川西新场地区须五段泥页岩超压成因及其对含气性的影响

陈　磊, 姜振学, 陈委涛, 纪文明, 黄何鑫,李卫兵, 杨　潇, 温　暖

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室, 北京　102249;2.中国石油大学(北京)非常规天然气研究院, 北京　102249；3.中国石油大学(北京)非常规油气协同创新中心, 北京　102249)



川西新场地区须五段泥页岩超压成因及其对含气性的影响

陈磊1,2,3, 姜振学1,2, 陈委涛1,2, 纪文明1,2, 黄何鑫1,2,李卫兵1,2, 杨潇1,2, 温暖1,2

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室, 北京102249;2.中国石油大学(北京)非常规天然气研究院, 北京102249；3.中国石油大学(北京)非常规油气协同创新中心, 北京102249)

页岩气储集层中往往发育异常高的地层压力，其压力的大小不仅直接影响了泥页岩中有机质的热演化生烃作用，而且还决定着页岩气的保存和富集程度。为了研究川西新场地区须五段泥页岩的异常高压成因及其对含气性的影响，选取该地区3口井的页岩岩心样品进行现场解吸、X衍射矿物分析和等温吸附等一系列分析测试来辅助说明超压产生的原因。然后结合前人研究成果和测试数据，对泥页岩的异常高压成因进行了定性分析，初步探讨了泥页岩异常高压发育与含气量之间的关系。分析表明：造成川西新场地区须五段泥页岩异常高压现象的原因主要有欠压实作用、生烃作用、粘土矿物脱水作用和构造挤压作用。页岩含气量与异常高压的发育程度呈正相关关系，页岩异常高压越发育，其含气量越大，产气量也越高。同时压力系数可以作为保存条件的综合判别指标，川西新场地区须五段泥页岩压力系数较高，保存条件较好。

川西地区；须五段；异常高压；形成机制；含气量

0　引　言

页岩气是指赋存于富含有机质的页岩层段中，以吸附、游离或溶解等方式储集的天然气，主体上是自生自储自封闭的连续性气藏，属于典型的非常规天然气资源[1-8]。长期以来页岩层段都被看作为烃源岩层或盖层，而忽略了其中未排出去的残留烃。美国页岩气勘探开发的巨大成功表明[4,9-12]，在一定的地质条件下泥质烃源岩完全可以成为页岩气聚集的有效储集层[13]。

随着油气勘探程度的不断提高，人们发现异常高压现象在含油气盆地中普遍存在，而且对油气成藏具有重要影响。因此越来越多的专家学者开始重视研究异常高压的形成、分布和油气藏形成的关系[14-19]。页岩气储集层中往往发育异常高的地层压力，其压力的大小不仅直接影响了泥页岩中有机质的热演化生烃作用[20-24]，而且还决定着页岩气的保存和富集程度[25-28]。以往大多侧重于对储集层中异常压力的形成机制与分布规律研究[29-33]，而对烃源岩层中异常高压的研究相对较少。页岩层中发育的异常高压对页岩含气性有着重要影响，而含气性问题是目前页岩气勘探研究的热点问题，也是直接决定页岩气藏是否具有经济开发价值的关键问题。因此，有必要对页岩层中异常高压的形成机制及其对含气性的影响进行深入研究，这对于明确页岩的含气性和指导页岩气勘探开发具有重要意义。本文将以川西新场地区须家河组五段页岩气储层为例，结合前人研究成果和实验分析数据，采用定性与定量相结合的方法，来研究页岩气储层异常高压的成因及其对页岩气聚集的影响。

1　区域地质概况

川西新场地区地理位置位于四川省德阳市以北约20 km，南距成都市约80 km，北距绵阳市约35 km。从构造位置上来看，研究区位于四川盆地川西坳陷中段孝泉—丰谷北东东向大型隆起带西端(图1)，该隆起带南邻成都凹陷，北靠梓潼凹陷，西南段与安县—鸭子河大邑断褶带相交，东南方向与知兴场—龙宝梁构造北倾末端相连。

川西新场地区钻遇的地层层序自上而下为第四系，下白垩统剑门关组，上侏罗统蓬莱镇组、遂宁组，中侏罗统沙溪庙组、千佛崖组以及下侏罗统白田坝组和上三叠统须家河组。其中，上三叠统须家河组自下而上分为须二段(T3x2)—须五段(T3x5)共4段。T3x2、T3x4主要为大套砂岩夹薄层泥页岩，为须家河组主要的储层，而T3x3、T3x5以大套泥页岩为主，主要作为烃源层和盖层。本次研究主要选取须家河组五段(T3x5)泥页岩。

须五段泥页岩厚度一般为502～576 m，平均值为522 m[34]。该段地层总体为灰黑色泥页岩与深灰色粉砂岩呈不等厚-略等厚互层，以泥页岩为主，局部夹煤线。泥页岩有机碳含量(TOC)一般为2%～3.5%，有机质丰度较高，有机质类型总体以Ⅲ型为主[35]，有机质成熟度Ro平均值为1.133%，大部分处于成熟阶段，表明须五段泥页岩具有良好的页岩气资源潜力。同时前人研究结果和实验分析发现，研究区须五段泥页岩普遍发育异常高压，压力系数一般大于1.5(图2)，页岩储层含气性在不同压力异常带存在明显差异，异常高压的形成机制及其对含气性的影响值得进一步研究。

图1　川西新场地区构造位置Fig.1　Tectonic location of Xinchang area in western Sichuan Basin

2　页岩异常高压成因

前人已对川西地区上三叠统须家河组异常压力的形成机制做了大量研究[36-41]，归纳起来主要有：欠压实作用、生烃作用、粘土矿物脱水作用和构造挤压作用，但专门针对须五段泥页岩异常高压形成机制的研究则相对缺乏。笔者分析认为产生川西新场地区须五段泥页岩异常高压的形成机制与前人对常规储层的研究大体相似，只是每种成因机制对异常高压产生的贡献率不同而已。本文将主要就欠压实作用、生烃作用、粘土矿物脱水作用和构造挤压作用对川西新场地区须五段泥页岩异常压力形成的影响进行分析，然后初步探讨泥页岩异常高压对含气性的影响。

图2　川西新场地区须家河组泥页岩压力系数分布Fig.2　Pressure coefficient distribution of Xujiahe Formation in Xinchang area, western Sichuan Basin

2.1欠压实作用与超压的形成

压实作用是沉积物最重要的成岩作用之一。通过压实作用沉积物发生脱水，孔隙度降低，体积缩小，密度增大，松软的沉积物变成固结的岩石。而当沉积与埋藏速度加快，岩石中的孔隙水排出受到阻碍，导致岩石中的流体承受了上覆岩层大部分压力，从而形成超压，此即为“欠压实”现象。

一般“欠压实”的产生需要同时满足以下几个条件：(1)快速沉积；(2)存在厚层泥页岩；(3)巨大的沉积物厚度。其中快速沉积是最重要的条件，一般认为沉积速率达到40～100 m/Ma时就属于快速沉积。川西新场地区由于受到了龙门山逆冲推覆的影响，快速沉积了厚度巨大的上三叠统须家河组，沉积速率基本在100 m/Ma以上。而在研究区内，以泥页岩为主、厚度在500 m以上的须五段很容易发生排液不畅而形成“欠压实”超压。与此同时，厚度巨大的上覆侏罗系地层的沉积与压实，加剧了须五段泥页岩的欠压实作用，使得须五段泥页岩地层压力进一步增加。利用声波时差测井曲线可以计算由欠压实作用产生的异常高压[42]。

综合分析表明，川西新场地区确实存在欠压实作用，并且在声波时差、电阻率测井曲线和实测泥岩密度等方面均得以体现[36,43]。然而，即使欠压实作用形成的超压在构造运动中未遭受破坏，也无法达到实际地层中存在的超压强度。由此说明，除了欠压实作用之外，还有其他因素也能导致超压的形成。同时，因欠压实作用产生的过剩压力在后期构造活动中也会逐步消失[37]。

2.2生烃作用与超压的形成

干酪根的热解生烃作用也是富有机质泥页岩中产生异常高压的重要原因。郭小文等[44-45]通过建立烃源岩生气增压定量评价模型时发现，Ⅲ型干酪根烃源岩中天然气扩散的量只要小于生成量的80%就可以产生超压。

川西新场地区上三叠统须五段发育厚度巨大的暗色泥页岩和煤层，有机质丰度较高，在埋藏成岩过程中会生成大量烃类气体。在这种情况下，地层内流体体积增大，烃类流体进入岩石孔隙，从而导致孔隙流体压力增加。对研究区须五段生排烃史的研究表明，此套泥页岩在早白垩世早期达到生烃门限，早白垩世中后期达到排烃门限，生、排烃高峰均出现在晚白垩世中后期(表1)。作为烃源岩层的须五段进入生烃门限后，由于烃类气体的生成而开始发育异常高压。

天然气的可压缩性很强，它的体积系数一般小于0.01，而水和石油的体积系数都在1.0以上。正因为如此，天然气不能像水和石油那样支撑岩石孔隙，在不断的埋藏压实和构造运动的作用下，岩石孔隙度将不断降低，孔隙内的压力会不断升高，达到一定程度时将会使岩石发生破裂，从而释放出一部分压力，重新达到平衡，这种现象类似于烃源岩中的脉冲式排烃[46]。

目前，生烃作用对于超压的形成到底有多大作用，不同学者持有不同认识[44,47-49]。徐国盛等[48]曾在一系列假设条件下对川西地区上三叠统地层生烃造成的超压作用进行了数值模拟。模拟结果显示，生烃作用对超压的形成起决定性影响，贡献率接近90%。但需要注意的是，这一结果是假设在地层条件下完全封闭的流体体系中进行模拟计算的。而实际上，在地层条件下这种完全封闭的流体体系是基本上不存在的。因受多种因素的综合影响，生烃作用对超压形成的贡献起多大作用尚需下一步深入研究。

2.3粘土矿物脱水作用与超压的形成

泥页岩中常常含有大量的粘土矿物，随着埋藏深度和温度的增加，粘土矿物中的蒙脱石会逐渐演化成伊-蒙混层，最后完全转化为伊利石。在这一转变过程中，蒙脱石析出大量的层间水，必然会导致地下流体数量的增加和体积的增大，当被限制在烃源岩这一封闭性较好的环境中时，必然出现孔隙压力的升高，造成异常高压。前人研究认为，蒙脱石向伊利石转化过程中释放出的层间水理论上能使地层孔隙水含量增加6.6%[50]。控制蒙脱石脱水转化为伊利石的主要因素是温度，蒙脱石大量脱水转化为伊-蒙混层的温度范围为65～115 ℃，而完全转化为伊利石的温度则要大于150 ℃。研究区须五段泥页岩在晚侏罗世—早白垩世期间温度已经达到65～115 ℃范围，甚至更高。据此推测，在晚侏罗世—早白垩世期间，研究区须五段泥页岩中的蒙脱石已经大量脱水并转化为伊利石。通过对川西新场地区新场28井、新页HF-1井和新页HF-2井须五段泥页岩进行粘土矿物含量分析测试表明，粘土矿物主要为伊利石、伊-蒙混层、高岭石以及绿泥石，不含蒙脱石，其中伊利石含量最高(表2)。这正好说明了研究区须五段泥页岩中所含的蒙脱石已经全部转化为伊-蒙混层和伊利石，在转化的过程中释放出的大量层间水必然会导致泥页岩内异常高压的产生。

表1川西新场地区须五段泥页岩生排烃特征

Table 1Characteristics of hydrocarbon generation and expulsion in the fifth member of Xujiahe Formation in Xinchang area, western Sichuan Basin

地层生烃门限生烃高峰排烃门限排烃高峰生烃强度/(108m3·km-2)排烃强度/(108m3·km-2)须五段早白垩世早期 晚白垩世中后期 早白垩世中后期 晚白垩世中后期 20～758.0～40.0

表2川西新场地区新场28井、新页HF-1井和新页HF-2井须五段泥页岩粘土矿物含量

Table 2Clay mineral contents in the fifth member of Xujiahe Formation from wells of Xinchang XC 28, Xinye HF-1 and Xinye HF-2 in Xinchang area, western Sichuan Basin

井名层位深度/m岩性粘土矿物相对体积/%KCII/S新场28须五段3288.7灰黑色泥岩 191447203289.6灰黑色泥岩 141252223290.4灰黑色泥岩 111357193291.2灰黑色泥岩 161453173292.0灰黑色泥岩 16134328新页HF-1须五段3028.9灰色砂质泥岩 141623473032.2灰黑色泥岩 91225543034.8灰黑色碳质泥岩71225563036.5灰黑色碳质泥岩121031473042.9灰黑色碳质泥岩7112656新页HF-2须五段3083.8黑色页岩 7732543085.7黑色页岩 91231483087.0黑色页岩 8833513090.6黑色页岩 91028533092.5黑色页岩 9113248

注：K为高岭石；C为绿泥石；I为伊利石；I/S为伊-蒙混层。

2.4构造挤压作用与超压的形成

前人研究表明，川西坳陷在晚三叠世以来经历了多期构造挤压作用[51]。早白垩世沉积末期，川西坳陷进入喜马拉雅期构造旋回，此时川西坳陷发生较大抬升，并受到南秦岭和大巴山自北向南强烈的构造挤压。构造挤压以应力的形式侧向作用于岩石，相当于在垂向上作用于岩石的上覆负荷压力。当侧向挤压应力大于静岩压力时的侧向压力，岩层就会受到挤压作用，其所受到的平均应力就会转化为孔隙压力，构造应力将会施加给流体，从而产生异常高压[52]。研究发现，川西坳陷的超压中心与上三叠统的生气中心不一致，而与喜马拉雅期的构造展布方向保持一致。这充分说明构造挤压作用对川西坳陷上三叠统地层异常高压的形成有着重要作用。本次研究的新场地区位于川西坳陷的孝泉—丰谷构造带上，研究的层位是上三叠统须五段地层，依据上述分析，构造挤压作用无疑是川西新场地区须五段泥页岩异常高压形成的另一个重要因素。但需要注意的是，如果构造挤压作用过于强烈，也有可能使岩层发生断裂，已产生的异常高压得到释放，从而恢复正常的地层流体压力[43]。研究区受构造作用较弱，须五段地层埋深也较大，地层超压保持得较好。而不同学者对于构造挤压对超压的贡献率也有不同的认识[53-55]。研究区内构造挤压作用对须五段泥页岩中异常高压的形成有多大贡献尚需下一步探讨。

3　页岩异常高压对含气性的影响

页岩异常高压与其含气量和产气量关系密切。一般情况下，随着压力的增大，无论是游离气含量还是吸附气含量都呈增大的趋势。但当压力增大到一定程度以后，含气量基本上不再增加。因为孔隙体积和比表面积是一定的，前者控制着游离气含量，后者控制着吸附气含量。从图3所示的研究区内新页HF-1井须五段某个泥页岩样品的等温吸附特征曲线可以看出，在低压条件下，吸附量随着压力的增大而快速增加；达到一定的压力后，随着压力的不断增大，吸附量增加缓慢；当压力增大到某一个数值后，吸附量最终达到饱和状态，成为一条几乎不变的平滑曲线。

图3　川西新场地区新页HF-1井须五段某个泥页岩样品的等温吸附特征曲线Fig.3　Isothermal adsorption characteristic curve of the shale sample from the fifth member of Xujiahe Formation in Xinye HF-1 of Xinchang area, western Sichuan Basin

为了探讨川西新场地区须五段泥页岩异常高压对其含气性的影响，选取了新页HF-1井须五段16块页岩样品进行现场解析测试其总含气量，与其对应的实测地层压力进行了相关性的拟合。从图4中可以看出，研究区新页HF-1井须五段泥页岩含气量与其对应的地层压力之间具有较好的正相关关系。这说明在一定的地质条件下，随着地层压力的升高，页岩含气量总体是增大的。

图4　川西新场地区新页HF-1井须五段泥页岩含气量与地层压力的关系Fig.4　Relationship between gas content and formation pressure in the fifth member of Xujiahe Formation in Xinye HF-1 of Xinchang area, western Sichuan Basin

另一方面，地层压力系数也可以用来判断页岩气保存条件的好坏[27]。常规油气藏的源岩来自外部，超压或低压都有可能出现。而页岩气藏为自生自储性气藏，作为烃源岩的泥页岩通常会形成异常高压，在异常压力和烃浓度差的作用下，烃类的运移总是指向外面。如果保存条件不好，页岩气就会大量排出导致压力大幅降低，甚至可能形成低压；反之，则会保持较高的地层压力。在中国南方下古生界的页岩气探井中，高产井一般都出现在高压页岩气层，而产量较低或含气较少的井一般都为常压或低压。胡东风等[27]通过研究发现四川盆地及其周缘下古生界页岩气产量与压力系数呈较明显的对数正相关关系(图5)。

图5　四川盆地及其周缘下古生界页岩气产量与压力系数关系Fig.5　Relationship between gas production and pressure coe-fficient in the Lower Paleozoic shale in Sichuan Basin and its periphery area

通过对研究区新页HF-1井须五段泥页岩进行地层压力的实测并计算其压力系数，发现新页HF-1井须五段地层压力系数总体较高，一般都在1.5以上，最高可达2.3，说明保存条件较好，而含气量和产气量测试都较高。

4　结　论

(1)川西新场地区须五段泥页岩储层普遍存在异常高压现象，形成该现象的原因主要有：欠压实作用、生烃作用、粘土矿物脱水作用和构造挤压作用。但这4种作用各自对研究区须五段泥页岩异常高压形成的贡献率如何有待下一步研究。

(2)川西新场地区须五段泥页岩含气量整体上有随地层压力的升高而增大的趋势，其中，吸附气在低压条件下增加较快，当压力达到一定程度后，增加速度明显减缓。

(3)压力系数可以作为保存条件的综合判别指标，页岩气产量与压力系数之间呈现对数正相关关系。川西新场地区须五段泥页岩压力系数较高，保存条件较好。

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Genesis of Overpressure and Its Effect on Gas Content in the Fifth Member of Xujiahe Formation in Xinchang Area, Western Sichuan Basin

CHEN Lei1,2,3, JIANG Zhenxue1,2, CHEN Weitao1,2, JI Wenming1,2, HUANG Hexin1,2,LI Weibing1,2, YANG Xiao1,2, WEN Nuan1,2

(1.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.UnconventionalNaturalGasInstitute,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;3.UnconventionalOil&GasCooperativeInnovationCenter,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

There is always abnormal high-pressure in shale reservoirs. It has not only an effect on organic matter maturation and hydrocarbon generation, but also determines the preservation and enrichment of shale gas. In order to study formation mechanisms of abnormal high-pressure and its effect on gas content in the fifth member of Xujiahe Formation of Xinchang area in western Sichuan Basin, shale cores from three wells are selected to be analyzed by various methods such as field desorption, X-ray diffraction mineral analysis and isothermal adsorption experiment. Based on the experimental data, we performed a qualitative analysis on the formation mechanism of abnormal high-pressure combining with previous research results. Through data analysis, the relationship between abnormal high-pressure development in shale and gas content is figured out. The study shows that the formation mechanism of the fifth member of Xujiahe Formation in the study area is summarized as follows: undercompaction, hydrocarbon generation, clay mineral dewatering and structural compression. The high-pressure development in shales also shows a positive correlation with total gas content, the better the high-pressure development is, the greater the gas content is, and therefore the higher the gas production is. The pressure coefficient can be regarded as a comprehensive discrimination criterion for preservation condition, and the results show that the pressure coefficient is relatively high and the preservation condition is relatively good in the fifth member of Xujiahe Formation in Xinchang area, western Sichuan Basin.

western Sichuan Basin; the fifth member of Xujiahe Formation; abnormal high-pressure; formation mechanism; gas content

2014-11-12；改回日期：2015-11-10；责任编辑：潘令枝。

国家科技重大专项(2011ZX05018-002，2011ZX05003-001)。

陈磊，男，博士研究生，1988年出生，地质资源与地质工程专业，主要从事油气成藏机理与非常规油气地质研究。Email: chenlei19880804@163.com。

TE122.2

A

1000-8527(2016)02-0406-07