古近系斷裂控藏作用定量評價
——以珠江口盆地陸豐13洼為例

趙 慶,邱欣衛,肖張波,雷勝蘭,賈連凱,何雁兵

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司,廣東深圳 518054)

斷裂在油氣成藏過程中扮演著非常重要的作用,羅群等對全國重要盆地及典型油氣田的統計結果表明,受斷裂控制的油氣藏占比高達70%以上[1]。斷裂控制著油氣的生成、運移、聚集和保存,深入剖析斷裂在油氣成藏過程中所起的作用,對于揭示油氣運移和聚集規律具有重要意義[2-7]。學者們對斷裂控藏作用做了大量的研究工作。劉峻橋等通過對廊固凹陷斷裂與油氣成藏關系研究,認為斷裂活動性、地層異常壓力、“中轉站”發育規模以及斷面脊等地質參數與油藏地質儲量呈現正相關關系,并據此建立了斷裂垂向輸導能力定量公式[8]。石波通過物理實驗模擬構造應力場,確定活動時期斷裂的走向與區域應力方向的角度關系,進而對活動斷裂的輸導油氣能力進行評價[9]。溫宏雷等在開展黃河口凹陷斷裂控藏作用定量評價的過程中,分析了主成藏期斷裂活動性、蓋層厚度與斷距關系及分形分維值,厘清了這三個參數對油氣成藏的控制作用,并建立了斷裂控藏定量評價方法[10]。李京昌等通過分析斷裂與烴源巖關系,建立了一種半定量分析斷裂與油氣成藏關系的方法[11]。

綜上可見,現有技術中的斷裂控藏作用研究多是針對成藏期活動的斷裂進行定性分析,或者是針對單一因素的定量分析,缺少專門針對成藏期不活動斷裂控藏作用的定量評價。近年來,珠江口盆地古近系勘探不斷取得重大突破,陸豐13東洼中央隆起帶上發現了多個斷塊油田,古近系斷塊圈閉多且復雜,斷塊間油氣富集程度差別較大,而目前針對陸豐凹陷的成藏研究多是定性或半定量研究[12-15],由于其精度較低或考慮因素不夠全面,已無法滿足陸豐地區現階段的勘探需求。本文以陸豐13洼為例,綜合多因素分析斷裂在油氣成藏中的控制作用,嘗試建立斷裂控藏作用與儲量豐度的定量關系,為提高油氣勘探的鉆探成功率提供技術支撐。

1 區域地質概況

陸豐凹陷為珠江口盆地北部坳陷帶內部的一個次級單元,其東部和西部分別為韓江凹陷和惠州凹陷,是珠江口盆地重要的油氣主產區[12-13]。陸豐凹陷由6個次一級洼陷構成,由南向北分別為陸豐15洼、陸豐13東洼、陸豐13西洼、陸豐7洼、惠州11洼和惠州5洼(圖1a)[13-15]。陸豐13東洼、陸豐13西洼(合稱陸豐13洼)勘探程度最高,淺、中、深層均有規模油氣發現,其中古近系已發現儲量超過1.2×108t。

圖1 陸豐凹陷古近系凹陷結構及層序地層劃分

研究區古近系自下而上可劃分為文昌組、恩平組和珠海組,其中文昌組和恩平組為古近系油氣勘探的主要層系。文昌組可進一步劃分為6個段,恩平組可進一步劃分為4個段(圖1b)[15-16]。文昌組發育在前古近系基底之上,為Tg(對應56.0 Ma反射界面)和T80(對應38.0 Ma反射界面)之間沉積的地層,最大厚度超過3 000 m。文六段分布較為局限,主要發育近源扇三角洲沉積,物性相對較差;文五段沉積時期湖盆范圍擴大,在湖盆斜坡區和長軸方向發育辮狀河三角洲砂巖,可作為好的儲層,向湖盆中心逐漸演變為濱淺湖相泥巖沉積;文四段沉積時期湖盆廣泛擴張,面積達到最大,為半深湖相沉積,泥巖質純、厚度大,為文昌組優質烴源巖,洼陷整體為欠補償環境,三角洲規模受限,在湖盆邊緣發育湖相泥巖中夾雜重力流砂巖沉積;文三段-文一段湖水深度相對變淺,物源向湖盆推進較遠,形成具有一定規模的辮狀河三角洲沉積體系。恩平組地層介于T80與T70(對應33.9 Ma反射界面)之間,與下伏文昌組之間發育區域大型不整合,在局部隆起區恩平組直接超覆在基底之上,恩平組物源供給充足,為大型辮狀河三角洲沉積,發育良好的儲層(圖1b)[15-17]。

陸豐凹陷文四段厚層泥巖為優質烴源巖,在10.0 Ma左右開始進入排烴高峰,現今凹陷內文昌組烴源巖處于高熟熱演化階段[18]。

2 構造演化及斷裂發育特征

陸豐凹陷古近系構造演化可以分為3個階段,即裂陷階段(可細分為初始裂陷期、強烈裂陷期、弱裂陷期)、斷坳轉換階段(可細分為斷坳早期、斷坳晚期)和坳陷階段。裂陷階段對應于文昌組沉積時期,在此階段,盆地發生了多次斷陷拉升運動,斷裂密集發育,斷裂主要為NWW、NW走向。珠江口盆地自珠瓊二幕運動開始進入斷坳轉換階段,對應于恩平組沉積時期,該時期地層抬升并受到強烈剝蝕,斷裂走向以EW向為主。進入坳陷階段的標志為南海運動開始,該階段以區域沉降為主,地層穩定沉積,斷裂活動性減弱[19-20]。

根據斷裂活動強度大小、活動時間長短以及斷穿層位差別等,可將研究區內斷裂劃分為3個級別(圖2、圖3)[21-23]。

圖2 陸豐凹陷不同級別斷裂的分布特征

圖3 陸豐凹陷不同級別斷裂的發育特征(剖面位置見圖1)

Ⅰ級斷裂為洼陷邊緣控制洼陷形成和演化的斷裂。研究區內Ⅰ級斷裂為控制陸豐13東洼、陸豐13西洼形成的控洼斷裂,走向主要為NE向、近EW和NWW向,斷裂平面上延伸距離較長,超過30 km;斷裂持續活動時間長、斷穿層位多,文四段沉積時期斷裂活動最強,斷面形態主要為鏟式。

Ⅱ級斷裂為洼陷內部控制二級構造帶形成和演化的斷裂。研究區內Ⅱ級斷裂主要在陸豐13洼緩坡帶發育,斷裂走向主要為NE向、NWW和EW向,受北部邊界斷裂影響,總體表現為向南凸出弧形,延伸長度多在10 km以上,斷裂持續活動時間略短于Ⅰ級斷裂,斷穿層位多由基底向上在珠江組沉積后停止活動。研究區內Ⅱ級斷裂多數在主成藏期停止活動,勘探實踐證實這些斷裂可以作為油氣運移的優勢通道。

Ⅲ級斷裂為洼陷內部早期活動斷裂,主要起分隔斷塊和控藏作用。研究區內Ⅲ級斷裂延伸長度小,走向與邊界斷裂走向基本一致,斷穿層位主要為文昌組和恩平組,斷距較小。平面上為平行式或側接式組合樣式,剖面上呈向心式或“Y”字形組合樣式。Ⅲ級斷裂向下切割文四段烴源巖,向上斷穿文一段-文三段及恩平組砂巖,盡管持續時間短,但勘探實踐證實該類斷裂具有溝通文四段烴源巖的能力,并在文一段-文三段及恩平組圈閉中聚集成藏,為研究區內重要的油源斷裂。

3 斷裂控藏作用影響因素

近年來,圍繞陸豐13洼生烴中心發現了D-4、D-8、B-1等以古近系為主要成藏層系的油田[13,20,23],呈現環洼滿帶含油的特征。研究區斷裂大多在T70前后停止活動,勘探實踐證實這些斷裂對油氣成藏發揮了關鍵控制作用,因此,研究這些斷裂的控藏作用,對認識陸豐地區古近系油氣差異富集主控因素至關重要。本文以斷裂運移過程為主線,從斷裂供油能力、斷裂輸導能力、充注能力三個方面綜合分析斷裂的控藏作用。

3.1 斷源切割關系決定供油能力

斷裂供油能力取決于斷裂與烴源巖側向接觸的供油窗口面積的大小,斷裂切割烴源巖面積越大供油能力越強,反之供油能力越弱[24]?？紤]到斷裂在不同位置切割烴源巖深度的不同,將斷裂分成若干段,計算每一段的斷裂與烴源巖接觸面積來表征供油能力,供油能力表達式為:

Si=LiH1i

(1)

式中:Si為供油能力,km2;Li為斷裂平面上分段長度,km;H1i為斷裂與烴源巖接觸的縱向長度,km;i為所評價分段斷層的自定義序號。

對陸豐13洼已發現的8個含油斷塊的控藏斷裂切源面積進行分析,結果表明,控藏斷裂的有效切源面積越大,對應構造發現的儲量豐度也越大,控藏斷裂切源面積與儲量豐度呈現正相關關系(圖4)。B-1-1、D-8-2d兩口井所在的含油斷塊構造位置相近(圖2),前者主要受控于F2、F3兩條通源斷裂,后者主要受控于F1、F4兩條通源斷裂,四條斷裂均是Ⅲ級斷裂,具有相近的成藏特征。利用供油能力計算公式計算得到兩個斷塊通源斷裂切割烴源巖面積差異較大,前者通源斷裂有效切源面積為1.77 km2,其油氣儲量豐度為90.0×104t/km2,后者通源斷裂有效切源面積為2.84 km2,其油氣儲量豐度為 247.0×104t/km2。

圖4 陸豐13洼油田控藏斷裂切源面積與儲量豐度關系

3.2 斷砂匹配關系控制輸導能力

根據斷裂輸導油氣機理,斷裂的輸導能力受斷裂帶的閉合程度和斷裂帶中泥質含量這兩個因素的影響[25-32]。陸豐13洼古近系通源斷裂主要為Ⅱ級和Ⅲ級斷裂,在主成藏期(對應T32反射層)這些通源斷裂處于靜止狀態(圖3)。付廣針對靜止期斷裂輸導能力進行了物理模擬實驗,其結果在一定程度上定量地反映斷裂靜止期輸導油氣的能力,斷裂帶內部原油的運移速度與斷裂帶內泥質含量呈負相關關系,與斷層傾角呈正相關關系[27-30]?？紤]到陸豐凹陷實際地質情況,斷裂的輸導能力可用斷面正壓力和斷裂帶泥質含量這兩個參數來表示。

斷面正壓力大小可反映斷裂帶受壓實程度,其大小與斷面埋深和斷面傾角相關,斷面正壓力越小,斷層垂向輸導能力就越好。根據經驗公式,斷面正壓力表達式為[32]：

Pi=0.009 876H2i(ρr-ρw)cosθ

(2)

式中:Pi為斷面所受上覆地層正壓力,MPa;H2i為斷裂目的層段埋藏中深,m;ρr為上覆地層的平均密度,t/m3;ρw為地層水的密度,t/m3;θ為斷層傾角,(°)。

由式(2)可以看出,斷層傾角越大,斷面正壓力越小,所對應的斷裂帶閉合程度越低,斷層輸導能力越好;反之,斷層輸導能力越差。

斷裂帶中泥質成分含量越低,斷裂帶孔滲性就越好,越有利于油氣沿著斷裂帶運移[27]。根據經驗公式,斷裂帶中泥質含量表達式為:

(3)

式中:Ri為斷裂帶泥質含量,%;L1i為垂直斷距,m;Vsh為目的層的泥質含量,%;H3i斷層兩盤目的層的平均厚度,m。

從式(3)可以看出,該方法利用斷裂斷距和斷移地層泥質含量估算斷裂碎裂巖中的泥質含量。Ri的值能夠較好地反映斷裂帶內部泥質含量,既考慮斷裂兩盤的巖性,又考慮了斷層斷距的影響[27-29]。

斷裂帶泥質含量越低,斷面正壓力越小,斷裂的輸導能力越強,輸導能力與斷面正壓力和斷裂帶泥質含量分別呈負相關關系,利用二者乘積的倒數表征輸導能力,計算公式為:

(4)

式中:Fi為斷裂輸導能力,無量綱。

利用上述公式定量計算陸豐13洼通源斷裂輸導能力的過程中,斷面正壓力公式中涉及的地層埋深取目的層與烴源巖頂面埋藏中深,地層水密度及上覆地層平均密度根據地區經驗值得到,地層傾角利用地震剖面信息計算得到,斷裂帶泥質含量公式中地層泥質含量從研究目標區周邊已鉆井獲得,斷層兩盤平均厚度及垂直斷距數據從地震剖面上獲得。將斷面正壓力值和斷裂帶泥質含量值帶入斷裂輸導能力計算公式,計算結果表明,斷裂輸導能力一般為0～0.10,斷裂輸導能力高值段,斷裂輸導能力強,有利于油氣縱向輸導。以F5和F7斷裂為例,F5斷裂的輸導能力平均值為0.04,對應構造儲量豐度為20.0×104t/km2;F7斷裂輸導能力平均值為0.07,對應構造儲量豐度為231.0×104t/km2。F5斷裂輸導能力差是導致其儲量豐度相對于其他斷塊較低的重要因素之一(圖5)。

圖5 斷裂輸導能力與儲量豐度關系

3.3 斷圈接觸關系決定充注能力

充注能力是指斷裂輸導的油氣向圈閉聚集的能力,斷裂橫向上與圈閉接觸長度(斷圈接觸長度)越長,斷裂的輸導能力越強,斷裂輸導上來的油氣向圈閉充注能力越強。一條斷裂在平面上往往延伸很長,通過其運移的油氣可能不會都向某個特定圈閉匯聚,利用斷層不同段的輸導能力與斷圈接觸長度的積表征充注能力。充注能力表達式為:

Ci=LiFi

(5)

式中:Ci為充注能力,無量綱。

從式(5)可以看出,斷裂向圈閉的充注能力與斷圈接觸長度和斷裂輸導能力有關,斷圈接觸長度越長,斷裂輸導能力越強,越有利于油氣向圈閉匯聚。

3.4 耦合系數與儲量豐度預測模型

將上述供油能力、輸導能力、充注能力公式耦合,可得到斷裂控藏作用綜合評價表征模型,表達式為:

(6)

式中:K為斷裂控藏作用能力耦合系數,無量綱;n為所評價斷層的分段總數。

從式(6)所涉及的參數可知,該公式綜合考慮了斷距、地層厚度、地層泥質含量、地層傾角、埋深、斷裂與圈閉接觸關系等因素,能夠綜合反映斷裂控藏作用,K值越大表示成藏越有利。

4 評價方法的應用

應用斷裂控藏作用綜合評價模型公式對陸豐13洼古近系斷塊油田和含油構造的斷裂控藏能力進行評價,并建立斷裂控藏能力耦合系數與儲量豐度之間的函數關系,二者之間表現出較好的正相關關系(圖6),斷裂控藏作用能力值越大,油田發現的油氣儲量豐度越大,該擬合結果能夠反映陸豐地區古近系斷裂控藏能力與儲量豐度之間的關系。

圖6 斷裂控藏作用能力與儲量豐度擬合關系

該方法在C-1油田滾動勘探中取得了較好的應用效果。C-1油田位于珠江口盆地北部坳陷帶東北部,是發育在北部坳陷帶基底隆起上的背斜構造[33]。該油田于1993年投產,滾動勘探過程中,在東北部鉆探了C-1N-1井、C-1NE-1井兩口井(圖7),這兩口井均僅見幾米油層,未達到預期效果,這使得該地區勘探一度陷入僵局。在新一輪的滾動評價過程中,利用本文所建立的斷裂控藏作用定量評價方法對路徑2和已有鉆井路徑1斷裂控藏作用能力進行對比分析。從分析結果看(表1),路徑2主要通源斷裂的供油能力、輸導能力以及充注能力均優于路徑1。計算得到耦合系數K值分別為60.07和6.25,利用儲量豐度綜合預測模型預測路徑2和路徑1上斷塊圈閉的儲量豐度分別為894.0×104t/km2和5.3×104t/km2。

表1 路徑1與路徑2定量評價統計結果

圖7 C-1油田恩平組頂面構造圖

實鉆結果證實,路徑2上的C-9-1井于古近系見油氣顯示121 m,油層凈厚50.5 m,同時與其鄰近的C-8-1井于古近系見油氣顯示131.0 m,油層凈厚22.8 m,兩個構造共發現原油三級地質儲量超過3 000×104t,證實了路徑2的有效性,同時也揭示了油氣主要是通過路徑2運移到C-1油田成藏。

5 結論

1)根據斷裂活動強度大小、活動時間長短以及斷穿層位差別等因素,結合研究區的地質情況,對洼陷內斷層劃分為3個級別,控制陸豐13東洼古近系成藏的斷裂主要為Ⅱ級和Ⅲ級斷裂。

2)綜合多因素對斷裂的控藏作用進行分析,結果表明斷源切割關系決定供油能力、斷砂匹配關系控制輸導能力、斷圈接觸關系決定充注能力,并利用三者定量化耦合結果來定量表征斷裂控藏作用能力。

3)建立了斷裂控藏作用能力定量化預測儲量豐度公式,并在定量評價方法的指導下發現了一個中型油田(C-9油田),表明該定量評價方法符合陸豐地區實際地質規律。在實際應用中,該方法既可以用來對比不同勘探目標區的斷裂供油能力、輸導能力和充注能力的強弱,也可以利用擬合公式在眾多復雜斷塊圈閉中高效尋找油氣富集斷塊,從而有效提高油氣區帶和鉆探靶區的選擇精度,為提高油氣勘探的鉆探成功率提供技術支撐。