马春宝

（中国石油辽河油田公司锦州采油厂，辽宁凌海 121209）

库车大北1井区断层侧向封堵性定量评价

马春宝

（中国石油辽河油田公司锦州采油厂，辽宁凌海 121209）

库车大北1井区是库车坳陷克拉苏冲断带上的一个盐下含气构造，目前区内已完钻10口井，从现有的试油结果来看，每个断圈都含气，但似乎每个断圈都未充满。特别是当大北104井失利后，大北1井区的气水分布关系成为急需理清的首要问题。文中旨在从断层侧向封堵性评价入手，基于大北1井区的现有资料，选用SGR法，并用岩性对接法和断层两侧流体相关参数对比法加以佐证。结果表明，大北1井区F1断层是开启的，而F2，F3断层的侧向封闭能力控制着大北101-103断圈的气水界面，依据已知的大北101-103断圈的气水界面，标定出大北1井区的d值，进而对其他断圈的气水界面作出预测。

断层侧向封堵；SGR法；气水界面；大北1井区

克拉苏冲断带是库车前陆盆地的一个重要含油气构造带。近年来，在新近系和第四系浅部地层中发现了大宛齐油田，深部白垩系地层也相继发现了大北1、大北3、克拉2、克拉3、克深2等多个盐下含气构造，展现了克拉苏冲断带广阔的油气勘探潜力。克拉苏冲断带是库车逆冲构造体系的主体，位于北部单斜带与拜城凹陷之间，被一系列近东西向的逆冲断层分割，形成多个断圈，断层的封闭性直接影响着气水分布，搞清断层侧向封堵性进而探寻本区断层侧向封堵性的评价方法及手段，有助于指导克拉苏冲断带油气的进一步勘探和开发。

1 存在问题

克拉苏冲断带发育多套烃源岩（三叠系—侏罗系的湖相泥岩和湖沼相煤系地层）[1]、多条油源逆冲断层、4套储盖组合（三叠系、侏罗系、下第三系—白垩系、上第三系）、多个构造圈闭，具有优越的油气成藏条件。大北1井区位于克拉苏构造带西端，由多个逆冲断块叠加而成（见图1），其目的层是白垩系巴什基奇克组，顶部被剥蚀，上覆的古近系膏盐岩是一套极好的盖层。目前，该区块已完钻10口井，其中工业气流井9口，油气显示井1口，这10口井所在的每个断圈都含气，但似乎都未充满。如大北104井和大北1井同属一个断圈，但大北1井见工业气流，而大北104井只是油气显示，呈现出圈闭未充满的特征，在整个库车凹陷气源供给充足的情况下，说明F2断层的封闭性有限。因此，本文从断层侧向封堵性评价入手，预测大北1气田各断圈的气水界面。

图1 大北1井区E1bs顶面T0图

2 断层侧向封堵性评价方法

近年来，国内外地质工作者提出了许多断层侧向封堵性评价方法[2-3]，如岩性对接法、断层两侧流体相关参数对比法、断层岩封闭法（SGR法、断层岩物性分析法、断层正应力法）、综合法等。基于大北1井区现有资料，考虑SGR法更具操作性，选用SGR法模拟断层岩泥质体积分数。

对于评价断层岩封闭性，理想情况下是直接测断层岩的排替压力[4]，然而实际上很难取到地下的断层岩样品。于是，设想通过断层岩泥质体积分数与毛细管压力的关系[5-7]或渗透率与毛细管压力的关系[8]，预测断层岩的封闭能力。当然，评价断层封闭性最直观的方法是对比断层两侧的油水界面或气水界面[9]，或对比断层两侧同一海拔的压力[10]。但在实际工作中，这些数据通常是不具备的，甚至连断层岩泥质体积分数也是很难得到的。

很多学者认为，断层岩中的泥质主要来自断移地层[11]，为了模拟断层在滑动过程中从断移地层卷入断层带的泥质体积分数，各自提出了许多算法。如黏土涂抹势CSP（Clay Smear Potential）[12]，页岩涂抹因子SSF（Shale Smear Factor）[13]和页岩断层泥比SGR（Shale Gouge Ratio）[11，14]。目前，石油行业公认的泥岩涂抹参数是SGR和SSF，考虑SGR法更具操作性，本次用其来模拟断层岩泥质体积分数。

SGR的计算需要的条件为:一是断移地层厚度及其泥质体积分数；二是断距。断面某点的SGR越大，表明滑过该点的地层泥质体积分数越大。1998年，Foxford等[15]比较了野外露头断层岩的泥质体积分数与SGR的关系，证明两者存在很好的正相关，即断层岩的泥质体积分数越大，SGR越大。计算公式为

式中:ΔZ为断移地层厚度，m；Vsh为断移地层的泥质体积分数；D为断层的断距，m。

Yielding[7,11]统计了多个地区已知油藏断层两侧的流体压力差AFPD（同一深度处的AFPD=10（SGR/5））和其对应的SGR，建立的烃柱高度H与SGR的关系为

式中:H为断面某点支撑的烃柱高度，m；SGR为断层面某点断层泥比率，其值介于0～100；d为待标定的参数；c为常数，埋深小于3000m时c为0.50，埋深3000～ 3 500m时c为0.25，埋深3 500～5 500m时c为0；ρw为油藏中水的密度，kg/m3；ρg为气藏中气的密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2。

3 断层侧向封堵性评价

SGR法主要依靠Traptest6.0软件完成，操作流程为[14，16]:1）建立构造框架模型和地层框架模型；2）分析断层结构属性和断层面封堵属性；3）SGR与AFPD校正；4）预测断面能够支撑的烃柱高度。

用SGR法评价断层岩封闭性时，必须用AFPD来标定SGR，建立SGR与AFPD的封堵包络线。但本区处于勘探初期，压力数据点太少，不足以标定SGR与AFPD的关系，所以只能用已知的气水界面反推出d值，而大北1井区的几个断圈中，只有大北101断圈的气水界面（海拔-4 125.0m）是相对可靠的。

大北101断圈由F1，F2，F3断层围成（见图1）。首先，求取F1断面的SGR值，并将结果代入式（2），通过不断改变d值，可得到对应的气柱高度H，再结合断层岩的埋深即可得到气水界面。结果显示，d=5时F1断层能够承受的最大烃柱所对应的气水界面（最高气水界面）海拔为-4 124.8m，与大北101断圈现今的气水界面相符（见表1）。大北101断圈构造高点海拔-3590.0m，圈闭溢出点海拔-6 400.0m，构造幅度2 810.0 m，已知气水界面海拔-4 125.0m。

表1 大北101断圈不同d值对应的气水界面

根据以上计算结果，只有d为5或者更小时，F1断层所对应的最高的气水界面海拔才能达到-4 125.0m。纵观前人研究结果，Yielding在北海盆地标定d值为27[7]，付晓飞在松辽盆地标定d值为29[17]。而本文d值为5，与前人标定结果相差甚远，所以d=5是否符合实际地质情况需要进一步验证。

将d=5，c=0（由于该处断层岩埋深超过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，即当断层岩的SGR为10%时，其过断面压差超过10MPa，能支撑上千米的气柱高度。但从Yielding统计的结果可以看出[7]，SGR为10%时，其对应的过断面压差不到0.2MPa。根据Foxford[15]的统计结果，SGR为10%时，其断层岩的泥质体积分数仅为10%～20%，属于碎裂断层岩，其过断面压差超过10MPa，几乎是不可能的。因此，d=5不符合实际情况。

从过F1断层的剖面看（见图2），在储层段存在砂砂对接。另外，对比大北103断块和大北101断块的地层压力，发现F1断层两侧的地层压力大体相当；分析F1断层两侧的气体特征（气体的组分特征、相对密度、相态特征），表明断层两侧的气体没有明显区别（见表2），从侧面验证了F1是开启的。

图2 过F1断层横剖面

表2 F1断层两侧气体特征

综合岩性对接法、断层流体相关参数对比法和SGR法，证实F1断层不封闭。可以把大北101断圈和大北103断圈当成一个断圈处理，因此大北101-大北103断圈的气水界面受控于F2和F3断层，通过不断改变d值，计算不同d值对应的气水界面。当d取值17时，计算所得气水界面与已知气水界面（海拔-4 125.0 m）最为相近，此时结束标定，最终标定出d值为17（见表3）。大北101-大北103断圈构造高点海拔为-3 590.0m，圈闭溢出点海拔为-6 400.0m，构造幅度为2 810.0m，已知气水界面的海拔为-4 125.0m。将d值代入式（2），由于大北1断圈的气水界面主要受控于F2断层，将F2砂砂对接处的SGR值代入式（2），计算得到大北1断圈的气水界面海拔为-4 144.8m，同理，通过计算F3和F4断层所能支撑的气柱高度，预测出大北2断圈的气水界面海拔为-4 152.1m。

表3 大北101-大北103断圈不同d值对应的气水界面

4 结束语

基于大北1井区的现有资料，选用SGR法，并用断层两侧流体相关参数对比法和岩性对接法加以佐证，对大北1井区断层侧向封闭性进行评价。结果表明F1断层是开启的，因此，大北101断圈和大北103断圈是连通的，可视为一个圈闭。F2，F3断层的侧向封闭能力控制着大北101-103断圈的气水界面，根据已知的气水界面，通过计算大北101-103断圈不同d值对应的气水界面，标定出大北1井区的d值为17，预测大北1断圈海拔为-4 144.8m，大北2断圈的气水界面海拔为-4 152.1m。该区断层现今仍处于活动状态，源岩仍处于生烃高峰期，在这种动态环境下，值得进一步探讨如何评价断层封闭性。

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（编辑 赵旭亚）

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

国家油气重大专项“中国大型气田形成条件、富集规律及目标评价”课题“大型气田形成的气源条件、生气机理及资源潜力评价：典型含气盆地气源灶定量分析及供气特征”（2008ZX05007-001）

TE122.3

A

2013-05-19；改回日期:2013-09-10。

马春宝，男，1966年生，高级工程师，从事油田开发工作。E-mail:oil456@qq.com。

马春宝.库车大北1井区断层侧向封堵性定量评价[J].断块油气田，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