张　健, 刘树根, 冉　波, 叶玥豪, 王自剑, 邱嘉文

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059;

2.国土资源部构造成矿成藏重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)



异 常 高 压 与 页 岩 气 保 存

张健1, 刘树根1, 冉波2, 叶玥豪1, 王自剑1, 邱嘉文1

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059;

2.国土资源部构造成矿成藏重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

[摘要]页岩气的高产层往往都具有较高的压力系数。为探讨页岩异常高压与页岩气保存的关系，通过研究常规与非常规储层异常高压的形成机制与破坏机制，并以四川盆地JY-1井五峰-龙马溪组为例，从沉积、成岩、埋深、抬升不同阶段解析异常高压的形成与破坏；并与美国Barnett页岩及中国相关井对比分析其TOC质量分数>2%的有效厚度、成熟度、脆性矿物等，结果表明：(1)沉积大量有机质是页岩气形成异常高压的前提，这些有机质随埋深增加生烃排气体积增大，而页岩又具有自封闭性，这使得页岩异常高压的形成具有必然性；(2)页岩气的自封闭性使得常规破坏异常高压的机制并不会对其形成致命影响，但也有一些宏观因素会导致其逐渐破坏，如强烈隆升、断层过度发育、顶底板差等；(3)埋藏与抬升过程中，流体压力变化导致的沿应力面的破裂会使流体逸散并加大宏观破坏因素的影响。高产页岩气层是由大构造背景与沉积环境共同控制，而相控起到决定性的作用。

[关键词]异常高压；形成机理；保存机制；页岩气

关于页岩异常高压的主要产生机理在国际上存在多种观点。其中一部分学者认为成岩作用是页岩形成异常高压的重要因素，如：Bolas等研究英国北海地区页岩高压成因时认为压实成岩作用是主要成因[1]。有些学者认为生烃排气是页岩形成异常高压的重要因素，如：Zumberge等认为Barnett高演化地区，异丁烷向正丁烷转化速率的衰减显示湿气开始裂解使相同孔隙空间有了更多的气体分子产生异常高压[2]。Hunt等认为油气的生成会使孔隙流体增多，最终在小型封闭系统形成高压[3]。有些学者认为页岩内部孔隙与其异常高压无关，如：Bolas等在研究英国北海和Halten Banken页岩时认为页岩异常高压与孔隙度没有太多联系[4]；Ian Lerche和Zhihuai Yu总结认为页岩异常高压的有关原因有：沉积相类型、沉积速率、流体的热膨胀、黏土矿物转化、生烃，其中主要因素是沉积相和沉积速率[5]。

国内针对页岩气异常高压的形成与破坏机制的研究相对较薄弱，只针对部分区块有较深入的研究，但不够系统。四川盆地焦石坝地区页岩气井的异常高压对于天然气产量的重要性已经被逐渐认可[6-8]。针对该区块，郭旭升认为孔隙度和地层压力共同决定页岩气富集程度和总资源量的大小[9]；胡东风等认为地层压力系数对页岩气的保存条件具有良好的指示作用[10]。这些研究已经比较深入，但系统性不足。

本文针对资料较全面的JY-1井，从沉积、成岩、埋藏、隆升几个阶段系统剖析页岩气异常高压成因机制，并针对不同地质背景下页岩异常高压的特殊性，挑选国内外的标志性页岩气井进行对比分析论证，剖析页岩气异常高压主要成因机制及破坏因素，供页岩气的勘探开发时参考。

1常规储层异常高压

近年来油气藏异常高压越来越受到学术界的关注，这不仅仅是因为它与油气高产紧密联系，它自身的复杂性与神秘性也独具魅力。国内外学者对常规储层异常高压的研究已经比较深入，并对异常高压的形成机制进行了较全面总结(表1)，主要有：不均衡压实、构造作用、水热增压作用、矿物转换、生烃作用、液态烃类的热裂解作用、浓度差逸散作用、水头和浮力[11-18]。不同地区不同地层起主导作用的机制不同，而且往往不是某一种机制在影响，而是多种机制共同作用。例如，在地层埋深持续增加的过程中，地温会不断地升高，这会导致岩石矿物的转化，例如黏土矿物的脱水，同时也会伴随有机质的热解，这都会一定程度上引起异常高压的产生。因此，不同机制间的相互影响，以及其对油气藏形成与保存的影响也是以后值得研究的课题。

2页岩气异常高压的形成机制

页岩气作为一种非常规气，其富集机理不同于常规气藏的生烃-排烃-运移-成藏，页岩气绝大数都是自生自储、连续聚集，其异常高压的形成也具有特殊性(表2)。

页岩气产层从沉积埋藏开始就进入了异常高压的形成过程(图1-A)。

沉积：页岩气的形成要求页岩在沉积时有巨量的有机质聚集，这是页岩气富集和后期热演化形成高压的前提，也是大多数页岩气都是原地成藏的原因之一[19]。同时,沉积初期的成岩作用尤其是差异压实作用(快速沉积为前提的)也会形成异常高压。

成岩：随着埋藏达到相应的深度，页岩中的一据Chilingar等(2002)、王江涛等(2014)、褚庆忠等(2001)补充。

表1　常规储层油气产生异常高压的机制原理

表2　常规与非常规油气异常高压不同阶段形成机制对比

据张金川等(2004)、涂乙等(2014)、Chilingar等(2002)补充。

图1　多旋回盆地海相页岩异常高压形成机制简图Fig.1　Formation mechanism of abnormal pressure of polycyclic basin marine shale (据付广等(2006)、郭旭升(2014)、Hao等(2013)、Charles(1986)修改[20-23])

图2　页岩及常规储层封闭性对比图Fig.2　Contrast of shale sealing and conventional reservoir(A)页岩储层，断层穿过该地层只对附近储层造成破坏，红点代表孔隙等储集空间; (B)常规储层，断层对常规储层的破坏是致命的，红色条带代表连通的孔隙等储集空间; (C)页岩的微观放大，包括基质、石英、黏土等，红点代表孔隙等储集空间，相对比较孤立; (D)页岩破裂方式可沿应力面①和③(主)，也可穿过应力面②

些矿物转化也会对异常高压的形成起到推进作用，比如黏土矿物中的蒙脱石脱水作用会使孔隙流体增多，促进高压形成[13]。而泥页岩往往具有较高的黏土矿物含量(质量分数高达30%~50%[19])，黏土矿物在脱水后的增压是页岩异常高压的重要组成。成岩作用也会影响岩石在相同温压条件下的塑性条件及脆延转变，而较好的岩石塑性有利于页岩异常高压的形成与保存。

埋藏：页岩具有自封闭性[10,24-26]，这种自封闭类似于泥页岩盖层的封闭作用，这使得其内部流体很难排出。如图2-A，DY-1井龙马溪组为黑色页岩，页岩内部孔隙较为孤立(图2-C)，彼此不连通、渗透率极差。当断层错断该地层时会沿断层带周围形成一系列裂缝，使该区域附近的页岩气沿裂缝流失；但连通性差使得较远区域的页岩气不会通过长距离运移到达断层流失，因此只有断层附近被破坏，且距断层越远保存越好。此外，即使是靠近断层附近的裂缝在气体逸散到一定程度，缝内压力不足以支撑上覆地层时也会闭合，停止页岩气的逸散，这也是页岩自封闭性的重要组成部分(其详细机理下文将详细论述)。而常规储层(图2-B)和页岩不同，孔隙间连通性较好，渗透率较高。断层切穿会使地层内气体大量流失，且因连通性好远处气体可以通过长距离运移到达断层，使储层完全破坏。基于该特性，页岩随埋深增加生烃排气过程(图1-A)会生成大量流体，而页岩内部孔隙空间极其有限，流体难以排出而形成超压，这是页岩气必然形成异常高压的原因。即便这种高压会使内部沿应力面破裂成缝，但这种裂缝往往难以持续开启释压。

抬升：干酪根在经历分解大量生成油-湿气-干气过程后，孔隙内积聚了大量的流体，地层隆升导致压力降低，流体膨胀形成相对超压。值得一提的是，构造隆升过程若有横向的挤压，也会使孔隙内流体形成高压[23]。

此外，页岩气的赋存状态也与高压密切相关(包括形成与赋存)。据Fang Hao等对页岩气吸附机理研究发现(图1-B)：(1)页岩气在地下埋藏时赋存状态主要受压力和温度的影响，当埋藏较深时压力主导，温度次之，因深处压力大所以吸附气多，游离气少。(2)地层逐渐抬升，压力减小，吸附气减少，游离气开始增多。(3)但当抬升至某一深度时温度开始起主导作用，压力的减小因温度的降低不再使游离气增加而开始减少[22]。

因此, 页岩埋藏较浅时，温度对气体吸附起主要控制作用，地温相对低，吸附气多游离气少，所以压力系数低；埋藏较深时压力起主要控制作用，压力大吸附气多，游离气少，但是地温较高气体分子运动剧烈，压力高，故压力系数高。整体随埋深增加压力增大吸附气量增加，地层抬升页岩吸附能力因地温下降而增强，但吸附量并不高。因此，构造抬升从页岩气赋存状态角度分析，会一定程度上削弱异常高压。此外，构造抬升还会造成有机质演化的减慢甚至停止，影响流体供应。由此不难看出，构造作用(抬升)是影响页岩异常高压保存的重要机制。

综合研究表明，页岩气异常高压的形成过程主要包括：(1)前提——快速沉积含大量有机质的沉积物；(2)主要诱因——页岩中有机质演化并生烃排气；(3)埋藏过程中，矿物转化(尤其黏土矿物蒙脱石的脱水作用)具有重要贡献；(4)抬升泄压过程，气体的膨胀会形成相对高压；(5)抬升过程中，若有横向的挤压亦会形成异常高压。此外，页岩异常高压与断层、岩层的渗透率以及岩石的塑性等密切相关。

3页岩异常高压的破坏机制

对常规油气藏保存起破坏作用的一些因素，如构造作用中的刺穿，过度抬升造成的剥蚀、暴露等，大多会对常规异常高压产生破坏，且破坏是毁灭性的。而常规的这些因素，例如断层的破坏等构造作用对页岩异常高压的影响不是毁灭性的，这和泥页岩的自封闭性密切相关。但是，若页岩产层被断层穿过或一端暴露在地表，而页岩排烃生气或挤压产生的网状裂缝系统又与暴露处连通，则会造成气体的逸失, 导致异常高压的破坏；同时，靠近剥蚀线时液态烃与气都会因为浓度差，大规模逸散、渗透而逃逸，导致页岩气异常高压的破坏[9]。Lerche和 Yu就认为若页岩上覆有盐席(膏岩层)对页岩异常高压具有保护作用[5]。此外Jack等认为构造样式中的褶皱、断层会影响页岩气的运移方向及开发[27]。页岩异常高压的保存与泥页岩盖层的封闭性也有一定的相似性，罗晓容在“首届海相层系油气盖层与保存条件学术研讨会”上提出：泥质岩中超压的形成与消散取决于增压作用与流体渗流速度间的消长关系，从超压产生开始，超压的消散就在发生，不同的增压作用机制同时作用，其增压效果是叠加的。断裂-裂缝往往造成泥岩层宏观封闭条件的失效，但不会对异常高压造成决定性影响。泥质岩中超压的消散机制包括：(1)渗流消散；(2)剥蚀抬升。

图3　页岩异常高压破坏模式图Fig.3　Shale reservoir damage model of abnormal pressure(据郭旭升(2014)修改)

关于页岩气异常高压的破坏机制，郭旭升(2014)总结如下[21](图3)：(1)抬升过度露出地表或一端露出地表，经过长时间的散失也会使异常高压破坏(图3中①和②)。(2)不具良好的顶底板或一端尖灭缺失，内部微裂缝发育或断层发育，在漫长的地质历史过程中，不间断的散失使异常高压破坏(图3中③和④)。(3)顶底板良好，但断层过于发育。尽管断裂-裂缝的形成和活动对泥岩层中压力异常的影响较小，但页岩气长时间的持续散失使异常高压破坏(图3中⑤)。(4)构造抬升会导致生烃和产气的减弱甚至停滞，同时已富集气体会沿抬升过程中产生的破裂散失，导致异常高压的破坏。然而，上述这些均是较为宏观的因素，考虑到页岩的自封闭性，其所影响的范围到底有多大，页岩气逸散的途径具体是怎样的呢？在了解页岩气运移机制的基础上[28]，对其水平方向上运移的研究就关系到以上因素到底有多大的影响。Sales提出随着埋深增加及油气充注等原因，流体压力会偏离其压力梯度达到破裂梯度，此时页岩内沿应力面会形成破裂缝，压力通过破裂缝得到释放后，破裂缝闭合[29]。国内李双建、周雁、金之钧等对此也有研究，并认为国内页岩气田多为过成熟，可以达到破裂压力[30,31]。如图1-C所示，随埋深增加，油气中的大分子不断裂解，会使流体压力剧增形成异常高压，并逐渐达到破裂压力使页岩层内产生沿应力面的破裂缝(图2-D中①、③)，且也会形成一些垂向的破裂缝，沟通上下层间的气体(图2-D中②)。原孔隙内的流体沿破裂缝逸散使得压力降低后破裂缝闭合。随着埋深继续增大，大分子烃继续裂解，油气得到补充，破裂缝不断开启闭合，流体及压力得以向更大空间逸散。上述的应力面包含广泛，包括岩性变化界面、纹层接触界面等。

地层持续抬升则经历了一个类似的过程(图1-D)。地层抬升导致流体膨胀以及围岩压力降低，使得围岩不足以封闭流体，流体此时会沿应力面破裂产生的破裂缝泄漏，之后流体压力降低导致破裂缝闭合。与埋藏过程不同的是，抬升过程中没有油气的持续充注，沿应力面的破裂是通过抬升过程中流体的不断膨胀以及围岩压力的不断卸载形成的压力差来实现的。随着地层不断抬升，破裂不断开启、闭合，页岩气也由小区域聚集不断向大范围渗透，达到一种稀释的效果。

由于有油气的持续生成，埋藏过程的破裂实现了油气的大范围聚集；而抬升过程的破裂渗透则使得定量的油气在更大空间展布，这对于页岩气的生产是很不利的。如果在这个页岩气不断逸散的过程中破裂与宏观因素叠加则会加速页岩气的逸散和压力的释放，例如：当微破裂可以与断层连接，微破裂传递来的页岩气和压力会瞬间卸掉，不会达到压力平衡，只要埋深增加或抬升使得破裂开启页岩气便会散失(图1-C、D)。整个过程其实是有机质由小范围到大范围的一个逸散，在有机质演化达到工业要求后逸散的进程每深入一步，页岩气无论在产能还是开采难度上都会大幅度增加，且任何有可能加剧该进程的因素都对页岩气异常高压的破坏起促进作用。

4国内外页岩异常高压对比分析

前文讨论过页岩气产生异常高压的必然性，国内外的很多异常高压气田都可以用来论证此观点；且页岩气的压力系数与产量往往具有较好的正相关性[35-38](图4)，因此评判一口页岩气井的好坏，压力系数是个重要的参考指标。但据前人统计，美国部分页岩气压力系数，如Fortworth、Appalachian等盆地的页岩气层的地层压力系数均在低-常压范围[32-34]，且国内也存在很多低压井，这些低压井的存在说明这些井页岩气的异常高压已经被破坏。

图4　国内外部分页岩气层压力系数与产量(流水生产)拟合关系图Fig.4　The pressure coefficient and production (current) fitting diagram of some shale reservoirs at home and abroad据朱彤等(2014)、涂乙等(2014)、刘慧芳等(2012)、Hughes(2014)、EIA(2015)

4.1“低压”高产与高压高产的对比

Bowker针对Fortworth盆地的Barnett页岩做了以下研究：首先肯定有机质演化阶段必定形成高压——在Newark东部的Barnett地温为82℃，刚好进入生油窗，平均TOC质量分数(wTOC)高达4.5%，有机质很丰富，有机质演化形成高压。然后，以Barnett核心产区的几口高产井的水平井压力测试结果表明Barnett页岩具异常高压。受构造抬升作用影响造成部分地区的Barnett地层现今的异常高压消失，导致产自Barnett地层的气如今运移到了盆地表层[39]。Barnett并不是低压低产，其核心产区也是高压高产的，因此可以将其视为高压高产层。

以美国Barnett页岩气田为例与国内高压高产的JY-1井对比分析(表3)，Barnett页岩气产层压力系数只有0.99~1.02，属于常压范围；JY-1井压力系数高达1.55，属于高压范围。

a.先天条件：Barnett页岩具有相当高的有机碳含量，平均wTOC高达4.5%，有效厚度大，烃源极其丰富，先天条件十分优越。国内的JY-1井平均wTOC达到3.14%，有效厚度38 m，先天条件不及Barnett页岩。

b.后天条件：Barnett页岩和JY-1井的龙马溪组页岩都是中等程度变形。但与JY-1井相比，Barnett页岩埋藏较浅，且成熟度较低(Ro<2%)，很多地区有机质并没有完全裂解成干气。此外，Barnett页岩石英含量低于JY-1井的龙马溪组页岩。Barnett页岩后天条件不如JY-1井。

对比分析表明，Barnett页岩成熟度低会导致有机质不能完全转换为气，总气量受到限制。Barnett页岩埋藏浅，首先本身会使页岩气更容易逸散到地表；其次根据前文讨论，深埋藏抬升过程吸附能力增强，然而埋藏浅的Barnett页岩抬升后吸附量只有20%，而JY-1井高达41%，说明Barnett页岩的大部分气体是以游离态赋存，使得页岩气更容易逸散。Barnett页岩虽然和JY-1井一样都没被构造活动破坏，但本身的差异导致同样程度的变形，JY-1井的高压没有被破坏，而Barnett页岩的高压被破坏。但因其先天条件相当优异以及页岩的特殊性，产层保存了相当的产量。此外，Barnett页岩的脆性矿物中石英的质量分数(20%~60%)也不如JY-1井(30%~70%)，相对不利于压裂增产，这也是JY-1井产量高出如此多的原因。

4.2高压高产与高压低产、低压低产的对比

中国的页岩气具有自身的特殊性，因此分析国内一些低压低产井对于中国页岩气勘探开发具有重要指导意义。选取较具代表性的JY-1井(高压高产)、DY-1井(低压低产)、PY-1井(低压低产)以及W205井(高压低产)综合对比分析国内页岩气异常高压形成与破坏的控制因素，以及与高产的关系。

由图5和表3，根据现今盆山边界，JY-1井在构造位置上是盆内靠近渐变性盆山边界的井位，DY-1井是渐变性盆山边界上的井位，PY-1井则是盆外靠近渐变性盆山边界的井位[40]。构造位置上三者都是由盆山关系控制，但是由盆内向盆外分布，滑脱挤压较为普遍，这对横向挤压形成异常高压是有利的。JY-1井靠近盆内，有效沉积厚度达到38 m；DY-1井和PY-1井都靠近盆缘，高TOC段(wTOC>2%)沉积的厚度只有20多米。

在以上大背景下，对比图5和表3可以看出：(1)先天条件方面，JY-1井具有更高的wTOC均值和有效厚度，且其演化程度更高(达到3.4%)，大分子完全裂解成干气，最大程度上实现烃类对高压及产量的贡献；DY-1井、PY-1井无论在wTOC均值和有效厚度上，还是在演化程度(<3%)上都有不及。(2)后天条件方面，JY-1井地层相对平缓、变形程度中等，虽受到了横向挤压但没有形成大量断裂，页岩气的散失没有加剧；DY-1井产层埋藏浅，只有1 926 m，且几乎在背斜的核部和断层网内，背斜的形成会在背斜顶部及内部形成大量微裂缝且背斜地层的高陡产状使油气的横向、纵向运移得以结合，断层的形成也会在周围形成微裂缝，这都会加剧页岩气的散失及压力的释放；PY-1井位于向斜核部，断层并不发育，但该向斜两侧都有断层，横向与纵向运移叠加，加剧了油气的散失及压力的释放。

图5　DY-1、JY-1与PY-1、W205井地理位置、压力系数及五峰组-龙马溪组wTOC>2%沉积厚度与构造剖面对比图Fig.5　Geographical position, pressure coefficient and sedimentary thickness of TOC>2% in Wufeng-Longmaxi Formation and contrast diagram of structural section of DY-1, JY-1, PY-1, W205

构造位置Fortworth盆地盆内盆缘盆外井号Barnett页岩JY-1井W205井DY-1井PY-1井先天条件沉积成岩wTOC平均/%4.502.542.001.601.91wTOC>2%地层厚度/m15~6038202624w石英/%20~6030~7020~6020~5020~30后期演化埋藏保存Ro/%1.00~2.103.402.522.602.80现今埋深/m1981~25912415367619262520变形程度中等中等微强强压力系数0.99~1.021.551.831.061.00最终贡献含气量/m3·t-14.81~7.084.30~5.700.80~3.301.06~4.453.90吸附气量/%20.041.7产量/m3·d-17.5×10420.3×1042.6×1043.4×1043.6×104

JY-1井无论在先天条件还是后天条件上，相比DY-1井、PY-1井都是得天独厚的，最终造就了其高压高产的特征。

然而，并不是高压就一定高产，高压只是一定程度上可以作为产量的考量因素并对保存条件有较好的反应。以威远区块的W205井为例，由表3相关参数可知W205压力系数高达1.83，但产量仅有2.6×104m3/d，甚至低于低压的DY-1井、PY-1井。W205井位于紧邻川中隆起的威远区块，且靠近盆地中心，埋藏较深，只经历了微弱的变形，因此构造运动对其破坏较弱；但其TOC有效厚度仅有20 m，是几口井里最低的，TOC质量分数均值也低于JY-1井，刚刚达到标准线2%：因此，W205的产量低是因为其先天条件较差。

以上对比表明，丰富的有机质聚集是形成异常高压的前提条件。Barnett页岩就是一个很好的例子，其先天条件极其优异，即使后期保存条件差、高压被破坏，仍保留了一部分天然气，且其石英含量和JY-1井都较高，后期压裂增产效果极好，因此产量达到7.5×104m3/d，高于保存条件较好但先天条件较差的DY-1井(3.4×104m3/d)和PY-1井(3.6×104m3/d)。可见，对于页岩气来说先天条件更为重要。据图5的产量数据并结合前文对比分析，四川盆地现今的盆山边界对于页岩气的异常高压的保存具有控制作用：整体上盆内区块优于盆缘及盆外，且盆缘向盆内在一定程度上保存条件变优。但这并不是绝对的，先天条件(沉积相甚至沉积微相)的控制才是起决定作用的因素。此外，成熟度越高、裂解生成气越多，越有利于形成异常高压，抬升过程的剧烈程度会严重影响高压的保存。

5结 论

a.在页岩形成过程中，从最初的富有机质沉积物的沉积开始，到随后的有机质热演化、矿物转化(尤其黏土矿物蒙脱石的脱水作用)、气体膨胀，这些过程是导致页岩形成异常高压的主要阶段，因此异常高压不是单一因素影响的产物，而是不同机制相互叠加的结果。

b.通常构造背景与沉积环境宏观上控制了页岩的沉积与分布，但在实际的勘探过程中对井位的选定需要详细地探究。虽然在许多勘探实例中，压力系数已作为一个重要的参考指标，但异常高压并不意味着高产。在众多影响因素中，页岩的先天沉积特征是后续所有因素的决定指标。在四川盆地中的页岩厚度较薄的PY-1井，即便具有异常高压，也不会产生类似JY-1井的高产。同时异常高压仅能表明该区域的页岩保存条件较好，但常压也并不意味着页岩气完全逸散失去工业开发的意义，这主要是由页岩的自封闭性所影响，其不仅限制气体的逸散，在遭破坏时更具一定的自愈能力，这决定页岩气的破坏是一个多机制影响的漫长过程。

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Abnormal overpressure and shale gas preservation

ZHANG Jian1, LIU Shu-gen1, RAN Bo2, YE Yue-hao1,WANG Zi-jian1, QIU Jia-wen1

1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China;2.Key Laboratory of Tectonic Controls on Mineralization and Hydrocarbon Accumulation,Ministry of Land and Resources, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China

Abstract:High production shale gas reservoir is characterized by overpressure coefficient. The abnormal high pressure formation mechanism and failure mechanism of conventional and unconventional reservoirs are studied so as to explore the relationship between shale overpressure and shale gas preservation. Focus is put on the research of different phases of sediment, buried depth and uplift, as well as on the analysis of formation and destruction of abnormal overpressure in the Wufeng-Longmaxi Formation of Well JY-1 in Sichuan Basin. Comparison is also made with the Barnett shale and domestic related drilling wells in order to analyze its fraction of TOC>2% of effective thickness, maturity, brittle minerals, etc. It is recognized that large number of deposition of organism is the premise of formation of abnormal overpressure. These organism materials exhaust volume of hydrocarbon as the buried depth increases and the self-sealing behavior of shale help bring about the formation of abnormal overpressure. Normal destructive mechanisms have little influence on the overpressure of shale because of the self-sealing behavior of shale, but some macroscopic destructive mechanisms, such as strong uplift, overgrown faults, bad bottom and top beds can influence it inch by inch. Micro-fractures along stressed surface caused by change of fluid pressure make the fluid diffusion and improve the influence of macroscopic destructive mechanisms. Tectonic setting and sedimentary environment control the capacity of shale gas and sedimentary facies play a more decisive role.

Key words:abnormal overpressure; formation mechanism; maintenance mechanism; shale gas

[文献标志码][分类号] TE122.34 A

[基金项目]四川省科技支撑计划项目(15ZC1390)；中国地质调查局地调项目(12120115003801-04)。

[收稿日期]2015-09-18。

[文章编号]1671-9727(2016)02-0177-11

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2016.02.04

[第一作者] 张健(1991-)，男，硕士研究生，研究方向：非常规油气地质, E-mail:916804147@qq.com。