断—砂配置侧向分流输导油气的综合判别方法

张 姣 付 广 宋戴雷

(东北石油大学，黑龙江大庆 163318)

1 引言

在含油气盆地“下生上储”式的生储盖组合中，油气成藏过程通常应为下伏源岩生成的油气在地层剩余压差或浮力的作用下，沿输导断裂向上覆地层输导运移，再向两侧砂体发生侧向分流输导运移，并在输导断裂附近的圈闭中聚集成藏[1，2]。然而油气勘探实践表明，并非与输导断裂配置的砂体中均有油气分布，只有部分砂体中才有油气聚集。造成这一现象的原因有两种：一种是断—砂配置垂向输导油气，无油气向两侧砂体中侧向分流运移；另一种是断—砂配置侧向分流输导油气，但其附近无构造圈闭。对陆相含油气盆地来说，后者通常是不存在的，因为陆相地层相变快，砂体横向分布连续性差，油气难以长距离侧向运移，即使构造圈闭不发育，也会存在岩性或地层圈闭，只要有断—砂配置侧向分流输导油气，在其附近就会有油气聚集。由此看出，与输导断裂配置的砂体能否形成油气聚集的关键取决于断—砂配置输导油气的情况。若断—砂配置侧向分流输导油气，则油气在砂体中聚集成藏，反之则无油气在砂体中聚集成藏。断—砂配置是否侧向分流输导油气受多种地质因素的影响，既有输导油气运移动力的影响，又有输导油气运移阻力的影响。能否建立一套综合判别断—砂配置侧向分流输导油气的方法，是“下生上储”式生储盖组合油气勘探的关键。前人主要利用断裂和砂体的孔渗性相对好坏判断油气沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向分流运移[3-11]：如果断裂的孔渗性好于砂体，则油气沿断裂垂向运移；反之，则油气沿砂体侧向运移。利用上述方法可以较准确地确定油气是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向分流运移。但该方法的缺点是受钻井及取心的限制，难以确定断裂的孔渗性，这无疑限制了方法的推广、应用。

前人根据断层岩石和砂体排替压力之间的相对大小，判断沿断裂运移的油气是否向两侧砂体侧向分流运移，并取得了非常好的应用效果[12-19]。这种方法仅适用于判断断裂停止时期的砂体侧向分流运移情况，而不适用于断裂活动时期，且考虑的要素也不全面。因此，开展断—砂配置侧向分流输导油气的综合判别方法研究，对于正确认识“下生上储”式生储盖组合的油气成藏规律具有实际意义。

2 断—砂配置侧向分流输导油气所需条件

断—砂配置之所以能垂向输导油气是因为在输导油气过程中的动力大于所遇到的阻力，否则断—砂配置不能垂向输导油气[20]。同理，断—砂配置之所以能侧向分流输导油气，其输导油气动力也应大于所遇到的阻力，否则不能侧向分流输导油气。由此看出，断—砂配置是否输导油气，主要受其垂向输导油气能力和侧向分流输导油气能力相对强弱的影响，而出现断—砂配置垂向输导油气(图1a)和断—砂配置侧向分流输导油气(图1b)两种情况。

图1 断—砂配置输导油气所需条件示意图

3 断—砂配置侧向分流输导油气的判别方法

由上可知，要判别断—砂配置是否输导油气，就必须首先确定断—砂配置垂向输导油气能力和侧向分流运移油气能力的相对大小。

3.1 断—砂配置垂向输导油气能力的研究方法

断—砂配置垂向输导油气实际上就是断裂输导油气，断裂输导油气能力的强弱主要受输导油气动力与所遇阻力的相对大小的影响，输导油气动力越大，所遇阻力越小，越有利于断裂输导油气。

断裂输导油气的动力主要来自地层的剩余压差和油气本身的浮力[21]。然而，由于受目前资料和研究手段的限制，难以确定断裂活动过程中的地层剩余压差和油气柱高度，故准确确定断裂输导油气动力的难度较大。因此，在研究断裂输导油气动力时，可认为同一地区不同断裂内作用于油气的地层剩余压差近于相同，只是因断裂倾角不同造成的地层剩余压差和浮力的分力不同。所以可用断裂倾角正弦值反映不同断裂输导油气动力的相对大小，其值越大，表明断裂输导油气的动力相对越大，反之，则相对越小。

断裂输导油气所遇阻力主要由断裂伴生裂缝及诱导裂缝开启程度和断裂填充物泥质含量所反映，断裂开启程度越高，泥质含量越低，断裂输导油气所遇到的阻力相对较小，反之，则相对较大。断裂伴生裂缝及诱导裂缝开启程度受断面压力和区域主应力方向与断裂走向夹角的影响，断面压力越小，区域主应力方向与断裂走向夹角越小，断裂伴生裂缝及诱导裂缝开启程度越高，反之则越低。图2展示了断—砂配置垂向输导油气能力与影响因素之间的关系，由图可以定义断—砂配置垂向输导油气能力综合评价指数

(1)

式中：Z为断面任一点处的埋深，可由构造图或钻探深度确定；θ为断面倾角，可由构造图或地震剖面求得； SGR为断裂填充物泥质含量[22，23]；γ为区域主应力方向与断裂走向夹角，可将区域主应压力方向投影至构造图上直接量取；ρr为沉积岩平均密度；ρw为地层水密度。

由于Z值比cosγ、tanθ、SGR的值大4个数量级，对Td的影响太大，淹没了后三者对Td的影响。为了与断—砂配置侧向分流输导油气能力综合评价参数对比，故对其数值进行了标准化处理(在式(1)中乘以104)。

由式(1)可见，Td与地层压力(ρr-ρw)Z、SGR呈反比，与cosγ、tanθ呈正比，可以综合反映断裂输导油气能力，其值越大，断裂输导油气能力越强，反之则越弱。

图2 断—砂配置垂向输导油气能力与影响因素之间的关系

3.2 断—砂配置侧向分流输导油气能力研究方法

断—砂配置侧向分流输导油气能力受输导油气动力与所遇阻力的相对大小的影响，断—砂配置侧向分流输导油气动力越大，所遇阻力越小，越有利于侧向分流输导油气。断—砂配置侧向分流输导油气的动力应是所在地层剩余压差与浮力的合力分力。与上同理，由于在目前条件下无法求取断裂活动期地层剩余压差和油气柱高度，也只能用砂体倾角的正弦值的相对大小反映断—砂配置侧向分流输导油气动力的相对强弱，其值越大，输导油气的动力越大，反之则越小。断—砂配置侧向分流输导油气所遇阻力主要由砂体泥质含量和断裂与砂体接触长度所反映，泥质含量越小，断裂与砂体接触长度越大，输导油气所遇阻力越小，反之则越大。图3为断—砂配置侧向分流输导油气能力与影响因素之间的关系，由图可以定义断—砂配置侧向分流输导油气能力综合评价指数

(2)

式中：H为砂体厚度，通过统计钻井或地震反演结果得到；α为砂体倾角，可由地层倾角测井资料求得；Vsh为砂体中的泥质含量，可由自然伽马测井资料求取[24]。

由式(2)可以看出，Tc与断裂和砂体接触长度(Hcosα)、砂岩含量(1-Vsh)呈正比，其值越大，表明断—砂配置侧向分流输导油气能力越强，反之则越弱。

图3 断—砂配置侧向分流输导油气能力与影响因素之间的关系

3.3 断—砂配置侧向分流输导油气的综合判别方法

首先统计研究区已知断—砂配置垂向输导油气能力综合评价指数Td和侧向分流输导油气能力综合评价指数Tc； 然后统计砂体中油气钻探揭示的油气柱高度，做Tc/Td与油气柱高度之间的关系图，确定砂体含油所需的最小Tc/Td值，将其作为断—砂配置侧向分流输导油气运移所需的最小Tc/Td值； 再计算未知断—砂配置的Tc/Td值，比较其与最小Tc/Td值的相对大小，便可以判别断—砂配置是否侧向分流输导油气，即：如果断—砂配置Tc/Td值大于其侧向分流输导油气运移所需的最小Tc/Td值，即断—砂配置侧向分流输导油气能力就强于垂向输导油气能力，则断—砂配置侧向分流输导油气； 反之，则断—砂配置垂向输导油气。

4 实例应用

本文以渤海湾盆地南堡凹陷7条油源断裂为例，利用上述方法综合判别东营组断—砂配置是否侧向分流输导油气，并分析综合判别结果与目前东营组油气分布之间的关系，验证该方法在综合判别断—砂配置侧向分流输导油气的可行性。

南堡凹陷是位于渤海湾盆地黄骅坳陷北部的 “北断南超”型箕状断陷，该凹陷从下至上发育古近系孔店组、沙河街组、东营组，新近系馆陶组、明化镇组及第四系。截止目前为止，南堡凹陷已在东营组发现了柳赞、高尚堡、老爷庙、南堡1号、南堡2号、南堡3号、南堡4号和南堡5号等油气田(图4)。油气源对比结果表明，油气主要来自下伏沙三段或沙一段～东三段源岩，属于典型的“下生上储”式生储盖组合。由于下伏沙三段或沙一段～东三段源岩与上覆东营组间被多套泥岩层分隔，沙三段或沙一段～东三段源岩生成的油气只能通过Ⅴ型和Ⅵ型油源断裂[14](图5)向上覆东营组运移。

选取其中7条油源断裂(F5-2、F13-2、F13-3、F1-3、F4-10、F4-9和F4-48)，利用上述方法综合判别其与东营组砂体配置是否侧向分流输导油气。由南堡凹陷东营组7条油源断裂与油气藏分布关系图(图4)可以看出，油源断裂均分布在东营组油气田内或附近，对油气田的形成具有控制作用。利用油气田附近的探井(NP1-5、NP2-49、NP1-7、NP1等)，通过统计东营组已知67个断—砂配置中砂体埋深、倾角、泥质含量[24]和断面倾角、断层面任意一点处埋深、走向与区域主压应力方向之间夹角、断层岩泥质含量[23]，由式(1)和式(2)得到东营组67个断—砂配置的Td和Tc值(表1)。可见，南堡凹陷东营组断—砂配置的Td值为0.65×102～4.28×102，平均值为1.652×102，断—砂配置的Tc值为0.67×102～26.38×102，平均值为5.583×102。由此得到Tc/Td值为0.25～27.00，平均值为4.579。通过统计断—砂配置的油气柱高度值Ho(表1)，发现67个断—砂配置的Tc/Td值与Ho值具正相关关系(图6)，即Tc/Td值越大，砂体内Ho值越大，反之亦然。由南堡凹陷东营组断—砂配置Tc/Td值与Ho值关系图(图6)可见，断—砂配置侧向分流输导油气所需的Tc/Td最小值为1，即： 当Tc/Td值大于1时，断—砂配置侧向分流输导油气能力较垂向输导油气能力强，则断—砂配置侧向分流输导油气，有利于油气在砂体中聚集成藏，油气钻探砂体为油层或油水同层；相反，如果Tc/Td值小于1时，断—砂配置垂向输导油气能力较侧向分流输导油气能力强，则断—砂配置垂向输导油气，不利于油气在砂体中聚集成藏，油气钻探砂体为水层。

为了验证上述断—砂配置侧向分流输导油气综合判别方法的可行性，选取NP1-5等井为后验井，综合判别东营组11个未知断—砂配置的油气输导情况(图7、表2)。由NP1-5井东营组断—砂配置输导油气能力评价指数(表2)可见： 1～6号和8号断—砂配置的Tc/Td值均大于1，即断—砂配置侧向分流输导油气，有利于油气在砂体中聚集成藏，油气钻探为油层或油水同层； 7号和9～11号断—砂配置的Tc/Td值均小于1，即断—砂配置垂向输导油气，不利于油气在砂体中聚集成藏，油气钻探为干层。该结果表明，利用文中方法判别南堡凹陷东营组断—砂配置油气输导情况是可行的。

图4 南堡凹陷东营组7条油源断裂与油气藏分布关系图

图5 南堡凹陷典型剖面断裂系统划分示意图

砂体序号Z/mH/mα/(°)θ/(°)γ/(°)Vsh%SGR%TcTdTc/TdHo/m含油气性12700.29.610.968.745.011.3579.928.361.048.077.81油层22713.413.310.968.745.016.8580.9510.860.9811.1013.20油层32731.617.010.968.745.020.0882.3213.340.9014.7915.20油层42762.78.310.968.745.025.9778.906.031.065.676.20油层52774.89.910.968.745.016.3765.338.131.744.678.60油层62814.62.710.968.745.021.3659.832.091.991.052.60油层72828.31.910.968.745.026.5645.891.372.670.510.00干层82845.07.510.968.745.023.0856.225.672.142.643.20油水同层92860.82.410.968.745.025.7544.621.752.700.650.00干层102885.02.310.968.745.024.6846.711.702.570.660.00干层112915.42.710.968.745.029.4445.441.872.610.720.00干层122992.64.09.550.045.057.5651.021.861.061.750.00水层133022.03.99.550.045.059.6832.631.721.441.190.00干层143091.12.69.550.045.051.7450.721.381.031.330.00水层153103.53.79.550.045.058.6148.591.681.071.560.00水层163120.43.79.550.045.060.3250.561.611.031.570.00水层173223.911.79.550.045.061.3956.974.950.865.722.73油水同层183258.04.09.550.045.025.5158.163.270.833.924.00油层193275.83.19.550.045.024.3160.682.570.783.313.00油层203289.85.39.550.045.028.2660.684.170.775.385.20油层213307.34.79.550.045.028.3662.843.690.735.074.50油层223317.814.19.550.045.018.6462.8412.570.7317.3314.10油层233348.08.29.550.045.018.4764.967.330.6810.808.20油层243374.54.09.550.045.016.9766.173.640.655.604.00油层253456.72.19.550.045.024.9842.301.731.081.600.00干层263489.01.19.550.045.024.7944.080.911.040.870.00干层272526.34.617.074.845.055.6845.921.954.280.460.00干层282548.04.917.074.845.013.6462.114.052.971.365.40油层292562.84.117.074.845.053.5045.671.824.230.430.00干层302592.36.417.074.845.014.6854.545.223.501.496.00油水同层312605.26.117.074.845.019.9059.354.673.121.504.60油水同层322623.03.817.074.845.015.0972.653.092.081.483.80油层332637.06.517.074.845.015.7068.115.242.422.178.20油层342649.58.017.074.845.014.7467.916.522.422.708.60油层352666.63.417.074.845.011.7764.352.872.671.074.20油层362684.04.617.074.845.013.2272.163.822.071.845.00油层372379.87.129.566.445.08.4870.255.661.553.647.20油层382390.024.029.566.445.08.1768.6519.181.6311.7624.60油层392415.08.529.566.445.06.8555.086.892.312.984.20油水同层402476.016.129.566.445.09.7971.1012.641.458.7115.60油层412495.013.329.566.445.08.8567.3210.551.636.4812.80油层422521.04.429.566.445.010.6474.453.421.262.723.60油层432512.02.029.566.445.016.0739.221.463.010.490.00干层442540.013.029.566.445.010.6478.7210.111.049.7012.00油层452559.014.029.566.445.010.6475.3710.891.209.1012.40油层462602.08.529.566.445.010.6467.736.611.544.298.60油层472624.016.529.566.445.010.6457.0512.832.046.319.60油水同层

续表1

图6 南堡凹陷东营组断—砂配置Tc/ Td值与Ho关系图

砂地比断—砂配置含油气性Ho/mTc/Td断—砂配置输导油气方向>20%1油层7.818.06侧向2油层13.2011.10侧向3油层15.2014.79侧向4油层6.205.67侧向5油层8.604.67侧向6油层2.601.04侧向7干层0.000.51垂向8油水同层3.202.64侧向9干层0.000.64垂向10干层0.000.66垂向11干层0.000.71垂向

图7 南堡1-5井东营组砂体位置及其油气显示分布图

5 结束语

文中研究了断—砂配置侧向分流输导油气的综合判别方法，得到以下认识：

(1)在“下生上储”式生储盖组合中，如果断—砂配置侧向分流输导油气能力强于垂向输导油气能力，则断—砂配置侧向分流输导油气，反之，则垂向输导油气。

(2)南堡凹陷东营组67个已知断—砂配置侧向分流输导油气所需的最小Tc/Td值为1。若Tc/Td大于1，则断—砂配置侧向分流输导油气；反之，则断—砂配置垂向输导油气。

需要指出，文中方法毕竟属于初步尝试，还存在诸多问题。如仅仅利用断裂和砂体的倾角正弦值反映断—砂配置垂向输导运移动力和侧向分流输导油气动力的相对强弱是否可行，如何考虑地层剩余压差的影响？断裂伴生裂缝及诱导裂缝开启程度除了受断面压力和区域主压应力大小的影响外，还受后期成岩胶结作用的影响，如何考虑后期成岩胶结作用的影响？这些问题均是目前认识水平和研究手段暂时无法解决的，它们均会不同程度地影响文中方法的可行性，应在今后不断完善。