第二章 盖层对各种相态天然气封闭特征

1、第二章 盖层对各种相态天然气封闭特征对游离相态天然气封闭特征毛细管封闭（1） 封闭机理通常情况下，地下岩石中的孔隙是被水所饱和的，游离相的油气要通过盖层岩石孔隙运移，就必须排替其中的孔隙水，此时要克服的力就是毛细管力。盖层之所以能够封闭住储集层中的油气，是因为盖层岩石与储集层岩石之间存在明显的物性差异。即盖层岩石较储集层岩石具有更小的孔喉半径，所以可由下式进行计算:Pc=2cos (2-1)Pc盖层岩石与储集层岩石的排替压力差，Pa；r盖层岩石中最大连通孔喉半径，m;r储集层岩石中的最大连通孔喉半径，m；润湿角，度；油气水界面张力，N/m;由式2-1可以看出，盖层与储集层岩石之间的排替压力差越

2、大，盖层封闭能力越强，反之则越差。（2） 封闭特征 图2-1 滨北地区青一段排替压力分布 图2-2 滨北地区嫩一段排替压力分布fig.2-1 the distribution of the displacement fig.2-2 the distribution of the displacementpressure of qn1 caprock in binbei region pressure of n1 caprock in binbei region 根据泥岩实测排替压力与埋深之间的关系，利用埋深对滨北地区青山口组和嫩一、二段泥岩排替压力进行了计算结果如图2-1，2-2所示。由图2-

3、1中可以看出，滨北地区青一段排替压力为0.22.6Mpa,高值区主要分布在黑鱼泡凹陷中心处，排替压力大于。由此向东，向北，向西排替压力值逐渐降低，在北部和东部地区排替压力达到最小，小于。由图2-2可以看出，滨北地区嫩一段泥岩盖层排替压力为，高值区主要分布于黑鱼泡凹陷中心处，排替压力大于，由此四周排替压力值逐渐降低，在工区北部和东部地区排替压力达到最小，小于，全区排替压力都小于1。异常孔隙流体压力（1） 封闭机理当泥质岩厚度较大，沉积速率较快时，在上覆沉积载荷的作用下，使其四周与渗透性储集层相邻的部分泥岩首先被迅速压实排出孔隙水，使其孔隙度和渗透率降低，形成致密层(如图2-3)。该致密层会阻滞厚

4、层泥质岩内部大量孔隙流体（水，油气）的及时排出。由于大量孔隙流体的滞留，延缓泥质岩内部成岩作用的进行，造成其具有与埋深不相适应的孔隙流体压力。这种压力可形成对油气的封闭。 图2-3 欠压实泥质岩盖层内部结构示意图Fig.2-3 the sketch map to internal structure of uncompacted异常孔隙流体压力可由两种机制增压形成，即水热增压和流体增加承压。由于欠压实泥岩盖层四周致密层的形成，使其内部形成了一个封闭体，如图2-3造成其内高压孔隙流体与四周正常压实孔隙水分隔于不同的压力系统内。随着封闭体的进一步埋深，上覆沉积物的增加，虽然其体积不变或变化很小，但

5、其内部流体的温度却要随区域地温场的增高而不断升高。因此，这一过程可以近似地看作是一个“等容增温”过程。在这一过程中必然导致欠压实泥质岩内部流体发生膨胀，体积增大，压力升高。而流体增加承压是在欠压实泥质岩盖层内部可形成一个封闭体后，这个封闭体内的孔隙流体随着埋深是不断增加的。所有增加流体的来源主要有两个：一个是由于粘土矿物蒙脱石向伊利石转化（约在27003700m）造成的，这种转化可使粘土颗粒中最后几层束缚水解吸，并搬运至粒间成为自由水，使封闭体内的流体增加。另一个是由于油气的生成造成的，随着欠压实泥质岩盖层的埋深增加。地温升高，其内的有机质在高温的作用下向油气转化，油气大量生成，也可以使封闭体

6、内的流体增多。粘土矿物脱出的大量结合水和生成的大量油气由于受四周致密层的阻止，不能及时排出泥质岩盖层，封闭体内的流体量逐渐增加，这些流体除了随地温升高膨胀而使欠压实泥岩盖层内部增压外，还会因其自身的加入，使孔隙内流体量增大，承受上覆更多的沉积载荷的重量而使其内欠压实泥岩盖层内部进一步增压。（2） 封闭特征 图2-4 滨北地区青山口组异常孔隙流体压力分布图 图2-5 滨北地区嫩一、二段异常孔隙流体压力分布图利用各探井声波时差数据对滨北地区青山口组和嫩一、二段泥岩盖层异常孔隙流体压力进行了计算，结果如图2-4和图2-5所示。由图2-4可以看出，滨北地区青山口组泥岩盖层的异常孔隙流体压力主要分布于通

7、1克山拜泉一线以南，高值区主要分布于黑鱼泡凹陷中心处，异常孔隙流体压力大于22Mpa，由表2-2判断可知，由此压力向四周逐渐降低，到乌裕尔凹陷压力降为4 。其它地区压力<1。由图2-5可以看出，滨北地区嫩一、二段泥质岩盖层的异常孔隙流体压力分布范围比青山口组大。主要分布于通1井区北安拜泉一线以南。高值区主要分布于黑鱼泡凹陷中心处，异常孔隙流体压力大于18Mpa。黑鱼泡凹陷封闭好，北部倾和东部隆起区异常孔隙流体压力<1， 西部斜坡区没有超压分布。对水溶相天然气封闭特征封闭机理水溶相天然气以溶解形式存在于孔隙水中，其表现形式是水相，泥质岩盖层对水溶相天然气的封闭，实际上是对孔隙水的封闭

8、。孔隙水与岩石之间无接口张力作用，所以不存在毛细管力作用，即泥质岩盖层对水溶相天然气无毛管力作用，而只能凭借自身对孔隙水的吸附作用来阻止或滞留水溶相天然气的运移散失。如图2-5所示。图2-6矿物颗粒与孔隙水类型之间关系示意图Fig. 2-6 The relation between grain of clay mineral and types of pore water为了描述吸附力对水溶相天然气扩散的影响，采用下面的方程式：gradp gradp> (2-2)=0 gradp<式中: 孔隙水泥质岩盖层中的流动速度，m/s;K泥质岩盖层渗透率孔隙水粘度，pa/sGradp孔隙水压

9、力梯度，pa/m起动压力梯度，常数如图2-6所示，当孔隙水压力梯度大于起始压力梯度时，流体才开始流动。当 gradp<时，流体不运动。起始压力梯度就是破坏吸附膜或水化膜的附加力作用，即泥质岩盖层阻止水溶相天然气的作用力。 值的大小主要与泥质岩盖层中粘土矿物颗粒对孔隙水的吸附能力大小有关。 图2-7孔隙水流动速度与压力梯度关系图Fig 2-7 The relation between flow velocity of pore water and gradient of pressure刚刚沉积的泥质岩盖层，由于孔隙大，在粘土颗粒之间存在着大量的自由水，如图2-9a所示，它们可以自由流动。

10、当携带天然气的地下水欲通过泥质岩盖层孔隙发生渗滤运移时，由于粘土颗粒对自由水不存在吸附力，地下水很容易排替自由水而通过其发生渗滤运移，使水溶相天然气发生散失。故此时，泥质岩盖层对水溶相天然气不能形成封闭作用。这一时期应与泥质岩的快速压实阶段相对应。如图2-8所示（王行信，1993）所示。 图2-9 泥质岩盖孔隙水特征与压实成岩程度之间关系 图2-10 泥质岩压实阶段与脱水特征之间对关系Fig .2-9 the relation between pore water characteristics and Fig.2-10 the relation between compaction stag

11、es andcompaction diagenetic degree of mudstone caprock dehydration characteristics of mudstone 随着泥质岩盖层压实成岩程度的提高，自由水逐渐被压实排出，当自由水完全被排出时，如图2-9b所示，此时泥质岩盖层孔隙水中只剩结合水，因结合水受到粘土颗粒的吸附作用，携带天然气的地下水欲能过泥质岩盖层孔隙发生渗滤运移时，就必须排替其内的结合水，即克服粘土颗粒的吸附作用，才能通过泥质岩盖层发生渗滤运移，否则，地下水的渗流运移将被阻止，泥质岩盖层对水溶相天然气随着泥质岩盖层压实成岩程度的提高，自由水逐渐被压实排出，

12、当自由水完全被排出时，如图2-9b所示，此时泥质岩盖层孔隙水中只剩结合水，因结合水受到粘土颗粒的吸附作用，携带天然气的地下水欲能通过泥质岩盖层孔隙发生渗滤运移时，就必须排替其内的结合水，即克服粘土颗粒的吸附作用，才能通过泥质岩盖层发生渗滤运移，否则，地下水的渗流运移将被阻止，泥质岩盖层对水溶相天然气起到封闭作用，这一成岩阶段可将其称之为泥质岩盖层对水溶相天然气封闭的形成阶段，对应时期为泥质岩盖层对水溶相天然气封闭能力的形成时期。这一时期应与泥质岩盖层快速压实阶段结束，稳定压实阶段的开始处相对应，如图2-10所示。随着泥质岩盖层压实成岩作用的进行，孔隙进一步减小，结合水的不断向外排出，泥质岩盖层

13、孔隙内所含剩余的结合水被粘土颗粒的吸附作用越来越强，如图2-9c所示。携带天然气的地下水欲通过泥质岩盖层孔隙发生渗滤运移时，所需要的能量越大，表明泥质岩盖层对水溶相天然气的封闭能力越强。这与泥质岩盖层的稳定压实阶段突变压实阶段紧密压实阶段是相对应的，如图2-10所示。由上述分析可以看出，压实成岩程度是影响泥质岩盖层对水溶相天然气封闭能力的主要因素，因此，可以根据盖层压实成岩程度的高低，利用其与泥质岩盖层对水溶相天然气封闭能力之间的对应关系，间接地判断泥质岩盖层对水溶相天然气的封闭能力的强弱，具体标准如表2-3所示。压实成岩阶段快速压实阶段稳定压实阶段突变压实阶段紧密压实阶段封闭等级无差中等好表

14、2-3通过压实成岩作用判断盖层对水溶相天然气封闭能力图2-8 松辽盆地泥质岩脱水特征（据王行信，1993）Fig.2-8 the dehydration characteristics of mudstone in Songliao Basin明显较嫩一、二段泥质岩盖层之下葡萄花油层气藏（四站、朝57井区块气藏）多的一个重要原因之一。封闭特征本文通过对滨北地区的76口井的埋深进行统计，以鱼1井为例，利用盖层埋深与压实成岩程度之间的关系来判断盖层对水溶相天然气封闭能力的好差。如表2-4所示。表2-4 鱼1井各套盖层埋深及压实成岩程度盖层层位K1qn1K1n1K1n2埋深1893.51957113

15、11286压实成岩程度紧密压实突变压实突变压实封闭能力评价好中等中等 由图2-8可知，当埋深处于大约1800m以下时，为深埋藏缓慢脱水带，即与紧密压实阶段相对应，封闭好; 当埋深处于1100m1800m之间时，对应层间水快速脱水带，与突变压实阶段相对应，封闭中等。鱼1井青山口组对应埋深为1893.51957m，为紧密压实阶段，所以封闭性好。而嫩一、二段分别为1286和113111286m，为突变压实阶段，封闭中等。对扩散相天然气的封闭特征封闭机理1. 抑制浓度封闭作用当盖层即具有生烃能力，内部还应具有异常孔隙流体压力的情况时，(如图2-13b所示)由于泥岩盖层内异常孔隙流体压力的存在，造成其内

16、孔隙水中的含气浓度明显大于正常压实地层孔隙水中的含气浓度，使原来向上递减的含气浓度出现向下递减，其欠压实主带以下部分生成的天然气在此向下递减的含气浓度的作用下向下伏储气层中扩散运移，抑制了下伏储气层中天然气的向上扩散运移，使下伏储气层中扩散相的天然气在泥岩盖层之下聚集，这种作用就是抑制浓度封闭作用。抑制浓度大小可由式3-16求得。2. 替代浓度封闭作用当泥岩盖层只具有生气能力，不具有异常孔隙流体压力时，(如图2-13a所示)由于泥岩盖层内孔隙流体压力为静水压力，再加上温压的影响使其孔隙水的含气浓度仍然小于下伏地层孔隙水中的含气浓度，天然气在此浓度的作用下向地表方向扩散运移。如果泥岩盖层不具生烃

17、能力，那么向地表发生扩散运移的天然气都应来自下伏储气层。而当泥岩盖层具生烃能力，且已开始生烃时，由于其距地表近所以向地表发生扩散的天然气应首先来自泥岩盖层。在含气浓度差一定的条件下，天然气向地表的扩散量也就是一个定值。由于向上扩散的天然气已来自了泥岩盖层，所以也就不需要下伏储气层中天然气的补给。使下伏储气层中扩散相的天然气在泥岩盖层之下聚集，并逐渐向游离相转变，因为这种封闭作用是由于泥岩盖层中天然气扩散的替代引起的，故本文将其称之为替代封闭作用。图2-13烃浓度封闭模式图封闭特征当泥岩具有异常孔隙流体压力时，如滨北地区黑鱼泡凹陷及周边地区青山口组和嫩一、二段具有抑制封闭作用，不具异常孔隙流体压

18、力时， 只具有生烃能力则以替代封闭作用为主。 图2-11滨北地区青山口组泥岩异常含气 图2-12滨北地区嫩江组泥岩异常含气浓度平面分布 浓度平面分布Fig.2-11 gas bearing abnormaly concentration Fig.2-12 gas bearing abnormaly concentrationdistribution of q mudstone caprock in binbei dstribution of n mudstone caprock in binbei region region 由图2-11中可以看出，青山口组泥岩异常含气浓度主要分布在通2通1克2 拜4一线以南地区，异常含气浓度高值区主要分布于黑鱼泡凹陷中心处和东5井区，最大值大于3/m3，由表2-5泥质岩盖层对扩散相天然气抑制浓度封闭作用评价标准可知，该区封闭性好。在通2通1克2拜4一线到林深1-鱼7-鱼10-鱼4一线之间异常含气浓度在0.5-1.0,封闭为较好。由此向北异常含气浓度逐渐减小，在通2通1克2拜4