四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气藏超压成因及演化规律

唐 令 宋 岩 赵志刚 姜振学 蒋 恕 陈晓智 李 卓 李倩文

1.中海油研究总院有限责任公司 2.中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院 3.中国地质大学（武汉）资源学院 4.中国石化石油勘探开发研究院

0 引言

美国页岩气勘探开发始于常压和低压页岩气藏，2004年开始逐步转向超压页岩气藏，并发现了一大批储量大、产量高的商业性页岩气藏，成功实现了页岩气能源革命。中国石化页岩气项目率先在四川盆地焦石坝地区海相地层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组超压区取得了突破及商业开发。目前逐渐向盆内深层超压区扩展[1-2]。勘探实践揭示，大部分页岩气高产井（如JY1井、N201-H1井、Y201-H2井及L203井）均位于超压区，目标层地层压力系数最高可达2.25，其中 L203 井的日产气量高达 138×104m3。国内外页岩气高产井普遍存在超压，页岩含气量、单井日产气量与地层压力系数存在良好的正相关关系，即地层压力系数越高，页岩气越富集[3-5]。众多学者针对四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气的超压特征开展了大量研究工作，认为：①沉积作用及黏土矿物转化脱水作用对页岩气超压的形成具有显著的控制作用；②富有机质页岩中干酪根和原油裂解生气膨胀增压是页岩超压发育的主要原因[6-8]；③良好的顶、底板条件和构造演化活动对超压页岩气成藏的保持具有重要影响[6-7,9]；④通过甲烷包裹体均一温度和激光拉曼光谱可以恢复页岩气藏的古压力[7-8]。然而，目前针对超压成因判识及压力演化等关键问题亟需进一步深入研究，生烃膨胀增压缺乏系统的测井判断依据，原油裂解生气增压和干酪根裂解生气增压缺乏实验定量评价，且埋藏—抬升全过程的压力动态演化过程有待深入定量评价及模型构建。因此，笔者采用多技术联合、定性及定量相结合的方法，综合判识页岩气超压成因机理，系统模拟干酪根生油增压和原油裂解生气增压过程，此外，基于甲烷包裹体、激光拉曼等实验反演手段，揭示埋藏—抬升过程中的地层压力演化规律，并建立页岩气超压的形成及演化模型。基于多测试手段、多方法的超压演化的系统研究有助于丰富页岩气差异富集成藏理论，指导四川盆地及其周缘地区复杂构造背景下海相页岩气选区评价，从理论和实践上都具有重要意义。

1 区域地质概况

四川盆地在大地构造位置上隶属于上扬子板块，总面积约18×104km2，蕴含丰富的页岩气资源。目前，盆地内五峰组和龙马溪组是海相页岩气勘探开发的主要目标层段[3,10]。五峰组—龙马溪组富有机质硅质页岩的沉积范围广、厚度大、总有机碳含量（TOC）高、热成熟度（Ro）高，展示出较高的资源潜力[11]。自震旦纪以来，四川盆地经历了多期构造运动，属于典型的叠合型盆地。晚奥陶世到志留纪过渡时期，全球水体封闭缺氧、生产力较高，主要沉积了五峰组和龙马溪组两套页岩地层，地层总厚度超过200 m[10,12]。五峰组下部为富含笔石的富有机质硅质页岩，上部观音桥段为含赫兰特贝的泥灰岩。龙马溪组自下而上可分为2段，龙一段以黑色富有机质硅质页岩为主，龙二段以浅灰色泥质粉砂岩、细粒砂岩和灰色泥岩为主；龙一段自下而上又可细分为龙一1亚段、龙一2亚段，其中龙一1亚段可进一步细分为4个层，即龙一11、龙一12、龙一13、龙一14，五峰组和龙一1亚段为主要产气层段（图1）。

四川盆地内五峰组—龙马溪组地层压力系数相对较高，大部分地区为地层压力系数大于1.2的超压区，富顺、永川、泸州等部分地区的地层压力系数超过2.0（图1）。此外，在盆外高陡构造带存在常压区。总体上，川南地区地层压力系数表现为由盆内泸州地区向盆外彭水地区呈逐渐降低的趋势，地层压力系数受深大断裂影响明显。笔者以四川盆地南部（以下简称川南地区）为主要研究区域，以长宁、焦石坝、永川、泸州等地区的重点页岩气井为研究对象。其中，选取长宁的N211井和N213井、永川的H202井、泸州的He201井共计4口井的页岩裂缝脉体样品开展了显微观察测温、激光拉曼及低温相变等实验，取样层位涉及五峰组和龙马溪组两个层位。

图1 川南地区五峰组—龙马溪组地层压力系数分布图及地层柱状图

2 超压成因

沉积盆地超压成因主要包括不均衡压实增压、流体膨胀增压、黏土矿物脱水增压、构造挤压增压、压力传递增压5种，其中流体膨胀增压包括生烃膨胀和水热膨胀[6,14]。不均衡压实增压主要形成于快速埋藏、厚层泥岩发育的新生代沉积盆地中[14]。四川盆地五峰组—龙马溪组页岩主要为深水陆棚和浅水陆棚沉积，沉积厚度大，处于欠补偿沉积环境，沉积速率低[15]。龙马溪组下部泥页岩厚度介于20～200 m，沉积速率大约为6～60 m/Myr；龙马溪组上段沉积速率为30～222 m/Myr。赵靖舟等[14]认为在埋深较大的中高温环境（70 ℃）下，超压的主要成因为生烃膨胀、黏土矿物脱水作用等非欠压实因素。四川盆地五峰组—龙马溪组优质页岩层段有机质类型为腐泥型，TOC高，Ro＞2.50%，处于裂解生干气阶段，生烃膨胀导致地层压力迅速增加，并且优质的顶、底板条件使生成的气体被快速封闭，有利于超压保存[16]。目前对于超压成因的定性判别方法主要有测井曲线组合分析法、鲍尔斯法、声波速度—岩石密度交汇图版法[8,14]。

2.1 测井曲线组合分析法判识

测井曲线组合分析法可初步判识超压成因，其主要运用声波时差、电阻率、岩石密度和补偿中子4条测井曲线来判识不同成因超压响应特征的差异[14]。超压段随埋深增大，声波时差增大，电阻率减小，岩石密度显著减小，可判识为不均衡压实成因；超压段随埋深增大，声波时差增大，电阻率增大，岩石密度不变或略有减小，可判识为生烃膨胀成因[14]。另外，声波时差、电阻率、岩石密度3者不同步反转，且岩石密度反转滞后，即岩石密度反转深度深于声波时差和电阻率的深度，指示强超压，可能为流体膨胀成因[14]。如图2-a所示，He201井在五峰组和龙一1亚段硅质页岩（井段4 035～4 128 m）的声波时差明显高于上覆的龙一2亚段、龙二段泥质页岩以及下伏的中奥陶统临湘组石灰岩，指示该段存在强超压；同时，该段的电阻率曲线也有增大的趋势，但小于下伏临湘组石灰岩；超压段密度曲线和补偿中子曲线明显小于上覆龙二段泥质页岩和下伏临湘组石灰岩（图2-a），这与前人提出的密度不变或略有减小有所不同。从测井曲线上看，主要产气层段（井段4 035～4 128 m）明显存在超压，且符合生烃膨胀增压的测井响应特征。另一方面，这4类测井曲线反转并不同步，声波时差和电阻率反转深度为井段 4 030～ 4 035 m，岩石密度和补偿中子的反转深度要大于声波时差深度，在井深4 050 m处，为强超压的指示，同时也指示超压并非欠压实成因。H202井在超压段（井段3 995 ～ 4 088 m）的测井曲线响应特征与 He201 井表现出类似规律（图2-b）。H202井声波时差的反转深度为3 895 m，电阻率的反转深度在井深4 020 m处，密度和中子测井的反转深度在井深3 995 m处，反转深度相差约100 m；这种声波时差反转深度小于电阻率、岩石密度和补偿中子的现象指示强超压，也指示该超压成因为生烃膨胀残留所致[17-18]。

图2 川南地区典型页岩气井五峰组—龙马溪组超压分布及其测井响应特征图

2.2 声波速度—岩石密度交汇图法和鲍尔斯法判识

地层埋藏过程中，正常压实情况下的声波时差和垂直有效应力构成加载曲线，欠压实成因超压数据会落在加载曲线上；流体膨胀作用形成的超压数据将偏离正常趋势线，形成卸载曲线[19]。在声波速度—岩石密度图版中，非欠压实成因的超压数据均会偏离加载曲线，但不同成因的非欠压实成因超压的分布有差异[19]。研究区常压点均落在加载曲线上，超压点大部分落在卸载曲线上（图3）。在经典的Bowers图版中，卸载曲线位于加载曲线的右侧，表明岩石密度不变；但在五峰组—龙马溪组页岩中，卸载曲线位于加载曲线左侧，表明岩石密度明显偏小（图3-a）。主要原因之一是五峰组—龙马溪组页岩TOC高，可高达8.00%，干酪根密度（1.35×103kg/m3）比页岩密度小（2.65×103kg/m3）。此外，由于页岩处于高—过成熟阶段，在扫描电镜下能够清楚观察到有机质孔隙极其发育，干酪根中发育大量的微纳米级孔隙导致岩石密度整体降低。因此，针对高热演化的富有机质页岩超压判识，经典的Bowers图版需进一步完善。Bowers提出还可以用声波速度—垂直有效应力图版判别超压成因[20]。垂直有效应力是指岩层骨架承受垂直方向压实作用产生的应力，为上覆岩层压力减去地层压力。不均衡压实引起的超压位于加载曲线上，而流体膨胀造成的超压位于卸载曲线上。龙二段正常压力数据点的声波速度和密度随垂直有效应力增大而增大，落在加载曲线上，整体规律性较好；龙一1亚段大部分超压数据点则落在卸载曲线上，随着垂直有效应力下降，声波速度和密度均减小，符合生烃膨胀增压的特点（图3-b、c）。

图3 川南地区典型页岩气井五峰组—龙马溪组超压成因判识图

3 生烃增压定量评价

3.1 页岩气成因

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气为干酪根裂解气和原油裂解气混合，主要来源为原油二次裂解气。页岩气中气体碳同位素完全倒转，即δ13C1＞δ13C2＞δ13C3，同源不同期生成的天然气混合是造成同位素完全倒转的主要原因[21-22]。郭旭升等[10]通过热模拟实验定量计算了高—过成熟阶段滞留油裂解气比例约占70%，干酪根裂解气约占30%。Zhang等[23]利用甲烷碳、氢同位素图版及甲烷、乙烷的端元混合气比例综合确定焦石坝、长宁等地区原油裂解气含量占比为60%～80%。

3.2 生烃增压模型

有机质生烃是个连续的过程，初期以干酪根生油为主；随成熟度升高，烃源岩孔隙内的滞留油逐渐裂解生成天然气。当成熟度进一步升高，高—过成熟的干酪根继续裂解生气[24]。因此，笔者建立的生烃增压模型遵循以下基本假设：①不考虑生烃作用对正常压实的影响；②干酪根减少的质量等于石油和天然气生成的质量；③烃源岩孔隙中油气水共存，具有统一压力系统；④不考虑水热膨胀[25-26]。烃源岩先后经历了干酪根生油增压、原油裂解生气增压和干酪根裂解生气增压3个增压过程（图4）。

图4 有机质热演化过程中生烃增压模型图

3.2.1 干酪根生油增压模型

干酪根为岩石骨架的组成部分，其生成原油的体积等于原始干酪根减少的体积和孔隙水及残留干酪根被压缩的体积[25]。在干酪根生成石油的情况下，干酪根减小的质量全部转化为石油。

式中Vo表示干酪根生成石油的体积，cm3；Vk表示干酪根减少的体积，cm3；ΔVw表示孔隙水被压缩的体积，cm3；ΔVk表示残留干酪根被压缩的体积，cm3；Hio表示干酪根的原始氢指数，mg/g；F表示干酪根转化率；Mko表示原始干酪根质量，g；ρk表示干酪根密度，取值1.35×103kg/m3；Cw表示地层水的压缩系数，取值 0.44×10－3MPa－1；Δp表示烃源层增加的压力，MPa；Vwo表示孔隙水的原始体积，cm3；Ck表示干酪根的压缩系数，取值 1.40×10－3MPa－1。

烃源岩孔隙中干酪根生成石油的体积还可表示为：

式中ρo表示原油密度，取值 0.85×103kg/m3；ph表示h深度下的静水压力，MPa；Co表示石油的压缩系数，取值 2.20×10－3MPa－1。

联立式（1）、（2），并定义干酪根密度与原油密度的比值为η，即η=ρk/ρo。考虑到页岩对滞留油的封闭能力，定义α表示滞烃系数，即存在于页岩孔隙中的石油质量与原始生成石油质量之比。滞烃系数与烃源岩渗透率和排烃效率有关，渗透率越低，排烃效率越低，α值越大[27]。

3.2.2 原油裂解生气增压模型

当热演化程度较高时，滞留油就会发生裂解并生成天然气[28]。天然气的生成能使岩石孔隙流体发生膨胀。混合型干酪根在Ro＝2.00%时，生气引起体积膨胀50%～100%，造成地层压力迅速增加[25-26]。在理想封闭系统内，1体积油可以裂解成706.25体积的气体（标准状况下），1%体积原油裂解气就可使地层压力达到静岩压力[28]。假设页岩孔隙中全部充满油和水，一定体积的油全部裂解生成的气体在标准状态下的体积为Vg；实际地层中原油裂解气会有一定比例溶解在孔隙水和滞留油中，其余气体则以游离态和吸附态形式存在，其体积可表示为：

式中Vspt表示在标准状况（SPT）下以游离和吸附相态存在的原油裂解气体积，cm3；Vg表示原油裂解气在SPT下的体积，cm3；Vgo表示溶解在原油中的天然气在SPT下的体积，cm3；Vgw表示溶解在孔隙水中的天然气在SPT下的体积，cm3；φ表示原油在孔隙中所占的比例；Vp表示页岩孔隙体积，cm3；Cr表示原油裂解率；N表示在SPT下1体积的油裂解生成气体的体积倍数，取值706.25；Bo表示原油体积系数，取值1.57；po表示在SPT下的压力，取值0.1 MPa；p1表示在埋深下的压力，MPa；Sgo表示天然气在原油中的溶解度，取值0.102 g/L；Sgw表示天然气在孔隙水中的溶解度，取值0.003 g/L；To表示在SPT下的温度，取值为273.15 K；T1表示在埋深下的温度，K；Z1表示在埋深下的气体压缩因子。

原油裂解生气产生的超压使孔隙水和滞留油的体积压缩更加强烈；而实际地层中可容纳气体的空间体积等于原油裂解减少的体积以及残余油和水被压缩的体积，再减去残余碳所占的体积，即

式中V表示地层中可容纳气体的空间体积，cm3；Vod表示原油裂解减少的体积，cm3；ΔVo表示残留油被压缩的体积，cm3；ΔVc表示残余碳所占的体积，cm3；V1表示页岩孔隙体积，cm3；Vr表示原油裂解后剩余的碳残渣，取值17.5%。

气体状态方程为：

式中Zo表示理想气体压缩因子，取值1。

结合式（6），并联立式（4）、（5），可得一元二次方程式（7），进而利用求根公式求取Δp。此方程考虑了原油裂解生气产生的超压对孔隙水的压缩，还考虑了干酪根的压实作用、压力对石油和天然气密度的影响、天然气在孔隙水和石油中的溶解作用等因素。

3.2.3 干酪根裂解生气增压模型

干酪根生气模型与干酪根生油模型大致相似，但存在一些不同：①初始压力不同。在生油模型中，初始压力为静水压力，但在干酪根生气模型中，烃源岩已经历了干酪根生油增压和原油裂解生气增压，此时可能已处于超压状态。②孔隙流体不同。在干酪根生油模型中，初始孔隙流体为孔隙水，而在干酪根生气模型中，初始孔隙流体为孔隙水和吸附或者游离态的天然气[25]。③在干酪根生气模型中，需要考虑生成的气体溶解于孔隙水中。因此，干酪根裂解生气增压的基本原理是残留干酪根生成的气体体积等于残留干酪根消耗的体积和孔隙水被压缩的体积。

式中Δp′表示烃源层中干酪根裂解生气增加的压力，MPa；F′表示残留干酪根裂解生气的转化率。

3.3 生烃增压定量评价参数

3.3.1 有机质丰度及类型

五峰组—龙马溪组页岩TOC介于0.55%～6.25%，平均值为2.54%，纵向上具有随埋深逐渐增大的趋势。干酪根以藻类体和棉絮状腐泥无定形体为主，有机质类型指数介于93～100，干酪根碳同位素介于－30.83‰～－23.74‰，多数样品干酪根的碳同位素δ13C＜－28.00‰，具有典型的腐泥型干酪根特征[29]。

3.3.2 原始氢指数

现今五峰组—龙马溪组富有机质页岩已进入高—过成熟阶段，氢指数极低，因此需要恢复到未成熟状态下的氢指数，即原始氢指数，其代表干酪根的原始生烃潜力[30]。Jarvie等[31]认为腐泥型干酪根的原始氢指数为750 mg/g。Chen等[28]提出了一种基于岩石热解数据恢复腐泥型干酪根氢指数的模型。Vernik等[32]提出了混合型干酪根氢指数与镜质体反射率的经验公式。结合前人的数据及公式，获得龙马溪组页岩的原始氢指数介于650～950 mg/g，平均值为 800 mg/g。

3.3.3 干酪根质量分数

干酪根质量可用实测TOC、页岩密度（ρr）、转换因子（k）和有机碳恢复系数（γ）的乘积获取[33]。转换因子与干酪根类型有关，对于腐泥型干酪根来说，同生成岩阶段和后生成岩阶段k值分别可取值1.25和1.20[34]。五峰组—龙马溪组高—过成熟页岩中的有机质经历了多次生烃转化，绝大多数有机质已经转化为油气。现今残余TOC并不代表页岩原始TOC，尤其是高—过成熟演化阶段的烃源岩，由于发生了大量的生排烃作用，残余TOC和原始TOC差别巨大[35]。卢双舫等[35]认为腐泥型有机质在排烃效率为90%的条件下，随着Ro从0.50%上升到1.40%，TOC损失33%；在有机质类型相同的情况下，排烃效率越高，γ值就越大。因此，处于高—过成熟阶段（Ro＞1.85%）的腐泥型有机质，当排烃效率为90%时，γ值可达 1.65[35]。

3.3.4 干酪根转化率和原油裂解率

康洪全等[36]结合化学动力学及盆地模拟方法研究了海相腐泥型干酪根在埋藏条件下的生烃转化特征，海相腐泥型干酪根主生烃期对应的Ro介于0.50%～1.30%，对应的温度介于115～155 ℃，其干酪根转化率介于20%～80%。原油的裂解率随着温度升高呈现先快速增加后趋于稳定的趋势。当温度达到150 ℃时，原油开始裂解；当温度达到160 ℃时，裂解率为10%；随后裂解率快速上升，当温度达到190 ℃时，裂解率达到90%左右（图5）。

3.4 埋藏生烃过程中的压力演化

以焦石坝地区JY1井为例，结合生烃演化史，取不同埋藏时间对应的龙马溪组的地层温度、埋深、转化率和成熟度，根据生烃增压公式计算获得生烃作用累积的压力（表1）。焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩在泥盆纪到二叠纪（距今450～250 Ma）时期，埋深介于1 500～2 000 m，地层先快速埋藏随后又小幅抬升，此时页岩尚未开始生烃，具有微弱的超压特征，可能为地层快速埋藏时泥页岩的欠压实作用所致。从三叠纪早期到侏罗纪末期（距今250～150 Ma），地层开始大幅度持续沉降，地层埋深由2 000 m快速增加到 5 000 m，地层温度由 90 ℃升高到 160 ℃，热演化成熟度达到1.5%，此时，干酪根大量生油，达到生油晚期并且开始生气，超压快速累积达到37.8 MPa，此时的地层压力系数达到1.73。从早白垩纪到晚白垩纪（距今150～85 Ma），随埋深进一步加大，原油和干酪根开始大量裂解生气，当地层压力迅速累积到75.6 MPa，地层压力系数达到2.56。此外，当超压体系中孔隙流体压力达到上覆地层静岩压力的70%～90%时，将形成垂直微裂缝，油气开始幕式排烃[26]；直到地层压力再次小于破裂压力时，微裂缝闭合，原油继续裂解生气直到压力再次达到破裂压力，如此往复。到晚白垩纪，地层埋深达到6 500 m，地层温度达到210 ℃，原油和干酪根完全裂解，理论计算地层压力系数可以达到2.78（图5）。

表1 焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩埋藏生烃增压模拟结果数据表

图5 焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩埋藏生烃过程中地层压力演化图

4 甲烷包裹体恢复古压力验证

流体包裹体可以对流体类型、成分、充注期次、温度和盐度等参数进行表征，进而恢复流体充注时的古压力[7]。川南地区五峰组—龙马溪组页岩裂缝脉体主要发育气—液两相盐水包裹体和甲烷包裹体，局部发育少量沥青包裹体。气—液两相包裹体常与甲烷包裹体共生，部分矿物颗粒中仅发育甲烷包裹体，表明流体包裹体捕获于CH4—NaCl—H2O的不混溶体系，也表明包裹体中普遍饱含甲烷[7]。气—液两相盐水包裹体主要以气—液两相和纯液相存在，无色透明，可见到以群带状分布的小气泡（图6-a～d）。甲烷包裹体在常温下以单一气相存在，呈现出中间亮、边缘黑、透明度低，以群带状、线状和离散状分布（图6-b～e）。沥青包裹体由不透明的固体沥青和气态烃组成，呈黑色、灰黑色，无荧光现象（图6-d、f），是油气向高—过成熟演化的标志[7]。

图6 川南地区典型页岩气井龙马溪组页岩裂缝脉体包裹体镜下特征照片

激光拉曼实验可依据光谱图中组分特征峰及强度大小，有效鉴别各类包裹体，确定宿主矿物及其包裹体成分，恢复流体包裹体的捕获压力[7]。页岩裂缝脉体中的甲烷包裹体以及气—液两相包裹体在光谱图中均有高强度的甲烷拉曼散射峰，其波数主要介于2 910 ～ 2 911.4 cm－1（图 7），说明包裹体成分单一，主要为CH4，为纯甲烷包裹体。图7-a为方解石宿主矿物中甲烷包裹体的激光拉曼散射光谱图，2 910.0 cm－1拉曼散射峰为高强度的甲烷散射峰，呈现窄而强度高的特点。图7-b为石英矿物中的甲烷包裹体的激光拉曼散射光谱图。图7-c为方解石矿物中的气—液两相包裹体的激光拉曼散射光谱图，除检测到甲烷散射峰之外，还检测到强度较弱的CO2拉曼散射峰。图7-d为方解石矿物中的含沥青甲烷包裹体的激光拉曼散射光谱图。

图7 川南地区典型页岩气井五峰组—龙马溪组页岩裂缝脉体流体包裹体的激光拉曼光谱图

低温相变实验可以获取甲烷包裹体的均一温度，进而确定甲烷包裹体的密度[7]。实验中优先选取形态较大的甲烷包裹体进行均一温度测试，用液氮将甲烷包裹体快速冷冻至－120 ℃，原来单相的甲烷包裹体中会出现小气泡，然后缓慢升高温度，气泡逐渐变小直至消失，最终均一成液相，此时的温度为甲烷包裹体的均一温度（图8-a～e）。在测温过程中，观察到一种低温相变过程（液态→液态＋气态→液态），结果显示甲烷包裹体的均一温度主要介于－105.4～－96.0 ℃。通过式（9）、（10）利用甲烷包裹体的均一温度可以计算甲烷包裹体的密度[7]。结果表明，川南地区五峰组—龙马溪组页岩裂缝脉体中甲烷包裹体的密度介于0.29～0.32 g/cm3。另外，甲烷包裹体的密度还可通过激光拉曼参数获取，主要根据甲烷拉曼散射峰位移与甲烷包裹体密度的线性关系计算[7,37]，如式（11）所示。综合对比两种方法计算的甲烷包裹体密度，结果一致。

图8 川南地区典型页岩气井五峰组—龙马溪组页岩中甲烷包裹体低温相变过程及盐水包裹体均一温度分布图

储层中流体包裹体是重建流体古温压的重要手段。结合低温相变显微观察和激光拉曼光谱分析，验证了五峰组—龙马溪组页岩裂缝脉体发育的甲烷包裹体为高纯度甲烷，纯度超过95%，这种单相的高密度甲烷包裹体可以被用来准确计算流体包裹体的捕获压力。笔者利用Duan等[38]建立的适用于超临界甲烷体系状态方程式来计算页岩裂缝脉体样品甲烷包裹体的捕获压力。根据前文计算的甲烷包裹体密度，再结合共生流体包裹体捕获的均一温度（图8-f），利用超临界甲烷状态方程得到川南地区H202井五峰组—龙马溪组页岩抬升初期甲烷包裹体的平均捕获压力为163.2 MPa，平均地层压力系数为2.51（表2）。

表2 川南地区五峰组—龙马溪组页岩裂缝脉体均一温度测试及压力恢复数据表

5 埋藏—抬升全过程压力演化

5.1 抬升过程中的压力演化

构造抬升是导致异常低压的重要机制[39]。地层抬升剥蚀对页岩气藏压力的影响主要体现在温度下降和孔隙回弹两方面。抬升过程中地层温度下降，孔隙流体遇冷收缩体积减小，导致储集空间相对增加，并造成地层压力降低[39]。另外，地层流体的膨胀系数远大于岩石的热膨胀系数，温度降低还会造成岩石骨架颗粒收缩而减小储集空间，但所降低的空间仅占增加空间的2.25%，最终综合结果依然表现为孔隙空间的相对增大；若地层处于封闭状态，孔隙流体体积很小的变化就会引起地层压力较大的变化[39]。由温度变化而引起的异常压力变化可由式（12）计算[40]。JY1井由抬升前最高温度210 ℃降到现今温度80 ℃，受抬升剥蚀影响温度降低了130 ℃，经式（12）计算可得焦石坝地区因温度下降导致的地层压力下降了20.8 MPa。在高温、高压地质条件下，还可以用SRK状态方程来计算流体的压力变化[40]。依据马德文等[41]建立的温度降低对纯甲烷地层压力的图版，计算获得了焦石坝地区因温度下降130 ℃而导致地层压力下降44.16 MPa（图9-a）。

式中ΔpT表示页岩层段压力变化，MPa；αw表示地层流体的热膨胀系数，取值 400×10－6K－1；αs表示岩石的热膨胀系数，取值 9×10－6K－1；Cp表示岩石孔隙体积的压缩系数，取值 3×10－3MPa－1；Cs表示岩石骨架的压缩系数，取值 1×10－3MPa－1。

地层在抬升剥蚀过程中，随着上覆地层厚度减薄，引起上覆载荷降低，导致岩石孔隙和地层流体的卸压膨胀[39]。岩层孔隙膨胀会使地层储集空间相对增大，同时，孔隙流体也会发生卸压膨胀造成储集空间相对降低，储集空间最终增大还是减小取决于两者贡献程度的相对大小[40]。前人针对龙马溪组页岩开展了覆压孔渗实验来模拟埋藏—抬升过程中页岩中的孔、渗变化，结果显示，在地层埋藏过程中，页岩孔隙度、渗透率迅速减小；在地层抬升过程中，页岩的孔渗又逐渐增大，但不能完全恢复到初始状态，表明地层在抬升过程中，页岩的孔隙度和渗透率发生了滞后回弹现象。因此，在计算时不能忽略孔隙滞后回弹对地层压力的影响。孔隙回弹对地层压力的影响可由式（13）进行定量分析[41]，即，地层压力变化与地层剥蚀厚度Δh呈线性关系。焦石坝地区地层抬升约4 020 m，因此，由于构造抬升剥蚀引起的孔隙回弹会导致地层压力下降40.28 MPa（图 9-b）。

图9 焦石坝地区温度降低与地层抬升幅度与地层压力关系图

式中υ表示岩石泊松比，取值0.25；ρr表示剥蚀地层的平均密度，取值2.65×103kg/m3；g表示重力加速度，取值9.8 m/s2；Δh表示地层的剥蚀厚度，m。

对于抬升过程中页岩气散失引起的压力下降，主要结合多期包裹体恢复的关键生排烃期的古压力再扣除因孔隙回弹和温度下降引起的压力下降值进行反演计算。JY1井末次抬升前的地层压力为158.44 MPa，地层抬升过程中因温度下降降压44.16 MPa，因孔隙回弹降压 40.28 MPa，现今气藏压力为37.5 MPa，因此，可计算出因页岩气散失的降压为 37.5 MPa。

5.2 盆内、盆缘、盆外地区压力演化差异

笔者建立了四川盆地盆内永川、盆缘焦石坝和盆外彭水地区的全过程压力演化模型（图10）。

盆内永川地区以H202井为例，其埋藏生烃过程与焦石坝地区类似。永川地区在末次抬升前，由生油膨胀而增加的地层压力为37.74 MPa，由生气膨胀而增加的地层压力为66.10 MPa。由于永川位于盆地内部，构造抬升较晚，在距今50 Ma，明显晚于焦石坝地区；并且构造活动强度较弱，抬升幅度小。抬升过程中，由于孔隙回弹和温度下降导致地层压力下降分别为35.96 MPa和32.60 MPa；深埋阶段裂缝与流体活动产生的泄压作用有限，保存条件较好，页岩气散失较小，由页岩气散失而导致的地层压力下降仅为25.86 MPa，小于焦石坝地区。现今H202井埋深 4 000 m，地层压力为 80.08 MPa，地层压力系数仍为2.04（图10-a）。

焦石坝地区以JY1井为例，埋藏生烃过程中的压力演化前文已详细阐述。燕山活动晚期（距今85 Ma），焦石坝地区发生了大规模的抬升剥蚀，表现为早期快速隆升、中期缓慢隆升、晚期快速隆升3期特征。抬升过程中，由于地层温度下降、孔隙回弹以及断裂和裂缝的活动导致地层压力下降，页岩气发生散失，模拟计算获得由于温度下降引起目的层地层压力下降44.16 MPa，由孔隙回弹引起地层压力下降为40.28 MPa，由于页岩气散失导致地层压力下降约为36.50 MPa。地层在抬升过程中引起温度下降和孔隙回弹势必会造成流体压力降低，但随着地层的抬升剥蚀，地层埋深在变浅，静水压力相应会降低，因此，在不考虑其他降压因素的情况下，流体地层压力系数可能会增加[41]。JY1井在只考虑温度下降或孔隙回弹因素时，模拟地层压力系数为4.50，当同时考虑两个因素时，模拟地层压力系数为2.80。实际上，构造运动产生的断裂及裂缝和超压破裂产生的裂缝导致页岩气的散失，也是引起地层压力和地层压力系数下降的重要因素[42-43]。现今JY1井埋深2 500 m，地层压力为37.5 MPa，地层压力系数为1.55，一直保持超压状态（图10-b）。

图10 川南地区五峰组—龙马溪组地层埋藏—抬升过程中压力演化图

盆外地区以PY1井为例，其埋藏生烃过程大致与焦石坝、永川地区类似。彭水地区构造抬升时间早，在距今130 Ma，远早于焦石坝和永川地区。燕山晚期—喜马拉雅期抬升时期，盆外地区构造活动强度高，抬升幅度大。抬升过程由于孔隙回弹和温度下降而导致压力分别下降47.09 MPa和47.56 MPa；同时，抬升产生大量断裂和裂缝，对保存条件起到一定破坏作用，导致页岩气散失量较大[42,44]，由页岩气散失导致的地层压力下降为44.51 MPa。PY1井现今地层压力系数为0.96，处于常压状态。第3期裂缝活动对超压产生了较强的破坏性影响，并且，第3期裂缝活动时埋藏更浅，保存条件差，易于引起页岩气逸散（图10-c）。

6 结论

1）测井组合分析法、鲍尔斯法、声波速度—岩石密度交汇图版法综合判识出五峰组—龙马溪组页岩的超压成因主要为生烃膨胀增压。生烃膨胀增压在测井曲线上表现为声波速度、电阻率、岩石密度测井三者反转不同步，岩石密度反转滞后；超压段数据点落在有效应力和鲍尔斯图版的卸载曲线上，随有效应力降低，声波速度减小，岩石密度也减小；主要原因为五峰组—龙马溪组高热演化页岩发育大量微纳米级有机质孔。

2）通过建立有机质热演化过程中的生烃增压模型，推导生烃增压计算公式并优选有机质丰度及类型、原始氢指数、干酪根质量分数及转化率、原油裂解率和残留系数等参数，定量计算出焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩在埋藏过程中的干酪根生油增压可达到1.73，理论计算原油裂解生气增压可达到2.78，原油裂解生气增压的贡献远大于生油增压。

3）川南地区五峰组—龙马溪组页岩裂缝脉体中发育大量高密度甲烷包裹体，恢复获得其平均捕获压力为163.20 MPa，平均地层压力系数为2.51。焦石坝地区构造抬升过程中因温度下降、孔隙回弹和页岩气散失分别引起地层压力下降了44.16 MPa、40.28 MPa和 36.50 MPa。