中—低丰度气藏盖层的空间分布及封闭特征

陈默，王璐，冯金义，王少波，孔令江，赵永峰（1.东北石油大学CNPC断裂控藏实验室，黑龙江 大庆 1618；2.中国石油大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江 大庆 16000；.中国石油大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江 大庆 16000；.中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津 00280）



中—低丰度气藏盖层的空间分布及封闭特征

陈默1，2，王璐3，冯金义4，王少波4，孔令江4，赵永峰4
（1.东北石油大学CNPC断裂控藏实验室，黑龙江 大庆 163318；2.中国石油大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江 大庆 163000；3.中国石油大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江 大庆 163000；4.中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津 300280）

文中以四川盆地中部气田为重点解剖对象，在全面分析中—低丰度气田盖层发育特征基础上，系统分析了中—低丰度气田盖层发育特征、封闭能力及对天然气分布的控制作用。研究表明，我国中—低丰度气田盖层以泥质岩为主，单层厚度小，横向连续性差，分为分隔层、局部性盖层和区域性盖层3级。盖层排替压力较低，普遍小于5 MPa，但由于气田主要分布在凹陷区，地层倾角缓，较小的排替压力可以使天然气大面积成藏。盖层总体表现为3级封盖模式：分隔层直接封闭，局部性盖层封隔，区域性盖层总控。气藏在分布上表现为大面积连片。

中—低丰度；盖层；天然气；大面积成藏；封闭特征

在近几年的油气勘探中，发现了大量中—低丰度天然气藏［1-4］。为了解决该类气藏盖层发育是否具有相似特征、导致大面积成藏的封闭机理以及盖层封盖模式如何等问题，本文在全面分析中—低丰度气藏盖层发育特征的基础上，系统地解剖了四川盆地须家河组气藏盖层的发育特征，建立了中—低丰度气藏盖层封盖模式。

1　中—低丰度气藏成藏特征

目前发现的中—低丰度天然气藏大多具有如下相似的成藏特征［5-8］：

1）多分布于大型坳陷盆地腹部，构造平缓，构造变形微弱，大型断层和褶皱不发育。

2）气藏类型多以地层-岩性型、岩性-构造复合型为主。

3）气藏厚度普遍较小，纵向上含气层系多，横向上叠加连片分布。

4）储集层以低孔、低（特低）渗为主，孔隙类型以孔隙型、孔隙-裂缝型为主。

5）气水关系、压力系统较复杂，表现为气水分异性差，无统一的气水界面，压力变化快。

在该类砂泥储盖组合气藏中，具有大面积成藏的典型特征［9-12］，其根本原因有2个：一是大型牵引流成因砂体与生烃源岩呈“三明治”结构大面积间互；二是常压—低压气藏整体连通性差，对盖层品质要求较低。

2　中—低丰度气藏盖层发育特征

2.1岩性

从理论上讲，任何岩性均可能成为盖层［13-14］，Grunau［15］和Ovcharenko等［16］统计表明，世界大中型油气田盖层主要岩性为泥岩、膏岩、盐岩和碳酸盐岩，且以泥岩盖层最为常见。我国中—低丰度气藏盖层主要岩性为泥质岩［17］（见图1）。

图1　中国大中型气田盖层层位和岩性特征

2.2盖层级别及分布范围

解剖四川盆地中部须家河组气藏盖层发育特征发现：中—低丰度气藏的盖层纵向上由区域性、局部性和分隔性3级层序组成。对于一个完整的3级层序而言，可以划分出3个体系域［8］，即低位域、水进体系域和高位域。

由于低位期湖平面变化频繁，形成的低位砂体比较广，但沉积间断而持续时间短，砂体得不到充分发育，因此砂体很薄。纵向上互相叠置，砂体间由薄层暗色泥岩成为分隔性盖层。在湖扩早期，砂体比较发育，泥岩和致密砂岩发育，形成局部性盖层。在湖扩中后期，可容纳空间逐渐增加，湖水逐渐增深，水体体积也逐渐增加至最大，厚层暗色泥岩大面积发育，形成泥质区域性盖层［18］。

2.3盖层厚度及稳定性

根据毛细管封闭机理，盖层厚度与其封闭能力应无直接的函数关系。但实际统计结果表明，高丰度气藏盖层厚度一般大于170 m，低丰度气藏的直接盖层厚度普遍小于30 m（见图2，图中①为广安，②为苏里格，③为靖边，④为子洲，⑤为磨溪气田）。盖层厚度影响其空间分布［5］，厚度越大，沉积环境越稳定，均质性越好；横向分布的面积越广，欠压实并导致超压形成的可能性越大，断裂越不容易导致盖层渗漏［19］。

本次研究定义了盖层的稳定性参数：

式中：S为盖层稳定程度，m；Hcap为盖层一般厚度，m；hmin，hmax分别为盖层最小和最大厚度，m。

图2　储量丰度与盖层一般厚度的关系

研究区内高、中丰度气藏盖层分布范围较大，低丰度气藏的盖层横向连续性较差（见图3）。

图3　盖层稳定程度与储量丰度关系

3　盖层封闭能力及封闭机理

3.1盖层封闭能力

盖层多数为水润湿或水饱和［20］，具有较高的毛细管压力，因此能封闭住一定的烃柱高度［21］。通常用排替压力来衡量毛细管封闭能力，高丰度气藏盖层排替压力为8.0～23.0 MPa，中丰度气藏一般不超过5.0 MPa，低丰度气藏普遍小于5.0 MPa（见图4）。川中地区不同岩性盖层排替压力差异较大，泥岩排替压力均值一般为13.5 MPa，致密砂岩为2.4 MPa，砂岩（气层）为0.5 MPa。

3.2盖层封闭机理

川中地区须家河组天然气的密度为0.762 87～0.814 59 kg/m3，平均为0.788 73 kg/m3。该组地层水密度为1 071.60～1 143.50 kg/m3，平均为1 107.55 kg/m3。

参照盖层封闭能力计算模式示意（见图5）可得

式中：Hhy为盖层所能封闭的烃柱高度，m；pcap和pres分别为盖层和储层压力，MPa；ρg和ρw分别为天然气和地层水的密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2。

砂泥储盖组合一般排替压力差为13.0 MPa，封闭的气柱高度为1 198.60 m。砂泥储盖组合中，泥岩盖层能有效封闭天然气，使其大规模成藏［22］。砂岩与致密砂岩构成的储盖组合一般排替压力差为1.9 MPa，封闭的气柱高度为175.18 m（见表1）。

图4　中国大中型气田及川中地区盖层排替压力

图5　盖层封闭能力定量表征及计算示意

表1　储盖组合封闭能力计算结果

盖层封闭的气柱高度是一定的，随着地层倾角变缓［23］，气藏分布的范围也越来越大（仅从二维剖面度量），气藏分布范围（R）与烃柱高度Hhy的关系为

式中：θ为地层倾角，（°）。

川中地区气藏的分割层多为致密砂岩，在储盖层最小排替压力为0.4 MPa条件下，当地层倾角小于10°时，气藏范围为418.3 m，当地层倾角小于5°时，气藏范围为843.1 m，接近单砂体分布范围（1 000 m），基本能满足单砂体天然气的聚集。广安地区须四段地层倾角总体为1～3°，须六段地层倾角为1～2°，须六段气藏分布范围为19.8 km。

地层越平缓，需要的最小排替压力差越小。地层平缓地区，较小的排替压力可造成大面积成藏［24］。依据地层倾角变化和气藏分布范围，可以计算出在不同地层倾角条件下，盖层封闭19.8 km气藏范围需要的最小排替压力差值。

3.3盖层封闭模式

中—低丰度气藏盖层总体封闭模式（见图6）分为3级控制：第1级是分隔层，起到直接封闭气藏的作用，可形成多个独立的气藏。第2级是局部盖层，当第1级封盖小气藏范围超过分隔层范围时，天然气继续向上运移，受局部盖层控制聚集成藏；在气源充足且有断裂或裂缝沟通的情况下，部分天然气继续向上运移，受区域性盖层控制形成气藏。第3级控制最终导致宏观上天然气大面积成藏。从广安气田连井剖面来看，该区天然气大面积成藏的地质条件符合该封盖模式。

图6　中—低丰度气田盖层3级控制封盖模式

4　结论

1）中国的中—低丰度气田盖层以泥质岩为主，单层厚度小，横向连续性差，分为分隔层、局部性盖层和区域性盖层3级，分隔层（泥岩和致密砂岩）控制了大部分天然气聚集。

2）中—低丰度气田盖层排替压力较低，普遍小于5 MPa，但由于气田主要分布在凹陷区，地层倾角缓，较小的排替压力可以造成天然气大面积成藏。

3）中—低丰度气田在分布上表现为大面积连片，盖层分为3级控制模式：分隔层直接封闭，局部性盖层封隔，区域性盖层总控成藏。

［1］吴青，许化政，周新科，等.鄂尔多斯盆地上古生界气藏特征与成藏史研究［J］.石油实验地质，2013，35（5）：505-510.

［2］陈涛涛，贾爱林，何东博，等.川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布形成机理［J］.石油与天然气地质，2014，35（2）：218-223.

［3］林小兵，刘莉萍，田景春，等.川西坳陷合兴场-丰谷地区须家河组致密砂岩气藏精细勘探［J］.石油与天然气地质，2013，34（1）：77-84.

［4］ 白国平，曹斌风.全球深层油气藏及其分布规律［J］.石油与天然气地质，2014，35（1）：19-25.

［5］ 刘传虎.准噶尔盆地隐蔽油气藏类型及有利勘探区带［J］.石油实验地质，2014，36（1）：25-32.

［6］ 詹仲伦，詹鑫，殷樱子.川东北飞仙关—长兴组气藏成藏条件及其富集规律［J］.石油实验地质，2014，36（2）：165-170.

［7］ 赵文智，汪泽成，王红军.中国中—低丰度大油气田基本特征及形成条件［J］.石油勘探与开发，2008，35（6）：641-650.

［8］卞从胜，王红军，汪泽成，等.四川盆地川中地区须家河组天然气大面积成藏的主控因素［J］.石油与天然气地质，2009，30（5）：548-555.

［9］李廷微，孟令东，冯丹，等.水力破裂机制及其在盖层和断层稳定性评价中的应用［J］.断块油气田，2015，22（1）：47-52.

［10］甘贵元，张建英，宋兵，等.柴达木盆地北缘马西气藏储集层研究［J］.石油实验地质，2014，36（5）：546-549.

［11］冯明刚，严丽，王雪玲，等.元坝气田长兴组气藏有效储层物性下限标准研究［J］.石油实验地质，2012，34（5）：535-538.

［12］郭涛，王军，石文龙，等.辽西低凸起中南段古近系东营组层序地层及地层-岩性油气藏勘探意义［J］.石油与天然气地质，2012，33 （2）：248-255.

［13］Watts N L.Theoretical aspects of cap-rock and fault seals for singleand two-phase hydrocarbon columns［J］.Marine and Petroleum Geology，1987，4（4）：274-307.

［14］吕延防，王清海.盖层封闭天然气有效性研究方法及其应用［C］//油气成藏研究系列丛书编委会.油气成藏机理及油气资源评价国际研讨会论文集.北京：石油工业出版社，1997.

［15］Grunau H R.A worldwide look at the cap-rock problem［J］.Journal of Petroleum Geology，1987，10（3）：245-265.

［16］Ovcharenko A V，Ermakov B V，Myatchin K M，et al.Caprocks in hydrocarbon fields［J］.Lithology and Mineral Resources，2007，42 （2）：180-191.

［17］樊阳，查明，姜林，等.致密砂岩气充注机制及成藏富集规律［J］.断块油气田，2014，21（1）：1-6.

［18］Ziegler P A.European Cenozoic rift system［J］.Tectonophysics，1992，208（1）：91-111.

［19］Miller T W.New insights on natural hydraulic fractures induced by abnormally high pore pressures［J］.AAPG Bulletin，1995，79（7）：1005-1018.

［20］Sibson R H.Structural permeability of fluid-driven fault-fracture meshes［J］.Journal of Structural Geology，1996，18（8）：1031-1042.

［21］Berg R R.Capillary pressures in stratigraphic traps［J］.AAPG Bulletin，1975，59（6）：939-956.

［22］付晓飞，刘小波，宋岩，等.中国中西部前陆冲断带盖层品质与油气成藏［J］.地质论评，2008，54（1）：82-93.

［23］黄峰，彭光荣，温华华，等.“源-盖”联控成藏模式在番禺4洼的实践［J］.断块油气田，2015，22（3）：278-281.

［24］Roberts S J，Nunn J A.Episodic fluid expulsion from geopressured sediments［J］.Marine and Petroleum Geology，1995，12（2）：195-204.

（编辑高学民）

Space distribution and sealing characteristics of cap-rock of medium-low abundance gas fields in China

Chen Mo1，2，Wang Lu3，Feng Jinyi4，Wang Shaobo4，Kong Lingjiang4，Zhao Yongfeng4
（1.Laboratory of CNPC Fault Controlling Reservoir，Northeast Petroleum University，Daqing 163318，China；2.No.1 Oil Production Plant，Daqing Oilfield Co.Ltd.，PetroChina，Daqing 163000，China；3.No.6 Oil Production Plant，Daqing Oilfield Co.Ltd.，PetroChina，Daqing 163000，China；4.Research Institute of Exploration and Development，Dagang Oilfield Company，PetroChina，Tianjin 300280，China）

Based on the overall statistics of cap-rock development characteristics in Chinese medium-low abundance gas fields，taken the gas field in the central of Sichuan Basin as the key research object，cap-rock development characteristics，sealing ability and control action of the gas distribution in Chinese medium-low abundance gas fields are analyzed systemically.Research shows that Chinese medium-low abundance gas field cap-rocks are dominated by mudstone，small thickness of monolayer，poor lateral reservoir continuity，which are divided into three parts，separation layers，localized cap-rock and regional cap-rock.The displacement pressure of cap-rock is low，generally less than 5 MPa.Because gas fields are located mainly in depressed area with slow strata dip，smaller displacement pressure can cause wide gas reservoir-forming.In total，cap-rock shows three-part-sealing mode:direct separation layers sealing，localized cap-rock sealing，regional cap-rock overhead control，the gas reservoir is generally distributed in large area.

medium-low abundance；cap-rock；natural gas；wide reservoir forming；sealing characteristic

国家科技重大专项课题“中西部重点前陆盆地断裂控藏机制与油气分布”（2011ZX05003-001）；中国石油科技创新基金项目课题“碳酸盐岩内断裂带内部结构及油气运移和封闭”（2012D-5006-0107）；教育部科学技术研究重点项目“碳酸盐岩内断裂带内部结构及对油气运移与封闭的控制”（212041）

TE122.2+5

A

10.6056/dkyqt201601007

2015-07-20；改回日期：2015-10-29。

陈默，女，1989年生，在读硕士研究生，主要从事断层、封闭性及流体运移特征研究。E-mail：eraser_3030@sina.com。

引用格式：陈默，王璐，冯金义，等.中—低丰度气藏盖层的空间分布及封闭特征［J］.断块油气田，2016，23（1）：31-35.

Chen Mo，Wang Lu，Feng Jinyi，et al.Space distribution and sealing characteristics of cap-rock of medium-low abundance gas fields in China ［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（1）：31-35.