涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩气保存条件评价

弓 义，李天宇，吴凯凯，包汉勇，王 进，金爱民，楼章华，李梦瑶

1浙江大学海洋学院；2中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院

0 前言

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业开发的大型页岩气田[1]，已建成年产能100×108m3。该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质泥页岩段厚度较大，是页岩气高产层段。根据页岩的颜色和所含笔石、放射虫的丰度以及岩性等特征，龙马溪组可分为3个岩性段，自下而上依次为：龙一段、龙二段、龙三段[2-4]。勘探结果表明，五峰组—龙一段含气泥页岩层的脆性矿物含量高、物性好，是页岩气开发的主力目的层系，它又可细分为9个亚层，其中下部的①—⑤亚层为优质页岩气段。川东南地区部署的大量页岩气钻井在五峰组—龙马溪组均钻遇了厚度大于30 m的优质页岩，其中的有机质以Ⅰ型干酪根为主，Ro介于2.20%～3.47%，平均值为2.70%，有机质热演化处于过成熟阶段[5]，原始生烃条件优越。

关于影响页岩气富集高产的因素，前人从有机质丰度、有机质成熟度、顶底板厚度、矿物组成、储层物性等方面开展过评价研究[6-10]。研究区在地质历史时期经历了多期次的构造和热演化，导致泥页岩含气性在区域上表现出分布的不连续性。在中国南方海相高热演化地区，页岩气资源受控于复杂的构造条件，后期构造作用的强度和持续时间所决定的保存条件的优劣是页岩气能否富集高产的关键[11-14]。针对涪陵页岩气田的研究[15-18]揭示：构造演化与构造作用是影响涪陵地区页岩气保存条件的主要因素，构造作用所导致的地层变形、大规模断裂及天然裂缝发育等因素使得页岩气保存条件变差[15]。在前人研究的基础上，笔者对不同构造变形区域页岩气的保存条件进行了深入分析，优选了产气有利区，以期为今后页岩气的勘探开发提供决策依据。

1 区域地质概况

涪陵页岩气田位于四川盆地东南缘，万县复向斜南部与方斗山复背斜交会的位置，东临大耳山西—齐岳山断裂带，西部以马武断层为界，整体呈近南北向展布于川东高陡褶皱带焦石坝断背斜—石门—金坪断背斜之上[19-20]（图1）。

图1 涪陵页岩气田五峰组底埋深图Fig.1 Depth map of the bottom of Wufeng Formation in Fuling shale gas field

研究区作为川东高陡褶皱带的一部分，经历了多个演化阶段，受到加里东运动、海西运动、印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动等的叠加改造影响[21]。基于NW—SE走向平衡剖面的恢复，研究区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在造成地层抬升剥蚀的同时，形成了一系列复杂的断裂褶皱组合（图2）：前燕山期，构造稳定，主要以垂向运动为主，未发生明显构造变形；燕山早期，受东侧雪峰山的逆冲推覆挤压作用，地层沿基底面发生滑脱褶皱，NE向挤压断裂构造初始形成；燕山中晚期，NE向构造增强并定型，褶皱翼部发生断裂作用，断裂向上消失于志留系泥页岩这套重要的滑脱层，浅层形成弱滑脱褶皱，断层不发育；喜马拉雅期，在双向挤压作用下，齐岳山断层切穿志留系，同时浅层逆冲断层发育，褶皱作用加强，NW向构造带形成，并对早期构造产生一定的改造[22-23]。

图2 涪陵页岩气田构造演化剖面（剖面位置见图1）Fig.2 Structural evolution profile of Fuling shale gas field（section location is shown in Fig.1）

自东南向西北、由基底向沉积盖层的多层式滑脱挤压下的递进式变形作用控制了区内断层-褶皱的形成，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）（图1）[18,22,24]。根据五峰组—龙马溪组地层变形和断裂发育情况，以石门—金坪断裂带为界，涪陵页岩气田可划分为东带和西带（图2）。

东带变形较为强烈，以断裂复杂化的褶皱为主，可细分为石门—金坪断背斜及白马向斜等多个次级构造单元（图1）。齐岳山断层切穿寒武系、奥陶系、志留系、二叠系，向上断至地表而形成通天断裂。构造变形较强烈的背斜带还发育大量断距在100 m以下的小断层，从奥陶系断至下志留统，将背斜构造带严重破碎化。白马向斜变形相对较弱，有相对完整的保存单元。

西带变形相对较弱，以褶皱为主，可细分为焦石坝断背斜、江东斜坡及乌江断背斜、梓里场断背斜、平桥断背斜等（图1）。其中，焦石坝断背斜主体表现为一平缓宽阔、轴向北东的箱状背斜，东西两个转折端受北东向和近南北向两组断裂控制，背斜主体部位地层平缓，断裂基本不发育。往西、西北方向，整体上构造变形和断层活动逐渐减弱，除西部的马武断层断距超过1 600 m，走向北西、倾向北东的乌江断层断距超过1 000 m外，其余主控断层断距均小于500 m，向下终止于寒武系膏盐层，向上断至中—下三叠统膏盐层[25-26]。

根据涪陵页岩气田同一变形区内地层后期变形程度与改造强度，以及实际开发效果，气田区构造类型可以划分为5类：稳定型、较稳定型、弱变形型、变形型和复杂型，对应的典型实例分别为焦石坝箱状背斜、平桥断背斜、乌江断背斜、白涛向斜、石门—金坪断背斜。

2 页岩气保存条件

近年来的勘探实践证实：良好的保存条件是海相页岩气富集与高产的关键因素；在我国南方复杂构造区，构造改造强度是页岩气层保存条件的主控因素[27-28]。

2.1 区域盖层条件

区域盖层影响页岩气层的压力场和地温场，良好的区域盖层条件是页岩层系保持区域性高含气量的重要保证。此外，盖层的封闭能力具有时效性，即盖层形成的时间和质量影响其封盖效果。涪陵页岩气田的主生气期为中侏罗世—晚白垩世，此阶段页岩气埋深最大，地层压力最高，含气泥页岩层的上覆地层厚度约为1 000～5 500 m，包括二叠系和三叠系—侏罗系等多套地层（图3），其中主要的区域盖层及封盖性能见表1。西带的焦石坝断背斜三叠系膏岩层虽遭受剥蚀，但中志留统小河坝组—韩家店组发育深灰色、灰色、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，其分布面积广、累计厚度大（一般在600～800 m之间），孔隙度、渗透率低，加之岩石能干性差，具有一定的塑性，断层和微裂缝相对不发育，故能有效地阻止页岩气的散失。小河坝组—韩家店组区域盖层封闭能力稳定，封盖面积大，是一套良好的盖层。相对而言，东带龙马溪组的上覆地层剥蚀严重，小河坝组—韩家店组的连续性被密集发育的断裂所破坏，这对页岩气的整体封存非常不利。

2.2 顶底板条件

顶底板为直接与含气页岩层段接触的上覆及下伏地层。顶底板与页岩气层间的接触关系以及顶底板的特征（岩性、厚度、横向连续性、物性和突破压力等）对含气页岩的保存条件非常关键，这决定了页岩气是否能够在早期主生烃期就保存、富集于页岩层内。优越的顶底板条件既是页岩气层具有良好保存条件的基础，也是复杂构造地区页岩气富集的关键因素[29]。如图4所示，涪陵页岩气田五峰组—龙一段页岩气层为典型的“上盖下堵”型。从焦页A井的岩石物性特征分析，页岩气藏的顶板为⑨亚层的页岩层和龙二段的浊积砂岩层，底板为涧草沟组石灰岩层，⑥、⑦亚层较为特殊，既充当顶板又充当底板，它们的平均孔隙度都在2.50%以下，渗透率基本在0.03×10-3μm2以下。①—⑤和⑧亚层作为主要的产气层段，含气性较好，平均孔隙度均在3.0%以上，渗透率基本在0.05×10-3μm2以上。顶底板的突破压力在6～7 MPa之间，虽然和前人对焦石坝区块研究得到的顶底板突破压力[14,24]相比明显偏低，但也处于5 MPa以上，表明微观封闭性能好[30]。

图3 涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩气区域盖层和顶底板示意图Fig.3 Distribution of caprock,roof and floor of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Fuling shale gas field

表1 涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组区域盖层和顶底板特征（据文献[25]，修改）Table 1 Characteristics of caprock,roof and floor of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Fuling shale gas field(cited from literature[25],modified)

图4 涪陵页岩气田含气页岩层顶底板综合评价图（焦页A井）Fig.4 Comprehensive evaluation map of gas-bearing shale roof and floor in Fuling shale gas field(Well Jiaoye A)

2.3 构造作用

2.3.1 构造类型及样式

自东南向西北、由基底向沉积盖层的多层式滑脱挤压下的递进式变形作用控制了区内断层-褶皱的多种构造样式，研究区整体呈现前展式逆冲构造样式，按基底是否卷入可划分为基底卷入型逆冲构造与基底未卷入的盖层滑脱型逆冲构造：基底卷入型逆冲构造只在齐岳山断裂带附近发育，其余地区均为盖层滑脱型逆冲构造。

志留系所在的中部构造层局部构造主要表现为9种构造样式(图5)。不同的构造类型和样式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，同时也是影响保存条件的主要因素[31]。如图5所示：东带主要构造样式为背冲背斜和对冲向斜；西带主要构造样式为箱状背斜、断背斜和挤压背斜。目前已有的页岩气开发经验表明，构造宽缓、形态完整的正向构造常见较高的气测显示，表现出较好的页岩气保存条件[33]。

2.3.2 断层分布特征

受多期构造应力作用，涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组发育了30多条不同等级的断层。这些断层均为逆断层，走向以NNE向为主，部分NNW向（乌江断层）或近SN向（大耳山—齐岳山断层）[32]。NNE向断层主要形成于燕山期，NNW向的乌江断层发育时间略晚。

图5 涪陵页岩气田志留系中部构造层变形样式及其分布Fig.5 Deformation patterns and distribution of the middle Silurian structural layer in Fuling shale gas field

研究区西带断裂相对较少，深大断裂较不发育（仅发育马武断层和乌江断层），底板中裂缝充填物（方解石脉）普遍较少，属于相对稳定的构造区域。东带稳定区域面积偏小，区内诸多断穿地表的深大断裂是制约页岩气保存条件的关键因素。根据断距大小以及延伸长度，将不同断层分为4个等级：断距大于1500 m、延伸长度大于40 km的为一级断层；断距在500～1500 m之间、延伸长度大于20 km且小于40 km的为二级断层；断距在300～500 m之间、延伸长度小于20 km的为三级断层；四级断层与三级断层相比，断距和延伸长度更小。区内的马武断层、乌江断层、大耳山西断层、齐岳山断层、山窝断层、石门断层和金坪断层（其最大断距位于南部的焦页K井附近，约为3 450 m）等7条断层是影响研究区页岩气成藏保存的最主要的大断层（图6）。

2.3.3 裂缝发育特征

强烈的断裂破碎作用对页岩气藏具有显著的破坏作用，强烈的构造变形使得页岩气层和顶底板中裂缝发育，进而导致页岩气逸散[31]。结合底板曲率程度，根据钻井岩心观察和成像测井微裂缝解释（图7）对裂缝发育情况进行统计分析，将裂缝发育程度分为3级：Ⅰ级为裂缝发育较少，地层未破碎；Ⅱ级为裂缝较发育，地层破碎程度中等；Ⅲ级为裂缝发育，地层破碎严重。各构造类型区块的裂缝发育特征如下：焦石坝区块焦页A井含气页岩层仅下部发育5条高阻缝，裂缝开启程度较低且多为方解石脉充填，底板条件好，裂缝不发育，几乎未被破坏；平桥区块焦页D井含气页岩层发育6条高导缝，底板条件整体较好；乌江区块焦页G井和白涛区块焦页E井含气页岩段裂缝发育较多，可能是受邻近断裂的影响导致；石门—金坪区块焦页J井含气页岩层仅发育3条高阻缝。整体来看，五峰组—龙马溪组含气页岩层及其顶底板构造缝发育程度中等。

图6 涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组断层分布及保存条件评价Fig.6 Fault distribution and preservation condition evaluation of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Fuling shale gas field

图7 涪陵页岩气田不同构造变形区内典型井五峰组—龙马溪组FMI成像测井裂缝特征Fig.7 FMI fracture characteristics of typical well in different tectonic deformation zones of Fuling shale gas field

2.4 地层压力特征

强烈的构造隆升、褶皱变形和断裂破坏致使独立、封闭的页岩压力系统受到改变，流体散失必然导致地层流体能量、成分的变化，因此可通过地层压力特征来表征页岩气保存条件。地层压力系数是页岩气保存条件评价的综合指标之一。近年来的页岩气勘探实践证明：高压发育是页岩气保存条件良好的充分条件之一，页岩气工业产能通常与异常高压发育程度成正相关关系[33]。对四川盆地及周缘下古生界21口开发井的压力系数与日产量进行统计分析，发现二者呈显著的正相关关系（图8）。

图8 四川盆地及周缘下古生界页岩气产量与压力系数关系图Fig.8 Relationship between shale gas production and pressure coefficient of Lower Paleozoic in Sichuan Basin and its surrounding area

研究区西带除了焦页E井压力系数为0.98（受乌江断层影响），焦页F井压力系数为1.10（受马武断层影响）外，整体压力系数在1.20以上，属于超压或弱高压区，页岩气产量高或非常高。东带除了白马向斜的焦页I井压力系数为1.30外，其余压力系数在0.97～1.10之间，基本为常压或低压，测试产量较低或很低。

2.5 保存条件评价

页岩气属于连续性天然气聚集，具有自生自储的特点，不存在大范围的运移，但对于受多期构造作用强烈影响、以游离气为主的高演化程度页岩层系而言，必然有动态调整和平衡的过程。涪陵页岩气田经历了复杂的构造运动，不同构造部位受构造作用的强弱程度不同，会导致其构造形态、地层变形强度和断裂发育程度等构造特征的差异，相应的页岩气保存条件也有所不同。依据近年来选区评价和钻采试验分析的成果，发现研究区构造变形强弱与页岩气平面含气性有很好的相关性，页岩气资源丰度和含量也存在明显的分区性。

笔者在前人对研究区构造区块划分的基础上，选择与构造作用关系密切的出露地层、地层变形指数、断裂发育情况、裂缝发育程度、地层压力系数和页岩气测试产量等参数对不同区块页岩气保存条件进行评价[35]（表2，图6）。

焦石坝背斜和江东斜坡属于稳定型构造。该区块出露地层基本为三叠系，目的层埋深在2 600～3 400 m之间；富有机质页岩厚度约为100 m，TOC在2.90%～3.50%之间；地层变形强度小（倾角在0°～30°之间），远离主控断裂，断层及构造裂缝不发育，构造形态宽缓，岩层封闭性较好。钻井压力系数和测试产量普遍较高，反映稳定型构造整体保存条件良好：焦页A井压力系数达1.67，测试产量为15.37×104m3/d，CH4含量为96.32%；焦页B井压力系数为1.55，测试产量为20.30×104m3/d，CH4含量为98.20%；焦页C井CH4含量为98.29%。

平桥断背斜属于较稳定型构造。该区块出露地层也为三叠系，目的层埋深在2 800～3 600 m之间；页岩厚度为100～116 m，T O C在2.70%～3.00%之间；地层变形较弱（倾角小于30°），断裂相对发育，与焦石坝背斜和江东斜坡相比，底板封闭性较差。钻井测试结果反映较稳定型构造页岩气保存条件较好：焦页D井压力系数为1.60，测试产量为24.47×104m3/d，CH4含量为91.89%；焦页L井CH4含量为98.01%。

乌江断背斜和白马向斜属于弱变形型构造。该区块出露地层主要为二叠系和三叠系，目的层埋深在3 000～4 200 m之间；页岩厚度为94～110 m，TOC在2.60%～3.10%之间；地层变形强度较大（倾角介于20°～50°），断裂较发育，乌江断层的最大断距为900 m，其他伴生断层规模较小。钻井测试结果反映弱变形型构造保存条件中等：焦页G井压力系数为1.39，测试产量为6.03×104m3/d，CH4含量为95.18%；焦页I井压力系数为1.30，测试产量为6.27×104m3/d，CH4含量为98.05%；焦页H井CH4含量为97.98%。

梓里场断背斜和白涛向斜属于变形型构造。该区块出露地层主要为侏罗系、三叠系，目的层埋深在3 400～5 000 m之间；页岩厚度为96～112 m，T O C在2.85%～3.10%之间；地层变形较为强烈（倾角在0°～70°之间），断裂发育，主控断层断距大于1 000 m，顶底板封闭性较差。钻井测试结果反映该类构造保存条件较差：焦页E井压力系数为0.98，测试产量为4.48×104m3/d；焦页F井压力系数为1.10。

表2 涪陵页岩气田不同构造类型区页岩气保存条件综合评价Table 2 Comprehensive evaluation of shale gas preservation condition of different structural types in Fuling shale gas field

石门—金坪背斜属于复杂型构造。主要出露地层为三叠系、二叠系和志留系，目的层埋深在1 600～3 000 m之间；页岩厚度为92～108 m，TOC在2.95%～3.20%之间；地层变形强烈（倾角在0°～60°之间，局部大于70°），断裂发育，构造较破碎，岩层裂缝发育，封闭条件差。钻井测试结果反映该类构造保存条件最差：焦页J井压力系数为0.98，测试产量小于2.0×104m3/d，CH4含量为96.98%。

3 结论

（1）涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩上覆区域盖层分布广泛，累积厚度较大。页岩层的顶板为五峰组—龙一段⑨亚层的页岩层和龙二段浊积砂岩层，底板为涧草沟组石灰岩层，⑥、⑦亚层既充当顶板又充当底板。顶底板断层或微裂缝相对不发育，总体封闭性能较好。

（2）依据构造变形强弱、断裂发育等特征，可以将涪陵页岩气田构造变形类型划分为5类：稳定型、较稳定型、弱变形型、变形型和复杂型，对应的典型实例分别为焦石坝箱状背斜、平桥断背斜、乌江断背斜、白涛向斜、石门—金坪断背斜。

（3）选择与构造作用关系密切的出露地层、地层变形指数、断裂发育情况、裂缝发育程度、地层压力系数和页岩气测试产量等参数对不同区块页岩气保存条件进行评价，研究区保存条件整体上西带好于东带：焦石坝区块保存条件最好，其次为平桥区块，乌江和白马区块保存条件中等，梓里场区块保存条件较差，石门—金坪区块因构造破坏严重保存条件最差。