【类型】期刊

【作者】曹倩，金强，程付启（中国石化无锡石油地质研究所；中国石油大学地球资源与信息学院；中国石化胜利油田分公司地质科学研究院）

【作者单位】中国石化无锡石油地质研究所；中国石油大学地球资源与信息学院；中国石化胜利油田分公司地质科学研究院

【刊名】新疆石油地质

【关键词】 柴达木盆地；盖层有效性；封盖模式；定量评价

【ISSN号】1001-3873

【页码】P623-626

【年份】2019

【期号】第5期

【期刊卷】1;|7;|8;|4;|5

【摘要】柴达木盆地东部第四系气藏盖层疏松未成岩,具有高孔、高渗的特征,但盖层具独特的封闭机理及模式,封盖了大规模的天然气。通过计算盖层与储集层的排替压力差和理论封盖气柱高度,评价了盖层的有效性,同时计算了生物气藏中气体突破盖层时间和气体渗流速率,揭示气藏的封盖过程。结果表明,未成岩盖层有效性随埋藏深度的增加变好,而且当气藏储集层中气柱高度大于盖层理论封盖气柱高度时,下部气体可以通过盖层渗流散失,但渗流过程是短暂的,之后气藏又处于封盖状态。总之气藏的封盖—渗流是动态平衡过程,因此叠置的储集层与盖层依靠排替压力差仍可封盖一定量的气体,这就是未成岩气藏盖层的叠加式封盖模式。

【全文】 文献传递

柴达木盆地东部第四系生物气藏盖层封盖能力探讨

曹 倩1，金 强2，程付启3

（1.中国石化 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214151；2.中国石油大学 地球资源与信息学院，山东 青岛 266555；3.中国石化 胜利油田分公司 地质科学研究院，山东 东营 257015）

摘 要：柴达木盆地东部第四系气藏盖层疏松未成岩，具有高孔、高渗的特征，但盖层具独特的封闭机理及模式，封盖了大规模的天然气。通过计算盖层与储集层的排替压力差和理论封盖气柱高度，评价了盖层的有效性，同时计算了生物气藏中气体突破盖层时间和气体渗流速率，揭示气藏的封盖过程。结果表明，未成岩盖层有效性随埋藏深度的增加变好，而且当气藏储集层中气柱高度大于盖层理论封盖气柱高度时，下部气体可以通过盖层渗流散失，但渗流过程是短暂的，之后气藏又处于封盖状态。总之气藏的封盖—渗流是动态平衡过程，因此叠置的储集层与盖层依靠排替压力差仍可封盖一定量的气体，这就是未成岩气藏盖层的叠加式封盖模式。

关键词：柴达木盆地；盖层有效性；封盖模式；定量评价

众所周知，盖层是控制油气藏形成与分布的关键因素之一。笔者在前人研究的基础上，采用数学方法与地质资料相结合分析了柴达木盆地东部（以下简称柴东）地区第四系生物气藏盖层封盖天然气的过程。根据测井资料计算了砂泥岩的排替压力差及其封盖的气柱高度，定量评价盖层的有效性能；又从盖层封闭物——天然气这个角度出发，计算了天然气突破盖层的时间。通过这2方面的分析提出了研究区盖层的动态封盖模式。

1 储盖层沉积和成岩特征

柴东地区第四系为快速沉积条件下的湖沼相产物，地层松散，砂泥分异不明显，物性差异小。当其泥质含量高时可成为盖层，砂质含量高则成为储集层；砂泥岩薄层频繁交替、岩性变化快，单层厚度一般为1～3 m[1]，砂泥比在1/3～1/5.

储集层岩石类型以滨浅湖和滩坝相的粉砂岩、细粉砂岩和含泥粉砂岩等砂质岩为主。由于压实作用弱，沉积物松散未成岩，碎屑颗粒点接触，杂基支撑，原生孔隙非常发育，储集层具有高孔、高渗特点[1,2]：主要含气层段孔隙度为20.1%～38.9%，多为22%～36%；渗透率为10～1000 mD，其中粉砂岩和细粉砂岩渗透率在100 mD以上。

盖层主要为较深湖形成的泥质岩，埋深500～700 m，普遍具有高孔隙度特征。涩23井泥岩孔隙度2个测试值分别为31.5%和35.6%[3]，随着埋藏深度的增加，孔隙度明显降低，但当深度为1700 m时，平均孔隙度仍可达到24%左右。泥质岩的渗透率较砂质岩平均低19 mD[4]。

2 生物气藏未成岩盖层封盖过程分析

盖层的突破压力是反映盖层封盖能力的主要参数。为了采用数学方法进行计算，可以利用储盖层的排替压力之差来代替盖层的突破压力这一参数。储盖层排替压力差是反映储集层、盖层物性差异的综合参数，能够反映储盖层的孔隙度、渗透率的差异性。排替压力差越大，则盖层能够封盖的最大气柱高度越大[5]，其封盖能力越强，有效性越好。但是当气藏中的气柱高度大于盖层能够封盖的最大气柱高度时，气体就会在浮力驱动下突破盖层以达西流的方式渗漏。为了分析不同储盖层封盖天然气的能力和天然气突破盖层而渗流的过程，选取柴东地区涩北一号气田涩20和涩试2井，对其盖层封盖气柱高度和渗流过程进行定量计算。

2.1 盖层封盖有效性测井评价

涩20井位于涩北一号背斜的核部，对其进行分析，能够反映整个气田盖层的特征。在进行计算前，首先要对目的层段储盖层进行识别和划分，针对该区砂泥分异不明显的特征，综合地质、测井和生产数据进行砂泥岩识别。依据高产层基本为砂质含量较高的沉积层，低产层和非产层基本为泥质层的特征，标定了储集层和盖层泥质含量指标的界限为41%（泥质含量大于41%者为盖层，反之为储集层），泥质含量Vsh由自然伽马测井和录井剖面统计得到，

式中，ΔGR＝(GR－GRmin)/(GRmax－GRmin)，GRmax和GRmin分别为相对最大和最小自然伽马值。

结合油田开发资料和前人认识，将其厚度下限定为0.5 m，在气藏分布层段500～1400 m共划分出85个盖层。

划分出盖层之后就可以对其封盖的理论气柱高度进行计算。由于研究区不存在异常压力，而且位于地下潜水的停滞交替带[6]，地下水运动非常缓慢，水动力很小可以忽略，因此盖层能够封盖的理论最大气柱高度主要是由储盖层排替压力差决定：

式中 hg——盖层封盖的理论最大气柱高度，m；

pdc——储盖层排替压力差，MPa；

ρw——水在地层条件下的密度，kg/m3；

ρg——气在地层条件下的密度，kg/m3；

g——重力加速度，m/s2.

储盖层的排替压力差可由测井模型得到[7]：

式中 pd——排替压力，MPa；

Δt——声波时差，μs/m；

ΔGR——自然伽马相对值，API.

（3）式适用于储集层，（4）式适用于盖层。

地层水、天然气密度可由油田实际资料利用包茨(1988)给出的公式矫正得到，把储盖层排替压力差值、地层水和天然气的密度代入（2）式，即可得到每个储盖层能够封盖的最大气柱高度。

计算结果表明，柴东地区第四系储盖层薄而多、上下叠置分布，其排替压力差变化大，封盖的气柱高度小的只有几米，高的可达百米以上。总体来看，储盖层排替压力差随埋深的增加而增大，而且埋藏深度小于900 m时，排替压力差较小，基本在1 MPa以下，封盖能力较弱，理论上能够封盖的最大气柱高度较小，一般在20 m以下，盖层有效性差；当深度大于900 m时，排替压力差增大，大部分在2 MPa以上。总体来说，盖层理论上能够封盖的最大气柱高度较高，有的能够达到100 m以上，为有效的盖层。

2.2 生物气藏中天然气突破盖层时间的计算

当下伏储集层中气柱高度产生的浮力大于储盖层的排替压力差时，气体就突破盖层而散失[8]，即在气藏气柱高度与理论上排替压力差所能封盖最大气柱高度差值产生的净浮力驱动下，气体进入盖层开始渗流。这可用气体突破盖层所用的时间和渗流速率来表征。

气体突破盖层排替压力在盖层中流动时，由于气体渗流速率在喉道壁和喉道中心具有明显差异而产生黏滞阻力，使得气体穿越盖层需要一定的时间(tw)，这可由泊稷叶公式得到[9]（5）式，气体突破盖层之后的渗流速率可以由达西定律推得（6）式：

式中 tw——气体突破盖层的时间，s；

Δhg——气藏高度与最大封闭的气柱高度的差值，即驱动净浮力的气柱高度增量，这里设为0.05 m(假设为最小驱动力)；

μ——地层水的黏度，Pa·s；

Ro——盖层最大孔喉的平均半径，m；

τ——盖层的迂曲度；

L——盖层的厚度，m；

Qg——标准状况下天然气的渗流速度,m3/(km2·s);

pf— —上、下储集层的压力平均值，MPa；

Tf——盖层中部平均温度，K；

Z——天然气在pf、Tf下的压缩因子；

K——盖层的渗透率，mD；

Δp——上下储集层的折算驱动压力差，为驱动净浮力的气柱高度产生的压力，由Δp＝Hg(ρw—ρg)g求得，MPa.

利用（5）式和（6）式就可以对涩试2井气体突破盖层的时间和渗流速率进行计算。计算结果（表1）表明，只要气柱高度大于盖层能封闭的气柱高度，生物气就会突破盖层而渗流，所用时间最短为20多年，大部分不超过200年，这个时间相对于成藏地质历史过程是非常短暂的。渗流速率也很大，渗流的气体量最小为9.7×10－6m3/（km2·s），最大为1.19×10－4m3/（km2·s）.突破时间和渗流速率都是在假设驱动压力不变的情况下得出的，而这个驱动压力是很小的，即假设气藏的气柱高度比理论封盖的最大气柱高度大0.05 m时得到的气体净浮力。而在实际情况中，由于该区气源充足[10]，气体渗流的驱动净浮力远比我们假设的大，气体的突破时间也会更短，渗漏速率也更大。

2.3 盖层的封盖－渗流过程分析

由上述分析可知，盖层的封盖作用是一个动态平衡过程（图1）。成藏初期，储集层中天然气柱高度较小，气柱产生的浮力小于储盖层排替压力差，此时天然气无法突破盖层渗流，主要以扩散方式散失；当气源继续充注使得储集层中的气柱高度增大到盖层能封盖的最大气柱高度时，气体在净浮力的作用下突破盖层而渗流，由于速率大，在很短的时间内气柱高度就降低到盖层所能封盖的最大气柱高度，浮力和排替压差平衡，渗流结束，气体散失又变为以扩散为主。如果生物气充注作用与扩散作用基本平衡，此时盖层的封盖－渗流达到平衡状态，储集层中的气柱高度保持不变；如果生物气充注量突然加快使得气柱高度大于盖层的封盖能力，则会发生再次突破渗流，以达到新的平衡。

无论储盖层间排替压力差或大或小，其天然气封盖－渗流过程基本相同，不同的只是排替压力差大者(即高效盖层)在封盖－渗流平衡时所封盖的气柱高度就大，排替压力差小者(即低效盖层)封盖的气柱高度则小。

3 生物气藏未成岩接力式封盖模式

在单井剖面上从上到下叠置着的一系列储盖层，虽然盖层封盖能力存在差异，但每个储盖层内部都可能经历了封盖－渗流过程，使得整个第四系剖面上，只要砂泥岩间存在排替压力差就有天然气聚集的现象，虽然每个储集层内聚集量有限，但这一系列叠置储盖层的叠加效应可以封盖大规模的生物气，从而形成了未成岩盖层叠加式封盖模式(图1)。当然这种叠加封盖的效果在整个砂泥岩剖面上并不相同，随着埋藏深度增加、压实作用加强，砂泥岩间的排替压力差明显增大，盖层有效性变好，因此埋深浅的低效盖层封盖能力弱，封盖的气柱高度低，相反，埋深大的高效盖层封盖能力强，封盖的气柱高度大(图1)，这与生物气的分布特征吻合。

从以上分析可以看出，单个未成岩盖层的有效性弱，其储盖层内常常处于封盖－渗流的循环状态，但也正导致叠置的储盖层可以接力封盖，而埋深较大的储盖层组合，能够聚集大量的浅层天然气。

此种封盖模式形成是由沉积环境和成岩作用决定的。首先，柴东地区湖沼沉积过程中，湖面频繁上升下降，导致纵向砂泥岩频繁交互，岩性变化快，在纵向上叠置分布，为这种叠加封盖奠定了基础，而且第四纪更新世以前所未有的高速率沉积了巨厚的暗色泥质沉积，直到现在还处于生气高峰[14]，为生物气提供了充足的气源。

4 结论

（1）对柴达木盆地第四系生物气藏储盖层排替压力差和气柱高度计算，结果表明未成岩盖层有效性随埋藏深度增加变好，900 m以上为低效的盖层，900 m以下为高效盖层。

（2）未成岩储盖层中气体可以突破盖层而渗流，渗流计算结果表明，气体突破盖层的时间很短、渗流速率很大，渗流过程很快结束，气体又被封盖。当充注速率增大时，气体会再次渗流，总之气体的封盖－渗流过程是动态平衡过程。

（3）未成岩盖层的封盖模式为叠加式封盖，即虽然叠置的储盖层都会发生渗流，但渗流之后，由于储盖层的排替压力差的作用，仍然能够封盖一定量天然气，而且盖层有效性越好能够封盖的气体量越大。

参考文献：

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Approach to Sealing Ability of Biological Gas Cap Rock of Quaternary in Eastern Qaidam Basin

CAO Qian1,JIN Qiang2,CHENG Fu⁃qi3
(1.Wuxi Institute of Petroleum Geology，Sinopec，Wuxi，Jiangsu 214151,China;2.Institute of Earth Science and Technology, China University of Petroleum,Qingdao,Shandong 266555,China;3.Research Institute of Geosciences, Shengli Oilfield Company,Sinopec,Dongying,Shandong 257015,China;)

Abstract:The gas reservoir of the Quaternary in eastern Qaidam basin is characterized by unconsolidated and un⁃diagenetic cap rocks with high porosity and permeability.It has unique sealing mechanism and model for formation of large⁃scale gas reservoir.This paper calcu⁃lates the displacement pressure difference between cap rock and reservoir，the theoretical sealed gas⁃column height,and then evaluates the sealing efficiency,obtains the time that biogas broke through the cap rock and the gas seepage flow rate,and reveals the sealing process of the gas reservoir.The results show that the effectiveness of the un⁃diagenetic cap rock is becoming better with increase of buried depth,and when real gas reservoir’s gas⁃column height is bigger than the theoretical sealing gas⁃column height,the gas below it can percolate and be lost through the cap rock.However,the flow process is short,and then the gas reservoir is also in sealing condition.It is concluded that it is dynamic balancing process for the sealing and seepage of gas reservoir,so the stacked reservoir and cap rock can still seal a certain amount of gas by displacement pressure difference.This could be the stacked sealing model for un⁃diagenetic gas cap rocks.

Key Words:Qaidam basin;cap rock effectiveness;sealing model;quantitative evaluation

文章编号：1001－3873（2012）05－0623－04

中图分类号：TE122.32

文献标识码：A

收稿日期：2011－10－17

修订日期：2012－03－22

作者简介：曹 倩（1983－），女，山东泰安人，工程师，硕士，油气成藏，（Tel）15806196269（E－mail）caoqian1117@163.com.