渝东南盆缘转换带常压页岩气地质特征及富集高产规律
何希鹏1, 何贵松1, 高玉巧1, 张培先1, 卢双舫2, 万静雅1
1.中国石化华东油气分公司勘探开发研究院
2.中国石油大学(华东)非常规油气与新能源研究院

作者简介:何希鹏,1970年生,高级工程师,硕士;主要从事油气地质及勘探评价等方面的综合研究工作。地址:(210011)江苏省南京市鼓楼区热河南路37号。ORCID:0000-0003-4389-2099。E-mail: hexp.hdsj@sinopec.com

摘要

四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)是中国常压页岩气勘探的热点地区。为了总结该区页岩气地质特征及其富集高产规律,利用物探、钻井、测井及分析测试等资料,从沉积建造、构造改造、生产特征等方面分析了该转换带南川—武隆地区的页岩气地质特征,并与焦石坝区块的超压页岩气进行对比,探讨了该转换带常压页岩气的富集高产主控因素和成藏模式。研究结果表明:①相对于焦石坝区块,该转换带页岩孔隙度偏低、微裂缝更发育、吸附气占比高、两向应力差异大、地温梯度较低、地层压力系数低、初期产液量大、返排率高;②该区常压页岩气富集高产主要受富碳富硅富笔石页岩、有机孔隙和构造应力场“三因素”的控制——受深水陆棚相控制的富碳富硅富笔石页岩是页岩气富集的基础,有机孔隙是页岩气富集的主要控制因素,构造应力场是页岩气高产的关键因素;③该转换带常压页岩气可分为背斜型、向斜型、斜坡型、逆断层断下盘型等4种成藏模式,并明确了不同模式页岩气富集高产特征。结论认为,该研究成果丰富了常压页岩气富集高产地质理论,为复杂构造区常压页岩气的勘探开发提供了支撑。

关键词: 四川盆地东南; 盆缘转换带; 晚奥陶世—早志留世; 常压页岩气; 高产主控因素; 构造应力场; 气藏形成
Geological characteristics and enrichment laws of normal-pressure shale gas in the basin-margin transition zone of SE Chongqing
He Xipeng1, He Guisong1, Gao Yuqiao1, Zhang Peixian1, Lu Shuangfang2, Wan Jingya1
1. Research Institute of Exploration and Development, Sinopec East China Oil & Gas Company, Nanjing, Jiangsu 210011, China;
2. Research Institute of Unconventional Oil & Gas and New Energy, China University of Petroleum <East China>, Qingdao, Shandong 265580, China;
Abstract

The southeastern Sichuan Basin and its basin-margin transition zone (hereinafter referred to as the basin-margin transition zone of SE Chongqing) is the focus of normal-pressure shale gas exploration in China. In order to summarize the geological characteristics and enrichment laws of shale gas in the basin-margin transition zone of SE Chongqing, we analyzed the geological characteristics of shale gas reservoirs in the Nanchuan-Wulong area of this transition zone from the aspects of sedimentary formation, tectonic reworking and production characteristics by using geophysical, drilling, logging and testing data, and then we compared it the overpressure shale gas reservoirs in Jiaoshiba Block. Finally, we explored the main factors controlling the enrichment & high yields of normal-pressure shale gas in this transition zone and their hydrocarbon accumulation patterns. And the following research results were obtained. (1) Different from the overpressure shale gas reservoirs in Jiaoshiba Block, the normal-pressure shale gas reservoirs in this transition zone are characterized by lower organic porosities, more developed micro-fractures, higher ratios of adsorbed gas, greater differences of stresses in two directions, lower geothermal gradients, lower formation pressure coefficients, higher initial fluid production rates and higher fluid flowback rates. (2) The enrichment & high yields of normal-pressure shale gas in this area is mainly controlled by three factors, i.e., carbon-rich, silicate-rich and grapholite-rich shale, organic pores, and tectonic stress field, among which, the first factor controlled by deepwater continental shelf facies is the basis of shale gas enrichment, the second is the main controlling factor of shale gas enrichment, and the third is the key factor of high-yield shale gas. (3) The hydrocarbon accumulation patterns of normal-pressure shale gas reservoirs in the transition zone can be divided into four types, including the anticline type, the syncline type, the slope type and the reverse fault type. And the enrichment & high-yield characteristics of shale gas in different hydrocarbon accumulation patterns are also clarified. In conclusion, the research results enrich the geological theory of enrichment & high-yield laws of normal-pressure shale gas and provide a support for the exploration and development of normal-pressure shale gas in complex structures.

Keyword: SE Sichuan Basin; Transition zone at the basin margin; Late Ordovician-Early Silurian; Normal-pressure shale gas; Main factors controlling high yield; Tectonic stress field; Gas accumulation
0 引言

近年来, 国内学者针对四川盆地及其周缘地区海相页岩气在沉积建造、储层物性、保存条件、富集规律等方面开展了大量而深入的研究工作, 逐渐形成了具中国特色的页岩气勘探开发理论体系, 推动了页岩气工业的快速发展, 先后发现了焦石坝、威远、长宁— 昭通等千亿立方米级储量规模的大型超压页岩气田, 逐步迈入了页岩气工业化、商业化开发阶段[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8]

近期, 在四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)的南川、武隆等地区钻探了多口预探井, 小型微注压裂测试地层压力系数介于1.06~1.18, 压裂后测试日产气量介于4.60× 104~19.65× 104 m3, 取得了常压页岩气勘探重大突破。目前正在开展井组试验, 有望通过有利目标与甜点层段精细评价优选, 低成本工程工艺技术攻关与集成应用, 实现常压页岩气效益开发。为此, 笔者以渝东南盆缘转换带大量的地震、钻井、测井、分析测试等资料为基础, 通过页岩气地质特征分析, 与焦石坝区块超压页岩气对比, 研究渝东南盆缘转换带常压页岩气地质特点, 总结页岩气富集高产的主控因素, 建立常压页岩气藏模式, 明确不同模式页岩气的富集高产特征, 以期进一步深化常压页岩气富集高产地质理论, 提高复杂构造区常压页岩气勘探开发效果。

1 地质背景

渝东南盆缘转换带位于重庆市与贵州省交界的南川、彭水、武隆、道真等县市, 构造上处于四川盆地川东高陡构造带和武陵褶皱带西北缘(图1), 毗邻焦石坝构造。该地区历经加里东期、海西期、印支期、燕山— 喜马拉雅期等多期构造运动叠加改造[9, 10], 以燕山— 喜马拉雅期作用影响最为强烈, 奠定了以NE— SW向为主的向斜与背斜相间分布的槽— 挡构造格局, 形成了现今的构造形态。该地区页岩气勘探开发的目的层为上奥陶统五峰组— 下志留统龙马溪组, 主要分布于残留向斜, 部分位于斜坡和背斜, 钻井揭示该地区页岩气处于超压与常压过渡带, 以常压页岩气为主。

图1 渝东南盆缘转换带构造位置图

2 渝东南盆缘转换带页岩气地质特征

渝东南盆缘转换带常压页岩气和焦石坝区块超压页岩气为中国南方页岩气勘探的两种典型类型, 两者具有相似的沉积背景、不同的构造改造条件, 在沉积建造、裂缝发育特征、页岩气赋存状态、地应力、气藏参数、生产特征等方面存在6大地质特点或差异(表1)。

表1 常压页岩气与超压页岩气地质特点对比表
2.1 优质页岩厚度受水体深度和沉积微相控制, 由北往南逐渐减薄

前期研究表明, 深水陆棚相是页岩气富集的关键环境和物质基础。五峰组和龙马溪组沉积早期, 受华南板块挤压, 扬子板块基底迅速下降, 海平面迅速升高, 扬子地区形成了一次较大的海侵, 受川中古隆起、雪峰隆起、黔中隆起夹持, 向北开口与秦岭洋相通, 中部为欠补偿滞留海深水陆棚, 呈“ 三隆夹一坳” 沉积格局[11, 12, 13, 14, 15]。焦石坝地区处于深水陆棚沉积中心(图2), 优质页岩厚度介于35~45 m, 总有机碳含量(TOC)介于3%~4%, 石英含量介于40%~50%, 黏土矿物含量介于30%~40%; 武隆地区优质页岩厚度介于32~35 m, TOC介于4%~5%, 石英含量大于55%, 黏土矿物含量小于25%; 彭水地区相对更靠近雪峰隆起, 距离物源区较近, 水体变浅, 优质页岩厚度介于24~32 m, TOC介于2%~3%, 石英含量介于45%~55%, 黏土矿物含量小于30%。由西北往东南, 同处于深水陆棚相, 但受水体深度和沉积微相影响, 优质页岩厚度变薄, 黏土矿物含量减少, 武隆地区有机质丰度高, 石英含量高, 黏土矿物含量低, 为生烃中心。

图2 渝东南盆缘转换带五峰期— 龙马溪期沉积模式图

2.2 构造改造作用较强、微裂缝更发育

渝东南盆缘转换带页岩气钻井岩心观察和FMI成像测井解释结果表明, 自东部的桑柘坪向斜向西部的东胜背斜, 优质页岩段裂缝发育程度和规模逐渐减小(图3)。彭水地区桑柘坪向斜的五峰组见明显的滑脱揉皱, 白色方解石脉与黑色页岩混杂在一起, 发育大量不规则摩擦镜面和擦痕, 难以分辨页理和纹层, 龙马溪组底部见3期裂缝交接切割, 构造缝规模较大, 方解石充填— 半充填, 裂缝密度约3.2 条/m。根据FMI成像测井统计, 层理缝密度为54 层/m; 武隆向斜裂缝也较发育, 五峰组滑脱揉皱厚度减小, 龙马溪组底部构造缝密度为3.0 条/m, 层理缝密度为54 层/m。南川地区金佛断坡五峰组滑脱揉皱层仅厚0.1 m, 龙马溪组底部构造缝密度较彭水地区明显减少, 约1.9 条/m, 层理缝密度为52 层/m; 平桥背斜和东胜背斜的构造缝密度和层理缝密度进一步减小, 构造缝密度分别为1.4 条/m和1.0 条/m, 层理缝密度分别为42 层/m和40 层/m。裂缝发育程度与规模的差异, 表明由东向西, 构造改造作用逐渐减弱, 具有递进变形特征。彭水地区构造抬升早, 持续时间长, 抬升幅度大, 应力释放, 流体压力降低, 导致构造缝更发育, 层理缝开启程度更高。

图3 渝东南盆缘转换带构造缝与层理缝发育情况对比图

2.3 页岩气总含气量相对较低、吸附气占比高

渝东南盆缘转换带页岩含气量、游离气占比与压力系数有较强的相关性, 压力系数越大, 含气量越高, 游离气占比越大(图4)。当压力系数大于1.2时, 含气量介于4.6~5.5 m3/t, 游离气占比超过60%; 压力系数小于1.2的常压页岩气, 含气量介于3.8~4.2 m3/t, 游离气占比为44%~58%, 即总含气量相对较低, 吸附气占比较高。

图4 渝东南盆缘转换带地层压力系数与含气量、游离气占比关系图(图中球体大小代表游离气占比高低)

利用武隆向斜LY1井现场含气量解吸气体样品, 开展了不同时间段解吸气甲烷碳同位素测定, 结果表明碳同位素分馏效应明显, 随着时间的推移, δ 13C1由轻变重(图5), 表明在吸附气不断解吸过程中比重较轻的δ 13C1优先解吸产出。该井水平井测试地层压力系数1.08, 利用试采期间采集的天然气样品, 开展了不同时间段的甲烷碳同位素测定, 同位素变化趋势与现场解吸吻合较好(图5), 佐证常压页岩气中以吸附气状态产出的比例在逐渐增加, 产量递减较慢。该井初期日产气量为4.6× 104 m3, 已生产2.5年, 目前日产气2.2× 104~2.8× 104 m3, 第1年递减率29.8%, 第2年递减率18.3%, 递减率远低于高压页岩气藏。

图5 武隆向斜LY1井现场解吸与水平井压裂排采气体甲烷碳同位素变化图

2.4 目的层地应力相对较小, 但两向应力差异大

渝东南盆缘转换带受多期构造运动影响, 经历了大规模的挤压、抬升、剥蚀, 导致应力释放, 形成现今地应力小, 两向应力差异大。彭水— 武隆地区水平地应力介于40~60 MPa, 应力差异系数介于0.27~0.34; 而盆内的焦石坝、东胜等构造水平地应力介于50~80 MPa, 应力差异系数介于0.11~0.13(表2)。

表2 渝东南盆缘转换带岩石力学参数及地应力统计表
2.5 地温梯度低, 地层压力系数偏低

根据钻井、测井、微压测试等资料统计, 彭水地区页岩埋深介于2 000~3 500 m, 地层压力介于20~39 MPa, 压力系数介于0.9~1.2, 地层温度介于70~110 ℃, 地温梯度介于2.1~2.5 ℃/100 m; 盆内焦石坝地区页岩埋深与之相当, 介于2300~3500 m, 但地层压力介于35~55 MPa, 压力系数为1.55, 地层温度介于85~120 ℃, 地温梯度介于2.6~3.0 ℃/100 m。彭水地区地温梯度低, 地层压力系数低, 表明地层能量和驱动力相对较弱, 可能是页岩气井难以高产的重要原因。

2.6 页岩气初期产液量大, 返排率高

武隆、彭水等地区常压页岩气井压裂后放喷测试, 初期主要以排液为主, 日产液量一般大于100 m3, 随着返排率不断增加, 产气量不断增加, 达到产气峰值周期相对较长, 一般介于15~60天, 峰值返排率超过15%[16]。焦石坝、平桥等超压页岩气初期日产液较低, 小于10 m3/d, 达到峰值周期短, 一般在5天以内, 峰值返排率小于5%。

3 页岩气富集高产主控因素

近年来, 众多学者对我国南方海相页岩气, 尤其是四川盆地及周缘五峰组— 龙马溪组页岩气富集规律及主控因素开展了大量研究, 提出了“ 二元富集” 规律、“ 三元富集” 理论等成藏理论[17, 18, 19]。2016年, 笔者在总结渝东南盆缘转换带常压页岩气富集规律时, 提出常压页岩气富集主要受控于3个主要因素[2]:①深水陆棚相优质页岩是页岩气富集的物质基础; ②良好的保存条件是富集的关键因素; ③有机孔隙发育是页岩气高产的重要因素。随着近两年不断地深化研究和勘探实践, 对富集高产主控因素有了进一步的认识, 提出了“ 三因素控气” 认识:受深水陆棚相控制的富碳富硅富笔石优质页岩是页岩气富集的基础, 有机孔隙是页岩气富集主要控制因素, 构造应力场是页岩气高产的关键因素。

3.1 受深水陆棚相控制的富碳富硅富笔石优质页岩是页岩气富集的基础

渝东南盆缘转换带五峰组— 龙马溪组沉积时期, 总体上水体由深变浅, 由下而上可划分为深水陆棚、半深水陆棚、浅水陆棚等3个沉积亚相, 不同沉积亚相对页岩气各项评价指标具有明显的控制作用。常量元素和微量元素分析表明, 深水陆棚相具有高磷含量特征(表3), 代表有机质来源丰富, 生物繁荣程度和海洋古生产力高[20, 21]; 同时具有高铀/钍、钒/铬特征, 说明为强还原沉积环境, 有利于有机质的保存。地球化学、岩矿、物性、含气性等分析测试亦表明深水陆棚控制下形成的优质页岩, 具有高有机质丰度、高脆性、高物性、高含气性“ 四高” 特征(表3), 各项评价指标明显优于半深水陆棚相灰黑色页岩和浅水陆棚相深灰色粉砂质泥岩。

表3 武隆向斜五峰组— 龙马溪组沉积相划分及指标对比表

根据岩矿、地球化学、电性、古生物等特征, 将五峰组— 龙马溪组底部(龙一段)深水— 半深水陆棚相页岩进一步划分为9个岩石相(沉积微相)(表4), 其中TOC> 2%的有5个优质岩相, 均处于深水陆棚亚相。

表4 武隆向斜五峰组— 龙马溪组沉积微相识别标志及微相划分表

武隆向斜TOC> 4%的富碳富硅富笔石页岩相分布在五峰组和龙马溪组底部, 形成于凯迪阶和鲁丹阶早期的海侵体系域。其中凯迪阶富碳富硅富笔石页岩厚4.83 m, 笔石丰度高, 发育Dicellograptus complexusAppendispinograptus venustus等代表深水环境的WF2— WF3带笔石[22, 23], 薄片下可见大量的放射虫, 具有高自然伽马、中高电阻率、高声波时差、低密度等电性特征, TOC介于4.1%~5.8%, 镜质体反射率(Ro)介于2.3%~2.7%, 硅质含量介于62.8%~80.0%, 黏土矿物含量介于10.2%~24.8%, 见8层灰褐色斑脱岩。凯迪阶上部发育0.37 m厚的赫南特阶观音桥段深灰色含介壳灰质泥岩, 表明水体逐渐变浅, 由深水页岩相转换为浅水碳酸盐岩沉积, 笔石动物群的分异度和丰度急剧减少, 反应赫南特冰期全球海平面下降, 引发武隆向斜笔石生物的大灭绝, 具有低自然伽马、高电阻、高密度、低声波时差等电性特征。此后全球海平面上升, 再次发生海侵, 鲁丹阶笔石生物群开始复苏, 并加速演变, 武隆向斜鲁丹阶灰黑色碳质硅质页岩厚31.8 m, 从LM1笔石带特征分子Normalograptus mirnyensis到LM5带笔石Coronograptus cyphus均有发育, 岩心观察发现鲁丹阶底部笔石生物可覆盖岩心横截面超过90%, 可见笔石生物呈爆发式复苏, 预示着它们赖以生存的单细胞生物、藻类、菌类等食物链底层的生物多样性和丰富度更大[24]; 鲁丹阶灰黑色碳质硅质页岩岩性较纯, 内部少见夹层, 黄铁矿主要呈团块状、星点状分布, 局部富集呈透镜状或层状, 页理发育, 薄片下硅质矿物含量高, 以蛋白石、燧石等有机成因硅为主, 硅质与泥质、有机质多呈均匀分布, 局部呈纹层状分布, 鲁丹阶具有极高自然伽马、高电阻率、高声波时差、低密度特征, TOC介于2.0%~6.2%, 有机质类型以腐泥型、偏腐泥混合型为主, 为成烃的有利类型, 具有较好的生烃潜力, 硅质含量平均值为52.0%, 黏土矿物含量平均值为25.4%; 孔隙类型以纳米级有机孔为主, 占50%~70%, 同时发育少量微裂隙、黏土矿物晶间孔、溶蚀孔、粒内微孔等无机孔隙。鲁丹阶后期开始缓慢海退, 与埃隆阶的分界以出现三角半耙笔石为标志, 后者代表半深水— 浅水陆棚沉积环境, 矿物颗粒变粗、有机成因硅减少、陆源碎屑成因硅增多、黄铁矿含量减少, 具有由下而上自然伽马、电阻率和TOC逐渐降低、密度逐渐增大的特征, TOC平均值为1.5%, 硅质含量平均值为33.9%, 黏土矿物含量平均值为46.0%。总体上, 深水陆棚相控制下的富碳富硅富笔石页岩电性上具有高自然伽马、高电阻、高声波时差、低密度的“ 三高一低” 的电性特征, 静态指标上具有高生烃潜力、高孔隙度、高含气性、高脆性、低黏土矿物含量的“ 四高一低” 的特征, 为页岩气的甜点层段, 是页岩气富集的基础。

3.2 有机孔隙是页岩气富集主要控制因素

3.2.1 有机孔隙是页岩气赋存的主要储集空间

利用氩离子抛光— 扫描电镜、原子力显微镜、双束聚焦离子与扫描电镜、低温CO2吸附+N2吸附+压汞全孔径联合测试等技术, 结合岩心观察和薄片鉴定, 渝东南盆缘转换带页岩储集空间以纳米级基质孔隙为主, 裂缝发育区裂缝孔隙也是重要组成部分。其中基质孔隙按照孔隙赋存位置与颗粒间关系, 又可分为有机孔隙和无机孔隙。有机孔隙为有机质生烃和沥青、原油裂解成气过程中产生的孔隙, 属于次生成因; 无机孔隙以原生成因为主, 主要发育粒间孔、晶间孔、粒内孔、溶蚀孔等类型。

为了研究有机孔隙和无机孔隙对页岩储集空间的贡献, 利用渝东南盆缘转换带高TOC(3.8%)、低黏土矿物含量(29%)页岩和低TOC(1.5%)、高黏土矿物含量(45%)页岩分别开展了饱和油和饱和水核磁共振实验, 结合干样品重量, 以及样品体积和密度等, 计算出饱和水与饱和油时页岩孔隙度。实验采用110 ℃真空加热, 10 MPa饱和油、10 MPa饱和水。从饱和水、饱和油核磁共振T2谱分布可知, 两者存在重叠区域(紫色)(图6), 说明部分有机孔既表现亲油性也具有亲水性, 而重叠区域之外的饱和水T2谱(绿色)主要反映亲水性孔隙(无机孔)。根据页岩自吸油和水频谱特征, 确定优质页岩段有机孔隙比例变化范围介于58%~78%, 表明有机孔隙是页岩气赋存的主要储集空间。同时, 高TOC样品的有机孔隙比例明显高于低TOC的样品, 说明有机孔比例随TOC含量增多(黏土矿物含量降低)而增大。

图6 不同页岩样品饱和油、饱和水核磁频谱对比图

3.2.2 有机孔隙越发育, 页岩生烃潜力越强、物性和保存条件越好

3.2.2.1 有机碳和硅质含量越高, 有机孔隙越发育, 储层孔隙度越高

渝东南盆缘转换带优质页岩段样品孔隙度、TOC、石英含量、比表面积相关性研究表明, 页岩TOC含量越高, 储层孔隙度越大, 比表面积越大(图7-a、b), 同时孔隙度与石英含量也呈较好的正相关(图7-c)。说明页岩有机质含量越丰富, 形成的有机孔隙越发育, 储层物性越好, 游离气含量越高, 同时有机孔隙为页岩提供了主要的比表面积, 是吸附气赋存的主要场所, 有机孔隙越发育, 页岩的吸附能力越强。原子力显微镜观察揭示有机质内孔隙呈“ 蚁巢状” 孔隙结构特征, 具有非常好的连通性能, 面孔率是氩离子抛光— 扫描电镜统计结果的4~5倍, 揭示了高有机碳页岩物性好的根本原因。孔隙度与石英含量的正相关关系, 说明石英主要为有机成因, 来自笔石、藻类、放射虫、疑源类等生物骨架, 有机成因石英含量越高, 表明古生物越繁盛, 原始沉积有机质含量越高, 越利于有机孔隙形成。

图7 孔隙度、比表面积与TOC及孔隙度与石英含量关系图

3.2.2.2 热演化程度适中、地层压力越高, 有机孔隙保存越好

为揭示有机质热演化和压实作用对有机孔隙形成与演化的影响, 选取下扬子地区古近系阜宁组页岩岩心开展热模拟实验, 样品的有机质丰度和矿物组成与五峰组— 龙马溪组优质页岩较为接近, 其TOC为2.15%, Ro为0.94%, 石英含量为38.0%, 黏土矿物含量49.0%, 碳酸盐矿物含量为4.8%, 长石含量为6.0%。样品分为8组, 分别对应热演化的8个阶段, 对应的模拟实验温度由200 ℃升至550 ℃, 间隔50 ℃, 模拟静岩压力由36 MPa升至78 MPa, 间隔5 MPa, 流体压力由14 MPa升至22 MPa, 间隔2 MPa。热模拟实验结果显示:第1阶段, 有机孔隙较少, 孔径相对较小(0.9 μ m× 0.9 μ m), 圆度高(图8-a); 第2阶段, 有机孔隙大量发育, 孔径变大(2.8 μ m× 2.6 μ m), 圆度高(图8-b); 第3阶段, 有机孔隙发育, 孔径进一步变大(4.5 μ m× 1.0 μ m), 由于压实作用增强, 孔隙变形, 呈椭圆形(图8-c); 第4阶段, 有机孔隙发育, 孔径进一步变大(28.0 μ m× 4.0 μ m), 孔隙变形呈长条形(图8-d); 第5阶段, 有机孔隙不再增加, 孔径大幅度减小(4.0 μ m× 1.0 μ m), 呈椭圆形(图8-e); 第6~8阶段, 有机孔隙持续减少, 孔径不断减小, 形状由椭圆形变为不规则形, 少量变为圆形(图8-f~h)。实验分析表明随着热成熟度增加, 有机孔隙不断增加, 孔径变大, 但有机质抗压性不断降低; 当处于过成熟晚期后, 有机孔隙不再增加, 随着压实作用的增大(模拟围压增大), 有机孔开始大幅度减小; 此后若保存条件好, 储层超压, 孔隙内部受气体支撑, 有机孔隙可以较好保存, 储层物性好, 若保存条件差, 气体逸散, 孔隙缺少气体支撑, 在压实作用下孔隙不断减小以致消失, 储层物性变差。

图8 不同温压条件有机孔隙热模拟实验过程照片

利用氩离子抛光— 扫描电镜图像定量化表征技术, 开展了渝东南盆缘转换带不同目标样品面孔率定量统计, 结果显示压力系数高的样品, 有机孔隙发育, 孔径较大, 面孔率较高, 随着压力系数较低, 面孔率逐渐减小(表5), 与热模拟实验结果基本一致, 表明地层压力是影响高热演化页岩有机孔隙发育的关键因素, 两者呈正相关关系。

表5 不同地层压力系数下有机质内部面孔率统计表
3.3 构造应力场是页岩气高产的关键因素

渝东南盆缘转换带主要受印支期以来, 尤其是燕山期— 喜马拉雅期运动强烈挤压作用影响, 经历了构造变形、抬升剥蚀、流体活动等多种方式的改造, 表现出构造应力场在不同时期、不同地区、不同构造部位、不同深度差异较大。在不断变化的古应力场作用下不仅形成了现今的褶皱组合样式、构造格局、断裂体系, 还形成了与之伴生的天然缝网。天然裂缝不仅是页岩气运移的渗流通道, 还是重要的储集空间, 其发育程度对页岩气储集和保存具有重要影响, 一方面裂缝发育可以改善储层物性, 提高孔隙度和渗透率, 另一方面, 如果储层封闭条件差, 裂缝发育可能进一步破坏页岩气保存条件, 加快气体逸散。渝东南盆缘转换带构造体系具有从东南部到西北部由强变弱的递进变形特征[25], 反应古构造应力自东南向西北递进减弱, 在此背景下形成的天然裂缝发育程度也呈现递进降低趋势(前已述及)。渝东南盆缘转换带东部的桑柘坪向斜目的层四周已出露地表, 岩心观察和成像测井揭示天然裂缝十分发育, 在烃浓度差驱使下, 促进了页岩气大量向剥蚀区逸散, 导致现今压力系数较低(0.92~0.96), 单井产量低。向斜核部随着埋深增大、远离剥蚀边界、裂缝闭合, 保存条件变好, 压力系数增高(1.0~1.08)。西部的平桥背斜为挤压抬升作用下形成的北东向长轴断背斜, 东西翼受封闭性逆断层夹持, 南北端通过鞍部与相邻构造相连, 目的层未出露地表, 整体保存条件较好, 岩心资料和地震资料预测表明, 靠近断层的部位裂缝较为发育, 单井日产气量高(36.5× 104~89.5× 104 m3), 远离断层的部位裂缝相对发育少, 单井日产气量较高(18.4× 104~34.3× 104 m3)。

页岩气藏由于低孔、特低渗的地质特点, 需要人工体积压裂改造形成网状裂缝系统才能获得工业气流, 体积改造程度决定了单井产量高低, 而现今构造应力场是影响体积改造效果的关键因素。一方面, 现今地应力大小及其差异影响地层的脆— 塑性, 决定裂缝起裂方式和压裂施工难易程度, 影响人造裂缝自支撑效果和改造体积。三轴应力的大小影响压裂缝的类型, 当垂向应力(σ v)最大(σ v> σ H> σ h, σ Hσ h分别表示最大、最小水平主应力)时, 压裂缝沿最大水平主应力方向扩展, 产生垂向缝, 压裂效果相对较好; 当垂向应力居中(σ H> σ v> σ h)时, 压裂缝沿垂向主应力方向扩展一定程度, 开启水平层理缝, 压裂液容易大量滤失, 阻碍了净压力的提高, 裂缝宽度受限, 加砂敏感, 裂缝在纵向和向远端延伸难度大。页岩高温高压三轴应力模拟实验表明, 随着围压增加, 页岩抗压强度增加, 塑性增大, 形成复杂缝网难度增大。东胜背斜页岩埋深约3 500 m, 比平桥背斜深700 m, 三轴应力比平桥背斜高20 MPa, 压裂施工难度大, 破裂压力介于90~110 MPa、施工压力介于81~114 MPa、延伸压力介于85~97 MPa、停泵压力介于58~67 MPa, 具有高破裂压力和高停泵压力梯度特点, G函数表明形成复杂缝网比例较低, 测试日产气量为14.36× 104 m3, 约为平桥背斜平均测试产量的一半。两向水平主应力差值或者差异系数对页岩可压性影响也十分明显, 差异系数越小, 越利于形成复杂缝网; 当差异系数大时, 为克服两向水平主应力差所需的缝内净压力也随之增大, 增加了压裂施工难度, 同时压裂缝以主缝为主, 较难形成网状缝。另一方面, 现今地应力方位可影响边界断层封闭性和压裂缝延展。渝东南盆缘转换带及邻区钻井统计表明, 当现今最大水平主应力与断裂走向夹角介于45° ~90° 时, 断层及其伴生裂缝的现今封闭性较好, 高产井的最大水平主应力大多与断裂近乎垂直; 当现今最大水平主应力与断裂走向夹角为0° ~45° 时, 断层及其伴生裂缝的现今封闭性较差, 低产井的现今最大水平主应力与断裂斜交或近乎平行。另外, 统计亦表明, 水平井方位与最小水平主应力方位的夹角小于40° 时, 压裂缝向四周延展易于形成复杂缝, 储层改造体积大, 裂缝导流能力强, 压裂改造效果好, 单井测试产量高。

综上所述, 古构造应力场决定了天然缝网的发育程度, 天然缝可形成良好的裂缝孔隙、沟通基质孔隙, 增强储层渗流能力, 改善页岩储集物性, 影响页岩气储集和保存; 今构造应力场是影响体积改造效果的关键因素, 三轴应力适中、地应力方位与水平井方位合适时, 压裂施工难度相对较低, 易于沟通天然缝形成复杂缝网, 储层改造效果好, 利于页岩气高产稳产。因此, 构造应力场是页岩气高产的关键因素。

4 盆缘转换带页岩气藏富集高产模式

渝东南盆缘转换带先后经历多期构造体制改造, 构造演化与变形程度、地层抬升剥蚀时间与强度、页岩气聚集与逸散等有显著差异。因此, 形成的页岩气藏类型丰富多样, 不同类型页岩气藏富集规律亦有明显不同。笔者通过对转换带分区研究、典型井解剖, 结合压裂实践进行分类评价, 依据页岩气聚集、逸散特点和构造样式等, 建立了背斜型、斜坡型、向斜型、逆断层断下盘型等4种页岩气藏模式。

4.1 背斜型页岩气藏

背斜型页岩气藏主要分布在四川盆地内, 埋深一般介于2 500~5 000 m, 盆外背斜目的层多已剥蚀。背斜型改造作用较弱, 内部大规模断裂相对不发育, 保存条件较好, 压力系数高, 在局部张应力环境下, 天然微裂缝发育, 微裂缝改善了页岩储集空间, 提供了良好的渗流通道, 页岩气从页岩储层纳米孔中逸出, 在天然裂隙空间内具有短距离运移聚集的特征, 游离气含量占比高。背斜轴部受纵弯作用影响, 应力较强, 表现为张性应力场特征, 发育向上开口“ V” 形劈理缝, 物性较好, 压裂时人造缝纵向延伸大, 横向延伸范围小, 体积改造难度大; 背斜翼部发育伴生断裂, 地应力得到释放, 天然缝发育, 压裂时人工缝与天然缝交割沟通, 易形成复杂缝网, 改造体积大, 更易高产。

平桥背斜属背斜型页岩气藏(图9), 具有较好的页岩气富集高产地质条件, 地层压力系数为1.3。钻井表明背斜轴部的JY195-5井发育“ V” 形劈理缝, 总含气量和游离气占比较高, 压裂产生的横向缝延伸受限, 水平井压裂施工中具有射孔压降小(小于10.0 MPa)、破裂压力高(平均值为80.9 MPa)、施工压力高(平均值为75.0 MPa)、停泵压力高(介于50.0~65.0 MPa)特征, 单井测试日产气量为22.0× 104 m3; 背斜东翼的JY200-1井发育“ E” 形层间缝, 压裂表现为射孔压降大(一般介于10~20 MPa)、破裂压力低(平均值为57.1 MPa)、施工压力低(平均值为59.5 MPa)、停泵压力低(介于26.0~35.0 MPa)的特征, 表明水力压裂缝延伸远, 体积改造充分, 形成了复杂缝网, 单井测试日产气量为89.5× 104 m3

图9 平桥背斜型页岩气藏模式图

4.2 斜坡型页岩气藏

斜坡型页岩气藏主要分布于盆缘转换带向四川盆地延伸部位, 目的层一侧出露地表, 一侧延伸至盆内。在地层抬升过程中, 页岩气发生侧向逸散, 受页岩非均质性、上翘方向断层遮挡、离剥蚀边界距离等控制, 部分残留于原地, 保存条件相对较好, 压力系数中低, 属逸散滞留型成藏。地应力释放, 水平层理发育, 裂缝以顺层“ E” 形层间缝为主, 压裂缝易横向延伸, 缝高相对受限, 产量中高。

金佛断坡属典型的斜坡型页岩气藏。金佛断坡北部通过鞍部与平桥背斜相连(图10), 南部向上翘起, 目的层出露地表, 在靠近出露区发育龙凤场逆断层, 封闭性能较好, 为勘探有利区。深部位的JY10井断层不发育, 顺层裂隙发育, 储集和保存条件较好, 总含气量和游离气占比比背斜区的JY194-3井、JY8井略低, 压裂施工难度较小, 破裂压力和施工压力中等, 微压测试地层压力系数1.18, 测试日产气量为19.6× 104 m3; 斜坡浅部位距离剥蚀区近, 抬升幅度大, 上覆压力卸载产生的微裂缝和构造变形产生的构造缝增多, 页岩气逸散加剧, 预测压力系数偏低, 产气量相对较低。长宁构造的南北翼靠近剥蚀区部位也属典型的斜坡型页岩气藏, 斜坡深部位的YS111井区地层压力系数1.62, 斜坡浅部位的YS106井区地层压力系数1.0[26]

图10 金佛断坡型页岩气藏模式图

4.3 向斜型页岩气藏

向斜型页岩气藏在盆内、盆外均有分布, 但埋深、物性、保存等地质条件差异大, 可分为盆内原地向斜型和盆外残留向斜型两种模式。

盆内原地向斜型页岩气藏目的层埋藏深度大, 页岩气大部分滞留原地富集, 压力系数一般大于1.2; 页岩埋深一般超过3 500 m, 地应力集中, 储层偏塑性, 天然微裂缝发育少; 压裂施工压力和停泵压力较高, 在目前工艺技术条件下较难形成复杂网缝。盆内广泛分布的深层页岩由于埋深大, 面临高温、高地应力、高闭合压力等地质难点, 呈现高破裂压力、高施工压力、高停泵压力的“ 三高特点” , 提高深层页岩气压裂工艺技术实现高产稳产, 是有效动用深层原地型页岩气资源的关键。

残留向斜型页岩气藏是渝东南盆缘转换带页岩气勘探主要类型, 分布在盆地外, 大多数目的层四周出露地表, 页岩气发生较长时期的顺层扩散和渗流, 具有向斜中心富集特点, 吸附气比游离气含量高。向斜整体发生过大规模抬升, 埋深较盆内浅, 由于受挤压应力作用, 核部发育向下开口的倒“ V” 形微裂缝, 物性较好, 压裂时人造缝横向延伸受限, 增大了压裂形成复杂缝网难度; 在地层抬升过程中, 向斜翼部应力释放, 水平缝发育, 层理缝开启, 页岩气容易逸散; 压力系数较低, 资源丰度中等— 低, 单井产量较低。渝东南转换带桑柘坪向斜为典型代表, 该向斜由翼部向核部钻探的3口井表明, 距离出露区越远、埋深越大, 单井压力系数越大, 测试产量越高, 同时压裂施工难度增大, 破裂压力和施工压力增高(图11)。

图11 桑柘坪残留向斜型页岩气藏模式图

4.4 逆断层断下盘型页岩气藏

逆断层断下盘型页岩气藏在盆缘和盆外残留向斜中均有发育, 下盘目的层与上盘致密隔层对接, 受逆断层侧向封堵, 页岩气滞留于断下盘; 渝东南盆缘转换带的逆断层断下盘经历燕山早期NW— SE向挤压和燕山晚期SN向走滑作用, 形成多期天然缝网交切切割, 发育“ X” 形剪节理, 物性较好, 利于压裂形成复杂网缝, 但页岩气保存条件存在一定风险。道真向斜断下盘为典型代表(图12), 页岩埋深介于2 000~3 400 m, 受断层遮挡, 页岩气横向运移减弱, 滞留成藏, 页岩气富集程度有待钻井进一步证实。

图12 道真向斜断下盘型页岩气藏模式图

5 结论

1)渝东南盆缘转换带处于超压与常压过渡带, 以常压为主, 与焦石坝区块超压页岩气相比, 该地区具有优质页岩厚度减薄、有机孔隙偏低、微裂缝更发育、吸附气占比高、两向应力差异大、地温梯度低、地层压力系数低、初期产液量大、返排率高等地质特点。

2)页岩气富集高产主要受“ 三因素” 控制:深水陆棚相控制的富碳硅质富笔石页岩是页岩气富集的基础; 有机孔隙是页岩气富集主要控制因素; 构造应力场是页岩气高产的关键因素。

3)根据构造样式、试采特征等, 建立了背斜型、斜坡型、向斜型、逆断层断下盘型等4种页岩气藏模式。其中背斜型具有短距离运移富集成藏特征, 单井日产气量高; 斜坡型为逸散滞留成藏, 单井日产气量较高; 向斜型在盆内、盆外均有分布, 单井日产气量介于中等— 较低; 逆断层断下盘型为断层遮挡富集成藏, 有利于压裂形成复杂网缝。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献
[1] 马新华, 谢军. 川南地区页岩气勘探开发进展及发展前景[J]. 石油勘探与开发, 2018, 45(1): 161-169.
Ma Xinhua & Xie Jun. The progress and prospects of shale gas exploration and exploitation in southern Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(1): 161-169. [本文引用:1]
[2] 何希鹏, 高玉巧, 唐显春, 张培先, 何贵松. 渝东南地区常压页岩气富集主控因素分析[J]. 天然气地球科学, 2017, 28(4): 654-664.
He Xipeng, Gao Yuqiao, Tang Xianchun, Zhang Peixian & He Guisong. Analysis of major factors controlling the accumulation in normal pressure shale gas in the southeast of Chongqing[J]. Natural Gas Geoscience, 2017, 28(4): 654-664. [本文引用:2]
[3] 刘洪林, 王红岩, 方朝合, 郭为, 孙莎莎. 中国南方海相页岩气超压机制及选区指标研究[J]. 地学前缘, 2016, 23(2): 48-54.
Liu Honglin, Wang Hongyan, Fang Chaohe, Guo Wei & Sun Shasha. The formation mechanism of over-pressure reservoir and target screening index of the marine shale in the South China[J]. Earth Science Frontiers, 2016, 23(2): 48-54. [本文引用:1]
[4] 王淑芳, 董大忠, 王玉满, 李新景, 黄金亮, 管全中. 中美海相页岩气地质特征对比研究[J]. 天然气地球科学, 2015, 26(9): 1666-1678.
Wang Shufang, Dong Dazhong, Wang Yuman, Li Xinjing, Huang Jinliang & Guan Quanzhong. A comparative study of the geological feature of marine shale gas between China and the United States[J]. Natural Gas Geoscience, 2015, 26(9): 1666-1678. [本文引用:1]
[5] 邹才能, 杨智, 朱如凯, 张国生, 侯连华, 吴松涛, . 中国非常规油气勘探开发与理论技术进展[J]. 地质学报, 2015, 89(6): 979-1007.
Zou Caineng, Yang Zhi, Zhu Rukai, Zhang Guosheng, Hou Lianhua, Wu Songtao, et al. Progress in China's unconventional oil gas exploration and development and theoretical technologies[J]. Acta Geologica Sinica, 2015, 89(6): 979-1007. [本文引用:1]
[6] 朱彤, 王烽, 俞凌杰, 孙润轩. 四川盆地页岩气富集控制因素及类型[J]. 石油与天然气地质, 2016, 37(3): 399-407.
Zhu Tong, Wang Feng, Yu Lingjie & Sun Runxuan. Controlling factors and types of shale gas enrichment in the Sichuan Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2016, 37(3): 399-407. [本文引用:1]
[7] 董大忠, 王玉满, 李新景, 邹才能, 管全中, 张晨晨, . 中国页岩气勘探开发新突破及发展前景思考[J]. 天然气工业, 2016, 36(1): 19-32.
Dong Dazhong, Wang Yuman, Li Xinjing, Zou Caineng, Guan Quanzhong, Zhang Chenchen, et al. Breakthrough and prospect of shale gas exploration and development in China[J]. Natural Gas Industry, 2016, 36(1): 19-32. [本文引用:1]
[8] 马新华. 天然气与能源革命——以川渝地区为例[J]. 天然气工业, 2017, 37(1): 1-8.
Ma Xinhua. Natural gas and energy revolution: A case study of Sichuan-Chongqing gas province[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(1): 1-8. [本文引用:1]
[9] 牟书令. 中国海相油气勘探理论、技术与实践[J]. 石油与天然气地质, 2008, 29(5): 543-547.
Mu Shuling. Exploration theories, techniques and practices of petroleum exploration marine sequences in China[J]. Oil & Gas Geology, 2008, 29(5): 543-547. [本文引用:1]
[10] 马立, 陈焕疆, 甘克文, 徐克定, 许效松, 吴根耀, . 中国南方大地构造和海相油气地质[M]. 北京: 地质出版社, 2004.
Ma Li, Chen Huanjiang, Gan Kewen, Xu Keding, Xu Xiaosong, Wu Genyao, et al. Geotectonics and petroleum geology of marine sedimentary in southern China[M]. Beijing: Geological Publishing House, 2004. [本文引用:1]
[11] 郭彤楼, 张汉荣. 四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式[J]. 石油勘探与开发, 2014, 41(1): 28-36.
Guo Tonglou & Zhang Hanrong. Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field, Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2014, 41(1): 28-36. [本文引用:1]
[12] 腾格尔, 申宝剑, 俞凌杰, 仰云峰, 张文涛, 陶成, . 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气形成与聚集机理[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(1): 69-78.
Borjigin Tenger, Shen Baojian, Yu Lingjie, Yang Yunfeng, Zhang Wentao, Tao Cheng, et al. Mechanisms of shale gas generation and accumulation in the Ordovician Wufeng-Longmaxi Formation, Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(1): 69-78. [本文引用:1]
[13] 王玉满, 董大忠, 李新景, 黄金亮, 王淑芳, 吴伟. 四川盆地及其周缘下志留统龙马溪组层序与沉积特征[J]. 天然气工业, 2015, 35(3): 12-21.
Wang Yuman, Dong Dazhong, Li Xinjing, Huang Jinliang, Wang Shufang & Wu Wei. Stratigraphic sequence and sedimentary characteristics of Lower Silurian Longmaxi Formation in the Sichuan Basin and its peripheral areas[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(3): 12-21. [本文引用:1]
[14] 朱彤, 龙胜祥, 王烽, 彭勇民. 四川盆地湖相泥页岩沉积模式及岩石相类型[J]. 天然气工业, 2016, 36(8): 22-28.
Zhu Tong, Long Shengxiang, Wang Feng & Peng Yongmin. Sedimentary models and lithofacies types of lacustrine mud shale in the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2016, 36(8): 22-28. [本文引用:1]
[15] 梁峰, 王红岩, 拜文华, 郭伟, 赵群, 孙莎莎, . 川南地区五峰组—龙马溪组页岩笔石带对比及沉积特征[J]. 天然气工业, 2017, 37(7): 20-26.
Liang Feng, Wang Hongyan, Bai Wenhua, Guo Wei, Zhao Qun, Sun Shasha, et al. Graptolite correlation and sedimentary characteristics of Wufeng-Longmaxi shale in southern Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(7): 20-26. [本文引用:1]
[16] 何希鹏, 张培先, 房大志, 梅俊伟, 何贵松, 卢比. 渝东南彭水—武隆地区常压页岩气生产特征[J]. 油气地质与采收率, 2018, 25(5): 72-79.
He Xipeng, Zhang Peixian, Fang Dazhi, Mei Junwei, He Guisong & Lu Bi. Production characteristics of normal pressure shale gas in Pengshui-Wulong area, Southeast Chongqing[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2018, 25(5): 72-79. [本文引用:1]
[17] 郭旭升, 胡东风, 李宇平, 魏志红, 魏祥峰, 刘珠江. 涪陵页岩气田富集高产主控地质因素[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(4): 481-491.
Guo Xusheng, Hu Dongfeng, Li Yuping, Wei Zhihong, Wei Xiangfeng & Liu Zhujiang. Geological factors controlling shale gas enrichment and high production in Fuling shale gas field[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4): 481-491. [本文引用:1]
[18] 王志刚. 涪陵礁石坝地区页岩气水平井压裂改造实践与认识[J]. 石油与天然气地质, 2014, 35(3): 425-430.
Wang Zhigang. Practice and cognition of shale gas horizontal well fracturing stimulation in Jiaoshiba of Fuling area[J]. Oil & Gas Geology, 2014, 35(3): 425-430. [本文引用:1]
[19] 何治亮, 聂海宽, 张钰莹. 四川盆地及其周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气富集主控因素分析[J]. 地学前缘, 2016, 23(2): 8-17.
He Zhiliang, Nie Haikuan & Zhang Yuying. The main factors of shale gas enrichment of Ordovician Wufeng Formation-Silurian Longmaxi Formation in the Sichuan Basin and its adjacent areas[J]. Earth Science Frontiers, 2016, 23(2): 8-17. [本文引用:1]
[20] 方志雄, 何希鹏. 渝东南武隆向斜常压页岩气形成与演化[J]. 石油与天然气地质, 2016, 37(6): 819-827.
Fang Zhixiong & He Xipeng. Formation and evolution of normal-pressure shale gas reservoir at Wulong Syncline, Southeast Chongqing[J]. Oil & Gas Geology, 2016, 37(6): 819-827. [本文引用:1]
[21] 要继超, 王兴志, 罗兰, 胡曦, 李可. 渝东地区龙马溪组页岩气成藏地质条件研究[J]. 特种油气藏, 2016, 23(4): 77-80.
Yao Jichao, Wang Xingzhi, Luo Lan, Hu Xi & Li Ke. Geology of Longmaxi shale gas accumulation in Eastern Chongqing[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2016, 23(4): 77-80. [本文引用:1]
[22] 龙胜祥, 彭勇民, 刘华, 赵春鹏, 赵剑华, 吴靖, . 四川盆地东南部下志留统龙马溪组一段页岩微—纳米观地质特征[J]. 天然气工业, 2017, 37(9): 23-30.
Long Shengxiang, Peng Yongmin, Liu Hua, Zhao Chunpeng, Zhao Jianhua, Wu Jing, et al. Micro- and nano-scale geological characteristics of the shale in the first member of Lower Silurian Longmaxi Fm in SE Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(9): 23-30. [本文引用:1]
[23] 聂海宽, 金之钧, 马鑫, 刘忠宝, 林拓, 杨振恒. 四川盆地及邻区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组底部笔石带及沉积特征[J]. 石油学报, 2017, 38(2): 160-174.
Nie Haikuan, Jin Zhijun, Ma Xin, Liu Zhongbao, Lin Tuo & Yang Zhenheng. Graptolites zone and sedimentary characteristics of Upper Ordovician Wufeng Formation-Lower Silurian Longmaxi Formation in Sichuan Basin and its adjacent areas[J]. Acta Petrolei Sinica, 2017, 38(2): 160-174. [本文引用:1]
[24] 陈旭, 樊隽轩, 张元动, 王红岩, 陈清, 王文卉, . 五峰组及龙马溪组黑色页岩在扬子覆盖区内的划分与圈定[J]. 地层学杂志, 2015, 39(4): 351-358.
Chen Xu, Fan Junxuan, Zhang Yuand ong, Wang Hongyan, Chen Qing, Wang Wenhui, et al. Subdivision and delineation of the Wufeng and Lungmachi black shales in the subsurface areas of the Yangtze platform[J]. Journal of Stratigraphy, 2015, 39(4): 351-358. [本文引用:1]
[25] 梅廉夫, 刘昭茜, 汤济广, 沈传波, 凡元芳. 湘鄂西—川东中生代陆内递进扩展变形: 来自裂变径迹和平衡剖面的证据[J]. 地球科学——中国地质大学学报, 2010, 35(2): 161-174.
Mei Lianfu, Liu Zhaoqian, Tang Jiguang, Shen Chuanbo & Fan Yuanfang. Mesozoic intra continental progressive deformation in Western Hunan-Hubei-Eastern Sichuan provinces of China: Evidence from apatite fission track and balanced cross section[J]. Earth Science—Journal of China University of Geosciences, 2010, 35(2): 161-174. [本文引用:1]
[26] 徐政语, 梁兴, 王希友, 王高成, 张介辉, 熊绍云, . 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, Wang Gaocheng, Zhang Jiehui, Xiong Shaoyun, 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:1]