版权信息
省级大型综合性科技类期刊
主管部门:自治区科技厅
主办单位:自治区科学技术信息研究院 
协办单位:自治区科学技术情报学会
编辑出版:科技期刊编译室
刊社地址:内蒙古呼和浩特新城西街149号本刊杂志社
邮政编码:100010
电      话:0471-2536371

E-mail  :

nmgkjzz@vip.163.com 

网站地址:www.nmgkjzz.com


往期杂志
当前位置: 首页>往期杂志>详细介绍

渝东龙马溪组黑色页岩的孔隙特征及演化机制

时间:2016-05-03来源: 作者: 点击: 130次

叶嗣暄a*,陆鹿b

a. 中煤科工集团西安研究院有限公司,陕西 西安, 710077;

b. 中国科学院大学地球科学学院, 北京, 100049

摘要:运用扫描电镜分析、压汞实验分析等方法,对渝东龙马溪组黑色页岩中孔隙的显微形貌和孔隙特征进行了测试分析。结果表明,龙马溪组页岩中孔隙数量众多,孔隙发育类型大致相同,包括晶内孔、粒间孔、层间微孔、粒内孔、溶蚀孔、气胀孔、莓状黄铁矿孔等,其中以粒间孔、粒内孔、晶间孔、层间微孔最为多见。其中,大孔和微孔所占的比例较高,是最主要的孔隙类型,所占比例达到80%左右,中孔和小孔其次,所占比例相对稳定,达20%左右。剖面中各孔隙类型所占的比例自下而上呈现出规律性变化。进退汞曲线表明,样品进汞量最大的孔径范围为微-小孔,孔隙与吼道分布不均一,吼道较细,孔隙连通性相对较差。“长期深埋,短期抬升”是控制研究区页岩孔隙演化的重要地质过程。

关键词:龙马溪组;黑色页岩;压汞实验;孔隙特征

中图文分类号:P618.12

Pore characters and evolution mechanism of black shale in the Longmaxi Formation, eastern Chongqing

Ye Sixuana, Lu Lub

a. CCTEG Xi’an research institute, Shaanxi Xi’an, 710077; b. College of Earth Science, University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049

Abstract: This paper concentrates on the porosity characters of shale in the Longmaxi Formation in eastern Chongqing based on the results of scanning electron microscope (SEM) analysis and mercury injection experiments. Analytical results indicate that the pores in the shale of Longmaxi Formation are numerous, including intracrystalline pore, intergranular pore, interlayer pore, intragranular pore, dissolution pora, flatulence pora and raspberry-like pyrite pora, etc.. Among these poras, the intracrystalline pore, intergranular pore, interlayer pore and intragranular pore are dominant in the shale. Generally, large pore and micro pore are the major poras in the shale, with a proportion of about 80%. Mesopore and micropore are minor in the shale, with a consistent proportion of about 20%. In the section, the proportions of different types of pore show a regular change pattern from bottom up. Mercury curves show that mesopore and micropore have the largest amount of injected mercury. The distribution of pores and throats are nonisotropic, with narrow throats and poor pore connectivity. “Long-term burial and short-term uplift” was the most significant process controlling the development of pore in the study area.

Key words: Longmaxi Formation; black shale; mercury injection; pore characters

1 引言

页岩气是以游离态、吸附态为主形式存在于暗色或者高碳泥页岩中的非常规天然气[1]。我国页岩气的储量巨大,成功地勘探开发将很好地缓解油气供需矛盾,优化能源结构,为我国经济发展和能源安全保驾护航[2]。自2006年以来,大量的学者对我国的页岩气资源进行了勘探和评估,发现了多套具有页岩气有利成藏条件的地层,主要分布在川、黔、鄂等中上扬子区域[3-7]。在这些地区中,烃源岩在中生界和古生界地层中均有发育,主要以下寒武统、下志留统及上二叠统泥质岩为主[3-8]。四川盆地的下志留统为一静水、缺氧环境下的海相地层,其中龙马溪组为典型的黑色笔石页岩相,为有利的页岩气成藏区段,其有机质含量丰富,有机质类型好、热演化程度高、生烃量大,气藏地质特征与美国页岩气层极为相似,并显示一定的工业气流特征[9-11]。因而,对于下志留统龙马溪组页岩气的赋存规律与成藏条件的研究,有可能成为我国页岩气勘探的突破口,实现产业化的第一步。

Schettler等通过对美国泥盆系页岩气井的大量测井曲线分析发现,岩石孔隙是页岩气主要存储场所,约一半的气量存储在孔隙中[12]。因此,孔隙发育及演化特征对于泥页岩气藏赋存特征、含气性以及人工压裂效果具有重要的影响。目前不少学者已经对页岩内部孔隙的微观特征、影响因素以及地质评价等方面进行了深入的研究,提出了一些新的观点和新的思路[13-16]。本文选择渝东地区下志留统龙马溪组页岩为研究对象,在已有勘探资料和研究成果的基础上,通过实际野外调查与实验室分析,对泥页岩孔裂隙特征与演化机制进行研究,包括孔隙分布特征、孔隙成岩阶段演化特征,并进一步探讨影响页岩储层孔隙度发育特征的因素。

 

2 地质背景

研究区地处重庆市东部,位于四川盆地东南缘七曜山断裂的南东侧、湘鄂西前陆盆地之北西缘(图1)。在大地构造背上,该区属于扬子板块内部次级凹陷构造单元。自震旦纪以来,研究区经历了多期的构造作用的影响,地质构造十分复杂,主要包括兴凯—加里东,海西—印支,燕山—喜马拉雅三大构造旋回,形成众多的构造区块。

为了方便深入研究,本文在研究区内部选择了两个最具代表性的采样剖面,分别为重庆綦江县安稳镇与南川市三泉镇。重庆綦江县安稳镇处于华蓥山断裂与七曜山断裂之间的渝西—渝东隔挡式构造带内,属扬子陆块南部被动边缘褶冲带范围,其北西以七曜山基底断裂与四川中生代前陆盆地分界。南川市三泉县处于渝东南箱式—隔挡式构造带内,属川中前陆盆地(中生代)东部。沉积学分析表明,上述两地发育的志留系龙马溪组均表现出陆棚边缘滞水盆地沉积特征,主要由黑灰色页岩、含粉砂页岩组成,偶夹纹层状粉砂岩透镜体组成,局部地区夹浊流沉积。除此之外,页岩内部富含笔石动物组合及黄铁矿晶粒,发育水平层理及断续的水平层理。


图1 重庆市地质纲要图及研究区、采样剖面位置示意图[21]

Fig. 1 Map showing the geological outline of Chongqing and the distribution of study area and sampling localities

 

3 分析方法

3.1 扫描电镜分析

扫描电镜分析由中国矿业大学分析测试中心完成。用于分析的16件页岩分析样品分别采集自南川市三泉县(12件)与重庆綦江县安稳镇(4件)。样品切样方向为垂直层理的方向,由于泥页岩导电率低,样品表面进行了喷金处理。

扫描电镜型号为FEI QuantaTM 250,使用高真空模式进行页岩微观形貌观测,同时使用能谱仪EDX进行样品表面元素分析,能谱仪型号为Bruker QUANTAX400-10。

 

3.2 压汞分析

表1 压汞仪工作与样品制作参数

Table 1 Major parameters in respect to mercury running and sample making

工作压力

0.0069-413.70MPa

汞密度

13.5364 g/mL

膨胀计常数

10.790 μl/pF

压力点稳定时间

5s

膨胀计体积

5.7827  mL

样品质量

6g

测定孔径下限

3.0nm

样品颗粒大小

2cm

干燥温度

70-80

干燥时间

12h

测试压力

<413.70MPa

抽真空时间

10s

 

压汞测试由中国矿业大学煤层气成藏教育部重点实验室完成。用于分析的页岩样品采集自三泉县,样品数为12,采样间隔约3m。测试采用AutoPore IV9500 V1.09全自动压汞仪,最大压力6万磅(414MPa),孔径测量范围为30Å-1000μm,有一个高压和两个低压站。AutoPore IV9500型压汞微孔测定仪工作与样品制作参数见表1。压汞法实际测试的孔径下限为3.0nm,测试的结果表征页岩中的有效孔隙(允许流体通过)。

4 孔隙特征

4.1孔隙类型

页岩孔隙为天然气的储集空间,尤其是游离态的天然气,它在很大程度上决定了页岩气的储能。通过对綦江县安稳镇与南川市三泉镇黑色页岩的孔隙显微形貌观察可知,龙马溪组底部页岩中孔隙数量众多,孔隙发育类型大致相同,包括晶内孔、粒间孔、层间微孔、粒内孔、溶蚀孔、气胀孔、莓状黄铁矿孔等,其中以粒间孔、粒内孔、晶间孔、层间微孔最为多见。使用Image proplus 图形软件处理分析,其面孔率高达5.7%。

本文对页岩样品中发育的各种类型的孔隙特征描述如下。

(1)粒间孔

研究区页岩中最主要的孔隙类型为粒径较大碎屑矿物以及细小粒状矿物之间的孔隙。原生粒间孔隙几乎没有保留,主要为溶蚀形成的次生孔隙。样品中粒间孔孔径大小为5-10µm左右,局部较大。部分孔隙中生长了伊利石等片层状的粘土矿物。在扫描电镜下可见粘土矿物之间形成的粒间孔隙相对集中分布,表现出蜂窝状、堆积状的特征(图2-a)。

(2)晶间孔

晶间孔的形态受控于晶体的形态特征,表现出裂缝状、近圆状、多边形状等。局部晶间孔中次生生长了粘土矿物颗粒,粘土矿物颗粒之间又存在较小的粒间孔,形成晶间-粒间孔。观音桥剖面中的黑色页岩中发育有石膏晶体生长形成的晶间孔。晶间孔的孔径大小取决于矿物颗粒的接触关系以及自形程度,粒径几个微米到十几个微米不等(图2-b)。

 

b

 

a

 

 

c

 


d

 

 

e

 


f

 

图2 渝东龙马溪组黑色页岩的孔隙特征

Fig. 2 Pore characters of black shale of the Longmaxi Formation in eastern Chongqing

a.南川三泉,样品5,距底15.9m,标尺20µm,碎屑颗粒和粘土矿物粒间孔,孔径2-6µm;b.綦江观音桥,S1l-6-3,标尺10µm,石膏晶间孔,孔径2-7µm;c.南川三泉,样品9,距底12.9m,标尺10µm,方解石粒内溶孔,孔径 1-2µm;d.南川三泉,样品2,距底4.4m,标尺10µm,粘土矿物粒内溶孔,孔径大小1µm左右;e.南川三泉,样品8,距底12.9m,标尺10µm,片层状粘土矿物层间孔,孔径大小7µm左右;f.南川三泉,样品8,距底24.3m,标尺20µm,莓状黄铁矿脱落形成的孔,孔径小于1µm。

(3)粒内孔

粒内孔主要发育于页岩中粘土矿物和粉砂级碎屑颗粒中,局部可见片层状粘土矿物粒内孔,有机质粒内孔。有机质粒内孔表现为气体逸散形成的孔隙。粒内孔在有机质和粘土矿物中发育密度较大,在碎屑颗粒(主要为碳酸盐岩)中零星发育,形态规则。三泉和观音桥页岩中粒内孔均多表现出溶蚀孔隙的特征(图2-c,d),主要成因为酸性流体的溶蚀。酸性水溶液主要来源于有机质分解的有机酸以及后期地表降水的下渗。

(4)层间孔

研究区黑色页岩样品中较为常见层间孔(图2-e)。它的孔隙形态受控于片层状矿物(主要为伊利石和云母)的分布特征和变形特征。孔径大小以几个到十几个微米为主,表现为粘土矿物片层的脱落和挤压变形。由于张开的微孔中比较纯净,没有其他物质的充填,分析认为形成机理为粘土矿物在上覆压力下发生弯曲变形,由于抬升地表,压力降低,粘土矿物片层在应力释放后形成的微孔隙。

(5)莓状黄铁矿孔、铸模孔

莓状黄铁矿孔特征典型,主要为黄铁矿晶粒间的孔隙,孔径0.1-0.2µm左右,孔隙数量少,因而对页岩气的储层贡献率不大。粒间填隙物孔主要发育于刚性颗粒之间,孔隙内充填的自生粘土矿物所形成的孔隙,粒径一到几个微米。研究区还可见自形颗粒脱落形成的铸模孔,主要为黄铁矿、白云石脱落形成的孔隙以及粘土矿物片层脱落形成的孔隙(图2-f)。铸模孔的形态完全吻合于自形的晶体颗粒的形态,如白云石菱形、高岭石的近似正六边形。

4.2 孔隙结构

表2 南川三泉龙马溪组页岩压汞分析数据

Table 2 Mercury intrusion data on Longmaxi Formation in Sanquan

样品号

孔径分布

压汞特征

大孔

Φ>10µm

中孔

1µm <Φ<10µm

小孔

0.1µm<Φ<1µm

微孔

Φ<0.1µm

排驱压力(KPa)

最大进汞量

(ml/g)

1

11.8%

2.5%

5.9%

79.8%

28.9

0.0119

2

10.4%

6%

7.5%

76.1%

33.7

0.0067

3

9.1%

2.6%

7.8%

80.5%

37.8

0.0077

4

13.1%

6.6%

8.2%

72.1%

40.2

0.0061

5

14.9%

8.5%

8.5%

68.1%

23.1

0.0047

6

20%

8%

8%

64%

47.1

0.005

7

20.8%

8.3%

8.3%

62.6%

30.8

0.0048

8

22.9%

5.7%

14.3%

57.1%

23.1

0.0035

9

20.9%

7%

9.3%

62.8%

53.7

0.0043

10

28.6%

2.9%

8.6%

59.9%

37.1

0.0038

11

32.4%

8.8%

8.8%

50%

23.2

0.0034

12

38.7%

16.1%

9.7%

35.5%

40.1

0.0031

页岩孔隙结构主要包括孔径大小、孔隙几何形态、孔隙分选度、连通性等,它反映储层中各类孔隙与孔隙之间连通吼道的组合,是孔隙与吼道发育的总貌[81]。压汞测试数据(表2)给出了页岩样品排驱压力、总进汞量、总孔面积、体(面)积中值孔径、骨架密度和孔隙度等信息,通过分析测试数据来获取页岩的孔隙结构特征。

(1)孔径分布特征

研究区页岩压汞数据所反映的孔径分布特征如表2所示。其中大孔和微孔所占的比例较高,是最主要的孔隙类型,所占比例达到80%左右。中孔和小孔所占比例相对稳定,比例20%左右(图3)。

剖面中,各孔隙类型所占的比例自下而上呈现出规律性变化。大孔(Φ>10µm)的百分含量在10.4%~38.7%之间,除了3号样品表现出异常,其百分比整体上表现为自底向上逐渐增大的趋势。中孔(1µm <Φ<10µm)百分比浮动范围在2.5%~16.2%之间,小孔(0.1µm<Φ<1µm)在5.9%~14.3%之间,它们在垂向上的变化不具有规律性。微孔(Φ<0.1µm)在垂向上表现出自下而上逐渐减小的趋势,与大孔表现为此消彼长的关系(图4)。

结合扫描电镜下的孔隙特征,分析认为大孔的消失与粘土矿物的生长有关。大孔中自生粘土矿物占据了孔隙空间,并形成大量的晶间、粒间孔,使得孔径变小,微孔比例增大。样品的最大进汞量范围为0.0031 ml/g~0.0119 ml/g,主要分布在0.003ml/g~0.007 ml/g之间(表2)。通过分析对比发现,最大进汞量与微孔的百分含量具有显著正相关性,表明微孔为汞液的主要储集空间(图5)。

图3 三泉黑色页岩孔径分布特征

Fig. 3 Pore size distribution characteristics of black shale in study area

图4 南川三泉大孔与微孔百分比变化趋势

Fig. 4 The relative percentage of macro-microporous in Sanquan,Nanchuan

图5 微孔含量与最大进汞量的正相关关系

Fig 5 The positive correlation between micropore content and maximum mercury injection

(2)孔隙孔喉特征

孔径大小、孔隙形态、孔隙度等主要参数反映了储层的储集性能,而喉道的大小、形态、分布以及孔喉比决定了孔隙的连通性和渗透性。喉道的大小及分布特征决定了进退汞曲线的特征。孔吼比能够很好地反映孔隙和喉道的均一程度,但孔吼比的原理计算方法具有一定的滞后性,文中采用似孔吼比来进行表征,其理论计算公式为λ=R/r1×cosθ1/cosθ2[17]。实际应用中的似孔吼比计算公式为λ=Pim/Pom[18]。Pim为进汞饱和度中值对应的进汞压力,Pom为退汞饱和度中值对应的退汞压力[18]

表3 南川三泉龙马溪组页岩似孔吼比

Table 3 The pore-throat ratio of Longmaxi Formation in Sanquan, Nanchuan

样品

编号

进汞饱和度中值压力

PimMpa

退汞饱和度中值压力

PomMpa

似孔吼比

λ=Pim/Pom

1

96.25

17.27

5.53

2

75.56

17.27

4.38

3

82.42

17.27

4.77

4

54.94

6.91

7.95

5

75.57

1.74

43.43

6

41.21

15.26

2.7

7

41.21

6.91

5.96

8

30.91

0.37

83.54

9

41.21

6.92

5.96

10

34.36

3.47

9.9

11

12.37

3.46

3.58

12

0.46

0.71

0.65

通过对样品似孔吼比的计算发现,累积进汞饱和度中值压力由底部向上逐渐变小,变化范围为0.46Mpa~96.25Mpa。退汞饱和度中值压力总体趋势也是变小,变化范围为0.71~17.27 Mpa。局部表现出数据跳跃,表明与上覆压力关系不大,主要受控于喉道产生的毛细管力的作用。12个样品的似孔吼比不具有规律性,变化浮动较大,与深度无关,反映出该黑色页岩的孔隙与吼道的均一程度变化差异较大(表3)。

进汞中值压力Pim与孔隙度存在良好的正相关性。其中,进汞中值压力由底部向上逐渐变小,而孔隙度表现出同样的变化特征。另外,退汞中值压力与退汞效率之间没有很好的相关性(图6)。值得注意的是,压汞过程中当达到最大压力并开始降压的时候,进汞量并未减少,而是呈现先增后减的行为。造成该现象的原因可能是,在压汞的过程中,当达到最大压力时,样品中由于压力的作用产生了裂隙,作为汞液的储集空间,使得汞液继续进入,产生的裂隙空间越大,退汞效率越低,而且使得对应的退汞中值压力偏小,似孔吼比偏大。进汞特征能够更好的反映样品实际的孔隙孔吼特征。

图6 进汞中值压力与孔隙度的正相关性

Fig. 6 The positive correlation between Pim and porosity

通过分析12个样品的进退汞曲线特征,总体表现为:孔隙吼道较细,进汞量最大的孔径范围为微—小孔,毛管压力曲线较陡,排驱压力均小于0.1MPa。退汞曲线曲率较高,弧线较短,表明微-小孔的含量高。退汞效率较低,表明孔隙与吼道的分布不均一,页岩的连通性相对较差(图7)。

5 孔隙演化特征

研究区页岩分布特征主要受控于该阶段自南东向北西的华夏地块与扬子地块拼接过程所产生的岩石圈板块挠曲-前陆盆地沉积中心(即前渊盆地)的同向迁移,以及该阶段两次全球性的三级海平面快速上升所导致的缺氧-欠补偿水体[19]。研究区经历了兴凯—加里东、海西—印支、燕山—喜马拉雅三大构造运动旋回及局部的多次次生构造,表现为“长期深埋,短期抬升”的特征。在持续深埋期,温压条件随埋深加大,孔隙度的演化以成岩作用(压实、重结晶、粘土矿物转化)和生烃演化为主控影响因素,后期的构造抬升,孔隙度的变化基本不受压实作用的影响,主要表现为表生成岩作用和构造裂缝的控制。

根据丁道桂等[20]建立的孔隙度与埋深关系模型,黑色页岩孔隙度演化主要特征为:加里东期(Z-S),志留系原始沉积厚度为1250m,地层沉积对黑色页岩孔隙度影响显著,随着沉积物的快速堆积,页岩孔隙度快速降低,至早泥盆世末期,孔隙度降至20%左右;海西期(D-P),加里东运动与柳江运动使扬子地块整体持续抬升,埋深增幅大大降低,孔隙度变化微弱;早二叠世初期,研究区开始沉降,经历多期海侵,晚二叠世末—早三叠世,孔隙度降低至10%以下,晚三叠世埋深达到4000m,孔隙度基本保持稳定。约古近纪末,埋深达到了最大,近7300m,孔隙度达到了最低。现今实测孔隙度值为0.69-2.57%,推断当时的孔隙度值应该更小(图8)。

图7 南川三泉黑色页岩毛管压力进退汞曲线

Fig. 7 Capillary pressure curves of black shale in Sanquan,Nanchuan

8 南川三泉黑色页岩孔隙度演化模拟曲线

Fig. 8 Porosity evolution analog curve in Sanquan,Nanchuan

6 结论

(1)龙马溪组页岩中孔隙数量众多,孔隙发育类型大致相同,包括晶内孔、粒间孔、层间微孔、粒内孔、溶蚀孔、气胀孔、莓状黄铁矿孔等,其中以粒间孔、粒内孔、晶间孔、层间微孔最为多见。其中,大孔和微孔所占的比例较高,是最主要的孔隙类型,所占比例达到80%左右,中孔和小孔其次,所占比例相对稳定,达20%左右。剖面中各孔隙类型所占的比例自下而上呈现出规律性变化。

(2)进退汞曲线表明,样品进汞量最大的孔径范围为微-小孔,孔隙与吼道分布不均一,吼道较细,孔隙连通性相对较差。

(3)“长期深埋,短期抬升”是控制研究区页岩孔隙演化的重要地质过程。在持续深埋期,温压条件随埋深加大,孔隙度的演化以成岩作用(压实、重结晶、粘土矿物转化)和生烃演化为主控影响因素,后期的构造抬升,孔隙度的变化基本不受压实作用的影响,主要表现为表生成岩作用和构造裂缝的控制。

 

参考文献:

[1] 张小龙, 张同伟, 李艳芳, 等. 页岩气勘探和开发进展综述. 岩性油气藏, 2013, 25 (2): 116-122

[2] 范厚江. 世界页岩气勘探开发现状. 油气地球物理, 2013 (2): 37-41

[3] 聂海宽, 张金川, 包书景, 等. 四川盆地及其周缘上奥陶统-下志留统页岩气聚集条件. 石油与天然气地质, 2012, 33 (3): 335-345

[4] 聂海宽, 包书景, 高波, 等. 四川盆地及其周缘下古生界页岩气保存条件研究. 地学前缘, 2012, 19 (3): 280-294

[5] 王丽波, 久凯, 曾维特, 等. 上扬子黔北地区下寒武统海相黑色泥页岩特征及页岩气远景区评价. 岩石学报, 2013, 29 (9): 3263-3278

[6] 杨振恒, 李志明, 沈宝剑, 等. 页岩气成藏条件及我国黔南坳陷页岩气勘探前景浅析. 中国石油勘探, 2009, 14 (3): 24-28, 2

[7] 陈清礼, 陈高. 湘鄂渝交界地区页岩气优先勘探开发目标区研究. 石油天然气学报, 2012, 34 (8): 43-47

[8] 陈尚斌, 夏筱红, 秦勇, 等. 川南富集区龙马溪组页岩气储层孔隙结构分类.煤炭学报, 2013, 38 (5): 760-765

[9] 王社教, 王兰生, 黄金亮, 等. 上扬子地区志留系页岩气成藏条件. 天然气工业, 2009, 29 (5) : 45-50

[10] 黄文明, 刘树根, 马文辛, 等. 川东南-鄂西渝东地区下古生界页岩气勘探前景. 地质通报, 2011, 30 (2/3) : 364-371

[11] 李艳霞, 林娟华, 龙幼康, 等. 中扬子地区下古生界海相泥-页岩含气勘探远景. 地质通报, 2011, 30 (2/3): 349-356

[12] 杨锐, 何生, 胡东风, 等. 焦石坝地区五峰组-龙马溪组页岩孔隙结构特征及其主控因素. 地质科技情报, 2015, 34 (5): 105-113

[13] 杨峰, 宁正福, 胡昌蓬, 等. 页岩储层微观孔隙结构特征. 石油学报, 2013, 34 (2): 301-311

[14] 张廷山, 杨洋, 龚其森, 等. 四川盆地南部早古生代海相页岩微观孔隙特征及发育控制因素. 地质学报, 2014, 88 (9): 1728-1740

[15] 曹涛涛, 宋之光, 王思波, 等. 上扬子区古生界页岩的微观孔隙结构特征及其勘探启示. 海相油气地质, 2015, 1: 010

[16] 陈尚斌, 朱炎铭, 王红岩, 等. 川南龙马溪组页岩气储层纳米孔隙结构特征及其成藏意义. 煤炭学报, 2012, 37 (3): 438-444

[17] 张春荣. 低渗透油田高压注水开发探讨. 断块油气田, 2009, 16 (4): 80-82

[18] 鲁洪江, 邢正岩. 压汞和退汞资料在储层评价中的综合应用探讨. 油气采收率技术, 1997, 4 (2): 48-53

[19] 苏文博, 李志明, 王巍, 等. 华南五峰组-龙马溪组黑色岩系时空展布的主控因素及其启示. 地球科学: 中国地质大学学报, 2007, 32 (6): 819-827

[20] 丁道桂, 王东燕, 刘运黎. 下扬子地区古生代盆地的改造变形. 地学前缘, 2009, 16(4): 61-73

[21] 四川省地质矿产局. 四川省区域地质志. 北京: 地质出版社, 1982: 1-134

 

Reference

[1] Zhang XL, Zhang TW, Li YF, et al. Research advance in exploration and development of shale gas[J]. Lithologic Reservoirs, 2013, 25(2): 116-122

[2] Fan HJ. The exploration and development of the shale gas in the word[J]. Petroleum Geophysics, 2013, 11(2): 37-41

[3] Nie HK, Zhang JC, Bao SJ, et al. Shale gas accumulation conditions of the upper Ordovician-Lower Silurian in Sichuan Basin and its periphery[J]. Oil and Gas Geology, 2012, 33(3):335-345

[4] Nie HK, Bao SJ, Gao B, et al. A study of shale gas preservation conditions for the Lower Paleozoic in Sichuan Basin and its periphery[J]. Earth Science Frontiers, 2012, 19(3): 280-294

[5] Wang LB, Jiu K, Zeng WT, et al. Characteristics of Lower Cambrian marine black shales and evaluation of shale gas prospective area in Qianbei area, Upper Yangtze region[J]. 2013, 29(9): 3263-3278

[6] Yang ZH, Li ZM, Shen BJ, et al. Shale Gas Accumulation Conditions and Exploration Prospect in Southern Guizhou Depression[J]. China Petroleum Exploration, 2009, 3: 24-28

[7] Chen QL, Chen G. Optimized shale gas analysis exploration and development target in west Hunan and Hubei area[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2012, 34(8): 43-52

[8] Chen SB, Xia XH, Qin Y, et al. Classification of pore structures in shale gas reservoir at the Longmaxi Formation in the south of Sichuan Basin[J]. Journal of China Coal Society, 2013, 38(5): 760-765

[9] Wang SJ, Wang LS, Huang JL, et al. Accumulation conditions of the Silurian shale gas in the upper Yangtze area[J]. Natural Gas Industry, 2009, 29(5): 1-6

[10] Huang WM, Liu SG, Ma WX, et al. Shale gas exploration prospect of Lower Paleozoic in southeastern Sichuan and western Hubei-eastern Chongqing area, China[J]. Geological Bulletin of China, 2011, 30(2/3): 364-371

[11] Li YX, Lin JH, Long YK, et al. Exploration prospect of gas-bearing marine mudstone-shale in Lower Paleozoic in the central Yangtze area, China[J]. Geological Bulletin of China, 2011, 30(2/3): 349-356

[12] Yang R, He S, Hu DF, et al. Characteristics and the main controlling factors of micro-pore structure of the shale in Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Jiaoshiba area[J]. Geological Science and Technology Information, 2015, 34(5): 105-113

[13] Yang F, Ning ZF, Hu CP, et al. Characterization og microscopic pore structures in shale reservoirs[J]. ACTA Petrolei Sinica, 2013, 34(2): 301-311

[14] Zhang TS, Yang Y, Gong QS, et al. Characteristics and Mechanisms of the Micro-pores in the Early Palaeozoic Marine Shale,Southern Sichuan Basin[J]. ACTA Geologica Sinica, 2014, 88(9): 1728-1740

[15] Cao TT, Song ZG, Wang SB, et al. Characteristics of Microscopic Pore Structure in Paleozoic Shales in Upper Yangtze Region and Its Enlightenment for Shale Gas Exploration[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2015, 20(1): 71-78

[16] Chen SB, Zhu YM, Wang HY, et al. Structure characteristics and accumulation significance of nanopores in Longmaxi shale gas reservoir in the southern Sichuan Basin[J]. Journal of China Coal Society, 2012, 37(3): 438-444

[17] Zhang CR. High-pressure water injection in the development of low-permeability oilfields[J]. Fault-Block Oil and Gas Field, 2009, 16(4): 80-82

[18] Lu HJ, Xing ZY, Wang YS. Comprehensive application of intrusive-mercury and mercury-ejection data to reservoir evaluation. Oil and Gas Recovery Technology, 1997, 4(2): 48-53

[19] Su WB, Li ZM, Ettensohn FR, et al. Distribution of black shale in the Wufeng-Longmaxi Formations (Ordovician-Silurian), South China: Major controlling factors and implications[J]. 2007, 32(6): 819-827

[20] Ding DG, Wang DY, Liu YL.Transformation and deformation of the Paleozoic basins in lower Yangtze areas[J]. Earth Science Frontiers, 2009, 16(4): 061-073

[21] Bureau of geology and mineral resources of sichuan province. Regional geology of sichuan province[M]. Beijing: geological publishing house, 1982: 1-134



* 通讯作者: 叶嗣暄,男,1988年生;助理工程师;工学硕士学位;从事煤炭地质研究;通讯地址:陕西省西安市高新区镍业一路82号;电话:18629296290;邮箱:297301739@qq.com

本刊创刊于1982年,是由自治区科技厅主管、自治区科技信息研究院主办,由自治区科技情报学会协办、国内外公开发行的省级综合性科技刊物,是反映内蒙古自治区科技与经济发展的窗口。杂志入选《中国期刊全文数据(CJFD)》全文收录期刊和《中国学术期刊综合评价数据(CAJCED)统计刊源期刊,《中国核心期刊(遴选)数据库》收录。本刊是公开发行的综合性科技期刊,为月刊,大16开本。本刊坚持以科技创新为目标,融科技、经济、信息、产业、市场为一体,是促进科技成果转化、推动科技进步、加强技术创新,促进经济发展的专业性期刊。