渝东南武隆地区构造作用对页岩气形成与保存的影响

张海涛 张 颖 何希鹏 高玉巧 张培先

（ 中国石化华东油气分公司 ）

中国页岩气开发在焦石坝、长宁—威远、富顺—永川、昭通已初具规模[1-12]，目前成功实现开发的均为南方海相地层，这与北美地区页岩气主要形成于海相富有机质页岩具有相似性[13-15]。中国页岩气研究经历了认识、实践、再认识的过程，早期认为页岩气为“连续型”气藏，受构造作用影响小[16-17]，主要评价页岩厚度、含气性、TOC、脆性矿物含量等静态指标，随着大量探井钻探和页岩气示范区的建设，对中国式页岩气的认识越来越深入[18]，研究也逐渐向关注动态演化的过程发展，特别是越来越强调页岩气的保存条件[19-21]。

勘探上，多数探井评价结果显示静态指标差异不大的情况下，单井产量存在很大差异，主要原因是地层压力系数反映出的地层能量大小及含气性不同[22-24]。超压（地层压力系数大于1.2）地区单井产量高，如阿巴拉契亚盆地北部地区Marcellus页岩、Sabine隆起Haynesville页岩、涪陵焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩等；常压（地层压力系数为0.8～1.2）地区单井产量相对较低，如彭水地区桑柘坪向斜、武隆地区武隆向斜五峰组—龙马溪组页岩。开发上，北美大部分以常压页岩气开发为主，相对浅的埋深和较好的地表条件利于工程施工。中国页岩气实现有效开发主要为四川盆地及周缘超压页岩气，但从资源量评价结果看[25-26]，常压页岩气分布广泛，资源量巨大，中国页岩气形成产业优势无法回避常压页岩气这一关键。本文基于对页岩气富集成藏的再认识过程，以渝东南武隆地区为例，探讨构造作用对页岩气形成及保存的影响。

1 地质特征

中国沉积盆地普遍经历了多旋回的构造运动，形成海相、海陆过渡相及陆相多套富有机质页岩[27-31]，“多类型、多层系、多演化、多成因”的特征反映了构造作用对页岩气形成的重要性。渝东南地区位于川中隆起与黔中隆起之间，是上扬子地台重要组成部分，经历了加里东运动、海西运动、印支运动、燕山运动及喜马拉雅运动等多期构造运动。加里东—海西—印支期，扬子地台构造活动相对较弱，以隆升作用为主，形成“大隆大坳”的构造格局。燕山期受太平洋板块和印度洋板块的俯冲影响，五峰组—龙马溪组页岩持续深埋并达到最大埋深；燕山晚期—喜马拉雅期左旋挤压运动形成一系列北东向展布的逆冲断层，形成隔挡式褶皱形态，随着地层进一步隆升，五峰组—龙马溪组在部分地区完全剥蚀。对不同构造区样品进行裂变径迹分析表明，上扬子地区具有渐进式变形特征，变形时间东早西晚，抬升幅度东高西低，变形强度东强西弱。

武隆向斜位于渝东南齐岳山断裂以东，为北东向展布的宽缓向斜，燕山早期白沙断裂和平安断裂控制向斜的形成，晚期胡家园断裂将其分割为南部的武隆次凹和北部的火炉次凹，武隆次凹西侧为老厂坪背斜（图1）。武隆地区五峰组—龙马溪组埋深为0～4000m左右，在南部武隆次凹南斜坡钻探隆页1井，钻遇五峰组—龙马溪组优质页岩厚32m，TOC平均为4.36%，含气量为2.49m3/t，Ro为2.54%。隆页 1井与焦页1井、彭页1井相比，优质页岩厚度、TOC、Ro、脆性矿物含量等基本一致，含气量比焦页1井（平均为2.98m3/t）低，比彭页1井（平均为2.06m3/t）高，武隆地区地层压力系数（隆页1井地层压力系数为1.08）比焦石坝地区（焦页1井地层压力系数为1.55）低[32]，比彭水地区（彭页1井地层压力系数为0.96）高。根据各区勘探开发情况，地层压力系数和含气性是综合反映单井产能最重要的两个参数，受构造作用影响明显，其中构造活动关键时间、构造活动强度和构造样式是3个关键影响因素。

图1 中上扬子地区及武隆地区构造特征图

2 构造活动关键时间对页岩气生储影响

构造活动关键时间决定了页岩生排烃过程，对页岩气保存产生持续性影响。隆页1井埋藏史分析表明，武隆地区五峰组—龙马溪组经历了两次埋藏生烃：①泥盆纪早期埋深达到1800m，进入生烃门限，成熟度低，有机质生烃量有限，之后至二叠纪中晚期经历了缓慢的抬升，生烃作用相对较弱；②二叠纪末期至白垩纪中期，经历了持续的深埋作用，最大埋深超过6000m，Ro约为2.54%，有机质热演化进入过成熟阶段，干酪根和残留油大量生成天然气，气体赋存在原生孔隙和成岩作用形成的孔隙（生烃形成的有机质孔，黄铁矿、黏土矿物转化形成的无机孔）中。白垩纪中期以后地层快速抬升，进入气藏调整破坏阶段。武隆地区五峰组—龙马溪组页岩气形成过程可概括为早期持续深埋控制生烃、晚期快速抬升控制成藏两个阶段。

将隆页1井埋藏史与彭页1井、焦页1井进行对比（图2），3口井总体趋势基本一致，泥盆纪早期经历第一阶段浅埋进入生烃门限，但未大量生烃，至二叠纪末经历了长期缓慢抬升，之后进入第二阶段深埋（焦页1井、彭页1井三叠纪经历小规模隆升），在白垩纪不同时期达到最大埋深，Ro均超过2%，此后进入快速抬升的气藏调整破坏阶段。

图2 隆页1井—彭页1井—焦页1井五峰组—龙马溪组埋藏史对比

从3口井的埋藏史图来看，构造活动关键时间对武隆、彭水和焦石坝的影响主要体现在两个方面：①干酪根持续生烃时间。加里东期相对较弱的构造运动使3口井同时进入生烃门限，之后持续深埋，受上扬子地区渐进式变形特征控制，彭页1井、隆页1井、焦页1井渐次达到最大埋深，有机质成熟度均处于过成熟早期阶段，差异不大，但焦页1井经历了更长时间的生烃过程，干酪根热解烃转化率高，生烃量较另外两口井高。②气藏调整破坏时间。与干酪根持续生烃时间对应，最大埋深之后3口井均发生快速抬升，抬升对页岩气是绝对破坏过程，彭页1井约在125Ma开始抬升，隆页1井约在95Ma开始抬升，焦页1井开始抬升时间约为85Ma。彭页1井经历了更长时间的气藏调整破坏，对页岩气保存条件影响较大。对五峰组和龙马溪组页岩方解石包裹体测温分析表明，焦页1井五峰组页岩裂缝内方解石包裹体温度为196.2～239.5℃，结合埋藏史分析裂缝形成于最大埋深期，为生烃增压导致的破裂缝；彭页1井龙马溪组页岩裂缝内方解石包裹体温度为128～138℃，其裂缝形成于气藏调整阶段，为泄压过程及构造挤压形成的破裂缝；武隆地区西南侧齐岳山断裂西侧的胜页1井龙马溪组页岩裂缝内方解石包裹体温度为100～194℃，为生烃增压阶段产生的破裂缝及抬升泄压过程产生的破裂缝。

构造活动关键时间控制干酪根持续生烃时间和气藏调整破坏时间，一方面影响了气源的供给，另一方面决定了气藏的保存。特别是气藏调整破坏阶段，构造作用对页岩物性产生影响，随地层抬升页岩内发生孔渗调整、裂缝变化等，其时间效应均影响了现今页岩气规模（主要影响含气性和地层压力系数两个参数）。对构造活动关键时间进行分析，宏观上能够反映区域页岩气地质潜力，对比优选有利勘探区；微观上能够评价时间效应对流体运移的影响，进一步评价单井产能。

3 构造活动强度对页岩气保存影响

构造活动强度对页岩气保存影响重点体现在其空间效应上，空间效应中地质能量的再分配宏观上影响了断裂、皱褶的规模及页岩的埋深，微观上影响了页岩的物性（孔隙度、渗透率、裂缝形态及规模、岩石密度、脆韧性等）及有机质孔微观特征。

武隆地区处在川东高陡褶皱带，构造改造强度大（图3a、d），武隆向斜地层倾角变化大（15°～30°）。区内3条大断裂断距变化幅度大：白沙断裂北部断距超过2000m，向南逐渐减小；胡家园断裂北部断距为1600m，南部断距为500m；平安断裂从北向南断距由1200m减小到700m。焦石坝地区处于盆内弱构造改造区，为箱状背斜，主体区变形弱，地层平缓，断裂不发育，两翼断裂较发育（图3b、e），主要断裂断距一般小于500m。与焦石坝地区相比，武隆地区构造改造强烈，能量释放大，形成的区域性开放断裂对页岩气保存条件破坏大，同时强烈的褶皱作用加剧了地层的风化剥蚀，向斜南北两侧五峰组—龙马溪组均出露地表，页岩含气性及地层压力系数均较低。彭水地区桑柘坪向斜，与武隆向斜同处于川东高陡褶皱带，五峰组—龙马溪组“四周”开口（图3c、f），地层压力系数为0.98，钻井初产气量较低。隆页1HF井初产气量为6.5×104m3/d，试采一年，目前产气3×104m3/d；焦石坝主体区平均无阻流量大于50×104m3/d，两翼构造复杂区平均无阻流量较主体区明显降低；彭页1HF井初产气量小于3×104m3/d，后期递减幅度较大。

图3 武隆、焦石坝、彭水地区构造剖面图及地震剖面

对五峰组—龙马溪组页岩样品进行三轴应力卸载物理模拟实验和覆压脉冲渗透率实验测试（图4a、b）。三轴应力卸载实验结果表明，随着围压降低，轴向载荷缓慢增加，当围压下降到16.6MPa（图4a中B点）时，岩样发生剪切破坏，模拟对应地层埋深1544m（图4a中C点）。覆压脉冲渗透率测试结果显示，随着围压增加，页岩渗透率明显减小，以三轴应力卸载实验中岩石发生剪切破坏对应的围压（16.6MPa）为界，围压大于16.6MPa，页岩渗透率随围压增加缓慢递减，围压大于30MPa，渗透率接近于零；围压小于16.6MPa，页岩渗透率随围压减小快速增加（图4b）。结合埋藏史分析结果，武隆地区五峰组—龙马溪组页岩最大埋深后抬升剥蚀，上部地层剥蚀厚度普遍大于3000m，页岩渗透率增加；横向上，武隆向斜区由核部向两翼，渗透率逐渐增加，页岩气的散失强度逐渐增强，尤其是埋深1500m到露头区，渗透率大幅增加，页岩气大量逸散。

图4 页岩三轴应力卸载实验和覆压脉冲渗透率实验曲线图

统计焦石坝、长宁—威远、彭水、丁山等地区页岩气单井产量发现，页岩埋深与产气量具有一定的相关性（图5），埋深为2500～3000m时，页岩气单井产量普遍超过10×104m3/d；埋深为3000～4000m时，单井产量一般低于10×104m3/d；埋深大于4000m时，除威远、丁山地区部分井产量较高外，单井产量一般小于5×104m3/d。

页岩气开发需要经过大规模水力压裂，建立有效人工缝网沟通天然孔隙/裂隙系统，从页岩埋深与单井产量关系图，结合覆压脉冲渗透率实验分析，可以推断，埋深小于2000m时，就上扬子地区五峰组—龙马溪组而言，上覆地层抬升剥蚀厚度普遍超过3000m，使得页岩渗透率大幅增加，不利于页岩气的保存，导致页岩含气性及地层压力系数降低，虽然实测页岩具有一定的含气量，但这种常压地层中游离气占比大幅减少，吸附气脱附困难，开发潜力很小；埋深2000m到3500m区间内，抬升剥蚀量较小，泄压对渗透率的影响较小，但泄压实际上改善了页岩的储集性能（未形成连通缝网），在人工压裂改造的情况下，能够建立有效的缝网，从而实现页岩气的有效开发；埋深大于3500m时，页岩气的保存条件极为有利，但过高的围压造成压裂改造不充分，因此极少数井（深大断裂控制区）会获得高产。

图5 页岩埋深与页岩气单井产量关系图

关于埋深对压裂效果的影响，笔者选取武隆地区隆页1HF井第1段、第7段、第13段共3个压裂段进行对比分析（图6）。隆页1HF井水平段高差500多米，第1段、第7段、第13段轨迹均位于龙马溪组优质页岩③号小层内。从微地震检测分析结果来看，第13段压裂效果较第1段好，改造体积大，缝长、缝宽等都有明显提升，除施工的部分因素外，主要受页岩埋深影响。

此外，由于页岩较强的非均质性，构造活动强度对其渗透率产生影响的同时，其非均质性同时表现在水平渗透率与垂直渗透率的巨大差异。通过对多口页岩气井页岩样品进行脉冲实验分析对比发现，页岩的水平渗透率远高于垂直渗透率，当构造作用使页岩达到渗透率大幅变化的深度边界时，沿着页理页岩气会发生逸散。

图6 隆页1HF井压裂微地震检测图

4 构造样式对页岩气保存影响

构造样式对页岩气保存的影响研究较少，一般认为正向构造比负向构造更有利于页岩气的保存。通过构造活动关键时间和构造活动强度对页岩气形成和保存影响的分析，笔者认为单纯的构造样式（如背斜、向斜、单斜、断背斜、断鼻等）对页岩气的影响是不明显的，构造样式对页岩气形成、保存的影响是多因素耦合的结果，包括褶皱的连续性（是否存在露头区）、地层产状、有效盖层的厚度、断裂的封堵性等。

通过调研中国石化、中国石油南方海相探区页岩气勘探开发资料不难发现，在背斜、向斜、断鼻、斜坡区，甚至断裂带附近都有较好的页岩气显示井，说明构造对页岩气成藏的影响不是绝对的，分析构造对页岩气保存条件的影响应该放在更大的地质背景下系统考虑，特别是对于“隔挡”“隔槽”“槽挡转换带”（即四川盆地内外）应区别研究。关于南方海相页岩气富集成藏模式已经提出的有“二元富集”理论[33]、“三元富集”理论[4]、“源—盖控藏”模式[34]、“三因素控藏”理论[24]等，上述理论核心均强调了页岩气富集成藏的3个基础：深水陆棚相富有机质页岩发育、有机质孔发育及良好的保存条件。笔者在此基础上，对保存条件进一步划分为“三带三区”评价模式（图7），利用“三带三区”评价模式能够将不同构造样式统一到一个评价模式下探讨页岩气保存条件。

图7 不同构造类型页岩气保存条件“三带三区”评价模式图

（1）纵向“三带”主要包括①脆性变形带、②过渡带、③韧性变形带，“三带”主要与页岩埋深有关，划分依据是泥岩埋藏压实特征及三轴应力卸载实验结果。泥岩的脆韧变化与压力、温度相关，在剥蚀露头区，由于气体的逸散及地下水的影响，“三带”深度分布具有一定的差异性。“三带”的分布是现今条件下影响页岩气富集的最关键因素。对于南方海相地区五峰组—龙马溪组优质页岩而言，其经历了“埋藏—生烃—抬升”，不存在“二次生烃”，“三带”直接反映了五峰组—龙马溪组生烃之后的状态。

根据隆页1井的钻探实际，地层压力系数为1.08，岩心发育部分高角度缝，可以大致确定隆页1井处于过渡带，该带表现为：地层裂而不破，页岩气能够富集成藏，能够形成常压或超压型页岩气，是页岩气开发的重点分带。脆性变形带由于高角度缝发育，受断层、径流、压差等影响，气体发生运移散失，不具备勘探开发价值。韧性变形带（深层页岩气区)页岩气保存条件最为优越，但需要不断提升的压裂工艺配合才能实现有效开发。

（2） 横向“三区”主要包括Ⅰ封闭区、Ⅱ内连通区、Ⅲ外连通区，“三区”划分主要考虑不同围压条件下页岩渗透率的变化，定性表征泥页岩中页岩气的“流动”行为。

通过岩心薄片观察、流体注入实验等方法能够确定，泥页岩中分布着大量纳米级孔隙/裂隙，研究认为气体在纳米级孔隙/裂隙中的流动行为不能用达西流单一表征，还包括扩散、滑脱等行为，同时普遍认为低渗透储层中很难发生大规模的气体运移，页岩气井钻探也显示很多井“有气无产”，因此页岩气的渗流特征是认识页岩气的关键。“三区”定性地反映了页岩储层中气体的赋存运聚状态，封闭区以吸附气为主，游离气以扩散作用发生交换，其系统类似于“单个封闭房间”，整体处于动态平衡，不会发生大规模的运移散失，但由于储层物性条件较差（对开发而言），使得该区主要表现为“有气无产”。内连通区以吸附气为主，有机质孔发育，同时与天然裂隙沟通，其系统类似于“双连通房间”，系统在一个房间达到平衡状态时与第二房间发生连通，平衡状态开始调整，此时页岩气会发生小范围的运移，在调整过程也会造成系统整体压力降低，但因为储层物性条件较好，使得该区成为主要的页岩气开发区，表现为“有气有产”。外连通区以游离气为主，其系统类似于“开放型房间”，始终处于物质交换阶段，气体发生运移散失，使得该区主要表现为“低气无产”。

5 武隆地区页岩气富集成藏模式

武隆地区页岩气富集成藏模式如图8所示，其东翼五峰组—龙马溪组出露地表，为开放型斜坡区，其西翼与老厂坪背斜连为一体，五峰组—龙马溪组仅在部分地区“开天窗”，同时转换带附近发育一条大断裂，对页岩气的保存具有一定的影响。隆页1HF井水平段落差500多米，根据“三带三区”的认识，其处于过渡带、内连通区，但由于东翼为开放型斜坡，使得内连通区的埋深下限增加，使整体含气性降低，因此隆页1HF井“有气有产”，但产量较低。

对于焦石坝、富顺、桑柘坪、道真、威远等区域，其保存条件的评价均可以统一到“三带三区”评价模式中，勘探的重点是过渡带、内连通区。

图8 武隆地区“三带三区”模式图

6 结论

构造作用从时间、强度和形成的构造样式3个方面影响页岩气的保存条件。构造活动关键时间和强度直接影响有机质生烃和烃类保存，一般来讲，抬升均会破坏页岩气保存条件，对于渝东南地区，构造变形从东到西渐进式发展，东部地区抬升早，气藏经历更长的调整破坏阶段，页岩气保存条件较西部地区差，但适度的抬升有利于页岩气开发。构造样式不直接反映页岩气保存条件，而是通过多因素耦合综合影响页岩气保存，根据泥岩压实特征和断裂、露头区等发育特征，任何构造样式下页岩气保存均可划分为“三带三区”，“三带三区”是综合评价页岩气保存条件的重要因素，其中韧性变形带、封闭区表现为有气无产，过渡带、内连通区表现为有气有产，脆性变形带、外连通区表现为低气无产。武隆地区东翼为开放型斜坡，低气无产区范围较大，勘探应该向构造中心有气有产区靠近；西翼为连续型斜坡，保存条件较东翼好，有气有产区范围大，可适当向浅层勘探。