页岩气保存机制探讨

范 明，俞凌杰，徐二社，杨振恒，张文涛，刘伟新

(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)

页岩气具有“自生自储”的特点，但在中国南方海相高演化地区，受控于多期复杂构造和抬升剥蚀，保存差异是决定该区页岩气能否富集高产的关键[1-7]。相对于常规油气，前人从成藏角度已认识到，纳米级孔喉对页岩气富集有重要意义，页岩气主要储集在微—纳米级孔隙中，具有连续型分布、无明显气—水界面的地质特征[8-9]。四川盆地涪陵地区龙马溪组页岩中固体沥清、干酪根是有机质孔隙的主要载体，同时有机质孔对页岩储集空间贡献最大[10-12]。四川盆地从深埋区到浅埋区再到露头区，页岩气沿层方向逸散表现为从微弱扩散到强烈扩散或渗流的渐变特征[13]。页岩气不同于常规天然气，是因其保存于富有机质页岩中，不受构造产状的约束、无需圏闭条件而成为目的层[14]。以上论述仅从现象入手，虽然突出了微—纳米级孔隙对页岩气成藏和保存的意义，但是对储集空间孔径结构差异所造成的本质问题并未做过多剖析。本质上，储集空间的差异主要在于毛管压力的差异。常规气藏储集空间主要以微米及更大的孔径为主，毛管压力小到可以忽略不计(由毛管压力公式Pc=2бcosθ/r可以看出，毛管压力与毛管半径成反比。一般实验条件下，5 nm所对应的毛管压力为56 MPa，那么对常规储层而言，半径为5 μm的孔径所对应的毛管压力则为0.056 MPa，与静水压力相比可以忽略不计)。而对于页岩气而言，毛管压力对孔隙空间中气体压力的影响是显著的，从而使得页岩气保存机制发生彻底改变。本文将从毛管力角度，结合各方面资料来阐述页岩气保存机制及其对勘探开发的意义。

1 毛管压力的大小及对页岩气的保存作用

为了弄清毛管压力、静水压力与气藏(孔隙)压力之间的关系，作者选取一个突破压力较小的致密砂岩岩心样品进行突破压力测试。首先用纯水饱和样品，在样品的下端通入气体，在样品的上端加上纯静水(图1)。实验开始时，上端纯水不加任何压力，不断增加下端气体的压力，当气体压力Pg达到1.39 MPa时，上端水柱中开始有气泡连续冒出，表明样品已发生气体突破，对应的突破压力为1.39 MPa。对上端的纯水施加1 MPa压力，重复上述实验，当下端气体压力达到2.41 MPa时，上端水柱中才开始有气泡连续冒出。同理对上端的纯水施加2 MPa压力，当下端气体压力达到3.44 MPa时，上端水柱中才开始有气泡连续冒出。这一实验可简化为如图2所示的地质模型，其结果可用下式表示:Pp=Pc+Pw。式中：Pp为孔隙压力，Pc为毛管压力，Pw为静水压力。

图1 致密砂岩突破压力实验原理及结果

图2 页岩孔隙中气体压力和毛管压力、静水压力之间的关系

由此可见，当页岩中的气体压力处于平衡时，在页岩气储层中，任一孔隙中的压力应等于与其相连的最大喉道所对应的毛管压力与静水压力之和。由于页岩气是“自生自储”的，所以孔隙压力来自于生烃过程，而非外源供应，孔隙内部含水毛管的封隔，可以使每个孔隙中的压力均不相同，从而使得页岩气不具备传统意义上的“气藏”概念，也没有富集和运移过程，且不需要常规天然气藏所需要的圈闭和盖层。静水压力加上毛管压力控制了储集空间中页岩气的压力，从而使得页岩气得以保存。

页岩中毛管力的存在需依赖孔隙水。毛管压力的定义就是两相界面上的压力差，也就是说，没有水只有气就没有毛管压力，储集空间将变成开放式系统，气体将完全逸散而无法保存。页岩储层并不是完全干燥的，四川盆地焦石坝地区某井页岩储层中含水率最大为1.12%，最小为0.64%，平均为0.86%，页岩中的水主要以束缚水的形式存在；38 m优质段页岩的含水率一般都在平均值以下(表1)(由中国石化无锡石油地质研究所进行测定，方法为在80 ℃条件下对岩样抽真空脱水，通过失重法测得页岩中的含水率)。总体来看，焦石坝页岩中普遍含水，且含水率变化不大。含水饱和度变化则比较明显，下部优质段富有机质页岩孔隙率高，含水饱和度低，最低只有25%左右；而上部贫有机质段含水饱和度最高可达73.6%。这表明有机碳含量高，有机孔隙发育，生烃增压后储气空间以有机孔隙为主，由于润湿性的差异导致水无法进入有机孔隙中，当生气过程产生的压力大于与该有机质孔隙网络连通的最大毛管所对应的毛管压力与静水压力之和时，多余的气体将无法被保存下来，使得孔隙中的压力仍处于平衡状态。这也表明水主要存在于无机孔隙之中。下部含水率略低于上部，这是因为在生烃增压后，孔隙压力大于毛管压力与静水压力的总和，部分页岩气会进入无机孔隙并将孔隙中的自由水赶出或带出无机孔隙，亦或是成岩作用结束后，下段的无机孔隙本来就不发育。

表1 四川盆地焦石坝主体区某井含水饱和度与含水率测定结果

2 毛管力对页岩气保存作用的证据

2.1 页岩含气量与TOC呈显著正相关

四川盆地焦石坝地区分析结果表明(图3)，页岩含气量与TOC具有明显的正相关性。从含气量的纵向变化看，下部38 m含气量高，往上逐渐变小，表明页岩气无法通过纵向运移而进入上部地层，也就是说成岩作用使得纵向上与有机质相连的毛管已经很小，垂向上基质孔隙连通性差，页岩气无法渗漏。因此，页岩气只能通过层理面的水平渗漏而散失，页理面成为页岩气逸散的主要途径。扫描电镜镜下观察结果表明，页理面之间很少形成张开的裂隙，一般是闭合状态(小于10nm的分辨率)。根据毛管力计算公式，若页理面的宽度为5 nm(孔隙半径2.5 nm)左右，其毛管压力可高达56 MPa，加上焦石坝地区的静水压力25 MPa左右(对应2 500 m埋深)，孔隙中页岩气压力可高达80 MPa左右。页理面的高突破压力使得有机质生成的页岩气只有在大于页理面的毛管压力和静水压力总和时才能逸散。在相同的成岩作用条件下，页理面的性质较为接近，所以含气量就决定于有机质及其形成的有机孔隙的多少，含气量与TOC具有明显的正相关性。

图3 四川盆地焦石坝地区页岩含气量与TOC的关系

2.2 埋藏史与含气量的关系

位于塔里木盆地孔雀河斜坡上的孔探1井，其页岩气勘探目的层为中—下奥陶统黑土凹组、中寒武统莫合尔山组。黑土凹组现今埋深为2 850 m左右(图4a)，但从现场含气量测定结果看，总气量最高的只有0.8 m3/t。对比涪陵焦石坝地区龙马溪组—五峰组的埋藏史与孔雀河斜坡奥陶系黑土凹组埋藏史(图4)可以看出，2个地区经历了完全不同的埋藏史。焦石坝地区龙马溪组—五峰组的烃源岩在晚期生气高峰过后，一直处于抬升阶段，尽管抬升过程中孔隙中的页岩气压力会因静水压力不断降低而降低，但目的层现今埋深仍然达到2 500 m左右。孔雀河斜坡孔探1井奥陶系烃源岩生烃高峰在加里东晚期，此后则不断抬升，抬升最强时，奥陶系顶面距地表只有500 m左右，抬升过程中静水压力下降导致孔隙压力不断降低，页岩气不断散失，虽然后期又经历了二次深埋，但烃源岩未达到再次生气条件，二次深埋的结果只导致孔隙中的水不断增加。同时，抬升过程中，由于上覆静岩压力的下降，可导致层理面张开，毛管压力会下降，从而使得页岩气保存条件遭到破坏。也就是说随着抬升过程，页气含气性将不断下降，从而失去勘探意义。

2.3 生产动态数据

焦石坝地区焦页XX-4井在直井完钻后，在井筒中几乎注满钻井液的情况下进行压力恢复测试，从测试结果来看，油压始终为0，二开求产结果为95 m3/d；相隔14 h后再求产，产量为51 m3/d；28 h再求产，产量仅为40 m3/d，以上产量数据可以认为直井几乎不产气。现有的产量是因为射孔后，井壁周边的页岩受到了破坏，部分页理面张开，页岩气不断产出，但是由于射孔对周边页岩产生的扰动有限，随着时间的推移，这部分气体会释放殆尽，未遭射孔破坏的页岩毛管压力与静水压力始终处于平衡状态，气体不会释放，表明地层条件下，页岩气并非以连续流动相存在。射孔过程中产生的外界扰动，使得局部范围内页理面张开，毛管压力变小，部分页岩气才得以解吸出来形成极低的产能，且这种产能不能维持，直至无气产出。

图4 塔里木盆地孔雀河斜坡孔探1井与四川盆地焦石坝地区焦页2井埋藏史对比

2.4 现场解吸气的甲烷碳同位素分馏

现场解吸气在解吸过程中可以发现明显的碳同位素分馏变重的现象。解吸过程中，前3 h采用泥浆循环温度进行解吸，温度一般在60 ℃左右，之后采用110 ℃进行二阶高温解吸，约需8～9 h可将岩心中的页岩气全部解吸出来。解吸过程中每隔一定时间间隔采集一个解吸气样并进行室内甲烷碳同位素测试。分析结果如图5所示，表明在泥浆循环温度条件下低温解吸时，气样的甲烷碳同位素变化并不大，而在110 ℃条件下高温解吸时，页岩气的甲烷碳同位素变重的现象越来越明显。这一现象也与页岩中毛管力有关。低温解吸时，绝大多数毛管中的水及毛管压力依然存在，气体释放量就会很小，解吸气仍以孔隙中的游离气为主，所以甲烷碳同位素虽有变重，但变化不大。当采用110 ℃解吸时，岩心孔隙中的水由外到内逐渐被蒸干的速度加快，毛管力随着孔隙水的蒸出而消失，吸附气约8～9 h内全部被解吸出来，从而导致碳同位素变重的现象非常明显。

图5 四川盆地焦石坝地区焦页X井现场解吸气甲烷碳同位素随时间的变化

2.5 现场含气量测定结果与开发效果之间的关系

现场含气量测定有2个目的，一是要测定岩样出筒后的解吸气量，二是要在现场测得随时间增加解吸量增加的过程，用以计算提钻过程中的损失气量。解吸过程开始时采用泥浆循环温度作为一阶实验温度，以模拟岩心在井筒中的温度，每30 s采集一个累计量数据，用以进行损失气量恢复计算；3 h后采用110 ℃作为二阶解吸温度，将岩石中的全部页岩气解吸出来。损失气量的计算则是以一阶解吸前一个小时的累计量数据，采用USBM直接法进行拟合前推而得到。研究人员一般只看到页岩含气量的最终结果，很少有人关注现场解吸的过程及现场解吸量与损失气量之间的关系，而这个过程及损失气量与解吸气量之间的关系，直接关系到开发效果。

笔者对焦石坝地区2口页岩气井解吸过程及含气量进行了对比研究。位于焦石坝主体区的JY-A井几乎所有样品解吸气量小于损失气量，在泥浆循环温度条件下，对比样1的初始解吸速率约为14.62 mL/min，3 h后，在110 ℃温度条件下解吸，初始解吸速率约为10.8 mL/min；而位于焦石坝外围的JY-B井几乎所有样品的解吸气量均大于损失气量，在一阶解吸过程中，对比样3的解吸速率较慢，初始解吸速率约为7.08 mL/min，3 h后，在110 ℃温度条件下解吸，初始解吸速率达到77.61 mL/min，但对比样1和3的总含气量却几乎相同(表2，图6)。就2口井龙马溪组优质页岩段中的含气量测定的总体结果而言，JY-B井均高于JY-A井，而JY-B井的开发效果很差，远不如JY-A井。其原因在于JY-B井的页岩气储存于更小的孔隙中，或与有机孔隙相连通的毛管远小于JY-A井，毛管力远大于JY-A井，在泥浆循环温度条件下，由于毛管中水的封堵作用，使得泥浆循环温度条件下的解吸速率很慢；在110 ℃温度条件下解吸时，由于毛管中的水被不断蒸发，页岩气才得以大量释放出来，同时也正是由于毛管的封堵作用使得页岩气在地质过程中难以散失，现场解吸得到的含气量远高于JY-A井，甚至在整个焦石坝地区也是前所未有的。因此在页岩气勘探中，不能仅凭含气量数据来判断开发效果。这种现象同样也说明了毛管压力与静水压力对页岩气保存作用是至关重要的，但毛管压力作用是一把双韧剑，他能使页岩气得到很好的保存，但同时也使开发变得更加困难。

表2 四川盆地焦石坝地区JY-A井和JY-B井现场解吸特征数据对比

图6 四川盆地焦石坝地区JY-A井(左)和JY-B井(右)中2个典型样品解吸过程对比

3 页岩气的保存机制及勘探开发意义

通过上述分析，笔者认为页岩气是以单个或多个有机质碎片所形成的连通孔隙网络为单元被保存在页岩中，基于毛管压力本质，孔隙压力决定于与其连通的最大毛管的毛管力及静水压力之和，孔隙中的气体得以保存是因为静水压力与毛管压力的共同作用，因此页岩气的存在不受构造形态或圈闭的控制，保存模式可用图7来表示。由图7可见，页岩气主要赋存在有机孔隙中，有机孔可以是孤立的也可以是网络状的，但是相互之间被含水的毛细管所隔开，不能形成连续流动相，每一含气孔隙网络的压力也可能不同。该保存机制及模式可以解释目前页岩气勘探与开发中的种种现象及开发效果。

图7 页岩气保存模式示意

毛管系统保存条件决定了页岩气的保存条件。断层或许有利于毛管力的保存。断层使得局部应力得以释放，从而使得相邻地区目的层所受的水平挤应力变小，层间滑动变弱，页理面不会继续张开，尤其针对于断层的下盘，断层作用或许对页岩气的保存起到了很好的作用，是有利的页岩勘探目标。焦石坝地区焦页3井处在断层附近，但其现场含气量结果与邻井相比并无明显差别，开发效果不理想的主要原因并不是断层导致保存条件破坏，而是断层对页岩的先期破碎作用或压裂液漏失使得压裂效果变差。相比较，鄂西渝东地区的盐志1井，齐岳山断裂导致的水平挤压使页理面或层间发生滑动或产生褶皱，页理面张开，毛管压力变小，保存条件变差，甚至会导致地层全部含水，刚出筒的岩心，每块长度也只有5～10 cm左右(图8)，与焦石坝主体区的岩心出筒特征有着明显的差别。因此，褶皱强烈的地区在水平构造应力作用下使得页理面张开而不利于页岩气保存。

根据毛管力原理可进一步估算页岩气的采收率。页岩气开发时，由于井筒中为气体，静水压力消失，孔隙中的气体将不断释放，一旦孔隙中的压力与毛管压力相当，那么气体将不再释放，孔隙中的气体压力下降应与静水压力相同。根据涪陵地区龙马溪组页岩孔径分布分析结果，其平均孔隙直径约为5 nm，对应毛管压力约为56 MPa，目的层埋深约2 400 m左右，静水压力相当于24 MPa，由此可计算出孔隙平均压力约为80 MPa，因毛管压力的存在，如此高压的气体能释放的压力仅为24 MPa(静水压力)，所以粗略估算出涪陵页岩气的采收率为24/(24+56)×100%=30%。若小孔占比变大，且与有机孔相连的毛管孔径小于平均孔径，采收率将进一步下降，这也是页岩气的采收率远低于常规气藏的根本原因。本文仅根据毛管力理论做了粗略估算，精确计算需对每个层段样品的孔隙结构及有机、无机孔隙之间的关系进行分析，同时还要考虑吸附气的占比及吸附气占据的孔隙空间等因素。

图8 鄂西渝东地区盐志1井与四川盆地焦石坝地区焦页2井岩心出筒后照片对比

4 结论

(1)页岩气是以单个或多个有机质碎片所形成的连通孔隙网络为单元被保存在页岩中，孔隙压力决定于与其连通的最大喉道的毛管力及静水压力，因此页岩气的存在不受构造形态或圈闭的控制。

(2)在页岩气勘探中常常要求目的层有一定的埋深，实际上应该理解为生烃高峰过后，页岩气目的层的埋深不能太浅否则页岩气在早期就已散失，后期的深埋只会导致孔隙进水。

(3)埋深大，静水压力大，且上覆岩层的静岩压力使得毛管半径更小，导致毛管力过大而不利于页岩气产出，同时埋深过大导致可压性变差，因此对深部页岩气开发应探索新的思路，寻求对页岩毛管压力系统的扰动或破坏来提高产能和采收率。

(4)页岩气超压为压裂后孔隙高压气体释放所致，压裂之前地层中各储集单元受控于毛管力作用和静水压力，压力系统处于平衡状态而不能流动，含气孔隙可以超压、且孔隙压力可以各不相同，但连续分布的地层流体可能并不超压。

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