四川盆地东南缘页岩气富集模式——以丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为例

倪 楷，王明筏，李 响

(中国石化 勘探分公司，成都 610041)

近年来，四川盆地及周缘海相页岩气勘探取得长足发展，长宁—昭通、涪陵、威远、永川等地实现了商业开发并建产。其中，涪陵页岩气田截至2019年底已在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组累计探明地质储量6 008.14×108m3，新建产能超百亿立方米。继涪陵页岩气田发现后，中国石化在南方海相“二元富集”理论的指导下实施勘探，在綦江—綦江南区块丁山断鼻构造的5口井均获得了工业气流，但5口井在页岩气产能、含气性、地层压力等方面存在明显差异，反映了该区页岩气富集存在复杂性。本文针对丁山地区实际地质条件，从天然气在页岩气系统内的赋存形式、运移方式及逸散路径分析出发，探讨分析了丁山地区页岩气富集模式。

1 丁山地区页岩气层基本特征

丁山地区地跨重庆、贵州两地，构造上位于川东南断褶带，东南邻黔北断褶带，为齐岳山断裂控制下的一大型鼻状断背斜，地表三叠系、侏罗系均有出露(图1)。页岩气产层五峰组—龙马溪组一段岩性主要为黑色碳质泥岩、黑色碳质页岩和黑色含粉砂泥岩，厚度一般80～85 m，为深水陆棚和浅水陆棚沉积。五峰组—龙马溪组一段纵向具非均质性，根据岩矿组成、有机质丰度(TOC)、物性、含气性等方面的差异性，将其由下向上划分为①～⑨等9个小层(图2)。①～⑤小层岩性以黑色碳质页岩为主，TOC、孔隙度、含气量、脆性矿物含量均高于⑥～⑨小层，为含气性、可压裂性俱佳的优质页岩气层。优质页岩气层厚度介于28.9～35.5 m，平均TOC含量介于3.18%～3.85%，平均孔隙度介于3.03%～5.94%，平均脆性矿物含量介于60.1%～71.5%，平均含气量介于2.12～6.79 m3/t。

图1 四川盆地东南缘丁山地区构造位置及井位分布

图2 四川盆地东南缘丁山地区A井上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段综合柱状图

目前，丁山地区已实施5口页岩气探井。A井和C井位于东南部浅埋藏带，导眼井页岩气层底界埋深分别为2 054 m和2 272 m，水平井测试分段压裂分别获得了日产3.4×104m3和3.5×104m3工业气流；B井、D井和E井位于西北部中深埋藏带，导眼井页岩气层底界埋深分别为4 368，3 731，3 818 m，水平井测试分段压裂分别获得了日产10.5×104，20.56×104，16.33×104m3页岩气流。其中，D井、E井产能达高产工业气流标准，证实了丁山地区中深层为页岩气高产富集带，形成了新的商业开发阵地。

2 丁山地区页岩气富集模式

页岩气的形成一般经历了超深埋藏和后期抬升，超深埋藏才能使页岩中有机质生烃并裂解成甲烷等轻烃为主的页岩气，后期抬升才使页岩气层具备适宜压裂改造和工业开采的埋藏深度[1]，这2个过程中页岩气生成、赋存环境不断变化，必然导致页岩气的聚集或逸散，因此，页岩气在这2个过程中的行为是页岩气富集与否的关键。

2.1 页岩气的早期形成与滞留

丁山地区五峰组—龙马溪组页岩镜质体反射率(Ro)平均值介于2.03%～2.28%[2]，处于过成熟、高温裂解生气阶段。A井、C井和D井气体组成以烃类气体为主，甲烷含量介于97.78%～99.02%，乙烷含量介于0.44%～0.68%，为典型的干气；另外，甲烷碳同位素组成介于-32.1‰～-29.1‰，乙烷碳同位素组成介于-38.4‰～-34.1‰，总体反映其具有较重的碳同位素，为热成因特征(表1)。由此可见五峰组—龙马溪组富有机质页岩在超深埋藏过程中经历不同阶段的热演化，最终形成了页岩气。

表1 四川盆地东南缘丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组天然气烃类组成及碳同位素特征

富有机质页岩埋藏生烃的同时排烃也在进行。据TISSOT等人的研究，排烃过程只会发生在靠近比页岩物性更好的储层，约14 m的范围内[3]，页岩中的烃类在浓度差的驱动下才能够向储层有效排出。丁山地区五峰组—龙马溪组一段页岩气层厚度一般介于83～90 m，上覆龙二段—龙三段含灰泥岩、泥质灰岩顶板及石牛栏组泥质灰岩均为致密岩，下伏临湘组泥质灰岩底板也极为致密。这种情况下，泥页岩的排烃效率更低，烃源岩内油气排运不畅而形成封闭体系。

天然气碳同位素的证据更加证实富有机质页岩深埋生烃过程中一直处于封闭体系中[4-7]。丁山地区龙马溪组页岩气具有碳同位素倒转(δ13C1>δ13C2)的特征(表1)，这与涪陵页岩气田、彭水、长宁—昭通等[4，8]页岩气藏特征相同。对于页岩气碳同位素组倒转的成因，一般认为是同一套烃源岩层内不同热演化阶段或干酪根热解、液态烃裂解等不同机制生成烃类气体混合的结果[9-11]。作为源储一体的页岩气层，只有早期低演化时期生成的液态烃滞留在页岩孔隙中，后期超深埋藏高演化阶段泥页岩中液态烃裂解成湿气、湿气裂解成干气以及干酪根裂解生气过程中一直保持封闭状态，这种情况才会发生。

2.2 页岩气的晚期保存

晚期构造抬升使得页岩气滞留环境发生改变，破裂作用、剥蚀作用对页岩气藏晚期逸散或富集影响深远，在各种因素作用下，经历漫长的地质时期，一些地方滞留富集，一些地方页岩气丰度降低或遭到破坏[12-16]。特定的页岩气层和构造环境下，页岩气系统调整、重构，天然气在此过程中的运移行为决定了页岩气的保存和散失。

2.2.1 构造破裂改变页岩气垂向封闭性

丁山地区五峰组—龙马溪组页岩气层自身及顶底板均为页岩、灰岩等致密岩，基质封堵性好，又有致密、稳定分布的直接盖层分布，若无破裂，就能有效阻止油气垂向逸散，但因后期构造致裂作用使其复杂化。

断裂及伴生高角度缝发育是页岩气层垂向封闭的不利因素。美国 Barnett 页岩气藏[17]、涪陵气田东南部与西南部、南天湖地区[1]钻探均揭示，断裂带附近高角度裂缝发育区含气量和产量均有不同程度的降低。丁山地区5口页岩气井钻探显示：A井、C井顶板和直接盖层中高角度裂缝均极为发育，D井、E井顶板中高角度裂缝欠发育，直接盖层中高角度缝发育，B井顶板和直接盖层中高角度裂缝均欠发育。值得注意的是，无论高角度缝较发育的井还是高角度缝相对不发育的井，高角度缝在纵向上的分布都并非连续的，明显存在隔层(图3)，反映高角度缝对页岩气层垂向封闭性的影响范围有限。

图3 四川盆地东南缘丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气层及顶底板高角度裂缝发育程度对比

2.2.2 抬升剥蚀改变页岩气层侧向封堵性

页岩中矿物的成层堆积，有机质、黏土等矿物顺层排列，同时有机质孔、黏土矿物孔等孔隙也趋于顺层分布，造成横向渗透率远高于垂向渗透率。D井五峰组—龙马溪组样品实验分析结果(图4)表明，页岩水平渗透率比垂直渗透率高29～1 804倍[12]。另外，页岩层间为薄弱面，构造抬升过程中容易滑动形成顺层分布的裂缝，这种层间滑脱形成的层间滑动缝在五峰组—龙马溪组页岩中普遍分布，且主要集中分布在①—⑤小层优质页岩气层段。因此，页岩侧向封堵性是影响页岩气后期保存的重要因素。

图4 四川盆地东南缘丁山地区D井龙马溪组页岩纵横向渗透率对比

抬升剥蚀使得页岩埋深整体变浅，侧向封堵性发生差异变化。涪陵页岩气田的焦页2井龙一段4个页岩样品无覆压的平均渗透率介于(0.001 6～65.646 3)×10-3μm2，覆压实验表明，页岩渗透率随上覆有效压力的增大而降低(图5)。泥页岩人造裂缝渗透率与围压关系也显示，随着作用于裂缝面的有效应力的增加，裂缝的开启度逐渐降低，当有效应力高于35 MPa左右时，裂缝趋于闭合，据此估算丁山地区五峰组—龙马溪组页岩水平裂缝闭合深度约为2 500m。

图5 页岩渗透率与有效上覆压力关系

2.2.3 垂向和横向联合扩散、渗流主导了页岩气运移全过程

页岩储层垂直方向上极低的渗透率，加之裂缝分布的非均质性，使页岩气在储层内单方向上的运移容易受阻，而页岩中垂直方向和顺层方向的孔缝组合产生曲径通幽的效果，主导了页岩气的运移过程。丁山地区页岩气储层中高角度缝与水平裂缝主要有2种：一种是高角度裂缝发育在两顺层滑动缝之间，延伸受限于滑脱面，主要为先期形成的高角度缝在后期构造挤压作用下顺层滑脱而错开所致；另一种是高角度缝贯穿多条顺层滑动缝，而后终止于页岩内部(图6)。这种特点决定了页岩储层中的天然气不大可能直接通过单条高角度缝垂直向上运移。天然气在页岩储层中运移最可能的方式是：先在浓度差的驱动下以扩散的方式顺层运移到高角度裂缝，再以渗流的方式由高角度裂缝垂向运移至层间滑动缝或页理缝，再向高部位阶梯式运移至其他高角度裂缝或断裂，以一种接力的方式在层内运移或向外逸散。

图6 四川盆地东南缘丁山地区页岩气层段岩心裂缝系统

天然气碳同位素的证据揭示了丁山地区页岩气的这种运移方式的存在。A井五峰组—龙马溪组一段①—⑤小层测试地层压力系数为1.06，评价认为井区页岩气保存条件欠佳，说明该井区页岩气确实经历过大规模逸散。五峰组—龙马溪组一段页岩气藏纵向存在分隔现象[18-23]。将天然气乙烷碳同位素与干酪根碳同位素(图7)对比发现：①小层、②—⑤小层和⑥—⑦小层中干酪根碳同位素值差异明显，相应层段天然气乙烷碳同位素值却趋于相同；⑧—⑨小层与顶板龙二—龙三段中干酪根碳同位素差异明显，相应层段天然气乙烷碳同位素值也趋于相同。以上特征总体反映A井页岩储层中页岩气发生了①小层与②—⑦小层之间的垂向运移，同时发生了⑧—⑨小层与顶板之间页岩气运移。因此，高角度缝的存在只是使得A井①—⑦小层相互沟通，但其垂向封闭性并未破坏，⑧—⑨小层与顶板连通，可能存在垂向逸散。总之，①—⑦小层中天然气在垂向封闭性良好的情况下，其逸散方式只能向构造高部位侧向运移，再通过断裂及伴生裂缝发育带散失；⑧—⑨小层可能单一垂向与垂向—横向联合两种逸散方式都有发生。

图7 四川盆地东南缘A井五峰组—龙马溪组干酪根与解吸气乙烷碳同位素分布

2.3 丁山地区页岩气富集模式

2.3.1 构造类型与演化

丁山构造为齐岳山大断裂带控制下的逆冲推覆构造，整体形态表现为北东—南西向鼻状背斜，鼻状凸起与齐岳山断裂呈“断凹”相隔，整体呈近齐岳山的盆缘推覆和盆内褶皱构造格局。丁山构造主体为NE走向，同时还存在NW走向，NW向构造构成鼻状凸起。发育两组三级断层：一级断层主要为齐岳山断裂带派生断层，走向为北东向，切穿二叠系，断距较大；二级断层以北北西向为主，延伸较长，断距较小；三级断层延伸短、断距小，多为层间小断层。构造主体大断层不发育。燕山晚期—喜马拉雅期(J-N)江南隆起NW方向的强烈推覆挤压，使该区地层快速隆升剥蚀，同一时期内随后叠加黔中隆起NE方向挤压以及川中古隆起SE方向的反冲作用，形成丁山现今鼻状构造形态。

丁山构造齐岳山断层西侧表现为正向构造单元，即为丁山鼻状构造，在齐岳山断层逆冲的同时，其前缘存在一系列的隐伏逆冲断层，从而使得五峰组—龙马溪组高程的变形通过分级逆冲，从盆缘向盆内逐渐变低，构造变形由齐岳山断层与前缘隐伏断层共同控制(图8)。

图8 四川盆地东南缘丁山地区构造剖面

2.3.2 页岩气运移方式和运移强度

晚期构造抬升使得丁山鼻状构造不同部位断裂、高角度裂缝发育和顺层缝封闭性及与控盆断裂关系存在差异，从而决定了丁山鼻状构造不同部位页岩气运移方式、运移强度的不同。

东南部浅埋区紧靠齐岳山断裂带，受来源于齐岳山逆冲推覆近东西向的古应力影响和川中隆起、黔中隆起以及綦江断裂联合作用引发的SW—NE向应力的影响，高角度缝发育，页岩埋深大多小于2 500 m，顺层缝封闭性差(图9)。页岩气运移过程为：先由基质孔隙扩散进入高角度缝，然后以渗流的方式向上运移，由于纵向隔层的阻挡，不能直接纵向进入上覆地层，便就近运移到与之相通的顺层缝，再以渗流的方式顺层运移，进入下一条高角度缝，再进入下一条顺层缝。页岩储层中的天然气以这种垂向—横向联合的方式向外运移，直到逸散区。由于东南部浅埋区页岩储层裂缝发育，加之页岩气在高角度缝—顺层缝中以渗流的方式运移，又紧邻控盆断裂带，所以运移强度较高。

西北部中深埋藏区远离齐岳山断裂带，主要发育1个期次的断层伴生缝，页岩埋深介于2 500～5 000 m(图9)，顺层缝封闭性好。页岩气从基质孔隙扩散进入高角度缝后，垂向、横向渗流通道都堵死，因而几乎不能以渗流的方式在高角度缝—顺层缝中运移，只能以扩散的方式，在浓度差的驱动下顺层向外运移，加上远离控盆断裂，运移强度低。

图9 四川盆地东南缘丁山地区五峰组底界构造等值线及燕山晚期—喜马拉雅期应力分布特征

2.3.3 页岩气富集模式

丁山地区五峰组—龙马溪组一段页岩储层基质封闭性好，页岩气难以直接在基质孔隙中运移，高角度缝—顺层缝—控盆断裂为页岩气运移的优势通道；高角度缝纵向延伸距离有限，顺层缝横向延伸距离远。高角度缝发育程度、顺层缝封闭性好坏及页岩气到控盆断裂的运移路径长短，决定了页岩气的富集或逸散。齐岳山断裂带、页岩储层埋深和距齐岳山断裂带的距离直接影响了高角度缝发育程度、顺层缝封闭性及页岩气到控盆断裂的运移路径，因此是丁山地区五峰组—龙马溪组一段页岩气富集成藏关键因素(图10)。

图10 四川盆地东南缘丁山地区志留系页岩气富集模式

齐岳山断裂带为控盆断裂带，断裂及伴生裂缝发育，为页岩气逸散区。西北部中深埋区页岩储层埋深2 500～5 000 m，页岩气系统顺层缝闭合，高角度缝相对不发育，垂向—横向联合渗流受阻，只能以扩散方式顺层运移，加之远离齐岳山断裂带，运移强度极低，至今保持了较高的含气量(5～7 m3/t)，为页岩气滞留富集区。随着地层由西北向南东方向呈阶梯式抬升，到东南部浅埋区，页岩储层埋深减小到1 500～2 500 m，页岩气系统顺层缝开启，高角度缝发育，页岩气以渗流方式垂向—横向联合向外运移，因与齐岳山断裂带相邻，运移强度较高，但由于页岩气由基质孔隙向高角度缝扩散运移速率低，另外并不是所有高角度缝都与顺层缝相通，因而只表现为页岩储层含气量(2～3 m3/t)降低，并未完全逸散，为半滞留区(图10)。

西北部中深埋区页岩气在页岩储层滞留富集，至今保持了较高的地层压力，地层压力系数介于1.50～1.85，加之地层温度高，游离气占总含气量的比例高于60%。东南部浅埋区页岩储层中大部分游离气逸散，地层压力降低，压力系数一般小于1.2，加之构造抬升使地层温度降低，游离气占总含气量的比例下降到48%～60%。

3 结论

(1)丁山地区五峰组—龙马溪组一段厚层的富有机质页岩为页岩气的生成提供了物质基础，超深埋藏阶段形成了封闭体系，页岩气生成后实现了原地滞留聚集，后期抬升过程中封闭体系的调整、重构直接决定了页岩气的富集。

(2)丁山构造由西北向南东方向呈阶梯式抬升，构造高部位的齐岳山断裂带为控盆断裂带，断裂及伴生裂缝发育，为页岩气逸散区。西北部中深埋区远离齐岳山断裂带，页岩气系统中水平裂缝闭合，高角度裂缝连通较差，大部分页岩气滞留在页岩储层中，为页岩气滞留富集区。东南部浅埋区与齐岳山断裂带相邻，高角度缝发育，顺层缝开启，少部分页岩气滞留在页岩储层中，是页岩气半滞留区。

(3)保存条件控制了页岩储层中页岩气赋存形式。西北部中深埋区页岩气保存条件好，页岩储层为超压压力系统，游离气占比超过60%；东南部浅埋区页岩气保存条件较差，部分游离气散失，页岩储层变为常压压力系统，游离气占比降低到60%以下。