川东南页岩气储层脉体中包裹体古压力特征及其地质意义

席斌斌，腾格尔，俞凌杰，蒋　宏，申宝剑，邓　模

(1.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡　214126；2.中国石油化工集团公司 油气成藏重点实验室，江苏 无锡　214126)



川东南页岩气储层脉体中包裹体古压力特征及其地质意义

席斌斌1,2，腾格尔1,2，俞凌杰1,2，蒋宏1,2，申宝剑1,2，邓模1

(1.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡214126；2.中国石油化工集团公司 油气成藏重点实验室，江苏 无锡214126)

摘要：包裹体岩相学分析表明，川东南焦页A井、南页A井以及彭页A井页岩气储层石英以及方解石脉中，主要发育气液两相盐水和气2类包裹体；激光拉曼分析表明，气包裹体主要由甲烷组成。3口井气液两相包裹体的显微测温结果存在较明显的差异，其中焦页A井与南页A井的石英中气液两相盐水包裹体的均一温度最高，分别为215.8～245.4 ℃和214.4～240.8 ℃；南页A井方解石中包裹体均一温度次之，为177.8～210.4 ℃；而彭页A井气液两相盐水包裹体的均一温度最低，为128.5～156.4 ℃。包裹体古压力恢复结果表明，焦页A井与南页A井石英中包裹体捕获压力最高，分别为114.9～130.5 MPa和124.0～151.5 MPa；南页A井方解石中包裹体捕获压力次之，为114.0～122.3 MPa；而彭页A井包裹体的捕获压力较低，为32.5～43.0 MPa。结合埋藏史图可知，3口井的捕获时间均为燕山期，其中焦页A井与南页A井包裹体捕获时页岩气储层处于超压状态，而彭页A井处于正常压力范围。上述古压力系数与现今测井压力存在相似的规律，表明焦页A井与南页A井气藏的保存条件要优于彭页A井。

关键词：古压力;包裹体; 储层；页岩气；龙马溪组；川东南

近年来我国正积极地推进页岩气勘探开发，涪陵页岩气已成为国家级页岩气示范区，此外，四川威远—长宁、滇东北昭通等地均取得了突破。流体包裹体作为地质古流体样品，保存了流体形成时的古温度、古压力特征，是研究油气充注、运移过程中温度、压力变化的重要手段。流体包裹体在研究油气成藏期次、储层—流体相互作用过程、储层古流体的压力特征等方面进行了较广泛的应用[1-11]。一般包裹体分析针对的基本上都是常规储层样品，而对于川东南页岩气储层中包裹体古温压恢复的研究很少[12]。本文选取川东南焦页A井、南页A井以及彭页A井页岩气储层脉体样品，对其中的包裹体进行了详细的岩相学、显微测温、激光拉曼以及包裹体古压力恢复研究。

1地质背景及样品特征

川东南地区主要指位于四川盆地东南缘的彭水—南川—綦江—仁怀等地区，地理上包括重庆、贵州、四川等省市；构造上位于中、上扬子准地台，四川盆地东部、东南部及其边缘(包含齐岳山以西的四川盆地东南以及齐岳山以东的湘鄂西)，横跨盆地内部和盆地边缘，在漫长的构造及沉积演化史中，经历了多期和多向的边缘深断裂活动，具有多旋回的特点。本次研究所选取的采样井包括焦页A井、南页A井以及彭页A井，其中焦页A井与南页A井位于齐岳山断裂以西，隶属于四川盆地；彭页A井位于齐岳山断裂以东，隶属于湘鄂西褶皱带。该地区经历了扬子、加里东、海西、印支、燕山、喜马拉雅等6个主要构造旋回，下古生界烃源岩在印支期以前经历了持续沉积、深埋，有机质热演化呈现出高—过成熟的特点，至印支期开始地层经历持续的构造抬升与剥蚀。

本次研究以页岩气储层高角度构造缝中充填的脉体为对象。3口井的样品均为硅质页岩，有机碳含量大于2%，层位为志留系龙马溪组，其中焦页A井现今埋深为2 509.3 m，南页A井为4 408.28 m，彭页A井为2 134.65 m。脉体主要被石英和方解石充填，其中焦页A井以及南页A井构造缝边部被石英充填，中部被方解石充填，石英形成要早于方解石(图1a)；彭页A井构造缝仅被方解石充填(图1b)。

2包裹体实验研究

本次研究对样品中的包裹体进行了岩相学、显微测温、激光拉曼以及包裹体古压力恢复方面的实验研究，上述实验均在中国石化油气成藏重点实验室进行。

图1　川东南志留系龙马溪组页岩中脉体照片Fig.1　Veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

2.1包裹体岩相学研究

包裹体岩相学分析是确定包裹体的产状、类型以及划分包裹体期次的重要依据。本次岩相学分析所使用的仪器包括DM4500P偏光/荧光显微镜(德国徕卡公司，放大倍数25～1 000倍)以及Imager A2m型偏光/荧光显微镜(德国蔡司公司，放大倍数50～500倍)。

对样品镜下分析发现，包裹体主要分为2类：

(1)气液两相包裹体(Ⅰ型)。室温下以能识别出明显的气相和液相为主要特征，在镜下多成群分布，多数包裹体的目估气液比在15%～25%之间，少数包裹体的气液比介于25%～90%；包裹体的尺寸变化较大，但一般不超过20 μm，包裹体的形态从不规则状—负晶型状均有发育。除焦页A井石英中外，在焦页A井方解石、南页A井方解石及石英以及彭页A井方解石中均发育此类包裹体(图2a，c，f)。

(2)纯气相包裹体(Ⅱ型)。其特征为：室温下呈现出单一的气相(在包裹体壁上可能存在少量难以观察出的液相)为特征，该类包裹体在产状上往往与Ⅰ型包裹体共生分布。包裹体的尺寸变化较大，但一般不超过20 μm；形状较规则，以方形、椭圆形等为主。在3口井脉体的石英、方解石中均有发育(图2a-e)。

2.2包裹体激光拉曼分析

激光拉曼光谱仪可以对包裹体中的气、液、固相成分进行原位、无损分析，是包裹体成分分析的重要手段之一[13-14]。本次研究使用Renishaw Invia型激光拉曼光谱仪(英国Renishaw公司)，使用Ar+激光器，波长为514 nm，激光输出能量为5～10 mW，100～4 000 cm-1波段一次取峰，激光束斑大小约为1 μm，光谱分辨率为2 cm-1。

为确定气包裹体的主要成分，本次激光拉曼实验研究主要针对Ⅱ型包裹体，激光拉曼分析结果表明，Ⅱ型包裹体主要由CH4组成(图3)。由于受方解石本底荧光的干扰，南页A井和彭页A井方解石中Ⅱ型包裹体的CH4峰(图3c，d)的信噪比要低于南页A井和焦页A井石英中CH4峰(图3a，b)的信噪比，而焦页A井方解石中Ⅱ型包裹体的CH4峰则完全被方解石主矿物的本底所掩盖。

图2　川东南志留系龙马溪组页岩脉体中包裹体显微照片Fig.2　Fluid inclusions in veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

图3　川东南志留系龙马溪组页岩脉体中气包裹体拉曼光谱图Fig.3　Raman spectrum of gas-bearing inclusions in veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

2.3包裹体显微测温分析

本次研究进行显微测温所使用的仪器为Imager A2m和Axioskop40型显微镜(德国Zeiss公司，放大倍数50～500倍)以及MDS600型自动冷热台(英国Linkam公司)。温控范围-196～600 ℃，冰点温度误差小于0.2 ℃，均一温度误差小于2 ℃。

为确定包裹体形成时的古温度及古盐度特征，本次研究对3口井的Ⅰ型包裹体的均一温度以及冰点温度进行了测试(表1)。

表1　川东南志留系龙马溪组页岩脉体中包裹体显微测温分析结果Table 1　Microthermometric results of aqueous inclusions in veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

注：焦页A、南页A和彭页A井样品埋深分别为2 509.3, 4 408.28, 2 134.65 m。

(1)焦页A井石英中Ⅰ型包裹体的均一温度为215.8～245.4 ℃，平均为225.6 ℃，冰点温度为-3.8～-4.0 ℃，折合盐度(质量分数)为6.08%～6.37%，平均为6.22%。(2)南页A井石英中Ⅰ型包裹体的均一温度为214.4～240.8 ℃，平均为233.6 ℃，冰点温度为-2.8～-3.0 ℃，折合盐度为4.55%～4.86%，平均为4.70%；方解石中Ⅰ型包裹体的均一温度为177.8～210.4 ℃，平均为194.0 ℃，冰点温度为-5.2～-6.5 ℃，折合盐度为8.10%～9.84%，平均为8.88%。(3)彭页A井方解石中Ⅰ型包裹体的均一温度为128.5～156.4 ℃，平均为135.7 ℃，冰点温度为-5.2～-9.1 ℃，折合盐度为8.10%～12.97%，平均为9.70%。

3包裹体古温压恢复

流体包裹体保存了包裹体捕获时成岩成藏流体的温压信息，是重建古流体温压条件的有力手段。包裹体岩相学研究中所发现的Ⅰ型与Ⅱ型包裹体共生分布的特征表明，包裹体捕获于气—液不混溶体系。前人研究表明，不混溶包裹体中Ⅰ型包裹体均一温度的最低值即为捕获温度[15]。本次古压力恢复沿用高健等[12]所采用的Ⅱ型包裹体的等容线与Ⅰ型包裹体均一温度最低值交点的方法求解包裹体的捕获压力。

Ⅱ型包裹体的等容线的求解方法分两步：(1)利用室温下Ⅱ型包裹体中CH4的拉曼位移值求得包裹体的内压；(2)然后利用CH4的状态方程求解Ⅱ型包裹体的等容线。Lu等[16]提出了根据CH4拉曼位移值求解CH4包裹体内压的通用公式，但是Lu等[16]根据不同实验室的拟合结果表明，在压力大于30 MPa时，曲线出现拐点，此时不同实验室的结果出现较大的分离度，而本次研究结果表明大部分Ⅱ型包裹体在室温下的内压大于30MPa。因此为了更准确地标定Ⅱ型包裹体室温下的内压，本次研究借鉴Chou等[17-18]的方法，采用自主研发的流体拉曼位移标定仪，在1～46 MPa范围内重新标定了室温下CH4拉曼位移值与CH4压力的关系曲线(图4)，并根据上述曲线求得了室温下Ⅱ型包裹体的内压，然后便根据Duan等[19-21]的状态方程，求得Ⅱ型包裹体的等容线，最后将等容线与Ⅰ型包裹体均一温度的最低值相交，便求得了Ⅱ型包裹体的捕获压力。

图4　CH4拉曼位移与压力关系曲线Fig.4　Raman shift vs. pressure of CH4

由表2可知，焦页A井与南页A井Ⅱ型包裹体的捕获压力要明显高于彭页A井Ⅱ型包裹体的捕获压力，南页A井石英中的Ⅱ型包裹体的捕获压力要高于方解石中Ⅱ型包裹体的捕获压力。根据Duan等[19-21]的状态方程，可以求得Ⅱ型包裹体中CH4的密度，结果表明焦页A井与南页A井Ⅱ型包裹体中CH4的密度要大于CH4的临界密度(0.162 g/cm3)，为超临界高密度CH4包裹体，而彭页A井Ⅱ型包裹体中CH4的密度与CH4的临界密度相似。

4讨论

油气包裹体古温度、古压力数据结合热埋藏史是研究油气充注时间及成藏条件的重要手段之一[22]。本文在3口钻井埋藏史、热史恢复的基础上，利用Petromod软件模拟得到该井的热演化史，其中埋藏史结合钻井地层厚度、关键构造期剥蚀量和压实校正来获得，热史利用现今Ro-H曲线校正拟合获得。将本次研究所获得的包裹体古温度、古压力数据，分别投到3口井的热埋藏史图上(图5)可知，焦页A井包裹体捕获于85 Ma左右，古埋深约为5 900 m(图5a)；南页A井石英中包裹体亦捕获于85 Ma左右，古埋深约为6 900 m，方解石中包裹体捕获于65 Ma左右，古埋深约为6 700 m(图5b)；彭页A井包裹体捕获于65 Ma左右，古埋深约为4 100 m(图5c)。压力系数是确定油气保存条件的重要参数之一，根据本次研究所获得的包裹体古压力数据，结合热埋藏史图中所对应的古埋深以及静水压力梯度(本文按10 MPa/km)，求得焦页A井、南页A井和彭页A井的压力系数分别为1.95～2.21， 1.7～2.20，0.79～1.05。

虽然3口井的包裹体捕获时间相似，均为燕山期，但是焦页A井与南页A井包裹体捕获时地层流体为中等—强超压，而彭页A井包裹体捕获时地层流体近似为常压。现今的测井的压力系数亦表现出焦页A井、南页A井为超压，彭页A井为常压的规律。刘若冰[23]研究表明，该地区页岩已达到高过成熟阶段，原油已大量裂解成干气，在干气排烃不畅(保存条件较好)的情况下，会形成超压。3口井包裹体激光拉曼成分分析仅检测出CH4，表明包裹体捕获的为干气，3口井压力系数的差异表明其保存条件存在较大差异。造成上述保存条件差异的原因，主要是由于焦页A井和南页A井处于盆地内高陡构造区，后期抬升剥蚀适量，保存条件较好；而彭页A井处于盆地外的大量剥蚀区，抬升强烈、改造作用强、断裂发育，保存条件较差[24]。

表2　川东南志留系龙马溪组页岩脉体中包裹体古压力分析结果Table 2　Paleo-pressure of fluid inclusion in veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

注：焦页A、南页A和彭页A井样品埋深分别为2 509.3, 4 408.28, 2 134.65 m。

图5　川东南志留系龙马溪组页岩脉体中包裹体捕获时代Fig.5　Trapping time of fluid inclusions in veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

利用包裹体的古温压数据可以计算包裹体捕获时气藏的密度，上述密度与现今气藏的密度差可以大致反映包裹体捕获至现今这一地质历史时期气藏的散失量。计算结果表明，焦页A井有约50%的天然气发生了散失，南页A井约有34%的天然气发生了散失，彭页A井约有25%的天然气发生了散失。上述结果表明，虽然焦页A井与南页A井的保存条件相对彭页A井较好，但是超压造成天然气在保存过程中更容易散失。尽管如此，总体来讲超压仍然是川东南天然气聚集成藏的重要因素。其积极意义不仅体现在对气藏含气量的贡献上，刘若冰[23]研究表明对于中国南方龙马溪组页岩而言，流体超压还是储层孔隙保存的重要因素。因此刘洪林等[25]将地层压力系数大于1.3作为我国南方海相页岩气选取的重要指标之一。

5结论

(1)包裹体的岩相学、显微测温学以及激光拉曼分析表明，焦页A井、南页A井以及彭页A井脉体主要发育气液两相盐水包裹体与纯气相包裹体2种类型的包裹体，纯气相包裹体的气相成分以CH4为主。

(2)研究表明，包裹体古温压可以指示页岩气藏保存条件的优劣并作为计算气藏散失速率的参数。

(3)包裹体捕获时页岩气储层处于超压状态，有利于页岩气聚集成藏。

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(编辑徐文明)

文章编号：1001-6112(2016)04-0473-07

doi：10.11781/sysydz201604473

收稿日期：2016-03-11；

修订日期：2016-06-06。

作者简介：席斌斌(1981—)，男，硕士，工程师，从事流体包裹体地质学研究。E-mail:xibb.syky@sinopec.com。

基金项目：国家自然科学基金“古生界页岩含气性原生有机质控制作用研究”(U1663202)和中国石化科技部项目(P15097，P14156)资助。

中图分类号：TE132.2

文献标识码：A

Trapping pressure of fluid inclusions and its significance in shale gas reservoirs, southeastern Sichuan Basin

Xi Binbin1,2, Tenger1,2, Yu Linjie1,2, Jiang Hong1,2, Shen Baojian1,2, Deng Mo1

(1. Wuxi Institute of Petroleum Geology, SINOPEC, Wuxi, Jiangsu 214126, China;2.SINOPECKeyLaboratoryofPetroleumAccumulationMechanisms,Wuxi,Jiangsu214126,China)

Abstract:Facies studies on fluid inclusions revealed that aqueous and gas-bearing inclusions are distributed in quartz and calcite veins of shale gas reservoirs in wells Jiaye A, Nanye A and Pengye A in the southeastern Sichuan Basin. Raman probe analyses showed that gas-bearing inclusions mainly contain CH4. The homogenization temperature of aqueous inclusions ranges from 215.8-245.4 °C in quartz veins of well Jiaoye A. The homogenization temperature of aqueous inclusions ranges from 214.4-240.8 °C in quartz veins in well Nanye A. The homogenization temperature of aqueous inclusions ranges from 177.8-210.4 °C in calcite veins in well Nanye A. The homogenization temperature of aqueous inclusions ranges from 128.5-156.4 °C in calcite veins in well Pengye A. The trapping pressure of gas-bearing inclusions and aqueous inclusions ranges from 114.9-130.5 MPa in quartz veins in well Jiaoye A. The trapping pressure of gas-bearing inclusions and aqueous inclusions ranges from 124.0-151.5 MPa in quartz veins in well Nanye A. The trapping pressure of gas-bearing inclusions and aqueous inclusions ranges from 124.0-151.5 MPa in quartz veins in well Nanye A. The trapping pressure of gas-bearing inclusions and aqueous inclusions ranges from 114.0-122.3 MPa in calcite veins in well Nanye A. The trapping pressure of gas-bearing inclusions and aqueous inclusions ranges from 32.5-43.0 MPa in calcite veins in well Pengye A. Fluid inclusions in these wells were trapped during the Yanshanian period. Reservoirs were over pressured when fluid inclusions were trapped in wells Jiaoye A and Nanye A, but under normal conditions in well Pengye A. Pressure coefficients when trapping showed similar regularities as measured well pressure, inferring that the gas preservation conditions in wells Jiaoye A and Nanye A are better than that of Pengye A.

Key words:paleo-pressure; fluid inclusion; reservoir; shale gas; Longmaxi Formation; southeast Sichuan Basin