压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例
王濡岳1,2,3, 聂海宽1,2,3, 胡宗全1, 刘光祥1, 席斌斌4, 刘伟新4
1.中国石化石油勘探开发研究院
2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室
3.中国石化页岩油气勘探开发重点实验室
4.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所
通信作者:聂海宽,1982年生,研究员,博士;本刊青年编委;主要从事非常规油气地质研究工作。地址:(100083)北京市海淀区学院路31号。ORCID: 0000-0002-3634-1523。E-mail: niehk.syky@sinopec.com

作者简介:王濡岳,1990年生,高级工程师,博士;主要从事非常规油气地质与油气勘探规划研究工作。地址:(100083)北京市海淀区学院路31号。ORCID: 0000-0003-4821-3331。E-mail: wry1990@vip.qq.com

摘要

中国南方海相页岩气勘探开发的实践表明,地层压力对于页岩气的保存及勘探开发具有重要的影响。为了进一步明确压力演化对页岩气储层演化的影响,以四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为例,依据岩相、物性、孔隙结构、包裹体分析与页岩微观特征等资料,研究了压力演化对页岩气储层的控制作用。研究结果表明:①页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化的共同控制,孔隙压力超压对埋藏压实具有抑制作用,总体上有利于页岩有机孔的保持和物性向好;②泄压期次与泄压强度影响了五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化对高应力敏感性黏土质页岩的影响尤为显著,而对硅质页岩的影响则较低;③区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔的保持和页岩气储层物性向好;④盆内深层页岩气泄压程度低,保存条件优越,储层物性普遍优于盆缘常压—超压区,富有机质硅质页岩与黏土质页岩均具有较好的储集性能;⑤盆缘常压区泄压程度较高,富黏土质页岩储集性能降低,封盖性增强,并逐渐演化为直接盖层。

关键词: 地层压力; 压力演化; 储集层物性; 孔隙结构; 晚奥陶世五峰期—早志留世龙马溪期; 页岩气; 四川盆地
Controlling effect of pressure evolution on shale gas reservoirs: A case study of the Wufeng-Longmaxi Formation in the Sichuan Basin
WANG Ruyue1,2,3, NIE Haikuan1,2,3, HU Zongquan1, LIU Guangxiang1, XI Binbin4, LIU Weixin4
1. Sinopec Petroleun Exploration & Production Research Institute, Beijing 100083, China
2. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development, Beijing 100083, China
3. Sinopec Key Laboratory of Shale Oil/Gas Exploration & Production, Beijing 100083, China
4. Wuxi Branch, Sinopec Exploration & Production Research Institute, Wuxi, Jiangsu 214151, China
Abstract

The exploration and development practice of marine shale gas in southern China shows that formation pressure has an important influence on the preservation, exploration and development of shale gas. In order to further clarify the influence of pressure evolution on the evolution of shale gas reservoirs, this paper took the shale of Upper Ordovician Wufeng Formation-Lower Silurian Longmaxi Formation in the Sichuan Basin and its periphery as the research object to study the controlling effect of pressure evolution on shale gas reservoirs based on lithofacies, physical property, pore structure, inclusion analysis, microscopic characteristics and other data. And the following research results were obtained. First, the physical properties and pore structures of a shale gas reservoir are under the joint control of lithofacies, burial depth and pressure evolution. And the pore overpressure inhibits the burial compaction, which is generally beneficial to the maintenance of organic pores and the improvement of physical properties. Second, the period and the intensity of pressure relief influence the differential evolution of different lithofacies in the Wufeng-Longmaxi Formation shale, and their influence on high stress-sensitive argillaceous shale is particularly obvious, but less on siliceous shale. Third, regional uplift and late pressure relief, and short pressure relief duration and low pressure relief intensity are the most beneficial to the maintenance of organic pores and the improvement of reservoir physical properties. Fourth, the deep shale gas reservoirs in the Sichuan Basin have low pressure relief degree and superior preservation conditions, and their physical properties are generally better than those in the normal pressure-overpressure area along the basin margin. And organic-rich siliceous shale and argillaceous shale both have better reservoir properties. Fifth, in the normal-pressure area along the basin margin, the pressure relief degree is higher, and the argillaceous-rich shale gradually evolves into direct cap rocks as its sealing capacity increases and the reservoir capacity decreases.

Keyword: Formation pressure; Pressure evolution; Reservoir physical property; Pore structure; Upper Ordovician Wufeng Formation-Lower Silurian Longmaxi Formation; Shale gas; Sichuan Basin
0 引言

页岩油气作为常规油气资源的重要补充与接替, 已成为全球油气勘探开发的热点。中国南方上扬子地区古生界与中生界发育多套富有机质页岩, 页岩气资源潜力巨大, 其中四川盆地及其周缘页岩气资源评价与勘探开发工作取得了显著的成果与丰富的认识[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8]。截至2019年底, 四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组累计探明页岩气地质储量超过1.8×108 m3。涪陵、长宁、威远、威荣、昭通、永川等地区页岩气的商业开发, 标志着我国页岩气进入工业化规模开采阶段, 对中国非常规油气发展与能源结构优化, 意义深远而重大。五峰组—龙马溪组页岩在四川盆地及其周缘分布广泛, 是中国海相页岩气勘探开发的重点层系。勘探开发实践表明, 地层超压是页岩气富集与高产的重要条件, 也是反映页岩气保存条件的重要指标[1, 2, 3]。随着勘探开发的不断推进和实践认识的不断深入, 资源潜力巨大的四川盆地盆内深层页岩气与盆外常压页岩气得到了广泛关注[9, 10, 11]。页岩气储层受沉积环境、构造运动、成岩及压力演化等因素共同控制, 不同地质条件下页岩气储层特征差异明显, 并决定着五峰组—龙马溪组优质页岩气储层的发育特征与时空分布。以往的研究往往偏重于现今地层压力对页岩物性、含气性、孔隙结构和页岩气保存条件等方面的影响, 而忽视了压力演化对页岩储层演化的重要影响。为此, 笔者从页岩岩相、储层物性、孔隙结构、流体活动期次和储层微观特征入手, 结合四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气勘探实践, 分析并探讨了压力演化对页岩气储层的控制作用及其对页岩气勘探开发的影响, 以期为中国南方页岩气勘探开发提供参考。

1 区域地质概况

四川盆地是以上扬子克拉通为基础发展而来的大型含油气叠合盆地。受构造与海侵影响, 晚奥陶世至早志留世两次全球性海侵的作用下, 五峰组—龙马溪组富有机质页岩广泛沉积(图1)。五峰组—龙马溪组以硅质页岩、黏土质页岩、灰质页岩和粉砂质页岩为主, 其底部优质页岩(TOC> 2%)具有薄层、富碳、富硅、深水、低沉积速率等显著特征[12], 目前实现勘探开发的主要岩相为硅质页岩和黏土质页岩[7], 自下而上, 随着沉积水体的变浅、有机质和硅质矿物含量的降低, 页岩气产层岩相由硅质页岩逐渐变为黏土质页岩[1, 3]。四川盆地及其周缘经历了多期构造运动, 燕山运动控制了东、西构造的差异演化, 齐岳山断裂以西地区抬升时期较晚, 构造变形与抬升幅度较小, 页岩埋深大, 页岩气富集与保存条件总体较好。齐岳山断裂以东地区抬升时间早、构造改造强烈, 页岩埋深浅(小于3 500 m), 页岩气富集与保存条件及其演化过程较为复杂[13]

图1 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩埋深、主要抬升时间分布和地层发育特征图
(据本文参考文献[9, 11]修改)

2 页岩气储层特征
2.1 微观结构特征

2.1.1 埋藏压实特征

扫描电镜下微观特征显示, 五峰组—龙马溪组页岩气储层表现出较强烈压实特征, 主要包括片状黏土矿物的顺层定向排列, 颗粒间以线接触、凹凸接触为主, 黏土矿物、有机质等发生明显的塑性变形。然而异常高压对压实具有明显抑制作用, 抑制有机质的热演化和蒙脱石的伊利石化, 拓宽生油窗和延缓成岩演化[14]。异常高压条件下, 流体压力可以部分支撑上覆地层载荷, 抵消部分垂向有效应力并减缓了压实作用。以盆内永川地区YYA井和盆缘焦石坝地区JYA井为例, 对比不同压力系数条件下五峰组—龙马溪组页岩压实特征(图2)。

图2 JYA井与YYA井五峰组—龙马溪组页岩气储层压实特征照片

JYA井位于盆缘, 五峰组—龙马溪组地层压力系数为1.55, 龙一段上部与中部压实程度较强, 自上而下压实程度逐渐降低, 底部生物硅富集层段压实程度显著降低, 体现出生物石英对抗压实与促进储集空间保存的重要作用(图2-a~c)。YYA井位于盆内, 五峰组—龙马溪组地层压力系数为1.77, 高于盆缘地区, 相同层段页岩微观特征显示, YYA井压实程度总体弱于JYA井, 龙一段上部至中部总体为中等压实程度, 龙一段底部与五峰组上部压实程度较低, 矿物粒间孔面孔率及其内部有机质充填度均较高(图2-d~f)。总体而言, 超压对五峰组—龙马溪组压实程度具有一定抑制作用, 尤其对龙马溪组一段中上部地层影响程度较高; 龙一段底部与五峰组硅质页岩抗压实能力强, 不同压力系数下压实程度均较低, 压力系数对其压实程度影响较弱。

2.1.2 有机质孔隙结构特征

四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩发育有机孔、黏土矿物孔、脆性矿物孔和微裂缝4种微观储集空间[15], 其中有机质孔隙为主要储集空间, 其发育程度成为制约页岩赋存天然气的主要因素[16, 17]。五峰组—龙马溪组页岩有机质类型、成熟度差异性总体较小, 有机质类型以腐泥型和偏腐殖腐泥型为主, 虽然现今埋深分布差异较大, 主要介于2 000~5 000 m, 但其等效镜质体反射率(Ro)集中分布在2.3%~3.1%, 均已达过成熟阶段, Ro与现今埋深无相关性[12]。不同学者对有机质孔隙及其载体进行了相关研究, 认为有机质孔隙主要发育于原始沉积有机质(如藻类和动物碎屑等)和迁移有机质(如固体沥青)[12, 16, 18, 19]。自上而下随总有机碳含量(TOC)的增加, 有机质孔隙占比逐渐增加, 主产气层有机质孔隙占比可达50%~60%[10]

实钻结果表明, 四川盆地及其周缘不同产气井五峰组—龙马溪组优质页岩随着保存条件的变差、压力系数的降低、压实作用的增强, 有机质孔隙由近圆形的、数百纳米至微米级的大孔(图3-a~c)逐渐转变为数百纳米、具椭圆、扁平或不规则菱角状有机孔(图3-d、e), 最终变为小于50 nm、圆度进一步降低的纳米级有机孔(图3-f), 进一步证实了超压有利于页岩有机质孔隙的保存。

图3 龙一段硅质页岩气储层不同压力系数条件下有机孔形态特征照片

2.2 储层物性特征

五峰组—龙马溪组底部优质页岩孔隙度统计显示, 页岩孔隙度普遍介于2%~8%, 由盆缘至盆内, 页岩孔隙度与地层压力系数具有逐渐增大的趋势。位于盆内的焦石坝和永川地区黏土质页岩孔隙度最高, 硅质页岩物性总体较好, 粉砂质页岩孔隙度最低; 位于盆缘的彭水和武隆地区硅质页岩孔隙度最高, 黏土质页岩次之(图4-a)。五峰组—龙马溪组底部页岩渗透率统计显示, 彭水和焦石坝地区页岩渗透率较高, 平均值可达0.1 mD, 武隆和永川地区页岩渗透率较低, 与彭水和焦石坝地区相差1~2个数量级(图4-b)。

图4 五峰组—龙马溪组页岩气储层物性特征图

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发实践表明, 页岩气单井产量与压力系数呈明显正相关关系[4, 10, 13]。研究结果显示, 页岩孔隙度受岩相和地层压力系数共同影响, 随压力系数的增大, 页岩孔隙度逐渐增大; 黏土质页岩与硅质页岩抗压实能力差异显著, 随着地层压力系数的增加, 黏土质页岩压实程度降低(图2), 孔隙度增幅大于硅质页岩, 从而造成地层超压的焦石坝和永川地区黏土质页岩孔隙度大于硅质页岩、地层常压的彭水和武隆地区黏土质页岩孔隙度小于硅质页岩这一现象(图4-a)。页岩渗透率受岩相、埋深和地层压力系数3者共同控制, 常压的彭水和武隆地区五峰组—龙马溪组页岩渗透率随埋深增加逐渐降低, 抗压实能力较弱的黏土质页岩与粉砂质页岩渗透率低于硅质页岩; 超压的焦石坝和永川地区页岩渗透率与埋深也具有负相关关系, 但超压对压实的缓解作用利于黏土质页岩与粉砂质页岩保持较高的渗透率, 其渗透率大于硅质页岩(图4-b)。

3 压力演化及其对页岩气储层的控制作用
3.1 压力演化控制页岩气储层孔隙结构

3.1.1 区域压力演化

含油气盆地油气及伴生流体包裹体捕获时的温度和压力反映油气成藏或运移的古温度和古压力, 能够比较精确地限定油气运移、成藏的时间和深度[20, 21]。南方页岩气勘探开发实践表明, 地层压力与页岩气的保存和富集高产关系密切[5, 22], 裂缝脉体形成与封闭时期的古温压是分析气藏压力演化的重要手段[11, 20, 21]

涪陵地区JYA井区五峰组裂缝方解石中气液两相包裹体均一温度介于160~250 ℃, 主要介于160~170 ℃和200~230 ℃, 具有明显的2期充填特征(图5-a)。依据对涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩流体包裹体古压力分析结果, 200 ℃左右最大埋深期包裹体捕获压力主体介于100~130 MPa, 古压力系数主体介于1.8~2.2, 表明涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩最大埋深阶段与抬升初期地层温压条件具有高温、超高压特征(图5-a)。涪陵地区位于齐岳山断裂以西, 抬升时间距今约为85 Ma(图1), 五峰组—龙马溪组压力演化具有抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低(始终超压, 现今地层压力系数1.55)等特征, 有利于黏土质页岩与硅质页岩孔隙形态与储层物性的保持(图4、图5-a)。

图5 五峰组—龙马溪组页岩流体活动期次、压力演化和页岩孔隙结构特征图

南川地区NYA井五峰组裂缝石英和方解石脉体中气液两相包裹体均一温度介于118.5~240.8 ℃, 包裹体均一温度体现明显的3期流体活动特征(图5-b)。依据包裹体古压力分析结果, 结合地层埋藏史, 得到前两期流体活动期地层古压力系数分别介于1.7~2.1和1.6~1.8, 表明抬升早期两期流体活动并未对气藏造成显著破坏, 类似于涪陵地区, 抬升初期具有强超压特征。而NYA井第3期流体活动温度约为120 ℃, 古埋深接近6 000 m, 对应喜马拉雅晚期快速抬升期, 经历了明显的泄压过程, 导致NYA井现今地层压力系数为1.38。与涪陵地区相比, 南川地区压力演化具有抬升时期略早、深埋期多次中—短期泄压和泄压强度略高的特征, 较有利于页岩孔隙形态与储层物性的保持。6 000~7 000 m古埋深下泄压作用与较强的压实作用使NYA井有机孔大小与形态(圆度)分布不均, 不同大小与圆度有机孔均有发育(图5-b)。

彭水地区PYA井五峰组—龙马溪组裂缝方解石脉体中气液两相包裹体均一温度介于128.5~162.7 ℃。据席斌斌等[20]古压力计算结果, 均一温度为128.5 ℃包裹体捕获压力介于32.5~43.0 MPa, 古埋深约为4 100 m, 对应古压力系数介于0.8~1.1(图5-c)。与涪陵和南川地区相比, 彭水地区抬升时期早(距今约130 Ma), 燕山期抬升幅度大, 泄压时期早、持续期长(流体活动温度与年代区间跨度较大), 大于4 000 m埋深阶段古压力已泄至常压, 裂缝封闭时期(距今约65 Ma)晚于生气高峰, 后期压力补充不足, 抬升剥蚀与扩散作用使压力进一步降低, 不利于页岩孔隙结构与储层物性的保持。PYA井现今压力系数为0.96, 表明自65 Ma抬升剥蚀以来, 彭水地区总体处于常压状态, 失去了超压对孔隙的保持及较强的压实作用使页岩有机孔大小、数量与圆度均小于盆内超压地区(图3-f、5-c)。

值得注意的是, 上述页岩气井区五峰组—龙马溪组页岩均具备较好的含气性(含气量介于2.0~9.0 m3/t)与保存条件, 受晚期断裂破坏和页岩气逸散的影响较小。川东地区石柱复向斜JS1井和YZA井区志留系地层压力分别为超高压和常压, 在晚期断裂破坏和页岩气快速逸散作用影响下YZA井页岩含气量仅有0.2~0.8 m3/t。对比早期泄压、致密化的PYA井(现今地层压力系数0.96, 含气量介于2.0~5.0 m3/t, 测试日产气量为2.5×104 m3)与晚期保存条件迅速破坏的YZA井, 早期泄压与致密化虽然对页岩气储层物性与含气性造成一定影响, 但缓慢的压力与储层物性演化增强了页岩自封闭性, 形成常压页岩气藏; YZA井页岩气藏受晚期断裂破坏前与JS1井具有相似的超压环境, 页岩孔隙结构、物性与含气性良好, 但受晚期断裂破坏影响, 良好的孔渗与超压环境促进了页岩气的快速逸散与大气淡水的侵入[11], 导致YZA井区与PYA井区相比, 虽然其微观孔隙结构保持较好, 有机孔发育、保存程度较高, 但含气性与保存条件差异显著。

3.1.2 纵向压力演化

以川东南地区焦石坝和彭水地区为例, 五峰组—龙马溪组岩心特征显示, 龙马溪组底部页岩以层理缝为主, 高角度构造缝发育程度低, 五峰组构造裂缝发育程度明显强于龙马溪组底部, 彭水地区五峰组页岩破碎变形更为显著(图6-a~d)。微观孔隙特征显示, 龙马溪组底部硅质页岩段有机质孔隙十分发育, 孔隙形状多呈圆形和椭圆形, 孔径总体较大, 部分可达微米级(图6-e); 五峰组页岩有机质孔隙较发育, 孔隙形状大多不规则, 多呈棱角状和不规则状, 也有少数呈椭圆形, 孔径总体相对较小, 分布较密集、均匀(图6-f)。利用图像识别对焦石坝和彭水地区五峰组和龙马溪组底部页岩有机孔结构参数统计结果显示, 焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩有机质孔隙孔径均普遍大于彭水地区, 孔径分布峰值向大孔径偏移, 孔径大于30 nm孔隙占比相对更大, 而彭水地区孔径大于30 nm有机质孔隙占比更低; 而且焦石坝与彭水地区均表现出龙马溪组页岩有机孔隙孔径大于五峰组的现象(图7)。五峰组与龙马溪组底部页岩岩相、物质基础等大致相当, 成岩演化大体相似, 差异性较小, 其差异性与底部构造挤压滑脱及地层压力演化关系密切。区域挤压推覆应力背景下, 与下伏刚性碳酸盐岩地层接触的五峰组更易发生滑脱变形与压力卸载, 使五峰组页岩有机质孔隙在侧向应力挤压作用与压力卸载作用下产生变形与收缩, 从而形成五峰组页岩内大量不规则及菱角状有机质孔隙[23], 在改变页岩孔隙结构的同时增强了其吸附性能[23, 24]

图6 焦石坝与彭水地区五峰组—龙马溪组页岩裂缝发育特征与微观孔隙结构特征照片

图7 焦石坝与彭水地区五峰组—龙马溪组页岩有机孔径分布直方图

3.2 压力演化控制储层的差异演化

对于构造演化复杂、普遍过成熟的南方海相页岩, 页岩储集空间发育程度不仅与TOCRo、有机质类型和矿物组成等内在因素相关, 而且很大程度上受构造—压力与生烃—成岩演化及其耦合作用共同控制。针对我国页岩油气资源的特殊性, 已有学者提出“ 沉积相带与保存条件控藏” “ 构造类型与构造作用过程控富” “ 石英抗压保孔” 和“ 储层流体超压” 等成藏富集主控因素[25, 26]和考虑页岩生—储—保演化序列的“ 建造—改造” 评价思路[13], 对我国页岩油气勘探开发具有重要指导意义。

四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩在燕山运动之前(最大埋深时期)总体均为超压状态[11, 13], 川东地区五峰组—龙马溪组页岩燕山运动前地层压力系数介于1.7~2.2, 现今压力系数总体介于0.9~1.5, 普遍产生了泄压; 四川盆地内威远与富顺—永川地区现今地层压力系数普遍介于1.6~2.1, 与川东南地区相比泄压程度较低, 页岩气保存条件总体较好。四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩压力演化存在明显差异, 并控制了储层的差异演化(图8):①未发生明显泄压或弱泄压条件下, 如四川盆地内部深层与盆缘超压地区, 强抗压实能力的硅质页岩与高应力敏感性富有机质黏土质页岩在超压与良好保存条件下均具有较好储集性能, 分别为优质与次优质储层, 上部粉砂质页岩物质基础较差、抗压实能力最弱, 原始孔隙难以有效保存, 物性差、封闭性好, 主要起直接盖层作用; ②显著泄压、致密化作用下, 如盆缘常压页岩气分布区, 受燕山和喜马拉雅运动改造影响较大, 页岩气藏遭受不同程度泄压, 使抗压实能力较弱的黏土质页岩和粉砂质页岩物性显著降低, 逐渐演化为直接盖层。总体而言, 五峰组—龙马溪组页岩自下而上随着TOC、石英等刚性矿物含量的减少, 压实程度逐渐增强, 网络状分布的迁移有机质逐渐减少, 页岩气储层质量逐渐变差(图8)。

图8 压力演化与岩相控制下页岩气储层差异演化模式图

四川盆地盆内超压区与盆外常压区页岩气资源潜力巨大, 随着南方页岩气勘探开发的不断推进将成为未来重要的接替领域。盆内超高压—超压页岩气具有含气量高、地层能量高、物性好、初产高、最终产出量大等特征, 盆外广大常压区页岩气具有含气量低、地层能量低、物性差、初产低、最终产出量低等特征[11]。盆内深层超压区与盆缘常压区页岩气储层特征、资源品质与勘探开发技术工艺等方面与目前建产区页岩气藏存在明显差异。对于常压地区, 上部黏土质页岩、下部硅质页岩的岩性组合及其“ 上低下高” 的物性特征一定程度上有利于上部黏土质页岩的物性封闭, 有利于盆外常压区页岩气的保存。对于超压地区, 异常高压有利于高应力敏感性黏土质页岩物性的保持, 使五峰组—龙马溪组优质页岩物性在纵向上具有轻微的“ 上高下低” 现象, 使上部黏土质页岩更易发生天然气的短距离运移与汇聚, 有利于焦石坝地区上部气层的“ 阶梯运移、背斜汇聚、箱状成藏” [27]。同时, 压力演化控制了页岩物性的应力敏感性与吸附气/游离气占比, 对页岩气开发技术政策的制定具有重要影响。深层超压页岩气游离气占比高、储层应力敏感性强, 常压页岩气吸附气占比高、储层应力敏感性相对较低, 其相关参数的准确获取与开发技术政策的合理优化是提升页岩气产能和准确预测开发指标的重要手段。

4 结论

1)页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化共同控制, 储层孔隙压力超压对埋藏压实的抑制作用有利于孔隙结构与储层物性的保持。

2)泄压期次与泄压强度影响五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化, 对高应力敏感性黏土质页岩影响显著, 对硅质页岩影响较低。区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔和页岩气储层物性的保持。

3)盆内深层页岩气泄压程度低, 保存条件优越, 储层物性普遍优于盆缘常压—超压区, 富有机质硅质与黏土质页岩均具有较好储集性能。

4)盆缘中—浅层常压区泄压程度较高, 富黏土质页岩储集性能降低, 封盖性增强, 并逐渐演化为直接盖层。

致谢:成文中, 引用了中国石油化工股份有限公司所辖勘探分公司、江汉油田分公司、华东油气分公司和西南油气分公司的部分数据。在此表示衷心感谢!

编 辑 陈古明

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