四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣的晚期逸散

魏志紅

(中國(guó)石化勘探分公司，四川 成都 610041)

四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣的晚期逸散

魏志紅

(中國(guó)石化勘探分公司，四川 成都 610041)

為了探討四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣晚期逸散方式和強(qiáng)度，應(yīng)用典型井頁(yè)巖氣層埋藏史、構(gòu)造特征、壓力系數(shù)、含氣量和頁(yè)巖巖心物性分析資料，通過頁(yè)巖氣晚期逸散時(shí)間和特征分析以及模式構(gòu)建，指出頁(yè)巖氣晚期逸散的時(shí)間為頁(yè)巖氣層晚期持續(xù)抬升的整個(gè)階段，從盆緣到盆內(nèi)五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣晚期逸散開始的時(shí)間從早白堊世演變?yōu)橥戆讏资?。?yè)巖儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙以納米級(jí)為主、滲透率屬納達(dá)西級(jí)(平均為0.000 215×10-3μm2)、滲透率應(yīng)力敏感性強(qiáng)(巖心有效覆壓從3.5 MPa升高到40 MPa，滲透率降低了兩個(gè)數(shù)量級(jí))。在斷裂不發(fā)育的頁(yè)巖氣層深埋區(qū)，頁(yè)巖氣的逸散為濃度差驅(qū)動(dòng)的微弱擴(kuò)散。晚期構(gòu)造作用導(dǎo)致頁(yè)巖儲(chǔ)層抬升或發(fā)育開啟斷裂，隨著地應(yīng)力的釋放，頁(yè)巖儲(chǔ)層滲透率增大，且水平滲透率遠(yuǎn)大于垂直滲透率(地表全直徑巖心水平滲透率平均為0.567 8×10-3μm2、垂直滲透率平均為0.153 9×10-3μm2)。剝蝕露頭區(qū)附近或淺埋藏帶以及開啟斷裂附近頁(yè)巖氣逸散強(qiáng)烈，且沿層方向逸散強(qiáng)度遠(yuǎn)大于垂直層面方向。從深埋區(qū)到淺埋區(qū)再到露頭區(qū)，以及逐漸靠近開啟斷裂，隨著地應(yīng)力、頁(yè)巖滲透率、烴濃度的變化，頁(yè)巖氣沿層方向逸散方式表現(xiàn)為從微弱擴(kuò)散到較強(qiáng)擴(kuò)散再到強(qiáng)烈擴(kuò)散或滲流的漸變特征，且逸散強(qiáng)度有序漸次增大。

五峰組，龍馬溪組，頁(yè)巖氣，四川盆地

頁(yè)巖氣與常規(guī)天然氣成藏相似，具有聚集與逸散的平衡過程[1-3]。四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣勘探實(shí)踐揭示，厚度、有機(jī)碳含量(TOC)、熱演化程度以及頂?shù)装鍡l件相似的頁(yè)巖氣層含氣性存在較大差異[4-8]，而頁(yè)巖氣晚期逸散、保存的差異是其主要原因。前期國(guó)內(nèi)外學(xué)者在常規(guī)天然氣保存條件和晚期的逸散取得了一定的認(rèn)識(shí)[1-3，5-7,12]，中國(guó)南方復(fù)雜構(gòu)造區(qū)頁(yè)巖氣勘探、研究仍處于探索階段，目前國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)頁(yè)巖氣逸散、保存的研究較少[11,13-14]。四川盆地及其周緣晚期構(gòu)造作用強(qiáng)烈，斷裂、隆升剝蝕總體發(fā)育但存在差異，頁(yè)巖氣的晚期逸散普遍存在且差異明顯，研究探討頁(yè)巖氣的晚期逸散對(duì)頁(yè)巖氣勘探開發(fā)具有重要意義。

1 頁(yè)巖氣晚期逸散的時(shí)間

四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖主要分布在五峰組-龍馬溪組下部，主要發(fā)育在川中、黔中、雪峰古隆所圍限的坳陷盆地的中心部位[15-17]。具有“厚度大、TOC高、硅質(zhì)含量高、演化程度適中、頂?shù)装鍡l件好”的特征，是南方海相頁(yè)巖氣勘探的重點(diǎn)層系[7-11]。

四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣層一般經(jīng)歷了早期持續(xù)深埋和晚期持續(xù)抬升兩個(gè)階段(圖1)。

早期持續(xù)深埋階段是富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖生烴排烴與烴類滯留動(dòng)態(tài)演化的頁(yè)巖氣層形成階段，在持續(xù)抬升開始前的最大埋深時(shí)刻，形成的頁(yè)巖氣層一般具有高壓

或超高壓特征，厚度、TOC、熱演化程度和頂?shù)装鍡l件控制了頁(yè)巖氣富集[11,13]。

晚期持續(xù)抬升階段構(gòu)造作用強(qiáng)烈，是生烴停止、頁(yè)巖氣逸散的頁(yè)巖氣層改造階段，頁(yè)巖氣逸散的強(qiáng)度和規(guī)模決定了頁(yè)巖氣層含氣性。磷灰石裂變徑跡分析表明[18-20]，四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣層開始持續(xù)抬升的起始時(shí)間主要在燕山期(局部地區(qū)在喜馬拉雅期)，不同構(gòu)造部位存在差異，從盆外到盆內(nèi)持續(xù)抬升的起始時(shí)間表現(xiàn)出從早到晚有序遞進(jìn)的特征。頁(yè)巖氣晚期逸散的時(shí)間為頁(yè)巖氣層晚期持續(xù)抬升的整個(gè)階段，盆地外相對(duì)時(shí)間較長(zhǎng)，為早白堊世-現(xiàn)今，盆地內(nèi)相對(duì)時(shí)間則較短，為晚白堊世-現(xiàn)今。

2 頁(yè)巖氣晚期逸散特征

2.1 頁(yè)巖氣晚期逸散的差異性

壓力系數(shù)是逸散程度或保存條件的綜合型判別指標(biāo)，高壓、超高壓意味著頁(yè)巖氣逸散微弱，保存條件良好，含氣量高。下古生界鉆井揭示，高產(chǎn)井均存在異常高壓頁(yè)巖氣層，低產(chǎn)井和微含氣井一般都為常壓或異常低壓頁(yè)巖氣層，頁(yè)巖氣產(chǎn)量與壓力系數(shù)呈正相關(guān)關(guān)系，以上現(xiàn)象說(shuō)明較高壓力系數(shù)體現(xiàn)了頁(yè)巖氣較小的逸散程度和良好的保存條件[7，10，14]。研究發(fā)現(xiàn)，頁(yè)巖氣晚期逸散規(guī)模差異明顯，川東南地區(qū)位于盆地邊界斷裂(齊岳山斷裂)以西的構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)，壓力系數(shù)總體較高，晚期逸散總體較弱，而以東的地區(qū)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)相對(duì)強(qiáng)烈，壓力系數(shù)相對(duì)較低(圖2)，晚期逸散相對(duì)強(qiáng)烈。

圖2 川東南地區(qū)五峰組-龍馬溪組壓力系數(shù)預(yù)測(cè)

頁(yè)巖氣層的物性特征和晚期構(gòu)造作用的差異性共同控制了頁(yè)巖氣晚期逸散、保存的差異性。

2.2 頁(yè)巖儲(chǔ)層物性特征與頁(yè)巖氣逸散

頁(yè)巖儲(chǔ)層顆粒極為細(xì)小(粒徑<0.003 9 mm)，孔隙以納米級(jí)為主[18-21]，基質(zhì)滲透率極低，以納達(dá)西為主。四川盆地及其周緣XX1井五峰組-龍馬溪組5個(gè)頁(yè)巖巖心樣品斯倫貝謝TRA(Tight Rock Analysis)基質(zhì)滲透率為0.000 081×10-3～0.000 341×10-3μm2，平均為0.000 215×10-3μm2。頁(yè)巖儲(chǔ)層基質(zhì)的孔隙特征和滲透率特征，決定了頁(yè)巖基質(zhì)中頁(yè)巖氣的逸散方式為擴(kuò)散或解吸后擴(kuò)散。

頁(yè)巖水平方向滲透率一般遠(yuǎn)大于垂直方向滲透率。四川盆地及其周緣XX2井五峰組-龍馬溪組巖心19對(duì)相同井深樣品全直徑分析，水平滲透率平均為0.567 8×10-3μm2，垂直滲透率平均為0.153 9×10-3μm2(圖3)，平均水平滲透率是垂直滲透率的3.7倍。巖心在取出地面后將會(huì)卸壓產(chǎn)生微裂縫[25-26]，因此頁(yè)巖巖心全直徑測(cè)試所得的滲透率大于頁(yè)巖實(shí)際的基質(zhì)滲透率。頁(yè)巖水平滲透率大于垂直滲透率的特征表明頁(yè)巖氣沿層方向逸散強(qiáng)度大于垂直層面方向。

與孔隙度不同，頁(yè)巖滲透率應(yīng)力敏感性強(qiáng)。四川盆地及其周緣XX3井五峰組-龍馬溪組全直徑巖心樣品氦氣法覆壓物性分析(圖4)，在0～20 MPa升壓過程中，孔隙度降低幅度較大，而在20～50 MPa

圖3 川東南地區(qū)XX2井五峰組-龍馬溪組相同井深全直徑水平與垂直滲透率對(duì)比

圖4 川東南地區(qū)XX3井龍馬溪組頁(yè)巖物性與有效壓力關(guān)系曲線

升壓過程中，孔隙度降低幅度較小。整個(gè)升壓過程中，有效壓力從0 MPa升高到50 MPa，孔隙度總體變化較小，約降低了15%。而滲透率變化則較為敏感，在有效壓力從3.5 MPa升高到40 MPa過程中，滲透率基本上降低了兩個(gè)數(shù)量級(jí)，且在由3.5 MPa到15 MPa的有效壓力升高過程中，滲透率降低幅度較大，而在15 MPa至40 MPa升壓過程中，滲透率降低幅度相對(duì)較小。上述實(shí)驗(yàn)表明，在斷裂不發(fā)育的情況下，頁(yè)巖氣層深埋區(qū)頁(yè)巖氣層地應(yīng)力較大，微裂縫不發(fā)育，滲透率極低，頁(yè)巖氣逸散方式將為濃度差驅(qū)動(dòng)的微弱擴(kuò)散。不考慮溫度變化的影響，隨著埋深變淺到淺埋區(qū)甚至露頭區(qū)，或逐漸靠近開啟斷裂，頁(yè)巖氣層滲透率、擴(kuò)散系數(shù)、擴(kuò)散強(qiáng)度將逐步增大。在露頭區(qū)及其附近，或開啟斷裂及其附近，由于微裂縫發(fā)育，除存在濃度差驅(qū)動(dòng)的強(qiáng)烈擴(kuò)散外，還可能發(fā)育流體壓力驅(qū)動(dòng)的“裂縫滲流”逸散。

2.3 晚期構(gòu)造作用特征與頁(yè)巖氣逸散

燕山期及其以來(lái)，四川盆地及其周緣遭受了多期來(lái)自不同方向的強(qiáng)烈構(gòu)造擠壓作用[27-30]，包括燕山早、中期，來(lái)自北側(cè)大巴山由NE向SW、米倉(cāng)山由N向S的擠壓；燕山期至喜馬拉雅早期，來(lái)自雪峰隆起由SE向NW的擠壓；以及喜馬拉雅期，來(lái)自龍門山由NW向SE的擠壓。

在多期構(gòu)造擠壓的疊加作用下，五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣層處于持續(xù)抬升階段。隨著持續(xù)不斷的抬升，上覆巖層遭受剝蝕，上覆巖層壓力降低以及側(cè)向擠壓應(yīng)力累積增大的耦合作用，在頁(yè)巖氣層應(yīng)力集中地帶發(fā)育斷裂。在上覆巖層剝蝕強(qiáng)烈的地區(qū)，頁(yè)巖氣層露出地表甚至遭受剝蝕。

頁(yè)巖儲(chǔ)層物性特征決定了只有在晚期構(gòu)造作用形成的剝蝕露頭區(qū)附近或淺埋藏帶以及開啟斷裂附近頁(yè)巖氣才會(huì)強(qiáng)烈逸散，其它地區(qū)頁(yè)巖氣逸散微弱，勘探實(shí)踐證實(shí)了這一認(rèn)識(shí)。

2.3.1 剝蝕露頭區(qū)附近或淺埋藏帶頁(yè)巖氣逸散典型井

以川東南地區(qū)一單斜構(gòu)造上鉆探的兩口五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣層探井為例，淺埋藏區(qū)鉆探的A井，距離剝蝕露頭區(qū)相對(duì)較近，頁(yè)巖氣層最小水平主應(yīng)力43.6 MPa，地層壓力系數(shù)1.06，總含氣量3.07 m3/t。深埋藏區(qū)鉆探的B井，距離剝蝕露頭區(qū)相對(duì)較遠(yuǎn)，頁(yè)巖氣層最小水平主應(yīng)力109 MPa，地層壓力系數(shù)1.55，總含氣量6.79 m3/t。實(shí)鉆揭示深埋藏、遠(yuǎn)離剝蝕露頭區(qū)的區(qū)域，地應(yīng)力、地層壓力系數(shù)、含氣量遠(yuǎn)高于淺埋藏、距離剝蝕露頭區(qū)較近的區(qū)域，前文已提到，地層壓力系數(shù)是頁(yè)巖氣逸散程度或保存條件的綜合性判別指標(biāo)參數(shù)，壓力系數(shù)越高，保存條件越好，逸散程度越低。深埋藏區(qū)地層壓力、含氣量遠(yuǎn)高于淺埋藏區(qū)，表明頁(yè)巖氣層滲透率極低，兩井之間不存在頁(yè)巖氣的滲流，僅存在微弱的濃度差驅(qū)動(dòng)的頁(yè)巖氣擴(kuò)散作用。

另外YY1井同樣可以反映淺埋藏區(qū)頁(yè)巖氣的逸散特征，該井位于渝東南高陡構(gòu)造區(qū)，其目的層為下志留統(tǒng)龍馬溪組，完鉆井深325.48 m，開孔層位即為下志留統(tǒng)，黑色頁(yè)巖厚度總計(jì)225.78 m，底部?jī)?yōu)質(zhì)頁(yè)巖平均有機(jī)碳含量為3.7%；五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣層鉆井取心實(shí)測(cè)解吸含氣量?jī)H為0.1 m3/t。該井頁(yè)巖層由于大幅度的抬升剝蝕作用，埋藏淺，頁(yè)巖氣向地表基本散失殆盡。

2.3.2 開啟斷裂附近頁(yè)巖氣逸散典型井

以湘鄂西地區(qū)的HY1井為例，該井開孔層位二疊系，完鉆井深2 208 m，龍馬溪組厚度592 m，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖層厚度為30 m，有機(jī)碳含量介于1.52%～5.28%；鏡質(zhì)體反射率為2.3%～2.5%。但由于該井鄰近大斷裂，氣測(cè)顯示較差，巖心含氣量較低(平均含氣量0.87m3/t)，總體顯示該井頁(yè)巖氣沿?cái)嗔岩萆⑤^強(qiáng)烈、保存條件較差。

3 頁(yè)巖氣晚期逸散模式

前已論述，頁(yè)巖氣沿層面方向逸散強(qiáng)度大于垂直層面方向，晚期構(gòu)造作用形成的剝蝕露頭區(qū)附近或淺埋藏帶以及開啟斷裂附近是頁(yè)巖氣晚期逸散強(qiáng)烈的地區(qū)。下面僅對(duì)剝蝕露頭區(qū)附近或淺埋藏帶以及開啟斷裂附近頁(yè)巖氣沿層方向逸散模式進(jìn)行簡(jiǎn)述。

3.1 剝蝕露頭區(qū)附近或淺埋藏帶頁(yè)巖氣逸散模式

根據(jù)以上剝蝕露頭區(qū)附近或淺埋藏帶典型井的解剖，可以構(gòu)建剝蝕露頭區(qū)附近或淺埋藏帶頁(yè)巖氣逸散模式，假設(shè)在一個(gè)兩側(cè)均已露頭的對(duì)稱的不發(fā)育斷裂的五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣層向斜剖面上(圖5)，陸棚相沉積的五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣層厚度、有機(jī)

碳含量、熱演化程度、孔隙度和頂?shù)装鍡l件相同，露頭區(qū)烴濃度為零。在向斜其中一翼的單斜構(gòu)造上，從露頭區(qū)到向斜核部，頁(yè)巖氣層隨著埋深、地應(yīng)力漸次增大，則微裂縫發(fā)育程度漸次減弱、滲透率漸次減小，導(dǎo)致頁(yè)巖氣逸散強(qiáng)度漸次減弱、烴濃度漸次增大。從向斜核部到露頭區(qū)，頁(yè)巖氣逸散方式從微弱擴(kuò)散到較強(qiáng)擴(kuò)散再到強(qiáng)烈擴(kuò)散或滲流漸變。

離露頭區(qū)距離多遠(yuǎn)為微弱擴(kuò)散區(qū)是一個(gè)復(fù)雜的問題，可能與地層傾角、剝蝕露頭的時(shí)間等多種因素相關(guān)，需要具體構(gòu)造樣式具體分析。

3.2 開啟斷裂附近頁(yè)巖氣逸散模式

根據(jù)上述開啟斷裂附近典型井的解剖，可以構(gòu)建開啟斷裂附近頁(yè)巖氣逸散模式，圖6為五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣層發(fā)育開啟逆斷層的示意剖面圖，假設(shè)開

圖6 川東南地區(qū)開啟斷裂附近頁(yè)巖氣水平方向逸散模式

啟斷層為“通天”斷層，一般斷層上盤微裂縫比下盤更為發(fā)育，僅簡(jiǎn)述斷層上盤一側(cè)的頁(yè)巖氣逸散特征。

發(fā)育開啟斷層，地應(yīng)力釋放。則靠近開啟斷層，頁(yè)巖氣層地應(yīng)力漸次減小，微裂縫發(fā)育程度、滲透率漸次增大，導(dǎo)致頁(yè)巖氣逸散強(qiáng)度漸次增大、烴濃度漸次變小，同時(shí)頁(yè)巖氣逸散方式從微弱擴(kuò)散到較強(qiáng)擴(kuò)散再到強(qiáng)烈擴(kuò)散或滲流漸變。

離開啟斷裂距離多遠(yuǎn)為微弱擴(kuò)散區(qū)同樣是一個(gè)復(fù)雜的問題，可能與斷裂性質(zhì)、規(guī)模等多種因素相關(guān)，需要具體斷裂具體分析。

除上述兩種逸散模式外，客觀地質(zhì)實(shí)際中常見兩種逸散模式的復(fù)雜混合模式。

4 結(jié)束語(yǔ)

1) 四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣晚期逸散的時(shí)間為頁(yè)巖氣層晚期持續(xù)抬升的整個(gè)階段，從盆地外到盆地內(nèi)，頁(yè)巖氣晚期逸散開始的時(shí)間逐漸變晚，依次從早白堊世演變?yōu)橥戆讏资馈?/p>

2) 壓力系數(shù)的高低反映了頁(yè)巖氣晚期逸散的程度；而頁(yè)巖的滲透性特征和晚期構(gòu)造作用共同控制了頁(yè)巖氣晚期逸散的方式和強(qiáng)度。

3) 構(gòu)建了剝蝕露頭區(qū)附近或淺埋藏帶頁(yè)巖氣逸散模式和開啟斷裂附近頁(yè)巖氣逸散模式，研究表明，從深埋區(qū)到淺埋區(qū)再到露頭區(qū)，以及逐漸靠近開啟斷裂，隨著地應(yīng)力、頁(yè)巖滲透率、烴濃度的變化，頁(yè)巖氣沿層方向逸散方式表現(xiàn)為從微弱擴(kuò)散到較強(qiáng)擴(kuò)散再到強(qiáng)烈擴(kuò)散或滲流的漸變特征，且逸散強(qiáng)度有序漸次增大。

4) 離露頭區(qū)、開啟斷裂距離多遠(yuǎn)為微弱擴(kuò)散區(qū)是一個(gè)復(fù)雜的問題，需要隨著勘探進(jìn)程的深入進(jìn)一步探討研究。

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(編輯 張亞雄)

Late fugitive emission of shale gas from Wufeng-Longmaxi Formation in Sichuan Basin and its periphery

Wei Zhihong

(SINOPECExplorationCompany,Chengdu,Sichuan610041,China)

In order to understand the ways and intensity of fugitive emission of shale gas from the Wufeng-Longmaxi Formation in Sichuan Basin and its periphery,we analyzed the time and features of late fugitive emission of shale gas and established shale gas leak mode by integrating various data inclduingthe burial history,structural features,pressure coeficient,gas contents and poroperm characteristics of cores from typical wells.It is believed that late fugitive emission of shale gas occurred in the whole period of late continuous uplifting of the shale gas strata.From the periphery to the interior of the basin,the initiation time of fugitive emission changed from the Early Cretaceous to Late Cretaceous.The matrix pores of shale reservoirs are dominated by nanoscale and the permeability is at nano-darcy level(averaging at 0.000 215×10-3μm2),and the sensitivity of permeability to stress is strong(descending two order of amplitude when effective overburden pressure of core ascending from 3.5 MPa to 40 MPa).The fugitive emission of shale gas from deep strata in which faults are poorly developed is the weak diffusion driven by hydrocarbon concentration difference.The late tectonic movements led to the uplifting of shale reservoirs or development of open faults.As the stress released,the permeability of shale reservoirs increased and horizontal permeability became far greater than vertical permeability(the average horizontal permeability of whole cores on surface is 0.567 8×10-3μm2,while the average perpendicular permeability is 0.153 9×10-3μm2).The fugitive emission of shale gas is the most intensive near the eroded outcrop area,in areas where the bu-rial depth of shale is shallow or near the open faults belt,and the intensity of emission along strata direction is far greater than that along the direction perpendicular to strata.As the stress,permeability and hydrocarbon concentration change from deep area to shallow area and then to outcrop area as well as the area near open faults belt,the bedding-parallel fugitive emission mode of shale gas is featured by gradual changes from weak diffusion to relative strong diffusion to strong diffusion and finally to seepage flow and the intensity of fugitive emission increase gradually.

Wufeng Formation,Longmaxi Formation,shale gas,Sichuan Basin

2015-02-20;

2015-05-20。

魏志紅(1968—),男,高級(jí)工程師,頁(yè)巖氣勘探。E-mail：Weizh.Ktnf@sinopec.com。

中國(guó)石油化工集團(tuán)公司重大專項(xiàng)“四川盆地周緣下組合頁(yè)巖氣形成條件與有利區(qū)帶評(píng)價(jià)”(P13129)。

0253-9985(2015)04-0659-07

10.11743/ogg20150416

TE122.3

A