0 引言

地层岩石的孔隙中最初都饱和了地层水，油气生成后在水的浮力作用下向上或侧向上运移，遇到圈闭后聚集起来形成油气藏。圈闭是油气聚集的地质场所。若没有圈闭，油气会一直向地表运移，到达地面后以油苗的形式散失掉。

圈闭有3个构成要素：储层、盖层和遮挡层^[1]。储层是圈闭中能够储集油气的岩石层，盖层是阻止油气向上运移的岩石层，遮挡层是阻止油气侧向运移的岩石层。遮挡层与盖层的作用基本相同，都起到了封堵油气的作用。

盖层在油气聚集中起到了十分重要的作用^[2-4]。关于盖层的封堵机理，石油地质学界有3个基本认识^[5-6]：烃浓度封堵、超压封堵和物性封堵。物性封堵是通过毛管压力来实现的，因此也叫毛管压力封堵。通过岩石润湿性分析，对毛管压力封堵、烃浓度封堵与超压封堵机理的深入探讨，研究盖层真正的封堵机理，以期推动盖层评价研究。

1 毛管压力

当油水（气水或油气）2种非互溶流体共存于毛细管中时，重力分异作用会导致流体分（异）层：油在上，水在下，中间为油水分界面。由于油水与毛细管壁的亲和程度不同，毛细管表现出了不同的润湿特性，最终导致油水界面呈现出不同的形态。如果毛细管为中性润湿，油水界面则呈水平状态[图 1（a）]。如果毛细管亲油，油水界面则呈下凹或上凸状态[图 1（b）]。如果毛细管亲水，油水界面则呈上凹或下凸状态[图 1（c）]。

如果在油水界面上方紧挨油水界面的地方测量油相压力，在油水界面下方紧挨油水界面的地方测量水相压力[图 1（a）]，测量结果会出现下面3种情况。

（1）对于中性润湿毛细管的水平油水界面[图 1（a）]，两侧的油、水相压力相等，即

$ {p_{\rm{o}}} = {p_{\rm{w}}} $

(1)

式中：p_o为油相压力，MPa；p_w为水相压力，MPa。

在这种情况下，水平的油水界面可以保持静止状态。

（2）对于亲油毛细管的下凹油水界面[图 1（b）]，油相压力低于水相压力，即

$ {p_{\rm{o}}} < {p_{\rm{w}}} $

(2)

在这种情况下，油水界面会被水相压力拱起，并推动油水界面向上移动。可是，弯曲的油水界面存在一个附加压力，该压力在毛细管中被称作毛管压力^[7]，计算公式为

$ {p_{\rm{c}}} = \frac{{2\sigma \cos \theta }}{r} $

(3)

式中：p_c为毛管压力，MPa；σ为油水界面张力，N/m；θ为润湿角，（°）；r为毛细管半径，μm。

毛管压力指向非湿相一侧，即向下[图 1（b）]，与水油压差的方向正好相反，毛管压力与水油压差达到平衡后，油水界面即可静止。

（3）对于亲水毛细管的上凹油水界面[图 1（c）]，油相压力高于水相压力，即

$ {p_{\rm{o}}} > {p_{\rm{w}}} $

(4)

在这种情况下，油水界面会被油相压力压弯，并推动油水界面向下移动。可是，亲水毛细管的毛管压力向上，与油水压差的方向正好相反，毛管压力与油水压差达到平衡后，油水界面即可静止。

地下的岩石由许多不同半径的毛细管组成，流体可在这些毛细管中流动，由于地下没有亲油的岩石^[8-9]（地下的岩石都亲水），因此，[图 1（a）]和[图 1（b）]的情况都不会出现，只有[图 1（c）]才会出现。

地下岩石最初都饱和了地层水，油气是后来运移进入的。由于岩石亲水，油气为非润湿相，因此，油气运移进入岩石孔隙时毛管压力表现为阻力。根据式（3），粗管的毛管压力低，细管的毛管压力高，因此，油气会首先进入大孔隙，然后依次进入中孔隙和小孔隙，一些微细孔隙因毛管压力太高致使油气无法进入[图 2（a）]。随着岩石含油饱和度的增大或含水饱和度（S_w）的减小，毛管压力是不断升高的[图 2（b）]。

图 2（b）中毛管压力曲线上的排驱（门槛）压力（p_cd）^[7]，是岩石中最大孔隙的毛管压力，也是岩石中最小的毛管压力，即油气进入岩石须要克服的最小阻力。若油水压差小于排驱压力，油则无法进入岩石孔隙，大于排驱压力时才能进入。

岩石的毛管压力曲线形态基本上都如图 2（b）所示，但图 2（b）是用非湿相流体驱替湿相流体（油驱水）测得的，而且是从大孔隙向小孔隙驱替时测得的，可用于研究油气从储集层向盖层的运移问题。若研究油气从烃源岩小孔隙向储集层大孔隙的运移问题，图 2（b）就不能使用了，因为这时候没有排驱压力了。若研究湿相流体驱替非湿相流体（水驱油），图 2（b）也不能使用，但是，图 2（b）中的毛管压力曲线却经常被误用。

2 毛管压力封堵 2.1 亲水岩石

油气在均匀毛细管中的运移基本不受毛管压力的影响^[10]，因为油滴顶端和底端的毛管压力大小相等方向相反，对油滴的作用相互抵消，油滴会在浮力的作用下向上运移[图 3（a）]。均质地层的孔隙大小相当，可视为均匀孔隙，油气可以在其中自由运移而不受阻挡[图 3（b）]。物性变化不大的泥岩地层或砂岩地层都可视为均质地层。

实际的地层都是非均质的，地层的非均质性宏观上表现为岩性差异（砂岩和泥岩）和物性差异（高渗和低渗），微观上表现为颗粒大小和孔隙开度的差异，如泥岩的细粒小孔和砂岩的粗粒大孔。当两种不同孔隙开度的岩石层遇到一起时，就构成了非均质地层，其中孔隙开度相对较大的岩石层可作为储集层，孔隙开度相对较小的岩石层可作为盖层，储层在下、盖层在上，构成一个储盖组合[图 4（a）]。储层和盖层的孔隙开度也没有绝对的界限，只有相对大小。泥岩可以给砂岩作盖层，细砂岩也可以给粗砂岩作盖层^[11]。

图 4（a）代表一个圈闭，也是一个储盖组合，储层和盖层构成了非均质地层。若地层中只有单相流体（油或水），则流体可以在孔隙中自由流动，只是在储层和盖层中的流动能力不同而已。若油水两相流体同时存在，则只有润湿相流体（水）可以在地层中自由流动，不仅可以在储层中流动，也可以在盖层中流动，而非湿相流体（油）则只能在储层中流动，不能在盖层中流动，盖层对油起到了封堵作用。盖层的封堵机理可用图 4（b）的毛细管组合加以说明，图 4（b）上面的细管代表盖层孔隙，下面的粗管代表储层孔隙。盖层的孔隙半径较小，因此，毛管压力较高，用p_c1表示。储层的孔隙半径较大，因此，毛管压力较低，用p_c2表示。显然，p_c1> p_c2。当油滴在储层中运移到盖层时，上面受到一个盖层毛管压力的阻挡作用，下面受到一个储层毛管压力的上推作用，同时还受到浮力的上推作用。若浮力与储层毛管压力之和小于盖层毛管压力，油滴则无法运移进入盖层孔隙而被阻挡下来。因此，盖层封堵油气的力学条件为

$ {p_{{\rm{c}}2}} + \Delta {\rho _{{\rm{wo}}}}\;g\;{h_{\rm{o}}} < {p_{{\rm{c}}1}} $

(5)

式中：p_c1为盖层毛管压力，MPa；p_c2为储层毛管压力，MPa；Δ ρ_wo为水油密度差，g/cm³；g为重力加速度，m/s²；h_o为油柱高度，km。

式（5）也可以写成下面的形式

$ \Delta {\rho _{{\rm{wo}}}}\;g\;{h_{\rm{o}}} < {p_{{\rm{c1}}}} - {p_{{\rm{c2}}}} $

(6)

由式（6）可以看出，只要油柱受到的浮力小于盖层与储层的毛管压力之差，就可以聚集成藏了。圈闭中聚集的油量越多，油柱高度越大，油柱受到的浮力也就越大，当浮力大于盖层与储层毛管压力之差时，油就会突破盖层。因此，一个储盖组合有一个允许的最大（临界）油柱高度，超过该油柱高度，油就会进入盖层孔隙继续向上运移从而散失掉。由式（6）可以得出临界油柱高度的计算公式为

$ {h_{{\rm{oc}}}} = \frac{{{p_{{\rm{c1}}}} - {p_{{\rm{c2}}}}}}{{\Delta {\rho _{{\rm{wo}}}}\;g}} $

(7)

式中：h_oc为临界油柱高度，km。

由式（7）可以看出，地层的非均质性越强，储盖层的物性差异越大，盖层与储层毛管压力的差值就越大，临界油柱高度也就越大，圈闭可以聚集的油量也就越多。因此，地层的非均质性成就了石油工业，均质地层不能聚集油气。

图 5为式（7）计算的临界油柱高度曲线图版，该图版显示了临界油柱高度随盖层和储层毛管压力差值的变化曲线，曲线参数为水油密度差，上面3条（密度差分别为0.3，0.4，0.5 g/cm³）为油藏的临界油柱高度曲线，下面3条（密度差分别为0.6，0.7，0.8 g/cm³）为气藏的临界气柱高度曲线。图版显示，盖层越致密，盖层的毛管压力越高或盖层与储层毛管压力的差值越大，临界油柱高度就越大，意味着圈闭可以聚集的油气数量就越多。图版同时显示，在相同的盖层与储层毛管压力条件下，气藏的临界高度小于油藏，说明气体对盖层条件的要求更加苛刻。当然，气水界面张力通常大于油水界面张力，这也有助于盖层对天然气的封堵。

2.2 亲油岩石

如果岩石亲油，情况就完全不同了，此时盖层不仅不能封堵油气，而且还会加速油气的散失。图 6为亲油岩石孔隙中的油水分布及油水界面形态图。油滴顶端受到一个盖层毛管压力的上拉作用，油滴底端受到一个储层毛管压力的下拉作用，油滴同时还受到浮力的上推作用。显然，油滴受到的上拉作用大于下拉作用，即下式恒成立

$ {p_{{\rm{c1}}}} + \Delta {\rho _{{\rm{wo}}}}\;g\;{h_{\rm{o}}} > {p_{{\rm{c2}}}} $

(8)

由式（8）可以看出，油滴遇到盖层时停不下来会继续向上运移，盖层根本无法封堵油气，圈闭也无法聚集油气。因此，地层岩石的亲水性成就了石油工业，亲油岩石无法封堵和聚集油气。

2.3 烃源岩排烃

所谓的烃源岩排烃，实际上就是油气从烃源岩向储集岩的运移过程，也就是所谓的油气初次运移。若油气的初次运移十分顺畅，则烃源岩的排烃效率就会很高。烃源岩与盖层岩石类似，通常都是致密的岩石类别，孔隙相对较小，而储集岩的孔隙则相对较大。图 7为烃源岩与储集岩的孔隙组合以及油气初次运移图。图 7（a）上面的粗管代表储集岩孔隙，下面的细管代表烃源岩孔隙。烃源岩生成的油滴在孔隙中运移时，顶端受到一个毛管压力的下推作用，底端受到一个毛管压力的上推作用，二者相互抵消，油滴在浮力的作用下向上运移。当油滴运移到烃源岩与储集岩的交界处[图 7（b）]，孔隙变粗，油滴顶端受到下推作用的毛管压力变小，油滴运移的动力增强，运移速度加快。因此，油气的初次运移没有任何障碍，可以顺利进行，并不存在[参见图 2（b）]所示毛管压力曲线的排驱（门槛）压力。

油气在烃源岩中进行初次运移的动力为浮力，运移方向向上，不受毛管压力的控制。进入储集层后开始二次运移，二次运移的动力依然为浮力，运移方向依然向上，遇到盖层后受到毛管压力的阻止开始侧向上运移，进入圈闭后聚集起来形成油气藏。油气可以从烃源岩小孔隙运移进入储集岩大孔隙，却不能从储集岩大孔隙运移进入盖层小孔隙，这就是受毛管压力作用的结果。正是这种作用才保证了油气的聚集和油气藏的形成。图 8显示了油气初次运移和二次运移以及聚集成藏的全过程。

2.4 岩性圈闭封堵

地下存在一些孤立的砂体，砂体周围被泥岩包裹，这样的砂体即形成所谓的岩性圈闭[图 9（a）]。砂体为储集层，周围的泥岩（围岩）既是盖层，又是烃源层。砂体下面的烃源层生成的油气运移进入圈闭后聚集起来形成岩性油气藏，同时把砂体里面的地层水排出。岩性圈闭是一个封闭的系统，但只封闭油气，不封闭地层水。油气只进不出，灌满后就会升压或憋压，油相压力不断升高，油水压差不断增大[图 9（b）]。只要油水压差不超过围岩的毛管压力，油就会聚集起来。因此，岩性圈闭封堵油气的力学条件为

$ {p_{\rm{o}}} - {p_{\rm{w}}} < {p_{{\rm{c1}}}} $

(9)

当油水压差超过围岩的毛管压力时，油就会突破进入围岩孔隙从而散失掉。突破是从砂体的顶部开始的，因为顶部的油水压差大于底部的油水压差^[10]。因此，岩性圈闭有一个允许的最高（临界）压力，由式（9）可以得出岩性圈闭的临界压力公式

$ {p_{{\rm{oc}}}} - {p_{\rm{w}}} + {p_{{\rm{c1}}}} $

(10)

式中：p_oc为岩性圈闭的临界压力，MPa。

油相压力可以用压力系数表示，即p_o = αp_w，代入式（10），得临界压力系数公式

$ {\alpha _{\rm{c}}} = 1 + \frac{{{p_{{\rm{c1}}}}}}{{{p_{\rm{w}}}}} $

(11)

式中：α为压力系数，无因次；α_c为临界压力系数，无因次。

由式（11）可以看出，岩性圈闭的临界压力系数与围岩的毛管压力有关，而围岩的毛管压力又与围岩的物性有关。围岩越致密，孔隙越小，毛管压力就越高，圈闭的临界压力系数也就越高。图 10为岩性圈闭的临界压力系数计算图版，图版的曲线参数为静水压力，20 MPa对应2 000 m的地层埋深（较浅），40 MPa对应4 000 m的地层埋深（中等），60 MPa对应6 000 m的地层埋深（较深）。

由图 10可以看出，只有在毛管压力特别高时，即围岩特别致密时，地层中才有可能达到较高的压力系数（异常高压），像克拉2气藏的压力系数为2.0，盖层为致密膏盐层^[12]。若围岩为普通泥岩，毛管压力较低，临界压力系数也较低，若有较多的油气运移进入憋压，很快就会突破盖层进行卸压，以至于形不成异常高压。只有封闭的地层才可能出现异常高压，开放的地层不会出现^[13]。当然，封闭的地层也可能是正常压力，这取决于运移进入的油气数量和围岩的封堵条件。大多数的异常高压地层都与油气聚集有关，水层出现异常高压的情况极其少见。

3 烃浓度封堵问题

盖层与储层都是多孔介质，都有孔隙，只是盖层的孔隙开度较小、储层的孔隙开度较大而已。虽然盖层的孔隙较小，但通常大于油气分子^[14]。若地层只有单相流体（油、气或水），则可以穿过盖层流动，即盖层不能封堵流体分子，当然也不能封堵油气分子。流体分子通常是无孔不入的。

若地层存在油水两相，由于岩石的亲水特性和毛管压力的作用，油气只能存在于储集层中，盖层中没有油气只有地层水。也就是说两相流体共存时，非湿相流体优先选择进入相对较大的孔隙，而湿相流体则优先选择进入较小的孔隙。盖层对油气起到了封堵作用，圈闭中才有了油气聚集。盖层能够封堵油气，却不能封堵地层水；盖层不能封堵油气分子，却能封堵油气相（图 11）。

油气藏周围的地层水中溶解了少量烃分子，是烃的水溶液。烃在地层水中的溶解度非常低^[15]，否则，地下就没有油气聚集了，油气全部溶解到水中去了。圈闭中一旦有了油气聚集，说明周围的地层水全部被烃饱和了，是烃的饱和水溶液，即盖层水的烃浓度已经达到了烃在水中的溶解度，不可能再升高了。若盖层水的烃浓度低于溶解度，则不会有油气聚集出现^[10]。若盖层同时也是烃源层，则生烃过程会提高盖层水的烃浓度，但最高也只能达到（不可能超过）烃在水中的溶解度，溶解度是烃浓度的上限值，多余的生烃量会聚集成油滴或气泡向上运移出烃源层^[10]。油藏中的烃浓度为100%，盖层水的烃浓度极低，如何进行烃浓度封堵呢？显然，所谓的烃浓度封堵是不可能发生的事情。

4 超压封堵问题

图 4表示出储盖组合中的油水分布，盖层水的压力低于储层中油的压力，这个压力差值由盖层毛管压力平衡后油气才能聚集起来形成油气藏。若盖层水超压，势必把油水界面压弯，然后向下驱替油柱[图 12（a）]。油水在储集层中进行重力分异后，油气再次向上运移到储层的顶部聚集起来[图 12（b）]。地层水的压缩系数很小，即使盖层存在一定的超压，排出少量的水即可卸压，盖层水不可能长期处于超压状态。若盖层因生烃增压，由于过程缓慢增压幅度有限，而且是一边生烃一边排烃的，压力并不能在盖层中累积，而是转化成了上覆储层的流体压力，上覆储层能否超压，取决于储层的封闭情况以及盖层的生烃量。如果油气聚集在了储层的顶部，说明盖层没有超压[图 12（b）]。如果盖层超压了，油气则不会聚集在储层的顶部，而是与盖层有一定距离，油藏顶部会有一个产水段[图 12（a）]，然而，矿场上并没有出现过这种情况，产水段通常都位于油藏的底部。由此可见，盖层超压的说法并没有得到生产实践的支持。

盖层超压的说法来自于欠压实。石油地质学一直认为深层泥岩存在欠压实现象，欠压实是由地层憋压或超压引起的^{[5, 16]}。实际上这是采用等效深度法计算出的结果^[17-18]，并没有经过实践的检验。泥岩地层的渗透率极低，流体流动困难，很难测到压力资料，至今也没有一个实际测压数据显示泥岩地层出现了超压现象。泥岩地层的流体压力都是用孔隙度数据通过等效深度法计算出来的，泥岩的孔隙度又是用声波时差（或其他）测井数据计算出来的^{[17, 19]}。这里有2个环节出了问题。第一，岩石的孔隙度跟压力没有关系，而等效深度法却人为建立了二者之间的关系，并用其计算地层压力。实际上，异常高压地层的孔隙度并不一定高，异常低压地层的孔隙度也不一定低。同一个深度只有一个压力，却有很多孔隙度。显然，孔隙度与地层压力的关系被误用了。第二，声波时差与孔隙度关系的应用范围被无限扩展了。声波时差与孔隙度的关系只能在特定岩性条件下进行使用，此时的骨架性质和流体性质变化不大，这样才能有较好的应用效果，油藏评价中一直使用该关系。油藏评价通常只是针对某个具体的砂层进行的，砂层的性质变化不大。可是，把这种关系无限扩展至盆地的整个沉积厚度就非常欠妥了，在深度跨度较大的情况下，岩性和物性都发生了很大的变化，即使都是泥岩，有机质含量也不相同，因此才出现了许多奇异的现象，如欠压实和油气倒灌等。有些泥岩地层的声波时差高，是因为高孔隙度所致，而有些则是因为高有机质含量所致^[20]，但却统统解释为了高孔隙度，然后再用等效深度法进一步解释出地层的欠压实现象，这样一来几乎所有的深层地层皆为异常高压地层，实际上并非如此。由于粒度分布的非均匀性，孔隙度的波动变化十分正常，但都不是超压所致。泥岩地层是否为异常高压无法证实，而砂岩地层很容易被测压资料所证实，大量的钻探测试结果显示异常高压地层极少，绝大多数地层都是正常压力。相对于正常压力流体，超压流体不仅不会增大声波时差，相反还会减小声波时差。很显然，泥岩地层的超压现象是一个假象，是由于计算方法不当所致，并非真的存在。盖层没有超压，也就不存在所谓的超压封堵。

5 结论

（1）油气聚集是盖层封堵的结果，盖层通过毛管压力把油气封堵在储集层中聚集起来，油气可以从烃源岩小孔隙运移进入储集层大孔隙，却不能从储集层大孔隙运移进入盖层小孔隙。盖层与储层的毛管压力差值越大，能够封堵的油气数量就越多。

（2）盖层水的烃浓度极低，不可能超过油气藏的烃浓度，因此也不可能对油气进行烃浓度封堵。盖层可以封堵油气，却不能封堵地层水；盖层可以封堵油气相，却不能封堵油气分子。

（3）盖层超压是用等效深度法计算出的结果，是一个假象，并非真的超压，也不能对油气进行超压封堵。