断盖配置渗漏油气时期确定方法及其应用

袁红旗，曹文瑞，于英华，张亚雄

1)东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆，163318；2)中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京，100083

内容提要: 为了客观把握含油气系统中断裂处的油气纵向分布规律，在断盖配置渗漏油气机制及其渗漏油气时期构成研究的基础上，通过厘定断裂开始破坏泥岩盖层封闭时刻、断层岩开始封闭时刻和断裂活动停止时刻，确定断盖配置渗漏时期，并结合源岩排烃史，建立了一套确定断盖配置渗漏油气时期的方法，并将其应用于渤海湾盆地南堡凹陷南堡5号油田，研究F3断裂对东二段泥岩盖层的破坏历史，确定油气渗漏时期。研究结果表明，南堡5号油田F3断裂对东二段泥岩盖层的破坏作用是有限的，仅在P2和P8处使得断盖配置失效，发生油气渗漏。而且通过研究确定P2和P8处油气渗漏时期分别为距今约16～7.4 Ma和13.6～4.8 Ma。比较而言，P8处与P2处断盖配置渗漏油气时期相差不大，但P8处比P2处裂缝渗漏时期明显要短，导致P8处F3断裂对东二段泥岩盖层的破坏作用要相对弱一点，这与目前东二段泥岩盖层之下P8处发现油气、P2处未发现油气的勘探现状相吻合，表明该方法用于确定断盖配置油气渗漏时期是可行的。

图1 断盖配置渗漏油气时期厘定示意图Fig. 1 Schematic diagram of determining the period of oil and gas leakage in fault cap configuration

油气勘探的实践表明，在含油气系统中，任意一套遮挡油气的泥岩盖层在形成后都会不同程度的遭到断裂破坏，导致其分布不连续性、封闭能力降低，使得油气发生渗漏散失。客观把握含油气系统中断裂处的油气纵向分布规律并有效指导勘探的关键在于能否准确地确定出断盖时空配置中油气发生渗漏的时期。业已有人通过判断泥岩盖层厚度与断裂断距的相对长度来探讨及研究泥岩盖层的分布连续性及封闭能力受到断裂的影响作用(Bouvier et al.,1989；Knott,1993；史集建等，2012；吕延防等，2014；王伟等，2017；刘震等，2017)。当断裂的断距长度比泥岩盖层厚度大时，那么泥岩盖层分布的连续性遭受破坏(吴元燕等，2002；候腱膨等，2015)；反之，泥岩盖层仍旧有分布连续性，仅是断盖配置断接厚度发生改变(断盖配置断接厚度=泥岩盖层厚度-断裂断距长度)。至于断盖配置的断接厚度对于油气封闭能力的影响，前人通过确定断盖配置断接厚度及油气在泥岩盖层上下的分布特征，明确了断盖配置可以封闭油气的门槛值(即封闭油气所需要的最小断接厚度；孙同文等，2011；付广等，2014，2016a，b，2017a；吴桐等，2016；王文广等，2017；胡春明等，2018)，若断盖配置有效、能够封闭油气，断接厚度必须大于其封闭油气所需的门槛值；相反，则油气发生逸散。也有学者通过排替压力来研究断盖配置是如何失效的(吕延防等，2007；宋国奇等，2011；付广等，2013a，b，2016)，主要是比较泥岩盖层排替压力与断层岩排替压力的相对大小，后者相对前者越大，泥岩盖层封闭能力受到断裂破坏作用的影响就越小；反之则越大。还有学者认为泥岩盖层内断裂是分段生长的，若分段生长的断裂上下发生了连接，断裂就会影响泥岩盖层封闭性能(刘东周等，2002；王海学等，2014)。然而，目前对断盖配置渗漏油气时期研究相对较少，有也仅仅是通过断裂封闭性形成时期(付广等，2017a，b)间接研究，而且考虑的因素也不全面，影响了研究的准确性。这对于含油气系统中断裂附近油气资源的深入勘探工作是有较大制约的。故开展断盖配置渗漏油气时期确定方法的研究，对于正确把握含油气系统中断裂处的油气纵向分布规律、指导油气勘探是至关重要的。

图2 断盖配置渗漏机制示意图Fig. 2 Schematic diagram of leakage mechanism of fault—caprock configuration

1 断盖配置渗漏油气机制及渗漏油气时期构成

断盖配置之所以能渗漏油气是因为断裂与盖层空间配置上发生渗漏，且源岩已向外排出油气，两者重合时期越长，断盖配置渗漏油气时期越长；反之则越短，如图1所示。断盖配置渗漏油气应受到众多地质因素所影响，如泥岩盖层中岩性组合、砂地比、断层性质、应力场及其演化、压实过程与地层压力等。但对确定的正断裂和大套厚层泥岩盖层而言，上述诸因素对断盖配置渗透油气的影响主要反映在活动期主要是由断裂伴生裂缝连通造成的，而停止活动后则主要是由断裂带充填物孔隙连通造成的，故断盖配置渗漏时期应由断裂伴生裂缝渗漏时期和填充物岩石孔隙渗漏时期构成。断裂活动期，由于断裂分段生长作用其上下连接，断裂导致油气通过断裂伴生的裂缝穿过泥岩盖层渗漏散失(图2a)，此时期断接厚度要小于其封闭油气所需的门槛值(牟敦山等，2018)，如图3所示。断裂静止期，断裂伴生裂缝因受区域主压应力挤压、上覆载荷压实和地层水内矿物质沉淀胶结等地质作用，发生愈合充填，从而丧失通过裂缝直接进行油气输导的能力。而此时断裂填充物刚开始压实成岩，其成岩程度低，孔渗性好，油气穿过断裂带孔隙渗漏，如图2b所示。这种断盖配置渗漏油气条件是断层岩的排替压力小于其下伏储层岩石的排替压力，如图3所示。

2 断盖配置渗漏油气时期的确定方法

要确定断盖配置渗漏油气时期就必须确定出断盖配置渗漏时期和源岩排烃期，而要确定断盖配置渗漏时期就必须确定裂缝渗漏时期和孔隙渗漏时期。

2.1 断盖配置渗漏时期确定方法2.1.1 断盖配置裂缝渗漏时期确定方法

由上可知，要确定断盖配置裂缝渗漏时期，就必须确定出断裂开始破坏泥岩盖层封闭的时期，即断裂在泥岩盖层内分段生长上下连接时期(也就是断裂活动过程中断接厚度小于其封闭油气所需门槛值的时间段，此门槛值即封闭油气所必须的最小断接厚度)，此时期至断裂活动停止时期即为断盖配置裂缝渗漏时期。

首先利用地震资料确定断裂生长指数或活动速率，根据断裂生长指数或活动速率相对大小，按照文献(雷宝华，2012)中断裂活动时期的确定方法，确定出断裂活动时期。其次井震结合确定控圈断裂的现今断接厚度，如果现今断接厚度处于比其封闭油气所需门槛值大的状态，那么断盖配置封闭，断裂不能导致油气穿过泥岩盖层而发生向上渗漏，此情况不必预测断盖配置渗漏时期。只有当断接厚度处于比其封闭油气所需门槛值小的状态时，才能预测断盖配置裂缝渗漏时期。通过文献(谭开俊等，2005)中地层古厚度恢复方法恢复泥岩盖层不同地质时期古厚度和由文献(Dutton and Trudgill，2009)中最大断距相减法恢复断裂不同地质时期古断距，计算断盖配置在不同地质时期古断接厚度，制作不同时期断盖配置古断接厚度变化趋势线。那么当古断接厚度减少到其封闭油气门槛值这一刻，断裂活动所伴生的裂缝就开始渗漏油气，其至断裂活动停止时刻的这一段时间，即为断盖配置裂缝渗漏时期，如图3中Ta所示。

2.1.2断盖配置孔隙渗漏时期确定方法

由上可知，要确定断盖配置孔隙渗漏时期，就必须确定出断裂带内断层岩的排替压力和储集层岩石排替压力的大小关系，两者相等时断层岩开始封闭，那么从断裂活动停止时刻至断层岩开始封闭时刻即为断盖配置孔隙渗漏时期。

在实际研究中受钻井分布及岩心资料较少所限，很难利用对岩样进行实测的方法来获得断层岩的排替压力，只能利用围岩的实测排替压力来间接地求取断层岩的排替压力。首先把断裂看作为岩层，其倾置于围岩之中，断层岩的母岩为被断裂错断开的两盘地层的岩石，断层岩与围岩的排替压力具有相同的控制因素和演化规律(两者的排替压力均受控于压实成岩埋深和泥质含量)。然后利用断距、被错断地层的岩层厚度和泥质含量3个参数，由式1计算出断层岩的泥质含量；利用研究区泥岩实测排替压力、压实成岩埋深和泥质含量三个参数由式2确定出围岩排替压力、断层岩泥质岩泥质含量、压实成岩埋深之间关系，将此关系由泥岩盖层停止沉积时期移至相当于断裂开始压实成岩时期(T0)处，便得到了断层岩排替压力与压实成岩埋深之间关系，再通过恢复断层岩不同地质时期的古埋深，便可以得到断层岩排替压力随时间变化的趋势(图3)。

(1)

式中：Rf—断层岩的泥质含量(0～1)；Hk—被断裂错断的第k层岩层厚度(m)；Rk—被断裂错断第k层岩层泥质含量(0～1)；n—被断裂错断岩层层数(整数)；L—断裂断距(m)。

(2)

式中：Pm—泥岩实测排替压力(MPa)；Zm—泥岩压实成岩埋深(m)；Rm—泥岩泥质含量(0～1)；a、b—常数(受区域控制)。

利用储集层岩石样品的实测排替压力、压实成岩埋深、泥质含量数据可确定储集层岩石排替压力与压实成岩埋深、泥质含量之间的关系(式3)。然后通过储集层岩石压实成岩古埋深(若储集层之上岩层未被明显剥蚀，可用现今埋深代替)和相应泥质含量(可利用其自然伽马测井值计算求得(吕延防等，2016)两个变量求得任意压实成岩埋深的排替压力。在此基础上恢复不同地质时期储集层岩石的古埋深，便可确定储层岩石排替压力随时间变化的趋势(图3)。取上述断层岩排替压力与储集层岩石排替压力两者相等处对应的时刻即为断层岩开始封闭时刻，那么从断裂活动停止时刻至断层岩开始封闭时刻的这一段时间，即为断层岩孔隙渗漏时期，如图2中Tb所示。

图3 断盖配置渗漏时期及构成示意图Fig. 3 Schematic diagram for leakage period and constitution in fault—caprock configurationHf—断盖配置断接厚度；Hf，min—断盖配置封油气所需的最小断接厚度；Pd—排替压力；Pf—断层岩排替压力；Ps—下伏储层岩石排替压力；Tf—断裂活动时期断裂活动时期；Ta—裂缝渗漏油气时期；Tb—孔隙渗漏油气时期；T=Ta+Tb—断盖配置渗漏油气时期；ta—断盖配置开始不封闭时刻；tb—断盖配置断层岩开始封闭时刻；to—断裂停止活动时刻Hf—Breaking thickness of fault—caprock configuration；Hf，min—the minimum breaking thickness required by the fault—caprock configuration to seal the oil and gas；Pd—displacement pressure；Pf—displacement pressure of fault rock；Ps—displacement pressure of underlying reservoir rock；Tf—period of fault activity；Ta—leakage period for oil and gas of crack；Tb—leakage period for oil and gas of porosity；T=Ta+Tb—leakage period for oil and gas of fault—caprock configuration；ta—the moment when the fault—caprock configuration starts to close；tb—the moment when the fault rock of the fault—caprock configuration begins to close；to—the moment when the fracture ceases activity

Ps=c·ed·Zs·Rs

(3)

式中：Ps—储层的岩石排替压力(MPa)；Zs—储层岩石压实成岩埋深(m)；Rs—储层岩石泥质含量(0～1)；c、d—常数(受区域控制)。

将上述已确定出的断盖配置裂缝渗漏时期与孔隙渗漏时期加起来即为断盖配置渗漏时期，如图3所示。

2.2 源岩排烃期确定方法

由源岩厚度、丰度及成熟度指标，利用源岩生排烃模拟方法(王东良等，2001)对研究区源岩生排烃史进行研究，通过源岩排烃量随时间变化关系(图1)，便可以确定出源岩排烃期。

2.3 断盖配置渗漏油气时期确定方法

将上述已确定出的断盖配置渗漏时期与源岩排烃期进行叠合，取两者重合时期，即为断盖配置渗漏油气时期(图1)。

3 实例应用

本文选择南堡5号油田作为应用靶区，利用上文所提出的方法预测F3断裂与东二段泥岩盖层配置的油气渗漏时期，并将预测结果与目前油气分布做对比分析，以此来验证该方法的可行性。

南堡5号油田位于渤海湾盆地南堡凹陷的西北部，其总体上为一个北北东向、断裂控制的构造油气藏(图4)。自上而下钻遇的地层分别为第四系、新近系(明化镇组和馆陶组)和古近系(东营组、沙河街组和孔店组)。该区块油藏主要分布在东二段泥岩盖层之下，油气来源为下伏的沙河街组源岩，属于下生上储式生储盖组合。

图4 渤海湾盆地南堡凹陷区域位置图(a)；南堡5号油田区域位置图(b)；南堡5号油田F3断裂与油气分布关系图(c)Fig. 4 Regional location of the Nanpu sag(a); reginal location of the Oilfield-5 in the Nanpu sag(b);the distribution of wells and F3 in the Oilfield-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin(c)

南堡5号油田东二段泥岩为区域性盖层，钻井资料统计表明，其最大厚度可达到300 m以上，最小也在100 m以上。目标断裂F3为北东向延伸的正断层，断距70～160 m，倾角平均为25°。F3断裂东三段沉积中期开始发育，在馆陶组上段沉积早期停止活动(～13.3 Ma)，导致东二段泥岩盖层被整体错断(图5)。但由于沿该断裂走向不同位置的断距及东二段泥岩的厚度是不同的，因此F3断裂与东二段泥岩盖层的断盖配置也是沿着断裂的走向发生变化的。利用三维地震数据体，沿F3断裂走向方向，自南西向北东方向依次设定了9个测量点，统计该断层的断距、所断开东二段泥岩盖层的厚度和断接厚度三个指标的变化情况(表1)。该断裂P1、P3、P4、P5、P6、P7和P9处与东二段泥岩盖层配置的断接厚度统计结果均大于其封油气所要求的门槛值(120 m)，表明断盖配置封闭油气，不必进行渗漏油气时期预测。而在P2和P8处断接厚度要比封油气所需的门槛值小，断盖配置不封闭，发生油气渗漏，须进行渗漏油气时期预测(表1)。

图5 渤海湾盆地南堡凹陷南堡5号油田南北向油藏剖面图Fig. 5 The oil section of the Oilfield-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin

表1 渤海湾盆地南堡5号油田F3断裂东二段泥岩断盖配置相关指标统计表Table 1 The table of mudstone caprock disconnection thickness of the configuration between F3 fault and mudstone caprock(Ed2) of the Oilfiled-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin

图6 渤海湾盆地南堡5号油田F3断裂破坏东二段泥岩盖层时期确定图Fig. 6 The history of mudstone cap rock by F3 fracture(Es2) of the Oilfield-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin

井震结合利用文献(谭开俊等，2005)中地层古厚度恢复方法对断裂P2和P8处的东二段泥岩盖层不同地质时期古厚度进行恢复，利用文献(Dutton and Trudgill，2009)中最大古断距相减法对F3断裂P2和P8处不同地质时期古断距进行恢复，由此计算便可以得到该断裂P2和P8处F3不同地质时期的古断接厚度变化趋势线(图6)。由两处古断接厚度变化趋势可知，P2处东二段泥岩盖层被F3断裂破坏后，断盖配置的古断接厚度指标在距今16 Ma时，减少到其封油气所需的门槛值(Dutton and Trudgill，2009)，断盖配置开始不封闭，结合F3断裂在馆陶组上段沉积早期停止活动(～13.3 Ma)，便可知P2处断盖配置裂缝渗漏时期为距今约16.0～13.3 Ma。同理，P8处断盖配置的古断接厚度指标在距今13.6 Ma时，减少到其封油气所需的门槛值，断盖配置开始不封闭，那么P2处断盖配置裂缝渗漏时期为距今约13.6～13.3 Ma。

由于研究区东二段泥岩盖层之上地层无明显抬升剥蚀，因此F3断裂东二段泥岩盖层的埋深可作为其压实成岩埋深。由F3断裂在P2和P8处东二段泥岩盖层内断距和被其错断地层岩层厚度及泥质含量，由式1计算F3断裂在P2和P8东二段泥岩盖层内的断层岩泥质含量分别约为0.52和0.63。由南堡凹陷泥岩实测排替压力与其压实成岩埋深和泥质含量之间关系(式4)，便可以得到与F3断裂在P2和P8处东二段泥岩盖层内断层岩泥质含量相同围岩排替压力与其压实成岩埋深之间关系(图7)。将此关系由东二段围岩沉积末(26.3 Ma)移至相当于F3断裂开始压实成岩时(T0=13.3 Ma处)，将其作为F3断裂在P2和P8处东二段泥岩盖层内断层岩排替压力与其压实成岩埋深之间关系，再对断层岩古压实成岩埋深进行恢复，便可以得到其排替压力随时间变化关系(图7)。

(4)

由F3断裂在P2和P8处东二段泥岩盖层之下储层泥质含量(0.17)，利用南堡凹陷储层实测排替压力与其压实成岩埋深及泥质含量之间关系(式5)，便可以得到储层岩石排替压力与其压实成岩埋深之间关系(图7)。

图7 渤海湾盆地南堡5号油田P2和P8处断裂与东二段泥岩盖层配置渗漏油气时期确定图Fig. 7 Determination of leakage period of oil and gas at the Point P2 and P8 of the configuration between F3 and mudstone caprock in Ed2 of the Oilfield-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basintb—断盖配置断层岩开始封闭时刻;Ps—泥岩盖层排替压力;Pf—断层岩排替压力The moment when the fault rock of the fault—caprock configuration begins to close；displacement pressure of mudstone caprock； displacement pressure of fault rock

Ps=0.0593e1.662×10-3Zs·Rs

(5)

由图7中可以得到F3断裂在P2和P8处东二段泥岩盖层内断层岩排替压力与其下伏储层岩石排替压力相等处所对应的时刻分别为距今约7.4 Ma和4.8 Ma，再由上述F3断裂活动停止时刻距今约13.3 Ma，便可以得到测线P2和P8处F3断裂与东二段泥岩盖层配置孔隙渗漏油气时期分别为距今约13.3～7.4 Ma和13.3～4.8 Ma。

综上研究可得, P2和P8处断盖配置渗漏时期分别为距今约16～7.4 Ma和13.36～4.8 Ma。

根据南堡凹陷沙河街组烃源岩生排烃数据，利用源岩排烃史模拟方法(王东良等，2001)计算其排烃史，可知沙河街组烃源岩在距今28 Ma开始排烃，在距今10 Ma达到排烃高峰期，至今仍在向外排烃，只是排烃量明显减小(图8)。

图8 渤海湾盆地南堡5号油田F3断裂P2和P8处与东二段泥岩断盖配置渗漏时期与沙河街组源岩排烃期匹配关系图Fig. 8 The matching relationship between leakage period of F3 at the Point P2 and P8 and mudstone caprock(Ed2) and the hydrocarbon expulsion period of source rock(Es) of the Oilfield-5 in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin

将上述已确定出的P2和P8处断盖配置渗漏时期和沙三段、沙一段源岩排烃期叠合，取其重合时期分别为16～7.4 Ma和13.6～4.8 Ma，即为断盖配置渗漏油气时期。

由图8中可以看出，P2和P8处F3断裂东二段泥岩断盖配置渗漏时期与沙河街组源岩大量排烃期同期，使沙河街组源岩排出油气大量渗漏散失，不利于油气在东二段盖层之下储集层中的聚集与保存，而且F3断裂在P2处裂缝渗漏时期较P8处长，这导致P2处油气更加难以在东二段盖层下的储集层内聚集与保存，这也是目前F3断裂P8处东二段盖层之下找到了油气，而P2处东二段盖层之下未找到油气的根本原因。

4 结论

(1)断盖配置渗漏油气时期为断盖配置渗漏时期与源岩排烃时期的重合时期，两者重合时期越长，断盖配置渗漏油气时期越长；反之则越短。而断盖配置渗漏时期是由裂缝渗漏时期和孔隙渗漏时期构成的，裂缝渗漏时期为断裂开始破坏泥岩盖层封闭时刻起，一直到断裂活动停止时这一段时间；孔隙渗漏时期为断裂停止活动时刻到断层岩开始封闭时这一段时间。

(2)在厘定断裂开始破坏泥岩盖层封闭时刻、断层岩开始封闭时刻和断裂活动停止时刻后，便可确定断盖配置渗漏时期，再结合源岩排烃期，就能建立一套确定断盖配置渗漏油气时期的方法，并将该方法应用于渤海湾盆地南堡凹陷南堡5号油田，研究F3断裂对东二段泥岩盖层的破坏历史，确定油气渗漏时期。研究表明：南堡5号油田F3断裂与东二段泥岩的断盖配置仅P2和P8处失效，发生油气渗漏，P2和P8处油气渗漏时期分别为距今约16～7.4 Ma和13.6～4.8 Ma。P8处较P2处断盖配置渗漏时期相差不大，但P8处裂缝渗漏时期较P2处裂缝渗漏时期明显要短，这与目前东二段泥岩盖层之下P8处发现油气，而在P2处未发现油气的勘探现状相吻合，表明该方法用于确定断盖配置渗漏油气时期是可行的。

(3)该方法主要适用于砂泥岩地层中正断裂与大套厚层泥岩盖层配置渗透油气时期的确定。