活動期斷裂側向封閉的地質條件及其研究方法

付 廣 展銘望

東北石油大學地球科學學院

活動期斷裂側向封閉的地質條件及其研究方法

付 廣 展銘望

東北石油大學地球科學學院

付廣等.活動期斷裂側向封閉的地質條件及其研究方法. 天然氣工業，2016, 36(10): 28-34.

關于斷裂側向封閉的地質條件前人曾做過大量的研究和探討，但相關研究均未考慮斷裂帶內部結構特征對斷裂側向封閉性的影響，致使活動期斷裂的側向封閉性少有被提及。為此，在斷裂帶填充物成分和結構特征分析的基礎上，依據靜止期斷層巖側向封閉機理，對活動期斷裂側向封閉的地質條件及其研究方法進行了探討，指出活動期斷裂側向封閉的地質條件應是斷裂為反向且斷移地層以泥巖為主，才會形成斷裂帶填充物排替壓力大于或等于油氣運移盤儲層巖石的排替壓力，斷裂側向封閉。進而通過比較斷裂帶填充物排替壓力與油氣運移盤儲層巖石排替壓力的相對大小，建立了一套活動期斷裂側向封閉性的研究方法，并將其應用于渤海灣盆地南堡凹陷南堡1號構造F1、F2、F3這3條斷裂的側向封閉研究中。結論認為：①在天然氣成藏期（新近系明化鎮組沉積晚期）F1、F2、F3這3條反向活動斷裂斷裂帶的填充物以泥質成分為主，且其排替壓力分別大于古近系東營組一段（F1、F3）、新近系館陶組（F2）儲層巖石的排替壓力，在側向上對天然氣均是封閉的，有利于天然氣的聚集與保存；②分析結果與目前Np101井、Np1-2井、Np1井分別在東一段和館陶組和鉆獲工業氣流相吻合，表明將該方法用于活動期斷裂側向封閉性研究是可行的。

活動期 斷裂 側向封閉性 地質條件 研究方法 斷裂帶填充物 儲集層 排替壓力 渤海灣盆地 南堡凹陷

油氣勘探實踐表明，含油氣盆地或凹陷內常常發育大量的斷裂。這些斷裂對油氣成藏與分布起著重要的作用，其不僅是油氣運移的輸導通道，而且還為油氣聚集提供了側向遮擋條件，使油氣在斷裂附近聚集分布[1-6]。然而，作為油氣聚集的側向遮擋物，斷裂的封閉性不僅表現在其靜止期，有時也會表現在其活動期，那么活動期斷裂側向封閉的地質條件與靜止期是否一致，研究方法與靜止期又是否相同，上述等等問題是凹陷斷裂發育區油氣勘探的關鍵問題之一。關于斷裂側向封閉的地質條件及其研究方法前人曾做過大量研究和探討，認為靜止期斷裂側向封閉的地質條件應是斷層巖排替壓力大于或等于油氣運移盤儲層巖石的排替壓力，只要確定出斷層巖排替壓力和油氣運移盤儲層巖石排替壓力，便可以定量研究其側向封閉性［7-13］。但這些研究主要是以斷層巖成分入手對其側向封閉性進行研究，而沒有考慮斷裂帶內部結構特征對斷裂側向封閉性的影響，認為活動期斷裂側向也是不封閉的，致使活動期斷裂側向封閉性很少被提及，也就缺少針對活動期斷裂側向封閉性的研究方法。

實際上，活動期并非所有斷裂和同一條斷裂的所有部位在側向上均開啟，由于受斷裂帶填充物成分和結構的影響，其側向封閉油氣能力雖沒有壓實成巖后的斷層巖封閉能力那么強，但也有一定封閉能力，可封閉一定數量的油氣，影響著油氣聚集分布規律[14-18]。能否正確認識這一問題是凹陷斷裂發育區油氣勘探的關鍵。因此，開展對活動期斷裂側向封閉的地質條件及其研究方法的研究，對于正確認識凹陷斷裂發育區油氣分布規律和指導油氣勘探均具有重要的意義。

1 活動期斷裂側向封閉的地質條件

斷裂活動期間，伴生裂縫和誘導裂縫形成開啟，斷裂垂向開啟，是油氣垂向運移的輸導通道，垂向不封閉這已經是不爭的事實。那么活動斷裂在側向上對油氣運移是否起封閉作用，主要取決于斷裂帶填充物的成分，只有泥質成分的斷裂帶填充物作為油氣側向運移的遮擋物，其排替壓力才會大于或等于油氣運移盤儲層巖石的排替壓力，斷裂側向封閉，否則，斷裂側向不封閉（圖1）。而泥質成分的斷裂帶填充物作為油氣側向運移遮擋物的條件應是斷裂為反向，且斷移地層以泥巖為主，因為斷移地層以泥巖為主，破碎后進入斷裂帶中的填充物才會以泥質成分為主，否則以砂質成分為主。只有反向斷裂下盤誘導裂縫帶不發育[19]，才會使泥質成分斷裂帶填充物直接作為遮擋物，形成側向封閉；否則以誘導裂縫帶作為遮擋物，斷裂無法形成側向封閉。

圖1 活動期斷裂側向封閉條件示意圖

2 活動期斷裂側向封閉性的研究方法

由上可知，只要確定出斷裂帶填充物排替壓力和油氣運移盤儲層巖石排替壓力，便可以根據二者的相對大小研究活動期斷裂的側向封閉性。

2.1 斷裂帶填充物排替壓力確定

由于活動期斷裂帶處于開啟狀態，所以其填充物并未開始壓實成巖，相當于沉積物，其對油氣側向運移的封閉能力明顯較壓實成巖的斷層巖對油氣側向運移的封閉能力要弱，因為其排替壓力大小除了像斷層巖排替壓力一樣應主要受到其泥質含量的影響外，雖然可在上覆沉積載荷重量的作用下壓緊，但未成巖，致使其排替壓力明顯要小于斷層巖的排替壓力[20-22]。按照本文參考文獻[23]中斷層巖排替壓力與其壓實成巖埋深和泥質含量之間的正比關系，可以得到斷裂帶填充物排替壓力與其泥質含量和埋深的經驗關系式（式1）。式中pdf表示斷裂帶填充物排替壓力，MPa；c、d表示與地區有關的常數； Rf表示斷裂帶填充物泥質含量；Zf表示斷裂帶填充物埋深，m。

由式1可以看出，斷裂帶填充物埋深可以由鉆井和地震剖面直接讀取得到，斷裂帶填充物泥質含量可根據斷裂斷距和被錯斷巖層厚度、泥質含量由式（2）[24]計算求得。式中n表示被斷裂錯斷巖層層數；Hi表示被斷裂錯斷第i層巖層厚度，m；Ri表示被斷裂錯斷第i層巖石泥質含量；L表示斷裂斷距，m。

只要確定出斷裂帶填充物排替壓力與其埋深和泥質含量之間的經驗關系（式1），便可以得到斷裂帶填充物排替壓力。由于受鉆井和取心的限制，無法用實際斷裂帶填充物直接測試其排替壓力，只能用物理模擬實驗方法來間接得到式1的經驗關系式。

筆者將黏土和粉砂按照100∶0、80∶20、60∶40、40∶60、20∶80和0∶100比例分別進行混合，模擬不同泥質含量的斷裂帶填充物，將其倒入攪拌器中混合攪拌后，用霧化器對其進行潤濕，然后將黏土和粉砂混合物倒入模板中，用手動壓力泵分別加1 MPa、5 MPa、10 MPa、15 MPa的壓力，以分別模擬100 m、500 m、1 000 m和1 500 m埋深條件下的斷裂帶填充物。最后取出經壓緊得到的直徑2.5 cm的20塊樣品，放入恒溫箱中控制溫度40 ℃，待樣品烘干，便得到了不同泥質含量和埋深斷裂帶填充物排替壓力測試樣品。將這些樣品進行抽真空和飽和煤油處理，數天后取出，放入本文參考文獻[25]中的排替壓力測試裝置中，在常溫條件下對模擬得到的20塊斷裂帶填充物樣品進行了排替壓力測試，其結果如表1所示。由圖2中可以看出，斷裂帶填充物排替壓力與其埋深、泥質含量之間均為正比關系（式3），即隨著埋深和泥質含量增大，排替壓力增大；反之則減小。這符合實際斷裂帶填充物與其埋深、泥質含量之間的關系，故可認為該實驗數據是可信的，其關系如式3所示。根據活動期斷裂埋深和斷裂帶

填充物泥質含量（假設不同地質時期斷裂帶填充物泥質含量不變），由式3便可計算得到斷裂活動期斷裂帶填充物排替壓力值。

表1 物理模擬實驗得到斷裂帶填充物實測排替壓力與其泥質含量和深度之間關系表

圖2 物理模擬實驗得到的斷裂帶填充物排替壓力與其埋深和泥質含量關系圖

2.2 斷裂活動油氣運移盤儲層排替壓力確定

油氣運移盤儲層巖石排替壓力可以通過地層古厚度恢復方法[26]恢復斷裂活動期油氣運移盤儲層古埋深，在假設其內泥質含量不變的條件下，由本文參考文獻[27]中泥質含量預測方法，利用自然伽馬測井資料預測油氣運移盤儲層巖石泥質含量，將二者帶入研究區儲層巖石排替壓力與其壓實成巖埋深和泥質含量之間經驗關系中，便可求得斷裂活動期間油氣運移盤儲層巖石排替壓力。

2.3 活動期斷裂的側向封閉性

如果斷裂帶填充物的排替壓力大于或等于油氣運移盤儲層巖石的排替壓力，活動期斷裂側向封閉；反之則不封閉。

3 實例應用

選取渤海灣盆地南堡凹陷南堡1號構造F1、F2、F3這3條斷裂，利用上述方法分別研究3條斷裂在天然氣成藏期——新近系明化鎮組沉積晚期活動對古近系東營組一段（F1、F3）、新近系館陶組（F2）天然氣的側向封閉性，將分析結果與目前已發現的天然氣分布進行比對，以驗證該方法用于活動期斷裂側向封閉性研究的可行性。

南堡1號構造位于南部凹陷西南斜坡帶上，構造形態總體上為一個發育在古潛山背景上被斷裂復雜化的披覆構造，構造走向北東向，被北東向及近南北向斷裂切割復雜化（圖3）。該構造從下至上發育的地層有古近系的沙河街組、東營組，新近系的館陶組、明化鎮組和第四系。東一段和館陶組是南堡1號構造天然氣主要的產氣層位，目前已有多口井獲得了工業氣流（圖3）。

圖3 南堡1號構造氣藏剖面示意圖

氣源對比結果表明，該區天然氣主要來自在下

伏沙三段或沙一段烴源巖，蓋層則為館三段火山巖和明下段泥巖。天然氣藏類型主要是反向斷裂遮擋氣藏，而遮擋天然氣的F1、F2、F3這3條斷裂在天然氣成藏期——明化鎮組沉積晚期[8]均為活動斷裂，是其下伏沙三段或沙一段烴源巖生成的天然氣向上覆東一段和館陶組運移的輸導斷裂，沙三段或沙一段烴源巖生成的天然氣在沿這3條輸導斷裂向東一段和館陶組運移的過程中，由于受到館三段火山巖和明下段泥巖蓋層的阻擋，天然氣向東一段和館陶組儲層側向分流運移。3條斷裂在活動期能否封閉側向分流運移的天然氣，對于南堡1號構造東一段和館陶組天然氣能否成藏至關重要。

通過圖3中Np101井、Np1井和Np1-2井分別統計F1、F2、F3在儲層東一段、館陶組和東一段的目前埋深（分別為2 449、2 153和2 446 m），減去3條斷裂在天然氣成藏期（明化鎮組沉積晚期）的埋深（分別為587、596和619 m），可以得到F1、F2、F3這3斷裂在明化鎮組沉積晚期的古埋深分別為1 862、1 557和1 827 m。根據F1、F2、F3在東一段、館陶組和東一段儲層內斷距和被錯斷地層厚度、泥質含量，由式2對其在東一段、館陶組和東一段斷裂帶填充物泥質含量分別進行了計算，其結果分別為63%、61%、60%，表明斷移地層以泥巖為主，可成為斷裂側向封閉的遮擋物。再將F1、F2、F3在明化鎮組沉積晚期的古埋深和泥質含量帶入式3中，便可以計算得到F1、F2、F3于明化鎮組沉積晚期在東一段、館陶組和東一段斷裂帶填充物的排替壓力分別為0.97 MPa、0.65 MPa和0.84 MPa。

由Np101井、Np1井和Np1-2井分別統計東一段、館陶組和東一段儲層現今壓實成巖埋深（因其上無明顯的地層抬升剝蝕，可用現今埋深代替，分別為2 449 m、2 153 m和2 446 m），減去其在明化鎮組沉積晚期至今的壓實成巖埋深（分別為587 m、596 m和619 m），可以得到其在明化鎮沉積晚期古壓實成巖埋深分別為1 862 m、1 557 m和1 827 m。東一段、館陶組和東一段儲層的泥質含量可在假設各地質時期不變的條件下，根據本文參考文獻[27]中的泥質含量預測方法，利用這3口井的自然伽馬測井資料計算求得，其結果分別為37%、35%和36%，再由儲層巖石樣品實測排替壓力測試數據，整理得到儲層巖石排替壓力與其壓實成巖埋深和泥質含量之間的關系（圖4、式4），由此計算得到在天然氣成藏期東一段、館陶組和東一段儲層巖石的古排替壓力分別為0.16 MPa、0.15 MPa和0.18 MPa。

圖4 南堡凹陷儲層巖石排替壓力與其壓實成巖埋深和泥質含量之間關系圖

式中pds表示儲層巖石排替壓力，MPa； Rs表示儲層巖石泥質含量；Zs表示儲層巖石埋深，m。

由此看出，F1、F2、F3這3條活動斷裂在東一段、館陶組和東一段斷裂帶填充物排替壓力均大于儲層巖石古排替壓力，表明3條活動斷裂在明化鎮組沉積晚期分別在側向上可對東一段、館陶組和東一段儲層中天然氣封閉，有利于天然氣的聚集成藏。目前鉆于南堡1號構造的Np101井（東一段）、Np1井（館陶組）和Np1-2井（東一段）均獲得了工業氣流，可進一步證實這一結論。

4 結論

1）活動期斷裂側向封閉的地質條件是斷裂為反向，且斷移地層以泥巖為主，才能使其排替壓力大于或等于其油氣運移盤儲層巖石的排替壓力，形成側向封閉。

2）通過比較斷裂活動期填充物排替壓力與油氣運移盤儲層巖石排替壓力的相對大小，建立了一套活動期斷裂側向封閉性的研究方法,并將其應用于南堡凹陷南堡1號構造在天然氣成藏期—明化鎮組沉積晚期F1、F2、F3三條活動斷裂對側向分流運移天然氣的封閉性研究中，結果表明：F1、F2、F3這3條活動斷裂帶填充物以泥質含量為主，且其在明化鎮組沉積晚期排替壓力均大于東一段、館陶組和東一段儲層巖石的排替壓力，側向上均是封閉的，與目前Np101井、Np1-2井、Np1井分別在東一段和館陶組鉆獲工業氣流相吻合，表明該方法用于研究活動期斷裂側向封閉性是可行的。

3）該方法尚有許多不足之處，如利用物理模擬實驗方法來建立斷裂帶填充物排替壓力與其埋深和泥質含量之間的經驗關系，由于受實驗條件的限制，物理模擬實驗所獲得的這一關系式未必能代表地下

斷裂帶填充物排替壓力與其埋深和泥質含量之間的關系，用其計算得到的斷裂帶填充物排替壓力與實際斷裂帶填充物的排替壓力必然會有一定誤差，可能給活動期斷裂側向封閉性評價帶來風險。由此可以看出，該方法還不完善，還有待今后不斷完善和提高。

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（修改回稿日期 2016-05-06 編 輯 羅冬梅）

Geological conditions for lateral sealing of active faults and relevant research methods

Fu Guang, Zhan Mingwang
(College of Geosciences, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.28-34, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Many researchers worked a lot on geologic conditions for lateral sealing of faults, but none of their studies took the effect of internal structures of fault zones on the lateral sealing capacity of faults. Therefore, the lateral sealing of active faults has rarely been discussed. In this paper, based on the analysis of the composition and structure characteristics of fault fillings, the geological conditions for lateral sealing of active faults and relevant research method were discussed in reference to the lateral sealing mechanisms of inactive fault rocks. It is shown that, in order to satisfy geologically the lateral sealing of active faults, the faults should be antithetic and the faulted strata should be mainly composed of mudstone, so that the displacement pressure of fault fillings is higher than or equal to that of reservoir rocks in oil and gas migration block. Then, a research method for the lateral sealing of active faults was established by comparing the displacement pressure of fillings in the fault with that of reservoir rocks in oil and gas migration block. This method was applied to three antithetic faults (F1, F2 and F3) in No.1 structure of the Nanpu Sag, Bohai Bay Basin. As revealed, the fillings of these three active faults were mostly argillaceous at the stage of natural gas accumulation (the late stage of Neogene Minghuazhen Fm sedimentation), and their displacement pressures were higher than that of reservoir rocks in the first member of Paleogene Dongying Fm (F1 and F3) and the Neogene Guantao Fm (F2). Accordingly, they are laterally sealed for natural gas, which is conducive to the accumulation and preservation of natural gas. Industrial gas flow has been produced from the first member of Paleogene Dongying Fm in Well Np101, the Guantao Fm in Well Np1-2 and the first member of Paleogene Dongying Fm in Well Np1, which is in agreement with the analysis result. It is verified that this method is feasible for investigating the lateral sealing of active faults.

Active fault; Lateral sealing; Geological conditions; Research method; Fault filling; Reservoir; Displacement pressure; Bohai Bay Basin; Nanpu Sag

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.004

國家自然科學基金項目“斷層巖水壓張裂漏油主控因素及張性破裂壓力預測”（編號：41372154）。

付廣，1962年生，教授，博士生導師；2006年畢業于原大慶石油學院并獲博士學位；主要從事油氣藏形成與保存方面的研究工作。地址：（163318）黑龍江省大慶市東北石油大學地球科學學院。ORCID: 0000-0003-3760-9162。E-mail: fuguang2008@126.com