川东南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气异常压力封存箱剖析与形成机制

刘伟新，卢龙飞，叶德燎，何陈诚，刘旺威，俞凌杰，张文涛，申宝剑

1.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；2.中国石化油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126

1990年HUNT[1]首先提出了异常压力封存箱的概念，指出全球180多个盆地存在异常压力流体封存箱，并常在埋深约大于3 000 m时出现异常流体压力封存箱系统，流体封存箱在上下左右都是封闭的，与上覆常压流体系统相隔绝。许多沉积盆地存在2个或以上互相叠置的不同的流体系统，油气大多产于异常高压流体封存箱内，封隔层是异常流体压力存在的基本条件[2-3]。封存箱实质上就是一个在三维空间被物理屏障(大多是渗透性很低的封隔层和断裂带)包围的相对独立的地质体[4]。封存箱形成的关键是要有致密封隔层，而致密封隔层主要受岩性的控制，泥页岩较纯、较厚或碳酸盐矿物较多的层段相对易于发育致密层。封存箱内部具有统一的压力梯度，具有较好的内部连通性。国内对中新生界常规油气异常压力封存箱的研究较多[5]，而对古生界海相页岩气异常压力封存箱研究较少。许多学者在对四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气成藏机理分布规律研究时，逐步认识到页岩气箱状封闭体系的存在[6-10]。

已有研究显示，四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气储层异常高压，存在有由龙马溪组中上部泥岩或粉砂质泥岩的顶板、五峰组底部的致密灰岩所组成底板封隔层，与侧向断层封堵构成的箱状封闭体系[7-8]。对四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组页岩气富集成藏规律的研究，认识到页岩气保存条件的重要性[6-7,11-16]，指出压力系数高低是保存条件优劣的综合判别指标，盆内、盆缘、盆外五峰组—龙马溪组页岩气压力系数分布具有明显的地域性，盆内页岩气保存条件好，表现为异常高压，向盆缘及盆外压力系数逐渐降低，保存条件逐渐变差(图1)[10,17-18]。总体而言，对页岩气富集成藏规律及保存条件研究较多，对页岩气是否存在封存箱系统及形成机制研究较少；对影响页岩气保存的构造演化、保存类型等地质分析较多，对页岩气封存箱结构的解剖、封存箱内部与顶底板岩石微观特征研究较少。目前对分布较为稳定的下伏上奥陶统临湘组与宝塔组瘤状灰岩、含泥灰岩地层作为页岩气藏底板封隔层的认识较为一致[8-9]，但对页岩气顶部封隔层的认识或页岩气封存箱顶板的认识并不明确，较多研究把龙一段页岩气藏顶板封隔层简单归纳为龙一段上部大套厚层泥岩夹薄层粉砂质泥岩、粉砂岩[19]，或龙二段及以上发育的大套厚层泥岩夹薄层粉砂质泥岩，或下志留统石牛栏组泥质灰岩，但对具体哪个层段可作为页岩气藏的直接封隔层并不清晰。

图1 川东南地区五峰组—龙马溪组页岩气地层压力系数分布及研究井位置

本文依据四川盆地东南地区五峰组—龙马溪组页岩气异常高压分布特点，结合川东南地区页岩气钻、测井曲线纵向变化规律，系统分析了典型钻井——D1井岩心矿物、物性、微观结构纵向变化特征，对川东南地区五峰组—龙马溪组页岩气异常压力封存箱的形成机制进行研究。

1 页岩气异常压力封存箱实例

1.1 川东南焦石坝地区J1井

典型的页岩气异常压力封存箱见于川东南涪陵地区焦石坝页岩气田。焦石坝页岩气田构造上为断裂围限的箱状断背斜，核部宽缓且地层倾角小，两翼陡倾并被逆断层切割[6-7,9]，形成了由四周地层倾伏及断裂侧向封堵、3个隔板上下封隔的2个独立的异常压力封存箱。该构造J1井优质页岩气层段实测压力系数为1.55，显示异常超压。J1井测井曲线如自然伽马、声波时差、全烃及地层压力显示存在有3个隔板组成的2个异常压力封存箱系统(图2)。下封存箱的底板出现在2 415 m左右，由临湘组与宝塔组连续分布的泥质灰岩或瘤状灰岩组成，对页岩气起底封作用；下封存箱的顶板约出现于2 380～2 390 m处，岩性上以致密的碳质泥岩为主及碳酸盐岩薄层出现为特征，起到优质页岩气层的顶部封隔作用，并成为上封存箱的底板。上封存箱的顶板埋深大约在2 340 m处，同样以致密灰岩薄层出现为主要标志，与泥岩互层或夹层组成上封存箱顶部封隔层。龙马溪组上部发育的大套灰色—深灰色厚层泥岩夹薄层粉砂质泥岩及志留系小河坝组灰岩形成封存箱的区域性盖层[9,11，18]，对下部页岩气封存箱的形成起到极好的保护作用。

图2 川东南焦石坝构造J1井五峰组—龙马溪组页岩测井曲线与异常压力封存箱

1.2 川南昭通地区X1井

另一个典型例子见于四川盆地南部昭通地区的X1井，已有测井资料显示五峰组—龙马溪组页岩地层存在着上、下叠置的2个异常压力封存箱，异常压力封存箱超压出现的深度在1 500～3 000 m之间，1 500 m以上为常压系统。从龙马溪组上段开始地层压力逐渐升高，在龙马溪组底部储层流体压力系数达到最大值，下封存箱地层实测压力为38.67 MPa，压力系数为1.62，高压层段内页岩储层可能存在连通的天然微裂缝网络而形成统一的压力系统[20]。从岩性、全烃分布、测井曲线与地层压力分布看，在埋深2 400～2 510 m之间，也存在2个异常压力封存箱(图3)。下封存箱底板出现于2 510 m左右，为上奥陶统宝塔组瘤状灰岩，顶板埋深约为2 475 m，下封存箱厚度约35 m，与川东南J1井、D1井(见后文)相近，也与优质页岩气层段相当；上封存箱顶板埋深约为2 400 m，岩性上也以碳酸盐岩薄互层出现为特征，上封存箱厚度约为80 m。龙马溪组上部灰岩、泥岩互层及志留系石牛栏组致密灰岩，形成异常压力封存箱上部的区域性盖层。

图3 川南昭通地区X1井五峰组—龙马溪组页岩测井曲线与异常高压封存箱

1.3 川东南丁山构造D1井

川东南丁山构造D1井五峰组—龙马溪组也存在页岩气异常压力封存箱。D1井五峰组—龙马溪组埋深超过4 000 m，测井及岩性剖面显示，五峰组—龙马溪组页岩中存在由3个隔板形成的2个异常压力封存箱(图4)，下封存箱出现的位置与优质页岩气层段相当，实测压力系数为1.58，显示异常超压[10,15，21]。下封存箱的底板封隔层埋深4 228 m，由临湘组含泥灰岩与宝塔组瘤状灰岩组成；下封存箱顶板埋深为4 194～4 204 m，由薄层碳酸盐岩、火山灰蚀变黏土岩与碳质泥岩互层组成，同时它也是上封存箱的底板。上封存箱的顶板封隔层埋深在4 136 m左右，即在龙一段与龙二段的界面附近，以泥岩、粉砂质泥岩为主及出现薄层碳酸盐岩为特征，与J1井测井岩性分布特征类似；D1井志留系龙二、三段泥岩及上部石牛栏组泥质灰岩作为区域性盖层[22]。

图4 川东南丁山构造D1井五峰组—龙马溪组页岩测井曲线与异常压力封存箱

2 页岩气异常压力封存箱顶、底板岩石微观特征

页岩气异常高压封存箱的形成，除了埋藏升压、生烃增压、构造挤压等升压机制外，能够封闭页岩气并维持高压的致密封隔层即顶底板的存在不可或缺，好的顶板、底板封隔层的存在才能与含气页岩层段构成异常流体压力封存箱。

2.1 页岩气封存箱顶、底板岩石物性特征

由川东南丁山构造D1井下封存箱底板岩石物性分析(表1)可以看出，底板岩石为埋深4 230 m左右的上奥陶统临湘组与宝塔组含泥灰岩、瘤状灰岩，该碳酸盐岩结构均匀致密，孔隙度低(一般小于1%)、渗透率低，物性封盖能力强。按盖层封盖能力评价标准[23-25]，该底板岩石对页岩气具有极好的封盖能力。作为顶板的封隔层埋深在4 200 m左右，以含泥微晶白云岩薄层、火山灰蚀变黏土岩夹层及泥岩互层为主，薄层含泥细晶白云岩及火山灰蚀变黏土岩夹层通常也具有极低的孔隙度，并以2 nm以下的微孔隙为主，从其物性封盖能力、微孔隙结构看，可形成页岩气下封存箱顶板封隔层。

2.2 页岩气封存箱顶、底板岩石微观结构特征

2.2.1 页岩气封存箱底板岩石微观结构特征

构成页岩气下封存箱的底板岩石是奥陶系临湘组与宝塔组含泥灰岩与瘤状灰岩。薄片分析显示，该岩石矿物以微晶方解石为主，并见少量的介壳生物碎屑，呈极致密块状，微晶结构，微孔隙、微裂隙均不发育；高倍显微镜下微晶方解石颗粒呈紧密镶嵌状结构，方解石微晶之间有少量呈褐黄色的沥青充填，同时在方解石微晶之间见少量片状黏土的充填，揭示早期形成的微孔隙被沥青与黏土进一步充填，使底板岩石结构更加致密而具有更好的封堵性(图5a-b)，形成了极好的页岩气封存箱底板封隔层。

2.2.2 页岩气封存箱顶板岩石微观结构特征

页岩气下封存箱顶板岩石一般认为是龙马溪组上部泥岩及上覆的致密灰岩，但具体层位并不明确[6，8]。测井及岩心进一步分析后认为，龙马溪组龙一段一亚段存在有以碳酸盐岩薄层、火山灰蚀变黏土岩夹层与碳质泥岩互层构成封存箱顶部封隔层。川东南丁山构造D1井页岩气下封存箱顶板封隔层约在4 200 m左右(图4)，由含泥微晶白云岩薄层、火山灰蚀变黏土岩夹层及碳质泥岩互层构成该下封存箱的顶板。薄层含泥微晶白云岩呈极致密块状，高倍显微镜下见微晶白云石晶体呈紧密镶嵌状，微晶之间明显有沥青质充填，堵塞白云石晶间微孔；孔隙度、渗透率低，并以小于2 nm的微孔隙为主，具有封存箱底板泥晶灰岩相类似的微观结构与物性封隔特点，形成页岩气下封存箱顶板封隔层(图5c-d，表1)。同时该含泥白云岩中见有微裂缝，产状上斜交或近于垂直于纹层或层理面，并见黑褐色沥青充填(图5c)，显示该封隔层在下封存箱中大量生烃及增压过程中产生破裂及泄压，曾经有过液态烃类运移。垂直或近于垂直页岩纹层的微裂缝及沥青充填显示封存箱内部压力的积聚曾超过该白云岩封隔层破裂强度，存在有烃类流体的脉冲式混相涌流现象[5]。在含泥白云岩的上部，存在有孔隙度极低的火山灰蚀变黏土岩夹层，从薄片(图5e-f)及矿物组成分析看，大量的基质火山灰均已蚀变为黏土，孔隙度极低(为0.5%)，具有极好的封盖能力。综合分析认为，含泥微晶白云岩薄层、火山灰蚀变黏土岩夹层及碳质泥岩互层构成下封存箱的顶板，同时也构成上、下页岩气异常压力封存箱之间的封隔层。上封存箱的顶部封隔层常出现于龙一、龙二段之间，测井曲线上以含泥灰岩薄层出现为特点，认为其应由含泥灰岩薄层及碳质泥岩、粉砂质泥岩互层组成。

表1 川东南丁山构造D1井异常压力封存箱顶、底板物性分析

图5 川东南丁山构造D1井五峰组—龙马溪组页岩气下封存箱顶、底板岩石薄片分析

3 页岩气异常压力封存箱内部微观特征

川东南地区五峰组—龙马溪组页岩气上、下封存箱内部页岩矿物组成、物性特征、有机质含量与分布形式、页岩微观结构及孔隙连通性存在明显差异。

3.1 上、下页岩气封存箱页岩矿物组成与物性差异

川东南丁山构造D1井岩心分析及测井显示，与上封存箱相比，下封存箱页岩储层孔隙度、比表面积、有机碳含量均较高，总有机碳含量平均约为4.02%，孔隙度为6%～8%，比表面积一般大于20 m2/g，全烃含量明显偏高(图4，图6)；石英含量高(大于45%，局部可达65%)，黏土含量低(20%～35%)。上封存箱内页岩储层孔隙度、比表面积、有机碳含量均较低，孔隙度为5%～6%，比下封存箱低约2%，总有机碳含量较低(1%～1.2%)，比表面积一般低于20 m2/g，全烃含量也明显降低；石英含量相对较低(约在30%左右)，黏土含量明显增加(大于45%)。上、下页岩气异常压力封存箱的顶、底板岩石与封存箱内部页岩也具有明显不同的岩石矿物组成与物性特点，上、下封存箱内部页岩储层的孔隙度、比表面积、有机碳含量、矿物组成的差异，都指示存在有不同的页岩气封隔体系(图6)。

图6 川东南丁山构造D1井五峰组—龙马溪组上、下页岩气封存箱及顶、底板矿物与物性变化

川东南焦石坝构造J1井上、下不同封存箱之间矿物组成、物性变化等与川东南丁山构造D1井上、下封存箱之间变化规律相类似。

3.2 上、下页岩气封存箱页岩微观结构差异

上、下页岩气封存箱页岩微观结构也存在明显的差异，不同封存箱内页岩微孔隙连通性相差也较大。川东南D1井常规扫描电镜、氩离子抛光扫描电镜分析显示，下封存箱优质页岩气层段页岩结构相对均匀，纵横向结构变化相对小，微细纹层相对不发育，微层理缝较少，总体显示结构各向同性。而上封存箱页岩结构各向异性明显，结构定向性强，微细纹层发育，微细层理缝多，与下封存箱形成鲜明对比(图7a-b)。

上、下页岩气封存箱微孔隙连通性也明显不同。下封存箱内页岩有机质含量高，有机质在泥岩中均匀分布，有机质互相连接形成三维空间相连的架状结构，有机质中的微孔隙呈“蜂窝状、发泡状”，又互相连通[26-28]，这些有机质内分布的微孔隙构成下封存箱内部统一的连通网络；同时由于下封存箱中结构相对均匀，页岩微层理相对不发育,下封存箱中的页岩易形成有机质互连、有机质内微孔隙互通的均匀的页岩气孔隙系统，进而形成下封存箱内统一的页岩气压力系统。上封存箱内有机质含量较低，粒间分布的有机质颗粒基本不连接，有机质颗粒内的微孔隙不能互联互通，需要通过无机矿物粒缘隙而形成连通网络，有机质及内部孔隙连通性相对较差(图7c-d)；同时上封存箱页岩微细层理发育，页岩结构上显示强的各向异性，垂直与水平方向的连通性存在差异[29-31]，上封存箱内页岩孔隙连通性明显要差。

图7 川东南丁山构造D1井五峰组—龙马溪组上、下封存箱页岩储层微观结构分析

4 页岩气异常压力封存箱的形成过程

4.1 页岩气异常压力封存箱位置

川东南地区五峰组—龙马溪组页岩气异常压力封存箱位置与五峰组—龙马溪组优质页岩气层段相当(相当于五峰组—龙马溪组①～⑤小层)，厚度相对稳定，约40 m左右。下封存箱底板为临湘组与宝塔组连续沉积的致密灰岩与瘤状灰岩[8-9,32]。下封存箱的顶板位于志留系龙一段一亚段与二亚段之间，由火山灰蚀变黏土岩夹层、致密微晶碳酸盐岩薄层及致密的碳质泥岩互层组成，其中薄层微晶碳酸盐岩与页岩气下封存箱底板临湘组与宝塔组含泥微晶灰岩类似，物性封盖能力强。火山灰蚀变黏土岩夹层呈定向排列结构，非常致密，孔隙度极低，封盖能力好。由微晶碳酸盐岩薄层、火山灰蚀变泥岩薄层及碳质泥岩互层似“三明治式”结构形成了页岩气下封存箱极好的顶板封隔层。

上封存箱紧密叠置其上，其位置与龙一段二、三亚段相当，因沉积差异不同地区厚度变化较大，如从焦页1井到焦页8井厚度变厚[33]。泥岩地层中出现的薄层含泥致密碳酸盐岩常表现出极好的页岩气封隔特点，从测井曲线上可看出，上封存箱的顶板大致以龙一段顶部的泥质碳酸盐岩薄层出现为标志，泥质灰岩薄层与泥岩互层常具有极好的页岩气封盖能力，由泥岩夹薄层粉砂质泥岩为主及间夹薄层碳酸盐岩形成页岩气上封存箱的顶板封隔层，而其上的下志留统龙马溪组二段及中上志留统石牛栏组致密泥灰岩形成上、下页岩气异常压力封存箱的区域性盖层。

4.2 页岩气异常压力封存箱形成过程

不渗透的顶、底板封隔层的形成是页岩气异常压力封存箱形成的必要条件，该封隔层需要能阻碍所有油、气、水的通过，同时封存箱的形成还需要有页岩气的侧向封堵。五峰组—龙马溪组页岩气顶、底板与异常压力封存箱的形成经历了4个阶段。

(1)异常压力封存箱雏形阶段：常规油气异常超压一般出现于埋深3 000 m左右，该深度下异常超压流体封存箱较为常见[1]，五峰组—龙马溪组地层可能也存在类似的情况(图8)。川东南五峰组—龙马溪组页岩埋藏生烃史研究显示，其经历早期持续深埋和晚期快速抬升2个阶段[6,18,34-35]。五峰组—龙马溪组泥岩在志留纪末埋深约2 500 m，到中二叠世处于缓慢并略微抬升过程，该过程持续时间长，有机质未成熟到低成熟，泥岩持续压实并排出大量孔隙水，以大量排水、少量生油、泥岩孔隙迅速减小为特点，但基本处于正常静水压力体系。由于顶、底板地层岩石矿物组成与其相邻地层存在差异，顶、底板相比于箱体在埋藏成岩过程形成了油气封隔层，差异压实造成更小的孔隙及方解石的微晶化作用，显示出更好的封盖特征，此时封存箱及顶、底板的雏形基本形成。

图8 川东南焦石坝构造J1井五峰组—龙马溪组页岩地层沉积埋藏史及封存箱形成过程

(2)液态烃类流体异常超压封存箱形成阶段：中二叠世以后到中侏罗世，泥岩快速持续深埋，镜质体反射率Ro达1.3%，进入生油高峰期，液态烃类大量生成，并占据了泥页岩中的未被压实的粒间微孔隙。由于油、水对泥页岩矿物润湿性不同，泥岩微孔隙中的残余少量水进一步从微细孔喉中排出，导致泥岩中所有微孔隙基本被非润湿相的液态烃类流体所充填。此时，上、下封存箱的顶、底板已经形成，对液态烃类具有较好的封盖能力。由于不同的顶、底板封隔，分别形成上、下2个不同的封存箱。同时，因上、下封存箱中有机质数量差异较大，生成的液态烃类数量相差巨大，导致上、下封存箱有机质含量、分布及微孔隙结构明显不同。封存箱中的页岩微孔隙基本被液态烃类充填，生烃增压、升温增压，微孔隙中烃类流体压力累积，迭加上覆地层压力局部承压，以液态烃类流体为主的异常高压封存箱基本成形。当下封存箱内流体压力增加而超过下封存箱顶板岩石破裂强度时，可出现顶板岩石破裂及烃类从下封存箱中逸散的现象。如在D1井下封存箱的顶板薄层微晶碳酸盐岩中出现裂缝充填沥青，显示下封存箱中出现烃类通过顶板岩石裂缝向上逸散的过程。

(3)页岩气异常超压封存箱形成阶段：随着进一步的埋深，中侏罗世—中晚白垩世，五峰组—龙马溪组泥岩埋深已超过5 000 m，上、下封存箱顶、底板岩石因埋深大、地层温度高、静岩压力大而处于延性阶段，顶、底板岩石对页岩气封盖能力进一步提高。此时有机质高、过成熟并大量生气，封存箱中页岩微孔隙中充填的液态烃类大量裂解成气，迭加地应力、页岩气上覆静岩承压及升温膨胀，以气相为主的地层流体压力进一步升高，形成页岩气异常高压封存箱。

(4)页岩气异常压力封存箱晚期改造及定型阶段：五峰组—龙马溪组页岩气异常压力封存箱从白垩纪末到现今，受燕山中晚期及喜马拉雅期构造作用影响，盆内、外经历了强度不同的构造变形与抬升剥蚀。盆内因埋藏较深，封存箱顶、底板岩石大多处于延性阶段，封存箱两侧地层侧向倾伏、局部被逆断层切割，底封顶盖，迭加地层侧向倾伏与逆掩断层侧向封堵，多数形成异常高压封存箱系统。盆缘及盆外地层因褶皱变形强，构造抬升幅度大，地层剥蚀多，当页岩气顶、底板地层抬升高于岩石脆延转化深度时[36]，顶、底板封隔层因发生脆性破裂而造成页岩气垂向渗滤散失，同时应力变化也使断层侧向封堵能力降低，迭加页岩气侧向渗滤散失，多数形成盆缘或盆外的常压气藏；少量顶、底板封隔层及侧向逆掩断层封闭较好时，也可形成浅层异常高压封存箱，如昭通太阳背斜浅层页岩气高压封存箱[32，37]。

5 结论

(1)川东南焦石坝构造、丁山构造以及长宁黄金坝构造五峰组—龙马溪组页岩气具有超压特征，存在有3个隔板组成的互相叠置的2个异常高压封存箱。下封存箱与五峰组—龙马溪组优质页岩气层段相当，厚度稳定；上封存箱紧密叠置其上，与龙马溪组龙一段二、三亚段相当。下封存箱底板封隔层为临湘组与宝塔组含泥灰岩与致密瘤状灰岩，顶板封隔层位于龙一段一亚段中部，由火山灰蚀变黏土岩夹层、致密微晶白云岩薄层及碳质泥岩互层组成，它同时构成上封存箱的底板。上封存箱的顶板位于龙一段与龙二段地层分界处，多以薄层含泥灰岩地层出现为标志，并与泥岩互层组成上封存箱的顶板封隔层。

(2)五峰组—龙马溪组上、下页岩气异常压力封存箱的形成经历4个阶段：即早期埋藏压实孔隙水大量排出、近于静水压力体系的封存箱雏形阶段；有机质成熟大量生油、以液态烃类流体为主的异常超压封存箱形成阶段；有机质高、过成熟大量生气，页岩气为主的异常超压封存箱形成阶段；异常压力封存箱晚期改造与定型阶段。成岩造箱与生烃增压的协同演化及后期的构造改造，形成了川东南地区五峰组—龙马溪组上、下页岩气异常压力封存箱。

(3)上、下页岩气异常压力封存箱的形成与五峰组—龙马溪组沉积成岩环境密切相关。地层组合与生烃母质数量不同是上、下页岩气异常压力封存箱形成的前提，随着顶、底板对水、油、气封隔能力的增强及封存箱的形成，在埋藏成岩与有机质生烃协同演化过程中，上封存箱生物数量少，生成油气少，占据页岩微孔隙少，成岩过程中孔隙减少快，导致了现今页岩气上封存箱孔隙度低、有机碳含量低、测井全烃含量低，有机孔隙少，页岩储层连通性差；下封存箱生物数量多，生成油气多，占据较多的页岩微孔隙空间，成岩过程中被油气充填的微孔隙很难被压实破坏，导致下封存箱孔隙度高、有机碳含量高、测井全烃含量高，页岩有机孔隙多，页岩储层连通性好。

(4)页岩气异常压力封存箱压力系数受沉积埋藏、有机质生烃、构造挤压、剥蚀卸载、顶底板的封隔及断层侧向封堵等多种因素控制，盆内埋藏深、构造破坏影响小，页岩气异常高压封存箱得以保存，常表现为异常高压。

(5)孔隙度高、有机质含量高、连通性好、压力系数高的五峰组—龙马溪组页岩气下封存箱是页岩气高效开发的优先目标；而孔隙度低、有机碳含量低、连通性差的上封存箱钻探效果相对要差。

致谢：两位审稿专家对论文提出了宝贵的修改意见，在此表示衷心感谢！