致密砂岩气田盖层封闭能力综合评价——以四川盆地广安气田为例

史集建，李丽丽，吕延防，杨 军，李寿英

(1.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆163318; 2.东北石油大学黑龙江省油气藏形成机理与资源评价重点实验室，黑龙江大庆163318; 3.中国石油大庆油田公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712; 4.中国石油新疆油田公司风城油田作业区，新疆克拉玛依834000; 5.中国石油华北油田分公司第一采油厂，河北任丘062552)

随着四川盆地和鄂尔多斯等盆地内一系列致密砂岩大气田的发现，该类型气田的成藏特征成为国内外学者研究的热点。盖层作为致密砂岩气田形成不可或缺的条件之一，起到了非常重要的作用［1］。关于盖层封闭条件的认识，前人曾做过大量研究和探讨［2-5］，但人们越来越认识到，盖层能否对致密砂岩气藏形成与富集起到封盖作用，除了取决于其自身发育特征(盖层空间分布连续性和封闭能力)外，还要受到气藏内部能量(气藏内剩余压力大小)的影响;此外盖层封闭能力的有效性也会产生一定的影响，即盖层只有空间分布连续，封闭能力大于气藏内部的剩余压力，且封闭能力形成时期早于或与烃源岩大量排气期同期时，才能对天然气的大规模聚集形成有效封闭;否则，天然气无法大规模聚集成藏。由此看出，盖层封闭能力的影响是多种地质因素综合作用的结果。前人［6-9］已建立了一套盖层封闭能力的综合评价方法，而且在我国各类型气田盖层评价中取得了非常好的效果。这种方法更多考虑了盖层空间分布连续性(厚度大小)、封闭能力(排替压力)大小与气藏内剩余压力(压力系数)大小，却没有考虑对致密砂岩气田的保存起到重要作用的因素——盖层封闭能力有效性的影响，这无疑使盖层封闭能力的评价结果与地下实际真值存在偏差，可能过高地估算了盖层封闭能力，给天然气勘探带来一定的风险。因此，改进这种盖层封闭能力综合定量评价方法，对于准确评价盖层封闭能力及其在天然气聚集与分布均有重要意义。

1 盖层封闭能力综合评价方法

前人研究认为，盖层封闭能力的强弱主要受到其厚度、排替压力和气藏内部剩余压力的影响，即盖层厚度越大，排替压力越大，气藏内部剩余压力越小，盖层封闭能力越强;反之盖层封闭能力越弱［6-9］。除此之外，盖层封闭能力有效性对天然气成藏具有重要的影响。所谓盖层封闭能力有效性是指盖层封闭能力形成时期与源岩大量排气期的匹配关系，只有盖层封闭能力形成时期早于或与源岩大量排气期同期时，盖层才能封闭住源岩排出的大量天然气，封气有效性好;相反，如果盖层封闭能力形成时期晚于源岩大量排气期，盖层所能封闭住的天然气量大小要受到二者时间差大小的控制，二者之间时间差越小，盖层所能封闭住源岩排出的天然气量越大，封气有效性相对越好;反之则越差。由此看出，如果不考虑盖层封闭有效性的影响，有可能夸大了致密砂岩气藏盖层封闭效果，不利于真实的反映地下盖层实际封闭能力。为此，笔者在盖层封闭能力综合评价时，除了考虑盖层空间分布连续性、封闭能力和气藏剩余压力影响外，还考虑盖层封闭有效性的影响。用CSI(Cap Seal Idex)定量反映盖层封气能力，CSI 值越大，盖层封闭能力越强;反之则越弱。

式中，CSI 为盖层封气能力综合评价参数;f 为盖层封气有效性系数，可通过盖层封闭能力形成时期(ts)与源岩大量排气期(tr)比较确定(式2)。如果盖层封闭能力形成时期早于或与源岩大量排气期同时，f 取1;如果盖层封闭能力形成时期晚于源岩大量排气期，f 取盖层封闭能力形成时期与烃源岩大量排气期的比值，盖层封闭能力形成时期(ts)可参照文献［10］中的标准和方法来确定。pmin为评价区域内盖层排替压力的最小值，MPa;Hy为盖层有效厚度，m，可由钻井资料和地震资料解释成果综合得到;k 为气藏压力系数，无量纲，可由实测储层压力除以静水柱压力得到。

需要强调的是，当气藏盖层被断层破坏时，如果天然气藏内盖层位置发育断裂，那么断层发育的规模、数量，尤其是断裂的封堵性，将是影响盖层封闭能力的决定性因素。如果断裂把盖层完全错断，保存条件受到完全破坏;如果断裂没有把盖层完全错断，那盖层的封闭能力主要取决于断层上升盘底部与断层交点处的断层岩的封闭能力。当盖层封闭能力综合评价时，pmin应取盖层与断层岩之间排替压力的较小值。

断层岩封闭能力的求取主要依据文献［11］，并作了少许改进。将断层岩视为正常压实的地层，确定其在考虑断层活动的基础上断面正压力作用下相当的正常地层埋深，再通过断层岩泥质含量求取公式计算其SGR(Shale Gouge Ratio)值，最后利用排替压力拟合公式获得断层岩排替压力，具体步骤如下。

①岩石排替压力的获取

前人通过实验分析发现，岩石封闭能力强弱与其泥质含量和压实成岩程度具有较好的相关性，据此规律可建立岩石实测排替压力与其埋深和泥质含量乘积之间的拟合公式，对未实测岩石的排替压力进行科学的近似预测。

②断层岩压实成岩埋深的确定

根据断层倾角和断点处的静岩压力，结合断层岩压实成岩作用时间与断层岩围岩的压实成岩作用时间的比值，便可得到断层面的正压力，进而得到断层岩理论压实成岩埋深。

③断层岩中泥质含量的确定

可通过Yieding 提出的SGR 方法［12］计算求得。

④求取断点处断裂充填物的排替压力

将断层岩理论压实成岩埋深视为断裂充填物质所承受的静岩压力，结合③中获得的断层岩泥质含量，根据①步中的关系得到所研究的断点处断裂充填物的排替压力。

为了便于同类致密砂岩气田盖层综合封闭能力之间的比较，评价时应对式(1)内排替压力、盖层有效厚度和气藏压力系数进行均一化处理，各参数的均一化标准值由我国目前主要致密砂岩气田盖层的各个封闭能力评价参数与气田储量丰度之间的关系进行界定。因此，最终通过式1 得到的CSI 也是一个无量纲函数，通常情况下是一个小于1 的常数，只有气藏压力系数较小时，才会大于1。

2 盖层封闭能力评价参数均一化标准值

在综合选取盖层封闭能力评价参数的基础上，通过对对我国致密砂岩大气田的盖层数据进行了统计。依据2008年我国气田天然气申报地质储量，确定我国15 个致密砂岩大中型气田(表1)。对这15 个大中型气田的储量丰度与其各自盖层的封闭能力评价参数进行相关性分析，通过储量丰度标准厘定致密砂岩气田盖层封闭能力评价参数均一化标准值(图1—图3)。

通过15 个大中型致密砂岩气田的储量丰度与排替压力、盖层厚度和气藏压力系数之间的关系可以看出，致密砂岩气田的储量丰度均随着排替压力、盖层厚度和气藏压力系数的增大而升高，证明致密砂岩气田的储量丰度与盖层封闭能力各参数之间具有良好的相关性。以此为基础，将气藏储量丰度10 ×108m3/km2对应的排替压力、盖层厚度和气藏压力系数值定义为各参数的均一化标准值，如表2 所示。

表1 我国致密砂岩大中型气田盖层封闭能力参数及分布层位统计Table 1 Statistics of cap rock sealing capacity parameters and distribution layers of the large and middle sized tight sandstone gasfields in China

图1 致密砂岩气田盖层厚度与储量丰度关系Fig.1 Relationship between cap rock thickness and reserve abundance of tight sandstone gasfields

图2 致密砂岩气田盖层排替压力与储量丰度关系Fig.2 Relationship between cap rock displacement pressure and reserve abundance of tight sandstone gasfields

图3 致密砂岩气田压力系数与储量丰度关系Fig.3 Relationship between gas pressure coefficient and reserve abundance of tight sandstone gasfields

表2 我国致密砂岩气田盖层封闭能力评价参数均一化标准值Table 2 Homogenization standard values of cap rock sealing ability evaluation parameters of tight sandstone gasfields in China

对大中型致密砂岩气田各盖层封闭能力评价参数进行均一化后，利用式(1)，并结合各气田盖层封闭能力形成时期与源岩大量排气期的匹配关系，计算获得各盖层的CSI 值(表1)，并建立其与储量丰度之间的对应关系(图4)。可以发现，两者呈正相关性，即随CSI 值的增大，气田储量丰度也随之升高;反之，则降低。根据两者之间的拟合关系，获得气田不同储量丰度等级对应的盖层CSI 值及盖层评价等级(表3)。

图4 致密砂岩气田盖层CSI 值与储量丰度关系Fig.4 Relationship between CSI and reserve abundance of tight sandstone gas fields

表3 致密砂岩气田不同储量丰度等级对应CSI 标准Table 3 CSI standards corresponding to different reserve abundances of tight sandstone gasfields

3 广安气田须五段区域盖层综合评价

广安地区上三叠统须家河组为一套陆相碎屑岩含煤沉积，自下而上分为6 段，其中须一、须三、须五段以黑色页岩、泥岩为主，夹粉砂岩、砂岩、煤层或煤线，是主要的烃源岩［13］和盖层;须二、须四、须六段以灰色中-细粒砂岩为主，夹薄层泥页岩，是主要储集层系。须家河组一、须三、须五段烃源岩与二、须四、须六段储集层间互叠置呈“三明治”结构，具有广覆式分布特征，构成有利的生储盖组合［13-19］。

广安气田的天然气主要富集在须四段和须六段砂岩内，对天然气的封闭保存起最主要作用的是气田上部的须五段和须六段顶部的泥岩盖层，本文主要对须五段泥岩盖层的综合封闭能力进行评价。

3.1 盖层封闭能力

1)盖层宏观发育特征

图5 广安气田须五段盖层厚度与须四段储层压力系数分布特征(据卞从胜①卞从胜.四川盆地川中地区须家河组天然气藏大面积成藏机理与形成条件.中国石油勘探开发研究院，2009.，2009 数据修改)Fig.5 Thickness distribution of the 5th Member of Xujiahe Formation and pressure coefficient of 4th Member of Xujiahe Formation in Guang’an field(modified from Bian Congsheng①，2009)

须家河组沉积时期，龙门山崛起并向盆地内逆冲推覆，同时大巴山等盆地周缘山系的幕式活动，给须家河组湖盆的幕式升降提供了构造动力。广安地区在须五段沉积时期处于幕式活动的平静期，物源供给逐渐减少，层序发展到高位体系域，主要为滨、浅湖沉积，湖深由西向东逐渐变浅，因此，须五段泥岩在西部最发育，厚度达200 m，由西部向东部逐渐泥岩逐渐减薄，到鲜渡1、广安7 和广安4 一线以东地区降为不足30 m(图5)。

2)盖层排替压力分布特征

泥岩的排替压力取决于最大连通孔隙半径，而孔径的大小取决于泥岩的压实程度［16］，因此正常压实泥岩地层的排替压力值与其埋深是呈正相关关系的，即随着埋深的增大，泥岩地层的排替压力值是升高的，反之则排替压力降低。对川中地区泥岩岩样的排替压力进行实验室条件下的测定，校正后建立其与埋深之间的关系公式(3)，利用该关系式便可以对广安气田的盖层排替压力发育分布特征进行预测。广安地区须五段泥岩盖层排替压力总体表现为北高南低，最大值为9.5 MPa，分布在工区东北部;最小值为5.5 MPa，位于广安16 井附近(图6)。

式中:p 为盖层排替压力，MPa;Z 为盖层埋深，m。

3)气藏压力特征

影响地层压力的因素较多，除了埋深以外，当遇到地层富集天然气、地层非均质性较强形成排液不畅和独立地层压力系统、盖层封闭能力较强使下部天然气不易散失、以及断裂不发育使地层原始压力破坏较小等情况，都会形成较高的地层压力。广安地区须四段地层压力的影响因素比较复杂，压力系数处于1.05～1.5，属于常压-高压气藏，总体上表现为西北高东南低(图5)。

4)断裂发育特征及封堵能力评价

川中广安地区三叠系上统须家河组构造形态主要受燕山-喜马拉雅运动多幕次运动的影响，首先在燕山期受到来自川西前陆盆地的龙门山北西向的推覆挤压作用，形成近北东向的雁列式褶皱;随后在喜马拉雅期受到来自大巴山的北北东向的逆冲推覆作用形成北西西向的逆断层。

广安地区须五段内部一共发育15 条逆断裂，延伸长度为2.1～31.0 km，垂直断距差异较大，为10～280 m。断裂特征总体表现为南部较北部发育规模大，尤其是南部的断裂断距均大于泥岩盖层厚度，将盖层完全错断，断裂带内部断层岩排替压力也较低，仅为4.5～6.5 MPa，明显低于附近盖层的排替压力，不利于气田的保存(图6)。

图6 广安气田须五段盖层排替压力分布、断裂发育特征及封堵性评价Fig.6 Cap rock displacement pressure distribution，fault characteristics and sealing capacity evaluation of the 5th Member of Xujiahe Formation in Guang’an gasfield

5)盖层封闭能力有效性

经前人研究得到［13］，广安地区由于在中晚侏罗世(175～140 Ma)快速沉降，须家河组烃源岩在晚侏罗世(156.6～140 Ma)短期内大量生气。经过研究得到，须五段盖层自沉积后快速埋深，封闭能力迅速提高，在广安地区的大部分区域内于三叠纪沉积后期时微观封闭能力达到1 MPa，形成封闭能力。因此，广安地区须五段盖层的封气有效性系数大部分为1。

3.2 盖层封闭能力综合评价

综合以上分析，将广安地区网格化后计算每个网格内的CSI，利用盖层综合评价公式最终得到须五段泥岩盖层综合封闭能力分布特征(图7)。根据等级划分标准，须五段盖层总体上为Ⅳ类盖层，表明须四段储层富集的气藏标准为特低储量丰度，符合广安气田平缓斜坡区气藏储量丰度为0.5 ×108～0.8 ×108m3/km2的实际情况。须五段盖层CSI 值为0.04～0.24，总体表现为西高东低，西部地区也存在因断裂的破坏作用造成盖层CSI 值较低的局部区域。目前的须四段气藏的分布区域主要处于工区西北部盖层CSI 值大于0.16的范围内，与预测的须四段盖层封盖有利区域较吻合，证明了盖层封闭能力综合评价方法的正确性。另外，研究区西南部盖层的封闭能力也较高，但受到断裂破坏被分割成局部的几块，使得天然气大面积连片成藏的条件有限，但因小范围区域内具有天然气成藏的良好的封盖条件，也存在发现小规模气藏的可能性。

4 结论

1)盖层封气能力除了受到自身发育特征(盖层排替压力和厚度)及气藏内部能力(压力系数)的影响外，还在一定程度上要受到盖层封气有效性的影响，故盖层封气能力综合评价应考虑盖层封气有效性的影响。

2)通过统计我国致密砂岩大气田的盖层封闭能力评价参数数据，建立其与气田储量之间的关系，确定储量丰度10 ×108m3/km2对应的盖层厚度、排替压力和气田压力系数均一化标准值分别为262 m，17.3 MPa和1.72。

图7 广安气田须五段盖层封闭能力综合评价Fig.7 Comprehensive evaluation of cap rock sealing ability of the 5th Member in Xujiahe Formation in Guang’an gasfield

3)致密砂岩大气田之一的广安气田须五段盖层为Ⅳ类盖层，能够封盖特低储量丰度的气田。盖层CSI 值为0.04～0.24，总体表现为西高东低。该方法预测有利区与目前须四段气藏的分布区域较吻合。

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