险。公式（6）的优点在于可使低、成熟勘探区的C值作对比，简化了计算过程，有利于开展全区断层输导体系的输导能力评价。

表3 长岭凹陷坳陷层断层启闭系数计算参数

4 结论

（1）长岭凹陷中部地区断距的大小与探井产量密切相关。当T1反射层断距大于50 m，反射层断距大于65 m时，断裂具备输导能力，有利于相关圈闭成藏。

（2）嫩江期末活动的断层，以及明水期末活动的断层与生排烃期匹配，具备油气输导能力。

（3）断层启闭性定量研究表明，不同目的层的C值临界值存在差异，嫩四段为0.7，姚家组为0.5，青山口组为0.9。小于临界值，断面封闭性好；大于临界值，断面具备输导能力，并且值越大输导能力越强。

（4）研究区C与SGR呈指数关系，建立的数值模型可用于全区定量分析断层输导能力。

综合上述研究，坳陷层断裂输导能力的研究大体可以归纳为三个方面：首先，统计分析断层几何参数与成藏的关系，明确断裂输导油气的有效参数；其次，计算断层活动性，落实与成藏期配置的活动断层，定性断裂输导能力；另外，在高勘探程度区，计算C值，明确其临界值，定量断层的输导能力。

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中图分类号：TE122.1

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.02.025

文章编号：1008-2336（2016）02-0025-07

收稿日期：2015-10-22；改回日期：2016-01-27

第一作者简介：陈云峰，男，1980年生，硕士， 主要从事油气地质综合研究。E-mail：chenyunfeng755.slyt@sinopec.com。

Study on Fault Transporting Capability in Depression Layer：A Case Study of Changling Sag

CHEN Yunfeng1， YU Yongli1， CHEN Liang1， ZHU Jianfeng2
（1. West Branch of Exploration and Development Research Institute， Shengli Oilfield Company， SINOPEC， Dongying，Shandong 257015， China； 2. Exploration and Development Research Institute， Northeast Oilfield Company， SINOPEC， Changchun Jilin 130000， China）

Abstract：The reservoir types in the depression layer of Changling Sag are mainly fault-lithology complex reservoir， in which the effectiveness of fault transporting is the key factor for hydrocarbon accumulation. According to the exploration degree， qualitative or quantitative method can be used in the study of fault transporting capability. In the area with lower exploration degree， the static analysis of the fault geometric elements， combined with the dynamic analysis of the fault activity， is commonly used to study the fault transporting capability qualitatively. In some areas with high exploration degree， it is generally quantitatively analyzed by calculating the sealing coeffcient. The application of the methods mentioned above acquired quite good effects in Changling Sag， and provided a basis for evaluation of the fault transporting system and the analysis of trap risk.

Keywords：Changling sag； depression layer； fault geometric elements； transporting capability； sealing coeffcient