自20世纪70年代开始，西湖凹陷的油气勘探就一直为地质学家所关注，因为对于面积达5.9 ×10⁴ km²的大型新生代沉积盆地，大型构造和圈闭并不缺乏，人们对发现大型油气田给予了厚望，但时至今日仍未找到大型或特大型油气藏，这令地质学家们困惑不解。问题出在哪?控制油气成藏的关键要素是什么，一直以来存在争论。前人对西湖凹陷生、储、盖、圈、运、保等基础石油地质条件开展了大量研究工作^[1-10]，结合勘探实践，证实西湖凹陷发育始新统平湖组煤系烃源岩，是西湖凹陷的主力烃源岩。这决定了西湖凹陷的勘探必然是以找天然气为主。那么对天然气藏而言，天然气分子小、易散失，保存条件显得至关重要。近几年发现的普光、克拉2等特大型天然气田的勘探经验表明^[11-14]，优越的盖层条件是形成大型或特大型天然气田的必备要素。对于西湖凹陷而言，若要寻找大型天然气田，对保存条件的研究就显得尤为重要。

笔者在前人研究的基础上，重点探讨西湖凹陷平湖组和花港组盖层分布特征、微观封闭性以及油气层直接盖层特征，综合判断西湖凹陷盖层条件的优劣，为下一步的油气勘探提供借鉴。

西湖凹陷位于我国东海陆架盆地东部凹陷带中部，西侧以渔山、海礁、虎皮礁3个隆起和长江、钱塘凹陷遥望，东以钓鱼岛隆褶带为界，北与福江凹陷相邻，南与基隆凹陷相通，是一个大型的新生代沉积盆地，新生代沉积厚度超过10 km。整个西湖凹陷呈NNE向展布，由西向东分为西部斜坡带、三潭深凹带、中央反转背斜带、白堤深凹带(图 1)。多年的油气勘探证实西湖凹陷具有较大的油气资源潜力，新一轮的油气资源评价西湖凹陷天然气资源量约有1.7×10¹² m^3[3]，截止至2009年底，在该凹陷共钻探了45口探井，但仅发现了平湖、春晓、残雪等8个小型气田，总探明储量为1 033.17×10⁸ m^3[2]，多数钻探的构造为含油气构造，如玉泉、龙井构造等。

图 1(Fig. 1)

图 1 西湖凹陷构造单元划分

新生界自下而上依次发育古新统，始新统八角亭组和平湖组，渐新统花港组，中新统龙井组、玉泉组和柳浪组，上新统三潭组和更新统东海群。95%以上的油气发现集中在平湖组和花港组，因此盖层的研究也聚焦在这两个组。

盖层的微观封闭机理包括毛细管压力封闭(即物性封闭)、超压封闭、成岩封闭、焦沥青封闭等，对于西湖凹陷始新统平湖组和渐新统花港组泥岩盖层而言，最主要的封闭机理为毛细管压力封闭，其衡量指标为泥岩的排替压力、孔隙度和渗透率。所谓的排替压力是指岩样中非润湿相流体排驱润湿相流体所需的最小压力，也即非润湿相开始注入岩样中最大吼道的毛细管压力，它在毛细管压力曲线上为压力最小的拐点^[15]。实验室中通常测定气体(一般为空气)通过饱含煤油的岩样时所产生的最小压力定为排替压力。排替压力又与孔隙度、渗透率息息相关，因此，可将排替压力作为评价盖层微观封闭性的主要指标。一般以排替压力>8 MPa为好盖层，5 MPa＜排替压力＜8 MPa为较好盖层，1 MPa＜排替压力＜5 MPa为中等盖层，排替压力＜1 MPa为差盖层。

按照以上评价标准，对西湖凹陷四口钻井(图1中A、B、C、D井所示位置)30个泥岩盖层样品的微观封闭性进行了评价。结果显示(表 1)，在中央反转背斜带南端黄岩春晓背斜上的A、B、C三口钻井花港组上段17个泥岩盖层样品中好~较好的样品数为13个，差~中等的只有4个，花港组下段5个样品中4个为较好，1个为中等，这些样品中孔隙度介于1.21%~11.4%之间，渗透率介于2.3×10^-8~4.2×10^-5μm²之间，突破压力介于0.7~17.3 MPa之间，花上段的微观封闭性要整体好于花下段。由此可见，在黄岩一春晓地区花港组盖层的微观封闭性非常之好。西部斜坡带的D井花下段只有一个样品，其孔隙度为6.88%，渗透率为4.75×10^-6 μm²，突破压力为3.5 MPa，评价为中等级别；平湖组7个样品好~较好的有3个，中等的4个，孔隙度均小于6%，突破压力最大可达14 MPa，表明平湖组泥岩盖层亦有较好的微观封闭性。

表 1(Table 1)

表 1 西湖凹陷四口钻井盖层样品微观封闭性测试数据

表 1 西湖凹陷四口钻井盖层样品微观封闭性测试数据

理论计算表明，在地下3 000m深度时具有1 MPa突破压力的泥岩样品，就可以封盖163~326 m的常压气柱高度，单从泥岩突破压力来看，西湖凹陷的泥岩盖层绝大多数都能封盖几百米甚至上千米的气层，但据统计，西湖凹陷已发现的气层最大高度为32 m。也就是说，西湖凹陷泥岩盖层微观封闭性并不是盖层优劣的主要控制因素。

勘探实践表明，单层泥岩厚度、泥岩百分含量和横向分布稳定性是影响盖层封闭能力的重要因素。西湖凹陷钻井揭示的不同层段盖层厚度和泥岩百分含量相差较大，因为油气发现主要集中在平湖组和花港组，下面重点针对这两个组进行分析。

平湖组的油气发现主要集中在西湖凹陷西斜坡，目前已发现平湖、武云亭、宝云亭等商业油气田。钻井揭示的平湖组整体泥岩百分含量均大于50%，单层厚度最大达30 m，平均1.93~8.48 m (图 2)。整体上西部斜坡带的平湖组泥岩分布稳定，单层厚度大，是较好的区域盖层。花港组盖层又可分为花上段和花下段，不同探井花上段泥岩百分含量变化较大，最小值仅25%，最大值为65%，平均值51%左右；单层泥岩厚度变化也较大，最大值为30.84 m，最小值仅0.5 m，平均值1.72~16.21 m。中央反转背斜带的花上段泥岩盖层比西部斜坡带分布更稳定，是一套有效的区域盖层(图 3)。而花下段泥岩作为盖层质量相对较差，据24口井的统计数据看，仅有5口井泥岩百分含量大于50%，最小值仅19.36%，平均值为37.55%。花下段单层泥岩厚度也较小，平均单层厚度仅3.95 m，从区域上看，西部斜坡带南部和中央反转背斜带南部花下段泥岩厚度稍大(图 4)。因此综合起来看，花下段并没有构成区域性的盖层。

图 2(Fig. 2)

图 2 西湖凹陷西部斜坡带平湖组泥岩百分含量和单层厚度统计

图 3(Fig. 3)

图 3 西湖凹陷花港组上段泥岩百分含量和单层厚度统计

图 4(Fig. 4)

图 4 西湖凹陷花港组下段泥岩百分含量和单层厚度统计

是否较薄的泥岩盖层就不能有效封盖油气呢?这需要从已发现的油气层的直接盖层来研究。本文统计了西湖凹陷8个油气田23口钻井约180个油气层的厚度与直接泥岩盖层厚度，结果表明，在中央反转背斜带和西部斜坡带虽然花港组和平湖组直接盖层厚度变化范围较大，但最小厚度均在1~4 m之间。譬如中央反转背斜带南部的花港组随着油气层厚度的增加，直接盖层并不随之相应增加(图 5)，最大的油气层的直接盖层的厚度也只有20 m左右，而最小的直接盖层厚度仅为1 m，封盖了约20 m的油气层。结合前文中泥岩盖层突破压力的分析，说明在西湖凹陷，薄层泥岩亦能有效封盖油气，直接盖层的厚度并非是影响油气成藏的关键要素。当然，较薄的泥岩在横向上变化快，仅能作为局部盖层对油气起到封闭作用。

图 5(Fig. 5)

图 5 中央反转带南部花港组油气层厚度与直接盖层厚度关系

中新统龙井运动不仅造就了西湖凹陷中央反转背斜，为油气成藏提供了有利的聚集场所，其压扭性质的构造运动还形成了一系列共轭的逆断层和正断层^[3]。断层是把双刃剑，不仅沟通了烃源岩和储层，形成油气运移的通道，但也会破坏盖层，使油气散失。春晓气田现今花港组发现的油气全部在有自圈的地方出现，断背斜和断块中几乎没有油气层，这在一定程度上说明断层是不封堵的。但在春晓气田北面的残雪一断桥气田，花港组存在断层封堵的油气层，西湖凹陷的西部斜坡带的平湖油气田，平湖组也存在许多断背斜型油气藏^[3]，这又说明断层起到封堵作用。那么断层是否封堵的条件是什么呢?研究表明，西湖凹陷地层中单层泥岩厚度和泥岩百分含量是断层封堵性最重要的因素。春晓1井花下段泥岩百分含量仅为36.04%，平均单层泥岩厚度仅为2.56 m，最厚为13.4 m；而断桥1井花下段泥岩百分含量可达63.04%，平均单层泥岩厚度达16.58 m，最厚达55 m；西斜坡平湖1井平湖组泥岩平均百分含量50%~70%，呈现出“泥包砂”的特征。这种泥岩百分含量的差异就导致了断层发生错短时，泥岩含量高的地层发生“泥岩涂抹”的概率较高，且容易造成砂泥对接；而以砂岩为主的地层不仅泥岩涂抹概率低，也容易造成砂砂对接，从而降低了断层的封堵能力。西湖凹陷西斜坡平湖组整体泥岩含量高，平湖组泥岩单层厚度多在10~50 m；平湖组泥岩百分含量多在50%~72%；平湖组(钻穿)泥岩累计厚度一般大于400 m，最大957.5 m。这也造成了平湖组发现了多个断背斜油气藏，如宝云亭气藏、武云亭气藏等。

通过对西湖凹陷盖层宏观与微观特征的描述以及盖层与油气成藏关系的探讨，可以得到如下三点结论：

(1) 西湖凹陷在纵向上存在两套区域盖层，即平湖组和花港组上段。平湖组盖层主要分布在西湖凹陷西斜坡，泥岩百分含量高、平面连续性好，是平湖组油气藏主要的区域盖层；花港组上段盖层主要分布在中央反转带南部和西部斜坡带，也具有平面连续性好、单层厚度大、泥岩百分含量高等特点，是花港组油气藏最重要的区域盖层。

(2) 西湖凹陷盖层泥岩的微观封闭性好，泥岩样品突破压力较高，盖层的微观封闭性不是西湖凹陷盖层优劣的主要控制因素。

(3) 盖层是西湖凹陷油气成藏的主要控制因素，断层对区域盖层的影响受地层泥岩厚度和百分含量的影响而不同，当地层中泥岩单层厚度大、泥岩百分含量高时，断层可能主要起封堵作用，与区域盖层一起形成有效的断背斜圈闭；而泥岩单层厚度小、泥岩百分含量低时，断层对区域盖层起到破坏作用，只能形成自圈型油气藏。