奥陶系五峰组—志留系龙马溪组是川南地区页岩气勘探开发的主要层位^[1-3]，具有高有机碳（TOC）含量、高有效厚度、高成熟度、高脆性矿物含量、高含气量的“五高”特点^[4]。目前在川南地区围绕该套页岩已建成长宁—昭通页岩气示范区、威荣气田、泸州页岩气区等，已探明页岩气资源量为33.19×10¹² m³，探明率为9.4%，勘探潜力巨大^[5]。学者们对川南五峰组—龙马溪组海陆过渡相页岩气进行了大量的研究，在页岩气富集主控因素研究方面取得了一系列成果，如：①“二元富集”理论^[6]认为气体的生成和储集是页岩气富集的基础，保存条件是页岩气形成和富集的关键因素；②深水陆棚的古环境是优质页岩形成的基础，小尺度裂缝提高了页岩气的聚集和成藏能力，适度抬升和构造变形是页岩气得以有效保存的关键^[7]；③“慢热低熟，构造缓抬”理论^[8]认为有机质热演化程度或演化速率较低，构造缓慢抬升的区域更有利于页岩气长期富集保存，并提出了“沉积控源、成岩控储、构造控保”的富集模式。④“沉积控气、超压控产”理论^[9]认为沉积条件控制着优质页岩的规模及生气能力，是页岩气有效气源供给的必要条件，孔、缝的发育是气体储集空间的保证，封闭性好的顶、底板条件以及超压环境是页岩气高产的重要条件，并指出川南地区龙马溪组页岩气富集区位于构造稳定的深水陆棚相。整体而言，学者们对川南地区五峰组—龙马溪组的研究核心以“成烃、成储、成藏”为主线^[10-13]，这些研究成果很好地指导了该区页岩气的勘探开发，然而，针对宁西地区的研究较少，目前学者们对比了宁西地区与长宁、泸州地区页岩气地质条件^[10]，认为该地区具备页岩气成藏的天然优势^[11]，结合磷灰石裂变径迹及流体分析划分了不同成藏阶段^[12]，但对五峰组—龙马溪组页岩气富集及主控因素缺乏系统分析，特别是在断层对页岩气富集的影响方面的研究更显不足。

基于岩心观测、实验测试资料、地球物理解释成果及生产动态资料等，对四川盆地宁西地区五峰组—龙马溪组烃源岩特征、储层特征进行分析，从源-储配置、构造-热演化史、断层发育、裂缝系统等4个方面分析页岩气富集的主控因素，以期为该地区页岩气的下一步勘探评价提供参考。

宁西地区位于四川盆地西南部，处于川西南低褶皱带、峨眉—瓦山块断带与娄山断褶带的交汇部位，区域上从南到北主要划分为EW向展布的盐津背斜区、NEE向展布的罗场向斜区、NE向展布的田村背斜区、NE向展布的双龙向斜区，总体上表现为宽缓向斜与紧闭背斜相间排列的隔档式褶皱（图 1a）。背斜区构造变形强烈，地层倾角大，地表出露二叠系、三叠系及志留系，大量与构造线斜交的小型断层控制着背斜形态与平面展布；向斜区地层平缓、构造变形弱，地表主要出露侏罗系及少量白垩系。研究区褶皱与断层方位变化大，受多期构造叠加明显，构造行迹复杂，属复杂构造盆缘区。志留系龙马溪组与下伏奥陶系五峰组、上覆石牛栏组均呈整合接触，自下而上分为龙一段和龙二段，龙一段可细分为龙一₁亚段和龙一₂亚段，其中龙一₁亚段为主要产层段。结合岩性及古生物特征，将目的层段五峰组—龙一₁亚段页岩分为5个层段，自下而上依次为五峰组、龙一₁亚段1小层（龙一₁¹）、龙一₁亚段2小层（龙一₁²）、龙一₁亚段3小层（龙一₁³）和龙一₁亚段4小层（龙一₁⁴）^[14]。五峰组深度为3 320~4 660 m，岩性主要为黑色炭质页岩，富含笔石、放射虫等生物^[15]；龙一₁亚段深度为2 965~4 659 m，厚度为79~190 m，岩性主要为黑色炭质页岩、硅质页岩及灰色粉砂质页岩，生物化石较丰富^[16]（图 1b）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 四川盆地宁西地区地表地层特征（a）及五峰组—龙马溪组岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Surface stratigraphic characteristics(a)and stratigraphic column of Wufeng Formation-Longmaxi Formation(b)of Ningxi area in Sichuan Basin

晚奥陶世—早志留世，川南地区受“三隆夹一坳”古地理格局及广泛发育的海侵事件影响^[17-18]，发育滞留式海盆，形成了深水陆棚沉积环境，在五峰组沉积了一套连续厚度大于30 m的富含有机质页岩；龙马溪组沉积期水体逐渐变浅，表现为自下而上（龙一₁¹—龙一₁⁴）沉积物砂质含量增加，岩性逐渐过渡为砂质页岩。通过U/Th值量化分析可以判断水体的氧化还原环境，通常U/Th值大于1.25为还原环境，U/Th值小于1.25为氧化环境^[19-20]。对研究区主要产层段龙一₁亚段页岩进行U/Th值及TOC连井对比可知，龙一₁¹小层中U/Th值大于1.25的页岩连续厚度大于20 m，为滞留缺氧的强还原环境，且对应段TOC值具有明显的突变增大特征（图 2），说明水动力弱的还原环境更有利于有机质的富集；上部龙一₁⁴小层U/Th值为0.75~1.25，整体为氧化环境。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 四川盆地宁西地区过N219—N222—N228—N230井龙马溪组一亚段页岩TOC及U/Th连井对比（剖面位置见图 1a） Fig. 2 Well-tie profile of TOC and U/Th of Shale of Long 11 across wells N219-N222-N228-N230 in Ningxi area, Sichuan Basin

页岩有机质类型、TOC值及成熟度等有机地球化学条件是烃源评价的重要内容。对宁西地区主力产层龙一₁亚段页岩样品进行地球化学特征分析，结果显示：有机质干酪根碳同位素（δ¹³C）为-29.8‰~-26.9‰，有机质组分以腐泥组为主，发育少量藻类体、固体沥青和动物碎屑。其中腐泥无定型体、浮游藻类体和固体沥青的含量依次下降，质量分数分别为72.0%~100.0%（平均值为87.1%），6.0%~21.0%（平均值为11.2%），2.0%~8.2%（平均值为2.4%）。干酪根碳同位素分析及镜质体检测结果显示，该套页岩有机质干酪根类型主要为Ⅰ型。

研究区5口井五峰组—龙一₁亚段TOC测试结果（图 3）显示，TOC值主要为2.23%~7.05%，平均值为3.79%，其中五峰组—龙一₁³的TOC值较高，这4个层段的TOC平均值自下而上依次为3.69%，5.14%，4.04% 和4.36%，生烃潜力良好；龙一₁⁴的TOC值为1.05%~2.23%，平均值为1.74%，生烃潜力相对较差。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 四川盆地宁西地区五峰组—龙马溪组一亚段各层段TOC特征 Fig. 3 Characteristics of TOC of Wufeng Formation to Long 11 in Ningxi area, Sichuan Basin

由于下古生界高成熟烃源岩中不含镜质体，有机质成熟度大小是通过固体沥青与镜质体反射率（R_o）等效换算而来的^[21]，换算结果显示研究区五峰组—龙一₁亚段R_o平均值高于3.0%。烃源岩有机质成熟度一般受地层埋藏深度和地温梯度的共同影响，研究区五峰组—龙一₁亚段埋藏深度为2 600~3 400 m，晚二叠世四川盆地区域性拉张造成地层具有高热流值，平均地温梯度超过35 ℃/km^[22]，结合有机质成熟时期分析认为，该套页岩有机质演化阶段进入高成熟—过成熟阶段，这与二叠纪峨眉山大火成岩省事件相关^[23]。地幔柱活动使宁西地区二叠系沉积了厚度不等（0~180 m）的火山岩，以玄武岩为主。统计区内7口井二叠系玄武岩厚度与龙马溪组页岩有机质成熟度，结果显示二者在一定程度上呈正相关关系，玄武岩厚度一般大于50 m，对应的龙马溪组页岩R_o值均高于3.0%（图 4）。这表明在峨眉山大火成岩省的影响下，地层热流值的升高加快了有机质的成熟。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 四川盆地宁西地区龙马溪组烃源岩热成熟度与二叠系玄武岩厚度相关性分析 Fig. 4 Correlation between thermal maturity of source rocks of Longmaxi Formation and thickness of Permian basalt in Ningxi area, Sichuan Basin

页岩的矿物组分可分为脆性矿物及黏土矿物两大类，不同类型矿物对页岩气储层的作用也不相同，黏土矿物提供大量气体吸附位，有利于吸附气含量的增加，而石英、长石和碳酸盐矿物等脆性矿物含量的变化则主要影响页岩对甲烷的吸附能力，黏土矿物含量越高，页岩气吸附性就越好^[24]。根据宁西地区N211井、N222井和N230井130个页岩样品的X射线衍射分析结果（表 1），五峰组—龙一₁亚段页岩中脆性矿物和黏土矿物的质量分数分别为63.0%~91.3%（平均值为75.2%），7.7%~35.0%（平均值为21.4%）；脆性矿物中石英含量最高，平均质量分数为42.7%，碳酸盐矿物（方解石、白云石）次之，平均质量分数为27.3%，长石和黄铁矿含量较低，平均质量分数仅为5.5% 和2.6%。

表 1(Table 1)

表 1 四川盆地宁西地区3口典型井五峰组—龙马溪组页岩全岩矿物组分统计 Table 1 Statistics of mineral composition of shale whole rock of Wufeng Formation-Longmaxi Formation of three typical wells in Ningxi area, Sichuan Basin 井名 层位 w（矿物）/% 黏土 石英 长石 方解石 白云石 碳酸盐 黄铁矿 脆性矿物 N211 龙一 14 22.8 48.3 13.4 9.8 4.6 14.4 1.1 77.2 龙一 13 19.5 55.9 6.8 9.2 4.7 13.9 3.8 80.5 龙一 12 9.2 55.8 5.7 15.4 10.3 25.7 3.6 90.8 龙一 11 28.7 31.2 8.3 22.2 6.7 28.9 2.9 71.3 五峰组 16.3 32.4 6.2 28.4 13.5 41.9 3.2 83.7 N222 龙一 14 35.0 34.0 15.0 11.0 3.0 14.0 2.0 65.0 龙一 13 33.0 36.0 5.0 15.0 4.0 19.0 3.0 63.0 龙一 12 16.0 44.0 2.0 21.0 13.0 34.0 4.0 84.0 龙一 11 32.0 17.0 2.0 32.0 15.0 47.0 2.0 68.0 五峰组 14.0 22.0 1.0 58.0 4.0 62.0 1.0 86.0 N230 龙一 14 34.2 39.9 7.4 14.9 1.4 15.3 2.2 65.8 龙一 13 15.2 61.2 3.8 10.7 5.5 16.2 3.6 84.8 龙一 12 7.7 53.9 2.2 22.3 9.8 32.1 3.1 91.3 龙一 11 18.3 68.9 2.4 6.9 2.1 9.0 1.4 81.7 五峰组 18.7 39.5 2.0 30.0 5.8 35.8 2.8 82.3 平均 21.4 42.7 5.5 20.4 6.9 27.3 2.6 75.2

下载CSV 表 1 四川盆地宁西地区3口典型井五峰组—龙马溪组页岩全岩矿物组分统计 Table 1 Statistics of mineral composition of shale whole rock of Wufeng Formation-Longmaxi Formation of three typical wells in Ningxi area, Sichuan Basin

本文采用矿物组分法^[25]评价页岩的脆性，即将石英矿物和碳酸盐矿物定义为脆性矿物，将脆性矿物含量占总矿物含量的百分比定义为脆性指数。计算结果显示研究区五峰组—龙一₁亚段页岩的脆性指数较高，单井各层段平均脆性指数一般高于55%。以N219井为例，五峰组—龙一₁亚段5个层段页岩的平均脆性指数自下而上依次为84.4%，73.4%，89.5%，76.5% 和67.8%，整体上表现为自下而上逐渐下降的趋势（图 5）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 四川盆地宁西地区N219井五峰组—龙一1亚段页岩气综合测井解释图 Fig. 5 Comprehensive logging map of shale gas of Wufeng Formation-Long11 of well N219 in Ningxi area, Sichuan Basin

平面上，研究区五峰组—龙一₁亚段页岩脆性指数具有明显的分区分带特点，在N219井、N218井及N230—N211井周围形成脆性指数高值区（脆性指数大于75%），向四周呈环带状减小（图 6）。整体而言，研究区脆性指数较高，在构造运动及压裂改造过程中更容易形成复杂的裂缝网络系统，有利于页岩气的层内聚集和甲烷的解吸。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 四川盆地宁西地区五峰组—龙马溪组页岩储层脆性指数平面分布特征 Fig. 6 Planar distribution characteristics of brittleness index of shale reservoirs of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Ningxi area, Sichuan Basin

页岩微观孔隙类型及孔隙度对层内页岩气的赋存状态及富集具有重要意义。宁西地区典型井五峰组—龙一₁亚段页岩样品的扫描电镜观察结果显示，主要储集空间为有机孔、无机孔和裂缝3类。

（1）有机孔。页岩有机孔包含原生有机孔及生烃收缩孔2种，页岩沉积过程中，有机质随无机矿物堆积形成少量原生孔隙，即原生有机孔；有机质干酪根及固体沥青在热解生烃过程中出现质量亏损，形成了大量的生烃收缩孔^[24]，是页岩储层最主要的孔隙类型之一。受峨眉山地幔柱活动及长期深埋影响，研究区五峰组—龙一₁亚段有机质处于过成熟阶段，有机孔分布广泛，形式多样，多呈圆球形、椭圆形（图 7a），孔径一般为20~80 nm，部分生烃收缩孔的孔径大于600 nm，在后期构造运动及上覆层压力作用下，部分有机孔呈扁平状或不规则状（图 7b）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 四川盆地宁西地区五峰组—龙马溪组储集空间类型及特征 （a）椭圆状、圆状有机孔，N222井，五峰组，4 333.63 m；（b）扁平状有机孔，N231井，龙马溪组，4 654.72 m；（c）粒间孔、粒内溶孔发育，N230井，龙马溪组，3 306.58 m；（d）无机孔发育，见黄铁矿发育，N230井，龙马溪组，3 307.67 m；（e）裂缝，N224井，龙马溪组，2 209.85 m；（f）水平缝，N218井，龙马溪组，4 723.32 m；（g）高角度剪切缝，N219井，龙马溪组，3 958.26 m；（h）高角度剪切缝，见方解石填充，N218井，龙马溪组，4 688.68 m；（i）垂直缝，N230井，龙马溪组，3 299.33 m。 Fig. 7 Reservoir space types and characteristics of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Ningxi area, Sichuan Basin

（2）无机孔。页岩无机孔包括粒间孔及粒内溶孔两大类，研究区五峰组—龙一₁亚段页岩中发育黏土絮状物、微晶球粒矿物、有机质等韧性矿物和石英、长石、黄铁矿等脆性矿物，由于成岩作用及后期受力不平衡而形成了绕矿物发育的粒间孔，以线形、三角形为主，孔径一般较大，以介孔和宏孔为主（图 7c）。页岩在长期埋藏过程中受有机质生烃形成的有机酸及地层流体影响，石英、方解石等矿物颗粒中发育一定量的溶蚀孔，数量较少，多为方形或圆形，部分溶蚀孔直径可达微米级，如N230井五峰组—龙一₁亚段见直径为1.6 μm的无机孔，但数量较少且彼此呈孤立状分布（图 7c，7d），对孔隙度以及页岩气储集空间的贡献较小。

（3）裂缝。受后期多方向、多阶段构造应力作用，研究区五峰组—龙马溪组页岩地层内构造缝大量发育（图 7e），以构造成因的高角度剪切缝和垂直缝为主，偶见水平缝（图 7f—7i）。这些垂直缝及高角度剪切缝具有缝面平直光滑、产状稳定、纵向延伸远的特征，多为方解石填充。高角度缝规模大、穿层现象明显，与层间滑脱缝共同形成立体裂缝网络系统，在提供储集空间的同时还可以促进页岩气的解吸，有利于页岩气在层内富集。然而，当断层发育规模较大，向上沟通顶、底板地层时，这些构造缝会破坏层内封闭环境，成为页岩气逸散的通道。

受沉积成岩、峨眉山大火成岩省及构造演化的综合影响，研究区五峰组—龙马溪组页岩有机质孔隙、高角度剪切缝、层间微裂缝提供了主要的储集空间，这些裂缝与孔隙互相交织成网状，影响着页岩气的富集。

孔隙度是衡量储层储集性能的重要指标^[26]。研究区不同单井页岩样品氦气孔隙度测试结果显示，孔隙度为2.20%~5.30%，平均值为3.84%，五峰组—龙一₁亚段自下而上5个层段的平均孔隙度依次为2.69%，3.55%，3.44%，4.40% 和2.75%（图 8a），龙一₁¹—龙一₁³小层孔隙度更大，有利于页岩气的储集，而五峰组、龙一₁⁴小层的孔隙度相对较小。不同单井页岩孔隙度存在一定差异，以N231井和N230井为例，二者的孔隙度分别为3.08% 和3.21%，N230井孔隙度更大，但孔隙度高值区均位于龙一₁³小层（图 8b，8c）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 四川盆地宁西地区五峰组—龙马溪组孔隙度特征 Fig. 8 Porosity characteristics of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Ningxi area, Sichuan Basin

缺氧、低能的深水陆棚沉积是发育富有机质页岩的最佳环境^[27]，宁西地区五峰组—龙马溪组生烃母质类型较好，Ⅰ型干酪根生油气能力强，TOC平均值大于3.8%，R_o平均值大于3.0%，具备优质烃源岩条件。同时，脆性指数与孔隙度均较高，储集性能较好。以N222井为例（图 9），脆性矿物含量、孔隙度均与TOC值呈正相关关系，且相关程度较高，表明脆性矿物与孔隙度对页岩储层影响较大，高孔隙度及高脆性矿物含量的层段更有利于页岩气的聚集。微观上，储层内发育的纳米级有机孔、无机孔为游离气提供赋存场所，并有微裂缝作为天然的运输通道，对储层连通性和渗透性均具有积极作用。宏观上，当构造作用产生的剪切缝和水平缝倾角较大时，页岩气在纵向上运移概率增大；当剪切缝和水平缝的倾角较小时，不易造成垂向上的逸散，储集条件稳定。综上所述，优质烃源与良好的储集条件为研究区页岩气的富集提供了物质基础。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 四川盆地宁西地区五峰组—龙马溪组TOC与脆性矿物含量（a）和孔隙度（b）相关图 Fig. 9 Relationships of TOC with brittle minerals content(a)and porosity(b)of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Ningxi area, Sichuan Basin

四川盆地五峰组—龙马溪组具有“早期持续深埋、晚期阶段性抬升”的特点，早期的持续埋藏有利于页岩气的热解生烃，后期的构造抬升造成页岩气的调整（二次运移）与散失，构造抬升时间、抬升幅度及断层的发育对页岩气保存非常关键^[28-30]。一般情况下，构造抬升时间晚、抬升幅度小的地区更有利于油气富集，抬升时间越早，页岩接受改造时间越长，页岩气逸散的可能性就越大；地层抬升幅度越小，地层内断层发育的规模越小、级别越小，就越有利于页岩气的层内成藏。

研究区N230井五峰组—龙马溪组构造-热演化-压力演化结果（图 10）显示，奥陶世—中二叠世（465~270 Ma）为持续埋藏阶段，有机质成熟缓慢，整体处于中等成熟阶段，生烃潜力较小；晚二叠世（270~250 Ma），地层埋藏深度快速增加至约4 000 m，同时在峨眉山大火成岩省造成的高热流值情况下，地层温度达到200 ℃，有机质成熟度达到2.0% 以上，进入生烃高峰期，有机质生烃速度及生烃量急速增加，原油大量热裂解成气，天然气不断聚集，地层压力快速积累，地层压力系数也逐渐增加；至晚白垩世（250~66 Ma）压力系数达到最大值2.22，此时埋深大，顶板条件好，页岩气不易向上逸散，富集条件大幅度提升；晚白垩世至今进入持续挤压隆升阶段，地层埋藏深度逐渐降低，尤其始新世—中新世早期（38±2~15.5±3.5 Ma）和中新世晚期（15.5±3.5 Ma）至今的两幕构造运动造山强烈，地层抬升幅度大于2 000 m，地层出露地表遭受严重的剥蚀，地层压力释放加快，由超高压状态快速转变为超压-常压为主，页岩气藏发生运移或散失。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 四川盆地宁西地区N230井五峰组—龙马溪组热演化史（a）、龙马溪组烃源岩生气史（b）及压力演化史（c） Fig. 10 Thermal evolution history(a), gas generation history(b), and pressure evolution history(c)of Wufeng Formation-Longmaxi Formation of well N230 in Ningxi area, Sichuan Basin

研究区五峰组—龙马溪组经历了加里东、海西、印支和喜马拉雅等多期次构造运动改造，页岩气成藏条件非常复杂^[31]，保存条件极为苛刻。断层对五峰组—龙马溪组页岩气富集的影响主要体现在对顶、底板连续性的破坏方面，贯穿顶、底板的断层可以作为页岩气垂向逸散的通道，不同级别断层因类型、规模和连通性等存在差异，对页岩气富集影响程度不同，整体上表现为断层自龙马溪组向上断开层位越多、断距越大，在纵向上岩体破碎带延伸长度就越长，造成储层的封闭性越差，页岩气藏的富集条件也越差。尺度和规模适当的断层不仅对页岩气藏的破坏作用小，所伴生（派生）的天然裂缝还会给页岩气提供存储空间，促进页岩气的解吸，同时也会成为页岩气层内聚集的通道，提高页岩含气性。

目前针对页岩断层分级方式多样，并无统一标准，不同学者根据研究需求所制定的分类方案存在一定的差异^[32]，本次研究在对比现有的断层分级系统基础上，结合研究区断层的发育特征，根据断距大小及断开层位的差异，将断层划分为四级（表 2）。一、二级断层均断开五峰组—三叠系，仅断距大小存在差异，这2类断层均规模大、延伸长、贯穿龙马溪组甚至顶、底板，使得页岩气的富集条件变差；三、四级断层主要在五峰组—龙马溪组页岩地层内发育，未对顶、底板产生实际性破坏，对页岩气富集的破坏作用相对较小，特别是断距小于100 m的四级断层对气藏的破坏作用最小。

表 2(Table 2)

表 2 四川盆地宁西地区五峰组—龙马溪组断层分级标准 Table 2 Classification standard for faults of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Ningxi area, Sichuan Basin 分级 断开层位 断距/m 一级 五峰组—三叠系 > 300 二级 五峰组—三叠系 100~300 三级 五峰组—龙马溪组 100~300 四级 五峰组—龙马溪组 < 100

下载CSV 表 2 四川盆地宁西地区五峰组—龙马溪组断层分级标准 Table 2 Classification standard for faults of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Ningxi area, Sichuan Basin

综合分析研究区单井五峰组—龙马溪组含气量测试结果及钻井、测井、地震等资料发现，断层的级别控制着页岩气的保存，断层发育规模越大，越不利于页岩气的保存，位于一、二级断层及附近的单井含气量均较低，而处于三、四级断层及附近的单井含气量均相对较大。如N218井和N230井五峰组—龙马溪组靠近一级断层，尤其是N218井处于切穿层位多、断距大的断层（F2）上，距离通天断层（F1）较近，同时又靠近田村背斜南端，区域地层变形改造强，井周发育断层密度大，气体沿断层发生强烈逸散使得富集条件差，N218井和N230井测试页岩气质量体积分别为1.8 m³/t和2.7 m³/t，未获得工业气流。N227井和N228井五峰组—龙马溪组主要发育三、四级断层，且断层发育密度小，页岩气质量体积分别为5.9 m³/t和4.3 m³/t。N231井距离一、二级断层较远，距离三级断层相对更近，五峰组—龙马溪组一定范围内不发育次级断层，测试页岩气质量体积为3.2 m³/t，较N218井、N230井含气性好（图 11，图 12）。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 四川盆地宁西地区五峰组—龙马溪组断层级别平面展布 Fig. 11 Planar distribution of fault levels of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Ningxi area, Sichuan Basin

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 四川盆地宁西地区过N218井地震剖面 Fig. 12 Seismic section across well N218 in Ningxi area, Sichuan Basin

多期构造运动中形成的裂缝对高—过成熟页岩气的层内富集尤为重要^[33-35]。构造缝通常与断层相伴生，一般而言，构造活动越强烈，断层发育规模越大，对页岩气富集破坏程度就越大^[36]，而裂缝对页岩气的富集具有双重作用。适度发育的层内裂缝一方面可以作为页岩气的有效存储空间和层内运移通道，有利于游离气量的增加和吸附态天然气的解吸^[37-38]，促进页岩气的层内聚集；另一方面，发育程度适中的层内裂缝使页岩储集层表现为高压或超压，避免了上覆地层对孔隙的压实。裂缝发育程度过高、规模过大，特别是当构造缝与断层相通形成逸散通道时，会造成页岩气的强烈逸散，对页岩气的富集起破坏作用。

地震蚂蚁体属性在清晰识别大型断层的同时，还可以实现对小型断层及裂缝的刻画。研究区五峰组底蚂蚁体属性叠后裂缝预测结果（图 13）显示，裂缝主要分布在西部盆缘一带、N219井以西及N218井以北等地区，总体上围绕一级、二级断层呈不规则条带状展布。结合实际钻井资料，N219井钻井过程中在龙马溪组发生井漏，判断为裂缝型储层，与蚂蚁体剖面解释小型断层发育基本吻合，显示了蚂蚁体刻画的准确性。研究区裂缝发育情况与单井产量具有较好的匹配性，单井所处区域裂缝系统发育程度过高或过低，其产能均较低，而位于裂缝系统适度发育区的单井产量较高。如N230和N218井位于裂缝发育区且距离一级断层近，实测五峰组—龙马溪组地层压力系数普遍低于1.10，页岩气的保存条件差，测试未获得工业气流。位于向斜区的N227和N222井裂缝发育程度适中，实测压力系数大于1.20，适度发育的裂缝沟通了彼此孤立的孔隙，有利于页岩气的层内运移与聚集成藏，这2口井的含气量均较高，页岩气质量体积分别为5.9 m³/t和3.6 m³/t。N211井位于罗场向斜北东部，地层变形改造较弱，区域总体上裂缝发育密度低，气测显示微弱，含气性较差，页岩气质量体积仅有1.6 m³/t。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 四川盆地宁西地区五峰组底蚂蚁体属性叠后裂缝预测 Fig. 13 Prediction of poststack fractures at the bottom ant body properties of Wufeng Formation in Ningxi area, Sichuan Basin

（1）四川盆地宁西地区五峰组—龙马溪组一亚段（龙一₁）优越的生烃条件和储集条件为页岩气藏的形成提供了物质基础；深水陆棚环境下形成了稳定分布的富有机质页岩，干酪根为Ⅰ型，具有埋藏深度适中（2 600~3 400 m）、有机碳含量高（TOC > 3.8%）的特点，有利于页岩气的层内聚集；受峨眉山大火成岩省的影响，有机质页岩成熟时间早（250 Ma），处于过成熟阶段，R_o平均值大于3.0%；优质烃源岩发育于五峰组—龙一₁³小层，而龙一₁⁴小层生烃潜力差。

（2）研究区五峰组—龙马溪组页岩脆性矿物含量高，平均脆性指数高，自下而上呈降低的趋势，但普遍大于55%，有利于后期形成裂缝；纳米级有机孔与无机孔、层间微裂缝以及适量发育的水平缝、低角度缝等保证了页岩气有效的储集空间，且基质物性好，孔隙度为2.20%~5.30%，显示出良好的储集性能，而龙一₁¹—龙一₁³小层孔隙度更大；孔隙度、脆性矿物含量均与TOC呈正相关关系。

（3）研究区五峰组—龙马溪组页岩气属于自生自储，其富集受源-储配置、构造-热演化、断层级别及规模、裂缝发育程度等因素的联合控制；研究区向斜中部构造变形弱，断层发育密度低，裂缝发育程度中等，有利于页岩气的富集，N219井及N231井附近为最有利富集区，而向斜周缘构造变形强度大，断层发育密度大，裂缝极为发育，不利于页岩气富集。