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  中国石油勘探  2020, Vol. 25 Issue (3): 83-95  DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2020.03.008
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引用本文 

刘宝增. 塔里木盆地顺北地区油气差异聚集主控因素分析——以顺北1号、顺北5号走滑断裂带为例[J]. 中国石油勘探, 2020, 25(3): 83-95. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.03.008.
Liu Baozeng. Analysis of main controlling factors of oil and gas differential accumulation in Shunbei area, Tarim Basin - taking Shunbei No.1 and No.5 strike slip fault zones as examples[J]. China Petroleum Exploration, 2020, 25(3): 83-95. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.03.008.

基金项目

国家科技重大专项“塔里木—鄂尔多斯盆地海相碳酸盐岩层系大中型油气田形成规律与勘探评价”(2017ZX05005-002);中国石化科技部项目“塔里木盆地古生界大中型油气田目标评价与勘探技术”(P16088)

第一作者简介

刘宝增(1966-),男,河南台前人,1987年毕业于河北地质学院,高级会计师,现主要从事石油地质综合研究与管理工作。地址:新疆乌鲁木齐市新市区长春南路466号中国石化西北油田分公司,邮政编码:830011。E-mail: lbz.xbsj@sinopec.com

文章历史

收稿日期:2020-03-25
修改日期:2020-04-28
塔里木盆地顺北地区油气差异聚集主控因素分析——以顺北1号、顺北5号走滑断裂带为例
刘宝增     
中国石化西北油田分公司
摘要: 塔里木盆地顺北油田是受走滑断裂控制的碳酸盐岩超深层油田,受走滑断裂平面分段性和纵向分层性的影响,油气聚集呈现明显的差异性。以顺北1号、顺北5号走滑断裂带为例,结合走滑断裂特征与油气动态产能的关系,对顺北地区油气差异聚集主控因素进行研究,结果表明:走滑断裂的通源性、纵向输导性、分段性是油气差异聚集的主控因素。其中走滑断裂通源性越强油气聚集程度越高;寒武系膏盐岩层系走滑断裂的倾角越大越利于油气纵向输导进入奥陶系聚集;走滑断裂的活动强度和构造样式决定了储集体规模和连通性,张扭段相对平移段和压隆段储集体规模和连通性更好,油气聚集程度更高。
关键词: 差异聚集    主控因素    走滑断裂    顺北油田    奥陶系    
Analysis of main controlling factors of oil and gas differential accumulation in Shunbei area, Tarim Basin - taking Shunbei No.1 and No.5 strike slip fault zones as examples
Liu Baozeng     
Sinopec Northwest Oilfield Company
Abstract: Shunbei oilfield in the Tarim Basin is an ultra-deep carbonate oilfield controlled by strike slip faults. Influenced by the plane segmentation and vertical stratification of strike slip faults, there are obvious differences in oil and gas accumulation. Taking Shunbei No.1 and No.5 strike slip fault zones as examples, combined with the relation between characteristics of strike slip faults and oil-gas dynamic productivity, the main controlling factors of oil and gas differential accumulation in the Shunbei area are studied. the result shows that: the main controlling factors of oil and gas differential accumulation are the source connectivity, vertical transporting and segmentation of strike slip faults. The stronger the connectivity of strike slip fault to source, the higher the degree of hydrocarbon accumulation. The larger the dip angle of the strike slip fault in the Cambrian gypsum formation, the more favorable the vertical hydrocarbon migration into the Ordovician reservoir. The activity intensity and structural pattern of strike slip faults determine the scale and connectivity of reservoirs.The scale and connectivity of the reservoirs in transtensional segments are better than those in translational and compression-uplift segments, and so the degree of hydrocarbon accumulation is higher.
Key words: differential accumulation    main controlling factors    strike slip faults    Shunbei oilfield    Ordovician    
0 引言

走滑断裂常见于盆地边界和板块边界,在沉积盆地内关于走滑断裂发育特征及其与油藏关系的相关研究和报道相对较少[1-3],而在塔里木盆地内部发现较多走滑断裂[4-5],其中位于顺托果勒地区的顺北油田就属于一个新发现的受走滑断裂带控制的油田[6-11]。近期在顺北5号断裂带完钻的顺北52A井获得重大油气突破,日产原油150t、天然气5.9×104m3,展示了顺北地区走滑断裂带具备较大的油气勘探潜力。随着顺北地区的油气勘探发现,国内学者对顺北地区走滑断裂的构造活动特征、油气藏形成特征进行了大量具有重要理论和现实意义的研究[12-13]。顺北地区勘探开发实践也进一步证实走滑断裂带不仅控储、控藏,还控制了油气的差异聚集,具体表现在不同走滑断裂带和同一走滑断裂带的不同部位,油气藏的规模和富集程度差异非常明显。由于顺北油田以埋深普遍超过7400m的碳酸盐岩缝洞型油藏为主要勘探开发对象,埋藏深度大,钻井周期长,钻井成本高,因此,不同断裂带油气差异聚集的主控因素不清直接制约了钻遇高产工业油气流的成功率和油气勘探开发经济效益。针对这个关键难题,本文以顺北1号、顺北5号走滑断裂带为研究对象,结合油井生产动态特征,开展了顺北地区油气差异聚集主控因素研究,为顺北油田走滑断裂带的井位部署提供依据,也为碳酸盐岩走滑断裂带的勘探提供参考。

1 地质概况

顺北地区构造位置位于塔里木盆地顺托果勒低隆起西北部、沙雅隆起的西南倾没端,西跨阿瓦提坳陷东斜坡,东邻满加尔坳陷[12-13],构造特征表现为北高南低、东高西低,构造平缓, 研究区位于顺北地区顺北1号、顺北5号断裂带(图 1)。区内除侏罗系沉积缺失,白垩系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系存在不同程度缺失外,其余显生宙地层均发育齐全。其中,奥陶系一间房组(O2yj)—鹰山组(O1-2y)碳酸盐岩与上覆的巨厚桑塔木组泥岩盖层形成了非常好的储盖组合,是目前油气勘探评价主要目标。

图 1 研究区构造位置图 Fig. 1 Structural location of study area

顺北地区奥陶系储层为碳酸盐岩断控裂缝—洞穴型储层,洞穴、裂缝的分布主要受断裂控制。在钻井上,表现为在断裂附近普遍钻遇放空或规模漏失,储层沿断裂纵向呈条带状分布。目前所有钻遇放空斜井估算其洞穴宽度一般小于5m,大多数在数十厘米至2m之间,直井直接钻遇放空少或规模漏失率低[14]。顺北地区奥陶系原油为品质较好的轻质油,油藏受走滑断裂带控制,平面上沿走滑断裂分布,纵向上主要分布在断裂面和断裂破碎带。目前,顺北地区奥陶系油气勘探主要以断穿基底、通源性强的18条大型走滑断裂带为主要勘探评价目标,其中,顺北1号、顺北5号断裂带滚动勘探开发程度较高,42口井获得高产工业油气流,初步建成了年产80×104t轻质原油的产能阵地,其他断裂带勘探程度低,还处于甩开探索阶段[4-6]

2 断裂特征

顺北地区发育克拉通板内中小尺度走滑断裂体系。受塔北近南北向挤压应力场与塔中隆起派生的斜向挤压和旋扭应力场控制[15-16],大致以顺北5号断裂带为界,发育两大断裂体系:西部以NW向走滑断裂体系为主,东部以NE向走滑断裂体系为主。其中,顺北5号和顺北1号断裂带处于两大走滑体系的过渡部位,属于相同断裂级别的主干断裂带。顺北5号断裂带延伸长度超过250km,贯穿盆地多个一级构造单元,走向自北往南逐渐变化,从340°偏转至360°近南北向;顺北1号断裂带延伸长度近25km,呈NE45°走向,收敛于顺北5号断裂带。此外,还有多组与顺北1号断裂带走向近平行的次级断裂收敛于顺北5号断裂带,共同组成“入”字形构造组合。

根据走滑断裂几何学、运动学基本原理,结合中奥陶统一间房组顶面(T74)界面垂向距离(或近似为垂向断距)沿断裂带走向的变化,对下伏陡直走滑段进行分段,总体可将顺北1号、顺北5号断裂带在T74界面分为走滑平移段、叠接张扭段、叠接压隆段。根据断裂所在三维地震数据体进行关键相干层位的提取(例如顺北三维区T90、T81、T80、T74、T70、T60、T50等界面),根据走滑断裂在不同层位呈现出的不同平面组合样式,以及垂直于断裂走向密间距解释断裂剖面特征,识别出下伏陡直走滑段(或主滑移层)、上覆雁列正断层(或雁列层)的纵向分层的结构特征。

2.1 平面分段性特征

平面上,深层走滑断裂具有明显的分段性,断裂叠覆区在不同的阶列组合方式下,形成挤压隆升、拉张下凹等特征。根据断裂带垂向断距(以T74界面为例)变化以及构造样式(隆升或下凹)解析,可将断裂带总体划分3种分段样式,即压隆段、张扭段和平移段,3种构造样式沿断裂带间互出现。其中,压隆段表现为小型逆冲断层密集发育的正花状构造,张扭段表现为小型正断层发育的负花状构造,平移段的垂向形变规模小,以地层横向连续性中断为主。

3种分段变形在横切断裂带地震剖面上表现为隆升幅度不一的负花状和正花状构造,基于这3种分段变形,顺北1号断裂带可划分为3个张扭段、2个压隆段、2个平移段,顺北5号断裂带北—中段可划分为6个压隆段、5个平移段和3个张扭段(图 2)。

图 2 顺北1号、顺北5号断裂带平面分段图 Fig. 2 Segmentation map of Shunbei No.1 and No.5 fault zones
2.2 纵向分层特征

顺北地区处于叠合盆地腹地,不同构造层在塔中、塔北古隆起多期运动派生的斜向挤压和旋扭应力场下呈现明显的分层构造应变特征,这些特征在顺北地区走滑断裂带上具明显地震响应。基于现有三维地震资料分析发现,以桑塔木组发育的厚层泥岩拆离层为界,走滑断裂在深部碳酸盐岩地层和浅部碎屑岩地层中发育不同构造样式。

顺北走滑断裂带纵向上,中奥陶统一间房组顶面(T74)以下走滑断层高陡、直立,以水平位移为主,为主滑移断层带。浅层在不同构造运动期周缘应力场控制下,不同构造—岩性层均形成雁列式正断层组[17-18]。不同构造层的雁列正断层走向或偏转角度略有不同,这与不同构造期的周缘应力场变化有关。但不同构造层的雁列式正断层展布方向与深部走滑断裂的走向基本一致,具有良好的继承性与耦合性关系。雁列正断层在剖面上表现为“负花状”构造,向下收敛、合并,终止于下伏砂泥岩层,绝大多数正断层无法与深部走滑断裂焊接形成统一滑动面,上下断层具有纵向分层性特征(图 3[17-20]

图 3 顺北地区走滑断裂分层模式 Fig. 3 Stratification mode of strike slip faults in Shunbei area
3 油气藏特征 3.1 油气藏类型与流体特征

油气藏埋深分布在7256~7986m,油气藏中部压力分布在81.75~87.19MPa,压力系数分布在1.103~1.176,温度梯度分布在1.53~1.98℃/100m,折算油藏温度分布在150~163℃,属于超深、常压、高温油气田[21]。PVT资料显示顺北1号和顺北5号断裂带北段奥陶系油藏在地层中均为液态,但不同断裂带油藏饱和压力和油藏类型存在较大差异,其中顺北1号、顺北5号断裂带中段的顺北51X井区属于未饱和挥发性油藏,顺北5号断裂带北部的顺北5井区属于未饱和轻质油藏。顺北5号断裂带南段的顺北53X井区奥陶系油藏在地层中过渡为气态的凝析气藏。

顺北1号断裂带原油密度分布在0.7916~ 0.7930g/cm3,平均为0.7923g/cm3,为弱挥发性轻质油;天然气干燥系数分布在0.804~0.858,为原油伴生湿气。

顺北5号断裂带原油密度分布在0.7992~ 0.8310g/cm3,平均为0.8113g/cm3,由北至南,原油密度逐渐变轻,由轻质油逐渐过渡为凝析油;天然气干燥系数分布在0.603~0.904(表 1),由北至南,从伴生气向凝析气过渡。

表 1 顺北1号、顺北5号断裂带典型井油气藏特征统计表 Table 1 Statistics of reservoir characteristics of typical wells in Shunbei No.1 and No.5 fault zones
3.2 油气藏分布特征 3.2.1 油气藏沿断裂带条状分布

顺北1号、顺北5号断裂带整体含油,通过地震识别圈闭和储层,大致可以判识油气藏分布范围。根据断裂带T74(一间房组顶反射面)相干属性特征和地震剖面断裂作用异常反射特征分析,推测不同断裂带上垂直于走滑断裂走向的油藏宽度分布在0.3~2km(表 2)。平面上,顺北地区奥陶系油气藏主要沿走滑断裂走向呈条带状分布,但走滑断裂不同构造样式部位,垂直于断裂带油藏宽度存在较大差异,其中张扭段和压隆段油藏宽度大,平移走滑段油藏宽度相对较小。

表 2 顺北1号、顺北5号断裂带分段与油藏宽度统计表 Table 2 Statistics of segments and reservoir width in Shunbei No.1 and No.5 fault zones

纵向上,油藏沿走滑断裂分布,钻井过程中,断裂附近普遍钻遇放空或规模漏失,测试普遍获得高产工业油气。据统计,获得高产工业油气流的油气藏分布在一间房组顶界面T74之下45~530m。不同深度油气藏油气性质具有较好相似性,表明顺北地区奥陶系油气藏纵向上分布厚度大,且连通性较好。

3.2.2 油藏沿断裂带具有明显的分割性

顺北1号、顺北5号断裂带上单井油藏中深温度、压力系数的不同,从侧面表明油藏存在较强的分割性,整个断裂带的油藏并不是全部连通。干扰试井、地层压力系数及邻井动态响应关系资料综合证实顺北1号断裂带有3个连通性较好的连通井组(表 3),其余为单井控制的独立油藏单元。而顺北5号断裂带上仅识别1个连通井组,其余均为单井控制的独立油藏单元。同时,干扰试井资料表明顺北1号断裂带连通井之间的平均传播速度为149.6m/h,顺北5号断裂带北段唯一的一个连通井组单元传播速度为9.8m/h(图 5),证实了顺北5号断裂带储层和油藏的非均质性相对顺北1号断裂带更强,油藏空间连通性更差。在这种油藏内部结构差异的背景下,顺北1号断裂带单井可以沟通近点和远端的储集体,而顺北5号断裂带的单井只能沟通近端的储集体。因此,顺北地区奥陶系超深油气藏由沿走滑断裂带的多个相互独立、不具备统一温压系统的油藏单元组成,油藏沿断裂带呈现出分割性和不同程度的连通性(图 4[22]

表 3 顺北1号、顺北5号断裂带井组连通情况统计表 Table 3 Statistics of well group connectivity in Shunbei No.1 and No.5 fault zones
图 4 顺北1号、顺北5号断裂带油藏分布示意图 Fig. 4 Sketch map of reservoir distribution inShunbei No.1 and No.5 fault zones
图 5 顺北1号、顺北5号断裂带油藏连通井间传播速度对比图 Fig. 5 Comparison of propagation velocity between connected wells in Shunbei No.1 and No.5 fault zones
3.2.3 不同断裂带油气聚集呈现差异性

由于油井工作制度、投产时间不同,单井日产油量和累计产油量无法有效对比单井控制的油气聚集程度差异。因此,通过压力恢复资料计算单井在生产动态过程中压力下降1MPa累计增加的产油总量,可以较好地对比不同断裂带油气聚集程度,也就是单位压降产油量越高油气聚集程度越高。压力恢复资料综合分析表明,顺北1号断裂带平均单位压降产油量为4433t/MPa;顺北1号分支断裂带平均单位压降产油量为3447t/MPa;顺北5号断裂带平均单位压降产油量为895t/MPa;顺北5号分支断裂带单位压降产油量为218t/MPa;顺北7号断裂带单位压降产油量为424t/MPa。对比可见,不同断裂带油气聚集程度存在较大差异,整体表现为主干断裂带油气聚集程度优于次级断裂和分支断裂,北东向断裂带优于北西向断裂带(表 4)。

表 4 顺北地区不同断裂带单位压降产油量统计表 Table 4 Statistics of oil production per unit pressure drop in different fault zones in Shunbei area

同一断裂带不同构造部位油气聚集仍存在较大差异,表现为:顺北1号断裂带北段单位压降产油量分布在1678~26380t/MPa,平均为5873t/MPa;顺北1号断裂带南段单位压降产油量分布在885~3297t/MPa,平均为1553t/MPa;顺北5号断裂带北段单位压降产油量分布在409~1357t/MPa;整体表现为同一断裂带的张扭构造部位油气聚集程度优于平移和压隆构造部位。

4 油气差异聚集主控因素

受走滑断裂平面分段性和纵向分层性影响,顺北地区奥陶系油藏表现出明显的差异聚集特征。研究和勘探实践表明,不同断裂带和同一断裂带不同部位的通源性、纵向输导性、分段性的差异是造成不同断裂带油气差异聚集的主要原因。

4.1 走滑断裂通源性

顺北地区奥陶系油源来自深部的寒武系玉尔吐斯组海相烃源岩,深部油气与奥陶系储集体的有效沟通是顺北地区油气成藏和富集的重要条件[23-28]。顺北地区一间房组顶面为非常平缓的整合界面,断裂具有明显的平面分段、纵向分层特征,不具备大规模油气侧向运移的条件。研究表明顺北地区断穿基底的主干断裂带原油芳香烃甲基菲成熟度指标(MPI)明显高于旁边的次级断裂带,指示了主干断裂带接受晚期高成熟油气充注更强[29]。另外,顺北地区走滑断裂加里东晚期形成的雁列断层活动强的部位,志留系获得了与奥陶系同源的少量海相成熟原油,其原油演化成熟度(MPI=0.8)明显低于深部奥陶系高成熟原油(MPI=1.28),其成因为在走滑断裂晚期继承性活动的背景下,奥陶纪早期原油沿断裂垂向进入志留系成藏,指示顺北地区超深断溶体油气在成藏过程中可能是以垂向运移为主,走滑断裂可能是油气垂向输导的主要通道。

顺北地区加里东早期形成断裂断穿整套寒武系,寒武系T81界面为阿瓦塔格组盐岩顶界面,其断裂作用强度能侧面反映断裂穿盐强度和沟通下寒武统玉尔吐斯组烃源岩的强度。奥陶系油藏的油气聚集程度,则用开采初期测得的油藏静压压力系数来衡量,压力系数越大,油气充注强度越大,油气聚集程度越高。为研究通源性强度与油气差异聚集的耦合关系,采用走滑断裂平面与剖面相结合的方法对寒武系T81界面的断裂作用宽度进行量化,再与代表单井油藏油气充注强度的油藏压力系数进行拟合。拟合结果表明,顺北1号断裂带单井的T81界面断裂作用宽度与对应的油藏压力系数呈现非常好的相关性(图 6),指示通源性越强,油气充注程度越高,越利于本地玉尔吐斯组烃源岩生成的油气进入奥陶系储层并富集成藏。

图 6 顺北1号断裂带寒武系T81界面断裂作用宽度与油藏压力系数拟合图 Fig. 6 Fitting diagram of faulting width of Cambrian T81 horizon and reservoir pressure coefficient in Shunbei No.1 fault zone

结合勘探开发生产实践,目前顺北地区完钻45口井,走滑断裂通源性强(图 7)、晚期构造活动强的部位钻井,获得39口高产工业油气流井,占比为84.8%;走滑断裂通源性弱的部位钻井,获得2口少量油气的井,占比为4.3%;走滑断通源性强,晚期构造活动弱的部分钻井,获得1口少量油气的井,占比为2.2%;走滑断裂不通源的部位钻井,获得4口未见油气的井,占比为8.7%。因此,走滑断裂通源性强度是油气聚集的主控因素,且已成为顺北油田目前井位部署的重要参考指标。

图 7 顺北地区断裂通源性地震—地质对应模式图 Fig. 7 Seismic-geological corresponding model of source connectivity of faults in Shunbei area (a)SHB5井强通源,测试初期日产油80t, 截至2020年4月27日,日产油98t,累计生产原油6×104t, 压降法计算单井动态储量73×104t;(b)SHB7井弱通源,测试初期采用6mm油嘴投产,日产原油58t,截至2020年3月24日,累计生产原油0.68×104t, 压降法计算单井动态储量15×104t;(c)SHBP1H井不通源,累计生产原油0.012×104t,无液关井
4.2 走滑断裂纵向输导能力

“源—盖”控藏是塔里木盆地下古生界海相油气藏群形成、配置的基础[30-33]。顺北地区中—下寒武统巨厚的膏盐岩软弱岩性层则是“源—盖”控藏过程中非常重要的复杂变化因素。走滑断裂体系幕式活动过程中,走滑运动自基底向上覆沉积盖层传递,走滑断裂断穿古生界“源—储”体系,油气被上覆巨厚泥岩盖层封挡形成断控油气藏群。

顺北地区走滑断裂倾移分量会造成膏盐岩层间塑性流动,呈现向断裂破碎带汇聚或逃逸的情况。更有甚者,膏盐岩沿断裂破碎带向上侵入上覆脆性岩性层的油气输导通道中,阻隔油气向上运移。一般而言,断裂破碎带附近会呈现中—下寒武统地震波组连续性中断、振幅能量减弱的特征,地层厚度呈现增大或减薄两种趋势。膏盐岩层的断裂构造沿断裂走向呈现明显的分段性特征,拉分段以地层厚度减薄为主,挤压段以地层厚度增大为主。以顺北5号断裂带北—中段试采井区为例,钻揭盐下挤压构造上覆的油气井油水关系较复杂,4口井测试见定容水体,占比为80%;钻揭盐下拉分构造和平移构造上覆的油气井共计10口,测试未见地层水。据此推测,在挤压走滑变形过程中,膏盐岩塑性汇聚至断裂破碎带,其封闭性能降低了断裂带的油气输导能力,油气充注规模略有减弱,储集系统中的水体未被完全驱替(图 8)。

图 8 顺北地区基底型走滑断裂断穿膏盐岩层的油气输导模式图 Fig. 8 Oil and gas transport model of basement strike slip faults cutting through gypsum formations in Shunbei area

此外,压扭型走滑断裂带的断层滑动面呈现曲面化形态,膏盐岩层在曲面化断层面上再次发生剪切—滑动时,也会诱发断层面局部挤压、膏盐岩塑性涂抹等情况,影响同一断裂不同段的垂向油气输导性能变化。通过统计膏盐岩层的断层面倾角与盐上油气井的气油比、天然气干燥系数,发现两者呈现较好的正相关性(图 9)。由于顺北地区经历多期成藏,且以晚期成藏为主,气油比和天然气干燥系数的变化,可以反映喜马拉雅期过成熟油气沿断裂系统充注强度的变化。因此,两者与断裂产状的相关性可以表明高陡断层以水平滑移为主,诱发断层面局部挤压、塑性涂抹的程度较轻,更有利于断裂垂向油气输导和多期油气的垂向充注。

图 9 膏盐岩层走滑断层(T81—T82)倾角与油气藏特征参数统计图 Fig. 9 Statistical chart of dip angle of strike slip fault sand characteristic parameters of oil and gas reservoirs in gypsum formations(T81-T82)
4.3 走滑断裂分段性

整个顺托果勒低隆起处于低缓的构造部位,特殊的地质背景决定了不可能发育像塔河油田那样的大型喀斯特岩溶储层[34-36]。2015—2019年期间顺北地区45口钻井、测井、岩心、薄片观察、地球化学特征、单井生产特征综合分析表明,除见到小规模的深部热液岩溶作用外,未见到岩溶作用的直接证据。钻井钻遇放空漏失的大规模储层均位于走滑断层面,走滑断裂叠加滑脱效应和构造破裂形成是顺北地区缝—洞型储层主要成因,因此走滑断裂的强度和构造样式影响了油气储集规模的差异性。物理模拟实验表明,走滑断裂活动强度越大、延伸越远,张扭段和压隆段越利于形成裂缝密集发育段,但是张扭段更利于滑脱和破裂形成缝洞型储层,储集体规模大、连通性较好;压隆段储集体发育规模也较大,但是内部分割性较强,连通性较差;平移段裂缝发育程度最低,但是平移走滑延伸较远,内部连通性较好(图 10)。

图 10 走滑断裂不同构造样式储层发育立体图 Fig. 10 Stereogram of reservoir development in different structural patterns of strike slip faults

顺北地区钻井统计也证实了张扭段出现钻遇放空+漏失性储层的概率最高。顺北1号、顺北5号走滑断裂带不同构造样式的油井生产动态特征对比表明,以拉张为主的顺北1号主干断裂带相对于以压隆为主的顺北5号主干断裂带,具有单井产油量更高、压力更稳、单井动态储量更高的特征。3种构造样式对应平均单位压降产能对比,其中张扭段平均单位压降产油量为6705t/MPa,平移段平均单位压降产油量为2099t/MPa,压隆段平均单位压降产油量为1141t/MPa,以拉张为主的叠接张扭部位的油气聚集程度最好,是走滑断裂带勘探的甜点部位。

5 结论

顺北油田的勘探实践证实了走滑断裂带可以形成规模油气藏,走滑断裂的发育特征对油气分布和油气差异聚集有重要控制作用。顺北地区走滑断裂具有“平面分段、纵向分层”的空间构造序列,平面上,可见明显的挤压隆升、张扭下凹和平移走滑构造特征。纵向上,上奥陶统桑塔木组顶面以下断层主要以走滑性质为主,上覆地层发育雁列正断层。油藏沿走滑断裂呈条带状分布特征。受走滑断裂带分段性的影响,油藏沿断裂走向具有明显的分隔性特征。

顺北走滑断裂带不同部位的通源性、纵向输导性、分段性的差异是造成油气差异聚集的主要原因。断裂断穿基底强度大,通源性强,断穿寒武系膏盐岩层的倾角大的走滑断裂带,更利于纵向沟通寒武系玉尔吐斯组烃源岩生成的油气通过有效输导进入奥陶系聚集。走滑断裂活动强度大有利于规模储集体发育,张扭段储层规模和连通性优于压隆段和平移段,油气聚集程度更好。从而明确了走滑断裂活动强度大、通源性强、近垂直断穿寒武系盐体的张扭段是油气勘探的有利目标。

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