1.   天然气成藏研究现状

我国天然气资源丰富，但探明率很低，勘探潜力巨大。目前对天然气成藏机制、形成序列的研究多依据地质分析和地质推断，尽管近年来国内外加强了物理模拟实验的研究，但仍多停留在静态、定性和初步的研究阶段^[1-10]。由于天然气分子比石油小，与油藏相比，具有“易泄漏、难动态、难观察”的特点，因此气藏形成的实验研究具有更大的难度。

最早研究油气运移的学者是MUNN，早在1909年，他就通过简单的实验装置，模拟研究了流动的水对石油在地层中移动和分布的影响，提出了石油运移的水力说，油气二次运移物理模拟实验技术随之诞生^[11]。1921年，EMMONS通过玻璃管，研究了浮力对油气运移与聚集的影响，认为同样条件下气的浮力大于油的浮力^[12]。HUBBERT(1953)与HILL(1961)提出并运用流体势的原理，研究了水动力条件对于油、气、水分布的控制作用，认为低势区有利于油气的运移和聚集^[13-14]。到了1988年，LENORMAND通过实验，成功模拟研究了孔隙介质中油气二次运移过程，提出了黏性指进、毛细指进、稳定驱替3种油气运移的机理^[15]。1989年DEMBICKI等在60.0 cm×2.5 cm的填满亲水沉积物的玻璃管中进行了油气二次运移实验，实验表明在绝大多数情况下，油气可能在多孔的渗透性沉积地层中沿有限通道进行二次运移，发现只有极少量油气在运移通道中以残余油气的形式损失掉^[16]。1992年，LIONEL等使用装有玻璃珠或砂粒的玻璃管，通过设置玻璃珠粒度、油气的密度、油水界面张力以及玻璃管倾角等条件，进行油或气驱水实验，研究静水条件下油气的二次运移，取得重要进展^[17]。

国内学者对天然气运移机制的物理模拟起步较晚，但进展较快。1991年，卢家烂等^[1]模拟了不同地质条件下天然气在黏土岩、碳酸盐岩和石英砂岩中的运移过程，提出了要形成中大型气田必须要有充分的游离气存在。随后卢双舫、李剑、金之钧、史基安等从地球化学、岩石学、储层孔隙结构特征等不同角度，对不同地质条件下油气运移的优势通道进行物理模拟，提出了级差优势、分隔优势、流向优势、流压优势和断面优势5种优势运移通道^[2-7]。2005年，米敬奎等对深盆气藏形成条件进行实验模拟，提出了形成深盆气藏必须具备储层致密、紧邻气源、快速生气3个基本条件^[18]。为了揭示天然气充注成藏机理并总结其成藏模式，陈义才等^[19]、姜林等^[9]开展了油气二次运移过程差异研究的物理模拟实验，提出了天然气分为活塞式和优势式2个运移阶段。2014年，公言杰等提出了油气二次运移可视化物理模拟实验技术发展的三大趋势^[10]。

综观国内外天然气成藏过程模拟实验研究现状与成果^[20-24]，虽然在模拟空间(从一维到二维再到三维)、模拟实验装置(由简陋到精密)、模拟要素(从运移指标、运移方式、运移途径到运移成藏动力学机制)等方面取得重大进展，但在以下方面仍然存在严峻问题：①易泄漏、难密封，实验装置的密封性一直是天然气成藏物理模拟成败的关键和难题；②目前几乎所有的模拟装置均是静态的，而天然气成藏过程是动态的，是构造动态演化过程中的运移、聚集成藏；③气体的充注、运移和聚集现象不明显，观察难度大，更难定量化；④目前模拟的运移途径多是单一的，如输导层或断层或不整合面，而实际上一个气藏的形成，往往是天然气要经过断裂、不整合和输导层等多个途径构建的通道网络进行运移聚集的结果，这些局限性将极大制约对气藏形成过程、成藏机理和分布规律的正确认识。本文针对柴达木盆地西北地区断裂控制天然气成藏机理不清，以及目前天然气成藏模拟实验存在的问题，自行设计了“一种可调式天然气运聚成藏模拟装置”，成功模拟了东坪、马海—南八仙等典型气藏形成过程。与前人研究不同的是，本次实验突破了天然气模拟实验“易渗漏、难观察、难动态”的瓶颈，实现了对天然气的历史、动态、定量的模拟。

2.   地质背景

柴达木盆地位于中国西北地区，是典型的多期改造型压扭性中新生代叠合盆地，面积12×10⁴ km²。柴达木盆地分为柴西南、柴西、柴西北、柴东4个一级构造单元，其中柴西北地区包括柴西北区和柴北缘地区，是天然气藏集中分布的重要领域^[25]。二级断裂葫北—陵间断裂和三级断裂坪东断裂在早侏罗世裂陷期就强烈拉张活动，控制了伊北凹陷、坪东凹陷的形成和演化，沉积了下侏罗统湖—沼相优质烃源岩(Ⅲ型)；中—晚侏罗世，二级断裂冷湖断裂带以南遭受抬升剥蚀，沉积中心北移至受山前一级控盆断裂控制的赛什腾凹陷山前带，发育半深湖—浅湖沉积，形成腐泥型为主的有机质，为形成鱼卡等油田提供了资源基础。从前人研究成果看，无论是早侏罗世的湖沼相还是中—晚侏罗世的半深湖相，均受侏罗纪基底拉张或挤压断裂的控制而沿断裂分布，其规模也与断裂的活动强度和规模有关(图 1)。研究区古近系—新近系砂、泥岩互层构成的储盖组合，是柴达木盆地西北地区天然气藏赋存的有利层位，其中路乐河组(E₁₊₂)、下干柴沟组上段(E₃²)、上干柴沟组(N₁)、下油砂山组下段(N₂¹)等是主要的含气目的层^[26-28]。

图  1  柴达木盆地西部和西北地区T_r断裂与侏罗系烃源岩、气藏分布

据青海油田资料(2011年)修改。

Figure  1.  Distribution of T_r fault and Jurassic source rocks and gas reservoirs in western and northwestern Qaidam Basin

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目前柴达木盆地西北地区发现的天然气藏主要分布在侏罗系—新近系含油气系统中，其形成、演化与分布均受断裂控制^[29]。这些气藏，包括分布于柴北缘山前带平台凸起的平1井气藏，分布于冷湖—南八仙构造带的冷湖七号气藏、南八仙气藏、马海气藏，分布于鄂博梁—鸭湖构造带的鄂博梁Ⅲ号气藏和分布于阿尔金山前带的东坪气藏等，均受断裂控制而沿断裂展布(图 1)，为断控气藏。由于各气藏所在构造带的断裂系统、构造样式、气源供给、输导体系存在差异，导致其成藏机制和分布特征也不同。本文通过不同构造带典型气藏成藏过程的物理模拟，揭示各典型气藏成藏动力机制，建立其分布模式，以指导下步柴达木盆地天然气的勘探。

3.   典型气藏特征

东坪气藏和马仙气藏(又称马海—南八仙气藏)是柴达木盆地西北地区典型的受断裂控制的气藏(又称断控气藏)，前者位于柴西北区，后者位于柴北缘地区，它们分别代表了柴达木盆地不同地质背景、成藏特征的气藏类型。

3.1   东坪气藏

东坪构造位于柴达木盆地西北地区阿尔金山前构造带上，北西—南东向展布，为两侧分别受坪东、坪西断裂控制的不对称冲起背斜构造，东部紧邻坪东生烃凹陷，烃源岩主要为下侏罗统的煤系烃源岩，演化程度高。

目前，在东坪构造上已发现的工业气流主要位于E₁₊₂。东坪1井在3 159~3 182 m井段砂砾岩中获得日产气112 628 m³，压力系数为1.5，储层孔隙度为5%~9%；东坪2井全烃显示最大值主要集中在N₁；东坪3井气层主要集中在E₃²和E₁₊₂。坪东断层属于一个长期活动的基底断裂，它断至烃源岩，是坪东凹陷成熟油气长期垂向运移的通道；而抬升剥蚀作用形成的基岩顶部不整合是坪东凹陷成熟油气侧向运移的通道，两者构成坪东凹陷成熟油气向东坪构造运移的断裂—不整合输导体系(图 2)。东坪构造E₁₊₂、E₃²中的气藏为原生气藏，具有长期运移、晚期成藏的特点，其主控因素包括断裂活动和输导体系。

图  2  柴达木盆地东坪构造天然气运移成藏模式

Figure  2.  Migration and accumulation model of natural gas in Dongping structure, Qaidam Basin

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3.2   马仙气藏

马仙气藏位于柴北缘地区南八仙—马海构造带，包括南八仙、马海等多个气藏，为典型的多期运移、多期成藏的原生气藏。

3.2.1   南八仙气藏基本特征

(1) 气藏现今特征。南八仙气藏位于南八仙—马海构造带的西段，南八仙构造为典型的反冲构造，具有多层位(E₃¹、N₁、N₂¹、N₂²)含气的特点。中浅层N₂²—N₁气藏属于正常压力气藏，压力系数平均为1.04；深层E₃¹气藏为异常高压气藏, 压力系数在1.58~1.82之间。

(2) 气藏成藏组合。油源对比及地质条件分析表明，南八仙油气田的油气主要来自其西南侧伊北凹陷下侏罗统高成熟烃源岩，其所排出的天然气经下侏罗统顶部不整合和深层基底断裂(仙南断裂)及中浅层仙北滑脱断裂构成的断裂—输导层与断裂—不整合输导体系向上运移，聚集在深层E₃²砂砾岩和中浅层N₁、N₂¹、N₂²细粉砂岩所在断控圈闭中。

3.2.2   马海气藏基本特征

马海气藏位于马海—南八仙构造带东部，由马海构造浅层气藏和其西南翼的深层超覆气藏组成。

(1) 马海构造浅层气藏。位于马海构造顶部，中1、马8井等多口井获工业气流，产气层位是E₃²砂岩层，气层严格受构造圈闭控制。马海顶部浅层构造长5.5 km，宽2.3 km，闭合面积12.8 km²，闭合度75 m。储层E₃²砂岩厚度400~600 m，孔隙度为24.9%~34.7%，渗透率为(114.4~224.6)×10^-3 μm²，表明马海地区E₃²有较好的储集和渗透条件。直接盖层为泥质粉砂岩和泥岩，厚15~35 m；气层埋深520~680 m，气层厚度3~8 m。

(2) 马海构造西南翼地层超覆气藏。位于马海构造西南翼的深4、新深5井在E₁₊₂底部古风化壳之上的砂砾岩获低产气流，证实了马海西南翼E₁₊₂地层超覆气藏的存在。气层压力系数为1.2~1.7，气藏含气面积约为50 km²，钻探表明气层在超覆圈闭的上倾部位。E₁₊₂底部砂砾岩上方的泥质岩盖层厚约100~120 m，它和超覆带共同控制了气藏的储存状态。地层超覆气藏是由来自南部伊北凹陷的天然气，沿侏罗系顶部的区域不整合面、基岩风化壳及断层组成的断裂—不整合运移网络通道运聚而成，气藏形成时间为E—N₁。

图 3是马仙气藏的油气运聚成藏地质模式图，该模式是下一步油气运聚物理模拟实验的基础。

图  3  柴达木盆地马海—南八仙油气藏油气运聚成藏模式

据青海油田资料(2011年)修改。

Figure  3.  Migration and accumulation model of oil and gas in Mahai-Nanbaxian reservoir, Qaidam Basin

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4.   气藏动态成藏模拟实验

地质分析对成藏机理的认识多具有主观推断性，而物理模拟实验可以减少这种主观推断。为了揭示柴达木盆地不同类型典型气藏成藏机理，需要对其动态成藏过程进行物理模拟。

4.1   模拟实验装置

4.1.1   模拟装置介绍

依据气藏地质条件与成藏特征，自主研发了气藏形成动态实验模拟装置系统——手动非均匀挤压天然气成藏动态模拟装置(图 4)，用于模拟单向不均匀挤压背景下气藏形成过程。通过手动来调节挤压力度、挤压速度和压缩程度。

图  4  手动非均匀挤压天然气运聚动态成藏物理模拟实验装置照片(背视)

Figure  4.  Experimental device for physical simulation of natural gas migration and dynamic accumulation with manual and non-uniform extrusion (back view)

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手动非均匀挤压装置主要包括3个方面：(1)模拟实验装置；(2)供气装置；(3)动力装置。

(1) 气藏模拟实验装置，主要包括实验台和气藏模拟装置(图 5)。实验台主要是一个纯钢的桌子。气藏模拟装置底部由一个支架支撑，上部为一个长800 mm、高360 mm、厚度200 mm的金属箱装置(图 5c)，整体重量约为88kg；内部可以填充地层，空间为长40 cm、高36 cm、厚度5 cm，两侧为边界挡板，前侧为一个厚度10 cm的有机玻璃板以便于观察现象；顶部为一个开放系统，后面是钻有36个注气孔的钢板(图 5a-b)。

图  5  气藏模拟实验装置实物图及几何尺寸示意

Figure  5.  Experimental device for gas reservoir simulation and its schematic diagram

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(2) 供气装置。主体就是一个装满甲烷气体的钢瓶，连接有压力表、阀门和注气管(图 4)。

(3) 动力装置，包括主动动力系统和被动动力系统。主动动力系统主要为一个可举32 t的螺旋千斤顶，千斤顶固定在一侧，用手摇动挤压实验装置，通过控制推进板速度来模拟不均匀挤压；另一侧用底座横挡板固定，防止底座横挡板滑动(图 6)。底座横挡板与左推进板共同构成被动动力系统。

图  6  手动非均匀挤压天然气运聚动态成藏物理模拟实验装置示意(正面)

Figure  6.  Experimental device for physical simulation of natural gas migration and dynamic accumulation with manual and non-uniform extrusion (front view)

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图 6为简化后的手动非均匀挤压天然气运聚动态成藏物理模拟实验装置示意图(正面)，展示了实验装置的主要构成。

4.1.2   实验目的与模拟条件

通过注气管向实验装置的注气孔注气，在相对封闭条件下，通过动力装置挤压模拟的断控气藏圈闭，实现边挤压边注气，观察构造变形过程中断控气藏形成演化现象(断层活动、地层褶皱、构造圈闭形成演化、气体在断裂输导体系中的运移和在断控圈闭中的聚集、散失等)，进而分析和揭示不同类型断控气藏形成机理，总结气藏形成序列和分布模式。

模拟实验条件的要求是：断层断开层位和压缩距离尽可能与实际地质情况吻合；构造演化、气藏成藏过程中的关键地质事件依据平衡地质剖面、天然气成藏地质模式，按地质时间与实验时间比例进行设计；储、盖层及其组合依据实际情况简化，但尽可能接近实际地质条件；储层依据实际物性情况选用不同粒径石英砂，盖层用软陶泥代替，基底用硬软陶泥代替；断层依据其规模和封闭性，在两层铁砂网中间用不同粒径石英砂或陶泥充填来模拟；断距则依据实际断距按比例来设计；储层先用染红的水浸泡，气体在其中的运移和聚集现象(红色储层含气后明显变白)清晰可见。为了防止实验过程中气体泄漏，在边界档板外侧包裹了一层薄薄的弹性橡皮，封闭效果良好。

4.2   东坪气藏动态成藏物理模拟

4.2.1   地质模型

实验地质模型采用的是一条过东坪1井、东坪2井的主干剖面，剖面呈NEE向，整个构造形态为不对称的两断夹一隆(图 2)，主要的产气层为E₁₊₂，在E₃¹和N₁中也有良好的气显示。

4.2.2   实验参数选取

依据地质分析结果，中生界(Mz)侏罗系源岩在E₃²沉积后、N₁沉积时开始生、排气，实验从N₁沉积时开始，距今23.5 Ma。N₂¹(5.3 Ma)后开始大量排、运气，到N₂³(2.6 Ma)达排、运气高峰，进入Q后持续排、运天然气，但强度有所减弱，直至现今，气藏具有长期运移、晚期成藏的特点。

东坪构造主干剖面的平衡地质剖面横向压缩率为15.0%，实验剖面长度400 mm，实验实际压缩距离60 mm。实验相关时间与压缩参数如表 1和图 7。

表  1  柴达木盆地东坪气藏动态成藏物理模拟实验参数设定

Table  1.  Parameter setting of physical simulation experiment for dynamic accumulation of Dongping gas reservoir in Qaidam Basin

实验参数	65.5~23.5 Ma(第一阶段)E	23.5~5.3 Ma(第二阶段)N1	5.3.0 ~0 Ma(第三阶段)N2—Q
实验过程初步设定	缓慢挤压	缓慢挤压逐渐加速注气阶段	加速挤压大量注气阶段
地史时间差/Ma		0	18.2，23.5
实验时间设定/min		0	9.1，11.8
预期压缩距离/mm		10	50
预期压缩速率/(mm·min-1)		0.55	18.5
进气量	无	少量	大量

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图  7  柴达木盆地东坪气藏形成演化模式

Figure  7.  Formation and evolution model of Dongping gas reservoir in Qaidam Basin

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本文结合东坪1井、东坪2井的物性数据，将东坪构造划分为4套储盖组合：第一套为E₁₊₂，将E₁₊₂分为两套地层，其下部作为储集层(实验材料采用0.2~0.25 mm石英砂)，上部作为盖层；第二套为E₃¹—E₃^2下，将E₃¹作为一套储集层(实验材料采用0.25~0.3 mm石英砂)，E₃^2下的泥岩作为上覆盖层；第三套为E₃²，将E₃²中部孔渗性较高的地层作为储集层(实验材料采用0.3~0.35 mm石英砂)，其上部孔渗性较低的地层作为盖层；第四套为N₁—N₂—Q，将N₁作为一套储集层(实验材料采用0.35~0.4 mm石英砂)，把N₂—Q整体作为一套上部盖层。实验中基底与盖层用陶泥，断层带用两条砂网中间充填0.45~0.5mm石英砂代替。

4.2.3   气藏形成过程模拟的实验模型

图 8a为依据坪东断层两侧地层物性参数所设计的东坪构造模型正面图，图中红色部分为储集层，黄色部分为泥岩盖层。设计了2条断层F₁和F₂，F₂代表实际地层中的坪东断层，作为油源断层，处于开启状态，对天然气起输导作用；F₁断层在整个实验过程中对天然气的运聚不起作用，作为封闭断裂，仅用砂网代替。在1号和4号储集层中分别留有一个出水口，在J和E₁₊₂地层之间放置了一张砂网，模拟J与E₁₊₂之间的不整合面；注气口设在F₂断裂下盘的J中，模拟烃源岩排气，用石英砂填充J便于天然气从烃源岩中排出(图 8b)。

图  8  柴达木盆地东坪构造气藏形成过程物理模拟实验模型

Figure  8.  Experimental model for physical simulation of formation process of Dongping structural gas reservoir, Qaidam Basin

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4.2.4   实验过程与地质解释

依据东坪地区构造演化与气藏形成地质研究成果，将实验过程分为3个阶段：第一阶段为缓慢挤压阶段(不注气)；第二阶段为缓慢挤压逐渐加速注气阶段(时间为0~11′48″)；第三阶段为加速挤压大量注气阶段(时间为11′48″~13′20″)。

(1) 第一阶段——缓慢挤压阶段。缓慢挤压时，无气体充注，也无天然气运移现象。

(2) 第二阶段——缓慢挤压逐渐加速注气阶段。在注气初期阶段，气量相对较少，气体从注气口进入以后先通过不整合面进入到E₁₊₂底部的砂体之中，沿地层上倾方向发生侧向运移进入到断裂带之中。到注气的中期之后，随着气体的不断增加，在浮力的作用之下，气体沿着断裂带向上运移(图 9a)，并开始在顶部的1号储集层中优先聚集成藏(图 9b)。

图  9  缓慢挤压逐渐加速注气阶段(时间在0~11′48″)实验现象示意

Figure  9.  Schematic diagram of experimental phenomenon during the stage of slow extrusion and gradually speeding gas injection (0-11′48″)

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图 10为挤压背景下缓慢注气9′56″和11′48″时刻天然气沿断裂运移并进入各层储层形成气藏的实验照片。

图  10  实验在缓慢注气9′56″和11′48″时刻天然气沿断裂运聚成藏的实验照片

Figure  10.  Experimental photos of natural gas migration and accumlation along faults during slow gas injection at 9 ′56″ and 11′48″

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(3) 第三阶段——加速挤压大量注气阶段。到注气晚期，随着注气量的加大，气体由1号储集层逐渐向下面的储集层中充注形成气藏(图 11)，也就是说在气藏形成的过程中，其形成顺序是由浅层向深层进行的，且在气藏形成过程中地层一直处于一个高压状态。

图  11  加速挤压大量注气阶段(时间大致在11′48″~13′20″)实验现象示意

Figure  11.  Schematic diagram of experimental phenomenon during the stage of speeding extrusion with large amount of gas injection (approximately 11′48″-13′20″)

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东坪构造气藏形成过程实验特点为: ①长期充注，晚期成藏，主要成藏阶段为第三阶段的加速挤压大量注气阶段；②气藏形成时间有差异，即上部浅层气藏形成相对早，下部深层气藏形成相对晚。

4.3   马海西—南八仙气藏动态成藏物理模拟

4.3.1   实验地质模型

实验地质模型采用的是一条过仙6井的剖面，剖面方位大致呈东西向(图 3)，目前已发现的含油气层位较多，包括E₃²、N₂¹、N₂², 相关素材详见3.2。

4.3.2   实验参数选取

依据构造演化研究与成藏过程恢复结果，侏罗系源岩在E₃²沉积后、N₁沉积时开始生、排气，实验从N₁沉积时开始，距今23.5 Ma，到N₂²(3 Ma)开始大量排、运气，到N₂³—Q达排、运气高峰，直至现今。

马仙构造演化过程中主干剖面横向压缩率为8.0%，实验剖面长度400 mm，实验实际压缩距离32 mm。实验模拟相关参数如表 2和图 12所示。

表  2  柴达木盆地马海西—南八仙气藏物理模拟实验参数设定

Table  2.  Parameter setting of physical simulation experiment for Western Mahai-Nanbaxian gas reservoirs in Qaidam Basin

实验参数	65.5~23.5 Ma(第一阶段)E	23.5~3.0 Ma(第二阶段)N1—N22	3.0~0 Ma(第三阶段)N23—Q
实验过程初步设定	缓慢挤压	缓慢挤压逐渐加速注气阶段	加速挤压大量注气阶段
地史时间差/Ma		0	20.5，23.5
实验时间预期设定/min		0	8.0，22.0
预期压缩距离/mm		10	22
预期压缩速率/(mm·min-1)		0.8	1.57
进气量	无	少量	大量

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图  12  柴达木盆地南八仙油气藏形成史示意

Figure  12.  Formation history of Nanbaxian oil and gas reservoir in Qaidam Basin

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结合马仙构造上多口井的孔隙度和渗透率数据进行储盖组合的划分。各层的平均孔渗性如下：E₃¹、E₃²、N₁、N₂¹、N₂²平均孔隙度分别为8.8%，15.6%，15.0%，19.7%，20.5%，平均渗透率分别为2.3×10^-3，18×10^-3 ，23×10^-3 ，55×10^-3 ，65×10^-3 μm²。

根据其孔渗性，将马仙构造划分为4套储盖组合：第一套为E₁₊₂，将E₁₊₂分为两套地层，下部为储集层(实验材料采用直径为0.2~0.25 mm石英砂)，上部为盖层；第二套为E₃¹—E₃^2下，将E₃¹作为储集层(实验材料采用直径为0.3~0.35 mm石英砂)，E₃^2下泥岩为上覆盖层；第三套为E₃^2上—N₂^1下，将E₃²和N₁作为储集层(实验材料采用直径为0.35~0.4 mm石英砂)，将N₂^1下作为盖层；第四套为N₂^1上—Q，将N₂^1上和N₂²作为储集层(实验材料采用直径为0.4~0.45 mm石英砂)，把N₂³—Q整体作为一套上部盖层。实验中基底与盖层用陶泥，断层带用两条间隔5~20 mm的砂网，并在中间充填0.5~0.55 mm石英砂。

4.3.3   马仙构造气藏动态模拟实验模型

图 13a为马仙构造模拟实验的正面图，其中红色部分为储集层，填充模型时将砂体全部染成红色，黄色部分为泥岩盖层和基底。设计有3条断层：F₁、F₂和F₃。F₁和F₃都是设计为开启的断层，起输导油气的作用，两侧用砂网与地层砂体隔开，中间填充0.5~0.55 mm的石英砂。F₂断层主要表现为封堵作用，输导油气作用相对较弱，两侧用砂网与地层隔开，中间填充陶泥(图 13a，c)。设计有4个测压口，一个位于F₃断裂带中，其他3个分别位于2号、3号和4号储集层中(图 13b，c)。J₁烃源岩与上面的地层间用砂网隔开，表示不整合面，进气口和烃源岩位置见图 13c。

图  13  柴达木盆地马仙构造气藏形成过程物理模拟实验模型

Figure  13.  Experimental model for physical simulation of formation process of Maxian structural gas reservoir in Qaidam Basin

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4.3.4   实验过程与地质解释

实验过程分为3个阶段：第一阶段为缓慢挤压阶段；第二个阶段为缓慢挤压逐渐加速注气阶段(时间大致从0′~8′)；第三阶段为加速挤压大量注气阶段(时间大致从8′~20′)。

(1) 第一阶段——缓慢挤压阶段。缓慢挤压时，无气体充注，并无天然气运移现象。

(2) 第二阶段——缓慢挤压逐渐加速注气阶段。在注气初期阶段，气量较少，气体在扩散力、浮力作用下沿开启的断裂—不整合—输导层构成的网络通道缓慢运移，没有明显气体聚集现象。在注气中期阶段，随着气量的逐渐增加，气体优先在气源附近的储层运聚，开始聚集于其中的低势圈闭中(如南八仙深层构造圈闭、马海西南E₁₊₂超覆圈闭)，同时部分油气也开始沿断裂输导系统向上运移(图 14)。

图  14  缓慢挤压逐渐加速注气阶段(时间大致从0′~8′)实验现象示意

Figure  14.  Schematic diagram of experimental phenomenon during the stage of slow extrusion and gradually speeding gas injection (roughly from 0′ to 8′)

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(3) 第三阶段——加速挤压大量注气阶段。在注气晚期阶段，11′50″时4号储集层靠近烃源岩的部分大面积变白(相当于南八仙深层构造气藏)，中部砂体完全变白，右侧上倾尖灭带的砂体(相当于马海中浅层气藏)有开始变白的现象(图 15a-b)，表明气体通过断裂—不整合输导体系先在离气源较近的圈闭中聚集成藏(4号储层中部砂体，相当于南八仙深层构造气藏)，而后穿过F₃断层进入到4号储集层右侧上倾尖灭带的砂体中聚集(相当于马海北E₁₊₂超覆气藏)。到13′10″时，随着气体进一步注入，气体进入到F₃断层中，在浮力的作用下沿着断裂向上运移，在F₃断裂的顶部出现变白的现象，同时1号测压管发生管喷现象(图 15b-c)。到16′10″时，F₃号断层已经几乎完全变白，表明气体已经充满断层，2号储集层和3号储层(相当于南八仙滑脱断裂下盘浅层气藏)右侧上倾方向上都已经开始变白，1号储层已经大面积褪色，气体穿过断层进入到储集层之后，优先沿着构造脊运移，在地层上倾方向上聚集成藏。同时由于构造挤压作用，可以明显发现1号储集层右侧上部泥岩发生隆起现象(图 15d-e)，随着气量的不断增加，其中也开始有气体聚集(相当于马海中浅层背斜构造气藏)(图 15f)。停止注气后，浅部地层由于保存条件相对较差，规模不断减小并逐渐消亡，而深部气藏保存条件相对较好，保存相对完整。

图  15  加速挤压大量注气阶段(时间大致从11′~20′)实验现象照片

Figure  15.  Experimental photos of speeding extrusion and mass gas injection stage (roughly from 11′ to 20′)

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4.4   实验启示

4.4.1   晚期成藏的气藏具有“先浅后深”气藏形成序列

实验表明，断层输导体系控制的晚期成藏的气藏组合，往往具有浅层气藏先形成、深层气藏后形成的成藏序列，如东坪气藏。晚期成藏往往与晚期断裂活动密切相关，成藏时间短，但存在先后顺序。晚期断裂往往向上断开的层位高，强度大，甚至断至地表。断层在活动期的短期内，深部气源的气在强大的压差作用下迅速沿断裂输导体系向浅层运移。由于供气量大于散失量，气体在断裂带内迅速大量聚集，气压迅速增高，形成异常高压，当异常高压超过其两盘储层的排替压力(毛管压力等阻力)时，断裂带内的气体将突破储层阻力(毛细管力等)进入到储层继续运移，并在储层的低势区聚集成藏。由于浅层储层成岩、压实作用相对较弱，物性相对较好，因此，断裂带中的高压气体往往首先进入浅层储层运聚，形成浅层气藏。随着断裂带中气压的进一步升高，高压气体往往依次进入到阻力相对较大的中、深层储层中运聚成藏，从而形成“先浅后深”的气藏形成序列。研究区东坪气藏、南翼山气藏的形成具有这种特征。

4.4.2   长期、多期成藏的气藏具有“先深后浅”气藏形成序列

对于一个长期、多期成藏的气藏组合，往往与控制其形成的断裂长期、多期活动密切相关。断裂早期活动往往控制气源岩的形成、分布和演化。断裂中期活动控制了天然气的运移通道系统和聚集空间，从而控制当时天然气的形成与分布。如南八仙构造的深部气藏、马海西的地层超覆气藏，这些气藏往往分布于断裂输导体系及其附近的圈闭之中，其成藏动力以异常高压、构造应力和浮力为主。断裂晚期活动，一方面继续输导运移深部气源岩排出的中高成熟度气；另一方面极可能破坏、调整其下部已经形成的原生气藏，通过异常高压的传递和浮力的作用，将其下部气藏泄漏的气体输导、运移到中浅层断裂体系控制的各类圈闭中聚集成藏，如南八仙构造中浅层气藏；或将其下部气藏泄漏的气输导到中浅层的其他输导层中，并在其中继续运移，在适当的圈闭条件下聚集成藏，如马海构造浅层气藏。这类序列的气藏由于形成先后与对应的储层(圈闭)相匹配，时间越早，运聚的层位越深，时间越晚，运聚层位越浅，从而形成“先深后浅”的气藏形成序列；气藏分布于断裂输导体系及其附近区域，纵向上呈“层楼式”展布特征。南八仙、马海西气藏的形成具有这种特征。

4.4.3   “断裂传递高压驱动”是中浅层天然气晚期成藏的重要机制

深部高—过成熟的天然气(藏)具有异常高压，通过深大断裂及其输导体系与中浅储层和圈闭相连通，形成良好的“源(或藏)—断—储—圈闭”空间匹配关系。断裂及其输导体系连通深部高压气源层(或气藏)与中浅层储层，导致强大的源储压力差，成为天然气向上运移的主要动力。在中浅层，深部天然气因巨大的源储压差沿断裂向上传递，突破断裂带及其两盘储层的毛细管力等阻力，进入中浅层储层继续运移，在相对低势区(各类圈闭)中聚集成藏，形成中浅层天然气藏。这里源(或原生气藏)储压差为天然气运移成藏动力，断裂输导体系(断裂—断裂、断裂—不整合、断裂—输导层或断裂—不整合—输导层)是天然气运移的通道，断裂输导体系及其附近的各类断裂相关圈闭(如断层遮挡、断块、断鼻、断背斜、断层—岩性、断层—不整合等)是天然气聚集成藏的空间，断裂活动与各类圈闭形成的时间耦合决定圈闭的有效性。断裂传递高压驱动成藏是天然气晚期成藏的重要机理，“先浅后深”成藏序列是这类气藏的一个重要特征，也是断裂传递高压驱动成藏机理的作用结果。东坪气藏、南翼山气藏形成机制具有类似特征。

4.4.4   浅层残留气藏极可能是深层整装气藏存在的重要标志

从模拟实验可知，气藏的形成不仅在平面上成群成带展布，而且在纵向上是深、浅部气藏成层、成串分布。任何一个气藏都有衰竭、消亡的过程，浅层气藏由于散失快、破坏强、保存条件差，往往先衰竭，而相比之下深层气藏往往保存条件较好，相对整装，是有利的勘探目标。于是，本文提出了“深浅共存”、“浅差深好”的气藏保存序列，提出“依浅找深”的天然气勘探思路，用于指导深层气藏的勘探；预测柴达木盆地鄂博梁、葫芦山、鸭湖、南翼山等残留气藏之下的中、深层存在整装的天然气藏，是下一步天然气勘探的重点领域。

5.   结论

(1) 自主研发了“一种可调式天然气运聚成藏模拟装置”，成功模拟了柴达木盆地东坪、马海—南八仙等典型气藏的形成过程。

(2) 东坪、马海—南八仙天然气藏成藏过程的物理模拟结果与地质研究结果(如气源对比、充注期次等)具有很好的相符性。

(3) 实验表明，不同类型的气藏具有不同的成藏过程和特征，晚期成藏的气藏具有“先浅后深”气藏形成序列，而长期、多期成藏的气藏具有“先深后浅”气藏形成序列，气藏分布于断裂输导体系及其附近区域，纵向上呈“层楼式”展布特征。

(4) 受实验启示，揭示了“断裂传递高压驱动”是中浅层天然气晚期成藏的重要机制，提出了浅层残留气藏极可能是深层整装气藏存在的重要标志的认识，这对深部气藏的勘探有重要的预测意义；总结出“深浅共存，深好浅差”的天然气藏共生与保存序列规律，提出了据“浅”寻“深”的天然气勘探新理念。