页岩气成藏机理及控制因素

页岩气（Shale gas），是一种重要的非常规天然气类型，与常规天然气相比，其生成、运移、赋存、聚集、保存等过程及成藏机理既有许多相似之处，又有一些不同点。页岩气成藏的生烃条件及过程与常规天然气藏相同，泥页岩的有机质丰度、有机质类型和热演化特征决定了其生烃能力和时间；在烃类气体的运移方面，页岩气成藏体现出无运移或短距离运移的特征，泥页岩中的裂缝和微孔隙成了主要的运移通道，而常规天然气成藏除了烃类气体在泥页岩中的初次运移以外，还需在储集层中通过断裂、孔隙等输导系统进行二次运移；在赋存方式上，二者差别较大，首先，储集层和储集空间不同（常规天然气储集于碎屑岩或碳酸盐岩的孔隙、裂缝、溶孔、溶洞中，页岩气储集于泥页岩粘土矿物和有机质表面、微孔隙中。），其次，常规天然气以游离赋存为主，页岩气以吸附和游离赋存方式为主；在盖层条件方面，鉴于页岩气的赋存方式，其对上覆盖层条件的要求比常规天然气要低，地层压力的降低可以造成页岩气解吸和散失。页岩气的成藏过程和成藏机理与煤层气极其相似，吸附气成藏机理、活塞式气水排驱成藏机理和置换式运聚成藏机理在页岩气的成藏过程中均有体现，进行页岩气的勘探开发研究，可以在基础地质条件研究的基础上，借助煤层气的研究手段，解释页岩气成藏的特点及规律。

第一节  页岩气及其特征

页岩（Shale），主要由固结的粘土级颗粒组成，是地球上最普遍的沉积岩石。页岩看起来像是黑板一样的板岩，具有超低的渗透率。在许多含油气盆地中，页岩作为烃源岩生成油气，或是作为地质盖层使油气保存在生产储层中，防止烃类有机质逸出到地表。然而在一些盆地中，具有几十－几百米厚、分布几千－几万平方公里的富含有机质页岩层可以同时作为天然气的源岩和储层，形成并储集大量的天然气（页岩气）。页岩既是源岩又是储集层，因此页岩气是典型的“自生自储”成藏模式。这种气藏是在天然气生成之后在源岩内部或附近就近聚集的结果，也由于储集条件特殊，天然气在其中以多种相态存在。这些天然气可以在页岩的天然裂缝和孔隙中以游离方式存在、在干酪根和粘土颗粒表面以吸附状态存在，甚至在干酪根和沥青质中以溶解状态存在。我们把这些储存在页岩层中的天然气称为页岩气（Shale gas）。页岩气是指赋存于暗色泥页岩、高碳泥页岩及其夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩中以自生自储成藏的天然气聚集。

美国地质调查局油气资源评价组（1995）认为页岩气系统属于典型的非常规天然气藏即连续性天然气聚集。Curtis（2002）对页岩气进行了界定并认为，页岩气在本质上就是连续生成的生物化学成因气、热成因气或两者的混合，它具有普遍的地层饱含气性、含气面积大、隐蔽聚集机理、多种岩性封闭以及相对很短的运移距离特点，它可以在天然裂缝和孔隙中以游离方式存在、在干酪根和粘土颗粒表面上以吸附状态存在，甚至在干酪根和沥青质中以溶解状态存在。因此，可以将页岩气概括为：主体上以吸附和游离状态赋存于泥页岩地层中的天然气聚集。

我国学者张金川等（2004）认为，页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集。在页岩气藏中，天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中，为天然气生成之后在源岩层内就近聚集的结果，表现为典型的“原地”成藏模式。从某种意义来说，页岩气藏的形成是天然气在烃源岩中大规模滞留的结果。

我们通过对国内外关于页岩气形成及聚集方式描述的分析，从成因、赋存机理两方面说明页岩气的概念、涵义。页岩气是由烃源岩连续生成的生物化学成因气、热成因气或两者的混合，在烃源岩系统（页岩系统：页岩及页岩中夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩）中以吸附、游离或溶解方式赋存的天然气。与常规天然气藏相比，页岩气藏具有以下几个特点：①早期成藏，天然气边形成边赋存聚集，不需要构造背景，为隐蔽圈闭气藏；②自生自储，泥页岩既是气源岩层，又是储气层，页岩气以多种方式赋存，使得泥页岩具有普遍的含气性；③天然气运移距离较短，具有“原地”成藏特征；④对盖层条件要求没有常规天然气高；⑤赋存方式及赋存空间多样：吸附方式（有机质、粘土颗粒表面微孔隙）、游离方式（天然裂缝和孔隙）或溶解方式均可（在干酪根和沥青质中）；⑥气水关系复杂；⑦储层孔隙度较低（通常小于5％）、孔隙半径小（以微孔隙为主），裂缝发育程度不但控制游离状页岩气的含量，而且影响者页岩气的运移、聚集和单井产量；⑧在开发过程中，页岩气井表现出日产量较低，但生产年限较长的特点。

第二节  页岩气的成藏机理

前面已述，在页岩系统中页岩气不单一是指存在与裂缝中的游离相天然气，也不单一是服从常规成藏机理的天然气聚集。页岩气成藏与常规气藏有很大的不同，它属于“连续型”天然气成藏组合。“连续型”天然气成藏组合由美国地质调查所在1995年美国油气资源全国评价中提出（Gautier et al.,1995;Schmoker,1995），是在研究非常规油气系统和常规油气系统之间随意性更小、更有地质根据的区别的结果。“连续型”天然气成藏组合，实际上就是在一个大的区域（通常是区域范围内）不是主要受水柱压力的影响天然气成藏组合。根据不同的成藏条件，页岩气赋存方式表现为：吸附方式、游离方式、溶解方式；成藏机理表现为典型的吸附机理、活塞运聚机理或置换运聚机理；在成藏特征上介于煤层气、根缘气（深盆气）和常规天然气三大类气藏之间。因此，页岩气成藏体现出非常复杂的多机理多阶段过程，是天然气成藏机理序列中的重要组成（据张金川等，2003）。页岩气成藏机理按成藏过程可以分成：生成机理（主导地位是成因机理）、赋存机理、运聚机理、产出机理。

一、页岩气生成机理

通过对页岩气组分特征、成熟度特征分析，页岩气是连续生成的生物化学成因气、热成因气或两者的混合。生物成因气是有机物在低温下经厌氧微生物分解作用形成的天然气；热成因气是有机质在较高温度及持续加热期间经热降解和裂解作用形成的天然气。相对于热成因气，生物成因的页岩气分布极限，主要分布盆地边缘的泥页岩中，在美国研究比较深入的五个盆地的五套页岩中，密执安盆地和伊利诺斯盆地发现了生物成因的页岩气藏，并且是勘探目标中的主要构成(Schoell，1980；Malter 等，2000)。

1．生物成因

在页岩气中有一部分是生物成因气，通过在埋藏阶段的早期成岩作用或近代富含细菌的大气降水的侵入作用中厌氧微生物的活动形成；生物成因气，生成于细菌的甲烷生成作用，菌生甲烷占世界天然气资源总量的20％ 以上(Rice，1993)。微生物成因气最普遍的标志是甲烷的σ¹³C值很低（<-55‰）。此外，由于一些中间微生物作用产生了CO₂副产品，所以可以根据CO₂的存在和同位素成分来判断是否为生物作用形成的天然气。因为微生物作用仅产生了大量甲烷（>1mol vo1.％），一般高链烃类是因热成因而形成，因此天然气的总体化学特征也可以表明了其成因。由于不同的生烃机理可以导致相似的同位素值和组分值，所以区分气体成因是非常复杂的。一些次生作用，如运移、细菌氧化和二者的共同作用由于改变了主要诊断特征而使生气机理的识别变得更加复杂。

①页岩生物成因气的生成

导致甲烷生成的有机质分解作用由不同的微生物群体完成的（Mah等，1977）。生物成因作用可以通过两种方式：二氧化碳的还原作用、醋酸盐的发酵作用生成甲烷。

醋酸盐发酵作用：CH₃COOH→CH₄ +CO₂ (反应1)

CO₂还原作用：CO₂+4H₂→CH₄+2H₂O (反应2)

在菌生甲烷的形成过程中二氧化碳还原作用和醋酸盐发酵作用是同时作用的。但是在不同的情况下，他们所生成的数量是不同。据同位素成分分析，大多数古代生物成因气聚集可能是由二氧化碳还原作用生成的，而近代沉积环境中两种作用都广泛存在。近地表的、年轻的、新鲜的沉积物可以通过上述两种作用形成生物气。商业性天然气聚集中生物成因气的主要形成途径是二氧化碳的还原。

生成甲烷的还原作用所需的二氧化碳主要有三种来源：（1）低温下，浅层二氧化碳源，有机质经微生物作用（硫酸盐还原和发酵）而发生的氧化作用；（2）较高温度下，深层二氧化碳源有机质的热脱羧作用；（3）较大深度处生成的热成烃类的分蚀作用。研究表明形成商业聚集的页岩气藏需要多种来源的二氧化碳。

②页岩气生物成因作用的条件

页岩生物成因作用受几个关键因素控制。富含有机质的泥页岩是页岩气形成的物质基础，缺氧环境、低硫酸盐环境、低温环境是生物成因页岩气形成的必要外部条件，足够的埋藏时间是生成大量生物成因气的保证。另外，产菌甲烷个体的孔隙空间平均直径为1μm，因此菌类繁殖需要一定的空间，页岩中有机质富集的细粒沉积物的孔隙空间很有限，但是，富含有机质的细粒页岩中的裂隙可以为生物提供生存繁殖空间。

2．热成因

热成因作用主要指随着埋深的增加，温度、压力增大，泥页岩中大量的有机质由产甲烷菌的代谢发生的化学降解和热裂解作用。干酪根降解过程中，首先产出可溶的有机质沥青，然后是原油，最后是天然气。有机质的热模拟试验表明，在沉积物的整个成熟过程中，干酪根、沥青和原油均可以生成天然气，对于有机质丰度和类型相近或相似的泥页岩，成熟度越高，形成的烃类气体越多。页岩的有机质成熟度R_o在0.4～1.88%之间，所以页岩中的沉积物可以连续生成天然气。在成熟作用的早期，天然气是主要通过干酪根经降解作用形成；在晚期阶段，天然气是主要通过干酪根、沥青和石油裂解作用形成的。与生物成因气相比，热成因气生成于较高的温度和压力下，因此，在干酪根热成熟度（镜煤反射率R_o）增加的方向上，热成因气在盆地地层中的体积含量呈增大趋势。另外，热成因气也很可能经过漫长的地质年代和构造作用从页岩储层中不断泄漏出去。在Antrim页岩气研究中，采用甲烷/（乙烷+丙烷）比例和产生乙烷（Cδ¹³）的同位素组成确定出其中的热成因气所占体积较小（小于20%），主要为生物成因气。

总之，在页岩气的形成是热成因和生物成因共同作用的结果。页岩气形成的根本是经微生物作用和热作用可以生成甲烷等烃类的埋藏有机质。有机质的丰度和类型对于页岩气的形成至关重要，温度、压力和还原环境是页岩气形成的必要条件。

二、页岩气赋存机理

与常规天然气和根缘气不同，对于页岩气来说，页岩既是烃源岩又是储集层，因此，无运移或极短距离运移，就近赋存是页岩气成藏的特点；另外，泥页岩储层的储集特征与碎屑岩、碳酸盐岩储层不同，天然气在其中的赋存方式也有所不同。认识和了解页岩气在储集层中的赋存机理是理解页岩气成藏机理的重要组成部分。由于页岩气在主体上表现为吸附或游离状态，体现为成藏过程中的没有或仅有极短的距离的运移。页岩气可以在天然裂缝和粒间孔隙中以游离方式存在，在干酪根和粘土颗粒表面上以吸附状态存在，甚至在干酪根和沥青质中以溶解状态存在。生成的天然气一般情况下先满足吸附，然后溶解和游离析出，在一定的成藏条件下，这三种状态的页岩气处于一定的动态平衡体系。

1．吸附机理

页岩中页岩气的含量超过了其自身孔隙的容积，用溶解机理和游离机理难以解释这一现象。因此，吸附机理就占据着主导优势地位。吸附机理是通过吸附作用实现的，该过程可以是可逆或不可逆的。吸附方式可分为物理吸附和化学吸附。吸附量与页岩的矿物成分、有机质、比表面积（孔隙、裂隙等）、温度和压力有关。

（1）吸附方式

物理吸附作用一般认为是由范德华分子力引起的。能发生多级吸附，据能量最小原理得出固体总是优先选择能量最小一个能级范围内的分子吸附，接着进行下一能级的分子吸附。物理吸附是页岩的主要吸附方式，具有吸附时间短、可逆性、普遍性、无选择性。

化学吸附作用是物理吸附作用的继续，当达到某一条件是就可以发生化学作用（包括化学键的形成和断裂）。化学吸附所需的活化能也比较大，所以在常温下吸附速度比较慢（据张开，1996）。页岩气的化学吸附具有吸附时间长、不可逆性、不连续性、有选择性。两者共同作用使页岩完成对天然气的吸附，但两者所处占主导优势的地位随成藏条件以及页岩和气体分子等改变而发生变化。吸附作用开始很快，越后越慢，由于是表面作用，被吸附到的气体分子容易从页岩颗粒表面解吸下来，进入溶解相和游离相，在吸附和解吸速度达到相等时，吸附达到动态平衡。

（2）吸附气量

通过对美国五套页岩系统的吸附气量（吸附气所占体积百分比）研究：安特里姆页岩：70%；俄亥俄页岩：50%；新奥尔巴尼页岩：40～60%；巴讷特页岩：20%；刘易斯页岩：60～85%。

吸附气量数学表示：

由兰氏理论方程                                        

式中：V—吸附体积；V_m—单分子层体积；p—压力；b—与温度和吸附热有关的常数。V_m与比表面积有关。                           

式中：V₀—标准状态下气体分子体积，cm³；N₀—阿佛加德罗常数；Σ—比表面积，cm²/g；б₀—一个吸附位的面积

将兰氏理论方程转化为直线方程：                 

以p/V对p做图，可以得到一条直线，从其斜率和截距可以求出 V_m和b 值。

（3）吸附能力

页岩气在页岩储集层中一部分以吸附态存在，页岩吸附能力的大小决定页岩中气的富集程度。最直接的表现为吸附气量的大小。页岩对天然气具有较强的吸附能力，这与页岩和天然气分子结构的性质有关。页岩除了具有一种双重孔介质结构，还具有较大的内表面积。特别是裂隙对天然气分子的吸附起到关键的作用。

吸附等温线：与常规天然气藏不同，部分页岩气以吸附方式赋存，当气体产出储层压力下降时，吸附气以非线性的方式释放。在页岩气研究中，利用恒温下的吸附实验做出吸附气等温线，可以较直观地反映出页岩的吸附特性，从而了解页岩对页岩气的吸附能力和压力对应关系。

例如一个肯塔基俄亥俄页岩吸附等温线（图1－1）。该图显示了三条曲线：上部一条曲线是吸附和充填在自由孔隙空间的总甲烷量（Total Methane）；中部一条曲线显示了页岩中的吸附甲烷量（Adsorbed Methane）；下部一条曲线显示了氦气（Helium）可以被忽略的吸附，仅仅充填在自由孔隙空间中。吸附曲线解释了当压力减小时非线性自然解吸附作用性能。被测量岩样的等温吸附线应当包含本地的水和沥青含量（图1－2）。如果测量的是干燥的岩样，应该修正进行水含量和沥青含量修正，这样能够降低总含气量两个以上百分点。可靠的吸附等温线测量显示，对于相同的岩样其含气量测量具有较好的一致性。对于 不同的页岩，总甲烷等温线的含气量与岩石的总有机含碳量较好的正相关联系。

图1－1 总甲烷含量、吸附甲烷含量与压力的关系     图1－2  总吸附量与压力的关系

图中：Total Methane－总甲烷量；Adsorbed Methane－吸附甲烷量；Helium－氦气 ；Total-dry－干样中总甲烷量；Adsorbed-dry－干样中吸附甲烷量；Adsorbed as received－修正后吸附甲烷量；Gas content as received－修正后气体含量。

（4）吸附能力的控制因素

页岩对页岩气的吸附能力直接决定吸附气量的大小，因此有必要对研究页岩吸附能力的控制因素进行研究。在众多的因素中，页岩组成、孔隙裂缝度、孔隙结构、温度、压力等对控制着页岩的吸附能力具有明显的控制作用。

①页岩组成

页岩主要由粘土矿物、粉砂质（石英颗粒）、有机质组成。石英等粉砂级矿物颗粒主要充填于页岩的孔隙中，造成孔隙变小，从而减少了供天然气分子吸附的比表面，所以矿物质含量高，不利于天然气分子的吸附；粘土矿物具有层间和晶间微孔隙，增大了颗粒的比表面积，因此粘土矿物含量高，有利于天然气分子的吸附；总有机质含量与吸附量关系密切，在相同压力下，总有机碳含量较高的页岩比其含量较低的页岩的甲烷吸附量明显高（图1－3）。

一般泥页岩的裂缝、孔隙发育会使孔隙度增高，进而增大页岩中颗粒的比表面积，因而，裂缝、孔隙的增加不但对游离方式天然气的赋存有利，还有利于提高页岩的吸附能力。

③孔隙结构

岩石的孔隙结构，关系到比表面积的大小，从而对岩石的吸附有很大影响。

④温度

气体吸附是放热过程，要提高岩石的吸附能力，需要控制并降低温度。无论是物理吸附，还是化学吸附，温度升高引起解吸趋势的增加，会降低岩石的吸附能力（据张开，1996）。

⑤压力

前面已述，页岩对天然气分子的吸附能力与压力的关系密切，从吸附等温线上可以看出，岩石中的吸附气含量随压力的增加而增大。

2．游离机理

游离状态的页岩气存在于页岩的孔隙或裂隙中，气体可以自由流动，其数量的多少决定于页岩内自由的空间。这一部分自由气体，称为游离态气体。当气体分子满足了吸附后，多余的气体分子一部分就以游离状态进入岩石孔隙和裂隙中。

游离气量数学表示：

对理想气体，状态方程为 ：

式中：V—气体体积;cm³; M—气体质量，kg;μ—摩尔质量，kg/mol;T—绝对温度，K；P—气体压力，MPa。

式中：Z—气体压缩系数：在一定温度下，随压力改变，气体体积的改变率。

从中可以看出，游离气体的含量的大小取决于孔隙体积、温度、气体压力和气体压缩系数。

3．溶解机理

当天然气分子从满足吸附后很可能进入液态物质中发生溶解作用。页岩气一部分以溶解态存在于干酪根、沥青和水中。溶解机理主要以间隙充填和水合作用的形式表现出来。

（1）间隙充填

页岩气体分子和液态烃类接触，由于分子的扩散作用进入干酪根和沥青等烃类分子间的空隙中的作用，称为间隙充填。间隙充填主要受温度和压力影响较大。

（2）水合作用

页岩中气体分子和水分子相互作用结合或分解的过程为水合作用。这是一个可逆过程当结合和分解的速度相等时它们的达到了一种动态平衡。

（3）溶解气量

由亨利定律知：       

式中：p_b—溶质在液态物质上的蒸气平衡分压，Pa；C_b—气体在液态物质中的溶解度，mol/m³；Kc—亨利常数。

将上式变形得：                                

式中：Kc—溶解常数。

得出溶解气量：         

式中：V_b—溶液的体积，m³。

该定律表明，在一定温度下气体在液体中气体的溶解度与压力成正比。溶解度取决于液体的温度、矿化度、环境压力和气体成分等。

4．综合赋存机理

页岩气以上述三种机理赋存并不是相互独立的，一成不变的，当页岩生烃量发生变化或外界条件改变时，三种赋存机理的表现形式可以相互转化。

页岩气量综合表达 ：

式中：α、β、γ分别是页岩气游离态、吸附态、溶解态综合赋存系数。

三、页岩气运聚机理

常规天然气在储集层中主要以游离状态为主，吸附状态的少，而页岩气主要以吸附状态（一般大于50%）和游离状态赋存于低孔隙、低渗透的页岩储集层中，所以其富集因素则不同于常规天然气。页岩气的生气层是页岩层，储集层也是页岩层（或页岩中的粉砂质泥页岩夹层等），页岩气的运移始终限制在页岩中，导致了页岩气的运移距离短的特点。总的来说，页岩中生成的天然气一部分将赋存在页岩层表现出典型的吸附机理，并当生气量达到一定规模的调整运移时表现出典型的活塞式运聚机理，同时有一部分天然气运移出页岩表现出典型的置换式运聚机理。下面分阶段说明。

1．赋存阶段

该阶段生物成因和热成因同时作用。主要特点是温度和压力比较低，天然气生成量比较大，沉积层压实不彻底，孔隙度和含水量均较大，所以本阶段出现三种状态的页岩气。但主体上为吸附态并存在一定量游离态。随生气量和埋深的增加，其含水量和孔隙有较大幅度的降低，页岩被压缩，游离态和溶解态的页岩气运移出页岩层。伴随这一过程的发生，吸附量增多。该阶段天然气有扩散作用存在，主体上表现了典型的吸附机理。

2．调整阶段

当溶解、吸附达到饱和以及自由空间（孔隙）被天然气占据满时，而页岩层还继续产气时，积存于页岩中的天然气量逐渐增加。当达到一定量时必然会使页岩内压力不断的增大，当内压力超过地层负荷重量的外压力时，页岩体就会产生微裂隙。游离态的页岩气就可以通过微裂隙运移，将天然气排出，内压力逐渐减小，以前造出的微裂隙可能会闭合。但页岩层产气仍在继续，产气量又开始增加，重复以上过程。裂隙的产生并不是一成不变的，而是在不断产生新的裂隙，最终形成天然裂隙网络。当天然气被排出时也就是微裂隙闭合时，页岩内压力和外压力达到一种动态平衡。这一动态平衡始终贯穿天然气的造隙和排出过程。

该阶段，是天然气的造隙及排出，由于天然气的生成来自于化学能的转化，可以形成高于地层压力的排气压力，从而导致岩石薄弱面小规模破裂。由于泥页岩中缺乏大规模的断裂作用将以排出的天然气及时运移出去，天然气就近在裂缝中保存。天然气主体上表现为由生气膨胀力所推动成藏作用，近源分布且无浮力作用，构成了活塞运聚特征，与根缘气具有相同机理（据张金川等，2003）。

①气膨胀力：由页岩气温度变化和势能变化引起的机械膨胀力。页岩中生气膨胀力同时对页岩、地层水和天然气产生作用。

③置换式运聚机理:如果天然气的生存量继续增加，则彼此连通性较差的裂隙网络组合构成较大的裂缝（运移高速通道），浮力作用促使天然气以置换式向泥页岩层外运移，为常规圈闭气的气藏打开了通道（据张金川等，20003）。该阶段孔隙度比以前明显增大，主游离态的天然气占优势地位，同时扩散作用也有很大的提高。表现为常规天然气运聚机理。

四、页岩气产出机理

当页岩层压力降到一定程度时，页岩中被吸附的气体开始从裂隙表面分离下来，成为页岩气的解析。由于节理中的压力降低，解析出的气体和游离态、溶解态天然气混合通过基质孔隙和裂隙扩散进入裂隙网络中，再经裂缝网络等输导系统流向井筒。页岩气的产出可以分为三个阶段。
    第一阶段：随着井筒附近中压力微幅度的降低，首先产水，井筒附近只有单相流动。

第二阶段：当储层压力继续降低时，开始有一部分甲烷从页岩孔隙和裂隙中解析出来，并和游离态的天然气混合，开始形成气泡，阻碍着水的流动，水的相对渗透率下降，但气体不能流动，无论在基质还是在节理中，气泡都是孤立的，并不相互连接为非饱和单相流。

第三阶段：当储层压力进一步降低时，有更多的气体解析出来，水中含气达到饱和，气泡相互连接成线状，气的相对渗透率大于增大，随着压力下降，饱和度降低，气产量不断上升，呈现两相流状态。

五、页岩气异常压力

根据成藏机理分析，页岩气原生的地层压力为高异常特征。在国外有页岩气藏为异常高压和异常低压的两种理论。但从美国五套页岩气系统参数可以看出（表1－1），页岩气藏既有高异常地层压力，也有低异常地层压力，还有个别为常压。产生理论分析与实际不相符合的主要原因在于构造的抬升或沉降运动。由于页岩气地层压力的封闭性好，当已经成藏的页岩气发生相对的构造抬升或沉降运动时，原始的页岩气藏地层压力得到了一定程度的滞留，从而产生了更高或相对降低的异常地层压力（据张金川等，2003）。页岩气藏的发育通常与高异常地层压力保持一致，据“构造抬升泄压”说，低异常压力是构造抬升后上覆岩层卸载而形成的。但横向上的挤压也能产生异常压力。

表1－1 美国五套页岩气系统地质、地化、储层参数究(据Curtis，2002)

第三节  页岩气的成藏过程及特征

页岩系统的地层组成：多为暗色泥页岩夹浅色泥质粉砂岩、粉砂质泥页岩的薄互层。在页岩系统中，天然气的赋存状态多种多样。除极少量的溶解状态天然气以外，大部分均以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面，或以游离状态赋存于孔隙和裂缝之中。吸附状天然气与游离状天然气含量之间呈彼此消长关系，其中吸附状态天然气的含量变化于20 %～85 % 之间。因此从赋存状态观察页岩气介于煤层吸附气（吸附气含量在85 % 以上） 和常规圈闭气（吸附气含量通常忽略为零）之间（张金川等，2004）。页岩气成藏体现出了非常复杂的多机理递变特点，除天然气在孔隙水、干酪根有机质以及液态烃类中的溶解作用机理以外，天然气从生烃初期时的吸附聚集到大量生烃时期的活塞式运聚，再到生烃高峰的置换式运聚，体现出了页岩气自身所构成的完整性天然气成藏机理序列。

一、页岩气的成藏过程

页岩气成藏作用过程的发生使页岩中的天然气赋存相态本身也构成了从典型吸附到常规游离之间的序列过渡，因而页岩气成藏机理研究具有自身的独特意义，它至少将煤层气(典型吸附气成藏过程) 、根缘气(活塞式气水排驱过程) 和常规气(典型的置换式运聚过程) 的运移、聚集和成藏过程联结在一起。由于页岩气在主体上表现为吸附状态与游离状态天然气之间的递变过渡，体现为成藏过程中的无运移或极短距离的有限运移，因此页岩气藏具有典型煤层气、典型根缘气和典型常规圈闭气成藏的多重机理意义，在表现特征上具有典型的过渡意义。页岩气的成藏过程可以划分为三个成藏阶段。

1．第一阶段（页岩气成藏阶段）

该阶段是天然气在页岩中的生成、吸附与溶解逃离（图1－6 ①），具有与煤层气成藏大致相同的机理过程。在天然气的最初生成阶段，主要由生物作用所产生的天然气首先满足岩石中有机质和粘土矿物颗粒表面吸附的需要，当吸附气量与溶解的逃逸气量达到饱和时，富裕出来的天然气则以游离相或溶解相进行运移逃散，条件适宜时可为水溶气藏的形成提供丰富气源。此时所形成的页岩气藏分布限于页岩内部且以吸附状态为主要赋存方式，总体含气量有限。

2．第二阶段（根缘气成藏阶段）

在热裂解气大量生成过程中，由于天然气的生成作用主要来自于热化学能的转化，它将较高密度的有机母质转换成较低密度的天然气。在相对密闭的系统中，物质密度的变小导致了体积的膨胀和压力的提高，天然气的大量生成作用使原有的地层压力得到不断提高，从而产生原始的高异常地层压力。由于压力的升高作用，页岩内部沿应力集中面、岩性接触过渡面或脆性薄弱面产生微裂缝，天然气与孔隙壁之间所形成的束缚水膜阻断了地层水穿越天然气所在孔隙段的流动（浮力作用），此时页岩气藏的形成在主体上表现为由生气膨胀力所促动的气排水活塞式成藏过程，天然气原地或就近分布，构成了挤压造隙式的运聚成藏特征（图1－6 ②）。在通常情况下，与页岩间互的致密粉砂岩夹层，具有低孔低渗特点，它限定了天然气通过气排水的活塞式运移、聚集逐渐形成根缘气藏。此时的天然气聚集已经超越了页岩本身，表现为无边、底水和浮力作用发生的地层含气特点，从整套页岩层系考察，不论是页岩地层本身还是薄互层分布的粉砂岩储层，均表现为普遍的饱含气性在该阶段，游离相的天然气以裂隙聚集、孔隙为主，页岩地层的平均含气量丰度达到较高水平。

3．第三阶段（常规气成藏阶段）

随着更多天然气源源不断地生成，则彼此连通性较差的裂隙网络组合构成较大的裂缝网络，可以作为天然气游离赋存场所和运移高速通道，由于空间的增大，天然气的运移方式由活塞式转变微置换式。如果生气量继续增加，则天然气分布范围进一步扩大，直到遇常规储层或输导通道后，天然气受浮力作用而进行置换式运移，从而导致常规圈闭气藏的大范围出现(图1－6 ③)。

图1－6  页岩气成藏的三个阶段（据张金川等，2004）

注：①页岩气成藏阶段；②根缘气成藏阶段；③常规圈闭气成藏阶段图

二、页岩气藏的基本地质特征

与煤层气类似，富含有机质的页岩本身可以作为页岩气的气源岩，又可以作为储集层，页岩气的赋存方式、成藏机理和成藏过程与常规天然气有很大不同，因此，页岩气藏具有独特的地质特征。

1．页岩系统本身自组生储盖体系

在页岩气藏中，富含有机质的页岩是良好的烃源岩，页岩中的有机质、粘土矿物、沥青质等，以及裂隙系统和粉砂质岩夹层又可以作为储气层，渗透性差的泥质页岩为页岩气藏充当封盖层。

烃源岩：含有大量的有机质含量、分布广泛、厚度较大的泥页岩。可以生成大量的天然气，并且具有供气长期稳定持续的特点。

储集层：与常规天然气的砂岩储集层不同（表1-2），其要的特点:①储集岩为泥页岩及其粉砂岩夹层；②微孔隙、裂缝是页岩气储集的主要空间，裂缝发育程度和走向变化复杂。一般页岩裂缝的宽度在2毫米内，裂缝密度一般较大；③天然气的赋存状态多变性（据张金川等，2003）。吸附、游离是页岩气赋存的主要方式，少量以溶解方式赋存；④岩石物性较差。因为页岩较为致密，孔隙度、渗透率都比常规储层岩石低，仅在裂缝发育处，渗透率才能有所改善，但对孔隙度的改善不明显。

盖层：在常规天然气藏中，因为泥页岩较为致密、渗透率较低，通常可以作为盖层。虽然页岩气的赋存方式与常规天然气有所不同，但是致密的泥页岩仍然对页岩气藏具有封盖作用。美国的五大页岩气系统盖层的岩性多变，包括页岩（阿巴拉契亚盆地和福特沃斯盆地）、冰碛岩（密执安盆地）、斑脱岩（圣胡安盆地）和页岩/碳酸盐岩（伊利诺斯盆地）（Curtis和Faure，1997；Hill和Nelson，2000；Walter等，2000）。

2．页岩气成藏具有隐蔽性，圈闭类型为裂缝圈闭

页岩气的赋存方式和赋存空间的特殊性，决定了页岩气藏具有隐蔽性特征和裂缝型圈闭。构造圈闭对页岩气藏的形成并不起主导作用，但是一个长期长期稳定的构造背景，对页岩气聚集可能具有一定的积极作用。泥页岩的孔隙较小且不发育，游离状态的页岩气主要赋存于裂缝系统中，泥页岩中的裂缝发育带往往是页岩气的有利聚集带，因此，裂缝型圈闭是页岩气藏的主要圈闭类型。裂缝产生的原因主要是上文中提到的气体的连续生产所产生的页岩内外压力差，另外构造作用也是产生裂缝的原因之一。

3．页岩具有普遍含气性特征，但含气量较低、含大分子烃饱和度低

由于泥页岩既是烃源岩、又是储集层，页岩气可以以吸附方式赋存，因此页岩具有广泛的含气性，在大面积内为页岩气所饱和（Curtis和Faure，1997；Hill和Nelson，2000；Walter等，2000）。与根缘气藏的地层普遍含气性机理不同,页岩气藏普遍含气性的内涵较广,在岩性上包括了泥页岩、致密的砂岩或砂质细粒岩,在赋存状态上包容了吸附、游离与溶解,在成藏机理上则包含了吸附与扩散、溶解与析出、活塞与置换等运聚过程。在通常情况下,泥页岩与致密砂岩(泥质粉砂岩与粉砂质泥岩等) 之间的互层分布为这种多相态、多机理的地层普遍含气性提供了有利条件。

表1－2  页岩储气层和常规砂岩储气对比表

储气能力（相对）

对比项目	页岩储层	砂岩储层
岩石成分	矿物质、有机质	矿物质
生气能力	有	无
气源	本层	外源
储气方式	吸附、岩性圈闭	圈闭
较高	较低
孔隙度	一般小于10％	一般大于5％
孔隙大小	多为中微孔	大小不
孔隙结构	双重孔隙结构	单孔隙或多孔隙结构
裂隙	发育裂隙系统	发育或不发育
渗透性	0.001～2毫达西	高低不等
毛管压力	具有较高的束缚水饱和水	可以为油气动力或阻力
比表面积（相对）	较大	低
储量估算	孔隙体积法不实用	可以用孔隙体积法
开采范围	较大面积	圈闭以内
井距（相对）	小	大
断裂	断裂可以增加裂隙形成	断裂可以起圈闭
储层中的水	一般阻碍气的产出，一般先排水	推进气的产出，不需要先排水
气水作用机理	活塞式，可以为置换式	置换式
开采深度	较浅	不等
产气量（相对）	低	高
储层压力	差别较大，400～4000psi	产气的动力
生产曲线	负下降曲线，产气量先上升，很快达到高峰后缓慢下降 年 产量	产量 年 气 下降曲线
压裂	一般需要压裂，需要人工造隙，处理压力相对较高	低渗透储层才需要压裂，容易产生新的裂缝，处理压力相对较低

因为页岩较为致密，孔隙度、渗透率都比常规储层岩石低，使得页岩的含气量较低，页岩的含气量变化幅度较大,从0.4m³/t到10m³/t ,一般小于5m³/t。同时由于页岩的孔隙半径小，所以大分子烃饱和度含量较低。

4．页岩气成藏条件与储量丰度关系复杂

美国不同盆地页岩气成藏条件的互补性图(数据选自Curtis ,2002)

页岩气成藏边界条件

　　广义上的页岩气普遍发育且分布广泛,但要形成具有工业勘探开发价值的页岩气尚需具备相应的地质条件。结合对美国具有工业勘探开发价值页岩气的统计研究,可对页岩气的形成条件简单作一讨论。按照常规的烃源岩评价指标,有机碳含量( TOC) 0.5 %和成熟度( Ro ) 0.5 %是有效烃源岩的底限边界,但由于页岩气的成藏机理和过程特殊,其中天然气的聚集不需要考虑运移、圈闭等复杂条件。

因此有机碳含量和成熟度等条件不再苛刻。在有机碳含量0. 3 %、有机质成熟度0. 4 %、岩石总孔隙度3 %、净页岩厚度6 m 等条件下亦可分别形成页岩气。在页岩气成藏条件中,尽管某一项地质要素要求条件很低,但其他地质条件的补偿将会使页岩气具有更好的产能。对比分析美国不同盆地的页岩气成藏地质条件发现,各影响因素之间具有不同程度的相互弥补性(图1) 。在圣胡安盆地上白垩统的Lewis 页岩,有机碳含量及其成熟度、吸附气含量等各项主要因素均较好,页岩地层总含气量较高;在密执安盆地泥盆系的Ant rim 页岩,有机质成熟度较低但平均有机碳含量较高,弥补了成熟有机质生气量不足的局限性;在福特沃斯盆地泥盆系的Barnett 页岩,虽然页岩地层厚度有限且孔隙度较小,但有机质含量及成熟度较高,致使地层总含气量较高。进一步,为了使聚集的页岩气具有更好的工业勘探开发价值,还要求聚气的页岩最大埋藏深度小于4 000 m (目前的经济有效深度) 。

5．页岩气富集带以裂缝发育为特征

裂缝发育在大部分页岩中，以多种成因（压力差、断裂作用、顺层作用等）的网状裂缝系统为特征。在页岩中裂缝、溶蚀页理缝是主要的储集空间。次要储集空间：钙质条带中的溶孔、生物体腔孔、晶间孔、粒间孔等。粒间孔主要是指的砂质及泥质双重孔隙。在钙质泥页岩互层为主的夹薄层砂岩的地层中，具有泥页岩裂缝、层理缝和薄层砂岩孔隙等储集空间。裂缝发育带不但提供了游离态页岩气赋存的空间，而且为页岩气的运移、聚集提供了输导通道，并且对页岩气的开发十分有利。美国页岩气的开发实践证明只有裂缝发育的页岩气藏不需压裂就可以获得工业气流，多数的页岩气藏必须经过压裂才能达到工业产量要求。页岩气虽然具有地层普遍含气性特点，但目前具有工业勘探价值的页岩气藏或甜点主要依赖于页岩地层中具有一定规模的裂缝系统。在美国的大约30000 口钻井中，钻遇具有自然工业产能的裂缝性甜点的井数只有大约10 %，表明裂缝系统是提高页岩气钻井工业产能的重要影响因素。除了页岩地层中的自生裂缝系统以外,构造裂缝系统的规模性发育为页岩含气丰度的提高提供了条件保证。因此,构造转折带、地应力相对集中带以及褶皱—断裂发育带通常是页岩气富集的重要场所。

6．页岩气由生物成因气和热成因气组成

前面已述，页岩气可以分为：生物成因气和热成因气，两种成因的页岩气可以同时存在于页岩气藏中，但由于成藏条件的不同，表现出不同的主导地位。随不同时期条件的改变，两者的含量比例可以发生相互的转变。

7．页岩气藏具有异常高压特征

常规储层由于其孔隙度大，渗透率高，对压力的传导有利，是一个相对开放的压力系统，因此压力系统与地层压力接近。对较厚页岩储层孔隙度小、渗透率低，是一个相对封闭的压力系统，由于欠压实作用和天然气量的增多、生气膨胀力等作用容易形成高

压异常带，平均压力梯度在0.343psi/ft。原生页岩气藏以高异常压力为特征，当发生构造升降运动时，其异常压力相应升高或降低。因此页岩气藏可为高异常、正常或低异常压力特征（据张金川等，2003）。从美国已发现页岩气的统计规律来看,页岩气藏既有高异常地层压力,也有低异常地层压力。产生理论分析与统计结果不相符合的主要原因在于构造的抬升或沉降运动,由于页岩气储层为致密的地层所构成,其间的孔隙地层水无法进行有效的流动,因此地层压力的封闭性相对较强。当已经成藏的页岩气发生相对的构造抬升或沉降运动时,原始的页岩气藏地层压力得到了一定程度的滞留,从而产生了更高或相对降低的异常地层压力。根据这一特点,页岩气藏的发育通常与高异常地层压力保持一致,除非在页岩气成藏后发生了较大幅度的构造沉降运动。但在使用这一原理进行异常地层压力分析时,需要对是否具有良好的封闭性条件进行确定,否则可能产生恰好相反的分析结果,统计资料表明,页岩气藏的地层压力系数可有较大幅度变化。除此之外,水平方向的构造挤压作用亦对页岩气藏地层压力的发育产生重要影响,这种作用可以通过势场分析方法予以考虑,通常情况下,页岩气藏存在于流体的高势能区。

8．页岩气成藏机理上具有递变过渡特征

从成藏机理中，页岩气表现出明显的从煤层气—根缘气—常规气的过渡，即体现在吸附机理中的吸附气含量上，煤层气（75—95%）—页岩气（大于50%）—常规气（表现典型游离态）。

9．页岩气藏以产量低、生产周期长为特征

由于泥页岩岩性致密、孔隙度和渗透率较低，以及赋存方式多样，因此，页岩气生产以产量低、生产周期长为特征，并呈现负下降曲线特征，产气量由低先上升，很快达到高峰后缓慢下降。

第四节  页岩气成藏的主控因素及成藏模式

一、页岩气成藏的主要控制因素

鉴于页岩气的生成、运移、富集特点，页岩气成藏主要受泥页岩矿物组成、有机质含量及类型、热演化程度、构造作用及裂缝发育程度等因素控制。

1．岩性及矿物组成

页岩作为岩石通常被定义为“细粒的碎屑沉积岩”，但它在矿物组成（例如粘土质、硅质和碳质等）、结构和构造上却多种多样。尽管含气页岩通常被称作“黑色页岩”，这对于我们在页岩气的研究中可能是个误导。页岩的岩性多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色泥页岩（高炭泥页岩类），岩石组成一般为30%～50%的粘土矿物、15%～25%的粉砂质(石英颗粒)和1%～20%的有机质，多为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层。页岩的矿物组成包括一定数量的碳酸盐、黄铁矿、粘土质、石英和有机碳。

Barnett页岩在岩性上是由含硅页岩、石灰岩和少量白云岩组成。总体上，岩层中硅含量相对较多（占体积的35%-50%）而粘土矿物含量较少（〈35%）。Lewis页岩为富含石英的泥岩，其总有机碳含量变化在0.5%～2.5%之间。Antrim 页岩由薄层状粉砂质黄铁矿和富含有机质页岩组成，夹灰色、绿色页岩和碳酸盐岩层。

2．岩石有机地化特征

泥页岩有机地化特征不但影响着岩石的生气能力，而且对岩石的储集能力（尤其是吸附能力）具有重要的控制作用。富含有机质页岩中生成天然气的数量主要取决于以下三个因素：①岩石中原始沉积的有机物质的数量，即岩石中的有机碳含量；②不同类型有机物质成因的联系和原始生成天然气的能力，即有机质类型；③有机物质转化成烃类天然气的程度，有机质热演化程度。前两个因素主要取决于沉积位置的环境，而第三个主要取决于沉积后热演化的强度和持续时间，或是在最大埋深下的压实变质作用。

有机质含量的控制作用：页岩中有机质含量对页岩气成藏的控制作用主要体现在页岩气的生成过程和赋存过程中。岩石中总有机碳含量不仅在烃源岩中是重要的，在以吸附和溶解作用为储集天然气方式的页岩气储层中也是很重要的。

有机质的含量是生烃强度的主要影响因素，它决定着生烃的多少，因此，对页岩气成藏的具有重要的控制作用。Schmoker将有机质超过2%（包括2%）的泥盆系页岩定为“富有机质的”页岩。页岩气藏要求大面积的供气，而有机质页岩的分布和面积决定有效气源岩的分布和面积；从裂缝中聚集的天然气以大面积的活塞式整体推进为主要方式，因此必须有大量的天然气生成；页岩气藏要求源岩长期生气供气过程，而有机质含量决定生气量的一个主要因素。高的有机碳含量意味着更高的生烃潜力（图1－8）。

页岩的总有机碳含量与页岩对气的吸附能力之间存在正相关的线性关系。在相同压力下，页岩有机碳含量越高，甲烷吸附量越高。在对Antrim页岩总有机碳含量与含气量关系的研究中发现，页岩的含气量主要取决于其总有机碳含量。有机碳含量进而影响到页岩气的产量，在有机碳含量高的地区页岩气的产量比有机碳含量低的地区要高。而且总有机碳含量还可

以帮助我们准确地确定储层中的岩石孔隙度和含水饱和度。含气页岩中的总有机碳含量一般在1.5％－20％。Barnett页岩的总有机碳含量平均在4.5％，未熟的岩石露头高达11％－13％。

干酪根类型：页岩中干酪根的类型，可以为我们提供有关烃源岩可能的沉积环境的信息。干酪根的类型不但对岩石的生烃能力有一定的影响作用，还可以影响天然气吸附率和扩散率。一般来说，在湖沼沉积环境形成的煤系地层的泥页岩中，富含有机质，并以腐殖质的Ⅲ型干酪根为主，有利于天然气的形成和吸附富集，煤层气的生成和富集成藏也正好说明了这一点（煤层中有机质的含量更加丰富，煤层的含气率一般为页岩含气率气的2－4倍）。在半深湖－深湖相、海相沉积的泥页岩中，Ⅰ型干酪根的生烃能力和吸附能力一般高于Ⅱ型或Ⅲ型干酪根。

镜煤反射率（热成熟度）：在热成因页岩气的储层中，烃类气体是在时间、温度和压力的共同作用下生成的。热成熟度可以帮助我们了解储层中是以石油为主，还是以天然气为主或是不产油气。干酪根的成熟度不仅可以用来预测源岩中生烃潜能，还可以用于高变质地区寻找裂缝性页岩气储层潜能，作为页岩储层系统有机成因气研究的指标。干酪根的热成熟度也影响页岩中能够被吸附在有机物质表面的天然气量。含气页岩的热成熟度通常用Ro来表示，对于质量相同或相近的烃源岩，一般来说Ro越高表明生气的可能越大（生气量越大），裂缝发育的可能性越大（游离态的页岩气相对含量越大），页岩气的产量越大。热成熟度控制有机质的生烃能力，不但直接影响页岩气的生气量，而且影响生烃后天然气的赋存状态、运移程度、聚集场所。适当的热成熟度配合适宜的生烃

条件使生气作用处于最佳状态。

以俄亥俄东部和宾夕尼亚西北部产页岩气区为例，但如Schmoker（1993）（图1－8）所示，他们位于东面的0.8kg/cm²有机质等值线和西面Ro为0.6%的等值线之间。如果泥页岩具有足够的厚度和裂缝孔隙度，这些地区可能是勘探和开采页岩气的有利远景区。

3．泥页岩厚度及埋深

泥页岩的厚度和埋深也是控制页岩气成藏的关键因素。形成工业性的页岩气藏，泥页岩必须达到一定的厚度，才能成为有效的烃源岩层和储集层。泥页岩的埋深不但影响页岩气的生产和聚集，而且还直接影响页岩气的开发成本，泥页岩埋深达到一定的深度（一定的温度、压力条件）才能形成烃类气体（包括生物成因气、热成因气）；随着埋深的增加，压力逐渐增大，孔隙度减小，不利于游离气富集，但有利于吸附气的赋存。

一个好的页岩气远景区其页岩的厚度大多在90m到180m。在西阿肯色州的Fayetteville页岩厚度在15m－21m，在东Arkoma大约是180m，到了密西西比海湾的一些地方达到了305m（Ratchford，2006），坎佩尼阶的Lewis页岩有305m英尺到450m厚。页岩气储层的埋藏深度从最浅的76m到最深的2438m，大多数介于760m到1370m。例如，新Albany页岩和Antrim页岩有9000口井在76m到610m。在阿巴拉契亚盆地页岩、泥盆纪页岩和Lewis页岩，大约有20,000口井是在915m到1525英尺。而Barnett页岩和Woodford页岩埋藏更深，Caney页岩和Fayetteville页岩的埋深在610m到1830m。

4．构造作用

构造作用对页岩气的生成和聚集有重要的影响，其影响作用主要体现在以下几个方面：首先，构造作用能够直接影响泥页岩的沉积作用和成岩作用，进而对泥页岩的生烃过程和储集性能产生影响；构造作用还会造成泥页岩层的抬升和下降，从而控制页岩气的成藏过程；构造作用可以产生裂缝，可以有效改善泥页岩的储集性能，对储层渗透率的改善尤其明显。

5．裂缝

（1）裂缝对页岩气成藏的控制作用

裂缝对页岩气的运移和聚集的影响作用是显而易见的。泥页岩中裂缝系统发育可以有效的提高储层的裂缝孔隙度，增大游离气的聚集量，发育的泥页岩裂缝作为输导系统能够促进页岩气的运移，对页岩气的开采和常规气藏的形成有利，但是，早期形成太过发育的裂缝系统，使储层的封闭性遭到破坏，造成天然气聚集分散或者散失，不利于页岩气藏的保存。

通常饱含气的泥页岩储层具有很低的渗透率，其孔隙空间太小，即使微小的甲烷分子也不能容易通过。需要多组连通的天然裂缝才能使页岩气进行商业开采。由于页岩中极低的基岩渗透率，开启的、相互垂直的或多套天然裂缝能增加页岩气储层的产量（Hill,2000）。在上覆岩层的压力下及地壳运动的作用下，岩石中可能会产生天然裂缝。储层中压力的大小决定裂缝的几何尺寸，通常集中形成裂缝群。目前，只有少数天然裂缝十分发育的页岩并不采取增产措施便可进行天然气商业性生产。在其它的大多数情况下，成功的页岩气井需要进行水力压裂，形成人工裂缝。

（2）裂缝发育度的控制因素

裂缝孔隙度：是指对裂缝发育程度的微观度量。裂缝对储层物性的影响主要表现在其对储集空间的调整和渗滤通道的形成。对页岩气,是主要的储集空间（游离状）。呈网络状发育裂缝,能彼此沟通,并使孔隙和喉道连通,且使有效孔隙和喉道与宏观裂缝连通起来。裂缝的发育受到以下两个作用的控制：

断裂作用：大规模的断裂作用可以使裂缝发育程度增大，可以波及到很多地区。断裂作用在一定程度上控制着页岩气的成藏，控制着页岩层中天然气的运移方向、成藏规模、成藏气量。页岩内天然气的运移基本上是依靠裂隙作为通道的，裂隙的发育主要依靠断裂作用的造隙功能。页岩气的成藏规模受到诸多因素的控制，但适度的断裂作用创造的裂隙网络和裂缝网络为其扩展和延伸起到关键的作用，但是过度的断裂作用可以使储层破坏，造成天然气聚集分散。断裂作用形成的裂缝网络可以吸附和保存大量的天然气，从而提高成藏气量。

导致产能系数和渗透率升高的破裂作用，可能是由干酪根向沥青转化的热成熟作用（内因）或者构造作用力（外因），或者这两者产生的压力引起。此外，这些事件可能发生在截然不同的时间。对于任何一次事件来说，页岩内的烃类运移的距离均相对较短。位于页岩上部或下部的常规储层也可能同时含有作为烃源岩的这套岩层生成的油气（Cole等，1987）。

顺层滑脱作用：也许近水平的层面滑脱作用，是前陆区产烃构造圈闭和储层孔隙性的唯一最广泛流传的机理（Milici,1980a）。在条件适宜的沉积层中滑脱作用是造成顺层裂缝孔隙带的首要机理。滑脱带中构造迁移和形变作用适宜的地区，有效裂缝孔隙度发育较好。过度滑脱带裂缝性储层的破坏及原来含气量的严重损失。

Harris和Milici（1997）描述阿巴拉契亚断褶带中滑脱构造的性质及附属裂缝的形成（图1－9）。认为,一定地层层序中近水平的滑脱带的位置和特性受微妙的岩性变化控制。页岩层（尤其是富含有机质的情况）是盆地的主要烃源岩,在遭受构造形变的场合从这些烃源岩层中释放出来的气体会产生裂缝。

图1－9  早宾夕尼亚地层中与滑脱带有关的裂缝的一般分布型式

裂缝网络具有改善储层性质和增加产能的双重作用。一方面，裂缝通过扩大储集空间，增加页岩气的储量；另一方面，裂缝可以贯通残余孔隙体积，提高页岩层的渗透能力，使在其中封存的天然气释放出来,并能加速吸附气的解析，形成渗流网络提高页岩气的产能。Patcher D.G.和Martin P.（1976年）等人通过取自美国东部地区的大量岩心观察和研究得出以下两点认识：一是裂缝的发育具有一定的方向性，裂缝发育的走向为北东40°～50°，与阿巴拉契亚山脉走向相同，表明褐色页岩的裂缝是构造成因，其分布亦受构造控制；二是产气量高的井，都处在裂缝发育带内，而裂缝不发育地区的井，则产量低或不产气，说明天然气生产与裂缝密切相关。而近期在Barnett页岩的研究中，关于原生天然裂缝的重要性具有争议：一些近期的研究发现Barnett页岩中天然裂缝的存在阻碍了人工裂缝。