秦 川, 余 謙, 劉 偉, 閆劍飛, 張海全, 門玉澎

( 1. 中國地質(zhì)調(diào)查局 成都地質(zhì)調(diào)查中心,四川 成都 610081; 2. 國土資源部沉積盆地與油氣資源重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,四川 成都 610081 )

?

黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖儲(chǔ)層特征與勘探前景

秦 川1,2, 余 謙1,2, 劉 偉1,2, 閆劍飛1,2, 張海全1,2, 門玉澎1,2

( 1. 中國地質(zhì)調(diào)查局 成都地質(zhì)調(diào)查中心,四川 成都 610081; 2. 國土資源部沉積盆地與油氣資源重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,四川 成都 610081 )

利用黏土礦物及全巖X線衍射分析、有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)和顯微組分、鏡質(zhì)體反射率、氣體法—脈沖法孔隙度和滲透率測定、核磁共振孔隙度、氬離子拋光掃描電鏡等方法，測試黔北地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組鉆井和剖面富有機(jī)質(zhì)泥巖段巖石樣品，研究其儲(chǔ)層特征。結(jié)果表明，龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖巖石類型主要為含粉砂炭質(zhì)泥巖、粉砂質(zhì)炭質(zhì)泥巖，礦物組分中黏土礦物平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為23.5%，脆性礦物以石英為主(占43.9%)。干酪根類型以I型為主，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于2.0%～6.0%，有機(jī)質(zhì)成熟度介于1.51%～2.58%。富有機(jī)質(zhì)泥巖總孔隙度介于2.7%～9.9%，滲透率較低，一般為(0.001～5.960)×10-4μm2。微觀儲(chǔ)集空間以微裂縫、少量殘余粒間孔為主。黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖具有脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)高、黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)低、有機(jī)質(zhì)豐度和有機(jī)質(zhì)成熟度高、低孔低滲的儲(chǔ)層特征，具備良好的頁巖氣勘探潛力。

富有機(jī)質(zhì)泥巖； 儲(chǔ)層特征； 下志留統(tǒng)； 龍馬溪組； 黔北地區(qū)

0 引言

頁巖氣的勘探開發(fā)是化石能源領(lǐng)域的重大革命，已成為全球非常規(guī)天然氣勘探開發(fā)的熱點(diǎn)方向和現(xiàn)實(shí)領(lǐng)域[1]。目前，美國、加拿大等已經(jīng)實(shí)現(xiàn)頁巖氣的商業(yè)開發(fā)[2-3]。我國頁巖氣勘探處于快速起步階段，中國南方地區(qū)分布的海相富有機(jī)質(zhì)的黑色頁巖厚度大、埋藏深度小，具有很好的頁巖氣成藏條件[4-6]。

黔北地區(qū)下寒武統(tǒng)牛蹄塘組黑色頁巖和上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組暗色泥頁巖分布面積廣泛、厚度較大，具有頁巖氣成藏的基本條件，是最有利的頁巖氣勘探層位，加強(qiáng)這些層位的研究和勘探意義重大[7-9]。張春明等認(rèn)為，泥質(zhì)深水陸棚是形成有效烴源巖的主要相類型，龍馬溪早期欠補(bǔ)償環(huán)境有利于形成有利的烴源巖[10]；王世玉等認(rèn)為，下志留統(tǒng)有效黑色頁巖厚度是龍馬溪組下段深水陸棚沉積段[11]；李俊良等認(rèn)為，龍馬溪組頁泥巖有機(jī)質(zhì)含量高，熱演化程度高，并且含有硅質(zhì)成分[12]；林家善等認(rèn)為，龍馬溪組底部烴源巖處于高有機(jī)物產(chǎn)率、強(qiáng)還原環(huán)境階段[13]；易同生等認(rèn)為，正安—?jiǎng)?wù)川—沿河以北是貴州龍馬溪組頁巖氣保存的有利區(qū)[14]。

近年來，對(duì)黔北地區(qū)龍馬溪組的研究主要集中在沉積環(huán)境、巖相古地理、烴源巖等方面，而對(duì)儲(chǔ)層特征的精細(xì)刻畫相對(duì)缺乏。由于受勘探程度所限，以往的研究主要基于野外露頭觀察及地表樣品分析測試。在黔北地區(qū)區(qū)域構(gòu)造和沉積地層分布特征的基礎(chǔ)上，筆者以黔北地區(qū)唯一一口下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣調(diào)查井——道頁1井，以及道真巴漁、沿河新景、務(wù)川北、湄潭抄樂等地表剖面的龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖為主要研究對(duì)象，進(jìn)行連續(xù)采樣、全巖及黏土礦物X線衍射分析、有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)、鏡質(zhì)體反射率和顯微組分、氬離子拋光掃描電鏡、孔隙度和滲透率、核磁共振孔隙度、含氣性現(xiàn)場解析等測試，研究龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖儲(chǔ)層的巖石礦物學(xué)特征、有機(jī)地球化學(xué)特征、物性特征、儲(chǔ)集空間類型及特征等，為該地區(qū)頁巖氣資源潛力評(píng)價(jià)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

文中黔北地區(qū)指遵義斷裂以東、貴陽—鎮(zhèn)遠(yuǎn)斷裂以北的貴州省行政區(qū)范圍，面積約為4.9×104km2(見圖1)。在大地構(gòu)造上位于上揚(yáng)子地臺(tái)區(qū)，其構(gòu)造演化與揚(yáng)子地臺(tái)的區(qū)域構(gòu)造演化具有相似性[15]。揚(yáng)子地臺(tái)的演化過程經(jīng)歷多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的疊加。由于受不同時(shí)期構(gòu)造長期的相互干擾和疊加，形成研究區(qū)褶皺和斷層發(fā)育、組合形態(tài)復(fù)雜的構(gòu)造景觀[16-17]。

圖1 黔北地區(qū)主要斷裂分布及龍馬溪期沉積相展布Fig.1 Faults distribution and sedimentary facies between Longmaxi stage in northern Guizhou

晚奧陶—早志留世龍馬溪期，黔北遵義—石阡—銅仁一線之南地區(qū)隆升為陸，無龍馬溪組沉積，可見石牛欄組與寶塔組平行不整合接觸(如石阡本莊)。隆起北部邊緣發(fā)育潮坪相沉積，向北部過渡為陸棚沉積區(qū)，黔北地區(qū)自南向北水體加深，地層厚度、富有機(jī)質(zhì)巖性段(w(TOC)>1.5%)厚度也由南往北逐漸增厚(見圖2)?，F(xiàn)今黔北地區(qū)寬緩背斜構(gòu)造在地表以出露寒武系地層為主，大部分地區(qū)龍馬溪組已剝蝕殆盡，僅在二疊—三疊系覆蓋區(qū)有龍馬溪組地層保留，呈北東—南西向條帶狀，沿向斜翼部分布。下志留統(tǒng)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥頁巖主要發(fā)育于深水陸棚相區(qū)，縱向上位于龍馬溪組下部。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石類型和礦物組成

黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖巖石類型主要為含粉砂炭質(zhì)泥巖、粉砂質(zhì)炭質(zhì)泥巖、含鈣—鈣質(zhì)粉砂質(zhì)碳質(zhì)泥巖(見圖3)。富有機(jī)質(zhì)泥巖段脆性礦物總體質(zhì)量分?jǐn)?shù)為52.0%～82.0%(碎屑礦物與自生脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)之和)(見圖4)。其中，脆性礦物以石英為主，占43.9%；次之為鉀長石和斜長石(平均為19.4%)、方解石和白云石(平均為10.1%)；黃鐵礦質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.1%。黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15.0%～46.0%，平均為23.5%，主要為伊利石組成，伊/蒙混層、高嶺石和綠泥石質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低(見圖5)。

圖2 道頁1井—綏陽—湄潭抄樂龍馬溪組沉積相剖面

圖3 黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖顯微特征

圖4 黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖全巖礦物組成直方圖Fig.4 Histogram of mineral contents of organic-rich mudstone of Longmaxi formation in northern Guizhou

圖5 黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖黏土礦物組成直方圖

在區(qū)域上，南部越靠近黔中古隆起邊緣，碎屑礦物、自生脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)越高、粒度越大；縱向上越往上部，碳質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)越低，碎屑礦物、自生脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)越高、粒度越大。巖石礦物學(xué)分布差異是沉積環(huán)境的響應(yīng)，表現(xiàn)為由南至北沉積水體加深，陸源碎屑補(bǔ)給減弱。

2.2 有機(jī)地球化學(xué)特征

龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖干酪根顯微組分主要為腐泥無定形體及腐泥碎屑體。其中腐泥無定形體質(zhì)量分?jǐn)?shù)為27.0%～87.0%，平均為55.7%；腐泥碎屑體質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4.0%～71.0%，平均為38.8%。樣品中含少量的無結(jié)構(gòu)鏡質(zhì)體和絲質(zhì)體。干酪根類型指數(shù)為75～98，以Ⅰ型為主，Ⅱ1型次之。

龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖段有機(jī)質(zhì)豐度較高，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于2.0%～6.0%，平均為3.5%。道頁1井15個(gè)樣品測試結(jié)果表明，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)最大為5.9%，其中w(TOC)大于1.5%的富有機(jī)質(zhì)泥巖段鉆厚達(dá)27 m，Ro介于1.51%～2.18%，平均為1.79%，干酪根處于高成熟—過成熟早期演化階段。道真巴漁剖面24個(gè)樣品測試結(jié)果表明，有機(jī)質(zhì)成熟度介于1.87%～2.58%，平均為2.21%。

在區(qū)域上，龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)、有機(jī)質(zhì)成熟度的變化主要體現(xiàn)在南北向的差異。在道真、沿河地區(qū)，龍馬溪組沉積較厚，為龍馬溪期黔北地區(qū)的一個(gè)沉積沉降中心，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)、有機(jī)質(zhì)成熟度普遍較高。往南靠近黔中隆起帶，龍馬溪組沉積相對(duì)減薄，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)、有機(jī)質(zhì)成熟度明顯降低(見圖6)。

2.3 孔隙度和滲透率

利用氣體法對(duì)道真巴漁剖面巖石樣品進(jìn)行孔隙度、滲透率測定，龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖總孔隙度介于2.7%～9.9%；滲透率較低，一般為(0.10～0.91)×10-6μm2。利用脈沖法測試孔隙度、滲透率，道頁1井龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖有效孔隙度介于0.67%～1.76%，平均有效孔隙度為1.27%；滲透率介于(0.004 9～0.691 2)×10-3μm2，平均滲透率為0.152 8×10-3μm2(見表1)。利用核磁共振測試孔隙度，道頁1井龍馬溪組總孔隙度為3.92%～7.62%。

2.4 儲(chǔ)集空間類型、特征及其形成主控因素

將氬離子拋光掃描電子顯微鏡技術(shù)用于納米級(jí)孔隙(直徑<10.0 μm)研究，精確刻畫頁巖的孔隙類型、結(jié)構(gòu)和大小[18]。黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖結(jié)構(gòu)致密，微孔隙總體不發(fā)育，可劃分為粒內(nèi)孔、粒間孔、有機(jī)質(zhì)孔和裂縫等四種類型[18]。

2.4.1 粒內(nèi)孔

粒內(nèi)孔的發(fā)育程度取決于礦物的穩(wěn)定性，長石和方解石等不穩(wěn)定礦物較易溶蝕而形成粒內(nèi)孔，黃鐵礦也存在溶蝕現(xiàn)象。粒內(nèi)孔在黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖中發(fā)育較少，掃描電鏡下可見黃鐵礦單晶或草莓狀黃鐵礦部分溶蝕而形成粒內(nèi)溶孔(見圖7(a))。粒內(nèi)孔形態(tài)多為多邊形狀或槽狀，孔徑大小不一，直徑一般為0.1～5.0 μm，連通性較差。

圖6 黔北地區(qū)龍馬溪組有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)及有機(jī)質(zhì)成熟度Fig.6 Distribution of total organic carbon and organic material maturity of Longmaxi formation in northern Guizhou

剖面樣品號(hào)總孔隙度/%滲透率/10-3μm2備注鉆井樣品號(hào)有效孔隙度/%滲透率/10-3μm2備注DZP4-CH34.4<0.04×10-3DY1-10.670.0065DZP10-CH45.20.91×10-3DY1-31.350.0049道真巴漁剖面DZP10-CH59.90.67×10-3氣體法道頁1井DY1-41.040.0067脈沖法DZP10-CH65.20.10×10-3DY1-61.460.5960DZP12CH75.0<0.04×10-3DY1-131.760.0283DZP16-CH82.7<0.04×10-3DY1-231.270.6912

2.4.2 粒間孔

粒間孔為同種或不同種顆粒、晶體或化石間孔隙。黔北地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖粒間(晶間)孔隙主要由同種或多種晶粒、礦物相互支撐而形成[18]。其中，粉砂顆粒之間或粉砂顆粒與黏土礦物之間微孔隙較為發(fā)育，但多被有機(jī)質(zhì)、泥質(zhì)充填，僅殘余部分粒間微孔隙，或僅殘余繞顆粒邊緣分布的微孔隙(見圖7(b-d))。粒間孔直徑一般為0.1～2.0 μm，比粒內(nèi)孔的孔徑更小，但更具規(guī)模，連通性差。粒間孔的形態(tài)多呈不規(guī)則狀、孔喉狀或槽狀。

2.4.3 有機(jī)質(zhì)孔

龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖中有機(jī)質(zhì)結(jié)構(gòu)致密，有機(jī)孔(有機(jī)質(zhì)內(nèi)孔)總體不發(fā)育，對(duì)黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖的總孔隙度貢獻(xiàn)較小。有機(jī)孔孔徑相對(duì)較小，主要為納米級(jí)的孔隙，孔徑介于1～200 nm。有機(jī)孔形態(tài)多為不規(guī)則狀、不規(guī)則的橢球狀、似蜂窩狀(見圖7(e))。

圖7 黔北地區(qū)道頁1井龍馬溪組微觀孔隙特征Fig.7 Micro-characteristics of pores of of DY1 well, Longmaxi formation in northern Guizhou

2.4.4 裂縫

裂縫的形成主要與黏土礦物、硅質(zhì)有關(guān)，在其他礦物中少見。在黏土礦物中，裂縫的形成主要與成巖作用過程中黏土礦物的脫水作用有關(guān)[18]。根據(jù)掃描電鏡及背散射觀察結(jié)果，黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖中微觀裂縫較為發(fā)育，形成理想的解析—滲流通道。主要為黏土礦物層間微裂縫，黏土礦物以片狀伊利石為主，層間微裂縫寬度通常小于1.0 μm，多被有機(jī)質(zhì)充填，僅在有機(jī)質(zhì)邊緣殘余部分微縫隙(見圖7(f))。脆性礦物與黏土礦物之間可見豐富微裂縫，縫面繞脆性礦物而彎曲，無充填，寬度一般為0.5～5.0 μm。微裂縫是龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖的主要儲(chǔ)集空間類型。

2.5 含氣性特征

以道頁1井為例，龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖段含氣性較好，損失氣量和解析氣量為1.32～1.63 m3/t，總含氣量為1.84～2.69 m3/t(見表2)。解析氣體組分以CH4為主，含少量C2～C4氣體及微量CO2、N2。CH4體積分?jǐn)?shù)較高，峰值可達(dá)99.30%。

表2 道頁1井龍馬溪組含氣性特征

3 頁巖氣勘探前景

根據(jù)美國頁巖氣成功開發(fā)實(shí)踐，具有工業(yè)氣流的頁巖氣有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)下限為0.5% ，有機(jī)質(zhì)成熟度下限為1.1%[20-21]，為取得較好壓裂改造效果，脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)通常要大于50%[22]。黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖段中脆性礦物總體質(zhì)量分?jǐn)?shù)52.0%～82.0%，破裂潛力較好；黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15.0%～46.0%，平均為23.5%；有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.0%～6.0%，平均為3.5%；鏡質(zhì)體反射率為1.51%～2.18%，平均為1.79%，與美國含氣頁巖的數(shù)據(jù)相當(dāng)。因此，黔北地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組具備頁巖氣形成的基本地質(zhì)條件，是潛力良好的頁巖氣勘探目的層。

4 結(jié)論

(1)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖巖石類型主要為含粉砂伊利石炭質(zhì)泥巖、粉砂質(zhì)伊利石炭質(zhì)泥巖、含鈣—鈣質(zhì)粉砂質(zhì)伊利石碳質(zhì)泥巖，礦物組分中黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15.0%～46.0%，平均為23.5%；脆性礦物以石英為主，次為鉀長石和斜長石、方解石和白云石；黃鐵礦質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低。

(2)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖干酪根類型以Ⅰ型為主，Ⅱ1型次之，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于2.0%～6.0%，平均為3.5%，有機(jī)質(zhì)成熟度介于1.51%～2.58%，平均為2.01%，干酪根處于高成熟—過成熟早期演化階段。

(3)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖結(jié)構(gòu)致密，總孔隙度介于2.7%～9.9%，滲透率較低，一般為(0.001～5.960)×10-4μm2。微觀儲(chǔ)集空間以微裂縫、少量殘余粒間孔為主，有機(jī)質(zhì)孔和粒內(nèi)孔發(fā)育較差。

(4)黔北地區(qū)龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖具有脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)高、黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)低、有機(jī)質(zhì)豐度和有機(jī)質(zhì)成熟度高、低孔低滲的儲(chǔ)層特征，具備良好的頁巖氣勘探潛力。

[1] 邱嘉文,劉樹根,孫瑋,等.四川盆地周緣五峰組—龍馬溪組黑色頁巖微孔特征[J].地質(zhì)科技情報(bào),2015,34(2):78-86.

Qiu Jiawen, Liu Shugen, Sun Wei, et al. Microporous characteristics of shale in lower Paleozoic Wufeng formation-Longmaxi formation of Sichuan basin and surrounding area [J]. Geological Science and Technology Information, 2015,34(2):78-86.

[2] Jarvie D M, Hill R J, Ruble T E, et al. Unconventional shalegas 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.

[3] 楊鐿婷,張金川,王香增,等.陸相頁巖氣的泥頁巖評(píng)價(jià)——以延長下寺灣區(qū)上三疊統(tǒng)延長組長7段為例[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2012,36(4):10-17.

Yang Yiting, Zhang Jinchuan, Wang Xiangzeng, et al. Source rock evaluation of continental shale gas: A case study of Chang7 of Mesozoic Yanchang formation in Xiasiwan area of Yanchang [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2012,36(4):10-17.

[4] 羅超,劉樹根,孫瑋,等.鄂西—渝東地區(qū)下寒武統(tǒng)牛蹄塘組黑色頁巖孔隙結(jié)構(gòu)特征[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2014,38(2):8-17.

Luo Chao, Liu Shugen, Sun Wei, et al. Pore structure characterization of black in the lower Cambrian formation in western Hubei and eastern Chongqing area [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2014,38(2):8-17.

[5] 李娟,于炳松,劉策,等.渝東南地區(qū)黑色頁巖中粘土礦物特征兼論其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響——以彭水縣鹿角剖面為例[J].現(xiàn)代地質(zhì),2012,26(4):732-740.

Li Juan, Yu Bingsong, Liu Ce, et al. Clay minerals of black shale and their effection physical properties of shale gas reservoirs in the southeast of Chongqing: A case study from Lujiao outcrop section in Pengshui, Chongqing [J]. Geoscience, 2012,26(4):732-740.

[6] 李娟,于炳松,張金川,等.黔北地區(qū)下寒武統(tǒng)黑色頁巖儲(chǔ)層特征及其影響因素[J].石油與天然氣地質(zhì),2012,33(3):364-374.

Li Juan, Yu Bingsong, Zhang Jinchuan, et al. Reservoir characteristics and their influence factors of the lower Cambrian dark shale in northern Guizhou [J]. Oil & Gas Geology, 2012,33(3):364-374.

[7] 董大忠,程克明,王玉滿,等.中國上揚(yáng)子區(qū)下古生界頁巖氣形成條件及特征[J].石油與天然氣地質(zhì),2010,31(3):288-299.

Dong Dazhong, Chen Keming, Wang Yuman, et al. Forming conditions and characteristics of shale gas in the lower Paleozoic of the upper Yangtze region, China [J]. Oil & Gas Geology, 2010,31(3):288-299.

[8] 胡晨林,張?jiān)?王志峰,等.貴州北部龍馬溪組頁巖特征及頁巖氣勘探前景[J].特種油氣藏,2014,21(4): 44-47.

Hu Chenlin, Zhang Yuanfu, Wang Zhifeng, et al. Shale features and exploration prospect of shale gas in Longmaxi formation in northern Guizhou [J]. Special Oil and Gas Reservoirs, 2014,21(4):44-47.

[9] 邢雅文,張金川,馮赫青,等.渝東南地區(qū)下寒武統(tǒng)頁巖氣聚集條件及有利區(qū)預(yù)測[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2014,38(3):66-74.

Xing Yawen, Zhang Jinchuan, Fen Heqing, et al. Accumulation conditions and resource potential of lower Cambrian shale gas in southeast Chongqing [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2014,38(3):66-74.

[10] 張春明,張維生,郭英海.川東南—黔北地區(qū)龍馬溪組沉積環(huán)境及對(duì)烴源巖的影響[J].地學(xué)前緣,2012,19(1):136-145.

Zhang Chunming, Zhang Weisheng, Guo Yinghai. Sedimentary environment and its effect on hydrocarbon source rocks of Longmaxi formation in southeast Sichuan and northern Guizhou [J]. Earth Science Frontiers, 2012,19(1):136-145.

[11] 王世玉,劉樹根,孫瑋,等.黔中隆起北部上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)頁巖特征[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2012,39(6):599-605.

Wang Shiyu, Liu Shugen, Sun Wei, et al. Features of the shales from upper Ordovician-lower Silurian in the north of middle Guizhou uplift, China [J]. Journal of Chengdu University of Technology: Science & Technology Edition, 2012,39(6):599-605.

[12] 李俊良,謝瑞永,游君君,等.貴州黔北地區(qū)頁巖氣成藏條件與勘探前景[J].中國礦業(yè),2012,21(2):55-59.

Li Junliang, Xie Ruiyong, You Junjun, et al. Reservoir forming condition and exploration prospect of shale-gas in Guizhou Qianbei area [J]. China Mining Magazine, 2012,21(2):55-59.

[13] 林家善,劉建清,馮偉明,等.黔北下志留統(tǒng)龍馬溪組烴源巖有機(jī)地球化學(xué)特征及其古環(huán)境意義[J].沉積與特提斯地質(zhì),2014,34(2):79-85.

Lin Jiashan, Liu Jianqing, Fen Weiming, et al. Organic geochemical signatures and palaeo-environmenttal implications for the source rocks from the lower Silurian Longmaxi formation in northern Guizhou [J]. Sedimentary Geology and Tethyan Geology, 2014,34(2):79-85.

[14] 易同生,高弟.貴州龍馬溪組頁巖氣儲(chǔ)層特征及其分布規(guī)律[J].煤田地質(zhì)與勘探,2015,43(3):22-27.

Yi Tongsheng, Gao Di. Characteristics and distribution pattern of shale gas reservoir in Longmaxi formation in Guizhou province [J]. Coal Geology & Exploration, 2015,43(3):22-27.

[15] 久凱,丁文龍,李玉喜,等.黔北地區(qū)構(gòu)造特征與下寒武統(tǒng)頁巖氣儲(chǔ)層裂縫研究[J].天然氣地球科學(xué),2012,23(4):797-803.

Jiu Kai, Ding Wenlong, Li Yuxi, et al. Structural features in northern Guizhou area and reservoir fracture of lower Cambrian shale gas natural [J]. Natural Gas Geoscience, 2012,23(4):797- 803.

[16] 梁超,姜在興,郭嶺,等.陸棚相黑色泥巖發(fā)育特征、沉積演化及頁巖氣勘探前景——以甕安永和剖面牛蹄塘組為例[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報(bào),2011,35(6):13-21.

Liang Chao, Jiang Zaixing, Guo Ling, et al. Characteristics of black shale, sedimentary evolution and shale gas exploration prospect of shelf face taking Wengan Yonghe profile Niutitang group as an example [J]. Journal of Daqing Petroleum Institute, 2011,35(6):13-21.

[17] 王麗波,久凱,曾維特,等.上揚(yáng)子黔北地區(qū)下寒武統(tǒng)海相黑色泥頁巖特征及頁巖氣遠(yuǎn)景區(qū)評(píng)價(jià)[J].巖石學(xué)報(bào),2013,29(9):3263-3278.

Wang Libo, Jiu Kai, Zeng Weite, et al. Characteristics of lower Cambrian marine black shales and evaluation of shale gas prospective area in Qianbei area,upper Yangtze region [J]. Acta Petrologica Sinica, 2013,29(9):3263-3278.

[18] 劉樹根,冉波,郭彤樓,等.四川盆地及周緣下古生界富有機(jī)質(zhì)黑色頁巖—從優(yōu)質(zhì)烴源巖到頁巖氣產(chǎn)層[M].北京:科學(xué)出版社,2014.

Liu Shugen, Ran Bo, Guo Tonglou, et al. From oil-prone source rock to gas-producing shale reservoir, lower Palaeozoic, organic-matter-rich black shale in the Sichuan basin and its periphery [M]. Beijing: Science Press, 2014.

[19] 楊迪,劉樹根,單鈺銘,等.四川盆地東南部習(xí)水地區(qū)上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)泥頁巖裂縫發(fā)育特征[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2013,40(5):543-553.

Yang Di, Liu Shugen, Shan Yuming, et al. The fracture characteristics of the shale in upper Ordovician-lower Silurian in Xishui area, the southeast of Sichuan basin, China [J]. Journal of Chengdu University of Technology: Science & Technology Edition, 2013,40(5):543-553.

[20] 馬文辛,劉樹根,黃文明,等.鄂西渝東志留系儲(chǔ)層特征及非常規(guī)氣勘探前景[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2012,34(6):27-37.

Ma Wenxin, Liu Shugen, Huang Wenming, et al. Reservoir rocks characters of Silurian and its unconventional gas prospection in western Hubei-eastern Chongqing [J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2012,34(6):27-37.

[21] 王世謙,陳更生,董大忠,等.四川盆地下古生界頁巖氣藏形成條件與勘探前景[J].天然氣工業(yè),2009,29(5):51-58.

Wang Shiqian, Chen Gengsheng, Dong Dazhong, et al. Accumulation conditions and exploitation prospect of shale gas in the lower Paleozoic Sichuan basin [J]. Natural Gas Industry, 2009,29(5):51-58.

[22] 劉偉,余謙,閆劍飛,等.上揚(yáng)子地區(qū)志留系龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)泥巖儲(chǔ)層特征[J].石油與天然氣地質(zhì),2012,33(3):346-352.

Liu Wei,Yu Qian,Yan Jianfei, et al. Characteristics of organic-rich mudstone reservoirs in the Silurian Longmaxi formation in upper Yangtze region [J]. Oil & Gas Geology, 2012,33(3):346-352.

2016-07-07；編輯：任志平

國土資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心項(xiàng)目( 2009GYXQ15-03)；貴州省地質(zhì)勘查基金項(xiàng)目(GZSYYQZYDC2012-002)；中國地質(zhì)調(diào)查局基礎(chǔ)性公益性地質(zhì)礦產(chǎn)調(diào)查項(xiàng)目(DD20160176)

秦 川(1985-)，女，博士，工程師，主要從事石油地質(zhì)學(xué)方面的研究。

TE122.2

A

2095-4107(2016)05-0086-08

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2016.05.010