盖层、压力封盖和异常压力系统研究

刘伟新，承秋泉，范 明

(中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214151)

大量油气勘探，特别是天然气勘探实践证明，盖层对油气藏形成有着十分重要的意义，盖层的规模和质量直接影响油气的聚集与保存，盖层的有效性有时甚至是决定性的。封隔性是盖层必须具备的基本条件，具封隔性的岩层需要岩性致密、渗透率极低，或者按传统观点，封隔性岩层应具有较高的排驱压力，达到“不渗透”的程度。 “不渗透”是相对的，对于油或气，其盖层封隔条件是不一样的。不同研究者从不同角度将盖层分为不同类型，一般是根据其岩性、分布范围、成因、均质性和组合方式等进行分类[1]。

传统的认识是，盖层封闭油气主要依靠毛细管压力，油气要通过盖层散失，必须克服盖层中连通的最大孔径所对应的最小毛细管压力，也就是说，突破压力是油气通过盖层散失的阈值。封隔层是形成油气藏的重要条件之一，油气能否富集，取决于盖层封盖能力与储集层剩余压力之间的平衡关系。当突破盖层所需的压力大于储集层流体的剩余压力时，油气的散失就被阻止。通过对四川盆地川西坳陷中生界非常规致密砂岩气藏的研究，发现物性盖层的遮盖能力不仅仅取决于其孔隙，还取决于其缝隙及其孔隙水的压力；又通过对辽河盆地西部凹陷第三系油气藏的研究，发现欠压实超压封盖是一种非常有效的封盖，并将盖层分为微孔型、微缝型和欠压实超压型3种类型。事实上，阻碍油气运移的主要屏障是压力，无论是孔隙还是缝隙，都是通过其毛细管压力而起着遮盖作用。对于发育微缝隙的盖层，微缝隙成为最易被油气突破的通道，决定其封盖能力的主要是其缝隙结构。为区分微孔型和微缝型并寻找新的识别方法，提出了应用饱和度与对应毛细管压力的比值作为识别微缝型盖层的参数[2]。欠压实型盖岩越是欠压实，孔隙越大，遮盖能力越强；而微孔型盖岩则是孔隙越小，遮盖能力越强。就致密程度而言，欠压实型最低，微孔型中等，微缝型最高。但是，微缝型盖层遮盖的可靠性最差(缝隙易被油气溶在水中而扩散通过，并易受构造活动而张开)，微孔型的可靠性中等—优良(无法阻止油气的水溶扩散)，欠压实型最优(向上、向下排水，阻止油气向上扩散，更重要的是塑性强，不易破裂)。盖层的孔隙水异常压力常常是由泥岩欠压实而形成的，与通常的泥岩遮盖机理并不相同。欠压实泥岩盖层在埋藏浅—中等的地层中具有重要作用，在辽河盆地1 400～2 900 m层段，欠压实型盖岩是最重要的盖层类型。欠压实泥岩盖层对于浅层气更加重要，几乎是生物气的唯一盖层类型。微孔型盖岩的发育可以导致封存箱的形成，在埋藏中等—深的地层中最为重要，也是最常见的具封存和遮挡作用的盖岩类型。

1 微缝、微孔型盖层识别技术

盖岩中的微缝是指宽度为1.6～40 nm，可以用气体吸附法和压汞法联合测定的缝隙。微缝型盖岩可以通过饱和度与对应毛细管压力的比值，简称饱压比加以识别。饱压比是一条曲线，可以选用其主峰峰值作为代表性参数。在实验室内，毛细管压力是通过气体吸附法和压汞法联合测定的孔径大小换算而来，饱和度以百分比(%)表示，毛细管压力(Pc)的单位是MPa，饱压比(Vapex)的单位是10-2MPa-1或1/100 MPa。每一个饱压比数据反映的是一定宽度孔喉或缝隙(体现为毛细管压力)在总孔隙中所占的比重(体现为饱和度)，饱压比曲线反映的是孔喉和缝隙宽度的分布状态。在缺乏缝隙的多孔岩石中，孔喉由于数量众多，其大小分布大体上接近于统计学的正态分布，其饱压比曲线呈单一的主峰(图1)；在缝隙发育的岩石中，虽然其孔喉仍然大体接近正态分布，但缝隙的宽度不符合一定的统计规则，其饱压比曲线呈多峰态(图2)。

图1 微孔型盖岩饱压比值曲线

图2 微缝型盖岩饱压比值曲线

图3 川西坳陷和辽河盆地主峰饱压比与毛细管压力关系

因此，微孔型盖岩的标志是：单峰，主峰饱压比大；微缝型盖岩的标志是：多峰，主峰饱压比小。

辽河西部凹陷第三系缝隙不发育，盖岩大多数属微孔型；川西坳陷三叠—侏罗系陆相碎屑岩以致密多缝著称，盖岩绝大多数属微缝型。在饱压比和毛细管压力关系图中，辽河样品的毛细管压力大多偏低，绝大多数小于17 MPa，主峰饱压比大，大多大于3×10-2MPa-1；川西样品的毛细管压力绝大多数大于17 MPa，主峰饱压比小于3×10-2MPa-1。依据这2个地区样品的统计，结合显微镜下薄片观察，初步确定区分微缝型和微孔型的界线为主峰饱压比等于3×10-2MPa-1(图3)，小于此值为微缝型，大于此值为微孔型。

2 盖层分析测试方法与仪器研制

测定盖层微孔隙结构主要采用压汞法和气体吸附比表面法。压汞法可测定岩石中较大的孔隙半径；引进工业上常用的气体吸附比表面法(BET法)，测定孔隙的比表面，可换算出岩石中较小的孔隙半径。采用压汞和比表面联合测定，可得到岩石微孔隙结构的全分析结果，吸附法测定15～0.8 nm的孔缝，压汞法测定大于6.3 nm的孔缝。压汞和比表面联合测定方法解决了如何使2种测定方法的测定范围紧密衔接，以及如何统一计算2种方法的测定结果等技术难点。笔者自行设计、编制了压汞法和气体吸附比表面法联合进行孔隙结构分析的数据处理软件，并取得了国家专利。

微孔隙结构测定的结果反映为毛细管压力曲线，在它上面读取突破压力的数值。经验性的认识是，油气必须在充满占总孔隙10%的大孔之后才能穿透通过岩石，因此选定充满这10%大孔所需的毛细管压力作为突破压力，即在毛细管压力曲线上读取占总孔隙10%的大孔所对应的毛细管压力作为突破压力。但这10%是一个统计性经验数据，在许多场合并不可靠。笔者在毛细管压力曲线上大孔一端截取其拐点处的毛细管压力作为突破压力，实践证明这种方法更为确切。

3 异常压力系统研究

1990 年，Hunt[3]发表了关于异常压力流体封存箱与油气生成、运移、聚集成藏关系的论文，认为世界上大多数盆地中都有异常压力封存箱(abnormally pressured compartment)，张义纲[1]将其译为“封存箱”，并得到了广泛使用[4]。Powley等[5-6]使用流体封存箱(fluid compartment) 这一术语，并把封存箱划分为3种类型:异常高压封存箱、常压封存箱和异常低压封存箱。异常压力系统是具有一定体积的地质体，通过对川西坳陷、辽河西部凹陷及苏北高邮凹陷等异常压力与油气成藏关系的研究，将异常压力系统分为封闭型、滞排型、顶封滞排型和入侵型4种类型。

3.1 封闭型异常压力系统

封闭型异常压力系统的三维边界全部由致密非渗透性岩石构成，系统内外的流体互不连通。在系统内部，各种岩性压力梯度大致统一，垂向压力剖面大致呈线性；而在系统边界上，压力呈突变状态，流体压力高于或低于周围的正常地层压力。勘探的优先目标是超压封存箱，超压封存箱经历了漫长的地质年代、由于流体的泄漏而演变为负压封存箱，在负压封存箱的顶板上下也能找到油气，但数量有限。封存箱形成的关键是发育致密封隔层，而致密封隔层的发育受成岩作用和岩性控制。地温梯度和有机质演化，以及由此引起的碳酸盐和氧化硅的溶解、迁移、沉淀并作为胶结物堵塞孔隙，在很大程度上控制了成岩作用和致密封隔层的初始形成。就岩性而言，泥页岩较纯、较厚以及碳酸盐矿物较多的层段相对易于发育致密层。封存箱的特点是内部具有统一的压力梯度，并广泛发育微裂隙，统一的压力梯度与微裂隙的连通密切有关，这种微裂缝大多很短，不到3 cm，起因于水以及油气的热膨胀。流体热膨胀是导致流体超压的主要原因之一，川西坳陷的异常压力系统[7-8]就是一个典型的封存箱例子。

川西坳陷面积约50×104km2，按照现有划分方案，自下而上可分为须一段(T3x1，即过去的“马鞍塘组”、“小塘子组”)、须二段(T3x2)、须三段(T3x3)、须四段(T3x4)、须五段(T3x5)。根据川西地区须家河组及其以上地层砂岩储层内压力的实测结果，地层压力在纵向上具有明显的分带性，具体表现为：在上侏罗统遂宁组(J3s)以上为静水压力，属于常压带；其下地层内一般开始出现异常流体压力，并在部分地区的须家河组内出现高压或超高压现象[9]。该区超压分布具有明显的分区性，超压机制有燕山期的烃源岩生气作用和喜马拉雅期的构造挤压作用，而喜马拉雅期的构造挤压作用是造成川西地区普遍超压的主要原因。超高压力区分布有小储量气藏，而常压—高压区是大—中型储量气藏富集区[10]。川西坳陷异常压力具有封存箱的典型特征，从上往下分布着4层封隔层，以及被其分隔开的3个封存箱，即4块隔板和3个封存箱。每块隔板厚约180 m，每个封存箱约1 000 m，每块隔板穿层位分布，与埋深有关，4块隔板的埋深分别为1 900,3 000,4 000,5 100 m左右。在川西坳陷，从鸭子河构造向东经过孝泉构造到合兴场构造6口井的压力剖面(图4)上，在3 000 m处的隔二层的穿层性最显著，从西往东穿越了T3x4,T3x5,J1b,J1q等4个层位；在每个封存箱内部具有统一的压力梯度，但每一口井的上、中、下3个封存箱的压力梯度各不相同，各个钻井之间的压力梯度也不相同，表明封存箱无论在垂向上还是在侧向上都被明显分隔。因此初步认为，川西坳陷存在许多互相隔离的封存箱，垂向封隔带多半与断层、断层泥及断层两侧的胶结作用有关。

川鸭95井下封存箱压力梯度高达3.68 MPa/hm，连通性最差；中封存箱连通性略好，为2.8 MPa/hm，压力系数1.6～1.8，日产气1 120 m3。川合100井下封存箱压力系数高(1.8左右)而压力梯度低(1.35 MPa/hm)，日产气108 574 m3。川孝37井上封存箱下段压力梯度虽低(多半因发育构造缝而连通性改善)，但压力系数也低(1.3)，未见气；上封存箱在其上段套了一个入侵超压包，具较高的压力系数(1.6～1.7)，但压力梯度也高(2.21 MPa/hm)，日产气6 227 m3。上述异常压力与产气量的关系表明，勘探的优先目标应该是压力系数高而压力梯度低的封存箱，即含气性和连通性都比较好的封存箱。

3.2 滞排型异常压力系统

该系统是由一个或多个向外泄流不畅的异常压力单元交错叠置构成，每个单元内部与外部的流体相互连通，并不断缓慢地向外泄流，在各个单元内部和之间不存在统一的压力梯度，各个单元和整个系统的垂向压力剖面呈单一或复合的鼓包状或锯齿状。滞排超压带是由压实作用下的泄流不畅而造成的，其特点为：1)在其内部不具有统一的压力梯度，通常由许多砂岩和泥质岩互层组成，每一层泥质岩通过其邻近砂岩向外排水，由于各层泥质岩颗粒不同、厚薄不同、岩性不同，其泄流不畅程度各不相同，因此压力系数和梯度也各不相同。在每一层泥质岩内部，中央部位最难排水，压力系数最高，向上、向下的两侧压力系数渐渐下降，每一层泥质岩的垂向压力剖面都呈鼓包状或锯齿状；2)每一个砂泥岩互层以及整个滞排超压带，由于泄流不畅而孔隙度异常偏高，不存在孔隙度偏低的致密封隔带。孔隙只是相对意义上的被堵，还远远未达到致密化。孔隙度偏高的幅度越大，压力系数也越大，对下方的遮盖能力也越大。每一层泥质岩中央部位是孔隙流体的分流面，压力系数出现极大值，起着主遮盖面的作用(图5)。滞排超压带具有流体异常压力和毛细管压力双重的遮盖能力，以辽河西部凹陷兴隆台地区兴62、兴92井最为典型(图6)。

图4 川西坳陷鸭子河—孝泉—合兴场压力剖面

图5 滞排超压带主遮盖面示意

图6 辽河盆地滞排超压带对油气藏的遮盖作用

辽河西部凹陷的异常压力主要为滞排型异常压力系统，沿凹陷轴线的北东向和横切轴线的北西西向的地层压力状况见图7,8。北东向剖面由19口井组成，剖面长约50 km；北西西向剖面由12口井组成，长约33 km。辽河西部凹陷滞排型异常压力系统由上下2个带组成，上带的超压机制相对复杂，受控于泥质岩格架坍塌的升压因素与砂岩泄压因素之间的消长关系，其结构也相对复杂，具3层结构：顶部(1 200～1 700 m)是升压过渡带，压力系数从1升至1.2；中部(1 700～2 100 m)是主超压带，压力系数大于1.2；底部(2 100～2 300 m)是降压过渡带，在不少地区恢复为正常压力，标志着泥质岩塌坍的升压机制延续时间不长，不久被砂岩泄压机制抵销。上带的分流面(主遮盖面)比较平坦，埋深在2 000 m左右，各井的剩余压力为5.84～17.42 MPa，平均为11.09 MPa，远高于沙一段泥质岩的毛细管压力(0.5～9 MPa， 平均为2 MPa)及其遮盖能力，各井的剩余压力大致从粗碎屑较多的西斜坡带向细碎屑较多的中央部位增大。下带的超压机制相对简单，受控于砂岩孔隙的堵塞及其渗透率，结构也相对简单，属单层结构。下带的主遮盖面位于下带的中下部，大致随底面的起伏而起伏，一般位于底面上方100～300 m处，各井的最大剩余压力为2.15～21.99 MPa，平均为12.74 MPa，略高于上带主遮盖面，其高低变化也大于前者。

下带主遮盖面是该凹陷最重要的区域性遮盖面，大部分油气的生成时间晚于下带主遮盖面的形成时间，油气沿断层向上运移，被其遮挡而聚集在其紧下方，有的位于下超压带底部，有的位于下超压带的下方，视局部性有利的储盖条件而定。根据下带主遮盖面的起伏形态，可将其划分为压力遮盖闭合区、斜坡区和开口区。中央的双台子地区是典型的压力遮盖闭合区(图7)，形状类似于背斜圈闭，但其捕集油气的面积大得多，如双台子闭合区长约25 km，宽约12 km，是油气藏的聚集区；左侧的西斜坡带是典型的压力遮盖斜坡区(图8)；右侧的清水洼陷东部是典型的压力遮盖开口区，上、下2个超压带至此都消失不见，因为沉积的东营组厚达2 000 m，以河流相砂岩为主，所夹的泥质岩以河漫滩相为主，含较多粉砂，不利于形成上超压带；下带开口区较小，推测超压带突然消失的原因与清水洼陷东侧的断层泄压有关。

3.3 顶封滞排型异常压力系统

顶封滞排型与前述的滞排型无实质性区别，只是顶板由致密非渗透性岩石组成，外界条件更不利于排水，泄流更不畅，更易形成超压。在碎屑沉积物上方沉积了致密非渗透性或低渗透性岩层，诸如膏盐层、火山喷发岩、碳酸盐岩，阻止碎屑沉积物向上排水，很容易导致超压。在这种场合下，上覆致密层可以充当附加的毛细管压力遮盖，加上沉积物本身的流体压力遮盖，形成双重遮盖，对油气遮盖更加有利。顶封超压带的实例是苏北盆地高邮凹陷，上部地层泄流畅通，未形成超压，只是由于三垛组中部厚约100 m的辉绿岩以及累计厚度达到111 m的低渗透性灰质砂岩和泥灰岩的出现，使排水条件变差而超压(图9)。

图7 辽河西部凹陷北东向剖面泥岩地层压力展布

图8 辽河西部凹陷北西西向剖面泥岩地层压力展布

3.4 入侵型异常压力系统

其系统内部的流体与系统下方或下倾方向的外部流体相互连通，从下方或下倾方向入侵的高压流体，其压力和入侵速率大于或远大于从系统上方或上倾方向漏失的流体。入侵超压带至少在一个方向上曾一度与外界连通，在其他方向上可以处于半开启泄流不畅通状态，也可以被致密岩层封隔，因此其垂向压力剖面可以类似于滞排超压带而呈鼓包状，但其形态更高陡；也可以类似于封存箱而呈线性，但压力系数偏高。川西坳陷侏罗系次生气藏都是入侵超压包，本身位于封存箱之内，但在封存箱内部没有烃源岩，天然气来自下方。图10展示了川孝37井的压力剖面，其中沙溪庙组(J2s)显示了入侵超压包的特征，日产气6 227 m3，其压力系数高于下伏须五段(T3x5)，低于须四段(T3x4)，暗示天然气从须四段穿过2层封隔层(隔三层和隔二层)而聚集在隔一层的下方。天然气与烃源岩轻烃比值的地球化学对比研究也表明侏罗系气主要来自三叠系须四段。

图9 苏北盆地高邮凹陷永7井显示顶封超压特征

图10 四川盆地川孝37井压力剖面显示入侵超压特征

4 结论

1)异常压力系统根据其成因可分为封闭型(封存箱)、滞排型(与欠压实有关的超压带)、顶封滞排型、入侵型4种类型。

2)封存箱具有封存油气、使之在箱内或箱外成藏的作用。封存箱内的流体相互连通并进行热对流，气以水溶态参加对流并富集，油以乳浊状态参加对流并富集，温差和热对流是油气在箱内运移的主要动力。水热增压、天然气生成、构造侧向挤压是导致封存箱升压的主要机制。封存箱内部压力的积聚在超过致密封隔层的机械强度时，会导致流体的脉冲式混相涌流，油气在箱外成藏，超压是油气向箱外运移的主要动力。封存箱的形成有利于油气的水溶对流箱内成藏和混相涌流箱外成藏。

3)压力遮盖，包括流体压力遮盖和毛细管压力遮盖，是阻挡油气运移的主要屏障。疏松多孔的泥岩往往依靠由欠压实作用形成的流体压力起遮盖作用，欠压实滞排超压带的形成有利于阻挡油气的运移和捕集油气，油气主要聚集在欠压实带压力遮盖面的紧下方。

4)异常压力和压力遮盖封闭研究表明，勘探的优先目标是一大(体积大)、一高(压力系数高)、一低(压力梯度低)的封存箱或封存包，或者是欠压实滞排超压带压力遮盖闭合区主遮盖面的紧下方。以上所述可概括为异常压力系统封存或遮盖聚集油气，简称为超压封盖油气的理论认识。

5)盖层岩石可分为微孔型、微缝型和欠压实超压型，在浅部地层和滞排超压带中，欠压实流体超压封盖比之固体毛细管压力遮盖更重要。

6)在方法学上提出了采用压汞法和气体吸附比表面法联合测定盖层微孔隙结构的方法，读取盖层突破压力的方法，以主峰饱压比为参数的区分微缝型和微孔型盖层的方法。

致谢：在成文过程中张义纲教授提出了许多宝贵意见，深表谢意！

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