莺歌海盆地中央坳陷带成藏体系的盖层评价及控藏作用

范彩伟，贾 茹，柳 波，付晓飞，侯静娴，靳叶军

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057；2.东北石油大学非常规油气研究院，黑龙江大庆 163318）

0 引言

在沉积盆地中，由于沉积速率过快导致欠压实、水热增压、黏土矿物转换、生烃增压以及构造因素等导致泥岩内往往存在超压，这种超压对油气的运移和保存具有重要作用。近年来，国内外学者对沉积盆地内超压的形成演化及其对油气成藏过程的控制作用进行了大量的研究［1］。物理模拟和数值模拟研究均表明，超压对早期有机质热演化和生烃具有明显的抑制作用［2］，同时有利于深层储层孔隙结构的保存［3］。此外，超压导致的地层破裂不仅为油气运移提供了有利的输导通道［4-5］，同时对泥质岩盖层的完整性和有效性造成了一定影响［6］，存在油气渗漏的潜在风险。这种现象在北海盆地、墨西哥湾盆地、挪威盆地和马来盆地等多个地区已得到证实。通过对墨西哥湾盆地超压泥岩内地层压力的统计发现，当其内部地层压力达到静岩压力的85%时，泥岩开始发生水力破裂并形成大量裂缝，致使油气发生垂向渗漏，无法聚集成藏［7］。理论和实际观察表明天然水力破裂与“断层阀”相类似，具有周期性开启和闭合的特征，这种周期性开启的水力裂缝为天然气的垂向运移提供了有效的通道，但同时也对盖层的封盖有效性形成了巨大的挑战，可能会使超压圈闭发生水力渗漏［8］。近年来，对水力破裂过程的研究不断深入，在三维地震中发现了气烟囱［9］、管状结构［10］、麻坑［11-12］、地震模糊带［13］等杂乱的地震反射特征。

随着近年来海洋油气勘探的不断深入，莺歌海盆地已成为天然气勘探的主战场［8］。盆地中央坳陷带的东方区和乐东区是勘探的重点区块，在其独特的底辟构造背景下，盆地由浅层到深层逐渐表现为高温高压特征。勘探结果揭示，在不同构造部位及不同温压层系中，天然气的富集程度、天然气组分及不同组分含量等存在明显差异。造成这种现象的根本原因在于砂体顶部的盖层发生破裂，不能有效封闭天然气，导致局部天然气穿过破裂的盖层从中深层超压层系向浅层常压层系运移，而底辟伴生断裂进一步影响了浅层天然气的富集。

尽管以往已经对莺歌海盆地天然气富集规律进行了大量的研究，但是针对盖层封盖有效性定量评价的研究仍存在很多的问题。特别是在中深层，由于对原地应力状态和盖层水力破裂条件等方面的研究较为薄弱，盖层水力破裂对天然气成藏的控制作用仍停留在理论探索阶段，缺少定量化的表征。在浅层底辟区，尽管底辟伴生断裂规模较小，但对浅层天然气的保存仍起到了关键作用，不同脆-韧性阶段的盖层内发育断裂的变形机理不同，因而其封闭有效性的定量评价方法也不同，这在莺歌海盆地还处于研究的空白区。因此，以莺歌海盆地中央坳陷带不同构造位置、不同层系典型气藏为例，建立断裂和水力破裂对盖层封盖有效性破坏的评价标准，并分析盖层封盖有效性对天然气成藏的控制作用，以期为寻找天然气富集有利区提供理论支持。

1 地质概况

莺歌海盆地位于我国南海北部，是我国海域上重要的含气盆地。盆地整体呈NW 向展布，由中央坳陷带、莺东斜坡带、莺西斜坡带等多个一级构造单元组成（图1a），盆地长750 km，宽200 km，面积约为11.3×104km2［14］。受红河断裂右旋走滑活动的影响，中央坳陷带内发育一系列近南北向、雁行式分布的底辟构造［15-16］，且在东方区（DF 区）和乐东区（LD 区）发现的气藏和含气构造与底辟构造的分布存在密切关系。

图1 莺歌海盆地构造纲要图（a）及岩性地层综合柱状图（b）Fig.1 Structure outline（a）and stratigraphic column（b）of Yinggehai Basin

目前钻井揭示，莺歌海盆地中央坳陷带新生代沉积厚度可达8 km，其中下中新统三亚组和中中新统梅山组发育的泥岩是盆地内天然气的主要源岩。黄流组、莺歌海组和乐东组内部发育的滨—浅海砂泥岩、大型重力流砂岩与上覆的泥岩、粉砂质泥岩组成中央坳陷带的3 套主要储盖组合（图1b）［17］。乐东组盖层主要发育在乐东底辟区，岩性以纯泥岩为主，夹杂泥质粉砂岩和粉砂岩。莺歌海组一段（莺一段）是莺歌海盆地全区分布稳定的区域性盖层，封盖了莺歌海盆地大部分的浅层天然气。钻井及地震资料显示，莺一段盖层以泥岩为主，厚度主要为201.3～997.0 m。黄流组一段上部至莺歌海组二段下部连续发育泥岩，为全区分布稳定的区域性盖层，盖层厚度主要约为1 000 m。

2 盖层发育特征

莺歌海盆地在构造演化晚期经历了快速沉降，地层欠压实使盆地内莺歌海组二段以下地层普遍发育高温高压［18-19］。钻杆或电缆测试数据显示，盆地内地层温度最高可达251.7 ℃，地温梯度最高接近56 ℃/km，平均为42 ℃/km（图2a），主要是由于底辟构造导致的热流体频繁活动对浅部地层的热传导效应。埋深超过1 500 m 的地层内部开始发育超压，并随着埋深的增大，超压逐渐增强，2 800 m地层压力系数超过1.5，地层压力最大接近100 MPa（图2b）。根据地层温压分布特征、构造特征及天然气富集规律（图3），以莺歌海组一段盖层和黄流组一段至莺歌海组二段盖层为界，纵向上分3 套成藏体系来讨论莺歌海盆地中央坳陷带的盖层封盖条件（图4）。

图2 莺歌海盆地中央坳陷带地温梯度（a）和地层压力系数（b）随深度变化特征Fig.2 Changes of geothermal gradient（a）and pressure coefficient（b）with depth in central depression zone of Yinggehai Basin

图3 莺歌海盆地中央坳陷带不同构造天然气富集层位Fig.3 Vertical distribution of natural gas in different structures in central depression zone of Yinggehai Basin

图4 莺歌海盆地中央坳陷带成藏体系划分Fig.4 Reservoir accumulation systems in central depression zone of Yinggehai Basin

2.1 超浅层成藏体系

研究区超浅层断层-岩性圈闭成藏体系位于莺歌海盆地中央坳陷带底辟构造顶部，迄今已发现LD-B，LD-C 等浅层气田和LD-A 等浅层含气构造。在底辟构造顶部的地层受底辟构造上拱和塌陷作用的影响，往往会伴生放射状或环状断裂，从而形成断背斜型构造圈闭，如LD-A 断背斜构造圈闭。LD-A 构造位于莺歌海盆地中央坳陷带乐东底辟区内，在构造内及其周缘发育多个构造-岩性复合圈闭。目前已在LD-A1 井、LD-A2 井和LD-A5 井的多套砂体内钻遇气层，天然气全部富集在乐东组二段和三段泥岩之下，断块内气水界面存在明显差异，表现为独立的气水单元（图5）。

这些底辟构造伴生的构造圈闭，由于处在底辟构造的顶部，且底辟构造伴生断裂及微裂隙纵向上为油气垂向运移提供了通道，因此深部天然气可以顺利进入浅层砂体中，同时上覆的泥岩盖层和断裂为天然气富集提供了有效的保存条件。该成藏体系内，盖层埋藏深度为500～1 500 m，泥地比大于60%，由于埋藏较浅，盖层孔隙度为10%～30%。泥岩中黏土矿物以伊利石和伊蒙混层为主，质量分数分别为24%～41%和24%～42%，岩性以粉砂质泥岩和纯泥岩为主，整体处于早成岩阶段A 期。

2.2 浅层成藏体系

研究区浅层底辟-岩性圈闭成藏体系主要发育于莺歌海组，与超浅层成藏体系类似，主要为与底辟构造作用相关的构造圈闭及构造-岩性圈闭，如DF-A 和DF-B。DF-A 气藏由于底辟构造的多期演化特征［20-21］，形成了复杂的断裂结构，断裂主要分布在底辟构造的上部及两翼，呈南北向展布，随着与底辟构造距离的增加，断裂规模及数量均逐渐减小。纵向上受泥岩隔夹层的分隔，砂体内部可细分为3 个气组，除了Ⅰ气组属于岩性气藏外，其余2 个气组均表现为与构造相关的构造-岩性气藏（图6）。通过气藏解剖可以看出，在砂体间DF-A2 井和DFA3 井之间的断裂将DF-A 气藏整体分隔为2 个区域，西区内部尽管也发育了伴生断裂，但是由于规模较小，并未起到封闭的作用，使得西区Ⅱ气组和Ⅲ气组之间相互连通，具有统一的气水界面，而东区内，断裂和盖层共同封闭了天然气，使Ⅱ砂体和Ⅲ砂体形成了独立的气水单元。

图6 莺歌海盆地中央坳陷带DF-A 气藏典型剖面图（a）及平面图（b）Fig.6 Gas reservoir profile（a）and plane diagram（b）of DF-A gas reservoir in central depression zone of Yinggehai Basin

在该成藏体系内控制气藏分布的盖层为莺歌海组一段盖层，是莺歌海盆地主力区域性盖层之一。研究区岩性均以泥岩为主，粉砂质泥岩含量较低，泥岩的总厚度为150～660 m，其中大部分泥岩单层厚度不超过10 m，盖层的物性较乐东组盖层略差，孔隙度为8%～25%，渗透率为0.1～3.9 mD，黏土矿物成分及含量表明，泥岩整体处于早成岩阶段B 期。

2.3 中深层成藏体系

莺歌海盆地黄流组以下地层普遍发育超压，中央坳陷带东方区和乐东区在黄流组大型重力流岩性圈闭中相继探明DF-C，DF-D 和LD-D 等多个高温高压气田。其中，东方区DF-C 和DF-D 构造位于DF-A 底辟构造的西翼，构造形态上为向底辟构造抬起的单斜（图7）。勘探实践表明，DF-C 构造内包含多个砂体，且砂体间互不连通，具有独立的气水界面。DF-C4 井在黄流组一段可识别Ⅰ气组和Ⅱ气组，2 个气组内部温度、压力及含气饱和度均存在一定的差异，气组间横向和纵向不连通，均表现为独立的气水单元。

图7 莺歌海盆地中央坳陷带DF-C 气田构造典型剖面图（a）及平面图（b）Fig.7 Gas reservoir profile（a）and plane diagram（b）of DF-C gas field in central depression zone of Yinggehai Basin

在该成藏体系内，东方区和乐东区普遍储层物性好、成带分布且处于“泥包砂”背景。其上覆及周围所发育的黄一段上部至莺歌海组二段下部浅海—半深海相巨厚泥质岩区域性盖层厚度主要为500～1 200 m，以粉砂质泥岩和纯泥岩为主，夹少量薄层泥质粉砂岩，单层厚度一般小于10 m，泥岩最大单层厚度可达400 m。随着埋深的增加，泥岩的压实程度和成岩程度逐渐增强，整体进入中成岩阶段，盖层物性明显降低，孔隙度为3%～18%，渗透率为0.059～0.820 mD。此外，地层内发育明显的超压，这套泥岩盖层使天然气不可能以达西流的方式通过，在整体断裂不发育的背景下，烃源岩生成的油气只能以底辟构造或者超压诱发的水力破裂为通道发生垂向运移。

3 盖层的有效性评价

莺歌海盆地中央坳陷带超浅层天气然聚集在乐东组直接盖层之下，与具有封闭能力的断层形成有效的封闭空间，此类天然气的保存条件受到超浅层断裂和直接盖层共同控制，代表性气藏有LD-A，LD-B，LD-C 等；浅层底辟带内天然气整体受控于莺一段区域性盖层，砂体间被泥岩隔夹层和伴生断裂分隔，形成多个圈闭构造，且气藏具有独立的气水界面和温压系统，代表性气藏有DF-A 和DF-B 气藏；在中深层岩性圈闭成藏体系中，整体不发育大型断裂，超压盖层是否发生水力破裂是天然气能否保存的关键。因此，在莺歌海盆地中央坳陷带不同成藏体系内盖层封盖的有效性主要受到盖层毛管封闭能力、断裂和水力破裂的控制。以往针对莺歌海盆地各套盖层的封闭性评价已经开展了大量的工作，并利用突破压力对盖层封闭能力进行了评价，结果显示，莺歌海盆地盖层的排替压力主要为2～35 MPa［22］。气藏气柱高度与盖层突破压力的数据［23-26］显示，2 MPa 的突破压力足以封闭几十米，甚至近百米高的气。整体而言，在不考虑破裂的因素下，研究区的泥岩盖层普遍具有较好的封闭能力。因此，下文重点研究构造断裂和水力破裂对盖层有效性的破坏作用及其对天然气成藏的控制作用。

3.1 断裂对浅层及超浅层盖层有效性的影响

不同深度的盖层脆-韧性特征不同，其发生破裂的机制和破裂后的特征存在明显差异［27-30］。为了明确断裂对超浅层及浅层成藏体系盖层封盖有效性的影响，对盖层脆-韧性转换阶段的临界条件进行了厘定。

3.1.1 泥岩盖层脆-韧性转换表征

莺歌海盆地中央坳陷带处于脆性阶段的盖层受力后以破裂和微破裂作用为主，宏观露头上可见脆性断层和大量伴生裂缝，断裂带发育典型的断层核和破碎带二元结构［31］。选取莺歌海盆地中央坳陷带黄流组一段尺寸为25 mm×50 mm 的圆柱体泥岩，开展了不同围压条件下的岩石力学三轴压缩实验，基于岩石应力-应变曲线变化规律及岩石破裂准则［32］，定量厘定了盖层的脆-韧性转换阶段。经过三轴力学实验后，在样品上可以直接观察到明显的破裂现象，破裂主要表现为单一剪切缝，且裂缝的剪切面与最大主应力方向的夹角接近30°。对比不同实验条件下的差应力-轴应变曲线特征表明，样品发生破裂后，应力-应变曲线会出现明显的应力释放，并随着围压的增大，应力降逐渐减小。

通过对比不同有效围压条件下的应力-应变曲线（图8a，8b）发现，当有效围压为15～40 MPa 时，岩石的应力-应变曲线具有明显的应力降，为脆性变形的特征，随着有效围压的不断增大，应力降逐渐减小；当有效围压增至55 MPa 时，应力-应变曲线的应力降明显减小；当有效围压为75 MPa 时，已无明显应力降，岩石变形已具有韧性特征。通过不同有效围压条件下的应力-应变曲线，获取岩石破裂的峰值强度，绘制不同围压与强度的拟合曲线，依据Byerlee摩擦定律和Goetze 准则与Mohr-Coulomb 破裂包络线与强度曲线相交点［33］，分别定量厘定泥岩的脆-韧性转化阶段。结果表明，研究区黄一段盖层脆性向脆-韧性转换的临界条件为有效围压19.5 MPa，埋深约为1 154 m；脆-韧性向韧性转换的临界条件为有效围压96.3 MPa，埋深约为5 698 m（图8c）。

图8 莺歌海盆地中央坳陷带新近系黄流组泥岩盖层脆-韧性转换阶段评价Fig.8 Evaluation of brittle-ductile transition of mudstone caprocks of Neogene Huangliu Formation in central depression zone of Yinggehai Basin

3.1.2 断裂对盖层破坏作用的定量评价

在区域性走滑拉分背景下，超浅层及浅层成藏体系内围绕底辟构造发育大量断裂，尽管这些断裂的断距普遍较小，但仍对油气藏起到了分隔作用。基于盖层脆-韧性转换阶段的厘定结果，超浅层和浅层成藏体系内盖层处于脆性变形阶段，泥岩受力变形易发生脆性破裂，在变形初始阶段，岩石内部形成大量的裂缝，随着变形强度的增大，裂缝密度及规模不断变大，最终演化为一条贯通的大断裂，这种类型的断裂其内部往往发育的是断层角砾岩和断层泥，封闭能力较弱或无封闭能力［32］。随着破裂构造的不断演化，其对盖层的破坏程度也不断增强，当断裂彻底破坏盖层且沟通了储层时，就会导致下部储层内的天然气沿着断裂发生垂向渗漏。研究表明，断裂对盖层的破坏程度主要取决于断裂的断距和盖层厚度的相对大小［31-32］，如果断裂断距大于有效盖层厚度，盖层被断裂完全错断，盖层完整性被破坏，就会失去封闭能力；如果断裂断距小于有效的盖层厚度，断裂虽然切割了盖层，但仍有一部分盖层横向保持连续，可以封闭一定高度的烃柱。因此，可以利用断接厚度评价盖层被断裂破坏的程度，断接厚度计算公式［32-33］为

式中：CJT为断接厚度，m；MT为盖层厚度，m；M为断距，m。

通过对研究区典型气藏构造内独立圈闭顶部的盖层厚度和控藏断裂断距的统计，计算其对应的断接厚度，将断接厚度与圈闭内的含气性进行匹配，可厘定盖层保持封盖有效性的临界断接厚度为86～98 m（图9）。当断接厚度大于临界值时，断裂-盖层在垂向上保持封闭，油气在盖层之下聚集。当断接厚度小于临界值时，天然气发生垂向渗漏，向更浅部位聚集。

图9 莺歌海盆地中央坳陷带超浅层和浅层成藏体系脆性盖层临界断接厚度Fig.9 Critical juxtaposition thickness of brittle caprocks in the ultra-shallow and shallow accumulation systems in central depression zone of Yinggehai Basin

根据莺歌海盆地中央坳陷带乐东区天然气平面分布特征，在LD-A，LD-B，LD-C 和LD-E 区块分别厘定出了若干条对盖层起到破坏作用的断裂（图10）。对比莺歌海组一段和乐东组的含气性，可发现超浅层天然气主要围绕着破坏盖层的断裂分布，即只有当莺歌海组一段盖层被断裂破坏后，天然气才能沿着断裂向乐东组聚集，这些断裂周围是寻找浅层天然气的有利区域。

图10 莺歌海盆地中央坳陷带乐东区断裂对盖层的破坏作用Fig.10 Destruction of faults to caprocks in Ledong area in central depression zone of Yinggehai Basin

3.2 水力破裂对中深层盖层有效性的影响

莺歌海盆地中央坳陷带中深层断裂普遍发育较差，在非底辟构造区发育了系列岩性气藏和含气构造，如DF-C，DF-D，LD-D 气田，同时也有部分构造由于超压导致盖层破裂最终未能成藏。超压诱发的水力破裂不仅为天然气垂向运移提供了通道［34］，同时控制了超压盖层的封盖能力。

在选修2-3中介绍了随机误差、线性回归模型后，引出了相关系数的概念，此处也是“科普”式的处理方法，只是在“链接”中解释了相关系数为什么越接近1，两个量之间的线性相关程度越强．

3.2.1 盖层水力破裂力学机制

盖层水力破裂作用是地应力、孔隙流体压力和岩石强度共同作用的结果。大量研究表明，盖层破裂类型受控于盖层抗张强度和差应力的关系：当地层所受差应力小于4 倍的地层抗张强度（4 T）时［35］，完整盖层发生张性破裂，盖层所能承受的最大流体压力可以表示PA1-PC1；当差应力大于6 倍抗张强度（6 T）时，盖层发生剪切破裂，盖层所能承受的最大流体压力表示为PA3-PC3；当差应力为4～6 T 时，盖层发生张剪混合破裂，盖层所能承受的最大流体压力表示为PA2-PC2（图11）。

图11 不同地应力及力学性质条件下盖层的水力破裂能力Fig.11 Hydraulic fracturing of caprocks under different stress and mechanical properties

盖层发生初始水力破裂和再次水力破裂的临界压力不同，先存水力裂缝的发育削弱了盖层的强度，增加了盖层发生渗漏的风险性。再次发生水力破裂时，往往会优先沿着裂缝薄弱面进行，在发生3种不同破裂的条件下，盖层所能承受的最大流体压力对应为图11 中PB1-PC1，PB2-PC2和PB3-PC3。

为了确定泥岩盖层发生水力破裂的临界条件，通过岩石力学试验得到岩石力学参数，结合地层压力和地应力特征，分析盖层是否发育水力破裂及水力破裂模式。其中，孔隙流体压力通过真实地层测试得到，地应力中的垂向应力通过密度测井数据计算获得，水平应力通过研究区地层真实的LOTs（泄漏试验）和XLOTs（扩展泄漏试验）的数据确定。

3.2.2 盖层水力破裂评价参数

（1）盖层岩石的力学特征

式中：T为地层抗张强度，MPa；Ed为动态弹性模量，MPa；Vsh为泥质体积分数，%；K为矫正系数。

通过比较抗张强度和差应力的大小，研究区不同深度地层的差应力普遍小于4 倍抗张强度，并随深度的增加，差应力与4 倍抗张强度的差值逐渐增大（图12），意味着盖层内一旦发生水力破裂，将始终遵循张性破裂的准则。

图12 莺歌海盆地中央坳陷带岩石抗张强度预测Fig.12 Prediction of rock tensile strength in central Depression zone of Yinggehai Basin

（2）地应力分布特征

垂向主应力主要是由于上覆岩层的重力引起的，因此可以通过密度数据计算得到，即利用深度h对表示密度的函数进行积分，即可得到垂向主应力［37，39］：

式中：Sv表示垂向主应力，MPa，ρw表示海水的密度，约为1 g/cm3；hw表示水深，m，ρc表示上覆岩层的密度，g/cm3；g 为重力加速度，m/s2；h为海面以下岩层的埋藏深度，m。

通过DF-A 底辟构造区密度分析获得密度随深度的函数，进而得到垂向主应力随深度的关系：

式中：ρ1为DF-A 底辟构造区地层密度，kg/m3；Sv1为DF-A 底辟构造区垂向主应力，MPa。

水平主应力的来源主要为上覆地层的重力作用以及板块驱动引起的构造应力，上覆岩层重力引起的水平主应力可以通过单轴应变模型来求取，而构造应力在不同的构造位置具有一定的差异，因此增加了水平主应力解释的不确定性，尤其是水平最大主应力。Hubbert 等［40］在水力破裂理论研究的基础上，结合实际地层测试，建立了利用水力压裂计算最大水平主应力的方法：

式中：SH为地层最大水平主应力，MPa；Sh为地层最小水平主应力，MPa；PFBP为地层破裂压力，MPa；Pp为地层孔隙流体压力，MPa，To为井壁地层抗张强度，MPa。

水力压裂与地层漏失试验中井壁破裂的原理非常相似，因此通过研究区地层真实的漏失试验（LOTs）和扩展漏失试验（XLOTs）的数据确定水平主应力。通常LOTs 在检测到漏失压力之后不再加压以免进一步破坏地层，而XLOTs 是在达到漏失压力之后继续加压，甚至执行多个压力周期，得到更多有关地层强度的信息。完整的漏失试验可以在曲线中得到地层漏失压力（PLOP）、地层破裂压力（PFBP）、裂缝传播压力（PFPP）、瞬时关井压力（PISIP）和裂缝闭合压力（PFCP）［41］（图13）。漏失试验曲线上首个偏离线性关系的拐点为测试地层的漏失压力，因此习惯上将漏失压力的下包络线当做最小水平主应力。由于地层抗张强度及井壁应力集中的影响，得到的破裂压力很可能与水力压裂曲线的重张压力较为接近（研究区大部分为此种情况），即井壁地层抗张强度（To）几乎为零，利用上述方法获得的关键参数，根据Hubbert-Willis 等式可以进一步简化计算水平主应力（图14）：

图13 典型漏失试验曲线［41］Fig.13 Typical leakage test curve

图14 莺歌海盆地中央坳陷带地应力发育特征Fig.14 Distribution of geostress in central Depression zone of Yinggehai Basin

3.2.3 盖层水力破裂定量评价

研究区内主要发育张性水力破裂，考虑到早期走滑断层活动和底辟构造的地质背景，之后的水力破裂都会沿着先存裂缝薄弱面进行，因此可以利用水平最小主应力代表盖层发生水力破裂需要的最小破裂压力。为了表征现今地层压力条件下盖层破裂的风险性，引入破裂压力系数Rbc的概念，为现今流体压力与地层破裂压力的比值。当该值大于1时，意味着盖层已发生破裂或具有极强的水力破裂的风险性；当该值小于1 时，表示该地层压力条件下不发生水力破裂。

式中：Rbc为盖层发生水力破裂的临界压力系数。

对底辟构造顶部和翼部以及临近斜坡区的数据相对完整的区块水力破裂定量评价结果显示，东方区DF-A 气藏顶部盖层水力破裂压力系数大于1（图15a），深部盖层发生水力破裂，随着距底辟距离的逐渐增大，盖层水力破裂压力系数向周缘逐渐降低，如DF-B和DF-C 构造，盖层整体逐渐由水力破裂状态过渡为水力封闭状态。乐东区LD-A 等构造具有相似的规律，底辟区水力破裂压力系数明显高于斜坡区，LD-A 和LD-B 气藏水力破裂压力系数均大于1（图15b），目前已发生破裂或具有极强的水力破裂的风险，深部水力破裂与浅层断裂为天然气提供了有效的通道，使天然气在浅层分布；而位于相对底辟距离较远的、斜坡带上的LD-D 区块，水力破裂压力系数普遍小于1，盖层为天然气提供了有利的保存条件，在气源充足的条件下，LD-D 区是莺歌海盆地深层天然气勘探的有利目标。

图15 莺歌海盆地中央坳陷带新近系黄流组盖层水力破裂压力系数平面分布Fig.15 Hydraulic fracturing pressure coefficient of caprocks of Neogene Huangliu Formation in central Depression zone of Yinggehai Basin

4 盖层的控藏作用

油气能否在圈闭中成藏，盖层的保存条件至关重要，主要体现在盖层自身的微观封闭能力和盖层是否被破坏。莺歌海盆地盖层在自身具有较强毛管封闭能力的基础上，仍有部分圈闭由于封盖条件的不足而导致勘探失利。

在紧邻底辟构造或底辟构造的顶部，浅层断裂和中深层水力破裂共同控制了底辟区天然气的空间分布。由于浅层超压程度相对较小或处于正常压力系统下，几乎难以发生水力破裂，与底辟构造的上拱和塌陷伴生的断裂和裂缝是天然气从浅层到超浅层运移的主要通道。在中深层，尽管断裂不发育，但是构造微裂缝的存在大大削弱了盖层封闭性的强度，同时也降低了水力破裂发生的临界压力，使其中深层超压盖层更容易发生水力破裂，因此，底辟区可以通过底辟构造和水力破裂实现天然气从中深层向浅层的运移。在非底辟区，深层天然气只能以水力破裂为运移通道向浅层运移（图16）。在这种成藏机理的控制下，莺歌海盆地中央坳陷带天然气分布表现出一定的规律，即在气源充足的条件下，超浅层及浅层气藏主要集中在底辟构造的顶部或紧邻底辟构造的砂体内，而中深层气藏主要分布在底辟构造的两翼及远离底辟构造斜坡带内的岩性圈闭中。

图16 莺歌海盆地中央坳陷带天然气成藏模式Fig.16 Accumulation model of natural gas in central Depression zone of Yinggehai Basin

5 结论

（1）莺歌海盆地中央坳陷带浅层及超浅层成藏体系中，断裂对天然气的分布起到控制作用，而在中深层成藏体系中，盖层是否发生水力破裂是其能否保持封闭有效性的关键，一旦发生水力破裂，可为天然气进入浅层具体提供运移通道。

（2）莺歌海盆地中央坳陷带黄流组一段盖层脆性向脆-韧性转换的转换围压为19.5 MPa，埋深约为1 154 m，脆-韧性向韧性转换的转换围压为96.3 MPa，埋深约为5 698 m。利用断接厚度对超浅层、浅层脆性断裂垂向封闭性进行定量评价，脆性盖层封盖有效性被破坏的临界断接厚度为86～98 m。

（3）莺歌海盆地中央坳陷带底辟构造的伴生断裂和水力破裂共同控制了天然气的分布，当中深层盖层内超压达到破裂压力后，天然气穿层运移至浅层成藏，后经断裂进一步调整至超浅层成藏；当中深层盖层内超压始终低于破裂压力，天然气在超压盖层下部砂体内成藏。在这种成藏机理的控制下，在气源充足的情况下，对于浅部成藏体系内气藏主要集中在底辟顶部，而对于中深层成藏体系，气藏主要集中在底辟区及非底辟区发育强超压的砂体部位。