高郵凹陷真武—吳堡斷裂帶斷層封閉性綜合評價

尹志軍，譚建財，婁國泉，滕長宇，仲學哲

（1.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石化江蘇油田分公司物探技術研究院，江蘇 南京 210046；3.中國石油冀東油田公司，河北 唐山 063200）

高郵凹陷真武—吳堡斷裂帶斷層封閉性綜合評價

尹志軍1，譚建財1，婁國泉2，滕長宇1，仲學哲3

（1.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石化江蘇油田分公司物探技術研究院，江蘇 南京 210046；3.中國石油冀東油田公司，河北 唐山 063200）

高郵凹陷是蘇北盆地勘探程度最高、含油潛力最大的凹陷。為揭示斷層作為油氣垂向運移通道與側向遮擋在油氣成藏與分布規律中起到的關鍵作用，文中應用巖性對置和泥巖涂抹2種方法對斷層封閉特征進行了綜合研究。結果表明，在區域蓋層較厚、斷層斷距較大的情況下，巖性對置是影響高郵斷層封堵性的關鍵因素；在斷層兩側巖性對置封堵較差的情況下，泥巖涂抹直接決定了斷層的側向封堵性。定量計算表明，斷層泥比率（SGR）大于0.65，斷層具有封堵性，并且斷層封堵性與SGR值的大小成正比。

斷層封閉性；巖性對置；泥巖涂抹；斷層泥比率；高郵凹陷

斷層是控制含油氣盆地各種地質作用和油氣生、運、聚、散、分布的重要因素，在油氣成藏過程中，斷層究竟起何種作用，關鍵在于它的封閉能力。因此，研究斷層封閉性在油氣勘探及開發中有著重要的作用，尤其對于斷塊油氣田更為重要［1］。斷層封堵形式主要有4種：巖性并置、泥巖涂抹、破碎作用和成巖作用［2］。

高郵凹陷真武—吳堡斷裂帶斷層十分發育，三級以上控油斷層約有650條，江蘇油田已發現的4個儲量最大的油田真武油田、陳堡油田、富民油田和黃玨油田都分布在這個斷裂帶中，幾乎所有圈閉的最終成藏都和斷層有著密切的關系，即前人所謂的“該區勘探，成也斷層，敗也斷層”。因此，對該區斷層封堵特性研究具有十分重要的地質意義。

1 高郵凹陷地質概況

高郵凹陷位于蘇北盆地南部，面積2 670 km2。西為菱塘橋低凸起，東部以吳堡斷裂與吳堡低凸起相連，南部以真武斷裂帶與通揚隆起相接，北部以斜坡形式過渡到柘垛低凸起（見圖1）。高郵凹陷的斷裂系統以北東或北東東向為基本展布方向，其構造格局呈坡、凹、斷的特征，分為北部斜坡帶、中央深凹帶和南部斷階帶。其中，南部斷階帶在新生代發育了真武吳堡斷裂帶，目前在斷裂帶中已發現真武、富民、陳堡等油田，主要含油層系有上白堊統泰州組（K2t）、古近系阜寧組（E1f）、戴南組（E2d）和三垛組（E2s），巖性以河湖相成因的砂泥巖為主，最大沉積厚度達7 000 m。

圖1 高郵凹陷構造區劃分及油氣田分布

2 斷層封閉性機理及評價方法

斷層的封閉性是斷陷盆地成藏的關鍵地質因素，如果斷層的封閉性差，對油氣起輸導作用，如果斷層的封閉性好，就可以因斷層遮擋形成圈閉，可見斷層封閉性對于油氣田勘探開發具有至關重要的意義。目前斷層封閉性的研究方法很多，如巖性對置、斷層的力學性質、斷層的封閉史，斷層面泥巖涂抹法等［3］。

2.1 巖性對置封堵

一般認為，斷層一盤儲層的上傾方向若被另一盤非滲透性巖層遮擋時，可以形成好的斷層封閉；若儲層是與大段泥巖或化學巖等塑性較強的巖性接觸，則斷層在這個層段的封閉性較強［4］。在勘探程度較高、資料較充足的條件下，可以通過Allan圖法作出斷層兩側的巖性，分析對置巖性分布情況，根據不同巖性排驅壓力的不同，可以定性判斷斷層的封閉性。

2.2 泥巖涂抹封堵

斷層活動時，兩盤泥巖層被擠壓進入砂巖層，可形成的一層薄泥質巖層，其孔滲性明顯低于相應深度的泥巖層的孔滲性，故具有較高的排替壓力，可形成對砂巖層的側向封閉［5］。G.Yielding等［6］提出了“斷層泥比率SGR”，對碎屑巖地層斷層泥巖涂抹進行了定量研究，該方法能定量計算斷層面泥巖涂抹層的發育程度，并能給出斷層封閉的定量評價標準。

3 高郵凹陷主要斷層封閉性

高郵凹陷斷層多為張性或張扭性，斷裂帶本身的固結程度比較差，局部區域斷層碎裂帶比較薄，在某種程度上主要依靠另一盤的泥巖或泥巖涂抹層來封堵油氣，否則不具封堵性［3-10］。因此，文中采用巖性對置和泥巖涂抹2種方法對其主要斷層進行封閉性的定性和定量評價。

3.1 陳堡油田吳1斷層

陳堡油田是一個構造形態較為復雜的斷鼻構造，位于高郵凹陷東部、吳堡斷裂帶的中部（見圖1），區內貫穿吳1大斷裂，吳1大斷裂為一級控凹同生斷層，其走向為NE，傾向NW，斷距大于500 m。

分析陳3斷塊油藏剖面（見圖2）可知，含油層段為泰一段（K2t1）和阜一段（E1f1）的砂體，沉積微相主要為扇三角洲前緣水下分流河道，在北西方向油氣受斷距為750 m的吳1斷層遮擋成藏。陳3斷塊下降盤阜寧組三（E1f3）、四段（E1f4）和戴南組（E2d），為典型的湖相沉積的富泥地層，泥質體積分數為73%～97%。從斷層兩側巖性配置關系來看，上升盤泰一段（K2t1）河道砂體與下降盤阜三段（E1f3）湖相砂泥互層對接，砂泥對接率為75%，砂泥對接發育，側向封閉性較好；上升盤阜一段（E1f1）河道砂體與下降盤戴南組（E2d）深湖相泥巖對接，油氣完全被深湖相泥巖遮擋，側向封閉性很好，因此泰一段和阜一段巖性對置封閉作用發育，在斷層的下盤形成油藏（見圖2）。

圖2 陳3斷塊油藏剖面

3.2 真武油田真2-1斷層

真武油田是一個多條斷層控制的斷背斜構造，位于高郵凹陷真武斷裂帶中部（見圖1），區內發育真2-1斷層，其活動速率相對較低，油氣可在其附近聚集成藏。應用斷層巖性對置和泥巖斷層泥比率2種方法對真2-1斷層封堵性進行綜合評價。

從真 2-1斷層 Allan圖解巖性對置（見圖 3a）可知，斷層上盤三垛組（E2s）砂巖發育，主要為三角洲前緣水下分流河道，對盤河道沉積砂層亦發育，砂砂對接率為83%，砂泥對接率僅為17%，說明三垛組（E2s）巖性對置封閉不發育。戴南組（E2d）泥巖比較發育，主要為支流間灣泥巖，砂砂對接率為30%，砂泥對接率達到70%，說明戴南組（E2d）巖性對置封閉較發育，斷層側向封閉性好。用已鉆井真134井、真173井油層標定在層位上，三垛組（E2s）沒有油氣顯示，主要含油層系為戴南組（E2d），由此可知分析結論與2井實際鉆遇情況吻合很好。

為了確定斷層封閉的定量評價標準，進一步計算該斷層面SGR分布，將封閉斷層最小的SGR值作為斷層側向封閉的臨界值，低于此值，斷層側向封閉性就很差。根據呂延防等［5］對斷層封閉性的評價標準，結合本區實際，確定了斷層SGR定量評價標準：SGR值小于0.55為差，0.55～0.65為較差，0.65～0.80較好，大于0.80為好。

如圖3b所示，三垛組（E2s）SGR分布范圍為0.50～0.65，真134井SGR值偏低（0.50～0.55），斷層封閉性差，真173井SGR值較低（0.55～0.60），斷層封閉性較差；戴南組（E2d）SGR分布范圍為0.65～0.90，真134井SGR值較高（0.65～0.75），斷層封閉性較好，真173井SGR值偏高（0.75～0.90），斷層封閉性好。根據以上SGR值分析認為，三垛組封閉性差，戴南組封閉性好，斷層SGR值由上往下依次升高，斷層封閉性變好。

圖3 真武油田真2-1斷層Allan圖解

綜上所述，高郵凹陷斷層在區域蓋層較厚、斷距較大的情況下，砂泥對接發育，斷層封閉性好，因此，巖性對置是影響斷層封閉性的關鍵因素，但是在砂泥互層的儲層中斷層兩側巖性對置封閉不發育的情況下，只要泥巖涂抹作用發育，當SGR值達到一定的范圍時，斷層仍然具有較好的封堵性，導致油氣富集成藏。

4 結論

1）斷層封閉性是蘇北盆地高郵凹陷斷塊成藏和富集的關鍵要素。揭示控油斷層封閉特征、進行斷層封閉特征綜合評價對油藏分布規律預測有重要意義。

2）在區域蓋層較厚、斷距較大的情況下，巖性對置是斷層富集油氣的有效封閉方式；在砂泥互層的儲層中斷層兩側巖性對置不發育的情況下，但是只要泥巖涂抹作用發育，斷層都能有效的封閉油氣。

3）真武—吳堡斷裂帶斷層封閉機理主要有巖性對置和泥巖涂抹2種。

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（編輯 趙旭亞）

Comprehensive evaluation on fault sealing in Zhenwu-Wubao fault zone of Gaoyou Sag

Yin Zhijun1,Tan Jiancai1,Lou Guoquan2,Teng Changyu1,Zhong Xuezhe3
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Geophysical Research Institute of Jiangsu Oilfield Company,SINOPEC,Nanjing 210046,China;3.Jidong Oilfield Company,PetroChina, Tangshan 063200,China)

Gaoyou Sag is the area with the highestdegree exploration and the greatest oil potential in Subei Basin.In order to reveal the keyroleoffaultactingasverticalmigrationpathwayorlateralsealinginhydrocarbonaccumulationanddistribution,thecharacteristicsof faultsealingwere comprehensivelyanalyzedwiththemethodsoflithologyjuxtapositionandshalesmearinthispaper.Resultshowsthat lithologyjuxtapositionisthe criticalfactoroffaultsealing inthe case ofthickregionalcaprockandlarge faultthrowavailable.Butwhen lithology juxtaposition does not match excellently,shale smear directly decides the fault lateral sealing.The quantitative estimation shows thatthe lower limitofshale gouge ratio(SGR)is more than 0.65 and faulthas sealing capability which is in proportion to SGR.

fault sealing;lithology juxtaposition;shale smear;shale gouge ratio;Gaoyou Sag

教育部重大專項“復雜油氣藏精細表征及剩余油分布預測”（2009ZX05009）

TE122.2

：A

1005-8907（2012）01-0032-03

2011-05-03；改回日期：2011-12-01。

尹志軍，男，1971年生，博士，副研究員，從事油藏開發地質教學和科研工作。E-mail：yinzhijun3790@vip.sina.com。

尹志軍，譚建財，婁國泉，等.高郵凹陷真武—吳堡斷裂帶斷層封閉性綜合評價［J］.斷塊油氣田，2012，19（1）：32-34，43. YinZhijun，TanJiancai，LouGuoquan，etal.ComprehensiveevaluationonfaultsealinginZhenwu-WubaofaultzoneofGaoyouSag［J］.Fault-Block Oil &Gas Field，2012，19（1）：32-34，43.