Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 11: 1724 - 1734

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.05.008

Microfracture development at Ziliujing lacustrine shale reservoir and its significance for shale-gas enrichment at Fuling area in eastern Sichuan Basin

  • Pengwei WANG , 1 ,
  • Yaxiong ZHANG 1 ,
  • Zhongbao LIU 1 ,
  • Xiao CHEN 2 ,
  • Fei LI 3 ,
  • Jingyu HAO 3 ,
  • Ruyue WANG 1
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration & Production, SINOPEC, Beijing 100083, China
  • 2. CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China
  • 3. Southern Company of SINOPEC Exploration, Chengdu 610041, China

Received date: 2021-04-15

  Revised date: 2021-05-19

  Online published: 2021-11-30

Supported by

The SINOPEC Science and Technology Department Project(P19017⁃2)

Fold

Highlights

Microfractures at the Ziliujing lacustrine shale at Fuling area in eastern Sichuan Basin were investigated via core observation, SEM image observation and high pressure mercury injection, and the contribution of microfracture development to reservoir capacity was quantitatively discussed. The following understanding is obtained: (1) Fracture types in lacustrine shale reservoir are defined; (2) The contribution of fractures to lacustrine shale reservoir is determined. Results show that the microfractures in the Lower Jurassic Ziliujing lacustrine shale reservoirs in eastern Sichuan Basin can be divided into three types with four groups: Microfractures related to sedimentation (bedding fractures), microfractures related to diagenesis (clay⁃mineral shrinkage fractures) and microfractures related to hydrocarbon generation (organic⁃matter shrinkage fractures and organic⁃matter⁃cracking fractures). High pressure mercury injection and plane porosity determination confirm that microfractures in lacustrine shale reservoirs have good reservoir performance, whose contribution to shale reservoir capacity is about 25%.

Cite this article

Pengwei WANG , Yaxiong ZHANG , Zhongbao LIU , Xiao CHEN , Fei LI , Jingyu HAO , Ruyue WANG . Microfracture development at Ziliujing lacustrine shale reservoir and its significance for shale-gas enrichment at Fuling area in eastern Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(11) : 1724 -1734 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.05.008

0 引言

随着我国页岩气勘探研究的不断深入，陆相页岩气资源逐渐引起行业和专家学者的关注［1-4］。2019年，川东涪陵地区涪页10HF井在自流井组东岳庙段6 mm油嘴测试获气5.58×104 m3/d，油17.6 m3/d，压力16.5 MPa，取得了自流井组陆相页岩油气勘探重要突破。涪陵地区泰页1HF井在凉高山组12 mm油嘴获天然气7.50×104 m3 /d，油9.84 m3 /d，油压5.74 MPa，压力系数1.2，获得凉高山组页岩油气勘探重大突破。勘探实践与研究表明，除了普遍具有低孔低渗的地质特征以外，陆相页岩储层中发育不同成因、不同类型的微裂缝［5］。因此，深入认识和刻画微裂缝发育对于陆相页岩气“甜点”优选、储层可压裂性评价具有重要的意义。
国内外学者针对海相页岩储层中微裂缝发育特征（包括微裂缝性质、几何学特征、分类、发育期次等）、微裂缝发育主控因素及微裂缝识别方法展开了系统研究并取得了积极进展。海相泥页岩中微裂缝发育主要受区域构造应力、沉积成岩作用、页岩物质组成（有机质、石英、碳酸盐等矿物）、地层压力等地质因素的控制，且多期构造变动会造成微裂缝分布具有强烈的非均质性［6-8］。根据形成机理，微裂缝可进一步划分为构造缝、层间页理缝、层面滑脱缝、成岩收缩缝及有机质演化异常压力缝等［6-17］。天然裂缝可以为页岩气，特别是游离气的富集提供储集空间，对提高页岩气产能具有重要意义［9-14］，与中小尺度裂缝相比，微裂缝对于改善低渗透页岩储层渗透能力具有重要意义［15］。但是，目前针对陆相页岩储层内裂缝发育特征的刻画和表征相对薄弱，主要表现为以下3个方面的问题：①陆相页岩储层内发育的微裂缝类型不清；②裂缝对陆相页岩储层储集能力贡献多为定性描述，缺少定量表征。因此，本文以川东地区下侏罗统自流井组陆相页岩为例，结合岩心观察、扫描电镜和联测实验等手段分析了陆相页岩裂缝发育类型及特征，定量表征陆相页岩储层中裂缝储集性能，并在裂缝类型及发育特征研究的基础上探讨裂缝发育序列，以期为陆相页岩气富集规律提供依据。

1 地质概况

研究区位于川东高陡构造带涪陵地区，主要由一系列北东—南西向延伸和隔挡式分布的大型复背斜和复向斜构成。受盆地构造沉降与湖侵作用控制，研究区内下侏罗统自流井组东岳庙段和大安寨段发育浅湖—半深湖相富有机质页岩（图1）［16-17］。其中，东岳庙段富有机质泥页岩厚度一般在40~65 m之间，大安寨段富有机质页岩厚度约为35~40 m。富有机质页岩TOC值介于0.5%~2.0%之间，平均值均大于1%，页岩以Ⅱ型干酪根为主，局部可见Ⅲ型干酪根，镜质体反射率（R O）多大于1.3%［12］，为高成熟演化阶段，以生气为主。东岳庙段和大安寨段泥页岩储层储集空间主要以无机矿物孔（黏土矿物狭缝型孔、溶蚀孔）为主，有机质孔发育较少。东岳庙段泥页岩孔隙度介于1.08%~7.62%之间，平均为3.5%；大安寨段页岩孔隙度介于1.08%~7.62%之间，平均为3.5%。
图1 研究区平面位置及自流井组地层柱状图

Fig.1 Location of the study area and stratigraphic histogram of Ziliujing Formation

2 样品与分析

本文研究的页岩样品选自川东地区中国石化重点钻井（井位如图1所示）下侏罗统自流井组东岳庙和大安寨段岩心。
结合岩心观察和氩离子抛光—场发射扫描电镜识别下侏罗统自流井组裂缝发育特征（包括裂缝类型、裂缝充填情况等）。在氩离子抛光—场发射扫描电镜观察裂缝的基础上，利用压汞曲线定性描述页岩样品裂缝的微观结构特征。采用联测的方法（CO2+N2+压汞实验）分析页岩储层孔径分布特征，定量表征裂缝对页岩储层储集空间的贡献。在储层裂缝识别的基础上利用Image-Pro Plus统计软件结合人工追踪识别有效孔隙和微裂缝，并计算样品的面孔率和裂缝面孔率。实验步骤如下：首先设定样品有效孔隙（包括微裂缝孔隙）的灰度阈值，统计有效孔隙的数量和等效圆面积并计算样品总面孔率；然后人工追踪有效裂缝，计算有效裂缝的数量和等效圆面积，得到裂缝的等效面孔率；最后根据裂缝面孔率占总面孔率的比值估算裂缝对样品储集空间的贡献率。

3 裂缝类型

尽管国内外不同的学者在研究过程中基于成因机制、地质特征和分布规律等因素提出了多种裂缝分类方案［11-12，18］，本文研究综合研究区内典型井的岩心资料和扫描电镜资料将下侏罗统自流井组页岩储层裂缝按成因类型划分为3类4种，主要包括与沉积作用相关的微裂缝、与成岩作用相关的微裂缝和与生烃作用相关的微裂缝，其中与生烃作用相关的微裂缝主要包括：有机质收缩缝和有机质裂解缝。

3.1　与沉积作用相关的微裂缝

下侏罗统自流井组页岩或页岩夹介屑灰岩的岩心剖面上主要由薄层页岩组成，可见沿页理薄弱面发育不同程度的顺层页理缝［图2（a）， 图2（b）］，裂缝宽度多为微米级、内部未充填，裂缝侧向连续性较差，具有明显的断续和尖灭等特征［19］，而且受矿物组成的影响，裂缝在纵向上的分布具有明显的非均质性。
图2 川东地区下侏罗统陆相页岩页理缝

（a） XLA井，2 260.65 m，J1 d，灰黑色炭质页岩，岩心剖切后可见多条页理缝；（b） XLA井，2 276.56 m，J1 d，灰黑色炭质页岩夹灰色介屑灰岩条带，局部见页理缝；（c） FYA井，2 601.78 m，J1 da，灰黑色介壳灰质泥岩，介壳杂乱分布，无明显的页理发育

Fig. 2 Beddings at Lower Jurassic lacustrine shale in eastern Sichuan Basin

页理缝是页岩中最典型的裂缝类型之一，是由于水动力条件变化与后期固结失水而形成，但不同水动力条件下页岩层理缝发育程度有所差异，在水动力强度较弱的半深湖—深湖环境中沉积的大套富有机质页岩普遍发育高密度页理缝［图2（a）］，半深湖泥质夹席状介壳层中页理缝发育密度较低［图2（b）］，湖内浅水低能介壳滩边缘原地沉积的灰质泥岩中无明显的层理缝发育［图2（c）］。
但是页理缝多受后期机械压实和成岩作用的叠加改造影响。首先，虽然微裂缝开度在压实作用下会减小，但是沿裂缝颗粒压裂会增加裂缝宽度；其次，成岩作用中沿微裂缝发生填隙物溶蚀，可扩大裂缝宽度，但是成岩过程中矿物在裂缝局部沉淀可导致裂缝充填。此外，层理缝可与构造作用形成的高角度张裂缝形成大范围的裂缝网络。

3.2　与成岩作用相关的微裂缝

川东地区下侏罗统陆相页岩中与成岩作用相关的微裂缝主要为黏土矿物收缩缝。该裂缝通常沿着黏土矿物与无机矿物颗粒边缘发生弯曲、续断和尖灭，整体连续性较好［图3（a）， 图3（b）］。单条裂缝宽度变化较大，多为百纳米级，镜下观察最大宽度为402.2 nm［图3（c）］。裂缝多呈开启状态，局部被沥青充填或者热液成因的重晶石脉充填［图3（c）—图3（f）］。微裂缝主要是在蒙皂石向伊利石转化过程中，特别是伊蒙有序渐层阶段，蒙皂石构造垮塌而成。此外，该过程中蒙皂石释放大量层间水，引起异常流体压力，可在泥岩内部产生微裂缝［20］。
图3 川东地区下侏罗统陆相页岩无机矿物收缩缝

（a）XL101井，J1 d，2 268 m，灰黑色页岩，黏土矿物收缩缝，宽度最大约为402.2 nm，局部被重晶石充填；（b）FY1井，J1 da，2 582.5 m，页岩夹灰质纹层，黏土矿物收缩缝，断续分布，局部被重晶石充填；（c）FY1井，J1 d，2 729 m，灰黑色页岩，顺层发育黏土矿物收缩缝，缝宽变化较大，局部最大值198.1 nm，局部被重晶石充填；（d）FY1井，J1 d，2 705 m，含炭质页岩，黏土矿物收缩缝，局部被重晶石充填；（e）FY1井，J1 da，2 600.5 m，灰黑色页岩夹灰质条带，黏土收缩缝；（f）XL101井，J1 d，2 268 m，灰黑色页岩，黏土矿物收缩缝，局部被重晶石充填

Fig.3 Fractures derived from inorganic mineral shrinking in Lower Jurassic lacustrine shale in eastern Sichuan Basin

3.3　与生烃作用相关的微裂缝

3.3.1　有机质收缩缝

下侏罗统自流井组页岩样品有机质多以条带状和块状富集，有机质结构紧密，其内部不发育有机质孔隙，但有机质条带［图4（a）—图4（c）］及块状有机质［（图4（d）—图4（f）］和无机矿物（黏土矿物）边缘可见有机质收缩缝。该种裂缝分布具有随机性，主要发育在有机质与黏土矿物或石英颗粒等之间，裂缝展布主要受有机质形态的控制。条带状有机质周围多发育具有一定延伸性、但缝宽较小的收缩缝［图4（a）—图4（c）］，块状有机质多在其边缘局部位置发育且延伸性较差、而裂缝宽度较大的收缩缝［（图4（d）—图4（f）］，缝宽基本为百纳米—微米级。有机质收缩缝边缘相对平整，内部未充填，有机质—黏土矿物之间偶见黄铁矿颗粒支撑［图4（f）］，多呈开启状态。前人研究表明，川东北地区下侏罗统陆相页岩有机显微组分主要由镜质组和惰质组组成［17］，在热解生烃过程中腐殖型有机质内部不产生孔隙，但有机质整体收缩后与周围无机矿物之间形成微裂缝［21-22］。
图4 川东地区下侏罗统陆相页岩有机质收缩缝

（a）FY1井，J1 d，2 729 m，灰黑色页岩，条带状有机质与黏土矿物间局部发育粒缘缝，有机质条带内偶见有机孔；（b）XL101井，J1 da，2 268 m，灰黑色含介壳页岩夹灰质纹层，条带状有机质与无机矿物间局部发育粒缘缝；（c）XL101井，J1 d，2 268 m，灰黑色页岩，条带状有机质与黏土矿物间发育微裂缝；（d）XL101井，J1 da，2 144 m，灰黑色页岩，块状有机质与无机矿物间局部发育粒缘缝；（e）XL101井，J1 da，2 268 m，灰黑色含介壳页岩夹灰质纹层，块状有机质与无机矿物间局部发育粒缘缝；（f）XL101井，J1 d，2 268 m，灰黑色页岩，块状有机质结构致密，有机质与黏土矿物间发育微裂缝

Fig.4 Fractures derived from organic matter shrinking in Lower Jurassic lacustrine shale in eastern Sichuan Basin

3.3.2　有机质裂解缝

镜下观察表明，川东地区下侏罗统陆相页岩有机质内部可见丰富的有机质裂解缝。裂缝展布受有机质形态控制，无固定延续方向，在局部沟通有机质孔［图5（a），图5（b）］，缝面多呈撕裂状［图5（c），图5（d）］，宽度约百纳米—微米级，边缘不规则，具有明显的锯齿状，裂缝内部无充填。有机质裂解缝与有机质—无机粒缘缝连通，形成良好的裂缝网络［图5（e），图5（f）］。与本文3.3.1节中提到的条带状或块状有机质不同，内部发育裂缝的有机质中可见有机质孔隙的发育。从裂缝几何学特征上判断，该裂缝与有机质热裂解作用有关。一方面，川东地区下侏罗统页岩已进入高成熟演化阶段，以Ⅱ型干酪根为主的有机质生烃或原油裂解成气过程中可发育大量有机孔隙，有机质孔隙发育过程中逐渐连通后可在有机质内部形成小规模的微裂缝［23-25］；另一方面，原油裂解生气的过程中，当天然气的体积增加速率大于流（气）体排出速率时，有机质内气体体积膨胀形成异常高压，当孔隙流体压力大于有机质破裂压力时，可在有机质内产生微裂缝。
图5 川东地区下侏罗统陆相页岩有机质裂解缝

（a）FY1井，J1 d，2 705 m，含炭质页岩，有机质内部发育微裂缝；（b）FY1井，J1 da，2 600.5 m，灰黑色页岩夹灰质条带，有机质内部微裂缝与粒缘缝连通；（c）FY1井，J1 da，2 582.5 m，页岩夹灰质纹层，有机质内可见微裂缝；（d）XL101井，J1 da，2 150.5 m，灰黑色页岩夹灰质纹层；（e）XL101井，J1 da，2 150.5 m，灰黑色页岩夹灰质纹层，微裂缝宽度最大416.7 nm；（f）XL101井，J1 da，2 150.5 m，灰黑色含介壳页岩夹灰质纹层

Fig.5 Fractures derived from organic matter cracking in Lower Jurassic lacustrine shale in eastern Sichuan Basin

4 微裂缝储集能力

高压压汞实验可以较好地反映页岩样品储层微观结构特征，特别是大孔的微观结构特征，因此本文采用毛细管压力曲线描述川东地区下侏罗统自流井组页岩储层微观结构特征。自流井组页岩样品毛细管压力曲线可以划分为4个阶段：初始阶段（A）、前端平缓阶段（B）、后端平缓阶段（C）和末端上翘阶段（D），曲线具有两头陡、中间缓的特点（图6）。在A阶段，随毛细管压力升高，汞进入样品表面孔隙，汞饱和度缓慢增加。B阶段表明在该压力区间汞逐渐向样品的大孔隙中运移，汞饱和度迅速增大（从10%增大到40%~55%）而毛管压力较小且变化幅度较低（0.1 MPa~ <10 MPa），表明相应的孔喉半径大且分选性较好。C平缓阶段表明在该压力区汞逐渐向相对较大孔隙中推进，汞饱和度迅速增大（从40%~55%增大到76%~95%）而毛管压力较大且变化幅度较低（60~70 MPa），说明相应的孔喉半径比B阶段较小但分选性较好。D阶段进汞量急剧减小且毛细压力快速升高，说明相应的孔喉半径较小，汞难以进入其中。前人研究认为，川东地区下侏罗统陆相页岩主要以黏土矿物孔隙和有机质孔隙为主［12］，综合微裂缝发育特征可以推测，B阶段主要发生在储层微裂缝中，C阶段主要发生在黏土矿物狭缝型孔隙中，D阶段则主要发生在孔径较小的有机孔中。
图6 川东地区下侏罗统页岩毛细管压力曲线特征

Fig.6 Capillary pressure curve characteristics of Lower Jurassic shale in eastern Sichuan Basin

不同黏土矿物组成的孔隙直径有所差异，其中蒙脱石层面间的狭缝状孔隙宽200~400 nm，洞穴状孔隙孔径约为400~600 nm；伊/蒙混层的粒间孔和层面缝隙为20~100 nm，层内连通的孔隙小于50 nm；板片状高岭石颗粒之间的面状缝隙孔径约为20~100 nm；绿泥石中狭缝状孔隙的间距约为20 nm；板状或片状伊利石之间的矩形和楔形孔缝的大小多为100~200 nm［26-27］。
联测实验结果表明，川东地区下侏罗统自流井组页岩样品的孔径变化较大，主要介于0.8~20 000 nm之间（图7）。
图7 川东地区下侏罗统陆相页岩孔径分布

Fig.7 Pore size distribution of Lower Jurassic lacustrine shale in eastern Sichuan Basin

由于储层的孔隙类型主要为伊/蒙混层、伊利石孔和有机质孔，因此，结合前人提出的黏土矿物孔隙和有机孔隙的孔径特征，本文研究认为下侏罗统自流井组页岩中孔径大于200 nm的储集空间主要与微裂缝发育相关。基于该前提计算裂缝孔隙度表明（表1），微裂缝所构成的孔隙体积占页岩储层孔隙体积的比例介于20.8%~36.5%之间，平均值为25.5%，即微裂缝对页岩储层储集能力的贡献平均值约为25.5%。
表1 川东地区下侏罗统页岩样品裂缝对样品孔隙体积贡献率

Table 1 Contribution of fracture to pore volume of Lower Jurassic shale in eastern Sichuan Basin

井名 深度/m 岩性 孔体积占比/%
<2 nm 2~50 nm 50~200 nm >200 nm
FY1 2 582.5 页岩夹灰质纹层 6.1 62.7 5.7 20.8
FY1 2 600.5 页岩夹灰质条带 8.3 58.3 5.4 23.3
FY1 2 629.6 灰黑色页岩 24.7 49.2 2.4 21.5
XL101 2 144.0 灰黑色页岩 6.5 54.8 7.4 25.7
XL101 2 150.5 灰黑色含介壳页岩夹灰质纹层 4.7 56.3 8.9 23.1
XL101 2 159.0 灰黑色含介壳页岩夹灰质纹层 5.7 46.4 4.8 36.5
本文研究利用Image-Pro Plus软件共统计和计算10个页岩样品的面孔率。为了全面识别样品裂缝的展布，本文采用较大的视域进行统计和计算，由此可能降低孔径相对较小的有机质孔隙的分辨率。但是由图5可知，川东地区下侏罗统自流井组陆相页岩储层以介孔和大孔为主，微孔所占比例较低，因此，该识别方法对结果影响较小。图8显示了识别的2个样品的有效孔隙［图8（a），图8（c）］和裂缝［图8（b）， 图8（d）］，其中黏土矿物粒间孔缝和裂缝可以被较好的识别［图8（a），图8（c）］。从表2可以看出，下侏罗统陆相页岩样品的有效面孔率平均值为3.50%，裂缝面孔率平均值为0.89%，裂缝对面孔率的平均贡献率为25.32%。对比该结果和联测实验结果可以看出，二者具有良好的吻合度，说明评价结果具有较高的可靠性。
图8 川东地区下侏罗统陆相页岩样品有效孔隙及有效裂缝分布

（a）、（b）：FY A井，2 727.0 m；（c）、（d）：XLA井，2 144 m；（a）和（c）中红色代表样品的孔隙，（b）和（d）中绿色圈定部分代表有效裂缝

Fig. 8 Distribution of effective pores and fractures at Lower Jurassic lacustrine shale samples in eastern Sichuan Basin

表2 川东地区下侏罗统陆相页岩样品面孔率及裂缝面孔率统计

Table 2 Plane porosity of pores and fractures at Lower Jurassic lacustrine shale samples in eastern Sichuan Basin

井名 深度 样品面孔率 裂缝面孔率 裂缝贡献率
/m /% /% /%
FY A 2 528.5 4.09 1.18 28.89
FY A 2 600.5 3.37 0.62 18.55
FY A 2 629.6 2.02 0.56 27.64
FY A 2 705.0 4.54 1.03 22.69
FY A 2 729.0 3.11 0.85 27.51
XL A 2 144.0 4.00 0.68 17.02
XL A 2 150.5 1.44 0.37 25.36
XL A 2 159.0 5.21 1.82 34.94
XLA 2 268.0 3.68 0.93 25.27
综合2种方法的评价结果可以认为，陆相页岩储层中微裂缝是重要的储集空间，其对于提高页岩储层的储集能力和游离态页岩气的富集具有积极意义。

5 裂缝发育序列

前人研究表明，除了裂缝的空间展布，裂缝形成时间及其与烃源岩生排烃时间的耦合关系是控制油气富集的重要因素［28］。因此，本文研究在厘定裂缝类型及发育特征的基础上探讨了不同成因裂缝发育序列（图9）。
图9 川东地区下侏罗统陆相页岩储层裂缝发育演化序列

Fig.9 Fracture development and evolution sequence at Lower Jurassic lacustrine shale reservoir in eastern Sichuan Basin

页理缝主要发育在同沉积阶段，但是受后期成岩作用影响较大，其中，早成岩阶段到中成岩A期的机械压实作用可降低页理缝有效性，但中成岩A期（R O值为0.5%~1.0%）烃源岩释放的有机酸可沿缝溶蚀，形成宽度为数微米到数十微米有效储集空间和输导网络。中成岩阶段（R O值为0.5%~1.6%），页岩储层中蒙皂石向伊利石转化导致黏土矿物收缩［20］，形成大量微裂缝。与此同时，有机质向油沥青转化过程中体积收缩，与周围矿物之间产生微裂缝，特别是镜质组和惰质组等内部结构紧密的显微组分，在热演化过程中虽然不发育有机质孔隙，但有机质收缩可与周围矿物之间产生明显的微裂缝。黏土矿物收缩缝和有机质收缩缝连通形成裂缝网络，形成了有机质与无机矿物之间的渗流通道。在该阶段，页岩先后进入生油和生气窗，黏土矿物收缩缝和有机质收缩缝发育与有机母质生排烃过程具有很好的时间耦合关系，微裂缝可以为早期生成的油气提供运移通道。当下侏罗统页岩进入在中成岩晚期（R O值为1.3%~1.6%），原油裂解生气过程中，有机质孔隙连通或者异常压力会在有机质内部发育微裂缝，裂缝可沟通有机质孔，形成有效运移通道且该过程与生气高峰基本同期形成，可提高天然气的运移效率［10，29］。而且有机质裂解缝与有机质收缩缝、黏土矿物收缩缝连通，完善页岩内部裂缝网络有利于有机质内烃类流体向邻近无机矿物孔隙运移和富集。此外，早期发育的页理缝提高了页岩横向渗透性，有利于烃类从页岩向邻近的砂岩或灰岩夹层内运移富集。

6 结语

川东北地区下侏罗统自流井组陆相页岩储层中发育3类4种微裂缝，主要包括与沉积作用相关的微裂缝（页理缝）、与成岩作用相关的微裂缝（黏土矿物收缩缝）和与生烃作用相关的微裂缝（有机质收缩缝和有机质裂解缝）。页理缝的发育受控于沉积水体的水动力条件，沉积于水动力强度较弱的半深湖—深湖中的富有机质页岩普遍发育高密度页理缝；黏土矿物收缩缝多受控于成岩演化中黏土矿物成分和结构的变化；有机质收缩缝主要与镜质体、惰质体等贫氢组分的热演化过程有关；有机质裂解缝主要由有机质孔隙连通或原油裂解生气所产生的异常压力所形成。
微裂缝发育的陆相页岩样品压汞曲线具有4段式特征：初始阶段（A）、前端平缓阶段（B）、后端平缓阶段（C）和末端上翘阶段（D），其中B段所对应的孔隙具有孔喉半径较大、均一性较好的特征，主要反映储层微裂缝的微观结构特征。综合压汞曲线和面孔率估算结果认为，微裂缝是下侏罗统自流井组陆相页岩储层储集空间的重要组成部分，微裂缝对陆相页岩储层储集能力的贡献约为25%。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
郭旭升，胡东风，李宇平，等．海相和湖相页岩气富集机理分析与思考：以四川盆地龙马溪组和自流井组大安寨段为例［J］.地学前缘，2016，23（2）：18-28．

GUO X S， HU D F， LI Y P， et al. Analysis and thoughts on accumulation mechanisms of marine and lacustrine shale gas：A case study in shales of Longmaxi Formation and Da'anzhai section of Ziliujing Formation in Sichuan Basin［J］. Earth Science Frontiers， 2016， 23（2）：18-28．

2
邹才能，杨智，王红岩，等.“进源找油”：论四川盆地非常规陆相大型页岩油气田［J］. 地质学报，2019，93（7）：1551-1562.

ZOU C N， YANG Z， WANG H Y， et al. “Exploring petroleum inside source kitchen”：Jurassic unconventional lacustrine giant shale oil & gas field in Sichuan Basin，China［J］. Acta Geologica Sinica， 2019， 93（7）： 1551-1562.

3
聂海宽， 何治亮， 刘光祥， 等. 中国页岩气勘探开发现状与优选方向［J］. 中国矿业大学学报，2020，49（1）：13-35.

NIE H K， HE Z L， LIU G X， et al. Status and direction of shale gas exploration and development in China［J］. Journal of China University of Mining & Technology， 2020，49（1）： 13-35.

4
聂海宽， 张培先， 边瑞康， 等. 中国陆相页岩油富集特征［J］. 地学前缘， 2016， 23（2）： 55-62.

NIE H K， ZHANG P X， BIAN R K， et al. Oil accumulation characteristics of China lacustrine shale［J］. Earth Science Fro-ntiers， 2016， 23（2）： 55-62.

5
焦方正，邹才能，杨智. 陆相源内石油聚集地质理论认识及勘探开发实践［J］. 石油勘探与开发， 2020， 47（6）： 1067-1078.

JIAO F Z， ZOU C N， YANG Z. Geological theory and exploration & development practice of hydrocarbon accumulation inside lacustrine source kitchens［J］. Petroleum Exploration and Development， 2020，47（6）：1067-1078.

6
董大忠， 施振生， 孙莎莎， 等. 黑色页岩微裂缝发育控制因素： 以长宁双河剖面五峰组—龙马溪组为例［J］. 石油勘探与开发， 2018， 45（5）： 763-774.

DONG D Z， SHI Z S， SUN S S， et al. Factors controlling microfractures in black shale： A case study of Ordovician Wufeng Formation-Silurian Longmaxi Formation in Shuanghe Profile， Changning area， Sichuan Basin， SW China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2018， 45（5）： 763-774.

7
吕文雅， 曾联波， 陈双全，等. 致密低渗透砂岩储层多尺度天然裂缝表征方法［J］. 地质论评， 2021，67（2）：543-555.

LYU W Y， ZENG L B， CHEN S Q， et al. Characterization methods of multi-scale natural fractures in tight and low-permeability sandstone reservoirs［J］.Geological Review，2021，67（2）：543-555.

8
范存辉，李虎，钟城，等. 川东南丁山构造龙马溪组页岩构造裂缝期次及演化模式［J］. 石油学报， 2018， 39（4）：379-390．

FAN C H， LI H， ZHONG C， et al. Tectonic fracture stages and evolution model of Longmaxi Formation shale，Dingshan structure，Southeast Sichuan［J］. Acta Petrolei Sinica， 2018， 39（4）：379-390．

9
田鹤， 曾联波， 徐翔， 等. 四川盆地涪陵地区海相页岩天然裂缝特征及对页岩气的影响［J］. 石油与天然气地质， 2020，41（3）：30-39.

TIAN H， ZENG L B，XU X， et al. Characteristics of natural fractures in marine shale in Fuling area，Sichuan Basin， and their influence on shale gas［J］. Oil & Gas Geology， 2020， 41（3）：30-39.

10
张金功，袁政文. 泥质岩裂缝油气藏的成藏条件及资源潜力［J］.石油与天然气地质， 2002， 23（4）： 336-338，347.

ZHANG J G， YUAN Z W. Formation and potential of fractured mudstone reservoirs［J］. Oil & Gas Geology， 2002， 23（4）： 336-338，347.

11
曾联波，肖淑蓉. 低渗透储集层中的泥岩裂缝储集体［J］.石油实验地质， 1999， 21（3）： 266-269.

ZENG L B， XIAO S R. Fractures in the mudstone of tight reservoir ［J］. Experimental Petroleum Geology， 1999， 21（3）： 266-269.

12
龙鹏宇， 张金川， 唐玄， 等. 泥页岩裂缝发育特征及其对页岩气勘探和开发的影响［J］. 天然气地球科学， 2011， 22（3）：525-532.

LONG P Y， ZHANG J C， TANG X， et al. Feature of muddy shale fissure and its effect for shale gas exploration and development［J］. Natural Gas Geoscience，2011，22（3）：525-532.

13
郭旭升，胡东风，魏祥峰， 等. 四川盆地焦石坝地区页岩裂缝发育主控因素及对产能的影响［J］. 石油与天然气地质， 2016， 37（6）： 799-808.

GUO X S， HU D F， WEI X F， et al. Main controlling factors on shale fractures and their influences on production capacity in Jiaoshiba area， the Sichuan Basin［J］. Oil & Gas Geology， 2016， 37（6）： 799-808.

14
王濡岳，胡宗全，刘敬寿，等. 中国南方海相与陆相页岩裂缝发育特征及主控因素对比——以黔北岑巩地区下寒武统为例［J］. 石油与天然气地质， 2018， 39（4）： 631-640.

WANG R Y， HU Z Q， LIU J S， et al. Comparative analysis of characteristics and controlling factors of fractures in marine and continental shales： A case study of the Lower Cambrian in Cengong area，northern Guizhou Province［J］. Oil & Gas Geology， 2018， 39（4）： 631-640.

15
曾联波， 吕鹏， 屈雪峰，等. 致密低渗透储层多尺度裂缝及其形成地质条件［J］. 石油与天然气地质， 2020， 41（3）： 449-454.

ZENG L B， LYU P， QU X F， et al. Multiscale fractures in tight sandstone reservoirs with low permeability and geological conditions［J］. Oil & Gas Geology， 2020， 41（3）： 449-454.

16
聂海宽， 马鑫， 余川， 等. 川东下侏罗统自流井组页岩储层特征及勘探潜力评价［J］. 石油与天然气地质， 2017， 38（3） ： 438-447.

NIE H K， MA X， YU C， et al. Shale gas reservoir characteristics and its exploration potential-analysis on the Lower Jurassic shale in the eastern Sichuan Basin［J］. Oil & Gas Geology， 2017， 38（3）： 438-447.

17
刘忠宝，胡宗全，刘光祥，等. 川东北地区自流井组陆相页岩储层孔隙特征及形成控制因素［J］. 石油与天然气地质， 2021， 42（1）：136-145.

LIU Z B， HU Z Q， LIU G X， et al. Pore characteristics and controlling factors of lacustrine shale reservoirs in the Lower Jurassic Ziliujing Formation，northeastern Sichuan Basin［J］. Oil & Gas Geology，2021，42（1）：136-145.

18
丁文龙，李超，李春燕，等.页岩裂缝发育主控因素及其对含气性的影响［J］.地学前缘， 2012， 19（2）： 212-220.

DING W L， LI C， LI C Y， et al. Dominant factor of fracture development in shale and its relationship to gas accumulation［J］. Earth Science Frontiers， 2012， 19（2）： 212-220.

19
ZENG L B， LU W Y，LI F Z， et al. Natural fractures and their influence on shale gas enrichment in Sichuan Basin China［J］. Journal of Natural Gas Science & Engineering，2016，30：1-9.

20
赵杏媛， 何东博. 黏土矿物与页岩气［J］. 新疆石油地质， 2012，33（6）：643-647，633.

ZHAO X Y， HE D B. Clay minerals and shale gas［J］. Xinjiang Petroleum Geology，2012，33（6）：643-647，633.

21
NELSON R A. Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs： Contributions in Petroleum Geology and Engineering［M］. Houston： Gulf Publishing Company，1985：320．

22
KO L， LOUCK S R， ZHANG T， et al. Pore and pore network evolution of Upper Cretaceous Boquillas （Eagle Ford–equivalent） mudrocks： Results from gold tube pyrolysis experiments［J］. AAPG Bulletin， 2016， 100（1-11）：1693-1722.

23
TINGAY M R，MORLEY C K，LAIRD A，et al.Evidence for overpressure generation by kerogen-to-gas maturation in the northern Malay Basin［J］. AAPG Bulletin，2013，97： 639-672.

24
WANG P W， PANG X Q， JIANG Z X， et al. Origin and evolution of overpressure in the Lower Jurassic succession in the Kuqa Depression， Western China［J］. Journal of Natural Gas Science and Engineering， 2016， 28： 700-710.

25
WANG P W， LIU Z B， CHEN X， et al. Impact of coexisted clay mineral and organic matter on pore growth in the Lower Jurassic Da'anzhai lacustrine shale reservoir in the Northeast Sichuan Basin， West China［J］. Interpretation， 2021，9（2）：373-384.

26
吉利明，邱军利，夏燕青. 常见黏土矿物电镜扫描微孔隙特征与甲烷吸附性［J］.石油学报，2012，33（2）：249-256.

JI L M， QIU J L， XIA Y Q. Micro-pore characteristics and methane adsorption properties of common clay minerals by electron microscope scanning［J］. Acta Petrolei Sinica， 2012， 33（2）： 249-256.

27
吉利明，邱军利，张同伟，等.泥页岩主要黏土矿物组分甲烷吸附实验［J］.地球科学：中国地质大学学报， 2012， 37（5）： 1043-1050.

JI L M， QIU J L， ZHANG T W， et al. Experiments on methane adsorption of common clay minerals in shale［J］. Earth Science：Journal of China University of Geosciences， 2012， 37（5）： 1043-1050.

28
王鹏威，陈筱，庞雄奇，等. 构造裂缝对致密砂岩气成藏过程的控制作用［J］.天然气地球科学，2014， 25（2）：185-191.

WANG P W， CHEN X， PANG X Q， et al. The controlling of structure fractures on the accumulation of tight sand gas reservoirs［J］. Natural Gas Geoscience， 2014， 25（2）： 185-191.

29
王濡岳，聂海宽，胡宗全，等.压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例［J］.天然气工业，2020，40（10）：1-11.

WANG R Y， NIE H K， HU Z Q， et al. Controlling effect of pressure evolution on shale gas reservoirs： A case study of the Wufeng-Longmaxi Formation in the Sichuan Basin［J］. Natural Gas Industry， 2020， 40（10）：1-11.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.