世界上页岩气资源的研究与勘探开发都始于美国，目前商业性开发也主要集中在美国和加拿大。2014年美国页岩气年产量为3637亿m3，大大超过了我国常规天然气的年产量。
我国最早关注页岩气的文章，据笔者所查文献资料是1982年《石油实验地质》第二期上，张义纲发表的《多种天然气资源的勘探》一文。文中提到“页岩气赋存在有机质十分丰富（含量达4％以上）的暗色页岩中。
这种页岩的特点是层理发育，为富含有机质和富含矿物质的黏土互层，形成数毫米厚的纹层。所含的气体，一部分是生物气，一部分是热成气，或由二者混合而成。它们保存在微小的粒间孔隙中或吸附在有机质和黏土矿物上”。该文还介绍了美国三个泥盆系页岩气的勘探和开发情况，同时提出“在我国以往的勘探中，类似的页岩屡见不鲜，今后应加强研究和勘探”。
此后，也有少量文章提到页岩气，但论述较少，直到2003年，张金川等对“页岩气及其成藏机理”进行了简要介绍，陈建渝等对“美国5个主要产气的页岩层密执安盆地的中－上泥盆统Ａｎｔｒｉm页岩、阿巴拉契亚盆地的Ｏｈｉｏ页岩、依利诺依斯盆地的ＮｅｗＡｌｂａｎｙ页岩、ＦｏｒｔＷｏｒｔｈ盆地的Ｂａｒｎｅｔｔ页岩和圣胡安盆地的Ｌｅｗｉｓ页岩”进行了对比介绍。
2007年，中国石油和美国新田公司签署了《威远地区页岩气联合研究》协议，利用中石油西南油气田公司蜀南气矿在威远构造上钻探的老井资料，对威远构造下寒武统筇竹寺组页岩、下志留统龙马溪组页岩能否形成页岩气藏进行了研究，这应该是中国页岩气发展史上一个重要事件。中国南方具有寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组两套分布面积大、厚度大、有机质丰富的海相页岩层系，前人在烃源岩与页岩气评价方面做过大量研究，认为其是页岩气勘探最有利的两套地层。
2009年在四川盆地威远构造钻探了我国第一口页岩气井———威201井，2010年经加砂压裂后测试获得页岩气每日产出为1.08万m3，证实中国存在页岩气。2012年5月，位于四川盆地之外湘鄂西隔槽式褶皱带桑柘坪向斜的彭页ＨＦ－1井，经12段大型水力压裂获得2.5万m3/d工业气流，在盆地外复杂构造区，实现页岩气勘探突破；同年12月位于四川盆地川东隔档式褶皱带焦石坝构造的ＪＹ1－ＨＦ井在上奥陶统五峰组－下志留统龙马溪组试获20.3万m3/d高产页岩气，发现了涪陵页岩气田，2015年探明含气面积383.5km2，提交页岩气探明地质储量3806亿m3。涪陵页岩气田2013年投入商业开发以来，至今已钻探开发井200口，2015年完成50亿m3产能建设，年产页岩气35亿m3。
因此，中国的页岩气发展已经历从评价选区到商业开发的所有过程，在四川盆地涪陵、长宁、威远等地区取得商业发现，并开始产能建设，但与美国页岩气革命带来的成功相比，中国的页岩气勘探开发之路依然漫长，总结涪陵页岩气田勘探发现的经验及其对中国页岩气未来发展前景的启示，很有必要。
1区域地质背景
1.1构造特征
涪陵页岩气田位于四川盆地川东褶皱带，万县复向斜的南部与方斗山背斜带西侧的交汇区焦石坝构造，焦石坝构造为一断背斜，四周都为断裂围限，主体构造平缓，埋深东北高、西南低，五峰组底部埋藏深度从2250m到5200m。
北东方向以大耳山断层及伴生的侏罗系断凹与方斗山背斜、齐岳山断裂（盆地边界断层）分割；南东方向以石门等北东向断裂、三叠系断凹与齐岳山断裂相分隔；西南、西北分别以断层与盆地内侏罗系向斜接触。焦石坝及邻区发育逆断层多达69条，北东向断层最为发育，其次为北北西－南南东和近南北向两组。
焦石坝断背斜北西、南东两翼断距＞50m的断层有23条，均错断了寒武系—三叠系；断距＜50m的其他断层与上述断层伴生，走向各异，仅断开奥陶系顶部—志留系下部地层。焦石坝构造主体地表出露地层为下三叠统嘉陵江组，石炭系只保留黄龙组，缺失泥盆系，其他海相地层保存齐全。
焦石坝构造作为四川盆地一部分经历了早古生代克拉通坳陷、晚古生代克拉通裂陷、中新生代前陆坳陷几个演化阶段。加里东运动、海西运动、印支运动、燕山运动和喜山运动等的多期叠加改造形成了现今的构造格局，燕山以来的构造运动对油气藏的形成、保存、破坏影响最大。
1.2沉积特征
1.2.1沉积环境与优质页岩展布
在加里东晚期，受华夏板块与扬子板块碰撞和挤压作用的影响，整个扬子盆地构造性质发生转变。晚奥陶世五峰期至早中志留世龙马溪期，康滇古陆、黔中古隆起与川中古隆起较前期扩大，四川盆地及邻区表现为受上述古隆起和雪峰古隆起等围限、向北东开口的浅海深水沉积的古地理格局。
奥陶纪末和志留纪初，发生了两次全球性海侵，形成了五峰－龙马溪组页岩，沉积了较为丰富的生物种类，其中，尤以笔石类最为繁盛，且顺层富集成层；在龙马溪组底部深水陆棚相笔石页岩中局部见较多硅质放射虫化石，随着水体的变浅，其含量具有自下而上逐渐减少的趋势。龙马溪组上部主要为一套浅水陆棚相浅灰色、灰色泥岩，中部发育一套盆地边缘上斜坡相的灰色－深灰色泥质粉砂岩、灰色粉砂岩，下部为一套深水陆棚相深灰色－黑色碳质泥页岩。钻探证实，四川盆地及其毗邻的渝东、鄂西地区，五峰组－龙马溪组早期为深水陆棚沉积。
发育大面积页岩，尤其在四川盆地南部长宁、东部涪陵和东北部达州—镇巴一带，ＴＯＣ含量大于2％的页岩连续厚度在30m以上。涪陵地区从焦石坝构造主体的ＪＹ1井向南甩开ＪＹ8等八口探井和近200口开发井实钻表明，焦石坝地区富有机质泥页岩平面上分布稳定，优质泥页岩厚度为38～48m。
纵向上五峰组－龙马溪组优质页岩气层为深水陆棚相沉积，向上逐渐为浅水陆棚相沉积。底部优质泥页岩具有岩性较纯、粉砂岩含量低、碳质含量高、笔石生物富集，页理缝发育等特点。根据岩石颜色、所含笔石及放射虫丰度、岩性等特征，龙马溪组分为3个岩性段，自上而下为：龙马溪组三段、龙马溪组二段、龙马溪组一段。
龙马溪组一段是页岩气勘探的主要目的层，进一步细分为3个岩性亚段：三亚段，上部岩性为灰黑色含粉砂碳质泥岩与灰黑色含笔石碳质页岩约3∶1互层，其间夹黄铁矿薄层、条带或条纹；二亚段，岩性为一套黑灰色含粉砂含碳质笔石页岩与同色中－薄层状含笔石炭泥质粉砂岩及深灰色薄层状、条带状或条纹状粉砂岩呈频繁韵律互层，其间夹黄铁矿薄层、条带或条纹；一亚段，岩性为一套灰黑色含碳质放射虫笔石页岩及灰黑色含粉砂碳质笔石页岩夹黄铁矿薄层、条带或条纹，岩石中含丰富的笔石，顺层分布，局部富集成层，其含量一般约50％，富集处可达80％。
1.2.2岩石特征
涪陵页岩气田五峰组－龙马溪组岩石在化学成分、矿物组成、古生物、结构和沉积构造上有所不同，通过岩心详细描述和薄片观察，涪陵地区主要岩石类型包括含放射虫碳质笔石页岩、碳质笔石页岩、含骨针放射虫笔石页岩、含碳含粉砂泥岩、含碳质笔石页岩以及含粉砂泥岩6种类型。
其中，含骨针放射虫笔石页岩和含放射虫笔石页岩为页岩气储层最有利的岩石类型。该6套页岩类型在区内分布稳定，特征明显，其中含放射虫碳质笔石页岩、碳质笔石页岩、含骨针放射虫笔石页岩和含碳质笔石页岩为深水陆棚沉积，发育在五峰组和龙马溪组底部，常具有毫米级纹层状或片状页理构造，黄铁矿常呈星散粒状、小透镜状、条带状或纹层状产出，水平纹层发育；生物化石丰富，门类单调，其中，以丰富的笔石占绝对优势，同时见大量硅质放射虫和少量硅质海绵骨针等生物化石，反映安静、贫氧、深水的还原沉积环境。
含碳含粉砂泥岩和含粉砂泥岩为浅水陆棚沉积，发育在龙马溪组中部和上部，粉砂岩或粉砂质泥岩常见沙纹层理、粒序层理、底冲刷、泥砾或泥片等沉积现象，含少量生物碎屑，暗色页岩常显水平层理，生物化石以少量笔石为主，反映静水低能，并有间歇性低密度流影响的沉积环境。
1.3勘探历程
早在20世纪50年代，地质矿产部就在本区开展了黔江、涪陵幅1∶20万石油普查；20世纪80年代初，完成了1∶20万的区域地质、同比例水文地质调查和重磁力勘探等；1997—1998年中国石油天然气总公司渝鄂湘天然气勘探项目经理部组织完成了1∶5万地面地质概详查1042km2和二维地震勘探14条地震剖面417.51km，进一步落实了焦石坝、大耳山和轿子山等背斜构造，证实焦石坝是一个地表、地腹一的背斜构造。
由于当时评价的主要目的层石炭系、二叠系埋藏浅，储层不在有利预测区内，加之断裂发育，保存条件可能受到影响，因此没有进行钻探工作。直至2011年，中国石化勘探南方分公司在前期开展的南方海相烃源岩评价研究的基础上，按照页岩气研究思路，确定川东南地区是龙马溪组－五峰组页岩气勘探的有利地区，焦石坝构造是有利的勘探目标，在焦石坝部署了第一口海相页岩气探井———ＪＹ1井，发现了涪陵页岩气田。
2涪陵页岩气田的基本特征
2.1有机质类型与丰度
2.1.1有机质类型
关于五峰组－龙马溪组页岩有机质类型，前人在进行烃源岩研究时做过大量研究，上扬子地区干酪根δ13Ｃ值为－29‰～－30.5‰，有机质类型为Ⅰ－Ⅱ1型。四川盆地南部长宁地区五峰组－龙马溪组露头页岩干酪根的δ13ＣＰＤＢ值为－29.4‰～－31.2‰，平均为－30.1‰，显示有机质以Ｉ、ＩＩ型为主。ＪＹ1井2339.33m、2349.23m灰黑色页岩、灰黑色碳质页岩干酪根的δ13ＣＰＤＢ值分别为－29.2‰、－29.3‰；上述深度样品干酪根镜检类型指数分别为92.84、100，干酪根类型均为Ｉ型（样品由中国石化无锡石油地质研究所实验研究中心分析完成）。
2.1.2有机质丰度
根据ＪＹ1井等4口井344个泥页岩样品有机碳（ＴＯＣ）含量分析，ＴＯＣ含量分布在0.55％～6.89％，平均2.62％；底部优质泥页岩段ＴＯＣ含量在1.06％～6.89％，平均为3.56％，其中ＴＯＣ含量≥1.0％的样品达到总样品数的95.1％。纵向上差异明显，以ＪＹ1井为例，五峰组－龙马溪组一段一亚段ＴＯＣ含量在1.04％～5.51％，平均为3.39％；龙马溪组一段二亚段ＴＯＣ含量在0.91％～2.17％，平均为1.65％；龙马溪组一段三亚段ＴＯＣ含量在0.55～3.26％，平均为69％。
2.2热演化程度
四川盆地五峰组－龙马溪组有机质热演化程度普遍偏高，长宁地区镜质体反射率Ｒｏ均大于2.0％，普遍分布在2.4％～2.95％，均处于过成熟阶段；威远地区志留系龙马溪组干酪根镜质体反射率Ｒｏ相对较低，分布范围一般在1.78％～2.26％；ＪＹ1井五峰组－龙马溪组共测定了9块样品沥青反射率，其中测点数超过10个样品共4块，经换算镜质体反射率分别为2.42％～2.80％，平均为2.59％，表明五峰组－龙马溪组进入过成熟演化阶段，以生成干气为主。
2.3储集空间及物性
页岩储层的物性直接影响页岩气的产能大小和赋存状态，其孔径属纳米级，成因复杂，类型多样。对ＪＹ2井（10个样品）和ＪＹ4井（12个样品）页岩样品进行了氩离子抛光扫描电镜观察与研究，并根据页岩孔隙成因分为有机质孔、黏土矿物间孔、晶间孔、次生溶蚀孔等孔隙类型，储集空间孔径分布在2～900nm，主要介于23～43nm，这些纳米级孔隙为页岩气的吸附和储集提供了绝大多数的比表面积和孔体积。焦石坝地区ＪＹ1等3口井共计226个样品氦气法物性分析表明，泥页岩孔隙度分布在1.17％～8.61％，平均为4.90％；渗透率分布在0.0011～0.1mＤ，受微裂缝影响渗透率可达10～300mＤ。总体表现为低－中孔、特低渗及少部分中高渗透性的裂缝－孔隙型特点。
2.4裂缝
天然裂缝对页岩气的产量具有明显的控制作用，Ｕｒｓｕｌａ等指出天然裂缝在美国其他页岩气区广泛存在而且非常重要，但在Ｈａｙｎｅｓｖｉｌｌｅ岩心上基本见不到天然裂缝，但从其初始产量高、递减快等生产特征来看，部分反映了裂缝的存在。焦石坝构造是一个受北东向和南北向两组断裂体系控制形成的菱形断背斜，岩心上可见被方解石充填的水平和近垂直两组裂缝，也可见到方解石充填的高角度裂缝，和被方解石充填的顺层裂缝发育；岩心水洗后有些地方留下明显痕迹，说明存在未充填或半充填的裂缝，这些裂缝甚至形成网络。
氩离子抛光扫描电镜能够对泥页岩中的微裂缝进行高分辨率的识别（图10）。微裂缝主要有两种类型：一种是矿物或有机质内部裂缝；一种是矿物或有机质颗粒边缘缝。片状矿物内部或边缘的微裂缝一般比较平直，少量裂缝有轻微弯曲；多数未见胶结物充填，裂缝宽度主要介于0.02～1μm，裂缝长度一般与片状矿物长度有关。脆性矿物内部微裂缝多具有一定的弧度，部分呈近平行状或羽列状连续排列分布。
岩石脆性矿物含量越高，越易形成微裂缝。成像测井结合岩心观察，五峰组－龙马溪组裂缝发育具有一定规律性，五峰组裂缝最发育，龙马溪组岩性出现变化处裂缝发育。焦石坝龙马溪组下部和五峰组裂缝较发育，尤其以五峰组最为发育。横向上五峰组－龙马溪组底部裂缝发育特征总体相似，但高角度缝和斜交缝，焦石坝南部比焦石坝主体更发育（图11），反映焦石坝南部地区处于断裂发育区，受到构造挤压作用更为强烈，影响了页岩的含气性。
2.5含气性
ＪＹ1等8口探井都进行了现场含气性测量（测试仪器为中国石化无锡石油地质研究所研制的页岩气、煤层气现场解吸仪），并用直线法、曲线法两种计算方法恢复损失气量，在ＴＯＣ含量大于2％的优质页岩层段，直线法计算总含气量平均都在2.19m3/t以上；曲线法计算总含气量平均都在3.65m3/t以上，焦石坝主体含气量基本在6m3/t左右。表2反映了两个现象：一是ＴＯＣ含量大于2％的优质页岩层段含气量明显大于ＴＯＣ含量小于2％的页岩层段；二是焦石坝构造主体含气量明显好于南部复杂构造区。这些表明ＴＯＣ含量和构造复杂程度是控制含气量的两个关键因素。
2.6脆性矿物
ＪＹ1井五峰组－龙马溪组ＴＯＣ含量大于0.5％页岩段（2326～2415m）的87个样品Ｘ衍射分析及扫描电镜观察表明，矿物组成包括硅质、长石、方解石、白云石、黄铁矿和黏土等矿物，其中黏土矿物主要为伊利石、伊蒙混层和绿泥石等。脆性矿物总含量在33.9％～80.3％，平均56.5％；硅质含量为18.8％～70.6％，平均37.3％；碳酸盐含量为0％～30.9％，平均为9.9％；斜长石含量为2％～12％，平均为7％；黄铁矿含量为1％～8％，平均为3.6％；黏土含量为16.6％～62.8％，平均40.9％。纵向上矿物成分非均质性较强，从上而下具有脆性矿物含量逐渐增大、黏土含量逐渐减小的特点。
底部38m优质页岩气层段为脆性矿物最富集层段，脆性矿物含量在50.9％～80.3％，平均62.4％。其中硅质含量在31％～70.6％，平均含量为44.4％。黏土矿物含量在16.6％～49.1％，平均34.6％。有机质丰度高、脆性矿物含量高是龙马溪组页岩气藏富集和高产的重要地质因素。焦石坝及邻区整体处于深水陆棚有利沉积环境，页岩气层和优质页岩气层矿物成分含量稳定。焦石坝构造主体3口井页岩层段硅质矿物含量在18.4％～80.5％，平均值均大于37％；黏土矿物含量在10.7％～62.8％，平均值均小于41％。优质页岩气层硅质含量在22.9％～70.6％，平均值均大于44％，黏土矿物含量均小于35％，表明该地区岩石整体脆性较好，有利于后期压裂改造。
2.7压力与产量
地层压力是影响页岩气产量的一个关键因素，Ｚａｇｏｒｓｋｉ等分析了Ａｐｐａｌａｃｈｉａｎ盆地mａｒｃｅｌｌｕｓ页岩气低压力、压力过渡区、常压到超压3种压力体系与单井产量的关系，认为只有常压到超压对产量的影响是正面的。焦石坝构造目前已钻探的一百余口钻井，地层压力系数为1.0～1.55；构造主体地层压力系数为1.30~1.55，靠近周缘断层附近一般为常压。
ＪＹ1井2012年11月对1000m水平井段分15段进行大型水力压裂测试，获天然气20.3万m3/d；2013年1月至2015年12月，经过3年多的定产试采，产量稳定在6.0万m3/d，已累计产气7000万m3。ＪＹ1井平台共钻探了4口水平井，都按定产6.0万m3/d进行生产，四口井至2015年3月已累计产页岩气超过1.6亿m3。ＪＹ6－2井2013年9月对1500m水平段进行大型水力加砂压裂测试，井口套压25.50mＰａ，井底流压29.64mＰａ，日产天然气37.56万m3；ＪＹ6－2井采取放大压差方式生产，初期日配产39万m3，至2015年12月，已累计产气1.9亿m3。上述几口井地层压力系数都在1.55左右，而水平段靠近断层的一些钻井也具有较好的初始测试产量，但地层压力系数明显变低，甚至为1.0左右的常压，且产水量明显增大。因此，页岩气测试产量与压力系数有明显关系，高产井一般位于异常高压区，常压区测试产量明显变低。
2.8天然气碳同位素
焦石坝龙马溪组天然气组分甲烷含量高（含量在97.774％～98.341％）、干燥系数大、不含Ｈ2Ｓ。ＪＹ1井五峰组－龙马溪组天然气多个时期烷烃碳同位素分析，分别为，δ13Ｃ1：－29.57‰～－30.64‰，δ13Ｃ2：－34.00‰～－34.59‰，δ13Ｃ3：－36.12‰～－36.60‰；存在δ13Ｃ1＞δ13Ｃ2＞δ13Ｃ3的碳同位素值完全倒转现象。四川盆地威远、长宁、富顺等另外3个页岩气区，也存在烷烃碳同位素值完全倒转现象，表明五峰组－龙马溪组天然气烷烃碳同位素倒转是四川盆地的共同特征，但同位素值在不同页岩气区带存在明显差异，具有自盆内（威远）、川东褶皱带到盆缘（焦石坝、长宁）同位素变重的特点。
关于烷烃碳同位素的倒转原因，笔者等曾根据四川盆地页岩气、常规气烷烃碳同位素的对比分析，提出封闭体系是倒转的先决条件和主要因素，热演化程度高、同源不同期是次要因素。
3启示与思考
涪陵页岩气田对中国页岩气的下步勘探开发带来了很多启示，其他地区能否复制涪陵页岩气田勘探开发的经验与模式也值得深思，归纳起来有以下几点：
3.1证实中国存在高产页岩气田，但富集因素与美国不同
美国热成因页岩气田主要分布在由阿巴拉契亚逆冲断裂带、马拉松·沃希托（Ｏｕａｃｈｉｔａ）逆冲断裂带控制的古生代前陆盆地、科迪勒拉逆冲断裂带控制的中生代前陆盆地中。无论是阿巴拉契压盆地的mａｒｃｅｌｌｕｓ页岩，还是ＦｏｒｔＷｏｒｔｈ盆地的Ｂａｒｎｅｔｔ页岩，其共同特点是构造稳定。虽然也有抬升剥蚀，但有机质的热演化程度分布趋势，和现今盆地的埋深基本一致。
以mａｒｃｅｌｌｕｓ页岩为例，从埋藏浅的斜坡区Ｏｈｉｏ气田到深凹带的mａｒｃｅｌｌｕｓ气田，从mａｒｃｅｌｌｕｓ页岩的底部埋深和热演化程度来看，从低熟、成熟到过成熟，变化趋势具有很好的对应关系，体现了整体抬升的态势。
控制mａｒｃｅｌｌｕｓ页岩气产量的关键因素包括有机碳含量、成熟度、埋深、地层压力梯度、孔隙度与渗透率、含气量、有效页岩连续厚度、可压裂性、天然裂缝发育程度、基底断裂和构造复杂程度、水平井方位等11个，但很少有关注页岩气保存条件和区域构造作用、局部构造类型与页岩气富集关系的研究。与北美地区经历简单的构造抬升不同，中国南方地区五峰－龙马溪组沉积后，经过多期次的抬升剥蚀和褶皱、断裂作用，盆地外地层连续分布面积小、地层分割强烈。无论盆地内、外，现今有机质的热演化程度与现今页岩层系的埋深无关。
因此，不能简单照搬北美地区的勘探经验，在确定有利的页岩分布后，构造演化、构造类型与保存条件是寻找富集高产页岩气的关键因素。通过对四川盆地涪陵、长宁、威远等页岩气田的对比研究，笔者提出高热演化程度、复杂构造区页岩气的富集高产，必须具备：
（1） 正向构造（隆起和背斜），背斜是最有利于页岩气富集的构造类型；
（2） 异常高压，异常高压不仅是存在区域封闭环境的重要识别标志，也是天然气藏富集的重要特征；
（3）晚期区域性的走滑作用和良好的顶底板条件，燕山晚期以来是否有形成和保持压扭
环境的构造条件和能够起到封闭作用的顶底板，是复杂构造区页岩气富集的关键因素；
（4）避开区域性大断裂，水平井也要尽可能避开小断层。
随着勘探的不断深入，更多的资料进一步证实了南北向断层的晚期走滑对焦石坝构造的形成与控制作用，图1、2表明，焦石坝构造现今最大主应力不是与区域北东走向的齐岳山断裂体系或焦石坝构造北西、南东两翼北东走向断层有关，而是受控于近南北向的走滑断层。涪陵页岩气田是除北美之外的首个商业性页岩气田，证明中国不仅存在页岩气，而且存在高产富集的页岩气田，但高产富集的关键因素不同于美国，由此决定了中国和美国页岩气勘探开发研究的重点和思路也不同。
除涪陵页岩气田外，另外获得较好勘探效果的页岩气区带，分别为长宁、威远、富顺—永川，所有这些页岩气田都位于四川盆地内的正向构造，但构造类型有差异。
四川盆地内页岩气的成功开发，从地质条件上证实存在可实现商业开发的页岩气田，也表明工艺技术能保证实现商业开发。涪陵页岩气田的发现，极大激发了国内勘探开发页岩气的热情，但没有一样的盆地，也没有一样的页岩气田。笔者等一直强调背斜构造和特殊的区域构造背景是涪陵页岩气富集高产的关键因素，正如中国不能简单复制美国页岩气革命一样，涪陵页岩气田的勘探思路、勘探开发经验可以借鉴，简单复制也不可取。
3.2天然裂缝的发育是页岩气富集高产的关键
Ｃｕｒｔｉｓ通过对Ｌｅｗｉｓ、Ｂａｒｎｅｔｔ、ＮｅｗＡｌｂａｎｙ、Ａｎｔｒｉm、Ｏｈｉｏ等20世纪90年代美国五大页岩气田的研究，使用了“Ｆｒａｃｔｕｒｅｄｓｈａｌｅ－ｇａｓｓｙｓｔｅmｓ”，指出在基质渗透率极低的页岩气藏，除要求优质页岩之外，天然裂缝和基质渗透率是页岩气实现经济开发的关键因素。Ｕｒｓｕｌａ等也认为，裂缝在页岩气富集高产中具有重要作用；Ｂａｒｎｅｔｔ页岩至少有两组密集发育的裂缝，尽管多数是充填的，但有利于在水力压裂过程中被激活，增加了压裂的有效性，沟通了更大的含气面积。
当然，也有学者认为，一般在页岩中存在3种孔隙类型，基质孔隙、有机质孔隙和裂缝孔隙，但裂缝孔隙在热成因页岩气藏中还没有被证明是一种重要的储存机制。因此，裂缝在页岩气富集及对产能的贡献中的作用，还没有一致的认识。
页岩中裂缝的形成有至少6种成因，包括：（1）埋藏早期孔隙流体和差异压实导致的局部应力扰动；（2）区域埋藏加上油气的形成和其他成岩作用，例如，蒙脱石向伊利石转化；（3）区域构造古应力；（4）大断层和褶皱周缘的调节作用；（5）局部构造，例如，ＦｏｒｔＷｏｒｔｈ盆地Ｂａｒｎｅｔｔ页岩，与下伏喀斯特地貌相关的断凹；（6）隆升过程中的应力释放。
在焦石坝这样一个经历多期构造改造，褶皱、断裂发育的地区，上述6种引起裂缝形成的作用都可能发生，实际上在岩心上也见到了网状缝、高角度裂缝、水平缝。五科1井位于焦石坝构造北部的川东高陡构造带五百梯构造（图1），其五峰组－龙马溪组裂缝充填石英流体包裹体有3组均一温度，分别为88～122℃、137～163℃和172～205℃，反映有机质成熟后至少经历了3次裂缝发育时期。
焦石坝构造，焦页1井五峰组2413.53m页岩储层裂缝中方解石脉，共测得原生盐水包裹体均一温度有效值22个，均一温度介于190～230℃，连续正态分布，中值在210℃。另外焦石坝构造还有两口井测得流体包裹体资料，一口井龙马溪组2253.89～2356.35m页岩裂缝中石英脉，共测得与纯气相甲烷包裹体共生的气液两相盐水包裹体均一温度值25个，结果显示盐水包裹体均一温度集中于216.3～221.7℃，243.1～258.9℃；另一口井在龙马溪组2590.39m脉状裂隙方解石胶结物和自生石英盐水包裹体26个，均一温度分别为94.8～114.3℃、146.8～181.5℃和194.6～212.3℃。综合五科1井和焦石坝构造焦页（ＪＹ）1等三口井流体包裹体均一温度，反映有机质成熟后至少经历了三、四期裂缝发育时期。
笔者等曾提出，焦石坝构造在南北向断层走滑作用影响下，形成了现今四周为断层围限的菱形背斜，在两组断裂和五峰组－龙马溪组底部滑脱共同作用下，形成大面积发育的网状裂缝。图11是对多口井岩心的观察和统计，表明在五峰龙马溪组底部及其他岩性转换处裂缝明显发育。
结合流体包裹体资料反映的多达三期以上的裂缝发育时期，因此，焦石坝构造五峰组－龙马溪组优质页岩层段裂缝发育，是主体几乎所有钻井都能获得高产的关键。当然，裂缝的作用既能增加页岩气的产量，有时也会起到破坏作用，关键是发育的规模，这是勘探开发中必须要把握的。如，在mａｒｃｅｌｌｕｓ有前景的区带裂缝对直井、水平井初始产量的作用已经得到证实，当然天然裂缝的发育并不是越发育越好，如果裂缝的发育影响了有效压裂或者破坏了盖层，裂缝就起到了破坏作用。
3.3 几乎所有的商业性页岩气田都是地层超压
据Ｊａｒｖｉｅ对北美mａｒｃｅｌｌｕｓ、Ｈａｙｎｅｓｖｉｌｌｅ、Ｂａｒｎｅｔｔ、Ｆａｙｅｔｔｅｖｉｌｌｅ、Ｗｏｏｄｆｏｒｄ等10个热成因页岩气田的总结，Ｆａｙｅｔｔｅｖｉｌｌｅ、mｏｎｔｎｅｙ地层压力梯度分别为0.44ｐｓｉ／ｆｔ、0.45ｐｓｉ／ｆｔ（1ｐｓｉ＝0.006895mＰａ，1ｆｔ＝0.3048m），为常压外，其他都为超压，目前最大的mａｒｃｅｌｌｕｓ、Ｈａｙｎｅｓｖｉｌｌｅ两个页岩气田，地层压力梯度分别为0.61ｐｓｉ／ｆｔ、0.80ｐｓｉ／ｆｔ。焦石坝构造、长宁、威远主体地层压力系数分别为1.55、2.0、1.8，也都表现为超压。因此，超压也是目前经济、技术条件下页岩气田实现商业开发的基本条件。
3.4 关于页岩气的运移
页岩气不具备常规气藏形成所必须的输导体系———断层、不整合和高孔隙性储层，因此Ｃｕｒｔｉｓ给页岩气的定义是存在短距离运移。笔者等曾提出“相邻孔缝的阶梯式运移，实现了大范围的页岩气向背斜（正向构造）的汇聚”，近来，随着勘探开发的深入，地层压力、流体包裹体、物性等资料不断丰富，笔者认为，页岩气存在通过短距离运移的传递，实现大范围聚集的可能。
一是焦石坝构造页岩全直径分析，水平、垂直渗透率差异巨大，垂直渗透率普遍低于0.0005mＤ（7个样品6个范围在0.000222～0.000491mＤ，只有一个样品为0.020400mＤ）；而水平渗透率普遍高于0.1mＤ（7个样品6个范围在0.103～6.463mＤ，只有一个样品为0.0338mＤ）整理）。
二是焦石坝构造主体产量高、地层压力系数大，靠近东缘断层附近产量低、地层压力系数基本为常压；甚至出现在断凹单井产量极低的现象，表明页岩气有散失，散失的过程也是一种运移过程。
三是流体包裹体资料显示，区内在有机质成熟后，至少经历了三期以上的油气运聚，而这些活动发生在页岩内部。
四是具有类似成藏特点的煤层气，据Ｗａｌｔｅｒ等对ＳａｎＪｕａｎ盆地Ｆｒｉｕｔｌａｎｄ煤层气田的研究，认为其气源除自身来源的热成因煤层气外，还有运移来的热成因煤层气。
因此，页岩气不仅有短距离运移，而且可以通过短距离的传递（或接力），实现大范围的运移聚集。
3.5生产方式
美国页岩气的生产一般采取放大压差的生产方式，页岩气单井产量递减率，第一年通常为50％～80％，有的地区可能会更高。涪陵页岩气田有两种生产方式：一是定产，如焦页（ＪＹ）1井日产6万m3页岩气，自2012年12月以来，已稳产3年以上，累计产页岩气超过7000万m3；二是焦页6－2井，以“初期放大压差生产、后期定压生产”的方式开展试采，初期日产页岩气39万m3，目前采取井口压力6mＰａ定压生产保持日产20万m3，截至2015年12月底，创造中国页岩气开发单井累计产量最高纪录———1.9亿m3，开发趋势预测该井可采储量有望突破3亿m3。这是两口开采时间最长的井，由于涪陵页岩气田的发现至今只有两年多的时间，各井试采时间长短不一，目前产量、压力都处于相对稳定阶段，因此，哪种生产方式更合适，还很难得出结论。但从经济角度和资源最大利用的角度，可能会得出不同的结果。
从尽快收回投资的角度，如果简单地进行数学换算，焦页1井要保持日产6万m36年，才能达到焦页6－2井一年半的页岩气产量，第二种生产方式，无疑是最好的；但由于这两种生产方式，从资源利用方面还没有可对比的数字，因此，无法得出那种方式资源利用率最好。除了单井产量以外，还要考虑同一个平台多口井的产量，以及地下地质条件是否存在差异，才能确定最为合适的生产方式。
3.6创新无止境
页岩中有油气这是常识，能实现商业性开采产出大规模的页岩油气，不仅是认识上的转变，还有技术上的创新，这种创新使美国实现了能源革命。中国从页岩气热到现在的谨慎，符合认识上的变化，即不是有页岩就有页岩气。但正如Ｓｉmｏｎ所言，对非常规天然气发展的唯一限制就是人们的想象力。涪陵页岩气田的发现的最大意义也正在于此，它的储量丰度之高、产量之大，超出此前人们的预测；对国产技术的促进之大、之快，也超出人们的想象。为什么我们不能想象在陆相、海陆过渡相和深层海相以及盆地外常压泥页岩中，实现页岩油气的商业开发，这应该是中国今后应该加强攻关的方向所在，也许这就是中国页岩油气的未来。（文/郭彤楼 中国石化勘探分公司）
