引用本文

Liu Honglin，Wang Hongyan，Sun Shasha，et al.The formation mechanism of over-pressure reservoir and target screening index in south China marine shale[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(3):417-422.[刘洪林，王红岩，孙莎莎,等.南方海相页岩气超压特征及主要选区指标研究[J].天然气地球科学，2016,27(3):417-422.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.03.0417

南方海相页岩气超压特征及主要选区指标研究

刘洪林^1，2，3 ，王红岩^1，2，3，孙莎莎^1，2，3，吝文^1，2，3 

关键词： 海相页岩       超低含水饱和度       超压核心区       地层压力系数      

中图分类号:TE122.1      文献标志码:A      文章编号:1672-1926(2016)03-0417-06

The formation mechanism of over-pressure reservoirand target screening index in south China marine shale

Liu Hong-lin^1，2，3 ，Wang Hong-yan^1，2，3，Sun Sha-sha^1，2，3，Lin Wen^1，2，3 

Key words： Marine shale;       Ultra-low saturation;       Over-pressure core area;       Strata pressure coefficient ;      

引言

目前，在我国南方海相地层发现的页岩气田主要有长宁海相页岩气田、威远海相页岩气田、焦石坝页岩气田等，其主要的气田特征表现为超压，压力系数一般在1.2~2.0之间，主要勘探开发目的层位为志留系龙马溪组页岩，这2套地层的演化程度较高，达到了生气后期阶段，而且在喜马拉雅期普遍经历了一次剧烈的抬升过程，对储层的2个参数产生了重要影响，形成了各种类型的超压气田，生烃型超压型气田，如长宁页岩气田；构造增压型页岩气田，如焦石坝页岩气田。因此，富含页岩气的页岩含气饱和度高，含水饱和度低，游离状态的天然气比例高，地层压力系数大，呈现超压状态，形成富集区。油气盆地异常压力是一种常见的地质现象，这种异常超压非常有利于油气的保存，异常高压同样对页岩气成藏起到非常重要的作用，但是对于超压页岩气特征、超压页岩气的选区指标等目前仍然需要查明，本文将在超压形成条件及机制研究的基础上，通过对超压页岩气特征进行分析，提出寻找超压页岩气有利区的地质选区指标体系，这套选区指标体系对于我国高成熟、强改造条件下的页岩气勘探具有重要的地质意义。

1 超压页岩气田的基本特征

随着油气勘探开发理论技术的不断进步，美国陆续发现了Barnett、Haynesville、Marcellous等页岩气田，产量快速增长，2014年美国页岩气年产量突破3 900×10⁸m³，占到美国天然气产量的50%以上。在发现的十余个页岩气田中，不乏大型的超压页岩气田，如美国Marcellus页岩气田，储层压力系数为1.01~1.64，储层含气饱和度为75%、TOC>2.3%，基质孔隙度平均>4%、游离气含量>65%、单井初期产量为(10~40)×10⁴m³/d、单井EUR值为(0.9~3.1)×10⁸m³；Barnett页岩气田，储层压力系数为1.03~1.54，储层含气饱和度为80%、TOC>2.5%，基质孔隙度平均>4%、游离气含量>60%、单井初期产量为(10~35)×10⁴m³/d、单井EUR值为(0.9~2.2)×10⁸m³；Fayetteville页岩气田，储层压力系数为1.1~2.0，储层含气饱和度为90%、TOC>2%，基质孔隙度平均>4%、游离气含量>80%、单井初期产量为(20~30)×10⁴m³/d、单井EUR值为(1.0~2.5)×10⁸m^{3 [1-3]}。最近几年，国内在开展南方海相页岩气勘探开发中也先后在四川盆地发现了超压的海相页岩气田，如长宁页岩气田储层压力系数为1.5~2.03，含气饱和度为70%，TOC>2%，基质孔隙度平均>4%、游离气含量>65%、单井初期产量为(10~30)×10⁴m³/d；威远页岩气田储层压力系数为1.3~1.9，TOC>2%，基质孔隙度平均>4%、游离气含量>60%、含气饱和度 为65%，单井初期产量为(10~27)×10⁴m³/d；焦石坝页岩气田储层压力系数为1.3~1.7，含气饱和度为80%，TOC>2%，基质孔隙度平均>4%、游离气含量>80%、单井初期产量为(20~57)×10⁴m³/d（表1）。

根据压力系数的高低，可以对页岩气藏进一步划分，压力系数<1.3，基本为常压气藏，主要表现为含气饱和度低，一般为50%~60%，压裂后单井测试产量低，单井产量小于10×10⁴m³/d；压力系数为1.3~1.5，为中低超压气藏，表现为含气饱和度较高，一般为60%~80%，压裂后单井产量为(10~15)×10⁴m³/d；压力系数>1.5，为超高压气藏，表现为含气饱和度大于80%，压裂后单井产量大于15×10⁴m³/d。在上述分析基础上，可以得出超压型气田的主要地质特征如下：具有较厚的优质页岩储层(>30m)、较高的总有机碳(含量>2%)、具有较高脆性矿物含量(>30%)、较高的储集物性(基质孔隙度平均>4%)、较高的游离气含量(>60%)、较高的单井产量(>10×10⁴m³/d)、较高的单井EUR值(>0.8×10⁸m³)。

2 超压页岩气田的形成机制

2.1 超压页岩气田的地球化学特征

志留系龙马溪组和筇竹寺组的海相页岩是我国南方主要勘探目的层。由于龙马溪组具有分布稳定、埋藏适中、总有机碳和含气量高等特点，并在蜀南、川东等地区获得了较高的产量，因此，龙马溪组页岩是近期勘探的主要层系。龙马溪组在四川盆地乐山—龙女寺古隆起核部受到剥蚀已经缺失，在蜀南和川东、川东北地区分布面积约为13.7×10⁴km²，其主要的岩性为黑色页岩—深灰色泥岩，厚度为100～700m，平均为203m，其中黑色页岩厚20～120m，大致具有从东南向西北减薄的分布特征。在盆地东部和南部存在2个厚度中心，黑色页岩厚度大于150m，在池7井和阳深1井的页岩厚度达到822.5m和846.6m。在盆地西北部和北部，厚度小于50m。由于黑色页岩形成于还原环境，其中含有丰富的笔石，有机碳含量一般在0.4%～1.6%之间，有机质成熟度R_O值为2.0%～4.5%，较高，达到过成熟阶段。 南方海相另外一套页岩气勘探目的层为下寒武统烃筇竹寺组页岩，其岩性主要为灰黑色—黑色页岩，厚度在0～425m之间，平均为139m，川西南地区较厚，其中宫深1井页岩厚度为445m。总有机碳丰度在0.5%～4.0%之间，以川南、川北和川东较高。原始有机质主要为低等水生生物，其主要的干酪根类型为Ⅰ型。有机质成熟度R_O值为2.0%～5.0%，较高，达到了过成熟阶段。 目前，中国石油和中国石化等公司已经在龙马溪组和筇竹寺组页岩中获得页岩气气流，并在龙马溪组页岩中实现工业化生产，证实致密的黑色南方海相页岩能够成为储层。国内学者已经开展了研究工作，证实了页岩气的来源，认为原油二次裂解气是主要的页岩气来源，并在R_O>0.9%以上开始产生天然气，并形成了丰富的纳米孔隙^[4]。本文通过对河北红花园地区下马岭组富有机质页岩进行封闭体系热模拟实验和扫描电镜研究，发现R_O值约为0.9%时，开始发育气孔，并随温度上升逐步增多（图1），孔隙越来越发育，并且在R_O值在2%以上有大量的天然气生成，开始产生大量的有机质孔隙，微孔+中孔比表面积迅速增加，R_O值约为3.5%时，微孔+中孔比表面积达到峰值；微孔+中孔孔容之和随成熟度增加一直增加，在很高成熟度下页岩储集物性仍然良好（图2）。因此，认为页岩有机成熟度>2%以上是形成超压页岩气田的基本地球化学条件之一。

2.2 超压页岩气田的储层特征

页岩是纳米级孔隙非常发育的储层，其孔隙类型包括有机质孔、无机孔和微裂隙（图3），本文通过开展页岩岩心的束缚水饱和度实验，主要采用离心实验的方法进行，证实常见的页岩一般具有非常高的束缚水饱和度值，一般在80%以上。在地层状态下，富含天然气的页岩纳米孔隙中天然气以游离态为主，含水饱和度极低，一般小于40%，这种现象为超低含水饱和度现象，是纳米孔隙储层一种特有现象。研究发现，富气页岩在储层条件下含气饱和度低，贫气的页岩储层条件下含水饱和度高，其原因在于生烃过程中水分参与了生烃反应，同时天然气生成过程中天然气的排出也带走了大量水分。如果没有后期构造运动所导致的地层水的第二次进入孔隙中，这种超低含水饱和度将得以延续，这种超低含水饱和度的状态对页岩气的开发意义非常重大。如果页岩纳米孔隙含水高，水分子以分子膜形式存在于纳米孔隙表面，降低了吸附能力，影响了页岩气储量；另外超低含水饱和度出现可以使得页岩气在开发过程中气体的流动将主要以滑脱流的方式流动，有效增加页岩渗流能力。 通过剖析国外主要的商业化页岩气田，发现商业化的页岩都有一个共同特点，就是含气饱和度较高(50%~85%)，而含水饱和度都很低(平均为15%～35%)。目前国内钻探的100多口页岩气井的岩心含水饱和度大致分2类：一类含水饱和度极高的井，如昭101井、YQ1井等，达60%以上，这些井一般位于构造活动强烈地区；第二类为页岩含水饱和度很低的井，如焦页1井、宁201井等，一般为30%～45%，位于构造稳定部位。四川盆地含水饱和度高的井含气量低，产量也相对较低；含水饱和度低的井含气量高，产量高，相关性非常好（表2）。

3 超压页岩气田形成的机制

目前扬子地区页岩含气层段增压机制主要包括构造型增压、水热型增压、黏土矿物脱水型增压、生烃作用型增压。

3.1 构造抬升所引起的储层增压

在泥岩地质演化的过程中，伴随着埋深的增加，页岩成熟生烃，内部压力大幅度地升高，部分烃类通过裂隙排出，部分烃类则残留于页岩内部。如果因为构造运动产生后期抬升作用，页岩以较快的速度抬升到浅部，加之页岩及其上覆、下伏的渗透性非常差，滞留于页岩中的天然气在短时期内难以散失，因此在相同深度条件下储层压力超过正常压力，形成异常超压现象^[5-7]，称之为构造增压型，如焦石坝页岩气田主要为构造抬升所引起的超压，美国Haynesville页岩的超压也主要是由于构造抬升所形成。

3.2 地层水升温引起的储层增压

当泥岩沉积后，由于岩石颗粒细小，形成喉道产生较强的毛细管力，内部形成封闭体，呈现超压状态，四周地层为正常压力状态。随着埋藏深度进一步加大，大部分流体排出，部分流体温度随地层温度升高，内部流体发生一定程度的膨胀，引起体积的进一步增大，从而导致地层压力升高^[2,3]。地层水升温引起的增压作用是页岩气田早期超压的主要原因，这种增压作用机制几乎存在于所有的页岩演化过程中^[8,9]。

3.3 黏土矿物脱水引起的增压

在埋藏深度增加过程中，沉积物所受温度和压力不断上升，烃源岩不断演化，黏土矿物发生转化，由蒙脱石向伊利石转化过程中束缚水也发生运移成为自由水，束缚水密度略为大于自由水密度，造成一定的体积增大10%~15%^[10,11]。由于不能及时排出泥岩，封闭体内的流体量增加，导致地层压力系数增加，这种增压作用广泛存在于页岩气的形成过程中。

3.4 生烃作用引起的增压

在泥岩沉积埋藏过程中，地层温度不断升高，泥岩成熟到达生烃门限时，有机质开始生成大量的油气，导致封闭体内的流体增多，地层压力增加^{[
[15] Wang Feiyu,Guan Jing,Feng Weiping,et al.Evolution of overmature marine shale porosity and implication to the free gas volume[J].Petroleum Exploration & Development,2013,40(6):764-768.[王飞宇,关晶,冯伟平,等.过成熟海相页岩孔隙演化特征和游离气量[J].石油勘探与开发,2013,40(6):764-768.]")'>12-15]}。原油或沥青的生成沟通了储层，使得连通性进一步提高，生成的油气一部分排出泥岩，部分残留于泥岩孔隙或裂隙中，随着地层温度的进一步增加，泥岩中残余油气或沥青开始再次裂解生成天然气，充注于页岩孔隙或裂隙中，导致地层压力进一步升高（图4）。如长宁页岩气田后期构造抬升作用不明显，主要为生烃增压型页岩气田。

4 页岩有利区选区指标研究

在页岩气勘探开发选区的过程中，首先要寻找页岩富集的地区作为开发有利区，页岩富集区资源丰度高，单井最终可采储量较高，开发经济性较好。在美国开展页岩气地质选区过程中，由于地质条件稳定，认为超压对于页岩气田没有那么重要，正常压力、甚至欠压都可以实现开发，因此美国页岩气地质选区指标中没有压力系数的概念，并没有将超压作为一个关键指标。由于中国与北美地质背景差异，北美页岩气形成于克拉通盆地，我国页岩气形成于复杂的地块复合体，时代较久，因此，我国与北美地质条件最大的差别为页岩成熟度高低和构造运动的强弱。页岩成熟度高，经历的地质历史长，压实作用强烈，孔隙度低；构造运动强,断裂发育，保存条件差。因此较高的地层压力系数有利于形成资源丰度较高的页岩气富集区。 页岩气选区指标应该是核心区/富集区优选指标，指标取值依据必须与超压气田地质特征参数匹配才有意义。北美地区富集有利区的选区指标中主要考虑储层厚度、深度、总有机碳含量、含气量等参数^[8,9]，但在高成熟、断裂发育背景下，地层压力系数尤其重要，应该考虑地层压力系数。因此，本文认为页岩气地质选区中，除了考虑页岩埋深(1 500~4 500m)、页岩厚度(>30m)、总有机碳含量(>2%)、硅质矿物含量(>30%)等基本参数外，应把地层压力系数大于1.3以上作为我国南方海相页岩气选区的重要指标之一，才能体现我国南方海相页岩气特点，同时提高页岩气选区的准确性和科学性。

5 结论

(1)我国南方分布有丰富的海相页岩气，具有厚度大，分布稳定的特点，普遍经历了高成熟演化和强烈地质构造运动，在油气生成过程中由于排烃作用的发生形成了广泛发育超低含水饱和度特征，超低含水饱和度存在为形成超压富集区创造了条件，这种超压核心区是南方海相页岩气近期主要的勘探目标。 (2)扬子地区已经发现的超压页岩气田的增压机制主要包括构造抬升型增压、水热型增压、黏土矿物脱水型增压、生烃型增压。焦石坝海相页岩气田主要为构造型增压所形成的超压页岩气田，长宁页岩气田主要为生烃增压型页岩气田。 (3)页岩气地质选区应把地层压力系数作为重要指标。我国与北美地质条件最大的差别为页岩成熟度高低和构造运动的强弱。时代老，成熟度高，导致储集空间变小，构造活动导致保存条件差。因此低孔隙度、保存条件差的页岩要达到商业化门槛，需要较高的地层压力系数来提高选区的准确性。

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