斷蓋配置滲漏油氣時期確定方法及其應用

袁紅旗，曹文瑞，于英華，張亞雄

1)東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶，163318；2)中國石油化工股份有限公司石油勘探開發研究院，北京，100083

內容提要: 為了客觀把握含油氣系統中斷裂處的油氣縱向分布規律，在斷蓋配置滲漏油氣機制及其滲漏油氣時期構成研究的基礎上，通過厘定斷裂開始破壞泥巖蓋層封閉時刻、斷層巖開始封閉時刻和斷裂活動停止時刻，確定斷蓋配置滲漏時期，并結合源巖排烴史，建立了一套確定斷蓋配置滲漏油氣時期的方法，并將其應用于渤海灣盆地南堡凹陷南堡5號油田，研究F3斷裂對東二段泥巖蓋層的破壞歷史，確定油氣滲漏時期。研究結果表明，南堡5號油田F3斷裂對東二段泥巖蓋層的破壞作用是有限的，僅在P2和P8處使得斷蓋配置失效，發生油氣滲漏。而且通過研究確定P2和P8處油氣滲漏時期分別為距今約16～7.4 Ma和13.6～4.8 Ma。比較而言，P8處與P2處斷蓋配置滲漏油氣時期相差不大，但P8處比P2處裂縫滲漏時期明顯要短，導致P8處F3斷裂對東二段泥巖蓋層的破壞作用要相對弱一點，這與目前東二段泥巖蓋層之下P8處發現油氣、P2處未發現油氣的勘探現狀相吻合，表明該方法用于確定斷蓋配置油氣滲漏時期是可行的。

圖1 斷蓋配置滲漏油氣時期厘定示意圖Fig. 1 Schematic diagram of determining the period of oil and gas leakage in fault cap configuration

油氣勘探的實踐表明，在含油氣系統中，任意一套遮擋油氣的泥巖蓋層在形成后都會不同程度的遭到斷裂破壞，導致其分布不連續性、封閉能力降低，使得油氣發生滲漏散失。客觀把握含油氣系統中斷裂處的油氣縱向分布規律并有效指導勘探的關鍵在于能否準確地確定出斷蓋時空配置中油氣發生滲漏的時期。業已有人通過判斷泥巖蓋層厚度與斷裂斷距的相對長度來探討及研究泥巖蓋層的分布連續性及封閉能力受到斷裂的影響作用(Bouvier et al.,1989；Knott,1993；史集建等，2012；呂延防等，2014；王偉等，2017；劉震等，2017)。當斷裂的斷距長度比泥巖蓋層厚度大時，那么泥巖蓋層分布的連續性遭受破壞(吳元燕等，2002；候腱膨等，2015)；反之，泥巖蓋層仍舊有分布連續性，僅是斷蓋配置斷接厚度發生改變(斷蓋配置斷接厚度=泥巖蓋層厚度-斷裂斷距長度)。至于斷蓋配置的斷接厚度對于油氣封閉能力的影響，前人通過確定斷蓋配置斷接厚度及油氣在泥巖蓋層上下的分布特征，明確了斷蓋配置可以封閉油氣的門檻值(即封閉油氣所需要的最小斷接厚度；孫同文等，2011；付廣等，2014，2016a，b，2017a；吳桐等，2016；王文廣等，2017；胡春明等，2018)，若斷蓋配置有效、能夠封閉油氣，斷接厚度必須大于其封閉油氣所需的門檻值；相反，則油氣發生逸散。也有學者通過排替壓力來研究斷蓋配置是如何失效的(呂延防等，2007；宋國奇等，2011；付廣等，2013a，b，2016)，主要是比較泥巖蓋層排替壓力與斷層巖排替壓力的相對大小，后者相對前者越大，泥巖蓋層封閉能力受到斷裂破壞作用的影響就越?。环粗畡t越大。還有學者認為泥巖蓋層內斷裂是分段生長的，若分段生長的斷裂上下發生了連接，斷裂就會影響泥巖蓋層封閉性能(劉東周等，2002；王海學等，2014)。然而，目前對斷蓋配置滲漏油氣時期研究相對較少，有也僅僅是通過斷裂封閉性形成時期(付廣等，2017a，b)間接研究，而且考慮的因素也不全面，影響了研究的準確性。這對于含油氣系統中斷裂附近油氣資源的深入勘探工作是有較大制約的。故開展斷蓋配置滲漏油氣時期確定方法的研究，對于正確把握含油氣系統中斷裂處的油氣縱向分布規律、指導油氣勘探是至關重要的。

圖2 斷蓋配置滲漏機制示意圖Fig. 2 Schematic diagram of leakage mechanism of fault—caprock configuration

1 斷蓋配置滲漏油氣機制及滲漏油氣時期構成

斷蓋配置之所以能滲漏油氣是因為斷裂與蓋層空間配置上發生滲漏，且源巖已向外排出油氣，兩者重合時期越長，斷蓋配置滲漏油氣時期越長；反之則越短，如圖1所示。斷蓋配置滲漏油氣應受到眾多地質因素所影響，如泥巖蓋層中巖性組合、砂地比、斷層性質、應力場及其演化、壓實過程與地層壓力等。但對確定的正斷裂和大套厚層泥巖蓋層而言，上述諸因素對斷蓋配置滲透油氣的影響主要反映在活動期主要是由斷裂伴生裂縫連通造成的，而停止活動后則主要是由斷裂帶充填物孔隙連通造成的，故斷蓋配置滲漏時期應由斷裂伴生裂縫滲漏時期和填充物巖石孔隙滲漏時期構成。斷裂活動期，由于斷裂分段生長作用其上下連接，斷裂導致油氣通過斷裂伴生的裂縫穿過泥巖蓋層滲漏散失(圖2a)，此時期斷接厚度要小于其封閉油氣所需的門檻值(牟敦山等，2018)，如圖3所示。斷裂靜止期，斷裂伴生裂縫因受區域主壓應力擠壓、上覆載荷壓實和地層水內礦物質沉淀膠結等地質作用，發生愈合充填，從而喪失通過裂縫直接進行油氣輸導的能力。而此時斷裂填充物剛開始壓實成巖，其成巖程度低，孔滲性好，油氣穿過斷裂帶孔隙滲漏，如圖2b所示。這種斷蓋配置滲漏油氣條件是斷層巖的排替壓力小于其下伏儲層巖石的排替壓力，如圖3所示。

2 斷蓋配置滲漏油氣時期的確定方法

要確定斷蓋配置滲漏油氣時期就必須確定出斷蓋配置滲漏時期和源巖排烴期，而要確定斷蓋配置滲漏時期就必須確定裂縫滲漏時期和孔隙滲漏時期。

2.1 斷蓋配置滲漏時期確定方法2.1.1 斷蓋配置裂縫滲漏時期確定方法

由上可知，要確定斷蓋配置裂縫滲漏時期，就必須確定出斷裂開始破壞泥巖蓋層封閉的時期，即斷裂在泥巖蓋層內分段生長上下連接時期(也就是斷裂活動過程中斷接厚度小于其封閉油氣所需門檻值的時間段，此門檻值即封閉油氣所必須的最小斷接厚度)，此時期至斷裂活動停止時期即為斷蓋配置裂縫滲漏時期。

首先利用地震資料確定斷裂生長指數或活動速率，根據斷裂生長指數或活動速率相對大小，按照文獻(雷寶華，2012)中斷裂活動時期的確定方法，確定出斷裂活動時期。其次井震結合確定控圈斷裂的現今斷接厚度，如果現今斷接厚度處于比其封閉油氣所需門檻值大的狀態，那么斷蓋配置封閉，斷裂不能導致油氣穿過泥巖蓋層而發生向上滲漏，此情況不必預測斷蓋配置滲漏時期。只有當斷接厚度處于比其封閉油氣所需門檻值小的狀態時，才能預測斷蓋配置裂縫滲漏時期。通過文獻(譚開俊等，2005)中地層古厚度恢復方法恢復泥巖蓋層不同地質時期古厚度和由文獻(Dutton and Trudgill，2009)中最大斷距相減法恢復斷裂不同地質時期古斷距，計算斷蓋配置在不同地質時期古斷接厚度，制作不同時期斷蓋配置古斷接厚度變化趨勢線。那么當古斷接厚度減少到其封閉油氣門檻值這一刻，斷裂活動所伴生的裂縫就開始滲漏油氣，其至斷裂活動停止時刻的這一段時間，即為斷蓋配置裂縫滲漏時期，如圖3中Ta所示。

2.1.2斷蓋配置孔隙滲漏時期確定方法

由上可知，要確定斷蓋配置孔隙滲漏時期，就必須確定出斷裂帶內斷層巖的排替壓力和儲集層巖石排替壓力的大小關系，兩者相等時斷層巖開始封閉，那么從斷裂活動停止時刻至斷層巖開始封閉時刻即為斷蓋配置孔隙滲漏時期。

在實際研究中受鉆井分布及巖心資料較少所限，很難利用對巖樣進行實測的方法來獲得斷層巖的排替壓力，只能利用圍巖的實測排替壓力來間接地求取斷層巖的排替壓力。首先把斷裂看作為巖層，其傾置于圍巖之中，斷層巖的母巖為被斷裂錯斷開的兩盤地層的巖石，斷層巖與圍巖的排替壓力具有相同的控制因素和演化規律(兩者的排替壓力均受控于壓實成巖埋深和泥質含量)。然后利用斷距、被錯斷地層的巖層厚度和泥質含量3個參數，由式1計算出斷層巖的泥質含量；利用研究區泥巖實測排替壓力、壓實成巖埋深和泥質含量三個參數由式2確定出圍巖排替壓力、斷層巖泥質巖泥質含量、壓實成巖埋深之間關系，將此關系由泥巖蓋層停止沉積時期移至相當于斷裂開始壓實成巖時期(T0)處，便得到了斷層巖排替壓力與壓實成巖埋深之間關系，再通過恢復斷層巖不同地質時期的古埋深，便可以得到斷層巖排替壓力隨時間變化的趨勢(圖3)。

(1)

式中：Rf—斷層巖的泥質含量(0～1)；Hk—被斷裂錯斷的第k層巖層厚度(m)；Rk—被斷裂錯斷第k層巖層泥質含量(0～1)；n—被斷裂錯斷巖層層數(整數)；L—斷裂斷距(m)。

(2)

式中：Pm—泥巖實測排替壓力(MPa)；Zm—泥巖壓實成巖埋深(m)；Rm—泥巖泥質含量(0～1)；a、b—常數(受區域控制)。

利用儲集層巖石樣品的實測排替壓力、壓實成巖埋深、泥質含量數據可確定儲集層巖石排替壓力與壓實成巖埋深、泥質含量之間的關系(式3)。然后通過儲集層巖石壓實成巖古埋深(若儲集層之上巖層未被明顯剝蝕，可用現今埋深代替)和相應泥質含量(可利用其自然伽馬測井值計算求得(呂延防等，2016)兩個變量求得任意壓實成巖埋深的排替壓力。在此基礎上恢復不同地質時期儲集層巖石的古埋深，便可確定儲層巖石排替壓力隨時間變化的趨勢(圖3)。取上述斷層巖排替壓力與儲集層巖石排替壓力兩者相等處對應的時刻即為斷層巖開始封閉時刻，那么從斷裂活動停止時刻至斷層巖開始封閉時刻的這一段時間，即為斷層巖孔隙滲漏時期，如圖2中Tb所示。

圖3 斷蓋配置滲漏時期及構成示意圖Fig. 3 Schematic diagram for leakage period and constitution in fault—caprock configurationHf—斷蓋配置斷接厚度；Hf，min—斷蓋配置封油氣所需的最小斷接厚度；Pd—排替壓力；Pf—斷層巖排替壓力；Ps—下伏儲層巖石排替壓力；Tf—斷裂活動時期斷裂活動時期；Ta—裂縫滲漏油氣時期；Tb—孔隙滲漏油氣時期；T=Ta+Tb—斷蓋配置滲漏油氣時期；ta—斷蓋配置開始不封閉時刻；tb—斷蓋配置斷層巖開始封閉時刻；to—斷裂停止活動時刻Hf—Breaking thickness of fault—caprock configuration；Hf，min—the minimum breaking thickness required by the fault—caprock configuration to seal the oil and gas；Pd—displacement pressure；Pf—displacement pressure of fault rock；Ps—displacement pressure of underlying reservoir rock；Tf—period of fault activity；Ta—leakage period for oil and gas of crack；Tb—leakage period for oil and gas of porosity；T=Ta+Tb—leakage period for oil and gas of fault—caprock configuration；ta—the moment when the fault—caprock configuration starts to close；tb—the moment when the fault rock of the fault—caprock configuration begins to close；to—the moment when the fracture ceases activity

Ps=c·ed·Zs·Rs

(3)

式中：Ps—儲層的巖石排替壓力(MPa)；Zs—儲層巖石壓實成巖埋深(m)；Rs—儲層巖石泥質含量(0～1)；c、d—常數(受區域控制)。

將上述已確定出的斷蓋配置裂縫滲漏時期與孔隙滲漏時期加起來即為斷蓋配置滲漏時期，如圖3所示。

2.2 源巖排烴期確定方法

由源巖厚度、豐度及成熟度指標，利用源巖生排烴模擬方法(王東良等，2001)對研究區源巖生排烴史進行研究，通過源巖排烴量隨時間變化關系(圖1)，便可以確定出源巖排烴期。

2.3 斷蓋配置滲漏油氣時期確定方法

將上述已確定出的斷蓋配置滲漏時期與源巖排烴期進行疊合，取兩者重合時期，即為斷蓋配置滲漏油氣時期(圖1)。

3 實例應用

本文選擇南堡5號油田作為應用靶區，利用上文所提出的方法預測F3斷裂與東二段泥巖蓋層配置的油氣滲漏時期，并將預測結果與目前油氣分布做對比分析，以此來驗證該方法的可行性。

南堡5號油田位于渤海灣盆地南堡凹陷的西北部，其總體上為一個北北東向、斷裂控制的構造油氣藏(圖4)。自上而下鉆遇的地層分別為第四系、新近系(明化鎮組和館陶組)和古近系(東營組、沙河街組和孔店組)。該區塊油藏主要分布在東二段泥巖蓋層之下，油氣來源為下伏的沙河街組源巖，屬于下生上儲式生儲蓋組合。

圖4 渤海灣盆地南堡凹陷區域位置圖(a)；南堡5號油田區域位置圖(b)；南堡5號油田F3斷裂與油氣分布關系圖(c)Fig. 4 Regional location of the Nanpu sag(a); reginal location of the Oilfield-5 in the Nanpu sag(b);the distribution of wells and F3 in the Oilfield-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin(c)

南堡5號油田東二段泥巖為區域性蓋層，鉆井資料統計表明，其最大厚度可達到300 m以上，最小也在100 m以上。目標斷裂F3為北東向延伸的正斷層，斷距70～160 m，傾角平均為25°。F3斷裂東三段沉積中期開始發育，在館陶組上段沉積早期停止活動(～13.3 Ma)，導致東二段泥巖蓋層被整體錯斷(圖5)。但由于沿該斷裂走向不同位置的斷距及東二段泥巖的厚度是不同的，因此F3斷裂與東二段泥巖蓋層的斷蓋配置也是沿著斷裂的走向發生變化的。利用三維地震數據體，沿F3斷裂走向方向，自南西向北東方向依次設定了9個測量點，統計該斷層的斷距、所斷開東二段泥巖蓋層的厚度和斷接厚度三個指標的變化情況(表1)。該斷裂P1、P3、P4、P5、P6、P7和P9處與東二段泥巖蓋層配置的斷接厚度統計結果均大于其封油氣所要求的門檻值(120 m)，表明斷蓋配置封閉油氣，不必進行滲漏油氣時期預測。而在P2和P8處斷接厚度要比封油氣所需的門檻值小，斷蓋配置不封閉，發生油氣滲漏，須進行滲漏油氣時期預測(表1)。

圖5 渤海灣盆地南堡凹陷南堡5號油田南北向油藏剖面圖Fig. 5 The oil section of the Oilfield-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin

表1 渤海灣盆地南堡5號油田F3斷裂東二段泥巖斷蓋配置相關指標統計表Table 1 The table of mudstone caprock disconnection thickness of the configuration between F3 fault and mudstone caprock(Ed2) of the Oilfiled-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin

圖6 渤海灣盆地南堡5號油田F3斷裂破壞東二段泥巖蓋層時期確定圖Fig. 6 The history of mudstone cap rock by F3 fracture(Es2) of the Oilfield-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin

井震結合利用文獻(譚開俊等，2005)中地層古厚度恢復方法對斷裂P2和P8處的東二段泥巖蓋層不同地質時期古厚度進行恢復，利用文獻(Dutton and Trudgill，2009)中最大古斷距相減法對F3斷裂P2和P8處不同地質時期古斷距進行恢復，由此計算便可以得到該斷裂P2和P8處F3不同地質時期的古斷接厚度變化趨勢線(圖6)。由兩處古斷接厚度變化趨勢可知，P2處東二段泥巖蓋層被F3斷裂破壞后，斷蓋配置的古斷接厚度指標在距今16 Ma時，減少到其封油氣所需的門檻值(Dutton and Trudgill，2009)，斷蓋配置開始不封閉，結合F3斷裂在館陶組上段沉積早期停止活動(～13.3 Ma)，便可知P2處斷蓋配置裂縫滲漏時期為距今約16.0～13.3 Ma。同理，P8處斷蓋配置的古斷接厚度指標在距今13.6 Ma時，減少到其封油氣所需的門檻值，斷蓋配置開始不封閉，那么P2處斷蓋配置裂縫滲漏時期為距今約13.6～13.3 Ma。

由于研究區東二段泥巖蓋層之上地層無明顯抬升剝蝕，因此F3斷裂東二段泥巖蓋層的埋深可作為其壓實成巖埋深。由F3斷裂在P2和P8處東二段泥巖蓋層內斷距和被其錯斷地層巖層厚度及泥質含量，由式1計算F3斷裂在P2和P8東二段泥巖蓋層內的斷層巖泥質含量分別約為0.52和0.63。由南堡凹陷泥巖實測排替壓力與其壓實成巖埋深和泥質含量之間關系(式4)，便可以得到與F3斷裂在P2和P8處東二段泥巖蓋層內斷層巖泥質含量相同圍巖排替壓力與其壓實成巖埋深之間關系(圖7)。將此關系由東二段圍巖沉積末(26.3 Ma)移至相當于F3斷裂開始壓實成巖時(T0=13.3 Ma處)，將其作為F3斷裂在P2和P8處東二段泥巖蓋層內斷層巖排替壓力與其壓實成巖埋深之間關系，再對斷層巖古壓實成巖埋深進行恢復，便可以得到其排替壓力隨時間變化關系(圖7)。

(4)

由F3斷裂在P2和P8處東二段泥巖蓋層之下儲層泥質含量(0.17)，利用南堡凹陷儲層實測排替壓力與其壓實成巖埋深及泥質含量之間關系(式5)，便可以得到儲層巖石排替壓力與其壓實成巖埋深之間關系(圖7)。

圖7 渤海灣盆地南堡5號油田P2和P8處斷裂與東二段泥巖蓋層配置滲漏油氣時期確定圖Fig. 7 Determination of leakage period of oil and gas at the Point P2 and P8 of the configuration between F3 and mudstone caprock in Ed2 of the Oilfield-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basintb—斷蓋配置斷層巖開始封閉時刻;Ps—泥巖蓋層排替壓力;Pf—斷層巖排替壓力The moment when the fault rock of the fault—caprock configuration begins to close；displacement pressure of mudstone caprock； displacement pressure of fault rock

Ps=0.0593e1.662×10-3Zs·Rs

(5)

由圖7中可以得到F3斷裂在P2和P8處東二段泥巖蓋層內斷層巖排替壓力與其下伏儲層巖石排替壓力相等處所對應的時刻分別為距今約7.4 Ma和4.8 Ma，再由上述F3斷裂活動停止時刻距今約13.3 Ma，便可以得到測線P2和P8處F3斷裂與東二段泥巖蓋層配置孔隙滲漏油氣時期分別為距今約13.3～7.4 Ma和13.3～4.8 Ma。

綜上研究可得, P2和P8處斷蓋配置滲漏時期分別為距今約16～7.4 Ma和13.36～4.8 Ma。

根據南堡凹陷沙河街組烴源巖生排烴數據，利用源巖排烴史模擬方法(王東良等，2001)計算其排烴史，可知沙河街組烴源巖在距今28 Ma開始排烴，在距今10 Ma達到排烴高峰期，至今仍在向外排烴，只是排烴量明顯減小(圖8)。

圖8 渤海灣盆地南堡5號油田F3斷裂P2和P8處與東二段泥巖斷蓋配置滲漏時期與沙河街組源巖排烴期匹配關系圖Fig. 8 The matching relationship between leakage period of F3 at the Point P2 and P8 and mudstone caprock(Ed2) and the hydrocarbon expulsion period of source rock(Es) of the Oilfield-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin

將上述已確定出的P2和P8處斷蓋配置滲漏時期和沙三段、沙一段源巖排烴期疊合，取其重合時期分別為16～7.4 Ma和13.6～4.8 Ma，即為斷蓋配置滲漏油氣時期。

由圖8中可以看出，P2和P8處F3斷裂東二段泥巖斷蓋配置滲漏時期與沙河街組源巖大量排烴期同期，使沙河街組源巖排出油氣大量滲漏散失，不利于油氣在東二段蓋層之下儲集層中的聚集與保存，而且F3斷裂在P2處裂縫滲漏時期較P8處長，這導致P2處油氣更加難以在東二段蓋層下的儲集層內聚集與保存，這也是目前F3斷裂P8處東二段蓋層之下找到了油氣，而P2處東二段蓋層之下未找到油氣的根本原因。

4 結論

(1)斷蓋配置滲漏油氣時期為斷蓋配置滲漏時期與源巖排烴時期的重合時期，兩者重合時期越長，斷蓋配置滲漏油氣時期越長；反之則越短。而斷蓋配置滲漏時期是由裂縫滲漏時期和孔隙滲漏時期構成的，裂縫滲漏時期為斷裂開始破壞泥巖蓋層封閉時刻起，一直到斷裂活動停止時這一段時間；孔隙滲漏時期為斷裂停止活動時刻到斷層巖開始封閉時這一段時間。

(2)在厘定斷裂開始破壞泥巖蓋層封閉時刻、斷層巖開始封閉時刻和斷裂活動停止時刻后，便可確定斷蓋配置滲漏時期，再結合源巖排烴期，就能建立一套確定斷蓋配置滲漏油氣時期的方法，并將該方法應用于渤海灣盆地南堡凹陷南堡5號油田，研究F3斷裂對東二段泥巖蓋層的破壞歷史，確定油氣滲漏時期。研究表明：南堡5號油田F3斷裂與東二段泥巖的斷蓋配置僅P2和P8處失效，發生油氣滲漏，P2和P8處油氣滲漏時期分別為距今約16～7.4 Ma和13.6～4.8 Ma。P8處較P2處斷蓋配置滲漏時期相差不大，但P8處裂縫滲漏時期較P2處裂縫滲漏時期明顯要短，這與目前東二段泥巖蓋層之下P8處發現油氣，而在P2處未發現油氣的勘探現狀相吻合，表明該方法用于確定斷蓋配置滲漏油氣時期是可行的。

(3)該方法主要適用于砂泥巖地層中正斷裂與大套厚層泥巖蓋層配置滲透油氣時期的確定。