陳默，王璐，馮金義，王少波，孔令江，趙永峰（1.東北石油大學(xué)CNPC斷裂控藏實驗室，黑龍江 大慶 1618；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江 大慶 16000；.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠，黑龍江 大慶 16000；.中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院，天津 00280）

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中—低豐度氣藏蓋層的空間分布及封閉特征

陳默1，2，王璐3，馮金義4，王少波4，孔令江4，趙永峰4
（1.東北石油大學(xué)CNPC斷裂控藏實驗室，黑龍江 大慶 163318；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江 大慶 163000；3.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠，黑龍江 大慶 163000；4.中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院，天津 300280）

文中以四川盆地中部氣田為重點解剖對象，在全面分析中—低豐度氣田蓋層發(fā)育特征基礎(chǔ)上，系統(tǒng)分析了中—低豐度氣田蓋層發(fā)育特征、封閉能力及對天然氣分布的控制作用。研究表明，我國中—低豐度氣田蓋層以泥質(zhì)巖為主，單層厚度小，橫向連續(xù)性差，分為分隔層、局部性蓋層和區(qū)域性蓋層3級。蓋層排替壓力較低，普遍小于5 MPa，但由于氣田主要分布在凹陷區(qū)，地層傾角緩，較小的排替壓力可以使天然氣大面積成藏。蓋層總體表現(xiàn)為3級封蓋模式：分隔層直接封閉，局部性蓋層封隔，區(qū)域性蓋層總控。氣藏在分布上表現(xiàn)為大面積連片。

中—低豐度；蓋層；天然氣；大面積成藏；封閉特征

在近幾年的油氣勘探中，發(fā)現(xiàn)了大量中—低豐度天然氣藏［1-4］。為了解決該類氣藏蓋層發(fā)育是否具有相似特征、導(dǎo)致大面積成藏的封閉機理以及蓋層封蓋模式如何等問題，本文在全面分析中—低豐度氣藏蓋層發(fā)育特征的基礎(chǔ)上，系統(tǒng)地解剖了四川盆地須家河組氣藏蓋層的發(fā)育特征，建立了中—低豐度氣藏蓋層封蓋模式。

1　中—低豐度氣藏成藏特征

目前發(fā)現(xiàn)的中—低豐度天然氣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，構(gòu)造平緩，構(gòu)造變形微弱，大型斷層和褶皺不發(fā)育。

2）氣藏類型多以地層-巖性型、巖性-構(gòu)造復(fù)合型為主。

3）氣藏厚度普遍較小，縱向上含氣層系多，橫向上疊加連片分布。

4）儲集層以低孔、低（特低）滲為主，孔隙類型以孔隙型、孔隙-裂縫型為主。

5）氣水關(guān)系、壓力系統(tǒng)較復(fù)雜，表現(xiàn)為氣水分異性差，無統(tǒng)一的氣水界面，壓力變化快。

在該類砂泥儲蓋組合氣藏中，具有大面積成藏的典型特征［9-12］，其根本原因有2個：一是大型牽引流成因砂體與生烴源巖呈“三明治”結(jié)構(gòu)大面積間互；二是常壓—低壓氣藏整體連通性差，對蓋層品質(zhì)要求較低。

2　中—低豐度氣藏蓋層發(fā)育特征

2.1巖性

從理論上講，任何巖性均可能成為蓋層［13-14］，Grunau［15］和Ovcharenko等［16］統(tǒng)計表明，世界大中型油氣田蓋層主要巖性為泥巖、膏巖、鹽巖和碳酸鹽巖，且以泥巖蓋層最為常見。我國中—低豐度氣藏蓋層主要巖性為泥質(zhì)巖［17］（見圖1）。

圖1　中國大中型氣田蓋層層位和巖性特征

2.2蓋層級別及分布范圍

解剖四川盆地中部須家河組氣藏蓋層發(fā)育特征發(fā)現(xiàn)：中—低豐度氣藏的蓋層縱向上由區(qū)域性、局部性和分隔性3級層序組成。對于一個完整的3級層序而言，可以劃分出3個體系域［8］，即低位域、水進體系域和高位域。

由于低位期湖平面變化頻繁，形成的低位砂體比較廣，但沉積間斷而持續(xù)時間短，砂體得不到充分發(fā)育，因此砂體很薄。縱向上互相疊置，砂體間由薄層暗色泥巖成為分隔性蓋層。在湖擴早期，砂體比較發(fā)育，泥巖和致密砂巖發(fā)育，形成局部性蓋層。在湖擴中后期，可容納空間逐漸增加，湖水逐漸增深，水體體積也逐漸增加至最大，厚層暗色泥巖大面積發(fā)育，形成泥質(zhì)區(qū)域性蓋層［18］。

2.3蓋層厚度及穩(wěn)定性

根據(jù)毛細管封閉機理，蓋層厚度與其封閉能力應(yīng)無直接的函數(shù)關(guān)系。但實際統(tǒng)計結(jié)果表明，高豐度氣藏蓋層厚度一般大于170 m，低豐度氣藏的直接蓋層厚度普遍小于30 m（見圖2，圖中①為廣安，②為蘇里格，③為靖邊，④為子洲，⑤為磨溪氣田）。蓋層厚度影響其空間分布［5］，厚度越大，沉積環(huán)境越穩(wěn)定，均質(zhì)性越好；橫向分布的面積越廣，欠壓實并導(dǎo)致超壓形成的可能性越大，斷裂越不容易導(dǎo)致蓋層滲漏［19］。

本次研究定義了蓋層的穩(wěn)定性參數(shù)：

式中：S為蓋層穩(wěn)定程度，m；Hcap為蓋層一般厚度，m；hmin，hmax分別為蓋層最小和最大厚度，m。

圖2　儲量豐度與蓋層一般厚度的關(guān)系

研究區(qū)內(nèi)高、中豐度氣藏蓋層分布范圍較大，低豐度氣藏的蓋層橫向連續(xù)性較差（見圖3）。

圖3　蓋層穩(wěn)定程度與儲量豐度關(guān)系

3　蓋層封閉能力及封閉機理

3.1蓋層封閉能力

蓋層多數(shù)為水潤濕或水飽和［20］，具有較高的毛細管壓力，因此能封閉住一定的烴柱高度［21］。通常用排替壓力來衡量毛細管封閉能力，高豐度氣藏蓋層排替壓力為8.0～23.0 MPa，中豐度氣藏一般不超過5.0 MPa，低豐度氣藏普遍小于5.0 MPa（見圖4）。川中地區(qū)不同巖性蓋層排替壓力差異較大，泥巖排替壓力均值一般為13.5 MPa，致密砂巖為2.4 MPa，砂巖（氣層）為0.5 MPa。

3.2蓋層封閉機理

川中地區(qū)須家河組天然氣的密度為0.762 87～0.814 59 kg/m3，平均為0.788 73 kg/m3。該組地層水密度為1 071.60～1 143.50 kg/m3，平均為1 107.55 kg/m3。

參照蓋層封閉能力計算模式示意（見圖5）可得

式中：Hhy為蓋層所能封閉的烴柱高度，m；pcap和pres分別為蓋層和儲層壓力，MPa；ρg和ρw分別為天然氣和地層水的密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2。

砂泥儲蓋組合一般排替壓力差為13.0 MPa，封閉的氣柱高度為1 198.60 m。砂泥儲蓋組合中，泥巖蓋層能有效封閉天然氣，使其大規(guī)模成藏［22］。砂巖與致密砂巖構(gòu)成的儲蓋組合一般排替壓力差為1.9 MPa，封閉的氣柱高度為175.18 m（見表1）。

圖4　中國大中型氣田及川中地區(qū)蓋層排替壓力

圖5　蓋層封閉能力定量表征及計算示意

表1　儲蓋組合封閉能力計算結(jié)果

蓋層封閉的氣柱高度是一定的，隨著地層傾角變緩［23］，氣藏分布的范圍也越來越大（僅從二維剖面度量），氣藏分布范圍（R）與烴柱高度Hhy的關(guān)系為

式中：θ為地層傾角，（°）。

川中地區(qū)氣藏的分割層多為致密砂巖，在儲蓋層最小排替壓力為0.4 MPa條件下，當?shù)貙觾A角小于10°時，氣藏范圍為418.3 m，當?shù)貙觾A角小于5°時，氣藏范圍為843.1 m，接近單砂體分布范圍（1 000 m），基本能滿足單砂體天然氣的聚集。廣安地區(qū)須四段地層傾角總體為1～3°，須六段地層傾角為1～2°，須六段氣藏分布范圍為19.8 km。

地層越平緩，需要的最小排替壓力差越小。地層平緩地區(qū)，較小的排替壓力可造成大面積成藏［24］。依據(jù)地層傾角變化和氣藏分布范圍，可以計算出在不同地層傾角條件下，蓋層封閉19.8 km氣藏范圍需要的最小排替壓力差值。

3.3蓋層封閉模式

中—低豐度氣藏蓋層總體封閉模式（見圖6）分為3級控制：第1級是分隔層，起到直接封閉氣藏的作用，可形成多個獨立的氣藏。第2級是局部蓋層，當?shù)?級封蓋小氣藏范圍超過分隔層范圍時，天然氣繼續(xù)向上運移，受局部蓋層控制聚集成藏；在氣源充足且有斷裂或裂縫溝通的情況下，部分天然氣繼續(xù)向上運移，受區(qū)域性蓋層控制形成氣藏。第3級控制最終導(dǎo)致宏觀上天然氣大面積成藏。從廣安氣田連井剖面來看，該區(qū)天然氣大面積成藏的地質(zhì)條件符合該封蓋模式。

圖6　中—低豐度氣田蓋層3級控制封蓋模式

4　結(jié)論

1）中國的中—低豐度氣田蓋層以泥質(zhì)巖為主，單層厚度小，橫向連續(xù)性差，分為分隔層、局部性蓋層和區(qū)域性蓋層3級，分隔層（泥巖和致密砂巖）控制了大部分天然氣聚集。

2）中—低豐度氣田蓋層排替壓力較低，普遍小于5 MPa，但由于氣田主要分布在凹陷區(qū)，地層傾角緩，較小的排替壓力可以造成天然氣大面積成藏。

3）中—低豐度氣田在分布上表現(xiàn)為大面積連片，蓋層分為3級控制模式：分隔層直接封閉，局部性蓋層封隔，區(qū)域性蓋層總控成藏。

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（編輯高學(xué)民）

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

Chen Mo1，2，Wang Lu3，F(xiàn)eng 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

國家科技重大專項課題“中西部重點前陸盆地斷裂控藏機制與油氣分布”（2011ZX05003-001）；中國石油科技創(chuàng)新基金項目課題“碳酸鹽巖內(nèi)斷裂帶內(nèi)部結(jié)構(gòu)及油氣運移和封閉”（2012D-5006-0107）；教育部科學(xué)技術(shù)研究重點項目“碳酸鹽巖內(nèi)斷裂帶內(nèi)部結(jié)構(gòu)及對油氣運移與封閉的控制”（212041）

TE122.2+5

A

10.6056/dkyqt201601007

2015-07-20；改回日期：2015-10-29。

陳默，女，1989年生，在讀碩士研究生，主要從事斷層、封閉性及流體運移特征研究。E-mail：eraser_3030@sina.com。

引用格式：陳默，王璐，馮金義，等.中—低豐度氣藏蓋層的空間分布及封閉特征［J］.斷塊油氣田，2016，23（1）：31-35.

Chen Mo，Wang Lu，F(xiàn)eng 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.