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中上扬子地区寒武系页岩气富集条件及有利区优选

2022-10-27刘忠宝王鹏威聂海宽李鹏李倩文

关键词:扬子页岩钻井

刘忠宝,王鹏威,聂海宽,李鹏,李倩文

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,北京,100083;2.中国石化石油勘探开发研究院,北京,100083)

中上扬子地区下寒武统发育一套深水陆棚相富有机质页岩,是我国南方页岩气勘探重要接替层系之一。2010年以来,中上扬子地区下寒武统页岩气勘探相继获得了一些页岩气流发现。川西南威远地区W201-H3 井筇竹寺组获日产气2.8×104m3,井研—犍为地区JY1HF井筇竹寺组获日产气4×104~8×104m3;黔东南TX1井牛蹄塘组获日产气3 000 m3,HY1 井在九门冲组获日产气418 m3;中扬子宜昌YY1井水井沱组获日产气6.02×104m3,揭示出了下寒武统页岩具备一定的页岩气勘探潜力,但仍然面临诸多的难题,至今尚未形成规模勘探开发阵地。长期以来,针对南方下寒武统页岩沉积相及分布特征、烃源条件、储集条件、保存条件和有利区预测等方面均已开展了研究工作[1-8],也取得了较好的认识成果,研究普遍认为下寒武统页岩生烃品质较好,平面分布范围广,但多数地区构造活动强烈,保存条件复杂,有利区与目标优选难度大。

受研究目的与资料条件等因素限制,前期对于寒武系页岩气的研究多局限于中上扬子地区的某一部分地区或各自的矿权区内[5-12],而对于中上扬子地区寒武系页岩气的富集条件、主控因素及有利区带评价缺乏较为系统的整体研究。为此,本文作者在充分调研前人研究成果的基础上,基于50 多条野外露头剖面、40 口常规钻井与页岩气专探井资料,开展综合研究,编制中上扬子地区下寒武统页岩沉积、烃源、埋深等基础地质图件,开展川西南井研—犍为、川北南江、川东南彭水、黔南黄平、湘鄂西、宜昌和湘西北等多个地区典型钻井页岩气富集条件综合解剖与对比,明确页岩气富集主控因素,并以此为指导,采用单因素成图—多因素叠合评价的方法,优选出中上扬子地区下寒武统页岩气勘探有利区。

1 页岩气发育条件

1.1 页岩沉积特征

中上扬子地区富有机质页岩主要发育于下寒武统筇竹寺组及其相当地层,包括牛蹄塘组、郭家坝组、九门冲组及水井沱组等,页岩矿物以硅质、黏土矿物为主,其次为碳酸盐矿物[9]。岩相包括含小壳化石硅质页岩、硅质页岩、含小壳化石磷炭质页岩、灰质纹层炭质页岩、炭质页岩、泥(粉)晶灰质页岩、纹层状黏土质页岩、纹层状粉砂质页岩、粉砂质页岩等9种类型[10],结合露头剖面实测、岩芯观察及钻井岩性剖面,可识别出12 种典型岩相组合类型(图1),根据页岩颜色、黄铁矿、方解石、胶磷矿等特殊矿物质量分数及其组合特征的综合分析,认为图1(a)~(e)中岩相组合主要形成于浅水、含氧、较弱水动力沉积环境,图1(f)~(i)中岩相组合主要形成于较深水、贫氧、较弱水动力或弱水动力沉积环境,图1(j)~(l)中岩相组合主要形成于深水、缺氧、弱水动力沉积环境。

图1 中上扬子地区下寒武统岩相组合类型及特征Fig.1 Types and characteristics of lithology combinations at Lower Cambrian in Middle-Upper Yangtze

岩相组合类型及沉积相研究表明:早寒武世,沉积水体由深变浅,以快速海侵转变为缓慢海退沉积,细粒沉积物自下而上由富硅、富磷、富碳页岩向砂泥质互层或砂质、泥质与灰质互层混积或灰泥质,再到纯碳酸盐岩沉积。平面上,富有机质页岩主要受2 个大型的深水陆棚相区控制[10],一是四川盆地西南部资阳—长宁一线近南北向展布的区域,二是四川盆地之外东南部的鄂、渝、黔等大部分地区,为下寒武统筇竹寺组的2个沉积中心,其差别在于前者靠近西部古陆碎屑岩物源区,夹持于砂泥质浅水陆棚内部,为受继承性克拉通内裂陷控制的带状展布的炭泥质深水陆棚相沉积,而后者为浅海大陆架上,靠近深海盆地区的炭泥质深水陆棚沉积(图2)。城口—房县以北地区为硅炭质斜坡—深水盆地相沉积,主要发育薄层黑色硅质页岩、炭质页岩。

图2 中上扬子地区下寒武统筇竹寺组沉积相展布图Fig.2 Sedimentary facies distribution of Lower Cambrian Qiongzhusi Formation in Middle-Upper Yangtze

整体而言,下寒武统筇竹寺组沉积物类型丰富多样,砂质、泥质、灰质及砂泥灰混合沉积均有发育,如江油—井研—昭通—禄劝以西的地区发育滨岸相中—细砂岩及浅水砂泥质陆棚沉积,利川地区发育浅水灰泥质陆棚沉积,丁山地区发育浅水砂泥灰质互层的混积陆棚沉积,其发育除受相对海平面升降变化(快速海侵—缓慢海退)控制外,还与砂质碎屑古陆物源区及碳酸盐岩水下隆起的发育密切相关。

1.2 页岩烃源特征

在收集整理下寒武统页岩有机地球化学测试数据基础上,进一步选取7个地区的典型野外露头及取芯钻井开展样品分析测试,页岩总有机碳质量分数w(TOC)(N=1 091个)统计分析结果表明,黔东南和黔北这2 个地区页岩w(TOC)最高,平均值大于4%,其次为黔中、湘鄂西、川北地区,页岩w(TOC)平均值介于2%~4%之间,川西南与宜昌地区最低,w(TOC)平均值介于1%~2%之间(图3)。页岩等效镜质体反射率Ro(N=128个)统计分析结果表明,整体已进入过成熟阶段,其中黔北、湘鄂西热演化程度最高,Ro平均值大于3.00%,其次为川西南、黔中地区,Ro平均值分别为2.84%和2.70%,川北与宜昌地区相对最低,平均值在2.50%左右(图4)。从页岩干酪根碳同位素比值(N=207 个)的统计与对比分析来看,不同地区之间差异不大,平均值均小于-30‰,生烃母质类型好,Ⅰ型干酪根为主,生油气能力强(图5)。综上所述,研究区下寒武统页岩整体具有有机碳质量分数高、有机质类型好和热演化程度高的特点。

图3 不同地区下寒武统页岩w(TOC)对比图Fig.3 Comparison of w(TOC) of Lower Cambrian shale from different areas

图4 不同地区下寒武统页岩等效镜质体反射率(Ro)对比图Fig.4 Comparison of equivalent vitrinite reflectance (Ro)of Lower Cambrian shale from different areas

图5 不同地区下寒武统页岩干酪根碳同位素对比图Fig.5 Comparison of carbon isotopes of Lower Cambrian kerogen from different areas

以研究区野外露头剖面、钻井岩心页岩样品w(TOC)测试及测井解释数据为基础,绘制下寒武统富有机质页岩(厚度>20 m)平面分布特征(图6),由图6可见:在四川盆地内部富有机质页岩主要分布在长宁—资阳—南江一线地区,主体厚度为40~80 m,其中,资阳地区、川北南江以南局部地区厚度最大;四川盆地外部鄂西—渝东、黔北及黔东南大部分地区发育大套连续富有机质页岩段,厚度多大于100 m,局部地区可达160 m 以上;此外,川东北城口—建始—宜昌—房县之间的大部分地区富有机质页岩也较发育,厚度主体在20~80 m 之间。结合沉积相平面展布特征来看,富有机质页岩的分布受沉积相带控制明显,主要发育于深水陆棚相。

图6 中上扬子地区筇竹寺组富有机质页岩厚度等值线图Fig.6 Mapped organic-rich shale thickness contours in Qiongzhusi Formation in Middle-Upper Yangtze

1.3 页岩储集特征

1.3.1 页岩物性特征

对JY1,HY1,CS1 和EY1 等4 口重点井进行孔隙度测试分析,同时收集并统计分析28 口钻井页岩孔隙度,结果如表1所示。由表1可见:下寒武统页岩孔隙度整体偏低[11-12],介于0.10%~6.21%之间,平均孔隙度仅为2.20%,但川西南、川北及宜昌地区仍有部分钻井页岩平均孔隙度(>3.0%)相对较高。这主要与受页岩矿物组成、有机质丰度及保存条件等因素影响,导致不同地区页岩发育的孔隙类型存在差异有关,川西南JY1井页岩黏土矿物质量分数高、w(TOC)相对低(平均值为1.1%),地层超压,保存条件好,页岩孔隙类型以黏土矿物层间孔为主,有机质孔次之;宜昌地区YD2 井页岩中富含碳酸盐矿物,方解石粒内溶蚀孔、有机质孔均较发育;而黔东南HY1 井、湘鄂西EY1井等四川盆地之外的大部分地区页岩w(TOC)较高(平均值可达6%),生油期大量液态原油充注,占据了早期经受压实后残余的无机孔隙,构造裂缝多,保存条件差,有机质孔中天然气散失会导致孔隙萎缩变小(孔径<30 nm为主),因此页岩孔隙度普遍较低。

表1 中上扬子地区下寒武统钻井页岩孔隙度统计分析表Table 1 Porosity of drilled Lower Cambrian shale in Middle-Upper Yangtze

1.3.2 页岩孔隙类型及特征

氩离子抛光-扫描电镜观察鉴定分析表明,下寒武统富有机质页岩中无机矿物质孔、有机质孔及微裂缝均有发育,微观尺度下构造微裂缝和成岩收缩微裂缝普遍发育,依据无机矿物、有机质及有机质孔之间的依附关系,可识别出3种有机质孔类型:有机质-黏土复合体内有机质孔隙、无机矿物粒(晶)间有机质内孔隙、黄铁矿晶间有机质内孔隙,如表2所示。无机矿物质孔主要有4 种类型:粒(晶)间孔、粒(晶)内孔、黏土矿物层间孔和黄铁矿集合体晶间孔。不同地区页岩孔隙类型发育存在一定差异[13-16]。其中,川西南地区以黏土矿物层间孔与有机质孔为主;宜昌地区以方解石粒内溶蚀孔与有机质孔为主;而黔东南、黔中、黔北及湘鄂西等大部分地区仅发育有机质孔,无机孔整体欠发育。

表2 典型下寒武统页岩储层微观孔隙类型划分及其特征Table 2 Classification and characteristics of micro pore types in Lower Cambrian shale reservoirs

2 页岩气富集主控因素

为查明研究区寒武系海相页岩气富集主控因素,选取5个重点地区典型页岩气井或兼探井进行页岩气形成条件综合对比,包括沉积相、页岩岩相、优质页岩厚度、有机质丰度、热演化程度、岩石矿物组成、储集性能、保存条件及含气性等。在不同地区页岩气形成条件差异性分析的基础上(表3),总结提出了寒武系页岩气富集成藏的主控因素。

表3 重点地区典型井页岩气发育地质条件综合对比Table 3 Comparison of shale gas development conditions from typical wells in key areas

2.1 深水陆棚相优质页岩的发育是页岩气“成烃”的物质基础

勘探实践已证实,无论在任何地区或盆地范围进行页岩气勘探,其首要任务都是寻找优质页岩发育区及层段,页岩w(TOC)高、厚度大、平面分布范围广是形成大型页岩气田的基础条件。研究区下寒武统沉积相、富有机质页岩分布及页岩气井实际钻探效果综合研究表明,深水陆棚相优质页岩发育具有纵向上厚度大、平面上分布范围广的特点,但具体到不同地区,沉积成因类型仍有所不同,可以识别出3种成因类型:

1) 陆架边缘斜坡型。主要分布在四川盆地外部的鄂西—渝东、黔北、黔东南等地区,页岩发育受上升洋流作用控制,页岩岩相类型以硅质页岩、炭质页岩为主,纵向上连续性好,厚度大,w(TOC)高,如黔东南HY1 井,页岩w(TOC)介于2.2%~9.5%,平均值可达6.3%,w(TOC)>4%的页岩厚度可达90 m。

2) 棚内拉张槽型。主要分布在四川盆地长宁—资阳—南江一线地区,页岩发育受基底断裂早寒武世的多幕堑垒式活动控制,拉张作用形成裂陷区后,至少发生4期强迫式海侵,形成闭塞深水区,控制了纵向上4 套厚度不等的优质页岩的发育。自西向东由JY1 井—ZY1 井—GS17 井—GS1筇竹寺组4套富有机质页岩横向上具有较好的可对比性,且优质页岩具有中心厚向东、西两侧减薄至歼灭的特点。JY1HF 井水平井穿行筇竹寺组上部页岩层段测试获平均日产4×104m3页岩气流,证实了该类型页岩的良好勘探潜力。

3) 台地前缘斜坡型。主要分布在中扬子宜昌地区,页岩发育受东部淹没型古碳酸盐岩台地控制,处于台棚过渡区,页岩岩相以炭质页岩、灰质页岩为主,局部夹泥质灰岩,如YD2 井页岩w(TOC)为0.52%~5.96%,平均值为3.42%,w(TOC)>2%的页岩厚度为24 m。YY1井水井沱组含气量超过2 m3/t的页岩厚度可达35 m,压裂测试获得日产页岩气6.02×104m3,取得中扬子地区古老层系页岩气勘探的重要突破。

2.2 页岩储集性能好是页岩气“聚集成藏”的关键因素

非常规页岩气源储一体,滞留成藏,烃源条件、储集条件及其相互之间的良好配置关系,对页岩气的富集至关重要。下寒武统页岩整体具有良好的生烃能力毋庸置疑,因此,其是否具有好的储集能力是控制页岩气“聚集成藏”的关键。研究表明,下寒武统页岩储集性能整体较差,绝大多数钻井页岩平均孔隙度小于2%,仅有个别地区少量钻井页岩平均孔隙度大于3%,目前未见页岩平均孔隙度超过4%的钻井。结合钻井气测显示与测试产气效果来看,孔隙度相对高的页岩气井气测显示普遍更好,且部分钻井压裂测试获得工业页岩气流。

川西南JY1 井筇竹寺组上部页岩孔隙度为1.79%~5.84%,平均值为3.41%,页岩储层孔隙以黏土矿物层间孔、粒间孔与有机质孔等多种孔隙类型为主,页岩层段含气量为0.53~4.69 m3/t,平均值为1.68 m3/t,压裂测试求产,最高获日产气8.435×104m3,该井是目前寒武系压裂测试效果较好的页岩气井之一,尽管其有机质孔发育程度不如五峰组—龙马溪组页岩,但其大量黏土矿物层间孔与有机质孔在一定范围内相互连通,能够形成有机—无机复合孔隙系统,对于提高储气能力起到了关键作用。

而黔东南、黔北、鄂西—渝东等地区钻井孔隙度普遍低,且气测显示及页岩含气性均较差,仅贵州黄平HY1 井、岑巩TX1 井获得低产页岩气流,其页岩储层孔隙以发育有机质孔为主,无机矿物质孔基本不发育,孔隙类型单一,且有机质孔的孔径极小(<30 nm),导致孔隙连通性差,总孔隙度低,页岩储气能力差。综上所述,寒武系不缺少优质烃源,但成岩演化、生烃成孔演化及其两者的协同作用过程中,各类无机孔、有机质孔能否得以保存,提供足够的储集空间是页岩气富集成藏,是获得高产的关键。

2.3 保存条件好是决定页岩气“富集程度”的重要保障

研究区寒武系页岩经历了多期构造活动,不同地区构造演化差异大,形成的断裂及裂缝具有多类型、多期次叠加的特点[17-18],页岩气保存条件复杂。顶底板条件、断裂及裂缝发育程度是页岩气保存条件评价的主要因素,良好的保存条件是页岩气富集成藏的重要保障。

2.3.1 顶底板条件分析

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成藏,是页岩气富集的前提[19],在压裂改造过程中,可以避免人工裂缝刺穿高渗透含水层,降低页岩气层破坏的风险。研究区下寒武统筇竹寺组及其相当层位的富有机质页岩段的顶板为筇竹寺组上部至沧浪铺组大套灰色—深灰色黏土质页岩、粉砂质页岩,厚度最大可达800 m,再向上局部地区还有中寒武统区域性膏盐岩地层封盖。但其底板主要为震旦系灯影组白云岩,且大部分地区具备较好的溶蚀改造条件,为缝洞型白云岩储层发育的有利地区,不利于页岩气的保存,且压裂过程中易造成下寒武统页岩被压穿而与灯影组接触贯通,造成页岩气逸散。

从页岩气井实际钻探效果来看,川西南地区JS1 井直井压裂层段、JY1 井水平井穿行层段均位于筇竹寺组上段,其顶板为厚层黏土质页岩与粉砂质页岩,底板为厚层粉砂质页岩夹炭质页岩[20],避开了底板震旦系灯影组白云岩储层大量排烃及压裂穿层的风险,压裂测试均获工业页岩气流。而黔北ZY1井、SY1井,湘鄂西CS1井、EY1井等尽管页岩有机碳质量分数很高,但页岩含气性普遍较差,其中一个重要的原因就是富有机质页岩段底板震旦系灯影组白云岩段保存条件差。

2.3.2 构造作用分析

构造作用的强度与持续时间决定了页岩气保存条件。构造强度越大、抬升剥蚀越严重、活动时间越长,对页岩气破坏越严重。中上扬子不同地区构造活动强度及地层遭受剥蚀程度存在差异,中西部(四川盆地内部)大部分地区构造改造作用相对较弱、构造活动期次少,早寒武世页岩沉积后,未遭受后期剥蚀破坏,地层保存完整性好,保存条件好。而东部、东南部地区变形改造强烈,发育有大量深大断裂与逆冲推覆变形构造,如渝东地区的隔档式褶皱带、湘鄂西的隔槽式褶皱带、湘中的冲断式褶皱带,同时一些地区还伴随有岩体侵入与火山活动,共同导致页岩地层连续性与完整性被严重损坏,页岩气保存条件明显变差。

勘探实践证实,大规模断裂及大量构造裂缝的发育不利于页岩气的保存。在研究区东部、东南部复杂构造区钻探的HY1,CS1,EY1和CY1井等10 多口含气性较低的钻井,页岩段岩芯上均可见较多的高角度裂缝、滑脱面、擦痕面(图7),而四川盆地西南部JY1、中扬子宜昌YD2等含气性较高的钻井,页岩段构造裂缝基本不发育,反映出构造裂缝的发育造成了页岩气的大量散失。从黔东南岑巩地区同一构造带上的TX1 井与CY1 井的实际钻探效果对比来看,断裂相对不发育的TX1井含气性明显较CY1 井要好[17],进一步证实断裂与构造裂缝的发育对页岩气保存的不利影响。

图7 HY1井九门冲组页岩岩心裂缝发育特征Fig.7 Fracture development at shale cores of Jiumenchong from HY1 well

3 页岩气有利区带优选与勘探方向

3.1 页岩气有利区带优选

寒武系页岩气发育的沉积相、烃源等条件整体较好,而不同地区构造与保存、埋藏深度等改造条件差异较大。寒武系经历了多期构造叠加改造,尤其是四川盆地以外的大部分地区,受构造改造作用影响,地层支离破碎,出露层位多,四川盆地内部与外部不同地区地层出露层位差异大,全面刻画出中上扬子地区下寒武统地层剥蚀情况及埋藏深度,对于揭示不同地区页岩气保存条件、确定其埋藏深度是否有利于现有工程技术条件下的压裂改造至关重要。为此,本次研究以中上扬子地区地质图揭示的地层出露及展布规律为框架,以50 多条露头剖面、40 口页岩气及常规钻井资料为点标定,各个相关单位编制的一些主要矿权区的下寒武统底界埋深图为局部面标定参考,综合各类条件与因素进行分析预测,编制出了中上扬子地区下寒武统地层底界埋藏深度与剥蚀区分布图(图8)。

图8 中上扬子地区下寒武统底界埋藏深度图Fig.8 Depth map of lower Cambrian bottom in Middle-Upper Yangtze

以页岩气富集主控因素为指导,综合研究区下寒武统页岩沉积相、厚度、w(TOC)、热演化程度及埋藏深度等各项单因素指标参数平面展布特征,采用单因素分析—多因素叠合评价的方法,在建造条件方面以深水陆棚相带及其控制下的优质页岩厚度(>20 m)参数为核心,在改造条件方面强调构造上“动中找静”、热演化程度“高中找低”、埋藏深度适中的评价原则,并结合已有钻井的气测显示及压裂测试产气情况,对中上扬子地区下寒武统页岩气有利区带进行了评价与优选(图9)。

图9 中上扬子地区下寒武统页岩气有利区评价图Fig.9 Optimized prospecting Upper Cambrian shale reservoirs in Middle-Upper Yangtze

Ⅰ类有利区主要分布在川西南井研犍为—威远—资阳、川北南江及中扬子宜昌地区,其中川西南地区地层具有高压特征,整体保存条件较好,威远、井研—犍为地区埋深适中,主要介于2 000~4 000 m,而资阳东峰场地区埋深相对较大(4 000~5 000 m),但其与威远、井研—犍为地区相比,其位于南北向展布的深水陆棚相带沉积中心,富有机质页岩厚度更大,ZY1 井页岩w(TOC)最高可达2.43%,w(TOC)大于1.0%的连续页岩厚度可达150 m;川北南江地区位于四川盆地北部盆缘带,TX1井筇竹寺组页岩w(TOC)最高可达3.1%,其中w(TOC)>2.0%页岩厚度为22 m,邻近的南江沙滩剖面页岩Ro介于2.04%~2.54%之间,平均值为2.29%,热演化程度适中,有利于页岩气生成;中扬子宜昌南部地区构造相对稳定,YD2 井、YY1井岩心基本无裂缝发育,YD2 井水井沱组页岩Ro为2.25%,热演化程度适中,有利于页岩气富集。

Ⅱ类有利区主要分布在川东北镇巴、桑植—石门及黔东南凯里—黄平地区;III 类有利区主要为正安—绥阳—彭水—酉阳—沿河—凤冈一线的向斜连片分布区,目前实施井位钻探极少,推测主体埋深介于3 000~4 000 m 之间,是四川盆地之外潜在的页岩气勘探领域之一。

3.2 勘探方向与建议

近10年来,一直在持续开展南方寒武系的页岩气勘探评价与井位钻探工作,在黔、鄂、湘等埋藏相对浅的背斜区已相继钻探至少20 多口井,页岩岩心上高角度裂缝与擦痕面大量发育,含气性普遍差。川西南地区页岩气保存条件相对较好,但井研—犍为等埋藏浅的地区产气页岩段厚度小、有机碳质量分数相对低,页岩生烃总量有限,高产并持续稳产难度大,但其筇竹寺组页岩层段总厚度大,大套页岩夹泥质粉砂岩、粉砂岩,从非常规页岩气-常规砂岩致密气一体勘探的角度值得探索。整体而言,寒武系页岩气储集、赋存及富集机理极为复杂,目前现有的认识仍很粗浅,井位部署及实施应慎重,但仍应持续开展研究与评价,建议如下:

1) 四川盆地内部长宁—资阳—南江一线近南北向展布的深水陆棚相区,优质页岩厚度大,保存条件好,但埋深大于4 500 m,是寒武系深层页岩气勘探的重要领域。今后应加强深层高温高压条件下,页岩储层孔隙保持、天然气赋存状态及适应性工程压裂改造技术的攻关研究。

2) 四川盆地之外隶属于湘、鄂、黔等省份的向斜区分布面积较广,优质页岩发育,推测保存条件优于已钻探较多钻井的埋深相对浅的背斜区,值得进一步关注与评价,尤其是志留系、奥陶系出露开孔的地区,推测主体埋深相对浅,介于3 000~4 000 m,是寒武系页岩气勘探的潜在领域。

4 结论

1) 寒武系页岩气富集受沉积相带、储集性能及保存条件3个因素控制,表现为深水陆棚相优质页岩的发育是页岩气“成烃”的物质基础,页岩储集性能好是页岩气“聚集成藏”的关键因素,良好的保存条件是决定页岩气“富集程度”的关键保障;

2) 采用单因素分析—多因素叠合评价的方法,在建造条件方面以深水陆棚相带及其控制下的优质页岩厚度参数为核心,在改造条件方面强调构造上“动中找静”、热演化程度“高中找低”、埋藏深度适中的评价原则,提出川西南井研—犍为—威远—资阳、川北南江及中扬子宜昌地区为页岩气勘探最有利地区,长宁—资阳—南江一线的深层地区、隶属于湘、鄂、黔等省份的志留系、奥陶系开孔的向斜区是值得关注的潜在领域。

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