涪陵页岩气田富集高产主控地质因素

郭旭升，胡东风，李宇平，魏志红，魏祥峰，刘珠江

（中国石化勘探分公司，成都 610041）

涪陵页岩气田富集高产主控地质因素

郭旭升，胡东风，李宇平，魏志红，魏祥峰，刘珠江

（中国石化勘探分公司，成都 610041）

在前期对南方海相页岩气富集规律认识的基础上，应用涪陵页岩气田的勘探开发资料，详细论述了涪陵页岩气田富集的主控因素及其相互关系，对海相页岩气“二元富集”理论认识有了进一步的思考。气田富集的基础首先在于气体的生成和储集，研究区深水陆棚页岩气储集层具有“高 TOC、高孔隙度、高含气量、高硅质”四高特征，生烃强度高，有机质孔发育，有利于储集层改造，是涪陵页岩气“成烃控储”的基础。保存条件对页岩气的形成和富集至关重要，良好的页岩顶底板从页岩生烃开始就能有效阻止烃类纵向散失而滞留聚集，后期构造作用的强度与持续时间决定了页岩气保存条件，保存条件好是页岩气“成藏控产”的关键地质因素，页岩储集层含气性好、孔隙度高，地层（超）高压，有利于形成页岩气富集高产区。图13参30

四川盆地；涪陵页岩气田；下志留统；龙马溪组；页岩气；富集高产；主控因素

0 引言

涪陵气田是中国第1个探明并投入商业开发的大型页岩气田[1]，近几年来，以涪陵页岩气田及其邻区页岩气勘探开发形成的资料为基础开展页岩气富集规律研究成为热点课题。2014年，笔者在总结南方海相页岩气富集规律及涪陵页岩气田勘探开发突破取得的地质认识时，提出了南方海相页岩气“二元富集”理论认识[2]，即：深水陆棚优质泥页岩发育是页岩气“成烃控储”的基础，良好的保存条件是页岩气“成藏控产”的关键。随着近两年勘探实践和研究的深入，特别是经过涪陵页岩气田50×108m3产能建设，并通过大量勘探开发资料的验证，对涪陵页岩气田富集高产的主控地质因素及其相互关系有了进一步的认识。南方海相页岩是中国页岩气资源潜力最大的领域，认清其典型的页岩气田富集高产主控地质因素，对于该领域页岩气评价和勘探具有现实意义。

1 气田基本特征

涪陵气田位于川东高陡褶皱带万县复向斜，目前主要由焦石坝地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气组成，产层主要为五峰组—龙马溪组一段灰黑色炭质笔石页岩[3]（见图1）。气层厚度80～100 m，深水陆棚优质页岩气层厚40 m左右；储集层平均孔隙度为4.87%，渗透率为215×10-9μm2。气体组分以甲烷为主（平均含量98%），不含硫化氢。气层底界埋深2 250～3 500 m，压力系数为1.55；地温梯度为2.73 ℃/100 m。气藏储量丰度高，已探明页岩气地质储量为 3 806.0×108m3，储量丰度为 9.9×108m3/km2。

图1 涪陵页岩气田概略图

目前该气田已完成 282口井压裂测试，平均测试产量 24.38×104m3/d，累计产气95.6×108m3，为高产富集气田。其中典型的两口开发井，一是试采时间最长的JY1井，已试采52个月，目前井口压力5.98 MPa，日产气6×104m3/d左右，已累计产气0.94×108m3；二是产量最高的JY6-2井，目前井口压力6.50 MPa，日产气 7.3×104m3/d，已累计产气 2.39×108m3。

2 富集高产主控因素

气田富集的基础首先在于天然气的生成和储集。涪陵页岩气田生、储条件俱佳的深水陆棚优质页岩，具备高演化背景下适中的热演化程度，控制了页岩的有机质类型和丰度、生烃潜力和储集层性质。页岩气的形成一般经历了超深埋藏和后期抬升才具备适宜压裂改造和工业开采的埋藏深度，抬升和多期构造运动的改造会造成页岩气赋存环境产生变化，必然导致页岩气的逸散甚至破坏。因此，保存条件对页岩气藏的形成和富集至关重要，特别是在中国南方强烈改造地区[2]。

2.1 深水陆棚优质页岩发育是页岩气“成烃控储”的基础

2.1.1 深水陆棚相泥页岩生烃能力强

涪陵气田五峰组—龙马溪组一段为滨外陆棚相沉积，处于近滨外侧至大陆坡内边缘这一宽阔的陆架或广阔的陆棚区，其上限位于正常浪基面附近，下限水深一般在200 m左右，沉积物多以暗色的泥级碎屑物质为特征，浮游生物繁盛，可进一步划分出浅水陆棚、深水陆棚2种亚相[4]。其中深水陆棚相发育丰富的笔石生物，笔石含量最高可达 80%，同时见大量藻类、硅质放射虫和少量硅质海绵骨针等生物化石，反映安静、贫氧、深水的还原沉积环境（见图2）。

图2 五峰组—龙马溪组主要生物类型特征

海相沉积环境中水体的生物生产力是控制沉积物中有机质丰度的最重要因素[5]，海洋表层生产力是指在单位时间内，单位面积的表层海水中，由于生物光合作用所进行的无机碳向有机碳所转变的量，其生产是全球碳循环的重要环节[6]。深水陆棚环境浮游生物繁盛，以菌藻类为主，浅海透光带富氧的表层水有利于浮游藻类繁盛，具有较高的古生产力[7]。镍（Ni）、铜（Cu）、锌（Zn）的强烈富集暗示其被较高含量的有机质带到沉积物中，然后在还原条件下保存下来，指示高古生产力[8]；而具有生物来源的钼（Mo）则可反映古生产力的真实水平[9]。文中采用 Moxs作为古氧化还原条件的微量元素替代指标；Cuxs、Znxs、Nixs作为古生产力水平的微量元素替代指标。分析涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩古生产力发现，TOC与微量元素指标均存在较高的正相关性，且五峰组—龙马溪组页岩自下而上古生产力各参数值具有由高到低的变化趋势，底部优质页岩的参数值为上部层段的数倍，表明优质页岩的古生产力最高，向上逐渐降低（见图3）。

图3 JY2井五峰组—龙马溪组页岩古生产力参数与TOC变化图

沉积有机质的富集除受古生产力影响外，沉积环境或底层水的缺氧条件也是控制有机质富集的主要因素。指示氧化-还原条件的微量元素V/Cr、U/Th、Ni/Co等参数[10]由浅水陆棚到深水陆棚增大，反映沉积环境由弱氧化到强还原逐渐过渡，深水陆棚相为弱还原—强还原环境，有利于有机质富集与保存。进一步将氧化-还原条件演化与总有机碳分布特征进行初步对比可发现，强还原条件与高有机碳含量之间同样具有比较一致的对应关系，JY2井深水陆棚相带以中—特高有机碳含量为主，TOC值普遍大于等于 2.0%，TOC最大值为5.25%，最小值为2.17%，平均值为3.76%，而浅水陆棚处于弱还原—弱氧化环境，TOC值一般在1%左右，说明了氧化-还原条件对有机碳富集的控制作用。

涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组泥页岩有机质类型主要为Ⅰ型[11]，其母质来源主要为浮游生物和菌藻类，热演化程度处于过成熟阶段（Ro值为2.65%），产烃率为700 m3/t，具备良好生烃潜力，五峰组—龙马溪组泥页岩生烃强度为60×108m3/km2，其中深水陆棚优质页岩厚度仅为五峰组—龙马溪组泥页岩三分之一左右，生烃强度为35×108m3/km2，占了一半多，生烃强度高。

2.1.2 深水陆棚优质页岩具有高 TOC与高硅质含量耦合的规律

涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组一段深水陆棚页岩TOC值和硅质含量都较高，且硅质矿物含量与TOC值存在明显的正相关性，总体反映了五峰组—龙马溪组一段一亚段深水陆棚优质页岩层段具有高 TOC值、高硅质“二高”的耦合特征；而浅水陆棚页岩则表现出TOC值和硅质矿物含量较低、硅质含量与TOC值相关性差的特征（见图 4）。JY1井优质页岩段根据硅质矿物和硅质矿物+长石+碳酸盐含量分别计算的脆性指数平均为53.1%和62.2%，脆性矿物含量高且主要来源于生物、生物化学成因的放射虫、海绵骨针等内生硅质矿物[11-12]，有利于压裂改造[13-14]。

图4 JY1井五峰组—龙马溪组浅水陆棚和深水陆棚TOC值与硅质含量相关关系图（R—相关系数）

图5 龙马溪组有机质孔与无机质孔储集气体示意图（JY1井）

页岩作为致密的低孔低渗储集层，JY1井五峰组—龙马溪组一段优质页岩孔隙度平均为4.77%，孔隙度较高，其中有机质孔隙是页岩气赋存最主要的空间[11,13]，多为纳米级孔隙，为页岩气的吸附和储集提供主要的比表面积和孔体积（见图5），与有机质密切共生，具有亲油（气）性。JY1井优质页岩总含气量平均为 5.85 m3/t，且与有机质孔提供孔隙度呈明显正相关，表明有机质孔对页岩气的储集能力贡献最大[15]（见图6）。程鹏和肖贤明[16]对黑色页岩热模拟实验显示，有机质孔与热演化程度在0.7%～3.5%存在正相关关系，热演化程度过高对有机质孔发育不利。涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组深水陆棚相优质页岩段TOC值高，Ro值为2.65%，热演化程度适中，有利于有机孔大量发育。利用孔隙度计算的岩石物理模型定量刻画每种类型孔隙对页岩孔隙的贡献大小[17]，涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组深水陆棚相优质页岩中有机质孔所占比例一般在50%以上，最高可达76%[15]，对总孔隙度的贡献最大；浅水陆棚相有机质孔所占比例一般为30%～40%。

图6 龙马溪组有机质孔提供孔隙度与总含气量关系图（JY1井）

综合上述，深水陆棚页岩气储集层具有“高TOC、高孔隙度、高含气量、高硅质”四高特征，生烃强度高，有机质孔发育，有利于储集层改造，为页岩气层发育的有利层段，是涪陵页岩气“成烃控储”的基础（见图7）。

图7 JY1井五峰组—龙马溪组页岩储集层综合评价图

2.2 良好保存条件是页岩气“成藏控产”的关键

2.2.1 致密、突破压力均较高的顶底板条件是页岩气富集的前提

五峰组—龙马溪组页岩气层顶底板厚度大、展布稳定、岩性致密、突破压力高，封隔性好[18]。页岩气层顶板为龙马溪组二段发育的灰色—深灰色中—厚层粉砂岩、泥质粉砂岩，厚度50 m左右；底板为上奥陶统临湘组深灰色含泥瘤状灰岩、灰岩等，总厚度为30～40 m，区域上分布稳定。焦石坝区块龙马溪组二段的粉砂岩孔隙度平均值为2.4%，渗透率平均值为0.001 6×10-3μm2，在80 ℃条件下，地层突破压力为69.8～71.2 MPa；下伏临湘组孔隙度平均值为1.58%，渗透率平均值为0.001 7×10-3μm2，在80 ℃条件下，地层突破压力为 64.5～70.4 MPa，高顶底板突破压力对页岩气的聚集起到重要作用[18]。

涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩干酪根和天然气的δ13C值与四川盆地各层系烃源岩干酪根对比表明，涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组的天然气应来源于自身层系烃源岩[19]，且氩离子扫描电镜照片中丰富的沥青以及沥青质孔证实了早期烃类滞留。据涪陵页岩气田13口井多批次取样分析，气体存在δ13C1＞δ13C2＞δ13C3的碳同位素值完全倒转现象（见图8），同源不同期生成的天然气混合是造成这种现象的主要原因[20-23]；也有学者根据四川盆地页岩气、常规气烷烃碳同位素组成的对比分析，提出封闭体系是倒转的先决条件和主要因素，同源不同期是次要因素[4]。五峰组—龙马溪组页岩TOC值高，其演化程度处于干气阶段，原油已大量裂解为气，由于页岩以纳米级微孔隙为主，天然气被有机质和黏土矿物等大量吸附，形成了天然气运移的阻力。据 Jarvie等研究[24]，受毛细管阻力等的影响，最后页岩内部仍残留生成烃量的 40%～50%。此外据 Tissot等人研究，排烃过程只会发生在一定范围内，只有在靠近比页岩物性更好的储集层约14 m的范围内，页岩与储集层产生浓度差，页岩中的烃类才能够向储集层有效排出[25]。对于涪陵页岩气田而言，五峰组—龙马溪组页岩厚度一般在85～105 m，页岩顶底板岩性致密，页岩的排烃率更低，烃源岩内油气排运不畅而形成封闭体系。因此，致密的顶底板从生烃开始就能有效阻止烃类散失，保存条件好是页岩气富集的前提。

图8 涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组一段天然气碳同位素组成特征

2.2.2 页岩气保存受后期构造作用的强度与持续时间控制

涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩在早三叠世开始快速深埋，热演化程度迅速增高，至中三叠世末，Ro值增大到0.7%～1.3%，进入成油高峰期；中侏罗世后，Ro值演化至1.3%～2.0%，有机质演化达到高成熟阶段，生成大量湿气及油裂解气；早白垩世后以生成干气为主，白垩纪末期达到最大埋藏深度，Ro值增大到2.65%。晚白垩世以后，燕山期—喜马拉雅期构造运动破坏区域盖层的完整性及封盖性能，构造活动强度越大、抬升剥蚀越严重、影响时间越长，对页岩气破坏越严重。涪陵焦石坝区块处于盆内隔挡变形带，燕山期—喜马拉雅期抬升剥蚀作用起始时间相对较晚（距今85 Ma），构造形变相对弱，地层倾角小，一般为0°～10°，构造保存条件总体较好。

2.2.2.1 抬升剥蚀作用强度弱有利于页岩气保存

四川盆地海相烃源岩在整个地质历史过程中，基本都经历了深埋生烃以及后期抬升过程。抬升过程不仅会使油气的生成停滞，同时会使含气页岩层段之上的上覆岩层和区域盖层减薄或剥蚀，导致上覆压力变小，从而会使页岩气突破盖层向上逸散；另外，抬升剥蚀作用使页岩气层和盖层脆性破裂或已形成的断裂变成开启状态，降低泥页岩自身封堵性能和盖层的封闭能力。涪陵页岩气田 JY1井龙马溪组页岩样品三轴物理实验模拟显示，页岩抬升至1 000～1 500 m，围压从50.0 MPa下降至16.2 MPa左右，岩石发生剪切破裂，产生微裂缝（见图 9）；JY2井龙马溪组样品在围压降低至15.0 MPa左右微裂缝开始大规模开启，孔隙度和渗透率大幅度提高，页岩自身的封闭性随埋深变浅快速变差（见图10）。涪陵页岩气田埋深适中，保证了持续的封堵性。

图9 JY1井龙马溪组炭质页岩构造抬升围压泄压下的破坏模拟图

图10 JY2井2 566.96 m页岩孔隙度、渗透率、有效压力关系曲线

2.2.2.2 断裂规模小和裂缝发育强度弱有利于页岩气保存

涪陵页岩气田主体构造稳定区与断裂、裂缝发育带保存条件差异明显，东南部与西南部断裂发育带保存条件差，产量相对主体构造稳定区较低，钻井液漏失量较大，压力系数一般显示为常压区，如东南部JY3-3 HF井五峰组—龙马溪组页岩储集层实测压力系数只有0.97[26]。涪陵页岩气田南部钻探效果差异较大，单井产能主要与距断裂的远近和断裂的规模、性质相关。根据断裂性质，将涪陵页岩气田断裂发育规模划分为四级，其中一级断裂为控盆断裂，二级断裂为控制二级构造单元的断裂，三级断裂为控制局部构造的断裂，四级断裂为局部构造内部小断裂（见图11）。对川东南地区断裂的影响范围进行统计发现，距一级断裂10 km以上保存条件较好；距二级走滑断裂3 km以上保存条件较好，距二级走滑较弱的断裂2 km以上保存条件较好；距三级断裂1 km以上保存条件较好，四级断裂影响范围较小，有的穿过断裂的井也有较好的产量。

图11 涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组断裂分布图

页岩地层侧向上扩散作用是页岩气发生散失的主要作用方式之一[18]。JY4井五峰组—龙马溪组全直径岩心样品纵横向渗透率差异巨大，页岩水平渗透率是垂直渗透率的2～8倍。深埋的页岩地层若其侧向出露、或侧向与开启性断层接触，由于横向顺层散失，气藏丰度会逐渐降低乃至彻底破坏。

单斜及向斜构造也能获高产气流，保存条件与构造形态无关。JY87-3井位于焦石坝北西方向的江东斜坡区，采用 12 mm油嘴、27 mm孔板，井口压力为20.3 MPa，获得 15.37×104m3/d的工业气流；JY60-5井位于焦石坝东南方向的白涛向斜，按 6×104m3/d配产，截至2017年3月31日，连续生产423 d，累计产气 2 022.9×104m3，目前日产气 3.00×104m3/d，套压8.23 MPa。

2.2.2.3 构造抬升作用时间较晚有利于页岩气保存

油气在地层中发生运移的基本方式有渗滤、扩散两种，而在总体保存条件较好、页岩顶底板条件好、断裂或裂缝发育较少的页岩层中，天然气的逸散破坏以扩散作用为主。由等温吸附实验结果可知，随着页岩地层的抬升，上覆压力卸载使得页岩孔隙流体压力下降，温度也随之降低，游离气向吸附气转换[27]；此时，甲烷有效扩散系数随孔隙压力的降低也明显增加（见图12），扩散作用成为页岩气逸散的主要方式。因此，现今处于同样埋藏深度的页岩气藏，其保存程度还要关注抬升时间早晚。

图12 页岩孔隙压力与有效扩散系数关系（JY1井）

李明诚等[28]曾经统计和分析过油气藏的“年龄”，认为对于一个含气面积为50 km2、地质储量为300×108m3的中型气田，若以5 m3/（km2·a）为自然扩散速率，则在 1 Ma中将因扩散散失 250×106m3天然气，那么该气田的天然气将在 120 Ma中散失殆尽。可见，气田在漫长的地质历史演化时期，若扩散作用较强，也具有较大的破坏作用，甚至完全丧失工业价值。即地层抬升时间越晚，页岩气散失量越小，保存条件越好。

四川盆地东南缘的起始抬升时间，从盆外彭水向斜的125 Ma至武隆向斜的93 Ma，再到盆内焦石坝构造区的80 Ma逐渐变晚，页岩气扩散散失作用时间逐渐变短，保存条件依次变好。这几个地区的勘探实践也证实了这个特点。

2.3 页岩储集层高产主控因素

川东南地区部署实施了大量的页岩气钻井，在下古生界五峰组—龙马溪组都钻遇了厚度大于30 m的优质页岩（TOC＞2%），原始生烃条件优越，但在整个地质历史过程中经历了复杂的、多期次的构造演化（包括埋藏、抬升、断裂和褶皱等）、热演化（多期次、多种方式的生排烃）和页岩气的聚集和散失，泥页岩含气性表现为区域上分布的不连续性，取得的钻探效果差异较大。研究表明，富有机质页岩的发育、高页岩气层压力系数、先进的压裂工艺技术及合理的开采工艺共同控制了涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组一段气藏高产。

涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组一段处于深水陆棚相带，岩性主要为灰黑色含放射虫炭质页岩、含炭含粉砂泥页岩，岩性纯，无隔层，纵向连续，厚度大，且平面分布稳定，页岩TOC值高，生气量大。涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组一段页岩孔隙度较大，平均值达4.87%，能够储集大量的游离态天然气；页岩储集空间以1.5～50.0 nm的纳米孔隙为主，页岩比表面积大，平均达18.9 m2/g，同时有机质孔发育，有利于页岩气的吸附和储集。在以上有利储集条件的情况下，页岩现场总含气量平均达到4.61 m3/t。

压力系数是保存条件的综合判断标准，高压或超压意味着良好的保存条件，压力高也是较好孔隙性和含气性特征的指示。以JY2井、DY1井和RY1井为例，这 3口井都位于川东南地区五峰组—龙马溪组深水陆棚相区，但处于不同构造，保存条件代表好、中、差3个层次，压力系数分别为1.55、1.08、1.00，其中JY2和 DY1 井测试产量分别为 33.69×104、3.40×104m3/d，RY1井气测显示差，未测试；保存条件好则含气性好，页岩储集层表现为高压和高产。同一口井同一孔隙流体压力状态下，泥页岩孔隙度与有机碳含量呈较好的正相关性，但相同TOC值的样品孔隙度差异较大（见图 13a）；将孔隙度与含气量交会发现相关性较好（见图13b），而含气性好往往具备高压或超压（见图13c），地层高压或超压可以有效保护页岩储集层不被上覆岩层有效应力压实[20]。根据Gluyas 等[29]理论推导，1 MPa的超压相当于减小80 m 的有效埋深，保护了储集层的储集空间。可见，保存条件是页岩气富集的关键，保存条件好则含气性好，页岩储集层表现为（超）高压，储集层孔隙发育良好。

图13 川东南地区不同井五峰组—龙马溪组优质泥页岩关键参数关系图

超压地层压力系数越高，气体压缩因子越大，游离气含量越高，页岩孔隙度越高，为游离气提供了更多的储集空间，同时随着压力增加，吸附气量增加，高压或超压意味着相对更高的总含气量，为页岩气高产奠定了基础。

当然，气田高产还取决于钻探工程和压裂改造技术及效果。围绕涪陵地区海相页岩气复杂的工程地质特点、钻完井及分段压裂技术难题，探索形成了适合于涪陵页岩气田海相地层特点的钻完井及分段压裂技术体系，创新采用了前置酸预处理、混合压裂、组合加砂、高排量、大液量、低砂比的大规模压裂施工模式，并优选龙马溪组一亚段深水陆棚优质页岩气层段作为水平段穿越层位。涪陵地区水平地应力差异小、埋深适中，压裂改造效果好，容易形成高产工业气流[30]。

3 结论

页岩气富集的基础是气体的生成和储集，保存条件是页岩气形成和富集的关键因素。

深水陆棚相带有利于有机质的富集与保存，其有机质类型好；页岩热演化程度适中、生烃强度高，有机孔发育，高TOC值与高硅质含量利于储集层改造，是页岩气“成烃控储”的基础地质条件。

保存条件与构造形态无关，后期构造作用的强度与持续时间决定了页岩气保存条件。良好的页岩顶底板条件，从页岩生烃开始就有效阻止烃类纵向散失而滞留聚集，是页岩气富集的前提。断裂作用与页岩侧向出露是导致页岩气散失的主要作用方式，构造抬升作用时间较晚，有利于页岩气保存。

保存条件好、含气性好、页岩储集层（超）高压，高孔隙度和高含气量，有利于形成页岩气富集高产区。

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（编辑 张朝军）

Geological factors controlling shale gas enrichment and high production in Fuling shale gas field

GUO Xusheng, HU Dongfeng, LI Yuping, WEI Zhihong, WEI Xiangfeng, LIU Zhujiang
(Exploration Branch, Sinopec, Chengdu 610041, China)

Based on the understandings on enrichment rules of marine shale gas in southern China and data obtained from exploration and development in Fuling shale gas field, this article discusses the key controlling factors on shale gas enrichment and their relationships,it also discusses further the theory of Two-Factor Enrichment of marine shale gas in southern China. The bases for shale gas enrichment are shale gas generation and accumulation, the shale gas reservoirs of deep-water shelf are characterized by high TOC, high porosity, high gas content and high siliceous content, with high hydrocarbon-generation intensity, they are rich in organic pores, favorable for reformation, so they are the base for large scale hydrocarbon accumulation. Preservation conditions are vital to the formation and enrichment of shale gas reservoir, good top and base layers can effectively prevent hydrocarbon from escaping vertically at the beginning of hydrocarbon generation. Shale gas preservation conditions depend on the intensity and duration of tectonic movements, good preservation conditions are key geological factors for shale gas accumulation, shale reservoirs have high gas content, high porosity and high pressure and are likely to form high yield area of shale gas.

Sichuan Basin; Fuling shale gas field; Lower Silurian; Longmaxi Formation; shale gas; enrichment and high production;control factors

中国石油化工股份有限公司基础研究项目“川渝地区海相优质页岩气层形成主控因素及预测技术”（P15074）；中国石油化工股份有限公司油气勘探重大导向项目“四川盆地及周缘页岩气勘探综合评价与目标优选”

TE122.1

A

1000-0747(2017)04-0481-11

10.11698/PED.2017.04.01

郭旭升, 胡东风, 李宇平, 等. 涪陵页岩气田富集高产主控地质因素[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(4)： 481-491.GUO Xusheng, HU Dongfeng, LI Yuping, et al. Geological factors controlling shale gas enrichment and high production in Fuling shale gas field[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 481-491.

郭旭升（1965-），男，山东茌平人，博士，中国石化勘探分公司教授级高级工程师，主要从事石油地质综合研究和勘探工作。地址：四川省成都市高新区吉泰路688号，中国石化勘探分公司，邮政编码：610041。E-mail：guoxs.ktnf@sinopec.com

联系作者简介：李宇平（1969-），男，湖北应城人，博士，中国石化勘探分公司教授级高级工程师，主要从事石油地质综合研究工作。地址：四川省成都市高新区吉泰路688号，中国石化勘探分公司科技处，邮政编码：610041。E-mail：liyp.ktnf@sinopec.com

2016-12-29

2017-05-04