SGR断层封堵性分析及断层圈闭烃柱高度估算 --以中国东部G断块为例

对油气藏中的断层进行封堵或不封堵风险评价的技术中,目前以泥岩断层泥比(SGR)方法最为常用,效果也最好,主要软件有TrapTester5。应用SGR方法对一个具体地区断层的封堵性进行评价,必须用被钻井资料证实了封堵能力的油藏断层对SGR值进行标定。介绍了SGR方法的原理,并以中国东部G断块为例作了烃柱高度估算。运用TrapTester5软件可以对断层封堵性进行定量研究,能降低断层圈闭的勘探风险。     

勘探早期断层封闭性快速评价方法及应用

断层垂向和侧向封闭的主因是剪切型泥岩涂抹发育且保持连续性。SSF为断距与其范围内泥岩厚度的比值、物理模拟和野外露头均证实,当SSF大于一个定值时,泥岩涂抹失去连续性,断层垂向开启。海拉尔-塔木察格盆地塔南凹陷断层遮挡型油藏控藏断裂垂向封闭与开启临界SSF值为5.0,塔南凹陷大部分控圈断裂垂向封闭,能够有效封堵油气。但必须考虑断层形成时间和后期活动性质,盆地回返抬升期形成的断裂不容易形成剪切型泥岩涂抹,断层反转造成泥岩涂抹封闭失效。卷入到断裂带中的泥质不仅是剪切型泥岩涂抹,还有砂岩中硅酸盐,因此SSF不完全代表断裂中泥质含量。SGR是表征断裂带中泥质含量最有效的参数,可以弥补SSF对评价砂-砂对接窗口的不足。将断层遮挡油藏油层对应的断层面最小的SGR值作为断层侧向封闭的临界,将临界SGR值对应的断距称之为风险断距,断距低于风险断距的断层侧向封闭风险性很大。利用这2种方法可以在勘探早期对断层圈闭风险性快速做出评价,以减少钻探风险性。     

贝尔凹陷断层侧向封闭能力定量研究

通过建立断裂带页岩断层泥比率(SGR)与断裂侧向所能封闭油柱高度函数关系式的方法,开展了断层侧向封闭能力定量评价方法的探讨,并对贝尔凹陷断层侧向封闭能力进行定量研究。结果表明:断裂带SGR与其所能封闭油柱高度具有指数关系,断层侧向封闭能力取决于断面SGR的三维空间分布。利用贝301区块油藏数据所建立的断裂侧向封闭失效包络线函数式预测了呼和16圈闭油水界面为-1 025m,并得到钻井证实。贝尔凹陷断层侧向封闭能力总体上表现为:垂向上南屯组以上断层封闭性较强,平面上贝西南断层封闭性较强。     

大庆长垣南部浅层气成因及成藏机制

大庆长垣南部浅层气主要为来源于嫩江组一二段的生物气, 混入少量的青山口组热成因气和无机成因的CO₂.明水组沉积末期为嫩江组一二段大量生排生物气时期, 此时断裂活动导致黑帝庙油层背斜和断圈的形成, 并诱导生物气垂向运移, "三期复合"使大量生物气向黑帝庙油层运移.活动断层均为"断裂密集带"的边界断层, 沿其垂向运移的生物气聚集的部位取决于断层与两盘地层的配置关系, 与断层倾向相反的一盘是生物气聚集的主要部位, 大庆长垣南部总体为"西缓东陡"的不对称背斜, 生物气主要富集在断裂密集带东部边界的圈闭中.黑帝庙油层纵向上分为5套储盖组合, 下部3套组合盖层厚度较大, 受断层错断的概率较小, 是主要的目的层.黑帝庙油层大部分圈闭为"断圈", 断层侧向封闭性决定圈闭的潜力, 断层侧向封闭所需SGR低限为0.375, 利用Allan图解标定断层侧向封闭性并分析圈闭的潜力, 与不考虑断层侧向封闭性时圈闭有3种变化: 一是断层侧向封闭, 面积和幅度没有改变的圈闭(Ⅰ型); 二是断层侧向封闭具有分段性, 面积和幅度变小的圈闭(Ⅱ型); 三是断层侧向不封闭, 不存在的圈闭(Ⅲ型).其中Ⅰ和Ⅱ型圈闭是生物气聚集的有利目标.从大庆长垣南部看松辽盆地浅层气成藏关键因素是有沟通气源的断层控制的圈闭的完整性(背斜或断层侧向封闭性较好的断圈)和区域稳定分布的盖层.      

新北油田右旋走滑应力场内断层封堵性及其对成藏的控制作用

新北油田是胜利油田滩海石油勘探的重点区域,郯庐走滑断裂带位于其东部,右旋走滑为研究区应力场的主控因素,研究区内形成张扭应力场,产生NNE-SSW向的同向走滑和NEE-SWW向的拉张。新北油田主要为断块、断鼻构造型油藏,含油高度在20 m以上的多个圈闭钻探失利,表明该区断层封堵性的复杂性。创造性地提出了断层封堵性的"三级评价"模式:通过定性的描述——区域应力场分析、断距分析、"砂-泥"并置关系研究、断层与岩层产状配置关系研究;定量的计算——SGR参数、断层泥厚度以及油柱高度与圈闭闭合幅度的匹配程度等单因素进行分析;多因素综合评价。研究结果表明,新北油田近南北向断层开启性较强,近东西向断层封闭性较强且断距大,SGR≤0.26且断层泥厚度小于0.2 m的断层封堵性最差,断层面泥质含量高的断层其圈闭的含油高度也相对较高,在断层封堵性分析基础上获得的馆下段Ⅱ砂组、馆下段Ⅲ砂组、馆下段V砂组和东营组Ⅲ砂组4个砂组的圈闭评价成果,可以有效地指导下一步的勘探研究工作。     

北黄海盆地东部坳陷X构造A断块断层封堵性分析

北黄海盆地东部坳陷X构造是由多条断裂所控制的富油气区,其中A断块已经钻获油流。为了揭示该断块油气藏的有效性,应用岩性对置和泥岩涂抹2种方法对断层封堵性进行研究。岩性对置结果显示,目的层段(J_3-K_1)的砂岩对接现象普遍,未能通过岩性并置形成封堵。泥岩涂抹研究结果表明,根据SGR值定性分析,认为F_7与F_(12)2条主控断层在下白垩统—上侏罗统通过断层带的泥岩涂抹可形成较好的封堵性。通过已知油藏进行标定后,计算出断层所支撑的各层烃柱高度相比构造闭合高较小,圈闭的有效面积显著缩小,认为A断块的实际断层封堵能力相对较差。     

油气“穿断运移”模式、评价方法与应用——以珠江口盆地恩平凹陷为例

断层对油气藏的控制作用体现在油气藏的形成和演化过程中断层输导油气和封堵油气的双重作用。究竟起哪种作用主要取决于断层不同部位、不同层段封堵能力和输导能力的差异性。本文基于珠江口盆地恩平凹陷大量断层圈闭油藏的实际钻井资料,从断层活动速率、生长指数、泥岩涂抹因子(SSF)、断层泥比率(SGR)等角度建立了油气"穿断运移"模式和定量评价方法。指出对于恩平凹陷新近系圈闭而言,当控圈断层粤海组沉积期的活动速率<10m/Ma或生长指数<1.1、SSF>1.8~2.1或SGR<0.35~0.42时,油气能够横穿断层运移。基于这项研究,预测了恩平凹陷北部隆起带A1、A3、A4和南部隆起带A20等构造控圈断层的侧向开启部位和层段,推动了多个构造的钻探和3个商业油田的发现,证实了油气"穿断运移"模式和评价方法的准确性和适用性,对具有类似地质特征的地区具有良好的理论指导和实践价值。     

断层封堵性分析及SGR方法在东海勘探区应用

断层构造圈闭是目前近海油气勘探的重点区域,定量评价断层的封堵性有助于提高勘探成功率。对当今国内外断层封堵分析方法与技术发展进行了介绍和评述,泥岩断层泥比(SGR)方法在断层封堵的风险评价中最为常用和有效。应用SGR方法,分析了东海某构造区的断层封堵性并进行了烃柱高度的定量计算。分析结果与实际钻探一致,表明利用SGR估算封烃高度适用,对油气勘探具有指导意义。     

Melut盆地北部远源油藏类型、特征及勘探启示

Melut盆地为非洲内陆一个重要含油气盆地,其北部具有下白垩统生油、古近系聚集成藏的远源成藏特征,明确盆地远源油藏形成条件与控制因素是提高远源油藏勘探成功率、寻找新的勘探领域的关键。基于区域石油地质条件与油藏解剖,开展了Melut盆地北部远源油藏形成条件、类型及特征研究,在此基础上提出了源内Yabus组远源断层-岩性复合油藏及源外Yabus组远源断块油藏两大潜力勘探领域。研究表明:Melut盆地北部古近系Yabus组发育源内和源外2种类型的远源油藏,二者具有不同的油气充注方式与成藏模式。源内Yabus组远源油藏的形成取决于3个地质条件的耦合,即"两强一弱"的3期裂陷作用为古近纪Yabus组-Adar组远源储盖组合的形成创造了条件;富油凹陷的发育为Yabus组远源油藏的形成提供了必要的油源基础;多期裂陷作用为Yabus组远源圈闭的油气充注提供了垂向通道条件。源内远源油藏主要通过油源断裂的垂向充注成藏,油源断裂是其成藏的主要控制因素,油源断裂的识别及控圈断层的侧向封堵性评价是源内远源断块圈闭评价的重点。源外远源油藏主要通过富油凹陷的侧向运移充注成藏,由富砂地层与断块、古隆起形成的输导脊控制源外远源圈闭的成藏,输导脊的识别与圈闭充注油气程度研究是源外远源圈闭评价的重点。研究成果指导了Melut盆地远源油藏的勘探部署与深化勘探,对其他含油气盆地成熟探区远源油藏的勘探具有指导和借鉴意义。     

源外斜坡区断裂对油气聚集与分布的控制作用研究——以松辽盆地尚家油田扶余、杨大城子油层为例

尚家油田扶余、杨大城子油层原油主要来自三肇凹陷青一段源岩,是三肇凹陷青一段源岩生成的油经T2源断裂向扶余、杨大城子油层倒灌运移后,再在浮力作用下沿断裂配合的砂体连通侧向运移的结果。针对尚家油田扶余、杨大城子油层油水分布关系复杂,油成藏运移过程中主要受活动性断裂控制的特点,将尚家地区断裂在源岩的大量生排烃期划分出继承性活动断裂和未发生活动的遮挡断裂,并建立活动性断裂控制断裂两盘储层砂岩对接侧向输导油的运移模式。揭示出活动性断裂控制断裂两盘砂岩对接控制油侧向运移至尚家油田扶余、杨大城子油层各断块中,运移过程中遇到遮挡断层圈闭或是断层岩性圈闭油会在其中聚集成藏,运移过程停止,这种运移模式使得油在构造高部位分布具有复杂性和随机性,且这些特性随着油源区的远离而加剧,而扩大了油在纵向上的分布层位,油在靠近油源区的断块的上部层位注入并聚集起来,为正常的上油下水的油水系统,而远离油源区的断块下部层位也可富集油气,可出现两套或是多套的油水系统,油水分布复杂;而远离油源区的圈闭油气聚集时期早于靠近油源区的圈闭油气聚集时期,同一断块上部层位油气的聚集时期早于下部层位油气的聚集时期。     

恩平凹陷南部隆起带油气成藏模式

南部隆起带是恩平凹陷的主要成藏带。利用基础资料, 系统分析了南部隆起带油气成藏的条件与特征, 总结了南部隆起带油气成藏的模式。恩平凹陷南部隆起带油气主要来自北侧EP17洼始新统文昌组中深湖相烃源岩, 南部隆起带之下缺失文昌组沉积, 存在油气的有利仓储区, 油气通过沟通有利仓储区的断裂运移, 主要有仓上-上盘诱导裂缝带垂向输导-连通砂体侧向输导-滑动破碎带侧向封堵-断块油气藏、仓上-上盘诱导裂缝带垂向输导-连通砂体侧向输导-它源自圈背斜油气藏以及仓上-下盘诱导裂缝带垂向输导-连通砂体侧向输导-滑动破碎带侧向封堵-断鼻油气藏3种成藏模式。      

尚家地区葡萄花油层成藏模式及主控因素

为了研究尚家地区葡萄花油层油成藏模式及主控因素,利用油源对比首先确定出葡萄花油层油主要来自三肇凹陷青一段源岩,其具有较强的供烃能力;然后利用油分布与源岩空间位置关系、油运移动力和通道特征,确定出该区葡萄花油层油成藏模式为三肇凹陷青一段源岩生成的油在超压作用下通过T₂源断裂向下伏扶杨油层“倒灌”运移,再在浮力作用下通过被断裂沟通砂体侧向运移至尚家地区,最后在浮力作用下通过T₂-T₁₁断裂向葡萄花油层中运移,在断块、断层遮挡和断层-岩性圈闭中聚集成藏。油成藏主要受扶杨油层油分布区、T₂-T₁₁断裂分布和圈闭发育的控制,即扶杨油层油分布区控制着油聚集分布的区域,T₂-T₁₁断裂分布控制着油聚集的具体部位,圈闭发育为油聚集成藏提供了场所。     

松辽盆地宋站南地区扶杨油层运聚成藏机制及主控因素

通过油藏解剖和油成藏条件空间配置关系,对宋站南地区扶杨油层油运聚成藏机制和主控因素进行了研究,得到宋站南地区扶杨油层油主要来自青一段源岩。油源区内扶杨油层油运聚成藏模式为:三肇凹陷青一段源岩生成的油在超压作用下通过T2源断裂向下“倒灌”运移进入扶杨油层后,再在浮力作用下沿断裂向高断块圈闭进行短距离的运聚成藏。油源区外扶杨油层油运聚成藏模式为:三肇凹陷扶杨油层中的油在浮力作用下沿被断裂沟通的砂体侧向运移至宋站南地区,在断层上升盘圈闭中聚集成藏。油源区内扶杨油层油成藏主要受以下3个因素控制:①青一段源岩生成的油向下“倒灌”运移区控制着油藏形成与分布区域; ②T2源断裂控制着油运聚的部位;③断裂上升盘是油聚集的主要场所。油源区外扶杨油层油成藏主要受以下2个因素控制:① 位于运移路径上或附近的圈闭才能形成油藏;②断裂上升盘有利于油藏形成。综合上述研究可以得到油源区内T2源断裂附近和油源区外运移路径附近的断裂上升盘应为油勘探的有利目标。     

复杂断块区新近系河流相砂体有利成藏条件研究:以南堡凹陷4-2区为例

复杂断块区较其他地区油气勘探开发难度大,尤其在滚动开发阶段,有效评价成藏潜力、筛选下步开发目标是开发面临的重大难题之一。目前,南堡凹陷4-2区处于滚动开发阶段初期,面临储量和产量不足的困境。为了发现油气藏,打开滚动开发局面,以南堡4-2区新近系河流相为例,通过分析油气藏分布特征,深层次剖析了油气成藏主控因素,总结了油气成藏模式,明确了有利成藏条件。研究表明:(1)纵向上,油气藏分布层系广、分布零散,横向上,油气藏形状不规则;内部油气层呈"簇状"发育,油气层厚度薄、横向变化快、井间连续性差;(2)工区发育构造、构造-岩性和岩性3类油气藏,油气成藏主要受到断层封闭性和河道边界的控制,油气成藏存在"拦河坝"成藏和"上倾孤立砂体"成藏2种成藏模式;(3)泥岩背景中的薄层砂体集中段、有利断层封闭段、被断层截断河道的高部位是油气成藏的3个有利地质条件。该研究成果为南堡4-2区下步滚动潜力评价提供了理论指导,并对其他同类型复杂断块区的滚动潜力评价具有一定借鉴意义。     

松辽盆地葡萄花油田北部鞍部地区成藏控制因素分析

在系统描述葡萄花油田北部鞍部地区构造特征和断裂体系的基础上,分析了烃源岩大量排烃期与构造形成时期的匹配关系、砂体分布、地层压力和断层封闭性对研究区成藏的控制作用。研究结果表明:烃源岩大量排烃期和构造形成时期良好匹配,地层压力低势区和在成藏时期断块边界断层侧向开启是成藏的有利条件,构造和砂体分布则是成藏的主要控制因素。研究区成藏条件较好,可作为有利扩边潜力区。     

亚诺斯前陆盆地MM油田成藏规律及成藏模式

MM油田位于南美洲哥伦比亚境内亚诺斯前陆盆地东部斜坡带,远离西部烃源灶,以微幅度、小规模岩性-构造油藏为主。本文通过研究亚诺斯盆地构造演化史并充分结合研究区地质、测井、地震等资料,总结出MM油田具有"远源复合输导,断层遮挡式成藏"的油气成藏规律,油气远源输导控制油藏丰度,构造位置控制油气聚集,断层侧向封闭控制油藏分布,圈闭大小及储层物性条件直接影响油藏规模。在研究区,卡沃内拉组C7段储层为油气侧向运移主要载体,断层为油气垂向运移主要通道,断层断距与盖层厚度之间的匹配关系及圈闭条件共同控制MM油田成藏模式,形成了断鼻、岩性-断层及断层-岩性等3种油藏类型。     

渤海海域多期伸展型交汇断层封闭性评价方法

渤海海域新生代经历了复杂的多期伸展运动,导致交汇型断裂系统异常发育。交汇型断层控制的断块圈闭已经被证明是重要的油气聚集区,但是大量的勘探实践表明交汇断层的油气渗漏程度是成藏差异性的主要原因。综合利用钻井资料、三维地震资料和构造物理模拟技术对交汇断层的封闭性进行研究,结果显示：（1）交汇断层发育演化程度控制了交汇点渗漏强度;（2）油气充注—渗漏相对时间控制了交汇断层的有效封闭时间;（3）早期先存断裂的斜向拉伸作用导致的不同走向断层的应力差异影响断层封闭能力。综合利用上述三个影响因素对渤海油田交汇型断层实钻构造的封闭性进行了模糊综合评价,发现封闭值的大小与实钻圈闭的油柱高度具有良好的正相关关系,证实了该评价方法在多期伸展型交汇断层封闭性评价中的有效性。     

珠江口盆地文昌凹陷应力场演化及其对成藏要素的控制作用

在区域构造背景分析的基础上,对晚白垩世–中中新世文昌凹陷的断裂系统和地层特征进行了研究,结果表明文昌凹陷应力场演化受区域扭张应力场控制,其最小主应力方向沿NWW→NW→SN→NNE向顺时针旋转,整体具有右旋扭张的特征。在该应力场的控制作用下,文昌凹陷共发育3种类型的扭张/压扭模式:与文昌A凹形成有关由弯曲断层控制的扭张下沉/差异隆升模式;与文昌B凹形成有关由分支断层控制的扭张楔形下沉模式;和与文昌C凹形成有关由弯曲和分支断层汇合控制的菱形扭张差异隆升/下沉模式。这三种扭张模式不仅控制了凹陷的变形格局,形成3个不同的沉降中心和2个反转构造区,更对圈闭的形成和油气运聚等成藏要素的发育有一定的控制作用。     

断层封堵类型及并置封堵模式概述

断层封堵性研究始于80年代末,其封堵类型主要有并置、涂抹作用、碎裂作用和成岩胶结作用等四种,对并置封堵机制的研究和应用相对较为深入。并置封堵模式基干下列假设:(1)断层本身不具备封堵性质;(2)断层也不是敞开的通道;(3)断层与圈闭和运移的关系取决于断层两侧地层的并置。并置封堵性评价的基础是制作断层面剖面,这种剖面不像通常的剖面那样是垂直的,而就是断层面本身。它能较为方便地用以描述断层两侧地层的并置特性,因而可对各层位的封堵性进行判别。将断层面剖面图和构造图相结合,可较为理想地预测断层圈闭。     

松辽盆地宋芳屯油田芳3区块油气成藏特征

通过油气成藏条件分析,探讨了松辽盆地北部宋芳屯油田芳3区块葡萄花和扶杨油层的油气成藏特征与油气富集条件.分析认为,芳3区块的圈闭主要为断层圈闭、断层-岩性圈闭,成藏的关键控制因素是储集层上倾方向的断层遮挡.沟通葡萄花储集层与烃源岩的断层规模一般都比较大,而沟通扶杨油层与烃源岩的断层以小规模为主.烃源岩是青山口组泥岩,就研究区的油气富集来说,有利烃源岩主要位于研究区内及其附近,东部三肇凹陷主体部位烃源岩对研究区的贡献有限;葡萄花油层物性、油气运移条件明显好于扶杨油层.综合分析认为,葡萄花油层的油气富集潜力要高于扶杨油层.