四川盆地侏罗系自流井组大安寨段陆相页岩油气地质特征及成藏控制因素

2021-02-22孙莎莎董大忠李育聪王红岩施振生黄世伟拜文华

石油与天然气地质 2021年1期

孙莎莎，董大忠，李育聪，王红岩，施振生，黄世伟，昌燕，拜文华

[1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.国家能源页岩气研发(实验)中心，河北廊坊 065007；3.中国石油西南油气田分公司，四川成都 610400；4.中国石油大庆油田公司，黑龙江大庆 163714]

四川盆地共发育6套富有机质页岩，页岩油气资源丰富，但目前仅在下古生界五峰组-龙马溪组海相页岩中实现了规模开发。作为陆相页岩油气的目的层段，大量学者在下侏罗统自流井组和上三叠统须家河组的资源潜力[1]、静态储层特征[2-4]、岩相[5]、沉积相[6]及成藏条件[7]等方面开展了研究。

侏罗系作为四川盆地唯一产油层系，其致密灰岩-砂岩储层油气资源丰度低、储量规模小、单井产量低的“三低”特点已达成共识，勘探始终未获重大突破[8]。中国石油对其勘探开发历经了3个阶段：1)常规油气勘探(1956—2000年)，构造-裂缝型油气藏中寻找裂缝打裂缝；2)近源油气勘探(2010—2018年)，大安寨段介壳灰岩、沙溪庙组致密砂岩中寻找致密油气藏[9-10]；3)进源油气勘探(2019年至今)，大安寨段页岩层系中寻找大型页岩油气田[11-12]。2019年8月在川中射洪县开钻的首口页岩油气井——南充2井正式拉开四川盆地侏罗系页岩油气勘探开发序幕。中国石化2011年在元坝和涪陵等地区钻探的5口井获得了工业气流，兴隆101井和元坝21井更是获得高产工业气流[7]。

以往实践揭示了部分油气井相对稳定的高产能与裂缝油藏发育特征和灰岩物性不匹配[8]，而“进源找油气”可为侏罗系油气的勘探开发提供新的思路。很多学者提出对侏罗系裂缝油气藏的质疑以及非常规油气资源潜力的再认识。蒋裕强等[13]认为侏罗系石油资源量大，建议加大川北-川东地区向斜区勘探投入。梁狄刚等[14]认为侏罗系为大面积非常规致密油聚集，需采用压裂技术开采。张闻林等[15]认为应用页岩油气开采思路和技术开发川中地区。韩克猷等[16]建议在川中开辟页岩油开发试验区。邹才能等提出尽快“进源找油”，由常规石油、致密油气向孔隙型页岩油气转变。

侏罗系大安寨段在多构造单元多井中均有工业油气流产出[17]。中国石油在大安寨段钻井中普遍见良好气显示。龙浅2井大安寨二亚段(大二亚段)7 m段采用射孔加砂方式，测试日产气2 659 m3；川68井大二亚段黑色页岩和介屑灰岩中发生油气侵，并溢出原油15L。壳牌公司在川中秋林构造钻探的秋林19井直井压裂获日产油2.3～4.1 t和日产气1 500 m3[18]。川中地区136处钻井油气显示[16]大二亚段页岩孔、渗基质物性较好，油气侵(71.5%)和井涌(26.9%)几率较高。中国石化在元坝和涪陵地区的21口直井钻遇侏罗系页岩，页岩厚度20～80 m，孔隙度4.3%～5.1%，12口井压裂后获单井日产油54～68t、日产气(1.4～50.7)×104m3，水平井涪页HF-1井大二亚段试获页岩气1.78×104m3/d[19]。

本文借鉴页岩油气研究思路，提出侏罗系勘探应由大安寨段“近源型致密灰岩油气”向“进源型高孔隙页岩油气”转变。梳理勘探进展，系统分析整理页岩资料，根据源储实验分析，提出侏罗系大安寨段页岩具备形成大规模陆相页岩油气田的地质特征，页岩油气的生烃、储存和富集受3项成藏关键因素控制，可为支撑四川盆地侏罗系“进源找油”、开辟大型陆相页岩油气田新战场提供理论依据。

1 地质概况

四川盆地是一个叠合盆地，自震旦纪以来经历了多次构造运动。中三叠世末期印支运动后，海水逐渐退出盆地，整个盆地进入“环形凹陷”演化阶段，在早侏罗世由海相碳酸盐岩前陆盆地向沉降缓慢的陆内坳陷盆地转化。四川盆地侏罗系石油主要分布在川中古隆起中斜平缓带，现今构造表现为向西北倾斜的大斜坡，地层倾角小于5°(图1a)。

四川盆地侏罗系主要是一套以碎屑岩为主夹灰岩的陆相沉积组合，地层在盆内广泛分布，面积约18×104km2，地层厚度在500～4 500 m，呈南薄北厚特征。侏罗系自下而上依次发育自流井组、凉高山组、沙溪庙组、遂宁组和蓬莱镇组(图1b)。盆地内中-下侏罗统保存完整，中侏罗统沙溪庙组及以上地层在盆地内遭受不同程度剥蚀，仅在川中地区保存相对完整。

下侏罗统自流井组内部自下而上分为珍珠冲段、东岳庙段、马鞍山段和大安寨段4个层段(图1b)，盆内基本连续稳定发育。4套地层沉积中心主体位于川中-川北地区，呈北厚南薄、东厚西薄的特征。大安寨段岩性主要为深灰色或灰黑色页岩、灰色泥质灰岩、泥质粉砂岩及细砂岩，广泛发育淡水双壳类生物，并沉积大规模介壳滩[20]。大安寨段自上而下可细分为3个亚段，整体为“灰-泥-灰”岩性组合，其中大一亚段为灰色泥灰岩和介壳灰岩，厚度为30～40 m；大二亚段为黑色页岩夹介壳灰岩条带，厚度为20～80 m；大三亚段为灰色泥灰岩夹薄层黑色页岩，厚度为6～10 m。

图1 四川盆地构造位置(a)与侏罗系地层综合柱状图(b)

侏罗系发育冲积扇-半深湖相沉积体系。早侏罗世水体变深，盆地广泛发育湖相沉积；中-晚侏罗世水体逐渐变浅，盆地以河流-三角洲沉积环境为主[21]，形成了一个完整的湖进-湖退旋回。大安寨段沉积时构造环境相对稳定，湖盆中心位于川中仪陇—营山一带，属少见的大型低盐度碳酸盐湖泊[22]，其中大二亚段页岩沉积于最大湖侵期，相对湖平面升高，水动力弱，沉积物为黑色、灰黑色页岩与薄层介屑灰岩的不等厚互层。在大三亚段和大一亚段沉积期，相对湖平面处于较低位置，沿湖岸浅水区和深水区古地貌高地部位，水动力条件较强，主要发育介壳滩沉积体系。

2 大安寨段页岩油气地质特征

近半个世纪以来，行业内普遍认为大安寨段介壳灰岩是油气的主要储集空间，而对页岩作为储集对象的认识几乎空白。近期研究证实，侏罗系页岩油气储层的“甜点段”以大二亚段富有机质页岩为主，勘探前景良好，大二亚段页岩优越地质特征主要表现在以下几个方面。

2.1 页岩累计厚度大，分布面积大

纵向上大安寨段二亚段为页岩发育的主力层段，页岩单层厚度在0.5～5 m，一般呈厚块状，累计厚度为20～80 m，其中川中-川东地区页岩多为30～60 m，占地层总厚度的65%～85%。全盆地内大安寨段页岩段在测井响应上表现为GR大于40 API，AC介于90～120 μs/ft，在地震响应上为一套强波组，横向分布稳定。大安寨段页岩整体上从湖盆边缘向沉积中心营山—达州—龙岗一带呈增加趋势(图2)，分布十分广泛(图3a)，厚度大于30 m的页岩分布面积约为6×104km2。据80余口钻井资料统计，在三台—射洪—遂宁—潼南以南区域大安寨段页岩累计厚度一般在10～30 m；在盐亭—西充—南充—鲜渡河一带页岩厚度一般在40～60 m；在仪陇—龙岗—营山一带最厚，累积厚度达到60～90 m；而在梁平—云安一带页岩厚度逐渐减薄，累计厚度为20～40 m；涪陵地区页岩累计厚度为38～60 m[23]，元坝地区页岩累计厚度介于30～40 m[19](表 1)。

表1 主要钻井揭示四川盆地大安寨段黑色页岩厚度统计

图3 四川盆地侏罗系大安寨段黑色页岩厚度等值线(a)和Ro等值线(b)

2.2 页岩具有良好的有机地化条件，资源潜力大

四川盆地大安寨段湖相页岩有着良好的源岩条件，有机质类型较为合适，页岩成熟度处于理想生油气窗口，具有较好的生油气能力。

收集的6个地区454个大安寨段页岩有机碳含量数据结果显示TOC值介于0.5%～3%，均值为1.5%，其中TOC值大于1.0%的区域主要分布在川中北部和川东地区，面积占44%，而大于2%的生烃凹陷区域面积占全区10%以上。位于沉积中心龙岗地区的龙浅2井34个页岩样品实测分析TOC值介于0.95%～2.55%，平均为1.53%。公山庙、龙岗及川东云安场地区51口钻井测井解释TOC均值为1.5%，以1.3%～1.6%为主。

大安寨段页岩成熟度处于理想生油气窗口，镜质体反射率(Ro)介于0.9%～1.5%，处于生油高峰—生气阶段。本次研究收集了川中、川东及川东北等15个地区30个大安寨段页岩样品成熟度数据，参考前人研究成果，绘制出四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段Ro等值线图(图3b)，整体上有效页岩发育在中部—北部地区，向西北、东北、东部局部区域Ro值增大至1.3%以上，从而完全进入热成因湿气阶段。区域上川中地区阆中—南部一带Ro值介于0.97%～1.22%，仪陇一带Ro平均值为1.12%，公山庙—营山一带成熟度较低(Ro=0.83%～0.92%)。而平昌—通江一带成熟度较高(Ro=1.39%～1.50%))，龙岗地区Ro平均值为1.30%，这些地区页岩成熟度有所差异，但均处于页岩油开发的理想生油气窗口。而往东北至阆中—仪陇以北地区Ro一般大于1.30%，比如元坝一带Ro为1.44%～1.83%，均值为1.67%，均已进入热成因生气阶段，川东梁平一带Ro为0.78%～1.11%，而向东涪陵一带成熟度较高(Ro=1.26%～1.50%)。位于沉积中心龙岗地区的龙浅2井24个页岩样品实测Ro均值为1.40%，有机质类型主要为Ⅱ1-Ⅱ2，说明包括龙岗地区在内的有机质成熟度偏高的地区应以生页岩气为主，页岩油为辅。

大安寨页岩含油性较好，含油层段厚度较大，资源前景良好。统计龙浅2井、蓬莱103井和蓬莱101井87件样品结果显示，游离烃S1含量为0.05～4.45 mg/g，平均值为1.13 mg/g；生烃潜量(S1+S2)为0.4～14.0 mg/g，平均为3.6 mg/g；氢指数(HI=S2/TOC)为0.2～4.6 mg/g，平均值为1.8 mg/g，含油饱和指数(OSI=100S1/TOC)为7～355 mg/g(OSI>100 mg/g指示具有良好的页岩油生产潜力[24]。龙浅2井OSI均值在110 mg/g的连续深度段位于2 119.3～2 139.5 m，厚度达20 m，指示该层段良好可动油存在，是部署水平井的理想目标层。

2.3 页岩储层孔隙度高，无机孔占比相对较高

大安寨段页岩物性好，页岩平均孔隙度是相邻介壳灰岩的4～5倍。本次研究统计了14口井850件大安寨段样品，其中600件灰岩样品孔隙度介于0.26%～8.73%，均值为1.24%，179件页岩孔隙度介于0.31%～10.05%，均值为4.30%。其中龙浅2井89件样品覆压氦气法孔隙度的结果显示(图4)：64件介壳灰岩样品中孔隙度小于2%的样品占94%，平均值仅为1%，而25件页岩样品中孔隙度大于4%的占比87%，平均值高达5%。

图4 四川盆地龙岗地区龙浅2井灰岩与页岩孔隙度频率分布直方图

利用双孔隙介质孔隙度解释模型可以定量计算页岩基质孔隙度构成，即脆性矿物、粘土和有机质等3种物质单位质量孔隙体积(分别表示为VBri，VClay和VTOC)。龙浅2井页岩基质孔隙构成以脆性矿物内孔隙等无机孔(21%～55%)、粘土矿物晶间孔(36%～70%)为主，而有机质内部孔(3%～12%)及有机质边缘缝(0～4%)部分发育。页岩单位质量孔隙体积分别为：VBri值为0.0543 m3/t，VClay为0.110 9 m3/t，VTOC为0.008 4 m3/t，基质孔隙度为0.173 6 m3/t。与长宁地区长芯1井海相龙马溪组页岩孔隙参数[25](VBri值为0.007 9 m3/t，VClay为0.039 m3/t，VTOC为0.14 m3/t，基质孔隙度为0.186 9 m3/t)相比，龙浅2井大安寨页岩脆性矿物和粘土矿物对孔隙的贡献增加，而有机质产生孔隙能力降低，并且富有机质页岩基质孔隙度小。另外，扫描电镜实验虽然可见大安寨页岩发育页理、有机质孔、溶蚀孔、粘土矿物晶间孔及微裂缝等，储集空间类型多样(图5)，但整体上有机质内部孔隙较少，无机孔比有机质孔所占比例更高。

图5 四川盆地龙岗地区龙浅2井大安寨段页岩孔隙扫描电镜照片

2.4 脆性矿物较高，可压性较好

矿物组成以石英和粘土矿物为主，其次为碳酸盐矿物。粘土矿物含量适中，储层改造条件较好。龙浅2井大安寨段12个页岩样品全岩X-衍射分析表明，脆性矿物含量为54%～77%，平均为67.59%，其中石英含量37%～49%，平均为43%；方解石含量在4%～27%，平均为13.75%。粘土矿物含量为21%～39%，平均为28%，以遇水无明显膨胀性的伊利石占绝大多数，平均为47%，其次为绿泥石，伊-蒙混层比含量最低，为10%，此外存在少量长石、白云石及黄铁矿等碎屑矿物和自生矿物。

大安寨段整体的矿物组合特征展现了良好的脆性特征，但岩石力学分析结果显示不同岩性的可压性稍有差距(表2)。灰质含量较高的页岩虽然具有较高脆性、较低泊松比及较高杨氏模量，但其TOC值、孔隙度明显较低；而纯页岩具有相对较高TOC值和高孔隙度，但相比之下由于可压性有所降低，改造难度变大。因此，未来页岩油气的应着眼于在纯页岩中寻找良好的脆性层段，长期的实践表明，纯页岩耦合水平层理和微裂缝的岩性组合即能满足页岩油气的储集和高产，又易于在外力作用下形成天然裂缝与诱导裂缝，从而有利于页岩油气的开采。

表2 四川盆地典型井侏罗系大安寨段页岩岩石力学分析结果

2.5 存在较好的保存与输导条件

页岩油气良好的保存条件主要体现在构造稳定与顶底板封堵能力两个方面。四川盆地侏罗系在经历印支、燕山和喜马拉雅3期构造运动后，盆缘发生多期次强烈构造运动；盆内相对稳定，构造活动较弱，地层平缓，“通天”断裂不发育。盆内川中和川东地区侏罗系断层多终止在沙溪庙组，很少延伸至地表，地质历史中始终深埋地腹而未被剥蚀。同时前期介壳灰岩致密油勘探开发证实即使具有大型“通天”断裂，油气也只在断裂附近散失，其影响范围和程度有限。另外，介壳灰岩致密化程度较高，将页岩有效夹持，形成良好顶、底板，为大安寨段页岩油气的保存创造有利条件。

受生烃增压作用影响，有利页岩主要分布在盆地中部构造稳定区，埋深以1 800～3 500 m为主，虽然埋深较浅，但原始地层压力一般为9～47 MPa，盆内盐亭—西充—蓬安以北的浅湖和半深湖地区地层压力系数高[11]，为1.2～1.8，地温梯度为20.7 ℃/km，具有正常温度的异常高压油气藏特征。异常高压一方面有助于油气流动和产出，为油气稳产提供条件，同时异常高压超压缝还能为页岩油气输导聚集提供空间。

3 成藏控制因素

四川盆地侏罗系自流井组大二亚段暗色页岩作为页岩油气的供应源岩，与作为顶底板封隔的大一、大三亚段介壳灰岩配置成为页岩分布广，连续稳定，储层厚度大、物性好，处中-高成熟热演化阶段的超压页岩油气藏。半深湖-深湖沉积亚相、致密灰岩顶底板与高孔隙页岩储层、中-高热演化程度这3种因素共同控制自流井组大安寨段页岩油气的生成、储存和富集。

3.1 半深湖-深湖亚相富有机质页岩大面积分布为页岩油气的形成提供了物质基础

优质页岩的发育是形成规模页岩油气的首要条件，半深湖-深湖亚相有利于黑色页岩的堆积，控制了黑色页岩的厚度和空间展布，是优质页岩发育的有利相带。半深湖亚相主要分布于川中-川东北的营山—仪陇—平昌一带和川东的梁平—石柱—涪陵一带，面积约5×104km2，发育纯黑色页岩、页岩夹灰岩薄层等岩相组合，页理发育，横向分布稳定。湖坡亚相位于半深湖亚相的外围，发育黑色页岩与介壳灰岩或灰质泥岩不等厚互层组合，连续厚度减薄，往外围浅湖方向，灰岩成分增加，发育厚层块状介壳灰岩夹灰色页岩组合(表3)。大安寨段具备成藏条件的页岩以半深湖-深湖亚相的薄层状深色页岩为主，页岩中往往含介壳条带或夹有薄层状黑色炭泥质介壳灰岩，而滨浅湖相的杂色页岩、粉砂质页岩和钙质页岩等不具备成藏条件。

沉积相带不仅影响了的页岩厚度和空间展布，对页岩的有机质丰度同样有重要的控制作用。下侏罗统页岩有机碳呈北高南低趋势，总体呈沉积相控制特点，高有机质丰度页岩主要分布在半深湖亚相沉积区，根据统计结果半深湖亚相TOC含量为1.4%～3.0%，均值为1.2%(表3)，以川中遂宁—南充—仪陇、川东梁平—涪陵一带为主，在南部—营山—龙岗一带达最高；平面上，TOC值大于1%的富有机质页岩厚度高值区分布在川中北和川东地区，厚度大于20 m分布面积约4×104km2，并与半深湖-深湖亚相的分布范围有着良好的吻合关系。相比之下，湖坡亚相和浅湖亚相中页岩TOC均值仅为0.9%和0.6%，并不具备页岩油气的生烃条件。

表3 四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段典型页岩层系岩相类型

3.2 致密灰岩顶底板与高孔隙页岩储层是控制页岩油气储集的关键

烃类在页岩层系中大量滞留是页岩油气规模富集的必要条件，这个过程需要大面积连续分布的致密顶底板作为直接或间接封盖层，从而在垂向或侧向封堵页岩内部生成的油气。顶底板具有多种岩石类型和岩石组合[27]。Appalachian盆地Marcellus页岩的直接顶底板分别为上覆的中泥盆统Hamilton群页岩地层和下伏的Onondaga组灰岩；Williston盆地Bakken页岩的顶板为密西西比系底部的Lodgepole组灰岩和上覆的Madison群灰岩，底板为上泥盆统Three Forks组白云岩；四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气储层顶底板分别为龙马溪组上部低TOC的泥岩和下伏的宝塔组灰岩。四川大一亚段与大三亚段致密介壳灰岩[孔隙度为1.0%～3.7%，渗透率为(0.35～0.53)×10-3μm2]相比美国Bakken组灰岩[孔隙度为10%～13%，渗透率为(0.1～2.0)×10-3μm2]，这套特低渗灰岩纵、横向上与页岩储层密切共生，连续分布在斜坡区和凹陷区，可以作为良好顶底板有效阻止烃类纵向散失而滞留聚集，使得侏罗系油井主要沿源岩周边分布且仅在顶底板有裂缝附近出现。

另外，大二亚段页岩油气自生自储，源储一体，相比顶底板致密灰岩，页岩储层具有高孔、高渗特征，物性与四川海相龙马溪组页岩相比略好，远优于中国其他陆相页岩油气层系，能够为页岩油气的大量储集提供巨量的可容空间。这种高孔隙页岩+致密顶底板垂向共生关系使得大安寨页岩大面积整体含油，且多数含油区块为异常生烃高压系统，有利于页岩油气的储集与赋存。

3.3 中-高热演化程度控制页岩油气富集核心区位置分布

源岩层系热演化程度控制着页岩烃类产物的性质和页岩油气的分布，而中-高成熟度控制页岩油气勘探的有利核心区域。目前美国只在中-高成熟度阶段(Eagle Ford)和高过成熟阶段(Marcellus)源岩层系中获得了页岩油成功开发[27]，成熟度较高(Ro=0.7%～1.3%)且气油比大于200 m3/m3的页岩，不仅含油率高、烃类分子比重低，而且凝析气藏在开采中常大量析出溶解油，能够增加页岩油流动性和气油比，为页岩油动态运聚提供良好条件。但在中-低成熟阶段有机质生成的大分子重质烃很难在页岩中流动，从而导致开发性大大降低。

源岩处于不同热演化阶段，有机质生成的烃类产物都不同(图6)。大安寨段页岩Ro整体介于0.9%～1.5%，处于生油高峰——凝析油气阶段，与国内普遍有机质成熟度偏低的陆相页岩相比，是唯一在成熟度能够与美国页岩相媲美的层系。较高的成熟度能形成较多的轻质油，有较高的湿气含量、一定的气油比、且油气同产，带来较好的产量。研究区以0.7%≤Ro<1.0%，1.0%≤Ro<1.3%，Ro≥1.3%三个成熟度区间划分大安寨段页岩油区、页岩油气区区和页岩气区的平面分布情况(图3b)。其中广元—平昌、石柱—奉节区带为源岩高熟带(Ro>1.3%)，为陆相页岩气的富集有利区带；南部—内江—泸州—梁平一带为陆相页岩油富集区域(0.7%≤Ro<1.0%)；其他地区为源岩成熟带(1.0%≤Ro<1.3%)，为陆相页岩油气富集区域，主要产与湿气伴生的轻质油和凝析油。

图6 不同热成熟时期对应页岩油气分阶图(改自参考文献[12])

4 对比与挑战

4.1 典型页岩油气田地质特征对比

将四川盆地侏罗系大安寨段页岩油气与美国典型页岩油气区带Williston 盆地Bakken区带、Maverick盆地Eagle Ford区带及四川盆地典型页岩气(五峰组-龙马溪组)成藏地质参数对比(表4)。

表4 典型页岩油气藏储层参数特征对比

与美国海相泥盆系-石炭系Bakken页岩相比，在地层剖面结构上，四川陆相侏罗系大安寨段有类似的源-储“三明治”结构。在储层特征上，除有机碳含量略低和储集空间以无机孔为主外，大安寨段页岩油气与美国页岩油气在页岩岩性、脆性、孔隙度和石油性质等差别不大，是良好的勘探开发对象。和四川盆地海相志留系龙马溪组页岩相比，侏罗系大安寨段页岩油气地质特征参数差异明显，显示出陆相与海相页岩的成因机理的不同。龙马溪组海相页岩发育于稳定的深水陆棚相环境，同样为典型的源储一体式页岩气藏。宏观上沉积相变化较慢、岩性单一、页岩埋深大、单层厚度较大、分布范围广、横向稳定；在微观尺度上，储集空间以有机质孔为主，脆性矿物含量高，具有更为优越的地质与工程条件。相比之下，大安寨页岩分布范围较海相规模更小、相变更快、岩性变化频繁、单层厚度薄；在源储方面，有机质丰度低、成熟度较低、源储配置复杂、储集空间以矿物粒间残留无机孔为主。

4.2 下侏罗统页岩油气开采的主要难题

虽然目前在下侏罗统页岩油气部分钻井中获得了高产工业气流，但至今未实现规模产建突破。缺乏有机孔、极为致密的介壳灰岩夹层以及复杂岩性页岩油气水平井压裂工程工业关键技术还未形成可能是侏罗系页岩油气难以实现经济有效开发的3个原因。有机质孔作为页岩气藏区别常规油气藏的重要特征之一，发育程度决定页岩气藏的品质。由于陆相页岩有机孔发育较少，以吸附态和游离态赋存的天然气较少，可能导致页岩油气井稳产时间短。另外，由于介壳灰岩致密化程度极高，给体积压裂改造带来巨大挑战，前期勘探实践也证实了致密介壳灰岩压裂效果差，因此在后期水平井及压裂工程工业关键技术成熟的前提下，如何寻找到纯页岩型或灰岩夹层薄且少的页岩段作为湖相页岩油气开发的优选层段，从而进行压裂改造为当前面对的主要难题。