页岩自封闭性与页岩气保存的微观机理研究

郭旭升,胡东风,俞凌杰,卢龙飞,何陈诚,刘伟新,陆现彩

1.中国石化 石油勘探开发研究院,北京 102206;2.页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室,北京 102206;3.中国石化 勘探分公司,成都 610041;4.中国石化 油气成藏重点实验室,江苏 无锡 214126;5.南京大学 地球科学与工程学院,南京 210046

中国海相页岩气相继在多个探区取得了重大突破,在四川盆地发现了涪陵、威远、长宁等页岩气田,同时太阳山浅层页岩气和丁山—东溪深层页岩气的突破,进一步展现了良好的勘探前景[1-7]。中国海相页岩由于形成年代老且普遍经历了多期复杂改造,富集程度差异显著,勘探实践及开发都已充分认识到保存条件是控制海相页岩气富集高产的关键因素,其中富集程度主要与先天沉积成岩条件的优越程度、埋藏及生—排烃历史以及后期构造抬升与变形的差异性有关[8-9],尤其是抬升之后的改造时间和强度是影响含气性差异的关键。研究认为远离断裂、抬升幅度相对小、构造整体平缓有利于页岩气的富集[10-13],通过勘探实例剖析提出了不同的富集模式[2,5,12,14-15]。然而深层复杂构造带以及浅层页岩气的勘探发现,一些地区即使经历地层大幅度抬升剥蚀或者临近大断裂附近仍有可能富集页岩气,这对认识页岩气保存机理提出了更多挑战。页岩作为自生自储的细粒沉积岩,区别于常规储层最大的特点是具有相对致密的孔隙且以纳米喉道为主,高压下会形成相对高密度的吸附层,同时微纳米孔隙中气—水赋存会引起表面吸附、低速渗流和高毛细管力封闭等效应,具有良好的自封闭性[16-20]。因此,要深化页岩气保存机理的研究,需重点开展页岩层系自封闭性特征研究。前人从页岩物性封闭、顶底板封闭、油气分子间作用力等方面做了较多的工作,但仍需进一步深化自封闭性的认识,比如页岩层系内“封存箱”对保存的影响、高压下页岩孔隙及表面的吸附—游离赋存特征、气—水赋存条件下的毛细管力封闭的定量分析和动态演化、有机质热演化及其润湿性特征对自封闭能力的影响等。

本文结合当前页岩气勘探研究的需求,围绕页岩自封闭性和页岩气保存机理这一核心科学问题,在前人工作的基础上,利用实验和分子动力学模拟等手段获取的认识,来深入阐述页岩气保存的微观机理,从而为丰富页岩气富集成藏理论并对海相页岩气勘探提供有益的指导。

1 页岩层系自封闭性特征

1.1 页岩孔缝微观结构与自封闭性关系

页岩自封闭能力与其微观孔缝结构及其连通性密切相关[17,21]。四川盆地志留系龙马溪组海相页岩孔隙类型以有机质孔和黏土矿物孔为主,同时微孔(<2 nm)—介孔(2～50 nm)的孔隙占比达到80%以上。根据IUPAC氮气吸附曲线滞后环形态特征与孔隙形态关系[22-23],结合图1中样品实测的氮气吸附—脱附曲线表明,龙马溪组页岩孔隙形态主要为平行板状狭缝型的开放型孔和细颈瓶状(墨水瓶型)的半封闭孔[24],这与扫描电镜下观察到的有机质孔和黏土矿物孔皆呈现出上述两种孔隙形态结果一致(图2)。从图2中可以看出,龙马溪组页岩有机孔或其孔隙团簇多为孤立状分布,其内部还有更小孔连通,三维空间上呈现所谓的“发泡”状。但从图1中可以看出,随着有机碳(TOC)含量的增加,氮气吸附—脱附滞回环的面积越大,即“墨水瓶”孔引起的孔隙滞留效应越明显。

图1 川东南地区志留系龙马溪组页岩氮气吸附—脱附曲线

图2 川东南地区志留系龙马溪组页岩扫描电镜照片

前人通过对比小角度中子散射实验测定的页岩总孔隙度(包括开孔、盲孔和闭孔)和流体注入法(如高压压汞)测得连通性孔隙度可获得页岩的闭孔率。结果揭示龙马溪组页岩中存在一定量占比的闭孔或不连通性孔隙,且呈现出TOC含量增加,不连通孔隙占比增加的趋势[25-26]。另外,流体的自发渗吸行为也被广泛用来研究多孔介质的孔隙连通性,主要是通过流体吸入体积与自吸时间双对数图的自吸斜率来半定量评价页岩孔隙连通性[27]。HU等[27-29]提出,自吸斜率小于0.26时孔隙连通性差,斜率介于0.26～0.5时孔隙连通性中等,斜率大于0.5时孔隙连通性好;通过对川东南地区龙马溪组页岩进行顺层方向去离子水自发渗吸实验,其自吸斜率多接近0.25,表明龙马溪组页岩的孔隙连通性相对较差。

页岩自封闭能力受微孔表面吸附的影响。页岩内部发育大量的纳米孔隙,甲烷气以吸附态的形式赋存于微孔和部分介孔内,气体只能通过分子扩散的形式发生运移。纳米孔隙的孔径越小,气体与矿物介质之间的粘滞力及分子作用力就越大,分子就越不容易发生扩散。2 nm以下的微孔中,CH4分子通常在孔隙壁作用力场影响下只能以吸附态的形式存在,而不能发生分子扩散[30-31]。龙马溪组页岩中孔隙主要为微孔和介孔,且微孔占比可达到30%以上(图3),高压下孔壁会形成较明显的吸附层,可以有效增强页岩的自封闭性。

图3 川东南地区志留系龙马溪组页岩氮气吸附孔径分布

页岩自封闭能力与埋藏条件下层理缝闭合程度密切相关。龙马溪组页岩发育大量的层理缝和纹层缝,可以连通不同类型孔隙,有效提升页岩水平渗透率。但随着埋深的增加,页岩受到的上覆静岩压力显著增加,尤其在相对高的地层温度作用下,页岩抗压能力减弱而塑形能力增强,层理缝会发生显著闭合形成有效封闭[32-33]。

1.2 顶底板对自封闭性的影响

海相页岩纹层结构及微层(页)理缝的分布在纵向上具有一定的变化规律,但能够封闭页岩气并维持高压的顶、底板是不可或缺的。含气页岩层段直接接触的顶、底板封隔层岩性主要有泥岩、页岩、致密砂岩、碳酸盐岩等,顶、底板岩石封盖能力的好坏对页岩气的保存非常关键,好的顶、底板封隔层能够形成高压页岩气藏。五峰组—龙马溪组海相页岩的底板为上奥陶统涧草沟组或临湘组连续沉积的泥微晶灰岩或瘤状灰岩,其微观结构呈均匀致密状,孔隙度低,一般小于1%;顶板为下志留统石牛栏组泥质灰岩或龙马溪组二段及以上发育的大套厚层泥岩夹薄层粉砂质泥岩(图4)。同时结合测井曲线及岩性分析也揭示,龙马溪组一段一亚段与二亚段之间存在由碳酸盐岩薄层、火山岩蚀变黏土岩薄层及碳质泥岩互层组成的相对致密的封隔层,这也有利于页岩气形成纵向自封闭[34]。

2 束缚水赋存对页岩自封闭性的影响

前人针对束缚水对自封闭性的影响关注得比较少。页岩有机—无机孔隙形成相对复杂的树状多级分叉结构[35],经历过沉积成岩及其生—排烃耗水之后,处于高演化阶段的页岩储层中仍有一定量的原生束缚水,其主要赋存于孔隙表面、角隅及微毛细管孔道中,形成不可动的流体,进而对页岩气的连通、流动以及保存形成显著的影响[18,36-38]。干燥基页岩基质孔隙自身具有超低渗特征,束缚水赋存后会进一步降低孔隙气体渗流和扩散能力[39-42]。TAN等[43]借助实验和模拟的方法,系统建立了龙马溪组页岩在不同含水饱和度下纵横向有效渗透率和有效应力的关系,揭示束缚水赋存会导致渗透率显著下降,尤其是在垂直方向上更明显,进而有利于提升页岩的自封闭性。

研究团队利用不同含水条件下的龙马溪组页岩开展了束缚水赋存对气体扩散能力的影响,方法上采用柱塞样在一定的湿度环境下平衡达到不同的含水饱和度,然后开展扩散参数分析实验。所采用的单孔隙扩散模型公式如下[44-45]:

式中:rp是样品的当量球形半径;D′是有效扩散系数;n是整数;t是时间;Mt是到时间t时气体进入页岩占据孔隙的量;M∞是最终平衡时气体进入占据孔隙的量。把过程中的实验压力归一化到0和1之间的分数。

从图5中可以看出,8个龙马溪组页岩柱塞样在束缚水赋存条件下扩散系数均有较明显的下降,其中下降幅度最大对应在32%湿度平衡条件下,此时孔隙中赋存的束缚水量较少,主要以单层吸附和微孔充填为主[46]。这表明即使页岩孔隙中仅含有少量的水,但这部分水会赋存在孔隙表面或者占据喉道位置,使页岩基质孔隙扩散能力显著下降。束缚水对气体流动能力的影响主要与其赋存特征相关。与有机质相比,黏土矿物相对更亲水,更有利于束缚水赋存。ZOLFAGHARI等[47]研究了页岩中黏土矿物含量对含水性能的影响,表明黏土矿物具有较好的吸水能力,黏土含量越高,吸附水能达到的饱和度越高,且黏土吸附的水难以脱附;同样范雨辰等[48]研究也认识到无机黏土孔隙是束缚水的主要赋存空间。对于龙马溪组而言,有机孔隙虽然作为主要的储集空间,但在连通路径上需要依赖更多的无机孔隙进行连通,尤其在纵向上龙马溪组上部气层主要以黏土质页岩为主,具有相对高的含水饱和度,因此束缚水赋存形成的低速渗流和低速扩散有助于页岩气的保存。

图5 不同湿度含水条件对四川盆地志留系龙马溪组页岩扩散参数的影响

同时,束缚水赋存也将形成有效的毛细管力封闭。贾承造等[17]指出页岩气赋存受到毛管压力、分子吸附力等多种作用的综合控制,而其中自封闭性机理中最主要的是毛细管力封闭,其本质上是分子界面力,即微小喉道中互不相溶的两相流体,由于孔隙壁面两相流体润湿性的不同,会在液面两边产生一个压差,克服压差后,非润湿相流体才能通过孔隙形成有效流动。根据毛细管力理论公式,喉道半径越小,毛细管力越大,形成的封闭能力越强。研究团队前期工作中基于等温吸附、含水饱和度与TOC关系以及页岩的全孔径分布曲线,分析了页岩气(吸附气和游离气)和束缚水在龙马溪组页岩孔隙中的赋存空间特征,揭示埋藏条件下龙马溪组页岩中3～5 nm以下的孔隙将被原生束缚水和吸附气所占据[49]。因此可以理论推导出5 nm以下的孔隙中毛细管力封闭能力可以达到50 MPa以上,从而形成有效封闭。

为深入揭示页岩无机纳米喉道和有机孔隙团簇之间形成的毛细管力封闭效应,研究团队进一步借助分子动力学构建了伊利石孔隙—石墨孔隙组合下的突破压力模型,并构建了狭缝型和沙漏型两种孔道结构,通过分子动力学方法施加温度、压力等条件来获取不同喉道对应的突破压力。如图6所示,狭缝型孔道是以平行板状孔为主,只在孔宽上有限制;而沙漏型孔道以圆柱状孔为主,有明显的孔径限制。模拟结果表明,甲烷突破压力随孔喉宽度的下降呈指数上升,并建立了纳米喉道与突破压力的关系,同时研究揭示等边沙漏孔喉的突破压力约为狭缝型孔喉的两倍。这两种模型得到的结果虽然均小于毛细管力理论公式结果,但从定量方法上明确了纳米喉道在束缚水赋存条件下具有强的毛细管力封闭能力,并可以从分子层次上阐述页岩微纳米孔隙中矿物(有机质)—气—水空间关系和孔隙流体的流动能力。

图6 基于分子动力学模拟获取的两种孔喉模型对应的突破压力曲线

3 润湿性对页岩气保存的影响

高演化海相页岩中除无机矿物外,还含有大量热解沥青,这些热解沥青是由原油裂解所形成的。由于形成热解沥青的前身(原油)具有强疏水性,因此原油裂解形成的热解沥青也具有较强的疏水性。海相页岩中的无机矿物大多表现为亲水性,而热解沥青则具有亲油性,因此在测定页岩润湿性特征时,常常表现出既亲水又亲油的混合润湿行为[50-51]。因此,页岩中有机质(沥青)含量越高,亲油的成分就越多,页岩就表现得越亲油;反之则越亲水。近几年的研究表明,随着热演化程度的持续增高,页岩中的沥青会发生石墨化转化,即沥青逐渐向石墨转变[52]。由于石墨是亲水的,那么具有亲油性质的热解沥青可能会在石墨化过程中向亲水转化。

近期川东南地区FB1井钻井揭示,五峰组—龙马溪组页岩普遍不含气或微含气,但均高含水且有机孔隙较发育。为研究该区页岩润湿性是否发生变化,研究中对岩心样品进行了润湿角测定分析。结果显示,该井页岩润湿角总体明显偏小,所测绝大多数样品的润湿角在40°以下(图7)。利用透射电镜对相同页岩样品进行分析,结果显示该井页岩样品沥青中碳原子整体呈不规则分布,但局部已具有定向排列特征(图8),表明有机质已发生较明显的石墨化,并由此引起了有机孔隙润湿性的变化,使得亲水性明显增强。

图7 川东南地区FB1井页岩接触角纵向分布

图8 TEM表征川东南地区FB1井志留系龙马溪组页岩有机质石墨化程度

有机孔隙亲水性增强会导致页岩有机孔隙储集有效性的改变。当热解沥青具有亲油属性时,原油裂解过程形成的页岩气可原位赋存于有机孔隙中,无机孔隙内的束缚水因受到毛细管力的阻碍作用无法进入有机孔隙,同时还起到孔隙的封堵作用,使得赋存于有机孔隙中的页岩气得到有效保存。而当热解沥青润湿性向亲水性转变后,有机孔隙表面性质更亲水,使得束缚水更容易进入亲水的有机孔隙,而原有赋存的页岩气分子则可能被驱替出有机孔隙,导致自封闭能力下降,页岩气保存条件受破坏,无法得到有效保存。因此,高热演化引起的石墨化可导致有机孔润湿性转变,并将进一步影响页岩自封闭性。

4 构造作用对页岩气保存的影响

海相页岩气现今构造样式主要为燕山期以来构造抬升过程中形成的,并在喜马拉雅期进一步演化定型[2,10,15]。宏观构造活动通过改造地层构造样式,进而影响页岩气的保存能力。一般来说,构造活动越强,地层抬升幅度越大,散失作用越强烈;同时活动时间越早,对页岩气散失的影响程度也越大[12-13,53-56]。邱楠生等[57]结合流体包裹体分析,对丁山地区龙马溪组页岩的压力演化过程进行了模拟,建立了龙马溪组页岩“埋藏—生烃—抬升”的演化格架,并定量表征了含气性的变化。前人也从多个角度来阐述宏观构造作用对页岩气保存的微观机理,例如宏观地质作用可能会在页岩微观结构上留下相应记录。前人[20,58]研究表明,当有机质孔隙发生显著变形时,预示着该地区可能遭受了相对强烈的保存条件破坏。袁玉松等[59-60]则从页岩脆—延性变形与保存能力的关系,基于页岩岩石力学试验,并结合埋藏—抬升条件下泥页岩脆—延转化带和超固结比(OCR)的变化,来揭示页岩气保存能力的动态变化。宋岩等[29]则通过构建龙马溪组页岩抬升卸载破裂实验,来探讨应力条件对页岩气保存能力的影响,并指出高水平地应力地区,页岩在较大埋深时即可发生破裂并使页岩气保存被破坏,而在相对低水平应力地区,页岩在抬升至较浅时才会发生显著破裂。

页岩抬升过程中的破裂行为会对页岩气保存产生显著的影响,但从页岩气保存的微观封闭机理上来看,埋藏条件下页岩在不同强度的地应力作用及其变形过程中,突破压力的变化是反映页岩气保存能力的最直接参数。考虑到页岩气的散失主体上以水平沿层方向为主,因此本研究中针对抬升阶段页岩气保存能力的动态演化,重点基于沿层方向渗透率—突破压力演化关系,模拟了不同水平挤压强度对页岩气沿层方向保存能力的影响。实验方法上,首先选择典型的龙马溪组页岩开展卸载过程中沿层方向渗透率演化与突破压力演化分析,建立了渗透率—突破压力关系模型(图9);其次基于三轴力学加载装置及超低渗测定装置,开展不同围压(上覆应力)、不同轴压(水平挤压应力)下渗透率演化分析,并获取不同渗透率下对应的突破压力。样品取自龙马溪组第③小层的硅质页岩,实验过程中围压从110 MPa开始卸载至10 MPa,等效深度相当于从7 300 m抬升至约600 m(有效应力系数取15 MPa/km);轴向压力90～130 MPa代表弱—中等强度挤压,300～350 MPa代表强水平挤压。从图10两条不同水平挤压应力下突破压力的演化曲线对比可以看出,弱—中等强度挤压下沿层方向突破压力随着抬升过程层理面有开启,沿层方向渗透率增加的同时,突破压力也相应降低,封闭能力下降,但整体处于相对较好的保存条件,尤其是在3 000 m以深突破压力大于30 MPa,封闭能力良好。同时,在此相对稳定的抬升过程中,即使在1 000 m以浅,仍然具有较好的封闭性,对应的突破压力在10 MPa左右,这有利于浅层页岩气的保存并形成超压富气特征。相比较,强水平挤压下,沿层方向层理面开启更明显,同等深度下突破压力大幅降低,当抬升至较浅时,则容易形成明显的高角度剪切断裂面,导致封闭能力彻底失效。抬升过程中突破压力的演化除与应力条件有关外,还与页岩岩性、先期薄弱面发育程度、层理面的取向等密切相关,因此,后续还需进一步结合地质要素来深化抬升阶段页岩气保存能力的动态演化规律。

图9 四川盆地志留系龙马溪组页岩渗透率—突破压力关系曲线

图10 不同水平挤压应力条件下四川盆地志留系龙马溪组页岩沿层方向突破压力演化特征

5 结论

(1)龙马溪组页岩以微孔和介孔为主,相对孤立的有机孔隙内部以纳米喉道为主,可以形成较明显的滞留效应,有机—无机孔隙网络整体连通性较差,同时相对致密的顶、底板以及页岩层系内多套致密分隔层纵向叠置,有助于形成良好的自封闭。

(2) 埋藏条件下束缚水赋存引起的低速扩散和毛细管力封闭有利于页岩气保存。束缚水主体赋存于5 nm以下的孔隙中,会较大幅度降低页岩的基质扩散能力,同时可以在无机纳米喉道中形成高的毛细管力封闭,两者共同作用可以显著提升页岩自封闭能力。过高的热演化会使沥青向石墨化转化并导致有机孔隙润湿性趋于亲水,使得有机孔隙储集有效性降低并影响页岩的自封闭性。

(3)构造抬升作用是引起页岩气保存条件差异的关键。相对弱的挤压环境下沿层方向可以保持较高的封闭能力,有利于页岩气保存;而强挤压改造导致层理缝显著开启、微破裂增加,并可能沟通高角度断裂面,引起自封闭能力大幅下降并使得保存能力失效,导致页岩气发生较大规模散失。

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’Contributions

郭旭升提出论文总体构思;胡东风指导机理讨论及应用;俞凌杰负责物性实验及论文的统稿与修改;卢龙飞负责润湿性分析及相关的内容编写;何陈诚负责页岩微观结构分析;刘伟新负责页岩顶底板及封存箱分析;陆现彩负责纳米喉道突破压力的模拟及分析。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

GUO Xusheng proposed the overall concept of the paper. HU Dongfeng guided the discussion and application of the mechanism. YU Lingjie was responsible for conducting physical experiments and organizing the writing and revising of the paper. LU Longfei was responsible for wettability analysis and related content writing. HE Chencheng was responsible for analyzing the micro-structure of shale. LIU Weixin was responsible for the analysis of shale roof, floor and storage box. LU Xiancai was responsible for simulating and analyzing the breakthrough pressure of nano throats. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.