吳孔友，李思遠，裴仰文，郭文建，劉 寅

[1.中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院，山東 青島 266580； 2.中國石油 新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000]

準噶爾盆地夏紅北斷裂帶結構及其封閉差異性評價

吳孔友1，李思遠1，裴仰文1，郭文建2，劉 寅1

[1.中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院，山東 青島 266580； 2.中國石油 新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000]

斷裂不僅是一個面，有時能形成具有復雜結構的體，可劃分為多個單元，不同結構單元封閉機理不同，評價方法也應存在差異。在大量巖心觀察基礎上，結合地震資料解釋，將準噶爾盆地西北緣夏紅北斷裂在平面上劃分為東、西兩段，剖面上劃分為滑動破碎帶與誘導裂縫帶兩個結構單元?；瑒悠扑閹軘D壓、扭動、研磨強烈，巖石碎裂化、巖粉化嚴重，故采用斷面應力、涂抹作用、充填作用定量評價其封閉性；誘導裂縫帶巖石破碎較弱，裂縫發(fā)育，致密性差，孔滲性好，易受后期流體作用，故利用薄片與掃描電鏡分析技術，采用成巖膠結作用或原油稠化作用評價其封閉性。結果表明：夏紅北斷裂滑動破碎帶封閉性西段好于東段；誘導裂縫帶西段為礦物膠結封閉，而東段為原油稠化充填，封閉較晚。鏡下鑒定及流體包裹體測試分析表明：夏紅北斷裂至少發(fā)生3期大規(guī)模的流體活動，其中第一期為地層水活動，第二期、第三期流體活動伴隨油氣運移作用。故斷裂帶的封閉性是多期流體作用的結果。

滑動破碎帶；誘導裂縫帶；斷層封閉性；夏紅北斷裂；準噶爾盆地

不同性質(zhì)斷裂形成過程中，受力機制、應力載荷、變形程度差異較大，壓性斷裂帶兩盤巖層擠壓研磨程度高，巖石破碎強烈[1]。由錯動帶至兩側(cè)原巖，因應力釋放程度的遞減，巖石碎裂化程度及裂縫發(fā)育情況漸變，可分為中心部位滑動破碎帶和兩側(cè)區(qū)域誘導裂縫帶，即具有明顯的內(nèi)部結構特征[2-4]。斷裂帶內(nèi)部結構特征差異決定了對斷裂封閉性評價時，將其看成一個簡單的“面”狀構造而采用籠統(tǒng)的、常規(guī)的封閉機理評價方法并不適用[5-6]。因此，在斷裂封閉性評價方法選取上，針對斷裂帶內(nèi)部不同結構單元，應采取相應的評價手段和方法來進行定性、定量分析[7-8]。本文對處于受力中心、巖石碎裂嚴重、細?；c致密化明顯[3-5]的滑動破碎帶采用斷面應力、泥質(zhì)充填、泥巖涂抹等方法評價；對斷裂滑動帶兩側(cè)的誘導裂縫帶則通過成巖膠結作用來研究其封閉性。研究成果對指導油氣勘探及完善斷裂封閉性評價方法均具有重要意義。

1 夏紅北斷裂帶結構特征

斷裂帶位于準噶爾盆地西北緣哈拉阿拉特山山前，屬于烏夏前陸沖斷帶(烏夏地區(qū))，是受NE-SW向擠壓形成的一條大型逆沖斷裂[9]，屬于盆地一級斷裂，控制早期盆地邊界及沉積體系發(fā)育，主要活動期為石炭紀晚期至三疊紀末期[10]。該斷裂以夏8井為界，可劃分為東、西兩段，西段走向NEE向，東段走向近NE向，平面上延伸長度超過25 km；剖面上呈上陡、下緩的“鏟狀”，上部傾角處于45°～55°，下部變緩，約為35°～45°，并與夏21井斷裂、夏10井斷裂等構成前陸疊瓦沖斷體系。地震解釋與巖心觀察均顯示該斷裂具“帶”狀結構特征(圖1)，結合早期對準噶爾盆地西北緣壓性斷裂的研究[4]，進一步將夏紅北斷裂帶劃分為

兩側(cè)的誘導裂縫帶和中間的滑動破碎帶。地震剖面上，夏紅北等斷裂反射具有一定寬度的雜亂、空白帶，經(jīng)時深轉(zhuǎn)換，厚度大約在150～200 m。鉆遇夏紅北斷裂帶并取心井(風古7井、風5井、夏8井和夏18井等)的巖心觀察表明斷裂帶內(nèi)部巖石破碎程度存在明顯的差異性。處于滑動破碎帶的巖石碎裂嚴重，多呈巖粉狀斷層泥，部分具有流變特征，致密性強，通過對夏8井巖心取樣測試，突破壓力達24.099 MPa(僅取到1個樣，由無錫地質(zhì)所測試)。處于滑動破碎帶兩側(cè)的巖石，裂縫發(fā)育，能夠判斷其母巖，多為原地巖，位移不明顯，且裂縫中多充填膠結物和瀝青質(zhì)。該特征也進一步佐證了壓性斷裂帶具有的“三元結構”屬性(圖1)。

2 滑動破碎帶封閉性評價

滑動破碎帶位于斷裂帶中心部位，盡管較薄，厚度小于50 m，卻是應力釋放的主要區(qū)域。此帶巖石受擠壓、剪切和研磨強烈，致使巖石碎裂化和巖粉化嚴重[4](圖1)。斷層巖的致密性主要取決于斷裂所受應力的大小及泥質(zhì)物的相對含量，而泥質(zhì)物的來源：一是脆性巖層或巖塊研磨細化形成；二是塑性巖錯動過程中拖拽、涂抹和充填作用造成[2]。非滲透物質(zhì)的大量充填斷裂巖孔、喉、縫空間，致使排替壓力劇增，對油氣形成封閉作用。前人通過模擬實驗揭示，滑動破碎帶相對圍巖孔隙度降低1個數(shù)量級，滲透率降低3個數(shù)量級[11]。鑒于滑動破碎帶致密性的影響因素，本文采用壓實作用(斷面應力)、泥巖涂抹作用及泥質(zhì)充填作用來評價其封閉性。

圖1 準噶爾盆地夏紅北斷裂帶結構特征Fig.1 Structural characteristics of Xiahong North Fault in the Junggar Basin

2.1 壓實作用

壓性斷裂產(chǎn)狀較緩，斷裂面(帶)在空間上常為一傾斜的面(帶)，上覆地層對其產(chǎn)生重力分量，同時，區(qū)域擠壓應力也對其致密性產(chǎn)生重要影響，通常采用以下公式計算其所受的斷面正應力[5]：

(1)

式中：p為斷面所承受的正壓力，MPa；H為斷面埋深，m；ρr為上覆地層平均密度，g/cm3；ρw為地層水密度，g/cm3；g為重力加速度，N/kg；σ為水平地應力，MPa；θ為斷面傾角，(°)；β為地應力與斷層走向之間的夾角，(°)。

夏紅北斷裂走向與區(qū)域應力場方向夾角較小，近于30°，傾角45°左右，成藏期以來，長期處于擠壓狀態(tài)，應力大小45 MPa左右[12]，經(jīng)公式(1)計算，斷裂帶所受壓應力受深度控制，介于40～50 MPa，滑動破碎帶所受壓實作用強。

2.2 涂抹作用

準噶爾盆地二疊系以上地層多為砂泥互層[10]，在斷裂活動過程中，斷面易形成涂抹層。泥巖的涂抹效果可通過泥巖涂抹指數(shù)——泥巖削刮比(SGR)定量評價[13]，計算公式如下：

(2)

夏紅北斷裂滑動破碎帶泥巖削刮比值在斷裂西段較高，處于0.40～0.75，均值0.56；而東段稍低，為0.22～0.55，均值0.38，泥巖涂抹效果中等偏好，且隨深度增加，泥巖涂抹效果有降低趨勢(圖2)。

2.3 充填作用

壓性斷裂受力作用強，剪切錯動過程中易產(chǎn)生強烈的碎裂作用，使巖石細?；?，形成大量斷層泥充填在斷裂帶之中，將會造成斷裂帶物性急劇降低[14]。其充填效果可以通過以下公式計算[14-15]：

(3)

式中：Rm為泥質(zhì)充填指數(shù)；L為垂直斷距，m；h1i和h2j分別為斷層上、下兩盤第i，j層泥巖的厚度，m；n1，n2分別為斷層上、下兩盤被錯斷的泥巖層數(shù)；h為斷層上、下兩盤目的層之間的泥巖累積平均厚度，統(tǒng)計時可取斷層上、下兩盤不同井泥巖累積厚度的平均值，m；H為斷移地層厚度，m。

圖2 準噶爾盆地夏紅北斷裂帶泥巖涂抹與充填效果隨深度變化趨勢Fig.2 SGR and Rm vs.depth of Xiahong North Fault in the Junggar Basin

經(jīng)公式(3)計算，夏紅北斷裂帶西段泥質(zhì)充填指數(shù)Rm值在0.23～0.53，均值0.45，充填效果較好；而東段泥質(zhì)充填指數(shù)Rm為0.17～0.44，均值0.28，充填效果較差，且東、西兩段隨深度增加，泥質(zhì)充填變差(圖2)。總體來看，夏紅北斷裂滑動破碎帶封閉性較強，且西段好于東段。

3 誘導裂縫帶封閉性評價

誘導裂縫帶位于斷裂剪切中心兩側(cè)，受構造應力影響，巖石裂縫發(fā)育，但沒發(fā)生明顯錯動，泥質(zhì)充填、巖性對接和泥巖涂抹作用弱[4]。流體進入誘導裂縫帶中壓力和溫度降低，必然產(chǎn)生水巖反應，導致熱液礦物的沉淀結晶，而愈合裂縫，久而久之，滲透率逐漸變小直至不滲透[15-16]。通過對鉆遇夏紅北斷裂帶并取心井的觀察，誘導裂縫帶中裂縫充填普遍，但東、西段充填物差異明顯(圖3)。

3.1 成巖膠結作用

成巖膠結作用多用來表征儲層物性影響因素，而在流體活動最為活躍的斷裂帶輸導體中膠結作用更為突出，對斷裂物性的改變也比儲層物性更廣[11]。巖心及鏡下觀察，夏紅北斷裂誘導裂縫帶成巖膠結作用顯著，取心段呈現(xiàn)出距離滑動破碎帶越近，構造裂縫發(fā)育越密集，礦物充填現(xiàn)象越明顯的特征。目視觀察斷裂帶西段裂縫充填物多為乳白色碳酸鹽類礦物，且?guī)r石破碎嚴重、排列致密(圖3a,b)。斷裂帶東段巖石較為疏松，裂縫充填程度低，充填物多為黑褐色瀝青質(zhì)(圖3g,h)。鏡下觀察，流體成巖膠結礦物成分多樣，包括碳酸鹽類礦物如方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石，硅質(zhì)礦物，粘土礦物如伊利石、高嶺石和伊/蒙混層礦物等，以及稠化原油和少量碳質(zhì)碎屑。

3.1.1 碳酸鹽礦物

鏡下觀察夏紅北斷裂西段碳酸鹽膠結物發(fā)育廣泛、類型多樣，具有多期次膠結特征，同一視域中數(shù)條微裂縫充填不同種類、不同期次膠結礦物。圖3c早期硅質(zhì)礦物充填縫與后期形成白云質(zhì)礦物充填張開裂縫伴生。圖3d同為中-晚期碳酸鹽礦物，鐵方解石充填縫錯開鐵白云石充填縫，表明了夏紅北斷裂至少存在兩期次以上流體運移活動。鏡下分析，斷裂西段碳酸鹽礦物類型以晚期含鐵方解石和白云石為主，早-中期細粒白云石和微晶方解石次之(圖3e，f)。東段含量較低，僅有部分樣品中觀察到微裂縫充填白云質(zhì)礦物(圖3j)。膠結物充填空間多為構造破裂縫、溶蝕擴大縫、晶間孔及少量晶內(nèi)溶孔，礦物膠結程度均為致密。

3.1.2 粘土礦物

鏡下觀察粘土礦物在夏紅北斷裂東段發(fā)育(圖3k，l)，并與其他類型膠結礦物伴生。礦物類型主要為伊利石、伊/蒙混層、高嶺石及少量蒙脫石。伊利石含量最高，電鏡下多呈彎曲片狀充填于粒表及粒間，伊/蒙混層礦物含量次之，為不規(guī)則狀及似蜂巢狀充填于孔縫之間，高嶺石相對含量較低，鏡下為蠕蟲狀、書頁狀分布于顆粒間裂隙中或粒表(圖3l)。粘土礦物來源廣泛，一部分來自斷裂活動的研磨作用，致使碎屑礦物顆粒細化，也有地下水與基巖反應，在富含K+和Al3+等離子環(huán)境下形成高嶺石和伊/蒙混層礦物，并在成巖環(huán)境酸堿性條件不斷變換背景下，逐漸向晚期伊利石等礦物轉(zhuǎn)化。粘土礦物的普遍發(fā)育也是導致誘導裂縫帶內(nèi)物性降低的主要因素之一，可造成斷裂帶垂向封閉。

圖3 準噶爾盆地夏紅北斷裂誘導裂縫帶膠結作用類型Fig.3 Cementation types of the induced fracture zone of Xiahong North Fault in Junggar Basina.風古7井，埋深1 018 m，裂縫充填碳酸鹽膠結物;b.風5井,埋深1 936.5 m，裂縫充填致密碳酸鹽膠結物;c.風古7井，埋深738 m，裂縫被多期鐵白云石、白云石充填;d.風古7井,埋深1 018 m，裂縫被多期鐵白云石、鐵方解石及少量瀝青質(zhì)充填;e.風5井，埋深1 936 m，微裂縫被方解石膠結物充填，滴酸反應劇烈，膠結程度致密;f.風5井,埋深2 837 m，碳酸鹽膠結物，孔隙連通性差;g.夏古3井,埋深2 257 m，孔隙空間被瀝青質(zhì)充填;h.夏18井，埋深1 186 m，斷面見碳質(zhì)及少量黑色瀝青質(zhì);i.夏8井,埋深1 404 m，早期裂縫中方解石脈遭溶蝕被后期瀝青質(zhì)充填;j.夏古3井,埋深2 257 m，鐵白云石膠結物充填破裂縫;k.夏古3井，埋深2 600 m，顆粒晶間孔普遍被泥質(zhì)及瀝青質(zhì)充填，膠結程度致密;l.夏18井，埋深1 249 m，粒間孔隙被蠕 蟲狀高嶺石礦物充填，樣品連通性、孔隙性差

3.2 原油稠化作用

通過鉆遇夏紅北斷裂帶并取心井的巖心觀察，誘導裂縫帶裂縫中稠油或瀝青充填明顯，且主要分布在夏紅北斷裂東段(圖3g—i)，西段僅在淺層分支斷裂處見?？拷鼣嗔鸭羟兄行?，受斷裂錯動摩擦生熱影響，瀝青質(zhì)增多，且質(zhì)地堅硬，誘導裂縫帶邊緣區(qū)域，主要是稠油充填。原油稠化充填常與泥質(zhì)充填共同堵塞斷裂帶滲流空間。壓實作用(斷面應力)、泥巖涂抹作用及泥質(zhì)充填作用分析表明，夏紅北斷裂東段封閉性較弱，構成流體由生烴凹陷向聚集區(qū)運移的有利通道。油、氣和水沿斷裂長期運移，并接受水洗、生物降解、氧化及擴散作用等影響，原油輕質(zhì)組分散失，最終轉(zhuǎn)化為粘度較高的稠油和瀝青質(zhì)[17-18]。經(jīng)樣品測試，稠油中高粘度的膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量分別超過28.82%和32.94%，飽和烴含量低于11.76%，造成斷裂排替壓力增大，達到封閉-半封閉狀態(tài)。

3.3 誘導裂縫帶物性分析

通過對夏紅北斷裂誘導裂縫帶中的樣品普通薄片和鑄體薄片觀察，裂縫中膠結礦物、膠結程度在東、西段具有顯著差異，對斷裂封閉性影響程度不同。西段封閉性較好，碳酸鹽、硅質(zhì)、泥質(zhì)等礦物裂縫膠結致密，膠結物含量最低1.24%，最高41.94%，平均15.05%。巖石物性測試分析其孔隙度為0.1%～8.5%，平均值為4.662%，滲透率為(0.01～2)×10-3μm2，均值為0.57×10-3μm2(圖4a)。根據(jù)孔、滲散點圖分布特征可得出斷裂封閉性具有隨深度增加而增大的變化趨勢。東段物性指數(shù)相對西段高，孔隙度為7%～15%，均值為10.69%，滲透率均值為5.2×10-3μm2(圖4b)。按儲層物性等級，雖為低孔低滲儲層，但仍達到滲流條件，斷裂封閉性相對較差，開啟期長，油氣沿斷裂流動并接受長期生物降解、氧化等作用[19]，這也是在東段觀察到大量稠油及瀝青的主要原因。粘度較高的稠油又在一定程度上降低了斷裂帶的孔滲性能，最終將導致斷裂完全封閉。

3.4 成巖膠結期次分析

代表構造熱事件的流體包裹體常被捕獲在自生成巖礦物結晶晶體中，記錄著流體活動史[20]。通過流體包裹體形態(tài)、種類和分布等顯微學特征，結合包裹體均一溫度分析，可以得到流體成巖史及油氣運聚史方面的相關信息[21]。曹劍等通過流體包裹體地球化學特征分析認為，準噶爾盆地西北緣有3期油氣充注[22]。作者曾以二疊系、三疊系含油儲層流體包裹體分析為基礎，明確了烏夏地區(qū)至少有3期流體活動[23]。本次研究，專門選取夏紅北斷裂帶內(nèi)成巖膠結物，分析流體包裹體，已確定沿斷裂帶的流體活動期次。

夏紅北斷裂誘導裂縫帶中充填、膠結著多種礦物類型，是其封閉性的關鍵影響因素。對24塊取自于斷裂帶的樣品磨制薄片，并鏡下鑒定，裂縫中充填的方解石脈中含有大量次生鹽水包裹體及少量烴類包裹體。包裹體呈線狀、孤立狀和片狀分布，形態(tài)以橢球形、似三角形為主，大小介于3～15 μm，總數(shù)近160余個。用于測溫的鹽水包裹體類型為氣液兩相體，氣液比在5%～20%，均一化至液相，少數(shù)氣液比大于60%，均一化處理可至氣相。烴類包裹體偏光下呈黃褐色至黑褐色，熒光下具有特殊反射色，前人研究認為不同的熒光反射色可代表不同期次形成的物化條件，通常反射色隨烴類成熟度的增加從黃褐色、黃色向藍色和藍白色轉(zhuǎn)化[24]。夏紅北斷裂帶流體包裹體熒光鏡下，烴類包裹體主要呈現(xiàn)出黃褐色與亮黃色兩種(圖5)。利用英制Linkam THMSG600型冷熱臺測溫分析，夏紅北斷裂帶鹽水包裹體均一溫度分布在55～165 ℃，主要有75～85,95～105,120～130 ℃ 3個主頻溫度區(qū)間，結合夏40井埋藏史圖，分別對應二疊紀末期、三疊紀末期和侏羅紀晚期3次流體活動(圖5)。二疊紀末期發(fā)生的第一次流體活動，烴源巖尚未大量排烴[25]，且夏紅北斷裂距生烴中心遠，主要以地層水活動為主，發(fā)生了礦物膠結作用，僅捕獲了鹽水包裹體。后兩次流體活動期間烴源巖已大量排烴[22]，礦物結晶作用捕獲了有機包裹體和同期的鹽水包裹體，是油氣的主要運移期，鹽水包裹體均一溫度與有機包裹體熒光顏色相對應。也說明夏紅北斷裂歷史時期主要經(jīng)歷三期構造運動及大規(guī)模流體活動，誘導裂縫帶的封閉是多期流體活動形成的礦物結晶、充填的結果。

圖5 準噶爾盆地夏紅北斷裂流體活動史Fig.5 Fluid activity history of Xiahong North Fault in the Junggar Basin

4 結論

1) 夏紅北斷裂平面上可分為東、西兩段；剖面上“帶”狀結構明顯，根據(jù)變形特征，進一步分為滑動破碎帶和誘導裂縫帶，其中滑動破碎帶厚度35～45 m，誘導裂縫帶厚度55～85 m，斷裂帶寬度達150～200 m。

2) 斷裂滑動破碎帶和誘導裂縫帶對流體的封閉機理存在明顯差異，評價其封閉性需要采取不同的方法。根據(jù)變形特征，采用壓實作用、泥巖涂抹作用和泥質(zhì)充填作用對夏紅北斷裂滑動破碎帶封閉性評價表明，其西段封閉性好于東段。

3) 誘導裂縫帶巖石裂縫發(fā)育，位移不明顯，缺乏斷層泥充填，常構成流體運移的通道，其封閉性決定于后期的膠結和原油稠化作用。夏紅北斷裂西段膠結礦物類型多為碳酸鹽、硅質(zhì)及粘土礦物，致密程度高；而東段缺乏成巖膠結物，裂縫中多被稠油、瀝青質(zhì)充填，依靠原油稠化，逐漸形成封閉。

4) 鹽水包裹體均一溫度分析及有機包裹體熒光測試表明，夏紅北斷裂帶至少有3期流體活動，第一期為地層水運移，后兩期為地層水活動伴隨烴類充注。斷裂帶的封閉是在壓實、充填作用基礎上，多期熱液礦物結晶膠結和原油稠化的結果。

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(編輯 張亞雄)

Fault zone architecture of Xiahong North Fault zone in Junggar Basin and its sealing properties

Wu Kongyou1，Li Siyuan1，Pei Yangwen1,Guo Wenjian2，Liu Yin1

(1.SchoolofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao,Shandong266580,China;2.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,XinjiangOilFieldCompany,PetroChina,Karamay,Xinjiang834000,China)

A fault is not only a planar surface,but a 3D geologic body with complex internal structures some time,which can be divided into several units.Each unit has a different sealing mechanism,thus should be evaluated with different methods.Through integration of core observation with seismic interpretation,the Xiahong North Fault is divided into two segments,an east and a west segment,in plain view,two units,a slip fractured zone and a induced fracture zone,in sectional view.The slip fractured zone experienced strong compression,twisting and abration,resulting in strong cataclasis,thus can be quantitatively evaluated by the indices of ‘Fault Surface Stress’,‘Shale Gouge Ratio’ and ‘Fault Zone Filling’.The induced fracture zone experienced relatively weak cataclasis and had highly-developed fractures,better poroperm properties,thus can be analyzed according to diagenetic cementation and oil thickening by using thin section and SEM technologies.For the slip fractured zone of Xiahong North Fault,the west segment presents better sealing properties than the east segment,while for the fractured zone,the west segment is sealed by cementation and the east segment is filled by thickened oil.The SEM and fluid inclusion analyses suggest that there are at least three periods of fluid migration affecting the properties of the Xiahong North Fault,of which the 1stfluid migration is dominated by formation water and the 2nd-3rdfluid migration is accompanied by hydrocarbon migration.Therefore,the sealing properties of the Xiahong North Fault zone are the result of the multiple fluid activities in geologic history.

slip fractured zone,induced frature zone,fault sealing capacity,Xiahong North Fault,Junggar Basin

2015-02-24;

2015-10-20。

吳孔友(1971—)，男，教授，油區(qū)構造解析。E-mail:wukongyou@163.com。

國家重點基礎研究發(fā)展計劃(973計劃)項目(2014CB239005)；國家自然科學基金項目(41272142)；國家科技重大專項(2011ZX05001)；山東省自然科學基金項目(ZR2012DM011)。

0253-9985(2015)06-0906-07

10.11743/ogg20150605

TE121.2

A