川东南涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩气藏中的超压作用

2019-06-27魏祥峰魏富彬燕继红

石油实验地质 2019年3期

王强，魏祥峰，魏富彬，燕继红，万梨

(中国石油化工股份有限公司勘探分公司，成都 610041)

超压异常是沉积盆地中普遍存在的一种现象，并与油气的富集和后期保存关系密切。随着页岩油气勘探的不断深入，页岩地层中的超压现象及其地质效应也日益受到人们的重视。北美页岩气的研究结果显示压力系数与页岩气的富集程度相对应，不同的超压异常条件将导致页岩气藏产量的差异。

四川盆地涪陵页岩气田是我国首个实现大规模商业开发的页岩气田，其形成、富集与高产机制受到国内外学者的广泛关注[1-7]。目前，围绕上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩已开展了大量的研究，在页岩气微观结构特征、孔隙发育特征、孔径分布及含气性特征等方面取得了较丰富的成果与认识。但针对该套储层内部超压异常特征及其对页岩气富集、高产的作用研究还不够。本文对该气田五峰组—龙马溪组超压异常形成机制及其对页岩气藏的影响进行探讨，揭示涪陵页岩气田富集、高产和稳产的规律，以期为四川盆地海相页岩气的勘探与开发部署提供理论指导。

1 区域地质概况

涪陵页岩气田位于盆地边界断裂——齐岳山断裂以西，是四川盆地隔档式构造带南段石柱复向斜、方斗山复背斜和万县复向斜等多个构造单元的结合部。涪陵页岩气田主产气区构造是焦石坝似箱状断背斜，为万县复向斜内一个“洼中隆”的正向构造，以断隆、断凹与齐岳山断裂相隔，整体构造变形较弱[7-8]，背斜内部断裂不发育，地层平缓。涪陵页岩气田所在的川东南地区，五峰组—龙马溪组沉积早期为深水陆棚泥质沉积环境，发育一套厚约30～40m的优质页岩储层[w(TOC)>2.0%](图1)。

2 超压形成机制

2.1 超压发育概况

涪陵焦石坝所在的川东南盆内区域，五峰组—龙马溪组页岩储层保存条件总体较好，普遍发育超压，压力系数最高可达2.25；而向南部、东部盆缘方向，由于构造复杂，大断裂发育，地层剥蚀量大，保存条件总体变差，压力系数降低，到盆外地层压力系数一般小于1.2[9]。

涪陵页岩气田主体区焦石坝背斜五峰组—龙马溪组优质页岩储层总体发育超压，压力系数在1.3～1.6之间，只在西南、东南靠近较大断裂发育带出现压力系数降低现象，甚至出现常压区、低压区，如东南部JY3-3HF井五峰组—龙马溪组页岩储层实测压力系数只有0.97(图2)，西南部的JY5井也为常压。

2.2 超压成因

依据前人研究成果，将超压形成机制归为4类：欠压实、流体膨胀、超压传递和侧向构造应力[10]，其中产生流体膨胀机制主要有干酪根生气或生油作用、石油裂解成气、水热增压和黏土矿物脱水等[11]，而水热增压和黏土矿物脱水引起的增压作用较小，可忽略不计[12-15]。

(1)良好的烃源岩及良好顶底板条件是页岩气生烃超压形成的基础。超压是由泥岩生烃引起的，测井响应特征往往表现为泥岩的声波时差变大、密度变小，泥岩的电阻率也将增大[16]。焦石坝地区钻井揭示五峰组—龙马溪组页岩气层生烃增压测井特征明显。川东南五峰组—龙马溪组优质页岩TOC含量高，且为Ⅰ型干酪根，生油生气能力强；页岩热演化程度Ro在2.6%左右，处于干气阶段，干酪根大量生油，原油大量裂解为气，特别是滞留原油向烃类气转变，原油裂解体积膨胀，地层流体压力增加[17]。更为重要的是，龙马溪组富有机质页岩段顶底板良好，利于原油、烃类气体滞留在页岩储层中富集，有利于超压形成。

(2)较弱的晚期构造活动是页岩气超压维持的关键。焦石坝等地区的龙马溪组早期稳定沉降、后期抬升，构造抬升作用弱，早期超压得到维持。虽然在抬升剥蚀过程中，会造成页岩气层降温、降压，但保存条件良好，在封闭条件下孔隙气体弹性膨胀，从而使页岩气层保持高压或超高压；而构造挤压活动强烈地区，地层破裂，形成裂缝或断层，使地层泄压[18-19]，如彭水等盆缘及盆外地区构造活动强，保存条件差，页岩储层超压不能得到维持。

图1 川东南地区五峰组—龙马溪组沉积早期沉积相平面分布

图2 川东南涪陵地区焦石坝五峰组—龙马溪组优质页岩段压力系数分布

3 超压对页岩储层发育影响

3.1 超压有利页岩有机质孔隙保持

涪陵页岩气田钻井测试揭示，气田主体焦石坝背斜五峰组—龙马溪组优质页岩储层流体总体为超压，其平均孔隙度高，一般在5.0%左右；而靠近东南翼、西南翼断裂区保持条件相对变差，页岩储层流体压力降低，孔隙度则出现明显降低，其中东南大耳山断裂带JY3井实测孔隙度只有2.96%，西南乌江断裂带JY5井实测孔隙度只有2.85%，相对于主体流体压力系数高地区孔隙度明显偏低(表1,图3)。

研究认为，页岩储层在单井流体压力相同状态下，五峰组—龙马溪组底部优质页岩储层段孔隙度与有机碳含量呈良好的正相关[20]；而在不同井，不同流体压力状态下页岩孔隙度则会出现明显的变化：即在相同TOC、不同保存条件、页岩储层流体压力不同的情况下，页岩孔隙度差异明显(图4)，保存条件越好，流体压力越高，页岩储层孔隙度越高。

表1 川东南涪陵焦石坝地区钻井优质页岩段孔隙度、压力系数统计

图3 川东南涪陵焦石坝地区五峰组—龙马溪组优质页岩段孔隙度平面分布

图4 川东南涪陵焦石坝及邻区不同井五峰组—龙马溪组优质泥页岩TOC与孔隙度关系

龙马溪组页岩中发育无机孔隙、石英晶间孔和莓状黄铁矿晶间孔，一般发育较好；其次为长石、碳酸盐矿物及磷酸盐矿物中的粒内溶蚀孔隙，黏土矿物晶间孔隙相对较少，此外粒缘微裂隙较发育[21]。有机孔，特别是沥青孔发育在刚性石英粒间孔内，刚性的格架，抗压实能力较强，为有机质孔发育提供空间[22]。

将川东南五峰组—龙马溪组已有钻井优质页岩平均孔隙度(平均TOC均在3.0%，RO在2.5%，为Ⅰ型干酪根)与对应深度成图(图5)发现，页岩储层孔隙度与现今埋深相关性差，但与保存条件密切相关，保存差的页岩气井其孔隙度随埋深增大逐渐降低，而超压页岩储层孔隙度得到维持，孔隙度没有随埋深变大出现降低现象。

涪陵页岩气田及邻区五峰组—龙马溪组优质页岩储层孔隙以有机质孔为主，为塑形孔，易被上覆地层应力压实破坏；随着保存条件的变差，页岩储层孔隙流体压力降低，作用在页岩储层上的有效应力增强，有机质孔明显被压实作用破坏。利用氩离子抛光扫描电镜对页岩储层有机质纳米孔隙观察发现：页岩储层保存条件好，流体为超压的页岩有机质孔隙一般为近圆形大孔(图6a)，说明压实作用弱；而保存条件一般的页岩储层，流体压力逐渐降低，页岩有机质孔逐渐转变为具定向性分布的扁平状中孔(图6b)；保存条件差的页岩储层有机质孔发育微孔甚至消失(图6c)。这与实验分析的储层孔隙流体压力降低、孔隙度逐渐降低一致，进一步说明了超压对于页岩孔隙保存的重要作用。

图5 川东南不同井优质页岩段平均孔隙度与埋深关系

3.2 超压有利页岩裂缝发育及压裂改造

(1)超压缝发育有利于页岩压裂改造。超压是岩石破裂的内因，当页岩储层流体超压大于页岩本身软弱面破裂压力时，泥页岩就会破裂，超压缝形成[23]。氩离子抛光扫描电镜能够对泥页岩中的超压微裂缝进行高辨率的识别。涪陵地区超压缝发育在矿物边缘或有机质内部，多数未见充填(图7)。因此，页岩厚度较大形成超压带能够发育大规模的超压页岩裂缝，增大页岩储集空间，增强页岩的渗滤通道。

页岩储层本身为低孔—超低渗储层，自然状态下页岩气不能有效沟通排出，而需要进行压裂，形成人造裂缝，沟通储层，增大地层渗流能力，使页岩气有效排出。而页岩储层超压缝，是压裂形成网状缝的天然弱理面，为后期压裂施工、人工缝的扩展奠定了基础。

(2)超压降低了作用在页岩储层上的有效应力，增强页岩脆性，利于页岩压裂。根据GLUYAS和CADE[24]及BLOCH[25]有关超压和有效应力的定义，其公式为：

pe=pr-(pw+pa)

图6 川东南龙马溪组页岩不同井有机孔发育对比

图7 川东南涪陵焦石坝地区五峰组—龙马溪组超压微裂缝特征

式中：pw为静水压力；pa为超压；pr为静岩压力；pe为有效应力[15]。从式中可以看出孔隙流体超压可以有效抵消上覆岩层有效应力。

页岩本身脆性与页岩储层有效应力密切相关，有效应力降低，页岩本身脆性明显增强。随着孔隙流体压力增高，减少了作用在页岩储层上的有效应力，使页岩脆性增强，岩石破裂压力降低，增强岩石本身可压裂性。且超压使作用在页岩储层上的有效应力降低，使天然裂缝处于自然开启状态，降低了压裂施工难度，利于人工缝网沟通天然裂缝，更有利于页岩压裂改造[26-27]，沟通页岩有效储层。

对涪陵地区JY2井龙马溪组样品覆压实验表明：龙马溪组一段页岩在围压降低至15 MPa左右，微裂缝开始大规模开启，孔隙度和渗透率开始较大幅度地提高(图8)。通过计算表明，涪陵地区(埋深2 500 m，压力系数1.5左右)有效应力14 MPa左右，储层孔隙、裂缝处于天然开启状态，极其有利于页岩后期的压裂改造，有效沟通储层，烃类气体充分流出，气液置换效率高，储层压裂后返排率低。