页岩气层内运移机理分析及应用

黄长兵, 张 峰, 李顺平, 杨 震, 张雪锐, 胡 泊, 童守强

(1.中国石油化工股份有限公司中原油田分公司勘探开发研究院,郑州 450000；2.中国石油玉门油田分公司钻采工程研究院，酒泉 735000；3.中州期货有限公司研究所,上海 200120；4.中国石油玉门油田分公司勘探开发研究院，酒泉 735000)

随着勘探开发的不断深入，页岩气逐步被人们所认识，也渐渐成为中外勘探开发的热点领域。近年来在美国掀起的“页岩气革命”使得美国的天然气产量逐年攀升[1]，并在2009年以6 240×108m3的产量超过俄罗斯，成为世界第一大天然气生产国[2]，其在福特沃斯盆地等地页岩气区的成功开发引起了世界各国的注意[3]。截至2012年年底，美国的页岩气占总天然气产量的30%，加拿大则占到了15%，而中国页岩气占了不到1%[4]。

包括中国在内的许多国家开始吸取并学习美国页岩气开发的成功经验，试图将其应用于中国的页岩气开发。但美国的页岩气勘探开发经验在中国并不一定适用[5]。通过对上扬子地台和北美地台中的部分层位的页岩气藏地质特征进行对比发现，其在地质背景、烃源岩特征、储集性、含气性、保存条件、地表条件等方面均存在或多或少的差异[6]。在此基础上，中国学者逐渐意识到在学习美国页岩气开发经验的基础上，需要结合中国页岩气藏特点，通过技术、设备、方案上的进一步创新[7]，同时也需要从基础地质理论出发，重新认识页岩气的赋存规律，来推进中国页岩气的勘探开发。

在页岩气地质理论的研究中，关注点之一是页岩气的吸附解吸规律以及其在纳米级孔隙中的渗流状态。气体在页岩中的赋存形式与砂岩有很大区别，其渗流规律也不能通过达西定律来解释[8]。前人研究阐释了页岩气生成之后由吸附态或溶解态向游离态的转化规律[9-10]，由纳米级孔隙逐渐向微裂缝等更大的空间中流动的规律[11-12]，以及产生这些运动的控制因素[13]，并通过定量分析，提出了以渗流-扩散-解吸附为主的页岩气微观运移机理模型[14-15]，这一观点逐渐被大部分学者接受。但对于页岩气在宏观层面的运移目前仍存在很大争议，若是向邻近的高孔渗层运移，页岩就成为了烃源岩，但如果气体并未排出或并未大量排出页岩，是否会在页岩内部运移导致其在局部富集。答案是显而易见的，如果不能在层内运移，泥质烃源岩内部的气体则不可能排出，同时在地质环境相同或相似的范围内，气体的分布应当相对均匀。

在研究常规油气运移规律时，油气的流体势大小及相互关系不仅能解释油气是否可以发生运移，还可以直观地表征不同区域油气的运移方向。因此分析不同地质环境中流体势大小的分布特点同样对研究页岩气层内运移机理具有重要意义。但由于泥页岩本身所具有的超低孔超低渗的特性[16]，使得页岩气流体势大小的主控因素会较常规油气有所变化。

在不同的地质环境中，同一页岩层的不同区域之间流体势的大小关系也会有所不同。可能产生流体势差异的地质环境有很多，比如褶皱的轴部和翼部、单斜或挠曲的高部位和低部位。不仅如此，不同成因的页岩气藏之间也存在着孔隙压力的差异[17]。

页岩气存在运移的动力条件，却没有合适的运移通道，运移也不会发生。即使对于常规油气藏来说，裂缝的存在既为油气的初次运移提供了良好的输导空间，促进油气成藏，也改善了岩石的渗透性，甚至直接充当了油气储集的空间[18-19]。在致密砂岩当中，裂缝为天然气从烃源岩进入储集层提供了保证[20]，也为致密砂岩气的高产提供了保证[21]，而这些特点在页岩中同样存在[22]。泥页岩上部岩层的剥蚀卸载[23]以及页岩气的膨胀造隙作用[24]均可以产生微裂缝，一些构造活动也会使特定区域内的泥岩内发育微裂缝，这些微裂缝增强了页岩气在页岩内部流动的能力[25]。

流体势的大小差异为页岩气的层内流动提供了可能，裂缝的存在则为其提供了条件，页岩气的层内运移与微观运移之间的相互影响促进了页岩气向外渗流。研究针对页岩特低孔特低渗的特点，对Hubbert提出的流体势大小计算公式[26]加以修改，并分析出其主要的影响因素，通过流体势差异进行定性计算，建立页岩气运移的理论模型，揭示页岩气在小到微型构造，大到局部构造甚至区域中的运移聚集规律，为高效率的勘探以及钻进、压裂开发方案提供依据。

1 页岩气流体势大小的影响因素

页岩气是否会发生运移，以何种方式运移，向什么方向运移，运移距离的大小都是目前具有争议的问题，而在对这些问题进行讨论之前，首先应该厘清什么是页岩，什么是页岩气。页岩指成分复杂具薄页状或薄片状层节理的黏土岩；页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主。若将页岩描述为由基质泥岩和微型砂岩条带组成的岩石类型，页岩气是砂岩条带中的天然气[27]，则泥页岩仍然只被看作烃源岩，依然无法脱离岩性圈闭的局限，对正确认识页岩气运移聚集规律并无益处。

将集中对页岩气是否能够在泥页岩层内而非其夹层内运移以及其运移的动力和方向问题进行探索。众所周知，流体总是自发地由机械能高的地方流向机械能低的地方，而地下某处的流体所具有的总机械能大小可以用流体势来表示。而地下流体流动仅需满足两个条件：①具有足够的动力，即存在流体势差；②具有合适的流动通道。那么在地下的某两个部位之间只要满足具有流体势差且两者之间具有运移的通道，即使是在极为致密的页岩当中，页岩气依然可以发生运移，这一基础推论是本研究的基础。

页岩气在孔隙空间中的流动遵循由高势区流向低势区这一规律，因此讨论影响流体势大小的因素，有利于研究页岩气在泥页岩内部的流体势分布规律。针对流体势研究，不同的学者提出了不同的表达式，其中最为常用的是Hubbert[26]提出的计算流体在某一点处的流体势大小的表达式：

(1)

式(1)中：Φ表示流体势，J/kg；g表示重力加速度；Z表示相对于某一基准面的高程，m；p表示孔隙流体压力，Pa；ρ表示流体密度，kg/m3；v表示流体在该点处的流速，m/s。仅对局部空间内页岩气的流体势大小进行静态比较，因此v=0，且仅讨论页岩气的单相流动规律，所以认为ρ不变，在此将ρ视作一个常数。并且将孔隙流体压力表示为Pf，将Z视作以水平面为基准面的深度，表示为h。则页岩气的流体势大小表达式应为

(2)

对式(2)两边同时乘以气体密度，得到：

Φρ=ghρ+Pf

(3)

由于在不断生成页岩气的过程中，气体膨胀会导致泥页岩破裂形成裂缝，此时孔隙流体压力应大于岩石的极限抗压强度，因而也远大于在此深度下的静水柱的液体压强，而水的密度又远大于天然气的密度，表示为Pf≫ghρ水≫ghρ甲烷，因此页岩气在泥页岩内部的流体势大小主要取决于孔隙流体压力。

2 3种页岩气层内运移的理论模型

值得一提的是，所谓层内运移是相对于页岩的另一个功能——烃源岩而言的。页岩中的有机质成熟以后，在内部异常高压等作用下，生成的油气向邻近的储集层运移，这一过程被称为油气的初次运移。初次运移针对的是油气在层与层之间的运移过程，与之相对的就是其在层内的运移过程，称为层内运移。而横向运移主要用于描述油气在横向上的运移过程，既可以发生于单一岩层内部，也可以发生在层间，而层内运移则更强调运移发生在单一岩层内，可以是横向上的运移，也可以是纵向上的运移。

笔者提出的页岩气层内运移模型是讨论在理想情况下页岩气可能存在的运移趋势，但这并不意味着具有运移趋势的页岩气就一定会发生运移，也不对可能发生的页岩气运移的距离进行讨论。以下重点研究页岩气最终实现层内运移的条件。

首先应对页岩气层内运移模型的相关环境条件加以限制。假设：①运移模型中的页岩层为均匀且饱含天然气的页岩层，天然气只具有单一的成分甲烷；②天然气的性质(如密度、成分等)在整个过程中不发生变化，也不与其他物质发生反应。

2.1 褶皱中的层内运移

页岩发生褶皱的过程中，会在局部范围内发育微小裂缝，这使得局部裂缝孔隙度增大。一般来说，对于背斜而言，轴部发育裂缝且所受上覆地层压力较翼部小；对于向斜而言，轴部发育裂缝，但其所受来自上覆地层的压力大于翼部。

在这里引入理想的背斜和向斜模型(图1)来讨论不同构造部位孔隙流体压力的差异。

图1 理想的背斜和向斜模型Fig.1 The ideal model of anticlinal and syncline

先讨论在理想的背斜模型中，不同的构造部位所具有的孔隙流体压力的差异。根据已有的非常规储层孔隙流体压力计算方法，得到孔隙流体压力的计算公式[28]如下：

(4)

(5)

式中:Pf表示非常规储层的孔隙流体压力，Pa；Pov表示上覆地层压力，Pa；φ表示孔隙度，%；σ表示骨架有效应力，N/m；ρ表示上覆地层平均密度，kg/m3；g表示重力加速度；h表示深度，m。将式(4)、式(5)式联立得到用深度和孔隙度计算孔隙流体压力的表达式：

(6)

已知岩石的褶皱过程中会在轴部形成裂缝，进而使得该部位的孔隙度相比翼部较高。因此设Pf1、φ1、h1分别为图1(a)中A处的孔隙流体压力、孔隙度和深度，Pf2、φ2、h2分别为图1(a)中B处的孔隙流体压力、孔隙度和深度，则φ1>φ2，h1

通过计算Pf1和Pf2的比值来比较其大小，即

(7)

(ρgh1-1 000σ+10φ1σ)-(ρgh2-1 000σ+10φ2σ)=ρg(h1-h2)-

10σ(φ1-φ2)<0

(8)

因此推导出在背斜中，轴部的孔隙流体压力小于翼部的孔隙流体压力。

在向斜模型中，式(6)依然成立，设Pf1、φ1、h1分别为图1(b)中A处的孔隙流体压力、孔隙度和深度，Pf2、φ2、h2分别为图1(b)中B处的孔隙流体压力、孔隙度和深度，但φ1>φ2，h1>h2。下面通过

计算Pf1和Pf2的差值来比较其大小，即

(9)

式(9)中:-100σ(1/φ1-1/φ2)>0，若(h1/φ1-h2/φ2)>0则Pf1>Pf2；若(h1/φ1-h2/φ2)<0，则需要进一步讨论。

欧阳锋确实难受。难受得要命。他很想将上半夜发生的糗事原原本本地告诉妻子，好几次话到嘴边又给咽了回去。结婚两年，七百多个日日夜夜，他与吕凌子互尊互爱相敬如宾，连脸都没红过一次。现在可好，自己闯了祸，犯了错，木已成舟，铁证如山，他不知道妻子一旦了解真相会有什么样的反应，能否原谅自己。就算妻子吕凌子原谅自己，楼下两口子又岂能善罢甘休？欧阳锋感觉头疼得厉害，像是要爆炸了一般。他后悔自己不该去赴约，如果不去赴约，这样的事情无论如何也不会落在自己头上；他更后悔自己不该讲那个黄段子，如果不讲那个黄段子，自己就不会喝那么多酒，如果不喝那么多酒，自己决不会进错房门上错床，胯下那根该死的玩意也不可能惹事生非……

下面用h1/φ1和h2/φ2的比值来说明两者的大小关系，令

(10)

[ρg(h1φ2-h2φ1)-1 000σ(φ2-φ1)]=N

(11)

式中：M表示A、B两处的深部比值和孔隙度比值的比值，无量纲，并设置参数N。当M<1且N>0或M≥1时，轴部的孔隙流体压力大于翼部；反之，当M<1且N≥0时，轴部的孔隙流体压力小于翼部。

因此，对于背斜而言，轴部孔隙流体压力低于翼部，具有由翼部指向轴部的流体势差，是页岩气产生了由翼部指向轴部的流动趋势。对于向斜而言，轴部和翼部的孔隙流体压力的大小取决于M、N值的关系。在孔隙流体压力差的作用下，当M<1且N>0或M≥1时，页岩气具有向翼部运移的趋势；当M<1且N<0时，则具有指向轴部的运移趋势。

2.2 差异剥蚀引起的层内运移

沉积物沉积后在上覆水体或岩层的重荷下发生孔隙度降低、体积缩小的作用称为压实作用。当页岩层抬升，上覆岩层遭受剥蚀时，沉积岩所受到的来自上覆岩层的压力减少，将直接导致泥页岩的孔隙压力降低。随着来自上覆岩层的压力降低，将使页岩发生孔隙回弹，而矿物本身的体积没有明显变化，因此进一步导致孔隙流体压力的下降。此外，地层抬升使地层温度下降，在这一作用下，岩石和孔隙中的气体分别发生了一定程度的收缩，但由于气体的热膨胀系数远高于岩石，其收缩的程度也远远大于岩石，进而也降低了孔隙流体压力。因地层的构造抬升并不是均匀地发生在各个区域，不同局部范围内的剥蚀量也有所不同，使得泥岩层受到上覆地层压力的减小、孔隙体积的膨胀以及气体收缩的程度也会不同。

综合3个部分对地层抬升过程中孔隙流体压力变化的影响，得到：

ΔPf=ΔPo+ΔPV+ΔPT

(12)

式(12)中：ΔPf表示孔隙流体压力的变化量；ΔPo表示上覆岩层压力的变化量；ΔPV表示岩石体积改变带来的孔隙流体压力的变化量；ΔPT表示温度改变带来的孔隙流体压力的变化量。ΔPo、ΔPV和ΔPT可以通过下式计算获得：

(13)

(14)

(15)

根据对以上表达式的分析可以看出，在满足假设条件的情况下，上覆岩层的抬升剥蚀以后，页岩层内的孔隙流体压力将会降低，并且随着抬升和剥蚀的高度越大，其降低的程度也会增大。对应的抬升和剥蚀高度较大的区域的页岩层内部所具有的孔隙流体压力较小，容易形成低势区；而未抬升的区域及抬升剥蚀高度低的区域则相对为高势区，进而形成了页岩气由高势区指向低势区运移的趋势。

综合上述的各种因素建立了图2所示的两种模型，分别对应上覆岩层是否抬升剥蚀以及上覆岩层抬升剥蚀高度存在差异两种情况,于是有：

ΔHA>ΔHB=0，ΔHC>ΔHD

(16)

ΔhA>ΔhB，ΔhC>ΔhD

(17)

PfA

(18)

图2 理想的抬升剥蚀模型Fig.2 The ideal model of uplift and denudation

因此抬升区域[图2(a)中A]的页岩气流体势要小于未抬升区域[图2(a)中B]，抬升程度大的区域[图2(b)中C]的页岩气流体势要小于抬升程度小的区域[图2(b)中D]。

2.3 有机质成熟度差异引起的层内运移

在同一套页岩当中，由于埋深的差异，其温度在不同地区也有所差异，并导致了不同地区的有机质成熟度具有差异。由于有机质的成熟度不一样，其生气机理也有所不同，进而对孔隙流体压力产生影响。生物成因的页岩气藏通常以异常低压为特征，而热解成因的页岩气藏则往往在局部内呈现出异常高压，热解成因的页岩气藏也就具备了更高的孔隙流体压力，因而在这两个局部间产生了指向热解成因页岩气藏的流体势差，并具有在该方向上的流动趋势。

由于泥页岩具有的超低孔超低渗特点，无论在哪一种运移模型当中，这种孔隙流体压力差往往会长期存在，并且实现运移的天然气数量以及速率远不及常规的砂岩储层。但只要年代足够久远，运移经历的时间足够长，最终天然气依然会在低势区相对聚集，使得含气量从高势区到低势区逐渐增高，而且页岩形成的时代越久远，这一特征越明显。

3 页岩气层内运移与微观运移的关系

页岩气在泥页岩中的赋存状态以吸附态、溶解态和游离态为主，而这三者之间可以在一定的条件下相互转化，页岩气在一定条件下从有机质、岩石表面解吸附或从有机质中析出，并从微纳米孔隙中运移至渗流空间中的这一过程被称为页岩气的微观运移过程。微观运移是页岩气进行层内运移的起点，在一定程度上控制着层内运移的特征。相反，页岩气在层内运移也会对其微观运移过程产生影响。

3.1 微观运移对层内运移的影响

页岩气的微观运移为层内运移提供了基础。当孔隙内有机质的热演化进入成熟阶段后，大量生成的天然气使泥页岩内部形成异常高压。通过气体的膨胀造隙，在岩石的脆性薄弱面或岩性接触过渡面形成大量裂缝，这些裂缝成为页岩气层内运移的通道[29]，为层内运移提供了必要的条件。尽管上述内容已经阐述了不同局部产生流体势差的可能性，页岩气也具备膨胀造隙的能力，但裂缝能否有效地连接具有流体势差的局部空间，仍值得探讨。

裂缝产生的方向即页岩气易于膨胀造隙的方向，在这一方向上页岩气所产生的异常高压更高，这也意味着这一方向上的页岩气的数量也更多。值得注意的是，气体在岩层中不仅可以渗流，还能以扩散的方式运动。

如图3所示，当高势区产生了超过岩石极限抗压强度的异常高压时(图3中①)，页岩开始发生破裂，裂缝从压力中心向外辐射(图3中②)。当页岩气扩散或顺微裂缝运移至低势区时，在指向低势区的方向上会出现明显强于其他方向的流动，进而促使压力中心朝这一方向偏移(图3中③)，导致这一方向上的造隙能力更强，并为页岩气由高势区流向低势区提供了条件(图3中④)。但受限于实验条件，这一规律仅作理论上的推测。

图3 页岩气膨胀造隙的优势方向Fig.3 The dominant direction of shale gas expansion

3.2 层内运移对微观运移的影响

页岩气的层内运移从一定程度上促进了微观运移的过程。逐渐增大的孔隙流体压力会抑制其解吸附和析出的过程，而当微裂缝形成以后，页岩气在流体势差的控制下向低势区运移，这使得生气区的异常高压要低于该区域在密闭状态下应达到的异常高压。

通过绘制模拟曲线对密闭条件和地层条件下，孔隙流体压力以及天然气的析出和解吸附数量随有机质成熟度变化而变化的趋势进行分析。如图4所示，将这一过程的变化情况划分为4个阶段。

图4 高流体势区的孔隙流体压力随有机质演化过程的变化Fig.4 Variation of pore fluid pressure with organic matter evolution in high fluid potential region

第1阶段和第2阶段：即图4中的①、②区域，在这两个阶段中有机质由未成熟逐渐演变为成熟，生成天然气的数量也逐渐增大，速度也逐渐增快。与此同时，孔隙流体压力也因此逐渐增大，其增大的速度也在逐渐加快。但由于此时的孔隙流体压力尚未超过页岩的极限抗压强度，增大的压力不能使岩石破裂产生裂缝，也就无法使页岩气向别处运移。因此两种情况中，孔隙流体压力以及压力增高对天然气的析出和解吸附影响的变化一致。

第3阶段：即图4中的③区域，在这一阶段中，增大的孔隙流体压力超过了岩石的极限抗压强度，使得岩石破裂产生微裂缝，地层条件下页岩气开始具备向外运移的能力，而在密闭条件下的页岩气即使存在裂缝也不能向外运移。在页岩气向外运移后，其孔隙流体压力增大的速度开始减缓；而密闭条件下，随着干酪根和石油的裂解产生大量天然气，孔隙流体压力则依然而持续升高。

第4阶段：即图4中的④区域，此时岩石破裂产生裂缝的速度达到最大，地层条件下也达到了最大的孔隙流体压力，而在密闭情况下孔隙流体压力增大的速度也开始减缓。随着干酪根和石油裂解生气的能力逐渐下降，产生裂缝的能力消失，在密闭条件中孔隙流体压力逐渐趋于平稳，此时天然气的赋存状态以吸附态和溶解态为主。在地层条件下，生成天然气以及析出和解吸附天然气的数量与向外运移的天然气数量达到平衡，这一平衡一直延续到干酪根和石油失去产生生气能力。

白兆华等[24]认为地层压力越大则吸附气的含量越高，相反，若压力小则游离气的含量高。因此压力越高，会抑制气体由液体中析出，也会抑制吸附态的天然气向游离态转化。因此，相比于理想的密闭条件，地层条件下最终具有的孔隙流体压力较低。一方面，这在一定程度上抵消了异常高压对析出和解吸附的抑制，保证了游离气的数量；另一方面，也在一定程度上维持了页岩气向层内其他区域运移的动力。因此，由于低势区和裂缝的存在，可以避免因高孔隙流体压力而抑制吸附态和溶解态的天然气向游离态转化的过程，从而实现了在一定程度上促进页岩气由高势区向低势区运移的过程。

4 不同运移模式对焦石坝页岩气运移的影响

焦石坝龙马溪组页岩气田位于四川盆地东部重庆市涪陵区焦石坝镇，处于川东隔挡式褶皱带，盆地边界断裂齐岳山断裂以西，是万县复向斜内一个特殊的正向构造[30]。在该地区海相地层中钻探发现了优质的页岩气层，取得了良好的单井产量，2013年的年产量达5×108m3[31]。焦石坝构造由四周的4条压扭性断层所围，中间为主体宽缓断背斜，是钻井的主要部署位置。现就这一地区的孔隙流体压力和泥页岩物性分布特点对页岩气在这一地区的运移规律进行讨论。通过焦石坝地区部分井位的相关地层资料，对该地区进行地层压力预测。进而分析焦石坝断背斜泥页岩层的孔隙压力分布情况，结合前文所建立的运移模型中的压力分布情况，对运移模型进行分析。

4.1 褶皱中的层内运移模式

焦石坝区域的早古生界地层构造活动强烈，断层发育，有断层切断了背斜构造的翼部。这对页岩层内的裂缝发育和压力分布情况都有较大的影响，一定程度上破坏了背斜中由翼部向轴部运移的通道，容易使页岩气从断层附近的裂缝带向外散失。而主体宽缓段背斜上的构造活动弱，岩层厚度变化小，因此在礁石坝主体区域由褶皱引起的层内运移程度小。

4.2 差异剥蚀引起的层内运移

在焦石坝背斜上选择A、B、C、D 4口井，其中A、B、D井连线为焦石坝背斜的枢纽，且目的层位的埋深依次增大，C井位于B井的翼部，如图5所示。

通过式(6)对不同井位龙马溪组-五峰组的孔隙流体压力进行计算，并用压力系数来对不同部位的孔隙流体压力进行比较，得到结果如表1所示。

图5 焦石坝构造特征Fig.5 Jiaoshiba structure

表1 焦石坝构造不同部位的压力系数对比Table 1 Comparisons of pressure coefficients at different locations of Jiaoshiba structure

结果表明：①在背斜枢纽上沿下倾方向的页岩层上覆地层的厚度逐渐增大，孔隙度逐渐减小，且孔隙流体压力逐渐增大，甲烷含量逐渐增大，则符合该运移机理的基本规律(图6)；②在邻近的部位间，其孔隙流体压力越小，甲烷含量越大，符合页岩气易在低势区聚集的规律，并且在近距离的运移中更加凸显。

图6 甲烷的百分含量与压力系数的相关性Fig.6 Correlation between methane content and pressure coefficient

4.3 有机质成熟度差异引起的层内运移探讨

礁石坝主体主要为含炭质硅质泥页岩，有机碳(TOC)含量平均值为2.54%，镜质体反射率(Ro)为2.20%～3.06%，有机质类型为Ⅰ型[32]，各井间有机质成熟度差异小，页岩气成因类型相似，因此，该类层内运移模式对礁石坝页岩气分布的影响较小。

5 结论

(1)页岩气在页岩内部的流动规律仍然受流体势大小的控制，而某一局部的页岩气流体势大小主要取决于其孔隙流体压力的大小，因此通过研究页岩气的孔隙流体压力，可以定性地判断页岩气在层内运移的大致方向。

(2)根据不同的地质环境，提出了3种页岩气层内运移机理：褶皱中的层内运移、差异剥蚀引起的层内运移和成熟度差异引起的层内运移机理。对于背斜而言，页岩气具有由翼部指向轴部的运移趋势；对于向斜而言，当M<1且N>0或M≥1时，页岩气具有由轴部指向翼部运移的趋势，否则运移方向相反；对于发生抬升剥蚀的地区，页岩气具有由上覆岩层未受剥蚀或剥蚀量小的地区指向受剥蚀或剥蚀量大的地区的运移趋势；生物化学成因页岩气藏具有异常低压，热解成因的天然气藏具有异常高压，当两个区域间连通时，页岩气则具有向异常低压处运移的趋势。

(3)页岩气大量生成后，其微观运移使得孔隙流体压力逐渐增大而压破岩石形成裂缝，为层内运移提供了基础，也控制着裂缝发育的方向；而层内运移则通过降低孔隙流体压力，来抵消其对吸附态和溶解态的页岩气转化游离态的抑制，从而在一定程度上促进了微观运移的过程。

(4)川东焦石坝地区发育了一个断背斜，页岩气资源丰富，根据计算的压力系数，该背斜的枢纽上沿上倾方向孔隙流体压力逐渐下降，甲烷含量逐渐升高。相比于B井，邻近的C井所在位置孔隙流体压力较低，甲烷含量明显较高，差异剥蚀引起的层内运移作用强,另外两种模式引起的层内运移在研究区难以体现。