鄂尔多斯盆地榆林地区山西组泥岩封盖能力研究

曹 青，赵小会

(1.西北大学 地质学系 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安710069;2.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安710065;3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安710021)

油气在圈闭中富集成藏的过程中，盖层的封盖能力是重要的控藏因素之一。早在1984年，Downey即对盖层封闭性进行了评价和总结，认为油气藏的有效盖层是厚度大、侧向连续性好、排替压力高的塑性岩石。泥岩盖层的封盖能力随着沉积结构、构造、成分组成的变化而发生显著的变化。厚度大、颗粒细、塑性强、蒙脱石等粘土矿物成分含量高、富含灰质、富含沥青及分散有机质、具有平行微层理，是提高泥质岩封闭性的主要因素(周雁等，2012)。天然气勘探实践表明，盖层作为天然气藏的重要组成部分，不仅控制着天然气在空间上的分布，而且控制着天然气富集的数量(吕延防等，2005)。

泥质岩盖层封盖质量的好坏主要反映在宏观展布面积、厚度和微观封闭能力的强弱两个方面。反映泥质岩盖层微观封闭能力的最直接参数是排替压力，而宏观展布面积的大小则主要受厚度的制约。本次研究将厚度与排替压力作为评价盖层质量的主要参数。

1 区域地质特征

鄂尔多斯盆地新资源评价结果表明其天然气总资源量为1.52 ×1013m3，其中致密气资源量为 1.04 ×1013m3，约占天然气总资源量的68%;目前已发现苏里格、乌审旗、大牛地、神木等4个探明储量超过千亿立方米的致密气田(杨华等，2012)。勘探实践及大量实验分析表明，鄂尔多斯盆地上古生界砂岩气藏主要为致密砂岩气藏，东部地区气藏主要分布于下二叠统山西组。由于鄂尔多斯盆地是中国大陆最稳定的陆块之一，盆地构造简单，除边缘断裂、褶皱构造较发育外，盆地内部总体为一简单的西倾单斜，褶皱、断裂不发育(何自新，2003;赵靖舟，2012)。而且自晚侏罗世—早白垩世上古生界烃源岩大量生气以来，盆地主体一直保持构造相对稳定。虽然早白垩世末以后经历了较强烈的构造抬升，造成中生界遭到不同程度的剥蚀。盆地内部最强烈的剥蚀作用也仅造成上三叠统顶部及其以上地层缺失，上古生界地层则基本上未受到剥蚀影响，因此早白垩世末以来的抬升剥蚀作用并未对上古生界气藏造成显著的破坏(赵靖舟，2012)。鄂尔多斯盆地上古生界盖层条件优越，尤其是位于主力气层之上的上石盒子组发育一套厚达80～110 m的湖相泥岩沉积，分布稳定，且未受到早白垩世末盆地抬升剥蚀作用的明显破坏，因而是鄂尔多斯盆地上古生界最好的区域性盖层。

2 泥岩盖层宏观展布特征

2.1 泥岩盖层的岩性特征

泥岩的封盖性能取决于它的可塑性和膨胀性，就其泥岩岩性而言高含伊利石的泥岩封盖性相对好于绿泥石为主的泥岩。研究区上古生界盖层的主要岩性是泥岩、粉砂质泥岩、泥质灰岩，以泥岩为主。泥质盖层中的粘土矿物以高岭石和伊利石为主，并含较多的蒙脱石和伊利石～蒙脱石。蒙脱石和伊利石含量平面上由北往南增高，因此泥岩盖层质量由北往南变好。

2.2 泥岩盖层的成岩特征

众多研究者都认为，泥岩盖层的封堵效果随埋深增大;但超过一定埋藏深度后泥岩盖层其封闭性明显变差。张树林和田世澄(1993)认为，埋藏深度在1 500～3 500 m时，泥岩盖层的封盖状态最佳;周文等(1994)认为泥岩埋深超过1 500 m时，随着成岩作用增强泥岩的封盖能力降低;付广和姜振学(1994)认为，泥岩埋深大于3500 m时，随着成岩作用增强泥岩的封盖能力降低

榆林地区山西组现今埋深整体小于3 000 m，古埋深最大约4 000 m;Ro介于1.0～1.5之间，有机质热演化程度中等，成岩作用达到中成岩A期。综合分析认为榆林地区山西组泥岩盖层的封盖效果较好。

2.3 泥岩盖层的厚度特征

戴金星等(2003)认为厚度是影响盖层本身封盖天然气能力的主要参数之一，它不仅影响着盖层空间展布范围的大小，而且还在一定程度上影响着盖层封闭的质量。吕延防等(2005)对中国大中型气田储量丰度及其盖层厚度的研究发现，两者呈正相关性，表明厚度是影响中国大中型气田封盖条件优劣的重要因素。盖层厚度及其连续性是确定区域性盖层、局部盖层和封闭隔层的主要依据，也是盖层综合评价的关键因素。厚度越大，分布面积也越大，盖层封闭能力一般越强。

鄂尔多斯盆地榆林地区上石盒子组泥岩累计厚度均值为38.7 m。下石盒子组泥岩累积厚度均值为48.8 m，其中盒7段泥岩累积厚度均值13.3 m，盒8段泥岩累积厚度均值17.2 m。三套泥岩盖层为区域盖层，在盆地内大面积连续展布。

山西组泥岩累积厚度介于5～65 m之间，平均累计厚度为32.7 m。山1段泥岩累积厚度主体介于10～30 m之间，均值13.4 m;山2段泥岩累积厚度主体介于10～20 m之间，均值12.1 m。山1段泥岩累计厚度在研究区中部陕205-陕118-陕215井区一带整体大于20 m(图1)，山2段泥岩累计厚度在研究区东部镇北台-响水-殿市一带整体大于15 m(图 2)。

图1 榆林地区山1段泥岩累计厚度等值线图

图2 榆林地区山2段泥岩累计厚度等值线图

将山西组泥岩累计厚度与山2段产气井平面分布对比可知，山2段产气井分布位置与山1段泥岩累计厚度显示一定相关性，即产气井主要分布在山1段累计泥岩较厚的地区，同时山1段泥岩累计较厚区域内产气井日产量多大于2万方，由此可见山1段泥岩对榆林气田的保存起到重要作用(图3)。

图3 榆林地区山1段泥岩厚度与山2段产气井个数直方图

3 泥岩盖层微观封闭特征

排替压力是指岩石中润湿相流体被非润湿相流体驱替所需要的最小压力，在数值上近似等于岩石中最大连通孔隙的毛细管压力。地下游离相油气通过盖层孔隙喉道运移，必然受到盖层与储集层之间排替压力差的阻挡，只有天然气的能量大于其盖层与储集层之间的排替压力差时，天然气才能驱替盖层孔隙中的水而进行运移。由于储集层岩石的排替压力太小，与盖岩排替压力相比可忽略不计。郝石生等(1991，1995)、吕延防等(1996)研究后认为盖层与储层之间的排替压力封堵油气渗漏穿透盖层，而形成这种毛细管压差的根本原因是盖层岩石和储层岩石之间存在明显的物性差异。

因此盖岩排替压力是评价盖层物性封闭能力最直接、最根本的参数，盖岩排替压力越大，物性封闭能力越强，反之则越弱(付广，1997)。

李明瑞等(2006)对鄂尔多斯盆地东部上古生界突破压力与声波时差的关系进行研究，并提出计算公式:

计算结果显示(表1)，泥岩实测排替压力与计算结果吻合较好，可通过泥岩声波时差数值计算数值来分析评价鄂尔多斯盆地上古生界泥岩排替压力。通过上述方法计算榆林地区山西组泥岩排替压力，结果显示榆林地区山2段泥岩排替压力主体介于8～12 MPa之间，具有较强的封堵效果。山2段泥岩排替压力平面上整体呈北东西南向条带状分布(图4)，其数值介于7～14 MPa之间。榆林—响水一带突破压力相对较低，整体小于8 MPa;榆林—横山一线以北区域内突破压力逐渐增大，具有较高的毛细管封闭能力，有利于保存山西组内天然气藏，一定程度上阻止天然气垂向向上运移。

表1 研究区部分计算排替压力与实测排替压力对比表

图4 榆林地区山西组泥岩排替压力等值线图

4 认识与结论

通过对研究区山西组泥质岩盖层的宏观特征和微观特征的综合分析，可以看出山西组内的泥质岩显示较好的封闭能力，对下部的气藏可起到局部封闭作用。虽然在向北逐渐减薄，但在榆林气田内山西组泥岩能起到局部盖层的封堵作用。

鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏的区域盖层为上石盒子组，但山西组泥岩盖层的分布对山2段内产气井的分布也起到一定封堵效果，对榆林气田的保存起到重要作用。

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