异常高压对四川盆地龙马溪组页岩气藏的影响

管全中，董大忠，芦　慧，2，刘　波

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆163318；3.中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安716000）

异常高压对四川盆地龙马溪组页岩气藏的影响

管全中1，董大忠1，芦慧1，2，刘波3

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆163318；3.中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安716000）

四川盆地下志留统龙马溪组黑色页岩主要为浅海—深水陆棚相沉积，分布面积广，厚度大。龙马溪组页岩气高产层段地层压力均为异常高压，研究认为，欠压实增压、矿物成岩作用、构造挤压和有机质热演化增压，是造成该层异常高压的主要因素。异常高压对页岩气藏的影响，一方面，能够全面抑制烃源岩热演化，使生气镜质体反射率下限上移；另一方面，能减缓压实等成岩作用，使储集层保存相对较高的孔隙度和渗透率，并通过诱导有机酸的溶蚀和岩石有效应力的减小，形成次生孔隙和微裂缝，提高了储集层的渗流能力，但对压裂改造提出了更高的要求。此外，随着地层压力的增高，吸附气的含量也会随之增加，使得页岩气藏含气性更佳。总体来说，异常高压有利于页岩气的富集。

四川盆地；龙马溪组；异常高压；页岩气藏

我国陆上广泛发育海相、海陆过渡相及煤系、湖相富有机质黑色页岩，页岩层段常出现异常高压，又经历多期的构造运动。长期以来，页岩气的研究主要集中在气藏成藏机理、储集层微观孔隙及其结构特征等方面，而对于其内部异常高压的各种影响研究较少。本文以四川盆地下志留统龙马溪组黑色页岩为例，着重分析异常高压形成机制及其对页岩气藏的影响，为后期页岩气有利区带评价和优选奠定基础。

1　区域地质概况

四川盆地位于扬子准地台的西北部，西以松潘—甘孜褶皱带和龙门山冲断带为界，北以米仓山穹隆和大隔槽式褶皱带相隔，西南一侧为滇黔川鄂构造带，整体呈现出长轴北东向的菱形外貌，面积约19×104km2.

元古宇基底之上沉积了厚4~7 km的古生界—中三叠统海相盖层。中奥陶世，原华南洋俯冲，扬子陆块与华夏陆块碰撞，扬子板块结束了被动大陆边缘模式，转为活动大陆边缘前陆盆地的构造演化阶段，并形成了雪峰—黔中—滇东南古隆带和川中古隆带。

随着川中古隆的扩大和前隆的掀斜作用，盆地内水体由浅变深，水流不畅，形成滞留盆地（图1）。志留系龙马溪组的沉积环境以缺氧、还原条件下浅海—深水陆棚相为主，下段主要为黑色碳质页岩，向上逐渐过渡为深灰色、灰绿色泥岩夹粉砂岩[1-4]。厚度100~500 m，富含笔石化石，含有大量有机质，为古生界最佳烃源岩（图2）。

图1　四川盆地下志留统龙马溪组沉积环境（据文献［1］修改）

龙马溪组黑色页岩主要沉积于川东北、川东鄂西、川南等几个沉降中心，由于受川中隆起、黔中隆起和汉南古陆的影响，其沉积范围比五峰组略小。其中以川中威远—川南自贡—泸州一带黑色页岩最发育，厚度基本都大于20 m，最厚可达300 m；川东—鄂西云阳—石柱—綦江一线黑色页岩层也很发育，厚度可达百米；川东北镇巴—镇坪及鄂东通山地区志留系下部均发育几十米厚的黑色页岩[5-7]。

2　异常高压形成机理

异常高压的形成机理很多，对于某一地区或某一异常压力带，常常是一种或几种因素占主导地位。图3为川南地区龙马溪组异常压力系数分布，高产井的地层压力均为异常高压。对四川盆地龙马溪组页岩综合分析后认为，异常高压的成因主要有以下4个方面。

图3　川南地区龙马溪组页岩地层压力系数分布

（1）与沉积作用有关的欠压实增压在成岩过程中，因泥页岩内部流体受致密带阻隔未能有效地及时排出，压力急剧增加，孔隙水被迫承担部分上覆压力，因而形成异常高压。

欠压实应具备如下条件：①巨厚的沉积物；②厚层黏土岩的存在；③含有互层砂岩或粉砂岩等高渗带；④快速堆积加载；⑤在许多地区，欠压实多发生在海退层序中，而其中快速沉积是最主要的因素[8]。研究区自奥陶纪赫南特期开始，海平面急速下降，纹层持续变厚，表明龙马溪组沉积速度快，其页岩欠压实作用显著（图4）。阳深2井位于川南地区龙马溪组沉积中心，2 680—3 058 m为石牛栏组，其声波时差变化趋势总体符合指数递减曲线（即泥页岩正常压实曲线），而3 058—3 552 m的龙马溪组笔石页岩段声波时差明显高于正常趋势线[9]，表明龙马溪组黑色页岩处于欠压实状态，存在异常高压。

（2）与矿物成岩作用有关的增压在地层条件下，受温度、压力的影响，不稳定的黏土矿物会转变为更加稳定的黏土矿物，主要以蒙脱石脱水转变为伊利石为主。蒙脱石在转变过程中，常常会在泥页岩内部形成异常高压。蒙脱石是一种膨胀性黏土，富含层间水，一般含有4个或4个以上的水分子层[10]。蒙脱石向伊利石转化过程中会释放这些层间水，这些层间水会部分或全部转化为自由水，新增的自由水必然会增加泥页岩内部的流体体积。并且，这些层间水的密度比孔隙水要大，脱水后体积必然膨胀，综合这些原因，在泥页岩封闭—半封闭的状态下，必然引起异常高压。但是，蒙脱石在转化的过程中也会形成较多的孔隙，可能部分或完全抵消这些层间水的影响。因此，这种增压机理可能只起到辅助性的作用。

X衍射分析结果显示，四川盆地龙马溪组页岩黏土矿物中伊利石含量52%~80%，绿泥石含量10%~ 20%，高岭石含量0~6%，不含蒙脱石。由此可见，蒙脱石已完全转化为伊利石等矿物，释放层间水，引起页岩储集层异常高压。

（3）与构造挤压作用有关的增压虽然构造抬升作用倾向于形成异常低压地层，但构造挤压作用对超压地层的形成颇为重要。四川盆地从中三叠世开始，由相对稳定的克拉通裂陷向挤压环境下的前陆盆地转化，燕山运动和喜马拉雅运动进一步加强了构造挤压作用的影响（图5）。在此期间，四川盆地遭受了龙门山构造带、大巴山构造带、米仓山构造带和雪峰山构造带的强烈推覆、挤压作用，加之页岩储集层普遍低孔、超低渗，孔隙中的流体处于封闭状态，因此地层易形成异常高压。但是，构造挤压作用也可以产生地层破裂，形成裂缝或断层，使地层泄压[11-12]。寒武系筇竹寺组与志留系龙马溪组相比，页岩地层压力较低，原因在于其顶底板裂缝发育。因此，构造挤压作用对异常高压的影响分析需要结合岩石的力学性质。

（4）与有机质热演化作用有关的增压机理在温度和压力的综合作用下，沉积物中的有机质大量生、排烃，是引起页岩气藏异常高压的主要因素。干酪根在生烃的过程中，会产生几倍甚至十几倍于本身体积的烃类，导致页岩层中异常高压的产生。页岩储集层中大量生烃时，储集层中流体由单相流体转变为多相流体，流体的渗透率降低。在有机质演化高成熟—过成熟阶段，生成大量以甲烷等低分子为主的天然气，体积进一步膨胀。这些低分子气体一方面对温度、压力更为敏感；另一方面，由于含气量大，则含水饱和度低，一般小于5%，孔隙水的有效渗透率几乎为零[14]。在储集层封闭—半封闭状态下，泥页岩无法进一步压实，孔隙水承担部分地层压力，形成异常高压。

四川盆地龙马溪组黑色页岩有机质含量高，热演化程度达到高成熟—过成熟阶段。龙马溪组最发育的川南地区烃源岩镜质体反射率趋于2.0%，川东地区烃源岩镜质体反射率为3.2%~3.8%；川东北地区烃源岩镜质体反射率已近4.0%，均已达到热裂解生气阶段，含气量高，含水率低，是龙马溪组页岩气异常高压形成的重要因素。

图4　阳深2井下志留统页岩声波时差变化趋势（援引自文献［9］）

图5　四川盆地下志留统烃源岩热演化趋势分布（援引自文献［13］）

3　异常高压对龙马溪组页岩气藏的影响

3.1异常高压对烃源岩热演化和封盖作用的影响

（1）对烃源岩热演化的影响石油地质工作者早已就注意到了压力对油气生成的影响，根据含油气盆地烃源岩温度、时间和埋藏深度的回归分析，提出了剩余压力对油气生成起抑制作用，即超压的存在会不同程度地使生油窗、生气窗的镜质体反射率下限上移。我国学者对莺歌海盆地乐东30-1-1A井、崖19-1-1井的研究也得出同样的结论[15]。

龙马溪组页岩在川南地区、川东北地区以及川东地区沉降中心的沉积厚度大体相同，三者埋藏深度亦接近。但从图5可以看出，川南地区下志留统龙马溪组页岩热演化程度，明显没有川东北地区和川东地区高，异常高压是其重要的影响因素之一。第一，异常高压作为一个封闭系统，能够很好地阻止封存箱内地层温度的增加，产生此种现象可能与孔隙水有关，水的隔热效果是饱含流体沉积岩（泥页岩除外）的3倍以上。因而减弱了二叠纪峨眉地幔柱热体制和后期前陆盆地发育阶段的构造-沉积演化的影响[16]，延缓了川南地区龙马溪组富有机质页岩的成熟过程。并且，大量孔隙水的存在可以降低黏土矿物的催化作用，利于促进异常高压对有机质热演化的抑制；最重要的一点，四川盆地龙马溪组属于早期异常高压，通过对长芯1井龙马溪组残留烃（S1）和裂解烃（S2）分析，发现S1/（S1+S2）集中于0.6~0.9（图6），这是早期异常高压造成有机质热演化产物未能有效排出的反映。而川东北地区龙马溪组虽然也处于异常高压状态，但异常高压程度不如川南地区，而且断裂较为发育，断层活动摩擦生热会促进烃源岩的热演化，使镜质体反射率较高。综上所述，异常高压抑制了川南地区龙马溪组有机质演化和生烃作用。所以，在后期页岩气有利区带评价和优选的过程中，应选择镜质体反射率相对较高（镜质体反射率大于1.3%）的区域。

图6　长芯1井S1/（S1+S2）与深度的关系

（2）对地层封盖作用的影响异常高压能够形成一个相对封闭的环境，因此它能成为很好的盖层。在异常高压封闭系统中，泥页岩中黏土矿物的转化和成岩生物化学作用会释放Si4+，Ca2+，Mg2+等，由于浓度的差异和吸附作用，离子都趋于富集在泥页岩层的表面，沉淀或析出形成封闭，延缓了内部流体的散失。

3.2异常高压对储集层的影响

（1）对储集层岩石学特征的影响页岩储集层主要含有石英和长石等脆性矿物、碳酸盐矿物、黏土矿物以及有机质等。储集层矿物组成和相对含量对储集层的岩石力学性质、敏感性和含气性具有重要的影响。龙马溪组与北美产气页岩的矿物组成大体相当（图7），但北美页岩气藏以常压和高压为主[16]（表1）。在常压、正常沉积地层中，伊蒙混层含量和伊蒙混层比会随成岩作用持续进行而逐渐降低，而龙马溪组页岩中二者含量均无明显变化，说明异常高压有效抑制了成岩作用的进行，使岩石矿物组成复杂化，但这对储集层可压裂性没有太大影响。另外，由于此类气藏初始为异常高压，在开采过程中，随着气藏压力下降，岩石骨架承受的有效应力逐渐加大，从而使岩石颗粒发生弹塑性形变，气藏储集层的物性变差，影响气藏的开发效果。龙马溪组页岩黏土矿物含量25.6%~ 52.5%，以伊利石、绿泥石为主，储集层易发生应力敏感性、水敏性等伤害。

图7　龙马溪组与Barnett组页岩矿物组成对比

表1　龙马溪组与北美产气页岩对比

（2）对储集层物性的影响页岩储集层物性以低孔、低渗为主，孔隙结构比常规储集层要复杂得多。通过研究发现，龙马溪组页岩孔隙含有大量粒间孔和晶间孔，孔隙结构以墨水瓶状和圆台状为主，前者有利于吸附，不利于扩散，易形成异常高压，对页岩气的保存和物性的改善有着重要的作用。

异常高压减缓物性变差。随着压实作用的进行，碎屑颗粒由点接触→线接触→凹凸接触→缝合线接触，页岩储集层孔隙空间逐渐变小。但在异常高压情况下，它可以部分支撑上覆地层的载荷，减小页岩层段的有效应力，减缓对储集层的压实作用。而且，异常高压还能阻止储集层内部流体的相对运动、离子的富集和能量的交换，从而减缓或抑制成岩作用和胶结作用。龙马溪组页岩孔隙度主要集中于4%~8%，占74.6%；渗透率平均为0.587 mD，渗透率大于或等于1 mD的储集层占29%.与Barnett组页岩相比，物性较好。

异常高压还能改善储集层的物性，主要通过物理和生物化学两种作用机理来实现[17-18]。在物理作用方面，异常高压一方面使岩石的有效应力降低，容易沿着页岩层理面等薄弱层带形成微裂缝；另一方面，异常高压的孔隙流体压力降低了页岩颗粒之间的摩擦系数，使岩石有效应力降低，因而岩石强度降低。在生物化学方面，有机质生排烃的过程中会产生大量的有机酸，这些有机酸溶于流体中形成酸性水，可以使页岩储集层中碳酸盐矿物充填物和长石等易溶颗粒溶解，高浓度有机酸甚至可以溶解硅质和黄铁矿等颗粒，加之异常高压能扩大盆地中有机酸的波及范围，促进溶解作用的有效进行。此外，异常高压是一个绝好的封闭隔热系统，能够让内部处在一个相对高温高压的情况下，促进生烃作用的进行，使得孔隙流体压力进一步加大[19]。龙马溪组页岩储集层微裂缝非常发育，电子显微特征显示，其规模大小一般在10~23 μm，部分被沥青、硅质和玉髓等矿物充填或半充填，部分处于开启状态，增大了储集层的渗透率，有利于页岩气的产出。

（3）对储集层压裂改造的影响页岩储集层作为致密储集层的一种类型，大多数需要进行体积压裂等改造方式才能商业化生产。异常高压有利于储集层内部微裂缝的形成，虽然大多数被碳酸盐岩等矿物充填或半充填，但这样的页岩储集层易于后期压裂改造[20-21]。异常高压也会给压裂开发带来不利的因素。异常高压通常会在储集层内部形成高温，高温、高压的地层条件对压裂材料要求高，压裂液由于压力升高而黏度增大，这就要求其耐高温、低摩阻，能够快速破胶、高效返排、减少对储集层伤害；由于部分流体泄压而导致上覆压力的增加，要求支撑强度高、不易变形和导流能力高。

3.3对含气性的影响

页岩储集层中异常高压的存在对页岩气成藏较为有利。页岩气中吸附状态天然气含量在20%~ 85%，一般为50%左右[22]。吸附气含量高有利于单井稳产，而异常高压有利于吸附气富集，储集层压力越大，吸附气含量越高。在压力为8.5 MPa时，长芯1井龙马溪组黑色页岩在80，110和120 m井深点的岩心（70℃等温），页岩甲烷吸附能力分别为0.71，0.66和1.05 m3/t，与圣胡安盆地Lewis页岩相近[23]。储集层异常高压亦有利于页岩气藏中游离气的产出，容易形成高产井（表1），墨西哥湾沿岸的Haynesville页岩地层压力表现为异常高压，其单井平均日产量也在北美地区最高；而龙马溪组地层压力亦为异常高压，重庆焦石坝焦页1HF井6×104m3/d已经稳产1.5 a，累计产量3 769×104m3，其地层压力系数约为1.55.表2也表明四川盆地及周边海相页岩气产量与压力系数存在着较好的相关性。另外，异常高压表明页岩气产层保存条件良好，气源充足。筇竹寺组页岩气产量比龙马溪组偏低，保存条件是制约的关键因素之一，筇竹寺组页岩气产层上覆裂缝较发育的页岩，下伏孔、缝发育的白云岩，都不利于天然气的保存，而龙马溪组恰好与之相反，其上覆、下伏均为致密岩层，保存条件好。因此，异常高压有利于页岩气藏的形成和保存。

表2　龙马溪组页岩气产量与压力系数关系

4　结论

（1）四川盆地下志留统龙马溪组是浅海—深水陆棚相沉积，厚度大，分布面积广，有机碳含量高，演化程度较高，具有形成页岩气藏的有利条件。

（2）龙马溪组页岩地层压力系数较高，属于异常高压地层。其形成的主要因素是泥页岩快速埋藏引起的欠压实作用以及有机质演化过程的体积膨胀增压，成岩作用只起着辅助作用。

（3）异常高压一方面对有机质的演化具有抑制作用，使得生气下限上移；另一方面，异常高压减缓了压实成岩作用，保存了部分原始孔隙和次生孔隙，而且也减小了岩石的有效应力，有利于产生微裂缝，提高储集层的渗流能力，但对压裂改造提出了更高的要求。此外，吸附气含量随着压力的升高而逐渐增加，有利于吸附气富集。异常高压对页岩气的综合影响最终有利于形成高产气藏。

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Influences of Abnormal High Pressure on Longmaxi Shale Gas Reservoir in Sichuan Basin

GUAN Quanzhong1,DONG Dazhong1,LU Hui1,2,LIU Bo3
(1.Research Institute of Petroleum Exploration&Development,PetroChina,Beijing 100083,China;2.College of Geosciences,Northeast Petroleum University,Daqing,Heilongjiang 163318,China;3.No.1 Oil Production Plant,ChangqingOilfield Company,PetroChina, Yan’an,Shaanxi 716000,China)

The Longmaxi black shales of the Early Silurian in Sichuan basin is mainly deposited in shallow⁃deep water shelf sedimentary en⁃vironment,with big thickness and wide distribution.High⁃output intervals of the shale gas wells in Longmaxi formation are all in abnormal high pressure.The study suggests that undercompaction pressurization,minerals digenesis,tectonic compression and thermal evolution of organic matter are considered to be the main factors causing the abnormal high pressure.The abnormal high pressure has many effects on the shale gas reservoirs.Firstly,it can restrain the thermal evolution of source rocks,and raise vitrinite reflectance lower limit for gas gener⁃ation threshold.Secondly,it can slow down the digenesis of compaction for keeping higher porosity and permeability,and form secondary pores and micro⁃fractures by organic acids corrosion and rock effective stress decrease,hence improve the ability of reservoir seepage and put forward higher requirements for the fracturing modification.Thirdly,the content of absorption gas increases quickly with formation pres⁃sure raise,which makes the gas⁃bearing of the shale reservoir better.In short，comprehensive influences of abnormal high pressure are fa⁃vorable for enrichment of shale gas.

Sichuan basin;Longmaxi formation;abnormal high pressure;shale gas reservoir

TE112.41

A

1001-3873（2015）01-0055-06DOI：10.7657/XJPG20150110

2014-08-21

2014-12-08

国家页岩气重大专项（2011ZX05018-001）；国家973项目（2013CB228001）

管全中（1989-），男，安徽六安人，硕士研究生，石油地质，（Tel）13269538683（E-mail）muchang503@126.com.