中国页岩气特征、挑战及前景（一）

邹才能，董大忠,2，王玉满，李新景，黄金亮，王淑芳，管全中，张晨晨，王红岩，刘洪林，拜文华，梁峰，吝文，赵群，刘德勋，杨智，梁萍萍，孙莎莎，邱振

（1.中国石油勘探开发研究院；2.国家能源页岩气研发（实验）中心；3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院）

中国页岩气特征、挑战及前景（一）

邹才能1，董大忠1,2，王玉满1，李新景1，黄金亮1，王淑芳1，管全中1，张晨晨1，王红岩2,3，刘洪林3，拜文华3，梁峰3，吝文3，赵群3，刘德勋3，杨智1，梁萍萍3，孙莎莎3，邱振3

（1.中国石油勘探开发研究院；2.国家能源页岩气研发（实验）中心；3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院）

基于近年中国富有机质页岩沉积模式、页岩储集层表征等方面取得的研究进展，分析页岩气富集高产主控因素。研究落实了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组笔石带发育序列时空对比依据，提出缓慢沉降的稳定海盆、高海平面、半封闭水体和低沉积速率是海相富有机质页岩重要沉积模式，确定晚奥陶世—早志留世早期持续发育的大型深水陆棚沉积环境有利于黑色页岩发育，优质页岩厚20～80 m、TOC值为2.0%～8.4%。对比分析焦石坝、长宁、威远3大页岩气田，指出规模储集层主要受富生物硅质与钙质页岩、适中热演化程度、高基质孔隙与丰富的裂缝控制。五峰组—龙马溪组总孔隙度为3.0%～8.4%、渗透率为0.000 2×10-3～0.500 0×10-3μm2，基质孔隙体积及其构成区域稳定，裂缝孔隙发育特征在不同构造区、同一构造的不同井区和不同层段差异较大。筇竹寺组受有机质炭化、黏土矿物结晶度高和生物碎屑粒内孔后期充填等因素影响，物性普遍较差，总孔隙度为1.5%～2.9%、渗透率为0.001´10-3～0.010´10-3μm2。明确了页岩气富集高产受沉积环境、热演化程度、孔缝发育程度、构造保存等“四大因素”控制，且特殊性在于高演化（Ro值：2.0%～3.5%）、超高压（压力系数：1.3～2.1），从而建立了“构造型甜点”和“连续型甜点区”两种页岩气富集模式。图13表3参23

页岩气；富有机质页岩；沉积模式；储集层表征；“甜点区”；焦石坝页岩气田；长宁页岩气田；威远页岩气田

0 引言

中国在南方古生界寒武系—志留系、四川盆地三叠系—侏罗系、鄂尔多斯盆地三叠系等层系发现页岩气[1-5]。至2014年底，中国已在四川盆地发现了全球最古老（距今448～438 Ma）、热演化程度高（Ro值：2.0%～3.5%）、地层超压（压力系数：1.3～2.1）、具万亿立方米级储量规模的大型页岩气区，包括威远、长宁、焦石坝3个五峰组—龙马溪组页岩气田及富顺—永川、彭水等五峰组—龙马溪组页岩气产气区。目前落实三级地质储量超过10 000´108m3，探明地质储量5 441.29´108m3（其中焦石坝、长宁、威远页岩气田分别为3 805.98´108m3、1 361.80´108m3、273.51´108m3），累计生产页岩气超过40´108m3。预计2020年海相页岩气年产量有望达（200～300）´108m3。

中国页岩气整体处于工业起步阶段，地质理论和勘探开发技术进步是页岩气大气区（田）发现的关键[6-7]。本文通过总结中国页岩气勘探开发近10年来地质理论新进展，回顾勘探开发实践与技术创新，剖析其成功经验与面临的挑战，并进行未来发展前景的预测，以期为中国页岩气规模发展提供有益借鉴。

1 中国富有机质页岩沉积模式

1.1 富有机质页岩地层精细划分与“甜点段”预测

中国南方古生界上奥陶统五峰组（O3w）—下志留统龙马溪组（S1l）为当前页岩气勘探开发的重点层系（见表1）[8]，评价认为五峰组—龙马溪组页岩气“甜点段”集中在五峰组一段—四段和龙马溪组一段—五段，大约沉积于距今448～441 Ma，厚度30～50 m。五峰组—龙马溪组笔石页岩地层在上扬子区大面积分布，自下而上可划分为凯迪、赫南特、鲁丹、埃隆和特列奇5阶13个笔石带（见表2、图1）[9-12]。其中长宁地区发育凯迪、赫南特、鲁丹、埃隆4阶12个笔石带，化石分异度普遍较高，富有机质页岩形成于Dicellograptus complexus至Cystograptus vesiculosus笔石带，页岩TOC值为2.0%～8.4%。威远和巫溪地区发育全部5阶13个笔石带，笔石分异度鲁丹阶较低、埃隆—特列奇阶较高，富有机页岩主要形成于Normalograptus persculptus至Spirograptus guerichi笔石带，且以埃隆阶厚度最大，TOC值为2.0%～6.8%（见表2、图2）。龙马溪组沉降沉积中心自川东南向川西北迁移，富有机质页岩段多期叠置、横向连片、沉积时代不断变新。

埃隆阶三角半耙笔石带（Demirastrites triangulatus）分布广，是龙马溪组区域对比的重要标志层[11-12]。笔者以该笔石带顶界为关键界面，结合自然伽马、电阻率等测井资料，将龙马溪组划分为SQ1、SQ2两个三级层序，并开展长宁双河剖面、W202井和WX2井层序对比（见表2、图2）。SQ1为龙马溪组沉积早期深水相笔石页岩沉积建造，沉积速率为1.5～33.8 m/Ma，富含有机质和生物硅质；SQ2代表龙马溪组沉积中晚期的半深水—浅水相沉积建造，沉积速率为9.5～384.4 m/Ma，有机质丰度明显低于SQ1，黏土含量明显高于SQ1。海平面在鲁丹期早期快速上升，鲁丹期晚期—特列奇期持续下降，沉积中心逐渐西移。受海侵控制，鲁丹期是下志留统富有机页岩发育的鼎盛期，也是产气页岩中“甜点段”形成的关键期。

1.2 富有机质页岩沉积模式

1.2.1 五峰组—龙马溪组岩相古地理与富有机质页岩成因模式

五峰组沉积时期，华夏与扬子地块的碰撞拼合作用趋缓，四川盆地及邻区形成了三隆夹一坳的古地理格局（见图3、图4）[5,13]。中—上扬子地区出现了开口向北、水面辽阔的半封闭海湾，川南地区发育深水含钙质、硅质页岩，川东—川北地区发育深水硅质页岩。五峰组沉积早期（即凯迪间冰期），气候温暖湿润，海平面上升至高位，海底出现大面积缺氧环境[12]，δ13C值为-30.2‰～-29.9‰，P2O5/TiO2值为0.24，反映表层水体营养物质丰富（见表2），藻类、放射虫、笔石等浮游生物生产率高，生物碎屑颗粒、有机质和黏土矿物等复合体以“海洋雪”方式缓慢沉降[14-16]（见图5），形成富含有机质和生物硅的黏土质硅质页岩，沉积速率为2.3～3.2 m/Ma，TOC值为2.0%～8.0%；五峰组沉积中晚期（即赫南特冰期），海平面下降（降幅为50～100 m），海水温度降低，以浮游生物为食物的笔石大量灭绝，δ13C值开始发生正漂移，在观音桥段中部（即奥陶纪末全球最大冰期）达-29.0‰（长宁）～-27.6‰（宜昌王家湾），水中营养物质浓度剧增，P2O5/TiO2值达到0.84高峰值，缺氧的深水水域缩小至川南—川东—川东北坳陷区，并形成表层浮游生物勃发（达到高生产力顶峰）、底层有机质高埋藏率的滞留海盆，形成富含有机质和生物硅的硅质页岩、钙质硅质页岩，沉积速率为0.3～3.6 m/Ma，TOC值为2.7%～8.4%（见表2、图2）。

图2 四川盆地W202井上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组综合柱状图

图3 四川盆地及邻区上奥陶统五峰组笔石页岩段沉积相图

龙马溪组沉积早期（鲁丹期—埃隆早期），四川盆地及邻区基本保持五峰组沉积时期的岩相古地理格局（见图6）。鲁丹早期，海平面再次快速上升，并基本接近五峰组沉积早期的高水位，Mo含量为（41～73）´10-6，说明该海域处于半封闭状态（见图7）。川南—川东—川东北坳陷区再次出现大面积缺氧的深水陆棚环境，δ13C值显著变轻（-29.7‰），并发生负漂移，

P2O5/TiO2值为0.25～0.38，藻类、放射虫、笔石等浮游生物再次出现大繁盛，并以“海洋雪”方式缓慢沉积（见图5），岩相与五峰组相近，以硅质页岩和钙质硅质页岩为主，沉积速率为1.5～9.3 m/Ma，TOC值为2.1%～8.4%（见图2），坳陷周缘主体为浅水陆棚—滨岸相，发育贫有机质的黏土质页岩、钙质黏土质页岩和泥灰岩（见图5、图6）；鲁丹晚期—埃隆早期，δ13C值持续缓慢增至-28.7‰，即正漂移，P2O5/TiO2值下降至0.12～0.16，黏土矿物增多，沉积速率增至1.89～33.8 m/Ma，TOC值降至1.0%～5.4%，Mo含量为（2～19）× 10-6，岩相以黏土质硅质页岩、黏土质钙质页岩和钙质硅质页岩为主（见图2、表2），表明海平面下降，沉降沉积中心缓慢西移，海域封闭性增强，陆源物质增多，表层水体浮游生物生产力降低。

图4 四川盆地及邻区上奥陶统五峰组观音桥段沉积相图

图5 四川盆地南部及邻区晚奥陶世—早志留世富有机页岩沉积模式图

龙马溪组沉积晚期（埃隆中期—特列奇期）[12]，扬子地块与周边地块的碰撞拼合作用加剧，沉降沉积中心向川中和川北迁移，海平面大幅度下降，四川盆地及邻区为浅水—半深水陆棚，海水封闭性进一步增强。深水水域大幅度缩小和迁移，其中川南深水水域转变为封闭的半深水陆棚，川东深水区缩小至涪陵—石柱—万县一带，川北则在特列奇期出现半封闭的深水水域。川南地区δ13C增至-28.8‰～-27.0‰，TOC值下降至0.4%～2.7%，P2O5/TiO2值下降至0.13～0.17，Mo含量低于9×10-6，说明水体封闭性与黑海相当（见图7），沉积速率上升至9.5～384.4 m/Ma，黏土矿物含量增至45%～68%，岩相以黏土质页岩和钙质黏土质页岩为主；川中—川北深水水域出现黏土质硅质页岩和钙质硅质页岩组合（见图2、表2）。海平面下降、沉降中心迁移、海域强封闭性和沉积速度加快，水体逐渐由缺氧还原环境演变为弱还原—氧化环境，有机质保存条件逐渐变差。

图6 四川盆地及邻区龙马溪组沉积早期（SQ1）沉积相图

图7 四川盆地南部及邻区下寒武统筇竹寺组及下志留统龙马溪组沉积期Mo-TOC含量与海水封闭性关系图

五峰组沉积早期至龙马溪组沉积晚期，沉积中心不断西移，富有机质页岩层段随沉积时代变新，沉积规模变小，有机质丰度降低。晚奥陶世凯迪期—早志留世鲁丹期，四川盆地及邻区富有机质、富硅质页岩主要分布于川南—川东坳陷及其周边，厚度为30～80 m，分布面积18×104km2，TOC值为2.0%～11.0%。埃隆期为川中—川北地区富有机质页岩发育高峰期，厚度一般为20～50 m，分布面积4.6×104km2，TOC值为

2.0%～5.2%。龙马溪组富有机质、富硅质页岩的典型沉积模式为缓慢沉降的稳定海盆、高海平面、半封闭水体和低沉积速率，富有机质页岩在扬子海盆半深水—深水区呈多层段叠置、大面积连片分布。

依据露头、钻井和地球化学测试等资料，对下寒武统筇竹寺组沉积时期海平面变化和海盆封闭性做了类似的研究（见图7）[17-18]，编制了筇竹寺组综合柱状图及沉积相图（见图8—图10），揭示中—上扬子区筇竹寺组沉积特征及分布模式。从图9—图10可以看出，早寒武世早期，区域拉张构造环境与海侵事件使筇竹寺组富有机质页岩沿克拉通内裂陷大面积发育，至中晚期逐渐消失。综合地球化学等多种信息判断，筇竹寺组黑色页岩的沉积与上升洋流相关，不同于五峰组—龙马溪组沉积期的封闭、半封闭滞留海环境。

图8 四川盆地W201井下寒武统筇竹寺组综合柱状图

1.2.2 湖相和煤系富有机质页岩的成因与分布模式

湖相和煤系富有机质页岩的成因与分布模式研究取得了重要进展[19]，建立了3类湖相富有机质页岩成因模式：①坳陷湖盆中央坳陷区大面积缺氧环境的水体分层模式，富有机质页岩横向分布相对稳定，且范围广；②断陷湖盆洼陷区缺氧环境的水体分层模式，富有机质页岩厚度大，横向变化大；③前陆湖盆坳陷区缺氧环境的水体分层模式，富有机质页岩厚度大，斜坡区发育煤系富有机质页岩。深湖—半深湖区以细粒物质垂直沉降为主，凝絮作用形成的有机质团粒加速了沉积物堆积，同时水体分层造成底水缺氧，有利于有机质保存。间歇性海水入侵与规模性火山灰带来的营养物质促使生物勃发，提供大量有机质。鄂尔多斯盆地长7段富有机页岩主要形成于快速湖侵的深湖

—半深湖区，发育3种岩相模式：①在坳陷中央的宁静深湖相区，以富有机质的黏土质页岩为主，有机碳含量高，干酪根为Ⅰ型，主要受湖流作用影响；②在砂质碎屑流背景的深湖相区，以黏土质页岩、粉砂质页岩和粉砂岩互层为主，有机碳含量高，干酪根为Ⅰ—Ⅱ1型；③在前三角洲背景的半深湖相区，以黏土质页岩和粉砂质页岩为主，有机碳含量低，干酪根以Ⅱ型为主，主要受喷流作用影响。

图9 四川盆地及邻区筇竹寺组沉积早期（SQ1）沉积相图

图10 四川盆地及邻区筇竹寺组沉积中期（SQ2）沉积相图

2 页岩气储集层表征

2.1 海相页岩储集空间定量表征

通过建立页岩储集层岩石物理模型和基质孔隙度数学模型，对五峰组—龙马溪组基质孔隙构成和裂缝发育状况进行定量评价，揭示了中国页岩气主力产层的储集特征（见表3）[2-3,20-22]。五峰组—龙马溪组产层基质孔隙体积及构成区域分布稳定，基质孔隙度平均4.6%～5.4%，其中有机质孔隙度0.7%～1.3%，黏土矿物晶间孔隙度2.3%～3.0%，脆性矿物孔隙度0.8%～1.2%。裂缝孔隙是页岩中呈开启状的高角度缝、层理缝及长度为几微米至几十微米、连通性较好的微裂隙，其成因包括构造活动、有机质生烃和成岩作用等，多以构造成因为主，发育程度在不同构造区、同一构造的不同井区和不同层段差异较大。在裂缝孔隙发育段，孔缝连通性较好，渗透率一般在0.01×10-3μm2以上[3]，其中层理缝具有较好的渗透性，压裂后对页岩气产出发挥关键作用。焦石坝页岩气田焦页4井区产层普遍发育裂缝孔隙，总孔隙度为4.6%～7.8%，平均为5.8%，裂缝孔隙度为0.3%～3.3%，平均为1.3%，渗透率为0.05×10-3～0.30×10-3μm2，焦页1井区仅局部深度点上发育裂缝孔隙，总孔隙度为3.7%～7.0%，平均为4.9%，裂缝孔隙度为0～2.4%，平均为0.3%，渗透率为0.001 7×10-3～0.545 1×10-3μm2，平均为0.058×10-3μm2。长宁页岩气田产层段裂缝孔隙发育程度较焦石坝页岩气田差，总孔隙度为3.4%～ 8.4%，平均5.5%，裂缝孔隙度为0～1.2%，平均0.1%，渗透率为0.000 22×10-3～0.001 9×10-3μm2，平均为0.000 29× 10-3μm2。裂缝孔隙、有机质孔隙和无机孔隙都是页岩有效储集空间的重要组成部分[2,20]。在有机质孔隙度和矿物孔隙度区域分布稳定的前提下，根据裂缝孔隙发育程度的差异（见表3），将焦石坝页岩气田和长宁页岩气田划分为基质孔隙+裂缝型、基质孔隙型两种不同类型的页岩气富集模式。页岩孔隙发育受有机质热演化、黏土矿物含量和成分、成岩作用等因素控制，在高—过成熟阶段出现物性变差的显著特征。中国南方下寒武统筇竹寺组页岩基质孔隙度为1.4%～3.1%，仅为五峰组—龙马溪组的1/3～1/2，渗透率为（0.001～0.010）×10-3μm2，该页岩物性变差的主要原因表现为：①有机质出现不同程度炭化，导致有机质孔隙大量减少。依据电阻率和激光拉曼测试，川南及周边大部分地区下寒武统富有机质页岩具有较强的导电能力，测井电阻率小于2 Ω·m，干岩样电阻率小于100 Ω·m，拉曼石墨峰值高，已出现明显有机质炭化趋势[23]。有机质炭化导致有机质产气能力衰竭，有机质孔隙塌陷、充填和消失，有机质孔隙体积减少，甲烷吸附能力降低。长宁地区筇竹寺组有机质孔隙度为0.2%～0.6%，有机质孔隙体积仅为五峰组—龙马溪组的1/2，对甲烷的吸附能力仅为五峰组—龙马溪组的80%。②黏土矿物晶间孔大量减少。下寒武统总体处于晚成岩—后生作用阶段，Ro值为3.4%～5.0%，黏土矿物结晶度高，具有较高孔隙体积的伊利石相对含量减少至50%～60%，具有较低孔隙体积的绿泥石相对含量增至30%～50%，为五峰组—龙马溪组的2倍，导致黏土矿物晶间孔隙度减少至0.8%～1.6%。③脆性矿物内孔隙基本消失。电镜观察发现，筇竹寺组脆性矿物内孔隙主体为硅藻类颗粒体腔孔，普遍为硅质矿物所充填，残余颗粒内孔隙度仅为0～0.04%。

表3 四川盆地主要页岩气田及有利区五峰组—龙马溪组孔隙度构成表

2.2 湖相页岩储集空间特征

湖相页岩由黏土矿物和粉砂级陆源碎屑组成，含

少量盆地内生碳酸盐、生物硅质、磷酸盐等颗粒，具有富有机质、富黏土、物性中等等特征。鄂尔多斯盆地长7段页岩，由沉积速率相对较高的黏土质页岩和含粉砂质黏土质页岩组合而成，发育脆性矿物-黏土矿物-有机质复合纹层结构，石英、长石和钙质等脆性矿物含量总体低于45%，黏土矿物含量为51%～71%，TOC值为1.9%～7.8%，有机质丰度与黏土矿物含量呈正相关，孔隙类型包括粒（晶）间孔、有机质孔和层理缝等，黏土矿物晶间孔为主，占总孔隙度的50%，有机质孔总体欠发育，约占总孔隙度的30%，孔喉直径主要为50～300 nm，微观孔喉系统整体具连通性，连通格架由粒间孔、有机质孔和层理缝组成，连通率大于60%，孔隙度为0.40%～6.99%，平均为3.05%左右。

3 五峰组—龙马溪组“高演化、超高压”页岩气富集模式

四川盆地五峰组—龙马溪组发育“构造型甜点”和“连续型甜点区”两类页岩气富集模式（见图11）[5]。“构造型甜点”以焦石坝页岩气田为代表，具有构造边缘复杂、内部稳定、裂缝发育等特点。“连续型甜点区”以威远—富顺—永川—长宁页岩气区（见图11、图12）为代表，属盆地内大型凹陷中心和构造斜坡区，面积大、稳定、连续分布。无论哪种富集模式，其富集高产均受沉积环境、热演化程度、孔缝发育程度和构造保存“四大因素”控制[5]，特殊性在于高演化（Ro值为2.0%～3.5%）和超高压（压力系数为1.3～2.1）：①半深水—深水陆棚相控制了富有机质、生物硅质-钙质页岩规模分布；②富有机质页岩TOC值高、类型好，处于有效热裂解气范围，控制了有效气源供给；③富硅质、钙质页岩脆性好，易发育基质孔隙、页理缝及构造缝，为页岩气富集提供充足空间；④拥有良好的储盖组合及处在构造相对稳定区，原油裂解气和储集层经深埋后抬升但保存状态始终较好，形成页岩气“超压封存箱”（见图13）。

图11 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气“构造型甜点”与“连续型甜点区”富集模式图

图12 四川盆地长宁地区五峰组—龙马溪组“连续型甜点区”页岩气田剖面图

图13 四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩富集高产关键指标与“超压封存箱”综合剖面图

4 结论

四川盆地及邻区五峰组—龙马溪组发育5阶13个笔石生物带，控制了富有机质页岩发育与规模分布。凯迪期—鲁丹期持续发育半深水—深水陆棚环境，是富有机质页岩形成鼎盛期和页岩气“甜点段”发育关键期。

湖相和煤系富有机质页岩分3种成因模式，包括坳陷湖盆中央坳陷区大面积缺氧环境水体分层模式、断陷湖盆洼陷区缺氧环境水体分层模式、前陆湖盆坳陷区缺氧环境水体分层模式。

五峰组—龙马溪组页岩气主力产层富含有机质、生物硅质和钙质，厚20～80 m，TOC值为2.0%～11.0%，Ro值为2.0%～3.5%，孔隙度为4.6%～8.2%，渗透率为0.000 2×10-3～0.500 0×10-3μm2。有机质孔隙、页理缝和微裂隙发育，是页岩气最有效储集空间。

五峰组—龙马溪组海相页岩气存在“构造型甜点”和“连续型甜点区”两类富集模式，富集高产受“四大因素”控制。“构造型甜点”裂缝孔隙发育，单井产量高，资源丰度大；“连续型甜点区”以基质孔隙为主，分布面积大，单井产量较高，资源规模很大。

致谢：本文在撰写和研究中得到中国科学院陈旭院士、樊隽轩研究员等在古生物鉴定与地层划分方面的指导。同时得到中国科学院戴金星院士、中国工程院赵文智院士、中国石油勘探开发研究院程克明教授等的指导和帮助，以及中国石油、中国石化等相关油田的支持，在此一并致谢。

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（编辑 魏玮 王大锐）

Shale gas in China: Characteristics,challenges and prospects (Ⅰ)

Zou Caineng1,Dong Dazhong1,2,Wang Yuman1,Li Xinjing1,Huang Jinliang1,Wang Shufang1,Guan Quanzhong1,Zhang Chenchen1,Wang Hongyan2,3,Liu Honglin3,Bai Wenhua3,Liang Feng3,Lin Wen3,Zhao Qun3,Liu Dexun3,Yang Zhi1,Liang Pingping3,Sun Shasha3,Qiu Zhen3
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;2.National Energy Shale Gas R&D (Experiment) Center,Langfang 065007,China;3.Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Langfang 065007,China)

The main factors controlling the enrichment and high yield of shale gas were analyzed based on the recent research progress of depositional model and reservoir characterization of organic-rich shale in China.The study determines the space-time comparison basis of graptolite sequence in the Upper Ordovician Wufeng Formation–Lower Silurian Longmaxi Formation and proposes the important depositional pattern of marine organic-rich shale: stable ocean basin with low subsidence rate,high sea level,semi-enclosed water body,and low sedimentation rate.Deposited in the stage of Late Ordovician-Early Silurian,the superior shale with thickness of 20-80 m and total organic carbon (TOC) content of 2.0%-8.4% was developed in large deep-water shelf environment which is favorable for black shale development.Based on the comparison among the Jiaoshiba,Changning and Weiyuan shale gas fields,it is believed that reservoirs of scale are mainly controlled by shale rich in biogenic silica and calcium,moderate thermal maturity,high matrix porosity,and abundant fracture.The shales in the Wufeng and Longmaxi formations are characterized by porosity of 3.0%-8.4%,permeability of 0.000 2×10-3-0.500 0×10-3μm2,stable areal distribution of matrix pore volume and their constituents,great variation in fracture and pore characteristics among different tectonic regions as well as different well fields and different intervals in the same tectonic.The Cambrian Qiongzhusi shale features poor physical properties with the porosity of 1.5%-2.9% and the permeability of 0.001×10-3-0.010×10-3μm2,resulted from the carbonization of organic matter,high crystallinity of clay minerals and later filling in bioclastic intragranular pores.Four factors controlling the accumulation and high production of shale gas were confirmed: depositional environment,thermal evolution,pore and fracture development,and tectonic preservation condition;two special features were found: high thermal maturity (Roof 2.0%-3.5%) and overpressure of reservoir (pressure coefficient of 1.3-2.1);and two enrichment modes were summarized: “structural sweet spots” and “continuous sweet area”.

shale gas;organic-rich shale;sedimentary model;reservoir characterization;sweet spot area;Jiaoshiba shale gas field;Changning shale gas field;Weiyuan shale gas field

国家油气重大专项（2011ZX05018-001）；国家重点基础研究发展计划（973）项目（2013CB228001）

TE122

A

1000-0747(2015)06-0689-13

10.11698/PED.2015.06.01

邹才能（1963-），男，重庆江北人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师、博士生导师，李四光地质科学奖获得者，主要从事非常规油气地质学、常规岩性-地层油气藏与大油气区等地质理论技术研究及勘探生产实践等工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院院办，邮政编码：100083。E-mail:zcn@petrochina.com.cn

2015-05-19

2015-09-24