四川盆地南部志留系页岩气成藏特征研究
四川盆地南部页岩气富集规律与规模有效开发探索
四川盆地南部页岩气富集规律与规模有效开发探索马新华中国石油西南油气田公司摘 要 四川盆地南部地区海相页岩气资源潜力巨大，为了推进该区页岩气规模有效上产，基于地质评价新认识和工程技术新进展，分析了页岩气的富集规律和实现高产的关键因素，探讨了页岩气规模有效开发的模式，明确了下一步的发展方向。
研究结果表明：①下志留统龙马溪组底部优质页岩是该区的最优甜点层，具有低密度、高铀钍比、高石英含量、高有机碳含量和高游离气含量的特征，其平面展布规律主要受深水陆棚沉积相的控制；②远离古（今）剥蚀区和大型断裂的稳定超压区受多期构造演化的控制，有机质孔发育，产出气体以滞留油二次裂解为主，是最有利的甜点区；③定好井、钻好井、压好井和管好井是页岩气井实现高产的4个基本条件；④该区内的长宁—威远、滇黔北昭通国家级页岩气示范区现有主体技术已实现3 500 m以浅优质页岩气资源的有效开发，浅层以及埋深介于3500～4 500 m的页岩储层也展示出良好的页岩气开发潜力。
结论认为，借助于技术进步，该区页岩气有望实现年产规模达400×108 m3的目标。
关键词 四川盆地南部 早志留世 龙马溪期 页岩气 富集规律 规模有效开发模式 甜点 资源潜力 高产DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2018.10.001Enrichment laws and scale effective development of shale gasin the southern Sichuan BasinMa Xinhua(PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 38, ISSUE 10, pp.1-10, 10/25/2018. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: Based on the newest understandings of geological assessment and new progresses in engineering technologies in the develop-ment of shale gas rich in the southern Sichuan Basin, this paper analyzed the shale gas enrichment laws and the key factors of its com-mercial production, discussed the scale and efficient development modes, and clarified the further developing orientation. The following findings were concluded. (1) The Lower Silurian Longmaxi shale is the sweetest spot in this study area with a low density and a high ura-nium/thorium (U/Th) ratio, TOC content, quartz content free gas content. Besides, its distribution laws are mainly controlled by the sed-imentary facies of deep water shelf. (2) The overpressured zones away from the ancient (present) erosion zones and large faults, mainly controlled by multi-stage tectonic evolution, belong to the most favorable sweet spots not only because there are well-developed organic matters and pores but the produced gas there is mainly of secondary cracking retention oil. (3) Layout, drilling, completion (fracturing) and management of wells will be essential to achieve high outputs in the shale gas production. (4) The existing main technologies have helped achieve efficient development of quality shale gas resources underground less than 3 500 meters in such national shale gas demon-stration zones as Changning–Weiyuan, Zhaotong, etc. Also, there shows a good potential of shale gas resources in those shallower strata and the strata with the burial depth of 3 500–4 000 m. In conclusion, with the help of continuous progress in technologies, an annual shale gas production rate of 40 billion cubic meters will be possibly achieved in this study area.Keywords:Sichuan Basin; South; Early Silurian; Longmaxi Fm; Shale gas; Enrichment laws; Scale effective development; Sweet spots; Resource potential; High productivity基金项目：中国工程院战略咨询重点研究项目“中国页岩气规模有效开发途径研究”（编号2018-XZ-032）、国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发——长宁—威远页岩气开发示范工程”（编号2016ZX05062-002）、中国石油天然气股份有限公司重大专项“西南油气田天然气上产300亿立方米关键技术研究与应用”（编号2016E-0611）。
四川盆地南缘昭通页岩气示范区构造变形特征及页岩气保存条件
四川盆地南缘昭通页岩气示范区构造变形特征及页岩气保存条件徐政语1 梁 兴2 鲁慧丽1 张介辉2 舒红林2 徐云俊1武金云1 王高成2 卢文忠1 唐协华2 石文睿31.中国石油杭州地质研究院2.中国石油浙江油田公司3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室•西南石油大学摘 要 四川盆地南缘昭通国家级页岩气示范区地处我国南方海相构造复杂区，页岩变形改造强烈、甜点控制因素复杂，保存条件对页岩气富集具有重要的影响。
为了支撑该区页岩气甜点区的优选评价工作、提高钻探成功率，通过对野外露头的地质调查，利用钻井、录井和物性测试资料，分析了该示范区构造变形样式及区域变形特征，研究了地层节理及裂缝发育特点、页岩围岩封盖能力、气藏展布特征，探讨了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气的保存条件。
研究结果表明：①该区由南向北依次发育隔槽式、等幅式与隔档式等3种构造变形样式，依次分布黔中隆起剪切变形区、滇黔北坳陷压扭变形区与蜀南坳陷挤压变形区等3大区域；②五峰组—龙马溪组及其上覆地层发育与地层走向呈高角度、中—低角度及顺层相交关系的3类节理与裂缝，其产状特征与3大变形区基本一致；③五峰组—龙马溪组页岩北厚南薄，具备源储一体、自身封盖成藏的保存条件，外加上覆地层与顶底板的封盖能力，保存条件总体较好；④该区页岩气组分自北向南可划分为甲烷、甲烷＋氮气混合、氮气等3个带，页岩气保存条件总体呈北好南差的格局。
结论认为，该区中—北部（挤压变形区及其南缘）页岩厚度大、改造与变形弱、节理及裂缝顺层发育、封盖性能好、保存条件优越，为最有利区；中部滇黔北坳陷压扭变形区保存条件中等，为较有利区；南部黔中隆起剪切变形区保存条件差，为远景区。
关键词 昭通国家级页岩气示范区 页岩气 保存条件 构造变形特征 裂缝 节理 排驱压力 晚奥陶世—早志留世DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.10.003Structural deformation characteristics and shale gas preservation conditions in the Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area along the southern margin ofthe Sichuan BasinXu Zhengyu1, Liang Xing2, Lu Huili1, Zhang Jiehui2, Shu Honglin2, Xu Yunjun1,Wu Jinyun1, Wang Gaocheng2, Lu Wenzhong1, Tang Xiehua2 & Shi Wenrui3(1. Hangzhou Research Institute of Petroleum Geology, PetroChina, Hangzhou, Zhejiang 310023, China;2. PetroChina Zhejiang Oilfield Company, Hangzhou, Zhejiang 310023, China;3. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geol-ogy and Exploitation//Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 10, pp.22-31, 10/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract:The Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area along the southern margin of the Sichuan Basin is located in the com-plex marine tectonic area of South China, where shale deformation and reformation are intense and the factors controlling sweet spots are complex, so the preservation conditions have an important impact on the enrichment of shale gas. In order to support the selection and evaluation of shale gas sweet spots in this area and improve the success rate of drilling, this paper carried out a geological survey on field outcrops. Then, based on drilling, mud logging and physical property test data, the structural deformation pattern and the regional defor-mation characteristics of this demonstration area were analyzed, and the development characteristics of formation joints and fractures, the sealing capacity of shale surrounding rock and the distribution characteristics of gas reservoirs were studied. Finally, the preservation conditions of shale gas in the Wufeng Formation of Upper Ordovician and the Longmaxi Formation of Lower Silurian were discussed. And the following research results were obtained. First, in the Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area, three structural defor-mation patterns are developed from south to north, including trough type, equal amplitude type and baffle type, which are distributed in three major deformation zones, respectively, i.e., the shear deformation zone of Central Guizhou Uplift, the compression–torsion deforma-tion zone of Northern Yunnan–Guizhou Depression and the compression deformation zone of Southern Sichuan Depression. Second, three types of joints and fractures whose relationships with the direction of strata are high angle, middle–low angle and bedding intersection are developed in the Wufeng Formation–Longmaxi Formation and its overlying strata, and their occurrence characteristics are basically con-sistent with those of the three major deformation zones. Third, the shale of Wufeng Formation–Longmaxi Formation is thick in the north and thin in the south and possesses the preservation conditions of source–reservoir integration and self-sealing hydrocarbon accumula-tion. And combined with the sealing ability of the overburden strata and the roof and floor, its preservation conditions are overall better. Fourth, from the perspective of shale gas component, this area can be divided into three belts, i.e., methane, methane + nitrogen mixture and nitrogen from north to south. And the preservation conditions of shale gas are generally better in the north and worse in the south. In conclusion, the shale in the central–northern part of Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area (compression deformation area and its southern margin) is the most favorable area because of its large shale thickness, weak reformation and deformation, bedding develop-ment of joints and fractures, good sealing performance and excellent preservation conditions. The compression–torsion deformation zone of Northern Yunnan–Guizhou Depression in the central part is moderate in preservation conditions, and it is the relatively favorable area. The shear deformation zone of Central Guizhou Uplift in the southern part has poor preservation conditions, and it is a prospective area. Keywords: Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area; Shale Gas; Preservation condition; Structural deformation characteristics; Fracture; Joint; Displacement pressure; Late Ordovician–Early Silurian基金项目：国家科技重大专项“昭通页岩气勘探开发示范工程”（编号：2017ZX05063）、中国石油天然气集团有限公司重大现场试验项目“深层页岩气有效开采关键技术攻关与试验”（编号：2019F-13）。
页岩气成藏体系研究——以四川盆地及其周缘下寒武统为例
西安石油大学 学报 （ 自然科学版）
Ｊｕｎｌ ｆ ｉ ｎＳｉ ｕＵ ｉ ｒ ｔ（ ａｕａ Ｓ ｉ ｃ ｄｔ ｎ ｏ ｒａ ｏ ｈｙ ｎ ｅｓｙ Ｎ ｔｒｌ ｃ ｎｅＥ ｉｏ ） Ｘａ ｏ ｖ ｉ ｅ ｉ
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西安石油大学学报（自然科学版 ）
遭受剥 蚀 ， 烃 过 程 停 止 ， 支 期 以来 再 次 快 速 埋 生 印
成熟早 期演 化 阶段 ， 白垩纪 中期 以后开 始快 速抬 升 ， 生烃作 用停 止 （ ２ ． 图 ）
藏， 三叠纪为二次生烃阶段 ， 至白垩纪中期寒武系底
通过 对 该 体 系威 ２等井 的埋藏 史 研究 ， 为该 认 体系页岩埋藏史具有长期浅埋一长期隆升一快速深 埋一 快速 抬 升的特 点 ． 期 的 长期 浅 埋 和 长期 隆升 早 有利 于有 机质 的保 存 ， 期 快 速深 埋 利 于 油气 的生 后 成， 快速 抬升 不 利 于 天 然 气 的 排 出 ， 于 页 岩 气 聚 利
摘要 ： 页岩 气是非 常规 天然 气藏 的一 种 ， 于“ 源一 位 ” 藏体 系， 成 藏 特 征 上 不 同 于常 规 油 属 单 成 在 气 ， 烃源体 、 集 输导 体和 圈闭体 等所 有 关键 的成 藏体 系各 要 素 于 同一套 页岩层 ． 成 藏体 系的划 分 在 上， 页岩 气藏 不 同于 常规 成藏 体 系的划分 ． 综合 考虑 页岩 层 系发 育 时代 、 沉积 特 征 、 演化 历 史、 处 所
第２ ７卷第 ３期
文章编 号 ：６ ３ ６ Ｘ（０ ２ ０ － ０ － １７ － ４ ２ １ ） ３０ ８ ７ ０ ０ ０
页岩气 成 藏 体 系研 究
川南下志留统龙马溪组页岩气储层特征
政策支持：政府对页岩气产业的支持力度不断加大，为龙马溪组页岩气储层的未来发展提供了有力的政策保障
技术创新推动页岩气储层开 发，降低成本
页岩气开采技术不断进步， 提高开采效率
绿色环保技术的应用，减少 对环境的影响
温度：龙马溪组页岩储层的温度分布范围也较广，从低温到高温都有分布。
压力与温度的关系：压力和温度是影响页岩气储层物性的重要因素，二者之间存在一定的关 系。
压力与温度的影响：压力和温度的变化会影响页岩气储层的渗透率、孔隙度和含气量等参数， 从而影响页岩气的开采和利用。
有机碳含量：龙马溪组页岩有机碳含量较高，一般在1%-5%之间 有机碳类型：龙马溪组页岩有机碳类型主要为腐泥型和腐殖型 腐泥型有机碳：主要来源于沉积物中的有机质，如藻类、细菌等 腐殖型有机碳：主要来源于陆源有机质，如植物、动物等 影响因素：有机碳含量和类型受沉积环境、地层年代、有机质来源等
页岩的矿物组成：主要由粘土矿物、石英、长石等组成 页岩的孔隙结构：具有微孔、中孔和大孔等多种孔隙类型 页岩的裂缝结构：裂缝发育，有利于页岩气的储存和运移 页岩的层理结构：层理清晰，有利于页岩气的开采和开发
页岩的矿物组成：影响页岩的孔隙度和渗透 率
页岩的层理结构：影响页岩的储集空间和流 体流动
环境影响：开采过程中可能会对地下水、地表水、土壤等造成污染，需要采取有效的环 保措施
社会效益：页岩气开采可以减少对传统能源的依赖，降低碳排放，有利于环境保护和可 持续发展
资源潜力：龙马溪组页岩气储层具有丰富的资源潜力，预计未来几年内将迎来大规模开发
市场需求：随着全球能源需求的不断增长，页岩气作为一种清洁能源，市场需求将持续扩大
四川盆地页岩气富集规律
四川盆地页岩气富集规律一、引言四川盆地是我国重要的页岩气资源基地之一，其丰富的页岩气储量备受关注。
为了深入了解四川盆地的页岩气资源特征和富集规律，本文针对该领域研究成果进行了梳理和综述，旨在为进一步的科学研究提供参考。
二、页岩气基本概念页岩气是一种深层非常规天然气，是指分布在页岩地层中的天然气。
页岩气的开发具有投资大、技术难度高、环境污染等特点。
三、四川盆地页岩气特征四川盆地页岩气主要分布在下古生界龙门山组、侏罗系下段泸州组和尺口组等地层中，以泸州组为主力地层。
该地层具有厚度大、含气量高、孔隙度小、渗透率低等特点，属于低孔隙度、低渗透率的紧致性地层。
四、影响因素1. 地质构造：四川盆地是我国的油气勘探重点区域之一，受到多次构造整合和调整，形成了复杂的地质构造，对页岩气富集有一定影响。
2. 页岩物质特性：四川盆地的页岩具有较高的有机质含量、良好的岩石完整性等特点，这些特性对其成熟度和富集程度具有一定影响。
3. 地层压力：地层压力是影响页岩气释放和流动的重要因素，其中自生压力和应力状态对页岩气释放和储集都有一定的影响。
五、页岩气富集规律页岩气在地质构造特征、页岩物质特性和地层压力等方面均具有一定的富集规律。
结合四川盆地的具体地质条件，可归纳为以下数个方面。
1. 地质构造对页岩气储集的影响：四川盆地中存在各类构造，包括古隆起、波浪凹陷等，这些构造对页岩气的储集和分布具有明显的影响。
2. 页岩物质特性对页岩气富集的影响：四川盆地页岩有机质含量高，成熟度较高，厚度大，这些地质特性为页岩气的富集提供了基础。
3. 地层压力对页岩气富集的影响：页岩气的释放和储集往往与地层压力密切相关。
如四川盆地区域内岩层压力较大，对页岩气富集有一定的促进作用。
六、结论四川盆地是我国重要的页岩气资源基地之一，其页岩气富集规律主要受到地质构造、页岩物质特性和地层压力等方面的影响。
深入了解这些影响因素是进一步挖掘四川盆地页岩气潜力的前提，同时也为其他地区的页岩气资源开发提供了借鉴意义。
川南Y202地区构造变形特征及其与页岩气保存条件关系
86四川盆地南部海相奥陶系五峰组和志留系龙马溪组页岩是我国页岩气勘探开发的重点目标，经过多年勘探开发努力，现已建产长宁、威远、昭通等7个重点区域，但目前仅有长宁-威远实现了规模化有效开发，页岩气的勘探成果亟需进一步扩大[1]。
Y202区块位于川南西缘，长宁页岩气建产区的西北侧，初步勘探结果显示区域内部具有良好的页岩气探勘潜力，是长宁页岩气示范区进一步扩展的重点有利区之一。
但由于Y202区块地处四川盆地西南2个盆地边界位置，构造变形较为复杂，研究程度低，限制了页岩气勘探开发的进一步深入。
本研究通过三维地震资料的解释分析，确立了Y202区域构造变形特征，分析了构造变形的主要形成时期，建立了区域的构造演化历史，并结合现有勘探数据分析了区域页岩气富集成藏的主控因素，为区块下一步勘探奠定了基础。
1 Y202区块构造变形特征Y202区块周边主要发育2个走向的构造体系：一是北西-南东走向的靛蓝坝向斜北端、五指山背斜南段、屏山向斜以及天宫堂背斜；二是北东东走向的构造，主要发育库场背斜、利店-新繁向斜、沐川背斜以及五指山背斜和天宫堂背斜南段。
五指山背斜为一基底逆冲断层形成的断层传播褶皱（图1a）。
褶皱北段（剖面A-A’）整体呈褶皱轴面近直立的水平褶皱，存在一定的不对称性，褶皱北东翼部地层倾角相对略小且宽度略大，南西翼地层倾角略陡，宽度略小；南东翼转折端位置存在一轴面逆冲断层，传播至地表，将北东盘的侏罗系地层推覆至南西盘的白垩系地层之上，断层附近地震反射杂乱（图1a）。
五指山背斜的主控断层为一倾向南西的基底逆冲断层，其活动造成的断层传播褶皱的形成，后期随挤压逆冲作用的增强，褶皱后翼位置，即南西翼位置轴面薄弱部位发育一突破断层，形成“Y”字型逆冲断层。
褶皱南段南西翼轴面突破断层不发育，褶皱样式受南西倾断层控制，断层传播褶皱前翼陡短后翼长缓的构造特征更为明显。
天宫堂背斜为一宽缓的不对称褶皱，地层两翼倾角相较与五指山背斜小，构造展布范围则相较大，特别是后翼（屏山向斜区域）地层倾角基本在10°以内，但延伸宽度超过15km。
川东南页岩气储层的岩石物理特征分析
川东南页岩气储层的岩石物理特征分析刘文革;尹成;陈康;田发发;彭达【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2024(46)3【摘要】四川盆地志留系龙马溪组页岩因富含有机质、埋藏深度适中的特点,已成为国内页岩气勘探的主要层位之一。
页岩气储层非均质性强,物性参数所表现出的各向异性及脆性特征会受到多种因素的影响,不利于勘探中的测井解释和地震“甜点”的预测。
基于以上原因,在四川长宁双河、重庆华蓥山三百梯等野外地质露头剖面采集页岩样品,利用X射线衍射分析页岩的矿物成分及含量,在实验条件下研究围压和温度的变化对地震速度的影响,确定地震速度与矿物成分的关系,以及页岩各向异性参数的变化规律。
研究成果在一定程度上揭示了川东南地区含气储层黏土含量对页岩各向异性和脆性的控制作用,并总结出各向异性参数变化的经验关系,从而为岩石物理建模、各向异性参数反演以及脆性评价等提供地质依据。
【总页数】10页(P27-36)【作者】刘文革;尹成;陈康;田发发;彭达【作者单位】西南石油大学地球科学与技术学院;中国石油物探重点实验室页岩气地球物理研究室;中国石油西南油气田公司勘探开发研究院;中国石油长庆油田分公司第五采油厂【正文语种】中文【中图分类】TE132【相关文献】1.总有机碳的地球物理响应——页岩气储层岩石-物理模型新突破2.涪陵页岩气田焦石坝区块五峰组—龙马溪组一段页岩气储层地球物理特征分析3.页岩气储层总孔隙度与有效孔隙度测量及测井评价——以四川盆地龙马溪组页岩气储层为例4.四川盆地龙马溪组页岩气储层各向异性岩石物理建模及应用（英文）5.四川焦石坝地区页岩气储层岩石物理正演模拟及分析因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
四川盆地页岩气成藏条件分析
四川盆地页岩气成藏条件分析一、本文概述页岩气作为一种清洁、高效的能源，在全球能源结构转型中扮演着举足轻重的角色。
四川盆地作为我国重要的能源基地之一，其页岩气资源的勘探与开发对于我国能源安全和可持续发展具有重要意义。
本文旨在全面分析四川盆地页岩气的成藏条件，包括地质背景、储层特征、成藏机制和影响因素等，以期为后续的页岩气勘探和开发提供理论支持和指导。
四川盆地地处于我国西南地区，具有独特的构造背景和沉积环境，这使得其页岩气成藏条件具有复杂性和多样性。
本文首先通过对四川盆地的地质背景进行深入研究，明确其构造演化历史、沉积相带分布和烃源岩发育特征等基本地质条件。
在此基础上，进一步分析页岩储层的岩石学特征、物性特征以及含气性特征，揭示页岩气储层的基本属性。
接下来，本文重点探讨四川盆地页岩气的成藏机制，包括页岩气的生成、运移、聚集和保存等过程。
通过对页岩气成藏过程中的关键因素进行深入分析，揭示页岩气成藏的主控因素和成藏模式。
本文还将考虑地质因素、工程因素和经济因素等多方面的影响，综合评估四川盆地页岩气的开发潜力和经济效益。
本文总结了四川盆地页岩气成藏条件的主要特点和规律，提出了针对性的勘探和开发建议。
通过本文的研究，不仅可以深化对四川盆地页岩气成藏条件的认识，还可以为后续的页岩气勘探和开发提供科学的决策依据和技术支持。
二、四川盆地地质背景四川盆地位于中国西南部，是一个典型的内陆沉积盆地，其形成与演化受到多期构造运动的影响，具有复杂的地质背景。
盆地内沉积了丰富的地层，其中页岩地层发育良好，为页岩气的形成提供了良好的物质基础。
四川盆地的地质历史可以追溯到数亿年前，经历了多次构造运动，包括加里东运动、海西运动、印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动等。
这些构造运动导致了盆地的抬升、沉降和变形，形成了现今的盆地格局。
同时，这些构造运动也伴随着岩浆活动和热液活动，对盆地的沉积环境产生了深远的影响。
在四川盆地的地质历史中，沉积了多套页岩地层，其中最具代表性的是龙马溪组和五峰组。
四川盆地南部页岩气藏大型水力压裂作业先导性试验
四川盆地南部页岩气藏大型水力压裂作业先导性试验摘要：四川盆地南部的古生界页岩发育，储集了丰富的天然气资源。
由于页岩气藏渗透率极低，通常都需要水力压裂改造才能获得经济的开采。
为此，针对区块内某一口页岩气井志留系龙马溪组和寒武系筇竹寺组储层特征和技术改造难点，分别从工艺优化、设备配套、供液配套、高低压连接到质量控制等方面进行了详细的分析，将整体配套技术应用于现场作业并取得了成功，证实了采用大型水力压裂作业技术对页岩气藏实施增产改造是可行的，为下一步页岩气藏的规模化、效益化开发提供了技术支撑。
关键词：页岩气；开发；水力压裂；先导性试验；四川盆地；志留纪；寒武纪四川盆地南部古生界页岩气藏资源丰富，中国石油天然气集团公司在2006年初步评估该区下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组页岩气资源量为6.8×1012～8.4×1012m3。
Wx井是威远地区部署的一口页岩气井，该井古生界页岩地层为一套浅海相碎屑岩沉积，其中龙马溪组埋藏深度为1503.6～1543.3m，主要岩性为灰黑色粉砂质页岩、碳质页岩、硅质页岩夹泥质粉砂岩，沉积厚度分布不均，一般分布在0～200m。
筇竹寺组埋藏深度介于2619.0～2821.0m，主要岩性为深灰、灰黑色粉砂质页岩、碳质页岩和泥质粉砂岩，其厚度在该区分布较稳定，厚度为400～600m，往威远的东南方向变厚。
两个层位页岩气藏内裂缝不发育，基质平均渗透率0.00018mD，总孔隙度为3％～4％，储层的孔隙度较低，储层储集空间主要是吸附气为主，游离气以裂缝性游离气为主，孔隙性游离气次之。
2010年，分别对Wx井的龙马溪组和筇竹寺组实施了大型水力压裂作业，试验获得了成功。
1先导性试验的难点及对策由于页岩气藏岩性特别致密，对作业井的压裂特征参数不清楚，试验潜在风险高、难度大，加上页岩气藏压裂作业井规模大、排量高，需要动用的设备也多，在工艺设计、地面配套等方面需要进行难点与对策分析。
四川盆地南部志留系页岩气成藏特征研究
四川盆地南部志留系页岩气成藏特征研究中国石油勘探开发研究院廊坊分院 中国石油非常规油气重点实验室 国家能源页岩气研发实验中心 刘洪林 二〇一三年九月前 言近年来，美国页岩气成功开发已成为全球能源行业关注的焦 点，对国际天然气市场及世界能源格局产生巨大影响。
我国南方海相页岩沉积区资源潜力大，发展前景广阔。
2009年 底启动了长宁-威远、昭通两个页岩气产业化示范区先导试验工作， 完成了大量实质性工作，在南方海相页岩沉积区获得重要进展， 2012年页岩气水平井获得15万方以上的日产量，获得重要突破，证 实了页岩气资源的富集程度和开发前景。
页岩气与煤层气地质评价上有相似性，也有差异。
本文就该地 区地质条件进行分析，提出地质评价方面的一些想法供大家参考。
汇 报 提 纲一、北美地质选区指标面临挑战 二、蜀南超压气藏特征及分析 三、初步认识与思考（一）美国页岩气资源及选区指标1．美国页岩气资源与分布 目前获得商业开发的页岩气赋存于海相沉积页岩分布时代：奥陶纪、泥盆纪、石炭纪、二叠纪、三叠纪、侏罗纪和白垩系序号1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Marcellus Big Sandy Greater Siltstone New Albany Antrim Cincinnati Arch* Haynesville Eagle Ford Floyd-Neal & Conasauga Fayetteville Woodford Cana Woodford Barnett Barnett Woodford Hilliard-Baxter-Mancos Lewis Williston-Shallow Niobraran* Mancos产气页岩（据Scott，2008）2.有利页岩气五大地质指标 （1）埋深小于4000米，构造相对稳定美国目前获得商业性气产量的开发深度一般小于4000m，过深一目前的 开采技术成本高,需要更高的资源丰度 热成因为主，绝大部分页岩气井分布在盆地斜坡或盆地中心部位，构 造相对稳定（2）页岩单层厚度大于30m较大的页岩单层厚度有利于提高页岩气的资源丰度 有利于页岩气水平井压裂改造，增加改造体积》30m（3）有机碳含量（TOC）在2%以上较大TOC含量可以提高单位体积源岩生气量 提高对天然气的吸附能力，原地保存更多的天然气量参数 深度（m） 有效厚度（m） TOC（%） Ro（%） 石英含量（%） 吸附气（%） 含气量（m3/t岩石） 储量丰度（108m3/km2） 所属盆地 Barnett 密西西比系 1950~2550 15~61 4.5 1.0~1.9 38-55 20 8.5~9.9 3.28~4.37 Fort Worth Ohio 泥盆系 600~1500 9~30 0~4.7 0.4~1.3 35-47 50 1.7~2.8 0.55~1.09 Appalachian Antrim 泥盆系 180~720 21~37 0.3~24 0.4~0.6 26-50 70 1.1~2.8 0.66~1.64 Michigan New Albany 泥盆系 180~1470 15~30 1~25 0.4~1.0 26-58 40~60 1.1~2.3 0.77~1.09 Illinois Lewis 白垩系 900~1800 61~91 0.45~3.5 1.6~1.88 22-52 60~85 0.4~1.3 0.87~5.47 San Juan（4）成熟度： Ro 1.4%～3.0%美国页岩气产量主要来自热成因气，占85%以上，最大的页岩气 田Barnett shale 每年366亿方的页岩气全部为热成因气 绝大部分Barnett页岩气井分布在Ro≥1.1％的范围内有利的范围Ro>1.1%（5）硅质含量>35%，易于形成微裂缝美国典型页岩气盆地页岩矿物组成•脆性矿物（石英、斜长石）的富集有利于产生微裂缝（天然或诱导裂缝）（二）四川蜀南页岩气成藏的两大不利条件1.海相黑色页岩成熟度高，处于过成熟热裂解阶段。
四川盆地长芯1井下志留统龙马溪组页岩气储层特征研究
四川盆地长芯1井下志留统龙马溪组页岩气储层特征研究一、本文概述本文旨在深入研究四川盆地长芯1井下的志留统龙马溪组页岩气储层的特征。
四川盆地作为中国重要的能源基地，其页岩气资源的勘探与开发对于满足国内能源需求、促进能源结构调整具有重要意义。
龙马溪组作为四川盆地内页岩气勘探的主要目标层位，其储层特征研究对于指导页岩气勘探和开发工作至关重要。
本文首先介绍了四川盆地及长芯1井的地理位置和地质背景，为后续研究提供了基础资料。
接着，通过详细的野外地质调查、岩心观察、实验测试等手段，对龙马溪组页岩的岩性、厚度、沉积相、有机质丰度、成熟度、储层物性等方面进行了系统研究。
在此基础上，分析了龙马溪组页岩气储层的形成条件和主控因素，探讨了储层非均质性及其对页岩气富集的影响。
本文还运用先进的地球物理和地球化学方法，对龙马溪组页岩气储层的含气性进行了评价，揭示了储层中页岩气的分布规律和富集机制。
结合区域地质条件和前人研究成果，对龙马溪组页岩气储层的勘探潜力和开发前景进行了综合评估。
本文总结了四川盆地长芯1井下志留统龙马溪组页岩气储层的特征，提出了针对性的勘探和开发建议，为四川盆地页岩气资源的进一步勘探和开发提供了有益参考。
二、区域地质背景四川盆地位于中国西南部，是中国最大的内陆盆地之一，其形成和演化历史复杂，经历了多期的构造运动和沉积作用。
盆地内地层发育齐全，构造变形复杂，岩浆活动微弱，沉积盖层厚度巨大，具有丰富的油气资源。
其中，下志留统龙马溪组是四川盆地内重要的页岩气储层之一。
龙马溪组地层主要分布于四川盆地南部和东南部，是一套以黑色页岩、炭质页岩为主的沉积地层。
该组地层形成于早志留世，时期正值海侵初期，沉积环境相对稳定，有利于有机质的保存和转化。
龙马溪组页岩有机质丰度高、类型好、成熟度适中，是四川盆地页岩气勘探开发的主要目标层位。
四川盆地龙马溪组页岩储层的发育受多种因素控制，包括沉积环境、古地理格局、古气候等。
沉积环境方面，龙马溪组页岩主要形成于深水陆棚环境，沉积物主要由远洋搬运的陆源碎屑和生物碎屑组成，沉积速率较低，有利于有机质的保存。
应用测井资料评价四川盆地南部页岩气储层
应用测井资料评价四川盆地南部页岩气储层一、本文概述本文旨在通过详细分析和评价四川盆地南部地区的页岩气储层，探讨测井资料在该地区页岩气勘探和开发中的应用。
四川盆地作为中国重要的能源产区，其南部地区蕴藏着丰富的页岩气资源，具有巨大的开发潜力。
然而，由于页岩气储层的复杂性和非均质性，如何准确评价储层特性，提高页岩气勘探成功率，一直是业界关注的焦点。
本文将首先介绍四川盆地南部地区的地质背景，包括地层结构、岩性特征以及页岩气储层的基本属性。
在此基础上，本文将重点论述测井资料在评价页岩气储层中的关键作用，包括测井方法的选择、数据处理和分析技术，以及如何利用测井资料来评估储层的物性参数（如孔隙度、渗透率）、含气性、岩石力学特性等。
通过深入剖析实际测井资料，本文将展示测井技术在识别页岩气储层、评价储层质量以及预测产能等方面的应用效果。
本文还将探讨当前测井技术在评价页岩气储层中存在的挑战和局限性，以及未来可能的研究方向和技术创新点。
本文将总结测井资料在四川盆地南部页岩气储层评价中的实际应用价值和潜力，为页岩气勘探和开发提供有益的技术支持和参考。
通过本文的研究，期望能够为四川盆地南部乃至更广泛区域的页岩气勘探和开发工作提供有益的指导和借鉴。
二、四川盆地南部页岩气储层地质背景四川盆地南部位于我国西南地区，是我国重要的能源基地之一。
该区域具有复杂的构造背景和丰富的沉积历史，为页岩气的形成和聚集提供了良好的地质条件。
四川盆地南部页岩气储层主要发育于中生代和新生代地层中，以海相沉积为主，夹杂有少量的陆相沉积。
地质上，四川盆地南部经历了多期的构造运动和沉积作用，形成了多套烃源岩和储集层。
其中，下志留统龙马溪组和上奥陶统五峰组是页岩气的主要储集层位。
这两套地层厚度大、分布稳定，且富含有机质，为页岩气的生成提供了充足的烃源。
储层的物性特征是评价页岩气储层的关键参数。
四川盆地南部页岩气储层具有低孔、低渗的特点，储集空间以纳米级孔、缝和微裂缝为主。
四川盆地及其周缘上奥陶统一下志留统页岩气成藏体系研究
四川盆地及其周缘上奥陶统一下志留统页岩气成藏体系研究聂海宽;包书景;高波;边瑞康;张金川【期刊名称】《石油实验地质》【年(卷),期】2012(034)002【摘要】通过对页岩层系发育的时代、沉积特征、演化历史、现今所处的大地构造位置、构造特征、页岩残留状况、分布特征、埋深和含气量等因素的综合考虑,根据“单源一位”页岩气成藏体系划分的一般性原则,将四川盆地及其周缘上奥陶统一下志留统页岩气成藏体系划分为川南—川东南、黔北、渝东、湘鄂西、龙门山、米仓山—大巴山和川中7个成藏体系,描述了不同成藏体系中页岩层系的厚度、有机碳含量、成熟度和含气量等特征,并按战略展开区、战略突破区、战略准备区和战略远景区4个层次对成藏体系进行了评价,明确了勘探层次.【总页数】6页(P115-119,124)【作者】聂海宽;包书景;高波;边瑞康;张金川【作者单位】中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE132.2【相关文献】1.四川盆地及其周缘上奥陶统-下志留统页岩气聚集条件 [J], 聂海宽;张金川;包书景;边瑞康;宋晓蛟;刘建斌2.湘鄂西—鄂西渝东地区上奥陶统五峰—下志留统龙马溪组页岩气成藏条件研究[J], 蔡进; 吉婧; 刘莉; 邓佳琪; 李凯3.湘鄂西-鄂西渝东地区上奥陶统五峰-下志留统龙马溪组页岩气成藏条件研究 [J], 蔡进; 吉婧; 刘莉; 邓佳琪; 李凯4.四川盆地及周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩岩相划分 [J], 袁桃; 魏祥峰; 张汉荣; 李春燕; 魏富彬; 卢龙飞; 王强5.四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气“源-盖控藏”富集 [J], 聂海宽;金之钧;边瑞康;杜伟因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
四川盆地南部构造变形特征及其与页岩气保存条件的关系
摘要:复杂多变的构造作用是影响四川盆地南部（以下简称川南地区）下志留统龙马溪组页岩气保存条件的主要原因之一。
为了进一步明确该区各类构造变形的特征及其与龙马溪组页岩气保存条件的关系，依据地震、露头和钻井等资料划分了构造带，分析了构造变形、演化与构造的主控因素，预测了页岩气保存的有利区。
研究结果表明：①川南地区可划分为基底逆冲构造带（齐岳山、大娄山的山前带）、盖层滑脱构造带（齐岳山、大娄山和华蓥山之间的区域）和基底升降构造带（华蓥山南段以西区域），分别具有“双滑脱层、基底逆冲断层”“三滑脱层、坡坪式断层”“深层伸展、浅层挤压”的剖面结构特征；②志留纪末形成二叠系与志留系之间的不整合，晚侏罗世至早白垩世齐岳山至川东地区NE—SW 向构造开始发育，晚白垩世大娄山及其北部地区近E—W向构造开始发育，新生代赤水地区及其北部形成近S—N 向构造；③川南地区构造的形成与滑脱层的分布和变形层系的受力方式有关，滑脱层主要为中—下寒武统膏盐岩、龙马溪组泥页岩和下三叠统嘉陵江组膏盐岩，变形层系的受力方式取决于基底及其活动方式；④基底逆冲构造带除了盆缘水平挤压外，垂向隆升强且中—下寒武统膏盐岩较薄，部分规模较大的基底断层断穿了膏盐岩。
结论认为：①基底逆冲构造带中，断层常断穿龙马溪组，高角度裂缝发育，构造变形强，宽缓褶皱、断背斜的倾没端和单斜的缓斜坡为页岩气保存的有利区；②盖层滑脱构造带中，断层通常不断穿龙马溪组，以低角度裂缝为主，页岩气总体保存条件好；③基底升降构造带中，构造变形弱，页岩气保存条件好。
关键词：四川盆地南部；下志留统龙马溪组；构造样式；盐构造；构造演化；断层；页岩气保存条件0 引言四川盆地南部（以下简称川南地区）下志留统龙马溪组页岩气资源丰富，优质页岩储层分布相对稳定（厚度介于30～50 m），是目前我国页岩气勘探开发的主要层系。
龙马溪组页岩气的勘探主要集中在齐岳山和大娄山的山前带和盆内永川至南川附近的隔档式褶皱，在构造相对宽缓的地区（涪陵、威远、长宁双河和太阳—大寨等）已探明若干页岩气田，而埋深较大的赤水与威远地区南部则是今后的勘探方向。
四川地区志留系页岩气成藏的地质背景
四川地区志留系页岩气成藏的地质背景一、本文概述基于上述资料，《四川地区志留系页岩气成藏的地质背景》这篇文章的核心内容主要围绕着四川盆地志留纪地层中页岩气的形成与富集机理，特别是针对龙马溪组底部富含有机质的黑色页岩进行了深入研究。
本文旨在全面剖析四川盆地这一特定区域的页岩气成藏地质条件，通过揭示其构造演化历史、地层分布特征以及页岩的空间展布规律，着重探讨了龙马溪组页岩烃源岩的生烃作用历程及其与页岩气成藏之间的紧密联系。
本文系统性地研究了四川地区志留系页岩气的成藏地质背景，重点关注了盆地内下志留统龙马溪组底部富含有机质的黑色页岩作为烃源岩的特殊属性及其对页岩气形成的决定性影响。
结合四川盆地独特的构造格局、复杂的断裂与褶皱构造特征，以及较高的地温梯度等有利地质条件，本文首先梳理了盆地的地质历史与构造演化过程，其次详细阐述了龙马溪组页岩的空间分布特征及其有机质类型、成熟度、厚度等因素，并深入分析了这些因素如何共同促成了页岩气的有效生成与长期稳定保存。
文中还特别评估了威远、泸州、宜宾和自贡等地的龙马溪组页岩气资源潜力，并在此基础上，探讨了有利页岩气成藏区带的识别标志和评价标准，为今后四川盆地页岩气的勘探开发提供了坚实的地质理论依据和实践指导策略。
二、四川地区地质背景四川地区位于中国西南部，地理位置独特，跨越了多个构造单元，包括扬子地块、秦岭造山带和松潘甘孜褶皱带等。
这一复杂的地质构造背景为四川地区的页岩气成藏提供了有利的条件。
四川地区的地层发育齐全，自元古界至新生界均有出露，为页岩气的形成和保存提供了良好的地层基础。
志留系地层是四川地区页岩气勘探的重要目标层位之一。
志留系地层在四川地区分布广泛，厚度较大，且富含有机质，为页岩气的生成提供了充足的物质基础。
在构造方面，四川地区经历了多期次的构造运动，形成了复杂的构造格局。
这些构造运动不仅控制了地层的展布和变形，还为页岩气的聚集和保存提供了有利的空间。
特别是晚古生代至中生代的构造活动，对四川地区页岩气的成藏起到了关键作用。
四川盆地下志留统龙马溪组页岩气成藏条件
目录摘要 (2)关键字 (2)1 生烃条件 (3)1.1 地层和岩性特征 (3)1.2 有机碳含量 (4)1.3 有机质类型 (4)1.4 热演化程度 (5)2 储集条件 (5)2.1 孔隙 (5)2. 2缝和不整合面 (6)2.3 吸附气含量 (6)3 封盖及保存条件 (7)4 气测显示及有利地区预测 (7)5 结论 (8)6 参考文献 (8)四川盆地下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利地区分析蒲泊伶1蒋有录1王毅2包书景2刘鑫金1（1、中国石油大学地球资源与信息学院山东东营 257061；2、中国石化石油勘探开发研究院北京 100083）摘要:四川盆地下志留统龙马溪组发育富含有机质页岩。
作为页岩气的源岩，该套页岩在盆地内分布广泛,厚度大，有机质含量高,有机质类型好，热演化程度高，生气潜力大；作为储层,页岩中孔隙和裂缝发育，为页岩气提供了充足的储集空间,并且等温吸附实验也表明，页岩具有较强的气体吸附能力；由于页岩的致密性及抗构造破坏性,本地区构造条件满足页岩气成藏要求。
多口井下志留统页岩的气测显示也为页岩气的存在提供了有利证据。
根据页岩厚度、有机碳含量、热演化程度和生烃强度等信息，预测宜宾---自贡---泸州一带及达州---万县一带为页岩气的有利勘探区域。
关键词:四川盆地；龙马溪组；页岩气；热演化程度；气体吸附能力；成藏条件；有利勘探区带中图分类号: TE112 文献标识码: A 文章编号:0253-2697(2010)02-0225-06 Reservoir-forming conditions and favorable exploration zones of shale gas in Lower Silurian Longmaxi Formation of Sichuan Basin PU Boling1JIANG Youlu1 WANG Yi2BAO Shujing2LIU Xinjin1（1. College ofGeo-resources and Information, China University of Petroleum,Dongying257061, China;2.Sinopec Research Institute of Petroleum Exploration and Production, Beijing100083,China）Abstract: There develops shale with rich organic matters in Longmaxi Formation of the Lower Silurian in Sichuan Basin. This shale with a great thickness is the source of shale gas and widely distributed in the basin. As the source,the shale is characterized as high organic content,good organic type and high organic thermal evolution degree.As the reservoir,there exits great quantity of cracks,porous and wrinkles,which offers sufficient accumulated space for shale gas. The isothermal adsorption test shows that the shale has strong ability of gas adsorption. The structural condition in this basin is available for forming shale gas reservoir. The gas shows of many wells drilled in the shale strata of the Lower Silurian in this area indicated the great potential of shale gas. The shale indexes of thickness distribution, organic carbon content, thermal evolution degree and gas generation level in Sichuan Basin show that Yibin- Zigong-Luzhou and Dazhou-Wanxian areas are the favorable zones for shale gas exploration.Key words: Sichuan Basin; Longmaxi Formation; shale gas; thermal evolution degree; ability of gas adsorption;reservoir-forming conditions; favorable exploration zone页岩气是一种非常规油气资源，是以“自生自储”方式赋存在页岩层中的天然气。
四川盆地志留系龙马溪组页岩气产出过程中气体地球化学特征及意义
四川盆地志留系龙马溪组页岩气产出过程中气体地球化学特征及意义四川盆地志留系龙马溪组页岩气产出过程中气体地球化学特征及意义前言随着全球能源需求的不断增长，页岩气作为一种非常重要的天然气资源，其地球化学特征和产出过程逐渐成为研究的热点之一。
四川盆地是中国最主要的页岩气产区之一，其中志留系龙马溪组页岩气具有丰富的资源潜力，因此研究该区域页岩气的地球化学特征以及产出过程对于理解页岩气的形成机制和寻找新颖的开发方法具有重要意义。
一、地球化学特征1. 元素丰度：龙马溪组页岩气的地球化学分析结果表明，其中主要元素含量丰富，如碳、氢、氧、氮等。
其中碳含量最为丰富，碳含量高达10%-30%左右，表明该页岩富含有机质。
2. 有机质类型：有机质是页岩气形成的基础，根据化石类型划定了有机质的类型。
研究发现，龙马溪组页岩气的有机质主要为陆源植物残体和藻类，这些有机质主要分布在页岩中的孔隙或者吸附在岩石表面，为页岩气的生成提供了有机碳源。
3. 成熟度：成熟度是衡量页岩气生成潜力的重要指标，研究结果表明，龙马溪组页岩气处于高成熟阶段，表明潜在的页岩气资源丰富。
然而，成熟度水平的不均匀分布可能会影响页岩气的产出效果。
二、页岩气产出过程1. 吸附解吸过程：在页岩气产出过程中，有机质中的天然气分子会吸附在页岩孔隙内。
随着压力的降低，吸附的天然气分子会解吸出来，形成可产出的页岩气。
2. 渗流过程：页岩气产出过程中，天然气通过岩石孔隙和裂缝渗流，进一步向井口运移。
这个过程主要受到岩石孔隙度、连通性以及油气相对渗透率的影响。
3. 压裂过程：由于页岩的低渗透性，渗流能力较差，因此需要通过压裂作业来开展页岩气的产出。
压裂作业能够增加页岩岩石的渗透性和裂缝连通性，从而提高页岩气的产出量。
三、意义和应用1. 能源开发：四川盆地龙马溪组页岩气资源丰富，研究其地球化学特征和产出过程可以为页岩气资源开发提供重要的科学依据。
2. 理解页岩气的生成机制：研究页岩气产出过程中的地球化学特征可以帮助我们更好地理解页岩气的生成机制及其在地质历史中的演化过程。
四川盆地下古生界存在页岩气的地球化学依据
3本文为国家科技重大专项课题(2008ZX050042005)的部分成果。
作者简介:王兰生,1959年生,教授级高级工程师;主要从事油气地球化学研究工作。
地址:(610051)四川省成都市府青路一段1号。
电话:(028)86015625。
E 2mail :wanglansheng @四川盆地下古生界存在页岩气的地球化学依据3王兰生 邹春艳 郑平 陈盛吉 张琦 许斌 李红卫中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 王兰生等.四川盆地下古生界存在页岩气的地球化学依据.天然气工业,2009,29(5):59262. 摘 要 四川盆地寒武系底部和志留系底部各存在一套良好的高成熟度、高有机质丰度、类型好的烃源岩,所生成的天然气均为腐泥型有机质形成的油型气,均可作为页岩气的勘探目标。
下寒武统页岩烃源岩以川西南地区厚度最大,呈辐射状减薄,其累计厚度在100～400m 之间,有机碳含量在0.2%～9.98%之间,平均值为0.97%;下志留统页岩烃源岩主要分布在川南、川东地区,累计厚度在100～700m 之间,平均厚度为203m ,其中黑色页岩厚度变化在20～120m 之间,富含笔石,有机碳含量在0.4%～1.6%之间,有机质类型主要为腐泥型干酪根,生烃能力强,热演化程度高,已演化至过成熟阶段,目前生烃已近枯竭,但也说明它的生烃能力巨大,历史上曾经大量生成天然气。
、运聚条件和矿物成分比较分析后认为:四川盆地页岩气勘探开发的首选目标应为川南下志留统页岩。
关键词 四川盆地 寒武纪 志留纪 页岩气 勘探 目标 DOI :10.3787/j.issn.100020976.2009.05.0110 引言 四川盆地存在丰富的泥页岩。
从传统的石油天然气地质学角度看,它们是盆地内良好的烃源层和盖层。
但从国内外的勘探实践看,在适当的地质背景下,采用合适的钻采工艺,页岩也会成为有效的产层。
就四川盆地而言,其下古生界寒武系、下志留统、奥陶系大乘寺组以及上三叠统须家河组等层系都存在大套页岩,其中的黑色页岩又都有很好的烃源岩。
四川盆地页岩气成藏地质条件
四川盆地页岩气成藏地质条件页岩气作为一种清洁、高效的能源，日益受到全球。
我国对页岩气的勘探和开发也给予了高度重视。
四川盆地作为我国页岩气资源丰富的地区之一，其页岩气成藏地质条件备受。
本文将围绕四川盆地页岩气成藏地质条件展开分析，以期为相关研究提供参考。
四川盆地位于我国西南地区，地处四川省和重庆市，是我国重要的石油和天然气产区。
盆地内地形复杂，山脉、丘陵和高原等地貌交错分布。
四川盆地的形成始于2亿年前的三叠纪，经历了多次构造运动和沉积作用，形成了丰富的油气资源。
四川盆地内的地层结构复杂，由志留纪到第三纪地层均有发育。
其中，志留纪和二叠纪地层为页岩气的主要储层。
这些地层在沉积环境中处于适宜的古地理和古气候条件，为页岩气的形成提供了有利的环境。
四川盆地的气源条件十分优越，其中古生物化石和有机质是页岩气形成的主要来源。
在适宜的温度和压力条件下，这些有机质会发生降解和裂解，形成大量的页岩气。
同时，四川盆地的煤系地层也为页岩气的形成提供了丰富的气源。
四川盆地的地质构造特征对页岩气的形成和聚集具有重要影响。
该地区经历了多次构造运动，形成了多种类型的岩石类型，包括砂岩、泥岩和灰岩等。
这些岩石类型为页岩气的形成提供了物质基础，同时页岩中的多种矿物成分也对页岩气的生成和储集产生影响。
储层物性是影响页岩气成藏的重要因素之一。
四川盆地内的页岩储层具有较好的物性条件，包括高渗透率、高孔隙度和低含水饱和度等特征。
这些特征有利于页岩气的保存和开采。
本文从四川盆地的地理和历史背景出发，对页岩气成藏地质条件进行了详细分析。
结果表明，四川盆地具备了志留纪和二叠纪地层发育、优越的气源条件、复杂的地质构造和岩石类型以及良好的储层物性等有利条件。
这些条件为四川盆地页岩气成藏提供了良好的地质环境。
但是，针对不同地区的具体条件，仍需进一步深入研究，为页岩气的勘探和开发提供科学依据。
随着全球对清洁能源的需求不断增长，页岩气作为一种重要的清洁能源备受。
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69 3 1.6-2.0 65-80
1）沉积环境与岩石学特征对比
区域上，下古生界页岩为陆棚相沉积，分布范围广，沉积稳定
四川盆地及邻区龙马溪组厚度图 蜀南地区长宁双河剖面龙马溪组露头
龙马溪组：一般厚100～400m，长宁厚度150～300m 发育川南及川东－鄂西深水陆棚相沉积
Haynesville 岩相古地理
产气页岩
4
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
NewAlbany
Antrim CincinnatiArch* Haynesville EagleFord Floyd-Neal&Conasauga Fayetteville Woodford CanaWoodford Barnett BarnettWoodford Hilliard-Baxter-Mancos Lewis Williston-ShallowNiobraran* Mancos
Lewis 白垩系 900~1800 61~91 0.45~3.5 1.6~1.88 22-52 60~85 0.4~1.3 0.87~5.47 SanJuan
含气量（m/t）
832
储量丰度（10m/km） 所属盆地
（4）成熟度： Ro 1.4%～3.0%
美国页岩气产量主要来自热成因气，占85%以上，最大的页岩气 田Barnett shale 每年366亿方的页岩气全部为热成因气 绝大部分Barnett页岩气井分布在Ro≥1.1％的范围内
上扬子地区强烈改造区
上扬子地区强烈改造区
包裹体分析：采集分析了裂隙中发育的方解石脉130多块，60-70%样品中发 现了群体包裹体，多为气-液包裹体；另外30-40%样品没有发现包裹体
综合热演化历史和包裹体均一温度实验结果分析认为，包裹体形成为喜山期。
页岩在喜山期构造运动形成了大量的方解石脉捕集到逸散的天然气并形成包 裹体。据此我们推断，页岩气藏破坏是因为喜山期产生大量断裂。推测整个
100
雅安
江 造 2.6万 0 km 2
200 25 0 15
长沙
雪 峰
南昌
50
山
带
50
滇 黔 桂 古 陆
贵阳
古
陆
台 湾 海
昆明
南宁
广州
峡
志留系
蜀南地区龙马溪组底部TOC>2%的黑色页岩段分布稳定，厚度33-66m
2.蜀南地区主要评价参数与北美已开发的页岩气盆地进行了对比
属性
Barnett C
1
南方页岩气情况基本相似。
由此看来，构造运动形成的断裂对页岩气成藏起破坏作用；而超压现象说
明天然气没有逸散，保存条件好，断裂少，是页岩气富集的有利区带
筇竹寺组页岩天然裂缝图
汇 报
提 纲
一、北美地质选区指标面临挑战 二、蜀南超压气藏特征及分析 三、初步认识与思考
1、高成熟页岩气选区需要我们关注储层压力系数，在选区中加以考虑
南方海相页岩气勘探核心三点
超低含水饱和度、超压核心区、超压页岩气藏
超低含水饱 和度 1.超低含水饱和度是商业化的页岩气藏的 共同特点，是超压核心区存在的基础
超压核心区
三超概念
超压页岩气藏
2.超压核心区是我国南方高成熟、强烈构 造背景下的勘探方向 3. 超压页岩气藏是主要存在形式
以上研究主要是针对南方海相，我国还 有丰富的陆相和海陆过渡相，需要进一步开拓
Upper Jurassic
2）页岩成熟度对比
四川盆地蜀南地区志留系龙马溪组Ro度图
蜀南龙马溪组页岩
蜀南龙马溪组Ro 经过校正后2.8%-3.6%，为高-过成熟气藏
3）蜀南龙马溪组和Haynesville页岩含气饱和度都较高，60-80%以 上，长宁略低
差
好
M1井
3）岩石脆度与杨氏模量对比
北美可以不把地层压力系数作为指标（正常压力、欠压都可以商业
化），但是在我国高成熟、断裂发育的背景下，必须超压作为一项关键性 的重要参数进行考虑，超压核心区才有可能实现商业化。
页岩气地质评价的八大主要参数
2、页岩气地质评价需要我们关注构造改造程度和页岩气成藏地质过程 页岩气成藏过程研究分析表明：不是所有的页岩气都具有商业价值 只有在有利的成藏条件下形成的页岩气才具有商业价值
Modified from Sharp (2009)
Cotton Valley
Bossier Formation
Haynesvill e Shale
Organic Shale
Smackove r Formation
黑色页岩同为滞流、陆棚沉积，不同之处在于其页岩周边具有更多碳酸盐 岩浅滩，为页岩沉积提供了大量的碳酸盐岩碎屑。
Ro isopach map of Qiongzhusi black shales, Lower Cambrian, in Sichuan basin
Ro总体格局:从乐山-龙女寺古隆起向四周增大 S1l :Ro 2.6%-3.6% ；∈1q: Ro 2.8%-4.2%;
2.蜀南海相时代老，经历强烈的构造运动，对成藏影响大
中国与北美的差异主要体现地质成藏背景的不同，北美页岩气产区
主要位于环加拿大克拉通盆地，较为稳定，中国由多个地块拼接构 成，总体构造复杂，页岩时代较老。 成熟度高低和构造运动的强弱差别是最大差别。北美页岩成熟适 中，而我国南方海相成熟度高，造成孔隙低；我国构造运动相对活 跃，断裂发育，保存条件相对要差。
对于我国高成熟、低孔隙度的页岩，同样的含水饱和度就需要较大的地 层压力系数，才能使得地下页岩达到较高的含气量，单井EUR达到经济， 所以我们需要超压地质条件
南方 海相 北美
游离气计算公式
2）超低含水饱和度是形成超压的基本条件
超低含水饱和度：储层中初始含水饱和度低于束缚水饱和度最大值，也就是 与介质毛管压力相比处于欠水饱和度状态。
Marcellu s D
2
EagleFor d K 76 4.5 1.36 67
Haynesvill e J
3
蜀南 龙马溪组 33-66 2-4.5 1.35-2.03 60-79
净厚度(米) 总有机碳含量 (%) 压力系数 脆性矿物含量 （%）
91 4.5 1.041.13 60-80
107 4.4-9.7 1.011.34 66
页岩气主要岩石类型与岩石结构图
3．中国南方海相页岩气开发前景
上扬子四川盆地及邻区构造相对稳定区分布
上扬子地区构造相对稳定的区块的
面积约20万平方公里，其中志留系龙 马溪组有利区面积3-5万平方公里，资 源丰度约3亿方/平方公里，地质资源 量约9-15万亿方，按采收率30%计算， 预测可采资源2.7-4.5万亿方，具备建 成年产天然气800-1000亿方、稳产20 年以上的资源基础（国家规划基础）。 实现上述目标，需要关注三点：
Antrim 泥盆系 180~720 21~37 0.3~24 0.4~0.6 26-50 70 1.1~2.8 0.66~1.64 Michigan
NewAlbany 泥盆系 180~1470 15~30 1~25 0.4~1.0 26-58 40~60 1.1~2.3 0.77~1.09 Illinois
（二） 蜀南地区龙马溪组页岩特征分析
1.龙马溪组是目前页岩气最有利地区和层系
中国南方地区志留系龙马溪组页岩厚度分布图
0 200 400 公里
秦
覆带 带 山
200 150
推
岭
大
别
50
100
山
造
门 龙
山
成都
150
带
8.4万km 2
上海 杭州
武汉
100
川中 古
三
陆
4.5万km
15 0 0 10
2
051 200 250
页岩气开发需要人工改造形成渗流通道。构造运动形成的 应力场远大于人工压裂，所以构造运动形成的断裂在页岩气 保存中究竟起什么作用？是气体逸散的通道？对页岩气成藏 起破坏作用？还是富集作用？
筇竹寺组页岩天然裂缝图
汇 报
提 纲
一、北美地质选区指标面临挑战 二、蜀南超压气藏特征及分析 三、初步认识与思考
较大的页岩单层厚度有利于提高页岩气的资源丰度 有利于页岩气水平井压裂改造，增加改造体积
》30m
（3）有机碳含量（TOC）在2%以上
较大TOC含量可以提高单位体积源岩生气量 提高对天然气的吸附能力，原地保存更多的天然气量
参数 深度（m） 有效厚度（m） TOC（%） Ro（%） 石英含量（%） 吸附气（%）
思路，创新思维，实现突破。
汇报完毕，请批评指正
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有利的范围
Ro>1.1%
（5）硅质含量>35%，易于形成微裂缝
美国典型页岩气盆地页岩矿物组成
•脆性矿物（石英、斜长石）的富集有利于产生微裂缝（天然或诱导裂缝）
（二）四川蜀南页岩气成藏的两大不利条件
1.海相黑色页岩成熟度高，处于过成熟热裂解阶段。
Ro isopach map of Longmaxi black shales, Lower Silurian, in Sichuan basin
（据Scott，2008）
2.有利页岩气五大地质指标 （1）埋深小于4000米，构造相对稳定
美国目前获得商业性气产量的开发深度一般小于4000m，过深一目前的 开采技术成本高,需要更高的资源丰度 热成因为主，绝大部分页岩气井分布在盆地斜坡或盆地中心部位，构 造相对稳定
（2）页岩单层厚度大于30m
3）断裂系统与地层压力系数 构造运动形成的断裂在页岩气保 存中究竟起什么作用？是气体逸散 的通道？对页岩气成藏起破坏作 用？还是富集作用？ 开展热演化历史和含气量历史 模拟研究表明： 上扬子地区强烈改造区J-K末期 含气量到达最大，如果稳定抬升 页岩将出现超压，含气量应该至 少3-5方/吨，但是目前小于0.1方 /吨。