超压对川东南地区五峰组—龙马溪组页岩储层影响分析①

刘若冰

(中国石油化工股份有限公司勘探分公司 成都 610041)

0 引言

超压油气地质规律研究与油气田勘探是近年来石油地质领域的热点，墨西哥湾、北海盆地的深海勘探和莺歌海、渤海湾、塔里木等盆地的深层勘探中，在超压碎屑岩地层中均取得了一系列重大突破［1-4］。超深层碎屑岩储层孔隙保存机制一直是研究的重点，而其中超压在碎屑岩超深层孔隙的保存作用是关注的焦点。美国Alma Plantation油田埋深6 000 m的白垩系地层中，压力系数为2.0时，孔隙度高达23.7%［5］;塔里木克深地区在大于7 000 m的白垩系碎屑岩超压地层中突破碎屑岩孔隙保存的死亡线，取得天然气勘探大发现，这些都说明超压在储层孔隙保存方面具有重要作用。Gluyas和 Cade［5］的研究表明，在超压带内，砂岩的孔隙流体支撑了上覆地层的部分负荷，降低了机械压实作用的效果［6-8］。超压对碎屑岩机械压实作用具有明显的抑制作用，对储层孔隙具有良好的保护作用。近期在川东南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探突破地区都存在明显超压现象，且在其他地质条件相当的情况下，保存条件好的超压储层的孔隙度较保存条件差的常压、低压储层孔隙度明显偏高。因此，超压对于页岩储层的影响机制在页岩气勘探研究中具有重要意义，值得探索分析。

1 沉积背景

川东南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组早期为浅水—深水陆棚沉积环境，沉积相由Ly1井—漆辽剖面—Jy1井—Dy2井—N201井一带分别向北西—南东方向为深水陆棚—浅水陆棚—滨岸亚相沉积环境(图1)。

川东南地区五峰组—龙马溪组主体位于深水陆棚相沉积区，沉积相展布稳定，富有机质页岩厚度在80～105 m。有机碳含量及脆性矿物含量高，为页岩气储层发育的有利相带［9］。

2 川东南地区五峰组—龙马溪组优质页岩储层发育特征

2.1 深水陆棚优质页岩孔隙

据王玉满等(2014)的公式计算，川东南焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩有机质孔和黏土矿物孔对总孔隙度的贡献最大，二者共占约90%，脆性矿物孔仅占不到有10%。

图1 川东南地区五峰—龙马溪早期沉积相平面图Fig.1 Sedimentary facies of the early stage of Wufeng-Longmaxi in the south-eastern part of Sichuan Basin

由于各种矿物对孔隙度的贡献具有一定的差异性，孔隙构成随矿物组分的变化而发生相应的变化。具体表现为:五峰组—龙马溪组一段一亚段(JY2井优质页岩段2 535～2 575 m)有机质含量高，黏土含量低，以有机质孔为主，所占比例一般为50%以上，最高可达76%;龙马溪组一段二亚段有机质孔含量较低，介于30%～40%，黏土矿物孔增加，介于50%～60%;龙马溪组一段三亚段有机质含量明显降低，黏土矿物含量增高，有机质孔含量介于10%～30%，黏土矿物孔含量明显增加，所占比例在70%左右，最高可达88%(图2)。

由此可见，涪陵焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段泥页岩孔隙构成自下而上从以有机质孔为主，逐渐演变到以黏土矿物孔为主，有机质孔在五峰组—龙马溪组一段一亚段所占比例最高。

2.2 同一流压状态下深水陆棚相优质泥页岩孔隙度特征

同一流压状态下五峰组—龙马溪组底部优质页岩段孔隙度与有机碳含量呈一定相关性［10］，以丁山地区Dy1井为例，其相关系数为0.638 1，而Ry1井和Jy1井也呈现一定正相关性(图3)。

2.3 不同流压状态下深水陆棚相优质泥页岩孔隙度

图2 Jy2井五峰组—龙马溪组泥页岩孔隙构成直方图Fig.2 Histogram of porosity constituents of shales of Wufeng-Longmaxi Formation from Jy2

不同流压状态下优质泥页岩孔隙度与有机碳含量、有机质成熟度相关性差。川东南地区五峰组—龙马溪组不同井优质页岩段平均孔隙度与平均有机碳含量、有机质热演化程度无明显相关性(图4，5)。分析表明川南东地区不同井五峰组—龙马溪组优质页岩段平均有机碳含量在3.0%左右，有机质成熟度在2.5%左右，有机质类型为Ⅰ型，这些参数都基本稳定，变化不大(表1)，对于本地区五峰组—龙马溪组优质页岩孔隙发育差异的影响不大。

图3 川东南地区不同井五峰—龙马溪组优质泥页岩有机质含量(TOC/%)与孔隙度关系Fig.3 Correlations between TOC(%)and porosity of high quality shales of Wufeng-Longmaxi Formation in various wells in the south-eastern part of Sichuan Basin

图4 川东南不同井优质页岩段平均有机质含量(TOC/%)与孔隙度关系Fig.4 Correlations between average TOC(%)and porosity of quality shales of Wufeng-Longmaxi Formation in various wells in the south-eastern part of Sichuan Basin

不同流压状态下优质泥页岩孔隙度与压力系数相关性好。通过川东南地区五峰组—龙马溪组已钻井统计分析，优质页岩段储层平均孔隙度与储层压力系数相关系数达到0.8，说明在其他参数相当的情况下优质页岩储层孔隙度与压力系数密切相关(图6)。

图5 川东南不同井优质页岩段有机质成熟度(Ro/%)与孔隙度关系Fig.5 Correlations between Ro(%)and porosity of high quality shales of Wufeng-Longmaxi Formation in various wells in the south-eastern part of Sichuan Basin

表1 川东南不同井优质页岩段数据综合统计表Table 1 Statistics on high quality shales in various depths of wells in the south-eastern part of Sichuan Basin

图6 川东南不同井优质页岩段孔隙度与压力系数关系Fig.6 Correlations between porosity and pressure ratio of high quality shales of various wells in the south-eastern part of Sichuan Basin

3 超压对五峰组—龙马溪组页岩储层影响机制

3.1 五峰组—龙马溪组超压页岩储层特征

由川东南五峰组—龙马溪组优质页岩段孔隙度与深度关系图(图7)可见，常压页岩孔隙度随埋深增加逐步被压实，孔隙度逐渐降低，而超压储层孔隙度具有明显偏大的特征。

实钻表明川东南五峰组—龙马溪组不同井优质页岩随着保存条件的变化，压力系数的降低，压实作用的增强，页岩孔隙一般由不规则的近圆形大孔(图8a)，逐渐转变为具定向性分布的扁平状中孔(图8b，c)，最终形成较圆的微孔甚至消失(图8d)，这进一步验证了超压对于页岩孔隙保存的重要作用。

3.2 超压对五峰组—龙马溪组页岩储层影响机制

(1)页岩孔隙多为有机质孔、黏土矿物孔，属于塑性孔，易被压实。

在上覆地层压力作用下，加之地层温度较高，有机质发生塑性流动，有机质孔呈现被压扁特征，而刚性矿物三角区受刚性矿物保护有机质孔发育，在刚性矿物接触区有机质孔则不发育，进一步表明了有机质孔容易被上覆载荷压实(图9)。

图7 川东南不同井优质页岩段平均孔隙度与埋深关系Fig.7 Correlations between average porosity and depth of high quality shales in various wells in south-eastern part of Sichuan Basin

图8 Jy1井(a.压力系数1.45)—Ny1井(b.压力系数1.36)—Py1井(c.压力系数0.97)—Ry1井(d.推测为常压)有机孔发育对比Fig.8 Comparisons of organic matter pores from Well Jy1(a.pressure ratio1.45)-Well Ny1(b.pressure ratio 1.36)-Well Py1(c.pressure ratio 0.97)-Well Ry1(d.normal pressure predicted)

图9 有机质塑性流动，有机质孔隙压扁特征(a.Jy1井2 343.12 m);受刚性矿物颗粒保护的有机质孔隙发育，未被保护的遭到压实(b.Jy1井2 376.05 m)Fig.9 Plastic flowing of organic matters，organic matter pores showing the feature of compacted shape(a.Well Jy1 2 343.12 m;the pores protected by stiff minerals developed well while the ones unprotected are compacted(b.Well Jy1 2 376.05 m)

图10 有效应力与孔隙剩余系数关系(据孙妥，1993)Fig.10 Correlations between effective stress and pore residual ratio(after Sun，1993)

据孙妥等［11］的研究，泥质含量越高，由于缺少颗粒支撑，有效应力对孔隙率剩余系数的影响愈大，反之愈小(图10)。选取二叠系大隆组泥岩(Ro:1.56%，TOC:3.28%)进行泥页岩温压模拟实验，实验温度由400℃升至500℃，温阶25℃;实验静岩压力由35 MPa升至55 MPa，间隔5 MPa;实验流体压力由14 MPa升至22 MPa，间隔2 MP来模拟地层温压情况。实验表明随着温度和压力的增加，烃类生成，同时孔隙形成并逐步增大，呈近圆形(图11a，b，c)，然后随着静岩压力的增强，有机质孔逐渐被压扁，呈扁平状(图11d)。

(2)超压可以降低上覆地层对页岩孔隙的压实作用

对川东南地区五峰组—龙马溪组已钻井统计分析，优质页岩储层平均孔隙度与储层现今埋深相关性差，说明现今埋深对于优质页岩储层的影响不大(图12)，而其中超压页岩储层中流体超压对于降低上覆岩层载荷具有重要作用，而常压或低压页岩储层最大泄压埋深对于页岩孔隙发育具有决定性影响。故而可以认为最大有效埋深(对应最大有效应力)对于页岩储层的保存起决定性作用。

根据 Gluyas［5］和 Bloch［12］关于超压和有效应力的定义(图13):

式中，Pw为静水压力(MPa);Pa为超压(MPa);Pr为静岩压力(MPa);Pe为有效应力(MPa);ρr为地层密度(kg/m3);ρw为地层水密度(kg/m3);g为重力加速度(m/s2);h为埋深(m)。当有效应力Pe=0时，上覆地层负荷完全由地层流体承担，则有效埋深可以表示为:

根据上述公式推导可知，1 MPa的超压相当于减小80 m的有效埋深。由于超压对机械压实具有减缓作用，所以在计算超压地层的储层孔隙度时，必须用有效埋深(Z＇)代替实际埋深(Z):

Z'=Z-Pa×Y

式中，Z为实际埋深(m);Z＇为有效埋深(m);Y为1 MPa超压减小有效埋深的值(m);Pa为超压(MPa)［14］。由此进行正常压力系数埋深校正，计算得出Jy1井正常压力系数有效埋深为1 527 m，Jy2井为1 452 m，Dy2井为2 446 m，Ny1井为3 142 m。分析现已有正常地层压力钻井相应埋深及孔隙度关系发现，已有正常压力钻井孔隙度明显偏小，说明这些钻井目前埋深都不是最大泄压有效埋深，而应该在更深的位置(图14)。

图11 泥页岩有机质孔发育温压模拟实验Fig.11 Temperature-pressure Simulating Experiment of organic matter pores development in shales

图12 川东南五峰—龙马溪组优质页岩储层孔隙度与现今埋深关系Fig.12 Correlations between porosity and present depth of quality shale reservoirs of Wufeng-Longmaxi Formation in the south-eastern part of Sichuan Basin

图13 地层各种压力之间的关系(据Bloch，2002)Fig.13 Correlations of various pressures in strata(after Bloch，2002)

Jarvie［15］在 Barnet盆地的研究揭示，TOC 为7.0%的页岩(Ⅱ型干酪根)储层中，有机质体积实际占14%，经过热裂解作用，有机碳损失35%时，可形成4.9%的净有效储集空间。川东南五峰组—龙马溪组优质泥页岩有机碳平均含量在3.5%左右，为Ⅰ型干酪根，热成熟度约2.6%，有机碳损失可达75%(Ⅰ型干酪根最大生烃降解率约80%，Ⅱ型干酪根最大生烃降解率约 30%［16］)，而有机质孔占总孔隙度的60%，以此可以计算出地面理想状态下优质泥页岩总孔隙度为8.0%左右;根据超压井深度换算后有效埋深及孔隙度关系(图14)，可以读出每口井相应孔隙度对应的页岩储层泄压后最大有效埋深深度。以Py1井为例，其最大泄压有效埋深位置为4 000 m左右，而Ry1井应在5 500 m。

图14 超压井校深后孔隙度与埋深关系(方形点为超压校深点)Fig.14 Correlations between porosity and depth in overpressure well which the depth have been corrected(the square dots are corrected)

3.3 川东南五峰组—龙马溪组页岩超压形成机制

(1)川东南五峰组—龙马溪组超压页岩储层电性特征

在超压带内的富有机质泥页岩具有较高的孔隙度是因为泥页岩孔隙的流体压力支撑了上覆地层的部分负荷，降低了机械压实作用，页岩段表现为“欠压实”特征。具有异常高压的页岩层由于处于“欠压实”状态，孔隙度偏高，在测井资料上表现为各参数偏离正常趋势，即密度偏小、声波时差偏大等［17-18］(图15)。

(2)川东南五峰组—龙马溪组页岩储层超压形成机制

依据前人研究成果将超压形成机制划为4类:不均衡压实、流体膨胀、超压传递和侧向构造应力［19］，其中产生流体膨胀机制主要有干酪根生气或生油作用、石油裂解成气、水热增压和黏土矿物脱水等［20］，而水热增压和黏土矿物脱水引起的增压作用较小，可忽略不计［21］。川东南五峰组—龙马溪组泥页岩Ro基本在2.6%左右，处于干气阶段，原油已大量裂解成气，致密且厚度较大的顶底板使源岩内油气排出运移不畅导致了源岩内孔隙压力的增高，形成超压。

①沉积因素对页岩气超压区的形成具有控制作用

在过成熟条件下，已生成的液态烃类向更低密度的气态烃转化，1个体积的原油裂解生气，体积能增大600余倍，体积快速增大必然导致压力增加。五峰组—龙马溪组富有机质页岩丰富的有机质，在过成熟阶段能大量生成气态烃，在相对封闭的条件下，有利于超压形成。

从焦石坝地区焦页2井实测孔隙度统计结果来看，顶底板中间的富有机质页岩，有机质含量高，大量生烃，形成有机质孔隙，同时有机质生烃造成储层超压，有效保护了储层孔隙，页岩储集性能好，表现为相对较高的孔隙度，主要分布于1.85%～8.61%，平均为5.66%(图15、表 2)。

②良好的顶底板条件

焦石坝地区富有机质泥页岩顶板龙马溪组二段的粉砂岩孔隙度平均值为2.4%，渗透率平均值0.001 6×10-3μm2。在80℃地温条件下，地层突破压力为69.8～71.2 MPa;下伏地层为临湘组和宝塔组连续沉积的灰色瘤状灰岩，岩性致密，物性较差，孔隙度平均值为1.58%，渗透率平均值为0.001 7×10-3μm2，在80℃地温条件下，地层突破压力为64.5～70.4 MPa。以上特征反映了五峰组—龙马溪组一段页岩气层顶底板具有较好的封隔效果，为中部优质泥页岩生烃增压、保压创造了有利条件(图16，17)。

③构造演化构造活动对超压页岩气成藏的保持具有重要影响

焦石坝等地区龙马溪组早期稳定沉降，后期抬升剥蚀到适当程度，有利于超压的形成，而彭水等地区抬升强烈、改造作用强，断裂发育，页岩气保存条件差，不利于超压保存。研究区现今超压多出现在相对稳定的盆内地区，盆缘及盆外构造复杂区多表现为常压或低压，也证明了这一点。

图15 Jy2井五峰组—龙马溪组综合评价图Fig.15 Comprehensive column of Wufeng-Longmaxi Formation in Well Jy2

表2 焦石坝Jy2井五峰组—龙马溪组一段页岩岩芯小岩样物性统计表Table 2 Statistics on geophysical properties of small samples from interval 1 of Wufeng-Longmaxi Formation in Well Jy2 in Jiaoshiba area

(3)五峰组—龙马溪组富有机质页岩成烃演化、超压形成及对储层的影响

以焦石坝地区为例，焦石坝地区五峰组—龙马溪组在石炭纪末期之前，由于埋深较浅，有机质处于未成熟阶段;晚二叠世末，龙马溪组热演化程度明显增大，Ro为 0.5%～0.7%，达到了初始生烃阶段(图18)。

早三叠世初期，五峰组—龙马溪组总体处于构造沉降阶段，沉积速率加快，热演化程度迅速增高。至中三叠世末期，Ro值迅速增大到0.7%～1.3%，五峰组—龙马溪组进入生成液态烃的高峰期，伴随着大量生烃，有机质孔开始形成，同时快速沉积使排烃不畅，初步形成超压。

图16 深灰色粉砂岩(Jy2井，龙二段，2 474.01～2 474.31 m)Fig.16 Dark grey siltstones(Well Jy2，Section 2，2 474.01～2 474.31 m)

中侏罗世—早白垩世初，五峰组—龙马溪组地层处于快速埋藏的状态，Ro值增至1.3%～2.5%，有机质演化至高成熟早期阶段，生成大量的湿气及原油裂解气，后期液态烃裂解为干气，富有机质泥页岩有机质孔继续形成增大，同时大量生烃类气体，体积膨胀，超压进一步发展。此阶段由于烃类气体大量生成体积急剧膨胀，不排除有些地区烃类聚集压力突破地层破裂压力，发生幕式排烃，烃类通过被突破的岩石形成的微裂隙发生运移。压力积累引起的水力破裂和流体幕式排放是超压盆地流体流动的最重要特征［22］。

燕山晚期，五峰组—龙马溪组处于构造抬升阶段，页岩气层由埋深约6 500 m抬升剥蚀至目前的2 000～3 500 m。由于地层的抬升，生烃作用基本停止，超压处于调整阶段，盆内构造稳定区超压得以保存［23］，优质泥页岩孔隙基本保存下来，而盆缘及盆外构造运动强烈地区超压逐步遭到破坏，储层孔隙被压实。

图17 深灰色含泥瘤状灰岩，Jy2井，临湘组，2 577.09～2 577.38 mFig.17 Dark grey muddy lump-like limestones，Well Jy2，2 577.09～2 577.38 m

4 结论

(1)川东南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质泥页岩优质储层普遍发育超压。三叠纪—侏罗纪时期富有机质泥页岩快速沉降，伴随着大量生烃，良好顶底板条件使页岩排烃不畅，形成超压。燕山晚期，五峰组—龙马溪组处于构造抬升阶段，超压处于调整阶段，盆内构造稳定区超压得以保存。

(2)超压有效抑制地层对页岩孔隙的机械压实作用，对泥页岩孔隙起到良好保护，对于川东南地区页岩气藏具有重要作用。

图18 Jy1井五峰组—龙马溪组一段成烃与孔隙演化Fig.18 Diagram of hydrocarbon generating，pore evolution of interval 1 of Wufeng-Longmaxi Formation in Well Jy1

(3)通过对超压有效埋深的换算，建立正常压力埋深页岩孔隙度演化模式，可读出页岩储层(现今常压或低压)超压泄压后的最大埋深深度，从而定量表征页岩埋深与页岩孔隙的关系，对于指导页岩气勘探具有重要意义。

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