中国南方海相页岩超低含水饱和度特征及超压核心区选择指标

刘洪林 王红岩

1．中国石油勘探开发科学研究院廊坊分院 2．国家能源页岩气研发（实验）中心 3．中国石油非常规油气重点实验室

页岩气是一种自生自储的非常规天然气资源，美国页岩气藏的深度介于76～5 500m，主要深度范围介于1 500～3 500m，目前开采的页岩气藏一般不超过5 000m［1－4］。中国南方古生界页岩分布范围广泛，成熟度高，大部分地区经历了深埋过程，成熟度较高，同时经历了复杂的构造热演化历史，具有“高成熟、强改造”的地质背景。根据其现今赋存的区域地质背景，可以划分为盆内稳定区、盆缘过渡区和盆外改造区。盆内稳定区的页岩具有分布连续、埋藏深度大的特征，该区地层倾角小、断裂不发育、地形简单；盆缘过渡区具有分布连续、埋深变化大、地层倾角局部变化大、断裂发育、地形相对复杂的特征；盆外改造区具有分布不连续、地层倾角大、断裂发育和地形复杂的特征。以上3类地区的页岩地层都经历了不同幅度的构造抬升，抬升作用对处于不同构造位置的页岩的含气性产生了直接影响，尤其对页岩的储集能力和含气饱和度有着重要的影响。

笔者对中国南方海相下志留统龙马溪组页岩的成熟—生烃演化进行了深入的剖析，同时利用核磁共振、流体包裹体分析，对该区页岩的含气性进行了理论研究预测。分析认为：中国南方海相页岩普遍经历高成熟度的演化历程，而且在喜马拉雅期普遍经历了一次剧烈的抬升过程，一方面储层的孔隙度大幅度下降，另一方面造成页岩气大量散失，含气饱和度大幅度降低，只有位于构造稳定区和部分过渡区才得以保存良好。构造稳定区和部分过渡区富含天然气的页岩由于其含气饱和度高，地层孔隙压力大，游离气量大，页岩气形成超压状态，即形成超压页岩气富集区。笔者认为，这种地区才是页岩气勘探的主要方向，并据此提出了适合中国南方海相页岩高成熟、复杂地质条件的页岩气地质选区评价指标。

1 中国南方海相页岩的含水饱和度特征

1．1 中国南方海相页岩与美国页岩含水饱和度特征

美国是页岩气开发利用最成功的国家，全美页岩气技术可采资源量为24．4×1012m3，投入商业开发的主要为海相页岩，有Barnett、Marcellus、Antrim、Fayetteville、Woodford和 Haynesville页岩等［5］。2005年以来，随着以水平井分段压裂为代表的关键技术的突破，促进了美国页岩气产业的快速发展。据美国能源信息署预测，2015年美国页岩气产量将达到2 600×108～2 800×108m3，约占天然气总产量的1／3［6－7］。北美地区凡是商业化的页岩，其含水饱和度都很低，平均为15%～35%［8－9］，反之则含气饱和度较高（图1）。

图1 北美页岩含气饱和度分布图

在岩心分析中发现，中国南方海相页岩的含水饱和度可以划分为2类：①一类为含水饱和度超高的，如昭101、YQ1井等，其页岩的含水饱和度介于60%～95%，这些井一般位于断裂或构造活动较为强烈的部位；②另一类为含水饱和度超较低的，如威201、宁201井等，其页岩的含水饱和度介于30%～45%，位于构造稳定的部位。蜀南地区含水饱和度高的井含气量低（含气饱和度低），产量低；含水饱和度低的井含气量高，产量高（含气饱和度高），相关性非常好（图2）。

图2 中国南方海相页岩含气饱和度分布图

1．2 富气页岩在储层条件下的含水饱和度现象

页岩岩心充分抽真空、浸泡后，利用离心实验、相对渗透率实验证明页岩具有较高的束缚水饱和度值，介于80%～95%，评价达到92%（图3）。一般富气页岩孔隙内主要为天然气，其含水饱和度较低（10%～40%），把富气页岩储层中初始含水饱和度值低于束缚水饱和度值的现象，称为超低含水饱和度现象（图4）。

研究发现，富气页岩在储层条件下含气饱和度低，贫气页岩储层条件下含水饱和度高。这种现象将对页岩气的成藏与开发产生重要影响，如果含水饱和度高，水将以束缚水形式大量存在，水分子膜降低了吸附能力，影响吸附量；如果含水饱和度较高，孔隙中大量充填水，将大大降低页岩气原地储量；超低含水饱和度现象的出现将直接导致页岩纳米孔隙中的气体流动呈现滑脱流的流动方式，将有效增加页岩气渗流能力。

图3 中国南方海相页岩束缚水饱和度分布特征图

图4 非稳态法测定的页岩气水相对渗透率曲线图

1．3 超低含水饱和度的成因

对于页岩储层中含水饱和度远远低于束缚水饱和度值的原因，经过分析认为主要由于生烃排水作用和汽化携液作用所造成。烃原岩在大量生烃期间，干酪根的体积不断减小，之前由干酪根支撑的那部分有效压应力向孔隙流体转移，倘若不能及时排除流体就必然将产生异常高压，压力突破岩石破裂极限强度产生裂缝，排水过程即开始。热裂解气在运移过程中存在较强的携液能力。随着埋深的增加地层温度逐渐增加，热裂解气气化携液作用愈发强烈。据Bennion等研究，在10MPa下，天然气在40℃条件下携液能力（85kg／103m3）仅仅是在100℃条件下携液能力（789 kg／103m3）的1／10［10］。热裂解气汽化作用增大了地层水被携带到上覆地层的可能性，从而形成了超低含水饱和度现象。

2 页岩含水饱和度与页岩气地质选区新标准

页岩气的勘探需要寻找含气量高的地区，其资源丰度高，在同样的增产改造规模下，单井最终开采量（EUR）也较高，经济性也好。页岩含气量＝吸附气＋游离气＋溶解气，与压力系数关系密切［11－12］。由于北美地质条件稳定，美国页岩气研究者认为超压对于页岩气藏不太重要，正常压力、甚至欠压都可以实现商业开发，因此未将超压作为一个关键指标，但是在中国南方是一个必需的关键指标。中国与北美的差异主要体现在地质成藏背景的不同，北美页岩气产区主要位于环加拿大克拉通盆地，较为稳定，中国由多个地块拼接构成，总体构造复杂，页岩时代较老。成熟度高低和构造运动的强弱差别是最大差别，北美页岩成熟适中，而中国南方海相成熟度高，造成孔隙度低；中国构造运动相对活跃，断裂发育，保存条件相对要差。对于中国高成熟、低孔隙度的页岩，同样的含水饱和度需要较大的地层压力系数，才能使得地下页岩达到较高的含气量，从而形成超压页岩气藏，单井EUR达到经济。因此，中国的页岩气有利勘探区需要超压地质条件。

笔者以昭101井、103等井为例开展了历史模拟和流体包裹体分析，证实了断裂对气藏起强烈破坏这一判断。昭通除靠近四川盆地的小部分区域外，多数钻井都不成功，含气量低（0．05～0．50m3／t）。昭通与蜀南相邻，应该大致经历了相似的演化历程（图5），含气性差别大。昭101井位于芒部背斜，地表断裂发育。目的层筇竹寺组因断裂出现地层重复，页岩裂隙发育、方解石充填严重，含气量的现场分析结果不足0．1 m3／t，评价为极低含气量，基本全部逸散。开展的昭101井热演化历史和含气量历史模拟研究表明：昭通地区J—K末期含气量最大，如果稳定抬升页岩将出现超压，含气量应该至少介于3～5m3／t，但是目前小于0．1m3／t（图6）。

同时，采集分析了页岩岩石裂隙中发育的方解石脉130多块，60%～70%的样品中发现了群体包裹体，多为气—液包裹体；另外30%～40%样品未发现包裹体。综合热演化历史和包裹体均一温度实验结果显示温度以90～110℃为主（图7），分析认为，包裹体为低温包裹体，推断其形成时期为喜马拉雅期，页岩在喜马拉雅期构造运动形成了大量的方解石脉捕集到逸散的天然气并形成包裹体。据此推断，页岩气藏破坏是因为喜马拉雅期产生大量断裂导致包裹体的产生，并且推测整个南方页岩气情况基本相似。

图5 昭101井页岩沉积埋藏—热演化历史图

图6 昭101井页岩不同地质时期含气量历史模拟结果图

图7 昭101井页岩中方解石脉中包裹体均一温度分析结果图

由此看来，构造运动形成的断裂对页岩气成藏起破坏作用；而超压现象说明天然气没有逸散，保存条件好，断裂少，是页岩气富集的有利区带。因此有必要把超压条件用于页岩气的选区指标中。据此可以认为：在盆内稳定区，页岩分布连续，断裂稀少，页岩气保存条件较好，页岩储层普遍具有大面积超压现象，局部压力系数超过2．0；盆缘过渡区，页岩分布较为连续，部分地区抬升幅度过大、断裂发育，页岩气散失，只有在构造运动适中的位置页岩气得以保存且地层超压现象明显，压力系数介于1．3～2．0；在盆外改造区，页岩分布不连续，页岩气保存条件较差，只在局部页岩断裂不发育的、地层倾角较小的区域得以保存，超压范围非常有限。

3 考虑超压条件的页岩气地质选区新标准

北美地区页岩气地质选区需要考虑埋深、页岩厚度、TOC含气量、硅质矿物含量，由于美国地质条件简单、成熟度适中，孔隙度相对较低，在地层低压、欠压条件下都可以实现商业性开发。因此，北美可以不把地层压力系数作为指标（正常压力、欠压都可以商业化），但是在中国南方海相页岩高成熟、断裂发育的背景下，必须把地层压力系数作为一项关键性的重要参数进行考虑，只有超压的地区才有可能实现商业化开发。

页岩气之所以能够被经济开发，从储层本身性质来看，脆性对于页岩能够被大规模体积改造至关重要，但是页岩的脆性特征在其地质演化过程中对页岩气的保存是不利的，过脆的页岩在地质构造运动产生的强烈的应力条件下会产生裂缝，导致页岩气散失。中国南方海相页岩大多经历了漫长的地质改造过程，地层的倾角大小在很大程度上指示了其改造的强烈程度。如果页岩储层经历了漫长的演化历史后地层倾角较小且断裂稀少，基本上说明了其受改造的程度较弱，也就指示了其良好的保存条件。在中国南方海相页岩成藏“高成熟和强改造”的总体地质背景下，这一点尤为重要，尤其在盆外活动区，地层倾角越小越好，越有利于页岩气保存。

因此，提出了考虑地层压力系数、页岩储层倾角的页岩气地质选区新标准，具体指标如下：①页岩埋深；页岩有利埋深范围为1 500～4 500m，该埋深段页岩气最富集，利于控制钻探成本；②页岩厚度；单层连续厚度大于30m，利于水平井钻探、体积改造，并增加单井控制储量；③TOC，页岩总有机碳含量大于2%，有机碳含量高，生烃潜力大，含气量高、孔隙连通性好；④地层压力系数，地层压力系数大于1．3，地层压力系数高表明保存条件好，并利于页岩气产出；⑤页岩储层倾角，盆内稳定区倾角小于25°，盆缘过渡区倾角小于15°，盆外改造区倾角小于10°；⑥硅质矿物含量，硅质含量大于30%，较高的硅质含量提高脆性、增强可改造性，易于形成网状缝。

上述主要指标中，地层压力系数、页岩储层倾角为考虑超压条件的页岩气地质选区新的指标。

4 结论

1）中国页岩的含水性存在2种现象，即低含水饱和度和高含水饱和度现象，富气页岩一般含水饱和度较低，贫气页岩含水饱和度一般较高。由于纳米孔隙发育，页岩的束缚水饱和度值一般较高，把地层储层条件下，页岩含水饱和度值低于束缚水饱和度值的现象，称为超低含水饱和度现象。超低含水饱和度存在是超压页岩气存在的基础，只有超低含水饱和度才能形成超压页岩气核心区和超压页岩气藏。

2）中国与北美页岩气最大的差异在于成熟度的高低和构造运动强弱的差别，在中国南方海相页岩这种特殊的地质条件下，只有超压地层条件页岩气才能富集，超压核心区是中国页岩气主要的勘探方向，提出把页岩超压作为选区的地质指标，从而提出页岩地质评价选区新的标准。

3）在中国南方海相页岩“高成熟和强改造”的地质背景条件下，孔隙度普遍低于北美主要页岩，只有超压核心区的资源丰度才能形成超压页岩气藏，只有超压页岩气藏，其单井EUR（预计最终可采储量）较高，才可能实现效益开发。

［1］CURTIS J B．Fractured shale－gas systems［J］．AAPG Bulletin，2002，86（11）：1921－1938．

［2］HILL D G，NELSON C R．Reservoir properties of the Upper Cretaceous Lewis Shale，a new natural gas play in the San Juan Basin［J］．AAPG Bulletin，2000，84（8）：1240．

［3］BUSTIN R M，DOWNEY R．Gas in place analyses，field results，comparisons and suggestions ［C］∥Third Rocky Mountain Association of Geologists Coalbed Methane Symposium，19June 2002，Denver，Colorado，USA．Denver：Rocky Mountain Association of Geologists，2002．

［4］BUSTIN R M．Factors influencing the reservoir capacity of gas shales and coal（abs．）：Key note address［C］∥ Gussow Conference Canadian Society of Petroleum Geologists，10 March，2005，Banff，Alberta，Canada．Calgary：CSPG，2005．

［5］ROSS D J K，BUSTIN R M．The importance of shale composition and pore structure upon gas storage potential of shale gas reservoirs［J］．Marine and Petroleum Geology，2009，26（6）：916－927．

［6］CHALMERS G R L，BUSTIN R M．The organic matter distribution and methane capacity of the Lower Cretaceous strata of Northeastern British Columbia，Canada［J］．International Journal of Coal Geology，2007，70（1／3）：223－239．

［7］MEISSNER F F．Cretaceous and Lower Tertiary coals as sources for gas accumulations in the Rocky Mountain area［M］∥WOODWARD J，MEISSNER F F，CLAYTON J L．Hydrocarbon source rocks of the greater Rocky Mountain region．Denver：Rocky Mountain Association of Geologists，1984：401－431．

［8］AMBROSE R J，HARTMAN R C，DIAZ－CAMPOS M，et al．Shale gas－in－place calculations Part I：New pore－scale considerations［J］．SPE Journal，2012，17（1）：219－229．

［9］CLARKSON C R，BUSTIN R M．The effect of pore structure and gas pressure upon the transport properties of coal：A laboratory and modeling study．1．Isotherms and pore volume distributions［J］．Fuel，1999，78（1）：1333－1344．

［10］BENNION D B．Remediation of water and hydrocarbon phase trapping problems in low permeability gas reservoirs［J］．JCPT，1999，38（8）：39－48．

［11］刘洪林，王红岩．中国南方海相页岩吸附特征及其影响因素［J］．天然气工业，2012，32（9）：5－9．LIU Honglin，WANG Hongyan．Adsorptivity and influential factors of marine shales in South China［J］．Natural Gas Industry，2012，32（9）：5－9．

［12］郭伟，刘洪林，李晓波．滇东北黑色岩系储层特征及含气性控制因素［J］．天然气工业，2012，32（9）：22－27．GUO Wei，LIU Honglin，LI Xiaobo，et al．Reservoir characteristics and factors controlling gas－bearing capacity of black rocks in the northeastern Yunnan province［J］．Natural gas Industry，2012，32（9）：22－27．