斷裂—蓋層耦合封閉機理及斷層圈閉油氣聚集模式

付曉飛 呂丁友 黃江波 王改衛 孟令東 王海學 賈 茹

1.“ 陸相頁巖油氣成藏及高效開發”教育部重點實驗室·東北石油大學2.“油氣藏及地下儲庫完整性評價”黑龍江省重點實驗室 3.中海石油（中國）有限公司天津分公司

0 引言

我國東部裂陷盆地儲層多為砂泥巖互層地層，蓋層多為較厚的泥巖。按物性高低，可將儲層分為常規和致密兩種，Nehring等[1]、鄒才能等[2]將孔隙度小于10%、滲透率小于1.0 mD的儲層界定為致密儲層。斷層油氣藏既有致密儲層，也有常規儲層，致密儲層和常規儲層的斷層油氣藏特征以及油氣聚集模式明顯不同。對比松遼盆地徐家圍子斷陷低孔隙度火山巖斷層油氣藏和渤海灣盆地束鹿凹陷高孔隙度砂巖斷層油氣藏，這種差異性體現在5個方面：①致密儲層斷層油氣藏總體表現為塊狀油氣藏，常規儲層斷層油氣藏總體表現為層狀油氣藏；②致密儲層斷層油氣藏具有統一的油（氣）水界面，常規儲層斷層油氣藏各套儲層無統一油（氣）水界面；③致密儲層斷層油氣藏具有統一的壓力系統，常規儲層斷層油氣藏各套儲層具有多套壓力系統[3]；④致密儲層斷層油氣藏范圍內儲層物性高于遠離斷層區域，常規儲層斷層油氣藏范圍內儲層物性因變形帶發育而低于遠離斷層區域[4]；⑤致密儲層斷層油氣藏封堵作用主要是依靠區域性蓋層，常規儲層斷層油氣藏起封堵作用的是斷層和局部性蓋層。常規儲層和致密儲層中斷層油氣藏特征差異取決于斷裂帶內部結構差異導致的斷裂—蓋層耦合封閉機理差異。為了深入剖析這兩種類型斷層油氣藏差異的原因，筆者以松遼盆地徐家圍子斷陷致密火山巖儲層斷層油氣藏和渤海灣盆地冀中坳陷束鹿凹陷常規砂巖儲層斷層油氣藏為重點解剖對象，剖析不同類型儲層內斷裂帶內部結構與封閉類型，進一步研究兩種斷層的斷—蓋耦合封閉機理及和油氣聚集模式，以期為不同類型儲層斷控型油氣藏勘探部署提供理論依據。

1 常規儲層、致密儲層和泥巖中斷裂帶內部結構特征

對于固結成巖儲層而言，其斷裂帶結構可以分為兩種類型（圖1）。第一種類型為致密儲層中發育的斷裂。斷層巖為斷層角礫巖和斷層泥，破碎帶發育大量裂縫（圖1-a）[5-10]；隨著離斷層核距離增加裂縫密度越來越小，當裂縫密度與區域裂縫密度一致時，標志著破碎帶終止[11]；無內聚力斷層角礫巖滲透率比母巖滲透率提高1～5個數量級，破碎帶滲透率比母巖滲透率提高1～7個數量級[12]，斷裂帶整體表現為高滲透性；斷層核和破碎帶均是流體垂向運移通道，側向不具有封閉能力[12-13]。解剖松遼盆地周邊下白堊統營城組（K1yc）流紋巖內斷裂帶內部結構，斷層核內發育無內聚力斷層角礫巖和構造透鏡體，核內網狀裂縫密度高達49條/m，破碎帶內裂縫密度介于15～21條/m，為典型高滲透性斷裂帶，在滑動面附近見有方解石膠結條帶（圖2）。據徐家圍子斷陷火山巖巖心觀察結果，11口井發現了斷層角礫巖，內部發育連通性裂縫。統計徐中斷裂兩側巖心裂縫，靠近斷層裂縫密度為2.5條/m，遠離斷層裂縫密度越來越小。

圖2 松遼盆地周邊（吉林四平）營城組流紋巖斷裂帶內部結構圖

第二種類型為常規儲層中發育的斷裂（圖1-b）[14]。斷層巖為碎裂巖系列，破碎帶中發育變形帶，即在局部壓實、膨脹或剪切的作用下，由顆粒滑動、旋轉以及破碎形成的帶狀微構造[15-26]；隨著離斷層核距離增加變形帶密度越來越小，當變形帶密度與區域變形帶密度一致時，標志著破碎帶終止[26]；斷裂帶整體表現為低滲透性；斷層核和破碎帶具有側向封閉能力，滑動面為流體垂向運移通道；變形帶為流體運移的遮擋物[16-19,26-38]，裂縫通常為流體運移通道。為了揭示高孔隙性儲層內斷裂帶內部結構特征，對渤海灣盆地束鹿凹陷1口鉆遇斷裂帶的井在斷裂帶附近進行了系統取心。巖心觀察結果發現，斷層核內發育泥巖涂抹、泥巖角礫和碎裂巖，砂巖破碎帶內發育變形帶；微觀特征顯示泥巖破碎帶內發育裂縫，變形帶裂縫密度隨著距斷層核距離的增加而逐漸降低（圖3）。壓汞實驗結果表明，變形帶排替壓力介于1.8～2.5 MPa，母巖排替壓力為 0.25 ～ 0.60 MPa（圖4）。

圖3 渤海灣盆地束鹿凹陷晉93-41x井鉆遇的斷裂內部結構圖

圖4 渤海灣盆地束鹿凹陷晉93-41x井斷層核泥巖涂抹、變形帶和母巖毛細管壓力特征圖

對比常規砂巖儲層和致密火山巖儲層斷裂帶內部結構，主要存在3方面的差異：①常規砂巖儲層內斷裂帶斷層核發育碎裂巖和泥巖涂抹，具有較強的封閉能力，致密火山巖儲層內斷裂帶斷層核發育無內聚力角礫巖，不具有封閉能力[13]；②斷裂在常規砂巖儲層內伴生微構造為變形帶，排替壓力比母巖高1～2個數量級（圖4），在致密火山巖儲層內伴生微構造為裂縫，排替壓力比母巖低；③油氣沿常規砂巖儲層內斷裂帶運移的主要通道是滑動面，致密火山巖儲層內斷裂帶斷層核和破碎帶均是油氣運移的通道（圖2）。

中國東部裂陷盆地蓋層主要為較厚的泥質巖和膏鹽巖[39]，封閉能力遵循膏巖、泥巖、碳酸鹽巖和砂巖依次變差的規律，膏巖、泥巖和碳酸鹽巖均能封閉住幾千米的烴柱高度，蓋層自身封閉能力不是圈閉失利的主要因素。斷裂在泥巖內變形機制主要為破裂作用，產生大量裂縫，伴隨著應變增強，斷距增大，裂縫密度越來越高，當形成的裂縫網絡連通后，滲透率突然增加，油氣穿越蓋層運移[40-42]。因此裂縫垂向導通能力取決于兩個關鍵因素[43]：①斷距大小，斷距越大，變形越強烈，裂縫越發育；②蓋層厚度，厚度越小，裂縫越容易連通。應用參數斷后蓋層接觸厚度（蓋層厚度與斷距差值，簡寫為CJT）來定量表征裂縫垂向連通性，CJT值越大，裂縫垂向導通能力越差。呂延防等[44]研究認為，對于一套油氣蓋層存在臨界CJT值，低于此值裂縫連通，油氣沿斷裂穿越蓋層垂向運移。因此，較厚的區域性蓋層易于形成有效頂封，而較薄的局部性蓋層難以形成有效封閉。

2 致密儲層斷層油氣藏斷—蓋耦合封閉機理及油氣聚集模式

松遼盆地東部斷陷帶中部徐家圍子斷陷為“西斷東超”的箕狀斷陷，其上疊加后期的坳陷盆地——三肇凹陷，具有典型的“下斷上凹”的二元結構[45-46]。斷陷期地層自下而上包括下白堊統火石嶺組（K1h）、沙河子組（K1sh）和營城組（K1yc），地層間均以角度不整合相接觸。構造演化歷經初始裂陷（K1h）、強烈裂陷（K1sh—K1yc）、裂陷后[早白堊世登婁庫期（K1d）—晚白堊世明水期（K2m）]和構造反轉（K2m末期），初始裂陷階段發育一套火山巖建造，沙河子期斷陷強烈活動，形成優質的烴源巖，營城期斷陷逐漸向坳陷轉化，發育兩套火山巖建造。登婁庫期斷陷活動停止，轉入斷陷期后的熱冷卻沉降[47-48]。目前天然氣勘探證實，營城組火山巖普遍富氣，已發現多個氣藏[49]，且主要富集在火山口附近，頂部營城組四段（以下簡稱營四段）致密礫巖和登婁庫組二段（以下簡稱登二段）泥質巖為區域性蓋層。

氣藏沿徐中走滑斷裂以斷層氣藏形式分布，包括徐深1、徐深3、徐深7和徐深14氣田，斷層氣藏整體具有3個典型特征：①整體表現為塊狀氣藏特征，每個氣藏均具有獨立的氣水界面，如徐深1氣藏氣水界面為－3 550 m（圖5），通過徐中斷裂Allan圖可以看到，氣藏氣水界面與范圍內最小斷距一致（圖6）；②氣藏均分布在營四段致密礫巖和登二段泥質巖區域性蓋層之下，局部性蓋層之下很少能形成氣藏（圖6）；③天然氣主要分布在斷裂上升盤，由于徐中斷裂為走滑斷層，具有典型的“絲帶效應”，因此天然氣沿徐中斷裂呈“正弦曲線”模式分布。

圖5 松遼盆地徐家圍子斷陷徐深1氣藏位置及剖面圖

圖6 松遼盆地徐深1氣藏徐中斷裂Allan圖

氣藏沿徐中走滑斷裂的分布模式取決于斷裂帶內部結構決定的斷—蓋耦合封閉機理，火山巖內高滲透性斷裂帶決定斷層封閉類型為巖性對接，巖性對接封閉形成的斷層油氣藏主要分布在斷裂上升盤，氣水界面受控于圈閉范圍內最小斷距，最大氣柱高度取決于圈閉范圍內最大斷距與最小斷距之差。統計松遼盆地徐家圍子斷陷致密火山巖、塔木察格盆地塔南致密砂礫巖和塔里木盆地庫車坳陷致密砂巖斷層油氣藏烴柱高度與最大斷距與最小斷距差值，發現二者存在明顯正相關關系（圖7）。由于斷裂錯斷脆性蓋層是否導致油氣滲漏取決于斷后蓋層接觸厚度值，局部性蓋層較薄，斷裂錯斷后易于滲漏。統計徐家圍子斷陷臨界CJT值為35，局部性蓋層難以和斷層構成聯合封閉。

圖7 巖性對接封閉斷距與烴柱高度關系圖

3 常規儲層斷層油氣藏斷—蓋耦合封閉機理及油氣聚集模式

束鹿凹陷位于渤海灣盆地冀中坳陷南部，是一個典型的單斷箕狀斷陷，地層自下而上發育古近系沙河街組（E1s）四段（E1s4）、三段（E1s3）、二段（E1s2）、一段（E1s1）、東營組（E1d）、新近系館陶組（N1g）和明化鎮組（N2m）。束鹿凹陷自東向西依次劃分為東部陡坡帶、中部洼槽帶和西部斜坡帶[50]。縱向上發育5套儲蓋組合，蓋層分別為E1s3中部泥巖、E1s1底部和E1s2的頂部的特殊巖性段、E1s1中部泥巖和東營組二段泥巖，油主要富集在E1s1上部，E1s1下部、E1s2、E1s3儲層內。平面上油主要分布在西部緩坡帶變換斜坡上，均為斷層油藏，包括晉93油藏、晉94油藏、晉95油藏和晉105油藏（圖8-a）。

圖8 渤海灣盆地束鹿凹陷油藏分布和晉105油藏剖面圖

斷層油藏具有3個典型特征：①整體表現為層狀油藏特征，每個油藏各油水單元具有獨立的氣水界面（圖8-b），油水界面不統一，油藏油水界面與范圍內最小斷層泥含量（SGR）位置和封閉能力一致；②油藏均分布在局部性蓋層之下（圖8-b），區域性蓋層沒有起到直接封蓋作用；③油主要分布在反向斷裂上升盤和同向斷層下降盤，由于斜坡區同向斷裂和反向斷裂圈閉成因機制差異[51]，圈閉均分布在斷裂向洼一盤。

常規砂巖儲層和泥巖互層地層內斷裂帶以碎裂巖和泥巖涂抹封閉為主，斷層核自身具有封閉能力，和局部性蓋層聯合即可有效封閉油氣，因此常規儲層斷層油氣藏通常表現為斷裂和局部性蓋層共同封閉。由于碎裂巖和泥巖涂抹發育的非均質性特征，每個油水單元范圍內斷裂帶SGR分布存在差異，導致每個油水單元油水界面不統一。同向斷裂和反向斷裂均具有封閉能力，但二者圈閉發育模式不同[51]，斜坡區圈閉發育在反向斷裂上升盤和同向斷層下降盤，因此油主要分布在反向斷裂上升盤和同向斷層下降盤。

4 結論

1）斷裂在常規砂巖儲層內以碎裂變形機制為主，斷層核發育碎裂巖和泥巖涂抹，自身具有較強的封閉能力，因此，斷層側向封閉類型為斷層巖封閉；斷裂在致密火山巖儲層內以破裂作用為主，斷裂帶斷層核發育無內聚力角礫巖，斷層核不具有側向封閉能力，因此，斷層側向封閉類型為巖性對接封閉。

2）斷層封閉油氣具有“漏水桶短板原理”，斷層巖封閉烴柱高度取決于最小SGR分布位置及封閉能力，由于斷層核非均質性特征，同一斷層控制的不同油水單元油水界面不同；巖性對接封閉烴柱高度取決于圈閉范圍內最大斷距和最小斷距之差，具有統一油水界面。

3）致密儲層斷層油氣藏一般為塊狀油氣藏，油氣主要分布在斷裂上升盤，且受區域性蓋層控制；常規儲層斷層油氣藏一般為層狀油氣藏，受局部性蓋層和斷層聯合控制即可成藏。