Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 9: 1656 - 1670

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.01.003

Geological conditions and accumulation patterns of shale gas accumulation in Wufeng-Longmaxi formations of Baima Syncline， Fuling Gas Field， Sichuan Basin

  • Yunqiang WAN , 1 ,
  • Jianfa CHEN 2, 3 ,
  • Cong CHEN 2, 3 ,
  • Chao LIU 1 ,
  • Yong MA 2, 3 ,
  • Jiabao LIANG 2, 3
Expand
  • 1. Research Institute of Exploration and Development，SINOPEC Jianghan Oilfield Company，Wuhan 430223，China
  • 2. College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China
  • 3. National Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China

Received date: 2023-08-08

  Revised date: 2024-01-02

  Online published: 2024-01-31

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41802149)

the National Key Research and Development Program of China(2021YFA0719000)

Fold

Abstract

At present， the breakthrough of shale gas exploration in China is mainly concentrated in the medium and shallow overpressured shale gas reservoir. With the deepening of research， shale gas exploration gradually goes to the deep layer. The Baima block of Fuling shale gas field is a deep overpressured gas reservoir with great exploration potential. Based on the well logging data and test analysis data of Wufeng-Longmaxi formations in well J148-1， the gas bearing characteristics and influencing factors of Wufeng-Longmaxi formations are analyzed in this paper， and the formation and enrichment mechanism of shale gas and the accumulation model of shale gas are discussed. The shale gas content of Wufeng-Longmaxi formations ranges from 1.09 to 6.81 m3/t （with an average of 3.15 m3/t）， and increases with increasing depth. The average gas content of small formations 1-3 is 5.35 m3/t， which is a favorable shale gas interval. The total organic matter content， mineral composition， reservoir properties and preservation conditions all have a certain control effect on the gas content of the shale.TOC of the Wufeng-Longmaxi formations is between 1.29% and 5.50%（with an average of 2.75%）， and increases with the increase of burial depth. Quartz content is 17.2%-64.7% （average 36.1%）， feldspar content is 2.7%-14.5% （average 8.0%）， carbonate mineral content is 2.0 %-56.6% （average 12.6%）， pyrite content is 1.4%-6.7% （average 3.4%）. The clay mineral content is 17.2%-54.3% （average 40.1%）. The porosity of 1-4 layers is between 2.38% and 5.64% （average 4.06 %）， the porosity of 8-9 layers is between 1.95 % and 2.75% （average 2.24%）， and the permeability of 1-4 layers is between 0.03×10-3 and 16.43×10-3 μm2 （average 0.75×10-3 μm2）. The permeability of 8-9 small layer ranges from 0.05×10-3 to 55.63×10-3 μm2 （the average is 2.31×10-3 μm2）， and the total organic matter content， brittle mineral content and porosity are positively correlated with the gas content. There are three types of pores in the shale： inorganic pores， organic pores and micro-fractures， mainly organic pores. The study area is far from the main fault， regional cap layer is developed， top and bottom lithology is dense， preservation conditions are good， free gas is abundant， and the reservoir formation model is broad and slow syncline. The shale of Wufeng-Longmaxi formations in the study area was immature from the end of Ordovician to the Late Silurian， entered the mature stage in the late Silurian， entered the high mature stage in the Middle Jurassic， entered the over-mature stage in the Late Jurassic， and stopped thermal evolution in the Middle Cretaceous.

Key words： Shale gas; Wufeng-longmaxi formations; Gas bearing; Baima Syncline; Reservoir forming model

Cite this article

Yunqiang WAN , Jianfa CHEN , Cong CHEN , Chao LIU , Yong MA , Jiabao LIANG . Geological conditions and accumulation patterns of shale gas accumulation in Wufeng-Longmaxi formations of Baima Syncline， Fuling Gas Field， Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(9) : 1656 -1670 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.01.003

0 引言

四川盆地是一个典型的叠合含油气盆地，是目前国内主要的天然气产地之一，在盆地沉积演化过程中，发育了陆相、海相及海陆过渡相等多套富有机质泥页岩，页岩油气资源丰富，开发潜力巨大［1-4］。随着油气勘探理论的深入研究，国内油气勘探部门及相关专家学者们越来越重视页岩油气资源的勘探及开发［5-9］。2012年随着焦页1HF井获得20.3×104 m3的日产工业页岩气流，标志着涪陵页岩气田的正式发现［10］，作为涪陵页岩气田主力产气区块，前人就焦石坝区块的构造特征［11］、背斜构造富集机理［12-14］、烃源特征［15-16］及储层特征［17-19］等方面开展了大量研究并取得较为丰硕的成果，涪陵页岩气田已在焦石坝主体区取得了巨大成功。目前，国内页岩气勘探突破主要聚焦于中、浅层超压页岩气，随着研究进程的深入，深层、常压、复杂构造区的技术突破将成为页岩气勘探开发下一步的重点对象［20］，平桥、白马及复兴等区块是重点产能接替区。与焦石坝中浅层超压背斜型页岩气藏相比，白马向斜深层向斜型页岩气藏在储层孔隙结构、页岩气赋存状态和保存条件等方面均具有较大差异。目前，对于涪陵页岩气田白马向斜成藏地质条件及成藏模式的研究相对较少，本文以白马构造区为研究对象，依托相关测试分析数据及钻井资料，对白马向斜含气性特征及其影响因素进行分析，在生（排）烃演化史等对比研究的基础上，探讨白马向斜五峰组—龙马溪组页岩气富集机理及页岩气成藏模式，以期为涪陵页岩气后续勘探开发提供理论参考。

1 区域地质背景

四川盆地地处上扬子地台，整体形态为北东向菱形展布，盆地四周被龙门山、米仓山和大巴山等山脉环绕［21］。根据现今四川盆地的构造格局特点，可划分成：川西低陡构造区、川北低平构造区、川中低平构造区、川东高陡构造区、川西南低缓构造区和川南低陡构造区等6个二级构造单元［图1（a）］。
图1 四川盆地构造区划分（a）及涪陵气田构造图（b）

Fig.1 Structural division of Sichuan Basin （a） and structure map of Fuling Gas Field （b）

加里东运动晚期，扬子板块与华夏板块发生挤压碰撞，使扬子板块的构造发生巨大变化［22］。自奥陶纪开始，由于受到板块汇聚及多期构造运动的影响，形成了黔中古隆起、雪峰山造山带及江南造山带，四川盆地受到不均匀的挤压应力影响，沉积及构造演化发生重大变革，由大陆边缘转化为前陆盆地［23-25］。由于受到多期构造改造作用以及奥陶纪与志留纪之交的2次全球性海侵作用的影响，四川盆地形成了一套主要分布在深水陆棚相中的黑色页岩，即五峰组—龙马溪组页岩［13］。该套页岩为黑色、深灰色，主要岩性组成为钙质页岩、炭质页岩、硅质泥页岩，富含黄铁矿及笔石，其中TOC>2%的优质页岩段一般发育在上奥陶统五峰组及下志留统龙马溪组底部，生烃能力强，是四川盆地古生界区域性烃源岩系之一［23］。
白马构造带地处涪陵气田南部，构造区划属于川东高陡构造区中万县复向斜南部［图1（b）］，西邻凤来向斜及平桥断背斜，被石门—金坪断层及东侧的齐岳山断层围限。白马构造带包含西侧构造较为复杂的石门—金坪断背斜和东侧的白马向斜（图2），剖面上表现为宽缓向斜构造模式，平面上表现为南西向宽向斜过渡到北东向窄背斜，呈北东向隔挡式褶皱构造，背斜相较于向斜断裂发育程度高［26-27］。作为四川盆地的一部分，研究区先后经历了早古生代—新生代的一系列盆地演化阶段及加里东运动、海西运动、印支运动、燕山运动和喜马拉雅山运动等多起构造运动，并最终形成了现今的构造格局，其中，对白马构造区油气成藏影响最大的是燕山期及喜马拉雅期构造运动［28］。
图2 涪陵气田白马向斜地震解释（a）及地质剖面图（b）

Fig.2 Seismic interpretation （a） and geological profile （b） of Baima Syncline in Fuling Gas Field

研究区上奥陶统五峰组与下志留统龙马溪组呈整合接触，五峰组厚度在1.5~9 m之间，龙马溪组厚度在220~440 m之间。本文选取白马向斜核部钻遇五峰组—龙马溪组的J148-1井为研究对象，J148-1井五峰组—龙马溪组一段厚度为111 m，岩性以灰黑色页岩为主，底部与涧草沟组灰岩分层界线明显。根据沉积旋回、岩石学特征及电性特征等，可将五峰组—龙马溪组一段页岩进一步划分为3个亚段9个小层［27］。

2 页岩含气性特征

页岩的含气量是指每吨岩石样品中所含的天然气量折算到1个大气压及25 ℃条件下的天然气总量，是页岩气资源评价及有利区优选的重要指标［29］。
根据现场实测含气量数据，J148-1井五峰组—龙马溪组页岩1小层含气量为4.92~5.57 m3/t，平均为5.23 m3/t；2小层含气量为3.85~5.55 m3/t，平均为4.70 m3/t；3小层含气量为4.37~6.81 m3/t，平均为5.56 m3/t；4小层含气量为2.44~4.97 m3/t，平均为3.55 m3/t；5小层含气量为1.95~3.54 m3/t，平均为2.69 m3/t；6小层含气量为1.49~2.99 m3/t，平均为2.22 m3/t；7小层含气量为1.28~2.05 m3/t，平均为1.70 m3/t；8小层含气量为1.09~5.53 m3/t，平均为2.13 m3/t；9小层含气量为2.01~3.20 m3/t，平均为2.46 m3/t。如图3所示，五峰组—龙马溪组页岩含气量总体随埋深的增大而不断增加，在3小层含气量达到最大值，随后小幅度减小。张金川等［30］将测井曲线中自然伽马曲线的形态作为评价页岩含气量的一种参数，五峰组—龙马溪组页岩自然伽马曲线（图3）多呈现高幅锯齿形，指示含气类型属于薄夹层含气。
图3 J148-1井五峰组—龙马溪组综合柱状图

Fig.3 Comprehensive column chart of Wufeng-Longmaxi formations in Well J148-1

根据页岩气有利开发层段相关指标［31］，认为0.5 m3/t为页岩开发层段含气量的下限值，研究区五峰组—龙马溪组页岩含气量均大于1.09 m3/t，拥有较大开发潜力，其中1~3小层平均含气量为5.35 m3/t，为主要优质气层，4~9小层平均含气量为2.35 m3/t，为一般气层。
页岩气按赋存状态可分为吸附气、游离气和溶解气，四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气普遍成熟度较高，岩石中不存在液态烃，故溶解气含量可忽略不计。游离气含量（ q 游）计算公式如下［32］：
q 游 = Φ * S g i * T s c ρ r P s c T P i Z i
式中：Φ为有效孔隙度，%；S gi为原始含气饱和度，%；T sc为地面标准温度，取293.15 K；P i为原始地层压力，MPa；ρ r为含气岩石密度，g/cm3；P sc为地面标准压力，取0.101 MPa；T为地层温度，K；Z i为原始气体偏差系数。
通过该公式计算游离气含量，然后用现场实测总含气量减去游离气含量得到吸附气含量，进而计算出游离气与吸附气含量比值，如图4所示，五峰组—龙马溪组页岩游离气/吸附气值为2.1，游离气较为富集。游离气含量随深度增大不断增加，1~5小层游离气含量较高，6~9小层游离气含量较低；吸附气含量随深度增加先减小后增加，1~6小层游离气量大于吸附气量，7~9小层吸附气量大于游离气量。五峰组—龙马溪组页岩气主要以游离气为主，优质气层游离气/吸附气值比较高，一般气层游离气/吸附气值比较低。
图4 J148-1井五峰组—龙马溪组页岩游离气量与吸附气量

Fig.4 Free gas and adsorbed gas in the shale of Wufeng-Longmaxi formations in Well J148-1

3 页岩含气性影响因素

影响页岩总含气量大小的因素较多，主要包括储层内因（有机地球化学特征、矿物成分、孔隙特征、储层物性特征等）和储层外因（地层压力、构造运动、保存条件等）。一般情况下，页岩的含气性由多种因素共同作用控制，本文研究对总有机碳含量、矿物组成、储层物性及孔隙结构、保存条件等方面进行分析，探讨白马向斜五峰组—龙马溪组页岩含气性影响因素。

3.1　总有机碳含量

目前研究认为，泥页岩中的总有机碳含量是影响页岩含气性的重要因素之一，富有机质泥页岩生烃演化过程中不但生成了大量的烃类物质，形成的有机质孔还为页岩气提供了储存空间，对含气量有重要的影响，二者呈明显正相关关系［33-34］。地层剖面纵向上总有机碳含量的变化与页岩含气量的变化具有一定耦合性。
研究区五峰组—龙马溪组页岩1小层TOC含量为4.18%~5.50%，平均为4.47%；2小层TOC含量为4.65%~4.85%，平均为4.75%；3小层TOC含量为3.35%~4.92%，平均为4.05%；4小层TOC含量为2.85%~3.66%，平均为3.36%；5小层TOC含量为2.71%~3.72%，平均为3.12%；6小层TOC含量为1.52%~3.07%，平均为2.00%；7小层TOC含量为1.29%~3.33%，平均为1.86%；8小层TOC含量为1.38%~2.12%，平均为1.81%；9小层TOC含量为1.38%~2.03%，平均为1.72%。总体来看，1~5小层TOC含量较高，随着深度的增加，总有机碳含量呈逐渐增加的趋势（图3），与上文提到的含气量随埋深的增大不断增加的趋势相吻合，另外根据TOC与含气量关系图（图5）可以看出，二者呈正相关关系。整体而言，TOC含量对五峰组—龙马溪组页岩含气量具有明显的影响。
图5 J148-1井五峰组—龙马溪组页岩TOC与含气量关系

Fig.5 Relationship between TOC and gas content in the shale of Wufeng-Longmaxi formations in Well J148-1

3.2　矿物组成

矿物组成是影响页岩含气性的另一个重要因素，矿物组成特征不仅对储层的压裂有重要影响，而且黏土矿物与石英的含量也会对页岩孔隙发育及含气性造成影响［35］。
通过X射线全岩衍射实验对五峰组—龙马溪组页岩进行黏土矿物及全岩矿物分析，结果表明：五峰组—龙马溪组页岩矿物成分以石英和黏土矿物为主，其次为长石、方解石、白云石及少量黄铁矿。石英含量为17.2%~64.7%，平均含量为36.1%；长石含量为2.7%~14.5%，平均含量为8.0%；碳酸盐矿物（包括方解石及白云石）含量为2.0%~56.6%，平均含量为12.6%；黄铁矿含量为1.4%~6.7%，平均为3.4%；黏土矿物含量为17.2%~54.3%，平均为40.1%。总体来看，石英、长石等脆性矿物含量较高，以石英为主，随深度增加总体呈升高趋势［图6（a）］。较高的硅质矿物含量利于页岩储层形成矿物基质孔、天然裂缝等，有利于页岩气的赋存，同时也利于后期对页岩储层进行有效的压裂改造［36］。黏土矿物含量整体随深度增加呈下降趋势［图6（b）］，以伊利石、伊/蒙混层和绿泥石为主，分别占黏土矿物总量的47.99%、30.87%和21.14%，未见蒙脱石和高岭石。
图6 J148-1井五峰组—龙马溪组页岩矿物成分（a）及黏土矿物成分（b）

Fig.6 Mineral composition （a） and clay mineral composition （b） of shale of Wufeng-Longmaxi formations in Well J148-1

与其他已经进行商业开发的页岩矿物成分进行对比（图7），白马向斜龙马溪组页岩与北美Barnett页岩、焦石坝地区页岩成分相近，说明具有良好的商业开发前景。
图7 J148-1井五峰组—龙马溪组页岩与其他商业开发页岩矿物成分对比（部分数据据文献［37-38］）

Fig.7 Comparison of mineral composition between the Wufeng-Longmaxi formations shale in Well J148-1 and other commercially developed shales （some data are cited from Refs.［37-38］）

根据不同矿物组分含量与含气量相关关系图分析，页岩黏土矿物含量与含气量呈一定负相关性［图8（a）］，随着黏土矿物含量的增加，含气量呈现出下降的趋势；石英含量与含气量呈一定正相关性［图8（b）］，随着石英含量的增加，含气量也相应上升；长石含量及碳酸盐矿物含量与含气量无明显相关性［图8（c），图8（d）］。总的来说，石英和黏土矿物对页岩含气量具有一定程度的影响，石英含量越高、黏土矿物含量越低的页岩含气性相对较好。
图8 J148-1井五峰组—龙马溪组页岩不同矿物组分含量与含气量关系

（a） 黏土矿物含量与含气量关系；（b） 石英含量与含气量关系；（c） 长石含量与含气量关系；（d） 碳酸盐矿物含量与含气量关系

Fig.8 Relationship between the content of different mineral components and gas content in the shale of Wufeng-Longmaxi formations in Well J148-1

3.3　储层物性及孔隙结构

储层物性对页岩含气性也有一定影响，在储层物性特征评价中，孔隙度是重要参数之一［39］。
研究区五峰组—龙马溪组页岩底部1~4小层孔隙度介于2.38%~5.64%之间，平均孔隙度为4.06%；顶部8~9小层孔隙度介于1.95%~2.75%之间，平均为2.24%。1~4小层渗透率介于（0.03~16.43）×10-3 μm2之间，平均渗透率为0.75×10-3 μm2；8~9小层渗透率介于（0.05~55.63）×10-3 μm2之间，平均为2.31×10-3 μm2。总体来说，孔隙度与渗透率较低，1~4小层孔隙度整体高于8~9小层（表1）。根据孔隙度与含气量相关关系图［图9（a）］所示，孔隙度与含气量存在一定正相关关系，页岩含气量随着孔隙度的变大而升高，表明孔隙度的大小对研究区五峰组—龙马溪组页岩含气性具有一定影响。根据渗透率与含气量相关关系图［图9（b）］所示，渗透率与含气量无明显相关性。
表1 J148-1井五峰组—龙马溪组页岩孔隙度与渗透率

Table 1 Shale porosity and permeability of Wufeng-Longmaxi formations in Well J148-1

深度/m 小层 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2） 深度/m 小层 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2）
平均值 2.24 2.31 4.06 0.750
4 548.40 9 2.06 0.070 4 633.85 4 5.62 16.432
4 549.58 9 2.75 0.069 4 635.39 4 5.64 0.117
4 550.78 9 2.46 0.096 4 636.54 3 5.64 0.290
4 551.90 9 2.28 55.631 4 637.68 3 3.54 0.693
4 553.11 9 2.58 0.122 4 638.45 3 2.97 0.049
4 553.82 9 2.50 0.192 4 639.45 3 3.55 0.345
4 554.55 9 1.96 0.115 4 640.30 3 3.15 0.053
4 555.61 9 2.49 0.165 4 641.04 3 3.17 0.073
4 556.57 9 2.65 0.087 4 643.04 3 3.56 0.163
4 558.06 9 2.33 0.072 4 644.65 3 2.84 0.044
4 559.62 9 1.99 0.102 4 645.47 3 3.84 0.135
4 560.61 9 2.40 0.124 4 646.26 3 3.92 0.047
4 561.39 9 2.08 0.072 4 647.16 3 3.83 0.041
4 562.39 9 2.11 0.090 4 648.07 3 3.96 0.448
4 563.37 8 2.62 0.082 4 648.94 3 3.90 0.042
4 564.37 8 2.01 0.051 4 649.80 3 2.38 0.275
4 565.40 8 2.14 0.059 4 650.61 3 3.52 0.034
4 566.22 8 2.12 0.594 4 651.45 3 2.96 0.107
4 567.05 8 2.16 0.093 4 652 00 3 3.36 0.079
4 568.62 8 2.17 1.086 4 652.60 3 4.06 0.309
4 570.20 8 2.07 0.263 4 653.30 2 3.88 0.066
4 571.72 8 1.98 0.058 4 653.58 1 2.88 0.570
4 573.24 8 1.96 0.058 4 654.26 1 5.05 0.051
4 574.29 8 2.23 0.051 4 654.77 1 4.30 0.040
4 575.35 8 2.18 0.546 4 655.47 1 5.42 0.107
4 576.55 8 2.03 0.265 4 656.35 1 4.43 0.045
4 657.32 1 7.58 0.176
4 658.28 1 4.88 0.099
图9 J148-1井五峰组—龙马溪组页岩孔隙度（a）、渗透率（b）与含气量关系

Fig.9 Relationship between porosity （a）， permeability （b） and gas content of Wufeng-Longmaxi formations in Well J148-1

页岩中的微观孔隙可以为页岩气提供大量的储集空间，并且对页岩储层的储集性能有一定影响［40］。对于页岩储层内微观孔隙类型的划分，许多学者对此都做了针对性研究，例如Slatt和O’Brien分类、Loucks分类及于炳松分类等［41-43］。本文研究采用于炳松［43］提出的页岩气储层孔隙分类方法，该方法将页岩储层孔隙划分为矿物基质孔隙、有机质孔隙及裂缝孔隙3类。
对研究区样品采用氩离子抛光扫描电镜进行观测，识别出3种孔隙类型：矿物基质孔隙、有机质孔隙和裂缝孔隙（图10）。矿物基质孔隙包括粒内孔隙［图10（a）］和粒间孔隙，粒间孔主要为黄铁矿晶间孔［图10（b）］，形状不规则，孔径一般在100 nm~5 μm之间；有机质孔隙［图10（c）］包括沥青孔及黄铁矿晶间有机质孔等，以球形为主，孔径一般在5~500 nm之间；裂缝孔隙［图10（d）］主要包括黏土矿物层间缝及微裂缝等，多为张裂缝，缝宽一般为1 μm。
图10 J148-1井五峰组—龙马溪组页岩镜下微观孔隙类型

Fig.10 Microscopic pore types of shale of the Wufeng-Longmaxi formations in Well J148-1

应用扫描电镜大面积高分辨率成像技术对研究区页岩样品微观孔隙发育特征进行观察与分析，结果显示：J148-1井五峰组—龙马溪组页岩储层1小层有机质孔隙占67%，矿物基质孔隙占26%，裂缝孔隙占7%；3小层有机质孔隙占98%，矿物基质孔隙占1%，裂缝孔隙占1%；5小层有机质孔隙占90%，矿物基质孔隙占7%，裂缝孔隙占3%；7小层有机质孔隙占41%，矿物基质孔隙占48%，裂缝孔隙占11%；9小层有机质孔隙占21%，矿物基质孔隙占16%，裂缝孔隙占63%，同时，TOC与含气量呈正相关关系（图5），说明五峰组—龙马溪组页岩孔隙类型以有机质孔隙为主。研究区五峰组—龙马溪组页岩处于过成熟阶段，有机质生烃时会在页岩储层内形成较多有机质孔隙，多为蜂窝状密集分布规律发育［图10（c）］，这种分布模式可以有效增加页岩孔隙的比表面积，促进页岩气的储存［44］。有机质孔隙可以使页岩的吸附能力显著提高，而矿物基质孔隙和裂缝孔隙则会为游离气提供运移通道和储存空间，有利于页岩气成藏及后期压裂改造。所以，页岩微观孔隙的发育对页岩的含气性有重要的影响。
J148-1井五峰组—龙马溪组页岩孔隙以有机质孔隙为主要储集空间，结合图4分析，页岩气以游离气为主，页岩生气下有机质孔隙增大，地层压力增大，吸附位注满，气体以游离态大量富集于孔隙中。由于白马向斜核部受构造运动影响较弱，总体变形程度不高，有机质孔隙以球形为主，孔隙结构处于初始阶段，相较于白马构造边缘褶皱区压力系数高，有机质孔隙未受不同程度的挤压破坏，地层受构造运动抬升挤压时页理缝增大，导致储集空间进一步增大，但未被断裂破坏，保存较好，游离气不能通过穿层剪切缝逸散，造成游离气大量富集。随着地层深度变浅，TOC降低，有机质孔隙尺寸变小，孔隙度也相应降低，页岩气赋存状态以吸附气为主，五峰组—龙马溪组上部页岩含气量降低。
较强的构造作用会导致有机质孔隙中的页岩气散失，使页岩有机质孔隙度降低，进而导致孔隙度与TOC之间的线性关系变差，甚至不存在线性关系。
根据孔隙度与TOC关系图（图11），五峰组—龙马溪组页岩储层孔隙度与TOC具有良好的线性关系，说明构造运动对研究区五峰组—龙马溪组页岩储层影响较小，有机质孔隙中的天然气没有发生大规模散失。
图11 J148-1井五峰组—龙马溪组页岩TOC与孔隙度关系

Fig.11 Relationship between TOC and porosity in the shale of Wufeng-Longmaxi formations in Well J148-1

3.4　保存条件

保存条件及构造条件在复杂构造区的海相页岩气勘探开发中具有重要影响，良好的保存条件是页岩气富集与高产的关键因素，构造改造强度控制着页岩气储层的保存条件，高含气量的页岩层系往往具有良好的区域性盖层及顶底板条件［39，45］。
断裂性质及发育规模与构造改造强度相关，晚白垩世—新生代发生的燕山运动晚期、喜马拉雅运动早期及喜马拉雅运动晚期3个构造变形阶段，使四川盆地东部发生了大规模的褶皱及逆冲推覆，且由于差异挤压作用的控制，造成该区不同构造带之间、构造带内部不同部位的变形特征和断裂系统差异显著，形成研究区内基本构造格架［46］。本文以断层是否断开储层、顶（底）板及盖层为主要标准（图12），结合断距，对研究区内断裂系统进行分级（表2）。受不同期次构造变形挤压作用的控制，研究区白马向斜为齐岳山断层和石门断层之间发育的宽缓向斜，次级断层较发育。平面上主要为N—E向构造，兼有少量近S—N向构造（图1），反映多期变形叠加的特点。一、二级断裂发育于白马向斜东西两侧边缘部分，研究区内主要发育三、四级断裂，对页岩气的保存影响较小［图2（b）］。
图12 研究区断裂系统分级方案示意

Fig.12 Schematic diagram of fault system classification scheme in the study area

表2 研究区断裂系统分级方案

Table 2 Classification scheme of fault system in the study area

断裂分级 分级方法 对页岩气保存条件影响
一级断裂 区域大断裂，向上断穿区域盖层，向下断开至五峰组之下，断距通常大于300 m 破坏
二级断裂 切穿储层顶底板，但未切穿区域盖层，断距100~300 m 有一定影响
三级断裂 完全断开页岩气储层，未切穿顶底板，断距小于100 m 基本无影响
四级断裂 未完全断开页岩气储层 无影响
白马构造带构造复杂，断裂较为发育，五峰组—龙马溪组实测地层压力系数为0.94~1.39，整体为常压气藏，其中石门—金坪断背斜受构造运动影响较大，多发育高角度断层，保存条件较差；白马向斜远离主控断层石门—金坪断层，向斜核部J148-1井五峰组—龙马溪组地层压力系数为1.39，属于超压气藏，向斜内断层发育较差，以一些小型断裂为主，构造样式以宽缓向斜为特征，变形微弱（图2），侧向断层对页岩气层进行封堵，弱化了页岩气的横向运移，向斜核部页岩气较为富集。研究区五峰组—龙马溪组页岩上覆地层厚度可达近5 000 m（图13），其中页岩气层顶板为中志留统小河坝组—韩家店组泥岩、粉砂岩，岩性致密，孔隙度、渗透率较低，断层及裂缝发育较差；底板上奥陶统涧草沟组灰岩比较致密，封闭性好，防止页岩气纵向上的逸散；区域盖层为上三叠统嘉陵江组膏岩层，盖层条件良好、封闭能力稳定，对页岩气保存十分有利［15，45］。
图13 白马向斜五峰组—龙马溪组页岩气区域盖层和顶底板示意图（据文献［45］，修改）

Fig.13 Schematic diagram of cap layer and roof and floor of shale gas area of Wufeng-Longmaxi formations in Baima Syncline （modified from Ref.［45］）

综上所述，研究区五峰组—龙马溪组没有剥蚀出露，页岩储层保存条件良好，页岩气难以从横向或纵向大量运移散失，从而提高了页岩含气量。

4 页岩气成藏模式

研究区有效生气阶段为三叠纪—晚白垩世，而构造变形发生在晚白垩世—新生代（图14）。早志留世—中三叠世川东为海相地层沉积阶段，沉积速率较为缓慢，存在几起规模较小的地层抬升，此时五峰组—龙马溪组页岩埋藏深度较浅，晚三叠世开始，四川盆地进入陆相地层沉积阶段，沉积速率加快，五峰组—龙马溪组迅速埋深，到晚白垩世经历的最大埋藏深度可达7 000 m，地层温度达到200 ℃左右。始于侏罗纪—白垩纪的燕山运动造成研究区地层大幅度抬升，五峰组—龙马溪组页岩在构造—沉积演化中经历了缓慢沉降及快速隆升两个阶段，具有“早降晚抬”的演化特点。
图14 白马向斜J148-1井五峰组—龙马溪组埋藏史

Fig.14 Burial history map of Wufeng-Longmaxi formations of Baima Syncline in Well J148-1

奥陶纪末期，研究区五峰组—龙马溪组开始沉降接受沉积，有机质处于未成熟阶段（R O<0.5%）。晚志留世，五峰组底部埋深达到2 500 m，地层温度约为95 ℃，五峰组—龙马溪组页岩步入生烃门限（R O=0.5%），有机质进入成熟阶段。早侏罗世，五峰组—龙马溪组页岩埋深达到3 000 m，地层温度约为100 ℃，R O值约为1.0%，表明五峰组—龙马溪组页岩已经进入生油高峰期。经过地层快速沉降，中侏罗世，五峰组—龙马溪组页岩埋深达4 000 m左右，地层温度接近145 ℃，热演化程度增高，五峰组—龙马溪组页岩进入生气窗（R O=1.3%），有机质进入高成熟阶段。晚侏罗世，五峰组—龙马溪组页岩埋超过5 000 m，地层温度超过160 ℃，五峰组—龙马溪组页岩进入原油裂解窗（R O=2.0%），有机质进入过成熟阶段。中白垩世，五峰组—龙马溪组页岩达到最大埋藏深度，达到7 000 m以上，热演化停止。晚白垩世，受燕山运动影响，研究区地层快速抬升，埋深小于6 000 m，古地温降至145 ℃左右，随后受喜马拉雅运动影响，研究区发生构造变形，五峰组—龙马溪组页岩埋深定格在4 500 m左右，地层温度下降至75 ℃左右。
不同地区及类型的页岩气成藏模式各异，不同的沉积环境、热演化程度、盖层及构造保存条件等均会对页岩气富集成藏产生不同的影响。张金川等［47］通过大量研究将我国页岩气模式划分为地层型与构造型两大类，从构造形态上来说，研究区五峰—龙马溪组页岩气属于宽缓向斜型成藏模式。
前人研究认为焦石坝地区页岩气成藏模式具有控边断裂垂向逸散为主、横向逸散微弱、主体稳定区富集的特点，为“断背斜富集型成藏模式”［48］［图15（a）］，白马向斜核部与焦石坝主体成藏特征略有不同。研究区晚奥陶世—早志留世沉积环境为深水陆棚沉积，处于水体较深的稳定缺氧环境，有利于有机质的保存，易于形成优质烃源岩［12］。晚志留世—白垩世，在页岩持续生气作用下，页岩有机质孔隙度增大，地层生烃增压，页岩气以吸附态为主赋存于有机质及岩石颗粒表面，达生气高峰时吸附位注满，气体以游离态富集于矿物基质孔隙、有机质孔隙及裂缝孔隙中。晚白垩世至今，研究区地层开始抬升，受石门—金坪断层及齐岳山断层控制，由于断层的推覆作用，白马构造带内产生了一系列次级断裂及褶皱，主要表现为构造较为破碎的石门—金坪断背斜，不利于页岩气保存，向斜两翼处页岩气通过边界断层发生垂向及横向逸散，而白马向斜核部（距石门—金坪断层9.68 km）远离主控断层，变形强度不高，高角度裂缝相对不发育，且断层封闭性较好，弱化了页岩气的侧向运移，地层压力也高于断层主控区，保存条件相对较好。同时，页岩气层内发育大量圆形有机质孔隙及张开微裂缝，孔缝保存体系较好，为页岩气提供良好的储存和运移通道。受燕山晚期、喜马拉雅早期及喜马拉雅晚期3期构造挤压作用影响，页岩气储层页理缝、低角度裂缝增大，页岩气解吸为游离气流入天然孔缝系统。白马向斜核部页岩气层总体埋藏较深（4 000 m左右），压力系数高，页岩封闭性好，页岩气为原地滞留型富集，有机质孔隙发育，气体逸散微弱，优质页岩层系以有机质孔隙、微裂缝为主要储集空间，游离气大量富集。通过以上特征认为白马向斜为“向斜翼部页岩气垂向、横向逸散，核部逸散微弱、页岩气原地滞留富集”的宽缓向斜成藏模式［图15（b）］。
图15 焦石坝地区（a）（据文献［48］，有修改）及白马向斜（b）五峰组—龙马溪组页岩气成藏模式

Fig.15 Shale gas accumulation model of Wufeng-Longmaxi formations in Jiaoshiba area （（a），modified from Ref.［48］） and Baima Syncline

5 结论

（1）研究区五峰组—龙马溪组页岩含气性较好，含气量总体随埋深的增大不断增加，含气量最低为1.09 m3/t，开发潜力较大，底部1~3小层平均含气量为5.35 m3/t，为研究区页岩气优质层段。
（2）研究区五峰组—龙马溪组页岩的总有机碳含量、矿物组成、储层性质及保存条件均对页岩含气性有一定控制作用。总有机碳含量、脆性矿物含量、孔隙度等与含气量呈正相关关系。页岩储层发育矿物基质孔隙、有机质孔隙和裂缝孔隙3种孔隙类型，以有机质孔隙为主，有利于页岩气的储集。区域性盖层发育、富有机质页岩顶底板岩性致密，断层发育较差，页岩气保存条件较好。
（3）研究区五峰组—龙马溪组页岩气为“向斜翼部页岩气垂向、横向逸散，核部逸散微弱、页岩气原地滞留富集”的宽缓向斜成藏模式。页岩气形成富集经历4个演化阶段，奥陶纪末—晚志留世，有机质处于未成熟阶段（R O<0.5%）；晚志留世步入生烃门限（R O=0.5%）；中侏罗世进入生气窗（R O=1.3%）；晚侏罗世进入原油裂解窗（R O>2.0%）；中白垩世热演化停止。页岩孔缝发育良好，保存条件较好，气体逸散微弱，游离气大量富集。

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