川南地区海相页岩气层压力差异原因分析

2016-07-25倪楷

天然气技术与经济 2016年3期

关键词：干酪根海相威远

倪楷

（中国石化勘探分公司，四川　成都　610041）

川南地区海相页岩气层压力差异原因分析

倪楷

（中国石化勘探分公司，四川成都610041）

摘要在页岩生烃史、埋藏史、现今构造和古构造分析的基础上，对川南地区海相页岩气层压力差异的原因进行了探讨。研究认为：干酪根生烃及原油裂解形成川南地区海相页岩气层最初的超压，后期构造运动的差异造成盆内和盆外超压、常压或低压的差异，盆内威远地区受加里东期古隆起的影响紧邻古隆起的区域形成常压，其他大多保持了超压，盆外后期构造变形、断裂、剥蚀较强，超压释放形成常压和低压。

关键词页岩气超压成因释放高产生烃构造抬升

0　引言

南方地区志留系龙马溪组富有机质页岩大面积连续分布，热演化程度高，处在裂解成气阶段；脆性矿物含量高，微—纳米级孔隙较发育，有利区面积较大，是中国页岩气勘探的热点地区。截至2015年底，四川南部地区海相已钻多口页岩气探井并获气，部分井日产量超过15×104m3。对这些探井钻后评价认为，优质页岩发育，脆性矿物含量高，大多都具备页岩气形成和开采的条件。但是试气的产能差异却很大，一些探井获高产，一些井产量却很低，当前已知的探井，测试初始产量最高的达43× 104m3/d，最低的只有2 000 m3/d。综合分析发现，高产井都为超压，而低产井一般都为常压的显著特点，压力系数与天然气产量之间存在一定的正相关性，即压力系数越高，产量越高。对于该区海相页岩气的勘探，大家几乎一致认为，超压是该区海相页岩气富集高产的一个关键标志。笔者对川南地区海相页岩气层超压或常压的原因进行分析，提出一点见解，为页岩气的进一步勘探提供参考。

1　川南海相页岩气层超压成因

黏土矿物转化脱水作用、页岩内干酪根的生烃作用、页岩储层增温作用和构造升降作用是导致页岩内部超压的主要地质因素。在埋深不变而构造较复杂的背景下，构造挤压可导致小范围的页岩储层超压［1］。川南地区海相页岩有机质含量比较高，TOC一般可达2%～6%，热演化程度也比较高，Ro一般为2%～3%，处于天然气热裂解干气阶段，具备生烃产生超压的地质条件，因而干酪根生烃作用是可能的超压源；川南地区经历了多期构造沉降和构造抬升过程，因而构造升降也是影响海相超压或低压的可能因素之一。

1.1干酪根生烃作用产生超压

四川盆地海相两套页岩气层（下寒武统和下志留统龙马溪组），热演化程度高，普遍经历了干酪根生烃及原油裂解生气的过程，干酪根生气及原油裂解生气对超压贡献最大。干酪根在向液态、气体、残留物和副产品的转变过程中，伴随的体积膨胀达25%［2］。川南地区海相下寒武统和龙马溪组都产气，天然气组分中甲烷含量一般达98%以上，为典型的干气，说明历史上存在干酪根大量生气或原油裂解成气的过程。刘德汉（2013年）研究工作中在五科1井下志留统黑色硅质岩石英中发现了一批浓度高、密度大的甲烷包裹体和少量含轻烃包裹体，甲烷包裹体拉曼位移主要在2 910～2 911.4 cm-1，比一般CH4的2 917 cm-1漂移了6～7波数，说明这些包裹体中的压力很高［3-4］，也反映了四川盆地海相黑色页岩在地质历史中存在干酪根生烃并形成过高压的证据。

1.2构造抬升产生超压

构造抬升也可以产生超压，这种超压成因是争议最多的。构造抬升产生超压是由于封闭的压力箱快速被抬升和剥蚀，压力箱中孔隙流体的压力保持不变，但上覆压力却减小了，相应的有效压力也减小了。Kent A Bowker（2007）［5］在对Barnett页岩超压源的讨论中提出，Barnett页岩目前的超压实际上是从过去地质时期建立的正常压力梯度，或油气生成形成的轻微超压保存下来的观点。四川盆地海相页岩（下寒武统和下志留统页岩）超压有没有这样的可能呢？埋藏史显示，四川盆地经历了多期沉降、抬升，白垩纪埋藏达到最深后，有几千米的上覆地层被剥蚀，再加上页岩极低的渗透率，这些条件是允许有这种可能的。

假设页岩孔隙组成封闭体系，孔隙含气，在构造抬升过程中，储层内不产生流体，也无流体损失，并且初始时刻储层压力为常压。以JY1井为例，龙马溪组页岩气储层温度为86℃，储层埋深现今为2 415 m，推算地温梯度为2.9℃/100 m，从埋藏史图可知（图1），下志留统烃源岩地史上最大埋深为5 500 m左右，推算当时的储层温度为178℃，假设当时为常压（压力系数为1.0，折算压力为54 MPa），根据气态方程计算其抬升到现今深度（2 415 m）时，气层压力为43 MPa，折算压力系数为1.82，显然形成了超压。实际上，构造抬升、上覆地层卸载的过程中，由于裂缝、断裂的产生，存在流体的流失，压力肯定是降低的，只要构造不太强烈，损失的压力小于剥蚀掉岩层重力，产生超压还是可能的。

图1　JY1井埋藏史图

2　不同地方龙马溪组成为常压的原因

经过第1部分的分析，四川盆地海相页岩整体具备产生超压的条件，但现实的情况是超压和常压，甚至低压并存，且除威远地区外（龙马溪组为常压），整体存在压力系数从盆内向盆缘、盆外复杂区降低的规律，从超高压—轻微超压—常压，压力系数最高可达2.15，最低为0.9。大量研究认为，产生这种现象的原因主要在于构造活动的差异，造成压力保存的不同。

2.1盆外地区页岩气常压、低压的形成

盆外地区褶皱、抬升强烈，页岩气容易散失，超压释放形成常压、低压，主要有3种散失模式［6-7］。

2.1.1剥蚀露头区压力散失

由于后期构造运动的影响，造成地层发生形变，在较小的范围内出现页岩气层抬升至地表并发生剥蚀，因此区域盖层不完整。页岩气层直接遭受地表的风化或大气淡水淋滤，造成页岩气大量的侧向扩散，尤其在距离露头剥蚀区较近的地区，地层压力系数明显较低，页岩气井产能通常不高，但随着埋深逐渐增大，地层压力系数明显逐渐增大，页岩气井产能也随之增高。典型实例如PS地区（图2）。

图2　PS地区页岩气剥蚀露头区压力散失残存型模式图

2.1.2埋藏浅、顶板条件不佳散失

页岩气层段埋深浅（埋深小于1 500 m），页岩由于大幅度的抬升剥蚀作用，地层压力大幅度降低，造成页岩层裂缝的开启，自身封盖作用缺失，加之无良好的顶板条件或顶板条件直接缺失，页岩气向地表基本散失殆尽［8］。典型的钻井如QJ地区YY1井（图3）。

2.1.3开启性断裂散失

图3　QJ地区埋藏浅、顶板条件不佳散失破坏型模式图

页岩气层段自身具有一定的埋深（埋深大于1 500 m）、一定的自身封盖作用，但是处于复杂构造区，距离开启性断裂较近，页岩气沿开启性断裂发生向地表方向的散失。典型的钻井如ZT地区Z101井（图4）。

图4　ZT地区开启性断裂散失破坏型模式图

2.2盆内威远地区龙马溪组页岩气层常压的形成

从四川盆地盆内构造稳定区的页岩气钻探来看，其他地方（包括焦石坝地区）龙马溪组都保持了超压、超高压，而威远地区却为常压，是什么原因造成的呢？志留纪以来，四川盆地主要经历了两次大的抬升，一次是志留—泥盆纪的加里东期抬升，一次是白垩纪以来的燕山—喜山期抬升，前者造成了乐山—龙女寺古隆起的崛起，后者形成了盆缘大幅度抬升和盆外褶皱变形［9］。笔者认为威远地区表现为常压，就与前一次加里东期运动有关。

加里东期运动造成桐湾期形成的乐山—龙女寺水下隆起强烈变形隆升，最早形成了四川盆地规模最大、延续时间最长、剥蚀幅度最大、覆盖面积最广的巨型隆起［10］。

乐山—龙女寺古隆起志留系向下由古隆起带边缘向核部超覆于奥陶系之上，表现为典型的整合—超覆型不整合接触；上覆二叠系与志留系假整合接触。古隆起核部在川西边缘，相对隆起幅度为3.2 km，东部隆起轴部与两侧坳陷平均值比较，相对隆起幅度高达1 351.6 m［11］。乐山—龙女寺加里东期古隆起区志留系泥质岩盖层大面积缺失，为下伏储集层开了“天窗”，成为下古生界早期古油气藏大量被剥蚀、氧化、逸散的破坏场所，不利于早期油气聚集。

威远地区基本位于乐山—龙女寺加里东期古隆起的边缘，紧邻遭受长期剥蚀、志留系缺失的“天窗”区，“天窗”区长期以来是油气运移、逸散的指向区。下志留统龙马溪组地层压力的释放与这个“天窗”区关系很大。自从三叠纪时志留系龙马溪组页岩成熟后［12-13］，便不断侧向向“天窗”区，或向上部不整合面排烃。威远龙马溪组页岩向“天窗”区排烃的过程，类似于盆地边缘靠近露头的区域天然气向露头逸散的过程，不过，由于存在上覆岩层的压力，其并不是完全的开放系统，其排烃速率比靠近露头区页岩气散失速度慢。但是，并不是说排烃速率慢，压力的损失量就少，还应考虑时间的因素。从生烃演化史来看，古隆起造成压力损失时间很长，威远地区龙马溪组烃源岩从三叠纪时210 Ma开始生烃，便开始了向古隆起排烃的过程，压力损失时间为210 Ma；盆缘及盆外地区，压力的损失主要发生在燕山—喜山运动抬升阶段，开始抬升时间为100 Ma，压力损失时间为100 Ma。因此，虽然加里东期压力损失速率慢，但作用时间长，其压力损失量并不一定比盆缘和盆外靠近露头区少。

另外一个造成压力释放的原因是盖层因素，由于加里东期抬升剥蚀，威远地区志留系剥蚀至下志留统龙马溪组，残留厚度0～200 m（威4井残余厚度181.5 m，威201井残余厚度160 m）［14］，中上志留统韩家店组和下志留统小河坝组（或石牛栏组）不复存在，页岩气层上部贫有机质泥页岩盖层的严重剥蚀，使得天然气更容易向上突破，从而造成压力的降低。而远离古隆起的盆内区域志留系厚度一般为700～1 400 m，巨厚的志留系泥质岩盖层降低页岩气向上运移速率。威远地区不同于焦石坝地区及其他地区，表现为低压的原因就在于乐山—龙女寺加里东期古隆起造成油气散失较多所致。志留系泥页岩从古隆起向盆地中心，残留厚度逐渐增大，也有压力系数从古隆起向盆地中心逐渐增大的趋势。

3　结论

1）干酪根生烃及原油裂解形成了川南地区海相页岩气层最初的超压，龙马溪组历史上存在干酪根大量生气或原油裂解成气的过程，黑色页岩石英中发现大量高密度甲烷，证实干酪根生烃形成高压的事实。四川盆地多期沉降、抬升后几

千米的上覆地层剥蚀，加之页岩极低渗透率，构造整体抬升成为页岩气层超压形成的可能原因。

2）盆外受后期构造运动的影响，地层发生变形、断裂、剥蚀，超压释放形成常压和低压。盆外超压释放存在3种模式：一种是剥蚀露头区压力散失，页岩气层剥蚀出露，天然气大量的侧向扩散，在距离露头剥蚀区较近的地区，地层压力系数明显较低；一种是埋藏浅或顶板条件不佳散失，由于大幅抬升剥蚀，造成页岩层顶板条件直接缺失，自身封盖作用失效，页岩气向地表基本散失形成低压；一种是开启性断裂散失，处于复杂构造区，距离开启性断裂较近，页岩气沿开启性断裂发生向地表方向的散失而泄压。

3）盆内威远地区龙马溪组页岩气层常压的形成与加里东期运动造成乐山—龙女寺古隆起的形成有关，三叠纪时志留系龙马溪组页岩成熟后便不断侧向向“天窗”区，或向上部不整合面排烃，长时间的侧向或垂向排烃造成紧邻古隆起的区域页岩气散失形成常压。

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（编辑：卢栎羽）

修订回稿日期：2016-05-11

文献标识码：B