断层封闭性一般可分为垂向封闭性和侧向封闭性，分别表示断层在垂向上和侧向上阻滞油气运移的能力^[1]。油气勘探实践表明，断层在垂向上的封闭与开启对油气的聚集与保存至关重要^[2]，但在油气成藏理论研究与勘探实践中，断层封闭性研究一直是一道难题^[1]。Smith^[3]和Allan^[4]均对断层两盘砂泥对接状态展开过研究，并先后提出了砂泥对接模型和断面剖面图解2种评判断层封闭性的概念模型。除以上2种用图示定性研究断层封闭性的方法，张新顺等^[5]还提出了定性参数评价法，通过断层或断层两盘的特征，简单地判断断层封闭性的好坏。Yielding等^[6]提出了SGR(Shale Gouge Ratio) 这一参数，用定量计算出的SGR值来衡量断层封闭性，这一参数的提出使断层封闭性研究从定性分析迈入定量评价阶段。随后，众多学者^[7-9]考虑到地层间接触关系、流体压力、毛细管压力等因素先后提出了用Knipe图解、断层封闭系数以及烃柱高度定量评价断层封闭性的方法。吕延防等^{[1, 10]}、付广等^[11]提出了断面正压力法，用断面所受正压力的大小来定量评价断层的开启与封闭，并以此来判断断层中油气的运移状态。目前，断面正压力法在北部湾盆地、渤海湾盆地和准噶尔盆地应用效果良好^[12-14]。Zhang等^[15]将参数范围从断面所受正压力扩大至断面总压力，并与泥岩流体压力和SGR相联系，提出了断层联通概率法。田辉等^[14]在断面垂向正压力的基础上，进一步考虑了断裂带内泥岩所占比例，最终用断层紧闭指数判断断层垂向封闭性的好坏。目前关于断层封闭性的研究方法均存在一定局限性，断层封闭性的精度与研究方法的选择密切相关，对断层封闭性进行综合定量分析的研究尚需深入^[16]。

伊通盆地西北缘为一有利油气富集区带，目前已在多个断陷及凹陷获得油气。其中，岔路河断陷勘探程度中等，多口井油气显示较好，试油获得油气流，油气勘探前景较好^[17]。伊通盆地西北缘断裂带构造复杂，经历了右行走滑伸展、压扭和挤压作用等构造演变，形成了多条逆断层和其他相关褶皱等构造^[18]。以往学者们主要从构造样式、构造对沉积和成藏的控制作用、构造断裂体系演化等方面对伊通盆地断裂体系进行研究^[19-21]，但对于伊通盆地断层封闭性的定量评价则少有报道，而断层封闭性的好坏影响着油气藏的形成及规模，因此对伊通盆地西北缘断层封闭性的研究十分必要。采用断面正压力法，定量计算现今已知油气藏的断面正压力，确定断层垂向封闭临界压力值和断层现今临界埋藏深度，同时计算成藏期断面正压力，进行古今封闭性对比分析，并计算断层紧闭指数，以期进一步验证断面正压力法在研究区应用的准确性，进而对断层封闭性与油气成藏的相关性进行评价。

伊通盆地呈北东向展布于长春市和吉林市之间，面积约2 500 km²，夹持在2个大断裂(第二松花江断裂和东辽河断裂)之间^[22]。盆地可划分为岔路河断陷、鹿乡断陷和莫里青断陷3个一级构造单元^[23]，又可进一步划分为西北缘断褶带、新安堡凹陷、万昌构造带等14个二级构造单元(图 1a)。盆地内主要发育古近系地层，新生界自下而上可划分为始新统双阳组、奢岭组、永吉组，渐新统万昌组、齐家组和中新统岔路河组及第四系(图 2b)。其中，双二段和奢一段是主要油气勘探目的层，在鹿乡断陷和莫里青断陷进行油气勘探获得高产油气^[24]。岔路河断陷勘探程度中等，但多口井油气显示良好，近年来岔路河断陷波太凹陷双二段新完钻探井试油获得工业油气流，有较好的勘探潜力^[25]。本次研究拟针对伊通盆地西北缘岔路河断陷古近系(奢岭组和双阳组)油气藏控藏断层封闭性进行定量评价。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 伊通盆地岔路河断陷构造单元划分(a)及岩性地层综合柱状图(b)[24] Fig. 1 Tectonic unit division(a)and stratigraphic column(b)of Chaluhe fault depression, Yitong Basin

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 断面正压力计算示意图 Fig. 2 Schematic diagram of normal pressure of fault plane

吕延防等^[10]提出了断面正压力法定量评价断层垂向封闭性。当断层面所受压力越大，断层紧闭程度越高，越容易形成垂向封闭，反之，断层垂向封闭性越差。断面正压力法定量计算公式为

式中：p为断层面所受正压力，MPa；p' 为断面所受竖直方向的压力，MPa；H为断面埋藏深度，m；ρ^r为上覆地层平均密度，g/cm³；ρ_w为地层水密度，取1.03 g/cm³；g取值0.009 876 N/g；θ为断层倾角，(°)。断面正压力法的变量关系如图 2所示。

选择伊通盆地岔路河断陷区8口典型井的上覆地层密度和埋藏深度，拟合得到上覆地层密度与埋藏深度的关系式为ρ_r = -2×10^-8 H²+ 0.000 2H + 2.081 2(图 3)。计算时将平均埋藏深度代入关系式，得到对应上覆地层平均密度(ρ_r)。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 伊通盆地岔路河断陷上覆地层密度(ρr)与埋藏深度(H)拟合关系 Fig. 3 Relationship between the density of overlying strata and burial depth in Chaluhe fault depression, Yitong Basin

将岔路河断陷西北缘8个油气藏的埋藏深度、上覆地层平均密度、断层倾角等数据代入式(1)，得到这8个油气藏的现今断面正压力(表 1)。

表 1(Table 1)

表 1 伊通盆地岔路河断陷古近系油气藏现今断面正压力 Table 1 Present normal pressure of fault plane of Paleogene reservoirs in Chaluhe fault depression, Yitong Basin 油气藏 试油深度/m 埋藏深度/m 上覆地层平均密度/(g·cm-3) 断层倾角(θ)/(°) cos θ 断面正压力/MPa 2 659.0~2 700.3 2 679.65 2.47 71 0.33 C34 3 362.5~3 376.1 3 369.30 2.53 73.1 0.29 13.3 3 475.6~3 506.6 3 491.10 2.54 75.7 0.25 C40 3 970.0~3 995.0 3 982.50 2.56 71.6 0.32 19 C43 4 034.4~4 063.3 4 048.85 2.56 24.1 0.91 56 C48 3 889.3~3 932.8 3 911.05 2.56 41 0.75 44.5 C27 3 040.6~3 044.6 3 042.60 2.5 59.6 0.5 28.4 3 655.4~3 789.2 3 722.30 2.55 52.1 0.61 C31 3 060.5~3 205.0 3 132.75 2.51 68 0.37 17.2 C35 3 345.6~3 335.3 3 340.45 2.53 58 0.53 26.2 C37 4 705.0~5 183.3 4 944.15 2.58 60.3 0.5 37.5

下载CSV 表 1 伊通盆地岔路河断陷古近系油气藏现今断面正压力 Table 1 Present normal pressure of fault plane of Paleogene reservoirs in Chaluhe fault depression, Yitong Basin

岔路河断陷古近系8个油气藏的断面正压力为13.3~56.0 MPa(图 4)，断面正压力值13.3 MPa对应C34油气藏，说明在该断面正压力控制下，油气藏即可保存。由此将13.3 MPa定义为岔路河断陷垂向封闭临界压力(p_c = 13.3 MPa)，并可以根据p_c来判断岔路河断陷中深层断层垂向封闭性。如断面正压力大于13.3 MPa，则控藏断层可有效封堵油气；如断面压力小于13.3 MPa，则控藏断层可有效运移油气。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 伊通盆地岔路河断陷古近系油气藏断面正压力(p)统计 Fig. 4 Distribution of normal pressure of fault plane of Paleogene reservoirs in Chaluhe fault depression, Yitong Basin

基于确定的断层垂向封闭临界压力值，提出断层现今临界埋藏深度这一快速评价断层封闭性的参数，只需将可能存在油气藏断层的深度值与临界埋藏深度值进行对比，即可快速判断该断层是否存在油气藏。根据式(1)推导出断面埋藏深度的计算公式

式中：p_c为断层垂向封闭临界压力值，MPa；g取值为0.009 876 N/g。

将岔路河断陷C40—C48井区古近系9条控藏断层分别编号为f1—f9(图 5)。基于已确定的岔路河断陷断层垂向封闭临界压力值(p_c= 13.3 MPa)，将岔路河断陷主要控藏断层倾角代入式(2)，即可确定p_c对应的断面埋藏深度(表 2)。岔路河断陷C40— C48井区古近系控藏断层断面埋藏深度为2 051~ 2 530 m，最终确定平均值2 262 m为岔路河断陷西北缘古近系控藏断层临界埋藏深度值(H_c)。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 伊通盆地岔路河断陷C40—C48井区古近系主要控藏断层 Fig. 5 Distribution of mainly Paleogene faults controlling reservoir in well region C40-C48 in Chaluhe fault depression, Yitong Basin

表 2(Table 2)

表 2 伊通盆地岔路河断陷古近系控藏断层断面临界埋藏深度 Table 2 Critical burial depth of fault plane of Paleogene faults controlling reservoir in Chaluhe fault depression, Yitong Basin 断层 断层封闭临界压力/MPa 断层倾角(/°) 埋藏深度/m f1 61~65 2 299 f2 64~67 2 380 f3 65~69 2 530 f4 65~70 2 460 f5 13.3 60~63 2 051 f6 59~65 2 198 f7 59~64 2 137 f8 60~65 2 227 f9 58~63 2 073

下载CSV 表 2 伊通盆地岔路河断陷古近系控藏断层断面临界埋藏深度 Table 2 Critical burial depth of fault plane of Paleogene faults controlling reservoir in Chaluhe fault depression, Yitong Basin

断层临界埋藏深度是快速评价断层封闭或开启的关键参数，只需将在构造等值线图上读出的断层深度与研究区临界埋藏深度进行对比，即可快速判断该断层的状态。当可能存在油气藏断层的深度值大于研究区临界埋藏深度时，判断该断层目前处于垂向封闭状态，可能存在油气藏，反之，则垂向开启，可能不存在油气藏。伊通盆地岔路河断陷西北缘古近系断层现今埋藏深度应大于临界埋藏深度，方可有效封堵油气。尤其是在油气勘探程度较低且无探井的地区，无法计算断面正压力，从而无法通过断面正压力的临界值判断断层状态，但可在构造等值线图上读出该断层的深度值，与研究区临界埋藏深度值对比，以此判断该断层此时的封闭性以及是否可能存在油气藏。

油气藏只在现今封闭或只在成藏期开启是无法储存油气的，需要在成藏期开启且现今封闭才可能存在油气，因此对已发现的油气藏在成藏期的启闭情况进行探究是十分必要的。研究油气藏在成藏期的启闭情况首先要利用平衡剖面恢复成藏期古构造图，从而得到油气藏在成藏期的深度。研究区成藏期上覆地层平均密度由对应断层附近井密度测井资料拟合的密度-深度曲线得到；成藏期地层水密度全区均取1.03 g/cm³。经计算，岔路河断陷西北缘8个油气藏成藏期的断面正压力为3.8~17.4 MPa(表 3)。大部分油气藏成藏期的断面正压力值均小于垂向封闭临界值(除C37油气藏)，断层均为开启状态，是有效的油气输导通道；现今断面正压力值大于垂向封闭临界值，断层为封闭状态，可有效封堵油气。将岔路河断陷西北缘油气藏的古今封闭性进行对比，可明确该区主要油气藏控藏断层在成藏期垂向开启，现今垂向封闭(图 6)。

表 3(Table 3)

表 3 伊通盆地岔路河断陷古近系油气藏成藏期断面正压力 Table 3 Normal pressure of fault plane of Paleogene reservoirs during hydrocarbon accumulation period in Chaluhe fault depression, Yitong Basin 油气藏 断层古埋藏深度/m 上覆地层平均密度/(g·cm-3) 断层倾角(/°) cosθ 断面正压力/MPa 779.15 2.22 65.6 0.41 C34 1 497.65 2.34 76.0 0.24 4.5 1 618.60 2.35 76.0 0.24 C40 1 291.65 2.31 74.4 0.27 4.4 C43 1 585.60 2.35 50.6 0.63 13.1 C48 1 565.66 2.35 51.0 0.63 12.8 C27 1 126.39 2.28 61.0 0.48 9.1 1 780.30 2.37 61.0 0.48 C31 844.01 2.24 68.0 0.37 3.8 C35 929.54 2.25 62.8 0.46 5.1 C37 2 607.17 2.47 62.0 0.47 17.4

下载CSV 表 3 伊通盆地岔路河断陷古近系油气藏成藏期断面正压力 Table 3 Normal pressure of fault plane of Paleogene reservoirs during hydrocarbon accumulation period in Chaluhe fault depression, Yitong Basin

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 伊通盆地岔路河断陷古近系油气藏古今封闭性对比 Fig. 6 Comparison of fault sealing ability of Paleogene reservoirs at present and in the accumulation period in Chaluhe fault depression, Yitong Basin

依据研究区油气藏古近系控藏断层的古今封闭性对比结果，推断该区控藏断层垂向封闭性存在2种演化模式：①成藏期断面正压力值均小于垂向封闭临界值，断层为开启状态，是有效的油气输导通道；现今断面正压力值均大于垂向封闭临界值，断层为封闭状态，可以有效封堵油气。②现今和成藏期断面正压力均大于垂向封闭临界值，断层呈古封今封状态，虽然此类断层不能作为油气运移的通道，但可有效封堵现今油气藏。研究区古近系油气藏控藏断层主要为"古开启-今封闭"型，只有C37油气藏控藏断层为古封今封，成藏期无法输导油气，但有油气存在，因此判断C37油气藏可能为自生自储的岩性油气藏。

考虑到断层垂向封闭性的形成受到断层产状、断层两盘岩性配置关系等众多地质因素的影响^[26]，本次研究将考虑断裂带内泥岩的占比，基于断裂带内物质抗压强度与断面垂向正压力的对比，引入田辉等^[14]提出的断层紧闭指数这一评判断层垂向封闭性好坏的参数，进一步验证断面正压力法在研究区应用的准确性，以期为评价伊通盆地岔路河断陷断层封闭性与油气成藏关系提供一定依据。断层紧闭指数(I_FT)及相关参数计算公式为

式中：R_SG为断层中泥岩的占比；L为断距，m；h为泥岩厚度，m；δ_C为断层抗压强度，MPa；δ_CM为泥岩抗压强度，12.4 MPa；δ_CS为砂岩抗压强度，35.3 MPa^[14]；I_FT为断层紧闭指数。

选择泥岩厚度等资料较全的C27，C34，C40，C43和C48等油气藏。首先求取断距、泥岩厚度等参数，然后带入式(3)和式(4)计算断层中泥岩占比和断层抗压强度，最后根据式(5)求得控藏断层紧闭指数(表 4)。结果表明，断面正压力与断层紧闭指数呈正相关关系，断面正压力和断层抗压强度共同决定了断层的垂向封闭性，当断面上某点的断面正压力越大，需要克服的断层抗压强度越小时，断层的垂向封闭性越好，计算出的断层紧闭指数越大。

表 4(Table 4)

表 4 伊通盆地岔路河断陷古近系油气藏断层紧闭指数 Table 4 Fault tightness index of Paleogene reservoirs in Chaluhe fault depression, Yitong Basin 油气藏 断距/m 泥岩厚度/m 泥岩占比 断层抗压强度/MPa 断面正压力/MPa 断层紧闭指数 C34 172.44 2.34 0.013 35.00 13.3 0.36 326.73 3.58 0.011 35.05 0.37 C40 72.97 19.33 0.265 29.23 19.0 0.65 C27 59.71 2.21 0.037 34.45 28.4 0.82 55.59 38.07 0.685 19.62 1.45 C48 106.50 5.64 0.053 34.09 44.5 1.30 C43 74.64 15.47 0.207 30.55 56.0 1.83

下载CSV 表 4 伊通盆地岔路河断陷古近系油气藏断层紧闭指数 Table 4 Fault tightness index of Paleogene reservoirs in Chaluhe fault depression, Yitong Basin

通过对比影响R_SG大小的泥岩厚度和断距2个参数可知，当断层面上某点的泥岩厚度越大，断距越小时，该点的泥岩涂抹效果越好(R_SG越大)，断层所需克服的抗压强度越小。在研究区内不同油气藏断层的泥岩厚度和断距对R_SG大小的影响程度不同，如：C27油气藏，当泥岩厚度为2.21 m时，R_SG为0.037，当泥岩厚度为38.07 m时，R_SG为0.685，说明泥岩厚度对R_SG的影响较大；C34油气藏，当断距为172.44 m时，R_SG为0.013，当断距为326.73 m时，R_SG为0.011，说明断距对R_SG的影响较小。

综上所述，断层紧闭指数与泥岩厚度、R_SG、断面正压力呈正相关关系，与断距、断层抗压强度呈负相关关系。其中，泥岩厚度与断距共同决定了R_SG的大小，泥岩厚度对R_SG的影响比断距对R_SG的影响更大。同时对比试油结果，发现断面正压力和断层紧闭指数最大的C43油气藏出油量最高，进一步说明断面正压力越大、断层紧闭指数越大，对油气的封堵性越好，油气藏的保存条件越好。

断裂活动所造成的断层对油气藏的形成和演化具有至关重要的作用。伊通盆地是新生代发育形成的走滑-伸展型断陷盆地，位于郯庐断裂带北端^[20]。伊通盆地自始新世以来在太平洋板块和印度洋板块的俯冲作用下处于北西—南东向的引张应力场，在引张应力场的右旋作用下伊通盆地西北缘大黑山地垒和东南缘那丹哈达岭地块右旋伸展形成盆地，并呈持续右旋走滑演化模式，形成该区控藏的走滑断层^[18-20](图 7a)。在成藏条件良好时，走滑断层不仅可控制圈闭的有效性，还是油气运聚的主要通道。随后该地区在渐新世末期—新近纪受到太平洋板块和菲律宾板块碰撞以及日本海的扩张作用下处于北东东—南西西向的右旋压扭应力场。在右旋压扭应力场的右旋压扭作用下伊通盆地西北缘大黑山地垒和东南缘那丹哈达岭地块发生右旋汇聚，致使盆地西北缘抬升剥蚀，发生反转^[21](图 7b)，西北缘断层因此封闭，可有效封堵油气，形成油气富集带。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 伊通盆地演化模式 Fig. 7 Evolution model of Yitong Basin

渐新世晚期，伊通盆地在引张应力场作用下发育大型伸展正断层，并作为油气运移通道连接油气源和圈闭，当断层垂向开启时，油气便可顺着油气运移通道自高势区向低势区运移。以岔路河断陷西北缘典型油气藏C43剖面为例，利用平衡剖面恢复研究区成藏期古构造形态，得到成藏期埋藏深度，计算出此时C43油气藏断面正压力为13.1 MPa，小于断层垂向封闭临界压力值(13.3 MPa)，说明C43油气藏附近控藏断层在成藏期表现为垂向开启，与油气大量生排烃时期相吻合，有利于双阳组烃源岩生成的油气沿着开启的控藏断层向上运移至双二段和浅层，具有沟通油源、运移油气的作用(图 8)。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 伊通盆地岔路河断陷典型地震剖面(a)及成藏模式(b) Fig. 8 Typical seismic section(a)and reservoir accumulation model(b)of Chaluhe fault depression, Yitong Basin

渐新世末期－新近纪，伊通盆地西北缘在右旋压扭应力场作用下抬升剥蚀，发生反转，其中岔路河断陷处于挤压走滑段，挤压作用较强，断层能有效封闭石油和天然气。以研究区C43—C48井区为例，通过断面正压力法计算出C43—C48井区此时的断面正压力为44.5~56.0 MPa，大于断面正压力临界值13.3 MPa，说明C43—C48井区附近控藏断层现今处于垂向封闭状态，可有效封堵油气。盆地晚期的反转和挤压作用直接控制了西北缘油气圈闭的分布，调节了油气的二次运移。

岔路河西北缘典型油气藏为断层-岩性油气藏，圈闭中油气受断层和砂体联合封闭遮挡。该区断层具有幕式活动特征，早期开启性断层具有输导油气的作用，为有效油源断层；在渐新世末期－新近纪由于力学性质转变或成岩作用使其变为封闭断层，可封堵油气。丰勇等^[27]研究认为岔路河断陷发育3期油气充注，存在2个油气充注间歇期，对应盆地2次构造抬升。2期构造抬升运动不仅阻止了油气充注，而且对早期形成油气藏进行了调整，最终形成了岔路河断陷3个重要的油气成藏期。岔路河断陷西北缘典型油气藏C43和C48的油源断层向上断至万昌组，在成藏期处于活动状态，正好与油气大量生排烃时期相匹配，是油气向上运移至双二段、奢一段圈闭中的主要运移通道。始新世末期发生第1幕充注，双一段烃源岩达到成熟进入快速生烃阶段，油气沿断层和砂体近距离运移至双二段和奢一段圈闭中聚集成藏；渐新世晚期发生第2幕充注，奢岭组成熟并向外排烃，双一段和奢岭组油气运移至双二段、奢一段圈闭中聚集成藏。

(1) 断面正压力法可用于定量评价断层垂向封闭性，当断层面所受压力越大，断层紧闭程度越高，越容易形成垂向封闭，反之，断层垂向封闭性越差。采用断面正压力法定量计算出伊通盆地岔路河断陷古近系油气藏现今断面正压力为13.3~56.0 MPa，将13.3 MPa定义为岔路河断陷垂向封闭临界值。

(2) 基于确定的断层垂向封闭临界值，进一步确定了岔路河断陷西北缘古近系断面临界埋藏深度为2 262 m，当断层的现今深度值大于2 262 m时，判断可能存在油气藏，反之，可能不存在油气藏。断层垂向临界埋藏深度可快速判断研究区是否可能存在油气藏，对钻井较少、油气勘探程度较低的地区断层现今封堵油气的情况具有指示意义。

(3) 依据古断面正压力计算原理，发现除C37油气藏断面正压力值为17.4 MPa外，其余已知油气藏在成藏期断面正压力为3.8~13.1 MPa，表明研究区断层垂向封闭性存在2种演化模式：①成藏期断面正压力值均小于垂向封闭临界值，为开启状态，是有效输导断层；现今断面正压力值均大于垂向封闭临界值，为封闭状态，可有效封堵油气，呈"古开启-今封闭"状态。②现今和成藏期断面正压力均大于垂向封闭临界值，呈古封今封状态，虽然此类断层不能作为油气运移的通道，但可有效封堵现今油气藏。

(4) 断层紧闭指数计算结果表明，断面正压力与断层紧闭指数呈正相关关系。控藏断层的垂向封闭临界压力值、临界埋藏深度和断层紧闭指数等参数可定量评价研究区控藏断层封闭性。研究区控藏断层在成藏期受引张应力场右旋伸展作用垂向开启，具有沟通油源、运移油气的作用，控藏断层"古开启-今封闭"，对研究区油气圈闭的分布、油气的二次运移具有控制作用。