松辽盆地古龙页岩油层顶底板断层封闭性及油气聚集有利区优选

2022-05-17王跃文陈百军陈均亮曹维福

大庆石油地质与开发 2022年3期

王跃文陈百军陈均亮曹维福牛文贾琼

（1.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712；2.黑龙江省陆相页岩油重点实验室，黑龙江大庆 163712）

0 引言

古龙页岩油层既是烃源岩又是储层，而且大面积连续、稳定分布，不能像常规砂岩储层那样寻找构造圈闭或岩性圈闭，这给页岩油勘探部署带来了新的课题［1-2］。要想科学高效地寻找到页岩油藏的有利聚集区，不仅要考虑源岩成熟度等烃源岩相关的参数，断层的影响及作用也一样不可忽视。与常规砂岩储层一样，页岩油层中断层的影响也分有利和不利2 个方面。如果断层在重要地质历史时期保持稳定，就是封闭的，就会对页岩油起到封存箱的作用；如果断层在某个地质历史时期是不稳定的，虽然在泥页岩中页岩油无法进行大规模侧向运移，但可以沿着断层垂向运移，对断层连通的上部和下部砂岩储层来说应该是有利的，但对于页岩油本身来说，油气减少就是不利的。

断层封闭性在研究方法上，已经向多学科、多角度方向发展，实现了从定性到定量的研究；在研究内容上，主要侧重于断层的几何学、形态学、断层面的物质涂抹及动力学、运动学等方面［3-12］。断层封闭性一般分为侧向封闭性和垂向封闭性，其中侧向封闭性研究方法一般有计算断层两盘的排替压力法、计算泥岩涂抹潜力（CSP）法、测量构造产状法、计算页岩涂抹因素（SSF）法、计算断层泥岩比率（SGR）法、逻辑信息法［4］、非线性映射分析法［5］、砂岩对接概率模拟法［6］、地球化学方法［7］、改进后的Allan 剖面研究法［8］等；断层垂向封闭性研究方法一般有计算断面压力法、分析断裂充填性质法［9］、计算断面压力及断移地层砂地比法［8］、根据古构造应力场主要应力方向与断裂平面展布之间的关系判断区域断裂封闭性的封堵性能法［10］、利用脉体同位素评价法［11］等。目前关于页岩油层顶底板断层封闭性的研究还很少，在国内外文献中查到的相关文献多数是研究煤层、煤层气和页岩气方面的，而且多将顶底板条件作为油气保存条件或成藏控制因素的一个方面去讨论［12］，并未对断穿顶底板断层的封闭性进行研究。

1 地质背景

研究区位于大庆油田最大的生油凹陷——大庆长垣西侧的齐家—古龙凹陷（图1）。

图1 研究区及剖面位置Fig.1 Location of studied area and section

齐家—古龙凹陷是松辽盆地北部最大的生油凹陷，其生成的油气除了沿断层向上运移到高台子、葡萄花等油层，向下运移到扶杨油层外，还有相当一部分滞留在烃源岩内部，形成源储一体的古龙页岩油层。由于地壳的升降运动，松辽盆地在白垩系青山口组一段沉积时期发生过一次大规模的水侵，青一、二段广泛分布深湖—半深湖相沉积，齐家—古龙、三肇凹陷页岩油层就在此期间形成。青山口组页岩油层沉积末期经历了强烈的断裂变位作用，古龙页岩油层断裂主要在此期间形成。古龙页岩形成后至明水组沉积期断裂活动较弱，往往为页岩油层沉积后形成的断裂再次活动。明水组沉积末期经历了强烈的反转变形和剥蚀作用，大庆长垣、绥棱背斜带、长春岭背斜带和朝阳沟阶地等反转构造带和齐家—古龙凹陷、三肇凹陷和宾县—王府凹陷等负向构造在此期形成或构造幅度进一步变大。

2 基本概念

2.1 顶底板

“顶底板”是直接与含油气页岩层相接触的上覆或下伏地层，其一方面对页岩油气的封存起重要作用，另一方面也影响着页岩油层压裂改造的效果。由于页岩油层常伴有超压现象，对顶底板的封闭能力比常规油气要求更高。顶底板的封闭能力主要取决于其渗透性，渗透性又与岩矿组成、孔隙结构类型、埋藏深度、厚度和成岩作用程度等密切相关［12］。顶底板封闭性对含油气页岩的保存条件非常关键，好的顶底板可以与页岩油层组成流体封存箱，从而有效减缓页岩油气向外运移，使页岩油气得到有效保存；差的顶底板对流体的封闭性差，油气易于向外散失，导致页岩油气藏遭到破坏［13］。齐家—古龙凹陷的页岩油层包括青一段及青二、三段下部的部分地层。这里提到的“顶板”是指页岩油层上部的青二、三段底部地层，“底板”指页岩油层下部的泉四段顶部地层。

2.2 顶底板断层

“顶底板断层”指穿过或蕴含在顶底板地层的内部断层。古龙页岩油顶板的岩性基本都是暗色泥岩和页岩，底板岩性以灰绿色泥岩和粉砂质泥岩为主。顶底板的物性都很差［14］，迄今为止，没有证据表明油气穿过断层在顶底板泥岩和页岩内部发生侧向规模运移，所以认为断层侧向封闭性良好。一些井在页岩油层存在超压现象，且断层两侧压力不同，也证明断层现今侧向是封闭的。

根据断穿古龙页岩油层顶底板的情况，可以划分为仅断穿底板断层、同时断穿顶底板断层、仅断穿顶板断层3 种类型（图2），它们形成的时期不同，对页岩油的作用也不相同。仅断穿底板断层形成于页岩油层沉积后，也就是青二、三段下部地层沉积后，属于早期断层。如果页岩油通过断层排出只能向下排出到扶杨油层，主要对青一段下部页岩油影响较大，此处页岩油上部依然可以形成压力封存箱。仅断穿顶板断层大多形成于明水组沉积末期，页岩油可以通过它们排出到上部葡萄花、萨尔图等油层，主要对青二、三段下部的页岩油勘探开发影响较大，此处页岩油下部依然可以形成压力封存箱。同时断穿顶底板断层多数为早期断层后期继续活动，页岩油通过它们既可以向上排出，也可以向下排出，这样的断层如果不稳定，对页岩油层整段的勘探开发都有影响，难以形成压力封存箱。

图2 页岩油层顶底板断层剖面分布Fig.2 Sections of roof and floor faults distribution in shale oil reservoir

3 断层对页岩油富集的控制作用

在主要排烃期，如果断层不稳定，就会作为运移通道把油页岩中生成的油气运移到断层所连接的储层或圈闭中，这样断层附近就难以形成超压区，残留在油页岩中的油气也会变少，页岩油勘探就需要避开这样的区域。但是对断层连通的上部或下部常规储层来说，油气勘探会更加有利；相反，主要排烃期如果断层稳定，油页岩中生成的油气就很难排出，一般会形成超压区，虽然这样的区域对邻近的常规储层勘探不利，但页岩油勘探就要寻找这样的“甜点”。

现今的断层封闭性更是对页岩油的勘探开发有着至关重要的作用，页岩油井位部署避开断裂带，就是担心断层连通上下部储层，导致页岩油层内部不具备开采价值。这样做虽然避开了断层的风险，但是页岩油层裂缝也相对不发育，页岩油储集条件变差，开采难度变大。其实由于不同的顶底板断层封闭性不同，有些断裂带或断裂带的某些区域并不会对页岩油产生破坏作用，相反，这样的断裂带内部小断层和裂缝相对更发育[13]，页岩油储层的物性条件更好，更有利于页岩油的开采。

从现今顶底板断层封闭性的角度来看，页岩油井位部署没必要完全避开断裂带，但需要避开近东西向的顶底板断层，同时还要考虑主要排烃期邻近断层是否充当了油气运移通道，如果曾经作为运移通道，页岩油层本身的含油气量就会受到影响，也不是油气有利聚集区。如果断层没有作为运移通道，断裂带可以改善页岩油储层的物性条件，那么这个区域从顶底板断层封闭性的角度看，就可以作为“甜点”区。

在页岩油层内，古龙页岩油层的顶底板断层两侧地层以泥岩和页岩为主，油气难以穿过断层进行大规模的侧向运移，因此断层的侧向封闭性就不是需要考虑的主要问题了，断层的垂向封闭性则变得更加重要。关于断层垂向封闭性的研究方法中，计算断面压力法是应用广泛而且比较适用的方法，即先对断层进行分类，分析断裂带的分布规律，应用与油气生排烃相关的重要地质历史时期的古构造应力场和现今构造应力场，对每一条断层的断面网格化点进行断面压力计算，应用TrapTester 软件计算每一点的正应力和剪应力。正应力和剪应力的比值称为“滑动稳定性”，滑动稳定性越高，断层越稳定，断层的垂向封闭性越好。

4 顶底板断层封闭性

4.1 封闭机理

齐家—古龙凹陷长期处于松辽盆地的沉降中心位置，有利于烃源岩演化和油页岩的发育。青山口组沉积时期，凹陷所在的西部坳陷区沉降量最大，姚家组—嫩江组沉积时期凹陷一直为松辽盆地的沉降中心。页岩油层顶板为青山口组二、三段的半深湖—深湖相的细粒沉积，地层厚度为240～383 m，泥地比为83%～99%；底板主要为泉四段滨浅湖泥岩及三角洲前缘分流间湾沉积，底板地层厚度较薄，一般为40～90 m，泥地比为53%～95%。由于凹陷中泉四段埋藏深，普遍大于2 200 m，砂岩孔渗条件差，未见油气显示的砂岩厚度占砂岩总厚度的60%～100%，即大部分砂岩未见油气显示，少部分见油气显示的砂岩多为河道砂岩，砂岩具有纵向不集中、横向不连续的特点［15-16］，它们均可以作为齐家—古龙凹陷页岩油层的底板。因此，顶底板断层两侧的岩性基本以泥岩、页岩和致密的砂泥过渡岩性为主，断层的侧向封闭性就不是主要的研究内容了，而垂向封闭性显得更加重要。从顶底板断层分类、展布和各时期应力状态分析入手，通过分析主要构造演化期应力状态变化进而分析顶底板压力特征，明确页岩油顶底板断层不同构造演化时期的封闭性特征和保存条件，为预测页岩油有利富集区提供依据。

断层垂向封闭性的影响因素主要有断面压力、断层填充物颗粒大小、泥质含量和断层倾角等［3］。古龙页岩油顶底板断层两侧及填充物基本为泥质，断层倾角基本一致，平均值为51°左右。所以要研究不同断层的差异，首先要研究的就是断面压力，在相近的深度和层位条件下，上覆地层压力和孔隙流体压力比较相近，这时，区域应力场对断层走向的影响就显得尤为关键。因此，可以利用最大主压应力方向与断层走向的关系研究断层的封闭性，当最大主压应力方向与断层走向垂直时，断层趋于闭合，其垂向封闭性好；当二者平行时，断层在最大主压应力的作用下趋于开启，垂向封闭性最差；当二者斜交时，随着相交夹角的变化，断层的垂向封闭性也随之变化，角度越小，封闭性越差，角度越大，封闭性越好。

4.2 计算参数的确定

在计算滑动稳定性的时候，所用的参数包括上覆岩层重力和流体的压力、区域水平最大、最小主应力等。断面某一点的正应力是所有这些力垂直于断面的分力，剪应力是这些力平行于断面并沿断面向上或向下的分力，2 个分力此消彼长。在岩石不破碎的情况下，正应力越大，断层越稳定，相反，剪应力越大，断层越不稳定，在大于临界值后，会出现断层两盘的相对滑动，因此取名“滑动稳定性”。如果横坐标为正应力，纵坐标为剪应力，一条斜率为临界值的直线叫做“破裂趋势线”，在趋势线以上，断层不稳定，在趋势线以下，断层稳定。临界值主要与断层两盘的岩性和断面平整度相关，一般认为断面相对平整的情况下，滑动稳定性的剪应力/正应力临界值为0.6。

这里采用TrapTester 断层封闭性软件进行定量分析。应用软件的目的在于批量计算断面的正应力和剪应力之间的关系，即滑动稳定性，进而分析断层垂向封闭能力。在不考虑岩石应力破碎的前提下，可以不考虑岩石的力学参数（弹性模量、泊松比等）。三维应力数据主要包括垂直应力（σV），其等于由地表至地下某一深度岩石密度的积分，通常由对密度测井进行积分计算得出。最大水平主应力（σHmax）、最小水平主应力（σHmin）和最大水平主应力方向由前人研究成果及应力产生的结果分析给定。这里以井S2 井区的断层为例，对井区内多条顶底板断层进行空间三维断层面上各个点的应力计算。松辽盆地青山口组沉积以来，区域构造应力场改变大致可分为嫩江组沉积末期、明水组沉积末期和古近纪沉积末期3 期［15，17］，其中以明水组沉积末期的构造变位最为强烈。嫩江组沉积末期水平主应力方向为NNW—SSE 方向，明水组沉积末期为NW—SE 方向，古近系沉积末期至今为近东西方向［16］。区域构造圈闭的形成和烃源岩生排烃高峰以及大规模油气运聚都发生在明水组沉积末期［17］，证明明水组沉积末期有很多断层处于开启状态。目前没有资料表明页岩油可以沿页岩油层发生大规模水平运移，而且以往发现的油藏都是在页岩油层的上部和下部，只能说明当时的很多断层作为运移通道进行垂向运移，垂向上处于开启状态。明水组沉积末期的构造运动形成了多个包括大庆长垣在内的较大规模的正向和负向构造，这说明区域最大主应力足以克服上覆地层压力，使断层发生滑动。此外，根据研究区钻井井眼扩径方向，可以确定现今最大主应力方向为近东西向。

从研究区地应力测井解释图中可以看出（图3）。3 个方向的主应力的相对大小具有σV＞σHmax＞σHmin的关系，也就是说垂直应力占据主导作用，地层和断层处于相对稳定期。根据Anderson 分类模式［18］推断，研究区当前应力场为正断层应力场。根据邻井井眼扩径方向推断区域应力场最大水平主应力方向为北偏东80°～85°。

图3 齐家-古龙地区重点井应力场方位Fig.3 Azimuths of the stress field in key wells in Qijia-Gulong area

5 顶底板断层发育特征

从数量和长度统计上看，齐家—古龙地区以仅断穿底板断层和同时断穿顶底板断层为主，数量上仅断穿底板断层最多，所占比例为59%；延伸规模上断穿顶底板断层最大（图4，表1）。主要是受到不同时期构造作用的影响，不同的区域应力场形成不同走向的断裂带。在青山口组下部和泉头组发育大量仅断穿底板断层，受控陷、控凹基底断层控制，地层中发育多个地堑，平面上往往呈断层密集带展布。这种特征在拉张型盆地中较为常见［19-21］。

表1 齐家—古龙地区断穿古龙页岩油层顶底板断层走向及长度Table 1 Strike and length of roof and floor faults in Gulong shale oil reservoir of Qijia-Gulong area

图4 古龙页岩油层顶底板断层走向及数量平面分布Fig.4 Areal distribution of strike and amount of roof and floor faults in Gulong shale oil reservoir

仅断穿底板断层有2 470 条，长度为100～6 618 m，平均长度1 107 m，主要呈NNW—SSE 向延伸，具有数量多、规模小的特点。仅断穿底板断层形成于青山口组页岩油层沉积末期，该时期松辽盆地发生了近东西向区域伸展作用。同时断穿顶底板断层有1 626 条，长度132～15 567 m，平均长度2 443 m，呈NNW—SSE 向延伸，具有数量多、规模大的特点。此类断层形成于青山口组下部页岩油层沉积末期，并在后期活动。仅断穿顶板断层只有95 条，长度为39～2 884 m，平均长度477 m，呈近南北向延伸，具有数量少、规模小的特点。此类断层一般属于后期形成。不同类型的顶底板断层具有分区发育的特征，仅断穿底板断层在北部相对发育，同时断穿顶底板断层在全区都有发育，仅断穿顶板断层在南部局部地区相对发育。

6 断层封闭性

6.1 现今断层封闭性

以井S2 井区为例，通过TrapTester 断层封闭性软件分析现今断层的滑动稳定性，以一条断层为例，图5 的应力莫尔圆表示空间复杂应力状态下，断层面上所有点的应力状态，断面上各点截面上的正应力和剪应力在σn—τ坐标系中对应的点都落在图中的破裂趋势线下方，表示这些点的滑动稳定性较好，断层没有发生形变的趋势，这时的最大主应力方向为近东西向。

图5 现今断层滑动稳定性和应力莫尔图Fig.5 Mohr's circles of current slip stability and stress of faults

图6 中断面颜色指示断层的滑动稳定性，反映使断层活化开启的压力变化量，小的滑动稳定性表示断层不稳定，易受应力场变化影响，比如水力压裂时孔隙压力提高，有效应力减小，断层开启。受区域应力、埋深和断层走向的影响，同一断层不同部位也具有不同的滑动稳定性，一般来讲一条走向变化不大、倾角比较一致的断层，上部稳定性相对较差，主要是上覆岩层压力相对较小的原因；对于上下倾角不一致的断层，倾角越大，稳定性越差，主要是上覆岩层压力在断面上的正应力减小、剪应力增大的原因。推广到全区顶底板断层，如果断层上多数点的滑动稳定性落在破裂趋势线下方，则认为这条断层相对稳定；相反，多数点落在破裂趋势线上方，则这条断层相对不稳定。从现今全区顶底板断层滑动稳定性可以看出（图7），近东西向断层滑动稳定性差，而数量较多的NNW 向断层滑动稳定性好。现今大多数断层都比较稳定，稳定断层共计3 948 条，占94%，只有极少数近东西向断层滑动稳定性差，不仅数量少，而且规模小。

图6 井S2附近现今断层滑动稳定性三维评价结果Fig.6 3D evaluation of current fault slip stability near Well S2

图7 现今断穿古龙页岩油层的断层稳定性Fig.7 Current stability of faults intersecting Gulong shale oil reservoir

综合研究认为研究区内断层现今整体封闭性好。这里没按不同分类断层来进行区分，主要是它们的规律相同，至于产生的不同影响结果，在后面区块优选中会进行分析。

经过统计发现，现今封闭断层数量所占比例在94%以上，长度所占比例在在97%以上。此类断层古近纪末—现今一直处于近东西向最大主应力挤压作用下，比较稳定，对已形成的常规油藏及源内页岩油藏起到良好的封闭作用（表2，图8）。

表2 齐家—古龙地区现今断层活动性质Table 2 Current fault activity in Qijia-Gulong area

图8 齐家—古龙地区不同类型断层活动稳定性Fig.8 Activity stability of different-type fault activities’stability in Qijia-Gulong area

6.2 排烃期断层封闭性

由前面分析可知，明水组沉积末期是古龙油页岩的一个最主要的排烃期［22］，因此，研究这一时期的顶底板断层封闭性，显得尤为重要。与现今不同的是，当时上覆地层还没有明水组上部的地层，齐家—古龙凹陷在明水组沉积末期地层剥蚀量也不大，上覆地层压力和孔隙流体压力相对小一点，但区域最大主应力要更大，方向也不同。

通过TrapTester 断层封闭性软件分析明水组沉积末期断层滑动稳定性，以同一条断层为例。

图9 的应力莫尔圆上各点截面上的正应力和剪应力在σn—τ 坐标系中对应的点大多数落在了破裂趋势线上方，表示这些点的滑动稳定性相对较差，断层两盘很可能发生相对滑动，这时最大主应力方向为NNW—SSE 向。

图9 明水组沉积末期断层滑动稳定性和应力莫尔图Fig.9 Mohr circles of slip stability and stress of faults at the end of Mingshui Formation

图10 为这条断层滑动稳定性三维评价结果，颜色指示断层的滑动稳定性。

图10 明水组沉积末期井S2附近断层滑动稳定性三维评价结果Fig.10 3D evaluation of fault slip stability at the end of Mingshui Formation near Well S2

同样推广到全区，从图11 可以看出，近东西向断层滑动稳定性较强，不易活动，而近NNW 向断层滑动稳定性相对较差。

图11 明水组沉积末期断穿古龙页岩油层断层稳定性Fig.11 Stability of faults intersecting Gulong shale oil reservoir at the end of Mingshui Formation

统计分析表明，明水组沉积末期有近半数断层都不稳定，稳定断层共计2 127 条，占比51%，不稳定断层2 064 条，占比49%（表3，图12）。

图12 明水组沉积末期齐家—古龙地区不同类型断层的活动稳定性Fig.12 Activity stability of different types of faults at the end of Mingshui Formation in Qijia-Gulong area

表3 明水组沉积末期齐家—古龙地区不同类型断层的活动稳定性Table 3 Activity stability of fault activity at the end of Mingshui Formation in Qijia-Gulong area

综合研究认为研究区内明水组沉积末期断层整体封闭性较差，也正是半数断层处于不稳定状态，也是烃源岩大量生排烃阶段，断层连通了源岩与上下储层之间的通道，才形成了大庆长垣及周边的多套油藏组合。主要原因是当时区域水平最大主应力更大，且为近南北方向，使得与近南北方向交角较小的断层的稳定性差，封闭性较差，这样的很多断层当时处于活动开启状态，连通了生油层和储集层，充当了运移通道的结果。虽然明水组沉积末期的相对稳定的断裂带不多，但也能够找到一些“甜点”区，配合其他相关因素，例如油页岩成熟度（图7 和图11 中的Ro等值线）等的分析，能对井位部署起到一定的理论指导作用。