四川盆地上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組頁巖氣藏超壓成因及演化規律

唐 令 宋 巖 趙志剛 姜振學 蔣 恕 陳曉智 李 卓 李倩文

1.中海油研究總院有限責任公司 2.中國石油大學（北京）非常規油氣科學技術研究院 3.中國地質大學（武漢）資源學院 4.中國石化石油勘探開發研究院

0 引言

美國頁巖氣勘探開發始于常壓和低壓頁巖氣藏，2004年開始逐步轉向超壓頁巖氣藏，并發現了一大批儲量大、產量高的商業性頁巖氣藏，成功實現了頁巖氣能源革命。中國石化頁巖氣項目率先在四川盆地焦石壩地區海相地層上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組超壓區取得了突破及商業開發。目前逐漸向盆內深層超壓區擴展[1-2]?？碧綄嵺`揭示，大部分頁巖氣高產井（如JY1井、N201-H1井、Y201-H2井及L203井）均位于超壓區，目標層地層壓力系數最高可達2.25，其中 L203 井的日產氣量高達 138×104m3。國內外頁巖氣高產井普遍存在超壓，頁巖含氣量、單井日產氣量與地層壓力系數存在良好的正相關關系，即地層壓力系數越高，頁巖氣越富集[3-5]。眾多學者針對四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣的超壓特征開展了大量研究工作，認為：①沉積作用及黏土礦物轉化脫水作用對頁巖氣超壓的形成具有顯著的控制作用；②富有機質頁巖中干酪根和原油裂解生氣膨脹增壓是頁巖超壓發育的主要原因[6-8]；③良好的頂、底板條件和構造演化活動對超壓頁巖氣成藏的保持具有重要影響[6-7,9]；④通過甲烷包裹體均一溫度和激光拉曼光譜可以恢復頁巖氣藏的古壓力[7-8]。然而，目前針對超壓成因判識及壓力演化等關鍵問題亟需進一步深入研究，生烴膨脹增壓缺乏系統的測井判斷依據，原油裂解生氣增壓和干酪根裂解生氣增壓缺乏實驗定量評價，且埋藏—抬升全過程的壓力動態演化過程有待深入定量評價及模型構建。因此，筆者采用多技術聯合、定性及定量相結合的方法，綜合判識頁巖氣超壓成因機理，系統模擬干酪根生油增壓和原油裂解生氣增壓過程，此外，基于甲烷包裹體、激光拉曼等實驗反演手段，揭示埋藏—抬升過程中的地層壓力演化規律，并建立頁巖氣超壓的形成及演化模型?；诙鄿y試手段、多方法的超壓演化的系統研究有助于豐富頁巖氣差異富集成藏理論，指導四川盆地及其周緣地區復雜構造背景下海相頁巖氣選區評價，從理論和實踐上都具有重要意義。

1 區域地質概況

四川盆地在大地構造位置上隸屬于上揚子板塊，總面積約18×104km2，蘊含豐富的頁巖氣資源。目前，盆地內五峰組和龍馬溪組是海相頁巖氣勘探開發的主要目標層段[3,10]。五峰組—龍馬溪組富有機質硅質頁巖的沉積范圍廣、厚度大、總有機碳含量（TOC）高、熱成熟度（Ro）高，展示出較高的資源潛力[11]。自震旦紀以來，四川盆地經歷了多期構造運動，屬于典型的疊合型盆地。晚奧陶世到志留紀過渡時期，全球水體封閉缺氧、生產力較高，主要沉積了五峰組和龍馬溪組兩套頁巖地層，地層總厚度超過200 m[10,12]。五峰組下部為富含筆石的富有機質硅質頁巖，上部觀音橋段為含赫蘭特貝的泥灰巖。龍馬溪組自下而上可分為2段，龍一段以黑色富有機質硅質頁巖為主，龍二段以淺灰色泥質粉砂巖、細粒砂巖和灰色泥巖為主；龍一段自下而上又可細分為龍一1亞段、龍一2亞段，其中龍一1亞段可進一步細分為4個層，即龍一11、龍一12、龍一13、龍一14，五峰組和龍一1亞段為主要產氣層段（圖1）。

四川盆地內五峰組—龍馬溪組地層壓力系數相對較高，大部分地區為地層壓力系數大于1.2的超壓區，富順、永川、瀘州等部分地區的地層壓力系數超過2.0（圖1）。此外，在盆外高陡構造帶存在常壓區?？傮w上，川南地區地層壓力系數表現為由盆內瀘州地區向盆外彭水地區呈逐漸降低的趨勢，地層壓力系數受深大斷裂影響明顯。筆者以四川盆地南部（以下簡稱川南地區）為主要研究區域，以長寧、焦石壩、永川、瀘州等地區的重點頁巖氣井為研究對象。其中，選取長寧的N211井和N213井、永川的H202井、瀘州的He201井共計4口井的頁巖裂縫脈體樣品開展了顯微觀察測溫、激光拉曼及低溫相變等實驗，取樣層位涉及五峰組和龍馬溪組兩個層位。

圖1 川南地區五峰組—龍馬溪組地層壓力系數分布圖及地層柱狀圖

2 超壓成因

沉積盆地超壓成因主要包括不均衡壓實增壓、流體膨脹增壓、黏土礦物脫水增壓、構造擠壓增壓、壓力傳遞增壓5種，其中流體膨脹增壓包括生烴膨脹和水熱膨脹[6,14]。不均衡壓實增壓主要形成于快速埋藏、厚層泥巖發育的新生代沉積盆地中[14]。四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖主要為深水陸棚和淺水陸棚沉積，沉積厚度大，處于欠補償沉積環境，沉積速率低[15]。龍馬溪組下部泥頁巖厚度介于20～200 m，沉積速率大約為6～60 m/Myr；龍馬溪組上段沉積速率為30～222 m/Myr。趙靖舟等[14]認為在埋深較大的中高溫環境（70 ℃）下，超壓的主要成因為生烴膨脹、黏土礦物脫水作用等非欠壓實因素。四川盆地五峰組—龍馬溪組優質頁巖層段有機質類型為腐泥型，TOC高，Ro＞2.50%，處于裂解生干氣階段，生烴膨脹導致地層壓力迅速增加，并且優質的頂、底板條件使生成的氣體被快速封閉，有利于超壓保存[16]。目前對于超壓成因的定性判別方法主要有測井曲線組合分析法、鮑爾斯法、聲波速度—巖石密度交匯圖版法[8,14]。

2.1 測井曲線組合分析法判識

測井曲線組合分析法可初步判識超壓成因，其主要運用聲波時差、電阻率、巖石密度和補償中子4條測井曲線來判識不同成因超壓響應特征的差異[14]。超壓段隨埋深增大，聲波時差增大，電阻率減小，巖石密度顯著減小，可判識為不均衡壓實成因；超壓段隨埋深增大，聲波時差增大，電阻率增大，巖石密度不變或略有減小，可判識為生烴膨脹成因[14]。另外，聲波時差、電阻率、巖石密度3者不同步反轉，且巖石密度反轉滯后，即巖石密度反轉深度深于聲波時差和電阻率的深度，指示強超壓，可能為流體膨脹成因[14]。如圖2-a所示，He201井在五峰組和龍一1亞段硅質頁巖（井段4 035～4 128 m）的聲波時差明顯高于上覆的龍一2亞段、龍二段泥質頁巖以及下伏的中奧陶統臨湘組石灰巖，指示該段存在強超壓；同時，該段的電阻率曲線也有增大的趨勢，但小于下伏臨湘組石灰巖；超壓段密度曲線和補償中子曲線明顯小于上覆龍二段泥質頁巖和下伏臨湘組石灰巖（圖2-a），這與前人提出的密度不變或略有減小有所不同。從測井曲線上看，主要產氣層段（井段4 035～4 128 m）明顯存在超壓，且符合生烴膨脹增壓的測井響應特征。另一方面，這4類測井曲線反轉并不同步，聲波時差和電阻率反轉深度為井段 4 030～ 4 035 m，巖石密度和補償中子的反轉深度要大于聲波時差深度，在井深4 050 m處，為強超壓的指示，同時也指示超壓并非欠壓實成因。H202井在超壓段（井段3 995 ～ 4 088 m）的測井曲線響應特征與 He201 井表現出類似規律（圖2-b）。H202井聲波時差的反轉深度為3 895 m，電阻率的反轉深度在井深4 020 m處，密度和中子測井的反轉深度在井深3 995 m處，反轉深度相差約100 m；這種聲波時差反轉深度小于電阻率、巖石密度和補償中子的現象指示強超壓，也指示該超壓成因為生烴膨脹殘留所致[17-18]。

圖2 川南地區典型頁巖氣井五峰組—龍馬溪組超壓分布及其測井響應特征圖

2.2 聲波速度—巖石密度交匯圖法和鮑爾斯法判識

地層埋藏過程中，正常壓實情況下的聲波時差和垂直有效應力構成加載曲線，欠壓實成因超壓數據會落在加載曲線上；流體膨脹作用形成的超壓數據將偏離正常趨勢線，形成卸載曲線[19]。在聲波速度—巖石密度圖版中，非欠壓實成因的超壓數據均會偏離加載曲線，但不同成因的非欠壓實成因超壓的分布有差異[19]。研究區常壓點均落在加載曲線上，超壓點大部分落在卸載曲線上（圖3）。在經典的Bowers圖版中，卸載曲線位于加載曲線的右側，表明巖石密度不變；但在五峰組—龍馬溪組頁巖中，卸載曲線位于加載曲線左側，表明巖石密度明顯偏?。▓D3-a）。主要原因之一是五峰組—龍馬溪組頁巖TOC高，可高達8.00%，干酪根密度（1.35×103kg/m3）比頁巖密度?。?.65×103kg/m3）。此外，由于頁巖處于高—過成熟階段，在掃描電鏡下能夠清楚觀察到有機質孔隙極其發育，干酪根中發育大量的微納米級孔隙導致巖石密度整體降低。因此，針對高熱演化的富有機質頁巖超壓判識，經典的Bowers圖版需進一步完善。Bowers提出還可以用聲波速度—垂直有效應力圖版判別超壓成因[20]。垂直有效應力是指巖層骨架承受垂直方向壓實作用產生的應力，為上覆巖層壓力減去地層壓力。不均衡壓實引起的超壓位于加載曲線上，而流體膨脹造成的超壓位于卸載曲線上。龍二段正常壓力數據點的聲波速度和密度隨垂直有效應力增大而增大，落在加載曲線上，整體規律性較好；龍一1亞段大部分超壓數據點則落在卸載曲線上，隨著垂直有效應力下降，聲波速度和密度均減小，符合生烴膨脹增壓的特點（圖3-b、c）。

圖3 川南地區典型頁巖氣井五峰組—龍馬溪組超壓成因判識圖

3 生烴增壓定量評價

3.1 頁巖氣成因

四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣為干酪根裂解氣和原油裂解氣混合，主要來源為原油二次裂解氣。頁巖氣中氣體碳同位素完全倒轉，即δ13C1＞δ13C2＞δ13C3，同源不同期生成的天然氣混合是造成同位素完全倒轉的主要原因[21-22]。郭旭升等[10]通過熱模擬實驗定量計算了高—過成熟階段滯留油裂解氣比例約占70%，干酪根裂解氣約占30%。Zhang等[23]利用甲烷碳、氫同位素圖版及甲烷、乙烷的端元混合氣比例綜合確定焦石壩、長寧等地區原油裂解氣含量占比為60%～80%。

3.2 生烴增壓模型

有機質生烴是個連續的過程，初期以干酪根生油為主；隨成熟度升高，烴源巖孔隙內的滯留油逐漸裂解生成天然氣。當成熟度進一步升高，高—過成熟的干酪根繼續裂解生氣[24]。因此，筆者建立的生烴增壓模型遵循以下基本假設：①不考慮生烴作用對正常壓實的影響；②干酪根減少的質量等于石油和天然氣生成的質量；③烴源巖孔隙中油氣水共存，具有統一壓力系統；④不考慮水熱膨脹[25-26]。烴源巖先后經歷了干酪根生油增壓、原油裂解生氣增壓和干酪根裂解生氣增壓3個增壓過程（圖4）。

圖4 有機質熱演化過程中生烴增壓模型圖

3.2.1 干酪根生油增壓模型

干酪根為巖石骨架的組成部分，其生成原油的體積等于原始干酪根減少的體積和孔隙水及殘留干酪根被壓縮的體積[25]。在干酪根生成石油的情況下，干酪根減小的質量全部轉化為石油。

式中Vo表示干酪根生成石油的體積，cm3；Vk表示干酪根減少的體積，cm3；ΔVw表示孔隙水被壓縮的體積，cm3；ΔVk表示殘留干酪根被壓縮的體積，cm3；Hio表示干酪根的原始氫指數，mg/g；F表示干酪根轉化率；Mko表示原始干酪根質量，g；ρk表示干酪根密度，取值1.35×103kg/m3；Cw表示地層水的壓縮系數，取值 0.44×10－3MPa－1；Δp表示烴源層增加的壓力，MPa；Vwo表示孔隙水的原始體積，cm3；Ck表示干酪根的壓縮系數，取值 1.40×10－3MPa－1。

烴源巖孔隙中干酪根生成石油的體積還可表示為：

式中ρo表示原油密度，取值 0.85×103kg/m3；ph表示h深度下的靜水壓力，MPa；Co表示石油的壓縮系數，取值 2.20×10－3MPa－1。

聯立式（1）、（2），并定義干酪根密度與原油密度的比值為η，即η=ρk/ρo?？紤]到頁巖對滯留油的封閉能力，定義α表示滯烴系數，即存在于頁巖孔隙中的石油質量與原始生成石油質量之比。滯烴系數與烴源巖滲透率和排烴效率有關，滲透率越低，排烴效率越低，α值越大[27]。

3.2.2 原油裂解生氣增壓模型

當熱演化程度較高時，滯留油就會發生裂解并生成天然氣[28]。天然氣的生成能使巖石孔隙流體發生膨脹?；旌闲透衫腋赗o＝2.00%時，生氣引起體積膨脹50%～100%，造成地層壓力迅速增加[25-26]。在理想封閉系統內，1體積油可以裂解成706.25體積的氣體（標準狀況下），1%體積原油裂解氣就可使地層壓力達到靜巖壓力[28]。假設頁巖孔隙中全部充滿油和水，一定體積的油全部裂解生成的氣體在標準狀態下的體積為Vg；實際地層中原油裂解氣會有一定比例溶解在孔隙水和滯留油中，其余氣體則以游離態和吸附態形式存在，其體積可表示為：

式中Vspt表示在標準狀況（SPT）下以游離和吸附相態存在的原油裂解氣體積，cm3；Vg表示原油裂解氣在SPT下的體積，cm3；Vgo表示溶解在原油中的天然氣在SPT下的體積，cm3；Vgw表示溶解在孔隙水中的天然氣在SPT下的體積，cm3；φ表示原油在孔隙中所占的比例；Vp表示頁巖孔隙體積，cm3；Cr表示原油裂解率；N表示在SPT下1體積的油裂解生成氣體的體積倍數，取值706.25；Bo表示原油體積系數，取值1.57；po表示在SPT下的壓力，取值0.1 MPa；p1表示在埋深下的壓力，MPa；Sgo表示天然氣在原油中的溶解度，取值0.102 g/L；Sgw表示天然氣在孔隙水中的溶解度，取值0.003 g/L；To表示在SPT下的溫度，取值為273.15 K；T1表示在埋深下的溫度，K；Z1表示在埋深下的氣體壓縮因子。

原油裂解生氣產生的超壓使孔隙水和滯留油的體積壓縮更加強烈；而實際地層中可容納氣體的空間體積等于原油裂解減少的體積以及殘余油和水被壓縮的體積，再減去殘余碳所占的體積，即

式中V表示地層中可容納氣體的空間體積，cm3；Vod表示原油裂解減少的體積，cm3；ΔVo表示殘留油被壓縮的體積，cm3；ΔVc表示殘余碳所占的體積，cm3；V1表示頁巖孔隙體積，cm3；Vr表示原油裂解后剩余的碳殘渣，取值17.5%。

氣體狀態方程為：

式中Zo表示理想氣體壓縮因子，取值1。

結合式（6），并聯立式（4）、（5），可得一元二次方程式（7），進而利用求根公式求取Δp。此方程考慮了原油裂解生氣產生的超壓對孔隙水的壓縮，還考慮了干酪根的壓實作用、壓力對石油和天然氣密度的影響、天然氣在孔隙水和石油中的溶解作用等因素。

3.2.3 干酪根裂解生氣增壓模型

干酪根生氣模型與干酪根生油模型大致相似，但存在一些不同：①初始壓力不同。在生油模型中，初始壓力為靜水壓力，但在干酪根生氣模型中，烴源巖已經歷了干酪根生油增壓和原油裂解生氣增壓，此時可能已處于超壓狀態。②孔隙流體不同。在干酪根生油模型中，初始孔隙流體為孔隙水，而在干酪根生氣模型中，初始孔隙流體為孔隙水和吸附或者游離態的天然氣[25]。③在干酪根生氣模型中，需要考慮生成的氣體溶解于孔隙水中。因此，干酪根裂解生氣增壓的基本原理是殘留干酪根生成的氣體體積等于殘留干酪根消耗的體積和孔隙水被壓縮的體積。

式中Δp′表示烴源層中干酪根裂解生氣增加的壓力，MPa；F′表示殘留干酪根裂解生氣的轉化率。

3.3 生烴增壓定量評價參數

3.3.1 有機質豐度及類型

五峰組—龍馬溪組頁巖TOC介于0.55%～6.25%，平均值為2.54%，縱向上具有隨埋深逐漸增大的趨勢。干酪根以藻類體和棉絮狀腐泥無定形體為主，有機質類型指數介于93～100，干酪根碳同位素介于－30.83‰～－23.74‰，多數樣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 原始氫指數

現今五峰組—龍馬溪組富有機質頁巖已進入高—過成熟階段，氫指數極低，因此需要恢復到未成熟狀態下的氫指數，即原始氫指數，其代表干酪根的原始生烴潛力[30]。Jarvie等[31]認為腐泥型干酪根的原始氫指數為750 mg/g。Chen等[28]提出了一種基于巖石熱解數據恢復腐泥型干酪根氫指數的模型。Vernik等[32]提出了混合型干酪根氫指數與鏡質體反射率的經驗公式。結合前人的數據及公式，獲得龍馬溪組頁巖的原始氫指數介于650～950 mg/g，平均值為 800 mg/g。

3.3.3 干酪根質量分數

干酪根質量可用實測TOC、頁巖密度（ρr）、轉換因子（k）和有機碳恢復系數（γ）的乘積獲取[33]。轉換因子與干酪根類型有關，對于腐泥型干酪根來說，同生成巖階段和后生成巖階段k值分別可取值1.25和1.20[34]。五峰組—龍馬溪組高—過成熟頁巖中的有機質經歷了多次生烴轉化，絕大多數有機質已經轉化為油氣?，F今殘余TOC并不代表頁巖原始TOC，尤其是高—過成熟演化階段的烴源巖，由于發生了大量的生排烴作用，殘余TOC和原始TOC差別巨大[35]。盧雙舫等[35]認為腐泥型有機質在排烴效率為90%的條件下，隨著Ro從0.50%上升到1.40%，TOC損失33%；在有機質類型相同的情況下，排烴效率越高，γ值就越大。因此，處于高—過成熟階段（Ro＞1.85%）的腐泥型有機質，當排烴效率為90%時，γ值可達 1.65[35]。

3.3.4 干酪根轉化率和原油裂解率

康洪全等[36]結合化學動力學及盆地模擬方法研究了海相腐泥型干酪根在埋藏條件下的生烴轉化特征，海相腐泥型干酪根主生烴期對應的Ro介于0.50%～1.30%，對應的溫度介于115～155 ℃，其干酪根轉化率介于20%～80%。原油的裂解率隨著溫度升高呈現先快速增加后趨于穩定的趨勢。當溫度達到150 ℃時，原油開始裂解；當溫度達到160 ℃時，裂解率為10%；隨后裂解率快速上升，當溫度達到190 ℃時，裂解率達到90%左右（圖5）。

3.4 埋藏生烴過程中的壓力演化

以焦石壩地區JY1井為例，結合生烴演化史，取不同埋藏時間對應的龍馬溪組的地層溫度、埋深、轉化率和成熟度，根據生烴增壓公式計算獲得生烴作用累積的壓力（表1）。焦石壩地區五峰組—龍馬溪組頁巖在泥盆紀到二疊紀（距今450～250 Ma）時期，埋深介于1 500～2 000 m，地層先快速埋藏隨后又小幅抬升，此時頁巖尚未開始生烴，具有微弱的超壓特征，可能為地層快速埋藏時泥頁巖的欠壓實作用所致。從三疊紀早期到侏羅紀末期（距今250～150 Ma），地層開始大幅度持續沉降，地層埋深由2 000 m快速增加到 5 000 m，地層溫度由 90 ℃升高到 160 ℃，熱演化成熟度達到1.5%，此時，干酪根大量生油，達到生油晚期并且開始生氣，超壓快速累積達到37.8 MPa，此時的地層壓力系數達到1.73。從早白堊紀到晚白堊紀（距今150～85 Ma），隨埋深進一步加大，原油和干酪根開始大量裂解生氣，當地層壓力迅速累積到75.6 MPa，地層壓力系數達到2.56。此外，當超壓體系中孔隙流體壓力達到上覆地層靜巖壓力的70%～90%時，將形成垂直微裂縫，油氣開始幕式排烴[26]；直到地層壓力再次小于破裂壓力時，微裂縫閉合，原油繼續裂解生氣直到壓力再次達到破裂壓力，如此往復。到晚白堊紀，地層埋深達到6 500 m，地層溫度達到210 ℃，原油和干酪根完全裂解，理論計算地層壓力系數可以達到2.78（圖5）。

表1 焦石壩地區五峰組—龍馬溪組頁巖埋藏生烴增壓模擬結果數據表

圖5 焦石壩地區五峰組—龍馬溪組頁巖埋藏生烴過程中地層壓力演化圖

4 甲烷包裹體恢復古壓力驗證

流體包裹體可以對流體類型、成分、充注期次、溫度和鹽度等參數進行表征，進而恢復流體充注時的古壓力[7]。川南地區五峰組—龍馬溪組頁巖裂縫脈體主要發育氣—液兩相鹽水包裹體和甲烷包裹體，局部發育少量瀝青包裹體。氣—液兩相包裹體常與甲烷包裹體共生，部分礦物顆粒中僅發育甲烷包裹體，表明流體包裹體捕獲于CH4—NaCl—H2O的不混溶體系，也表明包裹體中普遍飽含甲烷[7]。氣—液兩相鹽水包裹體主要以氣—液兩相和純液相存在，無色透明，可見到以群帶狀分布的小氣泡（圖6-a～d）。甲烷包裹體在常溫下以單一氣相存在，呈現出中間亮、邊緣黑、透明度低，以群帶狀、線狀和離散狀分布（圖6-b～e）。瀝青包裹體由不透明的固體瀝青和氣態烴組成，呈黑色、灰黑色，無熒光現象（圖6-d、f），是油氣向高—過成熟演化的標志[7]。

圖6 川南地區典型頁巖氣井龍馬溪組頁巖裂縫脈體包裹體鏡下特征照片

激光拉曼實驗可依據光譜圖中組分特征峰及強度大小，有效鑒別各類包裹體，確定宿主礦物及其包裹體成分，恢復流體包裹體的捕獲壓力[7]。頁巖裂縫脈體中的甲烷包裹體以及氣—液兩相包裹體在光譜圖中均有高強度的甲烷拉曼散射峰，其波數主要介于2 910 ～ 2 911.4 cm－1（圖 7），說明包裹體成分單一，主要為CH4，為純甲烷包裹體。圖7-a為方解石宿主礦物中甲烷包裹體的激光拉曼散射光譜圖，2 910.0 cm－1拉曼散射峰為高強度的甲烷散射峰，呈現窄而強度高的特點。圖7-b為石英礦物中的甲烷包裹體的激光拉曼散射光譜圖。圖7-c為方解石礦物中的氣—液兩相包裹體的激光拉曼散射光譜圖，除檢測到甲烷散射峰之外，還檢測到強度較弱的CO2拉曼散射峰。圖7-d為方解石礦物中的含瀝青甲烷包裹體的激光拉曼散射光譜圖。

圖7 川南地區典型頁巖氣井五峰組—龍馬溪組頁巖裂縫脈體流體包裹體的激光拉曼光譜圖

低溫相變實驗可以獲取甲烷包裹體的均一溫度，進而確定甲烷包裹體的密度[7]。實驗中優先選取形態較大的甲烷包裹體進行均一溫度測試，用液氮將甲烷包裹體快速冷凍至－120 ℃，原來單相的甲烷包裹體中會出現小氣泡，然后緩慢升高溫度，氣泡逐漸變小直至消失，最終均一成液相，此時的溫度為甲烷包裹體的均一溫度（圖8-a～e）。在測溫過程中，觀察到一種低溫相變過程（液態→液態＋氣態→液態），結果顯示甲烷包裹體的均一溫度主要介于－105.4～－96.0 ℃。通過式（9）、（10）利用甲烷包裹體的均一溫度可以計算甲烷包裹體的密度[7]。結果表明，川南地區五峰組—龍馬溪組頁巖裂縫脈體中甲烷包裹體的密度介于0.29～0.32 g/cm3。另外，甲烷包裹體的密度還可通過激光拉曼參數獲取，主要根據甲烷拉曼散射峰位移與甲烷包裹體密度的線性關系計算[7,37]，如式（11）所示。綜合對比兩種方法計算的甲烷包裹體密度，結果一致。

圖8 川南地區典型頁巖氣井五峰組—龍馬溪組頁巖中甲烷包裹體低溫相變過程及鹽水包裹體均一溫度分布圖

儲層中流體包裹體是重建流體古溫壓的重要手段。結合低溫相變顯微觀察和激光拉曼光譜分析，驗證了五峰組—龍馬溪組頁巖裂縫脈體發育的甲烷包裹體為高純度甲烷，純度超過95%，這種單相的高密度甲烷包裹體可以被用來準確計算流體包裹體的捕獲壓力。筆者利用Duan等[38]建立的適用于超臨界甲烷體系狀態方程式來計算頁巖裂縫脈體樣品甲烷包裹體的捕獲壓力。根據前文計算的甲烷包裹體密度，再結合共生流體包裹體捕獲的均一溫度（圖8-f），利用超臨界甲烷狀態方程得到川南地區H202井五峰組—龍馬溪組頁巖抬升初期甲烷包裹體的平均捕獲壓力為163.2 MPa，平均地層壓力系數為2.51（表2）。

表2 川南地區五峰組—龍馬溪組頁巖裂縫脈體均一溫度測試及壓力恢復數據表

5 埋藏—抬升全過程壓力演化

5.1 抬升過程中的壓力演化

構造抬升是導致異常低壓的重要機制[39]。地層抬升剝蝕對頁巖氣藏壓力的影響主要體現在溫度下降和孔隙回彈兩方面。抬升過程中地層溫度下降，孔隙流體遇冷收縮體積減小，導致儲集空間相對增加，并造成地層壓力降低[39]。另外，地層流體的膨脹系數遠大于巖石的熱膨脹系數，溫度降低還會造成巖石骨架顆粒收縮而減小儲集空間，但所降低的空間僅占增加空間的2.25%，最終綜合結果依然表現為孔隙空間的相對增大；若地層處于封閉狀態，孔隙流體體積很小的變化就會引起地層壓力較大的變化[39]。由溫度變化而引起的異常壓力變化可由式（12）計算[40]。JY1井由抬升前最高溫度210 ℃降到現今溫度80 ℃，受抬升剝蝕影響溫度降低了130 ℃，經式（12）計算可得焦石壩地區因溫度下降導致的地層壓力下降了20.8 MPa。在高溫、高壓地質條件下，還可以用SRK狀態方程來計算流體的壓力變化[40]。依據馬德文等[41]建立的溫度降低對純甲烷地層壓力的圖版，計算獲得了焦石壩地區因溫度下降130 ℃而導致地層壓力下降44.16 MPa（圖9-a）。

式中ΔpT表示頁巖層段壓力變化，MPa；αw表示地層流體的熱膨脹系數，取值 400×10－6K－1；αs表示巖石的熱膨脹系數，取值 9×10－6K－1；Cp表示巖石孔隙體積的壓縮系數，取值 3×10－3MPa－1；Cs表示巖石骨架的壓縮系數，取值 1×10－3MPa－1。

地層在抬升剝蝕過程中，隨著上覆地層厚度減薄，引起上覆載荷降低，導致巖石孔隙和地層流體的卸壓膨脹[39]。巖層孔隙膨脹會使地層儲集空間相對增大，同時，孔隙流體也會發生卸壓膨脹造成儲集空間相對降低，儲集空間最終增大還是減小取決于兩者貢獻程度的相對大小[40]。前人針對龍馬溪組頁巖開展了覆壓孔滲實驗來模擬埋藏—抬升過程中頁巖中的孔、滲變化，結果顯示，在地層埋藏過程中，頁巖孔隙度、滲透率迅速減??；在地層抬升過程中，頁巖的孔滲又逐漸增大，但不能完全恢復到初始狀態，表明地層在抬升過程中，頁巖的孔隙度和滲透率發生了滯后回彈現象。因此，在計算時不能忽略孔隙滯后回彈對地層壓力的影響?？紫痘貜棇Φ貙訅毫Φ挠绊懣捎墒剑?3）進行定量分析[41]，即，地層壓力變化與地層剝蝕厚度Δh呈線性關系。焦石壩地區地層抬升約4 020 m，因此，由于構造抬升剝蝕引起的孔隙回彈會導致地層壓力下降40.28 MPa（圖 9-b）。

圖9 焦石壩地區溫度降低與地層抬升幅度與地層壓力關系圖

式中υ表示巖石泊松比，取值0.25；ρr表示剝蝕地層的平均密度，取值2.65×103kg/m3；g表示重力加速度，取值9.8 m/s2；Δh表示地層的剝蝕厚度，m。

對于抬升過程中頁巖氣散失引起的壓力下降，主要結合多期包裹體恢復的關鍵生排烴期的古壓力再扣除因孔隙回彈和溫度下降引起的壓力下降值進行反演計算。JY1井末次抬升前的地層壓力為158.44 MPa，地層抬升過程中因溫度下降降壓44.16 MPa，因孔隙回彈降壓 40.28 MPa，現今氣藏壓力為37.5 MPa，因此，可計算出因頁巖氣散失的降壓為 37.5 MPa。

5.2 盆內、盆緣、盆外地區壓力演化差異

筆者建立了四川盆地盆內永川、盆緣焦石壩和盆外彭水地區的全過程壓力演化模型（圖10）。

盆內永川地區以H202井為例，其埋藏生烴過程與焦石壩地區類似。永川地區在末次抬升前，由生油膨脹而增加的地層壓力為37.74 MPa，由生氣膨脹而增加的地層壓力為66.10 MPa。由于永川位于盆地內部，構造抬升較晚，在距今50 Ma，明顯晚于焦石壩地區；并且構造活動強度較弱，抬升幅度小。抬升過程中，由于孔隙回彈和溫度下降導致地層壓力下降分別為35.96 MPa和32.60 MPa；深埋階段裂縫與流體活動產生的泄壓作用有限，保存條件較好，頁巖氣散失較小，由頁巖氣散失而導致的地層壓力下降僅為25.86 MPa，小于焦石壩地區?，F今H202井埋深 4 000 m，地層壓力為 80.08 MPa，地層壓力系數仍為2.04（圖10-a）。

焦石壩地區以JY1井為例，埋藏生烴過程中的壓力演化前文已詳細闡述。燕山活動晚期（距今85 Ma），焦石壩地區發生了大規模的抬升剝蝕，表現為早期快速隆升、中期緩慢隆升、晚期快速隆升3期特征。抬升過程中，由于地層溫度下降、孔隙回彈以及斷裂和裂縫的活動導致地層壓力下降，頁巖氣發生散失，模擬計算獲得由于溫度下降引起目的層地層壓力下降44.16 MPa，由孔隙回彈引起地層壓力下降為40.28 MPa，由于頁巖氣散失導致地層壓力下降約為36.50 MPa。地層在抬升過程中引起溫度下降和孔隙回彈勢必會造成流體壓力降低，但隨著地層的抬升剝蝕，地層埋深在變淺，靜水壓力相應會降低，因此，在不考慮其他降壓因素的情況下，流體地層壓力系數可能會增加[41]。JY1井在只考慮溫度下降或孔隙回彈因素時，模擬地層壓力系數為4.50，當同時考慮兩個因素時，模擬地層壓力系數為2.80。實際上，構造運動產生的斷裂及裂縫和超壓破裂產生的裂縫導致頁巖氣的散失，也是引起地層壓力和地層壓力系數下降的重要因素[42-43]?，F今JY1井埋深2 500 m，地層壓力為37.5 MPa，地層壓力系數為1.55，一直保持超壓狀態（圖10-b）。

圖10 川南地區五峰組—龍馬溪組地層埋藏—抬升過程中壓力演化圖

盆外地區以PY1井為例，其埋藏生烴過程大致與焦石壩、永川地區類似。彭水地區構造抬升時間早，在距今130 Ma，遠早于焦石壩和永川地區。燕山晚期—喜馬拉雅期抬升時期，盆外地區構造活動強度高，抬升幅度大。抬升過程由于孔隙回彈和溫度下降而導致壓力分別下降47.09 MPa和47.56 MPa；同時，抬升產生大量斷裂和裂縫，對保存條件起到一定破壞作用，導致頁巖氣散失量較大[42,44]，由頁巖氣散失導致的地層壓力下降為44.51 MPa。PY1井現今地層壓力系數為0.96，處于常壓狀態。第3期裂縫活動對超壓產生了較強的破壞性影響，并且，第3期裂縫活動時埋藏更淺，保存條件差，易于引起頁巖氣逸散（圖10-c）。

6 結論

1）測井組合分析法、鮑爾斯法、聲波速度—巖石密度交匯圖版法綜合判識出五峰組—龍馬溪組頁巖的超壓成因主要為生烴膨脹增壓。生烴膨脹增壓在測井曲線上表現為聲波速度、電阻率、巖石密度測井三者反轉不同步，巖石密度反轉滯后；超壓段數據點落在有效應力和鮑爾斯圖版的卸載曲線上，隨有效應力降低，聲波速度減小，巖石密度也減??；主要原因為五峰組—龍馬溪組高熱演化頁巖發育大量微納米級有機質孔。

2）通過建立有機質熱演化過程中的生烴增壓模型，推導生烴增壓計算公式并優選有機質豐度及類型、原始氫指數、干酪根質量分數及轉化率、原油裂解率和殘留系數等參數，定量計算出焦石壩地區五峰組—龍馬溪組頁巖在埋藏過程中的干酪根生油增壓可達到1.73，理論計算原油裂解生氣增壓可達到2.78，原油裂解生氣增壓的貢獻遠大于生油增壓。

3）川南地區五峰組—龍馬溪組頁巖裂縫脈體中發育大量高密度甲烷包裹體，恢復獲得其平均捕獲壓力為163.20 MPa，平均地層壓力系數為2.51。焦石壩地區構造抬升過程中因溫度下降、孔隙回彈和頁巖氣散失分別引起地層壓力下降了44.16 MPa、40.28 MPa和 36.50 MPa。