碳酸盐岩盖层突破压力的影响因素分析

张 璐，国建英，林 潼，谢增业，杨春龙,2，董才源,2，郭泽清,2，郝爱胜

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油天然气集团有限公司 天然气成藏与开发重点实验室，河北 廊坊 065007)

盖层的封闭性能是油气能否成藏并保存的重要条件之一，除了传统的膏盐岩和泥页岩外，大量研究证明碳酸盐岩在一定条件下也可以作为油气的封盖层[1]。早在1974年，前苏联的迪曼彼乔拉地区就发现了以石炭系、二叠系的大套灰岩作为盖层的油气藏[2]。相比较泥页岩，碳酸盐岩盖层封闭能力较易受到地球化学反应的影响，但毛细管封闭仍是其封闭的基础，也是最普遍的机理。20世纪70年代，国外学者BERG和 SCHOWALTER提出盖层的毛细管封闭阻挡了下伏油气向上运移，盖层与储集层之间的物性差异引起毛细管压力的差异而造成盖层对油气的封闭作用[3-4]。一直以来，突破压力作为衡量毛管封闭能力大小的尺度，在盖层综合评价中一直是研究和应用的重点[5]。国内外众多学者通过不同方式测定了岩石样品的突破压力[6-13]，但前人以碳酸盐岩为样品的突破压力测试研究较少，难以指导碳酸盐岩作为油气封盖层的评价研究，同时勘探的深入需要进一步分析深层—超深层环境下碳酸盐岩盖层是否具有封闭能力。本文通过对塔里木盆地多种岩性的碳酸盐岩进行实验测试，在分析岩性差异的基础上，结合不同的温度条件，探讨碳酸盐岩突破压力的影响因素。

1 实验样品及测试方法

实验挑选了塔里木盆地寒武系—奥陶系共77块不同岩性的碳酸盐岩样品，部分样品特征见表1。样品孔隙度分布在0.02%～19.31%，渗透率分布在(0.000 8～0.684 0)×10-3μm2。从显微特征可见(图1)，所选样品大部分较致密，晶粒间发育溶孔，部分颗粒结晶表面有溶蚀现象，致密云岩白云石晶粒结晶粗大，自形程度好，接触紧密。

实验测试前将样品切割为直径2.5 cm左右的标准柱塞样并进行实验前处理。测试方法按照行业标准《岩石气体突破压力测定方法：SY/T 5748—2013》中的要求进行，围压设置为40 MPa。

2 影响因素分析

突破压力的大小取决于岩石自身的岩性差异、矿物组成、颗粒结构、孔隙发育特征以及裂缝的充填状态等[14-19]。然而，岩石在地层条件下的赋存条件也与突破压力值有密切关系，因此，分析相同样品在不同实验条件下的变化对说明埋藏条件下岩石的封闭性能有重要作用。

2.1 岩石特征

2.1.1 岩性特征

塔里木盆地寒武系—奥陶系碳酸盐岩样品突破压力分析显示(图2)，膏质云岩、泥质云岩、泥晶灰岩和泥晶云岩的平均突破压力均大于5 MPa，是塔里木盆地的主要碳酸盐岩盖层；其他岩类如颗粒灰岩、颗粒白云岩等虽有个别样品突破压力较高，但绝大多数都小于5 MPa，总体属于非盖层。

表1 塔里木盆地寒武系—奥陶系碳酸盐岩部分盖层样品基本参数Table 1 Basic parameters of Cambrian-Ordovician carbonate samples in Tarim Basin

图1 塔里木盆地寒武系—奥陶系碳酸盐岩部分实验样品扫描电镜下的显微特征Fig.1 Micro-scale characteristics of Cambrian-Ordovician carbonate samples in Tarim Basin under scanning electron microscope (SEM)

图2 塔里木盆地不同岩性碳酸盐岩平均突破压力Fig.2 Average breakthrough pressure of carbonate rocks in Tarim Basin with different lithologies

2.1.2 岩石物性

物性直接反映了盖层岩石的致密程度。从分析数据看(图3)，岩石的孔隙度、渗透率与突破压力均为负相关的关系，岩石的孔渗越大，气体越容易通过岩石进行逸散。与孔隙度相比，渗透率与突破压力的关系更为明显。

2.1.3 微裂缝发育情况

微观上岩石结构对封闭能力有一定影响，裂缝是影响突破压力值的关键。膏质云岩中仅见少量溶蚀缝，且溶蚀缝被硬石膏完全填充[20]，因此具有较高的封闭能力。泥晶云岩基质孔隙不发育，在微裂缝不发育时可以作为较好的封盖层。图4为一组不同裂缝发育情况的泥晶灰岩，当裂缝较多且被部分充填时，突破压力最小，为2.89 MPa；当压溶缝和构造裂缝分别被泥质和亮晶方解石充填时，突破压力为7.84 MPa；当岩石不发育构造裂缝时，突破压力最高，为14 MPa。

2.2 实验温度

根据排替压力公式，理论上排替压力的大小除受到最大连通孔喉半径影响外，还受到气水界面张力以及不同相态接触角的影响。

(1)

式中:Pc为排替压力，Pa；σ为烃水界面张力，N/m；θ为接触角，(°)；r为最大孔隙半径，μm；

根据SCHOWALTER[4]和赵国英等[21]有关界面张力的实验，可以发现油水界面张力与气水界面张力有一定的差异性，但在相同压力条件下，不论油—水、气—水的界面张力值与温度都具有线性关系(图5)，随着温度的升高，岩石内部孔隙中流体的界面张力随之减小。

图3 塔里木盆地碳酸盐岩孔隙度、渗透率与突破压力的关系Fig.3 Correlation between porosity, permeability and breakthrough pressure of carbonate rocks in Tarim Basin

图4 塔里木盆地寒武系—奥陶系泥晶灰岩裂缝特征Fig.4 Fracture characteristics of Cambrian-Ordovician micrite limestones in Tarim Basin

可见，温度会对岩石的突破压力造成一定影响，然而突破压力与温度的关系是否适用于所有岩性，前人在此方面研究较少。为了系统分析碳酸盐岩突破压力与温度的关系，本次研究分别选取了塔中地区含泥膏质云岩、粉细晶含灰云岩、膏质云岩、泥晶颗粒灰岩、泥晶生屑灰岩、亮晶藻砂屑灰岩、亮晶砂屑灰岩这7种碳酸盐岩样品，分别测试在30，50，70，90，110 ℃条件下的突破压力。实验结果见图6。从图6中可以看出，亮晶砂屑灰岩突破压力受温度的影响最小。膏质云岩、粉细晶含灰云岩以及泥晶颗粒灰岩突破压力与温度之间呈现负相关，即随着温度的升高，样品的突破压力略有下降。含泥膏质云岩与泥晶生屑灰岩突破压力随着温度的升高明显增大。

图5 20 MPa下温度对界面张力的影响 数据引自文献[21] 。Fig.5 Effect of temperature on interfacial tension at the pressure of 20 MPa

可见大部分碳酸盐岩突破压力随温度的增加有降低趋势。笔者认为出现该现象主要有以下两个原因：(1)由于温度增加导致气水界面张力降低，从而使岩石突破压力测定结果变小。(2)从分子热运动角度分析，温度改变主要影响气体热运动的均方根速度以及平均自由行程。在其他条件相对不变的条件下，温度增加，气体分子的运动速率增大，活性增强，均方根速度也随之显著增大，平均自由行程随之缓慢增加，在各种因素的综合影响下，表现为气体突破样品的速度加快。

少数样品趋势相反，经矿物组成鉴定发现这两块样品的泥质含量较高(表2)。为确定是泥质含量的影响，进行了其他岩性的相关实验(图7)[22]。图7中的红线为泥岩，可见确实有随温度升高泥岩样品突破压力增加的趋势，而砂岩有降低的趋势。据分析[23]，泥岩在小于200 ℃时，温度升高产生的热蒸发作用与热膨胀作用，均可使内部微裂缝开度减小甚至闭合，微孔隙收缩，从而提高泥岩的密实程度。

在地层环境下，埋深的增加会导致地温增大，除少部分含泥碳酸盐岩外，大部分碳酸盐岩突破压力会减小。因此，埋深增加是碳酸盐岩盖层保存的不利条件，在深层—超深层地区的碳酸盐岩盖层应考虑其泥质含量。

2.3 样品长度

前人从不同角度阐述了盖层厚度对盖层封闭能力的影响，研究认为岩石的突破压力与岩样长度之间存在线性相关性[24-27]，考虑到边界层阻力对盖层封闭能力的影响，盖层的厚度越大，原油通过盖层所需的启动压力也越大[25]。俞凌杰等[27]实验得出了不同结论，认为突破压力仅与岩石自身特性有关，而与长度关系不大。

图6 塔里木盆地不同碳酸盐岩类突破压力随温度变化关系Fig.6 Correlation between breakthrough pressure and temperature for different carbonate rocks in Tarim Basin

表2 塔里木盆地不同碳酸盐岩样品矿物组成Table 2 Mineral compositions of different types of carbonate rocks in Tarim Basin

图7 不同岩性突破压力随温度变化关系 泥岩数据引自文献[22]。Fig.7 Correlation between breakthrough pressure and temperature for different lithologies

根据突破压力的计算公式(公式1)，理论上岩石的突破压力值与样品的厚度无关，仅与自身所具有的喉道半径值有关。在前人研究的基础上，为了更准确地了解盖层厚度与盖层封闭能力的关系以及岩性对盖层封闭能力的影响，本次设计不同样品长度的恒压实验，即以较小的压力注入，保持注入压力不变，观察是否被突破。分析长中短不同长度样品在恒压条件下的突破时间，共完成了3种岩性的分析测试。

用增压法测定时，非均质性对样品的突破压力影响很大，突破压力值与长度的关系较为混乱，呈波浪形变化[28]。然而，以恒定较小的压力去进行气体注入时，样品的突破时间随着长度增加有增大的趋势(图8)。

实验证明，不同长度的样品都可以在一个较小的注入压力下被气体突破，只是突破时间不同，但增压法由于实验方法的限制，长样品在还未突破的时候就升压至下一压力梯度，导致长样品的突破压力值较高，因此有部分学者得出突破压力会随着长度的增加而增加的结论。

图8 塔里木盆地不同碳酸盐岩样品 恒压条件下样品的长度与突破时间的关系Fig.8 Correlation between length and breakthrough time of different carbonate rocks in Tarim Basin under constant pressure

实验样品的长度无法模拟地层中盖层的厚度。在非均质性地层中，大小喉道层段相互叠置，地层总体突破压力受小喉道层段控制，因此盖层厚度越大，大喉道的连通几率越小，特别是对于微小裂缝在纵向上的连通盖层几率越小，封闭性能就越好。同时盖层厚度越大，沉积环境越稳定，越容易出现欠压实造成的超压封闭现象[29]。因此，盖层的厚度影响着油气的保存条件，盖层厚度越大，其封闭能力就越强。

3 结论

(1)影响碳酸盐岩突破压力的岩石特征主要为岩性、物性及裂缝发育情况。渗透率低、裂缝发育少的膏质及泥质云岩、泥晶灰岩(云岩)是优质的盖层。

(2)碳酸盐岩样品突破压力在实验中主要受到温度的影响，大部分样品随温度的升高而减小，样品长度对结果影响不明显。因此，在根据盖层突破压力评价封闭性能的时候，要考虑地温的影响。

(3)泥质含量是碳酸盐岩盖层封闭能力的重要影响因素，因此泥质含量应为预测碳酸盐岩盖层突破压力的主要参数。