王濡岳，胡宗全，周彤，包漢勇，吳靖，杜偉，何建華，王鵬威，陳前

四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖裂縫發(fā)育特征及其控儲(chǔ)意義

王濡岳1，2，3，胡宗全1，周彤1，包漢勇4，吳靖5，杜偉1，何建華6，王鵬威1，陳前1

［1.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083； 2.頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083； 3.中國(guó)石化 頁(yè)巖油氣勘探開(kāi)發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083； 4.中國(guó)石化 江漢油田分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，湖北 武漢 430223； 5.山東科技大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，山東 青島 266500； 6.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川 成都 610059］

利用巖心、測(cè)井、掃描電鏡和相關(guān)樣品物性分析等手段，探討了四川盆地周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖裂縫類型、發(fā)育特征、分布規(guī)律及其對(duì)頁(yè)巖氣富集與保存的影響。結(jié)果表明：①頁(yè)巖裂縫發(fā)育受沉積、成巖、構(gòu)造與壓力演化等因素共同影響。低角度滑脫縫與層理縫充填程度低，對(duì)儲(chǔ)層孔隙度和滲透率均有貢獻(xiàn)；高角度裂縫和水平層間縫通常被充填，裂縫有效性較低。低角度裂縫對(duì)高角度裂縫穿層性的調(diào)節(jié)對(duì)頁(yè)巖氣的富集與保存具有重要意義。②頁(yè)巖微裂縫以非構(gòu)造成因?yàn)橹?，上部低有機(jī)質(zhì)高粘土層段層理縫與大尺度層間微裂縫發(fā)育程度低，小尺度粘土粒間孔縫發(fā)育，宜采用“密切割”和“高砂比”等儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)以提高縫網(wǎng)控制儲(chǔ)量。底部硅質(zhì)頁(yè)巖層理縫、層間微裂縫和剛性礦物粒緣縫發(fā)育程度高，裂縫力學(xué)性質(zhì)薄弱，它們與密集發(fā)育的低角度及小尺度高角度裂縫共生形成了有利的天然縫網(wǎng)系統(tǒng)。③中-淺埋深下層理縫和層間微裂縫滲透率顯著高于基質(zhì)，利于儲(chǔ)層改造與頁(yè)巖氣的滲流。深層條件下裂縫與基質(zhì)滲透率均較低且大致相當(dāng)，儲(chǔ)層滲流能力與壓裂改造效果是影響深層頁(yè)巖氣高效開(kāi)發(fā)的重要因素。

產(chǎn)能；物性；保存；裂縫；頁(yè)巖氣；五峰組-龍馬溪組；四川盆地

頁(yè)巖氣作為常規(guī)油氣資源的重要補(bǔ)充與接替領(lǐng)域，已成為全球油氣勘探開(kāi)發(fā)的熱點(diǎn)。2009年以來(lái)，四川盆地及其周緣頁(yè)巖氣資源評(píng)價(jià)與勘探開(kāi)發(fā)工作取得了顯著成果與豐富認(rèn)識(shí)［1-9］。涪陵頁(yè)巖氣田的發(fā)現(xiàn)標(biāo)志著中國(guó)頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)的重大突破，對(duì)中國(guó)非常規(guī)油氣的勘探開(kāi)發(fā)與能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化意義深遠(yuǎn)。四川盆地及其周緣頁(yè)巖氣資源豐富，地質(zhì)資源量為57.27×1012m3，可采資源量達(dá)9.16×1012m3［7］，是中國(guó)海相頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)地區(qū)。截至2020年底，四川盆地五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣累計(jì)探明地質(zhì)儲(chǔ)量超過(guò)2.00×1012m3，已相繼發(fā)現(xiàn)涪陵、長(zhǎng)寧、威遠(yuǎn)、昭通和威榮等多個(gè)大中型頁(yè)巖氣田，顯示出巨大的勘探開(kāi)發(fā)潛力（圖1）。北美與四川盆地頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明，當(dāng)天然裂縫發(fā)育或經(jīng)壓裂改造后能產(chǎn)生大量裂縫系統(tǒng)時(shí)，富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖可成為天然氣富集與開(kāi)發(fā)的有效儲(chǔ)層［4-5，9］。天然裂縫的發(fā)育能夠改善頁(yè)巖儲(chǔ)集空間和滲流能力，提高游離氣占比，影響頁(yè)巖氣開(kāi)采效益［9-12］。

南方頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，頁(yè)巖裂縫的發(fā)育受構(gòu)造應(yīng)力、脆性、有機(jī)質(zhì)豐度、礦物組分與含量及成巖作用等因素影響，受控于南方多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，不同地區(qū)、層系頁(yè)巖裂縫均不同程度發(fā)育，對(duì)頁(yè)巖氣的富集與保存具有重要影響［4-5，9-13］。雖然五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣已投入商業(yè)開(kāi)發(fā)，目前裂縫研究多聚焦于水力裂縫擴(kuò)展機(jī)理與模擬、縫網(wǎng)可壓性和裂縫敏感性等開(kāi)發(fā)方面［12，14］。但是，受限于資料掌握程度、勘探認(rèn)識(shí)深度與早期重視程度的不足，五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖裂縫發(fā)育特征、成因機(jī)制、分布規(guī)律與主控因素等地質(zhì)研究方面仍處于探索階段，不同類型和規(guī)模裂縫對(duì)頁(yè)巖氣富集高產(chǎn)和保存的影響仍需進(jìn)一步深入分析。本文以四川盆地及其周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖為研究對(duì)象，利用巖心、測(cè)井、掃描電鏡（SEM）和相關(guān)物性分析等手段，分析頁(yè)巖裂縫類型、發(fā)育特征與分布規(guī)律，探討了裂縫對(duì)頁(yè)巖氣富集與保存的控制作用，以期為四川盆地及其周緣海相頁(yè)巖氣的勘探開(kāi)發(fā)提供參考依據(jù)。

圖1　四川盆地周緣五峰組-龍馬溪組主要頁(yè)巖氣井分布

1　區(qū)域地質(zhì)概況

四川盆地是以上揚(yáng)子克拉通為基礎(chǔ)發(fā)展而來(lái)的大型含油氣疊合盆地。受構(gòu)造與海侵影響，在晚奧陶世—早志留世兩次全球性海侵的作用下，四川盆地及其周緣地區(qū)上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組廣泛沉積，富含筆石化石。五峰組-龍馬溪組巖相以硅質(zhì)、粘土質(zhì)、鈣質(zhì)和粉砂質(zhì)頁(yè)巖為主，五峰組與龍馬溪組一亞段底部?jī)?yōu)質(zhì)頁(yè)巖均具有薄層、富碳、富硅、深水和低沉積速率等顯著特征，為目前頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)的核心層段［15］。

四川盆地及其周緣地區(qū)經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)。其中燕山運(yùn)動(dòng)控制了東、西構(gòu)造的差異演化，對(duì)海相頁(yè)巖層系的分布與保存條件等產(chǎn)生了關(guān)鍵影響；齊岳山斷裂以西地區(qū)主要抬升期為晚白堊世，構(gòu)造變形與抬升幅度較小，頁(yè)巖氣富集與保存條件總體較好；齊岳山斷裂以東地區(qū)變形時(shí)間為晚侏羅世，抬升時(shí)間早、構(gòu)造改造強(qiáng)烈，構(gòu)造樣式以隔槽式褶皺為主，頁(yè)巖儲(chǔ)層與保存條件及其演化過(guò)程更為復(fù)雜［16］。

2　頁(yè)巖裂縫發(fā)育特征與主控因素

2.1　宏觀裂縫

2.1.1裂縫類型

基于頁(yè)巖裂縫的地質(zhì)成因、力學(xué)性質(zhì)和發(fā)育特征等，可將頁(yè)巖裂縫從地質(zhì)成因上分為構(gòu)造裂縫和非構(gòu)造裂縫2大類（表1）。在宏觀尺度，五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖裂縫成因主要有3類，即沉積成因、構(gòu)造成因和異常壓力成因［9-11，17-19］。沉積成因裂縫主要為層理縫，構(gòu)造成因裂縫主要為高角度剪性與張剪性裂縫和低角度滑脫縫，異常壓力縫主要為順層纖維狀方解石脈體和生排烴裂縫。由于頁(yè)巖抗構(gòu)造改造與抗風(fēng)化能力較弱，野外露頭已無(wú)法真實(shí)反映埋藏條件下裂縫特征，故本文宏觀裂縫以巖心裂縫為主要研究對(duì)象。

表1　四川盆地周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖裂縫主要類型及其成因

圖2　四川盆地JY1井五峰組-龍馬溪組底部頁(yè)巖裂縫發(fā)育特征

a.五峰組和龍馬溪組下部成像測(cè)井圖，頁(yè)理與層間縫發(fā)育；b.低層段高角度構(gòu)造縫，縱向延伸長(zhǎng)，埋深2 330.9 m，S11，巖心照片；c.中層段高角度構(gòu)造縫，裂縫長(zhǎng)度與開(kāi)度有所減小，埋深2 342.0 m，S11，巖心照片；d.層理縫，未充填，埋深2 403.5 m，S11，巖心照片；e.層間滑脫縫，見(jiàn)擦痕，埋深2 407.9 m，S11，巖心照片；f.層間超壓裂縫與黃鐵礦紋層，埋深2 404.8 m，S11，巖心照片；g.層理縫與斑脫巖夾層，易于剝離，埋深2 412.3 m，03，巖心照片；h.高角度構(gòu)造縫與水平方解石充填縫，埋深2 414.0 m，O3，巖心照片；i.高角度構(gòu)造縫與水平方解石充填縫發(fā)育，見(jiàn)兩條扭動(dòng)性裂縫，縫面見(jiàn)擦痕，埋深2 414.5 m，O3，巖心照片；j.不同類型裂縫縱向發(fā)育模式

1）沉積成因裂縫

沉積成因?qū)永砜p開(kāi)度較小，其成因與沉積過(guò)程中存在沉積物成分、結(jié)構(gòu)的差異有關(guān)［9］，層理面一般也對(duì)應(yīng)于力學(xué)轉(zhuǎn)換面，在沉積與成巖演化過(guò)程中，層理面裂開(kāi)形成層理縫并具有低電阻率特征（圖2a，d，g）。

2）構(gòu)造成因裂縫

構(gòu)造成因裂縫主要為高角度剪性與張剪性裂縫和低角度滑脫縫，開(kāi)度一般較大，主要介于毫米-厘米級(jí)。高角度裂縫一般以一定角度切穿或終止于層理面（圖2b，c）。低角度滑脫縫傾角較小，一般呈水平或低角度狀態(tài)，縫面上常見(jiàn)擦痕、階步或光滑鏡面，此類裂縫主要在伸展或擠壓作用下，由順層剪應(yīng)力作用產(chǎn)生滑脫而形成（圖2e）。此外，五峰組底部頁(yè)巖發(fā)育少量高角度扭動(dòng)性裂縫，碎裂化-碎粉化泥質(zhì)充填，縫面見(jiàn)擦痕（圖2i）。高角度構(gòu)造縫與層理縫和滑脫縫等低角度裂縫共生可構(gòu)成裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)（圖2h，i）。

3）異常壓力成因裂縫

異常壓力成因裂縫主要由流體壓力作用形成，富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖儲(chǔ)層成巖與生烴階段普遍超壓，古壓力系數(shù)可達(dá)2.2以上［20-22］，超壓裂縫普遍發(fā)育［23］。異常高壓縫的開(kāi)啟與閉合具有循環(huán)往復(fù)性，利于順層纖維狀脈體的生長(zhǎng)（圖2f，h）。受南方多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，層間方解石充填縫膠結(jié)薄弱，易重新開(kāi)啟、改造形成低角度滑脫縫（圖2e）。

2.1.2裂縫縱向發(fā)育特征

五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖巖心裂縫發(fā)育特征表明，高角度構(gòu)造縫和異常壓力縫等裂縫通常被充填，裂縫有效性較低（圖2）。層理縫與低角度滑脫縫充填程度低，對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層孔隙度和滲透率均具有重要貢獻(xiàn)，裂縫有效性高。以JY1井為例，自上而下，高角度構(gòu)造縫裂縫規(guī)模與尺度逐漸降低，低角度層理縫與滑脫縫數(shù)量逐漸增加，五峰組-龍馬溪組底部?jī)?yōu)質(zhì)頁(yè)巖段以層理縫為主的低角度裂縫發(fā)育程度最高（圖2a，j），為最優(yōu)含氣性與水平井穿行層段。

2.2　微觀裂縫

對(duì)于基質(zhì)孔隙度極低的頁(yè)巖儲(chǔ)層，微裂縫對(duì)于改善其儲(chǔ)集和滲透性能具有重要作用，它既能提供儲(chǔ)集空間與滲流通道，提高游離氣和吸附氣的含量，又影響著儲(chǔ)層的可壓裂性與改造效果。對(duì)于儲(chǔ)集空間以納米-微米尺度為主的頁(yè)巖，光學(xué)顯微鏡已無(wú)法對(duì)微裂縫進(jìn)行有效識(shí)別，故本文主要針對(duì)掃描電鏡尺度下微裂縫特征開(kāi)展分析。

圖3　四川盆地周緣五峰組-龍馬溪組層間微裂縫掃描電鏡下發(fā)育特征

a.層間縫發(fā)育程度低，S11上部，埋深2 337.9 m，JY1井；b.層間縫，有機(jī)質(zhì)充填，S11下部，埋深3 812.4 m，DY5井；c.層間縫，有機(jī)質(zhì)充填，O3，埋深2 821.1 m，JY8井；d.層間縫，有機(jī)質(zhì)半充填，S11上部，埋深2 330.5 m，JY1井；e.層間縫，有機(jī)質(zhì)半充填，S11中下部，埋深2 385.4 m，JY1井；f.層間縫，有機(jī)質(zhì)充填，S11下部，埋深3 856.6 m，YY1井；g.圖f局部放大，有機(jī)質(zhì)邊緣見(jiàn)收縮縫；h.層間縫，粒緣縫溝通形成，重晶石充填，S11上部，埋深3 819.4 m，YY1井；i.層間縫，粒緣縫溝通形成，重晶石半充填，O3，埋深3 870.8 m，YY1井

2.2.1裂縫類型

與頁(yè)巖宏觀裂縫相比，微裂縫不僅表現(xiàn)出尺度上的差異，在成因和分布上亦具有顯著差異。納米-微米尺度下構(gòu)造裂縫在頁(yè)巖中較為少見(jiàn)，微裂縫一般為成巖和沉積等非構(gòu)造成因，主要為對(duì)礦物或有機(jī)質(zhì)等成分具有選擇性的層間微裂縫、粒緣（間）縫和粒內(nèi)縫。此外，在納米-微米尺度，微裂縫與微孔隙之間的界線并非像宏觀尺度下孔、縫那般易于區(qū)分，頁(yè)巖微觀儲(chǔ)集空間通常以裂縫-孔隙復(fù)合網(wǎng)絡(luò)的形式存在，狹長(zhǎng)的部位具有裂縫特征，而膨大部位則具有孔隙特征。

1）層間微裂縫

延伸長(zhǎng)度一般為50 ～ 100 μm，甚至可達(dá)毫米級(jí)，寬度主要介于0.1 ～ 5.0 μm，延伸方向與礦物定向排列方向基本一致，并不特定地選擇某一種礦物而發(fā)育，主要由有機(jī)質(zhì)收縮及粒緣縫相互連通而形成（圖3）。

2）粒緣（間）縫

特定地選擇某種礦物顆?；蛴袡C(jī)質(zhì)的邊緣而發(fā)育，延伸長(zhǎng)度一般小于50 μm，寬度普遍小于0.5 μm，局部可達(dá)1 μm（圖4）。掃描電鏡下粒緣（間）縫通常具有以下幾種發(fā)育特征：①發(fā)育在片狀及凝絮狀粘土顆粒間與顆粒邊緣，可能由粘土礦物收縮或顆粒間與顆粒邊緣力學(xué)薄弱面在應(yīng)力作用下形成；②發(fā)育在有機(jī)質(zhì)與礦物顆粒邊緣，此類裂縫主要由有機(jī)質(zhì)和粘土礦物收縮作用產(chǎn)生；③發(fā)育在黃鐵礦和碳酸鹽等剛性礦物顆粒間與顆粒邊緣。

3）粒內(nèi)縫

通常較為少見(jiàn)，部分顆粒狀黃鐵礦集合體、長(zhǎng)石和碳酸鹽等礦物內(nèi)部可見(jiàn)（圖4g—i），碳酸鹽礦物內(nèi)部通常表現(xiàn)為溶蝕孔洞而非狹長(zhǎng)裂縫形態(tài)，其形成主要受溶蝕、重結(jié)晶和交代作用影響。

圖4　四川盆地周緣五峰組-龍馬溪組粒緣（間）縫與粒內(nèi)縫掃描電鏡下發(fā)育特征

a.粘土礦物粒間縫，未充填為主，S11上部，埋深3 800.6 m，YY1井；b.礦物粒緣（間）縫，O3，埋深2 593.1 m，JY4井；c.粘土礦物粒間縫，有機(jī)質(zhì)充填為主，S11下部，埋深2 407.4 m，JY1井；d.莓狀黃鐵礦及粘土礦物粒間孔縫，S11上部，埋深3 784.2 m，YY1井；e.莓狀黃鐵礦及粘土礦物粒間孔縫，有機(jī)質(zhì)充填，O3，埋深2 414.9 m，JY1井；f.方解石粒緣縫，S11中部，埋深2 373.6 m，JY1井；g.碳酸鹽礦物粒緣、粒內(nèi)孔縫發(fā)育，有機(jī)質(zhì)充填為主，O3，埋深3 865.6 m，YY1井；h.碳酸鹽顆粒內(nèi)孔縫，有機(jī)質(zhì)充填，S11下部，埋深3 587.3 m，WY1井；i.長(zhǎng)石溶蝕縫，粘土礦物與有機(jī)質(zhì)充填，S11下部，埋深2 049.0 m，DY1井

2.2.2微裂縫發(fā)育特征

頁(yè)巖中微裂縫的充填物有兩大類，一類是有機(jī)質(zhì)，另一類是無(wú)機(jī)礦物。高有機(jī)質(zhì)含量和豐富的有機(jī)質(zhì)孔是頁(yè)巖氣富集的關(guān)鍵因素，因此，微裂縫充填有機(jī)質(zhì)既指示了微裂縫有一定的儲(chǔ)集能力和滲流能力，又表明其對(duì)有機(jī)質(zhì)在頁(yè)巖內(nèi)部的局部調(diào)整具有重要意義。頁(yè)巖層間微裂縫與有機(jī)質(zhì)和粘土礦物關(guān)系密切：原始沉積有機(jī)質(zhì)富集的部位一般對(duì)應(yīng)力學(xué)薄弱部位，易于發(fā)育微裂縫；裂縫形成后，原油等塑性有機(jī)質(zhì)順裂縫流動(dòng)，進(jìn)一步擴(kuò)展了裂縫的延伸長(zhǎng)度和范圍；后期有機(jī)質(zhì)固化為瀝青后，有機(jī)質(zhì)充填裂縫仍為力學(xué)薄弱部位，更易開(kāi)啟與活化形成新的裂縫。壓裂改造過(guò)程中，層間微裂縫更利于網(wǎng)狀裂縫網(wǎng)絡(luò)的形成。此外，微裂縫形態(tài)、發(fā)育部位及充填情況等特征對(duì)頁(yè)巖孔隙-裂縫系統(tǒng)建造和改造演化過(guò)程研究具有重要指示意義。

五峰組-龍馬溪組下部富有機(jī)質(zhì)層段層間微裂縫尺度總體較大，延伸長(zhǎng)度可達(dá)毫米級(jí)，多數(shù)被有機(jī)質(zhì)充填，少數(shù)為有機(jī)質(zhì)半充填，有機(jī)質(zhì)以筆石為主，邊緣普遍發(fā)育收縮縫（圖3e—g），反映層間微裂縫形成與有機(jī)質(zhì)沉積、生排烴和體積收縮等作用密切相關(guān)。龍馬溪組上部和五峰組底部有機(jī)質(zhì)含量較低的層段，層間微裂縫尺度一般較小，充填有機(jī)質(zhì)程度較低，大部分裂縫段未充填，局部被有機(jī)質(zhì)和粘土礦物呈“橋段式”充填，反映在有機(jī)質(zhì)不足的條件下，層間微裂縫主要受礦物收縮、轉(zhuǎn)化和結(jié)晶等作用影響（圖3d，h，i）。

粒緣（間）與粒內(nèi)縫充填特征與層間微裂縫相似，五峰組-龍馬溪組底部富有機(jī)質(zhì)低粘土層段剛性礦物顆粒間粒緣和粒間孔縫發(fā)育程度高，大部分被有機(jī)質(zhì)充填（圖4），上部低、高粘土含量層段粒間孔縫多發(fā)育于粘土礦物間，有機(jī)質(zhì)充填程度較低（圖4a，d）。威遠(yuǎn)和永川等高碳酸鹽礦物含量地區(qū)碳酸鹽巖內(nèi)部溶蝕孔縫普遍發(fā)育，五峰組-龍馬溪組底部高與高碳酸鹽礦物含量層段碳酸鹽礦物粒緣縫與粒內(nèi)溶蝕孔縫發(fā)育程度較高（圖4g，h），中、上部低含量層段碳酸鹽礦物粒緣與粒內(nèi)孔縫發(fā)育程度低，其原因可能為富有機(jī)質(zhì)層段有機(jī)質(zhì)生排烴產(chǎn)生較多有機(jī)酸等酸性流體，對(duì)碳酸鹽礦物溶蝕作用較強(qiáng)。

川南威遠(yuǎn)和永川等高碳酸鹽礦物含量地區(qū)可見(jiàn)部分重晶石充填裂縫，重晶石與裂縫壁間膠結(jié)較為薄弱，易于開(kāi)啟與活化（圖3h，i）。川南地區(qū)五峰組下部為低有機(jī)質(zhì)粘土質(zhì)頁(yè)巖，與川東地區(qū)五峰組下部富有機(jī)質(zhì)硅質(zhì)頁(yè)巖具有一定差異［15，24］，使川南五峰組下部頁(yè)巖微裂縫發(fā)育特征與龍馬溪組中、上部相似，無(wú)機(jī)礦物粒間孔縫發(fā)育程度與未充填程度較富有機(jī)質(zhì)硅質(zhì)頁(yè)巖有所上升，碳酸鹽礦物粒內(nèi)孔縫發(fā)育程度較低。

2.3　裂縫發(fā)育主控因素

構(gòu)造因素是影響頁(yè)巖裂縫發(fā)育的最主要控制因素之一，裂縫的發(fā)育程度受構(gòu)造應(yīng)力與構(gòu)造部位控制明顯，在相同巖相條件下，距斷層與褶皺核部越近，高角度裂縫與低角度滑脫縫密度越大［9-11］。天然裂縫的形成與分布除受構(gòu)造應(yīng)力控制外，還受巖相與礦物組分、地層厚度、和儲(chǔ)層非均質(zhì)性等因素影響［10，25］。對(duì)五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖而言，與石英含量的正相關(guān)性（圖5a）導(dǎo)致裂縫發(fā)育程度與石英含量（脆性）和含量均呈正相關(guān)關(guān)系，并促進(jìn)了構(gòu)造縫與層理縫的發(fā)育（圖5b，c）。天然裂縫的形成與分布除受構(gòu)造應(yīng)力和脆性控制外，主要受地層厚度影響［26］，隨層厚的增大，裂縫密度降低，裂縫尺度增加；層厚越小，裂縫密度越大，但裂縫尺度會(huì)隨之減?。▓D2j，圖5d）。

圖5　川東南地區(qū)五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖裂縫發(fā)育主控因素

a.與石英含量關(guān)系；b.構(gòu)造裂縫密度與關(guān)系；c.層理縫密度與關(guān)系［27］；d.構(gòu)造裂縫密度與地層厚度關(guān)系

3　裂縫對(duì)頁(yè)巖氣保存與富集的影響

3.1　裂縫對(duì)頁(yè)巖氣保存的影響

對(duì)于南方海相頁(yè)巖氣，保存條件至關(guān)重要。低角度裂縫應(yīng)力敏感性強(qiáng)，深埋深條件下滲透率降幅顯著，具有一定自封性，優(yōu)越的頂?shù)装鍡l件是頁(yè)巖氣有效保存的基礎(chǔ)［28-29］，而高角度裂縫的發(fā)育規(guī)模通常能夠反映頁(yè)巖氣的保存條件［9-10，30-31］。以川東南地區(qū)為例，含氣與保存條件良好的背斜構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)，高角度縫主要發(fā)育于五峰組-龍馬溪組一段底部，并相對(duì)集中出現(xiàn)在五峰組（圖2h，i），裂縫規(guī)模較小，多被方解石充填或半充填，基本未見(jiàn)開(kāi)啟裂縫；斷裂帶附近的裂縫發(fā)育區(qū)，高角度裂縫尺度與規(guī)模明顯增加（圖2j），縱向上龍馬溪組底部與中上部均可見(jiàn)高角度裂縫，部分裂縫呈開(kāi)啟狀態(tài)，保存條件較差。渝東南盆緣轉(zhuǎn)換帶不同地區(qū)五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖高角度裂縫發(fā)育特征與頁(yè)巖氣壓力系數(shù)與產(chǎn)能關(guān)系表明（圖6），自西向東，隨構(gòu)造改造作用的增強(qiáng)，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段高角度構(gòu)造縫的發(fā)育程度和規(guī)模逐漸增大，對(duì)應(yīng)頁(yè)巖氣井地層壓力系數(shù)與測(cè)試產(chǎn)量也逐漸降低。

圖6　川東南盆緣轉(zhuǎn)換帶五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖構(gòu)造裂縫發(fā)育特征與頁(yè)巖氣產(chǎn)能關(guān)系（資料據(jù)文獻(xiàn)［32］）

（圖中紅色數(shù)值為測(cè)試產(chǎn)量，104m3/d。）

海相頁(yè)巖高脆性與較大的單層厚度在強(qiáng)構(gòu)造作用下易發(fā)育大尺度穿層裂縫，不利于頁(yè)巖氣的保存。JY1井五峰組底部網(wǎng)狀縫截切關(guān)系顯示（圖2i），高角度縫在縱向上截切了多個(gè)水平層理面，并在水平縫兩側(cè)出現(xiàn)小幅錯(cuò)位，即高角度縫被水平縫錯(cuò)斷；同時(shí)，高角度裂縫寬度在水平縫發(fā)育的層段內(nèi)部存在差異，表明水平縫對(duì)高角度裂縫的發(fā)育起重要調(diào)節(jié)作用。五峰組-龍馬溪組底部頁(yè)巖層理縫發(fā)育程度較高，水平層理/層間縫的活動(dòng)導(dǎo)致高角度縫的縱向連通性變差，對(duì)頁(yè)巖氣的保存具有積極意義。因此，適度的構(gòu)造作用與密集發(fā)育的層理縫能夠產(chǎn)生大量小尺度裂縫（縫高普遍小于10 cm）并避免穿層裂縫的形成（圖2h—j），這種“斷而不穿，裂而不破”的狀態(tài)最為理想［5，10］。

3.2　裂縫對(duì)頁(yè)巖氣富集與高產(chǎn)的影響

四川盆地五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)實(shí)踐業(yè)已證實(shí)，頁(yè)巖氣富集及高產(chǎn)除與地質(zhì)因素（高含量、高脆性礦物含量和高孔隙度等）和工程因素相關(guān)外，還與天然裂縫的發(fā)育程度密切相關(guān)［9，12］。四川盆地中、淺層海相頁(yè)巖氣工程技術(shù)已基本成熟，實(shí)現(xiàn)了關(guān)鍵技術(shù)裝備的國(guó)產(chǎn)化并建立了高效開(kāi)發(fā)產(chǎn)業(yè)化模式，而深層頁(yè)巖氣仍存在諸多尚未解決的技術(shù)難題，目前仍處于探索階段。因此，較強(qiáng)應(yīng)力敏感性頁(yè)巖裂縫原地條件下的開(kāi)啟、閉合狀態(tài)及其對(duì)頁(yè)巖物性與勘探開(kāi)發(fā)的影響仍需進(jìn)一步深入分析。

圖7　四川盆地周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖儲(chǔ)層覆壓條件下物性變化特征

a.孔隙度；b.滲透率

對(duì)于基質(zhì)中廣泛分布的粒間微裂縫，可通過(guò)頁(yè)巖覆壓物性變化特征分析其原地條件下開(kāi)啟性與有效性特征。五峰組-龍馬溪組底部頁(yè)巖儲(chǔ)層縱向上在巖性、筆石帶、礦物組分及有機(jī)質(zhì)構(gòu)成等方面具有明顯差異［15，33］，導(dǎo)致不同層段頁(yè)巖物性敏感性存在差異。上部粘土質(zhì)頁(yè)巖段物性敏感性較高，30 MPa圍壓下孔隙度與滲透率降低顯著（圖7），表明雖然上部富粘土頁(yè)巖段粘土礦物粒間孔縫發(fā)育程度較高，但應(yīng)力敏感性較強(qiáng)，原地條件下微裂縫開(kāi)啟程度較低，掃描電鏡下觀察到的大量粘土礦物粒間微裂縫多為應(yīng)力釋放成因。底部硅質(zhì)頁(yè)巖富含脆性礦物，應(yīng)力敏感性相對(duì)低于上部粘土質(zhì)頁(yè)巖，表明頁(yè)巖剛性礦物粒間微裂縫開(kāi)啟度與有效性較高。

對(duì)于尺度較大的層理縫與層間微裂縫，則利用微米CT手段篩選、選取不同裂縫發(fā)育程度樣品開(kāi)展頁(yè)巖覆壓孔隙度和滲透率變化特征實(shí)驗(yàn)。不同孔隙類型頁(yè)巖儲(chǔ)層覆壓物性變化特征顯示，裂縫型孔隙應(yīng)力敏感性極強(qiáng)，相比于基質(zhì)孔隙，以層理縫為主的裂縫型孔隙在30 MPa圍壓下孔隙度已降至無(wú)圍壓條件下的40 %左右?；|(zhì)孔隙應(yīng)力敏感性遠(yuǎn)遠(yuǎn)弱于裂縫型孔隙，30 ～ 50 MPa圍壓下孔隙度普遍保持在初始值的85 %以上（圖8a）。四川盆地五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣建產(chǎn)區(qū)有效應(yīng)力普遍介于25 ～ 50 MPa，地層條件下層理縫和層間微裂縫在儲(chǔ)集空間中占比較低，儲(chǔ)集空間以基質(zhì)孔隙為主。滲透性方面，裂縫型孔隙與基質(zhì)孔隙均具有強(qiáng)應(yīng)力敏感性，隨有效應(yīng)力的增大滲透率急劇降低，30 MPa圍壓下滲透率已降至初始值的10 %以下。對(duì)比發(fā)現(xiàn)，圍壓小于35 MPa階段，裂縫滲透率降低速率較低，裂縫滲透率保持度高于基質(zhì)滲透率；當(dāng)圍壓大于35 MPa時(shí)，裂縫滲透率持續(xù)降低且降幅大于基質(zhì)滲透率，裂縫與基質(zhì)滲透率大致相當(dāng)（圖8b）。以川東焦石壩地區(qū)為例，在地層壓力系數(shù)為1.5的條件下，有效應(yīng)力35～40 MPa對(duì)應(yīng)于埋深3 500 m附近，正好對(duì)應(yīng)深層與中、淺層頁(yè)巖氣埋深界線。因此，雖然層理縫和層間微裂縫等對(duì)儲(chǔ)集空間貢獻(xiàn)程度較低，但對(duì)中淺層頁(yè)巖氣的滲流具有重要貢獻(xiàn)。此外，四川盆地內(nèi)五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖分布區(qū)普遍超壓，超壓對(duì)頁(yè)巖物性的應(yīng)力敏感性具有一定緩解作用。

圖8　四川盆地周緣五峰組-龍馬溪組不同孔隙類型頁(yè)巖儲(chǔ)層覆壓條件下物性變化特征

a.孔隙度；b.滲透率

頁(yè)巖宏觀和微觀裂縫常與有機(jī)/無(wú)機(jī)礦物孔隙形成復(fù)雜的孔-縫網(wǎng)絡(luò)。在水平井壓裂改造過(guò)程中，人工裂縫縱向延伸，溝通由層理縫、層間微裂縫、粒緣（間）縫和有機(jī)質(zhì)孔隙等構(gòu)成的孔-縫網(wǎng)絡(luò)，有效增大了井筒周圍頁(yè)巖氣泄流面積與儲(chǔ)層滲透性（圖9）。

圖9　川東南地區(qū)五峰組-龍馬溪組不同頁(yè)巖段裂縫發(fā)育特征及其壓裂改造特征示意圖

a.粘土質(zhì)頁(yè)巖段（焦石壩上部氣層）裂縫發(fā)育特征；b.粘土質(zhì)頁(yè)巖段壓裂改造后縫網(wǎng)溝通特征；c.硅質(zhì)頁(yè)巖段裂縫發(fā)育特征；d.硅質(zhì)頁(yè)巖段壓裂改造后縫網(wǎng)溝通特征

五峰組-龍馬溪組上部貧有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖段有機(jī)孔發(fā)育程度低，雖然無(wú)機(jī)礦物粒間孔、縫較為發(fā)育（原地條件開(kāi)啟度較低），但由于較低的含量與較強(qiáng)的親水性，儲(chǔ)集空間含水飽和度較高，總含氣量與吸附氣含量均低于下部?jī)?yōu)質(zhì)頁(yè)巖段。上部高粘土含量頁(yè)巖段塑性較強(qiáng)，裂縫連通性較差，水力裂縫閉合程度高，壓裂改造難度大，不利于復(fù)雜縫網(wǎng)的形成與保持（圖9a，b），壓裂改造效果往往差于底部硅質(zhì)頁(yè)巖段，因此應(yīng)增加水力裂縫切割密度和加砂強(qiáng)度以提高縫網(wǎng)控制儲(chǔ)量，這同樣也是未來(lái)陸相頁(yè)巖油氣高效開(kāi)發(fā)所面臨的重要問(wèn)題與進(jìn)一步攻關(guān)方向。與上部頁(yè)巖相比，底部硅質(zhì)頁(yè)巖宏觀層理縫、剛性礦物粒緣（間）縫和層間微裂縫發(fā)育程度較高，雖然大部分被有機(jī)質(zhì)充填，但有機(jī)質(zhì)與礦物邊緣間有機(jī)質(zhì)收縮縫廣泛發(fā)育，且有機(jī)質(zhì)與無(wú)機(jī)礦物膠結(jié)面力學(xué)性質(zhì)薄弱，更易開(kāi)啟、活化。壓裂改造過(guò)程中，硅質(zhì)頁(yè)巖內(nèi)大量膠結(jié)薄弱的剛性礦物粒緣縫、層間微裂縫和層理縫更利于復(fù)雜縫網(wǎng)的形成與保持（圖9c，d）。目前，涪陵頁(yè)巖氣田已由“多簇密切割+投球轉(zhuǎn)向+連續(xù)加砂”第二代壓裂工藝技術(shù)邁入“多段多簇密切割+限流壓裂+高強(qiáng)度加砂”第三代壓裂新工藝，使單井測(cè)試產(chǎn)量得到顯著提高，壓裂成本大幅降低；同時(shí)，針對(duì)深層頁(yè)巖地應(yīng)力絕對(duì)值增加、頁(yè)理縫和微裂縫閉合程度高等難點(diǎn)，采用細(xì)分段、提導(dǎo)流為主體的工藝，實(shí)現(xiàn)了涪陵江東區(qū)塊深層頁(yè)巖氣的有效開(kāi)發(fā)［34］。

川南地區(qū)五峰組-龍馬溪組沉積環(huán)境為鈣質(zhì)深水陸棚［15，24］，頁(yè)巖中碳酸鹽礦物含量高于川東地區(qū)［33，35-36］，層理縫與層間微裂縫發(fā)育程度有所降低，且盆內(nèi)頁(yè)巖分布區(qū)埋深普遍大于3 500 m［36］，鉆完井與儲(chǔ)層改造面臨巖性復(fù)雜多變、可鉆性差、壓裂改造難度大等諸多難點(diǎn)［37-38］。威榮深層頁(yè)巖氣田通過(guò)采用“細(xì)分簇密切割+高強(qiáng)度加砂+暫堵”工藝技術(shù)，使新試氣井平均測(cè)試產(chǎn)量較前期評(píng)價(jià)井提高了26.7 %，但在裂縫展布與切割密度對(duì)縫控儲(chǔ)量和最終采收率的影響等方面還需進(jìn)一步深入研究。因此，四川盆地五峰組-龍馬溪組深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層裂縫發(fā)育特征及其對(duì)頁(yè)巖氣富集、高產(chǎn)與儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)選取的影響在未來(lái)應(yīng)予以重點(diǎn)關(guān)注。

4　結(jié)論

1）四川盆地周緣五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖裂縫發(fā)育受沉積、成巖、構(gòu)造與壓力演化等多因素影響。高角度構(gòu)造縫和水平層間縫通常被充填，裂縫有效性較低；低角度滑脫縫與層理縫充填程度低，對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層孔隙度和滲透率均具有貢獻(xiàn)，裂縫有效性高。受密集發(fā)育的層理縫與層間縫調(diào)節(jié)，五峰組-龍馬溪組底部頁(yè)巖低角度層理縫、層間縫和滑脫縫與小尺度高角度構(gòu)造縫的共生形成了有利的天然縫網(wǎng)系統(tǒng)。

2）頁(yè)巖微裂縫以非構(gòu)造成因?yàn)橹?，五峰組-龍馬溪組上部低有機(jī)質(zhì)高粘土層段層理縫與層間微裂縫發(fā)育程度低，水力裂縫閉合度高，宜采用“密切割”和“高砂比”等儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)以提高縫網(wǎng)控制儲(chǔ)量。底部硅質(zhì)頁(yè)巖層理縫、層間微裂縫和剛性礦物粒緣（間）縫發(fā)育程度與有機(jī)質(zhì)充填程度高，有機(jī)質(zhì)收縮縫廣泛發(fā)育，裂縫力學(xué)性質(zhì)薄弱，更易開(kāi)啟、活化，利于復(fù)雜縫網(wǎng)的形成。

3）低角度裂縫對(duì)高角度裂縫穿層性的調(diào)節(jié)對(duì)頁(yè)巖氣的富集與保存具有重要意義。良好的物質(zhì)基礎(chǔ)、適度的構(gòu)造改造、密集發(fā)育的低角度裂縫和微裂縫等因素的良好匹配是頁(yè)巖氣富集高產(chǎn)的關(guān)鍵。中、淺埋深下層理縫和層間微裂縫滲透率顯著高于基質(zhì)，利于儲(chǔ)層改造與頁(yè)巖氣的滲流。深層條件下裂縫與基質(zhì)滲透率均較低且大致相當(dāng)，儲(chǔ)層滲流能力與壓裂改造效果是影響深層頁(yè)巖氣高效開(kāi)發(fā)的重要因素。

致謝：本論文編寫過(guò)程中，引用了中國(guó)石化勘探分公司、西南油氣分公司、江漢油田分公司和華東油氣分公司的寶貴資料，在此表示衷心感謝！

［1］ 郭旭升，李宇平，騰格爾，等. 四川盆地五峰組－龍馬溪組深水陸棚相頁(yè)巖生儲(chǔ)機(jī)理探討［J］. 石油勘探與開(kāi)發(fā)，2020，47 （1）： 1-9.

Guo Xusheng，Li Yuping，Borjigen Tenger，et al. Hydrocarbon generation and storage mechanisms of deep?water shelf shales of Ordovician Wufeng Formation?Silurian Longmaxi Formation in Sichuan Basin，China［J］. Petroleum Exploration and Production，2020，47（1）： 1-9.

［2］ 孫煥泉，周德華，蔡勛育，等. 中國(guó)石化頁(yè)巖氣發(fā)展現(xiàn)狀與趨勢(shì)［J］. 中國(guó)石油勘探，2020，25（2）： 14-26.

Sun Huanquan，Zhou Dehua，Cai Xunyu，et al. Progress and prospect of shale gas development of Sinopec［J］. China Petroleum Exploration，2020，25（2）： 14-26.

［3］ 郭彤樓. 頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)中的幾個(gè)地質(zhì)問(wèn)題［J］. 油氣藏評(píng)價(jià)與開(kāi)發(fā)，2019，9（5）： 14-19.

Guo Tonglou. A few geological issues in shale gas exploration and development［J］. Reservoir Evaluation and Development，2019，9（5）： 14-19.

［4］ 郭旭升，胡東風(fēng)，魏志紅，等. 涪陵頁(yè)巖氣田的發(fā)現(xiàn)與勘探認(rèn)識(shí)［J］. 中國(guó)石油勘探，2016，21（3）： 24-37.

Guo Xusheng，Hu Dongfeng，Wei Zhihong，et al. Discovery and exploration of Fuling shale gas field［J］. China Petroleum Exploration，2016，21（3）： 24-37.

［5］ 何治亮，聶海寬，張鈺瑩. 四川盆地及其周緣奧陶系五峰組-志留系龍馬溪組頁(yè)巖氣富集主控因素分析［J］. 地學(xué)前緣，2016，23（2）： 8-17.

He Zhiliang，Nie Haikuan，Zhang Yuying. The main factors of shale gas enrichment of Ordovician Wufeng Formation-Silurian Longmaxi Formation in the Sichuan Basin and its adjacent areas［J］. Earth Science Frontiers，2016，23（2）： 8-17.

［6］ 胡宗全，杜偉，彭勇民，等. 頁(yè)巖微觀孔隙特征及源-儲(chǔ)關(guān)系：以川東南地區(qū)五峰組—龍馬溪組為例［J］. 石油與天然氣地質(zhì)，2015，36（6）： 1001-1008.

Hu Zongquan，Du Wei，Peng Yongmin，et al. Microscopic pore characteristics and the source-reservoir relationship of shale： A case study from the Wufeng and Longmaxi Formations in Southeast Sichuan Basin［J］. Oil & Gas Geology，2015，36（6）： 1001-1008.

［7］ 何登發(fā)，馬永生，劉波，等. 中國(guó)含油氣盆地深層勘探的主要進(jìn)展與科學(xué)問(wèn)題［J］. 地學(xué)前緣，2019 ，26（1）： 1-12.

He Dengfa，Ma Yongsheng，Liu Bo，et al. Main advances and key issues for deep-seated exploration in petroliferous basins in China［J］. Earth Science Frontiers，2019 ，26（1）： 1-12.

［8］ 王濡岳，胡宗全，董立，等. 頁(yè)巖氣儲(chǔ)層表征評(píng)價(jià)技術(shù)進(jìn)展與思考［J］. 石油與天然氣地質(zhì)，2021，42 （1）： 54-65.

Wang Ruyue，Hu Zongquan，Dong Li，et al. Advancement and trends of shale gas reservoir characterization and evaluation［J］. Oil & Gas Geology，2021，42 （1）： 54-65.

［9］ 郭旭升，胡東風(fēng)，魏祥峰，等. 四川盆地焦石壩地區(qū)頁(yè)巖裂縫發(fā)育主控因素及對(duì)產(chǎn)能的影響［J］. 石油與天然氣地質(zhì)，2016，37 （6）： 799-808.

Guo Xusheng，Hu Dongfeng，Li Yuping，et al. Main controlling factors on shale fractures and their influences on production capacity in Jiaoshiba area，the Sichuan Basin［J］. Oil & Gas Geology，2016，37 （6）： 799-808.

［10］王濡岳，胡宗全，劉敬壽，等. 中國(guó)南方海相與陸相頁(yè)巖裂縫發(fā)育特征及主控因素對(duì)比——以黔北岑鞏地區(qū)下寒武統(tǒng)為例［J］. 石油與天然氣地質(zhì)，2018，39（4）： 631-640.

Wang Ruyue，Hu Zongquan，Liu Jingshou，et al. Comparative analysis of characteristics and controlling factors of fractures in marine and continental shales： A case study of the Lower Cambrian in Cengong area，northern Guizhou Province［J］. Oil & Gas Geology，2018，39（4）： 631-640.

［11］田鶴，曾聯(lián)波，徐翔，等. 四川盆地涪陵地區(qū)海相頁(yè)巖天然裂縫特征及對(duì)頁(yè)巖氣的影響［J］. 石油與天然氣地質(zhì)，2020，41 （3）： 474-483.

Tian He，Zeng Lianbo，Xu Xiang，et al. Characteristics of natural fractures in marine shale in Fuling area，Sichuan Basin，and their influence on shale gas［J］. Oil & Gas Geology，2020，41 （3）： 474-483.

［12］董大忠，施振生，孫莎莎，等. 黑色頁(yè)巖微裂縫發(fā)育控制因素——以長(zhǎng)寧雙河剖面五峰組—龍馬溪組為例［J］. 石油勘探與開(kāi)發(fā)，2018，45 （5）： 763-774.

Dong Dazhong，Shi Zhensheng，Sun Shasha，et al. Factors controlling microfractures in black shale： A case study of Ordovician Wufeng Formation-Silurian Longmaxi Formation in Shuanghe Profile，Changning area，Sichuan Basin，SW China［J］. Petroleum Exploration and Development，2018，45 （5）： 763-774.

［13］王濡岳，龔大建，丁文龍，等. 上揚(yáng)子地區(qū)下寒武統(tǒng)牛蹄塘組頁(yè)巖儲(chǔ)層脆性評(píng)價(jià)：以貴州岑鞏區(qū)塊為例［J］. 地學(xué)前緣，2016，23 （1）： 87-95.

Wang Ruyue，Gong Dajian，Ding Wenlong，et al. Brittleness evaluation of the Lower Cambrian Niutitang shale in the Upper Yangtze region： A case study in the Cengong block，Guizhou province［J］. Earth Science Frontiers，2016，23 （1）： 87-95.

［14］周彤，陳銘，張士誠(chéng)，等. 非均勻應(yīng)力場(chǎng)影響下的裂縫擴(kuò)展模擬及投球暫堵優(yōu)化［J］. 天然氣工業(yè)，2020，40 （3）： 82-91.

Zhou Tong，Chen Ming，Zhang Shicheng，et al. Simulation of fracture propagation and optimization of ball-sealer in-stage diversion under the effect of heterogeneous stress field in a horizontal well［J］. Natural Gas Industry，2020，40 （3）： 82-91.

［15］胡宗全，杜偉，劉忠寶，等. 頁(yè)巖氣源儲(chǔ)耦合機(jī)理及其應(yīng)用［M］. 北京：地質(zhì)出版社，2018： 1-38.

Hu Zongquan，Du Wei，Liu Zhongbao，et al. Source-reservoir coupling mechanisms and its application of shale gas［M］. Beijing： Geological Publishing House，2018： 1-38.

［16］何治亮，胡宗全，聶海寬，等. 四川盆地五峰組—龍馬溪組頁(yè)巖氣富集特征與“建造—改造”評(píng)價(jià)思路［J］. 天然氣地球科學(xué)，2017，28（5）： 724-733.

He Zhiliang，Hu Zongquan，Nie Haikuan，et al. Characterization of shale gas enrichment in the Wufeng-Longmaxi Formation in the Sichuan Basin and its evaluation of geological construction-transformation evolution sequence［J］. Natural Gas Geoscience，2017，28 （5）： 724-733.

［17］王濡岳，丁文龍，龔大建，等. 渝東南—黔北地區(qū)下寒武統(tǒng)牛蹄塘組頁(yè)巖裂縫發(fā)育特征與主控因素［J］. 石油學(xué)報(bào)，2016，37 （7）： 832-845，877.

Wang Ruyue，Ding Wenlong，Gong Dajian，et al. Development characteristics and major controlling factors of shale fractures in the Lower Cambrian Niutitang Formation，southeastern Chongqing-northern Guizhou area［J］. Acta Petrolei Sinica，2016，37 （7）： 832-845，877.

［18］范存輝，李虎，鐘城，等. 川東南丁山構(gòu)造龍馬溪組頁(yè)巖構(gòu)造裂縫期次及演化模式［J］. 石油學(xué)報(bào)，2018，39 （4）： 379-390.

Fan Cunhui，Li Hu，Zhong Cheng，et al. Tectonic fracture stages and evolution model of Longmaxi Formation shale，Dingshan structure，Southeast Sichuan［J］. Acta Petrolei Sinica，2018，39 （4）： 379-390.

［19］ Zeng L，Lyu W，Li J，et al. Natural fractures and their influence on shale gas enrichment in Sichuan Basin，China［J］. Journal of Natural Gas Science and Engineering，2016，30： 1-9.

［20］高鍵，何生，易積正. 焦石壩頁(yè)巖氣田中高密度甲烷包裹體的發(fā)現(xiàn)及其意義［J］. 石油與天然氣地質(zhì)，2015，36 （3）： 472-480.

Gao Jian，He Sheng，Yi Jizheng. Discovery of high density methane inclusions in Jiaoshiba shale gas field and its significance［J］. Oil & Gas Geology，2015，36 （3）： 472-480.

［21］席斌斌，騰格爾，俞凌杰，等. 川東南頁(yè)巖氣儲(chǔ)層脈體中包裹體古壓力特征及其地質(zhì)意義［J］. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2016，38 （4）： 473-479.

Xi Binbin，Borjigin Tenger，Yu Lingjie，et al. Trapping pressure of fluid inclusions and its significance in shale gas reservoirs，southeastern Sichuan Basin［J］. Petroleum Geology & Experiment，2016，38 （4）： 473-479.

［22］王濡岳，聶海寬，胡宗全，等. 壓力演化對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層的控制作用——以四川盆地五峰組—龍馬溪組頁(yè)巖為例［J］.天然氣工業(yè)，2020，40 （10）： 1-11.

Wang Ruyue，Nie Haikuan，Hu Zongquan，et al. Controlling effect of pressure evolution on shale gas reservoirs： A case study of the Wufeng–Longmaxi Formation in the Sichuan Basin. Natural Gas Industry，2020，40 （10）： 1-11.

［23］ Zhang Jianguo，Jiang Zaixing，Wang Siqi，et al. Bedding-parallel calcite veins as a proxy for shale reservoir quality［J］. Marine and Petroleum Geology，2021，127，104975.

［24］杜偉，胡宗全，劉光祥，等. 四川盆地及周緣上奧陶統(tǒng)五峰組巖相特征［J］. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2020，42 （3）： 398-404.

Du Wei，Hu Zongquan，Liu Guangxiang，et al. Lithofacies of Upper Ordovician Wufeng Formation in Sichuan Basin and its periphery［J］. Petroleum Geology & Experiment，2020，42 （3）： 398-404.

［25］馬軍. 頁(yè)巖裂縫成因及其對(duì)含氣性影響——以渝東南地區(qū)陽(yáng)春溝構(gòu)造帶五峰—龍馬溪組為例［J］. 油氣藏評(píng)價(jià)與開(kāi)發(fā)，2020，10 （3）： 126-134.

Ma Jun. Origin of shale fractures and its influence on gas-bearing properties： A case study of Wufeng-Longmaxi Formation in Yangchungou structural belt in southeast Chongqing［J］. Reservoir Evaluation and Development，2020，10 （3）： 126-134.

［26］ Laubach S E，Olson J E，Gross M R. Mechanical and fracture stratigraphy［J］. AAPG Bulletin，2009，93 （11）： 1413-1426.

［27］ Xu X，Zeng L，Tian H，et al. Controlling factors of lamellation fractures in marine shales： A case study of the Fuling area in eastern Sichuan Basin，China［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering，2021，207，109091.

［28］魏祥峰，李宇平，魏志紅，等. 保存條件對(duì)四川盆地及周緣海相頁(yè)巖氣富集高產(chǎn)的影響機(jī)制［J］. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2017，39 （2）： 147-153.

Wei Xiangfeng，Li Yuping，Wei Zhihong，et al. Effects of preservation conditions on enrichment and high yield of shale gas in Sichuan Basin and its periphery［J］. Petroleum Geology & Experiment，2017，39（2）： 147-153.

［29］王濡岳，丁文龍，龔大建，等. 黔北地區(qū)海相頁(yè)巖氣保存條件——以貴州岑鞏區(qū)塊下寒武統(tǒng)牛蹄塘組為例［J］. 石油與天然氣地質(zhì)，2016，37（1）： 45-55.

Wang Ruyue，Ding Wenlong，Gong Dajian，et al. Gas preservation conditions of marine shale in northern Guizhou area： A case study of the Lower Cambrian Niutitang Formation in the Cen'gong block，Guizhou Province［J］. Oil & Gas Geology，2016，37 （1）： 45-55.

［30］包漢勇，張柏橋，曾聯(lián)波，等. 華南地區(qū)海相頁(yè)巖氣差異富集構(gòu)造模式［J］. 地球科學(xué)，2019，44 （3）： 993-1000.

Bao Hanyong，Zhang Boqiao，Zeng Lianbo，et al. Marine shale gas differential enrichment structure models in South China［J］. Earth Science，2019，44 （3）： 993-1000.

［31］劉安，周鵬，陳孝紅，等. 運(yùn)用方解石脈包裹體和碳氧同位素評(píng)價(jià)頁(yè)巖氣保存條件——以中揚(yáng)子地區(qū)寒武系為例［J］. 天然氣工業(yè)，2021，41 （2）： 47-55.

Liu An，Zhou Peng，Chen Xiaohong，et al. Evaluation of shale gas preservation conditions using calcite vein inclusions and C/O isotopes： A case study on the Cambrian strata of Middle Yangtze area［J］. Natural Gas Industry，2021，41 （2）： 47-55.

［32］何希鵬，何桂松，高玉巧，等. 渝東南盆緣轉(zhuǎn)換帶常壓頁(yè)巖氣地質(zhì)特征及富集高產(chǎn)規(guī)律［J］. 天然氣工業(yè)，2018，38（12）： 1-14.

He Xipeng，He Guisong，Gao Yuqiao，et al. Geological characteristics and enrichment laws of normal-pressure shale gas in the basin-margin transition zone of SE Chongqing［J］. Natural Gas Industry，2018，38（12）： 1-14.

［33］ Wang Ruyue，Hu Zongquan，Long Shengxiang，et al. Differential characteristics of the Upper Ordovician-Lower Silurian Wufeng-Longmaxi shale reservoir and its implications for exploration and development of shale gas in/around the Sichuan Basin［J］. Acta Geologica Sinica （English edition），2019，93 （3）： 520-535.

［34］陸亞秋，梁榜，王超，等. 四川盆地涪陵頁(yè)巖氣田江東區(qū)塊下古生界深層頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)實(shí)踐與啟示［J］. 石油與天然氣地質(zhì)，2021，42（1）： 241-250.

Lu Yaqiu，Liang Bang，Wang Chao，et al. Shale gas exploration and development in the Lower Paleozoic Jiangdong block of Fuling gas field，Sichuan Basin［J］. Oil & Gas Geology，2021，42（1）： 241-250.

［35］王丹，王維旭，朱炬輝，等. 四川盆地中淺層龍馬溪組頁(yè)巖儲(chǔ)層改造技術(shù)［J］.斷塊油氣田，2019，26 （3）：350-354.

Wang Dan，Wang Weixu，Zhu Juhui，et al. Stimulation technology of medium-shallow shale gas in Longmaxi Formation of Sichuan Basin［J］. Fault-Block Oil and Gas Field，2019，26 （3）： 350-354.

［36］龍勝祥，馮動(dòng)軍，李鳳霞，等. 四川盆地南部深層海相頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)前景［J］. 天然氣地球科學(xué)，2018，29 （4）： 443-451.

Long Shengxiang，F(xiàn)eng Dongjun，Li Fengxia，et al. Prospect of the deep marine shale gas exploration and development in the Sichuan Basin［J］. Natural Gas Geoscience，2018，29 （4）： 443-451.

［37］胡大梁，郭治良，李果，等. 川南威榮氣田深層頁(yè)巖氣水平井鉆頭優(yōu)選及應(yīng)用［J］. 石油地質(zhì)與工程，2019，33 （5）： 103-106.

Hu Daliang，Guo Zhiliang，Li Guo，et al. Bit optimization and application of deep shale gas wells in Weirong gas field of southern Sichuan basin［J］. Petroleum Geology & Engineering，2019，33 （5）： 103-106.

［38］曹學(xué)軍，王明貴，康杰，等. 四川盆地威榮區(qū)塊深層頁(yè)巖氣水平井壓裂改造工藝［J］. 天然氣工業(yè)，2019，39 （7）：81-87.

Cao Xuejun，Wang Minggui，Kang Jie，et al. Fracturing technologies of deep shale gas horizontal wells in the Weirong Block，southern Sichuan Basin［J］. Natural Gas Industry，2019，39 （7）：81-87.

Characteristics of fractures and their significance for reservoirs in Wufeng-Longmaxi shale，Sichuan Basin and its periphery

Wang Ruyue1，2，3，Hu Zongquan1，Zhou Tong1，Bao Hanyong4，Wu Jing5，Du Wei1，He Jianhua6，Wang Pengwei1，Chen Qian1

［1，，100083，；2，100083，；3，，100083，；4，，，430223，；5，，，266500，；6，，，610059，］

An integration of core and scanning electron microscopy （SEM） observation，F(xiàn)MI logging，and physical property analysis，is applied to discuss the types，characteristics and distribution of fractures and their effects on gas enrichment and preservation in the shale of Wufeng Formation-Longmaxi Formations in the Sichuan Basin and on it speriphery. The results show that：（1） the development of shale fractures results from a combination of factors including sedimentation，diagenesis，tectonic and pressure evolution. Low angle slip fractures and bedding-parallel fractures at low level of filling are conducive to reservoir porosity and permeability development. High angle fractures and horizontal interlayer fractures are usually fully filled，leading to low effectiveness as fluid pathways. The modification of low angle fractures on the layer-transecting capacity of high angle fractures is of great significance to the enrichment and preservation of shale gas. （2） The micro-fractures of shale are mainly non-structural. The upper organic-lean interval with high clay mineral content，is of low developmental degree of bedding-parallel and large-scale inter-layer micro-fractures； instead，the small-scale inter-clay particle micro-fractures are well-developed. In this case，the new hychaulic fracturing technologies of dense cluster spacing and high proppant concentration should be adopted to improve fracture network-controlled reserves. However，the bedding-parallel fractures，interlayer micro-fractures and rigid grain-edge fractures with weak mechanical properties are abundant in the lower siliceous shale interval； in addition，the coexistence of intensive low angle fractures and small-scale high angle fractures results in a favorable natural fracture network system. （3） The permeability of the bedding-parallel fractures and interlayer micro-fractures in shale intervals of shallow to middle burial depth，is significantly higher than that of the matrix，favorable for reservoir stimulation and seepage of shale gas. In contrast，permeability of fractures and matrix are both low and roughly equivalent for shale intervals of deep burial. Therefore，the reservoir seepage ability and hychaulic fracturing effect are essential factors for efficient development of deep shale gas.

productivity，physical property，preservation，fracture，shale gas，Wufeng-Longmaxi Formations，Sichuan Basin

TE122.2

A

0253-9985（2021）06-1295-12

10.11743/ogg20210605

2021-07-26；

2021-10-08。

王濡岳（1990—），男，博士、高級(jí)工程師，非常規(guī)油氣地質(zhì)與油氣勘探規(guī)劃。E?mail： wry1990@vip.qq.com。

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（41902134，42172165）；中國(guó)石油化工股份有限公司科技開(kāi)發(fā)部項(xiàng)目（P20046-1）。

（編輯 張玉銀）