大柳泉地區(qū)F7 斷裂伴生裂縫輸導油氣能力

劉 丹

（大慶油田有限責任公司第四采油廠， 黑龍江大慶 163514）

0 引 言

大柳泉地區(qū)位于渤海灣盆地冀中坳陷廊固凹陷西南部， 是1 個大型北東向展布的鼻狀構造帶， 南北長度約為28 km， 東西寬度約為37 km， 總面積為500 km2。 該區(qū)從下至上發(fā)育的地層有古近系、新近系和第四系， 其中古近系地層包括孔店組（Ek）、 沙河街組（Es） 和東營組（Ed）， 新近系地層包括館陶組（Ng） 和明化鎮(zhèn)組（Nm）。

F7斷裂位于大柳泉地區(qū)中部， 走向為北東東向， 平面延伸長度為18.5 km， 為舊州斷裂的西南段（圖1）。 該斷裂向東南傾斜， 傾角為34 ° ～53 °，從下部沙四段向上到明化鎮(zhèn)組， 是一條長期發(fā)育的正斷裂。

目前， 已在F7斷裂附近的沙三段和沙四段地層中發(fā)現(xiàn)大量油氣。 油氣源對比結果表明， 油氣主要來自下伏沙四段源巖， 屬于下生上儲式生儲蓋組合。 F7斷裂附近油氣在剖面上和平面上的分布特征均有所差異。 剖面上油氣主要分布在沙三中亞段和沙三下亞段， 少量分布在沙四上亞段和沙三上亞段； 平面上油氣主要分布在F7斷裂中部， 少量分布在其東北部（圖1）。

前人對斷裂輸導油氣通道及其輸導能力的研究包括： （1） 通過斷裂活動速率相對大小或凸面脊是否發(fā)育， 研究斷裂輸導油氣通道［1-7］， 認為伴生裂縫是斷裂活動時期輸導油氣通道， 凸面脊是斷裂停止活動后輸導油氣通道； （2） 通過斷裂本身輸導油氣特征和油氣供給條件， 研究斷裂輸導油氣能力［5-10］， 認為有充足油氣供給的斷裂， 輸導油氣能力強， 反之斷裂輸導油氣能力弱； （3） 通過凸面脊發(fā)育特征和油氣供給條件研究停止活動后斷裂凸面脊輸導油氣能力［11-19］， 認為斷裂凸面脊發(fā)育且油氣供給能力強， 其凸面脊輸導油氣能力強， 反之斷裂凸面脊輸導油氣能力弱。 這些研究成果對正確認識含油氣盆地下生上儲式受斷裂控制油氣分布規(guī)律、 高效指導油氣勘探起到了一定的作用。

然而， 前人對斷裂進行整體研究難以準確反映活動期斷裂輸導油氣能力［20-27］， 給油氣勘探帶來一定風險。 因此， 開展大柳泉地區(qū)F7斷裂伴生裂縫輸導油氣能力研究， 對指導該區(qū)油氣勘探至關重要。

1 F7 斷裂伴生裂縫及其分布特征

前人研究表明［9，28-33］， 大柳泉地區(qū)沙三下亞段和沙三中亞段油氣成藏期為沙二段—東營組沉積時期， 而此時期恰好也是斷裂活動時期（沙三段—東營組沉積時期） （圖2）。 因此， 沙二段沉積時期活動最強烈， 應是F7斷裂伴生裂縫將下伏沙四段源巖生成的油氣輸導至沙三下亞段和沙三中亞段聚集成藏的主要時期。

斷裂活動時期的伴生裂縫是指發(fā)育在斷裂破碎帶內的裂縫， 因其上下連通， 是斷裂活動時期輸導油氣的主要通道。

由于受到目前研究水平限制， 難以直接預測斷裂活動時期伴生裂縫的發(fā)育及分布特征， 只能借助于斷裂伴生裂縫與活動速率之間的關系進行間接預測， 具體方法如下： 首先統(tǒng)計斷裂不同測線處在目的層內的斷距， 由最大斷距相減法［28，34］恢復其在油氣成藏期的古斷距， 再除以活動時期， 得到不同測線處斷裂的古活動速率； 然后統(tǒng)計研究區(qū)已知井點處斷裂古活動速率與其附近油氣顯示特征， 取油氣處最小斷裂古活動速率作為伴生裂縫發(fā)育所需的最小古活動速率（圖3）， 這是因為斷裂只有伴生裂縫發(fā)育， 才能運移和聚集油氣， 油氣鉆探才能發(fā)現(xiàn)油氣； 最后將斷裂古活動速率大于伴生裂縫發(fā)育所需的最小古活動速率的部位圈在一起， 即為斷裂伴生裂縫發(fā)育部位（圖3）。

按照上述研究方法得到F7斷裂不同測線處油氣成藏期古活動速率（圖4）， F7斷裂在其中部古活動速率相對較大， 最大可達到20 m／Ma 以上；其次是在其東北部局部， 古活動速率在10 m／Ma以上； 在其西部和東北部大部分部位古活動速率較小， 小于10 m／Ma。

由大柳泉地區(qū)斷裂古活動速率與其附近油氣顯示關系， 可以得到斷裂伴生裂縫發(fā)育所需的最小活動速率約為10 m／Ma （圖4）， 從而得到F7斷裂伴生裂縫主要分布在其中部， 少量分布在其東北部局部（圖4）。

按照上述方法得到F7斷裂在不同層位伴生裂縫發(fā)育部位， 再將不同層位F7斷裂伴生裂縫發(fā)育部位連起來， 得到F7斷裂伴生裂縫分布（圖5）。由圖5 中可以看出， F7斷裂發(fā)育2 條伴生裂縫，其中①號（中部） 伴生裂縫發(fā)育， 寬度相對較大；②號（東北部） 伴生裂縫相對不發(fā)育， 寬度相對較小。

2 F7 斷裂伴生裂縫輸導油氣能力評價

2.1 評價方法

由于同1 條斷裂不同部位伴生裂縫寬度、 傾角、 斷裂活動速率和被其錯斷地層巖性（泥質含量） 不同， 其輸導油氣能力也不同。 伴生裂縫寬度、 傾角和斷裂活動速率越大， 被其錯斷地層巖石泥質含量越小， 斷裂伴生裂縫輸導油氣能力越強；反之， 則越弱。 因此， 斷裂伴生裂縫輸導油氣能力定量表示為

式中：T——斷裂伴生裂縫輸導油氣能力評價參數；

a——伴生裂縫平均古活動速率， m／Ma；

b——伴生裂縫寬度， m；

Rm——被錯斷地層泥質含量；

θ——斷裂傾角， （°）。

伴生裂縫平均古活動速率a： 首先通過地震資料讀取斷裂在不同層位內的斷距， 利用最大斷距相減法［22，28］恢復其在油氣成藏期的古斷距； 然后將該古斷距除以斷裂活動時期， 得到斷裂古活動速率； 最后求取大于伴生裂縫發(fā)育所需的最小古活動速率部位的古活動速率平均值。 伴生裂縫寬度b由斷裂伴生裂縫平面分布直接量取。 斷裂傾角θ由地震剖面在伴生裂縫處直接量取。 被錯斷地層泥質含量Rm由鉆井資料統(tǒng)計得到。

斷裂伴生裂縫輸導油氣能力評價參數T與伴生裂縫平均古活動速率a、 伴生裂縫寬度b和斷裂傾角θ呈正比， 與被錯斷地層泥質含量Rm呈反比。參數T的值越大， 表明斷裂伴生裂縫輸導油氣能力越強； 反之， 則越弱。

2.2 評價結果

由鉆井及地震資料統(tǒng)計并計算得到F7斷裂2條伴生裂縫在不同層位輸導油氣能力評價參數（圖6）。

由圖6 （a） 可知， F7斷裂①號（中部） 伴生裂縫輸導油氣能力相對較強， 輸導油氣能力評價參數可達到500 以上， 且有從深部層位到淺部層位輸導油氣能力呈現(xiàn)逐漸增強的趨勢， 其中從沙四上亞段到沙三中亞段輸導油氣能力增強較慢， 輸導油氣能力評價參數小于20； 從沙三中亞段到沙三上亞段輸導油氣能力增強迅速， 輸導油氣能力評價參數可達到500 以上。 ①號伴生裂縫輸導油氣能力在深部層位增強較慢， 主要是因為其寬度和被錯斷地層泥質含量基本不變、 傾角變小、 活動速率較?。?而在淺部層位增強迅速， 主要是因為其傾角和活動速率變大、 被錯斷地層泥質含量變小。

由圖6 （b） 可知， F7斷裂②號（東北部） 伴生裂縫輸導油氣能力相對較弱， 輸導油氣能力評價參數僅在20 左右， 也具有從深部層位到淺部層位輸導油氣能力呈現(xiàn)逐漸增強的趨勢， 其中從沙四上亞段到沙三中亞段輸導油氣能力增強較慢， 輸導油氣能力評價參數小于5； 從沙三中亞段到沙三上亞段輸導油氣能力增強較快， 輸導油氣能力評價參數可達到20 左右。 ②號伴生裂縫輸導油氣能力在深部層位增強較慢， 主要是因為其傾角和被錯斷地層泥質含量基本不變、 活動速率較??； 而在淺部層位增強迅速， 主要是因為其寬度和傾角變大、 被錯斷地層泥質含量變小。

綜合來看， F7斷裂伴生裂縫輸導油氣能力在沙三上亞段相對最強， 輸導油氣能力評價參數可達到572； 在沙三中亞段相對較強， 輸導油氣能力評價參數為176； 在沙三下亞段相對較弱， 輸導油氣能力評價參數為23； 在沙四上亞段相對最弱， 輸導油氣能力評價參數僅為5。

3 斷裂伴生裂縫輸導油氣能力對油氣分布控制作用

通過鉆井資料統(tǒng)計得到F7斷裂附近剖面上和平面上油氣分布特征（圖7）。 剖面上油氣主要分布在沙三中亞段和沙三下亞段， 少量分布在沙四上亞段和沙三上亞段； 平面上油氣主要分布在F7斷裂中部， 少量分布在F7斷裂東北部。

3.1 斷裂伴生裂縫輸導油氣能力控制油氣平面分布部位

由圖7 （a） 中可以看出， 目前F7斷裂附近沙三段和沙四段已發(fā)現(xiàn)油氣主要分布在其中部， 少量分布在其東北部， 恰好位于F7斷裂①號（中部）和②號（東北部） 伴生裂縫發(fā)育部位或附近， 二者之間具有較好的對應關系。 油氣在沿斷裂向上運移過程中， 并非沿著斷裂帶大面積進行， 而是優(yōu)先沿著某些優(yōu)勢輸導通道進行的。 而斷裂伴生裂縫發(fā)育部位或附近往往具有較好的孔滲性， 成為油氣沿斷裂向上運移的優(yōu)勢輸導通道。 也就是說， 只有位于斷裂伴生裂縫發(fā)育部位或附近， 才能通過F7斷裂伴生裂縫將下伏沙四段源巖生成的油氣輸導至上覆沙四上亞段至沙三上亞段中聚集， 油氣鉆探才能發(fā)現(xiàn)油氣。

不同斷裂伴生裂縫的輸導油氣能力與油氣富集程度具有良好的正相關關系。 輸導油氣能力較強的斷裂伴生裂縫， 其寬度、 活動速率和傾角較大， 被其錯斷地層泥質含量較小， 油氣在該斷裂伴生裂縫的運移速度和運移總量較大， 進入到斷裂伴生裂縫附近圈閉中的油氣聚集量較多。 如圖7 （a） 所示，F(xiàn)7斷裂中部油氣明顯較其東北部油氣富集， 就是因為F7斷裂①號（中部） 伴生裂縫明顯較其②號（東北部） 伴生裂縫發(fā)育、 寬度大， 且①號（中部） 伴生裂縫輸導油氣能力評價參數值（平均為186） 也明顯大于②號（東北部） 伴生裂縫輸導油氣能力評價參數值（平均為8）， 造成F7斷裂①號（中部） 伴生裂縫較其②號（東北部） 伴生裂縫從下伏沙四段源巖處獲得的油氣明顯更多， 形成的油氣聚集規(guī)模更大。

3.2 斷裂伴生裂縫輸導油氣能力控制油氣富集層位

由圖6 和圖7 （b） 中可以看出， 除了沙三上亞段外， 油氣在不同層位富集程度與其斷裂伴生裂縫輸導油氣能力呈正相關， 即斷裂伴生裂縫輸導油氣能力越強的層位， 油氣越富集； 而斷裂伴生裂縫輸導油氣能力越弱的層位， 油氣不富集。 如F7斷裂伴生裂縫輸導油氣能力在沙三中亞段和沙三下亞段較強， 則該層位油氣較富集； F7斷裂伴生裂縫輸導油氣能力在沙四上亞段較弱， 則該層位油氣不富集（圖6 和圖7 （b） ）。 這是因為下伏源巖生成的油氣在沿斷裂伴生裂縫運移過程中， 在斷裂伴生裂縫輸導油氣能力越強的層位， 斷裂伴生裂縫寬度、 活動速率和傾角相對越大， 被斷裂伴生裂縫錯斷地層泥質含量相對越小， 油氣在該層位的運移速度和運移總量相對越大， 進入到斷裂伴生裂縫附近圈閉中的油氣聚集量越多； 反之， 則油氣聚集量越少。 沙三上亞段油氣不富集， 是因為其蓋層段儲層不發(fā)育， 而與F7斷裂伴生裂縫輸導油氣能力強弱無關。

4 結 論

（1） 大柳泉地區(qū)F7斷裂共發(fā)育2 套伴生裂縫，①號伴生裂縫輸導油氣能力評價參數平均值為186； ②號伴生裂縫輸導油氣能力評價參數平均值為8。

（2） F7斷裂伴生裂縫輸導油氣能力評價參數在沙三上亞段為572； 在沙三中亞段為176； 在沙三下亞段為23； 在沙四上亞段為5。

（3） F7斷裂伴生裂縫輸導油氣能力控制油氣平面分布部位， ①號伴生裂縫輸導油氣能力相對較強， 油氣富集； ②號伴生裂縫輸導油氣能力相對較弱， 油氣不富集。

（4） F7斷裂伴生裂縫輸導油氣能力控制油氣富集層位， 伴生裂縫輸導油氣能力相對較強的沙三中亞段和沙三下亞段， 油氣富集； 而伴生裂縫輸導油氣能力相對較弱的沙四上亞段， 油氣不富集。