引用本文

Chen Zhipeng,Liang Xing,Zhang Jiehui,et al.Genesis analysis of shale reservoir overpressure of Longmaxi Formation in Zhaotong Demonstration Area,Dianqianbei Depression[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(3):442-448.[陈志鹏，梁兴，张介辉,等.昭通国家级示范区龙马溪组页岩气储层超压成因浅析[J].天然气地球科学，2016,27(3):442-448.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.03.0442

昭通国家级示范区龙马溪组页岩气储层超压成因浅析

陈志鹏 ，梁兴 ，张介辉，王高成，刘臣，李兆丰，邹辰 

关键词： 昭通国家级示范区       页岩储层超压       页岩气高产       游离气       龙马溪组      

中图分类号:TE122.1      文献标志码:A      文章编号:1672-1926(2016)03-0442-07

Genesis analysis of shale reservoir overpressure of Longmaxi Formationin Zhaotong Demonstration Area,Dianqianbei Depression

Chen Zhi-peng ，Liang Xing ，Zhang Jie-hui，Wang Gao-cheng，Liu Chen，Li Zhao-feng，Zou Chen 

Key words： Zhaotong Demonstration Area;       Shale reservoirs overpressure;       High yield of shale gas;       Free gas;       Longmaxi Formation;      

引言

超压是中国沉积盆地中普遍存在的现象，在泥页岩地层中尤为常见，但在北美的页岩气开发过程中并未发现明显的页岩高压现象。国内对中新生代泥岩中存在的异常高压进行了大量的研究，但对古生代泥页岩的异常高压研究较少。随着近年来对南方海相页岩气勘探的深入，下古生界泥页岩异常高压引起了更广泛的关注^[1-5]。目前四川盆地页岩气勘探取得了一系列的新进展，其中在四川盆地东南部焦石坝构造、西南部威远构造以及南部长宁、黄金坝构造均见到良好页岩气显示，并获得了高产页岩气流，资料显示这些页岩气开发区页岩储层均存在不同程度的超压现象^[2,3-5]。

1 北美页岩气储层特征

页岩气主要以吸附态及游离态等形式赋存在页岩储层中，成分以甲烷为主，含少量的重烃^[6,7]。北美页岩气在前陆盆地及克拉通盆地均有分布，主要发育层系为下古生界泥盆系及石炭系；页岩储层厚度大,埋藏浅.厚度分布范围为31~610m,埋深均小于2 000m.干酪根类型以Ⅰ型、Ⅱ型为主，Ⅲ型较少；TOC含量变化范围大，为0.3%～25%；R_O值变化范围较宽，但主要分布在1.0%～2.0%之间；含气量分布在0.37~9.91 m³/t之间；孔隙度较大，分布范围为1%~15%；地层压力表现为低压或常压，压力系数小于1.02。与北美相比，昭通示范区龙马溪组页岩储层特征具有以下几点区别（表1）。昭通示范区页岩储层埋藏深，为2 000～4 500m；成熟度高，R_O值为2.5%~3.2%；总孔隙度低，平均为3.2%；地层压力表现为常压或超压，压力系数在1.0～2.05之间。

2 研究区地质概况

昭通示范区黄金坝区块位于四川台坳川南低陡褶皱带罗场复向斜建武向斜边缘，北接四川盆地，南靠滇黔北坳陷（图1），区域上主要受燕山期太平洋—古特提斯洋与扬子板块碰撞、喜马拉雅期印度板块向北冲挤双重作用的影响，形成近东西向和近南北向共同剪切的构造格局，由滇东黔中隆起→滇黔北坳陷→四川盆地，构造形变由强到弱^[1,2-6]。区内下志留统龙马溪组及上奥陶统五峰组均为深水陆棚相沉积的富有机质暗色页岩，是该区分布稳定、展布广泛的优质烃源岩，其中五峰组厚度较薄，厚5m左右。五峰组与龙马溪组具有类似的页岩储层特 征。为减少描述的重复，后文中将龙马溪组与五峰

组合称为龙马溪组。龙马溪组埋深分布在0～4 000m之间，一般厚度为100～400m，优质页岩厚度为30～40m。由川南低陡褶皱带向滇黔北坳陷威信凹陷构造形变不断加强，龙马溪组页岩埋深逐渐变浅。该区地表多被三叠系、侏罗系覆盖，为页岩储层提供了良好的保存条件^[1-3]。

3 页岩储层超压特征

黄金坝地区下志留统龙马溪组页岩储层压力纵向上主要是受层位和深度的控制，压力系数为1.4~2.0，压力系数随埋深增加而逐渐增大，表现为明显的超压（图2）。龙马溪组储层超压表现在钻井过程中较高泥浆密度下(1.6～2.0g/cm³)的气测显示较好，全烃通常为10%～50%，部分井全烃最高达100%。对区内评价直井龙马溪组优质页岩储层进行压裂试气，获得过万方的页岩气流。对该井页岩压裂层段进行压力恢复试井，在储层中段深度2 436m处测得地层压力为38.67MPa，其对应的压力系数为1.62。

根据伊顿法采用纵波时差分析对该区地层压力进行预测，利用钻井泥浆比重、气测显示以及实测压力等资料进行刻度，总结出该区块的压力指数。研究区龙马溪组储层超压开始出现的深度大体是在1 500～3 000m之间，起始层位具有等时性，大多数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压力系数达到最大值。整体上随着深度增加，地层压力增大，特征上表现为“圣诞树型”，当页岩储层埋深小于1 500m时表现为正常压力系统。相对小的范围内龙马溪组储层压力变化不大，结合水平井压裂监测的微地震事件分布规律，认为高压层段内部可能存在连通的天然微裂缝网络，位于同一微裂缝网络内的页岩储层基本处于统一压力系统内。 黄金坝地区龙马溪组页岩储层压力系数平面分布特征表明，地层压力与页岩TOC含量、储层埋深及距向斜、断层、剥蚀线的距离等关系密切。研究区东北方向页岩TOC含量更高，储层压力系数更大；距建武向斜轴线越近，页岩埋深增大，地层压力系数越大；距离主干断层及龙马溪组出露区越远，封闭保存条件越好，地层压力系数越大（图3）。

4 页岩储层超压形成机制

关于沉积盆地超压的形成机理，国内外均进行了多方面探讨，国内学者将超压的成因分为与沉积作用、油气生成作用、流体热膨胀作用、成岩作用、构造作用、流体性质和盆地地层结构有关的7种类型^[7-10-12]，Swarbrick等^[13]也对超压产生机理进行过较为系统的分析。通常一个特定异常压力可能是由多种原因共同作用造成，不同学者对同一地区异常压力的成因持有不同观点。笔者研究认为，富有机质页岩生烃增压、深埋和盆地构造挤压、剥蚀卸载以及致密的封盖围岩，是形成昭通示范区和四川盆地川南地区龙马溪组储层超压的主要原因。

4.1 生烃增压

页岩气具有源储一体的特征，页岩本身既是储层，也是良好的烃源岩。龙马溪组下部优质烃源岩以Ⅰ型、Ⅱ型干酪根为主，TOC值主要分布在2%～6.7%之间，R_O值主要分布在2.2%～3.2%之间，具有“有机质丰度高、热演化程度高”的特点。页岩中的有机质由大量固体干酪根经过成熟、过成熟阶段，转化为以甲烷为主的干气，体积发生倍数级的膨胀，生成的甲烷占据了大量的孔隙体积。同时固体干酪根的转化还使页岩的岩石骨架发生一定的改变，使一部分有岩石承受的上覆压力转移到由孔隙流体承担，使孔隙流体的剩余压力升高^[14]。通过YS8井龙马溪组特殊测井解释结果中地层压力系数与TOC、含气量的交会分析发现，TOC含气性与地层压力存在较好相关性，随TOC含量的升高，含气性增加，地层压力系数也随之增大（图4）。

4.2 剥蚀卸载

岩石在上升剥蚀卸压过程中，岩石流体会发生一定的回弹，造成压力的变化，这种变化与岩石、流体的力学性质有直接关系^[14]。由剥蚀造成的压力变化主要取决于剥蚀的厚度及岩石、流体的压缩系数；相对砂岩，泥页岩的压缩系数更大，特别是成岩阶段中后期泥页岩的回弹能力较成岩阶段初期更弱。较大的压缩系数及较弱的回弹能力造成部分原始地层压力在地层抬升剥蚀后仍得以保存，在空间上易形成异常压力。 研究区位于黔中隆起北部，隆起的演化对该区沉积构造有着重要影响。晚奥陶世涧草沟期，都匀运动使黔中水下隆起上升为陆地，黔南川南地区相对下沉，早志留世龙马溪期沉积了深水陆棚相的暗色泥页岩沉积。加里东晚期(志留纪末)，构造区域性抬升，隆起成陆地，形成黔中隆起，川黔边缘经历了泥盆纪—石炭纪的剥蚀夷平，直至被二叠系及中、下三叠统浅海沉积所超覆^[9]。龙马溪组页岩经历了加里东中期的沉积深埋、加里东晚期后的抬升剥蚀以及海西期中晚期的再沉积，泥页岩中孔隙流体由于渗流不畅，部分原始压力得以保存，也是形成该区异常压力的重要原因之一。

4.3 地层应力挤压

黄金坝地区龙马溪组页岩埋深大且处于构造挤压形成的向斜内，较强的上覆应力及水平应力不断挤压页岩内孔隙空间，增大孔隙内流体压力，因此被认为是页岩储层超压的重要原因之一^[11,12]。从区域构造背景演化分析上看，昭通示范区长期处于挤压背景之下，经历了加里东晚期的华夏板块碰撞挤压之造山构造运动、燕山期以来江南—雪峰持续的陆内造山运动、喜马拉雅期印度板块向北冲挤运动的三重作用，形成了典型的“背斜带平缓宽阔、向斜陡峭狭窄”的隔槽式褶皱形变带，表现出强烈的压性构造特征^[2]。根据YS8井页岩气井岩心实验、声波扫描测井、电阻率成像、地破试验及测试压裂的压力刻度等综合研究成果，求得龙马溪组下段的最大水平主应力为71MPa，最小水平主应力为56.5MPa，上覆地层应力为61MPa。龙马溪组的塑性泥岩层是地应力集中的部位，垂向压实作用与横向挤压应力造成页岩孔隙体积减小，流体排出受阻而形成储层高压，此现象在向斜带表现得尤为突出。

4.4 顶底部致密封隔层

龙马溪组上部地层为下志留统石牛栏组泥质灰岩、灰岩，厚度为150～200m；下部地层为上奥陶统宝塔组瘤状灰岩，厚度为70～80m^[2-4-8]。龙马溪组上部及下部岩层均为海相灰岩沉积，分布面积较广、单层厚度较大、物性致密，形成了良好的封盖条件。研究区内断层不发育，且存在断层多以挤压及走滑性的逆断层为主，断层侧向封堵性好，主要断层多消失于龙马溪组上段灰质泥岩中，有利于页岩储层异常高压的保存。富有机质泥页岩本身也形成较好的物性封闭和高烃浓度封闭，提高良好的遮挡条件，从而使该区页岩高压气藏得以保存。

5 页岩储层超压与页岩气成藏

5.1 页岩储层超压与页岩气藏分布

表2为昭通示范区部分页岩气钻井试气结果与地层压力、压力系数对比。从表2中可以看出，页岩气富集高产与地层压力之间具有密切的关系。从已钻页岩气井的试气产量来看，黄金坝近向斜的高压区内的钻井日产气量较高，YS8井及YS8-1井均获得了较高的页岩气测试产量。而YS4井及YS4-1井龙马溪组页岩气藏表现为微超压，虽取得了一定的页岩气产量，但未达到理想的高产能。而位于距离龙马溪组出露区较近、距离向斜较远的YS6井以及YS7井的龙马溪组表现为常压，页岩的含气量较低，未进行压裂测试。

5.2 页岩储层超压与页岩气产量

从上文的对比分析可以看出，昭通示范区龙马溪组页岩储层压力越高，单井测试产量越大。综合分析认为，主要有以下3个方面原因。 一是龙马溪组的异常高压与有机质生烃存在密切联系，页岩储层的TOC含量高，成熟度高，含气量大，孔隙压力大，因此异常高压区通常也是页岩气

储层评价的有利区。 二是页岩气以吸附气及游离气的形式存在于页岩储层当中^[4-9]。页岩气成藏初期，烃源岩处于过成熟阶段，原油裂解生成的甲烷，以吸附气的形式储存在泥岩颗粒上。成藏中期，随着埋藏深度增加，页岩的温度、压力升高，大量裂解生成的甲烷逐渐以游离气的形式储集在泥岩孔隙中间。成藏后期，随着埋深加大，多期构造应力挤压，页岩储层孔隙空间缩小，同时甲烷的数量继续增加，游离气占总含气量的比重不断加大，因此页岩储层孔隙压力逐渐升高，进而形成异常高压，并伴生了许多连通的微裂缝（图5）。 三是页岩异常高压体内地层应力复杂、岩石脆性大。由于有机质生烃以及地层应力挤压等多重因素形成了密集的微裂缝网络^[15]，大规模的水力压裂 在形成主裂缝的同时沟通整个微裂缝网络，有利于形成体积压裂，增大渗流面积和导流通道，提高产量和最终采收率。

6 结论

(1)昭通示范区龙马溪组页岩储层表现出埋藏深、成熟度高、孔隙度低、地层压力系数大的特点，黄金坝等甜点区龙马溪组页岩储层表现出异常高压特征。 (2)昭通示范区龙马溪组页岩气储层地层压力系数纵向上呈“圣诞树”型，压力系数随埋深、TOC含量增加而增大，龙马溪组底部达到最大值；异常高压区的平面分布与距离向斜、通天断层、剥蚀线的远近关系负相关，保存条件好的区域页岩储层压力更大。 (3)昭通示范区龙马溪组异常高压主要是由有机质生烃、剥蚀卸载和地层应力挤压造成，龙马溪组上下的致密岩层形成良好封隔层，使得异常高压得以保存。 (4)页岩储层超压是控制昭通示范区龙马溪组页岩气富集的重要特征，它与页岩储层特征、页岩气赋存形态以及天然微裂缝发育存在密切联系,页岩气井产量与储层的地层压力系数呈正相关性。

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