张新顺，杨沛广，段海岗，何 军，卞从胜，马 锋

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

引 言

盖层的封闭能力和有效封闭厚度下限一直是油气地质研究的热点，以往研究主要以膏盐岩和泥页岩盖层封闭能力研究为主[1-4]。对于碎屑岩盖层，随着泥质含量和厚度的降低，孔隙连通性变好，毛细管力减弱，封闭性能将大幅下降。通常认为薄层泥质粉砂岩较难形成良好盖层，因此，其作为盖层的厚度下限研究相对较少[5-8]。实际上，一些薄层的粉砂质泥岩甚至泥质粉砂岩可以成为油藏的较好盖层，特别是在油气富集区内，还可形成一定规模的油气藏。本文以东鲁卜哈利盆地L区Tuwayil组盖层为例，通过岩心观察、物性测试和压汞分析等方法分析其盖层封闭能力和有效性。结合实际油藏和井震特征，探讨泥质粉砂岩盖层的封闭能力和厚度下限，为粉砂岩盖层研究提供参考实例。

1 地质概况

东鲁卜哈利盆地位于阿拉伯半岛中部和东部，是一个富油气被动大陆边缘盆地[9-10]。研究区L位于靠近波斯湾的陆上，发育厚层中生代碳酸盐岩地层，其中研究区内白垩系土伦阶和赛诺曼阶自下而上分为4个组：Shilaif组、Mishrif组、Tuwayil组和Ruwayda组[11-12](图1)。Mishrif组和Ruwayda组均为灰岩，其中方解石体积分数大于90%，孔隙度普遍大于15%，均属于较好的储层[13-15]，特别是Mishrif组顶部经过短时间的暴露和风化淋滤作用，储层物性更好，孔隙度可达30%。Tuwayil组则是一套较薄的碎屑岩，在盆地东部地区自西南向东北尖灭，盆地西南厚度最大可达40 m[14]。研究区东南40 km处D油田的Tuwayil组厚度为35 m，其中发育15 m优质砂岩储层，目前已发现一个背斜油藏，单井产能可达800 桶/d[16]；不过，在研究区内Tuwayil组快速减薄，厚度仅为4～6 m，沉积环境为潮道、滨岸环境，分布相对比较稳定。研究区内Tuwayil组自南向北抬升，埋深介于1 600～1 800 m。白垩纪以来，东鲁卜哈利盆地一直处于被动大陆边缘，构造活动非常弱[9,17]，直到新近纪，扎格罗斯山隆起，盆地受到轻微的挤压作用，仅局部发育近南北向为主的小断层。

图1 东鲁卜哈利盆地地层柱状图(据文献[18]修改)Fig.1 Stratigraphy histogram of Eastern Rub Al Khali Basin

2 盖层岩性特征

Tuwayil组的测井响应具有高伽马、高声波的特征，伴随着较强烈的扩径现象，导致井径、密度和中子曲线明显异常，因此，该组与上覆Ruwayda组和下伏Mishrif组界限非常清楚。该组可进一步细分为3段，自下而上依次为M1段、M2段、M3段(图2)，同样，它们之间的界限在测井、岩心和物性分析中非常明显。Tuwayil组M3段在L区分布最广，岩性主要为泥质粉砂岩，局部为粉砂质泥岩，泥质纹层条带发育，石英等矿物粒径主要介于70～100 μm(图3(a)、图3(b))，分选较好，但是泥质含量高，面孔率非常低，粒度向上变细，岩心较破碎，局部发育水平缝，测井显示该段厚度为2～3 m。由于取芯段的限制，M3段岩心虽然仅有半米多长，但可以看到岩性以泥质粉砂岩为主，有泥纹层条带，未发现厚层纯泥岩或页岩层(图4)。

M2段主要为粉砂岩和细砂岩，粒度从下向上先变粗再变细，分选差异大，部分为分选好的细砂岩，部分为分选差的中细砂岩。整体泥质含量低，物性较好的砂岩段厚度1～2 m，肉眼可见砂岩岩心具有油斑-油浸级别的显示(图4)。在东鲁卜哈利盆地，M2段比M3分布范围小，向盆地东北减薄至尖灭，在盆地西南该段厚度可达5～10 m，且发育规模油气藏。M1段以凝灰岩夹泥岩为主，基质孔隙很少，但普遍存在微裂缝，岩心较破碎。凝灰岩中放射性物质高，导致测井伽马值异常高，且明显高于M3段，但厚度较薄，平均厚度小于1 m(图3(c)、图3(d))。研究区内Tuwayil组埋深主要在1 600～1 800 m，地层温度75～85 ℃，根据下部地层Shilaif组成熟度可知Tuwayil组的镜质体反射率Ro介于0.45%～0.55%[12,16]，矿物颗粒之间以点接触为主，偶见石英次生加大，整体处于早成岩阶段B期，以粒间原始孔为主，粒间溶孔等次生孔次之，胶结等成岩作用相对较弱，岩层较为疏松，因此，钻井过程中往往出现扩径现象。

图2 东鲁卜哈利盆地L区A油藏联井剖面Fig.2 Well profile of A reservoir in L area of Eastern Rub Al Khali Basin

图3 A5井Tuwayil组M3段、M2段和M1段镜下薄片照片Fig.3 Microscopic thin section photos of M3, M2 and M1 members of Tuwayil Formation in well A5

图4 A5井Tuwayil组岩心照片Fig.4 Core photos of Tuwayil Formation in well A5

3 盖层物性特征

Tuwayil组M3段和M1段的孔隙度相近，均为8%～10%，明显低于M2段和Mishrif组。M1段发育微裂缝，导致渗透率(Kl)相对要高一些，可达5.00×10-3μm2，M3段流体渗透率则为(0.02～5.00)×10-3μm2。M2段中部物性最好，孔隙度可达33%，渗透率可达147×10-3μm2(图5)，比Mishrif组顶部渗透率稍低一些。

图5 A5井Tuwayil组和Mishrif组物性剖面Fig.5 Physical property profile of Tuwayil and Mishrif Formations in well A5

压汞实验测得的M3组孔喉半径主要为0.01～0.50 μm，大于0.50 μm的孔径很少，排替压力在0.38～0.97 MPa(图6)，结合孔隙度和渗透率等盖层评价条件[19]判断M3段属于差盖层。M2段粉砂岩以0.5～1.5 μm的中孔喉半径为主,其中细砂岩以大于1.5 μm的大孔喉半径为主, 排替压力在0.06～0.08 MPa，虽然整体厚度较薄，但也属于中等—好的储层，不具备封闭能力。M1段太薄且发育裂缝，未能获取适合进行压汞测试的样品。Mishrif组则是非常优质的储层,不仅孔径大,还存在一定的溶蚀大孔隙。垂向上，M1段、M3段与M2段之间的岩性和物性差异均非常明显。

图6 A5井Tuwayil组和Mishrif组压汞曲线及孔喉半径分布Fig.6 Mercury injection curves and pore throat radius distributions of Tuwayil and Mishrif Formations in well A5

根据毛细管力计算公式(式(1))，结合压汞实验获取的孔喉半径，可以分别计算出M3段、M2段和Mishrif组的毛细管力，结合研究区油水密度，可换算出最大封闭油柱高度[20](表1)

H=pc/(ρw-ρo)g，

(1)

其中pc=2σcosθ/r。

(2)

式中：Pc为盖层毛细管力，Pa；σ为烃-水界面张力，N/m；θ为接触角,(°)；r为盖层喉道半径，m；H为烃柱高度，m；ρw和ρo分别为地层水和油的密度，kg/m3；g为重力加速度，N/kg。

M3段泥质粉砂岩的毛细管力为0.073 9～0.081 0 MPa，与M2段中砂岩的毛管力差为0.070～0.077 MPa，理论上可封闭50 m高油柱。M1段发育裂缝，可认为不存在毛管力差。M2段和Mishrif组之间的毛管力差为0.002 5 MPa，理论上仅能封闭1.5 m高油柱。再次说明Tuwayil组M2段是渗透层，而M1段只能算是隔层，只有M3段具有密封能力。所以Tuwayil组盖层的封闭能力最大可以封盖50 m高的油藏，高于已发现油藏的油柱高度。但实际中，泥岩发育的非均质性、横向厚度变化、岩性变化和断层破坏都将大幅降低盖层的封闭能力，使真实封闭能力小于理论值。

表1 Tuwayil盖层毛细管力和最大封闭油柱高度Tab.1 Capillary force and maximum seal oil column height of Tuwayil caprock

4 泥质粉砂岩盖层下限

在研究区内Tuwayil组下伏的Mishrif组发现了一个高产油藏A，已知Mishrif组油柱高度为16 m，考虑到Tuwayil组M2也属于储层且饱含油，认为该油藏的实际油柱高度应为18 m。从测井结果可以看出，A油藏Tuwayil组M3段粉砂质泥岩具有高伽马、高声波时差和明显扩径现象的，厚度在2～3 m。M3段中部测井伽玛值较高，实际厚度1.5～2.0 m。岩心观察发现M3段底部发育一些水平缝，加之侧向泥岩发育的非均质性，起封闭作用的盖层厚度会减薄。另外，Tuwayil组在L区分布自东南向西北减薄至不足3 m(图7)，加之M3段厚度在Tuwayil组地层占比50%～60%，可以认为A油藏西北Tuwayil组M3段厚度小于1.5 m。而A油藏西北大范围多口钻井未在Tuwayil组下伏Mishrif组发现油藏，说明当Tuwayil组M3段厚度小于1.5 m时，即便是有相对稳定分布的泥质粉砂岩，也很难形成油藏。由此认为，研究区泥质粉砂岩作为封闭盖层的厚度下限是1.5 m。

图7 Tuwayil组地层厚度分布(据文献[12]修改)Fig.7 Isopach map of Tuwayil Formation

L区东南50 km处发现的D油藏，地质条件与L区A油藏基本一致，但Tuwayil组明显厚，其油层为Tuwayil组M2段，盖层为厚6 m的M3段，油柱高度67 m[12,21]。虽然样点较少，但依旧可以看出L区泥质粉砂岩盖层厚度与封闭油柱高度的关系跟国内油藏不同。同等盖层厚度的条件下，L区泥质粉砂岩竟然比国内油田的泥岩盖层封闭的油藏高度还高(图8)，其主要原因之一就是研究区属于被动大陆边缘盆地，构造活动较弱，使得盖层封闭能力较好地保存下来，而国内东部油田多属于裂谷盆地，构造活动对盖层有较大的破坏作用。

一般认为，薄盖层封闭能力较差，其侧向延续性较差，也很容易被断层破坏，泥质粉砂岩盖层的封闭能力又比泥岩盖层差许多[7]。推测在研究区能形成良好盖层的主要原因是Tuwayil组泥质粉砂岩较为致密，且构造比较稳定，平面上连续性好。M3段泥质粉砂岩中的大量黏土矿物阻塞了喉道，增大了排替压力，阻挡了大分子油向上散失，而对较小的气分子可能封闭作用有限，形成气藏的难度较大。该区处于被动大陆边缘盆地，地震剖面上无明显的断层错断(图9)，这较好地保存了其盖层的平面连续性和封闭能力。比以往的研究实例更加典型地说明延续性好的盖层封闭能力可以较好地保存，即使只有1.5 m厚的泥质粉砂岩也可以形成良好的油藏盖层，而且油柱高度可达十几米甚至几十米高。由此，在构造相对比较稳定的油气区，即使很薄的泥质粉砂岩层之下，也可以形成一定规模的油藏。

图8 泥岩盖层厚度与油柱高度的关系(据文献[22-23]修改)Fig.8 Relationship between mudstone cap thickness and oil column height

图9 过L区A油藏构造剖面Fig.9 Cross section of A5 oil reservoir

5 结 论

(1)东鲁卜哈利盆地Tuwayil组自下而上可以细分为3段，M1段为裂缝发育的凝灰岩层隔层，M2段为粉、细砂岩储层，M3段为致密的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩盖层。其中仅M3段泥质粉砂岩起到封盖作用，理论上封盖油藏最大油柱高度可达50 m。

(2)在弱构造活动背景下，薄层的泥质粉砂岩也可成为区域的良好盖层。对于油藏而言，泥质粉砂岩盖层封闭的有效厚度下限为1.5 m。