流体超压对西部凹陷天然气分布的控制作用

张 宇

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

西部凹陷位于辽河坳陷西部，是辽河坳陷天然气最富集的凹陷之一，但不同地区天然气分布的差异性较大[1-6]。通过多年研究认为，该区发育多套厚度较大、分布比较稳定的泥岩，并以古近系沙三上段和沙一中段为主，这些厚层泥岩在成岩时脱水，顶底面附近向储层快速排水，快速压实，而且靠近储层处更易产生成岩矿物堵塞孔隙，导致中间部位的泥岩排水不畅，形成欠压实带。同时，上覆岩层的部分负荷加到欠压实带中的孔隙中，导致泥岩孔隙流体中产生大于静水柱压力的超压异常[7-9]，这种流体超压异常对油气，尤其对天然气具有很好的封盖能力，有效地控制了西部凹陷天然气的分布和富集。

1 泥岩超压封盖层的分布特点

西部凹陷古近系发育多套泥岩盖层，尤其是断陷期广泛发育的沙三上段和沙一中段厚度较大，为该区最有利的区域盖层(图1)。其中，沙三上段为深湖相泥岩，岩性主要为深灰色泥岩、褐灰色油页岩等，纯度高、含砂量很少，连续厚度为50～350 m，一般大于100 m，具有向西斜坡和东侧断裂带减薄、砂岩含量增加的特点；沙一中段为浅湖相泥岩，岩性主要为深灰色泥岩，纯度高、含砂量少，连续厚度为50～450 m，一般大于100 m，同样具有向西斜坡和东侧断裂带减薄、砂岩含量增加的特点。

图1 西部凹陷沙一、沙三段综合柱状图

1.1 声波时差计算方法

在钻井、试井测试和开发过程中发现该区广泛发育的泥岩普遍存在流体超压，压力系数一般为1.20～1.25，最高为1.29。分析认为，该区泥岩中的流体超压层对天然气分布和富集的控制作用更强。因此，采用声波时差方法计算西部凹陷泥岩地层的流体压力，并用试井资料进行校正：

(1)

为了检验声波时差计算地层压力的可靠性，选取有实测压力值和厚层泥岩声波时差资料的井进行计算(表1)。

表1 西部凹陷地层流体压力计算值与实测值对比

通过多井多点计算出的压力值与实测值进行比较，该方法可以达到研究的精度要求。根据西部凹陷地层水矿化度低的特点和试井资料测试的精度，定义泥岩地层正常压力系数为0.90 ～ 1.10，超过1.10为超压异常。计算结果表明，西部凹陷在埋深1 000 ～4 000 m范围内泥岩层的压力系数一般为1.10～1.40，最高为1.90。因此，该范围内普遍存在泥岩流体超压异常。

1.2 泥岩流体超压封盖层的纵向分布特点

西部凹陷泥岩流体超压封盖层纵向上一般发育于1 000～4 000 m，可以分为上、下2层。上层泥岩流体超压封盖层具有3层结构，顶部为超压过渡带，以东营组上段为主；中部是超压和常压混合带，以东营组中段为主，但超压带分布不稳定；下部是稳定超压带，以东营组下段和沙一段为主，但以沙一中段最为稳定。其中，兴隆台地区埋深为1 600～2 100 m，双台子、鸳鸯沟地区埋深为1 300～2 500 m。下层泥岩流体超压封盖层主要发育在沙三段，并以沙三上段为主，分布比较简单，为单层结构，底界起伏很大，且和上层的下部稳定超压带一致，同构造起伏形态基本一致。

1.3 泥岩流体超压封盖层的平面分布特点

西部凹陷沙三上段泥岩流体超压封盖层从北至南主要分布在高升、兴隆台-双台子、清水的广大地区。高升以北地区由于沙三上段泥岩不发育，不存在流体超压；西部斜坡带由于沙三上段砂岩含量增加；东部断阶带由于沙三上段砂岩含量增加，同时，台安-大洼断裂的长期活动使压力释放，不存在流体超压封盖层。沙一中段泥岩流体超压封盖层主要分布在兴隆台、双台子至清水地区，兴隆台以北地区不存在流体超压封盖层，西部斜坡带和东部断阶带由于和沙三上段具有相同的特点，同样不存在泥岩流体超压封盖层。

2 超压封盖层对天然气分布的控制作用

泥岩流体超压封盖层具有很强的封盖能力，表2为西部凹陷泥岩流体超压封盖层与毛细管封盖层对比。由表2可以看出，泥岩流体超压封盖是毛细管封盖能力的3.4～4.9倍。因此，西部凹陷最好的区域盖层是泥岩流体超压封盖层。西部凹陷泥岩流体超压封盖层是控制该区天然气分布和富集的关键因素[10-15]。

表2 西部凹陷泥岩流体超压封盖与毛细管封盖能力对比

泥岩流体超压封盖层控制了西部凹陷纵向上发育古近系沙三上段和沙一中段2套区域泥岩流体超压封盖层。由于这2套封盖能力较强的区域盖层的存在，致使西部凹陷天然气在纵向上基本上分布在沙三中、下段及沙一下段和沙二段。如沙三中、下段的高升气田和双台子气田，沙一下段和沙二段的兴隆台气田和齐家气田。平面上，4个主要气田分别在泥岩超压流体封盖层压力系数大于1.10的范围内。

然而，在其西部斜坡带由于对应层位砂岩含量增加，封盖能力变差，东部台安-大洼断裂带不但砂岩含量增加，而且断裂长期活动致使压力释放，同样造成封盖能力变差。因此，在这2个区域基本没有形成气藏或气田。

泥岩流体超压封盖层和正向构造的有利配置控制了西部凹陷天然气富集。西部凹陷发育多个正向构造，但含气状况差异较大。如位于西斜坡部位的欢喜岭构造、曙光构造，位于东部台安-大洼断裂带的大洼、小洼、冷家和牛心坨构造由于对应地层砂岩含量增加和长期断裂活动，缺少泥岩流体超压封盖层的有利配置，虽构造形态较好，但只含油不含气，并且以稠油为主。而高升、兴隆台、双台子、齐家等构造由于泥岩流体超压封盖层和构造配置有利，天然气十分富集，形成了西部凹陷储量较大的4个气田[16-20]。

由泥岩流体超压封盖层的纵横变化可以看出，在兴隆台、高升、双台子、齐家等背斜带之上，泥岩流体超压封盖层的主封盖面亦构成了大型的背斜状起伏形态，虽多数背斜被多组断裂切割和改造，油气仍然还是聚集在这个背斜内而没有大量散失，关键是泥岩流体超压封盖层起到了很好的保护作用。因此，泥岩流体超压封盖层和正向构造的有利配置是控制西部凹陷天然气富集的关键因素。

3 结 论

(1) 泥岩流体超压封盖层的纵向发育位置控制了西部凹陷天然气的分布层位。

(2) 泥岩流体超压封盖层的平面分布控制了西部凹陷天然气的分布位置。

(3) 泥岩流体超压封盖层和正向构造的有利配置控制了西部凹陷天然气富集。

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