李　昂，石文睿，袁志華，張玉清，趙紅燕，任　元，石元會

(1.長江大學(xué)地球環(huán)境與水資源學(xué)院， 湖北武漢 430100；

2.長江大學(xué)地球物理與石油資源學(xué)院， 湖北武漢 430100；

3. 油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·長江大學(xué) ，湖北武漢 430100；

4.中國石化江漢石油工程有限公司測錄井公司，湖北潛江 433123)

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涪陵頁巖氣田焦石壩海相頁巖氣富集主控因素分析

李昂1，石文睿2，袁志華3，張玉清3，趙紅燕4，任元4，石元會4

(1.長江大學(xué)地球環(huán)境與水資源學(xué)院， 湖北武漢 430100；

2.長江大學(xué)地球物理與石油資源學(xué)院， 湖北武漢 430100；

3. 油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·長江大學(xué) ，湖北武漢 430100；

4.中國石化江漢石油工程有限公司測錄井公司，湖北潛江 433123)

摘要：涪陵頁巖氣田是國內(nèi)首個(gè)實(shí)現(xiàn)商業(yè)開發(fā)的整裝非常規(guī)氣田，區(qū)內(nèi)焦石壩海相頁巖段以深水陸棚相沉積為主，發(fā)育富含有機(jī)質(zhì)的深灰色、灰黑色頁巖，頁巖總有機(jī)碳含量高，有機(jī)質(zhì)成熟度適中，儲層物性好，脆性礦物含量高，游離氣與吸附氣含量高，具有明顯的異常高壓，測錄井顯示含氣特征明顯。通過巖心分析、測井曲線及分析化驗(yàn)資料研究，對焦石壩海相頁巖氣藏主控因素進(jìn)行探討，研究發(fā)現(xiàn)，焦石壩海相頁巖氣富集主要受連續(xù)厚度、總有機(jī)碳含量、熱演化程度、儲層物性、地層壓力及巖石脆性、頂?shù)装褰M合條件等因素控制，特殊沉積環(huán)境構(gòu)成頁巖氣富集條件。本文主要依據(jù)涪陵頁巖氣田焦石壩海相頁巖氣的勘探實(shí)踐，特別是JY1井和JY4井勘探成果，重點(diǎn)研究下志留統(tǒng)龍馬溪組下部—上奧陶統(tǒng)五峰組海相頁巖氣富集的主控因素，以期為今后四川盆地海相頁巖氣勘探提供有益的幫助。

關(guān)鍵詞:海相頁巖氣；涪陵頁巖氣田；焦石壩區(qū)塊；龍馬溪組下部—五峰組；主控因素

四川盆地涪陵頁巖氣田焦石壩海相頁巖地質(zhì)條件優(yōu)越，是中國首個(gè)單井日產(chǎn)氣量超過百萬立方米的頁巖氣商業(yè)開發(fā)整裝氣田[1]。近年來，中國石化、中國石油對四川盆地及其周緣地區(qū)志留系龍馬溪組勘探實(shí)踐表明，海相暗色頁巖有機(jī)質(zhì)豐富，總有機(jī)碳含量(TOC)高，成熟度(Ro)較適中，處于良好生氣窗口，氣測錄井顯示具有普遍含氣特征，部分頁巖層段物性相對較好，但是完井試氣效果卻千差萬別，影響頁巖氣富集和高產(chǎn)的主控因素研究也越來越受到國內(nèi)外學(xué)者的廣泛關(guān)注[1-14]。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

四川盆地東部和南部下寒武統(tǒng)和下志留統(tǒng)頁巖是現(xiàn)今工業(yè)技術(shù)和經(jīng)濟(jì)背景條件下開展頁巖氣勘探研究的最有利目標(biāo)[5]。涪陵頁巖氣田位于重慶市涪陵區(qū)焦石鎮(zhèn)，構(gòu)造位置位于四川盆地川東南構(gòu)造區(qū)川東高陡褶皺帶萬縣復(fù)向斜包鸞—焦石壩背斜帶中的焦石壩背斜，構(gòu)造呈北東向展布(圖1)。地層自上而下依次為：中生界下三疊統(tǒng)嘉陵江組、飛仙關(guān)組；古生界二疊統(tǒng)長興組、龍?zhí)督M，下二疊統(tǒng)茅口組、棲霞組、梁山組，中石炭統(tǒng)黃龍組，中志留統(tǒng)韓家店組，下志留統(tǒng)小河壩組、龍馬溪組，上奧陶統(tǒng)五峰組、澗草溝組等。涪陵頁巖氣田發(fā)育大套的深灰色、灰黑色頁巖、碳質(zhì)泥頁巖，屬深水陸棚相沉積，且沉積水體從下到上逐漸變淺，有利于富含有機(jī)質(zhì)的泥頁巖層生長發(fā)育[9-14]。

四川盆地川東南地區(qū)龍馬溪組下部—五峰組海相頁巖段厚20～200m不等，有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型，TOC為1.0%～8.0%，平均在5.0%左右，自上而下逐漸增加，熱演化程度已達(dá)到高成熟階段，Ro較高，最大為3.7%，最小為2.5%，平均為2.9%。頁巖儲層孔隙度峰值集中于4.0%～8.0%，平均為6.2%，總體孔隙度較小，平均滲透率為0.01～104.4mD，屬于致密性儲層。 頁巖儲集空間類型豐富，主要以有機(jī)質(zhì)孔、溶蝕孔、粒間孔、粒內(nèi)孔、微裂縫等為主。含氣量為1.0%～10.0%，主要集中于2.7%～6.8%。礦物成分以石英和黏土礦物為主，脆性礦物中石英含量較高，通常大于40.0%。

目前，區(qū)內(nèi)以龍馬溪組下部—五峰組頁巖為目的層鉆探了80口井，其中參數(shù)井2口、探井3口、水平開發(fā)井75口，均鉆遇龍馬溪組下部—五峰組頁巖“甜點(diǎn)”，測錄井顯示良好，試氣無阻流量為(15～155)×104m3。

2 富集主控因素分析

通過對涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊海相頁巖氣富集的主控因素進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)，區(qū)內(nèi)焦石壩海相頁巖氣富集與頁巖埋深和連續(xù)厚度、TOC、Ro、儲層物性和含氣性、地層壓力、礦物組成及頂?shù)装鍡l件密切相關(guān)。

2.1 頁巖埋深和連續(xù)厚度

美國五大含氣頁巖系統(tǒng)埋深183~2591m。北美地區(qū)投入商業(yè)開發(fā)的頁巖氣田氣層埋深一般小于3000m，過深則開采成本高，目前條件下不具有經(jīng)濟(jì)價(jià)值，深度超過3000m往往被視為資源潛力區(qū)[10]。

北美地區(qū)投入商業(yè)開發(fā)的頁巖氣田氣層單層厚度大于20m。美國大規(guī)模商業(yè)開發(fā)的五大含氣頁巖系統(tǒng)厚度為31.0~579m，目前頁巖氣單井產(chǎn)量和年產(chǎn)量較高的Barnett頁巖系統(tǒng)厚度為61~300m。富含有機(jī)質(zhì)的頁巖厚度越大，就越能保證頁巖氣資源量和壓裂改造。

涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊龍馬溪組下部—五峰組埋深2300~2700m，地層分布穩(wěn)定，橫向上巖性變化小。JY1井、JY2井、JY3井和JY4井錄井、取心及測井等資料顯示，龍馬溪組下部—五峰組頁巖連續(xù)厚度為89~102m。其中，JY1井2326.5~2415.5m井段發(fā)育厚89.0m的頁巖，現(xiàn)場習(xí)慣稱之為“JY1井89m頁巖層段”或“89m段”，并將其劃分為1段、2段、3段(圖2)；JY2井2477~2575m井段為厚98.0m的頁巖； JY3井2316.5~2418.5m井段為厚102.0m的頁巖；JY4井2511.5~2595.0m井段為厚83.5m的頁巖。JY1井、JY2井、JY3井和JY4井主力氣層為龍馬溪組下部—五峰組底部優(yōu)質(zhì)頁巖段，厚度分別為38.0m、40.4m、44.0m、39.5m，橫向分布較為穩(wěn)定。對比北美地區(qū)Barnett、Marcellus頁巖氣田[10,15-16],以及建南地區(qū)東岳廟段J111井區(qū)頁巖氣藏，焦石壩區(qū)塊龍馬溪組下部—五峰組頁巖厚度具有一定的優(yōu)勢，埋深適中，并與北美地區(qū)頁巖氣田埋深相當(dāng)(表1)。

表1　國內(nèi)外部分海相頁巖氣井(盆地)參數(shù)數(shù)據(jù)表

2.2 總有機(jī)碳含量(TOC)

TOC決定了頁巖的生烴能力、孔隙空間的大小和吸附能力，是頁巖氣富集成藏最重要的控制因素之一。從國內(nèi)外的實(shí)測結(jié)果看，TOC直接影響含氣量，TOC越高，含氣量越大，兩者具有近似線性相關(guān)關(guān)系，相關(guān)程度很高。

JY1井龍馬溪組下部—五峰組頁巖取心TOC測試表明，“89m”頁巖段自下而上TOC總體呈減小趨勢(圖2)?！?段”深度為2377.5～2415.5m， TOC為1.0%～5.9%、平均為4.0%，以富有機(jī)質(zhì)頁巖為主，夾少量中等有機(jī)質(zhì)頁巖，綜合評價(jià)為Ⅰ類(好)頁巖儲層段，也是該區(qū)塊主力氣層；“2段”和“3段”下部深度分別為2353.5～2377.5m、2338.5～2353.5m，TOC分別為0.9%～2.2%、1.0%～3.3%，平均為1.6%、2.1%，評價(jià)為Ⅱ類(中等)頁巖儲層；“3段”上部頁巖深度為2326.5～2338.5m，TOC為0.5%～1.6%、平均為0.9%，評價(jià)為Ⅲ類(差)頁巖儲層段，也是龍馬溪組下部—五峰組89.0m連續(xù)頁巖層段中最差頁巖段。區(qū)內(nèi)JY1井、JY2井、JY3井和JY4井測井解釋對比分析發(fā)現(xiàn)，縱向上各井頁巖段TOC變化一致，都具備自上而下逐漸變好的特點(diǎn)，橫向上“89m頁巖段”的TOC在JY4井區(qū)有減小趨勢，其中“1段”主力頁巖氣層段TOC較為穩(wěn)定，為2.6%～4.1%，“2段”、“3段”具有自北向南逐漸變差趨勢，TOC為0.5%～2.0%?？傮w來看，焦石壩區(qū)塊“1段”頁巖有機(jī)質(zhì)豐富，分布穩(wěn)定，是區(qū)內(nèi)核心氣層段。

JY1井“89m段”及TOC相對較高的“1段”和“3段”頁巖巖心解析含氣量與TOC之間呈明顯的正相關(guān)關(guān)系(圖3)，反映游離氣量的氣測全烴也與TOC呈正相關(guān)關(guān)系(圖4)，顯示TOC不僅對頁巖吸附能力有明顯控制作用，也對頁巖游離氣有較強(qiáng)的影響。綜合以上分析可以看出，TOC與總含氣量及吸附氣量之間均呈現(xiàn)較好的正相關(guān)關(guān)系，表明其對頁巖氣富集的控制作用十分顯著。

2.3 有機(jī)質(zhì)成熟度(Ro)

Ro不僅決定了天然氣的生成方式，還決定了氣體的組成與構(gòu)成，是頁巖氣富集的主控因素之一。Ro越高越有利于頁巖排烴，也加速了頁巖氣的成藏。根據(jù)北美地區(qū)資料統(tǒng)計(jì)，頁巖氣成藏要求Ro大于1.2%[11-12]。美國的Marcellus頁巖Ro為1.5%～3.0%，產(chǎn)氣為高成熟度頁巖氣；Barnett頁巖Ro為1.1%～2.0%，其產(chǎn)氣也為高成熟度頁巖氣。

涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊龍馬溪組下部—五峰組頁巖有機(jī)質(zhì)瀝青反射率“A”為3.10%～4.04%，平均為3.43%，依據(jù)戴金星(1997)的鏡質(zhì)組反射率Ro計(jì)算公式(Ro=0.679A+0.3195)，求得鏡質(zhì)組反射率為2.4%～3.1%，平均為2.7%。焦石壩區(qū)塊海相頁巖的成熟度已經(jīng)達(dá)到成藏的要求，干酪根類型屬于生油氣的腐殖—腐泥型(Ⅱ1)和腐泥型(Ⅰ)，熱演化階段為干氣階段，有利于頁巖氣的形成與富集。

2.4 儲層物性

孔隙度和滲透率是儲層物性研究中兩個(gè)重要的參數(shù)。一般含氣頁巖都屬低孔隙度、低滲透率儲層，美國商業(yè)化規(guī)模開發(fā)的五大含氣頁巖系統(tǒng)孔隙度為1.0%～10.0%，平均在5.0%以上，頁巖的基質(zhì)滲透率一般小于0.1mD，游離氣體積約占孔隙總體積的50.0%[13]。

JY1井“89m頁巖段”180塊樣品物性分析表明，頁巖儲層孔隙度主要為3.0%～6.0%，最小為1.2%，最大為8.0%，平均為4.6%，水平滲透率主要為0.001～355.0mD，平均為22.0mD；全直徑樣品分析表明，垂直滲透率遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于水平滲透率，普遍小于0.01mD，平均為0.0032mD，顯示頁理縫對地層水平滲流能力具顯著的貢獻(xiàn)。

JY1井實(shí)測孔隙度縱向上表現(xiàn)為：①“3段”，2326.5～2353.5m中—高孔隙度段，電性特征表現(xiàn)為高中子、高聲波、高密度；②“2段”，2353.5～2377.5m中—低孔隙度段，電性特征表現(xiàn)為低中子、低聲波、高密度；③“1段”：2377.5～2415.5m中—高孔隙度段，電性特征表現(xiàn)為低中子、較高聲波、較高密度特征，呈現(xiàn)出“兩高夾一低”的縱向分布特征。從孔隙度大小單因素判斷，“1段”儲集性能最優(yōu)，“2段”儲集性能最差。3個(gè)層段頁巖基質(zhì)微觀孔隙結(jié)構(gòu)基本一致，孔喉半徑主要分布于4～10nm(圖5)，占80%左右，屬于中孔隙度。JY1井壓汞測試實(shí)驗(yàn)表明，對滲透率起主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑分布于6.3～16nm(圖6)，儲層的儲集空間為裂縫和孔隙，其中裂縫對滲透率的貢獻(xiàn)較大，整體滲透率優(yōu)于美國的Barnett頁巖和Marcellus頁巖。

JY4井孔隙度為2.4%～6.6%，滲透率為0.1～0.4mD，整體優(yōu)于建南地區(qū)東岳廟段頁巖儲層，孔隙度與美國的Barnett頁巖相近，比Marcellus頁巖略低。

2.5 儲層含氣性

頁巖儲層含氣性是頁巖氣富集的主控因素之一。頁巖氣主要以吸附態(tài)和游離態(tài)賦存于低孔、低滲的頁巖中，其中吸附氣主要吸附于有機(jī)質(zhì)和黏土礦物表面，游離氣主要充填于孔隙與微裂縫中[14]。

現(xiàn)場巖心解析氣量測試表明，30℃條件下，JY1井下部富有機(jī)質(zhì)頁巖層段含氣量為1.3～6.2m3/t，平均為3.0m3/t，含氣豐度高。含氣量與殘余有機(jī)碳含量、脆性礦物含量呈明顯的正相關(guān)關(guān)系。同時(shí)，巖心等溫吸附實(shí)驗(yàn)表明，在30℃條件下，頁巖飽和吸附氣量為2.2～4.7m3/t；在80℃條件下，JY1井下部富有機(jī)質(zhì)頁巖層段飽和吸附氣量為1.7～2.8m3/t，說明頁巖具有良好的吸附性[15]。與北美Marcellus等典型頁巖地質(zhì)特征相比，JY1井龍馬溪組下部—五峰組頁巖含氣量等參數(shù)指標(biāo)與北美頁巖基本相當(dāng)，具有相似的頁巖含氣性，有利于頁巖氣富集。

JY1井、JY2井、JY3井、JY4井龍馬溪組下部—五峰組巖心解析氣量測試表明， 30℃條件下，JY1井、JY2井、JY3井、JY4井含氣量為0.7～6.4m3/t(表2)，平均為3.0m3/t?！?段”含氣量最為豐富，為5.8～6.3m3/t，平均為6.1m3/t，與30℃條件下飽和吸附氣量接近，說明上述解析法所測量的總含氣量實(shí)際代表的是頁巖吸附氣量，游離氣量所占比例較小。

表2　焦石壩區(qū)塊龍馬溪組下部—五峰組含氣量現(xiàn)場解析測試數(shù)據(jù)表

注：TOC>1.0%。

2.6 地層超壓

地層壓力系數(shù)是頁巖氣保存條件評價(jià)的重要指標(biāo)，頁巖儲層超壓說明頁巖氣藏的保存條件較好，低的壓力系數(shù)則代表儲層保存條件差[14]。

由頁巖氣賦存方式與成藏過程可知，隨著頁巖氣大量生成，滿足頁巖吸附后的天然氣進(jìn)入頁巖基質(zhì)孔隙內(nèi)，并使基質(zhì)孔隙內(nèi)的天然氣壓力升高，出現(xiàn)超壓和巖石自然造縫現(xiàn)象。也就是說，頁巖層內(nèi)的天然氣壓力越高，越有利于儲層裂縫自身發(fā)育，也越有利于完井后的儲層壓裂改造。

JY1井最高井口壓力為33.1MPa，利用產(chǎn)能測試和變流量試井理論，計(jì)算地層壓力為37.7MPa，地層壓力系數(shù)為1.55，隨鉆錄井壓力檢測JY1井、JY2井、JY3井、JY4井頁巖壓力系數(shù)為1.35～1.50，平均為1.45，屬于超壓氣藏，也證明其保存條件好。

前人研究發(fā)現(xiàn)，四川盆地及周緣地區(qū)下古生界頁巖氣產(chǎn)量Q與氣層壓力系數(shù)Kf呈對數(shù)正相關(guān)關(guān)系(lgQ=5.45Kf-0.01)。

2.7 礦物組成

頁巖的脆性是評價(jià)頁巖氣藏是否具有開發(fā)經(jīng)濟(jì)價(jià)值的重要參數(shù)，它直接影響著產(chǎn)能，因此脆性礦物的組成是頁巖氣富集的主控因素之一。頁巖礦物成分以石英和黏土礦物為主，含斜長石、鉀長石、方解石、白云石和黃鐵礦等。石英含量在一定程度上間接反映了頁巖孔隙含量的多少，且石英含量越高，頁巖脆性越強(qiáng)，更容易形成天然裂縫和誘導(dǎo)裂縫，有利于天然氣滲流，頁巖含氣量與石英的含量呈正相關(guān)關(guān)系[17]。

JY1井全巖X射線衍射和黏土礦物X射線衍射實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，焦石壩區(qū)塊龍馬溪組下部—五峰組“89m段”頁巖儲層主要包括石英、黏土礦物、長石、碳酸鹽巖、黃鐵礦和赤鐵礦。其中，脆性礦物包括石英、鉀長石、斜長石及碳酸鹽礦物，自下而上呈現(xiàn)逐漸減小趨勢，含量為34.0%～80.0%，平均為57.0%；黏土礦物含量為16.0%～63.0%，平均為41.1%，主要包括伊/蒙混層和伊利石，自下而上呈逐漸增加的趨勢。

Barnet頁巖石英、長石和黃鐵礦等脆性礦物含量為49.0%～95.0%，其中石英含量為40.0%～60.0%，碳酸鹽礦物含量低于25.0%，黏土礦物含量通常小于50.0%。JY1井、JY2井、JY3井、 JY4井龍馬溪組下部—五峰組頁巖礦物含量分析實(shí)驗(yàn)顯示，焦石壩區(qū)塊頁巖儲層脆性礦物含量與Barnett頁巖相近，較Marcellus頁巖脆性礦物含量要高，有利于頁巖氣層壓裂改造。

2.8 頂?shù)装鍡l件

除了具備良好的基本地質(zhì)條件外，要形成超壓、富氣高產(chǎn)的頁巖氣藏，必須具備良好的頂板、底板封隔條件。良好的頂?shù)装鍡l件能夠有效地阻止天然氣快速垂向運(yùn)移、散失，有利于富集成藏，也便于后期頁巖氣儲層的壓裂改造[10]。

對四川盆地及周緣地區(qū)志留系而言，龍馬溪組下部—五峰組頁巖氣層的頂板為龍馬溪組中部及以上發(fā)育的大套灰色、深灰色厚層泥巖夾薄層粉砂質(zhì)泥巖、粉砂巖，厚度在170m左右；底板為上奧陶統(tǒng)澗草溝組和中奧陶統(tǒng)寶塔組連續(xù)沉積的灰色瘤狀石灰?guī)r、泥灰?guī)r、石灰?guī)r，總厚度為30～40m。龍馬溪組下部—五峰組頁巖氣層的頂?shù)装鍩o論是泥巖、粉砂巖還是石灰?guī)r都很致密，封閉性好。JY1井、JY2井、JY3井、JY4井作為頂板的龍馬溪組二段粉砂巖孔隙度平均為2.4%，滲透率平均小于0.01mD，在80℃條件下，地層突破壓力約為71.2MPa；作為底板的澗草溝組和寶塔組連續(xù)沉積的灰色瘤狀石灰?guī)r等巖性的孔隙度平均為1.2%, 滲透率平均小于0.01mD，在80℃條件下,地層突破壓力約為70.4MPa。反映了龍馬溪組下部—五峰組頁巖氣層頂?shù)装鍖搸r氣層具有較好的封隔效果，有利于頁巖氣的富集。

另外，龍馬溪組中部濁積砂巖(厚度超過20m)也起到了非常好的頂板作用，為龍馬溪組下部增加了一層封隔作用很好的頂板，也為頁巖氣的形成起到了很好的保護(hù)作用，同時(shí)也為氣層壓裂改造起到了很好的垂向壓裂防破散作用。

3 結(jié)束語

(1)四川盆地川東南地區(qū)海相富含有機(jī)質(zhì)頁巖厚層發(fā)育，埋深適中，中間無夾層，與常規(guī)氣藏明顯不同，“三高三好一適中”特征明顯(即“儲層TOC高、游離氣與吸附氣含量高、地層壓力異常高，氣測烴顯示好、儲層孔隙度與滲透率好、頂?shù)装褰M合條件好，Ro適中”)，有利于頁巖氣形成、富集和成藏，優(yōu)于建南地區(qū)東岳廟段陸相頁巖及北美地區(qū)的福特沃斯盆地Barnett、阿巴拉契亞盆地Marcellus海相頁巖等典型頁巖氣田的成藏條件。

(2)涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊龍馬溪組下部—五峰組海相頁巖儲層礦物以石英為主，黏土礦物次之，由石英、長石和碳酸鹽巖組成的脆性礦物含量高，平均含量超過50%，頁巖氣藏以封閉箱形式存在明顯的異常高壓，高壓形成過程又促進(jìn)微裂縫發(fā)育，有利于頁巖氣層完井壓裂改造，增強(qiáng)滲流能力，使得頁巖氣井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長。

(3)涪陵頁巖氣田焦石壩海相頁巖氣富集主控因素為富含有機(jī)質(zhì)頁巖連續(xù)厚度、TOC、Ro及儲層物性、地層異常高壓(超壓)、吸附氣與游離氣含量、礦物組成及頂?shù)装褰M合條件，氣田具有典型的頁巖氣特征，為今后在中—上揚(yáng)子地區(qū)頁巖氣勘探選區(qū)和儲層評價(jià)提供了良好借鑒。

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Main Factors Controlling Marine Shale Gas Accumulation in Jiaoshiba Shale Gas Field of Fuling Area

Li Ang1, Shi Wenrui2, Yuan Zhihua3, Zhang Yuqing3, Zhao Hongyan4, Ren Yuan4, Shi Yuanhui4

(1.TheEarthEnvironmentandWaterResourcesInstituteofYangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China;

2.GeophysicsandOilResourcesInstituteofYangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China; 3.MOEKey

LaboratoryofExplorationTechnologiesforOilandGasResources,YangtzeUniversity,WuhanHubei430100,China;

4.LoggingCompanyofSinopecOilfieldServiceJianghanCorporation,Qianjiang,Hubei433123,China)

Abstract:Fuling shale gas field is the first unconventional gas field having been commercially exploited already. Jiaoshiba marine shale section is dominated by deep continental shelf deposit, and organic-rich dark-gray and gray-black shale developed. The shale has high total organic carbon (TOC), moderate organic matter maturity, good physical property of reservoir, high brittle mineral content, high content of free gas and adsorbed gas, obviously abnormal high pressure, and remarkable logging characters. Through core analysis, well log curves and testing data research, we discussed the main factors controlling Jiaoshiba marine shale gas reservoir, and found that the enrichment of shale gas in the area was controlled by such factors as continuous thickness, TOC, thermal evolution degree, reservoir property, pressure and brittleness, and combined roof and floor conditions, and shale gas enrichment conditions came from special sedimentary environment. Based on the exploration for marine shale gas in Block Jiaoshiba of Fuling shale gas field, in particular the exploration results in Well JY1 and JY4, we mainly probed into the main factors controlling marine shale gas enrichment from lower Longmaxi Formation of Silurian to Wufeng Formation of upper Ordovician, to be helpful for marine shale gas exploration in Sichuan Basin in the future.

Key words:marine shale gas; Fuling shale gas field; Block Jiaoshiba; lower Longmaxi Formation-Wufeng Formation; main controlling factor

中圖分類號：TE122

文獻(xiàn)標(biāo)識碼:A

作者簡介：第一李昂(1990年生)，男，在讀碩士，主要研究方向?yàn)轫搸r氣勘探與開發(fā)。郵箱：767424461@qq.com。

基金項(xiàng)目：中國石化石油工程技術(shù)服務(wù)有限公司科技攻關(guān)項(xiàng)目“涪陵地區(qū)頁巖氣示范區(qū)石油工程集成技術(shù)”(SG1305)，中國石化集團(tuán)公司工程先導(dǎo)項(xiàng)目“頁巖油氣藏礦物錄井定量分析技術(shù)”(SG12068)。