四川盆地涪陵页岩气田3种典型页岩气保存类型

舒 逸 陆永潮 包汉勇 王 超 刘占红

1. 中国地质大学（武汉）资源学院 2. 中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院

我国南方地区海相富有机质页岩普遍发育，但页岩气勘探效果差异巨大。该地区海相富有机质页岩生烃后经历了多期构造改造[1-5]，前人的研究成果[6-14]认为保存条件是南方海相页岩气富集的主控因素之一。郭旭生[15]认为良好的保存条件是页岩气“成藏控产”的关键。王濡岳等[16]在评价黔北地区海相页岩气保存条件时指出以抬升剥蚀为主的后期构造改造是页岩气散失的根本原因；潘仁芳等[17]认为桂中坳陷燕山期发育的不同属性断裂系统对页岩气保存起着决定性作用：胡东风、汤济广等[18-19]指出构造改造强度是页岩气保存条件的主控因素，压力系数是保存条件的综合判别指标。Wang等[1,20]认为除大规模构造改造外，中—小尺度的构造变形对泥页岩裂缝的发育也具有重要影响；Zeng等[21]指出剪切断裂的规模是影响四川盆地页岩气保存的关键；Li等[2]认为控制四川盆地页岩气保存的关键因素既包括断层及高角度裂缝发育程度，还应包括页岩气的侧向封堵性。聂海宽等[22]从物质基础、构造作用与演化历史、地层水条件等方面对四川盆地及周缘页岩气的保存条件开展研究，认为四川盆地下古生界页岩气具有良好的保存条件；汤济广等[19]从断裂作用、顶底板有效性、上覆层厚度、构造形态及裂缝间距指数等方面开展了川东南地区下志留统龙马溪组页岩气保存条件研究。但学者们主要从宏观角度，定性评价页岩气保存条件，而结合微观地质特征以及页岩气开发效果系统开展页岩气保存定量评价研究相对较少。

涪陵页岩气田位于我国南方地区构造相对稳定的四川盆地，目前已累计建成页岩气产能70×108m3/a，页岩气累计产量突破100×108m3，成为全球除北美之外最大的页岩气田。涪陵页岩气田页岩原生品质平面差异性小，但开发井产量存在较大差异，分析认为页岩气保存条件平面差异变化所致。为此，笔者利用涪陵页岩气田丰富的地质、地震、测井、测试等资料，通过开展三维地震资料精细解释、岩心观察、成像测井解释和页岩核磁孔隙度测试，并结合涪陵页岩气田勘探开发实际效果，从宏观—微观两方面入手，综合研究保存条件对页岩气富集的影响，建立了页岩气保存条件定性—定量评价指标，划分出涪陵页岩气田3种不同保存类型，对指导页岩气的勘探开发部署具有参考价值。

1 地质背景

涪陵页岩气田作为四川盆地东南部的一部分，经历了早古生代克拉通坳陷、晚古生代克拉通裂陷、中新生代前陆坳陷等多个演化阶段，受加里东运动、海西运动、印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动多期叠加改造，形成了现今的构造格局。加里东运动至印支运动整体以隆升剥蚀为主，燕山运动和喜马拉雅运动不仅造成地层抬升剥蚀，同时挤压变形形成了复杂的褶皱和断裂组合，其中燕山晚期构造运动使得志留系泥岩发生顺层滑脱，形成低角度裂缝和水平缝，后期喜马拉雅构造隆升形成了高角度裂缝。

受多期构造活动叠加影响，研究区构造形成机制复杂，加之纵向存在多套滑脱层，造成平面构造改造变形强度复杂，且具有南东强北西弱的特征。研究区主要发育了北东向断裂系统（大耳山、石门—金坪、吊水岩、天台场等断层）及北西向断裂系统（乌江断层）；以石门—金坪断裂为界，构造上划分为南北两带，北带又可细分为焦石坝断背斜、江东斜坡及乌江断背斜等，南带可细分石门—金坪断背斜及白马向斜等多个次级构造单元。焦石坝断背斜主体表现为一平缓宽阔的箱状背斜，地层平缓，断裂不发育；乌江断背斜断裂较发育；南部石门—金坪断背斜构造变形强烈，断层发育，地层产状横向变化较大（图1）。

综合岩心、测井资料，涪陵页岩气田下志留统龙马溪组自下而上分为龙一段、龙二段和龙三段。目前主要开发层系为上奥陶统五峰组—龙一段，该段自下而上可进一步细分为9个小层（图2），其中①～⑤小层为深水陆棚沉积，主要为富碳高硅质黑色页岩，厚37.5 m，总有机碳含量（TOC）平均值为3.13%，硅质含量介于40%～76%，具有较好的含气性及可压性，属优质页岩段；⑥～⑨小层为浅水陆棚沉积，以中碳中硅质混合页岩和低碳中硅质黏土页岩为主，厚51.8 m，TOC平均值为1.28%，硅质含量相对减少，黏土质含量显著增加，其含气性和可压性品质相对较差。从平面上看，下部优质页岩段（①～⑤小层）和上部含气页岩段（⑥～⑨小层）平面展布均基本稳定（图3）。例如，下部优质页岩段平均厚度约40 m；仅在南部白马向斜略有增厚，TOC、硅质含量、黏土矿物和碳酸盐岩含量分布也较稳定。

2 涪陵页岩气田不同构造类型特征

综合分析涪陵页岩气田构造受力强弱、构造形态与断裂发育程度等构造特征，将涪陵页岩气田构造划分为稳定型、弱变形型和复杂型等3种类型。

图1 涪陵页岩气田构造位置图

图2 涪陵页岩气田焦页D井综合柱状图

图3 涪陵页岩气田典型井连井剖面对比图

2.1 稳定型构造

2.1.1 构造特征与保存条件

稳定型构造的构造特征表现为：地层变形弱，为涪陵页岩气田构造最稳定区域。构造主体为平缓宽阔的断背斜和较宽缓向斜，构造轴部地层平缓，构造翼部相对较陡，志留系地层未见增厚现象（图4）；断裂不发育，断层密度一般小于0.35条/km2，且一般断层规模小，断距小于100 m。

图4 过焦页A井地震解释剖面图

该构造类型分布区五峰组—龙一段页岩及其顶底板裂缝发育程度较低。焦页A井区位于稳定型构造区内，通过该井岩心观察发现，除在五峰组发育少量低角度裂缝，且多为方解石充填，裂缝开启程度较低外，五峰组—龙一段页岩及其顶底板构造缝均欠发育。成像测井资料也反映类似结论，只在下部五峰组发育3条高阻缝，底板裂缝不发育（图5），加之该区含气页岩段顶板（龙二段底部）岩性以灰黑色泥质粉砂岩为主，夹灰黑色炭质泥岩，底板为涧草沟组灰色瘤状灰岩，顶底板岩性均较致密，裂缝欠发育，厚度大（大于40 m），对页岩气隔挡性较好。

总体来看，该类型构造区内的海相富有机质页岩在多期隆升剥蚀中未受到明显构造影响，未形成大规模的断—缝网络逸散通道。在隆升剥蚀背景下，由于构造缝不发育，页岩自封闭性良好，保存在页岩中气体由于弹性膨胀，导致页岩保持相对超压状态，也抵消了部分上覆压力对孔隙的压实破坏，从而页岩中也保留了较多的孔隙。

2.1.2 气藏地质特征

稳定型构造对气藏的保存影响较大。首先是使五峰组—龙一段页岩保持相对较好的物性，如焦页A井五峰组—龙一段页岩核磁测定的有效孔隙度平均值为4.58%，中值孔隙直径介于1.44～8.09 nm（平均值为2.61 nm），其中下部优质页岩层段有效孔隙度平均值为4.79%，中值孔隙直径2.03～8.09 nm（平均值为3.26 nm）；二是地层压力系数高，微注静压测试资料显示，焦页A井气层中部深度3 880.88 m，气层中部压力64.77 MPa，折算压力系数为1.67，为超高压页岩气藏（表1）。三是实钻过程中见良好显示，表1中可见稳定型构造区内钻井气测全烃介于15%～30%，岩心测试含气饱和度大于65%，测井解释含气量为5.93 m3/t，含气性最好，水平井压裂后单井测试产量一般大于25×104m3/d。

图5 不同构造类型区内典型井成像测井对比图

表1 不同构造类型区气藏特征对比表

2.2 弱变形型构造

2.2.1 构造特征及保存条件

同稳定型构造不同，弱变形型构造的典型构造特征要复杂一些，构造由多个狭窄的断鼻构成的断背斜带组成。在该类型构造中，可发育一组至多组不同走向的断层，但是主控断层不多，主要是一些与之伴生的次级断层。相较于稳定型构造，该类型构造中断层规模大，多数断层已断至地表，对构造的完整性有较大的破坏（图6）。

图6 过焦页B井地震解释剖面图

在弱变形型构造分布区内，五峰组—龙一段页岩及其顶底板裂缝较为发育。处于该区内的焦页B井岩心观察表明，五峰组—龙一段页岩下部可见18条高角度构造缝，缝宽介于0.2～3.0 mm，缝高介于5～10 cm，方解石半充填—全充填（图7-a）；五峰组—龙一段页岩中上部发育两期高角度缝，其中早期裂缝为7条高角度缝组成，缝宽介于0.2～0.5 mm，方解石全充填；晚期裂缝切割早期裂缝，方解石半充填—全充填，缝长11 cm（图7-b）。该井成像测井资料可识别出13条小断层、6条高阻缝、1条高导缝（图5）。该类型构造顶底板裂缝较为发育，尤其是顶板龙二段裂缝发育，可见多条高角度缝（图7-c），缝宽介于1～2 cm，方解石充填，反映该类构造顶板保存条件相对较差。由于该类型构造的目的层段和顶底板裂缝发育程度高，故钻井中多有漏失，焦页B井钻井液漏失量达142.4 m3（表2）。

表2 涪陵页岩气田不同构造类型区内钻井漏失情况统计表

图7 弱变形型构造典型岩心照片（焦页B井）

总体来看，该类型构造改造程度相对较强，断裂及裂缝均较发育，局部高角度裂缝可形成断—缝逸散通道导致页岩气散失，气藏压力系统遭受一定程度破坏，致使页岩孔径变小，孔隙度降低，页岩富集程度降低，页岩气保存条件中等。

2.2.2 气藏地质特征

同稳定型构造相比，弱变形型构造区内保存条件相对变差，页岩孔隙度和地层压力系数有所降低。处于该类型区内的焦页B井核磁孔隙度测试结果表明，五峰组—龙一段有效孔隙度平均值为3.77%，中值孔隙直径介于1.02～4.55 nm（平均值为1.92 nm），显著低于稳定型构造的有效孔隙度平均值（4.58%）和中值孔隙直径（平均值为2.61 nm）；其中下部优质页岩层段有效孔隙度平均值为3.89%，中值孔隙直径介于1.44～4.55 nm（平均值为2.78 nm）（表1）。微注静压测试资料显示，该井气层中深3 473.4 m，气层中部地层压力48.15 MPa，折算压力系数1.39，较稳定型构造区内的折算压力系数（1.67）显著降低。实钻资料（表1）揭示，构造弱变形区内钻井过程中气测全烃介于8%～15%，岩心测试含气饱和度介于50%～65%，测井解释含气量为5.18 m3/t，含气性较好，水平井压裂后单井测试产量介于（10～25）×104m3/d。

2.3 复杂型构造

2.3.1 构造特征及保存条件

相较于前两种类型构造变形较弱的特征，构造形态复杂、构造变形强烈、地层产状变化较大（倾角介于10°～35°）是复杂型构造最为典型的构造特征。该类型构造区内发育数条大断层，走向以北东向为主，一般断距大（石门断层断距达1 050 m），断层伴生多条次级断层，导致地层破碎，连续性差（图8）。

图8 过焦页C井地震解释剖面图

同弱变形型构造相比，该类型构造区内目的层及顶底板裂缝非常发育。该区内的焦页C井岩心观察表明，五峰组发育多期裂缝，水平缝宽介于3～5 mm，垂直缝宽介于1～5 mm，方解石全充填，龙马溪组底部可见10余条缝宽介于1～2 mm的高角度缝及数十条缝宽约1 mm的派生缝，方解石全充填；目的层顶部见1条缝宽1 mm的高角度缝及数条缝宽0.1 mm的派生缝，方解石全充填。该井成像测井资料显示，目的层段可识别出28条高阻缝、13条高导缝（图5）。该类型构造的顶底板较稳定型构造和弱变形型构造裂缝发育程度较高，顶部龙二段可识别出12条高阻缝、3条高导缝。裂缝发育致使该类构造顶底板保存条件较差。成像测井资料揭示，复杂型构造中主力含气段及顶底板裂缝发育强度均显著高于稳定型构造和弱变形型构造，且高导缝占比较高，断层封闭性较差，不利于页岩气保存。该区钻井漏失情况也反映出复杂型构造的断层发育且断层沟通性较强，其钻井液漏失量显著高于前两者，达692.1 m3，漏失速率达3.85 m3/h（表2）。

复杂型构造区内断层及其伴生的构造缝十分发育，构造形态复杂，地层破碎，产状窄陡，在后期构造抬升剥蚀过程中，断层及与之伴生的裂缝成为页岩气逸散主要通道，对页岩气保存产生较大破坏作用，致使该区孔隙度、孔隙直径和地层压力系数等参数显著降低，反映出该类型页岩气保存条件较差。

2.3.2 气藏地质特征

该类型构造区内页岩孔隙度及地层压力系数均低于前两类。焦页C井核磁孔隙度测试结果（表1）表明，下部优质页岩层段有效孔隙度平均值为2.22%，邻井优质页岩层段中值孔隙直径介于1.74～2.91 nm（平均值为2.23 nm）；微注静压测试显示，该井气层中部深度为3 520.13 m，气层中部地层压力34.01 MPa，折算地层压力系数仅0.97，较前两类显著减低。实钻资料揭示，复杂型构造区内钻井气测全烃小于10%，岩心测试含气饱和度介于50%～65%，测井解释含气量为4.25 m3/t，含气性最差，水平井压裂后单井测试产量一般小于10×104m3/d（表1）。该类型含气量及单井测试产量显著低于前两类。

3 页岩气保存条件分析评价

3.1 页岩气保存条件评价指标

尽管页岩原生品质平面上变化不大，但由于研究区经历复杂构造运动影响，不同构造部位所受构造改造程度和构造变形强度不同，从而导致断裂和裂缝发育特征、顶底板条件、气藏相关地质参数和页岩含气性在平面上发生较大变化。结合涪陵页岩气田的实际开发效果，采用构造形态、断裂/裂缝特征、顶底板条件和地层压力4个宏观指标，以及孔隙度和孔径大小等两个微观指标进行页岩气保存条件评价（表3）。

表3 涪陵页岩气田保存条件评价指标判别表

构造特征：不同的构造形态整体反映出多期构造运动所造成的区域构造变形、变位特征[18]，同时也是影响保存条件的主要因素[23]。页岩气开发经验揭示，构造宽缓、形态完整、具正向构造背景的构造样式常见较高的气测显示，反映出较好的页岩气保存条件。研究区构造形态及变形强度存在区域差异性特征，以构造特征为主线，强调构造作用是致使页岩气保存条件差异化的重要原因，是开展页岩气保存条件评价的首要评价指标。

断裂/裂缝特征：断层及裂缝的属性、发育规模/程度等决定了页岩渗透性和扩散速率，并进一步控制了页岩气保存条件。规模断层，尤其是切穿上部区域盖层的断层及与之伴生的裂缝，易成为页岩气逸散通道，使页岩气大规模散失，不利于页岩气保存。研究区内的不同构造部位和不同层段其断裂/裂缝属性及发育规模/程度均具有显著差异，导致其页岩气保存条件不同[24]。

顶底板条件：良好的顶底板既可以减缓页岩气的逸散，同时在压裂改造时可有效避免人工裂缝与断裂或含水地层沟通，降低页岩储层改造风险。研究区目的层顶底板岩性较为一致，区域分布稳定。但由于不同地区裂缝发育程度不同，导致顶底板封堵条件差异较大。

地层压力：页岩由于良好的自封闭性，页岩气生排烃过程中造成孔隙压力增大，容易形成异常高压。在异常压力和烃浓度差的作用下，若页岩气保存条件较差，页岩气排出速度过快可造成地层压力大幅降低，甚至形成常压[22]。因此地层压力参数是页岩气保存条件的重要评价指标。目前钻井测试数据也表明页岩气压力系数与产量具有较好的正相关性[2]。

孔隙度和孔径大小：孔隙度大小也是衡量保存条件的重要指标。保存条件较差，页岩气逸散后，存在孔隙度降低趋势。孔径大小同样是反映页岩气保存条件优劣的重要参数。良好保存条件下，气体充注度较高，孔隙被气体充填，且孔径较大，以中—宏孔为主；若保存条件较差，气体逸散，加之上覆地层压力影响，孔隙承压能力降低，其孔隙多以椭圆形或扁平状为主，且孔径较小，多以微孔—中孔为主。

综合分析涪陵页岩气田构造特征、断裂/裂缝特征、顶底板条件、地层压力和孔隙度和孔径大小等因素，把涪陵页岩气田保存类型划分构造稳定型、构造弱变形型和构造复杂型为3种保存类型。

3.2 涪陵页岩气田各区块保存条件评价

按照上述评价指标综合评价，认为焦石坝断背斜和江东斜坡应属于构造稳定型保存类型（图9）。以焦石坝断背斜为例，构造形态宽缓，顶部较平坦，五峰组—龙一段稳定分布，变形强度很小，断层及构造裂缝不发育，仅在构造翼部发育大耳山西断层、吊水岩断层、天台场2号断层等几条断层，故保存条件良好。通过对涪陵页岩气田不同保存类型区典型钻井生产数据统计可知（图10），构造稳定型区内单井产量最高，单井平均测试产量可达37.9×104m3/d，平均测试井口压力为27.7 MPa，平均无阻流量为63.4×104m3/d，反映出具有最好的页岩气保存条件。

图9 涪陵页岩气田不同保存类型平面分布图

构造弱变形型保存类型主要分布于中部乌江断背斜，断裂较发育，主控断层的断距100～500 m，其他伴生断层规模较小。在断层控制下，主要形成断背斜、断鼻构造，构造主体五峰组—龙一段产状较陡，地层增厚比例一般小于1.5。顶底板岩层裂缝较发育。总体看保存条件中等，但比焦石坝断背斜差。构造弱变形型区内单井产能指标相对较低，单井平均测试产量可达12.6×104m3/d，平均测试井口压力为10.8 MPa，平均无阻流量为15.3×104m3/d，反映出较差的页岩气保存条件。

构造复杂型保存类型主要分布于东南部的石门—金坪背斜和白马向斜。在石门—金坪背斜中，断裂发育，构造较破碎，主要形成狭窄断背斜、复杂断裂带；地层产状陡，地层增厚比例2.0左右；顶底板岩层裂缝发育，封闭条件差。如图10所示，构造复杂型分布区的页岩气井平均测试产量8.6×104m3/d，平均测试井口压力7.9 MPa，平均无阻流量为9.4×104m3/d，说明其页岩气保存条件最差。

图10 不同保存类型区内单井产量综合对比图

4 结论

1）涪陵气田页岩气保存类型可划分为构造稳定型、构造弱变形型和构造复杂型3类，其中构造稳定型区内断裂不发育，构造变形较弱，目的层段裂缝发育程度低，顶底板封闭性好，最有利于页岩气保存；构造弱变形型区内，发育两期不同走向断层，产状较陡，近断裂带处保存条件较差，远离断层的区域仍具备中等保存条件；构造复杂型区内，发育北东向断层，断层及其伴生的构造缝十分发育，构造形态复杂，地层破碎，产状窄陡，顶底板封闭性差，为最不利的页岩气保存类型。

2）构造形态平缓、远离边界主控断裂是页岩气得以保存的基础，顶底板有效的隔挡封闭条件则可显著降低构造改造对气藏的破坏作用，超压环境、孔隙度和孔径大小是保存条件的综合表象。

3）优选构造形态、断裂/裂缝特征、顶底板条件和地层压力4项宏观指标以及孔隙度和孔径大小2项微观指标作为页岩气保存条件评价指标。

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