引用本文
梁兴, 徐政语, 张朝, 王维旭, 张介辉, 鲁慧丽, 张磊, 邹辰, 王高成, 梅珏, 芮昀. 昭通太阳背斜区浅层页岩气勘探突破及其资源开发意义[J]. 石油勘探与开发, 2020,47(1): 11-18.
LIANG Xing, XU Zhengyu, ZHANG Zhao, WANG Weixu, ZHANG Jiehui, LU Huili, ZHANG Lei, ZOU Chen, WANG Gaocheng, MEI Jue, RUI Yun. Breakthrough of shallow shale gas exploration in Taiyang anticline area and its significance for resource development in Zhaotong, Yunnan province, China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2020,47(1): 11-18.  
Doi: 10.11698/PED.2020.01.02
Permissions
Copyright©2020, 石油勘探与开发》编辑部
石油勘探与开发》编辑部 所有
昭通太阳背斜区浅层页岩气勘探突破及其资源开发意义
梁兴1, 徐政语2, 张朝1, 王维旭1, 张介辉1, 鲁慧丽2, 张磊1, 邹辰1, 王高成1, 梅珏1, 芮昀1
1. 中国石油浙江油田公司,杭州 311100
2. 中国石油杭州地质研究院,杭州 310023

第一作者简介：梁兴（1965-）,男,广西玉林人,博士,中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司教授级高级工程师,主要从事非常规页岩油气、煤层气地质工程一体化综合评价与勘探开发部署研究。地址：浙江省杭州市余杭区五常街道紫荆湾路,中国石油浙江油田公司办公室,邮政编码：311100。E-mail: liangx85@petrochina.com.cn

收稿日期: 2019-11-21
基金项目: 国家科技重大专项项目（2017ZX05063）
摘要

综合中国南方海相页岩气10年勘探开发成果与评价认识,针对云贵高原昭通探区山地页岩“高演化、强改造、剪应力”的特点及浅层页岩气扩散与渗漏时间长、保存条件最为关键等现实问题,对浅层页岩气甜点控制因素及其选区评价关键技术进行研究。2017—2018年,昭通国家级页岩气示范区率先在埋深700~2 000 m的太阳背斜上获得了浅层页岩气的勘探突破和规模探明地质储量,通过太阳背斜区浅层页岩气成藏条件分析及甜点控制因素研究,明确盆地外复杂构造区山地浅层页岩气成藏与产能潜力受控于5大要素：①富气区构造改造弱,整体保存条件良好,呈现典型压扭性改造圈闭赋存模式;②富气区处于超压状态,页岩含气量高;③富气区发育优质页岩,烃源条件优越;④富气区页岩储集层品质优良,Ⅰ类储集层占主导;⑤富气区页岩脆性矿物含量高,水平应力差小,易于体积压裂改造。昭通示范区太阳背斜区浅层页岩气的勘探突破和产能规模建设的创新实践及其形成的核心技术,具有重要的示范与引领作用。图23表5参42

关键词: 浅层页岩气; 志留系龙马溪组; 奥陶系五峰组; 勘探突破; 太阳背斜区; 昭通地区; 背斜构造
中图分类号:TE122.2 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2020)01-0011-18
Breakthrough of shallow shale gas exploration in Taiyang anticline area and its significance for resource development in Zhaotong, Yunnan province, China
LIANG Xing1, XU Zhengyu2, ZHANG Zhao1, WANG Weixu1, ZHANG Jiehui1, LU Huili2, ZHANG Lei1, ZOU Chen1, WANG Gaocheng1, MEI Jue1, RUI Yun1
1. PetroChina Zhejiang Oilfield Company, Hangzhou 311100, China
2. PetroChina Hangzhou Research Institute of Petroleum Geology, Hangzhou, 310023, China
Abstract

Based on exploration and development results and evaluation of marine shale gas in South China in the past ten years, in view of the features of "high maturity, strong tectonic reconstruction and high shear stress" of the shale in Zhaotong exploration zone in the Yunnan and Guizhou Plateau, as well as the key issues of long time diffusion and leakage of shallow shale gas, and the preservation conditions, the factors controlling shallow shale gas sweet spot and key zone selection evaluation technology of shale gas are investigated. From 2017 to 2018, the first significant exploration breakthrough was made in the Taiyang anticline at a buried depth of 700 to 2 000 m, discovering large-scale proved geological reserves of shallow shale gas. By examining the accumulation conditions and sweet spot control factors of the shallow shale gas in this area, it is found that the accumulation and productivity potential of shale gas in the mountainous area with complex structure outside basin are controlled by five factors: (1) The gas rich area has weak tectonic reconstruction and good preservation conditions on the whole, taking on typical anticline trap occurrence mode. (2) The gas-rich area is in over-pressure state and high in shale gas content. (3) The gas rich area has high quality shale and thus superior source rock condition. (4) The gas-rich area has high quality reservoirs dominated by classⅠ. (5) The shale in the gas-rich area has high content of brittle minerals and small difference between maximum and minimum horizontal stresses which are conducive to hydraulic fracturing. The innovative practice and core technologies formed during the exploration and production capacity construction of shallow shale gas in the Zhaotong demonstration zone have great reference significance for shallow shale gas exploration and development in other areas.

Keyword: shallow shale gas; Silurian Longmaxi Formation; Ordovician Wufeng Formation; exploration breakthrough; Taiyang anticline area; Zhaotong area; anticline
0 引言

近10年来, 受北美页岩气成功实现商业开发影响, 中国围绕南方海相地层开展了大量页岩气地质调查与钻采工作[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14], 取得了包括页岩岩性、物性、含气性以及地球化学、沉积、储集层特征等在内的多方面成藏地质条件认识与成果[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17], 并在选区评价方面实现了中上扬子区页岩气勘探多点突破[10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22], 但工业规模开发仅局限于四川盆地川渝示范区及其周缘昭通、彭水示范区, 目的层也仅局限于上奥陶统五峰组— 下志留统龙马溪组, 四川盆地外围龙马溪组及其他层系（下震旦统陡山沱组、下寒武统筇竹寺组、石炭系— 二叠系等页岩）均未实现商业规模开采。本文所指的浅层页岩气, 是指勘探目的层埋藏深度小于2 000 m并赋存于页岩储集层中的天然气, 其具有页岩气甜点区连续分布、吸附气比例偏高、地层弱超压、井口压力低和产量小、生产周期长、页岩水平应力差较小、易于体积压裂等特点。本文所指的浅层页岩气埋深范围略大于常规的浅层天然气（小于1 500 m）[23], 但小于目前工业开发意义上的页岩气（甜点埋深大于2 000 m）[24, 25, 26]。目前, 埋深小于2 000 m的浅层页岩气选区评价及商业开发活动总体处于探索阶段, 进展迟缓, 已严重制约了国家示范区页岩气开采技术应用推广以及四川盆地外南方海相页岩气工业化进程。对此, 结合四川盆内与盆外、中美页岩气地质特点与勘探开发历程[15, 16, 17], 依照中国南方海相页岩具有“ 高演化、强改造、剪应力” 的特点, 及其复杂构造条件下页岩气扩散与渗漏时间长、保存困难等最为关键现实问题[17, 18, 19, 20, 21, 22], 将南方海相页岩气形成与甜点控制因素列为浅层页岩气开发选区的关键。最近, 昭通国家级示范区太阳背斜区浅层页岩气勘探获得突破, 提交了逾千亿立方米规模的探明地质储量。通过对昭通太阳背斜区浅层页岩气形成条件分析及甜点控制因素研究, 依托相关钻采试验成果与成效, 提出浅层页岩气甜点选区评价标准, 以期指导昭通示范区、乃至整个川渝盆外复杂构造区的南方海相浅层页岩气甜点选区评价, 推动南方海相页岩气勘探开发工作。

1 太阳背斜区地质背景

最近, 昭通示范区东北部太阳背斜区浅层页岩气勘探获得突破, 该区探明+控制连续含气面积约580 km2。地表以云贵高原山地地貌为特征, 构造位置上处于四川盆地川南低陡褶皱带与滇黔北坳陷（北部）过渡部位（见图1）。区内发育有海相与陆相两套地层[24, 27, 28], 其中海相地层包含震旦系、古生界及中— 下三叠统, 陆相地层包含上三叠统及中— 下侏罗统, 地层累计厚度6 000~7 000 m, 地表以出露三叠系为主。海相页岩主要有下震旦统陡山沱组、下寒武统筇竹寺组及上奥陶统五峰组— 下志留统龙马溪组3套, 以五峰组— 龙马溪组为现实的页岩气主要勘探目的层系[26, 29]。研究区主要勘探目的层系上覆地层较其周缘明显减少、厚度明显减薄, 富气页岩埋深总体偏浅、背斜主体构造埋深500~1 500 m, 埋深小于2 000 m区域占研究区总面积65%（见图1、图2）。

图1 太阳背斜区龙马溪组底面构造图及其浅层页岩气评价井分布图

图2 昭通示范区北部志留系— 三叠系对比图

研究区主要目的层五峰组— 龙马溪组龙一1亚段东西方向发育稳定, 南北方向有变化, 厚度整体呈现由北向南减薄趋势（见图3）。五峰组由黑色笔石页岩、泥质介壳灰岩组成, 厚度较薄, 一般为2.0~6.0 m; 龙马溪组龙一1亚段以黑色硅质页岩与炭质页岩为主, 富含黄铁矿和笔石化石, 厚20.0~40.0 m（见图3）。依据岩性、电性和笔石化石特征, 在纵向上可划分出龙马溪组一段（以下简称龙一段）和龙马溪组二段（以下简称龙二段）两个岩性段, 其中龙一段又细分为龙一1亚段与龙一2亚段; 龙一1亚段可进一步细分为龙一11、龙一12、龙一13、龙一14 4小层（见图4）。龙一11小层页岩富硅富炭[30, 31, 32, 33], 厚2.0~3.0 m; 龙一12小层页岩高硅高炭[30, 31, 32, 33], 厚4.0~7.0 m; 龙一13小层页岩高硅中炭[30, 31, 32, 33], 厚9.0~11.0 m; 龙一14小层页岩中硅中炭[30, 31, 32, 33], 厚12.0~16.0 m, 各小层厚度变化趋势与地层基本一致, 由西北向东南方向减薄（见图3）。

图3 昭通示范区龙马溪组龙一1亚段页岩厚度及岩相古地理简图

图4 Y105井五峰组— 龙马溪组地层与沉积综合柱状图

区域地层对比分析发现, 示范区五峰组西部厚5 m（YS108井）至10.8 m（YS128井）, 东部厚1.8 m（Y107井）至4.59 m（YS109井）, 南部厚10.0 m（YS203井）至26.33 m（YQ8井）, 北部厚1.8 m（Y107井）至4.59 m（YS109井）, 以太阳背斜区最薄。主要目的层段龙马溪组龙一1亚段页岩厚度相对稳定, 总体变化不大, 但研究区相对稍厚（30~40 m, 见图3）。上覆龙马溪组龙一2亚段西部厚95.46 m（YS112井）至143.33 m（YS111井）, 东部厚68.13 m（Y102井）至78.4 m（Y105井）, 北部厚68.13 m（Y102井）至78.4 m（Y105井）, 南部厚41.99 m（双桥）至55.55 m（YS203井）, 以太阳背斜区最薄; 龙二段与龙一2亚段特征类似（见图2）。下二叠统栖霞组与茅口组、下三叠统飞仙关组与嘉陵江组厚度均呈现向太阳背斜区减薄趋势, 其中下三叠统嘉陵江组下部铜街子组（段）以泥质岩类为主, 向东部太阳背斜区相变为泥质灰岩, 与嘉陵江组组成一套岩性, 上二叠统峨眉山玄武岩由西向东尖灭, 减薄地层中以下志留统韩家店组最明显（见图2）。由此可见, 太阳背斜区龙一1亚段页岩埋深不大, 多数区域处于埋深2 000 m以浅范围内。

据21口页岩气评价井资料（见图4）, 研究区龙马溪组沉积期海平面大体经历了两次上升与两次海退[31, 32, 33], 第1次海侵发生于龙一11小层沉积期, 期末达最大海泛面, 海退发生于龙一12、龙一13、龙一14小层沉积期, 龙一14沉积期末高位; 第2次海侵发生于龙一2亚段沉积期、沉积期末达最大海泛面, 海退发生于龙二段至石牛栏组底段沉积期, 期末为高位体系域。两次海平面变化均呈现海侵期快速上升与海退期缓慢下降特点, 总体反映了龙马溪组沉积早期海侵、晚期海退的历史。

晚奥陶世— 早志留世是扬子地块沉积-构造演化的转折期, 研究区位于东南部的华南加里东造山运动形成的江南— 雪峰造山带与西北部的川中古隆起夹持的川渝— 湘鄂西的加里东期前陆盆地区。结合全球海平面上升的效应, 既淹没了晚奥陶世之前的碳酸盐台地, 成为陆表海型、水体滞留式的深水陆棚还原沉积环境, 又为上奥陶统五峰组黑色页岩和下志留统龙马溪组黑色页岩的沉积提供了异常丰富的以笔石漂浮生物为主体的有机质赋存条件。龙马溪组沉积早期以陆源碎屑岩为主, 物源主要来自示范区西部滇东古陆及南部黔中古陆（见图1、图3）, 沉积的龙一1亚段及龙一2亚段主要为一套暗色含笔石页岩, 分布稳定, 代表了还原条件下产物; 晚期随着南部古陆隆升, 龙二段沉积期逐渐海退, 发育灰质页岩与灰岩互层的混积陆棚相; 龙马溪组沉积期后研究区沉积中心逐渐北移、区域上出现了岩性分异现象, 川东南地区以沉积小河坝组细砂岩为主[34], 向西向南相变为下志留统罗惹坪组粉砂岩和灰岩, 或石牛栏组生物灰岩、泥灰岩夹页岩相; 至中志留世韩家店组沉积期主要沉积灰绿色— 灰色砂质页岩、砂岩相, 底部常有紫红色页岩, 总体反映了海水逐渐海退趋势, 至中志留世末之后研究区完全露出水面。从区域地质调查发现, 太阳背斜志留系与二叠系间为构造不整合接触关系, 缺乏上志留统至石炭系, 表明其广遭剥蚀[35]。海西期后逐渐接受上古生界及中生界沉积。

2 浅层页岩气勘探重大突破

昭通示范区地处云贵川3省交界的乌蒙山区, 主体隶属四川盆地南部边缘外围的滇黔北坳陷（见图1）, 浅层页岩气勘探可追溯至2009年示范区建设初期的首口页岩气地质调查井— — YQ1井[24]。受探区构造地质与地理条件复杂、中深层页岩气钻采施工及工厂化作业技术难度增大、工程投资成本不断升高等因素影响[25, 26], 鉴于页岩气主要赋存于连通性很差的页岩储集层微纳米级孔隙之中, 认为研究区浅埋藏的海相页岩气虽然发生了纵向逸泄散失, 但其影响还不至于在致密的直接盖层封闭保存体系下浅层页岩储集层“ 无气可存” 。在此思想指导下, 2017年4月围绕页岩气富集保存条件相对较好的太阳背斜区, 创新性地开展了埋深小于1 000 m的浅层页岩气老井复查工作, 先后优选了Y1与Y102两口老井进行复查（见图1）。针对龙马溪组龙一1亚段的龙一11— 龙一13小层页岩储集层（埋深分别为768.5~778.8 m、976.2~986.0 m）, 进行体积压裂改造与试气求产试验, 获得了直井日产气超1× 104 m3的工业气流, 实现了昭通示范区浅层页岩气勘探突破, 证实了复杂构造山地区的浅层页岩气并非没有资源勘探潜力。基于上述两口老井复查测试成果及南方以往浅层页岩气钻探成果的重新评价认识, 2017年底在太阳背斜区新部署实施了Y103、Y105两口评价井（直井）, 通过钻压采试验同样成功获得了工业气流（见表1）。为进一步扩大评价成果, 2018年初试验跟进持续深化产能评价, 部署实施以龙一1亚段为靶体的Y102H1-1水平井产能评价试验, 由此获得了日产5.6× 104 m3的高产气流。

经全面浅层页岩气综合选区评层定靶评价与工程技术矿场攻关试验、技术凝炼提升, 2018年在太阳背斜区首先对浅层页岩气3个平台、共6口井进行了产能评价开发试验, 并经进一步的评价设计优化与钻探工程技术集成, 目前已有13口井完成了压裂测试, 均获得了较高的工业气流（见表1）。

表1 太阳背斜区浅层页岩气压裂测试成果统计表

据现场测试与试井资料（见表1、表2, 图1— 图3）分析, 研究区页岩产气层段无夹层、纵向连续、横向分布稳定, 纵向上集中于五峰组— 龙马溪组一段底部层段, 且龙一1亚段的页岩气产量高于五峰组; 平面上以高硅富炭页岩发育区、背斜高点区产量最高。

表2 太阳背斜区浅层页岩气与黄金坝-紫金坝中深层页岩气组分及含量对比表

与示范区现已投入开发的黄金坝— 紫金坝中深层页岩气相比, 太阳背斜区浅层页岩气具有以下5方面特征：①埋深浅、吸附气含量偏高。页岩气层埋深一般在500~2 000 m, 总含气量为3.81~5.34 m3/t（平均4.3 m3/t）, 与中深层页岩气含气性（4.4~5.9 m3/t）大致相当; 气体组分中以甲烷占绝对优势, 含量为91.19%~98.98%, 平均含量为95.94%; 干燥系数C1/C1— 5达0.986 6~0.998 6, 平均为0.993 9, 属过成熟阶段的典型干气; 吸附气含量明显偏高, 占比达50%以上（见表2）, 表明浅层页岩中游离气有明显散失现象; ②地层显示弱超压。气层压力系数总体为1.2~1.6, 处于弱超压状态; 页岩气层埋深700~2 000 m的气井井口压力为6~12 MPa, 埋深2 000 m以深的井口压力大于20 MPa; ③页岩连续厚度大、区域分布稳定、可压性好。TOC值超过1%的页岩厚度为50.3~57.0 m, 中间无隔层, 具有纵向连续、横向展布稳定特征; 脆性指数为50%~65%, 孔隙度为4%~9%（平均为5.67%）, 基质渗透率为（0.000 017~0.044 353）× 10-3 μ m2, 裂缝发育区渗透率略高（（0.015 246~6.178 450）× 10-3 μ m2）, 物性以中低孔、特低渗为主; 水平应力差为4~15 MPa, 明显小于中深层（4~15 MPa）, 页岩易于体积压裂。④初期产量相对偏低。测试直井产量为（0.5~2.0）× 104 m3/d、水平井产量为（2.63~20.70）× 104 m3/d, 开发初期配产（2~5）× 104 m3/d平稳生产。⑤浅层页岩气井产量稳定, 递减率低。第1年单井产气量递减率为30%~40%, 生产周期长, 预测气井生产超过30年。

3 浅层页岩气富集特征与高产条件
3.1 富气区构造改造弱, 盖层封闭、保存条件较好

3.1.1 页岩气区域盖层发育

太阳背斜构造顶部核心区出露志留系, 主要目的层龙一1亚段上覆地层残余厚度仅500 m左右, 由背斜顶部向翼部研究区依次发育龙马溪组龙一2亚段、志留系石牛栏组与韩家店组、二叠系和三叠系, 厚度由最薄的800 m渐增厚至1 500 m以上。其中石牛栏组+韩家店组为一套灰色— 深灰色泥灰岩、灰绿色与绿灰色泥岩、灰质泥岩夹泥质粉砂岩及褐灰色灰岩, 具有分布面积广、累计厚度大（600~900 m）的特点, 对研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩含气层具有区域封盖、保持稳定的温度与压力场的作用, 是一套良好的区域盖层[31, 36, 37, 38, 39, 40]。

3.1.2 页岩储集层发育整体封闭体系

五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩气层顶、底板与气层页岩连续沉积（见图2、图4）, 顶、底板岩性致密、厚度大、分布稳定、突破压力高, 封隔性能好。其中, 顶板为龙马溪组二段发育的灰色— 深灰色中— 厚层灰质泥岩、泥质灰岩或粉砂岩、泥质粉砂岩夹薄层粉砂质泥页岩, 孔隙度平均为3.8%, 渗透率平均为7.69× 10-8 μ m2。底板为奥陶系临湘组和宝塔组连续沉积的灰色瘤状泥灰岩、隐晶、泥晶质灰岩等, 平均孔隙度为1.58%, 平均渗透率为0.001 7× 10-8 μ m2。以上物性特征显示, 页岩储集层顶、底板均属低孔特低渗致密地层, 在页岩气储集层形成和后期构造改造过程中对页岩气层均具有良好的封隔与保存作用[31, 37]。

3.1.3 后期构造改造强度相对较弱

研究区整体呈现“ 凹绕隆” 背斜构造格局（见图1）, 以“ 继承性叠加褶皱变形、多期次弱断裂改造” 为特征。具体表现为背斜、向斜相邻, 自北而南依次划分为叙永向斜、太阳背斜、云山坝向斜及柏杨坪向斜、海坝背斜; 断层发育表现为多方向、多层次叠加, 近东西向逆断层和近南北向走滑断层占主导[28, 41]。

太阳背斜构造发育始于加里东期, 印支期后受南北向挤压应力作用影响形成近东西向背斜, 并在背斜顶部及两翼形成近东西向逆冲断裂; 燕山期后随着南北向持续挤压和喜马拉雅期挤压走滑, 复背斜递进变形加剧, 近南北向压扭性走滑断层对早期近东西向复背斜进行叠加和改造, 将完整的东西向复背斜分割成两块, 同时背斜南、北两翼伴生南北向小型断层, 但背斜构造形态仍保持完整（见图5）。五峰组— 龙马溪组页岩虽历经抬升变浅, 但切顶的走滑-逆冲断层持续呈挤压状态, 两侧致密岩性对接封堵好, 断层的封闭性良好, 目的层背斜形态整体保存完整, 从志留系石牛栏组存在常规天然气和龙马溪组页岩气处于超压情况反映背斜构造区保存条件良好, 具备三维整体封闭体系。

图5 太阳背斜区南西-北东向过井地震剖面图（剖面位置见图1）

3.1.4 背斜构造形态相对完整

据研究区内已获得突破的Y1、Y102、Y103、Y104、Y105、Y102H1-1、YS109、YS117、YS118等井统计（见表1、表2）表明, 获气井均位于太阳背斜圈闭内, 且具有轴部产量高、边缘稍低特征。经结合测井及地震资料综合分析, 研究区地层倾角复杂、变化大, 背斜核部地层倾角一般为0’ ~10’ 、南翼10’ ~15’ , 北翼地层倾角相对较大, 为15’ ~40’ , 总体呈现北陡南缓的不对称背斜形态（见图1、图5）。依据三维地震资料精细解释成果图及相干图分析（见图6）, 研究区发育断层可划分为Ⅱ 、Ⅲ 、Ⅳ 3个级别, 其中Ⅱ 级断层（断距超过1 km, 延伸较长）2条、Ⅲ 级断层（断距以80~300 m为主, 延伸较长）4条、Ⅳ 级断层（断距以20~80 m为主, 延伸较短）17条, 总体以发育Ⅲ 、Ⅳ 级压性逆断层为主、断层封闭与封堵性能良好, 仅发育一条Ⅳ 级具有开启性质的正断层（东部F4-15断层, 见图6）。断层持续处于压扭应力状态, 断层两盘对接岩性为致密的泥灰岩与灰岩, 侧向封堵性好, 断层两侧已钻探井地质录井和取心含气量测定其含气性好, 页岩气储集层压裂测试产气效果, 地层压力系数超过1.2, 上覆石牛栏组钻井时普遍见到常规性天然气涌溢, 表明研究区的背斜主体部位断层少、地层平缓, 背斜整体封闭性能良好, 甜点区为典型压扭性改造背斜型气藏富集模式（见图7）。

图6 研究区五峰组— 龙马溪组底界断裂分布图

图7 太阳背斜浅层页岩气成藏赋存模式图

3.2 富气区页岩含气量高

据研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段探井岩心实测含气量数据统计（见图8）, 全区主要目的层页岩气含量一般为1.31~6.18 m3/t, 平均为3.03 m3/t, 以龙一11小层最高, 平均为6.00 m3/t, 龙一12小层其次, 平均为4.90 m3/t, 龙一13小层平均为3.95 m3/t, 龙一14小层最低, 平均为3.32 m3/t, 五峰组平均为4.49 m3/t。以钻井现场解吸获得的含气量数据为基础进行标定, 通过井-震约束地震属性反演预测研究区页岩气目的层含气量为3.30~5.51 m3/t, 平均为4.27 m3/t（见图9）。成果表明研究区页岩气连续分布, 具备规模富集成藏的大型整装气藏特征。

图8 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段各小层页岩实测含气量分布图

图9 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩含气量分布图

依据有效应力定律, 孔隙度相同处有效应力相等, 可利用声波时差测井来定量计算研究区异常地层压力大小, 通常使用的平衡深度法计算公式如下：

${{p}_{z}}={{\rho }_{\text{r}}}gz+\frac{({{\rho }_{\text{r}}}-{{\rho }_{\text{w}}})g}{c}\ln \frac{\Delta t}{\Delta {{t}_{0}}}$

单井地层压力计算按照先由泥岩正常压实曲线计算地表原始声波时差Δ t0和压实系数c两个参数, 之后结合单井时差计算地层压力值, 通过此方法共计算出研究区9口井气层压力值（见表3）。结合研究区三维地震属性反演预测成果, 可见太阳— 大寨背斜区主要目的层页岩气层均处于临界超压状态（见图10）。

表3 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩气压力系数统计表

图10 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段压力系数展布图

3.3 富气区发育优质页岩

受加里东期扬子陆块南缘雪峰— 黔中隆起造山事件影响, 研究区于早志留世早期进入前陆闭塞海湾盆地深水陆棚相沉积阶段[28, 29, 35]（见图3）, 水体相对平静, 呈滞留贫氧— 缺氧环境, 浮游笔石动物群发育, 有利于有机质富集与烃源岩形成。研究区暗色泥质烃源岩（TOC≥ 1.0%）分布范围广、厚度大, 一般厚60~180 m; 富有机质页岩（TOC≥ 2%）集中于五峰组— 龙马溪组底部, 一般厚30~40 m（见图2— 图4）。据YS109及YS117井五峰组— 龙马溪组龙一1亚段17块样品分析, 干酪根显微组分中腐泥组占62%~86%, 平均为77.95%, 有机质类型为Ⅱ 1型; 镜质反射率（Ro）高, 一般为1.99%~3.08%, 平均为2.41%, 均已处于过成熟— 干气阶段。虽然烃源岩已过主要生烃期（见图11）, 但在页岩埋藏与改造期仍经历过热解与裂解生气高峰, 且已生成的烃气绝大多数滞留在页岩烃源岩内, 加上太阳背斜是一个在震旦纪就有水下古隆起雏形、加里东-印支期古背斜构造与今构造圈闭继承性叠合封闭的富集指向区, 形成自生自储型甜点富集区[36, 37, 38, 39]。

图11 太阳背斜区Y105井五峰组— 龙马溪组烃源岩埋藏生烃史图

通过岩心分析与测试成果标定, 由测井资料计算得到的页岩TOC解释结果显示, 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段测井有机碳含量为0.42%~9.05%, 平均为2.92%, 纵向上以龙一11小层含量最高, 为2.40%~9.05%, 平均为5.24%, 龙一12小层（2.49%~5.58%, 平均为3.53%）和五峰组（0.42%~5.82%, 平均为3.68%）次之, 龙一13小层（1.83%~3.97%, 平均为2.71%）和龙一14小层（1.15%~3.28%, 平均为2.33%）含量较低。

结合岩心分析测试成果及测井计算值, 通过三维地震属性反演, 综合预测研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩有机碳含量总体趋势稳定, TOC平均含量为2.54%~3.14%, 平均为2.92%（见图12）, 达到Ⅰ +Ⅱ 类优质页岩气储集层评价的TOC标准, 表明成烃的物质基础条件优越[29, 31, 36, 37]。

图12 太阳背斜区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩总有机碳含量分布图

3.4 富气区页岩储集层Ⅰ 类储集层占主导

研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩储集层物性总体较好, 实测孔隙度2.92%~8.01%, 平均为4.98%（见图13）, 测井解释孔隙度为3.52%~5.96%, 平均为4.29%（见图14）。龙一11小层孔隙度最高, 岩心实测平均为6.4%, 测井解释平均为5.28%（见图14）, 与研究区地震反演孔隙度3.98%~5.41%、平均为4.29%（见图15）较为一致, 总体以低孔、低渗为特征, 与中深层页岩气储集层物性相似。储集层储集空间包含有机孔、无机孔与微裂缝等, 有机孔为主要基质储集空间, 无机孔以溶蚀孔和晶间孔为主[31, 40]（见图16）。页岩储集层比表面积为15.5~31.7 m2/g, 总孔隙体积为0.024~0.037 mL/g, 平均孔径为7.2~10.4 nm, 各小层比表面积由大到小依次为龙一11、五峰组、龙一12、龙一13、龙一14, 页岩孔隙孔径主要为2~50 nm, 介孔占87.32%, 是目的层页岩气吸附和储集空间的主要孔隙类型。页岩储集层中裂隙以微裂缝为主, 水平缝、高角度缝较发育, 缝长一般小于30 cm, 部分被黄铁矿、方解石等充填（见图17）; 富气页岩段发育水平缝, 如层间页理缝、层面滑移缝（见图17）, 且集中于五峰组— 龙马溪组龙一1亚段底部。

图13 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩实测孔隙度分布柱状图

图14 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩测井解释孔隙度分布柱状图

图15 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段平均孔隙度分布图

图16 研究区龙马溪组龙一1亚段页岩有机孔、无机孔与微裂隙照片

图17 研究区龙马溪组龙一1亚段页岩裂缝照片

据成像测井资料分析, 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩储集层发育北北东-南南西向裂缝, 且以中高角度裂缝为主, 与地震预测的研究区裂缝、断裂发育特征基本一致（见图18）。鉴于研究区主体为太阳背斜构造, 持续挤压状态下在背斜构造高部位普遍发育较密集的微裂缝体系（见图17、图18）, 有的还是肉眼看不见的隐性微缝裂隙, 其既降低了页岩地层的水平应力差, 又在后期的储集层压裂改造过程中沟通微纳米孔隙, 形成复杂的人工缝网实现体积压裂, 这可能是背斜构造部位浅层页岩气井产气量较稳定的重要原因。

图18 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩蚂蚁体追踪裂缝预测图

据中国石油川渝页岩气前线指挥部的川渝示范区页岩气储集层评价标准[42]（见表4）, 研究区页岩气浅井主要目的层五峰组和龙马溪组龙一11小层、龙一12小层、龙一13小层页岩评价为Ⅰ 类储集层, Ⅱ 类储集层主要分布于龙一14小层。结合各小层储集层地震属性反演与测井解释成果, 综合评价了五峰组— 龙马溪组龙一1亚段各小层储集层特征, 总体呈现研究区Ⅰ 类和Ⅱ 类储集层面积由大到依次为：龙一11、五峰组、龙一12、龙一13和龙一14（见图19）, 且五峰组与龙一11、龙一12小层Ⅰ 类储集层覆盖太阳背斜主体, 龙一13与龙一14小层覆盖背斜区大部分区域, 其他区域被Ⅱ 类储集层所覆盖, 表明太阳背斜区主要目的层页岩储集层品质良好, 有足够的页岩气聚集空间, 是理想的页岩气富集与储存场所。

表4 中国石油川南地区五峰组— 龙马溪组页岩气储集层品质评价标准表[42]

图19 研究区五峰组及龙马溪组龙一1亚段各小层Ⅰ 、Ⅱ 类储集层评价平面图

3.5 富气区页岩工程地质条件易于体积压裂改造

据研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段矿物组分统计分析, 其主要矿物成分为石英、长石、碳酸盐、黄铁矿、黏土矿物等, 实测脆性矿物（包括石英、长石、方解石、白云石矿物）含量平均为70.2%（见图20）, 测井均值为71.6%。总体呈现龙一11、五峰组、龙一12小层脆性矿物含量较高, 龙一13、龙一14小层稍低的特点, 其中龙一11小层实测平均值为74.0%, 龙一11小层测井平均值为75.16%。

图20 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段实测脆性矿物含量柱状图

通过地震属性反演, 结合测井解释成果, 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段脆性矿物含量为51%~75%, 平均为71.6%（见图21）。结合研究区最大主应力为24.2~71.6 MPa, 最小主应力为16.0~51.6 MPa, 水平应力差值为4.1~17.6 MPa, 平面上具有背斜隆起区水平应力差较小、向斜槽区应力差值增大的特点（见图22）, 总体具有随埋深增加而增大的变化趋势, 表明太阳背斜区页岩气储集层易于体积压裂改造, 页岩极易被水力压裂“ 压碎” 而形成人造裂缝型气藏。

图21 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段脆性矿物含量分布图

图22 研究区五峰组— 龙马溪组龙一1亚段水平应力差预测图

综上所述, 昭通示范区太阳背斜区浅层页岩气富集成藏条件优越, 甜点区主要具有以下5方面优势：①具有良好的优质页岩沉积环境, 发育深水陆棚缺氧相富硅富炭-高硅高炭-高硅中炭页岩, 连续发育厚度超30 m, 即页岩源储条件良好; ②优质页岩储集层品质良好, 有机孔与微裂隙发育, 储集层物性良好, 以发育Ⅰ 类储集层为主, 具备良好的页岩气存储空间与富集场所; ③富气页岩储集层顶、底板与气层页岩连续沉积, 顶/底板岩性致密、厚度大、分布稳定、突破压力高, 顶底板封隔性能好, 有良好的页岩气封闭与保存条件; 构造变形改造弱, 持续压扭状态下的断层侧向封闭性好, 背斜构造三维整体封闭性能良好, 为典型压扭性改造背斜型页岩气储集层; ④富气页岩段含气量高, 均处于超压状态, 资源勘探潜力大, 具有单井高产的页岩气资源基础; ⑤富气页岩脆性矿物含量高, 背斜构造区水平应力差值较小, 具备人造气藏高产的易于“ 压碎” 改造的工程条件, 水力压裂易于形成复杂缝网, 实现体积压裂改造。

在南方海相页岩气已有选区评价标准基础上[25, 26], 依太阳背斜区近期浅层页岩气钻采实验数据, 经进一步总结与提升, 归纳昭通示范区浅层页岩气选区评价标准如表5。

表5 昭通示范区浅层页岩气甜点选区评价标准
4 浅层页岩气勘探示范与技术推广意义

据现有资料统计分析, 昭通示范区五峰组— 龙马溪组页岩主体埋深相对四川盆地浅, 以500~2 500 m居多, 小于2 000 m的浅层页岩气有利区面积近2 000 km2, 初步估算资源量超10 000× 108 m3, 面积和资源量占比均接近示范区页岩气总量一半。为此, 浙江油田公司于2018年8月在示范区中部蒿坝、洛旺、花朗3向斜间夹持的背斜浅埋区, 部署实施了YQ6、YQ7、YQ8 3口地质浅井（见图23）, 钻探证实页岩气储集层发育、显示良好、资源丰富, 是示范区页岩气勘探开发的重点接替领域, 目前已成为近期浅层页岩气甜点勘探评价的热点。2019年6月在太阳背斜区南部的海坝背斜南北两翼完钻的两口浅层页岩气评价直井（YS137井、YS203井）又取得了重大突破, 其页岩气层埋深分别为1 032 m和1 643 m, 压后测试产量分别达到4.4× 104 m3/d、4.2× 104 m3/d, 展示了示范区良好的浅层页岩气勘探前景。

图23 昭通示范区中部五峰组— 龙马溪组页岩对比图

综上所述, 通过昭通示范区浅层页岩气钻压采产能评价试验实践获得的浅层页岩气甜点选区评价方法及勘探技术, 不仅推动了示范区页岩气勘探与开发技术进步, 而且对滇黔桂海相页岩气迈向工业化、商业化具有明显的引领作用, 特别是对长江经济带地区具有明显的技术推广与示范作用。通过初步的页岩气评价优选, 长江经济带复杂构造残留盆地海相页岩气远景区面积约15× 104 km2, 估算资源量为（16.70~18.15）× 1012 m3。川南筠连南、贵州习水、重庆黔江、湖北宜昌东等地, 在埋深156~1 453 m已发现活跃的页岩气显示, 有的地质调查井压裂后获数千立方米的测试产量, 预示着浅层页岩气勘探大有可为。

5 结论

沉积环境是浅层页岩气“ 源储” 主控因素和成烃的地质基础, 处于上扬子区东南缘的昭通示范区太阳背斜区在加里东期进入前陆盆地闭塞海湾的沉积环境, 发育深水陆棚缺氧环境, 沉积了较厚的硅质页岩与炭质页岩, 五峰组— 龙马溪组龙一1亚段页岩TOC值大于2%, 实测孔隙度均值达4.98%, 处于过成熟干气阶段（镜质体反射率均值为2.41%）页岩源储条件良好, 为浅层页岩气有利探区。

主要目的层发育区域盖层, 顶底板围岩致封闭性好, 沉积后的构造改造强度相对较弱, 是示范区浅层页岩气得以有效保存的重要前提。勘探实践证明, 示范区中北部构造改造相对较弱的稳定区（隔槽式褶皱构造带）是昭通地区浅层页岩气勘探的有利区。

太阳背斜浅层页岩气高产富气区为典型压扭性改造圈闭富集成藏模式, 具有发育Ⅰ 类储集层、含气量高、地层超压、脆性矿物含量高、水平应力差略低、储集层品质良好的富集成藏基础和易于形成复杂缝网体积压裂改造的人造裂缝型气藏条件。

示范区浅层页岩气甜点展布及富集高产区具有“ 三元因素控藏赋存” 规律, 即受沉积期岩相、改造期变形强度及成藏期封闭性3大因素控制。其中, 深水陆棚缺氧相沉积的富硅富炭页岩是控制浅层页岩气源储发育的主要因素, 构造变形相对较弱和断层封闭的背斜构造与宽缓向斜为浅层页岩气富集成藏提供了有利条件, 区域盖层+顶底板立体封闭系统为浅层页岩气富集成藏的关键因素。

四川盆地以外的中国南方复杂构造改造区, 古生界海相浅层页岩气具有较好的资源勘探潜力, 是实现中国南方海相页岩气勘探突破的现实重点领域, 昭通示范区太阳背斜区浅层页岩气的勘探突破和产能规模建设的创新实践及其形成的核心技术, 具有重要的示范与引领作用。

符号注释：

c— — 正常压实泥岩的压实系数, m-1; g— — 重力加速度, 9.8 m/s2; GR— — 自然伽马, API; pz— — 欠压实泥岩的孔隙压力或地层压力, Pa; Rd— — 电阻率, Ω · m; Ro— — 镜质体反射率, %; TOC— — 总有机碳含量, %; z— — 欠压实泥岩埋藏深度, m; ρ r— — 沉积岩平均密度, kg/m3; ρ w— — 地层孔隙水密度, kg/m3; Δ t— — 欠压实泥岩声波时差值, μ s/m; Δ t0— — 原始地表声波时差值, μ s/m。

（编辑 黄昌武）

参考文献
[1] 陈文玲, 周文, 罗平, 等. 四川盆地长芯1井下志留统龙马溪组页岩气储层特征研究[J]. 岩石学报, 2013, 29(3): 1073-1086.
CHEN Wenling, ZHOU Wen, LUO Ping, et al. Analysis of the shale gas reservoir in the Lower Silurian Longmaxi Formation, Changxin 1 well[J]. Acta Petrologica Sinica, 2013, 29(3): 1073-1086. [本文引用:2]
[2] 林拓, 张金川, 李博, 等. 湘西北常页1井下寒武统牛蹄塘组页岩气聚集条件及含气特征[J]. 石油学报, 2014, 35(5): 839-846.
LIN Tuo, ZHANG Jinchuan, LI Bo, et al. Shale gas accumulation conditions and gas-bearing properties of the Lower Cambrian Niutang Formation in well Changye 1, Northwestern Hunan[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 35(5): 839-846. [本文引用:2]
[3] 谢舟, 卢双舫, 于玲, 等. 泥质气源岩层内天然气扩散损失量评价: 以黔南坳陷黄页1井九门冲组页岩为例[J]. 矿物学报, 2014, 34(1): 137-143.
XIE Zhou, LU Shuangfang, YU Ling, et al. Assessment of natural gas loss from mudstone gas source rocks: An example from Jiumenchong Formation of Huangye 1 Well, Lower Cambrian, Southern Guizhou Sag[J]. Acta Mieralogica Sinica, 2014, 34(1): 137-143. [本文引用:2]
[4] 杨堃, 车建炜, 初军, 等. 岑页1井试气影响因素探讨[J]. 石油地质与工程, 2015, 29(3): 104-109.
YANG Kun, CHE Jianwei, CHU Jun, et al. Discussion on influential factors of test gas in Cenye-1 well[J]. Petroleum Geolgy and Engineering, 2015, 29(3): 104-109. [本文引用:2]
[5] 韩双彪, 张金川, 李玉喜, 等. 黔北地区下寒武统牛蹄塘组页岩气地质调查井位优选[J]. 天然气地球科学, 2013, 24(1): 182-187.
HAN Shuangbiao, ZHANG Jinchuan, LI Yuxi, et al. The optimum selecting of shale gas well location for geological investigation in Niutang Formation in Lower Cambrian, Northern Guizhou Area[J]. Natural Gas Geoscience, 2013, 24(1): 182-187. [本文引用:2]
[6] 顾志翔, 彭勇民, 何幼斌, 等. 湘中坳陷二叠系海陆过渡相页岩气地质条件[J]. 中国地质, 2015, 42(1): 288-299.
GU Zhixiang, PENG Yongmin, HE Youbin, et al. Geological conditions of Permian sea-land transitional facies shale gas in the Xiangzhong Depression[J]. Geology in China, 2015, 42(1): 288-299. [本文引用:2]
[7] 孟凡洋, 陈科, 包书景, 等. 湘西北复杂构造区下寒武统页岩含气性及主控因素分析: 以慈页1 井为例[J]. 岩性油气藏, 2018, 30(5): 29-39.
MENG Fanyang, CHEN Ke, BAO Shujing, et al. Gas-bearing property and main controlling factors of Lower Cambrian shale in complex tectonic area of northwestern Hunan Province: A case of well Ciye 1[J]. Lithologic Reservoirs, 2018, 30(5): 29-39. [本文引用:2]
[8] 武景淑, 于炳松, 张金川, 等. 渝东南渝页1井下志留统龙马溪组页岩孔隙特征及其主控因素[J]. 地学前缘, 2013, 20(3): 260-269.
WU Jingshu, YU Bingsong, ZHANG Jinchuan, et al. Pore characteristics and controlling factors in the organ ic-rich shale of the Lower Silurian Longmaxi Formation revealed by samples from a well in southeastern Chongqing[J]. Earth Science Frontiers, 2013, 20(3): 260-269. [本文引用:2]
[9] 余川, 曾春林, 周洵, 等. 大巴山冲断带下寒武统页岩气构造保存单元划分及分区评价[J]. 天然气地球科学, 2018, 29(6): 853-865.
YU Chuan, ZENG Chunlin, ZHOU Xun, et al. Tectonic preservation unit division and zoning evaluation of shale gas in the Lower Cambrian of Dabashan thrust belt[J]. Natural Gas Geoscience, 2018, 29(6): 853-865. [本文引用:2]
[10] 谢丹, 韩书勇, 周伟韬, 等. 井研—犍为地区筇竹寺组页岩气保存条件研究[J]. 天然气技术与经济, 2018, 12(2): 24-27.
XIE Dan, HAN Shuyong, ZHOU Weitao, et al. Conservation of shale gas in Qiongzhusi Formation, Jingyan-Qianwei Area[J]. Natural Gas Technology and Economy, 2018, 12(2): 24-27. [本文引用:3]
[11] 翟刚毅, 包书景, 王玉芳, 等. 古隆起边缘成藏模式与湖北宜昌页岩气重大发现[J]. 地球学报, 2017, 38(4): 441-447.
ZHAI Gangyi, BAO Shujing, WANG Yufang, et al. Reservoir accumulation model at the edge of Palaeohigh and significant discovery of shale gas in Yichang Area, Hubei Province[J]. Acta Geoscientica Sinica, 2017, 38(4): 441-447. [本文引用:3]
[12] 陈孝红, 危凯, 张保民, 等. 湖北宜昌寒武系水井沱组页岩气藏主控地质因素和富集模式[J]. 中国地质, 2018, 45(2): 207-226.
CHEN Xiaohong, WEI Kai, ZHANG Baoming, et al. Main geological factors controlling shale gas reservoir in the Cambrian Shuijingtuo Formation in Yichang of Hubei Province as well as its and enrichment patterns[J]. Geology in China, 2018, 45(2): 207-226. [本文引用:3]
[13] 陈孝红, 张保民, 张国涛, 等. 湖北宜昌地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组获页岩气高产工业气流[J]. 中国地质, 2018, 45(1): 199-200.
CHEN Xiaohong, ZHANG Baomin, ZHANG Guotao, et al. High shale gas industry flow obtained from the Ordovician Wufeng Formation and the Silurian Longmaxi Formation of Yichang area, Hubei Province[J]. Geology in China, 2018, 45(1): 199-200. [本文引用:3]
[14] 宋腾, 陈科, 包书景, 等. 鄂西北神农架背斜北翼(鄂红地1井)五峰—龙马溪组钻获页岩气显示[J]. 中国地质, 2018, 45(1): 195-196.
SONG Teng, CHEN Ke, BAO Shujing, et al. The discovery of shale gas inWufeng-Longmaxi Formation at Hongdi-1 Well on the northern limb of Shennongjia anticline in northwestern Hubei Province[J]. Geology in China, 2018, 45(1): 195-196. [本文引用:3]
[15] 张金川, 杨超, 陈前, 等. 中国潜质页岩形成和分布[J]. 地学前缘, 2016, 30(1): 74-86.
ZHANG Jinchuan, YANG Chao, CHEN Qian, et al. Deposition and distribution of potential shales in China[J]. Earth Science Frontiers, 2016, 30(1): 74-86. [本文引用:3]
[16] 刘洪林, 王红岩, 刘人和, 等. 中国页岩气资源及其勘探潜力分析[J]. 地质学报, 2010, 84(9): 1374-1378.
LIU Honglin, WANG Hongyan, LIU Renhe, et al. China shale gas resources and prospect potential[J]. Acta Geologica Sinica, 2010, 84(9): 1374-1378. [本文引用:3]
[17] 包书景, 李世臻, 徐兴友, 等. 全国油气资源战略选区调查工程进展与成果[J]. 中国地质调查, 2019, 6(2): 1-17.
BAO Shujing, LI Shizhen, XU Xingyou, et al Progresses and achievements of the national oil and gas resource strategic constituency survey project[J]. Geological Survey of China, 2019, 6(2): 1-17. [本文引用:4]
[18] 孟召平, 刘金融, 李国庆. 高演化富有机质页岩和高煤阶煤中甲烷吸附-扩散性能的实验分析[J]. 天然气地球科学, 2015, 26(8): 1499-1506.
MENG Zhaoping, LIU Jinrong, LI Guoqing. Experimental analysis of methane adsorption diffusion property in high-maturity organic-rich shale and high -rank coal[J]. Natural Gas Geoscience, 2015, 26(8): 1499-1506. [本文引用:2]
[19] 李建青. 中国南方海相页岩气选区评价体系研究[D]. 西安: 西北大学, 2012.
LI Jianqing. Study on evaluation system of marine shale gas selected areas in south China[D]. Xi’an: Northwest University, 2012. [本文引用:2]
[20] 聂海宽, 汪虎, 何治亮, 等. 常压页岩气形成机制、分布规律及勘探前景: 以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组为例[J]. 石油学报, 40(2): 131-143.
NIE haikuan, WANG Hu, HE Zhiliang, et al. Formation mechanism, distribution and exploration prospect of normal pressure shale gas reservoir: A case study of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Sichuan Basin and its periphery[J]. Acta Petrolei Sinica, 40(2): 131-143. [本文引用:2]
[21] 马永生, 楼章华, 郭彤楼, 等. 中国南方海相地层油气保存条件综合评价技术体系探讨[J]. 地质学报, 2006, 80(3): 406-417.
MA Yongsheng, LOU Zhanghua, GUO Tonglou, et al. An exploration on a technological system of petroleum preservation evaluation for marine strata in south China[J]. Acta Geologica Sinica, 2006, 80(3): 406-417. [本文引用:2]
[22] 聂海宽, 包书景, 高波, 等. 四川盆地及其周缘下古生界页岩气保存条件研究[J]. 地学前缘, 2012, 19(3): 280-294.
NIE Haikuan, BAO Shujing, GAO Bo, et al. A study of shale gas preservation conditions for the Lower Paleozoic in Sichuan Basin and its periphery[J]. Earth Science Frontiers, 2012, 19(3): 280-294. [本文引用:2]
[23] 胡小强. 我国油田浅层气特征及其对钻井的影响[J]. 断块油气, 2015, 22(4): 518-521.
HU Xiaoqiang. Features of shallow gas in Chinese oil-field and its impact on drilling[J]. Fault-Block Oil ＆Gas Field, 2015, 22(4): 518-521. [本文引用:1]
[24] 梁兴, 叶熙, 张介辉, 等. 滇黔北坳陷威信凹陷页岩气成藏条件分析与有利区优选[J]. 石油勘探与开发, 2011, 38(6): 693-699.
LIANG Xing, YE Xi, ZHANG Jiehui, et al. Reservoir forming conditions and favorable exploration zones of shale gas in the Weixin Sag, Dianqianbei Depression[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(6): 693-699. [本文引用:3]
[25] 吴奇, 梁兴, 鲜成钢, 等. 地质-工程一体化高效开发中国南方海相页岩气[J]. 中国石油勘探, 2015, 20(4): 1-23.
WU Qi, LIANG Xing, XIAN Chenggang, et al. Geoscience-to- production integration ensures effective and efficient south China marine shale gas development[J]. China Petroleum Exploration, 2015, 20(4): 1-23. [本文引用:3]
[26] 梁兴, 王高成, 徐政语, 等. 中国南方海相复杂山地页岩气储层甜点综合评价技术方法研究: 以昭通国家页岩气示范区为例[J]. 天然气工业, 2016, 36(1): 33-42.
LIANG Xing, WANG Gaocheng, XU Zhengyu, et al. Research on the technical method of the comprehensive evaluation of the shale gas sweet reservoir in the marine complex mountain area of the South China: A case in Zhaotong national demonstration zone[J]. Natural Gas Industry, 36(1): 33-42. [本文引用:4]
[27] 四川省地质矿产局. 四川区域地质志[M]. 北京: 地质出版社, 1991: 47-68.
Bureau of Geology and Mineral Resources of Sichuan Province. Regional geology of Sichuan Province[M]. Beijing: Geological Publishing House, 1991: 47-68. [本文引用:1]
[28] XU Zhengyu, JIANG Shu, YAO Genshun, et al. Tectonic and depositional setting of the lower Cambrian and lower Silurian marine shales in the Yangtze Platform, South China: Implications for shale gas exploration and production[J]. Journal of Asian Earth Sciences, 2019, 170: 1-19. [本文引用:3]
[29] 徐政语, 蒋恕, 熊绍云, 等. 扬子陆块下古生界页岩发育特征与沉积模式[J]. 沉积学报, 2015, 33(1): 21-35.
XU Zhengyu, JIANG Shu, XIONG Shaoyun, et al. Development characteristics and depositional model of the Lower Paleozoic organic rich shale in the Yangtze Continental Block[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2015, 33(1): 21-35. [本文引用:3]
[30] 王超, 张柏桥, 舒志国, 等. 四川盆地涪陵地区五峰组—龙马溪组海相页岩岩相类型及储层特征[J]. 石油与天然气地质, 2018, 39(3): 485-497.
WANG Chao, ZHANG Boqiao, SHU Zhiguo, et al. Lithofacies types and reservoir characteristics of marine shales of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Fuling area, the Sichuan Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2018, 39(3): 485-497. [本文引用:4]
[31] 吴靖, 胡宗全, 谢俊, 等. 四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组页岩有机质宏微观赋存机制[J]. 天然气工业, 2018, 38(8): 23-32.
WU Jing, HU Zongquan, XIE Jun, et al. Macro-micro occurrence mechanism of organic matters in Wufeng-Longmaxi shale in the Sichuan Basin and its peripheral areas[J]. Natural Gas Industry, 2018, 38(8): 23-32. [本文引用:9]
[32] 吴蓝宇, 陆永潮, 蒋恕, 等. 上扬子区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组沉积期火山活动对页岩有机质富集程度的影响[J]. 石油勘探与开发, 2018, 45(5): 806-816.
WU Lanyu, LU Yongchao, JIANG Shu, et al. Effects of volcanic activities in Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi period on organic-rich shale in the Upper Yangtze area, South China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(5): 806-816. [本文引用:5]
[33] 王玉满, 李新景, 王皓, 等. 四川盆地东部上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组斑脱岩发育特征及地质意义[J]. 石油勘探与开发, 2019, 46(4): 1-13.
WANG Yuman, LI Xinjing, WANG Hao, et al. Developmental characteristics and geological significance of the bentonite in the Upper Ordovician Wufeng-Lower Silurian Longmaxi Formation in eastern Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2019, 46(4): 1-13. [本文引用:5]
[34] 朱志军, 陈洪德. 川东南地区早志留世晚期沉积特征及沉积模式分析[J]. 中国地质, 2012, 39(1): 64-76.
ZHU Zhijun, CHEN Hongde. An analysis of sedimentary characteristics and model of Silurian Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Province[J]. Geology in China, 2012, 39(1): 64-76. [本文引用:1]
[35] 周恳恳. 中上扬子及其东南缘中奥陶世早志留世沉积特征与岩相古地理演化[D]. 北京: 中国地质科学院, 2015.
ZHOU Kenken. Middle Ordovician-Early Silurian lithofacies paleogeography of Middle-Upper Yangtze and its southeastern margin[D]. Beijing: Chinese Academy of Geological Sciences, 2015. [本文引用:2]
[36] 冯子齐, 刘丹, 黄士鹏, 等. 四川盆地长宁地区志留系页岩气碳同位素组成[J]. 石油勘探与开发, 2016, 43(5): 705-713.
FENG Ziqi, LIU Dan, HUANG Shipeng, et al. Carbon isotopic composition of shale gas in the Silurian Longmaxi Formation of the Changning Area, Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(5): 705-713. [本文引用:3]
[37] 胡东风. 四川盆地东南缘向斜构造五峰组—龙马溪组常压页岩气富集主控因素[J]. 天然气地球科学, 2019, 30(5): 605-615.
HU Dongfeng. Main controlling factors on normal pressure shale gas enrichments in Wufeng-Longmaxi Formations in synclines, Southeastern Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2019, 30(5): 605-615. [本文引用:4]
[38] 徐政语, 梁兴, 王希友, 等. 四川盆地罗场向斜黄金坝建产区五峰组—龙马溪组页岩气藏特征[J]. 石油与天然气地质, 2017, 38(1): 132-143.
XU Zhengyu, LIANG Xing, WANG Xiyou, et al. Shale gas reservoir characteristics of the Wufeng-Longmaxi Formations in Huangjinba construction block of the Luochang Syncline, the Sichuan Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2017, 38(1): 132-143. [本文引用:2]
[39] 马永生, 蔡勋育, 赵培荣. 中国页岩气勘探开发理论认识与实践[J]. 石油勘探与开发, 2018, 45(4): 705-713.
MA Yongsheng, CAI Xunyu, ZHAO Peirong. China’s shale gas exploration and development: Understand ing and practice[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(4): 705-713. [本文引用:2]
[40] 陈科洛, 张廷山, 陈晓慧, 等. 页岩微观孔隙模型构建: 以滇黔北地区志留系龙马溪组页岩为例[J]. 石油勘探与开发, 2018, 45(3): 396-405.
CHEN Keluo, ZHANG Tingshan, CHEN Xiaohui, et al. Model construction of micro-pores in shale: A case study of Silurian Longmaxi Formation shale in Dianqianbei area, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(3): 396-405. [本文引用:2]
[41] 徐政语, 梁兴, 王维旭, 等. 上扬子区海相页岩气甜点分布控制因素探讨[J]. 天然气工业, 2016, 36(9): 11-19.
XU Zhengyu, LIANG Xing, WANG Weixu, et al. Controlling factors for shale gas sweet spots distribution in the Upper Yangtze region: A case study of the Upper Ordovician Wufeng Fm-Lower Silurian Longmaxi Fm, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2016, 36(9): 11-19. [本文引用:1]
[42] 中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司. 中国石油页岩气测井采集与评价技术管理规定[R]. 北京: 中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司, 2018.
Exploration and Production Branch of CNPC. Technical management regulations on shale gas logging acquisition and evaluation of CNPC[R]. Beijing: Exploration and Production Branch of CNPC, 2018. [本文引用:1]