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中国页岩气资源十分丰富，随着开采力度的持续加大，页岩气勘探开发技术日趋成熟，在部分地区已实现商业开发，勘探潜力显著［1-4］。四川盆地南部海相志留系龙马溪组页岩一直是我国页岩气勘探开发的重点目标，经过10余年勘探开发，先后建成了长宁、威远、昭通和涪陵等国家级页岩气示范区［5-6］。X井区属于泸州区块，位于川西南低陡构造带，油气资源基础较好，开发潜力巨大。自2020年开始相关勘探工作，至2024年进入产能建设等实质性开发阶段，并预计在2030年底达产100亿方。X井区页岩气资源前景广阔，研究区现有研究多聚焦于页岩气富集条件、构造特征、储层特征等方面［7-8］，而针对该区深层构造演化背景下页岩气保存条件的研究相对缺乏，对不同构造单元、断裂尺度的保存差异的认识尚不够系统深入，这也是影响页岩气勘探开发的重要因素。

因此，本文以川南X井区龙马溪组页岩为研究对象，分析其构造特征、断裂体系、页岩埋深、地层压力等因素对该区页岩气保存条件的影响，对研究区页岩气保存条件进行综合评价并划分有利区进行预测，为后续生产实践提供支撑。

1 区域地质背景

四川盆地位于扬子台地的西北缘，是在扬子古板块、克拉通台地基础上形成和发展起来的叠合型盆地［8-11］。盆地内发育川南低陡构造带、川北低缓构造带、川中平缓构造带等6个构造区［12-13］。川南地区位于川东高陡褶皱带，受龙门山逆冲推覆构造带、大凉山压扭构造带、大娄山断褶带、江南雪峰断褶带共同作用发育隔挡式褶皱构造，呈现多方向、多力源、多期次构造变形叠加特征。四川盆地发育了6组海相、海陆过渡相和陆相烃源岩。其中，上奥陶统五峰组至下志留统龙马溪组海相黑色页岩沉积于奥陶纪晚期冰期之后，海平面上升背景下的陆棚、海湾或陆表海，厚度大且分布广，是勘探开发的重点层位[14]。泸州地区处于川东南帚状褶皱构造带内，X井区位于泸州地区南部，帚状构造尾部，构造活动相对复杂，呈现相对低幅度宽缓背斜和宽缓向斜的整体格局。

2 构造特征

2.1 构造类型及样式

含油气盆地内主要构造样式有伸展构造、收缩构造、走滑构造和叠加构造，构造样式体现了构造作用的强弱，不同构造样式对油气保存条件的控制作用具有明显差异性[15]。构造对油气保存的有利作用在于形成圈闭、改善储层，但若构造活动剧烈可能会导致圈闭封闭性破坏、地层破碎及断裂贯通性增强。

泸州地区主要发育4套断裂体系，即基底高陡近直立走滑断层、寒武系内部滑脱派生并错断晚奥陶世五峰组地层的断裂系、志留系滑脱层派生并错断二叠系至三叠系层间断裂系、以及三叠系滑脱派生的层间微错断裂系，构造变形因受多套滑脱层影响，具有明显上、下解耦特征，即深部变形强度弱，浅部变形强度增强。X井区主体构造特征继承了其北部隔挡式褶皱构造格局，发育数个低陡背斜和宽缓向斜，但构造变形强度较弱。构造样式主要为收缩构造和走滑构造两种，发育对冲式、叠瓦式逆冲断裂系和“Y”型、同向反“Y”型组合。深部寒武系内部滑脱层派生断层活动在研究区背斜及斜坡区五峰组至二叠系附近形成叠瓦状逆冲断裂系及小型“Y”及反“Y”型断裂系，与基底发育的“正花状”走滑断裂系共同构成高陡褶皱及断层破碎带，破坏了气藏的封闭性与完整性，对页岩气保存不利；而研究区向斜处构造改造弱，深部页岩层隐伏构造较稳定，且封闭环境好，具有较好的保存条件（图1）。

图 1 X井区构造样式示意图

Figure 1 Schematic diagram of structural style in X well area

2.2 断裂体系

（1） 断裂期次

X井区形成主要经历了印支运动中期、喜山运动早期、喜山中期-现今三个构造演化阶段，主要形成了近EW向、NE向和近SN向断裂。

印支运动中期，受泸州古隆起影响引发近EW向断裂，下寒武统牛蹄塘组泥质页岩因重力滑脱作用限制了断裂的垂向延伸，导致断裂多发育于浅—中层，且以顺层剪切断裂为主，易形成封闭性断裂，减少页岩气逸散。整体而言，该期对页岩气保存无负面作用，未显著破坏早期生烃与聚集，形成的部分裂隙还能成为有效储集空间。

喜山运动早期，青藏高原隆升引发强NW向挤压，促使NE向逆冲—剪切型断裂发育，这类断裂垂向延伸深、开启性强，成为页岩气向上运移的通道。此阶段是页岩气保存的主要破坏期，早期气藏因断裂活动大规模逸散，保存条件恶化，但该期断裂未与其他期次断裂形成广泛连通，气体逸散范围和程度有限。

喜山中期至今，江南雪峰隆起引发研究区近EW向挤压，形成近SN向走滑-逆冲型断裂，这类断裂晚期活动性强、封闭性差，且与前两期断裂交叉连通，进一步加快了气体的逸散。同时，隆起伴随局部地层抬升，导致龙马溪组上覆盖层减薄甚至剥蚀缺失，毛管封闭能力下降，无法阻挡气体逸散，保存条件进一步受损。

（2）断裂走向与最大水平主应力方向夹角

现今最大水平主应力方向与断裂走向的夹角也是控制断裂封闭性、影响页岩气保存条件的关键构造因素，其通过改变断裂面所受剪切应力的大小，直接决定断裂带的开启与封闭状态。二者夹角越大，断裂面承受的剪切应力越小，断裂带不易发生剪切滑移与裂缝开启，封闭性随之提升，当夹角趋近90°时，断裂面受剪切作用最弱，封闭性最佳，能有效阻挡页岩气运移散失，利于页岩气的富集与保存；当二者夹角越小，断裂面所受剪切应力则越大，断裂带更易在应力作用下发生活化开启，形成页岩气运移的优势通道，当夹角趋近0°时，断裂面受剪切作用最强，开启程度最高，页岩气通过断裂带逸散的风险显著增加，页岩气保存条件最差。将研究区最大水平主应力方向与断裂走向的夹角划分为三个等级：当夹角≤30°时，断裂封闭性差，为页岩气保存的不利区间；夹角介于30°～45°时，断裂封闭性一般，对页岩气保存的影响中等；夹角＞45°时，断裂封闭性较好，为页岩气保存的有利区间。X井区现今最大水平主应力方向分布在85～125°，主要为近EW向102°左右，研究区近EW向断裂与该最大水平主应力方向夹角普遍较小，封闭性差，对保存不利；而NE和SN向断裂封闭性较好，对保存有利。

（3）断层级别

X井区主要发育NE向、EW向和SN向3组断层。按照断层断开地层，断距以及断层延伸长度等参数，将X井区的断层划分为4个级别：Ⅰ级断层为向上断至地表的大断层，向下断开寒武系，断层上下盘落差大于300m、断层延伸长度超过30km，控制着研究区构造格局；Ⅱ级断层向上断开至二叠系或三叠系，断层上下盘落差一般在100m～300m，平面延伸长度较长，断层长度多介于10～30km；Ⅲ级断层向上断开志留系内部地层，断层上下盘落差一般在40m～100m，断层长度3-10km；Ⅳ级断层一般只断开龙马溪组地层，断层上下盘落差20m～40m，断层长度小于3km。通常Ⅰ级断层和Ⅱ级断层因断至地表或破坏盖层，成为页岩气的逸散通道，对页岩气保存极为不利。经统计研究区内Ⅰ级断层不发育，中部为北东向褶皱向东西向褶皱构造转换带，断层方向发生明显偏转，南部向斜内Ⅲ、IV级小断层更发育。由相关性分析可知（图2），单井距Ⅱ级断层距离与含气量呈较强的正相关，即距Ⅱ级断层距离越大，单井含气量越高，说明Ⅱ级断层对页岩气保存不利。当距Ⅱ级断层距离在1km左右时，含气量明显降低，而当距离增大至2km后，含气量增长趋于稳定，因此认为Ⅱ级断层对周边1km范围内页岩气保存条件的破坏作用最大。而单井距Ⅲ级断层的距离与含气量相关性微弱，对页岩气保存影响较小，距Ⅳ级断层距离与含气量无相关性。

图 2 单井距不同级别断层距离与含气量相关性图

Figure 2 Correlation diagram of distance from a single well to faults of different levels versus gas content

2.3 裂缝发育特征

通过岩心观测、成像测井和扫描电镜等手段，明确研究区内主要发育构造成因裂缝，裂缝类型以剪切缝为主，其次为滑脱缝、构造压溶缝和页理缝，少量发育张性缝。裂缝开度较小，以小于2mm为主，延伸长度多小于10cm，少数高角度剪切缝延伸长度可达1m，充填情况以方解石全充填为主，裂缝倾角主要集中于0°～15°及75°～90°。

X井区裂缝发育对页岩气保存条件的影响受构造分区与裂缝展布特征的控制。研究区背斜及断裂带处裂缝大量发育，且高角度缝占比较大，开度多介于0.3～10mm，充填物以方解石为主，可见少量半充填裂缝，连通性较强，易形成页岩气逸散通道；而向斜区构造应力较弱，裂缝发育程度较低，水平缝占比增加，多为顺层充填的滑脱缝，对页岩气保存破坏作用较小。本次研究耦合相干、曲率、似然体三种裂缝预测属性，结合裂缝长度、单位面积裂缝条数、裂缝方向及地震曲率阈值，建立地震预测天然裂缝分类方案：将裂缝划分为三类，其中网状缝对应裂缝长度小于2km、曲率阈值小于0.2、面密度小于3条/2km2、裂缝方向大于2个/2km2，主要发育于X13-X14井、X12井、X18井及X19井附近等宽缓向斜和斜坡区，该类裂缝以小规模、多方向的层间缝、低角度缝为主，发育程度低、规模小，多为充填缝，仅在局部改善储集空间，对气藏封闭性破坏弱，因此页岩气保存条件好；单向缝对应裂缝长度大于2km、曲率阈值0.2～0.3、面密度大于3条/2km2、裂缝方向小于等于2个/
2km2，断层或断裂带对应裂缝长度大于2km、曲率阈值大于0.3，二者主要发育于X01井、X25井、X26井及X24井附近等中部构造转换带及南部窄陡构造区，该类裂缝以高角度、大尺度构造缝为主，未充填缝占比高、连通性强，易与小型断层连通形成渗流网络，破坏储层封闭性导致气体逸散，对页岩气保存不利。

3 保存条件分析

3.1 页岩埋深

页岩埋藏深度与页岩气保存条件可总结为呈“倒U型”关联［16-18］。埋深过浅时，因温度不足、盖层封闭性差、构造破坏强，保存条件差；埋深过深时因高温导致气体损耗、超压可能破坏封闭，保存条件下降。四川盆地页岩气层埋深普遍较深，页岩气保存的最佳埋藏深度一般介于3000～4500m。X井区整体埋深介于3400～4900m，埋深变化与川南帚状构造的延伸展布方向大致一致，自东北向西南逐渐增大，整体页岩气保存条件较好，其中处于研究区中部的向斜区埋深适中，保存条件最佳。

3.2 地层压力

地层压力是控制页岩气保存与富集的核心动力学参数，通常压力系数大于1.2为超压环境，超压通过强化气体吸附、抑制气体运移，有效减少页岩气散失［19-20］。对研究区10口井的压力系数与含气量进行线性回归分析得出相关系数R2=0.543，呈显著正相关，表明地层压力越大，含气量越高。压力系数较低的X01井（1.91）含气量仅为4.9m3/t；随压力系数升高至2.1～2.2区间，X12井（2.2）、X13井（2.18）、X18井（2.11）含气量分别为7.3m3/t、7.2m3/t、8.2m3/t，整体呈上升趋势；当压力系数进一步提升至2.2以上时，X16井（2.25）、X02井（2.24）、X26井（2.31）含气量分别达到9.3m3/t、9.1m3/t、8.4m3/t，构成研究区含气量的高值段。X井区地层压力系数整体介于1.91～2.31，处于强超压状态，对页岩气保存
有利。

4 保存有利区优选

4.1 有利区评价指标

综合本次研究中研究区构造特征、页岩埋深、压力系数和顶底板条件等因素，结合研究区生产实际及邻区的相关经验，建立了7个参数评价指标（表1），对X井区页岩气保存条件进行综合评价，划分出3类有利区，Ⅰ类区为研究区页岩储层最有利勘探区，Ⅱ类区较为有利，Ⅲ类区为页岩气富集一般区。

表 1 X井区页岩气保存条件评价指标（部分指标参考文献［21-22］）

Table 1 Evaluation indicators for shale gas preservation conditions in X well area

4.2 保存有利区优选

页岩气保存Ⅰ类有利区主要集中分布于井区中部X13-X15-X16井一带，西部X12井和东部X18井、X19井附近也有分布，远离大断裂带；Ⅱ类有利区分布于中西部X01-X17-X26井一带和西部X02井附近；Ⅲ类有利区主要沿大断裂带分布。

5 结论

（1）研究区构造样式对页岩气保存的控制作用显著，背斜及斜坡区发育叠瓦状逆冲、“Y”型、反“Y”型断裂系，叠加基底走滑断层，破坏气藏封闭完整性，不利于页岩气保存；向斜区构造改造弱、深部地层稳定，封闭环境良好，为页岩气保存的有利构造单元。

（2）研究区发育的印支期近EW向断裂在地质历史中对气藏破坏有限，但在现今应力场下封闭性差，不利于保存；喜山期NE向、SN向断裂虽为历史主要破坏期次，但现今封闭性好，利于页岩气保存。Ⅱ级断层对周边1km范围内保存条件的破坏最强烈，Ⅲ、Ⅳ级小断层影响微弱。

（3）裂缝发育受构造控制，向斜区以网状缝为主，裂缝密度低、规模小，保存条件优良；背斜及断裂带发育与小断层伴生的单向缝，裂缝密度高、连通性强，易构成气体逸散通道，保存条件差。

（4）综合评价指标将研究区划分为3类保存有利区。Ⅰ类有利区主要集中分布于井区中部X13-X15-X16井一带，西部X12井和东部X18井、X19井附近也有分布，远离大断裂带；Ⅱ类有利区分布于中西部X01-X17-X26井一带和X02井附近；Ⅲ类有利区主要沿大断裂带分布。

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