石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 6: 1199 - 1208

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20230033

油气勘探

川南深层奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩裂缝方解石脉对页岩气运移富集的启示

  • 崔悦 , 1, 2, 3 ,
  • 李熙喆 , 1, 2 ,
  • 郭伟 2 ,
  • 林伟 4 ,
  • 胡勇 2 ,
  • 韩玲玲 5 ,
  • 钱超 6 ,
  • 赵健名 7
展开
  • 1 中国科学院大学，北京 100049
  • 2 中国石油勘探开发研究院四川盆地研究中心，北京 100083
  • 3 石油工业出版社有限公司，北京 100011
  • 4 临沂大学数字地质与能源研究院，山东临沂 276000
  • 5 东北石油大学陆相页岩油气成藏及高效开发教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318
  • 6 中国石油集团川庆钻探工程有限公司页岩气勘探开发项目经理部，成都 610051
  • 7 中国石油西南油气田公司，成都 610056
李熙喆（1966-），男，河北唐山人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事天然气开发综合研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院四川盆地研究中心，邮政编码：100083。E-mail：

崔悦（1995-），女，黑龙江大庆人，中国科学院大学在读博士研究生，主要从事页岩气运移富集机理研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院四川盆地研究中心，邮政编码：100083。E-mail：

Copy editor: 谷江锐

收稿日期: 2023-01-18

  修回日期: 2023-09-20

  网络出版日期: 2023-11-23

基金资助

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“渝西深层页岩气高产主控因素及效益开发技术研究”(2022KT1205)

收起

Enlightenment of calcite veins in deep Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi shales fractures to migration and enrichment of shale gas in southern Sichuan Basin, SW China

  • CUI Yue , 1, 2, 3 ,
  • LI Xizhe , 1, 2 ,
  • GUO Wei 2 ,
  • LIN Wei 4 ,
  • HU Yong 2 ,
  • HAN Lingling 5 ,
  • QIAN Chao 6 ,
  • ZHAO Jianming 7
Expand
  • 1 University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China
  • 2 Research Center of Sichuan Basin, PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
  • 3 Petroleum Industry Press Co., Ltd., Beijing 100011, China
  • 4 Research Institute of Digital Geology and Energy, Linyi University, Linyi 276000, China
  • 5 MOE Key Laboratory of Continental Shale Hydrocarbon Accumulation and Efficient Development, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China
  • 6 Shale Gas Exploration and Development Department, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd., Chengdu 610051, China
  • 7 PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu 610056, China

Received date: 2023-01-18

  Revised date: 2023-09-20

  Online published: 2023-11-23

Fold

摘要

基于岩心、岩石薄片观察，结合阴极发光、同位素地球化学、流体包裹体测试和盆地模拟等技术手段，对四川盆地南部（简称川南）深层奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩裂缝中的方解石脉与页岩气富集关系进行分析。研究表明：构造裂缝方解石脉主要发育在构造起伏较大部位，非构造裂缝方解石脉主要发育在构造平缓部位，前者主要在印支期泸州古隆起形成阶段发育，后者受生烃增压影响主要在生油—生气高峰阶段发育；裂缝受生烃增压影响多次开启—闭合，油气幕式活动被脉体记录，在最大古埋深处地层压力系数可超过2.0，燕山晚期后的地层抬升阶段是页岩气运移活动的关键时期；页岩气顺层理向构造高部位运移，构造起伏越大，页岩气运移活动越剧烈，散失量越大；地层越平缓，页岩气运移活动越弱，散失量越小，因此宽缓向斜核部和宽缓背斜页岩气富集程度最高。该结果可为页岩气生烃、运移与富集的时空匹配关系认识提供重要依据。

关键词： 四川盆地; 川南深层; 奥陶系五峰组; 志留系龙马溪组; 裂缝; 方解石脉; 流体包裹体; 页岩气; 富集模式

本文引用格式

崔悦 , 李熙喆 , 郭伟 , 林伟 , 胡勇 , 韩玲玲 , 钱超 , 赵健名 . 川南深层奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩裂缝方解石脉对页岩气运移富集的启示[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(6) : 1199 -1208 . DOI: 10.11698/PED.20230033

Abstract

The relationship between fracture calcite veins and shale gas enrichment in the deep Ordovician Wufeng Formation-Silurian Longmaxi Formation (Wufeng-Longmaxi) shales in southern Sichuan Basin was investigated through core and thin section observations, cathodoluminescence analysis, isotope geochemistry analysis, fluid inclusion testing, and basin simulation. Tectonic fracture calcite veins mainly in the undulating part of the structure and non-tectonic fracture calcite veins are mainly formed in the gentle part of the structure. The latter, mainly induced by hydrocarbon generation, occurred at the stage of peak oil and gas generation, while the former turned up with the formation of Luzhou paleouplift during the Indosinian. Under the influence of hydrocarbon generation pressurization process, fractures were opened and closed frequently, and oil and gas episodic activities are recorded by veins. The formation pressure coefficient at the maximum paleodepth exceeds 2.0. The formation uplift stage after the Late Yanshanian is the key period for shale gas migration. Shale gas migrates along the bedding to the high part of the structure. The greater the structural fluctuation is, the more intense the shale gas migration activity is, and the loss is more. The gentler the formation is, the weaker the shale gas migration activity is, and the loss is less. The shale gas enrichment in the core of gentle anticlines and gentle synclines is relatively higher.

Key words： Sichuan Basin; deep formation in southern Sichuan Basin; Ordovician Wufeng Formation; Silurian Longmaxi Formation; fracture; calcite vein; fluid inclusion; shale gas; enrichment model

0 引言

页岩气是赋存于烃源岩内的自封闭型非常规天然气资源。作为一种地下流体，其含量在地质演化过程中一直处于动态调整[1-2]。而除页岩气外的其他地下流体，则是记录构造演化、油气活动的有利证据[3-4]，在盆地演化以及油气活动不同阶段，裂缝内的流体活动常以方解石脉的形式得以表现[5]。以前对裂缝脉体的研究多集中在胶结物形成时间及生长机制、油气捕获压力、油气藏封闭性或示踪油气运移路径等，从而进一步分析油气富集模式[4⇓-6]。
针对四川盆地南部（简称川南）深层（埋深大于3 500 m）奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气富集机理，以往研究多集中分析静态参数如富有机质页岩分布范围和厚度、储集层物性、微裂缝、压力系数、含气量和页岩气赋存状态等[7-8]，对于动态参数则多从沉积条件、生排烃史和构造变形程度的匹配关系进行分析，总体认为良好的物质基础和有利的保存条件是页岩气富集的主控因素[9-10]。但是对于川南深层五峰组—龙马溪组虽然多认为其物质基础好，保存条件好，为大面积连续富集，但是在勘探开发过程中仍然面临一系列地质难题，受多期构造叠加变形作用影响，生排烃史和运移富集过程更为复杂，不同构造部位的页岩气富集量尚不明确。
笔者选择川南深层五峰组—龙马溪组页岩裂缝中的方解石脉为研究对象，采用岩心、岩石薄片观察，结合阴极发光、同位素地球化学、流体包裹体测试和盆地模拟等手段，对脉体进行观察和分类，明确脉体成因及形成时间，并深入分析其中记录的油气活动，结合构造探讨末次抬升后页岩气的运移富集过程，以期为页岩气运移富集认识提供支撑。

1 研究区地质概况

研究区位于川南低陡构造带上（见图1a），自北东向南西方向呈帚状散开，发育多个平缓向斜和低陡背斜，构造褶皱强度自北东向南西方向逐渐减弱（见图1b）。渝西和泸州地区北部发育低陡背斜和宽缓向斜，背斜地层倾角大于15°，斜坡地层倾角为5°~15°，向斜地层倾角小于5°，泸州南部发育宽缓背斜和宽缓向斜，背斜及向斜地层倾角均小于5°，相较于渝西，泸州地区整体上背斜更宽缓，不发育Ⅰ级断层；长宁构造起伏较大，斜坡地层倾角为10°~30°，为陡斜坡，发育Ⅰ级断层。
图1 研究区位置、地表地质图及地层综合柱状图（GR—自然伽马；Δt—声波时差）
研究区经历多期沉降和抬升剥蚀演化过程[10]，在早期晋宁运动的作用下震旦系形成了稳定的结晶基底，受加里东运动和海西运动的影响，整体隆升导致泥盆系、石炭系和部分志留系缺失。印支期（距今220~250 Ma）盆内受到挤压变形运动发育泸州古隆起，形成了泸州—渝西地区的主断层和构造格架[11]。早燕山期（距今200 Ma）以来，研究区先后经历了燕山早期、燕山晚期—喜马拉雅早期和喜马拉雅中晚期的多期构造叠加和改造，形成了现今近东西向，北东向和北北东向构造样式[11]。古近系和新近系缺失，地表多出露三叠系—白垩系（见图1b）。
川南深层下奥陶统五峰组—上志留统龙马溪组（O3w—S1l）页岩属于深水滞留相沉积，总有机碳含量高（大于3%），有机孔发育，含气量高，超压发育，压力系数为1.76~2.26，现今埋深超过3 500 m（见图1c），地史时期最大古埋深可达7 000 m，处于高成熟—过成熟阶段，经历了生油、油裂解成气、沥青裂解成气和干酪根直接生气等复杂的热演化过程[1-2]。

2 分析测试岩石样品与方法

样品取自岩心上发育的裂缝方解石脉体，主要产状为水平、垂直和网状，取样井为泸州宽缓向斜核部的L206井和L210井、宽缓背斜处的L202井、发育微幅构造斜坡处的L203H井、渝西窄陡断背斜处的Z202井、斜坡处的H202井以及长宁陡斜坡处的N228井。实验测试主要包括碳同位素组成、氧同位素组成、脉体普通光学显微镜观察、阴极发光、包裹体显微测温及激光拉曼测试。分析测试项目在长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室（武汉）完成。受包裹体成因和破坏等复杂因素影响，为确保信息的可靠性，尽量筛选出符合流体包裹体组合（FIA）概念的包裹体进行测试分析[12]。

3 方解石脉分类及特征

3.1 裂缝方解石脉类型

川南深层五峰组—龙马溪组页岩岩心上可见大量天然裂缝，部分裂缝被方解石充填（见图2）。
图2 川南深层五峰组—龙马溪组不同类型裂缝及方解石脉发育特征

（a）L202井，4 290.12 m，龙马溪组，剪切缝充填方解石脉；（b）L203H井，3 727.90 m，龙马溪组，多期剪切缝充填方解石脉；（c）L203H井，3 742.06 m，龙马溪组，滑脱缝；（d）L203H井，3 756.56 m，五峰组，张裂缝充填方解石脉；（e）L206井，4 043.53 m，五峰组，异常压力缝充填方解石脉

根据力学成因可将裂缝分为构造成因缝和非构造成因缝。依据裂缝产状和岩石破裂机制[13-14]，可将构造缝分为高角度剪切缝、低角度滑脱缝和张裂缝。研究区内，五峰组—龙马溪组页岩常发育高角度剪切缝，且通常延伸较远，产状稳定，局部可见共轭X型剪切缝，部分被方解石充填（见图2a、图2b）。滑脱缝多为低角度或水平产状，缝面具有明显的镜面特征，几乎未被充填（见图2c）。部分五峰组页岩发育张裂缝，规模较小，延伸距离短，呈复杂网状发育，被方解石充填，多成组发育（见图2d）。依据成岩、生烃等作用，非构造缝可分为页理缝和异常压力缝。异常压力缝产状不定，与生烃产生的异常高压有关[15⇓-17]，部分被方解石和沥青质充填（见图2e）。页理缝水平发育，在地层中受压力的影响为紧闭状态，未见充填。
根据上述裂缝成因和产状，将裂缝内充填的方解石脉划分为以下3种类型：Ⅰ型为高角度构造裂缝方解石脉，Ⅱ型为网状构造裂缝方解石脉，Ⅲ型为不规则非构造裂缝方解石脉。对其分布进行统计（见表1），斜坡和断背斜处主要发育Ⅰ型和Ⅱ型脉体，而宽缓背斜和宽缓向斜核部主要发育Ⅲ型脉体。
表1 川南深层页岩宏观裂缝脉体分类统计
井号 构造 方解石脉类型
Ⅰ型/条 Ⅱ型/组 Ⅲ型/条
L202 宽缓背斜 4 6
L206 宽缓向斜核部 4 8
L203H 微幅度构造斜坡 7 2
L210 宽缓向斜 2 1
H202 斜坡 5 1 3
Z202 断背斜 4 1
N228 陡斜坡 5 1

3.2 方解石脉及包裹体特征

不同类型脉体内方解石晶体及捕获的包裹体存在差异。Ⅰ型脉体边缘发育细晶方解石，垂直于裂缝壁生长，发亮橘色阴极光（见图3a），捕获少量沥青包裹体，形成时间较早；向中心发育粗晶方解石，发暗橘色阴极光（见图3b），捕获大量沥青、甲烷和盐水包裹体（见图4a—图4d），形成时间较晚，并且在晶体表面和边缘发育残余沥青质；部分粗晶方解石被石英颗粒溶蚀交代，石英颗粒发暗棕色阴极光（见图3c、图3d），捕获大量甲烷包裹体，形成时间较晚（见图4e）。Ⅱ型脉体除不发育细晶方解石外，其余与Ⅰ型相似（见图3e、图3f、图4f）。Ⅲ型脉体发育粗晶方解石，内部混入页岩碎片，发暗橘色阴极光（见图3g、图3h），捕获了大量沥青和甲烷包裹体，形成时间较晚。
图3 川南深层五峰组—龙马溪组方解石脉矿物岩石学特征

（a）Z202井，3 884.76 m，龙马溪组，Ⅰ型脉体，单偏光，边缘发育细晶方解石，向中心发育粗晶方解石；（b）Z202井，3 884.76 m，龙马溪组，Ⅰ型脉体，细晶方解石发亮橘色阴极光，粗晶方解石发暗橘色阴极光；（c）L202井，4 288.83 m，Ⅰ型脉体，单偏光，石英溶蚀交代方解石，晶体表面和边缘发育残余沥青质；（d）L202井，4 288.83 m，龙马溪组，Ⅰ型脉体，石英颗粒发暗棕色阴极光；（e）L203H井，3 755.10 m，五峰组，Ⅱ型脉体，单偏光，发育粗晶方解石；（f）L203H井，3 755.10 m，五峰组，Ⅱ型脉体，粗晶方解石发暗橘色阴极光；（g）L206井，4 038.72 m，龙马溪组，Ⅲ型脉体，单偏光，粗晶方解石内混入页岩碎片；（h）L206井，4 038.72 m，龙马溪组，Ⅲ型脉体，粗晶方解石发暗橘色阴极光

图4 川南深层龙马溪组方解石脉中包裹体特征

（a）L206井，4 002.81 m，龙马溪组，原生沥青包裹体；（b）Z202井，3 852.12 m，龙马溪组，甲烷包裹体；（c）L203H井，3 727.93 m，龙马溪组，方解石内次生沥青包裹体；（d）L203H井，3 727.93 m，龙马溪组，石英内与气共生的次生盐水包裹体；（e）L206井，4 009.76 m，龙马溪组，甲烷包裹体激光拉曼谱图；（f）L210井，4 262.89 m，龙马溪组，含甲烷沥青包裹体激光拉曼谱图

综上，同1条裂缝向内不断生长胶结物最终形成脉体，期间伴随油气多次活动。

4 方解石脉形成时间和条件

4.1 形成时间

脉体中方解石内捕获的原生包裹体Th（均一温度）代表方解石形成温度。方解石内捕获了大量原生包裹体，激光拉曼检测结果表明沥青包裹体、含甲烷沥青包裹体和甲烷包裹体均有发育（见图4e、图4f）。测量结果显示原生包裹体的温度和盐度分布范围较广，前者在100~220 ℃均有发育，后者在0.3%~18.0%均有发育（见图5）。早期捕获的油包裹体经历了地层高温后发生热裂解形成了现今的含甲烷沥青包裹体，因此检测到的包裹体Th低于热裂解温度且与甲烷包裹体共生时，认为是在晚期地层抬升时被捕获，该阶段有机质热演化终止，发生页岩气运移。
图5 川南五峰组—龙马溪组方解石脉原生包裹体显微测温特征
根据原生包裹体Th明确裂缝脉体形成时间，进行对比分析。发现Ⅰ型脉体多数在生油阶段形成，形成时间集中在距今247~296 Ma，部分在生气阶段和页岩气运移阶段形成，时间集中在距今164~209 Ma和距今22~58 Ma；Ⅱ型脉体在生油和生气阶段均有形成，时间集中在距今251~280 Ma和距今167~170 Ma；Ⅲ型脉体在生油和生气高峰阶段形成，时间为距今249~257 Ma和距今170 Ma（见图6）。
图6 川南深层页岩裂缝方解石脉体发育时间及油气活动时间

4.2 形成条件

原生包裹体盐度可指示地下流体封闭程度，通常认为高盐度（大于3.5%）未受外部大气淡水影响，地层封闭性好。碳同位素组成、氧同位素组成也可用于解释成岩流体性质等[18-19]。本研究实测下伏地层灰岩碳同位素组成平均值为−1.8‰，约75%的样品与其相比负偏移。通常负偏移受大气淡水下渗及有机质脱羧两种因素的影响[20]。原生包裹体Th及盐度结果显示高温包裹体通常对应高盐度（见图5），此外碳酸盐矿物成因判别模型显示大部分方解石样品落在烃类热解成因区域内[21]（见图7），因此认为中高温时烃类热解形成的有机酸与围岩发生了强烈的水岩反应[20]，流体过饱和后在原有裂缝内发生沉淀，形成了碳酸盐胶结物。说明地层封闭性较好，未发生淡水下渗，其中部分高温同时对应高盐度和低盐度以及落在判别区域外的，是与早期流体混溶作用的结果。上述结果证明了脉体发育时地层封闭性良好。
图7 川南深层页岩方解石脉成因判别（图版据文献[21]）
燕山晚期后，地层整体经历了3个阶段的抬升运动（见图6）：第1阶段抬升快速，第2阶段抬升缓慢，第3阶段抬升快速[22]。结合区域构造运动，认为构造成因的Ⅰ型和Ⅱ型方解石脉主要在印支期泸州古隆起发育阶段形成，部分在海西晚期或燕山晚期—喜马拉雅期的整体抬升阶段形成，而非构造成因的Ⅲ型方解石脉主要在埋藏时的生油-生气高峰阶段形成，该阶段受生烃增压影响，岩石骨架发生破裂。同1条Ⅰ型或Ⅱ型脉体内存在温度跨度较大的流体包裹体组合，例如L203H井其中1条脉体Th为113~216 ℃，同时伴生大量的原生烃类包裹体，说明原有裂缝脉体形成后，受到持续生烃增压或地层抬升的影响，裂缝开启，油气运移，胶结物生长，裂缝闭合。
由此可见，在封闭的地层条件下，受构造抬升、生烃增压以及两者的相互作用的影响，不同类型裂缝开启，强水岩作用导致方解石脉形成，记录油气活动。

5 对页岩气运移富集的影响和启示

5.1 油气活动与方解石脉体发育关系

裂缝是油气运移的优势通道，方解石内次生烃类包裹体就是油气活动的良好响应。根据激光拉曼结果获取单一气相甲烷包裹体密度，再结合超临界体系的甲烷状态方程[23-24]，来计算包裹体捕获压力。
不同井、不同类型脉体内次生包裹体Th分布见图8。位于宽缓构造部位的L202井、L206井和L210井，其Ⅰ型脉体记录了早期112~202 ℃持续性的油气充注；Ⅲ型脉体记录了早期145~180 ℃和190~203 ℃的2期油气充注。位于斜坡处的L203H井和H202井，Ⅰ型和Ⅱ型脉体记录了早期103~228 ℃持续性的油气充注以及抬升后123~140 ℃、148~155 ℃和180~226 ℃的3期页岩气运移；Ⅲ型脉体记录了早期144~155 ℃和178~195 ℃的2期油气充注。位于断背斜上的Z202井，Ⅰ型脉体记录了早期110~142 ℃的1期油充注和抬升后137~148 ℃的1期页岩气运移[25]。位于陡斜坡处的N228井，Ⅰ型脉体记录了早期95~115 ℃的1期油充注和抬升后120~135 ℃和140~155 ℃的2期页岩气运移；Ⅲ型脉体记录了早期185~195 ℃的1期气充注和抬升后165~180 ℃的1期页岩气运移[26]。计算得到最小捕获压力为抬升前的78.9~142.7 MPa和抬升后的97.9~144.1 MPa（见表2、图9）。
图8 川南深层五峰组—龙马溪组不同类型方解石脉内油气活动温度分布统计图（H202、Z202和N228井数据据文献[25-26]；N为样本数）
图9 川南深层五峰组—龙马溪组页岩埋深-温度-压力演化示意图
表2 甲烷包裹体最早捕获时间、最小捕获压力及压力系数
井号 与气共生的盐水包裹体均一温度/℃ 拉曼散射峰/ cm−1 最早捕获
时间/Ma		 最小捕获
压力/MPa		 压力
系数
L206 185.7 2 911.68 170 78.9 1.65
175.9 2 910.13 47 144.1 2.17
161.3 2 910.69 24 107.9 2.02
156.1 2 910.59 25 110.0 2.04
L203H 177.6 2 911.38 171 86.7 1.86
192.3 2 910.99 167 107.3 2.00
205.6 2 910.47 58 136.6 2.02
175.1 2 910.77 33 109.2 1.85
153.8 2 910.86 23 97.9 1.88
L210 198.6 2 910.31 164 142.7 2.29
147.1 2 910.47 10 112.2 2.14
H202 170.1 2 911.83 198 70.6 1.76
204.6 2 910.47 77 136.2 2.06
177.9 2 910.62 66 117.9 1.98
对捕获时间进行投影，发现每1期油气的初始运聚时间与方解石生长时间相近（见图6），说明生烃增压或构造变形导致裂缝开启后，油气活动和方解石胶结具有同期性，构造裂缝脉体记录了长期的油气运移过程，裂缝不断开启-闭合发生幕式排烃。
采用盆地模拟方法对古压力进行模拟，其结果与实测古压力值对应良好（见图9）。结合压力和剩余压力演化结果，认为在生油高峰期，地层达到了中等超压阶段，压力系数为1.55~1.61；随着埋深增大、温度升高、成熟度增加，有机质达到生气窗开始生气，地层达到强超压状态，压力系数为1.69~2.29（见图9g—图9l）。燕山晚期，受构造运动的影响地层整体抬升，该阶段原有裂缝部分开启，新构造裂缝形成，页岩气沿着开启的裂缝运移散失，被脉体记录，发生泄压但程度有限，现今仍强超压。

5.2 对页岩气运移富集的影响和启示

燕山晚期以来，研究区页岩经历了“快速—缓慢—快速”的阶梯差异降温降压3个阶段[22]（见图6、图9），页岩气沿着开启的裂缝发生运移。通过恢复的关键构造期古温压和储集层参数，即可获得不同埋深下吸附气含量，通过总孔隙空间减去水和吸附气所占空间并结合甲烷状态方程，即可获得游离气含量，最终得到不同抬升阶段页岩的含气量[27]，各阶段含气量的差值可认为是该阶段的运移散失量，计算结果与实测含气量吻合较好（见表3）。最大埋深时，页岩含气量达到峰值，受有机碳含量和孔-缝结构的影响，最大含气量存在差异，对此前人已有较多研究[9-10]，本次研究主要着眼于末次抬升后页岩气的运移富集问题。
表3 川南深层五峰组—龙马溪组页岩典型井抬升后含气量及气体散失量
井名 构造类型
及位置		 现今实测含
气量/(m3∙t−1)		 距今
时间/Ma		 埋深/
m		 温度/
℃		 孔隙压力/
MPa		 游离气量/
(m3∙t−1)		 吸附气量/
(m3∙t−1)		 总气量/
(m3∙t−1)		 各阶段散失气量/
(m3∙t−1)		 总散失气量/
(m3∙t−1)
L202 宽缓背斜 6.30 75 7 620 235 165 5.92 1.01 6.93 0.50
30 6 768 202 148 5.81 1.10 6.91 0.02
20 5 766 168 128 5.66 1.18 6.84 0.07
0 4 333 139 97 5.18 1.25 6.43 0.41
L206 宽缓向斜 5.10 75 7 491 227 158 4.83 0.87 5.70 0.58
30 6 026 174 128 4.64 0.98 5.62 0.07
20 5 154 153 109 4.43 1.03 5.46 0.17
0 4 082 118 87 4.02 1.10 5.12 0.34
L203H 斜坡—
微幅构造		 5.80 75 7 510 235 145 5.62 1.02 6.64 0.69
30 5 970 180 115 5.35 1.16 6.51 0.13
20 5 079 158 97 5.07 1.21 6.28 0.23
0 3 757 142 73 4.70 1.25 5.95 0.33
L210 宽缓向斜 5.70 80 7 807 240 152 5.82 0.94 6.76 0.88
35 6 285 190 122 5.52 1.07 6.59 0.17
10 5 432 175 103 5.19 1.10 6.29 0.30
0 4 282 165 81 4.77 1.11 5.88 0.41
H202 斜坡 6.10 88 7 714 235 160 6.03 1.05 7.08 0.86
64 6 044 170 125 5.77 1.22 6.99 0.09
20 5 209 144 108 5.58 1.29 6.87 0.12
0 4 019 135 80 4.92 1.30 6.22 0.65
Z202 断背斜 4.20 90 7 640 218 140 3.62 0.94 4.56 0.40
65 6 100 156 112 3.47 1.08 4.55 0.01
35 5 247 130 95 3.30 1.14 4.44 0.11
0 3 649 97 67 2.95 1.21 4.16 0.28
N228 陡斜坡 0.96 75 6 564 196 120 3.67 1.03 4.70 3.50
35 6 489 194 110 2.79 1.02 3.81 0.89
10 5 098 141 75 1.10 1.14 2.24 1.57
0 3 487 102 41 0 1.20 1.20 1.04
研究区内不同的末次抬升时间对富集程度影响较大。由于有机质已经充分热裂解，因此抬升时间主要体现在对页岩气保存条件的破坏作用上。抬升越早，裂缝内流体活动越强烈，页岩气的运移散失量越大。位于盆内的L202、L206和L203H井末次抬升时间集中在距今75 Ma，其中L202井在抬升时没有发育新的裂缝脉体，流体活动较弱，集中发生在抬升的第1阶段，该阶段散失量为0.02 m3/t，L206井和L203H井均在抬升的第1和第2阶段发育了新的裂缝脉体，流体活动相对较强，分别在第1阶段散失了0.07 m3/t和0.13 m3/t，在第2阶段散失量为0.17 m3/t和0.23 m3/t。位于东侧靠近盆缘的L210、H202和Z202井，末次抬升时间为距今80，88和90 Ma。Z202井在抬升期间没有发育新的裂缝脉体，气的运移集中在抬升的第2和第3阶段，这两个阶段散失量为0.39 m3/t。H202井在抬升的第1阶段发育了新的裂缝脉体，发生了一定程度气的活动，该阶段散失量为0.09 m3/t。L210井在抬升的第3阶段发育了新的裂缝脉体，该阶段散失量为0.41 m3/t。因此在研究区越靠近盆内的区域，流体活动时间越早，活动强度越弱，早期页岩气散失量越少。
页岩内层理的发育使水平渗透率为垂直渗透率的40倍以上[28]，导致页岩气更易沿着层理方向渗流运移。而页岩气的渗流运移遵循能量守恒原则，即页岩气更易从高势能区（构造低部位）向低势能区（构造高部位）运移[7]。位于宽缓向斜核部的L206井总散失量为0.58 m3/t，高于宽缓背斜区L202井的0.50 m3/t，位于宽缓向斜区的L210井总散失量为0.88 m3/t，高于断背斜处Z202井的0.40 m3/t，这是由于背斜部位存在来自向斜和斜坡处的气体补给，所以相对散失量较低。斜坡处L203H井和H202井的散失量更高，高于向斜核部，分别为0.69，0.86 m3/t，主要原因为Ⅰ型或Ⅱ型脉体的构造裂缝再开启，页岩气发生运移被脉体记录，即向斜核部地层更平缓，所以运移散失量较斜坡处更低，但是较最大埋深处的总含气量而言，这3种构造部位的散失量均不会破坏页岩气富集。
地层倾角也是控制页岩气运移和差异富集的重要因素，N228井所在的陡斜坡地层倾角可达30°，散失量可高达3.50 m3/t，而与其相比L203H井和H202井的地层倾角约为10°，散失量较少。N228井记录了喜马拉雅晚期（距今6~20 Ma）大规模的流体活动，而L203H井和H202井的流体活动在喜马拉雅早中期（距今20~75 Ma）就已经停止。该种程度的散失量相较于最大埋深处的总含气量而言，已经发生了页岩气的贫化。
因此宽缓背斜处、宽缓向斜核部和斜坡页岩气均富集，但前两者富集程度高于后者；而斜坡越陡，页岩气散失量越大，越不易发生富集（见图10）。
图10 川南深层五峰组—龙马溪组页岩气运移聚散与富集模式

6 结论

川南深层奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩发育3类裂缝方解石脉体，Ⅰ型和Ⅱ型为构造裂缝方解石脉，Ⅲ型为非构造裂缝方解石脉，受构造抬升、生烃增压以及两者相互作用的影响，不同类型裂缝开启，矿物胶结形成脉体及捕获的包裹体记录油气活动。前者主要在印支期泸州古隆起形成阶段发育，后者主要在有机质生油-生气高峰阶段发育。
燕山晚期地层埋深最大，为强超压。随后的地层抬升阶段研究区内页岩气发生运移，其运移富集程度主要取决于末次抬升时间、构造样式及地层倾角。抬升越早、构造起伏越大，页岩气运移散失量越大。背斜处存在来自于向斜和斜坡处的页岩气补给，因此宽缓背斜和宽缓向斜核部页岩气富集程度相对更高。

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