Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 7: 1260 - 1273

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.013

Geological characteristics of ultra-deep Longmaxi Formation shale reservoirs in the southwest margin of Sichuan Basin： Case study of Leibo block in Zhaotong National Shale Gas Demonstration area

  • Jiawei HE , 1, 2 ,
  • Yuan XIE , 2, 3 ,
  • Jianqing LIU 2 ,
  • Li HE 2
Expand
  • 1. Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 2. Chengdu Center，China Geological Survey，Chengdu 610081，China
  • 3. Civil⁃Military Integrated Geological Survey Center of China Geological Survey，Chengdu 611732，China

Received date: 2022-10-23

  Revised date: 2023-03-20

  Online published: 2023-07-13

Supported by

The Program of China Geological Survey(12120115007601)

Fold

Abstract

In order to discuss the geological characteristics of deep Longmaxi Formation shale reservoir in Zhaotong Shale Gas Demonstration area in the southwest margin of the Upper Yangtze River， taking Leibo area as an example， on the basis of field geological survey and indoor experimental data， and through regional geological data， a systematic study was carried out on the petrological characteristics， sedimentary facies distribution， organic geochemical parameters， and reservoir space types and characteristics of Longmaxi Formation shale in the study area. The mineral components in the study area are mainly quartz and clay minerals， with an average of 36.3% and 34.85% respectively， and contain a small amount of carbonate minerals， feldspar and pyrite； TOC content is 0.12%-5.94%， with an average of 2.12%； The two areas near Zhongdu town-Nan'an town and the east of Leibo county are high TOC value areas and sedimentary centers in the study area. The sedimentary facies are mainly deep-water continental shelf， which evolved to the West into shallow water continental shelf. TI value is 36.5-82.5， mainly type Ⅱ1 kerogen； R O is 2.34%-2.72%， with an average of 2.48%， which is at over mature stage； The average porosity is 8.99% and the average pore diameter is 5.682 nm. The pore types are mainly organic matter pores， mineral dissolution pores and micro fractures. The pore morphology is mainly nano-sized open quadrilateral parallel plate pores and densely stacked spherical intergranular pores， with a small amount of open cylindrical pores and fracture structures. The porosity of shale shows a positive correlation with permeability. Compared with the major shale gas producing areas at home and abroad， the lower shale of Longmaxi Formation in the southwest margin of Sichuan Basin shows the characteristics of high TOC content， high organic matter abundance， high maturity， high content of brittle minerals and development of organic matter pores. According to its hydrocarbon generation capacity and exploitability， it is divided into source rock section and reservoir dominated section. The upper member of Longmaxi Formation is characterized by low TOC content， high clay mineral content and developed microcracks. It is a non-source rock and a cap dominated interval.

Key words： Longmaxi Formation; Organic geochemistry; Reservoir evaluation; Zhaotong National Shale Gas Demonstration area

Cite this article

Jiawei HE , Yuan XIE , Jianqing LIU , Li HE . Geological characteristics of ultra-deep Longmaxi Formation shale reservoirs in the southwest margin of Sichuan Basin： Case study of Leibo block in Zhaotong National Shale Gas Demonstration area[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(7) : 1260 -1273 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.013

0 引言

页岩气是指以吸附态和游离态为主赋存于泥页岩或部分粉砂岩中的天然气藏，表现出集“生—储—盖”于一体的非常规特点［1］。目前在北美地区30多个盆地内发现了大量的页岩气藏，其中Antrim气藏、New Albany气藏、Marcellus气藏、Barnett气藏和Lewis气藏为商业开采程度最高的五大商业性气藏。这些页岩气藏的烃源岩均以海相地层为主，并表现出埋深浅、地层厚度大、构造活动简单、热演化程度适中、以Ⅰ型干酪根和Ⅱ型干酪根为主的特点［2-5］。据此，国内学者围绕南方海相页岩气资源的沉积环境展布、储层特征和富集模式等方面开展了大量的研究并取得了一系列成果［6-9］，极大地推动了国内页岩气资源勘探和开发的进步，但由于过分强调与北美页岩气地质条件的相似性，导致前期的勘探效果并不理想［10］。随着对油气资源的需求日益增大以及非常规油气藏理论的不断完善，国内学者发现中国南方海相页岩气表现出强烈的构造变形和超埋深而有别于北美页岩气藏，北美页岩气藏埋深集中在2 000~2 500 m之间，而国内四川盆地边缘地区由于构造变形导致龙马溪组页岩气藏埋深超过4 000 m［10-12］，基于此国内学者提出构造—保存条件是龙马溪组页岩气富集—高产的关键因素之一［13-16］。此外，国内自2009年起，先后建立了涪陵、长宁—威远、昭通3个国家级页岩气示范区［17-18］，一举成为北美之外的最大的页岩气生产国，上述3个页岩气示范区具有相同的沉积背景，都叠加了多期次的陆内造山运动，与盆内相比，由于昭通页岩气示范区处于盆地边缘地带，因而表现出构造更为强烈、变形更加复杂和埋深变化大等特点而有别于盆内涪陵、长宁—威远页岩气藏［19-20］，但前人对该地区的研究主要集中在有机质富集机理，以及物源区和构造背景的探讨，认为该区龙马溪组页岩主体形成于被动大陆边缘，缺氧的沉积环境是造成龙马溪组下段有机质富集的主控因素，并与盆内涪陵、长宁—威远示范区建立了良好的对比关系［21-23］，反而忽视了页岩气藏最基本的储层特征的研究。加之该示范区研究起步较晚，目前区内仅在黄金坝和紫金坝等地实现了工业气流的开采，导致储层数据积累严重缺乏，无法与北美地区及国内涪陵、长宁—威远示范区建立储集、物性的对比，为了准确全面地了解页岩气储层的特征及扩大区内页岩气藏勘探区域和提升示范区页岩气藏质量，本文以昭通示范区内雷波区块为主要研究区，通过区域地质资料、野外地质勘查和室内数据分析等手段，系统分析了四川盆地西南缘雷波地区龙马溪组页岩的沉积相展布、有机地球化学及储集类型等页岩气藏关键地质参数的特征，并与国内外主要页岩气产地进行对比，客观总结了雷波地区深层页岩气藏的储层特征，为进一步拓展四川盆地边缘地区页岩气勘探提供依据。

1 地质背景

研究区地处滇、黔、川三省交会区域，位于康滇古陆—黔中隆起与四川盆地结合部［图1（a）］，主体位于滇黔北部坳陷内，北部包含部分川西南低褶皱带区域，其内部构造线主要为南北向和北东向，以具有背斜紧闭、向斜宽缓特征的褶皱为主，断裂相对较少，褶皱构造总体上向北东倾伏，在空间上呈现出背斜、向斜相间平行排列并近等间距分布的特点，且变形构造强度由北向南逐渐加剧［24-25］［图1（b）］。由于研究区隶属于上扬子板块西南缘故其构造演化过程与上扬子板块息息相关，先后经历了中元古代褶皱基地形成、新元古代—三叠纪被动大陆边缘环境海相沉积、中生代碰撞造山运动海陆过渡相沉积和新生代陆内造山运动陆相沉积5个阶段［26-27］，在陆内造山运动的影响下，研究区内挤压—走滑隆升构造作用改造强烈［24］，受区内地层褶皱变形强烈、断裂发育以及风化剥蚀作用的影响，使得残留龙马溪组主要分布在雷波永善北东向区域内，导致研究区南部龙马溪组的缺失，页岩气保存条件的变差。
图1 研究区区域地质概况

注：图（a）据文献［31］；图（b）据文献［10，32］；图（c）海平面据文献［33］

Fig.1 Overview of regional geology in the study area

晚奥陶世末—早志留世初期，在加里东造山运动的背景下，受古陆隆升强制推进作用的影响在台地内部发生板内变形，形成了受黔中隆起和川中隆起及西部康滇古陆所挟持的深水前陆盆地［28-29］，区内水体滞留，总体表现为局限缺氧环境的陆表海［30］，在此背景下形成了一套以龙马溪组为代表的富含有机质灰黑色—黑色炭质页岩沉积［图1（c）］。研究区位于陆表海西南缘，水体相对较深，为陆棚环境，按照龙马溪组岩性组合及相关特征，将研究区龙马溪组页岩划分为上、下2段，其中龙马溪组下段以黑色—灰黑色炭质页岩为主，大量笔石发育，见水平层理及黄铁矿发育，为本文研究的主要层段，上段以浅灰色泥质粉砂岩、粉砂质页岩为主，偶见笔石发育。

2 样品与实验分析

为明确上扬子西南缘雷波地区龙马溪组页岩有机地球化学、储集空间以及沉积环境展布等页岩气关键地质参数特征，本文对研究区内4条剖面共采集了70件样品进行相关参数测定。所选剖面地层出露较全，自下而上依次为上奥陶统五峰组灰色页岩、下志留统龙马溪组黑色页岩和中二叠统梁山组灰白色微晶灰岩，各组之间均为平行不整合接触［图1（c）］。MCP剖面共厚200 m，其中龙马溪组页岩厚198.42 m，该剖面共采集样品20件；LHP剖面龙马溪组厚116.76 m（未见顶），该剖面共采集样品11件；YSP剖面龙马溪组厚156.73 m（未见顶），该剖面共采集样品20件；YNP剖面龙马溪组厚183.37 m（未见顶），该剖面共采集样品19件（图2）。将上述样品分别进行相关参数的测定，其中样品总有机碳含量（TOC）测定遵循GB/T 19145—2022标准，使用美国力可CS-230SH型有机碳硫分析仪在室内温度为23 ℃、湿度为40%的条件下测试；镜质体反射率（R b）测定遵循SY/T 5124—2012标准，使用美国CRAIC显微光度计和德国莱卡DM4500P型偏光显微镜在室内温度为23 ℃、湿度为40%的条件下测试，其中每个样品的测点不低于30个，求其平均值作为该样品的镜质体反射率。矿物组成测定遵循SY/T5163—2010标准，采用粉末压片法，使用德国布鲁克D8 advance型X射线衍射仪在室内温度为22 ℃、湿度为40%的条件下测试。仪器测试条件：配备Cu-K标准靶，测试电压为40 kV，测试电流为40 mA，样品测角范围为3°~45°，测角精度为0.02°，测角工作方式为2°/min。孔隙结构分析遵循SY/T 6154—1995标准，采用静态氮吸附容量法，使用美国麦克ASAP2020型比表面和微孔分析仪进行测试。先将样品碎至20目以下真空脱气24 h，然后在低温环境下（-196 ℃）以N2作为吸附介质进行测定，根据不同压力下样品对N2的吸附情况反演样品孔隙结构特征，比表面积采用BET数学模型进行模拟；扫描电镜遵循GB/T 17359—2012标准，使用日本电子株式会社JSM-6610LV型扫描电镜和英国牛津X-max型能谱仪在室内温度为21.6 ℃、湿度为39%的条件下进行扫描，上述实验均在重庆地质矿产研究院完成。孔隙度与渗透率测定使用美国AP-608型覆压条件孔隙度渗透率测量仪，在成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室进行测定。
图2 研究区龙马溪组页岩综合柱状图

注：图中MCP剖面中红色点为TOC=8.78%数据点

Fig.2 Comprehensive histogram of Longmaxi Formation shale in the study area

3 矿物岩石学与沉积相展布

3.1　矿物岩石学特征

研究区70件样品全岩分析结果显示（表1），龙马溪组页岩矿物成分以石英、碳酸盐矿物（方解石、白云石）和黏土矿物为主，此外还含有少量的长石、黄铁矿等，其中LHP剖面石英平均含量最高达43.09%，而YSP剖面的碳酸盐矿物含量最高，平均为34.24%；MCP和LHP剖面碳酸盐矿物均以白云石为主，而YSP和YNP剖面以方解石为主；虽4个剖面黏土矿物含量都以绿泥石为主，但LHP和YNP剖面的蒙脱石含量远远低于YSP和MCP剖面；其他矿物如长石含量、黄铁矿等含量分布规律几乎一致（图2），这可能是所处古地理位置不同而形成的沉积差异响应。
表1 研究区龙马溪组页岩全岩矿物成分和总有机碳分析

Table 1 Mineral composition and TOC analysis of the whole shale of Longmaxi Formation shale in the study area

剖面代号

样品数

/个

 矿物含量/%

TOC

/%

石英 方解石 白云石 长石 石膏 黄铁矿 黏土矿物
MCP 下段 9 （11~88）/48.8 （27~53）/5.9 （0~43）/12.6 （1~13）/4.1 （0~2）/0.8 （0~2）/0.7 （10~43）/27.2 （2.17~8.78）/4.14
上段 11 （21~40）/29.1 （0~21）/8.0 （0~22）/6.5 （2~6）/4.1 （0~3）/1.0 （0~1）/0.5 （27~66）/50.8 （0.19~2.33）/01.10
LHP 下段 7 （34~67）/47.6 （0~11）/4.1 （0~6）/3.0 （3~10）/6.7 （0~6）/1.7 （0~2）/0.9 （19~45）/36.0 （2.06~5.73）/3.43
上段 4 （31~39）/35.3 （0~10）/6.0 （0~14）/8.5 （4~8）/6.3 （0~3）/1.5 （0~1）/0.8 （28~61）/41.75 （0.44~2.03）/1.55
YSP 下段 6 （30~51）/41.5 （6~52）/21.7 （8~35）/12.7 （2~12）/5.1 （0~9）/2.4 （0~1）/0.3 （6~32）/16.1 （1.04~5.94）/2.36
上段 14 （16~42）/28.9 （5~45）/21.6 （0~26）/12.5 （6~14）/9.4 （0~6）/1.7 （0~2）/1.1 （10~43）/24.8 （0.12~1.66）/1.08
YNP 下段 10 （22~53）/38.3 （0~28）/11.1 （0~27）/11.2 （2~10）/4.5 （0~16）/3.7 （0~1）/0.7 （13~57）/30.5 （0.87~5.87）/3.22
上段 9 （17~41）/27.3 （0~34）/12.1 （0~3）/0.7 （3~18）/7.8 （0~1）/0.2 （0~1）/0.4 （36~67）/51.4 （0.33~1.40）/0.82

注：（2.17~8.78）/4.14=（最小值—最大值）/平均值

整体而言，研究区龙马溪组自下而上呈现出石英含量逐渐减少，而以绿泥石为代表的黏土矿物呈现逐渐增加的趋势，且两者呈现互补关系（图2），黄铁矿则主要出现在龙马溪组下段，表明较强的缺氧环境。
以石英＋长石、碳酸盐矿物和黏土矿物为端元，采用三角图解法对研究区龙马溪组页岩进行投点，其中混合页岩相根据其优势矿物种类进一步细分为黏土质—硅质页岩相、黏土质—钙质页岩相和钙质—硅质页岩相3个亚类［34］，投点结果显示研究区龙马溪组页岩主要分布在硅质页岩相、黏土质页岩相和混合质页岩相范围内（图3），其中龙马溪组下段主要为硅质页岩相和混合页岩相的黏土质—硅质页岩相、钙质—硅质页岩相，而龙马溪组上段主要为黏土质页岩相和混合页岩相的黏土质—硅质页岩相、黏土质—钙质页岩相。
图3 研究区龙马溪组页岩岩相三角图

Fig.3 Triangle diagram of shale lithofacies of Longmaxi Formation in the study area

结合岩性特征及矿物在垂向上的变化，研究区龙马溪组页岩具有以下特征：在龙马溪早期，受海侵的影响形成一套厚层状的硅质页岩和钙质页岩，矿物成分以硅质和碳酸盐矿物为主，到了龙马溪中—后期，随着海侵程度的减弱和大量陆源碎屑物质的输入，石英含量逐渐降低并在龙马溪组中部出现碳酸盐矿物突然减弱和黏土矿物含量迅速上升的情况，形成一套黏土质页岩和黏土质混合相页岩。

3.2　沉积相展布

研究区龙马溪组，主要分布在长河碥—黄茅坝—苏田近北西南东一带，根据岩性组合和生物化石展布特征将研究区龙马溪组划为陆棚相沉积环境（图4），进一步细分为深水陆棚相和浅水陆棚相2个亚相，其中深水陆棚相以黑色—灰黑色薄层状炭质页岩和灰黑色薄—中层状炭质泥岩为主，矿物以高石英含量、低黏土矿物含量和出现黄铁矿为特征，水平层理大量发育并见丰富的笔石化石，在沉积构造和矿物分布的基础上可划分出炭质深水陆棚、泥质深水陆棚和砂泥质深水陆棚3种微相；浅水陆棚相以灰色—深灰色薄—中层状粉砂质泥（页）岩为主，偶夹灰色薄层状泥质粉砂岩、泥岩及少量泥—微晶灰岩、矿物以低石英含量，高黏土矿物含量和出现石膏为特征、发育水平层理及波痕构造，偶然见小型交错层理，局部可见笔石化石产出，进一步可划分出砂泥质浅水陆棚、砂质浅水陆棚和灰质浅水陆棚3种微相。
图4 研究区龙马溪组下段典型特征

（a）-（c）CP剖面，炭质页岩、层内黄铁矿、水平层理；（d）-（f）LHP剖面，顺层分布的黄铁矿、水平层理、炭质页岩和层内黄铁矿；（g）-（h）YSP剖面，炭质页岩、笔石化石；（i）-（l）YNP剖面，炭质页岩、水平层理、笔石化石、草莓状黄铁矿（扫描电镜）

Fig.4 Typical characteristics of the lower member of Longmaxi Formation in the study area

在野外调查的基础上，根据垂向沉积演化序列及地层厚度变化特征，对研究区龙马溪组页岩厚度及沉积相展布进行了厘定。研究区龙马溪组页岩在中都镇—南岸镇西部和雷波县城北部2个地区形成了沉积厚度均超过110 m的沉积中心［图5（a）］，沉积相也以深水陆棚沉积相为主，受康滇古陆和黔中古陆的影响，从东北到西南方向，页岩层厚度逐渐降低，沉积相也呈现出深水陆棚到浅水陆棚环境的过渡趋势，其中浅水陆棚沉积相主要分布在美姑—金阳—威信一带［图5（a）］。
图5 研究区龙马溪组页岩等厚—沉积相（a）和TOC平面分布（b）

Fig.5 Shale isopach-sedimentary facies diagram （a） and TOC plane distribution diagram （b） of shale of Longmaxi Formation in the study area

4 页岩地球化学特征

4.1　有机碳含量及变化

TOC的多少直接影响了烃源岩产气能力与含气量，因此TOC的相关研究是评价页岩气藏的重要参数。对研究区内的70件龙马溪组样品进行TOC测定（表1）。测试结果显示，研究区MCP剖面除去底部一个样品高达8.78%外，其余19件样品TOC值在0.19%~4.78%之间，平均为2.14%；LHP剖面TOC值在0.44%~5.73%之间，平均为2.75%；YSP剖面TOC值在0.12%~5.94%之间，平均为1.46%；YNP剖面TOC值在0.33%~5.87%之间，平均为2.08%，且研究区龙马溪组页岩TOC与石英含量呈正相关性［图6（a）］，与黏土矿物含量呈负相关性［图6（b）］。从所属层段来看，除去MCP剖面中TOC=8.78%外，研究区龙马溪组页岩下段TOC值在0.87%~5.94%之间，平均为3.19%；上段TOC值在0.12%~2.33%之间，其平均含量明显低于下段的TOC平均含量为1.07%（图2），整体而言TOC在垂向上均呈现逐渐减小的变化趋势；在平面上研究区内龙马溪组TOC含量为0.16%~5.94%不等，表现出由东北的高值区到西南的低值区的过渡趋势，并在中都镇—南岸镇附近和雷波县城以东地区这2个地区形成了TOC含量大于4%的高值区［图5（b）］，是研究区的优质烃源岩区，具有一定的页岩气资源潜力。
图6 研究区龙马溪组页岩TOC—矿物含量散点图

Fig.6 Scatter diagram of TOC- mineral content of Longmaxi Formation shale in the study area

4.2　热演化程度

由于古生代烃源岩缺乏陆相高等植物来源的镜质体组分，因而一般采用海相镜质体组分或原生沥青来代替判别烃源岩热演化程度，但我国海相烃源岩具高演化和碳酸盐岩化的特点［35］，结合研究区构造演化背景本文采用等效镜质体反射率（R O）进行热演化程度评价。对研究区龙马溪组下段进行镜质体反射率（R b）测定，测试结果显示R b值在2.86%~3.55%之间，平均为3.13%，换算后R O值在2.34%~2.72%之间，平均为2.48%（表2），表明研究区龙马溪组下段已经进入高演化阶段。
表2 研究区龙马溪组下段黑色有机岩石学特征参数

Table 2 Geochemical parameters of black shale in the lower member of Longmaxi Formation in the study area

剖面

代号

样品数

/个

 腐泥组/%

镜质组

/%

惰质组

/%

 TI 干酪根类型

R b

/%

R O

/%

浮游藻类体 无定向形体
MCP 5 ~4 （68~84）/78.6 （2~6）/3.6 （12~22）/17 （45.5~69）/59.7 Ⅱ1 （3~3.22）/3.11 （2.39~2.72）/2.55
LHP 5 （2~4）/3.3 （76~91）/84.6 （1~8）/4 （7~12）/9.4 （62~82.5）/74.2 Ⅱ1、Ⅰ （3.18~3.55）/3.34 （2.34~2.55）/2.46
YSP 5 （4~9）/6.4 （67~77）/71.6 （6~12）/9 （9~18）/13 （48.25~64.5）/58.3 Ⅱ1 （2.86~3.01）/2.92 （2.39~2.52）/2.45
YNP 5 （4~8）/5.3 （63~79）/72 （4~10）/7 （12~23）/17.8 （36.5~59）/52.2 Ⅱ1、Ⅱ2 （3.04~3.26）/3.15 （2.35~2.54）/2.45

注：（68~84）/78.6＝（最小值—最大值）/平均值；R O ［35］ =0.668R b+0.346；TI［36］=（腐泥组含量×100+壳质组×50-镜质组含量×75-惰质组含量×100）/100

4.3　有机质类型

由于干酪根中不同显微组分的来源和组成不同，其成烃特征具有明显的差异，因此对干酪根显微组分的研究具有重要意义。前人根据干酪根类型指数（TI）将干酪根划分为Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ共4种类型，且当TI值越大，有机质类型越好［36］，其中Ⅰ型干酪根TI≥80、Ⅱ1型干酪根TI=40~80、Ⅱ2型干酪根TI=0~40，而Ⅲ型干酪根TI<0。镜下鉴定结果表明研究区页岩干酪根形态主要为腐泥质组分（表2），其相对丰度在67%~91%之间，平均为81.35%；惰质组分次之，相对丰度在7%~23%之间，平均为13.52%；含少量镜质组分，相对丰度在1%~12%之间，平均为6%；没有观察到壳质组分的存在，这可能与该层段页岩成熟度较高导致其光性特征消失有关。
经统计、计算研究区龙马溪组下段TI值在36.5~82.5之间，平均为62.5（表2），以Ⅱ1型干酪根为主，指示干酪根主要由低等的海生菌藻类生物贡献［36］，对比北美Woodford和Marcellus等页岩气藏中富有机质页岩的干酪根类型［5］发现，两者均以Ⅱ1型干酪根为主，暗示该类有机质更有利于生烃，结合研究区龙马溪组下段高TOC含量的特征，综合指示该层段具备良好的生烃潜力。

5 页岩储集空间类型及特征

5.1　储集空间类型

基于扫描电镜的观察，根据研究区龙马溪组页岩微孔隙的形态、主要载体和发育位置，将研究区的储集空间分为微孔隙和微裂缝两大类，其中，微孔隙又可细分为有机质孔、矿物溶蚀孔、粒间边缘孔3小类。
有机质孔［图7（a）—图7（c）］是研究区常见的微孔隙类型，主要分布在高TOC岩层段，多为不规则的椭圆形和多边形，常表现出“马蜂窝”式集群分布的特点，其孔径相对较小，多在10~150 nm之间。是干酪根在热演化过程中，由固体状态转变为流体状态的烃类化合物运移后在干酪根内部形成的不规则次生孔隙，并且每当有35.00%的干酪根发生热演化可使页岩孔隙率增加4.90%，此外Ⅱ型干酪根在热演化过程中更容易产生出有机质孔［37］。研究区龙马溪组下段干酪根以Ⅱ1类型为主且有机质含量较高，R O和T max也指示龙马溪组下段处于高演化阶段，在该种背景下干酪根不断排烃，在龙马溪组下段形成了大量的有机质孔。
图7 研究区龙马溪组页岩扫描电镜下储集空间特征

（a）机质孔；（b）有机质孔、微裂缝；（c）有机质孔；（d）黏土矿物内的层间溶孔；（e）草莓状黄铁矿粒间溶孔；（f）草莓状黄铁矿铸模孔；（g）粒间边缘孔、微裂缝、矿物溶蚀孔；（h）构造微裂缝；（i）层间页理缝、矿物溶蚀孔

Fig.7 Scanning electron microscope characteristics of reservoir space of Longmaxi Formation shale in the study area

矿物溶蚀孔也是研究区常见的微孔隙类型，是指在成岩过程中或遭受有机酸溶蚀后在矿物颗粒间或内部形成的孔隙。按照矿物溶蚀孔的主要载体和发育位置，进一步划分为主要发育在黏土矿物内的层间溶孔［图7（d）］和主要发育在草莓状黄铁矿内的粒间溶孔2类［图7（e）］。层间溶孔多分布在黏土矿物含量较高的层段，该类孔隙多呈平行排列的狭缝状，连通性较好。是成岩作用过程中蒙脱石不断地向伊利石转变，在转变的过程中由于体积的减小，在片状矿物内形成了大量的层间孔。粒间溶孔多出现在龙马溪组下段，该类孔隙孔径较大但连通性较差，相对孤立。龙马溪早期受大面积海侵的影响，在缺氧的环境下形成了大量晶型较好的草莓状黄铁矿，晶间孔隙发育，其孔隙的大小主要受控于草莓状黄铁矿的晶形和粒径，在后期成岩作用或有机酸腐蚀的影响下，草莓状黄铁矿部分或全部脱落，形成铸模孔［图7（f）］。
粒间边缘孔是指发育在刚性矿物颗粒（如石英等）边缘的孔隙［图7（g）］，该类孔隙在研究区发育较少，其形态主要受控于矿物颗粒的规模和形态，多为不规则状，连通性较差。
除上述微孔隙外，微裂缝［图7（h）， 图7（i）］也是研究区烃源岩段的主要孔隙类型，这类孔隙多呈锯齿状或近曲线状，内壁一般为光滑状，平行分布展布且延伸性较强。微型缝成因类型多样［38］，主要包括构造应力作用下发生破裂形成的构造解理缝，成岩过程中在层理薄弱面发生剥离作用形成的层间页理缝，以及有机质热演化过程中生排烃作用引起有机质体积减小形成的有机质收缩缝。这些微裂缝有效地改善了页岩储层的物性，为页岩气运移提供了有效的疏导通道。

5.2　储集空间特征

对研究区储层段的部分样品进行低温氮气吸附—脱附实验，将数据可视化后得到研究区龙马溪组储层段的吸—脱附曲线（图8）。吸附曲线具备明显的反向“S”特征，符合前人［39］对等温线分类中的Ⅱ型特征，反映吸附孔隙类型及载体多为非多孔固体，并且主要发生在固体表面的多分子层吸附，与扫描电镜下观察到大量有机质孔和矿物溶蚀孔相符合。在低饱和蒸气压段（P/P 0＜0.1），吸附曲线急剧上升并表现出略微上凸的特点，表明在该阶段主要进行的是微孔毛细吸附，按照IUPAC的划分标准，该类微孔主要为孔径小于2 nm的微孔［40］；在中饱和蒸气压段（0.1<P/P 0<0.8），随着饱和蒸气压的增加，等温线缓慢上升并出现等温拐点，表明在该阶段主要进行的是分子层间吸附并由单分子层吸附向多分子层间吸附转变；在高饱和蒸气压阶段（0.8<P/P 0<1.0），等温线再次出现快速上升且未出现吸附饱和的现象，表明在该阶段主要是在较大孔隙内部发生了毛细吸附，与低饱和蒸气压段相比，该类孔隙为IUPAC分类标准中孔径在2~50 nm之间的中孔和孔径大于50 nm的大孔［40］。此外，吸附—脱附曲线则表现出明显的回滞环，按照研究区脱附曲线回滞环呈现出H3型特征，兼具H2型和H4型特征，表明研究区储层段孔隙主要为纳米级的开放四边平行板状孔和密集堆积球形颗粒间孔，并含少量开放圆筒孔和裂缝结构［39］。
图8 研究区龙马溪组页岩低温氮气吸附—脱附曲线

Fig.8 Low temperature nitrogen adsorption-desorption curve of Longmaxi Formation shale in the study area

采用BET线性回归和BJH模型对研究区储层微孔、中孔和大孔进行定量分析，结果显示页岩BET比表面积在9.92~25.17 m2/g之间，平均为17.36 m2/g，比表面较大，吸附能力强；BJH总孔容在0.015 04~0.036 18 cm3/g之间，平均为0.024 29 cm3/g，具有较大的总孔容；BJH平均孔径在4.673~7.719 nm之间，平均为5.682 nm，介于IUPAC根据孔隙直径分类方案中的2~50 nm区间之间，表明研究区孔隙大小主要为中孔类［40］，上述特征说明研究区龙马溪组页岩纳米级孔隙发育，为页岩气的聚集提供了良好的储存空间。

5.3　储层物性特征

储层的物理性质主要包括孔隙度和渗透率两类参数，也是储层评价中的重要参数特征，一般而言，好的储层具有相对较高的孔隙度和较低的渗透率［11］。对研究区储层段进行孔隙度与渗透率的测定，结果表明该区龙马溪组页岩孔隙度在1.4%~14.61%之间，平均为8.99%；渗透率在（0.000 25~2.7）×10-3 μm2之间，平均为0.69×10-3 μm2，且孔隙度与渗透率呈现正向相关性（图2，图9）。表明研究区龙马溪组页岩储层孔隙度较高、渗透率较低，具备优质页岩储层的特征。
图9 研究区龙马溪组页岩孔隙度—渗透率散点图

Fig.9 Porosity-permeability scatter diagram of Longmaxi Formation shale in the study area

6 对比分析

从上述讨论可以总结出研究区龙马溪组页岩的特征，总体表现为：高脆性矿物、高有机质含量、有机质类型以Ⅱ1型为主、高演化阶段、储集空间以纳米级的有机质孔和矿物溶蚀孔为主。在垂向上差异明显，龙马溪组下段在有机质含量、脆性矿物含量和储集性能等方面明显优于龙马溪组上段。与国内外主要页岩气产气区相比，研究区龙马溪组页岩存在明显的差异（表3）。
表3 研究区与国内外主要页岩气产区关键地质参数对比

Table 3 Comparison of key geological parameters between the study area and major shale gas producing areas at home and abroad

地区 区块 时代 页岩层系

相对

构造

强度

 埋深/m

石英

/%

 黏土矿物/% TOC/% 有机质类型 R O/%

孔隙度

/%

 渗透率/μm2

储集

空间

类型
北美地区［2-3，5，10］ Appalachia 泥盆系 Ohio 弱 610~1 524 45~60 20~80 0-4.7 Ⅰ、Ⅱ1 0.4-1.3 约4.7 － 微孔隙—裂缝系统
Michigan 泥盆系 Antrim 弱 183~732 20~41 — 0.3~24 Ⅰ 0.4~0.6 约9 1×10-9~1×10-6
Illinois 泥盆系

New

Albany

 弱 183~1 494 约50 30~40 1~25 Ⅱ 0.4~1.5 0.5~9.3 2.5×10-9~2×10-3
Fort Worth 石炭系 Barnett 弱 1 981~ 2 591 35~50 <35 约4.5 Ⅱ 1.0~1.3 5~6 1×10-5~2×10-5
San Juan 白垩系 Lewis 弱 914~1 829 50~75 13~23 0.5~2.5 Ⅱ、III 1.6~1.88 3.0~3.5 5×10-3~394.8×10-3
Oklahoma 泥盆系 Woodford 弱 1 829~3 353 — — 1~14 Ⅱ1 1.1~3.0 3~9 －

West

Virginia

 泥盆系 Marcellus 弱 1 219~2 591 — — 3~12 Ⅱ1 0.4~1.3 约10 －
四川盆地内部［14-15，42-44］ 礁石坝 志留系 龙马溪组 弱 2 313~2 595 33.9~80.3 16.6~49.1 1.0~5.9 Ⅰ、Ⅱ1 2.2~3.6 5.0~7.8 2×10-5~3×10-4 微孔隙—裂缝系统
威远 志留系 龙马溪组 弱 1 503~3 536 18~69 15~61 2.1~5.9 Ⅰ、Ⅱ1 1.9~3.0 3.6~5.2 －
长宁 志留系 龙马溪组 弱 2 363~2 525 25.8~67.6 10~53 1.9~7.3 Ⅰ、Ⅱ1 2.3~2.8 3.4~8.2 2×10-7~2×10-6
四川盆地周缘［10，38］ 巫溪田坝 志留系 龙马溪组 强 1 510~1 640 38.9~83.8 9.6~48 0.38~8.32 Ⅰ、Ⅱ1 1.99~2.58 0.09~6.33 2×10-7~2×10-5 微孔隙—裂缝系统
黄金坝 志留系 龙马溪组 强 2 382~2 516 17~43 18~41 2.8~3.0 Ⅰ、Ⅱ1 2.8~3.0 1.0~7.0 1×10-5~4×10-5
研究区 志留系 龙马溪组 强 500~4 500 11~88 5.8~67 0.12~5.9 Ⅱ1 2.34~2.72 1.4~14.6 2.5×10-7~2.7×10-3

注：“—”为没有数据

从储集空间来看，上述区块页岩气的储集空间均为微孔隙—裂缝系统。在埋深方面，四川盆地内部页岩气主产区埋深主要集中在1 503~3 536 m之间，北美盆地页岩气主产区埋深变化较大，从183~3 353 m不等，而研究区高TOC段主埋深在1 000~4 000 m之间，显示出埋藏较深的储层特征；在相对构造强度上，除四川盆地周缘地区外其余地区构造活动均相对较弱，为页岩气储存提供了良好的地质背景。在矿物含量方面，研究区石英含量与北美地区类似，为后期页岩气压裂开采提供了理论依据；黏土矿物则与盆地内部相似，保证了页岩气储集空间的多样性。在热演化方面，研究区与相邻的黄金坝以及盆内区域相似，都处于高—过成熟阶段，但明显高于北美地区；在有机质类型方面，说明Ⅱ型干酪根是页岩气的主要来源。在物性方面，孔隙度与邻区相似，但渗透率要明显高于盆内地区，表明研究区的龙马溪组页岩具备优质储层的特点。整体而言，研究区与邻区黄金坝和同处于盆缘的巫溪田坝的页岩气地质参数较为相似，与盆内页岩气产区整体较为相似，与北美页岩气产区部分相似，这主要是研究区位于盆地边缘在地质演化过程中经历了强烈的构造演化，且构造形态更为多样，造成保存条件变差，导致部分地质参数与盆内和北美页岩气产区差别较大。
页岩气藏由于集“生—储—盖”于一体的特点，在评价储层时应从多角度、多因素来综合考虑，重点考虑其生烃能力和可开采性［41］，因此通常选取有机质含量高、矿物脆性指数高、有机质孔及微裂缝发育的烃源岩段作为“甜点段”，以TOC=2.00%划分烃源岩段和非烃源岩段，结合研究区龙马溪组沉积相展布和保存条件认为：四川盆地西南缘龙马溪组下段由于发生大面积海侵，形成了缺氧环境，加上大量营养物质的输入，浮游藻类与笔石大量发育形成了较高的初级生产力［8，30，45］，在此背景下龙马溪组下段黑色页岩表现出高TOC含量（最高可达8.73%）、高演化阶段、高脆性矿物含量、高有机质孔的“四高”特征，因此将其划分为烃源岩段和以储层为主的层段，也是页岩气勘探的首选层段；龙马溪组中—上段，受海平面和氧化还原环境变化的影响，初级生产力降低、藻类和笔石丰度下降，导致该段有机质含量呈现逐步降低的趋势［8，30，45］，且较龙马溪组下段相比黏土质含量明显增高，并且在该段受区域造山运动的影响，下二叠统梁山组灰岩或峨眉山玄武岩作为盖层直接覆于页岩之上，区内褶皱构造发育，导致该段储集空间也由微孔隙转变为微裂缝，虽提供了储集空间，但不利于页岩气藏后期工业开采，且有机质含量较低，因此将该段划分为非烃源岩和以盖层为主的层段（图2）。

7 结论

（1）雷波地区龙马溪组页岩矿物以石英和黏土矿物为主，平均含量分别为36.3%和34.85%，在垂向上自下而上呈现出石英含量降低和黏土矿物含量增加的趋势；岩相三角图显示研究区烃源岩段以硅质页岩相和混合页岩相为主，非烃源岩段以黏土质页岩相和混合页岩相为主；根据岩石组合特征、矿物分布特征以及生物化石和相关沉积现象，将研究区龙马溪组页岩划分为深水陆棚相和浅水陆棚相，垂向上深水陆棚相主要集中在龙马溪组下段，平面上主要分布在雷波—永善—盐津以北一带，并在中都镇—南岸镇附近和雷波县城北部形成2个沉积中心。
（2）四川盆地西南缘雷波地区龙马溪组页岩TOC含量介于0.12%~5.94%之间，垂向上自下而上呈现逐渐降低的趋势，平面上在中都镇—南岸镇附近和雷波县城以东地区发育2个TOC高值区，且分别与石英和黏土矿物含量呈现正、负向相关性；干酪根组成以腐泥组无定形体为主，TI值在36.5~82.5之间，以Ⅱ1型干酪根为主；R O值在2.34%~2.72%之间，指示研究区页岩处于高演化阶段。
（3）雷波地区龙马溪组页岩孔隙类型以有机质孔、矿物溶蚀孔和微裂缝为主，自下而上“蜂窝状”有机质孔逐渐减少，不规则微裂缝逐渐增加；孔隙形态以纳米级的开放四边平行板状孔和密集堆积球形颗粒间孔为主，含少量开放圆筒孔和裂缝结构；平均孔径为5.682 nm，为中孔类；页岩孔隙度与渗透率呈现正向相关性。
（4）龙马溪组下段表现出高TOC含量高、高演化度、高脆性矿物含量、高有机质孔的特点，为烃源岩段和储层段；龙马溪组上段表现出TOC含量低、黏土矿物含量高、微裂缝发育的特点，属非烃源岩和以盖层为主的层段。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
张金川，徐波，聂海宽，等. 中国页岩气资源勘探潜力［J］. 天然气工业，2008，28（6）：136-140.

ZHANG J C，XU B，NIE H K，et al. Exploration potential of shale gas resources in China［J］. Natural Gas Industry，2008，28（6）：136-140.

2
HILL D G，NELSON C R. Reservoir properties of the Upper Cretaceous Lewis shale，a new natural gas play in the Sanjuan Basin［J］. AAPG Bulletin，2000，84（8）： 1240.

3
CURTIS J B. Fractured shale gas systems［J］. AAPG Bulletin，2002，86（11）：1921-1938.

4
姜福杰，庞雄奇，欧阳学成，等. 世界页岩气研究概况及中国页岩气资源潜力分析［J］. 地学前缘，2012，19（2）：198-211.

JIANG F J，PANG X Q，OUYANG X C，et al. The main progress and problems of shale gas study and the potential prediction of shale gas exploration［J］. Earth Science Frontiers，2012，19（2）：198-211.

5
蒲泊伶，包书景，王毅，等. 页岩气成藏条件分析——以美国页岩气盆地为例［J］. 石油地质与工程，2008，22（3）：33-39.

PU B L，BAO S J，WANG Y，et al. Analysis of shale gas accumulation conditions：A case study of shale gas basins in the Uni-ted States［J］. Petroleum Geology and Engineering，2008，22（3）：33-39.

6
NIE H，JIN Z，LI P，et al. Deep shale gas in the Ordovician-Silurian Wufeng-Longmaxi formations of the Sichuan Basin， SW China： Insights from reservoir characteristics，preservation conditions and development strategies［J］. Journal of Asian Earth Sciences，2023（244）：105521.

7
ZOU C N，ZHU R K，CHEN Z Q，et al. Organic-matter-rich shales of China［J］. Earth-Science Reviews，2019（189）：51-78.

8
FENG Z，HAO F，TIAN J，et al. Shale gas geochemistry in the Sichuan Basin，China［J］. Earth-Science Reviews，2022（232）：104141.

9
NIE H，CHEN Q，ZHANG G，et al. An overview of the characteristic of typical Wufeng-Longmaxi shale gas fields in the Sichuan Basin，China［J］. Natural Gas Industry B，2021，8（3）：217-230.

10
伍坤宇，张廷山，杨洋，等. 昭通示范区黄金坝气田五峰—龙马溪组页岩气储层地质特征［J］. 中国地质，2016，43（1）：275-287.

WU K Y，ZHANG T S，YANG Y，et al. Geological characteristics of Wufeng-Longmaxi shale-gas reservoir in the Huangjinba Gas Field，Zhaotong national shale gas demonstration area［J］. Geology in China，2016，43（1）：275-287.

11
LIANG X，WANG W，LI Z，et al. Exploration and development in the Zhaotong national shale gas demonstration area：Progress and prospects［J］. Natural Gas Industry B，2023，10（1）：44-61.

12
武瑾，于荣泽，梁峰，等. 渝东北地区巫溪2井五峰组—龙马溪组页岩气储层及含气性特征［J］. 石油学报，2017，38（5）：512-524.

WU J，YU R Z，LIANG F，et al. Reservoirs characteristics and gas-bearing capacity of Wufeng-Longmaxi formations shale in Well WX-2，Northeast Chongqing area［J］. Acta Petrolei Sinica，2017，38（5）：512-524.

13
GUO T. Evaluation of highly thermally mature shale-gas reservoirs in complex structural parts of the Sichuan Basin［J］. Journal of Earth Science，2013（6）：863-873.

14
GUO T L，ZHANG H R. Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field，Sichuan Basin［J］. Petroleum Exploration and Development，2014，41（1）：31-40.

15
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.

16
郭旭升. 南方海相页岩气"二元富集"规律——四川盆地及周缘龙马溪组页岩气勘探实践认识［J］. 地质学报，2014，88（7）：1209-1218.

GUO X S. Rules of two-factor enrichiment for marine shale gas in southern China：Understanding from the Longmaxi Formation shale gas in Sichuan Basin and its surrounding area［J］. Acta Geologica Sinica，2014，88（7）：1209-1218.

17
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.

18
邹才能，董大忠，王玉满，等. 中国页岩气特征、挑战及前景（二）［J］. 石油勘探与开发，2016，43（2）： 166-178.

ZOU C N，DONG D Z，WANG Y M，et al. Shale gas in China： Characteristics， challenges and prospects （Ⅱ） ［J］. Petroleum Exploration and Development，2016，43（2）： 166-178.

19
徐政语，梁兴，王希友，等. 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 Z Y，LIANG X，WANG X Y，et al. Shale gas reservoir characteristics of the Wufeng-Longmaxi formations in Huang-jinba construction block of the Luochang Syncline， the Sichuan Basin［J］. Oil & Gas Geology，2017，38（1）：132-143.

20
HE X，WU J，YONG R，et al. Hydrocarbon accumulation and key exploration & development technologies of Changning-Weiyuan marine shale gas field，southern Sichuan［J］.Petroleum Research，2021，6（1）：1-15.

21
牟传龙，葛祥英，余谦，等. 川西南地区五峰组—龙马溪组黑色页岩古气候及物源特征：来自新地2井地球化学记录［J］. 古地理学报，2019，21（5）：835-854.

MOU C L，GE X Y，YU Q，et al. Palaeoclimatology and provenance of black shales from Wufeng-Longmaxi formations in southwestern Sichuan Province：From geochemical records of Well Xindi-2［J］. Journal of Palaeogeography，2019，21（5）：835-854.

22
何佳伟，谢渊 ，侯明才，等. 川西南盐津地区志留系龙马溪组页岩地球化学特征及地质意义［J］.古地理学报，2021，23（6）：1174-1191.

HE J W，XIE Y，HOU M C，et al. Geochemical characteristics and geological significance of the Silurian Longmaxi Formation shale in Yanjin area，southwestern Sichuan Basin［J］.Journal of Palaeogeography，2021，23（6）：1174-1191.

23
何佳伟，谢渊 ，刘建清，等. 上扬子西南缘下志留统细粒沉积岩有机质富集机理研究——以盐津牛寨剖面为例［J］.沉积学报，2021，39（3）：656-671.

HE J W，XIE Y，LIU J Q，et al. Mechanism of organic matter enrichment of fine-grained sedimentary rocks in the Southwest margin of Upper Yangtze： A case study of the Niuzhai section，Yanjin［J］. Acta Sedimentologica Sinica，2021，39（3）：656-671.

24
梁兴，叶熙，张介辉，等. 滇黔北下古生界海相页岩气藏赋存条件评价［J］. 海相油气地质，2011，16（4）：11-21.

LIANG X，YE X，ZHANG J H，et al. Evaluation of preservation conditions of Lower Paleozoic marine shale gas reservoirs in the northern part of Dianqianbei Depression［J］. Marine Origin Petroleum Geology，2011，16（4）：11-21.

25
斯春松，张润合，姚根顺，等. 黔北坳陷及周缘构造作用与油气保存条件研究［J］. 中国矿业大学学报，2016，45（5）：1010-1021.

SI C S，ZHANG R H，YAO G S，et al. Tectonism and hydrocarbon preservation conditions of Qianbei Depression and its margin［J］. Journal of China University of Mining & Technology，2016，45（5）：1010-1021.

26
骆耀南. 康滇构造带的古板块历史演化［J］. 地球科学，1983，3（22）：93-101.

LUO Y N. The evolution of paleoplates in the Kang-Dian tectionic zone［J］. Earth Science，1983，3（22）：93-101.

27
梅庆华，何登发，桂宝玲，等. 川中地区新元古代—古生代初多幕裂陷过程及其演化［J］. 天然气地球科学，2016，27（8）：1427-1438.

MEI Q H，HE D F，GUI B L，et al. Multiple rifting and its evolution of central Sichuan Basin in the Neoproterozoic-Paleozoic［J］. Natural Gas Geoscience，2016，27（8）：1427-1438.

28
樊隽轩，Michael M J，陈旭，等. 华南奥陶系—志留系龙马溪组黑色笔石页岩的生物地层学［J］. 中国科学（地球科学），2012，42（1）：130-139.

FAN J X，MICHAEL M J，CHEN X，et al. Biostratigraphy and geography of the Ordovician-Silurian Lungmachi black shales in South China［J］.Scientia Sinica（Terrae），2012，42（1）：130-139.

29
CHEN X，RONG J Y，LI Y，et al. Facies patterns and geography of the Yangtze region， South China， through the Ordovician and Silurian transition［J］. Palaeogeography， Palaeoclimatology， Palaeoecology，2004，204（3-4）：353-372.

30
LI Y F，ZHANG T W，ELLIS G S，et al. Depositional environment and organic matter accumulation of Upper Ordovician-Lower Silurian marine shale in the Upper Yangtze Platform， South China［J］.Palaeogeography， Palaeoclimatology，Palaeoe-cology，2017，466：252-264.

31
陈洪德，郭彤楼，侯明才，等. 中上扬子叠合盆地沉积充填过程与物质分布规律［M］.北京：科学出版社， 2012.

CHEN H D，GOU T L，HOU M C，et al. Sedimentary Filling Process and Material Distribution in the Middle Upper Yangtze Superimposed Basin［M］.Beijing：Science Press，2012.

32
田继军，姜在兴，李熙喆，等. 川西—川中上三叠统地层对比及层序特征［J］. 中国地质，2010，37（5）：1313-1326.

TIAN J J，JIANG Z X，LI X Z，et al. Upper Triassic stratigraphic correlation and stratigraphic sequence characteristics in western Sichuan and central Sichuan Depression［J］.Geology in China，2010，37（5）：1313-1326.

33
LIU Y， WU B， GONG Q， et al. Geochemical characteristics of the Lower Silurian Longmaxi Formation on the Yangtze Platform， South China： Implications for depositional environment and accumulation of organic matters［J］. Journal of Asian Earth Sciences， 2019（184）： 104003.

34
王玉满，王淑芳，董大忠，等. 川南下志留统龙马溪组页岩岩相表征［J］. 地学前缘，2016，23（1）：119-134.

WANG Y M，WANG S F，DONG D Z，et al. Lithofacies characterization of Longmaxi Formation of the Lower Silurian，southern Sichuan［J］.Earth Science Frontiers，2016，23（1）：119-134.

35
卢双舫，张敏. 油气地球化学［M］.北京：石油工业出版社，2008.

LU S F，ZHANG M. Petroleum Geochemistry［M］. Beijing：Petroleum Industry Press，2008.

36
刘德汉，史继扬. 高演化碳酸盐烃源岩非常规评价方法探讨［J］. 石油勘探与开发，1994，21（3）：113-115.

LIU D H，SHI J Y. Discussion on unconventional evaluation method of high evolution carbonate source rock［J］. Petroleum Exploration and Development，1994，21（3）：113-115.

37
JARVIE D M，HILL R J，RUBLE T E，et al. Unconventional shale-gas systems： The mississippian barnett shale of north-central texas as one model for thermogenic shale-gas assessment［J］. AAPG Bulletin，2007，91（4）：475-499.

38
何佳伟，谢渊，侯明才，等. 大巴山前缘田坝剖面五峰组—龙马溪组页岩储层特征［J］. 成都理工大学学报（自然科学版），2018，45（3）：356-366.

HE J W，XIE Y，HOU M C，et al. Reservoir characteristics of the Wufeng-Longmaxi formations shale in the Tianba profile of Wuxi，Daba Mountain，China［J］. Journal of Chengdu University of Technology（Science &Technology Edition），2018，45（3）：356-366.

39
SING K S W. Reporting physisorption data for gas solid systems with special reference to the determination of surface area and porosity［J］. Pure and Applied Chemistry，1985，57（4）：603-619.

40
IUPAC. Physical chemistry division commission on colloid and surface chemistry，subcommittee on characterization of porous solids：Recommendations for the characterization of porous solids［J］. Pure and Applied Chemistry，1994，66（8）：1739-1758

41
蒋裕强，董大忠，漆麟，等. 页岩气储层的基本特征及其评价［J］. 天然气工业，2010，31（10）：7-12.

JIANG Y Q，DONG D Z，QI L，et al. Basic features and evaluation of shale gas reservoirs［J］. Natural Gas Industry，2010，31（10）：7-12.

42
杨振恒，韩志艳，腾格尔，等. 四川盆地南部五峰组—龙马溪组页岩地质甜点层特征——以威远—荣昌区块为例［J］. 天然气地球学，2019，30（7）：1037-1044.

YANG Z H，HAN Z Y， TENG G E，et al. Characteristics of Wufeng-Longmaxi Formations shale sweet layer： Case study of Weiyuan-Rongchang block of sinopec［J］. Natural Gas Geoscience，2019，30（7）：1037-1044.

43
王玉满，黄金亮，王淑芳，等. 四川盆地长宁、焦石坝志留系龙马溪组页岩气刻度区精细解剖［J］. 天然气地球科学，2016，27（3）：423-432.

WANG Y M，HUANG J L，WANG S F，et al. Dissection of two calibrated areas of the Silurian Longmaxi Formation，Changning and Jiaoshiba，Sichuan Basin［J］. Natural Gas Geoscience，2016，27（3）：423-432.

44
王淑芳，董大忠，王玉满，等. 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 S F，DONG D Z，WANG Y M，et al. 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.

45
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，LÜ 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.

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,.