南堡凹陷盖层封闭油气有效性的定量评价

2015-05-14沈群孙同文樊树峰汪振杰

断块油气田 2015年4期

沈群，孙同文，樊树峰，汪振杰

（1.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆 163318；2.延边大学理学院，吉林延吉 133002；3.中国地质大学（武汉）资源学院，湖北武汉 430074）

1 地质概况

南堡凹陷位于渤海湾盆地黄骅坳陷的北部，陆上与海上凹陷面积的总和是1 932 km2，为黄骅坳陷新生代裂谷盆地的二维负向构造单元，南堡凹陷下第三系具有北断南超的箕状断陷的特征。其从上向下发育第四系、明化镇组、新近系的馆陶组、东营组、沙河街组和古近系的孔店组地层[1-3]。截至目前，南堡凹陷已发现陆上（高尚堡、老爷庙）和滩海（南堡1—5）油田。油气在纵向上分布广泛，其中沙三段是主要的含油带，从东营组到明化镇组是重要的含油气层系，相对富集的中浅层油气占总储量的70%左右，中浅层又以东一段油气最多。油气源对比结果表明，油气主要来自下伏沙三段或沙一段—东三段发育的烃源岩，东一段储层的区域性盖层为馆三段火山岩，东一段油气的含量除了受到自身制约、与源岩的位置关系等因素影响外，在很大程度上受区域性阻烃的限制[4-5]。

前人主要在对盖层封闭油气有效性或时间有效性上进行了大量研究，而笔者不仅开展了南堡凹陷盖层封闭能力有效性和时间有效性进行综合研究，而且还对盖层排替压力与油气藏剩余压力的差值Δp进行分析，从而来研究Δp与天然气相态和产能之间的关系，这对于认识油气成藏规律和油气勘探具有重要意义。

2 盖层封闭油气有效性

2.1 时间有效性

盖层封闭油气的时间有效性是指盖层封闭性形成时期与源岩大量排烃期之间的匹配关系。如果盖层形成封闭能力时间比烃源岩大量排烃期早或者与其同一时期，则可以封闭住源岩排出的大量油气，在时间上能够有效的封闭油气[6-7]；相反，如果盖层形成封闭能力时间比烃源岩大量排烃期晚，则盖层所能封闭住的油气量主要与二者之间时间差有关。二者时间差越小，盖层所能封闭住的油气量相对越大，在时间上封闭油气有效性相对越好；反之，则相对越差[8]。由此可以看出，要研究盖层封闭油气时间的有效性，就必须首先确定盖层封闭性形成时期和源岩的大量排烃期。

2.1.1 烃源岩发育情况

沙三段烃源岩是南堡凹陷最重要的烃源岩，其生烃量占南堡凹陷70%以上。沙三段发育了高丰度的优质烃源岩，有效烃源岩厚度在250 m左右，TOC高达5%以上，镜质体反射率Ro在0.8%以上。烃源岩中有机质丰度较高，其重要的来源是无定形体和藻质体，干酪根以Ⅰ型和Ⅱ型为主，且演化程度很高，目前已过生油高峰。由于烃源岩形成于南堡凹陷主裂陷幕，此时湖盆水体最深，湖盆范围最广，发育大面积深湖相灰色、灰黑色泥岩、钙质泥岩、油页岩，且厚度大，平面上分布稳定，因此具有巨大的生烃潜力。

烃源岩生排烃史研究结果表明，南堡凹陷沙三段烃源岩在馆陶组沉积末期开始进入大量排烃期，明化镇组沉积中期达到排烃高峰期，之后正常原油和轻质油生成作用明显减弱，且正常原油减小速度更快，而天然气生成作用减弱较轻，直至第四系沉积末期依然保持较强的生成作用（见图1）。

2.1.2 盖层发育情况

南堡凹陷共发育6套主要盖层，自下而上分别为沙三—沙二段、沙一上、东三上、东二上、馆下段和明下段。从目前油气藏分布可知，各套盖层目前均具有较强—强的封闭能力，但这一封闭能力并非一经沉积就形成了。刚一沉积的泥岩盖层压实成岩程度低，孔隙度和渗透率高，排替压力低，不具有封闭油气能力。随着埋深增加，压实作用逐渐增强，孔隙度和渗透率逐渐降低，排替压力逐渐升高，当排替压力达到某一值后才开始具备封闭能力。

通过盖层微观封闭能力与油气产能关系研究表明，泥岩盖层对低丰度天然气藏形成封闭作用的排替压力值在2.00 MPa左右，对中—高丰度天然气藏形成封闭作用的排替压力值在4.00 MPa左右。而且盖层能够封闭的气藏储量丰度随着盖层排替压力的增加而逐渐增大。由于明下段盖层为全区分布的区域性盖层，且目前整个南堡凹陷已发现油气均在此盖层以下分布，说明此套盖层封闭能力不存在问题，因此，以下重点对沙三—沙二段、沙一上、东三上、东二上4套盖层进行封闭时间和能力的有效性分析。

各套盖层封闭能力形成时期与烃源岩排气期之间匹配关系见图2。可以看出，东二上段、东三上段、沙一上段和沙二—沙三段盖层在明化镇组沉积末期到东三段沉积中后期不同阶段形成对低丰度天然气藏和中—高成熟度油气藏的封闭能力，并且在明化镇中期的排烃高峰期，5套盖层排替压力达2.00～11.00 MPa，大于盖层有效封闭工业气流界限，在时间上能够有效封闭天然气。

图1 南堡凹陷烃原岩演化及生烃曲线

2.2 能力有效性

南堡凹陷各套盖层具有较强—强的封闭能力。盖层是否具有能够有效的对油气进行封闭的能力，主要取决于盖层排替压力与油气藏剩余压力的相对大小。在油气成藏的关键时期，如果盖层排替压力比油气藏剩余压力大（Δp＞0），则在能力上封闭油气是有效的，有利于油气的聚集与保存[9-10]，且差值越大容纳的油气量的潜力就越大；相反，当盖层排替压力小于油气藏剩余压力（Δp＜0），盖层之下油气将会穿过盖层向上运移，直到盖层排替压力与油气藏剩余压力达到动态平衡为止[11-12]。

图2 南堡凹陷泥岩盖层封闭能力演化与烃源岩排烃史演化时间匹配关系

通过对南堡凹陷现今盖层排替压力测试及油气藏剩余压力计算可知，南堡凹陷16口井20个层位盖层排替压力值为0.04～11.92 MPa，平均2.66 MPa，其相对应的下部储层中，油气藏剩余压力-6.63～17.44 MPa，平均2.10 MPa。其中，16个层位现今盖层排替压力大于油气藏剩余压力，Δp为正值，4个层位为负值。通过已知气井的盖层排替压力和储层剩余压力相对大小比较可以看出（见图3），南堡凹陷盖层对天然气封闭能力是有效的，可以保证已聚集的天然气不散失，在能力上能够有效封闭天然气。

图3 南堡凹陷16口产气井盖层排替压力与储层剩余压力统计

3 Δp与天然气相态及产能的关系

由于目前技术手段等的限制，无法准确恢复成藏关键时期盖层排替压力及油气藏剩余压力，也就不能直接评价盖层对油气的保存。实测Δp反映了现今盖层与天然气藏压力的动态关系[13-14]。通过绘制Δp和天然气相态之间关系图可知有以下对应关系：Δp＜0时，为纯气；0＜Δp≤5 MPa时，为气顶气、凝析气；Δp＞5 MPa时，为油溶气（见图 4）。