川东南东溪地区龙马溪组裂缝分布预测及页岩气保存条件评价

谢佳彤，付小平，秦启荣，李 虎

川东南东溪地区龙马溪组裂缝分布预测及页岩气保存条件评价

谢佳彤1，付小平1，秦启荣2，李 虎3

(1. 中国石化勘探分公司，四川 成都 610041；2. 西南石油大学 地球科学与技术学院，四川 成都 610500；3. 四川建筑职业技术学院，四川 成都 610399)

页岩气的商业性开发证实成熟页岩具有较大的勘探潜力，川东南地区是我国南方页岩气勘探开发的战略先导区。裂缝发育情况是页岩气保存和开发部署的关键因素，对于构造环境复杂特殊的盆缘地区，在加大页岩裂缝研究难度的同时，也给页岩气勘探开发提供了新的方向。页岩气勘探作为我国油气勘探的新领域，尚未形成成熟的裂缝评价体系。以川东南东溪地区为例，基于三轴岩石力学实验结果，首先采用有限元数值模拟手段进行应力场模拟，而后利用岩石力学参数进行模型构建和模拟结果的反复试算，以获取东溪地区最大、最小主应力和应力差分布图，最后运用莫尔–库伦准则计算岩体破裂系数预测裂缝分布规律。结果表明：研究区裂缝发育情况主要分为4个级别，其中，Ⅰ级裂缝呈条带状分布在东西两侧断裂附近，Ⅱ级裂缝在Ⅰ级裂缝周围发育，而Ⅲ级裂缝分布在北部背斜核部和西部背斜翼部；优选页岩气埋深、距剥蚀区距离、距齐岳山断裂距离、断裂作用、应力差及压力系数等10个保存条件参数，采用组合权重法确定保存条件参数权重，其中一级参数权重分别为埋深(0.2)、距剥蚀区距离(0.1)、距齐岳山断裂距离(0.1)、断裂作用(0.25)、应力差(0.15)、压力系数(0.2)，以此建立相对完善的页岩气评价体系与评价标准。优选出2类页岩气勘探目标有利区，其中A类、B类有利区分别分布在研究区南部背斜核部及翼部和中部宽缓褶皱两翼。研究成果为川东南地区的页岩气勘探提供重要的参考价值。

川东南；东溪地区；页岩储层；构造应力场模拟；裂缝分布预测；页岩气保存

对于具有自生自储性质的页岩而言，裂缝发育在烃类气体储集及横纵向运移中均起重要作用。当今页岩气勘探的侧重点之一主要在突破裂缝分布精准预测方法及其与保存条件之间的评价。目前常用方法有曲率法、模拟法、分形法等[1-6]，但是这些裂缝预测方法都具有一定的局限性，在裂缝预测中比较单一，裂缝预测准确性不高。构造应力场分布与裂缝发育密切相关，是控制裂缝发育的最主要因素之一，构造变形和构造活动性是页岩气保存的重要影响因素[7]。裂缝预测的地质研究中主要根据岩性组合以及岩相划分等参数直接对裂缝密度进行统计进而直接进行定性推导，更多者倾向于对单一的应力场模拟进行计算[8-9]。四川盆地龙马溪组页岩气已取得商业性开发。由于川东南含有盆内、盆缘和盆外三区，其受到的构造运动不同，保存条件也不同，为了准确评价，盖层条件、压力系数、构造条件、物质基础、地层水条件和气体组分等6个主要参数被挑选用于评价[10]，其中构造运动规模、顶底板密封性和岩层压力系数3个参数已被用于四川盆地页岩气保存条件评价，取得了较好的效果[11]；构造部位与地层倾角已作为页岩气评价体系的重要指标[12-13]。但受控于页岩储层的各向异性及不同地区区域构造、地质条件差异，针对特定储层评价时，其页岩气保存评价参数以及权重系数的确定不能直接复制他区现有参数[10-16]。

四川盆地东溪地区第1口高产井DYS1井是国内首口埋深大于4 200 m页岩气井，具有较强的代表性。为了深入剖析其高产经验，笔者详细剖析其裂缝分布预测方法和页岩气保存条件，利用构造应力场模拟方法预测应力场，并在岩体破裂准则的基础上预测裂缝展布规律；进而划分页岩气保存条件的指标，运用组合权重法确定评价指标的权重系数，以预测和优选有利区带。研究方法为下一步区域页岩气勘探开发提供参考和借鉴。

1 区域地质特征

东溪地区位于四川盆地东南部，隶属于重庆市綦江县石壕镇，研究区主要为东溪构造，分布在川东南盆内及盆缘拗褶区，面积约240 km2。四川盆地主体受到大断裂挤压形成一个大构造单元，四面均受到逆冲断裂和走滑断裂的挤压，北部以米仓山–大巴山断褶带为界，西部为龙门山大断裂，东部为齐岳山断裂带，南部主要为黔中隆起的北部边缘带(图1)。志留系龙马溪组为研究区目的层位，从上到下可分为2种岩性段，整体厚度为100～300 m，龙马溪组上段厚度为20～80 m，岩性为深灰色泥岩夹粉砂质、灰质泥页岩，其TOC含量相对较低；龙马溪组下段厚度为100～180 m，岩性为富含笔石化石的黑色页岩，局部夹微粒黄铁矿条带，下段由上至下TOC含量逐渐增大(3%～6%)，是构成页岩气的主力产气层段。截至2020年，东溪地区页岩气测试产量已突破100万m3/d，潜力非常大，即将成为第二个焦石坝页岩气田[17-18]。

2 构造应力场模拟

常见的构造应力场模拟主要运用有限元法，大型的有限元软件将基础的计算模式镶嵌在算法中，可以快速得到模拟结果且更加准确，有限元模拟具体步骤如图2。

2.1 地质模型

地质模型是地质体的一种反射，地质模型的构建应充分考虑研究区实际地质特征，特别是由构造作用产生的穿层性断层，同时对部分断层做相应的合并处理。考虑到模型的复杂性、准确性及资料掌握完整性，本次建模采用二维方法，以降低多期构造运动带来的复杂构造格局的影响。

图1 四川盆地区域构造及岩性柱状图

图2 构造应力场数值模拟流程

2.2 力学模型

根据断层、斜坡、背斜、向斜及正常沉积区域等对力学模型进行构造单元划分，对不同构造单元进行参数赋值，主要参数包括岩石弹性模量()、泊松比()、黏聚力()、内摩擦角()和密度()等。本次研究采用弹性静力学模型，主要分析研究区在边界区域应力作用下，断裂发生、断层应力迅速释放、构造形成前后的岩体应力–应变关系。

2.2.1 边界条件确定

东溪地区力学模型边界设置、构造力作用方位、约束条件如图3所示。根据三轴岩石力学实验，在目的层选取DYS1井的不同样品进行实验，确定模型边界条件：右上施加最小主应力3=80 MPa，右下施加最大主应力1=120 MPa。位移边界条件：NW、SW向两边固定，设置位移和转角为零，其他单元均可自由移动[19]。

图3 东溪地区构造应力场模拟边界条件

2.2.2 岩石力学参数

在建立的研究区模型中，对所划分的断层、斜坡、背斜、向斜及正常沉积区域等不同的构造区进行材料参数的差异赋值。对断层而言，根据断距大小及规模进行三级划分处理，其中，齐岳山断裂作为基底断层划分为一级断裂，二级及三级断裂划分的主要依据是延伸规模。根据岩石类型差异对五峰–龙马溪组进行单元划分，主要岩石类型包括黑色含粉砂质泥岩、黑色炭质泥岩和灰白色灰岩。

假设断层与断层所围限的块体为连续介质，断层处材料属性设置不同。DYS1井样品岩石力学参数见表1。根据前人研究经验[20]并依据模型的反复试算结果，将断层的材料参数处理如下：构造形成前将断层参数强化，其弹性模量比正常区域大，泊松比比正常区域小，密度不变。

2.2.3 断层处理方案

在有限元数值模拟中，国内对断层处理主要方法分为弱化法和接触面法[21]，通过对比分析，本次采用断层弱化法。对断层、构造高点、斜坡等不同部位岩石弹性参数进行差异化赋值处理，断层区域内岩石弹性模量小于正常地层，泊松比大于正常地层，构造高区岩石弹性模量大于正常地层，泊松比则相对较小。黏聚力及内摩擦角在实验数据的基础上，结合模拟情况，并在地质认识的基础上进行相应的调整，构造上易破碎区黏聚力可调小，相反则调大，直至模拟结果与实际测试结果一致(表2)。

表1 DYS1井岩石力学参数

表2 不同单元类型岩石力学参数

2.2.4 反演标准

对模型进行网格节点划分，模拟应力场大小及分布，不断调试模型，使得模拟计算得到的应力场大小、应力方向与施加的约束条件相近或一致。模型计算过程中，调整最大主应力、最小主应力的大小及方向，通过不断试算，将计算结果与实验结果进行比较，直到试算结果与实验结果一致。

2.3 数学模型

利用有限元原理建立相应的数学模型，根据划分模型单元节点与未知点之间的平衡关系，搭建二者之间的数学函数方程式。在限定边界条件之后，求解方程式，得到未知点结果，计算结果的可靠性与网格单元划分的精细程度呈正相关。

由前述分析可知，研究区内断裂极为发育，在模型构造分析中，仅就规模最大的15条断裂进行模拟。该模型经离散后，东溪模型共有7 500个单元和15 352个节点，离散后的模型如图4所示。

图4 三维有限元模型

2.4 构造应力场分布

以研究区的主要地质构造特征为基础，建立构造应力场有限元分析力学模型[22]。经过大量模拟试算，东溪地区构造形成后初步模拟结果如图5所示。在持续受到NE向构造挤压力的作用下，在DYS1井断层附近及构造脊部附近应力释放，其应力值较小，最大主应力值分布比较平均，介于–62.80～ 157.3 MPa。断层附近出现应力集中现象，最大、最小主应力均分布于大断层附近，DYS1井附近最大主应力值为–95.6 MPa，向DYS1井附近应力值呈逐渐减小的趋势，向NE方向断层减少埋深增加，应力值呈逐渐增加趋势。

通过最大、最小主应力分布求取二者的应力差值，应力差分布由南向北呈逐渐降低趋势，整体为60～102 MPa。大断裂附近应力差值较大，破裂程度高，DYS1井应力差在40 MPa左右(图5c)。

3 裂缝分布预测方法

3.1 岩体破裂系数

岩石破裂系数表示在应力应变中岩石受到应力大于岩石所承受的强度时产生破坏的边界值，一般可用该值表示岩石变形程度，在构造地质领域中用破裂系数来表示岩体的裂缝发育情况，由于地层埋深设为弹性变形，为了使模拟预测高效便捷，主要采用莫尔–库伦准则进行判别，部分地区采用格里菲斯准则。根据莫尔理论再结合格里菲斯理论，作岩石综合破裂破坏接近程度图解(图6)，岩体破裂系数表示如下：

式中：f、k分别为剪应力和最大抗剪能力，MPa；σ1为最大主应力，MPa；σ3为最小主应力，MPa；c为黏聚力，MPa；φ为内摩擦角，(°)。

图6 岩石综合破裂准则破坏接近程度图解

在岩石力学理论中岩石破裂系数一般具有以下判断标准：当<1时岩体比较稳定，没有裂缝产生；当≥1时岩体受到的应力使岩体失去稳定性发生破坏而产生裂缝，在实际情况中岩体的破裂往往比较复杂，理论上<1时岩体不破裂，但实际中即使<1的岩体，其内部也会因为受到应力产生细小的微裂缝。因此，在运用破裂理论进行裂缝破裂程度模拟时，不同研究区其标准不同，破裂系数一般可以定性表示裂缝的相对发育程度，值越大，裂缝就越发育。

3.2 岩体破裂特征

通过式(1)，对东溪地区进行分区破裂特征模拟预测，从平面上得到岩体破裂程度分布特征。研究区主要形成2个方向的裂缝，破裂程度分布范围广，岩体破裂系数最大值为1.921，最小值0.658。除边界条件影响综合分析，研究区一般岩体的主体破坏程度系数为0.895～1.763，大部分接近或大于破裂临界值(图7)。

图7 东溪地区岩体破裂程度

从图7可知，岩体破坏程度最高的地区主要分布在东溪地区东南部，具体位于近NW向断层及NE向断层周围，呈条带状展布，断层与断层周围破裂带、断层外围以及构造高部位，破裂系数达1.447～1.605；距离断层较远且由西翼变形区、东翼变形区过渡到东部向斜地区破坏程度逐渐降低，最终破坏度普遍小于1.053；DYS1井由于埋深较大且远离断层，破裂程度较低，破裂系数为1左右。

3.3 裂缝分布定量预测

裂缝发育的定量预测，实际上是利用裂缝发育的力学特性，将地质学、物理学及数理统计学相结合，对裂缝发育分布的理论性探索[23]，目前裂缝分布的预测方法主要有：①传统地质预测方法，通过寻求具体地区地表露头与地下岩心裂缝发育之间的对应关系，达到裂缝预测的目的；②利用数学统计学原理进行分布预测；③利用现代地球物理勘探技术，通过地震波属性处理实现裂缝预测；④数值模拟法。利用岩石破裂准则，通过古构造应力场的反演可实现裂缝预测的目的[24]。本次主要根据现有资料采用岩体破裂系数法进行裂缝初步预测。

在岩体破裂程度分布预测的基础上，结合东溪地区的构造地质背景、构造地质特征以及现有的实验测试结果及生产数据等资料，依据东溪地区的岩体破裂程度对裂缝发育的影响制定判别标准，除断裂带以外将东溪地区裂缝发育划分4个级别(表3)。

表3 东溪地区龙马溪组岩石裂缝预测的η值标准

根据表3，并以岩石力学及构造地质学理论为指导，综合现场钻录井及实际生产资料分析，预测东溪地区龙马溪组裂缝发育情况(图8)，除断裂带以外，分为Ⅰ—Ⅳ级。

图8 东溪地区裂缝发育预测结果

1) 断裂带

断裂带岩体破裂程度最高，发育在岩体破裂最明显的断裂及其附近周围区域。研究区NE向断裂为早期形成，近SN向以及NW向断层晚期形成，晚期形成的破裂对早期有叠加改造作用，使得形成的复合断裂破裂值更大，在复合断裂附近，值普遍在1.684以上，研究区岩体破裂最强区域值高达2.000。

2) Ⅰ级裂缝发育区

主要分布在断裂带周围破裂带、断层外围以及局部构造高点附近，整体沿断层两侧呈NW和NE向条带状分布，该区域内值均在1.368～1.684。Ⅰ级裂缝发育区分布受区域应力场直接控制。

3) Ⅱ级裂缝较发育区

褶皱脊部顶部、Ⅰ级发育区的外围及相邻次级断层的周围为Ⅱ级裂缝发育区，分布面积比较广，占东溪地区的30%，围绕Ⅰ级裂缝区呈NE向条带状分布，该区岩体较高，为1.053～1.368。

4) Ⅲ级裂缝发育临界区

主要位于除断裂带、Ⅰ级和Ⅱ级裂缝发育区以外的构造低部位区，分布在东溪地区的北部及西北方向，分布面积小于Ⅱ级裂缝发育区，整体呈近南北及北西向延伸的带状，岩石破坏接近程度较小，为0.737～1.053。

5) Ⅳ级裂缝不发育区

分布面积较小，主要分布在东溪地区的北部，岩石破坏程度非常小，基本不破坏，<0.737。

4 页岩气保存条件评价

4.1 影响因素

1) 构造与埋深

东溪构造主体呈“两凹夹一隆”式构造格局，可进一步细化为5个次级构造(图9)。东溪断背斜区(埋深4 000～4 500 m)，东西两侧分别与向斜接触，南部与桃子荡断洼接触；西部向斜区(埋深4 500～5 500 m)，与东溪断背斜呈断层接触；桃子荡断洼区(埋深3 500～4 500 m)，断层夹持下降盘；东部抬升断块区(埋深1 500～3 500 m)，齐岳山及其派生断裂切割；东部向斜区(埋深4 500～5 500 m)，西翼与断背斜接触，东翼部与东部抬升断块区呈断洼接触。东部向斜区可分为东翼变形区、向斜核部区、西翼变形区，埋深范围分别为4 500～5 000 m、5 000～6 000 m、4 000～5 000 m。

2) 内部断裂和裂缝

东溪地区发育多级多组断层：NNW向延伸较长，断距较大，高陡褶皱带控制断裂，与现今最大水平主应力近垂直，封堵性较好；NE向断层，主要为齐岳山断裂带断层，切穿二叠系，与现今最大水平主应力近垂直，封堵性较好(图9、图10)。DX-F1断层为三级断裂，对保存条件影响较小。DX-F1断层具有相似特征，为向斜内部断裂，延伸长度短(32 km)，断距有向两端明显减小的趋势，与现今最大主应力近垂直，无走滑性质，对保存条件影响不大(表4)。

图9 东溪地区构造分区

图10 东溪地区断裂剖面解释结果

3) 压力系数

对东溪龙马溪组优质泥页岩二维地层进行压力系数预测，结果发现，东溪地区压力系数变化范围不大，整体较高，均在1以上，远离剥蚀区的压力系数较大，靠近大断裂附近压力系数变小(图11)，DYS1井区压力系数约1.2～1.4，东溪地区整体表现为异常高压，利于页岩气保存；靠近剥蚀区，受到齐岳山大断裂的影响，压力系数逐渐降低(<1)，页岩气易逸散，不利于保存。

表4 东溪地区断裂系统及断裂特征统计

注释：TS表示时间域志留系；TP表示时间域二叠系；TЄ表示时间域寒武系。

图11 东溪地区龙马溪组压力系数预测平面图

4.2 评价方法

运用主客观组合法确定评价参数的权重，其中，专家经验法为主观权重法，灰色关联度为客观权重法，二者评价过程中各有优缺点，其中，主观权重法能充分体现样本属性，但是客观性较差，而客观权重法不能体现专家对不同属性权重赋值差异，甚至有时会出现赋值权重与实际相悖的情况[25]，因此，为了兼顾2种评价方法的优点同时又尽量减少权重的主观随意性，使评价参数权重值的主、客观评价结果近统一，使评价结果真实可靠。因此，本次评价综合考虑评价指标数据的真实客观性与主观经验的权重赋值。

2种常用的主客观组合权重计算方法：“乘法”集成法和“加法”集成法。不同方法适用情况存在差异，其中“乘法”集成法适用于评价参数多、多参数权重分配均匀的情况，“加法”集成法应用过程中依赖使用者的主观分析。其公式如下：

式中：w为第个参数因子的组合权重，共计有个；a、b分别为第个参数因子的客观权重和主观权重；为相关系数。

为了降低主观赋权与客观赋权的误差，将适用“加法”集成法对专家经验法和灰色关联度法进行组合赋权[26]，运用组合赋权法中的“加法”集成法对研究区龙马溪组进行分析统计，为了使权重相关性较大，使其误差降低到最小，取相关系数为0.6，最终计算得出油气地质条件子项的各参数值的权重(表5)。

4.3 有利区带预测

在有利区预测过程中，参考前人关于参数及权重分析方法，重点考虑构造要素，结合东溪地区实际地质特征及勘探现状[27-29]，优选埋深、距离剥蚀区距离、距离大断裂距离、断裂作用、应力差及压力系数6个主要参数及次级断裂规模、级别与期次、倾角大小、距大规模次级断裂距离及发育程度等子参数作为关键参数进行页岩气保存条件评价。将地质方法和数学理论相结合，基于勘探实践经验，总结出适合东溪地区的海相页岩气综合评价指标体系，并对各参数赋予权重系数(表5)。

表5 东溪地区龙马溪组页岩气评价参数

依据权重系数及评价参数对东溪地区进行参数叠加，并进行区带排序，同时采用均值聚类分析法对区带进行分类，划分为2类有利区(图12)。评价结果表明，页岩气综合评价指标为0.652 5～1。其中，当综合指标值介于0.9～1.0时为A类有利区，位于东溪背斜区，具有埋深大(4 500～5 000 m)、远离剥蚀区、断裂规模小、发育时期早的特点，整体处于Ⅱ级裂缝发育区，次级断裂倾角小于45°，应力差较低，预测压力系数大于1.4；当综合评价值介于0.8～0.9时为B类有利区，是较有利勘探目标区，B类有利区位于东翼变形区和西翼变形区，页岩埋藏深度介于4 000～4 500 m，整体处于Ⅲ级裂缝发育区，地层应力差小，断裂规模小，预测地层压力系数在1.2以上。

5 结论

a. 四川盆地东溪地区应力场模拟结果表明，不同地区的破裂程度差异较大，由于研究区埋深较大，且构造比较稳定，最大最小主应力差值相对较小，差值较大区域一般分布在大断裂附近或埋深较小地区。

b. 研究区裂缝发育程度划分为Ⅰ—Ⅳ级，其中Ⅱ级裂缝发育区和Ⅲ级裂缝发育区对页岩气的运移及保存效果最好，属于优势发育区。其中，Ⅱ级分布面积比较广，岩体较高，为1.053～1.368；Ⅲ级裂缝发育区整体呈近SN和NW向延伸的带状，岩石破坏接近程度较小，为0.737～1.053。

图12 东溪地区龙马溪组页岩气有利区评价

c. 运用组合权重法对东溪地区页岩气保存评价参数体系进行权重的划分和计算，将研究区保存评价体系进行半定量分析和各参数权重赋值，并优选埋深、距离剥蚀区距离、距离齐岳大断裂距离、应力差及压力系数等10项作为关键参数进行页岩气保存条件评价。

d. 将研究区页岩保存条件划分为2类有利区。A类：主要位于深埋平缓区或宽缓褶皱核部，即东溪南部背斜核部及翼部，远离主干断裂，顶底板致密且连续，Ⅱ级裂缝发育区，早期以及三级或四级裂缝发育，压力系数大，物质基础好；B类：主要分布于宽缓褶皱两翼，发育三级或四级裂缝，Ⅲ级裂缝发育区，物质基础较好，压力系数较大。

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Prediction of fracture distribution and evaluation of shale gas preservation conditions in Longmaxi Formation in Dongxi area

XIE Jiatong1, FU Xiaoping1, QIN Qirong2, LI Hu3

(1. Sinopec Exploration Company, Chengdu 610041, China; 2. School of Geoscience and Technology, Southwestern Petroleum University, Chengdu 610500, China; 3. Sichuan College of Architectural Technology, Chengdu 610399, China)

Commercial development of shale gas confirmed that mature shale has great potential for exploration, southeast Sichuan is the strategic pilot area of shale gas exploration and development in southern China, cracks are the key factor of shale gas preservation and development deployment, for the structural environment complex and special basin edge area, increasing the difficulty of shale crack research, but also provides a new direction for shale gas exploration and development. As a new field of oil and gas exploration in China, shale gas exploration has not yet developed a mature crack evaluation system. Taking Dongxi area of the southeast of Sichuan as an example, the stress field was simulated in the region by finite element numerical simulation. The model was constructed and calculated by rock mechanical parameters, the diagrams of maximum principal stress, minimum principal stress and differential stress distribution in Dongxi area were obtained through repeated debugging of the simulation results. Mohr-Coulomb criterion was used to calculate rock fracture coefficient and to predict the law of crack distribution in the study area, The prediction shows that the crack distribution of the study area is divided into four levels, GradeⅠcracks are distributed in bands near the east and west sides, grade cracks develop around gradeⅠcracks, the grade cracks are distributed in the northern dorsal nucleus and the western dorsal wing, respectively. At the same time, 10 preservation condition parameters, such as shale gas burial depth, distance from the ablative area, fracture distance from Qiyun Mountain, fracture action, differential stress and pressure coefficient, were clarified, and were used to determine the primary and secondary parameter weight by the combined weight method. Among them, the first stage parameters are buried depth(0.2), distance from the exfoliation area(0.1), fracture distance(0.1), fracture action(0.25), differential stress(0.15), and pressure coefficient(0.2). A relatively sound shale gas evaluation system and evaluation standards have been established. The two types of shale gas exploration targets are preferred, the favorable areas of the typeⅠand the typeⅡare located in the core and wings of the anticline core in the south of the study area and wings of the gentle folds in the middle of the study area, This study provides an important reference for shale gas exploration in southeast Sichuan.

southeast Sichuan; Dongxi area; shale reservoir; tectonic stress field simulation; fracture distribution prediction; shale gas conservation

语音讲解

TE132.2

A

1001-1986(2021)06-0035-11

2021-06-03；

2021-10-13

国家科技重大专项任务(2017ZX05036-003-003)

谢佳彤，1992年生，女，黑龙江大庆人，博士，工程师，从事页岩气地质综合研究工作. E-mail：963955769@qq.com

谢佳彤，付小平，秦启荣，等. 川东南东溪地区龙马溪组裂缝分布预测及页岩气保存条件评价[J]. 煤田地质与勘探，2021，49(6)：35–45. doi: 10.3969/j.issn.1001-1986.2021.06.004

XIE Jiatong，FU Xiaoping，QIN Qirong，et al.Prediction of fracture distribution and evaluation of shale gas preservation conditions in Longmaxi Formation in Dongxi area[J]. Coal Geology & Exploration，2021，49(6)：35–45. doi: 10.3969/ j.issn.1001-1986.2021.06.004

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(责任编辑 范章群)