一种利用盖层预测不同储量丰度气藏分布区的方法
——以松辽盆地徐家围子断陷为例

高 宁， 王国庆， 何淑娟， 宋晓伟

( 1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318； 2. 吉林油田分公司 新木采油厂，吉林 松原 138000； 3. 大庆钻探工程公司，黑龙江 大庆 163700 )

0 引言

徐家围子断陷是松辽盆地北部深层天然气勘探的重点地区.构造上，该断陷是由徐西、宋西2条边界断裂控制形成的箕状盆地，由宋站低隆起和丰乐低隆起将其分割成南北3个局部次凹，分别是安达次凹、杏山次凹和肇州次凹.目前该断陷已发现徐深1井、徐深21井等19个气藏，天然气探明储量超过2×1011m3，充分展示了良好的天然气勘探远景.

徐家围子断陷天然气主要产于下白垩统营城组一段、营城组三段火山岩储层和营城组四段的火山角砾岩储层中，天然气主要来源于下白垩统沙河子组煤系地层，盖层主要是营城组一段顶部的火山岩及登娄库组二段的泥岩.天然气分子小，质量轻，活动性强，在地下具有较强的散失性[1-3].盖层条件的优劣决定气藏的有无和储量丰度的高低.盖层对天然气富集程度控制作用前人做过研究和探讨[4-15],但这些研究主要是针对盖层封闭能力与天然气储量丰度之间关系的研究，而从盖层条件预测不同天然气储量丰度的气藏分布的研究甚少.笔者对盖层封闭能力与气藏丰度之间关系进行定量研究，预测徐家围子断陷不同储量丰度天然气气藏分布区域，为指导天然气勘探提供依据.

1 气藏盖层封闭能力特征

1.1 盖层岩性及其厚度

徐家围子断陷19个气藏盖层主要分布在营城组一段顶部和登二段(见表1)，营一段顶部盖层为一套沉凝灰岩和泥岩构成的高声波时差盖层，这套盖层主要分布在徐家围子断陷的南部.登二段主要是一套泥岩盖层，几乎整个断陷分布，是徐家围子断陷南部营四段火山角砾岩气藏和断陷北部营三段火山岩气藏的盖层.厚度是影响气藏盖层封闭天然气能力的重要参数之一，它不仅控制盖层空间展布范围的大小，还在一定程度上影响盖层的封闭质量.盖层厚度越大，其空间展布面积越大，盖层封闭天然气的能力越强，越有利于天然气的聚集与保存；反之，不利于天然气的聚集与保存[3].由表1可看出，徐家围子断陷19个气藏盖层厚度变化较大， 最厚的达深X301井气藏盖层厚度可达93.5 m，最薄的升深2井气藏盖层厚度只有4.0 m，二者相差23倍.徐家围子断陷气藏盖层厚度分布见图1.由图1可看出，徐家围子断陷天然气藏盖层厚度主要分布在大于25.0 m，其次是2.5～10.0 m， 再次是10.0～25.0 m，不存在0～2.5 m的盖层厚度.

表1 徐家围子断陷19个气藏盖层封闭能力与储量丰度关系

注：p为盖层排替压力；s为气藏含气面积；Q为天然气地质储量；q为天然气储量丰度.

1.2 盖层排替压力

排替压力是影响气藏盖层封闭天然气能力的根本参数.排替压力越大，盖层封闭天然气的能力越强，越有利于气藏中天然气的聚集与保存；反之，不利于气藏中天然气的聚集与保存.由表1可看出，徐家围子断陷19个气藏盖层排替压力差异较大，最大的芳深9井气藏盖层排替压力可达11.0 MPa，最小的芳深8井的只有0.3 MPa，二者相差近37倍.徐家围子断陷气藏盖层排替压力分布见图2.由图2可看出，徐家围子断陷19个气藏盖层排替压力主要分布在大于5 MPa，其次是1～3 MPa和3～5 MPa，最小的是小于1 MPa.

图1 徐家围子断陷气藏盖层厚度分布

图2 徐家围子断陷气藏盖层排替压力分布

2 气藏储量丰度特征

由徐家围子断陷19个气藏天然气地质储量和含气面积资料，对其天然气储量丰度进行计算，结果见1.由表1可以看出， 徐家围子断陷19个天然气储量丰度分布在 (0.72～55.47)×108m3/km2，平均为8.43×108m3/km2.按气藏天然气储量丰度等级划分标准(见表2)，徐家围子断陷19个气藏以中等储量丰度的气藏为最多，高、低储量丰度的气藏相对较少，特低储量丰度的气藏为最少(见图3).

表2 气藏天然气储量丰度等级划分

3 气藏储量丰度与盖层封闭能力之间关系

徐家围子断陷19个气藏天然气储量丰度与其盖层排替压力之间关系见图4.由图4可看出，二者具有正相关关系，即盖层排替压力越大，气藏天然气储量丰度越高；反之，越低，根据表2的等级划分标准，由图4得到徐家围子断陷高、中、低天然气储量丰度气藏对应的最小盖层排替压力分别为7.9，5.2，1.1 MPa .由此可以得到徐家围子断陷形成高、中、低和特低天然气储量丰度气藏的排替压力分别为p>7.9 MPa、5.2 MPa≤p≤7.9 MPa、1.1 MPa≤p<5.2 MPa和p<1.1 MPa.

图4 徐家围子断陷气藏盖层排替压力与天然气储量丰度关系曲线

4 不同储量丰度气藏分布区预测

图5 徐家围子断陷泥岩和火山岩盖层排替压力与声波时差关系曲线

由该断陷火山岩和泥岩盖层实测排替压力数据与其声波时差关系曲线(见图5)，利用声波时差资料对该断陷营一段顶盖层和登二段盖层排替压力分布进行预测，结果见图6.

由图6可看出，该断陷营一段顶部盖层排替压力最大可达10 MPa，主要分布在徐深25井东南部，其次分布在芳深5井北部、徐深15井东部、芳深9井处和升深8井处，排替压力超过8 MPa.由这些极值区向其四周营一段顶部盖层排替压力逐渐减小，在徐深1井与芳深801井西北、徐深9井西南和徐深19井东南排替压力达到最小(见图6(a)).徐家围子断陷登二段盖层最大排替压力超过8 MPa，主要分布在徐深3—徐深23井、徐深302—徐深903井、徐深19井、汪901井和芳深6井等局部区域(见图6(b)).由这些高值区向其四周登二段盖层排替压力逐渐减小，在断陷边部排替压力小于5 MPa，在北部和西北边部小于3 MPa和4 MPa.

根据徐家围子断陷封闭不同储量丰度的气藏盖层排替压力标准，徐家围子断陷营一段盖层封闭高储量丰度气藏的分布区域相对较小，仅分布在芳深6井、芳深9井、徐深232井、徐深23井、徐深3井、徐深14井、徐深25井和徐深11井以南局部地区封闭低储量丰度气藏的分布区域主要分布在徐深43—徐深7井、徐深9—徐深12井、徐深19—朝深6井、徐深27井、徐深211井、芳深801井和芳深5井等区域内，分布面积明显大于封闭高储量丰度气藏的分布区域；封闭中等储量丰度气藏分布区分布面积最大，主要分布在徐家围子断陷东部和西部广大地区；无特低储量丰度气藏分布区(见图7(a)).

图6 徐家围子断陷盖层排替压力分布(单位：MPa)

徐家围子断陷登二段盖层封闭高储量丰度气藏的分布区域主要分布在徐深3—徐深23井、徐深302—徐深903井、徐深19井、汪901井和芳深6井等局部区域内；封闭低储量丰度气藏的分布区域主要分布在达深302井以北、宋深5井以东、卫深5井以北、升深7井、徐深801井、肇深11等区域，面积明显大于封闭高储量丰度气藏的分布区域；封闭中等储量丰度气藏的分布区域最大，主要分布在断陷广大地区；无特低储量丰度气藏分布区(见图7(b)).

图7 徐家围子断陷气藏盖层排替压力与储量丰度等级分布之间关系

5 结论

(1)徐家围子断陷天然气盖层主要为登二段发育的泥岩盖层和营一段顶部发育的沉凝灰岩和泥岩盖层，前者整个断陷分布，是断陷南部营四段火山角砾岩气藏和断陷北部营三段火山岩气藏的盖层；后者仅分布在断陷南部，是营一段火山岩气藏盖层.盖层厚度大于2.5 m,主要分布在25.0 m以上.盖层排替压力以大于5.0 MPa为主.

(2)徐家围子断陷天然气藏储量丰度与盖层封闭能力之间为正相关关系，要形成高、中等、低和特低储量丰度的气藏，盖层的排替压力分别为大于7.9 MPa、7.9～5.2 MPa、5.2～1.1 MPa和小于1.1 MPa.

(3)徐家围子断陷营一段顶部盖层和登二段盖层主要以封闭中等储量丰度气藏分布区域为主，高和低储量丰度气藏分布区域较小，无特低储量丰度的气藏分布区域.