断裂致泥岩盖层封闭形成期滞后程度的预测方法及其应用

曹思佳 许凤鸣 孙显义 张云峰 姜美玲

1.东北石油大学地球科学学院 2.中国石油大庆油田公司勘探事业部

0 引言

前人研究结果表明，泥岩粒度细，沉积后在埋藏过程中更容易压实，因此具有极高排替压力，能够有效地封堵油气，但同时泥岩能干性较弱，常因断层活动而被破坏[1]。因此，在时间上能否有效地封闭油气，已不再取决于盖层本身封闭形成时间的相对早晚，而取决于断层岩封闭形成时间的相对早晚。由于后者明显晚于前者，导致泥岩盖层封闭形成时间明显向后推迟，造成油气聚集与保存时期明显变短，油气富集程度变低。能否准确地预测出断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度，对于正确认识断裂附近的油气分布尤为重要。前人[1-4]关于断裂对泥岩盖层造成的影响展开过相关研究，主要是通过断距及泥岩盖层厚度来研究断裂对泥岩盖层的分布连续性产生破坏作用，认为断裂断距相对越大，而泥岩盖层厚度相对越小，断裂对泥岩盖层分布连续性破坏程度越大，反之则越小。也有学者[5-10]通过对比断层岩和泥岩盖层的排替压力研究断裂破坏盖层封闭能力，认为断层岩排替压力越小，泥岩盖层排替压力越大，断裂对泥岩盖层封闭的破坏程度越大；反之则越小。然而，关于断裂活动导致泥岩盖层封闭能力滞后的研究甚少，仅见盖层封闭形成时间、断层岩封闭形成时间的研究成果[11-13]，而且是用排替压力为1 MPa对应的时间作为泥岩盖层封闭形成时间，缺少理论依据。而对断层岩封闭形成时间研究也是套用上述泥岩盖层封闭形成时间的研究方法，同样缺少理论依据。同时因断层岩排替压力相对太小，造成多数断层岩无法进入封闭形成时期，这与实际断裂附近有油气聚集分布相矛盾，不利于正确认识断裂附近油气资源分布。因此，笔者开展了断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度预测方法的研究，以期为正确认识断裂附近油气资源分布和油气勘探部署提供理论依据。

1 断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度及其影响因素

刚沉积的泥岩盖层排替压力（pc）相对较低，小于下伏储层岩石排替压力（ps），不能对下伏储层岩石中的油气形成封闭[9]。只有当其排替压力等于下伏储层排替压力时，泥岩盖层才开始对下伏储层岩石中油气形成封闭，如图1中泥岩盖层封闭形成时间（Tm）所示。由于泥岩盖层与下伏储层岩石孔渗性差异较大，泥岩盖层较易对下伏储层岩石中的油气形成封闭，封闭形成时间相对较早（图1）。然而，当泥岩盖层被断裂破坏后，由于断裂在其内分段生长上下连接，成为油气穿过泥岩盖层向上运移的输导通道[14]，所以在断裂活动时期泥岩盖层对下伏储层岩石中的油气是不封闭的，油气可沿断裂穿过其向上运移。断裂停止活动后，便可在各种地质因素[9]作用下，断裂填充物（来自断裂两盘岩石破碎的碎屑颗粒及断层泥）压实成岩，形成固结的角砾岩（碎屑颗粒大小不一，成分复杂，分选磨圆差），即断层岩，其孔渗性逐渐降低，当断层岩排替压力（pf）等于下伏储层岩石排替压力时，断层岩开始对下伏储层岩石中油气形成封闭，如图1中断层岩封闭形成时间（Tf）所示。由此看出，被断裂破坏泥岩盖层不仅封闭油气机理发生了改变，而且封闭形成时间较未被破坏泥岩盖层封闭形成时间也明显向后推迟，如图1所示。其滞后程度（σ）主要受到泥岩盖层封闭形成时间与断层岩封闭形成时间二者相对早晚的影响，Tf相对于Tm越晚，断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度越大；反之越小。滞后程度可用式（1）来表示。由式（1）可以看出，σ值介于0～1，σ值越大，断裂致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度越大；反之越小。

式中σ表示断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度；Tm表示泥岩盖层封闭形成时间，Ma；Tf表示断层岩封闭形成时间，Ma。

2 断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度的预测方法

综上所述，预测断裂导致泥岩盖层封闭形成时间的滞后程度需要先确定泥岩盖层封闭形成时间和断层岩封闭形成时间。

2.1 泥岩盖层封闭形成时间的确定

孙同文等[14]研究结果表明，泥岩盖层排替压力主要受到埋深和泥质含量的影响，压实埋深和泥质含量越大，排替压力越大；反之则越小。按本文参考文献[9]的方法求取泥岩盖层岩石中的泥质含量，并在假设泥岩盖层岩石各地质时期泥质含量近似不变的条件下，根据本文参考文献[15]地层骨架不变原理法，利用声波时差资料恢复泥岩盖层及其以上地层在不同时期的古厚度，再通过地层回剥法恢复泥岩盖层不同时期的古压实埋深，据此便可以由泥岩盖层排替压力计算公式（2）[16]计算求得研究区泥岩盖层不同地质时期的古排替压力，如图1中pc曲线所示。

式中pc表示泥岩盖层排替压力，MPa；Zc表示泥岩盖层压实埋深，m；Rc表示泥岩盖层泥质含量，小数，可按本文参考文献[17]中的方法计算求得；a、b表示与研究区有关的常数。

储层岩石实测排替压力与其压实埋深和泥质含量之间具有相关关系[9,15-17]。利用储层埋深和泥质含量，由储层排替压力计算公式（3）[18]便可得到研究区储层岩石不同地质时期的古排替压力，如图1中ps曲线所示。

式中ps表示储层排替压力，MPa；Zs表示储层岩石压实埋深，m；Rs表示储层岩石泥质含量，小数，可由本文参考文献[18]中的方法计算求得；c、d表示与研究区有关的常数。

泥岩盖层排替压力和下伏储层排替压力相等时所对应的时间为泥岩盖层封闭形成时间。

2.2 断层岩封闭形成时间的确定

受钻井和取心的限制，目前无法利用断层岩样品的方法获取断层岩排替压力。对于碎屑岩地层中发育的断层，其断层岩物源主要来自两盘破碎的岩石，其岩石组成与围岩相似，在相同的泥质含量及压实条件下排替压力与围岩相似，即为压实埋深和泥质含量的函数。因此，只要确定出断层岩压实埋深和泥质含量，便可以利用围岩排替压力（pm）与其压实埋深和泥质之间的关系式（2）求取断层排替压力[19]。断层岩泥质含量可由断裂断距和被其错断地层岩石厚度，通过本文参考文献[9]中断层泥岩泥质含量的预测方法式（4）计算得到。由于断层岩压实成岩时期晚于围岩压实成岩时期，加上断裂倾斜，其压力又小于相同埋深围岩的压力，断层岩的岩石成岩埋深难以获取。故断层岩的压实成岩埋深明显不同于围岩的压实成岩埋深。所以，不能用围岩压实成岩埋深代替断层岩压实成岩埋深，只能在假设断层岩和围岩压实成岩历史相似的条件下，由式（4）计算求得。

式中Rf表示断层岩泥质含量，小数；Hi表示被断裂错断第i层岩层厚度，m；Ri表示被断裂错断第i层岩层泥质含量，小数，可由本文参考文献[17]中的方法利用自然伽马测井资料计算求得；L表示断裂断距，m；n表示被断裂错断岩层层数。

将断层岩泥质含量代入式（2）中，可得到与围岩具有相同泥质含量断层岩排替压力与其压实埋深之间关系，不过断层岩因其具有一定的倾角，引起压实作用的力为断层所受正压力，其小于围岩压实所受的静岩压力[19-21]，实际断层岩等效埋深（Zf）为围岩埋深（Zc）乘以cosθ[θ为断层倾角，（°）]，因而同深度段断层岩排替压力曲线斜率小于围岩地层；再将其由围岩停止沉积开始压实成岩时间（可用围岩停止沉积时间代替，Ts）移至断层岩开始压实成岩时间（可用断裂停止活动时间，即断裂向上延伸处地层沉积至今时间，To）作为断层岩排替压力随其压实成岩埋深变化关系；最后，利用上述泥岩盖层古压实成岩埋深恢复方法恢复断层岩不同时期的古压实成岩埋深，即可得到与断层岩排替压力随时间变化关系（图2）。

取上述断层岩与下伏储层岩石排替压力相等所对应时间，即为断层岩封闭开始形成时间。

2.3 断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度的确定

将上述已确定出的泥岩盖层封闭形成时间和断层岩封闭形成时间代入式（1）中，可以计算断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度，其值越大，断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度越大；反之则越小。

3 应用效果

以渤海湾盆地南堡2号构造F4断裂作为实例，应用上述方法预测F4断裂导致古近系东营组二段（以下简称东二段，E3d2）泥岩盖层封闭形成时间的滞后程度，并结合其目前东二段泥岩盖层之下已发现油气分布，验证该方法预测断裂致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度的可行性。

南堡凹陷位于渤海湾盆地黄骅凹陷北部，面积为1 932 km2，潜在油气资源丰富[22]。南堡2号构造位于南堡凹陷中部，为发育于奥陶系潜山基底背景之上的披覆背斜构造，被一系列北东走向的断裂切割，圈闭面积为280 km2（图3）。钻井揭示其发育的地层主要是古近系和新近系，古近系自下而上发育孔店组（E1k）、沙河街组（E3s）、东营组（E3d），新近系自下而上发育馆陶组（N1g）、明化镇组（N2m），东营组一段（E3d1）是南堡2号的主要含油层位，东二段目前发现的油气相对较少，仅见于构造的高部位。F4断裂位于南堡2号构造的南边界，平面上呈北东向展布，长度为25.14 km（图3），倾向东南，在东二段内的断距为0～360 m。F4断裂从基底向上一直断至馆陶组的顶部（图4）。F4断裂连接了沙河街组三段（E3s3）和沙河街组一段（E3s1）烃源岩及东二段砂岩储层，且在油气成藏期（东营组沉积末期活动）是南堡2号构造东二段的油源断裂。下伏沙河街组三段和沙河街组一段源岩生成的油气沿F4断裂向东二段砂岩储层中运移，由于F4断裂破坏了东二段泥岩盖层，东二段内油气的聚集与保存明显受到F4断裂使东二段泥岩盖层封闭形成时间滞后程度大小的影响。

南堡2号构造东二段泥岩盖层较为发育，LP1、NP2-15、NP205等井泥岩盖层厚度介于200～370 m，平均厚度为260 m。其中LP1井泥岩盖层厚度为200 m，NP2-15井泥岩盖层厚度为290 m，NP205井泥岩盖层厚度为200 m。泥岩盖层未被F4断裂完全错断，仍保持横向分布的连续性。利用自然伽马测井资料，由本文参考文献[23]中的方法求取F4断裂处东二段泥岩盖层岩石的泥质含量为0.87，将其代入围岩排替压力计算式（5），可得到南堡凹陷东二段泥岩盖层排替压力随压实埋深变化关系（图5），再通过恢复东二段泥岩盖层岩石古压实埋深，即得到东二段泥岩盖层排替压力随时间变化关系（图5）。

利用自然伽马测井资料，由本文参考文献[17]中的方法求取东二段砂岩储层岩石泥质含量为0.13，将其代入南堡凹陷砂岩储层排替压力计算公式（式6）中，便可以得到东二段砂岩储层岩石排替压力随压实埋深变化关系（图5），再恢复东二段砂岩储层岩石古压实埋深，可得到东二段砂岩储层岩石排替压力随时间变化关系，如图5所示。

取东二段泥岩盖层和下伏砂岩储层岩石排替压力相等处所对应的时间（图5），为距今25.8 Ma，即为东二段泥岩盖层封闭形成时间（Tm）。

受到钻井及取心的影响，目前难以利用测试样品的方法获取F4断层岩排替压力，也就无法确定断层岩封闭形成时间，只能利用间接方法确定断层岩封闭形成时间，具体方法为：①明确南堡2号构造F4断裂断至馆陶组上段顶部停止活动，其停止活动时间（To）为距今5.32 Ma；②按照本文参考文献[18]中的方法求取F4断裂在东二段断层岩泥质含量为0.36，将其代入南堡凹陷围岩排替压力计算式（5）中，得到与断层岩泥质含量相同的东二段围岩排替压力随压实埋深变化关系；③基于断层岩与围岩压实所承受应力的差异，结合东二段围岩排替压力与地质时间/压实埋深的关系得到断层岩排替压力随地质时间/压实埋深的变化关系，将东二段围岩排替压力从东二段围岩停止沉积时间（为距今27.3 Ma，Ts）移至断层岩开始压实成岩时间（为距今5.32 Ma）处，将其作为断层岩排替压力随压实埋深变化关系（图5）；④恢复断层岩压实古埋深，可得到断层岩排替压力随时间变化关系（图5）；⑤取上述F4断裂在东二段泥岩盖层内断层岩与下伏砂岩储层岩石排替压力相等所对应的时间（图5）为距今1.1 Ma，即为断层岩封闭形成时间。

将上述已确定出的F4断裂在东二段泥岩盖层内断层岩封闭形成时间和东二段泥岩盖层封闭形成时间代入式（1），可计算得到F4断裂导致东二段泥岩盖层封闭滞后程度为0.96，其值较大，表明F4断裂对东二段泥岩盖层封闭破坏程度相对较大，不利于沙三段和沙一段烃源岩生成的油气通过F4断裂在南堡2号构造东二段砂岩储层中聚集与保存，这是目前南堡2号构造东二段仅在构造高部位发现3处少量油气、构造低部位大部分地区未找到油气的根本原因。

4 结论

1）断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度主要受到泥岩盖层封闭形成时间和断层岩封闭形成时间相对早晚的影响，断层岩封闭形成时间相对于泥岩盖层封闭形成时间越晚，断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度越大；反之则越小。

2）通过确定泥岩盖层封闭形成时间和断层岩封闭形成时间，建立了一套预测断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度的方法，该方法克服了以往断层岩排替压力预测中压实埋深难以预测以及以往利用盖层和断层岩排替压力等于1 MPa所对时间作为盖层和断层岩封闭形成时间的不足。

3）该方法应用于渤海湾盆地南堡凹陷南堡2号构造F4断裂，认为东二段泥岩盖层封闭形成时间为距今25.8 Ma，内部断层岩封闭形成时间为距今1.1 Ma，F4断裂导致东二段泥岩盖层封闭形成时间滞后程度为0.96，该值较大，不利于沙三段和沙一段烃源岩生成油气在东二段砂岩储层中聚集与保存，与目前南堡2号构造东二段现有勘探成果一致，表明该方法可适用于预测断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后的程度。