页岩气勘探开发关键技术页岩气的成藏过程及特征 精品.docx

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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1－6①），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1－6②）。

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1－6③）。

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

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

储气能力（相对）

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

水

年

产量

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

图1－7美国五大含气页岩地球化学特征与地质特征对比图

（据Hill和Nelson，2000）

我们选取美国正在进行商业性开采的5套页岩层系的成藏条件参数－热成熟度（镜煤反射率Ro）、储层厚度（Thickness）、总有机碳含量（Toc）和页岩气资源特征参数－吸附气含量（AbsorbedGas）、页岩气资源丰度（GIP）作图，进行页岩气的有机地化特征与地质特征比较，发现关系图形状各异（图1－7），五项关键参数之间的关系有出人意料的变化，说明，页岩气成藏条件与储量丰度关系复杂。

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。

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6m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Antrim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4000m（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