川东南下志留统与Appalachian泥盆系典型常压页岩气藏富集特征对比

Comparison of Enrichment Characteristics of Typical Normally-Pressured Shale Gas Reservoirs in Lower Silurian Shale in Southeastern Sichuan Basin and Devonian Shales in Appalachian Basin

摘要

经各国持续攻关，超压页岩气在大多国家实现了商业化开发，但常压页岩气仅美国实现了商业化开发.为了摆脱我国高天然气对外依存度的现状，应尽快实现常压页岩气的商业化开发，亟需对其富集特征展开研究，期望对勘探开发方案的制定提供指导.从川东南下志留统与Appalachian泥盆系典型常压页岩气储层的构造沉积差异演化开始，分析了储层地球化学与页岩气赋存特征差异，明确中美常压页岩气藏富集的差异性.相较于Appalachian泥盆系Marcellus页岩、Ohio页岩的较简单构造改造、富含II-III型干酪根、高含气孔隙度以及气藏远出露区，川东南下志留统五峰‒龙马溪组页岩层虽富含高过熟I型干酪根，但经历多期复杂构造运动，底板较破碎、地层倾角较大，页岩气易顺层运移至破碎底板处和露头区逸散，其含气性略低于Marcellus页岩.Ohio页岩虽含气性较低、富集程度不高，但由于其埋藏浅、温压低，更易降压解吸形成工业气流.

关键词

常压页岩气 / 沉积构造差异 / 储层地化 / 含气性差异 / 页岩气富集差异 / 石油地质学

Key words

normally-pressured shale gas / sedimentary and tectonic difference / reservoir geochemistry difference / gas-bearing difference / shale gas enrichment difference / petroleum geology

0 引言

页岩气是赋存于富有机质页岩层系中的天然气，主要以游离态形式存在于孔隙或者微裂缝之间和以吸附状态存在于有机质或黏土矿物等表面，利用新技术可实现商业化开采的连续分布天然气资源已成为非常规油气增储上产的重要组成部分（杨智和邹才能，2019；杨智等，2021，2022；邹才能等，2022）.美国页岩气革命的成功和世界领先的产量引领了全球页岩气勘探开发的热潮.截止到2021年，美国的页岩气产量已增至7 643亿方（Energy Information Administration，2022），其中Appalachian、Arkoa、Michigan、San Juan和Fort Worth等盆地的常压页岩气均已实现商业化开采，Appalachian泥盆系Marcellus页岩贡献了页岩气总产量的34%，为美国2020年摆脱天然气进口国身份和推进清洁页岩气能源革命做出了重要贡献（邹才能等，2022）.与此同时，我国在超压页岩气产区实现产量200亿方的突破，但在常压页岩气区还未实现规模的商业化开发（蒋廷学等，2020），相关技术研究还处于较为滞后的水平，常压页岩气产量更是不足总页岩气产量的10%.“十三五”期间，我国天然气消费量从1 890×10⁸ m³猛增至3 262×10⁸ m³，年均增速达11.5%，天然气对外依存度高于43.2%，高于国际能源安全警戒值（刘朝全和姜学峰，2021）；从产略布局上来看，亟需开发常压页岩气以做补充，缓解现在高对外依存度的现状，解决我国天然气消费需求.有别于超压页岩气藏，常压页岩气藏具有含气量低、压力系数小等特征，开发过程中又面临着储层改造难度大、初始产量低、降压解吸难度大等问题，这使得常压页岩气经济效益不明显.

常压页岩气藏是压力系数介于0.8~1.3，以吸附态为主要存在形式的页岩气藏.与超压页岩气藏相比，常压页岩气藏丰度中等偏下，但其储量规模非常可观.据自然资源部2012年预测，我国南方常压页岩气技术可采资源量为90 800×10⁸ m³，约占中国页岩气技术可采储量的33%（张大伟等，2012）.美国典型常压页岩气藏包括Appalachian西南边缘中泥盆统Marcellus页岩和Big Sandy地区上泥盆统Ohio页岩、Arkoma盆地密西西比系（石炭系）、Fayetteville页岩、Michigan盆地上泥盆统Antrim页岩、San Juan盆地的上二叠Lewis页岩等（Zagorski et al.， 2012；郭彤楼等，2020）.这些典型页岩气藏大多形成于前陆海相盆地，有机质丰度较大，以高‒过熟为主（表1），构造变形程度较低，页岩气富集程度较好（蒋恕等，2017）；岩层以硅质页岩为主，地层连续性较好，埋深不大（表1），可实现超长水平段钻井施工，选用清水体积压裂即可获得较高的工业气流，实现经济开发.对标我国常压页岩气藏，气藏大多位于构造复杂区域，多期强烈构造运动造成地层剥蚀、裂缝开启（马力等，2004；梅廉夫等，2010），以及页岩自身的脆性破裂和封闭性变差（米华英等，2010），游离气大量向泄压区运移散失（魏志红，2015）；同时由于降压解吸，吸附气转换为游离气并发生逸散（Hao et al.，2013；Yang et al.，2015；Ran et al.，2016），使得早期聚集的超压页岩气藏因逸散而演变为常压气藏（Nelson and Gianoutsos，2011）.除此之外，地层连续性较差，埋藏或太深或太浅，总含气量偏低，且吸附气的占比相对较高（一般大于60%）（于炳松，2012），地应力差大，压后初产低，递减相对较快，开采难度要远高于北美常压页岩气（蒋恕等，2017；蒋廷学等，2020）.

基于以上需求及现状，本文从地质特征、物质基础、赋存特征以及保存条件4个角度分析中美页岩气藏之间差异性，明确中美常压页岩气藏富集特征及差异性，为常压页岩气商业化开采提供参考.

1 区域地质特征及差异性

1.1　构造演化

川东南与Appalachian均由板块碰撞驱动构造演化，不同的是川东南经历了多期板块碰撞且作用强烈，使得该地区形成槽‒档式构造形态，改造强度从西北（盆内）向东南（盆外）逐渐增强（何希鹏等，2020，2021）；而Appalachian经历一期大规模隆升，隆升核心区从北部向南部逐渐转移，使得盆地内部地层较为平缓，仅轻微起伏.

加里东期全球海平面升高，大陆边缘沉积了大面积的海侵海相地层，随着全球板块漂移碰撞，Appalachian和川东南发生不同程度构造演化；其中Appalachian靠近板块俯冲碰撞带，陆架和大陆坡抬升，海相地层遭受剥蚀，被动陆缘转变为汇聚边缘，构造活动强烈，区域断裂发育（Roen，1984；Castle，2001；Ettensohn，2008；Miall and Blakey，2019）.川东南距离江南‒雪峰造山带碰撞带较远，区内无明显的造山活动，也没有明显的岩浆侵入活动，继承隆‒坳构造形态，晚奥陶世地壳上升，深水陆棚沉积环境向浅水陆棚沉积环境转变，到晚志留世，大部分区域露出水面遭受剥蚀（图1）.

海西‒印支期是古特提斯向新特提斯的转变时期，北美地区由于冈瓦纳与劳伦古陆逐渐拼接成潘基亚超大陆，经历两次造山运动（Roen，1984；Castle，2001；Blakey and Fielding，2008；Ettensohn，2008），于Acadian造山带前缘形成了Appalachian前陆盆地并沉积了泥盆系2套页岩；随后于Alleghany造山时期接受挤压改造，泥盆系页岩层进一步埋深，同时盆内古老裂缝被激活再次发育（Engelder et al.，2009）.川东南于该时期继承了上一时期的隆升构造活动，并没有引起强烈的褶皱和断裂变形，隆‒坳构造格局未发生改变，直接沉积晚古生界地层，但大部分区域泥盆系和石炭系地层缺失，总体表现为西部抬升较高而东部较低（何希鹏等，2020，2021；吴聿元等，2020）（图1）.

燕山期，受板块碰撞造山运动影响，川东南下志留统五峰‒龙马溪组页岩和Appalachian泥盆系页岩均进一步深埋并达到最大埋深，有机质热演化程度加大（Roen，1984；Miall and Blakey，2019）.此时，川东南展现为东南高、西北低，呈现为一个从武陵山向北西倾斜的斜坡，Appalachian则表现为西缓东陡的前陆盆地.随后，扬子板块受太平洋板块持续俯冲，持续的挤压作用形成了川东南隔槽‒隔档间互的褶皱带构造格局，而Appalachian随超大陆张裂，浅层地层垮塌，泥盆系页岩埋深因此变浅，有机质热演化停止，部分断裂开启（图1）.

喜山期，全球发生大范围造山抬升，沉积事件减少，地层埋深进一步变浅，甚至剥蚀掉诸多地层，如三叠系、侏罗系、白垩系等.除此之外，川东南受近东西向挤压应力作用，在燕山期槽‒档式构造形态基础上，褶皱发生不同程度改造，断裂演化为逆冲断层，最终演化成现今的槽‒档构造形态（图1）.

1.2　地层特征

Appalachian泥盆系页岩层和川东南下志留统页岩层均沉积于前陆盆地内，均表现为明显的海侵沉积旋回，即黑色富有机质页岩‒碎屑岩（如陆相砂岩，粉砂岩和粉质泥页岩）‒碳酸盐岩的地层旋回性.Appalachian泥盆纪早期，水深较浅，沉积了一套碳酸盐岩地层，但受到泥盆纪区域滑脱作用的影响，灰岩层并未连续沉积，其上不整合沉积一套砂岩和一套含燧石泥页岩层；泥盆纪中期，主要沉积了Marcellus黑色页岩和Mahantango组粉砂质页岩，此后Acadian造山运动破坏了沉积旋回，仅在部分地区可见Tully组碳酸盐岩层；泥盆纪晚期，主要沉积了Ohio页岩，其中Huron段为厚层的黑色与灰绿色页岩互层，Cleveland段具有明显的陆源输入，随后由于Alleghany造山运动出现沉积间断，不整合沉积了一套陆相三角洲砂岩层.川东南奥陶纪晚期，海进期向海侵期转变，以川中古陆、黔 中‒雪峰隆起为限，海进期沉积了凯迪阶黑色硅质页岩层系即五峰组，发育大量放射虫、笔石等化石，下伏厚层泥瘤灰岩；志留纪早期，再次发生海侵，长期处于欠补偿的盆地内沉积了一套以深灰‒黑色硅质页岩、炭质页岩为主的细粒沉积，黄铁矿晶体十分发育、笔石化石丰富，分布范围广，向上砂质层逐渐增多，转变成灰色粉砂质页岩（图2）.

1.3　沉积特征

川东南下志留统地层和 Appalachian 盆地泥盆系地层沉积于前陆海相盆地，其差别在于川东南下志留统五峰‒龙马溪组页岩沉积于隆后陆棚深凹区，水深大于200 m，典型还原环境，长期处于风暴浪基面以下，即使风暴期水体受到的干扰也较少，离造山带的主要物源区较远，水体稳定，有机质丰度TOC较高，大多>2%.而Appalachian泥盆系页岩沉积于前渊斜坡区，初期沉积水深100~150 m，还原沉积环境易受到陆源影响，原始有机质随着悬浮颗粒沉降，使得初期Marcellus页岩有机质含量较高，最高可达8%；随着海侵的进行，水深逐渐增大至超过150 m，造山带周期性输入浊流，形成Ohio黑色页岩和灰绿色粉砂质页岩互层，顶部海侵末期水深达到最大并有减小的趋势，顶部受陆源输入影响，有机质再度富集，Cleveland段最高可达6%（图3）.

2 物质基础及差异性

2.1　有机质丰度

川东南下志留统五峰‒龙马溪组页岩和Appalachian泥盆系页岩有机质含量均表现为底部富集、向上减小的特点，但Appalachian上泥盆统Ohio页岩顶部再度富集有机质，三套页岩总体表现为TOC_Marcellus>TOC_{五峰-龙马溪组}>TOC_Ohio.Appalachian的Big Sandy产区Ohio页岩平均值为3.94%，其中优质段TOC大多>2%，小部分>4%（图4b），中泥盆统Marcellus页岩有机质丰度普遍较高，TOC在0.43%~14.39%之间，优质段TOC>8%（图4a）.而川东南五峰‒龙马溪组页岩，除LY1井（1~5小层TOC>4%）外，其他常见的井（如PY1、JY10-10、SY2井）1~5小层TOC大多>4%，略高于Ohio页岩优质段TOC含量，却低于Marcellus页岩优质段TOC含量（图4c）.

2.2　有机质类型

川东南下志留统页岩和Appalachian泥盆系页岩均以海相藻类源有机质为主，但其差别在于Appalachian受造山运动影响，时而有陆源有机质输入.Appalachian上泥盆统Ohio页岩表现为明显的藻类有机质生物标志化合物特征，如正构短链烷烃 （n-¹⁵C到n-¹⁹C）发育明显优于长链烷烃（n-²⁵C到 n-³¹C），正甾烷²⁹C/²⁷C比值介于0.13~0.88（<1为海生藻类源），n-¹⁷C/n-³¹C比值介于3.3~40.0（高值且>2表示海洋藻类源多于陆地植物源）.结合氢指数（HI）-最高热解峰温（T _max）交汇图和氢指数（HI）-氧指数（OI）交汇图可知（图5），Ohio页岩以II₁型（腐殖腐泥型）或II型（混合型）干酪根为主，Marcellus页岩类型主要为II型（混合型）和III型（腐殖型）.而川东南五峰‒龙马溪组页岩因有机质热演化程度较高，生物标志化合物的结构受到了一定破坏，有机无机混杂，已不具备识别干酪根类型的意义；故采用碳同位素方法分析其干酪根类型（黄籍中，1980），五峰‒龙马溪组干酪根碳同位素值 <-28‰，以I型（腐泥型）有机质为主（图6）.

2.3　有机质成熟度

川东南下志留统页岩和Appalachian泥盆系页岩均处于生气阶段，其差别在于古埋深的差异使得Appalachian上泥盆统Ohio页岩成熟度低于中泥盆统Marcellus页岩和下志留统五峰‒龙马溪组页岩.Marcellus页岩成熟度介于0.37%~3.84%，均值为1.52%，主要产气区R _o约为2%，在盆地东北部沉积中心附近最高可达3%~4%，属高‒过成熟阶段（图7a）；Big Sandy产区Ohio页岩成熟度均值为0.62%，在沉积中心附近达到1.5%，产气区在R _o>0.8%的区域，属低熟‒成熟阶段（图7b）.而川东南五峰龙马溪组页岩的干酪根以I型（腐泥型）为主，缺少可用于测定成熟度的镜质体，故测定其沥青反射率，利用公式（R _o=0.336 4+0.656 9 R _b）将其转化成镜质体反射率，得到成熟度介于1.58%~2.48%，均值为2.1%，属高‒过成熟阶段（图7c）.

2.4　储层特征

相较于Appalachian泥盆系页岩，川东南下志留统五峰‒龙马溪组页岩具有埋深大、储层温压高、含气孔隙度较低的特点，这是产生泥盆系页岩气和下志留统五峰‒龙马溪组页岩气赋存状态差异的重要原因.

Appalachian上泥盆统Ohio页岩深度为700~ 1 300 m，储层温度为21.5~41.3 ℃，地层压力为4.5~8.3 MPa（图8）；含气孔隙度为0.4%~5.0%（Nuttall et al.，2005），具有较为明显的优质段，含气孔隙度均值为3.7%，Lowe Huron段最高可达4%（Yost et al.，1982）（图9a）.这是由于上覆压力相对较小时，有机质大量生烃以游离方式充斥孔隙空间，使得机械压实作用减弱，孔隙得以较多保存.中泥盆统Marcellus页岩埋深约为1 500~2 800 m，储层温度为47.9~90.8 ℃，地层压力为13.6~ 25.3 MPa（图8）；含气孔隙度介于4.5%~9.7%之间（Nuttall et al.，2005），优质段平均为7%（图9b），优质段可见大多数原生无机孔隙被次生有机质填充，表现出较好的吸附能力和游离气储存能力（Song et al.，2019）.川东南产区五峰‒龙马溪组页岩埋深可达2 000~4 500 m，储层温压变化较大，地层最高温度达160.1 ℃（NY1井），最低温度也达85.3 ℃（PY1井），地层压力介于 20~ 33 MPa之间（图8），平均含气孔隙度约为2.1%，其中LY1井具有较高的含气孔隙度，优质段可达4.5%（图9c）；压力系数为1.2~1.3的常压‒超压过渡区域，由于孔隙内流体压力逐渐增加，对孔隙的支撑作用逐渐显著，使得上覆地层压力对孔隙的影响逐渐减弱，进而使得孔隙表现较强的各向异性，其中NY1井表现出相对较高的含气孔隙度，最高可达2.3%（图9d）.

3 赋存特征及差异性

基于储层物性差异，中美典型页岩含气量也不同，总体上由于北美页岩构造稳定，美国典型页岩宏观总体含气量比中国筇竹寺及同时代寒武系页岩和龙马溪页岩含气量高（图10）.相同有机质含量的情况下，Haynesville页岩含气量最高，Marcellus由于大部分构造复杂和压力比较低，总体含气量比美国的Fayetteville、Woodford、Barnett和Haynesville低，而比中国筇竹寺和龙马溪页岩含气量稍高.

3.1　吸附特征

尽管同为常压页岩气田，但储层温压条件、总有机碳（TOC）、成熟度（R _o）等差异将导致不同页岩储层具有明显的吸附能力差异.对比川东南LY1、PY1与NY1井五峰‒龙马溪组页岩与Marellus页岩和Ohio页岩的优质层绝对吸附量（Nuttall et al.，2005），LY1井五峰‒龙马溪组页岩（5.71 cm³/g）>Marcellus页岩（5.31 cm³/g）>PY1井五峰‒龙马溪组页岩（2.18 cm³/g）>NY1井五峰‒龙马溪组页岩 （1.92 cm³/g）>Ohio页岩（0.60 cm³/g）.

Appalachian上泥盆统Ohio页岩储层TOC含量适中，优质段达到2%~4%，但其有机质均为低熟‒成熟，有机质孔尚未大量发育且大多含油，吸附能力相对较弱，总体吸附量较低（图11），绝对吸附量为0.6 cm³/g（图12）.中泥盆统Marcellus页岩储层优质段有机质丰度大（>4%）且高‒过熟，有机质孔大量发育，吸附能力强，吸附量较高（图11），绝对吸附量为5.31 cm³/g，但储层绝对压力略低于LY1井五峰‒龙马溪组页岩，因此其绝对吸附量略低于LY1井五峰‒龙马溪组页岩（图12）.下志留统五峰‒龙马溪组页岩储层，优质段有机质丰度较大且高‒过熟，吸附能力较强，吸附量非常高（图11），其中LY1井五峰‒龙马溪组页岩绝对压力仅次于NY1井页岩，TOC含量较高，优质层>4%，有利于CH₄吸附的有机质孔更多，同时川东南地区R _o均值为2.13%，高成熟度对储层吸附能力为促进作用；使得LY1井五峰‒龙马溪组页岩绝对吸附量最高，达到5.71 cm³/g（图12）.综合来看，Marcellus页岩绝对吸附量与LY1井五峰‒龙马溪组页岩绝对吸附量相当，达Ohio页岩的9倍之多；PY1井与NY1井五峰‒龙马溪组页岩绝对吸附量虽为Marcellus页岩的50%，但依旧为Ohio页岩的3~4倍.

3.2　游离特征

游离气量受控于含气孔隙度大小和游离气密度，含气孔隙度越大，游离气密度越大，游离气量越大.中泥盆统Marcellus页岩含气孔隙度最高，优质段均值达到7%，储层温压处于3个页岩层段的中间，游离气密度居中，优质段游离气量2.58 cm³/g左右（图12）；上泥盆统Ohio页岩含气孔隙度次之，优质段均值约为3.7%，储层温压为3个页岩层段的最小，游离气密度也最小，优质段游离气量0.54 cm³/g左右（图12）；下志留统五峰‒龙马溪组页岩含气孔隙度相对较低，其温压为3个页岩层段的最大，游离气密度也最大，互相作用下优质段游离气量居中，NY1井和LY1井游离气量相当（均为1.90 cm³/g），PY1井低于前两者，仅为1.15 cm³/g左右（图12）.Marce11us页岩游离气量达2.58 cm³/g，是下志留统五峰‒龙马溪组页岩游离气量的2倍，是上泥盆统ohio页岩含气量（1.20 cm³/g）的4.7倍.

基于以上吸附和游离特征差异，Appalachian泥盆系页岩和川东南下志留统五峰‒龙马溪组页岩含气性存在明显差异，其中Marcellus优质段（7.89 cm³/g）和LY1井五峰‒龙马溪组优质段（7.60 cm³/g）含气量相差不大，均远高于Ohio优质段和五峰‒龙马溪组其他压力稍低井优质段含气量（图12）.优质层吸附比例：LY1井五峰‒龙马溪组页岩（75%）>Marcellus页岩（67%）>PY1井五峰‒龙马溪组页岩（65%）>NY1井五峰‒龙马溪组页岩（60%）>Ohio页岩（50%）.

3.3　压力对吸附和解吸附的影响

在埋藏条件下，页岩气赋存状态受到地层温度、压力、孔隙空间及含水饱和度等因素的影响，是内外因耦合作用下的综合表现，不同赋存状态页岩气解吸速率曲线存在明显差异（高和群等，2017；Wang et al.， 2021）.本研究采用Arps递减模型对中美不同赋存状态页岩气单井产量进行拟合，以 5 MPa的降压幅度对中美典型常压页岩气吸附气和游离气解吸量进行评价，定量化探讨不同赋存状态页岩在相同降压幅度下吸附、游离气解吸量差异.

五峰‒龙马溪组页岩含气量较高，但其产气量未能达到Appalachian泥盆系页岩的产量，甚至可以说是远低于中泥盆统Marcellus页岩产量.在以3组页岩储层压力作为起始压力进行5 MPa降压解吸模拟过程中发现，彭水、南川产区五峰‒龙马溪组页岩由于埋深大，储层压力高，处于吸附饱和阶段，小幅度的降压仅仅解吸出少量吸附气量，对页岩气产量贡献小，其中LY1井降压解吸吸附气量最大，仅达到0.14 cm³/g；上泥盆统Ohio页岩由于埋深浅，储层压力低，处于吸附未饱和阶段，吸附气量对压力的敏感程度高，因此，在同样的压力降幅条件下解吸出的吸附气量较大，达到0.31 cm³/g，明显高于五峰‒龙马溪组页岩.Marcellus页岩虽然埋深和储层温压较大，但其吸附能力强，处于吸附较饱和阶段，小幅度降压解吸气量略低于上泥盆统Ohio页岩降压解吸吸附气量，约为0.21 cm³/g.由于相同的降压幅度对气体的密度影响差异很小，因而游离气量以孔隙度作为主控因素.根据3组页岩含气孔隙度排序，上泥盆统Ohio页岩降压解吸出的游离气量最大，约为0.58 cm³/g；中泥盆统Marcellus页岩降压解吸出的游离气量次之，约为0.56 cm³/g；彭水‒武隆、南川产区下志留统五峰‒龙马溪组页岩降压解吸出的游离气量略低，约为0.16~0.28 cm³/g.

4 保存条件及差异性

4.1　顶底板条件

无论是Appalachian泥盆系页岩还是川东南产区下志留统五峰‒龙马溪组页岩，3组页岩底板都是整合接触的灰岩层，区别在于川东南经历多期复杂构造运动，底部发育不同破碎程度的破碎带（表2）；而Appalachian仅经历造山运动引发的滑脱作用，底部相对完整.Appalachian上泥盆统Ohio页岩因受Acadian造山运动影响，页岩层表现为明显的互层韵律，其上覆盖陆相三角洲砂岩.中泥盆统Marcellus页岩和下志留统五峰‒龙马溪组页岩均为整合接触粉砂质页岩，区别在于Marcellus页岩顶板为Mahantango粉砂质页岩，厚度适中，但分布范围有限，又可见沉积间断面和贯穿的裂缝组；而五峰‒龙马溪组页岩顶板为粉砂质灰色页岩以及罗惹坪组、韩家店组灰绿色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，厚度大且分布广.

4.2　距露头距离

地层出露地表，受控于浓度差驱动，页岩气极易扩散至大气中，导致页岩储层贫气，使得距离地层出露区（露头）距离越近，页岩气越难以保存成藏.Appalachian泥盆系页岩储层距露头距离极远，上泥盆统Ohio页岩距露头距离最大可达 60 km，中泥盆统Marcellus页岩距露头距离最大可达160 km，二者在盆地内部基本无出露（Ruppert et al.，2015）.相比之下，川东南下志留统五峰‒龙马溪组页岩距露头距离普遍小于10 km，据统计页岩气藏距离露头越近，压力系数越低（图14），这说明页岩储层已经损失较多页岩气.

4.3　地层倾角

随着地层倾角增大，页岩储层中裂缝闭合所需的正压力逐渐增大，顺层渗流开始时所需抬升幅度越小，这意味着地层倾角越大，裂缝闭合所需埋深就越大，顺层渗流开始的时间越早，页岩气越难保存（姜振学等，2020）.

Appalachian泥盆系页岩层是小倾角地层，倾角大多<5°，这就意味着页岩中裂缝闭合所需埋深 <892 m，顺层渗流开始时所需抬升幅度为3 km（图15）；而实际上泥盆系页岩古埋深约为4 km，现今上泥盆统Ohio页岩埋深<1 500 m，中泥盆统Marcellus页岩埋深<2 500 m，这意味着泥盆系页岩抬升幅度不足3 km，裂缝大多处于闭合，顺层渗流能力较弱.川东南下志留统页岩层倾角较大，普遍>15°，这意味着裂缝闭合所需埋深为934 m，顺层渗流开始时所需抬升幅度为1 km（图15）.实际上，五峰‒龙马溪组页岩古埋深达到7 km，现今埋深<3.5 km，这意味着五峰‒龙马溪组页岩抬升幅度超过2.5 km，页岩中裂缝处于开启状态，顺层渗流能力较强.

4.4　构造抬升情况

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（张海涛等，2018；姜振学等，2020；曾宇等，2022）.末次构造抬升较早的地区页岩气富集情况较差，主要是由以下两种因素共同造成的：①有机质过早停止生烃，尤其后期裂解生气终止时间早，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.末次构造抬升速率较大的地区页岩气富集情况较差，相同时间内抬升速率越快，抬升幅度越大，地层剥蚀厚度越大，储层顺层渗流能力越强，页岩气含量越低（聂海宽等，2019；姜振学等，2020）.Appalachian以俄亥俄州Amerada No.1 Ullman井为例，根据该井沉积埋藏史可知中泥盆统Marcellus页岩抬升幅度较小，普遍小于2 000 m，抬升速率不足9 m/Ma（Ruppert et al.，2015），均明显小于川东南抬升幅度（3 500~5 000 m）和抬升速率（35~ 40 m/Ma），Marcellus页岩层含气性也明显强于川东南五峰‒龙马溪组页岩层含气性.

4.5　保存模式

页岩气逸散途径主要可分为横向逸散和垂向逸散.其中，横向逸散多见于构造活动活跃地区，地层高倾，目的层部分出露地表，页岩气向地表逸散，浓度驱动使得气体向出露部位运移，整个气藏逐渐变成常压页岩气藏；垂向逸散多见于构造平缓地区，地层倾角较小，目的层基本无出露，穿层断裂和层间裂缝则成为主要的逸散通道，亦或者岩层底部破碎、页岩气向下逸散排出.

基于以上对保存条件的分析研究，建立了页岩气保存模式，将其划分为背斜型、向斜型以及单斜型三种类型，再根据地层压力、埋深、地层倾角、含气性、损失量、顶底板条件、距离出露区距离、构造活动等因素，将常压页岩气藏划分为高陡背斜型、高陡向斜型、宽缓向斜型、紧闭向斜型、缓坡型以及平坡型.

Appalachian泥盆系Ohio页岩和Marcellus页岩属于平坡型，地层压力系数<1，埋深1~3 km，地层倾角<5°，抬升剥蚀厚度约1.5 km，层理缝大多处于闭合状态，不易顺层渗流.顶、底板均较为致密，但均被裂缝破坏，封盖能力较差.Appalachian表现为低部位逆断层侧向封堵，高部位远距离（60~160 km）出露.区内裂缝/断裂发育，加之地层倾角较小、埋深较浅，页岩气易顺垂向断裂/裂缝逸散.同时其成熟度偏低，生气量相对较少，但在慢速抬升过程中页岩气损失量也相对较小，经估算损失约为10.45 m³/t.

川东南五峰‒龙马溪组页岩情况较为复杂，可见高陡背斜型、高陡向斜型、宽缓向斜型、紧闭向斜型、缓坡型.武隆‒彭水区域以向斜型为主，压力系数小于1.2，受构造运动影响变化较大，顶板为低渗泥岩/泥质粉砂岩，同时发育有组内顶板，即龙马溪组上段粉砂质页岩，裂缝/断裂以逆断层为主，逆断层封堵作用使得区内页岩气垂向逸散较难.该区域因密集褶皱作用，轴距较小，储层距出露区较近（不足10 km），地层倾角较大，最大可达30°，底部岩层破裂严重，表明层理缝多开启.综上，该区域以顺层逸散和底板破碎带逸散为主，页岩气损失量经估算在41 m³/t左右；虽然损失较多，但其成熟度较高，普遍高熟‒过熟，有机质以I-II₁型为主，生气充足.

南川地区以高陡背斜型和缓坡型为主，顶底板发育情况与武隆‒彭水地区相似，页岩气垂向逸散较难.该区域褶皱作用较武隆‒彭水地区弱，轴部底板岩层破裂情况较轻，地层倾角相对较小不足20°，埋深较大达到3~4.5 km，使得层理缝大多闭合，该区域页岩气主要通过底部破碎带逸散，损失量经估算约为39 m³/t.斜坡区压力系数为1~1.2，距出露区较近（不足10 km），同时地层倾角较大，最大可达30°，层理缝部分闭合；该区域主要通过底部破碎带和近出露逸散为主，页岩气损失量经估算约为35 m³/t，虽然损失较多，但其成熟度较高，普遍高熟‒过熟，有机质以I-II₁型为主，生气充足.

5 结论

川东南产区上奥陶统五峰‒下志留统龙马溪组页岩沉积于处于海退末期到海侵初期的远离造山带的隆后还原环境，下部深水陆棚相，还原水体稳定，水深大于200 m，沉积了厚层黑色硅质页岩层系，发育大量放射虫、笔石等化石，有机质类型以腐泥型I为主，有机碳含量较高，优质段介于5%~8%，含气量大于3 cm³/g，其中LY1井含气高达7.60 cm³/g.地质历史上埋深大，储层非常致密，普遍高熟及过成熟.后期经历多期及多成成因构造运动，燕山期则受到褶皱隆升作用，地层逐渐被变形，部分地区高倾出露，页岩气储层底部破碎，尤其顺层逸散因抬升开启，富集的页岩气藏在露头区及其周缘强烈变形的高陡构造区容易逸散，致使含气量大大降低.

Appalachian泥盆系页岩，沉积于海侵时期的前陆前渊远离陆源碎屑输入的斜坡，水体深度 <200 m，易受到风暴流影响，处于弱还原环境，沉积了Ohio和Marcellus黑色页岩，有机质类型以II-III型为主，受陆源稀释影响较小的还原环境时期形成的有机质有机碳含量高，其中中泥盆Marcellus优质页岩段大于8%，上泥盆Ohio页岩沉积时期尽管受陆源稀释影响比Marcellus大稍大，但优质页岩段有机质含量仍大于4%.海西印支期Alleghany造山运动改造，使得地层隆升抬高，微褶皱发育以及断层重新活化产生活动裂缝，页岩气易顺层逸散.但Appalachian泥盆系页岩构造活动强度、抬升幅度和地层倾角低于川东南五峰‒龙马溪页岩，并且物性较好，因此Marcellus页岩气富集程度稍高于川东南五峰‒龙马溪页岩.上泥盆统Ohio页岩气的商业开发主要源于其埋藏浅和占比较高的吸附气在低压状态下更易降压解吸.

参考文献

[1] Blakey, R.C., Fielding, C.R., 2008. Gondwana Palaeogeography from Assembly to Break Up—A 500 M.y. Odyssey. Geological Society of America Special Papers, 441: 1-28. https://doi.org/10.1130/2008.2441(01)

[2] Castle, J. W., 2001. Appalachian Basin Stratigraphic Response to Convergent-Margin Structural Evolution. Basin Research, 13(4): 397-418. https://doi.org/10.1046/j.0950-091x.2001.00157.x

[3] Energy Information Administration, 2022. Drilling Productivity Report: For Key Tight Oil and Shale Gas Regions. EIA Independent Statistics & Analysis, Washington.

[4] Engelder, T., Lash, G. G., Uzcátegui, R. S., 2009. Joint Sets that Enhance Production from Middle and Upper Devonian Gas Shales of the Appalachian Basin. AAPG Bulletin, 93(7): 857-889. https://doi.org/10.1306/03230908032

[5] Ettensohn, F. R., 2008. The Appalachian Foreland Basin in Eastern United States. Sedimentary Basins of the World, 5: 105-179. https://doi.org/10.1016/S1874-5997(08)00004-X

[6] Gao, H.Q., Ding, A.X., Chen, Y.Y., 2017. Discussion on the Rules of Gas Desorption and Occurrence Mode in Shales. Geological Journal of China Universities, 23(2): 285-295 (in Chinese with English abstract).

[7] Guo, T.L., Jiang, S., Zhang, P.X., et al., 2020. Progress and Direction of Exploration and Development of Normally-Pressured Shale Gas from the Periphery of Sichuan Basin. Petroleum Geology ＆ Experiment, 42(5): 837-845 (in Chinese with English abstract).

[8] Hao, F., Zou, H. Y., Lu, Y. C., 2013. Mechanisms of Shale Gas Storage: Implications for Shale Gas Exploration in China. AAPG Bulletin, 97(8): 1325-1346. https://doi.org/10.1306/02141312091

[9] He, X.P., Gao, Y.Q., He, G.S., et al., 2021. Geological Characteristics and Key Technologies for Exploration and Development of Nanchuan Shale Gas Field in Southeast Chongqing. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 11(3): 305-316 (in Chinese with English abstract).

[10] He, X.P., Wang, Y.H., Wang, Y.Q., et al., 2020. Exploration Practices of Normal-Pressure Shale Gas in the Marginal Transition Zone of the Southeast Sichuan Basin. China Petroleum Exploration, 25(1): 126-136 (in Chinese with English abstract).

[11] Hill, D.G., Nelson, C.R., 2000. Gas Productive Fractured Shales: An Overview and Update. Gas Tips, 6(2):4-13.

[12] Huang, J.Z., 1980. An Attempt to Identify Kerogen Types with Stable Carbon Isotope δC¹³ Values. Petroleum Geology ＆ Experiment, 2(2): 49-54 (in Chinese).

[13] Jiang, S., Tang, X.L., Osborne, S., et al., 2017. Enrichment Factors and Current Misunderstanding of Shale Oil and Gas: Case Study of Shales in US, Argentina and China. Earth Science, 42(7): 1083-1091 (in Chinese with English abstract).

[14] Jiang, T.X., Bian, X.B., Zhang, L.S., et al., 2020. Atmospheric Shale Gas Fracturing Theory and Practice. Science Press, Beijing (in Chinese).

[15] Jiang, Z.X., Song, Y., Tang, X.L., et al., 2020. Controlling Factors of Marine Shale Gas Differential Enrichment in Southern China. Petroleum Exploration and Development, 47(3): 617-628 (in Chinese with English abstract).

[16] Liu, C.Q., Jiang, X.F., 2021. 2020 Domestic and Foreign Oil and Gas Industry Development Report. Petroleum Industry Press, Beijing (in Chinese).

[17] Ma, L., Chen, H.J., Gan, K.W., et al., 2004. Tectonic and Marine Oil and Gas Geology in Southern China. Geological Publishing House, Beijing (in Chinese).

[18] Mei, L.F., Liu, Z.Q., Tang, J.G., et al., 2010. Mesozoic Intra-Continental Progressive Deformation in Western Hunan-Hubei-Eastern Sichuan Provinces of China: Evidence from Apatite Fission Track and Balanced Cross-Section. Earth Science, 35(2): 161-174 (in Chinese with English abstract).

[19] Mi, H.Y., Hu, M., Feng, Z.D., et al., 2010. Present Conditions and Exploration Prospects of Shale Gas Resource in China. Complex Hydrocarbon Reservoirs, 3(4): 10-13 (in Chinese with English abstract).

[20] Miall, A. D., Blakey, R. C., 2019. The Phanerozoic Tectonic and Sedimentary Evolution of North America. In: Miall, A. D., ed., The Sedimentary Basins of the United States and Canada. Elsevier, Amsterdam. https://doi.org/10.1016/b978-0-444-63895-3.00001-2

[21] Nelson, P. H., Gianoutsos, N. J., 2011. Evolution of Overpressured and Underpressured Oil and Gas Reservoirs, Anadarko Basin of Oklahoma, Texas, and Kansas. Open-File Report. U.S. Geological Survey, Denver.

[22] Nie, H.K., Wang, H., He, Z.L., et al., 2019. Formation Mechanism, Distribution and Exploration Prospect of Normal Pressure Shale Gas Reservoir: A Case Study of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Sichuan Basin and Its Periphery. Acta Petrolei Sinica, 40(2): 131-143, 164 (in Chinese with English abstract).

[23] Nuttall, B.C., Drahovzal, A.J., Eble, C.F., et al., 2005. CO₂ Sequestration in Gas Shales of Kentucky. Search & Discovery, 6:16-19.

[24] Qiu, K.G., 2013. Tectonic Evolution and Sedimentary Characteristics of Foreland Basin in North America (Dissertation). China University of Geosciences, Beijing (in Chinese with English abstract).

[25] Ran, B., Liu, S. G., Jansa, L., et al., 2016. Reservoir Characteristics and Preservation Conditions of Longmaxi Shale in the Upper Yangtze Block, South China. Acta Geologica Sinica (English Edition), 90(6): 2182-2205. https://doi.org/10.1111/1755-6724.13030

[26] Roen, J. B., 1984. Geology of the Devonian Black Shales of the Appalachian Basin. Organic Geochemistry, 5(4): 241-254. https://doi.org/10.1016/0146-6380(84)90011-1

[27] Ruppert, L.F., Trippi, M.H., Kinney, S.A., 2015.Coal and Petroleum Resources in the Appalachian Basin—Index Maps of Included Studies. Professional Paper. U.S. Geological Survey, Reston.

[28] Song, L. S., Martin, K., Carr, T. R., et al., 2019. Porosity and Storage Capacity of Middle Devonian Shale: A Function of Thermal Maturity, Total Organic Carbon, and Clay Content. Fuel, 241: 1036-1044. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.12.106

[29] Wang, X., 2015. Structural Characteristics and Shale Gas Preservation Conditions of Lower Paleozoic Shale Series in Southeastern Chongqing (Dissertation). Southwest Petroleum University, Chengdu (in Chinese with English abstract).

[30] Wang, Y. F., Zhai, G. Y., Liu, G. H., et al., 2021. Geological Characteristics of Shale Gas in Different Strata of Marine Facies in South China. Journal of Earth Science, 32(4): 725-741. https://doi.org/10.1007/s12583-020-1104-5

[31] Wei, Z.H., 2015. Late Fugitive Emission of Shale Gas from Wufeng-Longmaxi Formation in Sichuan Basin and Its Periphery. Oil ＆ Gas Geology, 36(4): 659-665 (in Chinese with English abstract).

[32] Wu, Y.Y., Zhang, P.X., He, X.P., et al., 2020. Lithofacies and Shale Gas Enrichment of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Southeastern Chongqing. Marine Origin Petroleum Geology, 25(4): 335-343 (in Chinese with English abstract).

[33] Yang, F., Ning, Z. F., Zhang, R., et al., 2015. Investigations on the Methane Sorption Capacity of Marine Shales from Sichuan Basin, China. International Journal of Coal Geology, 146: 104-117. https://doi.org/10.1016/j.coal.2015.05.009

[34] Yang, Z., Zou, C.N., 2019. “Exploring Petroleum inside Source Kitchen”: Connotation and Prospects of Source Rock Oil and Gas. Petroleum Exploration and Development, 46(1): 173-184 (in Chinese with English abstract).

[35] Yang, Z., Zou, C.N., Wu, S.T., et al., 2021. From Source Control Theory to Source-Reservoir Symbiosis System: On the Theoretical Understanding and Practice of Source Rock Strata Oil and Gas Geology in China. Acta Geologica Sinica, 95(3): 618-631 (in Chinese with English abstract).

[36] Yang, Z., Zou, C.N., Wu, S.T., et al., 2022. Reservoir Fracturing or Hydrocarbon Generating? —On the Reservoir and Source Rock Properties of Source Rock Strata Oil and Gas. Acta Geologica Sinica, 96(1): 183-194 (in Chinese with English abstract).

[37] Yost, A. B., Frohne, K. H., Komar, C. A., et al., 1982. Techniques to Determine Natural and Induced Fracture Relationships in Devonian Shale. Journal of Petroleum Technology, 34(6): 1371-1377. https://doi.org/10.2118/9271-pa

[38] Yu, B.S., 2012. Particularity of Shale Gas Reservoir and Its Evaluation. Earth Science Frontiers, 19(3): 252-258 (in Chinese with English abstract).

[39] Zagorski, W.A., Wrightstone, G.R., Bowman, D. C., 2012. The Appalachian Basin Marcellus Gas Play: Its History of Development, Geologic Controls on Production, and Future Potential as a World-Class Reservoir. AAPG Memoir, 97:172-200.

[40] Zeng, Y., Hou, Y.G., Hu, D.F., et al., 2022. Characteristics of Shale Fracture Veins and Paleo-Pressure Evolution in Normal Pressure Shale Gas Zone, Southeast Margin of Sichuan Basin. Earth Science, 47(5): 1819-1833 (in Chinese with English abstract).

[41] Zhang, D.W, Li, Y.X, Zhang, J.C., et al., 2012. National Survey and Evaluation of Shale Gas Resource Potential. Geological Publishing House, Beijing (in Chinese).

[42] Zhang, H.T., Zhang, Y., He, X.P., et al., 2018. The Effect of Tectonism on Shale Gas Formation and Preservation in Wulong Area, Southeastern Chongqing. China Petroleum Exploration, 23(5): 47-56 (in Chinese with English abstract).

[43] Zou, C.N., Yang, Z., Dong, D.Z., et al., 2022. Formation, Distribution and Prospect of Unconventional Hydrocarbons in Source Rock Strata in China. Earth Science, 47(5): 1517-1533 (in Chinese with English abstract).

[44] 高和群, 丁安徐, 陈云燕, 2017.页岩气解吸规律及赋存方式探讨.高校地质学报, 23(2): 285-295.

[45] 郭彤楼, 蒋恕, 张培先, 等, 2020.四川盆地外围常压页岩气勘探开发进展与攻关方向.石油实验地质, 42(5): 837-845.

[46] 何希鹏, 高玉巧, 何贵松, 等, 2021.渝东南南川页岩气田地质特征及勘探开发关键技术.油气藏评价与开发, 11(3): 305-316.

[47] 何希鹏, 王运海, 王彦祺, 等, 2020.渝东南盆缘转换带常压页岩气勘探实践.中国石油勘探, 25(1): 126-136.

[48] 黄籍中, 1980.用稳定碳同位素δC¹³值识别干酪根类型的尝试.石油实验地质, 2(2): 49-54.

[49] 蒋恕, 唐相路, Osborne, S., 等, 2017.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.地球科学, 42(7): 1083-1091.

[50] 蒋廷学,卞晓冰,张龙胜,等, 2020.常压页岩气压裂理论与实践.北京：科学出版社.

[51] 姜振学, 宋岩, 唐相路, 等, 2020.中国南方海相页岩气差异富集的控制因素.石油勘探与开发, 47(3): 617-628.

[52] 刘朝全,姜学峰, 2021.2020年国内外油气行业发展报告.北京：石油工业出版社.

[53] 马力,陈焕疆,甘克文, 等, 2004.中国南方大地构造和海相油气地质.北京：地质出版社.

[54] 梅廉夫, 刘昭茜, 汤济广, 等, 2010.湘鄂西‒川东中生代陆内递进扩展变形: 来自裂变径迹和平衡剖面的证据.地球科学, 35(2): 161-174.

[55] 米华英, 胡明, 冯振东, 等, 2010.我国页岩气资源现状及勘探前景.复杂油气藏, 3(4): 10-13.

[56] 聂海宽, 汪虎, 何治亮, 等, 2019.常压页岩气形成机制、分布规律及勘探前景——以四川盆地及其周缘五峰组‒龙马溪组为例.石油学报, 40(2): 131-143, 164.

[57] 邱开国, 2013.北美前陆盆地的构造演化与沉积特征（硕士学位论文）.北京：中国地质大学.

[58] 汪星, 2015.渝东南地区下古生界页岩层系构造特征与页岩气保存条件研究（硕士学位论文）.成都：西南石油大学.

[59] 魏志红, 2015.四川盆地及其周缘五峰组‒龙马溪组页岩气的晚期逸散.石油与天然气地质, 36(4): 659-665.

[60] 吴聿元, 张培先, 何希鹏, 等, 2020.渝东南地区五峰组‒龙马溪组页岩岩石相及与页岩气富集关系.海相油气地质, 25(4): 335-343.

[61] 杨智, 邹才能, 2019.“进源找油”: 源岩油气内涵与前景.石油勘探与开发, 46(1): 173-184.

[62] 杨智, 邹才能, 吴松涛, 等, 2021.从源控论到源储共生系 统——论源岩层系油气地质理论认识及实践.地质学报, 95(3): 618-631.

[63] 杨智, 邹才能, 吴松涛, 等, 2022.造缝产烃还是改质造 烃?——论含油气源岩层系的储集层属性和烃源岩属性.地质学报, 96(1): 183-194.

[64] 于炳松, 2012.页岩气储层的特殊性及其评价思路和内容.地学前缘, 19(3): 252-258.

[65] 曾宇, 侯宇光, 胡东风, 等, 2022. 川东南盆缘常压区页岩裂缝脉体特征及古压力演化. 地球科学, 47(5): 1819-1833.

[66] 张大伟,李玉喜,张金川,等, 2012.全国页岩气资源潜力调查评价.北京:地质出版社.

[67] 张海涛, 张颖, 何希鹏, 等, 2018.渝东南武隆地区构造作用对页岩气形成与保存的影响.中国石油勘探, 23(5): 47-56.

[68] 邹才能, 杨智, 董大忠, 等, 2022.非常规源岩层系油气形成分布与前景展望.地球科学, 47(5): 1517-1533.

基金资助

国家自然科学基金重点项目(42130803)

中石化华东分公司项目(34600000-19-ZC0607-0004)