曹 龙，秦润森，周立业，崔龙涛，吴穹螈

中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 滨海新区300452

引言

渤中28/34 构造群位于渤海湾盆地中东部的黄河口凹陷中央部位，受郯庐断裂右旋张扭活动影响，断层活动强烈，形成众多断块及断背斜圈闭，在排烃期捕获油气并聚集成藏（图1）[1-4]。该构造群内较大规模的圈闭已被钻探并获得工业油流。伴随着油田开发不断深入，油田内部以及边部规模较小的圈闭成为下步重要的储量接替区。对该构造区内已钻探的圈闭统计发现，并非所有靠近断层的圈闭都聚集成藏，已成藏圈闭的油气充满度为5%∼85%，烃柱高度分布在5∼120 m。结合成藏认识，断层封闭能力是影响该地区油气充满度的主控因素[5-8]。目前，主流定量研究断层封闭能力的方法主要是Yielding 提出的断层泥岩比率法[9-11]，在该地区应用Yielding 的方法发现，预测的油藏高度与实钻吻合率不足60%。通过进一步分析发现，早期勘探阶段对于较大规模的控圈断层，Yielding 的烃柱高度计算公式中一些评价参数取值采用经验法[11-12]，这种取值方法对油田内部规模小、低次级的断层效果并不好。另一方面，未考虑断层泥岩比率ISGR参数的封闭下限也会对不封闭断层造成误判[13]。因此，本文提出在开发较成熟的油田，利用丰富的井与压力资料，建立符合油田内部低次级断层的评价方法，提高了断层封闭能力预测精度，对类似油田具有借鉴意义。

图1 黄河口凹陷构造格局及研究区位置Fig.1 Tectonic framework of Huanghekou Sag and location of the study area

1 地质背景

K 油田处于郯庐走滑断裂西支构造带，属渤中28/34 构造群，由于方向不同的几组断裂相互切割，形成了许多断块构造圈闭。区内已开发的含油层位为东营组东二下段J 砂层与沙河街组。其中，沙河街组油藏埋深在3 100∼3 500 m，根据开发原则将沙河街组由上至下划分为4 个油组（I、II、III、IV），各油组厚度在24.0∼116.9 m。沙河街组在该区主要为扇三角洲分流河道沉积，砂体连片沉积，横向对比性强，具有典型的“泥包砂”储层结构特征，砂地比较高[14]。从油区已发现的油藏来看，其分布主要受岩性和构造双重因素控制，形成了许多断块构造油藏，这类油藏主要是断层在地层上倾方向形成遮挡，下部生成于烃源层的油气沿断层向上运移，至圈闭高部位聚集成藏。一般具有以下特征：（1）储层连片发育，连通性强，有大致统一的油水界面，界面位置取决于断层侧向封闭能力；（2）边水和底水发育；（3）纯油区靠近断层，位于该处油井产能较高；（4）分布在凹陷的翘倾部位。

2 断层发育特征

受郯庐走滑断裂影响，K 油田断层走向总体趋势变化不大，主要存在3 组断层方向，以WENEE向为主，与郯庐断裂主应力方向一致，少部分断层走向为NE 和NW 向；断层倾向以NNW—NNE 向为主，少数为SSE—SSW 向。断层延伸长度变化较大，表现出多期活动的性质，同时具备成熟断层的发育特征。根据断层发育规模以及对油田开发的影响将该地区断层划分为圈闭边界断层系统以及圈闭内部断层系统。以沙河街组II 油组断层为例，圈闭边界断层延伸长度超过5 km，最大断距超过50 m，其分布规模可大致厘定圈闭的闭合范围、溢出点等，断层在活动期开启或封闭控制了大规模油气运聚活动与区域性油气分布，一般为整装型油田的边界。圈闭内部断层（低次级断层）规模较小，延伸长度小于5 km，断距分布在5∼50 m，将区域性圈闭断分成多个断块，使油田内部断块与流体系统复杂化。其断裂尺度、发育密度以及与砂体的错断关系决定了断层封闭能力，对其进行封闭性研究有助于预测圈闭内多套流体系统的成藏潜力、储层连通性以及注采井组间的受效效率等[15-17（]图2）。

图2 K 油田沙河街组II 油组油藏分布及断裂系统图Fig.2 Reservoir distribution and fault system of Shahejie II Formation in K Oilfield

3 基于ISGR 参数的断层定量评价方法

断层在错断过程中，上下盘岩性发生应力与碎裂作用，由围岩形成一系列致密的断层岩混合体充填在断裂带中，断层岩是否具有足够的遮挡能力是断层封闭的关键。砂泥岩地层中，断层岩中泥质成分多少决定了断层封闭性[18-21]。据此，多位学者提出了不同参数表征断层泥岩涂抹作用与断层岩的泥质体积分数，其中，Yielding 提出的断层泥岩比率ISGR被认为是预测断裂带中填充及涂抹效果最好的参数，它综合考虑了断层作用过程中围岩岩性、断距等因素对断层岩形成的贡献[10，22-23]。在毛细管压力理论的支撑下，断层封闭能力的研究也由定性走向定量。与盖层封闭机理类似，由于断裂带中断层岩与上下盘的岩性之间存在较大的排替压力差，断层的侧向封闭以毛细管封闭类型为主[24-25]。正常压力系统下，只要分别获取断层岩和与其接触的围岩毛细管压力就可以得到排替压力差。实际研究过程中很难获取断裂带的压力数据，但对于有压力资料的已钻井断块，可通过分析同一断块控制的断层两盘油藏流体压力差间接获取。Δp为过断层压力差，即同一深度测得的断层两盘油藏压力差（图3），根据物理学原理，断面某一点的Δp与其控制的断块内烃柱高度H有如下关系

式中：

H断面某点支撑的烃柱高度，m；

Δp—过断层压力差，MPa；

ρw油藏中水的密度，g/cm3；

ρo油藏中油的密度，g/cm3；

图3 过断层压力差示意图Fig.3 Schematic diagram of cross fault pressure difference

断层封闭能力的定量计算，实质就是求取断面某点支撑的烃柱高度。对于未钻探圈闭来说，断块内部压力数据也需要求取，由于参数ISGR决定了断层封闭能力的强弱，Yielding 对同一深度的Δp与对应断层面的ISGR参数进行计算并拟合发现，二者之间存在指数关系，两个参数的散点图中外包络线以外为断层封闭失效区域，Δp与对应断层面的ISGR关系表达为式（2），与式（1）联立后，就可以计算出断面各点的Δp与所能支撑的烃柱高度H[11]。

在勘探评价区块，评价目标一般为较大规模圈闭边界的断裂系统，由于缺少钻井及压力资料，参数c、d是通过经验法取常数或者标定，c值根据埋深不同取0.25∼0.50，d为变量，通过调整ISGR参数临界值与对应d值进行标定[11，26]。由于不同区域的沉积作用与岩性组合所形成的断层岩以及成藏条件具有差异性，规模较小的次级断层的评价参数的取值对研究结果敏感性更强，上述参数取值法计算的烃柱高度与实际存在一定误差。此外，若不考虑ISGR参数在不同区域的封闭下限，也会对断层的封闭能力造成误判。

如图4 所示，在断层上下盘储层对置区，由于泥岩涂抹不均匀，断面ISGR最低值区域即为断层封闭的薄弱区，其决定了断层封闭的最大烃柱高度Hmax，预测流体界面位置为D1点，但当断面上某一深度ISGR值未达到该区域封闭下限时，该点为渗漏点，即D2深度为实际流体界面位置，这就造成了对不封闭断层的高估。因此，对于已开发油田，充分利用丰富的开发资料，可得到更为可靠的研究结果。

图4 断层封闭的相对性及封闭烃柱高度预测模式Fig.4 The relativity of fault sealing and the prediction model of sealing hydrocarbon height

具体步骤为：（1）利用区块内典型油藏单元油水信息建立断层上下盘压力差模型，计算对应深度的ISGR参数；（2）将每条断面控制的砂岩并置区域Δp与断面ISGR作散点图，拟合两个参数的特征指数函数式，并根据包络线确定ISGR参数在该地区的封闭下限；（3）根据封闭下限与断面封闭参数分布确定断层封闭薄弱点以及有效封闭区域，计算断层封闭最大烃柱高度Hmax；（4）结合断面封闭薄弱点、最大烃柱高度分布以及圈闭闭合高度等预测断块的流体界面。

4 已开发油田应用实例

4.1 深度压力模型的建立

K 油田2 井区沙河街组油藏自1990 年投产以来，经过近30 a 开发，断块内部油水分布与流体界面认识清楚，压力资料丰富，因此，将2 井区作为油藏解剖对象，建立区块内部的深度-压力计算模型。其原理在于断层两侧的不同圈闭流体界面不同，说明同一断层控制的两个断块所受流体压力存在差异，分别对断层上下盘断块同期沉积的砂岩中油、水相的压力进行计算，从而间接获取Δp值。

由图2 可以看出，2 井区北块、中块断块均受控于F1、F2断层，开发层位为II、III 油组。北块构造低部位的P9 井揭示了该断块在沙河街组油水界面为-3 472 m，中块构造低部位的注水井P6 井揭示该区块的油水界面为-3 380 m（图5），F1断层东块由于构造平缓，未形成油藏。由于上述3 个断块的油水界面存在较大的差异，据此建立F1断层与F2断层两盘的深度压力剖面，剖面深度范围从圈闭内断层所控制的构造高点到油水界面。

图5 2 井区line 1 测线油藏剖面Fig.5 The reservoir profile of line 1 in Area 2

如图6 所示，F2断层控制的2 井区北块、中块在不同深度范围内，存在不同流体相接触，在A 深度两个断块储层均为油相接触，根据物理学原理，过断层压力差用式（4）表示，即F2断层上盘流体压力与F2断层下盘流体压力进行差值，在B 深度2井区北块为油相，中块为水相，储层为油水两相接触，过断层压力差用式（5）表示。同理，F1断层两盘为油、水两相接触，过断层压力差用式（5）表示，可以看出，断层封闭的压差与深度、开发层位的油、水相密度相关，据此计算断层面自断层所控制的构造高点至油水界面深度范围的过断层压差，同时进一步计算对应深度范围的ISGR，这是建立ISGR参数与对应深度的Δp拟合关系的数据基础。通过计算，在2 井区北块控圈范围内，F2断层上盘ISGR参数分布在14.3%∼69.4%，F1断层下盘ISGR参数均大于47.0%，根据参数分布可知该圈闭的控藏断层为F2。

图6 2 井区断块深度压力模型Fig.6 Depth pressure model of fault block in Area 2

应用相同原理，进一步计算了2 井区4 条断层所控制的8 个断块的封闭参数，最终拟合得出该地区ISGR与Δp的定量关系式如式（6）所示，该关系式与研究区成藏条件更加匹配，作为在研究区进行断层封闭能力定量评价的依据。

图7 为断层封闭能力定量表征拟合关系图，图上的ISGR?Δp外包络线，其地质意义在于该断层的ISGR所能封闭的最小Δp，图上反映K 油田沙河街组断层封闭的最小ISGR值为20.0%，即该地区在沙河街组断层岩具备渗透能力的下限，若断层面某点ISGR低于该值说明断层在该点存在开启的可能性，这与油田测井解释的储层泥质含量下限值18.0%基本吻合。

图7 断层封闭能力定量表征拟合关系Fig.7 Quantitative and fitting relationship of fault sealing ability

4.2 断层封闭性定量评价结果

K 油田南部的4 井区开发程度较低，根据已钻井分析，4 井区主要含油层系为沙河街组I 油组、II油组上段，II 油组下段受限于断层封闭能力，发育大型边底水（图8）。4 井区中块受控于F3断层，两口生产井利用底水能量开采，生产状况好于预期，具备进一步评价的潜力（图2），应用建立的评价模型计算了F3断层断面ISGR参数分布以及所能支撑的油柱高度，F3断层在II 油组上段支撑的最大油柱高度为71 m，断层渗漏点位于S1点，对应的油水界面为-3 306 m，这与断块内的P2 井在II 油组上段揭示的油水界面一致。F3断层在II 油组下段支撑的最大油柱高度为11 m，渗漏点位于S2点，对应的油水界面达到-3 288 m（图9a，图9b）。

图8 4 井区line 2 测线油藏剖面Fig.8 The reservoir profile of line 2 in Area 4

图9 4 井区断层封闭性定量评价结果Fig.9 Quantitative evaluation results of fault sealing in Area 4

对F3断层的上、下盘在II 油组进行投影，将断层封闭薄弱点S1、S2刻画在F3断面的Allan 图上发现，F3断层上盘的II 油组上段与下盘的II 油组上段、下段发生对接，断层封堵薄弱点S1、S2位于该对接面上，S1、S2点沟通了4 井区南块I 油组、中块II 油组上、下段，这3 个油水单元互为连通状态，应该具有统一的油水界面（图9c）。进一步分析发现，位于4 井区中块的探井4-3 井在II 油组下段钻遇多套2∼3 m 的薄互层储层，录井显示荧光面积5.0%∼10.0%，由于电阻率未达到油层解释下限，测井解释为油水同层。但根据对该断块断层封堵性分析，该层可能是由于储层物性较差导致电阻率低，原油水同层可能为油层（图8），同时，该断块内4-P3 井从2014 年生产至今已累产油9.88×104m3，目前仍维持在50 m3/d 的产能，含水率56.2%，含水情况远远低于预期，通过压力资料计算的动态储量为该断块内地质储量规模的1.5∼2.0 倍，动态认识认为II 油组下段存在油水界面下推的可能，说明该区域断层侧向开启的可能性极大，下步将在该层段增加开发评价井并试油，旨在进一步增加该区块的动用储量，提高油田的开发程度。

5 结论

（1）在探明程度较高的区块进行断层封闭能力定量研究时，利用丰富的井与压力等资料，建立与区域地质特征与成藏条件更加匹配的定量评价关系式，并考虑断层在该区域的封闭下限，提高了断层封闭能力定量预测精度。

（2）建立了K 油田内部低次级断层的定量评价模型，该区域断层封闭的最小ISGR下限值为20.0%。进一步对4 井区进行研究发现F3断层具有封闭薄弱点，南块I 油组、中块II 油组上、下段为同一油水系统，并得到油藏动态认识的支持，具备进一步实施开发评价井的潜力。

（3）尽管静态的评价模型可以预测断层能够封闭的油气规模，但影响断层封闭能力的因素众多，在已开发油田进行研究时，应充分结合油藏动态资料，可以取得更为可靠的结果。