馬春寶

（中國石油遼河油田公司錦州采油廠，遼寧凌海 121209）

庫車大北1井區(qū)斷層側(cè)向封堵性定量評(píng)價(jià)

馬春寶

（中國石油遼河油田公司錦州采油廠，遼寧凌海 121209）

庫車大北1井區(qū)是庫車坳陷克拉蘇沖斷帶上的一個(gè)鹽下含氣構(gòu)造，目前區(qū)內(nèi)已完鉆10口井，從現(xiàn)有的試油結(jié)果來看，每個(gè)斷圈都含氣，但似乎每個(gè)斷圈都未充滿。特別是當(dāng)大北104井失利后，大北1井區(qū)的氣水分布關(guān)系成為急需理清的首要問題。文中旨在從斷層側(cè)向封堵性評(píng)價(jià)入手，基于大北1井區(qū)的現(xiàn)有資料，選用SGR法，并用巖性對(duì)接法和斷層兩側(cè)流體相關(guān)參數(shù)對(duì)比法加以佐證。結(jié)果表明，大北1井區(qū)F1斷層是開啟的，而F2，F(xiàn)3斷層的側(cè)向封閉能力控制著大北101-103斷圈的氣水界面，依據(jù)已知的大北101-103斷圈的氣水界面，標(biāo)定出大北1井區(qū)的d值，進(jìn)而對(duì)其他斷圈的氣水界面作出預(yù)測。

斷層側(cè)向封堵；SGR法；氣水界面；大北1井區(qū)

克拉蘇沖斷帶是庫車前陸盆地的一個(gè)重要含油氣構(gòu)造帶。近年來，在新近系和第四系淺部地層中發(fā)現(xiàn)了大宛齊油田，深部白堊系地層也相繼發(fā)現(xiàn)了大北1、大北3、克拉2、克拉3、克深2等多個(gè)鹽下含氣構(gòu)造，展現(xiàn)了克拉蘇沖斷帶廣闊的油氣勘探潛力。克拉蘇沖斷帶是庫車逆沖構(gòu)造體系的主體，位于北部單斜帶與拜城凹陷之間，被一系列近東西向的逆沖斷層分割，形成多個(gè)斷圈，斷層的封閉性直接影響著氣水分布，搞清斷層側(cè)向封堵性進(jìn)而探尋本區(qū)斷層側(cè)向封堵性的評(píng)價(jià)方法及手段，有助于指導(dǎo)克拉蘇沖斷帶油氣的進(jìn)一步勘探和開發(fā)。

1 存在問題

克拉蘇沖斷帶發(fā)育多套烴源巖（三疊系—侏羅系的湖相泥巖和湖沼相煤系地層）[1]、多條油源逆沖斷層、4套儲(chǔ)蓋組合（三疊系、侏羅系、下第三系—白堊系、上第三系）、多個(gè)構(gòu)造圈閉，具有優(yōu)越的油氣成藏條件。大北1井區(qū)位于克拉蘇構(gòu)造帶西端，由多個(gè)逆沖斷塊疊加而成（見圖1），其目的層是白堊系巴什基奇克組，頂部被剝蝕，上覆的古近系膏鹽巖是一套極好的蓋層。目前，該區(qū)塊已完鉆10口井，其中工業(yè)氣流井9口，油氣顯示井1口，這10口井所在的每個(gè)斷圈都含氣，但似乎都未充滿。如大北104井和大北1井同屬一個(gè)斷圈，但大北1井見工業(yè)氣流，而大北104井只是油氣顯示，呈現(xiàn)出圈閉未充滿的特征，在整個(gè)庫車凹陷氣源供給充足的情況下，說明F2斷層的封閉性有限。因此，本文從斷層側(cè)向封堵性評(píng)價(jià)入手，預(yù)測大北1氣田各斷圈的氣水界面。

圖1 大北1井區(qū)E1bs頂面T0圖

2 斷層側(cè)向封堵性評(píng)價(jià)方法

近年來，國內(nèi)外地質(zhì)工作者提出了許多斷層側(cè)向封堵性評(píng)價(jià)方法[2-3]，如巖性對(duì)接法、斷層兩側(cè)流體相關(guān)參數(shù)對(duì)比法、斷層巖封閉法（SGR法、斷層巖物性分析法、斷層正應(yīng)力法）、綜合法等?；诖蟊?井區(qū)現(xiàn)有資料，考慮SGR法更具操作性，選用SGR法模擬斷層巖泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)。

對(duì)于評(píng)價(jià)斷層巖封閉性，理想情況下是直接測斷層巖的排替壓力[4]，然而實(shí)際上很難取到地下的斷層巖樣品。于是，設(shè)想通過斷層巖泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)與毛細(xì)管壓力的關(guān)系[5-7]或滲透率與毛細(xì)管壓力的關(guān)系[8]，預(yù)測斷層巖的封閉能力。當(dāng)然，評(píng)價(jià)斷層封閉性最直觀的方法是對(duì)比斷層兩側(cè)的油水界面或氣水界面[9]，或?qū)Ρ葦鄬觾蓚?cè)同一海拔的壓力[10]。但在實(shí)際工作中，這些數(shù)據(jù)通常是不具備的，甚至連斷層巖泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)也是很難得到的。

很多學(xué)者認(rèn)為，斷層巖中的泥質(zhì)主要來自斷移地層[11]，為了模擬斷層在滑動(dòng)過程中從斷移地層卷入斷層帶的泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)，各自提出了許多算法。如黏土涂抹勢CSP（Clay Smear Potential）[12]，頁巖涂抹因子SSF（Shale Smear Factor）[13]和頁巖斷層泥比SGR（Shale Gouge Ratio）[11，14]。目前，石油行業(yè)公認(rèn)的泥巖涂抹參數(shù)是SGR和SSF，考慮SGR法更具操作性，本次用其來模擬斷層巖泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)。

SGR的計(jì)算需要的條件為:一是斷移地層厚度及其泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)；二是斷距。斷面某點(diǎn)的SGR越大，表明滑過該點(diǎn)的地層泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)越大。1998年，F(xiàn)oxford等[15]比較了野外露頭斷層巖的泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)與SGR的關(guān)系，證明兩者存在很好的正相關(guān)，即斷層巖的泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)越大，SGR越大。計(jì)算公式為

式中:ΔZ為斷移地層厚度，m；Vsh為斷移地層的泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)；D為斷層的斷距，m。

Yielding[7,11]統(tǒng)計(jì)了多個(gè)地區(qū)已知油藏?cái)鄬觾蓚?cè)的流體壓力差A(yù)FPD（同一深度處的AFPD=10（SGR/5））和其對(duì)應(yīng)的SGR，建立的烴柱高度H與SGR的關(guān)系為

式中:H為斷面某點(diǎn)支撐的烴柱高度，m；SGR為斷層面某點(diǎn)斷層泥比率，其值介于0～100；d為待標(biāo)定的參數(shù)；c為常數(shù)，埋深小于3000m時(shí)c為0.50，埋深3000～ 3 500m時(shí)c為0.25，埋深3 500～5 500m時(shí)c為0；ρw為油藏中水的密度，kg/m3；ρg為氣藏中氣的密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2。

3 斷層側(cè)向封堵性評(píng)價(jià)

SGR法主要依靠Traptest6.0軟件完成，操作流程為[14，16]:1）建立構(gòu)造框架模型和地層框架模型；2）分析斷層結(jié)構(gòu)屬性和斷層面封堵屬性；3）SGR與AFPD校正；4）預(yù)測斷面能夠支撐的烴柱高度。

用SGR法評(píng)價(jià)斷層巖封閉性時(shí)，必須用AFPD來標(biāo)定SGR，建立SGR與AFPD的封堵包絡(luò)線。但本區(qū)處于勘探初期，壓力數(shù)據(jù)點(diǎn)太少，不足以標(biāo)定SGR與AFPD的關(guān)系，所以只能用已知的氣水界面反推出d值，而大北1井區(qū)的幾個(gè)斷圈中，只有大北101斷圈的氣水界面（海拔-4 125.0m）是相對(duì)可靠的。

大北101斷圈由F1，F(xiàn)2，F(xiàn)3斷層圍成（見圖1）。首先，求取F1斷面的SGR值，并將結(jié)果代入式（2），通過不斷改變d值，可得到對(duì)應(yīng)的氣柱高度H，再結(jié)合斷層巖的埋深即可得到氣水界面。結(jié)果顯示，d=5時(shí)F1斷層能夠承受的最大烴柱所對(duì)應(yīng)的氣水界面（最高氣水界面）海拔為-4 124.8m，與大北101斷圈現(xiàn)今的氣水界面相符（見表1）。大北101斷圈構(gòu)造高點(diǎn)海拔-3590.0m，圈閉溢出點(diǎn)海拔-6 400.0m，構(gòu)造幅度2 810.0 m，已知?dú)馑缑婧０?4 125.0m。

表1 大北101斷圈不同d值對(duì)應(yīng)的氣水界面

根據(jù)以上計(jì)算結(jié)果，只有d為5或者更小時(shí)，F(xiàn)1斷層所對(duì)應(yīng)的最高的氣水界面海拔才能達(dá)到-4 125.0m?？v觀前人研究結(jié)果，Yielding在北海盆地標(biāo)定d值為27[7]，付曉飛在松遼盆地標(biāo)定d值為29[17]。而本文d值為5，與前人標(biāo)定結(jié)果相差甚遠(yuǎn)，所以d=5是否符合實(shí)際地質(zhì)情況需要進(jìn)一步驗(yàn)證。

將d=5，c=0（由于該處斷層巖埋深超過3 500m）代入式（2）得

令SGR=10%，ρw=1.0×103kg/m3，ρg=0.3×103kg/m3,代入式（3），可得H≈1 400m，即當(dāng)斷層巖的SGR為10%時(shí)，其過斷面壓差超過10MPa，能支撐上千米的氣柱高度。但從Yielding統(tǒng)計(jì)的結(jié)果可以看出[7]，SGR為10%時(shí)，其對(duì)應(yīng)的過斷面壓差不到0.2MPa。根據(jù)Foxford[15]的統(tǒng)計(jì)結(jié)果，SGR為10%時(shí)，其斷層巖的泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)僅為10%～20%，屬于碎裂斷層巖，其過斷面壓差超過10MPa，幾乎是不可能的。因此，d=5不符合實(shí)際情況。

從過F1斷層的剖面看（見圖2），在儲(chǔ)層段存在砂砂對(duì)接。另外，對(duì)比大北103斷塊和大北101斷塊的地層壓力，發(fā)現(xiàn)F1斷層兩側(cè)的地層壓力大體相當(dāng)；分析F1斷層兩側(cè)的氣體特征（氣體的組分特征、相對(duì)密度、相態(tài)特征），表明斷層兩側(cè)的氣體沒有明顯區(qū)別（見表2），從側(cè)面驗(yàn)證了F1是開啟的。

圖2 過F1斷層橫剖面

表2 F1斷層兩側(cè)氣體特征

綜合巖性對(duì)接法、斷層流體相關(guān)參數(shù)對(duì)比法和SGR法，證實(shí)F1斷層不封閉?？梢园汛蟊?01斷圈和大北103斷圈當(dāng)成一個(gè)斷圈處理，因此大北101-大北103斷圈的氣水界面受控于F2和F3斷層，通過不斷改變d值，計(jì)算不同d值對(duì)應(yīng)的氣水界面。當(dāng)d取值17時(shí)，計(jì)算所得氣水界面與已知?dú)馑缑妫ê０?4 125.0 m）最為相近，此時(shí)結(jié)束標(biāo)定，最終標(biāo)定出d值為17（見表3）。大北101-大北103斷圈構(gòu)造高點(diǎn)海拔為-3 590.0m，圈閉溢出點(diǎn)海拔為-6 400.0m，構(gòu)造幅度為2 810.0m，已知?dú)馑缑娴暮０螢?4 125.0m。將d值代入式（2），由于大北1斷圈的氣水界面主要受控于F2斷層，將F2砂砂對(duì)接處的SGR值代入式（2），計(jì)算得到大北1斷圈的氣水界面海拔為-4 144.8m，同理，通過計(jì)算F3和F4斷層所能支撐的氣柱高度，預(yù)測出大北2斷圈的氣水界面海拔為-4 152.1m。

表3 大北101-大北103斷圈不同d值對(duì)應(yīng)的氣水界面

4 結(jié)束語

基于大北1井區(qū)的現(xiàn)有資料，選用SGR法，并用斷層兩側(cè)流體相關(guān)參數(shù)對(duì)比法和巖性對(duì)接法加以佐證，對(duì)大北1井區(qū)斷層側(cè)向封閉性進(jìn)行評(píng)價(jià)。結(jié)果表明F1斷層是開啟的，因此，大北101斷圈和大北103斷圈是連通的，可視為一個(gè)圈閉。F2，F(xiàn)3斷層的側(cè)向封閉能力控制著大北101-103斷圈的氣水界面，根據(jù)已知的氣水界面，通過計(jì)算大北101-103斷圈不同d值對(duì)應(yīng)的氣水界面，標(biāo)定出大北1井區(qū)的d值為17，預(yù)測大北1斷圈海拔為-4 144.8m，大北2斷圈的氣水界面海拔為-4 152.1m。該區(qū)斷層現(xiàn)今仍處于活動(dòng)狀態(tài)，源巖仍處于生烴高峰期，在這種動(dòng)態(tài)環(huán)境下，值得進(jìn)一步探討如何評(píng)價(jià)斷層封閉性。

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（編輯 趙旭亞）

Quantitative evaluation on lateral sealing ability of faults in Dabei1 Area of Kuqa Depression

Ma Chunbao

(Jinzhou Oil Production Plant of Liaohe Oilfield Company,PetroChina,Linghai 121209,China)

Dabei1 Area is subsaltgas structure in Crassus thrustbeltof Kuqa Depression.Atpresent,ten wellshave been drilled in thisarea.From the testing results of existing oil,gases are in each broken trap,but it seems that they are not full filled.Especially, whenWell Dabei104 is lost,the relationship of gasand water distribution becomesan urgentand important issue to be found out in Dabei1Area.Proceed from the lateralsealingevaluation of faultand based on the available data in thisarea,thispaper selected the SGRmethod,and used the lithology jointmethod and the contrastof fluid parameters on both sidesof fault as additional evidence. The results show that the F1fault of Dabei 1 Area is open.The lateral sealing ability of F2and F3faults controls the gas-water interface of Dabei 101-103 broken trap.Based on this gas-water interface,the d value of Dabei 1 Area is demarcated in order to predict the gas-water interface of the other broken traps.

lateralsealing of fault;SGRmethod;gas-water interface;Dabei1Area

國家油氣重大專項(xiàng)“中國大型氣田形成條件、富集規(guī)律及目標(biāo)評(píng)價(jià)”課題“大型氣田形成的氣源條件、生氣機(jī)理及資源潛力評(píng)價(jià)：典型含氣盆地氣源灶定量分析及供氣特征”（2008ZX05007-001）

TE122.3

A

2013-05-19；改回日期:2013-09-10。

馬春寶，男，1966年生，高級(jí)工程師，從事油田開發(fā)工作。E-mail:oil456@qq.com。

馬春寶.庫車大北1井區(qū)斷層側(cè)向封堵性定量評(píng)價(jià)[J].斷塊油氣田，2013，20（6）:690-693.

Ma Chunbao.Quantitative evaluationon lateral sealing ability of faultsin Dabei1 Area of Kuqa Depression[J].Fault-Block Oil&Gas Field，2013，20（6）:690-693.

10.6056/dkyqt201306003