活动期断裂侧向封闭的地质条件及其研究方法

付 广 展铭望

东北石油大学地球科学学院

活动期断裂侧向封闭的地质条件及其研究方法

付 广 展铭望

东北石油大学地球科学学院

付广等.活动期断裂侧向封闭的地质条件及其研究方法. 天然气工业，2016, 36(10): 28-34.

关于断裂侧向封闭的地质条件前人曾做过大量的研究和探讨，但相关研究均未考虑断裂带内部结构特征对断裂侧向封闭性的影响，致使活动期断裂的侧向封闭性少有被提及。为此，在断裂带填充物成分和结构特征分析的基础上，依据静止期断层岩侧向封闭机理，对活动期断裂侧向封闭的地质条件及其研究方法进行了探讨，指出活动期断裂侧向封闭的地质条件应是断裂为反向且断移地层以泥岩为主，才会形成断裂带填充物排替压力大于或等于油气运移盘储层岩石的排替压力，断裂侧向封闭。进而通过比较断裂带填充物排替压力与油气运移盘储层岩石排替压力的相对大小，建立了一套活动期断裂侧向封闭性的研究方法，并将其应用于渤海湾盆地南堡凹陷南堡1号构造F1、F2、F3这3条断裂的侧向封闭研究中。结论认为：①在天然气成藏期（新近系明化镇组沉积晚期）F1、F2、F3这3条反向活动断裂断裂带的填充物以泥质成分为主，且其排替压力分别大于古近系东营组一段（F1、F3）、新近系馆陶组（F2）储层岩石的排替压力，在侧向上对天然气均是封闭的，有利于天然气的聚集与保存；②分析结果与目前Np101井、Np1-2井、Np1井分别在东一段和馆陶组和钻获工业气流相吻合，表明将该方法用于活动期断裂侧向封闭性研究是可行的。

活动期 断裂 侧向封闭性 地质条件 研究方法 断裂带填充物 储集层 排替压力 渤海湾盆地 南堡凹陷

油气勘探实践表明，含油气盆地或凹陷内常常发育大量的断裂。这些断裂对油气成藏与分布起着重要的作用，其不仅是油气运移的输导通道，而且还为油气聚集提供了侧向遮挡条件，使油气在断裂附近聚集分布[1-6]。然而，作为油气聚集的侧向遮挡物，断裂的封闭性不仅表现在其静止期，有时也会表现在其活动期，那么活动期断裂侧向封闭的地质条件与静止期是否一致，研究方法与静止期又是否相同，上述等等问题是凹陷断裂发育区油气勘探的关键问题之一。关于断裂侧向封闭的地质条件及其研究方法前人曾做过大量研究和探讨，认为静止期断裂侧向封闭的地质条件应是断层岩排替压力大于或等于油气运移盘储层岩石的排替压力，只要确定出断层岩排替压力和油气运移盘储层岩石排替压力，便可以定量研究其侧向封闭性［7-13］。但这些研究主要是以断层岩成分入手对其侧向封闭性进行研究，而没有考虑断裂带内部结构特征对断裂侧向封闭性的影响，认为活动期断裂侧向也是不封闭的，致使活动期断裂侧向封闭性很少被提及，也就缺少针对活动期断裂侧向封闭性的研究方法。

实际上，活动期并非所有断裂和同一条断裂的所有部位在侧向上均开启，由于受断裂带填充物成分和结构的影响，其侧向封闭油气能力虽没有压实成岩后的断层岩封闭能力那么强，但也有一定封闭能力，可封闭一定数量的油气，影响着油气聚集分布规律[14-18]。能否正确认识这一问题是凹陷断裂发育区油气勘探的关键。因此，开展对活动期断裂侧向封闭的地质条件及其研究方法的研究，对于正确认识凹陷断裂发育区油气分布规律和指导油气勘探均具有重要的意义。

1 活动期断裂侧向封闭的地质条件

断裂活动期间，伴生裂缝和诱导裂缝形成开启，断裂垂向开启，是油气垂向运移的输导通道，垂向不封闭这已经是不争的事实。那么活动断裂在侧向上对油气运移是否起封闭作用，主要取决于断裂带填充物的成分，只有泥质成分的断裂带填充物作为油气侧向运移的遮挡物，其排替压力才会大于或等于油气运移盘储层岩石的排替压力，断裂侧向封闭，否则，断裂侧向不封闭（图1）。而泥质成分的断裂带填充物作为油气侧向运移遮挡物的条件应是断裂为反向，且断移地层以泥岩为主，因为断移地层以泥岩为主，破碎后进入断裂带中的填充物才会以泥质成分为主，否则以砂质成分为主。只有反向断裂下盘诱导裂缝带不发育[19]，才会使泥质成分断裂带填充物直接作为遮挡物，形成侧向封闭；否则以诱导裂缝带作为遮挡物，断裂无法形成侧向封闭。

图1 活动期断裂侧向封闭条件示意图

2 活动期断裂侧向封闭性的研究方法

由上可知，只要确定出断裂带填充物排替压力和油气运移盘储层岩石排替压力，便可以根据二者的相对大小研究活动期断裂的侧向封闭性。

2.1 断裂带填充物排替压力确定

由于活动期断裂带处于开启状态，所以其填充物并未开始压实成岩，相当于沉积物，其对油气侧向运移的封闭能力明显较压实成岩的断层岩对油气侧向运移的封闭能力要弱，因为其排替压力大小除了像断层岩排替压力一样应主要受到其泥质含量的影响外，虽然可在上覆沉积载荷重量的作用下压紧，但未成岩，致使其排替压力明显要小于断层岩的排替压力[20-22]。按照本文参考文献[23]中断层岩排替压力与其压实成岩埋深和泥质含量之间的正比关系，可以得到断裂带填充物排替压力与其泥质含量和埋深的经验关系式（式1）。式中pdf表示断裂带填充物排替压力，MPa；c、d表示与地区有关的常数； Rf表示断裂带填充物泥质含量；Zf表示断裂带填充物埋深，m。

由式1可以看出，断裂带填充物埋深可以由钻井和地震剖面直接读取得到，断裂带填充物泥质含量可根据断裂断距和被错断岩层厚度、泥质含量由式（2）[24]计算求得。式中n表示被断裂错断岩层层数；Hi表示被断裂错断第i层岩层厚度，m；Ri表示被断裂错断第i层岩石泥质含量；L表示断裂断距，m。

只要确定出断裂带填充物排替压力与其埋深和泥质含量之间的经验关系（式1），便可以得到断裂带填充物排替压力。由于受钻井和取心的限制，无法用实际断裂带填充物直接测试其排替压力，只能用物理模拟实验方法来间接得到式1的经验关系式。

笔者将黏土和粉砂按照100∶0、80∶20、60∶40、40∶60、20∶80和0∶100比例分别进行混合，模拟不同泥质含量的断裂带填充物，将其倒入搅拌器中混合搅拌后，用雾化器对其进行润湿，然后将黏土和粉砂混合物倒入模板中，用手动压力泵分别加1 MPa、5 MPa、10 MPa、15 MPa的压力，以分别模拟100 m、500 m、1 000 m和1 500 m埋深条件下的断裂带填充物。最后取出经压紧得到的直径2.5 cm的20块样品，放入恒温箱中控制温度40 ℃，待样品烘干，便得到了不同泥质含量和埋深断裂带填充物排替压力测试样品。将这些样品进行抽真空和饱和煤油处理，数天后取出，放入本文参考文献[25]中的排替压力测试装置中，在常温条件下对模拟得到的20块断裂带填充物样品进行了排替压力测试，其结果如表1所示。由图2中可以看出，断裂带填充物排替压力与其埋深、泥质含量之间均为正比关系（式3），即随着埋深和泥质含量增大，排替压力增大；反之则减小。这符合实际断裂带填充物与其埋深、泥质含量之间的关系，故可认为该实验数据是可信的，其关系如式3所示。根据活动期断裂埋深和断裂带

填充物泥质含量（假设不同地质时期断裂带填充物泥质含量不变），由式3便可计算得到断裂活动期断裂带填充物排替压力值。

表1 物理模拟实验得到断裂带填充物实测排替压力与其泥质含量和深度之间关系表

图2 物理模拟实验得到的断裂带填充物排替压力与其埋深和泥质含量关系图

2.2 断裂活动油气运移盘储层排替压力确定

油气运移盘储层岩石排替压力可以通过地层古厚度恢复方法[26]恢复断裂活动期油气运移盘储层古埋深，在假设其内泥质含量不变的条件下，由本文参考文献[27]中泥质含量预测方法，利用自然伽马测井资料预测油气运移盘储层岩石泥质含量，将二者带入研究区储层岩石排替压力与其压实成岩埋深和泥质含量之间经验关系中，便可求得断裂活动期间油气运移盘储层岩石排替压力。

2.3 活动期断裂的侧向封闭性

如果断裂带填充物的排替压力大于或等于油气运移盘储层岩石的排替压力，活动期断裂侧向封闭；反之则不封闭。

3 实例应用

选取渤海湾盆地南堡凹陷南堡1号构造F1、F2、F3这3条断裂，利用上述方法分别研究3条断裂在天然气成藏期——新近系明化镇组沉积晚期活动对古近系东营组一段（F1、F3）、新近系馆陶组（F2）天然气的侧向封闭性，将分析结果与目前已发现的天然气分布进行比对，以验证该方法用于活动期断裂侧向封闭性研究的可行性。

南堡1号构造位于南部凹陷西南斜坡带上，构造形态总体上为一个发育在古潜山背景上被断裂复杂化的披覆构造，构造走向北东向，被北东向及近南北向断裂切割复杂化（图3）。该构造从下至上发育的地层有古近系的沙河街组、东营组，新近系的馆陶组、明化镇组和第四系。东一段和馆陶组是南堡1号构造天然气主要的产气层位，目前已有多口井获得了工业气流（图3）。

图3 南堡1号构造气藏剖面示意图

气源对比结果表明，该区天然气主要来自在下

伏沙三段或沙一段烃源岩，盖层则为馆三段火山岩和明下段泥岩。天然气藏类型主要是反向断裂遮挡气藏，而遮挡天然气的F1、F2、F3这3条断裂在天然气成藏期——明化镇组沉积晚期[8]均为活动断裂，是其下伏沙三段或沙一段烃源岩生成的天然气向上覆东一段和馆陶组运移的输导断裂，沙三段或沙一段烃源岩生成的天然气在沿这3条输导断裂向东一段和馆陶组运移的过程中，由于受到馆三段火山岩和明下段泥岩盖层的阻挡，天然气向东一段和馆陶组储层侧向分流运移。3条断裂在活动期能否封闭侧向分流运移的天然气，对于南堡1号构造东一段和馆陶组天然气能否成藏至关重要。

通过图3中Np101井、Np1井和Np1-2井分别统计F1、F2、F3在储层东一段、馆陶组和东一段的目前埋深（分别为2 449、2 153和2 446 m），减去3条断裂在天然气成藏期（明化镇组沉积晚期）的埋深（分别为587、596和619 m），可以得到F1、F2、F3这3断裂在明化镇组沉积晚期的古埋深分别为1 862、1 557和1 827 m。根据F1、F2、F3在东一段、馆陶组和东一段储层内断距和被错断地层厚度、泥质含量，由式2对其在东一段、馆陶组和东一段断裂带填充物泥质含量分别进行了计算，其结果分别为63%、61%、60%，表明断移地层以泥岩为主，可成为断裂侧向封闭的遮挡物。再将F1、F2、F3在明化镇组沉积晚期的古埋深和泥质含量带入式3中，便可以计算得到F1、F2、F3于明化镇组沉积晚期在东一段、馆陶组和东一段断裂带填充物的排替压力分别为0.97 MPa、0.65 MPa和0.84 MPa。

由Np101井、Np1井和Np1-2井分别统计东一段、馆陶组和东一段储层现今压实成岩埋深（因其上无明显的地层抬升剥蚀，可用现今埋深代替，分别为2 449 m、2 153 m和2 446 m），减去其在明化镇组沉积晚期至今的压实成岩埋深（分别为587 m、596 m和619 m），可以得到其在明化镇沉积晚期古压实成岩埋深分别为1 862 m、1 557 m和1 827 m。东一段、馆陶组和东一段储层的泥质含量可在假设各地质时期不变的条件下，根据本文参考文献[27]中的泥质含量预测方法，利用这3口井的自然伽马测井资料计算求得，其结果分别为37%、35%和36%，再由储层岩石样品实测排替压力测试数据，整理得到储层岩石排替压力与其压实成岩埋深和泥质含量之间的关系（图4、式4），由此计算得到在天然气成藏期东一段、馆陶组和东一段储层岩石的古排替压力分别为0.16 MPa、0.15 MPa和0.18 MPa。

图4 南堡凹陷储层岩石排替压力与其压实成岩埋深和泥质含量之间关系图

式中pds表示储层岩石排替压力，MPa； Rs表示储层岩石泥质含量；Zs表示储层岩石埋深，m。

由此看出，F1、F2、F3这3条活动断裂在东一段、馆陶组和东一段断裂带填充物排替压力均大于储层岩石古排替压力，表明3条活动断裂在明化镇组沉积晚期分别在侧向上可对东一段、馆陶组和东一段储层中天然气封闭，有利于天然气的聚集成藏。目前钻于南堡1号构造的Np101井（东一段）、Np1井（馆陶组）和Np1-2井（东一段）均获得了工业气流，可进一步证实这一结论。

4 结论

1）活动期断裂侧向封闭的地质条件是断裂为反向，且断移地层以泥岩为主，才能使其排替压力大于或等于其油气运移盘储层岩石的排替压力，形成侧向封闭。

2）通过比较断裂活动期填充物排替压力与油气运移盘储层岩石排替压力的相对大小，建立了一套活动期断裂侧向封闭性的研究方法,并将其应用于南堡凹陷南堡1号构造在天然气成藏期—明化镇组沉积晚期F1、F2、F3三条活动断裂对侧向分流运移天然气的封闭性研究中，结果表明：F1、F2、F3这3条活动断裂带填充物以泥质含量为主，且其在明化镇组沉积晚期排替压力均大于东一段、馆陶组和东一段储层岩石的排替压力，侧向上均是封闭的，与目前Np101井、Np1-2井、Np1井分别在东一段和馆陶组钻获工业气流相吻合，表明该方法用于研究活动期断裂侧向封闭性是可行的。

3）该方法尚有许多不足之处，如利用物理模拟实验方法来建立断裂带填充物排替压力与其埋深和泥质含量之间的经验关系，由于受实验条件的限制，物理模拟实验所获得的这一关系式未必能代表地下

断裂带填充物排替压力与其埋深和泥质含量之间的关系，用其计算得到的断裂带填充物排替压力与实际断裂带填充物的排替压力必然会有一定误差，可能给活动期断裂侧向封闭性评价带来风险。由此可以看出，该方法还不完善，还有待今后不断完善和提高。

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（修改回稿日期 2016-05-06 编 辑 罗冬梅）

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

国家自然科学基金项目“断层岩水压张裂漏油主控因素及张性破裂压力预测”（编号：41372154）。

付广，1962年生，教授，博士生导师；2006年毕业于原大庆石油学院并获博士学位；主要从事油气藏形成与保存方面的研究工作。地址：（163318）黑龙江省大庆市东北石油大学地球科学学院。ORCID: 0000-0003-3760-9162。E-mail: fuguang2008@126.com