引用本文
姜振学, 宋岩, 唐相路, 李卓, 王幸蒙, 王国臻, 薛子鑫, 李鑫, 张昆, 常佳琦, 仇恒远. 中国南方海相页岩气差异富集的控制因素[J]. 石油勘探与开发, 2020,47(3): 617-628.
JIANG Zhenxue, SONG Yan, TANG Xianglu, LI Zhuo, WANG Xingmeng, WANG Guozhen, XUE Zixin, LI Xin, ZHANG Kun, CHANG Jiaqi, QIU Hengyuan. Controlling factors of marine shale gas differential enrichment in southern China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2020,47(3): 617-628.  
Doi: 10.11698/PED.2020.03.18
Permissions
Copyright©2020, 《石油勘探与开发》编辑部
《石油勘探与开发》编辑部 所有
中国南方海相页岩气差异富集的控制因素
姜振学1,2, 宋岩1,2, 唐相路1,2, 李卓1,2, 王幸蒙1,2, 王国臻1,2, 薛子鑫1,2, 李鑫1,2, 张昆3, 常佳琦1,2, 仇恒远1,2
1. 中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室,北京102249
2. 中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院,北京102249
3. 西南石油大学地球科学与技术学院,成都610500

第一作者简介：姜振学（1963-）,男,吉林梨树人,博士,中国石油大学（北京）教授,主要从事常规和非常规油气形成与分布、资源评价等方面的研究。地址：北京市昌平区府学路18号,中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院,邮政编码：102249。E-mail: jiangzx@cup.edu.cn

收稿日期: 2019-10-28
基金项目: 国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2017ZX05035002）; 国家自然科学基金（41872135,41802153）
摘要

基于涪陵、威远、长宁、泸州、渝东南等地区海相页岩气勘探开发实践,结合实验测试分析,总结中国南方海相页岩气差异富集的6个特征：①有机质丰度越高、演化程度越适宜,吸附气量和总含气量越高;②干酪根热解和液态烃裂解联合供气是海相页岩气的主要来源;③富有机质页岩比表面积和孔体积随演化程度增加表现出先增加后减小的特征,当有机碳含量为2.23%~3.33%时,储集层以油润湿为主,最有利于页岩气富集;④顶、底板厚度越大,页岩气含量越高,末次构造抬升时间越长、抬升幅度越大,页岩气散失量越大;⑤地层埋深与倾角对不同构造部位的控气耦合作用不同,存在两种页岩气差异富集演化模式;⑥生-储-保有效综合匹配决定了成藏品质,有效生气量和时段、适度孔隙演化、良好保存条件在时空的良好匹配是页岩气富集的一种重要配伍。图14表1参37

关键词: 中国南方; 页岩气; 差异富集; 主控因素; 要素匹配; 成藏效应
中图分类号:TE122 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2020)03-0617-12
Controlling factors of marine shale gas differential enrichment in southern China
JIANG Zhenxue1,2, SONG Yan1,2, TANG Xianglu1,2, LI Zhuo1,2, WANG Xingmeng1,2, WANG Guozhen1,2, XUE Zixin1,2, LI Xin1,2, ZHANG Kun3, CHANG Jiaqi1,2, QIU Hengyuan1,2
1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China
2. Unconventional Oil and Gas Science and Technology Research Institute, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China
3. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
Abstract

Based on the exploration and development practice of marine shale gas in Fuling, Weiyuan, Changning, Luzhou and Southeast Chongqing in southern China, combined with experimental tests and analysis, six factors controlling differential enrichment of marine shale gas are summarized as follows: (1) The more appropriate thermal evolution and the higher the abundance of organic matter, the higher the adsorption and total gas content of shale will be. (2) Kerogen pyrolysis and liquid hydrocarbon cracking provide the majority of marine shale gas. (3) The specific surface area and pore volume of organic matter rich shale increased first and then decreased with the increase of thermal evolution degree of organic shale. At Ro between 2.23% and 3.33%, the shale reservoirs are mainly oil-wet, which is conducive to the enrichment of shale gas. (4) The thicker the roof and floor, the higher the shale gas content. The longer the last tectonic uplift time and the greater the uplift amplitude, the greater the loss of shale gas will be. (5) The buried depth and dip angle of the stratum have different controlling and coupling effects on shale gas in different tectonic positions, resulting in two differential enrichment models of shale gas. (6) The effective and comprehensive matching of source, reservoir and preservation conditions determines the quality of shale gas accumulation. Good match of effective gas generating amount and time, moderate pore evolution and good preservation conditions in space and time is essential for the enrichment of shale gas.

Keyword: southern China; shale gas; differential enrichment; main controlling factors; factors matching; accumulation effect
1 研究背景

页岩气作为一种清洁能源, 具有储量大、分布广的特点, 受到世界各国高度重视[1, 2]。2018年美国页岩气产量达6 669× 108 m3, 占天然气总产量的63.4%[3], 改变了全球天然气供应格局。随着中国经济对能源需求的攀升、能源压力的增加以及环保意识的加强, 加快页岩气资源勘探开发已十分紧迫。近年来, 中国已在南方海相页岩气勘探取得了重要的认识和重大突破[4, 5, 6, 7]。在四川盆地及周缘开展了针对下寒武统牛蹄塘组和下志留统龙马溪组页岩气的勘探开发, 发现了长宁、威远、昭通、涪陵和威（远）荣（县）等探明地质储量超过千亿立方米的页岩气田。2019年, 国内最深的页岩气探井足206井（井深6 038 m）完钻, 此外, 泸203井（日产量137.9× 104 m3）成为国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。安页1井取得“ 四层楼” 的油气重大突破, 黔紫页1、东塘1、柳城1、桂柳地1、鄂阳页1、鄂宜页1等井揭示出中国南方较好的页岩气成藏条件和资源前景[8, 9]（见图1）。

图1 中国南方主要盆地及页岩气井分布位置

中国南方海相页岩气在取得突破的同时也面临着众多问题与挑战, 如不同地区、不同层段页岩含气性差异较大, 页岩有机质含量、矿物组分等非均质性差异大、演化条件差异大, 导致页岩生气条件、储集条件及保存条件存在巨大差异; 页岩自身、顶底板和间接盖层等的发育程度和分布特征存在差异, 不同构造样式对页岩气聚散的控制作用存在差异[10, 11, 12]。目前中国南方海相页岩气富集的地质要素仍不明确, 页岩的供气、储气、保气、构造样式及成藏时空匹配之间的关系尚不清楚, 亟需开展页岩气成藏机理方面的研究。

本文以四川盆地及周缘多套古生界页岩地层为研究对象, 开展页岩气富集关键地质要素定性和定量表征及评价, 以期确定页岩气差异富集的关键控制因素, 阐明供气、储气、保存和构造等方面关键成藏要素的时空匹配关系与成藏效应, 建立不同构造部位的页岩气成藏模式, 为中国南方海相页岩气勘探开发提供理论指导和技术支持。

2 生烃条件对页岩气差异富集的控制
2.1 有机质丰度

页岩有机质丰度是页岩含气性的重要影响因素之一[13, 14, 15]。中国南方古生界海相页岩总含气量与有机质丰度存在良好的正相关性, 表明有机质对页岩含气量的控制作用显著（见图2）。以下志留统龙马溪组为例, 当有机质丰度增加1.0%时, 总含气量约增加1.2 m3/t; 当页岩TOC值高于2.0%时, 含气量一般高于2.0 m3/t; 当页岩TOC值高于3.0%时, 含气量一般高于4.0 m3/t。下寒武统牛蹄塘组页岩演化程度高（气藏形成早）且保存条件差, 导致含气量普遍不高[16], 但总体上总含气量与有机碳含量呈正相关性。龙马溪组页岩有机质丰度对含气量的控制作用强于牛蹄塘组（见图2）, 因此, 高有机质丰度是页岩气富集成藏的基本前提。

图2 中国南方古生界海相页岩总含气量与有机碳含量关系图

2.2 热演化程度控制下的干酪根和液态烃联合供气

由于中国南方海相页岩普遍达到高过成熟阶段, 缺乏低成熟的海相页岩样品, 为研究中国南方海相页岩生烃演化过程, 选取华北中元古界下马岭组低熟海相页岩开展实际地层温压条件生排烃热模拟实验, 恢复海相页岩生烃演化过程, 研究热演化程度对页岩气差异富集的影响。所选样品与四川盆地及周缘五峰组— 龙马溪组页岩在有机质类型、矿物组成等方面具有可比性（见表1）, 其演化过程可作为五峰组— 龙马溪组页岩生烃演化的参考。

表1 下马岭组与五峰组— 龙马溪组页岩主要特征对比

实验结果显示, 单位有机碳含量生成的液态烃、气态烃的变化具有如下特征（见图3）：①成熟阶段（Ro值小于1.6%）, 干酪根主要生成液态烃, 生烃高峰期为1.0%~1.3%, 排出油产率最高可达90 kg/t, 这一阶段干酪根供气量不大, 气态烃产量大多低于60 kg/t; ②高— 过成熟阶段（Ro值大于1.6%）, 总油产率、残留油产率下降, 气态烃开始快速增加, 液态烃开始裂解生气, Ro值大于2.5%时, 干酪根生气量减少至趋于停止, 干酪根热解气对总生气量的累计贡献逐渐降低。滞留烃继续大量生气, 并持续到Ro值等于4.0%, 液态烃裂解生气量累计贡献率不断升高。Ro值大于2.9%时, 气态烃质量产率减小但体积产率不变, 说明重烃气裂解为甲烷等轻烃气。

图3 下花园地区下马岭组低成熟海相页岩热模拟实验烃产率变化特征

页岩生烃产物主要经历以下几个演化阶段：生物气— 未成熟油及过渡带气— 成熟原油及伴生气— 干酪根降解气— 原油裂解气— 气态重烃裂解气— 甲烷裂解气。根据不同演化阶段的生烃产物建立海相页岩生气模式（见图4）。随生气母质变化存在几个关键的时间点, Ro值小于1.6%时, 主要为干酪根供气, 干酪根裂解气是主要的气源; Ro值大于1.6%后干酪根生气逐渐衰竭, 滞留在页岩内的液态烃和沥青的裂解成为气源的主要供给, 并一直持续到Ro值等于4.0%, 拓宽了页岩生气的成熟度下限。干酪根热解和液态烃、沥青裂解两个生气环节接力生气, 保证了高— 过成熟海相页岩生气的高效性。

图4 中国海相页岩供气演化模式图

3 储集层性能对页岩气差异富集的控制
3.1 孔隙结构

页岩孔隙类型多样, 有机质、脆性矿物和黏土矿物等基质均有孔隙发育, 其中有机质孔主要发育在富有机质硅质页岩和富有机质混合质页岩岩相[17, 18]。由于南方海相富有机质页岩成熟度较高, 进入生干气阶段, 故腐泥组分多受热分解殆尽。有机质组分多为运移沥青及残余干酪根, 二者赋存形态及孔隙发育特征具有较大差异。运移沥青无特定形态, 充填于矿物颗粒及裂缝中, 多与次生胶结物接触, 如草莓状黄铁矿晶簇内, 次生矿物颗粒间隙以及黏土矿物板片内部。运移沥青孔隙较为发育, 呈椭圆状、圆形、片麻状或不规则多边形等形态, 孔径多为5~200 nm, 并且表现出很强的非均质性（见图5a— 图5c）。残余干酪根形态较为固定, 或受压实作用影响, 横切面多为椭球状或半椭球状, 亦有干酪根保留其原始孔隙形态, 该类型有机质尺度较大, 但孔隙发育较少（见图5d）。龙马溪组页岩有机质（干酪根和沥青）孔呈蜂窝状连续密集分布。有机质孔形成过程中具有原位吸附甲烷和存储游离甲烷的优势, 对页岩游离气和吸附气赋存均具有积极作用。

图5 中国南方海相页岩基质孔隙结构特征
（a）焦页1井, 2 330.00 m, 有机质孔, 富有机质硅质页岩, 运移沥青赋存在黄铁矿间; （b）焦页1井, 2 330.00 m, 有机质孔, 富有机质硅质页岩, 运移沥青; （c）焦页1井, 2 408.00 m, 有机质孔, 富有机质硅质页岩, 大块运移沥青; （d）焦页1井, 2 408.00 m, 有机质块体, 富有机质混合质页岩, 残余干酪根; （e）宁213井, 2 578.23 m, 脆性矿物粒间孔, 富有机质混合质页岩; （f）威205井, 3 697.90 m, 黄铁矿晶间孔, 富有机质混合质页岩; （g）宁216井, 2 304.74 m, 黏土矿物晶间孔, 富有机质黏土质页岩; （h）宁211井, 2 307.96 m, 黏土矿物晶间孔, 富有机质混合质页岩

原生粒间孔隙经过机械压实及化学成岩作用后的残余孔隙, 主要赋存基质组分为石英、方解石、黄铁矿等脆性矿物（见图5e— 图5h）, 故主要存储游离态页岩气。龙马溪组压实残余孔隙多呈狭缝形、楔形或圆筒状, 孔径从纳米级到微米级不等。黏土矿物孔隙为黏土板片的不定向堆叠（纸牌屋结构）或与刚性矿物格架配合形成的再生孔隙, 赋存载体为伊蒙混层, 伊利石及绿泥石等黏土矿物。黏土矿物孔多为矿物晶层间孔隙, 多呈狭缝形或楔形, 数量多、孔径跨度大（30~600 nm）, 板片不定向堆叠或与颗粒复合, 呈狭缝形或三角形, 黏土矿物孔多存在吸附水或游离水, 不利于甲烷的储集, 脆性矿物孔主要存储游离气。

页岩气通常以游离态赋存于中孔、宏孔与裂缝中[19, 20, 21], 故游离气量主要与孔体积大小有关。龙马溪组页岩底部主力产层富有机质硅质页岩孔体积主要由中孔提供, 微孔、中孔、宏孔的孔体积占比分别为9.97%, 55.91%, 34.12%（见图6a）。吸附气吸附于有机质与黏土矿物微孔、中孔表面上, 故吸附气量主要与比表面积有关[22, 23]。龙马溪组底部主力产层富有机质硅质页岩孔比表面积主要由微孔和中孔提供, 微孔、中孔、宏孔的比表面积占比分别为48.86%, 50.19%, 0.91%（见图6b）。富有机质页岩相较于贫有机质页岩具有更高的孔体积和比表面积, 表现出更优越的游离气及吸附气储集能力。

图6 中国南方龙马溪组底部硅质页岩孔体积（a）和比表面积（b）分布直方图

3.2 孔隙演化

对上文热模拟实验获得相似有机质含量、不同成熟度的富有机质页岩样品, 通过N2吸附法和CO2吸附法对页岩微孔（孔径小于2 nm）、中孔（孔径为2~50 nm）和宏孔（孔径为50~100 nm）演化进行研究。随热演化程度升高, 中孔的孔体积变化较大, 微孔的比表面积变化较大, 而宏孔的孔体积和比表面积变化均不大（见图7）。Ro值大于1.0%时微孔、中孔的比表面积均有增加, Ro值为2.23%~3.33%时微孔比表面积的增大率明显更高, 更加有利于页岩气的吸附（见图7a）。Ro值小于1.6%时中孔孔体积不断增大, Ro值为1.6%~2.2%时出现下降的趋势, 可能是此阶段大量生烃, 生成的烃类占据了孔隙空间导致孔体积减小, Ro值大于2.2%时中孔和微孔孔体积不断增大, 主要是由于液态烃二次裂解成为气态烃, 释放部分孔隙空间（见图7b）。

图7 下花园地区下马岭组低成熟海相页岩热模拟孔体积、比表面积随热演化程度的变化

对于过成熟页岩, 当Ro值大于3.33%时, 孔隙发育程度和孔隙连通性均较差, 比表面积在过成熟阶段出现下降的趋势, 页岩气吸附量不断减少, 不利于页岩气的富集。对于高成熟页岩, 随着热演化程度的增加, 有机质孔不断发育, 微孔、中孔的孔体积、比表面积均明显增大, 提供了良好的储集空间, 有利于页岩气的富集。

3.3 润湿性

中国南方海相富有机质页岩基质组分（有机质和矿物）润湿性差异显著, 导致页岩润湿性复杂, 总体表现为混合润湿特征。矿物的水接触角均小于90° , 具有亲水性。石英的水接触角最大, 亲水性最弱。高岭石与水接触角最小, 亲水性最强。前人研究表明, 有机质的油润湿角小于90° , 为亲油组分[24, 25, 26]。在龙马溪组富有机质页岩中, 随有机质含量的升高, 页岩的润湿性由弱亲油性逐渐转变为亲油性, 油润湿角不断减小。有机质孔和有机质-黏土粒间孔的发育会增强页岩整体的亲油性, 石英、黏土等矿物无机孔隙发育, 导致页岩亲水性增强。

油润湿的有机质孔更易于页岩气的吸附, 完全油润湿的有机质孔隙可以获得最大的页岩气吸附量, 页岩中大孔径的有机质孔更有利于游离气的赋存。在水润湿的无机孔中, 孔隙对水的吸附明显高于对页岩气的吸附, 孔隙中仅有游离气, 同时孔隙水占据孔隙空间, 占据游离气存储空间。页岩含水饱和度越高, 亲水孔隙吸附能力越弱, 游离气的赋存空间也越小, 总含气性一般均较差。

4 保存条件对页岩气差异富集的控制
4.1 顶、底板及盖层

顶、底板性质对页岩气保存非常关键, 好的顶、底板可有效减缓页岩气散失[27, 28], 使页岩气得到有效保存, 如川东南焦石坝页岩气田顶、底板具有良好的封隔性能[28]。顶板、底板条件差的页岩段, 天然气容易向外散失, 对页岩气富集成藏极为不利, 如川东南下古生界下寒武统牛蹄塘组页岩底板为震旦系灯影组古风化壳, 古岩溶、裂缝比较发育, 造成页岩气沿不整合面逸散, 含气性较差[29]。顶、底板特性对页岩含气量及页岩气富集成藏有直接的影响[30, 31]。中国南方龙马溪组页岩顶、底板厚度统计结果显示, 顶、底板厚度越大, 页岩含气性越好（见图8）。

图8 中国南方海相页岩含气量与顶、底板厚度关系图

顶板之上的泥页岩、膏盐岩等致密岩层作为间接盖层或区域盖层, 能够维持下伏地层构造形态稳定性以及压力体系, 对页岩气的保存具有重要影响[30, 32, 33, 34]。嘉陵江组膏盐岩是龙马溪组页岩的重要区域盖层。膏盐层保存较完整的富顺— 永川地区压力系数为2.2, 均有高产气流。部分保存膏盐层的长宁地区压力系数为2.0, 也有高产气流。缺失膏盐层的丁山地区为常压, 基本不含气。因此, 区域盖层发育情况也是影响页岩气差异富集的一个重要因素。

4.2 末次构造抬升时间和幅度

构造运动对页岩气的成藏与破坏具有重要的控制作用, 尤其是末次构造抬升时间、幅度与规模对页岩气差异富集影响较大。中国南方海相页岩普遍处于高— 过成熟阶段, 液态烃及沥青裂解气是主要的气源[16], 末次构造抬升早的地区对页岩气富集成藏不利影响主要体现在两个方面：①过早停止生烃, 尤其后期裂解生气终止时间早, 使页岩生气有效性降低, 气源补充不足; ②地层抬升导致保存条件受到一定程度的破坏, 造成页岩气散失, 抬升越早, 散失时间越长, 含气量越低（见图9）。

图9 中国南方海相页岩含气量与地层抬升时间、抬升幅度关系图

构造抬升幅度也在很大程度上影响页岩气富集。抬升幅度越大, 地层剥蚀厚度越大, 保存条件破坏越严重, 页岩气含量越低（见图9）。上覆盖层剥蚀严重的地区, 目的层出露地表, 含气性极差, 如黔江地区地层抬升幅度超过5 km, 含气量仅有0.9 m3/t。

5 构造样式对页岩气差异富集的控制
5.1 水平地层和单斜地层的差异

页岩通常发育水平的页状或薄片状层理, 导致页岩平行于层理方向的渗透率是垂直于层理方向渗透率的2~8倍[28], 自发渗吸实验中平行于层理方向自吸斜率大于垂直层理方向, 说明平行于层理方向孔隙连通性远大于垂直层理方向（见图10）, 表明天然气在页岩中主要沿着层理面渗流运移。天然气在页岩中运移也遵循能量守恒原则, 从流体势能高部位向流体势能低部位运移, 并在流体势能低部位聚集[35, 36, 37]。通常情况下, 构造低部位的流体势较高, 构造高部位的流体势能较低, 因此天然气从构造低部位向构造高部位运移。当地层水平时, 不存在高势区与低势区, 页岩气在水平地层中没有明显的渗流。当地层倾斜时, 页岩气就会沿着层理面从构造低部位向构造高部位运移。

图10 焦石坝JY143-5HF井龙马溪组页岩自发渗吸实验

5.2 不同构造样式的地层埋深

为了定量刻画地层埋深对于气体富集的控制作用, 以威远地区龙马溪组页岩为研究对象进行气体运移数值模拟研究。在地质环境中, 当气体垂向损失量相对较小时, 含气量分布可采用菲克第二定律进行描述：

$\frac{\partial Q}{\partial t}=\frac{d}{dL}\lgroup K_{H}\mu p^{-1}\frac{dQ}{dL} \rgroup$ （1）

天然气渗流运移量可由经典达西定律计算：

$q=\frac{K_{H}}{\mu} S \frac{dp}{dL}$ （2）

针对不同构造样式, 页岩气的差异富集可以分为两种情况（见图11）。

图11 基于威远地区构造背景的页岩含气量随抬升幅度变化数值模拟结果

第1种情况, 在同一深度不相邻的正向构造部位（见图11a中C点）和负向构造部位（见图11a中A点）, 不同构造部位天然气的垂向损失大致相同, 但负向构造部位对正向构造部位有额外的天然气顺层补充, 正向构造部位的含气量始终高于负向构造部位（见图11b）。如长宁地区宁203井和威远地区威202井, 两口井平均埋深均在2 500 m左右, 上覆盖层性质类似, 威202井始终有低部位气体补给, 平均含气量为3.1 m3/t; 宁203井在顺层方向上通天, 侧向损失量大大增加, 平均含气量仅为1.9 m3/t[6]。

第2种情况, 在不同深度相邻的正向构造部位（见图11a中C点）和负向构造部位（见图11a中B点）, 存在4种连续的演化模式（见图11c）：①地层抬升幅度较小时, 正向构造和负向构造含气性差异不大; ②地层抬升幅度较大且距地表埋深大于2 000 m时, 正向构造含气性远好于负向构造, 如焦石坝地区龙马溪组页岩气; ③地层抬升幅度继续增大且大于4 700 m左右时, 正向构造达到了页岩发生破裂的临界深度, 页岩气相对富集在构造低部位, 如威远地区龙马溪组页岩气, 较深部位的威202井平均含气量为3.1 m3/t, 而较浅部位的威201井平均含气量为2.8 m3/t; ④若继续抬升, 正向构造和负向构造均含气性较差, 如渝东南部分地区龙马溪组页岩气, 页岩出露地表, 气藏遭受彻底破坏, 渝页1井、黔页1井等近地表的井含气性较差。

5.3 不同构造样式的地层倾角

地层倾角直接控制层理面受到的正应力, 地层倾角越大, 地层垂直层理面方向所受的压力越小, 正向构造接受顺层渗流补给量越多。地层倾角为30° 时的最大渗流速率约为地层倾角为5° 时的6倍（见图12a）。因此, 在正向构造垂向损失不变的前提下, 倾角越大, 正向构造高部位越富气。

地层倾角与埋深耦合进一步控制页岩气在正向构造相对富集, 均具有正向与负向构造含气量变化率差值先增加后减少、先正后负的特征。因此地层倾角越大, 造成的正向与负向构造含气量差值变化范围也越大, 幅度差极大值时地层抬升的幅度也越小（见图12b）。

图12 基于威远地区构造背景的页岩垂向渗透率和富集程度随抬升幅度变化的数值模拟结果

6 成藏条件匹配对页岩气差异富集的控制

页岩生烃、储集空间发育、顶底板及盖层形成的最佳匹配期是页岩气富集的关键。中国南方海相页岩在地史中基本都经历了深埋生烃以及后期构造抬升过程, 因此最佳匹配期的结束时期距今时间越短越有利于页岩气富集。以焦石坝地区焦页1井和渝东南地区渝参6井为例进行成藏条件匹配差异性研究。

6.1 焦页1井成藏条件匹配及含气性

焦页1井龙马溪组页岩在二叠纪末之前处于沉积压实阶段, 由于埋深始终较浅, 有机质处于未成熟阶段, 随埋深增加, 以无机孔为主要储集空间的页岩孔隙度大幅度减小至9.1%, Ro值达到0.5%~0.7%, 进入初始生烃阶段。早三叠世初期, 龙马溪组总体处于构造沉降阶段, 成岩作用继续加强, 无机孔提供的孔隙度继续降低, 此时有机质开始大量生烃, 有机质孔开始形成, 其提供的孔隙度逐渐增大为1.9%。至中三叠世末期, Ro值达到0.7%~1.3%, 龙马溪组进入生成液态烃的高峰期。侏罗纪后期, 龙马溪组处于快速埋藏的状态, Ro值达到1.3%~2.0%, 有机质演化至高成熟阶段, 生成大量湿气及油裂解气。早白垩世初期, Ro值超过2.0%, 进入过成熟阶段, 液态烃裂解为干气, 由于烃类气体集中大量生成, 有机质孔开始大量生成, 并且在成烃增压的作用下, 地层压力也明显增大, 导致页岩中次生孔隙受挤压膨胀, 此时有机质孔隙度约为4.0%。晚白垩世以后, 焦石坝地区处于构造抬升阶段, 焦页1井龙马溪组页岩由埋深6 500 m左右抬升至目前的2 420 m, 气藏发生调整改造。在晚期的构造抬升过程中, 有机质生烃和有机质孔隙的生成基本停止, 构造活动引起断裂、裂缝及其相关的流体活动。

焦页1井有机质含量高, 经历早期干酪根生气、晚期原油裂解大量生气补充气源。现今储集层总孔隙度约为7.0%, 其中有机质孔较发育, 孔隙度约为3.5%。底部临湘组瘤状灰岩、顶部粉砂质泥岩岩性致密, 顶、底板条件良好。白垩纪末期地层开始抬升, 至今约抬升4 000 m, 具有抬升时间晚、幅度适中的特点。区域上保存三叠系盖层, 且破坏时间短、程度低。因此, 焦页1井龙马溪组页岩气生-储-保匹配有效性高, 页岩气富集成藏持续时间长, 富集程度高（见图13）。

图13 焦页1井龙马溪组页岩气成藏要素时空匹配关系图

6.2 渝参6井成藏条件匹配及含气性

渝参6井龙马溪组页岩在二叠纪末期之前处于沉积压实阶段, 埋深始终较浅。但渝东南地区在沉积时期热液活动较为频繁, 页岩热演化程度大大加速, 在志留纪末期有机质即达到生烃门限, 有机质孔开始形成。石炭纪, 渝东南地区构造活动较为稳定, 地层处于长期浅埋藏阶段, 成岩作用稳定, 压实作用导致的无机孔孔隙度减小尚不明显, 有机质Ro值已迅速增大到1.0%, 龙马溪组进入生成液态烃的高峰期, 有机质提供的孔隙度也逐渐增大。三叠纪初期, 有机质孔隙度约为2.3%, 总孔隙度约为11.5%。三叠纪早期, 龙马溪组迅速埋藏, Ro值达到2.0%, 进入过成熟阶段, 液态烃裂解为干气。晚侏罗世— 早白垩世, 渝东南地区进入构造抬升阶段, 页岩由埋深8 500 m大幅度抬升至现今埋深610 m, 气藏保存条件遭到强烈破坏。在晚期的构造抬升过程中, 有机质生烃和有机质孔的生成也基本停止, 并且构造活动也引起了断裂、裂缝及其相关的流体活动。

渝参6井有机质含量相对较低, TOC值为0.16%~4.79%, TOC值大于2.0%的样品数仅占总样品数的13.16%。生烃时间早、原油裂解生气时间短, 有效孔隙度较低（最高1.32%, 最低不到0.1%）。中侏罗世— 早白垩世形成源岩内部物性封闭, 地层抬升时间早、抬升幅度大, 盖层遭破坏, 生-储-保匹配有效性低, 页岩气富集期结束早, 含气量仅为0.07 m3/t（见图14）。

图14 渝参6井龙马溪组控藏要素时空匹配关系图

7 结论

高有机质丰度和适宜的热演化程度有利于页岩气大量生成。龙马溪组页岩有机质对含气性的控制明显强于牛蹄塘组。干酪根生气、液态烃裂解两个生气过程的匹配为海相页岩生气能力提供了保障, 并拓宽了生气下限。

页岩基质组分和热演化程度同时对页岩孔隙的发育起到控制作用。有机质孔形成过程中具有原位吸附甲烷的优势, 并且大的有机质孔可以存储大量游离气, Ro值为2.23%~3.33%时页岩储集能力最强, 页岩气更易于富集在油润湿的基质孔隙中。

良好的顶、底板条件以及致密区域盖层发育利于页岩气富集, 顶、底板厚度越大, 页岩含气量越高。区域盖层能够维持下伏地层构造形态稳定性以及压力体系, 对页岩气的保存具有重要影响。末次构造抬升时间晚、幅度小有利于页岩气富集。

地层埋深对于不同构造样式下页岩气富集的控制作用相对复杂, 同一深度不相邻的正向构造含气潜力始终大于负向构造; 气体优先富集在不同深度相邻的正向构造高部位, 当地层抬升至页岩发生剪切破裂深度之上时, 负向构造低部位气体相对富集。

页岩有机质丰度与热演化程度决定有效生气量, 主生气期有机质孔发育、生物硅支撑、微裂缝发育决定较好的储集能力, 主生气期距今时间越近越有利于页岩气富集, 页岩气生-储-保各要素时空匹配的有效性控制着页岩气成藏过程及富集程度。

符号注释：

KH— — H深度处的页岩顺层渗透率, μ m2; L— — 运移距离, m; p— — 孔隙压力, Pa; q— — 运移量, m3/s; Q— — 气体含量, m3/t; S— — 运移截面积, m2; t— — 运移时间, s; μ — — 气体黏度, Pa· s。

（编辑 王晖）

参考文献
[1] 宋岩, 李卓, 姜振学, 等. 非常规油气地质研究进展与发展趋势[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(4): 638-648.
SONG Yan, LI Zhuo, JIANG Zhenxue, et al. Progress and development trend of unconventional oil and gas geological research[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4): 638-648. [本文引用:1]
[2] 金之钧, 蔡勋育, 刘金连, 等. 中国石油化工股份有限公司近期勘探进展与资源发展战略[J]. 中国石油勘探, 2018, 23(1): 14-25.
JIN Zhijun, CAI Xunyu, LIU Jinlian, et al. The recent exploration progress and resource development strategy of China Petroleum and Chemical Corporation[J]. China Petroleum Exploration, 2018, 23(1): 14-25. [本文引用:1]
[3] U. S. Energy Information Administration. Natural Gas Gross Withdrawals and Production[EB/OL]. (2020-01-31)[2020-02-08]. https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_prod_sum_a_EPG0_FGS_mmcf_a.htm. [本文引用:1]
[4] 姜振学, 唐相路, 李卓, 等. 川东南地区龙马溪组页岩孔隙结构全孔径表征及其对含气性的控制[J]. 地学前缘, 2016, 23(2): 126-134.
JIANG Zhenxue, TANG Xianglu, LI Zhuo, et al. The whole-aperture pore structure characteristics and its effect on gas content of the Longmaxi Formation shale in the southern Sichuan Basin[J]. Earth Science Frontiers, 2016, 23(2): 126-134. [本文引用:1]
[5] 解习农, 郝芳, 陆永潮, 等. 南方复杂地区页岩气差异富集机理及其关键技术[J]. 地球科学, 2017, 42(7): 1045-1056.
XIE Xinong, HAO Fang, LU Yongchao, et al. Differential enrichment mechanism and key technology of shale gas in complex areas of South China[J]. Earth Science, 2017, 42(7): 1045-1056. [本文引用:1]
[6] 翟刚毅, 王玉芳, 包书景, 等. 我国南方海相页岩气富集高产主控因素及前景预测[J]. 地球科学, 2017, 42(7): 1057-1068.
ZHAI Gangyi, WANG Yufang, BAO Shujing, et al. Major factors controlling the accumulation and high productivity of marine shale gas and prospect forecast in the southern China[J]. Earth Science, 2017, 42(7): 1057-1068. [本文引用:2]
[7] 蒋恕, 唐相路, STEVE O, 等. 页岩油气富集的主控因素及误辩: 以美国、阿根廷和中国典型页岩为例[J]. 地球科学, 2017, 42(7): 1083-1091.
JIANG Shu, TANG Xianglu, STEVE O, et al. Enrichment factors and current misunderstand ing of shale oil and gas: Case study of shales in U. S. , Argentina and China[J]. Earth Science, 2017, 42(7): 1083-1091. [本文引用:1]
[8] 苑坤, 王超, 覃英伦, 等. 黔南地区(黔紫页1井)发现上古生界海相页岩气[J]. 中国地质, 2017, 44(6): 1253-1254.
YUAN Kun, WANG Chao, QIN Yinglun, et al. The discovery of carboniferous shale gas in Qianziye-1 well of Qianan (southern Guizhou) Depression[J]. Geology in China, 2017, 44(6): 1253-1254. [本文引用:1]
[9] 毛佩筱, 王星星, 吴凯凯, 等. 桂中坳陷西北部下石炭统岩关组泥页岩储层特征研究: 以环页1井为例[J]. 地质科技情报, 2018, 37(3): 169-176.
MAO Peixiao, WANG Xingxing, WU Kaikai, et al. Characteristics of shale gas reservoir in the Lower Carboniferous Yanguan Formation, Northwestern Guizhong Depression: A case study of Well Huanye 1[J]. Geological Science and Technology Information, 2018, 37(3): 169-176. [本文引用:1]
[10] 戴金星, 秦胜飞, 胡国艺, 等. 新中国天然气勘探开发70年来的重大进展[J]. 石油勘探与开发, 2019, 45(6): 1-10.
DAI Jinxing, QIN Shengfei, HU Guoyi, et al. Major progress in the natural gas exploration and development in since 1947 in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2019, 45(6): 1-10. [本文引用:1]
[11] LI X, JIANG Z, WANG P, et al. Porosity-preserving mechanisms of marine shale in Lower Cambrian of Sichuan Basin, South China[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2018, 55: 191-205. [本文引用:1]
[12] 唐令, 宋岩, 姜振学, 等. 渝东南盆缘转换带龙马溪组页岩气散失过程、能力及其主控因素[J]. 天然气工业, 2018, 38(12): 37-47.
TANG Ling, SONG Yan, JIANG Zhenxue, et al. Diffusion process and capacity of Longmaxi shale gas in the basin-margin transition zone of SE Chongqing and their controlling factors[J]. Natural Gas Industry, 2018, 38(12): 37-47. [本文引用:1]
[13] ROSS D J, BUSTIN R M. The importance of shale composition and pore structure upon gas storage potential of shale gas reservoirs[J]. Marine and petroleum Geology, 2009, 26(6): 916-927. [本文引用:1]
[14] 郭旭升, 胡东风, 文治东, 等. 四川盆地及周缘下古生界海相页岩气富集高产主控因素: 以焦石坝地区五峰组—龙马溪组为例[J]. 中国地质, 2014, 41(3): 893-901.
GUO Xusheng, HU Dongfeng, WEN Zhidong, et al. Major factors controlling the accumulation and high productivity in marine shale gas in the Lower Paleozoic of Sichuan Basin and its periphery: A case study of the Wufeng-Longmaxi Formation of Jiaoshiba area[J]. Geology in China, 2014, 41(3): 893-901. [本文引用:1]
[15] TANG X L, JIANG S, JIANG Z X, et al. Heterogeneity of Paleozoic Wufeng-Longmaxi formation shale and its effects on the shale gas accumulation in the Upper Yangtze Region, China[J]. Fuel, 2019, : 239: 387-402. [本文引用:1]
[16] 赵文智, 李建忠, 杨涛, 等. 中国南方海相页岩气成藏差异性比较与意义[J]. 石油勘探与开发, 2016, 43(4): 499-510.
ZHAO Wenzhi, LI Jianzhong, YANG Tao, et al. Geological difference and its significance of marine shale gases in south China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(4): 499-510. [本文引用:2]
[17] TANG X L, JIANG Z X, LI Z, et al. The effect of the variation in material composition on the heterogeneous pore structure of high-maturity shale of the Silurian Longmaxi formation in the southeastern Sichuan Basin, China[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2015, 23: 464-473. [本文引用:1]
[18] WANG P F, JIANG Z X, JI W M, et al. Heterogeneity of intergranular, intraparticle and organic pores in Longmaxi shale in Sichuan Basin, South China: Evidence from SEM digital images and fractal and multifractal geometries[J]. Marine and Petroleum Geology, 2016, 72: 122-138. [本文引用:1]
[19] CURTIS J B. Fractured shale gas systems[J]. AAPG Bulletin, 2002, 86(11): 1921-1938. [本文引用:1]
[20] 唐玄, 张金川, 丁文龙, 等. 鄂尔多斯盆地东南部上古生界海陆过渡相页岩储集性与含气性[J]. 地学前缘, 2016, 23(2): 147-157.
TANG Xuan, ZHANG Jinchuan, DING Wenlong, et al. The reservoir property of the Upper Paleozoic marine-continental transitional shale and its gas-bearing capacity in the southeastern Ordos Basin[J]. Earth Science and Frontiers, 2016, 23(2): 147-157. [本文引用:1]
[21] 李卓, 姜振学, 唐相路, 等. 渝东南下志留统龙马溪组页岩岩相特征及其对孔隙结构的控制[J]. 地球科学, 2017, 42(7): 1116-1123.
LI Zhuo, JIANG Zhenxue, TANG Xianglu, et al. Lithofacies characteristics and its effect on pore structure of the marine shale in the Low Silurian Longmaxi Formation, Southeastern Chongqing[J]. Earth Science, 2017, 42(7): 1116-1123. [本文引用:1]
[22] 陈磊, 姜振学, 温暖, 等. 页岩纳米孔隙分形特征及其对甲烷吸附性能的影响[J]. 科学技术与工程, 2017, 17(2): 31-39.
CHEN Lei, JIANG Zhenxue, WEN Nuan, et al. Fractal characteristics of nanopores and their effect on methane adsorption capacity in shales[J]. Science Technology and Engineering, 2017, 17(2): 31-39. [本文引用:1]
[23] 阴丽诗, 姜振学, 阴佳诗, 等. 渝东地区牛蹄塘组页岩微纳米储集能力特征及影响因素[J]. 东北石油大学学报, 2018, 42(3): 37-45.
YIN Lishi, JIANG Zhenxue, YIN Jiashi, et al. Micro-nano storage capacity features and their controlling factors of Niutitang Formation shale in east of Chongqing[J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2018, 42(3): 37-45. [本文引用:1]
[24] BAI B, ELGMATI M, ZHANG H, et al. Rock characterization of Fayetteville shale gas plays[J]. Fuel, 2013, 105: 645-652. [本文引用:1]
[25] GAO Z, HU Q. Wettability of Mississippian Barnett Shale samples at different depths: Investigations from directional spontaneous imbibition[J]. AAPG Bulletin, 2016, 100(1): 101-114. [本文引用:1]
[26] YASSIN M R, BEGUM M, DEHGHANPOUR H. Organic shale wettability and its relationship to other petrophysical properties: A Duvernay case study[J]. International Journal of Coal Geology, 2017, 169: 74-91. [本文引用:1]
[27] POWLEY D. Pressures and hydrogeology in petroleum basins[J]. Earth Science Reviews, 1990, 29(1): 215-226. [本文引用:1]
[28] 胡东风, 张汉荣, 倪楷, 等. 四川盆地东南缘海相页岩气保存条件及其主控因素[J]. 天然气工业, 2014, 34(6): 17-23.
HU Dongfeng, ZHANG Hanrong, NI Kai, et al. Main controlling factors for gas preservation conditions of marine shales in southeastern margins of the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(6): 17-23. [本文引用:3]
[29] 魏祥峰, 李宇平, 魏志红, 等. 保存条件对四川盆地及周缘海相页岩气富集高产的影响机制[J]. 石油实验地质, 2017, 39(2): 147-153.
WEI Xiangfeng, LI Yuping, WEI Zhihong, et al. Effects of preservation conditions on enrichment and high yield of shale gas in Sichuan Basin and its periphery[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2017, 39(2): 147-153. [本文引用:1]
[30] 汤济广, 李豫, 汪凯明, 等. 四川盆地东南地区龙马溪组页岩气有效保存区综合评价[J]. 天然气工业, 2015, 35(5): 15-23.
TANG Jiguang, LI Yu, WANG Kaiming, et al. Comprehensive evaluation of effective preservation zone of Longmaxi Formation shale gas in the southeast Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(5): 15-23. [本文引用:2]
[31] 王濡岳, 丁文龙, 龚大建, 等. 黔北地区海相页岩气保存条件: 以贵州岑巩区块下寒武统牛蹄塘组为例[J]. 石油与天然气地质, 2016, 37(1): 45-55.
WANG Ruyue, DING Wenlong, GONG Dajian, et al. Gas preservation conditions of marine shale in northern Guizhou area: A case study of the Lower Cambrian Niutitang Formation in the Cen’gong block, Guizhou Province[J]. Oil & Gas Geology, 2016, 37(1): 45-55. [本文引用:1]
[32] 李海, 白云山, 王保忠, 等. 湘鄂西地区下古生界页岩气保存条件[J]. 油气地质与采收率, 2014, 21(6): 22-25.
LI Hai, BAI Yunshan, WANG Baozhong, et al. Preservation conditions research on shale gas in the Lower Paleozoic of western Hunan and Hubei area[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2014, 21(6): 22-25. [本文引用:1]
[33] 潘仁芳, 唐小玲, 孟江辉, 等. 桂中坳陷上古生界页岩气保存条件[J]. 石油与天然气地质, 2014, 35(4): 534-541.
PAN Renfang, TANG Xiaoling, MENG Jianghui, et al. Shale gas preservation conditions for the Upper Paleozoic in Guizhong Depression[J]. Oil & Gas Geology, 2014, 35(4): 534-541. [本文引用:1]
[34] 聂海宽, 金之钧, 边瑞康, 等. 四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气“源-盖控藏”富集[J]. 石油学报, 2016, 37(5): 557-571.
NIE Haikuan, JIN Zhijun, BIAN Ruikang, et al. The “source-cap hydrocarbon-controlling” enrichment of shale gas in Upper Ordovician Wufeng Formation-Lower Silurian Longmaxi Formation of Sichuan Basin and its periphery[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(5): 557-571. [本文引用:1]
[35] HUBBERT M H. Entrapment under hydrodynamic conditions[J]. AAPG Bulletin, 1953, 37(8): 1954-2026. [本文引用:1]
[36] ENGLAND W A, MACKENZIE A S, MANN D M, et al. The movement and entrapment of petroleum fluids in the subsurface[J]. Journal of the Geological Society, 1987, 144(2): 327-347. [本文引用:1]
[37] 华保钦, 林锡祥, 杨小梅. 天然气二次运移和聚集研究[J]. 天然气地球科学, 1994, 5(4): 1-31.
HUA Baoqin, LIN Xixiang, YANG Xiaomei. The research second migration and accumulation of natural gas[J]. Natural Gas Geoscience, 1994, 5(4): 1-31. [本文引用:1]