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十几年的页岩气勘探实践证实，在高热演化和多期构造活动背景下，中国南方下古生界海相页岩含气性差异大，富集机理复杂，保存条件是制约勘探突破的重要因素，也是持续多年的研究热点。围绕中上扬子地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩（O3w—S1l，以下简称“志留系页岩”）、下寒武统筇竹寺组/牛蹄塘组富有机质页岩（1q/1n，以下简称“寒武系页岩”）的页岩气，其保存条件和主控因素研究取得显著进展（郭旭升等，2012，2014；聂海宽等，2016；何希鹏等，2018；翟刚毅等，2020；邱楠生等，2020；梁兴等，2021；刘伟新等，2022；楼章华等，2023），基本查明了抬升剥蚀过程中顶底板条件和构造改造作用对海相页岩气保存的影响机制，认识到四川盆地周缘构造变形及其改造强烈，页岩气聚集与保存条件复杂，其中顶底板封堵条件和构造改造强度是页岩气富集高产的关键，裂缝和断层是页岩气散失的主要途径，以层理缝侧向散失为主。然而，南方海相页岩气勘探研究由中浅层向深层—超深层、由构造稳定区向复杂构造区深入推进，页岩气保存条件更加复杂，差异富集与分布更加突出，进一步明确不同埋藏条件下页岩气赋存形式、保存条件及其关键控制因素对复杂构造区海相页岩气高效勘探显得越发重要。
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本文基于构造-热演化史的有效恢复、页岩含油气性的定量表征等关键技术攻关（腾格尔等，2020；Feng et al.，2022），通过建立中上扬子区志留系页岩典型探井的“埋藏—生烃—抬升”动态演化格架，定量分析埋藏—抬升过程中温压场的演化特征、页岩气赋存形式及其含量变化，结合研究区大量页岩气探井岩芯的关键地质参数与含气量的实验大数据统计分析，重点探讨了上述面临的关键科学问题，进一步揭示了复杂构造区海相页岩气差异保存机理，构建了页岩气保存条件的定量—半定量分级评价体系，有助于南方海相页岩气富集机理的深化认识和高效勘探开发。
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1 页岩气埋藏类型
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本文从四川盆地内部（WY23-1、YY1井）、边缘（JY1、JY8、DY1、DY4井）到盆外（LY1、PY1井）选取8口典型志留系页岩气探井（图1），根据志留系页岩的埋藏史、热演化史、生烃史和压力演化史，结合不同抬升阶段的页岩气赋存形式及其含量，建立了志留系页岩“埋藏—生烃—抬升”的动态演化格架（图2）。结果表明，在基本格架上，志留系页岩经历了相似的埋藏—生烃—抬升的演化过程，主要表现为在加里东运动晚期—海西运动早期处于相对稳定的浅埋隆升阶段；从海西运动晚期早二叠世开始沉降、埋藏和生烃演化，尽管期间受到印支运动影响而早三叠世产生了一定的升降波动，但是页岩层持续保持埋藏—生烃总体演化趋势，至燕山运动早期早白垩世普遍达到最大埋深6500~7500 m，延续时间长达近200 Ma，始终处于页岩层的增温增压过程、有机质的热成熟生烃成孔演化及其“生烃—聚集—排烃”的动态平衡；从晚白垩世以来受到晚燕山运动和喜马拉雅运动影响，志留系页岩全面进入持续抬升剥蚀、变形改造阶段，不仅终止了有机质的热成熟生烃成孔过程，而且地层整体开始了持续的降温降压过程，使得页岩气在“聚集—散失”之间形成了新的动态平衡。然而，动态演化格架中的热演化史、生排烃过程及其温度、压力和含气量的变化特征表明（图2），不同构造带及其同一构造带不同构造期、不同埋藏深度之间页岩气形成、聚集与保存条件及影响机制存在显著差异，呈现出中上扬子地区复杂的构造热演化背景下页岩气保存条件的非均质性、赋存机制的多样性及分布规律的复杂性，指示海相页岩气在不同埋藏条件下具有不同的富集高产的关键控制因素。因此，基于志留系页岩的动态演化格架，根据页岩气形成演化阶段、埋藏深度和地层压力等，本文将研究区海相页岩气赋存的埋藏类型（条件）分为两个关键时期（阶段）、三大类、六种状态（图3），即埋藏—生烃阶段的最大埋藏期超压或常压页岩气、抬升—改造期（现今）的深层超压或常压页岩气、抬升—改造期（现今）的中浅层超压或常压页岩气。
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图1 研究区区域构造位置（a）和地质图（b）及部分页岩气探井、重点剖面井位置
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Fig.1 Regional structural location (a) and geological map (b) of the study area, highlighting shale gas exploration wells and key profile wells
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图2 四川盆地及周缘典型页岩气探井志留系页岩的“埋藏—生烃—抬升”动态演化格架图
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Fig.2 Dynamic evolutionary framework diagram illustrating the process of burial, hydrocarbon generation, and uplift in Silurian shales within typical shale gas exploration wells in the Sichuan basin and its surrounding areas
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Fg—游离气含量（m3/t）；Ag—吸附气含量（m3/t）；Vt—孔隙度（%）；Sg—含气饱和度（%）；ρe—岩石骨架密度（g/cm3）
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Fg—free gas content (m3/t) ; Ag—adsorbed gas content (m3/t) ; Vt—porosity (%) ; Sg—gas saturation (%) ; ρe—matrix density (g/cm3)
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图3 中国南方海相页岩气埋藏类型示意图
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Fig.3 Schematic diagram of burial types of marine shale gas in southern China
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2 最大埋藏期页岩气聚集与保存
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南方海相页岩气属于热成因气，是烃源岩中通过未成熟期可溶有机质的早期低温降解、成熟期干酪根的晚期热降解、高成熟期和过成熟期原油的热裂解等四阶段递进机制形成的生排烃演化产物。其中，原油的原位热裂解生气成孔是最重要的机制，通过裂解、缩聚两极分化作用生成甲烷、固体沥青两个端元产物，甲烷是页岩气的主要组分，固体沥青及伴生的孔隙是页岩气的主要储集空间。研究表明（郭旭升等，2020），中国南方志留系页岩总含气量中滞留油裂解气占比高达70%以上，其余来自干酪根分解。美国海相页岩气如Barnett页岩气也源自干酪根热降解和残余油的二次裂解，以后者为主，正因如此，Barnett页岩气具有较大资源潜力（Montgomery et al.，2005）。显然，页岩气最大原始资源潜力形成于持续埋藏—生烃演化末期（最大埋藏期），是烃源岩的生烃—排烃—聚集动态平衡中生气量不断积累产生的页岩气初始“最大存量”——最大埋藏期含气量，即烃气在抬升改造前最大古埋深处持续聚集—保存形成的原始积聚滞留量。由于中国南方志留系页岩在最大埋藏期后就开始整体连续隆升改造，终结了生烃“增量”积累，因此最大埋藏期含气量也是页岩气最大原始资源量，现今含气量则是在此资源量基础上经历“聚集—散失”动态平衡的结果。如上所述，不同地区志留系页岩具有相似的基本构造热演化格架、烃源品质和生排烃过程，但是，最大埋藏期的含气量具有明显的差异，总含气量变化在3.06~8.40 m3/t范围，并且游离气量是含气量变化的主要贡献者，而吸附气量普遍有所增加（图2、4），表明最大埋藏期页岩气的形成并不是传统的资源评价中所理解的简单的生烃量与排烃量之差值，而受控于排烃效率、滞留油量及裂解程度、气体组分及赋存状态、储集空间、地层压力和顶底板封闭性等多种因素综合作用下的天然气聚集与保存机制。
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2.1 最大埋藏期超压状态下页岩气聚集与保存
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在最大埋藏期，志留系页岩气主要呈超临界态、游离态聚集与保存（游离气占比＞70%），处于超压富气，即具有高含气量（≥3.00 m3/t）、高孔隙度（≥4.00%）和异常高压（≥1.20）的“三高”特征。如图2所示，志留系页岩从早二叠世开始持续快速埋藏—生烃，地层温度和有机质成熟度不断增高，至早三叠世页岩达到生油高峰，在早侏罗世进入生成干气阶段，至早白垩世，随着埋深达到最大，地层的温度和压力达到峰值，分别为210~238℃、106~145 MPa，并且整体处于异常高压状态，压力系数平均高达1.80以上（图5）；生烃演化已进入过成熟干气阶段，Ro为2.64%~3.20%；页岩的含气量亦达到最高，总含气量平均为5.91 m3/t，最高值为DY2井的8.41 m3/t，最低值为PY1井的3.06 m3/t，其中游离气量占比变化在71%~88%范围内，平均高达83%，吸附气量平均占比小于20%。同时，表1展示了数口典型探井的志留系页岩储层中获得的CH4-H2O-NaCl体系包裹体特征，经流体拉曼光谱技术标定甲烷密度并恢复古温压（席斌斌等，2020），发现页岩层包裹体中广泛存在高密度甲烷，如YY1、JY1和NY1井的志留系页岩包裹体样品中，甲烷密度为0.280~0.293 g/cm3，均远高于甲烷临界密度0.162 g/cm3，并且CH4-H2O-NaCl体系古温压场处于高温、高压和超压状态，压力系数为1.75~2.32，即使页岩气层遭到强烈破坏时，PY1井被捕获的包裹体中，甲烷密度亦高于临界密度。按照不同相态甲烷等温线密度相分类（郭旭升等，2022），上述包裹体中的甲烷相态都落在高压超临界区，即甲烷呈超临界态高密度赋存于CH4-H2O-NaCl体系包裹体中，表明志留系页岩气层在地质历史中经历过深层高温高压条件下超临界甲烷的高密度（稠密）聚集过程。特别是，从包裹体的捕获深度、捕获时间等（表1），结合志留系页岩的构造-热演化、埋藏-生烃史等地质背景（图2、5），可判断上述甲烷包裹体均在志留系页岩层由各自最大埋深处向构造抬升转换的初期被捕获，其捕获温度、捕获压力和甲烷密度等参数基本反映了晚燕山期抬升改造前最大埋藏期的页岩气赋存状态和温压场特征。可见，海相页岩气原始、最大资源潜力形成于抬升改造前的最大埋藏期，化学组成以甲烷为主，游离气占主导，吸附气次之，主要呈超临界态稠密流体形式聚集与保存。
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图4 四川盆地及周缘典型探井志留系页岩的最大埋藏期及现今不同赋存形式的页岩含气量及比例
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Fig.4 Relationship between maximum burial periods of Silurian shale, gas content and proportion with different occurrence forms in typical wells of the Sichuan basin and surrounding areas
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（a）—最大埋藏期及现今游离气量（虚线）、吸附气量（实线）；（b）—吸附气占总含气量比例与地层压力关系
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(a) —maximum burial period and current free gas content (dashed line) and adsorbed gas content (solid line) ; (b) —the relationship between the proportion of adsorbed gas to the total gas content and formation pressure
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图5 中上扬子区典型探井志留系页岩压力演化
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Fig.5 Shale pressure evolution in Silurian shales from typical exploration wells in the Middle and Upper Yangtze region
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海相页岩气原始资源潜力的形成，可归因于烃源岩封闭体系内的有机质生烃—成孔—超临界三重效应协同耦合。首先，志留系页岩在生烃高峰期就形成异常高压封闭体系（超压流体封存箱）是基础。笔者通过页岩气稀有气体（4He）定年分析和包裹体古温压恢复研究等（腾格尔等，2017），证实了志留系页岩气封闭体系在生油高峰期（4He封存年代积累年龄为 235 Ma，对应早三叠世初期，处于生气高峰期前）开始形成（图2），在致密的顶底板封隔层和持续稳定的埋藏-热演化作用下，干酪根、残留的液态烃和重烃气连续不断裂解生成的大量烃类气体被滞留聚集在该封闭体系内，至最大埋藏期成为富集页岩气的超压封存箱，显然致密的顶底板围限内的生烃增压是主要形成机制。大量的勘探实践表明（图6），志留系页岩含气量、孔隙度与现今地层压力系数呈现良好的正相关关系，并且压力系数大于1.2的超压页岩气层段均属于高孔隙度、高含气量，指示超压是页岩气富集高产的重要标志。诸多学者的研究（胡东风等，2014；梁兴等，2021；刘伟新等，2022）也证实，志留系页岩系统中广泛存在页岩气超压封存箱，是页岩气高效勘探开发的优选目标，其形成与早期生烃增压、顶底板致密和晚期构造稳定密切相关。
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其次，早期沥青大量滞留，晚期热裂解生气成孔是关键。如图7所示，固体沥青广泛分布于志留系页岩中，其在富有机质层段平均含量为0.72%（腾格尔等，2020），多以充填数微米至数十微米大小的裂缝、生物腔体等形式产出，表明这些沥青的形成和滞留应该发生于页岩中的大量微裂缝和大孔隙尚未被压实并仍保留着较高原始孔隙度之前，即早期成岩作用阶段，沉积有机质尚处于未成熟—低成熟期（Ro＜0.7%）。无论烃源岩中的未熟—低熟油（黄第藩，1987；王铁冠等，1997）还是现代湖泊沉积物（黄第藩等，1981）、海洋沉积物（Tegelaar，et al.，1989；张海生等，2008）中可溶有机质的调查研究，均已证实沉积物在成岩之前就富含早期沥青，包括生物体中固有的、微生物作用或低温热降解等不同机制形成的可溶有机质或沥青（重质油），其化学组成上普遍以胶质、沥青质等含有O-S-N原子的高分子量的非烃组分含量为优势，物理性质上以强极性、高黏性和高密度为特性，使得早期沥青吸附性强，流动性差，易被原地滞留于烃源岩内，这也是烃源岩抽提物与排出原油之间的差异之一，后者以饱和烃、芳烃类为常见而胶质和沥青质最少见。通过硅质页岩成岩作用及孔隙发育机制的深入研究（卢龙飞等，2022），生物成因硅质页岩在早期成岩阶段（有机质还处于未熟阶段）即完成了成岩定型，其中在成岩作用开始时即蛋白石-A相存在阶段，沉积物具有疏松、多孔、大孔特征，原生孔隙度一般为45%~55%，最高可达 80%以上，发育数百纳米至十几微米级的大孔隙，至成岩定型时即微晶石英单一物相存在阶段，尽管部分孔隙已被压实或破坏，但是沉积物仍然保持着30%左右的原生孔隙度，孔体积贡献最大的还是大孔和介孔，可见从地表成岩作用开始到早期成岩定型阶段，沉积物中发育足够大的储集空间接受早期沥青的注入，包括放射虫、笔石等生物腔体。实际上，现有的沥青充注特征清晰地表明，早期沥青在成岩作用开始时就已充注于沉积物中的微裂缝、大孔隙和生物腔体中，由于其强吸附性、高黏性和高密度等原因，后期成岩演化过程中难以被排出和压实，沥青及其所处孔隙得以保存（图7）。特别是，根据志留系页岩的埋藏、热演化和生烃史（图2），可以推断这些滞留的早期沥青在早二叠世持续埋藏前经历了一次浅埋（地层温度70~80℃，Ro为0.6%左右）再抬升过程，可能遭受了一定的生物降解和次生改造作用，使得非烃和沥青质组分含量更高，为早期原地滞留、晚期高温热裂解产生更多固体沥青及其伴生孔隙奠定了基础，现已成为甲烷原地聚集或自生自储的主要载体和储集空间。前期研究表明（秦建中等，2007），南方海相优质烃源岩在成熟早期（Ro为0.45%~0.70%）具备大量生成重质油的潜力，经后期深埋藏高温裂解、聚合可以形成大量的固体沥青，转化率高达50%左右。其中，固体沥青的高转化率及孔隙发育的根源在于丰富的胶质和沥青质（腾格尔等，2021）。通过页岩气地球化学和生排烃模拟实验也已证实（郭旭升等，2020），南方志留系页岩气主要来自滞留油裂解气，由其产生的固体沥青及其孔隙是页岩气的主要储集空间。志留系页岩的成岩作用及孔隙形成演化研究表明（腾格尔等，2021；卢龙飞等，2022），现今的志留系页岩已进入晚成岩阶段，尽管页岩无机孔隙度在机械压实作用下连续降至3.0%以下，但是富有机质页岩段仍可保持高达8.0%~10.0%的总孔隙度，其新增量主要来自晚期高温热裂解生气伴生的有机质孔隙，分析发现，新增有机质孔隙度可达5.0%~8.0%，是页岩在最大埋藏阶段生成大量页岩气后仍有足够的储集空间使其原地滞留聚集的重要保障。
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图6 南方海相页岩含气量与地层压力、埋藏深度和孔隙度关系
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Fig.6 The relationship between gas content and formation pressure, burialdepth and porosity in southern marine shale
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（a）—含气量与地层压力关系；（b）—孔隙度与压力关系；（c）—含气量与埋深关系
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(a) —the relationship between formation pressure and gas content; (b) —the relationship between porosity and pressure; (c) —the relationship between buried depth and gas content
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图7 中上扬子区志留系页岩中早期沥青的侵位与固体沥青的孔隙发育
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Fig.7 The intrusion of early asphalt and the pore development of solid asphalt in the Silurian shales of the Middle and Upper Yangtze region
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（a）—被沥青充填的放射虫壳体，聚集式分布，固体沥青发育孔隙；（b）—粒间孔隙及其充填的沥青，固体沥青发育孔隙
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(a) —radiolarian shells filled with asphalt, distributed in an aggregated manner, abundant pores in solid asphalt； (b) —intergranular pores and filled asphalt, abundant pores in solid asphalt
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第三，超临界甲烷促进了页岩气形成及其在纳米限域空间内最大限度地聚集与保存。由于甲烷的临界压力Pc为4.59 MPa，临界温度Tc为-82.6℃，而目前南方海相页岩气赋存深度普遍1000 m以下，储层温度和压力均远高于超临界值，因此地层条件下，甲烷多以超临界态存在。尤其是，在最大埋藏期，页岩气层温度和压力分别达到200℃、100 MPa以上（图2），干气中的其他组分包括乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）以及二氧化碳（CO2）、氮气（N2）等同样超过了各自的超临界值（郭旭升等，2022），使得页岩气总体处于超临界状态，即超临界气体。超临界气体（甲烷）的实质在于当物质所处温度、压力均高于超临界值时，气体分子的引力—斥力—动能之间趋于平衡，包括气体分子与固体（孔隙）表面之间，首选在分子间引力作用下分子有序、稠密聚集，密度逐增，趋于液相密度，当分子间距压缩到一定距离后，分子间的斥力增强，阻止分子间进一步接近，加之分子在动能作用下又保持活跃的无序运动，温度越高，分子平均动能越大，使气体分子更倾向于自由运动和保持游离状态，从而表现出气体与液体的双重特性的特殊流体，如具有类似于气体的高扩散性、高传热性和低黏度，且易被压缩或膨胀，而其高密度、高溶解性则更接近于液体。此外，超临界气体的表面张力降为零、分子间可产生瞬间偶极引起的色散力，这些特性在促进化学反应、特殊物质萃取等领域得到广泛应用（天津大学物理化学教研室，2010）。值得关注的是，在海相页岩有机质的生烃—成孔演化过程中，甲烷的超临界特性发挥了特殊作用，包括促进大量干气生成并伴生丰富的有机质孔隙、增强页岩气层的自封闭作用以及干气在纳米级有限空间内高密度游离态聚集等（郭旭升等，2022），对于志留系页岩气层在晚期构造抬升前的最大埋深阶段就形成原始最大资源潜力产生了深刻影响。
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2.2 最大埋藏期常压状态下页岩气聚集与保存
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如上所述，中上扬子地区志留系页岩气形成条件得天独厚，具有良好的原始资源潜力，只是后期构造改造强度不同，造成页岩气差异化保存。然而，有些富有机质页岩系统如中上扬子区寒武系页岩明显存在“先天不足”的问题，主要表现为有机质成熟度（Ro）高出3.5%后，页岩孔隙度和含气量显著降低（图8），处于常压、开放状态下的低含气量，增加了页岩气勘探风险。究其根源，关键在于有机质热演化程度过高而芳构化（石墨化）严重，致使有机质孔隙致密化，孔隙度和含气量降低。笔者研究发现Ro达到4.0 %是有机质结构深度变化的重要界线，可以认为是有机质孔隙保存（或消亡）的门限值（腾格尔等，2021）。前人研究也表明，有机质在Ro值大于3.5%阶段出现明显炭化（王玉满等，2018），当成熟度超过烃类气体保存下限（Ro＞4.0%~5.0%）时不再具有页岩气潜力（Burnaman et al.，2009；李延钧等，2013），提出页岩气勘探成熟度下限为3.5%（肖贤明等，2015）。实际上，之所以出现这种情况，主要与三个“先天不足”的问题有关：① 与烃源岩连续深埋至生烃枯竭有关。如图9所示，在湘鄂西古坳陷区，寒武系页岩持续沉降、埋藏深度达9000~10000 m，至最大埋藏处有机质Ro值普遍为4.0%以上，地层温度达240℃以上，连续生烃，枯竭终止，致使有机质石墨化，孔隙结构致密化或消亡，例如，湘鄂西坳陷区的咸2井与宜昌黄陵隆起区鄂阳页1井二者的埋藏—生烃演化形成了鲜明的对比，前者经历了“早期沉降、晚期隆升，连续生烃、枯竭终止”的湘鄂西型埋藏—生烃演化模式（沃玉进等，2007），而后者处于古隆起边缘，经历了“连续生烃，生烃枯竭前抬升终止”的生烃演化过程，古埋深和成熟度适中，获得了寒武系页岩气的勘探突破（翟刚毅等，2020）。② 与烃源岩顶底板先天致密性低的缺陷有关。众所周知，在中上扬子地区寒武系页岩与下伏震旦系之间广泛存在区域性不整合面，成为油气运移的良好通道，造成邻近烃源岩排烃效率高，为邻近储层内形成大油气田起到了关键作用，如安岳大气田（邹才能等，2014）。然而，正因为这一“地漏”的存在，寒武系页岩下段滞留烃量偏低，页岩气原始资源潜力不足。图10是川西南地区金页1井寒武系页岩的综合评价图，表明寒武系页岩气富集层正处于远离这一不整合面的上部富有机质页岩段，而底部富有机质页岩段含气量低，两段在成熟度和孔隙发育等方面也显示出明显差异，底部页岩有机质Ro高达4.0%左右，孔隙不发育。事实上，除了上述烃源岩的顶底板不整合面以外，烃源岩在纵向或者横向上直接接触高孔渗性（如砂岩、礁滩相灰岩等）顶底板或储层，以及页岩层持续埋藏时就存在的断裂复活等也容易产生高效排烃，造成页岩气形成潜力不足，如川东北地区上二叠统烃源岩的近源富集（腾格尔等，2012）及其普光、元坝气田的形成（马永生等，2005；郭旭升等，2018）。当然，与金页1井一样，在纵向、横向上远离这些薄弱带，同样是具有勘探开发潜力的目标层。③ 与生烃高峰期的大规模断裂活动有关。在生烃高峰期，遭受重大构造活动，发生大规模油气生成、运移和聚集过程，使得烃源岩高效排烃，原地生气富集潜力不足。麻江古油藏的形成就最为典型（韩世庆等，1982），黔南坳陷寒武系烃源岩受到加里东晚期都匀运动的影响，在生油高峰期间就发生了大量液态烃被排出，形成了规模巨大的古油藏。但是，烃源岩内原地滞留的油气量相对减少，是影响该地区页岩气的原始资源潜力和现今勘探开发前景（如HY1井）的主要原因之一（顾志翔等，2017；腾格尔等，2020）。另外，烃源岩的物质组成也会影响到页岩气原始资源潜力，如高有机质丰度和富黏土矿物耦合演化下烃源岩塑性增强，深埋压实过程中容易发生挤压变形，导致孔隙度和含气量降低（Curtis et al.，2012；Kitty et al.，2013；徐壮等，2017），这与志留系的硅质页岩相比，先天缺少刚性矿物格架的支撑作用是主要问题（腾格尔等，2021）。
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图8 南方海相页岩成熟度与含气量（a）、孔隙度（b）关系
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Fig.8 Relationship between gas content (a) , porosity (b) and maturity of marine shale in southern China
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图9 湘鄂西地区咸2、鄂阳页1井寒武系页岩埋藏-热演化史
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Fig.9 Burial and thermal evolution history of Cambrian shale in wells Xian 2 and Eyangye1, western Hunan and Hubei
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图10 川西南地区金页1井寒武系页岩气综合评价图（柱状图据程建等，2020）
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Fig.10 Comprehensive evaluation figure of Cambrian shale gas in well Jinye1, Southwest Sichuan (column chart after Cheng Jian et al., 2020)
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3 抬升改造期（现今）页岩气聚集与保存
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勘探开发实践证实，无论是美国海相页岩（如Barnett、Marcellus、Eagle Ford页岩）（Curtis，2002；Evans et al.，2014；Ferrill et al.，2014；Wilkins et al.，2014），还是中国南方海相页岩（如志留系、寒武系页岩）（郭旭升等，2012，2014；胡东风等，2014；何希鹏等，2018；翟刚毅等，2020；邱楠生等，2020；梁兴，2021），后期构造隆升所产生的页岩气逸散是页岩气勘探开发的主要地质挑战。如上所述，四川盆地及周缘志留系页岩于早燕山期达到最大埋深后，受太平洋板块俯冲和青藏高原隆起等重大构造事件影响，晚燕山期开始至今一直处于隆升阶段。根据本文盆地内部至湘鄂西地区WY23-1—YY1—JY8—PY1连井剖面和川东南丁山地区志留系页岩（DY4、DY1井）的构造热演化史的精细恢复研究（图2），湘鄂西地区（LY1、PY1井）表现为“早白垩世快速隆升—晚白垩世至今缓慢隆升”的两段式持续隆升过程，现今页岩气层普遍处于中浅层（埋深＜3500 m），隆升幅度高达4000~5000 m，滑脱变形强烈，总体表现为常压、开启环境；四川盆地则表现为“早白垩世快速隆升—晚白垩世至始新世缓慢隆升—始新世至今快速隆升”的三段式持续隆升过程。其中，在盆地内部，志留系页岩（WY23-1、YY1井）处于平缓—低陡褶皱带，普遍处于深层、超压状态；在盆缘地区，始新世以来受太平洋、印度板块双重挤压的影响（邱楠生等，2020），志留系页岩隆升幅度（＞2000 m）远大于盆地内部（1300~1600 m），位于湘鄂西隔槽式褶皱向川东隔挡式褶皱的过渡区域，滑脱变形较强，现今页岩气层在盆缘地区埋藏条件包括埋深、压力状态等尤为复杂，既有深层（现今埋深≥3500 m）超压（如DY4、DY2井）或常压（如RY1、YZ1井）状态，又有中浅层超压（如JY1井）或常压（如DY1井）状态。显然，燕山期以来，志留系页岩经历了多阶段式持续隆升及其伴随的降温、降压过程，自湘鄂西向盆地内部、中浅层向深层、超压向常压，总体上页岩含气量具有逐渐增加、以游离气为主的趋势（图2、4），这与构造隆升幅度及其变形强度自湘鄂西向盆地内部逐渐减小趋势耦合，表明后期构造隆升对南方海相页岩气保存的总体控制作用。但是，志留系页岩在差异隆升过程中页岩含气性包括总含气量、赋存形式及其含量（游离气量、吸附气量）则出现了明显的变化（图2、4），指示各地区不同埋藏条件下页岩含气性存在差异化聚集、保存机制和关键控制因素。
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3.1 现今深层页岩气聚集与保存
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如图6所示，在中上扬子地区实施的数十口志留系页岩气深层探井基本上都显示为 “三高”特征，表明志留系页岩深层页岩气基本保持了最大埋藏期的超临界态、游离态聚集和超压富气特征。目前，志留系深层页岩气主要分布于四川盆地内部及边缘。其中，在盆地内部，志留系页岩普遍埋藏于3500 m以下深层—超深层，总体构造相对稳定（张素荣等，2021；郭旭升等2022；郭彤楼等，2022），燕山期以来的构造隆升幅度一般限于3000 m以内，滑脱变形较弱（邱楠生等，2020），对顶底板致密性和边部分隔性的破坏较小，较好地继承了最大埋藏期的原始资源潜力。例如，威荣深层页岩气田的DY23-1井，位于川中古隆起斜坡，最大埋藏期（埋深6348 m）总含气量为7.32 m3/t，其中游离气量为6.45 m3/t，占比达88%，压力系数为1.95，而现今埋藏深度为3849 m，实测总含气量为6.70 m3/t，其中游离气量为5.65 m3/t，占比仍达84%，压力系数高达2.05，页岩气散失量仅为0.62 m3/t，保持着超压富气特征（图2、4）。威荣页岩气田现已探明上千亿立方米的储量，被认为适宜的构造演化是高含气性的重要保障（熊亮等，2023）。在盆缘复杂构造区，以丁山构造区志留系页岩气为核心，现已探明超千亿立方米的綦江页岩气田，展现出丰富的页岩气资源潜力（胡东风等，2023）。但是，该地区志留系页岩含气性远比盆地内部复杂，既埋深、压力跨度大，又垂向、侧向封闭性变化大，呈现出中浅层至深层、常压到超压页岩气的垂直分层与平面分带的差异分布特征。例如，DY1和DY4井均处于丁山构造的同一斜坡带，志留系页岩不仅具有相同的烃源品质，而且早期经历了相近的埋藏—生烃演化过程，具备了相近的页岩气原始资源潜力，如最大埋藏期（埋深为6767~6956 m）总含气量、游离气量和压力系数分别为5.29~6.16 m3/t、4.35~5.21 m3/t、1.64~1.66。此两口探井的现今埋藏条件和含气量则发生了显著变化，DY4井仍处于丁山斜坡带的深层（现今埋深3812 m，隆升幅度为3144 m），实测含气量为5.11 m3/t，其中游离气量为3.94 m3/t，占比为77%，散失气量还不足1.00 m3/t（抬升过程中游离气的一部分可转化为吸附气，吸附气量由最大埋藏期0.94 m3/t增至现今1.17 m3/t，游离气散失量仅为0.82 m3/t），压力系数为1.45，仍属于超压富气，表明顶底板垂向封闭性保持良好，已发生的游离气“散失”可能在浓度差驱动下沿层理缝向斜坡带中浅层侧向扩散的结果。DY1井现今则处于丁山斜坡带的中浅层（现今埋深2050 m，隆升幅度为4717 m），实测含气量为3.06 m3/t，其中游离气量为1.87m3/t，占比61%，散失气量高达2.23%，压力系数为0.98，处于常压、开启状态，表明页岩气层顶底板致密性和边部分隔性受到一定程度的破坏，导致游离气的大量逸散（图4）。研究表明（魏祥峰等，2020；邱楠生等，2020），这种同一地区同一层位页岩含气性的差异，主要归因于燕山期以来该区的差异构造隆升和盆缘断裂作用，因临近齐岳山断裂而页岩系统内发育裂缝系统是高散失气量的关键控制因素，页岩气沿裂缝系统能够以滑脱流形式垂向、横向联合逸散。
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值得关注的是，从图6、11可以看出，在诸多深层页岩气探井中，有三口深层页岩气探井（TY1井/3914 m、RY1井/4056 m、YZ1井/4524 m）均显示为微含气量（0.10~0.51 m3/t）、低孔隙度（＜3.0%）和异常低压（压力系数为0.7~0.9）。据其钻探揭示（冯动军等，2021；聂海宽等，2024），目标层均已被通天/开启性大断层切割，表明断裂作用对最大埋藏期超压封存箱的破坏是深层页岩气勘探失利的重要地质原因，页岩气在压差作用下沿断层及其裂缝带呈滑脱流方式逸散殆尽，导致现今页岩气层的含气量、孔隙度和地层压力的“三低”特征。显然，对深层—超深层页岩气而言，后期滑脱变形较弱，保持良好的顶底板致密性和边部分隔性是关键控制因素，在浓度差驱动下沿层理缝侧向扩散并在中浅层重新聚集是深层游离气主要散失机制。
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3.2 现今中浅层页岩气聚集与保存
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与深层页岩气不同，志留系中浅层页岩气可以明显地划分出超压、常压两种赋存状态（图6），二者以总含气量3.50 m3/t为界线，超压页岩现今实测含气量普遍大于3.70 m3/t，最高可达6.50 m3/t，而常压页岩含气量一般分布在2.00~3.00 m3/t范围，个别达到4.00~5.00 m3/t。在平面分布上，中浅层超压页岩气主要产于四川盆地边缘，以涪陵页岩气田（JY1、JY8井）最为典型，现今埋深平均为2600 m，尽管隆升幅度高达4800~5200 m，期间游离气散失量平均为1.15 m3/t，占原始含气量的约20%，但是现今仍具有“三高”特征，游离气比例亦保持三分之二以上（图2、4），表明焦石坝构造为主体的涪陵页岩气田仍保持着最大埋藏期的超压封存箱。
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中浅层常压页岩气则主要分布在四川盆地周缘的湘鄂西和黔北地区，以南川常压页岩气田（LY1、PY1井）最为典型，该页岩气田从盆缘过渡带（东胜构造）至盆外武隆、彭水桑柘坪向斜，志留系页岩气层位于湘鄂西高陡冲断变形带，普遍显示为常压、开放状态，表明受到后期构造改造强度更为强烈。以LY1、PY1探井为例，现今埋藏深度和隆升幅度与焦石坝构造区相近，但游离气散失量明显增加，散失气量占原始含气量比列近35%，赋存形式也发生显著变化，吸附气占总含气量比列高达54%（图2、4）。特别是，页岩含气量与地层倾角、断层（或露头区）距离等地质要素之间的相关性分析表明（图11），该区页岩气层受到了较强的构造变形影响，例如，超压页岩气主要产于平缓页岩气层，地层倾角小于10°，而常压页岩气产层相对较陡，地层倾角普遍大于10°，并且不同压力状态的页岩含气量与目标层（探井）距断层远近及其断层性质（开启性或封闭性）密切相关，明显展示出三种关系：① 页岩含气量与开启性断层（或露头剥蚀区）距离总体上呈正相关关系；② 目标层（探井）距开启性断层10 km以内普遍处于常压状态，含气量变化大，而远离开启性断层或露头区8 km以上的目标层均为超压、高含气量（≥4.00 m3/t）；③ 封闭性断层是页岩气超压封存箱形成的重要机制之一，在封闭性断层与致密的顶底板耦合作用下，抑制页岩气沿层理缝、断裂及其裂缝带呈横向与垂向联合逸散，即使目标层大幅度隆升至中浅层仍可形成三维封存体系。川南太阳构造浅层页岩气的超压富集就是最好实例（梁兴等，2021），涪陵页岩气田的主体——焦石坝构造的页岩气超压封存箱的形成也得益于控边断裂（如吊水岩、乌江、石门和大耳山断裂）的良好封闭性（魏祥峰等，2020），而丁山构造中浅埋藏区（DY1、DY3井）受邻近齐岳山断裂带的影响发生了页岩气垂向、横向联合逸散，使其原始超压富气体系遭到破坏，形成了现今的常压、开放状态（魏祥峰等，2020；邱楠生等，2020）。可见，对中浅层页岩气而言，无论超压还是常压状态，宏观上仍是对构造改造强度的响应。其中，一方面，伴随大幅度隆升产生的裂缝系统作为中浅层页岩气主要散失途径之一，页岩气层及其顶底板的岩石力学行为成为关键因素之一，远离断层和露头剥蚀区的页岩系统内裂缝的发育受到限制，页岩气倾向于在浓度差驱动下沿层理缝向断层、露头区侧向分子扩散，其散失量主要是隆升时间的函数。但是，邻近开启性断裂和露头剥蚀区时页岩系统内容易发育裂缝，致使页岩气可能以滑脱流形式纵横向联合逸散，页岩气中游离气大量减少，吸附气比列显著增加（图2、4）。另一方面，在湘鄂西、川南—黔北复杂构造区，尽管海相页岩气层在多期构造活动背景下普遍形成了现今的常压、开放体系，但是，近年来此类地区的部分页岩气勘探井陆续获得了高产页岩气流，如真页1HF井（日产气5.03×104m3）、丁页11井（日产气20.45×104m3）的志留系页岩气和鄂阳页1HF 井（日产气7.83×104m3）、鄂阳页 2HF 井（日产气5.53×104m3）的震旦系—寒武系页岩气等，还有南川常压页岩气田实现了高效商业开发（何希鹏等，2021），这些突破和发现正在打破业界的固有认知。由于这些突破区（探井）页岩气层均位于中浅埋藏带，并且靠近大断裂或处于高陡冲断褶皱带，构造演化及变形复杂，页岩保存条件和含气性差，故被业内普遍认为勘探潜力小、商业发现价值低。然而，上述勘探开发上的突破，表示中浅层常压页岩气的勘探开发潜力可能被低估了，在其富集分布规律上的认知还不甚全面。
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图11 不同地层压力条件下的中国南方海相页岩含气量与断层距离（a）、地层倾角（b）的关系
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Fig.11 The relationship between shale gas content and fault distance (a) and formation dip angle (b) with different formation pressure in southern China
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笔者初步研究结果表明，在复杂构造区常压页岩气的富集高产影响机制中，页岩气自身的自生自储、超低孔低渗和有机质纳米孔喉系统等特殊性主导的微观机制可能要比宏观保存条件更为重要，如图4所示，在不同埋藏条件下，页岩总含气量变化主要来自游离气量，吸附气含量并不因为差异隆升而显著波动，而呈如出一辙的增加趋势，尤其吸附气比例增加明显，表明在常压条件下吸附作用成为页岩气聚集与保存的主要机制，并受制于有机质纳米孔喉系统及比表面积（图12）；在页岩常压、开放体系中，游离气并没有散失殆尽，仍保存有一定量的游离气，如DY1、LY1和PY1井等常压页岩气中游离气比例仍占据半壁江山（图2、4），这部分游离气可能主要来自页岩中分散、孤立分布的有机质孔隙及其原地生成聚集的天然气，这些孔隙及其中的天然气未被后期构造变形破坏而保存至今，并且游离气保存量与孤立孔隙发育程度密切相关，其在勘探开发过程中通过有效的压裂改造能够被更多地释放出来，成为常压页岩气高产的主要来源之一。研究发现（腾格尔等，2021），由于有机质在页岩中的分散分布，更多的有机质孔隙呈分散、孤立状态分布于页岩中，使其主要依靠层理面、粒缘缝等相互连接形成孔缝网络系统。显而易见，对这些地质实际情况，按照常规的保存条件分析包括采用顶底板、断层等外部宏观因素和超压流体封存箱机制难以完全解释清楚，因为其实质在于内因和微观机制，即页岩系统的自封闭性和纳米空间限域效应包括纳米孔隙、吸附机制和毛管压力封闭等。因此，对中浅层常压页岩气的聚集与保存而言，笔者认为自封闭和水动力是主控因素，吸附和毛管压力封闭机制是关键，页岩气在浓度差下沿微裂缝系统分子扩散或压差和水动力作用下沿开启性断层、露头区渗流逸散，甚至它们之间形成的联合逸散是主要散失机制。其中，水动力作用，尤其是页岩系统依靠自身的致密物性和裂缝发育程度形成的地层水交替停滞带或封存区深度，对邻近露头剥蚀区和开启性断裂带的中浅层页岩气的富集高产至关重要。例如，彭水桑柘坪残留向斜型页岩气藏（何希鹏等，2018），向斜核部地层水交替停滞带的页岩含气性（PY3井，含气量3.8 m3/t）明显优于向斜翼部交替阻滞带的页岩含气性（PY1井，含气量为2.52 m3/t），距离剥蚀露头区越近、埋藏越浅，天然裂缝越发育，含气量越低（PY4井，含气量为1.70 m3/t），至邻近剥蚀露头区浅层自由交替带，水力冲洗作用对页岩气包括吸附气的聚集和保存造成严重的破坏。
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图12 不同地层压力条件下的中国南方海相页岩有机质含量与含气量（a）、比表面积（b）的关系
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Fig.12 The relationship between the organic matter content of shale and gas content (a) , and specific surface area (b) with different formation pressure in southern China
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4 海相页岩气保存条件的评价标准体系
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基于上述研究，可以明确南方海相页岩气保存的三类主控因素，即顶底板（接触关系、孔渗性）、自封闭性（吸附能力、毛管封闭压力）、构造改造强度（断裂作用、抬升剥蚀程度、埋深和地层倾角等），以及页岩气散失的三类主要途径，即顶底板（接触关系、岩性或孔渗性）、断裂作用（同源断裂距离、封闭性或开启性）和露头剥蚀区（距离、埋深）。其中，顶底板的封盖性、页岩自封闭性、断裂的开启性和构造隆升幅度是页岩气保存的关键控制因素，并且在不同埋藏条件下各自作用程度不同，如顶底板的分隔性是深层—超深层条件下游离气高密度聚集与保存的关键，而在中浅层，尤其在浅层、常压条件下页岩自封闭性对页岩气得以有效保存显得尤为重要。因此，以顶底板的封盖性、页岩自封闭性、断裂的开启性和构造隆升幅度等四个关键因素作为端元条件，结合页岩含气性的地球化学、地层水和压力状态等响应特征，建立了定量—半定量的页岩气保存条件的分级评价体系。如表2所示，评价参数包括6个方面23项参数，划分为优、良好、差三级评分等级进行评价。
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5 结论
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（1）在四川盆地及周缘地区，志留系页岩经历了早期相似的埋藏—生烃演化、晚期差异性隆升改造过程，造成埋藏—生烃阶段的最大埋藏期、抬升—改造阶段的深层和中浅层埋藏条件下超压、常压页岩气的差异化聚集与保存机制。
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（2）在埋藏—生烃阶段，处于页岩气原始最大资源潜力形成阶段，烃源岩通过近200 Ma的持续埋藏—生烃—排烃—聚集演化过程及其动态平衡，至6500~7500 m的最大埋藏处（最大埋藏期），天然气不断生成并原地积聚形成了页岩气初始“最大存量”——最大埋藏期含气量。在烃源岩的密闭系统内，页岩气以游离气为主，呈超压富气，而在具有不整合面或邻近高渗地层或开启性断裂的先天性开放系统内，排烃效率高，页岩气形成潜力不足。
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（3）在抬升—改造阶段，受太平洋板块俯冲和青藏高原隆起的综合影响，志留系页岩在四川盆地及周缘遭受了不同程度的隆升剥蚀、变形改造，其强度成为页岩气勘探突破的关键。志留系页岩在盆地内部改造强度相对较弱，普遍处于深层、超压、富气；其在盆地周缘地区改造强烈，多处于中浅层、常压、开启状态，宏观因素与微观机理的耦合作用下页岩含气量变化大，页岩气保存机理复杂，其中以纳米空间、分子运动为主的微观机制对常压页岩气的富集高产具有建设性作用，而开启（通天）断层切割、地层水力冲洗起到重要的破坏作用。
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（4）针对南方复杂构造区海相页岩气勘探，选择页岩气差异保存的宏观与微观关键因素作为端元，采用关键变量的大数据统计分析参数，构建了定量—半定量的页岩气保存条件的分级评价体系，有助于推动复杂构造区不同埋藏条件下页岩气的高效勘探。
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摘要
保存条件是制约复杂构造区海相页岩气勘探突破的关键因素，其在不同埋藏条件下存在差异，相关机理尚不清楚。本文基于志留系页岩埋藏—生烃—抬升动态演化格架及其温压场、页岩气赋存形式的定量恢复研究，结合关键地质参数与含气量的实验大数据统计分析，将南方海相页岩气埋藏类型分为埋藏—生烃、抬升—改造2个阶段的最大埋藏期、深层和中浅层的超压与常压六种情形，分别进行了保存条件研究，指出各自的保存机理及差异，并建立了页岩气保存条件的综合定量评价指标体系。结果表明：① 埋藏—生烃阶段，处于页岩气生成和积聚阶段，以高温热裂解气为主，至最大埋藏处(期)形成的页岩气主要以超临界态、游离态原地聚集与保存，呈超压富气，这归因于受顶底板封堵性和烃类吸附作用控制的低排烃效率和高滞留烃量。而开启性断层、不整合面和紧邻高孔渗地层等先天性条件下易产生高排烃效率，页岩气原始资源潜力不足。② 抬升—改造阶段的深层页岩气，在良好的顶底板致密性和边部分隔性的条件下，页岩气仍保持了最大埋藏期的超压富气特征，即使发生一定量的页岩气散失，主要是在浓度差驱动下沿层理缝侧向扩散；目标层被开启性断层切割则页岩气逸散严重并形成异常低压。③ 抬升—改造阶段的中浅层页岩气，在超压状态下，以游离气为主，吸附气次之，仍呈超压富气，此类保存主要受构造变形强度控制，其中岩石力学行为是关键，页岩气散失属于浓度差驱动下沿层理缝向断层、露头区侧向分子扩散；在常压状态下，构造改造强烈，以吸附气为主，含气量变化大，自封闭和水动力是此类埋藏条件下页岩气保存的主控因素，其中纳米限域空间内吸附和毛管压力封闭机制是关键，页岩气散失处于浓度差下沿微裂缝系统分子扩散或(和)压差和水动力下沿开启性断层、露头区渗流逸散。
Abstract
The breakthrough of marine shale gas exploration in complex structural areas is hindered by the variability of preservation conditions under different burial scenarios, and the underlying mechanism driving these differences is still unclear. This study investigates the dynamic evolution of Silurian shale burial, hydrocarbon generation, and uplift, considering temperature and pressure fields. We quantitatively restore shale gas occurrence form and content, combined this with statistical analysis of key geological parameters and experimental big data of gas content. Based on these analyses, we divide marine shale gas burial types in southern China into 6 types: The maximum burial period of the burial-hydrocarbon generation stage and uplift-transformation stage, overpressure and normal pressure in deep and middle-shallow layers. We individually examine the preservation conditions of each type, elucidating the preservation mechanisms and distinctions, ultimately establishing a comprehensive quantitative evaluation index system for shale gas preservation conditions. The results show that: 1. In the burial-hydrocarbon generation stage, shale gas is in the stage of generation and accumulation, primarily dominated by high-temperature pyrolysis gas. Shale gas formed in the maximum buried area (stage) is mainly accumulated and preserved in situ in supercritical and free states, showing overpressure-rich gas. This is attributed to low hydrocarbon expulsion efficiency and high hydrocarbon retention controlled by top and bottom sealing and hydrocarbon adsorption. In addition, the occurrence of high hydrocarbon expulsion efficiency is more likely in congenital conditions such as open faults, unconformities, and adjacent formations with high porosity and permeability, resulting in insufficient original resource potential of shale gas. 2. For deep shale gas in the uplift-renovation stage, despite some shale gas loss through lateral diffusion along bedding fractures driven by concentration differences, overpressure-rich gas characteristics persist, similar to those observed during maximum burial periods. However, when the target layer is intersected by an open fault, shale gas escapes seriously and forms abnormally low pressure. 3. The medium and shallow shale gas in the uplift-transformation stage is primarily composed of free gas, followed by adsorbed gas under overpressure, and still exhibits the characteristics of overpressure-rich gas. The preservation conditions are mainly governed by the strength of tectonic deformation, with rock mechanical behavior playing a crucial role. Shale gas dissipation occurs through lateral molecular diffusion along bedding fractures in fault and outcrop areas driven by concentration differences. Under normal pressure, the structure transformation isstrong, the shale gas is mainly adsorbed gas, and the gas content changes greatly. The primary factors contributing to the preservation of shale gas are self-sealing and hydrodynamic processes, with the adsorption and capillary pressure sealing mechanisms playing a crucial role. Shale gas loss occurs due to molecular diffusion along microfracture systems driven by concentration gradients, as well as seepage and escape through open faults and outcrop areas under pressure differentials and hydrodynamic forces.
