付　廣, 張博為, 吳　偉

(東北石油大學地球科學學院,黑龍江大慶 163318)

?

區(qū)域性泥巖蓋層阻止油氣沿輸導斷裂運移機制及其判別方法

付廣, 張博為, 吳偉

(東北石油大學地球科學學院,黑龍江大慶 163318)

依據區(qū)域性泥巖蓋層內斷裂發(fā)育特征與油氣沿斷裂運移的關系和所需條件分析,對蓋層阻止油氣沿輸導斷裂運移機制進行研究,通過斷接厚度與斷裂上下不連接所需的相對最小斷接厚度比較,建立一套區(qū)域性泥巖蓋層阻止油氣沿斷裂運移的判別方法,并將其應用于南堡凹陷東二段相關研究中。結果表明:區(qū)域性泥巖蓋層阻止油氣沿輸導斷裂向上運移的機制是斷裂在其內上下不連接,不能成為油氣輸導通道;形成條件是蓋層斷接厚度大于最小斷接厚度;南堡凹陷東二段區(qū)域性泥巖蓋層能夠阻止下伏沙三段或沙一段源巖生成的天然氣沿輸導斷裂向上運移的區(qū)域主要分布在凹陷西部,少量分布在凹陷東部局部地區(qū),與目前的天然氣分布相吻合,新方法可以用于判別區(qū)域性泥巖蓋層能否阻止油氣沿輸導斷裂運移。

泥巖蓋層; 輸導斷裂; 活動時期; 油氣; 封閉機制; 判別方法

引用格式: 付廣,張博為,吳偉.區(qū)域性泥巖蓋層阻止油氣沿輸導斷裂運移機制及其判別方法[J]. 中國石油大學學報(自然科學版),2016,40(3):36-43.

FU Guang, ZHANG Bowei, WU Wei. Mechanism and detection of regional mudstone caprock sealing oil and gas migration along transporting fault [J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2016,40(3):36-43.

油氣勘探的實踐表明,斷裂在含油氣盆地下生上儲式生儲蓋組合中對油氣的運聚成藏起到了非常重要的作用。其運聚過程通常是下伏源巖生成的油氣沿輸導斷裂向上覆地層中運移,由于受到區(qū)域性泥巖蓋層阻擋,油氣便在此處發(fā)生向斷裂兩側砂體的側向分流運移,并在其附近的圈閉中聚集成藏[1-6]。油氣并非完全分布在蓋層之下,也可分布在蓋層之上。表明油氣遇到輸導斷裂錯開的蓋層時,油氣可不穿過蓋層向上運移,只在其下聚集分布；也可穿過蓋層向上運移,在其上下聚集分布。蓋層既可阻止油氣沿輸導斷裂向上運移,也可不阻止油氣沿輸導斷裂向上運移。能否正確認識蓋層阻止油氣沿輸導斷裂向上運移機制,是認識含油氣盆地下生上儲式生儲蓋組合油氣分布規(guī)律和指導勘探方向的關鍵。關于區(qū)域性泥巖蓋層阻止油氣沿輸導斷裂向上運移,前人曾做過研究和探討,主要是對靜止期蓋層阻止油氣沿斷裂向上運移作用的研究[7-10],而對活動時期蓋層阻止油氣沿斷裂向上運移作用的研究,僅僅從斷裂斷距和蓋層厚度的相對數值入手,通過統(tǒng)計蓋層斷接厚度(斷接厚度是指當蓋層被斷裂錯斷時,蓋層未被錯開的厚度,其值等于蓋層厚度減去斷裂斷距)與其上下油氣分布關系,確定蓋層阻止油氣沿斷裂運移最小斷接厚度,以此判別區(qū)域性泥巖蓋層對油氣沿輸導斷裂向上運移是否具有阻止作用[11-14]。這一研究成果對指導含油氣盆地下生上儲式生儲蓋組合油氣勘探起到了重要作用。然而,該方法認為當蓋層斷接厚度大于最小斷接厚度時油氣不能沿斷裂穿過蓋層向上運移,在以往相關研究中均未給出機制解釋,使這種蓋層阻止油氣沿輸導斷裂向上運移的判別方法的應用明顯缺少理論依據,使其應用的普遍性受到了限制,不利于含油氣盆地下生上儲式生儲蓋組合油氣勘探的深入。筆者依據區(qū)域性泥巖蓋層內斷裂發(fā)育特征與油氣沿斷裂運移的關系和所需條件分析,對蓋層阻止油氣沿輸導斷裂運移機制進行研究。

1　區(qū)域性泥巖蓋層內輸導斷裂發(fā)育特征及其所需條件

當區(qū)域性泥巖蓋層遭到輸導斷裂(輸導斷裂是指在油氣運移期活動的斷裂,是油氣垂向運移的輸導通道,通常情況為長期發(fā)育的斷裂)破壞時,由于其塑性較強、厚度大,輸導斷裂在其內并非上下生長連接形成貫通性斷裂,而是在其內逐漸分段生長[15]。首先，在輸導斷裂破壞區(qū)域性蓋層的早期,由于輸導斷裂活動強度弱,斷距相對較小,蓋層斷接厚度相對較大,輸導斷裂在其內上下不連接生長(圖1(a))。隨著輸導斷裂累積活動,斷距逐漸增大,蓋層斷接厚度逐漸變小,其內部上下輸導斷裂逐漸生長連接,當斷裂斷距增大(或蓋層斷接厚度減小)到某一定值時,蓋層內輸導斷裂上下連接生長形成貫通性斷裂[16](圖1(b))。蓋層內輸導斷裂的這種分段生長連接現象在地下應是普遍存在的,這可以從鉆井剖面、地震剖面、野外露頭和物理模擬(圖2,據王海學[15])等多方面得到證實。

由上述區(qū)域性泥巖蓋層內輸導斷裂分段生長發(fā)育機制分析可以看出,由于受到蓋層本身發(fā)育特征和斷裂活動強度等因素的影響,并非所有的蓋層內輸導斷裂分段生長最終均可上下連接形成貫通性斷裂,仍會有一部分斷裂在蓋層內上下不連接(圖2)。如松遼盆地三肇凹陷青一段泥巖蓋層,厚度大(最大厚度可大于100 m),在整個盆地均有分布,是其中下部含油氣組合扶余油層油氣的區(qū)域性泥巖蓋層。其被大量T2斷裂所錯斷,如圖3所示。由圖3中可以看出,在肇114井—徐22井地震剖面上的肇114井、肇113井、芳136井西側、芳481井、徐22井處,由于青一段泥巖蓋層厚度相對較大,而T2層的6條輸導斷距相對較小,在蓋層內呈上下不連接分布。在芳136井東側和徐深22井東側,由于T2層2條輸導斷裂斷距相對較大,蓋層厚度相對較小,其內2條輸導斷裂呈上下連接分布(圖3,據王海學[15])。由此看來,輸導斷裂在蓋層內是否上下連接分布的關鍵取決于斷裂對蓋層的破壞程度,即蓋層斷接厚度,如果斷裂斷距相對較小,而蓋層厚度相對較大,所形成的蓋層斷接厚度也就相對較大,其內斷裂的上下生長程度相對較差,不易連接生長形成貫通斷裂分布在蓋層內。相反,如果斷裂斷距相對較大,而蓋層厚度相對較小,所形成的蓋層斷接厚度也就相對較小,其內輸導斷裂的上下生長程度相對較好,易連接生長形成貫通斷裂分布在蓋層內。

圖3　三肇凹陷青一段泥巖蓋層內輸導斷裂發(fā)育特征Fig.3　Features of transporting fault growth form in mudstone caprock of Qingshankou Formation member Ⅰ in Sanzhao Depression

2　區(qū)域性泥巖蓋層阻止油氣沿斷裂運移機制及其判別方法

由以上分析可知,區(qū)域性泥巖蓋層遭到輸導斷裂破壞后,通常情況下輸導斷裂在其內分布有兩種情況,一種情況是輸導斷裂在蓋層內上下不連接分布(圖1(a))。這種情況下蓋層對油氣沿輸導斷裂運移可以起阻止作用,油氣不能沿輸導斷裂穿過蓋層向上運移,因為蓋層內輸導斷裂上下不連接,為2條斷裂,不能成為油氣穿過蓋層向上運移的輸導通道。這種情況下油氣僅分布在蓋層之下,其上無油氣分布。另一種情況是輸導斷裂在區(qū)域性蓋層內上下連接,可以成為油氣穿過蓋層向上運移的輸導通道(圖1(b))。這種情況下蓋層不能對油氣沿輸導斷裂運移起阻止作用,油氣可以沿輸導斷裂穿過蓋層向上運移,油氣既可以在蓋層之下分布,也可以在其上分布。由此可見，區(qū)域性泥巖蓋層阻止油氣沿輸導斷裂運移機制應是輸導斷裂在其內上下不連接,不能成為油氣運移的輸導通道。

由上可知,判斷蓋層能否阻止油氣沿輸導斷裂運移,必須確定輸導斷裂在蓋層內是否上下連接。然而受目前地震資料品質的限制,通過地震方法研究輸導斷裂在蓋層內是否上下連接是困難的,只能通過統(tǒng)計含油氣盆地下生上儲式生儲蓋組合中某一區(qū)域性泥巖蓋層的斷接厚度與其上下油氣分布之間的關系以確定蓋層內輸導斷裂上下是否連接(圖4)。具體方法是將蓋層的斷接厚度從小到大排列,根據其上下油氣的分布特征,將僅在蓋層之下有油氣分布和其上下皆有油氣分布之間的斷接厚度范圍(圖4中的Hf9～Hf10)認為是該蓋層內輸導斷裂上下不連接的最小斷接厚度。如果蓋層斷接厚度大于此值,表明其內輸導斷裂上下不連接,油氣不能沿輸導斷裂穿過蓋層向上運移,蓋層對油氣沿輸導斷裂運移起阻止作用,油氣只能在其下聚集分布;反之,如果蓋層內輸導斷裂上下連接分布,油氣可以沿輸導斷裂穿過蓋層向上運移,蓋層對油氣沿輸導斷裂運移無阻止作用,油氣可以在其上聚集分布,也可以在其下聚集分布。利用上述確定的最小斷接厚度,可以判別區(qū)域性泥巖蓋層對油氣沿斷裂運移是否起阻止作用。

圖4　區(qū)域性泥巖蓋層內輸導斷裂上下不連接的最小斷接厚度厘定示意圖Fig.4　Sketch map of determination of minimum faulted thickness with transport fault inconnected from up to down in regional mudstone caprock

3　實例應用

以南堡凹陷古近系東營組二段區(qū)域性泥巖蓋層為例,利用上述方法判別其對天然氣沿輸導斷裂運移是否起阻止作用,并通過判別結果與天然氣分布關系分析,驗證該方法用于判別區(qū)域性泥巖蓋層對油氣沿輸導斷裂運移是否起阻止作用的可行性。

油氣勘探的結果表明,南堡凹陷目前已在東二段泥巖蓋層下儲層中找到了大量天然氣,是該凹陷各層位中天然氣量最大的(圖5)。氣源對比結果表明,南堡凹陷東二段泥巖蓋層之下儲層中天然氣主要來自下伏沙河街組三段或一段源巖。由于東二段泥巖蓋層之下儲層與下伏沙三段或沙一段源巖之間被多套泥巖層相隔,源巖生成的天然氣不能通過地層巖石孔隙直接向上覆儲層中運移,只能通過斷裂才能運移至上覆儲層中。三維地震資料解釋結果表明,東二段泥巖蓋層之下儲層內發(fā)育有大量不同類型的斷裂,但并不是所有斷裂均可成為源巖生成的天然氣向上覆東二段泥巖蓋層之下儲層運移的輸導斷裂,只有連接源巖和上覆儲層,且在源巖大量排烴期——東營組沉積末期或明化鎮(zhèn)組沉積中晚期[12]活動的斷裂才能成為輸導斷裂。南堡凹陷按照斷裂活動時期相對早晚和成因可將其劃分為6套系統(tǒng)(圖6),由圖6可以看出,能夠成為沙三段或沙一段源巖生成的天然氣向上覆東二段泥巖蓋層之下儲層運移的輸導斷裂主要是V型和VI型斷裂,這兩類輸導斷裂在南堡凹陷全區(qū)分布,主要呈北東東向展布,凹陷東部和南北發(fā)育,凹陷東北部相對不發(fā)育(圖7)。

圖5　南堡凹陷不同構造天然氣分布層位Fig.5　Gas distribution layers in different structures in Nanpu Depression

圖6　南堡凹陷典型剖面斷裂系統(tǒng)劃分Fig.6　Division of fault types in typical section of Nanpu Depression

圖7　南堡凹陷東二段泥巖蓋層斷接厚度分布Fig.7　Distribution of mudstone caprock faulted thickness in the second member of Dongying Formation in Nanpu Depression

沙三段或沙一段源巖生成的天然氣沿Ⅴ型和Ⅵ型輸導斷裂向上運移,進入到東二段泥巖蓋層之下儲層后,必然受到東二段泥巖蓋層的阻擋。由圖8中可以看出,南堡凹陷東二段泥巖蓋層全區(qū)分布,厚度最大可達到350 m,主要分布在凹陷西部,凹陷東南部出現局部厚度高值區(qū),厚度大于250 m,由凹陷西部和東南部向其四周蓋層厚度逐漸減小,在凹陷邊部蓋層厚度減小至100 m。由此看出,東二段泥巖蓋層應屬于一套區(qū)域性泥巖蓋層,其能否阻止沙三段或沙一段源巖生成天然氣沿輸導斷裂向上運移,對于研究其下東二段泥巖蓋層之下儲層中天然氣聚集與分布具有重要意義。

通過南堡凹陷57口探井所得到的東二段泥巖蓋層厚度值和地震資料得到的斷穿其的V型和VI型輸導斷裂斷距,計算各井處東二段泥巖蓋層斷接厚度,將其由小到大排列,并統(tǒng)計各井蓋層上下天然氣分布特征(圖9),按照上述圖4中確定區(qū)域性泥巖蓋層內上下輸導斷裂不連接的最小斷接厚度的方法,由圖9可以得到東二段泥巖蓋層內輸導斷裂上下不連接的最小斷接厚度為120～140 m。若東二段泥巖蓋層斷接厚度大于120～140 m,輸導斷裂在其內上下不連接分布,不能成為天然氣穿過蓋層向上運移的輸導通道,天然氣不能沿輸導斷裂向上穿過東二段泥巖蓋層向上運移,使天然氣在其下聚集分布;相反,如果東二段泥巖蓋層斷接厚度小于120～140 m,輸導斷裂在其內上下連接,成為天然氣向上的輸導通道,天然氣可沿輸導斷層穿過東二段泥巖蓋層向上運移,使天然氣在其上下聚集分布。

通過統(tǒng)計南堡凹陷斷穿東二段泥巖蓋層內所有輸導斷裂的斷距和蓋層厚度,計算蓋層斷接厚度,并作出平面分布圖(圖7),并按照上述東二段泥巖蓋層內輸導斷裂上下連接的最小斷接厚度,對其能否阻止天然氣沿輸導斷裂向上運移的區(qū)域進行了預測。由圖7中可以看出,南堡凹陷西部和東部局部地區(qū)東二段泥巖蓋層斷接厚度相對較大,大于其內輸導斷裂上下不連接的最小斷接厚度(120～140 m)。蓋層內輸導斷裂上下不連接,不能成為下伏源巖生成天然氣穿過東二段泥巖蓋層向上運移的輸導通道,有利于天然氣在其下聚集。東二段泥巖蓋層之下儲層目前已經發(fā)現的天然氣主要分布在凹陷西部和東部,位于蓋層斷接厚度大于其內輸導斷裂上下不連接布的最小斷接厚度區(qū)內,這是因為下伏源巖生成的天然氣不能沿輸導斷裂穿過東二段泥巖蓋層向上運移,只能在其下的圈閉中聚集與分布。南堡凹陷東二段泥巖蓋層之下儲層內只有少量天然氣分布在蓋層斷接厚度小于其內輸導斷裂上下不連接的最小斷接厚度區(qū)內,這是因為下伏源巖生成的天然氣沿輸導斷裂可穿過東二段泥巖蓋層向上運移,僅有少量天然氣在其下合適圈閉聚集成藏。

圖8　南堡凹陷東二段泥巖蓋層厚度分布Fig.8　Distribution of mudstone caprock thickness in the second member of Dongying Formation in Nanpu Depression

圖9　南堡凹陷東二段泥巖蓋層內上下斷裂不連接所需要最小斷接厚度厘定Fig.9　Determination of minimum faulted thickness upper and lower fault cannot connect distribution required in mudstone caprock of the second member of Dongying Formation in Nanpu Depression

4　結　論

(1)輸導斷裂在區(qū)域性泥巖蓋層內分布主要有兩種情況,一種是輸導斷裂呈上下不連接分布,另一種是輸導斷裂呈上下連接分布。以何種形式出現主要受到輸導斷裂對區(qū)域性泥巖蓋層破壞程度的影響,而輸導斷裂對區(qū)域性泥巖蓋層破壞程度又受到蓋層斷接厚度的影響,蓋層斷接厚度越大,其內輸導斷裂越不易上下連接分布;反之越易上下連接分布。

(2)區(qū)域性泥巖蓋層阻止油氣沿輸導斷裂向上運移機制是其內輸導斷裂上下不連接,不能成為油氣穿過蓋層向上運移的輸導通道;否則油氣將沿輸導斷裂穿過蓋層向上運移。

(3)通過蓋層斷接厚度與其內輸導斷裂上下不連接的最小斷接厚度的比較,建立一套區(qū)域性泥巖蓋層阻止油氣沿輸導斷裂向上運移的判別方法,并將其應用于南堡凹陷東二段泥巖蓋層是否阻止下伏沙三段或沙一段源巖生成天然氣沿輸導斷裂向上運移的判別中。東二段泥巖蓋層能夠阻止天然氣沿輸導斷裂向上運移的區(qū)域主要分布在凹陷西部,少量分布在凹陷東部局部地區(qū),這與目前天然氣分布相吻合,表明本文中方法可用于判別區(qū)域性泥巖蓋層能否阻止油氣沿輸導斷裂向上運移。

[1]劉安英,包麗. 徐家圍子斷陷斷裂對蓋層及天然氣分布的影響[J]. 天然氣工業(yè),2009,29(8):8-11.

LIU Anying, BAO Li. The impacts of faults on seal and gas distribution in Xujiaweizi fault depression[J].Natural Gas Industry, 2009,29(8):8-11.

[2]劉哲,付廣,呂延防,等. 南堡凹陷斷裂對油氣成藏控制作用的定量評價[J]. 中國石油大學學報(自然科學版),2013,37(1):27-34.

LIU Zhe, FU Guang, Lü Yanfang,et al. Quantitative evaluation for control of faults on hydrocarbon accumulation in Nanpu sag[J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2013,37(1):27-34.

[3]范柏江,劉成林,龐雄奇,等. 渤海灣盆地南堡凹陷斷裂系統(tǒng)對油氣成藏的控制作用[J]. 石油與天然氣地質,2011,32(2):192-198,206.

FAN Bojiang, LIU Chenglin, PANG Xiongqi, et al. Control of fault system on hydrocarbon accumulation in Nanpu sag,the Bohai Bay Basin[J].Oil & Gas Geology, 2011,32(2):192-198,206.

[4]付曉飛,董晶,呂延防,等.海拉爾盆地烏爾遜-貝爾凹陷斷裂構造特征及控藏機理[J]. 地質學報,2012,86(6):877-889.

FU Xiaofei, DONG Jing, Lü Yanfang, et al. Fault structure characteristics of Wuerxun-Beier depression in the Hailaer Basin and their reservoir-controlling mechanism[J]. Acta Geologica Sinica, 2012,86(6):877-889.

[5]歷玉英,付曉飛,張明學. 松遼盆地徐家圍子斷陷斷裂變形特征及控藏機理[J]. 天然氣地球科學,2012,23(6):979-988.

LI Yuying, FU Xiaofei, ZHANG Mingxue. Fault deformation features and reservoir-controlling mechanisms of Xujiaweizi fault depression in Songliao Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2012,23(6):979-988.

[6]孫永河,漆家福,呂延防,等. 渤中坳陷斷裂構造特征及其對油氣的控制[J]. 石油學報,2008,29(5):669-675.

SUN Yonghe, QI Jiafu, Lü Yanfang, et al. Characteristics of fault structure and its control to hydrocarbon in Bozhong Depression[J]. Acta Petrolei Sinica, 2008,29(5):669-675.

[7]付廣,呂延防,薛永超,等. 泥巖蓋層壓力封閉的演化特征及其研究意義[J]. 石油學報,2000,21(3):41-44,109.

FU Guang, Lü Yanfang, XUE Yongchao, et al. Evolution characteristics of pressure sealing of mudstone caprock and its research significance[J]. Acta Petrolei Sinica, 2000,21(3):41-44,109.

[8]付廣,呂延防,付曉飛. 泥巖蓋層濃度封閉演化特征:以松遼盆地下白堊統(tǒng)泥巖為例[J]. 地質科學,2003,38(2):165-171.

FU Guang, Lü Yangfang, FU Xiaofei. Evolutional stages of hydrocarbon concentration seal in mudstone caprocks[J] Scientia Geologica Sinica, 2003,38(2):165-171.

[9]付廣,蘇玉平. 泥巖蓋層抑制濃度封閉形成與演化及其研究意義[J]. 沉積學報,2006,24(1):141-147.

FU Guang, SU Yuping. Recovering to formation and evolution of restraining concentration seal of mudstone caprock and its significance[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2006,24(1):141-147.

[10]付廣,呂延防,薛永超. 泥巖蓋層封氣性演化階段及其研究意義[J]. 中國海上油氣(地質),2001,15(2):61-65.

FU Guang, Lü Yanfang, XUE Yongchao. Gas confining evolution of mudstone seals and its significance[J]. China Offshore Oil and Gas(geology),2001,15(2):61-65.

[11]呂延防,許辰璐,付廣,等. 南堡凹陷中淺層蓋-斷組合控油模式及有利含油層位預測[J]. 石油與天然氣地質,2014,35(1):86-97.

Lü Yanfang, XU Chenlu, FU Guang, et al. Oil-controlling models of caprock-fault combination and prediction of favorable horizons for hydrocarbon accumulation in middle-shallow sequences of Nanpu sag[J].Oil & Gas Geology, 2014,35(1):86-97.

[12]付廣,歷娜,胡明. 蓋層斷接厚度封氣下限及其對天然氣分布的控制:以松遼盆地徐家圍子斷陷為例[J]. 天然氣地球科學,2014,25(7):971-979.

FU Guang, LI Na, HU Ming.Gas Sealing limit of faulted thickness of caprock and its controlling effect on gas distribution: an example from Xujiaweizi depression of Songliao Basin[J]. Natural Gas Geoscience,2014,25(7):971-979.

[13]呂延防,萬軍,沙子萱,等. 被斷裂破壞的蓋層封閉能力評價方法及其應用[J]. 地質科學,2008,43(1):162-174.

Lü Yanfang, WAN Jun, SHA Zixuan, et al. Evaluation method for seal ability of cap rock destructed by faulting and its application[J]. Chinese Journal of Geology,2008,43(1):162-174.

[14]付廣,楊敬博. 斷蓋配置對沿斷裂運移油氣的封閉作用:以南堡凹陷中淺層為例[J]. 地球科學——中國地質大學學報,2013,38(4):783-791.

FU Guang, YANG Jingbo.Sealing of matching between fault and caprock to oil-gas migration along faults:an example from middle and shallow strata in Nanpu depression[J]. Earth Science—Journal of China University of Geosciences, 2013,38(4):783-791.

[15]王海學,付曉飛,付廣,等. 三肇凹陷斷層垂向分段生長與扶楊油層油源斷層的厘定[J]. 地球科學——中國地質大學學報,2014,39(11):1639-1646.

WANG Haixue,FU Xiaofei,FU guang, et al. Vertical segmentation growth of fault and oil source fault determination in Fuyang oil layer of Sanzhao depression[J]. Earth Science—Journal of China University of Geosciences,2014,39(11):1639-1646.

[16]孫永河,趙博,董月霞,等. 南堡凹陷斷裂對油氣運聚成藏的控制作用[J]. 石油與天然氣地質,2013,34(4):540-549.

SUN Yonghe, ZHAO Bo, DONG Yuexia,et al. Control of faults on hydrocarbon migration and accumulation in the Nanpu Sag[J].Oil & Gas Geology,2013,34(4):540-549.

(編輯徐會永)

Mechanism and detection of regional mudstone caprock sealing oil and gas migration along transporting fault

FU Guang, ZHANG Bowei, WU Wei

(CollegeofEarthSciences,NortheastPetroleumUniversity,Daqing163318,China)

The mechanism and its detection of mudstone caprock sealing oil and gas migration along transporting fault were studied by analyzing the relation between the fault growth in regional mudstone caprock and oil and gas migration along transporting fault, and the required conditions. Through comparison of fault connecting thickness and the minimum thickness that upper and lower fault cannot connected,a detecting method of regional mudstone caprock sealing oil and gas migration along fault was determined,and was applied to the second member of Dongying Formation in Nanpu Depression. It is found that the condition of active regional mudstone caprock sealing oil and gas migration along fault is that the upper and lower fault cannot be connected, therefore allows a transporting passage of oil and gas. The formation requires that the caprocks fault connecting thickness is larger than the minimum faulting thickness. The area of caprock sealing oil and gas migration along transporting fault in the second member of Dongying Formation is mainly located in the west of Nanpu Depression and a small local area in the east, consistent with the distribution of found gas at present. The proposed method is available to detect whether regional mudstone caprock can seal oil and gas migration along transporting fault.

mudstone caprock; transporting fault; active period; oil and gas; sealing mechanism; judgement method

2015-12-19

國家自然科學基金項目(41372153)

付廣(1962-),男,教授,博士,研究方向為油氣藏形成與保存。E-mail: fuguang2008@126.com。

1673-5005(2016)03-0036-08doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.03.005

TE 122.1

A