斷層輸導差異性定量評價及其在致密油氣藏勘探中的應用

郝牧歌，張金功，李順明，劉林玉，郝睿林

（1.西北大學地質學系，陜西西安710069；2.大陸動力學國家重點實驗室，陜西西安710069；3.中國石油勘探開發研究院，北京100083；4.埃爾朗根-紐倫堡大學，巴伐利亞州埃爾朗根，91054）

濟陽坳陷是渤海灣盆地的主要含油氣坳陷之一，其82%的油氣藏為與斷層相關的油氣藏［1-2］。斷層作為油氣向上運移的單向閥，對油氣運移及成藏起重要的控制作用［3］。鄂爾多斯盆地中生界及古生界［4］、柴達木盆地英雄嶺構造帶［5］、渤海灣盆地濟陽坳陷渤南地區和林樊家地區［6］以及中國其他地區［7-8］的致密油氣藏勘探實踐表明，斷層在活動期產生的誘導裂縫（斷生裂縫），對油氣從烴源巖運移到致密儲層起輸導作用。常規油氣藏的輸導體系包括骨架砂、斷層和不整合面［9-11］，而致密油氣藏的輸導體系則是由烴源巖/砂巖的裂縫、斷層和連續性砂體構成［12-14］。因次，無論是常規油氣藏還是致密油氣藏，斷層始終是輸導體系的重要組成。

斷層整體的活動強度、輸導能力和封閉性是目前研究重點［15-16］。斷層泥比率（SGR）可以定量評價斷層的整體封閉性［17-18］，或其橫向封閉性［19-21］。根據斷面產狀和現今地應力［22］，可以評價斷層的垂向封閉性［23］。將斷層垂向與橫向封閉性相互結合，建立斷層輸導模式［24-28］，可以指導油氣藏勘探。但受斷面體兩側巖性及泥質含量空間變化的影響，溝通烴源巖與儲層的通源斷層在不同地質時期、不同空間位置（斷片區）的輸導能力會有一定差異［29-31］。對于受通源斷層控制的致密油氣藏，不但需要考慮烴源巖品質、生排烴壓力、斷層輸導能力差異，還要分析生排烴期-成儲期-斷層活動期-成藏期-斷層靜止期等各時期的耦合關系。

現階段致密油氣藏輸導體系研究存在的主要問題為：①烴源巖及砂巖的裂縫成因還不夠清楚；②尚未明確裂縫-斷層耦合輸導機制；③尚未建立斷層差異輸導定量評價方法，這會直接影響斷控致密油氣藏勘探的成效。為此，首先根據斷層的活動強度及兩側巖石的力學性質等因素，提出斷層輸導指數的計算方法，為精細評價各斷片區輸導能力的差異性奠定基礎；然后應用成藏動力學理論，分析烴源巖生排烴期、斷層活動期、成圈期、致密油氣成藏期以及源儲配置等因素的時空耦合關系，闡明斷控致密油氣成藏機理，建立成藏模式；以濟陽坳陷渤南洼陷為例，結合地震、測井、巖心、薄片等資料，精細描述通源斷層各斷片區的活動強度，定量評價輸導能力；綜合考慮斷層輸導指數、源儲壓差及儲層類型等因素，建立斷控致密油氣成藏有利區分類標準，進而預測渤南洼陷沙三段上亞段斷控致密油氣藏的有利區分布，以期為致密油氣藏精細勘探提供依據。

1 斷層輸導差異性定量評價

斷層幕式活動期和靜止期分別對油氣運移起輸導作用和封閉作用。在斷層活動期，斷生裂縫、未固結的斷層巖是油氣運移的優勢路徑［32］，對油氣成藏起輸導作用［33］。斷層的活動強度越大、活動時間越長，斷生裂縫的密度就越大、輸導能力就越強。由于斷層活動強度及其附近巖性存在空間變化，各斷片區的輸導能力也會有一定的差異。在斷層靜止期，斷層巖將經歷壓實、膠結等減孔成巖作用，斷生裂縫因次生礦物充填而閉合。如果成巖后斷層巖的排驅壓力大于儲層的排驅壓力，則斷層具有封閉性，其封堵能力與斷層巖喉道半徑的大小有關［34］。

1.1 斷層累積生長指數

評價斷層活動強度的方法主要有生長指數法［35］、位移-長度法［36］、古落差法［37］、斷距-埋深法［38］、活動速率法［39］、古滑距法［40］等。其中生長指數法應用較廣，用于評價斷層在特定時期的活動強度。當生長指數接近于1時，該時期為斷層靜止期；當生長指數大于1時，該時期為斷層活動期［35］。

為了精細表征斷層不同區域的特性，可將一條斷層的斷面劃分為若干“斷片區”。首先沿斷層走向將斷層均分為若干段；然后從縱向上將斷面劃分為烴源巖上覆淺層（A 段）、烴源巖上覆深層（B 段）和烴源巖層系（C 段）等3 個部分，從而把斷層面劃分成若干斷片區（圖1）。

圖1 斷片區劃分示意Fig.1 Fault section division

考慮到斷層活動的時間跨度對其輸導能力的影響，提出利用斷層累積生長指數來表征斷層的活動強度。斷片區的斷層累積生長指數的計算式為：

在L值較大的斷片區，具有較長的活動時間或較大的活動強度，易產生更廣泛的斷生裂縫網絡，其輸導能力也較強。

1.2 斷生裂縫系數

在斷層活動期，斷片區兩側巖層出現的斷生裂縫會提高斷片區的輸導能力［41-42］。在斷片區活動強度一定的情況下，巖性不同產生裂縫后的滲流能力也有所不同。斷生裂縫系數表征斷片區兩側因斷生裂縫而提高輸導能力的幅度。其表達式為：

顯然，被錯斷巖層產生裂縫后滲透率增加幅度越大，巖石的破裂壓力越小，則斷生裂縫系數越大，斷層的輸導能力越強。

1.3 斷層輸導指數

斷層在某一地質時期的輸導指數是斷層累積生長指數與斷生裂縫系數的綜合反映，定量表征了斷層及其兩側巖層在斷層活動期的輸導能力，其表達式為：

2 斷控致密油氣成藏機理

濟陽坳陷致密油氣藏具有烴源巖持續供烴、相勢控藏、大面積分布的特點［43］，孔隙和斷生裂縫組成大面積連通的微裂縫-孔隙網絡，是致密油氣成藏的重要輸導體系［44-46］。致密油氣成藏受驅動力和毛管阻力協同控制［47-52］，烴源巖生烴形成的異常高壓是油氣充注致密儲層的主要驅動力［53-55］。

賦存于烴源巖的干酪根經過熱演化而轉變為油氣（生烴）。受烴源巖封閉環境和欠壓實的影響，生烴導致烴源巖內部壓力升高，出現生烴增壓。當烴源巖內部壓力超過其破裂壓力時，將產生微裂縫，甚至觸發通源斷層活化；烴源巖生成的高壓油氣流沿微裂縫運移到烴源巖附近儲層或沿通源斷層裂縫網絡運移到其他儲層；之后烴源巖內部壓力降低，微裂縫封閉。隨著烴源巖熱演化的持續進行，將再次重復生烴增壓—微裂縫開啟—烴源巖排烴的過程，即烴源巖的幕式生排烴［56］。

在斷層靜止期，斷生裂縫與斷層巖因壓實、膠結作用而形成非滲透段，與斷層對接盤的泥巖等非滲透巖石共同形成通源斷層的側向封堵。這些非滲透層段與致密儲集體之間存在排驅壓力差［57］。烴源巖幕式生排烴期、斷層活動期、致密儲層成儲期、油氣成藏期、斷層靜止期等各時期之間相互耦合，實現斷控致密油氣成藏和有效保存。

斷控致密油氣藏是烴源巖生烴增壓形成的高壓油氣流，在通源斷層活化、烴源巖幕式排烴和源儲壓差等因素的共同影響下，沿通源斷層運移至與烴源巖近鄰的致密儲層而形成的油氣藏［58］。綜合考慮烴源巖-通源斷層-儲層的空間配置關系、生烴增壓、斷層輸導差異性、斷生裂縫網絡等因素，建立了斷控致密油氣成藏模式（圖2）。

圖2 斷控致密油氣成藏模式Fig.2 Fault-controlled tight oil and gas accumulation pattern

3 應用實例

3.1 區域地質背景

濟陽坳陷分為車鎮、沾化、惠民、東營等凹陷［59-62］，渤深4 斷層位于沾化凹陷北部的渤南洼陷，其東側、南側、西北側分別為孤島凸起、陳家莊凸起、義和莊凸起（圖3）。該洼陷主力烴源巖為沙三段中亞段、下亞段深灰色頁巖，暗色泥巖平均厚度約為350 m，以Ⅰ型干酪根為主，平均總有機碳含量為1.84%。在東營組沉積末期，烴源巖進入生油門限［63-64］。

圖3 渤深4斷層斷片區劃分Fig.3 Sections of Fault Boshen4

該區烴源巖生烴增壓能夠提供足夠的排烴動力［65］。主力烴源巖的鏡質組反射率小于0.9%，受生烴母質的影響，生成的原油密度大多超過0.85 g/cm3［66］。筆者研究的目的層段為渤深4 斷層上升盤沙三段上亞段致密砂巖儲層［66］。

3.2 斷層輸導指數

地震及測井信息顯示，渤深4 斷層面呈紡錘形（圖3）。依據地震解釋成果，分別將地表至東營組底、東營組底至沙二段底、沙二段底至沙三段底分別劃分為烴源巖上覆淺層（A 段）、上覆深層（B 段）和烴源巖層系（C 段）等3 個部分；再從橫向將斷層劃分為11 個基本等寬的片段，即渤深4 斷層可劃分為33 個斷片區。利用（1）式計算出渤深4 斷層各斷片區在活動末期的斷層累積生長指數（表1）。

表1 渤深4斷層各斷片區生長指數及烴源巖層系累積生長指數Table1 Growth index and cumulative growth index of source rock strata at each section of Fault Boshen4

渤深4 斷層兩側砂巖及泥頁巖16 組巖心及薄片資料顯示，該區裂縫發育，裂縫的熒光顯示較好，是有效的油氣運移通道［67］。該斷層兩側砂巖和泥頁巖的破裂壓力分別為88.3和118.3 MPa，巖石破裂后，滲透率大幅增加，砂巖和泥頁巖的滲透率平均增大791.4和38.0倍（表2）。

表2 巖石破裂前后滲透率對比Table2 Permeability before and after rock fracturing

根據（2）式計算，該區砂巖和泥頁巖的斷生裂縫系數分別為2.90 和1.58 MPa-1。結合斷層兩側砂地比展布數據，計算出各斷片區兩側巖層在沙三段的斷生裂縫系數和斷層輸導指數（表3）。

表3 渤深4斷層各斷片區沙三段油氣成藏評價指標Table3 Consistent oil and gas accumulation indices for Third Member of Eocene Shahejie Formation at each section of Fault Boshen4

分析渤南洼陷斷層活動情況、封閉性與油氣成藏的關系［67］，明確斷層開啟與封閉所對應的輸導指數為5。如果輸導指數大于5，則該斷片區在斷層活動期可以起到輸導作用；如果輸導指數小于5，則該斷片區主要起封堵作用。

3.3 烴源巖系數

為精細評價烴源巖的質量和生烴潛力，利用烴源巖系數來反映烴源巖的厚度、總有機碳含量和有機質類型等。其計算式為：

根據（4）式計算渤深4 斷層各斷片區的烴源巖系數（表3）。渤南洼陷構造/地層油氣藏與巖性油氣藏的烴源巖系數界限為0.25［66］。如果烴源巖系數大于0.25，該烴源巖可以為致密油氣藏供烴；如果烴源巖系數小于0.25，該烴源巖只能為構造/地層油氣藏供烴。

3.4 油氣成藏事件

渤深4斷層附近已發現油氣藏的油氣來源為沙三段中亞段和下亞段烴源巖［66］。生排烴期歷經東營組沉積時期至明化鎮組沉積時期，其中館陶組沉積時期烴源巖開始排烴，并逐漸達到生排烴高峰。東營組沉積時期—館陶組沉積時期，斷層具有一定活動性，館陶組沉積時期為致密油氣運移成藏關鍵期。明化鎮組沉積時期及第四紀，渤深4 斷層停止活動，油氣難以沿斷層繼續向上運移，為致密油氣藏的主要保存期（圖4）。

圖4 渤深4斷層沙三段上亞段斷控致密油氣成藏事件Fig.4 Tight oil and gas accumulation events in Upper Third Member of Eocene Shahejie Formation of Fault Boshen4

3.5 油氣成藏有利區

致密油氣成藏需考慮油氣輸導體系、運移動力以及有利儲層分布等因素。斷層輸導指數計算結果表明，渤深4 斷層C4—C9 斷片區的輸導能力較強，其中C6 斷片區輸導能力最強。渤深4 斷層沙三段中亞段和下亞段烴源巖排烴后的剩余壓力為6～28 MPa，而目的層沙三段上亞段致密砂巖儲層的中值毛管壓力平均為1.83 MPa，源儲壓差為4～16 MPa（表3），該區烴源巖的原油充注動力遠大于儲層的毛管阻力。

渤深4斷層上升盤發育沙三段上亞段濁積扇沉積的致密儲層，與其對接的下降盤是沙二段深湖亞相泥質巖［33］，封堵性能好，在斷層靜止期能有效封堵上升盤沙三段上亞段的致密油氣。

根據致密砂巖油氣成藏及分布特點［43-46］，建立致密砂巖油氣成藏有利區分類標準。在斷層影響區域內，斷片區輸導指數大于5、烴源巖系數大于3、源儲壓差大于10 MPa、發育中厚層砂體的區域為一類有利區；斷片區輸導指數小于5、烴源巖系數為0.25～3、源儲壓差為5～10 MPa、發育薄層砂體的區域為二類有利區。在斷層影響之外的區域，發育厚層砂體的區域屬于一類有利區，發育薄層砂體的區域屬于二類有利區。

依據上述劃分標準，預測渤深4 斷層上升盤與孤北斷層之間為沙三段上亞段致密油氣成藏有利區。C5—C10 斷片區沙三段上亞段烴源巖系數為3.0～5.5、源儲壓差為12～16 MPa、發育濁積扇砂體，斷片區輸導指數大于5，斷層活動期輸導能力強，為一類致密油氣成藏有利區（圖5）。

圖5 渤南洼陷沙三段上亞段致密油氣成藏有利區預測Fig.5 Favorable area prediction for tight oil and gas reservoirs in Upper Third Member of Eocene Shahejie Formation in Bonan Sag

在一類致密油氣成藏有利區完鉆義11探井，于沙三段上亞段鉆遇致密油層8 m；義77 探井鉆遇沙三段上亞段致密油層9 m。預測的致密油氣成藏有利區得到了實際勘探的證實，今后可對一類致密油氣成藏有利區的其他區域進一步開展致密油滾動勘探。

4 結論

斷層輸導能力可通過斷層累積生長指數和斷生裂縫系數來表征。由于斷層不同部位的活動強度、活動時間、斷面兩側巖性等在空間上具有一定的變化，因此，按斷片區評價斷層的輸導能力可以揭示斷層輸導的差異性，對斷控致密油氣藏精細勘探具有重要意義。斷控致密油氣成藏機理揭示，高源儲壓差、通源斷層差異輸導和斷層巖側向封堵是斷控致密油氣成藏的主控因素。生烴期、排烴期、斷層活動期、成圈期、成藏期、斷層靜止期等各時期有機耦合，是斷控油氣成藏和有效保存的關鍵。綜合斷層輸導差異性定量評價、烴源巖系數及儲集體特征，建立斷控致密油氣成藏有利區分類標準。經勘探實踐證實，致密油氣成藏有利區預測范圍與實際勘探結果基本一致。

符號解釋

a——斷片區斷生裂縫系數，MPa-1；

C——斷片區總有機碳含量，%；

E——有機質類型賦值；

h——斷片區烴源巖厚度與研究區最大烴源巖厚度的比值；

i——沉積時期的編號；

L——斷片區的斷層累積生長指數；

n——斷層活動時期的數量；

Qi——斷層某一活動時期的生長指數；

S——斷層輸導指數，MPa-1；

t——烴源巖系數；

Ti——斷層某一活動時期的時間跨度，Ma；

Tz——被斷開地層的沉積時間跨度，Ma；

ΔK——巖石破裂后與破裂前滲透率的比值；

σ——巖石破裂壓力，MPa。