席斌斌，騰格爾，俞凌杰，蔣　宏，申寶劍，鄧　模

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫　214126；2.中國石油化工集團(tuán)公司 油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 無錫　214126)

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川東南頁巖氣儲層脈體中包裹體古壓力特征及其地質(zhì)意義

席斌斌1,2，騰格爾1,2，俞凌杰1,2，蔣宏1,2，申寶劍1,2，鄧模1

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫214126；2.中國石油化工集團(tuán)公司 油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 無錫214126)

摘要：包裹體巖相學(xué)分析表明，川東南焦頁A井、南頁A井以及彭頁A井頁巖氣儲層石英以及方解石脈中，主要發(fā)育氣液兩相鹽水和氣2類包裹體；激光拉曼分析表明，氣包裹體主要由甲烷組成。3口井氣液兩相包裹體的顯微測溫結(jié)果存在較明顯的差異，其中焦頁A井與南頁A井的石英中氣液兩相鹽水包裹體的均一溫度最高，分別為215.8～245.4 ℃和214.4～240.8 ℃；南頁A井方解石中包裹體均一溫度次之，為177.8～210.4 ℃；而彭頁A井氣液兩相鹽水包裹體的均一溫度最低，為128.5～156.4 ℃。包裹體古壓力恢復(fù)結(jié)果表明，焦頁A井與南頁A井石英中包裹體捕獲壓力最高，分別為114.9～130.5 MPa和124.0～151.5 MPa；南頁A井方解石中包裹體捕獲壓力次之，為114.0～122.3 MPa；而彭頁A井包裹體的捕獲壓力較低，為32.5～43.0 MPa。結(jié)合埋藏史圖可知，3口井的捕獲時間均為燕山期，其中焦頁A井與南頁A井包裹體捕獲時頁巖氣儲層處于超壓狀態(tài)，而彭頁A井處于正常壓力范圍。上述古壓力系數(shù)與現(xiàn)今測井壓力存在相似的規(guī)律，表明焦頁A井與南頁A井氣藏的保存條件要優(yōu)于彭頁A井。

關(guān)鍵詞：古壓力;包裹體; 儲層；頁巖氣；龍馬溪組；川東南

近年來我國正積極地推進(jìn)頁巖氣勘探開發(fā)，涪陵頁巖氣已成為國家級頁巖氣示范區(qū)，此外，四川威遠(yuǎn)—長寧、滇東北昭通等地均取得了突破。流體包裹體作為地質(zhì)古流體樣品，保存了流體形成時的古溫度、古壓力特征，是研究油氣充注、運(yùn)移過程中溫度、壓力變化的重要手段。流體包裹體在研究油氣成藏期次、儲層—流體相互作用過程、儲層古流體的壓力特征等方面進(jìn)行了較廣泛的應(yīng)用[1-11]。一般包裹體分析針對的基本上都是常規(guī)儲層樣品，而對于川東南頁巖氣儲層中包裹體古溫壓恢復(fù)的研究很少[12]。本文選取川東南焦頁A井、南頁A井以及彭頁A井頁巖氣儲層脈體樣品，對其中的包裹體進(jìn)行了詳細(xì)的巖相學(xué)、顯微測溫、激光拉曼以及包裹體古壓力恢復(fù)研究。

1地質(zhì)背景及樣品特征

川東南地區(qū)主要指位于四川盆地東南緣的彭水—南川—綦江—仁懷等地區(qū)，地理上包括重慶、貴州、四川等省市；構(gòu)造上位于中、上揚(yáng)子準(zhǔn)地臺，四川盆地東部、東南部及其邊緣(包含齊岳山以西的四川盆地東南以及齊岳山以東的湘鄂西)，橫跨盆地內(nèi)部和盆地邊緣，在漫長的構(gòu)造及沉積演化史中，經(jīng)歷了多期和多向的邊緣深斷裂活動，具有多旋回的特點(diǎn)。本次研究所選取的采樣井包括焦頁A井、南頁A井以及彭頁A井，其中焦頁A井與南頁A井位于齊岳山斷裂以西，隸屬于四川盆地；彭頁A井位于齊岳山斷裂以東，隸屬于湘鄂西褶皺帶。該地區(qū)經(jīng)歷了揚(yáng)子、加里東、海西、印支、燕山、喜馬拉雅等6個主要構(gòu)造旋回，下古生界烴源巖在印支期以前經(jīng)歷了持續(xù)沉積、深埋，有機(jī)質(zhì)熱演化呈現(xiàn)出高—過成熟的特點(diǎn)，至印支期開始地層經(jīng)歷持續(xù)的構(gòu)造抬升與剝蝕。

本次研究以頁巖氣儲層高角度構(gòu)造縫中充填的脈體為對象。3口井的樣品均為硅質(zhì)頁巖，有機(jī)碳含量大于2%，層位為志留系龍馬溪組，其中焦頁A井現(xiàn)今埋深為2 509.3 m，南頁A井為4 408.28 m，彭頁A井為2 134.65 m。脈體主要被石英和方解石充填，其中焦頁A井以及南頁A井構(gòu)造縫邊部被石英充填，中部被方解石充填，石英形成要早于方解石(圖1a)；彭頁A井構(gòu)造縫僅被方解石充填(圖1b)。

2包裹體實(shí)驗(yàn)研究

本次研究對樣品中的包裹體進(jìn)行了巖相學(xué)、顯微測溫、激光拉曼以及包裹體古壓力恢復(fù)方面的實(shí)驗(yàn)研究，上述實(shí)驗(yàn)均在中國石化油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行。

圖1　川東南志留系龍馬溪組頁巖中脈體照片F(xiàn)ig.1　Veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

2.1包裹體巖相學(xué)研究

包裹體巖相學(xué)分析是確定包裹體的產(chǎn)狀、類型以及劃分包裹體期次的重要依據(jù)。本次巖相學(xué)分析所使用的儀器包括DM4500P偏光/熒光顯微鏡(德國徠卡公司，放大倍數(shù)25～1 000倍)以及Imager A2m型偏光/熒光顯微鏡(德國蔡司公司，放大倍數(shù)50～500倍)。

對樣品鏡下分析發(fā)現(xiàn)，包裹體主要分為2類：

(1)氣液兩相包裹體(Ⅰ型)。室溫下以能識別出明顯的氣相和液相為主要特征，在鏡下多成群分布，多數(shù)包裹體的目估氣液比在15%～25%之間，少數(shù)包裹體的氣液比介于25%～90%；包裹體的尺寸變化較大，但一般不超過20 μm，包裹體的形態(tài)從不規(guī)則狀—負(fù)晶型狀均有發(fā)育。除焦頁A井石英中外，在焦頁A井方解石、南頁A井方解石及石英以及彭頁A井方解石中均發(fā)育此類包裹體(圖2a，c，f)。

(2)純氣相包裹體(Ⅱ型)。其特征為：室溫下呈現(xiàn)出單一的氣相(在包裹體壁上可能存在少量難以觀察出的液相)為特征，該類包裹體在產(chǎn)狀上往往與Ⅰ型包裹體共生分布。包裹體的尺寸變化較大，但一般不超過20 μm；形狀較規(guī)則，以方形、橢圓形等為主。在3口井脈體的石英、方解石中均有發(fā)育(圖2a-e)。

2.2包裹體激光拉曼分析

激光拉曼光譜儀可以對包裹體中的氣、液、固相成分進(jìn)行原位、無損分析，是包裹體成分分析的重要手段之一[13-14]。本次研究使用Renishaw Invia型激光拉曼光譜儀(英國Renishaw公司)，使用Ar+激光器，波長為514 nm，激光輸出能量為5～10 mW，100～4 000 cm-1波段一次取峰，激光束斑大小約為1 μm，光譜分辨率為2 cm-1。

為確定氣包裹體的主要成分，本次激光拉曼實(shí)驗(yàn)研究主要針對Ⅱ型包裹體，激光拉曼分析結(jié)果表明，Ⅱ型包裹體主要由CH4組成(圖3)。由于受方解石本底熒光的干擾，南頁A井和彭頁A井方解石中Ⅱ型包裹體的CH4峰(圖3c，d)的信噪比要低于南頁A井和焦頁A井石英中CH4峰(圖3a，b)的信噪比，而焦頁A井方解石中Ⅱ型包裹體的CH4峰則完全被方解石主礦物的本底所掩蓋。

圖2　川東南志留系龍馬溪組頁巖脈體中包裹體顯微照片F(xiàn)ig.2　Fluid inclusions in veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

圖3　川東南志留系龍馬溪組頁巖脈體中氣包裹體拉曼光譜圖Fig.3　Raman spectrum of gas-bearing inclusions in veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

2.3包裹體顯微測溫分析

本次研究進(jìn)行顯微測溫所使用的儀器為Imager A2m和Axioskop40型顯微鏡(德國Zeiss公司，放大倍數(shù)50～500倍)以及MDS600型自動冷熱臺(英國Linkam公司)。溫控范圍-196～600 ℃，冰點(diǎn)溫度誤差小于0.2 ℃，均一溫度誤差小于2 ℃。

為確定包裹體形成時的古溫度及古鹽度特征，本次研究對3口井的Ⅰ型包裹體的均一溫度以及冰點(diǎn)溫度進(jìn)行了測試(表1)。

表1　川東南志留系龍馬溪組頁巖脈體中包裹體顯微測溫分析結(jié)果Table 1　Microthermometric results of aqueous inclusions in veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

注：焦頁A、南頁A和彭頁A井樣品埋深分別為2 509.3, 4 408.28, 2 134.65 m。

(1)焦頁A井石英中Ⅰ型包裹體的均一溫度為215.8～245.4 ℃，平均為225.6 ℃，冰點(diǎn)溫度為-3.8～-4.0 ℃，折合鹽度(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為6.08%～6.37%，平均為6.22%。(2)南頁A井石英中Ⅰ型包裹體的均一溫度為214.4～240.8 ℃，平均為233.6 ℃，冰點(diǎn)溫度為-2.8～-3.0 ℃，折合鹽度為4.55%～4.86%，平均為4.70%；方解石中Ⅰ型包裹體的均一溫度為177.8～210.4 ℃，平均為194.0 ℃，冰點(diǎn)溫度為-5.2～-6.5 ℃，折合鹽度為8.10%～9.84%，平均為8.88%。(3)彭頁A井方解石中Ⅰ型包裹體的均一溫度為128.5～156.4 ℃，平均為135.7 ℃，冰點(diǎn)溫度為-5.2～-9.1 ℃，折合鹽度為8.10%～12.97%，平均為9.70%。

3包裹體古溫壓恢復(fù)

流體包裹體保存了包裹體捕獲時成巖成藏流體的溫壓信息，是重建古流體溫壓條件的有力手段。包裹體巖相學(xué)研究中所發(fā)現(xiàn)的Ⅰ型與Ⅱ型包裹體共生分布的特征表明，包裹體捕獲于氣—液不混溶體系。前人研究表明，不混溶包裹體中Ⅰ型包裹體均一溫度的最低值即為捕獲溫度[15]。本次古壓力恢復(fù)沿用高健等[12]所采用的Ⅱ型包裹體的等容線與Ⅰ型包裹體均一溫度最低值交點(diǎn)的方法求解包裹體的捕獲壓力。

Ⅱ型包裹體的等容線的求解方法分兩步：(1)利用室溫下Ⅱ型包裹體中CH4的拉曼位移值求得包裹體的內(nèi)壓；(2)然后利用CH4的狀態(tài)方程求解Ⅱ型包裹體的等容線。Lu等[16]提出了根據(jù)CH4拉曼位移值求解CH4包裹體內(nèi)壓的通用公式，但是Lu等[16]根據(jù)不同實(shí)驗(yàn)室的擬合結(jié)果表明，在壓力大于30 MPa時，曲線出現(xiàn)拐點(diǎn)，此時不同實(shí)驗(yàn)室的結(jié)果出現(xiàn)較大的分離度，而本次研究結(jié)果表明大部分Ⅱ型包裹體在室溫下的內(nèi)壓大于30MPa。因此為了更準(zhǔn)確地標(biāo)定Ⅱ型包裹體室溫下的內(nèi)壓，本次研究借鑒Chou等[17-18]的方法，采用自主研發(fā)的流體拉曼位移標(biāo)定儀，在1～46 MPa范圍內(nèi)重新標(biāo)定了室溫下CH4拉曼位移值與CH4壓力的關(guān)系曲線(圖4)，并根據(jù)上述曲線求得了室溫下Ⅱ型包裹體的內(nèi)壓，然后便根據(jù)Duan等[19-21]的狀態(tài)方程，求得Ⅱ型包裹體的等容線，最后將等容線與Ⅰ型包裹體均一溫度的最低值相交，便求得了Ⅱ型包裹體的捕獲壓力。

圖4　CH4拉曼位移與壓力關(guān)系曲線Fig.4　Raman shift vs. pressure of CH4

由表2可知，焦頁A井與南頁A井Ⅱ型包裹體的捕獲壓力要明顯高于彭頁A井Ⅱ型包裹體的捕獲壓力，南頁A井石英中的Ⅱ型包裹體的捕獲壓力要高于方解石中Ⅱ型包裹體的捕獲壓力。根據(jù)Duan等[19-21]的狀態(tài)方程，可以求得Ⅱ型包裹體中CH4的密度，結(jié)果表明焦頁A井與南頁A井Ⅱ型包裹體中CH4的密度要大于CH4的臨界密度(0.162 g/cm3)，為超臨界高密度CH4包裹體，而彭頁A井Ⅱ型包裹體中CH4的密度與CH4的臨界密度相似。

4討論

油氣包裹體古溫度、古壓力數(shù)據(jù)結(jié)合熱埋藏史是研究油氣充注時間及成藏條件的重要手段之一[22]。本文在3口鉆井埋藏史、熱史恢復(fù)的基礎(chǔ)上，利用Petromod軟件模擬得到該井的熱演化史，其中埋藏史結(jié)合鉆井地層厚度、關(guān)鍵構(gòu)造期剝蝕量和壓實(shí)校正來獲得，熱史利用現(xiàn)今Ro-H曲線校正擬合獲得。將本次研究所獲得的包裹體古溫度、古壓力數(shù)據(jù)，分別投到3口井的熱埋藏史圖上(圖5)可知，焦頁A井包裹體捕獲于85 Ma左右，古埋深約為5 900 m(圖5a)；南頁A井石英中包裹體亦捕獲于85 Ma左右，古埋深約為6 900 m，方解石中包裹體捕獲于65 Ma左右，古埋深約為6 700 m(圖5b)；彭頁A井包裹體捕獲于65 Ma左右，古埋深約為4 100 m(圖5c)。壓力系數(shù)是確定油氣保存條件的重要參數(shù)之一，根據(jù)本次研究所獲得的包裹體古壓力數(shù)據(jù)，結(jié)合熱埋藏史圖中所對應(yīng)的古埋深以及靜水壓力梯度(本文按10 MPa/km)，求得焦頁A井、南頁A井和彭頁A井的壓力系數(shù)分別為1.95～2.21， 1.7～2.20，0.79～1.05。

雖然3口井的包裹體捕獲時間相似，均為燕山期，但是焦頁A井與南頁A井包裹體捕獲時地層流體為中等—強(qiáng)超壓，而彭頁A井包裹體捕獲時地層流體近似為常壓?，F(xiàn)今的測井的壓力系數(shù)亦表現(xiàn)出焦頁A井、南頁A井為超壓，彭頁A井為常壓的規(guī)律。劉若冰[23]研究表明，該地區(qū)頁巖已達(dá)到高過成熟階段，原油已大量裂解成干氣，在干氣排烴不暢(保存條件較好)的情況下，會形成超壓。3口井包裹體激光拉曼成分分析僅檢測出CH4，表明包裹體捕獲的為干氣，3口井壓力系數(shù)的差異表明其保存條件存在較大差異。造成上述保存條件差異的原因，主要是由于焦頁A井和南頁A井處于盆地內(nèi)高陡構(gòu)造區(qū)，后期抬升剝蝕適量，保存條件較好；而彭頁A井處于盆地外的大量剝蝕區(qū)，抬升強(qiáng)烈、改造作用強(qiáng)、斷裂發(fā)育，保存條件較差[24]。

表2　川東南志留系龍馬溪組頁巖脈體中包裹體古壓力分析結(jié)果Table 2　Paleo-pressure of fluid inclusion in veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

注：焦頁A、南頁A和彭頁A井樣品埋深分別為2 509.3, 4 408.28, 2 134.65 m。

圖5　川東南志留系龍馬溪組頁巖脈體中包裹體捕獲時代Fig.5　Trapping time of fluid inclusions in veins in shales from the Silurian Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin

利用包裹體的古溫壓數(shù)據(jù)可以計算包裹體捕獲時氣藏的密度，上述密度與現(xiàn)今氣藏的密度差可以大致反映包裹體捕獲至現(xiàn)今這一地質(zhì)歷史時期氣藏的散失量。計算結(jié)果表明，焦頁A井有約50%的天然氣發(fā)生了散失，南頁A井約有34%的天然氣發(fā)生了散失，彭頁A井約有25%的天然氣發(fā)生了散失。上述結(jié)果表明，雖然焦頁A井與南頁A井的保存條件相對彭頁A井較好，但是超壓造成天然氣在保存過程中更容易散失。盡管如此，總體來講超壓仍然是川東南天然氣聚集成藏的重要因素。其積極意義不僅體現(xiàn)在對氣藏含氣量的貢獻(xiàn)上，劉若冰[23]研究表明對于中國南方龍馬溪組頁巖而言，流體超壓還是儲層孔隙保存的重要因素。因此劉洪林等[25]將地層壓力系數(shù)大于1.3作為我國南方海相頁巖氣選取的重要指標(biāo)之一。

5結(jié)論

(1)包裹體的巖相學(xué)、顯微測溫學(xué)以及激光拉曼分析表明，焦頁A井、南頁A井以及彭頁A井脈體主要發(fā)育氣液兩相鹽水包裹體與純氣相包裹體2種類型的包裹體，純氣相包裹體的氣相成分以CH4為主。

(2)研究表明，包裹體古溫壓可以指示頁巖氣藏保存條件的優(yōu)劣并作為計算氣藏散失速率的參數(shù)。

(3)包裹體捕獲時頁巖氣儲層處于超壓狀態(tài)，有利于頁巖氣聚集成藏。

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(編輯徐文明)

文章編號：1001-6112(2016)04-0473-07

doi：10.11781/sysydz201604473

收稿日期：2016-03-11；

修訂日期：2016-06-06。

作者簡介：席斌斌(1981—)，男，碩士，工程師，從事流體包裹體地質(zhì)學(xué)研究。E-mail:xibb.syky@sinopec.com。

基金項(xiàng)目：國家自然科學(xué)基金“古生界頁巖含氣性原生有機(jī)質(zhì)控制作用研究”(U1663202)和中國石化科技部項(xiàng)目(P15097，P14156)資助。

中圖分類號：TE132.2

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

Trapping pressure of fluid inclusions and its significance in shale gas reservoirs, southeastern Sichuan Basin

Xi Binbin1,2, Tenger1,2, Yu Linjie1,2, Jiang Hong1,2, Shen Baojian1,2, Deng Mo1

(1. Wuxi Institute of Petroleum Geology, SINOPEC, Wuxi, Jiangsu 214126, China;2.SINOPECKeyLaboratoryofPetroleumAccumulationMechanisms,Wuxi,Jiangsu214126,China)

Abstract:Facies studies on fluid inclusions revealed that aqueous and gas-bearing inclusions are distributed in quartz and calcite veins of shale gas reservoirs in wells Jiaye A, Nanye A and Pengye A in the southeastern Sichuan Basin. Raman probe analyses showed that gas-bearing inclusions mainly contain CH4. The homogenization temperature of aqueous inclusions ranges from 215.8-245.4 °C in quartz veins of well Jiaoye A. The homogenization temperature of aqueous inclusions ranges from 214.4-240.8 °C in quartz veins in well Nanye A. The homogenization temperature of aqueous inclusions ranges from 177.8-210.4 °C in calcite veins in well Nanye A. The homogenization temperature of aqueous inclusions ranges from 128.5-156.4 °C in calcite veins in well Pengye A. The trapping pressure of gas-bearing inclusions and aqueous inclusions ranges from 114.9-130.5 MPa in quartz veins in well Jiaoye A. The trapping pressure of gas-bearing inclusions and aqueous inclusions ranges from 124.0-151.5 MPa in quartz veins in well Nanye A. The trapping pressure of gas-bearing inclusions and aqueous inclusions ranges from 124.0-151.5 MPa in quartz veins in well Nanye A. The trapping pressure of gas-bearing inclusions and aqueous inclusions ranges from 114.0-122.3 MPa in calcite veins in well Nanye A. The trapping pressure of gas-bearing inclusions and aqueous inclusions ranges from 32.5-43.0 MPa in calcite veins in well Pengye A. Fluid inclusions in these wells were trapped during the Yanshanian period. Reservoirs were over pressured when fluid inclusions were trapped in wells Jiaoye A and Nanye A, but under normal conditions in well Pengye A. Pressure coefficients when trapping showed similar regularities as measured well pressure, inferring that the gas preservation conditions in wells Jiaoye A and Nanye A are better than that of Pengye A.

Key words:paleo-pressure; fluid inclusion; reservoir; shale gas; Longmaxi Formation; southeast Sichuan Basin