天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 3: 418 - 430

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.08.011

非常规天然气

鄂尔多斯盆地东缘二叠系山2 3亚段海陆过渡相页岩岩相类型与储层发育特征

  • 王以城 , 1 ,
  • 张磊夫 2 ,
  • 邱振 2 ,
  • 彭思钟 1 ,
  • 封从军 , 1 ,
  • 孙萌思 3
展开
  • 1. 西北大学地质学系，大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069
  • 2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 3. 延安大学石油工程与环境工程学院，陕西 延安 716000
封从军（1981-），男 ，山东胶南人，副教授， 博士，主要从事非常规油气沉积学研究. E-mail： .

王以城（1994-），男，甘肃正宁人，硕士研究生，主要从事非常规油气研究. E-mail： .

收稿日期: 2021-06-10

  修回日期: 2021-08-24

  网络出版日期: 2022-03-22

收起

Lithofacies types and reservoir characteristics of transitional shales of the Permian Shan2 3 sub-member， eastern Ordos Basin

  • Yicheng WANG , 1 ,
  • Leifu ZHANG 2 ,
  • Zhen QIU 2 ,
  • Sizhong PENG 1 ,
  • Congjun FENG , 1 ,
  • Mengsi SUN 3
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Continental Dynamics，Northwest University，Xi’an 710069，China
  • 2. CNPC Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China
  • 3. School of Petroleum Engineering and Environmental Engineering，Yan’an University，Yan’an 716000，China

Received date: 2021-06-10

  Revised date: 2021-08-24

  Online published: 2022-03-22

Supported by

The Major Science and Technology Projects of PetroChina(2020E-31)

the Natural Science Basic Research Program of Shaanxi Province, China(2020JQ-798)

Fold

本文亮点

中国海陆过渡相页岩气的开发正处于起步阶段，而开展页岩岩相划分及储层特征的研究则有利于页岩气的进一步勘探开发。通过薄片鉴定、X⁃射线全岩衍射、扫描电镜等一系列方法对鄂尔多斯盆地东缘山2 3亚段海陆过渡相页岩进行精细研究。结合矿物成分、TOC含量将山2 3亚段页岩划分为8种不同的岩相，其中主要发育4种岩相：富有机质黏土质硅质页岩（I2）；富有机质含钙黏土质硅质页岩（I3）；富有机质含钙硅质黏土页岩（II 3）；富有机质含钙含硅黏土页岩（II 4）。不同岩相储层品质具有较大差异，富有机质含钙硅质黏土页岩（II 3）TOC含量最高，孔隙之间连通性好，孔比表面积最大，相对应赋存的吸附气含量也较高，发育有良好的纹层状构造，易于压裂形成渗流通道，为最优页岩相；富有机质黏土质硅质页岩（I2）发育层状构造，易于压裂，孔体积最大，相对应的游离气的聚集含量就越高，为次优页岩相；富有机质含钙黏土质硅质页岩（I3）及富有机质含钙含硅黏土页岩（II 4）纹层发育情况一般，储层发育程度均低于另外2种岩相，为中等页岩相，不利于勘探开发。

本文引用格式

王以城 , 张磊夫 , 邱振 , 彭思钟 , 封从军 , 孙萌思 . 鄂尔多斯盆地东缘二叠系山2 3亚段海陆过渡相页岩岩相类型与储层发育特征[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(3) : 418 -430 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.08.011

Highlights

The development of marine-continental transitional shale gas in our country is in its infancy， and the study of shale facies division and reservoir characteristics are conducive to further exploration of shale gas. A series of experiments such as analytical data of thin section， whole rock component X-ray diffraction， scanning electron microscope， high-pressure mercury intrusion， CO2 adsorption， etc. are used to conduct detailed research on the marine-continental transitional shale in the study area. Combining the mineral composition and organic matter content， the shale of the Shan2 3 sub-member is divided into eight different lithofacies， among which four lithofacies are mainly developed： Organic-rich argillaceous-siliceous shale （I2）， organic-rich dolomitic- argillaceous-siliceous shale （I3）， organic-rich dolomitic-siliceous-clay shale （II3）， organic-rich dolomitic-siliceous-clay shale （II4）. The results show that the organic-rich dolomitic-siliceous-clay shale （II3） is the optimal lithofacies， with good hydrocarbon generation potential， the largest pore specific surface area， and well-developed laminae； the organic-rich argillaceous-siliceous shale （I2） is the sub-optimal lithofacies， also developed laminar structure， with the largest pore volume. The organic-rich dolomitic-argillaceous-siliceous shale （I3） and the organic-rich dolomitic-siliceous-clay shale （II4） are medium lithofacies， with general laminate development， and the development degree of reservoir is lower than that of the other two lithofacies， which is not conducive to exploration and development.

0 引言

海陆过渡相页岩分布广泛，页岩气资源规模大，是页岩气勘探开发的重要接替领域［1-4］，然而鄂尔多斯盆地上古生界山西组海陆过渡相页岩气研究及勘探开发正处于初级阶段，前人［5-8］对鄂尔多斯盆地山西组页岩气研究较为薄弱，研究对象以砂体为主，近年来才开始从非常规的角度进行表征和评价，开展页岩岩相研究有利于推动鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩气勘探开发。关于页岩岩相的划分，国内外学者已开展了相关工作，王岚等［9］以陆源碎屑、黏土矿物、碳酸盐及有机碳含量为划分依据，将松辽盆地青山口组黑色页岩划分为6种岩相（富有机质黏土质页岩、富有机质长英质页岩、富有机质含生屑长英质页岩、贫有机质长英质泥岩、贫有机质含生屑长英质泥岩及贫有机质介壳灰岩）；曹香妮等［10］以矿物组成和有机质丰度（TOC）为分类参数，将川东北地区陆相页岩主要划分为4种岩相：贫有机质硅质页岩、含有机质混合质页岩、含有机质硅质页岩和富有机质黏土质页岩；O'BRIEN［11］以纹层的物理特征将Toarcian页岩划分为4种岩相：细纹层状页岩、厚纹层状页岩、波浪状纹层页岩、透镜状纹层页岩。前人在页岩岩相划分工作完成后，以划分的岩相为单元，通过分析对比不同岩相单元之间储层的矿物、孔渗、纹层等一系列特性，进一步对不同岩相进行优劣取舍，以优质页岩岩相作为依据，指导开发。本文拟在前人研究的基础上，通过对研究区大量样品测试结果的分析，进一步开展海陆过渡相页岩岩相与储层特征研究，推动鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩气勘探开发。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地东缘横跨陕西、山西两省，东接离石大断裂、西临黄河及韩城—铜川地区，呈现狭长带状［12］。本文研究区构造相对简单，整体单斜西倾，地层出露由东向西渐新，南北长约40 km，东西宽约50 km，总面积为2×103 km2。大宁—吉县地区为重点研究区，在盆地沉降之后经历了陆表海多期海侵，使得该区域整体为海陆过渡环境，形成了海陆过渡相富有机质页岩［13］，山西组内部分为山2段、山1段，其中山2段自下而上又可划分为山2 3、山2 2和山2 1共3个亚段，其中山2 3亚段为本文研究的目标层段（图1）。
图1 鄂尔多斯盆地区域地质图（a）及地层图（b）

Fig.1 Regional geological map（a） and stratigraphic map（b） of Ordos Basin

2 样品采集与实验方法

本文样品均来自研究区取心井DJ-A井，共采集样品28个，采样层位均为山2 3亚段（井点位置见图1，取样点见表1）。通过X-射线全岩衍射可以了解样品中矿物的具体含量，有利于对样品进行认识和分类。薄片鉴定可以在镜下观察矿物特点，确定矿物成分，并可以分析岩石类型和成因特征，给出定名。此次薄片鉴定采用AxioSope.A1偏光显微镜，依据SY/T 5368—2016在长江大学地球科学学院实验室完成。总有机碳含量（TOC）的测定采用美国LECO CS230碳硫分析仪设备，以GB/T 19145—2003标准为参考在中国石油大学（北京）完成。孔比表面积、孔体积和孔径的测量，以SY/T 6154—1995标准为参考在中国石油勘探开发研究院使用Micromeritics ASAP2420比表面测定仪完成测试分析，干酪根类型以及镜质体反射率的测定均在中国石油勘探开发研究院完成。
表1 山2 3亚段页岩样品实验测试结果

Table 1 Experimental test results of shale samples from the Shan2 3 sub-member

深度/m 干酪根类型 TOC/% R O/% 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2） 全岩矿物占比/%
石英 碳酸盐矿物 黏土矿物 黄铁矿 其他
2 120.01 Ⅱ2 15.4 — — — 13.32 — 86.68 — —
2 122.93 Ⅲ 7.21 — 6.49 0.000 1 25.06 — 74.94 — —
2 126.34 Ⅱ2 1.38 — 2.02 0.010 5 4.36 — 95.64 — —
2 127.08 Ⅱ2 1.16 — 1.71 0.004 7 5.50 — 90.18 — 4.33
2 140.51 Ⅱ2 1.79 — 2.5 0.000 5 50.37 1.24 44.80 2.12 1.47
2 142.76 Ⅱ2 5.64 2.35 1.19 0.000 9 57.10 4.38 35.81 2.71 —
2 142.93 Ⅱ2 6.72 2.26 2.10 0.066 4 57.82 5.09 33.25 3.84 —
2 143.33 Ⅱ2 7.67 2.33 1.68 0.000 8 56.65 4.88 35.16 3.31 —
2 143.54 Ⅱ2 8.37 2.34 1.59 — 56.14 5.51 34.76 3.59 —
2 143.81 Ⅱ2 10.1 2.30 — — 51.24 5.99 38.85 3.92 —
2 144.07 Ⅱ2 10.5 2.25 1.19 0.000 7 50.43 6.47 39.16 3.94 —
2 144.26 Ⅱ2 9.67 2.31 1.65 0.000 4 54.67 5.34 35.98 4.01 —
2 144.65 Ⅱ2 9.68 2.37 2.22 0.032 1 52.98 6.04 35.41 4.33 1.24
2 144.93 Ⅱ2 8.12 2.30 1.87 0.003 2 33.30 6.32 56.14 4.25 —
2 145.21 Ⅱ2 8.66 2.17 1.54 0.000 8 37.87 13.56 44.31 4.26 —
2 145.34 Ⅱ2 10.5 2.17 1.10 0.161 7 36.85 8.47 50.80 3.87 —
2 145.57 Ⅱ2 27.8 — 1.54 — 17.52 26.81 44.67 11.00 —
2 145.86 Ⅱ2 34.7 — 1.86 — 15.76 9.19 58.77 13.31 2.97
2 146.23 Ⅱ2 34 2.39 1.43 0.298 3 20.06 13.10 50.50 16.33 —
2 146.48 Ⅱ2 43.9 — — 0.000 8 16.57 8.37 61.08 13.98 —
2 147.11 Ⅲ 28.9 — — 0.012 3 19.83 11.58 57.72 9.65 1.22
2 162.01 — 1.78 2.32 1.22 0.006 2 34.52 1.46 58.71 0.84 4.46
2 162.26 — 1.64 — 1.53 0.156 3 34.63 — 65.37 — —
2 165.61 — 26.6 2.33 2.88 — 17.50 6.35 75.30 0.84 —
2 166.09 — 9.7 2.36 1.68 0.005 8 28.92 — 65.21 5.87 —
2 166.95 — 10.1 — 1.78 0.006 1 32.97 — 63.05 3.98 —
2 167.23 — 9.85 — — — 28.27 — 65.75 3.28 2.70
2 167.69 — 9.64 2.20 2.12 0.026 8 36.16 — 60.09 3.75 —

3 样品实验结果分析

3.1　岩石矿物分析

山2 3亚段页岩矿物成分主要为黏土矿物、碳酸盐岩矿物、石英及少量黄铁矿、菱铁矿。黏土矿物含量为33.25%~95.64%，平均含量为55.65%，黏土矿物的总体含量偏高，成分以伊利石为主。碳酸盐矿物中，白云石含量为0%~9.58%，平均含量为2.91%；方解石含量为0%~26.81%，平均含量为3.12%。石英含量为4.36%~57.82%，平均含量为33.81%，不同深度段样品的石英含量差别较大，指示海陆过渡相页岩具有较强的非均质性［14］。黄铁矿含量为0%~16.33%，平均为5.14%（表1），前人研究认为，黄铁矿一般发育在贫氧和厌氧环境之中［15］。因此，可以推断古沉积环境大致处于贫氧或厌氧环境下，有利于有机质的保存，形成TOC较高的页岩，因此可将黄铁矿视为富有机质沉积的一种特征矿物。
与海相以及陆相页岩相比，山2 3亚段海陆过渡相页岩的黏土矿物含量较高（表2），这可能与物源碎屑注入能力弱，水体较强的还原环境有关［16］，分析可知高黏土矿物含量也是海陆过渡相页岩的矿物岩石学重要特征之一。
表2 海相—海陆过渡相—陆相矿物含量对比

Table 2 Comparison of mineral content in marine-marine-continental transitional-continental facies

相 典型层系 岩石矿物组分含量/%
硅质（石英+长石） 钙质（方解石+白云石） 黏土矿物
海相 四川盆地东部JY1井页岩［19］ 50.90 ~ 80.35 62.41 2.11 ~ 20.10 7.41 16.61 ~ 46.13 34.61

四川盆地涪陵地区

五峰组—龙马溪组页岩［14］

 28.12 ~ 65.23 46.44 1.42 ~ 23.63 8.91 24.11 ~ 67.62 40.81
海陆过渡相 鄂尔多斯盆地东缘山2 3亚段页岩 4.36 ~ 57.82 33.81 0 ~ 26.81 2.82 33.25 ~ 95.64 55.61
陆相 川东北地区自流井组页岩［10］ 20.41 ~ 74.72 48.62 0 ~ 50.21 16.13 22.67 ~ 65.55 40.16
四川盆地中下侏罗统页岩［20］ 19.21 ~ 80.82 45.84 0 ~ 48.31 5.62 11.23 ~ 66.88 46.78

注： 50.90 ~ 80.35 62.41 = 最 小 值 — 最 大 值 平 均 值

3.2　地球化学分析

山2 3亚段页岩段整体TOC含量较高，在1.16%~15.4%之间，平均含量为7.5%，显示良好的生烃潜力。不同深度段的TOC含量具有较大的差异，有机质在垂向上有着较强的非均质性［17］。对部分页岩样品开展了成熟度测试，镜质体反射率（R O）为1.94%~2.75%，总体处于成熟—高成熟阶段。干酪根类型以II2型为主，生油气潜力较好（表1）。
通过山2 3亚段部分页岩样品微量元素的分析测试，对页岩沉积时的古环境以及古盐度开展初步研究。早期学者对于微量元素Mo的研究认为，Mo元素是反映氧化还原条件的敏感因素［18-20］，并认为可以用它来判别沉积环境。山2 3亚段页岩的Mo元素含量为（1.70~4.85）×10-6，平均值为3.02×10-6。山2 3亚段中上段的Mo元素含量为（1.93~4.85）×10-6，平均值为2.91×10-6。山2 3亚段下部的Mo元素含量为（1.70~2.27）×10-6，平均值为1.32×10-6，与中上部的差异较大，表明早期沉积环境由贫氧环境向氧化环境转变［21］。早期学者对于利用微量元素辨别氧化还原环境已有较为统一的认识，相对于低能环境而言，在高能环境下Th和Rb的含量较高，且黏土矿物易吸附K，微量元素U和有机质的还原密切相关［22-24］，因此，Th、U，Rb、K等元素的含量可指示氧化还原环境，例如Th/U值范围在0~2之间指示缺氧环境，2~8指示弱氧化环境，大于8指示富氧环境。山2 3亚段页岩Th/U值范围在0.47~5.64之间，平均值为4.30，整体由下至上逐渐增高。Rb/K值为34.53~87.50，平均为55.11，整体由下至上逐渐降低，表明早期沉积环境由还原环境向氧化环境转变（表3）。
表3 山2 3亚段页岩样品地球化学参数

Table 3 Geochemical parameters of shale samples from the Shan2 3 sub-member

深度/m 微量元素含量/（10-6） 地球化学指标
Mo Th U Rb K Th/U Rb/K
2 127.08 2.01 17.6 8.45 87.4 1.34 2.08 65.22
2 142.76 3.48 18.2 3.56 147 1.68 5.11 87.50
2 142.93 1.93 8.41 1.55 56.3 1.63 5.43 34.54
2 143.33 4.85 15.5 2.88 82.1 1.6 5.38 51.31
2 143.54 4.27 16.3 3.55 83.5 1.56 4.59 53.53
2 143.81 3.84 18.4 3.26 78 1.53 5.64 50.98
2 144.07 2.62 17.8 3.16 79.6 1.5 5.63 53.07
2 144.26 2.88 17.1 3.1 83.6 1.55 5.52 53.94
2 144.65 2.34 17.6 3.33 75.5 1.49 5.29 50.67
2 166.95 2.27 20 9.33 78.3 1.47 2.14 53.27
2 167.69 1.7 9.78 20.7 77.2 1.48 0.47 52.16
范围 1.7~4.85 8.41~18.2 1.55~20.7 56.3~147 1.34~1.68 0.47~5.64 34.54~87.50
平均值 3.02 16.06 5.72 84.40 1.53 4.30 55.11

4 页岩岩相类型与特征

4.1　页岩分类方案

本文针对鄂尔多斯盆地东缘山2 3亚段海陆过渡相页岩，以矿物组分和TOC为岩相分类指标。矿物组成可以反映页岩的岩石学特征以及可压裂性［25］，以黏土矿物、碳酸盐矿物（方解石+白云石）和硅质矿物（石英+长石）的含量作为三端元进行矿物组分岩相划分。以5%、25%、50%、75%为界限进一步定义页岩岩相［26］，如某矿物含量<5%时不参与岩相分类；矿物含量为5%~25%时，以含某矿物作为分类方案；矿物含量为25%~50%时，以某矿物质作为分类方案；矿物含量≥75%时，则直接命名为某矿物岩。
按此原则，可将岩相划分为四大类（图2），即Ⅰ硅质页岩、Ⅱ黏土质页岩、Ⅲ钙质页岩、Ⅳ混合页岩（各种矿物含量均<50%）。混合页岩又可以进一步细分为不同种类，例如，当各种矿物含量均<50%，且硅质矿物为25%~50%、钙质矿物为5%~25%时，命名为含钙硅质混合页岩。TOC含量直接反映了页岩丰度及有机质向油气转化的程度，是评价页岩是否具有工业价值的重要指标。本文以2%为界，划分贫有机质页岩相（TOC<2%）、富有机质页岩相（TOC>2%）。将矿物组分和TOC合并（图2），即可得出最终页岩岩相类型，例如富有机质硅质页岩相（图3）。
图2 山2 3亚段页岩基于矿物组分与TOC含量的页岩岩相划分

Fig.2 Shale lithofacies division of Shan2 3 sub-member

图3 山2 3亚段不同页岩岩相发育饼状图

Fig.3 Pie diagrams of different shale facies in Shan2 3 sub-member

4.2　页岩类型划分

根据以上所确定的分类及命名方案，将山2 3亚段页岩划分为8种不同的岩相类型（表4），分别为贫有机质黏土质硅质页岩（I1）、富有机质黏土质硅质页岩（I2）、富有机质含钙黏土质硅质页岩（I3）、贫有机质硅质黏土页岩（Ⅱ1）、富有机质硅质黏土页岩（Ⅱ2）、富有机质含钙硅质黏土页岩（Ⅱ3）、富有机质含钙含硅黏土页岩（Ⅱ4）、富有机质黏土质混合页岩（Ⅲ），其中主要发育I2、I3、Ⅱ3、Ⅱ4共4种岩相。
表4 山2 3亚段岩相分类

Table 4 Lithofacies classification in Shan2 3 sub-member

岩相类型 岩石矿物组分含量/%
类 亚类 编号 硅质（石英+长石） 钙质（方解石+白云石） 黏土矿物 TOC/%
硅质页岩 贫有机质黏土质硅质页岩 I1 25~60 0~5 25~50 <2
富有机质黏土质硅质页岩 I2 25~60 0~5 25~40 >2
富有机质含钙黏土质硅质页岩 I3 25~60 5~15 25~40 >2
黏土质页岩 贫有机质硅质黏土页岩 II1 25~50 0~5 50~75 <2
富有机质硅质黏土页岩 II2 25~40 0~5 50~70 >2
富有机质含钙硅质黏土页岩 II3 25~40 5~15 50~60 >2
富有机质含钙含硅黏土页岩 II 4 15~25 5~15 50~75 >2
混合类页岩 富有机质黏土质混合页岩 Ⅲ 25~40 10~30 25~50 >2

注： 富有机质黏土质硅质页岩为主要发育岩相

4.2.1　富有机质黏土质硅质页岩（I2）

主要发育在山2 3亚段上部。硅质矿物含量为56.7%~57.1%，平均为56.9%；钙质矿物含量为4.4%~4.9%，平均为4.6%；黏土矿物含量为35.2~35.8%，平均为35.5%；TOC含量为5.64%~9.95%，平均为9.1%（表1）。镜下有机质呈黑色粉末状集合体，附着于黏土矿物表面，光性较弱，局部聚集成细小断续的黑色纹层［图4（a）］。富砂质碎屑物的浅色粗粒层与富黏土矿物的深色细粒层相间分布形成纹层构造［图4（b）］，浅色纹层宽为0.02~0.3 mm，表明水动力周期性变化。整体特征显示其沉积于低能静水环境，且有机质供给充足，矿物具半定向分布特征。
图4 山2 3亚段主要岩相微观特征

（a）富有机质黏土质硅质页岩，有机质呈黑色粉末状集合体，附着于黏土矿物表面，局部聚集成细小断续的黑色纹层，埋深2 142.76~2 143.33 m；（b）富有机质黏土质硅质页岩，可见纹层状构造，埋深2 142.76~2 143.33 m；（c）富有机质含钙黏土质硅质页岩，黏土矿物定向排列，埋深2 144.26~2 144.65 m；（d）富有机质含钙硅质黏土页岩，见生物屑，埋深2 144.93~2 145.34 m；（e）富有机质含钙硅质黏土页岩，生物屑长轴平行微层理面分布，具定向排列特征，埋深2 144.93~2 145.34 m；（f）富有机质含钙含硅黏土页岩，有机质呈黑色粉末状集合体沿微层理面吸附于黏土矿物表面显黑色，纹层呈水平状，埋深2 146.23~2 165.61 m

Fig.4 Microscopic characteristics of main lithofacies in Shan2 3 sub-member

4.2.2　富有机质含钙黏土质硅质页岩（I3）

主要发育在山2 3亚段中上部。硅质矿物含量为50.4%~56.1%，平均为53.9%，钙质矿物含量为5.1%~6.5%，平均为5.7%，黏土矿物含量为33.2%~39.2%，平均为36.2%，TOC含量为6.72%~10.5%，平均为9.2%（表1）。其中黏土矿物呈显微鳞片状，定向排列形成页理状构造，其表面多被深色有机质附着，光性较弱［图4（c）］。

4.2.3　富有机质含钙硅质黏土页岩（II3）

主要发育在山2 3亚段中部。硅质矿物含量为33.3%~36.9%，平均为35.1%，钙质矿物含量为6.3%~8.5%，平均为7.4%，黏土矿物含量为50.8%~56.1%，平均为53.4%，TOC含量为8.12%~10.5%，平均为9.3%（表1）。镜下见大量生物屑，外形得到较好保留。包括圆形的有孔虫、单壳状的介形虫、具平行片状结构的腕足类等，生物屑长轴平行微层理面分布，具定向排列特征［图4（d）， 图4（e）］。

4.2.4　富有机质含钙含硅黏土页岩（II4）

主要发育在山2 3亚段中下部。硅质矿物含量为15.8%~20.1%，平均为17.9%，钙质矿物含量为6.4%~13.1%，平均为9.7%，黏土矿物含量为50.5%~74%，平均为60.7%，TOC含量为6.6%~9.7%，平均为7.12%（表1）。镜下有机质呈黑色粉末状集合体沿微层理面吸附于黏土矿物表面，呈现黑色，由于不同微层有机质分布不均，因此在薄片中显现出深浅不一的纹层状构造，纹层呈水平状［图4（f）］。

5 页岩岩相储层特征

5.1　纹层发育分析

纹层是一定条件下，具有相同岩石性质的沉积物同时沉积的结果，是页岩中可分辨的最小沉积单元，是影响页岩物性的重要因素之一［27］。针对不同岩相分析表明富有机质黏土质硅质页岩（I2）中石英、长石和黏土矿物相间分布，形成了纹层构造，纹层宽0.02~0.3 mm，且纹层发育密度较大，整体沿着长轴连续发育［图5（a），图5（b）］。富有机质含钙黏土质硅质页岩（I3）中无明显纹层发育，石英、有机质、黏土矿物等杂乱分布，发育块状构造。富有机质含钙硅质黏土页岩（II3）中砂质碎屑物呈条带分布，呈现层状平行分布特征［图5（c）］。富有机质含钙含硅黏土页岩（II4）中的有机质呈黑色粉末状，沿微层理面吸附于黏土矿物表面，由于不同微层发育程度不均，使得薄片显现出深浅不一的纹层，纹层呈波状，宽为0.01~0.25 mm［图5（d）］。
图5 山2 3亚段主要岩相纹层发育特征

（a）富有机质黏土质硅质页岩，发育明显纹层，埋深2 142.97 m；（b）富有机质黏土质硅质页岩，发育明显纹层，埋深2 142.97 m；（c）富有机质含钙硅质黏土页岩，层状构造，埋深2 145.19 m；（d）富有机质含钙含硅黏土页岩，发育波状纹层，埋深2 163.34 m

Fig.5 Laminae characteristics of main lithofacies in Shan2 3 sub-member

5.2　孔隙结构分析

对于页岩孔隙的研究，是进一步了解页岩气吸附、解吸和扩散的前提。页岩气存储在纳米孔隙中，以游离态和吸附态为主，吸附气主要以吸附方式赋存于孔隙、有机质以及黏土矿物表面，而游离气的赋存空间又直接与孔隙体积相关［28］，因此对于孔隙的整体研究至关重要。

5.2.1　孔隙分析

研究区山2 3亚段页岩干酪根以II2型为主，镜质体反射率为1.94%~2.75%，平均为2.30%，处于成熟—高成熟阶段（表1）。前人研究表明，当镜质体反射率>0.9%时，页岩样品中有机质发育孔隙［29-30］，可知研究区发育有机质孔，利于页岩气的储集。粒间孔主要是各种矿物之间形成的微孔隙，有机质或者黏土充填其中，孔隙相互连通形成渗流通道。溶蚀孔的存在对于页岩气的富集和保存有着重要意义。
扫描电镜结果显示，富有机质黏土质硅质页岩（I2）中，有机质和黄铁矿分散分布，含量均较高，黄铁矿与周边矿物具有粒间孔隙，孔隙大小为200 nm左右，镜下见纳米级有机质孔且形状较规则，以圆形居多，孔径多为20 nm左右，最大可到60 nm，颗粒内溶蚀孔隙发育，孔隙形状不规则，大小约为40~80 nm，部分溶蚀孔被有机质充填［图6（a）—图6（c）］。富有机质含钙黏土质硅质页岩（I3）中，层理不发育，有机质含量低，微裂缝发育，呈网状，黏土矿物层间缝发育，缝宽约20~40 nm［图6（d），图6（e）］；富有机质含钙硅质黏土页岩（II3）中有机质孔较发育，孔径大小不等，在20~200 nm之间，形状规则，有机质与无机矿物之间裂缝发育，缝宽多小于150 nm，裂缝的存在一方面增加了游离气的储集空间，另一方面利于吸附气解析，颗粒间可见孔隙发育，孔隙直径为200 nm左右［图6（f）—图6（h）］。富有机质含钙含硅黏土页岩（II4）中有机孔少见，见粒间孔，草莓状黄铁矿，其晶粒间的纳米级孔隙可以储存油气，发育裂缝［图6（i）］。
图6 山2 3亚段主要岩相孔隙发育特征

（a）富有机质黏土质硅质页岩，见粒间孔及粒内孔，埋深2 142.76 m；（b）富有机质黏土质硅质页岩，有机质孔发育，埋深2 142.76 m；（c）富有机质黏土质硅质页岩，见溶蚀孔，埋深2 142.76 m；（d）富有机质含钙黏土质硅质页岩，微裂缝发育，埋深2 143.33 m；（e）富有机质含钙黏土质硅质页岩，层间缝发育，埋深2 143.33 m；（f）富有机质含钙硅质黏土页岩，有机质孔发育，埋深2 144.93 m；（g）富有机质含钙硅质黏土页岩，见粒间孔，埋深2 144.93 m；（h）富有机质含钙硅质黏土页岩，裂缝发育，见粒内孔，黄铁矿，埋深2 144.93 m；（i）富有机质含钙含硅黏土页岩，见粒间孔及有机质孔，发育微裂缝，埋深2 165.61 m

Fig.6 Pore characteristics of main lithofacies in Shan2 3 sub-member

5.2.2　孔隙度与渗透率

孔隙度是页岩气储层孔隙结构的重要参数之一，其大小对于页岩气的储层和富集具有重要意义［31］。通过对样品物性测试数据统计分析发现研究区孔隙度分布区间在1.10%~6.49%之间，均值为1.95%，中值为1.87%。渗透率分布在（0.000 1~0.298 3）×10-3 μm2之间，均值为0.040 2×10-3 μm2，中值为0.032 1×10-3 μm2（表1），其中富有机质黏土质硅质页岩（I2）孔隙度区间为1.19%~1.87%，平均为1.49%，渗透率值为（0.000 7~0.066 4）×10-3 μm2；富有机质含钙黏土质硅质页岩（I3）孔隙度测量值为1.19%~1.68%，平均为1.21%，渗透率值较低，仅为（0.000 8~0.001 3）×10-3 μm2；富有机质含钙硅质黏土页岩（II3）孔隙度值为1.43%~2.22%，平均为1.71%，渗透率为（0.003 2~0.161 7）×10-3 μm2；富有机质含钙含硅黏土页岩（II4）孔隙度在1.10%~1.86%之间，平均为1.37%，渗透率为（0.000 8~0.012 3）×10-3 μm2。
总体来看，研究区山2 3亚段储层孔隙度的变化与渗透率有着较好的一致性。不同岩相孔隙度和渗透率均偏低，符合超低孔、超低渗储层特征，其中富有机质含钙硅质黏土页岩（II3）孔渗物性略优于其他岩相。

5.2.3　孔体积与孔比表面积

比表面积指单位物料所具有的总面积，通常1 g固体所具有的总表面积称为该物质的比表面积［32］。不同岩相比表面积实验结果显示，富有机质黏土质硅质页岩（I2）孔比表面积范围在12.27~12.85 m2/g之间，跨度不大，平均为12.56 m2/g。富有机质含钙黏土质硅质页岩（I3）的孔比表面积范围在11.12~12.89 m2/g之间，平均为11.95 m2/g。富有机质含钙硅质黏土页岩（II3）的孔比表面积范围在11.34~16.00 m2/g之间，跨度较大，平均为13.67 m2/g。富有机质含钙含硅黏土页岩（II4），孔比表面积范围在7.98~15.17 m2/g之间，跨度大，但平均值较小，为11.36 m2/g。整体而言，比表面积主要由中孔提供，山2 3亚段页岩主要发育的4种岩相的比表面积的平均值均在11~14 m2/g之间，推测可能与黏土矿物含量有关，研究区海陆过渡相页岩的黏土矿物含量较高，黏土矿物可以提供众多层间、晶间孔隙，从而让页岩中的孔隙含量增加，进一步增大了页岩中的孔比表面积。
孔体积是指单位质量内多孔固体所具有的孔总容积［33］。富有机质黏土质硅质页岩（I2）的孔体积发育范围在0.028 4~0.028 9 cm3/g之间，孔体积发育稳定，平均为0.028 6 cm3/g；富有机质含钙黏土质硅质页岩（I3）孔体积在0.022 4~0.030 4 cm3/g之间，跨度大，说明孔体积发育受到了孔隙的影响，平均值为0.025 6 cm3/g；富有机质含钙硅质黏土页岩（II3）孔体积范围在0.025 3~0.031 5 cm3/g之间，跨度较大，平均含量为0.028 4 cm3/g；富有机质含钙含硅黏土页岩（II4）孔体积在0.015 1~0.029 9 cm3/g之间，平均值为0.022 5 cm3/g，是4种岩相中发育较差的一种岩相。
相对的孔体积最大的富有机质黏土质硅质页岩（I2）的孔径为10.62 nm，虽然该孔径较小，但从孔体积可以分析得出其孔隙数量庞大，依然可以为孔体积做出不小的贡献。结合两者可知，孔体积取决于孔径的大小、孔径的发育程度。山23亚段页岩主要发育的4种岩相的平均孔体积均在0.025 0 cm3/g左右，均一性好，页岩储层整体上较为致密，孔体积较小，推测可能为钙质矿物含量对孔隙发育产生了一定影响，钙质矿物中多发育溶蚀孔，溶蚀孔由有机质热演化过程中酸性流体的溶蚀产生，在一定程度上可以对孔体积的大小产生影响。

6 优势页岩相分析

前人研究认为，满足传统海相优势页岩岩相的基本条件为：高有机质丰度及热成熟度、高脆性和低黏土矿物含量等；满足传统陆相优势页岩岩相的基本条件为：高有机质丰度、较大的孔体积及孔表面积、纹层状构造等［34］。
综合前人对于陆相和海相优势页岩岩相分析，针对主要发育的4种海陆过渡相页岩岩相从有机质丰度、孔体积及孔表面积，纹层发育情况进行分析比较（图7，图8）。
图7 山2 3亚段主要岩相储层特征对比

Fig.7 Comparison of main lithofacies reservoir characteristics in Shan2 3 sub-member

图8 山2 3亚段页岩纵向演化综合柱状图

Fig.8 A composite column of shale longitudinal evolution in Shan2 3 sub-member

6.1　富有机质黏土质硅质页岩（I2）

此类岩相主要发育在山2 3亚段上部，TOC含量在5.64%~9.95%之间，平均为9.1%；孔比表面积范围在12.27~12.85 m2/g之间，总体变化不大，平均为12.56 m2/g，孔体积发育范围在0.028 4~0.028 9 cm3/g之间，孔体积发育稳定，平均为0.028 6 cm3/g；有机质孔发育良好，形状规则，圆形为主；具纹层状构造。

6.2　富有机质含钙黏土质硅质页岩（I3）

此类岩相主要发育在山23亚段中上部，TOC含量在6.72%~10.5%之间，平均为9.2%；孔比表面积范围在11.12~12.89 m2/g之间，平均为11.95m2/g，孔体积发育范围在0.022 4~0.030 4 cm3/g之间，平均为0.025 6 cm3/g；有机质孔发育一般，微裂缝发育；无明显纹层，块状构造。

6.3　富有机质含钙硅质黏土页岩（II 3）

此类岩相主要发育在山2 3亚段中部，TOC含量在8.12%~10.5%之间，平均为9.3%；孔比表面积范围在11.34~16.00 m2/g之间，跨度较大，平均为13.67 m2/g，孔体积发育范围在0.025 3~0.031 5 cm3/g之间，跨度较大，平均含量为0.028 4 cm3/g；有机质孔较发育，孔径较大，微裂缝发育；发育层状构造。

6.4　富有机质含钙含硅黏土页岩（II 4）

此类岩相主要发育在山2 3亚段下部，TOC含量在6.6%~9.7%，平均含量为7.12%；孔比表面积范围在7.98~15.17 m2/g之间，跨度较大，平均为11.36 m2/g，孔体积发育范围在0.015 1~0.029 9 cm3/g之间，平均含量为0.022 5 cm3/g；有机质孔少见，发育粒间孔，波状纹层。
通过以上分析可知4种主要发育岩相的TOC含量均>2%，因此主要进行其他控制因素的对比分析。富有机质页岩往往有着良好的生气潜力，分析可得孔隙中的孔体积越大，游离气的聚集含量就越高，孔比表面积越大，赋存的吸附气含量也相应的越高；层状或纹层状发育的富有机质页岩，在压裂的过程中比较容易形成渗流通道，有利于提高产能。综合分析得出，富有机质黏土质硅质页岩（I2）以及富有机质含钙硅质黏土页岩（II3）满足优势岩相的标准（表5）。
表5 山2 3亚段优势页岩岩相分析

Table 5 Analysis of dominant shale lithofacies in Shan2 3 sub-member

岩相 TOC/% 纹层发育 孔体积/（cm3/g） 比表面积/（m2/g） 孔径/nm 岩相评价
富有机质黏土质硅质页岩（Ⅰ2） 9.1 纹层状 0.028 6 12.56 10.62 良
富有机质含钙黏土质硅质页岩（Ⅰ3） 9.2 块状 0.025 6 11.95 10.69 中
富有机质含钙硅质黏土页岩（Ⅱ3） 9.3 层状 0.028 4 13.67 10.87 优
富有机质含钙含硅黏土页岩（Ⅱ4） 7.12 波状 0.022 5 11.36 11.26 中

注： TOC含量为平均值

7 结论

（1）鄂尔多斯盆地东缘山2 3亚段海陆过渡相页岩主要发育4种类型，分别为富有机质黏土质硅质页岩（Ⅰ2）、富有机质含钙黏土质硅质页岩（Ⅰ3）、富有机质含钙硅质黏土页岩（Ⅱ3）、富有机质含钙含硅黏土页岩（Ⅱ4）。
（2）不同岩相具有不同的储层特征，富有机质含钙硅质黏土页岩（Ⅱ3）发育纹层状构造，孔比表面积最大达13.67 m2/g，有机质孔较其他岩相发育良好，孔隙之间连通性好，裂缝发育，TOC平均值为9.3%。富有机质黏土质硅质页岩（Ⅰ2）发育层状构造，孔体积最大达0.028 6 cm3/g，高于其他岩相，TOC平均值为9.1%。富有机质含钙黏土质硅质页岩（Ⅰ3）及富有机质含钙含硅黏土页岩（Ⅱ4）孔体积和比表面积较其他岩相发育较差，见单一粒间孔，有机质孔少见，见块状特征。
（3）综合研究分析，考虑到未来的页岩气工业生产发展，优选出2种页岩岩相作为优势岩相，富有机质含钙硅质黏土页岩（Ⅱ3）为最优页岩岩相，TOC含量最高具有最佳生烃潜力，孔比表面积最大相对应的赋存的吸附气含量也相应较高，发育有良好的纹层状构造，易于压裂形成渗流通道；富有机质黏土质硅质页岩（Ⅰ2）为次优岩相，发育层状构造，易于压裂，孔体积最大相对应的游离气的聚集含量就越高。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
邹才能，董大忠，王社教，等.中国页岩气形成机理、地质特征及资源潜力［J］.石油勘探与开发，2010，37（6）：641-653.

ZOU C N， DONG D Z， WANG S J， et al. Geological characteristics， formation mechanism and resource potential of shale gas in China［J］.Petroleum Exploration and Development，2010， 37（6）：641-653.

2
邹才能，陶士振，侯连华.非常规油气地质［M］.北京：地质出版社，2011.

ZOU C N， TAO S Z， HOU L H. Unconventional Oil and Gas Geology［M］.Beijing：Geological Publishing House，2011.

3
匡立春，董大忠，何文渊，等.鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气地质特征及勘探开发前景［J］.石油勘探与开发，2020，47（3）：435-446.

KANG L C， DONG D Z， HE W Y， et al. Geological characteristics and development potential of transitional shale gas in the east margin of the Ordos Basin， NW China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2020， 47（3）： 435-446.

4
董大忠，王玉满，李新景，等.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 D Z， WANG Y M， LI X J， et al. Breakthrough and prospect of shale gas exploration and development in China［J］. Natural Gas Industry， 2016， 36（1）： 19-32.

5
董大忠，邱振，张磊夫，等.海陆过渡相页岩气层系沉积研究进展与页岩气新发现［J］.沉积学报，2021，39（1）：29-45.

DONG D Z， QIU Z， ZHANG L F， et al. Progress on sedimentology of transitional facies shales and new discoveries of shale gas［J］. Acta Sedimentologica Sinica，2021，39（1）：29-45.

6
邹才能，翟光明，张光亚，等.全球常规—非常规油气形成分布、资源潜力及趋势预测［J］.石油勘探与开发，2015，42（1）：13-25.

ZOU C N， ZHAI G M， ZHANG G Y， et al. Formation， distribution， potential and prediction of global conventional and unconventional hydrocarbon resources［J］. Petroleum Exploration and Development， 2015， 42（1）： 13-25.

7
邱振，邹才能.非常规油气沉积学：内涵与展望［J］.沉积学报，2020，38（1）：1-29.

QIU Z， ZOU C N. Unconventional petroleum sedimentology： Connotation and prospect［J］. Acta Sedimentologica Sinica， 2020， 38（1）： 1-29.

8
QIU Z， ZOU C N. Controlling factors on the formation and distribution of “sweet-spot areas” of marine gas shales in South China and a preliminary discussion on unconventional petroleum sedimentology［J］. Journal of Asian Earth Sciences，2020， 194： 103989.

9
王岚，曾雯婷，夏晓敏，等.松辽盆地齐家—古龙凹陷青山口组黑色页岩岩相类型与沉积环境［J］.天然气地球科学，2019，30（8）：1125-1133.

WANG L， ZENG W T， XIA X M， et al. Study on lithofacies types and sedimentary environment of black shale of Qingshankou Formation in Qijia-Gulong Depression， Songliao Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2019， 30（8）：1125-1133.

10
曹香妮，姜振学，朱德宇，等.川东北地区自流井组陆相页岩岩相类型及储层发育特征［J］.天然气地球科学，2019，30（12）：1782-1793.

CAO X N， JIANG Z X， ZHU D Y， et al. Lithofacies types and reservoir characteristic of continental shales of Ziliujing Formation in northeastern Sichuan Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2019， 30（12）：1782-1793.

11
O’BRIEN N R. Significance of lamination in Toarcian（Lower Jurassic）shales from Yorkshire，Great Britain［J］.Sedimentary Geology，1990，67：25-34.

12
LI YANG，YANG J H，PAN Z J，et al.Unconventional natural gas accumulations in stacked deposits： A discussion of Upper Paleozoic coal-bearing strata in the east margin of the Ordos Basin，China［J］.Acta Geologica Sinica，2019，93（1）：111-129.

13
李永侦.大宁吉县地区煤系泥页岩储层评价［D］.北京：中国地质大学（北京），2020：1-84.

LI Y Z. Evaluation of Coal Shale Reservoirs in The Daning-Jixian Area［D］. Beijing： China University of Geosciences（Beijing），2020：1-84.

14
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）：486-496.

WANG C， ZHANG B Q， SHU Z G， 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）：486-496.

15
POTTER P E，MAYNARD J B，PRYOR W A. Sedimentology of Shale［M］.New York ： Springer-Verlag， 1980：1-310.

16
王鹏万，陈子炓，李娴静，等.黔南坳陷上震旦统灯影组地球化学特征及沉积环境意义［J］.现代地质，2011，25（6）：1059-1065.

WANG P W， CHEN Z L， LI X J， et al. Geochemical characteristic and environmental significance of Dengying Formation of Upper Sinian in Qiannan Depression［J］. Geoscience， 2011， 25（6）：1059-1065.

17
吴辰泓，高胜利，高潮.鄂尔多斯盆地陆相页岩气特殊性及面临的挑战［J］.非常规油气，2017，4（2）：64-72.

WU C H， GAO S L， GAO C. Characteristics and challenges of continental shale gas in Ordos Basin［J］. Unconventional Oil & Gas， 2017， 4（2）： 64-72.

18
张才利，高阿龙，刘哲，等.鄂尔多斯盆地长７油层组沉积水体及古气候特征研究［J］.天然气地球科学，2011，22（4）：582-587.

ZHANG C L， GAO A L， LIU Z， et al. Study of character on Ordos Bain［J］.Natural Gas Geoscience， 2011， 22（4）：582-587.

19
郭彤楼，刘若冰.复杂构造区高演化程度海相页岩气勘探突破的启示——以四川盆地东部盆缘JY1井为例［J］.天然气地球科学，2013，24（4）：643-651.

GUO T L， LIU R B. Implications from marine shale gas exploration breakthrough in complicated structural area at high thermal stage： Taking Longmaxi Formation in Well JY1 as an example［J］.Natural Gas Geoscience，2013， 24（4）：643-651.

20
刘忠宝，刘光祥，胡宗全，等.陆相页岩层系岩相类型、组合特征及其油气勘探意义——以四川盆地中下侏罗统为例［J］.天然气工业，2019，39（12）：10-21.

LIU Z B， LIU G X， HU Z Q， et al. Lithofacies types and assemblage features of continental shale strata and their significance for shale gas exploration： A case study of the Middle and Lower Jurassic strata in the Sichuan Basin［J］. Natural Gas Industry， 2019，39（12）：10-21.

21
祁攀文，薛培，赵谦平，等.鄂尔多斯盆地下寺湾地区山西组页岩气储层特征与评价［J］.非常规油气，2019，6（4）：10-17.

QI P W， XUE P， ZHAO Q P， et al. Research on evaluation methods and characteristics of shale gas reservoirs in Shanxi Formation in Xiasiwan area， Ordos Basin［J］. Unconventional Oil & Gas，2019，6（4）：10-17.

22
刘刚，周东升.微量元素分析在判别沉积环境中的应用：以江汉盆地潜江组为例［J］.石油实验地质，2007，29（3）：307-314.

LIU G， ZHOU D S. Application of microelements analysis in identifying sedimentary environment： Taking QianJiang Formation in the Jianghan Basin as an example［J］.Petroleum Geology & Experiment，2007，29（3）：307-314.

23
李艳芳，邵德勇，吕海刚，等.四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩元素地球化学特征与有机质富集的关系［J］.石油学报，2015，36（12）：1470-1483.

LI Y F， SHAO D Y， LV H G， et al. A relationship between elemental geochemical characteristics and organic matter enrichment in marine shale of Wufeng Formation-Longmaxi Formation，Sichuan Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2015，36（12）：1470-1483.

24
SCHIEBER J，SOUTHARD J，THAISEN K.Accretion of mudstone beds from migriating floccule ripples［J］.Science，2007，318：1760-1763.

25
张顺，陈世锐，鄢继华，等.东营凹陷西部沙三下亚段—沙四上亚段泥页岩岩相及储层特征［J］.天然气地球科学，2015，26（2）：327-332.

ZHANG S， CHEN S R， YAN J H， et al. Characteristics of shale lithofacies and reservoir space in the 3rd and 4th members of Shahejie Formation， the west of Dongying Sag［J］. Natural Gas Geoscience，2015，26（2）：327-332.

26
朱筱敏.沉积岩石学［M］.4版.北京：石油工业出版社，2008.

ZHU X M. Sedimentary Rocks［M］. Version 4. Beijing： Petroleum Industry Press，2008.

27
冉波，刘树根，孙玮，等.四川盆地及周缘下古生界五峰组—龙马溪组页岩岩相分类［J］.地学前缘 ，2016，23（2）：96-107.

RAN B， LIU S G， SUN W， et al. Lithofacies classification of shales of the Lower Paleozoic Wufeng-Longmaxi Formations in the Sichuan Basin and its surrounding areas，China［J］. Earth Science Frontiers，2016，23（2）：96-107.

28
施振生，董大忠，王红岩，等.含气页岩不同纹层及组合储集层特征差异性及其成因——以四川盆地下志留统龙马溪组一段典型井为例［J］.石油勘探与开发，2020，47（4）：829-840.

SHI Z S， DONG D Z， WANG H Y， et al. Reservoir characteristics and genetic mechanisms of gas-bearing shales with different laminae and laminae combinations： A case study of Member 1 of the Lower Silurian Longmaxi shale in Sichuan Basin，SW China［J］.Petroleum Exploration and Development，2020，47（4）：829-840.

29
CURTIS M E， CARDOTT B J， SONDERGELD C H， et al. Development of organic porosity in the Woodford Shale with increasing thermal maturity［J］. International Journal of Coal Geology， 2012，103：26-31.

30
POMMER M， MILLKEN K. Pore types and pore-size distributions across thermal maturity， Eagle Ford Formation， southern Texas［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering， 2020，184：1-14.

31
和钰凯，李贤庆，魏强，等.淮南潘谢矿区石盒子组煤系页岩气储层孔隙结构特征及影响因素［J］.科学技术与工程，2020，20（33）：13618-13627.

HE Y K， LI X Q， WEI Q， et al. Pore structure characteristics and its influencing factors of coal-bearing shale gas reservoir of Shihezi Formation in Panxie mining area， Huainan［J］. Science Technology and Engineering，2020，20（33）：13618-13627.

32
李贤庆，王哲，郭曼，等.黔北地区下古生界页岩气储层孔隙结构特征［J］.中国矿业大学学报，2016，45（6）：1156-1167.

LI X Q， WANG Z， GUO M， et al. Pore characteristics of the Lower Paleozoic formation shale gas reservoir in northern Guizhou［J］. Journal of China University of Mining＆Technology，2016，45（6）：1156-1167.

33
陈世悦，张顺，王永诗，等.渤海湾盆地东营凹陷古近系细粒沉积岩岩相类型及储层特征［J］.石油勘探与开发，2016，43（2）：198-208.

CHEN S Y， ZHANG S， WANG Y S， et al. Lithofacies types and reservoirs of Paleogene fine-grained sedimentary rocks in Dongying Sag， Bohai Bay Basin［J］. Petroleum Exploration and Development，2016，43（2）：198-208.

34
WU L Y， HU D F， LU Y C， et al. Advantageous shale lithofacies of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Fuling Gas Field of Sichuan Basin， SW China［J］. Petroleum Exploration and Development，2016，43（2）：189-197.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司