塔里木盆地柯坪隆起推覆作用对断裂封闭性的影响

董 立，徐文明，赵 旭，王鹏昊，卢雪梅

(1.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院， 北京 100083；2.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；3.中国石油 新疆油田分公司 勘探开发研究院 地球物理所， 乌鲁木齐 830013)

塔里木盆地柯坪隆起推覆作用对断裂封闭性的影响

董 立1，徐文明2，赵 旭1，王鹏昊3，卢雪梅1

(1.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院， 北京 100083；2.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；3.中国石油 新疆油田分公司 勘探开发研究院 地球物理所， 乌鲁木齐 830013)

针对塔里木盆地巴楚隆起南缘色力布亚断裂受柯坪隆起推覆作用的影响，并由此带来的断裂封闭性能的变化，开展了色力布亚断裂的三维地质建模和构造应力场的数值模拟。通过三维应力模拟所得数据，分析在柯坪隆起SE向应力作用下，色力布亚断裂断面滑移率具有差异分布的特点：整体表现为弱滑移特征，断裂中段与南段的滑移率较大。滑移率差异分布的特征是由断裂带空间几何形态决定的。结合色力布亚断裂两侧断褶带先巴扎、亚松迪油气藏的实例分析，认为柯坪隆起SE向应力对色力布亚断裂封闭性的影响仅限于中段与南段。对于色力布亚断裂中段的亚松迪气藏，SE向应力能够促进油气的垂向连通与充注，有利于油气的晚期成藏。

应力模拟；断裂封闭性；色力布亚断裂；巴楚隆起 ；塔里木盆地

近年来，断层油气运移的优势通道已经得到国内外石油成藏领域专家的关注[1-9]。通过研究断裂不同时期的受力情况，分析评价相应时期的断裂封闭能力，已经得到研究人员的广泛关注。断裂对油气成藏的控制作用，主要集中在以下几个方面：(1)区域断裂体系与油气藏分布的统计学关系研究，这对整体评价油区尺度的断裂输导能力有指示作用[10]；(2)通过现有油气藏与深部烃源岩的油源对比，判断烃源岩与储集层之间的断裂输导能力[11]；(3)采集野外断裂露头或钻井钻遇断裂处的次生矿物与充填物，利用其中包裹体信息来确定流体在断裂形成后的运移过程，进而分析断裂对流体的输导能力[12-14]；(4)通过测试岩石力学性质以及能够记录区域古应力值样品，恢复区域古应力特征，利用古应力迁移的区域构造演化关系来分析断裂的封闭性与历史[15-17]；(5)利用断面处砂泥岩混接关系，分析断裂油气侧向封闭性的控制作用[18-19]。

色力布亚断裂位于塔里木盆地巴楚隆起南部，是巴楚隆起的南缘边界断裂。断裂活动受区域构造的影响明显，在断裂形成后受晚期构造应力场的叠加作用，尤其受到来自柯坪推覆体南东向的水平挤压应力作用，其封闭能力受产状影响较大。本文借助三维建模求取断裂的空间几何学特征，对断面进行三维受力的模拟，得出断裂在晚期应力场下的断面力学属性，评价断面对两侧流体的封闭能力。

1 区域地质概况

巴楚隆起位于塔里木中央隆起西段，其构造变形不但继承了盆内早期的构造形迹，而且更大程度上接受了来自晚期边缘造山带的变形改造。色力布亚断裂作为巴楚隆起西南缘边界断裂带，其形成和演化相比于隆起内部的断裂更能代表巴楚隆起的构造变形过程。

色力布亚断裂为一条近北西—南东走向断裂，整体走向由西段北北西走向，经中段北西走向，向东转换为北西西走向(图1)；地理位置上，北西方向与柯平隆起上的皮羌断裂具有良好的空间对接关系，南东方向与玛扎塔格断裂呈低角度相交；主断裂上盘发育有断裂传播褶皱，其下盘受到来自北东—南西的压应力影响，下盘地层受到牵引变形。

色力布亚断裂上下盘皆有良好的油气勘探背景，现已发现的先巴扎、亚松迪Ⅰ、亚松迪Ⅱ油气藏分别位于该断裂带南北两侧。色力布亚断裂带能够作为良好输导单元，为油气成藏提供油气运移路径。但沿断裂走向差异分布的现有油气藏则反映该断裂带启闭能力主要来自后期应力场影响，并与断裂复杂的产状变化相关，由此带来的断裂封闭性质差异对油气输导的影响也较为明显。

2 模型与研究方法

2.1模型的建立

断裂模型根据地震反射剖面解释成果，借助时间—深度转换关系，将其转换成为具有地质概念的深度数据，通过空间的数字成图，展现具有深度意义的地层面貌。并依据剖面解释的断裂线将断面加以修正。

图2 塔里木盆地巴楚地区地层与色力布亚断裂三维模型

通过对色力布亚断裂的空间建模(图2)，可以更详细地表达该断裂的几何形态。将空间断面数据抽稀后进行倾向吴氏网赤平投影，通过投影显示的倾向变化关系，结合断裂空间展布形态研究认为：色力布亚断裂为近NNW-SSE走向断裂，断裂走向于中段发生变化，转为NW-SE走向。通过对断面数据网格化，并将网格化数据进一步平滑，求出其总破裂面积约为119 km2。

2.2应力模拟的理论依据

设定已知区域的应力环境，则该应力对三维空间内各点均有应力效果。针对空间内某个点O，当已知三维应力的值，我们可以通过几何关系求取正应力在OP方向的数值(图3)。同样依据几何关系能够求出垂直OP的剪应力。则有下述方程：

正应力

σ=σ1cos2α1+σ2cos2α2+σ3cos2α3

剪应力

为了能够评价断面在某一应力作用下的活动能力，也就是所对应的封闭性问题，引入滑移率作为评价标准[20-21]。则：

图3 单点三维应力分析示意

滑移率能够有效地提供断面上某一点的应力状态，以及该点已知应力条件下将要发生位移变化的趋势。这种位移变化越明显，则说明断裂上该点将要偏离原有位置，也就形成了相对的位移空间，导致断层开启。因此，可以通过滑移率数值客观评价断面在空间上不同位置的封闭能力。

2.3应力属性与模拟结果

现今柯坪隆起的前缘推覆体与色力布亚断裂交点的切线方向约为70°。因此对于色力布亚断裂而言，其所受的主应力方向应为垂直该切线的法线方向，为160°，主应力取值来自于柯坪推覆体前缘声发射古应力样品的取值，约为55 MPa。将色力布亚断裂的空间模型放入已知应力场中，依据上文提供的求取公式，进而得出所要分析的断层滑移率。

观察滑移率沿断面的展布规律：色力布亚断面整体滑移率在0.015～0.085之间，属于弱活动性范畴。滑移率沿断面分布呈现中段、南段局部偏高，其他地区偏低。中段、南段较其他地区滑移率高出约50%～90%，受断面几何形态的影响，中段与南段向正南方向弯曲的地区，其滑移率相应较高。

3 讨论

(1)前文所提及的滑移率的概念，综合应力模拟结果认为，柯坪隆起过程中所提供的SE向应力对于色力布亚断裂未产生明显的滑移作用。首先，色力布亚断裂经过三维应力模拟展现整体滑移率很低，总体滑移率介于0.015～0.085之间，但断面上绝大部分滑移率介于0.035～0.045之间，整体呈现蓝绿色(图4)。其次，滑移率相对高值面积相比整个断裂面积不足10%，滑移率较高处仅位于色力布亚断裂中段与南段，滑移率在0.065～0.085之间，以黄色、红色区域表示 (图4)。说明柯坪隆起推覆过程提供的SE向应力，仅对色力布亚断裂局部滑移产生影响，且影响并不显著。再次，滑移率高值分布不具备连续性。体现滑移量较高的红色区域在断面上并未构成连续分布，即便应力模拟的结果与断面产状具有相关性，但柯坪隆起SE向应力未针对色力布亚断裂某一产状变化明显部位产生较为明显的滑移率变化，这其中可能包含断面数据经网格化后，平滑度增加的影响。

图4 塔里木盆地色力布亚断裂三维应力模拟结果图中箭头所指处为色力布亚断裂滑移率高部位。左下图所示为滑移趋势投影，滑移率最高值用红色表示，反之用蓝色表示

(2)引入滑移率的概念是为了体现断层封闭性在应力模拟过程中的变化。依据对色力布亚断裂应力模拟得到的断裂封闭性参数(滑移率)及其分布规律与色力布亚断裂现有油气藏进行空间上的比对。以现有发现油气藏为例，先巴扎气藏位于色力布亚断裂西南约2～3 km，圈闭为下古生界奥陶系背斜，来自南部麦盖提斜坡寒武、奥陶系油气源在下古生界鼻状背斜圈闭内聚集。亚松迪油气藏位于色力布亚断裂中偏东南段，在喜马拉雅期，来自异地油气藏(巴什托油气藏等)中的油气，调整、分流、充注在海西晚期—喜马拉雅期调整期由色力布亚断裂牵引形成的背斜圈闭中，形成小型气藏；部分油气源为下伏或麦盖提斜坡南部寒武—奥陶系、石炭系源岩，油气通过色力布亚断裂垂向运移至亚松迪圈闭，储层主要为小海子组顶部粒屑白云岩。

前人研究证实，断面形成后，位于断面处流体传导能力要远远大于空隙介质[22-24]。色力布亚断裂多期活动过程中形成多种构造圈闭类型，油藏解剖证实色力布亚断裂具有走向差异封闭的性质，体现在油气藏沿断裂走向上、下盘差异分布，断裂垂向连通下伏油源与上部储层，油气经过输导，运移至上盘背斜中。色力布亚断裂定型于喜马拉雅运动晚期，深部流体沿断裂作用产生的破碎带以及沿破碎带发育的裂缝系统充注至现今构造。来自柯坪隆起的SE向应力迫使色力布亚断裂中段呈现略微开启状态，亚松迪气藏则处于断裂相对开启位置，该气藏为受色力布亚断裂控制的断背斜气藏，具体为发育在色力布亚主断裂上盘的传播褶皱，背斜长轴方向平行断面，该构造定型在喜马拉雅晚期。油源对比显示，其为异地油藏(巴什托油气藏等)晚期调整分流注入的气藏，因此得益于色力布亚断裂该位置的开启作用。对比分析断裂下盘的先巴扎气藏，其位于色力布亚断裂北端，依据应力模拟结果，位于该气藏附近的色力布亚断裂北段在SE向挤压的封闭能力较强，在晚期油气调整环节，断裂未能作为有效的油气运移路径，油气充注能力受到制约，未能形成大型油气藏。

4 结论

(1)通过对色力布亚断裂的几何学三维建模，明确该断裂在空间的具体位置与几何形态，求出色力布亚断裂的破裂面积。分析断裂在空间上的具体产状，为后期的应力模拟奠定了几何学基础。

(2)通过对断裂三维应力模拟，得到了晚期NW-SE应力场下断裂的分段封闭能力。色力布亚断裂整体滑移率在0.015～0.085之间，属于中等封闭水平。中段与南段的滑移率在0.065～0.085之间，其封闭能力相比其他部位较弱。

(3)柯坪隆起的推覆作用为色力布亚断裂提供NW-SE区域应力场，应力场模拟结果表明，色力布亚断裂中段与南段相比其他部位更有利于油气的垂向输导，有助于南部凹陷的含烃流体通过断裂运移至有利区带成藏。

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(编辑徐文明)

InfluenceofSE-directionstressproducedduringthrustingofKepingUpliftonfaultsealingofSelibuyaFaultinTarimBasin

Dong Li1, Xu Wenming2, Zhao Xu1, Wang Penghao3, Lu Xuemei1

(1.SINOPECExplorationandProductionResearchInstitute,Beijing100083,China; 2.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China; 3.GeophysicalResearchInstitute,PetroChinaXinjiangOilfieldCompany,Urumqi,Xinjiang830013,China)

To evaluate the effect of the Keping Uplift on the Selibuya Fault in the southern margin of the Bachu Uplift during thrusting, and the consequent fault sealing variation, three-dimensional geological modeling and tectonic stress field numerical simulation of the Selibuya Fault have been carried out. Through the data obtained by three-dimensional stress simulation, it has been concluded that, as the result of SE-direction stress of the Keping Uplift, the sliding ratio on the Selibuya Fault plane is variant. The overall sliding ratio is small while that of the middle and southern parts are relatively bigger. The sliding ratio variation is determined by the space geometry of fault. Based on the analysis of the Xianbazha and Yasongdi oil-gas reservoirs which lie in the fault-fold belt flanked the Selibuya Fault, it is thought that the effect of SE-direction stress is limited to the middle and southern parts of the Selibuya Fault. As to the Yasongdi oil-gas reservoir which lies in the middle part of the Selibuya Fault, the SE-direction stress improves the vertical communication and the charge of oil and gas, which is also beneficial to late accumulation.

stress simulation; fault sealing; Selibuya Fault; Bachu Uplift; Tarim Basin

1001-6112(2014)01-0046-05

10.11781/sysydz201401046

2013-01-24；

：2013-12-09。

董立(1981—)，男，工程师，从事石油与天然气勘探研究。E-mail: dongli.syky@sinopec.com。

国土资源部项目(2009GYXQ02-05)资助。

TE121.2

：A