基于三维SGR模型的断层侧向封闭性定量表征——以尼日尔M油田为例

雷 诚，袁新涛，杨轩宇，徐庆岩，王 敏，佘姣凤

[1 中国石油 勘探开发研究院，北京 100083； 2 中国石油 塔里木油田公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000]

断层是控制含油气盆地各种地质作用及油气运移、储存的重要因素，在油气成藏过程中，断层的作用表现为两个方面：开启——为油气运移通道；封闭——为圈闭遮挡条件。对于断层封堵性的研究，20世纪70和80年代主要集中于断层两盘砂泥对置关系和泥岩涂抹等间接的定性分析[1-2]，90年代前后断层封闭性评价由定性进入定量阶段。吕延防等(1996)提出砂泥对接概率数值模拟法，对无钻井区断层的封闭性进行定量评价[3]；Bouvier等提出泥岩涂抹势(CSP)[4]、Lindsay 提出泥岩涂抹因子(SSF)[5]、Yielding 提出断层泥比率(SGR)[6]等算法判断断层封闭性；刘泽容等(1998)提出多级模糊评价技术[7]；吕延防等提出断储排替压力差判断断层封闭性[8-10]；此后付广等人对该算法进行改进[11-12]。本文在前人研究基础上，将断层岩压实成岩压力和压实成岩时间与SGR相结合定量评价断层封闭性，并结合已开发油田实际油藏数据，确立断层岩SGR与其可封闭烃柱高度之间的定量关系。这对准确评价断层封闭油气能力，明确储层油水分布特征，完善断裂控藏理论具有十分重要的实际指导意义。

1 研究区概况

M油田位于尼日尔Termit盆地Dinga断阶带中部，为受多条正断层控制的断鼻构造，构造走向NW-SE(图1)。油田东侧的大断层F1对构造起主要控制作用，断鼻构造内部发育一系列近NNW走向的次级断层(F2—F6)，将油田进一步分割为多个油水系统。M油田目的层段位于始新统Sokor1组，埋深1 600～2 000 m，距今约50 Ma(图2)，地层整体上为砂泥岩互层，岩性主要为灰色、深灰色泥岩和细砂岩、粉砂岩，Sokor1组自下而上划分为E5—E1五个砂层组。

图1 M油田E1砂层组顶面构造Fig.1 The top structural map of E1 sandstone layer in M oilfield

2 断层侧向封闭机理

断层侧向封闭性是指断层对其两盘岩层中沿断层面法线方向穿过断层面运移油气的封闭能力[10]。在砂泥岩地层中，根据断层面两盘岩层接触类型，可将断层侧向封闭机理分为岩性对接封闭机理和断层岩高排替压力封闭机理。

2.1 岩性对接封闭机理

当断层两盘的岩层以“面”接触(图 3a)，此时岩性对接封闭为断层侧向封堵与否的主控因素。断层一盘储层若被另一盘非渗透岩层遮挡，即“砂-泥”对接时，断层能够封堵储层中聚集的油气；若断层两盘同为渗透性储层，即“砂-砂”对接时，断层的封堵性很差，油气可穿越断层进行运移。但在实际沉积地层中，断层两盘岩层以“面”状接触的很少，目前通常使用Allan图对断层两盘的岩性对接关系进行半定量研究。

图2 M油田地层综合柱状图Fig.2 The composite stratigraphic column of the M oilfield

图3 断层侧向封闭机理模式Fig.3 Modes of lateral sealing mechanism of faulta.断裂带不发育型； b.断层带发育型

2.2 断层岩高排替压力封闭机理

当断层两盘为“带”接触时(图 3b)，围岩破碎后被卷入断裂带，形成具有特征性结构和矿物成分的岩石，即断层岩。在砂泥岩地层中，断层岩的泥质含量是决定断层封堵与否的决定性因素。若断层岩的泥质含量高，断裂带的排替压力大于油气运移盘砂岩层的排替压力，断裂带就能阻止油气的侧向运移，断层具侧向封闭性。否则，油气进入断裂带，或沿断裂带发生垂向运移，或穿断裂带进入对置盘砂岩层发生侧向运移，断层不能形成侧向封闭[13-14]。Knipe和Yielding等人用泥岩涂抹因子(SSF=断距/泥岩层厚度)、泥岩涂抹势(CSP=泥岩层厚度平方/泥岩涂抹距离)、断层泥比率(SGR=泥岩层厚度/垂直断距)[4-6]等参数对断层泥质含量进行定量研究(图4)，其中SGR考虑了多套泥岩涂抹的情况，同时考虑了地层的非均质性，计算结果更接近砂泥岩地层真实情况，被广泛应用。

3 断层封闭能力定量评价

M油田主要为砂泥岩薄互层，断层以张性为主，断裂带发育，断层的封堵性主要由储层与断层岩的排替压力差异来确定[9,15]，其基础是准确刻画断层岩的泥质含量。

3.1 建立三维SGR模型

利用断层、地震反演及测井数据建立M油田构造模型和岩相模型，再根据断层两盘地层的砂泥岩分布和断距，建立断层面的三维SGR模型(图5，图6)。

M油田目的层主要为砂泥岩互层，且砂体主要分布在E1和E2砂层组，因此SGR值在断层面上也呈现条带状分布(图6)。分析M油田三维SGR模型，E1砂层组SGR值主要介于30%～50%，成稳定的带状分布；E2砂层组的SGR值非均质性最强，垂向上E2-3，E2-5小层SGR值最低，介于10%～25%；水平方向由断层中间至两侧，SGR值由大变小。同一条断层，不同位置SGR值分布差异较大，其封闭性也存在差异。

3.2 建立泥质含量-埋深-排替压力图版

根据M油田及其相邻油田6口取心井41块岩样的泥质含量及压汞测试的最大排替压力值，建立M油田岩石泥质含量-埋深-排替压力关系图版(图7)，由图版可以看出，在特定的泥质含量范围内，排替压力与岩石埋深呈指数关系，且同一深度下，岩石泥质含量越高，排替压力越大。

图4 3种主要计算断层岩泥质含量的方法[15]Fig.4 Three main algorithms to work out the clay content in fault rocks[15]a.泥岩涂抹势计算示意图；b.泥岩涂抹因子计算示意图；c.断层泥比率计算示意图

图5 M油田三维SGR模型Fig.5 3-D SGR model of M field

图6 M油田F4断层SGR分布Fig.6 SGR distribution of F4 fault in M oilfield

图7 M油田不同泥质含量岩石排替压力与埋深关系Fig.7 The relationship between displacement pressure and burial depth of rocks with various clay content in M oilfield

3.3 计算储层与断层岩排替压力差

3.3.1 储层排替压力计算

根据储层泥质含量(可由测井解释结论及三维地质模型得到)及储层埋深，基于岩石泥质含量-埋深-排替压力关系图版(图7)插值可以得到储层的排替压力。

3.3.2 断层岩排替压力计算

断层岩的排替压力取决于其泥质含量及成岩程度，而断层岩的成岩程度又受控于断点的断面压力，断层倾角及断层岩压实成岩的时间[11]。断层静止时，其所受的压力主要为上覆地层的重力，其它力可忽略不计，断层所受压力可分解为垂直于断面的正应力和平行于断面的剪切力(图8)。定义岩石的压实强度为上覆地层静岩压力与该点岩石的成岩压实时间的乘积，则断层岩的排替压力可等效于具有和其相同泥质含量及压实强度的沉积地层的排替压力。

图8 断面正压力示意图Fig.8 The schematic diagram of fault normal pressure

断层静止后(图9)，整条断层的成岩压实时间相等，则断层岩A点的压实强度(DA)为：

DA=pAtA=ZA(ρr-ρw)gcosθtB

(1)

式中：pA为断面所承受的正压力，MPa；ZA为断层岩埋深，m；θ为断层倾角，(°)；ρr为上覆地层的平均骨架密度，g/cm3；ρw为地层水密度，g/cm3；tA=tB，为断层岩压实成岩时间，Ma；g为重力加速度(9.81 m/s2)。

等效地层C点的压实强度(DC)为：

DC=pCtC=ZC(ρr-ρw)gtC

(2)

式中：pC为与断面同等正压力的静岩压力，MPa；ZC为同等压实强度下断层岩对应的地层埋深，m；tC为同等压实强度下断层岩对应的地层成岩压实时间，Ma。

若压实强度相同，则DA=DC，则

ZA(ρr-ρw)gcosθtB=ZC(ρr-ρw)gtC

(3)

由公式(3)可得

ZAcosθtB=ZCtC

(4)

式中，ZA,θ,tB已知。

根据前人研究成果(图2)，通过选取多个样点，拟合出研究区储层埋深Z与其对应的成岩压实时间t关系曲线：

Z=-0.336 3t2+58.692t-1.007 3

(5)

由公式(4)和公式(5)，可得到ZC，结合断层岩SGR值，由岩石泥质含量-埋深-排替压力关系图版(图7)插值得到断层岩的排替压力。

图9 考虑成岩压实时间的排替压力计算模型Fig.9 A calculation model of displacement pressure with the timing of diagenesis compaction consideredA.断层岩中的任意点；B.断层岩顶歼灭点；C.与A点具有同等压实强度下地层中的对应点；ZA.断层岩埋深，m；ZC.同等压实强度下断层岩对应的地层埋深，m；tB.断层岩压实成岩时间，Ma；tC.同等压实 强度下断层岩对应的地层成岩压实时间，Ma

4 圈闭最大烃柱高度计算

根据储层与断层岩的排替压力差，断层岩能够封闭的最大烃柱高度可由下式得到[16]：

(6)

式中：H为断层岩可封闭的最大烃柱高度，m；pd为储层与断层岩的排替压力差，Pa；ρw和ρo分别为地层条件下水和油的密度，g/cm3，M油田分别为1.003 g/cm3和0.83 g/cm3；g为重力加速度。

5 应用效果评价

M油田F1，F2，F4三条断层在古近系最为发育，F1在新近系上新统停止活动，断层尖灭点埋深581m，距今时间(tB)为10.56 Ma；F2和F4两条断层在新近系中新统停止活动，断层歼灭点埋深分别为1 140 m和912 m，距今时间(tB)为22.29 Ma和17.27 Ma。

分别选取井区不同深度储层计算F1，F2及F4断层岩与储层的排替压力差，再计算各断层岩能够封闭的最大烃柱高度，并与实际油藏进行比较，其结果如表1。

M油田油藏分布在E1,E2和E3砂层组，储层埋深1 650～2 000 m，岩性主要以细砂岩、粉-细砂岩为主，储层泥质含量小于20%，排替压力小于0.2 MPa。断层倾角均大于50°，受其影响，断层岩所承受的断面正压力相当于正常沉积地层埋深600～1 200 m的静压力，断层岩的排替压力均小于0.5 MPa。若储断排替压力差为正值(表1中储层1-5,7,8,11,12,13)，则断层封闭，封闭程度可根据封闭的烃柱高度进行表征；若储断排替压力差为负值(表1中储层10)，则断层无封闭能力，这与M油田的油藏实际情况一致。另外，表中计算的可封闭烃柱高度与实际油柱高度存在一定误差，一方面由于根据排替压力差计算的断层岩可封闭高度，指的是断层岩测试点处能够封闭的烃柱高度，而油藏实际的烃柱高度是根据油气充注量、构造溢出点及断层泄漏点等多种因素共同作用的结果，因此通过排替压力差计算的断层岩可封闭的烃柱高度值应大于或等于实际油藏的烃柱高度；另一方面是地层的沉积压实时间目前很难精确的计算，存在误差，需要下一步做更多的研究去解决。

表1 M油田F1,F2和F4断层岩与储层排替压力计算参数Table 1 The parameters for calculating displacement pressure of F1,F2 and F4 fault rocks and reservoir in M oilfield

将M油田F1,F2和F4三条断层的断层岩SGR值与可封闭烃柱高度作交会图(图10)。由图可以看出，当SGR小于11%时，断层岩没有封闭能力；当SGR大于40%时，断层岩具有很强的封闭能力，且其能封闭的最大烃柱高度不再随SGR的值增大而增大；介于两者之间时，根据测试点的包络线，可得M油田断层岩SGR值与其可封闭的最大烃柱高度有如下线性关系：

Hmax=5.57SGR-61.8

(7)

式中：SGR为断层岩的泥质含量，%；Hmax为该SGR值下断层岩可封闭的最大烃柱高度，m。

6 结论

1)当断层以断裂带形式发育时，断层侧向是否封堵关键在于油气所在盘储层与断层岩排替压力差。若断层岩埋深越大，承压时间越长，泥质含量越高，其排替压力越大，断层的侧向封闭性越好。

图10 M油田断层岩SGR与可封闭烃柱高度交汇图Fig.10 The cross plot of fault rock SGR and hydrocarbon column height in M oilfield

2) 断层岩SGR值与其侧向封闭性存在定量关系。对于M油田，SGR小于11%时，断层没有封闭能力；SGR大于40%时，断层封闭；介于两者之间时，SGR值与其可支撑的最大烃柱高度有很好的线性关系。