付晓飞1,2,3，贾茹1,2,3，王海学1,2,3，吴桐1,2,3，孟令东1,2,3，孙永河1,2,3

（1.东北石油大学CNPC断裂控藏研究室；2.黑龙江省“断层变形、封闭性及与流体运移”高校科技创新团队；3.“非常规油气成藏与开发”省部共建国家重点实验室）

断层-盖层封闭性定量评价
——以塔里木盆地库车坳陷大北—克拉苏构造带为例

付晓飞1,2,3，贾茹1,2,3，王海学1,2,3，吴桐1,2,3，孟令东1,2,3，孙永河1,2,3

（1.东北石油大学CNPC断裂控藏研究室；2.黑龙江省“断层变形、封闭性及与流体运移”高校科技创新团队；3.“非常规油气成藏与开发”省部共建国家重点实验室）

基于岩石力学特征测试和野外露头解剖，分析塔里木盆地库车坳陷大北—克拉苏构造带断裂在膏盐岩盖层和砂砾岩储集层中的变形机制，研究断层封闭机理并建立天然气保存综合定量评价图版。随埋深增加，膏盐岩从脆性阶段向脆-塑性、塑性阶段转变，库车坳陷膏盐岩从脆性向脆-塑性转化的深度约为1 740 m，从脆-塑性向塑性转化的深度约为3 400 m。断裂在脆性膏盐岩中变形形成贯通性断裂，可用断接厚度表征断层垂向封闭性；断裂在脆-塑性膏盐岩盖层中变形形成涂抹，涂抹因子（SSF）值3.5为膏盐岩涂抹连续与否的临界值，为判断脆-塑性膏盐岩中断裂垂向封闭性的标准；断裂一般不断穿塑性膏盐岩。断裂在砂砾岩中变形形成断层角砾岩型断裂带，不具封闭能力，天然气在断层圈闭中聚集数量取决于控圈断裂两盘岩性对接幅度，圈闭范围内最小对接幅度决定断层圈闭气水界面和气柱高度。综合考虑膏盐岩脆塑性转化深度、临界断接厚度、SSF值、圈闭范围内最小对接幅度4因素，建立了大北—克拉苏构造带天然气保存综合定量评价图版，为断层圈闭风险评价提供了依据。图8参38

库车坳陷；膏盐岩盖层；脆塑性转化；断接厚度；泥岩涂抹因子；盖层封闭性；断层封闭性

1 研究区概况及研究思路

塔里木盆地库车坳陷为在古生代褶皱基底上经历晚二叠世—三叠纪前陆盆地、侏罗纪—古近纪伸展坳陷盆地和新近纪—第四纪陆内前陆盆地演化而形成的[1]。三叠系—侏罗系发育煤系烃源岩[2]，新近纪时快速沉降埋藏，烃源岩开始大量生排烃[3-4]，天然气大规模成藏期为上新统库车组沉积期末—更新世[5]。天然气藏受古近系库姆格列木组膏盐岩盖层（大部区域为膏盐岩，局部为含盐泥岩）控制[6]，天然气主要聚集在白垩系巴什基奇克组和古近系库姆格列木组砂砾岩储集层中[7]，圈闭主要为逆冲断层相关褶皱圈闭[8]。

库车坳陷大北—克拉苏构造带（见图1）具有晚期成藏特征[9]，且逆冲变形时期与成藏时期一致，成藏的关键因素之一为保存条件。库车坳陷气藏保存条件主要取决于2方面因素：即盖层自身封闭能力和断裂垂/侧向封闭能力。大北—克拉苏构造带膏盐岩分布稳定，为区域性盖层[10-11]，其排替压力普遍大于15 MPa[10,12]，确保了天然气不会大量渗透和扩散。因此，决定天然气成藏保存条件的关键在于断裂封闭能力，而盖层脆塑性是断层封闭能力研究的重要基础。为此，本文通过岩石力学特征测试，深入剖析研究区膏盐岩脆塑性转化过程；系统解剖露头区断裂，研究断裂在不同埋深膏盐岩中的变形机制及断裂带结构，建立了断裂垂向封闭能力评价标准；依据露头区砂砾岩断裂带内部结构解剖，分析断层侧向封闭机理并建立库车坳陷大北—克拉苏构造带天然气保存综合定量评价图版。

图1 库车坳陷大北构造带构造图

2 膏盐岩脆塑性定量表征及对断裂垂向封闭性的影响

岩石脆塑性是影响盖层性质及油气保存条件的重要因素之一。随着埋深增加，岩石一般表现为3种变形特征：脆性、脆-塑性和塑性变形。脆性变形阶段以剪切破裂为主，应变量一般小于3%[13]，主要表现为应变软化特征；脆-塑性变形阶段发育局部破裂，也产生塑性变形，应变量一般为3%～5%[13-15]，该阶段具有应变硬化特征，应力降开始明显减小，脆性和脆-塑性变形阶段都具有声发射响应[16]；塑性变形阶段具有典型流变特征，部分岩石具有流动性[17]，应力降为零，应变量普遍大于5%[13]，该阶段围压基本不起作用，主要受温度控制。影响膏盐岩脆塑性的主要因素为温度和围压[18-19]，实验研究证实，随着埋深增加，膏盐岩存在明显的脆塑性转化过程[20]：浅埋条件下一般以脆性变形为主，随着埋深增大，由于围压和温度的增加，岩石开始向脆-塑性变形过渡直至进入塑性变形阶段。膏盐岩常作为盖层遮挡油气，在油气成藏中起重要作用，不同脆塑性阶段盖层内断裂变形机制存在较大差异，确定不同岩性脆塑性转换临界深度是盖层及断层封闭性评价的关键。

2.1 膏盐岩脆塑性定量表征

本文选取库车坳陷大北—克拉苏构造带东秋背斜膏岩和含盐泥岩两种类型样品，采用轴向变形闭环伺服控制方式加载，变形速率为0.03 mm/min，湿度为50%，按照不同埋深对应的温度及围压开展岩石力学实验，得到应力-应变关系曲线（见图2），并拟合岩石剪切破裂强度与围压之间的关系，最后依据Byerlee摩擦定律[21]和应力降规律定量判断脆-塑性转化阶段。

在低围压条件下，岩石表现为纯脆性破裂，随着埋深增加，围压增大，岩石中部分矿物表现出塑性变形，当摩尔-库仑破裂包络线与Byerlee摩擦滑动曲线相交时，岩石开始从脆性向脆-塑性转变[19]，其中摩尔-库仑破裂包络线为应力-应变曲线上峰值强度（剪切破裂强度）的二次拟合曲线[22]，Byerlee摩擦滑动曲线[18,21,23]在σ1和σ3坐标下满足（σ3＜100 MPa）。随着埋深继续增加，岩石中塑性成分逐渐增多，岩石残余强度破裂包络线与摩尔-库仑破裂包络线相交时，岩石开始转变为塑性变形，此时满足Goetze准则[24]，即。由此，可以确定岩石由脆性向脆-塑性、塑性转化的临界深度。

图2 不同围压条件下白色膏岩应力-应变关系（图中数据为围压，差应力为σ1与σ3的差值）

图3 不同岩性盖层脆塑性转换关系

库车坳陷库姆格列木组盖层以膏盐岩为主，膏岩普遍发育，最大单层厚度53 m，整套地层内膏岩含量不低于10%。应用盖层脆塑性转换阶段定量表征方法，求得白色纯膏岩由脆性向脆-塑性转换的临界围压为46 MPa，相当于埋深1 740 m，由脆-塑性向塑性阶段转换的临界围压为90 MPa，相当于埋深3 400 m（见图2、图3a）。含盐泥岩由脆性向脆-塑性转换的临界围压为74 MPa，相当于埋深3 200 m，由脆-塑性向塑性转换的临界围压为121 MPa，相当于埋深5 232 m（见图2、图3b）。结果表明：膏盐岩脆塑性转换临界围压明显低于含盐泥岩，即相同围压条件下，泥岩表现为脆性时，膏盐岩可能已经转变为脆-塑性甚至塑性。因此，库姆格列木组膏盐岩区域盖层脆塑性转换的临界深度分别为1 740 m和3 400 m。大北—克拉苏构造带库姆格列木组膏盐岩盖层最大埋深7 209 m，最小埋深2 170 m，普遍大于1 740 m，因此，膏盐岩盖层普遍处于脆-塑性和塑性阶段。

2.2 断裂在不同脆塑性阶段膏盐岩中变形机制及断裂带结构

处于脆性阶段的盐岩、膏岩和泥岩通常形成贯通性断裂[20]，断裂带充填物通常为软的断层泥，如大北—克拉苏构造带东秋背斜北翼断裂和拜城盐场盐内断裂（见图4），这类断裂在活动期为油气垂向运移的通道。处于脆-塑性转化阶段的膏盐岩形成典型的涂抹结构（见图5a），只要涂抹结构保持连续性，断层垂向即封闭。Welch等[25]认为逆冲断层发育的泥岩涂抹受控于断距、泥岩层厚度等多种因素，通过数值模拟和对野外断层泥岩涂抹的调查研究，利用断距与泥岩层厚度比值（SSF）表征泥岩涂抹连续性，统计得到，连续泥岩涂抹最大SSF值为4.6[25]。处于塑性阶段的膏盐岩具有流动特征，伴随断裂逆冲滑动，沿着断面流动，并在逆冲带前锋挤出，如大北—克拉苏构造带西秋逆冲推覆体前端出露大规模库姆格列木组盐岩。

图4 库车坳陷拜城盐场库姆格列木组脆性盐岩内断裂带结构

2.3 断裂垂向封闭性定量评价

脆性阶段：野外露头观察发现，脆性膏（泥、盐）岩产生大量裂缝[26]，从变形过程看，断穿盖层的断裂，随着断距增大，应变增强，裂缝密度越来越大，当形成连通的裂缝网络后，渗透率陡增，油气穿越盖层逸散[27-29]。因此裂缝垂向输导能力取决于两个关键因素：①断距大小，断距越大，地层变形越强烈，裂缝越发育；②盖层厚度，盖层厚度越小，裂缝越容易连通。因此用断接厚度（Hfc=Hs-Hc）定量表征裂缝垂向连通性[30]，断接厚度值越大，裂缝垂向输导能力越差，断层封闭能力越强。脆性盖层存在临界断接厚度值，当断接厚度低于该临界值，断裂即发生垂向渗漏[30-31]。

图5 库车坳陷东秋背斜脆塑性域膏盐岩连续性定量评价

脆-塑性阶段：详细解剖大北—克拉苏构造带东秋背斜南翼膏盐岩涂抹断裂（见图5a），认为膏盐岩连续涂抹的临界SSF值为3.5（见图5b）。

塑性阶段：塑性膏盐岩导致断层无法断穿盖层，形成盲冲断层，断层垂向封闭。

3 砂砾岩中断裂带结构及断层侧向封闭性定量评价

3.1 断裂在砂砾岩中变形机制及断裂带结构

影响断裂变形机制的因素既有内因（岩性、矿物成分、成岩阶段、孔隙度和渗透率），也有外因（温度、围压和变形深度）[17,32]。库车坳陷主要目的层为白垩系巴什基奇克组和古近系库姆格列木组砂砾岩，埋深普遍大于3 500 m，岩性主要为长石岩屑砂岩[33]，其中泥质含量为15%～40%，孔隙度普遍小于10%。储集层普遍发育异常高压，整体处于中成岩阶段A2—A3亚期。对于低孔隙度岩石断裂变形，当埋深小于3 km时[17,34]，断裂变形主要产生破裂作用[35]，形成无内聚力的断层角砾岩，这种断裂带具有“膨胀”特征，随着裂缝形成和岩石“膨胀”，地层渗透率明显增大[17,36]；当埋深大于3 km时，裂缝越来越发育，地层沿着裂缝发生摩擦滑动并伴随破碎的颗粒滚动，形成断层泥、有内聚力的断层角砾岩和碎裂岩[17]。

按照上述变形规律，断裂在巴什基奇克组和库姆格列木组砂砾岩储集层中变形应该形成有内聚力的断层角砾岩和碎裂岩，但受以下两个因素影响，断裂在储集层中形成无内聚力角砾岩：①异常高压作用，当流体压力较高时，最小有效应力明显降低，变形以破裂为主，不发生碎裂流作用，形成无内聚力断层角砾岩。Cook等研究Cave山背斜低孔石英碎屑岩中逆冲断层发现[37]，其变形深度超过5 km，但由于超压流体的作用，形成了膨胀型断层角砾岩带。②抬升过程中应力卸载和围压降低，易形成无内聚力断层角砾岩带[17]。大北—克拉苏构造带库车河剖面侏罗系阳霞组砂泥互层出露的小规模断层形成于盆地抬升阶段，主要发育无内聚力的断层角砾岩（见图6）。

低孔隙度砂岩中形成的断裂具有典型的“二元”结构，即断层核和破碎带，断层核主要发育无内聚力断层角砾岩，渗透率比围岩高1～4个数量级，而破碎带发育大量裂缝，渗透率比围岩高1～6个数量级。因此，在砂岩储集层中形成的断裂为高渗透性断裂，是流体垂向运移的通道，侧向不具有封闭能力。当储集层砂体在断裂作用下与上覆膏盐岩盖层对接时，断裂对油气形成侧向封闭；而当储集层与同层砂体对接时，断层发生侧向渗漏，为油气提供输导通道，因此断层侧向封闭主要依靠岩性对接[38]。

图6 库车坳陷大北—克拉苏构造带库车河剖面侏罗系阳霞组出露断层剖面

3.2 断层侧向封闭性及对天然气成藏的控制

大北1区块为典型的被次级断裂分隔的背斜圈闭，共发育7个断层圈闭（见图1），以大北102和大北103圈闭为例，剖析断层侧向封闭性对天然气聚集成藏的控制作用。大北102圈闭受控于F2、F8和F9断裂，大北103圈闭受控于F3、F8和F9断裂，F8和F3断裂将储集层完全错断，使其与上覆盖层对接，形成有效的对接封闭，而大北102和大北103断层圈闭之间的F9断裂，由于断距较小，未能完全错开储集层，局部出现砂-砂对接渗漏点，渗漏点海拔为-3 990 m（见图7）。实测两个断层圈闭油藏中部的温度和压力基本相同，压力系数为1.6，温度为126～128 ℃，故在-3 990 m以深两断层圈闭储集层是连通的，气水界面一致。两断层圈闭最终的气水界面受F2断裂控圈高点处砂-砂对接部位控制，为-4 135 m。据此对大北区块各圈闭烃柱高度（对接幅度）进行了预测，结果与实际情况吻合较好。可见，控圈断层断距及储集层厚度是影响岩性对接封闭的主要因素。

图7 库车坳陷大北102、大北103圈闭断层岩性对接图

4 天然气保存条件综合定量评价

综合上述研究认为，库车坳陷大北—克拉苏构造带天然气保存条件受控于两个关键因素：①膏盐岩脆塑性及其断裂发育模式、断裂带结构。断裂在脆性膏盐岩中变形形成断层泥充填的贯通性断裂，其封闭能力取决于断接厚度，当断接厚度低于临界值时，油气即沿断层发生垂向渗漏。断裂在脆-塑性膏盐岩中变形形成涂抹，当SSF值小于3.5时，膏盐岩涂抹保持连续性，断层垂向封闭，当SSF值大于3.5时，膏盐岩涂抹失去连续性，油气沿断层发生垂向渗漏。塑性膏盐岩限制断裂穿层，形成典型的盐下圈闭，依靠盖层排替压力封闭天然气。②断层的侧向封堵能力。在储集层厚度大体相当的情况下，圈闭范围内最小断距决定气柱高度，因此最小对接幅度决定天然气聚集程度。综合膏盐岩脆塑性、临界断接厚度、临界SSF值和最小对接幅度4因素建立天然气保存条件定量判别图版（见图8），共划分出4个区域（见图8）。Ⅰ区为天然气聚集区：膏盐岩处于塑性变形阶段，盐下断裂控制圈闭形成和天然气聚集，圈闭范围内最小对接幅度决定气柱高度和气水界面，典型实例如大北区块和克深8圈闭。Ⅱ区为天然气聚集区：膏盐岩处于脆-塑性变形阶段，穿盐断裂控制圈闭形成，当断距较小时，泥岩涂抹保持连续性，圈闭范围内最小对接幅度决定气柱高度和气水界面。Ⅲ区为典型的天然气散失区，如克拉1井、克拉5井和克参1井。克拉3圈闭的天然气藏即为泥岩涂抹保持连续时聚集的，之后泥岩涂抹失去连续性，导致部分天然气散失，受断背斜控制聚集部分油气。Ⅳ区为脆性膏盐岩发育区，断接厚度控制圈闭内油气的聚集。统计发现，库车坳陷内膏盐岩均处于脆-塑性或塑性阶段，无法定量厘定脆性域断接厚度的临界值，但就前陆盆地而言，仍有脆性膏岩盖层发育，如准噶尔盆地南缘古近系安集海河组盖层，其封闭油气的临界断接厚度为115～590 m。

图8 研究区天然气保存条件定量评价图版

5 结论

库车坳陷大北—克拉苏构造带天然气储集层为白垩系巴什基奇克组和古近系库姆格列木组砂砾岩，盖层为古近系库姆格列木组膏盐岩（大部区域为膏盐岩，局部为含盐泥岩），膏盐岩盖层埋深普遍大于1 740 m，处于脆-塑性和塑性变形阶段。

断裂在脆性膏盐岩盖层中变形形成断层泥充填的贯通性断裂，可用断接厚度定量表征断层垂向封闭能力。断裂在脆-塑性膏盐岩盖层中变形形成涂抹，SSF值3.5为膏盐岩涂抹连续与不连续的临界值，可作为判断脆-塑性膏盐岩中断裂垂向封闭性的标准。断裂一般不断穿塑性膏盐岩，塑性膏盐岩层可作为盖层封闭天然气。断裂在低孔隙度砂砾岩中变形形成无内聚力断层角砾岩带，不具有封闭能力。天然气在断层圈闭中聚集数量取决于控圈断裂两盘岩性对接幅度，圈闭范围内最小对接幅度决定圈闭气水界面和气柱高度。考虑膏盐岩脆塑性转化和断裂封闭性控制因素，综合膏盐岩脆塑性转化深度、临界断接厚度、SSF值和圈闭范围内最小对接幅度4个因素，定量建立了天然气保存条件图版，为库车坳陷大北—克拉苏构造带圈闭风险评价提供了依据。

符号注释：

σ1——最大主应力，MPa；σ3——最小主应力，MPa；SSF——泥岩涂抹因子，无因次；Hc——断距，m；Hs——盖层厚度，m；Hfc——断接厚度，m。

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（编辑 黄昌武）

Quantitative evaluation of fault-caprock sealing capacity:A case from Dabei-Kelasu
structural belt in Kuqa Depression,Tarim Basin,NW China

Fu Xiaofei1,2,3,Jia Ru1,2,3,Wang Haixue1,2,3,Wu Tong1,2,3,Meng Lingdong1,2,3,Sun Yonghe1,2,3
(1.Laboratory of CNPC Fault Controlling Reservoir,Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China;2.Science and Technology Innovation Team of Universities of Fracture Deformation,Sealing Properties and Fluid Migration,Daqing 163318,China;3.The State Key Laboratory Base of Unconventional Oil and Gas Accumulation and Exploitation,College of Earth Science,Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China)

Based on the tests of rock mechanics characteristics and the anatomy of field outcrop,the paper analyzed the deformation mechanism of faults in anhydrite-salt caprock and glutenite reservoir in Dabei-Kelasu structural belt in Kuqa Depression,Tarim Basin,and studied the sealing mechanism of fault as well as established the comprehensive quantitative evaluation chart of gas preservation conditions.With the increase of depth,anhydrite-salt rock transforms from brittle stage to brittle-ductile or ductile stage,the depth for brittle to brittle-ductile transition of anhydrite-salt rock in Kuqa depression is about 1 740 m,brittle-ductile to ductile transition is about 3 400 m.Faults in brittle anhydrite-salt rock deform and form through-going faults,using caprock juxtaposition thickness by fault to characterize vertical sealing ability of the faults;faults deformed in brittle-ductile anhydrite-salt caprock form smear,the smear factor (SSF) of 3.5 is the critical value of anhydrite-salt smear from continuous to discontinuous status,which becomes a standard of determining vertical sealing of the faults in brittle-ductile anhydrite-salt rock;faults are generally hard to cut through ductile anhydrite-salt rock.Fault forms a fault zone of fault breccia type after deformation in dense glutenite,has no sealing capacity,the amount of gas gathered in the fault traps is controlled by the lithology juxtaposition amplitude of both walls of fault,the minimum juxtaposition amplitude within the trap determines the gas-water contact and gas column height of the fault trap.Comprehensively considering the four factors,the brittle-ductile transition depth of the anhydrite-salt rock,critical juxtaposition thickness of fault and SSF value as well as the minimum juxtaposition amplitude within the trap,the comprehensive quantitative evaluation chart of gas preservation conditions in Dabei-Kelasu structural belt,Kuqa depression was established,which provided a reasonable basis for fault trap risk assessment.

Kuqa depression;anhydrite-salt caprock;brittle-ductile transition;caprock juxtaposition thickness by fault;shale smear factor;caprock sealing;fault sealing

国家重大科技专项“中西部前陆盆地大型油气田形成、分布与区带评价”（2011ZX05003-001）；国家重点基础研究发展计划（973）项目“断层相关圈闭油气安全开采风险性评价”（2012CB723102）；国家自然科学基金“泥岩涂抹形成的地质条件及有效封闭机理”（41272151）；中国石油科技创新基金“碳酸盐岩内断裂带内部结构及与油气运移和封闭”（2012D-5006-0107）；教育部科学技术研究重点项目“碳酸盐岩内断裂带内部结构及对油气运移与封闭的控制”（212041）

TE122.2

A

1000-0747(2015)03-0300-10

10.11698/PED.2015.03.06

付晓飞（1973-），男，内蒙古赤峰人，博士，东北石油大学教授，主要从事断裂变形、封闭性及流体运移方面研究。地址：黑龙江省大庆市，东北石油大学学科建设处，邮政编码：163318。E-mail：fuxiaofei2008@sohu.com

联系作者：贾茹（1988-），女，黑龙江大庆人，现为东北石油大学在读博士研究生，主要从事断裂变形、封闭性及流体运移方面研究。地址：黑龙江省大庆市，东北石油大学地球科学学院，邮政编码：163318。E-mail：misssg99@163.com

2014-03-24

2015-03-20