四川盆地西南缘山地复杂构造区页岩气富集模式及勘探启示：一个页岩气新区

杨 平 余 谦 牟传龙 汪正江 刘 伟 赵 瞻 刘家洪 熊国庆 邓 奇

1.中国地质调查局成都地质调查中心 2.自然资源部沉积盆地与油气资源重点实验室

0 引言

四川盆地是我国海相页岩气勘探开发的重要地区，自2010年以来相继在涪陵[1-2]、威远—长宁[3]等地区的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组获得商业页岩气开发，已建立了数个国家级页岩气示范区，引领了中国页岩气勘探开发浪潮。区域上五峰组—龙马溪组沉积相带稳定，发育厚度稳定的深水陆棚相黑色页岩[4-5]，盆地周缘复杂构造地质区也见到良好显示，展示出页岩气广阔的勘探前景[6]。近年来四川盆地页岩油气勘探开发迅速，逐渐形成了进源找油[7-8]等页岩油气富集机理等新认识，有利沉积相和良好保存条件是形成页岩气富集高产必要的条件[9-14]。目前四川盆地及周缘志留系页岩气勘探有两个方向，一是向四川盆地深层[15-16]，二是向盆缘低勘探程度的复杂地质区。对于盆缘或者盆外复杂构造区，除了沉积相变化外，不同时期构造改造对保存条件影响大，表现为以常压为主，具有多期成藏演化的特点[17]，勘探实践证实地层压力等因素对孔隙形成演化和页岩气富集具有重要作用[18]。四川盆地西南缘山地复杂构造区地层沉积及构造复杂，广西运动造成龙马溪组页岩顶板厚度不均一，康滇古隆起周缘二叠纪—三叠纪岩浆活动较频繁，局部不均一的地温场造成页岩演化程度和速率差异明显，页岩含气性差异大。

四川盆地西南缘由于构造属于山地复杂区，页岩气“二元富集”认识在该区未获得很好的验证。例如民页1井，该井位于四川盆地西南盆内构造宽缓高部位，钻遇的龙马溪组页岩具有电阻率低、密度大、孔隙差等特点，页岩含气性差，有机质热演化成熟度（Ro）大于3.3%。云永页1井也具有相似的特征，Ro局部可达3.1%。位于五指山背斜东北缘的宜201井也未获得页岩气商业发现。虽然有研究认为该区普遍发育的大型断裂对页岩气可能具有破坏作用[19]，但是部分类似构造位置的钻井也有较好页岩气显示，例如新地1井，该井位于五指山背斜东缘五角堡次级背斜，距离回龙山大型断裂仅2 km，实钻岩心高角度裂缝非常发育，全烃高，部分页岩现场解析气量达1.18 m3/t，实测页岩Ro为2.64%。盆缘复杂构造区页岩气勘探遇到新的挑战后，该区勘探思路由“正向构造”向“稳定向斜”转变，在盆缘木杆向斜相继钻探了新地2井、云大地3井，目的层距离露头区仅5 km左右，在龙马溪组获得良好页岩气显示，证明盆外稳定向斜区页岩气呈连续分布的特点[20-21]，后续通过实施云大页1井直井压裂获得5 280 m3/d工业气流。页岩气“甜点段”的发育与页岩沉积相和有机碳含量等相关，“甜点区”的形成不仅与沉积相和保存条件相关，热演化速率和程度也是不可忽视的因素。无论是哪种因素，有效孔隙类型和孔隙度是各种地质因素叠加形成的综合性指标，是页岩含气性最直接的表征，有效孔隙类型好、孔隙度高，则含气性好。本文通过四川盆地西南缘山地复杂构造区实钻数据解剖，针对龙马溪组一段1亚段（S1l11）开展页岩有机地球化学、物性、含气性、生烃与孔隙演化等对比研究，分析页岩含气性的主要控制因素和页岩富集模式，为类似地区页岩气勘探选区提供借鉴。

1 地质概况

四川盆地西南缘在晚奥陶世以来，受西部康滇古陆、西北部川中隆起和南部黔中隆起控制，形成三隆夹一坳的沉积格局，晚奥陶世—早志留世沉积形成了五峰组（O3w）、观音桥组（O3g）、龙马溪组（S1l）、石牛栏组（S1s）、韩家店组（S1h）和大路寨组（S1d）等地层。由于广西运动的差异隆升，该区志留系地层残留厚度变化较大，由南往北志留系厚度逐渐增大，在大关木杆、永善细沙一带厚度最大，再往北进入盆地内厚度有明显减小的趋势。东西方向上，由于康滇古陆影响，地层剥蚀厚度不均一，虽然总体表现为由西向东逐渐增厚的特征，但西部仍然存在如布拖等志留系厚度较大的区域。随着赫南特末期冰期结束，冰川大范围消融，气候迅速转暖，加之晚奥陶世以来的强烈挤压造隆和地壳挠曲变深，龙马溪早期海平面快速上升，沉积水体迅速加深，海底表现为缺氧欠补偿的沉积环境[22]。五峰组—龙马溪组一段发育深水陆棚相富有机质泥页岩，根据岩性及测井曲线可将龙马溪组一段分为三个亚段，其中1亚段（S1l11）有机碳含量最高。五峰组—龙马溪组一段含丰富笔石，在木杆向斜新地2井笔石可划分为WF1-LM8，具有完整的笔石组合序列[23]。1亚段（S1l11）石英含量为27.96%～37.00%，长石含量为2.87%～4.85%，碳酸盐岩含量为44.20%～54.20%，黏土含量为9.90%～27.80%，具低石英、高碳酸盐岩、普遍含黄铁矿等特点。研究区大部分褶皱具有背斜紧闭，向斜宽缓的特征（图1），磷灰石裂变径迹资料[24-25]显示主要的构造挤压发生在距今95～65 Ma，喜马拉雅期10 Ma以来发生了快速的抬升。多期构造叠加形成一系列穹窿、弧形等构造，该区主要发育贾村背斜等NE向构造，与华蓥山背斜属于同期构造[26]，为扬子东南缘向四川盆地应力传导和递进变形的结果。盆缘一系列NW向断裂，如老营盘断裂、中村断裂、关村断裂大致平行排列，受新构造运动，断裂表现为逆冲和弯曲状等特征。研究区西侧的康滇古隆起区发育晚二叠世玄武岩浆溢流和印支期的大陆裂谷，四川盆地现今的活动构造集中在盆地的西南部边界的荥经—马边—盐津逆冲构造带[27]，岩浆和构造活动加强了深部热物质向上对流和热传导，造成该地区地温梯度变化大。总之，研究区志留系顶板区域厚度变化、晚期构造改造强度和地温梯度等因素对该区页岩气富集保存产生了重要的影响。研究区的4口钻井，新地1井位于盆内五指山背斜东端的五角堡次背斜西北翼，位于回龙山逆断裂上盘，距离断裂约 2 km；云永页1井位于盆缘桧溪隐伏背斜东缘，目的层距离中村断裂约1.5 km；新地2井和云大地3井位于盆外木杆向斜的东部和西部，距离最近的露头区分别为5 km和6 km。

图1 研究区地质构造简图

2 页岩主要参数对比

2.1 有机地球化学与含气性特征

四川盆地西南缘五峰组—龙马溪组页岩优质段（TOC≥2%）厚度26～70 m，有机碳含量介于3.02%～4.97%，样品等效镜质体反射率（Ro）[28]为2.38%～3.37%。对新地1井、新地2井、云永页1井和云大地3井等4口典型钻井各项指标进行了对比分析（表1，图2），五峰组底界埋深介于1 322～3 067 m，页岩沉积厚度稳定，TOC≥1%厚度介于110～132 m，TOC＞2%厚度为40～70 m，龙一段1亚段（S1l11）厚度为23.00～37.44 m。新地1井、云永页1井、新地2井和云大地3井有机碳平均含量分别为4.94%、4.97%、4.06%、3.02%；Ro介于2.64%～3.00%，云永页1井最高，新地1井最低。页岩含气性对比结果表明：位于木杆向斜的新地2井和云大地3井含气性普遍较好，龙一段1亚段（S1l11）总含气量为3.04～4.62 m3/t，纵向上含气性有所差异，新地2井O3w、S1l11、S1l12和S1l13各段解析气平均含量分别为 1.19 m3/t、1.44 m3/t、0.99 m3/t和 0.44 m3/t；云大地3井对应层段解析气平均含量分别为0.34 m3/t、1.12 m3/t、0.39 m3/t和0.47 m3/t。单井纵向上看，随着沉积微相、有机碳含量的变化，龙一段1亚段（S1l11）孔隙度最高、含气性最好（图3-a）；区域上对比揭示无论是现场解析还是总含气量，均为新地2井＞云大地3井＞新地1井＞云永页1井，区域上含气性差异不仅与沉积相和有机碳含量有关，不同井区的构造样式、保存条件、热演化这些因素都存在较大差异。含气量与孔隙度交会图（图3-b）揭示，页岩含气性好，则孔隙类型好，孔隙度高。页岩孔隙类型及孔隙度反映地质过程中成岩和孔隙演化的结果，不同的成岩阶段和孔隙演化阶段最终形成不同的孔隙特征。

表1 龙一段1亚段及GR峰处页岩各项参数对比表

图2 过LYEW2015-01和LYEW2015-02测线地质剖面图

图3 龙一段1亚段含气量与相关参数交会图

2.2 页岩孔隙特征对比

龙一段1亚段（S1l11）中部普遍发育GR峰，如新地1井、新地2井和云永页1井对应的GR峰值分别为284 API、350 API和209 API，因此选取GR峰值对应的页岩段进行有机地球化学、物性和含气性等参数对比（图4）。4口钻井和地表露头页岩的5块样品有机碳含量较高，介于3.16%～5.50%之间。Ro为2.38%～3.10%，云永页1井最高，新地1井、新地2井和云大地3井居中，盐津牛寨露头样最低。含气性好的新地2井和云大地3井孔隙度普遍好于新地1井和云永页1井。所有页岩的氩离子抛光—扫描电镜下可见有机质的不均匀分布，且呈现明暗相间的镶嵌特征。暗色区域总体上颜色较深，呈分散状或斑块状镶嵌于浅色区域之间，为富含有机质的黏土，浅色区域为石英、长石、碳酸盐岩等。受有机质和成岩作用差异影响，孔隙类型、大小和规模差异较大，暗色区域有机质和黏土矿物发育，可形成有机质孔和黏土矿物晶间微孔，浅色区域主要发育碳酸盐岩、长石等矿物溶孔和黄铁矿晶间孔等。

比表面积—孔径分析结果显示（图4-a～b），新地2井全岩样品总孔容为0.014 6 m3/g，BET比表面积为21.65 m2/g，BJH平均孔径为5.88 nm，暗色区有机质孔呈蜂窝状均匀分布，孔径介于22～279 nm，面孔率为15.2%。云大地3井总孔容为0.016 5 m3/g，BET比表面积29.56 m2/g，BJH平均孔径为5.01 nm，有机质孔发育略差于新地2井，孔径介于22～147 nm，面孔率为10.5%，可见有机质孔减少的过渡带（图4-c）。新地2井和云大地3井页岩在浅色区见矿物溶孔和黄体矿晶间孔，面孔率介于1%～2%。云永页1井全岩样品总孔容为0.011 2 m3/g，BET比表面积为 18.33 m2/g，BJH平均孔径为4.71 nm，暗色区域有机质孔数量少且分布不均匀，孔径较小，介于22～70 nm，面孔率为3.6%，且发育少量溶蚀孔隙；浅色区主要为碳酸盐岩等溶蚀孔，孔径介于114～759 nm，形态不规则，连通性差（图4-d）。新地1井对应的总孔容为0.011 6 m3/g，BET比表面积为20.83 m2/g，BJH平均孔径为5.29 nm，暗色区显示有机碳含量高，发育月牙状、港湾状等不规则孔，可连通，孔径达526 nm，面孔率介于2.0%～8.2%，为黏土矿物晶间孔或溶孔，浅色区发育面孔率介于1%～2%的矿物溶蚀孔，孔径介于71～206 nm，新地1井无论在暗色区还是浅色区孔隙发育均较差（图4-e）。盐津牛寨页岩孔隙度为8.71%，暗色区有机孔零星分布，可见大量黏土矿物间长条状、港湾状晶间孔或溶蚀孔，孔径介于60～472 nm，面孔率为15.4%；浅色区发育大量粒间、粒内溶孔，多呈不规则状，连通性好，孔径介于130～1 204 nm，面孔率可达10%，裂缝发育，缝宽介于0.189～3.399 μm，主要为页岩成岩晚期残余和现代岩溶孔隙（图4-f）。

图4 龙一段1亚段GR峰处页岩孔隙微观特征对比图

2.3 页岩生烃和孔隙演化对比

根据沉积地层埋藏史、Ro等资料研究表明[20]，永福1井、民页1井、云永页1井、新地1井和新地2井古地温梯度介于32.40～37.55 ℃/km，古大地热流值为84.32～97.21 mW/m2，与四川盆地东南缘[27,29]相比，该区古地温梯度普遍较高，不同井区地温梯度差异大。通过Basinmod软件和Maturity VR Suzuki方法模拟了龙马溪组生烃史，结果表明，新地2井距今约255 Ma首先进入油窗，气窗形成时间距今165～95 Ma，最大埋藏温度为205 ℃，现今Ro为2.79%（图5-a）；云永页1井气窗形成时间距今160～145 Ma，最大埋藏温度为220 ℃，现今Ro为3.00%（图5-b）。从志留系—泥盆系地层厚度差异来看，新地2井志留系—泥盆系厚度可达1 282 m，云永页1井、民页1井等井缺失泥盆系，志留系厚度仅为390～622 m，但是云永页1井、民页1井龙马溪页岩热演化程度反而更高。对比新地2井和云永页1井生烃史曲线，云永页1井虽然进入生烃门限更晚，但印支期生烃演化速率更快，生烃枯竭更早，最终演化程度更高，具有“快热高熟”特征，新地2井进入生烃门限更早，但印支期演化速率和成熟度增加缓慢，呈现相对的“慢热低熟”特征，页岩气扩散时间相对较短，有利于页岩气长时间保存。

通过野外剖面样品和不同地区钻井岩心样品孔隙度、孔隙类型、覆压实验和生烃史等综合分析认为龙马溪组页岩孔隙演化可以划分6个阶段（图6-a）：①加里东—海西期沉积埋藏与压实作用阶段，成岩早期页岩孔隙度由沉积初期的20%下降到10%，孔隙类型主要为矿物粒间孔、粒内孔；②印支期深埋生油阶段，孔隙度进一步降低，成岩中期页岩孔隙度由10%下降到5%；③印支晚期—燕山早期生气高峰与有机孔形成阶段，页岩处于气窗（1.3%～2.6%），页岩中滞留液态烃裂解成气，此阶段页岩生烃速率快、生气强度大，地层压力系数为1.5～2.0，形成大量有机质孔，有效孔隙度增加至7%左右，页岩气层形成；④孔隙保存阶段，超压地层和有机孔形成后，燕山早期随着构造初始挤压形成低缓背斜，表现为较缓慢的抬升过程，保存条件好的区域地层压力系数、页岩孔隙度和含气性基本保持不变，保存条件略差的地区地层压力系数略微下降；⑤地层释压与有机孔消亡阶段，燕山晚期以来页岩Ro持续增加至2.6%以上，局部地区已达3.0%，随着构造运动加剧和破坏性断裂形成，受断裂切割地层压力释放，在上覆地层压力下页岩遭受严重的储层致密化，实验模拟表明，无论岩心还是露头样品，在上覆压力作用下均呈现不同程度的致密化趋势[2,30]，较大的有机质孔隙基本消失殆尽，孔隙度和渗透率急剧下降（图6-b～c）；⑥岩溶作用阶段，地层在断裂切断或抬升作用下，发生地表水的岩溶作用，页岩矿物组分中的长石、碳酸盐、黏土等遭受不同程度溶蚀形成不规则孔。

图5 新地2井和云永页1井龙马溪组页岩生烃史图

图6 四川盆地西南缘典型井龙马溪组生烃与孔隙演化史图

上述孔隙演化的6个阶段中，不同井区经历的演化阶段有较大差异。地表样品经历了上述6个演化阶段，新地2井和云大地3井经历了前4个阶段，可以保存较好的有机质孔，具有较好的含气性；云永页1井有机质孔大多消失，含气性差，经历了前5个阶段；新地1井页岩有机质孔大部分消失，基质含气性有所降低，由于相对较低的热演化程度（2.64%），同时处于构造高部位在裂缝中储集了更多的游离气。孔隙演化阶段不同，最终孔隙类型和孔隙度差异大，造成不同演化阶段和不同井区页岩含气性的变化和差异。

3 页岩气富集模式与勘探启示

3.1 破坏型与富集型对比

1）破坏型：燕山晚期以来，断裂活动加剧，在四川盆地周缘大型断裂切割深度往往达到3 km[31]，随着地层释压、流体释放和上覆地层压力等作用页岩的有效孔隙迅速减少。云永页1井孔隙类型主要为矿物溶蚀孔，有机质孔较少，反映天然气逸散后有效孔隙的大量消失；云永页1井页岩含气性差，解析气量少，CH4含量普遍很低，平均含量仅12.44%，气体组分主要为N2、CO2。δ13C1变化范围较大，介于－49.0‰～－29.0‰，其中较重的部分（－29.6‰～－29.0‰）来自龙马溪组，较轻的部分（－49.0‰～－41.9‰）可能来源于下伏寒武系烃源岩，并沿中村断裂运移上来，反映断裂强烈的切割和沟通作用。

2）富集型：木杆等向斜燕山晚期以来构造变形相对较弱，构造抬升过程相对缓慢，同时不发育大型断裂，地层未完全泄压，具有形成常压页岩气藏的保存条件，埋藏成岩及生烃过程中形成大量纳米级有机质孔得到有效保存。木杆向斜已有钻井含气性、物性、孔隙特征研究表明，龙马溪组页岩主要发育有机质演化形成的介孔和微孔，S1l11平均孔隙度可达5%，含气性与孔隙度呈正相关关系。云大地3井解析气δ13C1为－29.6‰～－29.0‰，具有同位素倒转特征（δ13C1＞δ13C2），通过戴金星[32]天然气碳同位素判别图版判定木杆向斜页岩气为自生自储的高成熟油型气。新地2井和云大地3井岩心中发现多条顺层的方解石脉，实测锶同位比值为0.718 418～0.720 206，对比川南龙马溪组页岩锶同位素比值[33]，显示为同源流体性质，不属于地表淡水渗透成因，表明构造抬升作用同时伴随着页岩顺层滑脱和原有流体的调整，页岩含气性和孔隙度略有下降，孔隙类型仍然以有机质孔为主，长期保持较高的含气性。

3.2 页岩气富集模式

邹才能[10]等在扬子海相页岩气“二元富集”规律[9]认识的基础上，提出沉积环境、热演化程度、孔缝发育和构造保存的“四大因素”控制论，并建立了“构造型甜点”和“连续型甜点区”两种富集模式。根据四川盆地西南缘山地复杂构造区页岩气富集主控因素的详细解剖，认为该区页岩气富集模式为“沉积控源、成岩控储、构造控保”（图7），主要表现在：

图7 四川盆地西南缘山地复杂构造区页岩气富集模式示意图

1）有利沉积相带和有效孔隙是形成页岩气的物质基础和必要的储集空间。有利相带是形成页岩气的基本物质基础，该区龙马溪组页岩主要为深水陆棚相，优质段厚度可达70 m，有机碳含量高，生烃及成岩过程形成大量的有机质孔提供了有效的储集空间，新地2井、云大地3井龙一段1亚段（S1l11）平均孔隙度为4.73%，最高可达8.52%，有机质孔面孔率可达10.5%～15.2%，总含气量3.04～4.62 m3/t。

2）构造保存条件，造成页岩孔隙类型、孔隙度和含气性的差异大。大型断裂切割破坏、地层压力释放和上覆地层压力造成页岩孔隙快速致密化，后期很难再重新改造；反之，地层缓慢抬升过程中，地层流体不会突然释放，即使在浅埋环境遭受一定程度释压，相对较低的上覆地层压力不会造成孔隙大规模地减少，也可形成浅层页岩气藏。

3）山地复杂构造区页岩气存在水平分带、差异富集的特征。页岩本身作为横向扩散为主的储层，受顶底板垂向封堵作用，有些地区埋深往往数百米，距离露头区仅仅数千米，仍具有较好的页岩气显示，例如昭通太阳背斜区浅层气[34]等。山地复杂构造区宽缓向斜的构造运动以缓慢的抬升为主，在抬升过程中达到某一“临界深度”或者浅层断裂活动，随着地层压力的降低和流体释放页岩发生致密化，在向斜两翼或者浅层断裂两侧形成侧向“封闭带”，阻止页岩气横向扩散，因此由埋藏区到页岩出露区依次可划分为“富集带”“封闭带”和“岩溶带”，页岩气“富集带”受顶底板和 “封闭带”共同封存，“封闭带”形成于地层抬升过程中的页岩储层的致密化作用，页岩侧向“封闭带”是山地复杂构造区页岩气富集的关键。从焦石坝地区渗透率覆压实验来看，当覆压小于10～15 MPa，无论是页岩还是泥岩渗透率均迅速递减，大于这个压力渗透率递减速率非常缓慢。当地层抬升时，假设地层由超压（压力系数1.5）到压力完全释放，则上覆地层压力梯度增加15 MPa/km，显然形成“封闭带”对应的“临界深度”大约是700～1 000 m。页岩因自身岩石物理性质和构造样式的差异可能是了不同地区“封闭带”形成深度的影响因素，当页岩埋深小于临界深度，页岩已经发生致密化作用，页岩含气性差，当页岩形成“封闭带”对应的“临界深度”较低时，有利于形成浅层页岩气。

3.3 勘探启示

1）良好的顶板条件可部分抵消断裂等的不利影响。根据渗透性方向差异系数公式计算表明，区域上露头样品反映的差异系数K0为1.43～4.41，平均2.27，显示不同方向渗透率较高的差异性，说明了该区页岩气以水平扩散为主，良好的顶板对于减缓页岩气纵向扩散具有重要作用。木杆向斜新地2井和云大地3井显示志留系厚度介于817～936 m，从底到顶发育龙马溪组、石牛栏组、韩家店组及大路寨组，主要为灰色泥页岩、泥灰岩等，岩心完整，虽云大地3井岩心局部发育高角度裂缝，但顶板厚度大，以泥质岩为主的地层封闭性能好，突破压力达13.95～17.85 MPa，顶板与优质段突破压力差值大，具有良好的保存条件，实钻显示木杆向斜龙马溪组页岩整体含气性较好。

2）“慢热低熟” 和“构造缓抬”有利于页岩气长期富集保存。“慢热低熟”是指有机质热演化速度慢、热演化程度相对较低，热演化程度与速率取决于地温梯度、上覆地层埋藏速率和最大埋藏温度。赵文智[35]指出主生气期距今越近, 对于晚期成藏越有利，这从时间定量尺度说明晚期成藏对气田形成有利。烃源岩内滞留分散液态烃在高—过成熟阶段发生裂解，是海相页岩气的主要气源，其主生气阶段Ro值为1.35%～3.20%，Ro值超过3.0%阶段的瞬时产气率显著降低，超过3.5%则基本衰竭[11]。陈建平[36]对海相烃源岩热模拟实验揭示，有机质类型越好，生烃死亡线越低，海相腐泥、混合型干酪根的天然气生成成熟度上限为镜质体反射率3.0%，模拟曲线在Ro= 2.6%发生明显跳跃。受印支期沉积差异，中生界以来地层埋深速率和最大埋藏温度有较大差异，特别是晚海西期岩浆活动期造成不均一的地温梯度，对该地区有机质热演化有较大影响。过高的热演化程度下页岩将不具备持续生烃补给能力，一旦保存条件发生破坏，页岩储层将发生不可逆转的致密化，因此对于山地复杂构造区海相页岩气勘探选区热演化成熟度（Ro）不大于3.0%，低于2.6%是首选。对于同样成熟度或热演化速率的地区，构造缓抬型更加有利；若具有同样的构造抬升史，显然“慢热低熟” 型更加有利，从地质演化历史上看，对于高成熟页岩分布区，尽量选择生烃期晚且扩散时间相对较短的区域。

3）山地复杂构造区页岩含气性除了沉积微相和有机碳含量等因素外，不同构造样式下保存条件的差异性直接决定了孔隙演化阶段的不同和最终含气性的差异。这些地区具备地层整体缓慢抬升、构造形变小、大型断裂不发育、热演化程度或演化速率相对较低等特点。通过页岩厚度、埋深、热演化程度、顶板厚度和构造保存等多种因素综合研究，对四川盆地西南缘山地复杂构造区开展了页岩气有利区优选（图8）。页岩厚度采用TOC≥2.0%连续厚度大于10 m，或TOC≥1.0%连续厚度30 m；热演化程度为3.0 %＞Ro＞1.1 %，顶板厚度下限为200 m，顶板小于500 m的区域要求Ro＜2.8 %，顶板厚度大于500 m的区域要求Ro＜3.0 %；地层平缓区（地层倾角小于20°）埋深大于等于1 000 m，其他地区则按照埋深为标准1 500 m。可优选出木杆、莲峰—高桥、永善及天宁寺等14个有利区（表2），有利区面积为8 235 km2，页岩气资源量为21 897×108m3，其中绥江—普洱渡、木杆、莲峰—高桥、布拖和石宝—大庙等区域已经钻遇良好的页岩气显示。

图8 四川盆地西南缘山地复杂构造区龙马溪组页岩气有利区分布图

表2 四川盆地西南缘山地复杂构造区龙马溪组页岩气有利区与资源量统计表

4 结论

1）四川盆地西南缘山地复杂构造区龙一段1亚段有机碳稳定分布在3.02%～4.97%，等效镜质体反射率为2.38%～3.37%，局部富集区平均总含气量可达4.62 m3/t，不同地区生烃史和孔隙演化阶段具有明显的差异性，共同控制了页岩孔隙发育特征和含气性。

2）提出四川盆地西南缘山地复杂构造区“沉积控源、成岩控储、构造控保”的页岩富集模式，有利陆棚沉积相是形成优质页岩的物质基础，成岩演化与生烃作用形成的有机质孔隙构成主要储集空间，不同构造样式下保存条件的差异性决定了不同的孔隙演化阶段，形成“富集带”和“封闭带”，山地复杂构造区页岩气具有水平分带、差异富集特点。

3）影响山地复杂构造区页岩气富集保存的因素众多，除了沉积相外，大型断裂切割是页岩气逸散最重要的一种形式，良好的顶板条件可部分抵消构造不利影响，“慢热低熟” 和“构造缓抬”有利于页岩气长期富集保存。无论是哪种因素带来的含气性的差异，其实最终都表现在页岩本身地层压力的变化和孔隙发育特征上来，这些因素在山地复杂构造区页岩气勘探选区中应加以重视。

4）根据4口钻井的详细解剖分析，结合四川盆地西南缘山地复杂构造区的地质条件，建立了该地区的页岩气评价标准，并在此基础上优选出14个有利区，有利区面积为8 235 km2，页岩气资源量为21 897×108m3，为一个页岩气新区的发现奠定了资源基础。

致谢：项目和论文得到了《天然气工业》主编冉隆辉先生的指导和帮助，在此致以衷心的感谢！