大巴山前缘田坝剖面五峰组-龙马溪组页岩储层特征

何佳伟，谢 渊，侯明才，杨 平，刘家洪，薛时雨，吴 斌，王文川

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059;2.中国地质调查局成都中心，成都 610081)

国土资源部2012年预测全国页岩气地质资源量为134.40×1012m3，技术可采资源量为25.08×1012m3，其资源量约为陆上常规天然气资源的2倍，表明中国页岩气具有良好的发展前景[1-2]。近年，在长宁、昭通、威远和焦石坝4个区块的上奥陶统五峰组(O3w)-下志留统龙马溪组(S1l)实现了商业开发。前人研究表明志留系龙马溪组下段主要为一套深灰-灰黑色砂质页岩、碳质页岩、笔石页岩，笔石化石与黄铁矿含量丰富，上段为灰黄-灰绿色页岩及砂质页岩、粉砂质页岩、泥岩等，表现为浅-深水陆棚相沉积特征[3-6]。矿物成分与北美地区相似，主要以石英、长石等脆性矿物为主[7]；在TOC方面，富有机质页岩TOC质量分数(wTOC)>2%的部分主要分布在龙马溪组下部[8-9]；其热演化程度高，处于过-高成熟阶段，受古隆起与凹陷带继承和发展的影响，龙马溪组页岩成熟度呈现由西北向东南方向增大的变化趋势[10-11]。龙马溪组页岩气藏储集空间按成因分为粒内孔、粒间孔、有机质孔和裂缝4类，按孔隙大小分为微孔(<2 nm)、中孔(2～50 nm)、大孔(>50 nm) 3类，主要以有机质孔和微孔为主[12-14]。

在晚奥陶-早志留世，与焦石坝、长宁同为陆棚相区的大巴山前缘地区的五峰组-龙马溪组的页岩气地质特征的科学评价，对于拓展四川盆地页岩气的勘探地域具有重要意义。基于此，本文选取巫溪县田坝剖面，在精细的目的层剖面实测(1∶200)和高密度样品采集(间隔2 m)的基础上，通过有机地球化学分析、全岩分析、扫描电镜、等温吸附模拟等方法，从富有机质页岩有机地化特征、矿物组成、物性特点以及孔隙类型等方面描述大巴山前缘地区龙马溪组的页岩气储层特征，为评价客观四川盆地北缘龙马溪组页岩气勘探前景提供依据。

1 地质背景

田坝剖面位于南大巴山冲断褶皱带的前缘褶皱带南部，与龙门山造山带共同构成四川盆地的西北边缘体系[15]。在奥陶纪末期-志留纪早期，上扬子地区处于川中古隆起、黔中古隆起、雪峰山古隆起和川北古隆起围限下的闭塞-半闭塞海盆，仅在东北部与秦岭洋相通。在闭塞的海盆内，沉积了一套厚度大且富含黄铁矿的富有机质黑色笔石页岩[16-20](图1)。

2 剖面概况

研究剖面位于重庆市巫溪县田坝镇，剖面地层连续，出露良好，剖面长138 m，自下而上包括上奥陶统临湘组、五峰组、观音桥租和下志留统龙马溪组(未见顶,图2)，各组之间均为整合接触。临湘组以泥质条带状灰岩为主；五峰组主体为一套黑色中层状硅质页岩，见斑脱岩，总厚6.21 m，底部可见厚约10 cm的钙质泥岩；观音桥组为透镜状灰岩，厚仅0.5 m，见区域可对比的赫南特贝；龙马溪组发育黑色硅质泥岩、黑色碳质页岩、灰黑色泥质粉砂岩和灰泥岩。按照wTOC>2%为优质页岩的标准，巫溪田坝剖面优质段仅分布在龙马溪组，厚度为54.31 m(仅在样品WTP23sy1即43.62 m处，出现wTOC<2%的情况，由于不满足隔层要求，故将其归在优质段中)，主要为黑色碳硅质泥岩及页岩，富含笔石。对采自巫溪田坝剖面五峰组-龙马溪组的36件样品进行了系统的页岩储层分析测试(表1)。

图1 四川盆地及其周缘早志留世古地理图及研究剖面柱状图Fig.1 The early Silurian palaeogeography map and its histogram of research section in the Sichuan Basin and its periphery

图2 田坝剖面五峰组-龙马溪组露头特征Fig.2 The photographs showing outcrop profiles of Wufeng-Longmaxi Formation in Tianba(A)巫溪田坝剖面露头宏观特征; (B)第9层五峰组中层状灰黑色硅质岩; (C)第17层龙马溪组黑色碳质页岩的笔石化石; (D)第19层龙马溪组黑色碳质页岩; (E)第20层龙马溪组黑色含粉砂碳质泥岩; (F)第25层龙马溪组黑色碳硅质泥岩中的笔石化石

3 有机地化、岩石矿物特征及变化规律

五峰组(6件)硅质岩wTOC值为1.12%～3.81%，平均为1.97%，普遍小于2%(表1)。龙马溪组优质段wTOC值为0.32%～8.32%，平均为3.80%(25件)，厚54.31 m(图1)。生烃潜能“S0+S1”值(质量分数)为0.0105‰～0.0241‰(26件)，平均为0.0140‰。沥青反射率Rb值为2.46%～3.34%(8件)，平均为2.86%；等效镜质体反射率(Ro)按刘德汉[21]提出的公式Ro= 0.668Rb+ 0.346计算，为1.99%～2.58%(8件)，平均为2.26%，处于高-过成熟生气阶段。

矿物组分分析结果(图3)表明，五峰组(6件)以硅质岩为主，底部为页岩，硅质的质量分数为51.1%～93.9%，平均为82.0%；长石的质量分数为1.4%～6.8%，平均为2.8%；黏土矿物的质中可以看出，TOC与硅质、脆性矿物含量呈反比，与黏土矿物、黄铁矿含量呈正比。五峰组的硅质含量和脆性矿物的质量分数均超过了80%，大于龙马溪组数值，因此五峰组的TOC数值普遍低于龙马溪组。

表1 田坝剖面五峰组-龙马溪组黑色页岩有机地化分析结果Table 1 Geochemical analysis of organics for black shale of Wufeng-Longmaxi Formation in Tianba

量分数为4.7%～39.6%，平均为15.3%；基本不含碳酸盐。龙马溪组(31件)以硅质泥岩为主，硅质矿物的质量分数为38.9%～83.8%，平均为62.7%；长石的质量分数为5.5%～11.6%，平均为8.0%；黏土矿物的质量分数为9.6%～47.8%，平均为23.5%。垂向上碳酸盐矿物含量具有一定差异，下段基本不含碳酸盐矿物，中段碳酸盐矿物的质量分数可达24.1%，上段碳酸盐矿物含量逐渐降低。龙马溪组优质段硅质的质量分数为43.0%～83.8%，平均为64.4%；长石的质量分数为5.5%～9.8%，平均为7.8%；黏土矿物的质量分数为9.6%～37.6%，平均为21.8%。

五峰组-龙马溪组普遍含有一定量黄铁矿，特别是龙马溪组，黄铁矿含量普遍较高，推测与沉积时处于缺氧的还原环境有关。从五峰组-龙马溪组TOC含量与硅质、脆性矿物含量关系图(图4)

图4 TOC与不同矿物组分含量相关图Fig.4 The correlation diagram between TOC and different mineral components

4 储层特征

4.1 孔隙类型

氩离子抛光-电镜实验表明，研究区龙马溪组页岩主要存在的孔隙类型为矿物溶蚀孔、有机质孔隙、层间页理缝和不规则微裂缝。

4.1.1 矿物溶蚀孔

在扫描电镜下观察，田坝剖面龙马溪组页岩矿物溶蚀孔多发育在长石、黏土矿物与草莓状黄铁矿之间，按溶蚀孔发育的位置分为发育在矿物颗粒内部的粒内溶孔和发育在矿物颗粒之间的粒间溶孔。

粒内溶孔多在长石及黏土矿物中产出，此类孔多呈不规则状，孔隙一般较大，连通性较好(图5-A、B、C)。从吸附曲线形态来看，吸附曲线在饱和蒸气压附近很陡(图6)，解吸曲线在中值压力处很陡，表明龙马溪组储层孔隙主要由纳米孔组成且具有一定的不规则(无定形)孔特征，颗粒内部孔结构具有平行壁的狭缝状特征，并含有多形态的其他孔。这些都说明龙马溪组孔隙呈开放状态，以两端开口的圆筒孔及四边开放的平行板状孔等开放性孔为主[22-23]。

图5 田坝剖面五峰组-龙马溪组电镜孔隙特征Fig.5 Images of scanning electron microscopy showing pore characteristics of Wufeng-Longmaxi Formation in Tianba(A)矿物溶蚀孔隙，0.126～2.772 μm背散射，×4 500，WTP14sy1; (B)矿物溶蚀孔隙，0.521～8.344 μm背散射，×3 000，WTP19sy1; (C)矿物溶蚀孔隙，微裂缝，黄铁矿晶间孔隙，0.034～1.200 μm背散射，×13 000，WTP19sy2; (D)黄铁矿晶间孔隙，黄铁矿铸型孔隙，0.053～0.563 μm背散射，×15 000，WTP21sy1; (E)黄铁矿铸型孔隙，矿物溶蚀孔隙，0.170～1.036 μm背散射，×8 500，WTP14sy2; (F)矿物溶蚀孔隙，有机质与矿物之间孔隙，0.069～0.292 μm背散射，×12 000，WTP25sy2; (G)有机质孔隙，0.022～0.219 μm背散射，×20 000，WTP24sy1; (H)有机质孔隙，0.060～0.472 μm背散射，×8 000，WTP24sy1; (I)层间页理缝，矿物溶蚀孔隙，0.092～2.537 μm背散射，×6 500，WTP16sy3; (J)层间页理缝，0.064～0.634 μm背散射，×7 000，WTP24sy1; (K)矿物溶蚀孔隙，构造成因的不规则微裂缝，0.181～1.981 μm背散射，×3 500，WTP15sy1; (L)有机质孔隙，生烃增压成因的不规则微裂缝，0.022～0.214 μm背散射，×1 800，WTP14sy1

龙马溪组页岩粒间溶孔主要见于草莓状黄铁矿晶粒之间，其形态与草莓状黄铁矿的聚合方式及草莓状黄铁矿的形状有关。此类孔形态多样，孔隙中往往充填有机质(图5-C、D)，孔径受黄铁矿晶粒直径的控制，大小不一。在后期成岩作用的演化过程中部分黄铁矿晶粒脱落，形成黄铁矿铸型孔隙(图5-D、E)。

4.1.2 有机质孔

有机质孔隙的形成主要与有机质生成的液体或气体聚积产生气泡有关(图5-G、H、L)。据D.M.Jarvie等[24]研究表明，有机质质量分数为7%的页岩在生烃演化过程中，消耗35%的有机碳可使页岩孔隙度增加4.9%。田坝剖面龙马溪组页岩优质段有机质含量高，wTOC为0.32%～8.32%；有机质演化程度高，Ro值为1.99%～2.58%。有机质的演化排烃过程中，富有机质泥页岩及有机质内部形成了大量“蜂窝状”有机质孔隙，该类孔隙为龙马溪组页岩最主要的孔隙类型，多分布在TOC含量高的岩层段，呈现集群分布的特点，其孔径相对较小，连通性较好。

4.1.3 层间页理缝

页岩在沉积过程中形成大量的水平层理，在层理之间力学性质相对薄弱的界面发生剥离作用，形成大量的层间裂缝，表现为水平层理内纹层面间的微裂缝，此类层间页理缝是页岩中最基本的裂缝系统[25]。该类裂缝是田坝剖面龙马溪组页中最主要的裂缝类型(图5-I、J)，在扫描电镜下观察，裂缝两壁光滑，多呈组出现，一般顺岩层面发育，连通性较好，部分被沥青充填。

4.1.4 不规则微裂缝

页岩不规则微裂缝普遍较发育，连通性较好，部分被方解石充填。不规则微裂缝主控因素为构造应力作用和生烃增压作用。构造作用下形成的不规则微裂缝(图5-K)，微观尺度下多与岩层面相交，交角大小不等，裂缝两壁呈现明显的锯齿状特征；生烃增压作用下形成的微裂缝(图5-L)，主要集中在高TOC岩层中，呈不规则状，多被有机质充填[26]。

4.2 孔隙度与渗透率

龙马溪组页岩物性实验显示(表2),页岩孔隙度(q)为0.09%～6.33%，平均为1.74%；除样品WTP23sy1外，其余样品孔隙度值在均值线附近呈小幅度的波动(图7)。横向渗透率(K)为(0.000 32～0.017 00)×10-3μm2，垂向渗透率为(0.000 22～0.000 74)×10-3μm2，横向渗透率与垂向渗透率几乎没有差异(图8)。

图6 田坝龙马溪组页岩吸附-解吸曲线特征Fig.6 The characteristics of shale absorption-desorption curve of Longmaxi Formation in Tianba

样品号q/%K/10-3 μm2w/%横向垂向硅质TOCBET比表面积/(m2·g-1)BJH总孔容/(cm3·g-1)BJH平均孔直径/nmWTP14sy11.600.000320.0006174.67.0725.00640.02337.5764WTP14sy21.770.000600.0005372.78.3223.40200.01906.3268WTP15sy11.000.012000.0021079.84.91///WTP15sy22.270.007900.0008081.22.46///WTP16sy10.09—0.0003252.43.68///WTP19sy1///43.03.8113.25340.01325.7678WTP20sy11.27—0.0074068.83.8826.86430.01715.6607WTP21sy10.280.000540.0006356.93.9419.89240.02516.8745WTP23sy16.330.017000.0002268.50.32///WTP24sy11.060.008100.0003067.13.1421.74080.02075.5515平均值1.740.006600.0014069.14.1521.69320.01976.2930

(1)孔隙度、渗透率的值均在围压是1 725 MPa的结果；(2)/表示未进行此项测试，—表示样品由于制样、测试等原因未能测到数据

图7 田坝龙马溪组孔隙度变化趋势图Fig.7 The trend of porosity change of Longmaxi Formation in Tianba

图8 田坝龙马溪组渗透率变化趋势图Fig.8 The permeability variation trend of Longmaxi Formation in Tianba

图9 田坝龙马溪组TOC与BJH总孔容关系图Fig.9 Relationship between TOC and total pore volume of BJH of Longmaxi Formation in Tianba

页岩氮气吸附-解吸实验显示(表2)，龙马溪组页岩BET比表面积为13.253 4～26.864 3 m2/g，平均为21.693 2 m2/g，比表面积较大，吸附能力强；BJH总孔容为0.013 2～0.025 1 cm3/g，平均为0.019 7 cm3/g，具有较大的总孔容；BJH平均孔直径为5.43～8.02 nm，主要分布在中孔范围内。以上数据说明，龙马溪组页岩纳米级孔隙发育，且有机质含量与BET比表面积、BJH总孔容和BJH平均孔直径呈正比关系(表2，图9)，反映TOC是控制孔隙发育的因素之一。“蜂窝状”结构的有机质孔(图5-G、H)极大地增加了比表面积与孔体积，从而增大了页岩的储集空间与吸附能力。龙马溪组页岩黏土矿物与BJH总孔容也呈现正比关系(图10)，反映黏土矿物的多少同样对孔隙发育起控制作用，黏土矿物复杂的孔形态(图5-A、B)增加了比表面积与孔体积，致使储集空间与吸附能力大幅度提升。

4.3 吸附性

图10 田坝龙马溪组黏土矿物含量与BJH总孔容关系图Fig.10 Relationship between clay mineral content and total pore volume of BJH of Longmaxi Formation in Tianba

图11 田坝龙马溪组页岩CH4等温吸附曲线Fig.11 The CH4 adsorption isotherm of Longmaxi Formation shale in Tianba

样品等温吸附实验显示(图11)：当压力(p)<10 MPa，吸附曲线非常陡，且增加很快；在p=10 MPa时，吸附量(质量比)已经达到1.8‰～2.5‰；p>10 MPa时， 随着压力的增加吸附量基本无增加。结合氩离子抛光-电镜实验与氮气吸附-解吸实验，证实龙马溪组优质段微孔隙发育，且中孔隙比例较高，吸附性能好。

5 讨论与结论

将巫溪田坝剖面与焦页1井[7,27]进行有机地球化学、储层和岩石矿物成分等方面的对比分析(表3)，发现两地的龙马溪组富有机质页岩在演化程度上均处于过-高成熟阶段，且储集空间都为微孔隙-裂缝系统；但在TOC、Rb、孔隙度、渗透率和矿物成分上，田坝剖面与焦页1井差异明显，田坝剖面龙马溪组的TOC含量与Rb的平均值与最大值都大于焦页1井；在物性特征方面，田坝剖面龙马溪组孔隙度与渗透率均明显低于焦石坝地区；在矿物组分上，田坝剖面龙马溪组具有高硅质含量，低长石、低碳酸盐、低黏土含量的“一高三低”特征。

表3 焦石坝地区与田坝剖面页岩各数据对比Table 3 The comparison of parameters in Jiaoshiba with those in Tianba section

a.田坝剖面龙马溪组发育54.31 m厚的优质页岩段，TOC平均质量分数为3.84%；Rb为2.46%～3.34%，平均为2.90%；Ro为1.99%～2.58%，平均为2.28%。矿物组成以硅质为主，长石、碳酸盐矿物、黏土矿物含量较低，TOC含量与硅质、脆性矿物含量呈反比，与黏土矿物和黄铁矿含量呈正比。对比焦页1井，研究区页岩表现为：高TOC、高Rb、高硅质含量、高白云石含量和低长石、低黏土含量、低孔隙度、低渗透率——“四高四低”特征。

b.田坝剖面五峰组-龙马溪组页岩孔缝类型有矿物溶蚀孔、有机质孔、层间页理缝和不规则微裂缝，由有机质孔与层间页理缝组成的微孔隙-裂缝系统构成了最主要的储集空间，为页岩气的赋存提供了储集空间与渗流通道。孔径主要为5.43～8.02 nm，以两端开口的中孔为主。TOC含量与黏土矿物含量共同控制了页岩储层微观孔隙结构的发育。研究区页岩储层孔隙度与渗透率稳定，比表面较大，吸附量大，吸附能力强。

中国地质调查局成都中心丘东洲教授和成都理工大学沉积地质研究院罗文博士、晁辉博士对本文结构及结论提出的宝贵意见，国土资源部重庆地质矿产研究院页岩测试中心为实验测试数据提供支撑，特此致谢。

[参考文献]

[1] 闫存章，黄玉珍，葛春梅，等.页岩气是潜力巨大的非常规天然气资源[J].天然气工业，2009，29(5):1-6.

Yan C Z, Huang Y Z, Ge C M,etal. Shale gas: Enormous potential of unconventional natural gas resources[J]. Natural Gas Industry, 2009, 29(5): 1-6. (in Chinese)

[2] 张大伟，李玉喜，张金川，等.全国页岩气资源潜力调查评价[M].北京:地质出版社，2012.

Zhang D W, Li Y X, Zhang J C,etal. National-Wide Shale Gas Resource Potential Survey and Assessment[M]. Beijing: Geological Publishing House, 2012. (in Chinese)

[3] 聂海宽，张金川.页岩气储层类型和特征研究——以四川盆地及其周缘下古生界为例[J].石油实验地质，2011，33(3):219-225.

Nie H K, Zhang J C. Types and characteristics of shale gas reservoir: A case study of Lower Paleozoic in and around Sichuan Basin[J]. Petroleum Geology and Experiment, 2011, 33(3): 219-225. (in Chinese)

[4] 张金川，聂海宽，徐波，等.四川盆地页岩气成藏地质条件[J].天然气工业，2008,28(2):151-156,179-180.

Zhang J C, Nie H K, Xu B,etal. Geological condition of shale gas accumulation in Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2008, 28(2): 151-156, 179-180. (in Chinese)

[5] 蒲泊伶，蒋有录，王毅，等.四川盆地下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利地区分析[J].石油学报，2010，31(2):225-230.

Pu B L, Jiang Y L, Wang Y,etal. Reservoir-forming conditions and favorable exploration zones of shale gas in Lower Silurian Longmaxi Formation of Sichuan Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2010, 31(2): 225-230. (in Chinese)

[6] 翟光明.中国石油地质志(卷10)[M].北京:石油工业出版社，1989.

Zhai G M. Petroleum Geology of China(Vol. 10)[M]. Beijing: Geological Publishing House, 1989. (in Chinese)

[7] 郭旭升，胡东风，文治东，等. 四川盆地及周缘下古生界海相页岩气富集高产主控因素——以焦石坝地区五峰组-龙马溪组为例[J].中国地质，2014，41(3):893-901.

Guo X S, Hu D F, Wen Z D,etal. Major factors controlling the accumulation and high productivity in marine shale gas in the Lower Paleozoic of Sichuan Basin and periphery: A case study of the Wufeng-Longmaxi Formation of Jiaoshiba area[J]. Geology in China, 2014, 41(3): 893-901. (in Chinese)

[8] 朱光有，张水昌，梁英波，等. 四川盆地天然气特征及气源[J].地学前缘，2006,13(2):234-248.

Zhu G Y, Zhang S C, Liang Y B,etal. The characteristics of natural gas in Sichuan Basin and its sources[J]. Earth Science Frontiers, 2006, 13(2): 234-248. (in Chinese)

[9] 黄金亮，邹才能，李建忠，等.川南志留系龙马溪组页岩气形成条件与有利区分析[J].煤炭学报，2012，37(5):782-787.

Huang J L, Zou C N, Li J Z,etal. Shale gas accumulation conditions and favorable zones of Silurian Longmaxi Formation in south Sichuan Basin, China[J]. Journal of China Coal Society, 2012, 37(5): 782-787. (in Chinese)

[10] 邹才能，董大忠，王社教，等.中国页岩气形成机理、地质特征及资源潜力[J].石油勘探与开发，2010，37(6):641-653.

Zou C N, Dong D Z, Wang S J,etal. Geological characteristics and resource potential of shale gas in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2010, 37(6): 641-653. (in Chinese)

[11] Boyer C, Kieschnick J, Suarez-Rivera R,etal. Producing gas from its source[J]. Oilfield Review, 2006, 18(3): 36-49.

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

Yang F, Ning Z F, Hu C P,etal. Characterization of microscopic pore structures in shale reservoirs[J]. Acta Petrolei Sinica, 2013, 34(2): 301-311. (in Chinese)

[13] 曾联波，肖淑蓉.低渗透储集层中的泥岩裂缝储集体[J].石油实验地质，1999,21(3):266-269.

Zeng L B, Xiao S R. Fractures in the mudstone of tight reservoirs[J]. Petroleum Geology and Experiment,1999, 21(3): 266-269. (in Chinese)

[14] 龙鹏宇， 张金川，唐玄，等.泥页岩裂缝发育特征及其对页岩气勘探和开发的影响[J].天然气地球科学， 2011，22(3):525-532.

Long P Y, Zhang J C, Tang X,etal. Feature of muddy shale fissure and its effect for shale gas exploration and development[J]. Natural Gas Geoscience, 2011, 22(3): 525-532. (in Chinese)

[15] 乐光禹.大巴山造山带及其前陆盆地的构造特征和构造演化[J].矿物岩石，1998，18(增刊):8-15.

Yue G Y. Tectonic characteristics and tectonic evolution of Dabashan orogenic belt and its foreland basin[J]. Journal of Mineralogy and Petrology, 1998, 18(Supp): 8-15. (in Chinese)

[16] 万方，许效松.川滇黔桂地区志留纪构造-岩相古地理[J].古地理学报，2003，5(2):180-186.

Wan F, Xu X S. Tectonic-lithofacies palaeogeography of the Silurian in Sichuan-Yunnan-Guizhou-Guangxi region[J]. Journal of Palaeogeography, 2003, 5(2): 180-186. (in Chinese)

[17] 郭英海，李壮福，李大华，等.四川地区早志留世岩相古地理[J].古地理学报，2004，6(1):21-30.

Guo Y H, Li Z F, Li D H,etal. Lithofacies palaeogeography of the early Silurian in Sichuan area[J]. Journal of Palaeogeography, 2004, 6(1): 21-30. (in Chinese)

[18] 梁狄刚，郭彤楼，陈建平，等.中国南方海相生烃成藏研究的若干新进展(一):南方四套区域性海相烃源岩的分布[J].海相油气地质，2008，13(2):1-16.

Liang D G, Guo T L, Chen J P,etal. Some progresses on studies of hydrocarbon generation and accumulation in marine sedimentary regions, Southern China (Part 1): Distribution of four suits of regional marine source rocks[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2008, 13(2): 1-16. (in Chinese)

[19] 王志峰，张元福，梁雪莉，等.四川盆地五峰组-龙马溪组不同水动力成因页岩岩相特征[J].石油学报，2014，35(4):623-632.

Wang Z F, Zhang Y F, Liang X L,etal. Characteristics of shale lithofacies formed under different hydrodynamic conditions in the Wufeng-Longmaxi Formation, Sichuan Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 35(4): 623-632. (in Chinese)

[20] 牟传龙，周恳恳，梁薇，等.中上扬子地区早古生代烃源岩沉积环境与油气勘探[J].地质学报，2011， 85(4):526-532.

Mu C L, Zhou K K, Liang W,etal. Early Paleozoic sedimentary environment of hydrocarbon source rocks in the Middle-Upper Yangtze Region and petroleum and gas exploration[J]. Acta Geologica Sinica, 2011, 85(4): 526-532. (in Chinese)

[21] 刘德汉，史继扬.高演化碳酸盐烃源岩非常规评价方法探讨[J].石油勘探与开发，1994，21(3):113-115.

Liu D H, Shi J Y. Unconventional evaluation of highly evolved carbonate source rocks[J]. Petroleum Exploration and Development, 1994, 21(3): 113-115. (in Chinese)

[22] Sing K S W. Reporting physisorption data for gas/solid systems with special reference to the determination of surface area and porosity (Recommendations 1984)[J]. Pure and Applied Chemistry, 1985, 57(4): 603-619.

[23] Gan H, Nandi S P, Walker Jr P L. Nature of the porosity in American coals[J]. Fuel, 1972, 51(4): 272-277.

[24] Jarvie D M, Hill R J, Ruble T E,etal. Unconventional shale-gas 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.

[25] 张金功，黄传卿，修艳敏，等. 中国典型盆地页岩层面滑移缝的特征、成因及其与页岩气藏形成的关系[C]//第376次香山科学会议.北京:中国地质大学，2010:57.

Zhang J G, Huang C Q, Xiu Y M,etal. Feature and origin of Chinese typical basin shale’s bedding glidecrack and the relationship with shale gas reservoir’s formation[C]//376th Xiangshan Science Conferences. Beijing: China University of Geosciences, 2010: 57. (in Chinese)

[26] 郭旭升，李宇平，刘若冰，等.四川盆地焦石坝地区龙马溪组页岩微观孔隙结构特征及其控制因素[J].天然气工业，2014，34(6):9-16.

Guo X S, Li Y P, Liu R B,etal. Characteristics and controlling factors of micro-pore structures of Longmaxi shale play in the Jiaoshiba area, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(6): 9-16. (in Chinese)

[27] 郭彤楼，张汉荣.四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式[J].石油勘探与开发，2014，41(1):28-36.

Guo T L, Zhang H R. Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field, Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2014, 41(1): 28-36. (in Chinese)