天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 7: 1223 - 1235

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.11.011

非常规天然气

四川盆地长宁地区龙马溪组页岩气运移主控因素

  • 王国臻 , 1, 2 ,
  • 姜振学 , 1, 3 ,
  • 张原豪 1, 3 ,
  • 陈瑞华 1, 3 ,
  • 宫厚健 1, 3 ,
  • 贺世杰 3, 4
展开
  • 1. 中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院，北京 102249
  • 2. 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000
  • 3. 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
  • 4. 中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
姜振学（1963-），男，吉林梨树人，教授，博士生导师，主要从事含油气盆地分析、常规和非常规油气形成与分布研究.E-mail：.

王国臻（1992-），男，天津人，博士后，主要从事非常规油气形成与分布等研究.E-mail：.

收稿日期: 2023-09-19

  修回日期: 2023-11-20

  网络出版日期: 2023-12-05

收起

Main controlling factors of shale gas migration in the Longmaxi Formation， Changning area， Sichuan Basin

  • Guozhen WANG , 1, 2 ,
  • Zhenxue JIANG , 1, 3 ,
  • Yuanhao ZHANG 1, 3 ,
  • Ruihua CHEN 1, 3 ,
  • Houjian GONG 1, 3 ,
  • Shijie HE 3, 4
Expand
  • 1. Unconventional Oil and Gas Science and Technology Research Institute，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
  • 2. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，China
  • 3. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
  • 4. College of Geosciences，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China

Received date: 2023-09-19

  Revised date: 2023-11-20

  Online published: 2023-12-05

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42072151)

Fold

摘要

页岩气的运移是页岩气富集过程中十分重要的地质作用，计算流体力学方法可研究页岩气运移现象。基于计算流体动力学原理，建立了包含地层倾角与物性要素的抽象物理模型，采用控制变量法查明了其对气体运移的控制作用；以四川盆地长宁地区典型页岩气藏剖面为研究对象，推导了实际地质条件下的页岩气藏古压力、古含气量演化数学方程，并将方程计算结果作为初始条件，采用流体动力学方法模拟了页岩气藏宏观动态演化过程。研究结果表明：地层倾角控制了层理面受到的正应力与顺层方向的气体压力梯度，地层倾角越大，地层层面上所受的压实越弱，顺层面方向上压力梯度就越大，气体运移能力就越强；气体在运移过程中总是沿着物性优势通道运移，通道与围岩物性级差越大，控制油气运移的作用就越强；长宁背斜页岩气运移主要受控于地层抬升，导致垂向扩散量相对较少，低部位气藏对高部位有侧向运移补给；天宫堂末次构造早期正断层活动导致下倾方向渗流损失较大，尽管后期逆断层抑制了垂向扩散损失，但气藏含气量仍然较低。

关键词： 长宁地区; 龙马溪组; 页岩气运移; CFD模拟

本文引用格式

王国臻 , 姜振学 , 张原豪 , 陈瑞华 , 宫厚健 , 贺世杰 . 四川盆地长宁地区龙马溪组页岩气运移主控因素[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(7) : 1223 -1235 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.11.011

Abstract

The migration of shale gas is a crucial geological process in the enrichment of shale gas resources， and computational fluid dynamics methods can be used to study the phenomenon of shale gas migration. Based on the principles of computational fluid dynamics， this paper establishes an abstract physical model that includes the dip angle of the stratum and physical properties. The study employs a controlled variable method to identify their control on gas migration. Taking the typical shale gas reservoir profile in the Changning area as the research object， the paper deduces mathematical equations for the evolution of paleo-pressure and paleo-gas content of shale gas reservoirs under actual geological conditions. Using the equation results as initial conditions， the fluid dynamic method is employed to simulate the macroscopic dynamic evolution process of shale gas reservoirs. The research indicates that the dip angle of the stratum controls the normal stress on the bedding plane and the gas pressure gradient in the strike direction. The greater the dip angle， the weaker the compaction on the stratum surface， the greater the pressure gradient in the strike direction， and the stronger the ability of gas migration. During the gas migration process， gas always migrates along the channels with dominant physical properties. The greater the difference in physical properties between the channel and the surrounding rock， the stronger the control on oil and gas migration. In the case of the Changning anticline shale gas migration， it is mainly controlled by stratum uplift， resulting in relatively less vertical diffusion， and the gas reservoir at a lower position supplements the lateral migration to a higher position. In the early stage of tectonic activity in the Tiangongtang structure， normal fault activity caused significant downward flow loss. Although later reverse faults suppressed vertical diffusion losses， the gas content in the reservoir remained relatively low.

Key words： Changning area; Longmaxi Formation; Shale gas migration; CFD simulation

0 引言

页岩气是我国未来能源增储上产的主要贡献者之一，近年来我国已在南方海相页岩气勘探中取得了重要的认识和重大突破［1-3］。但在取得突破的同时，关于页岩气运移机理，仍然不十分清晰。
目前，国内外对于页岩气运移的相关研究主要集中在以下方面：考虑页岩多尺度孔隙特征，综合气体扩散与渗流机制差异，划分并计算了地下条件页岩气的运移类型与运移能力［4-9］；表征矿物与有机质含量、渗透率、孔隙度、连通性以及润湿性等岩石参数，明确了页岩组构、物性以及孔隙结构对页岩气运移的控制作用［10-18］；考虑页岩的应力分布、变形和裂缝扩展等力学行为，明确了页岩地质力学性质对页岩气运移的控制机制［19-25］；开发了多相流耦合流动模型，描述了不同流体组分对气体运移路径的影响［26-29］；利用先进的数值方法，包括有限元法（FEM）、离散元法（DEM）和格子玻尔兹曼法（LBM），研究页岩地层内的气体运移和相互作用［30-31］。但类似研究主要侧重于保存条件的定性评价、微纳米尺度的微观描述、气藏开发阶段的数值模拟，缺乏基于地质剖面级别的宏观、定量及动态演化研究。
计算流体动力学（CFD）在石油工业领域已经得到了广泛的应用，本文以四川盆地长宁地区典型剖面龙马溪组页岩气藏为研究对象，旨在基于计算流体动力学模拟甲烷在地质模型中的运移过程，为中国南方海相页岩气有利区优选提供支持。

1 研究区地质概况

长宁区块处于四川盆地的川南低缓背斜构造带的南部［32-33］。龙马溪组沉积时期，威远—长宁—昭通地区为深水陆棚沉积中心，沉积厚度平均在500 m以上［34-35］。川南地区受青藏高原和川滇地块的联合作用，在晚白垩世—新生代沉积地层发生大规模剥蚀［36-37］。长宁地区缺失泥盆系、石炭系，志留系与二叠系呈假整合接触，三叠系与侏罗系呈平行不整合接触，分别对应于海西运动期、印支运动、燕山运动［38-40］。受区域构造应力影响，长宁地区发育大量与挤压褶皱变形相关的多期次断层，主要为NW走向和NE走向（图1）。
图1 长宁地区龙马溪组底界构造纲要

Fig.1 Outline of the bottom boundary structure of the Longmaxi Formation in Changning area

2 地层倾角与物性对页岩气运移控制

2.1　模型建立与实验设计

如图2所示，在一个长50 cm、高30 cm平面模型内装填有不同物性级别的岩石材料，A、B、C、D区均与E区接触，物性自A区至D区逐步增大，D、E两区的孔渗物性相同。A—D 4个区域侧边被2 cm的空白区间封隔，顶边为气体流出口，底边与高孔渗的E区接触。实验前A—E 5个区域内全部充满空气，气态甲烷从左下方入口以恒定速度注入。在入口压力与气体浮力的共同作用下甲烷将沿A—D区与E区的接触边向右上方运移，从顶边出口流出。
图2 运移模型示意图与网格划分结果

（a）倾角0°模型；（b）倾角15°模型；（c）倾角30°模型

Fig.2 Schematic diagram of transport model and grid partitioning results

模拟时采用控制变量法分别改变入口注气速率、A—D区与E区接触角度、A—C区间物性数值，应用通用仿真软件ANSYS软件Fluent组件对页岩气运移进行流体动力学模拟，系统稳定后记录不同条件下平面速率分布及运移进入到A、B、C、D各区的气量（cm3）和分流量（%）。
常温条件下分别进行2组模拟实验：第一组实验保持A—E区物性不变，通过改变入口气体流速与倾角角度，研究地层倾角对于气体运移的控制；第二组实验保持倾角角度不变，通过改变入口气体流速与A—E区物性数值，研究储层物性对于气体运移的控制。各区域物性参数根据长宁地区实际孔渗关系确定（表1）。
表1 模拟参数设定

Table 1 Simulation parameter settings

区域 倾角对运移控制 物性对运移控制
倾角0°/15°/30° 倾角15°
模拟1 模拟2 模拟3
孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2） 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2） 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2） 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2）
A 1 0.000 5 1 0.000 5 1 0.000 5 1 0.000 5
B 4 0.039 3 2 0.004 4 4 0.039 3 8 0.348 3
C 12 1.248 1 8 0.348 3 12 1.248 1 16 3.087 0
D 20 6.231 8 20 6.231 8 20 6.231 8 20 6.231 8
E 20 6.231 8 20 6.231 8 20 6.231 8 20 6.231 8
实验采用ANSYS软件Mesh组件对建立的物理模型进行网格划分，网格尺寸为0.001 mm。经过网格无关性验证，3组模拟分别有380 460个单元［图2（a）］、438 904个单元［图2（b）］与493 713个单元［图2（c）］，其数量能够保证仿真分析计算精度。甲烷注气口设置为速度入口（Velocity-inlet），考虑到实验中气体流速较低，可将A—D区顶边出口边界设置为自由流出口（Outflow），与E区接触边设置为内界面（Interface），模型其他边界均设置为壁面（Wall）。由于页岩主要发育微纳米孔径，并且地层条件下气体运移速度缓慢，导致页岩气流动的雷诺数非常小，气体流动模式设置为层流（Laminar）。

2.2　模拟结果与讨论

图3为不同入口流速与接触角度控制下模型内部速度分布图，计算过程经过多次迭代，速度模拟结果已经稳定。由于A—D区与E区以物性突变形式接触，接触角落会出现弹性回流，并且区域内空气不能完全排净，所以会导致角落附近的局部速度极值。图3（c）中实验设置的夹角与入口流速条件最大，导致D区整体流速也为所有实验中最大，A、B区流速为所有实验中最小。同样地，图3（g）中实验设置的夹角与入口流速条件均最小，使得D区流速为所有实验中最小，而A、B区流速为所有实验中最大。在低夹角与低入口流速下，气体主要通过C区向上运移。增大夹角或入口流速会使D区的速度相对增加、A—C区速度相对减小，主要运移区域向D区转移；减小夹角或入口流速会使主要运移区域向A、B区转移。模拟结果表明，增大倾角会提高气体沿上倾方向的运移能力，增加运移速度与距离。
图3 不同入口流速与夹角控制下模型内部稳定速度分布

Fig. 3 Stable velocity distribution inside the model under different inlet flow velocities and angle controls

在实际地质条件中，地层倾角对气体运移的控制机理比数值模拟条件下更加复杂。地层倾角直接控制了上覆地层压力（ σ v）作用在层理面上的正应力（ σ v c o s   α）。地层倾角越大，地层顺层面方向上所受的压实作用越弱，顺层面方向上岩石渗透性能就越强。此外，地层倾角还控制了顺层理面方向上的气体运移动力梯度 d P d L。在竖直方向压力梯度不变的情况下，地层倾角越大，气体实际运移的距离越小，顺层面方向上压力梯度就越大，驱动气体运移动力就越强（图4）。因此，地层倾角的增大，同时改善了顺层方向上的渗透性与动力2个因素，根据经典达西公式，顺层运移能力必然增加。
图4 地层倾角对运移要素控制示意

Fig. 4 Schematic diagram of the control of strata dip angle on migration factors

图5为多次迭代计算稳定后的不同入口流速与孔隙物性差值控制下模型内部速度分布图。图5（a）中实验设置的A—C区与D区物性差值与入口流速条件均最大，导致D区流速为所有实验中最大，形成了明显的优势运移通道。同样地，图5（i）中实验设置的A—C区与D区物性差值与入口流速条件均最小，C、D两区物性接近，导致甲烷气体在C区便大量分流，进入D区的气体比例很小。相同入口流速下，多组运移通道间物性相差越大，越容易沿着高物性方向形成优势运移通道。
图5 不同入口流速与孔隙物性控制下模型内部稳定速度分布

Fig. 5 Stable velocity distribution inside the model under different inlet flow velocities and pore physical properties control

图6反映了图5（a）、图5（d）、图5（g）3组模拟的气体流量与分流率变化情况。分流率指进入某区内的量与流经该区的总量之比，它的大小代表了运移通道中气体分流效应。由于D区右侧没有其他运移通道，剩余气体只会流入D区，所以分流率始终为100%；A区由于物性较差，多次模拟均没有气体分流进入该区，导致A区气体流量与分流率始终均接近0。当入口流速增加后，D区流量单调增加；B区与C区流量先增加后减小，分流率单调减小。根据趋势，当入口气体流速继续增加，进入D区的流量会逐渐超过C区；当入口流速超过某一特定数值之后时，气流将不再进入A—C区，3个区域分流率为0，气体全部从D区流入。
图6 不同入口流速对气体流量（a）与分流率（b）的控制

Fig.6 Control of gas flow rate（a） and split rate（b） with different inlet flow rates

图7（a）从气体受力角度解释了图6的模拟结果。在模拟条件下，气体主要受到浮力、气体压力与毛细管力作用，气体重力忽略不计。浮力来自甲烷与空气的密度差，方向竖直向上，A—D区接触面上的气体浮力均相同，即F 浮A=F 浮B=F 浮C=F 浮D。气体压力来自左下方气体的注入，由于气体流经每个区域时都会分流出一部分，所以气体压力经过区域后会产生衰减；A区分流率为0，压力没衰减，即F 压A=F 压B>F 压C>F 压D。毛管力来自于物性差异，A—C区物性小于E区，毛管力竖直向下；D区物性与E区物性相同，由气泡形变引起的毛管力合为0，即F 毛A>F 毛B>F 毛C>F 毛D=0。
图7 模拟条件下气体受力分析

（a）A—D区物性依次增大时的气体受力情况；（b）A—D区物性依次减小时的气体受力情况

Fig.7 Analysis of gas stress under simulated conditions

图7（a）中A区物性远小于E区，使毛管力数值超过了浮力与压力竖直分量之和，合力F 合A总体指向E区，A区分流率始终为0。B区物性增大，浮力与压力竖直分量之和略微超过毛管力，合力F 合B以低角度、高数值指向B区，气体少量分流进入B区。C区物性继续增大，浮力与压力竖直分量之和大幅超过毛管力，合力F 合C以高角度、高数值指向C区，气体大量分流进入C区。D区物性与E区相同，竖直方向上受力达到最大，但经过B区与C区的连续分流，上倾方向的气体压力F 压D数值达到最小，合力F 合D以高角度、低数值指向D区。
根据上述分析可以认为，当D区物性与A—C区级差较大时，A—C区的毛管力下降幅度较小，即F 压A=F 压B≈F 压C≫F 压D=0，则A—C区域的分流率均为0，气体全部从物性最大的D区流入；同样地，当A区物性与B—D区级差较大时，B—D区的毛管力下降幅度较小，即F 压A≫F 压B≈F 压C≈F 压D=0，则气体大量流入B区，物性最大的D区反而只有少量气体流入。
图7（b）为A—D区物性依次减小时的气体受力情况。此时A区物性最大与E区相同，毛管力情况为F 毛A=0<F 毛B<F 毛C<F 毛D，气体压力情况为F 压A>F 压B>F 压C>F 压D，A区气体受到合力始终最大。当增大夹角或入口流速时，会使沿接触面的流体压力增加，A区分流率与流速相对下降，B—D流速相对上升。但在任何情况下，A区流速均为最大，A—D区流速与流量依次降低。
以上结论说明，气体在运移过程中总是沿着物性优势通道运移。物性优势通道指油气趋向于沿着物性较好，且与周边围岩级差最大的通道方向运移。优势通道的孔渗性与其周边介质中的孔渗性差异越大，越容易形成优势通道。气体顺优势运移通道运移时受到的毛管阻力相对越小，被分流的气量也越小，物性优势通道控制油气运移的作用就越强。

3 构造抬升与断层活动对页岩气运移控制

3.1　地层条件下气体运移数学模型

地层压力与气体浓度是页岩游离气发生渗流运移与扩散运移的动力［36，38］。由实际气体状态方程可知，地层压力决定了特定温度下地层的气体浓度，所以明确地层条件下的压力演化是研究页岩气运移的前提。
游离气在页岩中扩散运移也遵循普遍的能量守恒原则，即游离气总是从其流体势能高的部位自发地向其流体势能低的部位运移，并且在流体势能低的部位聚集［35，41］。因此，正向构造通常比负向构造更有利于页岩气的富集。但并不是所有正向构造的高部位都能使页岩气富集成藏，也不是所有的负向构造都无法富集页岩气［42-43］。对于正向构造来说，其核部为构造高部位，虽然有垂直层面方向上游离气扩散的损失，同时还有来自负向构造侧向的游离气进行补给；而对于负向构造来说，其核部为构造的低部位，不但有垂直层面方向上游离气扩散损失，还有侧向游离气的损失［33］（图8）。但由于正向构造高部位总先于负向低部位受到剥蚀，所以正向部位的垂向扩散损失始终大于负向部位。
图8 长宁地区龙马溪组页岩相邻构造部位游离气运移模型

Fig.8 Free gas migration model in adjacent structural parts of the Longmaxi Formation shale in Changning area

为了描述游离气在不同构造样式间的运移与富集过程，建立了长宁地区龙马溪组页岩游离气压力、含气量演化数学模型。本文在前人［44］研究基础上，创制了一套适合页岩气藏特点的压力演化方程，与主流盆模软件的压力模拟过程相比，本方程从流体力学基本原理出发，特别增加了气体的侧向与垂向运移要素。页岩气流体力学连续性方程组为：
d ρ Φ d t = ∇ ρ ∙ Φ v ↑ ± ρ ∙ Φ v → + ρ ∙ q g Φ v ↑ = D μ P ∙ 1 μ ∇ P ↑ Φ v → = K ∙ 1 μ ∇ P → ρ = P M R T
孔隙度与页岩上覆压力、地层流体压力的关系式为：
d Φ d t = - β s 1 - Φ d S - P d t
由流体力学基础理论可知，可压缩气体的理想状态方程为：
1 ρ d ρ d t = 1 P d P d t - 1 T d T d t
将公式（1）至（3）联立可得：
Φ P + β s - Φ β s d P d t = 1 ρ ∙ ∇ ρ D P ∇ P ↑ ± ρ K μ ∇ P → + 1 - Φ β s d S d t + Φ 1 T d T d t + q g
式中： Φ为储层孔隙度，小数； P为气藏压力，MPa； ∇ P ↑为盖层垂向压力梯度，MPa/m； ∇ P →为储层侧向压力梯度，MPa/m；T为气藏温度，K； β s为页岩骨架等温压缩系数，MPa-1； t为时间，Ma； ρ为地下页岩气密度，kg/m3； D为盖层扩散系数，m2/s； K为储层顺层渗透率，m2； μ为页岩气黏度，MPa·s；M为甲烷摩尔质量，g/mol； S为上覆地层压力，MPa；   q g为单位体积内气体体积生成速率，m3/Ma。
公式（4）中，等号左端表示页岩气藏中压力随时间的变化，等式右端4项分别表示页岩气垂向及侧向运移、压实作用、温度及气体生成速率对压力形成的贡献。式中古地层温度由地层埋藏史图获得；物性演化、有机质单位体积内气体体积生成速率由页岩生烃热模拟实验获得［3］。
地层末次抬升后，地层差异抬升导致页岩气由负向部位向正向部位运移，储层顺层压力梯度 ∇ P →由相邻构造单元间顺层距离、压力差确定，相邻构造单元压力由压力演化方程获得；正向部位压力方程等式右端第一分项内为“ - ρ K μ ∇ P →”，负向部位压力方程等式右端第一分项内为“ + ρ K μ ∇ P →”；有机质停止生气，则参数“ q g”数值为0。利用过覆压渗透率实验获得侧向渗透率K主要与上覆压力S呈指数负相关关系，再根据地层埋藏历史计算渗透率演化历史。地层压力演化方程组具体形式为：
Φ P 正 + β s - Φ β s d P 正 d t = 1 ρ 正 ∇ ρ 正 D 正 P 正 ∇ P 正 ↑ - ρ 正 K μ ∇ P → + 1 - Φ β s d S 正 d t + Φ 1 T 正 d T 正 d t Φ P 负 + β s - Φ β s d P 负 d t = 1 ρ 负 ∇ ρ 负 D 负 P 负 ∇ P 负 ↑ + ρ 负 K μ ∇ P → + 1 - Φ β s d S 负 d t + Φ 1 T 正 d T 负 d t
利用公式（5）获得古压力演化数据后，通过游离气理想气体方程计算古含气量［45］，相关参数获取方法同上：
Q f = P   T S C   S g   Φ Z   T   P S C   ρ S
式中： Q f为游离气含量，m3/t； P为地层压力，MPa； T S C为地表温度，K； S g为储层含气饱和度，小数； Φ为储层孔隙度，小数； T为地层温度，K； P S C为地表压力，MPa； Z为甲烷压缩因子； ρ S为岩石密度，kg/m3。

3.2　模型建立与实验设计

构造抬升与断层活动对页岩气运移的控制机制十分复杂［46-48］，需要以特定地质剖面为例进行研究。长宁古背斜核部后期经历快速抬升，地层剥蚀严重，导致压力降低，斜坡低部位页岩气沿斜坡向上向剥蚀区逸散，斜坡低部位含气性相对较好，近剥蚀区含气性较差［图9（a）］。天宫堂构造受后期构造叠加与大规模抬升剥蚀作用影响，页岩层系中微裂缝大规模开启，其物性大幅度提高，造成盖层遭破坏，导致页岩气短距离运移和散失，部分气藏超压系统大幅破坏［图10（a）］。剖面附近井位相关地质参数见表2。
图9 长宁背斜剖面演化（a）与网格划分结果（b）

Fig.9 Evolution（a） and grid division results（b） of Changning anticline profile

图10 天宫堂背斜剖面演化（a）与网格划分结果（b）

Fig.10 Evolution（a） and grid division results（b） of Tiangongtang anticline profile

表2 页岩气井地质参数

Table 2 Geological parameters of shale gas wells

区域 井号 埋深/m TOC/%

孔隙度

/%

含气量

/（m3/t）
长宁背斜 N208 1 324 3.56 5.7 2.0
N210 2 062 3.50 4.8 4.0
天宫堂背斜 NX202 3 900 3.18 4.5 1.5
长宁背斜网格划分所示，模型尺寸比例与地层演化剖面尺寸比例相同，长宁背斜模型最大宽度为7.1 cm，最大高度为7.1 cm。为了保证网格划分稳定性，长宁背斜志留系底界面等内接触面已做了光滑处理［图9（b）］。
模拟加里东运动末期页岩气运移时，根据公式（5）计算当时龙马溪组页岩地层压力，将该压力设置为入口压力；此压力下气体由志留系底界注入，从侏罗系顶界、奥陶系底界2个界面流出。应用通用仿真软件ANSYS软件Fluent组件对页岩气运移进行流体动力学模拟，记录多次迭代稳定的压力分布后，利用公式（6）计算得到含气量分布。模拟燕山末期—喜马拉雅期页岩气运移时，重复以上的步骤。
模拟时假设长宁背斜与天宫堂背斜内多套地层抬升阶段孔隙度保持不变；古渗透率由现今渗透率结合覆压渗透率实验拟合获得，渗透率随深度增加呈指数减小（表3）。
表3 长宁背斜与天宫堂背斜模拟物性参数

Table 3 Simulated physical property parameters of Changning anticline and Tiangongtang anticline

区域 地层 燕山末期 喜马拉雅早期 喜马拉雅中期 喜马拉雅末期

孔隙度

/%

渗透率

/（10-3 μm2）

孔隙度

/%

渗透率

/（10-3 μm2）

孔隙度

/%

渗透率

/（10-3 μm2）

孔隙度

/%

渗透率

/（10-3 μm2）

长宁

背斜

 奥陶系 0.5 0.000 1 0.5 0.000 1 0.5 0.000 2 0.5 0.000 5
志留系 5.0 0.025 1 5.0 0.079 3 5.0 0.164 5 5.0 0.310 1
二叠系 1.0 0.000 3 1.0 0.000 5 1.0 0.002 4 1.0 0.003 2
三叠系—侏罗系 3.0 0.008 1 3.0 0.015 9 3.0 0.064 7 3.0 0.072 6

天宫堂

背斜

 奥陶系 0.5 0.000 1 0.5 0.000 1 0.5 0.000 1 0.5 0.000 1
志留系 5.0 0.025 1 5.0 0.025 1 5.0 0.046 6 5.0 0.079 3
二叠系 1.0 0.000 3 1.0 0.000 3 1.0 0.000 4 1.0 0.000 5
三叠系—侏罗系 3.0 0.008 1 3.0 0.008 1 3.0 0.009 6 3.0 0.015 9
断层 10 2.223 6 10 2.223 6 0 0 0 0
天宫堂背斜模型最大宽度为6.6 cm，最大高度为2.0 cm。为了保证网格划分稳定性，天宫堂背斜志留系底界面、断层面等内接触面已做了光滑处理［图10（b）］。天宫堂背斜页岩气运移模拟过程总体与长宁背斜类似，但需要额外考虑断层性质转换对页岩气的疏导、阻碍作用。燕山晚期—喜马拉雅早期，断层性质为开启性正断层，气体可以沿着断层流出；喜马拉雅中晚期断层性质转变为封闭性逆断层，气体无法通过。
采用ANSYS划分的网格单元尺寸为0.001 mm。经过网格无关性验证，2组模拟分别有774 734与821 476个单元，其数量能够保证仿真分析计算精度。志留系底界处的龙马溪组地层设置为压力入口（Pressure-inlet），二叠系顶界、地表和奥陶系底界面设置为自由流出口（Outflow），模型内部地层接触面、地层与正断层接触面设置为内界面（Interface），模型左右边界、逆断层边界设置为壁面（Wall），气体流动模式设置为层流（Laminar）。

3.3　模拟结果与讨论

构造抬升作用控制了长宁背斜龙马溪组页岩气运移。燕山末期，龙马溪组最大埋深约为6 000 m，产状近似水平［图11（a）］。气藏几乎不存在顺层运移，仅存在缓慢的垂向扩散作用。气体向下扩散至奥陶系，由于龙马溪组下伏奥陶系顶界为致密灰岩，使得总体扩散量非常小，在向下约100 m范围内气体含量迅速衰减为0。气体向上扩散至志留系，受压实作用与岩性差异影响，龙马溪组上覆志留系相对奥陶系较疏松，气体垂向扩散量很大，志留系顶界含气量仅比底界下降了约43%，说明整个志留系也无法完全封闭住气体垂向扩散。此时顺层方向含气量处处相等，各个位置气藏均富集。
图11 长宁背斜页岩气藏演化过程

（a）燕山末期；（b）喜马拉雅早期；（c）喜马拉雅中期；（d）喜马拉雅末期

Fig.11 Evolution process of shale gas reservoir in Changning anticline

喜马拉雅早期，剖面东北方向受挤压形成背斜隆起［图11（b）］。气体由低部位向高部位运移，压实作用减小导致垂向扩散作用增强。负向向斜部位经过长期的垂向扩散与侧向顺层渗流，含气量为最大埋深时的71%；正向背斜部位受到顺层渗流补给，含气量为最大埋深时的87%。此时背斜部位气藏相对富集。
喜马拉雅中期背斜部位上覆二叠系已被抬升至地表，剥蚀破坏严重［图11（c）］。背斜部位气体垂向扩散显著高于侧向顺层补给，龙马溪组含气量为最大埋深时的56%，向上约300 m范围内气体含量便衰减为0，志留系顶界附近及上覆地层均不含气。向斜部位抬升幅度相对较小，上覆地层保存较完整，扩散损失量反而较小，龙马溪组含气量为最大埋深时的67%。此时向斜部位气藏相对富集。
喜马拉雅末期，向斜部位龙马溪组抬升至约2 000 m，背斜部位龙马溪组距离地表只有几百米［图11（d）］。背斜部位上覆地层完全破坏，气体大量逸散，龙马溪组含气量仅为最大埋深时的9%。距离剥蚀区越近，气藏侧向渗流损失与垂向逸散越明显，含气量等值线凸向向斜方向，含气量为最大埋深时的62%。虽然与上一阶段相比，负向部位含气量减少不大，但含气量垂向衰减梯度明显增加。此时向斜部位气藏相对富集，背斜部位无法成藏。
天宫堂背斜地区页岩气运移受构造抬升与断层活动双重控制。燕山末期，正断层切穿了奥陶系与志留系，龙马溪组底板遭受破坏［图12（a）］。奥陶系虽然对断层有一定的侧向封堵作用，但气体仍然扩散入断层周围数百米范围内，与远离断层的龙马溪组相比，断层附近约35%的气体渗入了疏导性正断层并向周围奥陶系扩散。断层附近气体向下渗流，也导致垂向扩散量相对减小，断层附近的志留系顶界含气量比远离断层的底界下降了约52%。此时顺层方向含气量大致相等，各个位置气藏均富集。
图12 天宫堂背斜页岩气藏演化过程

（a）燕山末期；（b）喜马拉雅早期；（c）喜马拉雅中期；（d）喜马拉雅末期

Fig.12 Evolution process of Tiangongtang anticline shale gas reservoir

喜马拉雅早期正断层规模扩大，向上发育切入二叠系底部［图12（b）］。气体经断层直接流入该套地层，并在断层顶部聚集形成局部含气量高值，断层附近的二叠系底界含气量比远离断层的底界高约30%。断层下部断距增加，导致断层面与奥陶系接触面积增大，再加上覆压减小导致的地层物性提高，气体沿断层向两侧地层扩散范围明显增大。
喜马拉雅中期强烈的构造抬升活动使主要断层性质转变为逆断层，并在东北方向新生成一条规模较小的次要逆断层，两侧逆断层间形成小型断坳构造［图12（c）］。当主要断层为正断层时，断层附近形成局部含气量低值；断坳形成后，两侧逆断层又阻挡了侧向气体向断坳的自由汇聚，使得断坳部位含气量相对两侧地层较低。次要断层形成时间短、规模较大，构造活动相对主要断层更加剧烈，使得断坳西南部龙马溪组含气量比东北方向平均高约50%。
喜马拉雅末期断坳西南部地层隆起形成背斜，上部地层减薄、转折端部位的地层应力裂缝使垂向扩散量增加；背斜东北方向被逆断层阻挡，无法接受向斜部位的顺层补给；2个因素共同导致背斜部位含气量等值线倾斜，靠近断层部分含气量相对较低［图12（d）］。断坳部分处于2个逆断层的下盘，减缓了气体垂向与顺层方向的损失，含气量相对临近地层较高；但在断坳形成早期，由于内部初始含气量不高，尽管后期气体损失量较小，现今含气量仍然小于剖面西南部、深度大致相等的向斜构造，含气量平均低约28%。

4 结论

（1）地层倾角控制了层理面受到的正应力与顺层方向的气体压力梯度。地层倾角越大，地层层面上所受的压实作用越弱，顺层面方向上岩石渗透性能就越强；气体实际运移的距离越小，顺层面方向上压力梯度就越大，驱动气体运移动力就越强。
（2）气体在运移过程中总是沿着物性优势通道运移。优势通道与周边围岩物性级差越大与其周边介质中的孔渗性差异越大，运移时受到的毛管阻力相对越小，被分流的气量也越小，控制油气运移的作用就越强。
（3）四川盆地长宁背斜页岩气运移与富集主要受控于地层抬升。抬升早期背斜地层部位垂向扩散量较小，同时也接受了来自向斜部位的气体侧向运移补给，使得背斜部位聚集成藏；抬升末期，背斜部位抬升使志留系出露地表，侧向运移补给小于垂向扩散损失，向斜部位相对聚集成藏。
（4）天宫堂背斜页岩气运移与富集受地层抬升与断层活动的耦合控制。天宫堂龙马溪组页岩埋深总体较大，垂向扩散损失较小。但早期的正断层活动导致的渗流运移损失了大量气体，虽然后期发育的逆断层抑制了气藏的垂向扩散运移作用，仍然改变不了局部含气量较低的局面。

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