高邮凹陷斜坡区断层封闭能力定量评价

2020-04-25张鸿妍

甘肃科学学报 2020年2期

张鸿妍

(东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318)

高邮凹陷位于苏北盆地南部,是苏北盆地中沉降幅度最大的一个凹陷,其最大的沉积厚度可达7 000 m,是在晚白垩世仪征运动和新生代喜马拉雅期吴堡运动作用下发育起来的一个箕状断陷。断层-岩性油藏是高邮凹陷主要油藏类型之一(见图1)。高邮凹陷含油气系统断层广布,现已发现的油气藏大都与断层有关。

图1 高邮凹陷北斜坡沙埝-花瓦地区T31反射层构造Fig.1 T31 reflector structure diagram in north Gaoyou depressed slope Shanian-Huawa area

在油气的勘探和开发过程中,断层对于油气运移可起到通道作用、封闭作用及通道-封闭复合作用,断层的封闭能力决定了断层对油气起到的作用[1]。近20年内,地质学家们针对不同断层封闭类型发展并且使用了多种评价断层封闭性的方法[2],对接封闭一般用断层三角图(Knipe图解法)和断层面岩性对接图(Allan图法)进行评价[3-4]。而对于断层岩封闭,其与变形过程中的断层岩演变类型有关,决定其封闭能力的是断裂带与储层排替压力差。对于该种类型封闭能力的评价,主要有2种方法:一是对储层和断裂带内的断层岩样品(取心井取心或野外样品)中排替压力、孔隙度和渗透率数据进行实测,建立封闭性评价标准[5]。1997年Yielding等[6]通过对多个盆地进行研究,统计了断裂带泥质含量SGR(Shale Gouge Ratio)与封闭压差之间的关系,即当断裂带SGR值达到15%～20%时,断层开始具有一定的封闭能力,当断裂带SGR值达到20%以上时,绝大多数断层侧向封闭,在此基础上,Yielding[7]和Bretan等[8]对其进行改善,建立了SGR与封闭压差之间的定量关系,实现了断层封闭性定量评价,目前主要利用此方法对断层岩封闭进行定量评价。

1 控圈断层封闭类型判定及评价方法

1.1 断层封闭类型判定

无论是对接封闭还是断层岩封闭其封闭机理均为毛细管封闭(或薄膜封闭)[9-11],即断层侧向封闭的本质是断裂带与储层之间存在着明显的排替压力差,为毛细管封闭。从引起的排替压力差来看,断层封闭类型可以分为三型五类,分别为对接封闭[9,4,12-14]、断层岩封闭[3,15]和胶结封闭[16-18]三大类,其中断层岩封闭分为泥岩涂抹封闭[19-24]、层状硅酸盐-框架断层岩及碎裂岩封闭。

高邮凹陷北斜坡主要发育一系列反向断层,油气纵向主要分布在区域盖层之下,油藏多以反向断层遮挡型为主。在纵向上北斜坡发育K2t2、E1f2、E1f4及E2d1稳定的泥岩层段,这4套地层是有利的区域盖层,与下伏的储集层段形成良好的区域储盖组合形成局部储盖组合。

通过统计得出阜宁组盖层厚度高达135.5～152.0 m,平均储集单元厚度为12.03 m,大部分储集单元厚度为3.0～7.5 m。对多个断块连井隔夹层对比划分统计得出,阜宁组隔层厚度介于3.5～32.5 m之间,平均12 m。其中无效隔层厚度范围在2.2～3.4 m,有效隔夹层厚度约7 m,也就是说当隔层厚度>7 m时具有有效性,因此可以厘定出有效的储集单元厚度。由此可得阜宁组含油层位的油水单元厚度主要集中于10～50 m之间,少部分可达150 m左右,平均29.6 m。统计已解剖的控圈断层断距可得多数控圈断层最大断距在60～100 m,少部分达到200 m以上,并在端部断距逐渐减小。因此,由得出的斜坡区控圈断层断距、隔盖层厚度及油水单元(储层)厚度之间大小关系可知,研究区的部分泥岩盖层已然被完全错断,其下伏油水单元可与上覆油水单元对接,形成断层岩封闭;部分泥岩盖层未被完全错断,其下伏的油水单元可与泥岩盖层对接,形成对接封闭。由此可以确定在斜坡区,对接封闭和断层岩封闭均存在,但以断层岩封闭为主。由于对接封闭具有极强的封闭能力,而一套储层同时存在2种封闭类型时,断层岩封闭的渗漏风险相对更大。因此主要探讨断层岩封闭能力并建立评价模型。

1.2 断层封闭主控因素及评价方法

对接封闭是受控于上升盘储层与泥岩的对接幅度,而研究区主要的封闭类型——断层岩封闭,其封闭能力取决于储集层与断裂带自身的排替压力差,排替压力差越大,断层封闭能力越强,而断裂带的排替压力大小主要受控于断裂带卷入的泥岩断层的泥质含量。对于岩性对接封闭,采用三角图法[3-4]和断层面岩性对接图法进行评价[7-8]。研究主要针对的断层岩封闭,Yileding等[6]通过将过断层压差与表征断裂带泥质含量的参数建立关系发现,使用任何一种参数表征断裂带泥质含量多少,过断层压差都随着泥质含量的增加而增加[17,19,24-26],其中过断层压差是指在同一深度下断裂带内的孔隙流体压力与储层孔隙流体压力差值,此压力差为断裂带支撑烃柱高度所需要的压力差值,即为断裂带的封闭能力。因此建立泥质含量与过断层压差(AFPD,across fault pressure difference)的关系,对断层封闭性的评价极为重要。国外学者将Moab断层断裂带泥质含量实测数据与通过参数计算出的泥质含量进行对比,最终确定了断裂带泥质含量(SGR,shale gouge ratio)参数能够准确反映砂-泥互层地层发育断层断裂带的泥质含量。因此采用SGR来表征断裂带泥质含量。SGR的物理意义为,断层错断过程中,滑过断层上某一点的各原岩地层对该点断裂带泥质含量的总贡献量,即原岩地层滑过断裂带内某一点累积泥岩厚度与该点断距的比值,其公式为

(1)

其中:ΔZ为地层厚度(m);Vsh为地层的泥质含量(%);D为断距(m)。

计算SGR共需要输入3个必要参数:目的断层断距、地层厚度和地层泥质含量。1997年Yileding通过建立SGR-AFPD关系模型实现了断层封闭能力的定量评价,研究采用此方法,建立适用于高邮凹陷斜坡区的SGR-AFPD关系模型,应用于断层封闭能力评价。想要建立SGR-AFPD定量关系模型,还需要计算表征断层封闭能力的过断层压差值,在实际的研究过程中,由于断裂带内孔隙流体压力的资料很难获得,所以需用断层两侧同一深度的流体压力差来近似代表过断层压差,即

AFPD=(ρw-ρo)gh,

(2)

其中:AFPD为过断层压差(MPa);h为烃柱高度(m);g为重力加速度(m/s2);ρw和ρo分别为地层条件下水和烃的密度(kg/m3)。

通过进行油水解剖来确定断层两侧的油水关系,从而计算任意深度下断层面两侧的流体压力差,即过断层压差。根据油藏解剖确定出油水单元的油水界面及构造高点,以及地层条件下的油水密度数据,计算地层水的压力趋势以及各油水单元的压力趋势,在同一深度下二者的差值就是该深度下的过断层压差。将过断层压差与断层面上对应深度的一系列SGR值联立,确保AFPD与对应深度的一系列SGR相对应,从而得到SGR-AFPD投点图。

利用上述原理和方法,对高邮凹陷斜坡区断层岩封闭进行了标定。

2 研究区断层侧向封闭能力定量表征

高邮凹陷所用的断层侧向封闭能力标定方法的原理实质是通过对已钻探且已知断层两侧油水关系的油藏断层封闭能力进行标定,建立断层封闭能力与断裂带泥质含量之间的相关关系。因此,在进行断层侧向封闭评价模型构建前,首先要对研究区进行油藏进行解剖,划分出油藏类型并确定受断层控制的油藏,从而得到断层两侧的油水关系以及圈闭要素等信息,并以此为依据,结合断层面上泥质含量的分布,即断面SGR,建立断层侧向封闭性评价模型,确定断层封闭临界SGR下限,SGR与封闭烃柱高度的关系,从而得出断距与烃柱高度的关系。

2.1 典型断层相关油藏精细解剖

高邮凹陷斜坡区多以反向断层遮挡型油气藏为主,所以油气大多聚集在下盘,我们对这类油藏进行了精细解剖。为选出断层岩封闭进行研究,需对高邮凹陷的不同控圈断层封闭类型进行判定。首先确定起到决定性作用的盖层和隔层的分布特征。明确盖隔层和储层的分布需用已知的测井曲线和录井信息来识别泥岩和砂岩,因此需要进行断层质量校正。而由于该地区缺乏地层泥质含量实测数据,且泥质含量是计算SGR时必要数据,固需用测井数据计算地层泥质含量,主要包括自然伽马测井、电阻率测井和自然电位测井等方法。当泥质砂岩地层不含放射性矿物时,岩石的放射性主要取决于对放射性物质的吸附作用。泥质含量大,则天然放射性强,测井读数大,因此,可用自然伽马测井来确定泥质砂岩地层泥质含量大小,将靠近目的断层井的自然伽马测井数据转化成泥质含量,计算公式为

ΔGR=(GR-GRmin)/(GRmax-GRmin),

(3)

Vsh=(2(GCUR·ΔGR)-1)/(2GCUR-1),

(4)

其中:GR为目的层的自然伽马值,GRmin、GRmax分别为纯砂岩、纯泥岩的自然伽马值,API;GCUR为经验系数。老地层GCUR=2.0;第三系地层GCUR=3.7。

当自然伽马曲线存在明显异常时,通常选用自然电阻率曲线进行泥质含量转换,并根据中子密度测井数据、实测孔隙度和取心井岩心实测泥质含量数据对泥质含量解释结果进行校正,以提高解释结果的准确性。在校正对比过程中,孔隙度<25%时,对应的Vsh>10%;而孔隙度≥30%时,对应的Vsh<10%。与此同时,对比中子密度与Vsh的关系,当中子密度<2.1时,Vsh<5%;当中子密度在2.1～2.2之间时,Vsh在5%～15%范围内;当中子密度在2.2～2.3之间时,Vsh在15%左右;当中子密度在2.3～2.4之间时,Vsh在20%左右;当中子密度在2.4～2.5之间时,Vsh在30%左右;当中子密度大于2.5时,Vsh在35%～40%范围内。该数据仅用于对比校正,不具有绝对性。

而对于较厚水层,则可以用自然电位测井计算Vsh。自然电位测井在泥质处给出基线值,而在渗透层出现异常,异常值的大小受泥质含量的影响。泥质含量高,则自然电位异常值小,因此,可用自然电位测井确定泥质砂岩地层的泥质含量。通常计算泥质含量的公式为

Vsh=1-(PSP/SSP),

(5)

其中:PSP为假静自然电位值,PSP=SP-SPsh;SSP为静自然电位值,SSP=SPsd-SPsh。

结合测井知识,对断层控制的油藏内部进行隔层的识别划分,并在隔层的分隔作用下划分出不同的油水单元。以沙14断块为例,该油藏发育在断层的上升盘,砂体上倾方向受断层遮挡,属于典型的断层油气藏,纵向上油气主要赋存在阜三段地层,该段是典型砂泥互层型地层,隔层主要成分为泥岩,是地层中泥质含量较高而使孔渗性变差的一类隔层。区域性盖层为厚层的阜四段泥岩,由于在区域性盖层之下,受到隔层的分隔作用,可划分成多个具有独立的油水界面及压力系统的油水单元,这些油水单元内部存在一些较薄的且在油藏范围内不连续的泥岩隔层,不能起到分隔油水的作用。由此,沙14断块划分为4个油水单元,将其中含油的油水单元命名为E1f3-ⅰ油水单元、E1f3-ⅱ油水单元、E1f3-ⅲ油水单元和E1f3-ⅳ油水单元(见图2)。结合油层顶面构造图、试油数据和测井数据和油水解释结论可以确定4个油水单元对应的构造高点分别为-2 335 m、-2 402 m、-2 484 m和-2 541 m,油水界面分别为-2 386 m、-2 451 m、-2 513 m和-2 659 m,封闭的烃柱高度分别为51 m、49 m、29 m和118 m,得到沙14圈闭要素和断层封闭的烃柱高度统计表(见表1),封闭类型为断层岩封闭。

图2 沙14断块剖面E1f3沙14-9—沙14-2井油藏剖面图Fig.2 Sha 14 fault section E1f3 Sha 14-9-Sha14-2 well reservoir profile

表1 高邮凹陷沙14断块油水单元数据

按照此原理和方法,选取研究区花17断块、发2断块、沙26断块等多个受断层控制的已钻探油气藏进行精细解剖。

2.2 断层侧向封闭性评价模型构建

以沙14圈闭SGR-AFPD关系的标定作为建立封闭性评价模型的实例,前文已通过油藏解剖得知,断层对沙14圈闭内的油气具有封闭作用。通过计算断面SGR及相应的过断层压差(AFPD),即可建立断裂带泥质含量与断层封闭能力的定量关系。计算SGR需要3个必要的参数:目的断层断距、地层厚度以及地层的泥质含量。通过断层和地层的地震解释数据可得断层断距和地层厚度,SGR值的准确性取决于地震断层解释数据是否可靠。依据地震解释数据中断层断距的变化及断层两侧岩性关系,在获取这3个必要参数后,利用数学建模的方法使用公式(1),将上下盘同时投影到断层面上形成Allan图,得到纵向上4个油水单元控圈断层任意深度断面SGR值,即可计算出沙14断层控圈段上升盘断面任意一点SGR值(见图3)。

图3 沙14圈闭含油部位断面SGR随深度变化关系Fig.3 Change with depth of SGR at section in parts with oil of Sha 14 encirclement

根据上述分析确定出沙14圈闭4个油水单元的油水界面和构造高点,以及地层条件下油水密度数据,计算出地层水压力趋势和各油水单元的压力趋势,在同一深度下二者的差值即为该深度下的过断层压差(见图4)。将过断层压差与断层面上对应深度的一系列SGR值联立,确保AFPD与对应深度的一系列SGR相对应,从而得到SGR-AFPD投点图(见图5)。

图4 沙14圈闭油水单元模式Fig.4 Oil-water unit pattern of Sha 14 encirclement

利用上述原理和方法,对高邮凹陷斜坡区其他已解剖的花17、发2和沙26等圈闭采用同样的标定方式。以过断层压差(AFPD)作为纵坐标,以对应深度的一系列断面SGR作为横坐标,将每个圈闭的SGR-AFPD投点到同一坐标系中,得到表征高邮凹陷斜坡区区断层侧向封闭能力的SGR-AFPD关系图,拟合出代表不同SGR下断层最大封闭能力的断层封闭失败包络线(见图6)。根据断层封闭失败包络线可以确定高邮凹陷斜坡区断层封闭临界SGR下限为29.8%,并可以得出断层可承受最大过断层压差随SGR变化的函数关系为