四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气形成与聚集机理

腾格尔，申宝剑，俞凌杰，仰云峰，张文涛，陶成，席斌斌，张庆珍，鲍芳，秦建中

（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，江苏无锡 214126；2.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡 214126）

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气形成与聚集机理

腾格尔1,2，申宝剑1,2，俞凌杰1,2，仰云峰1,2，张文涛1,2，陶成1,2，席斌斌1,2，张庆珍1,2，鲍芳1,2，秦建中1,2

（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，江苏无锡 214126；2.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡 214126）

综合运用有机超显微组分识别、聚焦离子束扫描电镜、高温高压等温吸附和页岩气稀有气体同位素年龄测定等技术，深入研究四川盆地涪陵地区页岩气主力产层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组的烃源品质、有机质孔隙发育特征、页岩气赋存形式和封存机制。结果表明：①五峰组—龙马溪组富有机质页岩主要形成于表层水生产力高、底层水缺氧的沉积环境，TOC值呈两段式分布，下段TOC≥3%，主要由浮游藻类、疑源类、细菌和笔石等成烃生物及残留沥青组成，其中笔石是TOC值的主要贡献者之一，但页岩气主要来自浮游藻类、疑源类等富氢富脂质有机质及由其生成的液态烃裂解。②有机质孔隙主要发育在固体沥青和富氢有机质中，是页岩气的主要储集空间。笔石等大量有机质呈纹层状、堆积式分布，为页岩气提供了更多的储存空间和各类孔隙连通、流体流动的优势通道。③涪陵页岩气处于超临界状态，以游离气为主。页岩气封闭体系的形成时间与生气高峰期之间的有效匹配，以及后期构造活动对页岩气封存条件的改造程度低是复杂构造区高热演化页岩气滞留富集的关键，页岩的吸附作用、毛管封闭以及低速扩散形成了页岩气微观滞留富集机制。可见，复杂构造区高热演化海相页岩气的形成与富集受缺氧的沉积环境、优质的烃源品质、优越的储集空间和良好的封存条件综合控制。图10表1参35

四川盆地；涪陵气田；页岩气；成烃生物；储集空间；赋存形式；封存机制

引用：腾格尔,申宝剑,俞凌杰,等.四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气形成与聚集机理[J].石油勘探与开发,2017,44(1):69-78.

BORJIGIN Tenger,SHEN Baojian,YU Lingjie,et al.Mechanisms of shale gas generation and accumulation in the Ordovician Wufeng-Longmaxi Formation,Sichuan Basin,SW China[J].Petroleum Exploration and Development,2017,44(1):69-78.

0 引言

晚奥陶世晚期—早志留世初期，全球范围内沉积了一套富有机质黑色页岩层，北非和中东地区称之为“热页岩（hot shales）”，中国南方称之为五峰组—龙马溪组（O3w—S1l）黑色笔石页岩。其TOC值一般大于2%，是一套全球性的海相优质烃源岩[1-3]。2012年，中国页岩气勘探获得除北美以外首个页岩气重大商业发现[4]，在四川盆地东南缘焦石坝构造五峰组—龙马溪组黑色页岩层中发现了探明地质储量近4 000×108m3的大型页岩气田——涪陵页岩气田，页岩气富集主控因素引起了国内外学者的广泛关注。勘探家们提出了焦石坝页岩气的“阶梯运移、背斜汇聚、断-滑控缝、箱状成藏”模式[5]和复杂构造区海相页岩气“二元富集”规律[6]，宏观上认识到五峰组—龙马溪组页岩气滞留富集过程中“优质页岩”的物质基础及“有利的保存、构造条件”的关键作用。

在富有机质页岩中成烃生物既是生成油气的母质，又提供了储集页岩气的主要空间。由于不同地质时期和不同地质环境条件下成烃生物类型及其组合不同，其有机质类型、生烃潜力及有机质孔隙发育程度均存在显著差异。本文以“成烃生物”为核心，利用有机超显微组分识别、聚焦离子束扫描电镜分析（FIB-SEM）、X-CT成像技术、高温高压等温吸附模拟和页岩气稀有气体同位素年代积累效应分析等技术手段，探讨涪陵页岩气田及其外围五峰组—龙马溪组的烃源品质、有机质孔隙发育特征、页岩气赋存形式和封存机制及其与含气性关系，旨在微观上进一步揭示页岩气富集机理，为南方海相页岩气的高效勘探提供更多的科学依据。

1 研究区概况

涪陵页岩气田位于重庆市涪陵区焦石镇，处于四川盆地东南边缘（见图1），页岩气主力产层五峰组—龙马溪组富有机质黑色页岩层主要为深水陆棚相沉积，岩性主要为炭质页岩和硅质页岩，含有丰富的笔石。目前，该页岩气田已探明页岩气地质储量为3 806× 108m3，年产能达50×108m3[4-6]。

2 生烃潜力与页岩气形成机制

由于五峰组—龙马溪组黑色页岩现今热演化程度普遍达高—过成熟阶段（Ro≥2%），常规有机地球化学指标难以有效评价其烃源品质[2-3]。近年来，借助于扫描电镜、激光拉曼等电子显微镜和光学技术的联用，对四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组黑色页岩广泛开展了超显微组分、成烃生物识别及组合分析[7-8]，为从生物学的角度评价烃源品质奠定了基础。

图2 龙马溪组黑色页岩TOC值纵向分布图

2.1 有机质丰度

四川盆地及周缘龙马溪组4处典型露头和11口钻井资料的TOC值纵向分布表明（见图1、图2）：龙马溪组总厚度约300 m，上部主要为灰绿色页岩、粉砂质页岩夹粉砂岩，厚度150～180 m，TOC值普遍小于1.0%；下部黑色页岩厚度为80～120 m，TOC值呈两段式分布，下段TOC值普遍大于3.0%（此段少量露头剖面样品因氧化严重，导致TOC值不真实，图2中未采用其数据），不同地区厚度不等，一般为20～40 m，上段TOC值普遍为0.5%～2.0%，仅有个别样品TOC值达2.5%（±0.3%）。这与梁狄刚等[3,9]所建立的龙马溪组黑色页岩典型剖面、页岩气勘探井[5]以及北非下志留统“热页岩”[1]中的TOC值分布相似。例如，涪陵页岩气田的发现井（JY1井）钻遇龙马溪组黑色页岩层厚度89 m，其中下段（TOC≥3%）厚度为38 m，以高伽马值（GR≥200 API）为特点，属页岩气产层。

2.2 有机质构成

基于华蓥山露头、JY1井五峰组—龙马溪组黑色页岩成烃生物识别及组合分析[10]，黑色页岩层段下段有机质（TOC≥3%）主要由浮游藻类、疑源类、细菌和笔石等成烃生物及其早期生成的原油演化形成的固体沥青组成，其中以非动物碎屑有机质（包括浮游藻类、疑源类、细菌和固体沥青等）为主，占总显微组分的70%～80%，动物碎屑（笔石占90%以上，其余为几丁虫、海绵骨针等）占20%～30%；而黑色页岩层段上段有机质（TOC＜3%）则以动物碎屑类（笔石、几丁虫等）为主，占总显微组分的47%～76%，非动物碎屑有机质占总显微组分的24%～53%（见图3、表1）。

在华蓥山露头上，五峰组—龙马溪组黑色页岩TOC值与笔石多样性显示出良好的正相关性（见图4），表明富有机质层沉积时海水表层具有较高的初级生产力，浮游藻类、疑源类等浮游生物繁盛（见图5），且处于半封闭、滞留、缺氧的沉积环境，指示底层水具有良好的有机质保存条件。这些浮游生物在海洋食物链（金字塔）底部起关键作用，也是笔石赖以繁盛的物质基础。大量笔石死亡后，只有在缺氧的海洋环境中才能保存完好[11-12]，进一步印证了富有机质层缺氧的沉积环境。

图3 五峰组—龙马溪组黑色页岩有机显微组分鉴定

表1 五峰组—龙马溪组黑色页岩有机显微组分定量分析

根据城口庙坝（TOC=3.88%，Ro=1.6%）和石柱漆辽（TOC=4.38%，Ro=2.7%）两个露头五峰组—龙马溪组黑色页岩中分离出来的两个单体笔石的热解分析结果，二者TOC值分别为71.34%和69.78%，其中能生烃的有效有机碳分别为6.47%和1.09%，而残留有机碳分别为64.87%和68.69%，显示高含有机碳特性，并表明笔石的残留有机碳是五峰组—龙马溪组黑色页岩总有机碳的重要贡献者之一。

根据以上研究结果，可以认为五峰组—龙马溪组黑色页岩下段有机质主要由浮游藻类、疑源类、笔石、细菌和固体沥青等构成，上段有机碳主要来自笔石、几丁虫等动物碎屑类和底栖藻类贡献，浮游藻类等次之。

2.3 有机质生烃潜力

国内外学者通过结构组成分析和模拟实验已证实浮游藻类、疑源类和细菌等这些由较多的脂肪族结构和较少的芳香族结构组成的富氢有机质具有更高的生烃潜力[8,13]。因此，以脂肪族化合物为主的富氢有机质与以芳香族化合物为主的贫氢有机质的混合程度决定了干酪根类型及成烃潜力，且前者比例越大成烃潜力越强。

图4 四川盆地华蓥山剖面五峰组—龙马溪组黑色页岩TOC值与笔石多样性分布柱状图

图5 华蓥山剖面五峰组—龙马溪组黑色页岩孢粉型微体化石

在五峰组—龙马溪组黑色页岩中，大量笔石沿层理面聚集式广泛分布，是总有机碳的重要组成部分，同时笔石组成及结构对有机质类型及成烃潜力有重要影响。笔石体的成分最早视为几丁质[14]，后被解释为胶原蛋白类[15-17]，结构上主要由带脂肪族基团的芳香族结构组成[18-19]，比相同成熟条件下的镜质组有稍高的氢指数（40～540 mg/g）和非常高的氧指数（10～60 mg/g），介于有机质类型Ⅱ型和Ⅲ型之间[18]。特别是，对上文城口庙坝烃源岩中分离出的单个笔石体开展了热解生烃模拟及其组分的色谱分析[10]，初步结果显示其生烃产物主要为天然气和轻质油，总烃中气态烃（C1—C4）、轻质油（C5—C14）分别占54%、40%左右，少量中—重质油（C15+）。中—重质油来源有两种可能：①笔石体本身生烃；②被包裹在笔石体中的外来有机质生烃。目前尚无法确认其准确来源。另外，在焦石坝地区五峰组—龙马溪组黑色页岩中，通过FIB-SEM观测到笔石局部发育纳米级有机质孔隙（见图6），主要是生烃过程中形成的孔隙。可见，笔石体可能具有一定的生烃能力，但从贫氢、高残留有机碳和高芳香度等特性认为其难以成为主要油气来源，并且在成烃生物组合中笔石、几丁虫和底栖藻类等大量贫氢生物的存在可能直接影响干酪根类型及生烃潜力，随着来自这些生物的贫氢有机质比例的增加，干酪根更多属于偏腐泥型或Ⅱ1型，乃至偏腐殖型或Ⅱ2型，而非五峰组—龙马溪组烃源岩干酪根类型“以Ⅰ型为主”的传统认识。

因此，在五峰组—龙马溪组黑色页岩有机质构成中，生烃贡献者主要来自浮游藻类、疑源类和细菌等富含脂质的富氢有机质，包括笔石胞管中脂质大分子聚合物，生成油气的潜力取决于这些富氢组分的含量。结合有机显微组分的定量分析结果（见表1），从样品JY1-1（上段）和JY1-2（下段，页岩气主力产层）显微组分可以看出五峰组—龙马溪组黑色页岩层最好的生烃潜力（即“地质甜点层”）处于黑色页岩层段下段，具备有机质丰度高（TOC≥3%）、以非动物碎屑有机质为主体及类型好（偏腐泥型）的特点，而黑色页岩层段上段有机质组成以笔石和几丁虫等贫氢动物碎屑为主，干酪根类型偏腐殖型，其生烃潜力较差。下志留统黑色页岩层的这一成烃特性具有全球性，如北非地区下志留统“热页岩”的TOC值、GR值和笔石纵向分布特征与五峰组—龙马溪组类似，且工业油气主要来自TOC值大于等于3%、GR值大于等于200 API、厚度为30 m左右的底部“热页岩”[1]。

图6 涪陵页岩气田JY11-4井五峰组—龙马溪组黑色页岩（2 368.4 m）中笔石纳米孔隙

2.4 页岩气形成机制

据Curtis对美国5大页岩气系统（Michigan 盆地泥盆系Antrim页岩系统、Appalachian盆地泥盆系Ohio页岩系统、Illinois盆地泥盆系New Albany页岩系统、Fort Worth盆地密西西比系Barnett页岩系统及San Juan盆地白垩系Lewis页岩系统）的分析发现，其页岩气形成的成熟度范围较宽，既有生物气、未成熟—低成熟气、热解气，又有原油、沥青裂解气[20]。与其比较，五峰组—龙马溪组黑色页岩成熟度范围小，但有机质热演化程度高，根据笔石和沥青反射率换算的等效镜质体反射率显示焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩Ro值为2.21%～2.74%，处于过成熟、高温裂解生气阶段。据涪陵页岩气田12口井页岩气地球化学研究，气体组成以烃类气体为主，烃类气体中又以甲烷为主，甲烷含量为97.95%～98.81%（平均98.53%），并具有相对较重的碳同位素组成，为-30.7‰～-28.5‰（平均-29.7‰）；乙烷含量为0.53%～0.66%（平均0.61%），其碳同位素组成为-35.9‰～-33.5‰（平均-34.7‰）。同样显示出该地区五峰组—龙马溪组页岩成熟度较高，属于典型的热成因、干气类型。可见，五峰组—龙马溪组的富有机质层段经历了干酪根热解以及残留的液态烃、湿气高温裂解等不同热演化阶段、不同生气机制的天然气形成演化过程，并在原地滞留持续聚集形成了现今的页岩气。

3 页岩气储集空间与滞留富集机制

3.1 页岩气储集空间

3.1.1 有机质孔隙及其结构特征

基于FIB-SEM、氩离子抛光结合环境扫描电镜等先进的泥页岩微观结构和有机超显微组分分析技术，选取五峰组—龙马溪组黑色页岩和广东茂名油页岩、渤海湾盆地济阳坳陷第三系烃源岩样品，对其有机质孔隙演化特征进行分析研究。结果表明富有机质泥页岩中主要发育两类有机质孔隙：①原始有机质孔隙，主要发育在有机体内部，如高等植物芳构化结构造成的内部孔隙、藻类细胞间的孔隙等，此类孔隙形态较为规则，孔隙分布和大小相对均匀，定向排列；②次生有机质孔隙，即在成烃演化过程中由有机质转化为油气而形成的孔隙，如干酪根、固体沥青裂解成气的孔隙，此类孔隙结构和形态复杂，多呈圆形，孔隙分布和大小不均匀。研究进一步表明JY1井五峰组—龙马溪组黑色页岩有机质孔隙主要发育于固体沥青、富氢富脂质有机质中，而笔石、几丁质等动物碎屑中尚未发现大量发育的孔隙，但局部发育纳米级孔隙（见图6），且这些动物碎屑与基质/无机矿物之间广泛存在数十纳米至微米级的裂缝（如有机质收缩缝、粒缘缝）。研究中进一步利用氮吸附法-压汞法联合表征定量描述孔隙分布特征（直径小于50 nm孔隙采用吸附法，直径大于50 nm孔隙采用压汞法）。结果表明，五峰组—龙马溪组黑色页岩以直径2～50 nm的介孔为主，可占总孔容的60%～70%，其次为直径小于2 nm微孔，约占总孔容20%～30%，直径大于50 nm以上的大孔孔容占比不足10%。利用高分辨率扫描电镜进一步观察有机质大孔，见大孔内表面粗糙不平，存在着较多的小孔对其进行连通形成有机质孔隙网络，但受限于扫描电镜的分辨率，可能仍有更多更小的孔隙无法从图像上观察到。五峰组—龙马溪组黑色页岩以有机质孔为主，且其发育程度主要取决于固体沥青和富氢脂质有机质的丰度，丰度越高，有机质孔隙越发育，为此固体沥青、富氢脂质丰度高的黑色页岩层段下段（TOC≥3%）页岩中有机质孔隙最发育。

3.1.2 有机质赋存形式

如图7所示，五峰组—龙马溪组黑色页岩下段呈微层理构造，有机质呈纹层分布，尤其大量笔石呈纹层状分布，层间距0.4 mm左右，且每一层面上有多个笔石堆积式分布，这种独有的有机质大量聚积使页理缝更易开启，同时与碎屑矿物之间发育更多的有机质收缩缝和层理缝等，这些缝除具有储集能力外，更重要的是其与有机质、无机质孔隙之间相互连通形成页岩气流动优势通道。

图7 五峰组—龙马溪组黑色页岩中有机质赋存形式及微裂缝发育特征

图8 JY1井五峰组—龙马溪组岩心纵横向渗透率对比图

图8选取了JY1井五峰组—龙马溪组底部笔石富集段页岩开展了不同有效应力下垂直和平行层理方向上脉冲渗透率测定，结果表明随着有效应力增加渗透率均明显降低，但平行层理方向渗透率比垂直层理方向渗透率约高3个数量级。值得指出的是，得益于平行层理堆积式分布的笔石，该段纹层结构页岩中页理缝或层理缝发育，使得平行层理方向即使在高有效应力下仍具有较高的渗透率。

3.2 页岩气赋存形式

超临界条件下气体只能发生单分子层吸附机制，不发生凝聚液化现象[21]。目前，涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩气产层埋深2 300～3 500 m（平均2 645 m），地层温度82 ℃，压力38 MPa，压力系数1.55，天然气以甲烷为主，含量高达98%[5]。按照甲烷及其少量伴生气（C2H6、N2、CO2）的临界温度、临界压力（CH4：-82.6 ℃，4.6 MPa；C2H6：32.2 ℃，4.9 MPa；N2：-146.9 ℃，3.4 MPa；CO2：31 ℃，7.4 MPa）[22]，涪陵页岩气在上述地层温度压力条件下属于超临界流体，吸附方式主要为单层吸附。

页岩气与煤层气地质条件存在显著差异，如煤层气埋藏深度一般小于1 000 m，且以吸附气为主，而页岩气处于深层，中国南方海相页岩气埋藏深度普遍大于2 500 m，地层温度和压力远高于煤层气，导致天然气赋存规律更为复杂。笔者前期选取JY1井五峰组—龙马溪组底部38 m优质页岩段22个样品开展定量计算，结果表明，焦石坝地区异常高压条件下，页岩气以游离气为主，占总气量的52.2%～72.9%，平均为65.7%，吸附气占27.1%～47.8%，平均为34.3%[23]。特别是，笔者在JY1井井深2 413 m处页岩石英脉中发现高密度甲烷包裹体，其甲烷密度为0.269～0.284 g/cm3（正常密度为0.162 g/cm3）[24]。高键等[25]在焦石坝地区五峰组—龙马溪组黑色页岩中也发现了类似的高密度甲烷包裹体。这些高密度甲烷包裹体的存在，表明当时游离气以高压超临界状态聚集于有机质孔隙、层理缝、微裂缝等储集空间中。

3.3 页岩气封存（滞留）机制

保存条件是南方海相页岩气富集高产的关键所在，一般情况下地层压力系数越大，页岩气产量越大。焦石坝地区一期产能建设区五峰组—龙马溪组黑色页岩中近3 806×108m3页岩气保存的关键因素为：①五峰组—龙马溪组页岩气层的顶底板，无论泥岩、粉砂岩还是石灰岩都很致密，封闭性好，防止页岩气在纵向上的逸散[26]；②侧向断层形成很好的封堵作用使页岩气难以横向散失[5,26]。页岩气组分和稀有气体同位素分析表明焦石坝构造具有良好保存条件。

根据焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩气稀有气体地球化学特征及其同位素年龄研究，涪陵页岩气中4He含量为（3.09～4.74）×10-4，平均为3.94×10-4（样品数：9个，下同），3He/4He 值为（1.40～1.69）×10-8，平均为1.51×10-8，不同钻井、不同深度页岩气的4He含量及其同位素值分布均匀，3He/4He 值处于10-8量级且变化小，无幔源氦混入，属于典型壳源成因，指示该区不存在深大断裂活动，整体保存环境相对稳定。页岩气烃类气体碳同位素完全倒转（见图9），显示与北美页岩气（Fayetteville 组）类似的碳同位素特征[27]。页岩气碳同位素组成的这一倒转成因，一般认为是同一套烃源岩层内不同热演化阶段或者干酪根热解、液态烃裂解等不同机制生成烃类气体混合的结果[27-29]。同时，在北美页岩气开发过程中发现，进入同位素倒转阶段的页岩气井常常高产[30]，指示页岩气碳同位素倒转原因不仅与烃源成熟度和生气机制有关，还与烃源体系的封闭性及不同演化阶段烃气的滞留富集程度有关，并体现在体系内流体压力的变化上。因此，上述页岩气地球化学特征印证了焦石坝探区五峰组—龙马溪组页岩气层中存在异常高压封闭体系，利于大量页岩气的聚集封存。

图9 涪陵页岩气田烃类气体碳同位素组成特征

结合涪陵页岩气田单位岩石含气量和页岩气中4He浓度，估算出4He的年代积累年龄为235 Ma，对应早三叠世初期。如图10所示，根据焦石坝地区（JY1井）志留系生烃史、埋藏史、热演化史和沉积构造演化史等[5]，五峰组—龙马溪组黑色页岩层在早三叠世初期（225～245 Ma）埋深处于3 950～4 050 m，地层温度为130～140 ℃，正好进入生油高峰期并且原油开始热裂解生气。原油一般在120～140 ℃发生热裂解作用，完全裂解生成气态烃组分需要地层温度达到180 ℃以上[13]。实际上，在此温度阶段大量重烃气（湿气）也开始裂解生成甲烷。此年龄表示了生油高峰期生成的大量原油开始裂解生气并被封闭滞留聚集的起始时间，即焦石坝页岩气形成起始年龄。该年龄值也是异常高压形成初期，并得到了五峰组—龙马溪组黑色页岩包裹体古温度、古压力分析结果的佐证，即笔者在JY1井中发现的高密度甲烷包裹体的均一温度平均为200 ℃，对应于抬升前最大埋深处（6 000 m），平均压力为126 MPa，平均压力系数为2.1，处于异常高压[25]。由此可见五峰组—龙马溪组页岩气封闭体系在生油高峰期（生气高峰期前）开始形成，干酪根、残留的液态烃和重烃气连续不断裂解生成的大量烃类气体被滞留聚集在该封闭体系内。生烃增压是该地区异常高压的重要形成机制，也是碳同位素倒转的主要原因。

图10 JY1井埋藏史和生烃演化史图（O3w—五峰组；S1l—龙马溪组；S1x—小河坝组）

生烃增压是沉积盆地中主要的异常高压形成机制之一[31-34]，其前提条件是厚层泥页岩中含有大量有机质，并且该有机质达到了成熟—过成熟的演化阶段，即主要存在于较大深度的富有机质页岩层中，干酪根通过热催化、裂解等转化为石油、气体和不溶残余物等时会发生体积增大，特别是随着埋藏深度的增加，温度逐渐升高，在高温条件下液态烃将进一步裂解转化为轻质烃类组分直至甲烷，当富有机质页岩层自身形成一个封闭性较好的系统时，这些新生流体难以逸散或扩散而不断聚集并膨胀，使孔隙压力大幅增加，进而产生异常高压。从上述稀有气体同位素年龄和包裹体均一温度可知，五峰组—龙马溪组黑色页岩层在生油高峰期就开始形成封闭体系，致使排烃效率低，大量原油原地滞留聚集，至最大埋深处（6 000 m）地层温度已达200 ℃，等效镜质体反射率为1.82%～2.07%，处于高—过成熟阶段，表明这些残留的液态烃和重烃气在抬升前就完全裂解生气，加之干酪根高温裂解生气，形成了现今以甲烷为主的优质天然气。

富有机质页岩层内大量天然气滞留聚集并保存成藏的根本原因在于生气高峰期、有机质赋存形式、流体分布与封存条件的有效时空匹配。五峰组—龙马溪组黑色页岩中，笔石、浮游藻类和沥青等大量有机质呈纹层状分布（见图7），形成富有机质页理，并与无机矿物构成了相互叠加的纹层状构造。如图8所示，富有机质页岩渗流的各向异性特点就是页理发育的佐证。页岩气主要滞留聚集于有机质孔隙内，富有机质纹层亦是富气纹层。而地层水大部分运聚于顶底板岩层，少量地层水以束缚水/薄膜水形式赋存于黏土矿物表面或无机质孔隙中[35]。富有机质、富气纹层与无机矿物层/矿物表面束缚水间形成了气-水两相界面，通过毛细管封闭作用构成了相互分隔聚集的不同流体次级分隔单元/纹层。这些单元在致密的顶底板、优越的断层侧向遮挡形成的体系内交互叠置，相互封存，在三维空间上形成了烃源岩内自身的封闭体系，并在现今的地层温度压力条件下通过吸附机制和纵横向低速扩散渗流作用使大量气体在封闭体系内以超临界稠密状态滞留积聚。

综上所述，结合涪陵页岩气田的宏观地质特征[4,30]，可以预测焦石坝地区五峰组—龙马溪组富有机质页岩层从生气高峰期前形成封闭体系，并开始原地滞留封存不同演化阶段天然气，后期抬升过程中封闭体系整体也未受到严重破坏。微观上，页岩的吸附作用、毛管压力封闭以及低速扩散机制使得页岩气得以有效滞留富集，至今仍然保持了有利于天然气聚集保存的封闭环境及其异常高压状态（见图10），形成了现今的涪陵页岩气田。

4 结论

涪陵页岩气田的形成受缺氧的沉积环境、优质的烃源品质、优越的储集空间和良好的封存条件的综合控制。有机质构成及其赋存形式对富有机质页岩成烃潜力、孔隙结构及分布具有重要影响，同时，富有机质页岩与矿物之间形成的层理缝、有机质收缩缝和矿物边缘缝等是页岩气连通性主要载体，页岩气封闭体系的形成时间与生气高峰期的有效匹配、后期封存条件的改造程度低是高热演化、复杂构造区页岩气异常高压得以形成及保持的关键。异常高压下页岩气赋存形式以游离气为主，页岩的吸附作用、毛管封闭压力以及页岩气低速扩散形成了页岩气微观滞留富集机制。

致谢：郭彤楼教授、牟泽辉教授、黎茂稳教授、John K Volkman教授、刘文汇教授和边立曾教授等在百忙中对该论文给予了多方指导，在论文研究中得到了中国石化勘探分公司、江汉油田分公司相关专家的大力支持，在此一并致谢。

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（编辑 魏玮 王大锐）

Mechanisms of shale gas generation and accumulation in the Ordovician Wufeng-Longmaxi Formation,Sichuan Basin,SW China

BORJIGIN Tenger1,2,SHEN Baojian1,2,YU Lingjie1,2,YANG Yunfeng1,2,ZHANG Wentao1,2,TAO Cheng1,2,XI Binbin1,2,ZHANG Qingzhen1,2,BAO Fang1,2,QIN Jianzhong1,2
(1.State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development,Wuxi 214000,China; 2.Wuxi Research Institute of Petroleum Geology,Sinopec Petroleum Exploration & Production Research Institute,Wuxi 214000,China)

The source rock quality,organic pore structure,occurrence state and sealing mechanisms of shale gas in the Ordovician Wufeng-Longmaxi Formation (O3w-S1l),Fuling region,Sichuan Basin were studied using ultra-microscopic organic maceral identification,FIB-SEM,high temperature/pressure isothermal adsorption and isotopic age dating of noble gas.The results show that:(1) O3w-S1l organic-rich shale was mainly formed in a sedimentary environment with high productivity in surface water and hypoxia in bottom water,it can be divided into two sections according to TOC,of which the lower section (TOC≥3%) is mainly composed of graptolite,phytoplankton,acritarch,bacteria and solid bitumen,among them,graptolite is the main contributor to TOC,but the shale gas is mainly derived from phytoplankton,acritarch and other hydrogen-rich organic matter,as well as the pyrolysis of liquid hydrocarbons produced by this kind of organic matter.(2) Organic pores,as principal reservoir space for shale gas,exist in hydrogen-rich organic matter and solid bitumen.The graptolites and plenty of other organic matter stacking distribution in lamina provide more reservoir space for shale gas,and effective pathways of connected pores for fluid flow.(3) Shale gas in Fuling region is in supercritical state and dominated by free gas; the match of formation time of closed shale gas system and gas-generation peak,as well as slight alteration degree of sealing conditions in the later stage,are key factors controlling the retention and accumulation of shale gas in the regions with high thermal maturity and complex structural areas; adsorption,capillary sealing and slow diffusion of shale are the main microscopic mechanisms for the retention and accumulation of shale gas.It thus can be seen that the generation and accumulation of marine shale gas with high thermal maturity in complex structure areas is controlled jointly by anoxic depositional environment,excellent hydrocarbon rock quality,superior reservoir space and favorable sealing conditions.

Sichuan Basin; Fuling gas field; shale gas; hydrocarbon-forming organisms; reservoir space; occurrence state; sealing mechanism

国家自然科学基金“古生界页岩含气性原生有机质控制作用研究”（U1663202）

TE122.1

：A

1000-0747(2017)01-0069-10

10.11698/PED.2017.01.08

腾格尔（1967-），男，蒙古族，内蒙古通辽人，博士，中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所研究员，主要从事地球化学与石油地质综合研究和实验管理工作。地址：江苏省无锡市蠡湖大道2060号，无锡石油地质研究所，邮政编码：214126。E-mail:tenger.syky@sinopec.com

2016-02-23

2016-11-03