鄂西地区上二叠统海相页岩气富集条件差异与控制因素——以红星区块吴家坪组二段和恩施地区大隆组为例

宋腾; 李世臻; 张焱林; 包汉勇; 刘皓天; 徐秋晨; 李浩涵; 王昱荦; 王亿; 谢通; 段轲

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.018

天然气地球科学 >

2023 , Vol. 34 >Issue 8: 1425 - 1441

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.018

非常规天然气

鄂西地区上二叠统海相页岩气富集条件差异与控制因素——以红星区块吴家坪组二段和恩施地区大隆组为例

宋腾 ^,¹^,²^,³ ,
李世臻 ^,²^,³ ,
张焱林 ⁴ ,
包汉勇 ⁵ ,
刘皓天 ⁵ ,
徐秋晨 ²^,³ ,
李浩涵 ²^,³ ,
王昱荦 ²^,³ ,
王亿 ⁴ ,
谢通 ⁴ ,
段轲 ⁴

展开

^1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
^2. 中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083
^3. 中国地质调查局非常规油气地质重点实验室，北京 100083
^4. 湖北省地质调查院，湖北武汉 430034
^5. 中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北武汉 430223

李世臻（1982-），男，河北泊头人，博士，正高级工程师，主要从事页岩气地质调查和选区评价研究.E-mail：lishz2006@sina.com.

宋腾（1988-），男，山东昌邑人，博士研究生，工程师，主要从事页岩气地质调查和选区评价研究.E-mail：songteng@mail.cgs.gov.cn.

收稿日期: 2023-01-16

修回日期: 2023-03-22

网络出版日期: 2023-07-28

收起

Gas differential enrichment characteristics and controlling factors of Upper Permian marine shale in western Hubei area：Case study of Wujiaping Formation II in Hongxing block and Dalong Formation in Enshi area

Teng SONG ^,¹^,²^,³ ,
Shizhen LI ^,²^,³ ,
Yanlin ZHANG ⁴ ,
Hanyong BAO ⁵ ,
Haotan LIU ⁵ ,
Qiuchen XU ²^,³ ,
Haohan LI ²^,³ ,
Yuluo WANG ²^,³ ,
Yi WANG ⁴ ,
Tong XIE ⁴ ,
Ke DUAN ⁴

Expand

^1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing 100083，China
^2. Oil and Gas Survey，China Geological Survey，Beijing 100083，China
^3. Key Laboratory of Unconventional Oil & Gas，China Geological Survey，Beijing 100083，China
^4. Hubei Geological Survey，Wuhan 430034，China
^5. Exploration and Development Research Institute，SINOPEC Jianghan Oilfield Company，Wuhan 430223，China

Received date: 2023-01-16

Revised date: 2023-03-22

Online published: 2023-07-28

Supported by

The Project of China Geological Survey(DD20230023)

the SINOPEC Project(P21087-2)

Fold

本文亮点

鄂西地区上二叠统海相页岩气资源潜力大，近年来在恩施、红星等地区获得诸多勘探发现，但不同地域页岩气勘探效果不同，储集性能、含气性等富集条件存在诸多差异。以红星区块吴家坪组二段和恩施地区大隆组为研究对象，综合利用钻井、测井、地震和实验室分析测试等资料，开展页岩气富集差异特征精细刻画和控制因素分析。研究发现：①吴家坪组二段与大隆组原始品质较为相似，富有机质页岩厚度略有差异；②吴家坪组二段储集性能、“源—储耦合”性和含气性均优于大隆组，有机质孔保存带来的储集性能差异是造成含气性差异的主要原因；③扬子周缘中—新生代强烈的构造挤压导致恩施地区大隆组初始抬升时间更早、上覆地层剥蚀量更大，页岩气保存条件相对较差；④埋深和构造样式可以有效指示现今保存条件，红星区块吴家坪组二段埋深大、发育在宽缓背斜内，较恩施地区复向斜浅埋藏的大隆组更有利于页岩气富集。综合提出勘探建议，认为两套页岩具有不同的勘探开发难点，应加强对比研究，分类施策。

本文引用格式

宋腾 , 李世臻 , 张焱林 , 包汉勇 , 刘皓天 , 徐秋晨 , 李浩涵 , 王昱荦 , 王亿 , 谢通 , 段轲 . 鄂西地区上二叠统海相页岩气富集条件差异与控制因素——以红星区块吴家坪组二段和恩施地区大隆组为例[J]. 天然气地球科学, 2023 , 34(8) : 1425 -1441 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.018

Highlights

The western Hubei area， which is adjacent to the Sichuan Basin， have great shale gas resources potential in the Upper Permian marine shales， and have achieved a series of exploration discoveries in recent years， such as Enshi， Hongxing and other areas. However， there are many differences in reservoir performance， gas-bearing property and other enrichment conditions， hence the shale gas display effect in different regions are diverse. Taking the Wujiaping Formation II in Hongxing block and Dalong Formation in Enshi area as the research objects， the detailed characterization of shale gas enrichment differences and analysis of controlling factors have been carried out by comprehensive use of drilling， logging， seismic and laboratory analysis and testing data. The results show that：（1） The original quality of the Wujiaping Formation II is relatively similar to that of the Dalong Formation， with a slight difference in the thickness of organic shale；（2） The reservoir performance， source-reservoir coupling and gas-bearing property of the Wujiaping Formation II are better than that of the Dalong Formation；（3） The strong Meso-Cenozoic tectonic compression around the Yangtze led to earlier initial uplift of the Dalong Formation in Enshi area， resulting in greater denudation of the overlying strata， and relatively poor shale gas preservation conditions；（4） The burial depth and structural style can effectively indicate the current preservation conditions. The Wujiaping Formation II in Hongxing block that was deeply buried and developed in a wide -gentle anticline， is more conducive to shale gas enrichment than the Dalong Formation， which is shallowly buried in the complex syncline in Enshi area. There have different structural styles and preservation conditions for two sets of shale in the two areas， which bring different difficulties in exploration and development. Therefore， comparative research should be strengthened and classified practical methods should be taken from the perspective of accelerating exploration and development.

0 引言

近年来，我国南方地区页岩气勘探开发不断加速，呈现出“主力产层提产增储，新区新层系不断拓展”的喜人形势。截至2022年11月，主力产层奥陶系五峰组—志留系龙马溪组已实现年产能230×10⁸m³，累计提交探明储量近2.9×10¹²m^3［1］。新区新层系中，最引人瞩目的是鄂西及周缘地区上二叠统海相页岩，目前获得多处勘探发现，证实具有巨大的资源前景。鄂西地区上二叠统海相页岩气勘探始于2014年，中国地质调查局、湖北省地质调查院等多家单位在恩施及周缘地区针对上二叠统大隆组部署BY1^［2］、EJY1^［3］、EWD2^［4］、HD1^［5］、EED1^［6-7］、EED2^［8］及EJD3等探井，获得高气测值、高现场解析气量等不同程度页岩气显示，证实了良好的勘探前景。其中HD1井在大隆组获得含气量最高为4.39 m³/t，平均为1.06 m³/t的良好页岩气显示^［5］；EED1、EED2、EJD3等探井在大隆组获得含气量最高为5.8 m³/t，平均为1.4~2.9 m³/t的良好页岩气显示^［6-8］。2019—2021年，中国石化江汉油田分公司在建南红星区块针对上二叠统吴家坪组二段实施了HY1井，获得含气量平均3.72 m³/t的良好页岩气显示，部署水平井压裂测试后获得8.9×10⁴ m³/d工业气流^［9-13］，连续部署的HY2-HF井、HY3-HF井均获得高产气流^［13］，实现上二叠统海相页岩气勘探突破。中国石化勘探分公司、中国石油西南油气田分公司在川东北开江—梁平海槽内实施的JX1^［14］、LB1^［14-15］、LY1、DY1H^［16］等探井，也在吴家坪组、大隆组获得页岩气发现和勘探突破。

对比上述探井资料，发现各地域上二叠统海相页岩储集性能、含气性等富集条件存在诸多差异，导致勘探效果各不相同。目前针对上二叠统海相页岩富集差异特征国内尚未见公开报道，而且对甜点段品质及非均质性特征、“生烃—储集—脆性—保存”配置条件对页岩气富集的影响等问题认识不清，制约了勘探向面上、深层和复杂构造区的有效拓展。本文选取建南红星区块吴家坪组二段和恩施地区大隆组两套已获得页岩气发现的上二叠统海相页岩，综合利用钻井、测井、地震和实验室分析测试等数据资料，在充分调研前人资料的基础上^{［5，7-12，17-24］}，对鄂西地区上二叠统海相页岩气富集差异特征进行了精细刻画，并结合区域地质认识，探究了差异特征形成控制因素，以期为南方地区上二叠统页岩气有利区优选、资源评价和勘探开发提供依据。

1 地质概况

1.1　构造特征

红星区块主体位于湖北省西部利川市境内，构造上位于四川盆地东缘、齐岳山断裂以西的石柱复向斜内［图1（a）］。该复向斜为北东走向，可分为3个次级构造：龙驹坝高陡构造、建南低缓构造和茶园坪断褶构造，目前吴家坪组二段页岩气勘探主要集中在建南低缓构造内。建南低缓构造位于石柱复向斜中部，为一整体地层宽阔、构造变形弱、断裂发育规模小的宽缓箱状背斜，地表出露侏罗系—三叠系，页岩埋深3 000~5 000 m。

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图1 研究区地质图（a）及晚二叠世岩相古地理图（b）

Fig.1 Geological map （a） and Late Permian lithofacies palaeogeography map（b） of the study area

恩施地区二叠系主要发育在湘鄂西褶皱带花果坪复向斜内［图1（a）］。该复向斜主体为北东走向，可分为北西部挤压隆起带、中部宽缓低幅度隆起带和南东部挤压隆起带3个次级构造单元，内部主要发育小型压扭性断裂，地表出露二叠系—三叠系，以三叠系为主，页岩埋深一般小于2 500 m。目前大隆组页岩气勘探多集中在复向斜的北部和中部。

1.2　沉积与地层特征

受峨眉山玄武岩喷发影响，扬子地台北缘在晚二叠世发生强烈构造—沉积分异^［25-26］，在川东北广元—旺苍—开江—梁平地区^［27-30］、鄂西建始—恩施—鹤峰^［31-32］等地区形成了台内裂陷槽［图1（b）］。在红星区块，富有机质海相页岩主要发育在吴家坪组二段［图2（a）］，岩性以硅质页岩、炭质页岩为主，下伏地层为吴家坪组一段泥灰岩、煤系泥岩，上覆地层为长兴组灰岩。在恩施地区，富有机质海相页岩主要发育在大隆组［图2（b）］，岩性以硅质页岩、炭质泥岩和钙质泥岩为主，可划分为3个岩性段，下伏地层为下窑组微晶灰岩和生屑灰岩，上覆地层为三叠系大冶组泥灰岩夹钙质泥岩。

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图2 鄂西地区典型钻井上二叠统综合柱状图

（a）红星区块HY1井；（b）恩施地区EED2井

Fig.2 Upper Permian comprehensive histogram of typical drilling in western Hubei area

2 页岩气富集差异特征

本文主要依据红星区块内3口探井（HY1、HY2、HY3）和恩施地区5口探井（EED1、EED2、EJD3、JD4、HD1）资料（位置见［图1（a）］），从岩石特征及非均质性、矿物组分及岩相类型、有机地球化学特征、储集性能及“源—储耦合”特征、微观储集特征、裂缝发育特征和含气性特征等方面，对上二叠统海相页岩富集差异特征开展精细刻画，下文予以详细论述。

2.1　岩石特征及非均质性

红星区块吴家坪组二段优质页岩以黑灰色碳硅质页岩、含钙碳硅质页岩为主［图3（a）］，自然伽马均值为178.6 API，U/Th均值为5.7，电阻率均值为299.0 Ω（表1）；水平页理较发育，镜下可见到水平纹层［图3（b）］和大量放射虫化石［图3（c）］，反映深水沉积环境。整体非均质性较强，含有数层碳酸盐岩［图3（d）］和凝灰岩夹层［图3（e）］。其中碳酸盐岩夹层多为泥质灰岩、泥质云岩，单层厚度介于3 cm~1 m之间，反映沉积水体的频繁变化。凝灰岩夹层主要分布在页岩中上部，单层厚度为1~20 mm，反映页岩沉积期频繁的火山喷发作用。

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图3 鄂西地区吴家坪组二段和大隆组页岩岩心、薄片和干酪根照片

（a）黑灰色碳硅质页岩，吴家坪组二段，HY1井，3 305.5~3 305.6 m；（b）碳硅质页岩发育弱水平层理，吴家坪组二段，HY1井；（c）碳硅质页岩中见大量放射虫化石，吴家坪组二段，HY1井；（d）泥质灰岩夹层发育高角度缝，充填方解石，吴家坪组二段，HY1井，3 308.2 m；（e）黄绿色凝灰岩夹层，厚2 cm左右，吴家坪组二段，HY1井，3 309.2 m；（f）碳硅质页岩干酪根以藻类和沥青体为主，吴家坪组二段，HY1井；（g）黑色碳硅质页岩与灰黑色含泥灰岩互层，大隆组三段，EED2井，1 213.20~1 213.45 m；（h）黑色碳硅质页岩发育层理缝和高角度缝，大隆组二段，EED2井，1 234.10~1 234.24 m；（i）黑色碳硅质页岩发育层理缝和高角度缝，左端夹厚2 mm凝灰岩，右端为厚5 cm灰色含泥灰岩，大隆组一段，EED2井，1 243.50~1 243.70 m；（j）页岩截面中见菊石化石，大隆组三段，EED2井，1 192.3 m；（k）含生屑泥晶灰岩夹层，厚20 cm以上，大隆组一段，EED2井，1 235.82~1 236.05 m；（l）大隆组顶部泥岩与灰岩互层段，夹厚10~15 cm凝灰岩（局部放大），大隆组三段，EED2井，1 185.2~1 192.2 m；（m）大隆组碳硅质页岩中夹泥质灰岩与薄层凝灰岩（局部放大），大隆组一段，EED2井，1 242.2~1 248.2 m；（n）碳硅质页岩发育水平层理，大隆组一段，EED2井；（o）碳硅质页岩干酪根以腐泥无定形体为主，大隆组一段，EED2井

Fig.3 Photographs of shales core， flakes and kerogen of the second member of Wujiaping Formation and Dalong Formation in western Hubei area

表1 鄂西地区吴家坪组二段与大隆组岩石特征参数对比

Table 1 Comparison of rock characteristic parameters for the second member of Wujiaping Formation and Dalong Formation in western Hubei area

地区	组	段	主要岩性	厚度/m	自然伽马/API	铀/钍	电阻率/Ω	沉积水深方差
红星	长兴组		灰色含泥灰岩、生屑灰岩	>200	$16.1 ~ 122.8 42.1$	$0.002 ~ 2.6 0.3$	$193.1 ~ 100 018.8 1 1795.2$	15.8
红星	吴家坪组	二段	灰黑色碳硅质页岩、含钙碳硅质页岩，夹泥质灰岩和凝灰岩	$17.3 ~ 24.1 20.1$	$50.9 ~ 307.8 178.6$	$0.2 ~ 79.7 5.7$	$6.2 ~ 3 984.7 299.0$	366.0
恩施	大隆组	三段	下部为灰黑色碳硅质页岩与含泥灰岩互层，上部为深灰色泥灰岩夹钙质泥岩或含碳泥岩，顶部夹多层凝灰岩	$20.1 ~ 30.4 26.1$	$67.8 ~ 428.4 141.4$	$0.5 ~ 40.5 8.5$	$143.3 ~ 1 723.4 456.3$	243.2
		二段	下部为灰黑色碳硅质页岩，向上夹含泥灰岩或生屑灰岩	$6.8 ~ 18.3 13.4$	$63.4 ~ 339.4 189.4$	$5.8 ~ 23.2 12.4$	$123.0 ~ 841.4 365.2$	520.2
		一段	灰黑色碳硅质页岩、含碳钙质页岩，夹含泥灰岩或云岩及凝灰岩	$13.6 ~ 22.2 19.5$	$26.7 ~ 352.2 204.7$	$1.4 ~ 19.6 8.1$	$75.2 ~ 3 641.1 489.1$	354.4

注：沉积水深方差的计算依据公式 $D = 1 n - 1 ∑ i = 1 n [$ w(U) _i ²]，其中D为相对水深的方差，U为铀值，据文献[36]； $6.8 ~ 18.3 13.4$ = $最小值— 最大值平均值$

恩施地区大隆组优质页岩以黑色碳硅质岩、碳硅质页岩和炭质页岩为主［图3（g）—图3（i）］，自下而上3个岩性段的自然伽马均值分别为204.7 API、189.4 API、141.4 API，U/Th均值分别为8.1、12.4、8.5，电阻率均值分别为489.1 Ω、365.2 Ω、456.3 Ω（表1），发育水平纹层［图3（n）］和菊石［图3（j）］、腕足、放射虫等生物化石，反映深水沉积环境。大隆组整体非均质性也较强，夹层同样为碳酸盐岩和凝灰岩。其中碳酸盐岩夹层主要是灰岩［图3（k）］、白云质灰岩和硅质灰岩，在大隆组一段内较薄，单层厚度为0.5~50 cm，在大隆组二段、大隆组三段内数量和厚度逐渐增大，单层厚度可达50~80 cm，常与黑色炭质页岩形成互层。凝灰岩夹层主要发育在大隆组一段中上部及大隆组三段顶部，在大隆组一段内厚度较薄但数量最多［图3（i），图3（m）］，单层厚度为5~25 mm，与吴家坪组二段内凝灰岩发育特征相似；在大隆组三段内厚度较大，单层厚度最大可达15 cm以上［图3（l）］，在二叠系—三叠系界线（PTB）处厚度最大，反映二叠纪末期强烈的火山喷发作用，被认为与生物大灭绝和泛大陆聚合事件有密切联系^［33-35］。

2.2　矿物组分及岩相类型

从统计数据来看，红星区块吴家坪组二段与恩施地区大隆组的矿物组成类型较为相似（表2），但矿物含量特征不同。吴家坪组二段具有“高钙、高硅、高黄铁矿和低黏土矿物”特征，其碳酸盐矿物含量平均值达21.5%，较大隆组一段（平均值12.1%）、大隆组二段（平均值14.2%）更高，与大隆组三段（平均值21.2%）相近；其长石+石英含量平均值为49.2%，较大隆组一段（平均值58.8%）、大隆组二段（平均值57.9%）低，较大隆组三段（平均值41.4%）高；其黄铁矿含量平均值达8.1%，较大隆组各段（平均值3.3%~5.4%）均高；其黏土矿物含量平均值为20.5%，较大隆组各段（平均值22.8%~29.4%）均低。两套页岩的矿物含量差异反映了物源条件和沉积水体环境差异。通过U含量恢复的沉积水体深度方差数据表明（表2），吴家坪组二段页岩沉积水深（方差366.0）与大隆组一段（方差354.4）相似，较大隆组二段（方差520.2）浅，较大隆组三段（方差243.2）深。

表2 鄂西地区吴家坪组二段与大隆页岩储层特征参数对比

Table 2 Comparison of reservoir characteristic parameters for the second member of Wujiaping Formation and Dalong Formation shale in western Hubei area

地区	组	段	黏土矿物/%	（石英+长石）/%	碳酸盐矿物/%	黄铁矿/%	有机碳含量 /%	孔隙度/%	源储耦合系数	含气量/（m³/t）
红星	长兴组		$0 ~ 14.8 0.9$	$3.4 ~ 56.9 22.4$	$37.8 ~ 96.5 76.4$	<0.1	<1	<3	<3	<0.2
红星	吴家坪组	二段	$4.9 ~ 67.2 20.5$	$14.9 ~ 83.4 49.2$	$2.2 ~ 73.2 21.5$	$0.9 ~ 20.4 8.1$	$2.11 ~ 19.65 7.51$	$1.71 ~ 9.74 5.11$	$4.94 ~ 92.51 40.54$	$0.35 ~ 9.39 3.72$
恩施	大隆组	三段	$7.5 ~ 67.8 29.4$	$16.6 ~ 82.7 41.4$	$1.4 ~ 68.5 21.2$	$0 ~ 12.9 3.3$	$0.14 ~ 13.89 2.16$	$0.71 ~ 7.21 2.30$	$0.68 ~ 62.55 13.37$	$0.01 ~ 2.79 0.65$
		二段	$4.7 ~ 81.6 22.8$	$14.1 ~ 88.0 57.9$	$0 ~ 54.4 14.2$	$1.0 ~ 18.8 4.2$	$0.11 ~ 14.77 6.64$	$0.47 ~ 5.79 2.39$	$7.89 ~ 65.19 23.57$	$0.04 ~ 4.37 1.92$
		一段	$3.6 ~ 80.0 23.3$	$4.6 ~ 90.1 58.8$	$0 ~ 91.1 12.1$	$0.5 ~ 14.7 5.4$	$0.25 ~ 19.51 8.78$	$0.45 ~ 8.34 2.77$	$0.82 ~ 101.14 29.54$	$0.40 ~ 5.94 2.05$

注：源储耦合系数定义为有机碳含量（%）×孔隙度（%）×10 000，据文献[38]； $0 ~ 14.8 0.9$ = $最小值— 最大值平均值$

通过“硅质—黏土—碳酸盐”矿物组分三端元图，对两套页岩的岩相类型进行了划分（图4）。吴家坪组二段与大隆组一段、大隆组二段岩相类型较为相似，主力岩相分布都偏向硅质页岩（S类），兼有混合页岩（M类）特征（图4）。其中吴家坪组二段主要发育混合硅质页岩相（S-2）和含灰/硅混合质页岩相（M-1），占比分别为38.9%和20.4%。大隆组一段、大隆组二段主要发育混合硅质页岩相（S-2）、含黏土硅质页岩相（S-3）和硅质页岩相（S），占比分别为22.3%、17.8%和14.2%。大隆组三段主要发育含黏土/硅混合质页岩相（M-2）、混合质页岩相（M）和含灰/硅混合质页岩相（M-1），占比分别为29.7%、17.0%和14.9%。

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图4 吴家坪组二段和大隆组页岩岩相类型矿物组分三端元图

S：硅质页岩相；S-1：含灰硅质页岩相；S-2：混合硅质页岩相；S-3：含黏土硅质页岩相；C：灰质页岩相；C-1：含硅灰质页岩相；C-2：混合灰质页岩相；C-3：含黏土灰质页岩相；M：混合质页岩相；M-1：含灰/硅混合质页岩相；M-2：含黏土/硅混合质页岩相；M-3：含黏土/灰混合质页岩相；CM：黏土质页岩相；CM-1：含硅黏土质页岩相；CM-2：混合黏土质页岩相；CM-3：含灰黏土质页岩相；分类方法基于文献［37］

Fig.4 Three terminal element diagram of shale lithofacies types based on mineral components for the second member of Wujiaping Formation and Dalong Formation

2.3　有机地球化学特征

红星区块吴家坪组二段与恩施地区大隆组有机质类型、热演化程度十分相似。吴家坪组二段有机质类型为II₁型，干酪根以藻类和沥青质体为主［图3（f）］；镜质体反射率（R _O）值介于2.02%~2.20%之间，平均值为2.11%。大隆组有机质类型为I型和II₁型，干酪根以腐泥无定型体为主［图3（o）］；R _O值介于1.80%~2.79%之间，平均值为2.20%，略高于吴家坪组二段。

吴家坪组二段与大隆组都具有高有机质丰度特征。根据统计结果［表2，图5（a）］，吴家坪组二段有机碳含量（TOC）平均值为7.51%，介于大隆组一段（平均值8.78%）和大隆组二段（平均值6.64%）之间，远高于大隆组三段（平均值2.16%）。吴家坪组二段有机碳含量（TOC）主力分布区间为6%~10%，占47.8%，与大隆组二段相似，差于大隆组一段（主力分布区间为10%~15%），优于大隆组三段（主力分布区间为0%~2%）。

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图5 吴家坪组二段和大隆组有机碳含量（a）和孔隙度（b）分布直方图

Fig.5 Histogram of organic carbon content distribution（a） and porosity distribution（b） for the second member of Wujiaping Formation and Dalong Formation

吴家坪组二段富有机质页岩厚度相对大隆组较薄。在纵向上，吴家坪组二段富有机质段（TOC>2%）主要分布在中部［图2（a）］，厚度为16.2~22.6 m，平均值为18.9 m（表3）。恩施地区大隆组富有机质段主要分布在大隆组一段中上部和大隆组二段内［图2（b）］，厚度为20.8~38.5 m，平均值为32.9 m（表3），其中大隆组一段内富有机质段厚度最大，为13.6~22.0 m，平均值为18.6 m，与吴家坪组二段相似。

**表3 鄂西地区吴家坪组二段和大隆组富有机质页岩层段（TOC >2%）主要富集参数平均值对比**

Table 3 Comparison of main shale gas enrichment parameters listed in term of average values for organic rich shale section (TOC >2%) in the second member of Wujiaping Formation and Dalong Formation in western Hubei area

地区/地层	井号	埋深/m	厚度/m	TOC/%	R _O/%	孔隙度/%	含气量/（m³/t）
红星/吴家坪组二段	HY1	3 292~3 311	17.9	8.78	2.11	5.32	3.81
	HY2	3 607~3 625	16.2	8.42	/	5.23	4.23
	HY3	3 837~3 861	22.6	9.04	/	5.30	4.84
恩施/大隆组	EED1	498~567	38.5	9.52	2.09	5.26	1.35
	EED2	1 188~1 256	36.4	8.79	2.68	3.10	2.91
	JD4	945~987	20.8	9.31	2.01	2.08	2.03
	HD1	1 233~1 295	36.2	6.64	2.36	1.65	1.06

2.4　储集性能及“源—储耦合”特征

红星区块吴家坪组二段页岩储集性能较好，明显优于恩施地区大隆组［表2，图5（b）］。吴家坪组二段孔隙度介于1.71%~9.74%之间，平均值为5.11%，主力分布区间为4%~8%，占比为79.87%。大隆组孔隙度介于0.45%~8.34%之间，平均值为2.49%；各段的物性特征相似，自下而上孔隙度平均值分别为2.77%、2.39%、2.30%，主力分布区间为0%~4%。

吴家坪组二段页岩“源—储耦合”性也远优于大隆组（表2）。纵向上，吴家坪组二段孔隙度高值主要分布在中部富有机质段内，与有机质丰度高值耦合性好，“源—储耦合”系数介于4.94~92.51之间，平均值为40.54。大隆组孔隙度高值主要分布在大隆组一段上部，各段自下而上“源—储耦合”系数平均值分别为29.54、23.57、13.37，有机质丰度与储集性能耦合性一般。

2.5　微观储集特征

根据氩离子抛光—扫描电镜分析结果，红星区块吴家坪组二段主要发育有机质孔［图6（a）—图6（f）］。有机质多填隙在无机矿物边缘呈固体沥青状［图6（a）］，或以藻质体［图6（b），图6（c）］和原始细胞结构体［图6（f）］形式聚集在海绵骨针等生物碎屑腔体内［图6（d），图6（e）］，内部发育大量纳米级有机质孔隙，孔隙呈圆形、椭圆形或不规则状。有机质面孔率为5%~30%，平均为15%~20%。无机孔和微裂缝发育少，仅见少量粒缘孔、粒内孔和黏土矿物孔。根据二氧化碳—氮气联合吸附测试结果，吴家坪组二段页岩以微孔（孔径<2 nm）为主，占40%~57%，介孔（孔径=2~50 nm）占10%~40%，大孔（孔径>50 nm）比例低于5%［图7（a）］。

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图6 鄂西地区吴家坪组二段和大隆组扫描电镜下孔隙微观形态

（a）有机质孔与多种无机质孔共同发育，吴家坪组二段，HY1井，3 304.4 m；（b）藻质体干酪根内发育有机质孔，吴家坪组二段，HY1井，3 303.5 m；（c）图（b）局部放大，有机质孔呈不规则状，吴家坪组二段，HY1井，3 303.5 m；（d）海绵骨针化石内充填沥青体，内部发育大量有机质孔，吴家坪组二段，HY1井，3 294.1 m；（e）图（d）局部放大，有机质孔密集发育，面孔率达10%以上，吴家坪组二段，HY1井，3 294.1 m；（f）原始细胞结构构成的干酪根内发育大量有机质孔，圆度较高，吴家坪组二段，HY1井，3 294.1 m；（g）矿物颗粒边缘孔缝及其内部充填的有机质，大隆组二段，EED2井，1 237.2 m；（h）图（g）局部放大，有机质内发育不规则形状有机质孔，大隆组二段，EED2井，1 237.2 m；（i）矿物边缘孔缝及其充填的有机质，可见黏土矿物层间孔缝，大隆组一段，EED2井，1 244.2 m；（j）图（i）局部放大，可见有机质孔和黏土矿物层间孔缝，大隆组一段，EED2井，1 244.2 m；（k）无机矿物内发育溶蚀孔，边缘充填有机质，内部发育有机质孔，大隆组一段，EED2井，1 244.2 m；（l）有机质与黏土矿物和黄铁矿形成复合体，内部发育有机质孔，大隆组一段，EED2井，1 253.0 m；（m）有机质与黄铁矿形成的复合体内发育大量有机质孔，大隆组一段，EED2井，1 249.2 m；（n）无机矿物内部和颗粒间发育大量孔缝，有机质填隙在边缘，大隆组二段，EED2井，1 229.6 m；（o）有机质与石英形成复合体，内部发育大量孔隙，大隆组二段，EED2井，1 234.2 m

Fig.6 Micro morphology of pores under scanning electron microscope for the second member of Wujiaping Formation and Dalong Formation in western Hubei area

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图7 吴家坪组二段（a）和大隆组（b）孔径分布直方图

Fig.7 Histogram of pore diameter of the second member of Wujiaping Formation（a） and Dalong Formation（b）

相较而言，恩施地区大隆组无机孔和微裂缝更加发育，有机质孔和微孔比例明显降低，大孔比例更高［图6（g）—图6（o）］。其中无机孔以矿物边缘孔缝［图6（g），图6（i）］、黏土矿物层间孔缝［图6（i），图6（j）］和溶蚀孔［图6（k）］为主，孔径多为50~300 nm。有机质孔主要分布在有机质内部及有机质颗粒边缘［图6（h），图6（j），图6（m），图6（o）］，孔径多小于100 nm，形态呈不规则状、蜂窝状、椭圆状；常见有机质与硅质、黄铁矿或黏土矿物形成复合体［图6（l），图6（m），图6（o）］，内部发育有机质孔；有机质孔面孔率为3%~20%，平均为8%~10%。根据二氧化碳—氮气联合吸附测试结果，大隆组页岩以介孔为主，占比为75%~90%，大孔占比为5%~22%，微孔占比小于10%［图7（b）］。

2.6　裂缝发育特征

裂缝对页岩气藏品质、规模和保存条件具有重要影响，小规模裂缝可有效改善页岩储集空间，沟通不同含气层段，改善渗透能力^［39-40］。根据岩心观察和成像测井解释结果，两套页岩主要发育层理缝，与地层夹角一般小于10°，开度不一，小者普遍小于1 mm，无充填或不完全充填方解石，大者普遍介于1~3 mm之间，基本被方解石完全充填。吴家坪组二段层理缝发育密度为70~170条/m，平均为100~120条/m，在中部最为发育［图3（a）］。大隆组中层理缝主要分布在大隆组一段、大隆组二段［图3（h），图3（i）］，如通过岩心观察可在EED1井大隆组一段识别出层理缝195条，平均为10~14条/m，存在更多肉眼不易区分的层理缝。高角度缝主要包括剪切缝和张性剪切缝［图3（d），图3（g）—图3（i）］，与地层夹角为75°~90°，常与其他类型裂缝组成网状缝，主要是构造成因。在两套页岩中发育规模均较小，延伸长度不超过50 cm，多被方解石完全充填。在吴家坪组二段主要发育在碳酸盐岩夹层内［图3（d）］，在大隆组主要发育在大隆组一段、大隆组二段内［图3（g）—图3（i）］，密度为1~8条/m。

2.7　含气性特征

依据现场含气量解析实验结果，吴家坪组二段含气量为0.35~9.39 m³/t，平均为3.72 m³/t（表2），中部最富有机质段含气性最好，平均含气量达4.84 m³/t。恩施地区大隆组含气量为0.01~5.94 m³/t，平均为1.70 m³/t（表2），含气性明显差于吴家坪组；各岩性段含气性存在一定差异，其中大隆组一段最好（平均含气量达2.05 m³/t），大隆组二段次之（平均含气量达1.92 m³/t），大隆组三段最差（平均含气量达0.65 m³/t）。两套页岩的含气性差异与孔隙度、“源—储耦合”系数的差异特征基本一致，与有机质丰度差异特征存在明显不同，特别是含气性较差的大隆组具有高有机质丰度、低孔隙度、低“源—储耦合”性和低含气性特征，表明其页岩气保存条件已遭到一定破坏（表2）。

3 控制因素分析

前人对页岩气富集差异机理开展过大量研究，形成了基于志留系页岩气“深水陆棚相页岩成烃控储，良好保存条件成藏控产”二元富集理论^［41-43］和“有机质、有机质孔、层理（缝）、硅质含量和压力系数五性一体”成藏要素组合^［44］；基于震旦系—寒武系页岩气“岩相控碳、成岩控储、构造控藏”三控理论^［45］，系统比较了南方不同海相页岩的成藏差异^［46］，总结了南方海相页岩气差异富集的控制因素^［47］和差异富集构造模式^［48］。本文参考前人研究结果，从页岩原始品质、含气性差异主控因素、构造运动对保存条件和物性的影响、埋深和构造变形差异及构造样式对保存条件的指示作用4个方面对上二叠统海相页岩气富集条件差异控制因素进行分析。

3.1　两套页岩具有相似的原始品质

页岩品质包括富有机质段厚度、岩性、矿物组成、岩相类型、有机地球化学特征等静态指标，主要受页岩发育环境控制。综合分析认为，吴家坪组二段与大隆组原始品质较为相似，主要表现为：①岩石特征相似。两套页岩富有机质段均以碳硅质页岩、炭质页岩和含炭钙质页岩为主，均含有多层碳酸盐岩和凝灰岩夹层，自然伽马、U/Th和电阻率值接近。②有机质地球化学特征相似。吴家坪组二段富有机质段有机碳含量（TOC）平均值为8.75%，与大隆组（平均值为8.57%）十分接近，有机质类型均以为I型—II₁型为主，生烃物质基础相似；镜质体反射率（R _O）平均值都处于2.0%~2.2%区间内，热演化程度相近。③矿物组成和岩相类型相似。吴家坪组二段和大隆组富有机质段均具有“高硅、高钙、高黄铁矿和低黏土矿物”特征，岩相类型均以混合硅质页岩相（S-2）和含黏土硅质页岩相（S-3）为主，岩石骨架特征相似。④富有机质段厚度略有差异。吴家坪组二段富有机质段平均厚度为18.9 m，较大隆组整体薄（平均厚度为32.9 m），与大隆组一段相似（平均厚度为18.6 m）。

3.2　有机质孔保存导致的储集能力差异是两套页岩含气性差异的主控因素

相关性分析表明，吴家坪组二段具有“高含气量、高有机质丰度、高孔隙度和高‘源—储耦合’性”特征，含气量与有机质丰度、孔隙度和“源—储耦合”系数相关性均较好［图8（a），图8（c），图8（e）］。而大隆组具有“低含气量、高有机质丰度、低孔隙度和低‘源—储耦合’性”特征，高碳与低含气、低孔隙特征不匹配，含气量与有机质丰度、孔隙度和“源—储耦合”系数的相关性均差于吴家坪组二段［图8（b），图8（d），图8（f）］。进一步分析了两套地层孔隙度与有机质丰度的相关性［图8（g），图8（h）］，结合扫描电镜和气体吸附分析结果，认为有机质微孔对吴家坪组二段孔隙度贡献度高，表现为孔隙度与有机质丰度相关性强，“源—储耦合”性好；通过气体吸附恢复的微孔比例高［占比为40%~57%，图7（a）］；有机质面孔率高、圆度高，形态保存较好［图6（b）—图6（f）］。而大隆组有机质微孔比例明显降低，表现为孔隙度与有机质丰度相关性较弱；通过气体吸附恢复的微孔比例明显较低［占比小于10%，图7（b）］；有机质面孔率低，形态多呈不规则状、椭圆状［图6（h）—图6（k）］，表明遭受一定程度的破坏。综上认为，由于两套页岩具有相似的有机质丰度和生烃演化过程，有机质孔保存导致的储集性能差异是造成两套页岩含气性差异的主要原因。

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图8 鄂西地区吴家坪组二段和大隆组页岩气富集参数相关性

（a）TOC与含气量相关性，吴家坪组二段；（b）TOC与含气量相关性，大隆组；（c）孔隙度与含气量相关性，吴家坪组二段；（d）孔隙度与含气量相关性，大隆组；（e）“源—储耦合”系数与含气量相关性，吴家坪组二段；（f）“源—储耦合”系数与含气量相关性，大隆组；（g）TOC与孔隙度相关性，吴家坪组二段；（h）TOC与孔隙度相关性，大隆组

Fig.8 Correlation between shale gas enrichment parameters of the second member of the Wujiaping Formation and Dalong Formation in western Hubei area

3.3　构造运动控制保存条件和储集性能差异

构造运动对页岩气藏的破坏作用主要表现在两方面^［47］：一是末次构造抬升早会导致页岩生烃过早停止，生烃有效性较低；二是抬升幅度越大，构造强度越大，上覆地层剥蚀量越大，页岩气保存条件越差。根据前人研究结果，中—新生代扬子周缘强烈的构造挤压和内部的构造隆升是影响鄂西—川东地区页岩气保存的关键事件^［49-52］。鄂西—川东地区燕山期以来初次隆升时间和剥蚀量研究^［51-55］及页岩埋藏演化史恢复结果表明（图9），红星区块吴家坪组二段与恩施地区大隆组在中侏罗世之前（约175 Ma）埋藏生烃过程十分相似，均表现为沉积后迅速埋藏并到达或接近最大埋深，依次进入生油、生气高峰期。但受燕山期以来自南东向北西向构造挤压应力推进的影响，恩施地区大隆组在中侏罗世晚期—早白垩世晚期（165~115 Ma）即开始抬升，较红星及周缘地区在早白垩世晚期—晚白垩世（120~85 Ma）抬升早30~45 Ma，导致恩施地区的下白垩统、侏罗系以及大部分上三叠统几乎完全被剥蚀，剥蚀量较红星区块多800~5 000 m，页岩气保存条件明显变差。另外过早抬升也导致恩施地区大隆组有效生烃时间缩短，供烃量较少，有机质孔因含气饱和度下降而失去支撑被破坏，削弱了储集能力和含气性。

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图9 鄂西地区吴家坪组和大隆组典型钻井埋藏史

（a）HYx井，吴家坪组；（b）EEDx井，大隆组

Fig.9 Burial history of typical wells for the second member of Wujiaping Formation and Dalong Formation in western Hubei

3.4　埋深、构造变形差异和构造样式指示现今保存条件

从两套页岩现今埋深与含气量的关系可以看出，含气量随埋深变小而显著降低（表3），表明埋深对含气性和保存条件具有一定指示作用。通过2个地区的过井地震剖面表明（图10），红星区块与恩施地区具有不同的构造变形特征。红星区块HY1—HY3井所处的建南构造整体为北东走向宽缓背斜，地层平缓，变形弱，区内仅发育1条三级断层和2条四级断层，构造保存条件好，钻井显示普遍较好。恩施地区现今主要发育冲断褶皱构造，背斜内原有的二叠系已全部剥蚀殆尽，残存的向斜构造形态紧闭、内部次级构造多，地层倾角相对大且变形强烈，断裂规模大且部分通天，钻井显示受埋深、与出露点距离和断裂发育规模的影响，可供勘探的大隆组主要发育在复向斜深部。造成2个地区构造变形差异的主要原因是燕山期以来自南东向北西构造挤压应力推进导致的构造隆升变形作用。恩施地区地层形变早，中寒武统以上地层均已强烈褶皱，背斜两翼陡，隆升幅度大，二叠系变形强烈；红星区块所在的建南地区地层变形晚，以下志留统龙马溪组为分界具有上下不同的构造层，该构造层之上主要发育以宽缓背斜为主的箱状褶皱，叠加自西向东的逆冲断层，二叠系变形弱^［56］。同时根据前人^［48］研究结果，宽缓型构造模式是我国多期构造叠加改造背景下最有利的构造模式，尤以宽缓背斜型最为有利，页岩气富集程度要高于窄陡型。

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图10 红星区块宽缓背斜构造模式（a）和恩施地区复向斜构造模式（b）

Fig.10 Wide anticline tectonic pattern（a） of Hongxing region and compound anticline tectonic pattern（b） in Enshi region

综上所述，红星区块吴家坪组二段发育在宽缓背斜内、地形平缓、变形弱且埋深较大，较恩施地区复向斜内浅埋藏、强变形的大隆组更有利于页岩气的保存和富集。

4 对页岩气勘探的启示

4.1　制约红星区块产量和规模的关键问题

红星区块吴家坪组二段页岩品质、含气性及构造保存条件均较好，制约勘探开发的关键问题主要有两方面：一是页岩埋深大，多在3 500~4 500 m之间，属于典型深层页岩气，伴随高温、高压、高地应力等复杂地质条件，通过体积压裂形成有效缝网的难度更大。目前国内深层页岩气勘探开发尚在起步阶段，高温高压钻井、深层压裂增产、经济高效开发等关键技术工艺上尚未完全突破，需要开展深入研究攻关^［57-60］；二是红星区块在吴家坪组二段沉积期处在开江—梁平海槽与鄂西海槽之间的过渡地带，沉积环境横向、纵向变化快，富有机质页岩厚度薄（<20 m），限制了产量规模。同时页岩非均质性较强，碳酸盐岩夹层数量多，页岩中碳酸盐矿物含量较高（>20%），目前单井产量在10×10⁴m³/d左右（水平段长1 600~1 800 m），需要研发更有针对性的压裂改造工艺以进一步提高单井产能。后期应加强红星区块吴家坪组二段与开江—梁平海槽、鄂西海槽内部的大隆组对比，明确岩相时空演化特征，拓展勘探开发边界；同时加强高碳酸盐页岩变形破裂机理、酸水交替注入模式下裂缝扩展机理、裂缝导流能力及渗流机理研究，研发更有针对性的压裂改造工艺，提高单井EUR，支撑经济高效开发。

4.2　恩施地区大隆组页岩气勘探的有利方向

恩施地区在大隆组沉积期处于鄂西海槽深部，页岩原始品质较好，富有机质段厚度大，但由于受到燕山期以来构造运动的影响，整个区域抬升卸压时间相对红星区块更早（早30~45 Ma），上覆地层剥蚀量更大（多800~5 000 m），现今构造式样多为内部次级构造密集的复向斜式，大隆组埋藏较浅（小于2 500 m），页岩气保存条件已遭受一定程度破坏，反映为富有机质页岩孔隙度低、“源—储耦合”性差，含气量仅为红星区块吴家坪组二段的1/3~1/2，大部分区域仅发育常压页岩气藏。综合本文研究结果，认为该地区大隆组在局部地区仍具有页岩气较有利保存条件，有利区主要发育在埋深较大、构造应力均衡、微裂缝较发育、距离出露点较远、远离通天断裂的复向斜深部，在埋深超过2 000 m、局部具有小型逆断层封堵的情况下可能发育超压。后期应加强恩施周缘的花果坪复向斜、利川复向斜、红岩寺复向斜等复向斜核部地区的大隆组勘探评价，强化构造保存条件研究、开展碳酸盐岩出露区高精度地震勘探技术、常压页岩气形成富集机理和开采技术攻关，尽快实现工业突破。

5 结论

（1）鄂西地区红星区块吴家坪组二段与恩施地区大隆组原始品质较为相似，表现为富有机质段岩性、放射性、电性相似，有机质丰度、有机质类型和热演化程度接近，矿物组成和岩相类型相似；富有机质段厚度略有差异，吴家坪组二段与大隆组相比较薄。

（2）吴家坪组二段储集性能、“源—储耦合”性和含气性均优于大隆组。吴家坪组二段具有“高含气量、高有机质丰度、高孔隙度和高‘源—储耦合’性”特征，含气量与有机质丰度、孔隙度和“源—储耦合”系数相关性均较好。大隆组具有“低含气量、高有机质丰度、低孔隙度和低‘源—储耦合’性”特征，含气量与有机质丰度、孔隙度和“源—储耦合”系数的相关性均较差于吴家坪组二段。综合扫描电镜、气体吸附和相关性分析结果，认为有机质孔保存差异造成的储集性能差异是两套页岩含气性差异的主要原因。

（3）中—新生代扬子周缘强烈的构造挤压和内部的构造隆升是导致两套页岩保存和富集条件差异的关键事件。相较于红星区块吴家坪组二段页岩，恩施地区大隆组页岩初始抬升时间更早（早30~45 Ma），剥蚀量更大（多800~5 000 m），页岩气保存条件更差（含气量仅为前者的1/3~1/2）。

（4）红星区块吴家坪组二段埋藏深度大，构造样式为有利的宽缓背斜式，地层平缓，断裂规模小，页岩气保存条件相对好，沉积环境变化带来的富有机质页岩厚度薄、非均质性强和碳酸盐含量高等特征，以及深埋环境中的高温、高压、高地应力等复杂条件带来了开发技术挑战。恩施地区大隆组埋藏深度较浅，构造样式为复向斜式，断裂复杂多样，页岩气保存条件相对差，大部分区域仅发育常压页岩气藏，后期应加强保存条件研究和复向斜深部的勘探评价，尽快实现工业突破。

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Highlights

0 引言

1 地质概况

1.1 构造特征

图1 研究区地质图（a）及晚二叠世岩相古地理图（b）

1.2 沉积与地层特征

图2 鄂西地区典型钻井上二叠统综合柱状图

2 页岩气富集差异特征

2.1 岩石特征及非均质性

图3 鄂西地区吴家坪组二段和大隆组页岩岩心、薄片和干酪根照片

表1 鄂西地区吴家坪组二段与大隆组岩石特征参数对比

2.2 矿物组分及岩相类型

表2 鄂西地区吴家坪组二段与大隆页岩储层特征参数对比

图4 吴家坪组二段和大隆组页岩岩相类型矿物组分三端元图

2.3 有机地球化学特征

图5 吴家坪组二段和大隆组有机碳含量（a）和孔隙度（b）分布直方图

表3 鄂西地区吴家坪组二段和大隆组富有机质页岩层段（TOC >2%）主要富集参数平均值对比

2.4 储集性能及“源—储耦合”特征

2.5 微观储集特征

图6 鄂西地区吴家坪组二段和大隆组扫描电镜下孔隙微观形态

图7 吴家坪组二段（a）和大隆组（b）孔径分布直方图

2.6 裂缝发育特征

2.7 含气性特征

3 控制因素分析

3.1 两套页岩具有相似的原始品质

3.2 有机质孔保存导致的储集能力差异是两套页岩含气性差异的主控因素

图8 鄂西地区吴家坪组二段和大隆组页岩气富集参数相关性

3.3 构造运动控制保存条件和储集性能差异

图9 鄂西地区吴家坪组和大隆组典型钻井埋藏史

3.4 埋深、构造变形差异和构造样式指示现今保存条件

图10 红星区块宽缓背斜构造模式（a）和恩施地区复向斜构造模式（b）

4 对页岩气勘探的启示

4.1 制约红星区块产量和规模的关键问题

4.2 恩施地区大隆组页岩气勘探的有利方向

5 结论

参考文献

1.1　构造特征

1.2　沉积与地层特征

2.1　岩石特征及非均质性

2.2　矿物组分及岩相类型

2.3　有机地球化学特征

**表3 鄂西地区吴家坪组二段和大隆组富有机质页岩层段（TOC >2%）主要富集参数平均值对比**

2.4　储集性能及“源—储耦合”特征

2.5　微观储集特征

2.6　裂缝发育特征

2.7　含气性特征

3.1　两套页岩具有相似的原始品质

3.2　有机质孔保存导致的储集能力差异是两套页岩含气性差异的主控因素

3.3　构造运动控制保存条件和储集性能差异

3.4　埋深、构造变形差异和构造样式指示现今保存条件

4.1　制约红星区块产量和规模的关键问题

4.2　恩施地区大隆组页岩气勘探的有利方向