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user: 3. 焦石坝外围构造复杂区不同地区页岩气典型钻井解剖 从川东南地区的勘探实践分析，距离东南部雪峰造山带越近，保存条件总体变差。 盆内隔档式变形带总体保存条件好，富顺、永川及焦石坝构造主体、丁山深部等钻井压力系数都在1.5以上，仅高陡构造主体核部附近保存条件中等；盆缘复杂构造带保存条件复杂保存条件从差到好均有发育，除焦石坝南部复杂构造区除平桥断背斜取得较高的压力系数外，白马复向斜、南天湖斜坡、丁山构造主体、仁怀斜坡等钻井都显示保存条件受到了不同程度的破坏；盆外保存条件总体较差，槽挡转换带宽缓向斜具有中等保存条件，目前在武隆向斜、安场向斜、桑拓坪向斜、安场向斜等取得了一定的发现，但是钻井基本为常压特征；隔槽式构造带保存条件差，目前的钻井均未取得页岩气发现。 (一) 四川盆地外围构造破坏区 四川盆地盆外页岩气探井主要位于残留向斜区，向斜宽缓、埋深越深、断裂越不发育，保存条件则越好。此外，前文述及，越靠近造山带，起始抬升时间越早，页岩气后期遭受破坏作用的时间越长，页岩气保存条件越复杂。 彭水地区 彭页1井、彭页3井井位于川东南彭水区块，目的层为五峰组-龙马溪组页岩气层，其中彭页1井目的层埋藏深度2150 m左右，彭页3井目的层埋深3019 m。彭水地区五峰组-龙马溪组优质页岩发育，其中彭页1井富有机质暗色泥页岩总厚度达103 m，2136~2160 m五峰组-龙马溪组层段现场解吸总含气量为1.3~2.3 m 3 /t。 构造上位于桑柘坪向斜靠近核部位置。彭水区块地质构造属新华构造体系，位于鄂黔武隆起带向四川中台坳下降的斜坡上。晚侏罗世至晚白垩世间的燕山旋回的宁镇运动，以水平挤压为主，形成老厂坪背斜、普子向斜、郁山背斜、桑柘坪向斜、筲箕滩背斜等规模巨大的北北东向褶皱及筲箕滩、七梁子冲断层等伴生断裂(图2)。 彭页1井和彭页3井两口井均为常压，反映了桑柘坪向斜后期保存条件一般，地层压力不足以为页岩气的高产提供足够的能量，分析其原因，是由于桑柘坪向斜位于盆外较强的变形带，多期的构造演化和抬升剥蚀，地层埋深较浅，且目的层段距离剥蚀露头区较近，其中彭页1井距露头区6 km，彭页3井约8 km，容易发生较大规模的侧向逸散，造成了该地区的泄压。而随着埋深和距离剥蚀区距离的增大，彭页3井含气性要优于彭页1井。 (二) 四川盆地盆缘复杂构造区 到目前为止，紧邻四川盆地控盆断裂钻井钻探效果基本都不太理想，显示了控盆断裂对于页岩气保存的破坏影响。典型的钻井有川西南的民页1井和川东南的天页1井，此外川东南盐志1井、利页1井、仁页1井等也同属于紧邻控盆断裂钻井，钻探效果皆不理想。 1) 川西南民页1井 民页1井位于四川盆地川西南屏边复向斜屏边断背斜，目的层位五峰组–龙马溪组优质页岩，目的层埋深3100 m左右，优质页岩厚31.6 m。平均TOC2.61%。实钻页岩层段含气性差。民页1井共钻遇71.0 m/26层油气显示。其中，五峰组–龙马溪组无油气显示层。五峰组–龙马溪组全烃0.08%~1.52%，平均0.45% (受消泡剂影响)；甲烷0.02%~0.313%，平均0.075%。钻井液密度1.56~1.60 g/cm 3 。优质页岩气层段含气量最小值0.029 m 3 /t，最大值0.125 m 3 /t，平均值0.065 m 3 /t。 图2. 彭水地区彭页1井构造位置图 民页1井保存条件不佳的主要原因分析主要为： ① 区域构造改造较强，断裂性质复杂，封闭性不佳 五指山–美姑地区燕山运动以前主要处于拉张应力环境中，形成一系列正断层，燕山晚期–喜山期至今区域应力场转为近东西向挤压剪切应力，在其作用下先期形成的断层(小江断裂、甘洛–昭觉断裂等)反转为逆断层，在产生挤压褶皱的同时形成了一系列新的南北或北北西向的断层。由于断层在不同部位和不同层位，断层走向和现今最大水平主压应力方向都会发生变化，二者夹角相应改变，因此需要分部位、分层位评价断层封闭性。根据以往勘探经验，二者夹角为90˚~67.5˚时封闭性最好，为67.5˚~45˚时封闭性好；为45˚~22.5˚时封闭性较差，为22.5˚~0˚时不具封闭性，可作为渗流通道。 ② 近南北向断裂体系向南部沟通至志留系地层剥蚀区，造成大规模的页岩气散失 三级断裂以NNW向为主，长度13~25 km，断距100~1100 m，主要为二级断裂喜山期重新活动派生断层。且井区周边断裂与东南部志留系博士去相连接，更容易造成页岩气的大规模散失。 ③ 民页1井裂缝尤其是顺层缝发育，区域滑脱作用强烈，页岩气横向散失破坏严重。 成像测井显示，民页1井发育37条高阻缝，其中1~4号层发育高阻缝36条。优势走向为北北西–南南东，倾向为南西西，倾角为43˚~88˚。龙马溪组二段发育1条高导缝，走向为北东东–南西西，倾向为北北西，倾角为33˚。总体显示了高导缝不发育，高阻缝及诱导缝发育的特征(图3、图4)。目前页岩气钻井勘探证实，无论是焦石坝主体构造区、南部复杂构造区以及盆外复杂构造区，高角度裂缝对于页岩气的保存都具有极大的破坏作用。民页1井区五峰组–龙马溪组的张性高角度缝与大量水平缝形成了立体的渗流通道，造成了页岩气的破坏性散失。 尽管高角度缝总体发育不多，但该井水平缝极其发育(岩心统计500条) (图5)，与张性高角度缝组成立体的渗流通道，在断层封闭性能较差的情况下页岩气发生了大规模散失作用，导致现今含气性差。 2) 天页1井 天页1井位于川东南地区川东高陡褶皱带南天湖构造，目的层为下志留统龙马溪组–上奥陶统五峰组页岩。目的层埋深3920 m左右。天页1井优质页岩厚33 m。平均TOC 3.41%。五峰组–龙马溪组全烃 图3. 民页1井断裂体系图 图4. 民页1井龙马溪组高角度缝充填特征 图5. 焦页8-民页1井岩心裂缝统计图 0.01%~0.41%，平均0.19%。钻井液密度1.25~1.41 g/cm 3 。现场含气量测试0.029~0.135 m 3 /t (20个样品)。岩心出筒浸水试验仅底部岩心见少量气泡呈线状逸出，且持续时间短。 天页1井含气性差的主要原因可以总结为以下几点： ① 断裂发育，封盖作用缺失 天页1井井区断裂极其发育(表1)各级次断裂密度可达1条/2 m，发育3条局部断裂，距石柱复向斜边界断裂距离分别为1.99、2.96 km (图6)。局部断裂破坏上部盖层的完整性，可能造成破坏性影响。 ② 断裂封闭性不佳，且沟通了南部露头剥蚀区 现今最大水平主应力与构造单元控制断裂夹角为60˚，显示了北东向断层封闭性较差，南部近东西向断层对井区封闭性可能不佳。天页1井井区断裂大多为北东-南西向，且向南部沟通了志留系露头区，是页岩气散失的重要通道。 天页1井处于石柱复向斜向齐岳山复背斜转换带，高角度裂缝总体不发育，龙马溪组中下部地层中见少量高阻缝，上部见少量高导缝(图7)。但是五峰组上部共发育4层复杂裂缝集中段，缝宽最大可达2 cm以上，发育密度和裂缝规模远强于焦石坝及南部复杂构造区，显示了本区强烈的滑脱作用和断裂改造作用。龙马溪组底部及五峰组顺层缝极为发育，密度可达1条/10 cm，多显擦痕、镜面等层滑特征，且被高角度缝复杂化，显示了本区强烈的滑脱作用和断裂改造作用。 3) 焦石坝南 焦页5井位于位于焦石坝南乌江断裂、白家断裂夹持的鸭江断鼻，优质页岩厚度43 m，平均TOC 3.25%，平均含气量2.5 m 3 /t，地层实测压力系数1.0。显示保存条件一般。分析认为距乌江走滑断裂较近及裂缝发育是页岩气保存不佳的主要原因，焦页5井井口距破坏性断层乌江、白家断裂分别为2.1 km、3.9 km，垂直断距分别为454 m、738 m (图8)。 相较于逆断层，走滑断裂对保存条件破坏更大。焦石坝主体区南部乌江断裂即显示走滑性质，断距距900 m，焦页5井距乌江断裂较近，页岩气逸散较强，压力系数低。焦页5井断裂衍生断层、裂缝发育，不利于页岩气保存。乌江断层所夹持的南部向斜区孔隙度明显下降，且多发生漏失，反应页岩气 图6. 南天湖地区NTH2014-NW8测线地震解释剖面图 Table 1 Fracture statistics of surrounding of Tianye 1 wel 断裂名称 长度(km) 最大断距(m) 距离(km) 性质 备注 齐岳山断层 65 2500 10.7 逆冲 控盆断裂 石柱西断层 33 700 1.99 逆冲 构造边界断裂 石柱东断层 29 1500 2.96 逆冲 构造边界断裂 F4 18.4 400 0 逆冲 构造单元内部断裂 F5 18.9 450 2.24 逆冲 构造单元内部断裂 表1. 天页1井周边断裂统计表 图7. 天页1井成像测井裂缝统计图 图8. 焦页5井构造特征地震剖面 保存条件变差，也反映了呈北西走向的乌江断裂晚期的走滑影响较大，封堵性较差。高角度裂缝和微小断层相对发育，且见到较多未被充填的裂缝(图9)，易于页岩气垂向散失。 焦页8井位于平桥断背斜，优质页岩厚度35.8 m，平均TOC 2.43%，平均含气量3.65 m 3 /t，地层实测压力系数1.65，显示了良好的保存条件。分析认为平桥东西断裂封闭性较好及裂缝不发育是该井保存条件良好的主要原因。 焦页8井井口距平桥西、平桥东断裂分别为2.0、0.74 km，平桥西、平桥东断裂垂直断距分别为680 m、337 m (图10)。 图9. 焦页5井五峰组–龙马溪组FMI裂缝综合解释成果图 图10. 焦页8井构造特征对比地震剖面 构造抬升较晚，与焦石坝主体相似，处于白家断裂带西第一排构造；早期冲断影响大，与焦石坝主体相似，构造走向呈简单的北东向，现今最大主应力方向体现晚期走滑相对较弱，断裂封堵性较好。构造应力简单，也造成高角度裂缝相对不发育，裂缝主要受褶皱作用影响(图11)。边缘断裂封闭性好，顶底板条件好，总体保存条件较好，压力系数1.56。