盖层特征与油气保存
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发布时间：2022-04-22 14:12
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时间：2023-10-17 15:51
封盖层是石油、天然气得以保存的重要条件之一。油气在生成、运移、聚集成藏过程中，油气封盖层起着十分重要的作用，从某种意义上讲，油气封盖层的优劣决定着油气藏的形成、规模及油气在圈闭中的充满程度。
一、影响盖层封盖能力的主要因素
（一）沉积条件对封盖能力的控制
1.封盖层的岩石类型与封闭性
能够构成油气封盖层的岩石类型众多，理论上讲，只要是致密的岩石都能构成油气封盖层，然而，在实际勘探过程中，构成油气封盖层的岩石类型主要是蒸发岩（膏岩、盐岩）和泥岩类。不同的岩石类型其封闭性的获得过程是不同的。
化学岩类（膏岩、盐岩等）一般埋深1000m之内，温度在40～60℃结晶后，就具有良好的封闭性。塔北地区蒸发岩全区均有不同程度的发育分布，主要分布在地史上干旱炎热时期的沉积中。如吉迪克组（N1j）夹于泥岩间的薄层石膏；库车坳陷苏维依组（N1s）和库姆格列木群（K2—Ekm）的硬石膏、岩盐；下石炭统的厚层膏岩和盐岩等。按塔北地区古地温梯度2.5℃/100m，古地表温度C1-N1平均取16℃计算，一般在埋深1000m左右，地层温度达到40℃以上，膏岩、盐岩结晶，就具有好的封闭性，油气难以穿越。另一方面，膏岩、盐岩具有很好的塑性，不易破裂，并能够充填孔隙裂缝，提高相邻其它类型岩层的封盖能力。
泥岩类获得封闭性的过程比较复杂，随着成岩作用的变化存在着由差—好—差的转变过程，一般认为在1500～4500m为封闭性的最佳存在深度范围。但塔北地区地温梯度偏低，成岩作用有其特点，在200m以内，为早成岩期，沉积物尚未固结，孔隙水与上部沉积水体相通，不具封闭性；在1000～1300m左右，进入中成岩期，随着埋深增加，压实作用增强，泥岩孔隙水脱出，沉积物逐步固结成岩，可塑性大，有机质演化至Ro大于0.4%时，具有封闭性，并逐渐变好；在3000～3400m附近，进入中成岩期成熟阶段A亚段，泥岩层间水迅速脱出，分散蒙脱石基本消失，以伊/蒙混层矿物为主，混层比为65:35，泥岩可塑性大到中等，Ro大于0.5%，封闭性最好；当埋深在3600～4000m左右，进入中成岩期成熟阶段B亚段，泥岩第二次脱水，蒙脱石大量向混层矿物转化，不仅有伊/蒙混层矿物，还有绿/蒙混层矿物，泥岩塑性下降，Ro大于1.0%，封闭性由好向中等转化；当埋深大于5400m，进入中成岩期的超成熟阶段，泥岩紧密压实，粘土矿物已基本脱去层间结构水，且大部分已排出孔隙，塑性很小，脆性增加，易产生裂隙，伊/蒙混层矿物含量降低，绿/蒙混层矿物含量增加，Ro大于1.3%，随着埋深增加，封闭性由中等向差转化（图4-1）。泥岩类是构成塔北地区油气封盖层的主要岩石类型，分布广泛，不同的时期具有不同的封盖性能（表4-1）。
图4-1 塔北地区泥岩封闭性演化模式图（参考郝石生等） Fig.4-1 The evolutional model of the sealing property for argillaceous rocks in Northern Tarim
构成油气封盖层的不同类型的岩石的封闭性，可以通过岩石样品的微孔隙结构测定，根据微孔隙结构特征曲线及各种参数进行定性或定量的分类、评价。
塔北地区尚有致密碳酸盐岩类、部分泥质粉砂岩、致密泥砾岩等微孔隙结构分析显示也有较好的封闭性，在适当的条件下也能构成局部性的油气封盖层。
表4-1 塔北地区不同时期泥岩封闭性表 Table 4-1 The sealing property of argillaceous rocks with different ages,Northern Tarjm
2.封盖层的分布与封盖能力
构成封盖层的各类岩石，应具有一定的分布（横向、纵向）及连续性等基本条件。
横向分布，即分布范围，决定封盖层的规模，分布广泛，则形成区域性、地区性盖层的可能性大；分布范围小，则难以形成封盖层或仅能形成局部封盖层。
纵向分布，即岩层厚度与封盖层的封盖能力有密切的关系。理论上讲十几厘米厚的盖层能够封闭高达百米的烃柱，然而其要在一个大油气田（藏）上保持连续完整且不破裂的可能性是极小的，因而构成良好封盖层的机会也极少。相反，构成油气封盖层的岩层厚度越大，越易保持其连续完整，构成良好封盖层的机会则越多。因此，一定的岩层厚度是构成良好油气封盖层必不可少的条件。据统计，世界上大油气田的封盖层厚数十米至数百米。另一方面，对于油气的扩散来讲，封盖层的厚度尤为重要。
构成油气封盖层的岩层的连续性是一个十分重要的条件。连续性越好，封盖层的封盖能力越好。连续性主要与沉积环境有关，河流—三角洲等沉积序列，在短距离内相变频繁，所形成的封盖层连续性差，一般只能构成局部的封盖层；湖泊及海相沉积的泥岩类连续性好，能够构成地区性或区域性的封盖层。
封盖能力是构成封盖层岩层的分布、连续性及该岩层岩石的封闭性等因素的综合反映。一般情况，封闭性好、横向及纵向分布广泛，且连续性好的封盖层，封盖能力好；反之则差。
（二）构造运动对盖层封盖能力的影响
构造运动对封盖层的影响主要是破坏性的。封盖层的剥蚀、断裂及裂缝的产生，既可以改变封盖层岩石的封闭性，又可以改变封盖层的分布（横向、纵向）及连续性，从而破坏封盖能力。
塔北地区由于多期构造运动影响，形成了多个剥蚀界面，其中对油气封盖层影响最大的是
共3个不整合界面。
界面是加里东晚期的剥蚀界面，在沙雅隆起此界面下中、上奥陶统多被剥蚀殆尽，下古生界内幕储盖组合遭到破坏；
是海西早期运动形成的区域性剥蚀界面，隆起区北部志留—泥盆系被大规模剥蚀，沿沙西凸起、波斯坦、兰尕、达里亚一线形成一条弧形地层尖灭线，使海西早期油气的封盖能力基本丧失，但在隆起南缘至坳陷区志留—泥盆系保存尚好，仍具封盖能力；
界面是海西晚期运动形成的，石炭—二叠系及其以下地层遭到大规模剥蚀，仅在石炭系残留厚度大的地区，具一定封盖条件，在膏盐分布区则具有极好的封盖能力。3个不整合界面改造、破坏了早期油气的封盖条件，尤其是在隆起区。
塔北地区断裂发育，不同规模、不同性质的断裂对油气封盖层的破坏及油气运移、聚集、保存所起的作用是不同的。规模巨大、活动期长的断裂带（轮台—沙雅逆冲断裂等）控制了生储盖层的发育及展布，控制成岩演化作用，控制油气区域运移方向、聚集部位；中小型的断裂带常常控制油气圈闭构造的形态及规模。塔北地区隆起区断裂发育，油气分布多与断裂活动有关，断裂往往沟通了多个储盖组合，使油气储集于上部组合或在纵向上分异成藏，形成多产层的特点，分散了油气资源，坳陷区断裂不很发育，盖层保存完好，油气串层困难，更有利于深部储盖组合聚集油气，油气资源也相对集中，这可能是塔北地区油气保存的一个重要特点，值得注意。
二、盖层分类
（一）宏观分类
根据沉积发育特征，可以对油气封盖层进行宏观分类（表4-2）。
表4-2 塔北地区盖层宏观分类表 Table 4-2 Macroscopic classifjcation of caprocks in Northern Tarim
（二）微观分类
反映岩石微孔隙结构特征的参数很多，此处选用突破压力（PA）、中值半径（rm）及半径大于6.3nm的孔隙含量作为主要指标，根据塔北地区岩石样品的分析结果，提出塔北地区微孔隙结构的分级标准（表4-3）。
根据油气封盖层的突破压力（PA）与储集层的排驱压力（Pd），利用史密斯方程计算盖层所能封盖的最大油（气）柱高度：
H=（PA-Pd）/α×△ρ
式中 H——油（气）——水界面上可以封盖的最大油气柱高度；
PA——盖层的突破压力；
Pd——储集层的排驱压力；
△ρ——地层条件下的油（气）水密度差；
α——单位换算系数。
表4-3 塔北地区盖层微观分类表 Table 4-3 Microscopic classification of caprocks in Northern Tarim
从式中可以看出，突破压力（PA）与排驱压力（Pd）的差值越大，封盖层所能封盖的油（气）柱高度越大，盖层的封盖能力相对越好；反之则差。由此还可推断对于差（排驱压力高）的储集层，需要封闭性好（突破压力高）的盖层才能起封盖作用；对于好（排驱压力低）的储集层，封闭性较差（突破压力低）的盖层也能起良好的封盖作用。
对于勘探程度较高，且已发现油气藏的地区，可根据突破压力（PA）与剩余压力（△Pt）相对关系确定油气封盖层的效率。当盖层的突破压力（PA）大于或等于油气藏剩余压力（△Pt）时，盖层对油气的封盖有效，称为有效封盖层；反之则为低效封盖层，部分油气可通过此封盖层逸散。
三、盖层分层评价
塔北地区自古生代至中新生代，能够构成油气封盖层的层段众多，不同地区、不同时代、不同的岩石类型所构成的油气封盖层的封盖能力是不同的。
（一）奥陶系
奥陶系主要是海相沉积的碳酸盐岩和泥岩类，由于现今埋藏深，一般大于5000m，钻井揭示表明能够构成油气封盖层的主要是泥岩类及致密碳酸盐岩，岩石样品微孔隙结构分析突破压力大于11MPa，中值半径小于3.2nm，半径大于6.5nm的孔隙含量小于30%；根据盖层微孔隙结构分类，奥陶系泥岩类的封闭性大多属于Ⅱ、Ⅲ类，以Ⅱ类为主。
奥陶系为海相沉积分布广，连续性好，泥岩类具有一定的厚度，除中、上奥陶统剥蚀区封盖能力差外，据埋藏史恢复、成岩作用及有机质演化等的研究，海西早期已具有中等的封闭性，构成中—好的油气封盖层；海西晚期，满加尔坳陷大部分埋藏深度大，泥岩封闭性逐渐降低，封盖能力有所降低；喜马拉雅晚期，埋藏深度的进一步增大，满加尔坳陷、阿瓦提断陷泥岩封闭性进一步降低，脆性增加，易破裂，封盖能力较差；其它地区封盖能力仍为较好—好。
（二）志留—泥盆系
志留—泥盆系地层在塔北地区覆盖区能够构成油气封盖层的主要是泥岩类，沙西凸起顶部、雅克拉断凸、阿克库勒凸起大部分被剥蚀。沙11井下志留统柯坪塔格组（S1k），泥岩类累计厚度150余米，占组段的93%以上，单层厚度一般10～40m；沙32井钻遇志留系地层厚525.2m，泥岩占69%，单层厚2.5～9.0m；沙11井钻遇中、下泥盆统依木*乌组（D1-2y）130.5m，泥岩类占60%以上。据岩石样品微孔隙结构分析，突破压力一般在10～14MPa之间，中值半径3.0～5.0nm，孔隙半径大于6.5nm约占20%～40%，大多属于Ⅱ、Ⅲ类，志留系以Ⅲ类为主，泥盆系以Ⅱ类为主。
志留—泥盆系分布广，泥岩类具有一定的厚度，据成岩作用及埋藏史恢复分析，海西期已具有良好的封闭性，构成中—好的油气封盖层；喜马拉雅期，在隆起区埋深较浅部位，岩石微孔隙结构仍显示其具有中—好的封闭性，能够构成封盖能力中—好的局部封盖层，但在坳陷部位，由于埋深大（一般大于5400m），岩石封闭性降低，所构成的封盖层封盖能力也相应降低。
（三）下石炭统
塔北地区下石炭统广泛分布，阿克库勒凸起钻井揭示下石炭统下部的巴楚组（C1b）为蒸发潮坪相沉积，据地震资料解释，主要分布于兰尕地区，分布面积大于800km2。沙10井钻遇该套地层，厚度314m（未穿），其中、上部以碳酸盐岩、膏岩、盐岩为主夹泥岩薄层，膏盐岩层累计厚度约189.5m，单层最厚达28m；下部以泥岩类为主夹砂岩，泥岩类累计厚度90.5m，常含膏质。下石炭统上部的卡拉沙依组（C1k1），钻井揭示该套地层最厚达493.5m，其中泥岩类厚数十米至300余米，由北向南逐渐增厚，单层厚达1.0～90.0m。
下石炭统分布广，厚度大，连续性好。据岩石封闭性演化分析，下石炭统的膏岩、盐岩在海西晚期已结晶成岩，具备好的封闭性；泥岩类具有利的埋藏史，泥岩不易产生裂缝，且膏盐岩可愈合裂缝，在印支晚期—燕山期进入中成岩期（Ro＞0.4%），具有封闭性；喜马拉雅期进入成熟阶段（Ro＞0.6%），泥岩封闭性亦好，除阿瓦提断陷部分地区封盖能力降低外，大部分地区为封盖能力好的地区性油气盖层。据岩石样品微孔隙结构分析，突破压力大多在10～14MPa之间，个别高达16MPa，中值半径2.5～5.0nm，半径＞6.5nm的孔隙含量＜45%，以Ⅱ、Ⅲ类为主。
（四）三叠系
库车坳陷主要有4套，自下而上为俄霍布拉克群（T1eh），泥岩横向变化大，分布不稳定，几米至几十米，最大单层厚为22.0m；克拉玛依组（T2-3k），泥岩厚64.6～275.7m，单层厚1.0～19.65m，西部为湖相，向东转变为河流、三角洲相，横向不稳定；黄山街组（T3h），泥岩厚62.2～118.Om，单层厚1.0～37.0m，湖相沉积，分布稳定；塔里奇克组（T3t），泥岩类厚279.9～332.0m，中下部单层厚90.94～239.0m，湖相沉积为主，分布稳定，连续性好。
其它地区三叠系分布广泛，以河流—三角洲—湖泊相沉积为主，自下而上，由多个由粗—细的沉积旋回组成，每个旋回上部泥岩类集中，沉积环境基本相同，岩性相似，多为深灰、灰黑色泥岩夹炭质泥岩及煤线。
据封闭性演化分析，三叠系泥岩类在燕山晚期进入中成岩期（Ro＞0.4%），开始具有封闭性；喜马拉雅期进入中成岩期成熟阶段（Ro＞0.6%），封闭性最好；据岩石样品微孔隙结构分析，突破压力一般在10～12MPa之间，少数超过12MPa，中值半径2.5～5.0nm，半径大于6.5nm的孔隙含量小于48%，大多属于Ⅱ、Ⅲ类，Ⅲ类多于Ⅱ类。
三叠系分布广泛，库车坳陷三叠系上部以湖相沉积为主，厚度大，连续性好，能够构成较好—好的地区性封盖层。其它地区则以湖相沉积为主，厚度大，连续性好，封闭性能好，除局部地区泥岩厚度薄，封盖能力稍差外，绝大部分地区为封盖能力中—好的地区性油气封盖层。
（五）侏罗系
塔北地区侏罗系分布局限，主要分布在塔北地区东部及库车坳陷。库车坳陷侏罗系下统为河流相沉积分布范围小，阳霞组（J1y），泥岩类厚92.0～135.9m，单层厚1.0～16.24m；中统克孜勒努尔组（J2qz），泥岩类厚63.0～131.0m，单层厚1.0～28.0m；七克台组（J2qk）为湖相沉积，泥岩厚70.1～192.2m，单层厚1.0～38.2m，横向连续性较好。上统齐古组为湖相沉积，泥岩发育，厚189.08～388.03m，最大单层厚度达388.03m，横向分布稳定。塔北东部地区主要是下侏罗统沉积，为河漫滩—沼泽相和湖相沉积，泥岩类累计厚度草湖—满加尔地区较厚（大于50m），其它地区多小于20m，一般占地层厚的35%以下，雅克拉地区为35%～60%，单层厚1.0～6.0m，局部最厚达36m。
据封闭性演化分析，侏罗系泥岩类在中新世进入中成岩期（Ro＞0.4%），开始具有封闭性；上新统以后进入中成岩期成熟阶段，具有中—好的封闭性。岩石样品微孔隙结构分析，突破压力一般在10～12MPa之间，中值半径为3.0～5.0nm，半径大于6.5nm的孔隙含量变化大，以Ⅲ、Ⅳ类为主。
库车坳陷中、上统为湖相沉积，厚度大且稳定，连续性好，能够构成较好—好的地区性封盖层。其它地区泥岩类厚度较小，封闭性中—好，草湖—满北构成中—好的局部油气封盖层，雅克拉断凸、哈拉哈塘凹陷局部、阿克库勒凸起局部构成封盖能力中等的局部油气封盖层，其它地区为封盖能力较差—差的局部油气封盖层。
（六）下白垩统中上段
下白垩统卡普沙良群（K1kp）基本覆盖塔北全区，主要为河流—浅湖相沉积，沉积厚度一般在200～450m之间，“底块砂岩”之上的中、上段泥岩类发育，以泥岩为主夹少量粉砂岩及砂岩等，部分泥岩含石膏，泥岩类累计厚度150～300m（雅克拉断凸为250～300m、沙西凸起一般在200m左右、阿克库勒凸起为150～200m），单层厚度一般为1～16m，连续厚度一般为10～56m，最大达60m（连续厚度是指无大于0.5m以上的非盖层岩类夹层，以下类同）。
据封闭性演化分析，下白垩统泥岩类在中新世进入中成岩期，具有封闭性；上新世后进入成熟阶段，具有中—好的封闭性。岩石样品微孔隙结构分析，微孔隙结构参数变化较大，突破压力一般为10～12MPa左右，中值半径一般为2.0～5.0nm，半径大于6.5nm的孔隙含量小于45%，多数属于Ⅱ、Ⅲ类。
下白垩统分布广泛，大部分地区泥岩厚度大，连续性较好，除阿克库勒凸起东北部及草湖凹陷西北部封盖能力较差外，其它地区为封盖能力中—好的地区性油气封盖层和好的局部油气封盖层。
（七）中新统吉迪克组
中新统吉迪克组（N1j）覆盖塔北全区，主要是一套湖相沉积，以泥岩类为主的砂泥岩互层，夹薄层石膏，泥岩类普遍含石膏，沉积厚度一般400～700m（库车坳陷厚达1400余米），其中泥岩类累计厚度200～600m，占组段的50%以上。沙雅隆起北部砂泥岩比小于0.2～0.5，沙雅隆起南部砂泥比小于0.5～1.0，只有沙8井附近局部区域，砂泥比大于1.0。泥岩类单层厚度多为5～15m，连续厚度一般10～60m，最大达110m。
据封闭性演化分析，中新统吉迪克组泥岩类在上新世以后进入中成岩期，开始具备封闭能力。现今吉迪克组埋深大多在2500～4500m之间，封闭性好。岩石样品微孔隙结构分析，突破压力大于10MPa，中值半径小于1.9～6.2nm，半径大于6.5nm的孔隙含量小于50%，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类均有。
另外，吉迪克组沉积厚度大，其上覆盖的康村组（N1k）和库车组（N2k）厚度巨大，沉积速率大，快速堆积，可能造成吉迪克组的欠压实，形成异常液体压力封盖。
中新统吉迪克组泥岩分布广泛，厚度大，连续性好，具有中—好的封闭性，构成塔北全区封盖能力中—好的区域性油气封盖层。
（八）其它
除以上所述各层段外，中新统苏维依组（N1s）、库姆格列木组（K2—E）均有一定的封闭性，但分布局限，在一定的条件下能够构成封盖能力较好的局部封盖层。
四、盖层性质与油气保存的关系
塔北地区油气的生成、运移、聚集经历了漫长的地质历史，具有多期成藏的特点，其中以海西期与喜马拉雅期两个成藏期最为重要，通常把海西晚期及其以前的油气聚集称为早期成藏，海西期以后的油气聚集称为晚期成藏。
（一）早期成藏油气的封盖条件
塔北地区下古生界有中—上奥陶统的泥质岩、泥灰岩及志留—泥盆系的泥质岩类两大套盖层。从封闭性演化的角度，中—上奥陶统泥质岩类的最佳封闭性出现在志留系沉积之后；志留系泥质岩类的最佳封闭性出现于泥盆系覆盖之后；泥盆系泥质岩类在早海西运动前本身未经深埋，不可能对早海西期的油气聚集构成有效封盖，石炭系有膏、盐沉积的参与，在海西晚期末可能具一定的封闭性。由此可见，早期油气的有效封盖层，在海西早期有中—上奥陶统、志留系泥质岩层；在海西晚期除中—上奥陶统及志留系泥质岩层外，还有泥盆系泥质岩层及石炭系膏盐层和泥质岩层。由于志留系临滨砂岩的规模与储集性能远优于下奥陶统的碳酸盐岩不均一储集层，因此，形成早期油气资源的最佳储盖组合应为志留—泥盆系，其次是石炭系。
海西期，塔北地区处在北高南低的区域格局下，隆起区多次暴露，地层剥蚀，改造和破坏了隆起北部早期油气资源的封盖条件；志留—泥盆系储盖组合，在海西早期运动前，除沙雅隆起北缘未沉积外，广大地区均有沉积，隆起南部厚800～1000m，至坳陷斜坡带厚度更大，早海西运动后，由于抬升，遭受强烈剥蚀，隆起北部志留—泥盆系剥蚀殆尽，海西早期聚集的该组合油气全部被破坏，并殃及到隆起南部的一些地区，如哈1井（见沥青砂岩）。因此，在沙雅隆起北部特别是东部隆起区，已不存在海西早期聚集的油气，这样该期油气的有利保存区主要是满加尔坳陷的北部斜坡。海西早期运动后，塔北地区整体沉降，石炭系自凹陷向隆起超覆，角度不整合于不同时代的地层之上，泥盆系泥质岩开始具有效封盖能力，在此期间形成的油气如有圈闭条件可在下奥陶统、中—上奥陶统、志留系、志留—泥盆系等储盖组合内聚集成藏。海西晚期末，下古生界封闭能力变差，石炭系成为有效盖层，它不仅封盖了海西晚期形成的油气，还对下古生代已成藏油气的再分配起封盖作用，成为区域封盖层。
（二）晚期成藏油气的封盖条件
海西期后塔北地区经历了印支—燕山—喜马拉雅多期的构造运动，塔北地区圈闭构造全部形成，储集空间巨大，能否聚集油气成藏，有利的储盖配置关系及有效的封盖层十分重要。
海西期后，由于中、新生界地层的覆盖，塔北地区古生界埋深多大于5400m，封闭性降低，但下石炭统除膏、盐岩分布区保持极好的封盖能力外，泥质岩的封闭性变好，至燕山晚期封闭性最好，构成封盖能力很好的油气封盖层。
中生界以来，塔北地区发育了多层油气封盖层，形成了一系列有利的储盖组合，为晚期油气提供了最佳的成藏封盖条件。自下而上三叠系、侏罗系、下白垩统中、上段及中新统吉迪克组等。三叠系由多个粗—细的沉积旋回构成，旋回上部泥岩集中，每一旋回几乎都能构成一个储盖组合，主要有上、中、下统内部组合及与下伏古生界储层构成储盖组合。库车坳陷侏罗系中、上统湖相沉积泥岩类封盖层封盖能力好，构成中—较好的储盖组合。下白垩统卡普沙良群中、上段封盖能力除阿克库勒凸起东北部及草湖西北部地区较差外，其它地区中等—好，与“底块砂岩”及“上部砂岩”构成中—好的地区性储盖组合；吉迪克组含膏泥质岩，沉积厚度大，分布较稳定，为塔北地区的区域性盖层，目前塔北地区已发现的油气均在该封盖层之下。
