郭彤楼（中国石化勘探分公司）



中国式页岩气关键地质问题与成藏富集主控因素

郭彤楼
（中国石化勘探分公司）

摘要：基于对中国南方和美国页岩气地质特点的分析，探讨了中国式页岩气成藏富集主控因素及勘探开发的关键问题。中国式页岩气地质特点包括：构造演化阶段多，构造类型复杂，断裂发育，页岩层系连续分布面积小，寒武系、志留系两套主要页岩层系现今的热演化程度和埋深没有对应关系。通过对影响页岩气富集的主要因素（裂缝、构造类型、页岩气运移、含气量等）的分析和探讨，提出了中国式页岩气的富集机理：“沉积相带、保存条件”是控制页岩气成藏的主要因素，控制页岩气选区；“构造类型、构造作用”是控制页岩气富集的主要因素，控制甜点区的选择。中国页岩气勘探开发下一步攻关方向为：①与美国页岩气发展刚好相反，中国页岩气勘探开发要从超压区向常压区甚至低压区发展；②四川盆地内应从中深层向深层发展，开展埋深大于4 000 m页岩层系成藏富集机理，特别是水平井压裂工艺技术的攻关；③借鉴海相页岩气的勘探开发经验，推动海陆过渡相、陆相页岩气的发展。图4表3参33关键词：页岩气；构造作用；保存条件；页岩气成藏；页岩气运移；页岩气富集；页岩气选区

0 引言

2009年以来，中国南方页岩气勘探开发与研究工作取得了很大进展。先后在四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、下寒武统筇竹寺组（牛蹄塘组）取得勘探突破，发现了涪陵、长宁、昭通、威远等页岩气田。同时在四川、重庆、贵州、湖南、湖北等省市实施了一批页岩气探索井，获得了大量的宝贵资料。对四川盆地侏罗系、中上扬子地区二叠系、鄂尔多斯盆地三叠系泥页岩进行了页岩气评价，取得了侏罗系、三叠系延长组页岩气的突破。但除四川盆地上述几个页岩气田外，没有取得商业性的页岩气发现［1-2］。越来越多的勘探实践证实，中国页岩气的勘探开发还存在诸多特殊地质问题需要解决，因此，中国页岩气的发展不能简单复制美国页岩气的成功经验，而应结合中国页岩气发育的地质背景，创新中国的页岩气勘探开发理论与技术［3-10］。

1 中国式页岩气的地质特点

没有一样的盆地，也没有一样的页岩气田，即使在同一盆地，不同核心区控制页岩气富集的地质因素也是不同的。关于中国南方与北美地区页岩气地质条件，有很多学者作过对比［4-11］，但对其共性强调过多，笔者认为中美两国页岩气地质条件的差异更应成为关注的重点。页岩发育的地质背景、页岩基础地质条件（有机碳含量、矿物含量、热演化程度、物性等）不是影响中美两国页岩气富集差异的主因，而现今页岩的分布、保存与其经历的构造演化过程，才是决定因素，因此以“中国式页岩气”来论述与美国页岩气的主要差别。

1.1 美国页岩气田地质特点与启示

1.1.1 地质特点

关于北美地区页岩气发育的地质背景，前人进行了较多论述［8，12-13］。美国页岩气发育于两类盆地，即前陆盆地和克拉通盆地，且以前者为主，如2004年以后进入大规模勘探开发阶段的Marcellus、Haynesville、Fayetteville、Woodford、Barnett 5大页岩气田都位于前陆盆地；20世纪80—90年代投入勘探开发的5大页岩气田中3个位于前陆盆地，分别是泥盆系Ohio气田、密西西比系Barnett气田和白垩系Lewis气田，位于克拉通盆地的页岩气田只有泥盆系Antrim气田和New Albany气田。

美国页岩气的地质特点可以概括为：①含页岩（气）盆地多、埋藏浅、分布面积广，美国的页岩主要发育在20个州的50多个盆地，页岩气技术可采资源量约为28×1012m3［8］；②页岩层系多、厚度大、品质高、均为海相地层；③同一盆地内，热演化程度变化范围大，以阿巴拉契亚盆地Marcellus页岩为例，Ro值从凹陷区的大于2%过渡到斜坡区的小于0.5%，并且和现今埋藏深度呈正相关［14］；④地层压力系数范围大，有低压、常压、超压地层，2004年以前投入勘探开发的5个气田基本上以低压、常压为主，其后的5大页岩气田主要以超压为主；⑤构造稳定，页岩分布连续、面积大；⑥有效孔隙度高，多在5%以上。

1.1.2 启示

①美国的页岩气勘探开发始于异常低压气田，实践证明异常低压气田也能获得长时间的稳定产量，如1981—1999年Ohio页岩气产量一直保持在（28.3～ 36.8）×108m3/a；Big Sandy气田位于阿巴拉契亚盆地，产层为上泥盆统Ohio页岩，发现于1914年，该气田也是低压气田，已产出超过707.9×108m3的页岩气［15］。

②国家对基础研究的主导作用促进了页岩气的发展。20世纪70年代，美国能源署启动了东部页岩气计划，东部页岩气计划的时间跨度超过16年，研究内容从地质、地球化学、地球物理特征到水力压裂、化学爆破压裂和定向钻探等油气作业模拟实验，这些研究形成了大量的报告、文章、评论和数据库，大大推动了Big Sandy气田向West Virginia中部、西南部和Ohio东南部的拓展［14］。

③技术的不断创新是页岩气快速发展的保障。美国页岩气的快速发展得益于几次重要的技术进步。美国政府实施的东部页岩气计划，使得20世纪80年代中后期页岩气地质理论和开发技术的研究取得了重要突破，页岩气产量实现了快速增长［16］。1997—1999年，页岩气储集层改造技术逐渐成熟；2002—2003年，水平井技术开始大量应用于页岩气开发，页岩气产量得到飞速提高［11］。随后，页岩气的勘探开发实现了从浅到深的跨越（从异常低压、常压再到超压气田），发现了Marcellus、Haynesville、Fayetteville等一批超压、高产、储量规模大的页岩气田。美国页岩气产量从2007年开始出现快速增长，2004年仅为196×108m3，2006年为311×108m3，2007年为366×108m3，2010年为1 378×108m3，2011年超过1 970×108m3，2012年达2 300×108m3，2014年达3 637×108m3［8，17］。

④不拘泥于定义的争论——产自页岩的天然气即是页岩气。美国商业天然气工业始于1821年，通过8.2 m深的钻井在纽约Chautauqua县泥盆系Dunkirk页岩发现天然气，该井没有采取其他措施，推测储集层裂缝应该很发育，但关于产出气具体是泥页岩裂缝气还是页岩气的争论很少，对于页岩中是否含有粉砂岩、碳酸盐岩夹层，以及夹层产气是常规气还是页岩气也没有严格的区分。

1.2 中国页岩发育区地质特点

中国页岩气勘探的重点是南方地区，四川盆地及其周缘是实现页岩气勘探突破和商业性开发的有利地区。因此，以四川盆地及邻区为代表，以筇竹寺组、五峰组—龙马溪组页岩为重点，分析中国页岩发育和保存的地质特点。

1.2.1 沉积特征

与美国主要页岩层系形成于前陆盆地不同，四川盆地及周缘地区筇竹寺组、五峰组—龙马溪组页岩均发育于扬子克拉通盆地内。

四川盆地绵阳—长宁地区发育晚震旦世裂陷槽［18］，或早寒武世拉张槽［9］，环重庆—南江浅水陆棚区发育深水陆棚相优质页岩。筇竹寺组岩性组合主要为深灰—黑色页岩、炭质页岩、硅质页岩、粉砂质页岩和粉砂岩，TOC值一般为1%～4%。底段发育炭质页岩与硅质岩互层，TOC值为2%～11%；中上段过渡为页岩、粉砂质页岩夹薄层灰岩、粉砂岩；中段底部夹有多层1～20 cm厚的薄层斑脱岩。页岩单层厚0.5～40.0 m，累计厚度为50～100 m，最厚可超过200 m［19］。

五峰组—龙马溪组页岩以炭质笔石页岩最为发育，分布范围广，自滇黔北部昭通、四川盆地南部、渝东南至四川盆地北部南江—巫溪、湘鄂西、黔北地区均有发育，分布稳定［4-5，17］。四川盆地南部长宁地区页岩碳酸盐矿物含量明显高于其他地区，一般可达20%，TOC值大于2.0%的富有机质页岩厚度为20～40 m。四川盆地东北部页岩厚度较大，大巴山前缘五峰组—龙马溪组富有机质泥页岩为一套持续深水陆棚环境沉积，田坝背斜钻探的巫溪2井钻遇炭质笔石页岩厚度远远超过四川盆地其他地区，TOC值大于2.0%的富有机质页岩厚度可达89.8 m，岩性为一套深灰—黑色笔石页岩、炭质页岩、硅质页岩及粉砂质页岩夹泥质粉砂岩组合，TOC值大于2%［20］。下段富有机质页岩发育，炭质含量高，TOC值达2%～11%；中、上段页岩夹有薄层灰岩或粉砂岩，单层厚1～10 m，累计厚度为20～40 m，最厚可达100 m；下段（五峰组—龙马溪组底部）夹有多层斑脱岩（焦页1井可识别出26层），单层厚约0.5～10.0 cm，受上下岩层的挤压，通常发生变形。

1.2.2 构造特征

关于研究区构造演化、构造类型和中新生代以来的构造形变，归纳如下。

①构造演化阶段多，寒武系、志留系两套主要页岩层系先后经历了加里东期、海西期、印支期、燕山期、喜马拉雅期构造运动的叠加改造，表现为多期次抬升、剥蚀和变形；尤其在燕山晚期，两套主要页岩层系达到最大埋深，大量生气，此后的褶皱、断裂作用导致原本连续分布的页岩层系被分割、抬升，不利于页岩气的保存，如四川盆地东南部龙马溪组页岩早期在盆地内外连续分布，被改造后形成盆地内高陡构造区和盆地外的大量剥蚀区（见图1）。

②自雪峰山经湘鄂西地区、四川盆地东部至中部，由基底卷入到盖层滑脱，变形强度由强到弱，时间由早到晚。寒武系、志留系两套主要页岩层系作为两套滑脱层，在不同地区构造变形强度不一。盆地内及四川东部高陡构造的向斜区以埋藏更深的基底或寒武系页岩、膏盐岩为滑脱层，四川东部高陡构造区及盆地外两套页岩均卷入变形，盆地外有大量缺失区。

图1　四川盆地东南部及邻区地质图

③断裂发育，不同方向、不同期次的断裂叠加，造成四川盆地东部和盆外寒武系、志留系两套主要页岩层系被切割得支离破碎，导致页岩连续分布面积小、断层影响范围大，可供勘探面积有限。

④区别于美国主要页岩气田位于前陆盆地、现今的埋深趋势和热演化趋势一致，研究区寒武系、志留系两套主要页岩层系现今的热演化程度与目前的埋深没有对应关系。

⑤构造类型多样且复杂，简单的构造单斜和大范围分布的隆起、背斜基本不发育。

上述特点，与美国页岩气形成的构造环境存在很大差异，可称为“中国式页岩气”构造环境。因而，中国页岩气勘探区带、靶区的选择，以及在确定有利页岩分布区后，查明构造类型、演化过程及其改造对保存条件的影响，是页岩气勘探能否成功的关键［3-7］。

表1　焦页1井五峰组—龙马溪组一段取心井段裂缝统计表

图2　五峰组—龙马溪组页岩裂缝发育特征

2 关键问题与探讨

在页岩气研究与勘探过程中，关于裂缝、构造类型、含气量影响因素、页岩气运移等对页岩气高产富集的影响还有诸多不确定性，作者曾做过一些探讨［3-7，21］。本文根据新补充的资料进一步论述上述因素对页岩气，尤其是中国式页岩气高产富集或选区评价的影响。

2.1 裂缝

以五峰组—龙马溪组为例，可见不同尺度的（微）裂缝，部分充填、部分未充填。在五峰组—龙马溪组一段底部可见垂直缝、斜交缝和水平缝（页理缝、滑动缝），从而形成相对发育的裂缝网络（见表1、图2）。垂直缝缝长为20～150 mm，主要发育于五峰组，焦石坝南部局部地区龙马溪组中上部也有发育（缝长为60～250 mm）；水平缝多贯穿岩心，其中除页理缝发育外，滑动缝也较发育，在裂缝面可见明显的镜面和擦痕现象，裂缝宽度以0.5～1.0 mm居多，最宽可达6 mm。多数层段裂缝密度主要介于0.1～4.0 条/m，仅五峰组—龙马溪组一段底部裂缝密度较大，可达20～40条/m；裂缝多被方解石充填，另外还可见少量被沥青、泥质、黄铁矿等充填物半充填或完全充填。裂缝发育具有两个明显特征：①五峰组较龙马溪组发育（表1取心段为2 411～2 415 m）；②岩性变化段高角度裂缝和水平裂缝最为发育［21］（见表1、图3）。

关于页岩中裂缝的发育和作用，还存在争议。Curtis［16］对20世纪90年代美国5大页岩气田（Lewis、Barnett、New Albany、Antrim、Ohio）进行研究，指出在基质渗透率极低的页岩气藏，除要求页岩优质之外，天然裂缝和基质渗透率也是影响页岩气实现经济开发的关键因素；Hammes等［22］也认为裂缝在页岩气富集高产中具有重要作用。Barnett页岩至少有两组密集发育的裂缝，尽管多数被充填，但有利于在水力压裂过程中被激活，增加了压裂的有效性，连通了更大的含气面积［23］。当然，也有学者认为，一般在页岩中存在3种孔隙类型：基质孔隙、有机质孔隙和裂缝孔隙，但裂缝孔隙在热成因页岩气藏中还未被证明是一种重要的储存机制［24］。因此，裂缝在页岩气富集及对产能贡献方面的作用，还未达成共识。

图3　焦石坝构造主体部位焦页X井五峰组—龙马溪组页岩综合柱状图（GR—自然伽马；

应用流体包裹体均一温度结合地层埋藏史和热史恢复可以确定油气成藏期次和时间，基于五科1井和焦石坝构造焦页1井等3口井的流体包裹体均一温度，研究表明有机质成熟后至少经历了3～4期裂缝发育时期［21］。因此，五峰组—龙马溪组优质页岩层段裂缝发育，是焦石坝构造主体几乎所有钻井均能获得高产的关键。如在Marcellus页岩气田，有前景的区带中裂缝对直井、水平井初始产量的作用已经得到证实。当然，天然裂缝的发育程度并不是越高越好，如果裂缝的发育影响有效压裂或者破坏了盖层，就会起负面作用［14］。因此裂缝的发育既能提高页岩气产量，也会引起破坏，裂缝发育的规模是影响勘探开发过程的关键因素。

2.2 构造类型

阿巴拉契亚盆地的基底构造不仅影响了Marcellus气田中页岩的成熟度变化趋势，还与已识别出的超压区密切相关［14］。Hughes［25］指出，自2010年以来，美国5大页岩气田中其他4个气田的平均产量一直在下降，但Marcellus页岩气田产量却依然保持增长，其特殊的构造背景是造成这一现象的重要因素。笔者［3-7］曾对焦石坝、长宁、威远、彭水等已发现页岩气地区的构造类型、构造演化进行了深入对比分析和总结，提出在多期次叠加改造、高演化程度地区，正向构造是最有利页岩气富集的构造类型，区域大断裂晚期的走滑作用对页岩气超压的保持至关重要。随着页岩气勘探开发的推进，越来越多的钻井资料证实，焦石坝构造主体页岩气富集程度、产量和压力明显高于构造低部位、断向斜，如单斜（JY6井）、断鼻（JY5井）明显不如断背斜（JY8井）。

2.3 页岩气运移

页岩气生成和储藏于页岩本身，页岩内部不存在常规气藏所具有的断层、不整合面、大范围连通的孔隙性储集层等油气输导体系，因而一般认为页岩气只经历了较短距离的运移［16］。对焦石坝页岩气田进行解剖，认为页岩气在页岩中可以通过相邻孔缝的接力传递，实现大范围的页岩气运移，从而保证高部位的油气富集［6］。个别直井、水平井经射孔后，直接放喷，基本不产气，但经水力压裂后，即有中、高产页岩气产出。表明在大型水力压裂作用下，页岩中的孔、缝连通，人工裂缝连通天然裂缝，从而扩大了井筒周围的供气面积，增加了气产量［22］。地质历史中的地震、构造运动也必然会在页岩中产生裂缝，目前在页岩岩心中即可观察到多期裂缝及其充填物，通过流体包裹体分析，也证实存在不同时期形成的天然气。涪陵页岩气田焦石坝构造100余口钻井试气资料证明，构造主体单井产量高、地层压力梯度高，构造低部位产量、地层压力梯度明显变低，说明存在页岩气由低部位向高部位运移富集的过程。

2.4 含气量影响因素

Bowker［26］认为Barnett页岩高产区存在5个影响含气性的因素：①有机碳含量，页岩气勘探目标TOC值应达2.5%～3.0%；②页岩厚度，应大于15 m，30 m厚的富有机质页岩足以产出商业气流；③成熟度，热演化程度应该处在生气窗；④孔隙度和含水饱和度，Barnett页岩高产区的孔隙度为5.5%，含水饱和度为25%；⑤黏土矿物含量应小于50%。

上述几个因素一般比较容易确定，前述也探讨了影响含气量的因素，但在这几个参数基本一致的情况下，含气量变化范围依然很大，且含气量高的井不一定高产。以焦石坝及周缘地区为例（见图1、表2），从产量看，可分为高产、低产和微产3种类型；从井位分布看，焦页1井、JY5井位于焦石坝构造，与NY1井均位于四川盆地东部边缘，而彭页1井位于四川盆地之外；从地层压力来看，焦页1井五峰组—龙马溪组页岩地层压力系数为1.55，JY5井、彭页1井为常压，NY1井推测地层压力系数为1.4～1.5。威201井五峰组—龙马溪组页岩TOC值为3.14%，地层温度（64.3 ℃）下吸附气含量为1.35 m3/t；N201-H1井五峰组—龙马溪组页岩TOC值为3.13%，地层温度（79.6 ℃）下吸附气含量为3.5 m3/t［27］；焦页1井五峰组—龙马溪组页岩TOC值为3.09%，地层温度（85 ℃）下吸附气含量为3.96 m3/t。JY5井除了构造类型外，各项指标与焦页1井基本相似，而产量、压力差距甚大；更有甚者，RY1井为单斜构造，页岩参数与焦石坝相当，但页岩不含气。上述井资料，一方面反映了地层压力对含气性的重要影响，也间接表明保存条件是复杂构造区、高演化程度地区页岩勘探的重要影响因素，必须予以高度重视；同时，含气量的测试和计算方法是否需要改进，以及如何保证含气量客观反映地下含气的真实情况，也还需进一步探索。

表2　焦石坝及周缘地区典型井五峰组—龙马溪组页岩参数对比

2.5 斑脱岩与极低电阻率

世界上斑脱岩主要发育于奥陶系和志留系［28］，中国南方钾质斑脱岩主要分布在五峰组和龙马溪组底部。中上扬子地区斑脱岩分布具有很好的一致性，宜昌王家湾剖面与桐梓红花园南坝子剖面相距500 km，但均发育了25层斑脱岩（其中，五峰组19层，龙马溪组底部6层）［29］。焦页1井在五峰组—龙马溪组底部也发育了26层斑脱岩。

在四川盆地东南部及湘鄂西地区，五峰组—龙马溪组底部发育极低电阻率地层（一般仅有几欧姆米，甚至小于1 Ω·m），如昭通地区宝1井、仁怀地区RY1井、利川利页1井、恩施河页1井，而焦石坝构造主体高产页岩气井相同层段电阻率一般为几十欧姆米。以RY1井为例（见图4），中国石化华东分公司通过孔隙度、渗透率测定和岩心样品加热实验，对RY1井低电阻的原因进行分析，认为“有机质总体较为分散，块状有机质少，孔隙度低、连通性较差，储集层束缚水含量较高，容易形成导体”。

图4　焦页1井与RY1井五峰组—龙马溪组电阻率对比图（ρ—密度；Δt—声波时差；φ—补偿中子孔隙度）

但从斑脱岩本身特点来看，其具有强的吸湿性、膨胀性，可吸附8～15倍于自身体积的水量，体积膨胀可达数倍至30倍，还具有很强吸附性，能吸附有色物质、有机物质。根据斑脱岩的这种特性，和RY1井靠近盆地边界断层、处在单斜构造背景的情况，作者综合分析认为，保存条件变差、大气淡水的侵入，是导致五峰组—龙马溪组底部含水量高、电阻率低、含气性差的原因。换言之，出现极低电阻率，即可以判断地层保存条件差、含气性差。

2.6 含煤泥页岩

南方地区二叠系龙潭组是一套重要的烃源岩，也是四川盆地普光气田、元坝气田、龙岗气田、罗家寨气田等三叠系飞仙关组、二叠系长兴组气层的主力烃源岩。周东升等［30］把南方龙潭组和美国圣胡安盆地Lewis页岩进行了对比，认为龙潭组各项指标优于Lewis页岩（见表3）。西页1井位于贵州省毕节地区黔西县境内，为页岩气参数调查井，龙潭组黑色炭质页岩各项指标更好，TOC值为0.40%～17.85%，平均值为4.25%；Ro值为2.68%～3.48%，平均值为3.06%；富有机质页岩层系厚度为148.85 m，总含气量为1.40～19.60 m3/t［31］。此外，国土资源部、华电集团也在湘鄂西鹤峰地区针大隆组、龙潭组进行了钻探评价，取得了页岩气评价的各项参数，见较好气显示［32］。四川盆地龙潭组脆性矿物含量高，但与龙马溪组相比石英含量偏低，黏土矿物含量偏高。由于地层含煤，砂岩夹层多，地层非均质性更强，应单独作为一种勘探开发类型，从地质评价、成藏机理、工程技术方面加以攻关研究。

2.7 陆相泥页岩

以四川盆地侏罗系为代表的陆相泥页岩层系具有分布面积广、连续厚度大、主要位于盆地内部、保存条件好的特点。但与海相泥页岩层系相比，其有机碳含量低、黏土矿物含量高、产量低，没有成功的经验可以借鉴。四川盆地北部元坝地区是侏罗系自流井组页岩气勘探程度较高的地区，自流井组形成于浅湖—半深湖环境，暗色泥页岩厚度较大，有机碳含量较高，有机质热成熟度适中，处于生气高峰期。泥页岩矿物成分中石英含量普遍在40%以上，黏土含量在45%以下，泥页岩含气量高，具备页岩气形成和勘探的基本条件，是页岩气勘探的有利层系［1］。通过在四川盆地元坝、涪陵、建南等地区实施直井、水平井钻探和试气，发现其存在低产井多、稳产难的现象，目前条件下不具备实现商业开发的条件。但正像陆相生油奠定了中国的石油工业基础一样，广泛发育的陆相烃源岩应成为中国页岩气的战略发展方向，针对黏土含量高、含气量低、夹层多的特点，可以借鉴巴肯模式，先从泥页岩层系孔渗条件好、脆性矿物含量高的砂岩、碳酸盐岩夹层入手，循序渐进，开展前瞻性攻关研究。

表3　Lewis页岩与龙潭组页岩主要评价指标对比（据文献［31］修改）

3 中国式页岩气的成藏富集主控因素

通过分析中国南方几套泥页岩层系发育和构造特点，较美国海相页岩层系，中国页岩层系海相、陆相及海陆过渡相并存。目前勘探程度高、已获页岩气商业发现的地区主要集中在四川盆地及周缘，下面以该区为例，探讨中国式页岩气成藏富集主控因素。

中国式页岩气的构造特点，前文已作总结。从勘探实践来看，在四川盆地外五峰组—龙马溪组优质页岩发育区普遍见页岩气显示，有的还试获低产页岩气，并能长期稳产，如彭水地区；有的直井通过取心入水实验，可见强烈气泡，如湘鄂西来凤地区的来页1井；有的直井经压裂可以成功点火，如黔东南岑巩岑页1井；有的不仅点火成功，还可获得稳定的低产气流，如渝东南黔江地区的黔页1井；在构造复杂的大巴山构造带钻探的城地1井也见较好的页岩气显示；贵州六盘水钻探的一口温泉井钻遇石炭系大塘组页岩层段时，1 700 m处就开始出现井涌，2 100～2 200 m处出现井喷，短期日产可达2×104m3。上述地区中目前只有彭水地区实现页岩气开采和销售，彭水区块已完钻页岩气水平井4口，通过压裂改造现已投产3口。自投产以来，3口页岩气井已累计产出天然气1 000×104m3，采用CNG（压缩天然气）日供气能力为2×104m3［33］。因此，在盆地外优质页岩发育区，均可见页岩气显示。

研究盆地外未试获高产页岩气的制约因素，以彭水地区为例，对比焦石坝页岩气田，其差异表现在：①构造类型，焦石坝为背斜，彭水为向斜。②页岩分布面积，焦石坝五峰组—龙马溪组页岩为大面积分布，而彭水地区不仅分布面积小，埋深大于1 500 m的面积更小，仅有166 km2。③地层压力系数，焦石坝页岩气田为超压，彭水页岩气田为常压。④产量，焦石坝为高产，彭水为低产，彭水试采时的压力仅有3.7～3.9 MPa，基本与焦石坝JY6-2井产出1.8×108m3页岩气之后的压力相当［7］。

沉积相带是页岩气成藏的基础，深水沉积发育是优质页岩形成的前提。美国主要盆地页岩分布广、埋藏深度适中，有页岩就有页岩油气。但区别于此，中国南方构造改造强烈，油气保存条件是页岩气能否成藏的一个重要因素。如，河页1井等多口页岩气井钻遇了龙马溪组优质页岩，但因断裂破坏，页岩气显示极弱，地层产淡水；而彭水页岩气田所在的桑柘坪向斜虽然面积小，但钻探证实具备油气保存条件，地层水矿化度可达40～50 g/L，水型为氯化钙型。因此，在中国南方并非有优质页岩就能形成页岩气藏，页岩气控藏因素可以概括为“沉积相带与保存条件”，这是页岩气选区的前提。

页岩气成藏且富集高产是实现商业开发的前提。关于页岩气的富集主控因素，笔者曾作过多次探讨［3-7］，均强调了在现今中国南方页岩气保存、分布的构造条件下，构造类型和构造作用过程、方式对页岩气富集、保存的控制作用，即构造类型决定富集带的分布，构造作用控制富集方式（超压的保持和裂缝发育方式、部位、强度），页岩气的富集（控富）取决于构造类型、构造作用。

因此，中国式页岩气的成藏与富集要素包括两个方面，控藏与控富，即：“沉积相带与保存条件”控藏，即控制页岩气的选区；“构造类型与构造作用过程”控富，即控制甜点区（富集带）的选择。

4 结论

本文强调了中国南方和美国页岩气地质条件的差异，探讨了中国式页岩气的7个关键地质问题，总结了中国式页岩气的成藏和富集主控因素。涪陵、长宁、昭通、威远等页岩气田的发现、勘探和开发，以及对自江苏到贵州整个南方针对不同层系参数井、调查井、评价井的探索，取得了不同的勘探效果，但与美国还存在很大的差距，中国能否像美国那样实现页岩气革命，值得进一步思考。

首先，提出了中国式页岩气的成藏和富集主控因素：“沉积相带与保存条件”控藏——控制页岩气的选区；“构造类型与构造作用过程”控富——控制甜点区（富集带）的选择。美国主要沉积盆地页岩大面积连续分布，甜点区分布面积大。而中国南方，以志留系、寒武系两套分布最广的页岩为例，即使在四川盆地内，其分布和保存也常为高陡构造所破坏；在盆地之外，更是为断裂、褶皱所破坏，“开天窗”及长期暴露地表的现象普遍存在，此类地区所占比例甚大。因此，此方面可仿效美国，实行政府主导开展基础研究，形成中国式的页岩气选区、选带评价标准及理论体系。

其次，由于中国不具备北美地区大规模勘探开发页岩气的地质、地理条件，现阶段中国页岩气只能定位于起步阶段。必须通过在典型地区的摸索，在地质理论、评价方法、工程技术方面积累经验取得突破，才能大规模展开。正如美国水平井钻探和大规模多级水力压裂技术取得突破，才促使了其页岩气勘探开发取得了突飞猛进的发展。

第三，攻关方向。大约在2004年之前，美国开发的页岩气田主要为常压、低压气田，经过10余年的勘探开发，实现了向更深层（相对）、超压气田的转移，从而发现了更多储量规模大、产量高的商业页岩气田。中国从地质条件来看，页岩气勘探开发应着重于3个领域：①与美国刚好相反，应从盆内超压区向盆外常压区甚至低压区发展；②四川盆地内应从中深层向深层发展，开展埋深大于4 000 m页岩层系成藏富集机理，特别是水平井压裂工艺技术的攻关；③从海相向海陆过渡相、陆相发展。只有在这3个领域实现重大突破，中国的页岩气才能真正成为常规天然气的重要补充。

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（编辑 魏玮 王大锐）

Key geological issues and main controls on accumulation and enrichment of Chinese shale gas

GUO Tonglou
（Exploration Company， Sinopec， Chengdu 610041， China）

Abstract：By analyzing geological characteristics of shale gas in Southern China and the United States， main factors controlling the accumulation and key issues in the exploration and development of shale gas in China have been examined.The geological characteristics of shale gas in China include multi-stages of tectonic evolution， complex structure types， abundant faults， small continuous distribution area of shale formations， and no corresponding relationship between current thermal evolution degree and current burial depth of two main sets of shale formations （the Cambrian and Silurian）.According to the analysis of the factors affecting shale gas enrichment such as fracture， tectonic type， shale gas migration， and gas content etc， the enrichment mechanisms of shale gas in China are：“sedimentary facies and preservation condition” are the main reservoir-controlling factors affecting the accumulation of shale gas， and “structure types and tectonism” are the main factors controlling the enrichment of shale gas in China； the former factors define shale gas plays， and the latter ones determine the position of sweet spots.The future research directions of shale gas in China are： firstly， contrary to the shale gas development in the United States， shale gas exploration and development in China should extend from the overpressure to normal pressure， and even low pressure areas； secondly， shale gas exploration in the Sichuan basin should extend from middle-deep to deep formations， studies should be done on the shale gas enrichment mechanism and accumulation models in formations more than 4 000 m deep， and horizontal well fracturing technology for these formations； thirdly， the development of transitional facies and continental facies shale gas should be brought along by drawing on exploration and development experience of marine shale gas.

Key words：shale gas； tectonism； preservation condition； shale gas accumulation； shale gas migration； shale gas enrichment； shale gas play

中图分类号：TE122

文献标识码：A

文章编号：1000-0747（2016）03-0317-10

DOI：10.11698/PED.2016.03.01

基金项目：国家油气重大专项（2011ZX05005-003）；国土资源部油气专项（2009GYXQ15-06）；中国地质调查局地质调查工作项目（1212011220758）

作者简介：郭彤楼（1965-），男，江苏邳州人，博士，中国石化勘探分公司教授级高级工程师，主要从事构造与石油地质综合研究和勘探管理工作。地址：四川省成都市高新区吉泰路688号，中国石化西南科研办公基地中国石化勘探分公司，邮政编码：610041。E-mail： guotl.ktnf@sinopec.com

收稿日期：2015-12-24 修回日期：2016-03-14