ISSN 1672-9854
CN 33-1328/P
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海相油气地质 >

2026 , Vol. 31 >Issue 1: 84 - 96

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9854.2026.01.007

勘探评价

昭通示范区太阳浅层页岩气田构造特征及控产因素

  • 王高成 , 1, 2 ,
  • 徐政语 , 2 ,
  • 梁姝君 2 ,
  • 张介辉 2 ,
  • 焦鹏飞 3 ,
  • 姜振学 1 ,
  • 唐协华 2 ,
  • 梅珏 2
展开
  • 1 中国石油大学（北京）
  • 2 中国石油浙江油田公司
  • 3 中国石油勘探开发研究院
  • 4 国家能源页岩气研发（实验）中心
徐政语，教授级高级工程师，主要从事非常规油气地质工作。通信地址：310013浙江省杭州市余杭区五常大道荆山湾路9号； E-mail：

王高成，高级工程师，主要从事南方非常规油气综合地质研究及部署规划工作。通信地址：310013浙江省杭州市余杭区五常大道荆山湾路9号；E-mail：

Copy editor: 韦东晓

收稿日期: 2025-12-04

  修回日期: 2025-12-15

  网络出版日期: 2026-03-12

基金资助

中国石油天然气股份有限公司科技专项“页岩气规模增储上产与勘探开发技术研究”(2023ZZ21)

收起

Structural characteristics and production-controlling factors of the Taiyang shallow shale gas field in the Zhaotong Demonstration Zone

  • WANG Gaocheng , 1, 2 ,
  • XU Zhengyu , 2 ,
  • LIANG Shujun 2 ,
  • ZHANG Jiehui 2 ,
  • JIAO Pengfei 3 ,
  • JIANG Zhenxue 1 ,
  • TANG Xiehua 2 ,
  • MEI Jue 2
Expand
  • 1 China University of Petroleum (Beijing)
  • 2 PetroChina Zhejiang Oilfield Company
  • 3 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development
  • 4 National Energy Shale Gas R&D (Experimental) Center
XU Zhengyu, Professoriate Senior Engineer，focus on comprehensive geological research of unconventional oil and gas in the South China. Add: No.9 Jingshanwan Rd., Hangzhou, Zhejiang 310013, China. E-mail:

WANG Gaocheng, Senior Engineer, engaged in comprehensive geological research and deployment planning of unconventional oil and gas in the South China. Add: No.9 Jingshanwan Rd., Hangzhou, Zhejiang 310013, China. E-mail:

Received date: 2025-12-04

  Revised date: 2025-12-15

  Online published: 2026-03-12

Fold

摘要

针对昭通示范区太阳浅层页岩气田“一井一藏”特征，通过重点剖析主要目的层五峰组—龙马溪组的构造变形特征、页岩储层孔隙演化过程、供烃过程与封闭性之间的耦合关系，明确了气藏富集高产的主控因素。主要取得以下3个方面的成果与认识： ①基于区域“南北分带、东西分块”的格局及断层、褶皱与裂缝等特征，将气田划分为8个页岩气赋存与开发单元。②气藏具有典型的自生自储自封闭特征，连续稳定分布，气驱机制为无边底水弹性气驱。③页岩储层孔隙在经历多期埋藏-隆升以及多期生烃后，现今富气高产主要受后期构造改造强度与封闭保存条件共同控制。气田整体具有“宽缓向斜褶皱区有利于页岩气富集，而窄陡背斜褶皱区页岩气相对贫乏”的成藏模式。新进展明确了供烃-封闭耦合关系对高产的控制作用，并建立了基于构造特征的开发单元划分方案，为下一步定向钻井与工程优化提供了地质依据。

关键词： 构造特征; 孔隙演化; 高产控制因素; 五峰组—龙马溪组; 浅层页岩气; 太阳气田

本文引用格式

王高成 , 徐政语 , 梁姝君 , 张介辉 , 焦鹏飞 , 姜振学 , 唐协华 , 梅珏 . 昭通示范区太阳浅层页岩气田构造特征及控产因素[J]. 海相油气地质, 2026 , 31(1) : 84 -96 . DOI: 10.3969/j.issn.1672-9854.2026.01.007

Abstract

In response to the "one well, one reservoir" characteristics of the Taiyang shallow shale gas fields in the the Zhaotong Demonstration Zone, the main controlling factors for gas enrichment and high production have been clarified by focusing on analyzing the structural deformation features, the pore evolution process of shale reservoirs, and the coupling relationship between hydrocarbon supply processes and sealing capacity of the key target layers (Wufeng Formation-Longmaxi Formation). The main three understandings are as follows: (1) Based on the pattern of regional "north-south zoning, east-west blocking" as well as characteristics such as faults, folds, and fractures, the gas field is divided into eight shale gas occurrence and development units. (2) Gas reservoirs have typical characteristics of self-sourcing, self-reservoiring, and self-sealing, with continuous and stable distribution. The gas drive mechanism is elastic gas drive without edge or bottom water. (3) After undergoing multiple stages of burial-uplift cycles and multiple episodes of hydrocarbon generation, the current gas-rich and high-production potential of shale reservoirs is mainly controlled by the combined effects of later structural modification intensity and sealing preservation conditions. The overall performance of the gas field shows that the wide and gentle inclined fold zone is conducive to shale gas enrichment, while the narrow and steep anticline fold zone is relatively poor in shale gas. The new progress clarifies the controlling effect of the hydrocarbon supply-sealing coupling relationship on high production. It also establishes a development unit classification scheme based on structural characteristics, providing a geological basis for subsequent directional drilling and engineering optimization.

Key words： structural characteristics; pore evolution; high-production controlling factors; Wufeng Formation-Longmaxi Formation; shallow shale gas; Taiyang gas field

0 前言

昭通示范区的太阳气田是目前国内唯一规模建产的浅层页岩气田，页岩气探明储量超两千亿方。气田在2017—2018年取得勘探突破与投产以来，已带动四川盆地西南缘大关和东南缘南川、安场、武隆以及盆外鄂西利川、桂中融安等一批浅层页岩气田（区）的突破与发现，大大推动了中国南方海相复杂构造区浅层页岩气的勘探开发进程，并由此成为中国南方海相残留盆地页岩气开发的热点领域[1-11]。
太阳气田页岩主要目的层五峰组—龙马溪组埋深在200~2 000 m之间。整体呈NEE走向展布的舒缓箱状复式背斜构造形态，周缘为断层及向斜所围限，气田内部目的层褶皱形态及断层、裂缝展布清楚，但缝网连通性及开启性程度控制因素不明。研究区构造背景复杂，具有隆升晚、现今仍受走滑挤压等动力学背景影响，气田呈现“一井一藏”特征，高产井的控制因素尚不明确，因此如何理清页岩气分布规律、降低开发成本、实现高效开发，已成为当前气藏选区评价的关键科学问题[12-23]。为此，本文以构造演化为主线，开展太阳浅层页岩气田构造变形样式、断裂展布及裂缝发育特征研究，综合分析研究区构造特征对气藏赋存的控制作用，以期为南方海相复杂构造区浅层页岩气甜点选区评价及页岩气开发方案制订提供地质依据。

1 气田构造特征

太阳浅层页岩气田位于四川盆地南缘（图1a），滇黔北坳陷盐源—威信复背斜东北倾末端，面积约为588 km2。气田与南川、武隆等已开发的浅层页岩气田（含气区）同属于“齐岳山构造转换带”。在构造位置上处于江南—雪峰古老造山带西缘的前陆冲断-滑脱带范畴，变形结构表现为由山前厚皮冲断-滑脱带向盆缘薄皮冲断-褶皱带转换的过渡[5-6,13-14,21]。
图1 昭通示范区构造单元划分及太阳浅层页岩气田五峰组底界构造

Fig. 1 Structural units of Zhaotong Demonstration Zone and bottom structure of Wufeng Formation in Taiyang shallow shale gas field

太阳浅层页岩气田自北向南依次包含太阳背斜、云山坝向斜、柏杨坪向斜及海坝背斜（图1b）。气田北部太阳背斜为NEE走向，面积大（215 km2）、幅度高，呈箱状背斜构造形态。气田在中部由太阳断层分隔成东、西两个向斜：西侧云山坝向斜（面积135 km2）轴向为NEE向，北翼较陡、南翼相对较缓；东侧柏杨坪向斜（面积58 km2）轴向为NW向，北翼较缓、南翼相对较陡，表现出明显的右旋应力场变形特点。南部海坝背斜（面积180 km2）与北部太阳背斜形态类同、走向一致（图1b）。

1.1 构造样式

太阳浅层页岩气田总体表现为典型的冲断-褶皱变形样式，构造组合为逆冲断层与背斜，以及逆断层所控制的向斜挠曲样式，表现为逆冲推覆与复背斜褶皱组合形态，其中背斜宽缓呈箱状、向斜紧闭斜歪，呈现南陡北缓的不对称几何褶皱形态。
气田主体构造呈现NEE走向展布的箱状复背斜形态，其中太阳、海坝箱状背斜宽缓，云山坝、柏杨坪、花郎向斜窄陡（图2，图1b）。南部海坝背斜区较北部太阳背斜区目的层埋深小，背斜高部位龙马溪组局部已剥蚀暴露。据地面地质调查与钻井岩心观察，研究区主要目的层页岩发育有五峰组底部及龙马溪组底部两个拆离滑覆带，且总体表现为东南较西北发育、易滑动等特点（图1a）。结合研究区全岩矿物组分分析，发现拆离滑覆带发育可能与底部页岩黏土矿物含量高有关。在测井岩石力学曲线上，滑覆带附近主应力减小，具有明显的分隔作用与天然屏障，成为页岩纵向力学分层与裂缝延伸的隔档层。
图2 太阳浅层页岩气田南北向地震解释剖面(剖面位置见图1b)

Fig. 2 A north-south seismic interpretation section in the Taiyang shallow shale gas field(location is shown in Fig.1b)

1.2 断层展布

气田范围内主要发育有NEE、NNW、近SN、近EW走向的四组断裂，其中断距大、延伸长的Ⅱ级断层有胜利、田坝、海坝、太阳等4条（图1b）。北部以NEE走向的胜利逆冲断层为界，与川南盆内的叙永向斜相隔；南部以NE走向的田坝压扭性断层为界，与花郎向斜带隔离；西部以NNW向海坝压扭性断层为界，与盐源—威信背斜带隔离；气田中东部由太阳走滑断层将含气区分割为东、西两大块。受江南—雪峰造山带多期造山活动与西缘逆冲推覆、走滑压扭断层以及褶皱隆升剥蚀改造联合作用的影响，研究区内主要目的层发育Ⅲ级小断层30条、Ⅳ级小断层79条，并伴有大量节理和裂隙缝。从空间分布规律来看，南部海坝背斜区的发育密度明显高于北部太阳背斜区和中部云山坝、柏杨坪向斜区（图1b）。

1.3 裂缝特征

依据断层性质、天然裂缝发育状况及走向，大致将太阳浅层页岩气田内天然裂缝划分为正断层、逆断层与走滑断层三大主控区（图3）。其中北部正断层主控区的构造特征受控于四川盆地南缘胜利逆断层，发育了典型的太阳箱状背斜（图1b），区域主应力方向偏转近NE向。在此应力场下，背斜核部因拱张作用形成一系列小型正断层及优势方位为45°~60°的张性节理裂缝；至背斜东部鼻状构造区，张性裂缝优势方位转变为90°~120°（图3）。中部逆断层主控区的构造特征主要受北部胜利、南部田坝逆冲断层挤压作用以及西侧海坝压扭性断层联合作用的影响（图1b），云山坝及柏杨坪两个向斜的核部发育逆冲断层，地应力向平行于褶皱轴线方向偏转（近EW向），西部云山坝向斜核部发育45°~90°压扭性小断层及节理裂缝，东部柏杨坪向斜核部发育0°~30°压扭性小断层及节理裂缝（图3）。南部走滑断层主控区主要受东部太阳走滑断层与西缘海坝压扭性断层联合作用的影响（图1b），海坝背斜核部发育系列近SN方向走滑小断层与裂缝，地应力向平行于海坝及太阳断层走向方向偏转（近SN向），背斜西部发育走向60°~100°的小断层及剪切缝、东部发育走向30°~60°的小断层及剪切缝（图3）。
图3 太阳浅层页岩气田天然裂缝走向分区及开发单元划分

Fig. 3 Zoning of natural fracture direction and development units in the Taiyang shallow shale gas field

综合气田内地应力主控区褶皱形态、断层性质及天然裂缝的走向、连通性、缝网开启性，大致将太阳浅层页岩气田划分为8个裂缝发育区：即北部太阳背斜核部主控区、太阳背斜鼻部主控区，中部云山坝向斜核部主控区、柏杨坪向斜主控区，南部海坝背斜西部左阶右行压扭走滑主控区、海坝背斜东部右阶右行张扭走滑主控区，中东部太阳断层主控区，西部海坝断层主控区（图3）。由此将太阳浅层页岩气田划分为张性缝网发育区太阳背斜核部区、太阳背斜鼻部区，压性缝网发育区云山坝向斜核部区、柏杨坪向斜区，张剪性缝网发育区海坝背斜西区、海坝背斜东区、太阳断层区、海坝断层区8个独立的浅层页岩气开发单元。

2 气田气藏特征

太阳浅层页岩气田主要目的层为五峰组—龙马溪组龙一1亚段，其沉积环境为缺氧深水陆棚相，该套地层发育了高碳、高硅、富有机质的优质页岩[1,24-26]。页岩厚20~30 m（图4）。其中五峰组、龙一11小层、龙一12小层、龙一13小层为页岩气I类储层（总有机碳 ≥2%，孔隙度 ≥5%，总含气量≥3 m3/t）。页岩储层的储集空间类型包括有机质孔与天然裂缝。地应力场方面，最大主应力为7.9~81.0 MPa，最小主应力为5.9~60.0 MPa，由此产生的水平应力差（应力各向异性）为2~21 MPa。其中背斜构造区水平应力差相对较低，普遍介于4.0~16.0 MPa。气田气层压力系数在1.1~1.6之间，总体为连续分布的常压-超压型页岩气藏[1,9,27]。
图4 Y104井五峰组—龙马溪组页岩气储层及其顶底板围岩综合柱状图

Fig. 4 Comprehensive column of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation shale gas reservoir and its top and bottom surrounding rocks in Well Yang 104

2.1 气藏类型

海坝背斜YS153H1-5井、YS139H1-1井，云山坝向斜YS138H1-3井、YS116H1井及太阳背斜Y103井、Y102H1-2井的天然气样品分析结果表明,研究区页岩气的碳同位素组成完全倒转（δ13C1>δ13C2>δ13C3）（图5）。该特征与邻区渝东南浅层页岩气[28-36]一致。一般认为碳同位素组成倒转程度越高，液态烃裂解程度就越高。因此推断研究区五峰组—龙马溪组页岩气为干酪根原生裂解气与原油二次裂解气的混合成因。分析显示，页岩气中滞留烃裂解气占比均高于50%，且云山坝向斜裂解气的占比高于太阳及海坝背斜，表明页岩气藏在热演化过程中处于一个较好的封闭环境。此外，在太阳、海坝背斜浅层气藏中，五峰组—龙马溪组页岩不仅具有机质丰度高、有机质孔发育的特点，还发现有机质中伴生有3期流动状态的沥青质体的记录，且同生的黄铁矿亦显示有3期次生加大过程[23]。综合分析以上特征，认为太阳气田五峰组—龙马溪组浅层页岩气具有典型的自生、自储、自封闭、源储一体的气藏特征[9]。
图5 太阳气田页岩气基于碳同位素组成的成因识别图

Fig. 5 Genetic identification diagram of shale gas in the Taiyang gas field based on carbon isotopic composition

气田气层页岩岩性及电性等对比性强（图4），表明其横向分布稳定，纵向连续性好、无明显隔层，具有大面积层状连片分布、整体含气的特点。此外气田内试气试采井均未见水，未测试井在录井与测井解释中也未见水层。这些证据共同表明研究区气藏具有大面积连续稳定分布、无边底水的弹性气驱气藏特征[1,2,32]。

2.2 气藏储层特征

太阳浅层气田页岩储层具有高铀、高碳（TOC ≥3%）、高孔（Φ ≥5%）、易脆、低排驱压力的特点。扫描电镜显示页岩有机质孔发育良好，且层理及微裂缝发育。成像测井及岩心双能CT扫描结果进一步显示，页岩层状特征清晰（图4），纳米级孔隙广泛发育，且横向展布稳定。页岩储集空间以1.5~50 nm的纳米级孔隙为主，其中有机质孔最为发育。孔径分布具体表现为：孔径<20 nm占比44.12%；20~50 nm占比32.33%；50~100 nm占比6.66%；孔径>100 nm仅占比16.92%。总体来看，孔径<50 nm的微孔和介孔占总孔隙的76.45%[1,4,9]。
纵向上页岩储层有机碳含量龙一11小层最高，龙一12小层与五峰组其次，龙一13小层再次之，龙一14小层最低[1,4]。岩心实测孔隙度以龙一11 小层最高，平均值为6.4%,测井解释孔隙度平均值为5.28%，渗透率介于（0.000 145~0.33）×10-3 μm2,总体呈现低孔、低渗的特征。储集空间包含有机质孔、无机孔及微裂缝等类型，其中有机质孔为主要的基质储集空间，无机孔以溶蚀孔和晶间孔为主[1,4]。页岩储层比表面积为15.5~31.7 m2/g；总孔体积表现为龙一11小层、五峰组、龙一12小层较高，龙一13小层、龙一14小层稍低的特点[1,4]。页岩含气量以龙一11小层最高，平均值为6.0 m3/t；龙一12小层及五峰组次之，平均值分别为4.9 m3/t、4.49 m3/t；龙一13小层再次之，平均值为3.95 m3/t；龙一14小层最低，平均值为3.32 m3/t。
综合评价，龙一11小层、龙一12小层、龙一13小层为Ⅰ类页岩气储层，龙一14小层为Ⅱ类页岩气储层[1,4,9]。五峰组页岩因层薄、品质差，目前暂未列入开发层系。气田Ⅰ类和Ⅱ类页岩气储层面积由大到小依次为：龙一11小层、五峰组、龙一12小层、龙一13小层和龙一14小层。其中，五峰组与龙一11、龙一12小层的Ⅰ类储层主要覆盖太阳背斜、海坝背斜主体区域，龙一13与龙一14小层的Ⅰ类储层覆盖背斜区大部，其他区域以Ⅱ类页岩气储层为主。综上所述，太阳浅层气田主要目的层页岩气储层品质良好，具备充足的页岩气聚集空间，展现出良好的资源潜力。

2.3 气藏顶底板封闭性

页岩储层顶底板为直接与含气页岩层段接触的上覆与下伏地层，其与页岩气层间的接触关系与性质的好坏对页岩气的保存非常关键[1,4,9]。
太阳浅层页岩气田龙一1亚段气层页岩顶、底板与气层页岩连续沉积，顶、底板围岩厚度大、分布稳定、岩性致密（图4）。顶板为龙一2亚段深灰色泥灰质页岩及龙二段灰色—深灰色中—厚层粉砂岩、泥质粉砂岩夹薄层粉砂质泥岩，平均厚度在150 m左右，具有低孔特低渗、突破压力高、封闭性能好的特征；底板为宝塔组与宝塔组连续沉积的灰色灰岩/泥灰岩，总厚度19~40 m，区域上分布稳定，空间展布范围广，同样具有低孔特低渗、突破压力高、封闭性能好的特征[1,4,9]。
此外，气田气层还上覆有三叠系—志留系韩家店组地层，累计厚度超过500 m。其中石牛栏组—韩家店组岩性以深灰色泥灰岩、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩为主，具有分布面积广、累计厚度大（一般300~400 m）的特点，是一套厚度稳定、封盖面积大、具备良好区域封闭能力的层系，对维持目的层稳定的温度和压力场具有重要作用[5,9]。

2.4 气藏应力场特征

太阳浅层页岩气田整体位于川南盆缘向黔中隆起过渡的走滑应力场背景下（图1a）。目的层龙一1亚段地应力变化显著，水平应力差在2~21 MPa之间。整体上，气田呈现“背斜区应力差相对较小，有利于气层压裂改造与增产；向斜区应力差相对较大，气层压裂改造难度较大”的分布格局（表1）。
表1 太阳浅层页岩气田五峰组—龙马溪组现今最大水平主应力及方向统计表

Table 1 Statistics of the current maximum horizontal principal stress and direction of the Wufeng-Longmaxi Formations in the Taiyang shallow shale gas field

构造位置 井名 最大主应力/MPa 最小主应力/MPa 水平应力差/MPa 最大主应力方向/（º）
海坝背斜 YS137 27.8 16.5 11.3 NE向45
YS152H 28.0 17.1 10.9 NE向40
YS153H1-5 14.2 10.6 3.6 NE向40
YQ10 7.9 5.9 2.0 NE向55
YQ11 13.2 9.8 3.4 N向0
YS159H 8.2 6.2 2.0 NE向60
柏杨坪向斜 YS143 33.4 20.7 12.7 NEE向80
气田中南部最大水平主应力主要为近EW向和NE—SW向，其方位角为40°~65°。该区域最大主应力值介于8.2~33.4 MPa，最小主应力为6.2~20.7 MPa，水平应力差为2.0~12.7 MPa，整体应力差相对较小。气田页岩可压裂性总体较好。直井压裂施工压力一般在30.3~62.0 MPa之间，水平井施工压力在19~56 MPa之间，与太阳气田西部的黄金坝及紫金坝气藏中深层页岩气井相比，本区压裂施工的压力总体偏低[1-2],表明气层易于通过压裂改造与增产。

2.5 气田气井生产状况

太阳浅层气田内压裂试气、试采成果（表2）显示，气层虽然埋藏浅，但总体上覆有区域性中—上志留统及二叠系泥页岩沉积盖层，且普遍发育超压（压力系数平均1.37），气藏气体组分中以甲烷为主、显示干气特征[1,9,14-15]，表明气藏保存及封盖性能总体良好，气田内页岩气井均具有高产和稳产、累计产量高的特点。
表2 太阳浅层页岩气田气井压裂、试气、试采数据统计表

Table 2 Statistics of fracturing, gas testing, and production data for the Taiyang shallow shale gas field

构造位置 井名 测试深度
(斜深)/m		 测试产量/
（104 m3·d-1）		 水平段
长度/m		 试采配产/
（104 m3·d-1）		 累计产气量/（104 m3） 压力系数
太
阳
背
斜		 Y1 976.2~986.0 0.39 0.35 56.4 1.22
Y102 768.5~778.8 1.12 0.80 46.1 1.43
Y103 1074~1088 0.80 0.50 22.3 1.25
YS137 1 031.5~1 034.5 4.00 800.0 1.40
YS151 1 816 1.00 18.2 1.40
YS147 2 726 0.80 5.1
Y105 1 685.0~1 693.8 2.06 1 121 1.70 108.4 1.29
Y102H1-1 963~1 695 6.25 745 2.67 356.5
Y102H1-4 1 135~2 045 6.90 910 3.60
Y102H1-5 1 006~1 906 4.10 900 3.50
Y102H7-1 1 790~2 772 15.12 982
Y102H7-3 1 380~2 361 14.34 981
Y102H36-1 1 885~2 221 5.10 1 200 1 047.4
Y104H1-4 1 253~1 509 14.10 1 013
Y105H1-2 1 798~2 040 5.30 1 121 3.90
Y105H2-4 1 318 4.70 850 64.1
Y107H1-2 1 193.7~1 120.4 11.42 689
Y108H1-1 1 667.9~1 833.7 6.88 1 225 2.80
云山坝
向斜		 YS137H4-1 879 12.90 1 150 73.5
YS139H1-2 1 319 3.20 1 200 50.4
YS141H 1 086.50~1 124.61 5.80 1 340 4.50 246.8
柏杨坪
向斜		 YS143H 1 280 2.30 665 57.4
海坝
背斜		 YS152H 1 071 6.70 1 500 94.0
YS153H1-5 511.3~739.8 6.42 860 35.0
YS155H 850 1.80 900 11.9
YS159H 316 1.00 570 3.6

注：井名中备注有字母“H”的井为水平井。

对太阳浅层气田现有生产井（包括直井、水平井）测试及试采产量进行统计分析，页岩气高产及稳产井主要集中于褶皱相对宽缓、地层倾角小、保存条件相对较好的区域，如云山坝向斜及邻近的太阳背斜南翼、海坝背斜北翼等异常高压区（图1b，图2，表2）。而低产井和微含气井则多分布在太阳背斜核部以及地层产状相对较陡、褶皱紧闭、断裂裂缝相对发育或临近强烈剥蚀与改造的区域，如海坝背斜核部及其南部区域，这些区域的页岩地层多表现为常压或异常低压状态 [1-2,4,9]（图1b，图2，表2）。整体来看，气田内气井产量明显受构造控制，呈现“构造控产”的特点。

3 气藏富集高产控制因素

太阳浅层页岩气田“东西分带、南北分块”的复杂构造格局及现今气藏特征总体表明研究区气藏富集受控于其复杂的构造改造与演化历程[37]。

3.1 构造作用对页岩成岩成储的影响

综合上扬子区五峰组—龙马溪组页岩沉积与构造改造历程以及页岩气自生自储自封闭成藏特征[24-27]，明确研究区页岩自沉积以来，先后经历了广西（加里东）、东吴（海西）、印支、燕山与喜马拉雅等5期构造改造，成岩期经历了5期埋藏、2期隆升与3期冲断褶皱变形（图6）。页岩气藏赋存主要受控于改造期变形过程（改造程度与变形强度）及成藏期页岩封闭状态（自封闭性）。
图6 太阳浅层页岩气田页岩储层孔隙演化模式图(据文献[27-30],有修改)

Fig. 6 Pore evolution model of shale reservoir in the Taiyang shallow shale gas field(cited from references [27-30], modified)

早—中志留世石牛栏组与韩家店组沉积期，五峰组—龙马溪组页岩经历Ⅰ期隆升浅埋藏，进入成岩早期阶段，整体以机械压实作用为主，伴随无机矿物原始粒间孔的减少。该阶段一直持续至石炭纪，研究区长期位于黔中隆起与川中隆起之间，构造活动以发育大型宽缓的背斜、向斜褶皱为特征，呈现出“大隆大坳”的变形格局。
早二叠世，受海西期区域性沉降作用的影响，研究区页岩经历Ⅱ期埋藏。至中二叠世末东吴期，地壳短暂抬升，形成Ⅱ期隆升；随后再次沉降进入Ⅲ期埋藏，该过程一直持续至中三叠世。中三叠世末，受早印支期江南—雪峰造山带及盆内泸州古隆起形成的共同影响，研究区进入隔档式褶皱变形阶段，开始发育小型断层活动，页岩发生褶皱隆升并伴有局部剥蚀（Ⅰ期冲断褶皱）。该阶段页岩已进入成岩中期，以无机矿物减孔为主要特征，同时干酪根热降解生成的原油开始充填石英颗粒间的粒间孔隙。
晚三叠世中晚期—中侏罗世，受印支晚期四川盆地东南缘前陆坳陷缓慢沉降影响，页岩进一步埋藏（Ⅳ期埋藏）。至晚侏罗世—早白垩世（燕山早期），四川前陆盆地遭受冲断褶皱改造，盆缘江南—雪峰造山带西缘逆冲推覆带中段的冲断-滑脱带发生冲断褶皱变形，导致气田区出现局部沉降（Ⅴ期埋藏）与局部冲断褶皱隆升（Ⅱ期冲断褶皱）。本阶段页岩主体进入成岩晚期，总体表现为冲断褶皱变形作用增强，有机质热裂解生气并形成有机质孔，同时出现有机质增孔现象。
晚白垩世—古近纪，随着晚燕山—早喜马拉雅期盆缘前陆冲断-滑脱带的持续冲断褶皱变形，气田区页岩缓慢隆升（Ⅲ期冲断褶皱）。新近纪以来，受晚喜马拉雅期特提斯与滨太平洋构造域共同作用，研究区进入快速隆升与剥蚀改造状态（延续Ⅲ期冲断褶皱改造）。页岩经历卸压作用，构造微裂隙逐渐发育，总孔隙度趋于增加，气田区页岩气藏随之进入调整保持与缓慢逸散状态。

3.2 构造作用对页岩生烃期的影响

太阳浅层页岩气田龙一1亚段页岩气按成烃过程大致可划分为3个阶段（图7）：①自广西期至海西期，有机质逐渐进入生烃门限并达到Ⅰ期成熟高峰，于二叠纪开始大量生成液态烃。该阶段页岩中发育的大量无机孔隙因机械压实作用而显著减少，而有机质孔隙则相对有所增加。生成的液态烃类主要储集在无机孔隙内。②印支期，随着埋深增大，五峰组—龙马溪组页岩有机质热演化程度显著升高，相继经历了湿气生烃高峰和干气生烃高峰。该阶段由于烃类气体大量生成，一方面有机质孔隙进一步发育，另一方面在生烃增压作用下，流体压力显著增大，导致页岩内部不断产生微裂隙。由于页岩层的生烃量远大于排烃量，因此页岩气层储集能力也迅速增强，含气性进入过饱和状态。生成的烃类主要赋存于无机孔隙与有机质孔隙内。晚侏罗世—早白垩世（燕山期），受盆缘前陆冲断-滑脱带冲断褶皱变形的影响，页岩经历了早期缓慢沉降与后期缓慢隆升，页岩Ⅱ期生气供烃时间也相应延长。③晚白垩世以来，随着晚燕山—早喜马拉雅期盆缘持续挤压走滑作用的逐渐增强，页岩进入褶皱隆升改造阶段，页岩生气供烃渐趋停止。新近纪，页岩进入快速隆升期，页岩气开始逸散，吸附气不断向游离气转化并达到新的动态平衡。然而，由于研究区箱状复背斜改造弱，背斜形态相对完整，断层少，保存条件优越，页岩气藏仍保持了较高的含气量。加之页岩抬升晚、顶底板岩性致密以及上覆地层保存相对完整，且远离深大断层（齐岳山断裂），页岩气仅部分散失。因此，含气量及页岩气井产量表现为向斜区高于背斜区、地层倾角平缓区优于地层倾角陡峭区的分布特征。上述生烃成藏过程可简单概括为早埋藏期的液态烃→中埋藏与改造期的湿气-气态烃→晚隆升改造期的气态游离烃与吸附烃。
图7 太阳浅层气田页岩气富集保存模式(剖面位置见图1b)

Fig. 7 Enrichment and preservation model of shale gas in the Taiyang shallow gas field(location is shown in Fig.1b)

3.3 构造作用对页岩气富集高产的影响

太阳气田页岩经历了多期埋藏、成岩与多阶段生烃供烃过程，现今气藏富集高产主要受后期构造改造强度与页岩气封闭保存条件共同控制（图7）。研究区目的层页岩生烃供烃过程持续至晚白垩世（晚燕山—早喜马拉雅期）构造改造定型阶段。尽管新近纪以来经历快速隆升，导致目的层遭受抬升剥蚀、隆升卸压后页岩张性缝网发育、储层总孔隙度增加，并在背斜及地层倾角较大的褶皱区出现页岩气逸散增强的现象，但在压性缝网发育区以及上覆地层保持较好、剥蚀量较小的向斜区，依然保持较好的页岩气封闭性与保存条件。
北部太阳背斜核部区、背斜鼻部区以及南部海坝背斜西区、东区普遍发育张性小断层及张性节理裂缝，缝网连通性与开启性好，导致游离页岩气易于逸散，气藏含气性及封闭性相应变差。同时这类气藏中常见有氮气混入，气层含气量及甲烷含量较低，整体表现为相对贫气。位于气田中部的云山坝向斜核部及柏杨坪向斜区则主要发育压性小断层与节理裂缝，缝网处于挤压状态，连通性与开启性较差，游离页岩气不易逸散，因而气藏含气性及封闭性较好。该区域气藏中氮气含量低，气层含气量及甲烷含量较高，整体表现为相对富气。据此，建立了宽缓向斜褶皱区有利页岩气富集，窄陡背斜褶皱区相对贫气的浅层页岩气富集成藏模式（图7）。此外，位于气田中东部的太阳走滑断层带及西缘的海坝走滑断层带页岩气开发单元区由于张剪性缝网发育，其页岩气富集与保存条件整体介于背斜区与向斜区之间。

4 结论

（1）基于“南北分带、东西分块”构造格局及断层、褶皱与裂缝等特征，太阳浅层页岩气田可划分为8个独立的浅层开发单元：张性缝网发育区太阳背斜核部区、太阳背斜鼻部区，压性缝网发育区云山坝向斜核部区、柏杨坪向斜区，张剪性缝网发育区海坝背斜西区、海坝背斜东区、太阳断层区、海坝断层区。
（2）依据气藏类型、页岩储层特征及含气性、页岩储层顶底板封闭性、气藏应力场特征等气藏因素，明确太阳浅层页岩气田为典型的自生自储自封闭、连续稳定分布、无边底水的弹性气驱气藏。
（3）太阳浅层气田页岩经历了多期埋藏-隆升与生烃过程，页岩储层孔隙发生了复杂演化，现今页岩气富集高产区受后期构造改造强度与封闭保存条件共同控制。整体表现为：宽缓向斜褶皱区有利于页岩气富集，而窄陡背斜褶皱区气藏页岩气相对贫乏。由此形成研究区浅层页岩气的典型成藏模式。

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