斷裂輸導油氣運移形式分布區預測方法及其應用

付廣,李世朝,楊德相

1.東北石油大學地球科學學院, 黑龍江大慶 1633182.中國石油華北油田勘探開發研究院，河北任丘 062552

斷裂輸導油氣運移形式分布區預測方法及其應用

付廣1,李世朝1,楊德相2

1.東北石油大學地球科學學院, 黑龍江大慶 1633182.中國石油華北油田勘探開發研究院，河北任丘 062552

為研究斷裂在油氣成藏與分布中的作用，在斷裂輸導油氣運移形式劃分的基礎上，對斷裂輸導油氣運移形式所需條件和分布區預測方法進行了研究，結果表明：斷裂輸導油氣運移形式不同，所需條件也不同，斷裂垂向向上輸導油氣運移形式所需的條件主要是斷裂位于成熟源巖區內，斷裂垂向向下輸導油氣運移形式所需條件是斷裂位于具有供油氣能力的超壓成熟源巖區內，斷裂側向連接輸導油氣運移形式所需條件是斷裂位于蓋層斷接厚度大于和等于其油氣側向運移所需的最小斷接厚度區內，斷裂側向變徑輸導油氣運移形式所需條件是斷裂位于蓋層斷接厚度小于其油氣側向運移所需的最小斷接厚度區內。通過斷裂分布區成熟烴源巖區或具有供油氣能力的超壓成熟源巖區疊合和油氣側向運移區、油氣非側向運移區及斷裂分布區疊合，分別建立了斷裂垂向向上、垂向向下和側向連接、變徑輸導油氣運移形式分布區的預測方法，并將其分別應用于渤海灣盆地冀中坳陷留楚地區東二、三段、松遼盆地三肇凹陷扶楊油層和渤海灣盆地冀中坳陷文安斜坡沙二段斷裂輸導油氣運移不同形式分布區預測中，其預測結果與目前留楚地區東二、三段、三肇凹陷扶楊油層和文安斜坡沙一段和沙二段已發現油氣分布相吻合，表明該方法用于斷裂輸導油氣運移形式分布區預測是可行的。

斷裂輸導；油氣運移形式；分布區；預測方法

隨著油氣勘探的深入，人們愈來愈認識到斷裂在含油氣盆地油氣成藏與分布中所起的作用，斷裂不僅可以作為遮擋物使油氣在其兩側附近聚集成藏，而且活動斷裂還可以作為輸導通道連接源巖和圈閉，使油氣在含有油氣盆地內更大的立體范圍內聚集成藏。由于油氣運移方向不同，斷裂輸導油氣運移的形式也就不同，所以對油氣運移成藏與分布所起的作用也就不同。能否正確認識斷裂輸導油氣運移形式及其分布特征，是含油氣盆地斷裂發育區油氣勘探的關鍵。關于斷裂輸導油氣運移形式及其對油氣成藏的作用前人曾做過大量的研究和探討，主要是按照油氣運移方向將斷裂輸導油氣運移形式分為垂向和側向輸導油氣運移兩種形式[1-2]。文獻[3-5]又將斷裂垂向輸導油氣運移形式細分為垂向向上和垂向向下2種輸導油氣運移形式，斷裂側向輸導油氣運移形式又細分為斷裂側向連接和變徑輸導油氣運移2種形式，并對上述幾種斷裂輸導油氣運移形式特征及在油氣成藏中所起作用進行了研究，所取得的研究成果對指導含油氣盆地斷裂發育區油氣勘探起到了非常重要的作用。然而，關于斷裂輸導油氣運移形式分布特征除了斷裂垂向輸導油氣運移形式曾被研究[6-7]外，其他斷裂輸導油氣運移形式分布特征研究的相對較少，目前尚無文獻報道，這無疑不利于含油氣盆地斷裂發育區油氣勘探的深入。因此，開展斷裂輸導油氣運移不同形式分布區預測方法的研究，對于正確認識含油氣盆地斷裂發育區油氣分布規律和指導油氣勘探均具重要意義。

1 斷裂輸導油氣運移形式及其所需條件

斷裂輸導油氣運移形式按油氣運移方向可以分為以下二大類和4小類。

1.1 斷裂垂向向上與向下輸導油氣運移形式

斷裂垂向向上輸導油氣運移形式主要發育在含油氣盆地油源區內，源巖生成的油氣在浮力(若存在超壓，超壓也可作為動力)作用下，通過斷裂垂向向上(包括斜向向上)輸導油氣的一種形式，如圖1a所示。該斷裂輸導油氣運移形式發生所需條件主要是斷裂位于成熟烴源巖區內，源巖生成的油氣才會沿斷裂垂向向上輸導運移；否則源巖無油氣生成，也就無油氣沿斷裂垂向向上輸導運移。即使有沿不整合面、砂體或其他斷裂運移至此油氣，其再沿斷裂垂向向上輸導運移的油氣也應是有限的，不應是斷裂垂向向上輸導油氣運移形式發生的主要地區。

斷裂垂向向下輸導油氣運移形式也主要發生在含油氣盆地油源區內，源巖生成的油氣在其內超壓的作用下通過斷裂垂向向下(包括斜向向下)輸導油氣運移的一種形式，如圖1b所示。該類斷裂輸導油氣運移形式發生需要的條件是斷裂位于具有供油氣能力的超壓成熟源巖區內，源巖生成的油氣在超壓作用下才能克服斷裂垂向向下輸導所遇到的各種阻力(斷裂帶毛細管壓力、地層高壓和油氣本身浮力)，使源巖生成的油氣沿斷裂垂向向下輸導運移，否則即使源巖生成油氣但超壓太小，或雖然源巖超壓較大，但源巖未有油氣生成均無油氣沿斷裂垂向向下輸導運移。

1.2 斷裂側向連接和變徑運移形式

斷裂側向連接和變徑輸導油氣運移形式主要發生在含油氣盆地油源區之外，源巖生成的油氣在浮力的作用下沿砂體側向運移遇到斷裂時，斷裂對油氣側向運移所起的側向連接或側向變徑輸導運移的二種形式(圖1c,d)。斷裂側向連接輸導油氣運移形式發生需要的條件是砂體之上蓋層斷接厚度大于和等于其油氣側向運移所需的最小斷接厚度，油氣不能沿斷裂穿過蓋層向上輸導運移，而只能在蓋層之下繼續沿砂體發生側向輸導運移的一種形式，如圖1c所示。斷裂側向變徑輸導油氣運移形式發生所需條件是砂體之上蓋層斷接厚度小于其油氣側向運移所需的最小斷接厚度，油氣將沿斷裂穿過蓋層向上輸導運移，而無油氣繼續沿蓋層之下砂體側向輸導運移的一種形式，如圖1a所示。

圖1 斷裂輸導油氣運移形式類型示意圖Fig.1 Fault conduit form of transporting oil and gas diagram

2 不同斷裂輸導油氣運移形式分布區預測方法

由上可知，斷裂輸導油氣運移形式不同，其所需條件也就不同，造成不同斷裂輸導油氣運移形式分布區的預測方法也就不同。

2.1 斷裂垂向向上和向下輸導油氣運移形式分布區預測方法

由于斷裂垂向向上輸導油氣運移形式發生主要是斷裂位于源巖成熟區內，因此，只要確定出源巖成熟區和斷裂分布區，二者疊合便可以確定出斷裂垂向向上輸導油氣運移形式主要分布區。源巖成熟區可以根據源巖內有機質熱演化程度Ro大于和等于0.5%或源巖排烴門限所圈定的范圍來確定。而斷裂可以通過三維地震資料的解釋結果，對斷裂斷斷穿層位進行拆分，將連接源巖和目的儲層，且在油氣成藏期活動的斷裂作為輸導油氣的斷裂，再將源巖成熟區與斷裂分布疊合，二者重疊區便是斷裂垂向向上輸導油氣運移形式的主要分布區。

由于斷裂垂向向下輸導油氣運移形式應是斷裂位于在具有供油氣能力的超壓成熟源巖區內，因此，只要確定出具有供油氣能力的超壓成熟源巖區和斷裂分布區，二者疊合即為斷裂垂向向下輸導油氣運移形式分布區。具有供油氣能力超壓成熟源巖區可以首先根據聲波時差資料計算出現今源巖內的超壓值大小利用文獻[8-10]中古超壓恢復方法，對源巖在油氣成藏期古超壓值進行了恢復計算；然后根據已知井點處源巖古超壓值與斷裂垂向向下輸導油氣的運移距離(可用目前源巖之下儲層中油氣顯示距源巖的最大深度統計得到)之間統計關系(圖2)。確定斷裂垂向向下輸導油氣所需最小源巖古超壓值，再根據網格點處源巖古超壓值，將古超壓值大于由圖2中所確定出的斷裂垂向向下輸導油氣運移所需的最小源巖古超壓值的區域作為超壓成熟源巖區。再按照上述斷裂分布區的確定方法確定出斷裂分布區，最后將二者疊合得到的重疊區便是斷裂垂向向下輸導油氣運移形式分布區。

圖2 源巖古超壓值與斷裂垂向之下輸導油氣距離的關系Fig.2 The relationship between ancient source rock’s overpressure and the distance of fault vertically downward transporting oil and gas

2.2 斷裂側向連接和變徑輸導油氣運移形式分布區預測方法

由于斷裂側向連接或變徑輸導油氣運移形式應是斷裂位于砂體之上蓋層斷接厚度大于和等于或小于其油氣側向運移所需的最小斷接厚度區內。因此，只要確定出油氣側向運移區和非油氣側向運移區及斷裂分布區，三者疊合便可以得到斷裂側向連接或變徑輸導油氣運移形式分布區。油氣側向運移區和非油氣側向運移區可首先根據研究區已知井點處蓋層厚度和斷裂斷距計算其斷接厚度，并將其從小到大的順序排列，再統計蓋層上下油氣分布特征，如圖3所示，將僅在蓋層之下有油氣分布的最小斷接厚度視為油氣側向運移所需的最小斷接厚度，這是因為如果油氣僅分布在蓋層之下，說明油氣不能穿過蓋層向上運移，只能在蓋層之下發生側向運移；相反，油氣既可以分布在蓋層之下，又可以分布在蓋層之上，說明一部分油氣已穿過蓋層向上運移，油氣已不再發生側向運移，而主要發生的是變徑運移，應為非側向運移區。然后統計研究區所有斷裂的斷距和對應處蓋層厚度，計算其斷接厚度，然后將其做成平面圖。最后將所有蓋層斷接厚度大于和等于其油氣側向運移所需的最小斷接厚度的斷裂分布劃在一起，即為斷裂側向連接輸導油氣運移形式分布區，而將所有蓋層斷接厚度小于其油氣側向運移所需的最小斷接厚度的斷裂劃在一起，即為斷裂側向變徑輸導油氣運移形式分布區。

圖3 油氣側向運移所需的蓋層最小斷接厚度厘定示意圖Fig.3 Minimum thickness of the caprock for oil-gas lateral migration

3 實例應用

3.1 斷裂垂向向上和向下輸導油氣運移形式分布區預測實例應用

選取渤海灣盆地冀中坳陷饒陽凹陷留楚地區東二段、東三段，利用上述方法預測斷裂垂向向上輸導沙一段源巖生成油氣運移形式分布區，并通過其預測結果與目前東二、三段已發現油氣分布之間關系分析，驗證該方法預測斷裂垂向向上輸導油氣運移形式分布區的可行性。

留楚地區位于冀中坳陷饒陽凹陷中部，構造上是一個NE走向的不對稱背斜構造，背斜核部位于研究區北部，背斜東翼陡，西翼緩，面積515 km2。該區從下至上發育的地層有古近系的孔店組、沙河街組、東營組和新近系的館陶組、明化鎮組和第四系。目前該區發現的油氣主要分布在東二、三段，油氣源對比結果表明，東二、三段油氣主要來自下伏沙一段源巖。由于沙一段源巖與東二、三段儲層之間被多套泥巖層相隔，沙一段源巖生成的油氣只能通過斷裂才能向上覆東二、三段輸導運移。三維地震資料解釋結果表明，東二、三段發育有中期走滑伸展、晚期張扭、早期伸展—中期走滑伸展、中期走滑伸展—晚期張扭和早期伸展—中期走滑伸展—晚期張扭5類斷裂，但能夠成為沙一段源巖生成油氣向上覆東二、三段輸導運移的斷裂應是中期走滑伸展—晚期張扭和早期伸展中期走滑伸展—晚期張扭2類斷裂。

由圖4可以看出，留楚地區東二、三段輸導油氣斷裂除了研究區東北部和西部邊部相對不發育外，幾乎全區分布。由圖4可以看出留楚地區沙一段源巖成熟區除東、西、南部邊部外研究區大面積分布，中北部面積大于南部。由沙一段源巖成熟區和東二、三段輸導油氣斷裂分布疊合便可得到留楚地區東二、三段斷裂垂向向上輸導油氣運移形式分布區，如圖4所示。由圖4可以看出，除東、西、南部邊部外研究區東二、三段斷裂垂向向上輸導油氣運移形式分布區大面積分布，目前東二、三段已發現的油氣均分布在斷裂垂向向上輸導油氣運移形式分布區內，這是因為只有位于斷裂垂向向上輸導油氣運移形式分布區內，東二、三段才能通過斷裂從下伏沙一段源巖處獲得油氣聚集成藏；否則，沙一段源巖無油氣生成，也就無油氣通過斷裂垂向向上輸導運移，即無油氣聚集。

圖4 留楚地區東二、三段斷裂垂向向上輸導油氣運移形式分布預測圖Fig.4 Fault conduit distributing prediction of vertically upward transporting oil and gas in Dong 2, Dong 3 member of Liuchu area

選取松遼盆地三肇凹陷扶楊油層為例，利用上述方法預測其斷裂垂向向下輸導青一段源巖生成油氣運移形式分布區，并通過預測結果與目前扶楊油層已發現油分布之間關系分析，驗證該方法用于預測斷裂垂向向下輸導油氣運移形式分布區的可行性。

三肇凹陷位于松遼盆地中央坳陷區內，位于下白堊統泉頭組三、四段的扶楊油層是其內油的主要產層，油源對比結果[11-12]表明，其油主要來自于上覆上白堊統青山口組一段源巖，屬于上生下儲式生儲蓋組合，青一段源巖生成的油在超壓的作用下通過斷裂向下伏扶楊油層輸導運移。由文獻[13-15]利用聲波時差資料計算得到的三肇凹陷青一段源巖現今超壓值最大可達到20 MPa，整個凹陷只有在東南邊部青一段源巖超壓小于6 MPa，其余地區超壓值均在8 MPa以上。由文獻[8-10]中源巖古超壓恢復方法，對三肇凹陷青一段源巖在油氣成藏期—明水組沉積末期古超壓值恢復結果可知，青一段源巖古超壓值最大可達到10 MPa，除凹陷中部局部和東南邊部古超壓值小于5 MPa外，整個凹陷大部分地區青一段源巖古超壓值大于5 MPa。由文獻[16-17]中三肇凹陷青一段源巖古超壓值與斷裂垂向向下輸導油氣運移距離之間關系(圖5)，可以得到斷裂垂向向下輸導油氣運移所需的最小古超壓值約為5 MPa，據此由青一段源巖中古超壓值分布和油源巖排烴門限分布便可以得到三肇凹陷青一段超壓成熟源巖區(圖6)，再與文獻[17-19]中確定出的三肇凹陷扶楊油層輸導油氣斷裂(為圖6中斷裂密集帶的邊部斷裂)分布疊合，便可以得到三肇凹陷扶楊油層斷裂垂向向下輸導青一段源巖生成油氣運移形式分布區如圖6所示，由圖6可以看出，三肇凹陷除凹陷中心局部地區和東南邊部外，整個凹陷其余廣大地區皆為斷裂垂向向下輸導青一段源巖生成油氣運移分布區，這可能是目前三肇凹陷扶楊油層能在整個凹陷范圍內(圖6)找到大量油藏的重要原因。

圖5 三肇凹陷青一段源巖古超壓與斷裂垂向之下輸導油氣運移距離之間關系Fig.5 The relationship between Qing 1 member source rock of Sanzhao depression’s ancient overpressure and the distance of fault vertically downward transporting oil and gas

圖6 三肇凹陷扶楊油層斷裂垂向之下輸導油氣運移形式分布區預測圖Fig.6 Fault conduit distributing prediction of vertically down-ward transporting oil and gas in Fu-Yang oil layers

3.2 斷裂側向連接和變徑輸導油氣運移形式分布區預測實例應用

選取渤海灣盆地冀中坳陷文安斜坡沙二段為例，利用上述方法預測其沙二段斷裂側向連接和變徑輸導油氣運移形式分布區，并通過預測結果與目前沙一段和沙二段已發現油氣分布之間關系分析，驗證該方法預測斷裂側向連接和變徑輸導油氣運移形式分布區的可行性。

文安斜坡位于冀中坳陷霸縣凹陷東部，整體為一個東抬西傾斜坡，該區從下至上發育的地層有古近系的孔店組、沙河街組、東營組和新近系館陶組、明化鎮組和第四系。油氣主要分布在沙一段和沙二段，油氣源對比結果表明，油氣主要來自東部霸縣凹陷的沙一段源巖。霸縣凹陷沙一段源巖生成的油氣通過斷裂側接進入沙二段儲層，然后油氣沿沙二段儲層在文安斜坡發生側向運移，在側向運移途中會遇到多條斷裂，而且這些斷裂錯斷了上覆沙一段下部泥巖蓋層。由三維地震資料解釋結果可知，文安斜坡區沙二段發育中期走滑伸展、晚期張扭、早期伸展—中期走滑伸展、中期走滑伸展—晚期張扭和早期伸展—中期走滑伸展—晚期張扭5類斷裂，但能成沙二段油氣輸導斷裂應是油氣成藏期—明化鎮組沉積末期活動的斷裂，即主要是中期走滑伸展—晚期張扭和早期伸展—中期走滑伸展—晚期張扭2類斷裂，由圖7中可以看出，文安斜坡區沙二段輸導油氣斷裂全區發育，斷裂以北北東向展布為主，少量為近東西向展布。由鉆井和地震資料可以得到文安斜坡區沙一段下部泥巖蓋層厚度最大厚度可達到1 000 m以上，主要分布在研究區西南邊部局部地區，在研究區南部和中北部發育多個次極值區，沙一段下部泥巖蓋層厚度可達到500 m以上，由這些厚度極值區向東側斜坡沙一段下部泥巖蓋層厚度逐漸減小，在研究區邊部減少至50 m以下。通過已知38口井斷裂斷距和沙一段下部泥巖蓋層厚度計算其斷接厚度，并將其由小到大排列，統計沙一段下部泥巖蓋層上下油氣分布特征(圖8)，可以得到油氣側向運移沙一段下部泥巖蓋層所需的最小斷接厚度為140～150 m。統計文安斜坡所有斷裂斷距和沙一段下部泥巖蓋層厚度，計算沙一段下部泥巖蓋層斷接厚度，并作其平面圖，如圖7所示，按照油氣側向運移所需的沙一段下部泥巖蓋層最小斷接厚度值，便可以得到文安斜坡沙二段斷裂側向連接和變徑輸導油氣運移形式分布區如圖7所示。由圖7中可以看出，文安斜坡區沙二段斷裂側向連接輸導油氣運移形式分布區主要分布在研究區西部，東部及北部皆為斷裂側向變徑輸導油氣運移形式分布區。目前文安斜坡區沙二組已發現的油氣主要分布在斷裂側向連接輸導油氣運移形式分布區內，少量分布在斷裂側向變徑輸導油氣形式分布區內，而目前文安斜坡沙一段目前已發現的油氣均分布在斷裂側向變徑輸導油氣運移形式分布區內，如圖7所示。這是因為沿沙二組儲層側向運移的油氣在斷裂側向連接輸導油氣運移區域內不能沿斷裂向上輸導運移，而只能在沙二段儲層內側向運移和聚集。當沿沙二段儲層側向運移油氣進入斷裂側向變徑輸導油氣運移形式分布區內主要沿斷裂發生變徑運移，使油氣進入到上覆沙一段儲層中運移和聚集形成的。只有剩余的少量油氣繼續沿沙二段儲層側向運移和聚集。

圖7 文安斜坡沙二段斷裂側向連接和變徑輸導運移形式分布區預測圖Fig.7 Distribution prediction of fault lateral connections and adjustable transporting of the Sha 2 member, Wen’an slope

圖8 文安斜坡沙一段下部泥巖蓋層封油氣最小斷接厚度Fig.8 Minimum break thickness of sealing oil and gas in the mudstone cap rock of the lower part of Sha 1 member in Wen’an slope

4 結論

(1) 斷裂輸導油氣運移形式不同，所需條件也不同。斷裂垂向向上輸導油氣運移形式所需條件主要是斷裂位于成熟源巖區內，斷裂垂向向下輸導油氣運移形式所需形式是斷裂位于具有供油氣能力的超壓成熟源巖區內，斷裂側向連接輸導運移油氣形式所需條件是斷裂位于砂體之上蓋層斷接厚度大于和等于其油氣側向運移所需的最小斷接厚度區內，斷裂側向變徑輸導運移油氣形式所需的條件是斷裂位于砂體之上蓋層斷接厚度小于其油氣側向運移所需的最小斷接厚度區內。

(2) 通過斷裂分布區、成熟源巖區及具有供油氣能力的超壓成熟源巖區疊合和油氣側向運移區、非油氣側向運移區及斷裂分布區疊合，分別建立了斷裂垂向向上、垂向向下和側向連接和變徑輸導油氣形式分布區的預測方法，并將其分別應用于渤海灣盆地冀中坳陷留楚地區東二、三段、松遼盆地三肇凹陷扶楊油層和渤海灣盆地冀中坳陷文安斜坡區沙二段斷裂輸導油氣運移不同形式分布區的預測中，其結果與目前留楚地區東二、三段、三肇凹陷扶楊油層和文安斜坡沙二段、沙一段已發現油氣分布相吻合，表明該方法用于斷裂輸導油氣運移形式分布區的預測是可行的。

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A Method Forecasting Distribution Areas of Fault Transporting Oil-gas Migration and Its Application

FU Guang1, LI ShiZhao1, YANG DeXiang2

1. Earth Science Institute, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318, China2. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Huabei Oilfield Company, Renqiu, Hebei 062552, China

To study the play of fault in oil-gas accumulation and distribution, based on the division of fault transporting oil and gas forms, the conditions required for fault transporting oil-gas and the method forecasting distribution are studied. The results show that the fault transporting oil-gas migration forms are different and the required conditions are also different. The conditions required for fault vertically transporting oil-gas upward is that the fault locates in the area where mature source rocks exist. The condition of fault vertically transporting oil-gas downward is the fault located in the maturation zone with ex-high pressure and supply oil ability. The condition of fault laterally transporting petroleum migration is that the fault locates in where cap rocks faulted-contact thickness is greater than or equal to the minimum faulted-contact thickness for oil-gas lateral migration. The condition of fault laterally diameter changing transporting petroleum migration is that the fault locates in the area that cap rocks faulted-contact thickness less than faulted-contact thickness for oil-gas lateral migration. By comparing the matured source rocks distribution or the matured source rocks distribution with anomaly high pressure and supply hydrocarbon ability, oil-gas lateral migration distribution, oil-gas non-lateral migration distribution and fault distribution, a prediction method of different fault transporting distribution area is established. Then it is applied into the study of predicting distribution areas of fault transporting oil-gas migration in Ed2,Ed3Formation, Jizhong sag of Bohai bay basin, the Fuyang Reservoir in the Sanzhao Depression of Songliao basin, and Ed2in Wenan slope of Baxian depression, Bohai bay basin. The prediction results are consistent with the discovered distribution of oil and gas, indicating that the prediction method of fault transporting oil and gas migration is feasible.

fault transporting; hydrocarbon migration form; distribution area; prediction method

1000-0550(2017)03-0592-08

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.03.016

2016-06-08； 收修改稿日期： 2016-07-20

國家自然科學基金項目(41372153)[Foundation: Nation Natural Science Foundation of China, No.41372153]

付廣，男，1962年出生，教授，油氣藏形成與保存，E-mail: fuguang2008@126.com

P618.13

A