劉偉新，承秋泉，范 明

(中國(guó)石油化工股份有限公司 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 無(wú)錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無(wú)錫 214151)

大量油氣勘探，特別是天然氣勘探實(shí)踐證明，蓋層對(duì)油氣藏形成有著十分重要的意義，蓋層的規(guī)模和質(zhì)量直接影響油氣的聚集與保存，蓋層的有效性有時(shí)甚至是決定性的。封隔性是蓋層必須具備的基本條件，具封隔性的巖層需要巖性致密、滲透率極低，或者按傳統(tǒng)觀點(diǎn)，封隔性巖層應(yīng)具有較高的排驅(qū)壓力，達(dá)到“不滲透”的程度。 “不滲透”是相對(duì)的，對(duì)于油或氣，其蓋層封隔條件是不一樣的。不同研究者從不同角度將蓋層分為不同類型，一般是根據(jù)其巖性、分布范圍、成因、均質(zhì)性和組合方式等進(jìn)行分類[1]。

傳統(tǒng)的認(rèn)識(shí)是，蓋層封閉油氣主要依靠毛細(xì)管壓力，油氣要通過(guò)蓋層散失，必須克服蓋層中連通的最大孔徑所對(duì)應(yīng)的最小毛細(xì)管壓力，也就是說(shuō)，突破壓力是油氣通過(guò)蓋層散失的閾值。封隔層是形成油氣藏的重要條件之一，油氣能否富集，取決于蓋層封蓋能力與儲(chǔ)集層剩余壓力之間的平衡關(guān)系。當(dāng)突破蓋層所需的壓力大于儲(chǔ)集層流體的剩余壓力時(shí)，油氣的散失就被阻止。通過(guò)對(duì)四川盆地川西坳陷中生界非常規(guī)致密砂巖氣藏的研究，發(fā)現(xiàn)物性蓋層的遮蓋能力不僅僅取決于其孔隙，還取決于其縫隙及其孔隙水的壓力；又通過(guò)對(duì)遼河盆地西部凹陷第三系油氣藏的研究，發(fā)現(xiàn)欠壓實(shí)超壓封蓋是一種非常有效的封蓋，并將蓋層分為微孔型、微縫型和欠壓實(shí)超壓型3種類型。事實(shí)上，阻礙油氣運(yùn)移的主要屏障是壓力，無(wú)論是孔隙還是縫隙，都是通過(guò)其毛細(xì)管壓力而起著遮蓋作用。對(duì)于發(fā)育微縫隙的蓋層，微縫隙成為最易被油氣突破的通道，決定其封蓋能力的主要是其縫隙結(jié)構(gòu)。為區(qū)分微孔型和微縫型并尋找新的識(shí)別方法，提出了應(yīng)用飽和度與對(duì)應(yīng)毛細(xì)管壓力的比值作為識(shí)別微縫型蓋層的參數(shù)[2]。欠壓實(shí)型蓋巖越是欠壓實(shí)，孔隙越大，遮蓋能力越強(qiáng)；而微孔型蓋巖則是孔隙越小，遮蓋能力越強(qiáng)。就致密程度而言，欠壓實(shí)型最低，微孔型中等，微縫型最高。但是，微縫型蓋層遮蓋的可靠性最差(縫隙易被油氣溶在水中而擴(kuò)散通過(guò)，并易受構(gòu)造活動(dòng)而張開(kāi))，微孔型的可靠性中等—優(yōu)良(無(wú)法阻止油氣的水溶擴(kuò)散)，欠壓實(shí)型最優(yōu)(向上、向下排水，阻止油氣向上擴(kuò)散，更重要的是塑性強(qiáng)，不易破裂)。蓋層的孔隙水異常壓力常常是由泥巖欠壓實(shí)而形成的，與通常的泥巖遮蓋機(jī)理并不相同。欠壓實(shí)泥巖蓋層在埋藏淺—中等的地層中具有重要作用，在遼河盆地1 400～2 900 m層段，欠壓實(shí)型蓋巖是最重要的蓋層類型。欠壓實(shí)泥巖蓋層對(duì)于淺層氣更加重要，幾乎是生物氣的唯一蓋層類型。微孔型蓋巖的發(fā)育可以導(dǎo)致封存箱的形成，在埋藏中等—深的地層中最為重要，也是最常見(jiàn)的具封存和遮擋作用的蓋巖類型。

1 微縫、微孔型蓋層識(shí)別技術(shù)

蓋巖中的微縫是指寬度為1.6～40 nm，可以用氣體吸附法和壓汞法聯(lián)合測(cè)定的縫隙。微縫型蓋巖可以通過(guò)飽和度與對(duì)應(yīng)毛細(xì)管壓力的比值，簡(jiǎn)稱飽壓比加以識(shí)別。飽壓比是一條曲線，可以選用其主峰峰值作為代表性參數(shù)。在實(shí)驗(yàn)室內(nèi)，毛細(xì)管壓力是通過(guò)氣體吸附法和壓汞法聯(lián)合測(cè)定的孔徑大小換算而來(lái)，飽和度以百分比(%)表示，毛細(xì)管壓力(Pc)的單位是MPa，飽壓比(Vapex)的單位是10-2MPa-1或1/100 MPa。每一個(gè)飽壓比數(shù)據(jù)反映的是一定寬度孔喉或縫隙(體現(xiàn)為毛細(xì)管壓力)在總孔隙中所占的比重(體現(xiàn)為飽和度)，飽壓比曲線反映的是孔喉和縫隙寬度的分布狀態(tài)。在缺乏縫隙的多孔巖石中，孔喉由于數(shù)量眾多，其大小分布大體上接近于統(tǒng)計(jì)學(xué)的正態(tài)分布，其飽壓比曲線呈單一的主峰(圖1)；在縫隙發(fā)育的巖石中，雖然其孔喉仍然大體接近正態(tài)分布，但縫隙的寬度不符合一定的統(tǒng)計(jì)規(guī)則，其飽壓比曲線呈多峰態(tài)(圖2)。

圖1 微孔型蓋巖飽壓比值曲線

圖2 微縫型蓋巖飽壓比值曲線

圖3 川西坳陷和遼河盆地主峰飽壓比與毛細(xì)管壓力關(guān)系

因此，微孔型蓋巖的標(biāo)志是：?jiǎn)畏?，主峰飽壓比大；微縫型蓋巖的標(biāo)志是：多峰，主峰飽壓比小。

遼河西部凹陷第三系縫隙不發(fā)育，蓋巖大多數(shù)屬微孔型；川西坳陷三疊—侏羅系陸相碎屑巖以致密多縫著稱，蓋巖絕大多數(shù)屬微縫型。在飽壓比和毛細(xì)管壓力關(guān)系圖中，遼河樣品的毛細(xì)管壓力大多偏低，絕大多數(shù)小于17 MPa，主峰飽壓比大，大多大于3×10-2MPa-1；川西樣品的毛細(xì)管壓力絕大多數(shù)大于17 MPa，主峰飽壓比小于3×10-2MPa-1。依據(jù)這2個(gè)地區(qū)樣品的統(tǒng)計(jì)，結(jié)合顯微鏡下薄片觀察，初步確定區(qū)分微縫型和微孔型的界線為主峰飽壓比等于3×10-2MPa-1(圖3)，小于此值為微縫型，大于此值為微孔型。

2 蓋層分析測(cè)試方法與儀器研制

測(cè)定蓋層微孔隙結(jié)構(gòu)主要采用壓汞法和氣體吸附比表面法。壓汞法可測(cè)定巖石中較大的孔隙半徑；引進(jìn)工業(yè)上常用的氣體吸附比表面法(BET法)，測(cè)定孔隙的比表面，可換算出巖石中較小的孔隙半徑。采用壓汞和比表面聯(lián)合測(cè)定，可得到巖石微孔隙結(jié)構(gòu)的全分析結(jié)果，吸附法測(cè)定15～0.8 nm的孔縫，壓汞法測(cè)定大于6.3 nm的孔縫。壓汞和比表面聯(lián)合測(cè)定方法解決了如何使2種測(cè)定方法的測(cè)定范圍緊密銜接，以及如何統(tǒng)一計(jì)算2種方法的測(cè)定結(jié)果等技術(shù)難點(diǎn)。筆者自行設(shè)計(jì)、編制了壓汞法和氣體吸附比表面法聯(lián)合進(jìn)行孔隙結(jié)構(gòu)分析的數(shù)據(jù)處理軟件，并取得了國(guó)家專利。

微孔隙結(jié)構(gòu)測(cè)定的結(jié)果反映為毛細(xì)管壓力曲線，在它上面讀取突破壓力的數(shù)值。經(jīng)驗(yàn)性的認(rèn)識(shí)是，油氣必須在充滿占總孔隙10%的大孔之后才能穿透通過(guò)巖石，因此選定充滿這10%大孔所需的毛細(xì)管壓力作為突破壓力，即在毛細(xì)管壓力曲線上讀取占總孔隙10%的大孔所對(duì)應(yīng)的毛細(xì)管壓力作為突破壓力。但這10%是一個(gè)統(tǒng)計(jì)性經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)，在許多場(chǎng)合并不可靠。筆者在毛細(xì)管壓力曲線上大孔一端截取其拐點(diǎn)處的毛細(xì)管壓力作為突破壓力，實(shí)踐證明這種方法更為確切。

3 異常壓力系統(tǒng)研究

1990 年，Hunt[3]發(fā)表了關(guān)于異常壓力流體封存箱與油氣生成、運(yùn)移、聚集成藏關(guān)系的論文，認(rèn)為世界上大多數(shù)盆地中都有異常壓力封存箱(abnormally pressured compartment)，張義綱[1]將其譯為“封存箱”，并得到了廣泛使用[4]。Powley等[5-6]使用流體封存箱(fluid compartment) 這一術(shù)語(yǔ)，并把封存箱劃分為3種類型:異常高壓封存箱、常壓封存箱和異常低壓封存箱。異常壓力系統(tǒng)是具有一定體積的地質(zhì)體，通過(guò)對(duì)川西坳陷、遼河西部凹陷及蘇北高郵凹陷等異常壓力與油氣成藏關(guān)系的研究，將異常壓力系統(tǒng)分為封閉型、滯排型、頂封滯排型和入侵型4種類型。

3.1 封閉型異常壓力系統(tǒng)

封閉型異常壓力系統(tǒng)的三維邊界全部由致密非滲透性巖石構(gòu)成，系統(tǒng)內(nèi)外的流體互不連通。在系統(tǒng)內(nèi)部，各種巖性壓力梯度大致統(tǒng)一，垂向壓力剖面大致呈線性；而在系統(tǒng)邊界上，壓力呈突變狀態(tài)，流體壓力高于或低于周圍的正常地層壓力?？碧降膬?yōu)先目標(biāo)是超壓封存箱，超壓封存箱經(jīng)歷了漫長(zhǎng)的地質(zhì)年代、由于流體的泄漏而演變?yōu)樨?fù)壓封存箱，在負(fù)壓封存箱的頂板上下也能找到油氣，但數(shù)量有限。封存箱形成的關(guān)鍵是發(fā)育致密封隔層，而致密封隔層的發(fā)育受成巖作用和巖性控制。地溫梯度和有機(jī)質(zhì)演化，以及由此引起的碳酸鹽和氧化硅的溶解、遷移、沉淀并作為膠結(jié)物堵塞孔隙，在很大程度上控制了成巖作用和致密封隔層的初始形成。就巖性而言，泥頁(yè)巖較純、較厚以及碳酸鹽礦物較多的層段相對(duì)易于發(fā)育致密層。封存箱的特點(diǎn)是內(nèi)部具有統(tǒng)一的壓力梯度，并廣泛發(fā)育微裂隙，統(tǒng)一的壓力梯度與微裂隙的連通密切有關(guān)，這種微裂縫大多很短，不到3 cm，起因于水以及油氣的熱膨脹。流體熱膨脹是導(dǎo)致流體超壓的主要原因之一，川西坳陷的異常壓力系統(tǒng)[7-8]就是一個(gè)典型的封存箱例子。

川西坳陷面積約50×104km2，按照現(xiàn)有劃分方案，自下而上可分為須一段(T3x1，即過(guò)去的“馬鞍塘組”、“小塘子組”)、須二段(T3x2)、須三段(T3x3)、須四段(T3x4)、須五段(T3x5)。根據(jù)川西地區(qū)須家河組及其以上地層砂巖儲(chǔ)層內(nèi)壓力的實(shí)測(cè)結(jié)果，地層壓力在縱向上具有明顯的分帶性，具體表現(xiàn)為：在上侏羅統(tǒng)遂寧組(J3s)以上為靜水壓力，屬于常壓帶；其下地層內(nèi)一般開(kāi)始出現(xiàn)異常流體壓力，并在部分地區(qū)的須家河組內(nèi)出現(xiàn)高壓或超高壓現(xiàn)象[9]。該區(qū)超壓分布具有明顯的分區(qū)性，超壓機(jī)制有燕山期的烴源巖生氣作用和喜馬拉雅期的構(gòu)造擠壓作用，而喜馬拉雅期的構(gòu)造擠壓作用是造成川西地區(qū)普遍超壓的主要原因。超高壓力區(qū)分布有小儲(chǔ)量氣藏，而常壓—高壓區(qū)是大—中型儲(chǔ)量氣藏富集區(qū)[10]。川西坳陷異常壓力具有封存箱的典型特征，從上往下分布著4層封隔層，以及被其分隔開(kāi)的3個(gè)封存箱，即4塊隔板和3個(gè)封存箱。每塊隔板厚約180 m，每個(gè)封存箱約1 000 m，每塊隔板穿層位分布，與埋深有關(guān)，4塊隔板的埋深分別為1 900,3 000,4 000,5 100 m左右。在川西坳陷，從鴨子河構(gòu)造向東經(jīng)過(guò)孝泉構(gòu)造到合興場(chǎng)構(gòu)造6口井的壓力剖面(圖4)上，在3 000 m處的隔二層的穿層性最顯著，從西往東穿越了T3x4,T3x5,J1b,J1q等4個(gè)層位；在每個(gè)封存箱內(nèi)部具有統(tǒng)一的壓力梯度，但每一口井的上、中、下3個(gè)封存箱的壓力梯度各不相同，各個(gè)鉆井之間的壓力梯度也不相同，表明封存箱無(wú)論在垂向上還是在側(cè)向上都被明顯分隔。因此初步認(rèn)為，川西坳陷存在許多互相隔離的封存箱，垂向封隔帶多半與斷層、斷層泥及斷層兩側(cè)的膠結(jié)作用有關(guān)。

川鴨95井下封存箱壓力梯度高達(dá)3.68 MPa/hm，連通性最差；中封存箱連通性略好，為2.8 MPa/hm，壓力系數(shù)1.6～1.8，日產(chǎn)氣1 120 m3。川合100井下封存箱壓力系數(shù)高(1.8左右)而壓力梯度低(1.35 MPa/hm)，日產(chǎn)氣108 574 m3。川孝37井上封存箱下段壓力梯度雖低(多半因發(fā)育構(gòu)造縫而連通性改善)，但壓力系數(shù)也低(1.3)，未見(jiàn)氣；上封存箱在其上段套了一個(gè)入侵超壓包，具較高的壓力系數(shù)(1.6～1.7)，但壓力梯度也高(2.21 MPa/hm)，日產(chǎn)氣6 227 m3。上述異常壓力與產(chǎn)氣量的關(guān)系表明，勘探的優(yōu)先目標(biāo)應(yīng)該是壓力系數(shù)高而壓力梯度低的封存箱，即含氣性和連通性都比較好的封存箱。

3.2 滯排型異常壓力系統(tǒng)

該系統(tǒng)是由一個(gè)或多個(gè)向外泄流不暢的異常壓力單元交錯(cuò)疊置構(gòu)成，每個(gè)單元內(nèi)部與外部的流體相互連通，并不斷緩慢地向外泄流，在各個(gè)單元內(nèi)部和之間不存在統(tǒng)一的壓力梯度，各個(gè)單元和整個(gè)系統(tǒng)的垂向壓力剖面呈單一或復(fù)合的鼓包狀或鋸齒狀。滯排超壓帶是由壓實(shí)作用下的泄流不暢而造成的，其特點(diǎn)為：1)在其內(nèi)部不具有統(tǒng)一的壓力梯度，通常由許多砂巖和泥質(zhì)巖互層組成，每一層泥質(zhì)巖通過(guò)其鄰近砂巖向外排水，由于各層泥質(zhì)巖顆粒不同、厚薄不同、巖性不同，其泄流不暢程度各不相同，因此壓力系數(shù)和梯度也各不相同。在每一層泥質(zhì)巖內(nèi)部，中央部位最難排水，壓力系數(shù)最高，向上、向下的兩側(cè)壓力系數(shù)漸漸下降，每一層泥質(zhì)巖的垂向壓力剖面都呈鼓包狀或鋸齒狀；2)每一個(gè)砂泥巖互層以及整個(gè)滯排超壓帶，由于泄流不暢而孔隙度異常偏高，不存在孔隙度偏低的致密封隔帶。孔隙只是相對(duì)意義上的被堵，還遠(yuǎn)遠(yuǎn)未達(dá)到致密化?？紫抖绕叩姆仍酱螅瑝毫ο禂?shù)也越大，對(duì)下方的遮蓋能力也越大。每一層泥質(zhì)巖中央部位是孔隙流體的分流面，壓力系數(shù)出現(xiàn)極大值，起著主遮蓋面的作用(圖5)。滯排超壓帶具有流體異常壓力和毛細(xì)管壓力雙重的遮蓋能力，以遼河西部凹陷興隆臺(tái)地區(qū)興62、興92井最為典型(圖6)。

圖4 川西坳陷鴨子河—孝泉—合興場(chǎng)壓力剖面

圖5 滯排超壓帶主遮蓋面示意

圖6 遼河盆地滯排超壓帶對(duì)油氣藏的遮蓋作用

遼河西部凹陷的異常壓力主要為滯排型異常壓力系統(tǒng)，沿凹陷軸線的北東向和橫切軸線的北西西向的地層壓力狀況見(jiàn)圖7,8。北東向剖面由19口井組成，剖面長(zhǎng)約50 km；北西西向剖面由12口井組成，長(zhǎng)約33 km。遼河西部凹陷滯排型異常壓力系統(tǒng)由上下2個(gè)帶組成，上帶的超壓機(jī)制相對(duì)復(fù)雜，受控于泥質(zhì)巖格架坍塌的升壓因素與砂巖泄壓因素之間的消長(zhǎng)關(guān)系，其結(jié)構(gòu)也相對(duì)復(fù)雜，具3層結(jié)構(gòu)：頂部(1 200～1 700 m)是升壓過(guò)渡帶，壓力系數(shù)從1升至1.2；中部(1 700～2 100 m)是主超壓帶，壓力系數(shù)大于1.2；底部(2 100～2 300 m)是降壓過(guò)渡帶，在不少地區(qū)恢復(fù)為正常壓力，標(biāo)志著泥質(zhì)巖塌坍的升壓機(jī)制延續(xù)時(shí)間不長(zhǎng)，不久被砂巖泄壓機(jī)制抵銷。上帶的分流面(主遮蓋面)比較平坦，埋深在2 000 m左右，各井的剩余壓力為5.84～17.42 MPa，平均為11.09 MPa，遠(yuǎn)高于沙一段泥質(zhì)巖的毛細(xì)管壓力(0.5～9 MPa， 平均為2 MPa)及其遮蓋能力，各井的剩余壓力大致從粗碎屑較多的西斜坡帶向細(xì)碎屑較多的中央部位增大。下帶的超壓機(jī)制相對(duì)簡(jiǎn)單，受控于砂巖孔隙的堵塞及其滲透率，結(jié)構(gòu)也相對(duì)簡(jiǎn)單，屬單層結(jié)構(gòu)。下帶的主遮蓋面位于下帶的中下部，大致隨底面的起伏而起伏，一般位于底面上方100～300 m處，各井的最大剩余壓力為2.15～21.99 MPa，平均為12.74 MPa，略高于上帶主遮蓋面，其高低變化也大于前者。

下帶主遮蓋面是該凹陷最重要的區(qū)域性遮蓋面，大部分油氣的生成時(shí)間晚于下帶主遮蓋面的形成時(shí)間，油氣沿?cái)鄬酉蛏线\(yùn)移，被其遮擋而聚集在其緊下方，有的位于下超壓帶底部，有的位于下超壓帶的下方，視局部性有利的儲(chǔ)蓋條件而定。根據(jù)下帶主遮蓋面的起伏形態(tài)，可將其劃分為壓力遮蓋閉合區(qū)、斜坡區(qū)和開(kāi)口區(qū)。中央的雙臺(tái)子地區(qū)是典型的壓力遮蓋閉合區(qū)(圖7)，形狀類似于背斜圈閉，但其捕集油氣的面積大得多，如雙臺(tái)子閉合區(qū)長(zhǎng)約25 km，寬約12 km，是油氣藏的聚集區(qū)；左側(cè)的西斜坡帶是典型的壓力遮蓋斜坡區(qū)(圖8)；右側(cè)的清水洼陷東部是典型的壓力遮蓋開(kāi)口區(qū)，上、下2個(gè)超壓帶至此都消失不見(jiàn)，因?yàn)槌练e的東營(yíng)組厚達(dá)2 000 m，以河流相砂巖為主，所夾的泥質(zhì)巖以河漫灘相為主，含較多粉砂，不利于形成上超壓帶；下帶開(kāi)口區(qū)較小，推測(cè)超壓帶突然消失的原因與清水洼陷東側(cè)的斷層泄壓有關(guān)。

3.3 頂封滯排型異常壓力系統(tǒng)

頂封滯排型與前述的滯排型無(wú)實(shí)質(zhì)性區(qū)別，只是頂板由致密非滲透性巖石組成，外界條件更不利于排水，泄流更不暢，更易形成超壓。在碎屑沉積物上方沉積了致密非滲透性或低滲透性巖層，諸如膏鹽層、火山噴發(fā)巖、碳酸鹽巖，阻止碎屑沉積物向上排水，很容易導(dǎo)致超壓。在這種場(chǎng)合下，上覆致密層可以充當(dāng)附加的毛細(xì)管壓力遮蓋，加上沉積物本身的流體壓力遮蓋，形成雙重遮蓋，對(duì)油氣遮蓋更加有利。頂封超壓帶的實(shí)例是蘇北盆地高郵凹陷，上部地層泄流暢通，未形成超壓，只是由于三垛組中部厚約100 m的輝綠巖以及累計(jì)厚度達(dá)到111 m的低滲透性灰質(zhì)砂巖和泥灰?guī)r的出現(xiàn)，使排水條件變差而超壓(圖9)。

圖7 遼河西部凹陷北東向剖面泥巖地層壓力展布

圖8 遼河西部凹陷北西西向剖面泥巖地層壓力展布

3.4 入侵型異常壓力系統(tǒng)

其系統(tǒng)內(nèi)部的流體與系統(tǒng)下方或下傾方向的外部流體相互連通，從下方或下傾方向入侵的高壓流體，其壓力和入侵速率大于或遠(yuǎn)大于從系統(tǒng)上方或上傾方向漏失的流體。入侵超壓帶至少在一個(gè)方向上曾一度與外界連通，在其他方向上可以處于半開(kāi)啟泄流不暢通狀態(tài)，也可以被致密巖層封隔，因此其垂向壓力剖面可以類似于滯排超壓帶而呈鼓包狀，但其形態(tài)更高陡；也可以類似于封存箱而呈線性，但壓力系數(shù)偏高。川西坳陷侏羅系次生氣藏都是入侵超壓包，本身位于封存箱之內(nèi)，但在封存箱內(nèi)部沒(méi)有烴源巖，天然氣來(lái)自下方。圖10展示了川孝37井的壓力剖面，其中沙溪廟組(J2s)顯示了入侵超壓包的特征，日產(chǎn)氣6 227 m3，其壓力系數(shù)高于下伏須五段(T3x5)，低于須四段(T3x4)，暗示天然氣從須四段穿過(guò)2層封隔層(隔三層和隔二層)而聚集在隔一層的下方。天然氣與烴源巖輕烴比值的地球化學(xué)對(duì)比研究也表明侏羅系氣主要來(lái)自三疊系須四段。

圖9 蘇北盆地高郵凹陷永7井顯示頂封超壓特征

圖10 四川盆地川孝37井壓力剖面顯示入侵超壓特征

4 結(jié)論

1)異常壓力系統(tǒng)根據(jù)其成因可分為封閉型(封存箱)、滯排型(與欠壓實(shí)有關(guān)的超壓帶)、頂封滯排型、入侵型4種類型。

2)封存箱具有封存油氣、使之在箱內(nèi)或箱外成藏的作用。封存箱內(nèi)的流體相互連通并進(jìn)行熱對(duì)流，氣以水溶態(tài)參加對(duì)流并富集，油以乳濁狀態(tài)參加對(duì)流并富集，溫差和熱對(duì)流是油氣在箱內(nèi)運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?。水熱增壓、天然氣生成、?gòu)造側(cè)向擠壓是導(dǎo)致封存箱升壓的主要機(jī)制。封存箱內(nèi)部壓力的積聚在超過(guò)致密封隔層的機(jī)械強(qiáng)度時(shí)，會(huì)導(dǎo)致流體的脈沖式混相涌流，油氣在箱外成藏，超壓是油氣向箱外運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?。封存箱的形成有利于油氣的水溶?duì)流箱內(nèi)成藏和混相涌流箱外成藏。

3)壓力遮蓋，包括流體壓力遮蓋和毛細(xì)管壓力遮蓋，是阻擋油氣運(yùn)移的主要屏障。疏松多孔的泥巖往往依靠由欠壓實(shí)作用形成的流體壓力起遮蓋作用，欠壓實(shí)滯排超壓帶的形成有利于阻擋油氣的運(yùn)移和捕集油氣，油氣主要聚集在欠壓實(shí)帶壓力遮蓋面的緊下方。

4)異常壓力和壓力遮蓋封閉研究表明，勘探的優(yōu)先目標(biāo)是一大(體積大)、一高(壓力系數(shù)高)、一低(壓力梯度低)的封存箱或封存包，或者是欠壓實(shí)滯排超壓帶壓力遮蓋閉合區(qū)主遮蓋面的緊下方。以上所述可概括為異常壓力系統(tǒng)封存或遮蓋聚集油氣，簡(jiǎn)稱為超壓封蓋油氣的理論認(rèn)識(shí)。

5)蓋層巖石可分為微孔型、微縫型和欠壓實(shí)超壓型，在淺部地層和滯排超壓帶中，欠壓實(shí)流體超壓封蓋比之固體毛細(xì)管壓力遮蓋更重要。

6)在方法學(xué)上提出了采用壓汞法和氣體吸附比表面法聯(lián)合測(cè)定蓋層微孔隙結(jié)構(gòu)的方法，讀取蓋層突破壓力的方法，以主峰飽壓比為參數(shù)的區(qū)分微縫型和微孔型蓋層的方法。

致謝：在成文過(guò)程中張義綱教授提出了許多寶貴意見(jiàn)，深表謝意！

參考文獻(xiàn):

[1] 張義綱. 天然氣的生成聚集和保存[M]. 南京：河海大學(xué)出版社,1991：111.

[2] 張義綱,陳彥華,陸嘉炎. 油氣運(yùn)移及其聚集成藏模式[M]. 南京：河海大學(xué)出版社,1997：59-63.

[3] Hunt J M. Generation and migration of petroleum from abnormally pressured fluid compartments[J]. AAPG Bulletin,1990,74(1):1-12.

[4] 周興熙. 封存箱辨義及主要類型[J]. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2006,2(5)：424-429.

[5] Powley D E. Pressures and hydrogeology in petroleum basins[J]. Earth Science Reviews,1990,29:215-226.

[6] Bradley J S, Powley D E. Pressure compartments in sedimentary basins: a review[C] // Ortoleva P J, ed. Basin compartment and seal, AAPG memoir 61.Tulsa: AAPG,1994:3-26.

[7] 汪時(shí)成,張金川,賈慶素. 川西坳陷異常高壓形成機(jī)理與天然氣分布關(guān)系研究[J]. 天然氣工業(yè),2004,24(3): 5—8.

[8] 耿玉臣. 孝泉構(gòu)造侏羅系“次生氣藏”的形成條件和富集規(guī)律[J]. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),1993,15(3)：262—271.

[9] 王震亮,孫明亮,張立寬. 川西地區(qū)須家河組異常壓力演化與天然氣成藏模式[J]. 地球科學(xué)——中國(guó)地質(zhì)大學(xué)學(xué)報(bào),2004,29(4)：433-439.

[10] 羅嘯泉,宋進(jìn). 川西地區(qū)須家河組異常高壓分布與油氣富集[J]. 中國(guó)西部油氣地質(zhì),2007,3(1):35-40.