中国地质调查局：腾格尔-中国南方不同埋藏条件下海相页岩气差异保存机理

保存条件是制约复杂构造区海相页岩气勘探突破的关键因素,其在不同埋藏条件下存在差异,相关机理尚不清楚。

本文基于志留系页岩埋藏—生烃—抬升动态演化格架及其温压场、页岩气赋存形式的定量恢复研究,结合关键地质参数与含气量的实验大数据统计分析,将南方海相页岩气埋藏类型分为埋藏—生烃、抬升—改造2个阶段的最大埋藏期、深层和中浅层的超压与常压六种情形,分别进行了保存条件研究,指出各自的保存机理及差异,并建立了页岩气保存条件的综合定量评价指标体系。

结果表明:埋藏—生烃阶段,处于页岩气生成和积聚阶段,以高温热裂解气为主,至最大埋藏处(期)形成的页岩气主要以超临界态、游离态原地聚集与保存,呈超压富气,这归因于受顶底板封堵性和烃类吸附作用控制的低排烃效率和高滞留烃量。而开启性断层、不整合面和紧邻高孔渗地层等先天性条件下易产生高排烃效率,页岩气原始资源潜力不足。抬升—改造阶段的深层页岩气,在良好的顶底板致密性和边部分隔性的条件下,页岩气仍保持了最大埋藏期的超压富气特征,即使发生一定量的页岩气散失,主要是在浓度差驱动下沿层理缝侧向扩散;目标层被开启性断层切割则页岩气逸散严重并形成异常低压。抬升—改造阶段的中浅层页岩气,在超压状态下,以游离气为主,吸附气次之,仍呈超压富气,此类保存主要受构造变形强度控制,其中岩石力学行为是关键,页岩气散失属于浓度差驱动下沿层理缝向断层、露头区侧向分子扩散;在常压状态下,构造改造强烈,以吸附气为主,含气量变化大,自封闭和水动力是此类埋藏条件下页岩气保存的主控因素,其中纳米限域空间内吸附和毛管压力封闭机制是关键,页岩气散失处于浓度差下沿微裂缝系统分子扩散或(和)压差和水动力下沿开启性断层、露头区渗流逸散。

结论及展望

(1)在四川盆地及周缘地区,志留系页岩经历了早期相似的埋藏—生烃演化、晚期差异性隆升改造过程,造成埋藏—生烃阶段的最大埋藏期、抬升—改造阶段的深层和中浅层埋藏条件下超压、常压页岩气的差异化聚集与保存机制。

(2)在埋藏—生烃阶段,处于页岩气原始最大资源潜力形成阶段,烃源岩通过近200 Ma的持续埋藏—生烃—排烃—聚集演化过程及其动态平衡,至6500~7500 m的最大埋藏处(最大埋藏期),天然气不断生成并原地积聚形成了页岩气初始“最大存量”—最大埋藏期含气量。在烃源岩的密闭系统内,页岩气以游离气为主,呈超压富气,而在具有不整合面或邻近高渗地层或开启性断裂的先天性开放系统内,排烃效率高,页岩气形成潜力不足。

(3)在抬升—改造阶段,受太平洋板块俯冲和青藏高原隆起的综合影响,志留系页岩在四川盆地及周缘遭受了不同程度的隆升剥蚀、变形改造,其强度成为页岩气勘探突破的关键。志留系页岩在盆地内部改造强度相对较弱,普遍处于深层、超压、富气;其在盆地周缘地区改造强烈,多处于中浅层、常压、开启状态,宏观因素与微观机理的耦合作用下页岩含气量变化大,页岩气保存机理复杂,其中以纳米空间、分子运动为主的微观机制对常压页岩气的富集高产具有建设性作用,而开启(通天)断层切割、地层水力冲洗起到重要的破坏作用。

(4)针对南方复杂构造区海相页岩气勘探,选择页岩气差异保存的宏观与微观关键因素作为端元,采用关键变量的大数据统计分析参数,构建了定量—半定量的页岩气保存条件的分级评价体系,有助于推动复杂构造区不同埋藏条件下页岩气的高效勘探。

引用本文

腾格尔,邱楠生,俞凌杰,郭天旭,冯乾乾,申宝剑,卢龙飞,曾文人,李浩涵,陈维堃,张聪.2024.中国南方不同埋藏条件下海相页岩气差异保存机理.地质学报,98(11):3285~3301.

BORJIGEN Tenger, QIU Nansheng, YU Lingjie, GUO Tianxu, FENG Qianqian, SHEN Baojian, LU Longfei, ZENG Wenren, LI Haohan, CHEN Weikun, ZHANG Cong.2024. Differential preservation mechanisms of marine shale gas under varying burial conditions in southern China[J]. Acta Geologica Sinica,98(11): 3285-3301.