泥岩盖层内断层垂向封闭能力综合定量评价：以南堡凹陷5号构造东二段泥岩盖层为例

胡欣蕾，吕延防，孙永河，孙同文

东北石油大学地球科学学院，黑龙江 大庆 163318

0 引言

随着油气勘探的深入，对断层在油气运聚成藏中的作用认识越来越深刻，其不仅可以作为油气运移的通道，也可以作为油气聚集的遮挡物[1]。自1951年Landes[2]指出断层封闭性对油气聚集成藏的重要性之后，国内外诸多学者投入到断层封闭性的研究中，但20世纪90年代以前，研究主要从片面的定性分析着手[3-6]，直到近些年才逐步向半定量分析及定量分析过渡[7-10]。总结归纳断层封闭性评价方法主要有以下几种：利用Allan或Knipe图解法[11-12]快速评价断层上下两盘地层的并置情况并判断断层封闭属性(当储层与非渗透性地层并置时断层封闭)；通过计算断层岩泥质体积分数间接评价断层封闭属性(Shale Smear Factor法[13]、Clay Smear Potential法[14]等)；通过计算断层岩泥质体积分数并兼顾其成岩程度间接评价断层封闭属性(Shale Gouge Ratio法[15-16])；从断层岩封闭机理出发，综合考虑断层岩泥质体积分数及压实成岩程度的断-储排替压力差法[7-10]。其中前3种方法在评价断层封闭性时存在一定局限性，如仅适用于两盘间无充填物发育的状况或考虑因素不全面，而最后一种方法综合考虑多个影响断层封闭能力的地质因素，计算结果更符合地下实际情况。尽管前人对于断-储排替压力差法进行过大量研究和探讨，但其考虑的地质因素还不够全面，并忽略了断层岩与围岩在压实成岩时间方面的差异性及岩石各向异性对排替压力的影响，这无疑给油气勘探带来了风险。因此，本文在利用实验验证岩石各向异性对排替压力影响的基础上，结合断层岩与储层岩石的力学分解关系，改进了断层垂向封闭的断-储排替压力差法，这对于正确认识断层控藏规律和指导油气勘探均具重要意义。

1 断层垂向封闭机理及影响因素

1.1 断层垂向封闭机理

断层并不是一个简单的面状结构，而是由断层核与破碎带两部分组成的、具有一定宽度的复杂带状结构[17]。由于断裂带内部结构由“面”至“带”认识的趋于完善，断层垂向封闭机理也逐渐从断面紧闭封闭机理过渡到排替压力差封闭机理。

我国陆相盆地断层构造十分发育，区域性盖层往往受到断层的破坏作用，这不仅使盖层横向分布连续性遭到破坏，其封闭能力也会因为断裂带的出现而减弱，此时盖层能否有效封堵油气主要取决于盖层内断层的垂向封闭能力。吕延防等[7]认为当断层岩排替压力大于等于储层岩石排替压力时，断层即可形成垂向封闭能力；Bozkurt等[18]通过统计各大油田油气富集规律，提出断面SGR(断层岩泥质体积分数)值为20%是断层形成垂向封闭能力的最小门限值。

所谓断层垂向封闭能力研究，主要是断层岩对盖层之下储层中向上运移油气的阻止能力的研究[7]。基于前人[7-10]研究成果，笔者提出并不是所有断层岩排替压力大于等于储层岩石排替压力的部位断层均封闭，而是存在一个断-储排替压力差封油气下限值。有且仅有当断层岩与储层岩石排替压力差大于等于此封油气下限值时，断层才能形成垂向封闭，有效遮挡油气聚集成藏；当二者差值小于此下限值甚至小于0时，断层垂向开启，油气将穿过盖层继续向上运移。实际上，受构造运动影响，含油气盆地中的目标断层和与之配置的盖层、储层砂体均处于倾斜状态[19]，造成实际地质条件下阻止油气垂向运移的是油气运移方向上的断层岩排替压力。而在实验室实测排替压力过程中，通常是垂直于岩层方向钻取岩样[20]，导致实测数值与实际对油气起垂向封闭能力的数值并非一致。断层在垂向上能否形成封闭，主要是取决于油气运移方向上盖层内断层岩与下伏储层岩石排替压力的相对大小，封闭机理如图1所示。

1.2 断层垂向封闭影响因素

断层的垂向封闭能力受断面紧密程度、断层及两盘地层属性、成岩作用、流体压力等多种地质因素的控制[21]，而在每种因素中也或多或少包括了其他因素的作用。通过以往对断-储排替压力差法的研究可知，对于确定的储层岩石，其排替压力是个定值，因此断层垂向封闭与否主要取决于断层岩排替压力的大小[7]。断层岩的排替压力主要受到其内泥质体积分数和压实成岩程度的影响，泥质体积分数越高、压实成岩程度越大，断层岩排替压力越大；反之则越小。其中，压实成岩程度可用岩石埋深来反映，而埋深又取决于岩石压实成岩压力和压实成岩时间两方面的作用。对于前者，主要受控于上覆沉积载荷重量作用在断面上的正压力，而来自侧向挤压或拉张的地应力可近似视为0[7]，故断层岩埋藏越深、断层倾角越小，断层所受正压力越大，压实成岩程度越高；对于后者，在相同沉积环境中断层岩埋藏越深，其所经历的压实成岩作用时间越长，压实成岩程度就越高。

pdf>pdr且pdf-pdr≥pdmin，断层垂向封闭；pdf≥pdr且pdf-pdr

2 岩石各向异性对排替压力的影响

岩石在形成过程中由于矿物颗粒大小及组合方式的不同导致其具有明显各向异性的特征，控制着垂直岩层与平行岩层方向上泊松比、杨氏模量、抗张强度、排替压力等力学参数的差异分布[22-23]。由于实验室利用直接驱替法[20]实测岩石排替压力时，总是垂直于岩层方向钻取岩样，导致实测结果仅为垂直岩层方向的排替压力值，此数值并不能代表断层阻止油气沿其发生垂向运移的能力(即油气运移方向上岩石排替压力)。因此，探讨岩石各向异性对排替压力的影响对于断层垂向封闭能力评价至关重要。

本文选取四川盆地龙马溪组2块泥岩样品，首先对同一块泥岩样品钻取不同角度岩样7块(以垂直于岩层层面方向为0°(地层水平时此方向与铅直方向一致)，平行岩层层面方向为90°)，并对其进行切割、端面处理，得到规则直径为2.5 cm的短柱塞状实验岩样(图2)。然后将岩样在室温条件下饱和煤油并置于岩心夹持器中，施加必要的环境围压(30 MPa)，同时向缓冲容器中注入合适压力的氮气，在打开阀门的同时利用计算机系统进行突破时间采集，根据采集的曲线特征计算突破时间。随后对同一实验岩样再次饱和煤油，进行第二组突破压力与时间的测量。最后通过对突破压力时间及温度的校正[24]，根据式(1)确定岩样的排替压力值，其结果如表1所示。

a. 岩样钻取；b. 岩样切割、断面处理；c. 实验岩样；d. 岩样饱和煤油；e. 排替压力与铅直方向排替压力比值(y)和钻取岩样与铅直方向夹角(x)间关系。图2 四川盆地不同角度泥岩岩样处理及其排替压力间关系Fig.2 Disposal of mudstone samples in different angles in Sichuan basin and their relation of displacement pressure

序号与铅直方向夹角/(°)围压/MPa温度/℃突破压力1/MPa突破时间1/min突破压力2/MPa突破时间2/min校正后排替压力/MPa样品11030室温5.4518.24.0636.52.6821530室温5.5312.33.6331.72.4333030室温5.107.23.1222.02.1644530室温5.323.23.885.61.9656030室温5.203.83.995.81.6967530室温5.0512.33.5121.21.3879030室温4.576.13.468.70.86样品28030室温11.07179.28.35307.54.5591530室温8.4597.25.45324.14.16103030室温8.0386.45.55210.03.82114530室温8.03197.85.28476.23.33126030室温8.03189.95.08441.72.86137530室温8.01207.05.10404.82.05149030室温7.9838.14.7368.70.68

(1)

式中：pdrv为校正后岩石排替压力，MPa；σw为气/水界面张力，MPa；σo为气/煤油界面张力，MPa；T为研究区地温梯度，℃；To为实验室室温，℃；pdo为实测岩石排替压力，MPa。

上述实验能较好地验证岩石结构具有各向异性，且其对排替压力的影响较为明显，样品1在垂直岩层与平行岩层方向的排替压力之差为1.82 MPa，各向异性度达51%；样品2在两个方向上的排替压力之差为3.87 MPa，各向异性度高达74%。

断层岩与泥岩样品内部结构不同，但也具有明显的各向异性；而围岩与泥岩样品均属于碎屑岩类，只是前者的粒度明显大于后者，岩石也具有明显的各向异性。虽然上述实验证实了岩石的各向异性特征，但受样品本身成分、埋深、压实成岩程度等因素的影响，其对排替压力的作用效果不同，故仅仅用一块或几块岩石的测试结果代替整个研究区岩石各向异性对排替压力的影响存在较大误差。因此，本文在评价断层垂向封闭能力时，以实验结论为基础，利用力学分解关系建立岩石受各向异性影响在不同方向上排替压力的关系。

3 断层垂向封闭能力定量评价方法

前人[9]研究证实，岩石的泥质体积分数与压实成岩埋深的乘积和其排替压力之间有着较好的正相关性：

pd=f(R,Z)。

(2)

式中：pd为岩石的排替压力，MPa；R为岩石的泥质体积分数，%；Z为岩石的压实成岩埋深，m。

随着两者乘积的增大，排替压力也逐渐增大。由此，可以根据研究区实测岩石泥质体积分数、埋深和排替压力关系建立拟合公式求取目标岩石的排替压力。

如前文所述，受实验室实测排替压力取样的局限性，导致利用实测排替压力预测断层垂向封闭能力时会存在一定偏差。因此，在利用实验验证岩石各向异性对排替压力影响的基础上，结合断层岩与储层岩石力学分解关系，对断层垂向封闭的断-储排替压力差法进行改进，使其既考虑了不同类型岩石压实成岩时间的差异性，也充分探讨了岩石各向异性对排替压力的影响。具体步骤如下。

3.1 油气运移方向断层岩排替压力的求取

要求取油气运移方向断层岩的排替压力，就必须先确定垂直于断层方向断层岩的排替压力，再根据岩石力学分解关系进行转换。

3.1.1 油气运移方向断层岩排替压力

如果将断层视为倾置于沉积地层中由断层岩构成的倾斜岩层，那么根据断层封闭机理及影响因素，只要确定了断层岩的泥质体积分数和压实成岩埋深，就可以将此断层岩视为具有该泥质体积分数和埋深的沉积地层[8]，此时沉积地层的排替压力即为目标点断层岩的排替压力。

断层在形成及后期活动过程中，在上下两盘之间形成裂缝[25]。此裂缝被滑动削截的岩石碎屑物质按各自厚度等比例充填[8]，而后在断层停止活动后缓慢压实排水最终成岩。故断层岩的泥质体积分数主要受断距、被错断泥岩厚度及层数和砂岩层泥质体积分数的影响，其中断距越小、被错断泥岩层厚度越大、泥岩层层数越多、砂岩层泥质体积分数越大，断层岩内的泥质体积分数越大。本文研究目标虽为泥岩盖层内断层的垂向封闭能力，但滑动削截掉落在断裂带内的围岩碎屑并不完全来自于泥岩盖层，还受断层断距与盖层厚度相对大小的影响，且大套泥岩层间仍夹杂有少量薄砂层(如泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩等)，因此盖层内断层岩的泥质体积分数可用Yielding[15]提出的SGR法计算求得。

砂泥岩地层在经历了一定埋藏阶段后主要发生化学压实作用，在此之前的浅埋藏阶段则以机械压实作用为主[26]，此时岩石的压实成岩程度可视为相应成岩压力与成岩时间的函数[9]。由于断层岩倾置于沉积地层间具有较大倾角，且在断层停止活动后缓慢成岩，故其成岩压力为上覆沉积载荷作用在断面上的正应力，成岩时间为断层停止活动至现今的时间；围岩一经沉积便开始成岩，故其成岩压力为上覆地层静岩压力，成岩时间为沉积至现今的时间。根据动量守恒原理，较大力作用较短时间的效果与较小力作用较长时间的效果一致，在较目标点断层岩更浅部围岩地层中一定存在一点，其与目标点断层岩具有相同的压实成岩程度，

(ρr-ρw)g·Zfcosθ·tf=

(ρr-ρw)g·Zr·tr；

(3)

则可以根据断层岩现今埋深成岩时间、断层倾角和围岩成岩埋深确定断层岩的压实成岩深度，

(4)

式中：ρr为上覆岩层骨架密度，g/cm3；ρw为地层水密度，g/cm3；g为研究区重力加速度，m/s2；Zf为断层岩现今埋深，m；tf为断层岩压实成岩时间，Ma；Zr为与断层岩具有相同压实成岩程度围岩的埋深，即断层岩压实成岩埋深，m；tr为与断层岩具有相同压实成岩程度围岩的压实成岩时间，Ma。

对于一条确定的断层，式(4)中的Zf、θ与tf均为已知数值，而Zr与tr为未知数值，但上述两个参数具有一定的对应关系，即Zr的地层是在tr时间段内沉积形成的，故tr可以表现为一个Zr的函数：

Zfcosθ·tf=0。

(5)

式中：tx为与断层岩具有相同压实成岩程度围岩所在地层x的沉积时间段，Ma；Zx为与断层岩具有相同压实成岩程度围岩所在地层x的沉积厚度，m；txt为地层x顶面的沉积时间，Ma；Zxt为地层x顶面的现今埋深，m。

在综合考虑不同地层沉积厚度与相应沉积时间关系的基础上，就可以确定断层岩相当于围岩地层的压实成岩埋深。之后，将上述确定的断层岩泥质体积分数与压实成岩埋深代入到断层岩排替压力求取公式(式(2))中，即可以得到垂直于断层方向的断层岩排替压力。

3.1.2 油气运移方向断层岩排替压力

由于断层岩与泥岩样品均具有各向异性，且其对排替压力的作用效果相似，均是在铅直方向排替压力最大，水平方向排替压力最小，而其他方向介于两者之间。基于此，按照图3a中的关系，对铅直、油气运移、垂直于断层方向的断层岩排替压力进行分解，确定油气运移方向与垂直于断层方向断层岩排替压力关系：

pdf=pdfv·tanθ。

(6)

便可根据上述已求得的排替压力与断层倾角计算得到油气运移方向断层岩排替压力。

3.2 油气运移方向储层岩石排替压力的求取

与求取断层岩排替压力数据相似，只要确定了储层岩石的泥质体积分数和压实成岩埋深，就可以根据公式(2)中建立的拟合关系计算求得垂直于储层方向储层岩石的排替压力。其中，储层岩石泥质体积分数可用附近井的自然伽马和自然电位曲线[27]求得，而压实成岩埋深在地层没有发生明显抬升剥蚀时可用现今埋深代替。

虽然储层岩石与断层岩、泥岩样品均具有各向异性，但储层岩石在正常沉积状态下一般呈水平状态，在受到后期断层作用或岩浆上涌后产状方发生变化，但无论储层产状如何变化，都应是垂直于储层层面方向的排替压力最大，其他方向排替压力均应小于最大值。根据图3b各方向储层岩石排替压力的关系图，确定了油气运移方向储层岩石排替压力与垂直于储层层面方向排替压力的关系：

pdr=pdrv·cos(σ-θ+90°)。

(7)

为了验证力学分解法在求取不同方向岩石排替压力时的准确性，在综合考虑断层与储层配置关系的基础上，将表1所述的基础实验数据(pdrv)代入式(7)中，对比利用分解法得到的储层岩石排替压力(pdr)与实测结果的关系，其中当断层倾角为45°～90°时，二者差值为0～8%，相对误差较小。因此，利用岩石力学分解法间接计算岩石各向异性对排替压力的影响效果是可行的。

3.3 断层垂向封闭能力定量评价

利用上述方法便可以确定盖层内断层岩的排替压力与储层岩石的排替压力，在明确储量范围的基础上，通过不同测线处的断-储排替压力厘定出断层垂向封油气的下限值。以此下限值为标准，便可以对断层垂向封闭能力进行定量评价。若断层岩排替压力大于储层岩石排替压力，且二者差值大于等于该地区断-储排替压力差封油气下限，那么该测线处断层垂向封闭；若断层岩排替压力大于等于储层岩石但排替压力差小于封油气下限，或断层岩排替压力小于储层岩石排替压力，断层垂向不封闭。其封闭能力强弱取主要决于断-储排替压力差与封油气下限的差值大小，差值越大，断层垂向封闭能力越强；反之则越弱。

a.断层岩各方向排替压力关系图；b. 储层岩石各方向排替压力关系图。pdf’. 铅直方向断层岩排替压力，MPa；pdfv. 垂直断层方向断层岩排替压力，MPa；pdf. 油气运移方向断层岩排替压力，MPa；pdr’. 铅直方向储层岩石排替压力，MPa； pdr. 油气运移方向储层岩石排替压力，MPa。图3 铅直方向、油气运移方向、垂直于岩层方向断层岩与储层岩石排替压力关系图Fig.3 Relationship of displacement pressure in direction of vertical, direction of oil-gas migration, direction perpendicular to layers of fault rock and reservoir rock

4 实例应用

由于南堡凹陷在埋深小于3 500 m时主要受到机械压实作用的影响，在埋深大于3 500 m时以方解石胶结作用为主[26]。故本文以南堡凹陷南堡5号构造Fnp5-3与Fnp5-5两条断层(图4)为例，二者现今埋深均小于3 500 m，即发生胶结作用的可能性较小，符合式(4)确定断层岩压实成岩埋深的适用条件。同时，南堡5号构造受北西—南东向伸展作用影响多发育倾角较大的正断层，同样适用于上述提出的利用力学分解法求取油气运移方向断层岩与储层岩石排替压力的条件。因此，利用上述改进后的断-储排替压力差法定量评价两条断层在东二段泥岩盖层内的垂向封闭能力，通过分析评价结果与实际油气分布规律、改进前评价结果的关系，阐述本文方法用于定量评价断层垂向封闭能力的合理性与可行性。

南堡凹陷位于渤海湾盆地黄骅凹陷北部，其北部与燕山相连，南部和东部毗邻渤海[28]，面积约为1 932 km2，是华北地台基底上，经中--新生代构造运动发育起来的一个北断南超的箕状凹陷[29]。南堡5号构造位于南堡凹陷西部，该区沉积地层自下而上主要包括下古生界寒武系--奥陶系(∈-O)、中生界侏罗系--白垩系(J-K)、古近系(沙河街组Es、东营组Ed)、新近系(馆陶组Ng、明化镇组Nm)和第四系(Q)。其中：沙三段和沙一段—东三段2套源岩的发育为油气富集奠定了良好的物质基础[30]；东二段稳定发育的泥岩是研究区重要的区域性盖层[31]，对下伏源岩生成的油气具有一定的遮挡作用。

图4 南堡凹陷5号构造东二段构造图Fig.4 Structure map of Ed2 in 5th structure of Nanpu sag

其中，Fnp5-3与Fnp5-5断层是该区发育的两条重要断层，横贯南堡5号构造东西向， 呈NNE走向，具有上陡下缓铲式分布特征(图5)。两条断层的倾向存在一定差异，Fnp5-3断面北倾，是一条反向同生正断层；而Fnp5-5断面南倾，为一条顺向正断层。通过分析研究区断层生长指数及断层发育史特征，确定两条断层的主要发育期为沙三段、东一段及明上段沉积时期，在明化镇组末期断层逐渐停止活动，并在上覆沉积载荷的作用下缓慢排出孔隙水并压实成岩。因此，断层岩的压实成岩时间即为明化镇组沉积末期到现今的时间，故tf为1.81 Ma。

根据南堡凹陷62块岩石样品(垂直岩层层面取样)排替压力的测试数据，建立如图6所示的岩石泥质体积分数和压实成岩埋深与岩石排替压力间的散点分布图，可知三者具有较好的指数关系。对全部岩石样品做外包络线数学拟合，得到式(8)用于计算断层岩与储层岩石在垂直岩层方向上所具有的最大排替压力值：

(8)

利用南堡5号构造地震解释成果及测井资料建立断层构造模型，提取Fnp5-3与Fnp5-5两条目标断层的断距与埋深，同时利用录井及测井资料计算被断层错断地层内的泥质体积分数，根据SGR算法计算出两条断层在三维空间上各点断层岩SGR与断面倾角等属性(图7)；然后根据断面附近井位泥质体积分数数据，在工区中虚拟出东二段泥岩盖层下部发育的储层(低自然电位)的顶底界面，并计算储层泥质体积分数、倾角等属性(图7)，相关参数见表2、3。最后，根据前文提出的断层岩压实成岩埋深算法，计算得到Fnp5-3断层在不同测线处的压实成岩埋深为102.3～133.5 m，结合上述已确定的断层岩SGR值，利用式(6)和式(8)求得油气运移方向上断层岩排替压力为0.845～1.247 MPa，利用式(7)和式(8)求得油气运移方向上储层岩石的排替压力为0.643～0.819 Mpa，如表2所示。同理Fnp5-5断层油气运移方向上断层岩与储层岩石的排替压力分别为0.771～2.413 MPa和0.573～0.914 MPa，如表3所示。

a. Fnp5-3断层地震剖面(Line741)；b. Fnp5-5断层地震剖面(Line869)。图5 南堡凹陷典型地震剖面Fig.5 Typically profile of Fnp5-3 and Fnp5-5in Nanpu sag

图6 南堡凹陷岩石排替压力拟合公式Fig.6 Fitting formula of displacement pressure of rock in Nanpu sag

从图4和表2中可以看出，Fnp5-3断层在L10—L21测线处位于储量范围内，此部分断层岩与下伏储层岩石的断-储排替压力差为0.221～0.427 MPa，若以现今储量范围标定断层垂向封闭区，则该反向断层断-储排替压力差封油气下限值为0.221 MPa，其他测线处除L1和L3外排替压力差均小于该下限值。而L1、L3测线处虽断-储排替压力差大于下限值，但通过断面形态分析可知L1—L3整体处于断层弯曲处，其中的L2测线处弯曲曲率最大，是油气优先运移的输导脊部位，虽然从沙一段或沙三段运移上来的油气能在L1、L3测线处聚集，但油气优先通过断-储排替压力差小于下限值的L2测线处(0.169 MPa)向上运移，所以在L1、L3测线处并没有油气聚集，NP5-96井在东二段钻井含油气性较差。

对于Fnp5-5断层(图4、表3)，其在L8—L15测线处位于储量范围内，断层岩与下伏储层岩石的断-储排替压力差为0.311～1.064 MPa，表明该顺向断层的断-储排替压力差封油气下限值为0.311 MPa。该条断层除L1—L3、L5、L6、L17、L28测线处外，其他测线处均小于该下限值，其中L1—L6测线与Fnp5-3断层在L1—L3处相似，均是在断层弯曲曲率最大处存在一个断-储排替压力差低于其封油气下限的部位(L4测线处排替压力差为0.225 MPa)，油气会沿着该输导脊部位向上运移，导致该测线范围内无油气分布；而L28测线处是由于其断接厚度值小于研究区东二段泥岩盖层封油气的断接厚度下限值[31]，油气能够通过东二段泥岩盖层向上继续垂向向上运移。

综上所述，Fnp5-3反向断层的封油气下限值为0.221 MPa，而Fnp5-5顺向断层的封油气下限值为0.311 MPa，造成不同倾向的两条断层封油气下限值差异的主要原因是断裂带内部结构发育程度的差异。在断层活动过程中，上盘表现为主动盘故破碎带发育，因为顺向断层控制油气多分布在上盘砂体中，导致其与破碎带配置封闭能力相对较弱；而下盘表现为被动盘故断层核发育，因为反向断层控制油气多分布在下盘砂体中，导致其与断层核配置封闭能力相对较强[32-33]。此评价结果也表明，对于同一套储层岩石(排替压力相同)，反向断层形成封闭能力时断层岩所需达到的排替压力临界值较顺向断层形成封闭能力时的临界值要小，即反向断层更容易形成封闭，这与前人认识的油气多富集在反向断层附近相吻合。

a.断面与储层泥质体积分数属性；b. 断面与储层倾角属性。图7 南堡凹陷5号构造Fnp5-3、Fnp5-5断层与储层属性提取示意图Fig.7 Properties schematic diagram of fault and reservoir of Fnp5-3, Fnp5-5 in 5th structure of Nanpu sag

测线号现今埋深/m断层岩储层岩石泥质体积分数/%断层倾角/(°)压实成岩埋深/m垂直断层方向排替压力/MPa油气运移方向排替压力/MPa泥质体积分数/%储层倾角/(°)垂直储层方向排替压力/MPa油气运移方向排替压力/MPa改进后方法得到的断-储排替压力差/MPa改进前方法得到的断-储排替压力差/MPaL13040.433.454.0118.60.7080.97325.14.50.9700.7370.236-0.027L23040.433.349.9129.80.7150.84925.05.40.9700.6800.169-0.017L33058.932.858.5106.10.6981.13825.47.90.9720.7510.387-0.041L43081.133.852.3125.00.7130.92125.44.90.9730.7150.206-0.023L53073.733.950.2130.40.7160.86025.78.90.9740.6430.217-0.019L63118.333.950.1132.60.7180.85925.58.70.9740.6450.214-0.018L73110.933.550.3131.80.7160.86225.75.70.9750.6850.177-0.021L83114.632.949.7133.50.7160.84526.12.30.9770.7200.125-0.023L93103.433.952.9124.10.7130.94229.51.30.9890.7750.167-0.039L103077.435.555.8114.70.7101.04429.25.00.9870.7650.279-0.041L113077.438.453.7120.70.7200.98129.74.90.9890.7450.237-0.030L123110.939.253.0124.30.7240.95924.94.90.9720.7230.236-0.007L133058.938.853.2121.40.7210.96525.35.20.9720.7220.243-0.011L143077.440.654.0120.00.7240.99529.44.00.9880.7560.239-0.023L153029.437.956.0112.30.7141.05834.42.61.0030.8050.252-0.052L163066.339.656.7111.80.7161.08939.83.91.0200.8120.277-0.065L173107.135.455.0118.20.7121.01741.65.91.0260.7760.241-0.077L183103.429.558.5107.60.6911.12841.16.11.0250.8120.316-0.103L193066.351.853.2121.80.7440.99441.04.11.0230.7740.221-0.032L203103.442.360.2102.30.7151.24740.36.91.0230.8190.427-0.070L213118.344.058.3108.70.7221.16829.95.60.9910.7880.380-0.029

在利用改进后方法定量评价断层垂向封闭能力的同时，还对改进前未考虑断层岩压实成岩时间及岩石各向异性的评价结果进行分析(表2、3)。其评价结果表明，Fnp5-3与Fnp5-5两条主要断层在所有测线处的断-储排替压力差均小于0，断层垂向不能封闭油气聚集成藏，但实际勘探已经钻遇到受两条断层控制的含油气井(例如NP5-11、B12X3等)，表明改进前方法可能低估了断层的垂向封闭能力。

通过上述论证，确定改进后综合考虑不同类型岩石压实成岩时间差异性及岩石各向异性的断-储排替压力差法在定量评价断层垂向封闭能力时是可行的，可根据储量范围内确定的断-储排替压力差封油气下限值确定研究区内其他断层的封闭属性，更符合地下实际情况，可降低断层相关圈闭钻探风险。

表3 南堡凹陷5号构造Fnp5-5断层垂向封闭性评价数据表

5 结论

1)断层在垂向上能否形成封闭，主要取决于油气运移方向盖层内断层岩与下伏储层岩石排替压力的相对大小，只有当断层岩排替压力大于储层岩石排替压力，且断-储排替压力差大于等于该地区封油气下限值时，断层垂向封闭；反之断层开启。

2)断层岩的排替压力受其泥质体积分数、压实成岩程度和断裂带内部结构的影响，其内泥质体积分数越高、压实成岩压力越大、压实成岩时间越长，断层岩排替压力就越大；断裂带内部结构具有明显的各向异性，一般情况下铅直方向断层岩排替压力最大，水平方向排替压力最小，其他方向排替压力介于二者之间。

3)南堡凹陷5号构造两条主要断层垂向封闭油气的下限值不同，其中Fnp5-3反向断层的封油气下限为0.221 MPa，而Fnp5-5顺向断层的封油气下限为0.311 MPa，与该区油气显示吻合关系较好，仅有少数测线受输导脊、断接厚度等因素的影响；且反向断层的封油气下限值要较顺向断层封油气下限值小，表明反向断层更容易形成油气聚集。

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