页岩气藏超压演化过程：来自四川盆地南部五峰组—龙马溪组裂缝流体包裹体的证据

刘冬冬 郭 靖 潘占昆,3 杜 威 赵福平 陈 祎 石富伦 宋 岩 姜振学

1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室 2. 中国石油长庆油田公司第十采油厂

3.中国石油长庆油田公司第四采气厂 4. 贵州省油气勘查开发工程研究院

0 引言

气藏超压是指气藏中地层孔隙压力高于静水压力的现象[1]，世界上大部分含油气盆地都存在着超压现象。在我国页岩气勘探开发过程中，同样发现了多个页岩气藏存在着超压现象，如长宁、涪陵和威远页岩气田部分井位压力系数分别达2.03、1.74和1.94[2-3]。现有的勘探实践表明，页岩的含气量与气藏超压程度具有良好的正相关关系[4-5]。由于有机质孔隙刚性较差，在孔隙压力下降时更容易被压缩导致游离气散失。超压页岩气藏有利于有机质孔隙的保持，从而使得页岩气（尤其是游离气）更容易保存。因此，页岩气藏超压是页岩气富集的关键指标[6-8]，探究其成因机理对于页岩气成藏研究具有重要的意义。

前人的研究成果表明，页岩气藏的超压成因主要包括两种[9]：一种是不平衡压实和构造应力等造成的超压[10-13]；另一种则是孔隙流体体积变化造成的超压，包括地层水热膨胀、烃类气体热裂解以及黏土矿物脱水等超压因素[14-18]。然而，关于页岩气藏压力演化与其成藏过程的关系尚未被揭示。

为此，笔者以四川盆地南部（以下简称川南地区）典型超压页岩气井为研究对象，通过对典型井上奥陶统五峰组（O3w）—下志留统龙马溪组（S1l）页岩裂缝复合脉体进行薄片分析和阴极发光扫描电镜观察，明确不同目的层段裂缝脉体中矿物的胶结期次，通过对不同期次裂缝胶结物中甲烷包裹体和共生的盐水包裹体进行测温和激光拉曼分析，结合埋藏史—地热史，分析了不同期次裂缝开启时间及其与页岩气成藏过程的匹配关系，以期揭示该区五峰组—龙马溪组页岩气藏超压的形成机制与演化过程。

1 地质背景

川南地区位于上扬子板块中南部，构造上包含川西南低平褶皱带以及川南低陡褶皱带。其中川西南低平褶皱带构造强度弱于川南低陡褶皱带，因此川南低陡褶皱带多发育褶皱构造和断层，以长条带状为主。川西南低平褶皱带受构造影响较小，区内构造平缓，断层相对较少，发育大面积的构造稳定区[19-22]（图1）。

川南地区在震旦纪早期晋宁运动作用下形成稳定的结晶基底，受加里东运动和海西运动的影响，整体隆升导致地层抬升接受剥蚀，泥盆系、石炭系和部分志留系受构造隆升作用剥蚀缺失。印支期晚期进入前陆盆地演化阶段，早燕山期构造运动相对比较强烈，形成了华蓥山断裂带并伴随局部隆起，导致川南低陡褶皱带整体小幅抬升。喜马拉雅期（第四纪）构造运动造成川南地区地层普遍大幅抬升，在喜马拉雅运动影响下，缺失古近系和新近系[23-24]。

五峰组—龙马溪组海相页岩是川南地区页岩气勘探开发的主要目的层，主要发育黑色含笔石页岩，向上砂质含量增多，出现深灰色泥岩及粉砂岩条带，自下而上构成变粗沉积序列[25]。现今川南地区五峰组底界页岩埋深介于2 000～4 500 m，最大埋深约为7 000 m[5]，综合地温梯度（2.6～3.0 ℃/km）和埋深影响，地层温度约为90 ℃，地层压力系数在各个井位之间存在差异，其中川南低陡褶皱带泸州地区典型井H202井压力系数介于1.70～1.90，而川西南低平褶皱带威远地区Z204井压力系数介于1.40～1.70[2]。气藏气体组成以甲烷为主，含量超过90%[26-27]。

2 样品分析与研究方法

笔者选取泸州地区H202井和威远地区Z204井为研究对象（图2），对五峰组和龙马溪组底部（龙一1亚段1—4层）共8块页岩裂缝脉体样品开展了相关研究，具体采样信息表1所示。

表1 页岩样品信息表

样品分析首先对页岩裂缝脉体样品开展偏光显微镜观察，明确裂缝脉体矿物类型，然后对裂缝脉体样品开展阴极发光扫描电镜观察能谱分析，分析脉体矿物交切关系。然后选取典型裂缝复合脉体样品进行流体包裹体显微测温和激光拉曼光谱分析，明确裂缝复合脉体不同矿物中赋存的包裹体类型、分布特征及相态等，分析烃类包裹体的成分以及拉曼峰值信息，通过甲烷拉曼散射峰信息计算单个甲烷包裹体密度[28]，根据甲烷包裹体密度、共生盐水包裹体的均一温度和甲烷的超临界状态方程，恢复裂缝复合脉体不同充填期次的成岩矿物中甲烷包裹体的捕获压力[28-30]。

3 测试结果

3.1 裂缝脉体胶结物充填特征

研究区页岩样品的裂缝多为两期复合脉体充填，其中脉体矿物成分主要为方解石和石英，脉体中两种矿物之间的接触关系复杂。薄片和阴极发光扫描电镜观察表明，H202井龙马溪组页岩裂缝脉体矿物为方解石和石英（图3-a～c）。利用能谱分析可以识别矿物成分，其中石英矿物以Si、O元素为主，方解石矿物以C、O、Ca元素为主（图3-d～f）。偏光镜下观察石英脉体呈无色透明，阴极发光镜下为蓝紫色—橙红色，石英主要出现在裂缝壁，厚度较薄，且可见“石英桥”现象（图3-c），表明石英是早期胶结的产物，后期方解石充填时未完全切穿早期裂缝壁中胶结的石英矿物。方解石脉体较发育，矿物颗粒完整且相对较大，充填在裂缝主要空间内，阴极发光下为橘红色（图3-c），完整的颗粒形态指示方解石是后期胶结的产物。Z204井龙马溪组页岩裂缝脉体矿物发育方解石和石英（图3-g～i）。与H202井不同，Z204井页岩裂缝脉体中的方解石主要生长在裂缝内壁两侧，矿物颗粒不完整（图3-g～i），阴极发光下为橘红色（图3-i）。石英主要充填在裂缝中部，矿物颗粒较大，单偏光下无色透明，阴极发光下为深棕色（图3-i）。能谱分析表明页岩黏土矿物以Si、Al、O、C、元素为主，石英矿物以Si、O元素为主，方解石矿物以C、O、Ca元素为主（图3-j～l）。矿物颗粒形态和胶结关系表明，Z204井页岩裂缝脉体方解石为早期胶结的产物，石英为后期胶结的产物。

3.2 流体包裹体显微与温度特征

薄片观察显示，五峰组—龙马溪组页岩裂缝脉体样品中均存在大量两相盐水包裹体和甲烷包裹体，其中甲烷包裹体在石英和大颗粒方解石中普遍存在（图4-a、b），盐水包裹体多以共生的方式存在于甲烷包裹体附近（图4-c～f），这种复杂多相态流体的存在，表明捕获时为多相不混溶状态体系。因此可用与甲烷包裹体共生的两相盐水包裹体的均一温度代表其捕获温度[30-31]。

石英脉体中两相盐水包裹体和单相甲烷包裹体在脉体中形态各异。两相盐水包裹体形态大小差异较大，镜下观察主要为无色透明，常与甲烷包裹体 伴生（图4-c～f）。沥青包裹体在单偏光镜下显示为黑色不透明状（图4-c、e）。方解石脉体中也可以发现共生的两相盐水包裹体和甲烷包裹体，不过多出现在大颗粒方解石中，对比石英脉体可以发现方解石脉体中流体包裹体数量较少。

复合脉体盐水包裹体显微测温结果（表2）显示，H202井石英脉体中包裹体均一温度介于163～221℃，方解石中包裹体均一温度介于152～253 ℃。Z204井石英脉体中包裹体均一温度介于142～196℃，方解石中包裹体均一温度介于147～172 ℃。

表2 研究区页岩裂缝脉体中甲烷包裹体特征数据统计表

3.3 甲烷包裹体激光拉曼光谱与捕获压力特征

激光拉曼光谱图像中拉曼峰值以及拉曼峰强度可用于分析宿主矿物及流体包裹体成分[30-31]，因此利用100～4 200 cm－1扫描范围的拉曼光谱仪对裂缝脉体矿物中纯甲烷包裹体进行拉曼光谱分析，然后通过氖灯对甲烷包裹体校正后进行2 750～3 050 cm－1单窗口数据采集，利用Lin等[29]有关真实拉曼散射峰与实测拉曼峰之间的关系式对甲烷包裹体真实拉曼峰进行计算。根据Lu等[28]有关甲烷包裹体真实拉曼散射峰与甲烷包裹体密度之间的关系式获得川南地区五峰组—龙马溪组黑色页岩复合脉体中甲烷包裹体密度介于0.257～0.297 g/cm3（图5），相比甲烷临界密度值0.162 g/cm3，研究区甲烷包裹体均属于超临界高密度甲烷包裹体，可使用甲烷的超临界状态方程对甲烷包裹体捕获压力进行计算，公式如下：

式中Z表示压缩因子，无量纲；p表示压力，bar（1 bar＝105Pa）；V表示摩尔体积，dm3/mol；R表示气体常数，取值8.314(Pa·m3)/(K·mol)；T表示温度，K；pr、Tr分别表示对比压力、对比温度，无量纲；B、C、D、E、F、β、γ等物理量见本文参考文献[30]。

甲烷包裹体的捕获温度可采用共生的两相盐水包裹体的均一温度来代替。捕获压力计算结果见表2。研究区页岩裂缝复合脉体裂缝壁第一期矿物的甲烷包裹体捕获压力介于103.06～139.82 MPa，裂缝中部第二期矿物的甲烷包裹体捕获压力介于101.32～127.73 MPa。五峰组—龙马溪组甲烷包裹体捕获时地层流体处于超压状态。

4 五峰组—龙马溪组页岩气藏超压形成机制与演化过程

4.1 页岩气藏超压形成机制

地层超压状态的形成机制有很多种，常见的超压成因包括：欠压实作用和流体体积膨胀作用[9]。欠压实作用常发生地层快速沉积早期，在渗透率较低的厚层泥岩、泥灰岩、页岩中由于孔隙流体排出时所需毛细管压力过大，流体无法及时排出，使得流体积聚，从而导致地层超压。与同深度正常压实下的沉积物相比，不平衡压实作用造成的超压环境会导致沉积物显示出异常高的孔隙度和较低的测井密度值[32]。流体膨胀作用是指在一定范围内孔隙流体相对体积的增加[9]，流体膨胀的形成机制有很多种，包括温度上升导致的流体膨胀，蒙脱石、高岭石或石膏的脱水作用导致的流体膨胀，生烃过程及烃类裂解产气过程导致的流体膨胀等[14-18]。

正常压实上方的不平衡压实借助测井声波速度值与密度值的交会图可以确定不同的超压形成机制[32-34]（图6-a）。在欠压实层段中，岩石的密度较小，声波时差较大，数据点落在正常压实曲线上方。页岩生烃产气过程中导致孔隙流体压力上升，会降低垂直方向上地层的有效应力，造成声波速度出现低值，但是地层密度却不会有明显变化，在交会图上呈现出向下的变化趋势。而黏土矿物成岩作用或上覆压力卸载形成的超压环境，则会显示出岩石密度随超压程度增加而增加的现象，同时声波速度会略微降低[32-33]。针对研究区五峰组和龙马溪组底部（龙一1亚段1—4层），对每口井按照一定深度间隔提取了页岩层段的密度和声波时差数据，将声波时差值转化成为声波速度值后拟合出了页岩声波速度—密度交会曲线图（图6-b、c），判断储层超压形成机制。

如图6-b所示，H202井有部分测井数据落在不平衡压实区域。H202井沉积时龙一1亚段厚度约为140 m；Z204井受川中古隆起影响龙一1亚段地层厚度约为70 m，快速沉积且巨厚的泥页岩层容易产生欠压实作用。现今盆地地层欠压实造成的超压仅适应于较年轻的中新生代沉积地层，五峰组—龙马溪组地层沉积早期具备欠压实作用发生条件。现今五峰组—龙马溪组页岩气藏的赋存空间主要以有机质孔为主，受埋深和时间影响，在气藏形成过程中欠压实作用对孔隙流体压力影响较小，但仍然在储层物性差异方面有所体现。图6中大部分龙一1亚段页岩密度变化较小，表现出向低声波速度偏移的特征，五峰组局部也出现相似的特征，说明五峰组—龙马溪组优质页岩层段超压最可能是由于生烃增压作用导致的。前人研究结果发现，在标准条件下，1体积原油热裂解可以产生534体积天然气[33]，渗透率低、连通性差的页岩会使气体运移的启动压力增大，导致页岩气无法排出，从而积聚成藏[34]。由于产气过程形成的超压环境，会导致页岩垂向上的有效应力降低，测井响应上表现为声波速度值降低，但页岩密度由于压实作用的不可逆性而变化很小[35]。

4.2 包裹体捕获时间与埋藏史—地热史匹配

为了了解复合脉体胶结物中捕获的甲烷包裹体时间，利用川南地区盆地模拟的相关成果和地质录井资料恢复研究区埋藏史—地热史过程（图7）。H202井和Z204井页岩裂缝脉体胶结过程可分为两期，第一期为裂缝壁胶结，矿物颗粒较小，第二期为裂缝中部充填，矿物颗粒较大。利用甲烷包裹体捕获温度匹配热演化史可以获得流体包裹体捕获时间，再根据捕获时间确定包裹体捕获时地层埋深，获得捕获时地层压力系数变化情况（表2）。H202井第一期裂缝充填物石英的流体包裹体均一温度介于163～221 ℃，对应该地区埋藏史—地热史，可知流体包裹体捕获时间与主生气期相近，地层压力系数介于2.05～2.45，推测第一期裂缝的开启与液态烃裂解生气阶段孔隙流体压力上升有关；第二期裂缝充填物方解石的流体包裹体均一温度介于152～253 ℃，温度范围较广，根据裂缝脉体形成先后顺序匹配该地区埋藏史—地热史图可知，第二期裂缝充填物捕获的流体包裹体主要在抬升早期，地层压力系数介于1.89～2.18。同样，Z204井第一期裂缝充填物方解石的流体包裹体均一温度介于147～172 ℃，与主生气期匹配，地层压力系数介于2.19～2.50；第二期裂缝充填物石英的流体包裹体均一温度介于142～196 ℃，与抬升阶段地层温度相匹配，地层压力系数介于1.92～2.16。

研究区五峰组—龙马溪组页岩裂缝脉体中观察到的盐水包裹体和甲烷包裹体分布和共生关系表明，包裹体捕获于饱和甲烷的多相不混溶流体系统，推测在流体包裹体捕获前后，孔隙流体中充满了单独的不混溶相态存在的甲烷，页岩裂缝第一期包裹体捕获时的超压现象与大量出现的甲烷有关，结合页岩地层的测井响应，证实了地层超压是液态烃大量裂解产气造成[36]。早期裂缝开启过程中由于地层仍在持续埋藏阶段，裂缝受到上覆压力仍较大，故裂缝开启后开度较小，裂缝充填矿物颗粒较小，页岩气发生少量散失，储层流体压力有所下降。在裂缝愈合过程中生烃作用继续进行，流体压力上升，在地层抬升过程中上覆压力减小，前期形成的裂缝面为地层薄弱面，裂缝易再次开启，因此裂缝第二期捕获包裹体压力系数相对较小，流体再次侵入形成矿物颗粒较大的第二期充填。

4.3 页岩气藏抬升过程中超压演化模拟

前人研究结果表明，伴随上覆地层压力下降，地层水会发生体积膨胀，但是页岩气多富集在纳米级有机质孔隙中，纳米级孔隙中地层水含量很少。因此抬升过程中温度降低导致的地层水收缩对页岩气藏压力的影响可以忽略[37]。研究区五峰组—龙马溪组页岩孔隙结构以纳米孔隙为主，构造抬升中页岩孔隙回弹率不到2%。因此孔隙回弹的影响也可忽略不计[5]。影响页岩压力变化的主要因素是温度和总气体含量，温度降低以及气体含量散失会导致地层压力降低，同时，由于上覆负荷的卸载，页岩气藏的压力系数将相对增加。由此导致页岩气藏在抬升过程中地层压力和压力系数变化存在不确定性。

H202井五峰组—龙马溪组页岩现今埋深约为4 000 m，根据地温梯度等相关信息计算地层温度约为100 ℃，地层压力介于70～80 MPa，压力系数介于1.70～1.90[2]，利用甲烷包裹体恢复的捕获压力介于113.53～139.82 MPa，压力系数介于1.89～2.45，捕获温度介于152～253 ℃，最大古埋深约为7 000 m。根据超临界甲烷系统状态方程计算得到气体密度介于0.257～0.297 g/cm3。以H202井为例，假定地层最大埋深为7 000 m，初始地层压力系数为1.89，地层压力为129.60 MPa，在构造抬升过程中无气体损失（气体密度假设恒定为0.284 g/cm3），通过式（1）模拟出的现今地层压力为100.50 MPa，压力系数为2.51（图8）。从模拟结果可以看出储层在构造抬升过程在未发生页岩气散失的情况下，受温度降低影响地层压力有所下降，但由于上覆负荷的卸载使得地层压力系数增加。实际抬升过程中裂缝中部脉体捕获的甲烷包裹体压力系数（2.05～2.45）大于现今地层压力系数（1.70～1.90），表明在抬升过程中裂缝第二次开启后到现今地层埋深状态时储层发生了少量页岩气的散失，地层压力系数略微降低，但地层压力系数仍保持了较高水平，页岩气藏超压状态依然存在。

4.4 页岩气藏超压演化过程

H202井和Z204井五峰组—龙马溪组页岩的测井响应和流体包裹体分析结果表明，页岩气藏超压环境与生气过程相关。研究区五峰组—龙马溪组页岩经历了储层建造阶段和储层改造阶段（图9），早期地层埋藏过程中温压逐渐上升，有机质逐渐成熟开始生烃，形成少量有机质孔隙。随着页岩进一步埋深，有机质进入高—过成熟阶段（Ro＞1.2%），大量液态烃开始发生热裂解生成大量页岩气，形成大量有机质孔隙。由于页岩自身非常高的封闭启动压力[38]，大量页岩气积聚无法顺利排出，导致孔隙流体压力迅速上升，形成页岩气藏超压环境。在随后的页岩产气过程中，孔隙流体压力无法释放，超过页岩破裂极限，产生大量微裂缝，造成地层压力有所下降。地层抬升初期页岩气藏处于深埋阶段，上覆压力仍较大，维持了页岩气藏的超压环境，随着抬升过程的持续，上覆压力逐渐减小，前期形成的裂缝易再次开启造成孔隙压力下降，该过程持续越长对于页岩气藏压力系统破坏越大。川南地区整体抬升时间较晚，抬升幅度较小，有利于超压的保持。

5 结论

1）川南地区五峰组—龙马溪组页岩裂缝脉体主要为方解石和石英充填，根据裂缝中脉体矿物的相对位置可将其分为两期，第一期充填主要发生在页岩埋藏过程的液态烃裂解生气阶段，第二期充填发生在页岩气藏构造抬升泄压过程中。

2）川南地区五峰组—龙马溪组页岩气藏超压形成主要与液态烃裂解产气过程相关，地层抬升阶段初期上覆压力仍较大，维持了超压环境，随着抬升作用的持续进行，页岩裂缝易再次开启造成孔隙压力的下降，该过程持续时间越长，上覆压力减小的越多，对页岩气藏压力系统破坏越大。