四川盆地南部志留系页岩气成藏特征研究
四川盆地南部页岩气富集规律与规模有效开发探索
四川盆地南部页岩气富集规律与规模有效开发探索马新华中国石油西南油气田公司摘 要 四川盆地南部地区海相页岩气资源潜力巨大，为了推进该区页岩气规模有效上产，基于地质评价新认识和工程技术新进展，分析了页岩气的富集规律和实现高产的关键因素，探讨了页岩气规模有效开发的模式，明确了下一步的发展方向。
研究结果表明：①下志留统龙马溪组底部优质页岩是该区的最优甜点层，具有低密度、高铀钍比、高石英含量、高有机碳含量和高游离气含量的特征，其平面展布规律主要受深水陆棚沉积相的控制；②远离古（今）剥蚀区和大型断裂的稳定超压区受多期构造演化的控制，有机质孔发育，产出气体以滞留油二次裂解为主，是最有利的甜点区；③定好井、钻好井、压好井和管好井是页岩气井实现高产的4个基本条件；④该区内的长宁—威远、滇黔北昭通国家级页岩气示范区现有主体技术已实现3 500 m以浅优质页岩气资源的有效开发，浅层以及埋深介于3500～4 500 m的页岩储层也展示出良好的页岩气开发潜力。
结论认为，借助于技术进步，该区页岩气有望实现年产规模达400×108 m3的目标。
关键词 四川盆地南部 早志留世 龙马溪期 页岩气 富集规律 规模有效开发模式 甜点 资源潜力 高产DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2018.10.001Enrichment laws and scale effective development of shale gasin the southern Sichuan BasinMa Xinhua(PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 38, ISSUE 10, pp.1-10, 10/25/2018. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: Based on the newest understandings of geological assessment and new progresses in engineering technologies in the develop-ment of shale gas rich in the southern Sichuan Basin, this paper analyzed the shale gas enrichment laws and the key factors of its com-mercial production, discussed the scale and efficient development modes, and clarified the further developing orientation. The following findings were concluded. (1) The Lower Silurian Longmaxi shale is the sweetest spot in this study area with a low density and a high ura-nium/thorium (U/Th) ratio, TOC content, quartz content free gas content. Besides, its distribution laws are mainly controlled by the sed-imentary facies of deep water shelf. (2) The overpressured zones away from the ancient (present) erosion zones and large faults, mainly controlled by multi-stage tectonic evolution, belong to the most favorable sweet spots not only because there are well-developed organic matters and pores but the produced gas there is mainly of secondary cracking retention oil. (3) Layout, drilling, completion (fracturing) and management of wells will be essential to achieve high outputs in the shale gas production. (4) The existing main technologies have helped achieve efficient development of quality shale gas resources underground less than 3 500 meters in such national shale gas demon-stration zones as Changning–Weiyuan, Zhaotong, etc. Also, there shows a good potential of shale gas resources in those shallower strata and the strata with the burial depth of 3 500–4 000 m. In conclusion, with the help of continuous progress in technologies, an annual shale gas production rate of 40 billion cubic meters will be possibly achieved in this study area.Keywords:Sichuan Basin; South; Early Silurian; Longmaxi Fm; Shale gas; Enrichment laws; Scale effective development; Sweet spots; Resource potential; High productivity基金项目：中国工程院战略咨询重点研究项目“中国页岩气规模有效开发途径研究”（编号2018-XZ-032）、国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发——长宁—威远页岩气开发示范工程”（编号2016ZX05062-002）、中国石油天然气股份有限公司重大专项“西南油气田天然气上产300亿立方米关键技术研究与应用”（编号2016E-0611）。
四川盆地南缘昭通页岩气示范区构造变形特征及页岩气保存条件
四川盆地南缘昭通页岩气示范区构造变形特征及页岩气保存条件徐政语1 梁 兴2 鲁慧丽1 张介辉2 舒红林2 徐云俊1武金云1 王高成2 卢文忠1 唐协华2 石文睿31.中国石油杭州地质研究院2.中国石油浙江油田公司3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室•西南石油大学摘 要 四川盆地南缘昭通国家级页岩气示范区地处我国南方海相构造复杂区，页岩变形改造强烈、甜点控制因素复杂，保存条件对页岩气富集具有重要的影响。
为了支撑该区页岩气甜点区的优选评价工作、提高钻探成功率，通过对野外露头的地质调查，利用钻井、录井和物性测试资料，分析了该示范区构造变形样式及区域变形特征，研究了地层节理及裂缝发育特点、页岩围岩封盖能力、气藏展布特征，探讨了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气的保存条件。
研究结果表明：①该区由南向北依次发育隔槽式、等幅式与隔档式等3种构造变形样式，依次分布黔中隆起剪切变形区、滇黔北坳陷压扭变形区与蜀南坳陷挤压变形区等3大区域；②五峰组—龙马溪组及其上覆地层发育与地层走向呈高角度、中—低角度及顺层相交关系的3类节理与裂缝，其产状特征与3大变形区基本一致；③五峰组—龙马溪组页岩北厚南薄，具备源储一体、自身封盖成藏的保存条件，外加上覆地层与顶底板的封盖能力，保存条件总体较好；④该区页岩气组分自北向南可划分为甲烷、甲烷＋氮气混合、氮气等3个带，页岩气保存条件总体呈北好南差的格局。
结论认为，该区中—北部（挤压变形区及其南缘）页岩厚度大、改造与变形弱、节理及裂缝顺层发育、封盖性能好、保存条件优越，为最有利区；中部滇黔北坳陷压扭变形区保存条件中等，为较有利区；南部黔中隆起剪切变形区保存条件差，为远景区。
关键词 昭通国家级页岩气示范区 页岩气 保存条件 构造变形特征 裂缝 节理 排驱压力 晚奥陶世—早志留世DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.10.003Structural deformation characteristics and shale gas preservation conditions in the Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area along the southern margin ofthe Sichuan BasinXu Zhengyu1, Liang Xing2, Lu Huili1, Zhang Jiehui2, Shu Honglin2, Xu Yunjun1,Wu Jinyun1, Wang Gaocheng2, Lu Wenzhong1, Tang Xiehua2 & Shi Wenrui3(1. Hangzhou Research Institute of Petroleum Geology, PetroChina, Hangzhou, Zhejiang 310023, China;2. PetroChina Zhejiang Oilfield Company, Hangzhou, Zhejiang 310023, China;3. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geol-ogy and Exploitation//Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 10, pp.22-31, 10/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract:The Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area along the southern margin of the Sichuan Basin is located in the com-plex marine tectonic area of South China, where shale deformation and reformation are intense and the factors controlling sweet spots are complex, so the preservation conditions have an important impact on the enrichment of shale gas. In order to support the selection and evaluation of shale gas sweet spots in this area and improve the success rate of drilling, this paper carried out a geological survey on field outcrops. Then, based on drilling, mud logging and physical property test data, the structural deformation pattern and the regional defor-mation characteristics of this demonstration area were analyzed, and the development characteristics of formation joints and fractures, the sealing capacity of shale surrounding rock and the distribution characteristics of gas reservoirs were studied. Finally, the preservation conditions of shale gas in the Wufeng Formation of Upper Ordovician and the Longmaxi Formation of Lower Silurian were discussed. And the following research results were obtained. First, in the Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area, three structural defor-mation patterns are developed from south to north, including trough type, equal amplitude type and baffle type, which are distributed in three major deformation zones, respectively, i.e., the shear deformation zone of Central Guizhou Uplift, the compression–torsion deforma-tion zone of Northern Yunnan–Guizhou Depression and the compression deformation zone of Southern Sichuan Depression. Second, three types of joints and fractures whose relationships with the direction of strata are high angle, middle–low angle and bedding intersection are developed in the Wufeng Formation–Longmaxi Formation and its overlying strata, and their occurrence characteristics are basically con-sistent with those of the three major deformation zones. Third, the shale of Wufeng Formation–Longmaxi Formation is thick in the north and thin in the south and possesses the preservation conditions of source–reservoir integration and self-sealing hydrocarbon accumula-tion. And combined with the sealing ability of the overburden strata and the roof and floor, its preservation conditions are overall better. Fourth, from the perspective of shale gas component, this area can be divided into three belts, i.e., methane, methane + nitrogen mixture and nitrogen from north to south. And the preservation conditions of shale gas are generally better in the north and worse in the south. In conclusion, the shale in the central–northern part of Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area (compression deformation area and its southern margin) is the most favorable area because of its large shale thickness, weak reformation and deformation, bedding develop-ment of joints and fractures, good sealing performance and excellent preservation conditions. The compression–torsion deformation zone of Northern Yunnan–Guizhou Depression in the central part is moderate in preservation conditions, and it is the relatively favorable area. The shear deformation zone of Central Guizhou Uplift in the southern part has poor preservation conditions, and it is a prospective area. Keywords: Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area; Shale Gas; Preservation condition; Structural deformation characteristics; Fracture; Joint; Displacement pressure; Late Ordovician–Early Silurian基金项目：国家科技重大专项“昭通页岩气勘探开发示范工程”（编号：2017ZX05063）、中国石油天然气集团有限公司重大现场试验项目“深层页岩气有效开采关键技术攻关与试验”（编号：2019F-13）。
川南下志留统龙马溪组页岩气储层特征
政策支持：政府对页岩气产业的支持力度不断加大，为龙马溪组页岩气储层的未来发展提供了有力的政策保障
技术创新推动页岩气储层开 发，降低成本
页岩气开采技术不断进步， 提高开采效率
绿色环保技术的应用，减少 对环境的影响
温度：龙马溪组页岩储层的温度分布范围也较广，从低温到高温都有分布。
压力与温度的关系：压力和温度是影响页岩气储层物性的重要因素，二者之间存在一定的关 系。
压力与温度的影响：压力和温度的变化会影响页岩气储层的渗透率、孔隙度和含气量等参数， 从而影响页岩气的开采和利用。
有机碳含量：龙马溪组页岩有机碳含量较高，一般在1%-5%之间 有机碳类型：龙马溪组页岩有机碳类型主要为腐泥型和腐殖型 腐泥型有机碳：主要来源于沉积物中的有机质，如藻类、细菌等 腐殖型有机碳：主要来源于陆源有机质，如植物、动物等 影响因素：有机碳含量和类型受沉积环境、地层年代、有机质来源等
页岩的矿物组成：主要由粘土矿物、石英、长石等组成 页岩的孔隙结构：具有微孔、中孔和大孔等多种孔隙类型 页岩的裂缝结构：裂缝发育，有利于页岩气的储存和运移 页岩的层理结构：层理清晰，有利于页岩气的开采和开发
页岩的矿物组成：影响页岩的孔隙度和渗透 率
页岩的层理结构：影响页岩的储集空间和流 体流动
环境影响：开采过程中可能会对地下水、地表水、土壤等造成污染，需要采取有效的环 保措施
社会效益：页岩气开采可以减少对传统能源的依赖，降低碳排放，有利于环境保护和可 持续发展
资源潜力：龙马溪组页岩气储层具有丰富的资源潜力，预计未来几年内将迎来大规模开发
市场需求：随着全球能源需求的不断增长，页岩气作为一种清洁能源，市场需求将持续扩大
四川盆地页岩气富集规律
四川盆地页岩气富集规律一、引言四川盆地是我国重要的页岩气资源基地之一，其丰富的页岩气储量备受关注。
为了深入了解四川盆地的页岩气资源特征和富集规律，本文针对该领域研究成果进行了梳理和综述，旨在为进一步的科学研究提供参考。
二、页岩气基本概念页岩气是一种深层非常规天然气，是指分布在页岩地层中的天然气。
页岩气的开发具有投资大、技术难度高、环境污染等特点。
三、四川盆地页岩气特征四川盆地页岩气主要分布在下古生界龙门山组、侏罗系下段泸州组和尺口组等地层中，以泸州组为主力地层。
该地层具有厚度大、含气量高、孔隙度小、渗透率低等特点，属于低孔隙度、低渗透率的紧致性地层。
四、影响因素1. 地质构造：四川盆地是我国的油气勘探重点区域之一，受到多次构造整合和调整，形成了复杂的地质构造，对页岩气富集有一定影响。
2. 页岩物质特性：四川盆地的页岩具有较高的有机质含量、良好的岩石完整性等特点，这些特性对其成熟度和富集程度具有一定影响。
3. 地层压力：地层压力是影响页岩气释放和流动的重要因素，其中自生压力和应力状态对页岩气释放和储集都有一定的影响。
五、页岩气富集规律页岩气在地质构造特征、页岩物质特性和地层压力等方面均具有一定的富集规律。
结合四川盆地的具体地质条件，可归纳为以下数个方面。
1. 地质构造对页岩气储集的影响：四川盆地中存在各类构造，包括古隆起、波浪凹陷等，这些构造对页岩气的储集和分布具有明显的影响。
2. 页岩物质特性对页岩气富集的影响：四川盆地页岩有机质含量高，成熟度较高，厚度大，这些地质特性为页岩气的富集提供了基础。
3. 地层压力对页岩气富集的影响：页岩气的释放和储集往往与地层压力密切相关。
如四川盆地区域内岩层压力较大，对页岩气富集有一定的促进作用。
六、结论四川盆地是我国重要的页岩气资源基地之一，其页岩气富集规律主要受到地质构造、页岩物质特性和地层压力等方面的影响。
深入了解这些影响因素是进一步挖掘四川盆地页岩气潜力的前提，同时也为其他地区的页岩气资源开发提供了借鉴意义。
川南Y202地区构造变形特征及其与页岩气保存条件关系
86四川盆地南部海相奥陶系五峰组和志留系龙马溪组页岩是我国页岩气勘探开发的重点目标，经过多年勘探开发努力，现已建产长宁、威远、昭通等7个重点区域，但目前仅有长宁-威远实现了规模化有效开发，页岩气的勘探成果亟需进一步扩大[1]。
Y202区块位于川南西缘，长宁页岩气建产区的西北侧，初步勘探结果显示区域内部具有良好的页岩气探勘潜力，是长宁页岩气示范区进一步扩展的重点有利区之一。
但由于Y202区块地处四川盆地西南2个盆地边界位置，构造变形较为复杂，研究程度低，限制了页岩气勘探开发的进一步深入。
本研究通过三维地震资料的解释分析，确立了Y202区域构造变形特征，分析了构造变形的主要形成时期，建立了区域的构造演化历史，并结合现有勘探数据分析了区域页岩气富集成藏的主控因素，为区块下一步勘探奠定了基础。
1 Y202区块构造变形特征Y202区块周边主要发育2个走向的构造体系：一是北西-南东走向的靛蓝坝向斜北端、五指山背斜南段、屏山向斜以及天宫堂背斜；二是北东东走向的构造，主要发育库场背斜、利店-新繁向斜、沐川背斜以及五指山背斜和天宫堂背斜南段。
五指山背斜为一基底逆冲断层形成的断层传播褶皱（图1a）。
褶皱北段（剖面A-A’）整体呈褶皱轴面近直立的水平褶皱，存在一定的不对称性，褶皱北东翼部地层倾角相对略小且宽度略大，南西翼地层倾角略陡，宽度略小；南东翼转折端位置存在一轴面逆冲断层，传播至地表，将北东盘的侏罗系地层推覆至南西盘的白垩系地层之上，断层附近地震反射杂乱（图1a）。
五指山背斜的主控断层为一倾向南西的基底逆冲断层，其活动造成的断层传播褶皱的形成，后期随挤压逆冲作用的增强，褶皱后翼位置，即南西翼位置轴面薄弱部位发育一突破断层，形成“Y”字型逆冲断层。
褶皱南段南西翼轴面突破断层不发育，褶皱样式受南西倾断层控制，断层传播褶皱前翼陡短后翼长缓的构造特征更为明显。
天宫堂背斜为一宽缓的不对称褶皱，地层两翼倾角相较与五指山背斜小，构造展布范围则相较大，特别是后翼（屏山向斜区域）地层倾角基本在10°以内，但延伸宽度超过15km。
川东南页岩气储层的岩石物理特征分析
川东南页岩气储层的岩石物理特征分析刘文革;尹成;陈康;田发发;彭达【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2024(46)3【摘要】四川盆地志留系龙马溪组页岩因富含有机质、埋藏深度适中的特点,已成为国内页岩气勘探的主要层位之一。
页岩气储层非均质性强,物性参数所表现出的各向异性及脆性特征会受到多种因素的影响,不利于勘探中的测井解释和地震“甜点”的预测。
基于以上原因,在四川长宁双河、重庆华蓥山三百梯等野外地质露头剖面采集页岩样品,利用X射线衍射分析页岩的矿物成分及含量,在实验条件下研究围压和温度的变化对地震速度的影响,确定地震速度与矿物成分的关系,以及页岩各向异性参数的变化规律。
研究成果在一定程度上揭示了川东南地区含气储层黏土含量对页岩各向异性和脆性的控制作用,并总结出各向异性参数变化的经验关系,从而为岩石物理建模、各向异性参数反演以及脆性评价等提供地质依据。
【总页数】10页(P27-36)【作者】刘文革;尹成;陈康;田发发;彭达【作者单位】西南石油大学地球科学与技术学院;中国石油物探重点实验室页岩气地球物理研究室;中国石油西南油气田公司勘探开发研究院;中国石油长庆油田分公司第五采油厂【正文语种】中文【中图分类】TE132【相关文献】1.总有机碳的地球物理响应——页岩气储层岩石-物理模型新突破2.涪陵页岩气田焦石坝区块五峰组—龙马溪组一段页岩气储层地球物理特征分析3.页岩气储层总孔隙度与有效孔隙度测量及测井评价——以四川盆地龙马溪组页岩气储层为例4.四川盆地龙马溪组页岩气储层各向异性岩石物理建模及应用（英文）5.四川焦石坝地区页岩气储层岩石物理正演模拟及分析因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
四川盆地页岩气藏勘探开发与技术探讨 ,唐嘉贵、吴月先、赵金洲、钟水清、周宗强、廖忠会、舒秋贵,钻采工
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四川盆地页岩气藏勘探开发与技术探讨
唐嘉贵‘ 先２赵金洲 ， ， 吴月 ， ’钟水清 ， 周宗强 ， 廖忠 ， ，， ３ ’， 会，舒秋贵６ ４
度， 使原来 向上递减的含气浓度转变为向下递减。 欠压实带以下部分生成的页岩气在向下递减含气浓
微孔。因而比表面积大、 孔隙小， 结构复杂〔。孔 ３ 〕
隙还是页岩气初次运移的重要通道。氮气吸附法测 试表明有大量的微孔和中孔存在， 也有孔径大于 ５ ０
度的作用下， 向下伏地层中扩散运移， 抑制了下伏扩 散相天然气的向上运移， 使其在暗色页岩之下聚集。 这种抑制浓度封闭作用对于页岩气藏形成， 对于页 岩气藏之下的天然气藏的形成均是有利的。当孔隙
中图分类号：Ｔ ３２２ Ｅ１ ． 文献标识码：Ａ 文章编号：１ 拓一 ６Ｘ ２ ８ ０ 一 ３ ０ 〕 ７ （０ ） ０ ８一 ８ ３ ５
随着天然气勘探的发展， 非常规天然气的勘探 和开发逐渐引起人们的重视。非常规天然气（ 主要 包括致密储层气、 页岩气、 煤层气、 次生气、 水溶气、 天然气水合物等） 储量丰富， 潜力巨大， 是未来勘探
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第３ 卷 第 ３ １ 期
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换， 引起片状豁土颗粒间离子浓度发生变化， 进而引 起电势变化， 导致双电层斥力发生变化， 原有力学平 衡被打破， 造成页岩内部膨胀而产生体积变形
四川盆地页岩气成藏条件分析
四川盆地页岩气成藏条件分析一、本文概述页岩气作为一种清洁、高效的能源，在全球能源结构转型中扮演着举足轻重的角色。
四川盆地作为我国重要的能源基地之一，其页岩气资源的勘探与开发对于我国能源安全和可持续发展具有重要意义。
本文旨在全面分析四川盆地页岩气的成藏条件，包括地质背景、储层特征、成藏机制和影响因素等，以期为后续的页岩气勘探和开发提供理论支持和指导。
四川盆地地处于我国西南地区，具有独特的构造背景和沉积环境，这使得其页岩气成藏条件具有复杂性和多样性。
本文首先通过对四川盆地的地质背景进行深入研究，明确其构造演化历史、沉积相带分布和烃源岩发育特征等基本地质条件。
在此基础上，进一步分析页岩储层的岩石学特征、物性特征以及含气性特征，揭示页岩气储层的基本属性。
接下来，本文重点探讨四川盆地页岩气的成藏机制，包括页岩气的生成、运移、聚集和保存等过程。
通过对页岩气成藏过程中的关键因素进行深入分析，揭示页岩气成藏的主控因素和成藏模式。
本文还将考虑地质因素、工程因素和经济因素等多方面的影响，综合评估四川盆地页岩气的开发潜力和经济效益。
本文总结了四川盆地页岩气成藏条件的主要特点和规律，提出了针对性的勘探和开发建议。
通过本文的研究，不仅可以深化对四川盆地页岩气成藏条件的认识，还可以为后续的页岩气勘探和开发提供科学的决策依据和技术支持。
二、四川盆地地质背景四川盆地位于中国西南部，是一个典型的内陆沉积盆地，其形成与演化受到多期构造运动的影响，具有复杂的地质背景。
盆地内沉积了丰富的地层，其中页岩地层发育良好，为页岩气的形成提供了良好的物质基础。
四川盆地的地质历史可以追溯到数亿年前，经历了多次构造运动，包括加里东运动、海西运动、印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动等。
这些构造运动导致了盆地的抬升、沉降和变形，形成了现今的盆地格局。
同时，这些构造运动也伴随着岩浆活动和热液活动，对盆地的沉积环境产生了深远的影响。
在四川盆地的地质历史中，沉积了多套页岩地层，其中最具代表性的是龙马溪组和五峰组。
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四川盆地南部志留系页岩气成藏特征研究
中国石油勘探开发研究院廊坊分院 中国石油非常规油气重点实验室 国家能源页岩气研发实验中心 刘洪林 二〇一三年九月
前 言
近年来，美国页岩气成功开发已成为全球能源行业关注的焦 点，对国际天然气市场及世界能源格局产生巨大影响。
我国南方海相页岩沉积区资源潜力大，发展前景广阔。
2009年 底启动了长宁-威远、昭通两个页岩气产业化示范区先导试验工作， 完成了大量实质性工作，在南方海相页岩沉积区获得重要进展， 2012年页岩气水平井获得15万方以上的日产量，获得重要突破，证 实了页岩气资源的富集程度和开发前景。
页岩气与煤层气地质评价上有相似性，也有差异。
本文就该地 区地质条件进行分析，提出地质评价方面的一些想法供大家参考。
汇 报 提 纲
一、北美地质选区指标面临挑战 二、蜀南超压气藏特征及分析 三、初步认识与思考
（一）美国页岩气资源及选区指标
1．美国页岩气资源与分布 目前获得商业开发的页岩气赋存于海相沉积页岩
分布时代：奥陶纪、泥盆纪、石炭纪、二叠纪、三叠纪、侏罗纪和白垩系
序号
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Marcellus Big Sandy Greater Siltstone New Albany Antrim Cincinnati Arch* Haynesville Eagle Ford Floyd-Neal & Conasauga Fayetteville Woodford Cana Woodford Barnett Barnett Woodford Hilliard-Baxter-Mancos Lewis Williston-Shallow Niobraran* Mancos
产气页岩
（据Scott，2008）
2.有利页岩气五大地质指标 （1）埋深小于4000米，构造相对稳定
美国目前获得商业性气产量的开发深度一般小于4000m，过深一目前的 开采技术成本高,需要更高的资源丰度 热成因为主，绝大部分页岩气井分布在盆地斜坡或盆地中心部位，构 造相对稳定
（2）页岩单层厚度大于30m
较大的页岩单层厚度有利于提高页岩气的资源丰度 有利于页岩气水平井压裂改造，增加改造体积
》30m
（3）有机碳含量（TOC）在2%以上
较大TOC含量可以提高单位体积源岩生气量 提高对天然气的吸附能力，原地保存更多的天然气量
参数 深度（m） 有效厚度（m） TOC（%） Ro（%） 石英含量（%） 吸附气（%） 含气量（m3/t岩石） 储量丰度（108m3/km2） 所属盆地 Barnett 密西西比系 1950~2550 15~61 4.5 1.0~1.9 38-55 20 8.5~9.9 3.28~4.37 Fort Worth Ohio 泥盆系 600~1500 9~30 0~4.7 0.4~1.3 35-47 50 1.7~2.8 0.55~1.09 Appalachian Antrim 泥盆系 180~720 21~37 0.3~24 0.4~0.6 26-50 70 1.1~2.8 0.66~1.64 Michigan New Albany 泥盆系 180~1470 15~30 1~25 0.4~1.0 26-58 40~60 1.1~2.3 0.77~1.09 Illinois Lewis 白垩系 900~1800 61~91 0.45~3.5 1.6~1.88 22-52 60~85 0.4~1.3 0.87~5.47 San Juan
（4）成熟度： Ro 1.4%～3.0%
美国页岩气产量主要来自热成因气，占85%以上，最大的页岩气 田Barnett shale 每年366亿方的页岩气全部为热成因气 绝大部分Barnett页岩气井分布在Ro≥1.1％的范围内
有利的范围
Ro>1.1%
（5）硅质含量>35%，易于形成微裂缝
美国典型页岩气盆地页岩矿物组成
•脆性矿物（石英、斜长石）的富集有利于产生微裂缝（天然或诱导裂缝）
（二）四川蜀南页岩气成藏的两大不利条件
1.海相黑色页岩成熟度高，处于过成熟热裂解阶段。
Ro isopach map of Longmaxi black shales, Lower Silurian, in Sichuan basin
Ro isopach map of Qiongzhusi black shales, Lower Cambrian, in Sichuan basin
Ro总体格局:从乐山-龙女寺古隆起向四周增大 S1l :Ro 2.6%-3.6% ；∈1q: Ro 2.8%-4.2%;
页岩气开发需要人工改造形成渗流通道。
构造运动形成的应力场远大于人工压裂，所以构造运动形成的断裂在页岩气保存中究竟起什么作用？是气体逸散的通道？对页岩气成藏起破坏作用？还是富集作用？
筇竹寺组页岩天然裂缝图
1.水平井的成功证实，在蜀南地区存在大范围页岩气富集区
1）沉积环境与岩石学特征对比
Organic Shale
2）页岩成熟度对比
四川盆地蜀南地区志留系龙马溪组Ro度图
蜀南龙马溪组页岩
蜀南龙马溪组Ro 经过校正后2.8%-3.6%，为高-过成熟气藏
3）蜀南龙马溪组和Haynesville页岩含气饱和度都较高，60-80%以 上，长宁略低
差
好
M1井
3）岩石脆度与杨氏模量对比
蜀南龙马溪组岩石脆性与美国页岩大致相当
M1井
4）储层厚度对比
页岩核心区的页岩厚度较大，一般45米以上，TOC一般大于3%，长宁区块 龙马溪组TOC大于2%的页岩厚度一般33.4-48米，基本相当
5）游离气与吸附气比例
蜀南龙马溪组页岩游离气比例高于Barnett页岩，Haynesville 游离气比 例最高（80%），地层压力系数高。
储层超压增强
蜀南地区 龙马溪组页岩
对比结论 TOC大于2%以上厚度在3m以上。
蜀南气藏页岩储层脆性指数高，易于压裂 页岩储层成熟度较高，对TOC含量和孔隙度不利 含气饱和度高，游离气比例高，气藏超压对有利区 的正面影响大大超过高成熟的负面影响
（三）蜀南页岩气地质评价进一步思考
1）低孔隙度与地层压力系数 对于我国高成熟、低孔隙度的页岩，同样的含水饱和度就需要较大的地 层压力系数，才能使得地下页岩达到较高的含气量，单井EUR达到经济， 所以我们需要超压地质条件
南方 海相 北美
游离气计算公式
2）超低含水饱和度是形成超压的基本条件
超低含水饱和度：储层中初始含水饱和度低于束缚水饱和度最大值，也就是 与介质毛管压力相比处于欠水饱和度状态。
3）断裂系统与地层压力系数 构造运动形成的断裂在页岩气保 存中究竟起什么作用？是气体逸散 的通道？对页岩气成藏起破坏作 用？还是富集作用？ 开展热演化历史和含气量历史 模拟研究表明： 上扬子地区强烈改造区J-K末期 含气量到达最大，如果稳定抬升 页岩将出现超压，含气量应该至 少3-5方/吨，但是目前小于0.1方 /吨。
上扬子地区强烈改造区
上扬子地区强烈改造区
包裹体分析：采集分析了裂隙中发育的方解石脉130多块，60-70%样品中发 现了群体包裹体，多为气-液包裹体；另外30-40%样品没有发现包裹体
综合热演化历史和包裹体均一温度实验结果分析认为，包裹体形成为喜山期。
页岩在喜山期构造运动形成了大量的方解石脉捕集到逸散的天然气并形成包 裹体。
据此我们推断，页岩气藏破坏是因为喜山期产生大量断裂。
推测整个 南方页岩气情况基本相似。
由此看来，构造运动形成的断裂对页岩气成藏起破坏作用；而超压现象说
筇竹寺组页岩天然裂缝图
1、高成熟页岩气选区需要我们关注储层压力系数，在选区中加以考虑
2、页岩气地质评价需要我们关注构造改造程度和页岩气成藏地质过程
页岩气主要岩石类型与岩石结构图
3．中国南方海相页岩气开发前景。